基于园区微电网设计案例分析的能源互联网研究

2023-07-13赵晨光徐庆华张中豪穆永保

电力与能源 2023年2期

赵晨光，徐庆华，张中豪，穆永保

（国网河北省电力有限公司邯郸供电分公司，河北邯郸 056035）

随着电力体制改革尤其是售电侧改革的不断深入，产业园区充分发挥其产业聚集效应和技术价格优势，成为改革中各方关注的焦点，为微电网提供了重要的示范应用场景。微电网作为源-网-荷-（储）的统一整体，可有效融合风/光/生物质等可再生能源、冷热电三联供以及多元新兴负荷等，具有组成结构复杂多元、运行方式灵活多样等特点，可根据用户需求开展精细化设计、提供差异化服务，而微电网的技术标准和管理规范仍在逐步完善。因此，通过开展示范项目建设和研究，形成可复制、可推广的典型设计案例，具有重要的现实意义。近几年在微电网的理论研究方面，国内外的学者们从微电网内部构成的优化配置［1-3］、运行控制［4-6］、综合评估［7-9］、建设运营模式［10-13］等多方面进行了一些研究，在实际的示范工程建设方面，从提升供电可靠性、提高新能源消纳、解决无电地区供电等方面，开展了一系列研究和探索。微电网的设计受当地资源、政策、市场和用户条件影响较大，往往适用于特定场景，设计方案的可复制性、可推广性不强。

本文结合金风能源互联网产业园区的微电网工程建设实际，基于可再生能源发电和需求侧管理等相关技术，在保证电能质量与供电可靠性的前提下，比较不同分布式电源的建设条件和经济性，优化微电网整体设计方案，以期为产业园区微电网建设提供有效参考。

1 项目概况

河北省内一个科技园区微电网的整体组成结构见图1，其中虚线框内为二期设计方案，其余为一期已建设完成的部分。园区微电网中清洁能源（主要为风电、光伏发电）供能约占负荷总需求的30%，其主要目的是合理利用当地的风能与光能资源。结合当地负荷情况，通过微燃机、光伏、风机等清洁能源发电系统的改造和提升，可将当地清洁资源的占比在未来几年提高到70%以上。

图1 河北省一个微电网的组成结构

当前园区负荷年总耗电约为670 万kWh，已有的清洁能源发电主要有2.5 MW 风机和500 kWp 光伏，其中风机的年发电量约为149.7 万kWh，光伏的年发电量约为47.4 万kWh，每年上网电量约为32～40 万kWh。

为有效实现清洁能源占比提升目标，需充分考虑当地的地理环境、经济条件，以及新能源的扶持政策等因素，通过综合分析和比较，形成微燃机、风机与光伏发电最佳组成方案。为加强对项目综合效益的评估和考核，对微电网的设备和负载全面采用了先进量测技术，有效提升了微电网负荷侧管理水平和示范推广价值。

2 单一电源供能成本分析

项目所采用的清洁能源主要是风能、太阳能与天然气3 种能源。对于各种能源的利用不仅要考虑发电成本与运营成本，还要综合考量当地的地理环境、成本回收时间、长期政策支持等。根据河北科技园二期园区现有的风力资源、光照资源及天然气资源（考虑天然气价格变动），可以对各种资源的发电成本进行估算（见表1）。由表1 可以看出，一台2.0 MW 风机的度电发电成本较低，而未经改造过的2.5 MW 风机由于存在机组送电通道设备过热、机组运维、试验停机等原因，其满发小时不足，因而度电发电成本较高。分布式光伏系统目前可享受0.42 元/kWh 的国家财政补贴以及0.30 元/kWh 的地方补贴，故在项目中可以优先采用光伏发电形式。微燃机的灵活性与可控性可以填补风机与光伏发电的不足，与安装储能相比其成本较低，且能较好地发挥调节作用。

表1 各种能源发电成本

需要说明的是，表1 中的度电发电成本包括发电成本和运维成本，但并未考量一些不可控因素，例如天然气价格的波动以及光伏政策的变动等；光伏发电考虑电量逐年衰减，第一年衰减2.5%，此后每年衰减0.8%；微燃机考虑负荷增长，前3 年利用小时数为6 480 h，后17 年为8 640 h。

3 资源的优化配置

项目资源的优化配置主要可以提高项目资源利用率，并合理降低预算成本。资源的优化配置主要包括资源利用与设备优化两个方面。资源方面主要是分析资源的分布与资源的可利用性，以期达到各种资源的合理利用；设备方面主要是要通过设备的优化达到对资源优化配置的目的。

3.1 风能资源

关于风能的利用，项目地海拔高度约26 m，地势较为平坦。根据模拟测算，项目地年平均空气密度为1.22 kg·m-3，100 m 高度处年平均风速为5.01 m·s-1，90 m年高度处平均风速为4.88 m·s-1，85 m 高度处年平均风速为4.81 m·s-1，80 m 高度处年平均风速为4.74 m·s-1。

风切变系数：根据风资源数据库的提取信息，利用70 m 和90 m 高度处的风速推算风切变系数约为0.245。周围建筑物较多，受地面的影响，风切变较大，选用高轮毂塔架。

3.2 光照资源

园区位于某经济技术开发区南部，现场建筑屋顶及周围地形暂无明显高大障碍物，光照良好；建筑主体朝向佳，太阳能开发利用资源条件较好。

园区地处暖温带半湿润地区，属于暖温带半湿润大陆性季风气候。四季分明，春季多风，夏季炎热多雨，秋季晴朗温和，冬季寒冷干燥；其中春季和秋季很短，分别为两个月和一个半月左右；夏季和冬季则很长，分别为三个月和五个多月；年平均气温约为24.3 ℃。最冷月（1 月）平均气温为-3.7 ℃，最热月（7 月）平均气温为26.2 ℃，极端最低气温为-27.4 ℃（出现在1966 年2 月23 日），极端最高气温为43.8 ℃（出现在1942 年6 月15 日）。

该地区开发利用太阳能的自然条件比较有利。对太阳能资源的普查表明，该地区属于太阳能资源较丰富区，年累计太阳能辐射量达到4 835.5 MJ·（m2·a）-1。

3.3 天然气资源

天然气资源的利用主要受政策方面与未来天然气价格的影响。本项目方案部署600 kW 微燃机冷、热、电联供系统，三联供年利用小时数较高，发电占比较大，天燃气价格的波动对项目收益会产生一定影响。燃气公司等正在等待发电设备或者发电电量补贴等相关政策落地，可预见后期政策的出台时间及细则对项目产生积极的影响。另天然气的价格相比于光伏的政策补贴也是可预期并且趋于稳定的。

3.4 设备的优化

3.4.1 快速投切开关的建设及试验

快速投切开关用于一主一备供电电源下，其中一回线路发生故障时，另一回线路快速切换，实现负荷的高可靠性供电。切换间隔时间为30 ms以内，实际可达20 ms。通过快速投切开关可提高用电可靠性到99.999%，落地建设和验证分为10 kV 和400 V 两个等级进行。

（1）10 kV 等级。由于金风二期8 号楼配电室为新建工程，直接在设计中将配电室10 kV 联络开关和2 个进线开关更换为快速切换开关，安装3 组快切开关柜。在系统发生电压暂降、短时供电中断或倒换运行方式时，可在10 kV 侧进行快速电源切换，为用户提供不间断供电，提高电能质量和供电可靠性。

（2）400 V 等级。在河北省一个2 号分配电室（即天诚3 楼配电室）4 号、3 号变压器所带的380 V Ⅲ段和Ⅳ段母线进线及联络开关处安装快速切换装置，以分布式电源作为短时电压支撑，示范有源快速切换控制技术。

3.4.2 以金风园区为中心的河西工业博兴供电区多源协同控制

根据电网调度命令，河西工业博兴供电区控制站可同时对金风内多种分布式电源的发电功率、金风地源热泵的用电功率、河西工业区的分布式电源的发电功率进行控制。目前已经确认二期园区具备敷设调度专用光纤通道的物理条件。

3.4.3 利用接口数据单元对负荷进行全面监测和管理

在分布式电源上安装接口数据单元（IDU），可实现同时对负荷进行全面监测和管理。负荷分类监控与管理如图2 所示。

图2 负荷分类监控与管理

通过负荷的分类及精细化管控，为需求侧管理服务（节能增效、负荷预测及策略调节）提供基本技术支撑。

总体根据上文分析并结合项目的实际情况提出以下两个方案。

方案一：对原有2 500 kW 风机送电通道进行改造+1 台2 000 kW 风机+204 kWp 光伏+600 kW 微燃机冷热电三联供系统。

方案二：2 台2 000 kW 风机（其中1 台是将原来2 500 kW 机组改造为2 000 kW 风机）+ 204 kWp光伏+600 kW 微燃机冷热电三联供系统。

这两个方案的光伏发电量、微燃机选取的型号及其发电量没有明显差别，但是对风机的利用却有所不同。方案一采用2 500 kW 风机，并对其送电通道进行改造；而方案二对2 500 kW 风机进行了改造，使其功率变成了2 000 kW。虽然发电功率有所降低但是满发小时有所提升，故总发电量有所提升且发电成本有所降低。这两个方案拟定的情况下，就需要对风机、光伏、微燃机的成本进行考虑了。

4 经济性分析

根据项目地风资源10 min 密度的分布特点、风机运行数据及出力曲线，分别推算2.5，2.0 MW风机每个月在电价不同时段的电量占比情况。2.5 MW 风机的电网时段电量占比如表2 所示。

表2 2.5 MW 风机的电网时段电量占比%

两个方案的供电量与发电负荷对比如表3 所示，两个方案的投资收益对比如表4 所示。

表3 两个方案的供电量与发电负荷比对比

表4 两个方案的投资收益对比

对这两种配置方案进行综合比较，在供电量方面：第一阶段，方案一和方案二清洁能源在园区的供电比例分别为98%，103.9%；第二阶段，方案一和方案二清洁能源在园区的供电比例分别为63.2%，66.1%。在成本效益方面，方案一的收益率为7.11%，方案二的收益率为9.0%。经济评估中考虑了运营期内负荷在不同阶段的变化情况，但未考虑燃气价格、政策性补贴等可能存在的风险。此外，考虑到项目所在园区的价格优惠政策，电网购电价格仅为0.64 元/kWh，低于当地工业电价，因此在不同园区应用的情况可能存在一定差异。

5 项目风险与价值分析

项目的风险主要集中在以下几个方面。

（1）风机机位点确定。金风二期的可装机光伏容量已经接近极限容量，为提升清洁能源占比在本项目中考虑增加2.0 MW 风机的台数，但协调风机机位点较为困难。协调进度及最终可以利用的地块区域将成为本项目的主要风险。

（2）燃气价格波动及相关政策出台。本项目两个方案均部署600 kW 微燃机冷、热、电联供系统，三联供年利用小时数较高，发电占比较大，燃气价格的波动对项目收益会产生一定的影响。燃气公司等正在推动发电设备或者电量补贴相关政策落地，后期政策的出台时间及细则会对项目产生积极的影响。

（3）准确对园区中长期负荷进行预测。微网设计主要基于对金风二期近远期负荷的预测，负荷实际大小对项目产生主要影响，直接影响项目收益及最终的清洁能源占比。项目启动后，项目组会密切跟踪大数据中心规划情况，降低由于负荷预测精度问题带来的项目风险。

项目的价值主要体现在以下几个方面。

（1）清洁低碳、安全高效的微电网示范价值。本项目以可再生能源发电为主，结合天然气联供技术，形成高可靠性供能的微电网，具有绿色低碳、安全高效等现代能源系统典型特征，是国家重点支持和鼓励发展的对象，具有先进示范作用。随着并网型微电网在各地的试点推广和政策落地，未来可能争取到更多的地方扶持政策，进一步提升项目效益和推广价值。

（2）电力体制改革的受益者和助推者。目前国内正处在电力体制改革阶段，而电价改革是本轮改革的核心内容，金风二期从电网购电价格执行两部制工业电价，但并网型微电网相关政策已提出新型备用容量机制的概念，未来电价核定方式及定价可能发生变化，并可能出现新的电量交易模式和电力辅助服务模式，这些都将提升项目整体收益率水平。与此同时，微电网也将成为园区开展增量配售电业务的有效途径，成为助推电力体制改革的先行者。

（3）碳交易市场的参与者。目前国内碳交易市场方兴未艾，北京碳交易、广州碳交易等已经在2013 年前后开展了试点工作，碳交易价格一般为35～42 元/t。以可再生能源发电和清洁供能方式为主的微电网将成为碳交易市场的积极参与者，同时，碳交易模式、价格变化及发展情况对此类项目的收益会产生积极的影响。