鄂爾多斯新能源產業示范區的風光互補最優容量匹配

張峻嶺,殷建英,王文軍

(1.內蒙古電力工程技術研究院,呼和浩特 010080; 2.呼和浩特抽水蓄能發電有限責任公司,呼和浩特 010010)

風電場配置太陽能發電裝置,可以利用風能與太陽能的互補性,有利于風電場的發電量穩定,在并網運行時有利于維持電網的安全、平穩運行[1-2]。例如2004年底投運的第一個并網運行風光互補發電系統——華能南澳54 MW/100 kW風光互補電站;目前在建的風光互補并網電站:河北尚義國華風電場的2.5 MW風光互補并網發電電站(風電1.5 MW,光伏發電1MW);以及山西國際電力集團右玉縣小五臺風電場風光互補并網發電項目(光伏規劃20MW一期10MW,已投產33臺1.25MW風電機組共41.25 MW),都取得了很好效果。但是我國風光互補并網發電項目還較少,需要加以推廣,新建和改建的大型風電場,有條件的都應當考慮風光互補。鄂爾多斯具有非常豐富的風力資源和太陽能資源,根據中計信投資咨詢有限責任公司、中國科學院電工研究所、內蒙古電力科學院鄂爾多斯新能源產業示范區發電園區發展規劃,鄂爾多斯新能源產業示范區的發電產業園主要位于杭錦旗西部的巴拉貢、伊和烏素兩鎮,規劃面積超過1600 km2。園區多種新能源資源集聚,資源秉賦優越,根據規劃將在園區內采用風、光、生物質、抽水蓄能、化學儲能等多種新能源互補的方案,將園區建設成為一個多能互補、電網友好的新能源示范基地。本文將以50 MW的風電裝機容量為基準,利用示范區多年風、光資源,采用建模計算的方法,確定該風電場最優的光伏發電容量的配比。

1 示范區的太陽能和風能資源

巴拉貢地區屬中溫帶大陸性沙漠氣候,春季旱、風沙大,夏季短、雨集中,秋季爽、日照多,冬季長、天寒冷。全年平均日照時數3157 h,干旱少雨且降雨日數不斷減少,沙塵暴等災害天氣發生的頻率低,表1是示范區所在地杭錦旗的極端天氣的情況。

表1 杭錦旗極端天氣特征值

根據杭錦旗氣象觀測及輻射觀測資料,示范區月平均太陽輻射數據見表2。根據園區某公司從2007年開始的直接輻射觀測評估,園區年太陽直接輻射大于1900 kWh/m2,見表3。這些數據均表明示范區太陽能資源非常理想。

表2 杭錦旗地區的太陽輻射

表32008 年園區實測太陽輻射數據 kWh/m2

示范園區位于狼山和陰山兩山間的狹長風口地帶,作為西北寒流路經的中心地帶是我國風能資源區劃中Ⅰ級區、Ⅱ級區的核心部分。該區域的年主導風向為偏南和東南風,風能資源品位高、有效風時長,而且穩定度較高、連續性好,風能的可利用率高。根據歷史資料計算的該地區1975—2004年間的年均風速、年均有效風時數和年均有效風功率密度見表4。根據園區3個測風塔2008年實測的數據計算的年均風速見表5?？梢钥吹綀@區內的70m高處最大風速達27.3 m/s, 60 m高處最大風速達26.8 m/s。園區地形平坦開闊,交通便利,特別是園區距蒙西電網接入點較近,而且當地地廣人稀、征地成本較低,因此非常適合建設大型并網風電場。

表4 園區風力資源數據

表5 園區70m和60m高處實測風速的月平均值 m/s

2 發電的計算方案

為了確定風電場最優的光伏發電容量配比分別對光伏發電和風力發電的出力進行計算。

2.1 光伏發電

參照園區太陽能資源數據,利用RETScreen International軟件對2007年4月至2008年2月份的太陽能光照輻射量進行計算與處理,求出最佳傾斜角下的光伏電池發電功率。在此基礎上進一步分析,對裝機容量分別為10 MW,15 MW, 20 MW的方案,計算各月日均24 h太陽能理論發電量。

1)太陽能陣列傾斜角確定 一般情況下,太陽能并網發電系統的方陣傾角一般等于當地緯度的絕對值,這個傾角通常使全年在方陣表面上的太陽輻射能達到最大,適于全年工作系統使用。

傾斜面與水平面上直接輻射量的比值:

式中:hs為水平面上的日落時角;h′s為傾斜面上的日落時角。

2)傾斜面上天空散射輻射量的確定 對于天空散射輻射量,采用Hay模型計算:

圖12007 年4月—2008年2月日平均24 h風光互補理論發電量

式中:H b和 H d分別為水平面上直接和散射輻射量;H o為大氣層外水平面上太陽輻射量。

3)地面反射輻射量的確定 傾斜面輻射量總量除了來自太陽的直接輻射量和來自天空的散射輻射量外,也包括來自地面的反射輻射量H rt:

式中:H為水平面上總輻射量;ρ為地面反射率,取18%。

傾斜面上接受的總太陽輻射量 H t是上述三項之和:

由于傾斜面上的直接輻射量、散射輻射量以及地面反射輻射量均隨傾斜面傾角變化,因此Ht也隨傾斜面傾角變化。采用RETScreen能源模型中的光伏項目軟件根據當地地理和氣象數據進行優化,確定太陽能支架方陣斜角為40°。

4)影響因素取值 光伏陣列在能量轉換與傳輸過程中的損失包括組件匹配損失、表面塵埃遮擋損失、不可利用的太陽輻射損失、溫度的影響以及直流線路損失等,計算中,取光伏陣列效率η1為84%。逆變器的轉換效率η2取95%,交流并網效率η3取95%。

根據代表年最佳傾斜面上各月平均太陽總輻射量可得出月及年峰值日照小時數。由峰值日照小時數乘以光伏電站的裝機容量即為光伏電站的理論發電量。

2.2 風電發電

參照園區2007年4月至2008年2月共計53000多個測風塔實測風速,以及所選風機的功率特性曲線(表示在切入風速到切出風速間,風電機的輸出功率),通過對空氣密度修正、尾流修正,控制湍流折減系數取 96%,葉片污染系數取98%,機組可利用率取 95%,場用電與線損等能量損耗系數取90%,氣候影響停機折減系數為97%,功率曲線折減系數取95%。采用 WAsP和WindFarmer軟件進行計算分析,進一步對計算結果進行修正,可以得到裝機50 MW時各月日均24 h理論發電量。

3 風光互補的最佳配比

風能與太陽能在時間和空間上的互補性,決定了風光互補發電可克服由于風能、太陽能所特有的年、月、日的變化而造成供電不均衡的缺陷,確保負荷穩定,維持電網安全、平穩運行,使自然資源得到充分利用;實現高空和地面空間的充分合理利用。光伏電站由于受太陽輻射的影響,夜晚無負荷,而白晝時的輸出曲線較為平直,而風力發電在夜間風速較大,白晝風速下降,風電場負荷輸出曲線在白晝呈現近似波谷狀。

參照園區 2007年 4月至 2008年 2月 50 MW風場各月日均24 h出力為基準,匹配相應光伏發電容量為10 MW,15 MW和20 MW,即風光裝機比例為10∶2,10∶3和10∶4,分別計算風光互補整體的等效負荷,計算結果詳見圖1。

從圖1可知風電場出力曲線峰谷差的中間均值約為5.4 MW,與10 MW光伏發電8:00時至17:00出力相當,可形成互補關系,使輸出曲線趨于平直,出力狀況得到明顯改善,使電網接納能力增強。保持風電裝機容量50MW,提高光伏發電容量至15MW和20MW,計算可知,此時風光互補出力峰谷差均超過5 MW。由此可知,鄂爾多斯新能源產業示范區風電、光伏發電容量配置比例為5∶1時互補效果最優。