某工業園區綠電方案探討

趙亮亮， 黃國強， 焦見杰， 李巍巍， 任曉朦

(1. 中國航空規劃設計研究總院有限公司，北京 100012；2. 中國航空工業新能源投資有限公司，北京 100011)

0 引言

自2015 年全球絕大部分國家達成京都議定書的共識以來，全球著名科技產品生產公司紛紛宣布在未來30 年左右實現企業生產“零碳排放”的承諾，以引領全球制造業應對從工業革命以來大氣溫度持續攀升帶來的挑戰。

國內綠電交易分為兩類平臺，一類是由國家發改委、財政部、能源局三部委聯合搭建的“綠證認購平臺”，與國際多家綠證平臺機構相互認可。 需要使用綠電的企業，配合已用的電能，在交付產品時出示綠色電力證書(國家對發電企業所生產的每1 000 度綠色電力頒發的具有唯一代碼標識的電子憑證)予以證明。 另一類是國內各電力公司推出的綠電直接銷售，如北京電力交易中心和廣州電力交易中心。 本文介紹第三種方式，擬利用工業園區內的地理環境和氣候條件，建設綠色發電設施，直接獲得綠電。

1 園區綠色發電系統設計

1.1 電池生產廠房用電情況

該電池公司的生產廠房分為A 棟、B 棟和待建的C 棟，安裝變壓器容量分別為18 MVA、23 MVA和23 MVA。 2020 年A 棟和B 棟的年用電量為8 770 萬kWh，每月用電量平均730.8 萬kWh，預計C 棟2025 年建成后的年用電量為2.23 億kWh，每個月總用電量約為1 861.9 萬kWh。

1.2 光伏發電系統

根據Meteonorm 氣象數據中的光資源數據，當地太陽能年輻射量為1 395～1 625kWh/m2，全年滿額發電的日照時間達到1 381 h。 光伏發電系統按照目前主流采用單晶硅單面單玻540Wp 組件，取光伏陣列表面太陽能年輻射量1 457kWh/m2，裝機容量為2 MWp，光伏系統效率為79.8%，首年理論發電量為232.5 萬kWh。 該系統運行25 年，年均發電量為213.23 萬kWh，運行期25 年內總發電量為5 330.71 萬kWh。

1.3 風力發電系統

項目所在地的工業園區南側與山嶺相鄰，通過項目所在地的100 m 高的中尺度風資源數據可知，風速為6.3～6.7 m/s，全年主力風向為N 向。 經風機選型和初步布局，在南側山嶺可布置13 臺額定功率為3.85 MW 的低風速主流機型。 該風機的技術參數為:葉輪直徑171 m，輪轂高110 m，切入風速2.5 m/s，標況下額定風速9.6 m/s，切出風速24 m/s，最大風速為35 m/s，湍流強度為B 級，設計風區等級為IEC S 級[10]。

為了能夠滿足當地政府和電網公司對分布式發電系統選址和并網的要求，80 MW 的風力發電系統，擬分兩期進行建設，一期選址區域布置50 MW的風場，二期再選址布置30 MW 的風場。 選址區域100 m 處的空氣密度為1.223 kg/m3，一期風電場年發電量為16 310.6 萬kWh，二期風電場年發電量為9 786.37 萬kWh，兩期發電量的等效小時數為3 258.9 h。發電系統擬采用自發自用、余電(或谷電)儲能，再余電上網的并網方式。

1.4 儲能系統

儲能系統單元擬采用1 套儲能容量10 MW(20 MWh)的成套設備。 成套設備包括2 套內裝8 臺630kW IPS 變流器的集裝箱，8 套內裝1.25 MW/2.5 MWh 電池組的集裝箱，8 臺2 500kVA、0.4/10kV 升壓變壓器和1 套能量管理系統。

1.5 電氣主接線方案

此綠電方案的總規模為2 MWp 光伏發電系統、50 MW+30 MW 風力發電系統、10 MW(2 h)儲能單元。

其中ω為電場角頻率，E為電場強度，V為電子平均勢能.由式3可知，在相同的檢測條件下電導損耗均相同，所以不同液體對微波的吸收功率的差異完全取決于極化損耗.

A 棟生產廠房內設置有10kV 配電室，10kV 配電系統為單母分段接線。 為了減少綠電過網損耗，將綠色電能直接用于生產，擬在A 棟生產廠房的外側增設綠電系統10kV 匯集箱作為樞紐，再通過封閉母線與廠房內現有的配電室10kV 開關柜相連。10kV 匯集箱將6 臺3.86 MW 的風力發電機、2 套500kW 的光伏發電單元和2 套2 500kVA 的儲能單元分別分配在10kV I 段和II 段上，如圖1 所示。 B棟和C 棟生產廠房的綠電接入方案與A 棟生產廠房相似。

圖1 A 棟綠電電氣主接線圖

2 綠電系統運行分析

2.1 電量平衡

用戶2020 年年用電量為8 770 萬kWh，2025 年年用電量為2.23 億kWh。 2 MW 光伏年發電量213.23 萬kWh，50 MW 風力年發電量1.63 億kWh，30 MW 風力年發電量9 786.3 萬kWh，總計裝機容量為82 MW 發電系統，年發電量為2.63 億kWh，超過用戶2025 年的用電需求2.23 億kWh。

2.2 電費計算

當地電網銷售電價為:1-10kV 電壓等級0.476元/kWh，35-110kV 電壓等級0.463 元/kWh。 城市公用事業附加的征收標準為:大工業電價附加0.7分/kWh，可再生能源電價附加0.1 分/kWh。 高峰時段8:00-11:00 和17:00-22:00，電價上浮50%；低谷時段22:00-次日5:00，下浮50%；其余時間為平時段，電價不變。 上網電價暫按0.3 731 元/度計算。 當地峰谷平電價如表1 所示。

表1 當地峰谷平電價表

以預計的 2024 年該公司年耗電量168 159 770kWh 為基準，儲能和光伏產生電能全部由工廠消耗，風電多余電量平價上網。 風電量按照24 h 平均分配，光電量按照8:00—17:00 平均分布，儲能按照低谷充電高峰放電方式，不同類型發電或儲能的綜合加權電價結果如下。

風電:(0.726×8+0.242×7+0.484×9)/24 ＝0.494 元/kWh。

光電: (0.726 × 3 + 0.484 × 6)/9 ＝0.5 647元/kWh。

儲能:一天一次充放電循環，0.726-0.242 ＝0.484 元/kWh。

2.3 綠電運行方式

風電系統、光伏系統和儲能系統在電氣拓撲結構上具有既相互獨立又互為補充的特點，這決定了風光儲系統運行方式的多樣化。 控制系統可根據調度計劃、風能預測和光照預測，對風電系統、光伏系統、儲能系統和變電站進行全景監控和智能優化，實現風光儲系統多種運行模式的無縫切換。 現將主要五種運行方式介紹如下。

在風速處于風電機組正常運行風速范圍之外時，風電機組無輸出。 若此時光伏系統出力符合并網條件，同時出于對儲能系統電池壽命的考慮，儲能系統不動作，這種情況下光伏系統單獨發電，企業負荷虧空部分由市政電網補充。 以預計的2025年耗電量為基準，光伏發電平均占比為總用電量的0.95%，此種運行方式基本等同于市電供電，其用電最終價格等同于市電價格。

(2)方式B:風力發電，余電上網；風電不足，市電補充

當處于夜晚或有云層遮擋等無光照的情況下，光伏系統沒有輸出。 如果此時風速處于風電機組正常運行風速范圍內，風電系統出力符合并網條件，同時出于對儲能系統電池壽命的考慮，儲能系統不動作，這種情況下風電系統單獨發電，有余電時余電上網，風電不足時市政電網補充。

以預計的2025 年耗電量為基準，風機發電平均占比為總用電量的117%，單獨風力發電出力即可滿足工廠負荷。 此時工廠用電價格即為風電綜合加權價格，為0.494 元/kWh。 但是由于風能不穩定性，會導致風電系統出力的不穩定，因此需要市電作為后備。

(3)方式C:風力+光伏發電，余電上網；風光不足，市電補充

當風速在風電機組正常風速范圍內且光照正常時，由于風電出力和光伏出力具有一定的的相互平滑性，其聯合出力能滿足并網條件，此時儲能系統不需要動作。 在此種情況下，余電上網，如風電出力不足，則由市政電網補充。 由于光伏系統占比小，因此工廠用電價格大約為風電綜合加權價格，即0.494 元/kWh。

(4)方式D:風力+光伏+儲能，余電上網；風光不足，儲能補充；儲能不足，市電補充

當風電和光伏系統皆有發電輸出，但合成出力不滿足并網條件時，需要儲能系統進行調節，這種情況下風電、光伏和儲能聯合出力，余電上網，風光不足時則優先由儲能補充，儲能不足時則由市政電網補充。 在此方式下，可以有效避免單一系統停止運行對整個系統的影響，能最大程度實現功率平滑輸出，具備削峰填谷的應用效果。

(5)方式E:市電用電，儲能削峰填谷

當無光照且風速在風電機組正常風速范圍之外時，風電系統和光伏系統均無法出力，此時負荷由市電供電，同時為了能夠削峰填谷投入儲能系統。

3 項目投資分析

方案的估算靜態投資水平年為2022 年3 月份。單位造價通過EPC 廠家詢價或參考近期類似工程單位造價。

風電系統的初始全投資成本按照6.5 元/W 計算，包含項目前提費用、設備購置費、安裝費用、土建工程、外部接入費用、其他費用，80 MW 風電合計投資額度為52 500 萬元。

光伏系統的按照3.5 元/W 計算，主要包含組件，逆變器、支架、一次設備、二次設備等關鍵設備成本，以及土地費用、電網接入、建安、管理費用等。光伏系統合計投資額度為700 萬元。

儲能系統成本按照1.8 元/Wh 計算，主要包含電池成本、電池配套設備成本、施工成本和其他成本等。 儲能系統電池由于充放電次數限制，單期儲能系統按照8 年有效生命周期計算。 單期儲能系統投資額度為3 600 萬元。

注冊資本金占總投資的20%，其余資金為銀行貸款。 基準利率按照5%考慮，等額還本利息照付，同時參照當前實際人員工資、維修費、折舊費等。表2 為風電、光伏、儲能單獨運行和“風光儲”聯合運行的計算項目的經濟技術指標。

表2 不同方式下投資收益分析

計算表明，風力發電單獨運行時靜態投資回收期為6.89 年，光伏發電單獨運行時靜態投資回收期為11.87 年，儲能單獨運行時年利潤為負值。 當“風光儲”作為整體方案時，工程靜態投資回收期在8.75年，內部收益率在10.28%，擁有較強的盈利能力。

4 結束語

本方案因地制宜，利用閑置的建筑屋面和周邊的山嶺，充分利用當地的太陽能和風能資源，能有效的替代和減少對傳統化石能源的消耗。 通過綠色能源獲取充足的電力，滿足園區內用電企業對“綠電”的需求，有助于工業園區實現“減碳”目標，符合國家的政策導向，具有很好的社會效應。

本方案屬于多能互補的分布式能源項目，清潔能源發電靠近用電負荷，降低了電網長距離輸電的線路損耗，經本文的經濟分析，該方案具有很好的收益率，可有效降低企業的運行成本，經濟效益良好。