某工业园区绿电方案探讨

赵亮亮， 黄国强， 焦见杰， 李巍巍， 任晓朦

(1. 中国航空规划设计研究总院有限公司，北京 100012；2. 中国航空工业新能源投资有限公司，北京 100011)

0 引言

自2015 年全球绝大部分国家达成京都议定书的共识以来，全球著名科技产品生产公司纷纷宣布在未来30 年左右实现企业生产“零碳排放”的承诺，以引领全球制造业应对从工业革命以来大气温度持续攀升带来的挑战。

国内绿电交易分为两类平台，一类是由国家发改委、财政部、能源局三部委联合搭建的“绿证认购平台”，与国际多家绿证平台机构相互认可。 需要使用绿电的企业，配合已用的电能，在交付产品时出示绿色电力证书(国家对发电企业所生产的每1 000 度绿色电力颁发的具有唯一代码标识的电子凭证)予以证明。 另一类是国内各电力公司推出的绿电直接销售，如北京电力交易中心和广州电力交易中心。 本文介绍第三种方式，拟利用工业园区内的地理环境和气候条件，建设绿色发电设施，直接获得绿电。

1 园区绿色发电系统设计

1.1 电池生产厂房用电情况

该电池公司的生产厂房分为A 栋、B 栋和待建的C 栋，安装变压器容量分别为18 MVA、23 MVA和23 MVA。 2020 年A 栋和B 栋的年用电量为8 770 万kWh，每月用电量平均730.8 万kWh，预计C 栋2025 年建成后的年用电量为2.23 亿kWh，每个月总用电量约为1 861.9 万kWh。

1.2 光伏发电系统

根据Meteonorm 气象数据中的光资源数据，当地太阳能年辐射量为1 395～1 625kWh/m2，全年满额发电的日照时间达到1 381 h。 光伏发电系统按照目前主流采用单晶硅单面单玻540Wp 组件，取光伏阵列表面太阳能年辐射量1 457kWh/m2，装机容量为2 MWp，光伏系统效率为79.8%，首年理论发电量为232.5 万kWh。 该系统运行25 年，年均发电量为213.23 万kWh，运行期25 年内总发电量为5 330.71 万kWh。

1.3 风力发电系统

项目所在地的工业园区南侧与山岭相邻，通过项目所在地的100 m 高的中尺度风资源数据可知，风速为6.3～6.7 m/s，全年主力风向为N 向。 经风机选型和初步布局，在南侧山岭可布置13 台额定功率为3.85 MW 的低风速主流机型。 该风机的技术参数为:叶轮直径171 m，轮毂高110 m，切入风速2.5 m/s，标况下额定风速9.6 m/s，切出风速24 m/s，最大风速为35 m/s，湍流强度为B 级，设计风区等级为IEC S 级[10]。

为了能够满足当地政府和电网公司对分布式发电系统选址和并网的要求，80 MW 的风力发电系统，拟分两期进行建设，一期选址区域布置50 MW的风场，二期再选址布置30 MW 的风场。 选址区域100 m 处的空气密度为1.223 kg/m3，一期风电场年发电量为16 310.6 万kWh，二期风电场年发电量为9 786.37 万kWh，两期发电量的等效小时数为3 258.9 h。发电系统拟采用自发自用、余电(或谷电)储能，再余电上网的并网方式。

1.4 储能系统

储能系统单元拟采用1 套储能容量10 MW(20 MWh)的成套设备。 成套设备包括2 套内装8 台630kW IPS 变流器的集装箱，8 套内装1.25 MW/2.5 MWh 电池组的集装箱，8 台2 500kVA、0.4/10kV 升压变压器和1 套能量管理系统。

1.5 电气主接线方案

此绿电方案的总规模为2 MWp 光伏发电系统、50 MW+30 MW 风力发电系统、10 MW(2 h)储能单元。

其中ω为电场角频率，E为电场强度，V为电子平均势能.由式3可知，在相同的检测条件下电导损耗均相同，所以不同液体对微波的吸收功率的差异完全取决于极化损耗.

A 栋生产厂房内设置有10kV 配电室，10kV 配电系统为单母分段接线。 为了减少绿电过网损耗，将绿色电能直接用于生产，拟在A 栋生产厂房的外侧增设绿电系统10kV 汇集箱作为枢纽，再通过封闭母线与厂房内现有的配电室10kV 开关柜相连。10kV 汇集箱将6 台3.86 MW 的风力发电机、2 套500kW 的光伏发电单元和2 套2 500kVA 的储能单元分别分配在10kV I 段和II 段上，如图1 所示。 B栋和C 栋生产厂房的绿电接入方案与A 栋生产厂房相似。

图1 A 栋绿电电气主接线图

2 绿电系统运行分析

2.1 电量平衡

用户2020 年年用电量为8 770 万kWh，2025 年年用电量为2.23 亿kWh。 2 MW 光伏年发电量213.23 万kWh，50 MW 风力年发电量1.63 亿kWh，30 MW 风力年发电量9 786.3 万kWh，总计装机容量为82 MW 发电系统，年发电量为2.63 亿kWh，超过用户2025 年的用电需求2.23 亿kWh。

2.2 电费计算

当地电网销售电价为:1-10kV 电压等级0.476元/kWh，35-110kV 电压等级0.463 元/kWh。 城市公用事业附加的征收标准为:大工业电价附加0.7分/kWh，可再生能源电价附加0.1 分/kWh。 高峰时段8:00-11:00 和17:00-22:00，电价上浮50%；低谷时段22:00-次日5:00，下浮50%；其余时间为平时段，电价不变。 上网电价暂按0.3 731 元/度计算。 当地峰谷平电价如表1 所示。

表1 当地峰谷平电价表

以预计的 2024 年该公司年耗电量168 159 770kWh 为基准，储能和光伏产生电能全部由工厂消耗，风电多余电量平价上网。 风电量按照24 h 平均分配，光电量按照8:00—17:00 平均分布，储能按照低谷充电高峰放电方式，不同类型发电或储能的综合加权电价结果如下。

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

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

储能:一天一次充放电循环，0.726-0.242 ＝0.484 元/kWh。

2.3 绿电运行方式

风电系统、光伏系统和储能系统在电气拓扑结构上具有既相互独立又互为补充的特点，这决定了风光储系统运行方式的多样化。 控制系统可根据调度计划、风能预测和光照预测，对风电系统、光伏系统、储能系统和变电站进行全景监控和智能优化，实现风光储系统多种运行模式的无缝切换。 现将主要五种运行方式介绍如下。

在风速处于风电机组正常运行风速范围之外时，风电机组无输出。 若此时光伏系统出力符合并网条件，同时出于对储能系统电池寿命的考虑，储能系统不动作，这种情况下光伏系统单独发电，企业负荷亏空部分由市政电网补充。 以预计的2025年耗电量为基准，光伏发电平均占比为总用电量的0.95%，此种运行方式基本等同于市电供电，其用电最终价格等同于市电价格。

(2)方式B:风力发电，余电上网；风电不足，市电补充

当处于夜晚或有云层遮挡等无光照的情况下，光伏系统没有输出。 如果此时风速处于风电机组正常运行风速范围内，风电系统出力符合并网条件，同时出于对储能系统电池寿命的考虑，储能系统不动作，这种情况下风电系统单独发电，有余电时余电上网，风电不足时市政电网补充。

以预计的2025 年耗电量为基准，风机发电平均占比为总用电量的117%，单独风力发电出力即可满足工厂负荷。 此时工厂用电价格即为风电综合加权价格，为0.494 元/kWh。 但是由于风能不稳定性，会导致风电系统出力的不稳定，因此需要市电作为后备。

(3)方式C:风力+光伏发电，余电上网；风光不足，市电补充

当风速在风电机组正常风速范围内且光照正常时，由于风电出力和光伏出力具有一定的的相互平滑性，其联合出力能满足并网条件，此时储能系统不需要动作。 在此种情况下，余电上网，如风电出力不足，则由市政电网补充。 由于光伏系统占比小，因此工厂用电价格大约为风电综合加权价格，即0.494 元/kWh。

(4)方式D:风力+光伏+储能，余电上网；风光不足，储能补充；储能不足，市电补充

当风电和光伏系统皆有发电输出，但合成出力不满足并网条件时，需要储能系统进行调节，这种情况下风电、光伏和储能联合出力，余电上网，风光不足时则优先由储能补充，储能不足时则由市政电网补充。 在此方式下，可以有效避免单一系统停止运行对整个系统的影响，能最大程度实现功率平滑输出，具备削峰填谷的应用效果。

(5)方式E:市电用电，储能削峰填谷

当无光照且风速在风电机组正常风速范围之外时，风电系统和光伏系统均无法出力，此时负荷由市电供电，同时为了能够削峰填谷投入储能系统。

3 项目投资分析

方案的估算静态投资水平年为2022 年3 月份。单位造价通过EPC 厂家询价或参考近期类似工程单位造价。

风电系统的初始全投资成本按照6.5 元/W 计算，包含项目前提费用、设备购置费、安装费用、土建工程、外部接入费用、其他费用，80 MW 风电合计投资额度为52 500 万元。

光伏系统的按照3.5 元/W 计算，主要包含组件，逆变器、支架、一次设备、二次设备等关键设备成本，以及土地费用、电网接入、建安、管理费用等。光伏系统合计投资额度为700 万元。

储能系统成本按照1.8 元/Wh 计算，主要包含电池成本、电池配套设备成本、施工成本和其他成本等。 储能系统电池由于充放电次数限制，单期储能系统按照8 年有效生命周期计算。 单期储能系统投资额度为3 600 万元。

注册资本金占总投资的20%，其余资金为银行贷款。 基准利率按照5%考虑，等额还本利息照付，同时参照当前实际人员工资、维修费、折旧费等。表2 为风电、光伏、储能单独运行和“风光储”联合运行的计算项目的经济技术指标。

表2 不同方式下投资收益分析

计算表明，风力发电单独运行时静态投资回收期为6.89 年，光伏发电单独运行时静态投资回收期为11.87 年，储能单独运行时年利润为负值。 当“风光储”作为整体方案时，工程静态投资回收期在8.75年，内部收益率在10.28%，拥有较强的盈利能力。

4 结束语

本方案因地制宜，利用闲置的建筑屋面和周边的山岭，充分利用当地的太阳能和风能资源，能有效的替代和减少对传统化石能源的消耗。 通过绿色能源获取充足的电力，满足园区内用电企业对“绿电”的需求，有助于工业园区实现“减碳”目标，符合国家的政策导向，具有很好的社会效应。

本方案属于多能互补的分布式能源项目，清洁能源发电靠近用电负荷，降低了电网长距离输电的线路损耗，经本文的经济分析，该方案具有很好的收益率，可有效降低企业的运行成本，经济效益良好。