基于園區微電網設計案例分析的能源互聯網研究

趙晨光，徐慶華，張中豪，穆永保

（國網河北省電力有限公司邯鄲供電分公司，河北 邯鄲 056035）

隨著電力體制改革尤其是售電側改革的不斷深入，產業園區充分發揮其產業聚集效應和技術價格優勢，成為改革中各方關注的焦點，為微電網提供了重要的示范應用場景。微電網作為源-網-荷-（儲）的統一整體，可有效融合風/光/生物質等可再生能源、冷熱電三聯供以及多元新興負荷等，具有組成結構復雜多元、運行方式靈活多樣等特點，可根據用戶需求開展精細化設計、提供差異化服務，而微電網的技術標準和管理規范仍在逐步完善。因此，通過開展示范項目建設和研究，形成可復制、可推廣的典型設計案例，具有重要的現實意義。近幾年在微電網的理論研究方面，國內外的學者們從微電網內部構成的優化配置［1-3］、運行控制［4-6］、綜合評估［7-9］、建設運營模式［10-13］等多方面進行了一些研究，在實際的示范工程建設方面，從提升供電可靠性、提高新能源消納、解決無電地區供電等方面，開展了一系列研究和探索。微電網的設計受當地資源、政策、市場和用戶條件影響較大，往往適用于特定場景，設計方案的可復制性、可推廣性不強。

本文結合金風能源互聯網產業園區的微電網工程建設實際，基于可再生能源發電和需求側管理等相關技術，在保證電能質量與供電可靠性的前提下，比較不同分布式電源的建設條件和經濟性，優化微電網整體設計方案，以期為產業園區微電網建設提供有效參考。

1 項目概況

河北省內一個科技園區微電網的整體組成結構見圖1，其中虛線框內為二期設計方案，其余為一期已建設完成的部分。園區微電網中清潔能源（主要為風電、光伏發電）供能約占負荷總需求的30%，其主要目的是合理利用當地的風能與光能資源。結合當地負荷情況，通過微燃機、光伏、風機等清潔能源發電系統的改造和提升，可將當地清潔資源的占比在未來幾年提高到70%以上。

圖1 河北省一個微電網的組成結構

當前園區負荷年總耗電約為670 萬kWh，已有的清潔能源發電主要有2.5 MW 風機和500 kWp 光伏，其中風機的年發電量約為149.7 萬kWh，光伏的年發電量約為47.4 萬kWh，每年上網電量約為32～40 萬kWh。

為有效實現清潔能源占比提升目標，需充分考慮當地的地理環境、經濟條件，以及新能源的扶持政策等因素，通過綜合分析和比較，形成微燃機、風機與光伏發電最佳組成方案。為加強對項目綜合效益的評估和考核，對微電網的設備和負載全面采用了先進量測技術，有效提升了微電網負荷側管理水平和示范推廣價值。

2 單一電源供能成本分析

項目所采用的清潔能源主要是風能、太陽能與天然氣3 種能源。對于各種能源的利用不僅要考慮發電成本與運營成本，還要綜合考量當地的地理環境、成本回收時間、長期政策支持等。根據河北科技園二期園區現有的風力資源、光照資源及天然氣資源（考慮天然氣價格變動），可以對各種資源的發電成本進行估算（見表1）。由表1 可以看出，一臺2.0 MW 風機的度電發電成本較低，而未經改造過的2.5 MW 風機由于存在機組送電通道設備過熱、機組運維、試驗停機等原因，其滿發小時不足，因而度電發電成本較高。分布式光伏系統目前可享受0.42 元/kWh 的國家財政補貼以及0.30 元/kWh 的地方補貼，故在項目中可以優先采用光伏發電形式。微燃機的靈活性與可控性可以填補風機與光伏發電的不足，與安裝儲能相比其成本較低，且能較好地發揮調節作用。

表1 各種能源發電成本

需要說明的是，表1 中的度電發電成本包括發電成本和運維成本，但并未考量一些不可控因素，例如天然氣價格的波動以及光伏政策的變動等；光伏發電考慮電量逐年衰減，第一年衰減2.5%，此后每年衰減0.8%；微燃機考慮負荷增長，前3 年利用小時數為6 480 h，后17 年為8 640 h。

3 資源的優化配置

項目資源的優化配置主要可以提高項目資源利用率，并合理降低預算成本。資源的優化配置主要包括資源利用與設備優化兩個方面。資源方面主要是分析資源的分布與資源的可利用性，以期達到各種資源的合理利用；設備方面主要是要通過設備的優化達到對資源優化配置的目的。

3.1 風能資源

關于風能的利用，項目地海拔高度約26 m，地勢較為平坦。根據模擬測算，項目地年平均空氣密度為1.22 kg·m-3，100 m 高度處年平均風速為5.01 m·s-1，90 m年高度處平均風速為4.88 m·s-1，85 m 高度處年平均風速為4.81 m·s-1，80 m 高度處年平均風速為4.74 m·s-1。

風切變系數：根據風資源數據庫的提取信息，利用70 m 和90 m 高度處的風速推算風切變系數約為0.245。周圍建筑物較多，受地面的影響，風切變較大，選用高輪轂塔架。

3.2 光照資源

園區位于某經濟技術開發區南部，現場建筑屋頂及周圍地形暫無明顯高大障礙物，光照良好；建筑主體朝向佳，太陽能開發利用資源條件較好。

園區地處暖溫帶半濕潤地區，屬于暖溫帶半濕潤大陸性季風氣候。四季分明，春季多風，夏季炎熱多雨，秋季晴朗溫和，冬季寒冷干燥；其中春季和秋季很短，分別為兩個月和一個半月左右；夏季和冬季則很長，分別為三個月和五個多月；年平均氣溫約為24.3 ℃。最冷月（1 月）平均氣溫為-3.7 ℃，最熱月（7 月）平均氣溫為26.2 ℃，極端最低氣溫為-27.4 ℃（出現在1966 年2 月23 日），極端最高氣溫為43.8 ℃（出現在1942 年6 月15 日）。

該地區開發利用太陽能的自然條件比較有利。對太陽能資源的普查表明，該地區屬于太陽能資源較豐富區，年累計太陽能輻射量達到4 835.5 MJ·（m2·a）-1。

3.3 天然氣資源

天然氣資源的利用主要受政策方面與未來天然氣價格的影響。本項目方案部署600 kW 微燃機冷、熱、電聯供系統，三聯供年利用小時數較高，發電占比較大，天燃氣價格的波動對項目收益會產生一定影響。燃氣公司等正在等待發電設備或者發電電量補貼等相關政策落地，可預見后期政策的出臺時間及細則對項目產生積極的影響。另天然氣的價格相比于光伏的政策補貼也是可預期并且趨于穩定的。

3.4 設備的優化

3.4.1 快速投切開關的建設及試驗

快速投切開關用于一主一備供電電源下，其中一回線路發生故障時，另一回線路快速切換，實現負荷的高可靠性供電。切換間隔時間為30 ms以內， 實際可達20 ms。通過快速投切開關可提高用電可靠性到99.999%，落地建設和驗證分為10 kV 和400 V 兩個等級進行。

（1）10 kV 等級。由于金風二期8 號樓配電室為新建工程，直接在設計中將配電室10 kV 聯絡開關和2 個進線開關更換為快速切換開關，安裝3 組快切開關柜。在系統發生電壓暫降、短時供電中斷或倒換運行方式時，可在10 kV 側進行快速電源切換，為用戶提供不間斷供電，提高電能質量和供電可靠性。

（2）400 V 等級。在河北省一個2 號分配電室（即天誠3 樓配電室）4 號、3 號變壓器所帶的380 V Ⅲ段和Ⅳ段母線進線及聯絡開關處安裝快速切換裝置，以分布式電源作為短時電壓支撐，示范有源快速切換控制技術。

3.4.2 以金風園區為中心的河西工業博興供電區多源協同控制

根據電網調度命令，河西工業博興供電區控制站可同時對金風內多種分布式電源的發電功率、金風地源熱泵的用電功率、河西工業區的分布式電源的發電功率進行控制。目前已經確認二期園區具備敷設調度專用光纖通道的物理條件。

3.4.3 利用接口數據單元對負荷進行全面監測和管理

在分布式電源上安裝接口數據單元（IDU），可實現同時對負荷進行全面監測和管理。負荷分類監控與管理如圖2 所示。

圖2 負荷分類監控與管理

通過負荷的分類及精細化管控，為需求側管理服務（節能增效、負荷預測及策略調節）提供基本技術支撐。

總體根據上文分析并結合項目的實際情況提出以下兩個方案。

方案一：對原有2 500 kW 風機送電通道進行改造+1 臺2 000 kW 風機+204 kWp 光伏+600 kW 微燃機冷熱電三聯供系統。

方案二：2 臺2 000 kW 風機（其中1 臺是將原來2 500 kW 機組改造為2 000 kW 風機）+ 204 kWp光伏+600 kW 微燃機冷熱電三聯供系統。

這兩個方案的光伏發電量、微燃機選取的型號及其發電量沒有明顯差別，但是對風機的利用卻有所不同。方案一采用2 500 kW 風機，并對其送電通道進行改造；而方案二對2 500 kW 風機進行了改造，使其功率變成了2 000 kW。雖然發電功率有所降低但是滿發小時有所提升，故總發電量有所提升且發電成本有所降低。這兩個方案擬定的情況下，就需要對風機、光伏、微燃機的成本進行考慮了。

4 經濟性分析

根據項目地風資源10 min 密度的分布特點、風機運行數據及出力曲線，分別推算2.5，2.0 MW風機每個月在電價不同時段的電量占比情況。2.5 MW 風機的電網時段電量占比如表2 所示。

表2 2.5 MW 風機的電網時段電量占比%

兩個方案的供電量與發電負荷對比如表3 所示，兩個方案的投資收益對比如表4 所示。

表3 兩個方案的供電量與發電負荷比對比

表4 兩個方案的投資收益對比

對這兩種配置方案進行綜合比較，在供電量方面：第一階段，方案一和方案二清潔能源在園區的供電比例分別為98%，103.9%；第二階段，方案一和方案二清潔能源在園區的供電比例分別為63.2%，66.1%。在成本效益方面，方案一的收益率為7.11%，方案二的收益率為9.0%。經濟評估中考慮了運營期內負荷在不同階段的變化情況，但未考慮燃氣價格、政策性補貼等可能存在的風險。此外，考慮到項目所在園區的價格優惠政策，電網購電價格僅為0.64 元/kWh，低于當地工業電價，因此在不同園區應用的情況可能存在一定差異。

5 項目風險與價值分析

項目的風險主要集中在以下幾個方面。

（1）風機機位點確定。金風二期的可裝機光伏容量已經接近極限容量，為提升清潔能源占比在本項目中考慮增加2.0 MW 風機的臺數，但協調風機機位點較為困難。協調進度及最終可以利用的地塊區域將成為本項目的主要風險。

（2）燃氣價格波動及相關政策出臺。本項目兩個方案均部署600 kW 微燃機冷、熱、電聯供系統，三聯供年利用小時數較高，發電占比較大，燃氣價格的波動對項目收益會產生一定的影響。燃氣公司等正在推動發電設備或者電量補貼相關政策落地，后期政策的出臺時間及細則會對項目產生積極的影響。

（3）準確對園區中長期負荷進行預測。微網設計主要基于對金風二期近遠期負荷的預測，負荷實際大小對項目產生主要影響，直接影響項目收益及最終的清潔能源占比。項目啟動后，項目組會密切跟蹤大數據中心規劃情況，降低由于負荷預測精度問題帶來的項目風險。

項目的價值主要體現在以下幾個方面。

（1）清潔低碳、安全高效的微電網示范價值。本項目以可再生能源發電為主，結合天然氣聯供技術，形成高可靠性供能的微電網，具有綠色低碳、安全高效等現代能源系統典型特征，是國家重點支持和鼓勵發展的對象，具有先進示范作用。隨著并網型微電網在各地的試點推廣和政策落地，未來可能爭取到更多的地方扶持政策，進一步提升項目效益和推廣價值。

（2）電力體制改革的受益者和助推者。目前國內正處在電力體制改革階段，而電價改革是本輪改革的核心內容，金風二期從電網購電價格執行兩部制工業電價，但并網型微電網相關政策已提出新型備用容量機制的概念，未來電價核定方式及定價可能發生變化，并可能出現新的電量交易模式和電力輔助服務模式，這些都將提升項目整體收益率水平。與此同時，微電網也將成為園區開展增量配售電業務的有效途徑，成為助推電力體制改革的先行者。

（3）碳交易市場的參與者。目前國內碳交易市場方興未艾，北京碳交易、廣州碳交易等已經在2013 年前后開展了試點工作，碳交易價格一般為35～42 元/t。以可再生能源發電和清潔供能方式為主的微電網將成為碳交易市場的積極參與者，同時，碳交易模式、價格變化及發展情況對此類項目的收益會產生積極的影響。

6 結語

（1）通過分析可知，建議項目采用方案一，項目總投資相對較少，項目風險較小，并且在負荷發展的第一階段完全滿足清潔能源高供電占比的需求。待負荷發展到第二階段，負荷發生較大變化、對供電占比有較大影響時，則可以考慮進行設計優化提升，減少對自有資金的占用，降低項目運營風險。

（2）項目執行周期內需加強風險控制，提升建設和運營水平，建設一個具有清潔能源高供電占比的示范項目，為后續園區微電網的推廣應用提供借鑒，為能源互聯網的發展提供支撐。