基于源网荷储一体化的园区微网分析：运营模式、经济性分析、成本收益...

5算例分析

5.1基本参数

目前涉及电、热、气多种能源的微网项目不多,本文仅以一个电能为主要能源的微网项目为例。

1)项目概况。

微网分为3块区域,均为大工业用户,电压等级为10kV,最大负荷为11.13MW。项目寿命周期为20年,设备综合造价及相关成本参考当地标准,基准折现率取7%。传统运营模式下微网项目总投资约1.62亿元,其中源侧约14500万元,网侧投约310万元,储侧约900万元,信息化平台(能量管理系统)约500万元;一体化运营模式总投资约1.68亿元,其中源网储侧投资变化不大,信息化平台(大数据云计算平台、微平衡市场交易系统、能量管理系统)约1100万元。图7为微网接线方案示意图。

2)设备规模和投资主体。

微网内分布式光伏装机容量为10MW,分散式风电装机容量为16MW,储能装机容量为6MW,并网点35kV/10kV变电站容量为16MW。电源、输配电设备、储能、信息化平台等由不同主体投资。表2为微网设备规模和投资主体情况。

图7微网接线方案

表2微网设备规模和投资主体

3)负荷及电源出力。

图8为四季典型日微网风光出力和负荷曲线。

4)电价。

由于我国电力体制改革尚在推进过程中,本算例中相关电价参照国外成熟市场数据折算得到。外部电网大工业销售电价高峰时段为8:00—12:00和17:00—20:00,平段时段为12:00—17:00和20:00—24:00,低谷时段为0:00—8:00,峰/平/谷电价比为1.67:1:0.49;微网内部销售电价高峰时段为20:00—24:00和0:00—5:00,平段时段为5:00—10:00和16:00—20:00,低谷时段为10:00—16:00,峰/平/谷电价比为1.5:1:0.5。表3为电价情况。

5)微平衡市场交易和可中断负荷。 

表4为微平衡市场交易情况。表5为微网和外部电网签订的可中断负荷合同情况。

图8四季典型日微网风光出力和负荷曲线

表3电价

表4微平衡市场交易

表5可中断负荷合同

5.2分析结果 

图9和图10为传统运营模式和一体化运营模式下,春、夏、秋、冬四季典型日微网的运行情况(储能出力负值表示充电,内外交换负荷负值表示外

图9传统运营模式下微网运行情况

图10一体化运营模式下微网运行情况部电网供电

图11和表6为传统运营模式和一体化运营模式下,微网的成本/收益年值以及经济性对比情况。 

分析可知,一体化运营模式下不平衡电量交换

图11两种运营模式下微网的成本/收益年值

表6两种运营模式下微网的经济性

曲线的最大峰谷差为9.31MW,传统运营模式下不平衡电量交换曲线的最大峰谷差为10.14MW,微网和外部电网之间的电量交换更加友好。2种运营模式下微网的成本差异不大,但是一体化运营模式下微网的年收益比传统模式多536万元,净现值、内部收益率和投资回收期等经济指标均好于传统运营模式,收益来源更加多样化,其中,微平衡市场交易和内外两级购售电的收益相对较多。传统运营模式下投资储能、信息化平台等设备,但是缺少合理的运营模式,经济效益并不好;一体化运营模式下,通过微平衡市场交易、内外两级购售电、网对网辅助服务、内外两级需求侧响应、新型备用容量等机制,能够实现微网的投资回报及增值。

6结语

本文立足于我国新一轮电力体制改革和能源互联网的背景,提出微网运营主体一体化和投资主体多元化的模式框架,以及包括“源-网-荷-储”优化控制运行、微平衡市场交易、内外两级购售电、网对网辅助服务、内外两级需求侧响应、新型备用容量机制的微网“源-网-荷-储”一体化运营模式,将减少投资风险,实现合理投资回报,为微网提供一条可复制、可推广、可持续的发展路径。

微网“源-网-荷-储”一体化运营及投资回报的核心,不是从政府补贴中,而是从电价中赚取,其关键是分布式能源就近消纳以及微网和外部电网间不平衡电量交换曲线。微平衡市场交易为微网内部分布式能源就近消纳提供全新模式。对内实现微网自平衡,对外具有一条灵活可控的交换曲线,是微网增收的根本。微网和外部电网间不平衡电量交换曲线越友好,微网一体化运营收益越高。

微网“源-网-荷-储”一体化运营模式将为微网内部分布式能源、储能等技术提供了广阔的环境和平台。目前我国正处于电力体制改革和能源互联网的能源领域转型关键时期,还需要通过建立并完善相关市场机制及政策法规,支撑并保障微网“源-网-荷-储”一体化运营模式的应用和微网的发展。

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