偏遠(yuǎn)山區(qū)風(fēng)光水儲(chǔ)互補(bǔ)發(fā)電系統(tǒng)容量優(yōu)化配置

張志文，范 威，劉 軍，周 滔，石建可

（國家電能變換與控制工程技術(shù)研究中心（湖南大學(xué)），長沙410082）

隨著全球化石燃料（煤、石油、天然氣等）的不 斷消耗以及對環(huán)境造成的污染嚴(yán)重性加劇，風(fēng)、光、水等可替代清潔能源得到越來越多的推廣利用，不僅能滿足部分能源需求，而且對環(huán)境無污染，其本身具有綠色環(huán)保、儲(chǔ)量大、可再生的特點(diǎn)。多年來國內(nèi)外不斷提升對光伏發(fā)電、風(fēng)能發(fā)電、水能發(fā)電等可再生清潔能源的開發(fā)力度，取得了巨大的成效。但目前大多還只是針對資源豐富的地區(qū)進(jìn)行單能源發(fā)電并網(wǎng)，對于結(jié)合多能源互補(bǔ)聯(lián)合發(fā)電并網(wǎng)在國內(nèi)還較少。

多能源互補(bǔ)聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)在國內(nèi)外已成為一個(gè)研究熱點(diǎn)，它能夠充分發(fā)揮資源的互補(bǔ)優(yōu)勢，提高資源利用率，能極大減少對環(huán)境的污染。文獻(xiàn)[1]中分析風(fēng)光資源的互補(bǔ)特性，提出了風(fēng)光互補(bǔ)發(fā)電系統(tǒng)，并分析了互補(bǔ)發(fā)電系統(tǒng)對配電網(wǎng)的影響；文獻(xiàn)[2]在風(fēng)光發(fā)電系統(tǒng)中探討了蓄電池的控制策略；文獻(xiàn)[3-4]在現(xiàn)有柴油發(fā)電系統(tǒng)基礎(chǔ)上提出了風(fēng)光柴聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)，并對其進(jìn)行了容量優(yōu)化，全年柴油的使用量減少很多；文獻(xiàn)[5-6]在海上潮汐發(fā)電系統(tǒng)中結(jié)合了風(fēng)光進(jìn)行互補(bǔ)發(fā)電，探索3種能源輸出功率的最佳配置；文獻(xiàn)[7-8]將現(xiàn)有水電站作為發(fā)電和儲(chǔ)能組件，再引入風(fēng)光互補(bǔ)發(fā)電，降低了對系統(tǒng)的投資成本；文獻(xiàn)[9-10]也提出了幾種孤網(wǎng)和并網(wǎng)互補(bǔ)發(fā)電系統(tǒng)優(yōu)化設(shè)計(jì)方案。這些文獻(xiàn)還對多能源聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)采用粒子群算法、遺傳算法等多種優(yōu)化方法對其容量進(jìn)行了配置，使得聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)全壽命周期成本最小、收益最大以及負(fù)荷缺失率最低。但以偏遠(yuǎn)山區(qū)小水電為基礎(chǔ)的多能源互補(bǔ)發(fā)電系統(tǒng)在國內(nèi)外研究較少，多能源聯(lián)合發(fā)電具有很多優(yōu)勢，在未來勢必逐漸取代單能源發(fā)電。

針對貴州省眾多小水電普遍利用汛期發(fā)電，枯水期不發(fā)電，單一運(yùn)行不能保證常年發(fā)電，降低了系統(tǒng)供電可靠性和經(jīng)濟(jì)性，而本地所蘊(yùn)含的豐富風(fēng)光資源沒有得到充分利用的問題。為了實(shí)現(xiàn)可再生能源的充分利用，本文分析了貴州省黔西南州普安縣的風(fēng)光水資源互補(bǔ)特性；以三板橋水電站為基礎(chǔ)提出風(fēng)光水儲(chǔ)互補(bǔ)發(fā)電系統(tǒng)；并基于HOMER可再生能源優(yōu)化軟件對離網(wǎng)型和并網(wǎng)型風(fēng)光水儲(chǔ)互補(bǔ)發(fā)電系統(tǒng)進(jìn)行資源容量配置；分析系統(tǒng)既考慮投資成本最小，又考慮其經(jīng)濟(jì)性的最優(yōu)資源容量優(yōu)化配置方案。

1 風(fēng)光水互補(bǔ)性

為了探究普安縣風(fēng)、光、水資源的季節(jié)互補(bǔ)性，通過整理多年的氣象數(shù)據(jù)，得到3種資源全年12個(gè)月的互補(bǔ)情況，如圖1所示。從圖中可以得出，1～3月為強(qiáng)風(fēng)期，風(fēng)能可彌補(bǔ)太陽能和水能的不足，風(fēng)能與太陽能、水能形成良好的互補(bǔ)性；3～6月為一年中極度枯水期，水輪機(jī)發(fā)電極其少，而風(fēng)能和太陽能這段時(shí)期很豐沛，使得發(fā)電量得到平衡，風(fēng)能、太陽能與水能形成互補(bǔ)；6～9月風(fēng)能表現(xiàn)很乏力，而太陽能和水能則為全年較豐富期，太陽能、水能與風(fēng)能形成互補(bǔ)；9～11月太陽能逐漸削弱，而風(fēng)能逐漸開始增強(qiáng)，但漲幅較小，水能為全年富有期，水能與風(fēng)能、太陽能形成較好的互補(bǔ)；11～12月風(fēng)力增強(qiáng)，水能減弱，但仍具備發(fā)電能力，太陽能為全年最弱時(shí)期，此時(shí)風(fēng)能、水能與太陽能形成互補(bǔ)。

因此，風(fēng)光水資源一年四季具有良好的季節(jié)互補(bǔ)性，貴州省普安縣適合在現(xiàn)有水電基礎(chǔ)上發(fā)展風(fēng)光水互補(bǔ)發(fā)電系統(tǒng)，可極大地提高資源利用率，大大減少化石燃料的使用。

圖1 風(fēng)光水資源季節(jié)性Fig.1 Seasonal characteristic of wind,solar and water resources

2 風(fēng)光水儲(chǔ)聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)調(diào)度策略

在普安縣三板橋鎮(zhèn)三板橋水電站基礎(chǔ)上加入風(fēng)力發(fā)電、光伏發(fā)電和蓄電池構(gòu)造風(fēng)光水儲(chǔ)聯(lián)合互補(bǔ)發(fā)電系統(tǒng)，其系統(tǒng)結(jié)構(gòu)如圖2所示。該系統(tǒng)電源由水輪機(jī)組、光伏陣列和風(fēng)力發(fā)電機(jī)組成，利用天然風(fēng)光水資源互補(bǔ)發(fā)電；變流部分由逆變器、整流器組成；還有升壓變壓器、蓄電池等主要部件。

圖2 風(fēng)光水儲(chǔ)聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)Fig.2 Combined power generation system of wind-solarwater-battery

由中國新能源網(wǎng)公布的2016年中國光伏和風(fēng)電電價(jià)調(diào)整方案得知，對于ⅳ類資源區(qū)，陸上風(fēng)電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)為0.60元，光伏電站標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)為0.98元，而水電在普安地區(qū)上網(wǎng)電價(jià)為0.25元。三板橋現(xiàn)有水電站發(fā)出的電能直接升壓賣給電網(wǎng)，不直接對負(fù)荷進(jìn)行供電，為了實(shí)現(xiàn)資源的優(yōu)化利用，提高系統(tǒng)運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性，發(fā)展多能源聯(lián)合發(fā)電滿足當(dāng)?shù)鼐用裼秒娦枨蠛苡斜匾?。在保證用戶可靠用電的前提下，實(shí)現(xiàn)投資成本最少，發(fā)電收益最大。該系統(tǒng)調(diào)度策略如下。

（1）離網(wǎng)型：3種資源互補(bǔ)發(fā)電，滿足負(fù)荷需求。當(dāng)水資源豐沛時(shí)，水輪機(jī)保持連續(xù)運(yùn)行，白天投入光伏、風(fēng)機(jī)發(fā)電，多余電量儲(chǔ)存在蓄電池中，以備負(fù)荷不足時(shí)滿足用電需求。在發(fā)電量盈余較多時(shí)，為了實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)最大化，風(fēng)電、光電直接出售給電網(wǎng)，水電先給蓄電池充電，若仍有結(jié)余再出售給上網(wǎng)。在枯水季節(jié)，夜間蓄水，風(fēng)機(jī)運(yùn)行給蓄電池充電和滿足負(fù)荷需求。白天高峰負(fù)荷時(shí)，水輪機(jī)、光伏、風(fēng)機(jī)發(fā)電和蓄電池放電滿足負(fù)荷需求；低谷負(fù)荷時(shí)，向蓄電池充電，水庫蓄水。

（2）并網(wǎng)型：由于蓄電池投資成本昂貴，不使用蓄電池。當(dāng)系統(tǒng)負(fù)荷不足時(shí)，直接向電網(wǎng)購電滿足負(fù)荷需求。系統(tǒng)發(fā)電盈余時(shí)，在滿足負(fù)荷需求下，光電、風(fēng)電優(yōu)先出售給電網(wǎng)，水電仍有結(jié)余再出售電網(wǎng)，實(shí)現(xiàn)收益最大化。

3 聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)容量優(yōu)化配置

3.1 項(xiàng)目地址資源狀況

（1）水資源：經(jīng)實(shí)地考察走訪，三板橋代燃料水電站由3臺(tái)500 kW的軸流式水輪機(jī)組成，最大水頭為14 m，額定水頭11 m，其所在河流為馬過河，平均徑流量5.78 m3/s。三板橋水電站近幾年來平均計(jì)劃生產(chǎn)和實(shí)際生產(chǎn)電量，如圖3所示。其年生產(chǎn)電量約582萬kW·h，水資源較為豐富。

圖3 三板橋水電站多年平均生產(chǎn)進(jìn)度Fig.3 Yearly average production schedule of Sanbanqiao Hydropower Station

（2）光資源：通過HOMER（可再生能源混合發(fā)電優(yōu)化建模軟件）軟件進(jìn)行光資源模擬，在軟件界面輸入三板橋水電站地理位置（E：104°55'，N：25°47'），得到全年各月平均日輻射量和清潔因子 （衡量空氣的清潔程度，陽光越充足，其值越大），如圖4所示。全年平均每天太陽輻射量為3.92 kW·h/m2，年總輻射4 322.04 M·Wh/m2，屬于太陽能資源較豐富帶[11]。

（3）風(fēng)資源：根據(jù)美國航天局衛(wèi)星數(shù)據(jù)和中國氣象數(shù)據(jù)網(wǎng)得到該地近幾年日風(fēng)速數(shù)據(jù)，為了獲得每小時(shí)平均風(fēng)速，需要在HOMER軟件中輸入威布爾分布參數(shù)（表征長期風(fēng)速分布）、各月平均風(fēng)速、自相關(guān)因子 （表征每小時(shí)風(fēng)速的隨機(jī)性，通常取0.7～0.8）等參數(shù)，即可得到小時(shí)風(fēng)速曲線。威布爾分布參數(shù)實(shí)際問題中多采用統(tǒng)計(jì)量估計(jì)法[12]，計(jì)算精度高，其計(jì)算公式為

圖4 三板橋水電站月平均日輻射量和清潔因子Fig.4 Monthly average daily radiation and clean factor of Sanbanqiao Hydropower Station

式中：Γ（1+1/k）=（0.434/k+0.568）1/k；k 和 c 分別為威布爾分布函數(shù)的分布形狀參數(shù)和分布尺度參數(shù)；和σ分別為平均風(fēng)速和風(fēng)速標(biāo)準(zhǔn)差。

所以可以得到威布爾分布函數(shù)為

式中，v為瞬時(shí)風(fēng)速，m/s。

圖5 全年風(fēng)速分布情況Fig.5 Distribution of annual wind speed

負(fù)荷情況：現(xiàn)有水電站生產(chǎn)能力可對三板橋鎮(zhèn)3個(gè)村莊：板橋村、云莊村和九峰村共1 724戶9 119人進(jìn)行供電。從當(dāng)?shù)仉娏精@知，其年銷售電量約272萬kW·h，峰值負(fù)荷1 047 kW，平均每戶日用電量約4.32 kW·h。由于農(nóng)村電網(wǎng)中負(fù)荷變動(dòng)較大，是一個(gè)隨機(jī)量，模擬日常負(fù)荷在全年中每小時(shí)的變化情況難度較大，本文采用偏遠(yuǎn)山區(qū)典型負(fù)荷模型進(jìn)行模擬仿真，該模型數(shù)據(jù)可從Geospatial toolkits工具包中得到。典型日全天負(fù)荷如圖6所示。

圖6 典型日全天負(fù)荷Fig.6 Load on one typical day

3.2 風(fēng)光水儲(chǔ)互補(bǔ)發(fā)電容量優(yōu)化配置

基于HOMER軟件搭建離網(wǎng)型和并網(wǎng)型多能源聯(lián)合發(fā)電仿真系統(tǒng)，其中，離網(wǎng)型如圖7所示，圖中eW15為風(fēng)力發(fā)電機(jī)、PV為光伏發(fā)電、S6CS25P為蓄電池。本文分別對離網(wǎng)型和并網(wǎng)型兩種聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)進(jìn)行仿真分析，討論既考慮投資成本又考慮經(jīng)濟(jì)效益的最優(yōu)配置方案。

圖7 離網(wǎng)型風(fēng)光水儲(chǔ)互補(bǔ)發(fā)電系統(tǒng)Fig.7 Off-grid complementary power generation system of wind-solar-water-battery

水輪發(fā)電機(jī)在2010年已經(jīng)投入，目前成本已收回，故不考慮其購置成本，按使用壽命30 a計(jì)算，已使用6 a，剩余使用壽命為24 a。根據(jù)2016年公布的光伏發(fā)電成本可知，2015年國內(nèi)光伏發(fā)電成本為7.5～9.0元/W，預(yù)計(jì)在未來幾年，其成本將會(huì)持續(xù)降低，2020年將降至7.0～7.5元/W。風(fēng)力發(fā)電機(jī)購置成本較高，本文選擇中等容量的風(fēng)力發(fā)電機(jī)，發(fā)電功率分別為50、100、250 kW。參考文獻(xiàn)[13]得到各組件單位價(jià)格成本（匯率按1美元=6.16元）如表1所示。表中，HT：水輪發(fā)電機(jī)；PV：光伏組件；WT：風(fēng)力發(fā)電機(jī)；CT：變流器；BT：蓄電池。

3.2.1 離網(wǎng)型風(fēng)光水儲(chǔ)互補(bǔ)發(fā)電系統(tǒng)容量優(yōu)化配置

對于離網(wǎng)型風(fēng)光水儲(chǔ)互補(bǔ)發(fā)電系統(tǒng)，要確保用戶供電的可靠性、持續(xù)性。在HOMER軟件中輸入各組件單位成本，設(shè)為離網(wǎng)模式，得到50 kW風(fēng)機(jī)3種投資成本最少的優(yōu)化組合方案，如圖8所示。

表1 各組件單位成本Tab.1 Unit cost per unit

圖8 風(fēng)機(jī)為50 kW時(shí)投資成本最少的優(yōu)化組合方案Fig.8 Optimal combination scheme with minimum investment cost of 50 kW wind turbine

從圖8中可知，當(dāng)選擇800 kW光伏組件、50 kW風(fēng)力發(fā)電機(jī)30個(gè)、蓄電池1 400組、800 kW變流器時(shí)，原始資金（initial capital）和總的凈現(xiàn)成本total NPC最少，分別為2 919.920萬元和4 401.204萬元，標(biāo)準(zhǔn)能源成本COE（cost of energy）（總成本與總負(fù)荷之比）為1.196元/kW·h。各組件全壽命周期下總成本如表2所示，表中，ST表示系統(tǒng)。

從表2可以看出，蓄電池在投資成本中所需費(fèi)用最大，同時(shí)一直以來對于離網(wǎng)型的新能源發(fā)電系統(tǒng)，降低蓄電池成本是提高系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)運(yùn)行的關(guān)鍵因素。風(fēng)力發(fā)電機(jī)在總成本中的比例也較大，主要是其購置成本較高，增加了投資成本。

表2 最優(yōu)組合下各組件全壽命周期成本Tab.2 Whole life cycle cost of components under optimal combination萬元

風(fēng)光水全年發(fā)電總量及比例如圖9所示。從仿真結(jié)果得每年生產(chǎn)電量為7 784 740 kW·h，其中水輪機(jī)年發(fā)電量、風(fēng)力發(fā)電機(jī)年發(fā)電量和光伏發(fā)電量分別占總量的75%、8%和17%，新能源發(fā)電率100%。

圖9 風(fēng)光水全年發(fā)電總量及比例Fig.9 Annual electricity generation and proportions of wind,solar,and water

負(fù)荷需求為2 879 298 kW·h，僅占總電量的36.98%。為了確保系統(tǒng)供電可靠性，在枯水季節(jié)水輪機(jī)發(fā)電較少，在容量配置中，光伏和風(fēng)電以滿足此時(shí)需求負(fù)荷為目標(biāo)進(jìn)行配置。因此在全年將會(huì)多出很多電量，這些多余電量將出售給電網(wǎng)。各組件全年各月平均輸出功率如圖10所示。

光伏、風(fēng)力發(fā)電機(jī)在全年每小時(shí)的發(fā)電情況仿真結(jié)果如圖11、圖12所示。由圖11可見，光伏發(fā)電在4～9月發(fā)電較多。風(fēng)力發(fā)電由于風(fēng)速具有隨機(jī)性，其分布也具有隨機(jī)性，如圖12所示。

圖13給出了全年各月荷電狀態(tài)統(tǒng)計(jì)情況，可以看出，蓄電池僅在12月到次年5月向外輸出電能。為了增加使用壽命，6月～11月需將蓄電池保持在充滿電狀態(tài)，荷電狀態(tài)為100%，這會(huì)帶來很多電能損失。全年充電電能為291 425 kW·h，釋放電能236 475 kW·h，損失電能 54 950 kW·h。

為了選擇出投資成本最低的優(yōu)化配置方案，本文還分別對風(fēng)力發(fā)電機(jī)為100 kW、150 kW時(shí)的系統(tǒng)進(jìn)行了仿真比較，得出3種風(fēng)機(jī)功率下系統(tǒng)最優(yōu)組合下投資成本，分別如表3～表5所示。

由表可知，由于負(fù)荷需求是一定的，因此在3種不同功率的風(fēng)機(jī)下，系統(tǒng)所需的蓄電池容量一樣。因?yàn)轱L(fēng)力發(fā)電機(jī)功率越大，購置費(fèi)用越高，比較分析可知，當(dāng)風(fēng)機(jī)為50 kW時(shí)，系統(tǒng)總的投資成本和凈現(xiàn)成本分別為2 919.9萬元和4 401.21萬元。而50 kW時(shí)單位生產(chǎn)成本比100 kW時(shí)多。

圖10 各組件各月平均輸出功率Fig.10 Average output power of each component in every month

圖11 光伏全年各時(shí)刻輸出功率Fig.11 Annual output power of PV at different time points

圖12 風(fēng)力發(fā)電機(jī)全年各時(shí)刻輸出功率Fig.12 Annual output power of wind turbine at different time points

圖13 全年各月荷電狀態(tài)統(tǒng)計(jì)Fig.13 Annual statistics of state of charge in every month

表3 風(fēng)機(jī)為50 kW系統(tǒng)最優(yōu)組合及成本Tab.3 Optimal combination and cost of 50 kW wind turbine

表4 風(fēng)機(jī)為100 kW系統(tǒng)最優(yōu)組合及成本Tab.4 Optimal combination and cost of 100 kW wind turbine

表5 風(fēng)機(jī)為250 kW系統(tǒng)最優(yōu)組合及成本Tab.5 Optimal combination and cost of 250 kW wind turbine

考慮收益時(shí)，假定出售電價(jià)為0.5元/kW·h，計(jì)算年盈利和成本回收期。其中，年盈利（元）=年生產(chǎn)電量×出售電價(jià)-年凈現(xiàn)成本，即：風(fēng)機(jī)為50 kW時(shí)年盈利為7 784 740×0.5-3 442 918=449 452元；風(fēng)機(jī)為100 kW時(shí)年盈利為7 935 665×0.5-3 455 106=512 726.5元；風(fēng)機(jī)為250 kW時(shí)年盈利為7 832 086×0.5-4 282 351=-366 308元。

成本回收期計(jì)算公式為

式中：n為成本回收期，a；Q為投資初始成本，萬元；Q'為年投資初始成本，萬元。

計(jì)算得：50 kW時(shí)回收期為10.68 a；100 kW時(shí)為10.27 a；250 kW風(fēng)機(jī)投入時(shí)，處于虧本狀態(tài)，在全壽命周期內(nèi)難以收回成本。綜合考慮投資成本和收益，選擇100 kW風(fēng)力發(fā)電機(jī)時(shí)的離網(wǎng)型風(fēng)光水儲(chǔ)互補(bǔ)發(fā)電系統(tǒng)，其年收益為51.27萬元，投資成本為2 997.44萬元。

因此，離網(wǎng)型風(fēng)光水儲(chǔ)互補(bǔ)發(fā)電系統(tǒng)因需投入大量的蓄電池，使系統(tǒng)盈利較少，成本回收期較長。但對于偏遠(yuǎn)無電山區(qū)，以滿足農(nóng)村用電需求為目的，發(fā)展離網(wǎng)型風(fēng)光水儲(chǔ)互補(bǔ)發(fā)電仍具有必要性。

3.2.2 并網(wǎng)型風(fēng)光水儲(chǔ)互補(bǔ)發(fā)電系統(tǒng)容量優(yōu)化配置

并網(wǎng)型風(fēng)光水儲(chǔ)互補(bǔ)發(fā)電系統(tǒng)如圖14所示，將該系統(tǒng)直接并網(wǎng)連接，當(dāng)發(fā)電系統(tǒng)電力充足時(shí)，多余電量直接輸送到電網(wǎng)；當(dāng)發(fā)電系統(tǒng)電力不足時(shí)，則由電網(wǎng)向負(fù)荷提供不足電力，實(shí)現(xiàn)發(fā)電系統(tǒng)與電網(wǎng)之間能源的相互流動(dòng)。

離網(wǎng)型風(fēng)光水儲(chǔ)互補(bǔ)發(fā)電系統(tǒng)由于需要大量的蓄電池進(jìn)行儲(chǔ)能，以供電力不足時(shí)為用戶提供電能。從上文仿真結(jié)果可知離網(wǎng)型系統(tǒng)中蓄電池的凈現(xiàn)成本約占整個(gè)系統(tǒng)凈現(xiàn)成本的38.08%，所占比重較大，且不能帶來太多經(jīng)濟(jì)效益，大大地增加了系統(tǒng)投資成本，使得成本回收期延長，不經(jīng)濟(jì)。因此，為了減少系統(tǒng)投資成本，應(yīng)盡量減少蓄電池的使用。在可并網(wǎng)條件下，電力不足時(shí)優(yōu)先考慮從電網(wǎng)購電滿足用電需求，購電價(jià)格為0.614元/kW·h[14]。

在并網(wǎng)型互補(bǔ)發(fā)電系統(tǒng)中，選擇50 kW風(fēng)力發(fā)電機(jī)進(jìn)行仿真，得到其優(yōu)化組合方案如圖15所示。

圖14 并網(wǎng)型風(fēng)光水儲(chǔ)互補(bǔ)發(fā)電系統(tǒng)Fig.14 On-grid complementary power generation system of wind-solar-water-battery

圖15 并網(wǎng)型發(fā)電系統(tǒng)優(yōu)化配置方案Fig.15 Optimal configuration scheme for on-grid power generation system

圖15給出了8種不同組合下的最優(yōu)配置方案，前4種都未用到蓄電池，為了提高系統(tǒng)運(yùn)行經(jīng)濟(jì)性，討論前4種方案下的系統(tǒng)收益。從圖可知第1種組合（水力發(fā)電機(jī)直接并網(wǎng)，無光伏、風(fēng)電、蓄電池、換流器）投資成本最低，其凈現(xiàn)成本NPC為4 121 293元，標(biāo)準(zhǔn)能源成本COE為0.06元/kW·h，可再生能源發(fā)電比例為93%。水輪機(jī)全壽命周期總凈現(xiàn)成本為995 693元，向電網(wǎng)購電花費(fèi)3 125 602元。其每月發(fā)電和購電情況如圖16所示，在12月到次年5月期間向電網(wǎng)購電，購電量占總電量的6%。

圖16 全年每月發(fā)電和購電情況Fig.16 Annual power generation and purchase in every month

對于系統(tǒng)發(fā)電經(jīng)濟(jì)性，本文對前4種優(yōu)化組合方案進(jìn)行分析比較，按目前國家上網(wǎng)電價(jià)政策，水電0.25元/kW·h，風(fēng)電上網(wǎng)為0.6元/kW·h，光伏上網(wǎng)電價(jià)為0.98元/kW·h，出售給用戶價(jià)格0.506元/kWh。為使經(jīng)濟(jì)效率最大，系統(tǒng)所發(fā)出的電全部優(yōu)先供用戶使用，不足電力向電網(wǎng)購入，多余電力出售給電網(wǎng)。4種配置方案中水輪機(jī)發(fā)電量均為5 820 020 kW·h，向用戶供電 2 482 555 kW·h，向電網(wǎng)出售3 317 665 kW·h。由此比較4種配置方案的經(jīng)濟(jì)性。

年盈利的計(jì)算公式為式中：y為年盈利，萬元；wyi分別為風(fēng)、光、水電賣給用戶電量，kW·h；pyi分別為風(fēng)、光、水電賣給用戶電價(jià)，元；wsi分別為風(fēng)、光、水電每年出售給電網(wǎng)電量，kW·h；psi分別為風(fēng)、光、水電每年出售給電網(wǎng)電價(jià)，kW·h；N為年凈現(xiàn)成本，萬元。

表6給出了前4種優(yōu)化配置方案的發(fā)電量、成本、盈利及成本回收期情況。由表可得，在不投入風(fēng)光并網(wǎng)發(fā)電時(shí)，年盈利為176.32萬元，投入光伏發(fā)電時(shí)，年盈利180.43萬元，為4種配置方案中盈利最多的方案，成本回收期為0.49 a。方案4中將風(fēng)光水都投入系統(tǒng)運(yùn)行，不加蓄電池，年盈利為155.77萬元，成本回收期最長，為2.44 a。因此，在考慮經(jīng)濟(jì)性時(shí)，在現(xiàn)有水電站基礎(chǔ)上加入光伏發(fā)電，可以提高系統(tǒng)運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性。

表6 4種優(yōu)化配置方案收益及回收期Tab.6 Revenues and payback periods of four optimal configuration schemes

4 結(jié)論

（1）為解決偏遠(yuǎn)山區(qū)用電問題，以滿足農(nóng)村用電為目的，可發(fā)展離網(wǎng)型風(fēng)光水儲(chǔ)互補(bǔ)發(fā)電系統(tǒng)，但由于需要大量蓄電池，投資成本較高，回收期較長，本文研究了滿足1 724戶農(nóng)村居民用電的離網(wǎng)型風(fēng)光水儲(chǔ)互補(bǔ)發(fā)電系統(tǒng)，在現(xiàn)有水電基礎(chǔ)上需投入起始資金2 997.44萬元，預(yù)計(jì)10.27 a收回成本。

（2）在可并網(wǎng)條件下，優(yōu)先發(fā)展并網(wǎng)型風(fēng)光水儲(chǔ)互補(bǔ)發(fā)電系統(tǒng)，電力不足時(shí)從電網(wǎng)取電，電力盈余時(shí)向電網(wǎng)輸送電能。由于目前大容量風(fēng)力發(fā)電機(jī)投資成本較高，本文的優(yōu)化配置方案中，在現(xiàn)有水電基礎(chǔ)上加入100 kW光伏發(fā)電，可使系統(tǒng)每年獲利更多，投資成本可在0.49 a收回。

（3）近年來，由于新能源發(fā)電設(shè)備生產(chǎn)技術(shù)不斷成熟，且采用先進(jìn)科技降低生產(chǎn)成本，風(fēng)力發(fā)電機(jī)、光伏組件以及蓄電池購置價(jià)格將會(huì)不斷下降，發(fā)展風(fēng)光水儲(chǔ)互補(bǔ)發(fā)電系統(tǒng)將更加有優(yōu)勢。