基于增量思維的剛果礦山光儲柴一體化電力解決方案研究

■福建永福電力設計股份有限公司 彭花娜 鐘小燕

寧德時代新能源科技股份有限公司 馬晟

位于非洲中部的剛果金盛產(chǎn)礦產(chǎn)資源且種類繁多，其中Cu、Co金屬含量均居世界前列。隨著“一帶一路”戰(zhàn)略的不斷推進，越來越多的中資企業(yè)在該區(qū)域從事礦產(chǎn)資源生產(chǎn)經(jīng)營活動[1]。剛果國家經(jīng)濟高度依賴礦產(chǎn)業(yè)開發(fā)，近年來，剛果政府采取一系列措施促進經(jīng)濟發(fā)展和基礎(chǔ)設施建設，刺激電力需求的快速增長，但其電力供應仍明顯不能滿足國內(nèi)生產(chǎn)和生活的基本用電需要，造成經(jīng)常性大范圍停電，需經(jīng)常依賴柴油發(fā)電機自行發(fā)電。在東南部加丹加省，隨著礦業(yè)冶煉企業(yè)數(shù)量不斷增多，生產(chǎn)規(guī)模逐步擴大，相應的電力基礎(chǔ)設施尚未完成配套升級，該地區(qū)礦山電力缺口巨大（僅能滿足設計能力的40%左右），經(jīng)常出現(xiàn)不規(guī)律停電現(xiàn)象，給企業(yè)正常生產(chǎn)造成巨大影響。部分企業(yè)采用柴油發(fā)電或從贊比亞進口電力方式，或通過自建、合建水電站，或在礦區(qū)開發(fā)太陽能發(fā)電項目，以此來緩解“電荒”[2]。本文基于增量思維，分析剛果某礦山電力現(xiàn)有供應方案痛點，并提出光儲柴一體化電力解決方案，以期為中資企業(yè)后續(xù)在剛果進行礦山項目開發(fā)提供思路模板，并為后續(xù)與剛果電力公司聯(lián)合開發(fā)更多聯(lián)合發(fā)電項目打下堅實基礎(chǔ)。

1.問題提出

1.1 項目基本情況

該項目標的為某中資企業(yè)在剛果南部投資的某礦山，海拔小于1500m，項目地站址水平面平均年總輻射量為7640MJ/m2。

1.2 現(xiàn)供電方案痛點分析

目前，礦山本體項目已建成一年時間，建設有1臺25MVA主變壓器，1回120kV線路，預留1臺主變，1回線路，負載上限為15MW?，F(xiàn)電網(wǎng)供電能力為8MW～13MW，且可靠性極低，非計劃停電頻繁；礦山在電網(wǎng)停電期間，采用柴發(fā)發(fā)電，費用高，單價為33美分，且需減負載（配置1.8MW＊7，按不停電負載需求至少運行3臺）運行。

由于電網(wǎng)為非計劃停電，柴發(fā)啟動時間一般需30s，在電網(wǎng)與柴發(fā)交接供電階段，將出現(xiàn)全礦山停電的情況，對設備的運行十分不利。

1.3 項目訴求

解決現(xiàn)供電方案痛點，并達到礦山期望供電水平，提高礦山供電可靠性，同時滿足礦山全年滿負荷運行要求（電網(wǎng)長時間故障的嚴重工況除外）。

2.解決思路

2.1 總體思路

以實現(xiàn)剛果某礦山業(yè)主期望供電水平為基本要求，以項目參與各方（礦山、電力公司、投資方）均獲得收益，達到多方共贏為目標。

2.2 具體思路

采用光儲柴一體化解決方案，光儲發(fā)電量優(yōu)先考慮供給礦山使用，盈余電量上網(wǎng)；光儲供電不能覆蓋區(qū)域，由電網(wǎng)完成供電；極端工況光儲、電網(wǎng)均失電情況下，柴發(fā)作為后備啟動——供電能力覆蓋礦山重要負荷全年8760h，電量提升，產(chǎn)能提升，礦山業(yè)主受益。

儲能在光伏有發(fā)電情況下，每日強制性完成一個充放循環(huán)，儲能系統(tǒng)按平滑光伏功率輸出、削峰填谷滿足外部電網(wǎng)停電時礦山正常供電需求（期望供電功率15MW、儲能放電時長3h），作為儲能規(guī)模配置依據(jù)，按此配置，可完成柴發(fā)替代要求，儲能完成柴發(fā)替代，代價低于柴發(fā)，礦山業(yè)主受益。

光儲柴項目售電至電網(wǎng)電價低于電網(wǎng)向礦山售電電價；礦山場地較大，后期可考慮增加規(guī)模，電網(wǎng)可賺取差價同時緩解電荒，電網(wǎng)受益。

光儲柴一體化方案在電網(wǎng)停電時間小于3h時供電示意詳見圖1；電網(wǎng)停電時間大于3h時，需啟動柴發(fā)滿足不間斷負荷供電需求，供電示意詳見圖2。

圖1 光儲柴一體化方案供電示意圖（停電時間＜3h）

圖2 光儲柴一體化方案供電示意圖（停電時間＞3h）

3.光儲柴一體化電力解決方案

3.1 基礎(chǔ)數(shù)據(jù)分析

本文分別從光資源、電量缺額、停電概率、投資環(huán)境等方面進行分析。

3.1.1 光資源分析

項目地站址水平面平均年總輻射量為7640MJ/m2，光資源條件優(yōu)越；可達到I類資源區(qū)(等效利用小時數(shù) ＞1600)。

3.1.2 電量缺額分析

現(xiàn)“電網(wǎng)+柴發(fā)”提供用電量能力為1.0145億kWh，與期望供電水平1.3140億kWh相差較遠，電量缺額—0.2996億kWh，電量可提升空間為29.5%。

3.1.3 停電概率分析

根據(jù)礦山業(yè)主提供停電數(shù)據(jù)進行統(tǒng)計分析，如圖3所示。

圖3 礦山業(yè)主提供停電數(shù)據(jù)局部圖

從礦山業(yè)主提供的停電數(shù)據(jù)可知，電網(wǎng)停電分布、時長無規(guī)律可循。為分析儲能替代柴發(fā)后的停電覆蓋能力，需對停電概率進行統(tǒng)計分析。由于項目采用增量思維，總體方案為光儲柴一體化方案，因此，項目投產(chǎn)后在有光照時間電網(wǎng)停電時，礦山可以由光儲項目供電，停電數(shù)據(jù)不計入，對于無光照時間停電，停電數(shù)據(jù)需計入停電概率統(tǒng)計。統(tǒng)計礦山無光照期間停電時間概率分布詳見表1、圖4。

表1 礦山無光照期間停電時間概率分布表

圖4 礦山無光照期間停電時間概率分布圖

由停電時間概率分布可知，當配置15MW/45mWh儲能時，保障廠區(qū)15MW負荷運行3h，需要利用柴發(fā)作為備用的概率為24%；當15MW/60mWh儲能保障廠區(qū)15MW負荷運行4h，需要利用柴發(fā)作為備用的概率為15%；當15MW/75mWh儲能保障廠區(qū)15MW負荷運行5h，需要利用柴發(fā)作為備用的概率為10%。當儲能配置時間越來越長，增加的儲能部分投資代價遠大于在光儲、電網(wǎng)均失電前提下由柴發(fā)供電所需的代價。當配置3h時，儲能替代柴發(fā)可覆蓋的概率為76%。通過溝通，按時長3h進行考慮。

3.1.4 投資環(huán)境分析

該項目要從經(jīng)濟、法律、政策、技術(shù)等方面進行詳細分析。剛果目前政局不穩(wěn)，社會穩(wěn)定性較差，營商環(huán)境差，通貨膨脹率居高不下，政府融資困難，賦稅繁重。但是，剛果的電力市場前景大、發(fā)展空間大、光資源條件極佳。因此，進入該國別展開投資活動，需做好充分準備，對風險有足夠的應對措施。

3.2 光儲柴規(guī)模配置

3.2.1 柴發(fā)規(guī)模

現(xiàn)礦山在電網(wǎng)停電期間，采用柴發(fā)發(fā)電，單價為33美分，費用較高，減負載（配置1.8MW＊7，按不停電負載需求至少運行3臺）運行。采用光儲柴一體化方案后，不改變現(xiàn)有柴發(fā)方案，柴發(fā)規(guī)模保持不變，僅使用條件修訂為：極端工況光儲、電網(wǎng)均失電情況下，柴發(fā)作為后備啟動。

圖9 規(guī)模二電量平衡圖（一期55MWp+15MW/61.12mWh，二期185MWp）

3.2.2 儲能規(guī)模

國內(nèi)規(guī)范對于風光儲一體化項目儲能配置原則為：風光儲聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)的容量配比應以電網(wǎng)不同調(diào)控模式（平滑功率輸出、跟蹤計劃出力、系統(tǒng)削峰填谷等模式）要求為目標，經(jīng)技術(shù)經(jīng)濟綜合比較后最終確定。礦山項目對于儲能作用需求為柴發(fā)替代，規(guī)模為15MW/45mWh。

由于儲能配合光伏使用，每天最多只能完成一個充放循環(huán)，按現(xiàn)階段儲能投資進行測算，儲能度電成本約為32美分，大于售電電價15美分，無法形成合理收益，因此，儲能規(guī)模配置中不考慮時移規(guī)模。

考慮電池的初始循環(huán)效率為95.6%，放電深度為99%，系統(tǒng)直流轉(zhuǎn)交流效率為97%，并網(wǎng)點在第九年末電池可用電量為45mWh，電池的初始配置量為61.12mWh。

3.2.3 光伏規(guī)模

根據(jù)不同的邊界設定，光伏規(guī)模取值不同。

邊界一：考慮到與電力公司對接耗時較長，可能影響工期，按電量就地平衡測算，光伏發(fā)電優(yōu)先自發(fā)自用，不考慮盈余電力上網(wǎng)，光伏最大棄光率不超過5%，測算規(guī)模為41MWp。按此規(guī)模下礦山典型日負荷及光伏出力曲線詳見圖5。

圖5 礦山典型日負荷及光伏出力曲線（41MWp）

邊界二：光伏發(fā)電優(yōu)先自發(fā)自用，考慮盈余電力上網(wǎng)，光伏最大棄光率不超過5%，且滿足現(xiàn)有主變?nèi)萘坎贿^載，測算規(guī)模為55MWp。按此規(guī)模下礦山典型日負荷及光伏出力曲線詳見圖6。

圖6 礦山典型日負荷及光伏出力曲線（55MWp）

邊界三：光伏出力按弱光期均滿足儲能容量測算，測算規(guī)模為18MWp。按此規(guī)模下礦山典型日負荷及光伏出力曲線詳見圖7。

圖7 礦山典型日負荷及光伏出力曲線（55MWp）

電量平衡計算：三種邊界下，光伏規(guī)模不同，儲能規(guī)模一致。其中，邊界二考慮與電力公司溝通順暢，利用礦山空余場地建設單獨的光伏站，二期建設光伏站規(guī)模為185MWp。分別進行電量平衡計算詳見圖8～圖10。

圖8 規(guī)模一電量平衡圖（55MWp+15MW/61.12mWh）

圖10 規(guī)模三電量平衡圖（18MWp+15MW/61.12mWh）

3.3 光儲柴項目對礦山本體項目影響分析

3.3.1 項目開采年限影響分析

礦山簽訂合同模式若為固定產(chǎn)量、固定年限，采用光儲柴一體化項目后，供電可靠性提高及電量、產(chǎn)能提升，因此開采年限將縮短。開采年限縮短意味著資金早日回籠，對項目有利。

礦山簽訂合同模式若為不固定產(chǎn)量，僅固定年限，采用光儲柴一體化項目后，供電可靠性提高及電量、產(chǎn)能提升，而開采年限不縮短。產(chǎn)能提升意味著項目的經(jīng)濟效益更優(yōu)，對項目十分有利。該部分的影響需具體項目具體分析。

3.3.2 供電可靠性影響分析

以年均停電小時數(shù)及供電可靠率作為供電可靠性指標進行量化分析，項目投產(chǎn)前后供電可靠性對比結(jié)果見表2。從中可以看出，該項目投產(chǎn)后礦山供電可靠率將提高11.2%，供電可靠性大大提升。

表2 項目投產(chǎn)前后供電可靠性對比結(jié)果

3.3.3 項目間接收益影響分析

無論礦山本體采用何種合同模式，供電可靠性提高及電量提升，對其均將產(chǎn)生較為可觀的經(jīng)濟收益。在進行經(jīng)濟評價時，若由礦山業(yè)主進行項目投資，由光儲柴一體化項目帶來的間接收益，應給予量化考量。

3.4 經(jīng)濟評價

三種方案的經(jīng)濟評價指標詳見表3。

表3 三種方案經(jīng)濟評價指標表

從表3可知，無論采用哪種方案，全投資內(nèi)部收益率均高于20%，方案一為最優(yōu)選擇，項目具有較好的投資回報。

4.結(jié)論

本文基于增量思維，針對剛果某礦山電力現(xiàn)有供應方案痛點，因地制宜利用礦區(qū)空余場地裝設光伏設施。光伏發(fā)電優(yōu)先滿足自發(fā)自用，盈余電力上網(wǎng)，同時，配置儲能設施用于柴發(fā)替代，形成光儲柴一體化電力解決方案。該方案不僅可以實現(xiàn)“源網(wǎng)荷儲”友好互動，提高礦山供電可靠性并達到期望供電水平，大幅提升礦山產(chǎn)能，創(chuàng)造可觀經(jīng)濟效益，同時還可實現(xiàn)對太陽能、空余場地綜合利用，緩解剛果電網(wǎng)供電壓力，具有良好的社會示范效益。通過該項目的實踐，可為中資企業(yè)后續(xù)在剛果進行礦山項目開發(fā)提供思路模板，并為后續(xù)與剛果電力公司聯(lián)合開發(fā)更多聯(lián)合發(fā)電項目打下堅實基礎(chǔ)。