鑒于近年來光伏的迅速發(fā)展,以及分布式電源及微電網(wǎng)項目面臨的成本及運營問題,建立基于不同分布式電源/微電網(wǎng)并網(wǎng)方式和不同商業(yè)運營模式的項目綜合效益評價模型,提出分布式發(fā)電/微電網(wǎng)項目的綜合效益分析流程圖,并進行實際工程的算例分析。該方法彌補了分布式發(fā)電經(jīng)濟性分析較為粗獷的缺點,考慮全壽命周期內(nèi)項目的收益和成本,綜合考慮復雜電價體系下采用不同運營主體的收益,以及初始投資、運行維護、投資回收期等成本因素對分布式發(fā)電項目經(jīng)濟性的影響,并優(yōu)選出最優(yōu)的運營模式。實證分析結果表明,該方法在分布式發(fā)電項目經(jīng)濟性評價中是有效的且準確的。結果表明采用由分布式發(fā)電商進行電源投資,由電網(wǎng)企業(yè)負責用戶配電網(wǎng)或微電網(wǎng)的運行、維護和售電的運營模式是盈利水平最高的運營模式。 

【文章來源】：電網(wǎng)技術. 2017,41(06)北大核心EICSCD

【文章頁數(shù)】：11 頁

【部分圖文】：

該地區(qū)太陽能資源年變化(月值)

為基礎，該項目在光資源豐富地區(qū)集中選取294棟居民樓樓頂布置光伏，建設光伏發(fā)電項目。小區(qū)居民商住用電最大負荷12.89MW，此部分負荷的供電主要由光伏和市電混合供電，其中主要是居民負荷，居民用電負荷按評均6kW/戶，盈余的光伏發(fā)電量將就近并入電網(wǎng)，部分補償居民用電、電動汽車充電站等用電負荷，實現(xiàn)就地消納，減少網(wǎng)損，提高經(jīng)濟效益。2）光伏出力和負荷預測。該地區(qū)的總輻射年總量在1500kWh/m2左右，年日照時數(shù)在2800h以上，對比我國太陽能資源的一級區(qū)劃，該地區(qū)的太陽能資源屬于Ⅱ類“很豐富帶”。圖9為該地區(qū)太陽能資源年變化(月值)。圖9該地區(qū)太陽能資源年變化(月值)Fig.9Annualvariationofsolarenergyresourcesintheregion(monthly)本項目光伏發(fā)電規(guī)模，太陽能年發(fā)電量1314.7萬kW·h，平均每天發(fā)電量3.6萬kW·h；經(jīng)計算得出新區(qū)總生活用電量為855.621萬kW·h/a，平均每天用電量2.34萬kW·h。新區(qū)的光伏發(fā)電量約是用電量的1.54倍，說明太陽能發(fā)電有較大的富裕。該地區(qū)白天負荷在15:0016:00達到最大，而居民用電白天用電量較少。當白天光伏滿出力，小區(qū)用電低谷時，出現(xiàn)最大上網(wǎng)電力。圖10顯示了該用戶春、夏、秋、冬四季典型日的光伏出力曲線和負荷曲線。根據(jù)式(16)(19)進行自發(fā)自用電量、上網(wǎng)電量及向大電網(wǎng)購電電量的計算。通過計算可知，該項目由于光伏出力曲線與負荷曲線重合度不高，因此各季節(jié)及全年均無法實現(xiàn)電力電量平衡，電量平衡率在不考慮儲能的情況下，全年79%的時間內(nèi)負荷大于光伏出力，66%的電量需要向大電網(wǎng)購電。3）電網(wǎng)情況和光伏并網(wǎng)方案。該區(qū)規(guī)劃建設新區(qū)110kV變電站，計劃容量240MVA，設110kV/10kV兩級電壓；考慮到一期用電負荷可能不高，規(guī)劃將10kV的配網(wǎng)在一期工程中連接至

【參考文獻】：
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