实用技术风光供电系统在某地区推广的可行性1.docVIP

风光供电系统在地推广的可行性分析摘要：西南地区很多地处山区的基站市电条件差，动力系统运行和维护成本高。但此地区风光资源丰富，可以考虑采用新能源供电系统。因此，某通信运营商在地区选取若干基站，安装了基站专用风光供电系统进行试点。本文将从节能数据、成本、价值等方面出发，分析风光互补供电新系统在此地区基站应用的可行性。 关键字：风光供电系统建设和维护成本可行性 1 西南地区很多地处山区的基站由于地理环境恶劣，市电条件差，电缆铺设距离远，小水电多，枯水期较长，造成维护用油运输成本大，动力系统运行和维护成本高、维护量大。，某通信运营商在地区选取若干基站，安装了基站专用风光供电系统进行试点。本文选取了三个试点站基站的负载和风光供电系统配置基本概况表1表 1 厂家针对试点站的发电系统配置 站 号 类型 目前功耗 年均风速 系统配置 试运时间 系统名称 设备名称 型号 数量 单位 基站一 山顶宏站 32kW 7m/s 风柴互补供电系统 风力发电机组 FD5-5/10 10 套 19个月 风能控制系统 ZK220-30 2 套 蓄电池 2V2000Ah 128 节 逆变器 　 1 台 基站二 山顶宏站 1300W 5m/s 风柴市电互补系统 风力发电机组 FD4-2/9A 3 台 3个月 风能控制系统 Gk24-06 1 套 附件 　 1 套 基站三 宏站（传输节点站） 800W 6m/s 风光农电互补供电系统 风力发电机组 FD4-2/9 2 套 3个月 光伏组件 110Wp/24v 9 片 风机控制模块 GK48-W50 2 个 光伏控制模块 GK48-S50 1 个 后备电源切换模块 GK48-A50 1 个 附件 　 2 套 2 试运行风光供电系统的技术和成本分析 2.1 风光供电系统的运行状况 基站一风柴互补供电系统试运行一年多来，发生的情况有：柴油机投入运行次数为4次；在大风情况下，其中1台风机的拉索螺栓没有拧紧，长时间运行后松开导致支架裂开；柴油机在寒冷天气启动较为困难；风机发电机组与油机倒换系统不匹配，有时不能正常倒换。 基站二和基站三的风光控制器本身具备485通信接口，但还没有在监控软件平台进行调试。 系统运行基本稳定。 2.2 试运行风光供电系统的成本分析 本节将从原有供电系统和风光供电系统的建设成本和维护成本出发，分析风光互补供电系统经济方面的可行性。传统供电和风光供电系统成本对比详见表2。 表 2 传统供电和风光供电系统成本对比表 站号 功率 一次性建设成本(万元) 年平均维护成本(万元) 基站一 32kW 原有供电方式 65.2 11.8585 风柴互补系统 154.52 6.3 传统供电方式与新供电系统建设造价比率 42.20% 传统供电方式与新供电系统年均维护费用比率 188.23% 传统供电与新供电系统15年建设和维护成本比率 97.61% 基站二 1.3kW 原有供电方式 6.2 3.1 风柴市电互补供电 15.38 1 传统供电方式与新供电系统建设造价比率 40.31% 传统供电方式与新供电系统年均维护费用比率 310.00% 传统供电与新供电系统15年建设和维护成本比率 173.47% 基站三 0.8kW 原有供电方式 6.4 2.7 风光农互补供电 16.48 1 传统供电方式与新供电系统建设造价比率 38.83% 传统供电方式与新供电系统年均维护费用比率 270.00% 传统供电与新供电系统15年建设和维护成本比率 148.98% 3 可推广性分析 3.1 本地区风能和太阳能资源情况简述 由于本地区地理环境复杂多变，气候的垂直、水平差异很明显。日照量自北向南递增，北部山地年日照时数约在1600～1800小时，而中南部可达到2400～2600小时。 风向与地形关系密切，多数县风向有季节变化。雨季风小，干季风大。雨季平均风速各地多小于2米／秒，2～4月平均风速各地多大于2米／秒，有些地区可达4～5米／秒。从风力分布图上可以看出，此地区约1/2的地区全年风速大于3m/s的时间为2000~3000h，约1/2的地区有效风功率在50~100W/m2。 可见本地区的风、光资源较为丰富，适合风光供电系统的使用。 3.2 经济性分析 根据国内风光供电的实践经验来看，在年平均风速5.5m/s以上，有效光照时间3.5h/day的站点，风光配比为8：2时整个系统成本较低，其中风力发电成本约为0.7元/度，光伏发电成本约为3元/度，风光互补系统折算每度电1.16