引言2020年第75届联合国大会一般性辩论上，中国明确要“采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”。我国需要通过减排或负排放技术实现温室气体的净零排放[1]，积极实施应对气候变化的国家战略，采取调整产业结构、优化能源结构、推进碳汇市场建设等措施并取得显著成效。我国的能源结构以煤炭为主，2017年煤炭消费占比约60%，煤炭消费量约50%用于发电[2]。煤炭在发电过程中会产生大量的CO2、SO2、NOx、烟尘等污染物，是温室气体的重要排放源。因此，电力行业的低碳转型是减少温室气体排放的关键[3]。风力和光伏发电作为新能源的重要形式，随着技术的发展，发电成本逐年降低，在我国能源结构中占比逐渐增加，将在我国电力行业低碳转型中发挥重要作用。风光互补发电在国内的应用场景越来越丰富，但在废水处理中的相关研究和应用较少。郑莉[4]等对自匹配风光互补海水淡化系统进行研究发现，控制负载可以根据新能源电量的波动进行自行匹配，实现太阳能海水淡化生产，获得较好的经济效益。何小龙[5]等研制离网风光互补反渗透海水淡化装置，每吨水能耗约4.8 kWh/m3，经济、环境和社会效益显著。刘锡文[6]等对小型风光互补反渗透海水淡化装置进行技术经济分析，发现装置具有占地面积小、安装运输方便、投资费用少等优点，具有广阔的应用前景；对蓄电池充放电、反渗透工艺、高压泵和能量回收等关键技术进行深入研究，将极大地提升风光互补发电反渗透海水淡化系统的经济性。海水淡化与废水处理在工艺流程、设备选择上具有相似性，因此风光互补电站在海水淡化中的应用研究仍具有一定的参考意义。对风光互补电站在工业废水处理中的效益进行预测分析，以减少废水处理行业中温室气体的排放，促进该行业的低碳转型。1项目概况1.1项目介绍以内蒙古自治区鄂尔多斯市某工业园区的工业废水处理项目为例，项目处理规模为450 m3/h (10 800 m3/d)，总投资约12 500万元，废水类型为工业含盐废水。项目主要工艺路线如图1所示，工业废水水质如表1所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.02.008.F001图1项目主要工艺路线10.3969/j.issn.1004-7948.2023.02.008.T001表1工业废水水质项目浓度TDS4 051CODCr137Na+1 109K+82Ca2+160Mg2+37NH4+11Cl-1 325SO42-777NO3-249HCO3-241F-9PO43-7SiO244mg/L项目采用“预处理-膜分离浓缩-蒸发/冷冻结晶”为主线的分盐零排放技术，通过絮凝、沉淀、过滤和高级氧化等预处理工艺降低废水硬度，去除废水中的二氧化硅、有机物等污染物质，利用纳滤膜对Cl-和SO42-进行初步分离，采用中、高压反渗透膜对废水进行浓缩和脱盐处理，通过蒸发结晶和冷冻/熔融结晶产出氯化钠和无水硫酸钠结晶盐及少量混合杂盐，实现工业废水的零排放和副产结晶盐的资源化利用。1.2运行成本组成项目直接运行水成本为14.5元/t，主要包括电费、天然气费、药剂费、污泥和杂盐处置费、人工费、维修费和耗材费等。运行成本组成如图2所示。项目2/3的运行成本由药剂费和电费构成，电费比例高达31.3%。项目主要用电设备包括各类水泵、高压泵、风机、搅拌设备、制氧设备、臭氧发生器、蒸汽压缩机、离心机、干燥机等。项目用电参数如表2所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.02.008.F002图2运行成本组成10.3969/j.issn.1004-7948.2023.02.008.T002表2项目用电参数参数数值装机功率/kW11 890年耗电量/万kWh3 814电价/(元/kWh)0.45年运行费用/万元1 716水成本/(元/t)4.54项目用电负荷较高，能源消耗量大，考虑节能降耗与低碳发展的需要，因地制宜利用当地丰富的风光资源，采用市政电网供电与分布式风光互补供电相结合的模式，对节约生产成本、保障供电安全和发展低碳经济具有重要意义。综合考虑，拟对该项目实施风光互补发电系统改造，并对改造方案的可行性和经济性进行预测分析。2结果与讨论2.1系统能效分析风力发电具有波动、随机和不可控等特性，其在大规模并网时会威胁电力系统的安全与稳定，而光伏发电受温度、光照等影响较大，并网利用率和电能质量较低[7-12]。辛业春[13]等研究表明，单一风电或光电等新能源发电具有波动性和不可靠性，而风光联合发电能够减缓单一新能源发电的波动，提高电力系统的稳定性。邬元[14]等指出，分布式风光互补发电系统利用了风能和太阳能在日夜和季节间的互补优势，能量输出稳定，提高了系统的稳定性。分布式风光互补发电系统主要由风力发电机组、太阳能光伏组件、风光互补系统控制器及并网逆变器等组成[14]。内蒙古自治区的风能和太阳能资源丰富。佟小林[15]等对内蒙古地区风能和太阳能资源的互补性进行分析发现，鄂尔多斯高原的风能资源类型属于春季强夏季弱型，与太阳能资源的互补性较强，适合建设风光互补电站。2.1.1分散式风力发电系统鄂尔多斯属北温带半干旱大陆性气候区，全年多盛行西风及北偏西风，年平均风速为3.6 m/s，最大风速达22 m/s，最大风速的风压为0.6 kN/m2。经初步测量，项目附近区域90 m高度处的平均风速约6.5 m/s，具备较好的风电开发价值。项目选用1台低风速机型GW140/2500风电机组，额定发电功率为2.5 MW。风力发电系统配置参数如表3所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.02.008.T003表3风力发电系统配置参数参数数值切入风速/(m/s)2.5额定风速/(m/s)8.5运行环境温度/℃-30~40设备利用率/%≥95叶轮扫风面积/m215 394叶轮额定转速/(r/min)11.8叶轮直径/m140轮毂高度/m90风力发电系统配置相应的保护和控制系统，风力机组发电后经箱式变压器升压至10 kV，接入园区变电站，经高压线路传输至项目高压配电室并实现供电。风力电站的年发电量为：L=W×t (1)式中：L——年发电量，kWh；W——装机容量，kW；t——等效发电时长，h。根据风电场风资源情况和风机功率曲线等参数，考虑系统损失折减，等效发电时长为2 898.9 h，系统装机容量为2.5 MW，年发电量为724.7 万kWh。系统寿命以20年计算，寿命期内总发电量为14 494.5 万kWh。2.1.2分布式光伏发电系统项目所在区域全年太阳辐射总量为5 965.2 MJ/m2，年平均日照时长为1 657.1 h，在我国太阳能资源分布中属于Ⅰ类地区，具有较好的太阳能利用条件，适合建设光伏发电系统。项目各区域参数如表4所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.02.008.T004表4项目各区域参数参数综合水池膜厂房使用面积/m26 68310 762安装容量/kWP469.71 033.3结构形式钢筋混凝土钢结构安装方式最佳倾角39°平铺年峰值日照时长/h2 0651 657项目规划装机容量为1.5 MWP，安装区域为综合水池顶面和膜厂房屋面，总使用面积为17 445 m2，光伏组件采用最佳倾角与平铺两种方式进行固定安装。光伏发电系统配置参数如表5所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.02.008.T005表5光伏发电系统配置参数参数数值单晶硅组件功率/WP305单晶硅组件数量/块4 928逆变器功率/kW90逆变器数量/台16光伏组件每22块串联为一串路，每14个串路接入1台组串式逆变器，多台逆变器接入1台交流汇流箱，经电缆接入并网柜，并入厂区0.4 kV线路，为项目实施供电。光伏电站的年发电量为：L=W×t×η (2)式中：L——年发电量，kWh；W——装机容量，kWP；t——年峰值日照时长，h；η——系统效率，%。光伏组件采用最佳倾角安装时，装机容量469.7 kWP，年峰值日照时长2 065 h；采用平铺安装时，装机容量1 033.3 kWP，年峰值日照时长1 657 h。分布式光伏发电系统效率（首年）按79%计算，首年发电量为211.9万kWh。光伏组件寿命以25年计算，第一年系统衰减率为3%，以后每年等比例衰减，25年后系统效率达到标称效率的85%以上。光伏电站年发电量如图3所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.02.008.F003图3光伏电站年发电量光伏发电系统寿命期为25年时，系统的总发电量为4 839.7万kWh，平均年发电量为193.6万kWh。2.2效益分析2.2.1经济效益分析风光互补电站的经济效益如表6所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2023.02.008.T006表6风光互补电站的经济效益参数风力电站光伏电站综合效益总投资/万元2 3005802 880年发电量/万kWh724.7193.6918.3年节省电费/万元326.187.1413.2静态回收期/a7.16.77.0风光互补电站平均年发电量占项目年耗电量的24.1%，考虑电站建设和运行成本，寿命期内电站发电节省的总费用约5 819.4万元。废水处理项目期限以30年计算，平均每年节省的电费为194.0万元，电耗节省0.51元/吨水，节电比例为11.3%。经风光互补发电系统改造，本项目的一次性投资增加23%，投资增加较为明显。分布式风光互补电站的应用具有较好的经济效益。2.2.2环境效益分析根据高建强[16]等、李海平[17]和黄莹灿[18]等的研究发现，燃煤电厂CO2、SO2、NOx和烟尘的度电排放量分别为576.40~980.90 g/kWh、2.93 g/kWh、2.56 g/kWh和19.30 g/kWh。采用风光互补发电系统后，项目预计可以减少使用标准煤约3 058 t/a，减排CO2约5 293~9 008 t/a，减排SO2约26.9 t/a，减排NOx约23.5 t/a，减排烟尘约177.2 t/a。聂龑[19]等对燃煤发电的环境成本进行计算发现，CO2、SO2、NOx和烟尘的度电成本分别为0.176元/kWh、0.090元/kWh、0.032元/kWh和0.117元/kWh。项目风光互补电站节约的环境总成本约为381.1万元/a，折合为1.01元/吨水，节省比例为22.2%。风光互补电站具有显著的环境效益。3结语（1）风光互补新能源发电系统作为温室气体减排和能源低碳转型的重要手段之一，随着技术的进步和发电成本的降低，具有十分广阔的应用前景。废水处理项目的能耗成本较高、占比较大，采用风光互补电站结合市政电网联合供电的方式，对降低运行成本、保障供电安全、促进节能减排等具有重要意义。（2）项目风光互补电站平均年发电量为918.3万kWh，占项目年耗电量的24.1%；寿命期内电站发电节省总费用约5 819.4万元，平均每年节省电费194.0万元，电耗节省0.51元/吨水，节电比例为11.3%，具有较好的经济效益。（3）项目预计可减少使用标准煤约3 058 t/a，减排CO2约5 293~9 008 t/a，减排SO2约26.9 t/a，减排NOx约23.5 t/a，减排烟尘约177.2 t/a。根据相关研究提供的数据进行成本折算，环境总成本可以节省约381.1万元/a，折合为1.01元/吨水，节省比例为22.2%，具有显著的环境效益。（4）风光互补电站的一次性投资较高，并网手续复杂，运行初期经济效益并不明显，尚缺乏在废水处理项目中进行推广应用的条件。但是风光互补发电的环境效益很高，与碳中和高度契合，将来可以通过政策引导、财政补贴、碳汇交易等措施，鼓励风光互补新能源发电的大规模应用。