郭 進，陸運章，張佳亮，馬一山，王一達(dá)，劉 松，謝 鋒

(中國電子科技集團公司第四十八研究所，長沙 410111)

0 引言

隨著環(huán)境問題和能源危機的日益嚴(yán)峻，作為可再生能源的重要形式，太陽能和風(fēng)能越來越受到人們的關(guān)注。由于太陽能和風(fēng)能具有空間和時間分布的互補性，因此，利用這種互補性設(shè)計的風(fēng)光互補能源系統(tǒng)可以克服采用單一可再生能源形式時存在的能量密度低、穩(wěn)定性差的缺點，十分適用于偏遠(yuǎn)、無電地區(qū)[1]。

青藏高原地區(qū)的面積約占我國國土面積的26%，是我國面積最大的高原，且其太陽能資源非常豐富。但青藏高原的海拔較高、空氣稀薄、氧氣含量低，且地形復(fù)雜、氣候惡劣；同時，常住人口少且居住分散，因此，該地區(qū)不適合大規(guī)模建設(shè)電網(wǎng)[2]，導(dǎo)致電力供應(yīng)短缺問題較為突出。

從目前已發(fā)表的成果來看，與風(fēng)光互補能源系統(tǒng)相關(guān)的研究較多[3-5]，而與風(fēng)光柴多能互補能源系統(tǒng)相關(guān)的研究較少[6]。針對青藏高原地區(qū)采用的能源系統(tǒng)研究多為小型戶用能源系統(tǒng)[7]，裝機容量較小，不適用于大功率負(fù)載；而針對在高原地區(qū)可為大功率負(fù)載供電的風(fēng)光柴互補能源系統(tǒng)還尚無相關(guān)研究。

本文針對青藏高原地區(qū)的獨特情況，對當(dāng)前應(yīng)用于青藏高原地區(qū)的風(fēng)光柴互補能源系統(tǒng)(下文簡稱為“青藏高原風(fēng)光柴互補能源系統(tǒng)”)進行了優(yōu)化設(shè)計，通過對系統(tǒng)中光伏組件的安裝傾角、蓄電池組的溫度控制、能源控制、能源管理策略進行優(yōu)化，設(shè)計出更適用于青藏高原地區(qū)的風(fēng)光柴互補能源系統(tǒng)。

1 青藏高原風(fēng)光柴互補能源系統(tǒng)的組成

由于青藏高原地區(qū)的柴油補給較為困難，青藏高原風(fēng)光柴互補能源系統(tǒng)以光伏發(fā)電和風(fēng)力發(fā)電為主，該能源系統(tǒng)配備的蓄電池組可在光伏電力或風(fēng)電充足時存儲多余的電能，而在其電力不足時釋放電能作為補充，柴油發(fā)電機則作為該能源系統(tǒng)的備用電源。青藏高原風(fēng)光柴互補能源系統(tǒng)的電力設(shè)備主要包括光伏陣列、光伏控制器、風(fēng)電機組、風(fēng)能控制器、柴油發(fā)電機、整流器、蓄電池組、離網(wǎng)逆變器、雙電源配電箱，以及包括制氧機、照明設(shè)備等在內(nèi)的負(fù)載設(shè)備等，其電力設(shè)備圖如圖1所示。

圖1 青藏高原風(fēng)光柴互補能源系統(tǒng)的電力設(shè)備圖Fig. 1 Power equipment diagram of wind-PV-diesel hybrid energy system in Qinghai-Tibet Plateau

在青藏高原風(fēng)光柴互補能源系統(tǒng)中，光伏控制器和風(fēng)能控制器均采用模塊化和熱插拔設(shè)計，即使單個模塊損壞，也不會影響其他模塊的使用，且更換故障模塊時無需將該能源系統(tǒng)斷電。青藏高原風(fēng)光柴互補能源系統(tǒng)可根據(jù)風(fēng)電機組的輸出功率、光伏陣列的輸出功率及給蓄電池組充滿電后的剩余電量來自動調(diào)配不同能源的使用與柴油發(fā)電機的啟停；當(dāng)青藏高原風(fēng)光柴互補能源系統(tǒng)中的離網(wǎng)逆變器出現(xiàn)故障時，雙電源配電箱可手動或自動切換至由柴油發(fā)電機供電。

2 青藏高原風(fēng)光柴互補能源系統(tǒng)的優(yōu)化設(shè)計

青藏高原風(fēng)光柴互補能源系統(tǒng)的構(gòu)造較為復(fù)雜，設(shè)計難度較大，本文從光伏組件的安裝傾角、蓄電池組的溫度控制、能源控制、能源管理策略幾個方面對該能源系統(tǒng)進行優(yōu)化設(shè)計，使該能源系統(tǒng)更適合在青藏高原地區(qū)應(yīng)用。

2.1 光伏組件安裝傾角的優(yōu)化設(shè)計

設(shè)計青藏高原風(fēng)光柴互補能源系統(tǒng)中的光伏陣列與風(fēng)電機組的裝機容量時，需要考慮該能源系統(tǒng)所在地各月份的太陽能資源與風(fēng)能資源的分布情況[8]，從而使該能源系統(tǒng)在全年各月時的日均總發(fā)電量達(dá)到均衡，以便于盡可能減少柴油發(fā)電機的使用。

本文以某青藏高原風(fēng)光柴互補能源系統(tǒng)為例進行優(yōu)化設(shè)計分析。該能源系統(tǒng)位于青海省玉樹藏族自治州的五道梁地區(qū)，該地區(qū)的天氣嚴(yán)寒，年平均溫度為-4.1 ℃；年日均太陽輻照量為4.9 kWh/m2，年平均風(fēng)速為4.4 m/s，屬于風(fēng)、光資源均較豐富的地區(qū)。五道梁地區(qū)的氣象資料具體如表1所示。

表1 五道梁地區(qū)的氣象資料Table 1 Meteorological data of Wudaoliang area

利用MATLAB軟件對青藏高原風(fēng)光柴互補能源系統(tǒng)建模，并對該能源系統(tǒng)的發(fā)電量情況進行分析。通過調(diào)整光伏組件的安裝傾角，優(yōu)化得到青藏高原風(fēng)光柴互補能源系統(tǒng)中光伏發(fā)電及風(fēng)力發(fā)電的月日均總發(fā)電量，月日均總發(fā)電量最高時對應(yīng)的光伏組件安裝傾角即為其最佳安裝傾角。在北半球，光伏組件的安裝方向一般是朝南。不同光伏組件安裝傾角時，青藏高原風(fēng)光柴互補能源系統(tǒng)中光伏發(fā)電及風(fēng)力發(fā)電的月日均總發(fā)電量如表2所示。

由表2可知，當(dāng)光伏組件安裝傾角為40°時，青藏高原風(fēng)光柴互補能源系統(tǒng)中光伏發(fā)電及風(fēng)力發(fā)電的月日均總發(fā)電量的平均值為191.4 kWh；其中，月日均總發(fā)電量的最低值出現(xiàn)在10月，為172.8 kWh。當(dāng)光伏組件安裝傾角為45°時，青藏高原風(fēng)光柴互補能源系統(tǒng)中光伏發(fā)電及風(fēng)力發(fā)電的月日均總發(fā)電量的平均值為192.4 kWh，月日均總發(fā)電量的最低值也出現(xiàn)在10月，為178.5kWh(如圖2所示)。當(dāng)光伏組件安裝傾角為50°時，青藏高原風(fēng)光柴互補能源系統(tǒng)中光伏發(fā)電及風(fēng)力發(fā)電的月日均總發(fā)電量的平均值為191.5 kWh，月日均總發(fā)電量的最低值同樣出現(xiàn)在10月，為177.4 kWh。發(fā)電量最小值預(yù)測能為后續(xù)配置負(fù)載容量提供依據(jù)。綜上所述，五道梁地區(qū)的青藏高原風(fēng)光柴互補能源系統(tǒng)中光伏組件的安裝傾角優(yōu)選為45°，方向朝南。

圖2 光伏組件安裝傾角為45°時青藏高原風(fēng)光柴互補能源系統(tǒng)中光伏發(fā)電及風(fēng)力發(fā)電的月日均總發(fā)電量Fig. 2 When installation inclination of PV modules is 45°，total monthly daily average power generation of PV power generation and wind power generation of wind-PV-diesel hybrid energy system in Qinghai-Tibet Plateau

表2 不同光伏組件安裝傾角時，青藏高原風(fēng)光柴互補能源系統(tǒng)中光伏發(fā)電及風(fēng)力發(fā)電的月日均總發(fā)電量Table 2 When installation inclination of PV modules is different，total monthly daily average power generation of PV power generation and wind power generation of wind-PV-diesel hybrid energy system in Qinghai-Tibet Plateau

2.2 蓄電池組溫度控制的優(yōu)化設(shè)計

在冬季時，五道梁地區(qū)的環(huán)境溫度可低至-30 ℃，遠(yuǎn)低于蓄電池組的工作溫度，因此需要對蓄電池組進行加熱以使其能正常工作；而在夏季時，五道梁地區(qū)的環(huán)境溫度較高，蓄電池組工作時會發(fā)熱；此外，由于該地區(qū)的氣壓較低、空氣密度小，因此蓄電池組的自然散熱較慢，需要增加散熱措施。

本文基于MSP430控制芯片，結(jié)合PID控制算法設(shè)計了一種蓄電池組溫度控制模塊，其可實現(xiàn)蓄電池組的溫度控制目標(biāo)，即：冬天時將蓄電池組的溫度控制在5 ℃左右，夏天時將蓄電池組的溫度控制在30 ℃左右。蓄電池組溫度控制模塊的系統(tǒng)包括控溫和測溫2個部分。其中，控溫部分包括蓄電池組的升溫和降溫，升溫時由加熱電阻膜來加熱，降溫時則使用散熱風(fēng)扇；測溫部分由溫度傳感器采集溫度信號，然后轉(zhuǎn)換電路將溫度信號轉(zhuǎn)化為電信號[9]。通過溫度傳感器、加熱電阻膜和散熱風(fēng)扇的合理布局，可以將蓄電池組的溫度控制在合理范圍內(nèi)，并使蓄電池組溫度控制模塊消耗的電量降至最低。蓄電池組溫度控制模塊的工作流程示意圖如圖3所示。

圖3 蓄電池組溫度控制模塊的工作流程示意圖Fig. 3 Schematic diagram of working flow of storage battery pack temperature control module

假定在蓄電池組的充放電過程中，其電芯為均勻發(fā)熱體，忽略模組內(nèi)部安裝固定件的影響，利用ANSYS仿真軟件對環(huán)境溫度為20 ℃、蓄電池組以0.5 C的放電倍率進行放電時的情況進行仿真模擬，仿真模擬得到的蓄電池組的散熱情況如圖4所示。

從圖4可以看出，在環(huán)境溫度為20 ℃、以0.5 C放電倍率放電的情況下，蓄電池組達(dá)到溫度平衡時其最高溫度為31 ℃。由于蓄電池組的工作環(huán)境溫度一般為5～45 ℃，因此31 ℃可滿足蓄電池組的工作環(huán)境要求。

圖4 環(huán)境溫度為20 ℃、放電倍率為0.5 C放電時蓄電池組的散熱仿真圖Fig. 4 Heat dissipation simulation diagram of storage battery pack when ambient temperature is 20 ℃ and discharge rate is 0.5 C

2.3 能源控制優(yōu)化設(shè)計

光伏控制器由多個模塊化的MPPT控制器構(gòu)成，其將接收太陽輻照量相同的光伏組件接入同一個MPPT控制器，然后根據(jù)光伏組件的總數(shù)量來確定所需使用的MPPT控制器數(shù)量，最大限度地追蹤每一路光伏組件的最大輸出功率。MPPT控制器的電路圖如圖5所示。

圖5 MPPT控制器的電路圖Fig. 5 Circuit diagram of MPPT controller

本文中光伏控制器采用的MPPT控制器是在常規(guī)MPPT的基礎(chǔ)上增加了充電管理功能，其充電管理模式包括：均充模式、恒壓充電模式、浮充模式、MPPT充電模式和保護模式這5種。

1)當(dāng)蓄電池組的電壓過低并低于保護電壓時，MPPT控制器會切斷自身輸出，從而進入保護模式；

2)當(dāng)蓄電池組的電壓低于均充電壓且充電電流小于限流值時，MPPT控制器會進入MPPT充電模式；

3)當(dāng)蓄電池組的電壓低于均充電壓且充電電流大于限流值時，MPPT控制器調(diào)整占空比，并以均充模式進行充電；

4)當(dāng)蓄電池組的電壓大于等于均充電壓且充電倍率小于0.1 C時，MPPT控制器進入浮充模式；

5)當(dāng)蓄電池組的電壓大于等于均充電壓、充電倍率大于等于0.1 C且充電電流小于限流值時，MPPT控制器進入恒壓充電模式。

2.4 能源管理策略優(yōu)化設(shè)計

在不同風(fēng)速與不同太陽輻照量情況下，光伏控制器、風(fēng)能控制器、蓄電池管理系統(tǒng)(BMS)模組會根據(jù)風(fēng)力發(fā)電和光伏發(fā)電的輸出功率，以及給蓄電池組充滿電后的剩余電量情況，使青藏高原風(fēng)光柴互補能源系統(tǒng)運行不同的工作模式[10-11]。

風(fēng)力發(fā)電和光伏發(fā)電的輸出功率依賴于風(fēng)速和太陽輻照量，蓄電池組的充、放電功率情況依賴于該時刻蓄電池組的剩余電量及風(fēng)力發(fā)電和光伏發(fā)電的總輸出功率，若蓄電池組滿電的情況下光伏電力和風(fēng)力發(fā)電的總發(fā)電量還有富余電量，則富余電量可用于高原制氧。若蓄電池組的剩余電量低于20%，則離網(wǎng)逆變器發(fā)送控制信號來啟動柴油發(fā)電機，給負(fù)載供電后，將多余的電量存儲在蓄電池組內(nèi)；當(dāng)蓄電池組的剩余電量補充至70%后，柴油發(fā)電機停止工作。優(yōu)化后的青藏高原風(fēng)光柴互補能源系統(tǒng)采取的能源管理策略邏輯圖如圖6所示。

圖6 優(yōu)化后的青藏高原風(fēng)光柴互補能源系統(tǒng)采取的能源管理策略邏輯圖Fig. 6 Logic diagram of energy management strategy adopted by optimized wind-PV-diesel hybrid energy system in Qinghai-Tibet Plateau

基于上述能源管理策略的控制邏輯，優(yōu)化后的青藏高原風(fēng)光柴互補能源系統(tǒng)運行時的具體步驟為：

步驟1)：若當(dāng)前該能源系統(tǒng)的負(fù)載功率PL小于等于該能源系統(tǒng)中風(fēng)力發(fā)電和光伏發(fā)電的總輸出功率PG，即PL≤PG，則運行步驟2)；若PL＞PG，則運行步驟5)。

步驟2)：當(dāng)前狀態(tài)為PL≤PG，若此時蓄電池組處于滿電狀態(tài)(即蓄電池組剩余電量占比SOC=100%)，則運行步驟3)；若此時蓄電池組并未處于滿電狀態(tài)(即SOC＜100%)，則運行步驟4)。

步驟3)：此時SOC=100%且PL≤PG，PG超過PL的部分為富余輸出功率，該部分對應(yīng)的電量為該能源系統(tǒng)的富余電量，將其用于高原制氧，然后運行步驟10)。

步驟4)：當(dāng)前SOC＜100%且PL≤PG，則富余電量將存儲在蓄電池組內(nèi)，此時蓄電池組的實時充電功率PB=PL-PG(PB為正值表示放電，負(fù)值表示充電)，然后運行步驟10)。

步驟5)：當(dāng)前PL＞PG，若此時SOC＞20%，則運行步驟6)；若此時SOC≤20%，則運行步驟7)。

步驟6)：此時該能源系統(tǒng)中風(fēng)力發(fā)電和光伏發(fā)電的供電不足，且SOC＞20%，則蓄電池組開始放電以補充PG不足的部分，然后運行步驟10)。

步驟7)：此時該能源系統(tǒng)中風(fēng)力發(fā)電和光伏發(fā)電的供電不足，且SOC≤20%，則啟動柴油發(fā)電機補充PG不足的部分，若再有剩余電量則為蓄電池組充電。啟動柴油發(fā)電機后，該能源系統(tǒng)依據(jù)SOC值來判斷是否需要繼續(xù)使用柴油發(fā)電機來發(fā)電，若當(dāng)前SOC＞70%，則運行步驟8)；若當(dāng)前SOC≤70%，則運行步驟9)。

步驟8)：此時SOC＞70%，柴油發(fā)電機停止工作，運行步驟10)。

步驟9)：此時SOC≤70%，柴油發(fā)電機供負(fù)載使用后的剩余發(fā)電量將繼續(xù)存儲在蓄電池組內(nèi)，即PB=PL-PD-PG(其中PD為柴油發(fā)電機的額定輸出功率)，然后運行步驟10)。

步驟10)：能源系統(tǒng)繼續(xù)運行，回到步驟1)。

3 實例驗證及結(jié)果分析

將本文提出的青藏高原風(fēng)光柴互補能源系統(tǒng)的優(yōu)化設(shè)計方法用于三江源國家公園五道梁生態(tài)保護站采用的風(fēng)光柴互補能源系統(tǒng)的優(yōu)化。該保護站位于青海省玉樹州治多縣境內(nèi)(93.08°E、35.22°N)，海拔高度為4617 m；保護站無市電供應(yīng)，站內(nèi)有制氧機、照明設(shè)備和水泵等負(fù)載，負(fù)載的日均耗電量合計為98 kWh。

優(yōu)化后該風(fēng)光柴互補能源系統(tǒng)配置了144塊單塊面積為1.6 m2、光電轉(zhuǎn)換效率為17.5%的光伏組件，總裝機容量為40.32 kW；光伏組件朝南安裝、安裝傾角為45°；除此之外，該能源系統(tǒng)配置了1臺3 kW的風(fēng)電機組、1臺50 kW的柴油發(fā)電機、40 kW的離網(wǎng)逆變器、360V/500Ah的蓄電池組，以及配套的光伏控制器、風(fēng)能控制器、整流器、雙電源配電箱等。風(fēng)力發(fā)電、光伏發(fā)電及柴油發(fā)電的總輸出功率達(dá)到93.32 kW。

2019年9月10日，優(yōu)化后的風(fēng)光柴互補能源系統(tǒng)中風(fēng)力輸出和光伏發(fā)電的輸出功率隨時間變化的曲線如圖7所示。

圖7 優(yōu)化后的風(fēng)光柴互補能源系統(tǒng)中風(fēng)力發(fā)電和光伏發(fā)電的輸出功率隨時間變化的曲線Fig. 7 Variation curve of output power with time of wind power generation and PV power generation of optimized wind-PV-diesel hybrid energy system

從圖7可以看出，光伏發(fā)電和風(fēng)力發(fā)電的最大輸出功率點出現(xiàn)在13:35，此時二者的總輸出功率為25.21 kW。通過將風(fēng)力發(fā)電和光伏發(fā)電的輸出功率曲線根據(jù)時間進行積分，可得出全天風(fēng)力發(fā)電的發(fā)電量為6.8 kWh，光伏發(fā)電的發(fā)電量為148.8 kWh，則全天風(fēng)力發(fā)電與光伏發(fā)電的總發(fā)電量為155.6 kWh。

根據(jù)光伏發(fā)電的輸出功率、風(fēng)力發(fā)電的輸出功率、蓄電池組的特性及負(fù)載的功率，對蓄電池組的SOC隨時間變化的情況進行模擬，并與BMS記錄的SOC實際值進行對比，具體結(jié)果如圖8所示。

從圖8可以看出，在SOC模擬曲線中，SOC模擬值在08:34時最小，此時SOC=75.1%；蓄電池組在15:20時充滿。在SOC實際曲線中，SOC實際值在08:35時最小，此時SOC=74.72%，與模擬值的差值僅為0.38%；蓄電池組在15:27時充滿，與模擬值的差值僅為7 min。

圖8 負(fù)載功率與蓄電池組的SOC隨時間變化的曲線Fig. 8 Variatiom curve of load power and SOC of storage battery pack with time

從圖8的曲線還可以看出：由于13:00之后，光伏發(fā)電的輸出功率較大，此時蓄電池組的電壓升高較快，光伏控制器開始降低光伏發(fā)電的輸出功率，導(dǎo)致SOC實際值的提升速度相對SOC模擬值而言較慢；在20:00之后，由于青藏高原地區(qū)的環(huán)境溫度下降較快，蓄電池組雖有保溫層可緩沖溫度的降低幅度，但其溫度還是會隨著環(huán)境溫度的下降而緩慢下降，此時蓄電池組的溫度會比環(huán)境溫度略高[12]，導(dǎo)致蓄電池組自身損失的功率減少，即以環(huán)境溫度來估算蓄電池組因溫度下降而帶來的自身損失會偏大，從而導(dǎo)致SOC實際值相對SOC模擬值而言略大。

4 結(jié)論

本文對應(yīng)用于青藏高原的風(fēng)光柴互補能源系統(tǒng)中的風(fēng)力發(fā)電與光伏發(fā)電、蓄電池組溫度管理、能源控制、能源管理策略等方面進行了優(yōu)化研究，并將優(yōu)化方案用于實際工程項目中采用的風(fēng)光柴互補能源系統(tǒng)，對優(yōu)化方案在實際運行情況下的發(fā)電、儲能與負(fù)載運行情況進行了統(tǒng)計。本文優(yōu)化設(shè)計后的青藏高原風(fēng)光柴互補能源系統(tǒng)的功率較大，風(fēng)、光、柴發(fā)電的總輸出功率可達(dá)93.32 kW；使用模擬方法得到的SOC模擬值與SOC實際值較為吻合，SOC模擬值的最小值與SOC實際值的最小值的差值僅為0.38%。同時，由于本文優(yōu)化設(shè)計后的青藏高原風(fēng)光柴互補能源系統(tǒng)具有環(huán)境適應(yīng)性好、資源利用率高、建設(shè)成本低、供電穩(wěn)定性好的特點，是青藏高原電力供應(yīng)的較優(yōu)選擇。期望本文的研究結(jié)果可為青藏高原風(fēng)光柴互補能源系統(tǒng)的大規(guī)模推廣應(yīng)用奠定基礎(chǔ)。