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北京科諾偉業(yè)科技有限公司 ■ 梁勃 王偉 李軍

一 引言

我國的風能和太陽能資源非常豐富。我國是世界上風力資源較豐富的國家之一，全國可開發(fā)利用的風能約為2.5億kW[1]。全國太陽能總輻射量為3340～8400MJ/(m2·a)，中值為5852MJ/(m2·a)[2]。

由于太陽能與風能自身的特點，兩者均受季節(jié)、地理位置、天氣等多種因素的制約。單獨的風力發(fā)電和太陽能發(fā)電的輸出功率都具有較大的波動性和間歇性，如果大規(guī)模接入電網(wǎng)，將給電網(wǎng)安全穩(wěn)定運行帶來較大影響。由于兩者的變化趨勢基本相反，應(yīng)揚兩能之長，補兩能之短，相互配合利用，因地制宜，減少對電網(wǎng)的不利影響，有利于新能源發(fā)電的健康發(fā)展。

國華尚義2.5MW風光互補并網(wǎng)發(fā)電項目中一臺1.5MW風機與1MWp光伏發(fā)電單元組成風光互補發(fā)電系統(tǒng)。本文針對此項目研究尚義當?shù)仫L光功率比為1.5∶1時，各自功率曲線及總功率曲線特性，以及總功率輸出曲線與張家口電網(wǎng)負荷曲線進行對比。

二 風電、光伏發(fā)電特性及風光互補系統(tǒng)構(gòu)成

1 風力發(fā)電系統(tǒng)的特性

風力機只能從風能中獲取小部分能量，吸收能量的程度可用風能利用系統(tǒng)CP來衡量。對于一臺實際的風力機，其機械功率Pm可用式(1)表示[3～5]：

其中：Pw為通過風輪掃過面積的風的能量；D為風輪直徑；CP為風能利用系數(shù)，不是常數(shù)，隨著風速、風機轉(zhuǎn)換及風機葉片參數(shù)的變化而變化；υ為輪轂高度實際風速；ρ為空氣密度(標準空氣密度為1.225kg/m3)。

一般典型風力機的實際輸出特性P(v)由式(2)表示：

其中：Pr為發(fā)電機額定輸出功率；vi為風輪機起動風速；vr為風輪機額定功率風速；vc為風輪機停機風速；η(v)為風速在起動風速與停機風速之間時，風機輸出功率效率與風速關(guān)系，對于大型風機有：

因此，風力機的輸出功率與風速密切相關(guān)。標準空氣密度條件下，風電機組的輸出功率與風速的關(guān)系曲線稱為風電機組的標準功率特性曲線，可由廠家提供。在安裝地點條件下，風電機組的輸出功率與風速的關(guān)系曲線稱為風電機組的實際輸出功率特性曲線。尚義風電場1.5MW風機實際功率特性曲線x(v)和標準功率特性曲線x0(v)如圖1所示。

圖1 風機功率特性曲線

2 光伏發(fā)電系統(tǒng)特性

由于太陽電池的瞬時響應(yīng)特性與太陽能的轉(zhuǎn)換無關(guān)，忽略太陽電池的結(jié)電容Cj。工程應(yīng)用時，作以下近似：V+RsI/Rsh遠小于光電流(Rs為串聯(lián)電阻，Rsh為電池并聯(lián)電阻)；Rs遠小于二極管正向?qū)娮瑁琁ph=Isc(Iph為光生電流，Isc為短路電流)。

太陽電池的等效數(shù)學模型為[6～8]：

將太陽電池的峰值電壓Vm及峰值電流Im代入式(3)可推出C1和C2為：

所以工程應(yīng)用時，通過產(chǎn)品廠商提供的峰值電壓Vm、開路電壓Voc、峰值電流Im及短路電流Isc可得出I-V方程，保證精確性的同時滿足實用性。

電池溫度及輻照強度直接影響太陽電池的I-V特性，產(chǎn)品廠商提供參數(shù)一般是在Tref=25℃，Sref=1000W/m2情況下測量的。通過擬合大量實驗數(shù)據(jù)，在任意輻照強度S(W/m2)及任意環(huán)境溫度Tair下的太陽電池溫度T可由式(6)得出：

通過測定的T(s)直線的斜率可得K值，K值通?？扇?.03(℃·m2)/W。

利用Vm、Voc、Im、Isc推算出在一定輻照強度及溫度下的 V'm、V'oc、I'm、I'sc為[9]：

假定電流電壓特性曲線在整個推算過程中基本形狀保持不變，參數(shù)a、b、c典型值為a=0.0025℃，b=0.5，c=0.00288℃。

由上面的分析得出M個組件并聯(lián)和N個組件串聯(lián)的光伏陣列的I-V特性方程[10]：

由太陽電池的峰值電壓Vm及峰值電流Im代入式(7)，可推出C1和C2為：

圖2為光伏電站所采用的光伏組件不同輻照度情況下的I-V特性曲線。圖3為光伏組件不同溫度情況下的I-V特性曲線。從圖2可知，光伏組件的輸出電流與輻照強度成正比，隨著輻照度的增加，光伏組件的輸出電流隨之增大，最大功率點功率也隨之增加。從圖3可看出，光伏組件的輸出電壓與溫度成反比，隨著溫度的增加，光伏組件的輸出電壓減少，最大功率點功率也隨之減少。輸出電流受輻照度影響較大，而電壓受輻照度影響較小。輸出電流受溫度影響較小，而輸出電壓受溫度影響較大。

圖2 不同輻照度下I-V曲線

圖3 不同溫度下I-V曲線

3 國華尚義風光互補發(fā)電系統(tǒng)構(gòu)成

國華尚義2.5MW風光互補并網(wǎng)發(fā)電項目包括一臺1.5MW風機與1MWp光伏發(fā)電單元，即風光互補比例為1.5∶1。光伏陣列輸出為直流電，通過并網(wǎng)逆變器變?yōu)榻涣麟?，然后接?700kVA雙分裂升壓變壓器低壓400V側(cè)升壓到35kV；1.5MW風機所發(fā)電量通過2700kVA雙分裂升壓變壓器低壓690V側(cè)升壓至35kV，經(jīng)1回35kV線路接入風電場已建35kV集電線路，利用風電場已建設(shè)110kV升壓站和輸電線路，送入華北電網(wǎng)。

三 風光互補發(fā)電系統(tǒng)輸出功率曲線與負荷曲線分析

分析風光互補電站夏季典型日(7月17日)及冬季典型日(11月4日)運行特性與日負荷曲線進行比較。

1 風光互補發(fā)電系統(tǒng)的輸出功率曲線

風光互補發(fā)電系統(tǒng)的監(jiān)測系統(tǒng)對當日水平面總輻射、輪轂高度實際風速、光伏發(fā)電功率及風機功率進行了實時測量。

(1)夏季典型日(7月17日)

夏季輪轂高度實際風速曲線及電站水平面輻射量曲線如圖4、圖5所示。

圖4 風速曲線

圖5 水平面輻射量曲線

風光互補發(fā)電系統(tǒng)受當日氣象條件的影響，其發(fā)電功率值見表1。

風光互補發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電功率曲線如圖6所示。

(2)冬季典型日(11月4日)

冬季輪轂高度實際風速曲線及電站水平面輻射量曲線如圖7、圖8所示。

風光互補發(fā)電系統(tǒng)受當日氣象條件的影響，其發(fā)電功率值見表2。

風光互補發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電功率曲線如圖9所示。

2 當?shù)仉娋W(wǎng)負荷曲線及其與電站功率曲線比較分析

表1 風光互補系統(tǒng)功率值

圖6 風光互補發(fā)電系統(tǒng)功率曲線

圖7 風速曲線

圖8 水平面輻射量曲線

表2 風光互補系統(tǒng)功率值

根據(jù)中國華北電網(wǎng)有限公司編制的華北電網(wǎng)圖集可得出張家口電網(wǎng)最大供電負荷日(7月17日及11月4日)的負荷曲線，如圖10、圖11所示。

從圖10、圖11可以看出，夏季在1:00～6:00負荷功率較小，7:00～12:00負荷略有上升，13:00～16:00負荷較小，17:00～24:00呈現(xiàn)一個較大的波峰，最大負荷功率在18:00～20:00；冬季在1:00～6:00負荷功率較小，從6:00開始逐漸上升，8:00～17:00在一定范圍內(nèi)變化，17:00～24:00呈現(xiàn)一個較大的波峰，最大負荷功率在18:00～20:00。

通過風光互補發(fā)電系統(tǒng)輸出功率曲線與負荷曲線進行比較可看出，風力發(fā)電與光伏發(fā)電功率曲線基本呈互補性，風力發(fā)電功率白天小，晚上大，光伏發(fā)電功率白天大，晚上無；風光互補發(fā)電系統(tǒng)能夠緩解單獨的發(fā)電系統(tǒng)的間歇性和波動性；風光互補發(fā)電系統(tǒng)功率變化趨勢基本與負荷功率變化趨勢一致。

四 結(jié)論

無論是風力發(fā)電還是光伏發(fā)電，都受環(huán)境因素的影響較大。風力發(fā)電受風資源影響明顯，光伏發(fā)電受輻照資源影響明顯。單獨的發(fā)電系統(tǒng)由于其不穩(wěn)定性及間歇性對電網(wǎng)的影響較大，但是兩者的變化趨勢基本相反，日間陽光強時，風較小，晚上沒有光照，但由于地表溫差變化大而風能有所加強；太陽能和風能在時間上的互補性使得風光互補發(fā)電系統(tǒng)在資源上具有很好的匹配性。尚義風光互補發(fā)電系統(tǒng)中風光功率比為1.5∶1，發(fā)電功率曲線與用電負荷曲線變化趨勢基本一致，可緩解電網(wǎng)負荷壓力。尚義風光互補電站中風光功率互補比例適合當?shù)仉娋W(wǎng)情況。

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