趙理威，張新燕，趙理飛，尹勛， 徐其丹，趙昂

(1.新疆大學(xué)電氣工程學(xué)院，烏魯木齊市 830047；2.國網(wǎng)奎屯供電公司，新疆維吾爾自治區(qū)奎屯市 833200)

大規(guī)模風(fēng)光火容量配置研究分析

趙理威1，張新燕1，趙理飛2，尹勛1， 徐其丹1，趙昂1

(1.新疆大學(xué)電氣工程學(xué)院，烏魯木齊市 830047；2.國網(wǎng)奎屯供電公司，新疆維吾爾自治區(qū)奎屯市 833200)

“三北”地區(qū)的棄風(fēng)、棄光一直是制約新能源發(fā)展的大問題，通過制定合適的風(fēng)、光、火電源配置方案，在保證電網(wǎng)穩(wěn)定的同時能有效提高新能源消納能力。根據(jù)歷史氣象數(shù)據(jù)結(jié)合新能源實(shí)際出力數(shù)據(jù)，確定風(fēng)、光出力特性，擬定不同的風(fēng)、光、火容量配置方案，以負(fù)荷年出力和日出力曲線作為送電曲線，進(jìn)行計(jì)算，分析新能源利用率、棄電量等指標(biāo)，最后選出最優(yōu)方案。針對±800 kV哈密至鄭州直流輸電工程完成電源優(yōu)化配置，結(jié)果顯示，風(fēng)、光、火多電源系統(tǒng)中，新能源的消納主要受容量配置比例、火電調(diào)峰能力及新能源出力與負(fù)荷出力的同頻程度影響。

電源配置；風(fēng)光火打捆；新能源消納；出力特性；負(fù)荷曲線；送電曲線

0 引 言

隨著“三北”地區(qū)常規(guī)、自備電源的大量投產(chǎn)以及風(fēng)電、光伏的大規(guī)模集中投運(yùn)，區(qū)域性電力富裕程度加劇，新能源消納及電網(wǎng)調(diào)峰形勢嚴(yán)峻。本地電網(wǎng)新能源持續(xù)大規(guī)模投運(yùn)，增速遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于地區(qū)負(fù)荷增長水平，而不參與調(diào)峰的自備電源、新能源裝機(jī)占比大幅度升高，使全網(wǎng)調(diào)峰容量比例進(jìn)一步壓縮。新能源的棄電比例已呈現(xiàn)逐年增高趨勢，當(dāng)?shù)赜秒娯?fù)荷對新能源的消納能力趨于飽和，新能源的消納主要以外送為主。目前，既缺少送、受端配套電網(wǎng)項(xiàng)目的統(tǒng)籌規(guī)劃，也缺少風(fēng)電與火電以及其他電源項(xiàng)目的統(tǒng)籌規(guī)劃，導(dǎo)致風(fēng)電外送受阻問題日益突出。2015年，新疆通過交直流外送通道，實(shí)現(xiàn)“疆電外送”電量288億kW·h，其中±800 kV哈密至鄭州直流輸電通道送電量達(dá)到86%，直流送電的優(yōu)勢顯而易見。風(fēng)、光、火的電源配置既影響新能源的消納能力，也影響電網(wǎng)穩(wěn)定，亟待研究。文獻(xiàn)[1]對風(fēng)電經(jīng)直流通道外送的省級調(diào)峰系統(tǒng)進(jìn)行建模，分析了風(fēng)電大規(guī)模外送的可行性。文獻(xiàn)[2]提出了一種針對電網(wǎng)棄風(fēng)情況的評估方法，基于典型日負(fù)荷曲線和風(fēng)電出力曲線，研究火電參與調(diào)峰對風(fēng)電消納的影響，但沒有考慮光伏并網(wǎng)。文獻(xiàn)[3]通過研究風(fēng)電和光伏的出力特性，針對新能源并網(wǎng)，僅提出通過優(yōu)化電源結(jié)構(gòu)和系統(tǒng)調(diào)峰來提高新能源接納能力，但作為綜述性文章缺乏深入擴(kuò)展。文獻(xiàn)[4]基于酒泉—湖南±800 kV特高壓直流輸電工程運(yùn)行曲線，分析了風(fēng)、光、火電源配置，但設(shè)計(jì)方案不夠縝密，新能源利用率低，經(jīng)濟(jì)性差。文獻(xiàn)[5]提出基于風(fēng)電、光伏典型發(fā)電曲線配置裝機(jī)容量，配合火電調(diào)度保證直流輸電的安全經(jīng)濟(jì)運(yùn)行，但未考慮負(fù)荷用電需求。

本文通過收集風(fēng)、光的歷史氣象數(shù)據(jù)，結(jié)合實(shí)際出力數(shù)據(jù)，確定風(fēng)、光出力特性和容量可信度系數(shù)，然后擬定多種電源配置方案，結(jié)合電網(wǎng)的用電需求建立符合負(fù)荷出力特性的全年和日時序送電曲線，并考慮火電調(diào)峰能力和以新能源優(yōu)先調(diào)度為原則，計(jì)算年出力場景和日出力場景2種典型出力場景下，風(fēng)、光、火電源實(shí)際出力、新能源利用率、新能源棄電量等，最后從擬定的多種電源配置方案中確定最優(yōu)配置方案，并提出促進(jìn)新能源消納的建設(shè)性建議。

1 研究思路

直流輸電送端大規(guī)模風(fēng)電、光伏、火電電源容量配置方案研究和靜態(tài)分析基本思路如下。

(1)收集、整理被研究地區(qū)風(fēng)電、光伏電源的歷史出力數(shù)據(jù)，確定風(fēng)電、光伏出力特性。對受端電網(wǎng)歷史負(fù)荷用電量數(shù)據(jù)進(jìn)行分析，確定年負(fù)荷和日負(fù)荷特性，制定全年和日直流送電曲線。

(2)以哈密能源基地為算例，計(jì)算所在地區(qū)火電、新能源和主網(wǎng)的裝機(jī)容量和送電容量，設(shè)計(jì)風(fēng)電、光伏、火電電源配置方案。

(3)以新能源優(yōu)先調(diào)度、主網(wǎng)補(bǔ)充電量最小為原則，考慮火電機(jī)組出力約束，根據(jù)風(fēng)、光、火電源配置方案和直流送電曲線，通過生產(chǎn)模擬，計(jì)算風(fēng)、光、火電的實(shí)際發(fā)電量、占比、利用小時數(shù)、新能源棄電量、主網(wǎng)補(bǔ)充電量等，分析確定最優(yōu)方案。

(4)綜合比較分析多種方案的優(yōu)劣，從新能源利用率、系統(tǒng)穩(wěn)定性、火電調(diào)峰等方面進(jìn)行總結(jié)，提出建設(shè)性意見。

2 新能源出力特性分析

2.1 風(fēng)電出力特性

風(fēng)電出力大小跟當(dāng)?shù)氐臍夂驐l件直接相關(guān)。以新疆哈密地區(qū)為研究對象，全年風(fēng)速春、夏季最大，秋季次之，冬季最小，盛行風(fēng)向穩(wěn)定少變。其中淖毛湖、煙墩戈壁地區(qū)，盛行西風(fēng)，3—6月平均風(fēng)速達(dá)5.5～7.5 m/s，12月至次年1月為2.7～4.2 m/s。南部戈壁地區(qū)3—6月平均風(fēng)速為3.0～6.1 m/s。位于“百里風(fēng)區(qū)”的十三間房，3—8月平均風(fēng)速均在10 m/s左右，4月平均風(fēng)速高達(dá)13.2 m/s。風(fēng)速在1天內(nèi)的變化受晝夜溫差的影響很大，夜間和日出后風(fēng)速減小，隨后增大，全天風(fēng)速呈雙峰曲線[6]。

2.2 光伏出力特性

光伏出力主要受太陽輻射量影響。哈密地區(qū)干旱少雨，全年輻射量達(dá)到6 621 MJ/m2，全年日照小時數(shù)為3 163～3 403 h，是全國太陽能資源充裕的地區(qū)之一。太陽總輻射量以平原戈壁地區(qū)為多，山區(qū)城市略少，全年以6月最多，12月最少。全年日照小時數(shù)以5月最多，為318～339 h；6—8月次之，各月日照小時數(shù)為304～ 337 h。

大規(guī)模新能源有如下出力特性：在長時間尺度下相關(guān)性明顯，在短時間尺度下互補(bǔ)性明顯[7]。收集哈密地區(qū)大規(guī)模新能源基地的風(fēng)、光出力歷史數(shù)據(jù)，新能源非正常出力的情況主要有：冬季供暖使得電網(wǎng)調(diào)峰困難，棄風(fēng)嚴(yán)重；夏季正午時段光伏出力與電網(wǎng)形成反調(diào)峰，造成棄光；由于電網(wǎng)網(wǎng)架薄弱，導(dǎo)致送電受阻。根據(jù)歷史出力數(shù)據(jù)，結(jié)合風(fēng)、光電站自然出力特性，推算風(fēng)、光的典型出力特性曲線。

3 風(fēng)、光、火電源容量計(jì)算

根據(jù)送端能源基地的各電源規(guī)劃裝機(jī)容量，計(jì)算風(fēng)、光、火電源的并網(wǎng)容量。進(jìn)行規(guī)劃時，在直流輸電工程額定容量、年送電量確定后，直流輸電工程配套的規(guī)劃火電容量、主網(wǎng)補(bǔ)充電量、風(fēng)電和光伏并網(wǎng)容量滿足如下平衡公式：

WDC=PDCTDC=PCTC+PWTW+PSTS+PNTN

(1)

式中：WDC為直流通道年送電量；PDC、TDC為直流通道額定容量和年通道利用小時數(shù)； PC、TC，PW、TW，PS、TS和PN、TN分別為規(guī)劃火電、風(fēng)電、光伏、主網(wǎng)的并網(wǎng)容量和預(yù)計(jì)年發(fā)電利用小時數(shù)。

考慮不同場景時，對應(yīng)風(fēng)、光、火電源配置容量不同，為了減少計(jì)算復(fù)雜度，選取典型的年出力場景和日出力場景進(jìn)行計(jì)算。

直流通道年出力場景下全年送電量：

(2)

式中：Wndc為實(shí)際直流通道按月計(jì)算的全年發(fā)電量； Dn為對應(yīng)月的天數(shù)；Pnc為對應(yīng)月實(shí)際火電出力；Png為對應(yīng)月實(shí)際主網(wǎng)出力；Pw、εnw、Ps、εns為對應(yīng)月風(fēng)電、光伏實(shí)際出力和容量可信度系數(shù)。

直流通道日出力場景下全年送電量：

(3)

式中：Wmdc為實(shí)際直流通道日出力場景下的全年發(fā)電量； Pmc為對應(yīng)時序火電實(shí)際出力；Pmg為對應(yīng)時序主網(wǎng)實(shí)際出力；Pw、εmw，Ps、εms為對應(yīng)時序風(fēng)電、光伏實(shí)際出力和容量可信度系數(shù)。

單一場景中，考慮新能源消納量最大，當(dāng)規(guī)劃風(fēng)、光、火電源容量不能完全滿足負(fù)荷需求時，也可從主網(wǎng)補(bǔ)充電量?？紤]新能源最大發(fā)電量的目標(biāo)函數(shù)：

F=maxf(Ww,Ws)

(4)

式中Ww、Ws為實(shí)際風(fēng)電、光伏總發(fā)電量。

任意時刻，系統(tǒng)滿足功率平衡：

Pdc=Ps-Pc-Pw-Pg

(5)

式中Pdc、Pg、Pc、Pw、Ps為任意時刻直流通道、主網(wǎng)、火電機(jī)組、風(fēng)電、光伏出力。其中火電機(jī)組調(diào)峰深度為最大并網(wǎng)容量的50%，風(fēng)電在計(jì)算容量可信度[8-9]后，考慮90%出力。

風(fēng)、光、火各電源出力約束條件：

(6)

利用式(2)—(6)進(jìn)行生產(chǎn)模擬計(jì)算，即可確認(rèn)2種不同場景下，滿足新能源最大發(fā)電量的各電源發(fā)電量和占比。

實(shí)際進(jìn)行容量配置時，還需要根據(jù)式(1)設(shè)計(jì)對應(yīng)不同風(fēng)、光、火、主網(wǎng)并網(wǎng)電源的配置方案，即(PW1，PS1，PC1，PN1)， (PW2，PS2，PC2，PN2)，…，(PWz，PSz，PCz，PNz)。考慮到計(jì)算復(fù)雜度，本文針對某地區(qū)進(jìn)行電源配置時，僅對8組典型的容量配置方案進(jìn)行計(jì)算，并從中確定最佳方案。

4 “哈鄭”直流工程案例分析

4.1 送端電源配比方案擬定

“哈鄭”直流通道額定容量為800萬kW，理論年輸送電量達(dá)700億kW·h，哈密地區(qū)目前電源總裝機(jī)容量為1 560萬kW，其中：風(fēng)電裝機(jī)容量為 545萬kW，光伏裝機(jī)容量為128萬kW?！肮崱敝绷鬏旊娡ǖ溃?015年已經(jīng)實(shí)現(xiàn)500萬kW大負(fù)荷運(yùn)行。2016年，哈密配套火電機(jī)組容量為8×66萬kW，全部并網(wǎng)發(fā)電。

根據(jù)目前哈密電網(wǎng)的電源規(guī)模，提出風(fēng)、光、火電源配置方案，如表1所示，風(fēng)電出力按90%考慮。

表1 哈密送端電源配比方案
Table 1 Sending end power’s ratio scheme of Hami

4.2 哈鄭直流送電曲線

輸送電量與受端負(fù)荷用電需平衡，分析我國內(nèi)地負(fù)荷出力規(guī)律[10-11]，根據(jù)負(fù)荷年出力變化和日出力變化，分別制定年送電曲線和日送電曲線。為充分利用輸電通道，直接考慮送電容量最大達(dá)到800萬kW。

“哈鄭”直流工程年送電曲線充分考慮了受端負(fù)荷的年出力特性，春冬兩季負(fù)荷小，夏天負(fù)荷高。“哈鄭”直流工程在夏季大方式滿送，最大輸電容量達(dá)到800萬kW。日送電曲線考慮受端負(fù)荷全天時序下的動態(tài)變化，白天負(fù)荷較大，晚上工廠停工，用電負(fù)荷小。白天輸電通道利用率高，送電容量大，最大輸電容量依舊達(dá)到800萬kW。

4.3 風(fēng)、光、火電源配置分析

以哈密送端電源配置方案2(火電400萬kW、風(fēng)電700萬kW、光伏250萬kW)為例，分別以年送電曲線和日送電曲線進(jìn)行計(jì)算。

基于年送電曲線，計(jì)算該方案的全年外送電量達(dá)625.21億kW·h，年通道利用小時數(shù)達(dá)7 815.13 h，各電源配置見表2，其中新能源總棄電量為0.07億kW·h。新能源疊加發(fā)電量如圖1所示。

表2 方案2電源容量配置(年送電曲線下)
Table 2 Capacity allocation of power in scheme 2(on annual transmission curve)

圖1 風(fēng)光實(shí)際發(fā)電量及疊加曲線Fig.1 The actual output curve and superposition of wind/ Photovoltaic

基于日送電曲線，計(jì)算其通道年外送電量達(dá)625.45億kW·h，年通道利用小時數(shù)達(dá)7 818.21 h，各電源配置見表3，其中新能源棄電量為172.23萬kW·h，圖2為新能源日出力曲線。

表3 方案2電源容量配置(日送電曲線下)
Table 3 Capacity allocation of power in scheme 2(on daily transmission curve)

圖2 新能源發(fā)電量Fig.2 Generating capacity of new energy

4.4 綜合對比分析

分別對8種風(fēng)、光、火電源的容量配置方案進(jìn)行計(jì)算，表4為年出力場景下的電源配置，表5為日出力場景下的電源配置。

表4 年送電曲線下電源配置
Table 4 Power allocation of power on annual transmission curve

表5 日送電曲線下電源配置Table 5 Power allocation of power on daily transmission curve

增大火電機(jī)組裝機(jī)容量，系統(tǒng)變得更加穩(wěn)定，相反火電機(jī)組容量較小、新能源出力不足、負(fù)荷用電較大時，需要從主網(wǎng)補(bǔ)充電量。圖3為增加火電裝機(jī)容量后的新能源發(fā)電量變化曲線，火電機(jī)組裝機(jī)容量達(dá)到500萬kW后，無須從主網(wǎng)補(bǔ)充電量，就能夠獨(dú)立支撐特高壓直流送電通道，再增加并網(wǎng)容量，會增加新能源的棄電量。新能源的棄電集中在2—5月，一方面新能源出力大，遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過負(fù)荷用電所需，另一方面由于增加火電，其調(diào)峰最小出力變大，無法調(diào)峰時只能棄風(fēng)、棄光。

圖3 增加火電裝機(jī)數(shù)量時新能源發(fā)電量變化曲線Fig.3 New energy’s output with thermal power increase

圖4為增加風(fēng)電裝機(jī)容量后的風(fēng)電實(shí)際發(fā)電量變化情況。增加風(fēng)電的并網(wǎng)容量，主網(wǎng)補(bǔ)充電量減小，增加風(fēng)電既能作為支撐電網(wǎng)的電源，減少特高壓直流通道對主網(wǎng)的依賴，又能增加風(fēng)電消納。而當(dāng)風(fēng)電變化趨勢與負(fù)荷用電不同步時，風(fēng)電富裕時會棄風(fēng)，不足時則需要從主網(wǎng)補(bǔ)充電量，增加了主網(wǎng)負(fù)擔(dān)。

圖4 增加風(fēng)電裝機(jī)容量時風(fēng)電實(shí)際發(fā)電量變化曲線Fig.4 Wind power’s output with wind power increase

圖5為不同光伏裝機(jī)容量下新能源發(fā)電量變化曲線。分析疊加后的新能源年出力曲線可知，光伏年出力與年負(fù)荷出力同頻，沒有造成棄光。主網(wǎng)補(bǔ)充容量隨光伏出力增大而減少，說明光伏可以支撐送端電網(wǎng)，減少主網(wǎng)補(bǔ)充電量。

基于日送電曲線，分析短時日負(fù)荷發(fā)生變化時，風(fēng)、光、火電源配置對新能源消納的影響。圖6為增加火電裝機(jī)容量時新能源發(fā)電量和主網(wǎng)補(bǔ)充電量的變化曲線。由于增加火電機(jī)組容量會增大其最小出力，正午后，新能源出力太大，導(dǎo)致棄電量增大。因此，風(fēng)、光日出力特性滿足正調(diào)峰特性時，會減少火電并網(wǎng)容量，增加新能源消納。隨著火電出力增大，從主網(wǎng)補(bǔ)充的電量減少，但在新能源出力不足的時段仍需要額外補(bǔ)充電量。

圖5 不同光伏裝機(jī)容量下新電源發(fā)電量Fig.5 New power’s output with PV increase

圖6 增加火電裝機(jī)容量時新電源發(fā)電量和主網(wǎng)補(bǔ)充電量變化曲線Fig.6 New power and power grid’s output with thermal power increase

圖7為增加風(fēng)電裝機(jī)容量時風(fēng)電發(fā)電量和主網(wǎng)補(bǔ)充光量變化曲線。增加風(fēng)電并網(wǎng)容量，可以增加風(fēng)電的消納電量。正午前后，光伏出力較大時，風(fēng)電并網(wǎng)容量達(dá)到600萬kW，就已經(jīng)滿足送電需求，再增大容量，會造成嚴(yán)重棄電。其他光伏出力不大的時段，風(fēng)電的增加減少了從主網(wǎng)補(bǔ)充的電量，對電網(wǎng)穩(wěn)定有支撐作用。

圖8為增加光伏裝機(jī)容量時新能源發(fā)電量和主網(wǎng)補(bǔ)充電量變化曲線。光伏只在白天出力，所以除了白天的8：00—18:00之外的時段，新能源的疊加出力沒有變化，而這些時段僅靠風(fēng)電難以滿足送電需求，需要從主網(wǎng)補(bǔ)充電量。而到正午前后，光伏出力增大，新能源也增加了棄電量。由此可見，光伏不能盲目增加并網(wǎng)容量，達(dá)到飽和后再增大容量，棄電會增大。

圖7 增加風(fēng)電裝機(jī)容量時風(fēng)電和主網(wǎng)補(bǔ)充電量變化曲線Fig.7 Wind power and power grid’s output with wind power increase

圖8 增加光伏裝機(jī)容量時新能源發(fā)電量和主網(wǎng)補(bǔ)充電量變化曲線Fig.8 New power and power grid’s output with PV increase

由以上分析可知，“哈鄭”直流通道棄電量最嚴(yán)重的是每年的3—5月，每天的12:00—15:00，最需要主網(wǎng)補(bǔ)充電量的是每年的8、11、12月，每天的20:00—次日2:00，7:00—9:00。對哈密地區(qū)來說，最有利于新能源消納的電源配比方案是方案2，即火電400萬kW，風(fēng)電800萬kW，光伏250萬kW。

5 結(jié) 論

(1)對于大型風(fēng)電基地，風(fēng)電出力規(guī)律和送電曲線越同頻，越有利于風(fēng)電的消納，即風(fēng)電出力特性與受端負(fù)荷特性匹配度越高，棄電量越少。

(2)光伏作為清潔能源并網(wǎng)，主要解決白天負(fù)荷較大時的用電需求，容量并非越大越好，盲目擴(kuò)建光伏電站是沒有意義的，光伏電站夜間不會出力，因此對送端主網(wǎng)和送端電源配置方式有很大的依賴性。除非和儲能結(jié)合時，才可能改變這一現(xiàn)狀。

(3)新能源的消納與火電機(jī)組的調(diào)峰能力直接相關(guān)?；痣姍C(jī)組能夠平抑的調(diào)峰范圍內(nèi)，可以增大新能源的并網(wǎng)容量，而新能源裝機(jī)容量過大，一方面會超過火電調(diào)峰范圍，另一方面會超過負(fù)荷用電需求，都將造成棄電。而在火電機(jī)組調(diào)峰能力不變時，增大火電的電源比例，直流送端對主網(wǎng)的依賴會減小，直流通道會更加穩(wěn)定，但會降低新能源的消納。

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(編輯 張小飛)

Research and Analysis on Capacity Allocation of Large Scale Wind-PV-Thermal-Bundled Power

ZHAO Liwei1, ZHANG Xinyan1, ZHAO Lifei2, YIN Xun1,XU Qidan1, ZHAO Ang1

(1. School of Electrical Engineering, Xinjiang University, Urumqi 830047, China； 2. State Grid Kuitun Power Supply Company, Kuitun 833200, Xinjiang Uygur Autonomous Region, China)

Northwest, north, and northeast China of abandoned wind and abandoned light has been the big problem restricting the development of new energy. It can ensure the stability and effectively of system and improve the ability of new energy accommodation by making the appropriate configuration scheme of wind-PV-thermal-bundled power system. According to the historical weather data combined with new energy output data, this paper determines the wind and photovoltaic output characteristics, develops different wind-PV-thermal-bundled power schemes, and takes the annual output and daily output curves of load as sending electrical curves to calculate and analyze the new energy utilization, waste electricity and other indicators. Finally, this paper chooses the optimal scheme. The power allocation optimization is completed for the ±800 kV Hami-Zhengzhou HVDC transmission project, whose results show that, in the wind-PV-thermal-bundled power system, the new energy accommodation is mainly affected by the capacity allocation ratio, power peaking capacity, the synchronous output of new energy and load.

power allocation; wind-PV-thermal-bundled power; new energy accommodation; output characteristic; load curve; power transmission curve

國家自然科學(xué)基金項(xiàng)目(51367015);國家電網(wǎng)公司科學(xué)技術(shù)項(xiàng)目(SGXJ0000DKJS1440234);新疆維吾爾自治區(qū)科技支疆項(xiàng)目(201491112)

TM 721

A

1000-7229(2016)07-0105-07

10.3969/j.issn.1000-7229.2016.07.015

2016-03-23

趙理威(1992)，男，碩士研究生，研究方向?yàn)榭稍偕茉窗l(fā)電和新能源并網(wǎng)；

張新燕(1964)，女，教授，博士生導(dǎo)師，研究方向?yàn)樾履茉窗l(fā)電控制與并網(wǎng)技術(shù)；

趙理飛(1988)，男，工程師，主要從事電網(wǎng)運(yùn)行調(diào)度和規(guī)劃方面的研究；

尹勛(1991)，男，碩士研究生，研究方向?yàn)樾履茉窗l(fā)電與并網(wǎng)技術(shù)；

徐其丹(1989)，男，碩士研究生，研究方向?yàn)樾履茉窗l(fā)電與并網(wǎng)技術(shù)；

趙昂(1988)，男，碩士研究生，研究方向?yàn)樾履茉窗l(fā)電與并網(wǎng)技術(shù)。

Project supported by the National Natural Science Foundation of China(51367015)