適用于青藏高原地區的風光柴互補能源系統的優化設計

郭 進，陸運章，張佳亮，馬一山，王一達，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

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

青藏高原地區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，且地形復雜、氣候惡劣；同時，常住人口少且居住分散，因此，該地區不適合大規模建設電網[2]，導致電力供應短缺問題較為突出。

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

本文針對青藏高原地區的獨特情況，對當前應用于青藏高原地區的風光柴互補能源系統(下文簡稱為“青藏高原風光柴互補能源系統”)進行了優化設計，通過對系統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化，設計出更適用于青藏高原地區的風光柴互補能源系統。

1 青藏高原風光柴互補能源系統的組成

由于青藏高原地區的柴油補給較為困難，青藏高原風光柴互補能源系統以光伏發電和風力發電為主，該能源系統配備的蓄電池組可在光伏電力或風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，柴油發電機則作為該能源系統的備用電源。青藏高原風光柴互補能源系統的電力設備主要包括光伏陣列、光伏控制器、風電機組、風能控制器、柴油發電機、整流器、蓄電池組、離網逆變器、雙電源配電箱，以及包括制氧機、照明設備等在內的負載設備等，其電力設備圖如圖1所示。

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

在青藏高原風光柴互補能源系統中，光伏控制器和風能控制器均采用模塊化和熱插拔設計，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斷電。青藏高原風光柴互補能源系統可根據風電機組的輸出功率、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配不同能源的使用與柴油發電機的啟停；當青藏高原風光柴互補能源系統中的離網逆變器出現故障時，雙電源配電箱可手動或自動切換至由柴油發電機供電。

2 青藏高原風光柴互補能源系統的優化設計

青藏高原風光柴互補能源系統的構造較為復雜，設計難度較大，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進行優化設計，使該能源系統更適合在青藏高原地區應用。

2.1 光伏組件安裝傾角的優化設計

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

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

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

利用MATLAB軟件對青藏高原風光柴互補能源系統建模，并對該能源系統的發電量情況進行分析。通過調整光伏組件的安裝傾角，優化得到青藏高原風光柴互補能源系統中光伏發電及風力發電的月日均總發電量，月日均總發電量最高時對應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，青藏高原風光柴互補能源系統中光伏發電及風力發電的月日均總發電量如表2所示。

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

圖2 光伏組件安裝傾角為45°時青藏高原風光柴互補能源系統中光伏發電及風力發電的月日均總發電量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，青藏高原風光柴互補能源系統中光伏發電及風力發電的月日均總發電量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化設計

在冬季時，五道梁地區的環境溫度可低至-30 ℃，遠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，五道梁地區的環境溫度較高，蓄電池組工作時會發熱；此外，由于該地區的氣壓較低、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，結合PID控制算法設計了一種蓄電池組溫度控制模塊，其可實現蓄電池組的溫度控制目標，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扇；測溫部分由溫度傳感器采集溫度信號，然后轉換電路將溫度信號轉化為電信號[9]。通過溫度傳感器、加熱電阻膜和散熱風扇的合理布局，可以將蓄電池組的溫度控制在合理范圍內，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，其電芯為均勻發熱體，忽略模組內部安裝固定件的影響，利用ANSYS仿真軟件對環境溫度為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，在環境溫度為20 ℃、以0.5 C放電倍率放電的情況下，蓄電池組達到溫度平衡時其最高溫度為31 ℃。由于蓄電池組的工作環境溫度一般為5～45 ℃，因此31 ℃可滿足蓄電池組的工作環境要求。

圖4 環境溫度為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 能源控制優化設計

光伏控制器由多個模塊化的MPPT控制器構成，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，然后根據光伏組件的總數量來確定所需使用的MPPT控制器數量，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MPPT的基礎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控制器調整占空比，并以均充模式進行充電；

4)當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 能源管理策略優化設計

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

風力發電和光伏發電的輸出功率依賴于風速和太陽輻照量，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力發電和光伏發電的總輸出功率，若蓄電池組滿電的情況下光伏電力和風力發電的總發電量還有富余電量，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%，則離網逆變器發送控制信號來啟動柴油發電機，給負載供電后，將多余的電量存儲在蓄電池組內；當蓄電池組的剩余電量補充至70%后，柴油發電機停止工作。優化后的青藏高原風光柴互補能源系統采取的能源管理策略邏輯圖如圖6所示。

圖6 優化后的青藏高原風光柴互補能源系統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，優化后的青藏高原風光柴互補能源系統運行時的具體步驟為：

步驟1)：若當前該能源系統的負載功率PL小于等于該能源系統中風力發電和光伏發電的總輸出功率PG，即PL≤PG，則運行步驟2)；若PL＞PG，則運行步驟5)。

步驟2)：當前狀態為PL≤PG，若此時蓄電池組處于滿電狀態(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(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，該部分對應的電量為該能源系統的富余電量，將其用于高原制氧，然后運行步驟10)。

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

步驟5)：當前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)：此時該能源系統中風力發電和光伏發電的供電不足，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)：此時該能源系統中風力發電和光伏發電的供電不足，且SOC≤20%，則啟動柴油發電機補充PG不足的部分，若再有剩余電量則為蓄電池組充電。啟動柴油發電機后，該能源系統依據SOC值來判斷是否需要繼續使用柴油發電機來發電，若當前SOC＞70%，則運行步驟8)；若當前SOC≤70%，則運行步驟9)。

步驟8)：此時SOC＞70%，柴油發電機停止工作，運行步驟10)。

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

步驟10)：能源系統繼續運行，回到步驟1)。

3 實例驗證及結果分析

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

優化后該風光柴互補能源系統配置了144塊單塊面積為1.6 m2、光電轉換效率為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，該能源系統配置了1臺3 kW的風電機組、1臺50 kW的柴油發電機、40 kW的離網逆變器、360V/500Ah的蓄電池組，以及配套的光伏控制器、風能控制器、整流器、雙電源配電箱等。風力發電、光伏發電及柴油發電的總輸出功率達到93.32 kW。

2019年9月10日，優化后的風光柴互補能源系統中風力輸出和光伏發電的輸出功率隨時間變化的曲線如圖7所示。

圖7 優化后的風光柴互補能源系統中風力發電和光伏發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，光伏發電和風力發電的最大輸出功率點出現在13:35，此時二者的總輸出功率為25.21 kW。通過將風力發電和光伏發電的輸出功率曲線根據時間進行積分，可得出全天風力發電的發電量為6.8 kWh，光伏發電的發電量為148.8 kWh，則全天風力發電與光伏發電的總發電量為155.6 kWh。

根據光伏發電的輸出功率、風力發電的輸出功率、蓄電池組的特性及負載的功率，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電的輸出功率，導致SOC實際值的提升速度相對SOC模擬值而言較慢；在20:00之后，由于青藏高原地區的環境溫度下降較快，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境溫度的下降而緩慢下降，此時蓄電池組的溫度會比環境溫度略高[12]，導致蓄電池組自身損失的功率減少，即以環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，從而導致SOC實際值相對SOC模擬值而言略大。

4 結論

本文對應用于青藏高原的風光柴互補能源系統中的風力發電與光伏發電、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化研究，并將優化方案用于實際工程項目中采用的風光柴互補能源系統，對優化方案在實際運行情況下的發電、儲能與負載運行情況進行了統計。本文優化設計后的青藏高原風光柴互補能源系統的功率較大，風、光、柴發電的總輸出功率可達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，由于本文優化設計后的青藏高原風光柴互補能源系統具有環境適應性好、資源利用率高、建設成本低、供電穩定性好的特點，是青藏高原電力供應的較優選擇。期望本文的研究結果可為青藏高原風光柴互補能源系統的大規模推廣應用奠定基礎。