风光互补发电系统设计方案汇总（两款风光互补发电系统详解）

风光互补发电系统设计方案（一）

1、风光互补供电系统结构及原理

典型的通信基站供电系统如图1所示，主要由交流配电、整流器、蓄电池、直流配电等设备组成。市电正常情况下，市电直接给交流负载供电，通过整流器给直流负载供电和蓄电池充电。市电异常情况下，通过蓄电池给直流负载供电，或通过手动或自动切换由燃油发电机供电。综合通信基站供电系统的应用特点，主要包括3个方面：（1）负载24h连续运行，负荷平稳;（2）配置一定容量的蓄电池组;（3）整流器的输出特性满足蓄电池充电要求，输出电流与蓄电池充电状态相关。

图1  通信基站供电系统原理框图

风光互补供电系统主要由风力发电机组、太阳能光伏电池组、控制器、蓄电池组、直流负载等部分组成，该系统是集风能、太阳能及系统智能控制技术为一体的可再生能源发电系统，系统结构如图2所示。

图2  通信基站风光互补节能供电系统原理框图

系统采用经实践确认可行的直流接入模式。风力发电机组、太阳能光伏电池组通过控制器直接给基站蓄电池组充电和负载供电。直流接入所需设备较少，除风力发电机和控制器外，无需增加额外设备，不足之处是直流接入无法直接为交流负载供电。直流接入充分利用基站供电系统的现有设备，比较符合基站供电的特点，系统简洁可靠，能量转换效率较高，比传统经逆变器供电的方式提高效率20%左右。

2、通信基站风光互补供电系统设计

2.1、通信基站情况

通信基站位于湖南中部某乡一个山头上，海拨高约1092m，且南北走向地势开阔，太阳能和风能资源较为丰富，年平均日照时数约为2000h，年平均有效风时数为2500～3000h，全年平均风力3～8级。该移动通信基站为1层楼房，含有柴油发电机房，基站载频数量为6个，2组500Ah蓄电池，设备总功耗大约为1kW，无空调。

2.2、系统设计优化方案

2.2.1、蓄电池容量计算

由于蓄电池是整个系统的后备电源，蓄电池的性能优劣直接影响整个系统的工作稳定性，故选用的阀控式密封铅酸蓄电池要符合YD/T799—2002的要求，阀控式密封胶体蓄电池要符合YD/TI360—2005的要求。基站设备为直流-48V供电，故需采用48V蓄电池或蓄电池组。按基站的重要程度，一般来说整个系统的后备工作时间要能达到3天的时间。但根据当地气象情况分析，早晚风力较大，中午阳光较强，无风无光日较少，且有市电接入，蓄电池容量配置为满足基站内所有用电设备1天需求即可。

系统总负载所需的蓄电池容量为：

Cb=（I×T×K）/（η×〔1+α（t-25）〕）

=100048×1×24×1.25/（1×〔1+0.006×（0-25）〕）

=625/0.85=735.29Ah

式中Cb为蓄电池的容量;I为负荷电流（A）;T为放电小时数（h）;K为安全系数，K=1.25;η为放电量系数，η=1;α为电池温度系数（1/℃），α=0.006;t为电池实际所在地最低温度，按0℃考虑。

经过取整后，蓄电池的容量应为800Ah/48V，现有的2组500Ah/48V蓄电池组可满足系统要求。

2.2.2、光伏电池板、风机配置

据当地气象部门资料全年风力3～8级，即风速为3～20m/s，年平均日照时数约为2000h。作为节能供电系统，光伏电池板和风机的容量配置如表1。

表1  光伏电池板、风力发电机配置表

风力发电机组的额定功率与额定风速选择原则：虽然风能本身并不需要使用费用，但作为实现能量转换过程的发电设备却需要成本，在节能减排风光互补供电系统中，风力发电机组的效率直接关系减排的效果，也直接关系投资的回报。相同额定功率的风力发电机组，额定风速不同时，发电量差别非常大。风力发电机组的额定功率必须与额定风速联系起来才有意义。以9m/s额定风速与11m/s额定风速的2台1kW额定功率风力发电机组相互比较，在5m/s的年平均风速和瑞利分布风速条件下，9m/s额定风速机组年发电量约2628kWh，而11m/s额定风速仅为1825kWh，低额定风速机组比高额定风速机组多发了44%的电能。图3给出了2kW风力发电机功率曲线。图4给出了年平均风速分别为4m/s，5m/s，6m/s，7m/s时，低额定风速机型与高风速机型的年发电量差别。

图3  风力发电机功率曲线

图4  不同额定风速风力发电机组年发电量比较

当以节能减排为目的新能源供电系统大规模推广时，安装地点的风速资源参差不齐，但通常低风速资源较多，风速资源丰富区少，因此，选择低风速机型尤显重要。

2.2.3、风光互补控制系统

风光互补控制系统是风光互补供电系统的控制管理部分，系统具有可同时管理风力发电机和太阳能光伏电池;蓄电池充放电智能管理;具有RS485通信接口，可配置GSM/GPRS模块，实现远程监控。

2.2.4、系统实现

实际方案系统框图见图5。按照以上设计方案进行了具体实施，实际使用完全达到预期效果。在市电断电4天的极端情况下，系统仍保障了基站的正常运行。图6为基站风光互补发电系统实施实景。

图5  通信基站风光互补节能供电系统

图6   基站风光互补发电系统实施实景

3、系统特点

（1）通信基站原有供电系统已经配置了一定数量的蓄电池组，新能源供电系统可充分利用原有设备，无需额外增加投资。

（2）通信基站的负荷连续平稳，风光互补供电系统可随时向负荷提供电能，实时消耗，无需较大容量的电能储存。

（3）风光互补供电系统通过风机控制器控制开关电源模块的输出电能，实时调整供电与用电之间的平衡，通过控制开关电源模块的输出特性，使风光互补发电能够优先被负荷消耗。风光互补控制器实现了风光互补供电与市电供电之间的合理调度，调度的目标是新能源发电量最大化和节能减排效果最大化。

（4）风光互补供电系统充分利用了负载连续运行的特点，将基站负载等效为局部小型电网，通过风机控制器实时调度常规能源发电设备（市电）和风光互补发电设备（风力发电机）在局部小型电网内的供电比例，维持整个系统的正常有效运行。其结果是风光互补几乎以全部利用的方式给负载供电，很好地解决了离网型风光互补供电系统普遍存在的效率低问题。

（5）按照每节约1kWh，相当于节省0.4kg标准煤，4L水，减少0.997kg二氧化碳排放、0.03kg二氧化硫和0.015kg氮氧化物的排放量计算，1个基站在运行期间所节约的能源数据是相当可观的。对于运营商而言，使用风光互补系统不但可以很快收回初期投资，而且为低碳经济做出巨大的贡献。

风光互补发电系统设计方案（二）

1、风光互补系统

1.1、优点

太阳能、风能在时间和地域上有很强的互补性，风光互补系统可全天候工作;风光互补发电系统可根据资源条件进行系统容量的合理分配，保证系统的稳定输出;环保、绿色、无污染;系统结构多样，可分为离网式和并网式。

1.2、原理

风光互补是1套发电应用系统，以太阳能电池、风力发电机为供电源，充分利用太阳能与风能的互补特性，配比一定储能蓄电池，通过1套智能交直流逆变能量控制系统，合理分配优化太阳能和风能2种间歇性能源，从而稳定输出并网的系统。

1.3、构成

风光互补系统由以下4部分构成。

（1）发电系统：由风力发电机组和太阳能电池板矩阵共同组成，使风能和光能转换为电能。

（2）蓄电部分：由许多蓄电池组成，配合调控太阳能和风能的稳定输出。

（3）能量管理及充放电控制系统：由储能充放电控制器、直流中心、控制柜、避雷器等组成，完成风光互补系统各部分的连接、组合以及对于蓄电池组充电的自动控制。

（4）光储一体化逆变部分：通过逆变器控制，将太阳能电池和蓄电池中的直流电能变换成交流电能，配合风机向电网输电。

2、大型风光互补系统设计

2.1、风光互补系统工作原理

风光互补系统工作原理见图1，系统由交流母线和直流母线组成，光伏组件通过光伏充电控制器将电能储存于蓄电池，由逆变控制器逆变输出到交流母线，风电机组的功率通过风电机组功率控制器输出到交流母线，过剩电能通过逆变充电控制器储存到蓄电池。系统通过能量控制管理平台，控制风电机组功率的输出与储能蓄电池的充放电，合理分配系统中的能量，实现系统的稳定并网运行。

图1  大型并网风光互补系统工作原理

2.2、风光互补系统能量管理控制

风光互补系统是通过1套能量管理系统控制实现，该系统可实现多种分布式能源的综合优化，合理分配出力，系统集成风、光、储能源的综合预报功能，为能量管理系统的稳定运行提供预测数据。

能量管理系统功率控制框图见图2。系统并网前，检测蓄电池组、并网逆变器状态，若状态正常，系统进行日照强度检测，光伏组件可以发电，继续检测风速、密度，不满足风机并网发电则切除风机，光伏储能逆变并网发电;若风机可以并网发电，通过能量管理平台，检测风机与光伏组件可以输出功率的能力来选择风光互补的控制策略;若蓄电池及光伏组件不能正常工作，风机可独立并网运行。

图2  能量管理系统功率控制框图

风光互补控制策略：若风机的输出功率远大于光伏与储能逆变的输出功率，能量管理控制平台控制风机功率控制器（通过风机自身桨距角的控制，限定出力）来限定风机出力，使风机与光伏、储能输出稳定;若风机的输出功率远小于光伏与储能逆变的输出功率，能量管理控制平台控制并网逆变功率控制器，限制光伏与储能的功率输出（通过光伏组件的切除与投入来控制功率输出），满足风机与光伏、储能输出稳定。在风机与光伏组件单独并网运行时，储能单元的充、放电可在一定程度上优化系统输出。能量管理平台可将风机功率预测系统接入，根据天气状况，预测风机功率输出的变化，可有效控制策略，利于风光互补系统的稳定并网。

3、风力发电机组功率预测试验

由于太阳光照受气侯影响较大（如乌云，阴雨，雪天等），且光伏组件发电特性也受其较大影响，要合理分配风电机组与光伏组件的输出功率，须对风电场风电机组的输出功率进行准确预测。

3.1、试验简介

试验地点选择在内蒙古辉腾锡勒旅游区的某风电场，该风电场提供的风力发电机组是850kW容量双馈变速恒频型风力发电机组，轮毂中心到塔筒底部的高度为65m。按GB18451.2—2003标准要求，需在距风机2D～6D（D为风机叶轮的直径）范围内，竖立与风机轮毂中心等高的测风塔，安装风速、风向、密度及温度采集设备，使其与风机塔筒内安装的功率测试设备时间同步，找到与测试风力发电机组的功率关系，从而建立在相似气象条件下风光互补系统的工作方式，以配合风电并网发电。

3.2、风力发电机组功率输出特性测试

要得到风力发电机组的功率必须采集风力发电机组的三相电流和三相电压，在风机塔筒底部配电柜中的电缆上，分别加装三相电流互感器，采集风机电流;在电缆上连上电压采集线记录电压。

图3  功率测试记录系统

风机的电流互感器和电压采集线的电缆汇集到塔筒壁上安装的功率测试记录仪中（见图3），通过计算机软件来配置电流互感器变比、记录的周期，记录仪与通信机相连可将数据传回能量管理系统。通过以上系统，可测试风力发电机的实时功率及风机周围气象数据与风机功率的关系曲线。

3.3、风力发电机组功率预测

将测风塔测试数据与风机功率数据同步，可得不同时间段的风速、密度与风机功率之间的关系，从而找到风机在不同气象条件下的功率曲线。通过气象部门未来的天气数据，采用中期预报（实现1d以内基于小时数据的以天为单位的预测），根据风机功率输出特性，预测风电机组未来功率变化情况，能量管理系统采取相应的控制策略，实现风光互补系统稳定并网运行（见图4）。

图4  风速、密度与有功功率测试曲线

4、光伏发电功率预测试验率预测试验

由于日照受天气影响较大，光伏发电功率预测具有很大难度，为了互补系统输出的稳定，进行光伏发电功率预测试验。试验地点在呼和浩特金山开发区的1个5MW光伏电站。

图5  光伏电站日照曲线及电池板温度曲线

根据影响光伏电池板光电转换效率的日照强度、角度及温度等因素，设计了辐照、温度传感记录仪器。通过记录数据，绘制了光伏电站7月某一天的日照曲线及电池板温度变化曲线，如图5所示。在光伏电站的电能计量柜处安装功率记录仪，记录光伏电站日功率输出情况（见表1），绘制光伏电站的日功率曲线（见图6），得出光伏电站在不同环境下功率输出的情况，从而根据日照强度来预测发电功率，通过能量管理系统配合风机并网功率的稳定。

图6  光伏电站日功率曲线

图6中，在12:30—14:30时间段，由于有阴云，受日照强度影响变化比较大且不确定，光伏电站输出功率变化较大。为此，提出光伏预测需采用超短期预测的方法来满足风光互补系统输出的要求，经过日照、角度、风速、风向、功率等数据的收集分析。采用1min超短期预测，可得到准确的功率变化趋势图，对风光互补系统的功率控制有一定帮助。

表1  光伏电站日功率记录