3种斜面月平均总辐射模型评估及光伏阵列最佳倾角研究

为分析倾角变化对斜面辐射和光伏发电量(或效率)的影响,对武汉地区正南朝向斜面月平均总辐射计算方法和光伏阵列最佳倾角问题进行理论研究和探讨,并通过湖北省气象局多倾角光伏组件观测试验系统进行试验验证,结果表明:1)Hay模型最适合散射辐射较多的武汉地区斜面辐射计算;2)武汉地区固定式光伏阵列年最佳倾角理论值和实测值均为20°,该倾角年总辐射量相比水平面增加4.0%,而年发电量增加14.9%,最佳倾角安装下系统效率为86.1%,装机年发电量约1.02 k Wh/Wp;3)分冬/夏半年调整一次安装倾角,可使斜面年总辐射量增幅较大,冬/夏半年的最佳倾角理论值均小于实测值(45°/10°),该方式下年总辐射量相比于水平面增加7.5%,而年发电量增幅高达18.1%。     

可调式光伏支架探索

根据日照原理,对大唐国际格尔木光伏电站中光伏阵列每月太阳辐射量进行研究,按照电站季节性的日照轨迹变化,通过PVsyst软件对光伏阵列进行最佳倾角的计算,获得年最大发电量;并对固定倾角、可调支架和自动跟踪3种不同方式的年发电量及成本进行分析比较,总结采用可调节支架的经济效益。     

不同安装方式时双面光伏组件发电系统的理论建模分析

基于PVsyst仿真软件,以青海格尔木市为模拟地点,考虑了场景反射率、组件前后间距、安装方式与高度、逆变器匹配设计等因素,在固定倾角式、平单轴跟踪两种安装方式下,分析对比了双面光伏组件与常规光伏组件的辐射接收量、发电量、系统效率和度电成本,并研究了场景反射率对双面光伏组件发电量的影响和此类光伏发电系统逆变器的限光损失。仿真结果表明,在固定倾角安装或平单轴跟踪的安装方式下,采用双面光伏组件的发电系统比采用常规光伏组件的发电系统的发电量理论上平均可提升10%以上,且随着场景反射率的增加而增加;当场景反射率为60%时,度电成本可降低14%,具有较高的经济效益,在降本增效方面具有较大的技术价值。     

光伏电站中可调支架系统经济技术分析

通过建立太阳能辐射数据库,优化可调光伏支架的接收角度,以提高光伏系统发电效率,改善传统的固定倾角支架和自动跟踪支架模式。文章以沈阳地区10 MW并网电站为例,比较了每年以不同次数手动调节支架与固定倾角支架的发电量。经济技术分析显示,每年调整支架倾角12次的年发电量最多,每年调整倾角4次的经济效益最好。     

计及风向不确定性的海上风电场年发电量计算

以欧洲Lillgrund海上风电场为例,建立基于Larsen尾流模型及线性叠加模型的风电场输出功率及发电量计算模型;考虑风电机组偏航偏差等风向不确定性的影响,建立基于高斯平均方法的风电场计算功率修正模型;结合风电场实测数据及发电量计算收敛过程分析,研究了修正模型对风电场功率及发电量计算的影响。结果表明,所建立的尾流作用下的风电场功率计算模型能够较好地反应实际风电场的尾流影响特征,高斯平均修正方法进一步提高了尾流作用下风电场功率计算精度,并提高了发电量计算的收敛速度。在风电场年发电量计算中考虑风向不确定性的影响,对于提高模型评估与验证的准确性具有重要意义。     

采用双面光伏组件的光伏电站在系统集成设计中应考虑的因素分析

采用双面光伏组件是一种能够有效提升光伏电站发电量的手段。基于双面光伏组件的特点,通过列举行业内常用的双面光伏组件辐照度数学模型,对影响双面光伏组件发电量的地面反射率、前后排光伏阵列间距、光伏组件最佳安装倾角和光伏组件离地高度这几个主要因素进行了研究,并通过PVsyst软件对这几个主要因素进行了逐一仿真验证,从实际应用角度提出了采用双面光伏组件的光伏电站在系统集成设计中应考虑的几个因素。研究结果表明：1)双面光伏组件的最佳安装倾角比单面光伏组件的最佳安装倾角大,根据地区、地面反射率的不同,二者的差值大致在2°～10°之间;2)提高光伏组件离地高度可以增加双面光伏组件的发电量,而发电量增益大小会因光伏组件所在地纬度的不同有所不同,实际光伏电站的系统集成设计中,可选择最具经济性的光伏组件离地高度;3)在光伏组件最佳安装倾角过低的地区,光伏组件的自遮挡效应严重,需要根据实际情况选择是否采用双面光伏组件。     

优化组件理论最佳安装倾角对光伏电站发电量的影响

针对某个采用固定支架运行方式的光伏电站,通过相关软件模拟光伏组件在不同安装倾角时倾斜面接收到的太阳辐射量,得出理论最佳安装倾角;然后在支架行间距不变的情况下,根据组件安装倾角与发电量之间的关系,综合确定组件的实际最佳安装倾角,以期通过此方法指导光伏电站设计方案的优化,在不提高光伏发电系统成本的情况下,提高电站的发电量。     

光伏阵列安装角度与安装节距的优化选择

光伏发电系统安装地点确定之后,其发电量主要受到光伏组件安装倾角和节距的影响。文章首先建立了光伏电池发电模型和斜面上的辐照度模型,以西安某公司的光伏发电系统为例,计算了不同倾角和节距下光伏阵列的年发电量。结果表明:在没有阴影遮挡的情况下,光伏组件在西安地区的最佳安装倾角为32°;在有阴影遮挡的情况下,节距越小,最佳倾角越小。光伏阵列的节距减小时,组件的发电量减少,利用效率降低。但是,由于组件安装量增多,单个组件占地面积减少,总安装容量增大,发电量增大。此计算方法可为光伏组件安装倾角和节距的选择提供参考。     

内蒙古地区固定式光伏方阵最佳倾角分析

通过对内蒙古地区3个纬度不同的典型地区固定式光伏方阵的最佳倾角进行分析,分别比较不同角度对应的静态收益。结果表明,尽管光伏方阵的最佳倾角可使系统的发电量达到最大,但综合考虑租地、线缆的投资成本,光伏系统的静态收益最大时对应的倾角比最佳倾角均小6°。     

含混合式抽水蓄能电站的梯级水库长期随机优化调度研究

为提高含混合式抽水蓄能电站的梯级水电站的保证出力和发电量,构建了年期望发电量最大的含混合式抽水蓄能电站长期随机优化调度模型,并运用逐次优化算法对模型进行求解。白山—丰满梯级水库优化调度计算表明,优化后白山水库保证出力抽水比不抽水增幅为24.94%,梯级电站总保证出力抽水比不抽水增幅为9.33%;白山水库年发电量抽水比不抽水增幅为4.86%,梯级电站总发电量抽水比不抽水增幅为8.64%。     

全寿命周期内光伏发电最佳经济安装倾角研究

光伏电站阵列安装倾角不同对工程土建、电气工程量等都有一定的影响。当光伏电站总装机容量不变时,在最佳倾角附近一定角度范围内变化安装倾角,得出相对应的发电量及土建、电气工程量均随安装倾角的减小而减少的结论。在光伏电站全寿命周期内,对每个倾角的投资总费用与全部发电收益进行计算,并采用差额内部收益率法对相邻倾角的投资差额与收益差额进行研究,最后得出了光伏电站的最佳经济安装倾角,为工程建设的最经济性投资提供参考依据。     

失配条件下集中式并网光伏发电系统性能研究

为分析光伏系统在失配条件下的运行性能,首先对阴影遮挡下的集中式光伏阵列模型进行理论推导,其次采用PVsyst仿真软件仿真石林地区500 kW光伏系统在当地自然气候条件下倾角、方位角和阴影遮挡对全年发电性能的影响。最后对比分析石林光伏系统的仿真结果与实测结果,并提出优化方案。结合理论模型分析进行的仿真结果显示,无阴影遮挡时,在倾角等于纬度角、方位角等于0°时,光伏系统年发电量最大,为704 MWh,性能比高达80.1%。而在相同线性阴影遮挡下,随倾角变化,系统性能比降幅范围为1.0%~24.9%。实测结果表明,无阴影遮挡下,实际系统发电量与平均气象参数下的仿真系统相比下降20%,有阴影遮挡时下降17%;而相同气象数据下,实测结果与仿真结果误差仅为0.01~0.30。集中式并网光伏发电系统(GCPVS)性能在合理安装倾角、方位角下能有效降低系统失配损失,而多云、阴影遮挡等辐照度不均匀会增加集中式拓扑结构下光伏系统的失配损失,需通过优化系统配置或最大功率点跟踪技术来避免。     

湍流强度对风电场发电量的影响

准确估算湍流强度变化影响下的发电量,为风电项目开发与投资提供可靠的依据。从10 min级湍流强度变化的角度,提出了利用实时湍流强度计算风电场发电量的方法,通过多项式展开公式和数值积分,对风电机组的发电量进行估算。以新疆某风电场的实际风资源为例,与实际年发电量、静态理论年发电量和普遍采用的修正发电量功率曲线的方法对比,表明该方法估算的发电量误差小,更贴近实际年发电量。     

重力特性对热管PV/T装置年最佳倾角的影响

建立热管PV/T系统的动态数学模型,结合气象数据,在考虑和不考虑重力特性两种情况下,对比计算系统在不同地区月、年最佳倾角的差异。结果显示,在中高纬度地区,上述两种判断方式下的年最佳倾角基本一致,但在低纬度地区(小于20°),热管性能受重力特性影响增大,上述两种判断方式下的年最佳倾角相差约4°。两种判断方式下的月最佳倾角之间差异明显,特别在夏季,相差接近10°。建议对低纬度地区和可按月调整倾角的装置,设计热管PV/T系统最佳倾角时不仅要考虑接收到的辐射总量,还要考虑重力特性对热管性能的影响。     

并网光伏电站的组件倾角优化设计与研究

综合考虑倾斜面太阳辐照度估算模型和实际组件转换效率估算模型,建立一个固定倾角下的组件发电功率模型,并提出一种以年功率最大为最优倾角设计原则的优化设计方法。基于武汉、南京和北京三地的大量数据对提出的方法进行验证和分析,结果显示该方法可为电站增加发电量,增大经济效益,且电站纬度越高,其发电量提升空间也越大。     

光伏组件下沿泥带对发电量的影响分析及解决方案

对于建设在工商业屋顶的分布式光伏电站而言,由于其紧邻用电侧,降低了附加的输配电成本,且厂房业主用电可享受折扣;再加上国家政策的大力支持,近几年,此类光伏电站在中国中东部地区实现了飞速发展。但在后期运维中发现,建设于工商业屋顶的分布式光伏电站受屋顶坡度及施工条件的限制,光伏组件安装倾角一般为2°～6°,导致光伏组件除了表面易积灰外,其下沿边框处也堆积了一层厚泥带,极易影响光伏电站发电量。因此,亟需一种成本低、效能高、维护率低的解决方案。以建于西安市某工商业彩钢瓦屋顶的4.6 MW分布式光伏电站为实验场地,分别采用短期和长期两种测试方式,重点研究泥带对光伏组件发电量的影响,提出了利用导水排尘器清除积水和泥带的解决方式,并对其效果进行验证。研究结果显示：1)在保持光伏电站原有清洗状况不变的前提下,通过两年的长期测试发现,1#、2#和3#厂房屋顶安装有导水排尘器的各光伏支路的累计发电量平均值比未安装导水排尘器的光伏支路的累计发电量分别提升了5.17%、13.13%和0.58%;2)光伏组件的安装倾角越小,泥带对其发电量的影响越严重。     

多曲面聚光免跟踪式太阳能空气取水器的实验研究

设计了一个由多曲面聚光器聚光集热的太阳能空气取水器,介绍了系统的工作原理。对聚光器的特点及固定倾角安装时的全年工作时数进行预测。结果表明,对北纬40°地区,全年只需调整一次安装倾角,当聚光器以30°和60°固定倾角安装时,聚光效率大于80%的月平均日工作时数全年都能大于6 h,可满足系统的聚光要求。采用硅胶颗粒作为吸附材料,对装置在实际天气下的产水性能进行测试,给出吸附和脱附过程的温度随时间的变化曲线。结果表明,装置的产水量明显与最大脱附温度有关,当最大脱附温度为125℃时,总产水量为460 g。脱附过程最大的太阳能利用效率为20.3%。     

太阳能光伏光热系统集热器连接方式的优化

集热器连接方式对强制循环式光伏光热(PVT)热水系统的运行性能存在较大影响,针对最佳连接方式的相关研究未见报道。综合考虑环境温度、太阳辐射量和热水负荷等因素,以12块平板型PVT集热器(2 m×1 m)为研究对象,利用Fortran语言建立不同连接方式PVT热水系统动态传热模型,并分别以发电量、实际集热量以及实际综合发电量为优化目标进行计算。结果表明:在两种不同工况下,获得最大发电量的连接方式都为N=1,而获得最大实际集热量的连接方式并不一致;综合全年性能分析,以发电量、实际集热量和实际综合发电量为优化目标时对应的最佳连接方式和最佳倾角组合形式分别为:N=1和β=20°,N=4和β=28°,N=3和β=26°。研究结果对大型太阳能集热器安装方式的选取具有参考价值。     

基于斜面辐射组合计算模型的光伏阵列最佳倾角研究

基于2019年3月—2020年2月白银和敦煌光伏电站的实际观测数据,建立4种斜面辐射组合计算模型,在对模型预测精度检验的基础上,分析了电站当地不同倾角倾斜面辐射量的变化特征以及不同时段发电量与倾角大小之间的关系,同时提出3种最佳倾角选取方案并对输出的年总发电量进行对比,结果表明：1）4种组合模型预测效果均较为理想,白银电站4种组合模型各月平均RRMSE均低于8%,敦煌均低于9%。2）斜面总辐射与直接辐射9月之前随倾角增大呈现出递减趋势,大致表现为0°≈15°>30°>45°>60°>90°;9月之后则相反,表现为60°>45°>30°>15°>0°。散射辐射9月之前随倾角增大而减小,之后各倾角散射辐射差距不大,反射辐射始终随倾角增大而增大。各倾角直接辐射占总辐射比例最大,散射辐射次之,反射辐射最小;3）4种模型计算的最佳倾角较为接近,白银和敦煌年最佳倾角约为35°和38°,月最佳倾角变化曲线呈余弦型,白银和敦煌变化范围分别为4°~64°和6°~66°,白银夏、冬半年的最佳倾角分别约为16°和56°,敦煌分别约为19°和58°;4）为得到最大年输出总电量,建议电站选取方案Ⅱ每月调整阵列倾角,年总发电量较方案Ⅰ白银和敦煌可提高约5.3%和5.0%,条件不具备时可按方案Ⅲ每年至少调整2次阵列倾角,年总发电量较方案Ⅰ可增加约4.6%和4.1%。     

正常运行期条件下三峡电站发电能力分析

为复核正常运行期条件下三峡电站的发电能力、探究不同调度方式及上游水库调蓄对三峡电站发电能力的影响，以初设方案、优化调度方案、2015版调度规程方案、2019版调度规程方案为调度计算模型，选取初步设计测算所用1946～1975年宜昌站天然径流系列，在考虑上游主要控制性水库的基础上进行还现计算以反映正常运行期三峡入库径流特征，并对比分析了天然、还现径流分别按照四种调度模型运行情景下的三峡电站发电能力。结果表明，正常运行期条件下三峡电站发电能力为1 008×10⁸kW·h,较设计值提高了14.3%;通过优化调度方式可显著提升水库10月蓄满率，相比初设方式，三峡电站发电能力提升约55×10⁸～90×10⁸kW·h;在上游水库调蓄作用下三峡年内入库径流系列明显坦化，水资源利用率有效提升，三峡电站发电能力提升约8×10⁸～28×10⁸kW·h。