王季康，李華，彭宇飛，張新宇，李曉燕，袁天澤

(1. 內蒙古工業(yè)大學電力學院，呼和浩特010080；2. 內蒙古工業(yè)大學能源與動力工程學院，呼和浩特010051；3. 深圳市水務規(guī)劃設計院股份有限公司，廣東 深圳581001；4. 內蒙古電力(集團)有限責任公司烏蘭察布供電分公司，內蒙古 烏蘭察布012000)

0 引言

能源轉型是實現(xiàn)碳中和的主要路徑，逐步減少化石能源的比例，以可再生能源替代化石能源發(fā)電是有效措施之一[1 - 2]。然而市場消納空間逐漸成為可再生能源消納的最大瓶頸，風氫耦合技術能有效解決棄風、消納問題和并網(wǎng)功率波動，且氫能綠色清潔、能量密度高、儲量豐富、壽命長、便于運輸與存儲，前景廣闊，在能源、汽車等領域具有廣泛應用，未來極具研究價值[3 - 6]。

國內學者對風氫耦合、風電制氫的探索很多。文獻[7]構造了一種風電/制氫/燃料電池/超級電容器耦合于直流母線的結構，針對風電/制氫/燃料電池/超級電容器混合系統(tǒng)10種運行模式，提出了一種能量管理策略，提高了風能利用率，平抑直流母線電壓波動，平滑了上網(wǎng)功率。文獻[8]分析了風/光制氫系統(tǒng)中異質能源的功率交換特性，從功率/能量的供需平衡角度出發(fā)，建立風/光制氫系統(tǒng)的同質化分析模型。文獻[9]提出一種共直流母線的風氫耦合并網(wǎng)發(fā)電系統(tǒng)的控制策略，可實現(xiàn)能量在混合系統(tǒng)的出力單元(風力機)、長期慢儲單元(電解槽和燃料電池)及短暫快儲單元(超級電容器)之間合理分配，確保儲氫罐壓強及超級電容器荷電狀態(tài)運行于安全范圍之內，可提高風能滲透率，穩(wěn)定直流母線電壓，平滑上網(wǎng)功率。文獻[10]建立了共直流母線的主動型永磁直驅風電機組結構，制訂了功率管理策略，實現(xiàn)風電功率波動抑制、降低風電棄風比例、風電綠色并網(wǎng)。文獻[11]提出一種基于風電制氫與超級電容器混合儲能的可控型直驅永磁風電機組的解決方案，剖析可控型直驅永磁風電機組運行于各工況下的協(xié)調控制策略，使風電友好入網(wǎng)，減緩電網(wǎng)的調峰壓力，提高風能利用率。文獻[12]制訂了風氫耦合系統(tǒng)超前控制策略，提出最大化計劃出力跟蹤能力、最大化儲能系統(tǒng)調節(jié)能力以及最小化功率波動平滑加權的目標函數(shù)，利用布谷鳥搜索算法對出力參數(shù)進行逐點滾動優(yōu)化，實現(xiàn)風氫耦合系統(tǒng)計劃出力跟蹤能力的有效提高。文獻[13]設計一種風氫耦合系統(tǒng)的上層控制策略，利用超級電容器彌補電解槽與燃料電池響應延遲功率，實現(xiàn)風氫耦合系統(tǒng)出力可控。文獻[14]建立了共直流母線的風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)，針對12種系統(tǒng)運行模式，提出一種能量管理控制策略，確保在各個控制單元的作用下，能量協(xié)調流動于各個子單元間，該策略不僅使風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)出力可控，而且平抑了直流母線電壓波動，但該策略假定氫氣充足，并未考慮實際儲氫罐的約束條件。文獻[15]采用了含氫儲能管理系統(tǒng)的風氫耦合發(fā)電系統(tǒng)，提出了協(xié)同控制策略，系統(tǒng)應用共交流母線結構，但此結構應用元件過多，投資成本過大，且匯集母線處無連接開關，故障時安全性低。國外相關研究中，文獻[16]建立了風力機、電解槽、燃料電池和超級電容匯集直流母線的耦合系統(tǒng)模型，提出6種運行模式的能量管理策略，解決了燃料電池和電解槽響應時間延遲的問題；文獻[17]建立了含有永磁直驅風力發(fā)電機、光伏、電解槽、儲氫罐和燃料電池、超級電容器和蓄電池匯集直流母線的混合系統(tǒng)，基于MPC算法提出一種能量管理分配策略，實現(xiàn)系統(tǒng)在線實時最優(yōu)運行；文獻[18]建立了共直流母線的風氫耦合系統(tǒng)，提出了一種監(jiān)督策略管理子系統(tǒng)的功率流并協(xié)調整個系統(tǒng)，并介紹了適用于DC/DC電源轉換器組合運行的滑?？刂品椒ǜ櫣β式o定值。上述研究構建的風氫儲系統(tǒng)均采用共直流母線結構且應用的電解槽俱是堿性電解槽。直流母線結構適用于低功率，低電壓場合特別是系統(tǒng)中以小風機發(fā)電或燃料電池等直流電源為主的場景，在化石能源或城鎮(zhèn)居民區(qū)、商業(yè)區(qū)交流負荷為主的場合則顯得無力[19]。堿性電解槽制氫技術雖已廣泛商業(yè)化，但它以堿性溶液為電解質，腐蝕性大，對電能質量要求高(穩(wěn)定電源)，電流密度低，不適宜與隨機性強的風電耦合使用，而質子交換膜電解槽則可規(guī)避上述問題，啟停迅速，電流密度大，有一定過載能力，更適合與風電耦合。

本文基于利用氫能消納風電，平抑風電功率波動的思想，構建永磁直驅風電機組、蓄電池組、質子交換膜電解槽、變流器匯集交流母線的結構，在PSCAD/EMTDC軟件中建立各自的數(shù)學模型，考慮各單元的出力特性，額定功率、蓄電池荷電狀態(tài)、蓄電池端電壓、儲氫罐壓力特性，結合變流器控制策略，制定一套風氫儲耦合系統(tǒng)的能量管理策略，確保各發(fā)電單元(除風電外)出力可控。最后，針對能量管理策略的仿真結果進行分析，驗證其準確性與有效性。

1 系統(tǒng)結構及數(shù)學模型

風氫儲耦合系統(tǒng)由風力機、永磁同步發(fā)電機(permanent magnet synchronous generator, PMSG)、質子交換膜電解槽、蓄電池組、儲氫罐、變流器構成，如圖1所示，組成共交流母線結構。能量管理策略與變流器控制見第2.2節(jié)。并網(wǎng)模式下利用盈余風電制氫，風力機采用槳距角控制，改變槳距角β實現(xiàn)超額定風速保護，蓄電池組彌補制氫及風電容量受限時的功率需求，氫氣用于氫負荷。從風電消納角度講，僅配置電解槽或儲能也能完成風電消納，同時應用電池和電解槽的功用是電化學儲能只能平抑短期(日級)的功率波動，可再生能源制氫后將其儲存起來，氫儲能能量密度大，儲能規(guī)模大，可實現(xiàn)長期、跨季節(jié)、跨地域儲能。同時風電制氫可降低制氫成本，減少溫室氣體排放。氫能可作為能源載體通過車載或管道方式進入工商業(yè)領域，并可提高可再生能源發(fā)電的利用小時數(shù)，提升風電發(fā)電的經(jīng)濟性[20]。同時風電制氫系統(tǒng)也將極大地推動氫燃料電池汽車產(chǎn)業(yè)的快速發(fā)展，加速實現(xiàn)雙碳目標。

圖1 風氫儲耦合系統(tǒng)拓撲Fig.1 Topology of wind and hydrogen storage coupled system

1.1 風力發(fā)電單元模型

風力機捕獲風能并轉化的機械功率PW為：

(1)

式中：Cp為風能利用系數(shù)，是尖速比λ和槳距角β的函數(shù)；ρ為空氣密度；R為風力機半徑；V為風速。其中，有

(2)

式中：n風輪機轉速；ω為風輪機葉片角速度；λ1為中間變量。

PMSG機械轉速和風力機的機械轉速相同，采用單質量塊的軸系模型模擬傳動軸，如式(3)所示。

(3)

式中：J為等效轉動慣量；Tm為風力機機械轉矩；Te為發(fā)電機電磁轉矩；B為粘滯系數(shù)；ωm為轉子轉速。PMSG電磁轉矩方程及dq坐標系下的電壓方程如式(4)所示。

(4)

式中：np為極對數(shù)；Ud、Uq、id、iq分別為定子d、q軸電壓和電流；Rs、Ld、Lq(對于徑向表面光滑的永磁體Ld=Lq)分別為定子電阻和d、q軸電感；ωs為電角頻率；ψf為永磁體磁鏈。

1.2 電解制氫模型

PEMEL輸出電壓如式(5)所示[21 - 22]。

(5)

其中

(6)

式中：Vele為電解槽電壓；Eele為開路電壓；Vel,act為活化極化電壓；Vel,ohm為歐姆極化電壓；F為法拉第常數(shù)；Gf為反應過程中的吉布斯自由能；R為氣體常數(shù)；Tel為電解槽溫度；λm為膜含水量；i為電流密度；i0為交換電流密度；σm為膜傳導率；δm為膜厚度；α為傳遞系數(shù)；αH2O為陽極與電解水之間的水活度；pH2、pO2、pH2O分別為氫氣有效分壓、氧氣有效分壓、水的壓力。

PEMEL熱平衡方程如式(7)所示。

(7)

式中：Cele為電解池總熱量；Qgen為電解池堆內熱功率；Qcool為冷卻水消耗功率；Qloss為熱損耗功率。

電解池產(chǎn)氫率如式(8)所示。

(8)

式中：qH2為氫氣產(chǎn)生率(mol/s)；j為電流密度，j=Iel/Acell；a1～a5為法拉第效率系數(shù)，其中a1=99.5，a2=-9.578 8，a3=-0.055 5，a4=1 502.71，a5=-70.8；Iel為電解槽電流；F為法拉第常數(shù)；Acell為膜的有效面積；Iel為電解槽的電感電流；Nel為串聯(lián)的電解槽數(shù)量。

1.3 儲氫系統(tǒng)

儲氫量與儲氫罐壓強如式(9)所示。

(9)

式中：Ps為儲氫罐壓強；MH2為儲氫罐儲氫量；Ts為儲氫溫度；R為氣體常數(shù)；ns(t0)為t0時刻儲氫量；Vs為儲氫罐體積；t1和t2為產(chǎn)氫的始末點。

1.4 儲能電池

蓄電池組模型[23]如式(10)所示。

(10)

式中：Ns為串聯(lián)電池數(shù)量；E0為初始電勢；K為極化電壓常數(shù)；A、B為電壓變化系數(shù)和容量變化系數(shù)；Qn為蓄電池額定容量；SSOC為荷電狀態(tài)；i(t)為充放電電流；Ct為極化效應系數(shù)；Tb為電池溫度；Np為蓄電池組并聯(lián)電池數(shù)量；Cb、Et為中間變量。

2 系統(tǒng)能量管理策略

2.1 能量管理

系統(tǒng)的功率平衡方程為：

(11)

式中：Pwind為風機輸出功率；Pload為電網(wǎng)負荷需求；ΔPex為并網(wǎng)下棄風功率；Pbat、Pele分別為蓄電池組出力和電解槽消納功率。系統(tǒng)功率調控方法如圖2所示，其中Kele、Kbat、Ktan分別為電解槽、蓄電池組，儲氫罐開關狀態(tài)，Pele-ref、Pbat-ref分別為電解槽、蓄電池組的參考功率，Pele-nom為電解槽額定功率、Pbat-nom為蓄電池額定功率，各單元出力受額定功率限制。

圖2 能量管理中心上層功率調控方法Fig.2 Energy management center upper layer power control method

此外，蓄電池還受荷電狀態(tài)(state of charge，SOC)和端電壓約束，儲氫罐則需計及罐內壓力限制，考慮蓄電池電化學反應特性;閾值邊界，靜態(tài)和動態(tài)差異、倍率差異、估值精度差異等影響，設定SOC安全范圍為20%～95%，一些蓄電池如鉛酸蓄電池，充放電電流與可用容量遵循普克特方程，即放電電流越大，可用容量越小，但放電電流很小時不適用。故傳統(tǒng)定義的SOC無法體現(xiàn)電池可用容量，實際工程中也多采用端電壓閾值作為充放電截止的依據(jù)[24]，在此設置端電壓上下限(Umax/Umin)，使得電池部分的協(xié)調更具普適性，通常蓄電池接入電力網(wǎng)絡中運行時處于浮充狀態(tài)，浮充電壓與額定電壓值相差不大，在此設定端電壓上下限值分別為(1+2.5%)Unom、(1+5%)Unom，當儲氫罐壓力Ptan低于壓力上限Pmax時，表明儲氫罐內有盈余空間，可容納電解槽產(chǎn)出的氫氣，相反壓力超越上限時會致使電解槽停機，同時也會存在罐體破裂，甚至發(fā)生爆炸的安全隱患，故將壓力上限Pmax定為約束因素。儲氫壓力低于壓力下限，則不能向外供應氫氣，本文中無涉及具體需氫負荷(氫燃料電池等)，所以管理策略中不設置下限約束，具體設置直接引用文獻[10]的儲氫罐數(shù)據(jù)。

系統(tǒng)具體能量管理策略為：當風機出力大于負荷需求時，且功率差額小于電解槽額定功率時，由電解槽平抑多余功率，若電解槽額定功率低于差缺功率時，電解槽滿發(fā)額定功率，此時剩余功率(Pload-Pele-nom)分配至蓄電池組，若蓄電池組出力后尚有未消納能量由外部電網(wǎng)補充；風機功率大于負荷需求且儲氫罐內壓力Ptan超出上限Pmax，停止制氫過程，蓄電池組承擔系統(tǒng)功率平衡任務。風機出力小于負荷需求時，蓄電池組放電填補功率缺額，填補后若另有不足，由外部電網(wǎng)平衡。該能量管理策略可實現(xiàn)風氫儲系統(tǒng)內部除風電外的各單元出力可控(即得到各單元的功率參考值)，確保在各個控制單元的作用下，能量協(xié)調流動于系統(tǒng)各子單元之間，不僅使風氫儲系統(tǒng)出力可控，且提高了風能利用率，平滑了上網(wǎng)功率，優(yōu)化電能質量，能保證系統(tǒng)運行安全性與可靠性。

2.2 變流器控制

能量管理中心上層控制產(chǎn)生的各設備功率參考值，下放至各變流器，用于控制功率輸出。

永磁直驅風電機組機側變流器控制[10]：

(12)

式中：Mq和Md分別為相應q軸、d軸的觸發(fā)脈沖；功率參考值Pref由查表法得到最優(yōu)出力功率，P=f(ωr)，ωr為轉子電角速度；Ld、ωs、Ψf與上文定義相同；Pgen為風機出力功率；id、iq此處為機側d、q軸電流；Udc為直流母線電壓；發(fā)電機在單位功率因數(shù)控制方式下的運行損耗大于idref=0的控制[25]，同時為了避免永磁體消磁，設定idref=0；kpn、kin，n=1,2,3…為比例、積分系數(shù)，下文類似變量均為相應控制器的比例積分系數(shù)，不再說明。

永磁風電機組網(wǎng)側變流器控制[10]為：

(13)

式中：下標ref表示對應物理量的參考值；id1/iq1為網(wǎng)側d/q軸電流；L為網(wǎng)側濾波電感；ω為網(wǎng)側同步角頻率；Ud2為網(wǎng)側d軸電壓，網(wǎng)側變流器控制目標為保持直流電壓穩(wěn)定和保證無功功率輸出為0，故d軸參考電流由直流母線電壓的偏差值經(jīng)PI調節(jié)后得到，q軸給定iqref=0，Mq1/Md1為相應d/q軸觸發(fā)脈沖。

雙向Buck/Boost電路可實現(xiàn)蓄電池組的充放電，Boost模式為放電，反之為充電[26]?？刂撇呗匀鐖D3所示。其中：Pbatref為電池功率參考值；Ibat為電池測量電流，Udc為直流母線電壓值；由給定功率得到電壓參考值；Ibatdc為電池直流側電流，外環(huán)電壓調節(jié)值作為內環(huán)電流給定，再經(jīng)PI控制與三角波比較，得到觸發(fā)脈沖，判斷直流電壓參考值與實際值大小以決定輸出模式。

圖3 雙向DC-DC變流器控制 Fig.3 Bi-directional DC-DC converter control

蓄電池DC-AC變流器控制方程;

(14)

式中：Ubatdcref為直流母線電壓參考值；Ubatdc為電池直流母線電壓；id、iq這里為電池并網(wǎng)的網(wǎng)側d、q軸電流；Ud為網(wǎng)側d軸電壓；ω為網(wǎng)側同步角頻率；L為網(wǎng)側濾波電感；Vd、Vq分別為d、q軸觸發(fā)脈沖。

電解制氫系統(tǒng)的DC-DC變流器控制見圖4，其中Pelref為電解槽參考功率；Pel為電解槽實際功率；Ielref為電解槽電感電流參考值；Iel為電解槽電感電流；Gel為相應變流器觸發(fā)脈沖，K1為調節(jié)系數(shù)，逆變器控制與蓄電池策略相同，僅是PI調節(jié)器參數(shù)名稱和數(shù)值不同，不再贅述。

圖4 基于PSCAD的電制氫DC-DC變流器控制Fig.4 Control of DC-DC converters for electric hydrogen production based on PSCAD

3 仿真算例

為驗證所提結構和控制策略的有效性，在PSCAD/EMTDC中搭建附錄圖A1所示拓撲(蓄電池組、制氫系統(tǒng)的網(wǎng)側開關在圖中控制系統(tǒng)內)，仿真時間為10 s，采樣步長為50.0 μs，參數(shù)見附錄表A1—A2。

風速、轉速、轉矩、風機功率情況如圖5所示。采用隨機風為輸入風速以更好地接近自然情況，0.7～1.0 s時，風速超額定風速，槳距角控制啟動增大槳距角使風機處于恒功率狀態(tài)，風能利用系數(shù)下降，風電出力隨風速波動，整個過程電磁轉矩與機械轉矩跟蹤狀態(tài)良好，轉子轉速與轉矩變化趨于一致。

圖5 風速變化與風力機輸出曲線Fig.5 Wind speed change and wind turbine output curve

風電機組機側變換器運行情況見圖6。

圖6 風電機組機側變換器運行曲線Fig.6 Operation curves of wind turbine generator-side converter

由圖6知，機側變流器d軸電流與參考值吻合較好，始終處于0 kA附近，規(guī)避了永磁體消磁的風險。功率參考值和實際值切合，與圖6中Pw一致。q軸電流與控制值較為吻合，dq軸觸發(fā)脈沖波形較為穩(wěn)定。

風電機組網(wǎng)側變流器運行曲線如圖7所示，可知，直流電壓值接近參考值，表明控制參數(shù)合理有效，q軸電流(iqref與iq)值維持0值，波動極小(圖中約為±0.02 kA)，充分保證運行于單位功率因數(shù)標準，d軸電流參考值與實際值差距較小，觸發(fā)脈沖雖發(fā)生一定幅值振蕩，但輸出整體平穩(wěn)。

圖7 風電機組網(wǎng)側變換器運行曲線Fig.7 Operation curves of wind turbine grid side converter

系統(tǒng)儲能單元蓄電池組的出力情況如圖8所示。

圖8 蓄電池出力與變換器運行曲線Fig.8 Battery output and the inverter operation curves

蓄電池組承擔各發(fā)電單元出力受限時的功率輸出任務，作為保供系統(tǒng)，運行期間工作于放電狀態(tài)，風電功率小于負荷需求時，向外供能，填補負荷需求。系統(tǒng)運行過程中蓄電池用于補充負荷與風機出力的差額功率，電池荷電狀態(tài)、端電壓處于合理約束范圍內，未出現(xiàn)因受限導致的被迫停機，除初始瞬間由于控制精度和容量限制出現(xiàn)的小部分功率缺額外，其余都可完成對缺額功率的補充，實時滿足系統(tǒng)功率需求。圖8中實時輸出功率與參考值跟蹤良好。直流電壓達到控制標準(Udcref與Udc)，d軸電流實際值與參考值都處于0值附近，也表明直流電壓控制較好。q軸電流(iqref與iq)與0值差距不大，無功功率輸出較少，使得變流器處于高功率因數(shù)狀態(tài)下運行。

電解制氫系統(tǒng)運行情況如圖9所示。

圖9 電解槽出力運行曲線Fig.9 Output operation curves of the electrolyzer

顯然圖9中制氫功率曲線與參考值差距較小，跟蹤狀態(tài)良好，產(chǎn)氫速率、制氫功率、電解電流三者變化態(tài)勢一致，表明了制氫模型的正確性和控制策略的有效性，電解制氫用于消納風電過剩功率，動作期間制氫率最高達0.85 mol/s，儲氫罐壓強位于壓力上限之下，處于安全合理區(qū)間。

在系統(tǒng)能量管理策略作用下，功率協(xié)調情況如圖10所示?？芍?，0～8 s時負荷需求為70 kW，8 s時階躍為90 kW。運行過程中風電缺額由蓄電池組補充，且電池處于合理約束范圍內，未出現(xiàn)停機狀態(tài)，電解槽制氫來消納風電功率過剩，電解制氫出力在額定功率之下，儲氫罐壓力未達停機上限，全程出力消納。因控制效果和額定功率限制，蓄電池在初始啟動瞬間有少部分功率缺額(此功率由外部電網(wǎng)負責補充)，運行期間通過風電、電解槽與蓄電池的協(xié)調配合可實時滿足系統(tǒng)功率需求。

圖10 系統(tǒng)功率協(xié)調運行曲線Fig.10 Coordinated operation curves of system power

4 結論

基于利用風氫耦合提升風能利用率、緩解風電并網(wǎng)功率波動的思想，采用永磁直驅風電機組、質子交換膜電解池、蓄電池組、變流器構成共交流母線結構，提出能量管理策略和變流器控制方法，所得結論如下。

1) 所提能量管理控制策略有效，各單元(除風電外)出力可控，能量協(xié)調流動于系統(tǒng)各子單元之間，風電過剩時可用制氫系統(tǒng)消納，蓄電池組隨時彌補制氫及風電容量受限時的功率需求，實現(xiàn)風氫耦合并網(wǎng)控制。

2) 提出了共交流母線結構，使得負載和電源的擴容相對便利，結構中應用了適宜與風電耦合的質子交換膜電解池制氫，并在交流母線處增加蓄電池和制氫開關，結構配置靈活，進一步保障了安全性。

后續(xù)研究可在兩個方面展開，一是加入質子交換膜燃料電池，形成“電—氫—電”閉環(huán)。二是加入超級電容等不同響應速度的儲能，充分發(fā)揮氫能優(yōu)勢，完成多時間尺度上的協(xié)調控制。