风氢储耦合系统建模与并网控制

王季康，李华，彭宇飞，张新宇，李晓燕，袁天泽

(1. 内蒙古工业大学电力学院，呼和浩特010080；2. 内蒙古工业大学能源与动力工程学院，呼和浩特010051；3. 深圳市水务规划设计院股份有限公司，广东 深圳581001；4. 内蒙古电力(集团)有限责任公司乌兰察布供电分公司，内蒙古 乌兰察布012000)

0 引言

能源转型是实现碳中和的主要路径，逐步减少化石能源的比例，以可再生能源替代化石能源发电是有效措施之一[1 - 2]。然而市场消纳空间逐渐成为可再生能源消纳的最大瓶颈，风氢耦合技术能有效解决弃风、消纳问题和并网功率波动，且氢能绿色清洁、能量密度高、储量丰富、寿命长、便于运输与存储，前景广阔，在能源、汽车等领域具有广泛应用，未来极具研究价值[3 - 6]。

国内学者对风氢耦合、风电制氢的探索很多。文献[7]构造了一种风电/制氢/燃料电池/超级电容器耦合于直流母线的结构，针对风电/制氢/燃料电池/超级电容器混合系统10种运行模式，提出了一种能量管理策略，提高了风能利用率，平抑直流母线电压波动，平滑了上网功率。文献[8]分析了风/光制氢系统中异质能源的功率交换特性，从功率/能量的供需平衡角度出发，建立风/光制氢系统的同质化分析模型。文献[9]提出一种共直流母线的风氢耦合并网发电系统的控制策略，可实现能量在混合系统的出力单元(风力机)、长期慢储单元(电解槽和燃料电池)及短暂快储单元(超级电容器)之间合理分配，确保储氢罐压强及超级电容器荷电状态运行于安全范围之内，可提高风能渗透率，稳定直流母线电压，平滑上网功率。文献[10]建立了共直流母线的主动型永磁直驱风电机组结构，制订了功率管理策略，实现风电功率波动抑制、降低风电弃风比例、风电绿色并网。文献[11]提出一种基于风电制氢与超级电容器混合储能的可控型直驱永磁风电机组的解决方案，剖析可控型直驱永磁风电机组运行于各工况下的协调控制策略，使风电友好入网，减缓电网的调峰压力，提高风能利用率。文献[12]制订了风氢耦合系统超前控制策略，提出最大化计划出力跟踪能力、最大化储能系统调节能力以及最小化功率波动平滑加权的目标函数，利用布谷鸟搜索算法对出力参数进行逐点滚动优化，实现风氢耦合系统计划出力跟踪能力的有效提高。文献[13]设计一种风氢耦合系统的上层控制策略，利用超级电容器弥补电解槽与燃料电池响应延迟功率，实现风氢耦合系统出力可控。文献[14]建立了共直流母线的风氢耦合发电系统，针对12种系统运行模式，提出一种能量管理控制策略，确保在各个控制单元的作用下，能量协调流动于各个子单元间，该策略不仅使风氢耦合发电系统出力可控，而且平抑了直流母线电压波动，但该策略假定氢气充足，并未考虑实际储氢罐的约束条件。文献[15]采用了含氢储能管理系统的风氢耦合发电系统，提出了协同控制策略，系统应用共交流母线结构，但此结构应用元件过多，投资成本过大，且汇集母线处无连接开关，故障时安全性低。国外相关研究中，文献[16]建立了风力机、电解槽、燃料电池和超级电容汇集直流母线的耦合系统模型，提出6种运行模式的能量管理策略，解决了燃料电池和电解槽响应时间延迟的问题；文献[17]建立了含有永磁直驱风力发电机、光伏、电解槽、储氢罐和燃料电池、超级电容器和蓄电池汇集直流母线的混合系统，基于MPC算法提出一种能量管理分配策略，实现系统在线实时最优运行；文献[18]建立了共直流母线的风氢耦合系统，提出了一种监督策略管理子系统的功率流并协调整个系统，并介绍了适用于DC/DC电源转换器组合运行的滑模控制方法跟踪功率给定值。上述研究构建的风氢储系统均采用共直流母线结构且应用的电解槽俱是碱性电解槽。直流母线结构适用于低功率，低电压场合特别是系统中以小风机发电或燃料电池等直流电源为主的场景，在化石能源或城镇居民区、商业区交流负荷为主的场合则显得无力[19]。碱性电解槽制氢技术虽已广泛商业化，但它以碱性溶液为电解质，腐蚀性大，对电能质量要求高(稳定电源)，电流密度低，不适宜与随机性强的风电耦合使用，而质子交换膜电解槽则可规避上述问题，启停迅速，电流密度大，有一定过载能力，更适合与风电耦合。

本文基于利用氢能消纳风电，平抑风电功率波动的思想，构建永磁直驱风电机组、蓄电池组、质子交换膜电解槽、变流器汇集交流母线的结构，在PSCAD/EMTDC软件中建立各自的数学模型，考虑各单元的出力特性，额定功率、蓄电池荷电状态、蓄电池端电压、储氢罐压力特性，结合变流器控制策略，制定一套风氢储耦合系统的能量管理策略，确保各发电单元(除风电外)出力可控。最后，针对能量管理策略的仿真结果进行分析，验证其准确性与有效性。

1 系统结构及数学模型

风氢储耦合系统由风力机、永磁同步发电机(permanent magnet synchronous generator, PMSG)、质子交换膜电解槽、蓄电池组、储氢罐、变流器构成，如图1所示，组成共交流母线结构。能量管理策略与变流器控制见第2.2节。并网模式下利用盈余风电制氢，风力机采用桨距角控制，改变桨距角β实现超额定风速保护，蓄电池组弥补制氢及风电容量受限时的功率需求，氢气用于氢负荷。从风电消纳角度讲，仅配置电解槽或储能也能完成风电消纳，同时应用电池和电解槽的功用是电化学储能只能平抑短期(日级)的功率波动，可再生能源制氢后将其储存起来，氢储能能量密度大，储能规模大，可实现长期、跨季节、跨地域储能。同时风电制氢可降低制氢成本，减少温室气体排放。氢能可作为能源载体通过车载或管道方式进入工商业领域，并可提高可再生能源发电的利用小时数，提升风电发电的经济性[20]。同时风电制氢系统也将极大地推动氢燃料电池汽车产业的快速发展，加速实现双碳目标。

图1 风氢储耦合系统拓扑Fig.1 Topology of wind and hydrogen storage coupled system

1.1 风力发电单元模型

风力机捕获风能并转化的机械功率PW为：

(1)

式中：Cp为风能利用系数，是尖速比λ和桨距角β的函数；ρ为空气密度；R为风力机半径；V为风速。其中，有

(2)

式中：n风轮机转速；ω为风轮机叶片角速度；λ1为中间变量。

PMSG机械转速和风力机的机械转速相同，采用单质量块的轴系模型模拟传动轴，如式(3)所示。

(3)

式中：J为等效转动惯量；Tm为风力机机械转矩；Te为发电机电磁转矩；B为粘滞系数；ωm为转子转速。PMSG电磁转矩方程及dq坐标系下的电压方程如式(4)所示。

(4)

式中：np为极对数；Ud、Uq、id、iq分别为定子d、q轴电压和电流；Rs、Ld、Lq(对于径向表面光滑的永磁体Ld=Lq)分别为定子电阻和d、q轴电感；ωs为电角频率；ψf为永磁体磁链。

1.2 电解制氢模型

PEMEL输出电压如式(5)所示[21 - 22]。

(5)

其中

(6)

式中：Vele为电解槽电压；Eele为开路电压；Vel,act为活化极化电压；Vel,ohm为欧姆极化电压；F为法拉第常数；Gf为反应过程中的吉布斯自由能；R为气体常数；Tel为电解槽温度；λm为膜含水量；i为电流密度；i0为交换电流密度；σm为膜传导率；δm为膜厚度；α为传递系数；αH2O为阳极与电解水之间的水活度；pH2、pO2、pH2O分别为氢气有效分压、氧气有效分压、水的压力。

PEMEL热平衡方程如式(7)所示。

(7)

式中：Cele为电解池总热量；Qgen为电解池堆内热功率；Qcool为冷却水消耗功率；Qloss为热损耗功率。

电解池产氢率如式(8)所示。

(8)

式中：qH2为氢气产生率(mol/s)；j为电流密度，j=Iel/Acell；a1～a5为法拉第效率系数，其中a1=99.5，a2=-9.578 8，a3=-0.055 5，a4=1 502.71，a5=-70.8；Iel为电解槽电流；F为法拉第常数；Acell为膜的有效面积；Iel为电解槽的电感电流；Nel为串联的电解槽数量。

1.3 储氢系统

储氢量与储氢罐压强如式(9)所示。

(9)

式中：Ps为储氢罐压强；MH2为储氢罐储氢量；Ts为储氢温度；R为气体常数；ns(t0)为t0时刻储氢量；Vs为储氢罐体积；t1和t2为产氢的始末点。

1.4 储能电池

蓄电池组模型[23]如式(10)所示。

(10)

式中：Ns为串联电池数量；E0为初始电势；K为极化电压常数；A、B为电压变化系数和容量变化系数；Qn为蓄电池额定容量；SSOC为荷电状态；i(t)为充放电电流；Ct为极化效应系数；Tb为电池温度；Np为蓄电池组并联电池数量；Cb、Et为中间变量。

2 系统能量管理策略

2.1 能量管理

系统的功率平衡方程为：

(11)

式中：Pwind为风机输出功率；Pload为电网负荷需求；ΔPex为并网下弃风功率；Pbat、Pele分别为蓄电池组出力和电解槽消纳功率。系统功率调控方法如图2所示，其中Kele、Kbat、Ktan分别为电解槽、蓄电池组，储氢罐开关状态，Pele-ref、Pbat-ref分别为电解槽、蓄电池组的参考功率，Pele-nom为电解槽额定功率、Pbat-nom为蓄电池额定功率，各单元出力受额定功率限制。

图2 能量管理中心上层功率调控方法Fig.2 Energy management center upper layer power control method

此外，蓄电池还受荷电状态(state of charge，SOC)和端电压约束，储氢罐则需计及罐内压力限制，考虑蓄电池电化学反应特性;阈值边界，静态和动态差异、倍率差异、估值精度差异等影响，设定SOC安全范围为20%～95%，一些蓄电池如铅酸蓄电池，充放电电流与可用容量遵循普克特方程，即放电电流越大，可用容量越小，但放电电流很小时不适用。故传统定义的SOC无法体现电池可用容量，实际工程中也多采用端电压阈值作为充放电截止的依据[24]，在此设置端电压上下限(Umax/Umin)，使得电池部分的协调更具普适性，通常蓄电池接入电力网络中运行时处于浮充状态，浮充电压与额定电压值相差不大，在此设定端电压上下限值分别为(1+2.5%)Unom、(1+5%)Unom，当储氢罐压力Ptan低于压力上限Pmax时，表明储氢罐内有盈余空间，可容纳电解槽产出的氢气，相反压力超越上限时会致使电解槽停机，同时也会存在罐体破裂，甚至发生爆炸的安全隐患，故将压力上限Pmax定为约束因素。储氢压力低于压力下限，则不能向外供应氢气，本文中无涉及具体需氢负荷(氢燃料电池等)，所以管理策略中不设置下限约束，具体设置直接引用文献[10]的储氢罐数据。

系统具体能量管理策略为：当风机出力大于负荷需求时，且功率差额小于电解槽额定功率时，由电解槽平抑多余功率，若电解槽额定功率低于差缺功率时，电解槽满发额定功率，此时剩余功率(Pload-Pele-nom)分配至蓄电池组，若蓄电池组出力后尚有未消纳能量由外部电网补充；风机功率大于负荷需求且储氢罐内压力Ptan超出上限Pmax，停止制氢过程，蓄电池组承担系统功率平衡任务。风机出力小于负荷需求时，蓄电池组放电填补功率缺额，填补后若另有不足，由外部电网平衡。该能量管理策略可实现风氢储系统内部除风电外的各单元出力可控(即得到各单元的功率参考值)，确保在各个控制单元的作用下，能量协调流动于系统各子单元之间，不仅使风氢储系统出力可控，且提高了风能利用率，平滑了上网功率，优化电能质量，能保证系统运行安全性与可靠性。

2.2 变流器控制

能量管理中心上层控制产生的各设备功率参考值，下放至各变流器，用于控制功率输出。

永磁直驱风电机组机侧变流器控制[10]：

(12)

式中：Mq和Md分别为相应q轴、d轴的触发脉冲；功率参考值Pref由查表法得到最优出力功率，P=f(ωr)，ωr为转子电角速度；Ld、ωs、Ψf与上文定义相同；Pgen为风机出力功率；id、iq此处为机侧d、q轴电流；Udc为直流母线电压；发电机在单位功率因数控制方式下的运行损耗大于idref=0的控制[25]，同时为了避免永磁体消磁，设定idref=0；kpn、kin，n=1,2,3…为比例、积分系数，下文类似变量均为相应控制器的比例积分系数，不再说明。

永磁风电机组网侧变流器控制[10]为：

(13)

式中：下标ref表示对应物理量的参考值；id1/iq1为网侧d/q轴电流；L为网侧滤波电感；ω为网侧同步角频率；Ud2为网侧d轴电压，网侧变流器控制目标为保持直流电压稳定和保证无功功率输出为0，故d轴参考电流由直流母线电压的偏差值经PI调节后得到，q轴给定iqref=0，Mq1/Md1为相应d/q轴触发脉冲。

双向Buck/Boost电路可实现蓄电池组的充放电，Boost模式为放电，反之为充电[26]。控制策略如图3所示。其中：Pbatref为电池功率参考值；Ibat为电池测量电流，Udc为直流母线电压值；由给定功率得到电压参考值；Ibatdc为电池直流侧电流，外环电压调节值作为内环电流给定，再经PI控制与三角波比较，得到触发脉冲，判断直流电压参考值与实际值大小以决定输出模式。

图3 双向DC-DC变流器控制 Fig.3 Bi-directional DC-DC converter control

蓄电池DC-AC变流器控制方程;

(14)

式中：Ubatdcref为直流母线电压参考值；Ubatdc为电池直流母线电压；id、iq这里为电池并网的网侧d、q轴电流；Ud为网侧d轴电压；ω为网侧同步角频率；L为网侧滤波电感；Vd、Vq分别为d、q轴触发脉冲。

电解制氢系统的DC-DC变流器控制见图4，其中Pelref为电解槽参考功率；Pel为电解槽实际功率；Ielref为电解槽电感电流参考值；Iel为电解槽电感电流；Gel为相应变流器触发脉冲，K1为调节系数，逆变器控制与蓄电池策略相同，仅是PI调节器参数名称和数值不同，不再赘述。

图4 基于PSCAD的电制氢DC-DC变流器控制Fig.4 Control of DC-DC converters for electric hydrogen production based on PSCAD

3 仿真算例

为验证所提结构和控制策略的有效性，在PSCAD/EMTDC中搭建附录图A1所示拓扑(蓄电池组、制氢系统的网侧开关在图中控制系统内)，仿真时间为10 s，采样步长为50.0 μs，参数见附录表A1—A2。

风速、转速、转矩、风机功率情况如图5所示。采用随机风为输入风速以更好地接近自然情况，0.7～1.0 s时，风速超额定风速，桨距角控制启动增大桨距角使风机处于恒功率状态，风能利用系数下降，风电出力随风速波动，整个过程电磁转矩与机械转矩跟踪状态良好，转子转速与转矩变化趋于一致。

图5 风速变化与风力机输出曲线Fig.5 Wind speed change and wind turbine output curve

风电机组机侧变换器运行情况见图6。

图6 风电机组机侧变换器运行曲线Fig.6 Operation curves of wind turbine generator-side converter

由图6知，机侧变流器d轴电流与参考值吻合较好，始终处于0 kA附近，规避了永磁体消磁的风险。功率参考值和实际值切合，与图6中Pw一致。q轴电流与控制值较为吻合，dq轴触发脉冲波形较为稳定。

风电机组网侧变流器运行曲线如图7所示，可知，直流电压值接近参考值，表明控制参数合理有效，q轴电流(iqref与iq)值维持0值，波动极小(图中约为±0.02 kA)，充分保证运行于单位功率因数标准，d轴电流参考值与实际值差距较小，触发脉冲虽发生一定幅值振荡，但输出整体平稳。

图7 风电机组网侧变换器运行曲线Fig.7 Operation curves of wind turbine grid side converter

系统储能单元蓄电池组的出力情况如图8所示。

图8 蓄电池出力与变换器运行曲线Fig.8 Battery output and the inverter operation curves

蓄电池组承担各发电单元出力受限时的功率输出任务，作为保供系统，运行期间工作于放电状态，风电功率小于负荷需求时，向外供能，填补负荷需求。系统运行过程中蓄电池用于补充负荷与风机出力的差额功率，电池荷电状态、端电压处于合理约束范围内，未出现因受限导致的被迫停机，除初始瞬间由于控制精度和容量限制出现的小部分功率缺额外，其余都可完成对缺额功率的补充，实时满足系统功率需求。图8中实时输出功率与参考值跟踪良好。直流电压达到控制标准(Udcref与Udc)，d轴电流实际值与参考值都处于0值附近，也表明直流电压控制较好。q轴电流(iqref与iq)与0值差距不大，无功功率输出较少，使得变流器处于高功率因数状态下运行。

电解制氢系统运行情况如图9所示。

图9 电解槽出力运行曲线Fig.9 Output operation curves of the electrolyzer

显然图9中制氢功率曲线与参考值差距较小，跟踪状态良好，产氢速率、制氢功率、电解电流三者变化态势一致，表明了制氢模型的正确性和控制策略的有效性，电解制氢用于消纳风电过剩功率，动作期间制氢率最高达0.85 mol/s，储氢罐压强位于压力上限之下，处于安全合理区间。

在系统能量管理策略作用下，功率协调情况如图10所示。可知，0～8 s时负荷需求为70 kW，8 s时阶跃为90 kW。运行过程中风电缺额由蓄电池组补充，且电池处于合理约束范围内，未出现停机状态，电解槽制氢来消纳风电功率过剩，电解制氢出力在额定功率之下，储氢罐压力未达停机上限，全程出力消纳。因控制效果和额定功率限制，蓄电池在初始启动瞬间有少部分功率缺额(此功率由外部电网负责补充)，运行期间通过风电、电解槽与蓄电池的协调配合可实时满足系统功率需求。

图10 系统功率协调运行曲线Fig.10 Coordinated operation curves of system power

4 结论

基于利用风氢耦合提升风能利用率、缓解风电并网功率波动的思想，采用永磁直驱风电机组、质子交换膜电解池、蓄电池组、变流器构成共交流母线结构，提出能量管理策略和变流器控制方法，所得结论如下。

1) 所提能量管理控制策略有效，各单元(除风电外)出力可控，能量协调流动于系统各子单元之间，风电过剩时可用制氢系统消纳，蓄电池组随时弥补制氢及风电容量受限时的功率需求，实现风氢耦合并网控制。

2) 提出了共交流母线结构，使得负载和电源的扩容相对便利，结构中应用了适宜与风电耦合的质子交换膜电解池制氢，并在交流母线处增加蓄电池和制氢开关，结构配置灵活，进一步保障了安全性。

后续研究可在两个方面展开，一是加入质子交换膜燃料电池，形成“电—氢—电”闭环。二是加入超级电容等不同响应速度的储能，充分发挥氢能优势，完成多时间尺度上的协调控制。