光氫儲并網控制策略

彭龍，蔡國偉，孔令國，陳沖，杜佳豹，段潔,章昊

(1.東北電力大學電氣工程學院，吉林省吉林市 132012；2.國網北京市電力公司門頭溝供電公司，北京市 102300)

光氫儲并網控制策略

彭龍1，蔡國偉1，孔令國1，陳沖1，杜佳豹1，段潔1,章昊2

(1.東北電力大學電氣工程學院，吉林省吉林市 132012；2.國網北京市電力公司門頭溝供電公司，北京市 102300)

光伏發電的間歇性、隨機性以及波動性一直是制約其大規模發展的主要原因之一。該文提出了基于氫儲能裝置的混合并網發電系統及其控制策略。混合系統中，氫儲能裝置主要元件包括電解槽、儲氫罐和質子交換膜燃料電池(proton exchange membrane fuel cell, PEMFC)等，各單元通過功率變換器匯集到直流母線，最后經由逆變器與交流電網相連。考慮到儲氫罐壓力上下限約束及燃料電池和電解槽自身額定出力的限制，同時引入功率密度高的超級電容器作為備用以確保連續可靠供電以及對太陽能資源的最大利用。在滿足各元件約束條件以及氫儲能裝置啟動優先級高于超級電容器的前提下，提出了6種運行狀態下的功率協調控制策略。通過仿真分析，驗證了該協調控制策略的有效性。

光伏并網；電解槽；燃料電池；超級電容器

0 引 言

目前，以太陽能發電為代表的可再生能源在解決能源不足，降低環境污染，改善能源結構等方面起到越來越重要的作用。但是光伏發電自身的隨機性、間歇性與波動性使得其無法與傳統能源持續并網運行[1]。近幾年提出的清潔、高效的純綠色氫儲能設備能夠有效地解決光伏發展瓶頸問題。因此，針對基于氫儲能的光伏并網功率協調控制的研究已經越來越受到國內外學者的重視。

針對光氫儲并網發電，國外學者已進行初步研究，國內相關研究相對較少。文獻[2]提出了一種適應于混合光伏/儲能電池系統的新型協調控制策略，主要分為正常、高波動和緊急3種模式，但在緊急模式下棄光會降低太陽能資源的最大利用。文獻[3]提出分別基于孤島模式、并網模式下以直流母線電壓作為狀態變量，控制光伏陣列和蓄電池在不同的工作條件下以相應模式運行的功率協調控制策略，但系統在2種模式過渡過程中，直流母線電壓不易控制。文獻[4]提出了燃料電池作為備用電源在可再生能源出力不足時，提供電能，蓄電池/超級電容器作為輔助設備在系統動態響應時提供能量。但文章忽略了可再生能源出力剩余時的能源利用情況。文獻[5]基于燃料電池與蓄電池聯合向負荷供電提出了以提高系統效率為目標的功率控制策略。基于燃料電池運行特性考慮的5種運行模式雖然提高了其運行效率，但蓄電池頻繁充放電難免會降低其使用壽命。文獻[6]基于可再生能源的利用提出了一個雙源、離網型的混合發電系統能量管理策略，但針對并網情況的功率協調控制并未涉及。文獻[7]針對燃料電池、電解槽具有動態響應慢的特性，利用超級電容器平抑氫儲能裝置動態過程中的不平衡功率，但未將儲氫罐壓力約束條件納入到功率控制分析中。文獻[8]將蓄電池與氫儲能裝置組合構成混合微網系統，微網的協調控制目標為維持母線電壓穩定和功率供需平衡，并通過對蓄電池進行分組管理避免其始終處于欠充狀態，以期延長使用壽命。文獻[9]基于雙輸入Buck變換器提出氫光聯合系統能量管理控制策略，以期盡可能多地利用太陽能資源。

本文提出一種氫儲能裝置與超級電容器結合而使整個混合系統兼有高功率密度、高能量密度、高循環壽命等特點，并將光伏陣列、電解槽、燃料電池和超級電容器匯集到共同的直流母線的混合并網發電系統結構。并通過所提出的基于6種運行狀態下的功率協調控制策略，保證系統連續可靠供電以及對太陽能資源的最大利用。

1 系統描述

1.1 系統整體結構

本文提出的混合并網發電系統結構如圖1所示，該系統主要部分包括光伏電池陣列、堿式電解槽、儲氫罐、質子交換膜燃料電池(proton exchange membrane fuel cell, PEMFC)及超級電容器。各單元均通過直流變換器并聯在直流母線，并通過逆變器與電網相連。

圖1 混合儲能系統結構Fig.1 Configuration of hybrid energy storage system

1.2 光伏陣列模型

光伏陣列是由一系列的光伏電池串并聯組成。本文采用同時兼顧精確性與實用性的等效模型來描述光伏電池的動態特性，其伏安特性表達式[10-11]為

(1)

其中：

(2)

式中：IPV為光伏電池輸出電流；Np為光伏電池的并聯數；Isc為光伏電池短路電流；UPV為光伏電池輸出電壓；Ns為光伏電池的串聯數；Uoc為光伏電池開路電壓；Um與Im分別為光伏電池最大功率點電壓和電流；Ta為外界環境溫度；tc為組件的溫度變化系數；G為光照強度；Tc為在光照強度G和環境溫度Ta條件下，光伏陣列電池的表面溫度；Tref為參考溫度；α與β分別為參考光照強度下的電流和電壓溫度變化系數；Gref為參考光照強度；Rs為光伏電池串聯電阻；dT為光伏陣列電池實際表面溫度與參考溫度差值。

由光伏電池的特性可知，其輸出功率隨著光照強度的變化而變化，光伏電池工作點若無法穩定地運行在相應的最大功率點處，則光伏陣列的發電效率將會降低。為此，本文采用電導增量法實現光伏電池的最大功率點追蹤控制[12]。

1.3 燃料電池模型

PEMFC單元電壓方程為

Ufc=Enernst-Uconc-Uact-Uohm

(3)

式中：Ufc為PEMFC輸出電壓；Enernst為熱力學電動勢；Uconc為濃度差過電壓；Uact為活化過電壓；Uohm為歐姆過電壓[13]。

1.4 堿式電解槽模型

堿式電解槽的U-I方程為

(4)

式中：Uel為電解槽輸出電壓；Urev為可逆單元電壓；r1和r2均為電解液歐姆電阻參數；Tel電解槽溫度；Ael為電解模塊面積；Iel為電解槽輸出電流；t1、t2、t3、s1、s2和s3均為電極過電壓系數[14-15]。

1.5 儲氫罐模型

根據理想氣體狀態方程，儲氫罐數學模型為

(5)

式中：pH2為儲氫罐內部壓力值；b為儲氫罐內部壓力百分比；pH2v為儲氫罐額定壓力值；M為儲氫罐中儲氫量；Vc為儲氫罐的體積；Tc為儲氫罐環境溫度；Rc為氣體常數；M0為儲氫罐初始儲氫量；ηel為電解槽效率；ηfc為燃料電池轉換效率；Ifc為燃料電池電流；F為法拉第常數[8]。

1.6 超級電容器模型

超級電容器存儲能量與其端電壓方程為

(6)

式中：W為超級電容器存儲能量；C為超級電容器電容；Usc為超級電容器端電壓[16]。

2 系統功率管理策略

混合系統中，儲能設備控制的目標就是在滿足用電負荷(PGref)的前提下，最大限度地利用光伏功率輸出(Ppv)。在儲能系統中，氫氣的能量密度要遠遠高于超級電容器，因此，氫儲能設備的啟動優先級應當高于超級電容器。在實際運行過程中，當光伏出力與用戶負荷不一致時，電解槽或燃料電池將優先啟動，以平衡直流母線功率。當直流母線不平衡功率 (Pnet=Ppv-PGref)高于氫儲能設備的額定功率(電解槽額定功率PelN或PEMFC額定功率PfcN)或者當儲氫罐壓力不滿足其上下限約束(bmax、bmin)時，超級電容器將及時啟動來維持直流母線功率平衡。

為了便于分析和控制算法實現，本文對功率正方向作如下規定：光伏陣列(Ppv)、燃料電池(Pfcref)以釋放功率為正；電解槽(Pelref)、電網負荷(PGref)以吸收功率為正；超級電容器(Pscref)則以充電為正，以放電為負。

如上所述，受各約束條件的限制，電解槽參考功率Pelref、燃料電池參考功率Pfcref、超級電容器參考功率Pscref，分別以圖2中的6種狀態運行。

圖2 系統功率管理流程圖Fig.2 System power management flow

系統具體運行如下所述。

狀態一：當光伏出力大于用電負荷需求(Pnet>0)時，燃料電池停機。若儲氫罐壓力高于其上限閾值(b≥bmax)，為確保儲氫罐不超過其儲存上限，電解槽停止工作。同時，為最大化利用太陽能資源，超級電容器作為備用儲能設備及時啟動，吸收直流母線的不平衡功率。即

(7)

狀態二：當光伏出力大于用電負荷需求(Pnet>0)時，燃料電池停機。若儲氫罐壓力低于其上限閾值(b

(8)

狀態三：當光伏出力大于用電負荷需求(Pnet>0)時，燃料電池停機。若儲氫罐壓力低于其上限閾值(b

(9)

狀態四：當光伏出力小于用電負荷需求(Pnet<0)時，電解槽停機。若儲氫罐壓力低于其下限閾值(b≤bmin)，為使儲氫罐壓力不進一步降低，燃料電池停止工作。同時，保證負荷的用電需求，超級電容器作為備用電源及時啟動，向負荷提供電能。即

(10)

狀態五：當光伏出力小于用電負荷需求(Pnet<0)時，電解槽停機。若儲氫罐壓力高于其下限閾值(b>bmin)，且系統功率缺額大于燃料電池額定出力，燃料電池以額定出力運行，超級電容器作為輔助電源向負荷提供電能。即

(11)

狀態六：當光伏出力小于用電負荷需求(Pnet<0)時，電解槽停機。若儲氫罐壓力高于其下限閾值(b>bmin)，且系統功率缺額小于燃料電池額定出力，系統優先運行燃料電池，將能量密度高的氫氣轉換為電能向負荷供電。即

(12)

3 系統仿真與結果分析

3.1 仿真參數設定

在PSCAD/EMTDC軟件中分別搭建光氫混合系統各單元模型，并設置運行參數如下：電網側三相線電壓為380 V，交流電網頻率為50 Hz，三相逆變器網側濾波電抗為0.005 H，等效電阻為 0.005 Ω，超級電容器電容為20 000 μF，變流器開關頻率為 2 000 Hz，儲氫罐壓力百分比初始值為38 %，儲氫罐壓力上限百分比為 80%，儲氫罐壓力下限百分比為 20%，電解槽額定功率為6 kW，燃料電池額定功率為3 kW。

光照強度、光伏出力及光伏陣列電流追蹤情況如圖3所示。

圖3 光照強度、光伏出力及光伏陣列電流追蹤情況Fig.3 Light intensity, PV power and current racking of PV array

由圖3可知，2 s前光照強度為1 100 W/m2，對應光伏出力為41.9 kW；2～7.5 s光照強度為 1 000 W/m2，光伏出力降至36.6 kW；7.5 s之后，光照強度降低為900 W/m2，對應的光伏出力為31.3 kW。從光伏電流追蹤情況可知，MPPT基本實現了光伏陣列隨光照強度的變化始終運行在最大功率點處。

光伏出力、電網負荷需求曲線及不平衡功率Pnet如圖4所示。

圖4 光伏出力、電網負荷需求及不平衡功率曲線Fig.4 PV power and load demand and imbalance power

由圖4可知，4 s前電網負荷需求為33 kW， 4.5～7.5 s電網負荷需求為40 kW，7.5 s之后，電網負荷需求回到33 kW。

3.2 仿真結果分析

電解槽與超級電容器混合消納光伏并網剩余功率工況如圖5所示。

圖5 電解槽功率曲線Fig.5 Power curve of electrolyzer

由圖5可知，在前2 s內(狀態二)，光伏發電除了滿足電網負荷需求外，系統的剩余功率(Pnet= 8.9 kW)大于電解槽的額定出力(PelN=6 kW)，系統在優先保證電解槽最大限度利用太陽能制氫的前提下，啟動超級電容器吸收母線上的剩余功率(Psc= 2.9 kW)。在2～4 s內(狀態三)，隨著光伏出力的降低，直流母線不平衡功率低于電解槽的額定出力，由于電解槽的優先級高于超級電容器，此時，超級電容器停止工作(Psc= 0 kW)，電解槽功率為3.6 kW。在4 s時(狀態一)，儲氫罐的壓力百分比達到其上限閾值(bmax)，為確保儲氫罐不超過其儲存上限，電解槽停止工作。同時，為最大化利用太陽能資源，超級電容器作為備用儲能設備及時啟動，吸收直流母線的不平衡功率(Psc=1.6 kW)。

燃料電池與超級電容器混合提供功率缺額工況如圖6所示。

圖6 燃料電池功率曲線Fig.6 Fuel cell power

由圖6可知，在4.5～7.5 s內(狀態五)，光伏發電不能滿足電網負荷需求，系統的功率缺額(Pnet=-3.4 kW)大于燃料電池的額定出力(PfcN=3 kW)，燃料電池以額定出力運行，將儲氫罐中能量密度高的氫氣優先轉化為電能為負荷供電，同時超級電容器提供剩余電能(Psc=-0.4 kW)。在7.5～9.5 s內(狀態六)，隨著負荷需求的下降，直流母線不平衡功率低于燃料電池的額定出力，因為燃料電池的優先級高于超級電容器，此時，超級電容器停止工作(Psc= 0 kW)，燃料電池功率為1.7 kW。在9.5 s時(狀態四)，儲氫罐的壓力百分比降至其下限閾值(bmin)，燃料電池停止工作。同時，為滿足負荷的供電可靠性，超級電容器作為輔助電源及時啟動向系統提供電能(Psc=-1.7 kW)。

圖7為直流母線電壓跟蹤曲線，由圖7可知，直流母線電壓一直維持在1 kV，直流母線輸入功率與輸出功率基本平衡，滿足系統的穩定性要求。

圖7 直流母線電壓跟蹤曲線Fig.7 DC-bus voltage tracking

混合系統各單元在不同工況下運行曲線如圖8所示。

圖8 系統實際并網功率追蹤曲線Fig.8 Actual grid-connected power tracking

由圖8可知，實際的并網功率PG能夠較好地按照負荷需求曲線PGref運行，且混合系統各單元在不同工況下均能按照本文提出的6種狀態下的控制策略在滿足電解槽、燃料電池額定出力以及儲氫罐壓力約束的前提下，實現太陽能資源的最大利用。

4 結 論

本文基于光伏陣列、電解槽、燃料電池、儲氫罐和超級電容器混合系統，在PSCAD/EMTDC中搭建了各單元模型，針對混合系統的6種運行工況，提出了合理的控制策略，在滿足系統各約束條件以及直流母線電壓穩定的前提下，實現了負荷連續可靠供電與太陽能資源的最大利用。仿真結果驗證了所建模型的準確性及所提控制策略的有效性。

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彭龍 (1990)，男，碩士研究生，研究方向為新能源建模與并網技術；

蔡國偉 (1968)，男，博士生導師，教授，主要從事電力系統安全分析與穩定控制方面的研究工作；

孔令國 (1984)，男，博士研究生，研究方向為新能源并網安全分析與運行控制；

陳沖 (1992)，男，碩士研究生，研究方向為新能源建模與并網技術；

杜佳豹 (1993)，男，碩士研究生，研究方向為柔性直流輸電技術；

段潔 (1991)，女，碩士研究生，研究方向為電力系統穩定與控制技術；

章昊 (1988)，男，主要從事配電網規劃,運行方面的研究工作。

(編輯 張小飛)

Control Strategy of Grid-Connected PV-Hydrogen-Storage Generation

PENG Long1，CAI Guowei1，KONG Lingguo1，CHEN Chong1，DU Jiabao1，DUAN Jie1，ZHANG Hao2

(1.School of Electrical Engineering, Northeast Dianli University, Jilin 132012, Jilin Province, China;2.Mentougou Power Supply Company of State Grid Beijing Electric Power Corporation, Beijing 102300, China)

Intermittent, randomness and volatility of photovoltaic (PV) power generation, has been one of the main reasons restricting its large-scale development.This paper uses pure green hydrogen energy storage devices with high energy density to improve the reliability of power supply of PV array.In hybrid systems, hydrogen energy storage devices comprise electrolyzer, hydrogen storage tank and a proton exchange membrane fuel cell (PEMFC), etc., for each cell by bringing together the power converters to the DC bus, and finally are connected via an inverter from the AC grid.Taking into account the constraints on the limit of pressure hydrogen storage tank, the electrolyzer and the rated output of fuel cell, this paper introduces high power density supercapacitors as a backup to ensure continuous and reliable power supply and the maximum use of solar energy resources.Under the premise of satisfying the constraint conditions of each component and hydrogen energy storage device starting a higher priority than supercapacitor, this paper proposes power coordination control strategy under six kinds of operation modes, whose effectiveness is verified by simulation analysis.

grid-connected photovoltaic; electrolyzer; fuel cell; supercapacitor

國家高技術研究發展計劃項目(863計劃)(SS2014AA052502); 國家自然科學基金項目(51377017); 長江學者和創新團隊發展計劃項目(IRT1114); 吉林省科技發展計劃項目(20140203003SF，20150411008XH)

Project supported by the National High Technology Research and Development of China (SS2014AA052502); National Natural Science Foundation of China (51177010); Changjiang Scholars and Innovative Research Team in University (IRT1114)

TM 712

A

1000-7229(2016)09-0056-06

10.3969/j.issn.1000-7229.2016.09.008

2016-05-30