考量孤網改造約束的光氫儲策略及容量研究

鐘思維，隋永寶

（南京南瑞繼保電氣有限公司，江蘇 南京 211002）

0 引 言

從第一次工業革命開始，全球工業快速發展，伴隨而來的溫室氣體污染及造成的危害也與日俱增，在全球范圍內引起了廣泛的關注[1-5]。2015年《巴黎協定》得到全球各國的廣泛認可，并確立了全球實現到2100年與工業化前的1850年期間相比溫升控制在2 ℃的基礎上向1.5 ℃努力的宏偉目標。聯合國環境規劃署在《2019年排放差距報告》中指出，在2020—2030年間，需要確溫室氣體排放量每年下降7.6%，才能實現《巴黎協定》中提及的1.5 ℃目標[6,7]。隨著新能源技術的不斷發展，光伏電站度電成本不斷下降，已實現平價上網，是高能耗煤化工減排改造的重要手段，但光伏作為一種間隙性能源難以保障全區電網系統穩定性。本系統仍需考慮配置一定容量的鋰電池儲能并配合原火電機組實現原有電網的調頻等穩定性控制。

本文基于光氫儲+火電系統框架，提出以火電運行最小化，以原有電網改造量最小為目標，以光伏、制氫系統及園區電網處于正常狀態為約束，提出基于光功率預測的協調控制策略，進而優化儲能容量的配置，根據某項目參數完成校驗計算。

1 園區電網系統結構及模型分析

1.1 系統結構

本文所研究的光氫儲+火電的混合能源園區電網的系統，主要由光伏陣列、制氫電解槽、煤化工系統、火電站、鋰電池、變流器及園區工業負荷等元件組成。

1.2 煤化工園區電網改造功能需求

已建成運行的煤化工園區，其電網結構已包含火電及負荷，同時與電網并網，整個系統可自行調整至穩態平衡狀態。為了系統的穩態，不僅要明確新系統送點功率，同時也需要保障送電容量變化率與原火電機組出力變化率相匹配，即滿足：

1.3 電解制氫模型分析及約束條件

電解槽可以看作一個可變負荷。利用過剩的電能電解水制氫，產生的氫氣通過工業管道提供給煤化工生產環節使用，產生經濟效益，又使得輸出到原系統的電能平滑穩定[8]。

正常運行中選擇開關不可任意變換位置，整流柜輸出電位器旋轉時不能過猛，以防產生過流故障，導致損壞快速熔斷器或可控硅元件。故負荷調節的速率較慢，無法做到瞬時調節。在停機前需保障以最小功率運行一段時間，當光伏發電量在此期間不能滿足其功率需求或出現系統故障停機時，鋰電池儲能系統需為制氫系統提供停機前能量。

1.4 光伏模型分析

光伏發電輸出功率與光照強度、環境溫度相關，其表達式為：

式中，PSTC為光伏陣列標準條件下的額定輸出功率；GSTC為標準條件下太陽輻照度；GC(t)為工作點的實際太陽輻照度；k為功率溫度系數；TC(t)為t時刻工作點溫度；TSTC為標準條件下溫度；Npv為光伏陣列單元數量[9]。

光伏屬于間歇性能源，波動天氣情況下，光伏功率會發生較大的波動，從而對整個系統造成較大干擾及能力缺口，須靠鋰電池儲能的能量輸出來彌補。

1.5 鋰電池模型分析

在本文所述園區電網中，鋰電池儲能系統由鋰電池、DC/AC儲能雙向變流器組成，主要功能為調峰及調頻，控制模式為VF控制模式、下垂控制模式或虛擬同步機模式[10]。

儲能雙向變流器的功率及鋰電池可用容量是本文儲能配置的主要目標。

2 協調控制策略

工況1以維持聯絡線穩定功率輸出為前提，制氫負荷參考光伏出力計劃曲線制定相應的計劃曲線，保障系統的穩定運行，期間儲能處于靜止狀態，此為正常運行工況。

工況2是當光功率預測未來將出現長期不利天氣，光伏出力無法支撐系統運行時，為維持原工業生產穩定，提前將聯絡線功率降至0點，制氫調節至滿足工業生產氫產量需求，光伏出力限容至制氫最終負荷。為簡化控制策略，光伏及制氫采用功率調節模式，不做相互協同。由于光伏、制氫調節速率不一致，為保障滿足聯絡線要求調節速率，由儲能系統來控制聯絡線的輸出功率調節速率。

工況3是當光功率預測即將進入夜晚時，首先按照上述步驟完成聯絡線功率清零，而后逐步提升光伏功率，并對儲能進行充電，保證儲能能量滿足制氫停機前能量需求，延長制氫工作時間，提高經濟效益。

工況4是當光功率預測出現偏差或極端工況導致光伏出力陡降時，聯絡線及制氫系統未提前計劃調整，所缺功率須由儲能系統提供。

工況5為整個系統的啟動過程策略，首先光伏出力與儲能充電保持聯絡線功率為0，而后提升制氫負載功率，降低儲能充電功率，光伏滿發。當光功率預測光伏出力大于制氫最低負荷+聯絡線輸電功率要求時，開始按照聯絡線輸電功率調節速率，有計劃地提升聯絡線輸電功率，降低制氫負荷，儲能在此期間以平抑波動功能運行。

3 儲能容量配置

3.1 總體思路

根據上述策略的分析，儲能將在工況2、工況3以及工況4下承擔系統穩定的重要角色，儲能容量的配置將基于上述工況及各種約束條件開展。

3.2 鋰電池可用容量選擇

穩態工況主要研究系統能量需求，用于計算鋰電池可用電量。由于工況4持續的時間與工況2和工況3持續時間相比較短，故在鋰電池容量選擇時可以忽略。

工況2下，最惡劣的情況是當各系統運行在最大功率點（光伏出力最大、制氫負荷最大及向原電網輸送功率最大）向孤網運行工況轉換的過程中，因為各個系統的調節速率不一致，導致的能量缺口，公式為：

式中，Ppv(t)為調節過程中光伏出力函數；Ppvmax為光伏最大出力功率；kpv為光伏功率調節平均變化率；Ppvf為光伏最終出力功率；Pel(t)為調節過程中電解槽負荷函數；Pelmax為電解槽最大負荷功率；kel為電解槽負荷調節平均變化率；Pelf為電解槽最終負荷功率；Po(t)為調節過程中外送功率函數；Pomax外送最大功率；kg為外送功率調節變化率；t1為從初始狀態達到最終穩態的時間。

工況3中電池容量需要滿足制氫停機的需求，其對應的公式為：

式中，Pelmin為制氫系統停機前最低功率；telmin為制氫系統停機需要的最小時間。

最終電池的容量應當同時滿足工況2和工況3，故應取兩者間的最大值。

3.3 儲能雙向變流器功率選擇

為適應上述控制策略，儲能雙向變流器輸出功率需要同時滿足工況2、工況3以及工況4運行的需求。

工況2情況下，變流器功率為：

工況3情況下，變流器功率為：

工況4情況下，變流器功率如下式：

式中，δ為光伏波動陡降率系數。

最終變流器的功率應當取上述工況中的最大值。

4 算例分析

4.1 項目參數及概況

某澳大利亞化工園區改造項目中，原園區由電源+化工負荷組成，計劃升級改造后的系統結構如圖1所示。

圖1 電網結構

電解槽采用七一八所CDQ系列水電解制氫裝置，根據化工產線氫氣需求量，其安裝功率為10 MW，負載調節速率為1 MW/min，制氫最小功率為2 MW，安全停機最短時間為10 min，滿足工業生產氫產量需求的制氫負荷為5 MW。光伏根據場地情況及地區日照條件，其安裝容量為15 MWp，負載調節速率為6.75 MW/min。根據原有園區用電情況，原園區供電要求新系統提供穩定的輸送功率5 MW，老機組年代久遠，其出力調節速率為1 MW/20 min。根據歷史環境數據，最大光伏陡降率為50%。

4.2 鋰電池可用容量選擇

根據3.2章節所述的方法及式（6）計算工況2下鋰電池容量EB2為4.25 MWh，根據式（7）計算工況3下鋰電池容量為0.33 MWh。取兩者大值，并考慮項目的復雜性，從而考慮適當冗余裕度，最終選擇5 MWh為項目最終可用容量。

4.3 儲能變流器功率選擇

根據3.3章節所述的方法及式（8）計算出工況2下儲能變流器的功率PB2為7.78 MW，根據式（9）計算出工況3下儲能變流器的功率PB3為2 MW，根據式（10）計算出工況4下儲能變流器的功率PB4為7.5 MW。取上述3者最大值，并考慮項目的復雜性，從而考慮適當冗余裕度，最終可以選擇8 MW為項目最終儲能變流器功率。

5 結 論

在煤化工園區改造中，應用光氫儲多能互補的模式可以有效降低火電機組的碳排放，同時又能解決氫氣運輸的困難，實現氫氣的自產自用，降低原工業系統的運營成本，具有顯著的經濟效益。