風(fēng)氫儲耦合系統(tǒng)建模與并網(wǎng)控制

王季康，李華，彭宇飛，張新宇，李曉燕，袁天澤

(1. 內(nèi)蒙古工業(yè)大學(xué)電力學(xué)院，呼和浩特010080；2. 內(nèi)蒙古工業(yè)大學(xué)能源與動力工程學(xué)院，呼和浩特010051；3. 深圳市水務(wù)規(guī)劃設(shè)計院股份有限公司，廣東 深圳581001；4. 內(nèi)蒙古電力(集團(tuán))有限責(zé)任公司烏蘭察布供電分公司，內(nèi)蒙古 烏蘭察布012000)

0 引言

能源轉(zhuǎn)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(fēng)氫耦合技術(shù)能有效解決棄風(fēng)、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(yùn)輸與存儲，前景廣闊，在能源、汽車等領(lǐng)域具有廣泛應(yīng)用，未來極具研究價值[3 - 6]。

國內(nèi)學(xué)者對風(fēng)氫耦合、風(fēng)電制氫的探索很多。文獻(xiàn)[7]構(gòu)造了一種風(fēng)電/制氫/燃料電池/超級電容器耦合于直流母線的結(jié)構(gòu)，針對風(fēng)電/制氫/燃料電池/超級電容器混合系統(tǒng)10種運(yùn)行模式，提出了一種能量管理策略，提高了風(fēng)能利用率，平抑直流母線電壓波動，平滑了上網(wǎng)功率。文獻(xiàn)[8]分析了風(fēng)/光制氫系統(tǒng)中異質(zhì)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(fēng)/光制氫系統(tǒng)的同質(zhì)化分析模型。文獻(xiàn)[9]提出一種共直流母線的風(fēng)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(fēng)力機(jī))、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(qiáng)及超級電容器荷電狀態(tài)運(yùn)行于安全范圍之內(nèi)，可提高風(fēng)能滲透率，穩(wěn)定直流母線電壓，平滑上網(wǎng)功率。文獻(xiàn)[10]建立了共直流母線的主動型永磁直驅(qū)風(fēng)電機(jī)組結(jié)構(gòu)，制訂了功率管理策略，實現(xiàn)風(fēng)電功率波動抑制、降低風(fēng)電棄風(fēng)比例、風(fēng)電綠色并網(wǎng)。文獻(xiàn)[11]提出一種基于風(fēng)電制氫與超級電容器混合儲能的可控型直驅(qū)永磁風(fēng)電機(jī)組的解決方案，剖析可控型直驅(qū)永磁風(fēng)電機(jī)組運(yùn)行于各工況下的協(xié)調(diào)控制策略，使風(fēng)電友好入網(wǎng)，減緩電網(wǎng)的調(diào)峰壓力，提高風(fēng)能利用率。文獻(xiàn)[12]制訂了風(fēng)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(diào)節(jié)能力以及最小化功率波動平滑加權(quán)的目標(biāo)函數(shù)，利用布谷鳥搜索算法對出力參數(shù)進(jìn)行逐點滾動優(yōu)化，實現(xiàn)風(fēng)氫耦合系統(tǒng)計劃出力跟蹤能力的有效提高。文獻(xiàn)[13]設(shè)計一種風(fēng)氫耦合系統(tǒng)的上層控制策略，利用超級電容器彌補(bǔ)電解槽與燃料電池響應(yīng)延遲功率，實現(xiàn)風(fēng)氫耦合系統(tǒng)出力可控。文獻(xiàn)[14]建立了共直流母線的風(fēng)氫耦合發(fā)電系統(tǒng)，針對12種系統(tǒng)運(yùn)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(diào)流動于各個子單元間，該策略不僅使風(fēng)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(xiàn)[15]采用了含氫儲能管理系統(tǒng)的風(fēng)氫耦合發(fā)電系統(tǒng)，提出了協(xié)同控制策略，系統(tǒng)應(yīng)用共交流母線結(jié)構(gòu)，但此結(jié)構(gòu)應(yīng)用元件過多，投資成本過大，且匯集母線處無連接開關(guān)，故障時安全性低。國外相關(guān)研究中，文獻(xiàn)[16]建立了風(fēng)力機(jī)、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(yùn)行模式的能量管理策略，解決了燃料電池和電解槽響應(yīng)時間延遲的問題；文獻(xiàn)[17]建立了含有永磁直驅(qū)風(fēng)力發(fā)電機(jī)、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(yùn)行；文獻(xiàn)[18]建立了共直流母線的風(fēng)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(diào)整個系統(tǒng)，并介紹了適用于DC/DC電源轉(zhuǎn)換器組合運(yùn)行的滑?？刂品椒ǜ櫣β式o定值。上述研究構(gòu)建的風(fēng)氫儲系統(tǒng)均采用共直流母線結(jié)構(gòu)且應(yīng)用的電解槽俱是堿性電解槽。直流母線結(jié)構(gòu)適用于低功率，低電壓場合特別是系統(tǒng)中以小風(fēng)機(jī)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(fù)荷為主的場合則顯得無力[19]。堿性電解槽制氫技術(shù)雖已廣泛商業(yè)化，但它以堿性溶液為電解質(zhì)，腐蝕性大，對電能質(zhì)量要求高(穩(wěn)定電源)，電流密度低，不適宜與隨機(jī)性強(qiáng)的風(fēng)電耦合使用，而質(zhì)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(fēng)電耦合。

本文基于利用氫能消納風(fēng)電，平抑風(fēng)電功率波動的思想，構(gòu)建永磁直驅(qū)風(fēng)電機(jī)組、蓄電池組、質(zhì)子交換膜電解槽、變流器匯集交流母線的結(jié)構(gòu)，在PSCAD/EMTDC軟件中建立各自的數(shù)學(xué)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(jié)合變流器控制策略，制定一套風(fēng)氫儲耦合系統(tǒng)的能量管理策略，確保各發(fā)電單元(除風(fēng)電外)出力可控。最后，針對能量管理策略的仿真結(jié)果進(jìn)行分析，驗證其準(zhǔn)確性與有效性。

1 系統(tǒng)結(jié)構(gòu)及數(shù)學(xué)模型

風(fēng)氫儲耦合系統(tǒng)由風(fēng)力機(jī)、永磁同步發(fā)電機(jī)(permanent magnet synchronous generator, PMSG)、質(zhì)子交換膜電解槽、蓄電池組、儲氫罐、變流器構(gòu)成，如圖1所示，組成共交流母線結(jié)構(gòu)。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(fēng)電制氫，風(fēng)力機(jī)采用槳距角控制，改變槳距角β實現(xiàn)超額定風(fēng)速保護(hù)，蓄電池組彌補(bǔ)制氫及風(fēng)電容量受限時的功率需求，氫氣用于氫負(fù)荷。從風(fēng)電消納角度講，僅配置電解槽或儲能也能完成風(fēng)電消納，同時應(yīng)用電池和電解槽的功用是電化學(xué)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(fēng)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(jìn)入工商業(yè)領(lǐng)域，并可提高可再生能源發(fā)電的利用小時數(shù)，提升風(fēng)電發(fā)電的經(jīng)濟(jì)性[20]。同時風(fēng)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(biāo)。

圖1 風(fēng)氫儲耦合系統(tǒng)拓?fù)銯ig.1 Topology of wind and hydrogen storage coupled system

1.1 風(fēng)力發(fā)電單元模型

風(fēng)力機(jī)捕獲風(fēng)能并轉(zhuǎn)化的機(jī)械功率PW為：

(1)

式中：Cp為風(fēng)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(fēng)力機(jī)半徑；V為風(fēng)速。其中，有

(2)

式中：n風(fēng)輪機(jī)轉(zhuǎn)速；ω為風(fēng)輪機(jī)葉片角速度；λ1為中間變量。

PMSG機(jī)械轉(zhuǎn)速和風(fēng)力機(jī)的機(jī)械轉(zhuǎn)速相同，采用單質(zhì)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(zhuǎn)動慣量；Tm為風(fēng)力機(jī)機(jī)械轉(zhuǎn)矩；Te為發(fā)電機(jī)電磁轉(zhuǎn)矩；B為粘滯系數(shù)；ωm為轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速。PMSG電磁轉(zhuǎn)矩方程及dq坐標(biāo)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(yīng)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(dǎo)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(nèi)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(qiáng)如式(9)所示。

(9)

式中：Ps為儲氫罐壓強(qiáng)；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(yīng)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(fēng)機(jī)輸出功率；Pload為電網(wǎng)負(fù)荷需求；ΔPex為并網(wǎng)下棄風(fēng)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(diào)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(guān)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(diào)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(nèi)壓力限制，考慮蓄電池電化學(xué)反應(yīng)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(shè)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(shè)置端電壓上下限(Umax/Umin)，使得電池部分的協(xié)調(diào)更具普適性，通常蓄電池接入電力網(wǎng)絡(luò)中運(yùn)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(shè)定端電壓上下限值分別為(1+2.5%)Unom、(1+5%)Unom，當(dāng)儲氫罐壓力Ptan低于壓力上限Pmax時，表明儲氫罐內(nèi)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(jī)，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(yīng)氫氣，本文中無涉及具體需氫負(fù)荷(氫燃料電池等)，所以管理策略中不設(shè)置下限約束，具體設(shè)置直接引用文獻(xiàn)[10]的儲氫罐數(shù)據(jù)。

系統(tǒng)具體能量管理策略為：當(dāng)風(fēng)機(jī)出力大于負(fù)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(bǔ)充；風(fēng)機(jī)功率大于負(fù)荷需求且儲氫罐內(nèi)壓力Ptan超出上限Pmax，停止制氫過程，蓄電池組承擔(dān)系統(tǒng)功率平衡任務(wù)。風(fēng)機(jī)出力小于負(fù)荷需求時，蓄電池組放電填補(bǔ)功率缺額，填補(bǔ)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(fēng)氫儲系統(tǒng)內(nèi)部除風(fēng)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(diào)流動于系統(tǒng)各子單元之間，不僅使風(fēng)氫儲系統(tǒng)出力可控，且提高了風(fēng)能利用率，平滑了上網(wǎng)功率，優(yōu)化電能質(zhì)量，能保證系統(tǒng)運(yùn)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(shè)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(qū)風(fēng)電機(jī)組機(jī)側(cè)變流器控制[10]：

(12)

式中：Mq和Md分別為相應(yīng)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(zhuǎn)子電角速度；Ld、ωs、Ψf與上文定義相同；Pgen為風(fēng)機(jī)出力功率；id、iq此處為機(jī)側(cè)d、q軸電流；Udc為直流母線電壓；發(fā)電機(jī)在單位功率因數(shù)控制方式下的運(yùn)行損耗大于idref=0的控制[25]，同時為了避免永磁體消磁，設(shè)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(yīng)控制器的比例積分系數(shù)，不再說明。

永磁風(fēng)電機(jī)組網(wǎng)側(cè)變流器控制[10]為：

(13)

式中：下標(biāo)ref表示對應(yīng)物理量的參考值；id1/iq1為網(wǎng)側(cè)d/q軸電流；L為網(wǎng)側(cè)濾波電感；ω為網(wǎng)側(cè)同步角頻率；Ud2為網(wǎng)側(cè)d軸電壓，網(wǎng)側(cè)變流器控制目標(biāo)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(diào)節(jié)后得到，q軸給定iqref=0，Mq1/Md1為相應(yīng)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]。控制策略如圖3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(cè)電流，外環(huán)電壓調(diào)節(jié)值作為內(nèi)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(cè)d、q軸電流；Ud為網(wǎng)側(cè)d軸電壓；ω為網(wǎng)側(cè)同步角頻率；L為網(wǎng)側(cè)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(yīng)變流器觸發(fā)脈沖，K1為調(diào)節(jié)系數(shù)，逆變器控制與蓄電池策略相同，僅是PI調(diào)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(jié)構(gòu)和控制策略的有效性，在PSCAD/EMTDC中搭建附錄圖A1所示拓?fù)?蓄電池組、制氫系統(tǒng)的網(wǎng)側(cè)開關(guān)在圖中控制系統(tǒng)內(nèi))，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(fēng)速、轉(zhuǎn)速、轉(zhuǎn)矩、風(fēng)機(jī)功率情況如圖5所示。采用隨機(jī)風(fēng)為輸入風(fēng)速以更好地接近自然情況，0.7～1.0 s時，風(fēng)速超額定風(fēng)速，槳距角控制啟動增大槳距角使風(fēng)機(jī)處于恒功率狀態(tài)，風(fēng)能利用系數(shù)下降，風(fēng)電出力隨風(fēng)速波動，整個過程電磁轉(zhuǎn)矩與機(jī)械轉(zhuǎn)矩跟蹤狀態(tài)良好，轉(zhuǎn)子轉(zhuǎn)速與轉(zhuǎn)矩變化趨于一致。

圖5 風(fēng)速變化與風(fēng)力機(jī)輸出曲線Fig.5 Wind speed change and wind turbine output curve

風(fēng)電機(jī)組機(jī)側(cè)變換器運(yùn)行情況見圖6。

圖6 風(fēng)電機(jī)組機(jī)側(cè)變換器運(yùn)行曲線Fig.6 Operation curves of wind turbine generator-side converter

由圖6知，機(jī)側(cè)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(fēng)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(fēng)電機(jī)組網(wǎng)側(cè)變流器運(yùn)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(yùn)行于單位功率因數(shù)標(biāo)準(zhǔn)，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(fēng)電機(jī)組網(wǎng)側(cè)變換器運(yùn)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(yùn)行曲線Fig.8 Battery output and the inverter operation curves

蓄電池組承擔(dān)各發(fā)電單元出力受限時的功率輸出任務(wù)，作為保供系統(tǒng)，運(yùn)行期間工作于放電狀態(tài)，風(fēng)電功率小于負(fù)荷需求時，向外供能，填補(bǔ)負(fù)荷需求。系統(tǒng)運(yùn)行過程中蓄電池用于補(bǔ)充負(fù)荷與風(fēng)機(jī)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(nèi)，未出現(xiàn)因受限導(dǎo)致的被迫停機(jī)，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(bǔ)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(dá)到控制標(biāo)準(zhǔn)(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(yùn)行。

電解制氫系統(tǒng)運(yùn)行情況如圖9所示。

圖9 電解槽出力運(yùn)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(fēng)電過剩功率，動作期間制氫率最高達(dá)0.85 mol/s，儲氫罐壓強(qiáng)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(diào)情況如圖10所示。可知，0～8 s時負(fù)荷需求為70 kW，8 s時階躍為90 kW。運(yùn)行過程中風(fēng)電缺額由蓄電池組補(bǔ)充，且電池處于合理約束范圍內(nèi)，未出現(xiàn)停機(jī)狀態(tài)，電解槽制氫來消納風(fēng)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(dá)停機(jī)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(fù)責(zé)補(bǔ)充)，運(yùn)行期間通過風(fēng)電、電解槽與蓄電池的協(xié)調(diào)配合可實時滿足系統(tǒng)功率需求。

圖10 系統(tǒng)功率協(xié)調(diào)運(yùn)行曲線Fig.10 Coordinated operation curves of system power

4 結(jié)論

基于利用風(fēng)氫耦合提升風(fēng)能利用率、緩解風(fēng)電并網(wǎng)功率波動的思想，采用永磁直驅(qū)風(fēng)電機(jī)組、質(zhì)子交換膜電解池、蓄電池組、變流器構(gòu)成共交流母線結(jié)構(gòu)，提出能量管理策略和變流器控制方法，所得結(jié)論如下。

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

2) 提出了共交流母線結(jié)構(gòu)，使得負(fù)載和電源的擴(kuò)容相對便利，結(jié)構(gòu)中應(yīng)用了適宜與風(fēng)電耦合的質(zhì)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(guān)，結(jié)構(gòu)配置靈活，進(jìn)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(zhì)子交換膜燃料電池，形成“電—?dú)洹姟遍]環(huán)。二是加入超級電容等不同響應(yīng)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(diào)控制。