光氢储并网控制策略

彭龙，蔡国伟，孔令国，陈冲，杜佳豹，段洁,章昊

(1.东北电力大学电气工程学院，吉林省吉林市 132012；2.国网北京市电力公司门头沟供电公司，北京市 102300)

光氢储并网控制策略

彭龙1，蔡国伟1，孔令国1，陈冲1，杜佳豹1，段洁1,章昊2

(1.东北电力大学电气工程学院，吉林省吉林市 132012；2.国网北京市电力公司门头沟供电公司，北京市 102300)

光伏发电的间歇性、随机性以及波动性一直是制约其大规模发展的主要原因之一。该文提出了基于氢储能装置的混合并网发电系统及其控制策略。混合系统中，氢储能装置主要元件包括电解槽、储氢罐和质子交换膜燃料电池(proton exchange membrane fuel cell, PEMFC)等，各单元通过功率变换器汇集到直流母线，最后经由逆变器与交流电网相连。考虑到储氢罐压力上下限约束及燃料电池和电解槽自身额定出力的限制，同时引入功率密度高的超级电容器作为备用以确保连续可靠供电以及对太阳能资源的最大利用。在满足各元件约束条件以及氢储能装置启动优先级高于超级电容器的前提下，提出了6种运行状态下的功率协调控制策略。通过仿真分析，验证了该协调控制策略的有效性。

光伏并网；电解槽；燃料电池；超级电容器

0 引 言

目前，以太阳能发电为代表的可再生能源在解决能源不足，降低环境污染，改善能源结构等方面起到越来越重要的作用。但是光伏发电自身的随机性、间歇性与波动性使得其无法与传统能源持续并网运行[1]。近几年提出的清洁、高效的纯绿色氢储能设备能够有效地解决光伏发展瓶颈问题。因此，针对基于氢储能的光伏并网功率协调控制的研究已经越来越受到国内外学者的重视。

针对光氢储并网发电，国外学者已进行初步研究，国内相关研究相对较少。文献[2]提出了一种适应于混合光伏/储能电池系统的新型协调控制策略，主要分为正常、高波动和紧急3种模式，但在紧急模式下弃光会降低太阳能资源的最大利用。文献[3]提出分别基于孤岛模式、并网模式下以直流母线电压作为状态变量，控制光伏阵列和蓄电池在不同的工作条件下以相应模式运行的功率协调控制策略，但系统在2种模式过渡过程中，直流母线电压不易控制。文献[4]提出了燃料电池作为备用电源在可再生能源出力不足时，提供电能，蓄电池/超级电容器作为辅助设备在系统动态响应时提供能量。但文章忽略了可再生能源出力剩余时的能源利用情况。文献[5]基于燃料电池与蓄电池联合向负荷供电提出了以提高系统效率为目标的功率控制策略。基于燃料电池运行特性考虑的5种运行模式虽然提高了其运行效率，但蓄电池频繁充放电难免会降低其使用寿命。文献[6]基于可再生能源的利用提出了一个双源、离网型的混合发电系统能量管理策略，但针对并网情况的功率协调控制并未涉及。文献[7]针对燃料电池、电解槽具有动态响应慢的特性，利用超级电容器平抑氢储能装置动态过程中的不平衡功率，但未将储氢罐压力约束条件纳入到功率控制分析中。文献[8]将蓄电池与氢储能装置组合构成混合微网系统，微网的协调控制目标为维持母线电压稳定和功率供需平衡，并通过对蓄电池进行分组管理避免其始终处于欠充状态，以期延长使用寿命。文献[9]基于双输入Buck变换器提出氢光联合系统能量管理控制策略，以期尽可能多地利用太阳能资源。

本文提出一种氢储能装置与超级电容器结合而使整个混合系统兼有高功率密度、高能量密度、高循环寿命等特点，并将光伏阵列、电解槽、燃料电池和超级电容器汇集到共同的直流母线的混合并网发电系统结构。并通过所提出的基于6种运行状态下的功率协调控制策略，保证系统连续可靠供电以及对太阳能资源的最大利用。

1 系统描述

1.1 系统整体结构

本文提出的混合并网发电系统结构如图1所示，该系统主要部分包括光伏电池阵列、碱式电解槽、储氢罐、质子交换膜燃料电池(proton exchange membrane fuel cell, PEMFC)及超级电容器。各单元均通过直流变换器并联在直流母线，并通过逆变器与电网相连。

图1 混合储能系统结构Fig.1 Configuration of hybrid energy storage system

1.2 光伏阵列模型

光伏阵列是由一系列的光伏电池串并联组成。本文采用同时兼顾精确性与实用性的等效模型来描述光伏电池的动态特性，其伏安特性表达式[10-11]为

(1)

其中：

(2)

式中：IPV为光伏电池输出电流；Np为光伏电池的并联数；Isc为光伏电池短路电流；UPV为光伏电池输出电压；Ns为光伏电池的串联数；Uoc为光伏电池开路电压；Um与Im分别为光伏电池最大功率点电压和电流；Ta为外界环境温度；tc为组件的温度变化系数；G为光照强度；Tc为在光照强度G和环境温度Ta条件下，光伏阵列电池的表面温度；Tref为参考温度；α与β分别为参考光照强度下的电流和电压温度变化系数；Gref为参考光照强度；Rs为光伏电池串联电阻；dT为光伏阵列电池实际表面温度与参考温度差值。

由光伏电池的特性可知，其输出功率随着光照强度的变化而变化，光伏电池工作点若无法稳定地运行在相应的最大功率点处，则光伏阵列的发电效率将会降低。为此，本文采用电导增量法实现光伏电池的最大功率点追踪控制[12]。

1.3 燃料电池模型

PEMFC单元电压方程为

Ufc=Enernst-Uconc-Uact-Uohm

(3)

式中：Ufc为PEMFC输出电压；Enernst为热力学电动势；Uconc为浓度差过电压；Uact为活化过电压；Uohm为欧姆过电压[13]。

1.4 碱式电解槽模型

碱式电解槽的U-I方程为

(4)

式中：Uel为电解槽输出电压；Urev为可逆单元电压；r1和r2均为电解液欧姆电阻参数；Tel电解槽温度；Ael为电解模块面积；Iel为电解槽输出电流；t1、t2、t3、s1、s2和s3均为电极过电压系数[14-15]。

1.5 储氢罐模型

根据理想气体状态方程，储氢罐数学模型为

(5)

式中：pH2为储氢罐内部压力值；b为储氢罐内部压力百分比；pH2v为储氢罐额定压力值；M为储氢罐中储氢量；Vc为储氢罐的体积；Tc为储氢罐环境温度；Rc为气体常数；M0为储氢罐初始储氢量；ηel为电解槽效率；ηfc为燃料电池转换效率；Ifc为燃料电池电流；F为法拉第常数[8]。

1.6 超级电容器模型

超级电容器存储能量与其端电压方程为

(6)

式中：W为超级电容器存储能量；C为超级电容器电容；Usc为超级电容器端电压[16]。

2 系统功率管理策略

混合系统中，储能设备控制的目标就是在满足用电负荷(PGref)的前提下，最大限度地利用光伏功率输出(Ppv)。在储能系统中，氢气的能量密度要远远高于超级电容器，因此，氢储能设备的启动优先级应当高于超级电容器。在实际运行过程中，当光伏出力与用户负荷不一致时，电解槽或燃料电池将优先启动，以平衡直流母线功率。当直流母线不平衡功率 (Pnet=Ppv-PGref)高于氢储能设备的额定功率(电解槽额定功率PelN或PEMFC额定功率PfcN)或者当储氢罐压力不满足其上下限约束(bmax、bmin)时，超级电容器将及时启动来维持直流母线功率平衡。

为了便于分析和控制算法实现，本文对功率正方向作如下规定：光伏阵列(Ppv)、燃料电池(Pfcref)以释放功率为正；电解槽(Pelref)、电网负荷(PGref)以吸收功率为正；超级电容器(Pscref)则以充电为正，以放电为负。

如上所述，受各约束条件的限制，电解槽参考功率Pelref、燃料电池参考功率Pfcref、超级电容器参考功率Pscref，分别以图2中的6种状态运行。

图2 系统功率管理流程图Fig.2 System power management flow

系统具体运行如下所述。

状态一：当光伏出力大于用电负荷需求(Pnet>0)时，燃料电池停机。若储氢罐压力高于其上限阈值(b≥bmax)，为确保储氢罐不超过其储存上限，电解槽停止工作。同时，为最大化利用太阳能资源，超级电容器作为备用储能设备及时启动，吸收直流母线的不平衡功率。即

(7)

状态二：当光伏出力大于用电负荷需求(Pnet>0)时，燃料电池停机。若储氢罐压力低于其上限阈值(b

(8)

状态三：当光伏出力大于用电负荷需求(Pnet>0)时，燃料电池停机。若储氢罐压力低于其上限阈值(b

(9)

状态四：当光伏出力小于用电负荷需求(Pnet<0)时，电解槽停机。若储氢罐压力低于其下限阈值(b≤bmin)，为使储氢罐压力不进一步降低，燃料电池停止工作。同时，保证负荷的用电需求，超级电容器作为备用电源及时启动，向负荷提供电能。即

(10)

状态五：当光伏出力小于用电负荷需求(Pnet<0)时，电解槽停机。若储氢罐压力高于其下限阈值(b>bmin)，且系统功率缺额大于燃料电池额定出力，燃料电池以额定出力运行，超级电容器作为辅助电源向负荷提供电能。即

(11)

状态六：当光伏出力小于用电负荷需求(Pnet<0)时，电解槽停机。若储氢罐压力高于其下限阈值(b>bmin)，且系统功率缺额小于燃料电池额定出力，系统优先运行燃料电池，将能量密度高的氢气转换为电能向负荷供电。即

(12)

3 系统仿真与结果分析

3.1 仿真参数设定

在PSCAD/EMTDC软件中分别搭建光氢混合系统各单元模型，并设置运行参数如下：电网侧三相线电压为380 V，交流电网频率为50 Hz，三相逆变器网侧滤波电抗为0.005 H，等效电阻为 0.005 Ω，超级电容器电容为20 000 μF，变流器开关频率为 2 000 Hz，储氢罐压力百分比初始值为38 %，储氢罐压力上限百分比为 80%，储氢罐压力下限百分比为 20%，电解槽额定功率为6 kW，燃料电池额定功率为3 kW。

光照强度、光伏出力及光伏阵列电流追踪情况如图3所示。

图3 光照强度、光伏出力及光伏阵列电流追踪情况Fig.3 Light intensity, PV power and current racking of PV array

由图3可知，2 s前光照强度为1 100 W/m2，对应光伏出力为41.9 kW；2～7.5 s光照强度为 1 000 W/m2，光伏出力降至36.6 kW；7.5 s之后，光照强度降低为900 W/m2，对应的光伏出力为31.3 kW。从光伏电流追踪情况可知，MPPT基本实现了光伏阵列随光照强度的变化始终运行在最大功率点处。

光伏出力、电网负荷需求曲线及不平衡功率Pnet如图4所示。

图4 光伏出力、电网负荷需求及不平衡功率曲线Fig.4 PV power and load demand and imbalance power

由图4可知，4 s前电网负荷需求为33 kW， 4.5～7.5 s电网负荷需求为40 kW，7.5 s之后，电网负荷需求回到33 kW。

3.2 仿真结果分析

电解槽与超级电容器混合消纳光伏并网剩余功率工况如图5所示。

图5 电解槽功率曲线Fig.5 Power curve of electrolyzer

由图5可知，在前2 s内(状态二)，光伏发电除了满足电网负荷需求外，系统的剩余功率(Pnet= 8.9 kW)大于电解槽的额定出力(PelN=6 kW)，系统在优先保证电解槽最大限度利用太阳能制氢的前提下，启动超级电容器吸收母线上的剩余功率(Psc= 2.9 kW)。在2～4 s内(状态三)，随着光伏出力的降低，直流母线不平衡功率低于电解槽的额定出力，由于电解槽的优先级高于超级电容器，此时，超级电容器停止工作(Psc= 0 kW)，电解槽功率为3.6 kW。在4 s时(状态一)，储氢罐的压力百分比达到其上限阈值(bmax)，为确保储氢罐不超过其储存上限，电解槽停止工作。同时，为最大化利用太阳能资源，超级电容器作为备用储能设备及时启动，吸收直流母线的不平衡功率(Psc=1.6 kW)。

燃料电池与超级电容器混合提供功率缺额工况如图6所示。

图6 燃料电池功率曲线Fig.6 Fuel cell power

由图6可知，在4.5～7.5 s内(状态五)，光伏发电不能满足电网负荷需求，系统的功率缺额(Pnet=-3.4 kW)大于燃料电池的额定出力(PfcN=3 kW)，燃料电池以额定出力运行，将储氢罐中能量密度高的氢气优先转化为电能为负荷供电，同时超级电容器提供剩余电能(Psc=-0.4 kW)。在7.5～9.5 s内(状态六)，随着负荷需求的下降，直流母线不平衡功率低于燃料电池的额定出力，因为燃料电池的优先级高于超级电容器，此时，超级电容器停止工作(Psc= 0 kW)，燃料电池功率为1.7 kW。在9.5 s时(状态四)，储氢罐的压力百分比降至其下限阈值(bmin)，燃料电池停止工作。同时，为满足负荷的供电可靠性，超级电容器作为辅助电源及时启动向系统提供电能(Psc=-1.7 kW)。

图7为直流母线电压跟踪曲线，由图7可知，直流母线电压一直维持在1 kV，直流母线输入功率与输出功率基本平衡，满足系统的稳定性要求。

图7 直流母线电压跟踪曲线Fig.7 DC-bus voltage tracking

混合系统各单元在不同工况下运行曲线如图8所示。

图8 系统实际并网功率追踪曲线Fig.8 Actual grid-connected power tracking

由图8可知，实际的并网功率PG能够较好地按照负荷需求曲线PGref运行，且混合系统各单元在不同工况下均能按照本文提出的6种状态下的控制策略在满足电解槽、燃料电池额定出力以及储氢罐压力约束的前提下，实现太阳能资源的最大利用。

4 结 论

本文基于光伏阵列、电解槽、燃料电池、储氢罐和超级电容器混合系统，在PSCAD/EMTDC中搭建了各单元模型，针对混合系统的6种运行工况，提出了合理的控制策略，在满足系统各约束条件以及直流母线电压稳定的前提下，实现了负荷连续可靠供电与太阳能资源的最大利用。仿真结果验证了所建模型的准确性及所提控制策略的有效性。

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彭龙 (1990)，男，硕士研究生，研究方向为新能源建模与并网技术；

蔡国伟 (1968)，男，博士生导师，教授，主要从事电力系统安全分析与稳定控制方面的研究工作；

孔令国 (1984)，男，博士研究生，研究方向为新能源并网安全分析与运行控制；

陈冲 (1992)，男，硕士研究生，研究方向为新能源建模与并网技术；

杜佳豹 (1993)，男，硕士研究生，研究方向为柔性直流输电技术；

段洁 (1991)，女，硕士研究生，研究方向为电力系统稳定与控制技术；

章昊 (1988)，男，主要从事配电网规划,运行方面的研究工作。

(编辑 张小飞)

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

国家高技术研究发展计划项目(863计划)(SS2014AA052502); 国家自然科学基金项目(51377017); 长江学者和创新团队发展计划项目(IRT1114); 吉林省科技发展计划项目(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