風儲制氫電廠的一次調頻控制策略

張玉瑩 李驥 許雷 常喜強 鄭聞遠 于繼軒 孫東陽

摘 要：針對風電機組調頻特性弱且單一儲能裝置無法滿足全時間尺度功率能量需求的問題，提出了風儲制氫電廠的一次調頻控制策略。首先，依據傳統同步機組一次調頻功率輸出特性，確定風儲制氫電廠一次調頻所需功率支撐。其次，通過分析電制氫裝置（P2H）作為一種大容量可控負荷參與系統調頻的可行性，對比不同儲能介質的應用特點，選取超級電容與電制氫裝置減載的多能協同調頻方法。進而，針對分布式儲能集中制氫架構的風儲制氫電廠的特點，提出了一種多能協同的一次調頻控制策略。最后，通過建立給予不同風速初始狀態的風儲制氫電廠仿真模型，驗證了所提控制策略的有效性與合理性。

關鍵詞：雙饋風力發電機；電制氫；超級電容儲能；一次調頻；多能協同

DOI：10.15938/j.jhust.2024.01.009

中圖分類號： TM614? 文獻標志碼： A

文章編號： 1007-2683（2024）01-0078-09

Research on Primary Frequency Regulation Control Strategy of SCESS-DFIG-P2H Generating Station

ZHANG Yuying1， LI Ji1， XU Lei1， CHANG Xiqiang1， ZHENG Wenyuan2， YU Jixuan2， SUN Dongyang2（1Electric Power Research Institute， State Grid Xinjiang Electric Power Co. Ltd.， Urumchi 830011， China;2School of Electrical and Electronic Engineering， Harbin University of Science and Technology， Harbin 150080，China）

Abstract：In order to solve the problem that the frequency regulation characteristics of wind turbines are weak and a single energy storage device cant meet the power and energy demand of the full time scale， the primary frequency regulation control strategy of SCESS-DFIG-P2H generating station is proposed Firstly， according to the primary frequency regulation power output characteristics of the traditional synchronous unit， the power support required for the primary frequency regulation of the SCESS-DFIG-P2H generating station was determined Secondly， by analyzing the feasibility of electric hydrogen production unit （P2H） as a large capacity controllable load to participate in system frequency regulation， and comparing the application characteristics of different energy storage media， the multi-energy collaborative frequency regulation method of SCESS and P2H load reduction is selected Furthermore， a multi-energy cooperative primary frequency regulation control strategy is proposed according to the characteristics of SCESS-DFIG-P2H generating station with distributed super capacitor energy storage and centralized hydrogen production architecture Finally， the effectiveness and rationality of the proposed control strategy are verified by establishing the simulation model of the wind-storage-hydrogen station with different initial wind speed states

Keywords：doubly fed induction generator （DFIG）; power to hydrogen （P2H）; super capacitor energy storage system （SCESS）; primary frequency regulation; multi energy cooperation

0 引 言

2021年我國在政府工作報告中明確指出，力爭在2030年之前實現“碳達峰”，2060年前實現“碳中和”的目標［1］，屆時風電和太陽能發電總裝機容量預計超過12億千瓦［2］。隨著風電滲透率的日益增加，風機在并網運行中所表現出來的缺點也越發明顯［3，4］。不同于具備調頻能力的常規同步機組［5］，風電機組按照最大風功率曲線運行，轉子轉速與系統頻率完全解耦，因此其本身并不具備響應系統頻率變化的能力［6］。這種調頻能力弱的缺點會加劇系統的源荷不平衡度，嚴重時可能導致電力系統崩潰，這給電力系統的安全穩定運行帶來了極大的挑戰［7］。因此，為解決風電能源大規模并網所帶來的系統穩定性問題，國內發布的電網導則中明確要求風電場需具備常規發電廠相同的一次調頻能力［8］。

電制氫技術的蓬勃發展給電網調頻提供了新思路［9］。一方面，電制氫裝置作為解決棄風問題的有效手段，可以提高風電消納能力，提升系統運行的經濟性［10］。另一方面，電制氫可作為一種大容量可控負荷，具有能量轉換體量大的優勢［11］，對提升電網頻率穩定性具有重要意義［12］。儲能系統在系統功率平衡被打破時快速與系統進行能量交換，輔助系統重建功率平衡［13-14］。通過電制氫裝置以及儲能裝置來響應系統頻率變化，為風電場調頻問題提供了新思路［15］。文［16］依據同步機組慣量特性定義了風電儲能系統慣量，對輔助風電場調頻的儲能容量進行計算，并采用模糊邏輯控制算法提出一種利用儲能裝置補償風電場慣量的控制策略，但并未考慮下垂特性。文［17-18］將電制氫裝置作為解決棄風問題的一種有效手段，同時將其視為一種可控負荷參與系統頻率調整，但并未考慮電制氫裝置自身特性對調頻能力的影響。文［19］提出了一種調節參與系統頻率調整的功率補償方案，由電制氫裝置以及超級電容共同作用，確保并網功率與負荷調度一致，但并未說明電網頻率變化與所需功率補償之間的關系。

針對上述問題，本文提出了集中制氫、分布式儲能的風儲制氫電站架構，基于同步機組的慣量響應以及下垂特性，完成風儲制氫電站模擬同步機組參與系統調頻的理論分析。研究電制氫裝置數學模型及其動態特性，對不同儲能介質的多種特性進行對比分析，選取超級電容儲能裝置參與可調負荷通過協同控制滿足全時間尺度的一次調頻需求，提出一種多能協調的調頻控制策略。通過仿真對比不同風速，采用所提控制策略在不同負荷跌落程度下的系統頻率曲線，驗證該策略對風儲制氫電站負荷突變時的一次調頻有效性。

1 基于風儲制氫電站系統的一次調頻技術研究

1.1 風儲制氫電站系統架構

風儲制氫電站系統架構如圖1所示。風儲制氫電站系統包括模塊中的配電網、模塊中的風電機群、模塊中的電制氫系統及耗氫產業。

系統中，風電機組輸出功率一部分輸送至模塊并網發電，另一部分輸送至模塊。模塊包含模塊及模塊，模塊為電制氫系統，其組成包括整流器、DC-DC變換器及電解槽；模塊所示的耗氫下游產業。

風儲制氫電站常工況下的數學模型可以表示為：

PG=Pwind－Pchu－Pqing（1）

式中：PG為風儲制氫電站并網功率；Pwind為風機輸出功率；Pchu為儲能裝置吸收功率；Pqing為電制氫裝置消納功率。

Pwind如式（2）所示：

Pwind=12ρπR2v3Cp（2）

其中：

Cp=002116λi－04β－5e－125λi1λi=1λ+008β－0035β3+1λ=ΩRv（3）

式中：R為風力機葉片半徑；ρ為空氣密度；v為風速；Cp為風力機的風能利用系數；SymbollA@為葉尖速比；SymbolbA@為槳葉角；Ω為風機槳葉機械角速度。

風儲制氫電站在并網發電時，作為能量源端的雙饋風機穩態運行于最大風功率跟蹤狀態，其輸出功率只與風速有關，與電網頻率完全解耦，不具備同步機組響應系統頻率變化的能力。因此，為增強風儲制氫電站系統調頻能力，需依據傳統同步機組的一次調頻功率輸出特性對風儲制氫電站進行分析，并設計一種一次調頻控制策略使其具有與傳統同步發電機組類似的一次調頻效果。

1.2 風儲制氫電站參與系統一次調頻的容量匹配設計

在響應系統頻率變化時，同步機組的轉子轉速與電網頻率具有耦合關系，將頻率變化限制在很小的范圍內（國內電網導則［8］要求，電網頻率在52Hz到47Hz內波動）。

由于系統頻率上升與下降情況類似，且頻率上升幅度小于下降幅度，因此下文只對頻率向下波動的情況進行分析。同步機組慣量響應能量來源為轉子動能，假定電網頻率由工頻50Hz下降至f1，參與調頻過程中同步機組的轉速變化為f1/50～1pu，同步機組釋放的轉子動能為

ΔEk_max=12J（12－（f1/50）2）ω2S（4）

由能量守恒定律可知，風儲制氫電站若具有傳統電廠相同的慣量響應特性，則慣量響應過程釋放的能量應與同步機組等值：

ΔEW=ΔEk_max=PWΔt=2500－f215000PNTJ（5）

式中：PN為發電機額定功率。假定風儲制氫電站參與系統慣量響應的時間與同步發電機組的慣性時間常數一致，即TJ=Δt，則風儲制氫電站完成慣量響應所需功率為

PW=2500－f215000PN（6）

由同步機組功頻特性曲線可知，在系統頻率跌落至f1時，下垂特性提供的功率支撐為

PV=K（50－f1）（7）

式中：K為發電機的下垂系數。綜上，風儲制氫電站若具有與傳統電廠相同的一次調頻效果，需提供的調頻功率總量為

PWSP=2500－f215000PN+K（50－f1）=PP2H+PSC（8）

式中：PP2H為電制氫響應一次調頻的減載功率，PSC為儲能裝置響應一次調頻釋放的功率。

如式（8）所示，風儲制氫電站完成一次調頻所需功率總量為PWSP，由儲能裝置以及電制氫裝置共同承擔。為合理分配調頻功率，下一章節將對電制氫裝置與儲能裝置的數學模型及動態特性進行分析。

2 基于一次調頻的風儲制氫電站系統運行機理分析

2.1 電制氫裝置的數學模型及動態特性研究

目前電解槽主要有3種，包括堿性電解槽、質子交換膜電解槽、固體氧化物電解槽。堿性電解槽具有研發最早、技術最成熟、設備成本最低的優勢，是當前唯一滿足大規模工程應用的電解水制氫設備［26］。本文選用堿性電解槽，建立電解槽模型如下。

電解槽單體電壓、電流方程如式（9）所示：

Ucell=Urev+r1+r2TelAelIel+（s1+s2Tel+s3T2el）lgt1+t2Tel+t3T2elAelIel+1（9）

式中：Ucell為電解槽單體電池電壓；Iel為流經電解槽的電流；Urev為可逆電池電壓；r1、r2為電解液的歐姆參數；s1、s2、s3、t1、t2、t3為電極過電壓參數；Ael為電極面積；Tel為電解液溫度。

電解槽串聯電壓方程如式（10）所示：

Uel=NelUcell（10）

式中：Nel為電解槽電池串聯個數；Uel為電解槽電壓。

根據法拉第定律，電解槽產氫速率與電解槽等效電流Iel成正比，表達式如式（11）所示：

VH2=ηFNelIel2FηF=965e（009/Iel－755/I2el）（11）

式中：ηF為法拉第效率；VH2為電解槽的產氫速率。

考慮堿性電解槽自身工作特性對響應調頻功率指令的影響，選取堿性電解槽主要技術參數進行分析［20-21］，如表1所示。

從表1中得出，堿性電解槽無啟動延時，可以迅速開機耗電制氫，考慮堿性電解槽工作范圍為25%～100%的額定功率Pmaxel，且單日只可進行單次啟停，對電解槽參與系統一次調頻的功率指令約束如式（12）所示：

14NelPmaxel≤PP2H≤NelPmaxel（12）

此外，受限于溫度、物料的變化慣性，堿性電解槽在運行中另需滿足爬坡功率指令限制：

|Pel，t－Pel，t-1|≤ΔPmax（13）

式中：Pel，t為t時刻電解槽需承擔的功率指令；ΔPmax為單位時間內功率變化閾值。

綜上，堿性電解槽受自身工作特性限制，響應調頻功率與調頻功率總量之間有差額。儲能裝置可以通過快速的能量吞吐，承擔超出電制氫裝置工作范圍的功率指令，保證系統實時響應調頻功率，增強系統調頻能力，提升系統運行穩定性。

2.2 對不同儲能裝置與電制氫結合后的電氣特性比對分析

對比分析各儲能裝置以及結合電制氫后的電氣特性和經濟特性如圖2所示。

如圖2（a）所示，超級電容與飛輪儲能可以彌補電制氫裝置在靈活性和大功率輸出上的缺點，且中長時間功率調節性能的不足可由電制氫裝置補償。如圖2（b）所示，兩者與電制氫裝置結合后的特性曲線更接近龜背圖的外側邊緣，具有較好的電氣特性與經濟特性。相比于超級電容，飛輪儲能自放電率高，且尚未發展至工程應用階段，采購較難。

綜上所述，選用超級電容進行功率補償，解決了參與系統調頻服務的電解槽功率調節能力受限的問題。同時，由于超級電容僅作為輔助裝置解決電解槽自身特性所帶來的問題，調頻服務仍以電制氫系統為主體，因此無需過高的容量配置，一次投資成本較小。

3 基于風儲制氫電站的一次調頻控制

在上一節的基礎上，本節建立了電制氫裝置以及超級電容儲能裝置的控制方程研究兩者的控制策略并提出了風儲制氫電站多能協同調頻控制策略。

3.1 電制氫裝置控制策略研究

電制氫裝置控制單元方程為

Del=Kp1+Kp2s（Ielref－Iel）+UelUeldc（14）

式中：Del為電制氫系統的控制信號；Kp1和Kp2分別為電流環比例調節增益和積分調節增益；Ielref和Iel分別為電解槽電流的參考值和反饋值；Ueldc為電制氫系統直流母線的電壓值。

綜上所述，考慮電解槽自身工作特性，結合電制氫裝置控制單元方程，建立電制氫系統的控制策略為：風儲制氫電站一次調頻所需功率總量為PWSP，電制氫裝置減載響應該功率指令時，受限于溫度、物料的變化慣性具有響應延遲特性。因此，經由延遲環節得到電制氫裝置的參考功率值，限幅器使得電制氫裝置在工作區間內參與系統調頻。電制氫裝置需承擔的功率指令為PP2H，與電解槽兩端實際電壓Uel作商產生參考電流指令Ielref，Ielref與實際電流Iel作差經PI控制得到電制氫裝置的控制信號Del，與三角波通過比較器產生PWM控制信號，電制氫裝置的控制框圖如圖3所示。

3.2 超級電容儲能裝置控制策略研究

超級電容儲能裝置通過雙向DC-DC變換器耦合于儲能型雙饋風機的直流母線，DC-DC變換器工作模式分為Buck模式以及Boost模式。

當雙向DC-DC變換器處于Buck模式時控制方程為

Dscbuck=Ks1+Ks2s（Iscref－Isc）+UscUdc（15）

式中：Dscbuck為超級電容儲能單元雙向DC-DC變換器處于Buck模式時的控制信號；Ks1和Ks2分別為電流環比例調節增益和積分調節增益；Iscref和Isc分別為流經超級電容電流的參考值和反饋值；Usc為超級電容兩端電壓值。Udc為雙饋感應風機直流母線電壓值。

當雙向DC-DC變換器處于Boost模式時控制方程為

Dscboost=Ks1+Ks2s（Iscref－Isc）+Usc－UdcKs1+Ks2s（Iscref－Isc）+Usc（16）

式中：Dscboost為超級電容儲能單元雙向DC-DC變換器處于Boost模式時的控制信號。

超級電容采用恒功率控制策略如圖4所示。通過超級電容快速充放電，吸收/補償電制氫裝置響應延遲及功率限定引起的調頻功率的差額（即PWSP與PP2H的差值）。超級電容需承擔功率指令Psc與超級電容兩端實際電壓Usc作商產生參考電流指令Iscref，Iscref與實際電流Isc的誤差經PI控制產生控制信號Dsc，與三角波通過比較器產生PWM控制信號，作用于雙向DC-DC變換器的開關器件。

3.3 風儲制氫電站一次調頻控制模式

結合上文所提電制氫以及超級電容儲能裝置控制策略，建立風儲制氫電站多能協同控制策略，其總體控制流程圖如圖5所示。

由圖5可見，當系統頻率發生改變時，鎖相環首先反饋系統頻率改變值。003Hz為系統頻率調整死區界限設定，當頻率變化量超過該設定值時，控制系統動作。對系統頻率跌落情況分析如下：系統頻率跌落時，原有功率平衡被打破，風儲制氫電站需要提供額外的有功功率輸出。因此，電制氫裝置作為一種可控負荷進行減載，超級電容釋放能量完成系統一次調頻。風儲制氫電站模擬傳統同步機組的慣量響應所需功率由式（6）計算得到，下垂特性所需功率由式（7）計算得到，二者功率之和即為調頻功率總量。該功率指令經由延遲環節以及限幅器作用，得到電制氫裝置減載的功率指令PP2H，超級電容補償功率差額，即PSC=PWSP-PP2H。超級電容以及電制氫裝置經由自身的控制環節，承擔對應的功率指令提供額外的功率輸出，輔助系統重建功率平衡，頻率恢復，完成風儲制氫電站一次頻率調整。頻率上升時控制機理見圖5。

4 仿真驗證

在SIMULINK仿真軟件中搭建風儲制氫電站系統仿真模型，其結構如圖6所示。仿真模型包括由3組額定功率為75MW的儲能型雙饋風機構成的風電場、同步發電機SG、負荷L1、負荷L2。

如圖9所示，風電場中3個機組在不同風速下，經由交流母線與10組17MW電制氫模塊組成的17MW電制氫系統相連。風電場經過升壓變壓器與負荷L1、L2和同步發電機SG相連。其中同步發電機額定功率為100MW，配有勵磁調節器與調速器，L1為30MW固定負荷，L2為引起系統頻率下降的突增負荷。風電機組和同步機組仿真參數如表2所示。

考慮風儲制氫電站的聚合效應，設定三組儲能型雙饋風機分別工作在高風速、中風速和低風速下。突增負荷在2s時加入，值為15MW，采用不同控制策略參與系統頻率調整時系統頻率調整曲線、調頻相關功率曲線如圖7～8所示。圖9描述了采用所提控制策略在不同程度突增負荷（10MW、15MW、20MW）下的電網頻率變化曲線。

由圖7～8可見，初始狀態下系統源端與負荷功率平衡，頻率在合理區域（即調頻死區內）波動。2s時系統突增負荷15MW，功率失衡致使系統頻率下跌。系統頻率最低跌落至4968Hz、72s時，系統頻率恢復至合理區域，調頻結束。2s時頻率跌落，調頻功率突增，電制氫受自身特性限制無法實時跟蹤調頻功率指令。此時，超級電容迅速動作，承擔調頻功率與減載功率的差值。318s時，調頻功率小于減載功率，超級電容停止動作。72s時，調頻結束，電制氫裝置緩慢退出調頻。由圖9可見，采用所提控制策略參與系統頻率調整時，負荷突增區間為10MW至20MW時，系統頻率跌落最大值不超過04Hz，符合國內電網導則要求［7］。

5 結 論

針對風儲制氫電站中風電機組不具備調頻能力，電制氫裝置與儲能裝置獨立調頻時無法滿足調頻需求的問題。本文提出了多能協同調頻控制策略，結合了電制氫裝置與儲能裝置功率輸出上的優點，提高了風儲制氫電站的運行穩定性。由仿真分析得出以下結論。

1）采用電制氫裝置作為可控負荷參與系統頻率調整，由于其具有功率輸出大的優點，作為參與系統調頻服務的主體。然而，受其自身工作特性的限制，實際響應功率與所需調頻功率具有差值。

2）采用超級電容儲能裝置參與系統調頻可以快速響應調頻功率指令，輔助系統頻率恢復，但所需超級電容配置容量大，系統經濟性差。針對系統負荷突增所引起的頻率跌落問題，提出了電制氫減載作為調頻主體，超級電容補償差值的多能協調控制策略，輔助系統重建功率平衡。通過仿真分析，采用所提控制策略可以實時跟蹤調頻功率指令，并在負荷突增時快速響應，減小系統頻率跌落程度。

綜上所述，本文通過仿真分析驗證了所提協調控制策略能有效減小系統的頻率偏差，提升系統運行穩定性，對風電場參與調頻的應用和風電制氫技術的推廣具有重要的參考意義。

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（編輯：溫澤宇）

基金項目： 國網新疆電力公司科技項目（5230DK22000T）；國家重點研發計劃子課題（2019YFE0100200）.

作者簡介：張玉瑩（1995—），女，碩士，助理工程師；

許 雷（1993—），男，學士，助理工程師

通信作者：李 驥（1988—），男，博士，工程師，E-mail：564574343@qq.com