张玉莹 李骥 许雷 常喜强 郑闻远 于继轩 孙东阳
摘 要：针对风电机组调频特性弱且单一储能装置无法满足全时间尺度功率能量需求的问题，提出了风储制氢电厂的一次调频控制策略。首先，依据传统同步机组一次调频功率输出特性，确定风储制氢电厂一次调频所需功率支撑。其次，通过分析电制氢装置（P2H）作为一种大容量可控负荷参与系统调频的可行性，对比不同储能介质的应用特点，选取超级电容与电制氢装置减载的多能协同调频方法。进而，针对分布式储能集中制氢架构的风储制氢电厂的特点，提出了一种多能协同的一次调频控制策略。最后，通过建立给予不同风速初始状态的风储制氢电厂仿真模型，验证了所提控制策略的有效性与合理性。
关键词：双馈风力发电机；
电制氢；
超级电容储能；
一次调频；
多能协同
DOI：10.15938/j.jhust.2024.01.009
中图分类号：
TM614 文献标志码：
A
文章编号：
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年我国在政府工作报告中明确指出，力争在2030年之前实现“碳达峰”，2060年前实现“碳中和”的目标［1］，届时风电和太阳能发电总装机容量预计超过12亿千瓦［2］。随着风电渗透率的日益增加，风机在并网运行中所表现出来的缺点也越发明显［3，4］。不同于具备调频能力的常规同步机组［5］，风电机组按照最大风功率曲线运行，转子转速与系统频率完全解耦，因此其本身并不具备响应系统频率变化的能力［6］。这种调频能力弱的缺点会加剧系统的源荷不平衡度，严重时可能导致电力系统崩溃，这给电力系统的安全稳定运行带来了极大的挑战［7］。因此，为解决风电能源大规模并网所带来的系统稳定性问题，国内发布的电网导则中明确要求风电场需具备常规发电厂相同的一次调频能力［8］。
电制氢技术的蓬勃发展给电网调频提供了新思路［9］。一方面，电制氢装置作为解决弃风问题的有效手段，可以提高风电消纳能力，提升系统运行的经济性［10］。另一方面，电制氢可作为一种大容量可控负荷，具有能量转换体量大的优势［11］，对提升电网频率稳定性具有重要意义［12］。储能系统在系统功率平衡被打破时快速与系统进行能量交换，辅助系统重建功率平衡［13-14］。通过电制氢装置以及储能装置来响应系统频率变化，为风电场调频问题提供了新思路［15］。文［16］依据同步机组惯量特性定义了风电储能系统惯量，对辅助风电场调频的储能容量进行计算，并采用模糊逻辑控制算法提出一种利用储能装置补偿风电场惯量的控制策略，但并未考虑下垂特性。文［17-18］将电制氢装置作为解决弃风问题的一种有效手段，同时将其视为一种可控负荷参与系统频率调整，但并未考虑电制氢装置自身特性对调频能力的影响。文［19］提出了一种调节参与系统频率调整的功率补偿方案，由电制氢装置以及超级电容共同作用，确保并网功率与负荷调度一致，但并未说明电网频率变化与所需功率补偿之间的关系。
针对上述问题，本文提出了集中制氢、分布式储能的风储制氢电站架构，基于同步机组的惯量响应以及下垂特性，完成风储制氢电站模拟同步机组参与系统调频的理论分析。研究电制氢装置数学模型及其动态特性，对不同储能介质的多种特性进行对比分析，选取超级电容储能装置参与可调负荷通过协同控制满足全时间尺度的一次调频需求，提出一种多能协调的调频控制策略。通过仿真对比不同风速，采用所提控制策略在不同负荷跌落程度下的系统频率曲线，验证该策略对风储制氢电站负荷突变时的一次调频有效性。
1 基于风储制氢电站系统的一次调频技术研究
1.1 风储制氢电站系统架构
风储制氢电站系统架构如图1所示。风储制氢电站系统包括模块中的配电网、模块中的风电机群、模块中的电制氢系统及耗氢产业。
系统中，风电机组输出功率一部分输送至模块并网发电，另一部分输送至模块。模块包含模块及模块，模块为电制氢系统，其组成包括整流器、DC-DC变换器及电解槽；
模块所示的耗氢下游产业。
风储制氢电站常工况下的数学模型可以表示为：
PG=Pwind－Pchu－Pqing（1）
式中：PG为风储制氢电站并网功率；
Pwind为风机输出功率；
Pchu为储能装置吸收功率；
Pqing为电制氢装置消纳功率。
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为风力机叶片半径；
ρ为空气密度；
v为风速；
Cp为风力机的风能利用系数；
SymbollA@为叶尖速比；
SymbolbA@为桨叶角；
Ω为风机桨叶机械角速度。
风储制氢电站在并网发电时，作为能量源端的双馈风机稳态运行于最大风功率跟踪状态，其输出功率只与风速有关，与电网频率完全解耦，不具备同步机组响应系统频率变化的能力。因此，为增强风储制氢电站系统调频能力，需依据传统同步机组的一次调频功率输出特性对风储制氢电站进行分析，并设计一种一次调频控制策略使其具有与传统同步发电机组类似的一次调频效果。
1.2 风储制氢电站参与系统一次调频的容量匹配设计
在响应系统频率变化时，同步机组的转子转速与电网频率具有耦合关系，将频率变化限制在很小的范围内（国内电网导则［8］要求，电网频率在52Hz到47Hz内波动）。
由于系统频率上升与下降情况类似，且频率上升幅度小于下降幅度，因此下文只对频率向下波动的情况进行分析。同步机组惯量响应能量来源为转子动能，假定电网频率由工频50Hz下降至f1，参与调频过程中同步机组的转速变化为f1/50～1pu，同步机组释放的转子动能为
ΔEk_max=12J（12－（f1/50）2）ω2S（4）
由能量守恒定律可知，风储制氢电站若具有传统电厂相同的惯量响应特性，则惯量响应过程释放的能量应与同步机组等值：
ΔEW=ΔEk_max=PWΔt=2500－f215000PNTJ（5）
式中：PN为发电机额定功率。假定风储制氢电站参与系统惯量响应的时间与同步发电机组的惯性时间常数一致，即TJ=Δt，则风储制氢电站完成惯量响应所需功率为
PW=2500－f215000PN（6）
由同步机组功频特性曲线可知，在系统频率跌落至f1时，下垂特性提供的功率支撑为
PV=K（50－f1）（7）
式中：K为发电机的下垂系数。综上，风储制氢电站若具有与传统电厂相同的一次调频效果，需提供的调频功率总量为
PWSP=2500－f215000PN+K（50－f1）=PP2H+PSC（8）
式中：PP2H为电制氢响应一次调频的减载功率，PSC为储能装置响应一次调频释放的功率。
如式（8）所示，风储制氢电站完成一次调频所需功率总量为PWSP，由储能装置以及电制氢装置共同承担。为合理分配调频功率，下一章节将对电制氢装置与储能装置的数学模型及动态特性进行分析。
2 基于一次调频的风储制氢电站系统运行机理分析
2.1 电制氢装置的数学模型及动态特性研究
目前电解槽主要有3种，包括碱性电解槽、质子交换膜电解槽、固体氧化物电解槽。碱性电解槽具有研发最早、技术最成熟、设备成本最低的优势，是当前唯一满足大规模工程应用的电解水制氢设备［26］。本文选用碱性电解槽，建立电解槽模型如下。
电解槽单体电压、电流方程如式（9）所示：
Ucell=Urev+r1+r2TelAelIel+（s1+s2Tel+s3T2el）lgt1+t2Tel+t3T2elAelIel+1（9）
式中：Ucell为电解槽单体电池电压；
Iel为流经电解槽的电流；
Urev为可逆电池电压；
r1、r2为电解液的欧姆参数；
s1、s2、s3、t1、t2、t3为电极过电压参数；
Ael为电极面积；
Tel为电解液温度。
电解槽串联电压方程如式（10）所示：
Uel=NelUcell（10）
式中：Nel为电解槽电池串联个数；
Uel为电解槽电压。
根据法拉第定律，电解槽产氢速率与电解槽等效电流Iel成正比，表达式如式（11）所示：
VH2=ηFNelIel2FηF=965e（009/Iel－755/I2el）（11）
式中：ηF为法拉第效率；
VH2为电解槽的产氢速率。
考虑碱性电解槽自身工作特性对响应调频功率指令的影响，选取碱性电解槽主要技术参数进行分析［20-21］，如表1所示。
从表1中得出，碱性电解槽无启动延时，可以迅速开机耗电制氢，考虑碱性电解槽工作范围为25%～100%的额定功率Pmaxel，且单日只可进行单次启停，对电解槽参与系统一次调频的功率指令约束如式（12）所示：
14NelPmaxel≤PP2H≤NelPmaxel（12）
此外，受限于温度、物料的变化惯性，碱性电解槽在运行中另需满足爬坡功率指令限制：
|Pel，t－Pel，t-1|≤ΔPmax（13）
式中：Pel，t为t时刻电解槽需承担的功率指令；
ΔPmax为单位时间内功率变化阈值。
综上，碱性电解槽受自身工作特性限制，响应调频功率与调频功率总量之间有差额。储能装置可以通过快速的能量吞吐，承担超出电制氢装置工作范围的功率指令，保证系统实时响应调频功率，增强系统调频能力，提升系统运行稳定性。
2.2 对不同储能装置与电制氢结合后的电气特性比对分析
对比分析各储能装置以及结合电制氢后的电气特性和经济特性如图2所示。
如图2（a）所示，超级电容与飞轮储能可以弥补电制氢装置在灵活性和大功率输出上的缺点，且中长时间功率调节性能的不足可由电制氢装置补偿。如图2（b）所示，两者与电制氢装置结合后的特性曲线更接近龟背图的外侧边缘，具有较好的电气特性与经济特性。相比于超级电容，飞轮储能自放电率高，且尚未发展至工程应用阶段，采购较难。
综上所述，选用超级电容进行功率补偿，解决了参与系统调频服务的电解槽功率调节能力受限的问题。同时，由于超级电容仅作为辅助装置解决电解槽自身特性所带来的问题，调频服务仍以电制氢系统为主体，因此无需过高的容量配置，一次投资成本较小。
3 基于风储制氢电站的一次调频控制
在上一节的基础上，本节建立了电制氢装置以及超级电容储能装置的控制方程研究两者的控制策略并提出了风储制氢电站多能协同调频控制策略。
3.1 电制氢装置控制策略研究
电制氢装置控制单元方程为
Del=Kp1+Kp2s（Ielref－Iel）+UelUeldc（14）
式中：Del为电制氢系统的控制信号；
Kp1和Kp2分别为电流环比例调节增益和积分调节增益；
Ielref和Iel分别为电解槽电流的参考值和反馈值；
Ueldc为电制氢系统直流母线的电压值。
综上所述，考虑电解槽自身工作特性，结合电制氢装置控制单元方程，建立电制氢系统的控制策略为：风储制氢电站一次调频所需功率总量为PWSP，电制氢装置减载响应该功率指令时，受限于温度、物料的变化惯性具有响应延迟特性。因此，经由延迟环节得到电制氢装置的参考功率值，限幅器使得电制氢装置在工作区间内参与系统调频。电制氢装置需承担的功率指令为PP2H，与电解槽两端实际电压Uel作商产生参考电流指令Ielref，Ielref与实际电流Iel作差经PI控制得到电制氢装置的控制信号Del，与三角波通过比较器产生PWM控制信号，电制氢装置的控制框图如图3所示。
3.2 超级电容储能装置控制策略研究
超级电容储能装置通过双向DC-DC变换器耦合于储能型双馈风机的直流母线，DC-DC变换器工作模式分为Buck模式以及Boost模式。
当双向DC-DC变换器处于Buck模式时控制方程为
Dscbuck=Ks1+Ks2s（Iscref－Isc）+UscUdc（15）
式中：Dscbuck为超级电容储能单元双向DC-DC变换器处于Buck模式时的控制信号；
Ks1和Ks2分别为电流环比例调节增益和积分调节增益；
Iscref和Isc分别为流经超级电容电流的参考值和反馈值；
Usc为超级电容两端电压值。Udc为双馈感应风机直流母线电压值。
当双向DC-DC变换器处于Boost模式时控制方程为
Dscboost=Ks1+Ks2s（Iscref－Isc）+Usc－UdcKs1+Ks2s（Iscref－Isc）+Usc（16）
式中：Dscboost为超级电容储能单元双向DC-DC变换器处于Boost模式时的控制信号。
超级电容采用恒功率控制策略如图4所示。通过超级电容快速充放电，吸收/补偿电制氢装置响应延迟及功率限定引起的调频功率的差额（即PWSP与PP2H的差值）。超级电容需承担功率指令Psc与超级电容两端实际电压Usc作商产生参考电流指令Iscref，Iscref与实际电流Isc的误差经PI控制产生控制信号Dsc，与三角波通过比较器产生PWM控制信号，作用于双向DC-DC变换器的开关器件。
3.3 风储制氢电站一次调频控制模式
结合上文所提电制氢以及超级电容储能装置控制策略，建立风储制氢电站多能协同控制策略，其总体控制流程图如图5所示。
由图5可见，当系统频率发生改变时，锁相环首先反馈系统频率改变值。003Hz为系统频率调整死区界限设定，当频率变化量超过该设定值时，控制系统动作。对系统频率跌落情况分析如下：系统频率跌落时，原有功率平衡被打破，风储制氢电站需要提供额外的有功功率输出。因此，电制氢装置作为一种可控负荷进行减载，超级电容释放能量完成系统一次调频。风储制氢电站模拟传统同步机组的惯量响应所需功率由式（6）计算得到，下垂特性所需功率由式（7）计算得到，二者功率之和即为调频功率总量。该功率指令经由延迟环节以及限幅器作用，得到电制氢装置减载的功率指令PP2H，超级电容补偿功率差额，即PSC=PWSP-PP2H。超级电容以及电制氢装置经由自身的控制环节，承担对应的功率指令提供额外的功率输出，辅助系统重建功率平衡，频率恢复，完成风储制氢电站一次频率调整。频率上升时控制机理见图5。
4 仿真验证
在SIMULINK仿真软件中搭建风储制氢电站系统仿真模型，其结构如图6所示。仿真模型包括由3组额定功率为75MW的储能型双馈风机构成的风电场、同步发电机SG、负荷L1、负荷L2。
如图9所示，风电场中3个机组在不同风速下，经由交流母线与10组17MW电制氢模块组成的17MW电制氢系统相连。风电场经过升压变压器与负荷L1、L2和同步发电机SG相连。其中同步发电机额定功率为100MW，配有励磁调节器与调速器，L1为30MW固定负荷，L2为引起系统频率下降的突增负荷。风电机组和同步机组仿真参数如表2所示。
考虑风储制氢电站的聚合效应，设定三组储能型双馈风机分别工作在高风速、中风速和低风速下。突增负荷在2s时加入，值为15MW，采用不同控制策略参与系统频率调整时系统频率调整曲线、调频相关功率曲线如图7～8所示。图9描述了采用所提控制策略在不同程度突增负荷（10MW、15MW、20MW）下的电网频率变化曲线。
由图7～8可见，初始状态下系统源端与负荷功率平衡，频率在合理区域（即调频死区内）波动。2s时系统突增负荷15MW，功率失衡致使系统频率下跌。系统频率最低跌落至4968Hz、72s时，系统频率恢复至合理区域，调频结束。2s时频率跌落，调频功率突增，电制氢受自身特性限制无法实时跟踪调频功率指令。此时，超级电容迅速动作，承担调频功率与减载功率的差值。318s时，调频功率小于减载功率，超级电容停止动作。72s时，调频结束，电制氢装置缓慢退出调频。由图9可见，采用所提控制策略参与系统频率调整时，负荷突增区间为10MW至20MW时，系统频率跌落最大值不超过04Hz，符合国内电网导则要求［7］。
5 结 论
针对风储制氢电站中风电机组不具备调频能力，电制氢装置与储能装置独立调频时无法满足调频需求的问题。本文提出了多能协同调频控制策略，结合了电制氢装置与储能装置功率输出上的优点，提高了风储制氢电站的运行稳定性。由仿真分析得出以下结论。
1）采用电制氢装置作为可控负荷参与系统频率调整，由于其具有功率输出大的优点，作为参与系统调频服务的主体。然而，受其自身工作特性的限制，实际响应功率与所需调频功率具有差值。
2）采用超级电容储能装置参与系统调频可以快速响应调频功率指令，辅助系统频率恢复，但所需超级电容配置容量大，系统经济性差。针对系统负荷突增所引起的频率跌落问题，提出了电制氢减载作为调频主体，超级电容补偿差值的多能协调控制策略，辅助系统重建功率平衡。通过仿真分析，采用所提控制策略可以实时跟踪调频功率指令，并在负荷突增时快速响应，减小系统频率跌落程度。
综上所述，本文通过仿真分析验证了所提协调控制策略能有效减小系统的频率偏差，提升系统运行稳定性，对风电场参与调频的应用和风电制氢技术的推广具有重要的参考意义。
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（编辑：温泽宇）
基金项目：
国网新疆电力公司科技项目（5230DK22000T）；
国家重点研发计划子课题（2019YFE0100200）.
作者简介：张玉莹（1995—），女，硕士，助理工程师；
许 雷（1993—），男，学士，助理工程师
通信作者：李 骥（1988—），男，博士，工程师，E-mail：564574343@qq.com