楊少帥，劉易

（1.上海電力學院 電氣工程學院，上海 200082；2.國網(wǎng)江西省電力有限公司鷹潭供電公司，江西 鷹潭 335000）

0 引 言

隨著傳統(tǒng)能源消耗和環(huán)境污染日益加劇，可再生能源的有效利用已經(jīng)受到全世界廣泛關注。光伏新能源受外界環(huán)境變化影響，造成輸出功率波動性較大，使其難以滿足大規(guī)模并網(wǎng)的要求，并制約了可再生能源的發(fā)展［1］。氫氣憑借其純綠色、高效、易于儲存等優(yōu)勢成為新興的儲能設備逐步應用到儲能系統(tǒng)中，快速動態(tài)響應的超級電容器可以有效平抑功率中的高頻分量［2］。因此，如何實現(xiàn)大規(guī)模光伏并網(wǎng)系統(tǒng)功率平滑控制成為國內(nèi)外學者研究的熱點。

目前，利用儲能系統(tǒng)抑制光伏輸出功率波動國內(nèi)外學者進行了一定程度的探討，文獻［3］雖然提出了并網(wǎng)模式和孤島模式下功率控制策略，但單一的蓄電池難以滿足系統(tǒng)快速動態(tài)響應要求。文獻［4］基于飛輪儲能系統(tǒng)原理提出了飛輪儲能系統(tǒng)的優(yōu)化控制策略，然而旋轉(zhuǎn)設備維護成本高，控制裝置復雜限制了其應用范圍。文獻［5］提出了基于超級電容器-蓄電池技術性能互補性復合儲能的功率控制策略，但蓄電池除了初投資大，折舊費高等缺點外，尤其像鉛酸蓄電池還存在環(huán)境污染等問題。文獻［6］中提出了利用共交流母線連接光伏組件、蓄電池和電網(wǎng)的控制策略，但系統(tǒng)各單元變換器控制電路較復雜。文獻［7］提出基于低通濾波原理的光伏發(fā)電微網(wǎng)控制策略，但該策略未將超級電容器荷電狀態(tài)作為約束條件，易導致其過放或過充。

本文針對存在的問題，提出光伏、電解槽、超級電容器和電網(wǎng)匯集于共直流母線的電路拓撲結構，通過功率協(xié)調(diào)控制策略分配功率流向，并穩(wěn)定直流母線電壓，從而實現(xiàn)光氫超混合發(fā)電系統(tǒng)主動并網(wǎng)。

1 混合系統(tǒng)結構與建模

混合系統(tǒng)結構示意圖如圖1所示。

圖1 系統(tǒng)結構圖Fig.1 System structure diagram

直流母線作為光伏陣列、電解槽、超級電容器和電網(wǎng)負荷的公共連接點。光伏陣列通過Boost電路連接至直流母線，電解槽由Buck電路連接至直流母線，而超級電容器則通過雙向DC/DC變換器連接至直流母線，最后直流母線將匯集的三者功率通過DC/AC與電網(wǎng)相連。

1.1 光伏陣列模型

光伏陣列數(shù)學模型為［8］：

式中Ipv為光伏陣列輸出電流；Iph為光生電流（其值取決于光照強度的變化）；Is為飽和電流；A為二極管理想系數(shù)；q為電荷量；K為玻爾茲曼常數(shù)；T為光伏陣列環(huán)境溫度；Ns為光伏單元串并聯(lián)個數(shù)；Upv為光伏陣列輸出電壓。

光伏陣列輸出功率隨著光照強度的增加而增加，為充分地利用太陽能資源，本文基于電導增量法［9］實現(xiàn)了光伏組件的最大功率點追蹤（maximum power point tracking，MPPT）。

其變換器控制方程為：

式中αpv為光伏陣列變換器觸發(fā)脈沖；Upvmpp為光伏最大功率點電壓；Upv為光伏端電壓；Kppv、Kipv分別為光伏陣列PI控制器比例、積分時間常數(shù)。

1.2 電解槽模型

電解槽數(shù)學模型為［10］：

式中Uel為電解槽端電壓；Urev為可逆電池電壓；Iel為電解槽電流；Ael為電解槽電極表面面積；r為電解液歐姆電阻參數(shù)；s和t為電極過電壓系數(shù)。

其變換器控制方程為：

式中αel為電解槽變換器觸發(fā)脈沖；Pelref為電解槽參考功率；Pel為電解槽功率；Kpel、Kiel分別為電解槽 PI控制器比例、積分時間常數(shù)；Udc為直流母線電壓。

1.3 超級電容器模型

超級電容器數(shù)學模型為［11］：

式中Usc為超級電容器電壓；Uoc為理想電容電壓；Rsc為等效串聯(lián)電阻；Isc為超級電容器電流；qsc為超級電容器理想電荷量；Csc為超級電容器電容值。

超級電容器荷電狀態(tài)為：

式中SOC為超級電容器荷電狀態(tài)；Qt為超級電容器總電荷量；Qr為超級電容器剩余電荷量；Umax和Umin為超級電容器的工作電壓上下限值。

其變換器控制方程為：

式中αsc為超級電容器變換器觸發(fā)脈沖；Pscref為超級電容器參考功率；Psc為超級電容器功率；Kpsc、Kisc分別為超級電容器PI控制器比例、積分時間常數(shù)；Udc為直流母線電壓。

1.4 并網(wǎng)逆變器模型

并網(wǎng)逆變器采用d、q軸解耦雙閉環(huán)PI控制，其控制方程為：

式中αd、αq分別為d、q軸坐標下逆變器觸發(fā)脈沖；Udcref為直流母線電壓參考值；Ud、Uq、Id和Iq分別為d、q軸電壓電流；FUP為電壓外環(huán)有功功率控制比例積分函數(shù)；FId為d軸電流內(nèi)環(huán)比例積分函數(shù)；FUQ為電壓外環(huán)無功功率控制比例積分函數(shù)；FIq為q軸電流內(nèi)環(huán)比例積分函數(shù)；ω為鎖相環(huán)輸出頻率；Ls為濾波電感。

2 混合系統(tǒng)功率控制

由于光照強度的隨機性，混合發(fā)電系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運行會受到光伏出力Ppv的影響，因此需要儲能設備來平抑光伏發(fā)電功率波動?？紤]到高能量密度的氫氣儲能與高功率密度的超級電容器在性能上具有很強的互補性，本文采用電解槽制氫和超級電容器共同組成混合系統(tǒng)作為光伏發(fā)電系統(tǒng)的儲能部分。基于低通濾波的原理，電解槽負責吸收剩余功率中的低頻分量，長期有效地利用太陽能資源，超級電容器則憑借其高效性與快速性吸收光伏出力中的高頻分量，降低電解槽功率頻繁增減，延長電解槽的使用壽命。同時，考慮到電解槽額定出力約束和負荷可能出現(xiàn)短時用電高峰等特殊工況，超級電容器還將作為輔助設備向系統(tǒng)吸收/釋放能量。

根據(jù)能量守恒定律，直流母線上各單元功率滿足關系式：

式中C為直流母線電容；Pg為混合系統(tǒng)并網(wǎng)功率；Pel為電解槽功率；Psc為超級電容器功率。

直流母線不平衡功率（Pbus=Ppv-Pgref）通過低通環(huán)節(jié)得到電解槽初步功率參考值Pelpre，低通環(huán)節(jié)設計為一階巴特沃低通濾波器：

式中T為濾波時間常數(shù)；Pelpre為未考慮約束條件電解槽參考功率；s為微分環(huán)節(jié)。

由于直流母線電壓由并網(wǎng)逆變器鉗制，即Udc基本維持在其參考值附近，故超級電容器的功率參考值為：

式中Pscpre為未考慮約束條件超級電容器參考功率；Pgref為混合系統(tǒng)并網(wǎng)功率參考值。

考慮電解槽額定出力約束和超級電容器SOC約束后的混合系統(tǒng)控制策略如圖2所示。

圖2 混合系統(tǒng)控制策略圖Fig.2 Hybrid system control strategy diagram

其中Pelref為考慮約束條件后電解槽參考功率；Pscref為考慮約束條件后超級電容器參考功率；PelN為電解槽額定功率；SOC為超級電容器荷電狀態(tài)；ΔPel為電解槽修正功率；ΔPsc為超級電容器修正功率。

為滿足電網(wǎng)負荷曲線要求和太陽能資源的最大利用，在保證系統(tǒng)各單元安全穩(wěn)定約束條件下，控制中心按照以下4種工況對功率參考值進行修正：

工況1：若限值管理前電解槽參考功率不大于電解槽額定功率（Pel_pre≤PelN）且SOC未超出上下限閾值（SOCmin≤SOC≤SOCmax），則：

工況2：若限值管理前電解槽參考功率大于電解槽額定功率（Pel_pre＞PelN）且SOC未超出上下限閾值（SOCmin≤SOC≤SOCmax），則：

工況3：若限值管理前電解槽參考功率不大于電解槽額定功率（Pel_pre≤PelN）且SOC超出上下限閾值（SOC＜SOCmin或SOC＞SOCmax），則：

工況4：若限值管理前電解槽參考功率大于電解槽額定功率（Pel_pre＞PelN）且SOC超出上下限閾值（SOC＜SOCmin或SOC＞SOCmax），則：

3 混合系統(tǒng)仿真分析

系統(tǒng)仿真參數(shù)如下：直流母線電壓參考值為1 kV，電網(wǎng)電壓380 V，電網(wǎng)頻率50 Hz，開關頻率為4 kHz，電解槽額定出力PelN為30 kW，超級電容器荷電狀態(tài)下限閾值SOCmin為0.2，超級電容器荷電狀態(tài)上限閾值SOCmax為0.9，直流母線電容0.002 F，濾波電感Ls為5 mH，仿真時間30 s，仿真步長為50μs。

光照強度曲線、光伏出力、電網(wǎng)負荷需求曲線及直流母線不平衡功率曲線如圖3所示。

圖3 光強、光伏出力、負荷及母線不平衡功率圖Fig.3 Illumination，PV，grid load and unbalance power diagram

根據(jù)系統(tǒng)各參數(shù)設定值以及光照強度和負荷需求曲線，本文通過以下2個算例來驗證所提出的控制策略有效性與正確性。

算例1：儲能系統(tǒng)僅由電解槽構成，光伏輸出功率僅由電解槽和電網(wǎng)負荷吸收。

算例2：儲能系統(tǒng)由電解槽和超級電容器共同組成，光伏輸出功率由電解槽、超級電容器和電網(wǎng)負荷吸收。

不同算例下直流母線電壓追蹤效果如圖4所示。

圖4 兩種算例下的直流母線電壓追蹤圖Fig.4 DC bus voltage track diagram under two examples

由圖4可見，兩種算例下的直流母線電壓均能維持在參考值1 kV附近，表明并網(wǎng)逆變器控制可靠。算例1中的直流母線電壓波動率約為2%左右，而算例2中電壓波動率為0.6%左右，表明超級電容器憑借其快速充放電特性吸收直流母線不平衡功率的高頻分量，從而能夠有效地降低直流母線電壓波動。

算例2下的電解槽運行曲線、超級電容器追蹤曲線及超級電容器荷電狀態(tài)曲線如圖5所示。

圖5 電解槽、超級電容器功率追蹤及其荷電狀態(tài)圖Fig.5 Picture of electrolyzer，supercapacitor power tracking，and SOC

由圖5可知，0 s～15 s內(nèi)，光伏出力大于電網(wǎng)負荷需求，且剩余功率小于電解槽額定出力，通過低通濾波控制，電解槽吸收功率中的低頻分量，超級電容器消納其高頻分量，其荷電狀態(tài)基本維持在初始值附近。15 s～20 s內(nèi)，光照強度顯著增加，不平衡功率超出電解槽額定出力，控制中心進行參數(shù)限值管理計算，電解槽以額定出力運行，超級電容器作為備用負荷吸收直流母線剩余功率，同時其荷電狀態(tài)SOC也迅速上升。20 s～25 s內(nèi)，光照強度有所下降，系統(tǒng)恢復到正常工作狀態(tài)。25 s～28 s內(nèi)，電網(wǎng)負荷出現(xiàn)短時用電高峰，導致光伏輸出無法滿足負荷需求，超級電容器作為輔助電源及時釋放自身能量，保證混合發(fā)電系統(tǒng)的供電可靠性。28 s～30 s內(nèi)，用電高峰消失，系統(tǒng)再次恢復到正常運行狀態(tài)。

未引入超級電容器的混合系統(tǒng)并網(wǎng)功率曲線如圖6中Pg0所示，當電解槽出力超過其額定值時，混合系統(tǒng)不能按照負荷需求曲線Pgref實時并網(wǎng)，系統(tǒng)并網(wǎng)功率出現(xiàn)較大偏移。如圖6所示，系統(tǒng)各單元均能按負荷曲線向電網(wǎng)負荷提供電能，在滿足系統(tǒng)供電可靠性（見圖6中Pgref）的前提下，實現(xiàn)了對太陽能資源的利用最大化，同時系統(tǒng)各元件均能安全可靠地運行在自身約束范圍內(nèi)。

圖6 各單元功率曲線圖Fig.6 Each unit power curve

4 結束語

光伏功率輸出隨機性強、波動性大的特點使其必須配備儲能設備來抑制系統(tǒng)功率波動。本文基于低通濾波原理提出以電解槽制氫和超級電容器共同儲能的功率協(xié)調(diào)控制策略，同時考慮電解槽額定出力和超級電容器荷電狀態(tài)的約束條件，加入?yún)?shù)修正計算環(huán)節(jié)，實現(xiàn)了光氫超并網(wǎng)系統(tǒng)功率平滑控制。