0 引言

相较于集中式风电模式，分散式风电拥有高效灵活、靠近负荷中心、对土地依赖程度低、建设周期短等优势，开发潜力巨大。但风能固有的间歇性与波动性是阻碍分散式风电并网的一大难题，弃风状况严重、机组自适应故障能力弱仍然是当前亟需解决的问题^[1]。利用储能装置协调配合形成电转气运行模式是解决上诉问题的手段之一^[2]，与传统储能能源形式不同，氢能是目前最清洁环保的绿色能源，其能量密度大且能长期存储^[3]。将氢能作为储能介质来平衡风电的生产与供应，保证机组安全可靠并网，为今后分散式风电的就地消纳和低电压过渡提供了新思路。

目前分散式风电消纳及低电压过渡的研究已得到国内外学者广泛关注。文献[4]以氢储能技术为媒介将风电和煤化工进行耦合，确定了耦合系统的基本构架及控制策略，实验结果表明系统可自适应风电功率波动。文献[5]在风电、光伏和氢储能混合系统中引入模型预测控制器，在动态层面优化运行，实现更好的功率管理。在提升机组低电压过渡能力方面，文献[6]在直驱型风电系统的直流侧引入卸荷电路并对控制策略进行优化，但多余的能量以热能形式损耗掉，对电路的散热提出了更高要求。

本文在直驱永磁风力机（Permanent Magnet Synchronous Generator，PMSG）模型^[7]基础上构建碱式电解槽（Electrolyzer，EL）及质子交换膜燃料电池（Proton Exchange Membrane Fuel Cell，PEMFC）数学模型，并基于此构造1种变流器少、占地面积小的经济型混合系统结构，针对分散式风电正常运行及故障工况，利用能量协调控制，实现最大功率消纳，同时就风电机组机端电压发生跌落情况进行仿真分析。

1 模型建立 1.1 碱式电解槽模型

在PMSG模型^[7]基础上构建碱式电解槽模型。任意温度下，碱式电解槽的U-I方程为：

(1)

其中，U_cell为电解槽单电池电压；U_rev为可逆开路电压；r₁、r₂为电解液欧姆电阻参数；T_el为电解槽温度；A_cell为电极面积；I_el为电解电流；s₁、s₂、s₃为电极过电压系数；t₁、t₂、t₃为电解液过电压系数；U_el为电解槽端电压；N_el为电解槽串联模块个数。

电解槽产氢率n_H2为：

(2)

其中，z为气体压缩系数；F为法拉第常数；η_F为电解制氢效率，

(3)

其中，a₁、a₂、a₃、a₄、a₅为法拉第效率系数。

不同温度下电解槽U-I特性曲线如图 1所示，随着电解温度的增加，同一电流下的电压呈降低趋势。

1.2 储氢模型

采用物理储氢方式，利用氢气流量计算储罐的压强：

(4)

其中，p_b为实际罐压；p_bi为初始罐压；R为通用气体常数；T_b为工作温度；M_H2为H₂摩尔质量；V_b为储氢罐体积。

本文侧重于讨论电解槽生成氢气量与储罐压强之间的动态关系，假设氢气在泵、阀、压缩机等辅助性动力设备中无泄漏。

1.3 质子交换膜燃料电池模型

质子交换膜燃料电池的电堆电压方程为：

(5)

其中，E_nernst为热力学电动势，η_act为活化过电压；η_ohm为欧姆过电压；η_con为浓差过电压；N_fc为单电池个数；U_fc为电堆电压。

(6)

其中，ΔG为自由Gibbs能的变化值；ΔS为熵的变化值；T_fc为电池温度；T_ref为参考温度；p_H2为氢气在阳极催化剂/气体界面的分压；p_O2为氢气在阴极催化剂/气体界面的分压。

(7)

其中，ξ₁、ξ₂、ξ₃、ξ₄为经验参数；C_O2为阴极气液界面氧气浓度；I_fc为电池电流。

(8)

其中，R_m为质子交换膜等效膜电阻；R_c为阻碍质子通过膜阻抗；l为质子交换膜厚度；A为质子交换膜有效面积；r_m为质子交换膜电阻率。

(9)

其中，B为电池运行系数；J为电池实际电流密度；J_max为电池最大电流密度。

不同温度下，PEMFC的U-I、P-I特性曲线如图 2所示，压力不变时，电堆电压随电流的增加而减小，但整体功率呈增加趋势。

2 风氢耦合系统控制策略 2.1 系统结构及工作原理

风氢耦合系统结构见图 3。系统由PMSG、4台变流器、EL、PEMFC、能量管理中心等单元组成。机侧变流器采用常规两电平SVPWM调制技术实现对电动机转矩的控制。网侧变流器采用三电平SVP⁃ WM调制技术，与两电平变流器相比，开关管电压应力小，谐波含量低，可提高注入电网的电能质量。EL侧为Buck型DC/DC变流器，PEMFC侧为Boost型DC/DC变流器，目的是实现端电压的匹配。碱式电解槽以KOH、NaOH水溶液为电解质，在直流电作用下，将水电解生成氢气和氧气。质子交换膜能量转换效率高、电池寿命长、稳定性好且为零排放。

能量管理中心对各单元层控制器下发调控指令。当风机功率大于负荷需求时，富余功率通过电解水装置将高温水电解成氢气和氧气存于储罐内，以便PEMFC使用，也可以运输至附近其他企业使用；当风机功率小于负荷需求时，PEMFC快速补充相应的功率缺额；风机并网点发生短路故障时，启动EL平衡系统功率，保持风机不间断并网运行。

2.2 正常运行工况下系统控制策略

风氢耦系统协调控制框图如图 4。机侧变流器采用最大转矩电流比控制，利用转速外环、电流内环的双闭环控制，对检测到的PMSG实时转速ω_r与其参考值ω_r^*进行比较，通过转速调节器后按照转矩电流关系得到i_sq^*、i_sd^*，定子三相电流i_s经abc/dq坐标变换得到i_sd、i_sq，加上电压补偿项可得u_sq^*、u_sd^*，再经dq/αβ坐标变换后得到u_sα^*和u_sβ^*，最后利用两电平SVPWM技术得到开关驱动脉冲。

网侧逆变器为三电平二极管箝位型，采用电压外环、电流内环的双闭环控制结构。u_dc^*和u_dc的偏差经PI调节后可得到i_gd^*。为保证网侧变流器运行在单位功率因数，通常设置i_gq^*为0。再与i_gd、i_gq进行比较，偏差经PI调节并补偿电压u_gd和u_gq后可以得到u_gd^*和u_gq^*，再经dq/αβ坐标变换后得到u_gβ^*和u_gα^*，最后利用三电平SVPWM技术调制出开关驱动脉冲，实现对直流母线电压和变流器功率因数的控制。

P_W＞P_load时，由上层能量管理中心产生EL需要消纳的功率参考值P_el^*与EL端电压U_el相除，产生电流参考值I_el^*与实时测量值I_el作差，得到的误差值经过PI控制器再与三角波比较后产生Buck变流器控制信号D_el。

P_W＜P_load时，由上层能量管理中心产生PEMFC需要补偿的功率参考值P_fc^*与FC端电压U_fc相除，产生电流参考值I_fc^*与实时测量值I_fc作差，得到的误差值经过PI控制器再与三角波比较后产生Boost变流器控制信号D_fc。

2.3 故障运行工况下控制策略

系统无氢储能单元运行，网侧发生单相或三相短路故障时，由于直流母线两侧输入输出功率不平衡，机侧变流器有功、无功均会产生振荡，网侧电流会迅速增大，直流母线电压迅速抬升，不加以限制将危及整个系统的安全。加入氢储能单元后，利用电解水制氢，吸纳功率差额，避免直流母线电压急剧上升，保护了直流侧电容和逆变器中的功率开关器件。此时，EL侧变流器控制切换至故障模式，PEMFC处于停机状态。过程采用直流母线电压外环、电解槽电流内环双闭环控制策略，所得差值经PI控制器再与三角波比较后产生控制信号D_el0，待故障排除后，切换至正常运行工况模式，故障时EL侧变流器控制策略如图 5所示。

3 仿真验证 3.1 系统正常运行工况下仿真分析

为了验证系统模型与控制策略的有效性和正确性，在Matlab/Simulink软件中搭建了风氢耦合系统仿真模型。主要模块包括：额定功率2 MW的PMSG，额定功率1.2 MW的EL，额定功率0.5 MW的PEMFC，风速及电网负荷需求设定如图 6所示，网侧变流器直流侧电压额定值1200 V。

由图 6可知，负荷需求0~0.5 s为240 kW，0.5~1 s为400 kW，1~1.5 s为750 kW，1.5~2 s为500 kW，2~2.5 s为550 kW，2.5~3 s为715 kW，3~3.5 s为400 kW，3.5~4 s为145 kW。

风机系统运行曲线见图 7。由图 7可知，风机有功功率输出跟随风速变化，0~1 s为1220 kW、1~3 s为670 kW、3~4 s为1220 kW，发电机的电磁转矩能够很好地跟随机械转矩，整机运行稳定；网侧L1相电流和电压相位相反，表明工作在逆变状态，满足单位功率因数发电的预期效果，稳态时网侧电流的谐波总畸变率为2.09%，电压总畸变率为0，接近标准正弦波，证明风机可以向电网注入友好型清洁电能，仿真结果验证了所采用机侧两电平、网侧三电平变流器拓扑结构和控制策略的有效性。

对比图 6（P_load）与图 7（P_w）可知，在0~1 s，1.5~ 2.5 s，3~4 s区间内均存在弃风状况，系统输出功率与电网负荷需求不匹配，尤其在0~1 s，3~4 s时段造成能源的严重浪费，而1~1.5 s，2.5~3 s时段又存在功率输出不足，无法满足负荷需求，加入氢储能单元后，可有效解决上诉问题。由图 8可知，弃风时段通过控制EL侧变流器使电解槽迅速投入工作，分别于0~0.5 s消纳980 kW、0.5~1 s消纳820 kW、1.5~2 s消纳170 kW、2~2.5 s消纳120 kW、3~3.5 s消纳820 kW、3.5~4 s消纳1075 kW的剩余功率，氢气产量跟随电解电流变化，对应时段电解产生的氢气以1.5 mol/s、1.2 mol/s、0.23 mol/s、0.15 mol/s、1.2 mol/s、1.57 mol/s的速率输送至储氢罐中，罐压强由初始的0 Pa上升为7000 Pa；在1~1.5 s、2.5~3 s时段，通过控制Boost变流器使燃料电池启动工作，补充系统缺额功率80 kW、40 kW，Ufc随Ifc的增大而减小。

由图 9可知，网侧有功功率很好地追踪了负荷的动态变化，最大限度地吸纳富余功率，适时给予功率支撑，系统动态过程快速稳定，且响应良好，直流母线电压总体维持在1200 V左右，仅在功率跃变时有小幅度波动，属安全范围内。

3.2 电网短路故障工况下仿真分析

依据Q/GDW 1866—2012《分散式风电接入电网技术规定》，设定风速12 m/s持续2 s，在1 s时刻发生风电机组机端电压跌至20%标称电压状况，故障持续时长625 ms，之后恢复正常。

由图 10可知，网侧电流在故障期间虽有升高，但总体低于额定电流（约2.2 kA）的1.5倍。由于采用单位功率因数控制，网侧无功功率基本保持为零。直流母线电压最大值为1240 V，最小值为1165 V，较正常值变化6.25%，幅值在安全裕度内。电解槽波形显示在故障发生点有暂态功率增加，这是由于电解槽开通电流所引起，在安全范围内。储氢罐压强随氢气的累积而增大，由初始1000 Pa增加至2308 Pa。当电网恢复正常时，网侧变换器再度运行在单位功率因数状态，保证向电网提供最大有功功率。

4 结论

（1）风氢耦合系统能够很好地实现功率的“削峰填谷”，且氢储能作为长时效储能方式，有利于分散式风电高渗透友好并网运行；

（2）故障工况下，系统能够很好地避免过电压和过电流，保持风电机组并网不间断运行，可有效提升低电压过渡能力，为实际的暂态故障穿越技术提供了理论参考和试验依据；

（3）虽然本文对风氢耦合系统提升分散式风电消纳及低电压过渡能力进行了验证，但在氢储能容量配置及优化方面还有待做进一步的研究。