构网型储能在离网型新能源制氢系统中的应用

根据国家标准《电能质量电力系统频率偏差》（GB/T15945），电力系统正常运行条件下，频率偏差限值为±0.2赫兹。当系统容量较小时，频率偏差限值可放宽至±0.5赫兹。考虑到国家标准主要针对大电网运行制定，对于特定的孤立电网，系统稳态运行对频率的要求，根据系统内电源和负荷长期稳定运行的需要来具体分析：首先，稳态运行频率需要满足系统内电源机组长期运行所允许的频率变动范围；其次，稳态运行频率需要保证系统内所有负荷可靠运行情况下对频率变动范围的要求。

离网系统运行的频率主要取决于电源有功功率，由于无功不平衡可以通过就地补偿解决，离网系统运行的频率和电压变化特性主要与有功功率不平衡有关。

离网型系统对紧急控制措施及暂态频率的要求：电力系统在实际可能的各种运行情况下，因故障突然发生有功缺额后，导致系统频率严重下降时，应及时切除相应容量的部分负荷，使保留运行的负荷容量能与运行中的发电容量相适应，系统频率能够恢复到额定频率附近继续运行，不发生频率崩溃，也不使事件后的系统频率长期处于某一过高或过低数值。

为了维持离网系统电压水平，保持电压稳定，必须具备足够的无功容量。因此，应该对系统的无功补偿容量进行计算分析，判断是否能够满足无功平衡的需要。此外，由于电压稳定问题还和系统的运行方式及负荷的特性有关，对电压稳定的分析需要针对具体的情况进行研究。

构网型储能在离网型新能源制氢系统中的应用

新能源发电与同步发电机发电有着本质区别，现有的新能源基本不具备惯量支撑能力。风、光等新能源发电需要依靠变流器和逆变器并入电网，这些电力电子变流设备具有控制灵活、响应迅速等优点，但随着电力系统中电力电子设备的增多，这些装置本身低惯量、低阻尼、弱电压支撑的特点会对电力系统的稳定运行造成影响。

根据控制方式的不同，储能组件可以分为跟网型和构网型。目前大多数储能组件采用跟网型储能，与电网同步需要锁相环测量并网点的相位信息，在弱电网中存在稳定问题。在系统强度弱、物理惯性低的电网中，储能组件宜采用构网型储能。与跟网型储能相比，构网型储能具有可提供同步电压电流，为系统提供虚拟惯性等优势；在极端环境下，还可以提供故障穿越、黑启动及有功、无功稳定功能，保障系统稳定。

构网型储能可以让储能实现类似同步发电机的运行特性，在电力系统发生扰动的前、中、后各阶段，主动构建起系统稳定运行必需的电势。

构网型储能除考虑系统稳定性的安全方面外还需要考虑其经济性。离网型新能源制氢系统因为无大电网支持，且受限于储氢规模，很难做到长期能量平衡。如果完全依赖储能装置维持系统负荷稳定运行会导致储能容量过大以及降低经济性。所以在新能源发电端存在波动的情况下，需要负荷具备柔性调节的能力，比如通过荷随源动的控制方式对电解槽进行升降负荷的调节。

离网型新能源制氢系统电力系统稳定性仿真分析

ETAP平台下的仿真建模

ETAP是电力电气分析、电能管理的综合分析软件系统的简称。该软件较为全面，包含了发电和工业电力电气系统的规划、设计、分析、计算、运行、模拟等全面的模拟分析。本研究的仿真部分主要利用了软件中的暂态稳定模块，针对波动电源和暂态故障下的系统稳定性进行了仿真模拟。

本研究在ETAP仿真平台建立了一套离网型新能源制氢系统的仿真模型，模型参数见下表。模型包括对风机、构网型储能模块、储能整流变压器、储能整流器、电解槽单元、动态无功补偿装置（SVG）的建模。为补偿设备带来的无功损耗，在35千伏母线段上加装了容量为3.25兆乏的动态无功补偿装置。

↑ ETAP系统模型参数

如下图所示，新能源发电侧包含4台风机，4台风机通过风机箱式变压器升压后连接35千伏母线。共1个储能电池模块，储能电池模块出口侧连接PLC（双向逆变器）入口侧，PLC（双向逆变器）出口侧连接储能变压器低压侧，储能变压器高压侧连接35千伏母线。共2个电解槽模块，及1个公辅供电模块，电解槽和公辅模块连接35千伏母线，电解槽模块为包含整流器、整流变压器的交流负载模块。

↑ ETAP仿真模型图

系统稳定性仿真分析

系统稳定性分析主要包括系统静态功率波动工况下和暂态故障下系统的稳定性，主要目的是验证储能系统功率配置的合理性。本研究选取了3种典型仿真工况，对离网系统运行时可能发生的电源侧波动、负荷侧跌落等常见情况进行了仿真。仿真时长为10秒。系统初始状态，风机运行在额定风速的77%，单台输出功率约为4兆瓦，电解槽及电解槽公辅用电处于满负荷，系统内有功功率和无功功率处于平衡状态。系统正常工作频率为50赫兹。

仿真工况（1）正常风电发电功率波动25%，制氢负载3秒后同步波动。

此工况中1号风机在仿真开始时处于停机状态，1号电解槽负荷率约为40%，仿真第1秒时风机上线。1号电解槽在仿真第4s时提升负荷率至100%。需要说明的是，本研究采用了荷随源动的控制策略，但需要考虑控制系统信号传递所带来的延迟，延迟时间设定为3秒。本研究主要针对在工况下的离网制氢电力系统的稳定分析，所以3秒的延迟时间不涵盖风机功率调节和电解槽功率调节所需要的时间。

仿真工况（2）电解槽符合率降低50%，风机功率3秒后同步变化。

此工况中1号电解槽在仿真开始的第1秒切除，1号风机和2号风机在第4秒时切除。

仿真工况（3）额定负荷情况下风机线路高压侧母线单相接地不对称故障。

此工况中1号风机箱变高压侧在仿真开始的第1秒设置了母线单相接地不对称故障，并在0.12秒后清除了此故障。

仿真工况（1）

通过下图仿真结果可以发现，需要配置至少20%储能才可以使电压在系统完成调节后趋于稳定。风机上线后产生了瞬间电压波动，此时系统处于过载状态，系统电压升高。在储能系统的作用下及电解槽符合率上升后，系统电压趋于稳定。10%储能情况下的系统电压处于失稳状态。对比高比例储能的情况，30%储能或以上可更好平抑风机上线后产生的瞬间电压波动峰值，以及在系统在完成调节后更快平稳电压。

↑ 仿真工况（1）35kV母线电压仿真结果

下图为储能组件的无功功率输出仿真结果，在产生波动时，储能组件输出无功功率并提供惯量来平移电压波动。

↑ 仿真工况（1）储能组件无功功率输出

下图表明，20%以上储能情况下，系统频率波动不明显，在系统完成调节后频率稳定，变化范围

↑ 仿真工况（1）系统频率仿真结果

储能组件的有功功率输出如下图所示，更大的储能配比可提供更高的有功功率输出，并可以有效减少频率的波动峰值。

↑ 仿真工况（1）储能组件有功功率输出

仿真工况（2）

如图1所示，与工况（1）情况近似，当负荷端变化时，系统电压发生短暂过载并在发电端调节后趋于稳定。除40%储能外，在发电端完成调节之前，电压过载率均高于20%。如图2所示，与工况（1）相比，储能无功输出更低。

↑ 图1 仿真工况（2）35kV母线电压仿真结果

↑ 图2 仿真工况（2）储能组件无功功率输出

下图表明，当负荷端产生较大变化时，系统频率也会遭遇较大波动，在10%储能情况下，波动峰值为+3%，−1.5%。高比例储能可降低频率波动峰值。与工况（1）相比，储能系统需要在电解槽切除后吸收风机的有功功率输出，高比例的储能可吸收更多的多余有功功率，从而降低频率波动峰值。

↑ 仿真工况（2）系统频率仿真结果

↑ 仿真工况（2）储能组件有功功率输出

仿真工况（3）

下图为仿真工况（3）35千伏母线电压在不同储能配比情况下的仿真结果。风机高压侧母线单相故障在排除前带来了很大的电压波动，小于20%储能的情况下无法使得系统电压稳定，系统电压在故障排除后产生了震荡现象，储能组件无法通过无功功率调节平抑波动。20%及以上的储能配置可以平稳电压，区别在于在故障排除后导致的电压波动峰值。

↑ 仿真工况（3）35 kV 母线电压仿真结果

↑ 仿真工况（3）储能组件无功功率输出

在较低储能配比的情况下，系统频率产生崩溃，并由于激增电流的原因产生较大波动。

↑ 仿真工况（3）系统频率仿真结果

如下图，储能组件需要发生波动时吸收多余的有功功率，储能组件允许短时间过载，以平抑频率的波动。

↑ 仿真工况（3）储能组件有功功率输出

系统经济性分析

本文中所设计项目主要包含2台1500Nm3/h的碱性电解槽，制氢工程部分按300万元/兆瓦计算，制氢部分投资金额约4500万元。风电部分包含4台额定功率在6.25兆瓦的风机，投资金额约为8500万元。储能部分按1元/瓦时计算，投资估算见下表，每增加10%储能对应增加投资占比约1.6个百分点。

↑ 储能部分投资估算

本文对离网型新能源制氢系统基本结构和特点进行了阐述。通过对离网型电力系统的稳定条件进行归纳和总结，得知系统稳定因素主要取决于系统电压和频率。本文还探讨了构网型储能在离网电力系统中的作用，为探究不同储能配比对离网型新能源制氢系统稳定性的影响，在ETAP仿真平台下建立了一套以电解槽为主要负载的离网制氢系统。仿真包含3种典型仿真工况及10%、20%、30%和40%储能配比，并对系统稳定性进行了对比分析。仿真采用荷随源动的控制策略，目的是保证系统功率平衡。仿真结果表明，对于本文中构建的离网制氢系统，需要配置至少20%新能源装机容量的储能组件才能平抑系统电源端或负荷端调节所带来的波动，并保证系统在后续运行中保持电压及频率的稳定。20%以上的储能配置可保证在系统调节后或故障排除后系统电压波动