CN106099981A - 一种光氢混合发电系统功率协调控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明是一种光氢混合发电系统功率协调控制方法，其特点是，包括的步骤有：光伏发电单元数学模型建立、质子交换膜燃料电池单元数学模型建立、碱式电解槽单元数学模型建立、超级电容器单元数学模型建立、储氢罐单元数学模型建立、光氢混合发电系统功率协调控制步骤，利用本发明的方法对光氢混合发电系统功率协调控制进行分析，充分证明了对光氢混合发电系统功率协调控制的有效性；与以往的功率协调控制方法相比在分析太阳能光伏发电单元以及氢储能单元数学模型特性的基础上，考虑到氢储能装置的慢动态响应特性，采用暂态性能好的超级电容器及时补偿不平衡功率，从而提高电网对新能源吸纳能力，具有方法科学合理，实际应用价值高等优点。

Description

一种光氢混合发电系统功率协调控制方法

技术领域

本发明是一种光氢混合发电系统功率协调控制方法，应用于光储联合发电建模仿真、并网运行特性分析、平滑氢储能装置动态响应过程中的不平衡功率。

背景技术

近年来，随着化石燃料的大量燃烧，温室气体排放也随之不断增加，环境友好型的可再生能源成为解决这一问题的最可靠和最有潜力的途径。在现有的可再生能源发电系统中，光伏发电是其中最有前景的一种新能源发电方式。为了最大限度地利用可再生资源，需要对太阳能电池进行最大功率点追踪控制。但是，光伏发电输出功率受光照强度、环境温度等因素的影响，使得其出力具有很强的波动性和随机性，从而对电网的安全和稳定运行带来不利因素。

传统的光氢混合发电系统功率协调控制方法，一方面虽实现了光氢储能系统能源最大化利用，但未考虑电池模型的实际动态响应特性；另一方面针对光氢混合系统虽然提出了不同的运行模式，但是并未将储氢罐约束纳入系统分析之中。

发明内容

本发明的目的是，提供一种在分析光伏发电单元、质子交换膜燃料电池单元、碱式电解槽单元、储氢罐单元以及超级电容器单元数学模型特性基础上，考虑到光照强度与氢储能设备具有时空互补性，提高电网对光伏等可再生能源吸纳能力，适应性强，具有较高的实际应用价值的光氢混合发电系统功率协调控制方法。

本发明的目的是由以下技术方案来实现的：一种光氢混合发电系统功率协调控制方法，其特征是，它包括以下步骤：

1.光伏发电单元数学模型建立

太阳能电池伏安特性方程为

$I_{pv}=I_{ph}-I_0\[e^{\frac{q(U_{pv}+R_s{I}_{pv})}{{\mathrm{kT}}_{pv}}}-1\]-\frac{U_{pv}+R_s{I}_{pv}}{R_{sh}}---\left(1\right)$

其中：Ipv为光伏输出电流，

U_pv为光伏输出电压，

I_ph为光生电流，

I₀为反向饱和电流，

R_sh为分流电阻；

R_s为串联电阻，

q为单位电荷量，

k为玻尔兹曼常数，

T_pv为光伏热力学温度；

2.质子交换膜燃料电池单元数学模型建立

质子交换膜燃料电池U-I方程式为

U_fc＝E_nernst-U_conc-U_act-U_ohm-R_inI_fc (2)

其中：E_nernst为热力学电动势，

U_conc为浓度差过电压，

U_act为活化过电压，

U_ohm欧姆过电压，

R_in为质子交换膜燃料电池内电阻，

I_fc为质子交换膜燃料电池输出电流，

U_fc为质子交换膜燃料电池输出电压；

3.碱式电解槽单元数学模型建立

碱式电解槽数学模型为

$U_{el}=U_{rev}+\frac{r_1+r_2{T}_{el}}{A_{el}}{I}_{el}+(s_1+s_2{T}_{el}+s_3{T_{el}}^2)\lg (\frac{t_1+\frac{t_2}{T_{el}}+\frac{t_3}{{T_{el}}^2}}{A_{el}}{I}_{el}+1)---\left(3\right)$

其中：U_el为电解槽输出电压，

U_rev为单元可逆电压，

r₁和r₂均为电解液欧姆电阻参数，

T_el电解槽温度，

A_el为电解模块面积，

I_el为电解槽输出电流，

t₁、t₂、t₃、s₁、s₂、s₃为电极过电压系数；

4.超级电容器单元数学模型建立

超级电容器等效数学模型为

$\left\{\begin{array}{c}{E}_{sc}=1/2\×C_{total}\×(U_{sc}^2-U_{scf}^2)\\ C_{total}=n_p\×C_{sc}/n_s\end{array}\right.---\left(4\right)$

其中：C_sc为超级电容器电容，

C_total为超级电容器总电容，

n_s为超级电容器单元串联个数，

n_p为超级电容器单元并联个数，

U_sc为超级电容器的端电压，

U_scf为超级电容器最低极限电压，

E_sc为超级电容器所储存的能量；

5.储氢罐单元数学模型建立

根据理想气体状态方程，储氢罐数学模型为

$\left\{\begin{array}{c}{p}_{H2}\%=\frac{p_{H2}}{p_{H2v}}\×100\%\\ p_{H2}=\frac{{\mathrm{MR}}_c{T}_c}{V_c}\\ M=M_0\±\∫f\left(I\right)dt\\ f\left(I\right)=\frac{\mathrm{\η}NI}{2F}\end{array}\right.---\left(5\right)$

其中：p_H2为储氢罐内部压力值，

p_H2％为储氢罐内部压力百分比，

p_H2v为储氢罐最高压力值，

M为储氢罐中氢量，

V_c为储氢罐的体积，

T_c为储氢罐环境温度，

R_c为气体常数，

M₀为储氢罐初始储氢量，

η为电流效率，

N为单元个数，

I为电解槽或质子交换膜燃料电池电流，

f(I)为电流函数表达，

F为法拉第常数；

6.光氢混合发电系统功率协调控制

光氢混合发电系统中超级电容器的首要任务是补偿质子交换膜燃料电池和电解槽动态响应慢而引起的直流母线不平衡功率，同时，在储氢罐约束条件不满足时，作为辅助电源平滑系统并网功率，超级电容器端电压约束条件分两层，第一层为辅助电源系统供电约束，第二层为电解槽和质子交换膜燃料电池动态响应约束，

模式1：当储氢罐氢气储备充足，质子交换膜燃料电池功率参考值大于其实际值，且超级电容器端电压大于下限阈值时，光氢混合发电系统运行程序为

$\begin{array}{c}if(p_{H2}\%>p_{H2\min }\%)\\ P_{fcref}=\left|P_{net}\right|\\ P_{elref}=0\\ if(P_{fc}<P_{fcref})\\ if(U_{sc}>U_{sc\min 2})\\ P_{scref}=P_{fc}-P_{fcref}\end{array}---\left(6\right)$

其中：p_H2％为储氢罐内部压力百分比，

p_H2min％为储氢罐压力下限百分比，

P_fcref为燃料电池功率参考值，

P_fc为燃料电池功率实际值，

P_elref为电解槽功率参考值，

P_net为直流母线不平衡功率，

U_sc为超级电容器的端电压，

U_scmin2为超级电容器的端电压下限阈值，

P_scref为超级电容器功率参考值；

模式2：当储氢罐氢气储备充足，质子交换膜燃料电池功率参考值小于其实际值，且超级电容器端电压小于上限阈值时，光氢混合发电系统运行程序为

$\begin{array}{c}if(p_{H2}\%>p_{H2\min }\%)\\ P_{fcref}=\left|P_{net}\right|\\ P_{elref}=0\\ if(P_{fc}>P_{fcref})\\ if(U_{sc}<U_{sc\max 2})\\ P_{scref}=P_{fc}-P_{fcref}\end{array}---\left(7\right)$

其中：p_H2％为储氢罐内部压力百分比，

p_H2min％为储氢罐压力下限百分比，

P_fcref为燃料电池功率参考值，

P_fc为燃料电池功率实际值，

P_elref为电解槽功率参考值，

P_net为直流母线不平衡功率，

U_sc为超级电容器的端电压，

U_scmax2为超级电容器的端电压上限阈值，

P_scref为超级电容器功率参考值；

模式3：当储氢罐氢气储备不足，质子交换膜燃料电池功率参考值将降至为零，且超级电容器端电压大于下限阈值时，光氢混合发电系统运行程序为

$\begin{array}{c}if(p_{H2}\%>p_{H2\min }\%)\\ P_{fcref}=0\\ P_{elref}=0\\ if(U_{sc}>U_{sc\min 1})\\ P_{scref}=P_{net}+P_{fc}\end{array}---\left(8\right)$

其中：p_H2％为储氢罐内部压力百分比，

p_H2min％为储氢罐压力下限百分比，

P_fcref为燃料电池功率参考值，

P_fc为燃料电池功率实际值，

P_elref为电解槽功率参考值，

P_net为直流母线不平衡功率，

U_sc为超级电容器的端电压，

U_scmin1为超级电容器的端电压下限阈值，

P_scref为超级电容器功率参考值；

模式4：当储氢罐剩余空间充足，电解槽功率参考值大于其实际值，且超级电容器端电压小于上限阈值时，光氢混合发电系统运行程序为

$\begin{array}{c}if(p_{H2}\%>p_{H2\max }\%)\\ P_{clref}=P_{net}\\ P_{fcref}=0\\ if(P_{el}<P_{elref})\\ if(U_{sc}<U_{sc\max 2})\\ P_{scref}=P_{elref}-P_{cl}\end{array}---\left(9\right)$

其中：p_H2％为储氢罐内部压力百分比，

p_H2max％为储氢罐压力上限百分比，

P_fcref为燃料电池功率参考值，

P_elref为电解槽功率参考值，

P_el为电解槽功率实际值，

P_net为直流母线不平衡功率，

U_sc为超级电容器的端电压，

U_scmax2为超级电容器的端电压上限阈值，

P_scref为超级电容器功率参考值；

模式5：当储氢罐剩余空间充足，电解槽功率参考值大于其实际值，且超级电容器端电压大于下限阈值时，光氢混合发电系统运行程序为

$\begin{array}{c}if(p_{H2}\%>p_{H2\max }\%)\\ P_{clref}=P_{net}\\ P_{fcref}=0\\ if(P_{el}>P_{elref})\\ if(U_{sc}>U_{sc\min 2})\\ P_{scref}=P_{elref}-P_{cl}\end{array}---\left(10\right)$

其中：p_H2％为储氢罐内部压力百分比，

p_H2max％为储氢罐压力上限百分比，

P_fcref为燃料电池功率参考值，

P_elref为电解槽功率参考值，

P_el为电解槽功率实际值，

P_net为直流母线不平衡功率，

U_sc为超级电容器的端电压，

U_scmin2为超级电容器的端电压下限阈值，

P_scref为超级电容器功率参考值；

模式6：当储氢罐中剩余空间不足，电解槽功率参考值将降至为零，且超级电容器端电压小于上限阈值时，光氢混合发电系统运行程序为

$\begin{array}{c}if(p_{H2}\%>p_{H2\max }\%)\\ P_{elref}=0\\ P_{fcref}=0\\ if(U_{sc}<U_{sc\max 1})\\ P_{scref}=P_{net}-P_{el}\end{array}---\left(11\right)$

其中：p_H2％为储氢罐内部压力百分比，

p_H2max％为储氢罐压力上限百分比，

P_fcref为燃料电池功率参考值，

P_elref为电解槽功率参考值，

P_el为电解槽功率实际值，

P_net为直流母线不平衡功率，

U_sc为超级电容器的端电压，

U_scmax1为超级电容器的端电压上限阈值，

P_scref为超级电容器功率参考值；

模式7：混合系统各单元均退出运行，光氢混合发电系统运行程序为

$\begin{array}{c}{P}_{elref}=0\\ P_{fcref}=0\\ P_{scref}=0\end{array}---\left(12\right)$

其中：P_fcref为燃料电池功率参考值，

P_elref为电解槽功率参考值，

P_scref为超级电容器功率参考值。

利用本发明的光氢混合发电系统功率协调控制方法对光氢混合发电系统功率协调控制进行分析，充分证明了对光氢混合发电系统功率协调控制的有效性；与以往的功率协调控制方法相比在分析太阳能光伏发电单元以及氢储能单元数学模型特性的基础上，考虑到氢储能装置的慢动态响应特性，采用暂态性能好的超级电容器及时补偿不平衡功率，从而提高电网对新能源吸纳能力，具有方法科学合理，实际应用价值高等优点。

附图说明

图1是光照强度和光伏输出功率曲线示意图；

图2是光伏输出、电网和母线不平衡功率曲线示意图；

图3是混合系统各单元电流追踪曲线示意图；

图4是直流母线电压和d、q轴电流追踪曲线示意图；

图5是燃料电池功率曲线示意图；

图6是电解槽功率曲线示意图；

图7是超级电容器功率曲线示意图；

图8是混合系统各单元功率曲线示意图。

具体实施方式

本发明的一种在分析光伏发电单元、质子交换膜燃料电池单元、碱式电解槽单元、储氢罐单元以及超级电容器单元数学模型特性基础上，考虑到光照强度与氢储能设备具有时空互补性，提高电网对光伏等可再生能源吸纳能力，适应性强，具有较高的实际应用价值的光氢混合发电系统功率协调控制方法。

本发明的目的是由以下技术方案来实现的：一种光氢混合发电系统功率协调控制方法，包括以下步骤：

1.光伏发电单元数学模型建立

太阳能电池伏安特性方程为

$I_{pv}=I_{ph}-I_0\&lsqb;e^{\frac{q(U_{pv}+R_s{I}_{pv})}{{\mathrm{kT}}_{pv}}}-1\&rsqb;-\frac{U_{pv}+R_s{I}_{pv}}{R_{sh}}---\left(1\right)$

其中：Ipv为光伏输出电流，

U_pv为光伏输出电压，

I_ph为光生电流，

I₀为反向饱和电流，

R_sh为分流电阻；

R_s为串联电阻，

q为单位电荷量，

k为玻尔兹曼常数，

T_pv为光伏热力学温度；

2.质子交换膜燃料电池单元数学模型建立

质子交换膜燃料电池U-I方程式为

U_fc＝E_nernst-U_conc-U_act-U_ohm-R_inI_fc (2)

其中：E_nernst为热力学电动势，

U_conc为浓度差过电压，

U_act为活化过电压，

U_ohm欧姆过电压，

R_in为质子交换膜燃料电池内电阻，

I_fc为质子交换膜燃料电池输出电流，

U_fc为质子交换膜燃料电池输出电压；

3.碱式电解槽单元数学模型建立

碱式电解槽数学模型为

$U_{el}=U_{rev}+\frac{r_1+r_2{T}_{el}}{A_{el}}{I}_{el}+(s_1+s_2{T}_{el}+s_3{T_{el}}^2)\lg (\frac{t_1+\frac{t_2}{T_{el}}+\frac{t_3}{{T_{el}}^2}}{A_{el}}{I}_{el}+1)---\left(3\right)$

其中：U_el为电解槽输出电压，

U_rev为单元可逆电压，

r₁和r₂均为电解液欧姆电阻参数，

T_el电解槽温度，

A_el为电解模块面积，

I_el为电解槽输出电流，

t₁、t₂、t₃、s₁、s₂、s₃为电极过电压系数；

4.超级电容器单元数学模型建立

超级电容器等效数学模型为

$\left\{\begin{array}{c}{E}_{sc}=1/2\&times;C_{total}\&times;(U_{sc}^2-U_{scf}^2)\\ C_{total}=n_p\&times;C_{sc}/n_s\end{array}\right.---\left(4\right)$

其中：C_sc为超级电容器电容，

C_total为超级电容器总电容，

n_s为超级电容器单元串联个数，

n_p为超级电容器单元并联个数，

U_sc为超级电容器的端电压，

U_scf为超级电容器最低极限电压，

E_sc为超级电容器所储存的能量；

5.储氢罐单元数学模型建立

根据理想气体状态方程，储氢罐数学模型为

$\left\{\begin{array}{c}{p}_{H2}\%=\frac{p_{H2}}{p_{H2v}}\&times;100\%\\ p_{H2}=\frac{{\mathrm{MR}}_c{T}_c}{V_c}\\ M=M_0\&PlusMinus;\&Integral;f\left(I\right)dt\\ f\left(I\right)=\frac{\mathrm{\&eta;}NI}{2F}\end{array}\right.---\left(5\right)$

其中：p_H2为储氢罐内部压力值，

p_H2％为储氢罐内部压力百分比，

p_H2v为储氢罐最高压力值，

M为储氢罐中氢量，

V_c为储氢罐的体积，

T_c为储氢罐环境温度，

R_c为气体常数，

M₀为储氢罐初始储氢量，

η为电流效率，

N为单元个数，

I为电解槽或质子交换膜燃料电池电流，

f(I)为电流函数表达，

F为法拉第常数；

6.光氢混合发电系统功率协调控制

光氢混合发电系统中超级电容器的首要任务是补偿质子交换膜燃料电池和电解槽动态响应慢而引起的直流母线不平衡功率，同时，在储氢罐约束条件不满足时，作为辅助电源平滑系统并网功率，超级电容器端电压约束条件分两层，第一层为辅助电源系统供电约束，第二层为电解槽和质子交换膜燃料电池动态响应约束，

模式1：当储氢罐氢气储备充足，质子交换膜燃料电池功率参考值大于其实际值，且超级电容器端电压大于下限阈值时，光氢混合发电系统运行程序为

$\begin{array}{c}if(p_{H2}\%>p_{H2\min }\%)\\ P_{fcref}=\left|P_{net}\right|\\ P_{elref}=0\\ if(P_{fc}<P_{fcref})\\ if(U_{sc}>U_{sc\min 2})\\ P_{scref}=P_{fc}-P_{fcref}\end{array}---\left(6\right)$

其中：p_H2％为储氢罐内部压力百分比，

p_H2min％为储氢罐压力下限百分比，

P_fcref为燃料电池功率参考值，

P_fc为燃料电池功率实际值，

P_elref为电解槽功率参考值，

P_net为直流母线不平衡功率，

U_sc为超级电容器的端电压，

U_scmin2为超级电容器的端电压下限阈值，

P_scref为超级电容器功率参考值；

模式2：当储氢罐氢气储备充足，质子交换膜燃料电池功率参考值小于其实际值，且超级电容器端电压小于上限阈值时，光氢混合发电系统运行程序为

$\begin{array}{c}if(p_{H2}\%>p_{H2\min }\%)\\ P_{fcref}=\left|P_{net}\right|\\ P_{elref}=0\\ if(P_{fc}>P_{fcref})\\ if(U_{sc}<U_{sc\max 2})\\ P_{scref}=P_{fc}-P_{fcref}\end{array}---\left(7\right)$

其中：p_H2％为储氢罐内部压力百分比，

p_H2min％为储氢罐压力下限百分比，

P_fcref为燃料电池功率参考值，

P_fc为燃料电池功率实际值，

P_elref为电解槽功率参考值，

P_net为直流母线不平衡功率，

U_sc为超级电容器的端电压，

U_scmax2为超级电容器的端电压上限阈值，

P_scref为超级电容器功率参考值；

模式3：当储氢罐氢气储备不足，质子交换膜燃料电池功率参考值将降至为零，且超级电容器端电压大于下限阈值时，光氢混合发电系统运行程序为

$\begin{array}{c}if(p_{H2}\%>p_{H2\min }\%)\\ P_{fcref}=0\\ P_{elref}=0\\ if(U_{sc}>U_{sc\min 1})\\ P_{scref}=P_{net}+P_{fc}\end{array}---\left(8\right)$

其中：p_H2％为储氢罐内部压力百分比，

p_H2min％为储氢罐压力下限百分比，

P_fcref为燃料电池功率参考值，

P_fc为燃料电池功率实际值，

P_elref为电解槽功率参考值，

P_net为直流母线不平衡功率，

U_sc为超级电容器的端电压，

U_scmin1为超级电容器的端电压下限阈值，

P_scref为超级电容器功率参考值；

模式4：当储氢罐剩余空间充足，电解槽功率参考值大于其实际值，且超级电容器端电压小于上限阈值时，光氢混合发电系统运行程序为

$\begin{array}{c}if(p_{H2}\%>p_{H2\max }\%)\\ P_{clref}=P_{net}\\ P_{fcref}=0\\ if(P_{el}<P_{elref})\\ if(U_{sc}<U_{sc\max 2})\\ P_{scref}=P_{elref}-P_{cl}\end{array}---\left(9\right)$

其中：p_H2％为储氢罐内部压力百分比，

p_H2max％为储氢罐压力上限百分比，

P_fcref为燃料电池功率参考值，

P_elref为电解槽功率参考值，

P_el为电解槽功率实际值，

P_net为直流母线不平衡功率，

U_sc为超级电容器的端电压，

U_scmax2为超级电容器的端电压上限阈值，

P_scref为超级电容器功率参考值；

模式5：当储氢罐剩余空间充足，电解槽功率参考值大于其实际值，且超级电容器端电压大于下限阈值时，光氢混合发电系统运行程序为

$\begin{array}{c}if(p_{H2}\%>p_{H2\max }\%)\\ P_{clref}=P_{net}\\ P_{fcref}=0\\ if(P_{el}>P_{elref})\\ if(U_{sc}>U_{sc\min 2})\\ P_{scref}=P_{elref}-P_{cl}\end{array}---\left(10\right)$

其中：p_H2％为储氢罐内部压力百分比，

p_H2max％为储氢罐压力上限百分比，

P_fcref为燃料电池功率参考值，

P_elref为电解槽功率参考值，

P_el为电解槽功率实际值，

P_net为直流母线不平衡功率，

U_sc为超级电容器的端电压，

U_scmin2为超级电容器的端电压下限阈值，

P_scref为超级电容器功率参考值；

模式6：当储氢罐中剩余空间不足，电解槽功率参考值将降至为零，且超级电容器端电压小于上限阈值时，光氢混合发电系统运行程序为

$\begin{array}{c}if(p_{H2}\%>p_{H2\max }\%)\\ P_{elref}=0\\ P_{fcref}=0\\ if(U_{sc}<U_{sc\max 1})\\ P_{scref}=P_{net}-P_{el}\end{array}---\left(11\right)$

其中：p_H2％为储氢罐内部压力百分比，

p_H2max％为储氢罐压力上限百分比，

P_fcref为燃料电池功率参考值，

P_elref为电解槽功率参考值，

P_el为电解槽功率实际值，

P_net为直流母线不平衡功率，

U_sc为超级电容器的端电压，

U_scmax1为超级电容器的端电压上限阈值，

P_scref为超级电容器功率参考值；

模式7：混合系统各单元均退出运行，光氢混合发电系统运行程序为

$\begin{array}{c}{P}_{elref}=0\\ P_{fcref}=0\\ P_{scref}=0\end{array}---\left(12\right)$

其中：P_fcref为燃料电池功率参考值，

P_elref为电解槽功率参考值，

P_scref为超级电容器功率参考值。

具体实例：

以某地区实测负荷曲线和实际气象条件为基础，对光氢混合发电系统功率协调控制方法进行分析，图1为某地区典型日光照强度曲线以及光伏阵列的输出功率，典型负荷曲线以及直流母线不平衡功率如图2所示。在此基础上对光氢混合发电系统功率协调控制方法进行仿真分析，图1为在该典型光照强度条件下，光伏阵列的输出功率情况。由图1和图2可知，光伏阵列单元出力与光照强度变化趋势一致，并基于电导增量法实现其最大功率追踪。分析表明，太阳辐射强度是太阳能光伏发电单元功率输出的主要影响因素，光伏电池周围环境温度对其影响较小，光伏出力曲线几乎与太阳能辐射强度变化趋势相同。由图3可以看出，系统各单元电流均能有效地追踪其电流参考值，且误差在合理的控制范围内。由图4可知，直流母线电压基本维持在1kV左右，误差范围维持在2％以内，即母线电压相对稳定，系统不存在功率大范围波动的情况。d、q轴实际值亦能有效追踪其参考值，表明逆变器动态性能良好。由图5可知，在2秒时，母线不平衡功率P_net由-10.038kW上升至-5.031kW，PEMFC功率参考值P_fcref同时由10.038kW下降至5.031kW，PEMFC慢动态响应导致其实际输出功率P_fc沿其延迟曲线下降至5.031kW，响应过程中的剩余功率由超级电容器以电场能的形式存储。在6秒时，由于氢气压力百分比达到其下限阈值p_H2min％，氢气不足导致PEMFC功率参考值降至0，其实际输出功率也按其延迟曲线下降至0，此时系统的不平衡功率均由超级电容器补偿，以保证在氢气不足的情况下仍能向外部电网持续供电。在35秒时，PEMFC重新启动，超级电容器释放电场能平滑上网功率。由图6可知，在11秒时，母线不平衡功率P_net由负变正，母线剩余功率将通过电解槽制取氢气储存到储氢罐中。电解槽功率参考值P_elref发生跃变时，超级电容器将储存的电场能释放来平滑上网功率。在22秒时，母线不平衡功率P_net由10.15kW下降至5.92kW，电解槽功率参考值P_elref同时由10.15kW下降至5.92kW，由于电解槽动态响应慢，其实际功率输出P_el按其延迟曲线下降至5.92kW。超级电容器释放其电场能来弥补母线上的缺额功率。在27秒时，氢气压力恰好达到其上限阈值p_H2max％，电解槽功率参考值降至为0，其实际功率输出P_el沿其延迟曲线最终退出运行。此时系统的剩余功率通过超级电容器以电场能的形式存储。由图7可见，在U_{超级电容器}介于在0.3kV和0.7kV之间时，超级电容器功率能实时弥补氢储能装置动态响应过程中的不平衡功率，即系统按照网侧负荷曲线向外部电网输送电能。当U_{超级电容器}超出设定的约束条件，为保护各单元的使用寿命，超级电容器将退出运行，并网功率会出现短暂不平衡。。经过仿真验证表明，风光储联合并网发电协调控制方法是高效且实用的。由图8可见，光伏制氢混合发电系统在1-6模式下均能按照负荷曲线向外部电网提供相应的电能，只有当氢气压力p_H2％和超级电容器端电压U_{超级电容器}同时越过系统的限定阈值时，并网功率才会出现波动。系统各单元在功率控制中心统一协调控制下实现直流母线功率的稳定。

Claims (1)

1.一种光氢混合发电系统功率协调控制方法，其特征是，它包括以下步骤：

1)光伏发电单元数学模型建立

太阳能电池伏安特性方程为

$I_{pv}=I_{ph}-I_0\&lsqb;e^{\frac{q(U_{pv}+R_s{I}_{pv})}{{\mathrm{kT}}_{pv}}}-1\&rsqb;-\frac{U_{pv}+R_s{I}_{pv}}{R_{sh}}---\left(1\right)$

其中：Ipv为光伏输出电流，

U_pv为光伏输出电压，

I_ph为光生电流，

I₀为反向饱和电流，

R_sh为分流电阻；

R_s为串联电阻，

q为单位电荷量，

k为玻尔兹曼常数，

T_pv为光伏热力学温度；

2)质子交换膜燃料电池单元数学模型建立

质子交换膜燃料电池U-I方程式为

U_fc＝E_nernst-U_conc-U_act-U_ohm-R_inI_fc (2)

其中：E_nernst为热力学电动势，

U_conc为浓度差过电压，

U_act为活化过电压，

U_ohm欧姆过电压，

R_in为质子交换膜燃料电池内电阻，

I_fc为质子交换膜燃料电池输出电流，

U_fc为质子交换膜燃料电池输出电压；

3)碱式电解槽单元数学模型建立

碱式电解槽数学模型为

$U_{el}=U_{rev}+\frac{r_1+r_2{T}_{el}}{A_{el}}{I}_{el}+(s_1+s_2{T}_{el}+s_3{T}_{el}^2)\lg (\frac{t_1+\frac{t_2}{T_{el}}+\frac{t_3}{{T_{el}}^2}}{A_{el}}{I}_{el}+1)---\left(3\right)$

其中：U_el为电解槽输出电压，

U_rev为单元可逆电压，

r₁和r₂均为电解液欧姆电阻参数，

T_el电解槽温度，

A_el为电解模块面积，

I_el为电解槽输出电流，

t₁、t₂、t₃、s₁、s₂、s₃为电极过电压系数；

4)超级电容器单元数学模型建立

超级电容器等效数学模型为

$\left\{\begin{array}{c}{E}_{sc}=1/2\&times;C_{total}\&times;(U_{sc}^2-U_{scf}^2)\\ C_{total}=n_p\&times;C_{sc}/n_s\end{array}\right.---\left(4\right)$

其中：C_sc为超级电容器电容，

C_total为超级电容器总电容，

n_s为超级电容器单元串联个数，

n_p为超级电容器单元并联个数，

U_sc为超级电容器的端电压，

U_scf为超级电容器最低极限电压，

E_sc为超级电容器所储存的能量；

5)储氢罐单元数学模型建立

根据理想气体状态方程，储氢罐数学模型为

$\left\{\begin{array}{c}{p}_{H2}\%=\frac{p_{H2}}{p_{H2v}}\&times;100\%\\ p_{H2}=\frac{{\mathrm{MR}}_c{T}_c}{V_c}\\ M=M_0\&PlusMinus;\&Integral;f\left(I\right)dt\\ f\left(I\right)=\frac{\mathrm{\&eta;}NI}{2F}\end{array}\right.---\left(5\right)$

其中：p_H2为储氢罐内部压力值，

p_H2％为储氢罐内部压力百分比，

p_H2v为储氢罐最高压力值，

M为储氢罐中氢量，

V_c为储氢罐的体积，

T_c为储氢罐环境温度，

R_c为气体常数，

M₀为储氢罐初始储氢量，

η为电流效率，

N为单元个数，

I为电解槽或质子交换膜燃料电池电流，

f(I)为电流函数表达，

F为法拉第常数；

6)光氢混合发电系统功率协调控制

光氢混合发电系统中超级电容器的首要任务是补偿质子交换膜燃料电池和电解槽动态响应慢而引起的直流母线不平衡功率，同时，在储氢罐约束条件不满足时，作为辅助电源平滑系统并网功率，超级电容器端电压约束条件分两层，第一层为辅助电源系统供电约束，第二层为电解槽和质子交换膜燃料电池动态响应约束，

模式1：当储氢罐氢气储备充足，质子交换膜燃料电池功率参考值大于其实际值，且超级电容器端电压大于下限阈值时，光氢混合发电系统运行程序为

其中：p_H2％为储氢罐内部压力百分比，

p_H2min％为储氢罐压力下限百分比，

P_fcref为燃料电池功率参考值，

P_fc为燃料电池功率实际值，

P_elref为电解槽功率参考值，

P_net为直流母线不平衡功率，

U_sc为超级电容器的端电压，

U_scmin2为超级电容器的端电压下限阈值，

P_scref为超级电容器功率参考值；

模式2：当储氢罐氢气储备充足，质子交换膜燃料电池功率参考值小于其实际值，且超级电容器端电压小于上限阈值时，光氢混合发电系统运行程序为

其中：p_H2％为储氢罐内部压力百分比，

p_H2min％为储氢罐压力下限百分比，

P_fcref为燃料电池功率参考值，

P_fc为燃料电池功率实际值，

P_elref为电解槽功率参考值，

P_net为直流母线不平衡功率，

U_sc为超级电容器的端电压，

U_scmax2为超级电容器的端电压上限阈值，

P_scref为超级电容器功率参考值；

模式3：当储氢罐氢气储备不足，质子交换膜燃料电池功率参考值将降至为零，且超级电容器端电压大于下限阈值时，光氢混合发电系统运行程序为

其中：p_H2％为储氢罐内部压力百分比，

p_H2min％为储氢罐压力下限百分比，

P_fcref为燃料电池功率参考值，

P_fc为燃料电池功率实际值，

P_elref为电解槽功率参考值，

P_net为直流母线不平衡功率，

U_sc为超级电容器的端电压，

U_scmin1为超级电容器的端电压下限阈值，

P_scref为超级电容器功率参考值；

模式4：当储氢罐剩余空间充足，电解槽功率参考值大于其实际值，且超级电容器端电压小于上限阈值时，光氢混合发电系统运行程序为

其中：p_H2％为储氢罐内部压力百分比，

p_H2max％为储氢罐压力上限百分比，

P_fcref为燃料电池功率参考值，

P_elref为电解槽功率参考值，

P_el为电解槽功率实际值，

P_net为直流母线不平衡功率，

U_sc为超级电容器的端电压，

U_scmax2为超级电容器的端电压上限阈值，

P_scref为超级电容器功率参考值；

模式5：当储氢罐剩余空间充足，电解槽功率参考值大于其实际值，且超级电容器端电压大于下限阈值时，光氢混合发电系统运行程序为

其中：p_H2％为储氢罐内部压力百分比，

p_H2max％为储氢罐压力上限百分比，

P_fcref为燃料电池功率参考值，

P_elref为电解槽功率参考值，

P_el为电解槽功率实际值，

P_net为直流母线不平衡功率，

U_sc为超级电容器的端电压，

U_scmin2为超级电容器的端电压下限阈值，

P_scref为超级电容器功率参考值；

模式6：当储氢罐中剩余空间不足，电解槽功率参考值将降至为零，且超级电容器端电压小于上限阈值时，光氢混合发电系统运行程序为

其中：p_H2％为储氢罐内部压力百分比，

p_H2max％为储氢罐压力上限百分比，

P_fcref为燃料电池功率参考值，

P_elref为电解槽功率参考值，

P_el为电解槽功率实际值，

P_net为直流母线不平衡功率，

U_sc为超级电容器的端电压，

U_scmax1为超级电容器的端电压上限阈值，

P_scref为超级电容器功率参考值；

模式7：混合系统各单元均退出运行，光氢混合发电系统运行程序为

P_elref＝0

P_fcref＝0 (12)

P_scref＝0

其中：P_fcref为燃料电池功率参考值，

P_elref为电解槽功率参考值，

P_scref为超级电容器功率参考值。