CN109474010A - 一种具有氢能循环利用的并网型微电网系统及其控制方法 - Google Patents

一种具有氢能循环利用的并网型微电网系统及其控制方法 Download PDF

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Abstract

本发明提供一种具有氢能循环利用的并网型微电网系统及其控制方法,包括依次连接的直流母线、DC/AC双向变流单元和交流母线;所述直流母线上连接有第一燃料电池发电单元、光伏发电单元和蓄电池;所述交流母线上连接有第二燃料电池发电单元、并网开关、用户负荷供电单元、辅助系统负荷供电单元和制氢储氢单元。所述并网型微电网系统用于实现所述控制方法,所述控制方法根据所述制氢储氢单元的工作状态、所述第一燃料电池发电单元的工作状态以及所述DC/AC双向变流单元的工作状态来确定并网型微电网系统的运行状态。本发明解决了目前电解水制氢用电消耗过大、经济性较差的技术问题,实现氢能利用的经济性最优的目标。

Description

一种具有氢能循环利用的并网型微电网系统及其控制方法
技术领域
本发明涉及能源技术领域,具体涉及一种具有氢能循环利用的并网型微电网系统及其控制方法。
背景技术
传统化石燃料(例如煤、石油、天然气)的持续消耗会造成严重的能源短缺问题以及地球环境问题,开发新型可再生能源迫在眉睫,现有的一些可再生能源技术方案都有一定的局限性,例如风能受环境气候影响大,存在间歇性与随机性问题,并网会对电网造成冲击;又例如海洋能(潮汐能、波浪能、温差能)在地域及技术层面有很大的局限性;又例如太阳能则只在有光照情况下才能发电,存在间歇性与随机性问题,并网会对电网造成冲击。而针对可再生能源应用的局限性,需要配置较大容量的储能系统,目前最常用的储能形式为电化学储能,例如锂电池、蓄电池等。而作为清洁、高效的新能源-氢能,氢能量密度高达120MJ/kg,氢的发热值为142351kJ/kg,是汽油发热值的3倍;氢是自然界中存在最普遍的元素,我们可以从可再生的原料如水、生物质或沼气中制得;氢能有多种利用形式,既可以像汽油一样应用于内燃机通过直接燃烧产生热能为动力装置提供能量,又可以通过燃料电池发电,氢燃料电池技术具有能量转换效率高和零排放的显著优势;因此氢能相对于风能、海洋能和太阳能而言,具有更多的优点。
目前,制氢技术主要有生物制氢以及电解水制氢等,其中电解水制氢以水为氢源电解得到氢气和氧气,然后氢气燃烧之后又得到了水,这一绿色循环过程体现了氢能的优势所在。但是如今用于电解水制氢存在用电消耗过大,经济性较差等问题,其制约了大规模电解水制氢的应用。
发明内容
本发明目的在于提供一种具有氢能循环利用的并网型微电网系统及其控制方法,以解决目前电解水制氢用电消耗过大、经济性较差的技术问题,实现氢能利用的经济性最优的目标。
为了实现本发明目的,本发明第一方面提供一种具有氢能循环利用的并网型微电网系统,包括依次连接的直流母线、DC/AC双向变流单元和交流母线;所述直流母线上连接有第一燃料电池发电单元、光伏发电单元和蓄电池;所述交流母线上连接有第二燃料电池发电单元、并网开关、用户负荷供电单元、辅助系统负荷供电单元和制氢储氢单元;
其中,所述并网开关用于控制所述微电网系统的并网或脱网;所述制氢储氢单元用于制取氢气并储存制取的氢气;所述第一燃料电池发电单元用于利用所述氢气进行发电,所述光伏发电单元用于利用太阳能进行发电,所述第二燃料电池发电单元用于利用所述氢气进行发电;所述第一燃料电池发电单元、光伏发电单元和第二燃料电池发电单元发电得到的电能的部分通过所述负荷供电单元向负荷供电,部分储存于所述蓄电池中。
在一些实施例中,所述第一燃料电池发电单元为PEMFC燃料电池发电单元,所述第二燃料电池发电单元为SOFC燃料电池发电单元。
在一些实施例中,第一燃料电池发电单元、光伏发电单元和蓄电池分别通过一DC/DC变流单元与所述直流母线连接;所述第二燃料电池发电单元通过一DC/AC逆变单元与所述交流母线连接。
为了实现本发明目的,本发明第二方面还提供一种如第一方面所述的具有氢能循环利用的并网型微电网系统的控制方法,包括如下步骤:
获取所述制氢储氢单元可用状态信息、当前电网电价信息和所述光伏发电单元工作状态信息;
根据所述制氢储氢单元可用状态信息、当前电网电价信息、光伏发电单元工作状态信息以及预设策略确定所述制氢储氢单元的工作状态;
获取所述第一燃料电池发电单元可用状态信息和蓄电池容量信息;
根据所述第一燃料电池发电单元可用状态信息、当前电网电价信息、光伏发电单元工作状态信息、蓄电池容量信息以及预设策略确定所述第一燃料电池发电单元的工作状态;
获取所述制氢储氢单元的制氢实时功率、光伏发电单元实时功率和负荷实时功率;
根据所述制氢实时功率、光伏发电单元实时功率、负荷实时功率、蓄电池容量信息以及预设策略确定所述DC/AC双向变流单元的工作状态;
根据所述制氢储氢单元的工作状态、所述第一燃料电池发电单元的工作状态以及所述DC/AC双向变流单元的工作状态来确定并网型微电网系统的运行状态。
在一些实施例中,还包括如下步骤:
获取并网型微电网系统的设备信息;
根据所述设备信息判断并网型微电网系统的设备是否存在故障,若任一设备故障,则控制所述并网开关断开使得微电网脱网,若无设备故障,则控制所述并网开关闭合使得微电网并网。
在一些实施例中,所述根据所述第一燃料电池发电单元可用状态信息、当前电网电价信息、光伏发电单元工作状态信息、蓄电池容量信息以及预设策略确定所述第一燃料电池发电单元的工作状态包括:
如果所述制氢储氢单元不可用,则保持装置停运,PEHP=0;
如果所述制氢储氢单元可用,则启动电解水制氢装置:当电网电价处于谷电时,则采用谷电制氢,PEHP=PEHP_MAX;当电网电价处于平电或峰电状态时,若光伏出力富足,则多余光伏发电得到的电能用于制氢,若光伏出力不足,则维持所述制氢储氢单元低功率运行;
其中,PEHP所述制氢储氢单元的制氢实时功率,PEHP_MAX为所述制氢储氢单元的最大制氢功率。
在一些实施例中,所述根据所述第一燃料电池发电单元可用状态信息、当前电网电价信息、光伏发电单元工作状态信息、蓄电池容量信息以及预设策略确定所述第一燃料电池发电单元的工作状态包括:
如果所述第一燃料电池不可用,则保持所述第一燃料电池停运,PPEM=0;
如果所述第一燃料电池可用,且电网电价处于谷价,则停运所述第一燃料电池;若电网电价处于峰价,则根据光伏发电单元出力与蓄电池容量确定所述第一燃料电池的启停与出力。
在一些实施例中,所述根据所述制氢实时功率、光伏发电单元实时功率、负荷实时功率、蓄电池容量信息以及预设策略确定所述DC/AC双向变流单元的工作状态包括:
当PPV0-PLOAD0-PEHP≥0时,所述DC/AC双向变流单元以恒功率AC模式运行,此时所述DC/AC双向变流单元交流侧输出功率PPCS=PLOAD0+PEHP
其中,PEHP所述制氢储氢单元的制氢实时功率,PPV0为光伏发电单元实时功率,PLOAD0为负荷实时功率;
根据所述制氢储氢单元的工作状态、所述第一燃料电池发电单元的工作状态以及所述DC/AC双向变流单元的工作状态来确定并网型微电网系统的运行状态包括:
所述DC/AC双向变流单元需与负荷功率平衡,并考虑利用所述光伏发电单元的富电制氢;所述蓄电池以恒功率模式运行以稳定直流母线电压并吸收所述光伏发电单元的多余出力;所述光伏发电单元以MPPT模式运行;所述第一燃料电池发电单元停运;所述制氢储氢单元持续运行并利用所述光伏发电单元的富电制氢;所述并网开关闭合,电网作为V/f源,且电网交换功率为0;所述第二燃料电池发电单元手动启动或停止。
在一些实施例中,所述根据所述制氢实时功率、光伏发电单元实时功率、负荷实时功率、蓄电池容量信息以及预设策略确定所述DC/AC双向变流单元的工作状态还包括:
当PPV0-PLOAD0-PEHP<0且蓄电池SOC>75%时,所述DC/AC双向变流单元以恒功率AC模式运行,此时所述DC/AC双向变流单元交流侧输出功率PPCS=PLOAD0+PEHP
其中,蓄电池SOC为蓄电池剩余电量;
根据所述制氢储氢单元的工作状态、所述第一燃料电池发电单元的工作状态以及所述DC/AC双向变流单元的工作状态来确定并网型微电网系统的运行状态还包括:
所述DC/AC双向变流单元需与负荷功率平衡;所述光伏发电单元以MPPT模式运行;所述蓄电池以恒功率模式运行以用于稳定直流母线电压和补充所述光伏发电单元出力不足部分;所述第一燃料电池发电单元停运;所述制氢储氢单元持续运行,并采用谷电制氢;所述并网开关闭合,电网作为V/f源,且电网交换功率为0;所述第二燃料电池发电单元手动启动或停止。
在一些实施例中,所述根据所述制氢实时功率、光伏发电单元实时功率、负荷实时功率、蓄电池容量信息以及预设策略确定所述DC/AC双向变流单元的工作状态还包括:
当PPV0-PLOAD0-PEHP<0且蓄电池55%<SOC<75%时,所述DC/AC双向变流单元以恒功率DC模式运行,传输光伏出力,此时所述DC/AC双向变流单元直流侧功率为:PPCS=PPV0
根据所述制氢储氢单元的工作状态、所述第一燃料电池发电单元的工作状态以及所述DC/AC双向变流单元的工作状态来确定并网型微电网系统的运行状态还包括:
所述光伏发电单元以MPPT模式运行;所述蓄电池以恒功率模式运行以稳定直流母线电压;所述第一燃料电池发电单元停运;所述制氢储氢单元持续运行,并采用谷电制氢;所述并网开关闭合,电网作为V/f源以补充光伏出力不足部分;所述第二燃料电池发电单元手动启动或停止。
在一些实施例中,所述根据所述制氢实时功率、光伏发电单元实时功率、负荷实时功率、蓄电池容量信息以及预设策略确定所述DC/AC双向变流单元的工作状态还包括:
当PPV0-PLOAD0-PEHP<0且蓄电池SOC<55%时,此时光伏出力与电网反送电给蓄电池充电至SOC健康水平,此时所述DC/AC双向变流单元直流侧功率为:PPCS=-5kW;
根据所述制氢储氢单元的工作状态、所述第一燃料电池发电单元的工作状态以及所述DC/AC双向变流单元的工作状态来确定并网型微电网系统的运行状态还包括:
所述光伏发电单元以MPPT模式运行;对所述蓄电池进行充电;所述第一燃料电池发电单元停运;所述制氢储氢单元持续运行,并采用谷电制氢;所述并网开关闭合,电网作为V/f源以补充光伏出力不足部分;所述第二燃料电池发电单元手动启动或停止。
在一些实施例中,所述根据所述制氢实时功率、光伏发电单元实时功率、负荷实时功率、蓄电池容量信息以及预设策略确定所述DC/AC双向变流单元的工作状态还包括:
当前电网电价处于峰值时,此时所述第一燃料电池发电单元处于运行状态,此时所述DC/AC双向变流单元处于恒功率AC模式,与负荷功率平衡,其输出功率PPCS=PLOAD0+PEHP
根据所述制氢储氢单元的工作状态、所述第一燃料电池发电单元的工作状态以及所述DC/AC双向变流单元的工作状态来确定并网型微电网系统的运行状态还包括:
所述光伏发电单元以MPPT模式运行;所述蓄电池以恒功率模式运行以稳定直流母线电压;所述第一燃料电池发电单元运行以补充出力不足部分,并给所述蓄电池充电以确保其SOC处于预设范围;所述制氢储氢单元持续运行,并利用所述光伏发电单元的富电制氢;所述并网开关闭合,电网作为V/f源,且电网交换功率为0;所述第二燃料电池发电单元手动启动或停止。
以上技术方案至少具有以下有益效果:
提供了一种具有氢能循环利用的并网型微电网系统极其控制方法,所述并网型微电网系统充分发挥了直流电优势,由于储能电池组、光伏、PEMFC燃料电池输出均为直流电,因此所述并网型微电网系统采用了统一的大容量DC/AC双向变流单元,各主电源分别通过一DC/DC变流单元接入直流母线,使得整个微电网的成本控制的相对较低,且效率较高;又由于采用一个集中的大容量DC/AC双向变流单元,直流侧仅需要控制直流母线电压即可,因此整个系统的控制相比交流系统变得简单。适用用于为园区、楼宇提供用电经济最优化解决方案。所述控制方法通过以用电成本最少为目标,制定了相应的控制策略,通过判定电转氢成本与购电成本,进而控制电解水制氢装置的运行状态及运行功率;通过判定氢转电成本与购电成本,进而控制PEMFC燃料电池的运行状态及运行功率;综合判定上述各环节运行状态,最终确定DC/AC双向变流器的运行模式与运行功率,从而有效地解决了目前电解水制氢用电消耗过大、经济性较差的技术问题,实现氢能利用的经济性最优的目标。
此外,其他有益效果将在下文中进一步说明。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例或现有技术中的技术方案,下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍,显而易见地,下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例,对于本领域普通技术人员来讲,在不付出创造性劳动的前提下,还可以根据这些附图获得其他的附图。
图1为本发明实施例一中所述具有氢能循环利用的并网型微电网系统结构图。
图2为本发明实施例二中所述并网型微电网系统的控制方法流程图。
图中元件标记:
1-第一燃料电池发电单元,2-光伏发电单元,3-蓄电池,4-直流母线,5-DC/AC双向变流单元,6-交流母线,7-第二燃料电池发电单元,8-并网开关,9-用户负荷供电单元,10-辅助系统负荷供电单元,11-制氢储氢单元。
具体实施方式
以下将参考附图详细说明本公开的各种示例性实施例、特征和方面。附图中相同的附图标记表示功能相同或相似的元件。尽管在附图中示出了实施例的各种方面,但是除非特别指出,不必按比例绘制附图。
另外,为了更好的说明本发明,在下文的具体实施例中给出了众多的具体细节。本领域技术人员应当理解,没有某些具体细节,本发明同样可以实施。在一些实例中,对于本领域技术人员熟知的手段、元件和电路未作详细描述,以便于凸显本发明的主旨。
如图1所示,本发明实施例一提供一种具有氢能循环利用的并网型微电网系统,包括依次连接的直流母线4、DC/AC双向变流单元5和交流母线6。所述直流母线4上连接有第一燃料电池发电单元1、光伏发电单元2和蓄电池3。所述交流母线6上连接有第二燃料电池发电单元7、并网开关8、用户负荷供电单元9、辅助系统负荷供电单元9和制氢储氢单元11。
其中,所述并网开关8用于控制所述微电网系统的并网或脱网。所述制氢储氢单元11用于制取氢气并储存制取的氢气。所述第一燃料电池发电单元1用于利用所述氢气进行发电,所述光伏发电单元2用于利用太阳能进行发电,所述第二燃料电池发电单元7用于利用所述氢气进行发电。所述第一燃料电池发电单元1、光伏发电单元2和第二燃料电池发电单元7发电得到的电能的部分通过所述用户负荷供电单元9向用户负荷供电,部分通过所述辅助系统负荷供电单元9向所述并网型微电网系统提供自持所需电能,部分用于为所述蓄电池3充电。
氢能以其高热值、最终清洁的特点,被认为是继电能之后最优的能量介质。氢用途广泛,包括燃料电池终端、化工、冶炼、医疗等均可应用,是良好的能源枢纽。本实施例系统以氢作为储能介质,既能够使电能转化为一种更广用途的能量介质,又可以实现季度级长效储能。氢储能(Power to Gas,P2G)具备同等能量下储氢体积小、可实现长时间储能(季度级)、功率、能量可独立优化、储能容量扩大成本低廉(仅需储罐几何级别扩大)等特点;有别于传统的蒸汽动力循环发电技术效率低的缺点,燃料电池不受朗肯循环限制,直接由电化学反应产生电力,发电效率大幅提高;同时,燃料电池容量灵活、负荷响应迅速(秒级)、具备较强的过负载能力,非常适用于分布式发电,因此是未来最有前景的发电技术。
本实施例系统在应用过程中,当光伏出力富余时,为了防止弃光现象发生,多余的光伏需通过储能系统存储起来,提高能源利用效率,当电价处于谷价时,能量管理系统自动控制并网开关8闭合,此时通过谷电价进行制氢;本实施例微电网系统的储能分为蓄电池3和氢储能,氢储能是通过制氢储氢单元11,将多余的光伏转化成氢能存储起来,存储的氢能一方面可以通过燃料电池发电单元转化成电能,另一方面可以将氢能直接加以利用,例如用于氢能燃料电池汽车、加氢站、化工等领域。
作为实施例一的改进,在一些实施例中,所述第一燃料电池发电单元1为PEMFC燃料电池发电单元(质子交换膜燃料电池,proton exchange membrane fuel cell),其具有工作温度低、启动快、比功率高、结构简单、操作方便等优点。
其中,所述第二燃料电池发电单元7为SOFC燃料电池发电单元(固体氧化物燃料电池,Solid Oxide Fuel Cell),其具有燃料适应性广、能量转换效率高、全固态、模块化组装、零污染等优点,可以直接使用氢气、一氧化碳、天然气、液化气、煤气及生物质气等多种碳氢燃料。
作为实施例一的改进,在一些实施例中,第一燃料电池发电单元1、光伏发电单元2和蓄电池3分别通过一DC/DC变流单元与所述直流母线4连接,用于满足蓄电池3在不同时刻充放电电压要求和作为变压单元满足直流母线4电能的接入条件。所述第二燃料电池发电单元7通过一DC/AC逆变单元与所述交流母线6连接,用于满足所述第二燃料电池接入交流母线6的条件。
作为实施例一的改进,在一些实施例中,所述制氢储氢单元11采用电解水的方式进行制取氢气。
作为实施例一的改进,在一些实施例中,所述蓄电池3为铅炭电池。
为了实现本发明目的,本发明实施例二还提供一种如实施例一所述的具有氢能循环利用的并网型微电网系统的控制方法,如图2所示,所述方法包括如下步骤:
S10获取所述制氢储氢单元11可用状态信息、当前电网电价信息和所述光伏发电单元2工作状态信息。
S20根据所述制氢储氢单元11可用状态信息、当前电网电价信息、光伏发电单元2工作状态信息以及预设策略确定所述制氢储氢单元11的工作状态。
S30获取所述第一燃料电池发电单元1可用状态信息和蓄电池3容量信息。
S40根据所述第一燃料电池发电单元1可用状态信息、当前电网电价信息、光伏发电单元2工作状态信息、蓄电池3容量信息以及预设策略确定所述第一燃料电池发电单元1的工作状态。
S50获取所述制氢储氢单元11的制氢实时功率、光伏发电单元2实时功率和负荷实时功率。
S60根据所述制氢实时功率、光伏发电单元2实时功率、负荷实时功率、蓄电池3容量信息以及预设策略确定所述DC/AC双向变流单元5的工作状态。
S70根据所述制氢储氢单元11的工作状态、所述第一燃料电池发电单元1的工作状态以及所述DC/AC双向变流单元5的工作状态来确定并网型微电网系统的运行状态。
作为实施例二的改进,在一些实施例中,所述方法还包括如下步骤:
获取并网型微电网系统的设备信息。
根据所述设备信息判断并网型微电网系统的设备是否存在故障,若任一设备故障,则控制所述并网开关8断开使得微电网脱网,若无设备故障,则控制所述并网开关8闭合使得微电网并网。
其中,并网运行模式考虑最经济运行。
电转氢与氢转电价格参考:5.2kWh电生产1m3氢,1m3氢能产生1.2kWh电;
氢气直接利用价格参考:40L、13MPa的氢气罐(装满氢气)价格为80到100元,约合15.38到19.23元/标方;
例如深圳市发改委文件所公布的深圳市普通工商业及其他用电电价为:峰值电价1.1075元/kWh,平价0.8203元/kWh,谷价0.2459元/kWh。
通过并网运行满足的基本原则,基本经济计算如下:
(1)电转氢:
在谷电时,即电价为0.2459元/kWh时,保持电解水制氢装置满功率运行,生产1m3氢,电解水制氢约需电费:0.2459×5.2=1.28元/m3;
光伏富足时,为了防止弃光,多余光伏用于电解水制氢;
若将氢卖给化工企业,约合人民币15.38元/m3。
(2)氢转电:
若氢气作为储能形式,最终通过PEMFC燃料电池发电,假设本系统一部分氢气来源于谷电制氢、一部分氢气来源于弃光制氢,考虑转化效率后,由PEMFC燃料电池发电成本计算见下表。
综合上述基本计算,初步认为在不考虑设备老化、折旧、维护等费用情况下,采用氢储能方式,其用电成本较低廉,具体来说,当谷电制氢占比为1时,氢转电发电成本也没有达到深圳峰值电价;当谷电制氢占比为0.8、弃光制氢占比为0.2时,氢转电发电成本近似等于深圳平电价;当谷电制氢占比为0.2、弃光制氢占比为0.8时,氢转电发电成本近似等于深圳谷电价。
基于以上计算和分析,本实施例的控制方法需要综合考虑系统的功能、设备的运行特点以对微电网系统的运行进行控制,其主要包括:光伏出力预测、PEMFC燃料电池启动时间、制氢系统启动时间、蓄电池3SOC范围、SOFC燃料电池需基荷运行、并通过判断电解水制氢装置运行状态及峰谷电价,经综合考虑,制定出微电网运行控制策略。
作为实施例二的改进,在一些实施例中,所述步骤S20中根据所述第一燃料电池发电单元1可用状态信息、当前电网电价信息、光伏发电单元2工作状态信息、蓄电池3容量信息以及预设策略确定所述第一燃料电池发电单元1的工作状态包括:
如果所述制氢储氢单元11不可用,则保持装置停运,PEHP=0。
如果所述制氢储氢单元11可用,则启动电解水制氢装置:当电网电价处于谷电时,则采用谷电制氢,PEHP=PEHP_MAX。当电网电价处于平电或峰电状态时,若光伏出力富足,则多余光伏发电得到的电能用于制氢,若光伏出力不足,则维持所述制氢储氢单元11低功率运行。
其中,PEHP所述制氢储氢单元11的制氢实时功率,PEHP_MAX为所述制氢储氢单元11的最大制氢功率。
作为实施例二的改进,在一些实施例中,所述步骤S40中根据所述第一燃料电池发电单元1可用状态信息、当前电网电价信息、光伏发电单元2工作状态信息、蓄电池3容量信息以及预设策略确定所述第一燃料电池发电单元1的工作状态包括:
如果所述第一燃料电池不可用,则保持所述第一燃料电池停运,PPEM=0。
如果所述第一燃料电池可用,且电网电价处于谷价,则停运所述第一燃料电池。若电网电价处于峰价,则根据光伏发电单元2出力与蓄电池3容量确定所述第一燃料电池的启停与出力。
作为实施例二的改进,在一些实施例中,所述步骤S60中根据所述制氢实时功率、光伏发电单元2实时功率、负荷实时功率、蓄电池3容量信息以及预设策略确定所述DC/AC双向变流单元5的工作状态包括:
当PPV0-PLOAD0-PEHP≥0时,所述DC/AC双向变流单元5以恒功率AC模式运行,此时所述DC/AC双向变流单元5交流侧输出功率PPCS=PLOAD0+PEHP
其中,PEHP所述制氢储氢单元11的制氢实时功率,PPV0为光伏发电单元2实时功率,PLOAD0为负荷实时功率。
所述步骤S70中根据所述制氢储氢单元11的工作状态、所述第一燃料电池发电单元1的工作状态以及所述DC/AC双向变流单元5的工作状态来确定并网型微电网系统的运行状态包括:
所述DC/AC双向变流单元5需与负荷功率平衡,并考虑利用所述光伏发电单元2的富电制氢。所述光伏发电单元2以MPPT模式(最大功率点跟踪,Maximum Power PointTracking)运行,以保证光伏发电单元2的最大出力。所述蓄电池3以恒功率模式运行以稳定直流母线4电压并吸收所述光伏发电单元2的多余出力。所述光伏发电单元2以MPPT模式运行。所述第一燃料电池发电单元1停运。所述制氢储氢单元11持续运行并利用所述光伏发电单元2的富电制氢。所述并网开关8闭合,电网作为V/f源,且电网交换功率为0。所述第二燃料电池发电单元7手动启动或停止。
作为实施例二的改进,在一些实施例中,所述步骤S60中根据所述制氢实时功率、光伏发电单元2实时功率、负荷实时功率、蓄电池3容量信息以及预设策略确定所述DC/AC双向变流单元5的工作状态还包括:
当PPV0-PLOAD0-PEHP<0且蓄电池3SOC>75%时,所述DC/AC双向变流单元5以恒功率AC模式运行,此时所述DC/AC双向变流单元5交流侧输出功率PPCS=PLOAD0+PEHP
其中,蓄电池3SOC为蓄电池3剩余电量。
所述步骤S70中根据所述制氢储氢单元11的工作状态、所述第一燃料电池发电单元1的工作状态以及所述DC/AC双向变流单元5的工作状态来确定并网型微电网系统的运行状态还包括:
所述DC/AC双向变流单元5需与负荷功率平衡。所述光伏发电单元2以MPPT模式(最大功率点跟踪,Maximum Power Point Tracking)运行,以保证光伏发电单元2的最大出力。所述蓄电池3以恒功率模式运行以用于稳定直流母线4电压和补充所述光伏发电单元2出力不足部分。所述第一燃料电池发电单元1停运。所述制氢储氢单元11持续运行,并采用谷电制氢。所述并网开关8闭合,电网作为V/f源,且电网交换功率为0。所述第二燃料电池发电单元7手动启动或停止。
作为实施例二的改进,在一些实施例中,所述步骤S60中根据所述制氢实时功率、光伏发电单元2实时功率、负荷实时功率、蓄电池3容量信息以及预设策略确定所述DC/AC双向变流单元5的工作状态还包括:
当PPV0-PLOAD0-PEHP<0且蓄电池3 55%<SOC<75%时,所述DC/AC双向变流单元5以恒功率DC模式运行,传输光伏出力,此时所述DC/AC双向变流单元5直流侧功率为:PPCS=PPV0
所述步骤S70中根据所述制氢储氢单元11的工作状态、所述第一燃料电池发电单元1的工作状态以及所述DC/AC双向变流单元5的工作状态来确定并网型微电网系统的运行状态还包括:
所述光伏发电单元2以MPPT模式(最大功率点跟踪,Maximum Power PointTracking)运行,以保证光伏发电单元2的最大出力。所述蓄电池3以恒功率模式运行以稳定直流母线4电压。所述第一燃料电池发电单元1停运。所述制氢储氢单元11持续运行,并采用谷电制氢。所述并网开关8闭合,电网作为V/f源以补充光伏出力不足部分。所述第二燃料电池发电单元7手动启动或停止。
作为实施例二的改进,在一些实施例中,所述步骤S60中根据所述制氢实时功率、光伏发电单元2实时功率、负荷实时功率、蓄电池3容量信息以及预设策略确定所述DC/AC双向变流单元5的工作状态还包括:
当PPV0-PLOAD0-PEHP<0且蓄电池3SOC<55%时,此时光伏出力与电网反送电给蓄电池3充电至SOC健康水平,此时所述DC/AC双向变流单元5直流侧功率为:PPCS=-5kW。
所述步骤S70中根据所述制氢储氢单元11的工作状态、所述第一燃料电池发电单元1的工作状态以及所述DC/AC双向变流单元5的工作状态来确定并网型微电网系统的运行状态还包括:
所述光伏发电单元2以MPPT模式(最大功率点跟踪,Maximum Power PointTracking)运行,以保证光伏发电单元2的最大出力。对所述蓄电池3进行充电。所述第一燃料电池发电单元1停运。所述制氢储氢单元11持续运行,并采用谷电制氢。所述并网开关8闭合,电网作为V/f源以补充光伏出力不足部分。所述第二燃料电池发电单元7手动启动或停止。
作为实施例二的改进,在一些实施例中,所述步骤S60中根据所述制氢实时功率、光伏发电单元2实时功率、负荷实时功率、蓄电池3容量信息以及预设策略确定所述DC/AC双向变流单元5的工作状态还包括:
当前电网电价处于峰值时,此时所述第一燃料电池发电单元1处于运行状态,此时所述DC/AC双向变流单元5处于恒功率AC模式,与负荷功率平衡,其输出功率PPCS=PLOAD0+PEHP
所述步骤S70中根据所述制氢储氢单元11的工作状态、所述第一燃料电池发电单元1的工作状态以及所述DC/AC双向变流单元5的工作状态来确定并网型微电网系统的运行状态还包括:
所述光伏发电单元2以MPPT模式(最大功率点跟踪,Maximum Power PointTracking)运行,以保证光伏发电单元2的最大出力。所述蓄电池3以恒功率模式运行以稳定直流母线4电压。所述第一燃料电池发电单元1运行以补充出力不足部分,并给所述蓄电池3充电以确保其SOC处于预设范围。所述制氢储氢单元11持续运行,并利用所述光伏发电单元2的富电制氢。所述并网开关8闭合,电网作为V/f源,且电网交换功率为0。所述第二燃料电池发电单元7手动启动或停止。
通过以上实施例的描述可知,提供了一种具有氢能循环利用的并网型微电网系统极其控制方法,所述并网型微电网系统充分发挥了直流电优势,由于储能电池组、光伏、PEMFC燃料电池输出均为直流电,因此所述并网型微电网系统采用了统一的大容量DC/AC双向变流单元5,各主电源分别通过一DC/DC变流单元接入直流母线4,使得整个微电网的成本控制的相对较低,且效率较高;又由于采用一个集中的大容量DC/AC双向变流单元5,直流侧仅需要控制直流母线4电压即可,因此整个系统的控制相比交流系统变得简单。适用用于为园区、楼宇提供用电经济最优化解决方案。所述控制方法通过以用电成本最少为目标,制定了相应的控制策略,通过判定电转氢成本与购电成本,进而控制电解水制氢装置的运行状态及运行功率;通过判定氢转电成本与购电成本,进而控制PEMFC燃料电池的运行状态及运行功率;综合判定上述各环节运行状态,最终确定DC/AC双向变流器的运行模式与运行功率,从而有效地解决了目前电解水制氢用电消耗过大、经济性较差的技术问题,实现氢能利用的经济性最优的目标。
在本说明书的描述中,参考术语“一些实施例”等的描述意指结合所述实施例或示例描述的具体特征包含于本发明的至少一个实施例或示例中。在本说明书中,对上述术语的示意性表述不一定指的是相同的实施例或示例。而且,描述的具体特征可以在任何的一个或多个实施例或示例中以合适的方式结合。
以上已经描述了本发明的各实施例,上述说明是示例性的,并非穷尽性的,并且也不限于所披露的各实施例。在不偏离所说明的各实施例的范围和精神的情况下,对于本技术领域的普通技术人员来说许多修改和变更都是显而易见的。本文中所用术语的选择,旨在最好地解释各实施例的原理、实际应用或对市场中的技术改进,或者使本技术领域的其它普通技术人员能理解本文披露的各实施例。

Claims (12)

1.一种具有氢能循环利用的并网型微电网系统,其特征在于,包括依次连接的直流母线、DC/AC双向变流单元和交流母线;所述直流母线上连接有第一燃料电池发电单元、光伏发电单元和蓄电池;所述交流母线上连接有第二燃料电池发电单元、并网开关、负荷供电单元和制氢储氢单元;
其中,所述并网开关用于控制所述微电网系统的并网或脱网;所述制氢储氢单元用于制取氢气并储存制取的氢气;所述第一燃料电池发电单元用于利用所述氢气进行发电,所述光伏发电单元用于利用太阳能进行发电,所述第二燃料电池发电单元用于利用所述氢气进行发电;所述第一燃料电池发电单元、光伏发电单元和第二燃料电池发电单元发电得到的电能的部分通过所述负荷供电单元向负荷供电,部分储存于所述蓄电池中。
2.如权利要求1所述的具有氢能循环利用的并网型微电网系统,其特征在于,所述第一燃料电池发电单元为PEMFC燃料电池发电单元,所述第二燃料电池发电单元为SOFC燃料电池发电单元。
3.如权利要求1所述的具有氢能循环利用的并网型微电网系统,其特征在于,第一燃料电池发电单元、光伏发电单元和蓄电池分别通过一DC/DC变流单元与所述直流母线连接;所述第二燃料电池发电单元通过一DC/AC逆变单元与所述交流母线连接。
4.一种如所述权利要求1-3任一项所述的具有氢能循环利用的并网型微电网系统的控制方法,其特征在于,包括如下步骤:
获取所述制氢储氢单元可用状态信息、当前电网电价信息和所述光伏发电单元工作状态信息;
根据所述制氢储氢单元可用状态信息、当前电网电价信息、光伏发电单元工作状态信息以及预设策略确定所述制氢储氢单元的工作状态;
获取所述第一燃料电池发电单元可用状态信息和蓄电池容量信息;
根据所述第一燃料电池发电单元可用状态信息、当前电网电价信息、光伏发电单元工作状态信息、蓄电池容量信息以及预设策略确定所述第一燃料电池发电单元的工作状态;
获取所述制氢储氢单元的制氢实时功率、光伏发电单元实时功率和负荷实时功率;
根据所述制氢实时功率、光伏发电单元实时功率、负荷实时功率、蓄电池容量信息以及预设策略确定所述DC/AC双向变流单元的工作状态;
根据所述制氢储氢单元的工作状态、所述第一燃料电池发电单元的工作状态以及所述DC/AC双向变流单元的工作状态来确定并网型微电网系统的运行状态。
5.如权利要求4所述的控制方法,其特征在于,还包括如下步骤:
获取并网型微电网系统的设备信息;
根据所述设备信息判断并网型微电网系统的设备是否存在故障,若任一设备故障,则控制所述并网开关断开使得微电网脱网,若无设备故障,则控制所述并网开关闭合使得微电网并网。
6.如权利要求4所述的控制方法,其特征在于,所述根据所述第一燃料电池发电单元可用状态信息、当前电网电价信息、光伏发电单元工作状态信息、蓄电池容量信息以及预设策略确定所述第一燃料电池发电单元的工作状态包括:
如果所述制氢储氢单元不可用,则保持装置停运,PEHP=0;
如果所述制氢储氢单元可用,则启动电解水制氢装置:当电网电价处于谷电时,则采用谷电制氢,PEHP=PEHP_MAX;当电网电价处于平电或峰电状态时,若光伏出力富足,则多余光伏发电得到的电能用于制氢,若光伏出力不足,则维持所述制氢储氢单元低功率运行;
其中,PEHP所述制氢储氢单元的制氢实时功率,PEHP_MAX为所述制氢储氢单元的最大制氢功率。
7.如权利要求4所述的控制方法,其特征在于,所述根据所述第一燃料电池发电单元可用状态信息、当前电网电价信息、光伏发电单元工作状态信息、蓄电池容量信息以及预设策略确定所述第一燃料电池发电单元的工作状态包括:
如果所述第一燃料电池不可用,则保持所述第一燃料电池停运,PPEM=0;
如果所述第一燃料电池可用,且电网电价处于谷价,则停运所述第一燃料电池;若电网电价处于峰价,则根据光伏发电单元出力与蓄电池容量确定所述第一燃料电池的启停与出力。
8.如权利要求4所述的控制方法,其特征在于,所述根据所述制氢实时功率、光伏发电单元实时功率、负荷实时功率、蓄电池容量信息以及预设策略确定所述DC/AC双向变流单元的工作状态包括:
当PPV0-PLOAD0-PEHP≥0时,所述DC/AC双向变流单元以恒功率AC模式运行,此时所述DC/AC双向变流单元交流侧输出功率PPCS=PLOAD0+PEHP
其中,PEHP所述制氢储氢单元的制氢实时功率,PPV0为光伏发电单元实时功率,PLOAD0为负荷实时功率;
根据所述制氢储氢单元的工作状态、所述第一燃料电池发电单元的工作状态以及所述DC/AC双向变流单元的工作状态来确定并网型微电网系统的运行状态包括:
所述DC/AC双向变流单元需与负荷功率平衡,并考虑利用所述光伏发电单元的富电制氢;所述蓄电池以恒功率模式运行以稳定直流母线电压并吸收所述光伏发电单元的多余出力;所述光伏发电单元以MPPT模式运行;所述第一燃料电池发电单元停运;所述制氢储氢单元持续运行并利用所述光伏发电单元的富电制氢;所述并网开关闭合,电网作为V/f源,且电网交换功率为0;所述第二燃料电池发电单元手动启动或停止。
9.如权利要求8所述的控制方法,其特征在于,所述根据所述制氢实时功率、光伏发电单元实时功率、负荷实时功率、蓄电池容量信息以及预设策略确定所述DC/AC双向变流单元的工作状态还包括:
当PPV0-PLOAD0-PEHP<0且蓄电池SOC>75%时,所述DC/AC双向变流单元以恒功率AC模式运行,此时所述DC/AC双向变流单元交流侧输出功率PPCS=PLOAD0+PEHP
其中,蓄电池SOC为蓄电池剩余电量;
根据所述制氢储氢单元的工作状态、所述第一燃料电池发电单元的工作状态以及所述DC/AC双向变流单元的工作状态来确定并网型微电网系统的运行状态还包括:
所述DC/AC双向变流单元需与负荷功率平衡;所述光伏发电单元以MPPT模式运行;所述蓄电池以恒功率模式运行以用于稳定直流母线电压和补充所述光伏发电单元出力不足部分;所述第一燃料电池发电单元停运;所述制氢储氢单元持续运行,并采用谷电制氢;所述并网开关闭合,电网作为V/f源,且电网交换功率为0;所述第二燃料电池发电单元手动启动或停止。
10.如权利要求9所述的控制方法,其特征在于,所述根据所述制氢实时功率、光伏发电单元实时功率、负荷实时功率、蓄电池容量信息以及预设策略确定所述DC/AC双向变流单元的工作状态还包括:
当PPV0-PLOAD0-PEHP<0且蓄电池55%<SOC<75%时,所述DC/AC双向变流单元以恒功率DC模式运行,传输光伏出力,此时所述DC/AC双向变流单元直流侧功率为:PPCS=PPV0
根据所述制氢储氢单元的工作状态、所述第一燃料电池发电单元的工作状态以及所述DC/AC双向变流单元的工作状态来确定并网型微电网系统的运行状态还包括:
所述光伏发电单元以MPPT模式运行;所述蓄电池以恒功率模式运行以稳定直流母线电压;所述第一燃料电池发电单元停运;所述制氢储氢单元持续运行,并采用谷电制氢;所述并网开关闭合,电网作为V/f源以补充光伏出力不足部分;所述第二燃料电池发电单元手动启动或停止。
11.如权利要求10所述的控制方法,其特征在于,所述根据所述制氢实时功率、光伏发电单元实时功率、负荷实时功率、蓄电池容量信息以及预设策略确定所述DC/AC双向变流单元的工作状态还包括:
当PPV0-PLOAD0-PEHP<0且蓄电池SOC<55%时,此时光伏出力与电网反送电给蓄电池充电至SOC健康水平,此时所述DC/AC双向变流单元直流侧功率为:PPCS=-5kW;
根据所述制氢储氢单元的工作状态、所述第一燃料电池发电单元的工作状态以及所述DC/AC双向变流单元的工作状态来确定并网型微电网系统的运行状态还包括:
所述光伏发电单元以MPPT模式运行;对所述蓄电池进行充电;所述第一燃料电池发电单元停运;所述制氢储氢单元持续运行,并采用谷电制氢;所述并网开关闭合,电网作为V/f源以补充光伏出力不足部分;所述第二燃料电池发电单元手动启动或停止。
12.如权利要求11所述的控制方法,其特征在于,所述根据所述制氢实时功率、光伏发电单元实时功率、负荷实时功率、蓄电池容量信息以及预设策略确定所述DC/AC双向变流单元的工作状态还包括:
当前电网电价处于峰值时,此时所述第一燃料电池发电单元处于运行状态,此时所述DC/AC双向变流单元处于恒功率AC模式,与负荷功率平衡,其输出功率PPCS=PLOAD0+PEHP
根据所述制氢储氢单元的工作状态、所述第一燃料电池发电单元的工作状态以及所述DC/AC双向变流单元的工作状态来确定并网型微电网系统的运行状态还包括:
所述光伏发电单元以MPPT模式运行;所述蓄电池以恒功率模式运行以稳定直流母线电压;所述第一燃料电池发电单元运行以补充出力不足部分,并给所述蓄电池充电以确保其SOC处于预设范围;所述制氢储氢单元持续运行,并利用所述光伏发电单元的富电制氢;所述并网开关闭合,电网作为V/f源,且电网交换功率为0;所述第二燃料电池发电单元手动启动或停止。
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