CN111668860B - 一种风氢耦合发电系统及其控制方法 - Google Patents

一种风氢耦合发电系统及其控制方法 Download PDF

Info

Publication number
CN111668860B
CN111668860B CN202010419248.7A CN202010419248A CN111668860B CN 111668860 B CN111668860 B CN 111668860B CN 202010419248 A CN202010419248 A CN 202010419248A CN 111668860 B CN111668860 B CN 111668860B
Authority
CN
China
Prior art keywords
wind
power
pmsg
fuel cell
soc
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
CN202010419248.7A
Other languages
English (en)
Other versions
CN111668860A (zh
Inventor
李升�
夏书悦
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Nanjing Institute of Technology
Original Assignee
Nanjing Institute of Technology
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Nanjing Institute of Technology filed Critical Nanjing Institute of Technology
Priority to CN202010419248.7A priority Critical patent/CN111668860B/zh
Publication of CN111668860A publication Critical patent/CN111668860A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN111668860B publication Critical patent/CN111668860B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Images

Classifications

    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/28—Arrangements for balancing of the load in a network by storage of energy
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J1/00—Circuit arrangements for dc mains or dc distribution networks
    • H02J1/10—Parallel operation of dc sources
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J1/00—Circuit arrangements for dc mains or dc distribution networks
    • H02J1/10—Parallel operation of dc sources
    • H02J1/109—Scheduling or re-scheduling the operation of the DC sources in a particular order, e.g. connecting or disconnecting the sources in sequential, alternating or in subsets, to meet a given demand
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J1/00—Circuit arrangements for dc mains or dc distribution networks
    • H02J1/14—Balancing the load in a network
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J3/00—Circuit arrangements for ac mains or ac distribution networks
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/381—Dispersed generators
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J7/00—Circuit arrangements for charging or depolarising batteries or for supplying loads from batteries
    • H02J7/34—Parallel operation in networks using both storage and other dc sources, e.g. providing buffering
    • H02J7/345—Parallel operation in networks using both storage and other dc sources, e.g. providing buffering using capacitors as storage or buffering devices
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2203/00—Indexing scheme relating to details of circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J2203/10—Power transmission or distribution systems management focussing at grid-level, e.g. load flow analysis, node profile computation, meshed network optimisation, active network management or spinning reserve management
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2203/00—Indexing scheme relating to details of circuit arrangements for AC mains or AC distribution networks
    • H02J2203/20—Simulating, e g planning, reliability check, modelling or computer assisted design [CAD]
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2207/00—Indexing scheme relating to details of circuit arrangements for charging or depolarising batteries or for supplying loads from batteries
    • H02J2207/50—Charging of capacitors, supercapacitors, ultra-capacitors or double layer capacitors
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
    • H02J2300/20—The dispersed energy generation being of renewable origin
    • H02J2300/28—The renewable source being wind energy
    • H—ELECTRICITY
    • H02—GENERATION; CONVERSION OR DISTRIBUTION OF ELECTRIC POWER
    • H02J—CIRCUIT ARRANGEMENTS OR SYSTEMS FOR SUPPLYING OR DISTRIBUTING ELECTRIC POWER; SYSTEMS FOR STORING ELECTRIC ENERGY
    • H02J2300/00—Systems for supplying or distributing electric power characterised by decentralized, dispersed, or local generation
    • H02J2300/30—The power source being a fuel cell
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E10/00—Energy generation through renewable energy sources
    • Y02E10/70—Wind energy
    • Y02E10/76—Power conversion electric or electronic aspects
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/30—Hydrogen technology
    • Y02E60/36—Hydrogen production from non-carbon containing sources, e.g. by water electrolysis
    • Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E70/00—Other energy conversion or management systems reducing GHG emissions
    • Y02E70/30—Systems combining energy storage with energy generation of non-fossil origin

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Fuel Cell (AREA)

Abstract

本发明公开了一种风氢耦合发电系统及其控制方法，风力发电机组、碱式电解槽、燃料电池和超级电容器分别通过双向DC/DC耦合于直流母线，直流母线通过DC/AC逆变器接入电网；风力发电机组将风能转化为电能实时向直流母线输送能量，若风电出力大于负荷需求，则将剩余电能输送电解槽对水进行电解，产生氢气储存到储氢罐中；若风电出力小于负荷需求，则燃料电池将氢气作为燃料，产生电能向直流母线输送能量。本发明中将电解槽与燃料电池作为能量型单元，并采用超级电容器来平抑系统中电解槽与燃料电池延迟响应引起的波动。

Description

一种风氢耦合发电系统及其控制方法
技术领域
本发明具体涉及一种风氢耦合发电系统，还涉及此风氢耦合发电系统的控制方法，属于新能源并网运行技术领域。
背景技术
随着环境问题的逐渐恶化以及能源危机的不断加剧，环境问题尤其是城市空气污染问题已成为影响居民幸福感的重要指标，风能的研究和推广越来越受到重视。但是，风力发电的波动性、间歇性及不可控性造成了其单独并网运行时会出现反调峰特性，进一步增加了电网调峰的压力，迫使风电场弃风升值停运现象严重。目前，储能技术被提出用来解决“弃风”问题，但是现有的储能技术例如抽水蓄能，太过依赖于水源和地势，投资周期长；压缩空气储能，依赖于地质条件和一定的化石燃料；飞轮储能，效率低，容量小；电化学电池，受到成本和技术成熟度的限制。
发明内容
本发明的目的在于克服现有技术中的不足，提供了一种风氢耦合发电系统及其控制方法，解决了现有技术中风力发电存在弃风的技术问题。
为解决上述技术问题，本发明提供了一种风氢耦合发电系统，其特征是，包括风力发电机组、碱式电解槽、燃料电池和超级电容器；
风力发电机组、碱式电解槽、燃料电池和超级电容器分别通过双向DC/DC耦合于直流母线，直流母线通过DC/AC逆变器接入电网；
风力发电机组将风能转化为电能实时向直流母线输送能量，若风电出力大于负荷需求，则将剩余电能输送电解槽对水进行电解，产生氢气储存到储氢罐中；若风电出力小于负荷需求，则燃料电池将氢气作为燃料，产生电能向直流母线输送能量。
相应的，本发明还提供了一种风氢耦合发电系统的控制方法，其特征是，包括以下过程：
获取风力发电机组模块、电解槽模块、储氢罐模块、燃料电池模块和超级电容器模块以及风氢耦合发电系统的数学模型；
获取风电出力和负荷需求；
若风电出力大于负荷需求，则将剩余电能输送电解槽对水进行电解，产生氢气储存到储氢罐中；
若风电出力小于负荷需求，则燃料电池将氢气作为燃料，产生电能向直流母线输送能量。。
进一步的，所述若风电出力大于负荷需求，则将剩余电能输送电解槽对水进行电解产生氢气储存到储氢罐中，包括：
当满足Pw＞Ps,H2≥H2max,SOC≥SOCmax，即储氢罐达到压力上限，并且SC达到荷电状态上限值，则电解槽处于停运状态，超级电容器处于停运状态；
当满足Pw＞Ps,H2≥H2max,SOC＜SOCmax，即储氢罐达到压力上限，则电解槽处于停运状态，超级电容器充电，消纳多余风能；
当满足Pw＞Ps,H2＜H2max,Pw-Ps＞PEL max,SOC≥SOCmax，即PMSG出力与网侧负荷需求差值大于EL最大消纳功率，则电解槽处于最大功率运行状态，消纳多余风能，但SC达到荷电状态上限值，超级电容器停运；
当满足Pw＞Ps,H2＜H2max,Pw-Ps＞PEL max,SOC＜SOCmax，即PMSG出力与网侧负荷需求差值大于EL最大消纳功率，则电解槽处于最大功率运行状态，SC未达到荷电状态上限值，超级电容器辅助充电，消纳多余风能；
当满足Pw＞Ps,H2＜H2max,PELmin＜Pw-Ps＜PEL max，即PMSG出力与网侧负荷需求差值在EL最大和最小消纳功率之间，储氢罐未达压力上限，则电解槽处于运行状态，超级电容器停运；
当满足Pw＞Ps,H2＜H2max,Pw-Ps＜PEL min,SOC≥SOCmax，即PMSG出力与网侧负荷需求差值小EL最小消纳功率，则电解槽处于最小功率运行状态，SC达到荷电状态上限，辅助放电，消纳多余风能；
当满足Pw＞Ps,H2＜H2max,Pw-Ps＜PEL min,SOC＜SOCmax，即PMSG出力与网侧负荷需求差值小于EL最小消纳功率，则电解槽处于停运状态，SC未达到荷电状态上限，则SC充电，消纳多余风能；
其中，Ps为负荷需求，H2为储氢罐中氢气压力值，H2max为储氢罐的最大压力值，PEL max为电解槽最大消纳功率，PEL min为电解槽最小消纳功率，SOCmax为荷电状态上限值。
进一步的，所述若风电出力小于负荷需求，则燃料电池将氢气作为燃料产生电能向直流母线输送能量，包括：
当满足Pw＜Ps,H2≤H2min,SOC≤SOCmin，即储氢罐与SC荷电状态达到下限，则燃料电池处于停运状态，超级电容器处于停运状态；
当满足Pw＜Ps,H2≤H2min,SOC＞SOCmin，即储氢罐达到下限，燃料电池处于停运状态，但SC未达到下限，则超级电容器放电；
当满足Pw＜Ps,H2＞H2min,|Pw-Ps|＞PFC max,SOC≤SOCmin，即PMSG出力与网侧负荷需求差值大于燃料电池最大出力，且储氢罐未达下限值，则燃料电池处于最大功率运行状态，补充功率缺额，但SC达到荷电状态下限，超级电容器停运；
当满足Pw＜Ps,H2＞H2min,|Pw-Ps|＞PFC max,SOC＞SOCmin，即PMSG出力与网侧负荷需求差值大于燃料电池最大出力，且储氢罐未达下限值，则燃料电池处于最大功率运行状态，且SC未达下限，超级电容器辅助放电，补充功率缺额；
当满足Pw＜Ps,H2＞H2min,PFC min＜|Pw-Ps|＜PFC max，即PMSG出力与网侧负荷需求差值介于燃料电池最大和最小出力之间，且储氢罐未达下限值，则燃料电池处于运行状态，补充功率缺额，超级电容器停运；
当满足Pw＜Ps,H2＞H2min,|Pw-Ps|＜PFC min,SOC≤SOCmin，即PMSG出力与网侧负荷需求差值小于燃料电池最小出力且储氢罐未达下限值，则燃料电池处于最小功率运行状态，补充功率缺额，但SC达到下限，则超级电容器充电；
当满足Pw＜Ps,H2＞H2min,|Pw-Ps|＜PFC min,SOC＞SOCmin，即PMSG出力与网侧负荷需求差值小于燃料电池最小出力且储氢罐未达下限值，燃料电池处于最小功率运行状态，补充功率缺额，SC未达到下限，超级电容器仍辅助充电；
其中，Ps为负荷需求，H2为储氢罐中氢气压力值，H2min为储氢罐的最小压力值，PFC max为燃料电池最大出力，PFC min为燃料电池最小出力，SOCmin为荷电状态下限值。
进一步的，所述风力发电机组数学模型，包括：
风力发电机的风能捕获数学表达式为：
Figure BDA0002496302820000041
式中：r为叶片半径；Cp为风能利用系数；λ为叶尖速比；β为桨距角；ρ为空气密度；v为风速；
风能转换为电能的效率用风能利用系数表示：
Figure BDA0002496302820000051
Figure BDA0002496302820000052
Figure BDA0002496302820000053
式中：n为转速；λi为中间变量；
PMSG在dq坐标下电压与磁链关系：
Figure BDA0002496302820000054
式中：Uwd和Uwq分别为dq轴下电压；Iwd和Iwq分别为dq轴下电流；ψwd和ψwq分别为dq轴的磁链；ωr为电气角速度；Rw为定子绕组电阻；
磁链与电流关系式为：
Figure BDA0002496302820000055
式中：ψf和ψw0分别为永磁体主磁链与零轴磁链；Lwd、Lwq、Lw0分别为dq0轴的等效电感，Iw0为零轴电流；
PMSG转子运动方程表示为：
Figure BDA0002496302820000056
Figure BDA0002496302820000057
式中：Tm与Te分别为机械转矩和电磁转矩；J为永磁机转子转动惯量；B为永磁机粘滞系数；Nwp为永磁机磁极对数；
本文采用径向表面分布的永磁体，即Lwd＝Lwq，电磁转矩可以进一步简化为：
Figure BDA0002496302820000061
PMSG发出的有功功率和无功功率可以表示为：
Figure BDA0002496302820000062
Qw＝UwqIwd-UwdIwq
式中：Pw与Qw分别PMSG发出的有功功率和无功功率；
dq轴下PMSG网侧电压方程可以表示为：
Figure BDA0002496302820000063
Figure BDA0002496302820000064
PMSG注入电网有功功率与无功功率的数学方程为：
Figure BDA0002496302820000065
式中：Ugd、Ugq为PMSG网侧变流器端口dq轴等效电压；Igq、Igd为PMSG网侧dq轴等效的电感电流；Sgd、Sgq为PMSG网侧变流器dq轴等效脉冲信号；egd、egq为PMSG网侧机端dq轴等效电压；Rg、Lg分别为PMSG网侧线路电阻和电感；Cdc为直流母线电容；Udc为直流母线电压；II为流入网侧变流器的直流电流。
进一步的，所述碱性电解槽数学模型，包括：
法拉第定律的电解方程可简单表述如下：
Figure BDA0002496302820000066
式中：I为电流；t为时间；z为物质的离子价电子数目；F为法拉第常数；η为摩尔数；
EL的电堆电压方程为：
Figure BDA0002496302820000071
式中：Uel_stack、Iel分别为EL电堆电压与电感电流；U0为电池可逆电压；r1和r2为电解溶液欧姆参数；t1、t2、t3、s1、s2、s3为电极过电压参数；Ael为电极反应面积；Tel为电解液温度；Nel为单体EL串联个数；
EL消耗功率的数学表达式为：
Pel＝Uel_stack·Iel
进一步的，所述燃料电池数学模型，包括
PEMFC电堆电压方程为：
Ufc_stack＝Mfc(Unerst-Uact-Uohm-Ucon)
式中：Ufc_stack、Unerst、Uact、Uohm、Ucon分别表示电堆电压、电力学电动势、活化过电压、欧姆过电压和浓差过电压；Mfc表示PEMFC单体串联个数；
PEMFC消耗功率数学表达式为：
Pfc＝Ufc_stack·Ifc
式中：Ifc表示燃料电池电流。
进一步的，所述超级电容器数学模型，包括：
超级电容器是经典的双电层电容器，等效电容为：
Figure BDA0002496302820000072
式中：A与B为SC串联和并联个数；Csc为SC等效总电容；Cf为SC的单体电容；
SC吸收或释放的能量为：
Figure BDA0002496302820000081
式中：U1与U2为SC初始电压和状态电压；Psc为吸收或释放能量。
进一步的，所述风氢耦合发电系统数学模型，包括：
PMSG单元、EL单元、PEMFC单元和SC单元功率与直流母线电压的关系为：
Figure BDA0002496302820000082
式中：Udc、Cdc分别为直流母线电压和电容。
与现有技术相比，本发明所达到的有益效果是：本发明中的氢能具有清洁、能量密度高、便于储存及运输的优点，将电解槽与燃料电池作为能量型单元，并采用超级电容器来平抑系统中电解槽与燃料电池延迟响应引起的波动。本发明的方法充分考虑到氢能的低污染的特性，最大限度消纳风电功率，实现削峰填谷，且确保各单元输出功率相对平稳，保证电能质量优良、风能渗透率高、上网平滑以及系统可靠运行。
附图说明
图1为本发明控制方法的流程图；
图2为直驱永磁风力发电机组模型总体结构图；
图3为本发明风氢耦合发电系统结构图；
图4为本发明风氢耦合发电系统的控制流程图。
具体实施方式
下面结合附图对本发明作进一步描述。以下实施例仅用于更加清楚地说明本发明的技术方案，而不能以此来限制本发明的保护范围。
氢能具有清洁、能量密度高、便于储存及运输的优点，将电解槽与燃料电池作为能量型单元符合国家发展纯绿色能源的理念；超级电容器具有功率密度高、充放电速度快的优点，用其来平抑风氢耦合发电系统中电解槽和燃料电池延迟响应所引起的波动。因此，利用电解槽和燃料电池与超级电容器优势互补的风电制氢方式平抑功率波动是保证电网运行可靠的有效方法。
本发明中的风氢耦合发电系统，包括风力发电机组、碱式电解槽、燃料电池和超级电容器分别通过双向DC/DC耦合于直流母线，直流母线通过DC/AC逆变器接入电网；
风力发电机组将风能转化为电能实时向直流母线输送能量，若风电出力大于负荷需求，则将剩余电能输送电解槽对水进行电解，产生氢气储存到储氢罐中；若风电出力小于负荷需求，则燃料电池将氢气作为燃料，产生电能向直流母线输送能量。
电解制氢和燃料电池作为辅助能量缓冲装置储能来削峰填谷。电解槽和燃料电池动态响应速度慢且能量密度低，加入超级电容器来平抑直流母线电压的不稳定。
本发明的风氢耦合发电系统的发电原理为：参见图1所示，当风电功率大于地方负荷需求时，碱性电解槽用于消纳富余的风电功率，碱性电解槽利用风能将水电解生成氢气和氧气，一部分氢气用于近区或者工业利用；另一部分氢气经压缩、存储于储氢罐中。当地方负荷需求大于风电功率，储氢罐中氢气为燃料电池提供燃料，燃料电池工作输出电能补充地方负荷需求，燃料电池燃氢的产物(水)通过管道为电解槽提供电解原料，保证电网可靠运行。
综上所述，风氢耦合发电系统利用氢能作为储能介质来平衡风电生产与消纳，同时平抑风电波动功率。
基于上述风氢耦合发电系统的本发明的一种风氢耦合发电系统的控制方法，建立风力发电机模块、电解槽模块、储氢罐模块、燃料电池模块和超级电容器模块以及风氢耦合发电系统模型，参见图1所示，包括以下步骤：
步骤1，建立风力发电机组数学模型
本发明中通过风机将捕获的风能转换为机械能，再由直驱永磁风力发电机(permanent magnet synchronous gennrator,PMSG)将机械能转换为电能，由于PMSG相对于双馈风力发电机具有寿命长、成本低、安装方便、运行可靠性等优点，因此，本实施例中选取PMSG作为动力源。
直驱永磁风力发电机组模型总体结构如图2所示。在PMSG机侧变流器的控制下，风能-功率模型输出功率为Pm，PMSG机侧d轴采用参考值为0的单环控制，避免主磁链消磁，q轴则采用的是功率外环电流内环的单环控制实现最优功率Ps的输出；网侧变流器通过d轴的双环控制，实现了直流母线电压的稳定，注入电网的功率Pg。
风力发电机的风能捕获数学表达式为：
Figure BDA0002496302820000101
式中：r为叶片半径；Cp为风能利用系数；λ为叶尖速比；β为桨距角；ρ为空气密度；v为风速。
风能转换为电能的效率用风能利用系数表示：
Figure BDA0002496302820000102
Figure BDA0002496302820000103
Figure BDA0002496302820000104
式中：n为转速；λi为中间变量。
PMSG在dq坐标下电压与磁链关系：
Figure BDA0002496302820000111
式中：Uwd和Uwq分别为dq轴下电压；Iwd和Iwq分别为dq轴下电流；ψwd和ψwq分别为dq轴的磁链；ωr为电气角速度；Rw为定子绕组电阻。
磁链与电流关系式为：
Figure BDA0002496302820000112
式中：ψf和ψw0分别为永磁体主磁链与零轴磁链；Lwd、Lwq、Lw0分别为dq0轴的等效电感，Iw0为零轴电流。
PMSG转子运动方程表示为：
Figure BDA0002496302820000113
Figure BDA0002496302820000114
式中：Tm与Te分别为机械转矩和电磁转矩；J为永磁机转子转动惯量；B为永磁机粘滞系数；Nwp为永磁机磁极对数。
本文采用径向表面分布的永磁体，即Lwd＝Lwq，电磁转矩可以进一步简化为：
Figure BDA0002496302820000115
PMSG发出的有功功率和无功功率可以表示为：
Figure BDA0002496302820000116
Qw＝UwqIwd-UwdIwq
式中：Pw与Qw分别PMSG发出的有功功率和无功功率。
dq轴下PMSG网侧电压方程可以表示为：
Figure BDA0002496302820000121
Figure BDA0002496302820000122
PMSG注入电网有功功率与无功功率的数学方程为：
Figure BDA0002496302820000123
式中：Ugd、Ugq为PMSG网侧变流器端口dq轴等效电压；Igq、Igd为PMSG网侧dq轴等效的电感电流；Sgd、Sgq为PMSG网侧变流器dq轴等效脉冲信号；egd、egq为PMSG网侧机端dq轴等效电压；Rg、Lg分别为PMSG网侧线路电阻和电感；Cdc为直流母线电容；Udc为直流母线电压；II为流入网侧变流器的直流电流。
步骤2，建立碱性电解槽数学模型
当风电功率大于地方负荷需求时，剩余功率通过碱性电解槽(EL)将氢能压缩存储于储氢罐中，以便燃料电池使用或者提供给其他工业。OH-在阳极失去电子产生氧气，H+在阴极得到电子产生氢气，混合在水中的KOH溶液增大了电解液的导电能力。主要化学反应有：
H2O＝H++OH-
4OH--4e-＝2H2O+O2
4H++4e+＝2H2
Figure BDA0002496302820000124
法拉第定律的电解方程可简单表述如下：
Figure BDA0002496302820000131
式中：I为电流；t为时间；z为物质的离子价电子数目；F为法拉第常数；η为摩尔数。
EL的电堆电压方程为：
Figure BDA0002496302820000132
式中：Uel_stack、Iel分别为EL电堆电压与电感电流；U0为电池可逆电压；r1和r2为电解溶液欧姆参数；t1、t2、t3、s1、s2、s3为电极过电压参数；Ael为电极反应面积；Tel为电解液温度；Nel为单体EL串联个数。
EL消耗功率的数学表达式为：
Pel＝Uel_stack·Iel
步骤3，建立燃料电池数学模型
当风电功率小于地方负荷需求时，质子交换膜燃料电池(proton exchangemembrane fuel cell,PEMFC)与氢能反应快速补充功率缺额以保证电力系统安全稳定运行。PEMFC在化学反应上属于电解水的逆反应，阳极的氢气失去电子产生氢离子，阴极的氧气与氢离子反应，产生的水以及剩余的热量顺着管道一起排出，剩余燃料则顺着另一条管道排出。
PEMFC的主要化学反应为：
H2→2H++2e-
Figure BDA0002496302820000133
Figure BDA0002496302820000134
PEMFC电堆电压方程为：
Ufc_stack＝Mfc(Unerst-Uact-Uohm-Ucon)
式中：Ufc_stack、Unerst、Uact、Uohm、Ucon分别表示电堆电压、电力学电动势、活化过电压、欧姆过电压和浓差过电压；Mfc表示PEMFC单体串联个数。
PEMFC消耗功率数学表达式为：
Pfc＝Ufc_stack·Ifc
式中：Ifc表示燃料电池电流。
步骤4，建立超级电容器数学模型
本发明考虑到EL和PEMFC动态响应速度慢的特性，引入超级电容器(SC)来解决系统响应时直流母线功率的不平衡量。超级电容器与EL和PEMFC共同通过DC/DC变换器耦合于直流母线上，直流母线通过DC/AC逆变器将功率输送到外部电网中。超级电容器是经典的双电层电容器，等效电容为：
Figure BDA0002496302820000141
式中：A与B为SC串联和并联个数；Csc为SC等效总电容；Cf为SC的单体电容。
SC吸收或释放的能量为：
Figure BDA0002496302820000142
式中：U1与U2为SC初始电压和状态电压；Psc为吸收或释放能量。
步骤5，风氢耦合发电系统
本发明利用电解槽产生的氢气存储于储氢罐中，一部分供于近区氢负荷及远端工业用氢需求，另一部分作为PEMFC的燃料；参见图3所示，上层能量控制单元根据实时接收的PMSG单元、EL单元、PEMFC单元和SC单元的运行参数断定能量控制单元状态，能量控制单元给PMSG单元、EL单元、PEMFC单元和SC单元传递信号，各个单元的变流器即刻动作，协调完成上层能量控制单元的控制命令，保证能量控制单元出力可控，注入DC/AC并网单元的功率平滑，直流母线电压平稳，风能渗透率高。
PMSG单元、EL单元、PEMFC单元和SC单元与电网之间的电气联系与直流母线上的电容的电压动态方程息息相关，通过PMSG单元、EL单元、PEMFC单元和SC单元流入/流出直流母线电容的电流，确保系统功率的平衡性及直流母线电压实时稳定无波动。PMSG单元、EL单元、PEMFC单元和SC单元功率与直流母线电压的关系为：
Figure BDA0002496302820000151
式中：Udc、Cdc分别为直流母线电压和电容。
步骤6，风氢耦合发电系统的控制方法。
Ps为负荷需求，H2为储氢罐中氢气压力值，H2max为储氢罐的最大压力值，H2min为储氢罐的最小压力值，PEL max为电解槽最大消纳功率，PEL min为电解槽最小消纳功率，PFC max为燃料电池最大出力，PFC min为燃料电池最小出力，SOCmax为荷电状态上限值，SOCmin为荷电状态下限值。
风氢耦合发电系统的控制方法，参见图4所示，包括
风电出力大于负荷需求为高风速阶段：
当系统满足Pw＞Ps,H2≥H2max,SOC≥SOCmax，即储氢罐达到压力上限，并且SC达到荷电状态上限值，则电解槽处于停运状态，超级电容器处于停运状态；
当系统满足Pw＞Ps,H2≥H2max,SOC＜SOCmax，即储氢罐达到压力上限，则电解槽处于停运状态，超级电容器充电，消纳多余风能；
当系统满足Pw＞Ps,H2＜H2max,Pw-Ps＞PEL max,SOC≥SOCmax，即PMSG出力与网侧负荷需求差值大于EL最大消纳功率，则电解槽处于最大功率运行状态，消纳多余风能，但SC达到荷电状态上限值，超级电容器停运；
当系统满足Pw＞Ps,H2＜H2max,Pw-Ps＞PEL max,SOC＜SOCmax，即PMSG出力与网侧负荷需求差值大于EL最大消纳功率，则电解槽处于最大功率运行状态，SC未达到荷电状态上限值，超级电容器辅助充电，消纳多余风能；
当系统满足Pw＞Ps,H2＜H2max,PEL min＜Pw-Ps＜PEL max，即PMSG出力与网侧负荷需求差值在EL最大和最小消纳功率之间，储氢罐未达压力上限，则电解槽处于运行状态，超级电容器停运；
当系统满足Pw＞Ps,H2＜H2max,Pw-Ps＜PEL min,SOC≥SOCmax，即PMSG出力与网侧负荷需求差值小EL最小消纳功率，则电解槽处于最小功率运行状态，SC达到荷电状态上限，辅助放电，消纳多余风能；
当系统满足Pw＞Ps,H2＜H2max,Pw-Ps＜PEL min,SOC＜SOCmax，即PMSG出力与网侧负荷需求差值小于EL最小消纳功率，则电解槽处于停运状态，SC未达到荷电状态上限，则SC充电，消纳多余风能。
风电出力小于负荷需求为低风速阶段：
当系统满足Pw＜Ps,H2≤H2min,SOC≤SOCmin，即储氢罐与SC荷电状态达到下限，则燃料电池处于停运状态，超级电容器处于停运状态；
当系统满足Pw＜Ps,H2≤H2min,SOC＞SOCmin，即储氢罐达到下限，燃料电池处于停运状态，但SC未达到下限，则超级电容器放电；
当系统满足Pw＜Ps,H2＞H2min,|Pw-Ps|＞PFC max,SOC≤SOCmin，即PMSG出力与网侧负荷需求差值大于燃料电池最大出力，且储氢罐未达下限值，则燃料电池处于最大功率运行状态，补充功率缺额，但SC达到荷电状态下限，超级电容器停运；
当系统满足Pw＜Ps,H2＞H2min,|Pw-Ps|＞PFC max,SOC＞SOCmin，即PMSG出力与网侧负荷需求差值大于燃料电池最大出力，且储氢罐未达下限值，则燃料电池处于最大功率运行状态，且SC未达下限，超级电容器辅助放电，补充功率缺额；
当系统满足Pw＜Ps,H2＞H2min,PFC min＜|Pw-Ps|＜PFC max，即PMSG出力与网侧负荷需求差值介于燃料电池最大和最小出力之间，且储氢罐未达下限值，则燃料电池处于运行状态，补充功率缺额，超级电容器停运；
当系统满足Pw＜Ps,H2＞H2min,|Pw-Ps|＜PFC min,SOC≤SOCmin，即PMSG出力与网侧负荷需求差值小于燃料电池最小出力且储氢罐未达下限值，则燃料电池处于最小功率运行状态，补充功率缺额，但SC达到下限，则超级电容器充电；
当系统满足Pw＜Ps,H2＞H2min,|Pw-Ps|＜PFC min,SOC＞SOCmin，即PMSG出力与网侧负荷需求差值小于燃料电池最小出力且储氢罐未达下限值，燃料电池处于最小功率运行状态，补充功率缺额，SC未达到下限，超级电容器仍辅助充电。
本控制方法能够确保储氢罐压强、超级电容器荷电状态运行以及电解槽和燃料电池的运行在安全范围内，提高风能的利用率，实现削峰填谷，同时提高电网运行稳定性。
本发明的风氢耦合发电系统及其控制方法减缓风力机单独并网时上网功率的波动，平抑了风电功率波动，注入电网功率的电能质量良好，提高直流母线电压稳定性，降低电网调峰压力，提高风能利用率。
本领域内的技术人员应明白，本申请的实施例可提供为方法、系统、或计算机程序产品。因此，本申请可采用完全硬件实施例、完全软件实施例、或结合软件和硬件方面的实施例的形式。而且，本申请可采用在一个或多个其中包含有计算机可用程序代码的计算机可用存储介质(包括但不限于磁盘存储器、CD-ROM、光学存储器等)上实施的计算机程序产品的形式。
本申请是参照根据本申请实施例的方法、设备(系统)、和计算机程序产品的流程图和/或方框图来描述的。应理解可由计算机程序指令实现流程图和/或方框图中的每一流程和/或方框、以及流程图和/或方框图中的流程和/或方框的结合。可提供这些计算机程序指令到通用计算机、专用计算机、嵌入式处理机或其他可编程数据处理设备的处理器以产生一个机器，使得通过计算机或其他可编程数据处理设备的处理器执行的指令产生用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的装置。
这些计算机程序指令也可存储在能引导计算机或其他可编程数据处理设备以特定方式工作的计算机可读存储器中，使得存储在该计算机可读存储器中的指令产生包括指令装置的制造品，该指令装置实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能。
这些计算机程序指令也可装载到计算机或其他可编程数据处理设备上，使得在计算机或其他可编程设备上执行一系列操作步骤以产生计算机实现的处理，从而在计算机或其他可编程设备上执行的指令提供用于实现在流程图一个流程或多个流程和/或方框图一个方框或多个方框中指定的功能的步骤。
以上所述仅是本发明的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明技术原理的前提下，还可以做出若干改进和变型，这些改进和变型也应视为本发明的保护范围。

Claims (7)

1.一种风氢耦合发电系统的控制方法，其特征是，包括以下过程：
获取风力发电机组模块、电解槽模块、储氢罐模块、燃料电池模块和超级电容器模块以及风氢耦合发电系统的数学模型；
获取风电出力和负荷需求；
若风电出力大于负荷需求，则将剩余电能输送电解槽对水进行电解，产生氢气储存到储氢罐中；
若风电出力小于负荷需求，则燃料电池将氢气作为燃料，产生电能向直流母线输送能量；
其中，所述风力发电机组数学模型，包括：
风力发电机的风能捕获数学表达式为：
Figure FDA0004251609430000011
式中：r为叶片半径；Cp为风能利用系数；λ为叶尖速比；β为桨距角；ρ为空气密度；v为风速；
风能转换为电能的效率用风能利用系数表示：
Figure FDA0004251609430000012
Figure FDA0004251609430000013
Figure FDA0004251609430000014
式中：n为转速；λi为中间变量；
PMSG在dq坐标下电压与磁链关系：
Figure FDA0004251609430000021
式中：Uwd和Uwq分别为dq轴下电压；Iwd和Iwq分别为dq轴下电流；ψwd和ψwq分别为dq轴的磁链；ωr为电气角速度；Rw为定子绕组电阻；
磁链与电流关系式为：
Figure FDA0004251609430000022
式中：ψf和ψw0分别为永磁体主磁链与零轴磁链；Lwd、Lwq、Lw0分别为dq0轴的等效电感，Iw0为零轴电流；
PMSG转子运动方程表示为：
Figure FDA0004251609430000023
Figure FDA0004251609430000024
式中：Tm与Te分别为机械转矩和电磁转矩；J为永磁机转子转动惯量；B为永磁机粘滞系数；Nwp为永磁机磁极对数；
采用径向表面分布的永磁体，即Lwd＝Lwq，电磁转矩可以进一步简化为：
Figure FDA0004251609430000025
PMSG发出的有功功率和无功功率可以表示为：
Figure FDA0004251609430000026
Qw＝UwqIwd-UwdIwq
式中：Pw与Qw分别PMSG发出的有功功率和无功功率；
dq轴下PMSG网侧电压方程可以表示为：
Figure FDA0004251609430000031
Figure FDA0004251609430000032
PMSG注入电网有功功率与无功功率的数学方程为：
Figure FDA0004251609430000033
式中：Ugd、Ugq为PMSG网侧变流器端口dq轴等效电压；Igq、Igd为PMSG网侧dq轴等效的电感电流；Sgd、Sgq为PMSG网侧变流器dq轴等效脉冲信号；egd、egq为PMSG网侧机端dq轴等效电压；Rg、Lg分别为PMSG网侧线路电阻和电感；Cdc为直流母线电容；Udc为直流母线电压；II为流入网侧变流器的直流电流；ω0为额定角频率。
2.根据权利要求1所述的一种风氢耦合发电系统的控制方法，其特征是，所述若风电出力大于负荷需求，则将剩余电能输送电解槽对水进行电解产生氢气储存到储氢罐中，包括：
当满足Pw＞Ps,H2≥H2max,SOC≥SOCmax，即储氢罐达到压力上限，并且SC达到荷电状态上限值，则电解槽处于停运状态，超级电容器处于停运状态；
当满足Pw＞Ps,H2≥H2max,SOC＜SOCmax，即储氢罐达到压力上限，则电解槽处于停运状态，超级电容器充电，消纳多余风能；
当满足Pw＞Ps,H2＜H2max,Pw-Ps＞PELmax,SOC≥SOCmax，即PMSG出力与网侧负荷需求差值大于EL最大消纳功率，则电解槽处于最大功率运行状态，消纳多余风能，但SC达到荷电状态上限值，超级电容器停运；
当满足Pw＞Ps,H2＜H2max,Pw-Ps＞PELmax,SOC＜SOCmax，即PMSG出力与网侧负荷需求差值大于EL最大消纳功率，则电解槽处于最大功率运行状态，SC未达到荷电状态上限值，超级电容器辅助充电，消纳多余风能；
当满足Pw＞Ps,H2＜H2max,PELmin＜Pw-Ps＜PELmax，即PMSG出力与网侧负荷需求差值在EL最大和最小消纳功率之间，储氢罐未达压力上限，则电解槽处于运行状态，超级电容器停运；
当满足Pw＞Ps,H2＜H2max,Pw-Ps＜PELmin,SOC≥SOCmax，即PMSG出力与网侧负荷需求差值小EL最小消纳功率，则电解槽处于最小功率运行状态，SC达到荷电状态上限，辅助放电，消纳多余风能；
当满足Pw＞Ps,H2＜H2max,Pw-Ps＜PELmin,SOC＜SOCmax，即PMSG出力与网侧负荷需求差值小于EL最小消纳功率，则电解槽处于停运状态，SC未达到荷电状态上限，则SC充电，消纳多余风能；
其中，Ps为负荷需求，H2为储氢罐中氢气压力值，H2max为储氢罐的最大压力值，PELmax为电解槽最大消纳功率，PELmin为电解槽最小消纳功率，SOCmax为荷电状态上限值。
3.根据权利要求1所述的一种风氢耦合发电系统的控制方法，其特征是，所述若风电出力小于负荷需求，则燃料电池将氢气作为燃料产生电能向直流母线输送能量，包括：
当满足Pw＜Ps,H2≤H2min,SOC≤SOCmin，即储氢罐与SC荷电状态达到下限，则燃料电池处于停运状态，超级电容器处于停运状态；
当满足Pw＜Ps,H2≤H2min,SOC＞SOCmin，即储氢罐达到下限，燃料电池处于停运状态，但SC未达到下限，则超级电容器放电；
当满足Pw＜Ps,H2＞H2min,|Pw-Ps|＞PFCmax,SOC≤SOCmin，即PMSG出力与网侧负荷需求差值大于燃料电池最大出力，且储氢罐未达下限值，则燃料电池处于最大功率运行状态，补充功率缺额，但SC达到荷电状态下限，超级电容器停运；
当满足Pw＜Ps,H2＞H2min,|Pw-Ps|＞PFCmax,SOC＞SOCmin，即PMSG出力与网侧负荷需求差值大于燃料电池最大出力，且储氢罐未达下限值，则燃料电池处于最大功率运行状态，且SC未达下限，超级电容器辅助放电，补充功率缺额；
当满足Pw＜Ps,H2＞H2min,PFCmin＜|Pw-Ps|＜PFCmax，即PMSG出力与网侧负荷需求差值介于燃料电池最大和最小出力之间，且储氢罐未达下限值，则燃料电池处于运行状态，补充功率缺额，超级电容器停运；
当满足Pw＜Ps,H2＞H2min,|Pw-Ps|＜PFCmin,SOC≤SOCmin，即PMSG出力与网侧负荷需求差值小于燃料电池最小出力且储氢罐未达下限值，则燃料电池处于最小功率运行状态，补充功率缺额，但SC达到下限，则超级电容器充电；
当满足Pw＜Ps,H2＞H2min,|Pw-Ps|＜PFCmin,SOC＞SOCmin，即PMSG出力与网侧负荷需求差值小于燃料电池最小出力且储氢罐未达下限值，燃料电池处于最小功率运行状态，补充功率缺额，SC未达到下限，超级电容器仍辅助充电；
其中，Ps为负荷需求，H2为储氢罐中氢气压力值，H2min为储氢罐的最小压力值，PFCmax为燃料电池最大出力，PFCmin为燃料电池最小出力，SOCmin为荷电状态下限值。
4.根据权利要求1所述的一种风氢耦合发电系统的控制方法，其特征是，所述电解槽数学模型，包括：
法拉第定律的电解方程可简单表述如下：
Figure FDA0004251609430000051
式中：I为电流；t为时间；z为物质的离子价电子数目；F为法拉第常数；η为摩尔数；
EL的电堆电压方程为：
Figure FDA0004251609430000061
式中：Uel_stack、Iel分别为EL电堆电压与电感电流；U0为电池可逆电压；r1和r2为电解溶液欧姆参数；t1、t2、t3、s1、s2、s3为电极过电压参数；Ael为电极反应面积；Tel为电解液温度；Nel为单体EL串联个数；
EL消耗功率的数学表达式为：
Pel＝Uel_stack·Iel。
5.根据权利要求1所述的一种风氢耦合发电系统的控制方法，其特征是，所述燃料电池数学模型，包括
PEMFC电堆电压方程为：
Ufc_stack＝Mfc(Unerst-Uact-Uohm-Ucon)
式中：Ufc_stack、Unerst、Uact、Uohm、Ucon分别表示电堆电压、电力学电动势、活化过电压、欧姆过电压和浓差过电压；Mfc表示PEMFC单体串联个数；
PEMFC消耗功率数学表达式为：
Pfc＝Ufc_stack·Ifc
式中：Ifc表示燃料电池电流。
6.根据权利要求1所述的一种风氢耦合发电系统的控制方法，其特征是，所述超级电容器数学模型，包括：
超级电容器是经典的双电层电容器，等效电容为：
Figure FDA0004251609430000071
式中：A与B为SC串联和并联个数；Csc为SC等效总电容；Cf为SC的单体电容；
SC吸收或释放的能量为：
Psc＝Csc·[(AU1)2-(AU2)2]＝ABCf(U1 2-U2 2)
式中：U1与U2为SC初始电压和状态电压；Psc为吸收或释放能量。
7.根据权利要求1所述的一种风氢耦合发电系统的控制方法，其特征是，所述风氢耦合发电系统数学模型，包括：
PMSG单元、EL单元、PEMFC单元和SC单元功率与直流母线电压的关系为：
Figure FDA0004251609430000072
式中：Udc、Cdc分别为直流母线电压和电容，Pw为PMSG发出的有功功率，Psc为SC吸收或释放的能量，Pel为EL消耗功率，Pfc为PEMFC消耗功率。
CN202010419248.7A 2020-05-18 2020-05-18 一种风氢耦合发电系统及其控制方法 Active CN111668860B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202010419248.7A CN111668860B (zh) 2020-05-18 2020-05-18 一种风氢耦合发电系统及其控制方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202010419248.7A CN111668860B (zh) 2020-05-18 2020-05-18 一种风氢耦合发电系统及其控制方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN111668860A CN111668860A (zh) 2020-09-15
CN111668860B true CN111668860B (zh) 2023-06-30

Family

ID=72383781

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202010419248.7A Active CN111668860B (zh) 2020-05-18 2020-05-18 一种风氢耦合发电系统及其控制方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN111668860B (zh)

Families Citing this family (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN112510736A (zh) * 2020-11-09 2021-03-16 国网甘肃省电力公司电力科学研究院 一种基于氢能的风-火耦合多能系统
CN112615362A (zh) * 2020-12-09 2021-04-06 中国能源建设集团广东省电力设计研究院有限公司 一种风光油氢储多能耦合的发电供电控制方法及系统
CN113111550B (zh) * 2021-03-31 2023-03-31 广西大学 一种基于有限元分析碱性水电解槽工作特性的方法及系统
CN113373457B (zh) * 2021-06-11 2022-11-15 河北建投新能源有限公司 电解水制氢的控制方法、装置和计算机可读存储介质
CN115094433A (zh) * 2022-05-31 2022-09-23 同济大学 耦合电化学电源和超级电容器的混合制氢系统及控制方法

Family Cites Families (3)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN109755965B (zh) * 2019-03-20 2022-04-01 河北科技大学 风光发电和制氢储氢系统的运行控制方法
CN110266040A (zh) * 2019-06-11 2019-09-20 华电电力科学研究院有限公司 一种风、光、质子交换膜燃料电池多能互补混合发电系统及方法
CN110707749A (zh) * 2019-11-11 2020-01-17 内蒙古电力(集团)有限责任公司内蒙古电力科学研究院分公司 一种风氢耦合系统及其控制方法

Also Published As

Publication number Publication date
CN111668860A (zh) 2020-09-15

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN111668860B (zh) 一种风氢耦合发电系统及其控制方法
CN112865086B (zh) 面向可再生能源消纳和电网调峰调频的复合储能系统及方法
CN112481637A (zh) 一种用于波动性电源的电解水制氢系统及其控制策略
CN2893940Y (zh) 可再生能源与燃料电池耦合发电装置
CN105140970A (zh) 一种风-氢-水-电混合能源系统拓扑结构及其控制方法
CN110707749A (zh) 一种风氢耦合系统及其控制方法
CN201972859U (zh) 风光互补发电储能装置
CN102116244A (zh) 风光互补发电储能装置
CN107769255B (zh) 一种基于海上风电制氢的变速恒频风力发电系统的控制方法
CN209313452U (zh) 一种高效率高安全风电制氢调峰调频系统
CN114374220A (zh) 一种电化学电池-电解水制氢-储氢-氢燃料电池耦合储能系统及控制方法
CN111668869A (zh) 一种离网型风电制氢系统及其容量匹配方法
JP4251928B2 (ja) 風力発電水電解水素製造システム
CN111756059A (zh) 一种实时平抑风电波动的电-氢-电转换系统和方法
CN114908356A (zh) 一种可再生能源电解水制氢控制系统
CN111030148B (zh) 一种多绿色能源组成的零污染电力微网系统
CN212627177U (zh) 一种海上风电能源基地制氢储能系统
CN105463498B (zh) 直流‑直流变换器与spe电解槽的耦合装置及其耦合方法
CN201255080Y (zh) 50kw风力发电与提水两用系统
Yuan et al. Modeling and control strategy of wind-solar hydrogen storage coupled power generation system
CN114844068A (zh) 一种分布式风电制氢混合储能系统功率分配策略
Haruni A stand-alone hybrid power system with energy storage
CN213906324U (zh) 一种用于风电场调峰调频的飞轮-制氢系统
CN113922397A (zh) 一种风、光、水等分布式能源发电的混合储能系统及方法
CN206807012U (zh) 一种可变频率变压器直接负荷控制的微电网

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant