CN112910009A - 一种混合可再生能源耦合制氢方法及其系统 - Google Patents

一种混合可再生能源耦合制氢方法及其系统 Download PDF

Info

Publication number
CN112910009A
CN112910009A CN202110031032.8A CN202110031032A CN112910009A CN 112910009 A CN112910009 A CN 112910009A CN 202110031032 A CN202110031032 A CN 202110031032A CN 112910009 A CN112910009 A CN 112910009A
Authority
CN
China
Prior art keywords
energy
output
electric
value
representing
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.)
Granted
Application number
CN202110031032.8A
Other languages
English (en)
Other versions
CN112910009B (zh
Inventor
周斌
张宽
黎灿兵
李文芳
李凯雅
张聪
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.)
Huaxiang Xiangneng Technology Co Ltd
Original Assignee
Huaxiang Xiangneng Technology Co Ltd
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 Huaxiang Xiangneng Technology Co Ltd filed Critical Huaxiang Xiangneng Technology Co Ltd
Priority to CN202110031032.8A priority Critical patent/CN112910009B/zh
Publication of CN112910009A publication Critical patent/CN112910009A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN112910009B publication Critical patent/CN112910009B/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
    • H02J3/38—Arrangements for parallely feeding a single network by two or more generators, converters or transformers
    • H02J3/46—Controlling of the sharing of output between the generators, converters, or transformers
    • H02J3/466—Scheduling the operation of the generators, e.g. connecting or disconnecting generators to meet a given demand
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C25—ELECTROLYTIC OR ELECTROPHORETIC PROCESSES; APPARATUS THEREFOR
    • C25B—ELECTROLYTIC OR ELECTROPHORETIC PROCESSES FOR THE PRODUCTION OF COMPOUNDS OR NON-METALS; APPARATUS THEREFOR
    • C25B1/00—Electrolytic production of inorganic compounds or non-metals
    • C25B1/01—Products
    • C25B1/02—Hydrogen or oxygen
    • 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
    • H02J2310/00—The network for supplying or distributing electric power characterised by its spatial reach or by the load
    • H02J2310/50—The network for supplying or distributing electric power characterised by its spatial reach or by the load for selectively controlling the operation of the loads
    • H02J2310/56—The network for supplying or distributing electric power characterised by its spatial reach or by the load for selectively controlling the operation of the loads characterised by the condition upon which the selective controlling is based
    • H02J2310/62—The condition being non-electrical, e.g. temperature
    • H02J2310/64—The condition being economic, e.g. tariff based load management
    • 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
    • Y02B—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES RELATED TO BUILDINGS, e.g. HOUSING, HOUSE APPLIANCES OR RELATED END-USER APPLICATIONS
    • Y02B70/00—Technologies for an efficient end-user side electric power management and consumption
    • Y02B70/30—Systems integrating technologies related to power network operation and communication or information technologies for improving the carbon footprint of the management of residential or tertiary loads, i.e. smart grids as climate change mitigation technology in the buildings sector, including also the last stages of power distribution and the control, monitoring or operating management systems at local level
    • Y02B70/3225—Demand response systems, e.g. load shedding, peak shaving
    • 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
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/10—Process efficiency
    • 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
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P20/00—Technologies relating to chemical industry
    • Y02P20/10—Process efficiency
    • Y02P20/133—Renewable energy sources, e.g. sunlight
    • 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
    • Y02P—CLIMATE CHANGE MITIGATION TECHNOLOGIES IN THE PRODUCTION OR PROCESSING OF GOODS
    • Y02P80/00—Climate change mitigation technologies for sector-wide applications
    • Y02P80/20—Climate change mitigation technologies for sector-wide applications using renewable energy
    • 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
    • Y04—INFORMATION OR COMMUNICATION TECHNOLOGIES HAVING AN IMPACT ON OTHER TECHNOLOGY AREAS
    • Y04S—SYSTEMS INTEGRATING TECHNOLOGIES RELATED TO POWER NETWORK OPERATION, COMMUNICATION OR INFORMATION TECHNOLOGIES FOR IMPROVING THE ELECTRICAL POWER GENERATION, TRANSMISSION, DISTRIBUTION, MANAGEMENT OR USAGE, i.e. SMART GRIDS
    • Y04S20/00—Management or operation of end-user stationary applications or the last stages of power distribution; Controlling, monitoring or operating thereof
    • Y04S20/20—End-user application control systems
    • Y04S20/222—Demand response systems, e.g. load shedding, peak shaving

Landscapes

  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Electrochemistry (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Metallurgy (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Power Engineering (AREA)
  • Fuel Cell (AREA)
  • Electrolytic Production Of Non-Metals, Compounds, Apparatuses Therefor (AREA)

Abstract

本发明公开了一种混合可再生能源耦合制氢方法及其系统，方法包括：构建生物质‑风‑光能源的多能联供系统，所述多能联供系统包括电解槽堆、风力发电组件、太阳能发电组件、太阳能集热组件、储氢组件、电储能组件、电锅炉和燃料电池；获取预设的风能出力值、光能出力值、输出热负荷值和输出电负荷值；将所述风能出力值和所述光能出力值作为所述多能联供系统的输入数据，控制所述多能联供系统在最小的电解功率波动条件下运行，以使所述多能联供系统提供所述输出热负荷值和所述输出电负荷值。本发明的技术方案中，采用所述混合可再生能源耦合制氢方法能够抑制电解功率的波动性，进而能显著提高制氢过程的能源转化效率。

Description

一种混合可再生能源耦合制氢方法及其系统
技术领域
本发明涉及可再生能源消纳技术领域，尤其涉及一种混合可再生能源耦合制氢方法，以及应用该控制方法的一种混合可再生能源耦合制氢系统。
背景技术
全球能源安全、环境保护和气候变化问题日益突出，在全球能源可持续性和清洁低碳转型的大背景下，可再生能源的开发利用已成为当前智能电网发展的关键驱动力。2019年我国风电、光伏累计装机容量在全球占比超过32％，稳居世界第一且未来将持续快速增长。然而，风光可再生能源的利用效率仍有待提高，2019年全国弃风电量约169亿千瓦时、弃光电量约46亿千瓦时，全国弃风弃光现象仍未得到根本性解决。间歇性风光能源可通过电转气技术将富余的电能转化为氢气，从而为解决弃风弃光问题提供了新思路。氢能作为一种公认的高热值、零碳、灵活的清洁能源，可转换成热、电、气、冷等多种能源形式。因此，发展可再生能源制氢技术、构建多能互补、气电热联供的区域综合能源系统对于多种可再生能源的高效消纳和综合利用具有重要的科学意义。
目前风-光-氢综合能源系统协同运行与控制面临亟待解决的重要科学问题为：利用风能与光能转化得到的电能用于电解制氢时，电解功率具有波动性的特点，而电解功率波动大会降低制氢过程的能源转化效率。
发明内容
本发明的主要目的在于提供一种混合可再生能源耦合制氢方法，以及应用该控制方法的一种混合可再生能源耦合制氢系统，旨在解决电解功率波动大会降低制氢过程的能源转化效率。
为实现上述目的，本发明提供的一种混合可再生能源耦合制氢方法，包括如下步骤：
构建生物质-风-光能源的多能联供系统，所述多能联供系统包括电解槽堆、风力发电组件、太阳能发电组件、太阳能集热组件、储氢组件、电储能组件、电锅炉和燃料电池；其中，所述太阳能发电组件分别与所述电储能组件和电锅炉连接，所述风力发电组件分别与所述电储能组件和电锅炉连接，所述电解槽堆分别与所述风力发电组件、所述太阳能发电组件、所述电储能组件、所述储氢组件、所述电锅炉和所述燃料电池连接，所述太阳能集热组件用于将由太阳产生的光能转换成热能；
获取预设的风能出力值、光能出力值、输出热负荷值和输出电负荷值；
将所述风能出力值和所述光能出力值作为所述多能联供系统的输入数据，控制所述多能联供系统在最小的电解功率波动条件下运行，以使所述多能联供系统提供所述输出热负荷值和所述输出电负荷值。
优选地，所述获取预设的风能出力值、光能出力值、输出热负荷值和输出电负荷值的步骤，以及所述将所述风能出力值和所述光能出力值作为所述多能联供系统的输入数据，控制所述多能联供系统在最小的电解功率波动条件下运行，以使所述多能联供系统提供所述输出热负荷值和所述输出电负荷值的步骤之间，还包括：
根据所述风能出力值、所述光能出力值、所述输出热负荷值和所述输出电负荷值，通过如下公式控制所述多能联供系统的多能转换和存储：
Figure BDA0002892065490000031
其中，Le,t表示输出电负荷值；Lh,t表示输出热负荷值；
CM'为多能耦合矩阵，矩阵CM'的每个元素称为耦合因子，表示能量转换效率、能量分配以及能量枢纽的内部连接拓扑；ηB表示电锅炉的电热转化效率；
Figure BDA0002892065490000032
和
Figure BDA0002892065490000033
分别表示燃料电池的气电转化效率和气热转化效率；
Figure BDA0002892065490000034
表示氢气的热值；
Figure BDA0002892065490000035
表示太阳能发电组件在时间t输出的电功率，
Figure BDA0002892065490000036
表示太阳能集热组件在时间t输出的热功率，所述光能出力值包括太阳能发电组件在时间t输出的电功率和太阳能集热组件在时间t输出的热功率；PWT,t表示风力发电组件在时间t输出的电功率，所述风能出力值包括风力发电组件在时间t输出的电功率；ms,t表示所述电解槽堆在时间t内的总产氢速率；PBES,t表示电储能组件的净输出值(正值表示放电，负值表示充电)；mHST,t表示所述储氢组件的净输出值(正值表示放气，负值表示充气)；Pelz,t表示电解槽堆的电解功耗；EB,t表示电锅炉热能输出；EFC,t表示燃料电池的电功率输出；Eef,t表示加热电解槽的电能；Ehf,t表示加热电解槽的热能。
优选地，所述混合可再生能源耦合制氢方法还包括如下步骤：
构建系统运行成本模型，所述系统运行成本模型包括系统总运行成本SCt；
获取所述多能联供系统的设备参数；
控制所述多能联供系统的设备在约束条件下运行，以使所述多能联供系统在最小的系统总运行成本条件下和在最小的电解功率波动条件下运行。
优选地，所述系统运行成本模型还包括电解槽堆退化成本SDCt、电储能组件退化成本BDCt和负荷削减成本LSCt；所述系统总运行成本SCt根据如下公式计算：
SCt＝SDCt+BDCt+LSCt。
优选地，所述电解槽堆退化成本SDCt根据如下公式计算：
SDCt＝τs,tNcdcΔt+Ncdsumax{(τs,t-τs,t-1),0}+Ncdsdmax{(τs,t-1-τs,t),0}+Ncdf|Ic,t-Ic,t-1|，
其中，dc、dsu、dsd和df分别表示常规运行时电解槽每小时的退化成本、电解槽启动的单位退化成本、电解槽关闭的单位退化成本和电解电流波动引起的单位退化成本；τs,t是一个二进制变量，表示电解槽在时间t的运行状态，1表示运行状态，0表示关闭状态；τs,t-1是一个二进制变量，表示电解槽在时间t-1的运行状态，1表示运行状态，0表示关闭状态；Nc表示电解槽堆中电解槽的数量；Δt是控制的时间间隔；Ic,t表示电解槽在时间t的电解电流；Ic,t-1表示电解槽在时间t-1的电解电流；
所述电储能组件退化成本BDCt根据如下公式计算：
Figure BDA0002892065490000041
其中，δ、Cpb和ηsr分别表示电储能组件的生命周期内总充放电量、电储能组件的投资成本和可用容量百分比；Pch,t，Pdis,t，ηch和ηdis分别表示电储能组件的充电功率、放电功率、充电效率和放电效率；
所述负荷削减成本LSCt根据如下公式计算：
LSCt＝μsc(LSe,t+LSh,t)Δt，
其中，LSe,t和LSh,t分别表示电热负荷削减量；μsc是单位负荷削减成本；Δt是控制的时间间隔。
优选地，所述设备参数包括电解槽的电解电流上下限、电解槽的电解电压上下限、电解槽的运行温度上下限、电储能组件的最大充电功率值、电储能组件的最大放电功率值、电储能组件的最大能量状态、电储能组件的最小能量状态和电储能组件的额定容量。
优选地，所述约束条件包括电解槽的运行约束条件；所述电解槽的运行约束条件为：
Ic,min≤Ic,t≤Ic,max，
uc,min≤uc,t≤uc,max，
Tc,min≤Tc,t≤Tc,max，
其中，Ic,min和Ic,max分别表示电解槽的电解电流的下限和电解槽的电解电流的上限；uc,min和uc,max分别表示电解槽的电解电压的下限和电解槽的电解电压的上限；Tc,min和Tc,max分别表示电解槽的运行温度的下限和电解槽的运行温度的上限；Ic,t、uc,t和Tc,t分别表示电解槽在时间t的电解电流、电解电压和运行温度。
优选地，所述约束条件还包括电储能组件的运行约束条件；所述电储能组件的运行约束条件为：
Figure BDA0002892065490000051
Figure BDA0002892065490000052
SOCBES,min≤SOCBES,t≤SOCBES,max，
其中，Pch,max和Pdis,max分别表示电储能组件的最大充电功率值和电储能组件的最大放电功率值；
Figure BDA0002892065490000053
是一个二进制变量，表示电储能组件在时间t的充电状态，1表示充电，0表示非充电状态；SOCBES,min和SOCBES,max分别表示电储能组件的能量状态下限和电储能组件的能量状态下限；Pch,t、Pdis,t和SOCBES,t分别表示电储能组件在时间t的充电功率值、电储能组件在时间t的放电功率值和电储能组件在时间t的能量状态。
优选地，所述电解槽堆还与所述太阳能集热组件连接；所述太阳能集热组件与所述电锅炉用于向所述电解槽堆提供热能，促进所述电解槽堆的电解反应速率。
此外，为实现上述目的，本发明还提供一种混合可再生能源耦合制氢系统，应用如上述的一种混合可再生能源耦合制氢方法的步骤。
本发明的有益效果如下：
1、采用所述混合可再生能源耦合制氢方法能够抑制电解功率的波动性，进而能显著提高制氢过程的能源转化效率。
2、在现有技术中，通常电解水以制氢，但是电解水制氢的能耗较高，制备1Nm3的氢气一般需要消耗4kw/h以上的电量，本发明通过电解生物质以制氢，降低了能耗。
3、由于电解功率波动大不仅会显著降低制氢装置的使用寿命，还会增加多能联供系统的运行成本，因此，抑制电解功率的波动性，不仅能够增加制氢装置的使用寿命，还有利于多能联供系统的经济运行，降低运行成本。
附图说明
图1为本发明的流程示意图；
图2为本发明中多能联供系统的连接示意图；
图3为本发明中热动力学网络模型的示意图；
图4为本发明的电解电流的运行结果；
图5为本发明的电解温度的运行结果；
图6为本发明的电储能组件的运行结果；
图7为本发明的储氢组件的运行结果。
本发明目的实现、功能特点及优点将结合实施例，参照附图做进一步说明。
具体实施方式
应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。
在后续的描述中，使用用于表示元件的诸如“模块”、“部件”或“单元”的后缀仅为了有利于本发明的说明，其本身没有特定的意义。因此，“模块”、“部件”或“单元”可以混合地使用。
为实现上述目的，本发明提供一种混合可再生能源耦合制氢方法。
请参考图1和图2，该混合可再生能源耦合制氢方法包括如下步骤：
步骤S1：构建生物质-风-光能源的多能联供系统，所述多能联供系统包括电解槽堆、风力发电组件、太阳能发电组件、太阳能集热组件、储氢组件、电储能组件、电锅炉和燃料电池；其中，所述太阳能发电组件分别与所述电储能组件和电锅炉连接，所述风力发电组件分别与所述电储能组件和电锅炉连接，所述电解槽堆分别与所述风力发电组件、所述太阳能发电组件、所述电储能组件、所述储氢组件、所述电锅炉和所述燃料电池连接，所述太阳能集热组件用于将由太阳产生的光能转换成热能。
步骤S2：获取预设的风能出力值、光能出力值、输出热负荷值和输出电负荷值。
步骤S3：将所述风能出力值和所述光能出力值作为所述多能联供系统的输入数据，控制所述多能联供系统在最小的电解功率波动条件下运行，以使所述多能联供系统提供所述输出热负荷值和所述输出电负荷值。
在本发明中，采用所述混合可再生能源耦合制氢方法能够抑制电解功率的波动性，进而能显著提高制氢过程的能源转化效率。在现有技术中，通常电解水以制氢，但是电解水制氢的能耗较高，制备1Nm3的氢气一般需要消耗4kw/h以上的电量，本发明采用新型液相催化电解生物质的制氢技术，降低了制氢装置的能耗。此外，由于电解功率波动大不仅会显著降低制氢装置的使用寿命，还会增加多能联供系统的运行成本，因此，抑制电解功率的波动性，不仅能够增加制氢装置的使用寿命，还有利于多能联供系统的经济运行，降低运行成本。
优选地，由于电解运行温度是电化学反应过程的关键影响因素之一，提高温度可以为电化学反应加速增效，提高制氢效率。因此，可以借助波动性的风能转换得到的热能和太阳能转换得到的热能来加热电解槽，以提高氢气产率。具体地，所述电解槽堆还与所述太阳能集热组件连接；所述太阳能集热组件与所述电锅炉用于向所述电解槽堆提供热能，促进所述电解槽堆的电解反应速率。
请参考图2，所述获取预设的风能出力值、光能出力值、输出热负荷值和输出电负荷值的步骤，以及所述将所述风能出力值和所述光能出力值作为所述多能联供系统的输入数据，控制所述多能联供系统在最小的电解功率波动条件下运行，以使所述多能联供系统提供所述输出热负荷值和所述输出电负荷值的步骤之间，还包括：
步骤S4：根据所述风能出力值、所述光能出力值、所述输出热负荷值和所述输出电负荷值，通过如下公式控制所述多能联供系统的多能转换和存储：
Figure BDA0002892065490000081
其中，Le,t表示输出电负荷值；表Lh,t示输出热负荷值；
CM'为多能耦合矩阵，矩阵的CM'每个元素称为耦合因子，表示能量转换效率、能量分配以及能量枢纽的内部连接拓扑；ηB表示电锅炉的电热转化效率；
Figure BDA0002892065490000082
和
Figure BDA0002892065490000083
分别表示燃料电池的气电转化效率和气热转化效率；
Figure BDA0002892065490000084
表示氢气的热值；
Figure BDA0002892065490000085
表示太阳能发电组件在时间t输出的电功率，
Figure BDA0002892065490000086
表示太阳能集热组件在时间t输出的热功率，所述光能出力值包括太阳能发电组件在时间t输出的电功率和太阳能集热组件在时间t输出的热功率；PWT,t表示风力发电组件在时间t输出的电功率，所述风能出力值包括风力发电组件在时间t输出的电功率；ms,t表示电解槽堆在时间t内的总产氢速率；PBES,t表示电储能组件的净输出值(正值表示放电，负值表示充电)；mHST,t表示储氢组件的净输出值(正值表示放气，负值表示充气)；Pelz,t表示电解槽堆的电解功耗；EB,t表示电锅炉热能输出；EFC,t表示燃料电池的电功率输出；Eef,t表示加热电解槽的电能；Ehf,t表示加热电解槽的热能。
具体地，根据法拉第定律，电解槽的氢气生产速率与电解电流近似成正比关系，因此，电解槽堆在时间t内的总产氢速率ms,t根据如下公式计算：
Figure BDA0002892065490000091
其中，Nc表示电解槽堆中电解槽的数量；Ic,t表示单个电解槽在时间t的电解电流；
Figure BDA0002892065490000092
表示氢气的摩尔质量；z表示产生每摩尔氢气转移的电子摩尔数；F表示法拉第常数；
ηF,t表示在时间t的法拉第效率，其定义为实际产生的氢气量与理论值的比值，ηF,t是由寄生电流损耗引起的，并随着电解电流的增加而减小，此外，ηF,t还与电解温度有关，因此，通过将实验的测量数据拟合得到ηF,t的经验表达式如下：
Figure BDA0002892065490000093
其中，a3，a4，b4，和b5是经验参数；Ac表示电解电极的面积；Tc,t表示在时间t时的电解温度。
具体地，电储能组件的净输出值PBES,t、储氢组件的净输出值mHST,t、电锅炉热能输出EB,t和燃料电池的电功率输出EFC,t均为优化控制变量。
具体地，电解槽堆的电解功耗Pelz,t根据如下公式计算：
Pelz,t＝us,tIc,t，
其中，us,t表示电解槽堆在时间t的电解电压；Ic,t表示单个电解槽在时间t的电解电流。
进一步地，电解槽堆在时间t的电解电压us,t根据如下公式计算：
us,t＝Ncuc,t，
其中，Nc表示电解槽堆中电解槽的数量；uc,t表示单个电解槽在时间t的电解电压。
更进一步地，单个电解槽在时间t时的电解电压uc,t根据如下公式计算：
uc,t＝urev,t+uirrev,t，
Figure BDA0002892065490000094
Figure BDA0002892065490000095
其中，urev,t表示可逆电压；uirrev,t表示不可逆电压；a1和a2表示与欧姆电压相关的参数；b1、b2、b3和f表示与电解过电压相关的参数；ΔGbio和ΔSbio分别表示生物质电解反应的吉布斯自由能和熵的变化；z表示产生每摩尔单位氢气转移的电子摩尔数；F表示法拉第常数；Tref和Fref分别表示标准参考温度和标准参考压力；R表示理想气体常数；
Figure BDA0002892065490000101
表示产生的氢气的分压；Ac表示电解电极的面积；Tc,t表示在时间t时的电解温度；Ic,t表示单个电解槽在时间t的电解电流。
请参考图3，所述获取预设的风能出力值、光能出力值、输出热负荷值和输出电负荷值的步骤，以及所述根据所述风能出力值、所述光能出力值、所述输出热负荷值和所述输出电负荷值，通过如下公式控制所述多能联供系统的多能转换和存储的步骤之间，还包括：
步骤S5：建立热动力学网络模型，根据所述热动力学模型协调控制电解温度和电解电流，以提高氢气生产速率和生产效率。
具体地，根据所述热动力学模型能够得到当前运行时刻电解槽内的工作温度并预测未来时刻电解槽内的工作温度动态变化，进而协调控制电解温度和电解电流。
进一步地，由于电解槽在各个方向上的结构、材料与周围环境都可以认为是相似的，采用集总参数方法将电解质和电解槽壁的蓄热和传热使用等效集热电容和热阻在同一个方向上表示；电解质、电解槽壁和周围空气的温度由其几何中心的节点温度表示；外槽壁节点通过热阻(ZC+ZW/2)和(ZO+ZW/2)连接到内部电解质溶液节点和外部环境节点，以表示内部和外部的热传导或热对流特性；通过节点分析方法来表示内部电解质、电解槽壁和周围空间之间的热相互作用。因此，建立如下所述热动力学模型：
Figure BDA0002892065490000102
ERES,t＝(Ehf,t+Eef,tηB)，
Figure BDA0002892065490000103
Zc＝Lc/(λcAw)，
Zw＝Lw/(λwAw)，
Zo＝1/(hoAw)，
其中，Cc表示电解质的热容；CW表示电解槽壁的热容；Zc表示电解质的热阻；ZW表示电解槽壁的热阻；Zo表示外界空气热阻；Tc,t、Tw,t和To,t分别表示电解质的节点温度、电解槽壁的节点温度和周围空气的节点温度；ηB表示电锅炉的电热转换效率；λC、λW和ho分别表示电解质的热传导系数、电解槽壁的热传导系数和空气的热对流系数；LC和LW分别表示电解质的等效特征厚度和电解槽壁的等效特征厚度；AW表示电解槽壁的导热面积；ERES,t表示在时间t加热电解槽的新能源出力反馈能量，包括加热电解槽的电能Eef,t和加热电解槽的热能Ehf,t。
为实现使所述多能联供系统一天总的运行成本最小化的目的，所述混合可再生能源耦合制氢方法还包括如下步骤：
步骤S6：构建系统运行成本模型，所述系统运行成本模型包括系统总运行成本SCt。具体地，所述系统运行成本模型还包括电解槽堆退化成本SDCt、电储能组件退化成本BDCt和负荷削减成本LSCt；所述系统总运行成本SCt根据如下公式计算：
SCt＝SDCt+BDCt+LSCt。
进一步地，导致电解槽退化的因素包括：剧烈的电流波动，较高的过电压、过高的温度以及频繁的电解槽启停。具体而言，由于可再生能源输入电解槽功率的间歇性和波动性，长时间的连续电解电流波动会引起电解槽质子交换膜的机械磨损和化学降解，过高的电流/电压甚至会导致电极分层。外加的电解电流/电压和运行温度的值通常被限制在由生产商规定的标称范围内，因此，在电解过程中可以忽略它们对电解槽退化的影响。然而，电解槽的启停循环更可能引起电极的不可控制的极化或腐蚀，从而加速电解槽退化和降低电解效率。因此，能够构建所述电解槽堆退化成本SDCt的模型：
SDCt＝τs,tNcdcΔt+Ncdsumax{(τs,t-τs,t-1),0}+Ncdsdmax{(τs,t-1-τs,t),0}+Ncdf|Ic,t-Ic,t-1|，
其中，dc、dsu、dsd和df分别表示常规运行时电解槽每小时的退化成本、电解槽启动的单位退化成本、电解槽关闭的单位退化成本和电解电流波动引起的单位退化成本；τs,t是一个二进制变量，表示电解槽在时间t的运行状态，1表示运行状态，0表示关闭状态；τs,t-1是一个二进制变量，表示电解槽在时间t-1的运行状态，1表示运行状态，0表示关闭状态；Nc表示电解槽堆中电解槽的数量；Δt是控制的时间间隔；Ic,t表示电解槽在时间t的电解电流；Ic,t-1表示电解槽在时间t-1的电解电流。
此外，常规运行时电解槽每小时的退化成本dc根据如下公式计算：
Figure BDA0002892065490000121
该公式是根据工程经济学原理建立，将电解槽投资成本转化为在其生命周期内的每小时等效运行成本；其中，Cpc和Svc分别表示单个电解槽单元的投资成本和剩余价值；r表示等效的每日折现率；NEL表示电解槽制造商给出的估计使用寿命(假设电解槽通常在适当的设定值下运行，无电流波动)。从所述电解槽堆退化成本SDCt的模型可以看出，所述电解槽堆具有特定的退化机理，并且所述电解槽堆退化成本主要是由单个电解槽的常规运行时间、单个电解槽的启停状况和单个电解槽的电解电流波动引起的。
所述电储能组件退化成本BDCt根据如下公式计算：
Figure BDA0002892065490000122
其中，δ、Cpb和ηsr分别表示电储能组件的生命周期内总充放电量、电储能组件的投资成本和可用容量百分比；Pch,t，Pdis,t，ηch和ηdis分别表示电储能组件的充电功率、放电功率、充电效率和放电效率。
所述负荷削减成本LSCt根据如下公式计算：
LSCt＝μsc(LSe,t+LSh,t)Δt，
其中，LSe,t和LSh,t分别表示电热负荷削减量；μsc是单位负荷削减成本；Δt是控制的时间间隔。
步骤S7：获取所述多能联供系统的设备参数。具体地，所述设备参数包括电解槽的电解电流上下限、电解槽的电解电压上下限、电解槽的运行温度上下限、电储能组件的最大充电功率值、电储能组件的最大放电功率值、电储能组件的最大能量状态、电储能组件的最小能量状态和电储能组件的额定容量。
步骤S8：控制所述多能联供系统的设备在约束条件下运行，以使所述多能联供系统在最小的系统总运行成本条件下和在最小的电解功率波动条件下运行。所述约束条件包括电解槽的运行约束条件和电储能组件的运行约束条件。
具体地，当外加的电解电流/电压和运行温度的值通常被限制在由生产商规定的标称范围内时，在电解过程中可以忽略它们对电解槽退化的影响，因此，控制电解槽在所述电解槽的运行约束条件下运行，有利于降低所述多能联供系统一天总的运行成本；所述电解槽的运行约束条件为：
Ic,min≤Ic,t≤Ic,max，
uc,min≤uc,t≤uc,max，
Tc,min≤Tc,t≤Tc,max，
其中，Ic,min和Ic,max分别表示电解槽的电解电流的下限和电解槽的电解电流的上限；uc,min和uc,max分别表示电解槽的电解电压的下限和电解槽的电解电压的上限；Tc,min和Tc,max分别表示电解槽的运行温度的下限和电解槽的运行温度的上限；Ic,t、uc,t和Tc,t分别表示电解槽在时间t的电解电流、电解电压和运行温度。
此外，为减轻电解电流波动对电解槽性能和退化的影响，应将两个连续时隙之间的电流变化限制在运行的最大值Ic,lim内，即：
|Ic,t-Ic,t-1|≤Ic,lim，
其中，Ic,t表示电解槽在时间t的电解电流；Ic,t-1表示电解槽在时间t-1的电解电流。
具体地，所述电储能组件的运行约束条件为：
Figure BDA0002892065490000131
Figure BDA0002892065490000132
SOCBES,min≤SOCBES,t≤SOCBES,max，
其中，Pch,max和Pdis,max分别表示电储能组件的最大充电功率值和电储能组件的最大放电功率值；
Figure BDA0002892065490000133
是一个二进制变量，表示电储能组件在时间t的充电状态，1表示充电，0表示非充电状态；SOCBES,min和SOCBES,max分别表示电储能组件的能量状态下限和电储能组件的能量状态下限，电储能组件的能量状态应限制在其上下限内，以避免过度充电或放电；Pch,t、Pdis,t和SOCBES,t分别表示电储能组件在时间t的充电功率值、电储能组件在时间t的放电功率值和电储能组件在时间t的能量状态。
电储能组件在时间t的能量状态SOCBES,t根据如下公式计算：
SOCBES,t＝SOCBES,t-1+(ηchPch,tΔt-Pdis,tΔt/ηdis)/Er，
其中，SOCBES,t-1表示电储能组件在时间t-1的能量状态；ηch表示电储能组件的充电效率；ηdis表示电储能组件的放电效率；Er表示电储能组件的额定容量。
此外，由于所述系统总运行成本SCt还受到所述燃料电池、所述电锅炉和所述储氢组件的影响，因此，所述设备参数还包括燃料电池的最大电能输出值、电锅炉的最大热能输出值、储氢组件的最大充气效率值、储氢组件的最大放气效率值、储氢组件的最大能量状态、储氢组件的最小能量状态、储氢组件的额定容量。所述约束条件还包括燃料电池的运行约束条件、电锅炉的运行约束条件和出氢组件的运行约束条件。
具体地，所述燃料电池的运行约束条件为：
0≤EFC,t≤EFC,max，
其中，EFC,max表示燃料电池的最大电能输出值；EFC,t表示燃料电池在时间t的电能输出值。
所述电锅炉的运行约束条件为：
0≤EB,t≤EB,max，
其中，EB,max表示电锅炉的最大热能输出值；EB,t表示电锅炉在时间t的热能输出值。
所述储氢组件的运行约束条件为：
mHST,min≤mHST,t≤mHST,max，
SOCHST,min≤SOCHST,t≤SOCHST,max，
其中，mHST,min和mHST,max分别表示储氢组件的最小充气速率和储氢组件的最大充气速率；SOCHST,min和SOCHST,max分别表示储氢组件的能量状态下限和电储能组件的能量状态下限，储氢组件的能量状态应限制在其上下限内，以避免过度充气或放气；mHST,t和SOCHST,t分别表示储氢组件在时间t的充气速率和储氢组件在时间t的的能量状态。
储氢组件在时间t的能量状态SOCHST,t根据如下公式计算：
SOCHST,t＝SOCHST,t-1-mHST,t/mr，
其中，SOCHST,t-1表示储氢组件在时间t-1的能量状态；mr表示储氢组件的额定容量。
为实现上述目的，本发明还提供一种混合可再生能源耦合制氢系统，应用如上述的一种混合可再生能源耦合制氢方法的步骤。
本发明的电解电流的运行结果请参考图4，其中，实线为本发明的运行结果，点线为现有技术的运行结果。
本发明的电解温度的运行结果请参考图5，其中，实线为本发明的运行结果，点线为现有技术的运行结果。
本发明的电储能组件的运行结果请参考图6，其中，实线为本发明的运行结果，点线为现有技术的运行结果。
本发明的储氢组件的运行结果请参考图7，其中，实线为本发明的运行结果，点线为现有技术的运行结果。
本发明方案中与现有技术方案中各项指标的对比如下：
Figure BDA0002892065490000151
由此可知，采用所述混合可再生能源耦合制氢方法，具有能够降低总运行成本、提高风光新能源消纳率、提高产氢量和提高电解效率等优点。
在本说明书的描述中，参考术语“一实施例”、“另一实施例”、“其他实施例”、或“第一实施例～第X实施例”等的描述意指结合该实施例或示例描述的具体特征、结构、材料或者特点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、结构、材料、方法步骤或者特点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。
需要说明的是，在本文中，术语“包括”、“包含”或者其任何其他变体意在涵盖非排他性的包含，从而使得包括一系列要素的过程、方法、物品或者系统不仅包括那些要素，而且还包括没有明确列出的其他要素，或者是还包括为这种过程、方法、物品或者系统所固有的要素。在没有更多限制的情况下，由语句“包括一个……”限定的要素，并不排除在包括该要素的过程、方法、物品或者系统中还存在另外的相同要素。
上述本发明实施例序号仅仅为了描述，不代表实施例的优劣。
以上仅为本发明的优选实施例，并非因此限制本发明的专利范围，凡是利用本发明说明书及附图内容所作的等效结构或等效流程变换，或直接或间接运用在其他相关的技术领域，均同理包括在本发明的专利保护范围内。

Claims (10)

1.一种混合可再生能源耦合制氢方法，其特征在于：包括如下步骤：
构建生物质-风-光能源的多能联供系统，所述多能联供系统包括电解槽堆、风力发电组件、太阳能发电组件、太阳能集热组件、储氢组件、电储能组件、电锅炉和燃料电池；其中，所述太阳能发电组件分别与所述电储能组件和电锅炉连接，所述风力发电组件分别与所述电储能组件和电锅炉连接，所述电解槽堆分别与所述风力发电组件、所述太阳能发电组件、所述电储能组件、所述储氢组件、所述电锅炉和所述燃料电池连接，所述太阳能集热组件用于将由太阳产生的光能转换成热能；
获取预设的风能出力值、光能出力值、输出热负荷值和输出电负荷值；
将所述风能出力值和所述光能出力值作为所述多能联供系统的输入数据，控制所述多能联供系统在最小的电解功率波动条件下运行，以使所述多能联供系统提供所述输出热负荷值和所述输出电负荷值。
2.根据权利要求1所述的一种混合可再生能源耦合制氢方法，其特征在于，所述获取预设的风能出力值、光能出力值、输出热负荷值和输出电负荷值的步骤，以及所述将所述风能出力值和所述光能出力值作为所述多能联供系统的输入数据，控制所述多能联供系统在最小的电解功率波动条件下运行，以使所述多能联供系统提供所述输出热负荷值和所述输出电负荷值的步骤之间，还包括：
根据所述风能出力值、所述光能出力值、所述输出热负荷值和所述输出电负荷值，通过如下公式控制所述多能联供系统的多能转换和存储：
Figure FDA0002892065480000021
其中，Le,t表示输出电负荷值；Lh,t表示输出热负荷值；
CM'为多能耦合矩阵，矩阵CM'的每个元素称为耦合因子，表示能量转换效率、能量分配以及能量枢纽的内部连接拓扑；ηB表示电锅炉的电热转化效率；
Figure FDA0002892065480000022
和
Figure FDA0002892065480000023
分别表示燃料电池的气电转化效率和气热转化效率；
Figure FDA0002892065480000024
表示氢气的热值；
Figure FDA0002892065480000025
表示太阳能发电组件在时间t输出的电功率，
Figure FDA0002892065480000026
表示太阳能集热组件在时间t输出的热功率，所述光能出力值包括太阳能发电组件在时间t输出的电功率和太阳能集热组件在时间t输出的热功率；PWT,t表示风力发电组件在时间t输出的电功率，所述风能出力值包括风力发电组件在时间t输出的电功率；ms,t表示所述电解槽堆在时间t内的总产氢速率；PBES,t表示电储能组件的净输出值(正值表示放电，负值表示充电)；mHST,t表示所述储氢组件的净输出值(正值表示放气，负值表示充气)；Pelz,t表示电解槽堆的电解功耗；EB,t表示电锅炉热能输出；EFC,t表示燃料电池的电功率输出；Eef,t表示加热电解槽的电能；Ehf,t表示加热电解槽的热能。
3.根据权利要求1所述的一种混合可再生能源耦合制氢方法，其特征在于，所述混合可再生能源耦合制氢方法还包括如下步骤：
构建系统运行成本模型，所述系统运行成本模型包括系统总运行成本SCt；
获取所述多能联供系统的设备参数；
控制所述多能联供系统的设备在约束条件下运行，以使所述多能联供系统在最小的系统总运行成本条件下和在最小的电解功率波动条件下运行。
4.根据权利要求3所述的一种混合可再生能源耦合制氢方法，其特征在于，所述系统运行成本模型还包括电解槽堆退化成本SDCt、电储能组件退化成本BDCt和负荷削减成本LSCt；所述系统总运行成本SCt根据如下公式计算：
SCt＝SDCt+BDCt+LSCt。
5.根据权利要求4所述的一种混合可再生能源耦合制氢方法，其特征在于，所述电解槽堆退化成本SDCt根据如下公式计算：
SDCt＝τs,tNcdcΔt+Ncdsumax{(τs,t-τs,t-1),0}+Ncdsdmax{(τs,t-1-τs,t),0}+Ncdf|Ic,t-Ic,t-1|，
其中，dc、dsu、dsd和df分别表示常规运行时电解槽每小时的退化成本、电解槽启动的单位退化成本、电解槽关闭的单位退化成本和电解电流波动引起的单位退化成本；τs,t是一个二进制变量，表示电解槽在时间t的运行状态，1表示运行状态，0表示关闭状态；τs,t-1是一个二进制变量，表示电解槽在时间t-1的运行状态，1表示运行状态，0表示关闭状态；Nc表示电解槽堆中电解槽的数量；Δt是控制的时间间隔；Ic,t表示电解槽在时间t的电解电流；Ic,t-1表示电解槽在时间t-1的电解电流；
所述电储能组件退化成本BDCt根据如下公式计算：
Figure FDA0002892065480000031
其中，δ、Cpb和ηsr分别表示电储能组件的生命周期内总充放电量、电储能组件的投资成本和可用容量百分比；Pch,t、Pdis,t、ηch和ηdis分别表示电储能组件的充电功率、放电功率、充电效率和放电效率；
所述负荷削减成本LSCt根据如下公式计算：
LSCt＝μsc(LSe,t+LSh,t)Δt，
其中，LSe,t和LSh,t分别表示电热负荷削减量；μsc是单位负荷削减成本；Δt是控制的时间间隔。
6.根据权利要求5所述的一种混合可再生能源耦合制氢方法，其特征在于，所述设备参数包括电解槽的电解电流上下限、电解槽的电解电压上下限、电解槽的运行温度上下限、电储能组件的最大充电功率值、电储能组件的最大放电功率值、电储能组件的最大能量状态、电储能组件的最小能量状态和电储能组件的额定容量。
7.根据权利要求6所述的一种混合可再生能源耦合制氢方法，其特征在于，所述约束条件包括电解槽的运行约束条件；所述电解槽的运行约束条件为：
Ic,min≤Ic,t≤Ic,max，
uc,min≤uc,t≤uc,max，
Tc,min≤Tc,t≤Tc,max，
其中，Ic,min和Ic,max分别表示电解槽的电解电流的下限和电解槽的电解电流的上限；uc,min和uc,max分别表示电解槽的电解电压的下限和电解槽的电解电压的上限；Tc,min和Tc,max分别表示电解槽的运行温度的下限和电解槽的运行温度的上限；Ic,t、uc,t和Tc,t分别表示电解槽在时间t的电解电流、电解电压和运行温度。
8.根据权利要求7所述的一种混合可再生能源耦合制氢方法，其特征在于，所述约束条件还包括电储能组件的运行约束条件；所述电储能组件的运行约束条件为：
Figure FDA0002892065480000041
Figure FDA0002892065480000042
SOCBES,min≤SOCBES,t≤SOCBES,max，
其中，Pch,max和Pdis,max分别表示电储能组件的最大充电功率值和电储能组件的最大放电功率值；
Figure FDA0002892065480000043
是一个二进制变量，表示电储能组件在时间t的充电状态，1表示充电，0表示非充电状态；SOCBES,min和SOCBES,max分别表示电储能组件的能量状态下限和电储能组件的能量状态下限；Pch,t、Pdis,t和SOCBES,t分别表示电储能组件在时间t的充电功率值、电储能组件在时间t的放电功率值和电储能组件在时间t的能量状态。
9.根据权利要求1-8中任一项所述的一种混合可再生能源耦合制氢方法，其特征在于，所述电解槽堆还与所述太阳能集热组件连接；所述太阳能集热组件与所述电锅炉用于向所述电解槽堆提供热能，促进所述电解槽堆的电解反应速率。
10.一种混合可再生能源耦合制氢系统，其特征在于，应用如权利要求1至9中任一项所述的一种混合可再生能源耦合制氢方法的步骤。
CN202110031032.8A 2021-01-11 2021-01-11 一种混合可再生能源耦合制氢方法及其系统 Active CN112910009B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202110031032.8A CN112910009B (zh) 2021-01-11 2021-01-11 一种混合可再生能源耦合制氢方法及其系统

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN202110031032.8A CN112910009B (zh) 2021-01-11 2021-01-11 一种混合可再生能源耦合制氢方法及其系统

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN112910009A true CN112910009A (zh) 2021-06-04
CN112910009B CN112910009B (zh) 2023-01-31

Family

ID=76112404

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN202110031032.8A Active CN112910009B (zh) 2021-01-11 2021-01-11 一种混合可再生能源耦合制氢方法及其系统

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN112910009B (zh)

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN113832475A (zh) * 2021-09-23 2021-12-24 中国大唐集团新能源科学技术研究院有限公司 可再生能源制氢系统
CN116845970A (zh) * 2023-07-07 2023-10-03 北京雷动智创科技有限公司 一种电解水制氢系统的功率调度与分配方法及装置

Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN106444562A (zh) * 2016-12-08 2017-02-22 东北大学 基于风光‑电热气转换模块的多储能装置协调系统及方法
CN107967537A (zh) * 2017-11-27 2018-04-27 湖南大学 一种风光沼微能源网的能量管理方法及装置
CN108591822A (zh) * 2018-05-02 2018-09-28 赫普科技发展（北京）有限公司 一种分布式电解制氢加氢站
CN109412181A (zh) * 2018-11-06 2019-03-01 湖南大学 基于新能源转氨气的多能源框架、消纳方法、介质及设备
CN110286590A (zh) * 2019-06-21 2019-09-27 河海大学 考虑多类型能源存储的冷热电联供系统日前优化调度方法
CN110365281A (zh) * 2019-07-02 2019-10-22 西安交通大学 含氢电热冷的多能源系统及其供需协同规划方法和装置
CN111663150A (zh) * 2020-07-15 2020-09-15 全球能源互联网研究院有限公司 一种波动型功率输入的电解水制氢方法及其装置

Patent Citations (7)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN106444562A (zh) * 2016-12-08 2017-02-22 东北大学 基于风光‑电热气转换模块的多储能装置协调系统及方法
CN107967537A (zh) * 2017-11-27 2018-04-27 湖南大学 一种风光沼微能源网的能量管理方法及装置
CN108591822A (zh) * 2018-05-02 2018-09-28 赫普科技发展（北京）有限公司 一种分布式电解制氢加氢站
CN109412181A (zh) * 2018-11-06 2019-03-01 湖南大学 基于新能源转氨气的多能源框架、消纳方法、介质及设备
CN110286590A (zh) * 2019-06-21 2019-09-27 河海大学 考虑多类型能源存储的冷热电联供系统日前优化调度方法
CN110365281A (zh) * 2019-07-02 2019-10-22 西安交通大学 含氢电热冷的多能源系统及其供需协同规划方法和装置
CN111663150A (zh) * 2020-07-15 2020-09-15 全球能源互联网研究院有限公司 一种波动型功率输入的电解水制氢方法及其装置

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN113832475A (zh) * 2021-09-23 2021-12-24 中国大唐集团新能源科学技术研究院有限公司 可再生能源制氢系统
CN113832475B (zh) * 2021-09-23 2022-07-26 中国大唐集团新能源科学技术研究院有限公司 可再生能源制氢系统
CN116845970A (zh) * 2023-07-07 2023-10-03 北京雷动智创科技有限公司 一种电解水制氢系统的功率调度与分配方法及装置
CN116845970B (zh) * 2023-07-07 2024-02-02 北京雷动智创科技有限公司 一种电解水制氢系统的功率调度与分配方法及装置

Also Published As

Publication number Publication date
CN112910009B (zh) 2023-01-31

Similar Documents

Publication Publication Date Title
Li et al. Dynamic modeling and sizing optimization of stand-alone photovoltaic power systems using hybrid energy storage technology
Feroldi et al. Energy management of a hybrid system based on wind–solar power sources and bioethanol
Ahmed et al. Power fluctuations suppression of stand-alone hybrid generation combining solar photovoltaic/wind turbine and fuel cell systems
Lajnef et al. Modeling, control, and simulation of a solar hydrogen/fuel cell hybrid energy system for grid‐connected applications
CN109462253A (zh) 一种离网型交直流混合微电网系统及其控制方法
Yang et al. Performance evaluation and optimum analysis of a photovoltaic-driven electrolyzer system for hydrogen production
CN112910009B (zh) 一种混合可再生能源耦合制氢方法及其系统
Zhang et al. Power management control for off-grid solar hydrogen production and utilisation system
CN112271752A (zh) 一种分布式能源系统
JP2004120903A (ja) 電力供給装置
Barakat et al. Modeling of a hybrid marine current-hydrogen active power generation system
Pirom et al. Electrical energy-based hydrogen production via pem water electrolysis for sustainable energy
Liu et al. Variable period sequence control strategy for an off-grid photovoltaic-PEM electrolyzer hydrogen generation system
Pérez-Herranz et al. Monitoring and control of a hydrogen production and storage system consisting of water electrolysis and metal hydrides
Niknejad et al. An electrochemically assisted AC/DC microgrid configuration with waste water treatment capability
Khater et al. Optimum alkaline electrolyzer-proton exchange membrane fuel cell coupling in a residential solar stand-alone power system
CN116191485A (zh) 一种基于状态机的综合能源系统控制方法
Sulistiyowati et al. Fuel Cell Penetration Characteristics on Standalone Photovoltaic with Hybrid Energy Storage System
Stamenić et al. Performance optimization of the BIPV powered electrolyser and fuel cells installation
Aggad et al. Modeling, design and energy management of a residential standalone photovoltaic-fuel cell power system
Palma et al. Design and Sizing of Power Conversion System with Energy Storage for Improved PV-Electrolyzer Energy Coupling
Ali et al. Intelligent hybrid energy system and grid integration using microcontrollers
Loong et al. Development of a system configuration for a solar powered hydrogen facility using fuzzy logic control
Han et al. Design of storage system for a hybrid renewable power system
Azoug et al. New Optimized Sizing Based on the Techno-Economic Analysis of PV System with Hybrid Storage H 2-Battery

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
PE01 Entry into force of the registration of the contract for pledge of patent right
PE01 Entry into force of the registration of the contract for pledge of patent right

Denomination of invention: A Hybrid Renewable Energy Coupling Hydrogen Production Method and Its System

Effective date of registration: 20231106

Granted publication date: 20230131

Pledgee: China Co. truction Bank Corp Yiyang branch

Pledgor: Huaxiang XiangNeng Technology Co.,Ltd.

Registration number: Y2023980063452