CN114362127B - 含固体氧化物燃料电池的直流微网系统及其控制方法 - Google Patents
含固体氧化物燃料电池的直流微网系统及其控制方法 Download PDFInfo
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Abstract
本发明提供一种含固体氧化物燃料电池的直流微网系统及其控制方法，涉及直流微电网技术领域。在系统中，可再生能源发电系统、双向供能系统和第一双向逆变器并联接入直流母线，直流母线用于连接至电网、并向本地负荷提供电能，第一双向逆变器用于连接电网侧负荷，控制管理系统用于控制各个子系统、并实现能量调度。该系统能够应用于发电端与用户端多种场合，保证直流微网内部的能量平衡，尽可能地满足电网侧负荷的需求，辅助发电端实现调频调峰，最大程度利用可再生能源，实现直流微网效益的最大化。此外，系统运行过程中可实时诊断直流微网的工作状态，自动切换控制策略，从而保障微网系统在正常及多种故障工况下的稳定、安全运行。
Description
技术领域
本发明涉及直流微电网技术领域，具体而言，涉及一种含固体氧化物燃料电池的直流微网系统及其控制方法。
背景技术
随着电网规模以及可再生能源消费占比的逐步增大，电力系统面临的弊端日益凸显，例如建设成本高、运行调度不灵活、可靠性及安全性面临着巨大的挑战，且越来越难以满足用户多样化的供电需求。微电网作为一种将分布式电源、负荷、储能装置有机整合在一起的小型发配电系统，可与终端用户直接相连实现电能就地利用，也能够平滑的进行并网与离网的模式切换，有效的降低了间歇性分布式电源给配电网带来的不利影响，提高了供电可靠性和电能质量。
直流微网由于控制简单、线路损耗低、系统成本低、可靠性高、与新能源供电(光伏、蓄电池储能)结合更加便捷，近些年来备受关注，作为一种更加清洁和环境友好的电网形式，迫切需要寻找具有环保高效特点的发电模式。固体氧化物燃料电池可以实现氢能在不同能源网络之间转化，“正向运行”时，可以将氢能和化石能源转换为电能，“逆向运行”时，可以将电能转换为氢能，具有低碳环保、启停灵活、维护费用低、功率范围广、安全可靠和模块化安装等特点，在直流微电网供电领域极具应用优势。此外，固体氧化物燃料电池独具的可逆性以及运行过程中产生的高品质余热，使得微电网能够契合多元化的能源服务模式，将成为直流微电网最有应用前景的分布式电源。
当前国内有关直流微网方面的研究还相对较少，主要集中在如何保障微网内部的能量平衡，未考虑微电网与大电网之间的负荷平衡需求，且缺乏对储能设备的能量管理，长时间尺度下工况难以保证，同时管控方法仅集中在正常工况，没有关于故障情况下微网的保护运行策略。
发明内容
本发明的目的包括提供一种含固体氧化物燃料电池的直流微网系统及其控制方法，其能够应用于发电端与用户端多种场合，保证直流微网内部的能量平衡，同时能够尽可能地满足外部电网侧负荷需求，辅助发电端进行调频调峰。系统以可再生能源作为主要动力源，固体氧化物燃料电池及储能电池作为辅助调节电源，从而最大程度利用可再生资源，实现直流微网效益的最大化。此外，系统运行过程中可实时诊断直流微网的工作状态，自动切换控制策略，从而保障微网系统在正常及多种故障工况下的稳定、安全运行。
本发明的实施例可以这样实现：
第一方面，本发明实施例提供一种含固体氧化物燃料电池的直流微网系统，含固体氧化物燃料电池的直流微网系统包括直流母线、可再生能源发电系统、双向供能系统、第一双向逆变器和控制管理系统，其中，可再生能源发电系统包括风力发电系统和光伏发电系统，双向供能系统包括储能电池系统和可逆固体氧化物燃料电池系统，风力发电系统、光伏发电系统、储能电池系统、可逆固体氧化物燃料电池系统和第一双向逆变器并联接入直流母线，直流母线用于连接至电网、并向本地负荷提供电能，第一双向逆变器用于连接电网侧负荷，控制管理系统与可再生能源发电系统、双向供能系统、第一双向逆变器通信连接，控制管理系统用于控制各个子系统、并实现能量调度。
在可选的实施例中，可逆固体氧化物燃料电池系统包括依次连接的供料模块、可逆燃料电池和第二双向逆变器，第二双向逆变器接入直流母线，其中，可逆燃料电池为可逆固体氧化物燃料电池，或者，可逆燃料电池为固体氧化物燃料电池与固体氧化物燃料电解池的组合；
储能电池系统包括依次连接的储能电池、电池控制器和第三双向逆变器，风力发电系统包括依次连接的风机阵列、风机控制器和第一单向变换器，光伏发电系统包括依次连接的光伏阵列、太阳能控制器和第二单向变换器，第一单向变换器和第二单向变换器并联接入直流母线。
在可选的实施例中，控制管理系统包括依次通信连接的数据采集单元、控制单元和通讯单元，还包括工作状态监控单元和故障诊断单元，数据采集单元、工作状态监控单元、故障诊断单元和控制单元依次通信连接，数据采集单元用于实时获取直流母线以及各个子系统的状态参数，工作状态监控单元用于根据状态参数，判断是否发生故障，故障诊断单元用于在发生故障的条件下，检测出故障类型，控制单元用于根据故障类型，产生运行调度指令，通讯单元用于将运行调度指令发送至各个子系统。
第二方面，本发明实施例提供一种含固体氧化物燃料电池的直流微网系统的控制方法，方法应用于第一方面提供的含固体氧化物燃料电池的直流微网系统，方法包括：
判断是否满足启动条件；
当满足启动条件时，监控系统的工作状态，判断系统是否发生故障；
当系统发生故障时，根据故障树，对故障识别定位，并根据故障类型，执行运行策略；
当系统未发生故障时，按照正常运行状态下的策略工作；
其中，故障树是结合直流微网系统预先建立，并将故障树的顶事件分解为不同级别的中间故障事件及底层故障事件，并求解故障树的最小割集。
在可选的实施例中，判断是否满足启动条件的步骤包括：
判断是否满足P3-P4＞0，其中，P3为可再生能源发电系统的最大可发电功率，P4为本地负荷的需求功率；
当P3-P4＞0时，判定满足启动条件；
当P3-P4≤0时，判定不满足启动条件。
在可选的实施例中，当系统未发生故障时，按照正常运行状态下的策略工作的步骤包括：
计算出直流母线的余量电能功率Pnet；
判断是否满足Pnet>0；
当Pnet＞0时，调节可再生能源发电系统为恒压模式、可逆固体氧化物燃料电池系统为电解工作模式、储能电池系统为恒流模式、第一双向逆变器为PQ工作模式；
判断是否满足SOC＜Sr，其中，Sr为储能电池系统的荷电状态平均值；
当SOC＜Sr时，调节储能电池系统充电，并在系统具有多余电能的情况下，启动可逆固体氧化物燃料电池系统制氢；
判断是否满足SOC≥Smax，其中，Smax为储能电池系统的荷电状态上限值；
当Sr≤SOC＜Smax时，启动可逆固体氧化物燃料电池系统制氢，并在系统具有多余电能的情况下，调节储能电池系统充电；
当Smax≤SOC时，启动可逆固体氧化物燃料电池系统制氢，并断开储能电池系统与直流母线的连接；
当Pnet≤0时，调节可再生能源发电系统以最大功率输出、可逆固体氧化物燃料电池系统为发电工作模式、储能电池系统为恒压模式、第一双向逆变器为PQ工作模式；
判断是否满足SOC＜Smin，其中，SOC为储能电池系统的剩余电量，Smin为储能电池系统的荷电状态下限值；
当SOC＜Smin时，调节可逆固体氧化物燃料电池系统以额定功率对外发电，并在系统电能不足的情况下，降低第一双向逆变器3的对外输出功率，直到系统达到新的能量平衡；
判断是否满足SOC≥Sr；
当Smin≤SOC＜Sr时，调节可逆固体氧化物燃料电池系统以额定功率对外发电，并在系统电能不足的情况下，使用储能电池系统向负荷补足电能；
当Sr≤SOC时，启动储能电池系统对外放电，并在系统电能不足的情况下，启动可逆固体氧化物燃料电池系统对外放电。
在可选的实施例中，当系统发生故障时，根据故障树，对故障识别定位，并根据故障类型，执行运行策略的步骤包括：
检测出故障类型；
判断故障类型是否属于故障树的最小割集；
若是，则控制所有子系统脱离直流母线停止工作；
若不是，则判断故障类型是否存在二级中间故障事件；
若存在，则在系统与电网断开后，判断是否可再生能源发电系统发生故障；
若可再生能源发电系统发生故障，则调节可再生能源发电系统脱离直流母线；
若可再生能源发电系统未发生故障，则调节双向供能系统脱离直流母线，可再生能源发电系统为恒压工作模式。
在可选的实施例中，本地负荷划分为一级负荷、二级负荷以及三级负荷，若可再生能源发电系统发生故障，则调节可再生能源发电系统脱离直流母线的步骤之后，方法包括：
判断是否可逆固体氧化物燃料电池系统发生故障；
若可逆固体氧化物燃料电池系统发生故障，则调节可逆固体氧化物燃料电池系统脱离直流母线，储能电池系统为恒压模式；
判断是否SOC＜Smin，其中，SOC为储能电池系统的剩余电量，Smin为储能电池系统的荷电状态下限值；
若SOC＜Smin，控制所有子系统脱离直流母线停止工作；
若SOC≥Smin，储能电池系统为负载供电，若电能不足，按照三级负荷、二级负荷、一级负荷的顺序切除负载，直至直流母线的功率达到平衡；
若储能电池系统发生故障，则调节储能电池系统脱离直流母线，可逆固体氧化物燃料电池系统为发电模式，若电能不足，按照三级负荷、二级负荷、一级负荷的顺序切除负载，直至直流母线的功率达到平衡；
若储能电池系统及可逆固体氧化物燃料电池系统未发生故障，调节储能电池系统为恒压模式，可逆固体氧化物燃料电池系统为发电模式；
判断是否SOC＜Smin；
若SOC＜Smin，优先启用可逆固体氧化物燃料电池系统以额定功率对外输出，若电能不足，按照三级负荷、二级负荷、一级负荷的顺序切除负载，直至直流母线的功率达到平衡；
若SOC≥Smin，则判断是否SOC＜Sr，其中，Sr为储能电池系统的荷电状态平均值；
若SOC＜Sr，优先启用可逆固体氧化物燃料电池系统以额定功率对外供电，若电能不足，使用储能电池系统补足电能；
若SOC≥Sr，优先启用储能电池系统对外供电，若电能不足，使用可逆固体氧化物燃料电池系统对外供电。
在可选的实施例中，判断故障类型是否存在二级中间故障事件的步骤之后，方法包括：
若不存在二级中间故障事件，则调节第一双向逆变器为PQ模式；
判断是否可逆固体氧化物燃料电池系统发生故障；
若可逆固体氧化物燃料电池系统发生故障，则判断是否Pnet＞0；
若Pnet＞0，则调节可逆固体氧化物燃料电池系统脱离直流母线，可再生能源发电系统为恒压模式，储能电池系统为恒流模式；
判断是否满足SOC＜Smax，其中，Smax为储能电池系统的荷电状态上限值；
若SOC＜Smax，控制储能电池系统吸收直流母线的多余功率；
若SOC≥Smax，控制储能电池系统脱离直流母线；
若Pnet≤0，则调节可逆固体氧化物燃料电池系统脱离直流母线，储能电池系统为恒压模式，可再生能源发电系统以最大功率输出；
判断是否满足SOC＜Smin；
当SOC＜Smin时，降低第一双向逆变器的输出功率，按照三级负荷、二级负荷、一级负荷的顺序切除负载，直至可再生能源发电系统的发电量满足功率需求；
当SOC≥Smin时，储能电池系统补充直流母线不足电能，若总输出电能依然不足，则降低第一双向逆变器的输出功率，按照三级负荷、二级负荷、一级负荷的顺序切除负载，直至直流母线的功率达到平衡。
在可选的实施例中，判断是否可逆固体氧化物燃料电池系统发生故障的步骤之后，方法包括：
若可逆固体氧化物燃料电池系统未发生故障，则判断是否储能电池系统发生故障；
若储能电池系统发生故障，则调节储能电池系统脱离直流母线，可逆固体氧化物燃料电池系统为发电模式；
若储能电池系统未发生故障，则调节储能电池系统为恒压模式，可逆固体氧化物燃料电池系统为发电模式。
本发明实施例提供的含固体氧化物燃料电池的直流微网系统及其控制方法的有益效果包括：
通过将可再生能源发电系统、双向供能系统和第一双向逆变器并联接入直流母线，直流母线用于连接至电网、并向本地负荷提供电能，可以向发电端与用户端一并提供服务，能够尽可能地满足电网侧调峰的需求以及用户端的用电需求，最大程度利用可再生能源，实现直流微网效益的最大化，同时，保证直流微网内部的能量平衡。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，应当理解，以下附图仅示出了本发明的某些实施例，因此不应被看作是对范围的限定，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相关的附图。
图1为本发明实施例提供的含固体氧化物燃料电池的直流微网系统的组成示意图；
图2为控制管理系统的整体管理流程图；
图3为控制管理系统在系统处于正常运行状态下的管理流程图；
图4～图6为控制管理系统在系统处于故障运行状态下的管理流程图；
图7为故障诊断单元的构建方法的流程图；
图8～图10为系统的故障树的示意图；
图11为故障诊断单元的故障识别定位方法的流程图。
图标：1-含固体氧化物燃料电池的直流微网系统；2-直流母线；3-第一双向逆变器；4-可再生能源发电系统；41-风力发电系统；411-风机阵列；412-风机控制器；413-第一单向变换器；42-光伏发电系统；421-光伏阵列；422-太阳能控制器；423-第二单向变换器；5-双向供能系统；51-可逆固体氧化物燃料电池系统；511-供料模块；512-可逆燃料电池；513-第二双向逆变器；52-储能电池系统；521-储能电池；522-电池控制器；523-第三双向逆变器；6-控制管理系统；7-本地负荷；71-一级负荷；72-二级负荷；73-三级负荷；8-电网侧负荷。
具体实施方式
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本发明一部分实施例，而不是全部的实施例。通常在此处附图中描述和示出的本发明实施例的组件可以以各种不同的配置来布置和设计。
因此，以下对在附图中提供的本发明的实施例的详细描述并非旨在限制要求保护的本发明的范围，而是仅仅表示本发明的选定实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。
应注意到：相似的标号和字母在下面的附图中表示类似项，因此，一旦某一项在一个附图中被定义，则在随后的附图中不需要对其进行进一步定义和解释。
此外，若出现术语“第一”、“第二”等仅用于区分描述，而不能理解为指示或暗示相对重要性。
需要说明的是，在不冲突的情况下，本发明的实施例中的特征可以相互结合。
直流微网由于控制简单、线路损耗低、系统成本低、可靠性高、与新能源供电结合更加便捷，近些年来备受关注，作为一种更加清洁和环境友好的电网形式，迫切需要寻找具有环保高效特点的发电模式。
燃料电池作为一种极具优势的发电设备将使直流微电网具有很大竞争力，其中，固体氧化物燃料电池具有燃料适用性广、效率高、经济性好等优势，可以作为直流微电网最有应用前景的分布式电源。
请参考图1，本实施例提供了一种含固体氧化物燃料电池的直流微网系统1，含固体氧化物燃料电池的直流微网系统1包括直流母线2、可再生能源发电系统4(REPG)、双向供能系统5、第一双向逆变器3和控制管理系统6，其中，可再生能源发电系统4、双向供能系统5和第一双向逆变器3并联接入直流母线2，直流母线2用于通过双向逆变器连接至电网、并向本地负荷7提供电能，本地负荷7按照电压等级以及重要性进行划分，可分为一级负荷71、二级负荷72以及三级负荷73，其电压等级以及重要性的排序为一级负荷71大于二级负荷72，二级负荷72大于三级负荷73。
第一双向逆变器3用于连接电网侧负荷8，控制管理系统6与可再生能源发电系统4、双向供能系统5、第一双向逆变器3通信连接，控制管理系统6用于控制各个子系统、并实现能量调度。
具体的，可再生能源发电系统4包括风力发电系统41和光伏发电系统42，其中，风力发电系统41包括依次连接的风机阵列411、风机控制器412和第一单向变换器413，光伏发电系统42包括依次连接的光伏阵列421、太阳能控制器422和第二单向变换器423，第一单向变换器413和第二单向变换器423并联接入直流母线2。
双向供能系统5包括储能电池系统52和可逆固体氧化物燃料电池系统51(RSOC)，其中，可逆固体氧化物燃料电池系统51是一个可逆高温燃料电池系统，可在发电和电解两种工作模式下切换。可逆固体氧化物燃料电池系统51包括依次连接的供料模块511、可逆燃料电池512和第二双向逆变器513，第二双向逆变器513接入直流母线2，可逆燃料电池512可由固体氧化物燃料电池(SOFC)与固体氧化物燃料电解池(SOEC)组合而成。储能电池系统52包括依次连接的储能电池521、电池控制器522和第三双向逆变器523。
控制管理系统6包括依次通信连接的数据采集单元、控制单元和通讯单元，数据采集单元用于实时获取直流母线2以及各个子系统的状态参数，状态参数包括电能、温度、流量、压强等数据，其中，电能包含但不限于电压、电流、剩余电量。控制单元用于根据状态参数和预设策略，产生运行调度指令，通讯单元用于通过网络总线建立控制管理系统6与其它通信终端之间的通信连接，将运行调度指令发送至各个子系统。
控制管理系统6还包括工作状态监控单元和故障诊断单元，数据采集单元、工作状态监控单元、故障诊断单元和控制单元依次通信连接，工作状态监控单元用于根据状态参数，判断是否发生故障，故障诊断单元用于在发生故障的条件下，检测出故障类型，控制单元用于根据故障类型，执行运行策略。
请参阅图2，控制管理系统6的管理流程包括以下步骤：
S1：判断是否满足P3-P4＞0。
其中，P3为可再生能源发电系统4的最大可发电功率，P4为本地负荷7的需求功率。
具体的，预测当前环境条件下风力发电系统41的最大可发电功率P1以及光伏发电系统42的最大可发电功率P2，并计算得出可再生能源发电系统4的最大可发电功率P3，其中，P3＝P1+P2。
控制管理系统6还用于计算本地负荷7的需求功率P4，P4＝PL1+PL2+PL3，其中，PL1、PL2、PL3分别为一级负荷71、二级负荷72、三级负荷73的需求功率。
若P3-P4＞0，则认为系统满足内部功率平衡条件，执行S2：启动含固体氧化物燃料电池的直流微网系统1。
若P3-P4≤0，则认为系统不满足内部功率平衡条件，执行S3：不启动含固体氧化物燃料电池的直流微网系统1。
在S2之后，则执行S4：监控系统的工作状态，判断系统是否发生故障。
其中，S4中监控系统的工作状态的流程如下：工作状态监控单元用于实时监测直流母线2的电压V1，故障诊断单元用于在0.95VN≤V1≤1.05VN的条件下判定未发生故障，反之，则判定发生故障，其中，VN为直流母线2的标称电压。
若系统发生故障，则执行S5：根据故障树，对故障识别定位。并进一步执行S6：根据故障类型，执行运行策略。
若系统未发生故障，则执行S7：按照正常运行状态下的策略工作。
在S6和S7之后，则返回S4。
请参阅图3，S7中按照正常运行状态下的策略工作的具体流程如下：
S21：计算出直流母线2的余量电能功率Pnet。
具体的，基于预测到的当前环境条件下风力发电系统41的最大可发电功率P1、储能电池系统52的额定功率Pb、可逆固体氧化物燃料电池系统51的额定发电功率Pf、额定电解功率Pe以及电网需求调峰功率信号Pg，计算出直流母线2的余量电能功率Pnet：Pnet＝P1-P4-Pg。
需注意的是，构建含固体氧化物燃料电池的直流微网系统1的过程中，发电设备容量选取需要考虑一定的裕量，即需满足P1+Pb+Pf>P4+Pg。
S22：判断是否满足Pnet>0。
当Pnet＞0时，则执行S23：调节可再生能源发电系统4为恒压模式、可逆固体氧化物燃料电池系统51为电解工作模式、储能电池系统52为恒流模式、第一双向逆变器3为PQ工作模式。
在S23之后，则执行S231：判断是否满足SOC＜Sr。
其中，SOC为储能电池系统52的剩余电量，Sr为储能电池系统52的荷电状态平均值，Sr的取值可以为0.5。
当SOC＜Sr时，则执行S24：调节储能电池系统52充电，并在系统具有多余电能的情况下，启动RSOC制氢。
S241：判断是否满足SOC≥Smax。
当Sr≤SOC＜Smax时，Smax为储能电池系统52的荷电状态上限值，Smax的取值可以为0.8，则执行S25：启动RSOC制氢，并在系统具有多余电能的情况下，调节储能电池系统52充电。
当Smax≤SOC时，则执行S26：启动RSOC制氢，并断开储能电池系统52与直流母线2的连接。
在执行S22之后，当Pnet≤0时，则执行S27：调节可再生能源发电系统4以最大功率输出、RSOC为发电工作模式、储能电池系统52为恒压模式、第一双向逆变器3为PQ工作模式。
在S27之后，则执行S28：判断是否满足SOC＜Smin。
其中，Smin为储能电池系统52的荷电状态下限值，Smin的取值可以为0.2。
当SOC＜Smin时，则执行S29：调节RSOC以额定功率对外发电，并在系统电能不足的情况下，降低第一双向逆变器3的对外输出功率，直到系统达到新的能量平衡。
S291：判断是否满足SOC≥Sr。
当Smin≤SOC＜Sr时，Sr为储能电池系统52的荷电状态平均值，则执行S30：调节RSOC以额定功率对外发电，并在系统电能不足的情况下，使用储能电池系统52向负荷补足电能。
当Sr≤SOC时，则执行S31：启动储能电池系统52对外放电，并在系统电能不足的情况下，启动RSOC对外放电。
请参阅图4，若系统发生故障，控制管理系统6的管理流程如下：
S41：故障诊断单元检测出故障类型。
S42：判断故障类型是否属于故障树的最小割集。
若是，则执行S43：控制所有子系统脱离直流母线2停止工作。
若不是，则执行S44：判断故障类型是否存在二级中间故障事件。
若存在，则执行S45：判断是否REPG发生故障。
若REPG发生故障，则执行S46：调节REPG脱离直流母线2。
若REPG未发生故障，则执行S47：调节双向供能系统5脱离直流母线2，REPG为恒压工作模式。
在执行S47之后，再执行S48：REPG为负荷供电，若电能不足，按照三级负荷73、二级负荷72、一级负荷71的顺序切除负载，直至直流母线2的功率达到平衡。
请参阅图5，在执行S46之后，再执行S49：判断是否RSOC发生故障。
若RSOC发生故障，则执行S50：调节RSOC脱离直流母线2，储能电池系统52为恒压模式。
在执行S50之后，再执行S51：判断是否SOC＜Smin。
若SOC＜Smin，则执行S52：控制所有子系统脱离直流母线2停止工作。
若SOC≥Smin，则执行S521：储能电池系统52为负载供电，若电能不足，按照三级负荷73、二级负荷72、一级负荷71的顺序切除负载，直至直流母线2的功率达到平衡。
若RSOC未发生故障，则执行S53：判断是否储能电池系统52发生故障。
若储能电池系统52发生故障，则执行S54：调节储能电池系统52脱离直流母线2，RSOC为发电模式。
在执行S54之后，再执行S55：RSOC为负载供电，若电能不足，按照三级负荷73、二级负荷72、一级负荷71的顺序切除负载，直至直流母线2的功率达到平衡。
若储能电池系统52未发生故障，则执行S56：调节储能电池系统52为恒压模式，RSOC为发电模式。
在执行S56之后，再执行S57：判断是否SOC＜Smin。
若SOC＜Smin，则执行S58：优先启用RSOC以额定功率对外输出，若电能不足，按照三级负荷73、二级负荷72、一级负荷71的顺序切除负载，直至直流母线2的功率达到平衡。
若SOC≥Smin，则执行S59：判断是否SOC＜Sr。
若SOC＜Sr，则执行S60：优先启用RSOC以额定功率对外供电，若电能不足，使用储能电池系统52补足电能。
若SOC≥Sr，则执行S61：优先启用储能电池系统52对外供电，若电能不足，使用RSOC对外供电。
请参阅图6，在S44的判断中，若不存在二级中间故障事件，则执行S62：调节第一双向逆变器3为PQ模式。
S63：判断是否RSOC发生故障。
若RSOC发生故障，则执行S64：判断是否Pnet＞0。
若Pnet＞0，则执行S65：调节RSOC脱离直流母线2，REPG为恒压模式，储能电池系统52为恒流模式。
在执行S65之后，再执行S66：判断是否满足SOC＜Smax。
若SOC＜Smax，则执行S67：控制储能电池系统52吸收直流母线2的多余功率。
若SOC≥Smax，则执行S68：控制储能电池系统52脱离直流母线2。
在S64的判断中，若Pnet≤0，则执行S69：调节RSOC脱离直流母线2，储能电池系统52为恒压模式，REPG以最大功率输出。
在执行S69之后，再执行S70：判断是否满足SOC＜Smin。
当SOC＜Smin时，则执行S71：降低第一双向逆变器3的输出功率，按照三级负荷73、二级负荷72、一级负荷71的顺序切除负载，直至REPG的发电量满足功率需求。
当SOC≥Smin时，则执行S72：储能电池系统52补充直流母线2不足电能，若总输出电能依然不足，则降低第一双向逆变器3的输出功率，按照三级负荷73、二级负荷72、一级负荷71的顺序切除负载，直至直流母线2的功率达到平衡。
在S63的判断中，若RSOC未发生故障，则执行S73：判断是否储能电池系统52发生故障。
若储能电池系统52发生故障，则执行S74：判断是否Pnet＞0。
若Pnet＞0，则执行S75：调节储能电池系统52脱离直流母线2，REPG为恒压模式，RSOC为电解模式。
在执行S75之后，则执行S76：RSOC电解制氢，吸收直流母线2的多余功率。
若Pnet≤0，则执行S77：调节储能电池系统52脱离直流母线2，REPG为恒压模式，RSOC为发电模式。
在执行S77之后，则执行S78：RSOC补充直流母线2不足功率，若总输出电能依然不足，则降低第一双向逆变器3输出功率，按照三级负荷73、二级负荷72、一级负荷71的顺序切除负载，直至直流母线2的功率达到平衡。
若储能电池系统52未发生故障，则执行S79：系统案子正常状态下的策略运行。
其中，请参阅图7，控制管理系统6的故障诊断单元的构建方法包括以下步骤：
S81：建立系统的故障树，结合系统实际结构，并将故障树的顶事件分解为不同级别的中间故障事件及底层故障事件，并求解故障树的最小割集。
请参阅图8～图10，故障树的顶事件为微网失效(T)，可分解为中间事件包括：荷网故障(M11)，能源系统故障(M12)，负荷故障(M21)，REPG故障(M22)，双向供能系统故障(M23)，光伏发电系统故障(M31)，风力发电系统故障(M32)，RSOC故障(M33)，储能电池系统故障(M34)；中间事件可进一步分解为对应底事件包括通讯故障(X11)，母线故障(X21)，逆变器故障(X22)，负荷故障(X31)，负荷馈线故障(X32)，光伏馈线故障(X41)，光伏阵列故障(X42)，光伏变换器故障(X43)，风力发电机故障(X44)，风机故障(X45)，风机控制器故障(X46)，供料模块故障(X47)，燃料电池阵列故障(X48)，RSOC变换器故障(X49)，RSOC馈线故障(X410)，蓄电池故障(X411)，储能变换器故障(X412)，储能馈线故障(X413)。其中，这里括号中的字母和数字为故障的代号，M代表中间故障事件，X代表底层故障事件，M与X的第一个下标表示该事件类型的级别，级别之后的数字表示该类型事件的序号，如M11表示第1级第1个中间事件。
并且，分析得到系统的故障树的最小割集，最下割集是指导致事件发生的基本事件的集合，例如{X11}，{X21}，{X22}，{X31}，{X32}，{X44X47X41X411}，···，{X46X49X43X413}，{X46X410X43X413}等。
S82：获取故障树中底层事件对应的表征数据向量。
其中，表征数据向量包含但不限于电压、电流、温度、压强等。
S83：采用小波包分解方法，从表征数据向量中提取对应底层事件的故障特征，作为神经网络中故障诊断单元的训练输入数据。
S84：基于故障树，将故障特征对应的中间事件转化为布尔向量矩阵，作为神经网络中故障诊断单元的训练输出数据。
S85：使用对应输入输出数据训练神经网络中的故障诊断单元。
请参阅图11，控制管理系统6的故障诊断单元的故障识别定位方法包括以下步骤：
S91：实时采集直流母线2的电压数据。
S92：对电压数据进行小波包分解，获取数据特征。
S93：将数据特征输入到神经网络中的故障诊断单元。
S94：故障诊断单元输出故障识别定位结果。
本实施例提供的含固体氧化物燃料电池的直流微网系统1的有益效果包括：
1.通过将可再生能源发电系统4、双向供能系统5和第一双向逆变器3并联接入直流母线2，直流母线2用于连接至电网、并向本地负荷7提供电能，可以向发电端与用户端一并提供服务，能够尽可能地满足电网侧调频、调峰的需求以及用户端的用电需求，最大程度利用可再生能源，实现直流微网效益的最大化，同时，保证直流微网内部的能量平衡；
2.系统多工况运行策略中包含工作状态监控及故障诊断方法，可实时诊断系统当前状态，自动切换运行策略，从而保障系统在正常及故障工况下的稳定、安全运行。
以上，仅为本发明的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应以权利要求的保护范围为准。
Claims (6)
1.一种含固体氧化物燃料电池的直流微网系统的控制方法，其特征在于，所述方法应用于含固体氧化物燃料电池的直流微网系统，所述含固体氧化物燃料电池的直流微网系统包括直流母线（2）、可再生能源发电系统（4）、双向供能系统（5）、第一双向逆变器（3）和控制管理系统（6），其中，所述可再生能源发电系统（4）包括风力发电系统（41）和光伏发电系统（42），所述双向供能系统（5）包括储能电池系统（52）和可逆固体氧化物燃料电池系统（51），所述风力发电系统（41）、所述光伏发电系统（42）、所述储能电池系统（52）、所述可逆固体氧化物燃料电池系统（51）和所述第一双向逆变器（3）并联接入所述直流母线（2），所述直流母线（2）用于连接至电网、并向本地负荷（7）提供电能，所述第一双向逆变器（3）用于连接电网侧负荷（8），所述控制管理系统（6）与所述可再生能源发电系统（4）、所述双向供能系统（5）、所述第一双向逆变器（3）通信连接，所述控制管理系统（6）用于控制各个子系统、并实现能量调度，所述方法包括：
判断是否满足启动条件；
当满足所述启动条件时，监控系统的工作状态，判断系统是否发生故障；
当系统发生故障时，根据故障树，对故障识别定位，并根据故障类型，执行运行策略；其中，所述故障树是结合直流微网系统预先建立，并将所述故障树的顶事件分解为不同级别的中间故障事件及底层故障事件，并求解所述故障树的最小割集；
当系统未发生故障时，按照正常运行状态下的策略工作，包括：
计算出所述直流母线（2）的余量电能功率Pnet；
判断是否满足Pnet>0；
当Pnet＞0时，调节所述可再生能源发电系统（4）为恒压模式、所述可逆固体氧化物燃料电池系统（51）为电解工作模式、所述储能电池系统（52）为恒流模式、所述第一双向逆变器（3）为PQ工作模式；
判断是否满足SOC＜Sr，其中，Sr为所述储能电池系统（52）的荷电状态平均值；
当SOC＜Sr时，调节所述储能电池系统（52）充电，并在系统具有多余电能的情况下，启动所述可逆固体氧化物燃料电池系统（51）制氢；
判断是否满足SOC≥Smax，其中，Smax为所述储能电池系统（52）的荷电状态上限值；
当Sr≤SOC＜Smax时，启动所述可逆固体氧化物燃料电池系统（51）制氢，并在系统具有多余电能的情况下，调节所述储能电池系统（52）充电；
当Smax≤SOC时，启动所述可逆固体氧化物燃料电池系统（51）制氢，并断开所述储能电池系统（52）与所述直流母线（2）的连接；
当Pnet≤0时，调节所述可再生能源发电系统（4）以最大功率输出、所述可逆固体氧化物燃料电池系统（51）为发电工作模式、所述储能电池系统（52）为恒压模式、所述第一双向逆变器（3）为PQ工作模式；
判断是否满足SOC＜Smin，其中，SOC为所述储能电池系统（52）的剩余电量，Smin为所述储能电池系统（52）的荷电状态下限值；
当SOC＜Smin时，调节所述可逆固体氧化物燃料电池系统（51）以额定功率对外发电，并在系统电能不足的情况下，降低所述第一双向逆变器（3）的对外输出功率，直到系统达到新的能量平衡；
判断是否满足SOC≥Sr；
当Smin≤SOC＜Sr时，调节所述可逆固体氧化物燃料电池系统（51）以额定功率对外发电，并在系统电能不足的情况下，使用所述储能电池系统（52）向负荷补足电能；
当Sr≤SOC时，启动所述储能电池系统（52）对外放电，并在系统电能不足的情况下，启动所述可逆固体氧化物燃料电池系统（51）对外放电。
2.根据权利要求1所述的含固体氧化物燃料电池的直流微网系统的控制方法，其特征在于，所述判断是否满足启动条件的步骤包括：
判断是否满足P3-P4＞0，其中，P3为所述可再生能源发电系统（4）的最大可发电功率，P4为所述本地负荷（7）的需求功率；
当P3-P4＞0时，判定满足所述启动条件；
当P3-P4≤0时，判定不满足所述启动条件。
3.根据权利要求1所述的含固体氧化物燃料电池的直流微网系统的控制方法，其特征在于，所述当系统发生故障时，根据故障树，对故障识别定位，并根据故障类型，执行运行策略的步骤包括：
检测出故障类型；
判断所述故障类型是否属于故障树的最小割集；
若是，则控制所有子系统脱离所述直流母线（2）停止工作；
若不是，则判断所述故障类型是否存在二级中间故障事件；
若存在，则在系统与所述电网断开后，判断是否所述可再生能源发电系统（4）发生故障；
若所述可再生能源发电系统（4）发生故障，则调节所述可再生能源发电系统（4）脱离所述直流母线（2）；
若所述可再生能源发电系统（4）未发生故障，则调节所述双向供能系统（5）脱离所述直流母线（2），所述可再生能源发电系统（4）为恒压工作模式。
4.根据权利要求3所述的含固体氧化物燃料电池的直流微网系统的控制方法，其特征在于，所述本地负荷（7）划分为一级负荷（71）、二级负荷（72）以及三级负荷（73），所述若所述可再生能源发电系统（4）发生故障，则调节所述可再生能源发电系统（4）脱离所述直流母线（2）的步骤之后，所述方法包括：
判断是否所述可逆固体氧化物燃料电池系统（51）发生故障；
若所述可逆固体氧化物燃料电池系统（51）发生故障，则调节所述可逆固体氧化物燃料电池系统（51）脱离所述直流母线（2），所述储能电池系统（52）为恒压模式；
判断是否SOC＜Smin，其中，SOC为所述储能电池系统（52）的剩余电量，Smin为所述储能电池系统（52）的荷电状态下限值；
若SOC＜Smin，控制所有子系统脱离所述直流母线（2）停止工作；
若SOC≥Smin，所述储能电池系统（52）为负载供电，若电能不足，按照所述三级负荷（73）、所述二级负荷（72）、所述一级负荷（71）的顺序切除负载，直至所述直流母线（2）的功率达到平衡；
若所述储能电池系统（52）发生故障，则调节所述储能电池系统（52）脱离所述直流母线（2），所述可逆固体氧化物燃料电池系统（51）为发电模式，若电能不足，按照所述三级负荷（73）、所述二级负荷（72）、所述一级负荷（71）的顺序切除负载，直至所述直流母线（2）的功率达到平衡；
若所述储能电池系统（52）及所述可逆固体氧化物燃料电池系统（51）未发生故障，调节所述储能电池系统（52）为恒压模式，所述可逆固体氧化物燃料电池系统（51）为发电模式；
判断是否SOC＜Smin；
若SOC＜Smin，优先启用所述可逆固体氧化物燃料电池系统（51）以额定功率对外输出，若电能不足，按照所述三级负荷（73）、所述二级负荷（72）、所述一级负荷（71）的顺序切除负载，直至所述直流母线（2）的功率达到平衡；
若SOC≥Smin，则判断是否SOC＜Sr，其中，Sr为所述储能电池系统（52）的荷电状态平均值；
若SOC＜Sr，优先启用所述可逆固体氧化物燃料电池系统（51）以额定功率对外供电，若电能不足，使用所述储能电池系统（52）补足电能；
若SOC≥Sr，优先启用所述储能电池系统（52）对外供电，若电能不足，使用所述可逆固体氧化物燃料电池系统（51）对外供电。
5.根据权利要求4所述的含固体氧化物燃料电池的直流微网系统的控制方法，其特征在于，所述判断所述故障类型是否存在二级中间故障事件的步骤之后，所述方法包括：
若不存在二级中间故障事件，则调节所述第一双向逆变器（3）为PQ模式；
判断是否所述可逆固体氧化物燃料电池系统（51）发生故障；
若所述可逆固体氧化物燃料电池系统（51）发生故障，则判断是否Pnet＞0；
若Pnet＞0，则调节所述可逆固体氧化物燃料电池系统（51）脱离所述直流母线（2），所述可再生能源发电系统（4）为恒压模式，所述储能电池系统（52）为恒流模式；
判断是否满足SOC＜Smax，其中，Smax为所述储能电池系统（52）的荷电状态上限值；
若SOC＜Smax，控制所述储能电池系统（52）吸收所述直流母线（2）的多余功率；
若SOC≥Smax，控制所述储能电池系统（52）脱离所述直流母线（2）；
若Pnet≤0，则调节所述可逆固体氧化物燃料电池系统（51）脱离所述直流母线（2），所述储能电池系统（52）为恒压模式，所述可再生能源发电系统（4）以最大功率输出；
判断是否满足SOC＜Smin；
当SOC＜Smin时，降低第一双向逆变器（3）的输出功率，按照所述三级负荷（73）、所述二级负荷（72）、所述一级负荷（71）的顺序切除负载，直至所述可再生能源发电系统（4）的发电量满足功率需求；
当SOC≥Smin时，所述储能电池系统（52）补充所述直流母线（2）不足电能，若总输出电能依然不足，则降低第一双向逆变器（3）的输出功率，按照所述三级负荷（73）、所述二级负荷（72）、所述一级负荷（71）的顺序切除负载，直至所述直流母线（2）的功率达到平衡。
6.根据权利要求5所述的含固体氧化物燃料电池的直流微网系统的控制方法，其特征在于，所述判断是否所述可逆固体氧化物燃料电池系统（51）发生故障的步骤之后，所述方法包括：
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Legal Events
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| PB01 | Publication | ||
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| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
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| GR01 | Patent grant | ||
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