CN114389300A - 一种离网型微电网电解水制氢系统及其控制方法 - Google Patents

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Abstract

本发明提供一种离网型微电网电解水制氢系统及其控制方法，通过设置光伏发电模块、风力发电模块、储能模块及备用电源，可根据天气情况及设备运行状态，在绿色能源制氢模式、风光储联合制氢模式、最大制氢模式、最小制氢模式、单独储能制氢模式及备用制氢模式之间智能切换，解决了光伏、风电单独工作时受天气影响不能长期、稳定工作的问题，大幅提高了制氢设备的年有效利用率、降低了制氢成本；还通过控制模块实时采集交流母线的电压与频率信号，当风电或光伏出现功率波动时，对交流母线进行补偿，使其电压与频率波动始终处于标准范围内，解决了单独风电或光伏制氢引起制氢设备频繁启动与关停、损坏制氢设备的问题，提高了电解槽的使用寿命。

Description

一种离网型微电网电解水制氢系统及其控制方法
技术领域
本发明涉及一种微电网制氢技术领域，特别是涉及一种离网型微电网电解水制氢系统及其控制方法。
背景技术
氢气作为能源，有两个显著的特点。高能量密度，单位质量的热值约是汽油的3倍。绿色低碳，燃烧的产物是水，零污染，是世界上最干净的能源。适合作为大规模储能，实现能源储备。但空气中只有少量的氢气，其他氢主要以化合物的形式存储在水中。
目前偏远地区或海岛等电网网架延伸不到的区域，常采用离网型可再生能源电解水制氢，主要表现为风电电解水制氢和光伏电解水制氢两种。但上述单独新能源制氢方式存在受限于季节、天气等自然条件，如光伏发电晚上或阳光较弱时无法制氢，造成制氢设备年利用率较低，影响产氢量，提高了每立方氢气的成本，进而影响经济效益；此外，风电和光伏出力存在波动性，其出力曲线无法与电解设备负荷曲线匹配，容易造成母线电压及频率波动，从而降低电解槽使用寿命，影响整体制氢效率。
发明内容
鉴于以上所述现有技术的缺点，本发明的目的在于提供一种离网型微电网电解水制氢系统及其控制方法，用于解决现有技术中的离网型可再生能源电解水制氢受限于自然条件，造成制氢设备年利用率较低；以及风电和光伏出力存在波动性，造成母线电压及频率波动，影响制氢效率的问题。
本发明提供一种离网型微电网电解水制氢系统，所述系统包括：交流母线、制氢模块、备用电源、光伏发电模块、风力发电模块、储能模块及控制模块；
所述制氢模块的输入端与所述交流母线连接，输出端与所述备用电源的输入端连接；
所述备用电源的输出端与所述交流母线连接；
所述光伏发电模块及所述风力发电模块的输出端分别与所述交流母线连接；
所述储能模块的输入端和输出端共用一个端口，共用的所述端口与所述交流母线连接；
所述制氢模块、所述备用电源、所述光伏发电模块、所述风力发电模块及所述储能模块的控制端分别与所述控制模块连接。
于本发明的一实施例中，所述制氢模块包括整流柜、电解槽及储罐，所述整流柜的输入端与所述交流母线连接，输出端与所述电解槽的电源接口连接，所述电解槽的氢气出口与所述储罐的入口管道连接，所述储罐的出口管道与所述备用电源的输入端连接，所述整流柜的控制端与所述控制模块连接。
于本发明的一实施例中，所述备用电源包括第一逆变器、DC/DC转换器及燃料电池；
所述燃料电池的氢气入口与所述制氢模块的输出端连接，所述燃料电池的电源输出端与所述DC/DC转换器的输入端连接，所述DC/DC转换器的输出端与所述第一逆变器的输入端连接，所述第一逆变器的输出端与所述交流母线连接，所述第一逆变器及所述DC/DC转换器的控制端分别与所述控制模块连接。
于本发明的一实施例中，所述光伏发电模块包括第二逆变器及光伏发电单元，所述光伏发电单元的输出端与所述第二逆变器的输入端连接，所述第二逆变器的输出端与所述交流母线连接，所述第二逆变器的控制端与所述控制模块连接。
于本发明的一实施例中，所述风力发电模块包括风能变流器及风力发电单元，所述风力发电单元的输出端与所述风能变流器的输入端连接，所述风能变流器的输出端与所述交流母线连接，所述风能变流器的控制端与所述控制模块连接。
于本发明的一实施例中，所述储能模块包括储能变流器及储能电池，所述储能变流器的一端为共用的端口，所述端口与所述交流母线连接，另一端与所述储能电池连接；所述储能变流器包括充电控制端及放电控制端，所述充电控制端及所述放电控制端分别与所述控制模块连接。
于本发明的一实施例中，所述系统还包括辅助设备供电模块，所述辅助设备供电模块的输入端与所述交流母线连接，输出端为所述制氢模块的辅助设备提供交流工作电源。
本发明还提供一种离网型微电网电解水制氢的控制方法，所述方法应用于权利要求1-7中任一项所述的离网型微电网电解水制氢系统，所述方法通过分别将所述光伏发电模块、所述风力发电模块及所述储能模块的输出功率与预设制氢功率进行比较，根据比较结果执行相应工作模式：
1)当所述光伏发电模块或所述风力发电模块中的任一个输出功率大于所述预设制氢功率，执行绿色能源制氢模式：电解槽按预设制氢功率工作，此时控制模块开启第二逆变器和风能变流器，将光伏发电单元或风力发电单元的输出功率汇入交流母线，一部分电能经整流柜整流后送入电解槽，电解槽产生的氢气存入储罐中；同时，控制模块设置储能变流器为充电状态，剩余的电能经储能变流器整流后输入储能电池，为储能电池充电；
2)当所述光伏发电模块和所述风力发电模块的输出功率均大于所述预设制氢功率，执行最大制氢模式：此时控制模块将电解槽制氢功率设为最大，控制模块开启第二逆变器和风能变流器，将光伏发电单元及风力发电单元的输出功率汇入交流母线，一部分电能经整流柜整流后送入电解槽，电解槽产生的氢气存入储罐中；同时，控制模块设置储能变流器为充电状态，剩余的电能经储能变流器整流后输入储能电池，为储能电池充电；
3)当所述光伏发电模块和所述风力发电模块的输出功率均小于所述预设制氢功率，但所述光伏发电模块与所述风力发电模块的输出功率之和大于所述预设制氢功率，执行绿色能源制氢模式：电解槽按预设制氢功率工作，此时控制模块开启第二逆变器和风能变流器，将光伏发电单元或风力发电单元的输出功率汇入交流母线，一部分电能经整流柜整流后送入电解槽，电解槽产生的氢气存入储罐中；同时，控制模块设置储能变流器为充电状态，剩余的电能经储能变流器整流后输入储能电池，为储能电池充电；
4)当所述光伏发电模块和所述风力发电模块的输出功率均小于所述预设制氢功率，且所述光伏发电模块与所述风力发电模块的输出功率之和小于所述预设制氢功率，但所述光伏发电模块、所述风力发电模块及所述储能模块的输出功率之和大于所述预设制氢功率，执行风光储联合制氢模式：电解槽按预设制氢功率工作，此时控制模块开启第二逆变器和风能变流器，同时设置储能变流器为放电状态，储能电池的输出功率经储能变流器逆变后，汇入交流母线，经整流柜整流后送入电解槽，电解槽产生的氢气存入储罐中；
5)当所述光伏发电模块、所述风力发电模块的输出功率均小于所述预设制氢功率，且所述光伏发电模块、所述风力发电模块及所述储能模块的输出功率之和小于所述预设制氢功率，但大于电解槽最小制氢功率，执行最小制氢模式：此时控制模块将电解槽制氢功率设为最小，同时开启第二逆变器和风能变流器、设置储能变流器为放电状态，全部电能经整流柜整流后送入电解槽，电解槽产生的氢气存入储罐中；
6)当所述光伏发电模块或所述风力发电模块任一模块需停机检修时，即光伏发电模块或风力发电模块无输出功率，执行绿色能源制氢模式或风光储联合能制氢模式；
7)当所述光伏发电模块及所述风力发电模块均需停机检修或者因外部环境影响导致均无输出功率，所述储能模块的输出功率大于电解槽最小制氢功率时，执行单独储能制氢模式：此时控制模块关闭第二逆变器和风能变流器，设置储能变流器为放电状态，同时将电解槽制氢功率设为最小，全部电能经整流柜整流后送入电解槽，电解槽产生的氢气存入储罐中，等待所述光伏发电模块及所述风力发电模块输出功率恢复；
8)当所述储能模块出现故障，需要停机检修时，执行备用制氢模式：此时控制模块打开储罐阀门，为燃料电池提供氢气，燃料电池的输出电压经所述DC/DC转换器及所述第一逆变器后汇入交流母线，用于稳定交流母线的电压；控制模块开启第二逆变器和风能变流器，将光伏发电单元及风力发电单元的输出功率汇入交流母线，全部电能经整流柜整流后送入电解槽，电解槽产生的氢气存入储罐中。
本发明还提供一种存储介质，其上存储有计算机程序，该程序被处理器执行时实现如本发明的一种数据仓库的同步方法中任意一项所述的方法。
本发明还提供一种服务器，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述程序时实现如本发明的一种数据仓库的同步方法中任意一项所述的方法。
如上所述，本发明的一种离网型微电网电解水制氢系统，具有以下有益效果：
1、通过设置光伏发电模块、风力发电模块、储能模块及备用电源，可根据天气情况及设备运行状态，智能选择能源供应方式，解决了光伏、风电单独工作时受天气影响不能长期、稳定工作的问题，大幅提高了制氢设备的年有效利用率、降低了制氢成本。
2、通过控制模块实时采集制氢模块、备用电源、光伏发电模块、风力发电模块、储能模块及交流母线的电压、电流与频率信号，发送控制逻辑信号至制氢模块、备用电源、光伏发电模块、风力发电模块及储能模块，各模块执行相应的控制逻辑，最终由储能模块执行充电或放电操作，实现功率补偿，对交流母线进行动态平衡补偿，使交流母线的电压与频率波动范围始终处于国家标准要求范围内，解决了单独风电与光伏制氢引起制氢设备频繁启动与关停，损坏制氢设备的问题，提高了电解槽的使用寿命。
附图说明
图1显示为本发明第一实施方式中的整体结构示意图。
图2显示为本发明第一实施方式中的辅助设备供电模块接线示意图。
图3显示为本发明第四实施方式中的服务器的示意图；
元件标号说明
1-交流母线；2-制氢模块；3-备用电源；4-光伏发电模块；5-风力发电模块；6-储能模块；
7-控制模块；8-辅助设备供电模块；
201-整流柜；202-电解槽；203-储罐；301-第一逆变器；302-DC/DC转换器；
303-燃料电池；401-第二逆变器；402-光伏发电单元；501-风能变流器；
502-风力发电单元；601-储能变流器；602-储能电池。
具体实施方式
以下通过特定的具体实例说明本发明的实施方式，本领域技术人员可由本说明书所揭露的内容轻易地了解本发明的其他优点与功效。本发明还可以通过另外不同的具体实施方式加以实施或应用，本说明书中的各项细节也可以基于不同观点与应用，在没有背离本发明的精神下进行各种修饰或改变。需说明的是，在不冲突的情况下，以下实施例及实施例中的特征可以相互组合。
需要说明的是，以下实施例中所提供的图示仅以示意方式说明本发明的基本构想，遂图中仅显示与本发明中有关的组件而非按照实际实施时的组件数目、形状及尺寸绘制，其实际实施时各组件的型态、数量及比例可为一种随意的改变，且其组件布局型态也可能更为复杂。
请参阅图1，本发明的第一实施方式涉及一种离网型微电网电解水制氢系统，具体包括交流母线1、制氢模块2、备用电源3、光伏发电模块4、风力发电模块5、储能模块6及控制模块7。
制氢模块2包括整流柜201、电解槽202及储罐203，整流柜201的输入端与交流母线1连接，输出端与电解槽202的电源接口连接，电解槽202的氢气出口与储罐203的入口管道连接。
采用这种方案，交流母线提供的电能经整流柜整流后送入电解槽，电解槽产生的氢气存入储罐中。
需要说明的是，制氢所用的电解槽采用技术成熟的中压碱性水电解槽技术，单体容量从2M3/h-1000M3/h。碱性水电解槽能够在其额定功率的30％～120％之间正常工作，实际使用中，通常将制氢功率设置为额定功率的100％。
备用电源3包括第一逆变器301、DC/DC转换器302及燃料电池303，燃料电池303的氢气入口与储罐203的出口管道连接，燃料电池303的电源输出端分别经过DC/DC转换器302及第一逆变器301后接入交流母线1。其中，燃料电池303可选用质子交换膜燃料电池、固体氧化物燃料电池或熔融碳酸盐燃料电池中的任意一种。
本实施例中，第一逆变器301采用的型号为动力源公司的电机控制器DC/AC，实现直流电转换交流电功能，单体功率为50kVA～630kVA，支持V/F和P/Q两种控制模式，最大效率>98％，响应时间<20ms，通信接口支持CAN、Ethernet。
采用这种方案，在储能模块故障检修时，控制模块可打开储罐的阀门，为燃料电池提供氢气，燃料电池的输出电压经DC/DC转换器及第一逆变器后汇入交流母线，第一逆变器支持V/F模式，可以稳定交流母线的电压和频率，提高系统可靠性，确保制氢模块能够持续制氢。。
光伏发电模块4包括第二逆变器401及光伏发电单元402，光伏发电单元402的输出端与第二逆变器401的输入端连接，第二逆变器401的输出端接入交流母线1。
本实施例中，第二逆变器401采用的型号为上能电气公司的EP-2500-HA-OD，支持MPPT功能，功率范围从50kW-3.15MW，功率因数0.8超前～0.8滞后，最大效率98％以上，中国效率97％以上，额定功率下总谐波畸变率＜3％，通讯接口支持RS485/Ethernet。
需要说明的是，中国效率是按照不同地区制定的标准，根据不同的测试标准测算，具体的说，是逆变器在不同输入电压下反应中国日照资源特征加权总效率的平均值称为平均加权总效率。一般来说，除中国标准外，还有欧洲标准、加州标准。
采用这种方案，控制模块开启第二逆变器，将光伏发电单元输出的功率汇入交流母线，为制氢模块提供电能，电能经整流柜整流后送入电解槽，电解槽产生的氢气存入储罐中。
风力发电模块5包括风能变流器501及风力发电单元502，风力发电单元502的输出端与风能变流器501的输入端连接，风能变流器501的输出端接入交流母线1。其中，风力发电单元502可选用的风机为直驱式永磁风力发电机。
本实施例中，风能变流器501采用的型号为阳光电源公司的WG1500KFP，支持最大功率跟踪，功率范围从50kW-4MW，效率＞97％,功率因数0.95超前～0.95滞后,电网不平衡度适应≤8％。通讯方式支持CANopen、ModbusTCP，Profibus-DP，EtherNet/IP，Interbus。
采用这种方案，控制模块开启风能变流器，将风力发电单元输出的功率汇入交流母线，为制氢模块提供电能，电能经整流柜整流后送入电解槽，电解槽产生的氢气存入储罐中。
继续说明，整流柜201、第一逆变器301、DC/DC转换器302、第二逆变器401及风能变流器501的控制端分别与控制模块7通信连接。
通过在制氢模块2、备用电源3、光伏发电模块4、风力发电模块5、储能模块6出口端及交流母线1上安装电压、电流互感器实时采集各模块及交流母线1的电压、电流与频率信号，并采用高速通信协议将信号传送至控制模块7，控制模块7通常由PLC(可编程逻辑控制器)或工控机组成，能够实时计算功率偏差及频率偏差，判断系统状态。当光伏发电模块4或风力发电模块5的输出功率出现波动时，PLC或工控机根据计算偏差结果，选择最佳工作运行模式，并将控制逻辑信号发送至制氢模块2、备用电源3、光伏发电模块4、风力发电模块5及储能模块6，各模块执行相应的控制逻辑，最终由储能模块6执行充电或放电操作，实现对交流母线1的动态平衡补偿，使交流母线1的电压与频率波动范围始终处于国家标准要求范围内。
其中，内部通信可采用的方式包括工业以太网、载波通信、双绞线通信、光纤通信和无线通信；可采用的通信协议包括HSE、ProfINet、Ethernet/IP、CANopen、Modbus、DL/T634.5101、DL/T 634.5103、DL/T 634.5104和DL/T 680。
储能模块6包括储能变流器601及储能电池602，储能变流器601的一端为输入端和输出端的共用端口，共用的端口与交流母线1连接，储能变流器601的另一端与储能电池602连接；其中，储能变流器601包括充电控制端和放电控制端，充电控制端和放电控制端分别与控制模块7通信连接。
采用这种方案，当光伏发电模块或风力发电模块任意一个工作时，控制模块都将输出控制信号到储能变流器的充电控制端，使储能变流器处于充电状态，此时输出的功率汇入交流母线，一部分为制氢模块提供电能，剩余部分为储能电池充电。
需要说明的是，储能模块通常包含一组或多组储能单元；当只有一组储能单元时，该组储能单元的储能变流器运行下V/F模式，稳定交流母线的电压及频率；当包含多组储能单元时，至少有一组储能单元的储能变流器运行下V/F模式，稳定交流母线的电压及频率，其余组储能单元的储能变流器运行下P/Q模式，接受控制模块的调度信号，参与功率动态平衡。
本实施例中，储能变流器601采用的型号为科士达公司的GSE0500T，支持并网和离网两种模式，具备V/F和P/Q控制模式，并网模式下总电流谐波失真<3％，功率因数>0.99，故障穿越能力支持高电压穿越和低电压穿越。离网模式下，输出电压精度1％，输出电压失真度<3％，过载能力110％正常运行，120％支持1分钟运行。最大效率在97％以上，充放电切换时间<20ms。通信接口支持RS485、Ethernet，通信协议IEC104、Modbus TCP、Modbus RTU、IEC61850。
请参阅图2，本发明的一种离网型微电网电解水制氢系统还包括辅助设备供电模块8，辅助设备供电模块8的输入端与交流母线1连接，输出端为制氢模块2的辅助设备提供交流工作电源。需要说明的是，辅助设备包括储罐的阀门，且该阀门与控制模块7通信连接。
可见，本实施方式通过设置光伏发电模块、风力发电模块、储能模块及备用电源，实现了制氢设备全时段的工作，解决了光伏、风电单独工作时受天气影响，引起频繁启动与关停，不能长期、稳定工作的问题；此外，通过实时采集交流母线的电压与频率信号，当风电或光伏出现功率波动时，对交流母线进行补偿，使交流母线的电压与频率波动范围始终处于国家标准要求范围内，大幅提高制氢设备的年有效利用率，降低制氢成本，提高电解槽使用寿命，有较好的经济效益及社会效益。
本发明的第二实施方式涉及一种离网型微电网电解水制氢的控制方法，该方法应用于第一实施方式中的离网型微电网电解水制氢系统，该方法通过分别将光伏发电模块、风力发电模块及储能模块的输出功率与预设制氢功率进行比较，根据比较结果执行相应工作模式：
1)当所述光伏发电模块或所述风力发电模块中的任一个输出功率大于所述预设制氢功率，执行绿色能源制氢模式：电解槽按预设制氢功率工作，此时控制模块开启第二逆变器和风能变流器，将光伏发电单元或风力发电单元的输出功率汇入交流母线，一部分电能经整流柜整流后送入电解槽，电解槽产生的氢气存入储罐中；同时，控制模块设置储能变流器为充电状态，剩余的电能经储能变流器整流后输入储能电池，为储能电池充电；
2)当所述光伏发电模块和所述风力发电模块的输出功率均大于所述预设制氢功率，执行最大制氢模式：此时控制模块将电解槽制氢功率设为最大，控制模块开启第二逆变器和风能变流器，将光伏发电单元及风力发电单元的输出功率汇入交流母线，一部分电能经整流柜整流后送入电解槽，电解槽产生的氢气存入储罐中；同时，控制模块设置储能变流器为充电状态，剩余的电能经储能变流器整流后输入储能电池，为储能电池充电；
3)当所述光伏发电模块和所述风力发电模块的输出功率均小于所述预设制氢功率，但所述光伏发电模块与所述风力发电模块的输出功率之和大于所述预设制氢功率，执行绿色能源制氢模式：电解槽按预设制氢功率工作，此时控制模块开启第二逆变器和风能变流器，将光伏发电单元或风力发电单元的输出功率汇入交流母线，一部分电能经整流柜整流后送入电解槽，电解槽产生的氢气存入储罐中；同时，控制模块设置储能变流器为充电状态，剩余的电能经储能变流器整流后输入储能电池，为储能电池充电；
4)当所述光伏发电模块和所述风力发电模块的输出功率均小于所述预设制氢功率，且所述光伏发电模块与所述风力发电模块的输出功率之和小于所述预设制氢功率，但所述光伏发电模块、所述风力发电模块及所述储能模块的输出功率之和大于所述预设制氢功率，执行风光储联合制氢模式：电解槽按预设制氢功率工作，此时控制模块开启第二逆变器和风能变流器，同时设置储能变流器为放电状态，储能电池的输出功率经储能变流器逆变后，汇入交流母线，经整流柜整流后送入电解槽，电解槽产生的氢气存入储罐中；
5)当所述光伏发电模块、所述风力发电模块的输出功率均小于所述预设制氢功率，且所述光伏发电模块、所述风力发电模块及所述储能模块的输出功率之和小于所述预设制氢功率，但大于电解槽最小制氢功率，执行最小制氢模式：此时控制模块将电解槽制氢功率设为最小，同时开启第二逆变器和风能变流器、设置储能变流器为放电状态，全部电能经整流柜整流后送入电解槽，电解槽产生的氢气存入储罐中；
6)当所述光伏发电模块或所述风力发电模块任一模块需停机检修时，即光伏发电模块或风力发电模块无输出功率，执行绿色能源制氢模式或风光储联合能制氢模式；
7)当所述光伏发电模块及所述风力发电模块均需停机检修或者因外部环境影响导致均无输出功率，所述储能模块的输出功率大于电解槽最小制氢功率时，执行单独储能制氢模式：此时控制模块关闭第二逆变器和风能变流器，设置储能变流器为放电状态，同时将电解槽制氢功率设为最小，全部电能经整流柜整流后送入电解槽，电解槽产生的氢气存入储罐中；该模式最大程度保证电解槽工作的持续性，等待所述光伏发电模块及所述风力发电模块输出功率恢复；
8)当所述储能模块出现故障，需要停机检修时，执行备用制氢模式：此时控制模块打开储罐阀门，为燃料电池提供氢气，燃料电池的输出电压经所述DC/DC转换器及所述第一逆变器后汇入交流母线，用于稳定交流母线的电压；控制模块开启第二逆变器和风能变流器，将光伏发电单元及风力发电单元的输出功率汇入交流母线，全部电能经整流柜整流后送入电解槽，电解槽产生的氢气存入储罐中。
需要说明的是，本实施例中的预设制氢功率、电解槽制氢功率的最大值及最小值在实际使用中，均可根据选用的器件的输出功率自行设置，此处不再赘述。
可见，本实施方式通过在制氢模块、备用电源、光伏发电模块、风力发电模块、储能模块出口端及交流母线安装电压、电流互感器实时采集各模块及交流母线的电压、电流与频率信号，采用高速通信协议将信号传送至控制模块，控制模块通常由PLC(可编程逻辑控制器)或工控机组成，能够实时计算功率偏差及频率偏差，判断系统状态。当风电或光伏出现功率波动时，PLC(可编程逻辑控制器)或工控机根据计算偏差结果，选择最佳工作运行模式，并将控制逻辑信号发送至制氢模块、备用电源、光伏发电模块、风力发电模块及储能模块，各模块执行相应的控制逻辑，最终由储能模块执行充电或放电操作，实现功率补偿，对交流母线进行动态平衡补偿，解决了光伏、风电单独工作时受天气影响不能长期、稳定工作的问题，大幅提高了制氢设备的年有效利用率、降低了制氢成本。
此外，通过实时采集交流母线的电压与频率信号，当风电或光伏出现功率波动时，对交流母线进行补偿，使交流母线的电压与频率波动范围始终处于国家标准要求范围内，大幅提高制氢设备的年有效利用率，降低制氢成本，提高电解槽使用寿命，有较好的经济效益及社会效益。
本发明的第三实施方式涉及一种存储介质，其上存储有计算机程序，该程序被处理器执行时实现上述第一实施方式中所述方法的任意一项。
请参阅图3，本发明的第四实施方式涉及一种服务器，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，处理器执行所述程序时实现上述第一实施方式中所述方法的任意一项。
其中，存储器和处理器采用总线方式连接，总线可以包括任意数量的互联的总线和桥，总线将一个或多个处理器和存储器的各种电路连接在一起。总线还可以将诸如外围设备、稳压器和功率管理电路等之类的各种其他电路连接在一起，这些都是本领域所公知的，因此，本文不再对其进行进一步描述。总线接口在总线和收发机之间提供接口。收发机可以是一个元件，也可以是多个元件，比如多个接收器和发送器，提供用于在传输介质上与各种其他装置通信的单元。经处理器处理的数据通过天线在无线介质上进行传输，进一步，天线还接收数据并将数据传送给处理器。
处理器负责管理总线和通常的处理，还可以提供各种功能，包括定时，外围接口，电压调节、电源管理以及其他控制功能。而存储器可以被用于存储处理器在执行操作时所使用的数据。
综上所述，本发明通过设置光伏发电模块、风力发电模块、储能模块及备用电源，可根据天气情况及设备运行状态，在绿色能源制氢模式、风光储联合制氢模式、最大制氢模式、最小制氢模式、单独储能制氢模式及备用制氢模式之间智能切换，解决了光伏、风电单独工作时受天气影响不能长期、稳定工作的问题，大幅提高了制氢设备的年有效利用率、降低了制氢成本；本发明还通过控制模块实时采集交流母线的电压与频率信号，当风电或光伏出现功率波动时，对交流母线进行补偿，使交流母线的电压与频率波动范围始终处于国家标准要求范围内，解决了单独风电与光伏制氢引起制氢设备频繁启动与关停，损坏制氢设备的问题，提高了电解槽的使用寿命。所以，本发明有效克服了现有技术中的种种缺点而具高度产业利用价值。
上述实施例仅例示性说明本发明的原理及其功效，而非用于限制本发明。任何熟悉此技术的人士皆可在不违背本发明的精神及范畴下，对上述实施例进行修饰或改变。因此，举凡所属技术领域中具有通常知识者在未脱离本发明所揭示的精神与技术思想下所完成的一切等效修饰或改变，仍应由本发明的权利要求所涵盖。

Claims (10)

1.一种离网型微电网电解水制氢系统，其特征在于，所述系统包括：交流母线、制氢模块、备用电源、光伏发电模块、风力发电模块、储能模块及控制模块；
所述制氢模块的输入端与所述交流母线连接，输出端与所述备用电源的输入端连接；
所述备用电源的输出端与所述交流母线连接；
所述光伏发电模块及所述风力发电模块的输出端分别与所述交流母线连接；
所述储能模块的输入端和输出端共用一个端口，共用的所述端口与所述交流母线连接；
所述制氢模块、所述备用电源、所述光伏发电模块、所述风力发电模块及所述储能模块的控制端分别与所述控制模块连接。
2.根据权利要求1所述的离网型微电网电解水制氢系统，其特征在于：所述制氢模块包括整流柜、电解槽及储罐，所述整流柜的输入端与所述交流母线连接，输出端与所述电解槽的电源接口连接，所述电解槽的氢气出口与所述储罐的入口管道连接，所述储罐的出口管道与所述备用电源的输入端连接，所述整流柜的控制端与所述控制模块连接。
3.根据权利要求1所述的离网型微电网电解水制氢系统，其特征在于：所述备用电源包括第一逆变器、DC/DC转换器及燃料电池；
所述燃料电池的氢气入口与所述制氢模块的输出端连接，所述燃料电池的电源输出端与所述DC/DC转换器的输入端连接，所述DC/DC转换器的输出端与所述第一逆变器的输入端连接，所述第一逆变器的输出端与所述交流母线连接，所述第一逆变器及所述DC/DC转换器的控制端分别与所述控制模块连接。
4.根据权利要求1所述的离网型微电网电解水制氢系统，其特征在于：所述光伏发电模块包括第二逆变器及光伏发电单元，所述光伏发电单元的输出端与所述第二逆变器的输入端连接，所述第二逆变器的输出端与所述交流母线连接，所述第二逆变器的控制端与所述控制模块连接。
5.根据权利要求1所述的离网型微电网电解水制氢系统，其特征在于：所述风力发电模块包括风能变流器及风力发电单元，所述风力发电单元的输出端与所述风能变流器的输入端连接，所述风能变流器的输出端与所述交流母线连接，所述风能变流器的控制端与所述控制模块连接。
6.根据权利要求1所述的离网型微电网电解水制氢系统，其特征在于：所述储能模块包括储能变流器及储能电池，所述储能变流器的一端为共用的端口，所述端口与所述交流母线连接，另一端与所述储能电池连接；所述储能变流器包括充电控制端及放电控制端，所述充电控制端及所述放电控制端分别与所述控制模块连接。
7.根据权利要求1所述的离网型微电网电解水制氢系统，其特征在于：所述系统还包括辅助设备供电模块，所述辅助设备供电模块的输入端与所述交流母线连接，输出端为所述制氢模块的辅助设备提供交流工作电源。
8.一种离网型微电网电解水制氢的控制方法，其特征在于，所述方法应用于权利要求1-7中任一项所述的离网型微电网电解水制氢系统，所述方法通过分别将所述光伏发电模块、所述风力发电模块及所述储能模块的输出功率与预设制氢功率进行比较，根据比较结果执行相应工作模式：
1)当所述光伏发电模块或所述风力发电模块中的任一个输出功率大于所述预设制氢功率，执行绿色能源制氢模式：电解槽按预设制氢功率工作，此时控制模块开启第二逆变器和风能变流器，将光伏发电单元或风力发电单元的输出功率汇入交流母线，一部分电能经整流柜整流后送入电解槽，电解槽产生的氢气存入储罐中；同时，控制模块设置储能变流器为充电状态，剩余的电能经储能变流器整流后输入储能电池，为储能电池充电；
2)当所述光伏发电模块和所述风力发电模块的输出功率均大于所述预设制氢功率，执行最大制氢模式：此时控制模块将电解槽制氢功率设为最大，控制模块开启第二逆变器和风能变流器，将光伏发电单元及风力发电单元的输出功率汇入交流母线，一部分电能经整流柜整流后送入电解槽，电解槽产生的氢气存入储罐中；同时，控制模块设置储能变流器为充电状态，剩余的电能经储能变流器整流后输入储能电池，为储能电池充电；
3)当所述光伏发电模块和所述风力发电模块的输出功率均小于所述预设制氢功率，但所述光伏发电模块与所述风力发电模块的输出功率之和大于所述预设制氢功率，执行绿色能源制氢模式：电解槽按预设制氢功率工作，此时控制模块开启第二逆变器和风能变流器，将光伏发电单元或风力发电单元的输出功率汇入交流母线，一部分电能经整流柜整流后送入电解槽，电解槽产生的氢气存入储罐中；同时，控制模块设置储能变流器为充电状态，剩余的电能经储能变流器整流后输入储能电池，为储能电池充电；
4)当所述光伏发电模块和所述风力发电模块的输出功率均小于所述预设制氢功率，且所述光伏发电模块与所述风力发电模块的输出功率之和小于所述预设制氢功率，但所述光伏发电模块、所述风力发电模块及所述储能模块的输出功率之和大于所述预设制氢功率，执行风光储联合制氢模式：电解槽按预设制氢功率工作，此时控制模块开启第二逆变器和风能变流器，同时设置储能变流器为放电状态，储能电池的输出功率经储能变流器逆变后，汇入交流母线，经整流柜整流后送入电解槽，电解槽产生的氢气存入储罐中；
5)当所述光伏发电模块、所述风力发电模块的输出功率均小于所述预设制氢功率，且所述光伏发电模块、所述风力发电模块及所述储能模块的输出功率之和小于所述预设制氢功率，但大于电解槽最小制氢功率，执行最小制氢模式：此时控制模块将电解槽制氢功率设为最小，同时开启第二逆变器和风能变流器、设置储能变流器为放电状态，全部电能经整流柜整流后送入电解槽，电解槽产生的氢气存入储罐中；
6)当所述光伏发电模块或所述风力发电模块任一模块需停机检修时，即光伏发电模块或风力发电模块无输出功率，执行绿色能源制氢模式或风光储联合能制氢模式；
7)当所述光伏发电模块及所述风力发电模块均需停机检修或者因外部环境影响导致均无输出功率，所述储能模块的输出功率大于电解槽最小制氢功率时，执行单独储能制氢模式：此时控制模块关闭第二逆变器和风能变流器，设置储能变流器为放电状态，同时将电解槽制氢功率设为最小，全部电能经整流柜整流后送入电解槽，电解槽产生的氢气存入储罐中，等待所述光伏发电模块及所述风力发电模块输出功率恢复；
8)当所述储能模块出现故障，需要停机检修时，执行备用制氢模式：此时控制模块打开储罐阀门，为燃料电池提供氢气，燃料电池的输出电压经所述DC/DC转换器及所述第一逆变器后汇入交流母线，用于稳定交流母线的电压；控制模块开启第二逆变器和风能变流器，将光伏发电单元及风力发电单元的输出功率汇入交流母线，全部电能经整流柜整流后送入电解槽，电解槽产生的氢气存入储罐中。
9.一种存储介质，其上存储有计算机程序，其特征在于，该程序被处理器执行时实现权利要求8中所述的方法。
10.一种服务器，包括存储器、处理器及存储在存储器上并可在处理器上运行的计算机程序，其特征在于：所述处理器执行所述程序时实现权利要求8中所述的方法。
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