CN114552659A - 含电氢储能的多能量综合管理型能量路由器及控制方法 - Google Patents

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Abstract

本发明提供一种含电氢储能的多能量综合管理型能量路由器及控制方法，涉及新能源与微电网电能变换技术领域。该路由器包括三相PWM整流单元、双向DC‑DC变换单元、单相DC‑AC变换单元、光伏Boost型多电平DC/DC变换单元、VSC变换单元、蓄电池储能交错并联型Boost/Buck多电平DC/DC变换单元、风机多电平逆变单元、碱式电解槽自均流谐振型多电平DC/DC变换单元、燃料电池Boost变换单元、水循环泵Buck变换单元、氢气储能系统、中压直流母线和低压直流母线；在风电机组的输出功率和光伏发电系统的输出功率大于负载功率时，将多余电能通过电解水转化为氢气储存至氢气储能系统；输出功率小于负载功率时，质子交换膜燃料电池利用氢气产生电能，馈电反馈电能至负载单元或配电网。

Description

含电氢储能的多能量综合管理型能量路由器及控制方法
技术领域
本发明涉及新能源与微电网电能变换技术领域，尤其涉及一种含电氢储能的多能量综合管理型能量路由器及控制方法。
背景技术
传统的能量路由器装置以固态变压器为核心，工作模式单一，能量转换效率低。且由于可再生能源发电的随机性、随机性的特点，能量路由器装置通常会接入储能装置，而传统的储能装置主要包括铅酸蓄电池和超级电容，其缺点主要包括能量密度低、容量低、寿命短价格昂贵、维护困难等，此外，废弃的铅酸电池对环境也会造成污染，不符合现如今国家提倡的的绿色发展理念。
当前，分布式能源主要的利用方式是通过能量路由器装置接入电网。传统的能量路由器装置以固态变压器为核心，工作模式单一，能量转换效率低。且由于可再生能源发电的随机性、随机性的特点，能量路由器装置通常会接入储能装置，而传统的储能装置主要包括铅酸蓄电池和超级电容，其缺点主要包括能量密度低、容量低、寿命短价格昂贵、维护困难等，此外，废弃的铅酸电池对环境也会造成污染。传统的能量路由器功率分配算法对蓄电池的SOC状态考虑不周，出现过充过放的几率很大，严重影响了储能装置的使用寿命。
发明内容
本发明要解决的技术问题是针对上述现有技术的不足，提供一种含电氢储能的多能量综合管理型能量路由器及控制方法，使该能量路由器可以根据自身内部功率剩余情况自适应切换多种工作模式，根据负载情况动态调节内部功率，通过合理调节氢气储能模块SOH状态，使SOC状态向合理区间趋近，避免锂蓄电池组工作在过充过放状态。
为解决上述技术问题，本发明所采取的技术方案是：一方面，本发明提供一种含电氢储能的多能量综合管理型能量路由器，包括三相PWM整流单元、双向DC-DC变换单元、单相DC-AC变换单元、光伏Boost型多电平DC/DC变换单元、VSC变换单元、蓄电池储能交错并联型Boost/Buck多电平DC/DC变换单元、风机多电平逆变单元、碱式电解槽自均流谐振型多电平DC/DC变换单元、燃料电池Boost变换单元、水循环泵Buck变换单元、氢气储能系统、中压直流母线和低压直流母线；
所述三相PWM整流单元的输入端与中压配电网相连，输出端通过中压直流母线与双向DC-DC变换单元的输入端相连；所述双向DC-DC变换单元的输出端与低压直流母线相连；所述单相DC-AC变换单元的输入端与低压直流母线相连接，输出端与交流充电桩相连接；所述光伏Boost型多电平DC/DC变换单元的输出端与低压直流母线相连，输入端与光伏序列相连；所述风机多电平逆变单元的输入端与风电机组相连，输出端与中压直流母线相连；所述VSC变换单元的输入端与交流充电桩相连，输出端与低压直流母线相连；所述蓄电池储能交错并联型Boost/Buck多电平DC/DC变换单元的输入端与锂电池储能系统相连，输出端与中压直流母线相连；所述碱式电解槽自均流谐振型多电平DC/DC变换单元的输入端与中压直流母线相连，输出端与碱式电解槽相连；所述燃料电池Boost变换单元的输入端与质子交换膜燃料电池相连，输出端与低压直流母线相连；所述水循环泵Buck变换单元的输入端与低压直流母线相连，输出端与直流水循环泵连接，直流水循环泵提供质子交换膜燃料电池和碱性电解槽之间的水循环动力；所述氢气储能系统的进气端口与碱式电解槽的氢气输出端口连接，出气端口与质子交换膜燃料电池的氢气进气端口连接。
优选地，所述含电/氢复合储能的多能量综合管理型能量路由器，根据自身内部功率剩余情况自适应切换多种工作模式；在风电机组的输出功率和光伏发电系统的输出功率大于负载功率时，将多余电能通过电解水转化为氢气储存至氢气储能系统；在风电机组的输出功率和光伏发电系统的输出功率小于负载功率时，质子交换膜燃料电池利用氢气产生电能，馈电反馈电能至负载单元或配电网；氢气储能系统与锂电池储能系统共同构成了一套电/氢复合储能系统。
另一方面，本发明还提供一种含电氢储能的多能量综合管理型能量路由器的控制方法，包括以下步骤：
步骤1、采用模糊逻辑控制器进行多能量综合管理型能量路由器的功率分配；
根据能量路由器内部差额功率过剩和不足两种情况将模糊逻辑控制器分为AE-FLC模块和FC-FLC模块；AE-FLC模块在能量路由器内部差额功率过剩时启动，用于优化碱式电解槽和锂电池储能系统充电时的功率分配；FC-FLC模块用于能量路由器内部差额功率不足时启动，用于优化和分配锂电池储能系统中锂电池发电功率和质子交换膜燃料电池发电功率；模糊逻辑控制器输入分别为锂电池状态SOC和氢气储能单元剩余容量SOH，输出为锂电池储能系统功率分配因子kbf；模糊逻辑控制器中加入滞环环节，滞环宽度L设计为log2 α(δ)，α(δ)为能量路由器内部差额功率Pnet实际参数与误差变量的最小噪声函数；
所述能量路由器内部差额功率如下公式所示：
Pnet＝β(Pw+Ppv-PL)
其中，Pw为风电机组的输出功率；Ppv为光伏发电系统的输出功率；PL为负载功率；β为能量路由器差额功率补偿系数；
当Pnet>0时，能量路由器内功率过剩，需要碱式电解槽制氢和锂电池储能系统充电维持功率平衡；当Pnet<0时，能量路由器内功率不足，需要质子交换膜燃料电池工作产生电能以及锂电池储能系统放电，维持功率平衡；当Pnet>0时，将锂电池状态SOC和氢气储能单元剩余容量SOH输入到AE-FLC模块得到锂电池储能系统功率分配因子kbf；并将锂电池储能系统功率分配因子kbf与能量路由器内部差额功率Pnet相乘得到储能功率参考值Pref；再加入限幅环节避免功率越限；将能量路由器内部差额功率Pnet减去储能功率参考值Pref得到能量路由器内部差额功率过剩时的功率参考值Paeref；由于能量路由器内功率过剩，此时能量路由器内部差额功率不足时的功率参考值Pfcref为零；当Pnet<0时，将锂电池状态SOC和氢气储能单元剩余容量SOH输入到FC-FLC模块得到锂电池储能系统功率分配因子kbf，并结合Pnet确定Pfcref，此时能量路由器内部差额功率过剩时的功率参考值Paeref为零；
模糊逻辑控制器中定义输入和输出变量的论域均为[0,1]，将论域划分为3个子集，分别为{PS,PM,PB}，代表{正小，正中，正大}；输入和输出变量采用三角形隶属度函数变换；当多能量综合管理型能量路由器装置内功率过剩时，检测锂电池状态SOC和氢气储能系统剩余容量SOH状态值；
将SOC、SOH以及kbf标幺至[0,1]论域内，当Pnet>0时，锂电池储能系统功率分配因子kbf由AE-FLC模块得到；
构建锂电池储能系统功率分配因子kbf的输出状态模糊函数，如果kbf的输出状态模糊函数如下：
Figure BDA0003574664980000031
kbf＝PM
此时，表明锂电池储能系统与碱式电解槽共同承担过剩功率；
如果kbf的输出状态模糊函数如下：
Figure BDA0003574664980000032
kbf＝PB
此时，氢气储能系统剩余容量SOH已接近上限，锂电池状态SOC接近下限，因此锂电池储能系统的充电功率比氢气储能系统未接近上限时的功率高；
如果kbf的输出状态模糊函数如下：
Figure BDA0003574664980000033
kbf＝PS
此时，氢气储能系统剩余容量SOH已接近下限，而锂电池状态SOC接近上限，因此碱式电解槽提高功率用于制氢；
如果kbf的输出状态模糊函数如下：
Figure BDA0003574664980000041
kbf＝PS
此时，碱式电解槽将会提高制氢功率，提升储氢容量；
如果kbf的输出状态模糊函数如下：
Figure BDA0003574664980000042
kbf＝PB
此时，碱式电解槽将会降低制氢功率，避免氢气储能系统压力快速增加；
如果kbf的输出状态模糊函数如下：
Figure BDA0003574664980000043
kbf＝PB
此时，储能系统将提高充电功率，快速提升锂电池状态SOC，避免锂电池工作在过度放电区域；
如果kbf的输出状态模糊函数如下：
Figure BDA0003574664980000044
kbf＝PS
此时，锂电池储能系统将降低充电功率，减缓锂电池状态SOC上升速度，避免锂电池工作在深度充电区域；
当Pnet<0时，锂电池储能系统功率分配因子kbf由FC-FLC模块得到，构建Kbf输出状态模糊函数，如果kbf的输出状态模糊函数如下：
Figure BDA0003574664980000045
kbf＝PM
此时，锂电池储能系统与质子交换膜燃料电池共同提供能量路由器所需功率；
如果kbf的输出状态模糊函数如下：
Figure BDA0003574664980000051
kbf＝PS
此时，氢气储能系统已接近上限，而锂电池状态SOC接近下限，因此燃料电池的放电功率比氢气储能系统未接近上限时的功率高；
如果kbf的输出状态模糊函数如下：
Figure BDA0003574664980000052
kbf＝PB
此时，氢气储能系统已接近下限，而锂电池状态SOC接近上限，因此锂电池储能系统的放电功率比氢气储能系统未接近下限时的功率高；
如果kbf的输出状态模糊函数如下：
Figure BDA0003574664980000053
kbf＝PB
此时，燃料电池将会降低放电功率，避免氢气储能系统容量快速达到下限；
如果kbf的输出状态模糊函数如下：
Figure BDA0003574664980000054
kbf＝PS
此时，燃料电池将会提高放电功率，避免氢气储能系统压力处于上限区域；
如果kbf的输出状态模糊函数如下：
Figure BDA0003574664980000055
kbf＝PS
此时，锂电池储能系统将会降低放电功率，防止锂电池状态SOC快速达到下限，避免锂电池长期工作在深度放电区域；
如果kbf的输出状态模糊函数如下：
Figure BDA0003574664980000056
kbf＝PB
此时，锂电池储能系统将会提高放电功率，锂电池状态SOC将会快速下降，避免锂电池长期工作在深度充电区域；
步骤2、多能量综合管理型能量路由器的上层系统通过采集配电网电压Up、直流母线电压Udc、风电机组输出功率Pw、光伏发电系统输出功率Ppv、负载功率PL、锂电池储能系统状态SOC、氢气储能系统状态SOH状态量构成工作状态集；并根据当前工作状态集计算电/氢复合储能系统的功率指令、碱式电解槽的理论电压值、碱式电解槽产氢率以及氢气储能系统的氢状态，进而使能量路由器工作于并网运行模式、离网运行模式、配电网调度吸收电能模式、配电网调度馈电模式、系统保护模式、系统停机模式中的某一基本工作模式；
(1)将能量路由器内部差额功率不足时的功率参考值Pfcref和差额功率过剩时的功率参考值Pacref作为电/氢复合储能系统的功率指令，如下公式所示：
Paeref＝β*(Pnet-Pref)
Pfcref＝0
或
Pfcref＝β*(Pnet-Pref)
Paeref＝0
(2)采集碱式电解槽自均流谐振型多电平DC/DC变换单元输出电压Ucellref，并计算其与碱式电解槽的理论电压值的差值，进而得到该差值与碱式电解槽的理论电压值的比值ΔU/Ucell；其中，ΔU＝Ucellref-Ucell为实际输出电压与理论输出电压的差值绝对值；Ucell为碱式电解槽的理论电压值，如下公式所示：
Figure BDA0003574664980000061
其中，Urev为碱式电解槽中可逆电池电压，r1和r2为电解液欧姆电阻参数；Tae为碱式电解槽的温度；Acell为碱式电解槽中电解模块面积；Iae为碱式电解槽电流；s1、s2、s3、t1、t2和t3均为电极过电压系数；Uae为碱式电解槽实际电压；
(3)模糊逻辑控制器控制碱式电解槽自均流谐振型多电平DC/DC变换单元输出电压，碱式电解槽产氢率根据模糊规则实时动态响应，响应等式为：
Figure BDA0003574664980000062
其中，U1(t)为碱式电解槽自均流谐振型多电平DC/DC变换单元输出电压时间变化函数；U2(t)为碱式电解槽电极电压时间变化函数，T(t)为碱式电解槽电解液温度变化函数；T0为碱式电解槽电解液初始温度；Kbf为隶属度函数输出因子；ηF为碱式电解槽产氢率，表示为：
Figure BDA0003574664980000063
其中，z为碱式电解槽每次反应的电子数量；F为法拉第常数；a1、a2、a3、a4、a5、a6均为法拉第效率系数；
(4)构建质子交换膜燃料电池的需氢率
Figure BDA0003574664980000075
与隶属度函数输出因子Kbf的最优控制量函数：
Figure BDA0003574664980000071
其中，ifc为质子交换膜燃料电池输出电流，Nfc为单体燃料电池数量；
定义氢气储能系统的压力Ps为：
Figure BDA0003574664980000072
其中，Ts为氢气储能系统温度；Vs为氢气储能系统的体积；Rs为气体常数，
Figure BDA0003574664980000073
为氢气的摩尔质量数；
定义氢气储能系统的氢状态SSOH为：
Figure BDA0003574664980000074
其中，Psmax为氢气储能系统的压力上限；
步骤3、根据多能量综合管理型能量路由器的上层系统控制指令，确定风电机组的控制模式；
步骤3.1、选择风电机组转速的初始值、参考转速和扰动步长并计算风电机组的输出功率；
步骤3.2、判断某一步长下风电机组转速变化是否超过转速变化阈值Δωmin，是则执行步骤3.3，否则设定一次步长下风电机组转速的差值Δωk+1＝0；
步骤3.3、计算一次步长下风电机组转速的差值Δωk+1＝Δpk/Δωk；其中，Δωk为风力发电系统的p-w曲线上横坐标的增量，Δpk为p-w曲线上横坐标的增量为Δωk时相应的纵坐标增量；
步骤3.4、计算第k+1步下风电机组转速ωk+1＝ωk+Δωk+1；
步骤3.5、重复进行步骤3.2至步骤3.4，直至寻找到风电机组的最大功率输出点；此时风电机组转速即为风电机组最优转速指令ωrmref；
步骤3.6、风电机组最优转速指令ωrmref通过转速和电流的双闭环控制生成调制信号，再通过SPWM调制得到驱动脉冲；
步骤3.7、当锂电池状态SOC≥SOCmax时，SOCmax为锂电池最大允许运行SOC，采用直流母线电压外环和电流内环控制生成调制信号；为了避免锂电池深度放电，风电机组将由MPPT模式切换至CV控制模式实现降功率运行；
步骤3.8、在风电机组风速小于切入风速或大于切出风速时，风电机组将工作在待机模式；
步骤4、根据多能量综合管理型能量路由器的上层系统控制指令，确定光伏发电系统的控制模式；
步骤4.1、白天时，光伏发电系统采用扰动观察法利用光伏阵列电压和电流获得最优电压值Udcref；
步骤4.2、对最优电压值Udcref进行电压闭环控制得到占空比db；
步骤4.3、当锂电池状态SOC≥SOCmax时，光伏发电系统将由MPPT模式切换至CV控制实现降功率运行，CV控制采用电压外环控制和电流内环控制生成占空比dpv；在夜间或者阴天时，光伏发电系统将处于待机状态；
步骤5、根据多能量综合管理型能量路由器的上层系统控制指令，确定锂电池储能系统的控制模式；
步骤5.1、当多能量综合管理型能量路由器装置工作在孤岛模式时，锂电池储能系统作为主控单元采用CV控制维持直流电压稳定，CV控制包括直流电压外环控制和电流内环控制，电流内环控制生成占空比db；
步骤5.2、当锂电池储能系统功率达到额定功率时，则由CV模式切换至CP模式，CP模式通过额定功率和锂电池端电压计算电流参考值，再进行电流闭环控制生成占空比db；
步骤5.3、当锂电池状态SOC≥SOCmax时，为了避免深度充电，锂电池储能系统将工作在待机模式；
步骤6、根据多能量综合管理型能量路由器的上层系统控制指令，确定碱式电解槽和燃料电池发电系统的控制模式；
步骤6.1、当能量路由器内部差额功率Pnet≥0时，碱式电解槽工作制氢，燃料电池发电系统处于待机模式；
步骤6.2、当能量路由器内部差额功率Pnet≤0时，燃料电池发电系统启动放电，碱式电解槽处于待机模式；
步骤6.3、碱式电解槽和燃料电池发电系统的CP控制指令由模糊功率分配算法生成，当碱式电解槽和燃料电池发电系统接收到CP控制指令后，通过碱式电解槽或燃料电池端电压得到能量路由器内部差额功率不足时和过剩时的电流指令iaeref或ifcref；
步骤6.4、对电流指令iaeref或ifcref进行电流闭环控制生成占空比信号dae或dfc；
步骤6.5、检测氢气储能系统压力Ps，当氢气储能系统压力Ps≥Psmax时，Psmax为氢气储能系统最大承受压力，则表明氢气储能系统已满，此时碱式电解槽将切换至待机模式；当氢气储能系统压力Ps≤Psmin时，Psmax为氢气储能系统最小承受压力，表明氢气储能系统内氢气不足，此时燃料电池发电系统将切换至待机模式。
采用上述技术方案所产生的有益效果在于：本发明提供的一种含电氢储能的多能量综合管理型能量路由器，该能量路由器可以根据自身内部功率剩余情况自适应切换多种工作模式。在内部功率过剩时，将多余电能通过电解水转化为氢气储存至氢气储能系统；在内部功率不足时，质子交换膜燃料电池利用氢气产生电能，馈电至负载单元或配电网。氢气储能系统与锂电池储能系统共同构成了一套电/氢复合储能系统，与传统铅蓄电池储能相比，电/氢复合储能系统的能量密度大，动态响应性能好。此外能量路由器还可以根据负载情况动态调节内部功率，通过合理调节氢气储能系统SOH状态，使锂电池状态SOC向合理区间趋近，避免锂电池储能系统工作在过充过放状态，在满足多能量综合管理型能量路由器正常工作的前提下，可有效延长锂电池的使用寿命。
附图说明
图1为本发明实施例提供的含电氢储能的多能量综合管理型能量路由器的电路拓扑图；
图2为本发明实施例提供的含电氢储能的多能量综合管理型能量路由器的内部能量流动图；
图3为本发明实施例提供的含电氢储能的多能量综合管理型能量路由器的结构框图；
图4为本发明实施例提供的含电氢储能的多能量综合管理型能量路由器的三层分布式控制图；
图5为本发明实施例提供的含电氢储能的多能量综合管理型能量路由器的运行流程图；
图6为本发明实施例提供的模糊控制算法流程图；
图7为本发明实施例提供的风机发电系统和光伏发电系统的优化控制框图；
图8为本发明实施例提供的光伏发电系统的优化控制框图；
图9为本发明实施例提供的锂电池储能系统的优化控制框图；
图10为本发明实施例提供的氢气储能系统的优化控制框图。
具体实施方式
下面结合附图和实施例，对本发明的具体实施方式作进一步详细描述。以下实施例用于说明本发明，但不用来限制本发明的范围。
本实施例中，含电氢储能的多能量综合管理型能量路由器，如图1、2所示，包括三相PWM整流单元、双向DC-DC变换单元、单相DC-AC变换单元、光伏Boost型多电平DC/DC变换单元、VSC变换单元、蓄电池储能交错并联型Boost/Buck多电平DC/DC变换单元、风机多电平逆变单元、碱式电解槽自均流谐振型多电平DC/DC变换单元、燃料电池Boost变换单元、水循环泵Buck变换单元、氢气储能系统、中压直流母线和低压直流母线；
所述三相PWM整流单元的输入端与中压配电网相连，输出端通过中压直流母线与双向DC-DC变换单元的输入端相连；所述双向DC-DC变换单元的输出端与低压直流母线相连；所述单相DC-AC变换单元的输入端与低压直流母线相连接，输出端与交流充电桩相连接；所述光伏Boost型多电平DC/DC变换单元的输出端与低压直流母线相连，输入端与光伏序列相连；所述风机多电平逆变单元的输入端与风电机组相连，输出端与中压直流母线相连；所述VSC变换单元的输入端与交流充电桩相连，输出端与低压直流母线相连；所述蓄电池储能交错并联型Boost/Buck多电平DC/DC变换单元的输入端与锂电池储能系统相连，输出端与中压直流母线相连；所述碱式电解槽自均流谐振型多电平DC/DC变换单元的输入端与中压直流母线相连，输出端与碱式电解槽相连；所述燃料电池Boost变换单元的输入端与质子交换膜燃料电池相连，输出端与低压直流母线相连；所述水循环泵Buck变换单元的输入端与低压直流母线相连，输出端与直流水循环泵连接，直流水循环泵提供质子交换膜燃料电池和碱性电解槽之间的水循环动力；所述氢气储能系统的进气端口与碱式电解槽的氢气输出端口连接，出气端口与质子交换膜燃料电池的氢气进气端口连接。
三相PWM整流单元完成380V-1000V，50HZ交流电与中压直流母线之间的电力变换过程，具有宽范围的电压输出范围，且可以维持配电网输入正弦电流，与配电网电压保持同步，以期获得单位输入功率因数，实现无功功率补偿，同时保证与双向整流单元相连接的直流母线的电压恒定。
双向DC-DC变换单元完成600V直流电与400V直流电之间的电力变换；实现中压直流母线与低压直流母线之间能量的双向流动；作为能源路由器装置中间的关键环节，双向DC-DC变换单元是电网电能与分布式能源之间能源交换的桥梁。通过选择不同的控制方式可以实现升压或降压两种功能。通过在双向DC-DC变换单元加装高频变压器，极大的提高了能量的交互效率，并且大大降低了硬件电路的体积。水循环泵Buck变换单元、中压直流母线、低压直流母线、VSC逆变单元实现了低压交流负载与400V直流电之间电能的转换；实现了低压直流母线与单相负载设备之间能量的流动；VSC逆变单元在接入直流电动汽车作为负载时，可对其锂电池进行恒压充电，在检测锂电池状态SOC即将接近满电时，转为恒流充电模式，可有效延长锂电池的使用寿命。
光伏Boost型多电平DC/DC变换单元实现了光伏板产生的电能与低压直流母线之间的连接和能量流动。采用Boost型多电平DC/DC变换单元与传统Boost电路相比，开关管所受电压应力减小为原来的一半，在高压场合下有着良好的动态性能表现，同时可有效降低开关管的导通损耗，提高光伏系统的发电效率。
单相DC-AC变换单元完成交流负载与低压直流母线之间电能的转换，实现了交流负载与低压直流母线之间的连接和能量传递。
风机多电平逆变单元实现了风电机组产生的电能与中压直流母线之间的连接和能量流动。采用风机多电平逆变单元的开关管电压应力减小，可以应用在高压场合；逆变电压电平多，输出波形平滑，谐波小，可以有效降低对能量路由器装置的谐波干扰。
蓄电池储能交错并联型Boost/Buck多电平DC/DC变换单元完成锂电池储能系统和中压直流母线的连接和能量的双向流动。交错并联型Boost/Buck多电平DC/DC变换单元可以工作在Buck和Boost两种工作模式。当变换单元工作在Buck模式下时，锂电池储能系统吸收电能，开始充电，能量储存在锂电池中；当变换单元工作在Boost模式时，能量从锂电池储能系统传输到中压直流母线，并维持直流母线的直流电压稳定。
碱式电解槽自均流谐振型多电平DC/DC变换单元完成碱式电解槽和中压直流母线的连接和能量的流动。碱式电解槽自均流谐振型多电平DC/DC变换单元的开关管所受电压应力变小，可以有效降低开关管的导通损耗，提高电解水制氢的效率。同时，该变换单元的“自均流”特性可以有效针对电解槽时刻变化的状态，自动调节输出电流的大小。
燃料电池Boost变换单元完成质子交换膜燃料电池和低压直流母线的连接和能量的流动。
水循环泵Buck变换单元实现直流水循环泵和低压直流母线的连接和能量的流动。质子交换膜燃料电池的排放产物只有水，可以通过直流水循环泵输送给碱性电解槽用于制氢，达到循环利用的目的。
中压直流母线用于稳定三相PWM整流单元、风机多电平逆变单元、蓄电池储能交错并联型Boost/Buck多电平DC/DC变换单元、碱式电解槽自均流谐振型多电平DC/DC变换单元的输出电压，双向DC-DC变换单元的输入电压；完成三相PWM整流单元、双向DC-DC变换单元、风机多电平逆变单元、蓄电池储能交错并联型Boost/Buck多电平DC/DC变换单元、碱式电解槽自均流谐振型多电平DC/DC变换单元的相互连接；完成三相PWM整流单元、双向DC-DC变换单元、风机多电平逆变单元、蓄电池储能交错并联型Boost/Buck多电平DC/DC变换单元、碱式电解槽自均流谐振型多电平DC/DC变换单元的之间能量的双向流动。
低压直流母线用于稳定VSC逆变单元、单相DC-AC变换单元和水循环泵Buck变换单元的输入电压以及双向DC-DC变换单元输出电压、光伏Boost型多电平DC/DC变换单元和燃料电池Boost变换单元的输出电压；完成VSC逆变单元、单相DC-DC变换单元、水循环泵Buck变换单元、双向DC-DC变换单元、光伏Boost型多电平DC/DC变换单元、燃料电池Boost变换单元的相互连接和能量流动。
本实施例中，一种含电氢复合储能系统的多能量综合管理型能量路由器的结构框如图3所示，含电/氢复合储能系统的多能量综合管理型能量路由器装置的输入端口可以接入380V-1000V配电网、光伏发电系统、风电机组、锂电池储能系统和天然气网；输出端口可以接出氢气储能系统、直流负载、交流负载、锂电池储能系统和热冷负荷。
本实施例中，应用于含电氢储能的多能量综合管理型能量路由器的三层分布式控制如图4所示。整个含电氢储能的多能量综合管理型能量路由器的控制系统分成3层树形架构，自顶向下分别为调度层、微网控制层和本地控制层。在该整体架构的基础上实现了风机发电、光伏发电、锂电池储能系统及其他分布式能源系统及配电网的统一协调控制和通信调度。
调度层在满足配电网供电质量、供电可靠性以及安全性的要求下，采用集中控制方式下的优化调度算法，实现整个系统运行成本最小化和效益最大化，对于分布式电源在分布式模糊控制的基础上，采取多级分布式模糊控制，每个局部控制采用双层控制结构，上层为微网控制层，下层为本地控制层，用于实现对参考值的跟踪，实现风光储氢互补发电，在不改变各分布式电源并网方式的基础上，提供双向可靠的电力流和信息流，实现整体的协调优化运行和节能减排。
分布式能源系统的通信调度方法：根据分布式能源系统自身分散性特点，其运行控制需要依赖通信进行统一协调控制。调度层根据配电网预测值协调各单元之间的运行，调度网通过控制器对微网控制层下发功率调节、运行模式、发电安排等命令；微网控制层通过对用户端的状态检测和信息采集来协调控制功率分配。在本地控制层的电力电子变换器下加装通信和控制模块，通过通信总线与微网控制层的能量路由器的集中控制器相连，可以通过控制单元使其响应微网控制层的命令，同时向微网控制层上传终端的状态以及控制所需的数据信息。微网控制层统一将终端状态以及控制所需数据信息上传至调度层，调度层根据用户层输出的反馈值，选择最优运行模式，从而协调本地控制层下各单元的工作。
本实施例中，一种含电氢储能的多能量综合管理型能量路由器的控制方法，如图5所示，包括以下步骤：
步骤1、采用模糊逻辑控制器进行多能量综合管理型能量路由器的功率分配；
根据能量路由器内部差额功率过剩和不足两种情况将模糊逻辑控制器分为AE-FLC模块和FC-FLC模块；AE-FLC模块在能量路由器内部差额功率过剩时启动，用于优化碱式电解槽和锂电池储能系统充电时的功率分配；FC-FLC模块用于能量路由器内部差额功率不足时启动，用于优化和分配锂电池储能系统中锂电池发电功率和质子交换膜燃料电池发电功率；模糊逻辑控制器输入分别为锂电池状态SOC和氢气储能单元剩余容量SOH，输出为锂电池储能系统功率分配因子kbf；模糊逻辑控制器中加入滞环环节，避免其在临界点切换过程发生振荡；滞环宽度L设计为log2 α(δ)，α(δ)为能量路由器内部差额功率Pnet实际参数与误差变量的最小噪声函数；
所述能量路由器内部差额功率如下公式所示：
Pnet＝β*(Pw+Ppv-PL)
其中，Pw为风电机组的输出功率；Ppv为光伏发电系统的输出功率；PL为负载功率；β为能量路由器差额功率补偿系数，本实施例中，β＝1.005。
当Pnet>0时，能量路由器内功率过剩，需要碱式电解槽制氢和锂电池储能系统充电维持功率平衡；当Pnet<0时，能量路由器内功率不足，需要质子交换膜燃料电池工作产生电能以及锂电池储能系统放电，维持功率平衡；当Pnet>0时，将锂电池状态SOC和氢气储能单元剩余容量SOH输入到AE-FLC模块得到锂电池储能系统功率分配因子kbf；并将锂电池储能系统功率分配因子kbf与能量路由器内部差额功率Pnet相乘得到储能功率参考值Pref；再加入限幅环节避免功率越限；将能量路由器内部差额功率Pnet减去储能功率参考值Pref得到能量路由器内部差额功率过剩时的功率参考值Paeref；由于能量路由器内功率过剩，此时能量路由器内部差额功率不足时的功率参考值Pfcref为零；当Pnet<0时，将锂电池状态SOC和氢气储能单元剩余容量SOH输入到FC-FLC模块得到锂电池储能系统功率分配因子kbf，并结合Pnet确定Pfcref，此时能量路由器内部差额功率过剩时的功率参考值Paeref为零；
模糊逻辑控制器中定义输入和输出变量的论域均为[0,1]，将论域划分为3个子集，分别为{PS,PM,PB}，代表{正小，正中，正大}；输入和输出变量采用三角形隶属度函数变换；当多能量综合管理型能量路由器装置内功率过剩时，检测锂电池状态SOC和氢气储能系统剩余容量SOH状态值；
将SOC、SOH以及kbf标幺至[0,1]论域内，当Pnet>0时，锂电池储能系统功率分配因子kbf由AE-FLC模块得到；
构建锂电池储能系统功率分配因子kbf的输出状态模糊函数，如果kbf的输出状态模糊函数如下：
Figure BDA0003574664980000131
kbf＝PM
此时，表明锂电池储能系统与碱式电解槽共同承担过剩功率；
如果kbf的输出状态模糊函数如下：
Figure BDA0003574664980000132
kbf＝PB
此时，氢气储能系统剩余容量SOH已接近上限，锂电池状态SOC接近下限，因此锂电池储能系统的充电功率比氢气储能系统未接近上限时的功率高；
如果kbf的输出状态模糊函数如下：
Figure BDA0003574664980000141
kbf＝PS
此时，氢气储能系统剩余容量SOH已接近下限，而锂电池状态SOC接近上限，因此碱式电解槽提高功率用于制氢；
如果kbf的输出状态模糊函数如下：
Figure BDA0003574664980000142
kbf＝PS
此时，碱式电解槽将会提高制氢功率，提升储氢容量；
如果kbf的输出状态模糊函数如下：
Figure BDA0003574664980000143
kbf＝PB
此时，碱式电解槽将会降低制氢功率，避免氢气储能系统压力快速增加；
如果kbf的输出状态模糊函数如下：
Figure BDA0003574664980000144
kbf＝PB
此时，储能系统将提高充电功率，快速提升锂电池状态SOC，避免锂电池工作在过度放电区域；
如果kbf的输出状态模糊函数如下：
Figure BDA0003574664980000145
kbf＝PS
此时，锂电池储能系统将降低充电功率，减缓锂电池状态SOC上升速度，避免锂电池工作在深度充电区域；
当Pnet<0时，锂电池储能系统功率分配因子kbf由FC-FLC模块得到，构建Kbf输出状态模糊函数，如果kbf的输出状态模糊函数如下：
Figure BDA0003574664980000151
kbf＝PM
此时，锂电池储能系统与质子交换膜燃料电池共同提供能量路由器所需功率；
如果kbf的输出状态模糊函数如下：
Figure BDA0003574664980000152
kbf＝PS
此时，氢气储能系统已接近上限，而锂电池状态SOC接近下限，因此燃料电池的放电功率比氢气储能系统未接近上限时的功率高；
如果kbf的输出状态模糊函数如下：
Figure BDA0003574664980000153
kbf＝PB
此时，氢气储能系统已接近下限，而锂电池状态SOC接近上限，因此锂电池储能系统的放电功率比氢气储能系统未接近下限时的功率高；
如果kbf的输出状态模糊函数如下：
Figure BDA0003574664980000154
kbf＝PB
此时，燃料电池将会降低放电功率，避免氢气储能系统容量快速达到下限；
如果kbf的输出状态模糊函数如下：
Figure BDA0003574664980000155
kbf＝PS
此时，燃料电池将会提高放电功率，避免氢气储能系统压力处于上限区域；
如果kbf的输出状态模糊函数如下：
Figure BDA0003574664980000156
kbf＝PS
此时，锂电池储能系统将会降低放电功率，防止锂电池状态SOC快速达到下限，避免锂电池长期工作在深度放电区域；
如果kbf的输出状态模糊函数如下：
Figure BDA0003574664980000161
kbf＝PB
此时，锂电池储能系统将会提高放电功率，锂电池状态SOC将会快速下降，避免锂电池长期工作在深度充电区域；
步骤2、多能量综合管理型能量路由器的上层系统通过采集配电网电压Up、直流母线电压Udc、风电机组输出功率Pw、光伏发电系统输出功率Ppv、负载功率PL、锂电池储能系统状态SOC、氢气储能系统状态SOH状态量构成工作状态集；(能源路由器的上层系统包括采样、通信、计算、控制，主要是负责采集各种信号然后进行计算，最后给出控制指令；下层系统根据指令做出相应调整)并根据当前工作状态集计算电/氢复合储能系统的功率指令、碱式电解槽的理论电压值、碱式电解槽产氢率以及氢气储能系统的氢状态，进而使能量路由器工作于并网运行模式、离网运行模式、配电网调度吸收电能模式、配电网调度馈电模式、系统保护模式、系统停机模式中的某一基本工作模式；
(1)将能量路由器内部差额功率不足时的功率参考值Pfcref和差额功率过剩时的功率参考值Pacref作为电/氢复合储能系统的功率指令，如下公式所示：
Paeref＝β*(Pnet-Pref)
Pfcref＝0
或
Pfcref＝β*(Pnet-Pref)
Paeref＝0
(2)采集碱式电解槽自均流谐振型多电平DC/DC变换单元输出电压Ucellref，并计算其与碱式电解槽的理论电压值的差值，进而得到该差值与碱式电解槽的理论电压值的比值ΔU/Ucell；其中，ΔU＝Ucellref-Ucell为实际输出电压与理论输出电压的差值绝对值；Ucell为碱式电解槽的理论电压值，如下公式所示：
Figure BDA0003574664980000162
其中，Urev为碱式电解槽中可逆电池电压，r1和r2为电解液欧姆电阻参数；Tae为碱式电解槽的温度；Acell为碱式电解槽中电解模块面积；Iae为碱式电解槽电流；s1、s2、s3、t1、t2和t3均为电极过电压系数；Uae为碱式电解槽实际电压；
(3)模糊逻辑控制器控制碱式电解槽自均流谐振型多电平DC/DC变换单元输出电压，碱式电解槽产氢率根据模糊规则实时动态响应，响应等式为：
Figure BDA0003574664980000171
其中，U1(t)为碱式电解槽自均流谐振型多电平DC/DC变换单元输出电压时间变化函数；U2(t)为碱式电解槽电极电压时间变化函数，T(t)为碱式电解槽电解液温度变化函数；T0为碱式电解槽电解液初始温度；Kbf为隶属度函数输出因子。ηF为碱式电解槽产氢率，表示为：
Figure BDA0003574664980000172
其中，z为碱式电解槽每次反应的电子数量；F为法拉第常数；a1、a2、a3、a4、a5、a6均为法拉第效率系数；
(4)构建质子交换膜燃料电池的需氢率
Figure BDA0003574664980000173
与隶属度函数输出因子Kbf的最优控制量函数：
Figure BDA0003574664980000174
其中，ifc为质子交换膜燃料电池输出电流，Nfc为单体燃料电池数量；
定义氢气储能系统的压力Ps为：
Figure BDA0003574664980000175
其中，Ts为氢气储能系统温度；Vs为氢气储能系统的体积；Rs为气体常数，
Figure BDA0003574664980000176
为氢气的摩尔质量数；
定义氢气储能系统的氢状态SSOH为：
Figure BDA0003574664980000177
其中，Psmax为氢气储能系统的压力上限。
本实施例中，根据不同的触发信号，能量路由器运行在不同模式，如图6所示，具体为：
1)多能量综合管理型能量路由器运行在并网模式：并网运行模式是能量路由器在并网且无调度情况下的基本运行模式。当电动汽车接入充电且储能系统的SOC、SOH较高时，电/氢复合储能系统放电，电动汽车充电；若储能系统的SOC、SOH较低时，储能备用不工作，电动汽车充电，当电动汽车接入放电，受VSC的容量限制，储能备用，电动汽车放电；当电动汽车未接入且储能系统的SOC、SOH较高时，储能备用；
2)多能量综合管理型能量路由器运行在离网模式：当配电网侧故障或VSC出现故障时，能量路由器工作于离网运行模式。当电动汽车接入充电时，储能系统放电、光伏、质子交换膜燃料电池一同对其充电；当电动汽车未接入，且光伏有出力时，储能系统完全消纳光伏出力，碱式电解槽利用多余电能电解水制得氢气，压缩至氢气罐中储存；当电动汽车未接入，且光伏无出力时，系统待机，能量路由器内无功率流动。离网下VSC被切除，系统的功率要完全由能量路由器自身平衡才能维持直流母线电压稳定。
3)当配电网电压或频率跌落时，配电网整体能量不足，此时配电网调度层可以调度能量路由器对配电网馈电支撑配电网。当电动汽车接入充电，且充电不能等待时，储能系统和燃料电池放电，电动汽车充电；当电动汽车充电能等待，等待充电时，储能系统放电与光伏、风机、燃料电池产生的电能一同馈电到配电网；当电动汽车接入放电，放电获取经济价值时，储能备用；当电动汽车未接入时，储能系统放电与光伏、风机。燃料电池一同馈电支撑配电网。调度馈电模式下光伏一直工作于MPPT模式，VSC一直工作于稳压模式。
4)当配电网整体负载较小时，配电网电压或频率会偏高，此时配电网可调度各个能量路由器吸收多余电能。能量路由器根据自身情况合理吸收配电网侧多余电能。当电动汽车接入充电时，则与储能系统一同充电吸收电能；当电动汽车接入放电时，放电等待直到配电网不再调度吸收电能时，储能系统充电，电解槽启动，将制得的氢气储存到氢气储能系统中供燃料电池备用；当电动汽车未接入时，储能系统充电吸收电能，碱式电解槽产生氢气。调度吸收电能模式下光伏一直工作于MPPT模式，VSC一直工作于稳压模式。
5)当电动汽车电池或者储能系统电池达到过充或过放临界的SOC时，要对电池进行保护，进入系统保护模式。当储能的SOC达到上限时，储能系统只能放电或不工作；当SOC达到下限时，储能系统只能充电或不工作。保护电动汽车电池模式：当电动汽车充满后，即切除电动汽车；当电动汽车放电到设定值后，根据实际情况切除电动汽车或重新对其充电。氢气储能系统的SOH达到下限时，氢气储能系统只能储氢或不工作，当SOH达到上限时，氢气储能系统只能提供氢气给燃料电池使用或不工作，不能继续储氢，防止氢气储能系统因压力过大而爆炸。
6)在上述所有运行模式稳态运行或无缝切换时，直流母线电压都能维持在额定值，但当离网情况下电动汽车未接入，光伏有出力而储能又达到保护模式时，此时系统内功率无法平衡，势必导致直流母线电压越限，则系统进入停机模式，闭锁开关管，所有变换器不再工作。
步骤3、根据多能量综合管理型能量路由器的上层系统控制指令，确定风电机组的控制模式，如图7所示；
步骤3.1、选择风电机组转速的初始值、参考转速和扰动步长并计算风电机组的输出功率；
步骤3.2、判断某一步长下风电机组转速变化是否超过转速变化阈值Δωmin，是则执行步骤3.3，否则设定一次步长下风电机组转速的差值Δωk+1＝0；
步骤3.3、计算一次步长下风电机组转速的差值Δωk+1＝Δpk/Δωk；其中，Δωk为风力发电系统的p-w曲线上横坐标的增量，Δpk为p-w曲线上横坐标的增量为Δωk时相应的纵坐标增量；
步骤3.4、计算第k+1步下风电机组转速ωk+1＝ωk+Δωk+1；
步骤3.5、重复进行步骤3.2至步骤3.4，直至寻找到风电机组的最大功率输出点；此时风电机组转速即为风电机组最优转速指令ωrmref；
步骤3.6、风电机组最优转速指令ωrmref通过转速和电流的双闭环控制生成调制信号，再通过SPWM调制得到驱动脉冲；
步骤3.7、当锂电池状态SOC≥SOCmax时，SOCmax为锂电池最大允许运行SOC，采用直流母线电压外环和电流内环控制生成调制信号；为了避免锂电池深度放电，风电机组将由MPPT(最大功率跟踪)模式切换至CV(恒压)控制模式实现降功率运行；
步骤3.8、在风电机组风速小于切入风速或大于切出风速时，风电机组将工作在(idle)待机模式；
步骤4、根据多能量综合管理型能量路由器的上层系统控制指令，确定光伏发电系统的控制模式，如图8所示；
步骤4.1、白天时，光伏发电系统采用扰动观察法利用光伏列电压和电流获得最优电压值Udcref；
步骤4.2、对最优电压值Udcref进行电压闭环控制得到占空比db；
步骤4.3、当锂电池状态SOC≥SOCmax时，光伏发电系统将由MPPT模式切换至CV控制实现降功率运行，CV控制采用电压外环控制和电流内环控制生成占空比dpv；在夜间或者阴天时，光伏发电系统将处于待机状态；
步骤5、根据多能量综合管理型能量路由器的上层系统控制指令，确定锂电池储能系统的控制模式，如图9所示；
步骤5.1、当多能量综合管理型能量路由器装置工作在孤岛模式时，锂电池储能系统作为主控单元采用CV控制维持直流电压稳定，CV控制包括直流电压外环控制和电流内环控制，电流内环控制生成占空比db；
步骤5.2、当锂电池储能系统功率达到额定功率时，则由CV模式切换至CP(恒功率)模式，CP(恒功率)模式通过额定功率和锂电池端电压计算电流参考值，再进行电流闭环控制生成占空比db；
步骤5.3、当锂电池状态SOC≥SOCmax时，为了避免深度充电，锂电池储能系统将工作在待机(idle)模式；
步骤6、根据多能量综合管理型能量路由器的上层系统控制指令，确定碱式电解槽和燃料电池发电系统的控制模式，如图10所示；
步骤6.1、当能量路由器内部差额功率Pnet≥0时，碱式电解槽工作制氢，燃料电池发电系统处于待机(idle)模式；
步骤6.2、当能量路由器内部差额功率Pnet≤0时，燃料电池发电系统启动放电，碱式电解槽处于待机(idle)模式；
步骤6.3、碱式电解槽和燃料电池发电系统的CP控制指令由模糊功率分配算法生成，当碱式电解槽和燃料电池发电系统接收到CP控制指令后，通过碱式电解槽或燃料电池端电压得到能量路由器内部差额功率不足时和过剩时的电流指令iaeref或ifcref；
步骤6.4、对电流指令iaeref或ifcref进行电流闭环控制生成占空比信号dae或dfc；
步骤6.5、检测氢气储能系统压力Ps，当氢气储能系统压力Ps≥Psmax时，Psmax为氢气储能系统最大承受压力，则表明氢气储能系统已满，此时碱式电解槽将切换至待机模式；当氢气储能系统压力Ps≤Psmin时，Psmax为氢气储能系统最小承受压力，表明氢气储能系统内氢气不足，此时燃料电池发电系统将切换至待机模式。
最后应说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案，而非对其限制；尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分或者全部技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本发明权利要求所限定的范围。

Claims (10)

1.一种含电氢储能的多能量综合管理型能量路由器，其特征在于：包括三相PWM整流单元、双向DC-DC变换单元、单相DC-AC变换单元、光伏Boost型多电平DC/DC变换单元、VSC变换单元、蓄电池储能交错并联型Boost/Buck多电平DC/DC变换单元、风机多电平逆变单元、碱式电解槽自均流谐振型多电平DC/DC变换单元、燃料电池Boost变换单元、水循环泵Buck变换单元、氢气储能系统、中压直流母线和低压直流母线；
所述三相PWM整流单元的输入端与中压配电网相连，输出端通过中压直流母线与双向DC-DC变换单元的输入端相连；所述双向DC-DC变换单元的输出端与低压直流母线相连；所述单相DC-AC变换单元的输入端与低压直流母线相连接，输出端与交流充电桩相连接；所述光伏Boost型多电平DC/DC变换单元的输出端与低压直流母线相连，输入端与光伏序列相连；所述风机多电平逆变单元的输入端与风电机组相连，输出端与中压直流母线相连；所述VSC变换单元的输入端与交流充电桩相连，输出端与低压直流母线相连；所述蓄电池储能交错并联型Boost/Buck多电平DC/DC变换单元的输入端与锂电池储能系统相连，输出端与中压直流母线相连；所述碱式电解槽自均流谐振型多电平DC/DC变换单元的输入端与中压直流母线相连，输出端与碱式电解槽相连；所述燃料电池Boost变换单元的输入端与质子交换膜燃料电池相连，输出端与低压直流母线相连；所述水循环泵Buck变换单元的输入端与低压直流母线相连，输出端与直流水循环泵连接，直流水循环泵提供质子交换膜燃料电池和碱性电解槽之间的水循环动力；所述氢气储能系统的进气端口与碱式电解槽的氢气输出端口连接，出气端口与质子交换膜燃料电池的氢气进气端口连接。
2.根据权利要求1所述的含电氢储能的多能量综合管理型能量路由器，其特征在于：所述含电/氢复合储能的多能量综合管理型能量路由器，根据自身内部功率剩余情况自适应切换多种工作模式；在风电机组的输出功率和光伏发电系统的输出功率大于负载功率时，将多余电能通过电解水转化为氢气储存至氢气储能系统；在风电机组的输出功率和光伏发电系统的输出功率小于负载功率时，质子交换膜燃料电池利用氢气产生电能，馈电反馈电能至负载单元或配电网；氢气储能系统与锂电池储能系统共同构成了一套电/氢复合储能系统。
3.一种含电氢储能的多能量综合管理型能量路由器的控制方法，基于权利要求2所述多能量综合管理型能量路由器实现，其特征在于：包括以下步骤：
步骤1、采用模糊逻辑控制器进行多能量综合管理型能量路由器的功率分配；
步骤2、多能量综合管理型能量路由器的上层系统通过采集配电网电压Up、直流母线电压Udc、风电机组输出功率Pw、光伏发电系统输出功率Ppv、负载功率PL、锂电池储能系统状态SOC、氢气储能系统状态SOH状态量构成工作状态集；并根据当前工作状态集计算电/氢复合储能系统的功率指令、碱式电解槽的理论电压值、碱式电解槽产氢率以及氢气储能系统的氢状态，进而使能量路由器工作于并网运行模式、离网运行模式、配电网调度吸收电能模式、配电网调度馈电模式、系统保护模式、系统停机模式中的某一基本工作模式；
步骤3、根据多能量综合管理型能量路由器的上层系统控制指令，确定风电机组的控制模式；
步骤4、根据多能量综合管理型能量路由器的上层系统控制指令，确定光伏发电系统的控制模式；
步骤5、根据多能量综合管理型能量路由器的上层系统控制指令，确定锂电池储能系统的控制模式；
步骤6、根据多能量综合管理型能量路由器的上层系统控制指令，确定碱式电解槽和燃料电池发电系统的控制模式。
4.根据权利要求3所述的含电氢储能的多能量综合管理型能量路由器的控制方法，其特征在于：所述步骤1的具体方法为：
根据能量路由器内部差额功率过剩和不足两种情况将模糊逻辑控制器分为AE-FLC模块和FC-FLC模块；AE-FLC模块在能量路由器内部差额功率过剩时启动，用于优化碱式电解槽和锂电池储能系统充电时的功率分配；FC-FLC模块用于能量路由器内部差额功率不足时启动，用于优化和分配锂电池储能系统中锂电池发电功率和质子交换膜燃料电池发电功率；模糊逻辑控制器输入分别为锂电池状态SOC和氢气储能单元剩余容量SOH，输出为锂电池储能系统功率分配因子kbf；模糊逻辑控制器中加入滞环环节，滞环宽度L设计为log2 α(δ)，α(δ)为能量路由器内部差额功率Pnet实际参数与误差变量的最小噪声函数；
所述能量路由器内部差额功率如下公式所示：
Pnet＝β(Pw+Ppv-PL)
其中，Pw为风电机组的输出功率；Ppv为光伏发电系统的输出功率；PL为负载功率；β为能量路由器差额功率补偿系数；
当Pnet>0时，能量路由器内功率过剩，需要碱式电解槽制氢和锂电池储能系统充电维持功率平衡；当Pnet<0时，能量路由器内功率不足，需要质子交换膜燃料电池工作产生电能以及锂电池储能系统放电，维持功率平衡；当Pnet>0时，将锂电池状态SOC和氢气储能单元剩余容量SOH输入到AE-FLC模块得到锂电池储能系统功率分配因子kbf；并将锂电池储能系统功率分配因子kbf与能量路由器内部差额功率Pnet相乘得到储能功率参考值Pref；再加入限幅环节避免功率越限；将能量路由器内部差额功率Pnet减去储能功率参考值Pref得到能量路由器内部差额功率过剩时的功率参考值Paeref；由于能量路由器内功率过剩，此时能量路由器内部差额功率不足时的功率参考值Pfcref为零；当Pnet<0时，将锂电池状态SOC和氢气储能单元剩余容量SOH输入到FC-FLC模块得到锂电池储能系统功率分配因子kbf，并结合Pnet确定Pfcref，此时能量路由器内部差额功率过剩时的功率参考值Paeref为零。
5.根据权利要求4所述的含电氢储能的多能量综合管理型能量路由器的控制方法，其特征在于：所述锂电池储能系统功率分配因子的确定方法为：
模糊逻辑控制器中定义输入和输出变量的论域均为[0,1]，将论域划分为3个子集，分别为{PS,PM,PB}，代表{正小，正中，正大}；输入和输出变量采用三角形隶属度函数变换；当多能量综合管理型能量路由器装置内功率过剩时，检测锂电池状态SOC和氢气储能系统剩余容量SOH状态值；
将SOC、SOH以及kbf标幺至[0,1]论域内，当Pnet>0时，锂电池储能系统功率分配因子kbf由AE-FLC模块得到；当Pnet<0时，锂电池储能系统功率分配因子kbf由FC-FLC模块得到；
一、当Pnet<0时，锂电池储能系统功率分配因子kbf由FC-FLC模块得到，具体为：
构建锂电池储能系统功率分配因子kbf的输出状态模糊函数，如果kbf的输出状态模糊函数如下：
Figure FDA0003574664970000031
kbf＝PM
此时，表明锂电池储能系统与碱式电解槽共同承担过剩功率；
如果kbf的输出状态模糊函数如下：
Figure FDA0003574664970000032
kbf＝PB
此时，氢气储能系统剩余容量SOH已接近上限，锂电池状态SOC接近下限，因此锂电池储能系统的充电功率比氢气储能系统未接近上限时的功率高；
如果kbf的输出状态模糊函数如下：
Figure FDA0003574664970000033
kbf＝PS
此时，氢气储能系统剩余容量SOH已接近下限，而锂电池状态SOC接近上限，因此碱式电解槽提高功率用于制氢；
如果kbf的输出状态模糊函数如下：
Figure FDA0003574664970000041
kbf＝PS
此时，碱式电解槽将会提高制氢功率，提升储氢容量；
如果kbf的输出状态模糊函数如下：
Figure FDA0003574664970000042
kbf＝PB
此时，碱式电解槽将会降低制氢功率，避免氢气储能系统压力快速增加；
如果kbf的输出状态模糊函数如下：
Figure FDA0003574664970000043
kbf＝PB
此时，储能系统将提高充电功率，快速提升锂电池状态SOC，避免锂电池工作在过度放电区域；
如果kbf的输出状态模糊函数如下：
Figure FDA0003574664970000044
kbf＝PS
此时，锂电池储能系统将降低充电功率，减缓锂电池状态SOC上升速度，避免锂电池工作在深度充电区域；
二、当Pnet<0时，锂电池储能系统功率分配因子kbf由FC-FLC模块得到，具体方法为：
构建Kbf输出状态模糊函数，如果kbf的输出状态模糊函数如下：
Figure FDA0003574664970000045
kbf＝PM
此时，锂电池储能系统与质子交换膜燃料电池共同提供能量路由器所需功率；
如果kbf的输出状态模糊函数如下：
Figure FDA0003574664970000046
kbf＝PS
此时，氢气储能系统已接近上限，而锂电池状态SOC接近下限，因此燃料电池的放电功率比氢气储能系统未接近上限时的功率高；
如果kbf的输出状态模糊函数如下：
Figure FDA0003574664970000051
kbf＝PB
此时，氢气储能系统已接近下限，而锂电池状态SOC接近上限，因此锂电池储能系统的放电功率比氢气储能系统未接近下限时的功率高；
如果kbf的输出状态模糊函数如下：
Figure FDA0003574664970000052
kbf＝PB
此时，燃料电池将会降低放电功率，避免氢气储能系统容量快速达到下限；
如果kbf的输出状态模糊函数如下：
Figure FDA0003574664970000053
kbf＝PS
此时，燃料电池将会提高放电功率，避免氢气储能系统压力处于上限区域；
如果kbf的输出状态模糊函数如下：
Figure FDA0003574664970000054
kbf＝PS
此时，锂电池储能系统将会降低放电功率，防止锂电池状态SOC快速达到下限，避免锂电池长期工作在深度放电区域；
如果kbf的输出状态模糊函数如下：
Figure FDA0003574664970000055
kbf＝PB
此时，锂电池储能系统将会提高放电功率，锂电池状态SOC将会快速下降，避免锂电池长期工作在深度充电区域。
6.根据权利要求5所述的含电氢储能的多能量综合管理型能量路由器的控制方法，其特征在于：步骤2所述计算电/氢复合储能系统的功率指令、碱式电解槽的理论电压值、碱式电解槽产氢率以及氢气储能系统的氢状态的具体方法为
(1)将能量路由器内部差额功率不足时的功率参考值Pfcref和差额功率过剩时的功率参考值Pacref作为电/氢复合储能系统的功率指令，如下公式所示：
Paeref＝β*(Pnet-Pref)
Pfcref＝0
或
Pfcref＝β*(Pnet-Pref)
Paeref＝0
(2)采集碱式电解槽自均流谐振型多电平DC/DC变换单元输出电压Ucellref，并计算其与碱式电解槽的理论电压值的差值，进而得到该差值与碱式电解槽的理论电压值的比值ΔU/Ucell；其中，ΔU＝Ucellref-Ucell为实际输出电压与理论输出电压的差值绝对值；Ucell为碱式电解槽的理论电压值，如下公式所示：
Figure FDA0003574664970000061
其中，Urev为碱式电解槽中可逆电池电压，r1和r2为电解液欧姆电阻参数；Tae为碱式电解槽的温度；Acell为碱式电解槽中电解模块面积；Iae为碱式电解槽电流；s1、s2、s3、t1、t2和t3均为电极过电压系数；Uae为碱式电解槽实际电压；
(3)模糊逻辑控制器控制碱式电解槽自均流谐振型多电平DC/DC变换单元输出电压，碱式电解槽产氢率根据模糊规则实时动态响应，响应等式为：
Figure FDA0003574664970000062
其中，U1(t)为碱式电解槽自均流谐振型多电平DC/DC变换单元输出电压时间变化函数；U2(t)为碱式电解槽电极电压时间变化函数，T(t)为碱式电解槽电解液温度变化函数；T0为碱式电解槽电解液初始温度；Kbf为隶属度函数输出因子；ηF为碱式电解槽产氢率，表示为：
Figure FDA0003574664970000063
其中，z为碱式电解槽每次反应的电子数量；F为法拉第常数；a1、a2、a3、a4、a5、a6均为法拉第效率系数；
(4)构建质子交换膜燃料电池的需氢率
Figure FDA0003574664970000064
与隶属度函数输出因子Kbf的最优控制量函数：
Figure FDA0003574664970000065
其中，ifc为质子交换膜燃料电池输出电流，Nfc为单体燃料电池数量；
定义氢气储能系统的压力Ps为：
Figure FDA0003574664970000071
其中，Ts为氢气储能系统温度；Vs为氢气储能系统的体积；Rs为气体常数，naeH2为氢气的摩尔质量数；
定义氢气储能系统的氢状态SSOH为：
Figure FDA0003574664970000072
其中，Psmax为氢气储能系统的压力上限。
7.根据权利要求6所述的含电氢储能的多能量综合管理型能量路由器的控制方法，其特征在于：所述步骤3的具体方法为：
步骤3.1、选择风电机组转速的初始值、参考转速和扰动步长并计算风电机组的输出功率；
步骤3.2、判断某一步长下风电机组转速变化是否超过转速变化阈值Δωmin，是则执行步骤3.3，否则设定一次步长下风电机组转速的差值Δωk+1＝0；
步骤3.3、计算一次步长下风电机组转速的差值Δωk+1＝Δpk/Δωk；其中，Δωk为风力发电系统的p-w曲线上横坐标的增量，Δpk为p-w曲线上横坐标的增量为Δωk时相应的纵坐标增量；
步骤3.4、计算第k+1步下风电机组转速ωk+1＝ωk+Δωk+1；
步骤3.5、重复进行步骤3.2至步骤3.4，直至寻找到风电机组的最大功率输出点；此时风电机组转速即为风电机组最优转速指令ωrmref；
步骤3.6、风电机组最优转速指令ωrmref通过转速和电流的双闭环控制生成调制信号，再通过SPWM调制得到驱动脉冲；
步骤3.7、当锂电池状态SOC≥SOCmax时，SOCmax为锂电池最大允许运行SOC，采用直流母线电压外环和电流内环控制生成调制信号；为了避免锂电池深度放电，风电机组将由MPPT模式切换至CV控制模式实现降功率运行。
步骤3.8、在风电机组风速小于切入风速或大于切出风速时，风电机组将工作在待机模式。
8.根据权利要求7所述的含电氢储能的多能量综合管理型能量路由器的控制方法，其特征在于：所述步骤4的具体方法为：
步骤4.1、白天时，光伏发电系统采用扰动观察法利用光伏阵列电压和电流获得最优电压值Udcref；
步骤4.2、对最优电压值Udcref进行电压闭环控制得到占空比db；
步骤4.3、当锂电池状态SOC≥SOCmax时，光伏发电系统将由MPPT模式切换至CV控制实现降功率运行，CV控制采用电压外环控制和电流内环控制生成占空比dpv；在夜间或者阴天时，光伏发电系统将处于待机状态。
9.根据权利要求8所述的含电氢储能的多能量综合管理型能量路由器的控制方法，其特征在于：所述步骤5的具体方法为：
步骤5.1、当多能量综合管理型能量路由器装置工作在孤岛模式时，锂电池储能系统作为主控单元采用CV控制维持直流电压稳定，CV控制包括直流电压外环控制和电流内环控制，电流内环控制生成占空比db；
步骤5.2、当锂电池储能系统功率达到额定功率时，则由CV模式切换至CP模式，CP模式通过额定功率和锂电池端电压计算电流参考值，再进行电流闭环控制生成占空比db；
步骤5.3、当锂电池状态SOC≥SOCmax时，为了避免深度充电，锂电池储能系统将工作在待机模式。
10.根据权利要求9所述的含电氢储能的多能量综合管理型能量路由器的控制方法，其特征在于：所述步骤6的具体方法为：
步骤6.1、当能量路由器内部差额功率Pnet≥0时，碱式电解槽工作制氢，燃料电池发电系统处于待机模式；
步骤6.2、当能量路由器内部差额功率Pnet≤0时，燃料电池发电系统启动放电，碱式电解槽处于待机模式；
步骤6.3、碱式电解槽和燃料电池发电系统的CP控制指令由模糊功率分配算法生成，当碱式电解槽和燃料电池发电系统接收到CP控制指令后，通过碱式电解槽或燃料电池端电压得到能量路由器内部差额功率不足时和过剩时的电流指令iaeref或ifcref；
步骤6.4、对电流指令iaeref或ifcref进行电流闭环控制生成占空比信号dae或dfc；
步骤6.5、检测氢气储能系统压力Ps，当氢气储能系统压力Ps≥Psmax时，Psmax为氢气储能系统最大承受压力，则表明氢气储能系统已满，此时碱式电解槽将切换至待机模式；当氢气储能系统压力Ps≤Psmin时，Psmax为氢气储能系统最小承受压力，表明氢气储能系统内氢气不足，此时燃料电池发电系统将切换至待机模式。
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