CN115044924A - 一种串联变流器水电解制氢系统及控制方法 - Google Patents

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Abstract

本发明提出一种串联变流器水电解制氢系统及控制方法，包括：串联变换器系统、光伏阵列、n台水电解槽、光伏水电解制氢附属设备、控制系统；所述的串联变换器系统，包括n个DC变换器和一个AC变换器串联，每个DC变换器都有一组正、负直流输入端，经隔离后正、负直流端输出功率；AC变换器有一组正、负直流输入端，经隔离、逆变在交流输出端输出功率；其中，除第一个DC变换器外，每个DC变换器的正极输入端与上一DC变换器负极输入端连接，直至第n个DC变换器；第一个DC变换器的正极输入端与光伏阵列正极直流输出连接；第n个DC变换器的负极输入端与AC变换器的正极输入端连接；AC变换器的负极输入端与光伏阵列负极直流输出连接。

Description

一种串联变流器水电解制氢系统及控制方法
技术领域
本发明涉及新能源领域，尤其是一种串联变流器水电解制氢系统及控制方法。
背景技术
随着目前光伏发电技术的发展，光伏阵列最高电压达到1500V，在未来可期待时间会出现更高电压的光伏阵列，而水电解槽目前最高额定600V左右，一般的工作100～300V左右，如何提升水电解制氢能力更好的适应光伏阵列电压提高的问题，解决水电解槽如何耐压问题，以及水电解制氢系统与在光伏发电全时域功率匹配问题。一台光伏逆变器或DC变换器输出接入多台并联水电解槽，输入、输出电流大线损大，尤其要保证每个电解槽功率一致。如光伏DC变换器输出一对一的接入水电解槽，可以存在差异化功率的电解槽，同样光伏阵列输出电流大线损大。
发明内容
为了解决上述技术问题，本发明提出一种串联变流器水电解制氢系统及控制方法，保证高效光伏水电解制氢。
本发明的目的是克服现有技术的缺点：
①解决多水电解槽制氢过程适应高电压光伏阵列发电问题；
②解决水电解槽最高效率点功率与光伏阵列发电最大功率点匹配问题；
③解决提升水电解制氢能力；
④解决水电解制氢响应光伏发电波动性的问题；
⑤影响水电解制氢效率的水电解槽温度和环境温度、光伏发电综合利用等问题。
本发明提出一种串联变流器水电解制氢系统，包括：
控制系统、串联变换器系统、光伏阵列、n台水电解槽、光伏水电解制氢附属设备；
所述的串联变换器系统，由n个DC变换器和一个AC变换器串联组成，每个DC变换器都有一组正、负直流输入端，经隔离后正、负直流端输出功率；AC变换器有一组正、负直流输入端，经隔离、逆变在交流输出端输出功率；串联变换器系统安装在串联变流器水电解制氢系统室内或其它室内。
其中，除第一个DC变换器外每个DC变换器的正极输入端与上一DC变换器负极输入端连接，直至第n个DC变换器；第一个DC变换器的正极输入端与光伏阵列正极直流输出连接；第n个DC变换器的负极输入端与AC变换器的正极输入端连接；AC变换器的负极输入端与光伏阵列负极直流输出连接。
每个DC变换器的正负输出端对应连接一台水电解槽。
串联DC变换器系统通过每个DC变换器直流DC/DC变换、隔离输出直流功率，提供水电解槽隔离的直流功率；
AC变换器，安装在串联变流器水电解制氢系统室内或其它室内，主要为水电解制氢辅助设备提供交流电源，其中包括：电渗析装置、换热系统、再生加热器(分子筛干燥器)、储能系统、空压机、水泵和可调加热器等。
每个DC变换器和AC变换器，都具有开路、短路和变换三个状态，以及功率优化控制功能，在控制器实时监控下，分析每个变换器负荷特性和光伏发电最大功率点，并依据光伏发电最大功率、水电解槽的最高效率点功率和水电解制氢的附属设备功率，动态分配调整匹配水电解槽工作的数量、水电解制氢的附属设备对应的功率变换器，通过功率优化控制适配于高压光伏阵列发电。
其中，开路状态是指DC变换器和AC变换器处于停机状态；短路状态是指DC变换器和AC变换器输入端处于短路状态；变换状态是指DC变换器和AC变换器，输入、输出端处于功率变换工作状态。
所述的n台水电解槽是由n台不等容或等容的水电解槽组成，是光伏水电解制氢主要设备，用于电解水制氢，安装在光串联变流器水电解制氢系统室内。由于每台水电解槽组装工艺决定，水电解槽额定容量与电压成正比相对固定，水电解槽的功率大小与电流成正比。其中每台水电解槽的正、负极与DC变换器的正、负极对应连接。在每台水电解槽输入正负极2端并联安装电压传感器，在回路中串联电流传感器，控制系统实时监控水电解槽工作状态。
所述的光伏阵列安装在串联变流器水电解制氢系统的周边，为串联变流器水电解制氢系统提供能源；光伏阵列正负输出通过串联变换器系统分别与水电解槽、光伏水电解制氢附属设备连接。
所述的水电解制氢附属设备包括：换热系统、电渗析装置、空压机、可调加热器和储能系统等，具有能量存储或可分时工作等特点；
其中，换热系统包括：相变储热材料、换热器、散热器。其中，相变储热材料充填在密封箱体内，置于串联变流器水电解制氢系统室内或其它室内周边；换热器安装在相变储热材料中。换热器的目的，是将相变储热材料中热源通过不同位置的散热器将热能释放。
散热器包括：包含室内散热器和分子筛干燥器散热器，分别安装在串联变流器水电解制氢系统室内的墙壁上和分子筛干燥器中，依据温度需求，通过阀门切换分别将换热器的温度，经室内散热器换热到室内环境中，保障室内的温度；经分子筛干燥器散热器换热到分子筛干燥器环境中，提供分子筛干燥器的基础温度，提高分子筛干燥器氢气纯化的速度。
其中，储能系统包括：双向变流器、储能电池，安装在串联变流器水电解制氢系统室内或其它室内，其中储能系统容量为维持水电解制氢附属设备短时和启动时运行需求。
其中，可调加热器的电源输入端与AC变换器输出端连接，安装在相变材料中。由于可调加热器功率0～100％可调，其目的：一方面参与串联变换器水电解系统与光伏发电最大功率点精细化调控，另一方面将匹配光伏多余发电功率通过可调加热器转换成热，热量由相变材料吸收储热，分别提供串联变换器水电解系统环境温度和分子筛干燥器内温度，由此大大降低再生加热功率。
其中，电渗析装置上安装有纯水容器，电渗析装置制备出的纯水进入到纯水容器中，纯水容器出口提供所有水电解槽制氢用水。电渗析装置的直流电源输入端，经通AC/DC变换与AC变换器输出端连接，安装在光伏水电解制氢装置室内或其它室内周边；
所述的控制系统由控制器、各种传感器等组成。传感器分布安装在串联变换器系统和光伏水电解制氢装置各个设备上，主要采集串联变换器系统、光伏阵列以及水电解制氢设备的所有参数，控制器的输入接口通过数据线与所有的传感器输出口连接，监控所有设备及系统运行状态，经分析判断执行对应的控制策略。控制器的输出接口通过控制线与串联变换器系统、所有执行机构、设备等连接，控制对应串联变换器系统、设备优化工作，实现光伏水电解制氢高效的运行。
本发明的创新在于，采用串联变换器系统拓扑，每个变换器依据负荷的最佳效率控制输出功率，同时满足精准与光伏发电最大功率点匹配。
工作原理：
由于典型光伏阵列输出开路电压1000～1500V，而水电解槽额定电压在100～300V左右，本发明采用串联变流器技术，将光伏阵列所发出的直流电源输入到串联变流器水电解制氢系统，光伏阵列发电功率通过串联变流器系统中的DC/DC变换、DC/AC变换隔离，对应与n台等容量或不等容量水电解槽连接，以及水电解氢附属设备连接，并通过附属设备功率组合向量PF和水电解槽最佳效率点功率组合向量PET分析计算，控制器分别依据不同组合向量和水电解槽最佳点功率曲线，优化控制串联变换器系统的输入输出功率，实现光伏发电任意时刻的最大功率点与水电解槽最高效率点功率及水电解氢附属设备功率的匹配控制，适配于不同光照下的光伏发电功率、电压，同时提高制氢的产量。
本发的串联变流器水电解制氢控制方法如下：
①初始参数设置，对水电解制氢系统水电解槽、附属设备相关参数在控制器中备案；
②定义水电解槽最高效率点功率组合向量PET：每台水电解槽都有最高效率点功率，由此通过不同最高效率点功率水电解槽的组合，即保证所有水电解槽都以最高效率点功率工作，又可适应于光伏发电最大功率点的变化；
③定义水电解制氢附属设备功率组合向量PF：控制系统利用水电解制氢附属设备的能量存储或可分时工作的特点，通过不同附属设备的组合，生成完备枚举的水电解制氢装置辅助设备功率组合向量PF，并与水电解槽最高效率点功率组合向量PET优化组合，适应于光伏发电最大功率点的变化和水电解制氢系统高效率工作；
④优先权：分为串联变换器系统工作优先权和水电解制氢附属设备工作优先权；
⑤串联变流器水电解制氢系统及控制方法；
光伏发电最大功率点在串联变换器系统上匹配；
DC、AC变换器输入功率与水电解槽的最高效率点功率和附属设备匹配。
具体方法如下：
步骤1、初始参数设置
由于典型光伏阵列输出电压1000～1500V，光伏发电通过串联变换器系统为水电解制氢系统供电，经变换器输入输出功率优化配置，保证光伏发电最大功率点与水电解制氢系统功率最佳匹配。在串联变换器系统中依据水电解槽数量、功率，对应配置水电解槽，便将每台水电解槽的相关参数在控制器中备案。同样将水电解制氢系统附属设备相关参数在控制器中备案。
步骤2、定义水电解槽最高效率点功率组合向量PET：
由于串联变流器水电解制氢系统，由多台变流器串联、相同或不同功率水电解槽和组成，而每台水电解槽都有最高效率点功率，由此通过不同最高效率点功率水电解槽的组合，即保证所有水电解槽都以最高效率点功率工作，又可适应于光伏发电最大功率点的变化，由此建立水电解槽最高效率点功率组合向量PET，其中，每台水电解槽最高效率点功率分别为：水电解槽1功率PET1、水电解槽2功率PET2、水电解槽3功率PET3、水电解槽n功率PETn。每台水电解槽的启停状态，通过二进制数进行编码，生成水电解槽最高效率点功率运行状态矩阵，再将该矩阵与水电解槽功率PET1、水电解槽功率PET2、水电解槽功率PET3、水电解槽功率PETn所组成的水电解槽最高效率点功率向量做乘运算，生成完备枚举的水电解槽最高效率点功率组合向量PET：
Figure BDA0003722410370000051
其中，PETx∈PET
定义水电解制氢附属设备功率组合向量PF：
控制系统将电渗析装置功率Ps、储能系统充电功率Pc、空压机压缩气体功率Pg、再生加热器功率Pk的启停状态，通过二进制数进行编码，生成辅助设备运行状态矩阵，再将该矩阵与电渗析装置功率Ps、储能系统充电功率Pc、空压机功率Pg、再生加热器功率Pk所组成的辅助设备功率向量做乘运算，生成完备枚举的水电解制氢装置辅助设备功率组合向量PF。
Figure BDA0003722410370000052
其中，PFx∈PF。
优先权设置：
对于串联变换器系统；
DC变换器优先权最高，AC变换器次之；
对于附属设备；
由于水电解制氢附属设备具有可分时工作和能量存储的特点，其不同时段的优先权：上午时段依次电渗析装置、储能、空压机、可调加热器等；
下午时段依次再生加热器、储能、空压机、电渗析装置、可调加热器等。
步骤3、串联变流器水电解制氢系统控制，过程如下：
光伏发电最大功率点在串联变换器系统上匹配；
由于水电解槽结构加工完成后，当电解槽温度一定时，电压相对稳定，水电解槽制氢最高效率点功率相对固定。
由于光伏发电功率最大功率点：
PMPPT＝IMPPT×UMPPT (3)
为实现光伏水电解高效制氢，使光伏发电功率最大功率点电压UMPPT等于串联变换器系统输入电压之和，即：
UMPPT＝UA+U1+U2…+Un (4)
由于串联变换器系统输入电流为伏发电功率最大功率点电流IMPPT，由此得到串联变换器系统输入功率表达式：
PMPPT＝IMPPT×UMPPT＝IMPPT(UA+U1+U2…+Un) (5)
由于每台水电解槽都有最佳工作电压UETi和电流IETi，考虑变换器的转换效率为η％，令每个变换器功率与效率乘积，分别等于对应的水电解槽和光伏制氢附属设备功率，即：
UET1×IET1＝η％×IMPPT×U1 (6)
UET2×IET2＝η％×IMPPT×U2 (7)
UET3×IET3＝η％×IMPPT×U3 (8)
UETn×IETn＝η％×IMPPT×Un (9)
Ufac×Ifac＝η％×IMPPT×UA (10)
由此得到光伏发电功率最大功率点功率PMPPT分配给每个变换器的输入电压Ui和UA。
其中，U1,U2…,Un为DC变换器1到DC变换器n的输入电压；Ui为第i个DC变换器的输入电压，i≥1的整数；UA为AC变换器的输入电压；UETn为第n台水电解槽的最佳电压；IETn为第n台水电解槽的最佳电流；UETi为第i台水电解槽的最佳电压，i≥1的整数；IETi为第i台水电解槽的最佳电流，i≥1；PETx为定义水电解槽最高效率点功率组合向量PET中任意一组串联水电解槽合功率，PETx∈PET；PEi为任意一组水电解槽功率组合PETx中任意一台水电解槽功率，PEi∈PETx，i≥1的整数；PFx为定义水电解制氢附属设备功率组合向量PF中任意一组附属设备组合功率；Ufac为任意一组附属设备组合功率PFx的电压Ifac为任意一组附属设备组合功率PFx的电流；∑UETx为PETx组合功率内对应的所有DC变换器输入电压之和。
由此控制系统监测光伏发电功率Pv，并依据光伏发电最大功率模型算法，依据公式(3)计算光伏发电功率最大功率点，以及当前光伏发电最大功率点PMPPT和备案信息包括：串联变换器水电解槽系统对应的设备功率、设备属性，其中设备属性中包括具有能量存储可分时工作的功能：如空压机、储能系统、电渗析装置、再生加热器等。
通过定义水电解槽最高效率点功率组合向量PET和定义水电解制氢附属设备功率组合向量PF，分析找到与之功率匹配的水电解槽数量、水电解制氢附属设备，以及对应的变换器，即
PMPPT＝PETx+PFx＝IMPPT×UMPPT (11)
控制器依据PETx组合和PFx组合，分别确定PETx组合功率对应的DC变换器和PFx组合功率对应的AC变换器，由此依据式(5)串联变换器系统输入功率表达式，将PETx组合功率内对应的所有DC变换器输入电压Ui求和，得到∑UETx，再与AC变换器输入电压UA求和，在与光伏发电功率最大功率点电流IMPPT的乘积，得到串联变换器系统输入功率等于光伏发电功率最大功率点PMPPT，即：
PMPPT＝PETx+PFx＝IMPPT×UMPPT＝IMPPT(∑UETx+UA) (12)
由此确定对应DC变换器输入功率：
PEi＝Ui×IMPPT (13)
和AC变换器输入功率：
PFx＝UA×IMPPT (14)
DC、AC变换器输入功率与水电解槽的最高效率点功率和附属设备匹配；
基于式(13)此时控制器依据对应水电解槽的最高效率点功率电流IETi、电压UETi和效率η％，控制对应的DC变换器输出功率，即：
Ui×IMPPT×η％＝UETi×IETi (15)
基于式(14)控制器依据PFx组合功率选中的所有水电解制氢附属设备电流Ifac、电压Ufac和效率η％，控制对应的AC变换器输出功率，即：
UA×IMPPT×η％＝Ufac×Ifac (16)
其中，PET为定义水电解槽最高效率点功率组合向量；PF为定义水电解制氢附属设备功率组合向量；PETx为定义水电解槽最高效率点功率组合向量组合功率PET中任意一组组合功率，PETx∈PET，x≥1的整数；PFx为定义水电解制氢附属设备功率组合向量PF中任意一组组合功率，PFx∈PF，x≥1的整数；Ifac为PFx组合功率选中的所有水电解制氢附属设备电流；Ufac为PFx组合功率选中的所有水电解制氢附属设备电压；η％为变流器效率；IETi为水电解槽的最高效率点功率电流；UETi为水电解槽的最高效率点功率电压；Ui为DC变换器输入电压；UA为AC变换器输入电压；IMPPT为光伏发电功率最大功率点电流；PMPPT为光伏发电功率最大功率点功率；UMPPT为光伏发电功率最大功率点电压。
有益效果
本发明采用串联变换器系统，精准适配于水电解槽最高效率点功率和光伏阵列发电功率，实现光伏最大功率点输出功率的高效利用。
附图说明
图1本发明串联变流器水电解制氢系统结构图；
图2本发明串联变流器水电解制氢系统供电、气路示意图；
图3本发明串联变流器水电解制氢系统拓扑示意图。
其中：水电解槽1(1)、水电解槽2(2)、直至水电解槽n-1(3)、水电解槽n(4)、电渗析装置(5)、DC变换器DC/DC1(6)、DC变换器DC/DC2(7)、DC变换器DC/DCn-1(8)、DC变换器DC/DCn(9)、AC变换器DC/AC(10)、空压机(11)、可调加热器(12)、换热器(13)、相变储热材料(14)、光伏阵列(15)、暂存罐(16)、加热器(17)、分子筛干燥器(18)、散热器(19)、分子筛干燥器散热器(19＇)再生储能系统(20)、控制器(21)、承压罐体(22)、出气管道(23)、支出气逆止阀(24)、安全阀(25)、进气逆止阀(26)、进气管道(27)、支阀门(28)、排水管道(29)、电解槽制氢出气口(30)进气口(31)、纯水容器出口(32)、纯水容器(33)。
具体实施方式
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、完整的描述，显然，所描述的实施例仅为本发明的一部分实施例，而不是全部的实施例，基于本发明中的实施例，本领域的普通技术人员在不付出创造性劳动的前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明的保护范围。
根据本发明的实施例，如图1、图2和图3所示，本发明提出一种串联变流器水电解制氢系统，包括：
控制系统、串联变换器系统、光伏阵列(15)、n台水电解槽、光伏水电解制氢附属设备；
所述的串联变换器系统，包括DC变换器DC/DC1(6)、DC变换器DC/DC2(7)、直至DC变换器DC/DCn-1(8)、DC变换器DC/DCn(9)和AC变换器DC/AC(10)串联组成，每个DC变换器DC/DCi都有一组正极输入端DCei+和负极输入端DCei-，经隔离后正极输出端DCoi+和负极输出端DCoi-输出功率；AC变换器DC/AC(10)有正极直流输入端ACe+和负极直流输入端ACe-，经隔离、逆变在交流输出端ACo输出功率；串联变换器系统安装在串联变流器水电解制氢系统室内或其它室内。
其中，DC变换器DC/DC2(7)的正极输入端DCe2+与DC/DC1变换器(6)负极输入端DCe1-连接，DC变换器DC/DC1(6)的正极输入端DCe1+与光伏阵列(15)正极PV+输出连接；DC变换器DC/DC2(7)的负极输入端DCe2-与DC/DC3变换器正极输入端DCe3+连接；以此类推，DC变换器DC/DCn-1(8)负极输入端DCen-与DC变换器DC/DCn(9)正极输入端DCen+连接；DC变换器DC/DCn(9)的负极输入端DCen-与AC变换器DC/AC(10)的正极输入端ACe+连接；AC变换器DC/AC(10)的负极输入ACe-端与光伏阵列(15)负极直流输出PV-连接。
DC变换器DC/DC1(6)的正极输出端DCo1+与水电解槽1(1)正极输入端ET1+连接，DC变换器DC/DC1(6)的负极输出端DCo1-与水电解槽1(1)负极输入端ET1-连接；DC变换器DC/DC2(7)的正极输出端DCo2+与水电解槽2(2)正极输入端ET2+连接，DC变换器DC/DC2(7)的负极输出端DCo2-与水电解槽2(2)负极输入端ET2-连接；以此类推，DC变换器DC/DCn(9)的正极输出端DCon+与水电解槽n正极输入端ETn+连接，DC变换器DC/DCn(9)的负极输出端DCon-与水电解槽n负极输入端ETn-连接；
串联DC变换器系统通过DC变换器DC/DC1(6)、DC变换器DC/DC2(7)、直至DC变换器DC/DCn-1(8)、DC变换器DC/DCn(9)经DC/DC变换、隔离输出直流功率，提供水电解槽1(1)、水电解槽2(2)、直至水电解槽n-1(3)、水电解槽n(4)隔离的直流功率；
其中，AC变换器DC/AC(10)，安装在串联变流器水电解制氢系统室内或其它室内，主要为水电解制氢辅助设备提供交流电源，其中包括：电渗析装置(5)、换热系统、分子筛干燥器(18)中的再生加热器(17)、储能系统(20)、空压机(11)、水泵和可调加热器(12)等。
DC变换器DC/DC1(6)、DC变换器DC/DC2(7)、直至DC变换器DC/DCn-1(8)、DC变换器DC/DCn(9)和AC变换器DC/AC(10)，都具有开路、短路和变换三个状态，以及功率优化控制功能，在控制器(21)实时监控下，分析DC/DC1(6)、DC变换器DC/DC2(7)、直至DC变换器DC/DCn-1(8)、DC变换器DC/DCn(9)和AC变换器DC/AC(10)，负荷特性和光伏发电最大功率点PMPPT，并依据光伏发电最大功率点PMPPT、水电解槽的最高效率点功率和水电解制氢的附属设备功率，动态分配调整匹配水电解槽工作的数量、水电解制氢的附属设备对应的功率变换器，通过功率优化控制适配于高压光伏阵列(15)发电。
其中，开路状态是指DC变换器DC/DC1(6)、DC变换器DC/DC2(7)、直至DC变换器DC/DCn-1(8)、DC变换器DC/DCn(9)和AC变换器DC/AC(10)处于停机状态；短路状态是指DC变换器DC/DC1(6)正极输入端DCe1+与负极输入端DCe1-处于短路状态，DC变换器DC/DC2(7)正极输入端DCe2+与负极输入端DCe2-处于短路状态，直至DC变换器DC/DCn-1(8)正极输入端DCen-1+与负极输入端DCen-1-处于短路状态，DC变换器DC/DCn(9)正极输入端DCen+与负极输入端DCen-处于短路状态，和AC变换器DC/AC(10)的正极输入端ACe+与负极输入端Ace-处于短路状态；变换状态是指DC变换器DC/DC1(6)、DC变换器DC/DC2(7)、直至DC变换器DC/DCn-1(8)、DC变换器DC/DCn(9)和AC变换器DC/AC(10)的输入、输出端处于功率变换工作状态。
所述的n台水电解槽是由水电解槽1(1)、水电解槽2(2)、直至水电解槽n-1(3)和至水电解槽n(4)不等容或等容的水电解槽组成，是光伏水电解制氢主要设备，用于电解水制氢，安装在光串联变流器水电解制氢系统室内。由于水电解槽1(1)、水电解槽2(2)、直至水电解槽n-1(3)和至水电解槽n(4)组装工艺决定，水电解槽额定容量与电压成正比相对固定，水电解槽的功率大小与电流成正比。其中每台水电解槽的正、负极与DC变换器的正、负极对应连接。在水电解槽1(1)、水电解槽2(2)、直至水电解槽n-1(3)和至水电解槽n的输入正负极2端都并联安装电压传感器，在回路中串联电流传感器，控制系统实时监控水电解槽工作状态。
所述的光伏阵列(15)安装在串联变流器水电解制氢系统的周边，为串联变流器水电解制氢系统提供能源；光伏阵列(15)的正PV+和负PV-输出端通过串联变换器系统分别与水电解槽1(1)、水电解槽2(2)、直至水电解槽n-1(3)和至水电解槽n(4)、水电解制氢附属设备连接。
所述的水电解制氢附属设备包括：换热系统、电渗析装置(5)、空压机(11)、可调加热器(12)和储能系统(20)等，具有能量存储或可分时工作等特点；
其中，换热系统包括：相变储热材料(14)、换热器(13)、散热器。其中，相变储热材料(14)充填在密封箱体内，置于串联变流器水电解制氢系统室内或其它室内周边；换热器(13)安装在相变储热材料(14)中。换热器(13)的目的，是将相变储热材料(14)中热源通过不同位置的散热器(13)将热能释放。
散热器包括：包含室内散热器(19)和分子筛干燥器散热器(19＇)，分别安装在串联变流器水电解制氢系统室内的墙壁上和分子筛干燥器(18)中，依据温度需求，通过阀门(30)切换分别将换热器的温度，经室内散热器(19)换热到室内环境中，保障室内的温度；经分子筛干燥器散热器(19＇)换热到分子筛干燥器(18)环境中，提供分子筛干燥器(18)的基础温度，提高分子筛干燥器(18)氢气纯化的速度。
其中，储能系统(20)包括：双向变流器、储能电池，安装在串联变流器水电解制氢系统室内或其它室内，其中储能系统(20)容量为维持水电解制氢附属设备短时和启动时运行需求。
其中，可调加热器(12)的电源输入端与AC变换器(10)输出ACo端连接，安装在相变材料(14)中。由于可调加热器(12)功率0～100％可调，其目的：一方面参与串联变换器水电解系统与光伏发电最大功率点精细化调控，另一方面将匹配光伏多余发电功率通过可调加热器(12)转换成热，热量由相变材料(14)吸收储热，分别提供串联变换器水电解系统环境温度和分子筛干燥器(18)内温度，由此大大降低再生加热器(17)。
其中，电渗析装置(5)上安装有纯水容器(33)，电渗析装置(5)制备出的纯水进入到纯水容器中，纯水容器出口(32)提供所有水电解槽制氢用水。电渗析装置(5)的直流电源输入端，经通DC/AC变换与AC变换器DC/AC(10)输出ACo端连接，安装在光伏水电解制氢装置室内或其它室内周边；
所述的控制系统由控制器(21)、各种传感器等组成。传感器分布安装在串联变换器系统和光伏水电解制氢装置各个设备上，主要采集串联变换器系统、光伏阵列(15)以及水电解制氢设备的所有参数，控制器(21)的输入接口通过数据线与所有的传感器输出口连接，监控所有设备及系统运行状态，经分析判断执行对应的控制策略。控制器(21)的输出接口通过控制线与串联变换器系统、所有执行机构、设备等连接，控制对应串联变换器系统、设备优化工作，实现光伏水电解制氢高效的运行。
本发明采用串联变换器系统拓扑，每个变换器依据负荷的最佳效率控制输出功率，能够同时满足精准与光伏发电最大功率点匹配。
本发明制氢基本工艺过程如下：
电渗析装置(5)制备纯水，纯水通过管道提供水电解槽1(1)、水电解槽2(2)、直至水电解槽n-1(3)和至水电解槽n(4)制氢，制出的含湿氢气，通过含湿氢气暂存罐(16)存储。暂存罐(16)存储的含湿氢气，经分子筛干燥器(18)通过再生加热器(17)加热制备纯净氢气。即电渗析装置(5)制备纯水→水电解槽1(1)、水电解槽2(2)、水电解槽n-1(3)和水电解槽n(4)制氢→含湿氢气暂存罐(16)存储→再生加热器(17)加热→分子筛干燥器(18)→制备纯净氢气。
本发明的含湿氢气的暂存罐(16)置于水电解槽与分子筛干燥器(18)管路之间，将光伏发电时水电解槽满负荷电解生成的氢气，暂时存储到暂存罐(16)内，待光伏发电功率小于水电解槽下限功率时，对暂存罐(16)内的含湿氢气的再行干燥处理，充分利用光伏发电能量。
其中，含湿氢气暂存罐(16)是由承压罐体(22)、进气管道(27)、出气管道(23)、安全阀(25)和排水管道(29)。其中进气管道(27)一端安装在承压罐体(22)左侧上端，进气管道(27)上安装一支进气逆止阀(26)，进气管道(27)另一端与电解槽制氢出气口(30)连接；出气管道(23)一端安装在承压罐(22)体右侧上端，出气管道(23)上安装一只出气逆止阀(24)，出气管道(23)另一端与分子筛干燥器(18)进气口(31)连接；排水管道(29)一端安装在承压罐体(22)下端，排水管道(29)上安装一支阀门(28)，用于定期排水；安全阀(25)一端安装在承压罐体(22)上端，安全阀(25)出口与专用排氢放空管连接。
本发明的串联变流器水电解制氢控制方法如下：
步骤1、初始参数设置
由于典型光伏阵列输出电压1000～1500V，光伏发电通过串联变换器系统为水电解制氢系统供电，经变换器输入输出功率优化配置，保证光伏发电最大效率输出。在串联变换器系统中依据水电解槽数量、功率，对应配置水电解槽，便将每台水电解槽的相关参数在控制器中备案。
步骤2、定义水电解槽最高效率点功率组合向量PET，以及定义水电解制氢附属设备功率组合向量PF，对串联变换器系统工作优先权和水电解制氢附属设备工作进行优先权分配；具体如下：
定义水电解槽最高效率点功率组合向量PET：
由于串联变流器水电解制氢系统，由多台变流器串联、相同或不同功率水电解槽和组成，而每台水电解槽都有最高效率点功率，由此通过不同最高效率点功率水电解槽的组合，即保证所有水电解槽都以最高效率点功率工作，又可适应于光伏发电最大功率点的变化，由此建立水电解槽最高效率点功率组合向量PET，其中，每台水电解槽最高效率点功率分别为：水电解槽1功率PET1、水电解槽2功率PET2、水电解槽3功率PET3、水电解槽n功率PETn。每台水电解槽的启停状态，通过二进制数进行编码，生成水电解槽最高效率点功率运行状态矩阵，再将该矩阵与水电解槽功率PET1、水电解槽功率PET2、水电解槽功率PET3、水电解槽功率PETn所组成的水电解槽最高效率点功率向量做乘积运算，生成完备枚举的水电解槽最高效率点功率组合向量PET：
Figure BDA0003722410370000131
其中，PETx∈PET
定义水电解制氢附属设备功率组合向量PF：
控制系统将电渗析装置功率Ps、储能系统充电功率Pc、空压机压缩气体功率Pg、再生加热器功率Pk的启停状态，通过二进制数进行编码，生成辅助设备运行状态矩阵，再将该矩阵与电渗析装置功率Ps、储能系统充电功率Pc、空压机功率Pg、再生加热器功率Pk所组成的辅助设备功率向量做乘积运算，生成完备枚举的水电解制氢装置辅助设备功率组合向量PF。
Figure BDA0003722410370000132
其中，PFx∈PF。
优先权设置：
对于串联变换器系统；
DC变换器优先权最高，AC变换器次之；
附属设备的优先权设置：
由于水电解制氢附属设备具有可分时工作和储能的特点，其不同时段的优先权：上午时段依次电渗析装置、储能、空压机、可调加热器等；
下午时段依次再生加热器、储能、空压机、电渗析装置、可调加热器等。
步骤3、串联变流器水电解制氢控制方法：
3.1光伏发电最大功率点在串联变换器系统上匹配；
由于水电解槽结构加工完成后，当电解槽温度一定时，电压相对稳定，水电解槽制氢最高效率点功率相对固定。
由于光伏发电功率最大功率点：
PMPPT＝IMPPT×UMPPT (3)
为实现光伏水电解高效制氢，使光伏发电功率最大功率点电压UMPPT等于串联变换器系统输入电压之和，即：
UMPPT＝UA+U1+U2…+Un (4)
由于串联变换器系统输入电流为伏发电功率最大功率点电流IMPPT，由此得到串联变换器系统输入功率表达式：
PMPPT＝IMPPT×UMPPT＝IMPPT(UA+U1+U2…+Un) (5)
由于每台水电解槽都有最佳工作电压UETi和电流IETi，考虑变换器的转换效率为η％，令每个变换器功率与效率乘积，分别等于对应的水电解槽和光伏制氢附属设备功率，即：
UET1×IET1＝η％×IMPPT×U1 (6)
UET2×IET2＝η％×IMPPT×U2 (7)
UET3×IET3＝η％×IMPPT×U3 (8)
UETn×IETn＝η％×IMPPT×Un (9)
Ufac×Ifac＝η％×IMPPT×UA (10)
由此得到光伏发电功率最大功率点功率PMPPT分配给每个变换器的输入电压Ui和UA。
其中，U1,U2…,Un为DC变换器1到DC变换器n的输入电压；Ui为第i个DC变换器的输入电压，i≥1的整数；UA为AC变换器的输入电压；UETn为第n台水电解槽的最佳电压；IETn为第n台水电解槽的最佳电流；UETi为第i台水电解槽的最佳电压，i≥1的整数；IETi为第i台水电解槽的最佳电流，i≥1；PETx为定义水电解槽最高效率点功率组合向量PET中任意一组串联水电解槽合功率，PETx∈PET；PEi为任意一组水电解槽功率组合PETx中任意一台水电解槽功率，PEi∈PETx，i≥1的整数；PFx为定义水电解制氢附属设备功率组合向量PF中任意一组附属设备组合功率；Ufac为任意一组附属设备组合功率PFx的电压Ifac为任意一组附属设备组合功率PFx的电流；∑UETx为PETx组合功率内对应的所有DC变换器输入电压之和。
由此控制系统监测光伏发电功率Pv，并依据光伏发电最大功率模型算法，依据公式(3)计算光伏发电功率最大功率点，以及当前光伏发电最大功率点PMPPT和备案信息包括：串联变换器水电解槽系统对应的设备功率、设备属性，其中设备属性中包括具有能量存储可分时工作的功能：如空压机、储能系统、电渗析装置、再生加热器等。
通过定义水电解槽最高效率点功率组合向量PET和定义水电解制氢附属设备功率组合向量PF，分析找到与之功率匹配的水电解槽数量、水电解制氢附属设备，以及对应的变换器，即
PMPPT＝PETx+PFx＝IMPPT×UMPPT (11)
控制器依据PETx组合和PFx组合，分别确定PETx组合功率对应的DC变换器和PFx组合功率对应的AC变换器，由此依据式(5)串联变换器系统输入功率表达式，将PETx组合功率内对应的所有DC变换器输入电压Ui求和，得到∑UETx，再与AC变换器输入电压UA求和，在与光伏发电功率最大功率点电流IMPPT的乘积，得到串联变换器系统输入功率等于光伏发电功率最大功率点PMPPT，即：
PMPPT＝PETx+PFx＝IMPPT×UMPPT＝IMPPT(∑UETx+UA) (12)
由此确定对应DC变换器输入功率：
PEi＝Ui×IMPPT (13)
和AC变换器输入功率：
PFx＝UA×IMPPT (14)
3.2DC、AC变换器输入功率与水电解槽的最高效率点功率和附属设备匹配；
基于式(13)此时控制器依据对应水电解槽的最高效率点功率电流IETi、电压UETi和效率η％，控制对应的DC变换器输出功率，即：
Ui×IMPPT×η％＝UETi×IETi (15)
基于式(14)控制器依据PFx组合功率选中的所有水电解制氢附属设备电流Ifac、电压Ufac和效率η％，控制对应的AC变换器输出功率，即：
UA×IMPPT×η％＝Ufac×Ifac (16)
其中，PET为定义水电解槽最高效率点功率组合向量；PF为定义水电解制氢附属设备功率组合向量；PETx为定义水电解槽最高效率点功率组合向量组合功率PET中任意一组组合功率，PETx∈PET，x≥1的整数；PFx为定义水电解制氢附属设备功率组合向量PF中任意一组组合功率，PFx∈PF，x≥1的整数；Ifac为PFx组合功率选中的所有水电解制氢附属设备电流；Ufac为PFx组合功率选中的所有水电解制氢附属设备电压；η％为变流器效率；IETi为水电解槽的最高效率点功率电流；UETi为水电解槽的最高效率点功率电压；Ui为DC变换器输入电压；UA为AC变换器输入电压；IMPPT为光伏发电功率最大功率点电流；PMPPT为光伏发电功率最大功率点功率；UMPPT为光伏发电功率最大功率点电压。
尽管上面对本发明说明性的具体实施方式进行了描述，以便于本技术领域的技术人员理解本发明，且应该清楚，本发明不限于具体实施方式的范围，对本技术领域的普通技术人员来讲，只要各种变化在所附的权利要求限定和确定的本发明的精神和范围内，这些变化是显而易见的，一切利用本发明构思的发明创造均在保护之列。

Claims (9)

1.一种串联变流器水电解制氢系统，其特征在于，包括：
串联变换器系统、光伏阵列、n台水电解槽、光伏水电解制氢附属设备、控制系统；
所述的串联变换器系统，包括n个DC变换器和一个AC变换器串联，每个DC变换器都有一组正、负直流输入端，经隔离后正、负直流端输出功率；AC变换器有一组正、负直流输入端，经隔离、逆变在交流输出端输出功率；串联变换器系统安装在串联变流器水电解制氢系统室内或其它室内；
其中，除第一个DC变换器外，每个DC变换器的正极输入端与上一DC变换器负极输入端连接，直至第n个DC变换器；第一个DC变换器的正极输入端与光伏阵列正极直流输出连接；第n个DC变换器的负极输入端与AC变换器的正极输入端连接；AC变换器的负极输入端与光伏阵列负极直流输出连接；
每个DC变换器的正负输出端对应连接一台水电解槽；
串联DC变换器系统通过每个DC变换器直流DC/DC变换、隔离输出直流功率，提供水电解槽隔离的直流功率；
AC变换器，安装在串联变流器水电解制氢系统室内或其它室内，用于为水电解制氢辅助设备提供交流电源，其中辅助设备包括：电渗析装置、换热系统、再生加热器、储能系统、空压机、水泵和可调加热器；
每个DC变换器和AC变换器，都具有开路、短路和变换三个状态，以及功率优化控制功能，在控制器实时监控下，分析每个变换器负荷特性和光伏发电最大功率点，并依据光伏发电最大功率、水电解槽的最高效率点功率和水电解制氢的附属设备功率，动态分配调整匹配水电解槽工作的数量、水电解制氢的附属设备对应的功率变换器，通过功率优化控制适配于高压光伏阵列发电。
2.根据权利要求1所述的一种串联变流器水电解制氢系统，其特征在于，其中，开路状态是指DC变换器和AC变换器处于停机状态；短路状态是指DC变换器和AC变换器输入端，处于短路状态；变换状态是指DC变换器和AC变换器，输入、输出端处于功率变换工作状态。
3.根据权利要求1所述的一种串联变流器水电解制氢系统，其特征在于，所述的n台水电解槽是由n台不等容或等容的水电解槽组成，是光伏水电解制氢主要设备，用于电解水制氢，安装在光串联变流器水电解制氢系统室内；水电解槽额定容量与电压成正比相对固定，水电解槽的功率大小与电流成正比；其中每台水电解槽的正、负极与DC变换器的正、负极对应连接；在每台水电解槽输入正负极两端并联安装电压传感器，在回路中串联电流传感器，控制系统实时监控水电解槽工作状态。
4.根据权利要求1所述的一种串联变流器水电解制氢系统，其特征在于，所述的光伏阵列安装在串联变流器水电解制氢系统的周边，为串联变流器水电解制氢系统提供能源；光伏阵列正负输出通过串联变换器系统分别与水电解槽、光伏水电解制氢附属设备连接；
其中，换热系统包括：相变储热材料、换热器、散热器；其中，相变储热材料充填在密封箱体内，置于串联变流器水电解制氢系统室内或其它室内周边；换热器安装在相变储热材料中；换热器将相变储热材料中热源通过不同位置的散热器将热能释放；
散热器包括：包含室内散热器和分子筛干燥器散热器，分别安装在串联变流器水电解制氢系统室内的墙壁上和分子筛干燥器中，依据温度需求，通过阀门切换分别将换热器的温度，经室内散热器换热到室内环境中，保障室内的温度；经分子筛干燥器散热器换热到分子筛干燥器环境中，提供分子筛干燥器的基础温度，提高分子筛干燥器氢气纯化的速度；
其中，储能系统包括：双向变流器、储能电池，安装在串联变流器水电解制氢系统室内或其它室内，其中储能系统容量为维持水电解制氢附属设备短时和启动时运行需求。
5.根据权利要求4所述的一种串联变流器水电解制氢系统，其特征在于，其中，可调加热器的电源输入端与AC变换器输出端连接，安装在相变材料中，可调加热器功率0～100％可调，其一方面参与串联变换器水电解系统与光伏发电最大功率点精细化调控，另一方面将匹配光伏多余发电功率通过可调加热器转换成热，热量由相变材料吸收储热，分别提供串联变换器水电解系统环境温度和分子筛干燥器内温度，降低再生加热功率；
其中，电渗析装置上安装有纯水容器，电渗析装置制备出的纯水进入到纯水容器中，纯水容器出口提供所有水电解槽制氢用水；电渗析装置的直流电源输入端，经通AC/DC变换与AC变换器输出端连接，安装在光伏水电解制氢装置室内或其它室内周边。
6.一种利用权利要求1-5的系统的串联变流器水电解制氢控制方法，其特征在于，包括如下步骤：
步骤1、初始参数设置，对水电解制氢系统水电解槽、附属设备相关参数在控制器中备案；
步骤2、定义水电解槽最高效率点功率组合向量PET，以及定义水电解制氢附属设备功率组合向量PF，对串联变换器系统工作优先权和水电解制氢附属设备工作进行优先权分配；
步骤3、串联变流器水电解制氢系统进行匹配全时域光伏发电控制，光伏发电最大功率点在串联变换器系统上匹配；DC、AC变换器输入功率与水电解槽的最高效率点功率和附属设备匹配。
7.根据权利要求6所述的控制方法，其特征在于，所述步骤2具体包括：
定义水电解槽最高效率点功率组合向量PET包括：每台水电解槽都有最高效率点功率，通过不同最高效率点功率水电解槽的组合，即保证所有水电解槽都以最高效率点功率工作，又可适应于光伏发电最大功率点的变化；
定义水电解制氢附属设备功率组合向量PF包括：控制系统利用水电解制氢附属设备的能量存储或可分时工作的特点，通过不同附属设备的组合，生成完备枚举的水电解制氢装置辅助设备功率组合向量PF，并与水电解槽最高效率点功率组合向量PET优化组合，适应于光伏发电最大功率点的变化和水电解制氢系统高效率工作。
8.根据权利要求6所述的控制方法，其特征在于，所述步骤3，串联变流器水电解制氢系统进行匹配全时域光伏发电控制，其中光伏发电最大功率点在串联变换器系统上匹配,具体如下：
光伏发电功率最大功率点：
PMPPT＝IMPPT×UMPPT (3)
为实现光伏水电解高效制氢，使光伏发电功率最大功率点电压UMPPT等于串联变换器系统输入电压之和，即：
UMPPT＝UA+U1+U2…+Un (4)
由于串联变换器系统输入电流为伏发电功率最大功率点电流IMPPT，由此得到串联变换器系统输入功率表达式：
PMPPT＝IMPPT×UMPPT＝IMPPT(UA+U1+U2…+Un) (5)
由于每台水电解槽都有最佳工作电压UETi和电流IETi，考虑变换器的转换效率为η％，令每个变换器功率与效率乘积，分别等于对应的水电解槽和光伏制氢附属设备功率，即：
UET1×IET1＝η％×IMPPT×U1 (6)
UET2×IET2＝η％×IMPPT×U2 (7)
UET3×IET3＝η％×IMPPT×U3 (8)
UETn×IETn＝η％×IMPPT×Un (9)
Ufac×Ifac＝η％×IMPPT×UA (10)
由此得到光伏发电功率最大功率点功率PMPPT分配给每个变换器的输入电压Ui和UA；
其中，U1,U2…,Un为DC变换器1到DC变换器n的输入电压；Ui为第i个DC变换器的输入电压，i≥1的整数；UA为AC变换器的输入电压；UETn为第n台水电解槽的最佳电压；IETn为第n台水电解槽的最佳电流；UETi为第i台水电解槽的最佳电压，i≥1的整数；IETi为第i台水电解槽的最佳电流，i≥1；PETx为定义水电解槽最高效率点功率组合向量PET中任意一组串联水电解槽合功率，PETx∈PET；PEi为任意一组水电解槽功率组合PETx中任意一台水电解槽功率，PEi∈PETx，i≥1的整数；PFx为定义水电解制氢附属设备功率组合向量PF中任意一组附属设备组合功率；Ufac为任意一组附属设备组合功率PFx的电压Ifac为任意一组附属设备组合功率PFx的电流；∑UETx为PETx组合功率内对应的所有DC变换器输入电压之和；
由此控制系统监测光伏发电功率Pv，并依据光伏发电最大功率模型算法，依据公式(3)计算光伏发电功率最大功率点，以及当前光伏发电最大功率点PMPPT；
通过定义水电解槽最高效率点功率组合向量PET和定义水电解制氢附属设备功率组合向量PF，分析找到与之功率匹配的水电解槽数量、水电解制氢附属设备，以及对应的变换器，即
PMPPT＝PETx+PFx＝IMPPT×UMPPT (11)
控制器依据PETx组合和PFx组合，分别确定PETx组合功率对应的DC变换器和PFx组合功率对应的AC变换器，由此依据式(5)串联变换器系统输入功率表达式，将PETx组合功率内对应的所有DC变换器输入电压Ui求和，得到∑UETx，再与AC变换器输入电压UA求和，在与光伏发电功率最大功率点电流IMPPT的乘积，得到串联变换器系统输入功率等于光伏发电功率最大功率点PMPPT，即：
PMPPT＝PETx+PFx＝IMPPT×UMPPT＝IMPPT(∑UETx+UA) (12)
由此确定对应DC变换器输入功率：
PEi＝Ui×IMPPT (13)
和AC变换器输入功率：
PFx＝UA×IMPPT(14)。
9.根据权利要求8所述的控制方法，其特征在于，所述步骤3，串联变流器水电解制氢系统进行匹配全时域光伏发电控制，其中DC、AC变换器输入功率与水电解槽的最高效率点功率和附属设备匹配，具体包括：
基于式(13)此时控制器依据对应水电解槽的最高效率点功率电流IETi、电压UETi和效率η％，控制对应的DC变换器输出功率，即：
Ui×IMPPT×η％＝UETi×IETi (15)
基于式(14)控制器依据PFx组合功率选中的所有水电解制氢附属设备电流Ifac、电压Ufac和效率η％，控制对应的AC变换器输出功率，即：
UA×IMPPT×η％＝Ufac×Ifac (16)
其中，PET为定义水电解槽最高效率点功率组合向量；PF为定义水电解制氢附属设备功率组合向量；PETx为定义水电解槽最高效率点功率组合向量组合功率PET中任意一组组合功率，PETx∈PET，x≥1的整数；PFx为定义水电解制氢附属设备功率组合向量PF中任意一组组合功率，PFx∈PF，x≥1的整数；Ifac为PFx组合功率选中的所有水电解制氢附属设备电流；Ufac为PFx组合功率选中的所有水电解制氢附属设备电压；η％为变流器效率；IETi为水电解槽的最高效率点功率电流；UETi为水电解槽的最高效率点功率电压；Ui为DC变换器输入电压；UA为AC变换器输入电压；IMPPT为光伏发电功率最大功率点电流；PMPPT为光伏发电功率最大功率点功率；UMPPT为光伏发电功率最大功率点电压。
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