CN115102153A - 一种变电站站用电光氢储微电网及其控制方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种变电站站用电光氢储微电网及其控制方法，该微电网用于变电站站用负荷供电，包括光伏发电系统及MPPT电路、蓄电池、DC/DC设备、氢储能、电动汽车充电桩、直流母线和中央控制单元；该微电网在直流母线上接入电动汽车充电桩，实现电动汽车与微电网的能量交互；使用电池储能‑氢储能结合作为混合储能方式，实现短时和长时的电能供应。该控制方法在变电站站用变正常供电时，通过光伏发电和混合储能系统保障站内日常负荷的供电可靠性和经济性；在变电站站用变失电时，微电网离网运行，短时间内应用蓄电池放电，长时间内应用氢储能放电，保障站内关键负荷的供电可靠性。
Description
技术领域
本发明属于变电站技术领域，具体涉及一种变电站站用电光氢储微电网及其控制方法。
背景技术
随着国民经济的快速发展，电力供应需求进一步扩大，对电网的可靠稳定供电提出了越来越高的要求，变电站作为电网的关键节点，对其站用电供电可靠性的要求也随之急剧提升。变电站站用电源系统是保障变电站安全可靠运行的一个重要环节，其主要是为站内一次变电设备提供冷却、储能和操作电源，为站内控制、保护和计算机等系统提供工作电源。一旦站用电源系统失效将会影响到变电站的安全与稳定，甚至引起系统停电、设备损坏和保护拒动等事故，严重时造成变电站全站失压，给电网安全稳定运行带来巨大挑战。目前变电站站用电源系统面临以下问题：
首先，变电站站用电源系统主要采用高压侧取电方式，耗能严重，且站用电源系统与一次系统紧密相关，可靠性受一次系统影响。由于变电站下游区域内波动性负荷大量接入，使得变电站功率波动大，一次系统出现故障的风险增加，若由此引起站用电源失电，将会使故障进一步扩大。
其次，柴油发电机作为站用电源的备用电源，其起动时间长，难以实现无缝切换供电，且柴油机受燃料和容量的限制，难以维持变电站长时间运行。
随后，铅酸电池目前广泛用于站用电直流系统供电，但其容量小，只能给站用电系统最重要的负荷供电；寿命短，铅酸电池回收对环境有污染。
最后，变电站运维任务中规模使用电动车已成发展趋势，为解决运维电动车充电问题，在变电站中建设充电桩已成变电站现代化进程中的必要任务。但是电动汽车充电功率具有集中性、功率大和含有大量谐波的特点，若直接从站用电系统中取电，将使站用电负荷峰谷差异进一步增大，站用变存在过载风险，严重时电动汽车充电起止时刻的冲击负荷将会导致站用电系统崩溃。若从高压侧为充电桩引线，虽然可减轻低压站用电系统受到的冲击，但铺设成本和对高压系统的影响也不容忽视。
基于以上分析，提高变电站站用电源系统的供电可靠性，主要在于如何缓解充电桩带来的短时冲击负荷和长期峰谷功率变化对系统的供电威胁，以及如何解决一次系统故障后备用电源可靠投入和维持长时间供电的问题。
发明内容
本发明的目的在于提供一种变电站站用电光氢储微电网及其控制方法，该微电网系统为站用电系统引入清洁能源，在正常情况下供给变电站负荷；接入电动汽车充电桩，融入V2G技术，在电动汽车充电时迅速响应功率突变，在微电网功率不足时由电动汽车向微电网系统注入电能，减少变电站站用电系统波动和提高站用电供电可靠性；在变电站内部或者上一级高压电网出现故障时，该系统作为备用电源维持站用电重要负荷的用电，避免造成故障范围的扩大。
本发明采用如下技术方案来实现的：
一种变电站站用电光氢储微电网，用于变电站站用负荷供电，包括光伏发电系统及MPPT电路、蓄电池、DC/DC设备、氢储能、电动汽车充电桩、直流母线和中央控制单元；在变电站站用变正常供电时，该微电网保障站内日常负荷的供电可靠性和经济性，在变电站站用变失电时，该微电网离网运行，保障站内关键负荷的供电可靠性；
光伏发电系统，用于利用光能发电，通过MPPT电路连接到微电网的直流母线上；
蓄电池，用于响应电动汽车瞬时冲击负荷，以及在变电站站用变失电瞬时响应站用电的重要负荷；
DC/DC设备，用于将蓄电池、氢储能和电动汽车充电桩分别连接至直流母线上，并通过PI控制控制储能功率；
氢储能，用于正常情况下削峰填谷，以及作为故障时的后备电源；
中央控制单元，用于判断微电网运行状态，决策微电网运行策略；根据微电网系统各部分的功率信息，作出调度决策决定各储能部分的出力和与变电站内交换的功率，并发送到下级控制单元；
电动汽车充电桩，用于变电站内的电动汽车充电，通过DC/DC换流器与微电网的直流母线相连，供给电动汽车短时间、大功率的直流充电负荷；电动汽车充电桩包含一个监测装置，当有电动汽车开始充电时，能够向中央控制单元发送信号，使中央控制单元启用应对冲击负荷的控制策略；
直流母线，用于连接站用微电网的各个设备，提供功率传输路径。
本发明进一步的改进在于，氢储能包括电解槽、储氢罐和燃料电池；
电解槽、储氢罐和燃料电池依次通过氢气管路连接；电解槽吸收电功率，通过电解水原理制取氢气，将氢气储存在储氢罐中；燃料电池工作时，利用储氢罐释放的氢气作为燃料，将氢气和空气中的氧气转化水，同时释放电功率从而供给站用电负荷；燃料电池工作时伴随产生热量，若储氢设备放氢时需要温度条件，则利用这部分热量，形成热量的回收利用模式。
本发明进一步的改进在于，还包括双向DC/AC换流器，用于连接微电网系统的直流母线与变电站站用变的低压侧交流母线，实现变电站与上级配电网的电能交互。
本发明进一步的改进在于，该微电网有两种运行模式，分别为变电站站用变正常供电时的微电网运行模式和变电站站用变失电时的微电网运行模式；两种模式的切换由一个站用变供电故障检测装置来实现，当上一级电网或变电站发生故障导致变电站站用变停电时，发送信号至中央控制单元，使中央控制单元启动故障时的控制策略。
一种变电站站用电光氢储微电网的控制方法，若微电网处于正常运行状态，且没有电动汽车充电负荷，此时站用电负荷较小且功率平稳，将采集到的光伏发电功率与站用电负荷功率进行比较；
1)若光伏发电功率大于负荷功率，因为储能电池效率远远高于氢储能，由储能电池吸收多余电能；
储能电池在充放电过程中有容量的最大和最小限制，储能电池电量未到达容量上限时，由储能电池吸收电能；储能电池电量达到容量上限时，使用电解槽吸收多余电能并储存；由于电解槽在15％-100％额定功率范围内工作，且频繁启停会对电解槽设备产生不利影响，采用储能电池在5分钟内短时为电解槽供电，维持电解槽15％额定功率的功率下限；
2)若光伏发电功率小于负荷功率，且电价为峰电或平电，此时电价偏高，优先由储能电池释放电能；当储能电池容量达到下限时，使用燃料电池补偿缺额电能；由于燃料电池的功率要限制在25％-100％额定功率范围内，且应避免频繁启停，采用储能电池在低于容量下限时供电5分钟；若仍不能满足功率缺额，则由电网通过站用变补足缺额；
此处所述电网为与变电站低压交流母线连接的上一级电网；
3)若光伏发电功率小于负荷功率，且电价为谷电，此时电价最低，利用电网能量为缺额负荷供电，同时为储能电池充电，使其达到这一天的初始水平进而进行下一天的循环。
本发明进一步的改进在于，若微电网系统处于正常运行状态，且接入了电动汽车充电负荷，在电动汽车接入瞬间，微电网内产生一个较大的冲击负荷；将采集到的光伏发电功率与站用电负荷功率、电动汽车负荷进行比较；
a)若当前时刻为电动汽车负荷接入瞬间，由电池储能响应前几分钟的冲击负荷，之后，由燃料电池继续补偿缺额功率；
b)若当前时刻不是电动汽车负荷接入瞬间，比较光伏发电功率与站用电负荷功率，得到差值为Pdif；比较光伏发电功率和站用电负荷功率与电动汽车负荷之和，得到差值为Pdif2；
若Pdif2>0，由先储能电池，后氢储能的顺序吸收多余电能，具体与正常运行状态中1)一致；
若Pdif2<＝0，且电价为谷电，由电网补偿缺额功率，并给储能充电，具体与正常运行状态中的3)一致；
若Pdif2<＝0，且电价为峰电或平电，则根据Pdif进一步判断：
当Pdif<＝0，由先储能电池，后氢储能的顺序补偿缺额电能，具体与正常运行状态中的2)一致；
当Pdif>0，且电动汽车充电桩具备放电条件，则由先储能电池，后电动汽车充电桩，再氢储能的顺序补偿缺额电能；其中储能电池与氢储能的功率配合与具体与正常运行状态中的2)一致；
所述的电动汽车充电桩具备放电条件指的是，当前接入的电动汽车能够接受响应微电网运行策略，将自身剩余电能向微电网输送；
当Pdif＞0，但电动汽车充电桩不具备放电条件，则由先储能电池，后电动汽车充电桩，再氢储能的顺序补偿缺额电能；其中储能电池与氢储能的功率配合与具体与正常运行状态中的2)一致。
一种变电站站用电光氢储微电网的控制方法，若变电站上一级电网或变电站内发生故障，变电站与上一级电网分离，微电网系统处于孤岛运行状态；
此时除了站用电直流负荷，部分重要负荷需要不间断供电；
1)由于故障时负荷突然增大，此时先由储能电池快速响应故障前3分钟内的负荷；
2)之后，启动氢储能后备电源；
所述氢储能后备电源是指，氢储能中储存的在微电网正常运行时不会调度，仅在故障情况下使用的电能，这部分电能能够单独维持变电站内重要负荷至少2小时的不间断供电；
3)中央控制单元不断监测故障信号，当故障消失后，微电网将恢复正常运行策略。
一种变电站站用电光氢储微电网的控制方法，基于变电站微电网站用电负荷可靠供电、电动汽车负荷供电以及故障时应急供电需求的容量配置时：
1)光伏发电单元依据变电站的屋顶空地面积确定光伏板规模；
2)储氢罐后备容量QH_standby为能够单独保证站用电应急负荷供电2小时的电量；
3)储能电池与储氢罐日常削峰填谷的容量之和不低于一日中光伏与负荷之间的电能差值不小于0的和，即QBAT+QH_diary≥∑(Ppv-Pload)；
4)由2)和3)可得：储氢罐总容量QH＝QH_diary+QH_standby；
5)电解槽额定功率为日间光伏与负荷可能的最大功率差值，即PELH＝max(Ppv-Pload)；
6)燃料电池额定功率为应急负荷与电动汽车可能的最大功率之和，即PFCH＝max(PEV+Pload)。
本发明至少具有如下有益的技术效果：
本发明提供的一种变电站站用电光氢储微电网，具体如下的优点：
1、系统中将氢储能作为变电站站用电微电网的储能设备，电功率转换过程完全清洁无污染，具有环境效益；
2、变电站故障概率小，故障负荷功率大，需要后备电源具备能够在变电站正常运行中长时间储存能量，在变电站内或上级电网发生故障时释放能量来保障站内重要负荷供电的能力；系统中的氢储能容量规模主要取决于储氢罐，储氢罐寿命长且成本低，适合大规模、长时间的储能，其储能特性非常适合作为变电站后备电源。
3、从技术发展角度来看，系统中的氢储能的电解槽和燃料电池成本下降空间大，储氢技术愈加安全可靠，在经济性和安全性方面都有巨大优势；
4、系统中配置的蓄电池留有10％裕量与氢储能进行配合，基于蓄电池功率范围大的特性，能够充分消纳可再生能源出力，提高可再生能源利用率；能够充分补偿负荷需求的小功率缺额，进一步保障站用电负荷用电可靠性；
5、基于系统中配置的蓄电池响应速度快的放电特性，能够瞬时响应电动汽车充电负荷，避免电动汽车负荷的冲击性对所连接的外部配电网稳定性造成影响。
本发明提供的一种变电站站用电光氢储微电网的控制方法，具体如下的优点：
控制方法1：所述变电站站用电光氢储微电网结构包含光伏发电、混合储能系统、电动汽车充电等，
在变电站以及外部配电网正常运行时，优先使用光伏发电供给站用电负荷，有利于提高环境效益；从系统全寿命周期角度看，光伏发电系统寿命长，其发电带来的经济效益可观；
在外部电网发生故障时，站用电系统可离网运行保障站内重要负荷供电，提高变电站用电可靠性；
变电站位置接近负荷中心，电动汽车充电需求高，引入电动汽车充电桩，增加充电便利性并有助于促进电动汽车的使用；
控制方法2：系统中配置氢储能，氢储能运行过程中除了电能转化，只需要用到水、空气中的氧气作为辅助原料，非常方便且清洁无污染；燃料电池功率大，能够可靠供给站用电应急负荷。
控制方法3：通过站用电光氢储微电网中的直流、交流母线及二者中连接的双向功率变换器，将系统与上级配电网连接起来，并能够进行功率交互，一方面能够借助上级配电网保障变电站可靠运行，另一方面系统内光伏发电盈余可送入上级配电网，向电网内注入清洁能源，获取收益。
控制方法4：站用电光氢储微电网在运行中内置两种运行方案，分别针对正常运行时的并网方案和故障发生时的离网方案。系统内置故障检测装置，通过检测变电站内直流母线、交流母线的电压、电流来判断是否发生故障并生成故障信号；当发生故障时，故障信号送至中央控制单元，中央控制单元识别故障信号作出切换运行方案的决策并下发指令，使系统从并网运行方案切换至离网运行方案，从而快速切换到应急状态，保证故障瞬间不失电，不扩大故障范围；
附图说明
图1为站用电微电网结构图。
图2为无电动汽车接入时的微电网正常运行方法流程图。
图3为有电动汽车接入时的微电网正常运行方法流程图。
图4为微电网故障运行方法流程图。
图5为氢储能系统结构示意图。
具体实施方式
下面将参照附图更详细地描述本公开的示例性实施例。虽然附图中显示了本公开的示例性实施例，然而应当理解，可以以各种形式实现本公开而不应被这里阐述的实施例所限制。相反，提供这些实施例是为了能够更透彻地理解本公开，并且能够将本公开的范围完整的传达给本领域的技术人员。需要说明的是，在不冲突的情况下，本发明中的实施例及实施例中的特征可以相互组合。下面将参考附图并结合实施例来详细说明本发明。
本发明提供的一种变电站站用电光氢储微电网，包括光氢储站用电微电网系统结构，针对正常运行无充电桩接入、正常运行有充电桩接入、应急场景提出分别的控制策略，以及提出系统容量配置方法：
第一方面，本发明提供的一种变电站站用电光氢储微电网如图1所示，包括光伏发电系统、蓄电池、DC/DC设备、氢储能、中央控制单元以及电动汽车充电桩。
光伏发电系统通过MPPT电路连接到微电网的直流母线上；
蓄电池，一方面用来响应电动汽车瞬时冲击负荷，另一方面用来响应故障瞬时站用电的重要负荷；
DC/DC设备，连接储能部分至直流母线上，并通过PI控制控制储能功率；
氢储能，包括电解槽、储氢罐和燃料电池，氢储能容量分为两部分，一部分用来正常情况下削峰填谷，另一部分作为故障时的后备电源，正常运行时不启用，仅在故障时使用；
中央控制单元，用于判断微电网运行状态，决策微电网运行策略；根据微电网各部分的功率信息，作出调度决策决定各储能部分的出力和与变电站内交换的功率，并发送到下级控制单元；
电动汽车充电桩，通过换流器与微电网直流母线相连，供给电动汽车短时间、大功率的直流充电负荷；电动汽车充电桩包含一个监测装置，当有电动汽车开始充电时，能够向中央控制单元发送信号，使中央控制单元启用应对冲击负荷的控制策略；
进一步地，有一个双向DC/AC换流器用来连接微电网系统的直流母线与变电站内的低压交流母线，用于输送上一级电网供给微电网的电能以及输送微电网供给站用电负荷的电能。
进一步地，变电站内部应包括一个故障检测装置，当上一级电网或变电站发生故障导致变电站停电时，发送信号至中央控制单元，使中央控制单元启动故障时的控制策略；
第二方面，本发明提供了一种站用电微电网控制策略，该策略用于提供站用电负荷的可靠供电、电动汽车负荷的冲击负荷供电以及发生故障时的应急供电。该策略包括：
中央控制单元储存正常运行策略、冲击负荷策略和故障发生时策略三种微电网运行策略，对应正常运行(无电动汽车充电负荷)、正常运行(有电动汽车充电负荷)以及故障发生的情况；
首先检测故障信号和充电桩信号，查看站用电微电网系统处于哪一种运行状态；
(1)若微电网系统处于正常运行状态，且没有电动汽车充电负荷，此时站用电负荷较小且功率平稳，将采集到的光伏发电功率与站用电负荷功率进行比较；微电网运行策略如图2所示。
1)若光伏发电功率大于负荷功率，因为储能电池效率远远高于氢储能，所以优先由储能电池吸收多余电能，但储能电池容量仍留有一定裕量与氢储能配合；当储能电池容量达到其上限，使用电解槽吸收多余电能并储存；由于电解槽的功率要限制在一定功率范围内，且频繁启停会对设备产生不利影响，利用储能电池的裕量与电解槽进行配合，使电解槽功率在其运行范围内或在热备用功率值上。
2)若光伏发电功率小于负荷功率，且电价为峰电或平电，此时电价偏高，优先由储能电池补偿缺额电能，但储能电池容量仍留有一定裕量与氢储能配合；当储能电池容量达到其下限，使用燃料电池补偿缺额电能并充电；由于燃料电池的功率要限制在一定功率范围内，且应避免频繁启停，利用储能电池的裕量与电解槽进行配合；若仍不能满足功率缺额，则由电网补足缺额；
此处所述电网为与变电站低压交流母线连接的上一级电网。
3)若光伏发电功率小于负荷功率，且电价为谷电，此时电价最低，利用电网能量为缺额负荷供电，同时为储能充电，使其达到这一天的初始水平进而进行下一天的循环。
(2)若微电网系统处于正常运行状态，且接入了电动汽车充电负荷，在电动汽车接入瞬间，微电网内产生一个较大的冲击负荷；将采集到的光伏发电功率与站用电负荷功率、电动汽车负荷进行比较；微电网运行策略如图3所示；
1)若当前时刻为电动汽车负荷接入瞬间，由电池储能响应前几分钟的冲击负荷；这是因为燃料电池响应比储能电池慢，冲击负荷产生时先由储能电池进行快速放电，避免由于功率冲击引起的站用电负荷电能质量下降，之后，由燃料电池继续补偿缺额功功率；
2)若当前时刻不是电动汽车负荷接入瞬间，比较光伏发电功率与站用电负荷功率，得到差值为Pdif；比较光伏发电功率与(站用电负荷功率+电动汽车负荷)，得到差值为Pdif2。
若Pdif2>0，由先储能电池，后氢储能的顺序吸收多余电能，具体与正常运行状态中1)一致；
若Pdif2<＝0，且电价为谷电，由电网补偿缺额功率，并给储能充电，具体与正常运行状态中的3)一致；
若Pdif2<＝0，且电价为峰电或平电，则根据Pdif进一步判断：
当Pdif<＝0，由先储能电池，后氢储能的顺序补偿缺额电能，具体与正常运行状态中的2)一致；
当Pdif>0，且电动汽车充电桩具备放电条件，则由先储能电池，后电动汽车充电桩，再氢储能的顺序补偿缺额电能；其中储能电池与氢储能的功率配合与具体与正常运行状态中的2)一致；
所述的电动汽车充电桩具备放电条件指的是，当前接入的电动汽车能够接受响应微电网运行策略，将自身剩余电能向微电网输送；
当Pdif>0，但电动汽车充电桩不具备放电条件，则由先储能电池，后电动汽车充电桩，再氢储能的顺序补偿缺额电能；其中储能电池与氢储能的功率配合与具体与正常运行状态中的2)一致；
(3)若变电站上一级电网或变电站内发生故障，变电站与上一级电网分离，微电网系统处于孤岛运行状态；微电网运行策略如图4所示；
此时除了站用电直流负荷，还有部分重要负荷需要不间断供电；
1)由于故障时负荷突然增大，此时先由储能电池快速响应故障前3分钟内的负荷；
2)之后，启动氢储能后备电源；
所述氢储能后备电源是指，氢储能中储存的在微电网正常运行时不会调度，仅在故障情况下使用的电能，这部分电能能够单独维持变电站内重要负荷至少2小时的不间断供电。
3)中央控制单元不断监测故障信号，当故障消失后，微电网将恢复正常运行策略。
第三方面，本发明提供一种基于变电站微电网站用电负荷可靠供电、电动汽车负荷供电以及故障时应急供电需求的容量配置方法。
1)光伏发电单元依据变电站的屋顶空地面积确定光伏板规模；
2)储氢罐后备容量QH_standby为能够单独保证站用电应急负荷供电2小时的电量；
3)储能电池与储氢罐日常削峰填谷的容量之和不低于一日中光伏与负荷之间的电能差值不小于0的和，即QBAT+QH_diary≥∑(Ppv-Pload)；
4)由2)和3)可得：储氢罐总容量QH＝QH_diary+QH_standby
5)电解槽额定功率为日间光伏与负荷可能的最大功率差值，即PELH＝max(Ppv-Pload)；
6)燃料电池额定功率为应急负荷与电动汽车可能的最大功率之和，即PFCH＝max(PEV+Pload)；
进一步地，为减小微电网设备裕量投资成本造成的浪费，可以通过优化算法进行配置计算，包括：
以微电网全寿命周期总净现值投资成本最小为目标函数，包括设备购置成本、运维成本、向变电站上一级电网购电的成本、向站用电负荷和电动汽车负荷售电的收益、储能供电的环境收益；
以功率平衡限制、储能设备运行功率限制、储能设备运行中剩余容量上下限限制、满足冲击负荷与应急负荷功率限制为约束条件；
以所述控制策略为运行策略，遗传算法进行优化计算，得到储能电池容量、储氢罐容量、电解槽和燃料电池额定功率的最优解。
实施例一
本发明针对500kV变电站提出一个实施例，即一个针对500kV变电站的变电站交直流微电网系统。微电网供给变电站内日常运行负荷20kW，故障发生时维持重要负荷50kW，且至少维持两小时不断电。
所述系统包括图1所示的光伏发电系统、电池储能系统、氢储能系统、换流器、逆变器等。
所述光伏发电系统，包括的全部光伏组件架设在变电站厂房的屋顶，根据屋顶面积确定光伏为50kW；光伏发电系统将太阳能转换成电能，并通过换流器将电能传输到微电网的直流母线上；这部分电能将优先对站用电内的负荷供电，若此外仍有盈余电能，则由储能消纳；若这部分电能不足以供应负荷，则由储能补足缺额功率。
基于分段电价，在峰电时对缺额功率优先采用储能供电，在谷电时优先采用电网供电。
所述电池储能系统，由蓄电池、DC/DC设备组成，容量为70kWh。在没有氢储能系统参与电能调节的时候，蓄电池SOC的范围为0.3-0.7；此时蓄电池吸收微电网的盈余功率或补足微电网的功率缺额；在有氢储能系统参与电能调节的时候，为了配合氢储能设备的启停和功率特性，蓄电池SOC的范围为0.2-0.8；此时蓄电池吸收或补足微电网功率差值与氢储能设备(电解槽或燃料电池)之间的功率差额，其中氢储能系统结构如图5所示。
在故障发生时或电动汽车接入瞬间，蓄电池首先响应，供给前几分钟的负荷用电。
所述氢储能设备，包括碱性电解槽、储氢罐、氢燃料电池、换流器。为保证电解槽能够消纳最大可能的盈余功率，电解槽额定功率为30kW，最小运行功率为(15％*30)kW，热备用功率为(5％*30)kW；当微电网盈余功率大于电解槽最小运行功率，且蓄电池SOC达到0.7时，电解槽启动制氢，并将氢气输送至储氢罐中存储；当盈余功率低于电解槽最小运行功率，则电解槽运行在备用功率，若盈余功率高于电解槽备用功率，蓄电池吸收多余功率，否则蓄电池补足缺额功率；
为保证微电网能够在正常和故障时都有可靠的供电，燃料电池的功率不小于微电网内可能的最大负荷值，燃料电池额定功率设为50kW，燃料电池最小运行功率为(25％*50)kW；当微电网缺额功率大于燃料电池最小运行功率，且蓄电池SOC达到0.7时，燃料电池启动，利用储氢罐内的氢气与空气中的氧气进行氢-电的转换。当缺额功率小于燃料电池时，燃料电池维持在最小运行功率，由蓄电池吸收多余电能。
在故障发生时或电动汽车接入瞬间，燃料电池在蓄电池之后响应，负责之后长时间的供电。
所述故障发生与电动汽车接入后控制策略的不同，主要在于储氢罐中的备用容量是否启用。储氢罐中始终保留50％的容量，经燃料电池能够发出电能100kWh，在正常运行时不使用，仅在故障发生时使用，保障最少两小时的重要负荷持续供电。
所述中央控制单元，由数据采集部分、通讯部分、数据处理与决策部分组成。数据采集部分负责采集各部分的功率值与故障信号、电动汽车接入信号；通讯部分负责将采集到的数据传输至中央控制单元；数据处理与决策部分负责对数据进行分析处理，并对微电网各部分下达使其运行在某一状态的命令；
所述电动汽车充电桩连接在直流母线上。电动汽车与储能有类似的作用，一方面，电动车也作为负荷接入微电网，利用可再生能源以及储能的电能为其充电；另一方面，当电动汽车允许响应微电网管理要求时，能够将自身的电能输送到微电网，共同供给变电站站用电负荷。
与相关专利的对比：
中国专利CN202110064217.9利用电池储能和氢储能两种储能方式进行可再生能源盈余功率的吸纳以及缺额时负荷功率的功能，但对于两种储能方式的配合仅按照“先利用电池储能，当电池充电满额或放电完全的时候再启用氢储能”运行。
本发明在1)应用场景，2)在同样是电池储能和氢储能两种储能方式的配合上与上述专利不同。首先，本发明应用场景为变电站站用电负荷；其次考虑了氢储能中电解槽和燃料电池两种设备不宜频繁启停且运行功率必须在一定范围内的特性。在两种储能使用过程中，基本遵循“先用电池储能，后用氢储能”的原则，但在电池储能的使用过程中，始终留有部分裕量，作为与氢储能配合的波动裕量。具体为：
当上一时刻电解槽处于开机状态，微电网内盈余功率大于0但是较小，不能达到电解槽最小运行功率时，电解槽工作于热备用状态，维持很小的恒定功率但不产氢，电池利用裕量平抑盈余功率与电解槽热备用功率之间的差额；当盈余功率变大，达到电解槽功率运行范围时，电解槽能够迅速由热备用状态转换至生产状态，避免了重新启动电解槽带来的时间延迟、频繁启动对电解槽寿命的不利影响以及重新启动造成的经济损耗。
当上一时刻燃料电池处于开机状态，微电网内负荷缺额功率大于0但是较小，不能达到燃料电池最小运行功率时，燃料电池工作于最小运行功率状态，维持很小的恒定功率，电池利用裕量吸纳缺额功率与燃料电池最小运行功率之间的差额；当缺额功率变大，达到燃料电池功率运行范围时，燃料电池能够迅速由热备用状态转换至生产状态，避免了重新启动燃料电池带来的时间延迟以及频繁启动对燃料电池寿命的不利影响。
此外，本发明融合V2G技术，将电动汽车纳入微电网系统，电动汽车自身电能有条件的与微电网交互，增强了储能系统的灵活性。
中国专利CN202010752814.6提出一种平抑风电波动的氢储能运行策略，基于实时功率差额设置电解槽或燃料电池的运行状态；
与其相比，本发明使用电池-氢储能系统，利用电池平抑实时功率波动，提高了可再生能源利用率；且电池储能比氢储能响应快，能够为负荷提供更高的电能质量，因此本发明的储能方式更适合应对可再生能源波动性。
中国专利CN202110600000.5提出变电站内风光储微电网的应用，但未指明储能方式，且仅说明了变电站日常运行场景。
与其相比，本发明：
在结构上，除了考虑变电站站内的日常负荷，还考虑了应急电源的供电；在直流母线上接入电动汽车充电桩，实现电动汽车与微电网的能量交互；使用电池储能-氢储能结合作为储能方式，实现短时和长时的电能供应；
在应用场景上，考虑了变电站日常运行场景(未接入电动汽车)，变电站正常运行场景(接入电动汽车)，故障运行状态三种场景，保证变电站内重要负荷可靠供电，避免故障范围的扩大。
虽然，上文中已经用一般性说明及具体实施方案对本发明作了详尽的描述，但在本发明基础上，可以对之作一些修改或改进，这对本领域技术人员而言是显而易见的。因此，在不偏离本发明精神的基础上所做的这些修改或改进，均属于本发明要求保护的范围。
Claims (8)
1.一种变电站站用电光氢储微电网，其特征在于，用于变电站站用负荷供电，包括光伏发电系统及MPPT电路、蓄电池、DC/DC设备、氢储能、电动汽车充电桩、直流母线和中央控制单元；在变电站站用变正常供电时，该微电网保障站内日常负荷的供电可靠性和经济性，在变电站站用变失电时，该微电网离网运行，保障站内关键负荷的供电可靠性；
光伏发电系统，用于利用光能发电，通过MPPT电路连接到微电网的直流母线上；
蓄电池，用于响应电动汽车瞬时冲击负荷，以及在变电站站用变失电瞬时响应站用电的重要负荷；
DC/DC设备，用于将蓄电池、氢储能和电动汽车充电桩分别连接至直流母线上，并通过PI控制控制储能功率；
氢储能，用于正常情况下削峰填谷，以及作为故障时的后备电源；
中央控制单元，用于判断微电网运行状态，决策微电网运行策略；根据微电网系统各部分的功率信息，作出调度决策决定各储能部分的出力和与变电站内交换的功率，并发送到下级控制单元；
电动汽车充电桩，用于变电站内的电动汽车充电，通过DC/DC换流器与微电网的直流母线相连，供给电动汽车短时间、大功率的直流充电负荷；电动汽车充电桩包含一个监测装置，当有电动汽车开始充电时，能够向中央控制单元发送信号，使中央控制单元启用应对冲击负荷的控制策略；
直流母线，用于连接站用微电网的各个设备，提供功率传输路径。
2.根据权利要求1所述的一种变电站站用电光氢储微电网，其特征在于，氢储能包括电解槽、储氢罐和燃料电池；
电解槽、储氢罐和燃料电池依次通过氢气管路连接；电解槽吸收电功率，通过电解水原理制取氢气，将氢气储存在储氢罐中；燃料电池工作时，利用储氢罐释放的氢气作为燃料，将氢气和空气中的氧气转化水，同时释放电功率从而供给站用电负荷；燃料电池工作时伴随产生热量，若储氢设备放氢时需要温度条件，则利用这部分热量，形成热量的回收利用模式。
3.根据权利要求1所述的一种变电站站用电光氢储微电网，其特征在于，还包括双向DC/AC换流器，用于连接微电网系统的直流母线与变电站站用变的低压侧交流母线，实现变电站与上级配电网的电能交互。
4.根据权利要求1所述的一种变电站站用电光氢储微电网，其特征在于，该微电网有两种运行模式，分别为变电站站用变正常供电时的微电网运行模式和变电站站用变失电时的微电网运行模式；两种模式的切换由一个站用变供电故障检测装置来实现，当上一级电网或变电站发生故障导致变电站站用变停电时，发送信号至中央控制单元，使中央控制单元启动故障时的控制策略。
5.权利要求1至4中任一项所述的一种变电站站用电光氢储微电网的控制方法，其特征在于，若微电网处于正常运行状态，且没有电动汽车充电负荷，此时站用电负荷较小且功率平稳，将采集到的光伏发电功率与站用电负荷功率进行比较；
1)若光伏发电功率大于负荷功率，因为储能电池效率远远高于氢储能，由储能电池吸收多余电能；
储能电池在充放电过程中有容量的最大和最小限制，储能电池电量未到达容量上限时，由储能电池吸收电能；储能电池电量达到容量上限时，使用电解槽吸收多余电能并储存；由于电解槽在15％-100％额定功率范围内工作，且频繁启停会对电解槽设备产生不利影响，采用储能电池在5分钟内短时为电解槽供电，维持电解槽15％额定功率的功率下限；
2)若光伏发电功率小于负荷功率，且电价为峰电或平电，此时电价偏高，优先由储能电池释放电能；当储能电池容量达到下限时，使用燃料电池补偿缺额电能；由于燃料电池的功率要限制在25％-100％额定功率范围内，且应避免频繁启停，采用储能电池在低于容量下限时供电5分钟；若仍不能满足功率缺额，则由电网通过站用变补足缺额；
此处所述电网为与变电站低压交流母线连接的上一级电网；
3)若光伏发电功率小于负荷功率，且电价为谷电，此时电价最低，利用电网能量为缺额负荷供电，同时为储能电池充电，使其达到这一天的初始水平进而进行下一天的循环。
6.根据权利要求5所述的一种变电站站用电光氢储微电网的控制方法，其特征在于，若微电网系统处于正常运行状态，且接入了电动汽车充电负荷，在电动汽车接入瞬间，微电网内产生一个较大的冲击负荷；将采集到的光伏发电功率与站用电负荷功率、电动汽车负荷进行比较；
a)若当前时刻为电动汽车负荷接入瞬间，由电池储能响应前几分钟的冲击负荷，之后，由燃料电池继续补偿缺额功率；
b)若当前时刻不是电动汽车负荷接入瞬间，比较光伏发电功率与站用电负荷功率，得到差值为Pdif；比较光伏发电功率和站用电负荷功率与电动汽车负荷之和，得到差值为Pdif2；
若Pdif2>0，由先储能电池，后氢储能的顺序吸收多余电能，具体与正常运行状态中1)一致；
若Pdif2<＝0，且电价为谷电，由电网补偿缺额功率，并给储能充电，具体与正常运行状态中的3)一致；
若Pdif2<＝0，且电价为峰电或平电，则根据Pdif进一步判断：
当Pdif<＝0，由先储能电池，后氢储能的顺序补偿缺额电能，具体与正常运行状态中的2)一致；
当Pdif>0，且电动汽车充电桩具备放电条件，则由先储能电池，后电动汽车充电桩，再氢储能的顺序补偿缺额电能；其中储能电池与氢储能的功率配合与具体与正常运行状态中的2)一致；
所述的电动汽车充电桩具备放电条件指的是，当前接入的电动汽车能够接受响应微电网运行策略，将自身剩余电能向微电网输送；
当Pdif>0，但电动汽车充电桩不具备放电条件，则由先储能电池，后电动汽车充电桩，再氢储能的顺序补偿缺额电能；其中储能电池与氢储能的功率配合与具体与正常运行状态中的2)一致。
7.权利要求1至4中任一项所述的一种变电站站用电光氢储微电网的控制方法，其特征在于，若变电站上一级电网或变电站内发生故障，变电站与上一级电网分离，微电网系统处于孤岛运行状态；
此时除了站用电直流负荷，部分重要负荷需要不间断供电；
1)由于故障时负荷突然增大，此时先由储能电池快速响应故障前3分钟内的负荷；
2)之后，启动氢储能后备电源；
所述氢储能后备电源是指，氢储能中储存的在微电网正常运行时不会调度，仅在故障情况下使用的电能，这部分电能能够单独维持变电站内重要负荷至少2小时的不间断供电；
3)中央控制单元不断监测故障信号，当故障消失后，微电网将恢复正常运行策略。
8.权利要求1至4中任一项所述的一种变电站站用电光氢储微电网的控制方法，其特征在于，基于变电站微电网站用电负荷可靠供电、电动汽车负荷供电以及故障时应急供电需求的容量配置时：
1)光伏发电单元依据变电站的屋顶空地面积确定光伏板规模；
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3)储能电池与储氢罐日常削峰填谷的容量之和不低于一日中光伏与负荷之间的电能差值不小于0的和，即QBAT+QH_diary≥∑(Ppv-Pload)；
4)由2)和3)可得：储氢罐总容量QH＝QH_diary+QH_standby；
5)电解槽额定功率为日间光伏与负荷可能的最大功率差值，即PELH＝max(Ppv-Pload)；
6)燃料电池额定功率为应急负荷与电动汽车可能的最大功率之和，即PFCH＝max(PEV+Pload)。
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