CN115473279A - 一种含电解水制氢负载的风光储离网微电网运行控制方法 - Google Patents

一种含电解水制氢负载的风光储离网微电网运行控制方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种含电解水制氢负载的风光储离网微电网运行控制方法，其包括1)建立含电解水制氢负载的风光储离网微电网系统；2)对系统中的变换器、整流桥分别设计控制算法；3)通过上层控制器和底层控制器对含电解水制氢负载的风光储离网微电网系统进行运行控制，上层控制器通过通讯设备采集分布式电源功率与储能系统SoC并发送给向底层控制器发送控制基准信号，底层控制器根据上层控制器发送的控制基准信号执行系统运行控制策略。本发明解决了含电解水制氢负载的风光储离网微电网系统存在的能量优化管理、母线电压波动、电解槽控制以及储能系统SoC的保护与恢复等技术问题。

Description

一种含电解水制氢负载的风光储离网微电网运行控制方法
技术领域
本发明涉及电网技术、分布式发电技术、电解水制氢技术领域，特别涉及一种含电解水制氢负载的风光储离网微电网运行控制方法。
背景技术
为解决能源危机和环境污染问题，以太阳能、风能等可再生清洁能源为主的分布式发电得到了广泛的重视。大力发展分布式发电技术，可改善以煤、石油、天然气为主的传统能源结构，缓解能源危机和环境污染问题，促使我国能源、经济与环境全面协调可持续发展。氢作为一种清洁能源，具有能量密度高、容量大、寿命长、便于储存和传输等特点，通过制氢不仅可以实现电力与燃气的互补转化，还可以直接高效利用。由于可再生能源通常具有随机性和间歇性，大规模接入电网时会引起电力系统的频率和电压波动，恶化电力系统的电能质量，严重时会引起电网振荡失稳甚至崩溃。为了解决分布式电源与电网的协调问题，提出了微电网技术。
微电网是将一定区域内的分布式电源、负荷以及储能设备组合起来构成的一个微型供电网络，既能与大电网并联运行，又可独立运行，满足负荷的不间断供电需求。目前，大多数的微电网一般采用交流配电结构，交流配电结构易于连接电网，可在功率充足时将多余能量回馈电网，也可在功率不足时从电网汲取能量。但是在某些偏远地区，微电网需要独立运行，系统功率波动完全依赖自身调节，大大提高了对控制的要求。此外，所述含电解水制氢负载的风光储离网微电网系统中的电解槽负载较其他普通负载所独有的特性，表现为动态响应缓慢，频繁投切将影响电解槽的使用寿命，因此需要通过恰当的控制对其进行保护。再者，微电网存在母线电压波动，功率分配不均等问题，需要制定合适的控制策略对微电网系统进行控制，从而维持系统稳定运行。
目前，为了解决电压波动问题，国内外学者已经做了大量工作，已有相关文献进行研究并提出母线电压控制方法，例如：
1、华光辉等在申请号为201910126257.4，名称为“一种交直流混合微电网的控制方法”专利申请中提出一种交直流混合微电网的控制方法，该方法针对该混合微电网的储能系统进行协调控制，针对直流侧储能、交流侧储能以及互联变流器分别给出了系统控制方法。但该方法仅在功率层次进行模式研究，没有考虑电池SoC极限状态的保护与恢复。此外，该方法运用并网方式为储能系统补充功率，在源侧功率超限时，限制源侧输入功率，存在控制复杂，弃风弃光功率等问题，不适用于含电解水制氢负载的风光储离网微电网系统。
2、在题为“孤岛微电网光储协调控制”文章中，作者王亭岭等针对由分布式储能系统、光伏和负载组成的孤岛交流微电网中功率不平衡以及储能系统之间荷电状态(SoC)不平衡问题，基于直流母线电压信号，提出光储协调控制策略。该策略不仅使用电池平抑母线电压波动，而且充分考虑电池功率分配与电池保护。但是此方法在源侧限制功率，存在弃光功率，且未考虑对负载的控制，不适用于电解槽控制。
3、M.Xu等人在文章"Coordinated Control Strategy for Grid-ConnectedIntegrated Energy System of Wind,Photovoltaic and Hydrogen,"2019IEEE 8thInternational Conference on Advanced Power System Automation and Protection(APAP)中，建立了MW级交流微电网风/光伏/氢混合能量转换系统，设计协调控制策略，实现了不同工况下能量的有序流动。但是文章对输入功率高于负载和电池容量极限时的控制方式，以及交流母线支撑方式未指明。
发明内容
有鉴于此，本发明的目的是提供一种含电解水制氢负载的风光储离网微电网运行控制方法，以解决含电解水制氢负载的风光储离网微电网系统母线电压波动、系统能量流动、碱式/PEM电解槽单元控制等技术问题。
本发明含电解水制氢负载的风光储离网微电网运行控制方法包括以下步骤：
步骤1：建立含电解水制氢负载的风光储离网微电网系统，所述的风光储离网微电网系统包括输出功率不可控的分布式电源、储能系统、储能系统前级双向AC/DC变换器、电解水制氢电解槽、电解槽侧DC/DC变换器、电解槽前级AC/DC整流器和卸荷单元；所述储能系统前级双向AC/DC变换器和电解槽前级AC/DC整流器的输出端通过交流母线并联，储能系统前级双向AC/DC变换器通过储能系统侧DC/DC变换器与储能系统连接，电解槽前级AC/DC整流器通过电解槽侧DC/DC变换器与电解水制氢电解槽连接，分布式电源的功率输出端和卸荷单元的功率输入端分别与交流母线连接；所述电解水制氢电解槽包括碱式电解槽和PEM电解槽；
步骤2：对控制含电解水制氢负载的风光储离网微电网系统运行的底层控制器设计控制算法：
a、储能系统前级双向AC/DC变换器采用双闭环控制，外环为电压环，在交流侧采集交流母线三相电压并进行dq变换，将变换得到的d轴电压值与交流母线相电压峰值比较，经过PI调节输出电流基准；内环为电流环，在交流侧采集交流母线电流并进行dq变换，将变换得到的d轴电流值与外环输出的电流基准比较，经过PI调节输出占空比，然后通过SPWM控制储能系统前级双向AC/DC变换器的开关管；控制储能系统前级双向AC/DC变换器运行的控制算法为：
Figure BDA0003901838030000031
式中，md1，mq1分别为储能系统前级双向AC/DC变换器的开关管控制信号，iref1为电压环调节输出的电流基准，id1为d轴电流值，Vd为d轴电压值，Vq为q轴电压值，Vref为交流母线相电压峰值，Vbat为储能系统端电压，kip1和kii1分别为内环PI参数，kvp1和kvi1分别为外环PI参数；
b、电解槽前级AC/DC整流器也采用双闭环控制，外环对直流侧电压进行控制，内环则根据外环输出基准控制交流侧电流，控制电解槽前级AC/DC整流器运行的控制算法为：
Figure BDA0003901838030000041
式中，v'd、v'q为双闭环输出量，
Figure BDA0003901838030000042
为d轴电流参考值，也即电压环输出量，
Figure BDA0003901838030000043
为q轴电流参考值，id为母线电流进行dq变换得到的d轴电流值，iq为母线电流进行dq变换得到的q轴电流值，
Figure BDA0003901838030000044
为直流侧输出电压参考值，Vdc为直流侧电压采样值，L为线路电感，ω为dq轴旋转角速度，md2，mq2分别为电解槽前级AC/DC整流器的开关管控制信号，kip2和kii2分别为内环PI参数，kvp2和kvi2分别为外环PI参数；
c、电解槽侧DC/DC变换器采取单环控制，电流控制基准由上层控制器产生，控制电解槽侧DC/DC变换器运行的控制算法为：
Figure BDA0003901838030000045
式中，d1为电解槽侧DC/DC变换器开关管控制信号，iref2为电流控制基准，由上层控制器产生，iael为电解槽采样电流值；kp1和ki1分别为PI控制器的比例系数和积分系数；
d、采取单环控制卸荷单元，以母线电压最大参考值作为控制基准，通过PI调节器对卸荷单元的开关管输出控制信号，控制卸荷单元运行的控制算法为：
Figure BDA0003901838030000046
式中，d2为卸荷单元的开关管控制信号，Vrefmax为母线电压最大参考值，kp2和ki2分别为PI调节器的比例系数和积分系数；
步骤3：通过上层控制器和底层控制器对含电解水制氢负载的风光储离网微电网系统进行运行控制，上层控制器通过通讯设备采集分布式电源功率与储能系统SoC并发送给向底层控制器发送控制基准信号，底层控制器根据上层控制器发送的控制基准信号执行如下控制策略：
(1)工况一：当源侧输入功率小于PEM电解槽额定功率时，碱式电解槽不工作，此时源侧输入功率不及负荷及储能功率，卸荷单元不工作，若此时储能系统的SoC高于下限且未处于充电状态，则源侧输入功率提供给PEM电解槽，同时储能系统提供PEM电解槽运行的缺额功率直至其放电至下限，当储能系统放电至下限时源侧输入功率转向给储能系统充电直至达到其SoC上限1，PEM电解槽在储能系统充电过程中待机；
当源侧输入功率不足PEM电解槽额定功率时，且储能系统起始SoC已至下限或是处于充电状态时，储能系统无法提供母线电压支撑，则此时碱式电解槽及PEM电解槽均不工作，输入功率用于储能系统充电直至上限1；
(2)工况二：当源侧输入功率大于PEM电解槽额定功率，但小于碱式电解槽最低制氢功率与PEM电解槽额定功率之和时，PEM电解槽以额定功率运行，若此时储能系统的SoC高于下限且未处于充电状态，则储能系统提供碱式电解槽按最低制氢功率运行的缺额功率直至储能系统放电至下限，储能系统放电至下限时源侧剩余输入功率转向给储能系统充电至SoC上限1，储能系统充电至SoC上限1后再继续放电，源侧剩余输入功率等于源侧输入功率减去PEM电解槽运行功率，碱式电解槽在储能系统充电过程中待机，卸荷单元不工作；
(3)工况三：当源侧剩余输入功率大于碱式电解槽最低制氢功率，但小于碱式电解槽额定功率时，PEM电解槽以额定功率运行，碱式电解槽运行功率仅由源侧剩余输入功率提供，储能系统不工作，卸荷单元不工作；
(4)工况四：当源侧剩余输入功率大于碱式电解槽额定功率，但小于碱式电解槽额定功率与储能系统最大功率之和时，PEM电解槽及碱式电解槽工作在额定功率，若储能系统SoC小于上限2，则源侧剩余输入功率除去碱式电解槽额定功率后的剩余功率由储能系统吸收，卸荷单元在储能系统SoC到达上限2后开始工作，卸荷单元工作时储能系统则进入待机状态；
(5)工况五：当源侧剩余输入功率大于碱式电解槽额定功率与储能系统最大功率之和时，PEM及碱式电解槽工作在额定功率，若储能系统SoC未及上限2，则储能系统进入充电状态并以最大功率进行充电，并且源侧剩余输入功率大于碱式电解槽额定功率及储能系统最大功率之和的部分由卸荷单元消纳，储能系统在充电至上限2后进入待机状态。
进一步，所述储能系统的SoC上限1为50％，上限2为80％，SoC下限值为20％，所述碱式电解槽的最低制氢功率为其额定功率的30％。
进一步，所述分布式电源为光伏发电系统或风冷发电系统或光伏发电系统和风冷发电系统的组合；所述储能系统为锂电池系统或超级电容储能系统或储能系统为锂电池系统和超级电容储能系统的组合。
本发明的有益效果：
本发明含电解水制氢负载的风光储离网微电网运行控制方法，其解决了含电解水制氢负载的风光储离网微电网系统存在的能量优化管理、母线电压波动、电解槽控制以及储能系统SoC的保护与恢复等技术问题。本发明实现了对系统能量流动的管理，使系统稳定运行制氢，其中，优先供给PEM电解槽以额定功率运行制氢，碱式电解槽则根据源侧输入功率的大小，按不同运行控制策略实现停机、以最低功率运行制氢、以源侧输入功率运行制氢或是满功率运行制氢；同时该控制方法还实现了用储能及卸荷单元对交流母线电压波动的控制。并且在MATLAB/Simulink中建立仿真模型，仿真结果验证了本发明控制方法的有效性。
附图说明
图1为含电解水制氢负载的风光储离网微电网系统的拓扑结构图。其中作为系统源侧输入的分布式电源包括风力发电系统和光伏发电系统，二者将风光能源转换为电能，经变换器并入交流母线中；储能系统用于消纳源侧与负荷间的不平衡功率，以维持微电网系统的稳定运行，是系统中主要的储能元件，与风机、光伏一并经变换器并联，建立母线电压支撑；电解水制氢电解槽为系统主要负载；卸荷单元则主要用于吸收电网过冲部分功率，维持系统的安全稳定运行。通过采样源侧输入及储能系统SoC状态，以此控制电解槽的运行状态，实现系统能量的优化管理。
图2为储能系统前级双向AC/DC变换器拓扑结构图。
图3为电解槽侧AC/DC整流器及控制器拓扑结构图。
图4为电解槽侧DC/DC变换器及控制器拓扑结构图。
图5为卸荷单元控制器拓扑结构图。
图6为含电解水制氢负载的风光储离网微电网系统运行控制策略。其中PAEL为碱式电解槽额定功率，PPEM为PEM电解槽额定功率，Pava为经PEM电解槽后系统剩余输入功率，Psourse为输入功率，Pbat为储能系统额定功率。
图7为全工况下源侧输入仿真结果图。
图8为全工况下储能系统仿真结果图。
图9为全工况下PEM电解槽仿真结果图。
图10为全工况下碱式电解槽、卸荷单元及母线电压仿真结果图。
具体实施方式
下面结合附图和实施例对本发明作进一步描述。
本实施例中含电解水制氢负载的风光储离网微电网运行控制方法，包括以下步骤：
步骤1：建立含电解水制氢负载的风光储离网微电网系统，所述的风光储离网微电网系统包括输出功率不可控的分布式电源、储能系统、储能系统前级双向AC/DC变换器、电解水制氢电解槽、电解槽侧DC/DC变换器、电解槽前级AC/DC整流器和卸荷单元；所述储能系统前级双向AC/DC变换器和电解槽前级AC/DC整流器的输出端通过交流母线并联，储能系统前级双向AC/DC变换器通过储能系统侧DC/DC变换器与储能系统连接，电解槽前级AC/DC整流器通过电解槽侧DC/DC变换器与电解水制氢电解槽连接，分布式电源的功率输出端和卸荷单元的功率输入端分别与交流母线连接；所述电解水制氢电解槽包括碱式电解槽和PEM电解槽。
本实施例中所述分布式电源为光伏发电系统和风冷发电系统的组合，当然在不同实施例中分布式电源还可是其中的一种。
本实施例中所述储能系统为锂电池系统，当然在不同实施例中储能系统还可是超级电容储能系统或锂电池系统和超级电容储能系统的组合。
步骤2：对控制含电解水制氢负载的风光储离网微电网系统运行的底层控制器设计控制算法：
a、储能系统前级双向AC/DC变换器采用双闭环控制，外环为电压环，在交流侧采集交流母线三相电压并进行dq变换，将变换得到的d轴电压值与交流母线相电压峰值比较，q轴电压设为0，经过PI调节输出电流基准；内环为电流环，在交流侧采集交流母线电流并进行dq变换，将变换得到的d轴电流值与外环输出的电流基准比较，经过PI调节输出占空比，然后通过SPWM控制储能系统前级双向AC/DC变换器的开关管；控制储能系统前级双向AC/DC变换器运行的控制算法为：
Figure BDA0003901838030000081
式中，md1，mq1分别为储能系统前级双向AC/DC变换器的开关管控制信号，iref1为电压环调节输出的电流基准，id1为d轴电流值，Vd为d轴电压值，Vq为q轴电压值，Vref为交流母线相电压峰值，本实施例中Vref为563V，Vbat为储能系统端电压，在本实施例中为1200V，当然Vref和Vbat的值在不同实施情况下会产生变化；kip1和kii1分别为内环PI参数，kvp1和kvi1分别为外环PI参数。在本实施例PI参数由试凑法得到。
b、电解槽前级AC/DC整流器也采用双闭环控制，外环对直流侧电压进行控制，内环则根据外环输出基准控制交流侧电流，控制电解槽前级AC/DC整流器运行的控制算法为：
Figure BDA0003901838030000091
式中，v'd、v'q为双闭环输出量，
Figure BDA0003901838030000092
为d轴电流参考值，也即电压环输出量，
Figure BDA0003901838030000093
为q轴电流参考值，id为母线电流进行dq变换得到的d轴电流值，iq为母线电流进行dq变换得到的q轴电流值，
Figure BDA0003901838030000094
为直流侧输出电压参考值，本实施例中为1300V，当然
Figure BDA0003901838030000095
的值会因不同的实施情况而产生变化；Vdc为直流侧电压采样值，L为线路电感，ω为dq轴旋转角速度，md2，mq2分别为电解槽前级AC/DC整流器的开关管控制信号，kip2和kii2分别为内环PI参数，kvp2和kvi2分别为外环PI参数。在本实施例PI参数由试凑法得到。
c、电解槽侧DC/DC变换器采取单环控制，电流控制基准由上层控制器产生，控制电解槽侧DC/DC变换器运行的控制算法为：
Figure BDA0003901838030000096
式中，d1为电解槽侧DC/DC变换器开关管控制信号，iref2为电流控制基准，由上层控制器产生，iael为电解槽采样电流值；kp1和ki1分别为PI控制器的比例系数和积分系数。本实施例PI参数由试凑法得到。
d、采取单环控制卸荷单元，以母线电压最大参考值作为控制基准，通过PI调节器对卸荷单元的开关管输出控制信号，控制卸荷单元运行的控制算法为：
Figure BDA0003901838030000097
式中，d2为卸荷单元的开关管控制信号，Vrefmax为母线电压最大参考值，在本实施例中为583V，当然Vrefmax的值会因不同的实施情况而改变；kp2和ki2分别为PI调节器的比例系数和积分系数。本实施例PI参数由试凑法得到。
步骤3：通过上层控制器和底层控制器对含电解水制氢负载的风光储离网微电网系统进行运行控制，上层控制器通过通讯设备采集分布式电源功率与储能系统SoC并发送给向底层控制器发送控制基准信号，底层控制器根据上层控制器发送的控制基准信号执行如下控制策略：
由于碱式电解槽可通过控制电流来控制电解槽运行，且当其输入功率远小于其额定功率时，制取氢气的纯度大打折扣，动态响应较慢，启动与停机时间较长；再者，PEM电解槽具有启动快等优点，故设计的控制策略优先保证PEM电解槽运行。
(1)工况一：当源侧输入功率小于PEM电解槽额定功率时，碱式电解槽不工作，此时源侧输入功率不及负荷及储能功率，卸荷单元不工作，若此时储能系统的SoC高于下限且未处于充电状态，则源侧输入功率提供给PEM电解槽，同时储能系统提供PEM电解槽运行的缺额功率直至其放电至下限，当储能系统放电至下限时源侧输入功率转向给储能系统充电直至达到其SoC上限1，PEM电解槽在储能系统充电过程中待机。
当源侧输入功率不足PEM电解槽额定功率时，且储能系统起始SoC已至下限或是处于充电状态时，储能系统无法提供母线电压支撑，则此时碱式电解槽及PEM电解槽均不工作，输入功率用于储能系统充电直至上限1。
本实施例中，储能系统的SoC下限设置为20％，本实施例储能系统的SoC上限1为50％。
(2)工况二：当源侧输入功率大于PEM电解槽额定功率，但小于碱式电解槽最低制氢功率与PEM电解槽额定功率之和时，PEM电解槽以额定功率运行，若此时储能系统的SoC高于下限且未处于充电状态，则储能系统提供碱式电解槽按最低制氢功率运行的缺额功率直至储能系统放电至下限，储能系统放电至下限时源侧剩余输入功率转向给储能系统充电至SoC上限1，储能系统充电至SoC上限1后再继续放电，源侧剩余输入功率等于源侧输入功率减去PEM电解槽运行功率，碱式电解槽在储能系统充电过程中待机，卸荷单元不工作。本实施例碱式电解槽最低制氢功率为其额定功率的30％。
(3)工况三：当源侧剩余输入功率大于碱式电解槽最低制氢功率，但小于碱式电解槽额定功率时，PEM电解槽以额定功率运行，碱式电解槽运行功率仅由源侧剩余输入功率提供，储能系统不工作，卸荷单元不工作。
(4)工况四：当源侧剩余输入功率大于碱式电解槽额定功率，但小于碱式电解槽额定功率与储能系统最大功率之和时，PEM电解槽及碱式电解槽工作在额定功率，若储能系统SoC小于上限2，则源侧剩余输入功率除去碱式电解槽额定功率后的剩余功率由储能系统吸收，卸荷单元在储能系统SoC到达上限2后开始工作，卸荷单元工作时储能系统则进入待机状态。本实施例储能系统SoC上限2为80％。
(5)工况五：当源侧剩余输入功率大于碱式电解槽额定功率与储能系统最大功率之和时，PEM及碱式电解槽工作在额定功率，若储能系统SoC未及上限2，则储能系统进入充电状态并以最大功率进行充电，并且源侧剩余输入功率大于碱式电解槽额定功率及储能系统最大功率之和的部分由卸荷单元消纳，储能系统在充电至上限2后进入待机状态。
本实施例中，所述储能系统的SoC上限1为50％，上限2为80％，SoC下限值为20％，所述碱式电解槽的最低制氢功率为其额定功率的30％。当然在不同实施例中，储能系统的SoC上限1和上限2还可根据情况合理改变；所述碱式电解槽的最低制氢功率也可根据情况合理改变。
下面对本实施例中含电解水制氢负载的风光储离网微电网运行控制方法的有效性进行仿真验证。
图7至图10为全工况下系统仿真结果。上述提及本实施例PEM电解槽额定功率为24.2kW，碱式电解槽额定功率为785.2kW，选取其最低制氢功率235.9kW，储能系统即电池最大功率为326.1kW。本实施例仿真验证中，采用状态平均方程建模，较普通建模更适用于交流系统仿真，仿真速度较快。因交流系统仿真较慢，故本实施例仿真时间选取40s，每5s进行功率跳变。在输入功率小于24.2kW即PEM额定运行功率时，根据运行控制策略，若此时电池SoC状态大于20％且未处于充电状态，则电池放电提供PEM电解槽额定运行的缺额功率直至放电至20％下限，若不及20％或是处于充电状态，则输入功率用于电池充电，充电功率即为输入功率，PEM电解槽不工作。此阶段对应仿真结果工况一，此时输入功率为0，小于PEM电解槽额定功率，电池初始SoC20.1％，且未处于充电状态，则电池首先放电，提供功率25kW，用于PEM电解槽额定功率运行，在图中表现为SoC下降，在工况一仿真过程中，交流母线电压均维持在563V，且能量仅由电池提供给PEM电解槽(能量在系统中有少许损耗)，在误差允许范围内，系统功率平衡，能量流动正确，且系统运行稳定，验证了实施例中含电解水制氢负载的风光储离网微电网运行控制方法的有效性。
在输入功率大于24.2kW，但小于260.1kW即碱式电解槽最低制氢功率与PEM电解槽额定功率之和时，由运行控制策略，PEM电解槽以额定功率运行，若此时电池SoC高于20％且未处于充电状态，则电池提供碱式电解槽30％额定功率运行的缺额功率直至放电至下限，源侧剩余输入功率转向给电池充电至SoC上限20.2％(因交流系统仿真较慢，此时为便于观察，SoC上限1设置为20.2％)再继续放电，碱式电解槽在电池充电过程中待机，反之，若此时电池SoC已至下限20％或是处于充电状态，则源侧剩余输入功率首先用于电池充电至SoC20.2％，再与电池一同支撑碱式电解槽30％额定功率运行。此阶段对应仿真结果工况二，在仿真时间5-10s，输入功率109.7kW，上一状态电池SoC未及下限，提供功率152kW，与源侧剩余输入功率一同支撑碱式电解槽30％额定功率运行，直至SoC达到20％，电池无法继续提供碱式电解槽缺额功率，源侧剩余输入功率全部用于电池充电，充电功率85kW，在电池放电阶段，源侧及电池功率261.7kW，负载即双电解槽运行功率之和260.1kW，在电池充电阶段，源侧输入109.7kW，电池及PEM电解槽功率之和109.2kW，在误差允许范围内，系统功率平衡；在仿真时间10-20s，输入功率216.2kW与仍小于碱式电解槽最低制氢功率与PEM电解槽额定功率之和，且电池处于充电状态，故此时碱式电解槽待机，电池充电速率加快，充电功率190.8kW，在图中表现为SoC上升速率加快，直至电池SoC到达上限1即20.2％，电池放电提供碱式电解槽30％额定运行的缺额功率，放电功率为46kW，在电池充电阶段，源侧输入功率216.2kW，电池及PEM电解槽功率之和215kW，在电池放电阶段，源侧及电池功率262.2kW，双电解槽运行功率之和260.1kW，在误差允许范围内，系统功率平衡。此外，在工况二仿真过程中，交流母线电压稳定在设定值563V。综上，工况二下系统能量流动正确，且系统运行稳定，验证了运行控制策略的有效性。
在输入功率大于260.1kW，但小于809.4kW即PEM及碱式电解槽额定运行功率之和时，根据运行控制策略，PEM电解槽以额定功率运行，碱式电解槽运行功率仅由源侧剩余输入功率提供，电池不工作。此阶段对应仿真结果工况三，在仿真时间20-25s，源侧输入功率552kW，此时可以看到，电池SoC无变化，即此时电池不工作，碱式电解槽此时运行功率527.8kW，PEM电解槽运行功率24.2kW，二者之和为552kW，与源侧输入一致，在工况三下，系统能量流动正确，且母线电压稳定在563V，验证了运行控制策略的有效性。
在输入功率大于809.4kW，但小于1135.5kW即PEM、碱式电解槽额定运行功率及电池最大功率之和时，由运行控制策略，若电池SoC小于20.5％(因交流系统仿真较慢，此时为便于观察，SoC上限2设置为20.5％)，则电池吸收源侧剩余输入功率除去碱式电解槽额定功率之外的多余功率，卸荷单元在电池SoC到达20.5％后开始工作，电池则进入待机状态。此阶段对应仿真结果工况四，在仿真时间25-30s，源侧输入功率982.4kW，此时电池SoC未及20.5％，故电池进入充电状态，充电功率171kW，此时PEM及碱式电解槽均以额定功率运行，三者功率之和980.4kW，在误差允许范围内，系统功率平衡；此外，在工况四仿真过程中，交流母线电压稳定在设定值563V，故在此工况下，能量流动正确，且系统运行稳定，验证了实施例中含电解水制氢负载的风光储离网微电网运行控制方法的有效性。
在输入功率大于1135.5kW时，基于系统运行控制策略，若电池SoC未及上限20.5％，则电池吸收源侧剩余输入功率除去碱式电解槽额定功率之外的多余功率，卸荷单元处于工作状态，消纳系统源侧剩余输入功率大于负荷及储能功率的过剩功率。此阶段对应仿真结果工况五，在仿真时间30s之后，此时源侧输入2375kW，上一阶段电池处于充电状态，现电池充电速率加快，充电功率326.1kW，在图中表现为电池SoC上升速率变快，直至电池达到上限20.5％，进入待机状态，在工况五下PEM及碱式电解槽均以额定功率运行，在电池充电阶段，卸荷单元吸收过冲功率1237kW，所有负载功率之和2372.5kW，在电池待机阶段，卸荷单元吸收所有过剩功率1564kW，此时PEM、碱式电解槽及卸荷单元吸收功率2373.4kW，在误差允许范围内，系统功率平衡。此外，在仿真过程中，系统交流母线电压仅在在SoC到达20.5％后从563V升到583V，其余状态保持恒定，系统能量流动符合管理策略，由此可见系统运行稳定，运行控制策略有效性也得到验证。
最后说明的是，以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非限制，尽管参照较佳实施例对本发明进行了详细说明，本领域的普通技术人员应当理解，可以对本发明的技术方案进行修改或者等同替换，而不脱离本发明技术方案的宗旨和范围，其均应涵盖在本发明的权利要求范围当中。

Claims (3)

1.一种含电解水制氢负载的风光储离网微电网运行控制方法，其特征在于：包括以下步骤：
步骤1：建立含电解水制氢负载的风光储离网微电网系统，所述的风光储离网微电网系统包括输出功率不可控的分布式电源、储能系统、储能系统前级双向AC/DC变换器、电解水制氢电解槽、电解槽侧DC/DC变换器、电解槽前级AC/DC整流器和卸荷单元；所述储能系统前级双向AC/DC变换器和电解槽前级AC/DC整流器的输出端通过交流母线并联，储能系统前级双向AC/DC变换器通过储能系统侧DC/DC变换器与储能系统连接，电解槽前级AC/DC整流器通过电解槽侧DC/DC变换器与电解水制氢电解槽连接，分布式电源的功率输出端和卸荷单元的功率输入端分别与交流母线连接；所述电解水制氢电解槽包括碱式电解槽和PEM电解槽；
步骤2：对控制含电解水制氢负载的风光储离网微电网系统运行的底层控制器设计控制算法：
a、储能系统前级双向AC/DC变换器采用双闭环控制，外环为电压环，在交流侧采集交流母线三相电压并进行dq变换，将变换得到的d轴电压值与交流母线相电压峰值比较，经过PI调节输出电流基准；内环为电流环，在交流侧采集交流母线电流并进行dq变换，将变换得到的d轴电流值与外环输出的电流基准比较，经过PI调节输出占空比，然后通过SPWM控制储能系统前级双向AC/DC变换器的开关管；控制储能系统前级双向AC/DC变换器运行的控制算法为：
Figure FDA0003901838020000011
式中，md1，mq1分别为储能系统前级双向AC/DC变换器的开关管控制信号，iref1为电压环调节输出的电流基准，id1为d轴电流值，Vd为d轴电压值，Vq为q轴电压值，Vref为交流母线相电压峰值，Vbat为储能系统端电压，kip1和kii1分别为内环PI参数，kvp1和kvi1分别为外环PI参数；
b、电解槽前级AC/DC整流器也采用双闭环控制，外环对直流侧电压进行控制，内环则根据外环输出基准控制交流侧电流，控制电解槽前级AC/DC整流器运行的控制算法为：
Figure FDA0003901838020000021
式中，v'd、v'q为双闭环输出量，
Figure FDA0003901838020000022
为d轴电流参考值，也即电压环输出量，
Figure FDA0003901838020000023
为q轴电流参考值，id为母线电流进行dq变换得到的d轴电流值，iq为母线电流进行dq变换得到的q轴电流值，
Figure FDA0003901838020000024
为直流侧输出电压参考值，Vdc为直流侧电压采样值，L为线路电感，ω为dq轴旋转角速度，md2，mq2分别为电解槽前级AC/DC整流器的开关管控制信号，kip2和kii2分别为内环PI参数，kvp2和kvi2分别为外环PI参数；
c、电解槽侧DC/DC变换器采取单环控制，电流控制基准由上层控制器产生，控制电解槽侧DC/DC变换器运行的控制算法为：
Figure FDA0003901838020000025
式中，d1为电解槽侧DC/DC变换器开关管控制信号，iref2为电流控制基准，由上层控制器产生，iael为电解槽采样电流值；kp1和ki1分别为PI控制器的比例系数和积分系数；
d、采取单环控制卸荷单元，以母线电压最大参考值作为控制基准，通过PI调节器对卸荷单元的开关管输出控制信号，控制卸荷单元运行的控制算法为：
Figure FDA0003901838020000031
式中，d2为卸荷单元的开关管控制信号，Vrefmax为母线电压最大参考值，kp2和ki2分别为PI调节器的比例系数和积分系数；
步骤3：通过上层控制器和底层控制器对含电解水制氢负载的风光储离网微电网系统进行运行控制，上层控制器通过通讯设备采集分布式电源功率与储能系统SoC并发送给向底层控制器发送控制基准信号，底层控制器根据上层控制器发送的控制基准信号执行如下控制策略：
(1)工况一：当源侧输入功率小于PEM电解槽额定功率时，碱式电解槽不工作，此时源侧输入功率不及负荷及储能功率，卸荷单元不工作，若此时储能系统的SoC高于下限且未处于充电状态，则源侧输入功率提供给PEM电解槽，同时储能系统提供PEM电解槽运行的缺额功率直至其放电至下限，当储能系统放电至下限时源侧输入功率转向给储能系统充电直至达到其SoC上限1，PEM电解槽在储能系统充电过程中待机；
当源侧输入功率不足PEM电解槽额定功率时，且储能系统起始SoC已至下限或是处于充电状态时，储能系统无法提供母线电压支撑，则此时碱式电解槽及PEM电解槽均不工作，输入功率用于储能系统充电直至上限1；
(2)工况二：当源侧输入功率大于PEM电解槽额定功率，但小于碱式电解槽最低制氢功率与PEM电解槽额定功率之和时，PEM电解槽以额定功率运行，若此时储能系统的SoC高于下限且未处于充电状态，则储能系统提供碱式电解槽按最低制氢功率运行的缺额功率直至储能系统放电至下限，储能系统放电至下限时源侧剩余输入功率转向给储能系统充电至SoC上限1，储能系统充电至SoC上限1后再继续放电，源侧剩余输入功率等于源侧输入功率减去PEM电解槽运行功率，碱式电解槽在储能系统充电过程中待机，卸荷单元不工作；
(3)工况三：当源侧剩余输入功率大于碱式电解槽最低制氢功率，但小于碱式电解槽额定功率时，PEM电解槽以额定功率运行，碱式电解槽运行功率仅由源侧剩余输入功率提供，储能系统不工作，卸荷单元不工作；
(4)工况四：当源侧剩余输入功率大于碱式电解槽额定功率，但小于碱式电解槽额定功率与储能系统最大功率之和时，PEM电解槽及碱式电解槽工作在额定功率，若储能系统SoC小于上限2，则源侧剩余输入功率除去碱式电解槽额定功率后的剩余功率由储能系统吸收，卸荷单元在储能系统SoC到达上限2后开始工作，卸荷单元工作时储能系统则进入待机状态；
(5)工况五：当源侧剩余输入功率大于碱式电解槽额定功率与储能系统最大功率之和时，PEM及碱式电解槽工作在额定功率，若储能系统SoC未及上限2，则储能系统进入充电状态并以最大功率进行充电，并且源侧剩余输入功率大于碱式电解槽额定功率及储能系统最大功率之和的部分由卸荷单元消纳，储能系统在充电至上限2后进入待机状态。
2.根据权利要求1所述的含电解水制氢负载的风光储离网微电网运行控制方法，其特征在于：所述储能系统的SoC上限1为50％，上限2为80％，SoC下限值为20％，所述碱式电解槽的最低制氢功率为其额定功率的30％。
3.根据权利要求1所述的含电解水制氢负载的风光储离网微电网运行控制方法，其特征在于：所述分布式电源为光伏发电系统或风冷发电系统或光伏发电系统和风冷发电系统的组合；所述储能系统为锂电池系统或超级电容储能系统或储能系统为锂电池系统和超级电容储能系统的组合。
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