CN115693719A - 一种基于光伏储能的直流电解系统拓扑及其控制方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种基于光伏储能的直流电解系统拓扑及其控制方法；包含电网平衡器、光伏、储能、低压直流变压器、中压直流变压器、电解槽、低压直流母线、中压直流母线和开关K1、K2、K3。电网平衡器连接交流电网和中压直流电网；低压直流变压器LDCT1连接光伏和低压直流母线；低压直流变压器LDCT2连接储能和低压直流母线；中压直流变压器MDCT1连接低压直流母线和中压直流母线；中压直流变压器MDCT2连接中压直流母线和电解槽。LDCT1、LDCT2和电解槽采用多模态控制，MDCT1和MDCT2定电压控制。本发明通过直流电网实现光伏、储能、电解槽互联，实现了光伏经储能平抑功率波动后供给电解槽就地消纳，提高了系统能量利用效率。

Description

一种基于光伏储能的直流电解系统拓扑及其控制方法

技术领域

本发明涉及中低压直流供用电技术，具体涉及一种基于光伏储能的直流电解系统拓扑及其控制方法。

背景技术

当前，能源需求与短缺已成为尖锐的问题，节能减排、大规模利用可再生能源、低碳经济已经成为世界各国一致的目标，正促使人们转向更绿色高效的能源解决方案。

近年来，太阳能得到了广泛应用，光伏发电蓬勃发展。传统交流电网面临光伏接入潮流均衡协调控制复杂化、电能供应稳定性欠佳、电能变换的效率相对较低等挑战。光伏和储能本身都是直流电，若采用直流配电模式，将利于降低交直流电能转换（DC/AC或AC/DC）过程的能量损耗。此外，现有含储能设备的光伏发电系统中，储能设备挂载于中压汇集母线，导致储能变流器的模块数量多、成本高，不利于推广应用。

电解制氢是氢能开发的重要手段，然而电解作业通常在海岛、滩涂等偏远地带开展，这些地区往往外部电网供电能力较弱无法稳定支撑电解作业的顺利开展，构建包含光伏、储能、电解的中低压直流供电系统，尽量减少与外部交流电网的能量交互，将大幅降低交直流电能转换过程的能量损耗，同时也大幅节省交流输电线路架设成本，实现光伏发电在中低压直流电网内进行高效就地消纳。

例如，一种在中国专利文献上公开的“一种基于光伏制氢储能的光伏和燃料电池一体化发电系统”，其公告号CN110601231A；包括光伏阵列、光伏燃料电池一体化逆变器、质子交换膜水电解槽、储氢设备、氢燃料电池、负载、电网、电流传感器、EMS管理系统，所述光伏燃料电池一体化逆变器与光伏阵列、质子交换膜水电解槽、氢燃料电池均相连，质子交换膜水电解槽与氢燃料电池之间连接有储氢设备，光伏燃料电池一体化逆变器包括MPPT控制电路、逆变电路、直流变换电路，MPPT控制电路输入端连接光伏阵列。该发明以光伏制氢储能方式作为储能环节，控制方法是当光伏发电满足负载用电并产生富余时，通过电解水制氢将多余的能量储存起来；在光伏发电不能满足负载用电时，将储存的氢通过燃料电池转换为电能，甚至和电网一起联合向负载供电，从而保证了系统供电的连续性，进一步提高太阳能的利用率。然而该系统直挂于中压直流母线，通过制氢设备直接连接电网，通过制氢设备储能，在成本较高的同时，发电直接连通外部电网、通过电网进行多地传输供电增加交互频率，且在此过程中会造成能量的损耗。

发明内容

为解决上述问题，本专利提出了一种基于光伏储能的直流电解系统拓扑及其控制方法，可实现光伏、储能和电解负荷经直流配电系统连接，大幅减少与外部交流电网的能量交互，达到光伏发电就地高效消纳、电解作业可靠实施，此外本发明储能装置挂载于低压直流母线，较直挂于中压直流母线方式可减少储能变流器成本和绝缘投资。

本发明的具体方案如下：

一种基于光伏储能的直流电解系统拓扑，包括：电网平衡器连接交流电网和中压直流母线；光伏经低压直流变压器LDCT1连接至低压直流母线；储能经低压直流变压器LDCT2连接至低压直流母线；低压直流母线经中压直流变压器MDCT1和开关K1连接至中压直流母线；中压直流母线经中压直流变压器MDCT2和开关K2连接至电解槽；所述光伏、储能、低压直流变压器LDCT1、低压直流变压器LDCT2、中压直流变压器MDCT1和开关K1构成电源系统；所述中压直流变压器MDCT2、电解槽和开关K2构成电解系统；中压直流母线上并联连接N个电源系统和M个电解系统。可实现光伏、储能和电解负荷经直流配电系统连接，大幅减少与外部交流电网的能量交互，达到光伏发电就地高效消纳、电解作业可靠实施，此外本发明储能装置挂载于低压直流母线，较直挂于中压直流母线方式可减少储能变流器成本和绝缘投资。

作为优选，所述光伏接入低压直流变压器LDCT1为双向功率直流变压器或单向功率直流变压器；若为单向功率直流变压器，功率方向由光伏流向低压直流母线。

作为优选，所述储能接入低压直流变压器LDCT2为双向功率直流变压器。

作为优选，所述电源系统中压直流变压器MDCT1为双向功率直流变压器或单向功率直流变压器；若为单向功率直流变压器，功率方向由低压直流母线流向中压直流母线。

作为优选，所述电解系统中压直流变压器MDCT2为双向功率直流变压器或单向功率直流变压器；若为单向功率直流变压器，功率方向由中压直流母线流向电解槽。

作为优选，所述电解槽具有电解功率动态调节功能。

一种基于光伏储能直流电解系统的控制方法，采用上述光伏储能直流电解系统拓扑，所述控制方法包括：电网平衡器工作在定功率或定电压工作模式；电源系统中压直流变压器MDCT1的控制目标为稳定中压直流母线电压，采用功率-电压下垂控制或者为定低压侧电压控制模式；电解系统中压直流变压器MDCT2的控制目标为稳定电解槽输入电压；低压直流变压器LDCT1、LDCT2和电解槽采用多模态控制。通过直流电网实现光伏、储能、电解槽互联，实现了光伏经储能平抑功率波动后供给电解槽就地消纳，提高了系统能量利用效率。

作为优选，所述功率-电压下垂控制策略为：直流变压器的输出电压与直流变压器功率成负相关关系。

作为优选，所述多模态控制包括以下模态：

M1、当储能电池电荷量SOC满足SOCmin1＜SOC＜SOCmax1时，储能接入用低压直流变压器LDCT2工作于定低压直流母线电压模式，光伏接入用低压直流变压器LDCT1工作于最大功率跟踪模式；电解槽工作于额定功率状态；

M2、当储能电池SOC满足SOC≥SOCmax2时，光伏接入用低压直流变压器LDCT1工作于定低压直流母线电压模式，采用功率-电压下垂控制；储能接入用低压直流变压器LDCT2工作于放电模式，即当且仅当光伏功率不满足电解槽功率需求时，储能经LDCT2输出功率维持低直流母线电压；电解槽工作于额定功率状态；

M3、当储能电池SOC满足SOC≤SOCmin2时，光伏接入用低压直流变压器LDCT1工作于定低压直流母线电压模式，采用功率-电压下垂控制；储能接入用低压直流变压器LDCT2工作于充电模式，即当且仅当光伏功率多于电解槽需求时，储能经LDCT2吸收光伏富余的功率；电解槽工作于最大功率跟踪模式，即电解槽动态调整电解功率来平衡电源系统当前可达的最大输出功率；

所述模态M1-M3中：SOCmin1、SOCmin2分别为SOC滞环控制的第一下限和第二下限，SOCmax1、SOCmax2分别为SOC滞环控制的第一上限和第二上限，且SOCmin1＞SOCmin2、SOCmax1＜SOCmax2。

作为优选，所述SOC滞环控制为：满足SOC≥SOCmax2时，模态M1转换为模态M2；满足SOC＜SOCmax1时，模态M2转换为模态M1；满足SOC≤SOCmin2时，模态M1转换为模态M3；当满足SOCmin1＜SOC时，模态M3转换为模态M1。

发明的有益效果如下：

本发明提出了一种基于光伏储能的直流电解系统拓扑及其控制方法，可实现光伏、储能和电解负荷经直流配电系统连接，大幅减少与外部交流电网的能量交互，达到光伏发电高效就地消纳的目的，此外本发明可保障电解作业在弱电网地区可靠实施，此外本发明储能装置挂载于低压直流母线，较直挂于中压直流母线方式可减少储能变流器成本和绝缘投资。

附图说明

图1为本专利提出的一种光伏储能直流电解系统拓扑图；

图2为BUCK-BOOST型单向功率低压直流变压器拓扑图；

图3为半桥型双向功率低压直流变压器拓扑图；

图4为输入串联输出并联（ISOP）型双向功率直流变压器拓扑图；

图5为输入串连输出并联（ISOP）型单向功率（功率由低压侧流向中压侧）直流变压器拓扑图；

图6为输入串连输出并联（ISOP）型单向功率（功率由中压侧流向低压侧）直流变压器拓扑图；

图7为电解槽内部结构示意图；

图8为本专利提出的控制方法示意图；

图9为功率-电压下垂控制原理图；

图10为本专利提出的一种光伏储能直流电解系统的一种实施方案示意图。

具体实施方式

下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，本领域技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本申请保护的范围。

应当理解，本申请的说明书和权利要求书中使用的术语“包括”和“包含”指示所描述特征、整体、步骤、和/或的存在，但并不排除一个或多个其它特征、整体、步骤、操作、和/或其集合的存在或添加。

如图1所示，所述光伏储能直流电解系统拓扑包含电网平衡器、光伏、储能、低压直流变压器LDCT1、低压直流变压器LDCT2、中压直流变压器MDCT1、中压直流变压器MDCT2、电解槽、低压直流母线、中压直流母线、开关K1、K2。光伏经低压直流变压器LDCT1连接至低压直流母线，低压直流母线上并联连接k个低压直流变压器LDCT1；储能经低压直流变压器LDCT2连接至低压直流母线，低压直流母线上并联连接j个低压直流变压器LDCT2；低压直流母线经中压直流变压器MDCT1和开关K1连接至中压直流母线；中压直流母线经中压直流变压器MDCT2和开关K2连接至电解槽。所述光伏、储能、低压直流变压器LDCT1、低压直流变压器LDCT2、中压直流变压器MDCT1和开关K1构成电源系统；所述中压直流变压器MDCT2、电解槽和开关K2构成电解系统；中压直流母线并联连接N个电源系统和M个电解系统。

所述低压直流变压器LDCT1为双向功率直流变压器或单向功率直流变压器（可采用如图2所示拓扑），功率方向由光伏至低压直流母线。实际应用中，低压直流变压器LDCT1的功率方向不存在由低压直流母线至光伏情况，由于单向功率结构利于降低成本，应优先选用该结构。

所述低压直流变压器LDCT2为双向功率直流变压器（可采用如图3所示拓扑）。储能需要充放电，因此低压直流变压器LDCT2仅能采用双向功率拓扑。

所述中压直流变压器MDCT1为双向功率直流变压器（可采用如图4所示拓扑）或单向功率直流变压器（可采用如图5所示拓扑）。采用双向功率结构利于低压直流母线挂载设备的启机，同时利于多个电源系统之间相互存储富余电量；采用单向功率结构利于降低成本，但光伏发电富余的功率若超出储能的消纳能力则无法发出。此外，低压直流母线未带电时，需由储能输出电压维持低压直流母线电压，进而启动光伏和中压直流变压器MDCT1。中压直流变压器MDCT1采用单向功率结构时，功率方向由低压直流母线至中压直流母线。

所述中压直流变压器MDCT2为双向功率直流变压器（可采用如图4所示拓扑）或单向功率直流变压器（可采用如图6所示拓扑）。中压直流变压器MDCT2实际工作中功率不会由电解槽流向中压直流母线，因此应优先选择单向功率拓扑以降低成本。

所述电解槽具有电解功率动态调节功能。如图7所示，电解槽内部配置有调压电路，可在中压直流变压器MDCT2提供给电解槽的输入直流电压不变的情况下，改变输出至电解机构的电压从而调节电解功率、实现需求侧响应，以共同维持直流系统的电压稳定。

所述开关K1、K2可采用隔离刀闸或者负荷开关。由于直流变压器闭锁后不再提供短路电流，开关K1、K2无需采用具有全短路电流开断能力的断路器设备，而采用成本相对较低的隔离刀闸或负荷开关即可。

如图8所示，所述光伏储能直流电解系统的控制方法为：电网平衡器工作在定功率或定电压工作模式；中压直流变压器MDCT1的控制目标为稳定中压直流母线电压，采用功率-电压下垂控制；中压直流变压器MDCT2的控制目标为稳定电解槽输入电压；低压直流变压器LDCT1、LDCT2和电解槽采用多模态控制。

如图9所示，所述功率-电压下垂控制策略为：直流变压器的输出电压与直流变压器功率成负相关关系。采用功率-电压下垂控制策略可有效减少环流，保证各电源系统出力的一致性。

如图8所示，所述多模态控制包括以下模态：

M1、当储能电池电荷量SOC满足SOC_min1＜SOC＜SOC_max1时，储能接入用低压直流变压器LDCT2工作于定低压直流母线电压模式，光伏接入用低压直流变压器LDCT1工作于最大功率跟踪（MPPT）模式；电解槽工作于额定功率状态。

M2、当储能电池SOC满足SOC≥SOC_max2时，光伏接入用低压直流变压器LDCT1工作于定低压直流母线电压模式，采用功率-电压下垂控制；储能接入用低压直流变压器LDCT2工作于放电模式，即当且仅当光伏功率不满足电解槽功率需求时，储能经LDCT2输出功率维持低直流母线电压；电解槽工作于额定功率状态。

M3、当储能电池SOC满足SOC≤SOC_min2时，光伏接入用低压直流变压器LDCT1工作于定低压直流母线电压模式，采用功率-电压下垂控制；储能接入用低压直流变压器LDCT2工作于充电模式，即当且仅当光伏功率多于电解槽需求时，储能经LDCT2吸收光伏富余的功率；电解槽工作于最大功率跟踪模式，即电解槽动态调整电解功率，以平衡电源系统当前可达的最大输出功率。

模态S1-S3中：SOC_min1、SOC_min2分别为SOC滞环控制的第一下限和第二下限，SOC_max1、SOC_max2分别为SOC滞环控制的第一上限和第二上限，且SOC_min1＞SOC_min2、SOC_max1＜SOC_max2。

所述SOC滞环控制为：满足SOC≥SOC_max2时，模态M1转换为模态M2；满足SOC＜SOC_max1时，模态M2转换为模态M1；满足SOC≤SOC_min2时，模态M1转换为模态M3；当满足SOC_min1＜SOC时，模态M3转换为模态M1。

如图10所示是所述光伏储能直流电解系统的一种实施案例。中压直流母线电压选取±10kV，低压直流母线电压选取1500V，光伏输出电压范围为450~1350V，电解槽输入电压为272V。电解系统40MW容量，电网平衡器容量3MW，该系统中，低压直流变压器LDCT1容量50kW，中压直流变压器MDCT1容量1MW，中压直流变压器MDCT2容量2.5MW，电解槽容量2.23MW。低压直流母线挂载的低压直流变压器LDCT2数量j为1，中压直流母线挂载的电源系统数量N为40，中压直流母线挂载的电解系统数量M为16。低压直流变压器LDCT1采用图2所示拓扑，低压直流变压器LDCT2采用图3所示拓扑，中压直流变压器MDCT1采用图4所示拓扑，中压直流变压器MDCT2采用图6所示拓扑。低压直流变压器LDCT1的输入端口连接光伏，输出端口连接低压直流母线；低压直流变压器LDCT2的端口1连接储能，端口2连接低压直流母线；中压直流变压器MDCT1的低压端口连接低压直流母线，中压端口连接中压直流母线；中压直流变压器MDCT2的低压端口连接电解槽，中压端口连接中压直流母线。

Claims (10)

1.一种基于光伏储能的直流电解系统拓扑，其特征在于，包括：电网平衡器连接交流电网和中压直流母线；光伏经低压直流变压器LDCT1连接至低压直流母线；储能经低压直流变压器LDCT2连接至低压直流母线；低压直流母线经中压直流变压器MDCT1和开关K1连接至中压直流母线；中压直流母线经中压直流变压器MDCT2和开关K2连接至电解槽；所述光伏、储能、低压直流变压器LDCT1、低压直流变压器LDCT2、中压直流变压器MDCT1和开关K1构成电源系统；所述中压直流变压器MDCT2、电解槽和开关K2构成电解系统；中压直流母线上并联连接N个电源系统和M个电解系统。

2.如权利要求1所述的一种基于光伏储能的直流电解系统拓扑，其特征在于：所述光伏接入低压直流变压器LDCT1为双向功率直流变压器或单向功率直流变压器；若为单向功率直流变压器，功率方向由光伏流向低压直流母线。

3.如权利要求1所述的一种基于光伏储能的直流电解系统拓扑，其特征在于：所述储能接入低压直流变压器LDCT2为双向功率直流变压器。

4.如权利要求1所述的一种基于光伏储能的直流电解系统拓扑，其特征在于：所述电源系统中压直流变压器MDCT1为双向功率直流变压器或单向功率直流变压器；若为单向功率直流变压器，功率方向由低压直流母线流向中压直流母线。

5.如权利要求1所述的一种基于光伏储能的直流电解系统拓扑，其特征在于：所述电解系统中压直流变压器MDCT2为双向功率直流变压器或单向功率直流变压器；若为单向功率直流变压器，功率方向由中压直流母线流向电解槽。

6.如权利要求1所述的一种基于光伏储能的直流电解系统拓扑，其特征在于：所述电解槽具有电解功率动态调节功能。

7.一种基于光伏储能直流电解系统的控制方法，采用上述光伏储能直流电解系统拓扑，其特征在于，所述控制方法包括：电网平衡器工作在定功率或定电压工作模式；电源系统中压直流变压器MDCT1的控制目标为稳定中压直流母线电压，采用功率-电压下垂控制或者为定低压侧电压控制模式；电解系统中压直流变压器MDCT2的控制目标为稳定电解槽输入电压；低压直流变压器LDCT1、LDCT2和电解槽采用多模态控制。

8.如权利要求7所述的一种基于光伏储能直流电解系统的控制方法，其特征在于，所述功率-电压下垂控制策略为：直流变压器的输出电压与直流变压器功率成负相关关系。

9.如权利要求7所述的一种基于光伏储能直流电解系统的控制方法，其特征在于，所述多模态控制包括以下模态：

M1、当储能电池电荷量SOC满足SOC_min1＜SOC＜SOC_max1时，储能接入用低压直流变压器LDCT2工作于定低压直流母线电压模式，光伏接入用低压直流变压器LDCT1工作于最大功率跟踪模式；电解槽工作于额定功率状态；

M2、当储能电池SOC满足SOC≥SOC_max2时，光伏接入用低压直流变压器LDCT1工作于定低压直流母线电压模式，采用功率-电压下垂控制；储能接入用低压直流变压器LDCT2工作于放电模式，即当且仅当光伏功率不满足电解槽功率需求时，储能经LDCT2输出功率维持低直流母线电压；电解槽工作于额定功率状态；

M3、当储能电池SOC满足SOC≤SOC_min2时，光伏接入用低压直流变压器LDCT1工作于定低压直流母线电压模式，采用功率-电压下垂控制；储能接入用低压直流变压器LDCT2工作于充电模式，即当且仅当光伏功率多于电解槽需求时，储能经LDCT2吸收光伏富余的功率；电解槽工作于最大功率跟踪模式，即电解槽动态调整电解功率来平衡电源系统当前可达的最大输出功率；

所述模态M1-M3中：SOC_min1、SOC_min2分别为SOC滞环控制的第一下限和第二下限，SOC_max1、SOC_max2分别为SOC滞环控制的第一上限和第二上限，且SOC_min1＞SOC_min2、SOC_max1＜SOC_max2。

10.如权利要求9所述的一种基于光伏储能直流电解系统的控制方法，其特征在于，所述SOC滞环控制为：满足SOC≥SOC_max2时，模态M1转换为模态M2；满足SOC＜SOC_max1时，模态M2转换为模态M1；满足SOC≤SOC_min2时，模态M1转换为模态M3；当满足SOC_min1＜SOC时，模态M3转换为模态M1。

Images