CN116191485A - 一种基于状态机的综合能源系统控制方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及综合能源系统能量管理技术领域，涉及一种基于状态机的综合能源系统控制方法，一方面提供一种综合能源系统，包括光伏发电模块、蓄电池、电力枢纽、电解制氢储氢模块、储氢罐、燃料电池发电模块、余热回收模块、电网、热电用户和能量管理控制器诸多系统部件；另一方面提供一种基于状态机的综合能源系统能量管理控制方法，包括综合能源系统中的各个模块运行负荷信息，以及根据不同场景工况下的基于状态机的综合能源系统运行的状态信息，本发明综合考虑多方面因素，根据实际各个模块运行负荷信息，利用状态机的方法对综合能源系统进行优化，建立综合能源系统运行优化模型，实现电、氢、热等能源之间的有效转换，提高综合能源利用率。
Description
技术领域
本发明属于综合能源系统能量控制技术领域，具体涉及一种基于状态机的综合能源系统控制方法。
背景技术
综合能源系统近十年来发展迅猛，但由于缺乏协同性，普遍存在“综合有余、智慧不足”的问题。为支撑综合能源系统的变革，亟需将能量管理系统能量协同控制作为研究对象，发展综合能源系统能量管理控制方法。
基于状态机的综合能源系统能量管理控制方法分为综合能源系统设计和基于状态机能量管理控制策略两部分，综合能源系统是指一定区域内利用先进的物理信息技术和创新管理模式，整合区域内可再生能源、电能、热能等多种能源，实现多种异质能源子系统之间的协调规划、优化运行，协同管理、交互响应和互补互济。在满足系统内多元化用能需求的同时，要有效地提升能源利用效率，促进能源可持续发展的新型一体化的能源系统。基于状态机能量管理控制策略以综合能源系统为控制层面，以状态机为控制基础，在不同的储能工作区间，结合负荷侧的用电和用热需求变化范围，确定综合能源系统各部件的输入、输出状态，规划出系统的不用运行状态，并与实际运行工况下的储能工作状态和负载需求相比较，最后按照所设计的状态规则对系统的各部件工况进行调节。然而现有的研究大多数仅是基于综合能源系统的设计，基于状态机的综合能源系统能量控制方法的研究十分有限，且目前的能量管理策略效率较为低下。
因此，本领域的技术人员致力于开发一种基于状态机的综合能源系统能量管理控制方法，以实现对综合能源系统中可再生能源、电能、热能的有效利用，提高综合能源系统的能源利用效率，完善可再生能源、储能、电能、热能等多种能量形式的耦合方法，助力实现我国能源革命战略和目标，解决普遍存在的“综合有余、智慧不足”的问题。
发明内容
有鉴于现有技术的上述缺陷，本发明提供了一种基于状态机的综合能源系统能量管理控制方法，充分考虑了综合能源系统在实际运行的各种状态，高效清晰地辨别各类别状态的工作状态区间。同时可以结合负荷侧的各类能源需求，按照所设计的状态规则对系统的工况进行准确快速调节。
为解决上述技术问题，本发明采用的技术方案是：一种基于状态机的综合能源系统控制方法，所述综合能源系统包括光伏发电模块、蓄电池、电力枢纽、电解制氢储氢模块、储氢罐、燃料电池发电模块、余热回收模块、电网、热电用户和能量管理控制器；光伏发电模块、蓄电池、燃料电池发电模块的输出端均连接电力枢纽，电网和电力枢纽双向连接，电力枢纽的输出端与电解制氢储氢模块输入端相连接，电解制氢储氢模块、储氢罐以及燃料电池发电模块依次连接，燃料电池发电模块与余热回收模块相连接，热电用户分别与电力枢纽和余热回收模块相连接，能量管理控制器分别与电力枢纽、储氢罐、余热回收模块和热电用户相连接，优先使用氢能；
能量管理控制器根据光伏发电模块光伏发电量PV、燃料电池模块发电量FC、电解水制氢模块耗电量EL和储氢模块储氢量HS、余热利用模块回收热量HT、蓄电池电量BT、蓄电池当前荷电率SOC、并网电量Grid、多余电力EE以及用户侧用电需求Load，对所述综合能源系统各个模块进行基于状态机的能量管理控制；按照光伏发电模块发电量PV大于用户侧用电需求量Load时和光伏发电模块发电量PV小于所述用户侧用电需求量Load时的工况，分为储能模式和耗能模式。
光伏发电模块和燃料电池发电模块为综合能源系统的发电模块，光伏发电模块利用光伏可再生能源发电，燃料电池模块利用电解制氢储氢模块产生的氢气发电；
电解制氢储氢模块、余热回收模块和蓄电池为综合能源系统的储能模块，所述电解制氢储氢模块通过利用所述发电模块的多余电量制取氢气，将能量储存在氢气中；余热利用模块通过冷却水回路将所述发电模块发电过程中产生的热量充分回收到储热水箱或制冷系统中；蓄电池为所述发电模块和用户侧用电需求提供平衡和稳定的电力输出，同时储存多余的电量。
当所述电网处于谷时段时，所述综合能源利用系统处于储能模式，包含以下3种状态：
状态1：当所述储氢罐氢气量HS小于第一储氢阈值时，谷时段所述电网电量Grid供给所述用户侧用电需求量Load和所述电解水制氢模块耗电量EL之和；
状态2：当所述储氢罐氢气量HS大于第一储氢阈值且所述蓄电池当前荷电率SOC大于第三当前荷电率阈值时，谷时段所述电网电量Grid供给所述用户侧用电需求量Load；
状态3：当所述储氢罐氢气量HS大于第一储氢阈值且所述蓄电池当前荷电率SOC小于第三当前荷电率阈值时，谷时段所述电网电量Grid供给所述用户侧用电需求量Load和所述蓄电池模块电量BT之和。
当所述电网处于峰时段时，所述综合能源利用系统处于耗能模式，所述耗能模式按照用户侧用电量高低时段分为低耗能模式和高耗能模式，所述低耗能模式包含以下4种状态：
状态4：当所述光伏发电量PV大于所述用户侧负载需求量Load、且蓄电池当前荷电率SOC大于第一当前荷电率阈值时，所述光伏发电量PV供给所述用户侧负载需求量Load，所述蓄电池停止充电；
状态5：当所述光伏发电量PV大于所述用户侧负载需求量Load、且蓄电池当前荷电率SOC小于第一当前荷电率阈值时，所述光伏发电量PV供给所述用户侧负载需求量Load和所述蓄电池充电BT；
状态6：当所述光伏发电量PV小于所述用户侧负载需求量Load，且蓄电池当前荷电率SOC大于第二当前荷电率阈值时，所述光伏发电量PV和所述蓄电池放电量BT供给所述用户侧负载需求量Load；
状态7：当所述光伏发电量PV小于所述用户侧负载需求量Load，且蓄电池当前荷电率SOC小于第二当前荷电率阈值时，所述光伏发电量PV和所述电网电量Grid供给所述用户侧负载需求量Load，所述蓄电池停止放电。
当所述电网处于峰时段时，所述综合能源利用系统处于耗能模式，所述耗能模式按照用户侧用电量高低时段分为低耗能模式和高耗能模式，所述高耗能模式包含以下10种状态：
状态8：当所述储氢罐氢气量HS小于第二储氢阈值时，且所述光伏发电量PV大于所述用户侧负载需求量Load、蓄电池当前荷电率SOC大于第一当前荷电率阈值时，所述光伏发电量PV供给所述用户侧负载需求量Load，所述蓄电池停止充电；
状态9：当所述储氢罐氢气量HS小于第二储氢阈值时，且所述光伏发电量PV大于所述用户侧负载需求量Load、蓄电池当前荷电率SOC小于第一当前荷电率阈值时，所述光伏发电量PV供给所述用户侧负载需求量Load和所述蓄电池充电量BT之和；
状态10：当所述储氢罐氢气量HS小于第二储氢阈值时，且所述光伏发电量PV小于所述用户侧负载需求量Load、蓄电池当前荷电率SOC大于第二当前荷电率阈值时，所述光伏发电量PV和所述蓄电池放电量BT供给所述用户侧负载需求量Load；
状态11：当所述储氢罐氢气量HS小于第二储氢阈值时，且所述光伏发电量PV小于所述用户侧负载需求量Load、蓄电池当前荷电率SOC小于第二当前荷电率阈值时，所述光伏发电量PV和所述电网电量Grid供给所述用户侧负载需求量Load，所述蓄电池停止放电；
状态12：当所述储氢罐氢气量HS大于第二储氢阈值时，且所述燃料电池发电量FC大于所述用户侧负载需求量Load、蓄电池当前荷电率SOC大于第一当前荷电率阈值时，所述燃料电池发电量FC供给所述用户侧负载需求量Load，多余电力EE可供给电加热储热；
状态13：当所述储氢罐氢气量HS大于第二储氢阈值时，且所述燃料电池发电量FC大于所述用户侧负载需求量Load、蓄电池当前荷电率SOC小于第一当前荷电率阈值时，所述燃料电池发电量FC供给所述用户侧负载需求量Load和所述蓄电池充电量BT之和；
状态14：当所述储氢罐氢气量HS大于第二储氢阈值时，且所述燃料电池发电量FC与所述光伏发电量PV之和小于所述用户侧负载需求量Load、蓄电池当前荷电率SOC大于第二当前荷电率阈值时，所述用户侧负载需求量Load通过所述燃料电池发电量FC、所述光伏发电量PV和所述蓄电池放电量BT供给；
状态15：当所述储氢罐氢气量HS大于第二储氢阈值时，且所述燃料电池发电量FC与所述光伏发电量PV之和小于所述用户侧负载需求量Load、蓄电池当前荷电率SOC小于第二当前荷电率阈值时，所述用户侧负载需求量Load通过所述燃料电池发电量FC、所述光伏发电量PV和所述电网电量Grid供给；
状态16：当所述储氢罐氢气量HS大于第二储氢阈值时，且所述燃料电池发电量FC与所述光伏发电量PV之和大于所述用户侧负载需求量Load、蓄电池当前荷电率SOC小于第一当前荷电率阈值时，所述燃料电池发电量FC和所述光伏发电量PV供给所述用户侧负载需求量Load和所述蓄电池充电量BT；
状态17：当所述储氢罐氢气量HS大于第二储氢阈值时，且所述燃料电池发电量FC与所述光伏发电量PV之和大于所述用户侧负载需求量Load、蓄电池当前荷电率SOC大于第一当前荷电率阈值时，所述燃料电池发电量FC和所述光伏发电量PV供给所述用户侧负载需求量Load和所述多余电力EE。
第一储氢阈值为储氢罐总储氢量的90％；第三当前荷电率阈值为蓄电池总荷电率的70％。
第一储氢阈值为储氢罐总储氢量的90％，第一当前荷电率阈值为蓄电池总荷电率的99％。
第二储氢阈值为储氢罐总储氢量的10％，第二当前荷电率阈值为蓄电池总荷电率的10％。
当环境温度和光照强度发生变化时，直接对光伏阵列的开路电压和电流，最大功率时电压和电流四个性能参数进行修正，电压和电流修正系数：
ΔU＝[1-c(T-Tr)]ln[e+b(S-Sr)]
式中S和T表示光照强度和环境温度，S和Tr表示标准条件下的参考光照强度和环境温度，a和c为温度补偿系数，b为光强补偿系数，四个性能参数按照实际工况转化为：
通过环境影响修正后的性能参数更能满足实际要求，同时光伏出力最大功率点跟随控制，使得光伏发电稳定工作在最大功率点附近。
蓄电池SOC计算如下：
其中Qt表示电池的剩余电量，Qn表示电池的总电量，用初始状态的SOC0和冲放电i(t)在时间上的积分估计电池的SOC。
与现有技术相比较，本发明的有益效果是：综合考虑了综合能源系统运行过程中用户侧实际用电需求、光伏动态发电量、蓄电池荷电状态、储氢罐储氢量、燃料电池发电量、电解制氢耗电量等状态变量控制系统能量管理的状态切换，实现了对氢能、电能、热能的最大化利用，通过不同的控制策略状态的切换，使得综合能源系统充分利用可再生能源，同时利用蓄电池和电氢转换装置进行能量的储存和释放，燃料电池发电过程中的大量的热通过余热回收模块充分回收，使得系统的综合能源效率在70％以上，同时整个过程清洁无污染，且系统比能量高，设备体积小，保护环境的同时，充分利用各类资源，满足用户对用电和用热的需求。
附图说明
图1是本发明一种综合能源系统结构示意图；
图2是本发明一种综合能源系统能量管理控制策略的工作流程图；
图3是本发明综合能源系统能量管理控制策略下的储能模式；
图4是本发明综合能源系统能量管理控制策略下的低耗能模式；
图5是本发明综合能源系统能量管理控制策略下的高耗能模式；
图6是本发明算例中典型日用户负荷曲线；
图7是本发明算例中光伏发电功率曲线；
图8是本发明算例中蓄电池模块充放电功率变化曲线；
图9是本发明算例中并电网功率变化曲线；
图10是本发明算例中蓄电池荷电状态变化曲线；
图11是本发明算例中储氢罐储氢量变化曲线；
图12是本发明算例中电解池模块耗电功率变化曲线；
图13是本发明算例中燃料电池模块发电功率变化曲线；
附图中，1-光伏发电模块，2-蓄电池，3-电力枢纽，4-电解制氢储氢模块，5-储氢罐，6-燃料电池发电模块，7-余热回收模块，8-电网，9-热电用户，10-能量管理控制器。
具体实施方式
附图仅用于示例性说明，不能理解为对本专利的限制；为了更好说明本实施例，附图某些部件会有省略、放大或缩小，并不代表实际产品的尺寸；对于本领域技术人员来说，附图中某些公知结构及其说明可能省略是可以理解的。附图中描述位置关系仅用于示例性说明，不能理解为对本专利的限制。
以下描述中，为了说明而不是为了限定，提出了诸如特定系统结构、技术之类的具体细节，以便透彻理解本发明实施例。然而，本领域的技术人员应当清楚，在没有这些具体细节的其它实施例中也可以实现本发明。在其它情况中，省略对众所周知的系统、装置、电路以及方法的详细说明，以免不必要的细节妨碍本发明的描述。
下面结合附图通过具体实施例，对本发明作进一步的具体描述：
如图1所示，一种综合能源系统，包括光伏发电模块1、蓄电池2、电力枢纽3、电解制氢储氢模块4、储氢罐5、燃料电池发电模块6、余热回收模块7、电网8、热电用户9和能量管理控制器10；光伏发电模块1、蓄电池2、燃料电池发电模块6的输出端均连接电力枢纽3，电网8和电力枢纽3双向连接，电力枢纽3的输出端与电解制氢储氢模块4输入端相连接，电解制氢储氢模块4、储氢罐5以及燃料电池发电模块6依次连接，燃料电池发电模块6与余热回收模块7相连接，热电用户9分别与电力枢纽3和余热回收模块7相连接，能量管理控制器10分别与电力枢纽3、储氢罐5、余热回收模块7和热电用户9相连接；所述光伏发电模块和燃料电池发电模块为所述综合能源系统的发电模块，光伏发电模块利用光伏可再生能源发电，燃料电池模块利用电解制氢储氢模块产生的氢气发电；所述电解制氢储氢模块、所述余热利用模块和所述蓄电池为所述综合能源系统的储能模块，所述电解制氢储氢模块通过利用所述发电模块的多余电量制取氢气，将能量储存在氢气中；所述余热利用模块通过冷却水回路将所述发电模块发电过程中产生的热量充分回收到储热水箱或制冷系统中；所述蓄电池为所述发电模块和用户侧用电需求提供平衡和稳定的电力输出，同时储存多余的电量；
在本实施例中，综合能源系统通过能量管理控制器10通过蓄电池2、储氢罐5以及热电用户9的运行工况，将指令传输到电力枢纽3来控制燃料电池发电模块6和电解制氢储氢模块4，调整不同部件的运行工况，进而对整个综合能源系统的能量管理控制策略进行优化，实现综合能源系统综合效率的提升。
如图2所示，本发明提供了一种基于状态机的综合能源系统能量管理控制方法，包括综合能源系统中的各个模块运行负荷信息，以及根据不同场景工况下的基于状态机的综合能源系统运行的状态信息；其中，所述综合能源系统中的各个模块运行负荷信息包括光伏发电模块光伏发电量(PV)、燃料电池模块发电量(FC)、电解水制氢模块耗电量(EL)和储氢模块储氢量(HS)、余热利用模块回收热量(HT)、蓄电池电量(BT)、蓄电池当前荷电率(SOC)、并网电量(Grid)、多余电力(EE)以及用户侧用电需求(Load)；分为如图3所示的耗能模式的状态控制方法和如图4所示的储能模式的状态控制方法，根据不同场景工况下的基于状态机的综合能源系统运行的状态识别判断方法如下：
如图3所示，对所述电网时段进行判断，当电网运行时段为谷时段时，则表示综合能源系统为储能状态：
在所述储能状态下，当所述储氢罐氢气量HS小于第一储氢阈值时，谷时段所述电网电量Grid供给所述用户侧用电需求量Load和所述电解水制氢模块耗电量EL之和；
在所述储能状态下，当所述储氢罐氢气量HS大于第一储氢阈值且所述蓄电池当前荷电率SOC大于第三当前荷电率阈值时，谷时段所述电网电量Grid供给所述用户侧用电需求量Load；
在所述储能状态下，当所述储氢罐氢气量HS大于第一储氢阈值且所述蓄电池当前荷电率SOC小于第三当前荷电率阈值时，谷时段所述电网电量Grid供给所述用户侧用电需求量Load和所述蓄电池模块电量BT之和；
如图4所示，对所述用电时段进行判断，当用电时段为高用电量时段，则表示综合能源系统为低耗能状态：
在所述低耗能状态下，当所述光伏发电量PV大于所述用户侧负载需求量Load、且蓄电池当前荷电率SOC大于第一当前荷电率阈值时，所述光伏发电量PV供给所述用户侧负载需求量Load，所述蓄电池停止充电；
在所述低耗能状态下，当所述光伏发电量PV大于所述用户侧负载需求量Load、且蓄电池当前荷电率SOC小于第一当前荷电率阈值时，所述光伏发电量PV供给所述用户侧负载需求量Load和所述蓄电池充电BT；
在所述低耗能状态下，当所述光伏发电量PV小于所述用户侧负载需求量Load，且蓄电池当前荷电率SOC大于第二当前荷电率阈值时，所述光伏发电量PV和所述蓄电池放电量BT供给所述用户侧负载需求量Load；
在所述低耗能状态下，当所述光伏发电量PV小于所述用户侧负载需求量Load，且蓄电池当前荷电率SOC小于第二当前荷电率阈值时，所述光伏发电量PV和所述电网电量Grid供给所述用户侧负载需求量Load，所述蓄电池停止放电；
如图5所示，对所述用电时段进行判断，当用电时段为低用电量时段，则表示综合能源系统为高耗能状态：
在所述高耗能状态下，当所述储氢罐氢气量HS小于第二储氢阈值时，且所述光伏发电量PV大于所述用户侧负载需求量Load、蓄电池当前荷电率SOC大于第一当前荷电率阈值时，所述光伏发电量PV供给所述用户侧负载需求量Load，所述蓄电池停止充电；
在所述高耗能状态下，当所述储氢罐氢气量HS小于第二储氢阈值时，且所述光伏发电量PV大于所述用户侧负载需求量Load、蓄电池当前荷电率SOC小于第一当前荷电率阈值时，所述光伏发电量PV供给所述用户侧负载需求量Load和所述蓄电池充电量BT之和；
在所述高耗能状态下，当所述储氢罐氢气量HS小于第二储氢阈值时，且所述光伏发电量PV小于所述用户侧负载需求量Load、蓄电池当前荷电率SOC大于第二当前荷电率阈值时，所述光伏发电量PV和所述蓄电池放电量BT供给所述用户侧负载需求量Load；
在所述高耗能状态下，当所述储氢罐氢气量HS小于第二储氢阈值时，且所述光伏发电量PV小于所述用户侧负载需求量Load、蓄电池当前荷电率SOC小于第二当前荷电率阈值时，所述光伏发电量PV和所述电网电量Grid供给所述用户侧负载需求量Load，所述蓄电池停止放电；
在所述高耗能状态下，当所述储氢罐氢气量HS大于第二储氢阈值时，且所述燃料电池发电量FC大于所述用户侧负载需求量Load、蓄电池当前荷电率SOC大于第一当前荷电率阈值时，所述燃料电池发电量FC供给所述用户侧负载需求量Load，多余电力EE可供给电加热储热；
在所述高耗能状态下，当所述储氢罐氢气量HS大于第二储氢阈值时，且所述燃料电池发电量FC大于所述用户侧负载需求量Load、蓄电池当前荷电率SOC小于第一当前荷电率阈值时，所述燃料电池发电量FC供给所述用户侧负载需求量Load和所述蓄电池充电量BT之和；
在所述高耗能状态下，当所述储氢罐氢气量HS大于第二储氢阈值时，且所述燃料电池发电量FC与所述光伏发电量PV之和小于所述用户侧负载需求量Load、蓄电池当前荷电率SOC大于第二当前荷电率阈值时，所述用户侧负载需求量Load通过所述燃料电池发电量FC、所述光伏发电量PV和所述蓄电池放电量BT供给；
在所述高耗能状态下，当所述储氢罐氢气量HS大于第二储氢阈值时，且所述燃料电池发电量FC与所述光伏发电量PV之和小于所述用户侧负载需求量Load、蓄电池当前荷电率SOC小于第二当前荷电率阈值时，所述用户侧负载需求量Load通过所述燃料电池发电量FC、所述光伏发电量PV和所述电网电量Grid供给；
在所述高耗能状态下，当所述储氢罐氢气量HS大于第二储氢阈值时，且所述燃料电池发电量FC与所述光伏发电量PV之和大于所述用户侧负载需求量Load、蓄电池当前荷电率SOC小于第一当前荷电率阈值时，所述燃料电池发电量FC和所述光伏发电量PV供给所述用户侧负载需求量Load和所述蓄电池充电量BT；
在所述高耗能状态下，当所述储氢罐氢气量HS大于第二储氢阈值时，且所述燃料电池发电量FC与所述光伏发电量PV之和大于所述用户侧负载需求量Load、蓄电池当前荷电率SOC大于第一当前荷电率阈值时，所述燃料电池发电量FC和所述光伏发电量PV供给所述用户侧负载需求量Load和所述多余电力EE；
基于本发明所述方法在控制时，通过综合能源系统中各个模块的数学模型进行计算控制。所述光伏发电模块数学模型为，光伏半导体电压和电流的关系可得，光伏发电基本输出特性为：
式中，U为输出电压，I为输出电流，C1和C2为修正系数，Um为最大功率功率对应电压，Uoc为开路电压，Im为最大功率对应电流，Isc为开路电流。
由于环境温度和光照强度的变化，光伏发电出力也会随之发生变换。本文采用对光伏阵列性能参数修正的方法建立行为模型。当环境温度和光照强度发生变化时，直接对光伏阵列的开路电压和电流，最大功率时电压和电流四个性能参数进行修正，电压和电流修正系数：
由于环境温度和光照强度的变化，光伏发电出力也会随之发生变换。本发明采用对光伏阵列性能参数修正的方法建立行为模型。当环境温度和光照强度发生变化时，直接对光伏阵列的开路电压和电流，最大功率时电压和电流四个性能参数进行修正，电压和电流修正系数：
ΔU＝[1-c(T-Tr)]ln[e+b(S-Sr)]
式中S和T表示光照强度和环境温度，S和Tr表示标准条件下的参考光照强度和环境温度，a和c为温度补偿系数，b为光强补偿系数。四个性能参数按照实际工况可以转化为：
通过环境影响修正后的性能参数更能满足实际要求，同时光伏出力需要MPPT控制，使得光伏发电稳定工作在最大功率点附近。
所述电解池模块的数学模型如下：
电解池通过将电能转化成化学能储存在氢气中，本发明关心电解池的输入电能和气量。电解池的电压可以用开路电压、活化过电压、欧姆过电压和浓差过电压表示：
其中Urev为可逆电压，T为电解槽温度，Up为反应物与产物压差引起的过电压，
为电解槽阴极氢气分压力，
为电解槽阳极氧气分压力，
为水压，Uact为活化过电压，iEL为电解槽工作电流密度，iA,0为阴阳极交换电流密度，iC,0为阴阳极电荷转移系数，Udif为浓差过电压，
为氢气和氧气浓度，
为标准情况下氢气和氧气浓度，Uohm为欧姆过电压，
为离子电导率，A为活化面积，Rohm为导体的欧姆电阻。
所述蓄电池模块的数学模型如下：
其中R0为电池的等效串联电阻，R1和R2分别为等效并联电阻，C1和C2分别为等效并联电容，U1和U2分别为等效电容两端电压，I和U为输出或输入电流和电压。
在系统配电网运行过程中，蓄电池的SOC估计起着非常重要的作用。本发明中电池SOC计算如下：
其中Qt表示电池的剩余电量，Qn表示电池的总电量。由于剩余电量难以得到，通常用初始状态的SOC0和冲放电i(t)在时间上的积分去估计电池的SOC。
所述燃料电池发电模块数学模型如下：
其中为
阳极氢气分压，
为阴极氧气分压，T为PEMFC堆的温度，RHa为阳极湿度，RHc为阴极湿度，i为电流密度，
为饱和蒸气压，Pa为阴极压力，
和
为氧浓度质量分数和氢浓度质量分数，imax为极限电流密度。
所述余热回收模块数学模型如下：
其中Mst为电堆质量，Cst为电堆比热容，Tst、Tst0分别为电堆温度和电堆初始温度，Qtotal为电堆在反应过程中理论上产生的总能量，Qele为电堆发电功率，Qdis为电堆散失的热能，
为阳极氢气的消耗速率，
为阴极氧气的消耗速率，
为阴极水的生成速率，N为电堆片数，Ist为电堆电流，F为法拉第常数，
为单位氢气焓值，
为阳极进口氢气摩尔质量，
为阳极进口水蒸气摩尔质量，
为阴极进口空气摩尔质量，
为阴极进口水蒸气摩尔质量，
为阳极出口氢气摩尔质量，
为阳极出口水蒸气摩尔质量，
阴极出口氧气摩尔质量，
阴极出口氮气摩尔质量，
阴极出口水蒸气摩尔质量，
阴极出口液态水摩尔质量，
T0分别为阳极进口、阴极进口、阳极出口、阴极出口和环境对应的开尔文温度。
所述储氢罐数学模型如下：
其中P1为储氢罐实时压力，P0为储氢罐初始压力，
为氢气流量，R为气体常数，TH为储氢罐温度，VH为储氢罐体积，z为氢气压缩常数。
如图6所示，本发明算例中采用图中的日负荷曲线为本发明所述用户侧负载需求Load的日变化曲线，典型日的平均负荷功率在1kW左右，峰值负荷在2-2.5kW，最低瞬时负荷在80W-150W，根据用户侧负载的需求，可以按照本发明所述的系统控制策略及其各部件的数学模型，计算得出各个部件的参数；
如图7所示，本发明算例中结合光伏发电数学模型的电压和电流等参数，通过光伏发电数学模型，计算得出图中的光伏发电功率日变化曲线为本发明所述光伏发电PV变化曲线；
如图8所示，结合所述用户侧负载需求量Load和所述光伏发电量PV，以及本发明所述的基于状态机的系统控制策略和蓄电池数学模型，得出本发明算例中所述蓄电池模块充放电BT功率变化曲线，正值表示蓄电池充电，负值表示蓄电池放电；
如图9所示，基于本发明所述的基于状态机的系统控制策略，按照所述用户侧负载需求量Load、所述光伏发电量PV、所述蓄电池模块充放电BT、所述燃料电池发电量FC和所述电解水制氢消耗功率EL的变化曲线，可以得出本发明算例中并电网功率Grid变化曲线；
如图10所示，是本发明算例中所述蓄电池荷电状态SOC变化曲线，在典型日下蓄电池的SOC状态经过一天的循环，都可以回到初始位置或略高于初始位置，因此可以实现系统的典型日之间的连续运行；
如图11所示，是本发明算例中所述储氢罐储氢量HS变化曲线，在典型日下储氢罐储氢量HS经过一天的循环，都可以回到初始位置或略高于初始位置，因此可以实现系统的典型日之间的连续运行；
如图12所示，是本发明算例中所述电解池模块耗电功率EL变化曲线，电解池在谷电价时正常工作进行储氢，直至储氢达到饱和状态停止；
如图13所示，是本发明算例中所述燃料电池模块发电功率FC变化曲线，燃料电池在6-9时和15-22时正常工作。
通过上述实施例，本发明技术方案可实现对综合能源系统能量管理的优化控制，该方案可实现能源之间的有效转换，提高能源利用率。
以上详细描述了本发明的较佳具体实施例。应当理解，本领域的普通技术无需创造性劳动就可以根据本发明的构思做出诸多修改和变化。因此，凡本技术领域中技术人员依本发明的构思在现有技术的基础上通过逻辑分析、推理或者有限的实验可以得到的技术方案，皆应在由权利要求书所确定的保护范围内。
Claims (10)
1.一种基于状态机的综合能源系统控制方法，其特征在于：所述综合能源系统包括光伏发电模块(1)、蓄电池(2)、电力枢纽(3)、电解制氢储氢模块(4)、储氢罐(5)、燃料电池发电模块(6)、余热回收模块(7)、电网(8)、热电用户(9)和能量管理控制器(10)；光伏发电模块(1)、蓄电池(2)、燃料电池发电模块(6)的输出端均连接电力枢纽(3)，电网(8)和电力枢纽(3)双向连接，电力枢纽(3)的输出端与电解制氢储氢模块(4)输入端相连接，电解制氢储氢模块(4)、储氢罐(5)以及燃料电池发电模块(6)依次连接，燃料电池发电模块(6)与余热回收模块(7)相连接，热电用户(9)分别与电力枢纽(3)和余热回收模块(7)相连接，能量管理控制器(10)分别与电力枢纽(3)、储氢罐(5)、余热回收模块(7)和热电用户(9)相连接，优先使用氢能；
能量管理控制器(10)根据光伏发电模块光伏发电量PV、燃料电池模块发电量FC、电解水制氢模块耗电量EL和储氢模块储氢量HS、余热利用模块回收热量HT、蓄电池电量BT、蓄电池当前荷电率SOC、并网电量Grid、多余电力EE以及用户侧用电需求Load，对所述综合能源系统各个模块进行基于状态机的能量管理控制；按照光伏发电模块发电量PV大于用户侧用电需求量Load时和光伏发电模块发电量PV小于所述用户侧用电需求量Load时的工况，分为储能模式和耗能模式。
2.根据权利要求1所述的基于状态机的综合能源系统控制方法，其特征在于：光伏发电模块(1)和燃料电池发电模块(6)为综合能源系统的发电模块，光伏发电模块(1)利用光伏可再生能源发电，燃料电池模块(6)利用电解制氢储氢模块产生的氢气发电；
电解制氢储氢模块、余热回收模块(7)和蓄电池(2)为综合能源系统的储能模块，所述电解制氢储氢模块通过利用所述发电模块的多余电量制取氢气，将能量储存在氢气中；余热利用模块通过冷却水回路将所述发电模块发电过程中产生的热量充分回收到储热水箱或制冷系统中；蓄电池(2)为所述发电模块和用户侧用电需求提供平衡和稳定的电力输出，同时储存多余的电量。
3.根据权利要求1所述的基于状态机的综合能源系统控制方法，其特征在于：当所述电网处于谷时段时，所述综合能源利用系统处于储能模式，包含以下3种状态：
状态1：当所述储氢罐氢气量HS小于第一储氢阈值时，谷时段所述电网电量Grid供给所述用户侧用电需求量Load和所述电解水制氢模块耗电量EL之和；
状态2：当所述储氢罐氢气量HS大于第一储氢阈值且所述蓄电池当前荷电率SOC大于第三当前荷电率阈值时，谷时段所述电网电量Grid供给所述用户侧用电需求量Load；
状态3：当所述储氢罐氢气量HS大于第一储氢阈值且所述蓄电池当前荷电率SOC小于第三当前荷电率阈值时，谷时段所述电网电量Grid供给所述用户侧用电需求量Load和所述蓄电池模块电量BT之和。
4.根据权利要求1所述的基于状态机的综合能源系统控制方法，其特征在于：当所述电网处于峰时段时，所述综合能源利用系统处于耗能模式，所述耗能模式按照用户侧用电量高低时段分为低耗能模式和高耗能模式，所述低耗能模式包含以下4种状态：
状态4：当所述光伏发电量PV大于所述用户侧负载需求量Load、且蓄电池当前荷电率SOC大于第一当前荷电率阈值时，所述光伏发电量PV供给所述用户侧负载需求量Load，所述蓄电池停止充电；
状态5：当所述光伏发电量PV大于所述用户侧负载需求量Load、且蓄电池当前荷电率SOC小于第一当前荷电率阈值时，所述光伏发电量PV供给所述用户侧负载需求量Load和所述蓄电池充电BT；
状态6：当所述光伏发电量PV小于所述用户侧负载需求量Load，且蓄电池当前荷电率SOC大于第二当前荷电率阈值时，所述光伏发电量PV和所述蓄电池放电量BT供给所述用户侧负载需求量Load；
状态7：当所述光伏发电量PV小于所述用户侧负载需求量Load，且蓄电池当前荷电率SOC小于第二当前荷电率阈值时，所述光伏发电量PV和所述电网电量Grid供给所述用户侧负载需求量Load，所述蓄电池停止放电。
5.根据权利要求1所述的基于状态机的综合能源系统控制方法，其特征在于：当所述电网处于峰时段时，所述综合能源利用系统处于耗能模式，所述耗能模式按照用户侧用电量高低时段分为低耗能模式和高耗能模式，所述高耗能模式包含以下10种状态：
状态8：当所述储氢罐氢气量HS小于第二储氢阈值时，且所述光伏发电量PV大于所述用户侧负载需求量Load、蓄电池当前荷电率SOC大于第一当前荷电率阈值时，所述光伏发电量PV供给所述用户侧负载需求量Load，所述蓄电池停止充电；
状态9：当所述储氢罐氢气量HS小于第二储氢阈值时，且所述光伏发电量PV大于所述用户侧负载需求量Load、蓄电池当前荷电率SOC小于第一当前荷电率阈值时，所述光伏发电量PV供给所述用户侧负载需求量Load和所述蓄电池充电量BT之和；
状态10：当所述储氢罐氢气量HS小于第二储氢阈值时，且所述光伏发电量PV小于所述用户侧负载需求量Load、蓄电池当前荷电率SOC大于第二当前荷电率阈值时，所述光伏发电量PV和所述蓄电池放电量BT供给所述用户侧负载需求量Load；
状态11：当所述储氢罐氢气量HS小于第二储氢阈值时，且所述光伏发电量PV小于所述用户侧负载需求量Load、蓄电池当前荷电率SOC小于第二当前荷电率阈值时，所述光伏发电量PV和所述电网电量Grid供给所述用户侧负载需求量Load，所述蓄电池停止放电；
状态12：当所述储氢罐氢气量HS大于第二储氢阈值时，且所述燃料电池发电量FC大于所述用户侧负载需求量Load、蓄电池当前荷电率SOC大于第一当前荷电率阈值时，所述燃料电池发电量FC供给所述用户侧负载需求量Load，多余电力EE可供给电加热储热；
状态13：当所述储氢罐氢气量HS大于第二储氢阈值时，且所述燃料电池发电量FC大于所述用户侧负载需求量Load、蓄电池当前荷电率SOC小于第一当前荷电率阈值时，所述燃料电池发电量FC供给所述用户侧负载需求量Load和所述蓄电池充电量BT之和；
状态14：当所述储氢罐氢气量HS大于第二储氢阈值时，且所述燃料电池发电量FC与所述光伏发电量PV之和小于所述用户侧负载需求量Load、蓄电池当前荷电率SOC大于第二当前荷电率阈值时，所述用户侧负载需求量Load通过所述燃料电池发电量FC、所述光伏发电量PV和所述蓄电池放电量BT供给；
状态15：当所述储氢罐氢气量HS大于第二储氢阈值时，且所述燃料电池发电量FC与所述光伏发电量PV之和小于所述用户侧负载需求量Load、蓄电池当前荷电率SOC小于第二当前荷电率阈值时，所述用户侧负载需求量Load通过所述燃料电池发电量FC、所述光伏发电量PV和所述电网电量Grid供给；
状态16：当所述储氢罐氢气量HS大于第二储氢阈值时，且所述燃料电池发电量FC与所述光伏发电量PV之和大于所述用户侧负载需求量Load、蓄电池当前荷电率SOC小于第一当前荷电率阈值时，所述燃料电池发电量FC和所述光伏发电量PV供给所述用户侧负载需求量Load和所述蓄电池充电量BT；
状态17：当所述储氢罐氢气量HS大于第二储氢阈值时，且所述燃料电池发电量FC与所述光伏发电量PV之和大于所述用户侧负载需求量Load、蓄电池当前荷电率SOC大于第一当前荷电率阈值时，所述燃料电池发电量FC和所述光伏发电量PV供给所述用户侧负载需求量Load和所述多余电力EE。
6.根据权利要求3所述的基于状态机的综合能源系统控制方法，其特征在于：第一储氢阈值为储氢罐总储氢量的90％；第三当前荷电率阈值为蓄电池总荷电率的70％。
7.根据权利要求4所述的基于状态机的综合能源系统控制方法，其特征在于：第一储氢阈值为储氢罐总储氢量的90％，第一当前荷电率阈值为蓄电池总荷电率的99％。
8.根据权利要求4所述的基于状态机的综合能源系统控制方法，其特征在于：第二储氢阈值为储氢罐总储氢量的10％，第二当前荷电率阈值为蓄电池总荷电率的10％。
9.根据权利要求1所述的基于状态机的综合能源系统控制方法，其特征在于：当环境温度和光照强度发生变化时，直接对光伏阵列的开路电压和电流，最大功率时电压和电流四个性能参数进行修正，电压和电流修正系数：
ΔU＝[1-c(T-Tr)]ln[e+b(S-Sr)]
式中S和T表示光照强度和环境温度，S和Tr表示标准条件下的参考光照强度和环境温度，a和c为温度补偿系数，b为光强补偿系数，四个性能参数按照实际工况转化为：
通过环境影响修正后的性能参数更能满足实际要求，同时光伏出力最大功率点跟随控制，使得光伏发电稳定工作在最大功率点处。
10.根据权利要求1所述的基于状态机的综合能源系统控制方法，其特征在于：蓄电池SOC计算如下：
其中Qt表示电池的剩余电量，Qn表示电池的总电量，用初始状态的SOC0和冲放电i(t)在时间上的积分估计电池的SOC。
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Cited By (1)
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|---|---|---|---|---|
| CN117375102A (zh) * | 2023-10-07 | 2024-01-09 | 佛山日隆能源科技有限公司 | 一种氢电融合能源管理系统 |
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2022
- 2022-10-28 CN CN202211336423.1A patent/CN116191485A/zh active Pending
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|---|---|---|---|---|
| CN117375102A (zh) * | 2023-10-07 | 2024-01-09 | 佛山日隆能源科技有限公司 | 一种氢电融合能源管理系统 |
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