CN218771422U - 一种模块式绿电制氢储用控制系统 - Google Patents

Abstract

本申请公开了一种模块式绿电制氢储用控制系统。该控制系统包括交换机、电舱协调控制器和氢舱协调控制器；所述交换机与所述电舱协调控制器相连接，所述电舱协调控制器与所述光储逆控一体机、所述电池管理系统连接组成光储控制系统；所述交换机与所述氢舱协调控制器相连接，所述氢舱协调控制器与所述燃料电池管理系统、所述储氢装置管理系统、所述制氢装置管理系统组成氢舱控制系统。本申请提供的模块式绿电制氢储用控制系统，能够对光伏、储能电池簇、PEM制氢、固态储氢和燃料电池等设备建立遥信、遥测数据点表，控制调配各设备的工作模式及功率，实现各路分支的投切控制，在严酷环境条件下能使舱体环境参数满足各设备安全平稳运行。

Description

一种模块式绿电制氢储用控制系统

技术领域

本申请涉及绿电制氢储用控制系统技术领域，具体涉及一种模块式绿电制氢储用控制系统。

背景技术

为消除可再生能源的间歇性和波动性影响并提高可再生能源利用率，光伏系统会配置电池储能或制氢储能，再配以氢燃料电池构建微电网为用户负载供电，形成常规电网、可再生能源相耦合的多能源互补系统。由于系统形式复杂，需要建构能量管理控制系统收集各子系统数据信息，控制各子系统动作并实现安全、高效运行。

传统的光储系统加入制氢、储氢和燃料电池之后，在原有控制系统中需要加入各氢气相关设备的控制，以及集装箱舱体的环境安全控制，存在的问题和制约也比较多，主要包括：

1）系统复杂度高。在传统光储能源系统中引入PEM电解制氢及燃料电池发电装置，一方面提升了系统的复杂度，另一方面还在原有的机、电、热一体化基础上增加了对水、气、温湿度等状态的使用管理以及热能利用的控制要求，导致电力控制逻辑复杂程度提升、热能供给和气液状态管理难度增加。

2）集装箱舱体环境控制。传统光储系统没有爆炸性危险气体，开放性制氢、储氢和燃料电池系统在大气环境运行时，不会形成氢气聚集而存在爆炸性危险。模块式集装绿氢储用系统必须设置有独立的氢浓度预警装置，根据氢气浓度传感器数据控制氢能集装箱排风扇并联动空调运行，确保氢气浓度大于安全设定值时能够即时排除并保证集装箱内的温度，避免设备水路发生冻结。

3）数据收集和运行优化。模块式绿氢储用系统多应用于偏远地区，需要对系统设备实时数据采集和处理，能够建立遥信、遥测数据点表，综合考虑水、电、气、热不同的迟豫时间尺度，制定不同工作状态下系统协调运行优化策略，提升能源利用率，并为不同模式下系统安全可靠运行制定预案。

发明内容

本申请实施例提供一种模块式绿电制氢储用控制系统，可以解决偏远地区严酷天气条件下分布式模块绿氢储用系统管理的策略优化、智能诊断和远程维护问题，尤其是解决在严酷环境条件下能使舱体环境参数满足各设备安全平稳运行的技术问题。

本申请实施例提供一种模块式绿电制氢储用控制系统，设置在模块式集装箱舱体内；所述模块式集装箱舱体包括相互组装连接的储能控制电舱和绿氢储用氢舱；所述储能控制电舱内设有光储逆控一体机和电池管理系统；所述绿氢储用氢舱内设有燃料电池管理系统、储氢装置管理系统和制氢装置管理系统；其中，所述模块式绿电制氢储用控制系统包括交换机、电舱协调控制器和氢舱协调控制器；所述交换机与所述电舱协调控制器相连接，所述电舱协调控制器与所述光储逆控一体机、所述电池管理系统连接组成光储控制系统；所述交换机与所述氢舱协调控制器相连接，所述氢舱协调控制器与所述燃料电池管理系统、所述储氢装置管理系统、所述制氢装置管理系统组成氢舱控制系统。

在其中一个实施例中，所述光储逆控一体机和所述电池管理系统均连接至市电电网和对外供电接口；所述光储逆控一体机包括连接至光伏发电装置的光伏逆变器，所述光伏逆变器输出端连接至所述对外供电接口、所述市电电网及所述电池管理系统；所述对外供电接口连接至用户负载。

在其中一个实施例中，所述电池管理系统包括储能电池簇、AC/DC双向逆变器和一级升压DC/DC模块;所述储能电池簇与所述AC/DC双向逆变器电性连接，所述AC/DC双向逆变器与所述光伏逆变器的输出端电性连接，所述一级升压DC/DC模块电性连接至所述储能电池簇。

在其中一个实施例中，所述燃料电池管理系统包括两个氢燃料电池、一个启动电源和一个二级升压DC/DC模块；所述启动电源与所述两个氢燃料电池连接；每一氢燃料电池通过所述二级升压DC/DC模块和所述一级升压DC/DC模块电性连接至所述储能电池簇。

在其中一个实施例中，所述制氢装置管理系统包括制氢系统PLC控制柜，所述制氢系统PLC控制柜连接至PEM制氢装置；所述储氢装置管理系统包括储氢系统PLC控制柜，所述储氢系统PLC控制柜连接至固态储氢装置；所述PEM制氢装置电性连接至所述光伏逆变器的输出端，且所述PEM制氢装置的输入端连接至水箱，所述PEM制氢装置的输出端连接至所述固态储氢装置，所述固态储氢装置的输出端连接至所述燃料电池，所述燃料电池的输出端连接至所述水箱。

在其中一个实施例中，所述模块式绿电制氢储用控制系统还包括连接至所述交换机的能量管理系统、微网协调控制器、远程接口；所述能量管理系统包括工控机和显示器；所述远程接口通过网络连接至服务器和远程监控。

在其中一个实施例中于，所述模块式绿电制氢储用控制系统还包括连接至所述交换机的电舱辅助控制器；所述电舱辅助控制器与所述储能控制电舱上设置的第一环境调节装置电性连接。

在其中一个实施例中，所述第一环境调节装置包括电舱配电装置、电舱电动机构、电舱电表、电舱空调、电舱空气开关、电舱气体传感器和电舱消防装置。

在其中一个实施例中于，所述模块式绿电制氢储用控制系统还包括连接至所述交换机的氢舱辅助控制器；所述氢舱辅助控制器与所述绿氢储用氢舱上设置的第二环境调节装置电性连接。

在其中一个实施例中，所述第二环境调节装置包括氢舱配电装置、氢舱电动机构、氢舱电表、氢舱空调、氢舱空气开关、氢舱气体传感器和氢舱消防装置。

本申请提供的模块式绿电制氢储用控制系统，能够对光伏、储能电池簇、PEM制氢、固态储氢和燃料电池等设备建立遥信、遥测数据点表，控制调配各设备的工作模式及功率，实现各路分支的投切控制，在严酷环境条件下能使舱体环境参数满足各设备安全平稳运行。

本申请通过控制系统实现对模块式绿氢储用系统的可靠、合理、完善的监测和控制，并实现偏远地区运行的遥测、遥信、遥调、遥控等远动功能，构建信息采集、信息整理、自动调节、分析诊断、声光报警、历史记录及事件记录等功能，形成不同环境以及输入参数包括水温、气温、用户负载、资源预测、储能容量、氢气容量等运行情景的调节能力。控制系统采用基于SOC精准估计的能量高效自主均衡技术、基于大数据分析安全边界识别的远程故障诊断技术，实现远程的系统自主维护、故障诊断和策略优化功能，可解决偏远地区严酷天气条件下分布式模块绿氢储用系统管理的策略优化、智能诊断和远程维护问题。

附图说明

下面结合附图，通过对本申请的具体实施方式详细描述，将使本申请的技术方案及其它有益效果显而易见。

图1为本申请实施例提供的模块式绿电制氢储用系统的结构示意图。

图2为本申请实施例提供的模块式绿电制氢储用控制系统的结构示意图。

图中的标识如下：

储能控制电舱1，绿氢储用氢舱2，光伏发电装置3，

用户负载4，模块式绿电制氢储用控制系统5，第一安装底座6，

第二安装底座7，光伏逆变器11，电池管理系统12，

PEM制氢装置21，固态储氢装置22，燃料电池管理系统23，

水箱24，交换机51，电舱协调控制器52，

氢舱协调控制器53，微网协调控制器54，远程接口55，

工控机56，显示器57，电舱辅助控制器58，

氢舱辅助控制器59，光储控制系统100，储能电池簇121，

AC/DC双向逆变器122，一级升压DC/DC模块123，氢舱控制系统200，

制氢系统PLC控制柜201，储氢系统PLC控制柜202，

第一环境调节装置581，第二环境调节装置591。

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，所描述的实施例仅仅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作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。

在本申请的描述中，需要理解的是，术语“第一”、“第二”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性或者隐含指明所指示的技术特征的数量。由此，限定有“第一”、“第二”的特征可以明示或者隐含地包括一个或者更多个所述特征。在本申请的描述中，“多个”的含义是两个或两个以上，除非另有明确具体的限定。

在本申请的描述中，需要说明的是，除非另有明确的规定和限定，术语“安装”、“相连”、“连接”应做广义理解，例如，可以是固定连接，也可以是可拆卸连接，或一体地连接；可以是机械连接，也可以是电连接或可以相互通讯；可以是直接相连，也可以通过中间媒介间接相连，可以是两个元件内部的连通或两个元件的相互作用关系。对于本领域的普通技术人员而言，可以根据具体情况理解上述术语在本申请中的具体含义。

请参阅图1，本申请实施例提供一种模块式绿电制氢储用系统，包括两个模块式集装箱舱体，分别是储能控制电舱1和绿氢储用氢舱2。储能控制电舱1内的主要设备为储能电池簇、储能变流器、配电控制柜、能源管理系统、舱体环境保障系统。绿氢储用氢舱2内的主要设备有PEM制氢装置、固态储氢装置、燃料电池及舱体环境保障系统。舱体环境保障系统可共用设置也可分开设置。

具体的，请参阅图1，所述储能控制电舱1内设有光伏逆变器11和电池管理系统12，所述光伏逆变器11的输入端连接至光伏发电装置3（图中用光伏发电表示），所述光伏逆变器11的输出端连接至对外供电接口（未图示）、市电电网（图中用电网表示）及所述电池管理系统12；所述对外供电接口连接至用户负载4。

可理解的是，所述储能控制电舱1内设有光储逆控一体机和电池管理系统12；所述光储逆控一体机包括连接至光伏发电装置3的光伏逆变器11.

请参阅图1，所述绿氢储用氢舱2内设有PEM（质子交换膜，Proton ExchangeMembrane,PEM）制氢装置21、固态储氢装置22、燃料电池管理系统23（图中用燃料电池表示）及水箱24；其中水箱24、PEM制氢装置21、固态储氢装置22、燃料电池管理系统23及水箱24依次循环连接形成制氢、储氢设备。具体的讲，所述PEM制氢装置21电性连接至所述光伏逆变器11的输出端，且所述PEM制氢装置21的输入端连接至所述水箱24，所述PEM制氢装置21的输出端连接至所述固态储氢装置22，所述固态储氢装置22的输出端连接至所述燃料电池管理系统23，所述燃料电池管理系统23的输出端连接至所述水箱24，且所述燃料电池管理系统23电性连接至所述电池管理系统12。

请参阅图1，所述电池管理系统12包括储能电池簇121和AC/DC双向逆变器122;所述储能电池簇121与所述AC/DC双向逆变器122电性连接，所述AC/DC双向逆变器122与所述光伏逆变器11的输出端电性连接。

请参阅图1，所述电池管理系统12还包括一级升压DC/DC模块123（图中用DC/DC表示），所述燃料电池管理系统23通过所述一级升压DC/DC模块123电性连接至所述储能电池簇121。

在本实施例中，所述PEM制氢装置21包括电解池堆、电解水循泵、水/气分离设备、热控系统和压力调控系统。

在本实施例中，所述固态储氢装置22包括储氢罐、空调水制冷机、太阳能热水器、传感器、控制阀和管路；所述储氢罐采用La-Mg-Ni系储氢合罐体，所述储氢罐上设有质量流量控制器(MFC)；所述空调水制冷机在吸氢时提供冷水冷却所述储氢罐，所述太阳能热水器在放氢时加热所述储氢罐。

在本实施例中，所述燃料电池管理系统23包括两个氢燃料电池、一个启动电源和一个二级升压DC/DC模块；所述启动电源与所述两个氢燃料电池连接；所述两个氢燃料电池在正常状态下一用一备，每一氢燃料电池内设有用于提供氧气和氢气的空气系统和用于控制电堆内部温度的温控系统；每一氢燃料电池在获取氢气后在电堆内发生电化学反应产生电能后通过所述二级升压DC/DC模块输出至所述电池管理系统12。

可理解的是，所述绿氢储用氢舱2内设有储氢装置管理系统和制氢装置管理系统。所述制氢装置管理系统包括制氢系统PLC控制柜，所述制氢系统PLC控制柜连接至PEM制氢装置21；所述储氢装置管理系统包括储氢系统PLC控制柜，所述储氢系统PLC控制柜连接至固态储氢装置22。

在本实施例中，所述模块式绿电制氢储用系统包括固定在地面基础上的第一安装底座6和第二安装底座7，所述储能控制电舱1和所述绿氢储用氢舱2分别相邻设置在所述第一安装底座6和所述第二安装底座7上。

在使用时，太阳能光伏发电经汇流、逆变之后直接供给末端用户负载，在电力富裕时为储能电池簇充电，或启动PEM制氢装置21进行制氢、固态储氢装置进行储氢。在用电高峰储能电池簇辅助供电，然后燃料电池启动工作，经DC/DC升压为350V后为电池簇充电。本系统以储能控制电舱为核心，分别连接光伏发电阵列、绿氢储用氢舱、市电电网组成系统整体，对外具备供电接口，连接用户负载给负载供电，可以实现并、离网运行，并网充电、并网放电、离网功率平衡等工作模式。

其中，PEM制氢装置21主要由电解池堆、电解水循泵、水/气分离设备、热控系统、压力调控系统等组成。从经济性角度考虑，优先考虑使用可再生电力，尤其是可再生电力供应超过电网收购时数之后，使用可再生电力制取氢气避免电力阻塞和负电价。考虑到西北地区高寒多变以及高碱高硬的地表水，对PEM制氢系统中水处理和电解过程进行了优化和平衡，使其成为宽范围、快响应的高效水处理-电解制氢系统，功率负载范围为5％-100％，冷启动时间在5分钟之内。

其中，固态储氢装置22主要由储氢罐、空调水制冷机、太阳能热水器、传感器、控制阀和管路等组件组成，储氢采用LaNiMg低温型储氢合金，氢气的控制和计量，主要通过MFC控制和计量，通过流量的累积，确定吸氢和放氢量。吸氢时制冷机组提供冷水冷却储氢罐，放氢时通过太阳能热水器和加热棒的加热储氢罐，提升其温度为40-75℃，使储氢罐以一定放氢速率供给燃料电池。

其中，燃料电池管理系统23主要由两个氢燃料电池模块、一个锂电模块和一个二级升压DC/DC模块组成，两个氢燃料电池模块正常状态下一用一备。燃料电池模块内的空气系统提供的氧气和氢气系统提供的氢气在电堆内发生电化学反应，产生电能，供给一级升压DC/DC模块123，温控系统控制电堆内部温度，配电系统中的锂电池平抑功率波动并作为燃料电池的启动电源，二级升压DC/DC模块起到匹配外部电源系统母线电压的作用。

其中，氢燃料电池系统进行更加精确的热管理方式结合预测性的智能算法，根据环境温度变化对燃料电池运行参数进行相应的调节，尤其在西北地区严酷环境下，燃料电池堆自增湿方式可实现膜内水平衡供给，空气直接进入燃料电池阴极缝槽板和集流板流场，既充当氧化剂也起到冷却作用，无需外加增湿器和加热装置，降低能耗和维护成本。

请参阅图2，所述模块式绿电制氢储用系统还设一种模块式绿电制氢储用控制系统5，所述模块式绿电制氢储用控制系统作为前文所述的舱体环境保障系统。该控制系统实现PEM制氢、固态储氢、燃料电池发电、光伏、储能、电网及用户负载的能量及功率协调管理控制功能，同时实现收集各设备运行状态信息数据，通过保护功能控制各子系统在安全范围内运行，实现整个系统的实时监控及内部管理，且具备本地控制显示能力。在多能互补模块式绿氢储用系统中，控制系统综合构建“发电-储电-用电”、“生水-蓄水-用水-排水”、“产气-储气-用气-排气”以及“产热-热管理-热利用”四维体系，充分考虑各种应用场景尤其严酷环境地区应用场景下的控制参数和关联因素，在较小空间内完成系统配置和高效管理，实现系统稳定可靠运行。

在本实施例中，所述模块式绿电制氢储用控制系统5设置在模块式集装箱舱体内。具体的，所述模块式绿电制氢储用控制系统5设置于所述储能控制电舱1内，或者所述模块式绿电制氢储用控制系统5设置于所述绿氢储用氢舱2内。可理解的是，所述模块式绿电制氢储用控制系统5也可拆分后设置于所述储能控制电舱1和所述绿氢储用氢舱2内。

请参阅图1、图2，在本实施例中，所述模块式绿电制氢储用控制系统5包括交换机51、电舱协调控制器52和氢舱协调控制器53；所述交换机51与所述电舱协调控制器52相连接，所述电舱协调控制器52与所述光储逆控一体机、所述电池管理系统连接组成光储控制系统100；所述交换机51与所述氢舱协调控制器53相连接，所述氢舱协调控制器53与所述燃料电池管理系统、所述储氢装置管理系统、所述制氢装置管理系统组成氢舱控制系统200。

由于所述制氢装置管理系统包括制氢系统PLC控制柜，所述制氢系统PLC控制柜连接至PEM制氢装置21；所述储氢装置管理系统包括储氢系统PLC控制柜，所述储氢系统PLC控制柜连接至固态储氢装22。因此氢舱控制系统200包括制氢系统PLC控制柜201和储氢系统PLC控制柜202。

请参阅图2，在本实施例中，所述电池管理系统包括的一级升压DC/DC模块123即为图2中的燃料电池升压DC/DC;所述电池管理系统通过连接至所述储能电池簇121的所述一级升压DC/DC模块123电性连接至所述燃料电池管理系统。由于燃料电池管理系统23主要由两个氢燃料电池模块、一个锂电模块和一个二级升压DC/DC模块组成，因此每一氢燃料电池通过所述二级升压DC/DC模块和所述一级升压DC/DC模块123电性连接至所述储能电池簇121。

在本实施例中，所述模块式绿电制氢储用控制系统还包括连接至所述交换机51的能量管理系统、微网协调控制器54、远程接口55；所述能量管理系统包括工控机56和显示器57；所述远程接口55通过网络（包括SIM卡或公网）连接至服务器和远程监控。

请参阅图2，在本实施例中于，所述模块式绿电制氢储用控制系统还包括连接至所述交换机51的电舱辅助控制器58；所述电舱辅助控制器58与所述储能控制电舱1上设置的第一环境调节装置581电性连接。

在本实施例中，所述第一环境调节装置581包括电舱配电装置、电舱电动机构、电舱电表、电舱空调、电舱空气开关、电舱气体传感器和电舱消防装置。

请参阅图2，在本实施例中于，所述模块式绿电制氢储用控制系统还包括连接至所述交换机51的氢舱辅助控制器59；所述氢舱辅助控制器59与所述绿氢储用氢舱2上设置的第二环境调节装置591电性连接。

在本实施例中，所述第二环境调节装置591包括氢舱配电装置、氢舱电动机构、氢舱电表、氢舱空调、氢舱空气开关、氢舱气体传感器和氢舱消防装置。

模块式绿氢储用控制系统主要实现光伏、储能、电网、制氢系统、储氢系统、燃料电池发电系统及用户负载的能量及功率协调管理控制功能，同时收集各子系统运行状态信息数据、控制各子系统运行在安全范围内，通过与其它系统通信对整个系统进行实时监控及内部管理。控制系统主要由能量管理系统、微网控制器、远程服务器和远程监控构成控制系统的第一层级，实现整体系统的控制、监控；电舱协调控制器、氢舱协调控制器、电舱辅助控制器、氢舱辅助控制器构成控制系统的第二层级，实现各分系统的控制和链路通讯；协调控制器与各分系统的设备构成控制系统的第三级。

电舱协调控制器与光储一体机、电池管理系统组成光储控制系统；氢舱协调控制器与燃料电池管理系统、储氢装置管理系统、制氢装置管理系统组成氢舱控制系统；电舱辅助控制器与电舱配电装置、电舱集装箱配套设备通讯及控制；氢舱辅助控制器与氢舱配电装置、氢舱集装箱配套设备通讯及控制，整体控制系统架构如图2所示。

其中，电舱协调控制器的控制方式如下：

1）当储能电池簇SOC高于设定值SOC(制氢启动)时，按设定功率P运行制氢装置，当储能电池簇SOC低于设定值SOC(制氢停止)时，关闭制氢装置；

2）当储能电池簇SOC低于SOC(燃料电池启动)时，按设定功率P运行燃料电池，当储能电池簇SOC高于SOC(燃料电池关闭)时，关闭燃料电池；

3）并网情景下，储能电池簇SOC高于SOC(使用绿电)时，根据用户负载、制氢情况和光伏、燃料电池发电情况控制储能出力，实现并网点无电流的“虚断”状态。在储能电池簇SOC低于SOC(使用网电)时，光伏发电和燃料电池发电为储能充电，用户负载由电网供电；

4）离网情景下，储能电池簇SOC低于SOC(抛负载)时断开负载，储能电池簇SOC高于SOC(投负载)时接入负载；储能电池簇SOC低于SOC(抛氢舱)时断开氢舱，储能电池簇SOC高于SOC(投氢舱)时接入氢舱；

5）主网突然间断电情景下，脱开电网实现应急供电，并将主网断电情况下切换应急供电时间、对负载的供电时长作为系统参数在界面说明。

其中，氢舱协调控制器的控制方式如下：

1）制氢系统：收集制氢系统的运行信息、故障信息和故障等级，配合制氢系统的工作逻辑下发上级控制器的控制指令；

2）储氢系统：配合储氢系统工作逻辑下发上级控制器的控制指令，在储氢装置即将充满时降低吸氢速率设定值，在储氢装置的氢气即将释放放完毕时，主动降低放氢速率设定值。储氢系统正常急停关机和氢气泄露急停关机时，氢舱控制系统将急停原因反馈给储氢系统控制器，如果是氢气泄露急停关机，储氢系统主动泄放氢气；

3）燃料电池系统：下发氢舱协调控制器的指令给燃料电池系统，包括发电功率和故障保护指令等，统计燃料电池发电量；根据燃料电池系统运行状态控制新风机的运行状态；

4）与上级控制器之间：上传氢舱各相关系统的运行信息，统计各相关系统的故障状态，实时反馈故障代码至上级控制器并执行相应的故障保护措施，故障等级高于设定值时上级控制器直接切断氢舱供电。

其中，电舱、氢舱辅控控制器的控制方式如下：

1）氢舱安全：实时监测氢舱内的氢气浓度并判断氢舱的环境安全，当氢气浓度超过一定阀值后将会主动开启排风机直至氢气浓度低于一定值，当氢气浓度超高或者持续过高一段时间后将触发氢舱控制系统的环境安全保护，给各相关子系统发送急停指令从而保障环境安全；

2）舱体温度：温度控制分为舱体级和设备级，舱体级由微网控制器下发控制指令给舱体空调，由空调自动控制保持舱内温度平衡。电池簇储能容量低于设定值时为保障电池安全，关闭用户负载和空调，待系统充电容量超过设定值后再次开启空调；设备级由各设备根据自身所需温度和运行状态，自行控制内部加热或散热排风。

本申请提供的模块式绿电制氢储用控制系统，能够对光伏、储能电池簇、PEM制氢、固态储氢和燃料电池等设备建立遥信、遥测数据点表，控制调配各设备的工作模式及功率，实现各路分支的投切控制，在严酷环境条件下能使舱体环境参数满足各设备安全平稳运行。

本申请通过控制系统实现对模块式绿氢储用系统的可靠、合理、完善的监测和控制，并实现偏远地区运行的遥测、遥信、遥调、遥控等远动功能，构建信息采集、信息整理、自动调节、分析诊断、声光报警、历史记录及事件记录等功能，形成不同环境以及输入参数包括水温、气温、用户负载、资源预测、储能容量、氢气容量等运行情景的调节能力。控制系统采用基于SOC精准估计的能量高效自主均衡技术、基于大数据分析安全边界识别的远程故障诊断技术，实现远程的系统自主维护、故障诊断和策略优化功能，可解决偏远地区严酷天气条件下分布式模块绿氢储用系统管理的策略优化、智能诊断和远程维护问题。

在上述实施例中，对各个实施例的描述都各有侧重，某个实施例中没有详述的部分，可以参见其他实施例的相关描述。

以上对本申请实施例所提供的一种模块式绿电制氢储用控制系统进行了详细介绍，本文中应用了具体个例对本申请的原理及实施方式进行了阐述，以上实施例的说明只是用于帮助理解本申请的技术方案及其核心思想；本领域的普通技术人员应当理解：其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换；而这些修改或者替换，并不使相应技术方案的本质脱离本申请各实施例的技术方案的范围。

Claims (10)

1.一种模块式绿电制氢储用控制系统，其特征在于，设置在模块式集装箱舱体内；

所述模块式集装箱舱体包括相互组装连接的储能控制电舱和绿氢储用氢舱；所述储能控制电舱内设有光储逆控一体机和电池管理系统；所述绿氢储用氢舱内设有燃料电池管理系统、储氢装置管理系统和制氢装置管理系统；

其中，所述模块式绿电制氢储用控制系统包括交换机、电舱协调控制器和氢舱协调控制器；

所述交换机与所述电舱协调控制器相连接，所述电舱协调控制器与所述光储逆控一体机、所述电池管理系统连接组成光储控制系统；

所述交换机与所述氢舱协调控制器相连接，所述氢舱协调控制器与所述燃料电池管理系统、所述储氢装置管理系统、所述制氢装置管理系统组成氢舱控制系统。

2.如权利要求1所述的模块式绿电制氢储用控制系统，其特征在于，所述光储逆控一体机和所述电池管理系统均连接至市电电网和对外供电接口；所述光储逆控一体机包括连接至光伏发电装置的光伏逆变器，所述光伏逆变器输出端连接至所述对外供电接口、所述市电电网及所述电池管理系统；所述对外供电接口连接至用户负载。

3.如权利要求2所述的模块式绿电制氢储用控制系统，其特征在于，所述电池管理系统包括储能电池簇、AC/DC双向逆变器和一级升压DC/DC模块;所述储能电池簇与所述AC/DC双向逆变器电性连接，所述AC/DC双向逆变器与所述光伏逆变器的输出端电性连接，所述一级升压DC/DC模块电性连接至所述储能电池簇。

4.如权利要求3所述的模块式绿电制氢储用控制系统，其特征在于，所述燃料电池管理系统包括两个氢燃料电池、一个启动电源和一个二级升压DC/DC模块；所述启动电源与所述两个氢燃料电池连接；每一氢燃料电池通过所述二级升压DC/DC模块和所述一级升压DC/DC模块电性连接至所述储能电池簇。

5.如权利要求4所述的模块式绿电制氢储用控制系统，其特征在于，所述制氢装置管理系统包括制氢系统PLC控制柜，所述制氢系统PLC控制柜连接至PEM制氢装置；所述储氢装置管理系统包括储氢系统PLC控制柜，所述储氢系统PLC控制柜连接至固态储氢装置；所述PEM制氢装置电性连接至所述光伏逆变器的输出端，且所述PEM制氢装置的输入端连接至水箱，所述PEM制氢装置的输出端连接至所述固态储氢装置，所述固态储氢装置的输出端连接至所述燃料电池，所述燃料电池的输出端连接至所述水箱。

6.如权利要求1所述的模块式绿电制氢储用控制系统，其特征在于，所述模块式绿电制氢储用控制系统还包括连接至所述交换机的能量管理系统、微网协调控制器、远程接口；所述能量管理系统包括工控机和显示器；所述远程接口通过网络连接至服务器和远程监控。

7.如权利要求1所述的模块式绿电制氢储用控制系统，其特征在于，所述模块式绿电制氢储用控制系统还包括连接至所述交换机的电舱辅助控制器；所述电舱辅助控制器与所述储能控制电舱上设置的第一环境调节装置电性连接。

8.如权利要求7所述的模块式绿电制氢储用控制系统，其特征在于，所述第一环境调节装置包括电舱配电装置、电舱电动机构、电舱电表、电舱空调、电舱空气开关、电舱气体传感器和电舱消防装置。

9.如权利要求1所述的模块式绿电制氢储用控制系统，其特征在于，所述模块式绿电制氢储用控制系统还包括连接至所述交换机的氢舱辅助控制器；所述氢舱辅助控制器与所述绿氢储用氢舱上设置的第二环境调节装置电性连接。

10.如权利要求9所述的模块式绿电制氢储用控制系统，其特征在于，所述第二环境调节装置包括氢舱配电装置、氢舱电动机构、氢舱电表、氢舱空调、氢舱空气开关、氢舱气体传感器和氢舱消防装置。

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