风光发电和制氢储氢系统及其运行控制方法与流程

本发明涉及新能源风光发电制氢技术领域，具体是一种风光发电和制氢储氢系统及其运行控制方法。

背景技术：

随着现代社会的快速发展，对能源的需求已经达到了一个高速增长的阶段。不仅电力能源短缺，制冷、供暖系统还造成严重的空气污染。能源安全和供需匹配等问题日益突出。风光等资源开始受到人们的关注。风能随机性，波动性，和无规律性的特点会造成风电并网困难，对电网冲击大且弃风量高。风力发电系统不能满足负荷晚高峰的要求。增强系统调峰能力，提高能源利用率仍然是主要目标。同时，平衡风电系统功率也是亟待研究的课题，制氢储氢过程中产生的热能和氧气如何循环利用，对于风电场附近地区的用户如何更大限度的利用风光热资源对节能减排具有重大意义。

传统风光储能系统并网控制方法，一方面风电场与电网调度指标之间不匹配造成的新能源利用效率不高；制氢储氢系统产生的氧气和热量直接排放掉，人们生活消耗的能源不能做到零碳排放。另一方面制氢不平滑、设备寿命短；再者，在控制方法中不考虑极端情况，忽略风光能源的互补性，造成储能系统中某些装置退运，影响设备寿命。

技术实现要素：

本发明提出风光发电和制氢储氢系统及其运行控制方法，主要解决风光发电和制氢储氢系统调峰能力差不能满足负荷晚高峰的要求、风能对电网冲击大、并网困难、制氢不平滑、设备寿命短和能源利用率低的问题。本发明利用超级电容器和功率协调控制模块和监测模块，有效解决了这一问题。具有系统调峰能力强、能满足负荷晚高峰的要求、能保证制氢平滑、延长设备寿命、并在保证制氢纯度的前提下能柔性并网的特点。

为了达到上述目的，本发明采取的技术方案是：风电场风机侧的ac/dc整流器与网侧dc/ac逆变器连接，网侧dc/ac逆变器另一端与电网交流母线上的变压器连接；直流母线上接有dc/dc的超级电容器，超级电容器后面连接制氢、储氢系统；光伏系统通过dc/dc与超级电容器前面的直流母线连接，作为风电场的功率补偿单元；还包括功率协调控制模块和监测模块，监测模块和功率协调控制模块相连。超级电容器配合功率协调控制模块使制氢系统工作于恒功率状态，使风电场柔性并网。

优选的，制氢、储氢系统包括固体氧化物电解槽和氢-空气燃料电池，固体氧化物电解槽输入端与氢-空气燃料电池输出端均通过多端口dc/dc变换器与超级电容器后面的直流母线相连；固体氧化物电解槽输出端通过储氧装置和内燃机与储能装置相连，储能装置通过dc/dc与固体氧化物电解槽输入端相连；固体氧化物电解槽输出端通过储氢装置和氢-空气燃料电池输入端相连；氢-空气燃料电池和内燃机产生的热能用于固体氧化物电解槽发生化学反应；制氢储氢系统以氢能为基础，吸收和补偿系统功率，保证并网点功率平滑，储能装置作为系统备用电源。

优选的，光伏系统dc/dc输出端与超级电容器前面的直流母线之间的线路上设置高压电器开关。

优选的，所述的风光发电和制氢储氢系统，其特征在于：还设有冷热系统，光伏系统的dc/dc输出端与冷热系统之间通过高压电器开关连接；在制氢储氢系统能够满足系统需求的时候，光伏系统连接用户，给用户进行制冷和供暖；当制氢储氢系统不能够平衡系统功率的时候，光伏系统或和冷热系统一起接入风电系统，解决制氢储氢系统极限问题；蓄热罐和闭式水蓄冷罐满足用户冷热需求，与氢-空气燃料电池一起为固体氧化物电解槽提供热能，为内燃机提供制冷；冷热系统可作为风电场的功率消耗单元；内燃机产生的热能用于固体氧化物电解槽发生化学反应。

所述的风光发电和制氢储氢系统的运行控制方法，其特征在于包括以下步骤：首先监测系统需要与功率协调控制和监测模块建立通讯，获取所述风光发电和制氢储氢系统的各种监测数据；通过对所获监测数据的分析，对比风电场功率和电网所需功率，根据两者差值对各系统的运行功率进行分配，同时将分配数据和运行状态反馈给功率协调控制和监测模块；制氢系统接收到功率信号之后将多余风能转换成氢能储存；当系统存在缺额功率，燃料电池消耗氢气进行补偿，超级电容器吸收系统高频功率并补偿制氢系统与其额定功率的差值，系统达到平衡时，柔性并网。

优选的，其特征在于包括以下步骤：

a、建立各个变流器的控制器与功率协调控制模块和监测模块的低带宽通讯：各个变流器的控制器采用自适应pi控制器，采集各监测系统的监测数据，监测数据包括以下其中的若干种或全部：风电场功率，上级电网调度功率，冷热系统的功率，用户功率，光伏系统功率，固体氧化物电解槽组/氢燃料电池组的整体功率，储氧/氢罐压力，储能装置的功率和荷电状态soc，超级电容器的电压和功率；以上各监测数据均与arm处理器的输入接口依次相连，并确定各部分功率参考值的输出端口；

b、经处理器arm的数据采集，判断，计算目前工作状态的设备功率与上级电网调度指标和用户负荷的差值，该差值信号并联经过高/低通滤波器，低通滤波器的输出功率数值分配给制氢储氢系统，高通滤波器的输出功率值交由超级电容器，以交接频率为分界，划分高频分量和低频分量；进而得出接入电解槽或燃料电池的设备个数；若需要断开设备运行，则工作时间最长的设备先停机；以及系统是否接入光伏系统；计算各控制单元的变流器的功率跟随参考值：采用功率电流双闭环控制方式，pref与该控制对象的功率p的差值输入功率pi调节器，功率环输出值与电压的商视为电流的参考值与被控对象的差值输入电流pi调节器，得出数值进行限幅，利用arm得到pwm的波形，通过pwm波形改变占空比实现变流器控制；

c、在超级电容器的控制中利用模糊逻辑控制确定超级电容器的uhigh和ulow：将采集到的超级电容器电压和pse数据，分别乘以1/uscmax和1/pwind，将实际值变为模糊值，输入到模糊控制器中，经过模糊规则调整，利用输出变量解模糊确定uhigh和ulow大小；

d、实现模式选择：通过传感器和互感器等测得功率，电压，电流和压力等信号，选择系统运行模式，计算风机接口变换器，光伏接口变换器，交流负载接口变换器，并网接口变换器，多端口变换器，储能接口变换器，超级电容器接口变换器的功率参考值；功率的参考值通过低带宽通讯输入到相应接口变换器的控制器，接收到功率参考值后，各单元接口变换器跟随参考信号进行工作，当指令一致时，保持当前运行状态，不一致时，变换运行模式，迅速跟随更新值。

优选的，其特征在于步骤c中，超级电容器电压论域{0.9，0.6，0.3}，pse论域{-1，-0.5，0，0.5，1}，设置uhigh或ulow的数值有6个：pb，很大；pm，较大；,ps，大；,ze，中等；ns，较小；nm，很小；利用通用隶属度函数evalmf确定隶属度函数，所用的模糊规则如下：

表中横坐标为超级电容器电压大小，纵坐标为pse，中间部分为uhigh/ulow设置的大小，例如当超级电容器电压为pb，pse数值为pb时，超级电容器的电压uhigh设置为pb，此时ulow的设置对超级电容器的运行没有影响，因此uhigh和ulow可以使用同一个模糊规则表。

优选的，超级电容器的控制人为设置三个电压范围，如公式(1)所示(uscmin<uhigh<uscmax,uscmin<ulow<uscmax)；三套电压范围对应三种工作状态(电压过高不可充电的状态1，可充可放的状态2，电压过低不可放电的状态3)，超级电容器切换电压范围的条件，ηsc→ηsclow与电解槽模式1变换到模式3的条件相同，ηsc→ηschigh与燃料电池运行模式8到模式9的条件相同；超级电容器根据系统运行状态选择配合燃料电池还是配合电解槽工作；

uscmin和uscmax是超级电容器的固有特性，需要根据系统需求选取，而uhigh和ulow选取定值会影响超级电容器在经过长时间充电或放电后能否继续配合系统工作，因此，采用模糊逻辑控制，将采集到的pse数据和超级电容器电压进行模糊化，对输入量进行尺度变换，确定多输入量的模糊语言，以及隶属度函数，将模糊化的输出量解模糊，确定超级电容器uhigh和ulow。

优选的，其特征在于模式选择为多种功率协调极限状态解决方案：

以下各模式中各符号含义如下：pwind表示风功率，pusers表示用户功率，pnet表示上级电网调度指标.，ppv表示光伏系统功率，ps表示储能设备功率，phl表示冷热系统功率，psc表示超级电容器功率，pn表示内燃机功率，fh2表示储氢罐压力，fo2表示储氧罐压力，pfc表示氢-空气燃料电池功率，pel表示电解槽额定功率，pse＝pwind+ppv+ps-pusers-pnet-phl，ηsc、ηsclow、ηschigh分别表示额定电压范围，低压电压范围，高压电压范围，usc表示超级电容器电压，uhigh、ulow表示超级电容器高、低压电压范围中电压分界值，m、k分别是介于0到n、t之间的正整数；下标中，带有ref为参考功率，max、min分别为最大和最小值；

判断pwind>pusers+pnet，pfcref＝0，此时ppv＝ps＝phl＝pn＝0；

模式1：判断所有电解槽是否能满足功率pse，mpel>pse>0，且超级电容器电压usc没有达到最高限制电压uscmax，则m-1个电解槽以额定功率pel运行，让电解槽工作电解水制氢，此时超级电容器的运行参考功率设置为pscref＝pse-mpel，

模式2：若超级电容器此时剩余可充电空间不足即psc+mpel<pse，储能设备释放电能让电解槽额定运行储能设备功率为psref＝pse-pscmax-mpel；

模式3：若usc＝uscmax，开启m个电解槽，则pse-mpel<0，系统功率由多余转变为不足pse>0→pse<0，此时超级电容器pscref＝mpel-pse放出功率弥补系统功率不足。

模式4：若储氢装置的压力fh2<fh2max没有到达上限，则继续储存氢气。

模式5：若fh2>fh2max达到上限，关闭电解槽mpel＝0，停止产生氢气，而此时，燃料电池不能工作，因此闭合开关k1、k2，接入光伏和冷热系统，由于光伏系统的功率ppv不可控，因此此时ppv≠0，ps≠0，phl≠0，风光一起为用户制冷或供暖，系统重新判断系统工作状态。

模式6：若储氧装置的压力fo2<fo2max未达到上限，则通过内燃机消耗氧气，产生的电能储存到储能装置中,供给电解槽备用。

模式7：若pse>tpel，所有电解槽全部打开，接入光伏和冷热系统，此时ppv≠0，ps≠0，phl≠0，pn＝0,储能设备和超级电容器吸收能量，重新平衡系统功率。

当风能小于用户和上网功率之和pwind<pusers，首先满足本地用户的负载，固体氧化物电解槽功率为零pelref＝0，pse<0。

模式8：若kpfc>|pse|>0且usc>uscmin，则k-1个燃料电池以恒定功率补偿系统功率，|pscref|＝|pse|-kpfc，若超级电容器剩余空间不足|psc|+kpfc<|pse|，则接入储能设备补足剩余功率psref＝|pse|-|psc|-kpfc。

模式9：若usc＝uscmin，开启k个燃料电池，pse<0→pse>0,则|pse|-kpfc>0，超级电容器吸收多余功率|pscref|＝kpfc-|pse|。

模式10：若储氢装置的压力fh2＝fh2min达到下限值，断开k4开启储能装置以不超过燃料电池所需功率的最大值运行电解制氢psref＝pse-kpfc，若化学反应十分缓慢不能达到燃料电池的要求，则闭合开关k1，断开k2、k3，接入光伏系统，蓄热罐和闭式水蓄冷罐继续满足用户冷热需求。由于光伏系统供给的功率由当时的光照情况决定，因此，配合超级电容器一起重新平衡功率。

模式11：储氧设备此时未达到压力上限fo2<fo2max，电解槽可继续运行产生氧气。

模式12：由于储氧设备此时若达到压力上限fo2<fo2max则启动内燃机工作消耗氧气，若此时储能设备soc＝1，则配合燃料电池向直流母线供电psref＝ps+kpfc。

模式13：若pse>tpfc，所有燃料电池投入工作，储能设备和超级电容器向直流母线供电pse＝|psc|+tpfc+ps。

模式14：当所有可接入的供电设备都不起作用的时候pse<|psc|+tpfc+ps，接入光伏系统，ppv≠0，重新平衡功率大小。

本发明的积极效果是：本发明主要解决风光发电和制氢储氢系统调峰能力差不能满足负荷晚高峰的要求、风能对电网冲击大并网困难、制氢不平滑、设备寿命短和能源利用率低的问题。本发明利用超级电容器和功率协调控制模块和监测模块，有效解决了这一问题。本发明具有系统调峰能力强、能满足负荷晚高峰的要求、能保证制氢平滑、延长设备寿命、并在保证制氢纯度的前提下能柔性并网、能源利用率高的特点。

而传统控制方式仅通过直流母线电压进行系统运行模式划分。风电场与电网调度指标之间不匹配、设备投运、制氢储氢系统达到极限引起并网点有功功率波动，容易出现弃风，且这种控制方式对设备容量要求较高。本发明解决现有技术中风电场与电网调度指标之间的复杂时序和能源利用率低的问题，保证制氢系统输入功率平滑，提高氢气纯度，延长设备寿命，降低系统成本，克服了现有技术仅根据直流母线电压划分工作模式的缺点。虽然系统能够形成电-氢-电的循环，但是氢气生成和利用的化学反应缓慢，需要超级电容器来跟踪系统变化的快速响应。在超级电容器达到限制电压后仍然可以配合系统工作，可选用较小容量的超级电容器通过模糊控制能够减小退运的概率，并保持在可充可放的状态，抵御未来一段时间系统的变化。整个系统的运行策略，配合超级电容器的工作方式，解决系统极端情况，例如：风力小，负荷需求突增，但氢气储量较低(或风力较大，负荷需求较低，氢气储量较大)。制氢的副产品氧气，就地进入内燃机，产生的电能作为系统的备用电源，省去氧气运输成本。光伏系统作为用户冷热需求的主要能源，能够有效解决供暖季环境污染问题。其次，利用生活废水清洗光伏电池板，延长光伏系统寿命。通过冷热系统解决多余并网风电的就地消纳问题，冷热系统和燃料电池产生的热能用于固体氧化物电解槽发生化学反应。以此解决高渗透率风电接入电网的问题。

附图说明

为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例或现有技术描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动性的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1本发明的实施例的系统结构图。

图2本发明实施例的系统流程图。

图3本发明实施例的超级电容器实现持续工作的控制结构图。

图4本发明实施例的系统控制监测电路。

图5为并网点有功功率。

图中标号含义1-光伏功率信号2-风功率信号3-光伏系统的功率参考信号4-超级电容器的电压和功率信号5-风电场整流器的控制信号6-超级电容器功率参考信号7-冷热系统功率信号8-燃料电池和电解槽的功率参考信号和温度信号9-并网点功率信号和风电场逆变器控制信号10-储氢装置的压力信号11-内燃机的功率和温度信号12-储氧装置的压力信号13-储能装置的功率参考信号和soc监测信号14-用户电负荷功率信号15-上级电网调度指标信号。

具体实施方式

为了使本发明所要解决的技术问题、技术方案及有益效果更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。

参阅附图。现对本发明进行说明，作为本发明提供的一种具体实施方式，本发明采取的技术方案是：风电场风机侧的ac/dc整流器与网侧dc/ac逆变器连接，网侧dc/ac逆变器另一端与电网交流母线上的变压器连接；直流母线上接有dc/dc的超级电容器，超级电容器后面连接制氢、储氢系统；光伏系统通过dc/dc与超级电容器前面的直流母线连接，作为风电场的功率补偿单元；还包括功率协调控制模块和监测模块，监测模块和功率协调控制模块相连。监测模块包括风电、光电、超级电容器、并网点的功率监测，超级电容器的电压监测，制氢储氢系统监测系统；储能装置的soc和功率监测，温度等监测系统；超级电容器配合功率协调控制模块使制氢系统工作于恒功率状态，使风电场柔性并网。

本发明与现有技术相比，本发明主要解决风光发电和制氢储氢系统调峰能力差不能满足负荷晚高峰的要求、风能对电网冲击大并网困难、制氢不平滑、设备寿命短和能源利用率低的问题。本发明利用超级电容器和功率协调控制模块和监测模块，有效解决了这一问题。本发明具有系统调峰能力强、能满足负荷晚高峰的要求、能保证制氢平滑、延长设备寿命、并在保证制氢纯度的前提下能柔性并网的特点。

作为本发明提供的一种具体实施方式，风机(50kw)侧的三相pwm整流器与网侧三相dc/ac逆变器连接，网侧dc/ac逆变器另一端与20kv电网交流母线上的变压器连接；1kv直流母线上接有dc/dc的超级电容器(15f)，超级电容器后面连接制氢、储氢系统(50kw的电解槽和燃料电池组)；光伏系统通过dc/dc与超级电容器前面的直流母线连接，作为风电场的功率补偿单元，还包括功率协调控制模块和监测模块，监测模块和功率协调控制模块相连；监测模块包括风电、光电、冷热系统、超级电容器、并网点的功率监测，超级电容器的电压监测(580v～400v)，制氢储氢系统的监测系统；储能装置的soc和功率监测，温度监测系统；超级电容器配合功率协调控制模块使制氢系统工作于恒功率状态。(10％<fo2/fo2max或fh2/fh2max<90％，20％<soc<90％)

作为本发明提供的一种具体实施方式，优选的，制氢、储氢系统包括固体氧化物电解槽和氢-空气燃料电池，固体氧化物电解槽输入端与氢-空气燃料电池输出端均通过多端口dc/dc变换器与超级电容器后面的直流母线相连；固体氧化物电解槽输出端通过储氧装置和内燃机与储能装置相连，储能装置通过dc/dc与固体氧化物电解槽输入端相连；固体氧化物电解槽输出端通过储氢装置和氢-空气燃料电池输入端相连；氢-空气燃料电池和内燃机产生的热能用于固体氧化物电解槽发生化学反应；制氢储氢系统以氢能为基础，吸收和补偿系统功率，保证并网点功率平滑，储能装置作为系统备用电源。

作为本发明提供的一种具体实施方式，优选的，光伏系统dc/dc输出端与超级电容器前面的直流母线之间的线路上设置高压电器开关。

本专利涉及的冷热系统是指通过电热泵机组和蓄热罐以及闭式水蓄冷罐组成的具有制冷供热功能的系统。

作为本发明提供的一种具体实施方式，优选的，所述的风光发电和制氢储氢系统，其特征在于：还设有冷热系统，光伏系统的dc/dc输出端与冷热系统之间通过高压电器开关连接；在制氢储氢系统能够满足系统需求的时候，光伏系统连接用户，给用户进行制冷和供暖；当制氢储氢系统不能够平衡系统功率的时候，光伏系统或和冷热系统一起接入风电系统，解决制氢储氢系统极限问题；蓄热罐和闭式水蓄冷罐满足用户冷热需求，与氢-空气燃料电池一起为固体氧化物电解槽提供热能，为内燃机提供制冷；冷热系统可作为风电场的功率消耗单元；内燃机产生的热能用于固体氧化物电解槽发生化学反应。

作为本发明提供的一种具体实施方式，所述的风光发电和制氢储氢系统的运行控制方法，其特征在于包括以下步骤：首先监测系统需要与功率协调控制和监测模块建立通讯，获取所述风光发电和制氢储氢系统的各种监测数据；通过对所获监测数据的分析，对比风电场功率和电网所需功率，根据两者差值对各系统的运行功率进行分配，同时将分配数据和运行状态反馈给功率协调控制和监测模块；制氢系统接收到功率信号之后将多余风能转换成氢能储存；当系统存在缺额功率，燃料电池消耗氢气进行补偿，超级电容器吸收系统高频功率并补偿制氢系统与其额定功率的差值，系统达到平衡时，柔性并网。

从而进一步提高了能源的利用率。

作为本发明提供的一种具体实施方式，优选的，其特征在于包括以下步骤：

a、建立各个变流器的控制器与功率协调控制模块和监测模块的低带宽通讯：各个变流器的控制器采用自适应pi控制器，采集各监测系统的监测数据，监测数据包括以下其中的若干种或全部：风电场功率，上级电网调度功率，冷热系统的功率，用户功率，光伏系统功率，固体氧化物电解槽组/氢燃料电池组的整体功率，储氧/氢罐压力，储能装置的功率和荷电状态soc，超级电容器的电压和功率；以上各监测数据均与arm处理器的输入接口依次相连，并确定各部分功率参考值的输出端口；

b、经处理器arm的数据采集，判断，计算目前工作状态的设备功率与上级电网调度指标和用户负荷的差值，该差值信号并联经过高/低通滤波器，低通滤波器的输出功率数值分配给制氢储氢系统，高通滤波器的输出功率值交由超级电容器，以交接频率为分界，划分高频分量和低频分量；进而得出接入电解槽或燃料电池的设备个数；若需要断开设备运行，则工作时间最长的设备先停机；以及系统是否接入光伏系统；计算各控制单元的变流器的功率跟随参考值：采用功率电流双闭环控制方式，pref与该控制对象的功率p的差值输入功率pi调节器，功率环输出值与电压的商视为电流的参考值与被控对象的差值输入电流pi调节器，得出数值进行限幅，利用arm得到pwm的波形，通过pwm波形改变占空比实现变流器控制；

c、在超级电容器的控制中利用模糊逻辑控制确定超级电容器的uhigh和ulow：将采集到的超级电容器电压和pse数据，分别乘以1/uscmax和1/pwind，将实际值变为模糊值，输入到模糊控制器中，经过模糊规则调整，利用输出变量解模糊确定uhigh和ulow大小；

d、实现模式选择：通过传感器和互感器等测得功率，电压，电流和压力等信号，选择系统运行模式，计算风机接口变换器，光伏接口变换器，交流负载接口变换器，并网接口变换器，多端口变换器，储能接口变换器，超级电容器接口变换器的功率参考值；功率的参考值通过低带宽通讯输入到相应接口变换器的控制器，接收到功率参考值后，各单元接口变换器跟随参考信号进行工作，当指令一致时，保持当前运行状态，不一致时，变换运行模式，迅速跟随更新值。

作为本发明提供的一种具体实施方式，优选的，其特征在于步骤c中，超级电容器电压论域{0.9，0.6，0.3}，pse论域{-1，-0.5，0，0.5，1}，设置uhigh或ulow的数值有6个：pb，很大；pm，较大；,ps，大；,ze，中等；ns，较小；nm，很小；利用通用隶属度函数evalmf确定隶属度函数，所用的模糊规则如下：

表中横坐标为超级电容器电压大小，纵坐标为pse，中间部分为uhigh/ulow设置的大小，例如当超级电容器电压为pb，pse数值为pb时，超级电容器的电压uhigh设置为pb，此时ulow的设置对超级电容器的运行没有影响，因此uhigh和ulow可以使用同一个模糊规则表。

作为本发明提供的一种具体实施方式，优选的，超级电容器的控制人为设置三个电压范围，如公式(1)所示(uscmin<uhigh<uscmax,uscmin<ulow<uscmax)；三套电压范围对应三种工作状态(电压过高不可充电的状态1，可充可放的状态2，电压过低不可放电的状态3)，超级电容器切换电压范围的条件，ηsc→ηsclow与电解槽模式1变换到模式3的条件相同，ηsc→ηschigh与燃料电池运行模式8到模式9的条件相同；超级电容器根据系统运行状态选择配合燃料电池还是配合电解槽工作；

uscmin和uscmax是超级电容器的固有特性，需要根据系统需求选取，而uhigh和ulow选取定值会影响超级电容器在经过长时间充电或放电后能否继续配合系统工作，因此，采用模糊逻辑控制，将采集到的pse数据和超级电容器电压进行模糊化，对输入量进行尺度变换，确定多输入量的模糊语言，以及隶属度函数，将模糊化的输出量解模糊，确定超级电容器uhigh和ulow。

作为本发明提供的一种具体实施方式，优选的，其特征在于模式选择为多种功率协调极限状态解决方案：

以下各模式中各符号含义如下：pwind表示风功率，pusers表示用户功率，pnet表示上级电网调度指标.，ppv表示光伏系统功率，ps表示储能设备功率，phl表示冷热系统功率，psc表示超级电容器功率，pn表示内燃机功率，fh2表示储氢罐压力，fo2表示储氧罐压力，pfc表示氢-空气燃料电池功率，pel表示电解槽额定功率，pse＝pwind+ppv+ps-pusers-pnet-phl，ηsc、ηsclow、ηschigh分别表示额定电压范围，低压电压范围，高压电压范围，usc表示超级电容器电压，uhigh、ulow表示超级电容器高、低压电压范围中电压分界值，m、k分别是介于0到n、t之间的正整数；下标中，带有ref为参考功率，max、min分别为最大和最小值；

判断pwind>pusers+pnet，pfcref＝0，此时ppv＝ps＝phl＝pn＝0；

模式1：判断所有电解槽是否能满足功率pse，mpel>pse>0，且超级电容器电压usc没有达到最高限制电压uscmax，则m-1个电解槽以额定功率pel运行，让电解槽工作电解水制氢，此时超级电容器的运行参考功率设置为pscref＝pse-mpel，

模式2：若超级电容器此时剩余可充电空间不足即psc+mpel<pse，储能设备释放电能让电解槽额定运行储能设备功率为psref＝pse-pscmax-mpel；

模式3：若usc＝uscmax，开启m个电解槽，则pse-mpel<0，系统功率由多余转变为不足pse>0→pse<0，此时超级电容器pscref＝mpel-pse放出功率弥补系统功率不足。

模式4：若储氢装置的压力fh2<fh2max没有到达上限，则继续储存氢气。

模式5：若fh2>fh2max达到上限，关闭电解槽mpel＝0，停止产生氢气，而此时，燃料电池不能工作，因此闭合开关k1、k2，接入光伏和冷热系统，由于光伏系统的功率ppv不可控，因此此时ppv≠0，ps≠0，phl≠0，风光一起为用户制冷或供暖，系统重新判断系统工作状态。

模式6：若储氧装置的压力fo2<fo2max未达到上限，则通过内燃机消耗氧气，产生的电能储存到储能装置中,供给电解槽备用。

模式7：若pse>tpel，所有电解槽全部打开，接入光伏和冷热系统，此时ppv≠0，ps≠0，phl≠0，pn＝0,储能设备和超级电容器吸收能量，重新平衡系统功率。

当风能小于用户和上网功率之和pwind<pusers，首先满足本地用户的负载，固体氧化物电解槽功率为零pelref＝0，pse<0。

模式8：若kpfc>|pse|>0且usc>uscmin，则k-1个燃料电池以恒定功率补偿系统功率，|pscref|＝|pse|-kpfc，若超级电容器剩余空间不足|psc|+kpfc<|pse|，则接入储能设备补足剩余功率psref＝|pse|-|psc|-kpfc。

模式9：若usc＝uscmin，开启k个燃料电池，pse<0→pse>0,则|pse|-kpfc>0，超级电容器吸收多余功率|pscref|＝kpfc-|pse|。

模式10：若储氢装置的压力fh2＝fh2min达到下限值，断开k4开启储能装置以不超过燃料电池所需功率的最大值运行电解制氢psref＝pse-kpfc，若化学反应十分缓慢不能达到燃料电池的要求，则闭合开关k1，断开k2、k3，接入光伏系统，蓄热罐和闭式水蓄冷罐继续满足用户冷热需求。由于光伏系统供给的功率由当时的光照情况决定，因此，配合超级电容器一起重新平衡功率。

模式11：储氧设备此时未达到压力上限fo2<fo2max，电解槽可继续运行产生氧气。

模式12：由于储氧设备此时若达到压力上限fo2<fo2max则启动内燃机工作消耗氧气，若此时储能设备soc＝1，则配合燃料电池向直流母线供电psref＝ps+kpfc。

模式13：若pse>tpfc，所有燃料电池投入工作，储能设备和超级电容器向直流母线供电pse＝|psc|+tpfc+ps。

模式14：当所有可接入的供电设备都不起作用的时候pse<|psc|+tpfc+ps，接入光伏系统，ppv≠0，重新平衡功率大小。

以上未述部分本领域技术人员均能实施。

尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，对于本领域的技术人员来说，依然可以在不脱离本发明的原理和宗旨的情况下在本发明的范围内可以对上述方案进行变化、修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换、改进等。凡在本发明的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。