一种分布式新能源微网电氢耦合的系统的制作方法

本发明涉及液压系统，具体为一种分布式新能源微网电氢耦合的系统。

背景技术：

1、随着能源转型进程的不断加速，以风光为主的分布式能源成为实现我国能源结构优化的主力军，但风光发电存在“间歇、波动、随机”的问题，无疑为配电网的规划、运营、消纳等带来了挑战。在这一需求下，智能微电网成为助力分布式能源发挥价值、加速落地应用的有力途径。它由分布式电源、储能、能量转换、负荷、监控和保护装置等组成的分散式可控发电系统，为新能源消纳和并网提供基础平台和保障。

2、国内外微电网的应用已经越来越广泛，应用场景逐渐丰富，尤其以可再生能源为主体的制绿氢方式是唯一能实现全周期零碳排放的制氢技术路线。将氢能与分布式可再生能源发电耦合，可有效降低分布式能源对电网的冲击，促进可再生能源消纳。同时电-氢耦合储能利用氢及衍生气体作为存储介质，能够实现规模从兆瓦级至百兆瓦级，存储时间从小时到季节的大规模长周期储能，未来它将不仅仅为用户提供电力服务，还将通过多能联供的方式，如与气体、水资源等供应系统相结合，提供更全面的、综合性的能源服务。

3、根据制氢场所及规模不同，可再生能源制氢模式分为集中式和分布式两种，目前各地布局较多的商业化制氢方式基本采用集中式，将风光发电并入电网，再从电网取电的制氢方式，存在成本高，灵活性不好，且要打通下游氢能的输出通道。而分布式微网制氢可降低对电网依赖，规模和容量设置灵活，电力价格成本低，根据用能终端可就近布置。根据上述可再生能源制氢系统的特点，本专利涉及在分布式条件下可再生能源微网制绿氢系统及方法。

技术实现思路

1、本发明的目的是提供一种分布式新能源微网电氢耦合的系统，以解决上述背景技术中提出的问题。

2、为了解决上述技术问题，本发明提供了如下的技术方案：

3、一种分布式新能源微网电氢耦合的系统，包括光伏发电单元、风力发电单元、电化学储能单元、电解水制氢单元、分布式新能源微电网以及通讯总线，所述光伏发电单元包括光伏组件和光伏发电dc/ac逆变器；风力发电单元包括风电机组和ac/ac变流器；电化学储能单元包括电池组和电池组dc/ac逆变器，电解水制氢单元包括ac/dc配电/整流/控制系统、碱性电解水制氢系统和气态/固态储氢系统，所述分布式新能源微电网上还依次连接有并网/离网控制器、氢燃料电池dc/ac逆变器、系统服务器、其他微网、外部气相站、能量交易市场；所述并网/离网控制器连接有外部电网；氢燃料电池dc/ac逆变器连接有氢燃料电池。

4、优选的，所述电化学储能单元中的电池组形成电池串，多路并入电池组dc/ac逆变器形成储能子单元，由4个储能子单元并入单元系统汇入母线。

5、优选的，所述氢燃料电池包括氢燃料发电模组、电池监测与控制装置和直流变流器，所述氢燃料电池模组组成串接形成4串电池串，4串电池串并接进入直流变流器形成0.5mw发电子单元。

6、本发明的工作过程为：

7、本发明结合供需端氢电预测模型，以风光发电量和需求端用电、用氢为判定条件，进行系统模式选定。当系统自检完成进入自动运行状态后，首先判定风光电力发电量是否大于等于8mw，若是，则判定需求端氢电需求，根据氢电需求选择模式1、模式2、模式3或模式4；若否，则判定风光发电量是否大于等于4mw，依次选择模式5，继续判定风光发电量是否大于等于1mw，若是则选择模式6，若否则选择模式7。下面对7种运行策略模式逐一说明。

8、模式1：该运行策略首先判定风光互补运行条件，若满足条件，则闭合风电、光伏逆变器；其次判定制氢是否优先，若是，变电站优先分配制氢功率5mw，若否，变电站分配供电功率3mw，闭合终端供电开关；同时判定制氢直流母线电压是否在设定区间dc750v-dc800v之间，若否，则接入电化学储能功率动态调节；再次系统判定电化学储能是否有可用充电容量，若无，则为电化学储能系统充电，并在达到设定值时启动制氢预热系统；最后，判定制氢系统预热是否完成，若预热完成，则启动制氢系统，开始连续制氢及储氢。

9、模式 2：该运行策略若满足风光互补运行条件，首先判定风光发电功率是否大于制氢系统额定运行功率下限，若满足条件，启动制氢流程，同时判定燃料电池储氢罐及储氢球罐是否超压，若超压则停止制氢系统，提示储氢装置已满；其次判定燃料电池储氢压缩机状态及燃料电池储氢罐压力，为燃料电池储氢罐充氢，当燃料电池储氢罐压力达到上限时，停止储氢；若有外送需求信号时，压缩机启动，供应3.2mpa压缩氢气，最后判定储氢球罐压力大于上限后，制氢系统排空或者停机。

10、模式3 ：本模式策略运行后，首先判定燃料电池储氢罐压力是否大于0.6mpa，若满足，则启动燃料电池系统，为终端供电；其次判定制氢是否优先，若是则变电站优先分配制氢功率5mw，若否则变电站分配供电功率3mw；再次判定电化学储能系统是否有可用充电容量，如有待充电达到设定值后启动制氢流程；最后判定燃料电池储氢压缩机状态及燃料电池储氢罐压力，当燃料电池储氢罐压力达到上限时，停止充氢，若有外送需求信号时，外送压缩机启动，供应3.2mpa外送氢气，后续判定储氢球罐压力大于上限后，制氢系统排空运行或者停机。

11、模式4：本模式策略运行后，判定电化学储能容量是否大于0.8mwh，若是则判定风光发电功率是否大于制氢系统额定运行功率下限，若满足条件启动制氢预热系统，预热完成后判定燃料电池储氢罐及储氢球罐温度是否超设定值、压力是否超额定值，并执行相应程序；最后判定燃料电池储氢压缩机状态及燃料电池储氢罐压力，根据相应条件为燃料电池储氢罐充氢或为储氢球罐充氢。

12、模式5：本模式策略运行后，判定制氢是否优先，如是则判定发电功率是否大于7mw，若是则变电站优先分配制氢功率5mw，燃料电池启动为终端供电，需求端正常运行，若发电功率小于7mw，则继续判定发电功率是否大于5mw，若大于则燃料电池启动为终端供电，需求端1-3mw低功率运行，若发电功率小于5mw，则变电站分配所有功率到制氢系统，燃料电池系统启动为终端供电，电能需求端最低功率（1mw）运行。

13、模式6：本模式策略运行后，判定制氢是否优先，若是则变电站分配制氢功率1mw，燃料电池系统为终端供电，同时判定燃料电池储氢罐压力是否大于0.6mpa，若是则燃料电池系统启动并为终端供电，变电站分配所有功率至制氢系统，若否则燃料电池不启动，变电站分配终端用电功率1mw，其余分配制氢系统，最后判定制氢直流母线电压是否在设定区间确定化学储能是否参与发电功率波动性调控。

14、模式7：本模式策略运行后，启动风光互补发电系统，变电站分配所有发电功率至用电终端，燃料电池系统启动为终端供电，制氢系统停机，电化学储能系统、储氢系统待机。

15、本发明的有益效果为：

16、（1）本发明中光伏发电单元采用分组发电、集中汇流方式设计，由光伏组件、dc/ac逆变器构成，并实时监测光伏发电的功率波动及底层设备运行状态，可实现对底层设备的高效管理和高效管控。

17、（2）本发明中电解水制氢系统由ac/dc配电/整流/控制系统，碱性电解水制氢系统，气态/固态储氢系统构成，其电解槽电源采用一对一整流独立供电方式，可对单台电解槽独立控制，调节其运行功率及产氢量，同时方便制氢装置对于电网功率波动适应性的调节和增强可靠性，水电解制氢电解槽类型选择目前在国内应用比较成熟的碱性水电解槽设备，具备较强的功率波动适应能力，能够在新能源功率波动场景下持续制氢，且能够在低功率条件下不停机运行。

18、（3）本发明中外部电网和并网/离网控制器具有并离网的无缝切换功能，在太阳光照充足的情况下，微网工作于并网模式，除了保证本地重要负载正常工作外，还可把多余的电能输送给电网；当电网出现故障时，微网切换到孤网模式，通过断开静态开关，利用蓄电池的储能，为本地重要负荷提供不间断供电，保证重要负荷供电的可靠与稳定。

19、（4）本发明中分布式微网制氢可降低对电网依赖，规模和容量设置灵活，电力价格成本低，根据用能终端可就近布置。