CN114914945A - 光伏直流离网电制氢***及其容量优化配置方法、自适应控制方法 - Google Patents
光伏直流离网电制氢***及其容量优化配置方法、自适应控制方法 Download PDFInfo
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Abstract
本发明的实施例提供了一种光伏直流离网电制氢***及其容量优化配置方法、自适应控制方法，涉及制氢技术领域。光伏直流离网电制氢***包括光伏直流电制氢模块、输气管道、储气罐***和压缩机，光伏直流电制氢模块通过输气管道汇集到储气罐***，储气罐***的出口连接压缩机，其中，光伏直流电制氢模块包括依次连接的光伏阵列、汇流箱、DC/DC变换器、电解水制氢槽和气液分离纯化装置。该***能够节省了直流线缆投资，可以实现光伏直流电制氢模块灵活配置，适用于沙漠、戈壁、荒漠等偏远地区的光伏规模化开发消纳。
Description
技术领域
本发明涉及制氢技术领域，具体而言，涉及一种光伏直流离网电制氢***及其容量优化配置方法、自适应控制方法。
背景技术
在沙漠、戈壁、荒漠等地区建设大型新能源基地对资源利用具有重要意义，但是偏远地区尚无电网或电网较为薄弱，导致大规模新能源电源开发需要等待电网建设，影响新能源规模化开发进度。大规模光伏制氢成为解决偏远地区，规模化开发新能源和本地消纳的重要应用模式。
传统的大规模光伏并网制氢***存在逆变、升压并网、传输、降压、整流制氢等多个环节，***损耗高、建设成本高；且大规模光伏接入需要电网提供接入点，其波动性、随机性容易影响电网安全稳定运行。因此，大规模光伏直流电制氢***方案成为新能源行业关注的重要技术路径。
专利申请CN107359363A、CN110601231A和CN107196418A均提出了一种基于光伏制氢和氢燃料电池一体化***，将光伏电池方阵发电一部分直接逆变上网，另一部分通过制氢、燃料电池发电上网，实现光伏发电的存储。但是，光伏发电的频繁波动会对制氢设备安全性造成影响，制氢设备的调节速率无法满足调度快速调节的需求。专利申请CN113098038A提出一种光伏制氢储能***，包括：光伏电站，光伏电站包括光伏板阵列、汇流箱、直流箱、逆变器和升压***，光伏板阵列发出的电依次通过汇流箱、直流箱、逆变器和升压***输送到电网。专利申请CN111934348A提出一种光伏电站分散式制氢与共享式储能直流侧接入***，利用共享式电池储能***，解决光伏电站弃电问题。上述技术方案中光伏发电主要通过电网消纳，不适合沙漠、戈壁、荒漠等偏远地区进行新能源规模化开发。
专利申请CN112217227A提出一种直流耦合光伏离网制氢***及其控制方法，优化了DC/DC变换器待机和开机等控制方法，避免了现有技术中DC/DC变换器在光照较弱时频繁开关机的问题。专利申请CN112217192A提出一种直流耦合光伏离网制氢***及其控制方法，优化了N个组串功率变换器的连接方式，避免了因单个DC/DC变换器出现故障而导致整个制氢***关闭的问题，增加了配电的可靠性，增强了***的冗余性能。专利申请CN112217193A提出一种直流耦合光伏离网制氢***及其控制方法，通过优化DC/DC变换单元，增加供电可靠性。专利申请CN112994075A提出一种光伏离网制氢方法和***，该光伏离网制氢***包括：光伏方阵***、两级式DC/DC变换器***制氢槽***和控制***。专利申请CN114182276A提出一种直流耦合光伏离网制氢***及其控制方法，光伏方阵通过DC/AC变换单元，为的辅助用电设备继续供电。上述专利申请中均采用光伏直流离网电制氢***技术，***中采用直流母线汇集导致大规模光伏制氢的直流电缆的长度大，投资成本高；且技术方案均采用了储气罐，没有考虑电制氢、储气罐、输气官网的联合调控，难以满足新能源电制氢规模化开发的需求和氢气大规模外输的问题。
可见，目前的光伏直流电制氢***至少存在以下问题：
1.并网型光伏制氢***方案中接入电网容量大，对输电通道和电网调节能力要求高，不适合弱电网或者无电网的沙漠、隔壁、荒漠地区的大规模新能源电制氢应用场景；
2.离网光伏直流电制氢***中采用直流汇集，导致电缆长度大，投资成本较高；
3.离网光伏直流电制氢***采用储气***，存储容量有限，没有考虑电制氢、储气罐、输气管网的联合调控，难以满足新能源电制氢规模化开发的需求和氢气大规模外输的需求，也没有考虑沙漠、隔壁、荒漠地区的大规模新能源电制氢的水源如何解决；
4.光伏阵列容量和电解槽功率没有采用优化配置方法，导致电制氢设备利用率较低，影响光伏制氢***的经济性。
发明内容
本发明的目的包括提供了一种光伏直流离网电制氢***及其容量优化配置方法、自适应控制方法，其能够节省了直流线缆投资，可以实现光伏直流电制氢模块灵活配置，适用于沙漠、戈壁、荒漠等偏远地区的光伏规模化开发消纳。
本发明的实施例可以这样实现：
第一方面，本发明提供一种光伏直流离网电制氢***，光伏直流离网电制氢***包括光伏直流电制氢模块、输气管道、储气罐***和压缩机，光伏直流电制氢模块通过输气管道汇集到储气罐***，储气罐***的出口连接压缩机，其中，光伏直流电制氢模块包括依次连接的光伏阵列、汇流箱、DC/DC变换器、电解水制氢槽和气液分离纯化装置。
在可选的实施方式中，依次连接的光伏阵列、汇流箱、DC/DC变换器和电解水制氢槽组成制氢单元，多个制氢单元共用一个气液分离纯化装置。
在可选的实施方式中，光伏直流离网电制氢***包括多个光伏直流电制氢模块，多个光伏直流电制氢模块并联后通过输气管道汇集到储气罐***。
在可选的实施方式中，光伏直流离网电制氢***包括多个光伏直流电制氢模块，多个光伏直流电制氢模块共用辅助设备；
每个光伏直流电制氢模块中，依次连接的光伏阵列、汇流箱、DC/DC变换器和电解水制氢槽组成制氢单元，多个制氢单元共用一个气液分离纯化装置。
在可选的实施方式中，输气管道包括氢气管道和氧气管道，储气罐***包括氢气储罐和氧气储罐，压缩机包括氢气压缩机和氧气压缩机；
气液分离纯化装置通过氢气管道连接到氢气储罐，氢气储罐连接到氢气压缩机，氢气压缩机接入外部输氢管道，气液分离纯化装置通过氧气管道连接到氧气储罐，氧气储罐连接到氧气压缩机，氧气压缩机接入外部输氧管道。
在可选的实施方式中，光伏直流离网电制氢***还包括水管道、储水罐、第一液体泵和第二液体泵；
电解水制氢槽通过水管道连接到第一液体泵，第一液体泵连接到储水罐，储水罐通过第二液体泵接入外部输水管道。
在可选的实施方式中，气液分离纯化装置包括氢气碱液分离装置、氢气纯化设备、氧气碱液分离装置和氧气纯化设备；
电解水制氢槽出来的氢气、碱液混合物进入氢气碱液分离装置，分离出来的氢气进入氢气纯化设备，氢气纯化设备后面连接氢气储罐、氢气压缩机和外部输氢管道；电解水制氢槽出来的氧气、碱液混合物进入氧气碱液分离装置，分离出来的氧气进入氧气纯化设备，氧气纯化设备后面连接氧气储罐、氧气压缩机和外部输氧管道。
在可选的实施方式中，光伏直流离网电制氢***还包括冷冻水管道、冷却水管道和碱液管道；
冷冻水管道为氢气纯化设备和氧气纯化设备供应冷冻水，冷却水管道为氢气碱液分离装置和氧气碱液分离装置提供冷却水，氢气碱液分离装置和氧气碱液分离装置通过碱液管道分别连接到水管道，水管道连接到电解水制氢槽，氢气碱液分离装置和氧气碱液分离装置出来的碱液，通过碱液管道进入到电解水制氢槽中，水管道根据电解水制氢槽中电解制氢耗水量补充原料水。
第二方面，本发明提供一种光伏直流离网电制氢***的容量优化配置方法，光伏直流离网电制氢***的容量优化配置方法应用于前述实施方式的光伏直流离网电制氢***，方法包括：
第一步：确定光伏阵列的直流母线电压U；
第二步：确定DC/DC变换器输出侧电压U1，进而确定电解水制氢槽的功率P；
第三步：根据电解水制氢槽的功率调节范围，确定光伏阵列的组件容量。
第三方面，本发明提供一种光伏直流离网电制氢***的自适应控制方法，光伏直流离网电制氢***的自适应控制方法应用于前述实施方式的光伏直流离网电制氢***，方法包括：
根据电解水制氢槽的运行功率，调节气液分离装置中碱液流量、冷却水流量和原料水流量，保证电解水制氢槽入口的碱液温度为65℃～70℃和电解水制氢槽出口的碱液温度范围在80℃～90℃；
控制阀门以保证气液分离器中氧气侧和氢气侧出口压力相同，根据场内气体管道压力自动调节纯化设备的出口气体压力。
本发明实施例提供的光伏直流离网电制氢***及其容量优化配置方法、自适应控制方法的有益效果包括：
1.气体管道替代了直流线缆，节省了直流线缆投资，可以实现光伏直流电制氢模块灵活配置，同时结合大型新能源基地中氢气管道外输发展趋势，适用于沙漠、戈壁、荒漠等偏远地区的光伏规模化开发消纳；
2.采用输气管道，替代传统输电线路，采用电制氢、储氢和输氢联合优化，提高了输气管道的利用率，避免了光伏发电利用小时数低、导致输电线路利用率低的问题。
附图说明
为了更清楚地说明本发明实施例的技术方案，下面将对实施例中所需要使用的附图作简单地介绍，应当理解，以下附图仅示出了本发明的某些实施例，因此不应被看作是对范围的限定，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他相关的附图。
图1为本发明第一实施例提供的光伏直流离网电制氢***的组成框图；
图2为本发明第二实施例提供的光伏直流离网电制氢***的组成框图；
图3为本发明第三实施例提供的光伏直流离网电制氢***的组成框图；
图4为本发明第四实施例提供的光伏直流离网电制氢***的组成框图；
图5为***中气液分离纯化装置的工作原理示意图。
图标：100-光伏直流离网电制氢***；1-光伏直流电制氢模块；2-制氢单元；21-光伏阵列；22-汇流箱；23-DC/DC变换器；24-电解水制氢槽；25-气液分离纯化装置；3-氢气碱液分离装置；4-氢气纯化设备；5-氧气碱液分离装置；6-氧气纯化设备；7-输气管道；71-氢气管道；72-氧气管道；8-储气罐***；81-氢气储罐；82-氧气储罐；9-压缩机；91-氢气压缩机；92-氧气压缩机；10-水管道；11-储水罐；12-第一液体泵；13-第二液体泵；14-冷冻水管道；15-冷却水管道；16-碱液管道。
具体实施方式
为使本发明实施例的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明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发明一部分实施例，而不是全部的实施例。通常在此处附图中描述和示出的本发明实施例的组件可以以各种不同的配置来布置和设计。
因此，以下对在附图中提供的本发明的实施例的详细描述并非旨在限制要求保护的本发明的范围，而是仅仅表示本发明的选定实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通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，都属于本发明保护的范围。
应注意到：相似的标号和字母在下面的附图中表示类似项，因此，一旦某一项在一个附图中被定义，则在随后的附图中不需要对其进行进一步定义和解释。
在本发明的描述中，需要说明的是，若出现术语“上”、“下”、“内”、“外”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，或者是该发明产品使用时惯常摆放的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。
此外，若出现术语“第一”、“第二”等仅用于区分描述，而不能理解为指示或暗示相对重要性。
需要说明的是，在不冲突的情况下，本发明的实施例中的特征可以相互结合。
大规模光伏直流离网电制氢***无需经过光伏入网审批，可大幅缩短建设周期，规模和容量设置更灵活；***不存在升压、传输、降压制氢等环节，***效率较并网制氢高，且离网运行对大电网没有影响。但是由于大规模光伏直流汇集离网制氢***需要直流汇集和直流输电，导致集中式光伏直流制氢***的投资成本较高。为解决上述问题，本发明实施例提出一种基于气体管道汇集、大规模的光伏直流离网电制氢***，具体结构见下文。
第一实施例
请参考图1，本实施例提出一种光伏直流离网电制氢***100，包括光伏直流电制氢模块1、输气管道7、储气罐***8和压缩机9，其中，光伏直流电制氢模块1包括依次连接的光伏阵列21、汇流箱22、DC/DC变换器23、电解水制氢槽24和气液分离纯化装置25。
光伏直流电制氢模块1后接输气管道7、储气罐***8和压缩机9等设备，光伏直流电制氢模块1通过输气管道7汇集到储气罐***8，储气罐***8的出口连接压缩机9，进而接入大容量的输气管道7输送到化工企业等下游用氢客户。该技术方案中采用输气管道7，替代了输电线路，适用于沙漠、戈壁、荒漠等偏远地区存在的无电网和电网薄弱等场景。
该技术方案的输气管道7替代了直流线缆，节省了直流线缆投资，同时结合大型新能源基地中氢气管道71外输发展趋势，可以实现沙漠、戈壁、荒漠等偏远地区光伏规模化开发，也可以实现以氢气方式规模化外输的新型大规模离网光伏直流电制氢方案。
第二实施例
请参考图2，本实施例提出一种光伏直流离网电制氢***100，其与第一实施例提供的***结构相近，不同之处在于，光伏直流电制氢模块1包括制氢单元2和气液分离纯化装置25，多个制氢单元2共用一个气液分离纯化装置25，降低气液分离和纯化装置的成本。
制氢单元2包括依次连接的光伏阵列21、汇流箱22、DC/DC变换器23和电解水制氢槽24。这样，可以提高光伏直流离网电制氢***100的制氢效率。
第三实施例
请参考图3，本实施例提出一种光伏直流离网电制氢***100，其与第一实施例提供的***结构相近，不同之处在于，具有多个光伏直流电制氢模块1。
每个光伏直流电制氢模块1包括依次连接的光伏阵列21、汇流箱22、DC/DC变换器23、电解水制氢槽24和气液分离纯化装置25。
输气管道7包括氢气管道71和氧气管道72，储气罐***8包括氢气储罐81和氧气储罐82，压缩机9包括氢气压缩机91和氧气压缩机92。光伏直流离网电制氢***100还包括水管道10、储水罐11、第一液体泵12、第二液体泵13和***控制器(图中未示出)。
其中，***控制器接入汇流箱22、DC/DC变换器23、电解水制氢槽24、气液分离纯化装置25、氢气压缩机91、氧气压缩机92、第一液体泵12、第二液体泵13以及管阀件的传感器，通讯网络满足双向通讯需求。***控制器采用优化控制算法对光伏直流电制氢模块1进行控制，实现光伏发电、电制氢、气液分离、气体纯化、补原料水、冷却水流量等关键过程的控制。
其中，电解水制氢槽24之间通过水管道10连接。水管道10通过第一液体泵12连接到储水罐11，储水罐11通过第二液体泵13接入外部输水管道10。气液分离纯化装置25通过氢气管道71连接到氢气储罐81，氢气储罐81连接到氢气压缩机91，氢气压缩机91接入外部输氢管道。气液分离纯化装置25通过氧气管道72连接到氧气储罐82，氧气储罐82连接到氧气压缩机92，氧气压缩机92接入外部输氧管道。
光伏直流电制氢模块1为内部自适应控制，根据光伏发电功率调节DC/DC变换器23以实现电解水制氢槽24的功率与光伏阵列21的功率相同。光伏直流电制氢模块1产生氢气和氧气，经过纯化后接入到厂区气体管道实现气体汇集，气体纯化设备的出气口安装了气体止回阀，避免厂区气体管道内气体反向流动影响光伏直流电制氢模块1的内部运行控制。不同光伏直流电制氢模块1之间相互独立运行，可以最大化利用光伏阵列21的发电继续电解水制氢。光伏直流离网电制氢***100的调控策略为根据储气罐出口的气体压力调节压缩机9的运行工况，保证进入输气管道7内气体满足输气管道7的要求。
第四实施例
请参考图4，本实施例提出一种光伏直流离网电制氢***100，其与第三实施例提供的***结构相近，不同之处在于，具有多个光伏直流电制氢模块1，形成光伏直流电制氢阵列，多个光伏直流电制氢模块1共用辅助设备。每个光伏直流电制氢模块1包括制氢单元2和气液分离纯化装置25，多个制氢单元2共用一个气液分离纯化装置25，降低气液分离和纯化装置的成本。
制氢单元2包括依次连接的光伏阵列21、汇流箱22、DC/DC变换器23和电解水制氢槽24。这样，可以提高光伏直流离网电制氢***100的制氢效率。
光伏直流电制氢阵列并联接入水管道10、氢气管道71、氧气管道72。该实施例中光伏直流电制氢模块1为内部自适应控制，根据光伏发电功率调节DC/DC变换器23，以实现电解水制氢槽24的功率与光伏阵列21的功率相同。不同光伏直流电制氢模块1之间相互独立运行，可以最大化利用光伏阵列21的发电继续电解水制氢。在该实施例中多个光伏直流电制氢模块1共用一套气液分离纯化装置25，可以提高碱液温度和纯化装置出口气体纯度的一致性，同时减低气液分离装置和纯化设备的投资。
在上述实施例中，电解水制氢槽24和气液分离纯化装置25中原料水、冷却水和冷冻水的水源都来自水管道10，水管道10中为工业用水水质，电解水制氢槽24和气液分离纯化装置25中包含水质纯化设备、冷冻水制备设备。多个光伏直流电制氢模块1的气体纯化装置出口的氢气均进入氢气管道71，气体纯化装置出口的氧气均进入氧气管道72。站内的氢气管道71接入氢气储罐81中，氢气罐储的出口连接氢气压缩机91，氢气压缩机91的出口接入外部输氢管道，将氢气输送到用户企业。站内的氧气管道72接入到氧气储罐82中，氧气储罐82的出口连接氧气压缩机92，氧气压缩机92的出口接入外部输氧管道，将氧气输送到用户企业。每个光伏直流制氢模块的气体纯化装置的气体管网在接入到输气管道7前安装止回阀，避免氢气从储气罐中向前段制氢工段回流。该方案中氢气压力或氧气的压力等于纯化设备出口的气体压力。
***中气液分离纯化装置25、管阀件、液体泵、压缩机9、***控制器等采用电网供电，保证辅助设备的供电可靠性。为了满足辅助设备的供电可靠性，配置UPS电源。
在其它实施例中，光伏直流离网电制氢***100复产、没有氧气用户的情况下，可以不配置氧气储罐82和氧气压缩机92，在气体纯化装置的氧气出口，通过管道在高处排放到空气中。该方案可以减少氧气储罐82和氧气压缩机92的设备投资。
请参阅图5，光伏直流电制氢阵列中多个电解水制氢槽24共用一套气液分离纯化设备，实现碱液气体混合物的集中分离、原料水集中补充、碱液温度集中控制，可以提高碱液温度控制的稳定性，采用大型气体纯化设备提高气体出口的纯度和压力稳定性。
光伏直流电制氢阵列中多个电解水制氢槽24出来的氢气、碱液混合物进入氢气碱液分离装置3，分离出来的氢气进入氢气纯化设备4，后面连接氢气储罐81、氢气压缩机91和外部输氢管道。光伏直流电制氢阵列中多个电解水制氢槽24出来的氧气、碱液混合物进入氧气碱液分离装置5，分离出来的氧气进入氧气纯化设备6，后面连接氧气储罐82、氧气压缩机92和外部输氧管道。光伏直流电制氢阵列中冷冻水管道14为两个气体纯化装置供应冷冻水，冷却水管道15为两个气液分离装置提供冷却水，该冷却水用于为气液分离装置中碱液降温，以满足电解水制氢槽24入口碱液温度的要求。光伏直流电制氢阵列中两个气液分离装置出来的碱液，通过碱液管道16进入到电解水制氢槽24中，水管道10与碱液管道16相连，根据电解水制氢槽24中电解制氢耗水量补充原料水。
光伏直流电制氢模块1采用了光伏阵列21和电解水制氢槽24的容量优化配置技术，提高了电制氢设备的利用率。通过优化配置方案，采取共用直流母线原则使用一台DC/DC变换器23连接光伏阵列21和电解水制氢槽24，避免光伏直流电制氢***中需要增加DC/DC升压、输电、DC/DC降压等环节设备，降低了直流环节的投资成本。
可选地，气体管道汇集技术方案也可以采用光伏直流电制氢模块1，后连接储气罐。储气罐通过罐车运输，集中到一个地点后利用压缩机9接入到大容量输氢管道。本实施例中，光伏阵列21、汇流箱22和电解槽通过一台DC/DC变换器23，也可以采用光伏阵列21、汇流箱22、DC/DC升压变换器、DC/DC降压变换器、电解槽的方式连接。电解水制氢槽24的气液分离装置的类型为氢气碱液分离器和氧气碱液分离器的碱液汇流之后，重新进入电解槽。本实施例的技术方案也适用于氢气侧和氧气侧气液分离器单独循环，分离之后碱液不汇流类型的气液分离装置。
光伏直流电制氢模块1的光伏阵列21和电解水制氢槽24的容量优化配置方法如下：
第一步：确定光伏阵列21的直流母线电压U，可选1000V和1500V。
第二步：确定DC/DC变换器23输出侧电压，即电解水制氢槽24的直流母线电压U1，进而确定电解水制氢槽24的功率P。DC/DC变换器23的变压比越接近1，其变换效率越高。DC/DC变换器23的变压比范围可以是0.2～5，为了保证变换效率，优选变换比范围为0.5～2。电解水制氢槽24的直流母线的电压可以通过调整电解小室数量进行调节，也可通过电解水制氢槽24串联连接实现。电解水制氢槽24的功率为直流电压*电极面电流，通过选择不同面积的电极和不同类型电解催化剂，可以优化电极面电流，进而优化电解水制氢槽24的功率。
P＝U1*I
其中，P为电解水制氢槽24的功率，单位kW；U1为电解水制氢槽24的直流母线电压，单位V；I为电解水制氢槽24的面电流，单位为A。
第三步：根据电解水制氢槽24的功率调节范围，确定光伏阵列21的组件容量。大型碱性电解水制氢槽24采用多孔隔膜，导致其在低负载工况下氢气杂质含量升高，影响电制氢效率和设备安全，因此大型碱性电解水制氢槽24具有最低运行功率。电解水制氢槽24的功率调节范围可以是30％～110％，采用共用气液分离装置和气体纯化设备的光伏直流电制氢阵列中，采取碱液温度集中控制，可以实现部分电解水制氢槽24停机情况，其它电解水制氢槽24正常运行，可以提高阵列中电制氢***的功率调节范围。在光伏直流电制氢模块1或阵列中电制氢***的功率调节范围[u1*P，u2*P]，其中u1、u2分别为电解槽功率最低运行功率比值和最大运行功率比值。
u2*P＝Ps
其中，Ps为光伏阵列21的峰值发电功率，单位kWp。
根据电制氢***的最大运行功率等于光伏阵列21峰值发电功率，确定光伏阵列21的容量，实现电制氢***完全消纳光伏发电。由于光伏阵列21在峰值发电功率的时间较短，通过电制氢***短时间超功率运行方式进行消纳，可以有效地提高电制氢设备的利用率。
本实施例中光伏直流电制氢模块1的容量优化配置可以是：按照1500V直流DC/DC根据最优变压比确定电解水制氢槽24的电压，变压比为2的时候电解水制氢槽24的直流电压为750V。电解水制氢槽24的面电流为8000A，则电解水制氢槽24的功率为6000kW。电解水制氢槽24采用灵活调控技术后功率调节范围30％*P～110％*P，根据电解水制氢槽24的额定功率等于光伏阵列21峰值功率，则光伏阵列21的发电容量为6600kWp。
本实施例还提供光伏直流离网电制氢***100的调控方法，包括：***控制器通过采集设备运行数据，通过数据处理确定优化的运行模式，将控制指令下发到响应设备，实现光伏直流离网电制氢***100的优化调度控制。
针对光伏直流电制氢模块1的集成***，***调控策略为根据氢气储罐81或氧气储罐82的出口压力和流量，调节压缩机9的运行功率，保证进入输气管道7的气体压力满足输气管道7的要求。其中，氢气储罐81和氧气储罐82的出口压力相同，以避免电解水制氢槽24内氢侧和氧侧出现压力差，导致气体杂质含量提高和隔膜寿命缩短。光伏直流电制氢模块1内光伏阵列21、DC/DC变换器23、电解水制氢槽24、气液分离装置、气体纯化设备采用自适应控制策略，实现最大化光伏发电制氢。
由于光伏直流电制氢阵列中共用气液分离装置和气体纯化设备，其阵列内自适应控制策略受到共用辅机的约束：
pdown＜＜ph＜＜pup
pdown＜＜po＜＜pup
ph＝po
其中，pdown、pup分别为压缩机9入口的气体压力下限值和气体压力上限值，单位kPa；ph、po分别为氢气储罐81和氧气储罐82的出口气体压力，单位kPa。
光伏直流电制氢阵列的自适应控制方法如下：
根据储水罐11的液位，控制接入到外部水管道10的液体泵的运行功率，保证储水罐11内水量充足，储水罐11出口的液体泵根据***的原料水、冷却水、冷冻水的用水量调节运行功率；光伏直流电制氢模块1的控制则根据光伏阵列21发电功率控制DC/DC变换器23，进而保证电解水制氢槽24的用电功率跟踪发电功率，实现最大化消纳光伏阵列21的发电。
光伏直流电制氢模块1中电解水制氢槽24后面的气液分离装置和纯化设备的控制策略为：根据电解水制氢槽24的运行功率，调节气液分离装置中碱液流量、冷却水流量和原料水流量，保证电解水制氢槽24入口的碱液温度为65℃～70℃和电解水制氢槽24出口的碱液温度范围在80℃～90℃，气液分离器中氧气侧和氢气侧出口压力需要控制阀门以保证两侧出口压力相同，纯化设备的出口根据场内气体管道压力自动调节出口气体压力。
光伏直流电制氢阵列中多个电解水制氢槽24的运行状态跟踪各自连接的光伏阵列21发电功率，不同电解水制氢槽24的运行工作点有所差异，其出口碱液温度有所差异但是氢侧和氧侧气液分离器后汇流的碱液重新进入电解水制氢槽24前温度相同。
本实施例提供的光伏直流离网电制氢***100及其容量优化配置方法、自适应控制方法的有益效果包括：
1.气体管道替代了直流线缆，节省了直流线缆投资，可以实现光伏直流电制氢模块1灵活配置，同时结合大型新能源基地中氢气管道71外输发展趋势，适用于沙漠、戈壁、荒漠等偏远地区的光伏规模化开发消纳；
2.采用输水管道10和输气管道7，替代传统输电线路，采用电制氢、储氢和输氢联合优化，提高了输气管道7的利用率，避免了光伏发电利用小时数低、导致输电线路利用率低的问题；
3.光伏直流电制氢模块1采用了光伏阵列21和电解水制氢槽24的容量优化配置技术，提高了电制氢设备的利用率，通过优化配置方案，采取共用直流母线原则使用一台DC/DC变换器23连接光伏阵列21和电解水制氢槽24，避免光伏直流电制氢***中需要增加DC/DC升压、输电、DC/DC降压等环节设备，降低了直流环节的投资成本；
4.光伏直流电制氢模块1或阵列的自适应控制方法，根据光伏阵列21的发电功率，控制DC/DC变换器23实现电解水制氢槽24在最优效率点运行，提高光伏直流电制氢模块1或阵列的电解效率，减少光伏弃电同时提高氢气与氧气产量；
5.光伏直流制氢阵列内部使用共用气液分离和气体纯化设备，降低气液分离和纯化装置的成本。
以上，仅为本发明的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应以权利要求的保护范围为准。
Claims (10)
1.一种光伏直流离网电制氢***，其特征在于，所述光伏直流离网电制氢***包括光伏直流电制氢模块(1)、输气管道(7)、储气罐***(8)和压缩机(9)，所述光伏直流电制氢模块(1)通过所述输气管道(7)汇集到所述储气罐***(8)，所述储气罐***(8)的出口连接所述压缩机(9)，其中，光伏直流电制氢模块(1)包括依次连接的光伏阵列(21)、汇流箱(22)、DC/DC变换器(23)、电解水制氢槽(24)和气液分离纯化装置(25)。
2.根据权利要求1所述的光伏直流离网电制氢***，其特征在于，依次连接的所述光伏阵列(21)、所述汇流箱(22)、所述DC/DC变换器(23)和所述电解水制氢槽(24)组成制氢单元(2)，多个所述制氢单元(2)共用一个所述气液分离纯化装置(25)。
3.根据权利要求1所述的光伏直流离网电制氢***，其特征在于，所述光伏直流离网电制氢***包括多个所述光伏直流电制氢模块(1)，多个所述光伏直流电制氢模块(1)并联后通过所述输气管道(7)汇集到所述储气罐***(8)。
4.根据权利要求1所述的光伏直流离网电制氢***，其特征在于，所述光伏直流离网电制氢***包括多个所述光伏直流电制氢模块(1)，多个所述光伏直流电制氢模块(1)共用辅助设备；
每个所述光伏直流电制氢模块(1)中，依次连接的所述光伏阵列(21)、所述汇流箱(22)、所述DC/DC变换器(23)和所述电解水制氢槽(24)组成制氢单元(2)，多个所述制氢单元(2)共用一个所述气液分离纯化装置(25)。
5.根据权利要求1所述的光伏直流离网电制氢***，其特征在于，所述输气管道(7)包括氢气管道(71)和氧气管道(72)，所述储气罐***(8)包括氢气储罐(81)和氧气储罐(82)，所述压缩机(9)包括氢气压缩机(91)和氧气压缩机(92)；
所述气液分离纯化装置(25)通过所述氢气管道(71)连接到所述氢气储罐(81)，所述氢气储罐(81)连接到所述氢气压缩机(91)，所述氢气压缩机(91)接入外部输氢管道，所述气液分离纯化装置(25)通过所述氧气管道(72)连接到所述氧气储罐(82)，所述氧气储罐(82)连接到所述氧气压缩机(92)，所述氧气压缩机(92)接入外部输氧管道。
6.根据权利要求1所述的光伏直流离网电制氢***，其特征在于，所述光伏直流离网电制氢***还包括水管道(10)、储水罐(11)、第一液体泵(12)和第二液体泵(13)；
所述电解水制氢槽(24)通过所述水管道(10)连接到所述第一液体泵(12)，所述第一液体泵(12)连接到所述储水罐(11)，所述储水罐(11)通过所述第二液体泵(13)接入外部输水管道(10)。
7.根据权利要求5所述的光伏直流离网电制氢***，其特征在于，所述气液分离纯化装置(25)包括氢气碱液分离装置(3)、氢气纯化设备(4)、氧气碱液分离装置(5)和氧气纯化设备(6)；
所述电解水制氢槽(24)出来的氢气、碱液混合物进入所述氢气碱液分离装置(3)，分离出来的氢气进入所述氢气纯化设备(4)，所述氢气纯化设备(4)后面连接所述氢气储罐(81)、所述氢气压缩机(91)和所述外部输氢管道；所述电解水制氢槽(24)出来的氧气、碱液混合物进入所述氧气碱液分离装置(5)，分离出来的氧气进入所述氧气纯化设备(6)，所述氧气纯化设备(6)后面连接所述氧气储罐(82)、所述氧气压缩机(92)和所述外部输氧管道。
8.根据权利要求7所述的光伏直流离网电制氢***，其特征在于，所述光伏直流离网电制氢***还包括冷冻水管道(14)、冷却水管道(15)和碱液管道(16)；
所述冷冻水管道(14)为所述氢气纯化设备(4)和所述氧气纯化设备(6)供应冷冻水，所述冷却水管道(15)为所述氢气碱液分离装置(3)和所述氧气碱液分离装置(5)提供冷却水，所述氢气碱液分离装置(3)和所述氧气碱液分离装置(5)通过所述碱液管道(16)分别连接到水管道(10)，所述水管道(10)连接到所述电解水制氢槽(24)，所述氢气碱液分离装置(3)和所述氧气碱液分离装置(5)出来的碱液，通过所述碱液管道(16)进入到所述电解水制氢槽(24)中，所述水管道(10)根据所述电解水制氢槽(24)中电解制氢耗水量补充原料水。
9.一种光伏直流离网电制氢***的容量优化配置方法，其特征在于，所述光伏直流离网电制氢***的容量优化配置方法应用于权利要求1所述的光伏直流离网电制氢***，所述方法包括：
第一步：确定所述光伏阵列(21)的直流母线电压U；
第二步：确定所述DC/DC变换器(23)输出侧电压U1，进而确定所述电解水制氢槽(24)的功率P；
第三步：根据所述电解水制氢槽(24)的功率调节范围，确定所述光伏阵列(21)的组件容量。
10.一种光伏直流离网电制氢***的自适应控制方法，其特征在于，所述光伏直流离网电制氢***的自适应控制方法应用于权利要求1所述的光伏直流离网电制氢***，所述方法包括：
根据所述电解水制氢槽(24)的运行功率，调节气液分离装置中碱液流量、冷却水流量和原料水流量，保证所述电解水制氢槽(24)入口的碱液温度为65℃～70℃和所述电解水制氢槽(24)出口的碱液温度范围在80℃～90℃；
控制阀门以保证气液分离器中氧气侧和氢气侧出口压力相同，根据场内气体管道压力自动调节纯化设备的出口气体压力。
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|---|---|---|---|---|
| CN115425681A (zh) * | 2022-08-31 | 2022-12-02 | 中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司 | 一种离网式光伏制氢耦合供电*** |
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- 2022-06-10 CN CN202210656640.2A patent/CN114914945A/zh active Pending
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