一种模块式绿电制氢储用系统的制作方法
1.本技术涉及绿电制氢储用系统技术领域，具体涉及一种模块式绿电制氢储用系统。
背景技术：
2.目前的绿电制氢储用系统，首先利用过剩的可再生电力电解水制取氢气，然后将氢气进行储存，再以氢燃料电池分布式能源为核心构建微电网，与常规电网、可再生能源互相耦合构建多能源互补的能源管理系统，同时向末端负载热电联拱，提高可再生能源利用率，提升用能的灵活性和安全性。
3.当前有工业化的大型绿电制氢储用系统，主要包括电解制氢子系统、储氢子系统和氢燃料电池子系统，由于系统和设备庞大，存在的问题和使用限制也比较多，主要包括以下四点：
4.1）非模块化装置。现有绿电制氢储系统用多为定制开发，没有模块化、标准化，所有零部件、装配过程、产品测试、系统调试等没有标准化，导致系统生产、运输、现场安装易出错率极高，不能与特定规模和容量的风力发电、光伏矩阵直接匹配。大型绿电制氢储用系统控制难度大，非模块化、标准化系统使控制软件和硬件开发成本高，难以形成机器学习和通讯系统的结合机制，对边远地区，不能实现系统完全自行运转并降低运维成本。
5.2）严酷环境适应性差。绿电制氢储用系统多在我国太阳辐射强烈的西北地区使用，环境温差大，无论pem（质子交换膜，proton exchange membrane,pem）制氢及氢燃料电池，长时间低温会导致膜电极结冰，会使膜电极串漏造成不可逆损坏，从而影响设备寿命。此外，我国西北地区高寒多变以及高碱高硬的地表水，对于制氢装置有较大影响，会降低电解槽的性能和寿命。
6.3）系统扩展性受限。大型绿电制氢储用系统建成之后，多数在稳定状态下运行，很难根据末端负荷的变化进行设备的调整，扩展性受到限制，使用场景和运行策略不灵活。
7.4）系统运行稳定性低。绿电制氢储用系统较为复杂，水、电、气、热有不同的迟豫尺度，大型系统的迟滞更为明显，常规自控系统难以形成不同工作状态下系统的协调优化运行。为提升能源利用率，需要为不同模式下系统高效安全运行制定相应控制策略。
8.因此，亟需提供一种模块式的绿电制氢储用系统，来减小设备的体积，进而实现提升环境适应性、系统扩展性和稳定性是亟待解决的技术问题。
技术实现要素：
9.本技术实施例提供一种模块式绿电制氢储用系统，可以通过模块化来减小设备的体积，进而解决提升其环境适应性、系统扩展性和稳定性差的技术问题。能够针对我国西北地区严酷环境下可再生能源资源利用中消纳的瓶颈，解决制约其经济和产业发展的共性关键问题。
10.本技术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和绿氢储用氢舱；
11.其中所述储能控制电舱内设有光伏逆变器和电池管理系统，所述光伏逆变器的输入端连接至光伏发电装置，所述光伏逆变器的输出端连接至对外供电接口、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；
12.所述绿氢储用氢舱内设有pem（质子交换膜，proton exchange membrane,pem）制氢装置、固态储氢装置、燃料电池及水箱；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所述水箱，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，且所述燃料电池电性连接至所述电池管理系统。
13.在其中一个实施例中，所述电池管理系统包括储能电池簇和ac/dc双向逆变器;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。
14.在其中一个实施例中，所述电池管理系统还包括一级升压dc/dc模块，所述燃料电池通过所述一级升压dc/dc模块电性连接至所述储能电池簇。
15.在其中一个实施例中，所述模块式绿电制氢储用系统还设有舱体环境保障系统，所述舱体环境保障系统包括工控机、电舱协调控制器和氢舱协调控制器；所述工控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伏逆变器和所述电池管理系统电性连接；所述工控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pem制氢装置、所述固态储氢装置、所述燃料电池及所述水箱连接。
16.在其中一个实施例中，所述舱体环境保障系统设置于所述储能控制电舱内，或者所述舱体环境保障系统设置于所述绿氢储用氢舱内。
17.在其中一个实施例中，所述pem制氢装置包括电解池堆、电解水循泵、水/气分离设备、热控系统和压力调控系统。
18.在其中一个实施例中，所述固态储氢装置包括储氢罐、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。
19.在其中一个实施例中，所述燃料电池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。
20.在其中一个实施例中，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和第二安装底座，所述储能控制电舱和所述绿氢储用氢舱分别相邻设置在所述第一安装底座和所述第二安装底座上。
21.在其中一个实施例中，所述储能控制电舱内还设有配电控制柜和能源管理系统。
22.本技术提供的模块式绿电制氢储用系统，可以通过模块化来减小设备的体积，进而提升其环境适应性、系统扩展性和稳定性。本技术通过光伏发电、储电、制氢、储氢以及燃料电池气电转换等模块式系统集成，突破在特定资源和条件下的相关技术、设备及系统的
适应性和可行性，验证模块式系统多情景下的经济性，带动可再生能源大规模布局和应用。
23.上述模块式绿电制氢储用系统，能够有效解决多能复合能源利用过程中面临的关键技术问题，为可再生能源储能和高效利用提供技术支撑，并将较好地推动光储氢系统在各地的应用。尤其在我国西北地区风能和太阳能资源丰富地区，通过可再生能源发电制备氢气技术，实现氢燃料电池系统的多能联用，在低温高湿、高海拔环境条件的长期稳定性供电，可有效解决我国西部地区能源有效转换与利用。既能保障“绿水青山”的自然生态环境，又能为我国的“双碳”目标做出实际性贡献。
附图说明
24.下面结合附图，通过对本技术的具体实施方式详细描述，将使本技术的技术方案及其它有益效果显而易见。
25.图1为本技术实施例提供的模块式绿电制氢储用系统的结构示意图。
26.图中的标识如下：
27.储能控制电舱1，绿氢储用氢舱2，光伏发电装置3，
28.用户负载4，舱体环境保障系统5，第一安装底座6，
29.第二安装底座7，光伏逆变器11，电池管理系统12，
30.pem制氢装置21，固态储氢装置22，燃料电池23，
31.水箱24，工控机51，电舱协调控制器52，
32.氢舱协调控制器53，储能电池簇121，ac/dc双向逆变器122;
33.一级升压dc/dc模块123。
具体实施方式
34.下面将结合本技术实施例中的附图，对本技术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技术一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本技术中的实施例，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，都属于本技术保护的范围。
35.在本技术的描述中，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。在本技术的描述中，“多个”的含义是两个或两个以上，除非另有明确具体的限定。
36.在本技术的描述中，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技术中的具体含义。
37.请参阅图1，本技术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。
38.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。
39.请参阅图1，所述绿氢储用氢舱2内设有pem（质子交换膜，proton exchange membrane,pem）制氢装置21、固态储氢装置22、燃料电池23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23，所述燃料电池23的输出端连接至所述水箱24，且所述燃料电池23电性连接至所述电池管理系统12。
40.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。
41.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。
42.在本实施例中，所述模块式绿电制氢储用系统还设有舱体环境保障系统5，所述舱体环境保障系统5包括工控机51、电舱协调控制器52和氢舱协调控制器53；所述工控机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与所述光伏逆变器11和所述电池管理系统12电性连接；所述工控机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pem制氢装置21、所述固态储氢装置22、所述燃料电池23及所述水箱24连接。
43.可理解的是，所述电舱协调控制器52还可与所述储能控制电舱1上设置的第一环境调节装置电性连接。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。所述氢舱协调控制器53还可与所述绿氢储用氢舱2上设置的第二环境调节装置电性连接。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。
44.在本实施例中，所述舱体环境保障系统5设置于所述储能控制电舱1内，或者所述舱体环境保障系统5设置于所述绿氢储用氢舱2内。可理解的是，所述舱体环境保障系统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。
45.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。
46.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。
47.在本实施例中，所述燃料电池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。
48.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。
49.在本实施例中，所述储能控制电舱1内还设有配电控制柜和能源管理系统。
50.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。
51.其中，pem制氢装置主要由电解池堆、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。
52.其中，固态储氢系统主要由储氢罐、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。
53.其中，燃料电池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，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。
54.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。
55.其中，所述舱体环境保障系统包括的工控机、电舱协调控制器和氢舱协调控制器构成控制系统，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。
56.本技术提供的模块式绿电制氢储用系统，可以通过模块化来减小设备的体积，进而提升其环境适应性、系统扩展性和稳定性。本技术通过光伏发电、储电、制氢、储氢以及氢燃料电池气电转换等模块式系统集成，突破在特定资源和条件下的相关技术、设备及系统的适应性和可行性，验证模块式系统多情景下的经济性，带动可再生能源大规模布局和应用。
57.上述模块式绿电制氢储用系统，能够有效解决多能复合能源利用过程中面临的关键技术问题，为可再生能源储能和高效利用提供技术支撑，并将较好地推动光储氢系统在各地的应用。尤其在我国西北地区风能和太阳能资源丰富地区，通过可再生能源发电制备氢气技术，实现氢燃料电池系统的多能联用，在低温高湿、高海拔环境条件的长期稳定性供电，可有效解决我国西部地区能源有效转换与利用。既能保障“绿水青山”的自然生态环境，又能为我国的“双碳”目标做出实际性贡献。
58.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。
59.以上对本技术实施例所提供的一种模块式绿电制氢储用系统进行了详细介绍，本文中应用了具体个例对本技术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技术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技术各实施例的技术方案的范围。
技术特征：
1.一种模块式绿电制氢储用系统，其特征在于，包括两个模块式集装箱舱体，分别是储能控制电舱和绿氢储用氢舱；其中所述储能控制电舱内设有光伏逆变器和电池管理系统，所述光伏逆变器的输入端连接至光伏发电装置，所述光伏逆变器的输出端连接至对外供电接口、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；所述绿氢储用氢舱内设有pem制氢装置、固态储氢装置、燃料电池及水箱；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所述水箱，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，且所述燃料电池电性连接至所述电池管理系统。2.如权利要求1所述的模块式绿电制氢储用系统，其特征在于，所述电池管理系统包括储能电池簇和ac/dc双向逆变器;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。3.如权利要求2所述的模块式绿电制氢储用系统，其特征在于，所述电池管理系统还包括一级升压dc/dc模块，所述燃料电池通过所述一级升压dc/dc模块电性连接至所述储能电池簇。4.如权利要求1所述的模块式绿电制氢储用系统，其特征在于，所述模块式绿电制氢储用系统还设有舱体环境保障系统，所述舱体环境保障系统包括工控机、电舱协调控制器和氢舱协调控制器；所述工控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伏逆变器和所述电池管理系统电性连接；所述工控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pem制氢装置、所述固态储氢装置、所述燃料电池及所述水箱连接。5.如权利要求4所述的模块式绿电制氢储用系统，其特征在于，所述舱体环境保障系统设置于所述储能控制电舱内，或者所述舱体环境保障系统设置于所述绿氢储用氢舱内。6.如权利要求1所述的模块式绿电制氢储用系统，其特征在于，所述pem制氢装置包括电解池堆、电解水循泵、水/气分离设备、热控系统和压力调控系统。7.如权利要求1所述的模块式绿电制氢储用系统，其特征在于，所述固态储氢装置包括储氢罐、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；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。8.如权利要求1所述的模块式绿电制氢储用系统，其特征在于，所述燃料电池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。9.如权利要求1所述的模块式绿电制氢储用系统，其特征在于，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和第二安装底座，所述储能控制电舱和所述绿氢储用氢舱分别相邻设置在所述第一安装底座和所述第二安装底座上。
10.如权利要求1所述的模块式绿电制氢储用系统，其特征在于，所述储能控制电舱内还设有配电控制柜和能源管理系统。
技术总结
本申请公开了一种模块式绿电制氢储用系统。该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和绿氢储用氢舱；所述储能控制电舱内设有光伏逆变器和电池管理系统，所述光伏逆变器的输入端连接至光伏发电装置，所述光伏逆变器的输出端连接至对外供电接口、市电电网及所述电池管理系统；所述绿氢储用氢舱内设有PEM制氢装置、固态储氢装置、燃料电池及水箱；所述燃料电池电性连接至所述电池管理系统。本申请提供的模块式绿电制氢储用系统，可以通过模块化来减小设备的体积，进而提升其环境适应性、系统扩展性和稳定性。性。性。
