一种氢储能太阳能燃煤耦合灵活发电系统及运行方法与流程

本发明涉及多能源互补发电技术领域，具体涉及一种氢储能太阳能燃煤耦合灵活发电系统及运行方法。

背景技术：

近年来，在低碳环保发展的要求下，我国政府加快了多能互补示范工程建设。太阳能作为一种清洁环保的可再生能源，在我国能源结构占比中逐渐增加，但是由于太阳能的随机性和波动性较大，大规模发电并网加剧了电网波动，导致电网调峰调频的需求量越来越大，造成了我国部分地区可再生能源消纳困难；目前燃煤机组主要承担我国电力系统调峰任务，然而现有燃煤机组难以快速跟随频繁变化的电网自动发电控制指令。因此，合理地耦合太阳能热发电和燃煤发电并配备相应储能装置，提升机组灵活性，调高电能的有效存储和再利用率，是实现可再生能源有效消纳的重要手段。氢储能是一种稳定清洁且能够实现大规模存储的化学储能方式，同时电解制氢装置启动快，处理调节速度快，因此氢储能可作为一种良好的调峰储能选择。

目前尚未有合理的解决方案使得太阳能热发电和燃煤发电机组以及储能环节能够满足完全消纳太阳能，同时满足电网对机组灵活性的要求，需要解决的问题包括：

1)太阳能热发电受天气限制，难以稳定灵活地满足电网对供电量的需求，需要寻求更有潜力的耦合太阳能、燃煤和储能的方案，提高发电机组向电网供电的稳定性和灵活性。

2)由于太阳能的波动性但燃煤机组调峰性能有限，需要寻求更合理的控制方式来实现始终最大化利用太阳能。

3)由于太阳能热发电受天气限制而燃煤发电内部蓄热能力有限，需要解决氢储能系统如何配合太阳能燃煤耦合发电系统使得氢储能耦合太阳能燃煤发电系统能够更灵活高效调峰的控制问题。

技术实现要素：

为了解决上述现有技术存在的问题，本发明的目的在于提供一种氢储能太阳能燃煤耦合灵活发电系统及运行方法，该系统可实现太阳能热发电与燃煤发电耦合，控制氢储能系统快速抵消太阳能辐照强度变化引起的向电网输送功率的变化，保证太阳能始终保持最大化利用，且输送给电网的电量稳定，同时减轻燃煤机组调峰压力，提高系统灵活性和经济性

为了达到上述目的，本发明采用如下技术方案：

一种氢储能太阳能燃煤耦合灵活发电系统，包括耦合太阳能热发电的燃煤发电机组热力系统和氢储能系统：其中，

所述耦合太阳能热发电的燃煤发电机组热力系统包括依次连接的锅炉1、汽轮机高压缸2、汽轮机中低压缸3、凝汽器4、凝结水泵5、低压加热器6、除氧器7、给水泵8、二级高压加热器9和一级高压加热器10；还包括储热介质与给水换热器11、太阳能集热装置12、一级给水调节阀13、二级给水调节阀14和发电机15；储热介质与给水换热器11的储热介质入口与太阳能集热装置12的储热介质出口通过管道相连通，储热介质出口与太阳能集热装置12的储热介质入口通过管道相连通；储热介质与给水换热器11的给水入口通过一级给水调节阀13与二级高压加热器9的水工质入口相连通，还通过二级给水调节阀14与一级高压加热器10的水工质入口相连通；储热介质与给水换热器11的给水出口通过管道与一级高压加热器10的给水出口相连通；锅炉1的过热蒸汽出口与汽轮机高压缸2的入口相连通；锅炉1的给水入口和一级高压加热器10的给水出口相连通；汽轮机高压缸2的蒸汽出口通过锅炉1与汽轮机中低压缸3进汽口相连通；汽轮机高压缸2的第一级抽汽出口和一级高压加热器10的蒸汽入口通过管道相连通；汽轮机中低压缸3的第一级抽汽出口与二级高压加热器9的蒸汽入口通过管道相连通，第二级抽汽出口与除氧器7的蒸汽入口通过管道相连通，第三级抽汽出口与低压加热器6的蒸汽入口通过管道相连通；汽轮机中低压缸3的蒸汽出口与凝汽器4的进气口相连通；凝汽器4的水工质出口通过凝结水泵5与低压加热器6的水工质入口相连通；低压加热器6的水工质出口与除氧器7的水工质入口相连通；

所述氢储能系统包括依次相连的整流开关16、整流单元17、电解制氢槽18、储氢罐19、氢氧燃料电池21和逆变单元22和逆变开关23，还包括储氧罐20、氢气入口调节阀24、氧气入口调节阀25、氢气出口调节阀26和氧气出口调节阀27；整流单元17的交流侧与发电机15的输出侧通过整流开关16相连通；电解制氢槽18的电解端与整流单元17的直流侧通过电解电极相连通；电解制氢槽18的氢气出口与储氢罐19的氢气入口通过氢气入口调节阀24相连通；电解制氢槽18的氧气出口与储氧罐20的氧气入口通过氧气入口调节阀25相连通；储氢罐19的氢气出口与氢氧燃料电池21的氢气入口通过氢气出口调节阀26相连通；储氧罐20的氧气出口与氢氧燃料电池21的氧气入口通过氧气出口调节阀27相连通；氢氧燃料电池21的电能输出端与逆变单元22的直流侧相连通；逆变单元22的交流侧通过逆变开关23与电网相连通。

所述电解制氢槽18使用的是碱性水溶液电解制氢槽、固体氧化物电解槽或质子膜电解槽中的一个或其中一种或多种多个并联的组合。

所述储热介质与给水换热器11和太阳能集热装置12使用的储热介质是导热油类单相流动的介质。

所述氢氧燃料电池21使用的是碱性燃料电池、离子膜交换燃料电池或固体氧化物氢氧燃料电池中的一种或多种的串并联组合。

所述太阳能集热装置12加热后的储热介质温度在300℃～390℃之间。

上述一种太阳能燃煤耦合灵活发电系统的运行方法，通过一级给水调节阀13和二级给水调节阀14调节给水流量，保证太阳能最大化利用，当太阳辐照条件变化时，需要同时维持输送给电网的发电量稳定和有效利用太阳能热发电，即当太阳辐照增加时，闭合整流开关16，打开氢气入口调节阀24和氧气入口调节阀25，启动电解制氢槽18，关闭氢气出口调节阀26和氧气出口调节阀27，停止氢氧燃料电池21，断开逆变开关23，调节目标：保证输送电网的电量稳定，利用除输送给电网的电量外发电机产生的多余电能电解制氢，将电能转换成化学能储存至储氢罐19和储氧罐20；当太阳辐照降低时，断开整流开关16，闭合逆变开关23，关闭氢气入口调节阀24和氧气入口调节阀25，停止电解制氢槽18，启动氢氧燃料电池21，调节氢气出口调节阀26和氧气出口调节阀27，调节目标：使得氢氧燃料电池21产生的电能能够弥补发电机少产生的电能，保证输送电网的电量稳定。

上述一种氢储能太阳能燃煤耦合灵活发电系统的运行方法，其中一种实现方法为：当太阳辐照条件变化时，调节步骤分三步：

第一步，通过一级给水调节阀13调节由给水泵8出口引出并进入储热介质与给水换热器11的给水份额α2，通过二级给水调节阀14调节由二级高压加热器9给水出口引出并进入储热介质与给水换热器11的给水份额α1，利用储热介质与给水换热器11加热上述所引出的给水并与一级高压加热器10的出口给水汇集，控制进入锅炉1的入口给水温度不小于一级高压加热器10的出口给水温度，保证太阳能的最大化利用；

第二步，根据等效热降原理计算耦合太阳能热发电的燃煤发电机组发电功率的变化量δpe，计算方法如下：

δh＝α1τ1η1+α2(τ1η1+τ2η2)

式中：δh为系统循环做功变化量，kj/kg；δpe为燃煤发电机组发电功率变化量，kw；α1、α2分别为二级给水调节阀14调节由二级高压加热器9给水出口引出并进入储热介质与给水换热器11的给水份额和一级给水调节阀13调节由给水泵8出口引出并进入储热介质与给水换热器11的给水份额；τ1、τ2分别为一级高压加热器10中1kg水的焓升和二级高压加热器9中1kg水的焓升，kj/kg；η1和η2分别为汽轮机高压缸2的第一级抽汽效率和汽轮机中低压缸3的第一级抽汽效率；d0为汽耗量，kg/h；ηm为机械传动效率；ηg为发电机效率；

第三步，根据第二步所计算的发电功率变化量调节氢储能系统的功率，使得其抵消发电机功率的变化量，保证向电网输电功率平稳。

上述一种氢储能太阳能燃煤耦合灵活发电系统的运行方法，其中第三步的一种具体控制方法为：当发电功率的变化量δpe为正时，闭合整流开关16，打开氢气入口调节阀24和氧气入口调节阀25，启动电解制氢槽18，关闭氢气出口调节阀26和氧气出口调节阀27，停止氢氧燃料电池21，断开逆变开关23，调节整流单元17的输出电压及所述电解制氢槽18中子槽的串并联个数，使得电解制氢耗电功率等于燃煤发电机组发电功率变化量δpe，系统输送给电网的功率平稳，将电能转换成氢气和氧气的化学能存储至储氢罐19和储氧罐20；当发电功率的变化量δpe为负时，断开整流开关16，闭合逆变开关23，关闭氢气入口调节阀24和氧气入口调节阀25，停止电解制氢槽18，启动氢氧燃料电池21，调节氢气出口调节阀26和氧气出口调节阀27，调节所述氢氧燃料电池18中子燃料电池的串联个数，同时调节逆变单元22的占空比，使得所述氢氧燃料电池21的发电功率与等于燃煤发电机组发电功率变化量的绝对值|δpe|，弥补发电机发电功率不足，保证输送至电网的功率稳定。

上述一种太阳能燃煤耦合灵活发电系统的运行方法还包括：当光照条件良好且发电机组需要快速升负荷时，通过调节一级给水调节阀13和二级给水调节阀14，对给水流量和温度进行调节，闭合逆变开关23，快速启动氢氧燃料电池21，调节氢气出口调节阀26和氧气出口调节阀27，断开整流开关16，关闭氢气入口调节阀24和氧气入口调节阀25，停止电解制氢槽18，调节目标为：快速投切氢氧燃料电池，利用储存的氢气通过氢氧燃料电池发电，同时使给水温度提高且提高从锅炉1进入汽轮机高压缸2的主蒸汽流量与进入汽轮机中低压缸3的再热蒸汽流量的变化率，使得耦合太阳能的燃煤发电系统和氢储能系统向电网输送功率能够满足电网快速变负荷速率的要求，灵活调峰；当电网要求发电系统降负荷时，断开逆变开关23，闭合整流开关16，调节氢气入口调节阀24和氧气入口调节阀25，快速启动电解制氢槽18，关闭氢气出口调节阀26和氧气出口调节阀27，快速停止氢氧燃料电池21，调节目标为：在不改变汽轮机出力的条件下，降低向电网的输电量，利用电解制氢有效存储太阳能热量，使系统能够低负荷运行。

和现有技术相比，本发明具有以下优点：

(1)本发明可以计算由太阳辐照变化引起的发电机发电量的变化量，通过启动电解池或氢氧燃料电池快速弥补由太阳辐照变化引起的发电机发电量与电网要求电量之间的差值，快速消纳可再生能源波动，减轻对燃煤机组变负荷的要求，保证输送给电网的电量稳定，解决弃光问题。

(2)本发明可以控制进入锅炉的给水温度，调节进入储热介质与给水换热器的给水流量，保证太阳能的最大化利用，利用太阳能降低煤耗量，提高快速变负荷运行能力和宽负荷运行能力，提高系统经济性。

(3)本发明可以将太阳能集热装置和储热介质与给水换热器并联耦合至原有燃煤发电机组，对原有燃煤发电机组的管道改动小，结构简单，易于执行。

附图说明

图1为本发明氢储能太阳能燃煤耦合灵活发电系统示意图。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施方式对本发明做进一步详细说明。

如图1所示，本发明一种氢储能太阳能燃煤耦合灵活发电系统，包括耦合太阳能热发电的燃煤发电机组热力系统和氢储能系统：其中，

所述耦合太阳能热发电的燃煤发电机组热力系统包括依次连接的锅炉1、汽轮机高压缸2、汽轮机中低压缸3、凝汽器4、凝结水泵5、低压加热器6、除氧器7、给水泵8、二级高压加热器9和一级高压加热器10；还包括储热介质与给水换热器11、太阳能集热装置12、一级给水调节阀13、二级给水调节阀14和发电机15；储热介质与给水换热器11的储热介质入口与太阳能集热装置12的储热介质出口通过管道相连通，储热介质出口与太阳能集热装置12的储热介质入口通过管道相连通；储热介质与给水换热器11的给水入口通过一级给水调节阀13与二级高压加热器9的水工质入口相连通，还通过二级给水调节阀14与一级高压加热器10的水工质入口相连通；储热介质与给水换热器11的给水出口通过管道与一级高压加热器10的给水出口相连通；锅炉1的过热蒸汽出口与汽轮机高压缸2的入口相连通；锅炉1的给水入口和一级高压加热器10的给水出口相连通；汽轮机高压缸2的蒸汽出口通过锅炉1与汽轮机中低压缸3进汽口相连通；汽轮机高压缸2的第一级抽汽出口和一级高压加热器10的蒸汽入口通过管道相连通；汽轮机中低压缸3的第一级抽汽出口与二级高压加热器9的蒸汽入口通过管道相连通，第二级抽汽出口与除氧器7的蒸汽入口通过管道相连通，第三级抽汽出口与低压加热器6的蒸汽入口通过管道相连通；汽轮机中低压缸3的蒸汽出口与凝汽器4的进气口相连通；凝汽器4的水工质出口通过凝结水泵5与低压加热器6的水工质入口相连通；低压加热器6的水工质出口与除氧器7的水工质入口相连通；

所述氢储能系统包括依次相连的整流开关16、整流单元17、电解制氢槽18、储氢罐19、氢氧燃料电池21和逆变单元22和逆变开关23，还包括储氧罐20、氢气入口调节阀24、氧气入口调节阀25、氢气出口调节阀26和氧气出口调节阀27；整流单元17的交流侧与发电机15的输出侧通过整流开关16相连通；电解制氢槽18的电解端与整流单元17的直流侧通过电解电极相连通；电解制氢槽18的氢气出口与储氢罐19的氢气入口通过氢气入口调节阀24相连通；电解制氢槽18的氧气出口与储氧罐20的氧气入口通过氧气入口调节阀25相连通；储氢罐19的氢气出口与氢氧燃料电池21的氢气入口通过氢气出口调节阀26相连通；储氧罐20的氧气出口与氢氧燃料电池21的氧气入口通过氧气出口调节阀27相连通；氢氧燃料电池21的电能输出端与逆变单元22的直流侧相连通；逆变单元22的交流侧通过逆变开关23与电网相连通。

作为本发明的优选实施方式，电解制氢槽18使用的是碱性水溶液电解制氢槽、固体氧化物电解槽或质子膜电解槽中的一个或其中一种或多种多个并联的组合。

作为本发明的优选实施方式，储热介质与给水换热器11和太阳能集热装置12使用的储热介质是导热油类单相流动的介质。

作为本发明的优选实施方式，氢氧燃料电池21使用的是碱性燃料电池、离子膜交换燃料电池或固体氧化物氢氧燃料电池中的一种或多种的串并联组合。

作为本发明的优选实施方式，太阳能集热装置12加热后的储热介质温度在300℃～390℃之间。

如图1所示，本发明太阳能燃煤耦合灵活发电系统的运行方法，通过一级给水调节阀13和二级给水调节阀14调节给水流量，保证太阳能最大化利用，当太阳辐照条件变化时，需要同时维持输送给电网的发电量稳定和有效利用太阳能热发电，即当太阳辐照增加时，闭合整流开关16，打开氢气入口调节阀24和氧气入口调节阀25，启动电解制氢槽18，关闭氢气出口调节阀26和氧气出口调节阀27，停止氢氧燃料电池21，断开逆变开关23，调节目标：保证输送电网的电量稳定，利用除输送给电网的电量外发电机产生的多余电能电解制氢，将电能转换成化学能储存至储氢罐19和储氧罐20；当太阳辐照降低时，断开整流开关16，闭合逆变开关23，关闭氢气入口调节阀24和氧气入口调节阀25，停止电解制氢槽18，启动氢氧燃料电池21，调节氢气出口调节阀26和氧气出口调节阀27，调节目标：使得氢氧燃料电池21产生的电能能够弥补发电机少产生的电能，保证输送电网的电量稳定。

如图1所示，本发明氢储能太阳能燃煤耦合灵活发电系统的运行方法，其中一种实现方法为：当太阳辐照条件变化时，调节步骤分三步：

第一步，通过一级给水调节阀13调节由给水泵8出口引出并进入储热介质与给水换热器11的给水份额α2，通过二级给水调节阀14调节由二级高压加热器9给水出口引出并进入储热介质与给水换热器11的给水份额α1，利用储热介质与给水换热器11加热上述所引出的给水并与一级高压加热器10的出口给水汇集，控制进入锅炉1的入口给水温度不小于一级高压加热器10的出口给水温度，保证太阳能最大化利用；

第二步，根据等效热降原理计算耦合太阳能热发电的燃煤发电机组发电功率的变化量δpe，计算方法如下：

δh＝α1τ1η1+α2(τ1η1+τ2η2)

式中：δh为系统循环做功变化量，kj/kg；δpe为燃煤发电机组发电功率变化量，kw；α1、α2分别为二级给水调节阀14调节由二级高压加热器9给水出口引出并进入储热介质与给水换热器11的给水份额和一级给水调节阀13调节由给水泵8出口引出并进入储热介质与给水换热器11的给水份额；τ1、τ2分别为一级高压加热器10中1kg水的焓升和二级高压加热器9中1kg水的焓升，kj/kg；η1和η2分别为汽轮机高压缸2的第一级抽汽效率和汽轮机中低压缸3的第一级抽汽效率；d0为汽耗量，kg/h；ηm为机械传动效率；ηg为发电机效率；

第三步，根据第二步所计算的发电功率变化量调节氢储能系统的功率，使得其抵消发电机功率的变化量，保证向电网输电功率平稳。

如图1所示，本发明氢储能太阳能燃煤耦合灵活发电系统的运行方法，其中第三步的一种具体控制方法可以为：当发电功率的变化量δpe为正时，闭合整流开关16，打开氢气入口调节阀24和氧气入口调节阀25，启动电解制氢槽18，关闭氢气出口调节阀26和氧气出口调节阀27，停止氢氧燃料电池21，断开逆变开关23，调节整流单元17的输出电压及所述电解制氢槽18中子槽的串并联个数，使得电解制氢耗电功率等于燃煤发电机组发电功率变化量δpe，系统输送给电网的功率平稳，将电能转换成氢气和氧气的化学能存储至储氢罐19和储氧罐20；当发电功率的变化量δpe为负时，断开整流开关16，闭合逆变开关23，关闭氢气入口调节阀24和氧气入口调节阀25，停止电解制氢槽18，启动氢氧燃料电池21，调节氢气出口调节阀26和氧气出口调节阀27，调节所述氢氧燃料电池18中子燃料电池的串联个数，同时调节逆变单元22的占空比，使得所述氢氧燃料电池21的发电功率与等于燃煤发电机组发电功率变化量的绝对值|δpe|，弥补发电机发电功率不足，保证输送至电网的功率稳定。

如图1所示，本发明太阳能燃煤耦合灵活发电系统的运行方法还包括：当光照条件良好且发电机组需要快速升负荷时，通过调节一级给水调节阀13和二级给水调节阀14，对给水流量和温度进行调节，闭合逆变开关23，快速启动氢氧燃料电池21，调节氢气出口调节阀26和氧气出口调节阀27，断开整流开关16，关闭氢气入口调节阀24和氧气入口调节阀25，停止电解制氢槽18，调节目标为：快速投切氢氧燃料电池，利用储存的氢气通过氢氧燃料电池发电，同时使给水温度提高且提高从锅炉1进入汽轮机高压缸2的主蒸汽流量与进入汽轮机中低压缸3的再热蒸汽流量的变化率，使得耦合太阳能的燃煤发电系统和氢储能系统向电网输送功率能够满足电网快速变负荷速率的要求，灵活调峰；当电网要求发电系统降负荷时，断开逆变开关23，闭合整流开关16，调节氢气入口调节阀24和氧气入口调节阀25，快速启动电解制氢槽18，关闭氢气出口调节阀26和氧气出口调节阀27，快速停止氢氧燃料电池21，调节目标为：在不改变汽轮机出力的条件下，降低向电网的输电量，利用电解制氢有效存储太阳能热量，使系统能够低负荷运行。

本发明通过布置耦合太阳能热发电的燃煤发电机组热力系统和氢储能系统提高燃煤电站内部解决消除可再生能源发电功率变化的问题的能力，通过计算由太阳辐照变化引起的发电机发电量的变化量，调节整流单元17和逆变单元22，控制电解制氢槽18和氢氧燃料电池21的运行，快速抵消由于太阳辐射变化引起的热发电系统发电功率的波动，实现输送给电网的电量稳定，从而解决弃光问题，同时通过与一级给水调节阀13和二级给水调节阀14相互配合来控制给水流量和温度，实现太阳能始终最大化利用。同时，通过调节氢气入口调节阀24、氧气入口调节阀25、氢气出口调节阀26和氧气出口调节阀27控制电解制氢和氢氧燃料电池燃烧功率，大幅度提高机组快速变负荷运行能力和宽负荷运行能力，提高系统灵活性和经济性，实现多能源综合利用。