一种用于氢电耦合的制氢方法及其控制系统与流程

1.本技术涉及新能源领域，尤其涉及一种用于氢电耦合的制氢方法、系统。


背景技术：

2.氢能作为二次能源，被誉为未来世界能源架构的核心，也被认为是最洁净的燃料。基于我国的实际情况，发展氢能产业将成为实现碳达峰和碳中和目标的重要途径，氢能产业发展规划势必将加速落地并不断得到优化。从环境和生态的角度来看，通过风电、光伏等可再生能源电解水制氢，不仅能够实现“零碳排放”，获得真正洁净的“绿氢”，还能够将间歇、不稳定的可再生能源转化储存为化学能，促进新能源电力的消化，由此带来的生态环境效益和经济效益是难以估量的。
3.风电、光伏等可再生电源并入交流配电网络时，由于在输出功率、电压水平、频率、质量等方面呈现出很大的不稳定性，对电网造成不同程度的扰动，从而会破坏电力系统的正常运行和功能。


技术实现要素：

4.本技术提供一种用于氢电耦合的制氢方法、系统，在依托其潮流可控可调、设备智能化等特点，具有较好的源荷储快速互动能力，在电网发生紧急事态或者需要用户侧响应时，可快速自动调节内部源荷储的状态，作为电网可调节点支撑电网需求。
5.一种用于氢电耦合的制氢方法，其特征在于，包括以下步骤：
6.首先配置200nm3/h碱性电解水制氢，制氢规模200kg/12h-300kg/12h，水电解系统制得的氧气供园区内部使用，氢气的终端用途包括两个部分，20％的氢气供氢燃料电池系统产生稳定直流电，80％氢气供增压储存系统；
7.具体地，燃料电池选用2台固体氧化物燃料电池；
8.然后利用发电机制氢，并建设若干套氢燃料电池系统向电网返送电能；
9.然后新建一段直流母线，与园区直流系统互联，新建风力发电机及氢燃料电池直接并入直流母线，利用柔性直流系统谷电及园区分布式能源，通过直流配电网络向制氢系统供电；
10.然后对制得的氢气进行增压处理，一级增压储氢系统通过22mpa增压机将氢气储存于20mpa储氢瓶组内，二级增压储氢系统通过50mpa增压机将氢气储存于45mpa储氢瓶组内；
11.最后建立能量管理，针对站内分布式能源运行及并网需求、负荷用电需求，开展综合能源服务与大数据分析业务，将原本分散的能源数据统筹分配、合理协调，通过将来自于各能源的数据进行统一分析比较。
12.作为一种可实施方式，所述建设氢燃料电池系统包括以下步骤：
13.氢源由站内制氢获得，日制氢能力约200kg/12h-300kg/12h，制氢压力1.5-3mpa，工艺设备主要有20mpa氢气增压机、45mpa氢气增压机、35mpa氢气加注机、20mpa储氢瓶组、
45mpa储氢罐、阀组、冷水机、吹扫及仪表气汇流排、站控构成，制氢得到的氢气经20mpa氢气增压机增压后储存在20mpa储氢瓶组内；
14.所述20mpa储氢瓶组的氢气所述45mpa氢气增压机增压后通过阀组顺序储气至所述45mpa储氢瓶组内；
15.然后所述20mpa储氢瓶组内的氢气通过阀组顺序取气后，经所述35mpa氢气加注机为燃料电池车辆加注高压氢气。
16.作为一种可实施方式，所述电网返送电能输入端高压电经变压器和整流柜整定出供电解槽电解的直流电，输入电压、电流可由人机界面进行设定，通过控制柜控制整流柜输出电压，实现制氢产量可调。
17.作为一种可实施方式，所述分布式能源运行产生的氢气经所述氢燃料电池输出电能反馈电网，由此实现电网谷电和新能源制氢与氢燃料电池发电的耦合，可实现电网调峰功能，并促进分布式新能源发电的就地消纳。
18.作为一种可实施方式，所述电解水制氢电源来自电网谷电及园区内分布式光伏发电系统，并新建一套分布式风力发电系统直接向制氢设备供电。
19.一种用于氢电耦合的制氢系统，包括制氢模组、电能分配模组、氢电耦合模组、增压模组和能源管理模组；
20.所述制氢模组用于配置200nm3/h碱性电解水制氢，制氢规模200kg/12h-300kg/12h，所述制氢模组制得的氧气供园区内部使用，氢气的终端用途包括两个部分，20％的氢气供氢燃料电池系统产生稳定直流电，80％氢气供增压储存系统；
21.所述电能分配模组用于电网谷电、车棚光伏、新建风力发电机制氢，并建设2套氢燃料电池系统向电网返送电能；
22.所述氢电耦合模组用于与园区直流系统互联，新建风力发电机及氢燃料电池直接并入直流母线，利用柔性直流系统谷电及园区分布式能源，通过直流配电网络向制氢系统供电；
23.所述增压模组用于进行增压处理，一级增压储氢系统通过22mpa增压机将氢气储存于20mpa储氢瓶组内，二级增压储氢系统通过50mpa增压机将氢气储存于45mpa储氢瓶组内；
24.所述能源管理模组针对站内分布式能源运行及并网需求、负荷用电需求，开展综合能源服务与大数据分析业务，将原本分散的能源数据统筹分配、合理协调，通过将来自于各能源的数据进行统一分析比较。
25.作为一种可实施方式，所述增压模组前段气源出口压力为1.5-3mpa，氢气增压机的压缩比及现场储氢采用分段压缩，分别压缩至20mpa和45mpa，储氢量分配及增压机启停20mpa氢气增压机与制氢设备同步工作，45mpa压缩机按加氢情况合理设置启停。
26.作为一种可实施方式，所述能量管理模组包括数据通讯模组和智能调控模组，所述数据通讯模组主要包括用户侧的监测及数据采集系统、供能侧的监测及数据采集系统、数据传输系统和外部通讯；
27.所述智能调控模组则实时对数据通讯系统所收集的数据进行分析，调控供能单元输出功率及储能单元充放动作。
28.本发明的有益效果是：
29.(1)本发明结合柔性直流配电网络-新能源制氢-氢能储存-氢燃料电池发电等多元素耦合系统，可兼顾电网调峰、新能源消纳、氢能利用多方面功能，提升本区域电网的灵活性、安全性；
30.(2)本发明采用分布式电源与直流母线间仅存在一级电压变换装置，可提高系统效率，降低建设成本，直流系统依托其潮流可控可调、设备智能化等特点，具有较好的源荷储快速互动能力，在电网发生紧急事态或者需要用户侧响应时，可快速自动调节内部源荷储的状态，作为电网可调节点支撑电网需求，相对交流配电系统，采用直流系统可以更有效的支撑高弹性电网发展；
31.(3)本发明建立能量管理系统，针对站内分布式能源运行及并网需求、负荷用电需求，开展综合能源服务与大数据分析业务，将原本分散的能源数据统筹分配、合理协调，方便通过将来自于各能源的数据进行统一分析比较。
附图说明
32.此处所说明的附图用来提供对本技术的进一步理解，构成本技术的一部分，本技术的示意性实施例及其说明用于解释本技术，并不构成对本技术的不当限定。在附图中：
33.图1为本技术实施例中的氢电耦合系统整体示意图；
34.图2为本技术实施例中的氢电工艺技术流程图；
35.图3为本技术实施例中系统主接线图。
具体实施方式
36.本技术实施例中提供一种用于氢电耦合的制氢方法、系统，结合柔性直流配电网络-新能源制氢-氢能储存-氢燃料电池发电等多元素耦合系统，可兼顾电网调峰、新能源消纳、氢能利用多方面功能，提升本区域电网的灵活性、安全性。
37.下面结合参照附图1-3对本技术实施例提供的一种用于氢电耦合的制氢方法、系统、装置及可读存储介质作进一步说明.
38.参考图1，利用电网谷电、车棚光伏、新建风力发电机制氢，并建设2套氢燃料电池系统向电网返送电能，本实施例利用格力园区原停车场规划场地，新建一套氢电耦合综合能源系统，接入杭州大江东格力电器智能柔性直流配网；
39.风电、光伏等可再生电源并入交流配电网络时，在输出功率、电压水平、频率、质量等方面呈现出很大的不稳定性，对电网造成不同程度的扰动，另一方面，电解水制氢系统为直流负荷，传统解决方案为交流电源输入，经整流后再向电解槽供电，过程复杂，不可控因素较多；因此，综合上述因素，新建一段直流母线，与园区直流系统互联，新建风力发电机及氢燃料电池直接并入直流母线，利用大江东柔性直流系统谷电及园区分布式能源，通过直流配电网络向制氢系统供电；直流系统无需同步，省去交流系统的同相、同频、同幅过程，直流设备的“定电流控制”能够有效地限制短路电流，保护设备和线路，直流母线可以方便快速地控制直流输电输送的有功功率和换流器吸收的无功功率，从而可以改善交流系统的运行性能，分布式电源与直流母线间仅存在一级电压变换装置，可提高系统效率，降低建设成本，直流系统依托其潮流可控可调、设备智能化等特点，具有较好的源荷储快速互动能力，在电网发生紧急事态或者需要用户侧响应时，可快速自动调节内部源荷储的状态，作为电
网可调节点支撑电网需求。相对交流配电系统，采用直流系统可以更有效的支撑高弹性电网发展；
40.考虑到占地因素、限高因素、并结合景观因素，建设一台10kw垂直轴风力发电机，所述风力放电机的风机通过一台ac/dc变换器后接入
±
375v直流配电装置，与其它能源系统构成多能互补集成供应系统；
41.综合考虑当前直流系统电网侧电源容量、光伏功率、风电功率、园区既有直流负荷及储能系统容量，本实施例选择新建电解水制氢系统规模为200kg/12h-300kg/12h，其电功率为1800kw。制氢规模214kg/12h(17.8公斤/h)，所述电解水制氢系统的用电来自以下几个部分：园区内已建设光伏系统、新建的微型风机系统、电网谷电；所述电解水制氢系统产生的氧气供园区内部使用，所述电解水制氢系统产生的氢气的终端用途包括两个部分：20％的氢气供氢燃料电池系统产生稳定直流电，所述燃料电池拟选用2台固体氧化物燃料电池；80％氢气供增压储存系统；
42.具体地，所述增压储存系统设置为两级增压储氢系统，一级增压储氢系统通过22mpa增压机将氢气储存于20mpa储氢瓶组内(储氢容量250公斤)，二级增压储氢系统通过50mpa增压机将氢气储存于45mpa储氢瓶组内(储氢容量250公斤)，终端设置一台加氢机供园区内物流车、叉车等使用；所述加氢机最大供氢量214公斤/天可满足10辆燃料电池大巴加氢需求，或可满足40辆园区叉车需求。
43.针对站内分布式能源运行及并网需求、负荷用电需求，开展综合能源服务与大数据分析业务，将原本分散的能源数据统筹分配、合理协调，通过将来自于各能源的数据进行统一分析比较，为园区能源互联网的稳定运行提供调度优化方案，为行业发展方向提供数据支持，并达到节能减排的目的；
44.具体地，监控及能量管理系统采用开放式分层分布结构，由站控层、协调控制层、间隔层以及网络设备构成；所述监控及能量管理系统安全防护应满足电力二次系统安全防护总体方案的要求，所述监控及能量管理系统主要包括数据通讯系统和智能调控系统两个部分；所述通讯系统主要包括用户侧的监测及数据采集系统、供能侧的监测及数据采集系统、数据传输系统和外部通讯系统；所述智能调控系统则实时对数据通讯系统所收集的数据进行分析，调控供能单元输出功率及储能单元充放动作；
45.氢源由站内制氢获得，日制氢能力约214kg/12h，制氢压力1.5-3mpa，工艺设备主要有20mpa氢气增压机，45mpa氢气增压机，35mpa氢气加注机，20mpa储氢瓶组，45mpa储氢罐，阀组，冷水机，吹扫及仪表气汇流排，站控系统构成；制氢得到的氢气经所述20mpa氢气增压机增压后储存在所述20mpa储氢瓶组内，所述20mpa储氢瓶组的氢气由45mpa氢气增压机增压后通过阀组顺序储气至所述45mpa储氢瓶组内，同时所述储氢瓶组内的氢气通过阀组顺序取气后，经所述氢气加注机为燃料电池车辆加注高压氢气；采用自动化控制技术进行加氢工艺自动控制，实现智能增压、取气、加注及安全控制等；
46.参考图2，风力发电机及氢燃料电池均通过低压直流接入所述
±
375v直流系统；本实施例另外设置一套ac 380v交流辅助供电系统，为照明、插座等辅助系统供电；所述
±
375v直流系统采用单母线接，双电源供电，一回直接接入格力园区
±
375v直流母线，另一回通过逆变升压后接入格力园区20kv交流母线；本实施例主要直流负荷如下：
47.制氢系统总功率约为1800kw，共1套；
48.风力发电机组功率10kw，共1台；
49.氢燃料电池功率10kw，共2台。
50.所述直流母线考虑10％裕量后，总容量约为2000kw，直流侧进线断路器电流选择4000a；交流侧电源进线变压器容量选择2500kva，配套2500kw ac/dc变换器，制氢系统配电及控制设备由工艺设备供货商成套提供，提供一路馈线至厂家进线电源柜，风力发电机通过一回电缆接入直流母线，每套氢燃料电池各通过一回电缆接入直流母线，照明、检修等辅助电源采用380v交流供电，电源取自园区低压交流母线，本实施例就地设置一台交流电源配电柜，向所有交流辅助设备供电；重要负荷及防爆危险场所采用阻燃型电缆，消防设备电力、控制电缆选用耐火电缆，其余低压电力和控制电缆均选用阻燃型交联聚乙烯绝缘聚氯乙烯护套型；室外电力电缆及控制电缆均采用电缆桥架敷设，电缆桥架沿管架架设，电缆进出构筑物处应穿钢管保护并做好防水措施，穿越不同爆炸危险区域时应采取相应的防火措施，主要电气设备选择原则除符合用电负荷的电压、电流等基本条件外，还应满足动、热稳定性要求，室内电缆主要采用穿钢管埋地敷设，电缆桥架和电缆沟相结合的方式，室外电缆主要采用电缆沟、电缆直埋敷设和电缆穿管敷设相结合的方式；
51.参考图3，接地装置采用水平接地体为主和垂直接地体组成的复合人工接地网，防雷接地、防静电接地、电气设备的工作接地、保护接地及信息接地等，共用接地装置，其接地电阻不大于1ω，实测电阻不满足要求则增设人工接地极。接地干线采用热镀锌扁钢，接地极用镀锌角钢，尺寸与原厂接地干线保持一致，埋入地下0.8m以下，以减少腐蚀，氢区接地网应至少自四角与原厂接地网保持可靠的电气连接，连接前、后应复测接地电阻，保证氢区接地电阻不大于1ω，配电间、变频间等建筑物接地体利用基础梁中至少两根直径不小于φ16的主筋全线焊接连通，在配电间、变频间设置明敷接地扁钢，用于室内设备接地，总等电位联结：在配电间总等电位联结端子箱(meb)，暗装，装高距内地坪+0.3m。沿建筑物内墙暗敷-40x6镀锌扁钢做总等电位联结干线，将进出建筑物的各种金属管道柱内钢筋等就近和总等电位联结干线可靠连接。总等电位联结干线每隔5米就近和基础钢筋可靠连接，低压系统接地型式采用tn-s系统，各低压用电设备的金属外壳应可靠接pe线；
52.制氢系统及氢燃料电池系统均采用就地plc控制，通过通讯接口接入监控及能量管理系统，传送实时状态数据，并接受调度指令。
53.以上所述的实施例及/或实施方式，仅是用以说明实现本发明技术的较佳实施例及/或实施方式，并非对本发明技术的实施方式作任何形式上的限制，任何本领域技术人员，在不脱离本发明内容所公开的技术手段的范围，当可作些许的更动或修改为其它等效的实施例，但仍应视为与本发明实质相同的技术或实施例。