CN110030085A - 利用电解制氢和氢混合燃料进行火电厂调峰的系统和方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种利用电解制氢和氢混合燃料进行火电厂调峰的系统和方法，该系统包括火力发电系统、水电解制氢系统、燃气轮机系统及控制系统；火力发电系统通过厂用电系统与水电解制氢系统连接，用于通过厂用电系统为所述水电解制氢系统供电，以制备氢气；水电解制氢系统制备的氢气与燃气轮机系统的天然气在掺混室内进行预混合，构成氢混合燃料；控制系统与火力发电系统及水电解制氢系统连接，用于实时获取电网AGC负荷指令，根据火力发电机组的运行负荷调节水电解制氢系统的出力，以使火力发电机组保持长时间稳定负荷运行。本发明能够在提高燃气轮机热效率的同时，减少天然气的用量，达到低碳环保的目的。
Description
技术领域
本发明属于火力发电技术领域，尤其涉及一种利用电解制氢和氢混合燃料进行火电厂调峰的系统和方法。
背景技术
近年来，在绿色低碳的发展要求下，我国可再生能源(风电、光伏、核电等)发电装机容量增速明显，并将在未来电源结构中占据越来越大的比重。风电、光伏发电等随机性和波动性比较大，发电上网对电网的冲击比较大，这就需要运行稳定的火电机组进行调峰调频。然而，火电机组跟随AGC(Automatic Generation Control，自动发电控制)指令频繁变负荷或低负荷运行面临着煤耗上升、污染物排放超标和设备寿命缩短的风险。
目前，火电机组跟随电网AGC指令进行变频和调峰动作的最大问题是火电机组负荷调整赶不上AGC指令的变化，存在调节滞后、不准确的特点。因此，为火电厂配备大型储能系统是实现火电机组间接调峰调频的重要手段。如可以利用水电解制氢装置启动快、出力调节速度快的特点，对火电机组进行精确调峰调频。但该方法存在以下技术缺陷：如果电解制氢装置出力配置过小，则调峰调频的效果有限；如果出力配置较大，则存在制备的氢气储存和利用不方便的问题。
发明内容
本发明的目的是提供一种利用电解制氢和氢混合燃料进行火电厂调峰的系统和方法，将燃气轮机和水电解制氢系统配合，水电解制备的氢气与天然气混合送到燃气轮机进行燃烧，在提高燃气轮机热效率的同时，可以减少天然气的用量，达到低碳环保的目的。
本发明提供了一种利用电解制氢和氢混合燃料进行火电厂调峰的系统，包括火力发电系统、水电解制氢系统、燃气轮机系统及控制系统；
火力发电系统通过厂用电系统与水电解制氢系统连接，用于通过厂用电系统为所述水电解制氢系统供电，以制备氢气；
水电解制氢系统制备的氢气与燃气轮机系统的天然气在掺混室内进行预混合，构成氢混合燃料；
控制系统与火力发电系统及水电解制氢系统连接，用于实时获取电网AGC负荷指令，根据火力发电机组的运行负荷调节水电解制氢系统的出力，以使火力发电机组保持长时间稳定负荷运行。
进一步地，水电解制氢系统为碱性水电解制氢设备、质子交换膜电解制氢设备、固体氧化物电解制氢设备中的一种或组合。
进一步地，水电解制氢系统出力选型，根据所述燃气轮机系统出力参数和燃气轮机允许的氢气最高掺混比例确定。
进一步地，氢混合燃料中氢气的掺混比例由0到100％可调。
本发明还提供了应用上述系统进行火电厂调峰的方法，包括如下步骤：
步骤1，根据火力发电机组最大出力和水电解制氢系统的最大出力，预设火力发电机组的多个固定运行负荷；
步骤2，基于控制系统实时获取电网AGC负荷指令、火力发电机组负荷和水电解制氢系统的出力，并将电网AGC负荷指令、火力发电机组负荷和水电解制氢系统的出力进行对比，基于对比结果调整火力发电机组运行负荷，并确定电解水制氢系统的出力。
步骤3，基于电解水制氢系统的出力，将电解水制氢系统制备的氢气与天然气进行掺混后送入燃气轮机系统进行燃烧。
进一步地，步骤2包括：
若AGC负荷指令高于火力发电机组运行负荷，则提高火力发电机组运行负荷到比AGC负荷指令高的最近的稳定运行负荷，调整后的运行负荷与AGC负荷指令的差值即为电解水制氢系统的出力。
进一步地，步骤2还包括：
若AGC负荷指令低于火力发电机组运行负荷但高于机组低一级的稳定运行负荷，则火力发电机组运行负荷保持不变，机组运行负荷与AGC负荷指令的差值即为电解水制氢装置的出力。
进一步地，步骤2还包括：
若AGC负荷指令低于火力发电机组运行负荷同时低于机组低一级的稳定运行负荷，则降低火力发电机组运行负荷到比AGC负荷指令高的最近的稳定运行负荷，调整后的运行负荷与AGC负荷指令的差值即为电解水制氢系统的出力。
借由上述方案，通过利用电解制氢和氢混合燃料进行火电厂调峰的系统和方法，将燃气轮机和水电解制氢系统配合，水电解制备的氢气与天然气混合送到燃气轮机进行燃烧，在提高燃气轮机热效率的同时，可以减少天然气的用量，达到低碳环保的目的，可适用于具有火力发电机组和燃气轮机的电厂，或者火电机组和燃气轮机配置位置较近的园区。
上述说明仅是本发明技术方案的概述，为了能够更清楚了解本发明的技术手段，并可依照说明书的内容予以实施，以下以本发明的较佳实施例并配合附图详细说明如后。
附图说明
图1为本发明利用电解制氢和氢混合燃料进行火电厂调峰的系统的结构框图。
具体实施方式
下面结合附图和实施例，对本发明的具体实施方式作进一步详细描述。以下实施例用于说明本发明，但不用来限制本发明的范围。
参图1所示，本实施例提供了一种利用电解制氢和氢混合燃料进行火电厂调峰的系统，包括火力发电系统1、水电解制氢系统2、燃气轮机系统3及控制系统4；
火力发电系统1通过厂用电系统与水电解制氢系统2连接，用于通过厂用电系统为水电解制氢系统2供电，以制备氢气；
水电解制氢系统2制备的氢气与燃气轮机系统3的天然气在掺混室内进行预混合，构成氢混合燃料；
控制系统4与火力发电系统1及水电解制氢系统2连接，用于实时获取电网AGC负荷指令，根据火力发电机组的运行负荷调节水电解制氢系统的出力，以使火力发电机组保持长时间稳定负荷运行。如当AGC负荷指令与水电解制氢装置最大出力的加和小于火电机组现运行负荷时，可以通过控制系统4向火电机组发出指令，将其负荷调低到下一个指定负荷稳定运行。
通过该利用电解制氢和氢混合燃料进行火电厂调峰的系统，将燃气轮机和水电解制氢系统配合，水电解制备的氢气与天然气混合送到燃气轮机进行燃烧，在提高燃气轮机热效率的同时，可以减少天然气的用量，达到低碳环保的目的。这种情况下，可以适配较大出力的电解氢装置，在满足燃气轮机掺配需要的同时，可以使火电机组长时间以稳定负荷运行(如长时间稳定在满负荷、75％负荷或50％负荷)，当AGC指令在这些负荷之间时，多余的电量用于电解制氢，火电机组长时间稳定负荷运行可以降低煤耗和污染物排放，同时可以降低运行人员操作难度和延长机组设备寿命。
另外，氢储能与氢混合燃料燃气轮机的联合应用，可以实现氢气的就地消纳，节省了氢气存储运输的成本，同时可以增强氢储能的持续性，为火电机组长时间稳定负荷运行和深度调峰提供了保障。
在本实施例中，水电解制氢系统2为碱性水电解制氢设备、质子交换膜电解制氢设备、固体氧化物电解制氢设备中的一种或组合。水电解制氢系统优选采用碱性水电解制氢方式，单个制氢模块氢气产量为500Nm3(H2)/h，共16个模块。制氢能耗不高于4.5kWh/Nm3(H2)，最大出力36MW。
在本实施例中，水电解制氢系统2出力选型，根据燃气轮机系统3出力参数和燃气轮机允许的氢气最高掺混比例确定。
在本实施例中，氢混合燃料中氢气的掺混比例由0到100％可调，实际运行中的掺混比例由控制系统根据AGC负荷指令和火电机组运行负荷决定。
在本实施例中，燃气轮机系统3采用F级燃气轮机，出力为300MW，火力发电机组负荷为300MW。
本实施例还提供了应用上述系统进行火电厂调峰的方法，包括如下步骤：
步骤1，根据火力发电机组最大出力和水电解制氢系统2的最大出力，预设火力发电机组的多个固定运行负荷。如火力发电机组最大出力a MW，水电解制氢装置的最大出力为b MW，则火力发电机组固定运行负荷可设计为a,a-b,a-2b…a-n*b((a-n*b)MW为火力发电机组的最低稳燃负荷)。
步骤2，基于控制系统4实时获取电网AGC负荷指令、火力发电机组负荷和水电解制氢系统的出力，并将电网AGC负荷指令、火力发电机组负荷和水电解制氢系统的出力进行对比，基于对比结果调整火力发电机组运行负荷，并确定电解水制氢系统的出力。
步骤3，基于电解水制氢系统的出力，将电解水制氢系统2制备的氢气与天然气进行掺混后送入燃气轮机进行燃烧。
在本实施例中，步骤2包括：
若AGC负荷指令高于火力发电机组运行负荷，则提高火力发电机组运行负荷到比AGC负荷指令高的最近的稳定运行负荷，调整后的运行负荷与AGC负荷指令的差值即为电解水制氢系统的出力。
在本实施例中，步骤2还包括：
若AGC负荷指令低于火力发电机组运行负荷但高于机组低一级的稳定运行负荷，则火力发电机组运行负荷保持不变，机组运行负荷与AGC负荷指令的差值即为电解水制氢装置的出力。
在本实施例中，步骤2还包括：
若AGC负荷指令低于火力发电机组运行负荷同时低于机组低一级的稳定运行负荷，则降低火力发电机组运行负荷到比AGC负荷指令高的最近的稳定运行负荷，调整后的运行负荷与AGC负荷指令的差值即为电解水制氢系统的出力。
在一具体实施例中，利用电解制氢和氢混合燃料燃气轮机进行火电厂调峰的过程包括：
1)根据火力发电机组最大出力和水电解制氢系统的最大出力，制定火力发电机组固定的几个运行负荷。火力发电机组最大出力300MW，水电解制氢装置的最大出力为36MW，则火力发电机组固定运行负荷可设计为300MW,264MW,228MW,192MW和156MW。其中，156MW为火力发电机组的最低稳燃负荷；
2)控制系统实时获取电网AGC负荷指令、火力发电机组负荷和水电解制氢系统的出力；
3)控制系统将电网AGC负荷指令、火力发电机组负荷和水电解制氢系统的出力进行对比；
4)若AGC负荷指令高于火力发电机组运行负荷，如AGC负荷指令为285MW，火力发电机组运行负荷为228MW，则将火力发电机组负荷升高到300MW，然后将水电解制氢系统的出力调整为(300-285)MW,即15MW；
5)若AGC负荷指令低于火力发电机组运行负荷但高于机组低一级的稳定运行负荷，如AGC负荷指令为250MW，火力发电机组运行负荷为264MW，则火力发电机组负荷保持不变，然后将水电解制氢系统的出力调整为(264-250)MW,即14MW；
6)若AGC负荷指令低于火力发电机组运行负荷同时低于机组低一级的稳定运行负荷，如AGC负荷指令为200MW，火力发电机组运行负荷为264MW，则火力发电机组负荷降低到228MW，然后将水电解制氢系统的出力调整为(228-200)MW,即28MW；
7)电解水制氢系统制备的氢气接入天然气管道掺混后送入燃气轮机进行燃烧。
本发明具有如下技术效果：
1、本发明可以保证火力发电机组负荷一直稳定运行，可以降低煤耗和污染物排放，同时可以降低运行人员操作难度和延长机组设备寿命。
2、本发明可以保证火力发电机组及时准确跟踪AGC负荷指令，实现火电机组深度调峰调频。
3、本发明可以实现氢气的就地消纳，节省了氢气存储运输的成本，同时可以增强氢储能的持续性。
4、本发明采用氢气与天然气混合送到燃气轮机进行燃烧，在提高燃气轮机热效率的同时，可以减少天然气的用量，达到低碳环保的目的。
以上所述仅是本发明的优选实施方式，并不用于限制本发明，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明技术原理的前提下，还可以做出若干改进和变型，这些改进和变型也应视为本发明的保护范围。
Claims (8)
1.一种利用电解制氢和氢混合燃料进行火电厂调峰的系统，其特征在于，包括火力发电系统、水电解制氢系统、燃气轮机系统及控制系统；
所述火力发电系统通过厂用电系统与所述水电解制氢系统连接，用于通过所述厂用电系统为所述水电解制氢系统供电，以制备氢气；
所述水电解制氢系统制备的氢气与所述燃气轮机系统的天然气在掺混室内进行预混合，构成氢混合燃料；
所述控制系统与所述火力发电系统及水电解制氢系统连接，用于实时获取电网AGC负荷指令，根据火力发电机组的运行负荷调节水电解制氢系统的出力，以使火力发电机组保持长时间稳定负荷运行。
2.根据权利要求1所述的利用电解制氢和氢混合燃料进行火电厂调峰的系统，其特征在于，所述水电解制氢系统为碱性水电解制氢设备、质子交换膜电解制氢设备、固体氧化物电解制氢设备中的一种或组合。
3.根据权利要求2所述的利用电解制氢和氢混合燃料进行火电厂调峰的系统，其特征在于，所述水电解制氢系统出力选型，根据所述燃气轮机系统出力参数和燃气轮机允许的氢气最高掺混比例确定。
4.根据权利要求1所述的利用电解制氢和氢混合燃料进行火电厂调峰的系统，其特征在于，所述氢混合燃料中氢气的掺混比例由0到100％可调。
5.一种应用权利要求1至4任一项所述的系统进行火电厂调峰的方法，其特征在于，包括如下步骤：
步骤1，根据火力发电机组最大出力和水电解制氢系统的最大出力，预设火力发电机组的多个固定运行负荷；
步骤2，基于控制系统实时获取电网AGC负荷指令、火力发电机组负荷和水电解制氢系统的出力，并将电网AGC负荷指令、火力发电机组负荷和水电解制氢系统的出力进行对比，基于对比结果调整火力发电机组运行负荷，并确定电解水制氢系统的出力。
步骤3，基于电解水制氢系统的出力，将电解水制氢系统制备的氢气与天然气进行掺混后送入燃气轮机系统进行燃烧。
6.根据权利要求5所述的火电厂调峰的方法，其特征在于，所述步骤2包括：
若AGC负荷指令高于火力发电机组运行负荷，则提高火力发电机组运行负荷到比AGC负荷指令高的最近的稳定运行负荷，调整后的运行负荷与AGC负荷指令的差值即为电解水制氢系统的出力。
7.根据权利要求6所述的火电厂调峰的方法，其特征在于，所述步骤2还包括：
若AGC负荷指令低于火力发电机组运行负荷但高于机组低一级的稳定运行负荷，则火力发电机组运行负荷保持不变，机组运行负荷与AGC负荷指令的差值即为电解水制氢装置的出力。
8.根据权利要求7所述的火电厂调峰的方法，其特征在于，所述步骤2还包括：
若AGC负荷指令低于火力发电机组运行负荷同时低于机组低一级的稳定运行负荷，则降低火力发电机组运行负荷到比AGC负荷指令高的最近的稳定运行负荷，调整后的运行负荷与AGC负荷指令的差值即为电解水制氢系统的出力。
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Legal Events
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| PB01 | Publication | ||
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| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
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