CN112539338B - 液氢供氢加氢站设备选型方法 - Google Patents

液氢供氢加氢站设备选型方法 Download PDF

Info

Publication number
CN112539338B
CN112539338B CN201910895126.2A CN201910895126A CN112539338B CN 112539338 B CN112539338 B CN 112539338B CN 201910895126 A CN201910895126 A CN 201910895126A CN 112539338 B CN112539338 B CN 112539338B
Authority
CN
China
Prior art keywords
hydrogen
pressure
hydrogen storage
station
hydrogenation
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Active
Application number
CN201910895126.2A
Other languages
English (en)
Other versions
CN112539338A (zh
Inventor
刘欢
王振中
赵雯晴
刘全桢
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
China Petroleum and Chemical Corp
Sinopec Safety Engineering Research Institute Co Ltd
Original Assignee
China Petroleum and Chemical Corp
Sinopec Safety Engineering Research Institute Co Ltd
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by China Petroleum and Chemical Corp, Sinopec Safety Engineering Research Institute Co Ltd filed Critical China Petroleum and Chemical Corp
Priority to CN201910895126.2A priority Critical patent/CN112539338B/zh
Publication of CN112539338A publication Critical patent/CN112539338A/zh
Application granted granted Critical
Publication of CN112539338B publication Critical patent/CN112539338B/zh
Active legal-status Critical Current
Anticipated expiration legal-status Critical

Links

Classifications

    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17CVESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C5/00Methods or apparatus for filling containers with liquefied, solidified, or compressed gases under pressures
    • F17C5/06Methods or apparatus for filling containers with liquefied, solidified, or compressed gases under pressures for filling with compressed gases
    • CCHEMISTRY; METALLURGY
    • C25ELECTROLYTIC OR ELECTROPHORETIC PROCESSES; APPARATUS THEREFOR
    • C25BELECTROLYTIC OR ELECTROPHORETIC PROCESSES FOR THE PRODUCTION OF COMPOUNDS OR NON-METALS; APPARATUS THEREFOR
    • C25B1/00Electrolytic production of inorganic compounds or non-metals
    • C25B1/01Products
    • C25B1/02Hydrogen or oxygen
    • C25B1/04Hydrogen or oxygen by electrolysis of water
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17CVESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C13/00Details of vessels or of the filling or discharging of vessels
    • F17C13/02Special adaptations of indicating, measuring, or monitoring equipment
    • F17C13/025Special adaptations of indicating, measuring, or monitoring equipment having the pressure as the parameter
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17CVESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2201/00Vessel construction, in particular geometry, arrangement or size
    • F17C2201/05Size
    • F17C2201/056Small (<1 m3)
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17CVESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2221/00Handled fluid, in particular type of fluid
    • F17C2221/01Pure fluids
    • F17C2221/012Hydrogen
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17CVESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2223/00Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/01Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2223/0107Single phase
    • F17C2223/0123Single phase gaseous, e.g. CNG, GNC
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17CVESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2223/00Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel
    • F17C2223/03Handled fluid before transfer, i.e. state of fluid when stored in the vessel or before transfer from the vessel characterised by the pressure level
    • F17C2223/036Very high pressure (>80 bar)
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17CVESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2225/00Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/01Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the phase
    • F17C2225/0107Single phase
    • F17C2225/0123Single phase gaseous, e.g. CNG, GNC
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17CVESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2225/00Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel
    • F17C2225/03Handled fluid after transfer, i.e. state of fluid after transfer from the vessel characterised by the pressure level
    • F17C2225/036Very high pressure, i.e. above 80 bars
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17CVESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/01Propulsion of the fluid
    • F17C2227/0128Propulsion of the fluid with pumps or compressors
    • F17C2227/0157Compressors
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17CVESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2227/00Transfer of fluids, i.e. method or means for transferring the fluid; Heat exchange with the fluid
    • F17C2227/04Methods for emptying or filling
    • F17C2227/046Methods for emptying or filling by even emptying or filling
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17CVESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2250/00Accessories; Control means; Indicating, measuring or monitoring of parameters
    • F17C2250/04Indicating or measuring of parameters as input values
    • F17C2250/0404Parameters indicated or measured
    • F17C2250/043Pressure
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17CVESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2265/00Effects achieved by gas storage or gas handling
    • F17C2265/06Fluid distribution
    • F17C2265/063Fluid distribution for supply of refuelling stations
    • FMECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17CVESSELS FOR CONTAINING OR STORING COMPRESSED, LIQUEFIED OR SOLIDIFIED GASES; FIXED-CAPACITY GAS-HOLDERS; FILLING VESSELS WITH, OR DISCHARGING FROM VESSELS, COMPRESSED, LIQUEFIED, OR SOLIDIFIED GASES
    • F17C2270/00Applications
    • F17C2270/01Applications for fluid transport or storage
    • F17C2270/0165Applications for fluid transport or storage on the road
    • F17C2270/0184Fuel cells
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02EREDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/30Hydrogen technology
    • Y02E60/32Hydrogen storage
    • YGENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
    • Y02TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
    • Y02EREDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
    • Y02E60/00Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
    • Y02E60/30Hydrogen technology
    • Y02E60/36Hydrogen production from non-carbon containing sources, e.g. by water electrolysis

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • General Engineering & Computer Science (AREA)
  • Inorganic Chemistry (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Electrochemistry (AREA)
  • Materials Engineering (AREA)
  • Metallurgy (AREA)
  • Organic Chemistry (AREA)
  • Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)

Abstract

本发明涉及氢能源技术领域,具体涉及液氢供氢加氢站设备选型方法,所述液氢供氢加氢站设备选型方法包括:确定基本参数、液氢系统设备选型、确定氢气压缩机的排量和数量、根据氢气加注压力等级P设置储氢系统的压力等级及各压力等级下的储氢量比例、根据储氢系统的压力等级及各压力等级下的储氢量比例和加氢站日加氢量m确定储氢系统、确定加氢机的数量。本发明针对液氢供氢加氢站这一典型具有普适性的加氢站工艺,提出了站内主要设备选型方法,为液氢供氢加氢站内设备选型以及加氢站设计建设提供依据。

Description

液氢供氢加氢站设备选型方法
技术领域
本发明涉及氢能源技术领域,具体涉及液氢供氢加氢站设备选型方法。
背景技术
化石能源的日益枯竭及使用过程中排放的硫化物、氮化物及多环芳烃等有害物质对人类身心健康及环境造成了严重的损害,亟待出现绿色环保可持续的替代能源。氢能被认为是二十一世纪的“终极能源”,以高压氢气为能源的燃料电池汽车已经在日本、美国及欧洲上市,开始迈进民用市场。与燃料电池汽车相配套的则是加氢站。与传统的加油站不同,氢气不仅可以通过站外供应,也可以通过站内装置自制。现阶段由于技术水平、能耗及投资限制的原因,站外供氢是较为普遍的工艺路线,而高压管束车供氢和低温液氢槽车供氢是两种常见的站外供氢方式。
相较于高压管束车供氢,低温液氢供氢工艺具有明显的优势:供氢量大,氢气纯度高,可省略加注时预冷装备投资等,是氢气日加注量较大时加氢站更具有技术经济性的选择。然而,由于我国加氢站建设起步较晚,装备技术稍显落后,且加氢站规模较小,因而液氢供氢加氢站基本属于空白状态。专利CN 108561749A提出了一种液氢加氢站的混合加注系统,适用于液氢和气态氢气的加注,但仅限于工艺总体设计。专利CN 108087717A提出了类似的液氢和气态氢气混合加注的加氢站工艺,也未涉及液氢供氢加注站的设备选型,对后续加氢站的设计、建设缺乏普适性的技术支持。
目前,由于国内外液氢供氢的加氢站投用数量较少,相关设计经验较为欠缺;且液氢供氢加氢站的工艺路线较为繁杂,技术难度较高;存在设备选型方法单一、不准确等问题,导致加氢站设计处理能力与运营效果不匹配,限制了液氢供氢加氢站的设计及建设。
发明内容
本发明的目的是为了克服现有技术中液氢供氢加氢站设计处理能力与运营效果不匹配的不足,本发明提供一种液氢供氢加氢站设备选型方法,该方法能够为液氢供氢加氢站内设备选型以及加氢站设计建设提供依据。
为了实现上述目的,本发明提供一种液氢供氢加氢站设备选型方法,所述液氢供氢加氢站的设备包括:液氢系统、氢气压缩机、储氢系统和加氢机,所述液氢系统包括液氢储存设备和氢气气化器,所述选型方法包括以下步骤:
S1:确定以下基本参数:1)加氢站日加氢量m;
2)判断加氢时间是否集中,判断方法如下:
如果车辆加氢时间集中在某几个固定时间段,则为集中,加氢站日工作时间T按照10小时计;否则为分散,加氢站日工作时间按16小时计;
3)确定加氢站每小时加氢量mT,计算公式为:
Figure GDA0003700388010000031
其中,m为加氢站日加氢量,T为加氢运行时间;
4)确定停机敏感性大小,若用户主要为公交车辆,则停机敏感性大,否则停机敏感性大;
5)氢气加注压力等级P;
S2:液氢系统设备选型
1)确定液氢储存设备的数量n;
液氢系统总容积V,计算方法如下:
Figure GDA0003700388010000032
式中[]为向上取整数运算符;
式中,V1为液氢储存设备的储氢量,V为液氢的总用量;
Figure GDA0003700388010000033
式中,m为加氢站日加注氢气量;t为储存时间,取1~5的整数;θ为液氢储罐有效利用效率;V1为液氢储存设备的储氢量;
2)确定氢气气化器的换热总面积;
VH=16.5×mT
式中,VH为氢气气化器换热面积;根据现有的氢气气化器换热面积以及计算得到的氢气气化器换热面积VH向上取整,获得氢气气化器换热总面积;
S3:确定氢气压缩机的排量和数量;
当N≤25kW时,若停机敏感性大,则选择两台排量为VT的氢气压缩机;若停机敏感性小,则选择一台排量为VT的氢气压缩机;
当25kW<N≤60kW时,若停机敏感性大,则选择两台排量为VT的氢气压缩机;若停机敏感性小,则选择一台排量为VT或两台排量为VT/2的氢气压缩机;
当N>60kW时,若停机敏感性大,则选择三台排量为VT/2的氢气压缩机;若停机敏感性小,则选择两台排量为VT/2的氢气压缩机;
其中,VT为单位小时内压缩氢气体积,
Figure GDA0003700388010000041
N为氢气压缩机功率,
Figure GDA0003700388010000042
Ps为氢气压缩机进气绝对压力,单位为Pa;Pd为氢气压缩机排气绝对压力,单位为Pa;VT为单位小时内压缩氢气体积,单位为m3/s;
S4:根据氢气加注压力等级P设置储氢系统的压力等级及各压力等级下的储氢量比例,方法如下:
1)如果氢气加注压力等级为70MPa,则设置低压、中压、高压三级储氢系统,且低压、中压、高压三级储氢系统的储氢量比例为1~3:1~2:1;
2)如果氢气加注压力等级为35MPa和70MPa,则设置低压、中压、高压三级储氢系统,且低压、中压、高压三级储氢系统的储氢量比例为1~3:1~2:1;
3)如果氢气加注压力等级为35MPa,则设置低压、中压两级储氢系统,且低压、中压三级储氢系统的储氢量比例为1~2:1;
S5:根据储氢系统的压力等级及各压力等级下的储氢量比例和加氢站日加氢量m确定储氢系统,方法如下:
1)若加氢站日加氢量m≤500kg且氢气加注压力等级为35MPa时,则设置2个低压储氢设备和1个中压储氢设备;
2)若加氢站日加氢量m≤500kg且氢气加注压力等级为70MPa时,则设置2个低压储氢设备、1个中压储氢设备和1个高压储氢设备;
3)若加氢站日加氢量500kg<m<1000kg且氢气加注压力等级为35MPa时,则设置4个低压储氢设备和3个中压储氢设备;
4)若加氢站日加氢量500kg<m<1000kg且氢气加注压力等级为70MPa时,则设置4个低压储氢设备、2个中压储氢设备和1个高压储氢设备;
5)若加氢站日加氢量1000kg≤m<2000kg,按照氢气加注压力等级为70MPa进行设计,则设置6个低压储氢设备和3个中压储氢设备和2个高压储氢设备;
S6:确定加氢机的数量
Figure GDA0003700388010000051
式中[]为向上取整数运算符,式中m1为氢气加注压力等级P为35MPa下的加氢量,m2为氢气加注压力等级P为70MPa下的加氢量,计算得到数值即为加氢机数量。
优选条件下,在步骤S1中,所述加氢站日加氢量m通过以下两种方法中的一种确定:
a)直接给出数值m;
b)通过加氢车辆的类型及数量计算:
m=5×N1+20×N2+15×N3+m4
其中,N1为出租车的数量,N2为公交车的数量,N3为客运车的数量,m4为其它车辆用氢量的数量。
优选条件下,在步骤S2中,现有氢气气化器换热面积选自300Nm3/h,500Nm3/h和1000Nm3/h中的至少一种。
优选条件下,在步骤S4中,当氢气加注压力等级为70MPa时,所述低压、中压、高压三级储氢系统中:低压储氢罐的储氢设计压力为25MPa;中压储氢罐的储氢设计压力为45MPa;高压储氢罐的储氢设计压力为87.5MPa。
优选条件下,在步骤S4中,当氢气加注压力等级为35MPa和70MPa时,所述低压、中压、高压三级储氢系统中:低压储氢罐的储氢设计压力为25MPa;中压储氢罐的储氢设计压力为45MPa;高压储氢罐的储氢设计压力为87.5MPa。
优选条件下,在步骤S4中,当氢气加注压力等级为35MPa时,所述低压、中压两级储氢系统中:低压储氢罐的储氢设计压力为25MPa;中压储氢罐的储氢设计压力为45MPa。
优选条件下,在步骤S5中,所述低压储氢设备为容积为5m3的储氢罐,其储氢设计压力为25MPa,最大储氢容量为88kg/罐。
优选条件下,在步骤S5中,所述中压储氢设备为容积为5m3的储氢罐,其储氢设计压力为45MPa,最大储氢容量为145kg/罐。
优选条件下,在步骤S5中,所述高压储氢设备为容积为5m3的储氢罐,其储氢设计压力为87.5MPa,最大储氢容量为235kg/罐。
优选条件下,在步骤S6中,所述加氢机为单枪加氢机。
通过上述技术方案,本发明具有以下技术效果:
本发明针对液氢供氢加氢站这一典型具有普适性的加氢站工艺,提出了站内主要设备选型方法,建立了公式计算和工厂要求相结合的选型方法,适应于加氢站内主要设备:液氢系统、氢气压缩机、储氢系统及加氢机等,从而为液氢供氢加氢站内设备选型以及加氢站设计建设提供依据。
具体实施方式
在本文中所披露的范围的端点和任何值都不限于该精确的范围或值,这些范围或值应当理解为包含接近这些范围或值的值。对于数值范围来说,各个范围的端点值之间、各个范围的端点值和单独的点值之间,以及单独的点值之间可以彼此组合而得到一个或多个新的数值范围,这些数值范围应被视为在本文中具体公开。
本发明的电解水供氢加氢站适用于日加注量m<2000kg的加氢站,当加氢站的日加注量m≥2000kg时,则不适用电解水供氢加氢站。
本发明提供一种液氢供氢加氢站设备选型方法,所述液氢供氢加氢站的设备包括:液氢系统、氢气压缩机、储氢系统和加氢机,所述液氢系统包括液氢储存设备和氢气气化器,所述选型方法包括以下步骤:
S1:确定以下基本参数:
1)加氢站日加氢量m;通过工程要求及现场调研明确拟建加氢站的日平均加氢量m,加氢站日加氢量m可由以下两种方法确定:
a)直接给出数值m;
b)通过加氢车辆的类型及数量计算:
m=5×N1+20×N2+15×N3+m4
其中,N1为出租车的数量,N2为公交车的数量,N3为客运车的数量,m4为其它车辆用氢量的数量。
2)判断加氢时间是否集中,判断方法如下:
如果车辆加氢时间集中在某几个固定时间段,则为集中,加氢站日工作时间T按照10小时计;否则为分散,加氢站日工作时间按16小时计;
3)确定加氢站每小时加氢量mT,计算公式为:
Figure GDA0003700388010000081
其中,m为加氢站日加氢量,T为加氢运行时间;
4)确定停机敏感性大小,若用户主要为公交车辆,则停机敏感性大,否则停机敏感性大;
5)氢气加注压力等级P;
S2:液氢系统设备选型
1)确定液氢储存设备的数量n;
液氢系统总容积V,计算方法如下:
Figure GDA0003700388010000082
式中[]为向上取整数运算符;
式中,V1为液氢储存设备的储氢量,V为液氢的总用量;
Figure GDA0003700388010000083
式中,m为加氢站日加注氢气量;t为储存时间,取1~5的整数;θ为液氢储罐有效利用效率;V1为液氢储存设备的储氢量;
2)确定氢气气化器的换热总面积;
VH=16.5×mT
式中,VH为氢气气化器换热面积;根据现有的氢气气化器换热面积以及计算得到的氢气气化器换热面积VH向上取整,获得氢气气化器换热总面积;现有氢气气化器换热面积选自300Nm3/h,500Nm3/h和1000Nm3/h中的至少一种。
S3:确定氢气压缩机的排量和数量;
当N≤25kW时,若停机敏感性大,则选择两台排量为VT的氢气压缩机;若停机敏感性小,则选择一台排量为VT的氢气压缩机;
当25kW<N≤60kW时,若停机敏感性大,则选择两台排量为VT的氢气压缩机;若停机敏感性小,则选择一台排量为VT或两台排量为VT/2的氢气压缩机;
当N>60kW时,若停机敏感性大,则选择三台排量为VT/2的氢气压缩机;若停机敏感性小,则选择两台排量为VT/2的氢气压缩机;
其中,VT为单位小时内压缩氢气体积,
Figure GDA0003700388010000091
N为氢气压缩机功率,
Figure GDA0003700388010000092
Ps为氢气压缩机进气绝对压力,单位为Pa;Pd为氢气压缩机排气绝对压力,单位为Pa;VT为单位小时内压缩氢气体积,单位为m3/s;
S4:根据氢气加注压力等级P设置储氢系统的压力等级及各压力等级下的储氢量比例,方法如下:
1)如果氢气加注压力等级为70MPa,则设置低、中、高三级储氢系统,且低压、中压、高压三级储氢系统的储氢量比例为1~3:1~2:1;在所述低压、中压、高压三级储氢系统中:低压储氢罐的储氢设计压力为25MPa;中压储氢罐的储氢设计压力为45MPa;高压储氢罐的储氢设计压力为87.5MPa;
2)如果氢气加注压力等级为35MPa和70MPa,则设置低、中、高三级储氢系统,且低压、中压、高压三级储氢系统的储氢量比例为1~3:1~2:1;在所述低压、中压、高压三级储氢系统中:低压储氢罐的储氢设计压力为25MPa;中压储氢罐的储氢设计压力为45MPa;高压储氢罐的储氢设计压力为87.5MPa;
3)如果氢气加注压力等级为35MPa,则设置低、中两级储氢系统,且低压、中压两级储氢系统的储氢量比例为1~2:1;在所述低压、中压两级储氢系统中:低压储氢罐的储氢设计压力为25MPa;中压储氢罐的储氢设计压力为45MPa。
本发明中,所述储氢设计压力为储氢设备(低压储氢罐、中压储氢罐或高压储氢罐)的最高储氢压力,即储氢设备的实际储氢压力≤设计压力。
S5:根据储氢系统的压力等级及各压力等级下的储氢量比例和加氢站日加氢量m确定储氢系统,方法如下:
1)若加氢站日加氢量m≤500kg且氢气加注压力等级为35MPa时,则设置2个低压储氢设备和1个中压储氢设备;
2)若加氢站日加氢量m≤500kg且氢气加注压力等级为70MPa时,则设置2个低压储氢设备、1个中压储氢设备和1个高压储氢设备;
3)若加氢站日加氢量500kg<m<1000kg且氢气加注压力等级为35MPa时,则设置4个低压储氢设备和3个中压储氢设备;
4)若加氢站日加氢量500kg<m<1000kg且氢气加注压力等级为70MPa时,则设置4个低压储氢设备、2个中压储氢设备和1个高压储氢设备;
5)若加氢站日加氢量1000kg≤m<2000kg,按照氢气加注压力等级为70MPa进行设计,则设置6个低压储氢设备和3个中压储氢设备和2个高压储氢设备;
本发明中,所述低压储氢设备为容积为5m3的储氢罐,其储氢设计压力为25MPa,最大储氢容量为88kg/罐;所述中压储氢设备为容积为5m3的储氢罐,其储氢设计压力为45MPa,最大储氢容量为145kg/罐;所述高压储氢设备为容积为5m3的储氢罐,其储氢设计压力为87.5MPa,最大储氢容量为235kg/罐。
S6:确定加氢机的数量
Figure GDA0003700388010000111
式中[]为向上取整数运算符,式中m1为氢气加注压力等级P为35MPa下的加氢量,m2为氢气加注压力等级P为70MPa下的加氢量,计算得到数值即为加氢机数量。
优选条件下,本发明采用单枪加氢机。
以下通过实施例对本发明进行详细说明。
实施例1
某城市拟建设液氢供氢加氢站,氢气加注压力等级为70MPa和35MPa,氢气加注时间集中,主要服务对象为:出租车40,公交车20台,客运车10台,其它车辆用氢量200kg(单位:kg),且出租车氢气加注压力等级为70MPa,其余车辆(公交车、客运车和其它车辆)加注压力等级为35MPa,停机敏感性大。
根据以上规划条件,液氢供氢加氢站设备选型实施方式如下:
一、输入条件
m=5×N1+20×N2+15×N3+m4
(1)液氢供氢加氢站日供氢量m=5×40+20×20+15×10+200=950kg
(2)液氢供氢加氢站氢气加注时间集中,T=10h;
(3)每小时加氢量mT=950kg/10h=95kg/h
(4)由于液氢供氢加氢站的主要服务对象为公交车,所以停机敏感性较大;
二、液氢系统设备选型
(1)确定液氢储存设备的数量n
液氢系统总容积V(m3),计算方法如下:
Figure GDA0003700388010000121
式中,m=950kg,储存时间t取值为3天,液氢储罐有效利用效率θ取值为0.7,计算得到V=57.47m3,本实施例中液氢储存设备的储氢量为30m3
因此,n=[57.47/30]=2,选用两台30m3液氢储罐储存液氢。
(2)确定氢气气化器的换热总面积;
氢气气化器换热面积VH(单位m3/h)的计算方法如下:
VH=16.5×mT
计算得到VH=1567.5m3/h,可用选用两台换热面积为300Nm3/h和一台换热面积为1000Nm3/h的氢气气化器。
三、氢气压缩机选型
(1)单位小时内氢气压缩量VT=95/7.5=12.67m3/h;
(2)压缩机轴功率计算:
VT=12.67m3/h=0.00352m3/s,进气绝对压力为Ps=101×105Pa,出气绝对压力为Pd=846×105Pa,代入公式
Figure GDA0003700388010000131
可得N=30.2kW;
25kW<N≤60kW,且由于停机敏感性大,因此选用两台排气量不小于12.67m3/h的氢气压缩机。
四、根据氢气加注压力等级P,设置储氢系统的压力系统以及各级压力系统的储氢量比例,方法如下:
本实施例中氢气加注压力等级为70MPa和35MPa,因此设置低、中、高压三级储氢系统,且各级储氢量比例按照1.49:1.23:1设计,低压储氢罐设计压力为25MPa,中压储氢罐设计压力为45MPa,高压储氢罐设计压力为87.5MPa。
加氢站日供氢量m为950kg,氢气加注压力等级为70MPa,则储氢系统设置如下:
低压储氢设备设计压力为25MPa,选用水容积为5m3的储氢罐四座,单罐储氢容量为88kg,共储氢352kg;
中压储氢设备设计压力为45MPa,选用水容积为5m3的储氢罐两座,单罐储氢容量为145kg,共储氢290kg;
高压储氢设备设计压力为87.5MPa,选用水容积为5m3的储氢罐一座,单罐储氢容量为235kg。
本实施例中储氢系统的储氢总容量=352kg+290kg+235kg=877kg。
虽然储氢系统的储氢总容量小于液氢供氢加氢站的日供应量(占预计日加氢量950kg的92.3%),但是考虑到到前端液氢储罐可供应充足氢气,因而该储氢系统可满足日常加注要求。
五、加氢机设备选型
加氢机为单枪机,对于加注压力等级为35MPa的加氢机,日加氢量为200kg,对于加注压力等级为70MPa的加氢机,日加氢量为350kg,则加氢机数量计算公式为:
加氢机数量=[m1/200]+[m2/350],式中[]为向上取整数运算符,式中m1为35MPa压力等级加氢量,m1=20×20+15×10+200=750kg;
m2为70MPa压力等级加氢量;m2=40×5=200kg;
将m1和m2的数值代入上式,得到加氢机数量=[750/200]+[200/350]=5
因此,本实施例中单枪加氢机的数量为5台。
以上详细描述了本发明的优选实施方式,但是,本发明并不限于此。在本发明的技术构思范围内,可以对本发明的技术方案进行多种简单变型,包括各个技术特征以任何其它的合适方式进行组合,这些简单变型和组合同样应当视为本发明所公开的内容,均属于本发明的保护范围。

Claims (10)

1.液氢供氢加氢站设备选型方法,所述液氢供氢加氢站的设备包括:液氢系统、氢气压缩机、储氢系统和加氢机,所述液氢系统包括n个液氢储存设备和氢气气化器,其特征在于,所述选型方法包括以下步骤:
S1:确定以下基本参数:1)加氢站日加氢量m;
2)判断加氢时间是否集中,判断方法如下:
如果车辆加氢时间集中在某几个固定时间段,则为集中,加氢站日工作时间T按照10小时计;否则为分散,加氢站日工作时间按16小时计;
3)确定加氢站每小时加氢量mT,计算公式为:
Figure FDA0003700388000000011
其中,m为加氢站日加氢量,T为加氢运行时间;
4)确定停机敏感性大小,若用户主要为公交车辆,则停机敏感性大,否则停机敏感性大;
5)氢气加注压力等级P;
S2:液氢系统设备选型
1)确定液氢储存设备的数量n;
液氢系统总容积V,计算方法如下:
Figure FDA0003700388000000012
式中[]为向上取整数运算符;
式中,V1为单个液氢储存设备的储氢量,V为液氢的总用量;
Figure FDA0003700388000000013
式中,m为加氢站日加注氢气量;t为储存时间,取1~5的整数;θ为液氢储罐有效利用效率;
2)确定氢气气化器的换热总面积;
VH=16.5×mT
式中,VH为氢气气化器换热面积;
S3:确定氢气压缩机的排量和数量;
当N≤25kW时,若停机敏感性大,则选择两台排量为VT的氢气压缩机;若停机敏感性小,则选择一台排量为VT的氢气压缩机;
当25kW<N≤60kW时,若停机敏感性大,则选择两台排量为VT的氢气压缩机;若停机敏感性小,则选择一台排量为VT或两台排量为VT/2的氢气压缩机;
当N>60kW时,若停机敏感性大,则选择三台排量为VT/2的氢气压缩机;若停机敏感性小,则选择两台排量为VT/2的氢气压缩机;
其中,VT为单位小时内压缩氢气体积,
Figure FDA0003700388000000021
N为氢气压缩机功率,
Figure FDA0003700388000000022
Ps为氢气压缩机进气绝对压力,单位为Pa;Pd为氢气压缩机排气绝对压力,单位为Pa;VT为单位小时内压缩氢气体积,单位为m3/s;
S4:根据氢气加注压力等级P设置储氢系统的压力等级及各压力等级下的储氢量比例,方法如下:
1)如果氢气加注压力等级为70MPa,则设置低压、中压、高压三级储氢系统,且低压、中压、高压三级储氢系统的储氢量比例为1~3:1~2:1;
2)如果氢气加注压力等级为35MPa和70MPa,则设置低压、中压、高压三级储氢系统,且低压、中压、高压三级储氢系统的储氢量比例为1~3:1~2:1;
3)如果氢气加注压力等级为35MPa,则设置低压、中压两级储氢系统,且低压、中压两级储氢系统的储氢量比例为1~2:1;
S5:根据储氢系统的压力等级及各压力等级下的储氢量比例和加氢站日加氢量m确定储氢系统,方法如下:
1)若加氢站日加氢量m≤500kg且氢气加注压力等级为35MPa时,则设置2个低压储氢设备和1个中压储氢设备;
2)若加氢站日加氢量m≤500kg且氢气加注压力等级为70MPa时,则设置2个低压储氢设备、1个中压储氢设备和1个高压储氢设备;
3)若加氢站日加氢量500kg<m<1000kg且氢气加注压力等级为35MPa时,则设置4个低压储氢设备和3个中压储氢设备;
4)若加氢站日加氢量500kg<m<1000kg且氢气加注压力等级为70MPa时,则设置4个低压储氢设备、2个中压储氢设备和1个高压储氢设备;
5)若加氢站日加氢量1000kg≤m<2000kg,按照氢气加注压力等级为70MPa进行设计,则设置6个低压储氢设备和3个中压储氢设备和2个高压储氢设备;
S6:确定加氢机的数量
Figure FDA0003700388000000031
式中[]为向上取整数运算符,式中m1为氢气加注压力等级P为35MPa下的加氢量,m2为氢气加注压力等级P为70MPa下的加氢量,计算得到数值即为加氢机数量。
2.根据权利要求1所述的液氢供氢加氢站设备选型方法,其中,在步骤S1中,所述加氢站日加氢量m通过以下两种方法中的一种确定:
a)直接给出数值m;
b)通过加氢车辆的类型及数量计算:
m=5×N1+20×N2+15×N3+m4
其中,N1为出租车的数量,N2为公交车的数量,N3为客运车的数量,m4为其它车辆用氢量的数量。
3.根据权利要求1所述的液氢供氢加氢站设备选型方法,其中,在步骤S2中,现有氢气气化器换热面积选自300Nm3/h,500Nm3/h和1000Nm3/h中的至少一种。
4.根据权利要求1所述的液氢供氢加氢站设备选型方法,其中,在步骤S4中,当氢气加注压力等级为70MPa时,所述低压、中压、高压三级储氢系统中:
低压储氢罐的储氢设计压力为25MPa;中压储氢罐的储氢设计压力为45MPa;高压储氢罐的储氢设计压力为87.5MPa。
5.根据权利要求1所述的液氢供氢加氢站设备选型方法,其中,在步骤S4中,当氢气加注压力等级为35MPa和70MPa时,所述低压、中压、高压三级储氢系统中:
低压储氢罐的储氢设计压力为25MPa;中压储氢罐的储氢设计压力为45MPa;高压储氢罐的储氢设计压力为87.5MPa。
6.根据权利要求1、4或5所述的液氢供氢加氢站设备选型方法,其中,在步骤S4中,当氢气加注压力等级为35MPa时,所述低压、中压两级储氢系统中:
低压储氢罐的储氢设计压力为25MPa;中压储氢罐的储氢设计压力为45MPa。
7.根据权利要求1所述的液氢供氢加氢站设备选型方法,其中,在步骤S5中,所述低压储氢设备为容积为5m3的储氢罐,其储氢设计压力为25MPa,最大储氢容量为88kg/罐。
8.根据权利要求1所述的液氢供氢加氢站设备选型方法,其中,在步骤S5中,所述中压储氢设备为容积为5m3的储氢罐,其储氢设计压力为45MPa,最大储氢容量为145kg/罐。
9.根据权利要求1所述的液氢供氢加氢站设备选型方法,其中,在步骤S5中,所述高压储氢设备为容积为5m3的储氢罐,其储氢设计压力为87.5MPa,最大储氢容量为235kg/罐。
10.根据权利要求1所述的液氢供氢加氢站设备选型方法,其中,在步骤S6中,所述加氢机为单枪加氢机。
CN201910895126.2A 2019-09-20 2019-09-20 液氢供氢加氢站设备选型方法 Active CN112539338B (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201910895126.2A CN112539338B (zh) 2019-09-20 2019-09-20 液氢供氢加氢站设备选型方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201910895126.2A CN112539338B (zh) 2019-09-20 2019-09-20 液氢供氢加氢站设备选型方法

Publications (2)

Publication Number Publication Date
CN112539338A CN112539338A (zh) 2021-03-23
CN112539338B true CN112539338B (zh) 2022-08-05

Family

ID=75012705

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201910895126.2A Active CN112539338B (zh) 2019-09-20 2019-09-20 液氢供氢加氢站设备选型方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN112539338B (zh)

Families Citing this family (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN113883417B (zh) * 2021-10-08 2024-04-09 中国海洋石油集团有限公司 一种制氢加氢站系统的设备选型方法
CN116428513B (zh) * 2023-03-13 2024-02-13 航天氢能科技有限公司 一种基于模型预测控制的加氢站氢气优化加注方法及系统

Family Cites Families (12)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN101418907B (zh) * 2008-11-11 2011-12-07 同济大学 外供氢型加氢站的高压供氢系统
CN104791601B (zh) * 2015-04-20 2017-01-18 中国石油化工股份有限公司青岛安全工程研究院 Cng加气子站设备选型方法
CN104864269B (zh) * 2015-04-20 2017-04-12 中国石油化工股份有限公司青岛安全工程研究院 Cng常规站设备选型方法
CN104776312B (zh) * 2015-04-20 2017-02-01 中国石油化工股份有限公司青岛安全工程研究院 L‑cng加气站设备选型方法
CN106090599A (zh) * 2016-06-28 2016-11-09 沈军 氢能供应链
CN107061988A (zh) * 2017-01-17 2017-08-18 张家港富瑞氢能装备有限公司 撬装增压、加氢装置和撬装加氢站
CN108087717B (zh) * 2017-11-22 2019-08-30 浙江大学 一种液氢及高压氢联合加氢系统及加注方法
CN108194829A (zh) * 2017-12-27 2018-06-22 深圳市凯豪达氢能源有限公司 系统控制方法、制氢加氢站、计算机装置及可读存储介质
KR102105134B1 (ko) * 2018-06-01 2020-04-28 하이리움산업(주) 액체 수소를 이용한 수소연료 충전 시스템 및 수소연료 충전 시스템에 의한 수소연료 공급 방법
CN108561749B (zh) * 2018-06-07 2024-01-05 张家港氢云新能源研究院有限公司 应用于液氢加氢站的混合加注系统
CN109210370A (zh) * 2018-09-18 2019-01-15 北京久安通氢能科技有限公司 一种加氢站及加氢控制方法
CN209084397U (zh) * 2018-10-17 2019-07-09 东方电气集团东方锅炉股份有限公司 同时适用于70MPa和35MPa加注压力的加氢系统

Also Published As

Publication number Publication date
CN112539338A (zh) 2021-03-23

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN101418907B (zh) 外供氢型加氢站的高压供氢系统
CN112539338B (zh) 液氢供氢加氢站设备选型方法
CN109185698B (zh) 一种高效加氢方法和系统
CN103836331B (zh) 一种车载储气瓶组拖车式加气站
CN111159624B (zh) 一种计算新汽和抽汽联合供热机组供热煤耗率的方法
CN100545011C (zh) 车载制氢加氢站
CN109163214B (zh) 加氢站
CN204678044U (zh) 利用液化天然气加气站废弃天然气发电的系统
CN106637279A (zh) 一种制氢加氢网络
CN103524299A (zh) 一种合成甲醇和合成甲烷联产的方法和设备
CN115307054B (zh) 一种基于微网余电制氢的加氢站设备容量优化配置方法
CN108591822A (zh) 一种分布式电解制氢加氢站
CN112539337B (zh) 高压管束车供氢加氢站设备选型方法
CN111219596B (zh) 一种加氢站与天然气调压站的电冷生产回收利用系统
WO2022262286A1 (zh) 一种天然气稳定掺氢控制方法及应用
CN104864269A (zh) Cng常规站设备选型方法
CN113982892B (zh) 一种高温蓄热式压缩空气储能系统
CN212273682U (zh) 一种加氢站与天然气调压站的电冷生产回收利用系统
CN111076496A (zh) 一种火电厂空气分离装置调峰系统及调峰方法
CN112539340B (zh) 水电解供氢加氢站设备选型方法
CN117165345A (zh) 一种利用多级膜分离法提纯掺氢天然气的加氢能源站
CN204164652U (zh) 一种lcng加气站辅助供气装置和包含其的加气站
CN205118654U (zh) 回收lng储罐产生的bog做为制氢燃料气的系统
CN110425416A (zh) 一种小规模低能耗阶梯储氢系统及方法
CN108661765B (zh) 一种汽车发动机尾气余热回收高效发电系统

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
TA01 Transfer of patent application right

Effective date of registration: 20220718

Address after: 100728 No. 22 North Main Street, Chaoyang District, Beijing, Chaoyangmen

Applicant after: CHINA PETROLEUM & CHEMICAL Corp.

Applicant after: Sinopec Safety Engineering Research Institute Co.,Ltd.

Address before: 100728 No. 22 North Main Street, Chaoyang District, Beijing, Chaoyangmen

Applicant before: CHINA PETROLEUM & CHEMICAL Corp.

Applicant before: Qingdao Safety Engineering Research Institute of Sinopec

TA01 Transfer of patent application right
GR01 Patent grant
GR01 Patent grant