CN112886040A - 一种利用有机液体储氢储能发电系统 - Google Patents

一种利用有机液体储氢储能发电系统 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种利用有机液体储氢储能发电系统，其特征在于，包括电池储电缓冲及电能控制单元，电解水单元，增压单元，燃料电池单元，有机载体储存单元，有机载体泵组，换热单元，开工/还原加热单元，反应单元，气液分离/提纯单元，压力控制单元，热载体储存单元，热载体泵组等。本发明在用电低谷时对电能转化的氢气进行储存，在用电高峰时通过改变反应条件释放出氢气，进一步转化为电能，实现加氢脱氢一体化集成，并通过使用储热介质实现加氢放热和脱氢吸热的能量综合利用，同时通过综合电能及温度智能控制管理系统对系统的电能及热量进行较优调配，提高储能发电的综合利用效率，降低设备投资成本，降低储能危险性，更易于实现大规模储能。

Description

一种利用有机液体储氢储能发电系统
技术领域
本发明属于电力行业储能技术领域，涉及一种实现有机液体储氢储能发电系统,具体涉及一种通过利用加氢脱氢一体化装置，在用电低谷时对电能转化的氢气进行储存，在用电高峰时通过改变反应条件释放出氢气，进一步转化为电能，通过使用储热介质实现加氢放热和脱氢吸热的能量综合利用。
背景技术
我国是世界发电第一大国，80％以上是化石能源，但是每年仍有会大量的弃风弃光现象，表面是由于风能、光能等清洁能源受气候因素，无法实现连续稳定发电，本质是因耗能端使用不规律。这反映在居民及非居民用电的波峰电价是波谷电价的1-2倍左右，导致社会整体用能效率不高，也限制了清洁能源发电的发展。同时现有储能技术各自均存在一定的不足，例如锂电池储能成本高，储能密度低，电池无法回收在利用；高位水储能及压缩空气储能的储能密度较低，必须满足一定的环境及地质条件；高压储氢储能同样存在储能密度低、安全系数低，且无法实现大规模储能等问题。
有机载体可以实现常温常压进行大规模储存，同时质量储氢密度可至5％以上，对应的储能密度为1650wh/kg，而目前锂电池储能密度仅为350wh/kg。
专利CN109267083公了开一种利用制氢和有机液体储氢的综合发电系统。将加氢反应装置与脱氢反应装置分开设置，且靠近风能电动装置布置，无法稳定操作，甚至无风电时停加氢装置或者空转。此外脱氢装置脱氢时需要消耗额外能量，造成投资成本高，运行成本高，能量利用率低。
发明内容
本发明所解决的技术问题是：现有技术中存在的投资成本高、运行成本高、能量利用率低的问题。
为了解决上述技术问题，本发明提供了一种利用有机液体储氢储能发电系统，其特征在于，包括：
电池储电缓冲及电能控制单元，用于电源输入相对稳定；
电解水单元，用于电解水制氢气；
增压单元，用于储能时增压电解水单元产生的氢气送往换热单元，以及将发电时增压系统产生的氢气送往燃料电池单元；
燃料电池单元，用于将系统产生的氢气转化电；
有机载体储存单元，用于常温常压储存富氢有机载体和贫氢有机载体；
有机载体泵组，用于在储能时泵送贫氢有机载体，在发电时泵送富氢有机载体至换热单元；
换热单元，用于将加氢或脱氢反应产物的余热传递给加氢或脱氢反应进料；
开工/还原加热单元，用于开工和催化剂还原再生时供热，同时用于加氢或脱氢反应时的补热；
反应单元，用于在储能时进行加氢反应，在发电时进行脱氢反应；
气液分离/提纯单元，用于系统的气液分离和氢气提纯；
压力控制单元，用于控制系统的反应压力，在储能时提高反应压力，在发电时降低反应压力；
热载体储存单元，用于对冷、热载体的储存；
热载体泵组，用于将热载体储存单元内的冷、热载体在储能时向反应单元泵送冷载体，在发电时向反应单元泵送热载体；
综合电能及温度智能控制管理系统，用于整个系统的电力控制，以及储能和发电两种工况下的能量使用控制。
该系统可以布置于电网测，实现电网的综合用电调配，也可以与风能和太阳能等新能源发电进行组合，实现新能源电能的有效充分利用。
优选地，所述电池储电缓冲及电能控制单元包括电池组、降压电力设备、升压电力设备及电量控制设备。
优选地，所述增压单元包括压缩机机组及气相管路切换阀组。
优选地，所述有机载体储存单元包括常压富氢有机载体罐组及常压贫氢有机载体罐组。所述常压富氢有机载体罐组及常压贫氢有机载体罐组内的富氢有机载体和贫氢有机载体可以在-30℃以上实现液体储存。
优选地，所述有机载体泵组包括泵及液相管路切换阀组。
优选地，所述反应单元为一套加/脱反应设备，通过改变反应设置参数即可实现加氢反应与脱氢反应切换；所述加氢反应的反应设置参数为：反应压力为1.0～6.0MPa，反应温度为150～350℃；所述脱氢反应的反应设置参数为：反应压力为0.0～1.0MPa，反应温度为150～350℃。
优选地，所述气液分离/提纯单元包括气液分离设备和气体提纯设备；所述气体提纯设备采用吸附、变温吸附、变压吸附或膜分离。
优选地，所述压力控制单元为压力控制阀组，可以实现储能和发电两种工况的平稳切换，同时实现不同工况的稳定压力控制。
优选地，所述热载体储存单元包括热载体罐组和冷载体罐组，热载体罐组、冷载体罐组内设有导热油、融盐或储氢有机载体作为储热载体，可以在100～400℃的温度范围内选择使用。
优选地，所述电池储电缓冲及电能控制单元依次连接电解水单元、增压单元、换热单元、开工/还原加热单元、反应单元，换热单元还与反应单元、气液分离/提纯单元直接连接，气液分离/提纯单元还通过有机载体储存单元、有机载体泵组连接换热单元，气液分离/提纯单元还通过压力控制单元连接增压单元；增压单元还通过燃料电池单元与电池储电缓冲及电能控制单元连接。
所述综合电能及温度智能控制管理系统为整个系统的控制系统，其可以实现电能可调的平缓输入输出，同时对电解水单元、燃料电池单元、换热单元、开工/还原加热单元及热载体储存单元的热量进行综合监控调配，实现能效的提升。
本发明提供了一种利用有机液体储氢储能发电系统，在用电低谷时对电能转化的氢气进行储存，在用电高峰时通过改变反应条件释放出氢气，进一步转化为电能，实现加氢脱氢一体化集成，并通过使用储热介质实现加氢放热和脱氢吸热的能量综合利用，同时通过综合电能及温度智能控制管理系统对系统的电能及热量进行较优调配，提高储能发电的综合利用效率，降低设备投资成本，降低储能危险性，更易于实现大规模储能。
与现有技术相比，本发明具有如下优点：
(1)系统抗外界电力波动能力较强，同时可以实现稳定的电力输出；
(2)一套反应单元通过改变反应参数设置即可实现储能时进行加氢反应，发电时进行脱氢反应，设备投资低，设备连续运行稳定；
(3)热载体的配置有利充分平衡加氢放出的热量和脱氢吸收的热量，同时通过综合电能及温度智能控制管理系统对各单元的热量进行综合监控调配，大幅提高能源的利用效率；
(4)投资低、储能密度高、操作性好、安全性高。储氢有机载体可常温常压储存，储能密度1650wh/kg以上，而目前锂电池储能密度仅为350wh/kg，可实现大规模储能。
附图说明
图1为本发明提供的利用有机液体储氢储能发电系统的连接示意图；
图2为本发明的储能工况的流程示意图；
图3为本发明的发电工况的流程示意图。
具体实施方式
为使本发明更明显易懂，兹以优选实施例，并配合附图作详细说明如下。
实施例1
如图1所示，为本发明提供一种利用有机液体储氢储能发电系统，其包括：
电池储电缓冲及电能控制单元1，用于电源输入相对稳定(图中电池储电缓冲及电能控制单元1下方的箭头为进出电方向，其它箭头为管路内流体流动的方向)；
电解水单元2，用于电解水制氢气；
增压单元3，用于储能时增压电解水单元2产生的氢气送往换热单元4，以及将发电时增压系统产生的氢气送往燃料电池单元11；
燃料电池单元11，用于将系统产生的氢气转化电；
有机载体储存单元9，用于常温常压储存富氢有机载体A和贫氢有机载体B；
有机载体泵组10，用于在储能时泵送贫氢有机载体B，在发电时泵送富氢有机载体A至换热单元4；
换热单元4，用于将加氢或脱氢反应产物的余热传递给加氢或脱氢反应进料；
开工/还原加热单元5，用于开工和催化剂还原再生时供热，同时用于加氢或脱氢反应时的补热；
反应单元6，用于在储能时进行加氢反应，在发电时进行脱氢反应；
气液分离/提纯单元7，用于系统的气液分离和氢气提纯；
压力控制单元8，用于控制系统的反应压力，在储能时提高反应压力，在发电时降低反应压力；
热载体储存单元12，用于对冷载体C、热载体H的储存；
热载体泵组13，用于将热载体储存单元12内的冷、热载体在储能时向反应单元6泵送冷载体C，在发电时向反应单元6泵送热载体H；
综合电能及温度智能控制管理系统14，用于整个系统的电力控制，以及储能和发电两种工况下的能量使用控制。
所述电池储电缓冲及电能控制单元1依次连接电解水单元2、增压单元3、换热单元4、开工/还原加热单元5、反应单元6，换热单元4还与反应单元6、气液分离/提纯单元7直接连接，气液分离/提纯单元7还通过有机载体储存单元9、有机载体泵组10连接换热单元4，气液分离/提纯单元7还通过压力控制单元8连接增压单元3；增压单元3还通过燃料电池单元11与电池储电缓冲及电能控制单元1连接。
所述电池储电缓冲及电能控制单元1包括电池组、降压电力设备、升压电力设备及电量控制设备。
所述增压单元3包括压缩机机组及气相管路切换阀组。
所述有机载体储存单元9包括常压富氢有机载体罐组及常压贫氢有机载体罐组。
所述有机载体泵组10包括泵及液相管路切换阀组。
所述反应单元6为一套加/脱反应设备，通过改变反应设置参数即可实现加氢反应与脱氢反应切换；所述加氢反应的反应设置参数为：反应压力为1.0～6.0MPa，反应温度为150～350℃；所述脱氢反应的反应设置参数为：反应压力为0.0～1.0MPa，反应温度为150～350℃。
所述气液分离/提纯单元7包括气液分离设备和气体提纯设备；所述气体提纯设备采用吸附、变温吸附、变压吸附或膜分离。
所述压力控制单元8为压力控制阀组。
所述热载体储存单元12包括热载体罐组和冷载体罐组，热载体罐组、冷载体罐组内设有导热油、融盐或储氢有机载体作为储热载体。
可选地，反应单元6可选择单个或多个反应设备串并联，对应催化剂可选择单一或多种催化剂组合使用。
将本系统置于国家电网侧，参与国家电网调配。
如图2所示，在用电低谷时将多余电力通过电池储电缓冲及电力控制单元1降压后输送至电解水单元2制取氢气，经管道送至增压单元3。所述增压单元3将氢气增压至1.0～6.0MPa，与有机载体泵组10泵送的贫氢有机载体一起管道送至换热单元4。所述换热单元4利用加氢反应产物余热将贫氢有机载体B和氢气组成的加氢反应进料加热，并经过开工/还原加热单元5进一步将加氢反应进料的温度补热至150～350℃，再经管道输送至反应单元6进行加氢反应。所述反应单元6加氢反应为放热反应，热量通过热载体泵组13泵送的冷载体C带走，作为热载体储存在热载体储存单元12的热载体罐组中，加氢反应产物经过换热单元4冷却至0～100℃，再经管道输送至气液分离/提纯单元7。所述气液分离/提纯单元7完成气液分离，液相为富氢有机载体A，管道送往有机载体储存单元9中进行储存；气相为氢气经压力控制单元管道送往增压单元3加压循环使用。此过程实现了将低谷电转化为富氢有机载体A，且在常温常压下进行储存起来，可以实现MW级、MMW级及以上的大规模储能，且规模越大，经济性越好。
如图3所示，在用电高峰时将有机载体储存单元9中存储的富氢有机载体，经有机载体泵组3加压后送至换热单元4。所述换热单元4利用脱氢反应产物余热将富氢有机载体组成的脱氢反应进料加热，并经过开工/还原加热单元5进一步将脱氢反应进料的温度补热至150～350℃，再经管道输送至反应单元6进行脱氢反应。所述反应单元6脱氢反应为吸热反应，热量通过热载体泵组13泵送的热载体H提供，热载体H降温变为冷载体C储存在热载体储存单元12的冷载体罐组中，加氢反应产物经过换热单元4冷却至0～100℃，再经管道输送至气液分离/提纯单元7。所述气液分离/提纯单元7完成气液分离，液相为贫氢有机载体B，管道送往有机载体储存单元9中进行储存；气相为氢气，被提纯99.9％以上，经压力控制单元管道送往增压单元3。所述增压单元3将氢气加压送往燃料电池单元11，进一步转化为电能送往电池储电缓存及电能控制单元1。所述电池储电缓存及电能控制单元1将电能调压后输送至电网。装置操作弹性高，可以根据电网调配需求，控制电能的稳定连续输出。
系统采用的有机载体在-30℃以上实现常温常压液体储存，所述有机载体的储能密度1650wh/kg以上，可以在常温常压下实现MW级、MMW级及以上的大规模储能发电，安全可靠，可作为电网的“蓄水池”，有效平衡电能的供需平衡，提高电网对新能源发电的消纳能力，提高整个电力系统的综合利用效率。
实施例2
本实施例是将本系统与风能发电、电能发电、太阳能发电以及潮汐发电等新能源装置联合使用，只需在实施例1的基础上增加新的设计。为解决新能源发电装置受气候条件的变化，无法连续稳定发电的问题，在实施例1的电池储电缓冲及电力控制单元1中，根据具体实施例所在的新能源发电规律配置一定容量的电池储能。当电力输入波动时，电力是低于规定值20-60％时启动电池补充电能，保证储能装置的稳定运行，当界外电力输入持续地位运行且电池电量到达断电保护值时，外界电力直接输入电池储存。
可选地，电池储能可选择锂电池、锌空电池、回收电池等储电设备。
所述实施例可用于孤岛能源系统、部分组网系统等应用场景下，解决电力的不稳定输入，实现能量低成本、安全储存，同时实现连续稳定输出电能。

Claims (10)

1.一种利用有机液体储氢储能发电系统，其特征在于，包括：
电池储电缓冲及电能控制单元(1)，用于电源输入相对稳定；
电解水单元(2)，用于电解水制氢气；
增压单元(3)，用于储能时增压电解水单元(2)产生的氢气送往换热单元(4)，以及将发电时增压系统产生的氢气送往燃料电池单元(11)；
燃料电池单元(11)，用于将系统产生的氢气转化电；
有机载体储存单元(9)，用于常温常压储存富氢有机载体和贫氢有机载体；
有机载体泵组(10)，用于在储能时泵送贫氢有机载体，在发电时泵送富氢有机载体至换热单元(4)；
换热单元(4)，用于将加氢或脱氢反应产物的余热传递给加氢或脱氢反应进料；
开工/还原加热单元(5)，用于开工和催化剂还原再生时供热，同时用于加氢或脱氢反应时的补热；
反应单元(6)，用于在储能时进行加氢反应，在发电时进行脱氢反应；
气液分离/提纯单元(7)，用于系统的气液分离和氢气提纯；
压力控制单元(8)，用于控制系统的反应压力，在储能时提高反应压力，在发电时降低反应压力；
热载体储存单元(12)，用于对冷、热载体的储存；
热载体泵组(13)，用于将热载体储存单元(12)内的冷、热载体在储能时向反应单元(6)泵送冷载体，在发电时向反应单元(6)泵送热载体；
综合电能及温度智能控制管理系统(14)，用于整个系统的电力控制，以及储能和发电两种工况下的能量使用控制。
2.如权利要求1所述的利用有机液体储氢储能发电系统，其特征在于，所述电池储电缓冲及电能控制单元(1)包括电池组、降压电力设备、升压电力设备及电量控制设备。
3.如权利要求1所述的利用有机液体储氢储能发电系统，其特征在于，所述增压单元(3)包括压缩机机组及气相管路切换阀组。
4.如权利要求1所述的利用有机液体储氢储能发电系统，其特征在于，所述有机载体储存单元(9)包括常压富氢有机载体罐组及常压贫氢有机载体罐组。
5.如权利要求1所述的利用有机液体储氢储能发电系统，其特征在于，所述有机载体泵组(10)包括泵及液相管路切换阀组。
6.如权利要求1所述的利用有机液体储氢储能发电系统，其特征在于，所述反应单元(6)为一套加/脱反应设备，通过改变反应设置参数即可实现加氢反应与脱氢反应切换；所述加氢反应的反应设置参数为：反应压力为1.0～6.0MPa，反应温度为150～350℃；所述脱氢反应的反应设置参数为：反应压力为0.0～1.0MPa，反应温度为150～350℃。
7.如权利要求1所述的利用有机液体储氢储能发电系统，其特征在于，所述气液分离/提纯单元(7)包括气液分离设备和气体提纯设备；所述气体提纯设备采用吸附、变温吸附、变压吸附或膜分离。
8.如权利要求1所述的利用有机液体储氢储能发电系统，其特征在于，所述压力控制单元(8)为压力控制阀组。
9.如权利要求1所述的利用有机液体储氢储能发电系统，其特征在于，所述热载体储存单元(12)包括热载体罐组和冷载体罐组，热载体罐组、冷载体罐组内设有导热油、融盐或储氢有机载体作为储热载体。
10.如权利要求1所述的利用有机液体储氢储能发电系统，其特征在于，所述电池储电缓冲及电能控制单元(1)依次连接电解水单元(2)、增压单元(3)、换热单元(4)、开工/还原加热单元(5)、反应单元(6)，换热单元(4)还与反应单元(6)、气液分离/提纯单元(7)直接连接，气液分离/提纯单元(7)还通过有机载体储存单元(9)、有机载体泵组(10)连接换热单元(4)，气液分离/提纯单元(7)还通过压力控制单元(8)连接增压单元(3)；增压单元(3)还通过燃料电池单元(11)与电池储电缓冲及电能控制单元(1)连接。
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