CN113249736B - 一种综合可再生能源的水电解氢热联产系统及方法 - Google Patents

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Abstract

本发明提供了一种综合可再生能源的水电解氢热联产系统及方法，该系统包括可再生能源供电子系统、水电解制氢子系统、制氢余热回收利用子系统、新电解水预热子系统、区域供热热网子系统和监测调度子系统；可再生能源供电，蓄电池存储国家电网谷电和多余的可再生能源电量，通过微电网为水电解制氢工厂供电，将电解过程中气体和电解液产生的余热回收于地埋储热装置，回水网络的热水通过地埋储热装置预热，并经过燃气轮机实现进一步升温，实现区域供暖。通过制氢余热回收利用和跨季节储热，实现了基于水电解的氢热联产，提高了制氢工厂的能源利用效率，具有良好的应用前景。

Description

一种综合可再生能源的水电解氢热联产系统及方法
技术领域
本发明属于水电解制氢领域，具体涉及一种综合可再生能源的水电解氢热联产系统及方法。
背景技术
在碳中和目标的背景下，高效生产、利用零碳的“绿氢”成为一种重要的减碳途径。相比于煤气化制氢、天然气重整制氢等技术，水电解制氢具有清洁无污染的特点，因而受到越来越多的关注。制约水制氢商业化、规模化发展的主要因素是制氢效率低、成本高。制氢过程中，生成的氢气、氧气带有一定的热量，需要经过冷却的处理，造成了能量的浪费。同时，一半以上的电能都以热能形式耗散到了电解液中，造成了电解液温度的升高和能量的浪费。电解液温度升高将进一步导致制氢效率降低，因此如何保证电解液温度在合适的工作范围并对多余热量进行充分利用是提高制氢效率的关键手段之一。
发明内容
针对现有技术中存在的问题，本发明提供一种综合可再生能源的水电解氢热联产系统，能够提升大规模水电解制氢工厂的能量利用效率，实现氢热联产，并达到零碳排放的目标，为碳中和目标的实现提供重要路径。
本发明采用以下技术方案实现：
本发明公开了一种综合可再生能源的水电解氢热联产系统，包括可再生能源供电子系统、水电解制氢子系统、制氢余热回收利用子系统、新电解水预热子系统、区域供热热网子系统、监测调度子系统；可再生能源供电子系统包括风力发电机组、光伏发电系统、蓄电池、微电网；水电解制氢子系统包括电解槽、电解液收集器；制氢余热回收利用子系统包括氢气收集器、氧气收集器、氢气换热器、氧气换热器、氢气处理装置、氧气处理装置、氢气存储装置、氧气存储装置、电解液换热器；区域供热热网子系统包括储热水收集器、地埋储热装置、燃气轮机、供水网络、热用户、回水网络；监测调度子系统包括数据监测中心和运行调度中心；
风力发电机组利用风能发电，光伏发电系统利用太阳能发电，通过逆变器将电能传输至微电网。微电网与国家电网连接，蓄电池存储电能；
电解槽利用微电网的电能进行电解水制氢，在两个电极上生成的氢气、氧气分别通过气体管路传输至气体收集器；
电解槽电解液出口与电解液收集器入口连接，电解液收集器出口与电解液换热器电解液侧入口连接，电解液换热器电解液侧出口与电解槽电解液入口连接。电解槽、电解液收集器和电解液换热器构成了电解液循环回路；
氢气收集器的气体出口与氢气换热器的气体侧入口连接，氢气换热器的气体侧出口与氢气处理装置的气体入口连接，氢气处理装置的气体出口与氢气存储装置的气体入口连接，氢气收集器、氢气换热器、氢气处理装置、氢气存储装置形成了氢气生产、处理、存储的工艺过程；氧气收集器的气体出口与氧气换热器的气体侧入口连接，氧气换热器的气体侧出口与氧气处理装置的气体入口连接，氧气处理装置的气体出口与氧气存储装置的气体入口连接，氧气收集器、氧气换热器、氧气处理装置、氧气存储装置形成了氧气生产、处理、存储的工艺过程；
地埋储热装置储热侧出口分为两路，分流流向氢气换热器热水侧入口和氧气换热器热水侧入口，氢气换热器热水侧出口和氧气换热器热水侧出口同时与储热水收集器入口连接，储热水收集器出口与地埋储热装置储热侧入口连接，形成储热侧水循环回路；
地埋储热装置放热侧出口与燃气轮机连接，燃气轮机出口与供水网络连接，供水网络为热用户供暖，供热回水通过回水网络回到地埋储热装置，形成放热侧水循环回路；
数据监测中心和各管路上的测点相连接，运行调度中心与调度设备相连接；
优选地，出于安全考虑，大规模水电解制氢工厂建造于空旷的郊外。可再生能源供电子系统中，风力发电机组为适用于制氢厂区域发电的小型风电场，光伏发电系统包括阵列光伏、屋顶光伏和墙面光伏。光伏发电系统的布置范围包括制氢厂和供热区域。
优选地，水电解制氢子系统中有多个电解槽，均为碱性电解槽，电解液为碱性电解液；电解液收集器具有两个收集箱，一个负责收集来自各个电解槽的高温电解液，一个负责收集换热后的低温电解液(所述低温为相对于前述高温电解液而言，并非对温度的具体限定)，通过管路传输回电解槽。
优选地，氢气换热器、氧气换热器、电解液换热器为叉流式换热器；氢气处理装置、氧气处理装置中完成气体的分离、洗涤、冷却工艺。
优选地，新电解水与经过电解液换热器的原电解液混合，实现新电解水的预热。
优选地，地埋储热装置采用地埋U型管或地埋储水罐进行储热，实现跨季节性的热负荷搬移；燃气轮机燃烧制氢工厂生产的氢气实现供热热水温度的进一步提升；热用户距离制氢工厂较近，其供暖方式为暖气供暖。
优选地，在各个管路和设备上装有温度、流量、压力、功率测点，将获得的数据实时传输到数据监测中心。风力发电机组、光伏发电系统获得实时的可再生能源资源情况和发电出力情况；蓄电池提供剩余电量和充/放电速率；微电网提供外购电量和微电网频率；电解槽提供电解液温度监测数据；电解液收集器的连接管路提供电解液流入流出流量；氢气收集器和氧气收集器的连接管路提供气体流量和压力；新电解水预热子系统提供新电解水注入流量；供水网络、回水网络提供供、回水温度和流量；地埋储热装置提供储热量和充/放热速率；燃气轮机提供进汽量；热用户提供实时热负荷。
运行调度中心将调度指令传递到各个调度设备进行控制。风力、光伏发电并网量调节指令传递给风力发电机组和光伏发电系统；充/放电速率调节指令传递给蓄电池；外购电量调节指令传递给微电网；电解液流入流出速率调节指令传递给与电解液收集器连接管路上的阀门；气体流速调节指令传递给与氢气收集器、氧气收集器连接管路上的阀门；新电解水注入流量调节指令传递给新电解水预热子系统中的阀门；供水、回水流量调节指令传递给供水网络、回水网络上的阀门；充/放热速率调节指令传递给地埋储热装置；氢气、氧气进汽量调节指令传递给燃气轮机。
本发明公开了上述综合可再生能源的水电解氢热联产系统的控制方法，包括：
风力发电机组和光伏发电系统生产电能进入微电网，蓄电池在谷电时将国家电网的电能存储下来，在可再生能源供电大于制氢需求时将电能存储下来，在可再生能源出力不够时补充，以给微电网供电。微电网中的电能用于电解槽生产氢气；
多个电解槽中生产的氢气统一进入氢气收集器，并经过氢气换热器将热量传递给储热侧循环水，换热后的氢气进入氢气处理装置进行分离、洗涤、冷却的处理，存储进氢气存储装置；生产的氧气统一进入氧气收集器，并经过氧气换热器将热量传递给储热侧循环水，换热后的氧气进入氧气处理装置进行分离、洗涤、冷却的处理，存储进氧气存储装置；
地埋储热装置储热侧出口的热水分为两路，一路进入氢气换热器进行换热升温预热，一路进入氧气换热器进行换热升温预热；两路热水共同进入储热水收集器合并为一路，进入电解液换热器进行再次换热升温预热；升温后的热水进入地埋储热装置存储。在非供暖季时，地埋储热装置起跨季节储热的作用，到供暖季时释放热量；在供暖季时，地埋储热装置起释放非供暖季存储的热量和平抑制氢装置预热水的波动性和不稳定性，根据热用户的实时用热需求进行供暖。
地埋储热装置在供暖季释放存储的热量至燃气轮机，根据热用户需求对热水进一步加热升温，使其达到用热需求。供暖后的回水通过回水网络回到地埋储热装置。
在气体收集、处理、存储工艺流程，电解液循环回路，区域供热网络回路的管路上均装有温度计、压力计和流量监测装置；在可再生能源供电子系统中装有负荷出力监测装置；在燃气轮机中装有进汽量监测装置。采集的数据传输至数据监测中心，实时监测各装置的运行状况，并将实时数据可视化反馈给制氢厂。数据监测中心将数据传输到运行调度中心进行分析。运行调度中心内有风险评估模块、温度控制模块和优化调度模块。
风险评估模块对风能、太阳能波动性进行预测，评估其对微电网的影响；对气体管路的压力进行预测，评估气体输运和存储的安全性。风险等级划分为低、中、高三级。当波动性风险评估等级为高时，立即使风力发电机组或光伏发电系统离网，减少对微电网的破坏；当气体压力风险评估等级为高时，立即开启安全阀门，以降低气体压力。
利用温度控制模块，通过反馈控制将电解液的温度控制在60～100℃范围，使其处于最佳工作温度。将测量的电解液温度与设定温度进行对比，当实际温度低于设定温度时，减小电解槽通向电解液收集器管路上的阀门开度；反之则相反。温度控制模块通过对燃气轮机供热出力，供水网络、回水网络流量的控制使得供热量满足热用户负荷需求。
优化调度模块考虑蓄电池储电损耗，对风力发电机组、光伏发电系统出力和蓄电池出力进行优化分配，使总体损耗最小。
优选地，回水网络回水温度为40～50℃，经地埋储热装置放热和燃气轮机补热后，供水网络供水温度为50～60℃；电解槽中电解液工作温度为80～100℃，经电解液换热器换热并注入新电解水后，电解液的温度为60～70℃；存储在地埋储热装置中的低温热水温度为50～60℃。
与现有技术相比，本发明具有以下有益的技术效果：
本发明公开的一种综合可再生能源的水电解氢热联产系统及方法，结合可再生能源供电子系统、水电解制氢子系统、制氢余热回收利用子系统、新电解水预热子系统、区域供热热网子系统、监测调度子系统，将可再生能源中的风能和太阳能作为水电解制氢工厂的主要电力来源，用蓄电池存储的低估时国家电网电能为补充，实现零碳“绿氢”的生产；通过余热利用技术提高水电解制氢工厂的能量利用效率，通过气体换热器与电解槽生成的氢气、氧气换热，通过电解液换热器进一步换热，将置换出的热量通过低温热水形式存储在地埋储热装置中，在供暖季时经过氢气燃烧补热后为区域供热；新电解水通过和降温后的原电解液混合实现预热，进一步节约能量。通过可再生能源供能和余热回收的方式，实现大规模制氢工厂氢热联产，提高水电解制氢过程的能量利用效率，具有良好的应用前景。
附图说明
图1为本发明中综合可再生能源的大规模水电解制氢工厂余热利用系统图；
图2为本发明中综合可再生能源的大规模水电解制氢工厂余热利用数据监测图；
图3为本发明中综合可再生能源的大规模水电解制氢工厂余热利用运行调度图。
具体实施方式
下面结合附图和具体实施例对本发明做进一步详细描述，其内容是对本发明的解释而不是限定：
如图1，本发明的综合可再生能源的水电解氢热联产系统，包括可再生能源供电子系统、水电解制氢子系统、制氢余热回收利用子系统、新电解液预热子系统4、区域供热热网子系统、监控调度子系统；可再生能源供电子系统包括风力发电机组11、光伏发电系统12、蓄电池13、微电网14；水电解制氢子系统包括电解槽21、电解液收集器22；制氢余热回收利用子系统包括氢气收集器31、氧气收集器32、氢气换热器33、氧气换热器34、氢气处理装置35、氧气处理装置36、氢气存储装置37、氧气存储装置38、电解液换热器39；区域供热热网子系统包括储热水收集器51、地埋储热装置52、燃气轮机53、供水网络54、热用户55、回水网络56；
风力发电机组11利用风能发电，光伏发电系统12利用太阳能发电，通过逆变器将电能传输至微电网14。微电网与国家电网连接，蓄电池13存储电能；
电解槽21利用微电网14的电能进行电解水制氢，在两个电极上生成的氢气、氧气分别通过气体管路传输至氢气收集器31、氧气收集器32；
电解槽21电解液出口与电解液收集器22入口连接，电解液收集器22出口与电解液换热器39电解液侧入口连接，电解液换热器39电解液侧出口与电解槽21电解液入口连接。电解槽21、电解液收集器22和电解液换热器39构成了电解液循环回路；
氢气收集器31的气体出口与氢气换热器33的气体侧入口连接，氢气换热器33的气体侧出口与氢气处理装置35的气体入口连接，氢气处理装置35的气体出口与氢气存储装置37的气体入口连接，氢气收集器31、氢气换热器33、氢气处理装置35、氢气存储装置37形成了氢气生产、处理、存储的工艺过程；氧气收集器32的气体出口与氧气换热器34的气体侧入口连接，氧气换热器34的气体侧出口与氧气处理装置36的气体入口连接，氧气处理装置36的气体出口与氧气存储装置38的气体入口连接，氧气收集器32、氧气换热器34、氧气处理装置36、氧气存储装置38形成了氧气生产、处理、存储的工艺过程；
地埋储热装置52储热侧出口分为两路，分流流向氢气换热器33热水侧入口和氧气换热器34热水侧入口，氢气换热器33热水侧出口和氧气换热器34热水侧出口同时与储热水收集器51入口连接，储热水收集器51出口与地埋储热装置52储热侧入口连接，形成储热侧水循环回路；
地埋储热装置52放热侧出口与燃气轮机53连接，燃气轮机53出口与供水网络54连接，供水网络54为热用户55供暖，供热回水通过回水网络56回到地埋储热装置52，形成放热侧水循环回路；
数据监测中心61和各管路上的测点相连接，运行调度中心62与调度设备相连接；
出于安全考虑，大规模水电解制氢工厂优选建造于空旷的郊外。可再生能源供电子系统中，风力发电机组11优选为适用于制氢厂区域发电的小型风电场，光伏发电系统12优选包括阵列光伏、屋顶光伏和墙面光伏。光伏发电系统的布置范围包括制氢厂和供热区域。
水电解制氢子系统中有多个电解槽21，均优选为碱性电解槽，电解液为碱性电解液；电解液收集器22具有两个收集箱，一个负责收集来自各个电解槽21的高温电解液，一个负责收集换热后的低温电解液，通过管路传输回电解槽21。
氢气换热器33、氧气换热器34、电解液换热器39优选为叉流式换热器；氢气处理装置35、氧气处理装置36中完成气体的分离、洗涤、冷却工艺。
新电解水与经过电解液换热器的原电解液混合，实现新电解水的预热。
地埋储热装置52优选采用地埋U型管或地埋储水罐进行储热，实现跨季节性的热负荷搬移；燃气轮机53优选燃烧制氢工厂生产的氢气实现供热热水温度的进一步提升；热用户55距离制氢工厂较近，优选供暖方式为暖气供暖。
如图2，在各个管路和设备上优选装有温度、流量、压力、功率测点，将获得的数据实时传输到数据监测中心61。风力发电机组11、光伏发电系统12获得实时的可再生能源资源情况和发电出力情况；蓄电池13提供剩余电量和充/放电速率；微电网14提供外购电量和微电网频率；电解槽21提供电解液温度监测数据；电解液收集器22的连接管路提供电解液流入流出流量；氢气收集器31和氧气收集器32的连接管路提供气体流量和压力；新电解水预热子系统4提供新电解水注入流量；供水网络54、回水网络56提供供、回水温度和流量；地埋储热装置52提供储热量和充/放热速率；燃气轮机53提供进汽量；热用户55提供实时热负荷。
如图3，运行调度中心62将调度指令传递到各个调度设备进行控制。风力、光伏发电并网量调节指令传递给风力发电机组11和光伏发电系统12；充/放电速率调节指令传递给蓄电池13；外购电量调节指令传递给微电网14；电解液流入流出速率调节指令传递给与电解液收集器22连接管路上的阀门；气体流速调节指令传递给与氢气收集器31、氧气收集器32连接管路上的阀门；新电解水注入流量调节指令传递给新电解水预热子系统4中的阀门；供水、回水流量调节指令传递给供水网络54、回水网络56上的阀门；充/放热速率调节指令传递给地埋储热装置52；氢气、氧气进汽量调节指令传递给燃气轮机53。
运行调度中心62内有风险评估模块、温度控制模块和优化调度模块。
下面对本发明的综合可再生能源的水电解制氢工厂余热利用系统工作方法进行进一步的说明：
风力发电机组11和光伏发电系统12生产电能进入微电网14，蓄电池13在谷电时将国家电网的电能存储下来，在可再生能源供电大于制氢需求时将电能存储下来，在可再生能源出力不够时补充，以给微电网14供电。微电网14中的电能用于电解槽21生产氢气；
多个电解槽21中生产的氢气统一进入氢气收集器31，并经过氢气换热器33将热量传递给储热侧循环水，换热后的氢气进入氢气处理装置35进行分离、洗涤、冷却的处理，存储进氢气存储装置37；生产的氧气统一进入氧气收集器32，并经过氧气换热器34将热量传递给储热侧循环水，换热后的氧气进入氧气处理装置36进行分离、洗涤、冷却的处理，存储进氧气存储装置38；
地埋储热装置52储热侧出口的热水分为两路，一路进入氢气换热器33进行换热升温预热，一路进入氧气换热器34进行换热升温预热；两路热水共同进入储热水收集器51合并为一路，进入电解液换热器39进行再次换热升温预热；升温后的热水进入地埋储热装置52存储。在非供暖季时，地埋储热装置52起跨季节储热的作用，到供暖季时释放热量；在供暖季时，地埋储热装置52起释放非供暖季存储的热量和平抑制氢装置预热水的波动性和不稳定性，根据热用户55的实时用热需求进行供暖。
地埋储热装置52在供暖季释放存储的热量至燃气轮机53，根据热用户55需求对热水进一步加热升温，使其达到用热需求。供暖后的回水通过回水网络56回到地埋储热装置52。
在气体收集、处理、存储工艺流程，电解液循环回路，区域供热网络回路的管路上均装有温度计、压力计和流量监测装置；在可再生能源供电子系统中装有负荷出力监测装置；在燃气轮机53中装有进汽量监测装置。采集的数据传输至数据监测中心61，实时监测各装置的运行状况，并将实时数据可视化反馈给制氢厂。数据监测中心61将数据传输到运行调度中心62进行分析。
在线风险评估模块对风能、太阳能波动性进行预测，评估其对微电网的影响；对气体管路的压力进行预测，评估气体输运和存储的安全性。风险等级划分为低、中、高三级。当波动性风险评估等级为高时，立即使风力发电机组11或光伏发电系统12离网，减少对微电网14的破坏；当气体压力风险评估等级为高时，立即开启安全阀门，以降低气体压力。
利用温度控制模块，通过反馈控制将电解液的温度控制在60～100℃范围，使其处于最佳工作温度。将测量的电解液温度与设定温度进行对比，当实际温度低于设定温度时，减小电解槽21通向电解液收集器22管路上的阀门开度；反之则相反。温度控制模块通过对燃气轮机53供热出力，供水网络54、回水网络56流量的控制使得供热量满足热用户55负荷需求。
优化调度模块考虑蓄电池13储电损耗，对风力发电机组11、光伏发电系统12出力和蓄电池13出力进行优化分配，使总体损耗最小。
回水网络56回水温度为40～50℃，经地埋储热装置52放热和燃气轮机补热后，供水网络54供水温度为50～60℃；电解槽21中电解液工作温度为80～100℃，经电解液换热器39换热并注入新电解水后，电解液的温度为60～70℃；存储在地埋储热装置52中的低温热水温度为50～60℃。
本发明通过建立一种综合可再生能源的水电解氢热联产系统，通过可再生能源发电为水电解制氢装置供电，通过蓄电池存储多余的电及国家电网的谷电，并将生成气体携带的热量和耗散在电解液中的热量部分通过地埋储热装置存储起来，部分为新注入的电解水预热。在供暖季时，地埋储热装置跨季节存储的低温热水为供热供水预热。燃气轮机利用制氢工厂生产的氢气进一步加热供水，为区域供暖。本发明方法能够提升大规模水电解制氢工厂的能量利用效率，实现氢热联产，并达到零碳排放的目标，为碳中和目标的实现提供重要路径。
需要说明的是，以上所述仅为本发明实施方式的一部分，根据本发明所描述的系统所做的等效变化，均包括在本发明的保护范围内。本发明所属技术领域的技术人员可以对所描述的具体实例做类似的方式替代，只要不偏离本发明的结构或者超越本权利要求书所定义的范围，均属于本发明的保护范围。

Claims (9)

1.一种综合可再生能源的水电解氢热联产系统，其特征在于，包括可再生能源供电子系统、水电解制氢子系统、制氢余热回收利用子系统、新电解水预热子系统(4)、区域供热热网子系统、监测调度子系统；可再生能源供电子系统包括风力发电机组(11)、光伏发电系统(12)、蓄电池(13)、微电网(14)；水电解制氢子系统包括电解槽(21)、电解液收集器(22)；制氢余热回收利用子系统包括氢气收集器(31)、氧气收集器(32)、氢气换热器(33)、氧气换热器(34)、氢气处理装置(35)、氧气处理装置(36)、氢气存储装置(37)、氧气存储装置(38)、电解液换热器(39)；区域供热热网子系统包括储热水收集器(51)、地埋储热装置(52)、燃气轮机(53)、供水网络(54)、热用户(55)、回水网络(56)；监测调度子系统包括数据监测中心(61)和运行调度中心(62)；
风力发电机组(11)利用风能发电，光伏发电系统(12)利用太阳能发电，通过逆变器将电能传输至微电网(14)；微电网与国家电网连接，蓄电池(13)存储电能；
电解槽(21)利用微电网(14)的电能进行电解水制氢，在两个电极上生成的氢气、氧气分别通过气体管路传输至氢气收集器(31)、氧气收集器(32)；
电解槽(21)电解液出口与电解液收集器(22)入口连接，电解液收集器(22)出口与电解液换热器(39)电解液侧入口连接，电解液换热器(39)电解液侧出口与电解槽(21)电解液入口连接，电解槽(21)、电解液收集器(22)和电解液换热器(39)构成电解液循环回路；
氢气收集器(31)的气体出口与氢气换热器(33)的气体侧入口连接，氢气换热器(33)的气体侧出口与氢气处理装置(35)的气体入口连接，氢气处理装置(35)的气体出口与氢气存储装置(37)的气体入口连接，氢气收集器(31)、氢气换热器(33)、氢气处理装置(35)、氢气存储装置(37)形成氢气生产、处理、存储的工艺过程；氧气收集器(32)的气体出口与氧气换热器(34)的气体侧入口连接，氧气换热器(34)的气体侧出口与氧气处理装置(36)的气体入口连接，氧气处理装置(36)的气体出口与氧气存储装置(38)的气体入口连接，氧气收集器(32)、氧气换热器(34)、氧气处理装置(36)、氧气存储装置(38)形成氧气生产、处理、存储的工艺过程；
地埋储热装置(52)储热侧出口分为两路，分流流向氢气换热器(33)热水侧入口和氧气换热器(34)热水侧入口，氢气换热器(33)热水侧出口和氧气换热器(34)热水侧出口同时与储热水收集器(51)入口连接，储热水收集器(51)出口与地埋储热装置(52)储热侧入口连接，形成储热侧水循环回路；
地埋储热装置(52)放热侧出口与燃气轮机(53)连接，燃气轮机(53)出口与供水网络(54)连接，供水网络(54)为热用户(55)供暖，供热回水通过回水网络(56)回到地埋储热装置(52)，形成放热侧水循环回路；
数据监测中心(61)和各管路上的测点相连接，运行调度中心(62)与调度设备相连接。
2.根据权利要求1所述的综合可再生能源的水电解氢热联产系统，其特征在于，可再生能源供电子系统中，风力发电机组(11)为适用于制氢厂区域发电的小型风电场，光伏发电系统(12)包括阵列光伏、屋顶光伏和/或墙面光伏，光伏发电系统的布置范围包括制氢厂和供热区域。
3.根据权利要求1所述的综合可再生能源的水电解氢热联产系统，其特征在于，水电解制氢子系统中有多个电解槽(21)，均为碱性电解槽，电解液为碱性电解液；电解液收集器(22)具有两个收集箱，一个负责收集来自各个电解槽(21)的高温电解液，一个负责收集换热后的低温电解液，通过管路传输回电解槽(21)。
4.根据权利要求1所述的综合可再生能源的水电解氢热联产系统，其特征在于，氢气换热器(33)、氧气换热器(34)、电解液换热器(39)为叉流式换热器；氢气处理装置(35)、氧气处理装置(36)中完成气体的分离、洗涤、冷却工艺。
5.根据权利要求1所述的综合可再生能源的水电解氢热联产系统，其特征在于，新电解水与经过电解液换热器的原电解液混合，实现新电解水的预热。
6.根据权利要求1所述的综合可再生能源的水电解氢热联产系统，其特征在于，地埋储热装置(52)采用地埋U型管或地埋储水罐进行储热，实现跨季节性的热负荷搬移；燃气轮机(53)燃烧制氢工厂生产的氢气实现供热热水温度的进一步提升；热用户(55)供暖方式采用暖气供暖。
7.根据权利要求1所述的综合可再生能源的水电解氢热联产系统，其特征在于，在各个管路和设备上装有温度、流量、压力、功率测点，将获得的数据实时传输到数据监测中心(61)；各测点分别实现：风力发电机组(11)、光伏发电系统(12)获得实时的可再生能源资源情况和发电出力情况；蓄电池(13)提供剩余电量和充/放电速率；微电网(14)提供外购电量和微电网频率；电解槽(21)提供电解液温度监测数据；电解液收集器(22)的连接管路提供电解液流入流出流量；氢气收集器(31)和氧气收集器(32)的连接管路提供气体流量和压力；新电解水预热子系统(4)提供新电解水注入流量；供水网络(54)、回水网络(56)提供供、回水温度和流量；地埋储热装置(52)提供储热量和充/放热速率；燃气轮机(53)提供进汽量；热用户(55)提供实时热负荷；
运行调度中心(62)将调度指令传递到各个调度设备进行控制：风力、光伏发电并网量调节指令传递给风力发电机组(11)和光伏发电系统(12)；充/放电速率调节指令传递给蓄电池(13)；外购电量调节指令传递给微电网(14)；电解液流入流出速率调节指令传递给与电解液收集器(22)连接管路上的阀门；气体流速调节指令传递给与氢气收集器(31)、氧气收集器(32)连接管路上的阀门；新电解水注入流量调节指令传递给新电解水预热子系统(4)中的阀门；供水、回水流量调节指令传递给供水网络(54)、回水网络(56)上的阀门；充/放热速率调节指令传递给地埋储热装置(52)；氢气、氧气进汽量调节指令传递给燃气轮机(53)。
8.根据权利要求1～7任一项所述系统进行热联产的控制方法，其特征在于，包括：
风力发电机组(11)和光伏发电系统(12)生产电能进入微电网(14)，蓄电池(13)在谷电时将国家电网的电能存储下来，在可再生能源供电大于制氢需求时将电能存储下来，在可再生能源出力不够时补充，以给微电网(14)供电；微电网(14)中的电能用于电解槽(21)生产氢气；
多个电解槽(21)中生产的氢气统一进入氢气收集器(31)，并经过氢气换热器(33)将热量传递给储热侧循环水，换热后的氢气进入氢气处理装置(35)进行分离、洗涤、冷却的处理，存储进氢气存储装置(37)；生产的氧气统一进入氧气收集器(32)，并经过氧气换热器(34)将热量传递给储热侧循环水，换热后的氧气进入氧气处理装置(36)进行分离、洗涤、冷却的处理，存储进氧气存储装置(38)；
地埋储热装置(52)储热侧出口的热水分为两路，一路进入氢气换热器(33)进行换热升温预热，一路进入氧气换热器(34)进行换热升温预热；两路热水共同进入储热水收集器(51)合并为一路，进入电解液换热器(39)进行再次换热升温预热；升温后的热水进入地埋储热装置(52)存储；在非供暖季时，地埋储热装置(52)起跨季节储热的作用，到供暖季时释放热量；在供暖季时，地埋储热装置(52)起释放非供暖季存储的热量和平抑制氢装置预热水的波动性和不稳定性，根据热用户(55)的实时用热需求进行供暖；
地埋储热装置(52)在供暖季释放存储的热量至燃气轮机(53)，根据热用户(55)需求对热水进一步加热升温，使其达到用热需求，供暖后的回水通过回水网络(56)回到地埋储热装置(52)；
在气体收集、处理、存储工艺流程，电解液循环回路，区域供热网络回路的管路上均装有温度计、压力计和流量监测装置；在可再生能源供电子系统中装有负荷出力监测装置；在燃气轮机(53)中装有进汽量监测装置，采集的数据传输至数据监测中心(61)，实时监测各装置的运行状况，并将实时数据可视化反馈给制氢厂；数据监测中心(61)将数据传输到运行调度中心(62)进行分析；
运行调度中心(62)内设有风险评估模块、温度控制模块和优化调度模块；风险评估模块对风能、太阳能波动性进行预测，评估其对微电网的影响；对气体管路的压力进行预测，评估气体输运和存储的安全性，并将风险等级划分为低、中、高三级；当波动性风险评估等级为高时，立即使风力发电机组(11)或光伏发电系统(12)离网，减少对微电网(14)的破坏；当气体压力风险评估等级为高时，立即开启安全阀门，以降低气体压力；
利用温度控制模块，通过反馈控制将电解液的温度控制在60～100℃范围，使其处于最佳工作温度；将测量的电解液温度与设定温度进行对比，当实际温度低于设定温度时，减小电解槽(21)通向电解液收集器(22)管路上的阀门开度；反之则相反，温度控制模块通过对燃气轮机(53)供热出力、供水网络(54)、回水网络(56)流量的控制使得供热量满足热用户(55)负荷需求；
优化调度模块考虑蓄电池(13)储电损耗，对风力发电机组(11)、光伏发电系统(12)出力和蓄电池(13)出力进行优化分配，使总体损耗最小。
9.根据权利要求8所述的控制方法，其特征在于，回水网络(56)回水温度为40～50℃，经地埋储热装置(52)放热和燃气轮机补热后，供水网络(54)供水温度为50～60℃；电解槽(21)中电解液工作温度为80～100℃，经电解液换热器(39)换热并注入新电解水后，电解液的温度为60～70℃；存储在地埋储热装置(52)中的低温热水温度为50～60℃。
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