CN114024326A - 一种可用于调峰的风光制氢耦合发电和储能系统及方法 - Google Patents

一种可用于调峰的风光制氢耦合发电和储能系统及方法 Download PDF

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Abstract

本发明公开了一种可用于调峰的风光制氢耦合发电和储能系统及方法，包括新能源发电系统、电解水制氢储能系统和氢气燃气蒸汽联合循环发电系统；所述新能源发电系统用于将风能和光伏能转化为电能，转化的电能一部分用于电网直接送电，另一部分输送至电解水制氢储能系统；所述电解水制氢储能系统用于将新能源发电系统输送的电能进行分解，分别制成氢气和氧气进行存储；所述氢气燃气蒸汽联合循环发电系统用于将电解水制氢储能系统中存储的氢气用于燃烧，产生的电能连接至电网。本发明通过供能和储能系统互补，实现电网不同用电负荷下最大化的风光资源的利用。

Description

一种可用于调峰的风光制氢耦合发电和储能系统及方法
技术领域
本发明属于新能源发电技术领域，具体涉及一种可用于调峰的风光制氢耦合发电和储能系统及方法。
背景技术
随着我国新能源发电技术的发展，风力发电和光伏发电在新能源发电中占比较高，全国装机容量逐年上升，大力发展新能源是优化能源结构、实现碳中和的现实要求。但是大规模的风力发电和光伏发电出力主要受天气影响，存在较大的间歇性、随机性和波动性，由于其不稳定所以不能像传统火力发电站一样满足电网灵活调度的要求，因此需在风光发电系统中引入可弥其波动性大等不足的储能系统，以提高系统整体的稳定性和可靠性。电网削峰填谷、新能源稳定并网问题是我国电网建设和能源发展面临的严重难题。
发明内容
为了克服以上技术问题，本发明提供了一种可用于调峰的风光制氢耦合发电和储能系统及方法，通过供能和储能系统互补，实现电网不同用电负荷下最大化的风光资源的利用。本发明将电网负荷低于风光发电负荷时，风光所发的多余电能转化为氢气为主的化学能进行储藏；当电网负荷大于风光发电负荷时，风光所发的电能直接上网，同时通过氢燃料燃气轮机为主的联合循环机组发电，燃料氢气在燃烧室燃烧，产生的高温高压气体推动燃气轮机做功产生电能，在燃气轮机做功后的气体进入余热锅炉，余热锅炉直接利用燃气轮机高温排气的热量，一部分用于加热给水，产加热给水，产生高温高压蒸汽在蒸汽轮机做功，另一部分用于加热电解槽给水，从而提高了发电系统的稳定性和可靠性。
为了实现上述目的，本发明采用的技术方案是：
一种可用于调峰的风光制氢耦合发电和储能系统，包括新能源发电系统、电解水制氢储能系统和氢气燃气蒸汽联合循环发电系统；
所述新能源发电系统用于将风能和光伏能转化为电能，转化的电能一部分用于电网直接送电，另一部分输送至电解水制氢储能系统；
所述电解水制氢储能系统将新能源发电系统输送的电能对水进行分解，分别制成氢气和氧气进行存储；
所述氢气燃气蒸汽联合循环发电系统用于将电解水制氢储能系统中存储的氢气燃烧，并利用燃烧热量推动发电，产生的电能连接至电网。
所述新能源发电系统包括风力发电设备2和光伏发电设备1，风力发电设备2和光伏发电设备1分别经过光伏发电装置至电网副开关23和风力发电设备至电网副开关24连接去往两路，其中一路通过风力发电设备至电网开关21、氢气燃气蒸气联合循环发电机至电网开关22及升压变压器18连接到电网直接送电；另外一路连接到电解水槽3可以进行电解水制氢储能。
所述电解水制氢储能系统包括碱性电解槽电解水制氢装置3，碱性电解槽电解水制氢装置3用于接收通过新能源发电系统送来的电能，所述碱性电解槽电解水制氢装置3制取的氢气和氧气经过气动电动两用氢压缩机5压缩后分别储存在储氢罐6和储氧罐4。
所述碱性电解槽电解水制氢装置3中电解水所需的电能和电压由下式1和式2确定，取电解效率η为60％～80％。
Figure BDA0003341885650000031
U＝U0+IR+ΦH+Φ0 (2)
式中：Einput——生产每mol氢气所需输入的电能，KJ/mol；
ΔG0——水电解反应需要的最小电能，kJ/mol；
η——电解槽的电解效率，％；
U0——水的理论分解电压，1.23V；
I——电解电流，A；
R——电解池的总电阻，Ω；
ΦH——氢超电位，V；
Φ0——氧超电位，V。
所述碱性电解槽电解水制氢装置3中电解水产生的氢通过冷却干燥并经气动电动两用氢压缩机5升压后进入储氢罐6。
所述碱性电解槽电解水制氢装置3中电解水产生的氧气通过氢气浓度检测后并经压缩机升压后进入储氧罐4。
所述氢气燃气蒸汽联合循环发电系统包括抽汽性能加热器7，解水制氢储能系统中的氢气经过抽汽性能加热器7后在燃烧室9中燃烧，燃烧方式为富氧燃烧，参与燃烧的氧气由储氧罐4和空气混合到一定的比例后在燃烧室9助燃；燃烧室9出来的高温烟气在燃气透平12做功拖动发电机15发电后在余热锅炉17放热温度降低至80～150℃左右，凝汽器16出来的给水在则在余热锅炉被加热成高温蒸汽推动蒸汽轮机14并拖动发电机15发电，同时蒸汽轮机14抽汽去驱动气动电动两用氢压缩机5；发电机15通过氢气燃气蒸气联合循环发电机至电网开关22、发电设备至电网总开关20和升压变压器18连接至电网。
所述富氧燃烧方式利用余热锅炉17排出的烟气中O2与碱性电解槽电解水制氢装置3中电解水制取的O2以一定的比例和空气混合。
所述抽汽性能加热器7是将余热锅炉17的余热利用，同时加热氢燃料和电解水，提高燃料温度和电解水温度。
所述光伏和风力发电设备以及燃气蒸气联合循环系统上连接固体氧化物燃料电池19，用于备用电能系统。
一种可用于调峰的风光制氢耦合发电和储能系统的运行方式，分为以下几种方式；
运行方式1：风、光发电同时投入直接发电上网、不储能模式，该模式适用于风光发电负荷稳定且电网用电负荷较高的情况；
运行方式1下，发电设备至电网总开关20、风力发电设备至电网开关21、光伏发电装置至电网副开关23和风力发电设备至电网副开关24接通，风力发电设备2和光伏发电设备1投入，且所发全部电通过升压变压器18送往电网；
运行方式2：风力发电投入直接发电上网、不储能模式，该模式适用于风力发电负荷稳定但光伏不发电且电网用电负荷较高情况；
运行方式2下，发电设备至电网总开关20、风力发电设备至电网开关21和风力发电设备至电网副开关24接通，风力发电设备2投入，且所发全部电通过升压变压器18送往电网，光伏发电设备1和其他设备切断；
运行方式3：光伏发电投入直接发电上网、不储能模式，该模式适用于光伏发电负荷稳定但风力不发电且电网用电负荷较高情况；
运行方式3下，发电设备至电网总开关20、风力发电设备至电网开关21和光伏发电装置至电网副开关23接通光伏发电设备1投入，且所发全部电通过升压变压器18送往电网，风力发电设备2和其他设备切断；
运行方式4：风、光发电上网和制氢储能同时投入模式，风、光发电同时投入，且系统部分电能直接上网、制氢储能系统投入、氢气燃气蒸汽联合循环发电系统切断模式。该模式适用于电网用电负荷较小，而风光发电量较高、风光发电负荷较稳定的情况，即电网侧负荷低于风光发电负荷时，电网能吸纳部分风光发电的电量的情况；
在运行方式4下，发电设备至电网总开关20、风力发电设备至电网开关21、光伏发电装置至电网副开关23和风力发电设备至电网副开关24接通，风力发电设备2和光伏发电设备1所发部分电通过升压变压器18送往电网，而过剩的电则不需要升压变电站直接送往电解水槽3用于制取氢气和氧气，制取的氢气和氧气经过压缩、预处理和检测后送往储氧罐4和储氢罐6，从而实现了风光资源的最大化利用，同时将不稳定的电能转化为稳定的氢能；
运行方式5：风、光同时投入全部发电直接上网、不储能、储能系统放电模式，风光发电同时投入，系统全部电量直接并入电网，氢气燃气蒸汽联合循环发电系统投入且发电量均并入电网，制氢储能系统切断，该模式适用于电网负荷需求较高，即电网需求侧电负荷远大于风光发电负荷时且风光发电负荷稳定，电网能吸纳风光全部负荷的同时还有额外的电负荷需求的情况；
运行方式5下，发电设备至电网总开关20、风力发电设备至电网开关21、光伏发电装置至电网副开关23、风力发电设备至电网副开关24、氢气燃气蒸气联合循环发电机至电网开关22接通，风力发电设备2和光伏发电设备1所发全部电量通过升压变压器18送往电网，同时储氢罐6中储藏的氢气被释放，通过氢气燃气蒸气联合循环发电系统转化为电能并通过升压变压器18送往电网以满足电网的负荷需求，联合循环发电流程为：氢气被性能加热器7加热升温后在燃烧室9燃烧，燃烧产生的高温烟气去往燃气透平12做功，燃气轮机排气在余热锅炉17中进一步释放热量，从凝汽器16来的凝结水在余热锅炉被加热成高温高压的蒸汽到蒸汽轮机14做功，燃气透平12和蒸汽轮机14同轴布置并通过联轴器与发电机15相连；
运行方式6：风、光发电同时投入发电不上网、制氢储能系统投入、储能系统放电投入模式。该模式适用于风光发电负荷不稳定，且电网负荷需求较低时，燃气蒸汽联合循环发电基本能满足电网负荷的情况；
运行方式6下，发电设备至电网总开关20、氢气燃气蒸气联合循环发电机至电网开关22、光伏发电装置至电网副开关23和风力发电设备至电网副开关24接通，风力发电设备2和光伏发电设备1所发全部电量送往电解水槽3制取氢气储能，同时储存的氢气释放，通过氢气燃气蒸气联合循环发电系统转化为电能并通过升压变压器18送往电网以满足电网的负荷需求；
运行方式7：氢气储能系统持续稳定纯放电模式，此时只有氢气燃气蒸汽联合循环发电系统投入，该模式适用于新能源无发电量，且电网负荷需求较高的情况；
运行方式7下，发电设备至电网总开关20和氢气燃气蒸气联合循环发电机至电网开关22接通，风力发电设备2、光伏发电设备1、电解水槽3制氢及其他装置停用，此时只有氢气燃气蒸汽联合循环发电系统投入，且所发电量均通过升压变压器18直接送入电网；
运行方式8：氢气储能系统电网负荷跟随特性的纯放电模式，此时只有氢气燃气蒸汽联合循环发电系统投入，该模式适用于新能源无发电量，且电网负荷波动较大，需求较高的情况；
运行方式8下，发电设备至电网总开关20和氢气燃气蒸气联合循环发电机至电网开关22接通，风力发电设备2、光伏发电设备1、电解水槽3制氢及其他装置停用，此时只有氢气燃气蒸汽联合循环发电系统投入，且所发电量均通过升压变压器18直接送入电网；
运行方式9：燃料电池启动电源投入模式。风力发电设备2和光伏发电设备1停用，制氢储能系统停用，燃气蒸气联合循环发电系统停用，固体氧化物燃料电池19(SOFC)投入模式，该模式适用于风力、光伏发电系统或燃气蒸气联合循环发电系统全部停用时，固体氧化物燃料电池19可作为备用启动电源的情况；
运行方式9下，固体燃料电池至风光设备及电网开关25、氢气燃气蒸气联合循环发电机至电网开关22和光伏发电装置至电网副开关23接通，固体氧化物燃料电池19与光伏和风力发电设备以及燃气蒸气联合循环系统相连，作为启动电源；
以上运行方式可以在电网负荷不同时进行相应的切换。
本发明的有益效果：
(1)一种可用于调峰的风光制氢耦合发电和储能系统，该系统采用风光-氢储互补的供储能系统，弥补了系能源开发过程中的发电侧的不足，能够快速提高了整个系统的灵活性。
(2)利用氢气燃气蒸气联合循环发电，能够稳定的提供电网需要的负荷，增加了系统的稳定性。
(3)利用新能源制氢，降低了碳排放，提高了绿色能源的利用水平。
(4)建立燃料电池及氢气储能相结合的储能系统，可以显著降低储能系统整体成本、提高系统运行安全性。
附图说明
图1为本发明的系统示意图。
附图标记说明：1-光伏发电装置；2-风力发电装置；3-电解水槽；4-储氧罐；5-气动电动两用压缩机；6-储氢罐；7-性能加热器；8-空气进风阀门；9-燃烧室；10-氧气进气阀门；11-压缩机；12-燃气透平；13-烟气循环阀门；14-蒸汽轮机；15-发电机；16-凝汽器；17-余热锅炉；18-升压变压器；19-固体燃料电池；20-发电设备至电网总开关；21-风力发电设备至电网开关；22-氢气燃气蒸气联合循环发电机至电网开关；23-光伏发电装置至电网副开关；24-风力发电设备至电网副开关；25-固体燃料电池至风光设备及电网开关。
具体实施方式
下面结合附图对本发明作进一步详细说明。
参见图1，一种可用于调峰的风光制氢耦合发电和储能系统，该系统包括：太阳能光伏发电装置1，风力发电装置2，碱性电解槽电解水制氢装置3，储氧罐4，气动电动两用氢压缩机5，储氢罐6，抽汽性能加热器7，空气流量调节阀8，燃烧室9，氧气流量调节阀10，空气压缩机11，燃气轮机12，余热锅炉烟气流量调节阀13，蒸汽轮机14，发电机15，凝汽器16，余热锅炉17，变压器18，固体氧化物燃料电池(SOFC)19等装置及连接电路或管道组成；该系统具有多种的运行方式。
本发明进一步的改进在于，风力发电装置2能和太阳光伏发电装置1通过线路分别和碱性电解槽电解水制氢装置3及电网升压线路相连。
本发明进一步的改进在于，当电网负荷大于风光发电负荷时，释放存储的氢气用于发电；当电网用电负荷低于风光发电负荷时，风光发电设备发出的过剩的电用于电解水制取氢气和氧气。
本发明的进一步改进在于，该系统采用多能互补的多种控制模式，能够实现电网稳态监控、自动发电控制，利用光储组合、风储组合和风光储组合等组合方式完成削峰填谷的联合协调控制。
本发明进一步的改进在于，碱性电解槽电解水制氢装置3中电解水所需的电能和电压由下式1和式2确定，取电解效率η为60％～80％。
Figure BDA0003341885650000101
U＝U0+IR+ΦH+Φ0 (2)
式中：Einput——生产每mol氢气所需输入的电能，KJ/mol；
ΔG0——水电解反应需要的最小电能，KJ/mol；
η——电解槽的电解效率，％；
U0——水的理论分解电压，1.23V；
I——电解电流，A；
R——电解池的总电阻，Ω；
ΦH——氢超电位，V；
Φ0——氧超电位，V。
本发明进一步的改进在于，碱性电解槽电解水制氢装置3中电解水产生的氢通过冷却干燥并经气动电动两用氢压缩机5升压后进入储氢罐6。
本发明进一步的改进在于，碱性电解槽电解水制氢装置3中电解水产生的氧气也通过氢气浓度检测后并经压缩机升压后进入储氧罐4。
本发明进一步的改进在于，氢气燃气蒸气联合循环主要由氢燃料燃气轮机、富氧燃烧装置、余热锅炉等。
本发明进一步的改进在于，氢燃料燃气轮机燃烧方式为富氧燃烧方式，即利用余热锅炉排出的烟气中O2与电解水制取的O2以一定的比例和空气混合。
本发明进一步的改进在于，性能加热器是将余热锅炉的余热利用，同时加热氢燃料和电解水，提高燃料温度和电解水温度。
如图所示的一种可用于调峰的风光制氢耦合发电和储能系统，该系统间各装置间的线路管路连接方式和基本功能为：
A.新能源发电系统：风力发电设备2和光伏发电设备1经过光伏发电装置至电网副开关23和风力发电设备至电网副开关24连接去往两路，其中一路通过风力发电设备至电网开关21、氢气燃气蒸气联合循环发电机至电网开关22及升压变压器18连接到电网直接送电；另外一路连接到电解水槽3可以进行电解水制氢储能。
B.电解水制氢储能系统：通过新能源发电系统送来的电在碱性电解槽电解水制氢装置3电解水制取氢，制取的氢气和氧气经过气动电动两用氢压缩机5压缩后分别储存在储氢罐6和储氧罐4。
C.氢气燃气蒸汽联合循环发电系统：储氢罐6中氢气经过抽汽性能加热器7后在燃烧室9中燃烧，燃烧方式为富氧燃烧，参与燃烧的氧气由储氧罐4和空气混合到一定的比例后在燃烧室9助燃；燃烧室9出来的高温烟气在燃气透平12做功拖动发电机15发电后在余热锅炉17放热温度降低至80～150℃左右，凝汽器16出来的给水在则在余热锅炉被加热成高温蒸汽推动蒸汽轮机14并拖动发电机15发电，同时蒸汽轮机14抽汽去驱动气动电动两用氢压缩机5；发电机15通过氢气燃气蒸气联合循环发电机至电网开关22、发电设备至电网总开关20和升压变压器18连接至电网。
D.备用电能系统：固体燃料电池至风光设备及电网开关25、氢气燃气蒸气联合循环发电机至电网开关22和光伏发电装置至电网副开关23接通，固体氧化物燃料电池19与光伏和风力发电设备以及燃气蒸气联合循环系统相连，作为启动电源。
基于以上系统，风光制氢耦合发电和储能系统运行方式为以下几种：
运行方式1：风、光发电同时投入直接发电上网、不储能模式。该模式适用于风光发电负荷稳定且电网用电负荷较高的情况。
运行方式1下，发电设备至电网总开关20、风力发电设备至电网开关21、光伏发电装置至电网副开关23和风力发电设备至电网副开关24接通，风力发电设备2和光伏发电设备1投入，且所发全部电通过升压变压器18送往电网。
运行方式2：风力发电投入直接发电上网、不储能模式。该模式适用于风力发电负荷稳定但光伏不发电且电网用电负荷较高情况。
运行方式2下，发电设备至电网总开关20、风力发电设备至电网开关21和风力发电设备至电网副开关24接通，风力发电设备2投入，且所发全部电通过升压变压器18送往电网，光伏发电设备1和其他设备切断。
运行方式3：光伏发电投入直接发电上网、不储能模式。该模式适用于光伏发电负荷稳定但风力不发电且电网用电负荷较高情况。
运行方式3下，发电设备至电网总开关20、风力发电设备至电网开关21和光伏发电装置至电网副开关23接通光伏发电设备1投入，且所发全部电通过升压变压器18送往电网，风力发电设备2和其他设备切断。
运行方式4：风、光发电上网和制氢储能同时投入模式。风、光发电同时投入，且系统部分电能直接上网、制氢储能系统投入、氢气燃气蒸汽联合循环发电系统切断模式。该模式适用于电网用电负荷较小，而风光发电量较高、风光发电负荷较稳定的情况，即电网侧负荷低于风光发电负荷时，电网能吸纳部分风光发电的电量的情况。
在运行方式4下，发电设备至电网总开关20、风力发电设备至电网开关21、光伏发电装置至电网副开关23和风力发电设备至电网副开关24接通，风力发电设备2和光伏发电设备1所发部分电通过升压变压器18送往电网，而过剩的电则不需要升压变电站直接送往电解水槽3用于制取氢气和氧气，制取的氢气和氧气经过压缩、预处理和检测后送往储氧罐4和储氢罐6，从而实现了风光资源的最大化利用，同时将不稳定的电能转化为稳定的氢能。
运行方式5：风、光同时投入全部发电直接上网、不储能、储能系统放电模式。风光发电同时投入，系统全部电量直接并入电网，氢气燃气蒸汽联合循环发电系统投入且发电量均并入电网，制氢储能系统切断。该模式适用于电网负荷需求较高，即电网需求侧电负荷远大于风光发电负荷时且风光发电负荷稳定，电网能吸纳风光全部负荷的同时还有额外的电负荷需求的情况。
运行方式5下，发电设备至电网总开关20、风力发电设备至电网开关21、光伏发电装置至电网副开关23、风力发电设备至电网副开关24、氢气燃气蒸气联合循环发电机至电网开关22接通，风力发电设备2和光伏发电设备1所发全部电量通过升压变压器18送往电网，同时储氢罐6中储藏的氢气被释放，通过氢气燃气蒸气联合循环发电系统转化为电能并通过升压变压器18送往电网以满足电网的负荷需求。联合循环发电流程为：氢气被性能加热器7加热升温后在燃烧室9燃烧，燃烧产生的高温烟气去往燃气透平12做功，燃气轮机排气在余热锅炉17中进一步释放热量，从凝汽器16来的凝结水在余热锅炉被加热成高温高压的蒸汽到蒸汽轮机14做功，燃气透平12和蒸汽轮机14同轴布置并通过联轴器与发电机15相连。
运行方式6：风、光发电同时投入发电不上网、制氢储能系统投入、储能系统放电投入模式。该模式适用于风光发电负荷不稳定，且电网负荷需求较低时，燃气蒸汽联合循环发电基本能满足电网负荷的情况。
运行方式6下，发电设备至电网总开关20、氢气燃气蒸气联合循环发电机至电网开关22、光伏发电装置至电网副开关23和风力发电设备至电网副开关24接通，风力发电设备2和光伏发电设备1所发全部电量送往电解水槽3制取氢气储能，同时储存的氢气释放，通过氢气燃气蒸气联合循环发电系统转化为电能并通过升压变压器18送往电网以满足电网的负荷需求。
运行方式7：氢气储能系统持续稳定纯放电模式，此时只有氢气燃气蒸汽联合循环发电系统投入。该模式适用于新能源无发电量，且电网负荷需求较高的情况。
运行方式7下，发电设备至电网总开关20和氢气燃气蒸气联合循环发电机至电网开关22接通，风力发电设备2、光伏发电设备1、电解水槽3制氢及其他装置停用，此时只有氢气燃气蒸汽联合循环发电系统投入，且所发电量均通过升压变压器18直接送入电网。
运行方式8：氢气储能系统电网负荷跟随特性的纯放电模式，此时只有氢气燃气蒸汽联合循环发电系统投入。该模式适用于新能源无发电量，且电网负荷波动较大，需求较高的情况。
运行方式8下，发电设备至电网总开关20和氢气燃气蒸气联合循环发电机至电网开关22接通，风力发电设备2、光伏发电设备1、电解水槽3制氢及其他装置停用，此时只有氢气燃气蒸汽联合循环发电系统投入，且所发电量均通过升压变压器18直接送入电网。
运行方式9：燃料电池启动电源投入模式。风力发电设备和光伏发电设备停用，制氢储能系统停用，燃气蒸气联合循环发电系统停用，固体氧化物燃料电池SOFC投入模式。该模式适用于风力、光伏发电系统或燃气蒸气联合循环发电系统全部停用时，固体燃料电池可作为备用启动电源的情况。
运行方式9下，固体燃料电池至风光设备及电网开关25、氢气燃气蒸气联合循环发电机至电网开关22和光伏发电装置至电网副开关23接通，固体氧化物燃料电池19与光伏和风力发电设备以及燃气蒸气联合循环系统相连，作为启动电源。
以上运行方式可以在电网负荷不同时进行相应的切换。
为了对本发明进一步了解，现对其原理做一说明。
风力和光伏发电发展迅速，为了实现“碳中和”目标，风力和光伏发电将成为主流的清洁能源，装机容量占比将会逐年提升，但是风能和太阳能的不稳定性导致了并网时出现弃光弃风的现象，而储能技术和新能源发电技术的耦合是解决新能源发电并网难题的有效途径。风光储氢耦合是目前研究的热点。
风光发电的随机性和波动性会影响电网的安全运行、减低电网供需负荷，储能系统可以进行能量的转换及储存，将具有波动性的风能转化为稳定且清洁的氢能从而达到平滑风电。
电解水制氢的关键是电解槽，由于纯水是很弱的电解质，所以通常需要加入一些强电解质来增强导电性，因此选择加入的碱性介质为KOH。水分解成氢和氧的化学反应式为式3：
2H2O+电能→2H2+O2 (3)
电解水需要的最小电能是
Figure BDA0003341885650000161
产出1molH2所需的能量为Einput则其效率为式4：
Figure BDA0003341885650000162
目前电解槽的电解效率在60％～80％想要提高系统的转化效率，可以通过减小电解槽的电压发展新的电解材料、新的隔膜材料、新的电解槽结构，增大电解槽的电流，提高反应温度来实现，温度越高电解液的阻抗越小。
因此从蒸汽轮机进行抽汽来驱动气动压缩机工作，做完工的乏汽加热燃料氢和空气后与减温水混合后流入电解槽，用于提升燃料和空气温度，同时提升了电解槽的反应温度，从而极大的提高电解效率，起到节能的效果，提高系统的经济性。
燃料氢在燃烧室燃烧，并且采用加热的空气和氧经过一定比例的混合气体进行助燃，采用O2/N2高比例氧的富氧燃烧方式，同时降低了NOX生成。
当无厂用电时，固体氢燃料电池SOFC便投入使用作为厂用电储备电源，与风力发电设备2、太阳能光伏发电设备1连接，并向风力发电设备2、太阳能光伏发电设备1、电解水制氢设备3和气动电动两用氢压缩机5提供启动电源。

Claims (10)

1.一种可用于调峰的风光制氢耦合发电和储能系统，其特征在于，包括新能源发电系统、电解水制氢储能系统和氢气燃气蒸汽联合循环发电系统；
所述新能源发电系统用于将风能和光伏能转化为电能，转化的电能一部分用于电网直接送电，另一部分输送至电解水制氢储能系统；
所述电解水制氢储能系统将新能源发电系统输送的电能对水进行分解，分别制成氢气和氧气进行存储；
所述氢气燃气蒸汽联合循环发电系统用于将电解水制氢储能系统中存储的氢气燃烧，并利用燃烧热量推动发电，产生的电能连接至电网。
2.根据权利要求1所述的一种可用于调峰的风光制氢耦合发电和储能系统，其特征在于，所述新能源发电系统包括风力发电设备(2)和光伏发电设备(1)，风力发电设备(2)和光伏发电设备(1)分别经过光伏发电装置至电网副开关(23)和风力发电设备至电网副开关(24)连接去往两路，其中一路通过风力发电设备至电网开关(21)、氢气燃气蒸气联合循环发电机至电网开关(22)及升压变压器(18)连接到电网直接送电；另外一路连接到电解水槽(3)进行电解水制氢储能。
3.根据权利要求1所述的一种可用于调峰的风光制氢耦合发电和储能系统，其特征在于，所述电解水制氢储能系统包括碱性电解槽电解水制氢装置(3)，碱性电解槽电解水制氢装置(3)用于接收通过新能源发电系统送来的电能，所述碱性电解槽电解水制氢装置(3)制取的氢气和氧气经过气动电动两用氢压缩机(5)压缩后分别储存在储氢罐(6)和储氧罐(4)。
4.根据权利要求3所述的一种可用于调峰的风光制氢耦合发电和储能系统，其特征在于，所述碱性电解槽电解水制氢装置(3)中电解水所需的电能和电压由下式1和式2确定，取电解效率η为60％～80％。
Figure FDA0003341885640000021
U＝U0+IR+ΦH+Φ0 (2)
式中：Einput——生产每mol氢气所需输入的电能，KJ/mol；
ΔG0——水电解反应需要的最小电能，KJ/mol；
η——电解槽的电解效率，％；
U0——水的理论分解电压，1.23V；
I——电解电流，A；
R——电解池的总电阻，Ω；
ΦH——氢超电位，V；
Φ0——氧超电位，V。
5.根据权利要求3所述的一种可用于调峰的风光制氢耦合发电和储能系统，其特征在于，所述碱性电解槽电解水制氢装置(3)中电解水产生的氢通过冷却干燥并经气动电动两用氢压缩机(5)升压后进入储氢罐(6)；
所述碱性电解槽电解水制氢装置(3)中电解水产生的氧气通过氢气浓度检测后并经压缩机升压后进入储氧罐(4)。
6.根据权利要求1所述的一种可用于调峰的风光制氢耦合发电和储能系统，其特征在于，所述氢气燃气蒸汽联合循环发电系统包括抽汽性能加热器(7)，解水制氢储能系统中的氢气经过抽汽性能加热器(7)后在燃烧室(9)中燃烧，燃烧方式为富氧燃烧，参与燃烧的氧气由储氧罐(4)和空气混合到一定的比例后在燃烧室(9)助燃；燃烧室(9)出来的高温烟气在燃气透平(12)做功拖动发电机(15)发电后在余热锅炉(17)放热温度降低至80～150℃左右，凝汽器(16)出来的给水在则在余热锅炉被加热成高温蒸汽推动蒸汽轮机(14)并拖动发电机(15)发电，同时蒸汽轮机(14)抽汽去驱动气动电动两用氢压缩机(5)；发电机(15)通过氢气燃气蒸气联合循环发电机至电网开关(22)、发电设备至电网总开关(20)和升压变压器(18)连接至电网。
7.根据权利要求6所述的一种可用于调峰的风光制氢耦合发电和储能系统，其特征在于，所述富氧燃烧方式利用余热锅炉(17)排出的烟气中O2与碱性电解槽电解水制氢装置(3)中电解水制取的O2以一定的比例和空气混合。
8.根据权利要求6所述的一种可用于调峰的风光制氢耦合发电和储能系统，其特征在于，所述抽汽性能加热器(7)是将余热锅炉(17)的余热利用，同时加热氢燃料和电解水，提高燃料温度和电解水温度。
9.根据权利要求1所述的一种可用于调峰的风光制氢耦合发电和储能系统，其特征在于，所述光伏和风力发电设备以及燃气蒸气联合循环系统上连接固体氧化物燃料电池(19)，用于备用电能系统。
10.基于权利要求1-9任一项所述的一种可用于调峰的风光制氢耦合发电和储能系统的运行方式，其特征在于，分为以下几种方式；
运行方式1：风、光发电同时投入直接发电上网、不储能模式，该模式适用于风光发电负荷稳定且电网用电负荷较高的情况；
运行方式1下，发电设备至电网总开关(20)、风力发电设备至电网开关(21)、光伏发电装置至电网副开关(23)和风力发电设备至电网副开关(24)接通，风力发电设备(2)和光伏发电设备(1)投入，且所发全部电通过升压变压器(18)送往电网；
运行方式2：风力发电投入直接发电上网、不储能模式，该模式适用于风力发电负荷稳定但光伏不发电且电网用电负荷较高情况；
运行方式2下，发电设备至电网总开关(20)、风力发电设备至电网开关(21)和风力发电设备至电网副开关(24)接通，风力发电设备(2)投入，且所发全部电通过升压变压器(18)送往电网，光伏发电设备1和其他设备切断；
运行方式3：光伏发电投入直接发电上网、不储能模式，该模式适用于光伏发电负荷稳定但风力不发电且电网用电负荷较高情况；
运行方式3下，发电设备至电网总开关(20)、风力发电设备至电网开关(21)和光伏发电装置至电网副开关(23)接通光伏发电设备1投入，且所发全部电通过升压变压器(18)送往电网，风力发电设备(2)和其他设备切断；
运行方式4：风、光发电上网和制氢储能同时投入模式，风、光发电同时投入，且系统部分电能直接上网、制氢储能系统投入、氢气燃气蒸汽联合循环发电系统切断模式。该模式适用于电网用电负荷较小，而风光发电量较高、风光发电负荷较稳定的情况，即电网侧负荷低于风光发电负荷时，电网能吸纳部分风光发电的电量的情况；
在运行方式4下，发电设备至电网总开关(20)、风力发电设备至电网开关(21)、光伏发电装置至电网副开关(23)和风力发电设备至电网副开关(24)接通，风力发电设备(2)和光伏发电设备(1)所发部分电通过升压变压器(18)送往电网，而过剩的电则不需要升压变电站直接送往电解水槽(3)用于制取氢气和氧气，制取的氢气和氧气经过压缩、预处理和检测后送往储氧罐(4)和储氢罐(6)，从而实现了风光资源的最大化利用，同时将不稳定的电能转化为稳定的氢能；
运行方式5：风、光同时投入全部发电直接上网、不储能、储能系统放电模式，风光发电同时投入，系统全部电量直接并入电网，氢气燃气蒸汽联合循环发电系统投入且发电量均并入电网，制氢储能系统切断，该模式适用于电网负荷需求较高，即电网需求侧电负荷远大于风光发电负荷时且风光发电负荷稳定，电网能吸纳风光全部负荷的同时还有额外的电负荷需求的情况；
运行方式5下，发电设备至电网总开关(20)、风力发电设备至电网开关(21)、光伏发电装置至电网副开关(23)、风力发电设备至电网副开关(24)、氢气燃气蒸气联合循环发电机至电网开关(22)接通，风力发电设备(2)和光伏发电设备(1)所发全部电量通过升压变压器(18)送往电网，同时储氢罐(6)中储藏的氢气被释放，通过氢气燃气蒸气联合循环发电系统转化为电能并通过升压变压器(18)送往电网以满足电网的负荷需求，联合循环发电流程为：氢气被性能加热器(7)加热升温后在燃烧室(9)燃烧，燃烧产生的高温烟气去往燃气透平(12)做功，燃气轮机排气在余热锅炉(17)中进一步释放热量，从凝汽器(16)来的凝结水在余热锅炉被加热成高温高压的蒸汽到蒸汽轮机(14)做功，燃气透平(12)和蒸汽轮机(14)同轴布置并通过联轴器与发电机(15)相连；
运行方式6：风、光发电同时投入发电不上网、制氢储能系统投入、储能系统放电投入模式。该模式适用于风光发电负荷不稳定，且电网负荷需求较低时，燃气蒸汽联合循环发电基本能满足电网负荷的情况；
运行方式6下，发电设备至电网总开关(20)、氢气燃气蒸气联合循环发电机至电网开关(22)、光伏发电装置至电网副开关(23)和风力发电设备至电网副开关(24)接通，风力发电设备(2)和光伏发电设备(1)所发全部电量送往电解水槽(3)制取氢气储能，同时储存的氢气释放，通过氢气燃气蒸气联合循环发电系统转化为电能并通过升压变压器(18)送往电网以满足电网的负荷需求；
运行方式7：氢气储能系统持续稳定纯放电模式，此时只有氢气燃气蒸汽联合循环发电系统投入，该模式适用于新能源无发电量，且电网负荷需求较高的情况；
运行方式7下，发电设备至电网总开关(20)和氢气燃气蒸气联合循环发电机至电网开关(22)接通，风力发电设备(2)、光伏发电设备(1)、电解水槽(3)制氢及其他装置停用，此时只有氢气燃气蒸汽联合循环发电系统投入，且所发电量均通过升压变压器(18)直接送入电网；
运行方式8：氢气储能系统电网负荷跟随特性的纯放电模式，此时只有氢气燃气蒸汽联合循环发电系统投入，该模式适用于新能源无发电量，且电网负荷波动较大，需求较高的情况；
运行方式8下，发电设备至电网总开关(20)和氢气燃气蒸气联合循环发电机至电网开关(22)接通，风力发电设备(2)、光伏发电设备(1)、电解水槽(3)制氢及其他装置停用，此时只有氢气燃气蒸汽联合循环发电系统投入，且所发电量均通过升压变压器(18)直接送入电网；
运行方式9：燃料电池启动电源投入模式，风力发电设备(2)和光伏发电设备(1)停用，制氢储能系统停用，燃气蒸气联合循环发电系统停用，固体氧化物燃料电池(19)(SOFC)投入模式，该模式适用于风力、光伏发电系统或燃气蒸气联合循环发电系统全部停用时，固体氧化物燃料电池(19)可作为备用启动电源的情况；
运行方式9下，固体燃料电池至风光设备及电网开关(25)、氢气燃气蒸气联合循环发电机至电网开关(22)和光伏发电装置至电网副开关(23)接通，固体氧化物燃料电池(19)与光伏和风力发电设备以及燃气蒸气联合循环系统相连，作为启动电源；
以上运行方式可以在电网负荷不同时进行相应的切换。
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