CN114507878A - 一种分布式电源综合氢能利用系统 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及一种分布式电源综合氢能利用系统，包括以氢气通道进行连接的水电解制氢模块、储氢模块、发电模块和加氢模块，以及通过换热回路进行工作的热回收模块，通过使用水源热泵以及对水电解制氢系统和燃料电池废热的梯级回收利用，结合减少制储用氢综合系统中经历先升压后减压的氢气用量，提高了用于分布式电源的制储用氢综合系统的综合能源利用效率。

Description

一种分布式电源综合氢能利用系统
技术领域
本发明涉及分布式能源及氢能源技术领域，尤其涉及一种分布式电源综合氢能利用系统。
背景技术
分布式能源如太阳能、风能、生物质能等可再生能源，普遍受外界环境如光照、温度、风力、气候等因素影响比较大，所发电量具备随机性、不稳定性特点，无法为负荷提供稳定的输出，因此通常需要采用风光互补和储能等方式解决上述问题。利用风光在时间及地域上的天然互补性，以及利用储能系统对不确定性较大的风能与光能的存储与释放，使不稳定的能源变成稳定的具有较高价值的产品，增加电网对可再生能源的吸收接纳程度，还可以利用储能系统对电网负荷进行适当的调整，为电网提供削峰填谷的功能。
氢作为新能源和二次能源，可以通过电解水制取，其能量来源可以是常规电力或各种廉价的清洁能源，例如太阳能、风能、海水潮汐能等。加压后的储氢系统能量密度大于储能系统目前普遍使用的锂电池的能量密度，氢气作为储能介质使用，能够增加分布式电网的储能方式并增大储能能力。同时氢气作为清洁能源，可以加注到氢燃料电池汽车为其提供动力，或通过燃料电池再次转化成电能使用，以及还可以直接燃烧使用等，从而提高分布式能源的就地利用率，避免远距离传输给主电网造成传输压力及电力损耗。因此以氢为储能介质的制储用氢系统在分布式电源领域逐渐引起重视。
目前用于分布式电源的制储用氢系统通常是水电解制氢及纯化、氢气储存、氢燃料电池发电或为氢燃料电池汽车加注氢气各子系统的部分或全部子系统的结合。但上述子系统的结合仅是各子系统间的简单叠加结合，即水电解制氢系统利用分布式电源电解水制取氢气，氢气进入储氢系统储存，当燃料电池系统发电需要氢气时，由储氢系统供给燃料电池系统氢气，如果还设有加氢系统，则将储氢系统储存的氢气作为气源，同时供加氢系统使用。各子系统各自独立运行，没有充分利用各子系统各自具有的优点。
在这种常规的组合系统中，水电解制氢普遍使用的碱性水电解制氢或PEM水电解制氢，二者反应温度通常在60±5℃；氢燃料电池的反应温度通常在80～90℃。通常情况氢燃料电池发电过程产生的废热因温度较高会考虑回收利用，制氢设备产生的废热量大，但温度低，没有被有效利用，造成能量的浪费。
由于分布式电源条件下的燃料电池通常是间歇运行，水电解制氢制取的氢气通常储存在储罐里，当燃料电池需要氢气时将储罐内的氢气经过减压后供燃料电池使用。为提高储氢量，氢气储罐的压力通常都在20MPa及以上，但燃料电池使用氢气的入口压力通常小于3MPa，这一升一降之间，浪费了压缩能。
因此，如何提高制储用氢综合系统的能源利用效率成为本领域技术人员急需解决的问题。
发明内容
为解决现有技术的不足，本发明提出一种分布式电源综合氢能利用系统，通过使用水源热泵以及对水电解制氢系统和燃料电池废热的梯级回收利用，结合减少制储用氢综合系统中经历先升压后减压的氢气用量，提高了用于分布式电源的制储用氢综合系统的综合能源利用效率。
为实现以上目的，本发明所采用的技术方案包括：
一种分布式电源综合氢能利用系统，其特征在于，包括水电解制氢模块、储氢模块、发电模块和热回收模块；
所述水电解制氢模块使用分布式电源供电制备氢气；
所述储氢模块通过第一氢气通道连接水电解制氢模块并储存氢气；
所述发电模块通过第二氢气通道连接储氢模块并使用氢气产生电能；
所述热回收模块包括第一换热器、第二换热器和水源热泵，所述第一换热器输入冷水并通过第一换热回路连接水电解制氢模块冷却水电解制氢模块冷却水得到第一热水，所述第二换热器输入第一热水并通过第二换热回路连接发电模块冷却发电模块冷却水得到第二热水，所述水源热泵输入第一热水并通过第三换热回路连接水电解制氢模块冷却水电解制氢模块冷却水得到第三热水，所述第二热水和第三热水合流为输出热水。
进一步地，所述系统还包括加氢模块；
所述加氢模块通过第三氢气通道连接储氢模块进行加氢操作。
进一步地，所述热回收模块还包括热水罐；
所述热水罐连接第一换热器并储存第一热水。
进一步地，所述热回收模块还包括连接在热水罐出口的热水泵，所述第一热水通过热水泵加压送入第二换热器和/或水源热泵。
进一步地，所述储氢模块包括依次连接的氢气缓冲罐、氢气压缩机和储氢容器，所述储氢容器连接第二氢气通道和第三氢气通道。
进一步地，所述氢气压缩机和储氢容器的工作压力大于水电解制氢模块工作压力。
进一步地，所述发电模块包括依次连接的减压装置和燃料电池，所述减压装置将通过第二氢气通道输送的氢气减压后送入燃料电池产生电能。
进一步地，所述发电模块还通过第四氢气通道连接所述氢气缓冲罐，通过所述第四氢气通道输送的氢气不经减压装置减压直接送入燃料电池产生电能。
进一步地，所述第二氢气通道设置有流量调节阀。
进一步地，所述氢气压缩机为往复式压缩机。
本发明的有益效果为：
采用本发明所述分布式电源综合氢能利用系统，水电解制氢废热分成两部分，一部分用于将环境温度的冷水升温成50℃以下热水，一部分作为水源热泵冷端的热源，借助少量电能将低温热源提升至高温热源，在热泵热端将部分50℃以下的热水继续升温至70℃以上，燃料电池的废热用于将部分50℃以下的热水继续升温至70℃以上。通过使用水源热泵以及对水电解制氢系统和燃料电池废热的梯级回收利用，结合减少制储用氢综合系统中经历先升压后减压的氢气用量，提高了用于分布式电源的制储用氢综合系统的综合能源利用效率。同时，燃料电池运行时尽可能利用压力较低的氢气，可以减少储存系统内压力较高的氢气用量，减少氢气经历先升压再减压的过程，降低储存系统压缩机的电能消耗。
附图说明
图1为本发明分布式电源综合氢能利用系统结构示意图。
图2为本发明分布式电源综合氢能利用系统优选实施例结构示意图。
附图编号说明：1-水电解制氢模块、11-制氢流量指示器、2-储氢模块、21-氢气缓冲罐、22-氢气压缩机、23-储氢容器、24-压缩机流量控制器、3-发电模块、31-减压装置、32-燃料电池、34-流量调节阀、35-减压装置流量控制器、4-热回收模块、41-第一换热器、43-第二换热器、42-水源热泵、44-热水罐、45-热水泵、5-加氢模块、51-加氢压缩机、52-阀组、53-第一加氢罐、54-第二加氢罐、55-加氢机、102-第一氢气通道、203-第二氢气通道、205-第三氢气通道、213-第四氢气通道、401-第一换热回路、403-第二换热回路、421-第三换热回路。
具体实施方式
为了更清楚的理解本发明的内容，将结合附图和实施例详细说明。
如图1所示为本发明分布式电源综合氢能利用系统的一种典型结构示意图，包括水电解制氢模块1、储氢模块2、发电模块3、加氢模块5和热回收模块4。其中，水电解制氢模块1、储氢模块2、发电模块3、加氢模块5类似于现有技术下的结构形式，可以根据需要采用任意的技术结构提供适当功能，例如，可以采用燃料电池作为发电模块3的功能主体，并分别通过第一氢气通道102、第二氢气通道203和第三氢气通道205连接形成单向的氢气通路。另一方面，在现有功能结构基础上，本发明系统还可以优选的额外设置有直接连接氢气缓冲罐21与燃料电池32的第四氢气通道213，使发电模块3所用全部或部分氢气可以不经过压缩-减压操作过程，从而有效节省了氢气压缩能源消耗，提高了能源利用效率。相匹配的，在同时存在有第二氢气通道203和第四氢气通道213的情况下，可以优选的在第二氢气通道203设置流量调节阀34，在优选使用第四氢气通道213提供氢气的情况下控制第二氢气通道203向发电模块3输送的氢气量，从而根据发电模块3实际需要调整提供的氢气量。
本发明的另一创新点在于为氢能利用系统匹配了热回收模块4，该热回收模块4包括第一换热器41、第二换热器43和水源热泵42，形成了余热梯度利用结构。其中，第一换热器41输入冷水并通过第一换热回路401连接水电解制氢模块1，通过冷却水电解制氢模块冷却水得到第一热水；第二换热器43输入第一热水并通过第二换热回路403连接发电模块3，冷却发电模块冷却水得到第二热水；水源热泵42输入第一热水并通过第三换热回路421连接水电解制氢模块1，冷却水电解制氢模块冷却水得到第三热水。一方面，可以通过第一换热器41和水源热泵42的协同作用对水电解制氢模块1进行充分冷却，特别是第一换热回路401与第三换热回路421可以在水电解制氢模块1一侧共用水电解制氢模块冷却水的进、出水口；另一方面，通过第二换热器43和水源热泵42将第一热水进一步升温得到第二热水与第三热水，可以形成稳定、较高品位的热水输出，用于保温或能源站的生活用热水。由此，在整体上能够充分利用制氢与氢能做功过程中产生的热量，使系统整体热效率得到明显提升。
如图2所示为本发明的一种优选实施例结构示意图，包括水电解制氢模块1(水电解制氢系统)，与所述水电解制氢模块1出口连通的储氢模块2，与所述储氢模块2出口分别连通的发电模块3和加氢模块5，分别与所述水电解制氢模块1和所述发电模块3循环冷却水进出口连通的热回收模块4，其中，
所述热回收模块4包括：冷水进水管路，与所述冷水进水管路连通的第一换热器41(制氢冷却水换热器)，与所述第一换热器41冷水出口连通的热水罐44，与所述热水罐44出口连通的热水泵45，与所述热水泵45出口连通的水源热泵42和第二换热器43(燃料电池冷却水换热器)，与所述水源热泵42热端出口和第二换热器43热水出口连通的热水出水管路。其中，水电解制氢模块1循环冷却水出口与第一换热器41冷却水侧入口和水源热泵42冷端入口连通，水电解制氢模块1循环冷却水入口与第一换热器41冷却水侧出口和水源热泵42冷端出口连通，所述燃料电池32循环冷却水进、出口分别与第二换热器43冷却水侧出、进口连通。
所述储氢模块2包括：与所述水电解制氢模块1出口连通的氢气缓冲罐21，与所述氢气缓冲罐21出口连通的20MPa氢气压缩机22，与所述20MPa氢气压缩机22出口连通的20MPa储氢容器23。所述20MPa氢气压缩机22出口管路上设有20MPa压缩机流量控制器24，所述压缩机流量控制器24调节20MPa氢气压缩机22。
所述发电模块3包括：与所述20MPa储氢容器23出口连通的减压装置31，与所述减压装置31出口连通的燃料电池32。所述燃料电池32入口与所述氢气缓冲罐21出口之间还设有第四氢气通道213(连通管)。减压装置31入口管路上设有减压装置流量控制器35和对应减压装置31的流量调节阀34，减压装置流量控制器35调节流量调节阀34。
优选的，水电解制氢模块1出口管路上设有制氢流量指示器11。使用时，当燃料电池32入口流量的设定值小于等于制氢流量指示器11时，减压装置流量控制器35关闭减压装置流量调节阀34，20MPa压缩机流量控制器24的设定值为制氢流量指示器11与燃料电池32入口流量设定值的差值。当燃料电池32入口流量的设定值大于制氢流量指示器11时，20MPa压缩机流量控制器24关闭20MPa氢气压缩机22，减压装置流量控制器35设定值为燃料电池32入口流量设定值与制氢流量指示器11的差值。
优选的，20MPa氢气压缩机22为往复式压缩机。20MPa氢气压缩机22的的流量调节方式可以是变频调节、顶开进气阀调节或改变并联压缩机运行台数。
优选的，所述加氢模块5包括：与所述20MPa储氢容器23口连通的45Mpa加氢压缩机51，与所述45MPa氢气压缩机22出口连通的阀组52，与所述阀组52的3个出口分别连通的加氢机55、45MPa第一加氢罐53和45MPa第二加氢罐54。所述阀组52还与20MPa储氢容器23出口连通。
优选的，所述45MPa第一加氢罐53的最低操作压力低于所述45MPa第二加氢罐54的最低操作压力。
对于阀组52，连通20MPa储氢容器23出口和加氢机55入口的管路在阀组52内部设置程序控制阀C3。连通45Mpa加氢压缩机51出口和加氢机55入口的管路在所述阀组52内部分成3条管路，一条管路上设置程序控制阀C6，一条管路上设置程序控制阀C1和C5，两程序控制阀之间的管路与45MPa第二加氢罐54连通，一条管路上设置有程序控制阀C2和C4，两程序控制阀之间的管路与45MPa第一加氢罐53。程序控制阀C1～C2用于45Mpa加氢压缩机51为45MP第一加氢罐53和第二加氢罐54补气。程序控制阀C3～C6用于加氢机55取气。采用该优选实施例时，储氢模块220MPa储氢容器23可以与加氢机55直接连通，可以减少加氢系统45MPa氢气经历先升压再减压的过程，降低加氢压缩机51的电能消耗，而且由于20MPa储氢容器23容积较大，加氢时压力衰减较慢，可以减少加氢系统45MPa高压储氢容器23(第一加氢罐53、第二加氢罐54)的分级数或容积，减少了设备投资。
在使用上述优选实施例所示氢能利用系统时，针对不同的运行环境，均能够获得可观的能源利用率提升。
假设制氢量80Nm3/h，连续运行，燃料电池间用氢量160Nm3/h，间歇运行，加氢机给一台15kg氢燃料电池汽车快速加氢所用时间为10min。一日为一个制氢用氢平衡周期，日燃料电池用氢量等于0.5倍日制氢量，每日加注约5台氢燃料电池汽车。在此条件下，水电解制氢系统循环冷却水出口温度55℃，分成两路，分别被制氢冷却水换热器和热泵冷端冷却至35℃，燃料电池循环冷却水出口温度75℃，被燃料电池冷却水换热器冷却至55℃。同时冷水被制氢冷却水换热器加热至低于50℃的热水，进入热水罐储存，再经热水泵升压后分成两路，分别被热泵热端和燃料电池冷却水换热器加热，为外界提70℃以上的热水。采用上述方式，制氢消耗电能约416kW,其中制氢理论消耗约280kW，回收利用制氢废热约109kW，热泵压缩机消耗电能约13.5kW，制氢效率约为67％，综合热电效率约为91％，冬季每日可将约70m3、入口温度为15℃的冷水加热至70℃以上，夏季每日可将约97m3、入口温度为30℃的冷水加热至70℃以上。如果不用热泵加热，采用电加热，则产出同样流量同样温度的热水需要消耗电功率约为68kW，热电综合效率约为81％。如果不进行热量回收，则制氢系统的总效率约为67％。通过对水电解制氢系统循环冷却水和燃料电池循环冷却水的废热梯级回收利用，以及使用热泵代替电加热，提高了能源利用效率，并提高了热水的品质和使用价值。燃料电池用氢量需要控制在设定值160Nm3/h，该设定值大于制氢量80Nm3/h，因此停止运行20MPa压缩机，制氢系统通过氢气缓冲罐21与与燃料电池入口的连通管直接为燃料电池提供压力3MPa氢气、流量80Nm3/h的氢气。为满足燃料电池160Nm3/h用氢量，减压装置流量控制器的设定值为燃料电池用氢量设定值减去制氢系统出口流量指示器的测量值，本实施例中减压装置流量控制器的设定值为80m3/h左右。减压装置流量控制器调节减压装置流量调节阀，保持所需流量为设定值，进而保证了氢燃料电池用氢量为设定值。与从20MPa储氢容器进气相比，设置氢气缓冲罐与与燃料电池入口的连通管可减少氢气先升压至20MPa再减压至3MPa的使用过程，按燃料电池每日运行6h计算，每日可节省20MPa压缩机电能约49kWh，从而降低储存系统压缩机能耗。
储存系统20MPa储氢容器通过阀组内设置的程序控制阀直接与加氢机连通，用作低压加氢容器，加氢系统内再设置两组45MPa高压储氢容器与加氢机连通，分别用作中、高压加氢容器，再加上45MPa压缩机与加氢机直接连通，构成低压、中压、高压容器加氢和压缩机直充级共4级加氢功能。本发明实施例中，20MPa储氢容器几何容积＝17.3m3，45MPa储氢容器(第一加氢罐)几何容积＝3m3，45MPa储氢容器(第二加氢罐)几何容积＝1m3，20MPa压缩机流量＝80Nm3/h，连续运行，45MPa压缩机额定流量170Nm3/h。当20MPa储氢容器起始压力20MPa,两组45MPa储氢容器起始压力为45MPa时，不需启动45MPa压缩机，给5辆加氢量为15kg的氢燃料电池车加氢时间约为50分钟。当20MPa储氢容器在起始压力为20MPa条件下为燃料电池提供960Nm3氢气后,20MPa储氢容器剩余压力为12.86MPa，以此压力作为低压加氢的起始压力，其余条件不变，需要启动45MPa压缩机直充，给5辆加氢量为15kg的燃料电池车所用加氢时间约为54分钟。
另一种使用环境，假设制氢量80Nm3/h，20MPa压缩机额定流量80Nm3/h，燃料电池某时段用氢量60Nm3/h。燃料电池用氢量需要控制设定值为60Nm3/h，该设定值小于制氢量80Nm3/h，因此关闭减压装置流量调节阀，20MPa压缩机流量控制器的设定值为制氢系统出口流量指器的测量值减去燃料电池用氢量设定值，本实施例中20MPa压缩机流量控制器的设定值为20Nm3/h左右。20MPa压缩机流量控制器调节20MPa压缩机流量。通过保持20MPa压缩机流量为设定值，进而间接保证了氢燃料电池用氢量为设定值。由于该压缩机为往复式压缩机，调节方式采用变频调节、顶开进气阀调节或改变并联压缩机运行台数，上述调节方式与往复式压缩机采用循环旁路调节流量的方式相比，真正做到了压缩机节能。设置氢气缓冲罐与与燃料电池入口的连通管，并采用节能的方式调节20MPa压缩机流量来保证所需燃料电池用氢量，实际降低了储存系统压缩机能耗。
另一种使用环境，假设制氢量80Nm3/h，燃料电池不运行，一日为一个制氢用氢平衡周期。关闭制氢冷却水换热器热水出口去燃料电池冷却水换热器阀门。水电解制氢系统循环冷却水出口温度55℃，分成两路，分别被制氢冷却水换热器和热泵冷端冷却至35℃。同时冷水被制氢冷却水换热器加热成小于50℃的热水，进入热水罐储存，再经热水泵升压后被热泵热端加热，为外界提70℃以上的热水。采用上述方式，制氢消耗电能约416kW,其中制氢理论消耗约280kW，回收利用制氢废热约109kW，热泵压缩机消耗电能冬季约15.3kW，夏季约13.5kW，制氢效率为约67％，综合热电效率约为约90％，冬季每日可将约46m3、入口温度为15℃的冷水加热至70℃以上，夏季每日可将63m3、入口温度为30℃的冷水加热至70℃以上。如果不用热泵加热，采用电加热，则产出同样流量同样温度的热水需要消耗电功率冬季约为76kW，夏季约为68kW，热电综合效率约为80％。如果不进行热量回收，则制氢系统的总效率约为67％。
另一种使用环境，假设制氢量80Nm3/h，加氢机不运行，一日为一个制氢用氢平衡周期。关闭制氢冷却水换热器热水出口去水源热泵阀门，关闭水电解制氢系统循环冷却水出口去水源热泵阀门，水源热泵不运行。水电解制氢系统循环冷却水出口温度55℃，被制氢冷却水换热器却至35℃。冷水被制氢冷却水换热器加热成50℃以下的热水，进入热水罐储存，再经热水泵升压后被燃料电池冷却水换热器加热，为外界提70℃以上的热水。采用上述方式，制氢消耗电能约416kW,其中制氢理论消耗约280kW，回收利用制氢废热约109kW，制氢效率约为67％，综合热电效率约为约93％，冬季每日可将90m3、入口温度为15℃的冷水加热至70℃以上，夏季每日可将123m3、入口温度为30℃的冷水加热至70℃以上。如果不进行热量回收，则制氢系统的总效率约为67％。
以上所述仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换等都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应该以权利要求书的保护范围为准。

Claims (10)

1.一种分布式电源综合氢能利用系统，其特征在于，包括水电解制氢模块、储氢模块、发电模块和热回收模块；
所述水电解制氢模块使用分布式电源供电制备氢气；
所述储氢模块通过第一氢气通道连接水电解制氢模块并储存氢气；
所述发电模块通过第二氢气通道连接储氢模块并使用氢气产生电能；
所述热回收模块包括第一换热器、第二换热器和水源热泵，所述第一换热器输入冷水并通过第一换热回路连接水电解制氢模块冷却水电解制氢模块冷却水得到第一热水，所述第二换热器输入第一热水并通过第二换热回路连接发电模块冷却发电模块冷却水得到第二热水，所述水源热泵输入第一热水并通过第三换热回路连接水电解制氢模块冷却水电解制氢模块冷却水得到第三热水，所述第二热水和第三热水合流为输出热水。
2.如权利要求1所述的系统，其特征在于，所述系统还包括加氢模块；
所述加氢模块通过第三氢气通道连接储氢模块进行加氢操作。
3.如权利要求2所述的系统，其特征在于，所述热回收模块还包括热水罐；
所述热水罐连接第一换热器并储存第一热水。
4.如权利要求3所述的系统，其特征在于，所述热回收模块还包括连接在热水罐出口的热水泵，所述第一热水通过热水泵加压送入第二换热器和/或水源热泵。
5.如权利要求2所述的系统，其特征在于，所述储氢模块包括依次连接的氢气缓冲罐、氢气压缩机和储氢容器，所述储氢容器连接第二氢气通道和第三氢气通道。
6.如权利要求5所述的系统，其特征在于，所述氢气压缩机和储氢容器的工作压力大于水电解制氢模块工作压力。
7.如权利要求5所述的系统，其特征在于，所述发电模块包括依次连接的减压装置和燃料电池，所述减压装置将通过第二氢气通道输送的氢气减压后送入燃料电池产生电能。
8.如权利要求7所述的系统，其特征在于，所述发电模块还通过第四氢气通道连接所述氢气缓冲罐，通过所述第四氢气通道输送的氢气不经减压装置减压直接送入燃料电池产生电能。
9.如权利要求7所述的系统，其特征在于，所述第二氢气通道设置有流量调节阀。
10.如权利要求5所述的系统，其特征在于，所述氢气压缩机为往复式压缩机。
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