CN115637442A - 一种海上风电就地制氢方法 - Google Patents
一种海上风电就地制氢方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN115637442A CN115637442A CN202211189366.9A CN202211189366A CN115637442A CN 115637442 A CN115637442 A CN 115637442A CN 202211189366 A CN202211189366 A CN 202211189366A CN 115637442 A CN115637442 A CN 115637442A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- hydrogen
- wind power
- hydrogen production
- offshore wind
- buffer tank
- 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.)
- Pending
Links
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 270
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 title claims abstract description 270
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 209
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 79
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 50
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims abstract description 42
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 claims abstract description 37
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims abstract description 29
- 239000000446 fuel Substances 0.000 claims abstract description 27
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims abstract description 25
- 238000010612 desalination reaction Methods 0.000 claims abstract description 17
- 239000000498 cooling water Substances 0.000 claims abstract description 14
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims abstract description 13
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims abstract description 11
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 claims abstract description 10
- 238000009423 ventilation Methods 0.000 claims abstract description 9
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 27
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 claims description 25
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 8
- 239000003595 mist Substances 0.000 claims description 7
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 claims description 4
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 claims description 4
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 claims description 4
- 239000000779 smoke Substances 0.000 claims description 3
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 abstract description 5
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 abstract description 4
- 238000011033 desalting Methods 0.000 abstract description 4
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 abstract description 4
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 abstract description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 description 7
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 6
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 4
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 238000005868 electrolysis reaction Methods 0.000 description 3
- 238000004146 energy storage Methods 0.000 description 3
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 238000011160 research Methods 0.000 description 3
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 238000003795 desorption Methods 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000008213 purified water Substances 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N Lithium Chemical compound [Li] WHXSMMKQMYFTQS-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 description 1
- 230000003139 buffering effect Effects 0.000 description 1
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000013064 chemical raw material Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005536 corrosion prevention Methods 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000006392 deoxygenation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 238000005485 electric heating Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 239000002737 fuel gas Substances 0.000 description 1
- 239000002440 industrial waste Substances 0.000 description 1
- 230000008595 infiltration Effects 0.000 description 1
- 238000001764 infiltration Methods 0.000 description 1
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 1
- 229910052744 lithium Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 238000000746 purification Methods 0.000 description 1
- 238000012827 research and development Methods 0.000 description 1
- 238000001223 reverse osmosis Methods 0.000 description 1
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 239000002918 waste heat Substances 0.000 description 1
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- Y—GENERAL 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
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02E—REDUCTION OF GREENHOUSE GAS [GHG] EMISSIONS, RELATED TO ENERGY GENERATION, TRANSMISSION OR DISTRIBUTION
- Y02E60/00—Enabling technologies; Technologies with a potential or indirect contribution to GHG emissions mitigation
- Y02E60/30—Hydrogen technology
- Y02E60/36—Hydrogen production from non-carbon containing sources, e.g. by water electrolysis
Landscapes
- Fuel Cell (AREA)
Abstract
本发明涉及一种海上风电就地制氢方法，适用于新能源领域。本发明的技术方案包括：步骤1、海水经过海水淡化系统进行淡化处理，获取纯水；步骤2、所述纯水经过冷却换热系统，得到闭式冷却水和热水；步骤3、海上风电发出的电力通过输配电系统转换为直流电，供应PEM制氢系统使用，制取一级氢气。本发明的有益效果为：本发明采用PEM纯水制氢，节约占地面积，有利于日常运行维护；本发明为海上制氢系统搭配海水淡化、固态储氢与氢燃料电池系统，进行海上环境的氢气制取、存储与消纳全套示范；本发明为海上制氢系统及其上下游系统配套电气、冷却换热、防腐蚀暖通、通信监控，以及消防灭火等系统，保障在海上环境进行安全生产。
Description
技术领域
本发明涉及新能源领域，更确切地说，它涉及一种海上风电就地制氢方法。
背景技术
氢能是一种清洁的二次能源，具有来源广、热值高、零碳排放等优点。利用风光可再生能源电解水制备绿氢，能够将电能转化成为氢气中的化学能，然后氢气作为能源供下游氢燃料电池汽车、燃料电池应急备用电源、天然气掺氢燃烧等场景使用，也可将氢气通过高压气态、低温液态、有机液态、固态储存方式存储起来，需要电能时段再通过燃料电池发电送回电网；氢也可作为化工原料，经过的甲烷化、氨化环节，最后进入到后续的化工、交通、发电、供热、储气等丰富多样的终端应用中。相较于传统储能，电解水制氢强调电能向氢能的单向转换，基于燃气的应用终端进行后续消纳，几乎不受能量上限的约束。因此，电解水制氢是大规模、高效率整合利用新能源富余电力的有效方案。
当前国内陆上可再生能源，以风电和光伏为主，发电进行电解水制氢的相关研究与工程项目正处于快速发展阶段，但根据各地可再生能源情况不同，及下游配套措施的差别，使得不同场景下，可再生能源制氢的方案设计与经济效益差别较大。除此之外，海上风电制氢的相关研究目前国内较少，主要集中在欧洲等发达国家地区，并且主要是输电到岸上进行制氢，而这会造成较大的电量损耗，特别是在未来深远海的海上风电大规模发展的情况下，受海底电缆限制，输电成本将进一步增加。海上风电就地制氢并进行氢气输运的模式，仅限于中期远期的规划阶段。
因此，亟需研究和发展一套海上风电就地制氢的工艺设计方案，从技术与经济角度上提高海上风电制氢的可行性，进而提高海上风电的消纳水平，促进海上风电的大规模开发。
发明内容
本发明的目的是克服现有技术中的不足，提供了一种海上风电就地制氢方法。
第一方面，提供了一种海上风电就地制氢方法，包括：
步骤1、海水1经过海水淡化系统进行淡化处理，获取纯水2；
步骤2、所述纯水2经过冷却换热系统，得到闭式冷却水3和热水4；
步骤3、海上风电发出的电力5通过输配电系统转换为直流电6，供应PEM制氢系统使用，制取一级氢气7。
作为优选，还包括：
步骤4、所述一级氢气7依次经过一级氢气缓冲罐和氢气压缩机，产生二级氢气8；
步骤5、所述二级氢气8进入二级氢气缓冲罐进行稳压，并输送至固态储氢装置；
步骤6、固态储氢装置释放出三级氢气9，所述三级氢气9经过三级氢气缓冲罐，并供应氢燃料电池，输出应急电力10。
作为优选，步骤4和步骤6中，所述二级氢气的压强大于所述一级氢气的压强，所述一级氢气的压强大于所述三级氢气的压强。
作为优选，所述闭式冷却水3用于提供给所述PEM制氢系统、氢气压缩机和氢燃料电池，所述热水4用于提供给所述固态储氢装置。
作为优选，步骤1至步骤6中，防腐蚀暖通系统供应去除烟雾后的洁净空气11，通信监控系统进行来往信号12的传输，消防灭火系统在检测到火情时，提供高压水雾和气体13。
第二方面，提供了一种海上风电就地制氢系统，用于执行第一方面任一所述海上风电就地制氢方法，包括：海水淡化系统、冷却换热系统、输配电系统、PEM制氢系统、氢气缓冲罐、氢气压缩机、固态储氢装置和氢燃料电池；
其中，所述氢气缓冲罐包括一级氢气缓冲罐、二级氢气缓冲罐和三级氢气缓冲罐；所述海水淡化系统与所述冷却换热系统之间相连；所述输配电系统、PEM制氢系统、一级氢气缓冲罐、氢气压缩机、二级氢气缓冲罐、固态储氢装置、三级氢气缓冲罐、氢燃料电池之间依次相连。
作为优选，所述冷却换热系统包括闭式循环冷却系统和电加热器，所述闭式循环冷却系统分别与PEM制氢系统、氢气压缩机、氢燃料电池和固态储氢装置相连接；所述电加热器与所述固态储氢装置相连接
作为优选，所述海上风电就地制氢系统还包括：防腐蚀的暖通系统、通信监控系统和消防灭火系统。
本发明的有益效果是：
1、本发明提供了一种海上风电就地制氢方法，采用PEM纯水制氢，节约占地面积，有利于日常运行维护。
2、本发明为海上制氢系统搭配海水淡化、固态储氢与氢燃料电池系统，进行海上环境的氢气制取、存储与消纳全套示范。
3、本发明为海上制氢系统及其上下游系统配套电气、冷却换热、防腐蚀暖通、通信监控，以及消防灭火等系统，保障在海上环境进行安全生产。
附图说明
图1为海上风电就地制氢方法的流程示意图；
附图标记说明：1、海水，2、纯水，3、闭式冷却水，4、热水，5、电力，6、直流电，7、一级氢气，8、二级氢气，9、三级氢气，10、应急电力，11、洁净空气，12、信号，13、高压水雾和气体。
具体实施方式
下面结合实施例对本发明做进一步描述。下述实施例的说明只是用于帮助理解本发明。应当指出，对于本技术领域的普通人员来说，在不脱离本发明原理的前提下，还可以对本发明进行若干修饰，这些改进和修饰也落入本发明权利要求的保护范围内。
实施例1
针对海上风电就地制氢的工程设计难题，本发明首先根据应用场景特点和下游需求情况，确定制氢规模以及各环节的组成部分；然后为了保障在海上环境的稳定可靠运行，设计氢能工艺系统的辅助配套系统。
由于海上制氢平台的建设成本高昂，因此本方案制氢采用示范规模，减少占地尺寸，同时为减少海上日常运维压力，采用PEM纯水制氢技术路线，规避碱水制氢可能带来的渗碱污染。
本技术方案采用50Nm3/h示范规模的PEM纯水制氢，交流电输入参数为400V，300kW，纯水消耗量约100kg/h。氢气出口压力1.6Mpa，制取的氢气经过除氧纯化、干燥后进入一级缓冲罐中，与后续储氢系统连接。制氢设备占地尺寸4×2米，可较大程度减少工艺设备间的占地面积。
此外，由于海上淡水资源缺乏，因此在制氢上游设置海水淡化装置。同时，因氢气储运存在困难，故采用固态储氢。另外，为避免远洋运输氢气，通过氢燃料电池发电的方式进行消纳，供应海上升压站作为应急电源。即本技术方案主体由海水淡化，PEM制氢，固态储氢以及氢燃料电池组成，进行海上环境的氢气制取、存储与消纳全套示范。
如图1所示，本申请提供的海上风电就地制氢系统，包括：海水淡化系统、冷却换热系统、输配电系统、PEM制氢系统、氢气缓冲罐、氢气压缩机、固态储氢装置和氢燃料电池；
其中，氢气缓冲罐包括一级氢气缓冲罐、二级氢气缓冲罐和三级氢气缓冲罐；海水淡化系统与冷却换热系统之间相连，冷却换热系统还分别连接至PEM制氢系统、氢气压缩机、氢燃料电池和固态储氢装置；输配电系统、PEM制氢系统、一级氢气缓冲罐、氢气压缩机、二级氢气缓冲罐、固态储氢装置、三级氢气缓冲罐、氢燃料电池之间依次相连。冷却换热系统包括闭式循环冷却系统和电加热器，闭式循环冷却系统分别与PEM制氢系统、氢气压缩机、氢燃料电池和固态储氢装置相连接；电加热器与固态储氢装置相连接。海上风电就地制氢装置还包括：防腐蚀的暖通系统、通信监控系统和消防灭火系统。
此外，海上风电就地制氢系统中的主要介质可以分为水介质、氢气介质和电力介质，示例地，如图1所示，水介质包括：海水1、纯水2、闭式冷却水3和热水4；氢气介质包括一级氢气7、二级氢气8和三级氢气9；电力介质包括：电力5、直流电6和应急电力10。除了以上三类介质，海上风电就地制氢系统中的介质还包括：洁净空气11、信号12、高压水雾和气体13。
下面分别对海上风电就地制氢装置中的各个系统进行介绍：
（1）海水淡化系统
制氢系统上游的海水淡化系统采用“介质过滤+海水反渗透”方案，为全套工艺系统提供纯化水，包括电解水制氢用水和氢能工艺系统冷却换热用水等，设计出水电导率≤10μ0/cm，产水量12t/d。海水淡化设备占地5海2米。
（2）固态储氢装置
固态储氢装置的储氢规模为50kg，约为11小时的制氢量，通过换热设备与外界的冷/热流体换热从而实现吸氢和放氢，吸氢压力为6MPa，放氢压力为1.2MPa。
（3）氢气缓冲罐与压缩机
为保障固态储氢装置稳定可靠运行，在吸氢侧设置两级缓冲罐和一级氢气压缩机：首先，制氢设备出口的氢气经过缓冲时间为10min，压力等级为1.6MPa的一级缓冲罐后，由氢气压缩机增压到6MPa，排气量按制氢能力，在1.6MPa入口压力时不小于50Nm3/h，然后进入缓冲时间为10min，压力等级为6MPa的二级缓冲罐进行稳压，随后进入固态储氢设备。在放氢侧，储氢容器与外界热水换热加热储氢介质释放氢气，并进入缓冲时间为30min，压力等级为1.2MPa的三级缓冲罐，为下游用户输送氢气。
（4）氢燃料电池
本申请采用氢燃料电池实现氢能的消纳与利用，根据应急电源规格，设计额定发电功率为100kW，氢气消耗量100Nm3/h，发电效率约50%，可产纯水2t/h，同时搭配80kWh锂电池储能，保障用电可靠性，设备占地面积9×2.5米。
（5）输配电系统
50Nm3/h制氢设备的供电需求约为380V，400kW，考虑站内其他工艺设备及配套设施的负荷需求，主变压器选用1台容量为800kVA的三相双绕组变压器，由于站内所需负荷相对稳定，变压器冷却方式采用自冷。
（6）冷却换热系统
由于海水排水温度要求严格，因此本方案采用闭式循环冷却系统，包括制冷系统和针对制氢、固态储氢以及氢燃料电池的冷却系统。
制氢系统由闭式冷却水进行冷却后，该冷却水再由风冷器进行冷却；
固态储氢系统的冷冻水由冷冻机制取10℃的冷水，进行闭式冷却；
燃料电池系统由闭式冷却水进行冷却后，该冷却水再由风冷器进行冷却；同时冷却水管路中设置热水罐（带电加热器），部分热水回水循环回热水罐，满足固态储氢装置用热需求。
（7）防腐蚀的暖通系统
由于海上环境无城市热网、可利用的废热或工业余热，也无法设置集中供暖，因此需采用电采暖设施。
为防止海上环境的室外空气对氢能系统设备，特别是电气设备的盐雾腐蚀，需将海上平台的房间维持正压，通风方式采用机械送风、自然排风，即“正压送风系统”。室外空气经盐雾过滤器后，进入新风除湿机，经降温、除湿后由除湿机的送风机送入海上平台的各房间。
（8）通信监控系统
通信系统：在海上平台与外部连接的廊桥上敷设2根无金属光缆，用于主要信息传输，并考虑到海上运维的需求，在海上平台内设置若干无线接入设备，提供各处运维对网络数据的需求。
监控系统：由于海上环境限制，难以进行每日巡检，因此设置制氢监控系统，对全套氢能系统进行自动监视与控制，并在异常工况下自动投切相应系统和设备、保证人身和设备安全。同时，结合海上作业的特点，设置两套船用无线电系统(一用一备)，以及1套应急通讯系统。
（9）消防灭火系统
海上平台的每层及各房间均设有对外出口，严格按照防火要求进行门窗设置，对外露的钢构件等采用防火涂层喷涂。
针对主要氢能设备，采用常规高压细水雾灭火系统，电气设备使用火探管式气体灭火系统，同时配置手提式或推车式干粉灭火器。
其中，（5）至（9）为制氢及下游系统的配套设施，其目的在于保障制氢及下游系统在海上环境的稳定可靠运行。
实施例2
一种海上风电就地制氢方法，包括：
步骤1、海水1经过海水淡化系统进行淡化处理，获取纯水2；
步骤2、纯水2经过冷却换热系统，得到闭式冷却水3和热水4；
步骤3、海上风电发出的电力5通过输配电系统转换为直流电6，供应PEM制氢系统使用，制取一级氢气7；
步骤4、一级氢气7依次经过一级氢气缓冲罐和氢气压缩机，产生二级氢气8；
步骤5、二级氢气8进入二级氢气缓冲罐进行稳压，并输送至固态储氢装置。
步骤6、固态储氢装置释放出三级氢气9，三级氢气9经过三级氢气缓冲罐，并供应氢燃料电池，输出应急电力10以作为应急电源。
步骤4和步骤6中，二级氢气的压强大于一级氢气的压强，一级氢气的压强大于三级氢气的压强。示例地，二级氢气的压强为6MPa，一级氢气的压强为1.6MPa，三级氢气的压强为1.2MPa。
步骤2中，闭式冷却水3用于提供给PEM制氢系统、氢气压缩机和氢燃料电池，热水4用于提供给固态储氢装置。
步骤1至步骤6中，防腐蚀暖通系统供应去除烟雾后的洁净空气11，通信监控系统进行来往信号12的传输，消防灭火系统在检测到火情时，提供高压水雾和气体13。
Claims (8)
1.一种海上风电就地制氢方法，其特征在于，包括：
步骤1、海水1经过海水淡化系统进行淡化处理，获取纯水2；
步骤2、所述纯水2经过冷却换热系统，得到闭式冷却水3和热水4；
步骤3、海上风电发出的电力5通过输配电系统转换为直流电6，供应PEM制氢系统使用，制取一级氢气7。
2.根据权利要求1所述的海上风电就地制氢方法，其特征在于，还包括：
步骤4、所述一级氢气7依次经过一级氢气缓冲罐和氢气压缩机，产生二级氢气8；
步骤5、所述二级氢气8进入二级氢气缓冲罐进行稳压，并输送至固态储氢装置；
步骤6、固态储氢装置释放出三级氢气9，所述三级氢气9经过三级氢气缓冲罐，并供应氢燃料电池，输出应急电力10。
3.根据权利要求2所述的海上风电就地制氢方法，其特征在于，步骤4和步骤6中，所述二级氢气的压强大于所述一级氢气的压强，所述一级氢气的压强大于所述三级氢气的压强。
4.根据权利要求3所述的海上风电就地制氢方法，其特征在于，步骤2中，所述闭式冷却水3用于提供给所述PEM制氢系统、氢气压缩机和氢燃料电池，所述热水4用于提供给所述固态储氢装置。
5.根据权利要求4所述的海上风电就地制氢方法，其特征在于，步骤1至步骤6中，防腐蚀暖通系统供应去除烟雾后的洁净空气11，通信监控系统进行来往信号12的传输，消防灭火系统在检测到火情时，提供高压水雾和气体13。
6.一种海上风电就地制氢系统，其特征在于，用于执行权利要求1至5任一所述海上风电就地制氢方法，其特征在于，包括：海水淡化系统、冷却换热系统、输配电系统、PEM制氢系统、氢气缓冲罐、氢气压缩机、固态储氢装置和氢燃料电池；
其中，所述氢气缓冲罐包括一级氢气缓冲罐、二级氢气缓冲罐和三级氢气缓冲罐；所述海水淡化系统与所述冷却换热系统之间相连；所述输配电系统、PEM制氢系统、一级氢气缓冲罐、氢气压缩机、二级氢气缓冲罐、固态储氢装置、三级氢气缓冲罐、氢燃料电池之间依次相连。
7.根据权利要求6所述的海上风电就地制氢系统，其特征在于，所述冷却换热系统包括闭式循环冷却系统和电加热器，所述闭式循环冷却系统分别与PEM制氢系统、氢气压缩机、氢燃料电池和固态储氢装置相连接；所述电加热器与所述固态储氢装置相连接。
8.根据权利要求7所述的海上风电就地制氢系统，其特征在于，所述海上风电就地制氢系统还包括：防腐蚀的暖通系统、通信监控系统和消防灭火系统。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202211189366.9A CN115637442A (zh) | 2022-09-28 | 2022-09-28 | 一种海上风电就地制氢方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202211189366.9A CN115637442A (zh) | 2022-09-28 | 2022-09-28 | 一种海上风电就地制氢方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN115637442A true CN115637442A (zh) | 2023-01-24 |
Family
ID=84941677
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202211189366.9A Pending CN115637442A (zh) | 2022-09-28 | 2022-09-28 | 一种海上风电就地制氢方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN115637442A (zh) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN117468026A (zh) * | 2023-03-09 | 2024-01-30 | 中国科学院大连化学物理研究所 | 一种基于海上风电的氢气和纯水联产的系统及方法 |
| CN117967512A (zh) * | 2024-04-01 | 2024-05-03 | 上海勘测设计研究院有限公司 | 一种离网型的模块化制储氢海上风电平台 |
| CN117967511A (zh) * | 2024-04-01 | 2024-05-03 | 上海勘测设计研究院有限公司 | 一种适应风机发电随机性和间歇性的制储氢海上风电系统 |
| CN117985654A (zh) * | 2024-02-20 | 2024-05-07 | 清华大学深圳国际研究生院 | 一种海上风电制氢耦合水合物法固态储氢系统及储氢方法 |
-
2022
- 2022-09-28 CN CN202211189366.9A patent/CN115637442A/zh active Pending
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN117468026A (zh) * | 2023-03-09 | 2024-01-30 | 中国科学院大连化学物理研究所 | 一种基于海上风电的氢气和纯水联产的系统及方法 |
| CN117468026B (zh) * | 2023-03-09 | 2024-05-03 | 中国科学院大连化学物理研究所 | 一种基于海上风电的氢气和纯水联产的系统及方法 |
| CN117985654A (zh) * | 2024-02-20 | 2024-05-07 | 清华大学深圳国际研究生院 | 一种海上风电制氢耦合水合物法固态储氢系统及储氢方法 |
| CN117967512A (zh) * | 2024-04-01 | 2024-05-03 | 上海勘测设计研究院有限公司 | 一种离网型的模块化制储氢海上风电平台 |
| CN117967511A (zh) * | 2024-04-01 | 2024-05-03 | 上海勘测设计研究院有限公司 | 一种适应风机发电随机性和间歇性的制储氢海上风电系统 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN115637442A (zh) | 一种海上风电就地制氢方法 | |
| JP6974623B2 (ja) | 水素化マグネシウムの加水分解を利用するエネルギーシステム | |
| CN111139493B (zh) | 一种太阳能光伏光热高温电解水制氢系统及制氢方法 | |
| CN104145420A (zh) | 可再生能源发电系统 | |
| CN101892491A (zh) | 一种自然能源发电及电解海水或苦咸水的综合应用系统 | |
| US20230147457A1 (en) | Wide-area power supply system | |
| Huang et al. | Assessment of an integrated energy system embedded with power-to-gas plant | |
| CN114044562A (zh) | 一种电解装置和水处理淡化系统的集成系统 | |
| CN103427468A (zh) | 一种利用多能源制备氢气并供应绿色能源的方法及系统 | |
| CN116334658A (zh) | 集装箱式海上电解制氢系统 | |
| CN203368116U (zh) | 一种利用多能源制备氢气并供应绿色能源的系统 | |
| CN103364211B (zh) | 一种天然气分布式供能综合实验装置 | |
| CN108826744B (zh) | 用超临界水氧化系统余能进行冷热电多联供的系统 | |
| CN118213569A (zh) | 一种预制舱式燃料电池新型综合供能系统 | |
| CN212627177U (zh) | 一种海上风电能源基地制氢储能系统 | |
| CN210668547U (zh) | 一种燃料电池热电联供系统 | |
| CN115016416A (zh) | 一种基于清洁能源的零碳工厂控制系统及方法 | |
| WO2022225338A1 (ko) | 해상풍력발전-해수담수화-수전해 복합 시스템 | |
| CN203242705U (zh) | 小型制氢发电设备 | |
| CN113394431B (zh) | 一种提高绿氢能源系统利用效率的热管理系统及方法 | |
| CN214422250U (zh) | 利用可再生能源制氢储运应用的系统 | |
| JPH0492374A (ja) | エネルギーシステム | |
| Meng | Analysis of The Role of Smart Grids in Renewable Energy | |
| CN110316002A (zh) | 一种用于户外应急需求的救能车 | |
| CN219839769U (zh) | 集装箱式海上电解制氢系统 |
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: 20231215 Address after: 310014 No. 22 Chao Wang Road, Zhejiang, Hangzhou Applicant after: POWERCHINA HUADONG ENGINEERING Corp.,Ltd. Applicant after: DONGFANG BOILER GROUP Co.,Ltd. Address before: 310014 No. 22 Chao Wang Road, Zhejiang, Hangzhou Applicant before: POWERCHINA HUADONG ENGINEERING Corp.,Ltd. |
|
| TA01 | Transfer of patent application right |