CN115930215A - 一种基于氢氧燃烧技术的储能系统及运行方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种基于氢氧燃烧技术的储能系统及运行方法，通过设置将可再生能源发电装置中的多余电能或不稳定电能通过电解水制氢装置产生氢气和氧气进行能量储存，并且氢气可输出至外部需求端或生成绿氢和绿氨进行储能利用；并且本实施例进一步设置了氢氧燃烧装置和透平发电装置，透平发电装置可选择氢氧燃烧装置输出的高温高压烟气进行发电，也可选择储氧部直接输出的常温高压氧气进行发电，发出的电能可输出至并网端也可输出至电解水制氢装置及液态空气分离装置，灵活性非常强，能够提供较宽负荷范围的功率，适配电网更宽的调峰需求，并且能够在极端外部环境状况下，维护总体系统储能的稳定性。
Description
技术领域
本发明属于储能系统技术领域，尤其涉及一种基于氢氧燃烧技术的储能系统及运行方法。
背景技术
近年来，我国风电和太阳能发电得到了快速发展，全国并网风电装机2.81亿千瓦，光伏发电装机2.53亿千瓦；其中仅2020年度，风电新增装机7167万千瓦，同比增长178.4％，光伏新增装机4820万千瓦，同比增长60.1％。然而，受地理位置、天气、环境等因素的影响，风电和太阳能发电具有间歇性和逆调峰特性，严重影响电网的稳定性，导致弃风弃光现象非常突出，从而造成大量能源被浪费。
为了解决这个问题，可采用电储能技术，即将用电谷时过剩的风电、太阳能发电储存起来，待到用电峰时再使用。目前较成熟的储能方式为物理储能，包括抽水储能、压缩空气储能以及飞轮储能等方式；其中抽水储能和压缩空气储能对地理环境有非常高的要求，难以大量建设；而飞轮储能虽然效率很高，但是存在储存容量小、技术要求高等问题。近年来，由于氢储能具有能量密度高、储存容量大等优点，成为一种极具发展潜力的储能方式。氢储能是利用电解水装置将风光弃电转化为氢气氧气储存起来，当风光发电不满足负载需求时，再将储存的氢气用于发电。
目前高效的电储能技术，主流的方案还是采用氢燃烧通过热机转换成电能，补充可再生能源间歇性、随机性和波动性等缺点，但目前现有的氢燃烧发电的储能系统，多采用闭式循环系统，系统庞大且较为复杂。同时由于系统较为复杂，系统启动停止时间较长，削峰填谷能力差，且由于闭式循环的电能负荷较窄，整个系统的灵活性较差。
发明内容
为解决上述问题，本发明提供一种基于氢氧燃烧技术的储能系统及运行方法，技术方案为：
一种基于氢氧燃烧技术的储能系统，包括：
可再生能源发电装置；
电解水制氢装置，所述电解水制氢装置的电能输入端与所述可再生能源发电装置的电能输出端连接；
储氢部，所述储氢部的输入端与所述电解水制氢装置的氢气输出端相连通，所述储氢部的第一输出端用于与外部氢气需求端相连通；
储氧部，所述储氧部的输入端与所述电解水制氢装置的氧气输出端相连通；
氢氧燃烧装置，所述氢氧燃烧装置的氢气输入端与所述储氢部的第二输出端相连通，所述氢氧燃烧装置的氧气输入端与所述储氧部的第一输出端相连通，用于对输入的氢气和氧气进行掺混燃烧并输出高温高压烟气；
透平发电装置，所述透平发电装置的第一输入端与所述氢氧燃烧装置的输出端相连通，用于接收所述高温高压烟气并进行膨胀做功发电；所述透平发电装置的第二输入端与所述储氧部的第二输出端相连通，用于接收所述储氧部输出的高压氧气进行膨胀做功发电；所述透平发电装置的电能输出端与所述电解水制氢装置；
并网端，所述并网端的电能输入端分别与所述可再生能源发电装置的电能输出端和所述透平发电装置的电能输出端连接，所述并网端的电能输出端与外部电网连接；
氨气合成装置，所述氨气合成装置的氢气输入端与所述储氢部的第三输出端相连通，用于生成气态氨并输出至外部氨气需求端。
本发明的基于氢氧燃烧技术的储能系统，还包括用于分离空气中氧气和氮气的空气分离部；
所述空气分离部的电能输入端与所述并网端的电能输出端连接；
所述空气分离部的氧气输出端与所述氢氧燃烧装置的输入端相连通；
所述空气分离部的第一氮气输出端与所述氨气合成装置的氮气输入端相连通；所述空气分离部的第二氮气输出端与所述透平发电装置相连通。
本发明的基于氢氧燃烧技术的储能系统，所述透平发电装置包括透平本体、氮气置换装置和氮气热管理装置；
所述透平本体的压缩气体进口分别与所述氢氧燃烧装置的输出端和所述储氧部的第二输出端相连通；
所述氮气置换装置和所述氮气热管理装置的输入端分别与所述空气分离部的第二氮气输出端相连通；
所述氮气置换装置的输出端与所述透平本体的压缩气体进口相连通，用于置换所述透平本体内的气体；
所述氮气热管理装置的输出端分别连通至所述透平本体的转子和缸体，用于调整所述透平本体的转-静间隙。
本发明的基于氢氧燃烧技术的储能系统，所述透平本体包括缸体、静叶持环、转子轴；
静叶持环设于所述缸体内，所述静叶持环形成一透平腔室，所述静叶持环与所述缸体之间形成一中空腔室；所述静叶持环内间隔设置有若干静叶并配合形成若干动叶容置腔；
所述缸体的首端设有连通所述透平腔室的所述压缩气体进口；
所述转子轴通过第一轴承端和第二轴承端转动连接于所述透平腔室内；
所述转子轴上设有对应所述动叶容置腔设置的动叶；
所述动叶的顶端与所述透平腔室的内壁面之间、及所述静叶底部与所述转子轴之间，形成转-静间隙；
其中，所述中空腔室与所述氮气热管理装置的输出端相连通，用于输出对应温度的氮气控制所述缸体和所述静叶持环的热胀冷缩量，以调整所述透平腔室的内壁面与所述动叶顶端之间的所述转-静间隙；
所述转子轴内设有转子中空腔，所述第一轴承端设有连通所述转子中空腔的气体通道，所述气体通道的输入端与所述氮气热管理装置的输出端相连通，用于输出对应温度的氮气控制所述转子轴的热胀冷缩量，以调整所述动叶顶端与所述透平腔室的内壁面之间、及所述静叶底部与所述转子轴之间的所述转-静间隙。
本发明的基于氢氧燃烧技术的储能系统，所述动叶和所述转子轴均采用镍基材料。
本发明的基于氢氧燃烧技术的储能系统，所述第一轴承端和所述第二轴承端出均设有液压微调系统和轴承腔进回油系统，所述液压微调系统用于调整所述转子轴的轴向位置，所述轴承腔进回油系统用于输出温度稳定的润滑油以维持第一轴承端和所述第二轴承端内的轴承工作环境温度。
本发明的基于氢氧燃烧技术的储能系统，所述第一轴承端的第一轴承腔的前侧和后侧分别设有石墨环封严结构，所述气体通道位于前侧和后侧的所述石墨环封严结构之间；
所述第二轴承端的第二轴承腔分别设有靠近所述透平腔室一侧的气封齿密封结构和远离所述透平腔室一侧的石墨环封严结构，所述气封齿密封结构用于调整其与所述转子轴之间的间隙控制所述转子中空腔内的气体流量。
本发明的基于氢氧燃烧技术的储能系统，所述空气分离部包括液态空气分离装置、第一增压器、第二增压器、液氧蒸发器和液氮蒸发器；
所述液态空气分离装置的液氧输出端依次设有所述第一增压器和所述液氧蒸发器，所述述液氧蒸发器的输出端与所述氢氧燃烧装置的输入端相连通；
所述液态空气分离装置的液氮输出端依次设有所述第二增压器和所述液氮蒸发器，所述液氮蒸发器的输出端分别与所述氨气合成装置的氮气输入端和所述透平发电装置相连通。
本发明的基于氢氧燃烧技术的储能系统，所述氢氧燃烧装置包括燃烧器本体、轴向氢气喷嘴、径向氢气喷嘴、火焰筒和掺混器；
所述火焰筒设于所述燃烧器本体内，所述火焰筒内为火焰燃烧区域，所述火焰筒与所述燃烧器本体的内壁面之间形成氧气流入通道，所述氧气流入通道的输入端与所述储氧部的第一输出端相连通；
所述轴向氢气喷嘴的输入端与所述储氢部的第二输出端相连通，所述轴向氢气喷嘴的输出端穿过所述燃烧器本体并伸入于所述火焰燃烧区域；
所述径向氢气喷嘴的输入端与所述储氢部的第二输出端相连通，所述径向氢气喷嘴的输出端穿过所述燃烧器本体并伸入于所述火焰燃烧区域，且所述径向氢气喷嘴环绕所述轴向氢气喷嘴设置；
所述径向氢气喷嘴的输出端在所述火焰筒内形成第一喷射区域，所述轴向氢气喷嘴的输出端在所述火焰筒内形成第二喷射区域，所述第一喷射区域在轴向上相对所述第二喷射区域靠近所述火焰筒的首端；
所述火焰筒上开设有连通所述第一喷射区域和所述氧气流入通道的氧气输出孔；
所述掺混器的高温烟气输入端连通所述火焰筒的输出端，所述掺混器的氧气输入端连通所述储氧部的第一输出端，所述掺混器的输出端连通所述透平发电装置的第一输入端。
本发明的一种运行方法，应用于上述任意一项所述的基于氢氧燃烧技术的储能系统，
当所述可再生能源能发电系统的发电量稳定且满足所述电解水制氢装置的电能负荷，且外部电网无需调峰时，所述可再生能源能发电系统单独供电，所述电解水制氢装置生成的氢气和氧气分别储存至所述储氢部和所述储氧部进行长时存储，所述储氢部中的氢气可输出至外部氢气需求端；
当所述可再生能源能发电系统的发电量稳定且满足所述电解水制氢装置的电能负荷，且外部电网需要调峰时，由所述可再生能源能发电系统对所述电解水制氢装置进行供电，由所述透平发电装置依据调峰负荷大小选择氢氧燃烧后的高温高压烟气进行膨胀做功发电或储氧部输出的高压常温纯氧进行膨胀做功发电，并输出电能至所述并网端；
当所述可再生能源能发电系统的发电量稳定但不满足所述电解水制氢装置的电能负荷时，由所述可再生能源能发电系统与所述透平发电装置同时供电，所述储氢部和所述储氧部输出氢气和氧气至所述氢氧燃烧装置燃烧形成高温高压烟气，所述透平发电装置接收所述高温高压烟气进行膨胀做功发电，补充所述电解水制氢装置所需的剩余电能负荷；
当所述可再生能源能发电系统的发电量稳定但不满足所述电解水制氢装置的电能负荷时，由所述可再生能源能发电系统与所述透平发电装置同时供电，所述储氧部输出高压常温纯氧至所述透平发电装置进行膨胀做功发电，补充所述电解水制氢装置所需的剩余电能负荷；
当所述可再生能源能发电系统的发电量不稳定时，由所述透平发电装置对所述电解水制氢装置进行供电，所述储氢部和所述储氧部输出氢气和氧气至所述氢氧燃烧装置燃烧形成高温高压烟气，所述透平发电装置接收所述高温高压烟气进行膨胀做功发电，并输出电能至所述电解水制氢装置。
本发明由于采用以上技术方案，使其与现有技术相比具有以下的优点和积极效果：
1、本发明一实施例通过设置将可再生能源发电装置中的多余电能或不稳定电能通过电解水制氢装置产生氢气和氧气进行能量储存，并且氢气可输出至外部需求端或生成绿氢和绿氨进行储能利用；并且本实施例进一步设置了氢氧燃烧装置和透平发电装置，透平发电装置可选择氢氧燃烧装置输出的高温高压烟气进行发电，也可选择储氧部直接输出的常温高压氧气进行发电，发出的电能可输出至并网端也可输出至电解水制氢装置及液态空气分离装置，灵活性非常强，能够提供较宽负荷范围的功率，适配电网更宽的调峰需求，并且能够在极端外部环境状况下，维护总体系统储能的稳定性。
同时由于本系统的透平发电装置为开式循环，能够快速的提升发电负荷，为系统稳定性及电网调峰提供保障。
2、本发明一实施例进一步设置了空气分离部，可自主为储能系统中的氨气合成装置提供绿氨制备所需的气态氮气，及自主补充透平发电装置中氮气热管理装置及置换装置所需氮气，无需从系统外额外引入氮气。同时还可利用反应副产物液氧，通过增压器及液氧蒸发器变成高压氧气，送至氢氧燃烧装置及透平发电装置调峰或弥补系统电能缺口。
3、本发明一实施例中氢氧燃烧装置的设计，通过分级燃烧技术特征及逆流式氧气通道设计，能够确保燃烧器整机温度场分布均匀，且满足现有材料耐受特性。
4、本发明一实施例中，相比于传统的火力发电及火电调峰装置，本储能系统由于采用纯氢与纯氧的燃烧反应，燃烧反应产物仅为水蒸气，无任何碳氧化合物、氮氧化合物、硫化物等污染物，做到真正的零排放。同时，本储能系统的发电转换效率非常高，通过调节氢气掺混燃烧的比例，储能转换效率可达80％以上。
附图说明
图1为本发明的基于氢氧燃烧技术的储能系统的示意图；
图2为本发明的基于氢氧燃烧技术的储能系统的透平发电装置的示意图；
图3为本发明的基于氢氧燃烧技术的储能系统的氢氧燃烧装置的示意图。
附图标记说明：1：可再生能源发电装置；2：电解水制氢装置；3：储氢部；4：储氧部；5：氢氧燃烧装置；6：透平发电装置；7：氨气合成装置；8：并网端；9：液态空气分离装置；10：第一增压器；11：液氧蒸发器；12：第二增压器；13：液氨蒸发器；14：氮气置换装置；15：氮气热管理装置；16：壳体；17：静叶持环；18：中空腔室；19：转子轴；20：转子中空腔；21：第一轴承端；22：第二轴承端；23：气体通道；24：动叶；25：掺混器；26：燃烧器本体；27：轴向氢气喷嘴；28：径向氢气喷嘴；29：火焰筒。
具体实施方式
以下结合附图和具体实施例对本发明提出的一种基于氢氧燃烧技术的储能系统及运行方法作进一步详细说明。根据下面说明和权利要求书，本发明的优点和特征将更清楚。
实施例一
参看图1至图3，在一个实施例中，一种基于氢氧燃烧技术的储能系统，包括可再生能源发电装置1、电解水制氢装置2、储氢部3、储氧部4、氢氧燃烧装置5、透平发电装置6、并网端8和氨气合成装置7。
电解水制氢装置2的电能输入端与可再生能源发电装置1的电能输出端连接。
储氢部3(可为储氢罐或其他储氢装置)的输入端与电解水制氢装置2的氢气输出端相连通，储氢部3的第一输出端用于与外部氢气需求端(例如生物合成、合成氨气、管网送氢、SAF等)相连通。储氧部4(可为储氧罐或其他储氧装置)的输入端则是与电解水制氢装置2的氧气输出端相连通。
氢氧燃烧装置5的氢气输入端与储氢部3的第二输出端相连通，氢氧燃烧装置5的氧气输入端与储氧部4的第一输出端相连通，用于对输入的氢气和氧气进行掺混燃烧并输出高温高压烟气。
透平发电装置6的第一输入端与氢氧燃烧装置5的输出端相连通，用于接收高温高压烟气并进行膨胀做功发电。透平发电装置6的第二输入端与储氧部4的第二输出端相连通，用于接收储氧部4输出的高压氧气进行膨胀做功发电。其中，透平发电装置6的电能输出端与电解水制氢装置2，用于在可再生能源发电装置1的发电不稳定时对电解水制氢装置2进行供电，维持储能系统的稳定运行。
并网端8的电能输入端分别与可再生能源发电装置1的电能输出端和透平发电装置6的电能输出端连接，并网端8的电能输出端与外部电网连接。
氨气合成装置7的氢气输入端与储氢部3的第三输出端相连通，用于接收储氢部3输出的氢气，生成气态氨并输出至外部氨气需求端。
本实施例通过设置将可再生能源发电装置1中的多余电能或不稳定电能通过电解水制氢装置2产生氢气和氧气进行能量储存，并且氢气可输出至外部需求端或生成绿氢和绿氨进行储能利用；并且本实施例进一步设置了氢氧燃烧装置5和透平发电装置6，透平发电装置6可选择氢氧燃烧装置5输出的高温高压烟气进行发电，也可选择储氧部4直接输出的常温高压氧气进行发电，发出的电能可输出至并网端8也可输出至电解水制氢装置2，灵活性非常强，能够提供较宽负荷范围的功率，适配电网更宽的调峰需求，并且能够在极端外部环境状况下，维护总体系统储能的稳定性。
同时由于本系统的透平发电装置6为开式循环，能够快速的提升发电负荷，为系统稳定性及电网调峰提供保障。
下面对本实施例的基于氢氧燃烧技术的储能系统进行进一步说明：
在本实施例中，储能系统还可包括用于分离空气中氧气和氮气的空气分离部。
该空气分离部的电能输入端与并网端8的电能输出端连接，当可再生能源发电装置1的供电稳定时即可仅由其供电，当可再生能源发电装置1的供电不稳定时，则可由透平发电装置6产生的电能进行供电。空气分离部的氧气输出端与氢氧燃烧装置5的输入端相连通，用于提供燃烧所需的氧气。空气分离部的第一氮气输出端与氨气合成装置7的氮气输入端相连通，提供其所需的氮气，空气分离部的第二氮气输出端则是与透平发电装置6相连通。
在本实施例中，为了使得透平发电装置6可同时满足高温高压烟气膨胀做功发电和常温高压氧气膨胀做功发电，透平发电装置6可包括透平本体(具体可为四级透平装置)、氮气置换装置14和氮气热管理装置15。
透平本体的压缩气体进口分别与氢氧燃烧装置5的输出端和储氧部4的第二输出端相连通，用于接收高温高压烟气或常温高压氧气。
氮气置换装置14和氮气热管理装置15的输入端分别与空气分离部的第二氮气输出端相连通。氮气置换装置14的输出端与透平本体的压缩气体进口相连通，用于置换透平本体内的气体。氮气热管理装置15的输出端分别连通至透平本体的转子和缸体16，用于调整透平本体的转-静间隙。
其中，设置氮气置换装置14的原因是：由于在纯氧膨胀做功运行方式中，氧气为助燃物，物质于高压纯氧中更易燃烧，因此考虑到安全性,在高压氧气工质运行前进行氮气置换过程，确保纯氧膨胀做功过程中无其余物质存在于透平发电装置6中。该装置还可在透平发电装置6纯氧膨胀做功运行方式过程中，系统认为透平发电装置6偏离设计状态或处于事故状态时，关闭氧气进气室，同时开启氮气置换装置14阀门，充入氮气进行机组运行保护或避免事故扩大。
在本实施例中，透平本体包括缸体16、静叶持环17、转子轴19。
静叶持环17设于缸体16内，静叶持环17形成一透平腔室，静叶持环17与缸体16之间形成一中空腔室18。静叶持环17内间隔设置有若干静叶并配合形成若干动叶容置腔。
缸体16的首端设有连通透平腔室的压缩气体进口。
转子轴19通过第一轴承端21和第二轴承端22转动连接于透平腔室内。转子轴19上设有与动叶容置腔对应的动叶24。
动叶24的顶端与透平腔室的内壁面之间、及静叶底部与转子轴19之间，形成转-静间隙。
其中，中空腔室18与氮气热管理装置15的输出端相连通，用于输出对应温度的氮气控制缸体16和静叶持环17的热胀冷缩量，以调整透平腔室的内壁面与动叶24顶端之间的转-静间隙。
转子轴19内设有转子中空腔20，第一轴承端21设有连通转子中空腔20的气体通道23，气体通道23的输入端与氮气热管理装置15的输出端相连通，用于输出对应温度的氮气控制转子轴19的热胀冷缩量，以调整动叶24顶端与透平腔室的内壁面之间、及静叶底部与转子轴19之间的转-静间隙。
即上述的氮气热管理装置15可分为两个部分，一部分为转子系统热管理，一部分为缸体16+持环系统热管理系统。
转子部分主要由转子轴19心引气结构搭配转子中空腔20流路结构设计，氮气热管理装置15可主动进行氮气温度控制，可适配透平发电装置6不同运行方式，通入不同的温度及流量组合的氮气，从而主动控制透平转-静间隙。
在氢氧燃烧后的高温高压烟气进行膨胀做功运行方式中，低温氮气通过转子轴19心引气结构，进入转子中空腔20进行冷却，降低转子的温度，主动控制透平转-静间隙，降低转子热应力。在高压常温纯氧进行膨胀做功运行方式中，高温氮气通过转子轴19心引气结构，进入转子中空腔20加热转子，确保转子膨胀，主动控制转-静间隙，提升整机运行效率。
缸体16+持环系统热管理系统主要是基于缸体16+持环的结构设计，氮气热管理装置15可主动进行氮气温度控制，可适配透平发电装置6不同运行方式，在透平静叶持环17与缸体16间的中空腔室18通入不同的温度及流量组合的氮气，从而主动持环及叶片变形量，从而主动控制透平转-静间隙。
在氢氧燃烧后的高温高压烟气进行膨胀做功运行方式中，低温氮气通入透平静叶持环17与缸体16间的中空腔室18进行持环冷却，降低持环及静子的温度，主动控制透平转-静间隙。在高压常温纯氧进行膨胀做功运行方式中，高温氮气通过通入透平静叶持环17与缸体16间的中空腔室18加热持环和静子，确保静子膨胀，主动控制转-静间隙，提升整机运行效率。
在本实施例中，考虑到透平发电装置6的运行方式，动叶24和转子轴19等材料均采用镍基材料，不易氧化。
在本实施例中，第一轴承端21和第二轴承端22处均设有包括液压微调系统和轴承腔进回油系统的主动间隙控制系统。转子轴19的前轴头可为工字轴头设计，可搭配主、副轴承设计，同时主轴承(第一轴承端21)采用可倾瓦轴承，推力适用范围广。
第一轴承端21和第二轴承端22处设置液压微调系统，可在运行过程中轻微调整转子轴19向位置，来适配不同运行方式的间隙情况。同时搭配轴承腔进回油系统，用于输出温度稳定的润滑油以维持第一轴承端21和第二轴承端22内的轴承工作环境温度。
在本实施例中，第一轴承端21的第一轴承腔的前侧和后侧分别设有石墨环封严结构，匹配氮气密封，密封性能好，温度适应性强，气体通道23即位于前侧和后侧的石墨环封严结构之间。
转子轴19可采用鼓筒式焊接转子，一体化转子设计，转子轮盘间无泄漏，传扭特性好。
第二轴承端22的第二轴承腔处则是分别设有靠近透平腔室一侧的气封齿密封结构和远离透平腔室一侧的石墨环封严结构，气封齿密封结构用于调整其与转子轴19之间的间隙控制转子中空腔20内的气体流量，石墨环密封则是匹配氮气密封，密封性能好。
在本实施例中，空气分离部具体可包括液态空气分离装置9、第一增压器10、第二增压器12、液氧蒸发器11和液氮蒸发器13。
液态空气分离装置9的液氧输出端依次设有第一增压器10和液氧蒸发器11，液氧蒸发器11的输出端与氢氧燃烧装置5的输入端相连通。液态空气分离装置9的液氮输出端依次设有第二增压器12和液氮蒸发器13，液氮蒸发器13的输出端分别与氨气合成装置7的氮气输入端和透平发电装置6相连通。
其中，液态空气分离装置9可将液态空气中的组份进行逐步分离，最终将分离出的氧气、氮气、氩气、二氧化碳等作为工业用气输送至客户端，同时分离出的液氧及液氮还可在储能系统需要时自用。
两个增压器则是为了使液氧及液氮在一定的压力下存储及使用，需要通过增压器将其压力提升至设计压力。
液氧蒸发器11可通过自主输入热量、透平排气余热利用、氨气合成废热利用等措施，将高压液态氧气转化为高压气态氧气。高压气态氧气可送至氢氧燃烧装置5与绿氢完全燃烧后，高温烟气送至透平发电装置6发电。
液氮蒸发器13可通过自主输入热量、透平排气余热利用、氨气合成废热利用等措施，将高压液态氮气转化为高压气态氮气。高压气态氮气可送至氨气合成装置7与绿氢反应制备绿氨。同时高压气态氮气还可送至透平发电装置6中，为氮气置换装置14、氮气热管理装置15补充所需的氮气。
在本实施例中，氢氧燃烧装置5主要采用先进的氢氧燃烧技术，以及完全燃烧的水蒸气与高压常温氧气进行掺混，基于透平发电装置6特性，精准控制氢氧掺混燃烧的比例，来匹配储能系统所需电能负荷，实现零排放的高效储能系统。该装置包括燃烧器本体26、轴向氢气喷嘴27、径向氢气喷嘴28、火焰筒29和掺混器25。
结构关系为：火焰筒29设于燃烧器本体26内，火焰筒29内为火焰燃烧区域，火焰筒29与燃烧器本体26的内壁面之间形成氧气流入通道，氧气流入通道的输入端与储氧部4的第一输出端相连通。
轴向氢气喷嘴27的输入端与储氢部3的第二输出端相连通，轴向氢气喷嘴27的输出端穿过燃烧器本体26并伸入于火焰燃烧区域。径向氢气喷嘴28的输入端与储氢部3的第二输出端相连通，径向氢气喷嘴28的输出端穿过燃烧器本体26并伸入于火焰燃烧区域，且径向氢气喷嘴28环绕轴向氢气喷嘴27设置。
径向氢气喷嘴28的输出端在火焰筒29内形成第一喷射区域，轴向氢气喷嘴27的输出端在火焰筒29内形成第二喷射区域，第一喷射区域在轴向上相对第二喷射区域靠近火焰筒29的首端。火焰筒29上开设有连通第一喷射区域和氧气流入通道的氧气输出孔。
掺混器25的高温烟气输入端连通火焰筒29的输出端，掺混器25的氧气输入端连通储氧部4的第一输出端，掺混器25的输出端连通透平发电装置6的第一输入端。
本实施例的氢氧燃烧装置5主要特点如下：
分级燃烧：分级燃烧的设计使得燃料通过内外两个不同通道通进入主(轴向)副(径向)喷嘴。其中，径向H2在喷出后，与部分O2发生先期燃烧反应，消耗掉部分O2生成H2O，并在燃烧室的外围周向(燃烧室突扩区)形成低O2浓度的H2O&O2烟气氛围。再与中心轴向氢气喷嘴27输出的轴向H2混合，进行主要燃烧反应。这样使得主要燃料避免了纯氧燃烧，并且由于低于化学恰当比，降低了主火焰温度，有利于结构的传热设计。主(轴向)副(径向)燃料喷嘴的设计可以使得H2先期燃烧反应后在O2和轴向H2射流夹层形成小型燃烧循环区域，有利于保证火焰的稳定燃烧。
逆流式O2通道：逆流式O2通道的设计可以使O2以常温状态沿着火焰筒29外壁逆流式地给入，可通过对流换热降低火焰筒29壁面温度。
掺混器25主要是用来将燃烧器出来的高温烟气通过掺混常温氧气，达到储能系统中透平发电装置6所需的高温烟气温度及流量。
本实施例的氢氧燃烧装置5通过分级燃烧技术特征及逆流式氧气通道设计，能够确保燃烧器整机温度场分布均匀，且满足现有材料耐受特性。
氢氧燃烧装置5的主要控制逻辑为：
一、基于输入氢气及氧气的压力，以及当前储能系统所需电能负荷缺口，即透平发电装置6所需发电功率，来确定透平发电装置6所需的入口流量及温度。
二、基于氢氧完全燃烧的反应过程及燃烧器冷却设计，确定燃烧器出口温度。
三、基于燃烧器出口温度及透平发电装置6所需入口温度，确定高压纯氧的掺混质量流量，从而达到透平发电装置所需的氢氧燃烧装置5高温烟气的出口质量流量及温度。
下面对本实施例的基于氢氧燃烧技术的储能系统的系统流程进行说明：
一、当可再生能源稳定运行时，直接供电给电解水制氢装置2及液态空气分离装置9，若存在多余电能还可连接至电网；
二、电解水的产物为氢气和氧气，主要产物氢气可进行长时存贮、与系统内的高压氮气送至氨气合成装置7制备绿氨、或输送至管网，例如提供生物合成用氢、采用氢气制氨气、输运至加氢站、SAF等相关下游用户端；
三、副产物氧气可通过储氧罐进行长时储能，当可再生能源供能不足以及负荷波动时，或当有多余电能需并网送电时，通过调节氢氧掺混燃烧的比例来控制储能系统发电功率和时长，实现灵活、零污染、高效率的储能调节；
四、当氧气存储空间较满时，亦可通过电解水过程中产生的副产氧，直接进行膨胀发电或并网发电，从而降低电解水单位制氢的电力能耗。
五、液态空气分离装置9可将液态空气中的组份进行逐步分离，分离出的氧气、氮气、氩气、二氧化碳等作为工业用气输送至客户端，同时分离出的液氧及液氮还可在储能系统需要时自用。液氮可通过增压器增压后，进入液氮蒸发器13变成高压气态氮气，一部分可以输送至氨气合成装置7，进行绿氨制备。另一部分送至透平发电装置6中，为氮气置换装置14、氮气热管理装置15补充所需的氮气。
六、液态空气分离装置9的副产物液氧，可通过增压器增压后，进入液氧蒸发器11变成高压气态氧气，可长时储能，或可与绿氢一起送至氢氧燃烧装置5中完全燃烧后，高温烟气送至透平发电装置6发电调峰。
实施例二
本实施例提供一种运行方法，应用于上述实施例一中的基于氢氧燃烧技术的储能系统。
当可再生能源能发电系统的发电量稳定且满足电解水制氢装置2和液态空气分离装置9的电能负荷，且外部电网无需调峰时，可再生能源能发电系统单独供电，电解水制氢装置2生成的氢气和氧气分别储存至储氢部3和储氧部4进行长时存储，储氢部3中的氢气可输出至外部氢气需求端。
当可再生能源能发电系统的发电量稳定且满足电解水制氢装置2和液态空气分离装置9的电能负荷，且外部电网需要调峰时，由可再生能源能发电系统对电解水制氢装置2进行供电，由透平发电装置6依据调峰负荷大小选择氢氧燃烧后的高温高压烟气进行膨胀做功发电或储氧部4输出的高压常温纯氧进行膨胀做功发电，并输出电能至并网端8。
当可再生能源能发电系统的发电量稳定但不满足电解水制氢装置2和液态空气分离装置9的电能负荷时，由可再生能源能发电系统与透平发电装置6同时供电，储氢部3和储氧部4输出氢气和氧气至氢氧燃烧装置5燃烧形成高温高压烟气，透平发电装置6接收高温高压烟气进行膨胀做功发电，补充电解水制氢装置2所需的剩余电能负荷。
当可再生能源能发电系统的发电量稳定但不满足电解水制氢装置2和液态空气分离装置9的电能负荷时，由可再生能源能发电系统与透平发电装置6同时供电，储氧部4输出高压常温纯氧至透平发电装置6进行膨胀做功发电，补充电解水制氢装置2所需的剩余电能负荷。
当可再生能源能发电系统的发电量不稳定时，由透平发电装置6对电解水制氢装置2和液态空气分离装置9进行供电，储氢部3和储氧部4输出氢气和氧气至氢氧燃烧装置5燃烧形成高温高压烟气，透平发电装置6接收高温高压烟气进行膨胀做功发电，并输出电能至电解水制氢装置2。
应用例
下面以部分应用案例对上述实施例一中的基于氢氧燃烧技术的储能系统进行进一步说明：
某储能装置采用风力机将风能转化成电能，风电额定满发电负荷规模为150MW，其下游电解水制氢装置2及液态空气分离装置9额定电能功耗为120MW，每小时产氢量为1.7WNm^3。
一、在风力环境状态稳定时，电解水制氢及液态空气分离装置9所耗电能均由风力发电系统提供。
二、在风力环境稳定状态时，但风力发电系统仅能提供90MW的电能，为保持储能系统稳定运行，可由电解水制氢装置2中的储氢罐、储氧罐按不完全燃烧当量比提供给氢氧燃烧装置5，通过自动控制装置主动控制氢燃料量0.4kg/s及氧气流量140kg/s，提供给氢氧燃烧装置5。
氢氧燃烧装置5通过反应后，烟气参数为总压25bar，烟气温度300℃，烟气流量140.4kg/s，提供给透平发电装置6高温高压烟气进行膨胀做功。透平发电装置6能够产生32.9MW左右的轴功，通过发电机转换成30MW左右的电能提供给电解水制氢装置2及液态空气分离装置9，保持储能系统稳定运行。
三、在风力环境稳定状态时，但风力发电系统仅能提供55MW的电能，为保持储能系统稳定运行，需透平发电装置6装置提供70MW左右的电能，可由电解水制氢装置2中储氧罐提供高压低温的氧气至透平发电装置6膨胀做功，氧气参数为总压25bar，氧气温度25℃，烟气流量491kg/s，中低温透平装置能够产生67.8MW左右的轴功，通过发电机转换成65MW左右的电能提供给电解水制氢装置2及液态空气分离装置9，保持储能系统稳定运行。
四、在无风力环境发电状态时，可由电解水制氢装置2中的储氢罐、储氧罐按不完全燃烧当量比提供给氢氧燃烧及掺混装置，通过自动控制装置主动控制氢燃料量1.5kg/s及氧气流量298kg/s，提供给氢氧燃烧装置5。
氢氧燃烧装置5通过反应后，烟气参数为总压25bar，烟气温度500℃，烟气流量299.6kg/s，提供给透平发电装置6高温高压烟气进行膨胀做功。透平发电装置6能够产生122.7MW左右的轴功，通过发电机转换成120MW左右的电能提供给电解水制氢装置2及液态空气分离装置9，保持储能系统稳定运行。
上面结合附图对本发明的实施方式作了详细说明，但是本发明并不限于上述实施方式。即使对本发明作出各种变化，倘若这些变化属于本发明权利要求及其等同技术的范围之内，则仍落入在本发明的保护范围之中。
Claims (10)
1.一种基于氢氧燃烧技术的储能系统，其特征在于，包括：
可再生能源发电装置；
电解水制氢装置，所述电解水制氢装置的电能输入端与所述可再生能源发电装置的电能输出端连接；
储氢部，所述储氢部的输入端与所述电解水制氢装置的氢气输出端相连通，所述储氢部的第一输出端用于与外部氢气需求端相连通；
储氧部，所述储氧部的输入端与所述电解水制氢装置的氧气输出端相连通；
氢氧燃烧装置，所述氢氧燃烧装置的氢气输入端与所述储氢部的第二输出端相连通，所述氢氧燃烧装置的氧气输入端与所述储氧部的第一输出端相连通，用于对输入的氢气和氧气进行掺混燃烧并输出高温高压烟气；
透平发电装置，所述透平发电装置的第一输入端与所述氢氧燃烧装置的输出端相连通，用于接收所述高温高压烟气并进行膨胀做功发电；所述透平发电装置的第二输入端与所述储氧部的第二输出端相连通，用于接收所述储氧部输出的高压氧气进行膨胀做功发电；所述透平发电装置的电能输出端与所述电解水制氢装置；
并网端，所述并网端的电能输入端分别与所述可再生能源发电装置的电能输出端和所述透平发电装置的电能输出端连接，所述并网端的电能输出端与外部电网连接；
氨气合成装置，所述氨气合成装置的氢气输入端与所述储氢部的第三输出端相连通，用于生成气态氨并输出至外部氨气需求端。
2.如权利要求1所述的基于氢氧燃烧技术的储能系统，其特征在于，还包括用于分离空气中氧气和氮气的空气分离部；
所述空气分离部的电能输入端与所述并网端的电能输出端连接；
所述空气分离部的氧气输出端与所述氢氧燃烧装置的输入端相连通；
所述空气分离部的第一氮气输出端与所述氨气合成装置的氮气输入端相连通；所述空气分离部的第二氮气输出端与所述透平发电装置相连通。
3.如权利要求2所述的基于氢氧燃烧技术的储能系统，其特征在于，所述透平发电装置包括透平本体、氮气置换装置和氮气热管理装置；
所述透平本体的压缩气体进口分别与所述氢氧燃烧装置的输出端和所述储氧部的第二输出端相连通；
所述氮气置换装置和所述氮气热管理装置的输入端分别与所述空气分离部的第二氮气输出端相连通；
所述氮气置换装置的输出端与所述透平本体的压缩气体进口相连通，用于置换所述透平本体内的气体；
所述氮气热管理装置的输出端分别连通至所述透平本体的转子和缸体，用于调整所述透平本体的转-静间隙。
4.如权利要求3所述的基于氢氧燃烧技术的储能系统，其特征在于，所述透平本体包括缸体、静叶持环、转子轴；
静叶持环设于所述缸体内，所述静叶持环形成一透平腔室，所述静叶持环与所述缸体之间形成一中空腔室；所述静叶持环内间隔设置有若干静叶并配合形成若干动叶容置腔；
所述缸体的首端设有连通所述透平腔室的所述压缩气体进口；
所述转子轴通过第一轴承端和第二轴承端转动连接于所述透平腔室内；所述转子轴上设有对应所述动叶容置腔设置的动叶；
所述动叶的顶端与所述透平腔室的内壁面之间、及所述静叶底部与所述转子轴之间，形成转-静间隙；
其中，所述中空腔室与所述氮气热管理装置的输出端相连通，用于输出对应温度的氮气控制所述缸体和所述静叶持环的热胀冷缩量，以调整所述透平腔室的内壁面与所述动叶顶端之间的所述转-静间隙；
所述转子轴内设有转子中空腔，所述第一轴承端设有连通所述转子中空腔的气体通道，所述气体通道的输入端与所述氮气热管理装置的输出端相连通，用于输出对应温度的氮气控制所述转子轴的热胀冷缩量，以调整所述动叶顶端与所述透平腔室的内壁面之间、及所述静叶底部与所述转子轴之间的所述转-静间隙。
5.如权利要求4所述的基于氢氧燃烧技术的储能系统，其特征在于，所述动叶和所述转子轴均采用镍基材料。
6.如权利要求4所述的基于氢氧燃烧技术的储能系统，其特征在于，所述第一轴承端和所述第二轴承端出均设有液压微调系统和轴承腔进回油系统，所述液压微调系统用于调整所述转子轴的轴向位置，所述轴承腔进回油系统用于输出温度稳定的润滑油以维持第一轴承端和所述第二轴承端内的轴承工作环境温度。
7.如权利要求4所述的基于氢氧燃烧技术的储能系统，其特征在于，所述第一轴承端的第一轴承腔的前侧和后侧分别设有石墨环封严结构，所述气体通道位于前侧和后侧的所述石墨环封严结构之间；
所述第二轴承端的第二轴承腔分别设有靠近所述透平腔室一侧的气封齿密封结构和远离所述透平腔室一侧的石墨环封严结构，所述气封齿密封结构用于调整其与所述转子轴之间的间隙控制所述转子中空腔内的气体流量。
8.如权利要求2所述的基于氢氧燃烧技术的储能系统，其特征在于，所述空气分离部包括液态空气分离装置、第一增压器、第二增压器、液氧蒸发器和液氮蒸发器；
所述液态空气分离装置的液氧输出端依次设有所述第一增压器和所述液氧蒸发器，所述述液氧蒸发器的输出端与所述氢氧燃烧装置的输入端相连通；
所述液态空气分离装置的液氮输出端依次设有所述第二增压器和所述液氮蒸发器，所述液氮蒸发器的输出端分别与所述氨气合成装置的氮气输入端和所述透平发电装置相连通。
9.如权利要求1所述的基于氢氧燃烧技术的储能系统，其特征在于，所述氢氧燃烧装置包括燃烧器本体、轴向氢气喷嘴、径向氢气喷嘴、火焰筒和掺混器；
所述火焰筒设于所述燃烧器本体内，所述火焰筒内为火焰燃烧区域，所述火焰筒与所述燃烧器本体的内壁面之间形成氧气流入通道，所述氧气流入通道的输入端与所述储氧部的第一输出端相连通；
所述轴向氢气喷嘴的输入端与所述储氢部的第二输出端相连通，所述轴向氢气喷嘴的输出端穿过所述燃烧器本体并伸入于所述火焰燃烧区域；
所述径向氢气喷嘴的输入端与所述储氢部的第二输出端相连通，所述径向氢气喷嘴的输出端穿过所述燃烧器本体并伸入于所述火焰燃烧区域，且所述径向氢气喷嘴环绕所述轴向氢气喷嘴设置；
所述径向氢气喷嘴的输出端在所述火焰筒内形成第一喷射区域，所述轴向氢气喷嘴的输出端在所述火焰筒内形成第二喷射区域，所述第一喷射区域在轴向上相对所述第二喷射区域靠近所述火焰筒的首端；
所述火焰筒上开设有连通所述第一喷射区域和所述氧气流入通道的氧气输出孔；
所述掺混器的高温烟气输入端连通所述火焰筒的输出端，所述掺混器的氧气输入端连通所述储氧部的第一输出端，所述掺混器的输出端连通所述透平发电装置的第一输入端。
10.一种运行方法，其特征在于，应用于如权利要求1至9任意一项所述的基于氢氧燃烧技术的储能系统，
当所述可再生能源能发电系统的发电量稳定且满足所述电解水制氢装置的电能负荷，且外部电网无需调峰时，所述可再生能源能发电系统单独供电，所述电解水制氢装置生成的氢气和氧气分别储存至所述储氢部和所述储氧部进行长时存储，所述储氢部中的氢气可输出至外部氢气需求端；
当所述可再生能源能发电系统的发电量稳定且满足所述电解水制氢装置的电能负荷，且外部电网需要调峰时，由所述可再生能源能发电系统对所述电解水制氢装置进行供电，由所述透平发电装置依据调峰负荷大小选择氢氧燃烧后的高温高压烟气进行膨胀做功发电或储氧部输出的高压常温纯氧进行膨胀做功发电，并输出电能至所述并网端；
当所述可再生能源能发电系统的发电量稳定但不满足所述电解水制氢装置的电能负荷时，由所述可再生能源能发电系统与所述透平发电装置同时供电，所述储氢部和所述储氧部输出氢气和氧气至所述氢氧燃烧装置燃烧形成高温高压烟气，所述透平发电装置接收所述高温高压烟气进行膨胀做功发电，补充所述电解水制氢装置所需的剩余电能负荷；
当所述可再生能源能发电系统的发电量稳定但不满足所述电解水制氢装置的电能负荷时，由所述可再生能源能发电系统与所述透平发电装置同时供电，所述储氧部输出高压常温纯氧至所述透平发电装置进行膨胀做功发电，补充所述电解水制氢装置所需的剩余电能负荷；
当所述可再生能源能发电系统的发电量不稳定时，由所述透平发电装置对所述电解水制氢装置进行供电，所述储氢部和所述储氧部输出氢气和氧气至所述氢氧燃烧装置燃烧形成高温高压烟气，所述透平发电装置接收所述高温高压烟气进行膨胀做功发电，并输出电能至所述电解水制氢装置。
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