CN116191531A - 电解水制氢和多途径氢氧利用辅助火电厂调峰的循环系统 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及一种电解水制氢和多途径氢氧利用辅助火电厂调峰的循环系统，发电机输出端与升压变压器输入端相连，经过升压后接入电网；发电机输出端还与降压整流装置输入端连接，降压整流装置输出端与电解水装置输入端连接；电解水装置输出端连接储氢罐、储氧罐的输入端；储氢罐输出端分为三路，一路连接燃煤锅炉；一路连接烟气脱硝系统；一路连接发电机；储氧罐输出端与所述燃煤锅炉相连；DCS控制系统同时与燃煤锅炉、发电机、脱硝系统、电解水装置相连。本发明将电能转化为氢能储存下来，并在需要时多途径供应氢气再转化为电能，实现循环经济，在辅助火电机组调峰的同时尽可能地降低机组能耗、提升机组运行效率和经济性。

Description

电解水制氢和多途径氢氧利用辅助火电厂调峰的循环系统
技术领域
本发明涉及火力发电技术领域，尤其涉及一种电解水制氢和多途径氢氧利用辅助火电厂调峰的循环系统。
背景技术
近年来，在双碳目标下，新能源发电装机容量和发电量明显上升。新能源的快速发展及并网运行，导致其间歇性和波动性对电力系统安全可靠性造成的影响逐渐突显出来，这就需要火电机组尽最大能力去支撑电网，承担调峰调频功能。随着电网负荷峰谷差值的出现及增大，参与调峰机组的容量也越来越大，根据电网AGC指令频繁调节机组负荷且低负荷运行，势必直接影响电站运行效率，使机组面临煤耗能耗上升、经济性下降、设备寿命缩短等风险。若为提高机组经济性使其处于经济负荷运行，发电机输出电量又可能面临超出电网需求的问题，那么需要综合考虑发电量的多少并合理消纳剩余电量。
为更好地辅助火电机组调峰调频、解决电能消纳，大型储能系统必不可少，利用储能技术将未上网的剩余电量储存下来。氢能是公认的清洁能源，氢气重量最轻，具备导热性好、发热值理想、燃烧性能好、环保、利用率高等优势。氢储能技术是可以避免季节变化引发发电差异性的最佳选择，满足大规模长时储能的需求，用于电厂调峰可实现氢能与电能之间的转换维持电力系统平稳运行，当电力充足时，利用电解水制氢的原理将电能转换为化学能储存起来，氢气、氧气在电厂内就地消纳，避免长途运输和储存带来的成本和安全问题。
目前火力发电厂氢站储存的氢气主要用于发电机冷却，对其他厂内用氢领域所述较少。随着未并入电网的剩余电量的波动，电解水产生的氢气量、氧气量也会随之波动。大容量高参数火电机组设计最佳运行工况一般在85％-95％负荷区间，当根据电网AGC指令参与深度调峰时，低负荷运行将使机组运行效率降低、能耗升高、助燃油耗量增大，长期低负荷运行直接影响锅炉、汽轮机的寿命。如果机组按经济负荷运行，那么会导致电量过剩，未上网电量的消纳亟需解决。
发明内容
本发明的目的是提供一种电解水制氢和多途径氢氧利用辅助火电厂调峰的循环系统，在电厂内储存氢气氧气并通过多种途径就地消纳，用于燃煤锅炉掺氢燃烧、富氧燃烧、脱硝系统供应等环节，形成循环经济，使火电机组在灵活性调峰的同时，尽可能地提高运行效率、降低煤耗能耗。
本发明提供了一种电解水制氢和多途径氢氧利用辅助火电厂调峰的循环系统，包括燃煤锅炉、汽轮机、发电机、升压变压器、电网、降压整流装置、电解水装置、储氢罐、储氧罐、烟气脱硝系统和DCS控制系统；
所述燃煤锅炉、汽轮机、发电机依次连接；所述发电机输出端与所述升压变压器输入端相连，经过升压后接入所述电网，用于当发电量满足电网需求时全部并网；
所述发电机输出端还与所述降压整流装置输入端连接，所述降压整流装置输出端与所述电解水装置输入端连接，用于当发电量超过电网需求时，未上网电量为电厂内的所述电解水装置供电，供电经过所述降压整流装置调节至制氢电解槽所需电压电流；
所述电解水装置输出端连接所述储氢罐、储氧罐的输入端；
所述储氢罐输出端分为三路，一路连接所述燃煤锅炉，通过喷枪喷入氢气形成锅炉煤粉掺氢燃烧的环境，以降低煤耗能耗、提高机组运行经济性；一路连接所述烟气脱硝系统供应氢气作为脱硝还原剂，以节约由外部购入的氨还原剂用量；一路连接发电机为发电机冷却提供介质；
所述储氧罐输出端与所述燃煤锅炉相连，用于为锅炉燃烧提供充足氧气，营造富氧燃烧氛围使煤种在锅炉内充分燃烧；
所述DCS控制系统同时与所述燃煤锅炉、发电机、脱硝系统、电解水装置相连，用于实时获取电网AGC指令，综合考虑包括调峰负荷、运行经济性在内的多方面因素，判断是否启动所述电解水装置并控制其出力大小，确定所述储氢罐、储氧罐是否需要为各输出支路供应氢气氧气及其供应量。
进一步地，所述电解水装置包括电解槽、氢气分离器、氧气分离器、压力调节装置，采用碱性法、质子膜法、高温固体氧化物法三种方法的一种或多种组合。
进一步地，所述储氢罐内储存所述电解水装置输出的气态氢气，罐体形式和罐体容量根据所述电解水装置出力、需要储存的容量、压力状况综合设计选型。
进一步地，所述燃煤锅炉、发电机和烟气脱硝系统所用氢气均为气态，所述储氢罐输出端通过管道与所述燃煤锅炉、发电机和烟气脱硝系统输入端相连，结合输出端和输入端气体压力大小在所述储氢罐出口管道安装合适出力的减压装置，以满足各设备工况的需求，并通过调节阀控制气体流量。
进一步地，所述燃煤锅炉用氢气代替部分燃煤与煤粉掺烧，假设锅炉最大出力工况不变，比较氢气与锅炉所用煤种低位热值的相对大小，以锅炉输入热量的百分比计算氢气掺烧比例，得到所需氢气量，掺氢比例可调。
进一步地，所述储氧罐内储存所述电解水装置输出的气态氧气，罐体容量根据所述电解水装置出力和机组所需氧气量综合设计选型；所述储氧罐向所述燃煤锅炉供应的氧气量由所述DCS控制系统根据电厂所用煤种、调峰需求、烟气CO2含量进行灵活调整。
进一步地，所述储氢罐连接所述发电机的一路，向所述发电机注入的氢气用于在发电机腔室内循环，对定子绕组、转子绕组和铁芯进行冷却，氢气由转子两端的风扇强制循环，并通过定子机座上的若干组氢气冷却机器进行冷却。
借由上述方案，通过电解水制氢和多途径氢氧利用辅助火电厂调峰的循环系统，具有如下技术效果：
1)本发明通过DCS系统实现依据电网AGC指令的精准优化控制，完成火电厂机组深度调峰。
2)本发明循环系统在辅助火电厂调峰的同时，以厂用电电解水制得氢气氧气，并实现氢氧的多途径就地消纳，形成循环经济。
3)本发明保证了火电厂机组负荷的稳定，通过燃煤锅炉掺氢燃烧，降低了机组能耗煤耗，减少烟气污染物的排放，提高运行效率和经济性。
4)本发明创造了富氧燃烧氛围，有助于提高燃煤烟气CO2浓度，为碳捕集分离提供便利。
上述说明仅是本发明技术方案的概述，为了能够更清楚了解本发明的技术手段，并可依照说明书的内容予以实施，以下以本发明的较佳实施例并配合附图详细说明如后。
附图说明
图1是本发明电解水制氢和多途径氢氧利用辅助火电厂调峰的循环系统的结构框图。
图中标号：
1-燃煤锅炉；2-汽轮机；3-发电机；4-升压变压器；5-电网；6-降压整流装置：7-电解水装置；8-储氢罐；9-储氧罐；10-烟气脱硝系统；11-DCS控制系统。
具体实施方式
下面结合附图和实施例，对本发明的具体实施方式作进一步详细描述。以下实施例用于说明本发明，但不用来限制本发明的范围。
参图1所示，本实施例提供了一种电解水制氢和多途径氢氧利用辅助火电厂调峰的循环系统，包括燃煤锅炉1、汽轮机2、发电机3、升压变压器4、电网5、降压整流装置6、电解水装置7、储氢罐8、储氧罐9、烟气脱硝系统10和DCS控制系统11；燃煤锅炉1、汽轮机2、发电机3依次连接；发电机3输出端与升压变压器4输入端相连，经过升压后接入电网5，用于当发电量满足电网需求时全部并网；发电机3输出端还与降压整流装置6输入端连接，降压整流装置6输出端与电解水装置7输入端连接，用于当发电量超过电网需求时，未上网电量为电厂内的电解水装置7供电，供电经过所述降压整流装置6调节至制氢电解槽所需电压电流；电解水装置7输出端连接储氢罐8、储氧罐9的输入端；根据电厂运行需求，综合考虑安全性和经济性分配储氢罐8输出端，主要分为三部分，将储氢罐8输出端分为三路，一路连接燃煤锅炉1，通过喷枪喷入氢气形成锅炉煤粉掺氢燃烧的环境，以降低煤耗能耗、提高机组运行经济性；一路连接烟气脱硝系统10供应氢气作为脱硝还原剂，以节约由外部购入的氨还原剂用量；一路连接发电机3为发电机冷却提供介质；储氧罐9输出端与燃煤锅炉1相连，用于为锅炉燃烧提供充足氧气，营造富氧燃烧氛围使煤种在锅炉内充分燃烧；DCS控制系统11同时与燃煤锅炉1、发电机3、脱硝系统10、电解水装置7相连，用于实时获取电网AGC指令，综合考虑包括调峰负荷、运行经济性在内的多方面因素，判断是否启动电解水装置7并控制其出力大小，确定储氢罐8、储氧罐9是否需要为各输出支路供应氢气氧气及其供应量。
本实施例中燃煤锅炉1、汽轮机2、发电机3为火力发电厂燃煤机组配置的常规设备，在本发明系统里对出力和选型无特殊要求。煤粉在燃煤锅炉1充分燃烧，将化学能转化为热能，锅炉水通过加热产生高温蒸汽进而推动汽轮机2转动，热能转化为机械能，汽轮机2带动发电机3实现发电，在本系统内应尽可能使火电机组处在经济负荷运行。火电机组根据电网调度中心AGC指令进行调峰，本实施例主要通过DCS控制系统11实现对各子系统的控制和调节。当发电量匹配电网需求无余量时，发电量全部经过升压变压器4升压后接入电网5。当火电机组处于经济负荷运行或由于某些原因导致发电量超过电网需求产生余量时，部分升压并网，剩余发电量通过降压变压器6接入厂用电，再经过降压/整流装置6调节至匹配电解水装置7的电压电流，为电解水装置7供电，也为火电厂灵活调峰提供一条技术路径。
在本实施例中，电解水装置7包括电解槽、氢气分离器、氧气分离器、压力调节装置及相关附属设备和子系统，采用碱性法(ALK)、质子膜法(PEM)、高温固体氧化物法(SOEC)三种方法的一种或多种组合。根据各子系统用氢量和占地情况，综合考虑制氢装置容量，设计电解水装置7选型和电解槽内部构造，如串联、并联等。由于电解纯水导电能力较低，需提前加入电解质，如硫酸、氢氧化钠、氢氧化钾等形成酸性或碱性氛围。电解槽通电后，纯水被分解，电解池阴极产生氢气，阳极产生氧气，经分离、提纯后加压储存在储氢罐8和储氧罐9中，储氢罐8氢气纯度不低于99.5％。储氢罐8、储氧罐9容量设计应综合电解水装置7出力、电解水装置7容量、产出气体压力、占地面积等因素多方面考虑，并依据相关国家标准设置氢气站、供氢站和储氢罐的布置，在制氢发生器出口、压缩机出口、储氢罐及相关地理区域内定期检测氢纯度。电解水装置7出力、制氢量、工作时间与电量多少、储氢罐储氧罐容量直接相关。
在本实施例中，储氢罐8内储存电解水装置7输出的气态氢气，罐体形式和罐体容量根据电解水装置7出力、需要储存的氢气容量、压力状况等综合设计选型。当氢气压力小于6kPa时，选用湿式储氢罐；当压力为中低压，单罐容量大于等于5000Nm3时，采用球形储罐；当压力位中低压，单罐容量小于5000Nm3时，采用筒形储罐；当压力为高压时，采用长管钢瓶式储罐等。储氢罐内氢气纯度不低于99.5％。
在本实施例中，燃煤锅炉1、发电机3和烟气脱硝系统10所用氢气均为气态，储氢罐8输出端通过管道与燃煤锅炉1、发电机3和烟气脱硝系统10输入端相连，结合输出端和输入端气体压力大小在储氢罐8出口管道安装合适出力的减压装置，以满足各设备工况的需求，并通过调节阀控制气体流量。
在本实施例中，燃煤锅炉1用氢气代替部分燃煤与煤粉掺烧，假设锅炉最大出力工况不变，比较氢气与锅炉所用煤种低位热值的相对大小，以锅炉输入热量的百分比计算氢气掺烧比例，得到所需氢气量，掺氢比例可调。
在本实施例中，储氧罐9内储存电解水装置7输出的气态氧气，罐体容量根据电解水装置7出力和机组所需氧气量综合设计选型；储氧罐9向燃煤锅炉1供应的氧气量由DCS控制系统11根据电厂所用煤种、调峰需求、烟气CO2含量等进行灵活调整。
本实施例中的烟气脱硝系统10是火电厂配套安装的燃煤烟气氮氧化物脱除系统，采用以H2代替氨作为还原剂的方法脱除氮氧化物。储氢罐8输出端与10气体输入端相连，以节约一定量氨还原剂外部输入，减少氨逃逸。
在本实施例中，储氢罐8连接发电机3的一路，向发电机3注入的氢气用于在发电机腔室内循环，对定子绕组、转子绕组和铁芯进行冷却，氢气由转子两端的风扇强制循环，并通过定子机座上的若干组氢气冷却机器进行冷却。发电机氢压维持在0.03-0.05MPa，密封油压高于风压0.03-0.05MPa，保持发电机内氢气纯度在96％以上，氧含量小于1％，调整发电机入口风温为30-40℃，出口风温不高于65℃。如发现发电机漏氢应及时通过储氢罐8来的母管进行补气。
对于储存在储氢罐8内的氢气，在火电厂内共设计三种用氢途径，通过DCS系统11控制用氢的优先级，由主到次依次为发电机用氢、燃煤锅炉掺氢燃烧和烟气脱硫系统用氢。首先，应保证发电机3氢冷系统的氢气供应，储氢罐8输出端与发电机3氢气系统输入端相连，经减压装置调节至系统所需压力后注入。根据发电机的设计及冷却原理，对转子绕组和定子铁芯进行冷却，保证机内氢气压力、温度、纯度等处于发电机运行所规定的正常范围内。氢气在发电机的腔室内循环，依次穿过冷热风室，由冷却器冷却，并配有密封油系统防止氢气的泄露。如果发现发电机漏氢或由其他因素导致氢气压力低于正常允许范围，可由储氢罐8输送出来的氢气母管进行补气，并及时检查泄漏原因。当氢气纯度不合格时，应将氢气从发电机排出并根据操作规程换用新的高纯度氢气。
其次，由于氢气低位热值往往远高于燃煤电厂所用煤种数倍，为提高燃煤锅炉发热量、降低煤耗能耗、减少污染，采用部分氢气代替燃煤与煤粉掺烧的方式，掺烧比例可调。此方法将储氢罐8与燃煤锅炉1相连，通过DCS系统11调节喷氢时机以及喷入量，并通过喷枪喷入锅炉，注氢方式为气态氢气。燃煤锅炉通过掺氢燃烧可从一定程度上实现发热量的提升、能量转化率的提高和煤耗能耗的降低。
根据储氢罐内氢气容量，如有余量可为烟气脱硝系统10提供一定量的氢气，代替以氨为还原剂的脱除方法，通过氢气在高温下直接脱除氮氧化物，进而减少电厂对氨或尿素的购入量，节约还原剂的同时达到燃煤烟气氮氧化物脱除的目的。
对于电解水装置7产物氧气，经分离提纯后储存在储氧罐9内，通过管道连接至燃煤锅炉1向炉膛内喷入氧气，营造富氧燃烧的氛围，注入时机、注入量、纯度、压力等由DCS系统11调节。
总体来说，DCS控制系统11作为本发明的重要组成部分，发挥其集中管理和分散控制的特点，保证本发明循环系统的可靠安全稳定运行。DCS控制系统11综合考虑电网调度中心对负荷的需求、燃煤机组的经济性、未上网剩余电量的消纳、电解水氢气氧气的多途径利用来调节并控制本发明系统内各子系统的运行、氢气氧气的供应、煤种的燃烧等。
本发明适用于火力发电厂，特别是针对燃煤锅炉及其烟气脱硝系统，通过制氢、用氢辅助火电机组调峰。本发明的循环系统将未上网的剩余电量通过降压变压器降压后接入厂用电，随后为电解水供电，将电能转化为氢能储存下来，在厂内共提供三种用氢途径：(1)氢气作为发电机的冷却介质，在发电机腔室内循环，带走能量转化、电磁作用和机械摩擦等产生的热量；(2)燃煤锅炉掺氢燃烧，利用氢气燃烧性能好、低位热值高的特点，氢气代替部分燃煤与煤粉掺烧，以降低煤耗、提高火电机组运行经济性；(3)氢气用作还原剂脱除燃煤烟气氮氧化物，以缩减常用SCR脱硝法对还原剂氨的需求，同时减少氨逃逸。此外，电解水的另一产物氧气，通入燃煤锅炉可营造富氧燃烧氛围，使煤种尽可能地充分燃烧并转化为CO2，燃煤烟气CO2浓度的提高有利于相对降低碳捕集分离的成本。
本发明将电能转化为氢能储存下来，并在需要时多途径供应氢气再转化为电能，实现循环经济，在辅助火电机组调峰的同时尽可能地降低机组能耗、提升机组运行效率和经济性，具体技术效果包括：
1)本发明通过DCS系统实现依据电网AGC指令的精准优化控制，完成火电厂机组深度调峰。
2)本发明循环系统在辅助火电厂调峰的同时，以厂用电电解水制得氢气氧气，并实现氢氧的多途径就地消纳，形成循环经济。
3)本发明保证了火电厂机组负荷的稳定，通过燃煤锅炉掺氢燃烧，降低了机组能耗煤耗，减少烟气污染物的排放，提高运行效率和经济性。
4)本发明创造了富氧燃烧氛围，有助于提高燃煤烟气CO2浓度，为碳捕集分离提供便利。
以上所述仅是本发明的优选实施方式，并不用于限制本发明，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明技术原理的前提下，还可以做出若干改进和变型，这些改进和变型也应视为本发明的保护范围。

Claims (7)

1.一种电解水制氢和多途径氢氧利用辅助火电厂调峰的循环系统，其特征在于，包括燃煤锅炉(1)、汽轮机(2)、发电机(3)、升压变压器(4)、电网(5)、降压整流装置(6)、电解水装置(7)、储氢罐(8)、储氧罐(9)、烟气脱硝系统(10)和DCS控制系统(11)；
所述燃煤锅炉(1)、汽轮机(2)、发电机(3)依次连接；所述发电机(3)输出端与所述升压变压器(4)输入端相连，经过升压后接入所述电网(5)，用于当发电量满足电网需求时全部并网；
所述发电机(3)输出端还与所述降压整流装置(6)输入端连接，所述降压整流装置(6)输出端与所述电解水装置(7)输入端连接，用于当发电量超过电网需求时，未上网电量为电厂内的所述电解水装置(7)供电，供电经过所述降压整流装置(6)调节至制氢电解槽所需电压电流；
所述电解水装置(7)输出端连接所述储氢罐(8)、储氧罐(9)的输入端；
所述储氢罐(8)输出端分为三路，一路连接所述燃煤锅炉(1)，通过喷枪喷入氢气形成锅炉煤粉掺氢燃烧的环境，以降低煤耗能耗、提高机组运行经济性；一路连接所述烟气脱硝系统(10)供应氢气作为脱硝还原剂，以节约由外部购入的氨还原剂用量；一路连接发电机(3)为发电机冷却提供介质；
所述储氧罐(9)输出端与所述燃煤锅炉(1)相连，用于为锅炉燃烧提供充足氧气，营造富氧燃烧氛围使煤种在锅炉内充分燃烧；
所述DCS控制系统(11)同时与所述燃煤锅炉(1)、发电机(3)、脱硝系统(10)、电解水装置(7)相连，用于实时获取电网AGC指令，综合考虑包括调峰负荷、运行经济性在内的多方面因素，判断是否启动所述电解水装置(7)并控制其出力大小，确定所述储氢罐(8)、储氧罐(9)是否需要为各输出支路供应氢气氧气及其供应量。
2.根据权利要求1所述的电解水制氢和多途径氢氧利用辅助火电厂调峰的循环系统，其特征在于，所述电解水装置(7)包括电解槽、氢气分离器、氧气分离器、压力调节装置，采用碱性法、质子膜法、高温固体氧化物法三种方法的一种或多种组合。
3.根据权利要求1所述的电解水制氢和多途径氢氧利用辅助火电厂调峰的循环系统，其特征在于，所述储氢罐(8)内储存所述电解水装置(7)输出的气态氢气，罐体形式和罐体容量根据所述电解水装置(7)出力、需要储存的氢气容量、压力状况综合设计选型。
4.根据权利要求1所述的电解水制氢和多途径氢氧利用辅助火电厂调峰的循环系统，其特征在于，所述燃煤锅炉(1)、发电机(3)和烟气脱硝系统(10)所用氢气均为气态，所述储氢罐(8)输出端通过管道与所述燃煤锅炉(1)、发电机(3)和烟气脱硝系统(10)输入端相连，结合输出端和输入端气体压力大小在所述储氢罐(8)出口管道安装合适出力的减压装置，以满足各设备工况的需求，并通过调节阀控制气体流量。
5.根据权利要求1所述的电解水制氢和多途径氢氧利用辅助火电厂调峰的循环系统，其特征在于，所述燃煤锅炉(1)用氢气代替部分燃煤与煤粉掺烧，假设锅炉最大出力工况不变，比较氢气与锅炉所用煤种低位热值的相对大小，以锅炉输入热量的百分比计算氢气掺烧比例，得到所需氢气量，掺氢比例可调。
6.根据权利要求1所述的电解水制氢和多途径氢氧利用辅助火电厂调峰的循环系统，其特征在于，所述储氧罐(9)内储存所述电解水装置(7)输出的气态氧气，罐体容量根据所述电解水装置(7)出力和机组所需氧气量综合设计选型；所述储氧罐(9)向所述燃煤锅炉(1)供应的氧气量由所述DCS控制系统(11)根据电厂所用煤种、调峰需求、烟气CO2含量进行灵活调整。
7.根据权利要求1所述的电解水制氢和多途径氢氧利用辅助火电厂调峰的循环系统，其特征在于，所述储氢罐(8)连接所述发电机(3)的一路，向所述发电机(3)注入的氢气用于在发电机腔室内循环，对定子绕组、转子绕组和铁芯进行冷却，氢气由转子两端的风扇强制循环，并通过定子机座上的若干组氢气冷却机器进行冷却。
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