CN220379437U - 氢气储存及供气系统 - Google Patents
氢气储存及供气系统 Download PDFInfo
- Publication number
- CN220379437U CN220379437U CN202322102756.4U CN202322102756U CN220379437U CN 220379437 U CN220379437 U CN 220379437U CN 202322102756 U CN202322102756 U CN 202322102756U CN 220379437 U CN220379437 U CN 220379437U
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- hydrogen
- storage tank
- water
- reservoir
- storage
- 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.)
- Active
Links
- UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N Hydrogen Chemical compound [H][H] UFHFLCQGNIYNRP-UHFFFAOYSA-N 0.000 title claims abstract description 232
- 239000001257 hydrogen Substances 0.000 title claims abstract description 218
- 229910052739 hydrogen Inorganic materials 0.000 title claims abstract description 218
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 107
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims abstract description 63
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 62
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 20
- 230000005611 electricity Effects 0.000 claims description 7
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 claims description 4
- 238000000034 method Methods 0.000 description 9
- 238000004146 energy storage Methods 0.000 description 7
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 4
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 238000005868 electrolysis reaction Methods 0.000 description 4
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 4
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 3
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N Ammonia Chemical compound N QGZKDVFQNNGYKY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000005273 aeration Methods 0.000 description 2
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 2
- 239000000446 fuel Substances 0.000 description 2
- 125000004435 hydrogen atom Chemical group [H]* 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000010248 power generation Methods 0.000 description 2
- 229910021529 ammonia Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000007405 data analysis Methods 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 1
- 238000012983 electrochemical energy storage Methods 0.000 description 1
- 150000002431 hydrogen Chemical class 0.000 description 1
- 239000003350 kerosene Substances 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000007769 metal material Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 230000008092 positive effect Effects 0.000 description 1
- 239000002994 raw material Substances 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 238000013519 translation Methods 0.000 description 1
- 238000013022 venting Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Abstract
本实用新型提供一种氢气储存及供气系统，包括制氢设备、至少一储罐、储蓄水、连接管路以及动力机构。制氢设备用于制备氢气；储罐设置于制氢设备的下游，用于接收并储存氢气；蓄水池用于储存水；连接管路两端分别连接储罐和蓄水池；连接管路上设有减压阀；动力机构设置于储罐和蓄水池之间，并与连接管路并联设置；动力机构用于将蓄水池内的水泵入储罐内；动力机构为水泵；其中，在制氢设备向储罐内输送氢气时，储罐内的水经连接管路和减压阀进入蓄水池；在动力机构将蓄水池内的水泵入储罐内时，储罐向外提供氢气。该氢气储存及供气系统无需造价昂贵的氢气压缩机，降低了成本。且水泵的功耗低于氢气压缩机，因此，整个氢气储存及供气系统的功耗低。
Description
技术领域
本实用新型涉及氢气储运技术领域，特别涉及一种氢气储存及供气系统。
背景技术
氢能因其热值高、来源多样、储量丰富及适于大容量且长时间存储的特性，而极具发展潜力。我国也致力于加速发展制氢、储氢、用氢等产业链技术装备，大力推动储能系统规模化示范，完善和落实可再生能源电力消纳机制。对于具有不均匀性、间断特性的大量弃风、弃光、弃水资源，氢能是一种理想的能量储存介质，采用氢储能技术可有效解决我国可再生能源消纳及并网稳定性问题。通过弃风、弃光电力电解水制氢技术实现电氢转换，合理利用弃风、弃光能源，同时平抑可再生能源并网波动，实现能源的时空平移。此外，绿氢用于制取合成氨、甲醇、航空煤油等用于交通工具的液态燃料也有广阔的前景。
可再生能源的间歇性波动性决定了建设储能系统的必要性，采用抽水蓄能电站、电化学储能、压缩空气储能等均为电-电转换储能，受各种条件限制，应用场合有限。而对于氢气作为原料(如制取绿色液态燃料及管道氢气等)的场合，直接储氢是最经济有效的方式，必须建造氢气储存输送系统，当可再生电力充足时利用多台电解槽加速生产氢气并储存，待可再生电力出力下降或停止时再将储存的氢气输送出来。
现有的储氢方法有压缩氢气储存、液态氢气储存、有机液体储存、金属储氢等多种方式，其中最常用的就是压缩氢气储氢，即电解水制得的氢气经压缩机压缩(或以电解水后1.6-3.0MPa压力不经压缩直接进入储罐)后进入氢气储罐，待用氢时再将储罐内氢气放出。由于储氢放氢过程储罐压力是变化的，在储罐内氢气压力低于用氢压力时必须用压缩机压缩。为了尽量将储罐内的氢气放尽，压缩机入口压力降低导致氢气压缩机功耗很大。由于氢气具有难于压缩、分子量小易于泄漏、爆炸范围宽、安全性差以及氢脆性等缺点，导致现有压缩氢气储氢装置投资大、能耗高、安全性较差。
实用新型内容
本实用新型的目的在于提供一种功耗低、成本低、安全性高的氢气储存及供气系统，以解决现有技术中的问题。
为解决上述技术问题，本实用新型提供一种氢气储存及供气系统，包括：
制氢设备，用于制备氢气；
至少一储罐，设置于所述制氢设备的下游，用于接收并储存氢气；
蓄水池，其用于储存水；
连接管路，其两端分别连接所述储罐和所述蓄水池；所述连接管路上设有减压阀；
动力机构，其设置于所述储罐和所述蓄水池之间，并与所述连接管路并联设置；所述动力机构用于将所述蓄水池内的水泵入所述储罐内；所述动力机构为水泵；
其中，在所述制氢设备向所述储罐内输送氢气时，所述储罐内的水经所述连接管路和所述减压阀进入所述蓄水池；在所述动力机构将所述蓄水池内的水泵入所述储罐内时，所述储罐向外提供氢气。
本实用新型还提供一种氢气储存及供气系统，包括：
制氢设备，用于制备氢气；
至少一储罐，设置于所述制氢设备的下游，用于接收并储存氢气；
蓄水池，其用于储存水；
动力机构，其设置于所述储罐和所述蓄水池之间，用于将所述储罐内的水减压并泵送至所述蓄水池内或所述蓄水池内的水泵入所述储罐内；所述动力机构为可逆式水泵水轮机；
其中，在所述制氢设备向所述储罐内输送氢气时，所述动力机构将所述储罐内的水减压并泵送至所述蓄水池；在所述动力机构将所述蓄水池内的水泵入所述储罐内时，所述储罐向外提供氢气。
在其中一实施方式中，所述动力机构将所述储罐内的水输送至蓄水池时，所述动力机构能够利用水发电。
在其中一实施方式中，所述储罐的数量为多个，多个所述储罐并联设置于所述制氢设备的下游；
所述储罐为球罐、柱状罐或管束。
在其中一实施方式中，所述储罐的顶部设有气口，底部设有水口，所述气口处设有用于控制通断的第一阀门，所述水口处设有用于控制通断的第二阀门。
在其中一实施方式中，所述蓄水池的容量不小于所有所述储罐的容量之和。
在其中一实施方式中，所述制氢设备为电解水制氢设备；
所述制氢设备的数量为多个时，多个所述制氢设备并联设置。
在其中一实施方式中，各所述储罐内设有液位计，用于检测所述储罐内的实时液位；
所述液位计与所述制氢设备电性连接，所述液位计与所述动力机构电性连接。
在其中一实施方式中，所述动力机构的数量为多个时，多个所述动力机构并联设置；所述动力机构的排出压力不小于1.6Mpa。
在其中一实施方式中，所述储罐内能够充装水，且所充装的水的压力与所述制氢设备所制备的氢气的压力相等。
由上述技术方案可知，本实用新型的优点和积极效果在于：
本实用新型中的氢气储存及供气系统包括制氢设备、至少一储罐、蓄水池、连接管路、减压阀以及动力机构。通过减压阀实现储罐向蓄水池排水功能进而实现储罐的氢气充气功能，通过动力机构即水泵实现蓄水池向储罐充水进而向外输送氢气的功能，无需造价昂贵的氢气压缩机，降低了成本。且水泵的功耗低于氢气压缩机，因此，整个氢气储存及供气系统的功耗低。
进一步地，氢气储存及供气系统还可以通过动力机构进行发电，有效回收氢气充气过程的压力能，提高系统能源利用率。
附图说明
图1是本实用新型中氢气储存及供气系统第一实施例的示意图。
图2是本实用新型中氢气储存及供气系统第二实施例的示意图。
附图标记说明如下：
1、氢气储存及供气系统；11、制氢设备；12、储罐；13、蓄水池；14、连接管路；15、减压阀；16、动力机构；
2、氢气储存及供气系统；21、制氢设备；22、储罐；23、蓄水池；26、动力机构。
具体实施方式
体现本实用新型特征与优点的典型实施方式将在以下的说明中详细叙述。应理解的是本实用新型能够在不同的实施方式上具有各种的变化，其皆不脱离本实用新型的范围，且其中的说明及图示在本质上是当作说明之用，而非用以限制本实用新型。
为了进一步说明本实用新型的原理和结构，现结合附图对本实用新型的优选实施例进行详细说明。
需要说明的是，在储罐向外提供氢气时，储罐的压力逐渐降低，且在压力降低至低于用氢压力时，目前通常采用压缩机将氢气送出。
但是，由于氢气具有难于压缩、易泄漏、安全性差、氢脆性等缺点，使得压缩机输送氢气的方式不仅功耗高，还增加使用成本。目前，为降低压缩机功耗，可采用不同入口压力的两台或若干台压缩机，待储罐压力下降到一定范围内使用不同的压缩机压缩以降低功耗，但是带来的问题是流程设置复杂，压缩机种类多的缺点。同时，在充气放气循环的压力周期性变化中，储罐需采用疲劳压力容器，使储罐造价高。且为保证压缩机的入口压力为正压，储罐每次放气过程中的氢气排不净，从而导致储罐的容积效率较低。另外，由于氢气是世界上分子量最小的气体，极易泄漏，在空气中爆炸范围是4～75.6％，因此安全性差，对压缩机等设备的密封性安全性要求极高，且氢气在高温下对金属材料有氢脆性，使压缩机运行维护费用较高。
因此，本实用新型提供一种氢气储存及供气系统，其功耗低、成本低、安全性高。
氢气储存及供气系统第一实施例
图1示出了本实施例中氢气储存及供气系统的示意图，参阅图1，氢气储存及供气系统1包括制氢设备11、至少一储罐12、蓄水池13、连接管路14、减压阀15以及动力机构16。通过减压阀15实现储罐12向蓄水池13排水功能进而实现储罐12的氢气充气功能，通过动力机构16即水泵实现蓄水池13向储罐12充水进而向外输送氢气的功能，无需造价昂贵的氢气压缩机，降低了成本。且水泵的功耗低于氢气压缩机，因此，整个氢气储存及供气系统1的功耗低。
制氢设备11用于制备氢气。具体地，制氢设备11为电解水制氢设备11。
制氢设备11的数量可以为一个，也可以为多个。在制氢设备11的数量为多个时，多个制氢设备11并联设置。
储罐12设置于制氢设备11的下游，用于接收并储存氢气。储罐12内还能够充装水。
储罐12的数量可以为一个或多个，具体依据氢气储存及供气系统1的整体规模和实际需要而设置。例如，在氢气储存及供气系统1的规模较小时，选择一个容量较小的储罐12即可。或者，氢气储存及供气系统1的规模较大时，可以选择一个大容量的储罐12，也可以选择多个小容量的储罐12。
储罐12的数量为多个时，多个储罐12并联设置。本实施例中，储罐12为球罐。储罐12还可以为、柱状罐或管束。
具体地，储罐12的顶部设有气口，底部设有水口。且，气口处设有气阀，水口处设有水阀。
本实施例中，制氢设备11与储罐12之间设有输送总管以及第一分支管路。输送总管与制氢设备11的出口连接。第一分支管路与储罐12一一对应，且第一分支管路连接输送总管和储罐12的气口。气阀设置于第一分支管路上。通过输送总管与第一分支管路而实现制氢设备11与储罐12之间的连通。
储罐12的水口处设有第二分支管路。水阀设置于第二分支管路上。
蓄水池13用于储存水。具体地，蓄水池13的容量不小于所有储罐12的容量之和。即，蓄水池13能够容纳所有充满水的储罐12所排放的水。
连接管路14的两端分别连接储罐12和蓄水池13。具体地，连接管路14与第二分支管路连接。
连接管路14上设有减压阀15。由于电解水制氢设备11所制备的氢气通常带有1.6MPa及以上的压力，因此，储罐12内通常也是装满1.6MPa及以上压力的水，减压阀15用于对储罐12内的压力减压，经减压后的水排至蓄水池13。
动力机构16设置于储罐12和蓄水池13之间，并与连接管路14并联设置。动力机构16用于将蓄水池13内的水泵入储罐12内。其中，动力机构16为水泵。动力机构16的排出压力不小于1.6Mpa。
动力机构16可以为一个也可以为多个。在动力机构16为多个时，多个动力机构16并联设置。
其中，在制氢设备11向储罐12内输送氢气时，储罐12内的水进入蓄水池13；在动力机构16将蓄水池13内的水泵入储罐12内时，储罐12向外提供氢气。
具体地，氢气储存及供气系统1包括充气阶段和排气阶段，具体原理如下：
在制氢设备11满负荷或较高负荷工作时，即较多数量的制氢设备11同时工作时，所产生的氢气超过用氢流量，超出的氢气输送至储罐12内，即充气阶段。此时的储罐12内装满水，且所充装的水的压力与氢气的压力相等。通过氢气将储罐12内的水挤出，经减压阀15减压后，进入蓄水池13内，直至将储罐12中的水全部排净同时氢气充满储罐12。
在制氢设备11停止工作或者低负荷工作(即较少数量的制氢设备11工作)时，所产生的氢气量低于所需的用氢量，不足的氢气则用储罐12内的氢气补充，即氢气储存及供气系统1进入排气阶段。蓄水池13中的水经水泵泵至储罐12内，通过水将储罐12中的氢气挤出，直至储罐12充满水并将氢气全部排净。其中，水泵的工作压力与氢气压力相等。且水泵的负荷可根据用氢量采用变频调速的方式调节。
进一步地，储罐12内设有液位计，以检测储罐12内的实时液位。通过监测储罐12内的液位，而能够了解氢气的储量。在液位接近100％时，排气阶段结束，在液位接近0时，充气阶段结束。
具体地，液位计与制氢设备11电性连接，液位计与动力机构16电性连接。即液位计能够将实时液位传送至制氢设备11和动力机构16。本实施例中，制氢设备11和动力机构16还能够依据实时液位而停止工作或启动工作。在实时液位为零时，制氢设备11停止工作。在实时液位为100％时，水泵停止工作。
本实施例中的氢气储存及供气系统1，仅采用了水泵作为动力机构16，取消了造价昂贵的氢气用压缩机，安全性好，且水泵的功耗明显低于压缩机。水泵的可靠性高，易于维护和保养。以水泵的液体活塞取代压缩机，氢气储存及供气系统1的功耗、可靠性、安全性等均大幅提升，造价大幅下降。
储罐12在充气和放气过程始终保持压力恒定，杜绝了压力周期波动，因此，储罐12可采用非疲劳容器，造价低，安全性好。
并且储罐12在每次的充放气过程中，氢气都能够完全排净，使储罐12利用率高，节省储罐12投资。
本实施例中的氢气储存及供气系统1比较适合于规模相对较小的场合，例如，水泵的功率小于1000Kw。
本实施例中向外提供的氢气的压力为制氢设备11所制备的氢气的压力，即1.6Mpa，即，本实施例中的氢气为带压力的气体。
因此，在所需的氢气压力为1.6Mpa时，无需对氢气进行加压即能够满足要求。在所需要的氢气的压力大于制氢设备11所制备的氢气压力时，在制氢设备11与储罐12之间设置加压设备，将制氢设备11所制备的氢气的压力加压至所需的压力。且，储罐12内提前装有压力与所需氢气压力相同的水。
氢气储存及供气系统第二实施例
图2示出了本实施例中氢气储存及供气系统的示意图，参阅图2，本实施例中的氢气储存及供气系统2与第一实施例的区别在于：动力机构26为可逆式水泵水轮机。
本实施例中的氢气储存及供气系统2比较适合于规模相对较大的场合，例如，水泵的功率大于或等于1000Kw。规模较大时，水泵水轮机能够有效回收氢气充气过程的压力能，提高系统能源利用率。水泵水轮机所转换的电能能够提供至制氢设备21，更进一步的降低了氢气储存及供气系统2的能耗。
本实施例中的氢气储存及供气系统2包括制氢设备21、至少一储罐22、蓄水池23以及动力机构26。其中，制氢设备21、储罐22和蓄水池23均可以参照第一实施例的描述。
动力机构26用于将储罐22内的水减压并泵送至蓄水池23内或将蓄水池23内的水泵入储罐22内。且，动力机构26将储罐22内的水输送至蓄水池23时，动力机构26能够利用水发电。动力机构26所发的电能够提供至制氢设备，也能够提供至其他用电设备。由于动力机构26的发电而进一步的降低了氢气储存及供气系统的能耗。
本实施例中的动力机构的可逆式水泵水轮机为水泵和水轮机集成为一体的结构。
以氢气储存及供气系统2需向下游连续提供50000NM3/h氢气为例进行说明。
其中，制氢设备21最大产能为200000Nm3/h,即每天累计工作6小时可满足用量要求，为便于理解，假定制氢设备21每天满负荷工作6小时，其余时间停止工作。
储罐22内提前装满1.6MPa的水，在制氢设备21开始工作后，200000－50000＝150000Nm3/h的1.6MPa的氢气通入储罐22内，此时氢气容积流量为10116m3/h，同样体积流量的水通过动力机构26减压发电后送入蓄水池23。发电功率3500kw，6小时累计发电14000kwh。当制氢设备21停止工作时，动力机构26从蓄水池23将水泵至储罐22内，此时氢气流量为50000Nm3/h，容积流量3372m3/h，水泵耗功1558kw，18小时累计耗电28044kwh，储罐22的总容积为10116×6＝60696m3，因此采用1700m3、1.6MPa的球罐35个。每天一个循环总计耗电28044-14000＝14044kwh。
而传统的采用压缩机进行储存和输送的方式中，为简化流程假定仅使用一台规格的压缩机，其入口压力为0.02MPaG。该压缩机从0.02MPa增压至1.6MPa需要功率6752kw，则18小时耗电121536kwh。该耗电量是本实施例氢气储存及供气系统2耗电量14044kwh的数倍。
进一步地，如考虑降低电耗，采用二台不同规格的压缩机。两压缩机的入口压力分别为0.325MPa和0.02MPa。入口压力0.325MPa的压缩机功率3145kw，持续时间13.5小时，累计耗电42457.5kwh，入口压力0.02MPa的压缩机功率7987kw，4.5小时累计耗电35941.5kw，一个循环总共耗电为42457.5+35941.5＝78399kwh。该耗电量也是本实施例氢气储存及供气系统2耗电量14044kwh的数倍。
如果为了降低压缩机的电耗，也可以在储罐压力降低到某个压力后就不再降压，但是带来的代价是储罐内所残留的氢气较多，储罐的利用率，只能通过增加储罐的数量或体积来弥补，使得相应的投资及占地面积增加。
从以上数据分析可以看出，即使采用不同规格的压缩机以降低电耗的常规技术方案，其耗电量仍是本实施例耗电量的数倍。
本申请中的氢气储存及供气系统在使用时，具体依据实际需要而选择。示例性地，绿色甲醇制备工厂需要大规模供氢气时，可以采用第二实施例中的氢气储存及供气系统。汽车加氢站需要的氢气量较少时，可以采用第一实施例中的氢气储存及供气系统。具体可以依据实际需要而选择本申请中的氢气储存及供气系统。
虽然已参照几个典型实施方式描述了本实用新型，但应当理解，所用的术语是说明和示例性、而非限制性的术语。由于本实用新型能够以多种形式具体实施而不脱离实用新型的精神或实质，所以应当理解，上述实施方式不限于任何前述的细节，而应在随附权利要求所限定的精神和范围内广泛地解释，因此落入权利要求或其等效范围内的全部变化和改型都应为随附权利要求所涵盖。
Claims (10)
1.一种氢气储存及供气系统，其特征在于，包括：
制氢设备，用于制备氢气；
至少一储罐，设置于所述制氢设备的下游，用于接收并储存氢气；
蓄水池，其用于储存水；
连接管路，其两端分别连接所述储罐和所述蓄水池；所述连接管路上设有减压阀；
动力机构，其设置于所述储罐和所述蓄水池之间，并与所述连接管路并联设置；所述动力机构用于将所述蓄水池内的水泵入所述储罐内；所述动力机构为水泵；
其中，在所述制氢设备向所述储罐内输送氢气时，所述储罐内的水经所述连接管路和所述减压阀进入所述蓄水池；在所述动力机构将所述蓄水池内的水泵入所述储罐内时，所述储罐向外提供氢气。
2.一种氢气储存及供气系统，其特征在于，包括：
制氢设备，用于制备氢气；
至少一储罐，设置于所述制氢设备的下游，用于接收并储存氢气；
蓄水池，其用于储存水；
动力机构，其设置于所述储罐和所述蓄水池之间，用于将所述储罐内的水减压并泵送至所述蓄水池内或所述蓄水池内的水泵入所述储罐内；所述动力机构为可逆式水泵水轮机；
其中，在所述制氢设备向所述储罐内输送氢气时，所述动力机构将所述储罐内的水减压并泵送至所述蓄水池；在所述动力机构将所述蓄水池内的水泵入所述储罐内时，所述储罐向外提供氢气。
3.根据权利要求2所述的氢气储存及供气系统，其特征在于，所述动力机构将所述储罐内的水输送至蓄水池时，所述动力机构能够利用水发电。
4.根据权利要求1或2所述的氢气储存及供气系统，其特征在于，所述储罐的数量为多个，多个所述储罐并联设置于所述制氢设备的下游；
所述储罐为球罐、柱状罐或管束。
5.根据权利要求1或2所述的氢气储存及供气系统，其特征在于，所述储罐的顶部设有气口，底部设有水口，所述气口处设有用于控制通断的第一阀门，所述水口处设有用于控制通断的第二阀门。
6.根据权利要求1或2所述的氢气储存及供气系统，其特征在于，所述蓄水池的容量不小于所有所述储罐的容量之和。
7.根据权利要求1或2所述的氢气储存及供气系统，其特征在于，所述制氢设备为电解水制氢设备；
所述制氢设备的数量为多个时，多个所述制氢设备并联设置。
8.根据权利要求1或2所述的氢气储存及供气系统，其特征在于，各所述储罐内设有液位计，用于检测所述储罐内的实时液位；
所述液位计与所述制氢设备电性连接，所述液位计与所述动力机构电性连接。
9.根据权利要求1或2所述的氢气储存及供气系统，其特征在于，所述动力机构的数量为多个时，多个所述动力机构并联设置；所述动力机构的排出压力不小于1.6Mpa。
10.根据权利要求1或2所述的氢气储存及供气系统，其特征在于，所述储罐内能够充装水，且所充装的水的压力与所述制氢设备所制备的氢气的压力相等。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202322102756.4U CN220379437U (zh) | 2023-08-04 | 2023-08-04 | 氢气储存及供气系统 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202322102756.4U CN220379437U (zh) | 2023-08-04 | 2023-08-04 | 氢气储存及供气系统 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN220379437U true CN220379437U (zh) | 2024-01-23 |
Family
ID=89559929
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202322102756.4U Active CN220379437U (zh) | 2023-08-04 | 2023-08-04 | 氢气储存及供气系统 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN220379437U (zh) |
-
2023
- 2023-08-04 CN CN202322102756.4U patent/CN220379437U/zh active Active
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US11067099B2 (en) | Method and system for combined pump water pressure-compressed air energy storage at constant turbine water pressure | |
| CN109826741B (zh) | 一种以废弃隧道或者防空洞作为储能容器的变工况无水坝抽水蓄能系统及方法 | |
| CN109163214B (zh) | 加氢站 | |
| CN111692520B (zh) | 一种供应气体的方法 | |
| CN111692521A (zh) | 一种高效灵活的多模式加氢站 | |
| CN111706414A (zh) | 利用可凝气体相变的准等压放电等温压缩储能系统与方法 | |
| CN115788745A (zh) | 一种可调水头的抽水压缩空气储能系统及运行方法 | |
| CN216998605U (zh) | 小型质子交换膜电解制氢储氢加氢一体化系统 | |
| CN220379437U (zh) | 氢气储存及供气系统 | |
| CN116906814A (zh) | 氢气储存及供气系统 | |
| CN216345433U (zh) | 一种站内制氢用撬装增压、储存及加氢装置 | |
| CN115977751A (zh) | 一种压缩空气储能发电系统及控制方法 | |
| WO2022168096A1 (en) | System and method for storing energy, and for recovering stored energy by using liquid and gas as pistons | |
| CN115143087A (zh) | 一种开式等温压缩空气储能系统及其运行方法 | |
| CN114673621A (zh) | 一种智能水力循环发电系统 | |
| CN110425416B (zh) | 一种小规模低能耗阶梯储氢系统及方法 | |
| CN213299608U (zh) | 一种多模式加氢站 | |
| CN210183021U (zh) | 一种核电站电解制氢合成氨系统 | |
| CN209445063U (zh) | 一种连续输出式静态氢压缩、存储、加注一体化系统 | |
| CN103835766A (zh) | 一种高效储能发电方法和系统 | |
| CN109779819A (zh) | 一种蓄能式发电系统 | |
| EP4376249A1 (en) | Hydrogen production apparatus, electrical energy supply arrangement and method for operating a hydrogen production apparatus | |
| CN111535886A (zh) | 一种多能联合的压力恒定的发电系统 | |
| CN214840081U (zh) | 一种加氢综合能源站 | |
| CN114109759B (zh) | 一种用于大规模制氢储氢的快速离子液体压缩机 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| TR01 | Transfer of patent right |
Effective date of registration: 20240429 Address after: 518000, No. 105-30, 1st Floor, Building 2, Guodian Technology Modern Logistics Center, No. 3 Taohua Road, Fubao Community, Fubao Street, Futian District, Shenzhen City, Guangdong Province Patentee after: CIMC Green Energy Low Carbon Technology (Guangdong) Co.,Ltd. Country or region after: China Patentee after: CIMC ENRIC INVESTMENT HOLDINGS (SHENZHEN) Co.,Ltd. Patentee after: CHINA INTERNATIONAL MARINE CONTAINERS (GROUP) Ltd. Address before: Room 306, CIMC R & D center, 2 Gangwan Avenue, Shekou Industrial Zone, Nanshan District, Shenzhen, Guangdong 518000 Patentee before: CIMC ENRIC INVESTMENT HOLDINGS (SHENZHEN) Co.,Ltd. Country or region before: China Patentee before: CHINA INTERNATIONAL MARINE CONTAINERS (GROUP) Ltd. |
|
| TR01 | Transfer of patent right |