CN221217169U - 一种可再生能源制氢合成氨系统 - Google Patents
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Abstract
本实用新型公开了一种可再生能源制氢合成氨系统，包括可再生能源发电系统，还包括电化学储能系统、电网系统、水电解制氢系统、储氢系统、制氮系统和合成氨系统。本实用新型的有益效果：充分利用可再生能源电力低成本的优势，采用可再生能源离网供电、电化学储能与电网供电等多种供电模式结合的型式，实现低成本制氢制氨；提出的可再生能源制氢合成氨系统采用了电化学储能系统与储氢系统耦合的配置方式，可以实现对可再生能源波动电力的有效消纳，实现与合成氨系统的联合稳定运行。
Description
技术领域
本实用新型属于氢能能源利用技术领域，具体涉及一种可再生能源制氢合成氨系统。
背景技术
随着以光伏、风电为代表的可再生能源发电成本的快速降低，其装机规模、发电量近年来增长迅速。当前电力系统的物质基础、技术基础难以匹配新型电力系统的需求，需要在大规模储能、高效电氢转换、CCUS(碳捕集、利用与封存)等颠覆性技术方面尽快取得突破，支撑新能源快速发展。
氢能作为一种清洁、无污染的二次能源，是衔接可再生能源电力与终端用户的重要桥梁，是解决大规模可再生能源离网消纳问题的重要途径。利用水电解制氢技术，与可再生能源发电系统进行耦合，可以实现能量流向质量流的转变，实现不稳定的可再生能源电力的大规模、跨季节、跨时段、跨地域储存。同时，氢作为一种重要的工业原料，在传统化工领域中发挥着巨大的作用，传统化工行业正面临着从灰氢原料向绿氢原料的重要转折期，以绿氢为原料的绿色化工产品将迎来爆发性的市场需求。
然而，受到可再生能源电力系统的不稳定特性与化工工艺过程稳定性要求之间的矛盾影响，目前尚未形成完善的大规模可再生能源制氢制氨系统的综合解决方案，尚无法构建“源-网-氢-氨”全流程系统方案，对大规模可再生能源电力消纳与大规模绿色化工产品输出形成了阻碍。
基于大规模可再生能源电力离网消纳、大规模绿氢合成氨的实际应用需求，本申请提出了一种可再生能源制氢合成氨系统，通过构建“源-网-氢-储-氨”一体化系统，有效解决了可再生能源波动电力与合成氨稳定工艺的匹配问题，可以实现大规模、低成本绿氨产品的稳定输出，为大规模可再生能源消纳与绿氢应用提供创新的综合解决方案。
实用新型内容
本实用新型的目的在于：提供了一种可再生能源制氢合成氨系统，基于可再生能源制氢、合成氨等基础工艺，通过构造可再生能源发电系统与现有电网系统耦合的“源-网-氢-储-氨”综合系统，解决大规模可再生能源消纳与绿氢应用问题。
本实用新型的目的通过下述技术方案来实现：
一种可再生能源制氢合成氨系统，包括可再生能源发电系统，还包括电化学储能系统、电网系统、水电解制氢系统、储氢系统、制氮系统和合成氨系统，可再生能源发电系统通过输电线缆分别与电化学储能系统、水电解制氢系统连接，电化学储能系统通过输电线缆分别与电网系统、水电解制氢系统、制氮系统、合成氨系统连接，电网系统通过输电线缆分别与电化学储能系统、水电解制氢系统、制氮系统、合成氨系统连接，水电解制氢系统通过氢气管道分别与储氢系统、合成氨系统连接，储氢系统通过氢气管道与合成氨系统连接，制氮系统通过氮气管道与合成氨系统连接。
进一步的，所述的可再生能源发电系统包含光伏发电系统、风力发电系统、光热发电系统中的一种或多种的组合。
进一步的，所述的电化学储能系统包含铅酸电池、锂离子电池、液流电池、钠硫电池中的一种或多种的组合。
进一步的，所述的水电解制氢系统包含碱性水电解制氢系统、质子交换膜水电解制氢系统、固体氧化物水电解制氢系统、阴离子交换膜水电解制氢系统中的一种或多种的组合。
进一步的，所述的水电解制氢系统采用碱性水电解制氢系统和质子交换膜水电解制氢系统的组合，其中碱性水电解制氢系统规模占比在50～80％范围内。
进一步的，所述的储氢系统包含气态储氢、金属氢化物储氢、有机液体储氢、低温液态储氢中的一种或多种的组合。
进一步的，所述的储氢系统采用低压气态储氢罐储氢。
进一步的，所述的制氮系统包含空分制氮、深冷液化制氮、膜分离制氮中一种工艺或多种工艺的组合。
进一步的，所述的制氮系统采用深冷液化制氮的工艺。
进一步的，还包括控制可再生能源发电系统、电化学储能系统、电网系统、水电解制氢系统、储氢系统、制氮系统和合成氨系统的集中控制系统。
本实用新型的有益效果：
1.充分利用可再生能源电力低成本的优势，采用可再生能源离网供电、电化学储能与电网供电等多种供电模式结合的型式，实现低成本制氢制氨。
2.提出了基于电源侧和负荷侧特征的“分段供能、连续供氢”的运行方法，根据源端、荷端的实际运行工况需求，基于阶梯电价政策优势，灵活调度控制系统内的能量分配，进一步降低系统运行成本，获取具有市场竞争力的绿氨产品。
3.提出的可再生能源制氢合成氨系统采用了电化学储能系统与储氢系统耦合的配置方式，可以实现对可再生能源波动电力的有效消纳，实现与合成氨系统的联合稳定运行。
前述本实用新型主方案及其各进一步选择方案可以自由组合以形成多个方案，均为本实用新型可采用并要求保护的方案；并且本实用新型，(各非冲突选择)选择之间以及和其他选择之间也可以自由组合。本领域技术人员在了解本方案后根据现有技术和公知常识可明了有多种组合，均为本实用新型所要保护的技术方案，在此不做穷举。
附图说明
图1是本实用新型实施例1结构示意图。
图2是本实用新型实施例2中S1～S3示意图。
图3是本实用新型实施例2中S4～S5示意图。
图中：1-可再生能源发电系统、2-电化学储能系统、3-电网系统、4-水电解制氢系统、5-储氢系统、6-制氮系统、7-合成氨系统、8-集中控制系统。
具体实施方式
下面结合具体实施例和附图对本实用新型作进一步的说明。
参考图1所示，一种可再生能源制氢合成氨系统，包括可再生能源发电系统1、电化学储能系统2、电网系统3、水电解制氢系统4、储氢系统5、制氮系统6、合成氨系统7和集中控制系统8。
可再生能源发电系统1包含光伏发电系统、风力发电系统、光热发电系统中的一种或多种的组合。可再生能源发电系统1通过输电线缆与电化学储能系统2连接，在高出力工况下实现削峰储能。可再生能源发电系统1通过输电线缆与水电解制氢系统4进行离网直连，可为其直接提供制氢所需的电能。
电化学储能系统2包含铅酸电池、锂离子电池、液流电池、钠硫电池中的一种或多种的组合。电化学储能系统2通过输电线缆与可再生能源发电系统1相连接，将其产出的富余电能进行储存。电化学储能系统2通过输电线缆与电网系统3连接，可实现放能提峰。电化学储能系统2通过输电线缆分别与水电解制氢系统4、制氮系统6、合成氨系统7连接，为水电解、制氮或合成氨工艺的正常运行提供相应的电能。运行过程中，将通过集中控制系统8对其电能的分配进行调度控制。
电网系统3通过输电线缆与电化学储能系统2连接，可将低成本的谷段网电进行储存。电网系统3通过输电线缆分别与水电解制氢系统4、制氮系统6、合成氨系统7连接，同样为水电解、制氮或合成氨工艺的正常运行提供相应的电能。
水电解制氢系统4是指利用交流电或直流电对水进行电解制取氢气的系统，水电解制氢系统4包含碱性水电解制氢系统、质子交换膜水电解制氢系统、固体氧化物水电解制氢系统、阴离子交换膜水电解制氢系统中的一种或多种的组合，优先采用碱性水电解制氢系统、质子交换膜水电解制氢系统的组合，其中优选的碱性水电解制氢系统规模占比在50～80％范围内。
水电解制氢系统4还包括必需的氢气纯化装置等辅助设备。水电解制氢系统4可接受来自可再生能源发电系统1、电化学储能系统2、电网系统3的电能。水电解制氢系统4通过氢气管道分别与储氢系统5、合成氨系统7连接，其产出的氢气通过氢气管道输送至储氢系统5或合成氨系统7。电能的供应来源和氢气的输送去向由集中控制系统8进行调度控制。
储氢系统5通过氢气管道与水电解制氢系统4连接，可将制取的氢气进行储存。储氢系统5包含气态储氢、金属氢化物储氢、有机液体储氢、低温液态储氢中的一种或多种的组合，优先采用低压气态储氢罐储氢，以实现较低的储氢成本。储氢系统5通过氢气管道与合成氨系统7连接，将储存的氢气输送用于合成氨。
制氮系统6是指利用物理或化学的方法从空气中分离出氮气的系统。制氮系统6包含空分制氮、深冷液化制氮、膜分离制氮中一种工艺或多种工艺的组合，优先采用深冷液化制氮的工艺路线。制氮系统6通过氮气管道与合成氨系统7连接，将制得的氮气输送用于合成氨。
合成氨系统7分别通过氢气管道、氮气管道与水电解制氢系统4、储氢系统5、制氮系统6连接，接受来自上游的氢气和氮气，并通过催化反应，实现液氨的合成并外供。
集中控制系统8控制可再生能源发电系统1、电化学储能系统2、电网系统3、水电解制氢系统4、储氢系统5、制氮系统6和合成氨系统7，集中控制系统8是指对整个系统的能量和物料进行统一管理、调度、控制的系统，可以根据源端、荷端的具体工况需求，灵活调整系统运行状态，确保系统安全、可靠、稳定运行。
实施例1
参考图1所示，本实施例提供一种可再生能源制氢合成氨系统，主要由可再生能源发电系统1、电化学储能系统2、电网系统3、水电解制氢系统4、储氢系统5、制氮系统6、合成氨系统7、集中控制系统8构成。
可再生能源发电系统1配置光伏发电系统，装机规模300MWp。系统产出的一部分电能通过直流输电线缆输送至水电解制氢系统4，为制氢过程提供直流电。一部分电能通过直流输电线缆输送至电化学储能系统2，在系统出力高峰时段可进行削峰储能。
电化学储能系统2配置为磷酸铁锂电池储能系统，装机规模20MW/120MWh。系统与可再生能源发电系统1通过直流输电线缆相连；同时也与电网系统通过输电线缆相连，可接受来自电网的低成本谷电，实现低成本储能。同时系统通过输电线缆分别与水电解制氢系统4、制氮系统6、合成氨系统7相连，为其提供稳定的供电。
电网系统3还通过输电线缆分别与水电解制氢系统4、制氮系统6、合成氨系统7相连，为其提供稳定的供电。
水电解制氢系统4采用碱性水电解制氢系统与质子交换膜水电解制氢系统耦合的配置，总装机规模为330MW，其中碱性水电解制氢系统占比80％。水电解制氢系统分别通过输电线缆与可再生能源发电系统1、电化学储能系统2、电网系统3相连接，接受其供给的电能，实现高效电解制氢。其产出的氢气经氢气管道输送至储氢系统5储存，也可经氢气管道直接输送至合成氨系统7，与制氮系统6提供的氮气混合后作为氨合成的原料。
储氢系统5中储存的氢气经氢气管道输送至合成氨系统7，与制氮系统6提供的氮气混合后作为氨合成的原料。本实施例中，储氢系统5采用低压气态储氢罐储氢，储氢压力1.6MPa，总储氢量20吨。
制氮系统6采用深冷液化制氮的方式，产出的氮气经氮气管道输送至合成氨系统7，与氢气混合后作为氨合成的原料。本实施例中，制氮系统规模为35吨/小时(以氮气计)，运行电负荷为5MW。
合成氨系统7产出的氨产品经液氨外供通道实现外供。本实施例中，合成氨系统规模为30万吨/年，运行负荷为10MW。
集中控制系统8采用DCS控制方式，在运行过程中，根据源端、荷端的具体工况需求，对所有系统的电能、物料进行集中调度和控制。
本实施例通过配置电化学储能系统可解决碱性水电解制氢系统启动期间的运行可靠性和稳定性，与质子交换膜水电解制氢系统耦合运行可以实现更宽的运行负荷范围。本实施例的系统通过电化学储能系统、储氢系统的耦合配置，可以实现对可再生能源波动电力的有效消纳，实现与合成氨系统的联合稳定运行。
实施例2
参考图2和图3所示，在本实施例中，还提供了一种可再生能源制氢合成氨系统的运行方法，该方法基于实施例1中所提供的可再生能源制氢及合成氨系统。
在本实施例中，有如下的基本条件：
本实施例基于某地区的光伏电站典型工作日的真实出力数据进行设计，其单日总发电量为1200MWh，其中，8-11时发电量为350MWh，11-14时发电量为500MWh，14-16时发电量为250MWh，16-19时发电量为100MWh，19-8时发电量为0MWh。
本实施例基于某地区的大工业阶梯电价的真实数据进行设计，其中，9-11时、19-0时为峰段(分别为F1时段、F2时段)，电价为0.64386元/千瓦时，11-14、16-19、0-2时为平段(分别为P1时段、P2时段、P3时段)，电价为0.39343元/千瓦时，14-16、2-8时为谷段(分别为G1时段、G2时段)，电价为0.2024元/千瓦时。
为统一标准，在制氢、储氢、供氢过程中，氢气的传输按照1公斤氢气对应60千瓦时的换算关系进行折算。
本实施例中，基于上述基本条件，提供了一种优选的系统运行方式，具体如下：
S1：在G2时段(即2-8时)光伏总发电量为0MWh，采用“谷电制氢、网电储能”的运行模式，即：
S11：由电网系统3为水电解制氢系统4提供电能，水电解制氢系统4产出的氢气优先直接通过氢气管道输送至合成氨系统，富余氢气经氢气管道输送至储氢系统5进行储存；该时段内，水电解制氢系统4总负荷为1965MWh；
S12：制氮系统6、合成氨系统7运行所需电能全部由电网系统3通过输电线缆提供，该时段内，系统总负荷分别为30MWh、60MWh；
S13：制氮系统6产出的氮气经氮气管道输送至合成氨系统7；合成氨系统7产出的绿氨产品经管道实现外供；
S13：电网系统3通过输电线缆对电化学储能系统2进行充电储能，该时段内，电网系统3供电总量为2160MWh，电化学储能系统2充电总量为105MWh。
S2：在F1时段(即8-11时)、P1时段(即11-14时)光伏总发电量为850MWh，采用“光伏制氢、储罐供氢、储能供电”的运行模式，即：
S21：可再生能源发电系统1产出的电能分别通过输电线缆、优先满足制氮系统6、合成氨系统7的运行，该时段内，系统总负荷分别为30MWh、60MWh；
S22：可再生能源发电系统1的富余电能经输电线缆输入水电解制氢系统4并为其供电，水电解制氢系统4产出的氢气直接通过氢气管道输送至合成氨系统7，此时水电解制氢系统4运行负荷为840MWh；
S23：不足的氢气由储氢系统5通过氢气管道输送至合成氨系统7，输出规模折算为80MWh；
S24：在该时段内，可再生能源发电系统1产出的电能、储氢系统5提供的氢气已满足后端工艺的运行需求，故无需电网系统3、电化学储能系统2参与运行。
S3：在G1时段(即14-16时)，光伏总发电量为250MWh，采用“光伏网电联合供电”的运行模式，即：
S31：可再生能源发电系统1产出的电能优先满足制氮系统6、合成氨系统7的运行，该时段内，系统总负荷分别为10MWh、20MWh；
S32：可再生能源发电系统1的富余电能经输电线缆输入水电解制氢系统4并为其供电，水电解制氢系统4产出的氢气直接通过氢气管道输送至合成氨系统7，作为氨合成的原料；该时段内，水电解制氢系统4总负荷为280MWh；
S33：水电解制氢系统4运行不足的电能由电网系统3通过输电线缆提供，该时段内供电总量为60MWh；
S34：该时段内，电化学储能系统2、储氢系统5不参与系统运行。
S4：在P2时段(即16-19时)，光伏总发电量为100MWh，采用“光伏制氢、储罐供氢、电网供电”的运行模式，即：
S41：可再生能源发电系统1产出的电能优先满足制氮系统6、合成氨系统7的运行，该时段内，系统总负荷分别为15MWh、30MWh；
S42：可再生能源发电系统1的富余电能经输电线缆输入水电解制氢系统4并为其供电，水电解制氢系统4产出的氢气直接通过氢气管道输送至合成氨系统7，与储氢系统5经氢气管道提供的氢气混合后作为氨合成的原料。该时段内，水电解制氢系统4总负荷为420MWh，储罐提供的氢气折算负荷为65MWh；
S43：同时，电网系统3通过输电线缆同时为水电解制氢系统4供电，该时段内，电网供电量为300MWh；
S44：该时段内，电化学储能系统2不参与运行。
S5：在F2时段(即19-0时)、P3时段(即0-2时)光伏总发电量为0MWh，采用“储罐供氢、储能供电”的运行模式，即：
S51：系统所需氢气全部由储氢系统5经氢气管道提供，该时段内，系统用氢总负荷为980MWh；
S52：系统运行所需电能全部由电化学储能系统2经输电线缆、提供，该时段内，系统用电总负荷为105MWh；
S53：该时段内，可再生能源发电系统1、电网系统3、水电解制氢系统4不参与运行。
按照本实施例提供的运行方式，根据经济性分析测算，最终绿氨产品综合成本为2977元/吨。
本实施例的系统运行方法在谷电时段优先采用电网系统供电的运行模式，充分利用谷段低电价优势；本实施例的系统运行方法在峰电时段优先采用电化学储能系统供电的运行模式，不额外增加电网负荷；本实施例的系统运行方法在平电时段优先采用光伏离网供电的运行模式，系统脱离于电网运行。
前述本实用新型基本例及其各进一步选择例可以自由组合以形成多个实施例，均为本实用新型可采用并要求保护的实施例。本实用新型方案中，各选择例，与其他任何基本例和选择例都可以进行任意组合。
以上所述仅为本实用新型的较佳实施例而已，并不用以限制本实用新型，凡在本实用新型的精神和原则之内所作的任何修改、等同替换和改进等，均应包含在本实用新型的保护范围之内。
Claims (10)
1.一种可再生能源制氢合成氨系统，包括可再生能源发电系统(1)，其特征在于：还包括电化学储能系统(2)、电网系统(3)、水电解制氢系统(4)、储氢系统(5)、制氮系统(6)和合成氨系统(7)，可再生能源发电系统(1)通过输电线缆分别与电化学储能系统(2)、水电解制氢系统(4)连接，电化学储能系统(2)通过输电线缆分别与电网系统(3)、水电解制氢系统(4)、制氮系统(6)、合成氨系统(7)连接，电网系统(3)通过输电线缆分别与电化学储能系统(2)、水电解制氢系统(4)、制氮系统(6)、合成氨系统(7)连接，水电解制氢系统(4)通过氢气管道分别与储氢系统(5)、合成氨系统(7)连接，储氢系统(5)通过氢气管道与合成氨系统(7)连接，制氮系统(6)通过氮气管道与合成氨系统(7)连接。
2.根据权利要求1所述的可再生能源制氢合成氨系统，其特征在于：所述的可再生能源发电系统(1)包含光伏发电系统、风力发电系统、光热发电系统中的一种或多种的组合。
3.根据权利要求1所述的可再生能源制氢合成氨系统，其特征在于：所述的电化学储能系统(2)包含铅酸电池、锂离子电池、液流电池、钠硫电池中的一种或多种的组合。
4.根据权利要求1所述的可再生能源制氢合成氨系统，其特征在于：所述的水电解制氢系统(4)包含碱性水电解制氢系统、质子交换膜水电解制氢系统、固体氧化物水电解制氢系统、阴离子交换膜水电解制氢系统中的一种或多种的组合。
5.根据权利要求4所述的可再生能源制氢合成氨系统，其特征在于：所述的水电解制氢系统(4)采用碱性水电解制氢系统和质子交换膜水电解制氢系统的组合，其中碱性水电解制氢系统规模占比在50～80％范围内。
6.根据权利要求1所述的可再生能源制氢合成氨系统，其特征在于：所述的储氢系统(5)包含气态储氢、金属氢化物储氢、有机液体储氢、低温液态储氢中的一种或多种的组合。
7.根据权利要求6所述的可再生能源制氢合成氨系统，其特征在于：所述的储氢系统(5)采用低压气态储氢罐储氢。
8.根据权利要求1所述的可再生能源制氢合成氨系统，其特征在于：所述的制氮系统(6)包含空分制氮、深冷液化制氮、膜分离制氮中一种工艺或多种工艺的组合。
9.根据权利要求8所述的可再生能源制氢合成氨系统，其特征在于：所述的制氮系统(6)采用深冷液化制氮的工艺。
10.根据权利要求1～9任一所述的可再生能源制氢合成氨系统，其特征在于：还包括控制可再生能源发电系统(1)、电化学储能系统(2)、电网系统(3)、水电解制氢系统(4)、储氢系统(5)、制氮系统(6)和合成氨系统(7)的集中控制系统(8)。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202323148664.6U CN221217169U (zh) | 2023-11-21 | 2023-11-21 | 一种可再生能源制氢合成氨系统 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202323148664.6U CN221217169U (zh) | 2023-11-21 | 2023-11-21 | 一种可再生能源制氢合成氨系统 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN221217169U true CN221217169U (zh) | 2024-06-25 |
Family
ID=91547435
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202323148664.6U Active CN221217169U (zh) | 2023-11-21 | 2023-11-21 | 一种可再生能源制氢合成氨系统 |
Country Status (1)
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| CN (1) | CN221217169U (zh) |
-
2023
- 2023-11-21 CN CN202323148664.6U patent/CN221217169U/zh active Active
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| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| GR01 | Patent grant |