一种基于退役燃煤发电机组制氢、储氢的系统的制作方法

1.本发明属于燃煤发电与氢能技术领域，特别是涉及一种基于退役燃煤发电机组制氢、储氢的系统。


背景技术：

2.伴随着新能源装机容量的增加，新能源发电量也将持续增加。然而，风电、光伏等新能源发电技术具有随机性、波动性和间歇性的特点，其可预测性和可控性方面远低于煤电机组。大规模、大范围使用新能源对电网的柔性可控提出了更高的要求，电网亟需发掘足够的可控电源，补充和平抑新能源的周期性和波动性。储能是化解新能源发电技术面临问题的有效方法，也是能源转型的关键技术，在构建以新能源为主体的新型电力系统中，储能作为支撑新型电力系统的重要技术和基础装备，其与新能源融合的关系将更加深入。在储能技术方面，调峰水库、天然气发电调峰能力强，技术成熟，并已通过多年实践检验证明，但是水电调峰受水资源、地理地势以及投资情况的限制，天然气则受发电成本和天然气来源的影响，限制了调峰的范围和规模。氢能非常清洁、无任何污染及二氧化碳排放，氢能源及氢能源电池被业界普遍看好的储能技术。但是，氢能在制备、储存和运输及利用方面尚存在如下问题：
3.(1)制氢、储氢存在的问题
4.从目前储氢的原理来看，储氢方式主要分为物理储氢和化学储氢。相较于化学储氢，物理储氢成本较低，放氢便利，且氢气浓度较高。物理储氢主要有液氢储存、高压氢气储存、活性碳吸附储存、碳纤维和碳纳米管储存等。其中，高压气态储氢应用最为成熟，其原理是在氢气临界温度以上，通过高压压缩的方式存储气态氢。目前普通的高压气态储氢通常为15mpa，储氢密度低，占地体积较大，但可以通过增大内压提高储氢密度。据相关统计，高压煤电压力容器的压力值分布在9.8mpa～22.12mpa，由于压力容器具有耐压性强等特点，压力容器的改造倾向于物理储氢中的高压气态储氢技术。
5.2017年以来，我国已整体上基本形成氢能“制-储-运-加-用”产业链，初步具备规模化发展的基础。京津冀、长三角、珠三角、成渝、山东及环武汉等地区先发优势明显，辐射带动作用和对优势企业的吸引力逐步凸显，集聚效应初步显现，氢能产业链具有较强的发展前景。国内有关专业人士认为随着技术的不断进步与突破，虽然氢能全产业链规模逐渐形成，但成本仍有待降低。主要在两个方面，一是部分关键材料、核心零部件和氢能装备依赖进口，技术自主化率低，同时推广应用规模化程度低，导致成本降低缓慢。二是电价优惠力度小、储运效率低等原因，导致氢气到站价格居高不下，建站成本仍然偏高，使得氢气零售价格高昂。针对此问题部分学者提出要加快突破燃料电池及氢气制储运加环节的“卡脖子”技术，扩大推广规模，并加快新型储运技术开发，进而保障氢能全产业链的发展。
6.(2)退役煤电受热面强度和功能并未充分发挥作用
7.作为我国电力供应稳定器和压舱石的煤电，面临着低碳发展和功能转型的巨大挑战。据中电联数据，2020年中国新增装机中新能源装机占比超过70％，煤电装机历史性降低
至50％以下。据相关数据，我国2000年前投产即到2030年前运行满30年的煤电机组近1.0亿千瓦，这些机组在未来10年将面临延续运行或退役问题。煤电机组运行的可靠性与主辅机自身性能、电厂的运行维护与管理水平密切相关，我国老旧煤电机组大部分已开展综合节能改造及环保设施改造，改造后受热面状况大幅改善，有不少服役年限长的煤电机组的运行可靠性均优于服役年限短的机组。
8.综上所述，目前国内外对于氢能产业发展以及煤电产业转型问题越来越关注。然而，退役煤电机组的合理处置、改造升级问题，氢能生产、储运的经济性、安全性问题以及氢能商业化推广问题，仍是相关产业进一步优化、发展面临的严重制约。


技术实现要素：

9.技术方案：本发明中，基于作为社会中承载电力生产职能的重要基础设施，煤电厂中具有完备的发电、输电设施和泵、空压机、制氢等辅助设备。燃煤机组退役后，可以继续利用部分设备对煤电厂进行改造，在原址上引入可再生能源发电制氢及储氢功能。一方面，使用现有设备进行氢能系统集成改造可以充分利用现有设施帮助退役煤电厂进行角色转换，发挥退役设备价值，避免重复投资，降低改造成本和难度，盘活退役资产。另一方面，压力容器作为煤电机组的重要设备，具备耐压性强的特点，在煤电机组退役后，压力容器作也以闲置或低价转卖的方式处理，导致严重的资源浪费现象。本发明提出了基于退役燃煤发电厂“多品类能源制氢-煤电机组压力容器改造储存-多途径用氢”的全链条的系统。本发明进而主要解决以下技术问题：
10.1、如何基于燃煤电厂现有设备实现制氢的技术路线；
11.2、如何基于锅炉高温高压受热面和四大管道的储氢问题；
12.3、如何基于燃煤电厂的特点用氢的问题。
13.本发明具体地提供了一种基于退役燃煤发电机组制氢、储氢的系统，包括多品类能源与电力需求制氢模组、压力容器改造储氢系统、多途径用氢系统；
14.所述多品类能源与电力需求制氢模组，是基于燃煤发电厂已有水解电离制氢系统，将其完善改造为主要制氢系统；
15.所述压力容器改造储氢系统，是将多品类能源与电力需求制氢模组制备的氢气，根据需求加压到一定的压力范围，再通过储氢压力容器进行储氢；
16.所述多途径用氢系统，是将压力容器改造储氢系统的储氢用于多个用途中。
17.优选地，所述多品类能源与电力需求制氢模组包括燃煤发电厂内空地上布置的风电或者光伏发电系统，燃煤发电厂锅炉、汽轮机、除尘器装置及烟风道上布置的光伏发电系统，燃煤发电厂内所有建筑外立面、顶层布置光伏发电系统。
18.优选地，所述多品类能源与电力需求制氢模组，是从电网接入燃煤电厂内的电力系统；再将新能源发电系统产生的电源直接输送至制氢系统，水解电离制备氢气；其中电网接入燃煤电厂的电力是根据峰谷电价情况，在谷电阶段接入电网的电力用于水解制备氢气。
19.优选地，所述压力容器改造储氢系统，包括氢气加压系统、储氢压力容器，其中氢气加压系统，是将制氢系统制备的氢气根据需求加压到一定的压力范围；储氢压力容器，是基于燃煤发电厂现有锅炉高压受热面和管道进行储氢，根据高压受热面的材质情况，匹配
不同压力等级的氢气。
20.优选地，其中压力容器改造储氢系统的储氢方式包括高压储氢、低温液态储氢和介质储氢，所述高压储氢压力包括15mpa、35mpa和70mpa三个等级。
21.优选地，多途径用氢系统的多个用途包括：(1)采用氢气增压装置对锅炉压力容器及管道内储存的氢气进行增压，将压力等级与加氢站压力需求等级相匹配，经加氢站向燃料电池汽车供氢；(2)燃煤电厂内部建设燃气轮机发电及供热机组，将制备的氢气混入天然气中，向燃气轮机提供气源；(3)燃气轮机带动发电机产生的电经原煤电机组系统并网，余热锅炉产生的蒸汽用于工业和民用供热，利用原煤电机组scr脱硝系统净化燃气轮机排放烟气中nox达到环保要求。
22.有益效果：本发明提出的基于退役燃煤发电机组制氢、储氢的系统，通过利用退役电厂现有基础设施进行氢能系统集成改造的技术路线，为火力发电行业顺应能源清洁转型提供思路；通过退役煤电机组压力容器改造为储氢设备的技术路线，为煤电企业产能优化升级提供了新兴途径；通过“多品类能源制氢-退役煤电机组压力容器储氢-多途径用氢”的商业模式，为推动氢能产业的规模化发展贡献了力量。
附图说明
23.图1为本发明系统的原理结构示意图。
具体实施方式
24.下面结合实施例，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。
25.本发明提出了一种基于退役燃煤发电机组制氢、储氢与用氢的系统与方法，主要包括：多品类能源与电力需求制氢模组、煤电机组压力容器改造储氢系统、多途径用氢系统三个主要环节，具体内容如下：
26.(一)多品类能源与电力需求制氢模组：
27.所述多品类能源制氢及电力需求响制氢过程是基于燃煤发电厂已有水解电离制氢系统，将其完善改造为主要制氢系统；所述多品类能源制氢系统的电力供应由布置在燃煤发电厂内的新能源电力供应系统提供，或者由接自电网上的电力供应，所述新能源电力供应系统包括但不限于以下几个方面：(1)燃煤发电厂内空地上布置的风电或者光伏发电系统；(2)燃煤发电厂锅炉、汽轮机、除尘器装置及烟风道上布置的光伏发电系统；(3)燃煤发电厂内所有建筑外立面、顶层布置光伏发电系统；(4)从电网接入燃煤电厂内的电力系统；所述燃煤发电厂内新能源发电系统产生的电源直接输送至制氢系统，水解电离制备氢气；所述电网接入燃煤电厂的电力是根据峰谷电价情况，在谷电阶段接入电网的电力用于水解制备氢气，一方面使用低价电力，另一方面助力电网调峰而发挥调节作用，在峰电主要依靠新能源发电制氢。
28.(二)煤电机组压力容器改造储氢系统
29.煤电机组压力容器改造储氢系统包括氢气加压系统、储氢压力容器；所述氢气加压系统是将制氢系统制备的氢气根据需求加压到一定的压力范围，该系统是利用燃煤发电厂已有设备的电动机作为动力驱动源，驱动氢气增压装置将氢气压力提升；所述储氢压力
容器是基于燃煤发电厂现有锅炉高压受热面和管道进行储氢，根据高压受热面的材质情况，匹配不同压力等级的氢气；为了充分利用空间，改造锅炉内容受热面布置，在锅炉炉膛内部布置大的压力容器，压力容器的材质选择与储存氢气的压力等级匹配。
30.目前，储氢技术主要包括高压储氢、低温液态储氢和介质储氢(金属氢化物、多孔介质等)。立项建议书中提出的采用退役煤电机组高压容器储氢属于高压储氢技术路线。目前，高压储氢的压力主要有15mpa、35mpa和70mpa三个等级，其中，15mpa等级采用普通的钢罐即可，技术成熟，但是储氢效率较低，单位容积储氢密度小(常温20℃，15mpa、35mpa和70mpa压力下，单位容积的储氢量分别为11.43kg/m3、23.705kg/m3、39.7kg/m3)。目前，研发的高压储氢罐压力均超过35mpa。
31.200mw超高压锅炉的主汽压力一般在14mpa等级，主汽温度为540℃。300mw亚临界锅炉设计主汽压力一般18mpa等级，主汽温度为540℃。因此，自给水泵出口至高压缸之间各级受热面及管道(高加-省煤器-水冷壁-锅筒-过热器-主汽大管道-高压缸)理论上都能承受主汽设计压力等级(14mpa或18mpa)的压力。由于锅炉给水和蒸汽温度高(240～540℃)，允许使用的压力相应降低，因此，可以储存更高压力的常温氢气。综上，从给水泵出口至高压缸之间受热面及管道设计压力是满足储存15mpa等级常温氢气的。
32.200mw超高压锅炉的再热蒸汽压力一般在2.5mpa，再热蒸汽温度为540℃。亚临界300mw等级锅炉的再热蒸汽压力一般4mpa等级，再热蒸汽温度均为540℃。因此，锅炉再热系统、再热蒸汽大管道及中、低压缸的设计压力较低，无法达到15mpa，但考虑储存的氢气是常温，常温条件下再热系统、再热蒸汽大管道及汽轮机中、低压缸能储存15mpa常温氢气。
33.下表给出了200mw和300mw机组锅炉主要受热面的容积和材质。由下表可知，200mw和300mw高压受热面和管道的总容积分别未354m3和885m3，其中，汽轮机高压缸的容积是依据蒸汽停留时间0.3秒估算。
34.表1 200mw和300mw机组锅炉主要受热面的容积和材质
[0035][0036]
(三)多途径用氢系统
[0037]
基于燃煤电厂制备的氢气主要有如下用途：(1)采用氢气增压装置对锅炉压力容器及管道内储存的氢气进行增压，将压力等级与加氢站压力需求等级相匹配，经加氢站向燃料电池汽车供氢。(2)燃煤电厂内部建设燃气轮机发电及供热机组，将制备的氢气混入天然气中，向燃气轮机提供气源。燃气轮机带动发电机产生的电经原煤电机组系统并网，余热锅炉产生的蒸汽用于工业和民用供热，利用原煤电机组scr脱硝系统净化燃气轮机排放烟气中nox达到环保要求。
[0038]
为了更好地说明本发明，下面给出具体的实施例进行详细地说明。
[0039]
本实施例的对象为一个拥有两台300mw等级燃煤发电机组的电厂。该燃煤发电厂
包括煤场及输煤系统、办公区及建筑、电厂厂区绿化空地、化水制水系统、电解水制氢系统、2台锅炉本体及框架、锅炉烟风系统、四大蒸汽管道、汽轮机本体及辅助系统、发电机、场内输变电系统。
[0040]
所述基于退役燃煤发电机组制氢、储氢与用氢的系统包括基于燃煤电厂的多品类能源制氢系统、基于燃煤电厂的压力容器改造储氢系统和基于燃煤电厂的多途径用氢系统。
[0041]
所述多品类能源制氢及电力需求响制氢过程是基于燃煤发电厂已有水解电离制氢系统，将其完善改造为主要制氢系统；所述多品类能源制氢系统的电力供应由布置在燃煤发电厂内的新能源电力供应系统提供，所述新能源电力供应系统包括但不限于以下几个方面：(1)燃煤发电厂厂区空地、煤场布置的风力发电或者光伏发电系统；(2)燃煤发电厂内煤场、输煤系统、锅炉、汽轮机、除尘器装置及烟风道上布置的光伏发电系统；(3)燃煤发电厂内所有建筑外立面、顶层布置光伏发电系统；(4)从电网接入燃煤电厂内的电力系统；所述燃煤发电厂内新能源发电系统产生的电源直接输送至制氢系统，水解电离制备氢气；所述电网接入燃煤电厂的电力是根据峰谷电价情况，在谷电阶段接入电网的电力用于水解制备氢气，一方面使用低价电力，另一方面助力电网调峰而发挥调节作用，在峰电主要依靠新能源发电制氢。
[0042]
所述煤电机组压力容器改造储氢系统包括氢气加压系统、储氢压力容器；所述氢气加压系统是将制氢系统制备的氢气根据需求加压到一定的压力范围，该系统是利用燃煤发电厂已有设备的电动机作为动力驱动源，驱动氢气增压装置将氢气压力提升；所述储氢压力容器是基于燃煤发电厂现有锅炉高压受热面和管道进行储氢，根据高压受热面的材质情况，匹配不同压力等级的氢气；为了充分利用空间，改造锅炉内容受热面布置，在锅炉炉膛内部布置大的压力容器，压力容器的材质选择与储存氢气的压力等级匹配。
[0043]
所述基于燃煤电厂制备的氢气主要有如下用途：(1)采用氢气增压装置对锅炉压力容器及管道内储存的氢气进行增压，将压力等级与加氢站压力需求等级相匹配，经加氢站向燃料电池汽车供氢。(2)燃煤电厂内部建设燃气轮机发电及供热机组，将制备的氢气混入天然气中，向燃气轮机提供气源。燃气轮机带动发电机产生的电经原煤电机组系统并网，余热锅炉产生的蒸汽用于工业和民用供热，利用原煤电机组scr脱硝系统净化燃气轮机排放烟气中nox。
[0044]
以上所述实施例仅表达了本发明的几种实施方式，其描述较为具体和详细，但并不能因此而理解为对发明专利范围的限制。应当指出的是，对于本领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，还可以做出若干变形和改进，这些都属于本发明的保护范围。因此，本发明专利的保护范围应以所附权利要求为准。