水电站水力发电和制氢储能系统
技术领域
[0001] 本
发明涉及水利水
电机电技术领域，具体涉及一种水电站水力发电和制氢储能系统。
背景技术
[0002] 水电站
电能无法消纳而导致的弃水问题，将会造成巨大的经济损失。根据网上数据显示，2017年，四川公布省调水电调峰弃水损失电量140亿千瓦时，而行业统计省调水电弃水达到377亿千瓦时，全省弃水电量550亿千瓦时。网上数据显示“受金沙江流域各电站调度不畅影响，向家坝水电站和临近的溪洛渡水电站每年弃水弃电共计约60亿度。”同时，“受金沙江干支流各电站调度不畅影响，向家坝、溪洛渡水电站每年都存在弃水弃电现象，如果干支流各电站继续各自为政的话，可能会产生一些人为的洪峰，这一现象或将加剧。金沙江目前在建的大型水电站还有白鹤滩水电站和乌东德水电站，将分别在2020年和2021年投运。”
[0003] 由于行业统计口径的不同，实际各类型水电站的弃水量到底多少，很难提出准确数值，但由该问题引申出一个重要需求——即提高水能利用效率。
[0004] 传统意义上，水电站主要成本投入为工程建设期的建设成本及运营期间的运营成本；主要收入为电站的电费收入，向
电网输送电量越多，经济收入越高。而受限于外部因素的影响，如水电快速发展与电力需求增长缓慢不匹配；汛期来水偏丰，低谷时段电力系统运行需要水电调峰弃水；现有外送通道能力尚有潜力可挖；局部网架薄弱和特高压输送通道能力受限；火电调度运行管理有待进一步优化等种种原因，水电站能够发出的电能大于电网能够消纳，就会出现弃水问题。
[0005] 目前，各大水电站较多依赖外部协调调度运行管理、电能消纳通道、用户消纳等因素来解决富余电能的消纳问题。而电源规划、电网规划、负荷需求需要多部
门同时协调解决，解决难度大，协调面广。因此，水电站“富余电能”能否由电站内部消纳(零排放)，并从此不再依赖电网和调度，是一个极其有挑战性的任务。
[0006]
专利《一种
电解制氢与水力发电站结合的系统》(CN201710394045)公开了一种电解制氢与水力发电站结合的系统。该发明公开了一种电解制氢与水力发电站结合的系统，通过将电解制氢与水力发电站的灵活性调峰相结合，电网用电低谷时，智能调整上网电量，利用水力发电站产生的电能制氢，电网用电高峰，水力发电站产生的电联通过输电管网上电网，可以缓解用电高峰时段的电网压力，为电网提供宝贵的调峰负荷，解决了夏季调峰不足的问题，实现一年四季的电网深度调峰。该专利公开的内容实质上是利用水电站已经售卖给电网公司的电能，基于电网公司用户侧的负荷变动特点和水电站优秀的调峰能力，调整输入制氢系统的电能，实现电解制氢与水力发电站的结合。该发明公开的电解制氢与水电站相结合的方式存在如下问题：
[0007] 1)电解制氢电能来源于电网侧，购入电价在0.55元/千瓦·时及以上，电解制氢电能使用
费用过高问题无法解决；
[0008] 2)水电站生产的电能，一旦进入“输电管网”，则水电站本身无权管理，需由电力公司统一管理；
[0009] 3)利用电网峰谷差进行电解制氢，除非电解制氢站由电力公司统一管理，否则电力调度中心无权向电解制氢站下达增加或减少产能的指令；而若电解制氢站由电力公司管理，作为一种调峰手段，其只具备单向的增加用电负荷功能，而不具备释放电能的功能，即只能消耗电能而不能存储电能，实质上不能成为一种调峰手段；
[0010] 4)常规水电站一般作为基荷或者腰荷，很少作为调峰电源，一般作为调峰电源的是
抽水蓄能电站，该电站的多余电能不合适作为电解制氢电能。
[0011] 5)电网调度中心向电厂集控中心发出的指令不可能包含供给多少电能用于制氢，如果由电厂集控中心根据电网调度指令调整输入制氢装置的电能，则实质上电厂集控中心即为未按电网调度指令调整电站运行，输入“输电管网”的电能与电网调度中心要求的不一致，上述即为电站违规操作，轻则导致电网失压失频，电站从电网解列；重则导致全网崩溃，电力系统坍塌。
[0012] 因此，《一种电解制氢与水力发电站结合的系统》(CN201710394045)公布的发明方案，经济上没有竞争力，技术上不可行，实践难度大。
发明内容
[0013] 本发明的目的就是针对
现有技术的
缺陷，提供一种水电站水力发电和制氢储能系统，利用水电站富余电力，实现制氢、供氢、储氢、氢
燃料电池供电的综合
能源系统，它适用于所有
水力发电厂，特别适用于电力富余导致弃水的水电站，能有效提升水电站的运行经济性。
[0014] 本发明采用的技术方案是：一种水电站水力发电和制氢储能系统，包括AC/DC系统、电解制氢系统、储氢系统、储
氧系统、
氢燃料电池系统、DC/AC系统；AC/DC系统的输入端接有水电站水力发电系统提供的交流电力，并整流成电解制氢系统所需的直流电力；AC/DC系统的输出端与电解制氢系统的输入端电连接为其供电；电解制氢系统采用水电站内部水资源制作氧气和氢气；电解制氢系统的输出端分别通过管道与通过管道与储氧系统和储氢系统相连通，所述输出端分别将制成的氧气和氢气输出至储氧系统和储氢系统用以存储；储氧系统和储氢系统分别通过管道与氢燃料电池系统相连通，输出氧气和氢气至氢燃料电池系统；氢燃料电池系统接收储氢系统、储氧系统提供的氢气原料及氧气原料，生成直流电；氢燃料电池系统的输出端分别与直流用电系统和DC/AC系统电连接，将生成的直流电分别输出至直流用电系统和DC/AC系统；DC/AC系统与交流用电系统电连接，将直流电转换成交流电后输出至交流用电系统。本发明利用水电站丰富的水资源、电力资源，直接利用水电站不接入电网的电力资源(即水资源)进行电解制氢，所述的电解制氢生产的氢能、氧能即可以作为氢、氧产品进行销售，也可以输入电站内的氢燃料电池系统，直接用于电站内部厂用电或电力发电。同时实现在水电站内即可实现电解制氢，无需增设场所，有效节约土地资源并保证生产过程的安全性和监督强度。
[0015] 上述技术方案中，包括发电机、发电机
电压母线、0.4kV母线、
断路器、高压厂用
变压器、主变压器、高压母线；还包括主厂房和主变洞；主厂房和主变洞通过母线洞相联通；发电机设置于主厂房内；主变压器设置于主变洞内；高压母线与主变压器电连接并设置于主变洞内；主变压器经发电机电压母线与发电机电连接；发电机电压母线经母线洞从主变洞延伸至主厂房；0.4kv母线设置于母线洞的
电缆廊道上；断路器设置于母线洞内，通过发电机电压母线与发电机和主变压器电连接；高压厂用变压器设置于母线洞内并与发电机电压母线电连接。本发明通过主厂房和主变洞的设置使得各部件的分布和连接方式更合理，节约空间的同时有效提高整体的安全性。
[0016] 上述技术方案中，主变洞内在发电机下端两侧设置有引水隧洞；引水隧洞上方位于发电机的外侧设置有
水轮机井进人廊道；发电机下端两侧在引水隧洞的下方设置有交通廊道；主变洞的底部外侧设置有与其相联通的尾水管；主变洞底部内设置有排水廊道。本发明在发电机下方两侧设置有不同功能的廊道，以实现人员有效监测、提供站内交通便捷性的技术效果。
[0017] 上述技术方案中，所述电解制氢系统包括
电解槽、氧气分离器和氢气分离器；电解槽经纯水管路引入原料水；电解槽经氢气管路与氢气分离器相连通；电解槽经氧气管路与氧气分离器相连通；电解槽、氧气分离器和氢气分离器分别经
碱性液体管路与碱液回收
泵相连通；氧气分离器和氢气分离器外部分别设置有与其相联通的
冷却水管路；氢气分解器设置有氢冷却器；氧气分离器生成的氧气经氧气管路输送至储氧系统；氢气分离器生成的氢气经氢冷却器处理后经氢气管路输送至储氢系统。
[0018] 上述技术方案中，所述原料水直接取自水电站内的水力资源，经水纯化装置进入补水管道，经补水泵注入注入氢氧综合塔，再由氢氧分离器下部管道流经碱液
循环泵、碱液
过滤器最终进入电解槽，由电解槽在直流电的电解下产生氢气及氧气。
[0019] 上述技术方案中，AC/DC系统的输入端接与水电站水力发电系统的厂用电高压母线电连接。厂用电高压母线在水电站内一般放置于厂用电高压母线柜中，如10kV
开关柜，可直接从10kV开关柜
馈线柜取电，采用10kV高压电缆送入电解制氢系统。
[0020] 上述技术方案中，AC/DC系统的输入端接与水电站水力发电系统的发电机电压母线电连接。发电机电压母线类型为离相封闭母线时，可以采用分支母线转电缆方式从发电机电压母线取电，然后经电缆送入电解制氢系统。
[0021] 上述技术方案中，AC/DC系统的输入端接与水电站水力发电系统的高压母线电连接。高压母线有气体封闭金属母线和敞开式母线两种类型，如采用气体封闭金属母线类型，可通过SF6管道母线或高压电缆直接从母线取电，送入电解制氢系统，采用上述装置的电解制氢系统需要在接头处特殊设计；如采用敞开式母线，可采用架空线送入电解制氢装置。
[0022] 上述技术方案中，AC/DC系统的输入端接与水电站水力发电系统的高压母线经
降压变压器电连接。降压变压器与电解制氢系统采用电缆连接。
[0023] 本发明具有如下优点：
[0024] (1)与传统电解制氢工业应用相比：
[0025] 1)传统电解制氢工业的主要成本限制为电价，电费成本约占整个制氢成本的75％以上。而在水电站内电解制氢，若采用富余水力资源，即常规意义上的水电站弃水电量用于电解制氢，则相当于制氢所需的电力成本为0；即使采用拟送入电网的电力资源进行电解制氢，相对于水电站运行单位而言，1kw·h的电量送入电网能够创造的经济收入约在0.3元以内，而1kw·h的电量用于生产氢气能够创造的经济收入在0.3元以上，且还不考虑电解制氢过程中生产的氧气资源的经济收入。相对于传统电解制氢工业，其氢气的定价中电费成本是基于电网企业的售电电价考虑的，而水电站制氢储能系统的电费成本是基于上网电价考虑的，两者的差价即为电网企业的收入及输电线路线损，因此水电站制氢产品的价格优势非常突出。
[0026] 2)传统电解制氢工业会配置较为复杂的冷却水系统及
水循环利用系统，这是基于电解制氢的取水用水较为困难而言的。由于水电站水力资源丰富，上述配套系统将大大精简，极大减少电解制氢的建造成本。
[0027] (2)与常规水电站相比：
[0028] 1)制氢系统的加入，利用水电站电力进行氢气制备，生产清洁能源氢气，消除弃水率及非经济运行区间，提升水电站的经济收入来源，减少对外部电能消纳的依赖；
[0029] 2)通过氢燃料电池系统向厂用电系统供电，提供了一种新型的厂用电源来源，且该电源系统具备同时供交流、直流系统的能力；可有效减少电站
蓄电池系统容量；
[0030] 3)氢储能系统的加入，相当于扩大蓄电池系统的备用容量，可以实现取消柴油发电机等保安电源设备，在减少设备投入的同时，消除了水电站的炭排放，使得水电站实现了真正意义上的零炭排放。
[0031] 4)氢储能系统的加入，使得电能能够大规模存储在常规水电站内部，其电能转换效率约为75％，与常规抽水蓄能电站相当，使得常规水电站具备了抽水蓄能电站的功能，但却不需要抽蓄电站建造时对地理地形的要求，大大增大了常规水电站的运行经济性，也能提升电网运行的
稳定性。
[0032] 上述系统的特色在于将氢能作为一种能源输出方式，而非转换中介，其主要结合目前能源技术的发展而提出。氢作为一种清洁能源，其在综合能源系统、燃料电池方面已经得到应用，而限制其进一步推广应用的主要因素在于氢气制备的高昂成本。而水电站制氢储能，具有极大的技术经济性，相对于目前传统的制氢工业和水力发电工业，优势明显。
[0033] 综合上述，专利提出一种水电站水力发电和制氢储能综合开发利用方法具有极高的技术经济性和环境友好性，是构建未来氢能社会的主要方法。
附图说明
[0035] 图5为制氢储能系统框图
[0036] 图6水电站制氢储能取电剖面图
[0037] 1、发电机；2、发电机电压母线；3、0.4kV母线；4、断路器；5、高厂变；6、主变压器；7、高压母线(图中所示为主变压器高压引出线，与高压母线相连，电气上)；8、厂用高压母线(一般位于较远处，本图未显示)。
[0038] 图7电解制氢装置图
[0039] 1、氧气分离器；2、氢气分离器；3、氧气
阀；4、氢气阀；5、氢冷却器；6、冷却水阀门；7、纯水泵；8、电解槽；9、碱液回收泵。
具体实施方式
[0040] 下面结合附图和具体
实施例对本发明作进一步的详细说明，便于清楚地了解本发明，但它们不对本发明构成限定。
[0041] 本发明提供了一种水电站水力发电和制氢储能系统，如图5所示，包括AC/DC系统、电解制氢系统、储氢系统、储氧系统、氢燃料电池系统、DC/AC系统；AC/DC系统的输入端接有水电站水力发电系统提供的交流电力，并整流成电解制氢系统所需的直流电力；AC/DC系统的输出端与电解制氢系统的输入端电连接为其供电；电解制氢系统采用水电站内部水资源制作氧气和氢气；电解制氢系统的输出端分别通过管道与通过管道与储氧系统和储氢系统相连通，所述输出端分别将制成的氧气和氢气输出至储氧系统和储氢系统用以存储；储氧系统和储氢系统分别通过管道与氢燃料电池系统相连通，输出氧气和氢气至氢燃料电池系统；氢燃料电池系统接收储氢系统、储氧系统提供的氢气原料及氧气原料，生成直流电；氢燃料电池系统的输出端分别与直流用电系统和DC/AC系统电连接，将生成的直流电分别输出至直流用电系统和DC/AC系统；DC/AC系统与交流用电系统电连接，将直流电转换成交流电后输出至交流用电系统。
[0042] 本发明基于水电站生产的电力，原材料直接来自于水电站内极为丰富的水力资源。通过电解水直接产生氢气和氧气，然后氢气和氧气作为氢燃料电池的原料，通过氢燃料电池直接实现电力的反向供应。
[0043] 各个系统的作用如下
[0044] 1)AC/DC系统：该系统为一套整流装置，接受水电站水力发电系统提供的交流电力，并整流成电解制氢系统所需的直流电力。该系统包括
半导体整流系统、控制触发系统、操作联
锁系统。半导体整流柜具有稳压、稳流等多种运行方式。其调压范围为电解制氢系统额定电压的0～1.0倍，进而实现调节氢气生产速率。应当说明，本专利未提及的AC/DC系统运行控制方式并不限定本专利的保护范围。
[0045] 2)电解制氢系统：由电解槽、附属设备、碱箱、补水系统、碱液循环泵、控制柜、阻火器、一套完整的仪表装置及微机控制系统等组成。其中重要核心部件功能介绍如下：
[0046] a、电解槽是本系统的核心装置，用于电解水制氢气、氧气。
[0047] b、附属设备附属设备包括且不限于下列分项H2(O2)碱液分离器；H2(O2)碱液循环泵；H2(O2)碱液过滤器；H2(O2)分离器；H2(O2)冷却器；H2(O2)捕滴器；H2(O2)气水分离器，脱氧器，干燥器，再生冷却器等。
[0048] c、碱箱：碱液箱为初次配制碱液和通过碱液泵向制氢系统输送碱液用，维修时可用来储存从制氢系统退回的碱液。
[0049] d、补水系统：补水系统为制氢用水而设的储存器，通过补水泵自动向制氢系统补充纯水，维修时也可用来储存从制氢系统退回的碱液。
[0050] e、碱液循环泵：碱液循环的动力装置。
[0051] 上述电解制氢系统的工艺流程为：
[0052] 原料水直接取自水电站内丰富的水力资源，经水纯化装置通过阀进入补水管道，经补水泵注入注入氢氧综合塔，再由氢氧分离器下部管道流经碱液循环泵、碱液过滤器等最终进入电解槽，由电解槽在直流电的电解下产生氢气及氧气。氢氧气分别经过管道进入碱液冷却器冷却、氢氧分离器分离、综合塔冷却、洗涤(氢气还须进一步冷凝)，进入气水分离器分离出来的水分，经排水器排泄。氧气经氧出口管道由调节阀输出放空。氢气从氢气综合塔处理后经管道进入气水分离器处理，然后调节阀调节输出。经管道输入氢气纯化装置进一步纯化处理。
[0053] 系统冷却水主要供水电解制氢装置使用。此外，冷却水还要供氢气纯化装置冷却冷凝、制氢装置氢气冷凝、整流柜半导体冷却。
[0054] 经过纯化之后的氢气、氧气最终经过管道输入储氢系统、储氧系统。
[0055] 3)储氢系统、储氧系统：用于储存电解水制成的氢气、氧气，同时包括向燃料电池系统供氢供养的气体通道及相关的控制系统、直接向氢气用户、氧气用户单独供氢、氧产品的输出通道及其相关控制系统。
[0056] 4)氢燃料电池系统：接收储氢系统、储氧系统提供的氢气原料及氧气原料，生成直流电力向直流系统供电或通过DC/AC系统向交流厂用电系统供电；
[0057] 5)DC/AC系统：逆变装置，接受氢燃料电池系统提供的直流电力，向厂用电系统供电或直接通过各级
升压变压器向交流电网供电。
[0058] 本发明的运行策略如下：
[0059] 1)当电网需求电量及电站内部所需电量与水电站所发电量相平衡时，作为常规水电站运行，制氢储能系统不启用。
[0060] 2)当水电站电能供大于求，可能导致弃水情况或其他影响水电站经济最优化运行的工况出现时，则通过厂用电系统或电站内部高压配电系统将富余电力用于电解水生成氢气、氧气并存储起来。制成的氢气、氧气可以作为氢、氧产品直接销售；同时作为氢燃料电池系统的燃料，用于实现向水电站厂用电系统或交流电网供电。
[0061] 本系统生产的氢能有如下消纳方式：
[0062] 1)水电站内部的能源消耗，全电站无任何燃油等
碳(C)排放设备。无将柴油发电机改装为氢能发电机，利用氢气储存装置，提升应急发电机的备用容量，减少对外部市政供电系统的依赖；
[0063] 2)采用氢能直流系统，将铅酸电池替换为氢燃料电池。
[0064] 3)氢发电外送；
[0065] 4)将氢作为产品直接销售，如地方加氢站、HCNG(10％～20％H2)
[0066] 上述水电站制氢储能系统，其电力输入如图1至图4所示。电解氢所用电力能源，有如下几种取用方式：
[0067] 1)取自水电站高压厂用电母线，该电压等级可以是国内常见的10kV、6kV系统，也可以是其他厂用电高压系统，如图1所示；应当说明，厂用电高压系统的电压等级并不限定本专利的保护范围，凡基于厂用电高压系统构成的电站制氢储能系统也在本专利保护范围之内。
[0068] 2)取自
水轮发电机电压母线，如图2所示。
[0069] 3)取自水电站高压配电装置侧，如国内常见的110kV、220kV或500kV系统侧，如图3所示。应当说明，若部分电站采用了诸如132kV、230kV或400kV等非常规电压等级，则基于该电压系统形成的水电站制氢储能系统也在本专利保护范围之内。
[0070] 4)取自水电站高压配电装置侧，但经过降压变压器供给至电解制氢装置，如图4所示。
[0071] 应当说明，凡制氢所用电源取自上述4种方式中所示的母线，只要该母线为水电站内母线，则上述制氢取电源方式均在本专利的保护范围。应当说明，如通过各类型变压器改变输入制氢储能系统输入的电压等级等，其核心思想未脱离水电站内制氢储能，即电解制氢的电力取自水电站所发出电力但未接入电网的部分，因此均应涵盖于本发明的保护范围内。
[0072] 根据上述所述4种取电方式，在水电站内具体实现方式见图6所示。如图6所示，水电站电能从发电机1产生，通过发电机电压母线2传递至主变压器6低压侧，通过主变压器6升压后，经过高压母线7送入电网，其中发电机断路器4放置在发电机电压母线2中间，高厂变5从发电机电压母线2取电，降压后经电缆送入厂用高压母线(图中未显示)，厂用高压母线经过厂用变降压后经电缆送入0.4kV母线3，形成水电站电气一次系统。前述4种取电方式在图7所示的取电方案依次为：
[0073] 方案1：取自厂用电高压母线，厂用电高压母线在水电站内一般放置于厂用电高压母线柜中，如10kV开关柜，可直接从10kV开关柜馈线柜取电，采用10kV高压电缆送入电解制氢系统；
[0074] 方案2：取自发电机电压母线，图6中所示发电机电压母线类型为离相封闭母线，可以采用分支母线转电缆方式从发电机电压母线取电，然后经电缆送入电解制氢系统；
[0075] 方案3：取自高压母线，高压母线有气体封闭金属母线和敞开式母线两种类型，如采用气体封闭金属母线类型，可通过SF6管道母线或高压电缆直接从母线取电，送入电解制氢系统，采用上述装置的电解制氢系统需要在接头处特殊设计；如采用敞开式母线，可采用架空线送入电解制氢装置。
[0076] 方案4：取自高压母线经降压变压器，降压变压器与高压母线连接方式同方案四，降压变压器与电解制氢系统采用电缆连接。
[0077] 应当理解，图6及其相应所述内容仅为本发明一种实施例，并非限制本发明专利的保护范围。
[0078] 本
说明书未作详细描述的内容属于本领域专业技术人员公知的现有技术。
