本实用新型涉及电网调频领域，具体是一种基于电解制氢的电网调频系统。
背景技术：
近年来随着中国国民经济的飞速发展，人们对电力的需求也急剧增加，峰谷差日益增大。中国电力供应峰谷比约为10/0.7，远高于一般发展中国家的平均水平的1/0.63，比美国1/0.25的峰谷比高得多，因此中国发电厂中发电机组的调峰任务艰巨。
发电机组的调频能力是维护电网功率平衡和安全稳定的第一道重要屏障，其调节能力和性能对电网的动态稳定性显得尤为重要。此外，由于风能、核能等电源的飞速发展，相对降低了电网的自调节能力，大规模接入的风电机组甚至引入了额外的随机功率扰动，使电网稳定性进一步恶化。合理规范并监测机组调频参数和性能，保障机组良好的调频能力，对电网的安全稳定运行和未来智能电网环境下的优化调度具有重要的意义。目前火力发电厂中发电机组的自动发电控制(Automatic Gain Control，简称AGC)、调频性能是发电机组涉网性能中的2个重要方面，其中，自动发电(AGC)控制是能量管理系统(EMS)的重要组成部分，其主要是按电网高度中心的控制目标将指令发送给有关发电厂或机组，通过电厂或机组的自动控制调节装置，实现对发电机功率的自动控制。我国的调频电源主要为火电机组，其缺点是响应时滞长、机组爬坡速率低，不能准确跟踪自动发电(AGC)控制指令，有时甚至会造成对区域控制误差的反方向调节；同时，由于一次调频死区等非线性环节的存在，传统的AGC线性模型控制方式不能实现良好的动态调节性能。火电机组性能不同则其响应速率不同，造成调节效果千差万别，因此若需增加系统调节容量，也并非大量增加调频火电机组为好。目前发电机组主要通过锅炉、汽轮机的协调控制，依靠增、减燃料量，开大或关小汽轮机调门来响应电网的需求，但是由于锅炉存在迟延，机组负荷响应始终存在局限性，此外，汽轮机为确保有调节裕量，调门也无法保持全开状态，限制了调节的深度。
目前大多数发电厂采用数字式电液(DEH)控制系统，为了负荷的稳定和考核的需要，避免发电机组随频率变动而频繁进行调节，影响负荷的稳定，将汽轮机转速调节系统的一次调频死区设置的比较大，一次调频的作用几乎不存在，使得电网的频率主要靠二次调频来维持。研究表明，在突发性事故和大的负荷(功率)扰动时，很多机组尽管具有调节负荷的能力，但对频率偏差的调频响应几乎为零，此时就会出现频率大幅度波动甚至发生系统崩溃的恶性事故。
近年来，随着清洁能源发电需求的日益增长，氢气逐渐成为电能存储的理想载体。电解水制氢是一种高效、清洁的制氢技术，其制氢工艺简单，产品纯度高，氢气、氧气纯度一般可达99.9％，是最有潜力的大规模制氢技术。通过将清洁能源发电经过电解水制氢技术，将清洁能源产生的电能转化为氢能进行储存，并且根据实际需要，还可通过后续化工过程将氢能转化为甲烷、甲醇及其他液态燃料等。
目前我国氢气年产量已逾千万吨规模，位居世界第一。工业规模的制氢方法主要包括甲烷蒸汽重整和电解水制氢，其中电解水制氢的产量约占世界氢气总产量4％。尽管甲烷蒸汽重整是目前最经济的制氢方法，但其在生产过程中不仅消耗大量化石燃料，而且产生大量二氧化碳。电解水制氢工艺过程简单，产品纯度高，通过采用清洁能源作为能量来源，可现氢气的高效、清洁、大规模制备，该技术也可以用于CO2的减排和转化，具有较为广阔的发展前景。
目前的电解水制氢方法主要有三种：碱性电解水制氢，固体聚合物电解水制氢，及高温固体氧化物电解水制氢。碱性电解水制氢是目前非常成熟的制氢方法，目前为止，工业上大规模的电解水制氢基本上都是采用碱性电解制氢技术，该方法工艺过程简单，易于操作。电解制氢的主要能耗为电能，每立方米氢气电耗约为4.5～5.5kWh，电费占整个电解制氢生产成本的80％左右。因此，电解水制氢技术特别适用于风力发电等清洁能源发电的能源载体。
技术实现要素：
有鉴于现有技术中存在的上述问题，本实用新型提供一种基于电解制氢的电网调频系统和方法。
为解决上述问题，本实用新型的技术方案如下：
本实用新型提供一种基于电解制氢的电网调频系统，其包括电网调度平台，所述电网调度平台与位于发电侧的AGC调频控制模块和位于负荷侧的负荷侧调频控制模块相连接，所述AGC调频控制模块和所述负荷侧调频控制模块分别与调节单元相连接，所述调节单元包括电解制氢装置和氢气储存装置。
作为优选，位于发电侧和/或负荷侧的所述电解制氢装置产生的氢气直接燃烧发电或者被输送至氢气储存装置中储存。
作为优选，产生的氢气还输送至供应加氢站、供应天然气管网或者作为燃料用于供热。
作为优选，位于发电侧的电解制氢装置与发电侧电源接线相连接，发电侧电源接线连接至发电机组。
作为优选，电解制氢装置是碱性水溶液电解制氢槽、质子膜电解槽、固体聚合物电解槽或高温固体氧化物电解槽中的至少一种。
作为优选，氢气储存装置将氢气以氢油形式、高压气态形式、超低温液氢形式中至少一种进行存储。
作为优选，还包括燃料电池发电装置。
作为优选，燃料电池发电装置是高分子电解质膜、碱性、磷酸、熔融碳酸盐或固体氧化物燃料电池中的至少一种。
本实用新型涉及的基于电解制氢的电网调频系统直接减小了火电厂的上网电量，为电网全年提供调峰负荷，间接利用了弃风弃光弃水弃核电力，缓解了电网平衡和峰谷差问题，将电解制氢制氧设备生产的氢气和部分氧气送入煤粉锅炉燃烧，可以实现大型火电机组锅炉的低负荷稳燃，从而提高锅炉低负荷调峰的负荷范围，加大火电机组的调峰能力，采用电解制氢装置的耗电量可以实现无级调节，即其供电功率可以从50％负荷到100％随意随时的快速变动，可以实现电网的调频服务。
本实用新型的基于电解制氢的电网调频系统在负荷侧应用可以与未来的加氢站或负荷侧调频站相结合，利用调频电负荷生产的氢气既可以用于燃料电池汽车，也可以用于分户燃料电池热电联产小机组，还可以打入城市天然气管道，还可以用于氢气燃烧锅炉满足负荷侧供暖需求。
附图说明
图1是本实用新型涉及的基于电解制氢的电网调频系统的示意图。
附图标记：
1、电网调度平台；2、电解制氢装置；3、氢气储存装置；4、燃料电池发电装置；5、发电侧电源接线；6、负荷侧电网接线；7、AGC调频控制模块； 8、负荷侧调频控制模块。
具体实施方式
下面将结合本实用新型实施例中的附图，对本实用新型实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本实用新型一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本实用新型中的实施例，本领域普通技术人员在没有付出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本实用新型保护的范围。
本实用新型涉及的基于电解制氢的电网调频系统运用在火力发电厂中，在火力发电厂中设有煤粉锅炉、汽轮机和发电机组，本实用新型的主要思路是通过将电解制氢技术分别运用在火力发电厂的发电侧和负荷侧，利用电解制氢装置耗电负荷的变化，一般是电解制氢槽的耗电负荷的变化满足电网快速的调频辅助服务需求。
实施例1：
如图1所示，图1示出了一种运用在火电厂内的基于电解制氢的电网调频系统的示意图。下面根据具体实施例对本实用新型的技术方案进行详细介绍。
本实施例涉及的基于电解制氢的电网调频系统包括电网调度平台1以及调节单元，该调节单元可以置于发电侧，也可以置于负荷侧，还可以在发电侧和负荷侧都进行布置，电网调度平台1配置地用于在一定区域内针对位于发电侧的发电站和位于负荷侧的耗电用户终端发布电网调频指令，具体地，电网调度平台1配置地用于检测电网频率变化，根据电网调频指令和电网负荷需求变化，进行发电侧的发电厂发电量或负荷侧的耗电量负荷控制，使得电网频率稳定在一定数值，实现对电网的调频辅助服务。
下面，在本实施例中，以位于发电侧的调节单元为例介绍调节单元的构成以及具体说明如何进行发电量调节，可以说，无论位于发电侧还是负荷侧，调节单元均包括电解制氢装置2和氢气储存装置3，其中，电解制氢装置2 可以是电解制氢槽，优选可采用碱性水溶液电解制氢槽、质子膜电解槽、固体聚合物电解槽或高温固体氧化物电解槽中的至少一种。
在火电发电厂的发电侧，电解制氢装置2与发电侧电源接线5相连接，该发电侧电源接线5连接至发电侧的发电机组，发电机组通过调频余电为电解制氢装置2提供电力供应以用于电解水制氢的实现，这种电力供应例如可以直接来自发电厂中发电机组的电力输出口，也可以来自升压站后经过降压供电，也可以来自发电厂内的厂变系统。
此外，一般在发电侧和负荷侧均设有调频控制模块，电网调度平台1通过调频控制模块在一定区域内针对位于发电侧的发电站和/或负荷侧的耗电用户终端发布电网调频指令，目的是使整体电网的频率稳定在一定范围内，例如稳定在50HZ+-0.33HZ范围内。其中，在本实施例中的发电侧，设置有 AGC调频控制模块7，AGC调频控制模块7配置地用于响应负荷变化指令，控制电解制氢装置2的运行，从而调整耗电量和发电量。
总的来说，电网调度平台1通过控制发电侧的电解制氢装置2和氢气储存装置3，能够使得电网频率稳定在一定数值。具体而言，本实施例中，当通过位于发电侧的调节单元进行发电侧调节时，为了使得电网频率稳定在一定数值，在电网运行中需要快速减少发电负荷时，也就是接收到降发电负荷增耗电负荷指令时，例如在夜间用电低谷期，此时电网向耗电用户终端提供低谷电，电网调度平台1根据实际需求发出火电发电厂减小负荷指令，AGC 调频控制模块7实时地采集氢气储存装置3的状态和发电机组的运行状态，同时向电解制氢装置2发出启动信号，电网调度平台1通过AGC调频控制模块7控制发电厂的发电机组将调峰余电向发电侧的电解制氢装置2供电增加，也就是增加耗电量从而减小电厂发电量，此外，电解制氢装置2还通过电解水反应产生大量的氢气，同时结合外部提供的氧气，根据实际需要，将所产生氢气的一部分(可以是小部分)和氧气输送至发电厂中的煤粉锅炉的炉膛内进行燃烧，从而同时实现在夜间低谷电时段煤粉锅炉的低负荷稳燃运行，所产生氢气的另一部分(可以是大部分)被输送至氢气储存装置3进行能量缓冲储存，从而实现发电机组的负荷跟随自动发电控制指令变化；在电网运行中需要快速增加发电负荷时，也就是接收到升发电负荷降耗电负荷指令时，例如在白天的用电高峰期，由于耗电用户的电力需求处于高峰时段，电网调度平台1根据实际需求发出火电发电厂增加负荷指令，AGC调频控制模块7 实时地采集氢气储存装置3的状态和发电机组的运行状态，发电侧的AGC调频控制模块7控制对电解制氢装置2供电减小，通过减小电解制氢装置2的用电负荷，也就是耗电量减小从而增加发电厂发电量，从而在白天增加整个发电机组的发电量和上网电量，这样，通过电解制氢装置2和氢气储存装置 3的快速投切和升降负荷，使得发电侧的发电功率和负荷侧的用电功率保持平衡，保证电网频率稳定在一定程度，满足电网快速的调频辅助服务需求。
其中，在将氢气和氧气通入煤粉锅炉时，可采用多燃料燃烧器，其实现了氢气和氧气分别进入煤粉锅炉炉膛进行助燃和稳燃，而且此燃烧器还可以用于其他气体燃料如生物质气和天然气引入煤粉锅炉燃烧，从而真正实现火电厂燃料的灵活性。
考虑到本实施例通过设置电解制氢装置2基于电网负荷的变化而提供氢能，需要说明的是，因此，电解制氢装置2能够通过外部供电进行电解水的反应并产生氢气，一般来说，电解制氢装置2设有用于与位于发电侧的发电机组中的供电装置连接的电源端，即以发电机组中供电装置的输出电量为电源进行电解水操作。在结构上，电解制氢装置2可采用现有技术中任何类型的制氢装置，只要能够通过电解水反应获得氢气即可。电解制氢装置2产生的氢气和外部提供的氧气共同被送到火力发电厂中的煤粉锅炉内进行燃烧，实现大型火力发电厂的煤粉锅炉的低负荷稳燃，从而提高锅炉低负荷调峰的复核范围，加大火电发电厂中发电机组的调峰能力。需要额外说明的是，这里可以采用现有技术中任何类型的制氧设备产生并获得氧气。
氢气储存装置3配置地用于暂时储存电解制氢装置2产生的氢气以实现能量储存。可以了解的是，氢气可通过多种方式进行存储，例如以氢油的形式存储，或以高压气态存储，或以超低温液氢方式存储。当以氢油形式存储时，具体地，首先由电解制氢装置2制备氢气，制备得到的氢气通过与有机溶剂混合，在催化剂的作用下进行加氢处理，形成携带氢气的有机溶剂，即氢油，并存在在氢气储存装置3中。
综上所述，参与调频辅助服务的位于发电侧的发电机组利用电解制氢装置2和氢气储存装置3按照电网调频的要求能够快速增减负荷，从而实现电网的调频辅助服务，最终获得电网的调频服务收益。此外，采用了电解制氢装置2和氢气储存装置3也使得根据自动发电控制指令进行调频响应的时间大为缩短。
实施例2
如图1所示，本设施例与实施例1基本构成类似，区别在于，在基于电解制氢的电网调频系统中，在发电侧还设有燃料电池发电装置4，具体地通过控制燃料电池发电装置4增加发电量，也就是说，在本实施例中，电解制氢装置2还可以结合燃料电池发电装置4实现发电调频。更为具体地，在火力发电厂内可以将燃料电池发电装置4与电厂侧电源接线5相连接，在负荷侧燃料电池发电装置4通过与负荷侧电网接线6连接而接入至电网。
在本实施例中，燃料电池发电装置4可以是高分子电解质膜、碱性、磷酸、熔融碳酸盐或固体氧化物燃料电池中的至少一种。
本实施例中，由于设置了燃料电池发电装置4，使得在白天的用电高峰期，在减小电解制氢装置2的用电负荷的基础上，氢气储存装置3储存的氢气的至少一部分被输入燃料电池发电装置4中以进行反应产生电能，进一步增加发电厂发电量，从而在白天增加整个发电机组的发电量和上网电量。
实施例3：
如图1所示，本设施例与实施例1基本构成类似，其区别在于在负荷侧设置负荷侧调频控制模块8以及调节单元，其中，负荷侧调频控制模块8用于响应负荷变化指令，控制电解制氢装置2的运行，调整负荷侧的用电负荷，使得电网频率保持一定水平。其中，在负荷侧，电解制氢装置2与负荷侧电网接线6相连接，该负荷侧电网接线6连接至电网，电网为电解制氢装置2 提供电力以用于电解水制氢的实现。
在进行调节时，当电网调度平台1发布负荷侧增加耗电负荷指令时，负荷侧调频控制模块8控制电解制氢装置2的供电增加，通过电解制氢装置2 的用电负荷，也就是耗电量的增加从而实现负荷侧增加耗电负荷；当电网调度平台1发布负荷侧减小耗电负荷指令时，负荷侧调频控制模块8控制电解制氢装置供电减小，通过电解制氢装置2的用电负荷，也就是耗电量的减小从而实现负荷侧减小耗电负荷；其中，电解制氢装置2产生的氢气既可以用于负荷的加氢站用气，也可以打入现有天然气管网，还可以作为燃料用于供热。
实施例4：
如图1所示，本设施例与实施例3基本构成类似，其区别在于在负荷侧还设置燃料电池发电装置4，通过负荷侧的燃料电池发电装置4和电解制氢装置2实现响应负荷变化，提高负荷侧发电量，从而实现负荷侧的发电量和用电量的控制，最终实现调频的目的。
实施例5：
如图1所示，本设施例与实施例1基本构成类似，其区别在于在发电侧和负荷侧设置分别设置调频控制模块以及调节单元，也就是通过上述实施例中提及的方法在发电侧和负荷侧同时进行发电量或用电量的调节。
实施例6：
如图1所示，本设施例与实施例5基本构成类似，其区别在于在发电侧和负荷侧设置还分别设置燃料电池发电装置4，也就是通过上述实施例中提及的方法在发电侧和负荷侧，同时结合燃料电池发电装置4进行发电量的调节。
当然，以上所述是本实用新型的优选实施方式，应当指出，对于本技术领域的普通技术人员来说，在不脱离本实用新型原理的前提下，还可以做出若干改进和润饰，这些改进和润饰也视为本实用新型的保护范围。