一种水电站自消纳氢电联供厂用电系统及方法与流程

本发明涉及水力发电技术领域，具体涉及一种水电站自消纳氢电联供厂用电系统及方法。

背景技术：

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。”

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。

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。

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。

技术实现要素：

本发明的目的就是针对现有技术的缺陷，提供一种利用水电站富余电力，实现制氢、供氢、储氢、氢燃料电池供电的水电站自消纳氢电联供厂用电系统及方法。

本发明一种水电站自消纳氢电联供厂用电系统，其技术方案为：包括0.4kv母线供电端、直流用电系统、交流用电系统、ac/dc装置、dc/ac装置、电解制氢装置、储氧装置、储氢装置和氢燃料电池，所述0.4kv母线供电端通过ac/dc装置与直流用电系统和电解制氢装置供电端电连接，所述电解制氢装置的氧气输出端和氢气输出端分别与储氧装置和储氢装置连接，所述储氧装置的氧气出口和储氢装置的氢气出口均与氢燃料电池的燃气入口连接，所述氢燃料电池的电源输出端通过dc/ac装置与交流用电系统电连接。

较为优选的，所述电解制氢装置包括电解槽、纯水泵、氧气分离器、氢气分离器、氧气阀、氢冷却器、冷却水阀门、碱液回收泵，所述纯水泵与水电站内水资源连通，所述纯水泵输出端与电解槽进水端连通，所述电解槽经氢气管路和氧气管路分别与氢气分离器和氧气分离器连通，所述氢气分离器通过氢气阀与储氢装置连通，所述氧气分离器通过氧气阀与储氧装置连通，所述氢气分离器和氧气分离器的碱液出口通过碱液回收泵与电解槽连通。

较为优选的，所述储氢装置包括干燥吸附器甲、干燥吸附器乙、储氢罐、增压泵、冷凝分离器和阀门，所述储氢装置的进气口通过阀门与冷凝分离器连通，所述冷凝分离器输出口分别与干燥吸附器甲和干燥吸附器乙连通，所述干燥吸附器甲和干燥吸附器乙的出气口通过阀门与储氢罐进气口连通。

较为优选的，所述储氧装置包括干燥吸附器甲、干燥吸附器乙、储氧罐、增压泵、冷凝分离器和阀门，所述储氧装置的进气口通过阀门与冷凝分离器连通，所述冷凝分离器输出口分别与干燥吸附器甲和干燥吸附器乙连通，所述干燥吸附器甲和干燥吸附器乙的出气口通过阀门与储氧罐进气口连通。

本发明一种水电站自消纳氢电联供厂用电方法，其技术方案为：

在水电站内设置电解制氢装置，采用水电站水资源作为电解水，利用水电站厂用电0.4kv母线输出的交流电电解水产生氢气，送入氢燃料电池产生电能反馈至厂用电；

其中，水电站常规运行时，优先保障常规厂用电负荷，控制制氢速率，使厂用电系统变压器处于满负荷状态；

当由于机组投运或检修负荷导致常规厂用电负荷增加时，降低制氢速率，保障常规厂用电；

当由于机组停机导致常规厂用电负荷降低时，增加制氢速率。

较为优选的，所述水电站的厂用电电源包括常规厂用电电源和氢燃料电池系统电源，所述常规厂用电电源的用电优先级高于氢燃料电池系统电源。

本发明的有益效果为：

(1)本方案提升了厂用电系统设备利用率。一般常规水电站厂用电系统，其负载率较低，用电过程的损耗比率高；采用本系统之后，设备将长期处于满负荷运行状态，用电过程的损耗比率低，经济性大大提升。

(2)减少了柴油发电机等保安电源。基于水电站的氢储能系统，可以取消柴油发电机等保安电源；同时取消铅酸电池等水电站蓄电池系统。

(3)提升了水电站经济性。生产的氢产品、氧产品可直接作为产品销售，增加水电站收入来源。

附图说明

图1为本发明一种水电站自消纳氢电联供厂用电系统的连接示意图；

图2为图1中电解制氢装置的连接示意图；

图3为图1中储氢装置的连接示意图。

图中：1-ac/dc装置，2-电解制氢装置，2.1-氧气分离器，2.2-氢气分离器，2.3-氧气阀，2.4-氢气阀，2.5-氢冷却器，2.6-冷却水阀门，2.7-纯水泵，2.8-电解槽，2.9-碱液回收泵，3-储氧装置，3.1-干燥吸附器甲，3.2-干燥吸附器乙，3.3-储氧罐，3.4-增压泵，3.5-冷凝分离器，3.6-阀门，4-储氢装置，5-氢燃料电池，6-dc/ac装置，7-交流用电系统，8-直流用电系统，9-高压母线，10-主变压器，11-发电机断路器，12-发电机，13-中性点接地装置，14-发电机电压母线，15-高压厂用变压器，16-厂用电高压母线，17-厂用电变压器，18-0.4kv母线。

具体实施方式

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。

如图1所示，一种水电站自消纳氢电联供厂用电系统，包括0.4kv母线18供电端、直流用电系统8、交流用电系统7、ac/dc装置1、dc/ac装置6、电解制氢装置2、储氧装置3、储氢装置4和氢燃料电池5，所述0.4kv母线18供电端通过ac/dc装置1与直流用电系统8和电解制氢装置2供电端电连接，所述电解制氢装置2的氧气输出端和氢气输出端分别与储氧装置3和储氢装置4连接，所述储氧装置3的氧气出口和储氢装置4的氢气出口均与氢燃料电池5的燃气入口连接，所述氢燃料电池5的电源输出端通过dc/ac装置6与交流用电系统7电连接。

其中，ac/dc装置1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。ac/dc装置1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装置运行控制方式并不限定本专利的保护范围。

dc/ac装置6为逆变装置，接受氢燃料电池5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。

水电站电能从发电机12产生，通过发电机电压母线14传递至主变压器10低压侧，通过主变压器10升压后，经过高压母线9送入电网，其中发电机断路器11放置在发电机电压母线14中间，发电机12通过中性点接地装置13接地。高压厂用变压器15从发电机电压母线14取电，降压后经电缆送入厂用高压母线16，厂用高压母线16经过厂用变压器17降压后经电缆送入0.4kv母线18。

电解制氢装置2由电解槽2.8、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：

电解槽2.8是本系统的核心装置，用于电解水制氢气、氧气。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。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。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。碱液循环的动力装置。

如图2所示，电解制氢装置2包括电解槽2.8、纯水泵2.7、氧气分离器2.1、氢气分离器2.2.2、氧气阀2.3、氢冷却器2.5、冷却水阀门2.6、碱液回收泵2.9，所述纯水泵2.7与水电站内水资源连通，所述纯水泵2.7输出端与电解槽2.8进水端连通，所述电解槽2.8经氢气管路和氧气管路分别与氢气分离器2.2.2和氧气分离器2.1连通，所述氢气分离器2.2.2通过氢气阀2.4与储氢装置4连通，所述氧气分离器2.1通过氧气阀2.3与储氧装置3连通，所述氢气分离器2.2.2和氧气分离器2.1的碱液出口通过碱液回收泵2.9与电解槽2.8连通。

储氢装置4、储氧装置3用于储存电解水制成的氢气、氧气，同时包括向燃料电池5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。

氢燃料电池5接收储氢装置4、储氧装置3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装置6向交流厂用电系统供电。

ac/dc输出的直流电能为输出电压为0～10kv，输出电流为0～10ka，此电能用于供给电解氢系统。

电解制氢装置2所用电能来自于ac/dc装置1，ac/dc装置1的交流电来自于0.4kv母线18。原料水来自用水电站内水资源，产生氢气、氧气的能力为0～10000nm3/hh2、0～5000nm3/ho2，若厂用电系统为考虑制氢储能后经过专门的改造，则上述产能能进一步增加。

电解制氢系统产生的氢气和氧气经过干燥、过滤等一系列处理后，送入储氢、储氧系统。存储方式包括高压存储(压力1mpa～1000mpa)及低温液态存储等。存储的氢气和氧气可以直接作为气体产品进行销售。

存储的氢气和氧气在控制系统的调配下，经过高压气体管道(0.1mpa～3mpa)输入燃料电池系统用于发电，产生的电能用于厂用电系统消耗或通过厂用电系统向电力系统供电，增大水电站发电能力。

如图3所示，储氧装置3包括干燥吸附器甲3.1、干燥吸附器乙3.2、储氧罐3.3、增压泵3.4、冷凝分离器3.5和阀门3.6，所述储氧装置3的进气口通过阀门3.6与冷凝分离器3.5连通，所述冷凝分离器3.5输出口分别与干燥吸附器甲3.1和干燥吸附器乙3.2连通，所述干燥吸附器甲3.1和干燥吸附器乙3.2的出气口通过阀门3.6与储氧罐3.3进气口连通。储氢装置4包括干燥吸附器甲、干燥吸附器乙、储氢罐、增压泵、冷凝分离器和阀门，所述储氢装置的进气口通过阀门与冷凝分离器连通，所述冷凝分离器输出口分别与干燥吸附器甲和干燥吸附器乙连通，所述干燥吸附器甲和干燥吸附器乙的出气口通过阀门与储氢罐进气口连通。储氢装置4的结构与储氧装置3相同。

本发明一种水电站自消纳氢电联供厂用电方法通过在水电站内设置电解制氢装置2，采用水电站水资源作为电解水，利用水电站厂用电0.4kv母线18输出的交流电电解水产生氢气，送入氢燃料电池产生电能反馈至厂用电。

水电站自消纳氢电联供厂用电系统的运行控制策略为：

(1)厂用电系统的用电负荷分为常规厂用电负荷和制氢负荷两大类；厂用电电源包括常规取电电源和氢燃料电池系统电源。

(2)用电负荷的供电优先级：常规厂用电负荷＞制氢负荷。常规运行情况下，优先保障常规厂用电负荷，通过控制制氢速率，使得体厂用电系统变压器基本处于满负荷状态。当由于机组投运或检修负荷导致常规厂用电负荷增加时，通过能量管理系统降低制氢速率，减少制氢负荷，保障常规厂用电；当由于机组停机导致常规厂用电负荷降低时，通过能量管理系统增加制氢速率，增加制氢负荷。若存在临时突然用电负荷增加，能量管理系统无法及时反应的工况，则利用厂用变压器短时过负载能力，短时过负载能力，同时迅速降低制氢负荷，减少系统过负载运行时间。

(3)用电电源的优先级：常规取电电源＞氢燃料电池系统电源。常规运行工况下，优先从常规厂用电电源系统取电。当常规取电电源失电时，启用氢燃料电池系统，向负荷供电。

实施例一

如图1所示，常规水电站厂用电系统具体构成为：

某单机容量为600mw，额定电压为20kv的水轮发电机利用水能势差产生电能，通过发电机电压母线传输至主变压器低压侧，本实施例中，采用的发电机电压母线类型为离相封闭母线，采用的主变压器为参数为223mva，550kv±2ⅹ2.5％/20kv，单相变压器，冷却方式为ofwf(强油水冷)。

电能经过主变压器升压后，送入高压母线，进而进入电网；本实施例中，主变高压侧和高压500kv母线之间采用500kv电缆连接；500kv高压母线采用气体金属封闭开关，即gis。高压侧接线型式为3/2接线。

高厂变从发电机电压母线处引出分支母线，从而从发电机机端获取厂用电电源。本实施例中，分支母线也采用离相封闭母线，从发电机电压母线直接通过分支母线接入高厂变；高厂变主要参数为3mva，20kv±2ⅹ2.5％/10kv，单相变压器，冷却方式为onan(油浸自冷)。

厂用电电能经高厂变降低为10kv电压后，送入10kv厂用高压母线。本实施例中，厂用高压母线采用10kv金属开关柜组成，厂用电电能首先接入10kv进线柜，然后在10kv厂用高压母线经过10kv出线柜送入厂用变。如图2所示。

从10kv出线柜经10kv电缆送入厂用变，本实施例中，厂用变主要参数为6mva，10kv±2ⅹ2.5％/0.4kv，三相变压器冷却方式为onan(油浸自冷)。厂用变和0.4kv母线采用铜排柜内连接，0.4kv母线采用0.4kv金属开关柜组成。厂用变接入0.4kv母线的进线柜之后，通过馈线柜向电解制氢装置送入电能。0.4kv母线如图3所示。

本实施例中，电解制氢装置产能为1500n·m3/h，此产能下制氢功率为4.8mw。0.4kv母线接入3个单相整流柜。每个单相整流柜各自接入电解槽，向电解槽内输入直流电流。

电解槽2.8在接收ac/dc装置提供的直流电流后，同时纯水泵2.7工作和碱液回收泵2.9工作，向电解槽2.8输入纯水(经纯水管路)及碱液(经碱性液体管路)。电解槽2.8此时生产出氢气和氧气，经过氢气管路和氧气管路分别送入氢气分离器2.2和氧气分离器2.1。在氢气分离器2.2和氧气分离器2.1中纯化，分离出气体中所含水蒸气送入碱液回收泵2.9；同时在氢气分离器2.2和氧气分离器2.1各自完成气体温度降温，使得氢气和氧气达到一定的纯度，再及经过氢气阀2.4和氧气阀2.3送入储氢/氧装置。

当氢气送入储氢装置后，首先经过阀门3.6控制气体输入冷凝分离器3.5，冷凝分离器3.5将输入气体送入不同的额干燥吸附器，干燥吸附器甲3.1和干燥吸附器乙3.2，实际工程中根据要求的氢气质量及供气量，上述干燥吸附器数量可以调整。经过干燥吸附器后，气体纯度进一步提高，一般可达到99.999％，之后再经过阀门3.6送入储氢罐3.3。在图中所示管路任意处，可根据要求增加增压泵3.4(图中未显示)，使得存储的氢气达到要求的压力值。

氧气存储过程与氢气相同，此处不再阐述。

存储在图1所示储氢系统或储氧系统中的氢气和氧气，首先可以作为气体产品直接销售，实现水电站营业收入增加。其次，在特殊运行工况下，如电站与系统解列，需要外来供电，可以通过向氢燃料电池系统输入氢气和氧气，产生直流电流送入dc/ac系统，逆变出电站厂用电系统所用的交流电流用于全厂厂用电设备的供电，实现氢电联供。

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。