新能源耦合煤化工多能系统、评估方法及计算机可读存储介质

1.本发明属于煤化工与新能源结合领域，特别是一种新能源耦合煤化工多能系统、评估方法及计算机可读存储介质。


背景技术：

2.中国西部拥有丰富的煤炭资源与充沛的可再生能源，但长久以来煤炭资源多用于火力发电，而风、光等可再生能源也因其本身的波动性与随机性，无法高效、稳定地大规模并入电网，同时传统的煤化工产业受制于工业原料、能源动力的价格影响难以取得经济收益的最大化。现有技术大多关注于新能源消纳或煤化工生产等单一方面，少有将煤化工与新能源两者结合，以充分实现西部地区能源优势。


技术实现要素：

3.本发明所要解决的技术问题是：提供一种新能源耦合煤化工多能系统(nec&ccms)、评估方法及计算机可读存储介质。通过提出的全寿命周期计算方法定量分析设备投资、运行维护及系统收益等在不同影响因素下的变化规律，并在环境允许下求取最大化利润。通过某地区新能源发电厂及煤化工企业为背景仿真验证了系统模型及提出方法的正确性。
4.为了解决以上技术问题，本发明提供一种新能源耦合煤化工多能系统，包括：依次连接的风光互补发电系统、电解水制氢系统、煤制氢系统、煤化工制甲醇系统以及氢氧分配管理系统；
5.所述风光互补发电系统，为所述电解水制氢系统提供电能；
6.所述电解水制氢系统，用于电解水制备氢气和氧气，供给给所述氢氧分配管理系统；
7.所述煤制氢系统，用于制备氢气，供给给所述氢氧分配管理系统；
8.所述煤化工制甲醇系统，用于制备甲醇；
9.所述氢氧分配管理系统，用于接收和分配氧气和氢气。
10.进一步的，所述风光互补发电系统包括：光伏系统、风电系统、控制系统、ac/ac转化系统、ac/dc转化系统、dc/dc转化系统和电网；所述光伏系统和风电系统分别将光能和风能转化为电能，经所述控制系统，一路经ac/ac转化系统输送到所述电网，另一路，分别经所述ac/dc转化系统和dc/dc转化系统输送到所述电解水制氢系统。
11.进一步的，所述电解水制氢系统，电解水，并将电解水得到的氧气和氢气分别输送到所述氢氧分配管理系统。
12.进一步的，所述煤制氢系统,包括：反应器、气化炉、第一净化器、重整器、煅烧炉、热交换器和第二净化器；煤和水经过所述反应器生成水煤炭，输送到所述气化炉，生成粗合成气，再输送到第一净化器，得到氢气和二氧化碳，再经过重整器，分离出的氢气，经过第二
净化器，再输送到所述氢氧分配管理系统；经过重整器的二氧化碳发生反应生成反应物再经过煅烧炉与热二氧化碳反应后排出二氧化碳再输送到热交换器用于产生热二氧化碳。
13.进一步的，所述煤化工制甲醇系统包括反应器、气化炉、净化装置、分离装置、气体调比装置、合成反应器、分离装置、精馏设备和储液设备；煤和水经反应器生成水煤浆，再经气化炉混合氧气生成粗合成气，再经净化装置、二氧化碳分离装置，然后在气体调比装置中与氢气混合，再在合成反应器中与煤混合，进入分离装置，再经精馏设备，最后存储于储液容器。
14.一种全寿命周期的经济性评估方法，所述方法是基于上述的新能源耦合煤化工多能系统实现的，所述方法包括：
15.设备的购买及维护成本如下：
[0016][0017]
上式中，c
investment
表示设备购买费用，c
maintenance
为设备维护费用，其中风光互补发电系统、电解水制氢系统、煤制氢系统、煤化工制甲醇系统、氢氧分配管理系统系统的系统购置设备分别用c
wp
、c
el
、c
cg
、c
cc
、c
hoc
来表示，同时用c
rwpt
、c
relt
、c
rcgt
、c
rcct
、c
rhoct
分别表示对应系统的年运行维护成本；n为项目生命周期，i为贴现率；
[0018]
系统的购置成本及运行维护成本与装置容量密切相关：
[0019]
风光系统购置设备及运行维护成本：
[0020][0021]
式中：mw与m
p
分别为规划中的风力发电机组容量与光伏装机容量(mw)；pw与p
p
为对应的风光发电设备价格(万元/mw)；a为运行维护成本占该系统购置设备的比例；
[0022]
电解水制氢系统购置设备及运行维护成本：
[0023][0024]
式中：me为电解水制氢设备功率(kw)；pe为电解水制氢设备价格(万元/kw)；b为运行维护成本占该系统购置设备的比例；
[0025]
煤制氢系统购置设备及运行维护成本：
[0026][0027]
式中：m
cg
为煤制氢设备的功率(kw)；p
cg
为煤制氢设备价格(万元/kw)；c为运行维护成本占该系统购置设备的比例；
[0028]
煤化工制甲醇系统购置设备及运行维护成本：
[0029][0030]
式中：m
cc
为煤制氢设备的功率(kw)；p
cc
为煤制氢设备价格(万元/kw)；d为运行维护成本占该系统购置设备的比例；
[0031]
氢氧分配管理系统系统购置设备及运行维护成本：
[0032][0033]
式中：mo、mh分别为氧气、氢气的压力储备设备体积(nm3)；po、ph为对应的储备设备单位体积成本(万元/nm3)；e为运行维护成本占该系统购置设备的比例；
[0034]
年耗水成本
[0035]
设：p
water
为单位水的价格(元/t)，ew为电解水系统生产单位氢气的耗水量(kg/nm3)，cw为煤制氢系统生产单位氢气的耗水量(kg)，c
cw
为煤化工制甲醇系统生产单位甲醇的耗水量(kg)；则年耗水成本c
water
的计算公式为：
[0036][0037]
式中：为电解水年制氢量，为煤制氢年制氢量，q
ch-year
为年产甲醇量；
[0038]
年耗煤成本
[0039]
设：pc为单位煤炭的价格(元/t)，ca为煤制氢系统生产单位氢气的耗煤量(t)，cb为煤化工制甲醇系统生产单位甲醇的耗煤量(t)。则年耗煤成本c
coal
的计算公式为：
[0040][0041]
收益分析
[0042]
并网电力收益
[0043]
风、光发电的总能量的f
eh
倍用于电解水制氢，f
cc
倍能量用于煤制氢及煤制甲醇方面，剩余的能量f
ot
用于并网。则风、光发电并网收益为：
[0044]swpt
＝(mw×
tw+m
p
×
t
p
)
×
pe×fot
[0045]
式中：pe风光并网电价(元/kw
·
h)，tw、t
p
为风电场、光伏电场年运行时间(h)；
[0046]
销售氢气、氧气以及甲醇的收益
[0047][0048]
式中：分别为第t年的氢气、氧气以及甲醇的年销售收入(万元)；为氢气、氧气的销售单价(元/nm3)，p
ch
为甲醇销售单价(元/t)；
为年氢
[0049][0050]
式子中，f、e
t
与c
t
为系统在项目周期内净利润、总收益及总支出，表示设备在第t年的残值，为折现率，按固定值10％计算，l
t
为通货膨胀率。
[0051]
进一步的，为满足各子系统的技术要求与协调好各子系统间的能量流动关系，需构建各子系统的约束条件：
[0052]
风光电场约束条件:
[0053][0054]
式子中，p
pw
、p
pl
为对应电场的风光出力(mw)，p
pwmin
、p
pwmax
为风电机组最小与最大出力，p
plmin
、p
plmax
为光伏电站最小与最大出力；
[0055]
电解水制氢系统约束条件：
[0056][0057]
式子中，f
wp
为电解水系统耗能占等值风光发电装机容量的百分数，为制氢速率，为制氧速率(nm3/h)，η
eh
为电解水制氢效率，un为电解槽电压，一般情况下需要多个电解槽串联使用，电解槽个数为n；
[0058]
煤制氢系统约束条件：
[0059]
式中，为年产氢量(nm3)，ηv为电解水效率，t
cg
为系统运行时间；
[0060]
煤化工制甲醇系统约束条件：
[0061][0062]
式子中，f
cc
为氢气用于生产甲醇的比例，ηc为氢气制甲醇的效率，tc为系统运行时间，vm为25℃标准大气压下的气体摩尔值24.5l/mol。在实际运行中，系统生产出的氢气应满足煤化工制甲醇的需要；
[0063]
氢气、氧气与甲醇储存设备约束条件：
[0064][0065]
式中：v
h2min
、v
o2min
、v
chmin
分别对应氢气、氧气及甲醇储存设备的最小容量，v
chmax
为对应氢气、氧气及甲醇储存设备的最大容量。
[0066]
一种计算机可读存储介质，所述存储介质中存储有至少一条指令、至少一段程序、代码集或指令集，所述至少一条指令、所述至少一段程序、所述代码集或指令集由处理器加载并执行以实现如上述的全寿命周期的经济性评估方法。
[0067]
本发明的有益效果是：以风、光发电作为能源枢纽，通过电网消纳及煤化工系统的生产应用，在实现能量转换的同时，完成制氢、储氢、用氢的氢能源循环，既能够有效缓解弃风弃光现象，解决可再生能源的浪费问题，还可以加快煤炭利用方式的转型，促进煤炭职能从基础能源原料向化工原料的转变。同时，各系统间的协调配合将有效缓解风光消纳不足，并减少煤化工产业的污染问题，为新能源的消纳与传统煤化工的生产带来双赢。
附图说明
[0068]
图1为新能源耦合煤化工多能系统示意图；
[0069]
图2为nec&ccms经济流程图；
[0070]
图3为电解水制氢设备投资周期净利润图；
[0071]
图4为电解水制氢资金回收周期图；
[0072]
图5为煤制氢供给甲醇设备投资周期净利润图；
[0073]
图6为煤制氢供给甲醇资金回收周期图；
[0074]
图7为电解水制氢、电解水制氢参与煤制甲醇系统周期净利润图；
[0075]
图8为电解水制氢、电解水制氢参与煤制甲醇系统资金回收周期图。
具体实施方式
[0076]
如图1-8所示，本实施例系统由风光互补发电系统、电解水制氢系统、煤制氢系统、煤化工制甲醇系统及氢氧分配管理系统组成。以风、光发电作为能源枢纽，通过电网消纳及煤化工系统的生产应用，在实现能量转换的同时，完成制氢、储氢、用氢的氢能源循环，既能够有效缓解弃风弃光现象，解决可再生能源的浪费问题，还可以加快煤炭利用方式的转型，促进煤炭职能从基础能源原料向化工原料的转变。同时，各系统间的协调配合将有效缓解风光消纳不足，并减少煤化工产业的污染问题，为新能源的消纳与传统煤化工的生产带来双赢。
[0077]
根据运营模式的选择，系统的主要成本可分为设备投资成本与资源消耗成本两部分。
[0078]
nec&ccms的设备投资成本分为一次性设备购买成本及设备的维护成本。其中，设备的购买为一次性投资，不受通货膨胀的影响，但设备的维护是长期过程，将受到通货膨胀的影响。设备的购买及维护成本如下：
[0079][0080]
上式中，c
investment
表示设备购买费用，c
maintenance
为设备维护费用，其中风光互补发电系统、电解水制氢系统、煤制氢系统、煤化工制甲醇系统、氢氧分配管理系统系统等系统购置设备分别用c
wp
、c
el
、c
cg
、c
cc
、c
hoc
来表示，同时用c
rwpt
、c
relt
、c
rcgt
、c
rcct
、c
rhoct
分别表示对应系统的年运行维护成本。n为项目生命周期，i为贴现率。
[0081]
系统的购置成本及运行维护成本与装置容量密切相关：
[0082]
风光系统购置设备及运行维护成本：
[0083][0084]
式中：mw与m
p
分别为规划中的风力发电机组容量与光伏装机容量(mw)；pw与p
p
为对应的风光发电设备价格(万元/mw)；a为运行维护成本占该系统购置设备的比例。
[0085]
电解水制氢系统购置设备及运行维护成本：
[0086][0087]
式中：me为电解水制氢设备功率(kw)；pe为电解水制氢设备价格(万元/kw)；b为运行维护成本占该系统购置设备的比例。
[0088]
煤制氢系统购置设备及运行维护成本：
[0089][0090]
式中：m
cg
为煤制氢设备的功率(kw)；p
cg
为煤制氢设备价格(万元/kw)；c为运行维护成本占该系统购置设备的比例。
[0091]
煤化工制甲醇系统购置设备及运行维护成本：
[0092][0093]
式中：m
cc
为煤制氢设备的功率(kw)；p
cc
为煤制氢设备价格(万元/kw)；d为运行维护成本占该系统购置设备的比例。
[0094]
氢氧分配管理系统系统购置设备及运行维护成本：
[0095][0096]
式中：mo、mh分别为氧气、氢气的压力储备设备体积(nm3)；po、ph为对应的储备设备
单位体积成本(万元/nm3)；e为运行维护成本占该系统购置设备的比例。
[0097]
资源消耗成本
[0098]
nec&ccms正常运行维护成本包括:年耗电成本、年耗水成本、煤炭年需求量。其中，系统的电力由风光互补发电系统提供，所以年耗电成本可忽略不计。由于水、煤价格受环境及政策影响较大，为了简便计算，仅考虑其受通货膨胀的影响而不考虑其他。
[0099]
年耗水成本
[0100]
设：p
water
为单位水的价格(元/t)，ew为电解水系统生产单位氢气的耗水量(kg/nm3)，cw为煤制氢系统生产单位氢气的耗水量(kg)，c
cw
为煤化工制甲醇系统生产单位甲醇的耗水量(kg)。则年耗水成本c
water
的计算公式为：
[0101][0102]
式中：为电解水年制氢量，为煤制氢年制氢量，q
ch-year
为年产甲醇量。
[0103]
年耗煤成本
[0104]
设：pc为单位煤炭的价格(元/t)，ca为煤制氢系统生产单位氢气的耗煤量(t)，cb为煤化工制甲醇系统生产单位甲醇的耗煤量(t)。则年耗煤成本c
coal
的计算公式为：
[0105][0106]
收益分析
[0107]
nec&ccms的收益主要可分为两部分：一是风光发电并网售电收益，二是出售的氢气、氧气与甲醇的收益。
[0108]
并网电力收益
[0109]
风、光发电的总能量的f
eh
倍用于电解水制氢，f
cc
倍能量用于煤制氢及煤制甲醇方面，剩余的能量f
ot
用于并网。则风、光发电并网收益为：
[0110]swpt
＝(mw×
tw+m
p
×
t
p
)
×
pe×fot
[0111]
式中：pe风光并网电价(元/kw
·
h)，tw、t
p
为风电场、光伏电场年运行时间(h)。
[0112]
销售氢气、氧气以及甲醇的收益
[0113][0114]
式中：分别为第t年的氢气、氧气以及甲醇的年销售收入(万元)；为氢气、氧气的销售单价(元/nm3)，p
ch
为甲醇销售单价(元/t)；为年氢
[0115][0116]
式子中，f、e
t
与c
t
为系统在项目周期内净利润、总收益及总支出，表示设备在第年的残值，为折现率，按固定值10％计算，l
t
为通货膨胀率，
[0117]
在研究nec&ccms时，为满足各子系统的技术要求与协调好各子系统间的能量流动关系，需构建各子系统的约束条件。
[0118]
风光电场约束条件:
[0119][0120]
式子中，p
pw
、p
pl
为对应电场的风光出力(mw)，p
pwmin
、p
pwmax
为风电机组最小与最大出力，p
plmin
、p
plmax
为光伏电站最小与最大出力
[0121]
电解水制氢系统约束条件：
[0122][0123]
式子中，f
wp
为电解水系统耗能占等值风光发电装
[0124]
机容量的百分数，为制氢速率，为制氧速率(nm3/h)，η
eh
为电解水制氢效率，un为电解槽电压，一般情况下需要多个电解槽串联使用，电解槽个数为n。
[0125]
煤制氢系统约束条件：
[0126]
式中，为年产氢量(nm3)，ηv为电解水效率，t
cg
为系统运行时间。
[0127]
煤化工制甲醇系统约束条件：
[0128][0129]
式子中，f
cc
为氢气用于生产甲醇的比例，ηc为氢气制甲醇的效率，tc为系统运行时间，vm为25℃标准大气压下的气体摩尔值24.5l/mol。在实际运行中，系统生产出的氢气应满足煤化工制甲醇的需要。
[0130]
氢气、氧气与甲醇储存设备约束条件：
[0131]
[0132]
式中：v
chmin
分别对应氢气、氧气及甲醇储存设备的最小容量，v
chmax
为对应氢气、氧气及甲醇储存设备的最大容量。
[0133]
以某地区新能源发电场与煤化工企业为背景搭建nec&ccms并建立经济评估模型。其中，风电场与光伏电场规划各为100mw，年平均运行小时都为2000h。电解水制氢系统与氢、氧及甲醇储存设备年运行时间8000h。煤化工制甲醇年产量为10万t，年运行时间为8000h，煤制氢系统产氢量为5000nm3/h，年运行时间为8000h。nec&ccms全寿命周期为20年，设备维护参数
[0134]
取a、b、d、f为1％，c为3％，e为2％。考虑到环境因素，取碳税价格为175元/t。如表一所示：
[0135][0136]
表1系统设备单价
[0137]
影响系统经济效益的因素：
[0138]
影响nec&ccms全寿命周期经济效益的因素有多种，本文从制甲醇规模、制氢规模等影响系统经济性的关键因素进行分析。
[0139]
制氢规模对系统的影响：
[0140]
氢气的来源主要分为两部分，一部分为煤制氢，一部分为电解水制氢。考虑到不同制氢方式对系统经济的影响不同，因此选择固定系统年产甲醇量，多余氢气选择售出，同时观察系统的经济效益。
[0141]
一、当风光发电用于电解水制氢比例发生改变，而系统其余设备参数与煤化工比例都为已设置系统参数时。由图3分析可知：随着电解水制氢比例的增加，系统设备投资与周期净利润也随之增加，但设备投资的增长幅度要高于周期净利润的增长，同时资金回收周期也随之变长。说明过大的电解水制氢规模虽然能够带来更多利润，但对前期系统资金投入有了更高的要求，且资金回收周期的增加对系统资金流转造成不利影响。
[0142]
二、当煤制氢供给甲醇的氢气比例发生变化，而系统其余设备都为系统设定参数时，由图4可知：当煤制氢供给于煤制甲醇的氢气比例越高，系统年净利润越高，同时资金回收周期越短。但需要注意的是，当煤制氢规模变大，系统的相应设备投入与原料支出也相应增加，再加上煤制氢对环境的污染等客观因素，造成了系统生产同样的甲醇量情况下净收入与电解水全额制氢相比并无优势。但同时考虑到煤制氢合成甲醇规模的增加造成资金的回收周期相对较快，因而选择合理的煤制氢规模将有利于系统的经济性。
[0143]
煤制甲醇规模对系统的影响：
[0144]
规定nec&ccms各子系统参数不发生改变，当煤制甲醇规模扩大时，系统制氢比例同样发生变化。考虑到环境的影响与新能源的大比例消纳，此时选择固定的煤制氢比例，同时探究不同的甲醇生产规模受电解水制氢的影响下系统的周期净利润与资金回收周期间的关系。
[0145]
由图3-8可知，当电解水制氢比例与电解水制氢参与煤制甲醇比例在0.5附近时，系统的资金回收周期最短，为11.75年，周期净利润为32.95亿元，相对较高。当单一的电解水制氢比例或电解水制氢参与煤制甲醇比例增加时，设备投资增加，资金回收年限增加，但周期净利润也随之增高。而当两者同时作用时，由图6可以看出系统净利润此时处于衰减状态，当两者达到最大值时，系统净利润相比电解水制氢比例与电解水参与煤制甲醇比例在0.5时缩减了36.8％,同时资金回收年限增加了36.2％。这是因为系统设备投资扩大，原料消耗增加，虽然增加了甲醇售出利润，但同时外售氢气利润减少，因此在扣除设备投资与原料消耗的增加后，此时系统的周期净利润呈降低的趋势。综合考虑下，建议取电解水制氢比例与电解水参与煤制甲醇比例在0.5左右，此时系统资金回收周期最短，周期净利润相对较高，最能满足项目的需要。
[0146]
本文构建了nec&ccms及其全寿命周期经济性评估模型，选择某地区风光电场与煤化工企业为背景，通过分析不同规模下的制氢规模与制甲醇规模下的周期净利润及资金回收周期，得出结论：
[0147]
1)仿真实验验证了所构建的系统及经济评估模型的正确性。
[0148]
2)当电解水制氢规模与电解水制氢参与煤制甲醇比例两者只有一个增加时，系统的资金回收周期与周期净利润都增加，但当两者同时增加时，系统的资金回收周期增加而周期净利润减少，此时电解水制得的高纯度氢气外售比应用于煤制甲醇合成更能获得大额利润。
[0149]
3)电解水制氢规模与煤制氢规模并非越大越好，不过应在环境允许的情况下加大煤制氢生产规模，在满足消纳弃风弃光电力的情况下减少电解水制氢规模。
[0150]
以上实施例仅为说明本发明的技术思想，不能以此限定本发明的保护范围，凡是按照本发明提出的技术思想，在技术方案基础上所做的任何改动，均落入本发明保护范围之内。