一种绿电制氢、水煤制氢和驱油加注一体化系统的制作方法

1.本发明涉及制氢装置技术领域，具体为一种绿电制氢、水煤制氢和驱油加注一体化系统。


背景技术：

2.电解制氢技术和水煤制氢技术均是获取氢气的最主要来源，电解制氢时通常采用可再生能源进行直接电解，且副产物纯氧得不到有效的利用，尽管在某些一类光、一类风地区能够将制氢电价压缩到0.2元每千瓦时，制氢成本仍然高于煤制氢等，由于可再生能源具有时效性及不确定性，制氢设备无法全功率稳定运行，将导致在设备20年折旧期内无法发挥其经济价值；其中副产物氧气的排空在一定程度上降低了可再生能源电解制氢的经济性，资源浪费现象严重。而水煤浆制氢作为成本最低的制氢方式拥有得天独厚的优势，但其成本主要来源于煤炭和氧气的生产，资源消耗比较严重。


技术实现要素：

3.为解决上述技术问题，本发明提供了一种全工作周期内无能源和资源浪费的绿电制氢、水煤制氢和驱油加注一体化系统。
4.为实现上述目的，本发明提供如下技术方案： 一种绿电制氢、水煤制氢和驱油加注一体化系统，包括可再生能源发电单元、绿电制氢单元、碳捕集注气驱油单元和水煤制氢单元；可再生能源发电包括发电装置，所述发电装置产生的电能能够进行汇流传输，汇流传输的电能能够分别输出至储能电池、输出至绿电制氢单元和经并网后外输至电网，且所述储能电池内的电能也能够输出至绿电制氢单元；所述绿电制氢单元包括水电解制氢装置，所述水电解制氢装置在电能的作用下电解碱性电解质水溶液并生成氧气和粗氢气；所述氧气输出至水煤制氢单元，在所述水煤制氢单元中，煤炭与所述氧气进行煤气化反应并生成粗合成气，所述粗合成气经冷却洗涤后加入催化剂进行变换，变换后的产物通入甲醇反应后进行酸性气体脱除，酸性气体脱除后所形成的co2输出至碳捕集注气驱油单元进行驱油加注；酸性气体脱除后所形成的硫经回收后制取产品硫磺；酸性气体脱除后的剩余合成气经分离后得到产品氢气和产品燃料气。
5.进一步地，输送至所述碳捕集注气驱油单元的co2经富液吸收后进行压缩，压缩后进行脱水，脱水后的co2经储运后再被用于驱油加注。
6.进一步地，所述绿电制氢单元所产生的粗氢气经纯化后得到产品氢气。
7.作为优化，所述储能电池为钒液流电池。
8.作为优化，所述酸性气体脱除后的剩余合成气经变压吸附后分离出产品氢气和产品燃料气。
9.与现有技术相比，本发明的有益效果如下：本发明所提供的一种绿电制氢、水煤制氢和驱油加注一体化系统，利用光伏发电和风力发电以及储能电池的削峰填谷可为绿电制氢单元提供稳定、不间断的能源支持；输入至水电解制氢内的部分电能解决了电能上网过
多对电网所产生的冲击问题；水电解制氢所产生的氧气输入至水煤制氢单元并替代高能耗的空气分离器，降低能耗、节约和充分利用副产物资源，且能够有助于提高合成气的产品质量；水煤制氢单元所产生的污染物co2能够经ccuc技术捕集后能够被回收并用于驱油加注，提升了co2的经济性，整个可再生发电单元、绿电制氢单元、水煤制氢单元和碳捕集注气驱油单元工作周期内无资源和能源的浪费，无碳排放，所有资源均能够得到高效的回收和利用，实现了能源的效益最大化。
附图说明
10.图1为本发明的整体结构示意图。
具体实施方式
11.下面将结合本发明实施例中的附图，对本发明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发明一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发明中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本发明保护的范围。对于本领域的普通技术人员而言，可以具体情况理解术语在本发明中的具体含义。
12.本发明所提供的一种绿电制氢、水煤制氢和驱油加注一体化系统，主要包括可再生能源发电单元、绿电制氢单元、碳捕集注气驱油单元和水煤制氢单元。可再生发电单元用于产生电能，产生的电能能够输入至绿电制氢单元处，利用电能去电解制备氧气和氢气，绿电制氢单元所产生的纯氧能够输入至水煤制氢单元内，水煤制氢单元能够通过引入绿电制氢单元产生的副产物纯氧气以替代空气分离器，实现降能增效；水煤制氢单元副产物中的煤气及硫磺可进入下一工艺阶段，污染物co2则通过ccus技术（carbon capture，utilization and storage，碳捕获、利用与封存）进行捕集后压缩成产品co2，压缩形成的co2能够输入至碳捕集注气驱油单元内，用于油田注汽驱油增产，实现闭环排放。
13.可再生能源发电单元中，利用发电装置产生电能，发电装置包括光伏发电装置和风力发电装置。作为了替换的实施方式，发电装置还可包括水力发电装置。光伏发电和风力发电所产生的电能经汇流传输后分别输出至储能电池、绿电制氢单元以及经并网后进行外输。并网外输的电能能够传输至电网供用户使用；输出至绿电制氢单元内的电能用于供电解使用；输入出至储能电池的电能能够被储存，且储能电池的电能也能够输出至绿电制氢单元，由于光伏发电和风力发电所产生的电能功率随时间进行不确定性波动，电能质量不稳定，因此利用储能电池进行削峰填谷，在光伏发电和风力发电的工作时间内对波峰电进行储能，在波谷及无光、无风时间段进行反向输电，保证绿电制单元恒功率运行。
14.储能电池可为钒液流电池或其他种类储能电池。
15.电能上网过多将对电网产生大量冲击，为解决弃光和弃电问题，将部分电能引入绿电制氢单元进行绿电资源就地消纳。绿电制氢单元包括水电解制氢装置，水电解制氢装置能够在电能的电解作用下，将碱和水所形成的碱性电解质水溶液电解，生成氧气和粗氢气，粗氢气经纯化后生成产品氢气，氧气则输入至水煤制氢单元内。绿电制氢单元通过光伏发电装置和风力发电装置以及储能电池提供稳定的电能，能够进行全年8000小时的恒功率制氢。通过对制氢副产物氧气的利用，降低了水电解制氢成本，提升了项目的可操作性，通
过将副产物纯氧引入水煤制氢系统中，降低了该系统对空气分离器的依赖，降低了系统能耗，提高了合成气的产品质量。
16.水煤制氢单元中，煤炭与绿电制氢单元传输而来的氧气进行煤气化反应，形成粗合成气，粗合成气经冷却洗涤后，加入催化剂进行变换，变换后的产物通入甲醇后进行酸性气体脱除，脱除酸性气体后的粗合成气被分离成三部分：其中，h2s中的硫回收制成产品硫磺，剩余气体经变压吸附后分离出产品氢气和产品与燃料气，co2则输送至碳捕集注气驱油单元内。水煤制氢单元的能耗主要源自煤和空气分离器，通过将绿电制氢单元的氧气引入能够替代高能耗的空气分离器以降低能耗。
17.输送至碳捕集注气驱油单元内的co2经富液吸收后进行压缩，压缩后进行脱水处理，脱水后的co2储运后能够被用于驱油加注，将污染物co2转化为产品用于注气驱油增产，实现全产业周期无副产物浪费，无碳排放。co2通过ccus技术进行捕集，ccus采集的大量co2经注气驱油可提升co2的经济性。
18.对于本领域技术人员而言，显然本发明不限于上述示范性施例的细节，而且在不背离本发明的精神或基本特征的情况下，能够以其他的具体形式实现本发明。因此，无论从哪一点来看，均应将实施例看作是示范性的，而且是非限制性的，本发明的范围由所附权利要求而不是上述说明限定，因此旨在将落在权利要求的等同要件的含义和范围内的所有变化囊括在本发明内。不应将权利要求中的任何附图标记视为限制所涉及的权利要求。