[实用新型]水电站水力发电和制氢储能系统

说明书

本实用新型采用的技术方案是：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；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；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；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，本实用新型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。

技术领域

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

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。

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：

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；

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；

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；