[实用新型]一种加氢综合能源站

说明书

本实用新型涉及一种加氢综合能源站，所述加氢综合能源站包括：液化天然气供给单元、换热单元、氢气供给装置、天然气收集单元和氢气转送单元；所述液化天然气供给单元和所述换热单元的进液口相连接；所述换热单元的出液口和所述天然气收集单元相连接；所述氢气供给装置的进气口和所述换热单元的进气口相连接；所述换热单元的出气口和所述氢气转送单元相连接。本实用新型中，通过将液化天然气中的高质量冷能采用换热的形式和氢气加注相结合，提高了加注过程中的氢气的体积存储密度，同时获得了多种产品，解决了液化天然气冷能浪费和压缩气体储氢体积存储密度低的问题。

技术领域

本实用新型涉及氢能技术领域，具体涉及一种加氢综合能源站。

背景技术

随着经济社会的发展，环境污染和生态环境保护形势日趋严峻，迫切需要能源结构的调整，天然气、氢气等绿色清洁能源越来越受到人们的关注。

近年来，国内天然气产业链逐步完善，天然气在一次能源消费中的比例逐年提高。LNG存储温度低至-162℃，在LNG气化过程中，释放大量的冷量，约为830-860KJ/kg。目前国内LNG接收站、卫星站及调峰站，LNG的气化过程仍然采用与海水、空气等作为热源换热，伴随大量的冷能资源浪费。1吨LNG经换热气化在理论上可利用的冷量约为230kWh。

氢能因具有高能量密度以及零碳排放等优点，被认为是未来最有潜力的化石燃料替代者，一直被看作是以氢燃料电池汽车为代表的移动能源领域的“终极方案”。

如CN109163214A公开了一种加氢站，加氢站包括：电力供应系统和制氢系统，电力供应系统与制氢系统相连，制氢系统具有用于储存氢气的第一级氢气储罐；加氢系统，加氢系统包括加氢机、第一至第三级加氢支路，第一至第三级加氢支路的进气口端均与第一级氢气储罐的出气口相连，出气口端均与加氢机的进气口相连，第一至第三级加氢支路均可选择性地与加氢机的进气口连通，且满足：P1＜P2＜P3，其中P1、P2、P3分别为第一至第三级加氢支路的出气口端的气压。通过设置多个加氢支路，可以实现多级加注，能够降低能耗，提高加注效率，实现更高效、快速、低成本地进行氢气充装，且多个加氢支路的氢气源至同一个氢气储罐，整个系统的结构简单。

WO2020057073A1公开了一种加氢站控制系统、方法以及加氢站，该系统包括：第一压缩机(101)、第二压缩机(102)、第一储罐(201)、检测器以及控制器，其中，所述第一压缩机的排气压力小于所述第一储罐的储气压力，所述第二压缩机的排气压力大于等于所述第一储罐的储气压力，所述第一压缩机和所述第二压缩机连接所述第一储罐，所述检测器用于检测所述第一储罐的压力；所述控制器用于：控制所述第一压缩机对所述第一储罐充气加压；以及在所述第一储罐的压力等于第一预设压力时，控制所述第二压缩机对所述第一储罐充气加压。该系统可以节省压缩机的成本，并降低电耗。

但由于氢气具有密度小、液化温度低、爆炸极限范围广等特点，其安全存储成为氢能利用的关键。氢气的存储方式有压缩气体储氢、低温储氢、液态储氢和固体储氢等，国内加氢站目前主要采用压缩气储氢的方式，储氢压力为 35MPa，其体积存储密度约为23kg/m³，与液氢相比(体积存储密度约为70kg/m³) 存储密度较低。若进一步增大储氢压力至70MPa，其存体积储密度也仅为 39kg/m³。若采用液态储氢，需要将氢气温度降低至20K，还要考虑正、仲氢的转化和液氢的自然蒸发，需要消耗大量的液化功。

然而，现有技术中的加氢站储氢时仍存在氢储存密度较低，LNG使用中冷能浪费的问题。

实用新型内容

鉴于现有技术中存在的问题，本实用新型的目的在于提供一种加氢综合能源站，可以对外提供多种绿色环保能源，主要包括：天然气、液化天然气、压缩天然气、低温压缩氢气、常温高压氢气，同时提高了氢气的体积存储密度，从而降低氢气的运输成本，解决了液化天然气冷能浪费和压缩气体储氢体积存储密度低的问题。

为达此目的，本实用新型采用以下技术方案：