具体实施方式

为使本公开的目的、技术方案和优点更加清楚明白，以下结合具体实施例，并参照附图，对本公开进一步详细说明。

针对当前碳中和背景下化石能源利用呈现高碳排放及可再生能源危害电网安全运行等问题，本公开提出了基于煤气化的氢气-电力联产系统和调峰运行方法，实现化石燃料的低碳、灵活、高效利用。

本公开的实施例提供了一种氢气-电力联产系统，请参见图1，包括：气化单元100，用于进行合成气的制备及净化；储气单元200，用于存储气化单元生产的合成气，并分别向发电单元、制氢单元输送合成气；发电单元300，其包括燃气轮机17和发电机22，用于使用合成气进行燃气发电；制氢单元400，用于使用合成气进行脱碳制氢；其中，当电力负荷偏离额定工况时，发电单元300利用燃气轮机17快速进入调峰运行工况，储气单元200即时调整输送给发电单元300的合成气的流量，并反向调节制氢单元400的制氢产率，以应对电力负荷的变化。

气化单元100制备的冷却净化后的合成气存储在储气单元200之中，储气单元200的设计容量取决于发电单元300的动态特性(调峰深度与调峰速度)与气化单元100以及制氢单元400的产率可调节特性(可调节幅度与调节速度)。离开储气单元200的合成气分为两股，一股作为原料气送往制氢单元400，经过水煤气变换和脱碳之后制取氢气；另一股作为燃料送往发电单元300发电。当电力负荷偏离额定工况；储气单元200即时调整送往发电单元300的燃料气流量，利用燃气轮机17良好的动态响应特性，发电单元300可以快速进入调峰运行工况，满足变负荷需求；同时，气化单元100可以同向(相对于发电单元的负荷调整方向)调整合成气产率或保持工况不变，储气单元200反向(相对于发电单元的负荷调整方向)调整制氢单元的原料气流量，气化单元100与制氢单元400进入变负荷工况运行。这里通过储气单元实现发电单元300与制氢单元400的动态特性解耦，充分燃气轮机17机组的快速响应特性。

该系统主要由煤气化制气(气化单元100)、合成气储存(储气单元 200)、脱碳制氢(制氢单元400)以及燃气-蒸汽联合循环发电(发电单元 300)工艺组成。通过制气、储气、制氢和发电单元之间的集成与运行策略的设计，该系统能够减少煤基能源系统的碳排放，实现对电网负荷变化的快速响应，同时保持较高的能源利用效率和良好的经济性，即实现低碳、灵活、高效的三大目标。

在上述实施例的基础上，气化单元100包括：煤气化炉3，用于使用煤1与气化剂2通过气化反应生成粗合成气4；废锅5，用于冷却粗合成气4；净化装置6，用于脱除粗合成气4中的粉尘、硫化物和氮氧化物。

气化单元100包括空分和煤气化炉、废锅5、净化装置6等合成气制备及净化工艺过程，以煤1或者其他固体燃料作为原料，首先与氧气、水蒸汽等气化剂2反应生成粗合成气4；高温粗合成气4经废锅5冷却除尘后进入净化装置6脱硫、脱硝，处理后的合成气7主要含有CO、H₂、CO₂，送入储气单元200。

气化单元100的设计容量应能够同时满足发电单元300的额定功率和制氢单元400的设计产率。

在上述实施例的基础上，储气单元200包括：合成气储罐8；以及控制输送给发电单元300的合成气流量控制阀9、控制输送给制氢单元400 的合成气流量控制阀11。

储气单元200包括合成气储罐8，合成气储罐8中的合成气分为两股，一股作为原料气通过合成气流量控制阀11送往制氢单元400，经过水煤气变换和脱碳之后制取氢气；另一股作为燃料通过合成气流量控制阀9送往发电单元300。

储气单元200中应储有常备气，该常备气量的值取决于发电单元300 的变负荷需求与气化单元100和制氢单元400的产率可调节幅度与动态响应速度之间的差值。

在上述实施例的基础上，制氢单元400包括：水煤气变换装置13； CO₂分离装置14，用于将分离得到的CO₂15经压缩、输送后封存，得到高纯度的氢气16。

制氢单元包括水煤气变换、CO₂分离过程；通过水煤气变换以及脱碳过程生产氢气，脱碳得到的CO₂进行压缩与封存，实现碳减排。

在上述实施例的基础上，发电单元300还包括：余热锅炉18、蒸汽轮机20，并与燃气轮机17、发电机22组成联合循环发电系统；余热锅炉18 与燃气轮机17连接。

发电单元300包括燃气轮机17、余热锅炉18、蒸汽轮机20以及发电机22，组成燃气/蒸汽联合循环发电单元。

在上述实施例的基础上，余热锅炉18，还用于对废锅5对粗合成气4 进行冷却过程中的显热进行回收并产生的回收蒸汽23；蒸汽轮机20，还用于为水煤气变换装置13、CO₂分离装置14提供所需要的蒸汽21。

发电单元300中燃气轮机17的燃料来源于储气单元200，同时蒸汽 21循环为制氢单元400提供蒸汽，满足水煤气变换和CO₂分离过程的蒸汽需求。

综上，氢气-电力联产系统中煤1首先经过煤气化炉3产生粗合成气4，粗合成气4经过废锅5冷却、净化装置6净化之后，送入储气单元200。来自储气单元200的一股合成气12进入制氢单元，经水煤气变换、CO₂分离之后获得高纯度的氢气16；另一股合成气10进入燃气-蒸汽联合循环发电单元(包括燃气轮机17，余热锅炉18，蒸汽轮机20，发电机22)，作为燃料发电。

本公开中气化单元100的设计容量应能够同时满足发电单元300的额定功率和制氢单元400的设计产率。冷却净化后的合成气进入合成气储罐 8，在系统稳定运行的情况下，一部分进入制氢单元400，制取纯氢；一部分合成气进入发电单元300发电；此外合成气储罐8中始终备有一部分合成气用于应对调峰过程动力单元快速变化的合成气需求。合成气储罐8相当于一个化学储能单元，增加了调峰过程中的整个系统的电力输出负荷范围，以应对电网的负荷变化的需求，也实现了不同单元之间动态特性的解耦。制氢单元400通过水煤气变换以及脱碳过程生产氢气，制氢的同时脱除CO₂并压缩封存，实现高碳化石燃料的低碳利用。

本公开还提供了一种氢气-电力联产系统的调峰运行方法，请参见图2，包括：S1，通过气化单元100进行合成气的制备及净化；S2，通过储气单元200存储气化单元生产的合成气，并分别向发电单元、制氢单元输送合成气；S3，通过发电单元300使用合成气进行燃气发电，发电单元300包括燃气轮机17和发电机22；并通过制氢单元400使用合成气进行脱碳制氢；其中，当电力负荷偏离额定工况时，发电单元300利用燃气轮机快速进入调峰运行工况，储气单元200即时调整输送给发电单元300的合成气的流量，并反向调节制氢单元400的制氢产率，以应对电力负荷的变化。

本公开的一种基于煤气化和燃气轮机联合循环的氢电联产系统与调峰运行方法，通过设置储气单元以及系统集成设计，该系统能够实现高效发电、低碳制氢以及灵活深度调峰的功能。具体地，该氢电联产系统以煤为原料，煤1首先与气化剂2通过气化反应生成粗合成气4，粗合成气经废锅5冷却(显热回收产生回收蒸汽23)，再经净化装置6脱除粉尘、硫化物和氮氧化物后，送入储气单元200，即为步骤S1。储气单元200的一股合成气12送入制氢单元400，经水煤气变换、CO₂分离之后制取氢气，分离得到的CO₂15经压缩、输送后封存；另一股合成气10进入发电单元，驱动燃气轮机17、余热锅炉18、蒸汽轮机20和发电机22组成的联合循环发电系统；蒸汽轮机为水煤气变换和CO₂分离过程提供所需要的蒸汽 21，即为步骤S2、S3。

当电力负荷偏离额定工况时，储气单元200及时调整送往发电单元 300的燃料气流量，利用燃气轮机17良好的动态响应特性，发电单元300 可以快速进入调峰运行工况，满足变负荷需求；同时，反向调节制氢单元 400的制氢产率，制氢单元进入变负荷工况运行。

在上述实施例的基础上，当电力负荷偏离额定工况时，保持气化单元 100的工况不变。

保持气化单元100的工况不变，气化单元100始终维持额定工况运行，避免了动态特性最差的空分与气化设备拖累系统的整体调峰性能；在变负荷工况下，仅部分设备处于变负荷运行，避免了全系统变负荷带来的性能损失。

在上述实施例的基础上，反向调节制氢单元400的制氢产率包括：储气单元200反向调整输送给制氢单元400的合成气的流量，气化单元100 同向调整合成气的产率。

反向调节制氢单元400的制氢产率具体可以为储气单元200反向(相对于发电单元的负荷调整方向)调整制氢单元的原料气流量，同时，气化单元100还可以同时同向调整合成气的产率。

在上述实施例的基础上，还包括：当电力负荷恢复至额定工况时，储气单元200即时调整输送给发电单元300的合成气的流量，发电单元300 恢复额定工况运行；并调节气化单元100的合成气产率和制氢单元400的制氢产率，使储气单元200的储气量回到常备气量值。

当电力负荷从变工况恢复额定工况，首先通过调节储气单元200送往发电单元300的燃料气流量，发电单元300恢复额定工况运行；同时调节气化单元100与制氢单元400的产率，使储气单元200的气量回到常备气量值，随后气化单元100与制氢单元400恢复额定产率。通过储气单元、发电单元以及制氢单元的有机集成，发电单元与制氢单元的反向变负荷协同运行，提升了氢电联产系统整体的调峰能力，同时实现了化石能源的低碳利用与电网高效灵活调峰的效果。

下面通过具体实施方式对本公开作进一步说明。

图1为该低碳灵活调峰系统的示意图。该系统主要包括气化单元100，储气单元200，发电单元300以及制氢单元400。

(1)气化单元、发电单元、制氢单元的容量选择方法

系统的变负荷需求主要来自于电力负荷的波动，气化单元、发电单元以及制氢单元的容量选择应遵循如下基本原则：①考虑氢/电产品的市场需求的前提下，制氢单元与发电单元的容量比不宜过小或过大。制氢单元的容量越大，通过反向调峰操作对发电单元负荷波动的平抑能力越强；相反，发电单元容量越小，其调峰作用越弱。当消耗相同燃料量，对应于100MW 的发电功率，制氢单元的产率约为3～4万标方/h。若设此时发电容量为1，则建议氢/电容量比选择在0.8～2.5之间。②气化单元的额定产率应同时满足发电单元和制氢单元额定负荷下的耗气量，考虑到调峰需求，可以选择 110％容量系数。

(2)合成气储罐容量选择

在调峰过程中，储罐的合成气变化量应满足：

其中S_D为储罐的常备储气量(或称为额定负荷储气量)，S_max为储罐的最大储气容量，ΔL_P＝L_P(t)-L_P(t₀)，ΔL_C＝L_C(t)-L_C(t₀)，ΔL_G＝L_G(t)-L_G(t₀)分别为发电单元，制氢单元以及气化单元的合成气变化函数。调峰过程从最先进入负荷响应的单元开始，到最后完成负荷响应的单元结束，即系统的各单元从当前负荷调整到目标负荷的过程。t₀为调峰起始时间，t_f为调峰结束时间。

常备气储量及储罐容积应满足以下条件：

和分别为发电单元负荷上调(储罐气量减少)或下调(储罐气量增加)过程中储罐内合成气的最大变化量，取决于调峰时间以及气化单元、发电单元、制氢单元的负荷变化函数。

(3)快速调峰的控制策略与变负荷运行方法

基于气化单元、储气单元、制氢单元与发电单元的动态响应特性，针对不同的调峰需求，快速调峰的控制策略如下：

①基于调峰需求，判断调峰方案。在选定调峰方案时，(1)式可改写成为(4)式形式：

当调峰过程需要制氢单元或者气化单元变负荷时，i，j分别取1，否则取0。例如，对于给定S_max及S_D，当能够满足(4)式时，则只需要储罐作为辅助调峰即可，仅适用于调峰深度较小的过程；当不能够满足(4)式，而可以满足时，选择储气单元以及制氢单元参与调峰(i＝1)；当只有能够满足(4)式时，储气罐、制氢单元和气化单元均参与调峰(i＝1且j＝1)，该方案适用于深度调峰的过程，但是系统性能的下降也会较为明显。

调峰方案确定后，调峰步骤如下：②储气单元最先动作，调节发电单元的合成气流量；③反向调节制氢单元的产率；④同向调节气化单元的产率；⑤各单元达到目标负荷稳定运行。

下面将从具体的案例说明该发明的应用场景。

该案例的假设条件如下：发电单元的容量为300MW，变负荷范围 30％～110％，发电单元负荷从100％降到30％，长持续变负荷时间10小时，动态响应速率为5％/min；制氢单元的容量为10万方/h，变负荷范围为 70％～120％，动态响应速率为1％/min；气化单元的变负荷范围为70％～120％，动态响应速率为0.5％/min。其他假设条件如表1所示，假设各单元的效率不随负荷的变化而变化。

表1案例假设条件

计算所需储罐容量的方法如下所示：

已知 其中和分别为气化单元，制氢单元以及发电单元的合成气的质量流量(kg/min)。

因此可以计算出发电单元30％/100％/110％负荷时的合成气流量分别为：846/2820/3102kg/min，最大合成气变化速率为141.12kg/min²。

制氢单元70％/100％/120％负荷时合成气流量分别 2322.6/3318/3981.6kg/min，最大合成气变化速率为33.12kg/min²。

气化单元70％/100％/120％负荷时合成气流量分别为 4296.6/6138/7365.6kg/min，最大合成气变化速率为30.69kg/min²。

假设调峰过程中各单元均以最大负荷变化速率进行。那么发电单元从 100％的负荷降低到30％的负荷，流量减少了1974kg/min，制氢单元负荷从100％增加到120％，流量只能增加663.6kg/min，因此气化单元的流量必须要减少1310.4kg/min才能够保证储罐内的合成气储量不再增加。由此可以计算出各单元的合成气流量变化以及储罐内储量变化，如图3所示。发电单元最先下降到目标负荷状态，接着制氢单元和气化单元，储罐内部的合成气最大增加了20818kg。因此，为了应对该条件下的调峰，储罐必须在该调峰过程初始时刻具有952m³的空间(合成气储存条件为25bar， 20℃)。同理，在额定工况下储罐的合成气储量，可根据发电单元上调峰的过程(发电单元负荷从100％升到110％)计算得到，为919kg(42m³)。因此储存条件为25bar，20℃的情况下，需要总的储罐容积至少为994m³，其中常备储气至少为42m³。

根据以上实施例可知储罐设计主要取决于发电单元和制氢单元的变负荷特性，包括变负荷深度以及速率。合成气储罐的存在一方面增加了发电单元的负荷变化范围及变化速率，实现了深度调峰，另一方面减小了发电单元负荷变化对气化单元以及制氢单元的影响，实现了不同单元动态特性解耦。

以上所述的具体实施例，对本公开的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本公开的具体实施例而已，并不用于限制本公开，凡在本公开的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本公开的保护范围之内。