CN116976593A - 一种能实现远距离送水的能源和资源应用方法、设备 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种能实现远距离送水的能源和资源应用方法、设备，属于能源和资源调度技术领域。本发明的一种能实现远距离送水的能源和资源应用方法，通过构建能源寻址模型、自然能转化模型、水源寻址模型、电制氢计算模型、长距离输氢模型、氢转水计算模型，实现能远距离送水的能源和资源应用，从而可以利用特定地区丰富的太阳能和风能发电，通过电解水制氢产生高压氢气；氢气通过管道送至缺水地区，然后利用氢氧燃料电池技术发电制水并产生热能，将水、电、热送到有需求的地方。由此构成绿色制水与长距离输送水的系统解决方案，从而实现了向缺水地区送水这一主要目标，方案经济环保，切实可行，便于推广使用。

Description

一种能实现远距离送水的能源和资源应用方法、设备

技术领域

本发明涉及一种能实现远距离送水的能源和资源应用方法、设备，属于能源和资源调度技术领域。

背景技术

我国水资源在各地区的分布是不平衡的，西北地区极度缺水，我国东部的水资源与我国西北地区相比则较为丰富。缺水严重地制约了经济发展和人们生活水平地提高，并进而影响我国经济和社会的可持续发展。

由于缺水地区都是大范围性的，在缺水地区旁边往往不能找到水源，需要远距离从水富余的地区输送过来。如何远距离将水输送到缺水地区，并且不消耗现有存储的能源，是急需要解决的问题。

进一步，太阳能是人类取之不尽、用之不竭的可再生能源，光伏发电已成为太阳能利用最成熟、应用最广泛的技术之一，而新疆维吾尔自治区、西藏自治区日辐射量很高，非常适合光伏发电。风是没有公害的能源之一。而且它取之不尽，用之不竭。我国海上风能资源丰富，我国风能资源丰富，可开发利用的风能储量约10亿kW。

光伏发电虽然能使太阳能资源得到有效利用，风力发电虽然也能使风能资源得到有效利用，但是如何将光伏发电和风力发电尽可能充分应用在工程中并发挥积极作用，也是急需要解决的问题。

再进一步，海水淡化即利用海水脱盐生产淡水。海水资源充足，如何将海上的海水淡化并远距离输送到缺水地区，这是一个难题。目前世界上常用的两种海水淡化的技术，多级闪蒸和反渗透。但这两种技术都是直接产生液态水，而液态水在特殊情况或地形下远距离管道输送十分困难。电解海水制氢气，转化为气体输送，并在缺水的地区间接生成液态水十分必要。

再进一步，管道运输具有一次性投资少、运输成本低、安全性高、利于环保等独特优势，尤其适合长距离运输易燃、易爆的气体。近年来，随着世界经济的稳步增长以及世界各国对能源需求的快速发展，全球输气管道的建设步伐加快，建设规模和建设水平都有很大程度地提高。气体比液体可以输送更远的距离，可以达到几十公里甚至几百公里的距离。气体地输送成本比液体低，可以节省投资和运营成本。

如果采用管道向西部地区直接送水，考虑到中国地势西高东低的特点，直接用管道调水能耗太大。然而对于气体而言，管道运输则较为容易。传统管道加压送水在远距离送水方面困难很多，加压设备需求量大，所需的压力也要很高。又考虑到中国地势西高东低的特点，难以利用水的重力完成送水，直接用管道调水能耗太大，以至于送水效果不尽理想，然而对于气体而言，管道运输则较为容易。

更进一步，如今中国在远距离特高压输电、远距离管道输气等领域在世界上取得了不错的成就。而对于光伏发电、电解水制氢、氢氧燃料电池发电制水、海水淡化等技术优化改良，国内外已经取得卓越性的进展，并且发展迅速，成果丰硕。

目前，国内外制氢、储氢、氢能发电等工作的进行只在同一个地点，且以上工作的完成需在水资源丰富地区进行，而且生成的液态水仍面临管道远距离直接输水难的问题，因此并不能实现远距离向缺水地区送水这一目标。

本背景技术中公开的信息仅用于理解本发明构思的背景，因此它可以包括不构成现有技术的信息。

发明内容

针对上述问题或上述问题之一，本发明的目的一在于提供一种通过构建能源寻址模型、自然能转化模型、水源寻址模型、电制氢计算模型、长距离输氢模型、氢转水计算模型，根据缺水地区数据以及地理数据，选取具有自然能源的能源区域信息，并计算该地区能通过自然能源转化的电能数据；再根据电能数据、缺水地区数据以及能源区域信息，得到水源地域信息；然后结合电能数据，对水源地域信息进行处理，得到氢气制造数据；再结合地理数据，对氢气制造数据进行处理，得到从某水源地传输到某缺水地区的输氢数据；最后结合缺水地区数据，得到制水数据以及产能数据，实现能远距离送水的能源和资源应用，方案科学、合理，切实可行的能实现远距离送水的能源和资源应用方法。

针对上述问题或上述问题之一，本发明的目的二在于提供一种能实现远距离送水的能源和资源应用，可以完成向缺水地区送水这一主要目标，方案科学、合理，切实可行的能实现远距离送水的能源和资源应用方法。

针对上述问题或上述问题之一，本发明的目的三在于提供一种可以利用特定地区丰富的太阳能和风能发电，通过电解水制氢产生高压氢气；氢气通过管道送至缺水地区，然后利用氢氧燃料电池技术发电制水并产生热能，将水、电、热送到有需求的地方。由此构成绿色制水与长距离输送水的系统解决方案，从而实现了向缺水地区送水这一主要目标，方案经济环保，切实可行，便于推广使用的能实现远距离送水的能源和资源应用方法、设备。

针对上述问题或上述问题之一，本发明的目的四在于提供一种不直接输送液态水，通过管道远距离输送氢气，解决了复杂巨大的工程力学问题，同时还容易实现地势低的地区向地势高的地区送水的能实现远距离送水的能源和资源应用方法、设备。针对上述问题或上述问题之一，本发明的目的五在于提供一种提高氢氧燃料效率，可以实现缺水地区的供电供热的能实现远距离送水的能源和资源应用方法、设备。

为实现上述目的之一，本发明的第一种技术方案为：

一种能实现远距离送水的能源和资源应用方法，包括以下步骤：

第一步，获取缺水地区数据；所述缺水地区数据至少包括缺水地区坐标、缺水面积和缺水量；

第二步，利用预先构建的能源寻址模型，根据缺水地区数据以及地理数据，选取具有自然能源的能源区域信息；所述能源区域信息至少包括能源区域坐标、能源类型、区域面积和能源转化成本；

自然能源至少包括风能或/和光能或/和潮汐能或/和矿物能源；

第三步，根据能源地区信息，通过预先构建的自然能转化模型，计算该地区能通过自然能源转化的电能数据；

第四步，根据电能数据、缺水地区数据以及能源区域信息，利用预先构建的水源寻址模型，得到水源地域信息；所述水源地域信息至少包括水源地域坐标、含水量、水域分布面积和水源利用成本；

第五步，通过预先构建的电制氢计算模型，并结合电能数据，对水源地域信息进行处理，得到氢气制造数据；

第六步，利用预先构建的长距离输氢模型，并结合地理数据，对氢气制造数据进行处理，得到从某水源地传输到某缺水地区的输氢数据；第七步，根据输氢数据，利用预先构建的氢转水计算模型，并结合缺水地区数据，得到制水数据以及产能数据，实现能远距离送水的能源和资源应用。

本发明经过不断探索以及试验，通过构建能源寻址模型、自然能转化模型、水源寻址模型、电制氢计算模型、长距离输氢模型、氢转水计算模型，根据缺水地区数据以及地理数据，选取具有自然能源的能源区域信息，并计算该地区能通过自然能源转化的电能数据；再根据电能数据、缺水地区数据以及能源区域信息，得到水源地域信息；然后结合电能数据，对水源地域信息进行处理，得到氢气制造数据；再结合地理数据，对氢气制造数据进行处理，得到从某水源地传输到某缺水地区的输氢数据；最后结合缺水地区数据，得到制水数据以及产能数据，实现能远距离送水的能源和资源应用，方案科学、合理，切实可行。

进一步，应用本发明的方法，可以利用特定地区丰富的太阳能和风能发电，通过电解水制氢产生高压氢气；氢气通过管道送至缺水地区，然后利用氢氧燃料电池技术发电制水并产生热能，将水、电、热送到有需求的地方。由此构成绿色制水与长距离输送水的系统解决方案，从而实现了向缺水地区送水这一主要目标，方案经济环保，切实可行，便于推广使用。

作为优选技术措施：

所述第三步中，自然能转化模型，计算该地区通过光能转化的电能数据的方法如下：

步骤31，获取该地区光伏电站的发电能力数据；

步骤32，根据发电能力数据、每个太阳能光伏电池组件的光电转换效率、每个太阳能光伏电池组件的受光面积、光伏电站内的所有太阳能光伏电池组件的总受光面积、一年内的平均辐照度和平均有效日照时间，计算得到光伏电站理论光电转换输出电量，其计算公式如下：

W_S＝A×η×γ×T×D

式中：W_S：光伏电站工作一段时间后的输出电量，kWh；A：总组件面积，单位m²；η：组件转化效率；γ：辐照度，单位W/m²；T：每日有效日照时间，单位h；D：光伏组件受日照天数；

总组件面积A为所有太阳能方阵电池组件受光面积，其根据单个太阳能光伏电池组件的受光面积进行计算，具体计算公式如下：

式中：A(t)为t时刻所有太阳能方阵电池组件受光总面积m²；M为太阳能方阵电池组件数个；A_m(t)为t时刻第m个太阳能光伏电池组件的受光面积m²；

组件转化效率为光伏电站的光电转换效率，其根据单个太阳能光伏电池组件的光电转换效率进行计算，具体计算公式如下：

式中：η为光伏电站的光电转换效率％；η_m为第m个太阳能光伏电池组件的光电转换效率％；

步骤33，根据光伏电站理论光电转换输出电量以及确定的辐照度和每日有效日照时间，计算光伏电站系统年发电量，具体计算如下：

W_年＝A×η×γ×T×365

步骤34，根据光伏电站系统年发电量以及光伏电站系统发电总效率，计算光伏电站年总发电量，其计算公式如下：

W_年总＝W_年×η_总

η_总为光伏电站系统发电总效率。

作为优选技术措施：

所述第五步中，电制氢计算模型采用PEM电解水制氢算法或者碱性电解水制氢算法，得到氢气制造数据，并根据电解水制氢的能耗以及电解水所制氢气的产量与电解水过程中所消耗的电能成正比，构建相应计算公式，具体计算公式如下：

V_年P氢＝S_年总剩/N_P＝W_总年*(1-η_损)/N_P

V_年碱氢＝S_年总剩/N_碱＝W_总年*(1-η_损)/N_碱

其中，V_年P氢为标准大气压下，使用PEM电解水技术的大型电解水制氢站年制氢量，单位m³；

V_年碱氢为标准大气压下，使用碱性电解水技术的大型电解水制氢站年制氢量，单位m³；

S_年总剩为光伏电站所发的电能经过输电工程的线路输送后年剩余量；η_损为输电工程总电能损耗率；N_P为PEM电解水制氢的能耗；N_碱为碱性电解水制氢技术能耗。

作为优选技术措施：

所述第六步中，氢转水计算模型，包括氢气输送计算单元、转水量计算单元、产电计算单元、产热计算单元；

氢气输送计算单元根据输氢管道年输送量，对氢气管道设计压力、输氢管道每秒最大流量、输氢管道年输氢量和输氢管道工程年输氢量进行计算，使得标准状态下输氢管道年输氢量能够满足电解水制氢站的年制氢量，以实现输氢管道的设计符合要求；

转水量计算单元根据氢气完全与氧气反应生成水的机制，计算氢氧燃料电池电站年制水的质量；

产电计算单元，用于对于氢气的能量经过氢氧燃料电池电站转化的电能进行计算；

产热计算单元，用于对于氢气的能量经过氢氧燃料电池电站转化的热能进行计算。

作为优选技术措施：

氢气管道设计压力的计算公式如下：

式中P为设计压力，MPa，设计压力不得超过管道试验压力的85％，其为最大工作压力的1，05～1，10倍；S为最小屈服强度，MPa；t为公称壁厚，mm；D为公称直径，mm；

F为设计系数；E为轴向接头系数；T为温度折减系数；Hf为材料性能系数；

所述输氢管道每秒最大流量的计算公式如下：

V_秒＝v_流*πd²/4

其中，V_秒为最大流速，最大取10m/s；

d为公称管径，取300-1000mm；

V_秒为每秒最大流量，m³/s，

在不计算管道氢气压强的情况下，所述输氢管道年输氢量以体积计算，其计算公式如下：

V_年＝V_秒*T_天数*24*60*60

其中，T_天数为一年中输送的天数；

V_年为输氢管道年输氢量，单位m³；

由于管道压力为2～10MPa，在标准状态下输氢管道年输氢量V_s年以体积计算，其计算公式如下：

V_s年＝V_年*10P

其中，V_s年为标准状态下输氢管道年输氢量，单位m³；

P为管道压力，取2-10MPa；

由于氢气标准状态下密度ρ：0.0899g/L，则所述输氢管道工程年输氢量以质量计算，其计算公式如下：

M＝V_s年*1000*ρ/1000

其中，M为输氢管道工程年输氢量，单位kg。

作为优选技术措施：

氢气完全与氧气反应生成水的反应方程式如下：

H₂+1/2O₂→H₂O，

标准状况下，1mol氢气24.4L，1mol H₂O的质量为18.02g，1mol H₂质量为2.01g；

氢氧燃料电池电站年制水质量的计算公式如下：

M_水＝V_氢气/24.4*18.02/2.01*1000/1000

其中，M_水——生成的水的质量，单位Kg；V_年氢——标准大气压下，一年中参与氢氧燃料电池电站制水的氢气体积，单位m³；

对于氢气的能量经过氢氧燃料电池电站转化的电能进行计算的公式如下：

S_电＝V_年氢*η_total*3.5kWh

其中，S_电为氢氧燃料电池电站年发电量；η_total——整体的有效发电效率；

3.5kWh/m³为标准情况下，氢气体积能量密度；

整体的有效发电效率，按照氢氧燃料电池系统的高位热值HHV进行计算，其计算公式如下：

η_total＝η_el,HHV×η_sys

其中，η_el,HHV——为高位热值情况下氢氧燃料电池发电效率；

η_sys——氢氧燃料电池系统效率，60％—80％，功率越大系统效率越低；

氢氧燃料电池系统效率的计算公式如下：

其中，P_电堆为氢氧燃料电池输出的电能；

P_寄生为寄生功耗，其是系统自身损耗的电能；

高位热值情况下氢氧燃料电池发电效率的计算公式如下：

其中，U——氢氧燃料电池在实际工作中的电压，通常在0，8V-0，98V之间；

对于氢气的能量经过氢氧燃料电池电站转化的热能，包括高位热值情况下氢氧燃料电池电站年发热量、低位热值情况下氢氧燃料电池电站年发热量，其计算公式如下：

S_热＝V_年氢*η_el，HHV*3.5kWh

S_热＝V_年氢*η_el，LHV*3.5kWh

其中，η_热利用为热量有效利用率；η_thermal,HHV——为高位热值情况下氢氧燃料电池发热效率；η_thermal,LHV——为低位热值情况下氢氧燃料电池发热效率。

为实现上述目的之一，本发明的第二种技术方案为：

一种能实现远距离送水的能源和资源应用方法，

包括以下内容：

获取缺水地区数据和水源地域信息；

根据缺水地区数据以及水源地域信息，选取具有自然能源的能源区域信息；

根据能源地区信息，计算该地区能通过自然能源转化的电能数据；

结合电能数据，对水源地域信息进行处理，得到氢气制造数据；

结合缺水地区数据和水源地域信息，对氢气制造数据进行处理，得到从某水源地传输到某缺水地区的输氢数据；

根据输氢数据，并结合缺水地区数据，得到制水数据以及产能数据，实现能远距离送水的能源和资源应用。

本发明能实现远距离送水的能源和资源应用，可以完成向缺水地区送水这一主要目标，方案科学、合理，切实可行。为实现上述目的之一，本发明的第三种技术方案为：

一种能实现远距离送水的能源和资源应用设备，包括带蓄电池的并网型发电系统、输电系统、电解水制氢装置、输氢管道系统、氢氧燃料电池电站和水电热输送系统；

带蓄电池的并网型发电系统为光伏电站或/和风力发电站，光伏电站设有光伏阵列、直流柜、蓄电池、逆变器、升压系统及并网环节模块；

输电系统设置至少一个升压变压站和一个降压变压站；

电解水制氢装置采用PEM电解水制氢技术或者碱性电解水制氢技术，其设有供水系统、供电系统、电解槽、氢侧系统和储氢系统；

输氢管道系统，设有多个取氢站；

氢氧燃料电池电站，采用质子交换膜燃料电池技术或者碱性燃料电池技术所建造，其至少设有氢氧燃料电池组、电站储氢系统、蓄水池、氢氧供给系统、排水系统、集电系统，集热系统和控制系统；

水电热输送装置设有水供给系统、电供给系统、热供给系统、输水管道和输气管道。

本发明通过设置带蓄电池的并网型发电系统、输电系统、电解水制氢装置、输氢管道系统、氢氧燃料电池电站和水电热输送系统，可以利用特定地区丰富的太阳能和风能发电，通过电解水制氢产生高压氢气；氢气通过管道送至缺水地区，然后利用氢氧燃料电池技术发电制水并产生热能，将水、电、热送到有需求的地方。由此构成绿色制水与长距离输送水的系统解决方案，从而实现了向缺水地区送水这一主要目标，方案经济环保，切实可行，便于推广使用。

作为优选技术措施：

所述光伏阵列由多个光伏电池经串并联组合而成，光伏电池由多晶硅制造而成；

所述光伏阵列产生的电能通过直流柜后，一部分进入蓄电池，一部分经过逆变器将直流电转换为交流电，然后经过升压系统输送到高压电网；

当光照不足或夜晚时候，光伏电站不能发电，此时蓄电池能够经过逆变器将直流电转换为交流电，然后经过升压系统输送到高压电网继续为高压电网输送电；

或/和，升压变压站建在输电系统的线路上且与光伏电站或风力发电站相连的一端，将在光伏电站或风力发电站输送到高压电网的电能再次升压，使电压升高到满足输电系统输电的标准；

降压变压站设置在水资源符合要求地区，用于将电压降至220/380伏，从而取用输电系统送来的电能用于电解水制氢装置的供能；

或/和，供水系统的水来源于水资源符合要求地区；

供电系统的电能来源为输电系统输送的电能；

电解槽制造的氢气经过氢侧系统一系列处理后送入储氢系统；

所述储氢系统，能储存大量高压气态氢气，其带有加压装置，能够通过设备调节向外输送一定压强的氢气，并且储氢系统与与外界高压输氢管道相连，以便于氢气远距离的管道运输。

或/和，所述电站储氢系统能储存高压气态氢气，且带有调压装置，能够通过设备调节向氢氧燃料电池电站输送氢气；所述蓄水池，用来储存氢氧燃料电池电站生产的水，其与输水管道相连，并通过输水管道将水输送至附近需水地区；所述氢氧供给系统，用于持续为氢氧燃料电池组供应氢气和氧气；

所述排水系统，用于排出生成的水到储水的蓄水池；所述集电系统，设有蓄电池、逆变器、控制器和升压系统，能够将氢氧燃料电池电站产生的电能收集后进行升压，并能送入附近电网；所述集热系统，能够将氢氧燃料电池电站产生的热能收集后，至少一部分热能供给氢氧燃料电池电站使用；所述控制系统，用于控制与调节电池组工作压力、温度、排水与排气、电压、安全和冷却液循环；

或/和，水供给系统，用于将水净化，并送入输水管道，从而利用输水管道将水输送到缺水地区；

电供给系统，用于取用氢氧燃料电池电站输送到高压电网中的电能，并通过电网向缺水地区和有需求的地区输送电能；热供给系统，用于将氢氧燃料电池电站产生的热能转化为高温蒸汽，并送入输气管道，从而利用输气管道输送热能到缺水地区。

为实现上述目的之一，本发明的第四种技术方案为：一种能够远距离送水的能源和资源应用方法，包括以下几个步骤：

步骤一，在太阳光照符合要求的地区建造光伏电站，以将当地的太阳能转化成电能，或在风能符合要求地区建造风力发电站将当地的风能转化成电能，并送入高压电网；

步骤二，利用输电工程将光伏电站或风力发电站所发的电能远距离或近距离或就地输送到水资源符合要求地区；

步骤三，利用输电工程输送的电能，在水资源符合要求地区利用电解水制氢装置建造电解水制氢装置去电解水制氢气；

步骤四，建造氢气管道输送工程将电解水制氢装置制造的气态氢气远距离输送到缺水地区；

步骤五，在缺水地区使用氢氧燃料电池技术建造氢氧燃料电池电站，使用氢气管道输送工程输送的氢气制水，同时生成电能和热能；

步骤六，建造水电热输送工程，将水和热输送到缺水地区，将热输送到缺水地区或需热地区，电输送到缺水地区或需求电的地区。

本发明不采用直接输送液态水的方式，管道远距离输送过程中输水变输气，输气避免了复杂巨大的工程力学问题，同时还容易实现地势低的地区向地势高的地区送水。本发明除了远距离向缺水地区送水这一主要功用之外，同时兼有向特定相关地区输送电能和热能的重要功用。并且能够实现氢气的储备，随时随量制水。本发明可使用太阳能、风能这种可再生能源用于发电，节省了不可再生资源的损耗，同时本发明也是一种海水淡化的技术。本发明优势十分显著，可以解决大规模缺水问题，实现人工造水、运水，能够实现将荒漠变成绿洲的巨大工程，具有极好的实践应用价值和极高的社会价值。

同时本发明是一种热电联产的方法，氢氧燃料电池的整体效率会大大提高，可以实现缺水地区的供电供热。

与现有技术方案相比，本发明具有以下有益效果：

本发明经过不断探索以及试验，通过构建能源寻址模型、自然能转化模型、水源寻址模型、电制氢计算模型、长距离输氢模型、氢转水计算模型，根据缺水地区数据以及地理数据，选取具有自然能源的能源区域信息，并计算该地区能通过自然能源转化的电能数据；再根据电能数据、缺水地区数据以及能源区域信息，得到水源地域信息；然后结合电能数据，对水源地域信息进行处理，得到氢气制造数据；再结合地理数据，对氢气制造数据进行处理，得到从某水源地传输到某缺水地区的输氢数据；最后结合缺水地区数据，得到制水数据以及产能数据，实现能远距离送水的能源和资源应用，方案科学、合理，切实可行。

进一步，本发明可以利用特定地区丰富的太阳能和风能发电，通过电解水制氢产生高压氢气；氢气通过管道送至缺水地区，然后利用氢氧燃料电池技术发电制水并产生热能，将水、电、热送到有需求的地方。由此构成绿色制水与长距离输送水的系统解决方案，从而实现了向缺水地区送水这一主要目标，方案经济环保，切实可行，便于推广使用。

更进一步，本发明不采用直接输送液态水的方式，管道远距离输送过程中输水变输气，输气避免了复杂巨大的工程力学问题，同时还容易实现地势低的地区向地势高的地区送水。本发明除了远距离向缺水地区送水这一主要功用之外，同时兼有向特定相关地区输送电能和热能的重要功用。并且能够实现氢气的储备，随时随量制水。本发明可使用太阳能、风能这种可再生能源用于发电，节省了不可再生资源的损耗，同时本发明也是一种海水淡化的技术。本发明优势十分显著，可以解决大规模缺水问题，实现人工造水、运水，能够实现将荒漠变成绿洲的巨大工程，具有极好的实践应用价值和极高的社会价值。

同时本发明是一种热电联产的方案，氢氧燃料电池的整体效率会大大提高，可以实现缺水地区的供电供热。

附图说明

图1是本发明以远距离输水为目标的新能源、储能、海水淡化综合应用实施方案的一种步骤流程图；

图2是本发明以远距离输水为目标的新能源、储能、海水淡化综合应用实施方案的一种具体实施工程总图；

图3是本发明大型光伏电站部分装置的一种工作原理示意图；

图4是本发明大型电解水制氢站部分装置的一种工作原理示意图；

图5是本发明大型氢氧燃料电池电站部分装置的一种工作原理示意图；

图6是本发明水电热输送工程部分装置的一种工作原理示意图。

附图标记说明：

1、大型光伏电站；2、大型风力发电站；3、高压电网，4、特高压输电工程；5、大型电解水制氢站；6、输氢管道工程；7、氢氧燃料电池电站；8、水电热输送工程；9、缺水地区；11、光伏阵列；12、蓄电池；13、汇流箱；14、直流柜；15、逆变器；16、升压系统；17、控制系统；21、供水系统；22、供电系统；23、PEM电解槽；24、氢侧系统；25、储氢系统；26、氧侧系统；31、氢氧燃料电池组；32、电站储氢系统；33、蓄水池；34、氢氧供给系统；35、排水系统；36、集电系统；37、集热系统；38、电站控制系统；41、水供给系统；42、电供给系统；43、热供给系统43；44、输水管道；45、电网；46、输气管道。

具体实施方式

为了使本发明的目的、技术方案及优点更加清楚明白，以下结合附图及实施例，对本发明进行进一步详细说明。应当理解，此处所描述的具体实施例仅仅用以解释本发明，并不用于限定本发明。

如图1-图6所示，本发明能实现远距离送水的能源和资源应用方法的一种具体实施例：

一种能实现远距离送水的能源和资源应用方法，结合太阳能和风能这两种可再生资源丰富，电解水制氢等技术特征研判，提出以远距离输水为目标的新能源、储能、海水淡化综合应用实施方案，包括以下几个步骤：

步骤一，在太阳光照丰富地区建造大型光伏电站将当地的太阳能转化成电能，或在风能丰富地区建造风力发电站将当地的风能转化成电能，并送入高压电网；

步骤二，利用特高压输电工程将上述电站所发的电能远距离或近距离或就地输送到水资源丰富地区；

步骤三，利用特高压工程输送的电能，在水资源丰富地区利用电解水制氢装置建造大型电解水制氢站(电解水制氢装置)去电解水制氢气；

步骤四，建造氢气管道输送工程将电解水制氢站制造的气态氢气远距离输送到缺水地区；

步骤五，在缺水地区使用氢氧燃料电池技术建造氢氧燃料电池电站，使用氢气管道输送工程输送的氢气制水，同时生成电能和热能。

步骤六，建造水电热输送工程，将水和热输送到缺水地区，电输送到缺水地区及其他有需求的地区。

所述步骤一中在太阳光照丰富地区利用大规模光伏发电系统建造大型光伏电站，将当地的太阳能转化成电能，并将电能送入高压电网，以便步骤二中将电压再次升压达到特高压输电要求，从而将光伏电站发的电能送入特高压输电工程的线路。

所述大型光伏电站，其建造采用的是带蓄电池的并网型光伏发电系统。所述并网型光伏发电系统，其与公共电网相联接。

所述大型光伏电站的主要组成部分为光伏阵列、蓄电池、逆变器、变压器及其他并网环节。其中，所述光伏阵列由多个光伏电池经串并联组合而成，光伏电池的材料使用多晶硅。

所述光伏阵列产生的电能通过直流柜后，一部分进入蓄电池，一部分经过逆变器将直流电转换为交流电，然后经过升压系统输送到高压电网。当光照不足或夜晚时候，光伏电站不能发电，此时蓄电池能够经过逆变器将直流电转换为交流电，然后经过升压系统输送到高压电网继续为高压电网输送电，从而保证步骤二的特高压输电工程能够持续不断地输送电能。

所述大型光伏电站的发电能力的计算，包括以下两个步骤：

步骤一，光伏电站理论光电转换输出电量计算；

步骤二，光伏电站年总发电量计算。

所述光伏电站理论光电转换输出电量计算如下：

先利用光伏系统为光伏电池进行充能，光伏电池充电功率可通过计算光伏电站发电功率获得。根据单个太阳能光伏电池组件的受光面积，计算所有太阳能方阵电池组件受光面积。

光伏组件实际光电转换率η与所选光伏电池片的材料相关。在查阅多个文献可知，多晶硅光伏电池片光电转换率在大规模生产情况下，其转化率为12——18.5％；大多在16％。假设所述大规模光伏电站的光伏电池片全部采用多晶硅光电转换组件，光伏总组件面积大约Am²。根据太阳能丰富地区一年中太阳光照情况，确定辐照度和每日有效日照时间，一年中光伏组件受日照天数取365天。在不计入光伏电站系统发电过程中的各种损耗，所述光伏电站系统年发电量计算：

W_年＝A×η×γ×T×365

然而光伏电站系统的发电效率会受到很多因素影响，主要影响因素如下表1所示。

表1系统发电影响因素及其损失率

序号	项目	数值
			1	温度造成的年平均流失	2.5％
2	光伏组件匹配造成的损失	3.2％
			3	灰尘/积雪造成的损失、遮挡造成的损失	5.5％
4	不可利用的太阳能辐射损失等	2.8％
			5	支流线路造成的损失	3％
6	逆变器支流-交流装换效率损失	2.5％
			7	交流线路造成的损失	2.7％

光伏电站系统发电总效率＝所有系统产品的效率的乘积，一般光伏项目的发电效率在70～80％左右。考虑以上各种因素，通过计算分析光伏电站系统发电总效率：

η_总＝97.5％×96.8％×94.5％×97.2％×97％×97.5％×97.3％＝79.7％

考虑系统发电影响因素及其损失率，则光伏电站年总发电量可计算，

W_年总＝W_年×η_总 (5)

步骤二所述的特高压输电工程，当其属于现存已建成的，并途径步骤一所述建造的大型光伏电站和大型风力发电站时，可以不需要再建造特高压输电工程，只要在特高压直流输电工程上建造一个升压变压站和一个降压变压站。

升压变压站建在特高压输电工程的线路上且与大型光伏电站或大型风力发电站相连的一端，可将在大型光伏电站或大型风力发电站输送到高压电网的电能再次升压，使电压升高到满足特高压输电工程输电的标准。

当电能通过特高压输电工程的线路输送经过水资源丰富地区，在水资源丰富地区的特高压输电工程线路上建造降压变压站，可将电压降至220/380伏，从而可以取用特高压输送来的电能用于步骤三中电解水制氢站的供能，当地的居民和工厂也可以适量使用。

当没有已建成的特高压输电工程加以利用则需要建设特高压输电工程。所述建设的特高压输电系统：特高压线路，变电站(换流站)，升压站，降压站。其输送的电能主要来源于水力发电和火力发电，光伏电站发的电能和风力发电产生的电能汇入其中。

建设的特高压输电工程的输电系统分为特高压直流输电系统和特高压交流输电系统两种。

建设的特高压输电线路上与大型光伏电站、大型风力发电站相连的一端带有升压站，可将光伏电站输送到高压电网的电能再次升压，使电压升高至交流1000(直流±800)千伏以上，从而满足特高压输电的标准。并将电通过建设的特高压线路输送到水资源丰富地区，线路上与水资源丰富地区相连的一端通过降压变压器将电压降至220/380伏。

由于特高压远距离直流安全可靠，经济效益高，所以本发明所建设的特高压输电工程采用直流输电系统。从参考文献中可以知道，±800kV特高压直流在超过2000km后，线损率超出了正常要求，所以特高压输电距离在2000km之内时可以采用±800kV特高压直流输电系统。±1000kV特高压线损率在2000～3500km范围内维持在较低水平，适合更长距离送电需求。

要想计算出大型光伏电站、大型风力发电站所发的电能经过特高压工程的线路输送后年剩余量，必须先确定输电系统的总电能损耗率。特高压工程总电能损耗率计算：

η_总损＝η_线损+η_变损

η_总损：总电能损耗率；

η_线损：特高压直流输电工程的线损率；

η_变损：特高压直流输电工程线路的两端变电站(或换流站)的损耗率；

计算总电能损耗率η_总损，需要对线损率η_线损具体情况具体分析，不同电压等级，不同输电距离的直流输电系统的线损率不同，特高压输送距离越远，额定输送容量取越大，预计电能损耗率η_线损将越高，特高压电压等级越高，预计损耗率η_线损将越小。查文献可知，在特高压直流输电在不超过3000km范围内，一定输送容量的情况下，总电能损耗率η_线损<7％，特高压直流输电工程线路的两端换流站的损耗率η_变损取1，5％。

则光伏电站所发的电能经过特高压工程的线路输送后年剩余量计算：

S_年总剩＝W_总年*(1-η_总损) (6)

所述步骤三中水资源丰富地区为淡水资源丰富的地区或者海水资源丰富的海边。当在淡水资源丰富的地区进行步骤三，则为电解淡水的方式制氢气，当在海水资源丰富的海边进行步骤三，则为电解海水的方式制氢气。

步骤三所述的利用电解水制氢装置建造的大型电解水制氢站，采用PEM电解水制氢技术或者碱性电解水制氢技术。

所述大型电解水制氢系统，带有供水系统，供电系统，电解槽，氢侧系统，储氢系统。供电系统的电能来源为步骤二中特高压输送的电能，供水系统的水来源于水资源丰富地区。

电解槽制造的氢气经过氢侧系统一系列处理后送入储氢系统。

所述储氢系统，能储存大量高压气态氢气。储氢系统带有加压装置，能够通过设备调节向外输送一定压强的氢气。而且储氢系统可与与外界高压输氢管道相连，以便于本发明步骤四中氢气远距离的管道运输。由于该储氢系统能储存大量高压气态氢气，所以可以起到储能的作用，以便特殊情况下，能保证步骤五氢气的供应。

所述采用碱性电解水制氢技术所建造的大型电解水制氢站，其带有兆瓦级碱性电解水制氢装置。碱性电解水制氢装置带有多个碱性电解槽，每个电解槽单机规模的最大产氢量在1000Nm³/h左右。主反应在电解槽中进行，槽内装填电解质溶液，通过隔膜将槽体分为阴、阳两室，阳极上产生氧气，从而达到水电解目的。当在一定电压下电流从电极间通过时，在阴极上产生氢气，以KOH和/或NaOH水溶液为电解质(质量分数20％～30％)。电解槽中的隔膜为石棉，电极一般采用镍基材料，产生的氢气纯度约为99％，经分离后的氢气需配合脱附剂以除去其中的水分和碱雾。通常电解槽的最大工作电流密度小于400mA/cm²，能耗为4.5～5.5kW·h/m³(标准)。

所述采用PEM电解水制氢技术所建造的大型电解水制氢站，其带有多个10兆瓦级PEM电解水制氢装置。PEM电解水制氢装置带有多个PEM电解槽，每个电解槽单机规模的最大产氢量为250Nm³/h。PEM电解水制氢的氢气纯度可以达到99.999％，可直接通入燃料电池使用。质子交换膜电解池可以在高压下(>5MPa)工作。高压制氢可在输运前省去增压所需的附加设备，降低氢气配给环节的运营成本。

PEM电解池主要由3部分组成：阳极、阴极与质子交换膜，一般还包括集流板、流场板和其它的支撑部件。

质子交换膜电解池化学反应方程式如下：

阳极发生析氧反应(OER)：

2H₂O-4e^ˉ→4H⁺+O₂

阴极发生析氧反应(HER)：

4H⁺+4e^ˉ→2H₂

总反应吸热：2H₂O→2H2+O₂-Q

所述大规模电解水制氢系统，其制氢能力的计算包括以下两个步骤：

步骤一，电解水制氢耗电计算；

步骤二，PEM电解水年制氢量及碱性电解水年制氢量计算。

所述电解水制氢耗电计算如下：

电解水制氢的化学反应式：2H₂O→2H₂+O₂。

电解反应的效率为70％根据反应式，可以知道每制造1mol氢气需要消耗2mol电子。因此，电解水制氢所需的电流强度可以通过以下公式计算：

I＝2FV/η (7)

其中，I表示电流强度，F为法拉第常数(96485C/mol)，V为电解槽中的电压，η为电解反应的效率(通常介于60-90％之间)。

由于制造1m³的氢气，标准大气压下其体积分子数为22.4L/mol，1m³的氢气共有1000L/22.4L/mol＝44，6mol。因此，所需的电子数为2*44.6＝89.2mol。根据法拉第定律，每通过1安培电流1秒钟，所传输的电荷量为1库仑。因此，所需的电量可以通过以下公式计算：

Q＝89.2mol*96485C/mol＝8606462C

则所需的电能可以通过以下公式计算：

E＝Q*V/η＝8606462C*V/η (8)

在国内电解水制氢路线中，碱性电解系统转化效率η为70％-80％，PEM电解系统转化效率η为70％-90％。实际上，电解水制氢所需的电压V通常在1，23-2V左右。

假设电解槽中的电压为1，23伏特，电解系统转化效率η为70％，则制造1m³的氢气所需的电能为：

E＝8606462C*1，23V/0，7≈15122784J

转化为千瓦时(kWh)，则为：

E＝12294946J/3600s≈4200kWh

所述PEM电解水年制氢量及碱性电解水年制氢量的计算需要电解水制氢的能耗，电解水所制氢气的产量与电解水过程中所消耗的电能成正比。由于电解槽中的电压不同，电解系统转化效率也会因不同的条件而有所不同，PEM电解水系统和碱性电解水系统不同，因此，实际的耗电量会因情况而异。考虑以上因素由以上，根据公式和查阅文献可计算得到PEM电解水制氢的能耗为4～5kW·h/m³，碱性电解水制氢技术能耗为4.5～5.5kW·h/m³。

步骤四所述建设的大规模输氢管道工程，将步骤三所述的大型电解水制氢站所制的氢气和储氢系统存储的气态氢气远距离输送到步骤五所述的在缺水地区建设的大型氢氧燃料电池电站处，并在缺水地区主管道旁建设取氢站。

在输氢管道工程的线路主管道上可建设多个取氢站，主管道附近的居民和工厂可以适量取用。在缺水地区的主管道旁也建设取氢站，当地企业及住民也可适量取用。

假设氢气管道地输送过程中氢气损耗率忽略不计，所述输氢管道年输送量应为步骤三中大型电解水制氢站的年制氢量。根据输氢管道年输送量，对氢气管道进行以下设计：

所述建设的氢气管道输送工程，其管道输氢压力一般为2～10MPa，多采用无缝钢管，管道直径为0，3～1，0m，管道材料主要为管道材料主要采用X52～X80范围内的管线钢，采用统一供气系统，供气系统是氢气输送管网。该系统有干线连接多座压气站(多台压气机组)、多座地下储气库，多座配气。压气站、储气库和配气的数量根据氢气管道的总里程和管道压力等多个因素具体设置。

在标准状态下输氢管道年输氢量为V_s年，大型电解水制氢站的年制氢量为V_年P氢或V_年碱氢，当V_s年≈V_年P氢或V_s年≈V_年碱氢时，则以上输氢管道的设计符合要求。

由于氢气标准状态下密度ρ：0.0899g/L，则所述输氢管道工程年输氢量以质量计算：

M＝V_s年*1000*ρ/1000 (15)

M——输氢管道工程年输氢量，单位kg；

步骤五所述的大型氢氧燃料电池电站，采用质子交换膜燃料电池技术或者碱性燃料电池技术所建造。

大型氢氧燃料电池电站，核心为氢氧燃料电池组，带有储氢系统，蓄水池，氢氧供给系统，排水系统，集电系统，集热系统，控制系统。

所述储氢系统，与所建设的氢氧燃料电池电站相连，同设立在缺水地区。所述储氢系统能储存大量高压气态氢气，且带有调压装置，能够通过设备调节向氢氧燃料电池电站输送一定压强的氢气，从而保证水、电、热的生产。由于该储氢系统能储存大量高压气态氢气，所以可以起到储能的作用，以便步骤四中管道所输氢气供应不足的情况下，继续能保证大型氢氧燃料电池电站对于氢气的需求得到供应。

所述蓄水池，用来储存大型氢氧燃料电池电站生产的水。且蓄水池与输水管道相连，并通过输水管道将水输送至附近需水地区。

所述氢氧供给系统，持续为氢氧燃料电池组供应氢气和氧气。

所述排水系统，排出生成的水到储水的蓄水池。

所述集电系统，包括蓄电池、逆变器、控制器、升压系统，能够将大型氢氧燃料电池电站产生的电能收集后进行升压。可以送入附近电网从而为附近缺水地区的居民和工厂提供电能。

所述集热系统，能够将大型氢氧燃料电池电站产生的热能收集后，一部分热能供给大型氢氧燃料电池电站使用，剩余热能送给附近缺水地区的居民和工厂加以利用。

所述控制系统，包括电池组工作压力、温度、排水与排气、电压、安全和冷却液循环等的控制与调节。

所述采用质子交换膜燃料电池技术建造的大型氢氧燃料电池电站，其核心部分是氢氧燃料电池组。质子交换膜燃料电池以氢气作燃料、空气作氧化剂。所述质子交换膜燃料电池(PEMFC)技术的工作原理：

阳极催化层中的氢气在催化剂作用下发生电极反应：

H₂→2H⁺+2e^-

该电极反应产生的电子经外电路到达阴极，氢离子则经电解质膜到达阴极。氧气与氢离子及电子在阴极发生反应生成水：

1/2O₂+2e^ˉ+2H⁺→H₂O+Q

总反应方程式为：2H₂+O₂→2H₂O。

所述采用碱性燃料电池(AFC)建造的大型氢氧燃料电池电站，其核心部分是碱性燃料电池燃料电池组。采用纯氢做为燃料，纯氧做为氧化剂。

所述碱性氢氧燃料电池工作原理：

在阳极，氢气与碱中的OH-在电催化剂的作用下，发生氧化反应生成水和电子：

H₂+2OH^-→H₂O+e^-

电子通过外电路到达阴极，在阴极电催化剂的作用下，参与氧的还原反应：

1/2O₂+H₂O→2OH^-

本发明的主要目的就是送水，大型氢氧燃料电池电站中氢燃料电池的制水量需要计算，同时发电量、产热量也需要计算。要想完成以上计算，需要将氢气的能量经过所述大型氢氧燃料电池电站中氢燃料电池后转化为电、热的能量效率计算出来。

对于大型氢氧燃料电池电站的年制水量计算，假设所述大型氢氧燃料电池电站中的氢气完全与氧气反应生成水，因反应方程式为H₂+1/2O₂→H₂O，标准状况下，1mol氢气24.4L，1mol H₂O的质量为18，02g，1mol H₂质量为2.01g。

于是大型氢氧燃料电池电站年制水的质量可计算：

M_水＝V_氢气/24.4*18.02/2.01*1000/1000 (16)

M水——生成的水的质量，单位Kg；

V_年氢——标准大气压下，一年中参与氢氧燃料电池电站制水的氢气体积，单位m³。

对于氢气的能量经过所述大型氢氧燃料电池电站转化为电能的效率计算，查阅参考文献可知，生成液态水的燃烧焓为高位热值(HHV)，生成水蒸气的燃烧焓为低位热值(LHV)，氢氧燃料电池发电效率可以简化为：

生成液态水的燃烧焓为高位热值(HHV)，生成水蒸气的燃烧焓为低位热值(LHV)。

η_el,HHV——为高位热值情况下氢氧燃料电池发电效率；

η_el,LHV——为低位热值情况下氢氧燃料电池发电效率；

U——氢氧燃料电池在实际工作中的电压，通常在0，8V-0，98V之间。

氢氧燃料电池输出的电能有一部分电能是系统自身损耗的电能，称为寄生功耗。对于氢气的能量经过大型氢氧燃料电池电站转化为热能的效率计算，假设热量有效利用率为η_热利用，查阅参考文献可知。

步骤六所述建造的水电热输送工程，包括水供给系统，电供给系统，热供给系统，输水管道，电网，输气管道。

水供给系统可将水净化，并送入输水管道，从而利用输水管道将水输送到缺水地区。

电供给系统可取用步骤五所述的大型氢氧燃料电池电站输送到高压电网中的电能，并通过电网向缺水地区和其他有需求的地区输送电能。

热供给系统可将步骤五大型氢氧燃料电池电站产生的热能转化为高温蒸汽，并送入输气管道，从而利用输气管道输送热能到缺水地区。

应用本发明的实施例1

一种利用太阳能实现远距离送水的能源综合应用方法，包括以下步骤：

步骤一，在太阳能丰富的新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市利用大规模光伏发电装置建造光伏电站1将太阳能转化成电能，并送入高压电网3；

步骤二，利用准东—皖南±1100kV特高压直流输电工程3将光伏电站1所发的电能从新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市远距离输送到我国东部水资源丰富地区安庆市；

步骤三，在安庆市利用PEM电解水制氢装置建造大规模电解水制氢站5，使用特高压直流输电工程输送的电能去电解水制氢气；

步骤四，建造大规模输氢管道工程6将电解水制氢站5制造的气态氢气远距离输送到我国新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市的缺水地区9；

步骤五，在新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市的缺水地区9使用氢氧燃料电池技术建造氢氧燃料电池电站7，使用氢气管道输送工程输送的氢气制水，同时生成电能和热能。

步骤六，建造水电热输送工程8，将水和热输送到新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市的缺水地区9，电输送到新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市的缺水地区9及其他有需求的地区。

步骤一所述的大型光伏电站1，其建造采用的是带蓄电池的并网型光伏发电系统。并网型光伏发电系统，其与高压电网3相联接。

大型光伏电站1的主要组成部分为光伏阵列11、蓄电池12、汇流箱13、直流柜14、逆变器15、升压系统16、控制系统17及其他并网环节。其中，所述光伏阵列1由多个光伏电池经串并联组合而成，光伏电池的材料使用多晶硅。

所述光伏阵列11产生的电能通过直流柜14后，一部分进入蓄电池12，一部分经过逆变器将直流电转换为交流电，然后经过升压系统16输送到高压电网3。当光照不足或夜晚时候，光伏电站1不能发电，此时蓄电池12能够经过逆变器15将直流电转换为交流电，然后经过升压系统16输送到高压电网3，从而继续为高压电网3输送电，从而保证步骤二的特高压输电工程能够持续不断地输送电能。

大型光伏电站1的发电能力的计算，包括以下两个步骤：

步骤一，光伏电站1理论光电转换输出电量计算；

步骤二，光伏电站1年总发电量计算。

所述光伏电站1理论光电转换输出电量计算如下：

W_S＝A×η×γ×T

式中：

A：总组件面积，单位m²；

η：组件转化效率；

γ：辐照度，单位W/m²；

T：每日有效日照时间，单位h；

所述光伏电站1年总发电量的计算需要确定光电转换组件的总面积和材料。该光伏电站1的光伏电池片全部采用多晶硅光电转换组件，组件转化效率η为16％；面积A大约3000000m²。根据新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市一年中太阳光照情况，辐照度γ取1000W/m²，每日有效日照时间T取6小时。在不计入光伏电站1系统发电过程中的各种损耗，所述光伏电站1系统年发电量计算：

W_年＝A×η×γ×T×365＝3000000×0.16×1000×6×365÷1000＝1.05×10⁹kwh

光伏电站1系统的发电效率会受到很多因素影响，光伏电站1系统发电总效率＝所有系统产品的效率的乘积，一般光伏项目的发电效率在70～80％左右。上述发明内容中已经计算分析出光伏电站1系统发电总效率：η_总＝79.7％。

所以当考虑系统发电影响因素及其损失率时，光伏电站1年总发电量可计算，

W_年总＝W_年×η_总＝1.05×10⁹kwh×79.7％≈8.37×10⁸kwh。

在所述步骤二中的准东—皖南±1100kV特高压直流输电工程4上建造一个升压变压站和一个降压变压站。

升压变压站建在特高压输电工程4的线路上且与光伏电站1相连的一端，可将在新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市建造的大型光伏电站1输送到高压电网3的电能再次升压，使电压升高至直流±1100kV，从而满足特高压直流输电工程输电的标准。

当电能通过特高压输电工程4的线路输送经过水资源丰富地区安庆市，在安庆市旁的特高压输电工程4线路上建造降压变压站，可将电压降至220/380伏，从而可以取用特高压输送来的电能用于步骤三中电解水制氢站5的供能，当地的居民和工厂也可以适量使用。

要想计算出光伏电站1所发的电能经过特高压输电工程4的线路输送后年剩余量，必须先确定输电系统的总电能损耗率。特高压输电工程4的总电能损耗率η_总损计算如下：

η_总损＝η_线损+η_变损

特高压直流输电工程4线路的两端换流站的损耗率η_变损为1.5％。

对于特高压直流输电工程4的线损率η_线损需要根据具体情况分析，准东—皖南±1100kV特高压直流输电工程4的电压等级±1100kV，输送距离大约为3000km，额定输送容量为2400万千瓦，查文献可得，其线损率η_线损约为7％。

则η_总损＝η_线损+η_变损＝7％+1.5％＝8.5％。

在不计算当地的居民和工厂使用的电量，则光伏电站1所发的电能经过特高压工程的线路输送后年剩余量计算：

S_年总剩＝W总年*(1-η总损)＝8.37*10⁸*(1-8.5％)＝7.659*10⁸KWh。

步骤三中的大型电解水制氢站5，建在水资源丰富的地区的安庆市，由于此地的水为淡水资源，所以属于电解淡水制氢气。本实施例的大型电解水制氢站5采用PEM电解水制氢技术。

大型电解水制氢站5，带有供水系统21，供电系统22，PEM电解槽23，氢侧系统24，储氢系统25，氧侧系统26。

供水系统21的水来源于水资源丰富地区安庆市，供电系统22的电能来源为步骤二中特高压输送的电能。

PEM电解槽23制造的氢气经过氢侧系统24一系列处理后被送入储氢系统25。

储氢系统25能储存大量高压气态氢气，储氢系统25与外界高压输氢管道相连。且储氢系统25带有加压装置，能够调节出适合输氢管道输送氢气的压强，省去了本发明步骤四中氢气远距离管道输送前调压的工作。由于该储氢系统25能储存大量高压气态氢气，当大型电解水制氢站5由于特殊情况不能及时制造所需的氢气，储氢系统25中大量氢气的能保证步骤四中输氢管道工程6的氢气持续得到供应，这是一储能的方式。

本实施例采用PEM电解水制氢技术所建造的大型电解水制氢站5，带有多台10兆瓦级PEM电解水制氢装置。该PEM电解水制氢装置带有多个PEM电解槽，每个电解槽单机规模的最大产氢量为250Nm³/h。

所述大型电解水制氢站5，其制氢能力的计算包括以下两个步骤：

步骤一，PEM电解水制氢能耗计算；

步骤二，PEM电解水年制氢量计算。

PEM电解水制氢能耗可以通过以下公式计算：

E＝Q*V/η＝8606462C*V/η

在国内电解水制氢路线中，PEM电解系统转化效率η为70％-90％。实际上，PEM电解水制氢所需的电压V通常在1.23-2V左右。

查阅相关资料和文献，取一般情况下电解槽中的电压为1.5伏特，电解系统转化效率η为80％，则制造标准大气压下1m³的氢气所需的电能为：

E＝8606462C*1.5V/0.8≈16137116J

转化为千瓦时(kWh)，则为：

E＝16137116J/3600s≈4.5kWh

所以经过计算得到PEM电解水制造标准大气压下1m³的氢气所需要的能耗为4.5kW·h/m³。

PEM电解水年制氢量计算如下：

V_年P氢＝S_年总剩/N_P＝7.659*10⁸/4.5≈1.7*10⁸m³。

步骤四所建设的大规模输氢管道工程6，全长约3000公里。起点为步骤三所述的在水资源丰富地区的安庆市所建造的大型电解水制氢站5处，终点为步骤五所述的在新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市的缺水地区9建造的氢氧燃料电池电站7处。大型电解水制氢站5所制的氢气可以通过输氢管道工程6远距离输送到氢氧燃料电池电站7处。

在输氢管道工程6的线路主管道上可建设多个取氢站，主管道附近的居民和工厂可以适量取用。在新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市的缺水地区9的主管道旁也建设取氢站，当地企业及住民也可适量取用。

假设氢气管道地输送过程中氢气损耗率忽略不计，所述输氢管道年输送量应为步骤三中大型电解水制氢站5的年制氢量。根据输氢管道年输送量，对氢气管道进行以下设计：

建设的大规模输氢管道工程6的氢气管道，其管道输氢压力为3MPa，采用无缝钢管，管道直径为0.3m，管道材料主要为管道材料主要采用X70管线钢，采用统一供气系统，供气系统是氢气输送管网。该系统有干线连接多座压气站(多台压气机组)、多座地下储气库，多座配气。

输氢管道大概每秒最大流量的估算可以根据以下公式：

V_秒＝v_流*πd²/4。

最大流速v_流取3m/s，公称管径d取300mm；

V_秒＝v_流*πd²/4＝3*π*0.3²＝0.212m³/s。

在不计算管道氢气压强的情况下，一年中输送的天数T_天数取310，所述输氢管道年输氢量V_年以体积计算：

V_年＝V_秒*T_天数*24*60*60＝0.212*310*24*60*60≈5.678*10⁶m³。

由于管道压力P为3MPa，在标准状态下输氢管道年输氢量V_s年以体积计算：

V_s年＝V_年*10P＝5.678*10⁶*10*3≈1.7*10⁸m³。

在标准状态下输氢管道年输氢量V_s年为1.7*10⁸m³，大型电解水制氢站5的年制氢量V_年P氢也为1.7*10⁸m³，则以上输氢管道的设计符合要求。

氢气标准状态下密度ρ：0.0899g/L，输氢管道年输氢量以质量计算：

M_年＝V_年P氢*1000*ρ/1000＝1.7*10⁸*1000*0.0899/1000＝1.528*10⁷kg。

步骤五所述的在新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市的缺水地区9使用氢氧燃料电池技术建造的氢氧燃料电池电站7，核心为氢氧燃料电池组31，带有电站储氢系统32，蓄水池33，氢氧供给系统34，排水系统35，集电系统36，集热系统37，电站控制系统38。

氢氧燃料电池组31，为氢氧燃料电池电站7的核心部分，采用了质子交换膜燃料电池技术，实质上是质子交换膜燃料电池组。质子交换膜燃料电池组以氢气作燃料、空气作氧化剂。质子交换膜燃料电池(PEMFC)技术的工作原理：

阳极催化层中的氢气在催化剂作用下发生电极反应：

H₂→2H⁺+2e^-

该电极反应产生的电子经外电路到达阴极，氢离子则经电解质膜到达阴极。氧气与氢离子及电子在阴极发生反应生成水：

1/2O₂+2eˉ+2H⁺→H₂O+Q

总反应方程式为：2H₂+O₂→2H₂O。

电站储氢系统32，与所建设的氢氧燃料电池电站7相连，同设立在缺水地区9。所述储氢系统能储存大量高压气态氢气，且带有调压装置，能够通过设备调节向氢氧燃料电池电站7输送一定压强的氢气，从而保证水、电、热的生产。由于该储氢系统能储存大量高压气态氢气，所以可以起到储能的作用，以便步骤三中管道所输氢气供应不足的情况下，继续能保证氢氧燃料电池电站7对于氢气的需求得到供应。

蓄水池33，用来储存氢氧燃料电池电站7生产的水。且蓄水池33与输水管道相连，并通过输水管道将水输送至新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市的缺水地区9。

氢氧供给系统34，持续为氢氧燃料电池组供31燃料，空气作氧化剂。氢氧供给系统34供应的燃料来源自步骤三所述的管道输送工程输送到氢氧燃料电池电站7的氢气，而氧化剂直接使用空气。

排水系统35，排出生成的水到储水的蓄水池33。

集电系统36，包括蓄电池、逆变器、控制器、升压系统，能够将氢氧燃料电池电站7产生的电能收集后进行升压。送入附近高压电网39从而为新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市的缺水地区9的居民和工厂提供电能。

集热系统37，能够收集氢氧燃料电池电站7产生的热能。一部分热能供给氢氧燃料电池电站7使用，剩余热能可输送给附近缺水地区9的居民和工厂加以利用。

电站控制系统38，包括电池组工作压力、温度、排水与排气、电压、安全和冷却液循环等的控制与调节。

本发明的主要目的就是送水，氢氧燃料电池电站7中氢燃料电池的制水量需要计算，同时发电量、产热量也需要计算。要想完成以上计算，需要将氢气的能量经过所述氢氧燃料电池电站7中氢燃料电池后转化为电、热的能量效率计算出来。

氢氧燃料电池电站7年制水的质量可计算：

M_水＝V_年P氢/24.4*18.02/2.01*1000/1000≈6.246*10⁷Kg＝6.246*10⁴t。

由于氢氧燃料电池电站7在制水的过程中，其生成产物为液态水和水蒸汽的混合。但主要产物是液态水，所以对于氢气的能量经过所述氢氧燃料电池电站7转化为电能的效率计算采用低位热值情况下计算公式：

氢氧燃料电池在实际工作中的电压U通常在0.8V-0.98V之间，本方案取0.95V。则

氢氧燃料电池系统效率η_sys通常为60％—80％，本方案取75％。则氢氧燃料电池系统整体的有效发电效率η_total可根据以下公式计算：

η_total＝η_el,HHV×η_sys＝0.642×0.75＝0.4815

标准情况下，氢气体积能量密度3.5kWh/m³，则氢氧燃料电池电站7年发电量计算：

S_电＝V_年P氢*η_total*3.5kWh＝1.7*10⁸*0.4815*3.5≈2.865*10⁸kWh。

对于氢气的能量经过氢氧燃料电池电站7转化为热能的效率计算，假设热量有效利用率为η_热利用为80％，那么所述氢氧燃料电池电站7中氢气的能量转化为热能的效率为：

则氢氧燃料电池电站7年发热量计算：

S_热＝V_年P氢*η_total*3.5kWh＝1.7*10⁸*0.2865*3.5≈1.7*10⁸kWh。

步骤六所述建造的水电热输送工程8，包括水供给系统41，电供给系统42，热供给系统43，输水管道44，电网45，输气管道46。

水供给系统41可将水净化，并送入输水管道44，从而利用输水管道44将水输送到新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市的缺水地区9。

电供给系统42可取用步骤五所述的氢氧燃料电池电站7输送到高压电网39中的电能，并通过电网45向新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市的缺水地区9和其他有需求的地区输送电能。

热供给系统43可将步骤五氢氧燃料电池电站7产生的热能转化为高温蒸汽，并送入输气管道46，从而利用输气管道46输送热能到新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市的缺水地区9。

应用本发明的实施例2

一种利用风能实现远距离送水的能源综合应用方法，包括以下步骤：

步骤一，在风能丰富的我国渤海海边利用大规模风力发电装置建造海上风力发电站2将风能转化成电能，并送入高压电网3；

步骤二，在渤海海边所建造的海上风力发电站2附近利用PEM电解水制氢装置建造大规模电解水制氢站5，使用海上风力发电站2输送到高压电网3的电能去电解海水制氢气；

步骤三，建造大规模输氢管道工程6将电解水制氢站5制造的气态氢气远距离输送到我国北京市、天津市的缺水地区9；

步骤四，在北京市、天津市的缺水地区9使用氢氧燃料电池技术建造氢氧燃料电池电站7，使用氢气管道输送工程输送的氢气制水，同时生成电能和热能。

步骤五，建造水电热输送工程8，将水、电、热输送到北京市、天津市的缺水地区9。

步骤一所述的海上风力发电站2，其建造采用的是并网型发电系统。并网型发电系统与公共电网相联接。海上风力发电站带有多台大型海上风力发电机，风力发电机的总装机容量为150MW。

大型海上风力发电站2的组成部分为大型风力发电机、并网系统及其他环节。

大型风力发电机为海上风力发电站2的产生电能的部分。

并网系统，包括逆变器、升压系统、直流箱，负责将风力发电机所发的电能输送到高压电网3。

大型风力发电机产生的电能经过并网系统送入高压电网3过程：大型风力发电机产生的电能汇入直流箱，经过逆变器将直流电转换为交流电，然后经过升压系统输送到高压电网3。

风力发电年总发电量的计算需要确定装机容量P，每日有效发电时间T，一年中有效工作天数Y以及损耗率η_总。海上风力发电站2系统年发电量由以下公式计算：

W_年＝P*(1-η_总)*T*Y/1000

根据渤海一年中风能情况，发电时间T取24小时，一年中有效工作天数取320天，装机容量P为150MW，系统发电损耗率η_总取0.33，在不计入海上风力发电站2系统发电过程中的各种损耗，则海上风力发电站2系统年发电量：

W_年＝P*(1-η_总)*T*Y*300/1000＝1.5*10⁸*(1-0.33)*24*320/1000≈7.7*10⁸KWh。

步骤二中的大型电解水制氢站5，建在大型海上风力发电站2附近的渤海海边，由于此地的水为海水，所以属于电解海水的方式制氢气。本实施例的大型电解水制氢站5采用PEM电解水制氢技术。

大型电解水制氢站5，带有供水系统21，供电系统22，PEM电解槽23，氢侧系统24，储氢系统25，氧侧系统26。

供水系统21的水来源于渤海的海水，供电系统22的电能来源为步骤一中大型海上风力发电站2输送到高压电网3的电能。

PEM电解槽23制造的氢气经过氢侧系统24一系列处理后送入储氢系统25。

储氢系统25能储存大量高压气态氢气，储氢系统25与外界高压输氢管道相连。且储氢系统25带有加压装置，能够调节出适合输氢管道输送氢气的压强，省去了本发明步骤三中氢气远距离管道输送前调压的工作。由于该储氢系统25能储存大量高压气态氢气，当大型电解水制氢站5由于特殊情况不能及时制造所需的氢气，储氢系统25中大量氢气的能保证步骤三中输氢管道工程6的氢气持续得到供应，这是一储能的方式。

本实施例采用PEM电解水制氢技术所建造的大型电解水制氢站5，带有多台10兆瓦级PEM电解水制氢装置。该PEM电解水制氢装置带有多个PEM电解槽，每个电解槽单机规模的最大产氢量为250Nm³/h。

所述大型电解水制氢站5，其制氢能力的计算包括以下两个步骤：

步骤一，PEM电解水制氢能耗计算；

步骤二，PEM电解水年制氢量计算。

PEM电解水制氢能耗可以通过以下公式计算：

E＝Q*V/η＝8606462C*V/η

在国内电解水制氢路线中，PEM电解系统转化效率η为70％-90％。实际上，PEM电解水制氢所需的电压V通常在1.23-2V左右。

查阅相关资料和文献，取一般情况下电解槽中的电压为1.5伏特，电解系统转化效率η为80％，则制造标准大气压下1m³的氢气所需的电能为：

E＝8606462C*1.5V/0.8≈16137116J

转化为千瓦时(kWh)，则为：

E＝16137116J/3600s≈4.5kWh

所以经过计算得到PEM电解水制造标准大气压下1m³的氢气所需要的能耗为4.5kW·h/m³。

PEM电解水年制氢量计算如下：

V_年P氢＝S_年总剩/N_P＝7.7*10⁸/4.5≈1.7*10⁸m³。

步骤三所建设的大规模输氢管道工程6，全长约200公里。起点为步骤二所述的在海上风力发电站2附近的渤海海边所建造的大型电解水制氢站5处，终点为步骤四所述的在北京市、天津市的缺水地区9建造的氢氧燃料电池电站7处。大型电解水制氢站5所制的氢气可以通过输氢管道工程6远距离输送到氢氧燃料电池电站7处。

在输氢管道工程6的线路主管道上可建设多个取氢站，主管道附近的居民和工厂可以适量取用。在北京市、天津市的缺水地区9的主管道旁也建设取氢站，当地企业及住民也可适量取用。

假设氢气管道地输送过程中氢气损耗率忽略不计，所述输氢管道年输送量应为步骤三中大型电解水制氢站5的年制氢量。根据输氢管道年输送量，对氢气管道进行以下设计：

建设的大规模输氢管道工程6的氢气管道，其管道输氢压力为3MPa，采用无缝钢管，管道直径为0.3m，管道材料主要为管道材料主要采用X70管线钢，采用统一供气系统，供气系统是氢气输送管网。该系统有干线连接多座压气站(多台压气机组)、多座地下储气库，多座配气。

输氢管道大概每秒最大流量的估算可以根据以下公式：

V_秒＝v_流*πd²/4。

最大流速v_流取3m/s，公称管径d取300mm；

V_秒＝v_流*πd²/4＝3*π*0.3²＝0.212m³/s。

在不计算管道氢气压强的情况下，一年中输送的天数T_天数取310，所述输氢管道年输氢量V_年以体积计算：

V_年＝V_秒*T_天数*24*60*60＝0.212*310*24*60*60≈5.678*10⁶m³。

由于管道压力P为3MPa，在标准状态下输氢管道年输氢量V_s年以体积计算：

V_s年＝V_年*10P＝5.678*10⁶*10*3≈1.7*10⁸m³。

在标准状态下输氢管道年输氢量V_s年为1.7*10⁸m³，大型电解水制氢站5的年制氢量V_年P氢也为1.7*10⁸m³，则以上输氢管道的设计符合要求。

氢气标准状态下密度ρ：0.0899g/L，输氢管道年输氢量以质量计算：

M_年＝V_年P氢*1000*ρ/1000＝1.7*10⁸*1000*0.0899/1000＝1.5*10⁷kg。

步骤四所述的在北京市、天津市的缺水地区9使用氢氧燃料电池技术建造的氢氧燃料电池电站7，核心为氢氧燃料电池组31，带有电站储氢系统32，蓄水池33，氢氧供给系统34，排水系统35，集电系统36，集热系统37，电站控制系统38。

氢氧燃料电池组31，为氢氧燃料电池电站7的核心部分，采用了质子交换膜燃料电池技术，实质上是质子交换膜燃料电池组。质子交换膜燃料电池组以氢气作燃料、空气作氧化剂。质子交换膜燃料电池(PEMFC)技术的工作原理：

阳极催化层中的氢气在催化剂作用下发生电极反应：

H₂→2H⁺+2e^-

该电极反应产生的电子经外电路到达阴极，氢离子则经电解质膜到达阴极。氧气与氢离子及电子在阴极发生反应生成水：

1/2O₂+2eˉ+2H⁺→H₂O+Q

总反应方程式为：2H₂+O₂→2H₂O。

电站储氢系统32，与所建设的氢氧燃料电池电站7相连，同设立在缺水地区9。所述储氢系统能储存大量高压气态氢气，且带有调压装置，能够通过设备调节向氢氧燃料电池电站7输送一定压强的氢气，从而保证水、电、热的生产。由于该储氢系统能储存大量高压气态氢气，所以可以起到储能的作用，以便步骤三中管道所输氢气供应不足的情况下，继续能保证氢氧燃料电池电站7对于氢气的需求得到供应。

蓄水池33，用来储存氢氧燃料电池电站7生产的水。且蓄水池33与输水管道相连，并通过输水管道将水输送至北京市、天津市的缺水地区9。

氢氧供给系统34，持续为氢氧燃料电池组供31燃料，空气作氧化剂。氢氧供给系统34供应的燃料来源自步骤三所述的管道输送工程输送到氢氧燃料电池电站7的氢气，而氧化剂直接使用空气。

排水系统35，排出生成的水到储水的蓄水池33。

集电系统36，包括蓄电池、逆变器、控制器、升压系统，能够将氢氧燃料电池电站7产生的电能收集后进行升压。送入附近高压电网39从而为北京市、天津市缺水地区9的居民和工厂提供电能。

集热系统37，能够收集氢氧燃料电池电站7产生的热能。一部分热能供给氢氧燃料电池电站7使用，剩余热能可输送给附近缺水地区9的居民和工厂加以利用。

电站控制系统38，包括电池组工作压力、温度、排水与排气、电压、安全和冷却液循环等的控制与调节。

本发明的主要目的就是送水，氢氧燃料电池电站7中氢燃料电池的制水量需要计算，同时发电量、产热量也需要计算。要想完成以上计算，需要将氢气的能量经过所述氢氧燃料电池电站7中氢燃料电池后转化为电、热的能量效率计算出来。

氢氧燃料电池电站7年制水的质量可计算：

M_水＝V_年P氢/24.4*18.02/2.01*1000/1000≈6.25*10⁷Kg＝6.25*10⁴t。

由于氢氧燃料电池电站7在制水的过程中，其生成产物为液态水和水蒸汽的混合。但主要产物是液态水，所以对于氢气的能量经过所述氢氧燃料电池电站7转化为电能的效率计算采用低位热值情况下计算公式：

氢氧燃料电池在实际工作中的电压U通常在0.8V-0.98V之间，本方案取0.95V。则

氢氧燃料电池系统效率η_sys通常为60％—80％，本方案取75％。则氢氧燃料电池系统整体的有效发电效率η_total可根据以下公式计算：

η_total＝η_el,HHV×η_sys＝0.642×0.75＝0.4815

标准情况下，氢气体积能量密度3.5kWh/m³，则氢氧燃料电池电站7年发电量计算：

S_电＝V_年P氢*η_total*3.5kWh＝1.7*10⁸*0.4815*3.5≈2.9*10⁸kWh。

对于氢气的能量经过氢氧燃料电池电站7转化为热能的效率计算，假设热量有效利用率为η_热利用为80％，那么所述氢氧燃料电池电站7中氢气的能量转化为热能的效率为：

则氢氧燃料电池电站7年发热量计算：

S_热＝V_年P氢*η_total*3.5kWh＝1.7*10⁸*0.2865*3.5≈1.7*10⁸kWh。

步骤五所述建造的水电热输送工程8，包括水供给系统41，电供给系统42，热供给系统43，输水管道44，电网45，输气管道46。

水供给系统41可将水净化，并送入输水管道44，从而利用输水管道44将水输送到北京市、天津市的缺水地区9。

电供给系统42可取用步骤四所述的氢氧燃料电池电站7输送到高压电网39中的电能，并通过电网45向北京市、天津市的缺水地区9和其他有需求的地区输送电能。

热供给系统43可将步骤五氢氧燃料电池电站7产生的热能转化为高温蒸汽，并送入输气管道46，从而利用输气管道46输送热能到北京市、天津市的缺水地区9。

应用本发明的实施例3

一种利用太阳能实现远距离送水的能源综合应用方法，包括以下步骤：

步骤一，在太阳能丰富的雅鲁藏布江谷地利用大规模光伏发电装置建造光伏电站1将太阳能转化成电能，并送入高压电网3；

步骤二，在所建造的光伏电站1附近的雅鲁藏布江干流处利用PEM电解水制氢装置建造大规模电解水制氢站5，使用光伏电站1输送到高压电网3的电能去电解水制氢气；

步骤三，建造大规模输氢管道工程6将电解水制氢站5制造的气态氢气远距离输送到我国新疆维吾尔自治区哈密市的缺水地区9；

步骤四，在新疆维吾尔自治区哈密市的缺水地区9使用氢氧燃料电池技术建造氢氧燃料电池电站7，使用氢气管道输送工程输送的氢气制水，同时生成电能和热能。

步骤五，建造水电热输送工程8，将水和热输送到新疆维吾尔自治区哈密市的缺水地区9，电输送到新疆维吾尔自治区哈密市的缺水地区9及其他有需求的地区。

所述步骤一中大型光伏电站1，其建造采用的是带蓄电池的并网型光伏发电系统。并网型光伏发电系统，其与公共电网相联接。

大型光伏电站1的主要组成部分为光伏阵列11、蓄电池12、汇流箱13、直流柜14、逆变器15、升压系统16、控制系统17及其他并网环节。其中，所述光伏阵列1由多个光伏电池经串并联组合而成，光伏电池的材料使用多晶硅。

所述光伏阵列11产生的电能通过直流柜14后，一部分进入蓄电池12，一部分经过逆变器将直流电转换为交流电，然后经过升压系统16输送到高压电网3。当光照不足或夜晚时候，光伏电站1不能发电，此时蓄电池12能够经过逆变器15将直流电转换为交流电，然后经过升压系统16输送到高压电网3，从而继续为高压电网3输送电，从而保证步骤二的特高压输电工程能够持续不断地输送电能。

大型光伏电站1的发电能力的计算，包括以下两个步骤：

步骤一，光伏电站1理论光电转换输出电量计算；

步骤二，光伏电站1年总发电量计算。

光伏电站1理论光电转换输出电量计算如下：

W_S＝A×η×γ×T

式中：

A：总组件面积，单位m²；

η：组件转化效率；

γ：辐照度，单位W/m²；

T：每日有效日照时间，单位h；

光伏电站1年总发电量的计算需要确定光电转换组件的总面积和材料。该光伏电站1的光伏电池片全部采用多晶硅光电转换组件，组件转化效率η为16％；面积A大约3000000m²。根据雅鲁藏布江谷地一年中太阳光照情况，辐照度γ取915W/m²，每日有效日照时间T取6小时。在不计入光伏电站1系统发电过程中的各种损耗，所述光伏电站1系统年发电量计算：

W_年＝A×η×γ×T×365＝3000000×0.16×915×6×365÷1000≈9.62×10⁸kwh

光伏电站1系统的发电效率会受到很多因素影响，光伏电站1系统发电总效率＝所有系统产品的效率的乘积，一般光伏项目的发电效率在70～80％左右。上述发明内容中已经计算分析出光伏电站1系统发电总效率：η_总＝79.7％。

所以当考虑系统发电影响因素及其损失率时，光伏电站1年总发电量可计算，

W_年总＝W_年×η_总＝9.62×10⁸kwh×79.7％≈7.67×10⁸kwh。

步骤二中的大型电解水制氢站5，建在光伏电站1附近的雅鲁藏布江干流处，由于此地的水为淡水资源，所以属于电解淡水制氢气。本实施例的大型电解水制氢站5采用PEM电解水制氢技术。

大型电解水制氢站5，带有供水系统21，供电系统22，PEM电解槽23，氢侧系统24，储氢系统25，氧侧系统26。

供水系统21的水来源于雅鲁藏布江的江水，供电系统22的电能来源为步骤一中光伏电站1输送到高压电网3的电能。

PEM电解槽23制造的氢气经过氢侧系统24一系列处理后送入储氢系统25。

储氢系统25能储存大量高压气态氢气，储氢系统25与外界高压输氢管道相连。且储氢系统25带有加压装置，能够调节出适合输氢管道输送氢气的压强，省去了本发明步骤三中氢气远距离管道输送前调压的工作。由于该储氢系统25能储存大量高压气态氢气，当大型电解水制氢站5由于特殊情况不能及时制造所需的氢气，储氢系统25中大量氢气的能保证步骤三中输氢管道工程6的氢气持续得到供应，这是一储能的方式。

本实施例采用PEM电解水制氢技术所建造的大型电解水制氢站5，带有多台10兆瓦级PEM电解水制氢装置。该PEM电解水制氢装置带有多个PEM电解槽，每个电解槽单机规模的最大产氢量为250Nm³/h。

所述大型电解水制氢站5，其制氢能力的计算包括以下两个步骤：

步骤一，PEM电解水制氢能耗计算；

步骤二，PEM电解水年制氢量计算。

PEM电解水制氢能耗可以通过以下公式计算：

E＝Q*V/η＝8606462C*V/η

在国内电解水制氢路线中，PEM电解系统转化效率η为70％-90％。实际上，PEM电解水制氢所需的电压V通常在1.23-2V左右。

查阅相关资料和文献，取一般情况下电解槽中的电压为1.5伏特，电解系统转化效率η为80％，则制造标准大气压下1m³的氢气所需的电能为：

E＝8606462C*1.5V/0.8≈16137116J

转化为千瓦时(kWh)，则为：

E＝16137116J/3600s≈4.5kWh

所以经过计算得到PEM电解水制造标准大气压下1m³的氢气所需要的能耗为4.5kW·h/m³。

PEM电解水年制氢量计算如下：

V_年P氢＝S_年总/N_P＝7.67*10⁸/4.5≈1.7*10⁸m³。

步骤三所建设的大规模输氢管道工程6，全长约2000公里。起点为步骤二所述的在光伏电站1附近的雅鲁藏布江干流处所建造的大型电解水制氢站5处，终点为步骤四所述的在新疆维吾尔自治区哈密市的缺水地区9建造的氢氧燃料电池电站7处。大型电解水制氢站5所制的氢气可以通过输氢管道工程6远距离输送到氢氧燃料电池电站7处。

在输氢管道工程6的线路主管道上可建设多个取氢站，主管道附近的居民和工厂可以适量取用。在新疆维吾尔自治区哈密市的缺水地区9的主管道旁也建设取氢站，当地企业及住民也可适量取用。

假设氢气管道地输送过程中氢气损耗率忽略不计，所述输氢管道年输送量应为步骤三中大型电解水制氢站5的年制氢量。根据输氢管道年输送量，对氢气管道进行以下设计：

建设的大规模输氢管道工程6的氢气管道，其管道输氢压力为3MPa，采用无缝钢管，管道直径为0.3m，管道材料主要为管道材料主要采用X70管线钢，采用统一供气系统，供气系统是氢气输送管网。该系统有干线连接多座压气站(多台压气机组)、多座地下储气库，多座配气。

输氢管道大概每秒最大流量的估算可以根据以下公式：

V_秒＝v_流*πd²/4。

最大流速v_流取3m/s，公称管径d取300mm；

V_秒＝v_流*πd²/4＝3*π*0.3²＝0.212m³/s。

在不计算管道氢气压强的情况下，一年中输送的天数T_天数取310，所述输氢管道年输氢量V_年以体积计算：

V_年＝V_秒*T_天数*24*60*60＝0.212*310*24*60*60≈5.678*10⁶m³。

由于管道压力P为3MPa，在标准状态下输氢管道年输氢量V_s年以体积计算：

V_s年＝V_年*10P＝5.678*10⁶*10*3≈1.7*10⁸m³。

在标准状态下输氢管道年输氢量V_s年为1.7*10⁸m³，大型电解水制氢站5的年制氢量V_年P氢也为1.7*10⁸m³，则以上输氢管道的设计符合要求。

氢气标准状态下密度ρ：0.0899g/L，输氢管道年输氢量以质量计算：

M_年＝V_年P氢*1000*ρ/1000＝1.7*10⁸*1000*0.0899/1000＝1.528*10⁷kg。

步骤四所述的在新疆维吾尔自治区哈密市的缺水地区9使用氢氧燃料电池技术建造的氢氧燃料电池电站7，核心为氢氧燃料电池组31，带有电站储氢系统32，蓄水池33，氢氧供给系统34，排水系统35，集电系统36，集热系统37，电站控制系统38。

氢氧燃料电池组31，为氢氧燃料电池电站7的核心部分，采用了质子交换膜燃料电池技术，实质上是质子交换膜燃料电池组。质子交换膜燃料电池组以氢气作燃料、空气作氧化剂。质子交换膜燃料电池(PEMFC)技术的工作原理：

阳极催化层中的氢气在催化剂作用下发生电极反应：

H₂→2H⁺+2e^-

该电极反应产生的电子经外电路到达阴极，氢离子则经电解质膜到达阴极。氧气与氢离子及电子在阴极发生反应生成水：

1/2O₂+2e^ˉ+2H⁺→H₂O+Q

总反应方程式为：2H₂+O₂→2H₂O。

电站储氢系统32，与所建设的氢氧燃料电池电站7相连，同设立在缺水地区9。所述储氢系统能储存大量高压气态氢气，且带有调压装置，能够通过设备调节向氢氧燃料电池电站7输送一定压强的氢气，从而保证水、电、热的生产。由于该储氢系统能储存大量高压气态氢气，所以可以起到储能的作用，以便步骤三中管道所输氢气供应不足的情况下，继续能保证氢氧燃料电池电站7对于氢气的需求得到供应。

蓄水池33，用来储存氢氧燃料电池电站7生产的水。且蓄水池33与输水管道相连，并通过输水管道将水输送至北京市、天津市的缺水地区9。

氢氧供给系统34，持续为氢氧燃料电池组供31燃料，空气作氧化剂。氢氧供给系统34供应的燃料来源自步骤三所述的管道输送工程输送到氢氧燃料电池电站7的氢气，而氧化剂直接使用空气。

排水系统35，排出生成的水到储水的蓄水池33。

集电系统36，包括蓄电池、逆变器、控制器、升压系统，能够将氢氧燃料电池电站7产生的电能收集后进行升压。送入附近高压电网39从而为北京市、天津市缺水地区9的居民和工厂提供电能。

集热系统37，能够收集氢氧燃料电池电站7产生的热能。一部分热能供给氢氧燃料电池电站7使用，剩余热能可输送给附近缺水地区9的居民和工厂加以利用。

电站控制系统38，包括电池组工作压力、温度、排水与排气、电压、安全和冷却液循环等的控制与调节。

本发明的主要目的就是送水，氢氧燃料电池电站7中氢燃料电池的制水量需要计算，同时发电量、产热量也需要计算。要想完成以上计算，需要将氢气的能量经过所述氢氧燃料电池电站7中氢燃料电池后转化为电、热的能量效率计算出来。

氢氧燃料电池电站7年制水的质量可计算：

M_水＝V_年P氢/24.4*18.02/2.01*1000/1000≈6.246*10⁷Kg＝6.246*10⁴t。

由于氢氧燃料电池电站7在制水的过程中，其生成产物为液态水和水蒸汽的混合。但主要产物是液态水，所以对于氢气的能量经过所述氢氧燃料电池电站7转化为电能的效率计算采用低位热值情况下计算公式：

氢氧燃料电池在实际工作中的电压U通常在0.8V-0.98V之间，本方案取0.95V。则

氢氧燃料电池系统效率η_sys通常为60％—80％，本方案取75％。则氢氧燃料电池系统整体的有效发电效率η_total可根据以下公式计算：

η_total＝η_el,HHV×η_sys＝0.642×0.75＝0.4815

标准情况下，氢气体积能量密度3.5kWh/m³，则氢氧燃料电池电站7年发电量计算：

S_电＝V_年P氢*η_total*3.5kWh＝1.7*10⁸*0.4815*3.5≈2.865*10⁸kWh。

对于氢气的能量经过氢氧燃料电池电站7转化为热能的效率计算，假设热量有效利用率为η_热利用为80％，那么所述氢氧燃料电池电站7中氢气的能量转化为热能的效率为：

则氢氧燃料电池电站7年发热量计算：

S_热＝V_年P氢*η_total*3.5kWh＝1.7*10⁸*0.2865*3.5≈1.7*10⁸kWh。

步骤五所述建造的水电热输送工程8，包括水供给系统41，电供给系统42，热供给系统43，输水管道44，电网45，输气管道46。

水供给系统41可将水净化，并送入输水管道44，从而利用输水管道44将水输送到新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市的缺水地区9。

电供给系统42可取用步骤四所述的氢氧燃料电池电站7输送到高压电网39中的电能，并通过电网45向新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市的缺水地区9和其他有需求的地区输送电能。

热供给系统43可将步骤五氢氧燃料电池电站7产生的热能转化为高温蒸汽，并送入输气管道46，从而利用输气管道46输送热能到新疆维吾尔自治区乌鲁木齐市的缺水地区9。

应用本发明的实施例4

本实施例工程实施的所在地为国外的沙特阿拉伯地区。具体实施方式多变，主要目标是利用沙特阿拉伯地区丰富的太阳能资源，通过光伏发电为电解波斯湾的海水提供电能，然后将电解海水的产生氢气输送到缺水地区制水并发电。由于电解水电解的是波斯湾的海水，所以大型电解水制氢站5位置确定，而大型光伏发电站1的位置没有确定。当大型光伏发电站1和电解水制氢站5建造的位置距离很近，此时不使用特高压输电工程4输送大型光伏发电站1发的电能至大型电解水制氢站5，只需使用高压电网3进行输送。当本实施例的大型光伏电站1建在沙特阿拉伯的首都利雅得，其距离东部波斯湾有400KM，考虑两地距离和降低电能损耗，所以采用特高压输电工程4进行输电，则本示例的具体实施方式包括以下步骤：

步骤一，在太阳能丰富的沙特阿拉伯的城市利雅得利用大规模光伏发电装置建造光伏电站1将太阳能转化成电能，并送入高压电网3；

步骤二，建设±1100kV特高压直流输电工程3将光伏电站1所发的电能从沙特阿拉伯的城市利雅得远距离输送到水资源丰富地区沙特阿拉伯的沿海城市达曼；

步骤三，在沙特阿拉伯的沿海城市达曼利用PEM电解水制氢装置建造大规模电解水制氢站5，使用特高压直流输电工程输送的电能去电解水制氢气；

步骤四，建造大规模输氢管道工程6将电解水制氢站5制造的气态氢气远距离输送到沙特阿拉伯的城市利雅得的缺水地区9；

步骤五，在沙特阿拉伯的城市利雅得的缺水地区9使用氢氧燃料电池技术建造氢氧燃料电池电站7，使用氢气管道输送工程输送的氢气制水，同时生成电能和热能。

步骤六，建造水电热输送工程8，将水和热输送到沙特阿拉伯的城市利雅得的缺水地区9，电输送到沙特阿拉伯的城市利雅得的缺水地区9及其他有需求的地区。

步骤一所述的大型光伏电站1，其建造采用的是带蓄电池的并网型光伏发电系统。并网型光伏发电系统，其与高压电网3相联接。

大型光伏电站1的主要组成部分为光伏阵列11、蓄电池12、汇流箱13、直流柜14、逆变器15、升压系统16、控制系统17及其他并网环节。其中，所述光伏阵列1由多个光伏电池经串并联组合而成，光伏电池的材料使用多晶硅。

所述光伏阵列11产生的电能通过直流柜14后，一部分进入蓄电池12，一部分经过逆变器将直流电转换为交流电，然后经过升压系统16输送到高压电网3。当光照不足或夜晚时候，光伏电站1不能发电，此时蓄电池12能够经过逆变器15将直流电转换为交流电，然后经过升压系统16输送到高压电网3，从而继续为高压电网3输送电，从而保证步骤二的特高压输电工程能够持续不断地输送电能。

大型光伏电站1的发电能力的计算，包括以下两个步骤：

步骤一，光伏电站1理论光电转换输出电量计算；

步骤二，光伏电站1年总发电量计算。

所述光伏电站1理论光电转换输出电量计算如下：

W_S＝A×η×γ×T

式中：

A：总组件面积，单位m²；

η：组件转化效率；

γ：辐照度，单位W/m²；

T：每日有效日照时间，单位h；

所述光伏电站1年总发电量的计算需要确定光电转换组件的总面积和材料。该光伏电站1的光伏电池片全部采用多晶硅光电转换组件，组件转化效率η为16％；面积A大约2760000m²。根据沙特阿拉伯的城市利雅得一年中太阳光照情况，辐照度γ取1100W/m²，每日有效日照时间T取6小时。在不计入光伏电站1系统发电过程中的各种损耗，所述光伏电站1系统年发电量计算：

W_年＝A×η×γ×T×365＝2760000×0.16×1100×6×365÷1000≈9.906×10⁸kwh

光伏电站1系统的发电效率会受到很多因素影响，光伏电站1系统发电总效率＝所有系统产品的效率的乘积，一般光伏项目的发电效率在70～80％左右。上述发明内容中已经计算分析出光伏电站1系统发电总效率：η_总＝79.7％。

所以当考虑系统发电影响因素及其损失率时，光伏电站1年总发电量可计算，

W_年总＝W_年×η_总＝9.906×10⁸kwh×79.7％≈7.895×10⁸kwh。

所述建设的±1100kV特高压直流输电工程4，起点在沙特阿拉伯的城市利雅得建造的大型光伏电站1处，终点在沙特阿拉伯的沿海城市达曼的海边，全程约400KM。

所述建设的±1100kV特高压直流输电工程4构成包括：特高压线路，两个换流站，至少一个升压站，至少一个降压站。其输送的电能主要来源于水力发电和火力发电，光伏电站发的电能和风力发电产生的电能汇入其中。

升压变压站建在特高压输电工程4的线路上且与光伏电站1相连的一端，可将在沙特阿拉伯的城市利雅得建造的大型光伏电站1输送到高压电网3的电能再次升压，使电压升高至直流±1100kV，从而满足特高压直流输电工程输电的标准。

当电能通过特高压输电工程4的线路输送经过水资源丰富地区沙特阿拉伯的沿海城市达曼，在沙特阿拉伯的沿海城市达曼旁的特高压输电工程4线路上建造降压变压站，可将电压降至220/380伏，从而可以取用特高压输送来的电能用于步骤三中电解水制氢站5的供能，当地的居民和工厂也可以适量使用。

要想计算出光伏电站1所发的电能经过特高压输电工程4的线路输送后年剩余量，必须先确定输电系统的总电能损耗率。特高压输电工程4的总电能损耗率η_总损计算如下：

η_总损＝η_线损+η_变损

特高压直流输电工程4线路的两端换流站的损耗率η_变损为1.5％。

对于特高压直流输电工程4的线损率η_线损需要根据具体情况分析，准东—皖南±1100kV特高压直流输电工程4的电压等级±1100kV，输送距离大约为400km，额定输送容量为2400万千瓦，查文献可得，其线损率η_线损约为1.5％。

则η_总损＝η_线损+η_变损＝1.5％+1.5％＝3％。

在不计算当地的居民和工厂使用的电量，则光伏电站1所发的电能经过特高压工程的线路输送后年剩余量计算：

S_年总剩＝W总年*(1-η总损)＝7.895*10⁸*(1-3％)≈7.659*10⁸KWh。

步骤三中的大型电解水制氢站5，建在水资源丰富的地区的沙特阿拉伯的沿海城市达曼，由于此地的水为海水资源，所以属于电解海水制氢气。本实施例的大型电解水制氢站5采用PEM电解水制氢技术。

大型电解水制氢站5，带有供水系统21，供电系统22，PEM电解槽23，氢侧系统24，储氢系统25，氧侧系统26。

供水系统21的水来源于水资源丰富地区沙特阿拉伯的沿海城市达曼的海边，供电系统22的电能来源为步骤二中特高压输送的电能。

PEM电解槽23制造的氢气经过氢侧系统24一系列处理后被送入储氢系统25。

储氢系统25能储存大量高压气态氢气，储氢系统25与外界高压输氢管道相连。且储氢系统25带有加压装置，能够调节出适合输氢管道输送氢气的压强，省去了本发明步骤四中氢气远距离管道输送前调压的工作。由于该储氢系统25能储存大量高压气态氢气，当大型电解水制氢站5由于特殊情况不能及时制造所需的氢气，储氢系统25中大量氢气的能保证步骤四中输氢管道工程6的氢气持续得到供应，这是一储能的方式。

本实施例采用PEM电解水制氢技术所建造的大型电解水制氢站5，带有多台10兆瓦级PEM电解水制氢装置。该PEM电解水制氢装置带有多个PEM电解槽，每个电解槽单机规模的最大产氢量为250Nm³/h。

所述大型电解水制氢站5，其制氢能力的计算包括以下两个步骤：

步骤一，PEM电解水制氢能耗计算；

步骤二，PEM电解水年制氢量计算。

PEM电解水制氢能耗可以通过以下公式计算：

E＝Q*V/η＝8606462C*V/η

在国内电解水制氢路线中，PEM电解系统转化效率η为70％-90％。实际上，PEM电解水制氢所需的电压V通常在1.23-2V左右。

查阅相关资料和文献，取一般情况下电解槽中的电压为1.5伏特，电解系统转化效率η为80％，则制造标准大气压下1m³的氢气所需的电能为：

E＝8606462C*1.5V/0.8≈16137116J

转化为千瓦时(kWh)，则为：

E＝16137116J/3600s≈4.5kWh

所以经过计算得到PEM电解水制造标准大气压下1m³的氢气所需要的能耗为4.5kW·h/m³。

PEM电解水年制氢量计算如下：

V_年P氢＝S_年总剩/N_P＝7.659*10⁸/4.5≈1.7*10⁸m³。

步骤四所建设的大规模输氢管道工程6，全长约400公里。起点为步骤三所述的在水资源丰富地区的沙特阿拉伯的沿海城市达曼的海边所建造的大型电解水制氢站5处，终点为步骤五所述的在沙特阿拉伯的城市利雅得市的缺水地区9建造的氢氧燃料电池电站7处。大型电解水制氢站5所制的氢气可以通过输氢管道工程6远距离输送到氢氧燃料电池电站7处。

在输氢管道工程6的线路主管道上可建设多个取氢站，主管道附近的居民和工厂可以适量取用。在沙特阿拉伯的城市利雅得市的缺水地区9的主管道旁也建设取氢站，当地企业及住民也可适量取用。

假设氢气管道地输送过程中氢气损耗率忽略不计，所述输氢管道年输送量应为步骤三中大型电解水制氢站5的年制氢量。根据输氢管道年输送量，对氢气管道进行以下设计：

建设的大规模输氢管道工程6的氢气管道，其管道输氢压力为3MPa，采用无缝钢管，管道直径为0.3m，管道材料主要为管道材料主要采用X70管线钢，采用统一供气系统，供气系统是氢气输送管网。该系统有干线连接多座压气站(多台压气机组)、多座地下储气库，多座配气。

输氢管道大概每秒最大流量的估算可以根据以下公式：

V_秒＝v_流*πd²/4。

最大流速v_流取3m/s，公称管径d取300mm；

V_秒＝v_流*πd²/4＝3*π*0.3²＝0.212m³/s。

在不计算管道氢气压强的情况下，一年中输送的天数T_天数取310，所述输氢管道年输氢量V_年以体积计算：

V_年＝V_秒*T_天数*24*60*60＝0.212*310*24*60*60≈5.678*10⁶m³。

由于管道压力P为3MPa，在标准状态下输氢管道年输氢量V_s年以体积计算：

V_s年＝V_年*10P＝5.678*10⁶*10*3≈1.7*10⁸m³。

在标准状态下输氢管道年输氢量V_s年为1.7*10⁸m³，大型电解水制氢站5的年制氢量V_年P氢也为1.7*10⁸m³，则以上输氢管道的设计符合要求。

氢气标准状态下密度ρ：0.0899g/L，输氢管道年输氢量以质量计算：

M_年＝V_年P氢*1000*ρ/1000＝1.7*10⁸*1000*0.0899/1000＝1.528*10⁷kg。

步骤五所述的在沙特阿拉伯的城市利雅得市的缺水地区9使用氢氧燃料电池技术建造的氢氧燃料电池电站7，核心为氢氧燃料电池组31，带有电站储氢系统32，蓄水池33，氢氧供给系统34，排水系统35，集电系统36，集热系统37，电站控制系统38。

氢氧燃料电池组31，为氢氧燃料电池电站7的核心部分，采用了质子交换膜燃料电池技术，实质上是质子交换膜燃料电池组。质子交换膜燃料电池组以氢气作燃料、空气作氧化剂。质子交换膜燃料电池(PEMFC)技术的工作原理：

阳极催化层中的氢气在催化剂作用下发生电极反应：

H₂→2H⁺+2e^-

该电极反应产生的电子经外电路到达阴极，氢离子则经电解质膜到达阴极。氧气与氢离子及电子在阴极发生反应生成水：

1/2O₂+2e^ˉ+2H⁺→H₂O+Q

总反应方程式为：2H₂+O₂→2H₂O。

电站储氢系统32，与所建设的氢氧燃料电池电站7相连，同设立在缺水地区9。所述储氢系统能储存大量高压气态氢气，且带有调压装置，能够通过设备调节向氢氧燃料电池电站7输送一定压强的氢气，从而保证水、电、热的生产。由于该储氢系统能储存大量高压气态氢气，所以可以起到储能的作用，以便步骤三中管道所输氢气供应不足的情况下，继续能保证氢氧燃料电池电站7对于氢气的需求得到供应。

蓄水池33，用来储存氢氧燃料电池电站7生产的水。且蓄水池33与输水管道相连，并通过输水管道将水输送至沙特阿拉伯的城市利雅得市的缺水地区9。

氢氧供给系统34，持续为氢氧燃料电池组供31燃料，空气作氧化剂。氢氧供给系统34供应的燃料来源自步骤三所述的管道输送工程输送到氢氧燃料电池电站7的氢气，而氧化剂直接使用空气。

排水系统35，排出生成的水到储水的蓄水池33。

集电系统36，包括蓄电池、逆变器、控制器、升压系统，能够将氢氧燃料电池电站7产生的电能收集后进行升压。送入附近高压电网39从而为沙特阿拉伯的城市利雅得市的缺水地区9的居民和工厂提供电能。

集热系统37，能够收集氢氧燃料电池电站7产生的热能。一部分热能供给氢氧燃料电池电站7使用，剩余热能可输送给附近缺水地区9的居民和工厂加以利用。

电站控制系统38，包括电池组工作压力、温度、排水与排气、电压、安全和冷却液循环等的控制与调节。

本发明的主要目的就是送水，氢氧燃料电池电站7中氢燃料电池的制水量需要计算，同时发电量、产热量也需要计算。要想完成以上计算，需要将氢气的能量经过所述氢氧燃料电池电站7中氢燃料电池后转化为电、热的能量效率计算出来。

氢氧燃料电池电站7年制水的质量可计算：

M_水＝V_年P氢/24.4*18.02/2.01*1000/1000≈6.246*10⁷Kg＝6.246*10⁴t。

由于氢氧燃料电池电站7在制水的过程中，其生成产物为液态水和水蒸汽的混合。但主要产物是液态水，所以对于氢气的能量经过所述氢氧燃料电池电站7转化为电能的效率计算采用低位热值情况下计算公式：

氢氧燃料电池在实际工作中的电压U通常在0.8V-0.98V之间，本方案取0.95V。则

氢氧燃料电池系统效率η_sys通常为60％—80％，本方案取75％。则氢氧燃料电池系统整体的有效发电效率η_total可根据以下公式计算：

η_total＝η_el,HHV×η_sys＝0.642×0.75＝0.4815

标准情况下，氢气体积能量密度3.5kWh/m³，则氢氧燃料电池电站7年发电量计算：

S_电＝V_年P氢*η_total*3.5kWh＝1.7*10⁸*0.4815*3.5≈2.865*10⁸kWh。

对于氢气的能量经过氢氧燃料电池电站7转化为热能的效率计算，假设热量有效利用率为η_热利用为80％，那么所述氢氧燃料电池电站7中氢气的能量转化为热能的效率为：

则氢氧燃料电池电站7年发热量计算：

S_热＝V_年P氢*η_total*3.5kWh＝1.7*10⁸*0.2865*3.5≈1.7*10⁸kWh。

步骤六所述建造的水电热输送工程8，包括水供给系统41，电供给系统42，热供给系统43，输水管道44，电网45，输气管道46。

水供给系统41可将水净化，并送入输水管道44，从而利用输水管道44将水输送到沙特阿拉伯的城市利雅得的缺水地区9。

电供给系统42可取用步骤五所述的氢氧燃料电池电站7输送到高压电网39中的电能，并通过电网45向沙特阿拉伯的城市利雅得的缺水地区9和其他有需求的地区输送电能。

热供给系统43可将步骤五氢氧燃料电池电站7产生的热能转化为高温蒸汽，并送入输气管道46，从而利用输气管道46输送热能到沙特阿拉伯的城市利雅得的缺水地区9。

最后应当说明的是：以上实施例仅用以说明本发明的技术方案而非对其限制，尽管参照上述实施例对本发明进行了详细的说明，所属领域的普通技术人员应当理解：依然可以对本发明的具体实施方式进行修改或者等同替换，而未脱离本发明精神和范围的任何修改或者等同替换，其均应涵盖在本发明的权利要求保护范围之内。

Claims (10)

1.一种能实现远距离送水的能源和资源应用方法，其特征在于，

包括以下步骤：

第一步，获取缺水地区数据；

所述缺水地区数据至少包括缺水地区坐标、缺水面积和缺水量；

第二步，利用预先构建的能源寻址模型，根据缺水地区数据以及地理数据，选取具有自然能源的能源区域信息；

所述能源区域信息至少包括能源区域坐标、能源类型、区域面积和能源转化成本；

自然能源至少包括风能或/和光能或/和潮汐能或/和矿物能源；

第三步，根据能源地区信息，通过预先构建的自然能转化模型，计算该地区能通过自然能源转化的电能数据；

第四步，根据电能数据、缺水地区数据以及能源区域信息，利用预先构建的水源寻址模型，得到水源地域信息；

所述水源地域信息至少包括水源地域坐标、含水量、水域分布面积和水源利用成本；

第五步，通过预先构建的电制氢计算模型，并结合电能数据，对水源地域信息进行处理，得到氢气制造数据；

第六步，利用预先构建的长距离输氢模型，并结合地理数据，对氢气制造数据进行处理，得到从某水源地传输到某缺水地区的输氢数据；

第七步，根据输氢数据，利用预先构建的氢转水计算模型，并结合缺水地区数据，得到制水数据以及产能数据，实现能远距离送水的能源和资源应用。

2.如权利要求1所述的一种能实现远距离送水的能源和资源应用方法，其特征在于，

所述第三步中，自然能转化模型，计算该地区通过光能转化的电能数据的方法如下：

步骤31，获取该地区光伏电站的发电能力数据；

步骤32，根据发电能力数据、每个太阳能光伏电池组件的光电转换效率、每个太阳能光伏电池组件的受光面积、光伏电站内的所有太阳能光伏电池组件的总受光面积、一年内的平均辐照度和平均有效日照时间，计算得到光伏电站理论光电转换输出电量，其计算公式如下：

W_S＝A×η×γ×T×D

式中：W_S：光伏电站工作一段时间后的输出电量，kWh；A：总组件面积，单位m²；η：组件转化效率；γ：辐照度，单位W/m²；T：每日有效日照时间，单位h；D：光伏组件受日照天数；

总组件面积A为所有太阳能方阵电池组件受光面积，其根据单个太阳能光伏电池组件的受光面积进行计算，具体计算公式如下：

式中：A(t)为t时刻所有太阳能方阵电池组件受光总面积m²；M为太阳能方阵电池组件数个；A_m()为t时刻第m个太阳能光伏电池组件的受光面积m²；

组件转化效率为光伏电站的光电转换效率，其根据单个太阳能光伏电池组件的光电转换效率进行计算，具体计算公式如下：

式中：η为光伏电站的光电转换效率％；η_m为第m个太阳能光伏电池组件的光电转换效率％；

步骤33，根据光伏电站理论光电转换输出电量以及确定的辐照度和每日有效日照时间，计算光伏电站系统年发电量，具体计算如下：

W_年＝A×η×γ×T×365

步骤34，根据光伏电站系统年发电量以及光伏电站系统发电总效率，计算光伏电站年总发电量，其计算公式如下：

W_年总＝W_年×η_总

η_总为光伏电站系统发电总效率。

3.如权利要求2所述的一种能实现远距离送水的能源和资源应用方法，其特征在于，

所述第五步中，电制氢计算模型采用PEM电解水制氢算法或者碱性电解水制氢算法，得到氢气制造数据，并根据电解水制氢的能耗以及电解水所制氢气的产量与电解水过程中所消耗的电能成正比，构建相应计算公式，具体计算公式如下：

V_年P氢＝S_年总剩/N_P＝W_总年*(1-η_损)/N_P

V_年碱氢＝S_年总剩/N_碱＝W_总年*(1-η_损)/N_碱

其中，V_年P氢为标准大气压下，使用PEM电解水技术的大型电解水制氢站年制氢量，单位m³；

V_年碱氢为标准大气压下，使用碱性电解水技术的大型电解水制氢站年制氢量，单位m³；

S_年总剩为光伏电站所发的电能经过特高压工程的线路输送后年剩余量；η_损为特高压工程总电能损耗率；N_P为PEM电解水制氢的能耗；N_碱为碱性电解水制氢技术能耗。

4.如权利要求1所述的一种能实现远距离送水的能源和资源应用方法，其特征在于，

所述第六步中，氢转水计算模型，包括氢气输送计算单元、转水量计算单元、产电计算单元、产热计算单元；

氢气输送计算单元根据输氢管道年输送量，对氢气管道设计压力、输氢管道每秒最大流量、输氢管道年输氢量和输氢管道工程年输氢量进行计算，使得标准状态下输氢管道年输氢量能够满足电解水制氢站的年制氢量，以实现输氢管道的设计符合要求；

转水量计算单元根据氢气完全与氧气反应生成水的机制，计算氢氧燃料电池电站年制水的质量；

产电计算单元，用于对于氢气的能量经过氢氧燃料电池电站转化的电能进行计算；

产热计算单元，用于对于氢气的能量经过氢氧燃料电池电站转化的热能进行计算。

5.如权利要求4所述的一种能实现远距离送水的能源和资源应用方法，其特征在于，

氢气管道设计压力的计算公式如下：

式中P为设计压力，MPa，设计压力不得超过管道试验压力的85％，其为最大工作压力的1，05～1，10倍；S为最小屈服强度，MPa；t为公称壁厚，mm；D为公称直径，mm；

F为设计系数；E为轴向接头系数；T为温度折减系数；Hf为材料性能系数；

所述输氢管道每秒最大流量的计算公式如下：

V_秒＝v_流*πd²/4

其中，V_秒为最大流速，最大取10m/s；

d为公称管径，取300-1000mm；

V_秒为每秒最大流量，m³/s，

在不计算管道氢气压强的情况下，所述输氢管道年输氢量以体积计算，其计算公式如下：

V_年＝V_秒*T_天数*24*60*60

其中，T_天数为一年中输送的天数；

V_年为输氢管道年输氢量，单位m³；

由于管道压力为2～10MPa，在标准状态下输氢管道年输氢量V_s年以体积计算，其计算公式如下：

V_s年＝V_年*10P

其中，V_s年为标准状态下输氢管道年输氢量，单位m³；

P为管道压力，取2-10MPa；

由于氢气标准状态下密度ρ：0.0899g/L，则所述输氢管道工程年输氢量以质量计算，其计算公式如下：

M＝V_s年*1000*ρ/1000

其中，M为输氢管道工程年输氢量，单位kg。

6.如权利要求4所述的一种能实现远距离送水的能源和资源应用方法，其特征在于，

氢气完全与氧气反应生成水的反应方程式如下：

H₂+1/2O₂→H₂O，

标准状况下，1mol氢气24.4L，1mol H₂O的质量为18.02g，1mol H₂质量为2.01g；

氢氧燃料电池电站年制水质量的计算公式如下：

M_水＝V_氢气/24.4*18.02/2.01*1000/1000

其中，M_水——生成的水的质量，单位Kg；V_年氢——标准大气压下，一年中参与氢氧燃料电池电站制水的氢气体积，单位m³；

对于氢气的能量经过氢氧燃料电池电站转化的电能进行计算的公式如下：

S_电＝V_年氢*η_total*3.5kWh

其中，S_电为氢氧燃料电池电站年发电量；η_total——整体的有效发电效率；

3.5kWh/m³为标准情况下，氢气体积能量密度；

整体的有效发电效率，按照氢氧燃料电池系统的高位热值HHV进行计算，其计算公式如下：

η_total＝η_el,HHV×η_sys

其中，η_el,HHV——为高位热值情况下氢氧燃料电池发电效率；

η_sys——氢氧燃料电池系统效率，60％—80％，功率越大系统效率越低；

氢氧燃料电池系统效率的计算公式如下：

其中，P_电堆为氢氧燃料电池输出的电能；

P_寄生为寄生功耗，其是系统自身损耗的电能；

高位热值情况下氢氧燃料电池发电效率的计算公式如下：

其中，U——氢氧燃料电池在实际工作中的电压，通常在0，8V-0，98V之间；

对于氢气的能量经过氢氧燃料电池电站转化的热能，包括高位热值情况下氢氧燃料电池电站年发热量、低位热值情况下氢氧燃料电池电站年发热量，其计算公式如下：

S_热＝V_年氢*η_el，HHV*3.5kWh

S_热＝V_年氢*η_el，LHV*3.5kWh

其中，η_热利用为热量有效利用率；η_thermal,HHV——为高位热值情况下氢氧燃料电池发热效率；η_thermal,LHV——为低位热值情况下氢氧燃料电池发热效率。

7.一种能实现远距离送水的能源和资源应用方法，其特征在于，

包括以下内容：

获取缺水地区数据和水源地域信息；

根据缺水地区数据以及水源地域信息，选取具有自然能源的能源区域信息；

根据能源地区信息，计算该地区能通过自然能源转化的电能数据；

结合电能数据，对水源地域信息进行处理，得到氢气制造数据；

结合缺水地区数据和水源地域信息，对氢气制造数据进行处理，得到从某水源地传输到某缺水地区的输氢数据；

根据输氢数据，并结合缺水地区数据，得到制水数据以及产能数据，实现能远距离送水的能源和资源应用。

8.一种能实现远距离送水的能源和资源应用设备，其特征在于，

包括带蓄电池的并网型发电系统、输电系统、电解水制氢装置、输氢管道系统、氢氧燃料电池电站和水电热输送系统；

带蓄电池的并网型发电系统为光伏电站或/和风力发电站，光伏电站设有光伏阵列、直流柜、蓄电池、逆变器、升压系统及并网环节模块；

输电系统设置至少一个升压变压站和一个降压变压站；

电解水制氢装置采用PEM电解水制氢技术或者碱性电解水制氢技术，其设有供水系统、供电系统、电解槽、氢侧系统和储氢系统；

输氢管道系统，设有多个取氢站；

氢氧燃料电池电站，采用质子交换膜燃料电池技术或者碱性燃料电池技术所建造，其至少设有氢氧燃料电池组、电站储氢系统、蓄水池、氢氧供给系统、排水系统、集电系统，集热系统和控制系统；

水电热输送装置设有水供给系统、电供给系统、热供给系统、输水管道和输气管道。

9.如权利要求8所述的一种能实现远距离送水的能源和资源应用设备，其特征在于，

所述光伏阵列由多个光伏电池经串并联组合而成，光伏电池由多晶硅制造而成；

所述光伏阵列产生的电能通过直流柜后，一部分进入蓄电池，一部分经过逆变器将直流电转换为交流电，然后经过升压系统输送到高压电网；

当光照不足或夜晚时候，光伏电站不能发电，此时蓄电池能够经过逆变器将直流电转换为交流电，然后经过升压系统输送到高压电网继续为高压电网输送电；

或/和，升压变压站建在输电系统的线路上且与光伏电站或风力发电站相连的一端，将在光伏电站或风力发电站输送到高压电网的电能再次升压，使电压升高到满足输电系统输电的标准；

降压变压站设置在水资源符合要求地区，用于将电压降至220/380伏，从而取用输电系统送来的电能用于电解水制氢装置的供能；

或/和，供水系统的水来源于水资源符合要求地区；

供电系统的电能来源为输电系统输送的电能；

电解槽制造的氢气经过氢侧系统一系列处理后送入储氢系统；

所述储氢系统，能储存大量高压气态氢气，其带有加压装置，能够通过设备调节向外输送一定压强的氢气，并且储氢系统与与外界高压输氢管道相连，以便于氢气远距离的管道运输；

或/和，所述电站储氢系统能储存高压气态氢气，且带有调压装置，能够通过设备调节向氢氧燃料电池电站输送氢气；

所述蓄水池，用来储存氢氧燃料电池电站生产的水，其与输水管道相连，并通过输水管道将水输送至附近需水地区；

所述氢氧供给系统，用于持续为氢氧燃料电池组供应氢气和氧气；

所述排水系统，用于排出生成的水到储水的蓄水池；

所述集电系统，设有蓄电池、逆变器、控制器和升压系统，能够将氢氧燃料电池电站产生的电能收集后进行升压，并能送入附近电网；

所述集热系统，能够将氢氧燃料电池电站产生的热能收集后，至少一部分热能供给氢氧燃料电池电站使用；

所述控制系统，用于控制与调节电池组工作压力、温度、排水与排气、电压、安全和冷却液循环；

或/和，水供给系统，用于将水净化，并送入输水管道，从而利用输水管道将水输送到缺水地区；

电供给系统，用于取用氢氧燃料电池电站输送到高压电网中的电能，并通过电网向缺水地区和有需求的地区输送电能；

热供给系统，用于将氢氧燃料电池电站产生的热能转化为高温蒸汽，并送入输气管道，从而利用输气管道输送热能到缺水地区。

10.一种能够远距离送水的能源和资源应用方法，其特征在于，

包括以下几个步骤：

步骤一，在太阳光照符合要求的地区建造光伏电站，以将当地的太阳能转化成电能，或在风能符合要求地区建造风力发电站将当地的风能转化成电能，并送入高压电网；

步骤二，利用输电工程将光伏电站或风力发电站所发的电能远距离或近距离或就地输送到水资源符合要求地区；

步骤三，利用输电工程输送的电能，在水资源符合要求地区利用电解水制氢装置建造电解水制氢装置去电解水制氢气；

步骤四，建造氢气管道输送工程将电解水制氢装置制造的气态氢气远距离输送到缺水地区；

步骤五，在缺水地区使用氢氧燃料电池技术建造氢氧燃料电池电站，使用氢气管道输送工程输送的氢气制水，同时生成电能和热能；

步骤六，建造水电热输送工程，将水和热输送到缺水地区，将热输送到缺水地区或需热地区，电输送到缺水地区或需求电的地区。