前言
本文件按照 GB/T 1.1—2020《标准化工作导则 第1部分:标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。
请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。
本文件由全国氢能标准化技术委员会(SAC/TC 309)提出并归口。
本文件起草单位:中国电力工程顾问集团华北电力设计院有限公司、中国标准化研究院、水电水利规划设计总院、中煤鄂尔多斯能源化工有限公司、中国石化集团新星石油有限责任公司、中船(邯郸)派瑞氢能科技有限公司、阳光氢能科技有限公司、中国电建集团西北勘测设计研究院有限公司、西安隆基氢能科技有限公司、天津市大陆制氢设备有限公司、香港特别行政区政府机电工程署、国能龙源环保有限公司、国网浙江省电力有限公司电力科学研究院、广东电网有限责任公司广州供电局。
本文件主要起草人:李少华、涂宏、杨燕梅、王慧、姜海、包宝青、李瑞霞、王云泽、陈康、张文彪张玉广、张顺、高建刚、董颖涛、许卫、陈仲仁、王许志、骆峰、衣美卿、王炜、刘敏、林向涌、周鲁立、张嘉航。
警示:本文件不涉及与可再生能源电解水制氢系统有关的所有安全问题。在使用本文件前,使用者有责任制定相应的安全和保护措施,并保证符合国家有关法律法规、强制性国家标准的要求。
1 范围
本文件规定了可再生能源电解水制氢系统的技术要求,包括电解水制氢装置、储氢装置、供配电、控制、安全、调试和运行、性能测试、交付资料等内容。
本文件适用于以风力发电、光伏发电为主要电力来源的并网型和离网型电解水制氢系统。
注:可再生能源电解水制氢系统边界见附录 A。
2 规范性引用文件
下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中,注日期的引用文件,仅该日期对应的版本适用于本文件;不注日期的引用文件,其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。
GBZ 158 工作场所职业病危害警示标识
GB 2894 安全色和安全标志
GB/T 3836.1 爆炸性环境 第1部分:设备 通用要求
GB 3836.15 爆炸性环境 第15部分:电气装置设计、选型、安装规范
GB/T 3859.1 半导体变流器 通用要求和电网换相变流器 第1-1部分:基本要求规范
GB/T 3859.2 半导体变流器 通用要求和电网换相变流器 第1-2部分:应用导则
GB/T 3859.4 半导体变流器 包括直接直流变流器的半导体自换相变流器
GB/T 4208 外壳防护等级(IP代码)
GB 4962 氢气使用安全技术规程
GB/T 5585.1 电工用铜、铝及其合金母线 第1部分:铜和铜合金母线
GB/T 10236 半导体变流器与供电系统的兼容及干扰防护导则
GB 12158 防止静电事故通用要求
GB/T 12241 安全阀 一般要求
GB/T 15576 低压成套无功功率补偿装置
GB/T 18494.1 变流变压器 第1部分:工业用变流变压器
GB/T 19774 水电解制氢系统技术要求
GB/T 21109(所有部分) 过程工业领域安全仪表系统的功能安全
GB/T 22239 信息安全技术 网络安全等级保护基本要求
GB/T 22240 信息安全技术 网络安全等级保护定级指南
GB/T 29729 氢系统安全的基本要求
GB/T 37562 压力型水电解制氢系统技术条件
GB/T 37563 压力型水电解制氢系统安全要求
GB/T 41261 过程工业报警系统管理
GB/T 45539 PEM 电解槽技术要求
GB/T 46104 电解水制氢系统功率波动适应性测试方法
GB 50016 建筑设计防火规范
GB 50030 氧气站设计规范
GB 50052 供配电系统设计规范
GB 50054 低压配电设计规范
GB 50057 建筑物防雷设计规范
GB 50058 爆炸危险环境电力装置设计规范
GB/T 50065 交流电气装置的接地设计规范
GB 50116 火灾自动报警系统设计规范
GB 50140 建筑灭火器配置设计规范
GB 50177 氢气站设计规范
GB 50217 电力工程电缆设计标准
GB 50227 并联电容器装置设计规范
GB 50229 火力发电厂与变电站设计防火标准
GB 50343 建筑物电子信息系统防雷技术规范
GB/T 50493 石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计标准
GB/T 50770 石油化工安全仪表系统设计规范
GB 50974 消防给水及消火栓系统技术规范
GB 55036 消防设施通用规范
GB 55037 建筑防火通用规范
DL/T 5003 电力系统调度自动化设计规程
3 术语和定义
下列术语和定义适用于本文件。
3.1 并网 grid-connected
与公共电网相连并可进行电量交换,由公共电网提供电压和频率支撑
3.2 离网 off-grid
不与公共电网相连,并与公共电网形成清晰物理隔离,自行维持项目局域电网稳定性。
3.3 波动工况 fluctuation operating condition
电解水制氢系统由风力、光伏等波动性可再生能源供电,输入电功率随机、无规律升降变化,系统负荷、产氢量、运行参数持续动态变化的运行工况
注:包含频繁启停、逐级变载、间歇运行等动态运行模式
3.4 电解水制氢单元 water electrolysis hydrogen production unit
由电解槽、气液处理设备、氢气纯化设备(可选)组成的、能够独立运行的一组设备集合。
3.5 电解水制氢集群 water electrolysis hydrogen production cluster
由多套电解水制氢单元组成电解水制氢集群。
3.6
一体化管控平台 integrated management and control platform
为可再生能源电解水制氢系统的运行和管理提供统一的数据管理、服务以及界面定制,实现数据共享、集中管控与协同互动的软硬件平台。
4 基本规定
4.1 可再生能源电解水制氢电力系统典型结构见附录 B。
4.2 可再生能源电解水制氢系统与可再生能源发电系统宜采用直连方式连接。
4.3 可再生能源电解水制氢系统应根据项目生产模式拟定运行控制逻辑,宜至少依据下列因素进行整体配置优化计算,确定可再生能源发电、储能、电解水制氢装置、储氢装置的规模:
a) 一个自然年内可再生能源发电出力特性,时间步长不应大于1 h;
b) 用氢量和用氢稳定性要求;
c) 电解槽水制氢单元和集群负荷调节能力;
d) 可再生能源发电、储能、电解水制氢、储氢的单位投资和运行维护费用;
e) 可再生能源利用率和碳排放的要求;
f) 与公共电网交换电量的要求和费用等(并网型);
g) 维持项目局域电力网稳定的措施和费用等(离网型)。
4.4 可再生能源电解水制氢系统的电解水制氢装置负荷宜跟随可再生能源发电功率变化动态调整,并结合下游用氢稳定性要求设置储氢或其他调节措施。
4.5 可再生能源电解水制氢系统应能适应可再生能源电源波动引起的频繁运行负荷调整及启停,设备材料选型应满足波动工况运行的要求。
4.6 可再生能源电解水制氢系统设备除满足本文件要求外,还应满足 GB/T 19774的要求。压力型电解水制氢系统设备还应满足 GB/T 37562的要求
5 电解水制氢装置
5.1 通则
5.1.1 氢气产量、氢气纯度检测应符合 GB/T 37562的规定,氢气产量的计量应符合 GB/T 46104的规定。
5.1.2 电解水制氢装置宜采取相应措施,使其具备日内停运时的保温和保压功能。
5.1.3 电解水制氢装置应根据现场情况采取防水、防尘、防腐和防冻等措施。
5.1.4 电解水制氢装置采用橇装结构时,橇内设备布置应在满足工艺要求的前提下,预留检修通道、操作空间及设备拆装空间,方便日常巡检、操作及故障维修
5.1.5 电解水制氢装置内的氢气管道材质应满足 GB 50177的要求,氧气管道材质应满足 GB 50030的要求。
5.1.6 当多台电解槽共用一台气液处理设备时,应具备对每台电解槽出口氧中氢和氢中氧进行取样或检测的功能。
5.1.7 波动工况运行时,经气液处理设备处理后的气体应满足以下要求:
a) 氢气体积纯度(干基)大于或等于99.0%;
b) 氢气中氧气体积含量(干基)小于或等于1.0%;
c) 氧气体积纯度(干基)大于或等于98.0%;
d) 氧气中氢气体积含量(干基)小于或等于2.0%;
e) 含碱量小于或等于1 mg/m
3
(碱性电解水制氢装置)。
5.2 电解槽
5.2.1 碱性电解槽应满足相应产品标准的要求,质子交换膜电解槽应满足 GB/T 45539的要求。
5.2.2 在同一电解水制氢单元内同一规格的电解槽宜满足电气参数、产气参数、变工况能力等性能一致性要求。在额定电流下,电解槽工作电压偏差宜小于或等于5%。
5.3 气液处理设备
5.3.1 气液处理设备负荷调节范围、调节速率应与电解水制氢单元负荷调节范围、调节速率匹配。
5.3.2 气液处理设备内的电解液循环泵规格与数量应适应波动工况运行要求,并应设置备用泵,电解液循环泵宜具备自启动功能并配置变频器。
5.3.3 气液处理设备内的换热器容量裕量应满足电解槽大修年限内直流电耗增加引起的换热量增加的要求。
5.3.4 气液处理设备应设置压力调节装置和液位调节装置,调节能力应满足电解水制氢装置波动工况运行要求。
5.3.5 每台气液处理设备的氢气出口、氧气出口均应设放空管、关断阀和取样分析阀,氢气出口还应设止回阀。
5.3.6 气液处理设备不同部件的材质应满足其工作介质、工作温度和工作压力的要求,并符合GB/T 29729的有关规定。
5.4 氢气纯化设备
5.4.1 氢气纯化设备负荷调节范围、调节速率应与电解水制氢装置负荷调节范围、调节速率匹配。
5.4.2 氢气纯化设备工艺应满足电解水制氢装置波动工况运行要求,宜采用催化法去除氧气杂质,采用变温吸附法去除水分,再生工艺及控制要求应适应气量变化带来的影响。
5.4.3 氢气纯化设备的脱氧塔和干燥塔应适应波动工况运行时氢气纯度和流量的变化,以满足下游氢气用户要求。
5.4.4 氢气纯化设备不同部件的材质应满足其工作介质、工作温度和工作压力的要求,并符合GB/T 29729的有关规定。
5.5 辅助设备
5.5.1 辅助设备应满足电解水制氢装置波动工况运行要求。
5.5.2 原料水补充设备满足下列要求:
a) 当原料水制取装置的原料水储水箱与电解水制氢装置距离较远时,应采取措施保证原料水供应可靠性,宜在电解水制氢装置附近设置原料水补充水箱用于缓冲,原料水补充水箱的容积应不低于电解水制氢装置1 h最大用水量;
b) 原料水补充水泵不应少于2台,并应有1台备用,供水压力应大于供水点的工作压力,原料水供水管道与气液处理设备之间应设置止回阀;
c) 原料水补充水箱、原料水补充水泵过流部分宜采用S30408不锈钢材质;
d) 原料水的品质应符合 GB/T 37562的规定。
5.5.3 采用碱性电解水制氢工艺时,碱液配制/回收设备满足下列要求:
a) 碱液箱容积应满足 GB 50177的要求;
b) 采用在线补充碱液方案时,补碱泵的出口压力应大于气液处理设备工作压力,补碱管道与气液处理设备之间应设置止回阀;
c) 碱液箱、碱液泵过流部分应采用耐电解液腐蚀的材质,宜采用S30408不锈钢材质;
d) 电解液的品质应符合 GB/T 37562的规定。
6 储氢装置
6.1 储氢装置应满足 GB 50177的要求。
6.2 储氢装置采用的技术路线应适应电解水制氢装置的制氢能力,储存容量和储存压力应满足下游氢气用户的用氢需求。
6.3 储氢装置宜具备以下功能:
a) 能够在储氢模式、放氢模式等运行模式间平稳切换;
b) 支持多储罐分区/分级管理,实现压力梯度利用;
c) 安全联锁与紧急泄压功能。
7 供配电
7.1 通用要求
7.1.1 供配电应符合 GB 50052、GB 50054和 GB 50177的有关规定。
7.1.2 并网型可再生能源电解水制氢系统的供配电应满足接入公共电网对上、下网电力、电量及电能质量的相关要求。
7.1.3 离网型可再生能源电解水制氢系统的供配电应满足项目局域电网的运行要求。
7.1.4 供配电应具备安全保护及通信等功能,确保与电解水制氢装置协同工作。
7.1.5 电解槽负荷等级应根据下游用户对氢气供应稳定性要求和电源条件等综合确定。
7.1.6 无功补偿装置应符合 GB/T 15576和 GB 50227的有关规定。
7.1.7 爆炸性气体环境中电气设备的选择、安装应符合 GB 50058、GB/T 3836.1和 GB 3836.15的规定,不应低于氢气爆炸混合物的级别、组别(ⅡCT1)。电气设备的防护等级应符合 GB/T 4208规定。
7.1.8 电解槽与供配电设备之间应实施电气隔离措施。
7.1.9 整流变压器、制氢电源及其辅助设备在电解槽最低负荷运行时的整体效率宜不低于90%。
7.2 整流变压器
7.2.1 整流变压器应符合 GB/T 18494.1的有关规定。
7.2.2 为制氢电源供电的变压器应选择整流专用变压器。为晶闸管制氢电源供电的整流变压器,宜采用有载调压变压器,整流变压器绕组的一侧,应按三角形(△)接线。为绝缘栅双极型晶体管(IGBT)制氢电源供电的整流变压器可采用电力变压器。
7.2.3 整流变压器根据其容量、布置位置、散热要求等选择油浸式或干式。
7.2.4 整流变压器额定容量应满足电解槽运行期内最大直流功率的要求,并具备10%~20%的短时过载能力。
7.2.5 整流变压器应满足电解水制氢装置波动工况运行要求,并在各运行负荷率下满足相应的效率要求,且在额定负荷时效率应不低于98.5%。
7.2.6 整流变压器的有载调压开关动作应接受制氢电源发出的控制指令。
7.3 制氢电源
7.3.1 制氢电源应符合 GB/T 3859.1、GB/T 3859.2、GB/T 3859.4和 GB/T 10236的有关规定。
7.3.2 每台电解槽宜采用单独的制氢电源供电,当采用多端口集成化制氢电源同时为多台电解槽供电时,各端口间应具备电气隔离保护功能。
7.3.3 制氢电源的型式应与电解槽的型式和系统运行控制策略相适应。
7.3.4 制氢电源额定直流电压应大于电解槽的最大设计电压。
7.3.5 制氢电源额定直流电流应大于电解槽的最大设计电流,宜不小于电解槽额定电流的1.1倍。
7.3.6 制氢电源的直流电压应能在电解槽最小工作电压和最大工作电压之间调节,制氢电源的直流电流应能在电解槽最小工作电流和最大工作电流之间调节,并具备自动稳流功能。
7.3.7 制氢电源应能接受一体化管控平台的调度指令,实现功率的远程控制。
7.3.8 制氢电源应满足电解水制氢装置波动工况运行要求。对于额定电压大于或等于500 V 的电解槽,制氢电源在额定负荷时效率应不低于97%;对于额定电压小于500 V 的电解槽,制氢电源在额定负荷时效率应不低于96%。
7.4 载流导体
7.4.1 制氢系统载流导体应符合 GB/T 5585.1、GB 50177和 GB 50217的有关规定。
7.4.2 交流载流导体可选择铜排、电缆、绝缘型母线或母线槽。
7.4.3 直流载流导体应采用铜导体,可选择铜排、电缆、浇筑型母线或绝缘管型母线。当采用裸导体时,应有防止产生火花的措施。直流载流导体宜敷设在较低处或地沟内。
8 控制
8.1 通则
8.1.1 可再生能源电解水制氢控制系统应满足系统规模,安全、经济、环保运行以及启停控制的要求
8.1.2 可再生能源电解水制氢系统宜设置一体化管控平台,一体化管控平台应具备可靠性、安全性、兼容性和可扩展性。
8.1.3 可再生能源电解水制氢控制系统和一体化管控平台各层级网络安全防护体系应满足GB/T 22239、GB/T 22240以及其他信息安全相关标准要求。
8.2 一体化管控平台
8.2.1 一体化管控平台宜包括以下功能。
a) 生产监控。对可再生能源发电、储能、电解水制氢、储氢等的实时运行信息进行监控。
b) 预测分析。具备可再生能源发电功率、制氢负荷、供氢负荷、用电负荷等预测分析功能,预测时间尺度宜覆盖超短期(分钟级)、短期(小时级)和中长期(日/周级),并利用大数据、人工智能等先进技术制定未来超短期、短期、中长期生产计划。
c) 智能调控。基于实时数据和预测模型,应用智能控制算法,向可再生能源发电、储能、电解水制氢、储氢等发送调控指令,根据指令进行自动调节控制,实现智能调度和控制。并网型可再生能源电解水制氢系统的一体化管控平台应具备接受电网调度功能。
d) 运维管理。包括主要设备的状态监测、系统运行状态分析、生产运维管理、智慧检修管理、关键技术经济指标统计分析、市场交易信息统计分析与辅助决策支持等功能。
8.2.2 一体化管控平台宜采用分层构架,分为基础设施层、数据服务层和应用层。
8.2.3 一体化管控平台的网络应分为生产控制大区和管理信息大区,并遵循“安全分区、网络专用、横向隔离、纵向认证、综合防护”的原则实现逻辑隔离和物理隔离。
8.2.4 一体化管控平台应有完善的系统安全体系。系统安全体系应涵盖系统本身的可靠性配置,并具有防御网络攻击、侵入、干扰、破坏和非法使用的网络安全措施。
8.2.5 一体化管控平台对控制系统的实时数据采集周期不大于1 s。一体化管控平台与电网调度(并网型)及电力控制系统之间的数据传送时间应满足 DL/T 5003的要求
8.2.6 一体化管控平台应配置时钟同步系统,各控制系统的时钟应与一体化管控平台保持一致。
8.2.7 可再生能源电解水制氢系统一体化管控平台典型方案见附录 C。
8.3 控制系统
8.3.1 可再生能源电解水制氢系统应设置自动控制系统,宜采用分散控制系统(DCS)。若采用可编程控制器(PLC),应预留与 DCS的通信和硬接线接口
8.3.2 控制系统中央处理器(CPU)应采用冗余配置。
8.3.3 控制系统电源应采用冗余配置,至少一路电源来自不间断电源系统(UPS)。
834 控制系统应能对可再生能源电解水制氢系统工艺过程进行监测、报警、联锁、控制,对生产进行集中操作、数据采集、过程监测、过程控制和信息处理等,对重要工艺参数进行趋势记录和超限报警等
8.3.5 控制系统应能够实现电解水制氢装置功率给定控制、电流给定控制、产氢量给定控制;用于电解水制氢集群控制功能的控制器应独立设置。
8.3.6 控制系统应接收一体化管控平台的调度指令,并将运行状态数据发送至一体化管控平台。
8.3.7 主控通信网络的数据通信负荷在最繁忙的情况下,令牌网平均通信负荷率应不超过40%,以太网平均通信负荷率应不超过20%。
8.3.8 采用服务器/客户机(C/S)架构时应配置冗余服务器,每个服务器均能担负全部客户操作员站的数据存取负荷,单台服务器运行时,平均负荷不应超过40%。
8.3.9 输入/输出(I/O)模件的采集速度应满足以下要求:
a) 一般模拟量信号采集速度不低于4次/s,用于保护和快速处理过程的模拟量信号采集速度不低于8次/s;
b) 一般开关量信号采集速度不低于10次/s,用于保护和快速处理过程的开关量信号采集速度不低于20次/s。
8.3.10 事件顺序记录(SOE)的分辨力不应大于1 ms。
8.4 仪表与控制设备
8.4.1 仪表、控制设备选型应根据工艺要求的操作条件、设计条件、精确度等级、工艺介质特性、检测点环境、配管材料等级规定及安全环保要求等因素确定,并满足项目的总体技术水平要求。
8.4.2 同类型仪表、控制设备的选型宜统一。随主辅设备本体成套供货的仪表、控制设备应满足系统运行、自动化系统的功能及接口要求。
8.4.3 爆炸危险环境的仪表与控制设备选型,不应低于氢气爆炸混合物的级别、组别(ⅡCT1),且符合GB 50058的有关规定。
8.4.4 可再生能源电解水制氢系统应按照 GB 50177的要求,配置压力、温度、液位、流量、气体纯度等仪表。
8.4.5 电解槽可根据需要配置在线监测分析及故障诊断系统,用于电解槽绝缘失效、小室内短路、气液通道堵塞等异常状态的分析和预警。
9 安全
9.1 通用要求
9.1.1 可再生能源电解水制氢系统的安全应符合 GB 50177、GB 4962、GB/T 37563及 GB/T 29729的规定。
9.1.2 可再生能源电解水制氢系统的消防设计应符合 GB 50016、GB 50140、GB 50177、GB 50229、
GB 50974、GB 55036、GB 55037的规定。
9.1.3 可再生能源电解水制氢系统应设置气体检测系统(GDS),GDS应符合 GB/T 50493和 GB 50177的规定。
9.1.4 爆炸危险区域的等级划分应符合 GB 50058的规定,防爆设计应符合 GB/T 3836.1、GB 50016、GB 50058、GB 50217、GB 55037的规定。
9.1.5 可再生能源电解水制氢系统应按 GB 50057、GB 50343和 GB/T 50065的要求设置防雷、接地设施。
9.1.6 爆炸危险环境内可能产生静电危险的物体应采取防静电措施,并应符合 GB 12158及 GB 50177的规定。
9.1.7 爆炸危险环境入口处,应设置人体导除静电装置。
9.1.8 可再生能源电解水制氢系统应针对超温、超压、泄漏、短路等因素进行风险评估,并根据风险评估结果设置多级安全防护措施、制定安全操作规程和事故应急预案。
9.1.9 可再生能源电解水制氢系统的风险控制应符合 GB/T 29729的规定。
9.1.10 可再生能源电解水制氢系统操作区域应设置明显的安全警示标识和应急处置指引,其设置应符合 GB 2894和 GBZ 158的有关规定。
9.2 工艺系统安全设施
9.2.1 氢气工艺放空管与分析仪表放空管应单独设置,放空管管口高度应满足 GB 4962的要求,并设有防止空气倒流、雨雪侵入和外来异物堵塞的措施。氢气放空排气装置的设置应保证氢气安全排放
9.2.2 电解水制氢装置和储氢装置设备、管道内的冷凝水排放应满足 GB 50177的有关要求。
9.2.3 电解水制氢装置和储氢装置设备、管道上应设置超压泄放装置,安全阀的整定压力不应超过被保护设备或管道的设计压力,安全阀应符合 GB/T 12241的规定
9.2.4 电解水制氢装置和储氢装置的主要工艺设备、管道均应设置分析取样接口和吹扫置换接口,所有氮气吹扫置换接口前应配置切断阀、止回阀。吹扫氮气纯度不应小于 99.5%,且含氧量不应大于0.5%。
9.2.5 氢气设备、管道上的法兰、阀门等连接处应采用金属连接线跨接,跨接电阻应小于0.03 Ω
9.3 安全仪表系统
9.3.1 可再生能源电解水制氢系统应根据工艺系统的特点及危险与可操作性分析(HAZOP)和安全完整性等级(SIL)定级报告确定安全等级要求,配置具有相应 SIL 等级的安全仪表系统(SIS),并满足GB/T 21109(所有部分)和 GB/T 50770的有关要求
9.3.2 SIS应独立设置,并应独立完成安全仪表功能,不应与控制系统共用。
9.3.3 重要的安全联锁保护、紧急停车系统及关键设备联锁保护应纳入SIS。
9.3.4 对于SIS的电源以及需接入SIS测控的仪表与执行机构,其独立、冗余设置要求应根据SIL定级结果决定。
9.3.5 SIS应与控制系统的时钟保持一致。
9.3.6 逻辑控制器的中央处理单元负荷不应超过50%,内部通信负荷不超过50%。采用以太网的通信负荷不超过20%。
9.3.7 SIS的交流供电宜采用双路不间断电源的供电方式。
9.3.8 定级为SIL2及以上安全仪表功能回路的测量仪表及取样点应独立设置
9.3.9 除控制系统外,SIS与其他系统之间不应设置通信接口;除旁路信号和复位信号外,控制系统不应采用通信方式向安全仪表系统发送指令。
9.3.10 紧急停车按钮、开关、信号报警器及信号灯等,应安装在每套电解水制氢单元就地易操作处和 SIS的辅助操作台。紧急停车按钮、开关、信号报警器等与SIS连接,并采用硬接线方式。
9.4 报警装置
9.4.1 可再生能源电解水制氢系统应设置报警装置,当检测到系统出现超温、超压、氢气泄漏、氢火焰等异常情况或部件故障时,报警装置应提供声和(或)光报警。
9.4.2 报警装置的设置应符合 GB 4962、GB 50116、GB 50177、GB/T 50493 的规定,并应满足下列要求:
a) 采用交流不间断 UPS电源;
b) 明确报警来源、可能的危害及可设置的工作状态;
c) 清晰地标注每个按钮对应功能;
d) 系统人机交互界面、维护与测试方法符合 GB/T 41261的有关规定。
10 调试和运行
10.1 调试前应制定调试方案,并按照单体调试、联合调试、一体化管控平台调试的顺序开展。
10.2 运行前应制定操作规程和应急预案。
11 性能测试
性能测试应包括额定工况稳态性能测试、多工况稳态性能测试、冷启动测试、热启动测试、变功率动态性能测试、停机测试等测试类型,测试指标及测试方法等应符合 GB/T 46104中的有关规定。
12 交付资料
12.1 交付资料应包括设备资料、设计资料、调试报告、性能测试报告等内容。
12.2 设备资料应至少包括下列内容:
a) 产品合格证书、材料质量证明、出厂试验/测试合格证明;
b) 系统说明及图纸、设备安装图纸及说明;
c) 操作手册(包含单机调试、投料试车、紧急启停、正常运行等)及培训资料;
d) 安装维护手册;
e) 设备及专用工具、配件清单;
f) 压力容器、压力管道竣工文件;
g) 安全阀、阻火器等安全附件安装检验记录。
12.3 设计资料应至少包括下列内容:
a) 竣工图纸,包含总平面布置图、工艺说明书、工艺流程图 (PFD)、工艺管道及仪表流程图(P&ID)、设备装置布置图及安装图、管道布置图及安装图、电气图及控制图等;
b) 设备采购技术规格书及技术协议;
c) HAZOP报告;
d) 工程联络单、设计变更单及技术交底记录等。
12.4 调试报告应包括调试记录、问题处理记录等。
12.5 可再生能源电解水制氢系统性能测试报告应符合 GB/T 46104中的有关规定。
附 录 A (资料性)
可再生能源电解水制氢系统边界
可再生能源电解水制氢系统边界见图 A.1。可再生能源电解水制氢系统包括供配电设备、电解槽、气液处理设备、氢气纯化设备(可选)、辅助设备、储氢装置、控制系统、一体化管控平台、安全仪表系统、气体检测系统、火灾报警系统等,具体如下:
a) 供配电设备:将可再生能源发电系统的输入电源转换为符合电解槽输入电能要求的设备,包括整流变压器(可选)、制氢电源等;
b) 电解槽:电解水制氢装置的主体设备,通过直流电解将水分解为氢气和氧气;
c) 气液处理设备:用于分离气体产品与液体介质并保持内部的碱液或纯水循环,包括气液分离器、洗涤器、碱液/纯水循环泵、换热器等;
d) 氢气纯化设备(可选):用于去除产品气体中的杂质、水分等,包括脱氧塔、干燥塔、冷却器等;
e) 辅助设备:包括原料水补充设备、碱液配制/回收设备(可选)等;
f) 储氢装置:用于储存、缓存氢气,包括氢气储存容器和管道阀门等;
g) 控制系统:用于对可再生能源电解水制氢系统工艺过程进行监测、报警、联锁、控制,对生产进行集中操作、数据采集、过程监测、过程控制和信息处理等,对重要工艺参数进行趋势记录和超限报警等;
h) 一体化管控平台:为可再生能源电解水制氢系统的运行和管理提供统一的数据管理、服务以及界面定制,实现数据共享、集中管控与协同互动的软硬件平台;
i) 安全仪表系统:用于实现可再生能源电解水制氢系统安全仪表功能(SIF)的仪表系统,包括传感器、逻辑解算器及最终元件等;
j) 气体检测系统:用于监测电解水制氢装置及储氢装置中泄漏的可燃气体,并及时报警,预防人身伤害以及火灾与爆炸事故的发生,包括探测器、控制器、报警装置等;
k) 火灾报警系统:用于探测火灾早期特征、发出火灾报警信号,为人员疏散、防止火灾蔓延和启动自动灭火设备提供控制与指示,包括探测器、控制器、报警装置等。
附 录 B (资料性)
可再生能源电解水制氢电力系统典型结构
可再生能源电解水制氢系统按照是否与公共电网相连可分为并网型和离网型,其组网方式分为直流组网方式和交流组网方式。并网型可再生能源电解水制氢电力系统典型结构见图 B.1,离网型可再生能源电解水制氢电力系统典型结构见图 B.2。
附 录 C (资料性)
可再生能源电解水制氢系统一体化管控平台典型方案
C.1 一体化管控平台硬件按以下方式进行配置:
a) 配置数据库服务器、应用服务器、磁盘阵列、操作员站、工程师站、网络设备、卫星对时设备等;
b) 遵循冗余及容错配置原则,采用双重化网络结构,承担重要功能的服务器采用双机/多机热备或集群等方式;
c) 采用云计算等先进技术,通过虚拟化平台管理计算、存储、网络等基础设施资源;
d) 监控中心由机房、监控大屏幕、操作员站、工程师站以及调度电话等关键集中监控设施构成。C.2 一体化管控平台软件按以下方式进行配置:
a) 由数据库软件、系统软件、应用软件等部分组成;
b) 基于统一的软件支撑平台,支持应用功能按需建设,并根据需要逐步扩充;
c) 提供统一开放的数据接口,能监视通信通道故障,并具有故障切换、恢复通信和告警的功能。C.3 一体化管控平台接口按以下方式进行配置:
a) 与可再生能源发电、储能、电解水制氢、储氢、公用工程等控制系统的通信接口;
b) 与下游输氢系统和用氢系统的通信接口;
c) 与电网调度的通信接口(并网型);
d) 与上级信息平台的通信接口。
C.4 一体化管控平台与控制系统连接示意见图 C.1。
C.5 一体化管控平台构架示意见图 C.2。
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