典型北方城市的風(fēng)能制氫系統(tǒng)方案及其經(jīng)濟性評估

張勛奎，馬 佳，王國濤，張曉波，李 偉，趙大朋

(1.中國大唐集團公司，北京 100033; 2.吉林電力股份有限公司白城發(fā)電公司,吉林 白城 137000)

0 引言

新能源是構(gòu)建我國清潔低碳、安全高效能源體系的重要組成部分。而氫能作為一種清潔高效、可大規(guī)模穩(wěn)定存儲、利用方式靈活多樣的二次能源，是能源轉(zhuǎn)型的重要紐帶，是交通、建筑等行業(yè)能源技術(shù)革命的重要方向[1]。由于氫氣能可長期保存，如在較低投入前提下將富余的風(fēng)電、光伏等可再生能源電力用于電解水制氫，可以大大提高對風(fēng)清潔能源的利用率，該方法得到廣泛關(guān)注[2-3]。一般，風(fēng)能制氫及氫能利用的典型流程包括風(fēng)力發(fā)電、變壓整流、電解槽、氫氣儲貯、氫氣壓縮、長管拖車、加氫站(氫能消費)。國內(nèi)外學(xué)者在制定風(fēng)氫耦合系統(tǒng)控制策略方面做進一步研究，如文獻[4]介紹了系統(tǒng)可用的主要調(diào)節(jié)策略，文獻[5]研究了基于系統(tǒng)附加阻尼控制的電網(wǎng)次同步振蕩抑制方法，文獻[6]對系統(tǒng)功率平滑控制進行了仿真。在單純氫氣制備方法及其優(yōu)化方面，除了典型電解水制氫方法，文獻[7-8]對典型生物制氫方法的機理和優(yōu)勢進行闡述，文獻[8]研究了餐廚垃圾與市政污泥協(xié)同厭氧制氫的影響因素。文獻[9]和[10]介紹了海上風(fēng)能制備氫氣的經(jīng)濟性評估及投資問題。由此可見，目前的研究主要集中在對風(fēng)能合理運用以及對氫氣制備的效能優(yōu)化等方面。然而，如何根據(jù)城市實際情況對風(fēng)能制氫系統(tǒng)進行綜合規(guī)劃與設(shè)計，尚未有權(quán)威公開文獻進行詳細闡述。

本文介紹了吉林省白城市風(fēng)能制氫系統(tǒng)方案的關(guān)鍵設(shè)計，給出了不同運行方案的經(jīng)濟性評估，具有重要的實際工程參考價值。

1 白城市風(fēng)能制氫項目潛力分析

白城市具備發(fā)展氫能的有利條件。一方面，白城市作為吉林省西部特色能源基地，風(fēng)能資源、太陽能資源和水資源豐富，為電解水制氫提供了豐富的資源條件；另一方面，白城市處于東北地區(qū)腹地，氫能使用可以輻射長春、哈爾濱等周邊城市。寒冷的天氣也有利于氫燃料電池汽車推廣。中俄天然氣管道穿過白城，也為天然氣大規(guī)模摻氫提供可能，為區(qū)域氫能產(chǎn)業(yè)協(xié)同發(fā)展提供了廣闊的市場空間。

白城市的氫能生產(chǎn)，一方面要綜合分析現(xiàn)有制氫技術(shù)的特點，因地制宜選擇適合白城特點的制氫技術(shù)；另一方面還要大力培育發(fā)展裝備制造業(yè)，實現(xiàn)裝備制造本地化，不斷降低成本，促進氫能經(jīng)濟發(fā)展。

2 白城市風(fēng)能制氫項目規(guī)劃

2.1 風(fēng)能制氫項目策劃

白城市擁有豐富的風(fēng)能資源，白城市為充分利用當(dāng)?shù)刭Y源，確立了風(fēng)能制氫的綠色能源發(fā)展方向。

考慮風(fēng)電廠處理及波動特性等因素，本項目制氫站規(guī)劃容量按1萬t氫氣/年，匹配風(fēng)電場規(guī)模為99×2.5=247.5 MW。其中一期產(chǎn)氫量為3 280 t/年，風(fēng)電場規(guī)模為32×2.5=80 MW。

為充分提高系統(tǒng)風(fēng)電消納量同時兼顧制氫系統(tǒng)的爬坡問題，項目一期的制氫站，與風(fēng)電110 kV升壓站一體布置于風(fēng)場范圍內(nèi)。風(fēng)場升壓站直接給制氫站配電制氫，然后經(jīng)氫氣管束車運至白城市各個加氫站。風(fēng)場制氫站至白城市約50 km，可在1 h內(nèi)到達每個加氫站。根據(jù)城市規(guī)劃綜合，白城市內(nèi)可設(shè)置10個加氫站。

2.2 制氫系統(tǒng)設(shè)計

2.2.1 容量配置

目前，城市對所利用氫能的穩(wěn)定性要求尚未確定。一期年產(chǎn)3 280 t氫氣的電解槽和風(fēng)電場規(guī)模，根據(jù)不同的氫產(chǎn)能穩(wěn)定性要求進行了初步測算：

(1)當(dāng)最大限度地利用本地風(fēng)能，制氫電解槽根據(jù)風(fēng)電波動特性波動運行時，可以配置14×550 Nm3/h電解槽，根據(jù)風(fēng)場稟賦配置25臺2.5 MW風(fēng)機；考慮到制氫站工藝電耗和廠用電耗，以及風(fēng)能波動性特點，風(fēng)機配置留有裕量，風(fēng)電場規(guī)模暫定為32×2.5=80 MW。為提升系統(tǒng)運行的穩(wěn)定性，還可設(shè)置少量儲能設(shè)施。制氫站基本不需外購電，全年有部分余電可上網(wǎng)。加氫站則需外購電。

(2)鑒于風(fēng)力發(fā)電自身的隨機不確定性特點，而制氫過程需要比較穩(wěn)定的電力供應(yīng)，需要電網(wǎng)給予制氫站電力支持，電網(wǎng)與風(fēng)場之間需雙向交換電量。此時，可配置10×550 Nm3/h電解槽，其中9臺運行，1臺備用。按照不因外購電提高風(fēng)能制氫成本的原則，考慮到電量雙向交換的電價差，與電解槽匹配需29臺2.5 MW風(fēng)機?？紤]制氫站工藝電耗和廠用電耗，并留有少量裕量，風(fēng)場規(guī)模暫定為34×2.5 MW。風(fēng)場發(fā)電量較低時，制氫站需外購電；風(fēng)場發(fā)電量較高時，則余電上網(wǎng)。加氫站同樣需外購電。

本階段為最大限度利用本地風(fēng)能、制氫電解槽暫按波動運行的方案考慮，即風(fēng)場規(guī)模32×2.5=80 MW。若規(guī)劃年產(chǎn)1萬t氫氣，在年等效滿發(fā)小時數(shù)和風(fēng)機裕量不變的情況下，風(fēng)場規(guī)模為99×2.5=247.5 MW。

2.2.2 制氫系統(tǒng)的出力

水電解制氫裝置按14×550 Nm3/h設(shè)計，氫氣純化裝置按14×550 Nm3/h設(shè)計。

2.2.3 制氫系統(tǒng)的運行方式

制氫裝置可根據(jù)風(fēng)電發(fā)電量實現(xiàn)自動啟停。風(fēng)力發(fā)電機發(fā)電量隨風(fēng)速變化，為防止制氫設(shè)備過于頻繁啟停，具體啟停方式如下：當(dāng)風(fēng)力發(fā)電機每小時發(fā)電量小于其臨界值時不開啟制氫設(shè)備；當(dāng)風(fēng)力發(fā)電機每小時發(fā)電量大于臨界值時逐漸開啟其它制氫設(shè)備。

2.3 氫氣存貯、壓縮及輸送系統(tǒng)設(shè)計

2.3.1 存貯、壓縮及輸送方案系統(tǒng)說明

本項目一期氫氣存貯、壓縮及輸送系統(tǒng)設(shè)計范圍為：從制氫站出口到氫氣充灌后外運。純化后壓力1.6 MPa的氫氣從制氫車間接出后匯入氫氣母管，從制氫車間接出后分為二路，一路進入壓縮機壓縮，壓縮后的壓力為20 MPa的氫氣，經(jīng)壓縮機廠房外的支管直接充灌至氫氣長管拖車，長管拖車內(nèi)氫氣直接外運至各加氫站；另一路接至廠內(nèi)儲氣庫，至制氫量大于用氫量時，多余氫氣存儲在儲氣庫內(nèi)，制氫量較低時利用儲氣庫內(nèi)氫氣保障氫氣的供應(yīng)。

2.3.2 主要設(shè)備配置

(1)氫氣壓縮系統(tǒng)

氫氣壓縮系統(tǒng)中的壓縮機總?cè)萘窟x擇主要考慮因素包括：與產(chǎn)氣速率的匹配；合理減少長管拖車充裝時間，以減少長管拖車數(shù)量和加氫站壓縮機功率。通過調(diào)研目前國內(nèi)主要生產(chǎn)廠家成熟產(chǎn)品序列，本項目最終選擇8臺氫氣隔膜壓縮機，其設(shè)計流量為1 000 Nm3/h、入口壓力為1.6 MPa、出口壓力為22 MPa。

(2)氫氣充裝系統(tǒng)

壓縮車間出口設(shè)6個長管拖車充灌臺，可同時為5輛長管拖車充灌氫氣，1輛長管拖車準(zhǔn)備。為滿足規(guī)劃的加氫負荷，另考慮日常檢修和個別站用氫高峰的緊急補氫，共需12臺長管拖車。如果長管拖車采用購買服務(wù)形式，平均每天需要30車次的運輸服務(wù)。

(3)氫氣存儲系統(tǒng)

廠內(nèi)氫氣存儲系統(tǒng)容量選取原則包括：足夠緩沖制氫系統(tǒng)產(chǎn)氫量的波動；保證加氫站1天存儲容量下可靠的供氫能力?？偟膬饬堪礉M足32 h消耗量(4 373 kg)計，根據(jù)白城地區(qū)土地資源相對富裕的特點，可采取低壓儲存。儲氣壓力按制氫系統(tǒng)出口壓力1.6 MPa共設(shè)置4臺2 000 m3容積球罐。

2.4 加氫站系統(tǒng)設(shè)計

2.4.1 加氫站方案系統(tǒng)說明

根據(jù)國家標(biāo)準(zhǔn)對加氫站容量等級劃分，考慮用戶都在市區(qū)及周邊，為降低安全風(fēng)險以及運行難度，一期規(guī)模按三級加氫站的考慮，存儲容量小于1 000 kg。結(jié)合城市規(guī)劃，共設(shè)置10座加氫站。

根據(jù)目前以及近期車用燃料氫氣壓力等級需求，本方案加氫壓力等級設(shè)兩種規(guī)格，分別為35 MPa和70 MPa。氫氣通過長管拖車送至加氫站，通過壓縮機升壓至45 MPa存入低壓儲槽中，部分45 MPa氫氣通過壓縮機升壓至87.5 MPa存入高壓儲槽中。每座加氫站氫氣存儲容量滿足1天氫氣需求量，每天有3車次長管拖車來加氫站進行卸氫作業(yè)。

2.4.2 主要設(shè)備配置

(1)氫氣壓縮機

壓縮機容量選擇主要考慮氫氣卸載與加注速率。一般卸載速率遠大于給用戶加注速率，因此，壓縮機的容量由全過程分配給加氫站的卸載時間決定。經(jīng)測算，每天分配給加氫站卸載的時間大約為7 h。

加氫站配4臺設(shè)計流量350 Nm3/h、入口壓力12.5 MPa、出口壓力45 MPa的氫氣隔膜壓縮機，配置2臺設(shè)計流量120 Nm3/h、入口壓力40 MPa、出口壓力87.5 MPa的氫氣隔膜壓縮機。

(2)高壓氫氣儲罐

共設(shè)置2臺10 m3、50 MPa氫氣儲槽，1臺3 m3、98 MPa氫氣儲槽?？偟膬淞繛?00 kg，滿足三級加氫站的容量限制要求。高壓氫氣儲罐采用不銹鋼內(nèi)筒，碳鋼鋼帶纏繞式壓力容器。

(3)加氫機

根據(jù)單座加氫站規(guī)模，考慮氫燃料物流貨車、大客車以及小型客車的比例關(guān)系，本方案設(shè)2臺加氫機，每臺加氫配2面加氫槍，其中一臺加氫機，一面配35 MPa加氫槍，另一面配70 MPa加氫槍；另一臺加氫機，配雙槍35 MPa。

3 風(fēng)能制氫系統(tǒng)的運行方案設(shè)計

本工程風(fēng)電場發(fā)電主要供制氫使用，按照是否與電網(wǎng)相連，可分為余電上網(wǎng)和孤網(wǎng)運行兩個方案。

3.1 方案一：風(fēng)能制氫余電上網(wǎng)

本工程風(fēng)電場出力主要用于電解制氫，因此風(fēng)電場規(guī)模需匹配電解制氫產(chǎn)量要求?？紤]到電解制氫，儲氫運氫及水工系統(tǒng)等負荷，本工程方案設(shè)計32臺2 500 kW風(fēng)機，總裝機容量80 MW。

本方案風(fēng)電系統(tǒng)聯(lián)網(wǎng)運行，風(fēng)能出力充足時，在滿足制氫系統(tǒng)用電需求的同時，剩余電量可上網(wǎng)；在風(fēng)能出力不足的情況下通過網(wǎng)側(cè)購電維持制氫系統(tǒng)的平穩(wěn)運行?？紤]到風(fēng)能的頻繁波動性，為了盡量減少系統(tǒng)與電網(wǎng)的電能交換，充分利用風(fēng)能資源，并保證制氫系統(tǒng)的產(chǎn)能穩(wěn)定，本方案建議加裝少量電化學(xué)儲能系統(tǒng)，其容量暫按風(fēng)電裝機容量的10%考慮。根據(jù)風(fēng)電場裝機容量，建議本工程通過1回110 kV線變組出線接入附近電網(wǎng)。

項目同步建設(shè)35 kV中壓配電裝置，共設(shè)置1段35 kV母線段。風(fēng)場通過5回集電線路接入母線，儲能單元通過1回集電線路接入母線。母線段供給制氫系統(tǒng)所需電能。設(shè)置SVG無功補償裝置，設(shè)置一臺站用變兼接地變，儲運氫，水工及化學(xué)負荷由此供電，其加氫站配置同方案一。

本方案裝機容量充分考慮到電解制氫的需求，并且相應(yīng)配備了儲能單元，可做到較少的與電網(wǎng)的交換電量，從而整體工程等同于一個并網(wǎng)型的微電網(wǎng)。微電網(wǎng)定義為：由分布式發(fā)電、用電負荷、儲能、監(jiān)控、保護和自動化裝置等組成，分布式的發(fā)電總量不可小于其微電網(wǎng)總和的30%，可自動均衡用電量負載。

3.2 方案二：風(fēng)能制氫孤網(wǎng)方案

聯(lián)網(wǎng)方式不改變風(fēng)場的發(fā)電能力，因此孤網(wǎng)運行方式下電解制氫，儲氫運氫、加氫站的配置和電力需求與方案一相同，本期工程風(fēng)電場設(shè)計32臺2.5 MW風(fēng)機，總裝機容量80 MW。

考慮到在孤網(wǎng)運行的條件下，為彌補風(fēng)力發(fā)電的不穩(wěn)定性，并為孤網(wǎng)系統(tǒng)提供穩(wěn)定的電壓和頻率的支撐，需加裝足夠大容量的電化學(xué)儲能系統(tǒng)。參考國內(nèi)外文獻和知名廠家工程實例，儲能容量按風(fēng)電裝機容量的30%～50%考慮，具體容量需通過進一步仿真，并結(jié)合系統(tǒng)穩(wěn)定性等因素綜合計算優(yōu)化。由于目前投運廠家工程實例儲能容量均未低于50%風(fēng)電裝機容量，本方案暫按50%考慮。

本工程同步建設(shè)35 kV中壓配電裝置，共設(shè)置1段35 kV母線段。風(fēng)電場通過8回集電線路接入母線，儲能單元通過1回集電線路接入母線。母線段供給制氫系統(tǒng)所需電能，制氫系統(tǒng)出線數(shù)量需與制氫廠家配合。設(shè)置SVG無功補償裝置，設(shè)置一臺站用變兼接地變，儲運氫，水工及化學(xué)負荷由此供電。

本工程配套建設(shè)10個加氫站，每個加氫站工藝用電負荷約300 kW，考慮加氫站分散布置，擬從每個加氫站附近電網(wǎng)購電，站內(nèi)就地設(shè)380 V配電裝置。

本方案裝機容量充分考慮到電解制氫的需求，并且相應(yīng)配備了儲能單元，可做到孤網(wǎng)運行，不與電網(wǎng)交換電量，基本上也可視為一個典型微網(wǎng)結(jié)構(gòu)，包括負荷、儲能等基本功能模塊。其可均衡內(nèi)部負荷需求與供應(yīng)，同時應(yīng)高于兩個小時以向負荷模塊持續(xù)性供電。在運行過程中，要保證無功功率與有功功率的條件，以及可隨時按需接入備用電、切負荷等安全動作。同時可進行V/F調(diào)節(jié)。

對于本項目所配置的大型風(fēng)力發(fā)電機組，現(xiàn)有的機組控制方式不具備對電壓和頻率進行主動控制的能力，因此，即使制氫系統(tǒng)可以采用變頻變工況跟隨風(fēng)機出力變化的控制方式下運行，也存在母線電壓、頻率波動范圍大，電能質(zhì)量差，負荷頻繁投切等問題，且對電解制氫系統(tǒng)及微電網(wǎng)電氣系統(tǒng)安全均有一定影響；當(dāng)儲能裝置作為微電網(wǎng)主控電源，參與配電系統(tǒng)母線電壓、頻率的調(diào)節(jié)時，整個系統(tǒng)電壓、頻率才能保持穩(wěn)定，運行良好，同時為了保持電解制氫裝置產(chǎn)量，減少負荷調(diào)節(jié)次數(shù)和頻率，提高設(shè)備可利用率，儲能裝置還需參與一定的峰谷調(diào)節(jié)。下一步，需要根據(jù)所選電池的充放電性能參數(shù)及儲能裝置的控制模型算法確定具體的電池容量。

4 風(fēng)能制氫系統(tǒng)的經(jīng)濟性評估

4.1 相關(guān)法規(guī)和依據(jù)

本文主要參考的相關(guān)法規(guī)、計算依據(jù)等如下：

(1)《建設(shè)項目經(jīng)濟評價方法與參數(shù)》(第三版)——國家發(fā)展改革委和建設(shè)部；

(2)“火力發(fā)電工程經(jīng)濟評價軟件”計算程序(2013版)；

(3)《火力發(fā)電廠工程經(jīng)濟評價導(dǎo)則》。

4.2 成本估算的考慮因素

成本主要考慮包括以下幾方面因素：年增加發(fā)電量44.05 GWh，發(fā)電上網(wǎng)電價0.3731元/kWh，網(wǎng)上下電價格0.557 7元/kWh，年供氫量3 670萬Nm3，運行人員90人，人員工資15萬元/年(含福利)，材料費及其它費用10，外購電費131萬元/年。

4.3 計算結(jié)果及分析

根據(jù)上述成本估算方法，對本方案的經(jīng)濟性進行綜合評價，結(jié)果如下表1所示。從表中方案對比可以看出：孤網(wǎng)運行條件下，白城地區(qū)利用風(fēng)能就地制氫，在加氫站出口可維持每千克氫氣售價40元左右，若用于給氫燃料電池加氫，已具有與汽油競爭的潛力；若采用余電上網(wǎng)模式，氫氣售價仍有下降空間。

表1 不同方案的經(jīng)濟性綜合評價

5 結(jié)論

本文針對典型北方城市的風(fēng)能制氫系統(tǒng)方案及其經(jīng)濟性評估問題進行研究，得到的結(jié)論如下：

(1)以吉林省白城市的具體實際情況出發(fā)，對風(fēng)能制氫項目進行了總體規(guī)劃分析，包括氫氣制備、存貯、壓縮、輸送及加氫站的參數(shù)及配置，風(fēng)能制氫系統(tǒng)的余電上網(wǎng)和孤網(wǎng)運行方案及其經(jīng)濟性綜合對比。

(2)經(jīng)濟性評價指標(biāo)顯示：在具有良好風(fēng)資源的城市利用風(fēng)能就地制氫經(jīng)濟效益明顯，具備與汽油等傳統(tǒng)能源競爭的潛力，余電上網(wǎng)模式更具市場競爭力。

制氫是城市風(fēng)能綜合利用的一個有效途徑，我國華北、東北、西北地區(qū)的很多風(fēng)資源等實際情況與吉林白城相似的城市，均有極強的借鑒意義。