面向未來大波動性電網(wǎng)的火電機(jī)組氫電耦合改造技術(shù)研究

摘 要 隨著新能源發(fā)電裝機(jī)占比持續(xù)提升，電源側(cè)的波動性將進(jìn)一步增大，受極端天氣影響而發(fā)生大面積停電事故的概率也顯著增加。為應(yīng)對未來電網(wǎng)具有的大幅波動性，火電機(jī)組必須具備更大的調(diào)峰容量與更優(yōu)的FCB功能。為達(dá)到上述要求，提出并建立了基于氫電耦合的火電機(jī)組升級改造方案，利用固體氧化物電解制氫裝置消納多余能量，從而擴(kuò)展機(jī)組調(diào)峰的深度、提升FCB功能的可靠性，實(shí)現(xiàn)火電廠提效增收的目的。利用Aspen HYSYS軟件對技術(shù)方案進(jìn)行了流程模擬，計算得到耦合系統(tǒng)的能效高達(dá)50.15%，相比常規(guī)電解水制氫路線，效率提升27.2%。系統(tǒng)投用后，可為機(jī)組帶來超額的深度調(diào)峰補(bǔ)貼收益、電網(wǎng)黑啟動服務(wù)收益、氫氣售賣的經(jīng)濟(jì)收益、富氧燃燒降本減碳收益等。氫電耦合的火電機(jī)組改造方案具有顯著的經(jīng)濟(jì)效益與環(huán)保效益。

關(guān)鍵詞 深度調(diào)峰 SOEC 黑啟動 收益 仿真計算

中圖分類號 TM621" "文獻(xiàn)標(biāo)志碼 A" "文章編號 0254?6094（2025）02?0308?07

受燃煤價格上漲的影響，近年來煤電行業(yè)已出現(xiàn)連年虧損的情況。上市公司年報數(shù)據(jù)顯示，華能國際2021年凈虧損100.06億元，2022年再度虧損73.87億元。傳統(tǒng)火電企業(yè)對于克服經(jīng)營困難、增加營業(yè)收入具有現(xiàn)實(shí)的迫切需求[1，2]。

與此同時，我國風(fēng)電、光伏等新能源電力取得了顯著發(fā)展。2023年12月21日，國家能源局最新數(shù)據(jù)顯示，可再生能源已成為我國保障電力供應(yīng)的新力量，裝機(jī)達(dá)到14.5億千瓦，占全國發(fā)電總裝機(jī)超過50%。但是，新能源發(fā)電機(jī)組的出力具有顯著的隨機(jī)性、波動性與間歇性特征[3]，受到暴雪、寒潮、臺風(fēng)等極端惡劣天氣影響時出力甚至?xí)繂适В瑥亩l(fā)電網(wǎng)的大面積停電事故。因此，新能源裝機(jī)占比越高，給電源側(cè)帶來的波動性越大[4]。未來由新能源電力占據(jù)主導(dǎo)地位的電網(wǎng)，將具有大幅的波動性和較高的故障率，常規(guī)火電機(jī)組應(yīng)當(dāng)具備更大的調(diào)峰容量與更可靠的“黑啟動”功能。

基于此，筆者提出并設(shè)計了一套基于固體氧化物電解槽制氫（制氧）技術(shù)的火電機(jī)組升級改造方案，并依托某1 000 MW超超臨界二次再熱鍋爐，利用Aspen HYSYS V11軟件進(jìn)行了流程仿真，計算結(jié)果表明，氫電耦合改造具有顯著的經(jīng)濟(jì)效益、社會效益與環(huán)保效益。

1 調(diào)峰火電制氫的碳減排意義

大容量、高參數(shù)的超超臨界燃煤發(fā)電機(jī)組在最低技術(shù)出力工況下，其煤耗、廠用電率、碳排放等指標(biāo)變差，且深度調(diào)峰容量越大，經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)的損失越多。利用氫儲能裝置吸收機(jī)組的多余能量，就能在滿足電網(wǎng)需求的前提下，保證鍋爐實(shí)際運(yùn)行于較高負(fù)荷區(qū)間，從而避免了低出力工況下機(jī)組經(jīng)濟(jì)性變差、電廠運(yùn)行成本升高的問題。

調(diào)峰火電以制氫為手段，最終實(shí)現(xiàn)了提高深調(diào)性能、更多消納新能源電力的目的。隨著新能源電力大量上網(wǎng)，其先天具有的隨機(jī)性、波動性缺陷進(jìn)一步暴露。為提高電力保供水平，火電機(jī)組必須保持開機(jī)待命狀態(tài)，該狀態(tài)下火電處于最小技術(shù)出力，煤耗、汽耗、機(jī)組效率均處于較差的水平。若將這部分低效能電力吸收利用開展制氫工作，一方面可為風(fēng)電、光伏騰出更多上網(wǎng)容量，進(jìn)一步增加綠色電力的比重，另一方面電解所得的氫氣可供氫燃料公交、氫能重卡等使用，助力碳減排，從而產(chǎn)生良好的經(jīng)濟(jì)效益與環(huán)保效益。

2 方案的設(shè)計

2.1 工藝結(jié)合方案

固體氧化物電解槽（Solid Oxide Electrolytic Cell，SOEC）裝置的工作壓力普遍低于1.0 MPa，因此需要的蒸汽應(yīng)當(dāng)具有高溫、低壓的特征。某1 000 MW超超臨界二次再熱鍋爐設(shè)計參數(shù)見表1。

由表1中數(shù)據(jù)可知，在40%THA工況下，二次再熱器（二再）出口蒸汽參數(shù)為591 ℃/1.29 MPa，可較好地滿足高溫、低壓要求，因此選擇二再出口蒸汽作為SOEC的原料水蒸氣。同時，屏式過熱器底部煙溫1 035 ℃，適于將SOEC裝置加熱到950 ℃的工作溫度。

基于上述分析，繪制了系統(tǒng)的原則性設(shè)計方案（圖1）。

深度調(diào)峰期間，制氫儲能裝置抽取一部分電站鍋爐所產(chǎn)二再出口蒸汽作為制氫原料，吸收一部分汽輪發(fā)電機(jī)組發(fā)出的電能作為電解電力，制取的氫氣用于售賣，制取的氧氣進(jìn)入爐膛進(jìn)行富氧燃燒。

提供“黑啟動”服務(wù)時，制氫儲能裝置快速增大出力，大量吸收鍋爐的高溫蒸汽與發(fā)電機(jī)發(fā)出的電力，從而實(shí)現(xiàn)機(jī)組出力的快速降低，提高FCB的可靠性。

2.2 裝置啟停規(guī)則

由表1可知，某鍋爐在40%THA計算熱效率高達(dá)94.97%，因此設(shè)計該機(jī)組啟動氫儲能系統(tǒng)的負(fù)荷點(diǎn)為40%機(jī)組額定出力，也即負(fù)荷點(diǎn)400 MW。

電網(wǎng)調(diào)度的負(fù)荷需求記為L，機(jī)組的額定出力記為L，氫儲能系統(tǒng)的功率記為L。制定如下規(guī)則：

a. L≥40%×L。此時火電機(jī)組以常規(guī)方式運(yùn)行，氫儲能系統(tǒng)不啟動，即L=0。

b. Llt;40%×L。此時氫儲能系統(tǒng)啟動，鍋爐實(shí)際出力降低到其40%額定蒸發(fā)量后維持不變，超出L以外的能量，由電解制氫裝置消納利用，此時有L=40%×L-L。

2.3 制氫路線選擇

現(xiàn)有電解制氫技術(shù)中，SOEC制氫相較其他方案節(jié)電達(dá)30%以上，具有良好的節(jié)能優(yōu)勢[5，6]。SOEC制氫裝置與電站鍋爐在硬件上具有很高的匹配度：SOEC裝置的工作溫度為700～1 000 ℃，電解的原料為高溫純凈的水蒸氣，而電站鍋爐能夠產(chǎn)生高溫（1 000 ℃左右）的煙氣用于加熱電解槽，產(chǎn)生高品質(zhì)的水蒸氣（600 ℃左右）用作電解的原料。電站鍋爐與SOEC裝置具工藝上的易結(jié)合性、高配合性。

2.4 功能設(shè)計

在功能上，文中所設(shè)計的氫電耦合火電機(jī)組能夠?qū)崿F(xiàn)100%容量的極限深度調(diào)峰和更加安全可靠的FCB功能：

a. 提升火電機(jī)組深調(diào)容量與響應(yīng)速度。深度調(diào)峰時，電站鍋爐可實(shí)際運(yùn)行在高效率區(qū)間（40%額定出力及以上），所產(chǎn)的蒸汽一部分供應(yīng)汽輪發(fā)電機(jī)組用于滿足電網(wǎng)需求，另一部分則被制氫儲能系統(tǒng)吸收利用，制取氫氣和氧氣。在極限情況下，鍋爐所產(chǎn)的蒸汽、機(jī)組所發(fā)電力可全部被廠內(nèi)氫儲能系統(tǒng)消納，而機(jī)組對電網(wǎng)的輸出功率則降低為零，實(shí)現(xiàn)“假停機(jī)”模式參與100%容量極限深度調(diào)峰。此外，氫電耦合機(jī)組具有更高的負(fù)荷變化率。調(diào)整SOEC裝置的入口原料蒸汽與電源輸入功率就能快速地改變機(jī)組的上網(wǎng)電量，相比鍋爐調(diào)整燃料變負(fù)荷，新方案操作便捷反應(yīng)迅速，大幅提升火電機(jī)組的變負(fù)荷速率。

b. 提高火電機(jī)組FCB功能的可靠性。當(dāng)風(fēng)電、光伏等新能源電站受到暴雨、寒潮、臺風(fēng)等極端惡劣天氣影響而喪失供電能力時，此時用戶側(cè)的電能需求并未降低，線路就會因?yàn)檫^負(fù)荷而跳閘，進(jìn)而引發(fā)連鎖反應(yīng)導(dǎo)致電網(wǎng)崩潰，社會生產(chǎn)生活癱瘓。電網(wǎng)出現(xiàn)大面積停電事故時，具有FCB功能的機(jī)組可迅速甩掉大部分負(fù)荷，只保留廠內(nèi)設(shè)備運(yùn)轉(zhuǎn)所需的少量電能，實(shí)現(xiàn)脫離電網(wǎng)的“孤島運(yùn)行”。在電網(wǎng)故障排除后，該機(jī)組可迅速完成并網(wǎng)，作為“火種”為其他電廠的啟動提供電力，最終恢復(fù)整個電網(wǎng)的電力供應(yīng)。由此可見，F(xiàn)CB功能對于火電機(jī)組成功應(yīng)對未來新能源電網(wǎng)的高突發(fā)故障率具有重要意義[7，8]。

火電機(jī)組FCB功能的實(shí)現(xiàn)難點(diǎn)在于，機(jī)組在電網(wǎng)故障瞬間，需要甩掉全部的對外輸出功率，而此時鍋爐燃燒仍然保持原有出力，這樣鍋爐產(chǎn)生的大量高溫高壓蒸汽和發(fā)電機(jī)對外供電的零負(fù)荷就出現(xiàn)了嚴(yán)重的不平衡、不匹配[9]。若不及時采取調(diào)整措施，就會引發(fā)機(jī)組全停事故，甚至是生產(chǎn)安全事故。利用制氫儲能裝置在FCB條件觸發(fā)瞬間，迅速增大出力，吸收鍋爐此刻產(chǎn)生的大量蒸汽與電力，就能夠輔助機(jī)組平穩(wěn)降負(fù)荷至帶廠用電運(yùn)行，實(shí)現(xiàn)軟著陸，大幅提高了FCB功能的成功率，降低瞬時惡劣工況的安全風(fēng)險。

3 計算與建模

選擇某1 000 MW超超臨界二次再熱火電機(jī)組作為氫電耦合改造方案的示范工程，據(jù)此開展性能評估工作。

3.1 裝置參數(shù)

3.1.1 SOEC系統(tǒng)制氫電耗

制氫電耗是指SOEC裝置制取1 Nm3氫氣所消耗的電能。目前已經(jīng)商用的SOEC裝置實(shí)際能耗見表2。根據(jù)表2所列數(shù)據(jù)，SOEC裝置的能耗按3.60 kW·h/Nm3計。

3.1.2 SOEC單位原料蒸汽量

SOEC單位原料蒸汽量指的是為了生產(chǎn)1 Nm3氫氣，SOEC裝置需要電解的水蒸氣原料的質(zhì)量流量。假設(shè)電解過程中水蒸氣的轉(zhuǎn)化率為85%，那么本系統(tǒng)的SOEC消耗3.60 kW·h的電能可制取1 Nm3氫氣，所需的水蒸氣原料為0.945 kg。

3.1.3 裝置的額定功率

火電機(jī)組增加的制氫儲能系統(tǒng)，應(yīng)當(dāng)能夠吸收機(jī)組在40%額定出力下所發(fā)出的電能或蒸汽，使得機(jī)組對電網(wǎng)的實(shí)際輸出功率為零，實(shí)現(xiàn)100%容量的極限深度調(diào)峰。

由于蒸汽抽自二次再熱器出口（即中壓缸入口），這會影響汽輪機(jī)中壓缸的輸出功率，因此首先對汽輪機(jī)各缸的功率進(jìn)行估算。根據(jù)蒸汽焓變與能量轉(zhuǎn)換原理，得到的計算結(jié)果見表3。

由表3可以得到，40%THA工況下，超高壓缸的輸出功率G=75.2 MW，高壓缸的輸出功率G=83.6 MW。此處設(shè)中壓缸的抽汽量為x，則計算得到中壓缸的輸出功率G=（755.208-x）×128/755.208 MW，低壓缸的輸出功率G=（740.808-x）×113.2/740.808 MW，而SOEC消耗的電能G=3.6x/0.945。

機(jī)組對外輸出功率為零，汽輪發(fā)電機(jī)組所發(fā)功率全被SOEC裝置消耗，根據(jù)能量平衡關(guān)系有：

G=G+G+G+G （1）

經(jīng)計算，二再出口抽汽量x=96.81 t/h，此時機(jī)組實(shí)發(fā)功率為368.8 MW，機(jī)組所發(fā)電能和蒸汽可被制氫儲能系統(tǒng)恰好全部利用，故制氫儲能系統(tǒng)的額定功率為368.8 MW。

3.1.4 制氫儲能系統(tǒng)基本設(shè)計參數(shù)

根據(jù)現(xiàn)有SOEC裝置的性能參數(shù)，文中制氫儲能裝置的參數(shù)設(shè)計如下：

工作溫度 950 ℃

工作壓力 0.6 MPa

制氫能耗 3.6 kW·h/Nm3

額定功率 368.8 MW

額定產(chǎn)氫量 10.76 t/h

單位原料蒸汽量 9.743 t/h

蒸汽轉(zhuǎn)換率 85%

3.2 工藝優(yōu)化

為進(jìn)一步提高系統(tǒng)能效，設(shè)計了余熱回收利用單元，優(yōu)化后的工藝流程如圖2所示。為滿足SOEC的工作溫度，設(shè)計了一級煙氣加熱器（熱源來自屏式過熱器底部煙氣）用于進(jìn)一步提升原料水蒸氣的溫度至950 ℃，低溫?zé)煔鈩t重新回到鍋爐煙道。SOEC的工作溫度為950 ℃，因此所產(chǎn)的氫氣和氧氣也具有很高的溫度，故設(shè)計了二級余熱加熱器對產(chǎn)物氣進(jìn)行冷卻，回收的熱量則用于預(yù)熱SOEC入口水蒸氣、加熱鍋爐的給水。

3.3 流程仿真

Aspen HYSYS是一款廣泛應(yīng)用于化工過程仿真和優(yōu)化的軟件。它由美國AspenTech公司開發(fā)，可用于建立各種化工流程模型，并進(jìn)行流程仿真、優(yōu)化、設(shè)計和分析。Aspen HYSYS支持多種物理性質(zhì)計算和多階段化學(xué)反應(yīng)仿真，并提供了熱力學(xué)、傳質(zhì)、分離、管道、儀表及控制等方面的建模功能。通過使用該軟件，用戶可以優(yōu)化工藝方案、節(jié)約成本、提高生產(chǎn)效率和產(chǎn)品質(zhì)量。

利用Aspen HYSYS V11軟件對上述工藝進(jìn)行建模。為避免混合后高溫的氫氣與氧氣發(fā)生爆炸，SOEC出口的產(chǎn)物分成了兩支流股并分別進(jìn)入兩個余熱加熱器，彼此獨(dú)立地與水、水蒸氣等進(jìn)行換熱[10]。流程模擬結(jié)果如圖3所示。

3.4 方案的能效計算

首先定義SOEC?OEC系統(tǒng)的能效指標(biāo)α。系統(tǒng)從火電機(jī)組吸收的能量包括：煙氣加熱器的加熱量Q、消耗的電能Q。返回給火電機(jī)組的能量包

其中，氫氣的高位發(fā)熱量為285.8 kJ/mol。機(jī)組發(fā)電效率取為設(shè)計值48.95%。Aspen HYSYS計算結(jié)果α=50.15%。

3.5 方案的對比評價

選擇某公司生產(chǎn)的G2000型堿水電解制氫（ALK）設(shè)備構(gòu)建輔助火電調(diào)峰系統(tǒng)。G2000的基本參數(shù)如下：

產(chǎn)氫量 2 000 Nm3/h

操作壓力 1.6 MPa

直流電耗 4.3～4.5 kW·h/Nm3

工作溫度 90 ℃±5 ℃

電解液 30%（質(zhì)量濃度）KOH

基于某1 000 MW二次再熱示例機(jī)組的設(shè)計參數(shù)，計算ALK系統(tǒng)的制氫能效。G2000裝置電耗取為4.4 kW·h/Nm3，從機(jī)組吸收的能量為電能，無返回機(jī)組的能量，因此有：

比較可知，SOEC?OEC系統(tǒng)相比ALK調(diào)峰系統(tǒng)，能效提高約10.71%，高效優(yōu)勢顯著。

張玉魁等的研究指出[11]，SOEC電解過程中部分電耗可被熱能替代，因而其能量利用效率可達(dá)到48.29%～48.98%，高于普通堿性電解槽制氫方案。

4 方案的收益

制氫儲能系統(tǒng)投用后，預(yù)期將獲得如下收益：

a. 電網(wǎng)“黑啟動”服務(wù)收益。具有FCB功能的火電機(jī)組，在電網(wǎng)大面積故障時，能夠發(fā)揮“黑啟動”功能，助力電網(wǎng)恢復(fù)，因此各地電網(wǎng)對上述機(jī)組均制定有高額補(bǔ)償條款?！渡綎|省電力輔助服務(wù)管理實(shí)施細(xì)則（2023版）》指出，提供黑啟動服務(wù)的并網(wǎng)主體，開展年度“黑啟動”試驗(yàn)，按照30萬元/次進(jìn)行補(bǔ)償;因電網(wǎng)故障實(shí)際提供黑啟動服務(wù)，按照1 000萬元/次進(jìn)行補(bǔ)償。

b. 超額的深度調(diào)峰收益。目前電網(wǎng)對于調(diào)峰的補(bǔ)貼按照機(jī)組容量高低實(shí)行梯度定價，深度越深，價格越高?！度A北電力調(diào)峰輔助服務(wù)市場運(yùn)營規(guī)則》（2022年修訂版）規(guī)定，機(jī)組調(diào)峰負(fù)荷為額定容量的50%～70%時，補(bǔ)貼最高為300元/MW·h，40%～50%額定容量補(bǔ)貼最高為400元/MW·h，30%～40%額定容量補(bǔ)貼最高為500元/MW·h，30%額定容量以下補(bǔ)貼最高為600元/MW·h。相比常規(guī)機(jī)組20%～30%的最小技術(shù)出力，SOEC?OEC可提供100%容量的極限調(diào)峰服務(wù)，因而可為火電企業(yè)賺取超額的調(diào)峰補(bǔ)貼收益。

c. 氫氣售賣收益。氫氣作為綠色清潔能源及重要化工原料，其用途十分廣泛。電廠調(diào)峰期間制取的氫氣，其市場價格為每千克60～70元，部分地區(qū)政府補(bǔ)貼后達(dá)到每千克30～50元，電廠將其對外出售可獲得可觀的經(jīng)濟(jì)收益。

d. 富氧助燃收益。張智羽等利用鍋爐熱力計算對某600 MW燃煤鍋爐在不同氧氣分壓下的效率進(jìn)行了計算，結(jié)果表明，30%氧氣濃度（體積分?jǐn)?shù)）條件下，鍋爐排煙損失相比21%氧氣濃度（空氣氣氛）降低0.15%，鍋爐熱效率提高0.15%[12]。肖卓楠等研究計算了480 t/h循環(huán)流化床鍋爐富氧燃燒工況下的熱效率，發(fā)現(xiàn)30%氧氣濃度相比空氣氣氛燃燒，鍋爐排煙損失降低1.0%，效率提升1.08%[13]。鍋爐富氧燃燒技術(shù)通過向鍋爐提供高濃度的氧含量的空氣，從而有效減少了風(fēng)量，降低了風(fēng)機(jī)組電耗;同步降低了煙氣量，提高了燃盡率，帶來了鍋爐效率、供電煤耗、碳排放等指標(biāo)的顯著改善。

e. 設(shè)備延壽延保的收益。系統(tǒng)投用后，機(jī)組主輔機(jī)均長期穩(wěn)定運(yùn)行在高效率區(qū)間（40%額定出力及以上），熱力系統(tǒng)及其附屬設(shè)備避免了頻繁變負(fù)荷引發(fā)的疲勞失效與機(jī)械沖擊，降低了故障率[14]。

5 結(jié)束語

隨著新能源裝機(jī)占比持續(xù)提升，未來電網(wǎng)具有的波動性與故障率都將大幅增加，這對常規(guī)火電機(jī)組的調(diào)節(jié)、支撐能力提出了更高要求。通過增加制氫儲能系統(tǒng)，常規(guī)火電機(jī)組將獲得以下技術(shù)優(yōu)勢：

a. 新系統(tǒng)的制氫能效高達(dá)50.15%，相比ALK方案構(gòu)建的調(diào)峰輔助系統(tǒng)，能效提高約10.71%。

b. 獲得100%全容量調(diào)峰能力，增加電廠超額的調(diào)峰補(bǔ)貼收益;獲得安全可靠的FCB功能，增加電廠向電網(wǎng)提供黑啟動服務(wù)的收益。

c. 增加機(jī)組氫氣售賣收益、富氧節(jié)煤降碳收益、設(shè)備延壽延保收益等，保證了機(jī)組參與深度調(diào)峰期間的安全、經(jīng)濟(jì)、高效。氫電耦合的火電機(jī)組改造方案具有顯著的經(jīng)濟(jì)效益與環(huán)保效益。

參 考 文 獻(xiàn)

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