天然氣制氫的園區綜合能源系統氫儲能優化配置

吳佩隆， 王維慶*， 樊小朝， 史瑞靜,2， 程志江

(1. 新疆大學可再生能源發電與并網控制教育部工程研究中心， 烏魯木齊 830047； 2.新疆工程學院新能源科學與工程系， 烏魯木齊 830023)

園區綜合能源系統(park-level intergrated energy system，PIES)是面向園區微能源網滿足多元用能的綜合能源系統，在PIES中配置儲能可有效提高系統經濟性與綜合性能[1-2]。在碳達峰、碳中和的發展要求下，氫能成為中國發展實現碳中和的重要手段，氫儲能因其零碳排且具有多能聯供的特點，可有效提升園區低碳運行與經濟效益。由于電解水制氫技術尚未成熟，能量轉換效率低。目前，天然氣制氫仍是最主要的制氫來源，占全球總制氫量的 48%，來自電解水的制氫量最低，僅為 4%[3]。

近些年來，對于氫儲能在PIES中的配置應用研究主要集中于滿足系統用能需求，提升運行經濟性的電解水制氫儲能優化配置方面，如文獻[4]考慮經濟效益與環境效益，建立了PIES氫儲能單元的配置模型；文獻[5]分析了氫儲能的配置對PIES在制氫成本效益與降低供能方面的作用；文獻[6]建立了以運營商為主，考慮PIES的能量平衡與運營收益的氫儲能優化配置模型；文獻[7]以減少棄風和系統總成本為目標，建立了PIES中供應鏈設備及氫儲能的優化配置模型；文獻[8]考慮了氫氣與煤化工耦合，以系統穩定運行和投資成本最小為目標建立了PIES的氫儲能優化配置模型。文獻[9]研究了含電解制氫系統的孤島微電網系統，考慮碳排放和最大容量限制建立了氫儲能優化配置模型。

針對天然氣制氫方面，部分文獻分析了天然氣制氫的能耗情況、經濟性及發展前景。文獻[10]介紹了天然氣水蒸氣轉化制氫，比較不同天然氣制氫技術的經濟性，指出未來天然氣制氫仍是中國重要的氫能來源；文獻[11-13]根據制氫成本與能耗分析對比了天然氣制氫與電解水制氫的經濟效益，指出天然氣結合碳捕集(carbon capture,utilization and storage, CCUS)技術生產的“藍氫”是未來方向；文獻[14-15]研究了天然氣水蒸氣轉化制氫的能耗情況，分析了不同規模天然氣水蒸氣轉化制氫的氣耗與電耗；文獻[16] 分析了小型橇裝天然氣制氫各工段的技術難點，指出未來小型天然氣制氫與燃料電池耦合的熱電聯供技術的優勢。

上述文獻對電解水制氫儲能在PIES中環境效益等研究較多，但對電解水制氫方式在儲能過程中能量轉換效率低下與制氫成本較高考慮較少，其直接影響氫儲能在園區綜合能源系統中運行的經濟性。為此，現結合天然氣可大規模低成本制氫的特性與氫儲能多能聯供的特點，提出一種配置天然氣制氫的氫儲能PIES系統架構。在分析天然氣制氫能耗與熱回收利用的基礎上建立天然氣水蒸氣轉化制氫模型；進一步考慮制氫收益與碳排放成本，建立天然氣制氫儲能的PIES氫儲能單元優化配置模型。通過算例分析驗證通過配置天然氣制氫的氫儲能提升PIES制氫量與運行收益的可行性，并分析指出其適用場景。

1 含天燃氣制氫的PIES架構

含天然氣制氫的PIES架構如圖1 所示。配置氫儲能PIES參考常規的工業PIES[17]擴展而來。其中天然氣制氫方式選用目前相對成熟的天然氣水蒸氣轉化制氫方法，其主要化學過程為天然氣經預處理后與水蒸氣高溫重整制合成氣，經廢熱鍋爐產生蒸汽回收熱量，中溫下合成氣中的CO進一步通過水蒸氣變換得到H2和CO2，變換氣經換熱冷凝后去除水，再經過變壓吸附單元(pressure swing adsorption,PSA)分離后得到產品氫氣[10]。其主要工藝流程如圖2所示。

圖1 含天然氣制氫與儲能的PIES系統架構圖Fig.1 PIES system architecture diagram with natural gas hydrogen production and energy storage

圖2 天然氣水蒸氣重整制氫工藝流程圖Fig.2 Process flow chart of hydrogen production by steam reforming of natural gas

本文提出PIES具有本地風電和分布式光伏，同時含有內部的天然氣管網和電網，與園區外部的氣網、電網相連接供園區購氣購電使用。園區由自身清潔能源發電與外部電網購電來共同滿足園區自身的電負荷。購入的天然氣經天然氣制氫設備消納新能源發電制氫以及經燃氣輪機 (gas turbine, GT)與燃氣鍋爐 (gas boiler, GB)轉化為電能和熱能來分別滿足園區的電負荷與熱負荷。

在常規PIES的基礎上，本文通過結合天然氣制氫同時配置氫儲能來構建了電、熱、氣多能互補的經濟型PIES。其制氫與儲能系統由天然氣制氫設備、儲氫罐、氫燃料電池三部分組成，其中天然氣制氫設備通過轉化天然氣制氫來消納園區多余新能源發電，燃料電池響應速度快，在園區新能源發電不足時耗氫發電，進一步提高系統可靠性與靈活性。在滿足系統可靠性的前提下制定氫能利用比例fj使得燃料電池可用氫能不超過總制氫量的(1-fj)其余氫氣用來售賣從而使系統經濟最大化。其二者在工作過程中都可以熱水為工質參與園區的熱網循環，從而滿足園區部分的熱負荷需求。儲氫罐用來壓縮存儲制取的氫氣。

引入天然氣制氫結合氫儲能有望在改善PIES的內部供能和用能結構的同時促進清潔能源消納。天然氣制氫儲能在滿足在消納新能源的同時還可大規模低成本的制取氫氣，響應國家氫能發展需求，有效提高了系統儲能能量利用效率和經濟效益。

2 天然氣制氫與儲能單元的多能聯供模型

2.1 天然氣制氫電化學物理特性

Fq(t)=ηqPq(t)=ηgGg(t)

(1)

式(1)中：Fq(t)為t時刻天然氣制氫設備產氫功率；Pq(t)為t時刻天然氣制氫設備的用電功率；ηq、ηg分別為天然氣制氫設備耗電制氫、天然氣制氫設備耗天然氣制氫的能量轉換效率通常設置為常數[6]；Gg(t)為t時刻天然氣制氫設備消耗天然氣功率。

為了便于分析，將制氫與儲能單元的電、熱、氫3種能量采用統一的功率或能量進行描述。實際氫氣的體積或質量可根據氫能的能量或功率并結合氫氣的熱值等常數進行換算得到(一個標準大氣壓下且溫度為0 ℃時，1 m3氫氣的能量約為2.95 kW·h)[4]。

(2)

2.2 燃料電池電特性與熱力學方程

(3)

式(3)中：Pf(t)為t時段燃料電池的發電功率；ηf為燃料電池發電效率；Ff(t)為t時段燃料電池耗氫功率；Tf(t)為t時間段燃料電池的工作溫度；Cf、Rf分別為燃料電池的熱容、熱阻；Ta(t)為環境溫度；Hf(t)為t時間段燃料電池的冷卻循環水吸熱功率。

根據文獻[18]，采用適當的控制方式可控制冷卻循環水的吸熱功率與放熱功率，在一定程度上可起到儲熱的效果。

2.3 儲氫罐SOC模型

為實現儲氫罐的配置本文參考傳統的蓄電池、儲熱罐等儲能設備荷電狀態SOC(state of charge)的概念來定義儲氫罐的SOC。

(4)

(5)

3 含天然氣制氫的PIES的容量配置模型

3.1 目標函數

本文提出的設備配置方法考慮系統制氫收益，以系統年化投資成本最小與年運行收益最大為目的建立目標函數：

minScost=Scstr+Sop-Sres

(6)

(7)

式中：Scost為園區運營商全壽命周期建設投資年折算成本；Scstr為系統年化投資成本；Sop為運行維護成本包括人工費和維修費，取初始投資的3%；Sres為設備殘值，取初始投資的5%；r、m分別為利率、使用壽命；ξq、ξf、ξh分別為天然氣制氫系統、氫燃料電池、儲氫罐的單位容量投資成本；Qq、Qf、Qh分別為天燃氣制氫系統、蓄電池、儲氫罐的配置容量。

(8)

(9)

(10)

(11)

(12)

(13)

3.2 約束條件

(1)電功率平衡約束。

Pv(t)+Pw(t)+Pin(t)+Pgt(t)+Pf(t)+Pl(t)

=Pload(t)+Pq(t)+Pab(t)

(14)

式(14)中：Pv(t)為t時間段的系統光伏發電功率；Pw(t)為t時間段的系統風機發電功率；Pload(t)為t時段的電負荷消耗功率；Pgt(t)為t時間段系統燃氣輪機的發電功率。

(2)熱功率平衡約束。

Hgt(t)+Hgb(t)+Hf(t)+Hg(t)

=Hload(t)+Hl(t)

(15)

式(15)中：Hgt(t)、Hgb(t)、Hg(t)分別為系統在t時間段燃氣輪機、燃氣鍋爐的發熱功率、天然氣制氫設備的冷卻循環水吸熱功率；Hload(t)為系統在t時間段的熱負荷功率。

(3)氣體能量平衡約束。

Gin(t)gvalue=Ggt(t)+Ggb(t)+Gg(t)

(16)

式(16)中：gvalue為天然氣熱值；Ggt(t)為t時間段系統中燃氣輪機用氣功率；Ggb(t)為t時間段系統中燃氣鍋爐的用氣功率，其中Ggt(t)、Ggb(t)都是按天然氣熱值折算為功率。

(4)燃氣輪機、燃氣鍋爐運行約束、天然氣制氫設備運行約束。

Pgt(t)=ηgtGgt(t)

(17)

(18)

(19)

(20)

(21)

(22)

(23)

(5)儲氫單元的運行約束。

0≤Pq(t)≤Qq

(24)

0≤Pf(t)≤Qf

(25)

(26)

FSOC(0)=FSOC(T)

(27)

(6)其他約束。

在實際PIES中的物理約束，系統在實時的購電量和購氣量也應該在實際約束范圍之內。

(28)

(29)

考慮系統中的失電負荷、失熱負荷、棄風棄光功率也應控制在實際范圍之內。

0≤Pl(t)≤φePload(t)

(30)

0≤Hl(t)≤φhHload(t)

(31)

0≤Pab(t)≤φab[Pv(t)+Pw(t)]

(32)

式中：φe為PIES最大缺電負荷比例系數；φh為PIES最大缺熱負荷比例系數；φab為PIES棄風棄光的最大允許比例。

本文使用快速非支配排序遺傳算法(NSGA-Ⅱ)進行求解，NSGA-Ⅱ是目前使用較多的多目標優化算法之一，它降低了非劣排序遺傳算法的復雜性，運行速度快，解集的收斂性好[19]。

4 算例分析

4.1 基本數據

考慮新疆天然氣資源豐富、價格較低，適合大規模天然氣工業制氫來響應國家氫能發展計劃，以新疆某PIES為研究對象。基本參數如表1所示。外部電網購電價格為0.65元/(kW·h)，天然氣價格為1.34 元/m3。最大失電、失熱負荷比例均控制在5%，失負荷懲罰單價按電價的10倍設定；最大棄風棄光比例為10%，棄風棄光懲罰系數為0.2元/(kW·h)。售氫價格為5.4元/m3、售電價格為0.6元/(kW·h)、售熱價格為0.4元/(kW·h)。碳排放價格為250元/t，電能碳排放因子為40 kg/(MW·h)， 天然氣的碳排放因子按CH4的數據計算[20]。燃料電池的熱容、熱阻參數參見文獻[18]。

表1 PIES基本參數Table 1 Basic parameters of PIES

以該PIES的全年的風電、光伏、電負荷、熱負荷 數據作為基準。分析了4 個季節的多個典型日場景，其中某一典型日的功率曲線如圖3所示，由圖3可知該園區在春季和秋季的電負荷與熱負荷適中，在夏季時用電負荷較高用熱負荷較少，在冬季時用熱負荷較高而用電負荷較低。園區的清潔能源以風電為主、光伏為輔，在冬季的時候清潔能源最為充足，春秋次之，而夏季有所匱乏。

圖3 各典型日類功率曲線Fig.3 Typical daily power curve

為了評估配置天然氣制氫的氫儲能經濟和環境效益，在電解水制氫儲能的 PIES的基礎上[4]，對天然氣制氫氫儲能、電解水制氫氫儲能的優化配置進行對比分析。其中，2 種類型的制氫儲能的基本參數表2其中天然氣水蒸氣重整制氫單位成本按照耗電功率折算。

表2 氫儲能系統的基本參數Table 2 Basic parameters of hydrogen energy storage system

4.2 計算結果與分析

使用快速非支配排序遺傳算法(NSGA-Ⅱ)，編碼方法使用實數編碼方法，交叉算子和變異算子使用采用模擬二進制交叉變異。設置種群大小為50，遺傳代數200，交叉變異概率分別為0.7、0.003，各設備容量在[10，10 000]區間優化配置。天然氣制氫儲能最優配置結果為：天然氣制氫設備的配置功率為62.43 kW(耗電功率)、燃料電池的配置功率為15.36 kW，儲氫罐的配置容量為3 342.36 kW·h。電解水制氫儲能最優配置結果為：電解槽的配置功率為64.79 kW、燃料電池的配置功率為14.67 kW，儲氫罐的配置容量為232.36 kW·h。最優配置下的各項成本如表3所示。

表3 優化配置下各項結果Table 3 Various results of optimized configuration

由優化配置后的結果可知，兩種制氫儲能方式在消納多余新能源發電上都有不錯的優勢。由于PIES清潔能源充足兩種制氫儲能方式都未出現失負荷現象。相比與電解水制氫儲能，天然氣制氫儲能方式在初始設備投資上高于電解水制氫儲能，但在運行收益上具有巨大優勢，相比與電解水制氫儲能收益提高了742%。園區中碳排放的主要來源為購入的天然氣，電解水制氫儲能方式減少了園區購入的天然氣從而碳排放上存在優勢(減少了41.4%)，但是系統運行收益上遠遠不如天然氣制氫儲能，在制氫量與制氫成本上也遠不如天然氣制氫儲能。

配置電解水制氫儲能和天然氣制氫儲能的不同季節系統單個典型日的電能平衡結果如圖4所示，熱能平衡如圖5所示，圖5中每個季節的左右兩個柱形分別對應配置天然氣制氫儲能、電解水制氫儲能。

圖4 PIES的電能平衡Fig.4 Power balance of PIES in the park

圖5 PIES的熱能平衡Fig.5 Thermal energy balance of PIES in the park

由圖4可知在冬季風電充足，兩種制氫儲能的方式均可充分消納多余的新能源發電，雖然在碳排放上天然氣制氫儲能方式遠不如電解水制氫儲能方式但天然氣制氫儲能方式可制取大量的氫氣不僅滿足系統儲能需求還一定程度的減少了燃氣輪機出力，進而一定程度減少了天然氣直接燃燒產生的氮、硫氧化物等有毒物質，一定程度上也消納了氫能帶動氫能發展需求。而在夏季，新能源匱乏電解水氫儲能方式因其制氫能量轉化效率低，基本處于不工作狀態。而天然氣制氫儲能方式消耗同等電能制取的氫能是電解水的8～10倍從而儲能作用表現較優。

由圖5可知，由于兩種不同方式的氫儲能都具有提供熱能的能力，因此在熱負荷較低春、夏、秋、三個季節無需燃氣鍋爐工作兩種不同方式制氫儲能均可滿足熱負荷的供應。夏季總體熱負荷較低，兩種制氫儲能方式表現無明顯差異。冬季熱負荷較高兩種不同制氫儲能方式均需要燃氣鍋爐來出力滿足熱負荷的需求，而天然氣制氫儲能方式得益于其制氫過程熱回收利用率高且制氫量大燃料電池出力多對外提供了23%的熱負荷，從而減少了燃氣鍋爐的使用，提高了天然氣化學能的可用能利用度同時獲取較大的制氫收益。

4.3 燃氣價格和碳排放價格對配置的影響

由于使用天然氣制氫的方式進行制氫儲能，不同天然氣的價格和不同碳排放價格對系統配置結果有顯著影響。考慮中國不同地區天然氣價格不同且未來隨著天然氣市場變化對天然氣價格的影響，有必要研究不同天然氣價格下系統儲能的優化配置。不同天然氣價格下系統儲能配置結果如圖6所示。

由圖6可知，隨著天然氣價格增長天然氣價格的增長，天然氣制氫儲能設備配置也隨之平穩增長，當天然氣價格高于4.5元/m3時為使系統獲得最大收益天然氣制氫儲能配置也隨之減少。而電解水制氫方式儲能配置在天然氣價格高于4.5元/m3時為使系統減少天然氣的使用，隨著燃氣價格增長顯著增加。當天然氣價格高于6元/m3時，電解水制氫儲能方式具有一定經濟優勢。但隨著天然氣制氫的技術進一步提高以及國家中長期對燃氣市場的擴張政策支持，天然氣制氫儲能方式仍具有巨大的優勢。

圖6 考慮天然氣價格的不同制氫方式配置變化Fig.6 Changes in the configuration of different hydrogen production methods considering the price of natural gas

碳排放對目標函數的經濟效益有直接影響，考慮中國目前碳交易還處于發展初始階段，碳排放成本遠遠高于目前碳排放權交易價格[20-21]，在未來碳中和的環保目標下不能合理的體現配置的經濟效益，因此本文的碳排放價格用實際的碳排放成本來替代。由圖7可知，隨著碳排放價格的增長，天然氣制氫儲能方式配置為獲取最大收益也隨之增長，以加大制氫量來抵消碳排放成本。當碳排放價格高于1 100元/t時受碳排放價格限制，配置容量也隨之減少。電解水制氫儲能方式因制氫過程無碳排放，為獲得最大收益，配置隨著碳排放價格增加而顯著增大。但目前在國家政策支持下，隨著碳捕集利用與封存(CCUS)技術進一步發展成本降低，天然氣加CCUS制氫方式的優勢將進一步體現，天然氣制氫仍將是未來重要的氫能來源，而天然氣制氫儲能方式也將會具有顯著的經濟效益。關于各階段的要求特點，還有待后續進一步的深入研究。

圖7 考慮碳排放價格下不同制氫方式配置變化Fig.7 Considering the configuration changes of different hydrogen production methods under the carbon emission price

5 結論

在參考電解水制氫儲能的基礎上，考慮氫能發展需求、天然氣清潔能源高效經濟利用與PIES源荷之間特點，提出了以天然氣制氫的方式替換電解槽制氫的PIES氫儲能架構，建立了天然氣制氫過程模型以及氫儲能單元模型。結合新疆某實際PIES的數據進行算例分析，結果表明：在清潔能源富足，天然氣獲取可靠價格式中的PIES配置以天然氣制氫儲能的氫儲能系統，可有效提高PIES運行的可靠性與經濟性。本文研究對氫能發展及清潔能源天然氣綠色高效利用有重要價值，隨著未來天然氣制氫技術進一步綠色發展，本文研究結果有利于燃氣富足地區發展氫能源改善本地能源結構，促進氫能利用發展與天然氣就地綠色轉換。關于其他天然氣制氫方式和運行過程控制以及其他類型能源系統中的天然氣制氫的氫儲能配置效益分析，還有待進一步深入研究。