風電耦合氫儲能工程技術方案研究

楊 斌，李曉霞，王 堯，王 睿，趙世偉

(1.中廣核研究院有限公司，廣東 深圳 518000；2.中國廣核新能源控股有限公司，北京 100000)

0 引言

氫儲能是在可再生能源大量發展和氫能產業興起后形成的新型產業。在可再生能源發電系統中,電力間歇產生和傳輸被限的現象常有發生,利用富余的、非高峰的或低質量的電力大規模制氫,將電能轉化為氫能儲存起來,在電力輸出不足時利用氫氣通過燃料電池或其他反應進行補充發電,可有效解決當前可再生能源發電并網問題,同時也可以將此過程中生產的氫氣分配至交通、冶金等其他工業領域中進行利用,以提高其經濟性[1]。

某省風能資源較為豐富,由于整體電力市場處于供過于求的狀態,導致棄風率居高不下。2015年棄風率為31.1 %,達到歷史最高值,同時2016—2018年風電投資監測結果均為紅色預警[2]。因此,為更好地利用風能資源,實現清潔能源余電利用,結合該省某一地區風電場實際運行數據,提出新能源開發與氫儲能耦合設計方案及控制策略,打造“新能源發電制氫、余電上網”的離網型新能源耦合氫能示范工程。

1 風電耦合氫能工程方案

該項目擬建一座風電場并配套相應制氫站,實現平抑風電出力波動、棄風儲能,年制氫量為100000 m3(99.999 %高純氫氣)。工程采用集裝箱式預制建筑,內置堿性電解水制氫設備、隔膜式氫氣壓縮機、質子交換膜燃料電池(proton exchange membrane fuel cell, PEMFC)發電單元、管束式高壓儲氫瓶組、鋰電池儲能系統、電控柜、配電柜等生產及輔助設備。

項目采用堿性電解水制氫技術,利用棄風電量生產高純氫氣,其風電耦合制氫系統流程主要為電解制氫、加壓儲氫、氫氣充裝和燃料電池發電,其對應的設備分別為電解槽、氫氣壓縮機和儲氫瓶組、氫氣集裝格、PEMFC燃料電池,如圖1所示。

圖1 風電耦合制氫系統流程

風電場采用金風科技GW82/1500 kW型直驅永磁同步風力發電機組,額定功率1500 kW。電氣一次系統將風機逆變器出口690 V AC降壓至380 V AC,分配給一體式堿性電解水制氫裝置及其他輔助設備；整流器提供直流電流給電解槽,水被電解成氫和氧,匯總后的高純氫氣通過分離、干燥、提純后進入氫氣壓縮機；氫氣壓縮機將1.6 MPa氫氣升壓至20.0 MPa,并存儲在管束式高壓儲氫瓶組,儲氫系統可滿足全站5天儲能需求；氫氣通過管道、充裝閥組、軟管進入氫氣集裝格,進而向用戶提供氫氣產品。在風機欠功率或全站失電時,高壓儲氫瓶提供減壓至3.0 MPa的氫氣,通過PEMFC燃料電池提供電能。

2 電解制氫設備工作原理

目前,電解制氫技術有堿性電解技術、質子交換膜電解技術和固體氧化物電解技術等,其中固體氧化物電解技術需在800 ℃以上進行,且材料的耐受性仍處于研究階段；堿性電解技術和質子交換膜電解技術要求的操作溫度較低,而質子交換膜電解技術的膜成本較高且需要貴金屬催化劑,導致制氫成本較高；堿性電解技術可采用非貴金屬催化劑,制氫成本相對較低。可見,堿性電解技術的操作條件易實現,投資費用低,維護費用也相對較低,故選用堿性電解技術制氫的方法。

電解制氫系統的電解槽通過直流電流,將水電解成氫和氧,直流電流通過電解液(30 % KOH)在兩個電極之間流通。KOH電解液濃度為27 %～32 %,溶液中含量小于100 mg/L,Fe2+、Fe3+含量小于3 mg/L,Cl-含量小于800 mg/L。為避免電極在堿性電解液中被腐蝕,電解槽陽極由鎳、鈷、鐵組成,陰極由鎳和鉑活性炭(C-Pt)催化劑組成,膜采用電阻率很小的氧化鎳。堿性電解水裝置主要參數見表1。

表1 堿性電解水裝置主要參數

制氫站原料水和冷卻循環水引自風電場現有生活水管,利用生活水泵0.35 MPa的壓力輸送,升壓站來水硬度為350 mg/L,在制氫站經雙級反滲透超純水裝置處理。

3 氫儲能耦合策略

3.1 站控與能量管理系統運行模式

制氫站設置站控與能量管理系統(energy management system, EMS)對微電網和制氫系統進行信息采集、實時監控、優化調度和能量管理,實時采集變電站內電氣設備、儲能設備、工藝設備、負荷等信息,接收風電場調度指令,實現分布式電源、儲能和負荷層的優化控制,主要包括并網自持、并網棄風、并網平抑、手動脫風離網、手動帶風離網、故障急停等運行控制模式。

3.2 并網棄風制氫模式控制策略

以并網棄風制氫模式為例,在并網自持運行模式下,手動切換至并網棄風制氫模式,此模式下的運行邏輯見式(1)～(4),式中P為有功功率,real和set分別代表真實值和設定值。

風電制氫有功功率的允許范圍設定值為-250 kW≤P風電制氫-set≤450 kW,負值表示制氫站向集電線路返送功率。

制氫系統運行功率上限為280 kW,下限為90 kW。若P制氫整流-set1≥280 kW,則P制氫整流-set2=280 kW；若P制氫整流-set1＜90 kW,則P制氫整流-set2=0 kW；若90 kW≤P制氫整流-set1＜280 kW,則P制氫整流-set2=P制氫整流-set1；P制氫整流-set2下發給制氫設備。

鋰電儲能充電功率上限為250 kW,放電功率上限為-250 kW。若P鋰電儲能-set1≥250 kW,則P鋰電儲能-set2=250 kW；若P鋰電儲能-set1≤-250 kW,則P鋰電儲能-set2=-250 kW；若-250 kW＜P鋰電儲能-set1＜250 kW,則P鋰電儲能-set2=P鋰電儲能-set1,進而下發給儲能逆變器。

4 效益分析

1) 經濟效益。該示范工程靜態總投資約800萬元,其中建筑工程費用約20萬元,設備購置費用約600萬元,安裝工程費用約30萬元,其他費用約150萬元。工程投資收益主要來自售賣氫氣和補電上網,設計壽命10年,由于是研究性課題,暫不考核經濟指標。

2) 環境效益。氫能是一種世界公認的清潔能源,作為優質氣體燃料,能量利用率高、燃燒產物污染少,燃燒后不產生有害物質,替代其他能源后環境效益明顯。該項目通過棄風制氫預計每年可減少棄風電量24萬kWh。

3) 社會效益。該項目充分利用該地區豐富的風能資源,運用風電制氫實現清潔能源余電利用,有助于解決新能源消納問題,有助于該地區優質風能資源長效發展機制的開發和探索；同時,項目建成后能夠示范清潔能源制氫、儲氫、加注輸送和氫銷售產業鏈模式。

5 結束語

方案的研究應用可為風電耦合氫儲能規劃設計、核心控制策略等環節提供技術支撐,在響應地方能源產業政策、提升新能源電廠附加產值、解決并網消納等方面具有指導意義；可結合項目開發需求和歷史運行數據,制定風氫耦合工程方案,提出適應大規模可再生能源供能的制儲氫系統集成化設計方法和在線快速協調優化控制技術,實現系統的平穩運行和能量管理,為推廣應用奠定基礎；可開展風電和氫儲能管理系統之間的協同控制策略研究,為電網提供穩定高質量的電能,提高可再生能源利用率；也可為示范工程建設提供技術指導,并為后續運行和維護積累必要經驗。