燃料电池发电的电站应用

顾继先

（亚能咨询（上海）有限公司，上海 200122）

燃料电池被称为第四代发电方式，是一种高效、清洁、可靠、稳定的分布式发电技术。与传统发电方式相比，燃料利用率高于超临界发电机组，且运行可靠、安静，发电时不产生有害颗粒物及不排放有害气体，发电效率受负荷率影响小。与可再生能源如太阳能、风能等发电方式比，燃料电池可平稳持续地提供电力，负荷调节性能强。燃料电池优越的技术特性使其非常适合在城市负荷中心使用，近年来美日韩等一些发达国家对燃料电池电站作了大量的商业化推广和应用。而我国燃料电池的电站应用尚停留在理论研究阶段，建设和运行基本处于空白。

本文基于韩国丽水市一个燃气轮机联合循环电站中高温熔融碳酸盐（MCFC）燃料电池项目的建设，包括从燃料电池的选型、余热回收方案的技术经济比较到项目实施和经验总结。联合循环电厂由二台西门子GT6-5000F燃气轮机、一套燃机排气余热回收蒸汽发生装置（HRSG）和一台蒸汽轮机组成，总容量为577 MW。燃料电池项目容量为2×2.4 MW，于2009年11月建成投运。燃料电池项目充分利用联合循环电厂的配套设施，包括天然气供应管道和电力接入系统。同时，燃料电池排放的370℃左右高温气体余热经回收后在联合循环机组中加以利用，以提高天然气利用效率。

1 燃料电池选型

世界范围内已有成功商业应运的电站燃料电池技术有MCFC、固体氧化物燃料电池（SOFC）和磷酸燃料电池（PAFC），例如：西门子－西屋（Siemens-Westinghouse），2000 年 在 加 拿 大 建 设 了 220 kW SOFC/GT混合循环系统；美国联合技术公司（UTC Power），曾在美国世贸大厦安装了Pure Cell 400 kW PAFC系统；美国清洁能源公司（Bloom Energy），其100 kW SOFC系统被沃尔玛、谷歌和可口可乐等公司购买使用；美国燃料电池能源公司（Fuel Cell Energy），300 kW的MCFC系统应用于北美、日韩的发电站。表1是3类燃料电池的主要技术特性比较表[1-2]。

表1 3类燃料电池技术特性比较表Tab.1 Technical characteristics comparison of three types of fuel cells

根据表1，MCFC和SOFC这2种燃料电池能直接以天然气为燃料，在燃料电池内部重整后进行高效清洁的发电，高运行温度也适宜与燃气轮机组成大容量的联合循环中心发电站，是目前电站行业内使用最广的2种技术。

与SOFC相比，MCFC的操作温度较低，可使用价格较低的金属材料，电极、隔膜、双极板的制造工艺简单，密封和组装的技术难度相对较小，容易规模化生产，因此造价较低；但MCFC必须配置CO2循环系统，且熔融碳酸盐具有腐蚀性，目前电池保证寿命40000 h，低于SOFC产品的70000 h；且MCFC发电效率较低。

综合考虑当时市场上可用的电站燃料电池技术和可提供成熟商业产品的供应商，FCE公司成为首选供应商。项目选用了FCE的DFC3000系统，由其供应2×2.4 MW燃料电池模块，浦项钢铁供应辅助设备并进行系统整合。

DFC3000燃料电池主要参数表见表2。

DFC3000由3大部分构成，核心部分是2个DFC燃料电池模块，每个DFC模块由4个燃料电池堆栈组成，每个堆栈包括约400个独立的电化学反应单元。加湿加热后的天然气经重整改质获得阳极反应需要的氢：CH4+2H2O→4H2+CO2；氢加热后进入燃料电池模块阳极，和电解质输送而来的CO23-反应释放电子：4H2+4CO23-→4H2O+4CO2+8e-；电子流经外电路负荷来到阴极，和来自空气的氧以及来自阳极排气的CO2反应生成CO23-：2O2+4CO2+8e-→8CO23-；CO23-进入电解质重复上述反应过程，反应中产生的电子持续不断的流动形成直流电，同时伴随产生热量。

表2 DFC3000主要参数表Tab.2 Key parameters table of DFC3000

第二部分是机械辅助模块，包括水处理模块、脱硫模块、主流程模块和电厂控制系统，在这些模块中，水被净化后加湿已脱硫的天然气，外部空气被引入净化后预热。

第三部分是电气辅助模块，将直流电转化成可并网的交流电，电压等级可另选12.7 kV和4.16 kV，频率可选50 Hz，这一模块也包括电力计量、开关和保护等设备。

图1是一个简单的DFC3000工作流程图。

图1 DFC3000工作流程图Fig.1 Progress flow diagram of DFC3000

2 余热回收方案比选

DFC3000燃料电池排气温度约370℃，用户可按自身的用热特性或要求进行余热回收利用。在本项目中，回收的余热用于联合循环电厂的发电，候选方案共5种，以下进行各方案的简单介绍[3]。

基准方案：采用GT Master系统模拟联合循环电厂的运行，根据西门子提供的2台W501F燃机配一台蒸汽轮机100%负荷的热力系统平衡图（标准工况，海平面，环境温度15℃，大气压力0.1013 MPa，相对湿度60%，燃料天然气），在GT Master下进行数据拟合得到基准方案。该方案中液化天然气降压至27.56 bar，并用中压给水加热至130℃后送入燃机燃烧室，2台燃气轮机共需152.3℃中压给水约160 t/h，整个联合循环系统总出力为577.8 MW，净热耗6379 kJ/kW·h（LHV，下同，扣除厂用电）。

方案①：利用排气余热产生热水，用热水加热进入燃气轮机燃烧室的燃料气体，以减少原使用的给水量。根据DFC3000使用手册，每个燃料电池可产生152.4℃的热水60 t/h。给水泵提供的中压给水可减少到40 t/h，该部分热水换热后随冷凝水送入低温省煤器，由于低温省煤器的入口水流量比基准方案下降，而低温省煤器的换热面是固定的，所以其出口水温将过高，须提高除氧器压力以维持水的液态，但这显然不可行。故需要旁路部分低温省煤器的入口冷凝水，使除氧器入口水温控制在150℃，以维持除氧器5 bar压力。该方案需新增两个气水换热器和两个热水泵，水泵总功率约148 kW。气水换热器将燃料电池的排气余热转换成152.4℃的热水，热水泵将热水以一定压力送到与给水泵中压给水的汇合点。理论上两个气水换热器可合并成一个，节省投资，但考虑到两组燃料电池的可用率，还是按单元独立配置，这样运行时不互相影响。

方案②：利用排气余热直接加热进入燃气轮机燃烧室的燃料气体，以减少原使用的给水量。这个方案中液化天然气加热分两步，首先用排气余热加热天然气至约68℃，再用中压给水加热至130℃。与方案①同理，低温省煤器的入口冷凝水需进行旁路。该方案需新增2个气气换热器和2个风机，风机总功率约120 kW。

方案③：排气增压后送入燃气轮机燃烧室，增加燃烧室的质量流量以得到更多的发电量。一个燃料电池的排气流量为13.4 t/h，温度370℃，压力为大气压。使用带中间冷却的六级气体压缩机将排气压力提升至27.56 bar后送入燃烧室，压缩机出口气流温度为253℃。该方案需新增2个压缩机，总功率约5.684 MW。另需注意烟囱排烟量将会增加。

方案④：利用余热回收蒸汽发生器产生低压蒸汽，送入联合循环系统的低压汽包。因产生高压或中压饱和蒸汽的热量需求过大，故不予考虑。根据DFC3000使用手册，每个燃料电池可产生5.17 bar，152℃饱和蒸汽约1.22 t/h，也就是共有2.44 t/h的饱和蒸汽可送入低压汽包。该方案需新增两个余热回收蒸汽发生器。

方案⑤：利用余热回收蒸汽发生器产生低压蒸汽，送入联合循环系统中的除氧器。产生的蒸汽量和方案④一样，低压汽包可相应减少送入除氧器的蒸汽，多出的蒸汽供应到汽轮机低压缸发电。该方案需新增2个余热回收蒸汽发生器。

根据GT Master的模拟运行结果，各方案的净出力和净热耗值汇总和比较见表3。

表3 各方案净出力和净热耗比较表Tab.3 Comparison table of net output&net heat rate

从表3可看出，方案③使联合循环机组增加的出力最多，但净出力下降，净热耗上升，该方案还需向西门子进行技术征询可否向燃机内喷入大量的水蒸汽，故该方案不可行。其他4个方案的净出力差异和净热耗差异基本接近，但从系统可靠性和方案可操作性来看，方案④对原联合循环电厂的潜在影响最小。经过多方权衡，最终选择了方案④进行燃料电池排气余热回收，该方案可使联合循环电厂净出力增加358 kW，净热耗减少4 kJ/kW。

3 项目实施与分析

2×2.4 MW燃料电池项目从2009年5月开始施工，于2009年11月2日投入商业运行。项目采用EPC总承包模式进行建设，包括设计、采购、土建、安装、调试等内容，单位千瓦投资成本约为4800美元，上网电价0.25美元/kW·h。天然气输送管道和电力输出系统与联合循环电厂共用，本项目仅建设部分支管与主系统连接。项目实施无人化远程操作，控制站并入联合循环电厂主控室内。

燃料电池每5 a的保证出力允许下降10%，项目投运将近3 a，出力下降幅度在合同允许范围内。为了恢复额定出力，5 a后需更换部分设备和易耗品，包括燃料电池模块、水处理模块的化学用品和部件、脱硫吸收剂、氮气瓶、燃料重整催化剂、滤网、润滑油等。因此燃料电池设备采购合同需综合考虑采购成本和后续的设备更换成本，对设备性能保证周期做出明确约定，安装和调试合同如有可能应委托给设备供应商，以减少实施借口，避免项目验收时对设备性能指标的争议。

项目投运初期额定工况下，燃料电池效率可达47%。燃料电池排气回收的低压饱和蒸汽热量占输入燃料热值的18%，回收的蒸汽送入低压汽包后最终进入低压气缸作功，使联合循环增加出力360 kW，相当于将燃料电池的整体燃料利用率提高了3.5%。

为给电厂人员积累运行维护经验提供足够的缓冲期，项目在第一个5 a的燃料电池模块更换期内采用供应商外包模式进行运行维护，包括日常维护、非计划停运事件快速处理、至少一次的电池模块大修更换等。但实际在外包模式下，供应商出于技术保密和快速恢复生产的合同要求，往往采用部件更换进行故障处理。总体而言，燃料电池电站在运行稳定性和负荷调节方面都有很好的记录。

4 结论与展望

燃料电池在燃气轮机联合循环电站中的应用是燃料电池众多商业化项目中的一种，本项目经过技术经济比选，采用低压汽包回收燃料电池排气余热，相当于将燃料电池的效率提高了3.5%。

但回收蒸汽发电并不是最佳的整体燃料利用方案，因为蒸汽发电后有冷凝损失。在城市工业园区、生态园区、大型商业设施等场所中，燃料电池作为城市分布式能源如真正实现冷热电联供，将极大地提高燃料利用效率，甚至达到70%～80%。

燃料电池项目经济性的成立有赖于燃料电池本身的效率、最佳的排气余热回收方式、项目投资成本和冷热电产品的售价等因素。根据FCE公司的介绍，其燃料电池的投资成本有望进一步下降20%，目标发电效率将提升到54%。在国内，一些企业和科研单位也开始投身于电站燃料电池设备的研发和制造，如华南理工大学研发的质子交换膜（PEM）燃料电池成本据称已降至每千瓦6000~7000元人民币。

同时燃料电池作为分布式能源的一种，也将受惠于国家正在陆续出台的分布式能源扶持政策。预期燃料电池项目的经济可行性将进一步上升，国内该类项目实现零的突破也指日可待。

[1] Fuel Cell Energy Co.，Ltd.Direct Fuel Cell：The United States，DFC3000[P].2007.

[2] 许世森.燃料电池与燃气轮机组成的一体化发电系统[J].燃气轮机发电技术，2000（3-4）：49-58.XU Shi-sen.The integrated generation system of fuel cells and gas turbine[J].Gas Turbine Power Generation Technology，2000（3-4）:49-58（in Chinese）.

[3]王建飞.2.6 kW微型燃气发电机与燃料电池混合装置的建模与动态仿真研究[D].上海：交通大学，2003.