风光-氢耦合系统经济性分析

李 争 ,罗晓瑞 ,徐若思 ,曹 欣 ,孙鹤旭

(1.河北科技大学 电气工程学院,河北 石家庄 050018;2.河北建投新能源有限公司,河北 石家庄 050051)

我国的能源结构主要以煤、石油为主,随着环境污染、生态失衡等问题日益严重,调整能源结构已迫在眉睫[1-2]。氢能作为清洁、高效的二次能源,具有热值高、环境友好等优点,在能源结构转型阶段起着重要的作用。在能源转型过程中,氢能可以被储存、运输,应用场景广泛,已被许多国家列为重点扶持对象。随着氢能相关产业的蓬勃发展,迎来了氢能大发展的新时代[3]。

风能、太阳能的使用具有波动性、间歇性等问题,存在“弃风、弃光”现象,为此,本研究提出了风光-氢耦合系统解决方案。该方案的运行模式为:风电、光伏发电在满足调度计划的基础上,将多余的电量用于电解制氢,氢气储存用于发电、作为工业原料。在发电过程中,配置一定的储能模块用于“削峰填谷”,实现系统的稳定运行。本研究从制氢、储氢、运氢三个方面出发,计算各子系统经济效益,结合实际情况,分析了风光-氢耦合系统经济性[4-5]。

1 氢能产业链简介

氢能产业链较长,相关产业比较全面,主要分为上游制氢、中游储运氢及下游用氢三部分[6-7]。

1.1 制氢技术

制氢技术多样,根据制氢原料不同,分为天然气制氢、煤制氢、电解水制氢和工业副产氢等技术;根据碳排放量的不同,制氢技术可分为绿氢、蓝氢、灰氢[7],具体分类详见图1。

图1 主流制氢技术

不同制氢技术因其技术成熟程度,导致所耗费的成本不同。目前主流的制氢技术成本比较详见表1[8]。在制氢环节,制氢技术多种多样,其中电解水制氢技术是未来制备氢气的主要方式之一,目前,市场上技术成熟且价格低廉的电解槽主要是碱性电解槽,被市场所广泛采用[9]。因此,本研究采用碱性电解槽用于电解水制氢。

表1 主流成熟的技术成本对比

1.2 储运氢技术

在储运氢环节中,储氢模块是一个重要环节,也是一个限制因素。储氢方式较为丰富[10],如图2 所示:

图2 储氢方式分类

运氢方式的选择对储运氢环节十分重要,其主要与运氢距离的长短有关。由张理[10]和单彤文[11]等的研究可知,目前常用的运氢方式有高压气态运输、低温液态运输、固体运输以及有机液体储运。其中,短距离,高压长管拖车运氢方式较为适合;中等距离,液氢槽车运氢方式是最佳选择;大规模、远距离的运氢方式则选择管道运氢更好,详见表3[12]。

表3 储运技术参数优缺点对比

本研究选取高压储氢罐用于储存氢气,其使用寿命为20 a;由于工业用氢单位位于同一工业区,距离在百公里以内,属于短距离运氢,故采用长管拖车运氢。

1.3 用氢技术

氢能产业链中,氢气利用是产生效益的重要环节,并且作为燃料应用于交通领域是未来社会发展的重点方向之一。其中,燃料电池(Fuel Cell,FC)是该过程中的关键设备。FC 主要是将氢气作为燃料,把氢能转化成电能,实现“气—电”转换,产物主要是水,无污染,是环境友好型设备[13]。

加氢站是终端氢能利用的另一个重要领域,主要由压缩机、储存装置、控制系统组成。风光-氢耦合系统利用多余的电能进行电解制氢,通过长管拖车进行运氢;由压缩机将氢气压缩至储存装置中;供给燃料电池汽车的使用,实现“氢-电”转换[14]。

2 成本-效益模型

2.1 目标函数

将系统的收益与成本之间的差值最大化。

式中:Ytotal——系统收益总额,元;Xtotal——系统成本总额,元。

2.2 边界条件

系统的边界条件:

式中:Pmin——发电单元的最小功率,kW;Pplan——发电单元的调度功率,kW;Pmax——发电单元的最大功率,kW。

2.3 评价指标

主要采用以下评价指标:

全寿命周期法:采用全寿命周期法,将系统寿命周期分为建设期、运营期和回收报废期三个阶段。

净现值(Net Present Value,NPV):主要反映项目盈利的好坏。

式中:(CI-CO)t——t时的净现金流量;ic——基准收益率,%;n——项目计算期,a。

经济内部收益率(Economic Internal Rate of Return,EIRR):EIRR 是费用效益分析中的相对指标。

动态平准化度电成本LCOE:成本或效益折现值与经济周期和年平均发电量乘积的比值[15]。

2.4 成本效益模型

成本效益模型的构建思路如图3 所示:

图3 成本效益模型构思

2.4.1 成本模型

成本主要从系统成本和非系统成本两方面进行阐述。

2.4.1.1 系统成本

系统成本(SC)主要包括以下几部分。

(1)故障成本(FC):系统发生故障时所需成本。

式中:fc——系统故障率,%。

(2)备用容量补偿成本(AC):在电力市场运行过程中,电力系统会不确定的出现故障,需要一定备用容量,即用于“反调峰”所需成本。

式中:ac——系统的补偿价格,元/kW;r1——系统的补偿系数;Q——系统实际发电量,kW·h。

(3)调峰成本(PC):相较于常规发电,风力、光伏发电存在间歇性、波动性等特点,需要调峰技术来保障系统供电稳定性。

式中:pc——系统的单位调峰成本,元/kW;C——系统的装机容量,kW;r2——系统的调峰比例,%。

(4)传输成本(TC):发电单元远离用电终端,需进行电能传输。

式中:tc——度电传输成本,取值0.034 元/(kW·h),E——总上网电量,kW·h。

综上所述,系统成本计算如下:

2.4.1.2 非系统成本

非系统成本(NSC)主要包括以下几部分:

(1)初始投资成本(I):项目建设期间所耗费的费用。

(2)运营成本(O):因贷款而产生的资本成本、运维费用等。

(3)偶生成本(G):在系统全寿命期间,由于技术问题,蓄电池、逆变器更换产生偶生成本。

(4)报废成本(S):系统寿命到期后,设备报废处理所需费用。

综上,非系统成本为:

2.4.2 效益模型

发电系统的效益评价体系有很多,本研究主要针对经济效益和环境效益两方面进行阐述[16]。

2.4.2.1 经济效益分析

经济效益主要包含以下几部分:

(1)风电、光伏发电上网售电收益[16]:

式中:i=wind,pv;Ei——上网电量,kW·h;Ci——装机容量,kW;Hi——年利用小时数,h;ri——弃风/光率,%;β——系统效率,%;R——售电收益,元;P——上网标杆电价,元;Tax——税收总额,元;ES——补贴收益,元。

(2)储能单元用于削峰填谷、补充供电不足,经济收益来源于两部分:电费收益和辅助服务效益[16]。

式中:CC——系统容量成本,元;cc——系统单位容量成本,元/kW;t——系统年工作时间,h;n——系统运营时间,a;Rnet——电费效益,元;Pp——高峰电价,元/kW·h;Pl——低峰电价,元/(kW·h);RE——储能效益,元。

(3)系统电解制备的氢气主要作为原料通过加氢站进行氢气售卖获取收益和作为厂区内工业原料来获取效益。

2.4.2.2 环境效益分析

环境效益主要基于火电技术而言,火电机组发电期间会产生CO2、SO2、NOx、烟尘等有害物质,计算如下[16]。

式中:Gi——对应排放物减排量,kg;α——标煤单耗,取值0.32 kg;Si——对应物质含量,%;λi——各污染物摩尔比;Ki——转换效 率,%;ηi——工作效率,%。

各污染物的价值计算:

式中:θ取值为0.44(CO2)元/t、6.4(SO2)元/t、8(NOx)元/t、2.2(烟尘)元/t。

综上所述,系统在全寿命周期内的环境效益总额为:

3 算例分析

选取某地的风光-氢耦合系统作为研究对象,系统建设需1 a,系统运营20 a。

该项目处于我国太阳能资源分类的第二类地区,年日照时数为3 000～3 200 h,年平均风速可达5.4～8 m/s,风向多为西北风,属于第二类风能资源区。由于光照资源和风能资源的互补性,风机和光伏混合使用,经过合理配置和优化,能够很好实现分布式能源优势互补、高效利用。

系统由风电机组、光伏单元、制氢负荷及储能单元组成,通过变流装置、控制单元耦合在1 200 V 直流系统中,再通过变压器等逆变装置与上级电网进行通断处理,如图4 所示。

图4 风光-氢耦合系统

3.1 风电、光伏发电电量分析

该地区每个月的平均风速,每月太阳能辐射量和平均风速如图5 所示;20 a 风电机组/光伏电站的发电量见图6。

图5 每个月平均风速与日照时数

图6 风电机组/光伏电站的发电量

3.2 相关计算参数

风电机组采用直驱式风力发电机,容量为2.5 MW,每台成本价为800 万元;风电机组设备及相关配件占风电场建设成本的91%;基于调峰深度为40%、弃风率为7.6%的情况,调峰和容量成本分别为0.15～0.267 元/(kW·h)、0.112～0.15 元/(kW·h)[17]。

光伏电站由单块功率450 W 双玻组件组成,本研究选取组件均价为1.75 元/W,光伏组件购置成本占光伏电站总成本的70%;容量成本为0.28 元/(kW·h)。

制氢环节采用碱性电解槽,每生产1 m3的氢气耗费电能4.5 kW·h、水0.89 kg;使用寿命20 a,基于当前技术,需要每10 a 维护一次设备;参考当前市场价格,该设备250 万元/台[18-19]。

储氢装置由高压储氢模块、中压缓冲模块及压缩机等组成;寿命为20 a,储氢罐、缓冲罐每5 a 维护一次;压缩机每压缩1 m3氢气耗电0.26 kW·h;依据当前市场价格,每套设备需要400 万元[10,14]。

产氢地到加氢站之间约100 km,采用长管拖车运输,满负荷情况下装氢气量为350 kg(20 MPa)/1 200 kg(50 MPa);加氢站每天需要500 kg 氢气,拖车百公里油耗为25 L,目前市场上柴油价格为6.5 元/L;长管拖车初始投资成本为70 万元,一般情况下可使用10 a;拖车每年维修、保险等费用为2.62 万元。

加氢站建设归于项目投资方,加氢站全年运营,每天可满足500 kg 的氢气使用量,设备采购等费用为1 200 万元,占加氢站建设成本的80%[6]。

按一定比例将磷酸铁锂电池和铅酸电池组合成储能电池,磷酸电池的快充快放、铅酸电池的寿命长、适合浮充;初始投资为350 万元/套。

储能单元主要作用之一为削峰填谷,每天储能电池的充放电时长都为10 h。该地区平段、高、低峰电价分别为0.650 6 元/(kW·h)、0.899 9 元/(kW·h)、0.401 3 元/(kW·h)。

人工方面,系统每年运行维护需要大约100人左右,每人每年的的工资福利费用为8 万元,根据通货膨胀情况,预计每5 a 涨一次费用。

系统维护方面,维修费用预计为初始投资成本的0.5%,根据市场运行规律需要每5 a 追加0.5%的费用。

报废成本方面,由于目前没有较好的处理方案,基本上属于报废处理,所产的费用集中在人工及运输两部分,针对系统初始投资而言,该部分费用很小,可忽略不计。

3.3 经济效益分析

为便于比较,设系统的总容量均为25 MW,风光-氢耦合系统按一定比例进行容量配置。比较结果详见表6。

表6 度电成本效益

综上,在三种不同的系统结构中,度电成本最低的是风光-氢耦合系统;度电效益最好的是风光-氢耦合系统;相较于其他两种单一发电方式,风光-氢耦合系统具有一定的经济性。经过分析可知,制氢、储氢、用氢设备的成本,氢气的售价,用于电解制氢的电量都是影响风光-氢耦合系统NPV、EIRR 值的关键因素。

3.4 环境效益分析

相较于火电而言,可再生能源的优势在于环境效益,风电机组、光伏电站在运营期内基本不会产生各种环境污染物,无需环境治理成本的支出。风电机组、光伏电站可以达到减排的目的和可以节约环境治理成本。本研究将治理环境、减排等产生的成本视为环境效益。此外,并网电量和用于制氢负荷的电量全部进行环境效益折算。10 a内三种方式的污染物CO2环境效益详见图7:

图7 三种方式10 a 内CO2 环境效益对比

综上,风光-氢耦合系统的环境效益相较于单一风电、单一光伏发电较好,风光-氢耦合系统的环境效益可观,可作为后续研究的重点方向之一。

4 结论

本研究提出一种成本效益模型,运用全寿命周期法,采用NPV、EIRR、LCOE 方法,从经济和环境效益两方面,对单一风电、单一光伏发电、风光-氢耦合系统的成本、效益进行比较。结果表明,相较于单一风电、单一光伏发电,风光-氢耦合系统在经济效益、环境效益均有所提升。为今后风光-氢耦合系统在氢能利用等方面提高发电站经济效益提供参考。但是该系统影响因素很多,后续可以进行敏感性分析。