风电耦合氢储能工程技术方案研究

杨 斌，李晓霞，王 尧，王 睿，赵世伟

(1.中广核研究院有限公司，广东 深圳 518000；2.中国广核新能源控股有限公司，北京 100000)

0 引言

氢储能是在可再生能源大量发展和氢能产业兴起后形成的新型产业。在可再生能源发电系统中,电力间歇产生和传输被限的现象常有发生,利用富余的、非高峰的或低质量的电力大规模制氢,将电能转化为氢能储存起来,在电力输出不足时利用氢气通过燃料电池或其他反应进行补充发电,可有效解决当前可再生能源发电并网问题,同时也可以将此过程中生产的氢气分配至交通、冶金等其他工业领域中进行利用,以提高其经济性[1]。

某省风能资源较为丰富,由于整体电力市场处于供过于求的状态,导致弃风率居高不下。2015年弃风率为31.1 %,达到历史最高值,同时2016—2018年风电投资监测结果均为红色预警[2]。因此,为更好地利用风能资源,实现清洁能源余电利用,结合该省某一地区风电场实际运行数据,提出新能源开发与氢储能耦合设计方案及控制策略,打造“新能源发电制氢、余电上网”的离网型新能源耦合氢能示范工程。

1 风电耦合氢能工程方案

该项目拟建一座风电场并配套相应制氢站,实现平抑风电出力波动、弃风储能,年制氢量为100000 m3(99.999 %高纯氢气)。工程采用集装箱式预制建筑,内置碱性电解水制氢设备、隔膜式氢气压缩机、质子交换膜燃料电池(proton exchange membrane fuel cell, PEMFC)发电单元、管束式高压储氢瓶组、锂电池储能系统、电控柜、配电柜等生产及辅助设备。

项目采用碱性电解水制氢技术,利用弃风电量生产高纯氢气,其风电耦合制氢系统流程主要为电解制氢、加压储氢、氢气充装和燃料电池发电,其对应的设备分别为电解槽、氢气压缩机和储氢瓶组、氢气集装格、PEMFC燃料电池,如图1所示。

图1 风电耦合制氢系统流程

风电场采用金风科技GW82/1500 kW型直驱永磁同步风力发电机组,额定功率1500 kW。电气一次系统将风机逆变器出口690 V AC降压至380 V AC,分配给一体式碱性电解水制氢装置及其他辅助设备；整流器提供直流电流给电解槽,水被电解成氢和氧,汇总后的高纯氢气通过分离、干燥、提纯后进入氢气压缩机；氢气压缩机将1.6 MPa氢气升压至20.0 MPa,并存储在管束式高压储氢瓶组,储氢系统可满足全站5天储能需求；氢气通过管道、充装阀组、软管进入氢气集装格,进而向用户提供氢气产品。在风机欠功率或全站失电时,高压储氢瓶提供减压至3.0 MPa的氢气,通过PEMFC燃料电池提供电能。

2 电解制氢设备工作原理

目前,电解制氢技术有碱性电解技术、质子交换膜电解技术和固体氧化物电解技术等,其中固体氧化物电解技术需在800 ℃以上进行,且材料的耐受性仍处于研究阶段；碱性电解技术和质子交换膜电解技术要求的操作温度较低,而质子交换膜电解技术的膜成本较高且需要贵金属催化剂,导致制氢成本较高；碱性电解技术可采用非贵金属催化剂,制氢成本相对较低。可见,碱性电解技术的操作条件易实现,投资费用低,维护费用也相对较低,故选用碱性电解技术制氢的方法。

电解制氢系统的电解槽通过直流电流,将水电解成氢和氧,直流电流通过电解液(30 % KOH)在两个电极之间流通。KOH电解液浓度为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。为避免电极在碱性电解液中被腐蚀,电解槽阳极由镍、钴、铁组成,阴极由镍和铂活性炭(C-Pt)催化剂组成,膜采用电阻率很小的氧化镍。碱性电解水装置主要参数见表1。

表1 碱性电解水装置主要参数

制氢站原料水和冷却循环水引自风电场现有生活水管,利用生活水泵0.35 MPa的压力输送,升压站来水硬度为350 mg/L,在制氢站经双级反渗透超纯水装置处理。

3 氢储能耦合策略

3.1 站控与能量管理系统运行模式

制氢站设置站控与能量管理系统(energy management system, EMS)对微电网和制氢系统进行信息采集、实时监控、优化调度和能量管理,实时采集变电站内电气设备、储能设备、工艺设备、负荷等信息,接收风电场调度指令,实现分布式电源、储能和负荷层的优化控制,主要包括并网自持、并网弃风、并网平抑、手动脱风离网、手动带风离网、故障急停等运行控制模式。

3.2 并网弃风制氢模式控制策略

以并网弃风制氢模式为例,在并网自持运行模式下,手动切换至并网弃风制氢模式,此模式下的运行逻辑见式(1)～(4),式中P为有功功率,real和set分别代表真实值和设定值。

风电制氢有功功率的允许范围设定值为-250 kW≤P风电制氢-set≤450 kW,负值表示制氢站向集电线路返送功率。

制氢系统运行功率上限为280 kW,下限为90 kW。若P制氢整流-set1≥280 kW,则P制氢整流-set2=280 kW；若P制氢整流-set1＜90 kW,则P制氢整流-set2=0 kW；若90 kW≤P制氢整流-set1＜280 kW,则P制氢整流-set2=P制氢整流-set1；P制氢整流-set2下发给制氢设备。

锂电储能充电功率上限为250 kW,放电功率上限为-250 kW。若P锂电储能-set1≥250 kW,则P锂电储能-set2=250 kW；若P锂电储能-set1≤-250 kW,则P锂电储能-set2=-250 kW；若-250 kW＜P锂电储能-set1＜250 kW,则P锂电储能-set2=P锂电储能-set1,进而下发给储能逆变器。

4 效益分析

1) 经济效益。该示范工程静态总投资约800万元,其中建筑工程费用约20万元,设备购置费用约600万元,安装工程费用约30万元,其他费用约150万元。工程投资收益主要来自售卖氢气和补电上网,设计寿命10年,由于是研究性课题,暂不考核经济指标。

2) 环境效益。氢能是一种世界公认的清洁能源,作为优质气体燃料,能量利用率高、燃烧产物污染少,燃烧后不产生有害物质,替代其他能源后环境效益明显。该项目通过弃风制氢预计每年可减少弃风电量24万kWh。

3) 社会效益。该项目充分利用该地区丰富的风能资源,运用风电制氢实现清洁能源余电利用,有助于解决新能源消纳问题,有助于该地区优质风能资源长效发展机制的开发和探索；同时,项目建成后能够示范清洁能源制氢、储氢、加注输送和氢销售产业链模式。

5 结束语

方案的研究应用可为风电耦合氢储能规划设计、核心控制策略等环节提供技术支撑,在响应地方能源产业政策、提升新能源电厂附加产值、解决并网消纳等方面具有指导意义；可结合项目开发需求和历史运行数据,制定风氢耦合工程方案,提出适应大规模可再生能源供能的制储氢系统集成化设计方法和在线快速协调优化控制技术,实现系统的平稳运行和能量管理,为推广应用奠定基础；可开展风电和氢储能管理系统之间的协同控制策略研究,为电网提供稳定高质量的电能,提高可再生能源利用率；也可为示范工程建设提供技术指导,并为后续运行和维护积累必要经验。