风电耦合制氢技术进展与发展前景.pdf
第 41 卷 第 6 期 中 国 电 机 工 程 学 报 Vol.41 No.6 Mar. 20, 2021 2021 年 3 月 20 日 Proceedings of the CSEE 2021 Chin.Soc.for Elec.Eng. 2187 DOI10.13334/j.0258-8013.pcsee.200452 文章编号0258-8013 2021 06-2187-14 中图分类号TK 91 文献标志码A 风电耦合制氢技术进展与发展前景 曹蕃,郭婷婷,陈坤洋,金绪良,张丽,杨钧晗,殷爱鸣 中国大唐集团科学技术研究院有限公司火力发电技术研究院,北京市 石景山区 100043 Progress and Development Prospect of Coupled Wind and Hydrogen Systems CAO Fan, GUO Tingting, CHEN Kunyang, JIN Xuliang, ZHANG Li, YANG Junhan, YIN Aiming Institute of Thermal Power Generation Technology, China Datang Corporation Science and Technological Research Institute, Shijingshan District, Beijing 100043, China ABSTRACT Large-scale development and utilization of renewable energy such as wind power has become the consensus of many countries for the clean and low-carbon energy transition. However, shortcomings of short-term fluctuations and intermittent have limited its application in high wind power penetration or isolated grid systems. Coupled wind power and hydrogen systems can take advantages of long-term large-scale hydrogen energy storage and diversified product output, and play a pivotal role in the future development and utilization of wind power. This article summarized the development status of coupled wind power and hydrogen systems in the past two decades, uated the application effect and economic efficiency of grid-connected and off-grid systems, and then proposed development directions in system optimization design, operation strategy ulation, and life-cycle technology economic uation. Finally, we proposed suitable routes for our country based on resource endowment and regional characteristics. KEY WORDS hydrogen energy; wind power; grid-connected system; off grid systems; economy 摘要 大规模开发利用风电等可再生能源已成为世界各国清 洁低碳能源转型的共识, 但因其存在随机波动性和间歇性强 的缺点, 在风电渗透率高的地区或孤网系统中的应用受到限 制。 风电耦合制氢技术可发挥氢能长周期大规模储能和多元 化产品输出的优势, 在未来风电开发利用过程中发挥重要作 用。 文中综述近二十年来风电耦合制氢技术的发展现状, 对 并网型和离网型风电耦合制氢技术的应用效果和经济性进 行评价, 并针对技术应用中存在的瓶颈问题, 从系统优化设 计、 运行策略制定以及全寿命周期技术经济性评价等方面给 出进一步发展方向建议。 最后, 根据我国资源禀赋和区域特 点等提出适合我国不同地区风电耦合制氢技术的发展前景。 关键词氢能;风电;并网;离网;经济性 0 引言 当前,中国经济已由高速增长阶段转向高质量 发展阶段。生态文明建设和可持续发展是高质量发 展阶段的基本特征之一。能源行业是支撑我国经济 发展的基本产业和影响生态环境的重要行业之一, 对我国经济高质量发展至关重要。能源转型的重要 目标是发展可再生能源、减少传统化石能源使用量 和降低碳排放量1。大力发展风电、光伏等可再生 能源, 提升风电、 光伏发电比例已成为国际共识2-4。 美国将风电、光伏和天然气作为未来发展重点,其 2018 年风电、 光伏和天然气的新增装机容量分别占 总新增装机的 16、29和 54。德国的电源投资 主要集中在风电、光伏领域,并通过存量替代的方 式增加风电、光伏的发电量。2018 年,德国风电、 光伏的合计发电量占比达到 28.8,远远领先于其 他大国。近年来,我国风电、光伏装机容量和发电 量同样增速明显。2019 年,风电、光伏发电量和新 增装机容量占比分别达到 8.6和 49.8。 预计 2030 年,我国风电和光伏装机将达到 12 亿 kW,发电量 占比达到 20左右。 然而,风电、光伏等可再生能源发电具有随机 性和间歇性的特点,接入电网会造成电压和频率的 波动,影响电网的安全稳定运行。配置一定量的储 能、允许合理的弃风弃光是实现风电、光伏发电大 规模接入电网,保障电网安全经济运行的重要手 段5-6。 氢能是公认的清洁能源载体, 具有能量密度 大、转化效率高、无污染和零碳排放等特点,被看 作最具应用前景的能源之一7-16。风电、光伏等可 再生能源发电耦合制氢,不仅可以发挥氢能的储能 和快速功率调节的优势,降低高比例可再生能源并 网的不稳定性,提高可再生能源发电的利用小时 数,还可以充分利用弃风弃光,提高风电、光伏发 2188 中 国 电 机 工 程 学 报 第 41 卷 电制氢的经济性11, 17-23。 目前,欧美和日本等发达国家对风电、光伏耦 合制氢技术已开展大量研究,并实施多项工程示范 项目。但国内仍停留在实验室研究和模拟仿真层 面,相关示范工程较少。国外多年的工程示范应用 结果表明,风电、光伏耦合制氢在设备配置优化、 运行策略制定以及全寿命周期技术经济性评价等 方面仍存在技术瓶颈。因此,本文以风电耦合制氢 为例,通过总结国内外研究现状和工程示范情况, 提出适合我国国情的风电耦合制氢技术路径与发 展方向,以期为相关产业发展提供参考。 1 风电耦合制氢技术介绍 风电耦合制氢技术系统配置如图 1 所示。整套 系统包括风力发电机组、 控制/转换系统、 制氢系统、 储氢/氧系统、燃料电池发电系统和输送系统等。其 中,控制/转化单元是整套系统最重要的部分。控制 /转化单元根据收集的实时信息对上网功率、 制氢功 率及燃料电池发电功率进行决策,是保证系统安全 可靠稳定运行的基础。 电 水 氢气 氧气 氧气电解制氢 储氢 加氢站 控制/转换单元 燃料电池 电网 风力发电 图 1 风电耦合制氢技术配置示意图 Fig. 1 Wind energy storage configuration based on hydrogen technologies 总体来说,风电耦合制氢技术具有以下优势 一是充分利用弃风电力,解决风电大发或电网容量 有限时产生的弃风问题,同时有效降低制氢成本; 二是利用电解制氢装置的快速响应特性或结合燃 料电池、氢燃气轮机发电提高风电供电质量和可靠 性,增加风电的渗透率;三是利用可再生能源制取 绿氢,减少温室气体的排放。根据系统与电网的连 接情况,可分成并网状态和离网状态下的风电耦合 制氢。 并网状态下风电耦合制氢又可以分为以下 3 个 模式一是利用弃风电力制氢,电解制氢装置为电 网“削峰” ;二是进一步结合燃料电池发电,为电 网“填谷” ;三是电网辅助的风电制氢系统,保证 氢气供应的稳定性和可靠性。不同模式下的制氢成 本差异较大,文献调研结果显示风电耦合制氢的平 均成本在 50 元/kg 左右, 这与美国 NREL 预测的结 果2070 元/kg比较一致24。 离网条件下风电耦合制氢主要有 2 种模式一 是由风电、电解制氢、储氢和燃料电池等模块组成 微网系统,为用户提供电冷热等服务;二是非并网 风电制氢,适用于风电发展受限或电网建设成本高 的地区。总体上看,离网条件下的风电耦合制氢技 术尚处于初步发展阶段,系统在技术集成和商业模 式上还需深入探索。 2 国内外研究现状 近二十年来,国内外开展了大量关于风电耦合 制氢的配置优化和技术经济性等方面研究25-29。下 面,分别就并网型和离网型风电耦合制氢技术的发 展现状进行详细介绍。 2.1 并网型风电耦合制氢 总体上说,国内外研究重点是并网型风电制氢 技术在不同应用场景下的可行性和经济性分析,例 如弃风电力制氢、结合燃料电池发电和海上风电制 氢等。 并网型风电制氢可充分利用弃风电力,明显降 低制氢成本30-37。Gonzlez 等人研究了爱尔兰地区 风资源丰富、弃风现象严重风电耦合制氢的经济 和社会效益38。研究结果表明,100MW 容量的风 电场,弃风电价按 0.16 元/kWh计算,若配置 30MW 的电解制氢装置,可将弃风率从 35.8降至 7.5。另外,他们模拟了未来爱尔兰风电装机规模 达到 5GW 并配置电解制氢装置的场景,发现可满 足 541422 辆燃料电池汽车的用氢需求,替代等量 的燃油车,可实现 CO2、SO2和 NOx年减排量 169 万 t、4500t 和 1402t。Zhang 等针对 2012 年内蒙古 地区严重的弃风现象局部地区弃风率达到 28左 右,利用风电场实际运行数据和风资源数据建模, 对比分析弃风电力制氢和电网取电制氢两种场景 下的经济性。结果表明,电解制氢装置的最佳运行 功率范围在 25100之间,利用弃风电力制氢的 成本可低至 22.4 元/kg 左右,电网取电制氢的成本 则在 32.5 元/kg 左右39。 并网型风电耦合制氢另一大优势是利用电解 制氢系统的灵活性提高风电并网友好性40-43。在用 电低谷时段,制氢储能;在用电高峰时段,可利用 燃料电池或燃氢燃气轮机发电提高风电出力44-45。 Bernal-Agustn 等研究发现风电耦合制氢结合燃料 电池发电系统可以明显提高风电并网友好性,但整 第 6 期 曹蕃等风电耦合制氢技术进展与发展前景 2189 套电氢气电系统的转换效率低于 40, 且投资成 本较高,导致燃料电池发电的成本电价达到 13.7 元/ kWh45。 Fang 从全生命周期成本评价的角度对比 了不同模式的经济性。针对我国南方一个 49.5MW 的风电场建模计算,发现与单独的风力发电相比, 风电耦合制氢模式可将投资回收期由 11 年降低至 7.78 年,进一步结合燃料电池发电可提高风电并网 质量,但投资回收期增加至 8.13 年46。Zhang 等人 比较了风电耦合制氢结合燃料电池发电与锂离子 电池储能技术在降低风电预测误差上的应用47。 电 池储能技术可在风电一次和二次调频方面发挥重 要作用,但在投资成本和充放电次数上还存在规模 应用的障碍。风电耦合制氢结合燃料电池发电技术 的应用经济性主要受风电预测准确性、制氢和储氢 成本的制约。 海上风电制氢在一些欧洲国家得到广泛重点 关注。海上风电制氢优势比较明显一是风电直接 用于制氢,不用新建海上输电系统,不受电网公司 的牵制;二是海上风电可以就近在油气平台或油气 管道附近建设,降低输电损耗,也可降低项目投资 成本;三是采用海水淡化提供制氢所需的水源,原 料丰富;四是对环境友好, 真正实现零排放。 然而, 海上风电制氢尚处于前期探讨阶段,大规模制氢储 氢技术和整套系统的商业模式还需进行深入研究。 目前,英国、德国等国家已经开展了大量前期探 索48-53。Catrinus 等人针对北海近 600 个接近退役 的海上油气开发平台,提出了利用这些平台进行海 上制氢技术路线,将制氢装置安装在开发平台上, 利用附近海上风电制氢,产生的氢气可以通过天然 气管道输送,也可以在距离海岸较近的前提下新建 专门的输氢管道54。 对技术方案进行经济性评价发 现,不同场景下制氢成本可控制在 1237 元/kg 左 右。Crivellari 等人提出了具体的海上风电耦合制氢 技术路线图,如图 2 所示51。除了通过海底电缆把 电输送到岸边电网,还有四条可行的海上风电制氢 技术路线一是氢气混合天然气,利用现有天然气 管道输送;二是新建高压氢气输送管道,将纯氢输 送到岸边满足工业和交通行业用氢需求;三是通过 外购或捕集空气中二氧化碳,将氢气和二氧化碳转 化成合成天然气,并利用现有天然气管道输送;四 是将氢气和二氧化碳转化成甲醇并采用轮船运输 到岸边,满足交通行业的需求。其中,氢气混入天 然气管道输送是解决氢气长距离大规模输送的重 要手段。研究表明,在天然气中掺混 20的氢气, 天然气汽车和加气设施改动小,发动机热效率可提 高 15,经济性提高 8,污染物排放降低 60 80。截至 2019 年,全球各国已有 37 个天然气掺 氢的示范项目,但天然气掺氢在安全性及对应的检 工业与交通 气网 交通 新建管道 现存管道 压缩 氢气 氢气储存 CO2压缩 合成 天然气 压缩 天然气 氢气储存 H2CO2 压缩 CO2压缩 合成 甲醇 甲醇 存储 空气捕集 CO2 现存管道 购买CO2 路线3a 轮船 路线3b 路线4b 路线4a 路线2 陆上 原料供应 陆上海上 输送原料供应一次转换二次转换输送终端用户 电网 气网 现存管道 天然气 掺氢 压缩 氢气 生产 氢气 海水 淡化 路线1 图 2 海上风电耦合制氢技术路线图 Fig. 2 Simplifi ed block diagram of hydrogen production routes for offshore renewable energy conversion considered 2190 中 国 电 机 工 程 学 报 第 41 卷 测和管理体系上仍需进一步完善。海上风电耦合制 氢技术路线应对海上风电与岸边距离、当地资源条 件和用氢用电需求等多种因素进行统筹考虑,经详 细技术经济性分析和环境影响评价确定。 为实现氢气的大规模消纳、推进工业、建筑等 行业的脱碳进程,很多欧美国家越来越重视电转气 PtG技术开发,即利用光伏、风电等可再生能源生 产的电力,通过电解水和甲烷化的两个步骤生产氢 气和甲烷,将棘手的氢气大规模存储和输送问题转 化成天然气的输送和利用55-66。近十几年来,德国 一直进行 PtG 技术试验,并将其列入能源转型计 划67。德国现有超过 35 个 PtG 工厂,总容量约为 30MW,最大的装机仅为 6MW,大多数是小规模 的试点或示范项目。Valerie 等人从集中式、分散式 以及核能制氢等不同方面总结了PtG技术的研究进 展,并指出 PtG 技术在提升热力学性能、环境和经 济性评估以及技术应用场景系统评价等方面还需 继续进一步研究,PtG 技术的系统效率、运行灵活 性和可靠性有待进一步提高68。 另外,并网型风电制氢另外一个重要研究方向 是整套系统的配置优化和调控策略仿真69-71。不稳 定的风电电源给制氢装置的配置和运行优化带来 较大的挑战。以碱性电解制氢为例,风电功率的随 机变化导致碱性电解水装置输入功率频繁变动,造 成石棉隔膜压力和碱液浓度等的变化,影响电解水 效率和电解装置的寿命和运行安全性。 Ral Sarrias- Mena 等人研究了风电耦合 PEM 制氢的运行模式, 模拟仿真了电压、电流、温度、压力以及膜电极材 料电化学特性等对制氢装置运行的影响,并提出了 四种不同的 PEM 制氢装置的运行模式72。Fang 等 人针对我国东北地区一个 49.5MW 的风电场,模拟 了配置碱性电解水制氢装置和超级电容器后的启 停控制策略,研究发现通过配置 5 个 3MW 的碱性 电解水制氢装置并采用模块化自适应策略进行启 停控制可以明显降低每一个制氢模块的启停次数 和时间,氢气产量和品质也有了明显提高73。 Muyeen 等人开发了类似的控制策略,采用 10 个不 同容量的电解制氢装置,通过调整不同制氢装置的 启停来平滑风电出力,仿真结果表明在不采用昂贵 的储能系统的情况下,系统可以稳定可靠运行,整 体性能明显提升74。另外,通过对电价、风电可用 性和氢气需求的智能预测来优化电解制氢的运行 策略,同样可以降低制氢成本。Grger 等人基于这 个思路开发了预测算法并设定两个场景进行经济 性分析,结果发现这种智能预测的调控策略最高可 降低 9.2的制氢成本,并可将风电利用率提高 19 个百分点左右75。 2.2 离网型风电耦合制氢技术 在一些偏远的海岛或高原地区,电网建设成本 高,一般配置独立的配电网满足当地居民的用电需 求,还可利用柴油机或风电、光伏等可再生能源发 电。然而,这种离网系统自治性较弱,可再生能源 渗透率较低,需要配置储能系统维持电网稳定性和 供电可靠性。因此,采用风电等可再生能源发电耦 合制氢具有广阔的应用前景76-81。欧洲很多国家开 展了很多相关方面的研究,例如希腊除了一个主电 网外,还配有 32 个小的离网系统,对风电耦合制 氢技术产生浓厚的兴趣82。 离网型风电耦合制氢技术的工程示范从 2000 年就开始陆续出现。Dutton 等人在评价了电解制氢 装置在不稳定风电电源下运行的技术和经济性后, 在意大利 ENEA 研究中心进行了技术示范, 结果发 现制氢装置在不稳定电源下运行是可行的,但在低 负荷下的制氢效率和氢气品质却无法保证83。 Ulleberg 等人在挪威 Utsira 岛开展了世界上第一套 离网型风电耦合制氢的工程示范,整套系统包括风 电系统600kW,电解制氢10m3/h,高压储氢 2400m3/h,20MPa,氢气发动机55kW和 PEM 燃 料电池10kW84,系统流程如图 3 所示。4 年多的 实际运行数据表明整套系统的效率可达 53,而且 这种供能方案可以满足一个社区的用能需求。然 而,与当前成熟的风电与柴油机发电耦合的技术相 比,该方案还需通过升级技术装备和降低成本造价 才会有竞争力。希腊的 Varkaraki 等人在实施 RES2H2 项目时,进行了风电500kW电解制氢 图 3 Utsira 风电耦合制氢工程示范流程图 Fig. 3 Utsira wind/hydrogen demonstration plant system 第 6 期 曹蕃等风电耦合制氢技术进展与发展前景 2191 25kW高压储氢/固态储氢的工程示范,发现整套 系统的效率可以达到 506085。 除了工程示范,更多的研究人员采用模拟仿真 的方式研究离网条件下风电耦合制氢的配置策略 和技术经济性86。 Bechrakis 等人以一个偏远地区的 酒店为对象研究了风电耦合制氢供电的技术路 线87。 研究发现电解制氢和储氢装置容量的选型可 显著影响风电利用率和供电成本。他们针对 20kW 容量的风机,提出了两套优化配置方案,方案一配 置8kW制氢装置和600m3储氢罐, 方案二配置6kW 制氢装置和 900m3储氢罐。结果发现方案二的设备 运行时间和产氢量明显提高,发电成本也从 7.59 元/kWh降低到 7.16 元/kWh。然而,这两种 方案的发电成本仍比常规发电成本高了近 10 倍。 一些研究人员将风电制氢技术和常规柴油机 发电技术进行了技术和经济性对比。Enevoldsen 等 人以法罗群岛的 Mykines 为研究对象,从成本、效 率、环境影响和适宜性等方面对风电制氢和柴油机 供电两种技术路线进行了对比分析88。 结果发现风 力发电、电解制氢、储氢和燃料电池组合的技术路 线从技术层面可替代柴油发电,而且可以获得较好 的环境收益, 但该技术路线发电成本仍然较高发电 成本约 3.61 元/kWh,而柴油发电仅在 1.57 2.66 元/kWh左右, 该技术的大规模推广还有赖于 制氢和燃料电池发电效率的提升以及装备成本的 持续下降。Chade 等人根据 Grimsey 岛的用能需求 和资源条件对风电-柴油机、 风电制氢柴油机以及 风电-制氢 3 种技术模式进行模拟仿真和经济评价。 结果发现模式二风电制氢柴油机运行成本最低, 并与模式一相比每年可将弃风电量从 886556kWh 降至 232269kWh89。 离网型风电耦合制氢的另一个应用方向是非 并网风电制氢,此时风电系统的终端负荷不再是传 统的单一电网,而是通过技术创新与集成,直接应 用于电解制氢等一系列能适应风电特性的高载能 产业及其他特殊领域90。 颜卓勇等人报道了江苏大 丰市建设的日产120m3非并网风电电解水制氢系统 示范工程91。该系统利用 1 台 30kW 和 1 台 10kW 风机共同给电解水制氢装置供电,风电联网不并 网,消除了风电对电网的冲击,实现风电高效、低 成本利用。 风电制氢系统另一大特色是可以在居民区实 现热电联供。Ishaq 等人针对 25 户居民小区的供电 和供暖需求设计了一套风电制氢系统92。 当风速较 大时,风电用于供电,多余电力通过 PEM 电解装 置制氢,然后加压储存下来。当风速较低时,利用 燃料电池发电,弥补风力发电的不足。燃料电池发 电产生的热量可用于提供热水。当风速为 9m/s 时, 整套系统能效可达 39.5。而当风速为 3m/s 时,整 套系统能效和效率分别为 19.3和 18.3。 Hacatoglu 等人针对加拿大一个拥有 50 户居民的小 型社区的电热冷需求设计了风电制氢系统,发现配 置一台转子半径 28m 的风机和 8550kg 容量的储氢 罐可满足社区的用能需求。 考虑系统效率、 经济性、 占地面积、环境影响等因素,提出了综合可持续发 展指数ISI的概念,并对比了风电制氢系统和常规 天然气三联供系统的 ISI 指数, 发现两种系统的 ISI 指数差别不大,前者具有更高的环境友好性而后者 具有更高的经济性93。 2.3 并/离网型风电耦合制氢技术对比 在实际设计应用过程中,风电耦合制氢系统是 否与外部电网连接需要着重考虑。一方面,并网状 态下的风电制氢成本明显低于离网条件下的成本。 Greiner 等人针对挪威一个海岛进行了风电制氢系 统设计,并对比了并网模式和离网模式下的系统配 置和经济性。结果发现,并网模式下配置 2.3MW 风机、1MW 电解制氢和 680kg 容量的储氢罐满足 1.5 天的需求即可满足海岛的用能需求,平均制氢 成本 22 元/kg 左右; 而在离网模式下柴油机提供备 用电源,则需要配置 3MW 风机、2MW 电解制氢 和3400kg容量的储氢罐满足8天的需求即可满足 海岛的用能需求,平均制氢成本达 4340 元//kg 左 右94。Gkek 等人设计了一个小型风电制氢系统 风电 6kW、 PEM 制氢 2kW, 并通过设立均化发电 成本指标分析了系统在并网模式制氢多余电量出 售给电网和离网模式制氢多余电量用制动电阻消 耗掉下的技术经济性95。结果发现并网模式下制 氢成本在 1.2731.03 元/kg 左右受风机安装高度的 影响比较明显, 而离网模式下的制氢成本则达到了 99.45150.36 元/kg 左右。 另一方面, 风电制氢系统 与电网连接产生了配电网建设相关费用,提高了系 统的投资建设成本,这需要全生命周期内的平准化 分析才能做出合理的选择。 3 风电耦合制氢技术发展方向 近十几年来,国外陆续建成了二十多个风电耦 2192 中 国 电 机 工 程 学 报 第 41 卷 合制氢示范项目,如表 1 所示,积累了丰富的系统 设计和实际运行经验,也得到了很多失败的教 训96。总体上,欧洲风电制氢项目最新研究方向有 以下 3 个一是发挥氢在微网系统中的储能优势, 在提升可再生能源系统利用效率的同时,优化间歇 性再生能源电力的发电品质,以保证电网的安全性 和稳定性。例如 INGRID 项目拟建设包含 39MWh 的固态储氢、电解制氢-燃料电池和 1.2MW 氢燃机 的氢储能系统, 为 3500MW 的光伏、 风电和生物质 发电系统进行功率平滑调节。氢储能系统的最大储 氢量可达 1000kg。二是以德国为首的国家开展的 “Power to Gas” 项目, 通过多余电能制氢的方式提 高可再生能源的规模和比例。三是大力开展海上风 电制氢项目, 例如荷兰的 NortH2 项目, 计划到 2030 年在北海建成 3-4GW 的海上风电工程并完全用于 电解制氢,并计划在 2040 年达成 10GW 海上风电 装机容量和年产 80 万 t 绿色氢气的目标。英国 Dolphyn 项目计划采用漂浮式风机平台和制氢的方 案,在北海开发一个 4GW 的浮式风电场,采用 10MW 机型,在每台风机上都安装一个制氢子单 元,最后通过管道外送。 相比之下,我国开展风电制氢示范项目起步较 晚,目前还没有商业化运行的风电制氢储能系统, 也没有规模化的示范工程设计经验。2010 年底,国 内第一个非并网风电电解水制氢示范工程在江苏 大丰建成,项目利用一台 30kW 和一台 10kW 风机 同时给新型电解水制氢装置供电,系统稳定运行。 但该示范工程规模很小,产氢能力仅 5m3/h。2015 年,河北建投新能源有限公司投资在河北沽源建设 10MW 电解水制氢系统, 配合 200MW 风电场制氢, 表 1 国内外风电耦合制氢工程示范汇总表 Table 1 Summary of wind/hydrogen demonstration plant systems in the world 序号 年份 项目名称 并网 状态 电源 电解制氢 储氢装置 类型 容量/kW 类型 功率/kW 1 1998 德国 Stralsund 示范 并网 风电,光伏 100,10 ALK 20 气态 2 2000 ENEA 风/氢示范系统 离网 风电 5.2 ALK 2.25 气态 3 2001 加拿大 HRI 示范 离网 风电,光伏 10,1 ALK 5 气态 4 2003 挪威 HSAPS 离网 风电,光伏 5.8,4 PEM 1.51.8 固态 5 2004 挪威 Utsira 岛示范 并网 风电 600 ALK 50 气态 6 2004 英国 HaRI 项目 离网 风电,光伏,水电 50,6,3.7 ALK 34 气态 7 2005 PURE 项目 离网 风电 215kW ALK 15 气态 8 2007 美国 Wind2H2 示范 离网 风电,光伏 110,10 ALK/PEM 33、7 气态 9 2007 美国 Hydrogen Power Park 离网 风电,光伏 7.5,490 PEM 1 气态 10 2007 阿根廷 Comodoro 示范 离网 风电 6300 ALK 640 气态 11 2007 希腊 RES2H2 并网 风电 500 ALK 25 气态、固态 12 2007 西班牙 RES2H2 离/并网 风电 225 ALK 55 气态 13 2008 西班牙 Sotavento 示范 并网 风电 17560 ALK 320 气态 14 2008 土耳其 HYDEPARK 离网 风电,光伏 5, 12 PEM 7 气态 15 2008 希腊 Xanthi 风光互补制氢系统 离网 风电,光伏 3, 5 PEM 4.2 气态 16 2008 西班牙 ITHER Project 离/并网 风电,光伏 635,102.7 PEMALK 气态 17 2009 西班牙 Hidrlica 项目 并网 风电 800 PEM 41 气态 18 2009 加拿大 Edward 岛风电制氢系统 离网 风电 60 ALK 300 气态 19 2011 加拿大 Ramea 岛示范 并网 风电 690 ALK 162 气态 20 2011 德国 Enertrag 风氢发电工程 并网 风电 6000 ALK 500 气态 21 2011 土耳其 Bozcaada 示范 并网 风电,光伏 30, 20 ALK 55 气态 22 2012 德国 RH2-WKA 工程 并网 风电 140000 ALK 1000 气态 23 2012 英格兰约克郡氢微网系统 并网 风电 225 ALK 30 气态 24 2014 张北风电场风电制氢及燃料电池发电系统 离网 风电 500 ALK 100 25 2014 国网智能电网研究院氢储能示范项目 离网 光伏 30 ALK 固态 26 2015 沽源风电制氢项目 并网 风电 400000 ALK 4000 气态 27 2016 英国 Hydrogen Office building 并网 风电 750 ALK 30.5 气态 28 在建 欧盟BIG HIT 并网 风电,潮汐能 47000、 11000PEM 1000500 第 6 期 曹蕃等风电耦合制氢技术进展与发展前景 2193 项目建成后,可形成年制氢 1752 万 m3/h 的生产能 力,投产以后将成为我国最大的风电制氢示范项目。 从技术层面,我国风电耦合制氢关键技术研发 和设计运行经验与国外尚存在较大差距,该技术的 发展方向主要有以下 3 点 1)整套风电制氢系统的优化设计。系统的优 化设计包括 3 个方面一是各子系统设备的容量选 型,二是辅助设备的优化选择,三是系统的模块化 设计。 各子系统设备容量选型是提高系统运行效率 和降低投资成本的重要前提。系统设备容量的合理 选型应是基于资源条件、负荷特点和当地用能需求 等的统筹考虑。Gammon R 等人设计了可再生能源 耦合制氢系统,结果发现可再生能源发电模块和燃 料电池模块容量选型比较合理,但电解制氢和储氢 模块却过量配置了 40,降低了制氢装置的运行时 间和效率97。Ghosh 等人开发的 PHOEBUS 示范工 程,运行经验同样表明更小的电解制氢装置是比较 合理的98。 除了风机和电解制氢等主要设备外,一些辅助 设备如 DC 转换器、储氢设备等的配置和优化同 样需要重点考虑。辅助设备的配置可明显提高系统 的运行效率,但也增加了系统的复杂度,降低了系 统可靠性。另外,辅助设备的配置还增加了不同设 备之间通讯的复杂度,需要建立开放式体系结构和 通讯协议以降低控制难度。 另外,系统的模块化设计也是简化系统流程, 提高系统可靠性的重要选择。NREL 研究表明,系 统的模块化设计可优化系统电力特性和能量传递 和转换流程,可将制氢成本降低 7左右99。 2)风电制氢系统运行策略的制定和优化。风 电制氢系统的运行涉及到风电出力、并网功率、电 解制氢功率、储运氢能力和燃料电池发电功率等的 协调控制,控制策略的制定与电网指令、用氢需求 和设备参数等密切相关。控制策略的优劣可直接影 响到系统效率、可靠性、鲁棒性和设备寿命等。 3)风电制氢系统全寿命周期技术经济性评价。 结合风电制氢系统工程示范和实际运行经验,并根 据我国相关政策碳减排和交易政策、 氢能发展规划 等的制定实施进度, 建立符合实际情况的风电制氢 经济性评价模型,探讨风电制氢系统在不同技术路 线和氢气应用场景下的全寿命周期平准化成本和 收益100-101,最终获得符合我国发展国情并切实可 行的氢能发展商业模式。 4 我国的应用前景 我国风能资源丰富且分布广泛,具有很大的开 发潜力。据统计,我国陆地 70m 高度层年平均风功 率密度达到 300W/m2和 200W/m2以上的风能资源 技术可开发量分别为 2.6TW 和 3.6TW102。同时, 我国海上风电资源待开发潜力同样巨大,在离岸距 离不超过 50km 的近海海域内,沿海水深不超过 50m 的海上风力发电实际可装机容量约为 500GW。 然而,我国风能资源大规模开发仍面临一些难 题。从风能资源地域分布上看,2019 年我国年平均 风功率密度达到 300 W/m2的区域主要分布在三北 地区、青藏高原和云南山脊地区、浙江沿海和广西 中南部等地。其中,西北和青藏高原等地区当地电 力需求小,距离负荷中心远,电力外送能力有限; 东北地区除上述问题外,煤电供暖的刚性需求进一 步限制了风资源开发;华北地区和浙江沿海处于电 力负荷中心,但也面临着较大的可再生能源反调峰 压力。因此,风电耦合制氢技术的发展与应用是解 决以上难题的重要途径,但具体技术路线的选择与 我国不同区域的资源条件、储氢和氢气用途的选择 密切相关。具体分析如下 1)在具有电力外送能力的三北地区,可通过 并网条件下耦合制氢的模式提高风电并网友好性, 增加风电渗透率。在电力外送能力受限时,可发展 风电优先用于制氢的技术路线,同时可通过保持与 电网的连接提高系统运行的经济性。在氢气用途方 面,鉴于大多数三北地区仍地处偏僻,氢气运输成 本高,可考虑采用“PtG”路线,利用天然气掺氢 的方式实现氢气的输送和消纳。我国东北和西北地 区是重要的天然气产地,有成熟的天然气输送管道 到东部地区,因此在合适的地点大规模开发风电等 可再生资源并耦合制氢是可行的,对保障我国能源 安全和清洁绿色发展具有重要意义103-106。以东北 白城地区为例,其潜在风电和光伏开发潜力分别达 到1600万和1400万kW, 年发电量可达500亿kWh 以上。 若全部用于电解制氢, 则每年可制备氢气 100 亿 m3, 按热值可替代约 33 亿 m3的天然气, 占当前 中俄天然气输送量的 10左右。当天然气价格在 3 元/m3时,不考虑污染物减排的情况下,氢气价格 在 1 元/m3时可使天然气掺氢具备经济性。此时, 可再生能源发电电价的边际成本应在 0.15 元/ kWh 2194 中 国 电 机 工 程 学 报 第 41 卷 左右。另外,在风电场附近建设二氧化碳加氢制甲 醇装置,将危险性较高的氢气运输问题转化为安全 易行的二氧化碳和甲醇运输,同时可以减少或维持 大气中二氧化碳浓度,又能得到重要的能源载体甲 醇, 是一条 “一举两得、 变废为宝” 的技术路线107。 甲醇制备的能耗约14kWh/kg, 若甲醇价格在2元/kg 时,可再生能源发电电价的边际成本应在 0.14 元 /kWh左右。 国内首个二氧化碳加氢制甲醇示范工 程已在甘肃兰州落地。 通过 10MW 的光伏发电单元 向 2 台功率为 1000 立方米/小时的电解槽供电实现 电解水制氢,制取的氢气与汽化后的二氧化碳在催 化剂作用下反应合成甲醇,最终实现年产 1440t 甲 醇的目标。 2)我国中东部地区经济发达,用电负荷高, 未来电力供应缺口大。现在主要以集中