张勋奎，马 佳，王国涛，张晓波，李 伟，赵大朋

(1.中国大唐集团公司，北京 100033; 2.吉林电力股份有限公司白城发电公司,吉林 白城 137000)

0 引言

新能源是构建我国清洁低碳、安全高效能源体系的重要组成部分。而氢能作为一种清洁高效、可大规模稳定存储、利用方式灵活多样的二次能源，是能源转型的重要纽带，是交通、建筑等行业能源技术革命的重要方向[1]。由于氢气能可长期保存，如在较低投入前提下将富余的风电、光伏等可再生能源电力用于电解水制氢，可以大大提高对风清洁能源的利用率，该方法得到广泛关注[2-3]。一般，风能制氢及氢能利用的典型流程包括风力发电、变压整流、电解槽、氢气储贮、氢气压缩、长管拖车、加氢站(氢能消费)。国内外学者在制定风氢耦合系统控制策略方面做进一步研究，如文献[4]介绍了系统可用的主要调节策略，文献[5]研究了基于系统附加阻尼控制的电网次同步振荡抑制方法，文献[6]对系统功率平滑控制进行了仿真。在单纯氢气制备方法及其优化方面，除了典型电解水制氢方法，文献[7-8]对典型生物制氢方法的机理和优势进行阐述，文献[8]研究了餐厨垃圾与市政污泥协同厌氧制氢的影响因素。文献[9]和[10]介绍了海上风能制备氢气的经济性评估及投资问题。由此可见，目前的研究主要集中在对风能合理运用以及对氢气制备的效能优化等方面。然而，如何根据城市实际情况对风能制氢系统进行综合规划与设计，尚未有权威公开文献进行详细阐述。

本文介绍了吉林省白城市风能制氢系统方案的关键设计，给出了不同运行方案的经济性评估，具有重要的实际工程参考价值。

1 白城市风能制氢项目潜力分析

白城市具备发展氢能的有利条件。一方面，白城市作为吉林省西部特色能源基地，风能资源、太阳能资源和水资源丰富，为电解水制氢提供了丰富的资源条件；另一方面，白城市处于东北地区腹地，氢能使用可以辐射长春、哈尔滨等周边城市。寒冷的天气也有利于氢燃料电池汽车推广。中俄天然气管道穿过白城，也为天然气大规模掺氢提供可能，为区域氢能产业协同发展提供了广阔的市场空间。

白城市的氢能生产，一方面要综合分析现有制氢技术的特点，因地制宜选择适合白城特点的制氢技术；另一方面还要大力培育发展装备制造业，实现装备制造本地化，不断降低成本，促进氢能经济发展。

2 白城市风能制氢项目规划

2.1 风能制氢项目策划

白城市拥有丰富的风能资源，白城市为充分利用当地资源，确立了风能制氢的绿色能源发展方向。

考虑风电厂处理及波动特性等因素，本项目制氢站规划容量按1万t氢气/年，匹配风电场规模为99×2.5=247.5 MW。其中一期产氢量为3 280 t/年，风电场规模为32×2.5=80 MW。

为充分提高系统风电消纳量同时兼顾制氢系统的爬坡问题，项目一期的制氢站，与风电110 kV升压站一体布置于风场范围内。风场升压站直接给制氢站配电制氢，然后经氢气管束车运至白城市各个加氢站。风场制氢站至白城市约50 km，可在1 h内到达每个加氢站。根据城市规划综合，白城市内可设置10个加氢站。

2.2 制氢系统设计

2.2.1 容量配置

目前，城市对所利用氢能的稳定性要求尚未确定。一期年产3 280 t氢气的电解槽和风电场规模，根据不同的氢产能稳定性要求进行了初步测算：

(1)当最大限度地利用本地风能，制氢电解槽根据风电波动特性波动运行时，可以配置14×550 Nm3/h电解槽，根据风场禀赋配置25台2.5 MW风机；考虑到制氢站工艺电耗和厂用电耗，以及风能波动性特点，风机配置留有裕量，风电场规模暂定为32×2.5=80 MW。为提升系统运行的稳定性，还可设置少量储能设施。制氢站基本不需外购电，全年有部分余电可上网。加氢站则需外购电。

(2)鉴于风力发电自身的随机不确定性特点，而制氢过程需要比较稳定的电力供应，需要电网给予制氢站电力支持，电网与风场之间需双向交换电量。此时，可配置10×550 Nm3/h电解槽，其中9台运行，1台备用。按照不因外购电提高风能制氢成本的原则，考虑到电量双向交换的电价差，与电解槽匹配需29台2.5 MW风机。考虑制氢站工艺电耗和厂用电耗，并留有少量裕量，风场规模暂定为34×2.5 MW。风场发电量较低时，制氢站需外购电；风场发电量较高时，则余电上网。加氢站同样需外购电。

本阶段为最大限度利用本地风能、制氢电解槽暂按波动运行的方案考虑，即风场规模32×2.5=80 MW。若规划年产1万t氢气，在年等效满发小时数和风机裕量不变的情况下，风场规模为99×2.5=247.5 MW。

2.2.2 制氢系统的出力

水电解制氢装置按14×550 Nm3/h设计，氢气纯化装置按14×550 Nm3/h设计。

2.2.3 制氢系统的运行方式

制氢装置可根据风电发电量实现自动启停。风力发电机发电量随风速变化，为防止制氢设备过于频繁启停，具体启停方式如下：当风力发电机每小时发电量小于其临界值时不开启制氢设备；当风力发电机每小时发电量大于临界值时逐渐开启其它制氢设备。

2.3 氢气存贮、压缩及输送系统设计

2.3.1 存贮、压缩及输送方案系统说明

本项目一期氢气存贮、压缩及输送系统设计范围为：从制氢站出口到氢气充灌后外运。纯化后压力1.6 MPa的氢气从制氢车间接出后汇入氢气母管，从制氢车间接出后分为二路，一路进入压缩机压缩，压缩后的压力为20 MPa的氢气，经压缩机厂房外的支管直接充灌至氢气长管拖车，长管拖车内氢气直接外运至各加氢站；另一路接至厂内储气库，至制氢量大于用氢量时，多余氢气存储在储气库内，制氢量较低时利用储气库内氢气保障氢气的供应。

2.3.2 主要设备配置

(1)氢气压缩系统

氢气压缩系统中的压缩机总容量选择主要考虑因素包括：与产气速率的匹配；合理减少长管拖车充装时间，以减少长管拖车数量和加氢站压缩机功率。通过调研目前国内主要生产厂家成熟产品序列，本项目最终选择8台氢气隔膜压缩机，其设计流量为1 000 Nm3/h、入口压力为1.6 MPa、出口压力为22 MPa。

(2)氢气充装系统

压缩车间出口设6个长管拖车充灌台，可同时为5辆长管拖车充灌氢气，1辆长管拖车准备。为满足规划的加氢负荷，另考虑日常检修和个别站用氢高峰的紧急补氢，共需12台长管拖车。如果长管拖车采用购买服务形式，平均每天需要30车次的运输服务。

(3)氢气存储系统

厂内氢气存储系统容量选取原则包括：足够缓冲制氢系统产氢量的波动；保证加氢站1天存储容量下可靠的供氢能力。总的储气量按满足32 h消耗量(4 373 kg)计，根据白城地区土地资源相对富裕的特点，可采取低压储存。储气压力按制氢系统出口压力1.6 MPa共设置4台2 000 m3容积球罐。

2.4 加氢站系统设计

2.4.1 加氢站方案系统说明

根据国家标准对加氢站容量等级划分，考虑用户都在市区及周边，为降低安全风险以及运行难度，一期规模按三级加氢站的考虑，存储容量小于1 000 kg。结合城市规划，共设置10座加氢站。

根据目前以及近期车用燃料氢气压力等级需求，本方案加氢压力等级设两种规格，分别为35 MPa和70 MPa。氢气通过长管拖车送至加氢站，通过压缩机升压至45 MPa存入低压储槽中，部分45 MPa氢气通过压缩机升压至87.5 MPa存入高压储槽中。每座加氢站氢气存储容量满足1天氢气需求量，每天有3车次长管拖车来加氢站进行卸氢作业。

2.4.2 主要设备配置

(1)氢气压缩机

压缩机容量选择主要考虑氢气卸载与加注速率。一般卸载速率远大于给用户加注速率，因此，压缩机的容量由全过程分配给加氢站的卸载时间决定。经测算，每天分配给加氢站卸载的时间大约为7 h。

加氢站配4台设计流量350 Nm3/h、入口压力12.5 MPa、出口压力45 MPa的氢气隔膜压缩机，配置2台设计流量120 Nm3/h、入口压力40 MPa、出口压力87.5 MPa的氢气隔膜压缩机。

(2)高压氢气储罐

共设置2台10 m3、50 MPa氢气储槽，1台3 m3、98 MPa氢气储槽。总的储氢量为900 kg，满足三级加氢站的容量限制要求。高压氢气储罐采用不锈钢内筒，碳钢钢带缠绕式压力容器。

(3)加氢机

根据单座加氢站规模，考虑氢燃料物流货车、大客车以及小型客车的比例关系，本方案设2台加氢机，每台加氢配2面加氢枪，其中一台加氢机，一面配35 MPa加氢枪，另一面配70 MPa加氢枪；另一台加氢机，配双枪35 MPa。

3 风能制氢系统的运行方案设计

本工程风电场发电主要供制氢使用，按照是否与电网相连，可分为余电上网和孤网运行两个方案。

3.1 方案一：风能制氢余电上网

本工程风电场出力主要用于电解制氢，因此风电场规模需匹配电解制氢产量要求。考虑到电解制氢，储氢运氢及水工系统等负荷，本工程方案设计32台2 500 kW风机，总装机容量80 MW。

本方案风电系统联网运行，风能出力充足时，在满足制氢系统用电需求的同时，剩余电量可上网；在风能出力不足的情况下通过网侧购电维持制氢系统的平稳运行。考虑到风能的频繁波动性，为了尽量减少系统与电网的电能交换，充分利用风能资源，并保证制氢系统的产能稳定，本方案建议加装少量电化学储能系统，其容量暂按风电装机容量的10%考虑。根据风电场装机容量，建议本工程通过1回110 kV线变组出线接入附近电网。

项目同步建设35 kV中压配电装置，共设置1段35 kV母线段。风场通过5回集电线路接入母线，储能单元通过1回集电线路接入母线。母线段供给制氢系统所需电能。设置SVG无功补偿装置，设置一台站用变兼接地变，储运氢，水工及化学负荷由此供电，其加氢站配置同方案一。

本方案装机容量充分考虑到电解制氢的需求，并且相应配备了储能单元，可做到较少的与电网的交换电量，从而整体工程等同于一个并网型的微电网。微电网定义为：由分布式发电、用电负荷、储能、监控、保护和自动化装置等组成，分布式的发电总量不可小于其微电网总和的30%，可自动均衡用电量负载。

3.2 方案二：风能制氢孤网方案

联网方式不改变风场的发电能力，因此孤网运行方式下电解制氢，储氢运氢、加氢站的配置和电力需求与方案一相同，本期工程风电场设计32台2.5 MW风机，总装机容量80 MW。

考虑到在孤网运行的条件下，为弥补风力发电的不稳定性，并为孤网系统提供稳定的电压和频率的支撑，需加装足够大容量的电化学储能系统。参考国内外文献和知名厂家工程实例，储能容量按风电装机容量的30%～50%考虑，具体容量需通过进一步仿真，并结合系统稳定性等因素综合计算优化。由于目前投运厂家工程实例储能容量均未低于50%风电装机容量，本方案暂按50%考虑。

本工程同步建设35 kV中压配电装置，共设置1段35 kV母线段。风电场通过8回集电线路接入母线，储能单元通过1回集电线路接入母线。母线段供给制氢系统所需电能，制氢系统出线数量需与制氢厂家配合。设置SVG无功补偿装置，设置一台站用变兼接地变，储运氢，水工及化学负荷由此供电。

本工程配套建设10个加氢站，每个加氢站工艺用电负荷约300 kW，考虑加氢站分散布置，拟从每个加氢站附近电网购电，站内就地设380 V配电装置。

本方案装机容量充分考虑到电解制氢的需求，并且相应配备了储能单元，可做到孤网运行，不与电网交换电量，基本上也可视为一个典型微网结构，包括负荷、储能等基本功能模块。其可均衡内部负荷需求与供应，同时应高于两个小时以向负荷模块持续性供电。在运行过程中，要保证无功功率与有功功率的条件，以及可随时按需接入备用电、切负荷等安全动作。同时可进行V/F调节。

对于本项目所配置的大型风力发电机组，现有的机组控制方式不具备对电压和频率进行主动控制的能力，因此，即使制氢系统可以采用变频变工况跟随风机出力变化的控制方式下运行，也存在母线电压、频率波动范围大，电能质量差，负荷频繁投切等问题，且对电解制氢系统及微电网电气系统安全均有一定影响；当储能装置作为微电网主控电源，参与配电系统母线电压、频率的调节时，整个系统电压、频率才能保持稳定，运行良好，同时为了保持电解制氢装置产量，减少负荷调节次数和频率，提高设备可利用率，储能装置还需参与一定的峰谷调节。下一步，需要根据所选电池的充放电性能参数及储能装置的控制模型算法确定具体的电池容量。

4 风能制氢系统的经济性评估

4.1 相关法规和依据

本文主要参考的相关法规、计算依据等如下：

(1)《建设项目经济评价方法与参数》(第三版)——国家发展改革委和建设部；

(2)“火力发电工程经济评价软件”计算程序(2013版)；

(3)《火力发电厂工程经济评价导则》。

4.2 成本估算的考虑因素

成本主要考虑包括以下几方面因素：年增加发电量44.05 GWh，发电上网电价0.3731元/kWh，网上下电价格0.557 7元/kWh，年供氢量3 670万Nm3，运行人员90人，人员工资15万元/年(含福利)，材料费及其它费用10，外购电费131万元/年。

4.3 计算结果及分析

根据上述成本估算方法，对本方案的经济性进行综合评价，结果如下表1所示。从表中方案对比可以看出：孤网运行条件下，白城地区利用风能就地制氢，在加氢站出口可维持每千克氢气售价40元左右，若用于给氢燃料电池加氢，已具有与汽油竞争的潜力；若采用余电上网模式，氢气售价仍有下降空间。

表1 不同方案的经济性综合评价

5 结论

本文针对典型北方城市的风能制氢系统方案及其经济性评估问题进行研究，得到的结论如下：

(1)以吉林省白城市的具体实际情况出发，对风能制氢项目进行了总体规划分析，包括氢气制备、存贮、压缩、输送及加氢站的参数及配置，风能制氢系统的余电上网和孤网运行方案及其经济性综合对比。

(2)经济性评价指标显示：在具有良好风资源的城市利用风能就地制氢经济效益明显，具备与汽油等传统能源竞争的潜力，余电上网模式更具市场竞争力。

制氢是城市风能综合利用的一个有效途径，我国华北、东北、西北地区的很多风资源等实际情况与吉林白城相似的城市，均有极强的借鉴意义。