风氢耦合发电技术的发展

风氢耦合发电技术的发展

0储能存储综合高效低碳经济技术方案全域随着人类社会的快速发展，高效、清洁的能源发电技术得到了世界各国的高度重视。风电作为可再生能源的主要利用形式,其快速、规模化发展使得电网消纳风电的困难凸显。为使风力发电得到更为广泛的发展,亟待解决两大难题:(1)由于风资源的随机性、间歇性及无规律性,导致风电电能品质差,且高渗透率对电网冲击较大,很多情况下被迫弃风;(2)风电电能存储较难,传统的电化学储能、电磁储能及物理储能技术无法满足能量大量存储和未来纯绿色能源发展需求,且运行成本较高。能量合理存储是解决风电上网难的方案之一。抽水蓄能和压缩空气储能是相对成熟的技术方案,但该方案的实施依赖于特定的条件,如大量的水源,合理的地势,一定的化石燃料等;电化学蓄电池是另一途径,但在短期内,无论是铅酸电池、镍氢电池、锂离子电池,还是全钒氧化还原液流电池都将受成本和技术成熟度的限制;其他的储能方式,如飞轮储能等都因为效率太低、容量太小,难以适应规模化应用的挑战。氢作为一种清洁能源,具有能量密度高、容量大、寿命长、便于储存和传输等特点,因而成为风电规模化综合开发利用、储存的优选方案之一。风电通过电解水制氢储能,不仅可以将氢作为清洁和高能的燃料融入现有的燃气供应网络,实现电力到燃气的互补转化,又可以直接高效利用,尤其是在燃料电池等高效清洁技术快速发展的背景下。风电制氢,提供燃料电池汽车清洁的氢燃料,将形成真正意义上的绿色能源汽车。本文综述的风氢耦合发电不仅可以提供高品质的电力输出,还能提供清洁、易储存、易传输的氢作为二次能源,进一步进行综合利用。1风氢耦合产生的结构特征1.1风力发电系统图1是美国国家再生能源实验室(nationalrenewableenergylaboratory,NREL)的Wind2H2计划提出的风氢耦合系统结构,代表了典型风氢耦合发电系统的基本结构。图1中包括清洁的风电、电解水制氢装置、压力储氢设备、燃料电池(fuelcell,FC)或氢燃料内燃机发电(H2internalcombustionengines,H2ICE)和氢输送与应用等。通过控制系统调节风电上网与制氢电量比例,最大限度地吸纳风电弃风电量,缓解规模化风电上网“瓶颈”问题,利用弃风电量电解水制氢和副氧,通过压力储氢提高氢的存储密度。氢作为多用途、高密度的清洁能源,既可通过FC或H2ICE反馈给电网以提高风电上网电能品质,又可作为能源载体通过车载或管道方式进入工业和商业领域,如氢进入燃气管道、冶金、化工等行业。与此同时,风氢耦合系统也将极大地推动纯绿色能源汽车—氢燃料电池汽车产业的快速发展。1.2风、氢结合能源的特点1风氢耦合发电系统电解槽的设计原则不同种类电解槽的数据参数如表1所示,考虑压力存储设备情况下,其效率将降低5%。传统电解槽是在稳定电能条件下,定氢生产率运行的,而风氢耦合发电系统中的风电具有间歇性、随机性等特点,因而电解槽应具有不稳定电能条件下安全、可靠和高效制氢的能力。目前世界上的风电制氢系统普遍采用的是碱式和质子交换膜(protonexchangemembrane,PME)式电解槽,因为这两种电解槽可在间歇波动性功率、大压力、高电流密度、低电压下稳定运行。2压缩氢气储氢方式的选择氢作为一种能源载体,可替代传统的储能,是一种较具前途的新型储能方式。氢的存储方式有压缩气态、低温液态(如金属氢化物、碳材料等)和固态(如甲醇、氨等)。其中,压缩气体储氢是氢规模化存储的首选方式。氢存储方法及相应的泄露特性如表2所示。由表2可见,压缩气态储氢方式下的能量损失相对较少,且具有较高的转换效率;活性炭在低温条件下也具有较高的效率。由于风氢耦合发电系统中风电制氢的时间较长,因而具有较低能量损失、较高效率的压缩气态储氢较适用于风氢耦合发电系统。储氢系统在启动时存在时滞,如果其时滞超过燃料电池的启动时间,将增加电池储能的容量,减小氢存储系统的动态响应时间,对整个系统的经济运行具有重要的意义。3低温动力电池在发电系统中的应用FC分为高温和低温两类,如图3所示。各种FC的特性参数如表3所示。风氢耦合发电系统中,低温燃料电池因具有灵活启停、适应间歇性运行的特性而受到广泛应用。但燃料电池普遍具有响应时间不能满足负荷瞬时变化及风电瞬时功率波动的特性,因而需与超级电容器、飞轮储能、电池储能等配合应用,才能达到较高的电能质量。2国内外研究现状与进展2.1世界风电制氢经验及发展概况目前国际上已有美国、德国、加拿大、西班牙、英国、挪威、希腊等许多国家支持并计划利用可再生能源(主要是风电)结合燃料电池离或并网发电研究与示范[21,22,23,24,25,26,27,28,29,30,31,32,33,34,35,36,37,38,39,40,41,42,43,44,45,46,47,48,49,50]。Wind2H2计划是由美国能源部NREL与Xcel能源公司于2004年合作的计划,此计划旨在协助科研人员掌握可再生能源与电解制氢之间的关键技术,其具体内容如下:研究氢储能技术,可再生能源功率控制及成本效益分析;掌握风/氢系统容量优化配置方案;研究再生能源上网和电解水所需电量的比例,并进行技术经济分析;研究电解技术(PEM电解槽和碱性电解槽)对风氢系统的影响;推进系统整合、规模化和产业化。世界其他各国示范工程皆与Wind2H2计划类似,可归纳为以下几个共同研究方向:根据负荷需求,确定风电是直接并网还是用于制氢;制/储氢装置的稳定直流电源控制,即AC/DC变流器控制;制氢与燃料电池的容量配置问题;燃料电池启停机控制;协调控制再生能源和燃料电池的输出比例,保证系统稳定高品质的电力输出[21,22,23,24,25,26,27,28,29,30,31,32,33,34,35,36,37,38,39,40,41,42,43,44,45,46,47,48,49,50]。欧洲委员会在1998至2002年间结合各领域的发展与研究,提出了第五框架计划,此计划拥有两个主要实验基地(希腊和西班牙),其目标为:整合再生能源、制氢/储氢和燃料电池技术,发展纯净的规模化制氢及储氢技术,提高再生能源对电网的渗透率及利用效率,解决再生能源供给波动性问题等。本世纪初,风电制氢概念和系统设计开始得到世界范围的重视,相关研究也相继展开。2000年至2012年间世界各国主要的风/氢示范工程及关键技术见附录A表A1。早期风氢系统示范工程仅关注风电、制氢(电解槽)、储氢及FC直接简单功率控制[21,22,23,24,25,26,27,28]。近十年来,风氢系统示范工程发展较快,涉及变功率制氢技术、子系统间协调控制、容量配置、技术经济分析等[34,35,36,37,38,39,40,41,42,43,44,45,46,47,48,49,50]。2012年以来,随着科技的发展和工程示范经验的积累,风氢系统关键技术取得明显突破,系统在线动态优化控制、风氢热电联产以及并网风氢系统与电网相互作用机理探究等,将成为今后风氢系统工程示范所面临的挑战。国外专家提出了氢协同可再生能源(特别是风能)发电的绿色能源系统这一概念。氢作为新型的储能方式,与风电结合将改善规模化风电对电网的影响,电解槽作为可控负荷与电网协调控制解决规模化风电接入电网“瓶颈”问题,高效利用风电大发时段弃风电量,提高风电上网电能品质。在偏远地区(孤岛系统或弱电网系统),常规能源难以保证供电质量,且投资较高,而氢作为多用途能源载体,具有热电氢联产、氢—加氢站—纯绿色能源汽车一体化建设等显著的优点,可有效解决上述问题。与此同时,利用储氢缓解风电过剩与电网结构脆弱的矛盾问题,风电制氢增援电网方式比调整电网功率不平衡量更加经济可行。文献指出并网风氢耦合发电系统分两种运行方式:(1)风电弃风量最小化(存储由于电网约束而无法上网的多余风电电量);(2)波动的风电出力匹配变化的负荷需求(控制策略的目标是实现输入和输出功率最小化,需要规模化储氢系统在低风或无风时段保证负荷需求),较适合于孤岛运行系统。文献指出风氢耦合发电系统能量转换效率较低(当前技术水平下,电—氢—电转换效率<40%),但能量管理在技术上是可行的。同时研究了依赖电力价格波动的氢最低定价问题,氢的价格由高风电渗透情况下电解槽的年运行小时数决定,风氢耦合发电系统能量管理与技术经济分析,通过不同运行方式进行分析,得出有效的风氢系统转换函数。在进行上述理论研究与工程实践的过程中,世界范围内逐渐开发了以氢作为储能的风氢耦合系统评估与仿真软件工具包,主要包括以下几种:TRNSYS是由美国Wisconsin-Madison大学SolarEnergy实验室开发的基于图形化环境下灵活模拟系统动态行为的软件平台,仿真重点是评估电能和热能系统性能,其标准数据库中的模型约为150种,其中包含风电制氢系统和燃料电池系统模拟计算;HOMER是由美国NREL发展起来的一个小型的电力系统优化模型软件,可应用于离网和并网的电力系统评估设计任务中,主要侧重于系统优化和敏感性分析,可进行风电制氢与燃料电池系统的经济性评估及敏感性分析等;GRHYSO是西班牙开发的再生能源并网混合系统优化评估软件,其中包括风电、制氢、储氢、燃料电池等模块,可进行风氢耦合系统的技术经济评价和能源优化评估等。2.2风电直接制氢新技术目前,国内部分科研院所及高校进行了初步试验和经济性分析,但国内尚无商业化运行的风电制氢储能和燃料电池发电系统,也没有规模化风电制氢储能的示范工程设计经验,国内研究机构和企业还未拥有适用于规模化工业生产的风电制储氢和燃料电池发电系统相关技术。2014年度国家高技术研究发展计划(863计划)、国家科技支撑计划能源领域备选项目征集指南中,风力发电方向下设风电直接制氢及燃料电池发电系统技术研究与示范研究项目,项目内容为:开发间歇性风电直接制氢关键技术,研究风电、制氢、储氢及燃料电池匹配、控制和系统集成技术,开展系统应用示范,并进行技术经济性分析研究。中国风氢耦合发电关键技术研究正处于起步阶段,在国家的高度重视和大力支持下,必将快速推进技术攻关及工程化应用。3高热效率提议与精细纺织有关3.1pem电解槽理想情况下,电解槽功率波动耐受度为0~100%额定工作功率,而现存的商业碱性电解槽功率最小运行功率限制在25%~50%额定工作功率。当功率小于最小运行功率限制时,电解槽被迫停机,重新启动碱性电解槽需要30~60min,风电制氢的效率也将由此大幅降低。随着技术的进步,碱性电解槽功率最小运行限制在5%~10%额定功率,调节速度达200ms,较适合于规模化高渗透风电制氢系统(兆瓦级)。PEM电解槽具有简单性、快速启动性及宽泛的运行范围(5%~100%额定功率),但受容量(50~250kW)和成本的约束,更适合于小规模的风氢耦合发电系统的运行要求。因此,研究风电功率波动对制氢质量、效率以及电解槽寿命的影响,探索电源电压及功率大幅波动下,安全、稳定、高效的制氢技术是风氢耦合系统工程推广应用的关键技术之一。3.2风氢耦合系统的储氢技术氢气是世界上最轻的物质,其高密度储存是一个世界性难题。目前氢储存方法主要有以下几种:压缩储氢是目前广泛使用的储存方式,经济性较好,对环境污染较小;液化储氢具有很高的能量密度,效率可达93%,但成本较高,主要用于航空航天领域;金属氢化物储氢体积密度可高达100kg/m3以上,是所有储氢方式中最高的,但质量比较大,成本也高于压缩储存方式;碳质吸附储氢还处于初期发展阶段。目前适应风氢耦合系统的大容量高密度储氢技术主要包括压缩、储存与供氢一体化设计与集成技术,大容积轻质复合高压储氢瓶开发技术,集安防与远程控制一体化的压缩机开发技术,在有效提升储氢密度的同时,降低储氢瓶生产成本;随着金属氧化物储氢技术的成熟与成本的降低,将逐渐应用于风氢耦合发电系统。3.3回收燃料水产物研究电解制氢产生的副氧与空气的合理配比,在提高燃料电池电化学性能的同时,不影响传质过程和水的排出,同时合理设计冷凝系统,对燃料电池的水产物进行回收并补给电解制氢,以减少对外部水资源的依赖,具体结构如图4所示。风氢耦合发电系统中水—氧自循环技术的应用,不仅提高了整个系统的供电质量,而且在风电停运时,保证了电解槽最小技术稳定运行、高效循环利用燃料电池产生的水和电解槽产生的副氧,对风氢耦合发电系统的工程化应用具有积极的推进作用。3.4风氢功率的设置研究风氢互补发电系统最优容量配置方法及协调控制策略,可实现风电上网功率、制氢功率及弃风功率的合理设置,实现风氢的高效、经济综合利用。氢储能系统抑制风电功率波动,提高微网协同下的风电品质和经济性,同时制氢作为动态负荷,实时调控风电与负荷之间的不平衡功率。3风氢耦合场运行分析方法规模化风氢耦合场控制策略:风电离网运行时,研究风电出力与制储氢、运氢能力及燃料电池发电功率的协调控制技术;风电并网运行时,根据电网需求、制储氢量、运氢能力,研究风电上网功率、电解消耗功率和燃料电池发电功率的协调控制策略;确定合理的风氢耦合场经济优化运行分析方法。微网风电耦合氢储能控制策略:结合其他能源(如光伏、燃气轮机等)与储能(电池、飞轮、超级电容器等)形式,研究风电、电解槽及燃料电池协同控制方法,确保微网在并网和孤岛情况下,均具有较高的可靠性、良好的电能品质和经济性。3.5电、电、氢、电网的连接机制1风氢耦合场附加阻尼控制策略研究风氢耦合场的故障暂态功率与暂态电压特性,提出改善风氢耦合场暂态电压措施,使其满足低电压穿越(lowvoltageridethrough,LVRT)和高电压穿越(highvoltageridethrough,HVRT)要求,在外部电网故障期间不脱网运行,保证电力系统安全稳定运行。设计合理的风氢耦合场附加阻尼控制策略,可有效增强含规模化风氢耦合场的电力系统机电阻尼。通过研究规模化风氢耦合场并网后对于局部振荡模态的阻尼特性影响,以及互联电力系统的区间低频振荡模式分析,确立含规模化风氢耦合场互联电网区间振荡阻尼控制方法。2孤岛型微网系统的供电控制策略风电耦合氢储能分散式接入微网,研究其与纯绿色能源汽车加氢站、燃料电池发电以及其他能源形式之间的智能调度,孤岛型微网系统中风电结合燃料电池供电与电解槽耗电的微网供电平衡控制策略,微网在不同故障条件下的保护整定方案、故障诊断、动作策略以及网络重构方案等。3.6风氢耦合系统计算成本的复配方案,确立了“风险—技术经济评价研究技术经济评价方法,对风氢耦合系统进行合理、有效的技术经济分析,选取技术经济评价敏感性指标,完成一套适合风氢耦合系统的技术经济评价体系,对风氢耦合系统的工程技术及产业规模推广具有重要的指导意义。4中国风氢耦合发电发电系统的发展前景目前,中国尚未提出明确的风氢耦合发电形式,但风氢耦合发电的特点适应于中国电力发展的需求与方向,在中国有着广阔的发展前景,具体体现在以下方面。1全球风电发展现状2000年以来全球风电迅猛发展,截止到2012年底,全球风电累计装机容量已达283.2GW,而中国也已达到78.3GW,中国已成为全球风电增长最快的国家。根据国家的中长期发展规划,到2020年底和2050年底,风电总装机容量将分别超过200GW和1000GW,其中大部分集中在“三北”和东部沿海地区。规模化风电集中并网,导致电网无法接纳过多的风电,会出现大量弃风现象。氢作为规模化储能,与风电综合开发利用,可有效解决风电弃风问题,提供高品质的上网电能,同时产生的氢作为二次能源,将进一步进入化工、冶金、航空及新能源汽车领域。2风电大量弃风,形成碳排放量高由于风力发电具有强烈不稳定性,每年中国现有风力发电容量的约28%(6GW)无法被有效利用,直接经济损失数以亿计,世界上95%以上的氢气生产高度依赖化石能源,仅中国每年就消耗煤炭近3000万t用于制氢,由此直接产生的碳排放量达上亿吨,造成严重的环境污染。“三北”风资源丰富地区,风电大量弃风现象突显,冬季供热期尤为严重。据统计,蒙东风电场一年的弃风量就高达3GW·h,相当于7.5万t制氢电耗。如果这部分风能被充分利用,就地消耗电解水制氢,