Shang Hai /
2024.4
我国于2020年在第75届联合国大会上提出努力争取在2030年前实现碳达峰，2060年前实现碳中和。为了兑现这一庄严承诺，需对各行各业当前的碳排放情况进行充分评估，并针对碳排放“大户”制定专门的减碳、去碳技术方案。我国电力行业碳排放的占比远高于其他行业（如交通运输行业、冶金行业等），约占50%。因此，我国电力行业的减碳、去碳工作至关重要。为实现电力行业的减碳、去碳，需要进一步提高可再生能源发电的比例，其关键在于提升电力系统调节能力和灵活性，持续提高电力系统总体接纳可再生能源的能力。当前，利用清洁的可再生能源发电进行电解水制取“绿色”氢气，是其中一个重要的研究课题。我国东南沿海地区是氢能应用较为集中的地区，同时该地区的海上风电分布较为丰富，将这两者结合起来，即利用海上风电制氢，具有较高的研究及应用价值。
目前，国外对于海上风电制氢项目的投入正逐年增加。国外海上风电制氢项目多数集中在欧洲，如荷兰的PosHYdon项目被广泛认为是世界上首个海上风电制氢项目；英国的1.4GWHornsea2海上风电场与Gigastack项目进行整合生产绿氢；丹麦Ørsted公司主导的2MWH2RES绿氢示范项目使用海上风电作为制氢电源；瑞典的Vattenfall于最近宣布在阿伯丁海上风电场引入制氢设备进行海上平台制氢，制取的绿氢将通过海底管道输送至阿伯丁港。国内近年来对于海上风电制氢技术的研究不断推进。2020年，由中海油发起的海上制氢工艺技术研究项目开启了对工艺方案、系统匹配及储氢输氢等技术的探索。2021年，由研究院所、企业等多家单位共同签署的《海上风电制氢/氨产业链创新及产业化战略合作（框架）协议》进一步推进了我国的海上风电制氢产业化。文献2主要针对海上风电制氢四种典型的方案进行了说明，通过对比“电能+氢能”共享输送、海上平台集中制氢+管道输送、海上平台集中制氢+运输船输送、海上加氢为船舶提供清洁能源四种方案，得出“海上制氢站+运输船输送氢气”的方案在现阶段具有推广应用价值。文献3通过建立海上风电制氢的经济性模型来评价各种技术方案。文中以总装机容量为300MW的某海上风电场为例，对三种海上风电制氢技术方案进行了经济性对比分析，得出了与上述文献2一致的结论，即海上集中制氢+船舶运氢方案最具经济性。文献4对海上制氢+运输船输送氢气的典型方案进行详细描述。该方案含有净水器（海水淡化）、水电解设备、氢气压缩设备及氢气存储单元，也包含今后可能存在的管道运输接口。文献5则定义了另外一种In-Turbine分布式制氢方式，即将制氢设备与每一台风电机组进行高度集成，制取的氢气通过管道集中送入海上平台进行压缩和存储。文献6分别就并网型和离网型风电耦合制氢技术进行了研究，并网型风电制氢可充分利用弃风电力，而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。文献7则指出不论并网型还是离网型均存在交流母线和直流母线两种架构。文献8基于国情出发，探讨海上风电制氢的发展建议：（1）加强顶层设计，避免资源浪费和重复性投资；（2）对海上风电制氢中的“制-储-输-用”关键核心技术进行攻关，宜采用模块化PEM电解水制氢技术以及示范，为规模化应用打下基础；（3）建立健全海上风电制氢标准和检测体系。
当前，关于海上风电制氢的研究主要集中在其系统结构设计上，对运行控制模式分析较少。鉴于现有研究工作的不足，本文在上述有关海上集中制氢方案研究的基础上，提出了交流母线架构下的海上风电与PEM电解水制氢设备耦合的系统架构，随后在分析该系统架构下能量流动特性的基础上，提出了三种运行控制模式，并选择其中一种运行控制模式研究PEM电解水制氢设备的容量配置优化，最后通过仿真验证了系统架构及控制模式的准确性和有效性。本文将海上风电和PEM电解水制氢技术进行耦合，探索基于项目涉氢收益为目标函数的制氢容量配置优化，为海上风电制氢应用场景选择提供一定参考。
当前共有三种电解水制氢技术路线：碱性电解水制氢技术（简称ALK）、PEM电解水制氢技术（简称PEM）、高温电解水制氢技术（简称SOEC）。其中，ALK技术路线工艺成熟，正被广泛应用。PEM技术路线处于商业化应用初期，但其宽泛的运行负荷范围、优异的动态响应特性及更高的安全性，被认为是与可再生能源耦合的最佳电解水技术之一。SOEC技术路线目前处于小规模示范阶段，其电解高温水蒸气的效率要比ALK和PEM高，特别适合在有高温水蒸气的场合应用，如存在废弃高温蒸汽的核电站。
从技术角度而言，风电，特别是海上风电的波动性较大，给制氢装置的配置和运行优化带来较大的挑战。以碱性电解水制氢为例，碱性电解水制氢设备对电能质量的稳定性要求较高，风电功率的变化导致碱性电解水装置输入功率频繁变动，容易造成石棉隔膜压力和碱液浓度梯度等变化，进而使得氢氧互窜的风险增大，影响电解水效率和电解装置的寿命和运行安全。而将PEM电解水制氢技术与海上风电结合，可以在结构设计上规避因输入功率频繁变动而导致的氢氧互窜现象。
从电解槽重量、设备体积和运维成本考虑，PEM电解水制氢设备相对碱性电解水制氢设备而言，占据明显优势。对于同样1000Nm3/h产气量的设备，PEM电解槽重量1.5t，碱液电解槽达到30t；PEM电解水制氢设备（含电解槽及外围设施）体积约20m3，碱性电解水制氢设备体积达到100m3。此外，PEM电解水制氢设备运维成本也比碱性电解水制氢设备低。
从设备成本角度出发，对于PEM电解槽而言，电解槽的电堆设备成本主要由双极板等核心部件的成本驱动。根据行业数据，在PEM电解槽的电解电堆中双极板成本占比约53%，主要因为其通常需要使用Pt、Ir等成本较高的贵金属材料。PEM电解槽目前正处于商业化应用初期，随着产业规模化、零部件国产化及关键技术持续迭代更新，成本会得到很好控制。
因此，综合考虑制氢设备的重量、占地大小、运行安全性、成本等因素，本文以PEM电解水制氢设备作为海上平台集中式制氢的核心设备。
PEM电解水制氢设备的单池结构如图1所示。两片双极板所夹的中间部件称为膜电极（MEA），其由阴阳两极的气体扩散层，阴阳两极的催化层及一片PEM（质子交换膜）组成。由阳极进入双极板阳极侧流道的液态纯水，在压力的作用下沿着流道流动，并经过阳极气体扩散层扩散到催化层。阳极催化层含有可以加速电化学反应的催化剂（IrO2）。在催化剂和电压的作用下，水分子裂解为质子H+和氧气。其中，质子H+将透过PEM传递到阴极。另一方面，经PEM传导过来的质子，与外部直流电源提供的电子，在阴极催化层经过催化剂（Pt/C）的加速反应，最终生成气态氢。生成的氢气经过阴极的气体扩散层离开电池。阴阳两极的电化学反应方程式如下所示：
由热力学可知，在标准状态下，水电解所需的最小电压理论值为1.48V。因此，为了让电解水连续不断地发生，加快产气速率，对于PEM电解槽而言，所施加的平均单片电压可达1.86V@2.0A/cm2。为了获得更多的氢气产量，PEM电解槽中所串联的单池数量已超过400片，MEA的有效活化面积也达到了1000~2000cm2。目前世界上已知在运行最大的PEM单池电功率在6kW左右，单体电解槽功率达到3MW。
PEM电解水制氢设备是指由PEM电解槽、去离子水处理系统、气液分离系统、直流电源系统、过程控制系统等组成的产氢设施，如图2所示。其中，直流电源系统一般指整流器，为PEM电解槽提供电解电源。整流器不但要向电解槽提供纹波不超过2%的直流电源，还需控制对电网的影响最小化，如总谐波THD的比值不超过3%。PEM电解槽是将水分离成氢气和氧气的场所，由数百片单池堆叠而成。去离子水处理系统为PEM电解槽提供电导率极低（低于0.5μS/cm）的纯净水用于电解。氢气分离系统将从电解槽阴极产出的湿氢气中的水分和微量氧气进行剔除。氧气分离系统将从电解槽阳极产出的氧气-去离子水两相流中的水分进行剔除并将一部分液态水经换热器回流到PEM电解槽中，实现水的循环利用，以及电解槽的温度调节。由于在电解过程中需要消耗一部分水，因此，在氧气分离系统中还需要设计水的自动补给装置。过程控制系统需要通过控制接口与上位机进行通信，在得到开车/停车等指令后对PEM电解槽电压、温度及氢气产气压力进行控制，使设备安全高效运行。整个PEM电解水制氢设备的安全系统设计主要体现在防爆区域内的电气与仪器仪表的合规选型、SIS（安全仪表系统）的联锁控制，以及整个设备保护层的设计。由于海上平台对空间和重量的特殊性要求，PEM电解水制氢设备的模块化设计有利于海上平台的系统集成。
海上风电与PEM电解水制氢技术耦合的关键在于分析系统中能量以电能形态与非电能形态（氢）转换和流动的链路及机制，实现波动的风电出力与制氢设备负荷之间的功率匹配，探索系统中多能量的协调控制策略，提升系统的风电消纳能力和动态响应特性。
海上风电制氢的系统架构原理如图3所示。在该架构中，出于对风电的进一步有效利用和平滑制氢工况，考虑采用电池储能设备+PCS（储能变流器）的组合方案。基于这样的架构，本文提出了三种氢电耦合系统运行控制模式：（1）主电上网、余电制氢。风电机组功率满足电网调度指令并网发电后，如果机组发电系统仍有能力发出部分电能，则充分利用这部分“余电”来制取氢气。此控制模式下，制氢设备功率因需实时跟踪机组余电功率而动态变化。（2）主电制氢、余电上网。风电机组发电系统发出的电能绝大部分用于制取氢气，如有余量则并网发电。此模式中，需就用于并网的制氢设备无法消纳的机组部分功率，与电网调度机构进行协调。（3）混合供电、稳定制氢。通过风电机组发电系统发电能力和电网的输送电控制，实现稳定制取氢气。此模式中，制氢设备功率稳定，波动的机组功率会带来电网输送电的频繁变化，增加了电网调度的难度。
当电网向风电场请求的有功功率低于风电场当前自身发电功率时，在没有制氢的应用下，这部分电往往被称为“弃电”。模式A主张将这部分弃电利用起来尽可能多地制取氢气。如果仍有过剩的弃电，则可以考虑电池储能。图4显示其运行逻辑策略，即能量管理算法（EMS）需要输入每一时刻风电场的发电能力（即超短期发电功率预测），以及大电网提前下发的功率调度指令（即当前电网需要的有功功率），实时计算出能用于制氢的剩余电功率。再结合制氢设备本身的功率大小，以及动态特点确定实际制氢功率大小。如果仍有剩余弃电，还可考虑通过储能PCS控制电池充电来存储电能或者直接再折算成风电场的发电功率调整，以确保发电-负荷的实时平衡，维持内部电网的频率及电压稳定性。
本文截取一段海上风电历史数据来阐述该模式的逻辑，如图5所示。在该示例下，若风电机组在完成了并网的发电计划外，仍有部分富余电量可用，则可根据PEM电解水制氢设备的能力以及工作负荷范围（5%~100%），对这部分余电或者弃电进行充分利用。该模式是目前最容易实现的运行模式，对现有风电并网系统改造程度最小。
这种场景需要相对小的风电场匹配较大的PEM电解水制氢设备。风电场发出来的电功率主要送往制氢设备及附属负荷。图6显示其运行逻辑策略，即EMS需要输入每一时刻风电场的发电能力（即超短期发电功率预测）。如果风电场的发电能力足够让所有制氢设备满负荷运行，则多余的电功率可以通过与电网调度机构协商向电网进行传输。考虑电网安全问题，可以选择匹配一部分储能来实现对电网的调节作用。
本文截取一段海上风电历史数据来阐述该模式的逻辑，如图7所示。在该示例下，风电机组被设定为向PEM电解水制氢设备提供电源，如果存在多余的电能则通过并网口向电网输电。
这种场景假设制氢设备一直保持在额定工作点稳定运行，能够获取稳定的产气量。当风电场的发电能力足够让制氢功率稳定在额定工作点，则多余的电能一部分存储在电池中，以备制氢功率需要填补之用，一部分（如有）则可以向电网输送。当风电场的发电能力不足以让制氢功率稳定在额定工作点时，需要从储能中“调剂”一部分电来短时间补充风电能力不足，以使制氢功率稳定在额定工作点。如果PCS仍不能满足，则需要从电网中“调剂”一部分电来短时间补充。该模式主体逻辑如图8所示。
本文截取一段海上风电历史数据来阐述该模式的逻辑，如图9所示。在该示例下，通过对电网的电量进行调剂实现稳定制氢。
本文将海上风电技术与PEM电解水制氢技术结合，提出了系统多场景多运行模式的控制策略，并对其进行仿真说明。仿真系统中风电机组模型输入数据仍选取上述海上风电场历史数据。其中，风电装机容量约50MW，采用集中式海上制氢方式，并采用模式A的能量管理算法进行了多种PEM电解水制氢容量优化配置的仿真计算。图10说明了某一天时间内风电场有功功率的输出及上网发电功率曲线。针对仿真目的，即为海上风电制氢系统优化配置PEM电解水制氢设备容量，特做出如下假设：
假设1：弃风是由于电网系统的调度限制而产生的无法消纳的风电。这里假设在6：00—18：00时间段内弃风率为8%，在18：00—6：00时间段内弃风率为12%。电网的有功功率调度曲线则根据弃风率大小进行计算。
假设2：由于风电数据是以15min为间隔的数据点，因此，PEM电解水制氢设备的动态响应被处理为几乎无延时响应。
假设3：在P2G（氢电耦合）系统架构中，出于对成本的考虑，模型暂不考虑电池储能。
假设4：PEM电解水制氢设备的辅机消耗是指除电堆直流功耗外的其他必要设施功耗，如泵、阀、PLC（可编程逻辑控制器）控制系统、冷却系统等。由于一年四季内辅机因环境温度、湿度等因素变化较大，为了简化计算，在模型中采用了平均功耗值。
假设5：PEM电解槽的老化性能表现为线性，且不超过10μV/h。
在模式A：主电上网、余电制氢运行控制下，该海上风电场在并网发电后，仍有一部分发电能力。经测算，其最大能力在7MW左右，故按照如图3所示的系统架构及上述假设，在模型中以1MW容量为间隔配置了7种PEM电解水制氢设备容量，分别是1MW、2MW、3MW、4MW、5MW、6MW及7MW。该7种PEM电解水制氢设备交流能耗如图11所示。
对7种PEM电解水制氢容量进行仿真计算，分别得出各种PEM电解水制氢容量配置下的年制氢量、PEM电解水制氢设备的年利用率、制氢设备的年交流耗电量及年并网发电量。其中，年制氢量、年利用率和年交流耗电量如图12—图14所示。由图可知，由于PEM电解水制氢设备的运行负荷范围为5%~100%，导致了5~7MW的PEM制氢量变化不大，特别是在5MW，PEM电解水制氢设备对应的年产气量开始出现类似饱和现象；较高PEM电解水制氢容量匹配该P2G系统反而降低了设备利用率；随着PEM电解水制氢容量配置的增加，其交流能耗也增大。作为余电制氢的典型案例，该P2G系统的年并网发电量约为1.1亿千瓦时。如果按照0.25元/千瓦时的上网电价，年收入约2500万元。
为了进一步对7种PEM电解水制氢容量进行配置评估，本文选取氢电耦合系统的涉氢收益，并简化处理优化PEM电解水制氢容量的目标函数，将其进行如下定义：
根据该目标函数的定义，本文以绿氢气体的售价，以及制氢用的电价为主要变化因素，对不同PEM电解水制氢容量下氢电耦合系统的收益进行了分析。图15分别显示了两种制氢电价下的系统收益。由图可知，当制氢电价为0.3元/千瓦时，PEM电解水制氢容量推荐值会根据绿氢售价的策略而定：当绿氢售价定义为40元/千克时，推荐PEM电解水制氢容量配置为5MW；当绿氢售价定义为30元/千克时，则推荐PEM电解水制氢容量为3MW。当制氢电价为0.2元/千瓦时，PEM电解水制氢容量配置的推荐值在5~6MW。由此可见，绿氢价格及制氢电价对于PEM电解水制氢容量的选择起到重要作用。
将海上风电与PEM电解水制氢技术结合是制取绿氢的主要途径之一。本文选择PEM电解水制氢技术并以集中式海上制氢方式为研究对象，提出了三种氢电耦合系统控制运行模式，并通过国内某海上风电场实际数据，采用了主电上网、余电制氢的能量管理算法进行氢电耦合系统仿真和PEM电解水制氢容量的优化配置，得出的主要结论如下：
（1）海上风电制氢应用场景受海上平台面积及平台承载重量等关键因素制约。综合考虑各类因素，相较于ALK电解水制氢设备，PEM电解水制氢设备更适用于海上平台集中制氢场景。
（2）从风电场系统改造及电网调度协调角度出发，主电上网、余电制氢是目前最容易实现的运行模式，对现有风电并网系统改造程度最小。
（3）在氢电耦合的系统配置过程中，绿氢气体售价及用电价格对绿氢收益影响较大，对于不同的绿氢气体售价及制氢用电价格，存在不同的最优PEM电解水制氢容量配置。
来源：技术
作者：童帆，纪光霁，王加君，刘厚旭，刘佳，陆瑞
编辑：FAN | 审核：HOHO
原文始发于微信公众号（储氢产业圈）：综述 | 海上风电与PEM电解水制氢耦合系统及控制模式技术浅析
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