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我國于2020年在第75屆聯合國大會上提出努力爭取在2030年前實現碳達峰，2060年前實現碳中和。為了兌現這一莊嚴承諾，需對各行各業當前的碳排放情況進行充分評估，并針對碳排放“大戶”制定專門的減碳、去碳技術方案。我國電力行業碳排放的占比遠高于其他行業（如交通運輸行業、冶金行業等），約占50%。因此，我國電力行業的減碳、去碳工作至關重要。為實現電力行業的減碳、去碳，需要進一步提高可再生能源發電的比例，其關鍵在于提升電力系統調節能力和靈活性，持續提高電力系統總體接納可再生能源的能力。當前，利用清潔的可再生能源發電進行電解水制取“綠色”氫氣，是其中一個重要的研究課題。我國東南沿海地區是氫能應用較為集中的地區，同時該地區的海上風電分布較為豐富，將這兩者結合起來，即利用海上風電制氫，具有較高的研究及應用價值。
目前，國外對于海上風電制氫項目的投入正逐年增加。國外海上風電制氫項目多數集中在歐洲，如荷蘭的PosHYdon項目被廣泛認為是世界上首個海上風電制氫項目；英國的1.4GWHornsea2海上風電場與Gigastack項目進行整合生產綠氫；丹麥?rsted公司主導的2MWH2RES綠氫示范項目使用海上風電作為制氫電源；瑞典的Vattenfall于最近宣布在阿伯丁海上風電場引入制氫設備進行海上平臺制氫，制取的綠氫將通過海底管道輸送至阿伯丁港。國內近年來對于海上風電制氫技術的研究不斷推進。2020年，由中海油發起的海上制氫工藝技術研究項目開啟了對工藝方案、系統匹配及儲氫輸氫等技術的探索。2021年，由研究院所、企業等多家單位共同簽署的《海上風電制氫/氨產業鏈創新及產業化戰略合作（框架）協議》進一步推進了我國的海上風電制氫產業化。文獻2主要針對海上風電制氫四種典型的方案進行了說明，通過對比“電能+氫能”共享輸送、海上平臺集中制氫+管道輸送、海上平臺集中制氫+運輸船輸送、海上加氫為船舶提供清潔能源四種方案，得出“海上制氫站+運輸船輸送氫氣”的方案在現階段具有推廣應用價值。文獻3通過建立海上風電制氫的經濟性模型來評價各種技術方案。文中以總裝機容量為300MW的某海上風電場為例，對三種海上風電制氫技術方案進行了經濟性對比分析，得出了與上述文獻2一致的結論，即海上集中制氫+船舶運氫方案最具經濟性。文獻4對海上制氫+運輸船輸送氫氣的典型方案進行詳細描述。該方案含有凈水器（海水淡化）、水電解設備、氫氣壓縮設備及氫氣存儲單元，也包含今后可能存在的管道運輸接口。文獻5則定義了另外一種In-Turbine分布式制氫方式，即將制氫設備與每一臺風電機組進行高度集成，制取的氫氣通過管道集中送入海上平臺進行壓縮和存儲。文獻6分別就并網型和離網型風電耦合制氫技術進行了研究，并網型風電制氫可充分利用棄風電力，而離網系統自治性較弱，可再生能源滲透率較低，需要配置儲能系統維持電網穩定性和供電可靠性。文獻7則指出不論并網型還是離網型均存在交流母線和直流母線兩種架構。文獻8基于國情出發，探討海上風電制氫的發展建議：（1）加強頂層設計，避免資源浪費和重復性投資；（2）對海上風電制氫中的“制-儲-輸-用”關鍵核心技術進行攻關，宜采用模塊化PEM電解水制氫技術以及示范，為規模化應用打下基礎；（3）建立健全海上風電制氫標準和檢測體系。
當前，關于海上風電制氫的研究主要集中在其系統結構設計上，對運行控制模式分析較少。鑒于現有研究工作的不足，本文在上述有關海上集中制氫方案研究的基礎上，提出了交流母線架構下的海上風電與PEM電解水制氫設備耦合的系統架構，隨后在分析該系統架構下能量流動特性的基礎上，提出了三種運行控制模式，并選擇其中一種運行控制模式研究PEM電解水制氫設備的容量配置優化，最后通過仿真驗證了系統架構及控制模式的準確性和有效性。本文將海上風電和PEM電解水制氫技術進行耦合，探索基于項目涉氫收益為目標函數的制氫容量配置優化，為海上風電制氫應用場景選擇提供一定參考。
當前共有三種電解水制氫技術路線：堿性電解水制氫技術（簡稱ALK）、PEM電解水制氫技術（簡稱PEM）、高溫電解水制氫技術（簡稱SOEC）。其中，ALK技術路線工藝成熟，正被廣泛應用。PEM技術路線處于商業化應用初期，但其寬泛的運行負荷范圍、優異的動態響應特性及更高的安全性，被認為是與可再生能源耦合的最佳電解水技術之一。SOEC技術路線目前處于小規模示范階段，其電解高溫水蒸氣的效率要比ALK和PEM高，特別適合在有高溫水蒸氣的場合應用，如存在廢棄高溫蒸汽的核電站。
從技術角度而言，風電，特別是海上風電的波動性較大，給制氫裝置的配置和運行優化帶來較大的挑戰。以堿性電解水制氫為例，堿性電解水制氫設備對電能質量的穩定性要求較高，風電功率的變化導致堿性電解水裝置輸入功率頻繁變動，容易造成石棉隔膜壓力和堿液濃度梯度等變化，進而使得氫氧互竄的風險增大，影響電解水效率和電解裝置的壽命和運行安全。而將PEM電解水制氫技術與海上風電結合，可以在結構設計上規避因輸入功率頻繁變動而導致的氫氧互竄現象。
從電解槽重量、設備體積和運維成本考慮，PEM電解水制氫設備相對堿性電解水制氫設備而言，占據明顯優勢。對于同樣1000Nm3/h產氣量的設備，PEM電解槽重量1.5t，堿液電解槽達到30t；PEM電解水制氫設備（含電解槽及外圍設施）體積約20m3，堿性電解水制氫設備體積達到100m3。此外，PEM電解水制氫設備運維成本也比堿性電解水制氫設備低。
從設備成本角度出發，對于PEM電解槽而言，電解槽的電堆設備成本主要由雙極板等核心部件的成本驅動。根據行業數據，在PEM電解槽的電解電堆中雙極板成本占比約53%，主要因為其通常需要使用Pt、Ir等成本較高的貴金屬材料。PEM電解槽目前正處于商業化應用初期，隨著產業規模化、零部件國產化及關鍵技術持續迭代更新，成本會得到很好控制。
因此，綜合考慮制氫設備的重量、占地大小、運行安全性、成本等因素，本文以PEM電解水制氫設備作為海上平臺集中式制氫的核心設備。
PEM電解水制氫設備的單池結構如圖1所示。兩片雙極板所夾的中間部件稱為膜電極（MEA），其由陰陽兩極的氣體擴散層，陰陽兩極的催化層及一片PEM（質子交換膜）組成。由陽極進入雙極板陽極側流道的液態純水，在壓力的作用下沿著流道流動，并經過陽極氣體擴散層擴散到催化層。陽極催化層含有可以加速電化學反應的催化劑（IrO2）。在催化劑和電壓的作用下，水分子裂解為質子H+和氧氣。其中，質子H+將透過PEM傳遞到陰極。另一方面，經PEM傳導過來的質子，與外部直流電源提供的電子，在陰極催化層經過催化劑（Pt/C）的加速反應，最終生成氣態氫。生成的氫氣經過陰極的氣體擴散層離開電池。陰陽兩極的電化學反應方程式如下所示：
由熱力學可知，在標準狀態下，水電解所需的最小電壓理論值為1.48V。因此，為了讓電解水連續不斷地發生，加快產氣速率，對于PEM電解槽而言，所施加的平均單片電壓可達1.86V@2.0A/cm2。為了獲得更多的氫氣產量，PEM電解槽中所串聯的單池數量已超過400片，MEA的有效活化面積也達到了1000~2000cm2。目前世界上已知在運行最大的PEM單池電功率在6kW左右，單體電解槽功率達到3MW。
PEM電解水制氫設備是指由PEM電解槽、去離子水處理系統、氣液分離系統、直流電源系統、過程控制系統等組成的產氫設施，如圖2所示。其中，直流電源系統一般指整流器，為PEM電解槽提供電解電源。整流器不但要向電解槽提供紋波不超過2%的直流電源，還需控制對電網的影響最小化，如總諧波THD的比值不超過3%。PEM電解槽是將水分離成氫氣和氧氣的場所，由數百片單池堆疊而成。去離子水處理系統為PEM電解槽提供電導率極低（低于0.5μS/cm）的純凈水用于電解。氫氣分離系統將從電解槽陰極產出的濕氫氣中的水分和微量氧氣進行剔除。氧氣分離系統將從電解槽陽極產出的氧氣-去離子水兩相流中的水分進行剔除并將一部分液態水經換熱器回流到PEM電解槽中，實現水的循環利用，以及電解槽的溫度調節。由于在電解過程中需要消耗一部分水，因此，在氧氣分離系統中還需要設計水的自動補給裝置。過程控制系統需要通過控制接口與上位機進行通信，在得到開車/停車等指令后對PEM電解槽電壓、溫度及氫氣產氣壓力進行控制，使設備安全高效運行。整個PEM電解水制氫設備的安全系統設計主要體現在防爆區域內的電氣與儀器儀表的合規選型、SIS（安全儀表系統）的聯鎖控制，以及整個設備保護層的設計。由于海上平臺對空間和重量的特殊性要求，PEM電解水制氫設備的模塊化設計有利于海上平臺的系統集成。
海上風電與PEM電解水制氫技術耦合的關鍵在于分析系統中能量以電能形態與非電能形態（氫）轉換和流動的鏈路及機制，實現波動的風電出力與制氫設備負荷之間的功率匹配，探索系統中多能量的協調控制策略，提升系統的風電消納能力和動態響應特性。
海上風電制氫的系統架構原理如圖3所示。在該架構中，出于對風電的進一步有效利用和平滑制氫工況，考慮采用電池儲能設備+PCS（儲能變流器）的組合方案。基于這樣的架構，本文提出了三種氫電耦合系統運行控制模式：（1）主電上網、余電制氫。風電機組功率滿足電網調度指令并網發電后，如果機組發電系統仍有能力發出部分電能，則充分利用這部分“余電”來制取氫氣。此控制模式下，制氫設備功率因需實時跟蹤機組余電功率而動態變化。（2）主電制氫、余電上網。風電機組發電系統發出的電能絕大部分用于制取氫氣，如有余量則并網發電。此模式中，需就用于并網的制氫設備無法消納的機組部分功率，與電網調度機構進行協調。（3）混合供電、穩定制氫。通過風電機組發電系統發電能力和電網的輸送電控制，實現穩定制取氫氣。此模式中，制氫設備功率穩定，波動的機組功率會帶來電網輸送電的頻繁變化，增加了電網調度的難度。
當電網向風電場請求的有功功率低于風電場當前自身發電功率時，在沒有制氫的應用下，這部分電往往被稱為“棄電”。模式A主張將這部分棄電利用起來盡可能多地制取氫氣。如果仍有過剩的棄電，則可以考慮電池儲能。圖4顯示其運行邏輯策略，即能量管理算法（EMS）需要輸入每一時刻風電場的發電能力（即超短期發電功率預測），以及大電網提前下發的功率調度指令（即當前電網需要的有功功率），實時計算出能用于制氫的剩余電功率。再結合制氫設備本身的功率大小，以及動態特點確定實際制氫功率大小。如果仍有剩余棄電，還可考慮通過儲能PCS控制電池充電來存儲電能或者直接再折算成風電場的發電功率調整，以確保發電-負荷的實時平衡，維持內部電網的頻率及電壓穩定性。
本文截取一段海上風電歷史數據來闡述該模式的邏輯，如圖5所示。在該示例下，若風電機組在完成了并網的發電計劃外，仍有部分富余電量可用，則可根據PEM電解水制氫設備的能力以及工作負荷范圍（5%~100%），對這部分余電或者棄電進行充分利用。該模式是目前最容易實現的運行模式，對現有風電并網系統改造程度最小。
這種場景需要相對小的風電場匹配較大的PEM電解水制氫設備。風電場發出來的電功率主要送往制氫設備及附屬負荷。圖6顯示其運行邏輯策略，即EMS需要輸入每一時刻風電場的發電能力（即超短期發電功率預測）。如果風電場的發電能力足夠讓所有制氫設備滿負荷運行，則多余的電功率可以通過與電網調度機構協商向電網進行傳輸。考慮電網安全問題，可以選擇匹配一部分儲能來實現對電網的調節作用。
本文截取一段海上風電歷史數據來闡述該模式的邏輯，如圖7所示。在該示例下，風電機組被設定為向PEM電解水制氫設備提供電源，如果存在多余的電能則通過并網口向電網輸電。
這種場景假設制氫設備一直保持在額定工作點穩定運行，能夠獲取穩定的產氣量。當風電場的發電能力足夠讓制氫功率穩定在額定工作點，則多余的電能一部分存儲在電池中，以備制氫功率需要填補之用，一部分（如有）則可以向電網輸送。當風電場的發電能力不足以讓制氫功率穩定在額定工作點時，需要從儲能中“調劑”一部分電來短時間補充風電能力不足，以使制氫功率穩定在額定工作點。如果PCS仍不能滿足，則需要從電網中“調劑”一部分電來短時間補充。該模式主體邏輯如圖8所示。
本文截取一段海上風電歷史數據來闡述該模式的邏輯，如圖9所示。在該示例下，通過對電網的電量進行調劑實現穩定制氫。
本文將海上風電技術與PEM電解水制氫技術結合，提出了系統多場景多運行模式的控制策略，并對其進行仿真說明。仿真系統中風電機組模型輸入數據仍選取上述海上風電場歷史數據。其中，風電裝機容量約50MW，采用集中式海上制氫方式，并采用模式A的能量管理算法進行了多種PEM電解水制氫容量優化配置的仿真計算。圖10說明了某一天時間內風電場有功功率的輸出及上網發電功率曲線。針對仿真目的，即為海上風電制氫系統優化配置PEM電解水制氫設備容量，特做出如下假設：
假設1：棄風是由于電網系統的調度限制而產生的無法消納的風電。這里假設在6：00—18：00時間段內棄風率為8%，在18：00—6：00時間段內棄風率為12%。電網的有功功率調度曲線則根據棄風率大小進行計算。
假設2：由于風電數據是以15min為間隔的數據點，因此，PEM電解水制氫設備的動態響應被處理為幾乎無延時響應。
假設3：在P2G（氫電耦合）系統架構中，出于對成本的考慮，模型暫不考慮電池儲能。
假設4：PEM電解水制氫設備的輔機消耗是指除電堆直流功耗外的其他必要設施功耗，如泵、閥、PLC（可編程邏輯控制器）控制系統、冷卻系統等。由于一年四季內輔機因環境溫度、濕度等因素變化較大，為了簡化計算，在模型中采用了平均功耗值。
假設5：PEM電解槽的老化性能表現為線性，且不超過10μV/h。
在模式A：主電上網、余電制氫運行控制下，該海上風電場在并網發電后，仍有一部分發電能力。經測算，其最大能力在7MW左右，故按照如圖3所示的系統架構及上述假設，在模型中以1MW容量為間隔配置了7種PEM電解水制氫設備容量，分別是1MW、2MW、3MW、4MW、5MW、6MW及7MW。該7種PEM電解水制氫設備交流能耗如圖11所示。
對7種PEM電解水制氫容量進行仿真計算，分別得出各種PEM電解水制氫容量配置下的年制氫量、PEM電解水制氫設備的年利用率、制氫設備的年交流耗電量及年并網發電量。其中，年制氫量、年利用率和年交流耗電量如圖12—圖14所示。由圖可知，由于PEM電解水制氫設備的運行負荷范圍為5%~100%，導致了5~7MW的PEM制氫量變化不大，特別是在5MW，PEM電解水制氫設備對應的年產氣量開始出現類似飽和現象；較高PEM電解水制氫容量匹配該P2G系統反而降低了設備利用率；隨著PEM電解水制氫容量配置的增加，其交流能耗也增大。作為余電制氫的典型案例，該P2G系統的年并網發電量約為1.1億千瓦時。如果按照0.25元/千瓦時的上網電價，年收入約2500萬元。
為了進一步對7種PEM電解水制氫容量進行配置評估，本文選取氫電耦合系統的涉氫收益，并簡化處理優化PEM電解水制氫容量的目標函數，將其進行如下定義：
根據該目標函數的定義，本文以綠氫氣體的售價，以及制氫用的電價為主要變化因素，對不同PEM電解水制氫容量下氫電耦合系統的收益進行了分析。圖15分別顯示了兩種制氫電價下的系統收益。由圖可知，當制氫電價為0.3元/千瓦時，PEM電解水制氫容量推薦值會根據綠氫售價的策略而定：當綠氫售價定義為40元/千克時，推薦PEM電解水制氫容量配置為5MW；當綠氫售價定義為30元/千克時，則推薦PEM電解水制氫容量為3MW。當制氫電價為0.2元/千瓦時，PEM電解水制氫容量配置的推薦值在5~6MW。由此可見，綠氫價格及制氫電價對于PEM電解水制氫容量的選擇起到重要作用。
將海上風電與PEM電解水制氫技術結合是制取綠氫的主要途徑之一。本文選擇PEM電解水制氫技術并以集中式海上制氫方式為研究對象，提出了三種氫電耦合系統控制運行模式，并通過國內某海上風電場實際數據，采用了主電上網、余電制氫的能量管理算法進行氫電耦合系統仿真和PEM電解水制氫容量的優化配置，得出的主要結論如下：
（1）海上風電制氫應用場景受海上平臺面積及平臺承載重量等關鍵因素制約。綜合考慮各類因素，相較于ALK電解水制氫設備，PEM電解水制氫設備更適用于海上平臺集中制氫場景。
（2）從風電場系統改造及電網調度協調角度出發，主電上網、余電制氫是目前最容易實現的運行模式，對現有風電并網系統改造程度最小。
（3）在氫電耦合的系統配置過程中，綠氫氣體售價及用電價格對綠氫收益影響較大，對于不同的綠氫氣體售價及制氫用電價格，存在不同的最優PEM電解水制氫容量配置。
來源：技術
作者：童帆，紀光霽，王加君，劉厚旭，劉佳，陸瑞
編輯：FAN ?|??審核：HOHO
原文始發于微信公眾號（儲氫產業圈）：綜述 | 海上風電與PEM電解水制氫耦合系統及控制模式技術淺析
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