劉康祥, 周家輝, 徐 鋼, 陳彥奇, 張潤之, 劉文毅

(華北電力大學 能源動力與機械工程學院,北京 102206)

隨著碳中和、碳達峰的提出,以光伏、風電等為代表的可再生能源發(fā)電得到廣泛重視,并成為中國未來能源路線的重要組成部分[1]。然而,可再生能源的不連續(xù)性與隨機性,給電網(wǎng)安全與新能源消納帶來了難題;隨著可再生能源發(fā)電的占比不斷增加,這個矛盾將越來越突出,由此帶來日益突出的棄光、棄風等問題[2]。

以青海省為例,當?shù)負碛胸S富的可再生能源,尤其是太陽能資源,據(jù)統(tǒng)計,全省具備可開發(fā)的光伏裝機容量可達35億kW;目前該省新能源裝機達2 630萬kW,其中光伏裝機達1 656萬kW,新能源裝機量和光伏裝機占比分別接近60%和40%,居全國首位[3]。與此同時,該省火電裝機僅393萬kW,調峰能力不足;全省居民及工業(yè)用電規(guī)模僅約800億kW·h[4],本省用能市場及對外輸電能力有限,加之儲能、調峰能力不足,光伏等新能源消納問題逐漸突出。不僅如此,在全社會大力發(fā)展可再生能源、實現(xiàn)雙碳目標的大背景下,未來該省的可再生能源發(fā)電還將快速發(fā)展,預計到2035年,青海的光伏裝機容量將超過1億kW,如何充分消納、利用好這些寶貴的太陽能資源,成為一個重要的課題。

氫氣作為一種重要的清潔能源,具有無污染、燃燒效率高等優(yōu)點[5],其推廣利用是實現(xiàn)低碳環(huán)保的有效手段之一,并且氫氣還可以作為能量載體以及工業(yè)原料(如煉油、氨生產(chǎn)、化學制造等)[6]。將巨量的、不容易被電網(wǎng)消納的可再生能源,以化學能的形式儲存在氫氣中,從而實現(xiàn)可再生能源的消納與增值[7],是未來可再生能源利用的一種重要形式。王紅霞等[8]對目前使用可再生能源發(fā)電制取綠色氫氣的典型案例進行了深入分析與討論,指出使用光伏、風電等可再生能源的綠電制氫技術具有良好的發(fā)展前景。鄭博等[9]提出了基于多類型電解制氫協(xié)同運行的風光互補制氫系統(tǒng),并考慮到堿性電解槽與質子交換膜電解槽的動態(tài)特性,使用遺傳算法優(yōu)化兩者的容量占比。劉聰?shù)萚10]提出等電量置換的概念,將光伏出力較高時的制氫富余電量上網(wǎng),在出力不足時,使用電網(wǎng)的富余電力制氫,從而降低制氫設備的總投資成本。

考慮到氫氣獨特的物性,和由此帶來的氫氣的儲運難度大、成本高、安全性差等問題[11-12],以及完全重建新的復雜儲運體系的巨大社會成本[13],也有很多學者和機構提出將氫氣進一步制備成甲醇、氨等更易儲運的衍生產(chǎn)品:一方面這些產(chǎn)品自身可作為清潔燃料或化工原料供應市場[14];另一方面,這些衍生產(chǎn)品可以作為氫的載體,從而大幅降低氫氣直接儲運的難度和成本,提高安全性,并可充分利用現(xiàn)有油氣儲運體系,前景很好[15]。

鑒于此,筆者針對青海發(fā)展可再生能源的現(xiàn)實需求,提出可以充分消納光伏電能的光儲氫醇一體化系統(tǒng);并以系統(tǒng)全年總收益最大為目標建立混合整數(shù)線性規(guī)劃模型,開展新系統(tǒng)的綜合優(yōu)化,包括配置系統(tǒng)各單元的最佳容量,對各種光照條件下各單元運行參數(shù)進行優(yōu)化調度,以及針對主要變量的敏感性分析等。

1 光儲氫醇一體化系統(tǒng)

本文提出的光儲氫醇一體化系統(tǒng)如圖1所示,該系統(tǒng)由供電單元、氫氣單元、甲醇單元構成。該系統(tǒng)使用光伏電能電解水制氫氣,再將生成的氫氣和二氧化碳合成甲醇:一方面,將棄光棄電轉換為氫能,解決了大量新能源電能消納的問題;另一方面,綠電制氫氣后再將氫氣合成甲醇,解決了氫氣大量運輸、儲存的安全性和成本等問題?？紤]到青海本地用氫量較少,且氫氣難以遠距離運輸售賣,該一體化系統(tǒng)暫不進行直接售氫,主要的化工產(chǎn)品為清潔燃料甲醇。

圖1 光儲氫醇一體化系統(tǒng)圖Fig.1 Diagram for the integrated light-storage-hydrogen- methanol system

在系統(tǒng)穩(wěn)定連續(xù)工作時,各單元之間存在電能供需平衡及氫氣供需平衡。在光照充足時,系統(tǒng)主要將光伏所發(fā)電能提供給電解槽制氫,并將多余電量售賣給電網(wǎng)和儲存到蓄電池中;電解槽產(chǎn)生的氫氣優(yōu)先提供給甲醇合成設備,同時將富余氫氣儲存在儲氫罐中。在光照不足時,系統(tǒng)將根據(jù)優(yōu)化結果,考慮蓄電池放電制氫或在電價合適時從電網(wǎng)購電制氫;當電價較高且蓄電池內電能釋放完畢后,將暫停電解槽工作,而通過熱集成系統(tǒng)來保證其溫度在合理范圍內,方便其重啟;此時,主要通過釋放儲氫罐內氫氣來合成甲醇。

2 系統(tǒng)優(yōu)化模型

2.1 各設備模型

(1) 光伏設備模型

光伏發(fā)電出力主要取決于輻射強度,計算公式為:

(1)

式中:Ppv為光伏發(fā)電出力;Pstc為標準太陽輻射功率;Spv為實際太陽輻射強度;Sstc為標準太陽輻射強度;kc為溫度系數(shù);Tpv為光伏電池板實際溫度;Tref為標準環(huán)境溫度;Ar為光伏電池板面積;ηpv為光伏電池板效率。

(2) 電解槽模型

電解槽是電解水制氫的關鍵部位,其制氫量的計算方法為:

(2)

式中:VET,H2為電解槽產(chǎn)生的氫氣量;ηET為電解槽效率;PET為電解槽的耗電量;ρH2為氫氣密度;LH2為氫氣低熱值。

(3) 蓄電池模型

蓄電池起到削峰填谷的作用,蓄電池的蓄電量表達式為:

BES,t=BES,t-1(1-σES)+

(3)

式中:BES,t為t時刻蓄電池的蓄電量;σES為蓄電池的自損效率;ηES,C、ηES,D分別為蓄電池的充電效率和放電效率;PES,C,t、PES,D,t分別為t時刻蓄電池的充電量和放電量;Δt為充放電時間間隔。

(4) 儲氫罐模型

儲氫罐是重要的調節(jié)設備,其數(shù)學模型可表示為:

BH2,t=BH2,t-1(1-σH2)+

(4)

式中:BH2,t為t時刻儲氫罐內部儲氫量;σH2為儲氫罐的自損效率;RH2為摩爾氣體常數(shù);TH2為儲氫罐內溫度;VH2,C,t為t時刻進入儲氫罐氫氣體積量;VH2,D,t為t時刻儲氫罐放出氫氣體積量;MH2為氫氣摩爾質量;VHT為儲氫罐容積。

(5) 甲醇生成設備模型

在催化劑的作用下,二氧化碳和氫氣通過甲醇生成設備反應生成甲醇,則:

VCH3OH=ηECVH2,CH3OH

(5)

式中:VCH3OH為甲醇生成設備產(chǎn)生的甲醇量;ηEC為設備的效率;VH2,CH3OH為甲醇生產(chǎn)設備消耗的氫氣量。

2.2 目標函數(shù)

本文以構建的光儲氫醇一體化系統(tǒng)的凈收益(即總收益)最大為目標函數(shù),其中收益主要來自售電收益、氫氣制備甲醇收益,以及副產(chǎn)品氧氣的售賣收益;系統(tǒng)的成本主要來自設備的投資成本、維修成本和整體運行成本?？偸找鍯T的計算公式為:

maxCT=Cgrid+CCH3OH+CO2-CO&M-Cinv-CCO2

(6)

式中:Cgrid、CCH3OH、CO2、CO&M、Cinv、CCO2分別為電網(wǎng)交互成本、甲醇收益、氧氣收益、運行維修成本、投資成本和二氧化碳成本。

電網(wǎng)交互成本包括售電收益和購電成本,甲醇收益為售賣甲醇的收益,氧氣收益為售賣電解槽制氫時產(chǎn)生氧氣的收益。各收益表達式分別為:

(7)

(8)

(9)

式中:csc,t、cec,t、ccc,t、coc,t分別為t時刻的售電價格、購電價格、甲醇出售價格和氧氣出售價格;Psell,t、Pbuy,t、VCH3OH,t、VO2,t分別為t時刻的售電量、購電量、出售甲醇量和出售氧氣量;T為運行時長。

設備投資成本和維修成本表達式分別為:

(10)

(11)

(12)

式中:λs,O&M為第s種設備的年運行維修成本;r為設備的種類數(shù);R為投資回收系數(shù);i為年利率;n為設備壽命;Ss、Ps分別為第s種單位容量造價和設備的容量,包括光伏、電解槽、甲醇設備、儲氫罐和蓄電池。

二氧化碳成本為收集捕獲制備甲醇所需的二氧化碳成本,捕獲成本包括捕獲、壓縮和運輸成本?；鶞蕳l件中的二氧化碳來自傳統(tǒng)的煤基甲醇裝置,表達式為:

(13)

式中:cCO2,t為t時刻捕獲的二氧化碳價格;VCO2,t為t時刻制甲醇所需的二氧化碳量。

2.3 熱系統(tǒng)約束條件

(1) 設備出力約束

光伏電池板、電解槽和甲醇生成設備的功率約束分別為:

(14)

式中:Ppv(t)、PH2(t)、PCH(t)和PE(t)分別為光伏電池板、儲氫罐、甲醇生成設備、電解槽的實際功率;下標rated表示各設備對應的額定功率。

(2) 電量平衡約束

光伏發(fā)電滿足設備用電需求,并通過蓄電池和電網(wǎng)調節(jié),可表示為:

Ppv,t+PES,D,t=Pgrid,t+PET,t+PES,C,t

(15)

式中:Ppv,t為t時刻光伏發(fā)電量;Pgrid,t為t時刻向電網(wǎng)售電量;PET,t為t時刻電解槽耗電量。

(3) 氫氣平衡約束

電解槽產(chǎn)生的氫氣量滿足甲醇設備所需,并利用儲氫罐來保證供需相等,可表示為:

VET,H2,t+VH2,D,t=VH2,C,t+VH2,CH3OH,t

(16)

式中:VET,H2,t和VH2,CH3OH,t分別為t時刻的電解槽生產(chǎn)的氫氣量和甲醇消耗氫氣量。

(4) 儲能設備約束

所研究的儲能設備包括蓄電池和儲氫罐,建立其通用模型如下:

(17)

式中:PES,m,t、PED,m,t分別為第m種儲能裝置t時刻充、放系數(shù);PES,max,m、PED,max,m分別為第m種儲能裝置t時刻充、放系數(shù)的最大值;BES,m,t、BED,m,t分別為m設備在時段t內的充、放電狀態(tài)標記位,值為0時表示停運,1時表示運行,且滿足互斥約束和充放頻率約束。

(5) 電網(wǎng)售電約束

對于系統(tǒng)內光伏發(fā)電上網(wǎng)售電,選擇“自發(fā)自用、余量上網(wǎng)”模式,多余電量上網(wǎng),表達式為:

Psell≤ηsellPpv,rated

(18)

式中:Psell為上網(wǎng)電量;ηsell為上網(wǎng)電量上限比例。

(6) 可再生能源利用率約束

為了保證系統(tǒng)的運行盡可能利用可再生能源,設置棄光約束,表達式為:

(19)

式中:Ppv,ac,t為系統(tǒng)實際利用光伏發(fā)電功率;Ppv,set為棄光功率設定值。

3 算法求解

3.1 光伏氣象數(shù)據(jù)以及典型日的生成

本文優(yōu)化模型中的不確定性來源于光伏出力,其主要原因是決策者對于輻射強度預測存在一定的偏差。首先,通過軟件模擬得到光照強度的相關數(shù)據(jù),假設輻射強度服從均值為預測值、方差為 0.4 乘以預測值的正態(tài)分布,生成多組全年光照強度數(shù)據(jù)。通過基于期望最大化(EM)方法的高斯混合模型對上述數(shù)據(jù)進行聚類,生成全年的光伏電量數(shù)據(jù)[15]。隨后,以全年數(shù)據(jù)為基礎聚類得到服從季節(jié)性的光伏電量典型日。

3.2 電網(wǎng)的交互約束線性化

系統(tǒng)與電網(wǎng)交互的公式為雙線性項,通過McCormick 方法對其進行線性化處理,引入輔助變量χs,t[16]:

χs,t=PD,s,tρs,t,?s,?t

(20)

將以下輔助約束添加到上述建模中。

(21)

式(1)～式(21)構成了考慮綠電制氫和氫氣制備甲醇的經(jīng)濟調度模型,最后在Matlab軟件上調用Cplex可以方便求解,系統(tǒng)流程圖如圖2所示。

4 案例分析

4.1 邊界條件

案例選取青海塔爾木地區(qū)作為目標地區(qū),以通過模擬計算得到的光伏全年數(shù)據(jù)為基礎,并對一個光伏容量60 MW的光儲氫醇一體化系統(tǒng)進行優(yōu)化計算。計算以一年8 760 h為周期,步長為1 h,其光伏全年數(shù)據(jù)如圖3所示,通過k-means聚類得到典型日場景如圖4所示。系統(tǒng)中各設備成本[17-18]如表1所示。甲醇售價根據(jù)當前市場價格取2 700元/t,二氧化碳捕獲成本為300元/t,氧氣的出售價格為1 000元/t。案例中光伏電站與電網(wǎng)相交互,購電電價和售電電價如表2所示。

圖2 光儲氫醇一體化系統(tǒng)流程圖

圖3 光伏全年數(shù)據(jù)Fig.3 Photovoltaic annual data chart

圖4 典型日光伏曲線Fig.4 Typical daily photovoltaic curves

表1 各設備成本Tab.1 Cost of each equipment

表2 購電電價和售電電價[19]

4.2 全年運行優(yōu)化結果

基于系統(tǒng)的全年運行優(yōu)化結果,以電平衡和氫平衡為準則分析各設備運行和調度。

圖5給出了全年電平衡調度圖。由圖5可知,全年的光伏電量以供應電解槽制氫為主,多余的電量通過電網(wǎng)進行銷售。系統(tǒng)幾乎不進行購電制氫,蓄電池只起到微弱的調峰作用。

圖5 全年電平衡調度圖Fig.5 Electric balance dispatch chart throughout the year

圖6給出了全年氫平衡調度圖。因甲醇生產(chǎn)設備容量有限,在白天光伏制氫量較多時,先滿足甲醇設備的氫氣需求,多余的氫氣儲存在儲氫罐中。在無光伏時刻,系統(tǒng)通過儲氫罐的放氫來滿足甲醇的制備所需。

圖6 全年氫平衡調度圖Fig.6 Hydrogen balance dispatch chart throughout the year

對于設備的日內運行調度,截取5 005～5 125 h時間段內連續(xù)五天的運行調度數(shù)據(jù)進行分析。

具體的日電平衡調度圖如圖7所示,其反映的是連續(xù)幾天內的系統(tǒng)電氣側運行情況。從圖7可以看出,在光照正常時,由于購電成本較高,通過購電進行制氫/甲醇的收益實際為負,因此在夜晚無光照時電解槽并不工作。而在白天(8:00—20:00時段),電解槽均持續(xù)運行。其中,在12:00—18:00高光照時段,電解槽滿負荷運行,多余的電量通過電網(wǎng)售電消納;而在13:00附近光伏處于峰值時,售電達到容量上限,還會通過蓄電池進行部分電能的儲存。而在9:00—11:00和18:00—20:00時段,雖然電解槽未達到滿負荷,仍有部分光伏電量直接銷售,這是由于售電收益實際上好于制氫/甲醇收益,系統(tǒng)優(yōu)化基于收益最大原則計算的結果。在8:00和20:00,此時光伏發(fā)電量很少,僅為中午的1/3左右,因此全部用來制氫而無直接售電;不僅如此,在20:00附近,蓄電池還會額外釋放2 MW·h電能用于制氫。因為儲氫的能量密度遠大于儲電的能量密度,所以儲電容量較小。在第五天因天氣原因光伏較少時,全部通過電解槽制備氫氣。

圖7 電平衡調度圖Fig.7 Electricity balance scheduling diagram

典型的日氫平衡調度結果如圖8所示。從圖8可以看出,由于儲氫設備的有效調節(jié)甲醇生成設備全天運行比較穩(wěn)定。在每日夜晚無光照時段和上午8:00低光照時段,通過儲氫罐釋放氫氣以滿足或補充甲醇生成設備的氫氣需求。而在10:00—18:00高光照時段,產(chǎn)生多余的氫氣則通過儲氫罐儲存,從而滿足其余時刻的放氫量。

4.3 設備容量優(yōu)化結果

通過全年的優(yōu)化計算,各設備最終的容量優(yōu)化選取結果如表3所示。

從電平衡角度來看,優(yōu)化后的蓄電池容量較小,僅為5 MW·h;而電解槽容量較大,達到42 MW。這主要是由于蓄電池的單位投資很高,難以大規(guī)模使用;而由于儲電設備的不足,再加上設定的電能上網(wǎng)比例較少,棄光率要求也較低,所以電解槽的利用率偏低,容量偏大,相應的投資額也較高,占總投資額的35%以上。同時,由于當?shù)氐馁忞妰r格較高,儲電設備容量有限,電解槽在夜間幾乎不工作,由此帶來電解槽的年利用小時數(shù)僅為2 653 h。這進一步增加了電解槽設備的投資成本。

從氫平衡角度來看,優(yōu)化后的儲氫罐容量較大,達到12 t,相當于后續(xù)甲醇制備設備兩天的原料量,這主要是由于儲氫設備雖然自身造價也不便宜,但其單位能量的儲存成本僅為1.3萬元/GJ,遠低于蓄電設備(約750萬元/GJ);相對應的,后續(xù)甲醇制備設備的年利用小時數(shù)可達6 360 h,設備容量較小,僅為32 t/d(14 MW),投資額僅占總投資額的5.4%。

可以看出,光儲氫醇一體化系統(tǒng)進一步降低總投資額的主要途徑在于進一步降低光伏設備和電解槽設備的單位投資,以及提高電解槽設備的利用率等。如表3所示,系統(tǒng)的投資額為4.3億元。

圖9給出了系統(tǒng)能流圖?？梢钥闯?在此設備容量下,系統(tǒng)主要電力來源為光伏發(fā)電,全年的發(fā)電量為932 616 MW·h,電解槽所利用的發(fā)電量為82%,棄光率為0.3%,其余電量通過電網(wǎng)進行售賣。電解槽產(chǎn)生的氫氣有近一半進入到儲氫罐中,以供應無光伏時刻甲醇設備的運行,最終生產(chǎn)的甲醇為38 198 MW·h。

圖9 光儲氫醇一體化系統(tǒng)能流圖Fig.9 Energy flow diagram of light-storage-hydrogen-methanol integrated system

4.4 優(yōu)化后系統(tǒng)收益

表4為系統(tǒng)參數(shù)優(yōu)化結果。從表4可以看出,光儲氫醇一體化系統(tǒng)通過與電網(wǎng)的交互和儲能設備的儲放有效減少了電解槽和甲醇生成設備的容量,降低了投資成本,同時保證了收益來源的穩(wěn)定。

表4 系統(tǒng)參數(shù)優(yōu)化結果

圖10給出了系統(tǒng)總收益和各項收益成本?？梢钥闯?全年系統(tǒng)總收益僅為475萬元,其中甲醇收益是主要收益來源,達2 516萬元,其次則為氧氣收益和電網(wǎng)交互收益。成本方面,主要為設備的投資成本,達3 030萬元,占全部成本的78%。

此外,由于系統(tǒng)的總投資高達4.3億元,而主要產(chǎn)品甲醇的價格相對較低,新系統(tǒng)的年凈收益僅為475萬元,投資收益率較差,且受甲醇價格、氧氣價格、售電比例等諸多不確定性因素的影響,新系統(tǒng)的年收益并不穩(wěn)定,實際上處于盈虧點附近,從純經(jīng)濟的角度來看并不適合大規(guī)模建設實施。

圖10 總收益及成本組成圖Fig.10 Total revenue and cost composition chart

新系統(tǒng)經(jīng)過優(yōu)化后的經(jīng)濟性仍不是很理想,一方面,這充分反映了目前綠氫及其下游產(chǎn)品的真實現(xiàn)狀:受限于光伏等新能源發(fā)電成本仍偏高、電解槽等綠氫生產(chǎn)工藝尚不完善等多種因素影響,目前綠氫的生產(chǎn)成本要遠高于煤制氫或天然氣制氫成本[20];另一方面,也要看到,新系統(tǒng)進一步將綠氫主要轉化為更高附加值的甲醇,同時通過設備容量與運行方式優(yōu)化,已經(jīng)可以初步實現(xiàn)盈利。如果再有一定的補貼或政策扶持,此類系統(tǒng)有望得到較快發(fā)展,從而促進可再生能源大規(guī)模消納與清潔液體燃料的本地化生產(chǎn)。這不僅可以促進碳中和,而且有利于西部經(jīng)濟發(fā)展,提高能源自給率與能源安全。

5 主要影響因素分析

5.1 甲醇價格的影響

圖11給出了新系統(tǒng)年凈收益隨甲醇價格變化的趨勢圖。從圖11可以看出,當其他價格不變時,隨著甲醇價格的增加,系統(tǒng)的總收益隨之增加。而且,在甲醇價格為2 800元/t附近時存在一個拐點:在此價格以下,購電制備甲醇為虧損,售電收益大于甲醇收益,因此系統(tǒng)優(yōu)化結果是盡量少制備甲醇、增加售電,也不購電制氫;而在此價格以上,制甲醇收益大大增加,購買低谷電制備甲醇也會產(chǎn)生收益,因此優(yōu)化結果變?yōu)楸M量多制甲醇少售電,且在低谷電時系統(tǒng)也會大量購電制甲醇,由此帶來甲醇年產(chǎn)量明顯上升,再疊加甲醇售價提升,會使系統(tǒng)收益更快增長。

從圖11還可以看出:(1) 目前甲醇市場的價格主要在2 300～2 800元/t波動,在這個價格區(qū)間內,新系統(tǒng)年收益約為-77～955萬元,處于盈虧邊緣;(2) 與之相對的,目前煤制甲醇工藝由于技術成熟、原料價格更低,其甲醇成本僅為1 800～2 100元/t。在此價格區(qū)間內,新系統(tǒng)總收益已經(jīng)為負值。這表明,目前如果沒有任何補貼和政策扶持,同時煤制甲醇不需要承擔任何碳稅或排放限制時,新系統(tǒng)是無法與煤制甲醇系統(tǒng)競爭的;(3) 甲醇價格為3 600～4 200元/t,相當于同熱值不含稅的汽油價格波動范圍(5.1～6.5元/L),此時新系統(tǒng)的凈收益可達3 276萬元～4 586萬元,收益率可達21%,經(jīng)濟性大幅改善。這說明如果能打開下游液體燃料市場,甲醇可以作為綠色液體燃料替代部分汽油等高碳燃料,則新系統(tǒng)已經(jīng)可以實現(xiàn)明顯盈利,具備大規(guī)模推廣的潛力。

5.2 氧氣和二氧化碳價格的影響

圖12給出了氧氣售價對系統(tǒng)總收益的影響。從圖12可以看出,其他價格不變時,系統(tǒng)收益隨氧氣售價上升而改善,但改善幅度較小;氧氣售價從800元/t提高到1 000元/t時,系統(tǒng)收益從174萬元增加到776萬元;而當系統(tǒng)不售氧時,系統(tǒng)收益為-931萬元,可見售氧也是改善系統(tǒng)經(jīng)濟性的有效手段。

圖12 氧氣售價對總收益的影響Fig.12 Effect of oxygen selling price on total revenue

圖13給出了CO2成本對總收益的影響。從圖13可以看出CO2價格對成本有較大影響。當其價格從260元/t提高到570元/t時,系統(tǒng)年收益從476萬元降至-61萬元,降幅明顯。

圖13 二氧化碳價格對總收益的影響Fig.13 Impact of CO2 price on total revenue

目前,石化行業(yè)的CO2捕集成本約為150～350元/t,煤電行業(yè)碳捕集成本約為400～550元/t[21]。隨著碳捕集技術的不斷發(fā)展,CO2的捕集量將不斷增加,捕集成本也將不斷下降。

5.3 設備投資成本的影響

圖14給出了光伏組件、電解槽、甲醇生產(chǎn)和儲氫等設備投資對新系統(tǒng)年收益的單因素影響。因蓄電池成本變化對系統(tǒng)年收益影響不大,在此不作討論。以每減少10%成本為基準,來規(guī)范這些組件的投資變化。

圖14 各設備投資成本對總收益的影響Fig.14 Impacts of each equipment cost on total revenue

從圖14可以看出,對于光儲氫醇一體化系統(tǒng),其年收益對光伏組件投資成本變化最敏感,其次是電解槽投資成本。當光伏組件成本降低50%時,系統(tǒng)的總收益可達1 374萬元,增長幅度為108%。電解槽成本降低對總收益的影響也很大,其成本降低50%時,新系統(tǒng)收益可達1 075萬元。考慮到光伏產(chǎn)業(yè)目前仍處在大量投入與發(fā)展中,新技術、新工藝還在不斷被推出;而綠氫制備技術目前受到高度重視,科技投入力度不斷加大,未來隨著科技進步,光伏與綠氫制備工藝進一步改進、降低成本的空間巨大,由此也有望帶來光儲氫醇一體化系統(tǒng)的經(jīng)濟性不斷改善。

6 結 論

(1) 光儲氫醇一體化經(jīng)過設計調度聯(lián)合優(yōu)化,通過電解槽和甲醇生成設備等穩(wěn)定生產(chǎn)甲醇售賣,在消納了大量可再生能源的同時具備一定的經(jīng)濟收益。系統(tǒng)上網(wǎng)電量為15 908 MW·h電量(占17%)、生產(chǎn)7 030 t甲醇(占51%),棄光率僅為0.3%;系統(tǒng)總投資4.3億元,年收益可達475萬元,其收益率偏低,近中期看可能需要一定補貼。

(2) 本文提出了光儲氫醇一體化系統(tǒng)的運行優(yōu)化調度,并以具體時段分析了各設備的運行狀態(tài)出力。該系統(tǒng)能夠根據(jù)外界條件的變化,合理切換工作狀態(tài),實現(xiàn)系統(tǒng)能量平衡。

(3) 對系統(tǒng)進行敏感性分析得出,甲醇售價對總收益的影響最大,作為主要生產(chǎn)產(chǎn)品和銷售收益來源,甲醇的價格波動對系統(tǒng)總收益和運行方式都會產(chǎn)生影響;氧氣售價和CO2價格對總收益有一定的影響;投資成本作為主要成本來源,對其影響最大的經(jīng)濟因素是光伏組件成本,其次是電解槽成本。因此,總收益的提升需要開拓下游能源市場,長遠看需要技術進步以降低成本。