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光伏制氢在我国西北区域已具备经济可行性
发布时间:2022-09-25 06:23:47 作者:乐语体育外围彩票 来源:乐鱼体育竞技309

  光伏发电作为国家鼓励发展的绿色清洁能源,近年装机规模不断增大,但光伏发电具有随机性、波动性、阶段性供电等问题,增加了电网调度难度。随着光伏装机规模的不断扩大,光伏发电将面临增加储能问题,这就为光伏发电持续发展带来了一定挑战。

  光伏发电制氢用于天然气掺烧、燃料电池,可丰富终端用户用能多样性,保障能源安全,也是解决光伏发电所面临问题的一种途径。

  光伏发电技术和制氢技术都较为成熟,光伏制氢系统技术研究相对较多,但还未出现大型工程。光伏制氢技术主要集中在光伏制氢联合运行模式优化与光伏制氢系统设计及优化方面,目前研究主要集中于系统设计优化,对于整个系统的经济性缺乏研究。本文重点研究光伏制氢经济性,并与传统行业制氢成本进行对比分析,从而为光伏制氢提供发展路径建议。

  光伏发电制氢主要利用光伏发电系统所发直流电直接供应制氢站制氢用电。光伏直流发电系统相比传统电站减少了逆变和升压的过程,主要设备设施包括光伏组件、汇流箱、支架、基础、接地装置等,光伏组件可根据制氢站输入电压和电流要求进行串、并连配置,从而提高系统效率。电解水制氢目前技术成熟、设备简单,运行和管理较为方便,制取氢气纯度较高,无污染,主要有3种技术路线。

  碱性电解槽制氢。该种电解槽的结构简单,适合大规模制氢,价格较便宜,效率偏低约70%~80%,主要设备包括电源、阴阳极、横膈膜、电解液和电解槽箱体组成,电解液通常为氢氧化钠溶液,电解槽主要包括单极式和双极式。

  聚合物薄膜电解槽(PEM Electrolyzer)制氢。效率较碱性电解槽效率更高,主要使用了离子交换技术。电解槽主要由聚合物薄膜、阴阳两电极组成,由于较高的质子传导性,聚合物薄膜电解槽工作电流可大大提高,从而提升电解效率。随着质子交换膜、电极贵金属技术进步,聚合物薄膜电解槽制氢成本将会大大降低。

  固体氧化物电解槽(Solid Oxide Electrolyzer)制氢。可在高温下工作,部分电能可由热能替代,效率高、成本低,固体氧化物电解槽是三种电解槽中效率最高的设备,反应后的废热可与汽轮机、制冷系统进行联合循环利用,提升效率,可达到90%。

  电解水制氢技术路线成熟,目前未大规模推广关键因素为电价问题,以目前工业用电用来制氢成本过高,市场竞争力较差。

  目前市场成熟制氢方式主要包括煤气化制氢、甲醇制氢、天然气制氢以及工业副产品制氢。

  煤气化制氢投资成本较高,随着规模增大,单位投资大幅下降,同时原料便宜,按照5800大卡烟煤计算,价格为500元/吨时制氢成本仅为0.7元/Nm3(表1);

  甲醇制氢投资较低,适合2500Nm3以下制氢规模,按照1Nm3氢气消耗0.72千克甲醇,甲醇价格按2319元/吨计算,制氢成本如表2;

  天然气制氢单位投资成本低,在1000Nm3以上经济性较好,按照1Nm3氢气消耗0.6Nm3天然气,天然气价格按1.82元/Nm3计算,制氢成本如表3。

  以1000Nm3/h水电解制氢为例,总投资约1400万元,按照1Nm3氢气消耗5kWh电能计算,不同电价测算制氢成本分析如表4。由此分析,光伏发电制氢电价控制在0.3元/千瓦时以下时,制氢成本才具有竞争力。按照目前市场价格进行测算,以100MW光伏发电直流系统造价如表5。

  以一类资源区域为例,首年光伏利用小时数为1700小时计算,其他参数为:装机容量100MW,建设期1年,资本金投资比例20%,流动资金10元/kW,借款期限10年,还本付息方式为等额本息,长期贷款利率4.90%,折旧年限20年,残值率5%,维修费率0.5%,人员数量5,人工年平均工资7万元,福利费及其他70%,保险费率0.23%,材料费3元/kW,其他费用10元/kW。

  按照全部投资内部收益率满足8%反算电价,并分别分析计算造价为2.3亿、2亿、1.8亿、1.6亿元时的电价。通过计算,在满足全部投资内部收益率为8%时,不同造价下的电价如表6。

  光伏发电制氢在资源一类区域已具备经济可行性,较天然气制氢、甲醇制氢成本较低,随着光伏发电成本的持续下降,光伏发电制氢竞争力将进一步增强。本文未考虑氢气运输成本,光伏发电直供电制氢应与需求方靠近,资源一类区域主要集中在西北区域,该区域氢气用户主要为炼化、化工企业,用气量较大,对制氢站规模要求较大。

  光伏组件价格下降较快,随着价格进一步降低,部分二类资源区光伏发电制氢也将具有竞争力,该类区域相对靠近负荷中心,经济发达,氢气需求量较大。光伏发电制氢工艺简单、运维难度低,制氢规模可根据场地和需求进行模块化组合,随着燃料电池技术的进步,分布式可再生能源制氢供应燃料电池也将是未来重要发展趋势。

  报告嘉宾:山秀丽,全国工程勘察设计大师,华陆工程科技有限责任公司首席专家

  报告嘉宾:盛宇星,中科院过程工程研究所、北京赛科康仑环保科技有限公司副研究员

  1、11月8日全天报到,“伊吾会场”参会代表安排接站晚宿伊吾县,“哈密市区会场”参会代表大巴接至哈密宾馆。

  (1)当天上午:“伊吾县会场”会议代表参观调研伊吾县伊吾工业园区,并在园区召开专题座谈会,午饭后返回伊吾县城。

  (2)当天上午同期:“哈密市区会场”召开“投融资和技术装备交流对接会”。

  (3)下午:16:00 开幕式及院士报告会(伊吾县为线下会场,哈密会场同步直播)① 领导致辞; ② 院士专家主旨报告 ; ③“高端对话”,主要领导+院士+知名专家(主题为:碳达峰、碳中和形势下的哈密市现代煤化工产业发展); ④ 招商推介及签约仪式;

  3、11月10日全天会议(哈密会场为线日,哈密会场参会人员赴伊吾县伊吾工业园区调研考察,晚宿伊吾县或淖毛湖镇,参观代表性煤炭深加工园区和典型企业,参观典型新能源企业。

  哈密集丰富的煤炭、油气、风能、光能等能源资源于一地,能源富集且多样化,是全疆乃至全国传统能源(煤炭)与可再生能源(风、光)组合开发条件最为优越的地区之一。哈密熔盐塔式50兆瓦光热发电站全景

  据了解,哈密市煤炭预测资源量5708亿吨,占全国预测资源量的12.5%,占新疆预测资源量的31.7%,居全疆第一位,具有低灰、低硫、低磷、高热值、高含油率、高挥发分“三低三高”特点,特别是三塘湖、淖毛湖矿区已探明的煤炭资源中大部分为高含油煤,各煤层煤焦油产率平均达10%以上,最高接近20%,是全国乃至全世界罕有的富油煤种,风能、太阳能资源是全疆最好的地区。油气资源储量大,已探明的6个含油区块石油总资源量5.7亿吨,煤层气预测资源量约1.63万亿立方米,页岩气预测资源量约2770亿立方米、油页岩资源预测资源量约41亿吨,被自然资源部确认为亿吨级油田。哈密是全国风资源和光资源最好的地区之一,有全疆九大风区中的三塘湖—淖毛湖风区、十三间房风区及东南部风区,哈密市70米高度风功率密度等级≥每平方米200瓦、≥每平方米250瓦、≥每平方米300瓦和≥每平方米400瓦的技术开发量分别为3.03亿千瓦、2.44亿千瓦、1.9524亿千瓦和1.3亿千瓦;太阳能资源理论蕴藏量22.6万亿千瓦时,资源可开发量达49.38亿千瓦,技术可开发量达32.09亿千瓦,被国家确定为以千万千瓦级风电、百万千瓦级光伏发电示范基地为主的国家级综合能源基地。哈密辖区内新能源建设区域多为荒漠、戈壁地貌,地势平坦,适合大规模基地式集中连片开发建设,具备建设荒漠、戈壁大型风光电基地的土地资源优势。在“碳达峰、碳中和”战略引领下,哈密能源产业发展迎来了历史性机遇。

  伊吾县位于新疆东北部,天山北麓东段,总面积19519平方千米,户籍人口21218人,有汉族、尔族、哈萨克族等17个民族。下辖4乡3镇1个牧民搬迁开发区、1个自治区级工业园区。辖区内有兵团淖毛湖农场、边防连等十余家驻地单位和部队。先后被国家、自治区评为“全国民族团结进步创建活动示范县”“国家卫生县城”“国家级园林县城”“自治区级优秀平安县”“自治区级生态文明建设示范县”“自治区文明县”等称号。伊吾县矿产资源十分丰富,现已探明矿产资源有煤、铁、铜、金、煤、石油、芒硝、花岗岩等28种四十余处矿产地,开发利用的有石油、铁、煤、金等。风、光能资源十分丰富,伊吾淖毛湖风区90米高度平均风速7.41m/s-8.49m/s,风功率密度在741-1196瓦/平方米,是新疆风资源最好的地区。光伏规划区年均日照大于6h的天数在300天左右,全年日照时数为3300至3500小时,年平均太阳总辐射量为6214.66兆焦/平方米,是全国太阳能资源最为优越的地区之一,开发利用潜力大。其中,煤炭资源储量大、品种多、易开采,具有低硫、低磷、低灰粉、高发热量“三低一高”的特点,焦油产率在10%以上,最高可达16.3%,是全国乃至全世界罕有的富油煤种,是煤炭深加工项目的理想原料。已探明煤炭资源储量241.5亿吨,矿区总规修编后,矿井田由6个增加至15个,煤炭规划产能由2900万吨/年提高到1.43亿吨/年,目前已建成煤矿企业2家。

  伊吾工业园区规划面积20平方公里,于2016年建成自治区级园区,已建成面积21.23平方公里,2018、2019、2020年度连续三年在全疆开发区土地集约利用评价中名列第一,是哈密现代能源与化工产业示范区发展的重要支撑和承载平台,实行以煤炭清洁高效利用为主的淖毛湖煤化工循环经济产业区、白石湖煤炭高效综合利用产业区和以有机农副产品深加工为重点的盐池特色农产品产业区,“一园三区”发展格局。近年来,围绕煤炭分级分质利用和煤制甲醇两条产业链,不断延伸产业链条。煤炭分质利用已建成1930万吨/年,在建3100万吨/年;焦油加氢已建成110万吨/年,年可产汽柴油100余万吨,在建100万吨/年;利用富产的荒煤气建成制乙二醇40万吨/年、发电4×5万千瓦机组及2×13.5万千瓦机组等项目,规划建设荒煤气制乙二醇、甲醇、甲缩醛、发电等产业延长项目。煤制甲醇产业链中,已建成甲醇120万吨/年、甲缩醛15万吨/年、多聚甲醛4万吨/年、乌洛托品2万吨/年、聚丙烯20万吨/年项目;“十四五”规划建设300万吨/年二氧化碳捕集及驱油示范项目、年产50万吨聚乙醇酸项目、风光互补联合制氢捕集二氧化碳合成绿色高值化学品项目、百万千瓦风光多能互补绿色低碳高值煤基化学品新材料项目、400万吨/年煤油共炼项目,发展甲醇制聚烯烃、MMA等产业延长精细化工项目。