面向未來大波動性電網的火電機組氫電耦合改造技術研究

摘 要 隨著新能源發電裝機占比持續提升，電源側的波動性將進一步增大，受極端天氣影響而發生大面積停電事故的概率也顯著增加。為應對未來電網具有的大幅波動性，火電機組必須具備更大的調峰容量與更優的FCB功能。為達到上述要求，提出并建立了基于氫電耦合的火電機組升級改造方案，利用固體氧化物電解制氫裝置消納多余能量，從而擴展機組調峰的深度、提升FCB功能的可靠性，實現火電廠提效增收的目的。利用Aspen HYSYS軟件對技術方案進行了流程模擬，計算得到耦合系統的能效高達50.15%，相比常規電解水制氫路線，效率提升27.2%。系統投用后，可為機組帶來超額的深度調峰補貼收益、電網黑啟動服務收益、氫氣售賣的經濟收益、富氧燃燒降本減碳收益等。氫電耦合的火電機組改造方案具有顯著的經濟效益與環保效益。

關鍵詞 深度調峰 SOEC 黑啟動 收益 仿真計算

中圖分類號 TM621" "文獻標志碼 A" "文章編號 0254?6094（2025）02?0308?07

受燃煤價格上漲的影響，近年來煤電行業已出現連年虧損的情況。上市公司年報數據顯示，華能國際2021年凈虧損100.06億元，2022年再度虧損73.87億元。傳統火電企業對于克服經營困難、增加營業收入具有現實的迫切需求[1，2]。

與此同時，我國風電、光伏等新能源電力取得了顯著發展。2023年12月21日，國家能源局最新數據顯示，可再生能源已成為我國保障電力供應的新力量，裝機達到14.5億千瓦，占全國發電總裝機超過50%。但是，新能源發電機組的出力具有顯著的隨機性、波動性與間歇性特征[3]，受到暴雪、寒潮、臺風等極端惡劣天氣影響時出力甚至會全部喪失，從而引發電網的大面積停電事故。因此，新能源裝機占比越高，給電源側帶來的波動性越大[4]。未來由新能源電力占據主導地位的電網，將具有大幅的波動性和較高的故障率，常規火電機組應當具備更大的調峰容量與更可靠的“黑啟動”功能。

基于此，筆者提出并設計了一套基于固體氧化物電解槽制氫（制氧）技術的火電機組升級改造方案，并依托某1 000 MW超超臨界二次再熱鍋爐，利用Aspen HYSYS V11軟件進行了流程仿真，計算結果表明，氫電耦合改造具有顯著的經濟效益、社會效益與環保效益。

1 調峰火電制氫的碳減排意義

大容量、高參數的超超臨界燃煤發電機組在最低技術出力工況下，其煤耗、廠用電率、碳排放等指標變差，且深度調峰容量越大，經濟性指標的損失越多。利用氫儲能裝置吸收機組的多余能量，就能在滿足電網需求的前提下，保證鍋爐實際運行于較高負荷區間，從而避免了低出力工況下機組經濟性變差、電廠運行成本升高的問題。

調峰火電以制氫為手段，最終實現了提高深調性能、更多消納新能源電力的目的。隨著新能源電力大量上網，其先天具有的隨機性、波動性缺陷進一步暴露。為提高電力保供水平，火電機組必須保持開機待命狀態，該狀態下火電處于最小技術出力，煤耗、汽耗、機組效率均處于較差的水平。若將這部分低效能電力吸收利用開展制氫工作，一方面可為風電、光伏騰出更多上網容量，進一步增加綠色電力的比重，另一方面電解所得的氫氣可供氫燃料公交、氫能重卡等使用，助力碳減排，從而產生良好的經濟效益與環保效益。

2 方案的設計

2.1 工藝結合方案

固體氧化物電解槽（Solid Oxide Electrolytic Cell，SOEC）裝置的工作壓力普遍低于1.0 MPa，因此需要的蒸汽應當具有高溫、低壓的特征。某1 000 MW超超臨界二次再熱鍋爐設計參數見表1。

由表1中數據可知，在40%THA工況下，二次再熱器（二再）出口蒸汽參數為591 ℃/1.29 MPa，可較好地滿足高溫、低壓要求，因此選擇二再出口蒸汽作為SOEC的原料水蒸氣。同時，屏式過熱器底部煙溫1 035 ℃，適于將SOEC裝置加熱到950 ℃的工作溫度。

基于上述分析，繪制了系統的原則性設計方案（圖1）。

深度調峰期間，制氫儲能裝置抽取一部分電站鍋爐所產二再出口蒸汽作為制氫原料，吸收一部分汽輪發電機組發出的電能作為電解電力，制取的氫氣用于售賣，制取的氧氣進入爐膛進行富氧燃燒。

提供“黑啟動”服務時，制氫儲能裝置快速增大出力，大量吸收鍋爐的高溫蒸汽與發電機發出的電力，從而實現機組出力的快速降低，提高FCB的可靠性。

2.2 裝置啟停規則

由表1可知，某鍋爐在40%THA計算熱效率高達94.97%，因此設計該機組啟動氫儲能系統的負荷點為40%機組額定出力，也即負荷點400 MW。

電網調度的負荷需求記為L，機組的額定出力記為L，氫儲能系統的功率記為L。制定如下規則：

a. L≥40%×L。此時火電機組以常規方式運行，氫儲能系統不啟動，即L=0。

b. Llt;40%×L。此時氫儲能系統啟動，鍋爐實際出力降低到其40%額定蒸發量后維持不變，超出L以外的能量，由電解制氫裝置消納利用，此時有L=40%×L-L。

2.3 制氫路線選擇

現有電解制氫技術中，SOEC制氫相較其他方案節電達30%以上，具有良好的節能優勢[5，6]。SOEC制氫裝置與電站鍋爐在硬件上具有很高的匹配度：SOEC裝置的工作溫度為700～1 000 ℃，電解的原料為高溫純凈的水蒸氣，而電站鍋爐能夠產生高溫（1 000 ℃左右）的煙氣用于加熱電解槽，產生高品質的水蒸氣（600 ℃左右）用作電解的原料。電站鍋爐與SOEC裝置具工藝上的易結合性、高配合性。

2.4 功能設計

在功能上，文中所設計的氫電耦合火電機組能夠實現100%容量的極限深度調峰和更加安全可靠的FCB功能：

a. 提升火電機組深調容量與響應速度。深度調峰時，電站鍋爐可實際運行在高效率區間（40%額定出力及以上），所產的蒸汽一部分供應汽輪發電機組用于滿足電網需求，另一部分則被制氫儲能系統吸收利用，制取氫氣和氧氣。在極限情況下，鍋爐所產的蒸汽、機組所發電力可全部被廠內氫儲能系統消納，而機組對電網的輸出功率則降低為零，實現“假停機”模式參與100%容量極限深度調峰。此外，氫電耦合機組具有更高的負荷變化率。調整SOEC裝置的入口原料蒸汽與電源輸入功率就能快速地改變機組的上網電量，相比鍋爐調整燃料變負荷，新方案操作便捷反應迅速，大幅提升火電機組的變負荷速率。

b. 提高火電機組FCB功能的可靠性。當風電、光伏等新能源電站受到暴雨、寒潮、臺風等極端惡劣天氣影響而喪失供電能力時，此時用戶側的電能需求并未降低，線路就會因為過負荷而跳閘，進而引發連鎖反應導致電網崩潰，社會生產生活癱瘓。電網出現大面積停電事故時，具有FCB功能的機組可迅速甩掉大部分負荷，只保留廠內設備運轉所需的少量電能，實現脫離電網的“孤島運行”。在電網故障排除后，該機組可迅速完成并網，作為“火種”為其他電廠的啟動提供電力，最終恢復整個電網的電力供應。由此可見，FCB功能對于火電機組成功應對未來新能源電網的高突發故障率具有重要意義[7，8]。

火電機組FCB功能的實現難點在于，機組在電網故障瞬間，需要甩掉全部的對外輸出功率，而此時鍋爐燃燒仍然保持原有出力，這樣鍋爐產生的大量高溫高壓蒸汽和發電機對外供電的零負荷就出現了嚴重的不平衡、不匹配[9]。若不及時采取調整措施，就會引發機組全停事故，甚至是生產安全事故。利用制氫儲能裝置在FCB條件觸發瞬間，迅速增大出力，吸收鍋爐此刻產生的大量蒸汽與電力，就能夠輔助機組平穩降負荷至帶廠用電運行，實現軟著陸，大幅提高了FCB功能的成功率，降低瞬時惡劣工況的安全風險。

3 計算與建模

選擇某1 000 MW超超臨界二次再熱火電機組作為氫電耦合改造方案的示范工程，據此開展性能評估工作。

3.1 裝置參數

3.1.1 SOEC系統制氫電耗

制氫電耗是指SOEC裝置制取1 Nm3氫氣所消耗的電能。目前已經商用的SOEC裝置實際能耗見表2。根據表2所列數據，SOEC裝置的能耗按3.60 kW·h/Nm3計。

3.1.2 SOEC單位原料蒸汽量

SOEC單位原料蒸汽量指的是為了生產1 Nm3氫氣，SOEC裝置需要電解的水蒸氣原料的質量流量。假設電解過程中水蒸氣的轉化率為85%，那么本系統的SOEC消耗3.60 kW·h的電能可制取1 Nm3氫氣，所需的水蒸氣原料為0.945 kg。

3.1.3 裝置的額定功率

火電機組增加的制氫儲能系統，應當能夠吸收機組在40%額定出力下所發出的電能或蒸汽，使得機組對電網的實際輸出功率為零，實現100%容量的極限深度調峰。

由于蒸汽抽自二次再熱器出口（即中壓缸入口），這會影響汽輪機中壓缸的輸出功率，因此首先對汽輪機各缸的功率進行估算。根據蒸汽焓變與能量轉換原理，得到的計算結果見表3。

由表3可以得到，40%THA工況下，超高壓缸的輸出功率G=75.2 MW，高壓缸的輸出功率G=83.6 MW。此處設中壓缸的抽汽量為x，則計算得到中壓缸的輸出功率G=（755.208-x）×128/755.208 MW，低壓缸的輸出功率G=（740.808-x）×113.2/740.808 MW，而SOEC消耗的電能G=3.6x/0.945。

機組對外輸出功率為零，汽輪發電機組所發功率全被SOEC裝置消耗，根據能量平衡關系有：

G=G+G+G+G （1）

經計算，二再出口抽汽量x=96.81 t/h，此時機組實發功率為368.8 MW，機組所發電能和蒸汽可被制氫儲能系統恰好全部利用，故制氫儲能系統的額定功率為368.8 MW。

3.1.4 制氫儲能系統基本設計參數

根據現有SOEC裝置的性能參數，文中制氫儲能裝置的參數設計如下：

工作溫度 950 ℃

工作壓力 0.6 MPa

制氫能耗 3.6 kW·h/Nm3

額定功率 368.8 MW

額定產氫量 10.76 t/h

單位原料蒸汽量 9.743 t/h

蒸汽轉換率 85%

3.2 工藝優化

為進一步提高系統能效，設計了余熱回收利用單元，優化后的工藝流程如圖2所示。為滿足SOEC的工作溫度，設計了一級煙氣加熱器（熱源來自屏式過熱器底部煙氣）用于進一步提升原料水蒸氣的溫度至950 ℃，低溫煙氣則重新回到鍋爐煙道。SOEC的工作溫度為950 ℃，因此所產的氫氣和氧氣也具有很高的溫度，故設計了二級余熱加熱器對產物氣進行冷卻，回收的熱量則用于預熱SOEC入口水蒸氣、加熱鍋爐的給水。

3.3 流程仿真

Aspen HYSYS是一款廣泛應用于化工過程仿真和優化的軟件。它由美國AspenTech公司開發，可用于建立各種化工流程模型，并進行流程仿真、優化、設計和分析。Aspen HYSYS支持多種物理性質計算和多階段化學反應仿真，并提供了熱力學、傳質、分離、管道、儀表及控制等方面的建模功能。通過使用該軟件，用戶可以優化工藝方案、節約成本、提高生產效率和產品質量。

利用Aspen HYSYS V11軟件對上述工藝進行建模。為避免混合后高溫的氫氣與氧氣發生爆炸，SOEC出口的產物分成了兩支流股并分別進入兩個余熱加熱器，彼此獨立地與水、水蒸氣等進行換熱[10]。流程模擬結果如圖3所示。

3.4 方案的能效計算

首先定義SOEC?OEC系統的能效指標α。系統從火電機組吸收的能量包括：煙氣加熱器的加熱量Q、消耗的電能Q。返回給火電機組的能量包

其中，氫氣的高位發熱量為285.8 kJ/mol。機組發電效率取為設計值48.95%。Aspen HYSYS計算結果α=50.15%。

3.5 方案的對比評價

選擇某公司生產的G2000型堿水電解制氫（ALK）設備構建輔助火電調峰系統。G2000的基本參數如下：

產氫量 2 000 Nm3/h

操作壓力 1.6 MPa

直流電耗 4.3～4.5 kW·h/Nm3

工作溫度 90 ℃±5 ℃

電解液 30%（質量濃度）KOH

基于某1 000 MW二次再熱示例機組的設計參數，計算ALK系統的制氫能效。G2000裝置電耗取為4.4 kW·h/Nm3，從機組吸收的能量為電能，無返回機組的能量，因此有：

比較可知，SOEC?OEC系統相比ALK調峰系統，能效提高約10.71%，高效優勢顯著。

張玉魁等的研究指出[11]，SOEC電解過程中部分電耗可被熱能替代，因而其能量利用效率可達到48.29%～48.98%，高于普通堿性電解槽制氫方案。

4 方案的收益

制氫儲能系統投用后，預期將獲得如下收益：

a. 電網“黑啟動”服務收益。具有FCB功能的火電機組，在電網大面積故障時，能夠發揮“黑啟動”功能，助力電網恢復，因此各地電網對上述機組均制定有高額補償條款。《山東省電力輔助服務管理實施細則（2023版）》指出，提供黑啟動服務的并網主體，開展年度“黑啟動”試驗，按照30萬元/次進行補償;因電網故障實際提供黑啟動服務，按照1 000萬元/次進行補償。

b. 超額的深度調峰收益。目前電網對于調峰的補貼按照機組容量高低實行梯度定價，深度越深，價格越高。《華北電力調峰輔助服務市場運營規則》（2022年修訂版）規定，機組調峰負荷為額定容量的50%～70%時，補貼最高為300元/MW·h，40%～50%額定容量補貼最高為400元/MW·h，30%～40%額定容量補貼最高為500元/MW·h，30%額定容量以下補貼最高為600元/MW·h。相比常規機組20%～30%的最小技術出力，SOEC?OEC可提供100%容量的極限調峰服務，因而可為火電企業賺取超額的調峰補貼收益。

c. 氫氣售賣收益。氫氣作為綠色清潔能源及重要化工原料，其用途十分廣泛。電廠調峰期間制取的氫氣，其市場價格為每千克60～70元，部分地區政府補貼后達到每千克30～50元，電廠將其對外出售可獲得可觀的經濟收益。

d. 富氧助燃收益。張智羽等利用鍋爐熱力計算對某600 MW燃煤鍋爐在不同氧氣分壓下的效率進行了計算，結果表明，30%氧氣濃度（體積分數）條件下，鍋爐排煙損失相比21%氧氣濃度（空氣氣氛）降低0.15%，鍋爐熱效率提高0.15%[12]。肖卓楠等研究計算了480 t/h循環流化床鍋爐富氧燃燒工況下的熱效率，發現30%氧氣濃度相比空氣氣氛燃燒，鍋爐排煙損失降低1.0%，效率提升1.08%[13]。鍋爐富氧燃燒技術通過向鍋爐提供高濃度的氧含量的空氣，從而有效減少了風量，降低了風機組電耗;同步降低了煙氣量，提高了燃盡率，帶來了鍋爐效率、供電煤耗、碳排放等指標的顯著改善。

e. 設備延壽延保的收益。系統投用后，機組主輔機均長期穩定運行在高效率區間（40%額定出力及以上），熱力系統及其附屬設備避免了頻繁變負荷引發的疲勞失效與機械沖擊，降低了故障率[14]。

5 結束語

隨著新能源裝機占比持續提升，未來電網具有的波動性與故障率都將大幅增加，這對常規火電機組的調節、支撐能力提出了更高要求。通過增加制氫儲能系統，常規火電機組將獲得以下技術優勢：

a. 新系統的制氫能效高達50.15%，相比ALK方案構建的調峰輔助系統，能效提高約10.71%。

b. 獲得100%全容量調峰能力，增加電廠超額的調峰補貼收益;獲得安全可靠的FCB功能，增加電廠向電網提供黑啟動服務的收益。

c. 增加機組氫氣售賣收益、富氧節煤降碳收益、設備延壽延保收益等，保證了機組參與深度調峰期間的安全、經濟、高效。氫電耦合的火電機組改造方案具有顯著的經濟效益與環保效益。

參 考 文 獻

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