基于水下储氢的抽水蓄能电站与电解制氢耦合储能系统构想及分析

蒋迎伟, 万金明

（中国电力科学研究院有限公司，北京 100192）

DOI：10.20121/j.2097-2784.ntps.230035

  1.研究背景

  随着波动性可再生能源大规模接入，对电力系统电力电量平衡、跨区域大范围优化调度、电能长时间跨季节存储、电能质量保障提出了更高要求。储能技术是平衡能源供需关系、实现可再生能源高水平消纳和区域能源优化、提高电力系统高效性、稳定性、经济性和灵活性的关键技术，在新型电力系统建设进程中发挥着重要作用。其中，抽水蓄能是成熟的储能方式，是电力系统重要的调节资源。抽水蓄能电站具有响应速度快、可靠性高等特点，主要承担调峰调频、系统备用、黑启动等调节功能，在保障大电网安全、促进新能源消纳等方面发挥重要作用。近几年，抽水蓄能电站在我国得到了快速发展，但抽水蓄能电站建设依赖地理条件，建成后扩容困难，死库容水量无法充分利用。因此，迫切需要进一步挖掘抽水蓄能电站调节潜力，满足电力系统日益增长的灵活性调节需求。

  氢能作为一种二次能源，具有清洁低碳、可长期存储、灵活高效等特点，既可发挥能源属性作为储能介质参与电力系统调节，也可发挥原料属性应用于工业领域获得产品收益。氢能在新型电力系统中应用将发挥重要作用，利用电制氢可有效提升可再生能源消纳水平；氢储能具有容量大、时间长、无污染等优点，在跨季节长周期储能场景中具有竞争力；先进电解水制氢装备对输入功率具备秒级响应能力，为电网提供调峰等辅助服务，提高电力系统的安全性、可靠性、灵活性。需要探索抽水蓄能电站与电解制氢耦合方式，实现二者优势互补。

  2.研究意义 

  将抽水蓄能电站与电解制氢耦合，提升系统的可再生能源消纳能力、电力系统调节能力、经济效益，突破抽水蓄能电站发展瓶颈，推动氢能与新型电力系统协同发展。本系统利用水轮机抽水与电解槽制氢联合消纳可再生能源，采用水下储氢气囊储存氢气，通过水轮机与氢燃料电池发电，支撑电力系统安全稳定运行。在提升抽水蓄能电站性能方面，通过电解槽制氢补充消纳富余可再生能源，依靠水下储氢充分利用死库容空间，利用氢燃料电池发电辅助参与电力系统调节，售氢增加系统经济效益。在保障电解制氢安全经济运行方面，通过水下储氢提升系统公共安全水平，依靠库底已有水压可降低储氢材料强度需求，储氢成本下降从而经济性提升。

  3.系统构想及设计  

  本系统以就近消纳可再生能源为主要目的，包含抽水蓄能电站及电制氢储能两个子系统，抽水蓄能电站子系统通过可逆式水轮机组实现电能储存与释放；电制氢储能通过质子交换膜（PEM）电解槽将富余可再生能源电力转化为氢气，并将氢气储存在上水库死库容中的由复合材料制成的储氢气囊中；氢气可用于氢燃料电池发电，也可直接销售。

  本系统运行模式所包含9种运行工况：

  1）可再生能源出力低，电解槽制氢：当电力系统内过剩可再生能源不足以启动抽水蓄能电站水轮机组抽水，但大于PEM电解槽单槽最低运行功率时，抽水蓄能电站不启动，利用运行控制系统精细化控制多台电解槽消纳可再生能源。

  2）水库上游水量不足，电解槽制氢：当水库上游来水不足，出现无水少水现象时，抽水蓄能电站无法抽水，PEM电解槽启动制氢，代替抽水蓄能电站消纳可再生能源。

  3）抽水蓄能电站抽水：当过剩可再生能源电力介于抽水蓄能电站最小启动功率及额定容量之间时，抽水蓄能电站抽水储能。电制氢系统处于停机备用状态，可将氢气销售使气囊体积由最大膨胀状态Vs,max减小至折叠状态Vs,min，提升上水库蓄水容量。

  4）抽水蓄能电站抽水，电解槽制氢：当电力系统需要抽水蓄能电站抽水来消纳过剩可再生能源电力，且过剩电力大于抽水蓄能电站额定容量时，抽水蓄能电站满负荷运行，同时利用电解水制氢将抽水蓄能电站无法消纳的剩余可再生能源电力转化为氢气并就地销售。

  5）调节需求低，氢燃料电池发电：当电力系统调峰需求低于抽水蓄能电站水轮机组发电功率，但满足氢燃料电池单机最低运行功率时，抽水蓄能电站不启动，氢燃料电池发电。

  6）水库水量不足，氢燃料电池发电：当水库内水量不足，抽水蓄能电站无法启动，但电力系统调峰需求依然存在时，氢燃料电池发电。

  7）抽水蓄能电站发电，电解槽制氢：当电力系统调峰需求小于等于抽水蓄能电站额定发电容量时，抽水蓄能电站发电。同时电解槽制氢，储氢气囊由于充氢体积膨胀，产生从气囊折叠状态Vs,min到最大膨胀状态Vs,max的体积差△Vs，抬升上水库水头，死库容中原本难以利用的剩余水量得到充分利用。

  8）抽水蓄能电站与氢燃料电池联合发电：当电力系统调峰需求大于抽水蓄能电站额定发电容量时，抽水蓄能电站达到满发状态，氢燃料电池与水轮机组联合发电。

  9）可再生能源与抽水蓄能电站供给电解槽制氢：当可再生能源出力与抽水蓄能电站调节裕度满足电解槽制氢时，电解槽制氢，此工况通过售氢获得收益。

  4.系统运行及效益评估方法

  论文结合水力发电装备的发展历程和现状，分析了其在新型电力系统背景下面临的挑战；围绕高海拔环境下冲击式机组、适应水风光互补的超宽负荷稳定运行水电机组、大型变速、超大水头变幅和海水等抽水蓄能机组和水电机组数字孪生智能运维系统开发等四个方面总结分析了水力发电装备的发展趋势、待解决关键问题及研究路径。

  1）可再生能源消纳能力

  以现阶段电解制氢的电氢转换效率约71%计算，本系统额定氢气容量为10000Nm3，则本系统可消纳的可再生能源电量约为50000kWh。

  2）系统调节能力

  以水轮机组转换效率80%计算，忽略滞留氢气，气囊由最小体积充分调节至最大体积，抬高水体产生等效发电量约为450kWh。氢发电的效率约为60%，1Nm3氢气完全燃烧产生的热量约为12.6×106J，本系统氢气发电量最大值约为17500 kWh。

  3）系统经济效益

  经计算，系统建设成本约6.91亿元，年运维成本约2.28亿元，制氢平准化单位成本约为32元/kg。若该系统通过售氢获利，假设售氢价格约35元/kg，本系统售氢附加收益约为2679元。若该系统通过燃料电池发电参与电力系统调峰辅助服务获利，假设辅助服务收益为0.5元/kWh，则本系统附加收益约为8750元。

  4）安全性

  水下气囊储氢方式的特点在于，当氢气泄漏时，氢气与水接触形成气泡，氢气不与空气中氧气直接接触，不易爆炸。抽水蓄能电站对水库地质条件要求较高，尽量选择远离地震带且稳定性较好的区域，水下环境复杂程度较低、水文情况更为稳定，外界因素带来的储氢安全性影响因素较少。抽水蓄能电站选址多为人口密度低的区域，在此区域开展制氢、储氢等工作，能够减少人员与氢气的接触，最大限度的减少因氢气爆炸造成的人员伤亡及公共财产损失，保障系统公共安全。

  5.结论  

  本文首先结合国内外抽水蓄能改造及水下储氢技术特点，提出了一种抽水蓄能电站与电解制氢耦合储能系统，将传统抽水蓄能电站与PEM电解制氢、氢燃料电池发电系统相结合，利用水下储氢气囊膨胀收缩特性调节上水库水头，实现死库容利用率的提升；然后设计了系统结构及运行模式，评估了相应电制氢、氢发电、储氢系统对传统抽水蓄能电站在消纳能力、调节能力、经济效益等方面的提升效果，并给出相应评估方法；最后对抽水蓄能电站与电解制氢耦合储能系统的优势与应用进行了总结与展望，为氢能与新型电力系统协同发展提供参考。

  抽水蓄能电站与电解制氢耦合，可大大提高已有抽蓄电站对可再生能源发电的消纳能力，丰富对电力系统的调节手段，同时安全经济的实现氢气储存，产生一举多得的作用，更好支撑电力系统安全稳定运行，在未来构建新型电力系统过程中具有一定应用前景。