光伏、光热联合SOC制氢、发电系统设计

吕泽伟，韩敏芳



光伏、光热联合SOC制氢、发电系统设计

吕泽伟，韩敏芳

（清华大学热能工程系，电力系统国家重点实验室，北京 100084）

为了解决光伏发电和光热发电共同面临的储能困难问题，构建了一种结合光热制汽、光伏发电、固体氧化物电解池（SOEC）电解水制氢以及固体氧化物燃料电池（SOFC）发电互补的可持续发电系统，并进行了系统参数以及能效优化平衡计算。结果表明，以日光照5 h为基础时，1 MW发电量的发电系统由8.407 MW的光伏系统、加热功率6.756 MW的光热系统、制氢速率0.0698 kg/s的SOEC系统以及1 MW的SOFC发电系统构成。系统全天发电效率可以达到9.4%，考虑到假设条件比较严苛，能够说明系统整体具有可行性。此外，系统的产出还包括制取的纯氧，可以作为副产品加以存储利用。该系统利用光热系统产生的高温蒸汽进行高温电解，能够有效降低电能消耗，从而提高储能效率。这种抽取部分过剩电力电解高温蒸汽的储能方式也可以应用到其它可再生能源发电系统当中，在高效储能的同时起到削峰填谷的作用。

光伏发电；光热发电；固体氧化物燃料电池；固体氧化物电解池；太阳能制氢

目前太阳能发电技术主要有光伏发电和光热发电两类。太阳能光伏发电技术日趋成熟，达到了商业使用所要求的能级，但也存在着电能难以储存，对电网冲击较大的缺点，使得单一的光伏发电遭遇发展瓶颈。太阳能光热发电凭借其可储热、可调峰、可连续发电的优点，逐渐成为可再生能源领域研发和投资的热点[1]。从长远来看，光伏发电和光热发电各具优势，未来将相辅相成，共同发展。

但是，无论是光伏发电还是光热发电，都面临着储能困难的问题。光伏发电一般利用蓄电池储能，但蓄电池寿命较短且成本很高；光热发电一般利用熔盐储热，但储热相较于储电而言储能时间短且换热过程损失较大，同时熔盐储热也面临着易冻堵、价格波动较大等应用障碍。

氢储能方式能量密度高、运行维护成本低、可长时间存储且可实现过程无污染，是少有的能够大量储存、且可同时适用于极短或极长时间供电的能量储备技术方式，被认为是极具潜力的新型大规模储能技术[2]。此外，随着燃料电池以及电解池技术的发展和应用，氢能和电力的相互转换逐渐受到人们的关注。氢能代表了与电力系统相结合的新途径，它们可以共同组成一个具有两种主要能源载体的未来能量系统[3]。

在现有的制氢方法中，固体氧化物电解池（SOEC）电解水制氢的系统效率可达到50%以上，是目前已知的效率最高的制氢系统[4]。SOEC电解水制氢实际上是固体氧化物燃料电池（SOFC）的逆过程，水蒸气在阴极分解为氢气和氧离子，氧离子透过电解质在阳极生成氧气。SOEC需要在几百摄氏度的高温下工作，而光热发电过程中产生高温水蒸气，能够降低电解过程中的电能消耗，提高系统效率。

本文提出并构建了一种结合光热制汽、光伏发电、SOEC电解水制氢以及SOFC发电的互补方案，并进行了能效优化和平衡计算。

1 系统总体方案与组成

光伏、光热联合制氢、发电系统主要由光热制汽单元、光伏发电单元、固体氧化物电解池（SOEC）电解制氢单元、固体氧化物电池（SOFC）发电单元、储氢单元等组成，如图1所示。

由于太阳辐射能具有很强的周期性和不稳定性，每天的辐射能主要集中在中午的几个小时，并且在夜间没有光照，光伏和光热系统无法工作。因此，系统在日间或阳光充足时，主要由光伏系统发电，在保证输出稳定的前提下抽取一部分电用于SOEC电解水制氢，制氢需要的高温水蒸气由光热系统提供。在阳光不足和夜间时段，光伏系统无法满足稳定输出的要求，系统主要由SOFC系统发电。此外，制取氢气时产生的纯氧可作为附属产品做其它用途。

系统在日间由光伏发电系统发电，多余的电能用于SOEC系统电解制氢，在夜间则由SOFC发电系统发电。为了维持输出功率的稳定，需要对光热系统、光伏系统、SOEC系统和SOFC系统的规模进行优化组合，使之相互匹配，日间SOEC系统制取的氢气需要能够满足夜间SOFC系统发电的需求，保证整体系统全天候持续运行。

2 系统各单元热力学计算

2.1 日照条件的设定

假定系统发电功率为1 MW，SOFC和SOEC系统的工作温度均为1000 K。

为了便于计算，对真实的日照条件进行简化[5]，假定太阳辐射集中在10时到15时之间，并且辐射强度稳定（可取为平均值），其它时间辐射强度为0，如图2所示。

系统的光伏发电端在10时到15时之间稳定工作5 h，其余19 h则由SOFC发电端供电，由此分别计算需要匹配的光热系统、光伏系统、SOEC电解系统的规模以及系统效率。计算中需要用到的热力学数据，包括1000 K、标准大气压下氢气、氧 气和水蒸气的总焓、熵以及吉布斯生成焓列于表1中[6]。

表1 计算中使用的热力学数据（1000 K，标准大气压条件）[6]

2.2 SOFC发电单元

考虑到未反应的氢气可分离回收，假定燃料利用率为95%。

由于热力学第二定律的限制，SOFC系统的理论发电效率为

1000 K条件下SOFC系统的理论发电效率可达77%，实际中由于存在活化极化、浓差极化和欧姆极化等各种损失，计算中取发电效率为60%，则SOFC系统一天内消耗氢气的速率及总量等参数的计算结果见表2。

表2 SOFC系统参数

2.3 SOEC制氢单元及储氢单元

SOEC的工作过程实际上是SOFC的逆过程，电解水制氢所需的总能量来源由电能和热能构成，即

计算中取水蒸气利用率为50%，电解效率为90%，查取相关物性参数，则SOEC系统消耗水蒸气速率、耗电功率、制氢速率及制氧速率等参数的计算结果见表3。

表3 SOEC系统参数

SOEC系统产生的氢气输运到储氢单元进行存储，从目前的发展现状和技术条件来看，高压储氢、液化储氢及金属氢化物储氢3种方式更适用于商用要求[8]。

高压储氢通过高压压缩的方式存储气态氢，其优点是技术比较成熟、成本比较低，但是储氢体积密度和重量密度都很低，而且安全性不好。液化储氢是将纯氢冷却到20 K使之液化，然后装到“低温储罐”储存，其优点是吸放氢性能好，但氢气液化成本很高，并且有泄漏的危险。金属氢化物储氢通过氢气与某些金属反应后形成金属氢化物来储氢，金属氢化物在被加热后可释放出氢。相比于高压储氢和液化储氢，金属氢化物储氢的重量密度和体积密度很大，并且安全性能好，成本较低，是一种比较理想的储氢方式[9]。

2.4 光伏发电单元及光热制汽单元

光伏发电单元将太阳辐射能直接转换为电能，其光电效率为

式中，为产生的电能，s为光伏系统接受的太阳辐射能。单晶硅电池的实验室最高转换效率可达24.7%，商业化电池效率一般为16%～20%。多晶硅太阳能电池的实验室最高效率也超过了20%，商业化电池效率一般为15%～18%[10]。

光热制汽单元将水加热为高温蒸汽，其光热效率为

式中，为水被加热吸收的热量，s为光热系统所接受的太阳辐射能。光热效率与集热的形式有关，槽式集热管常用的镀银玻璃聚光镜的集热效率为80%左右，铝反射板可达85%。塔式技术的聚光效率低，但是热损失较小，集热效率高，南京70 kW塔式实验电站的实测聚光集热效率为76.3%[11]。

计算中取光热单元的光热效率为75%，光伏单元的光电效率为20%，集热器将298 K的液态水加热成1000 K的高温蒸汽并提供电解过程消耗的热能。查取相关物性参数，则光伏系统、光热系统的规模及工作5 h内接受太阳辐射量等参数的计算结果见表4。

表4 光伏及光热系统参数

2.5 系统效率

系统效率即系统产出与投入之比。投入系统的能量即光伏系统、光热系统接受的太阳辐射能，系统的产出包括发出的电能、制取的氢气及氧气。若制取的氢气全部用于发电，则系统发电效率可按照式(5)计算

表5 系统效率参数

在计算系统的综合效率时，需要考虑到系统的产出还包括制取的纯氧，可以作为副产品加以存储利用。

3 系统能效平衡和优化

3.1 能效平衡

以全天稳定输出1 MW电力为目标，首先选定SOFC发电单元持续19 h（当天15时到第二天10时）输出功率1 MW，确定需要的H2储备量为

（1）SOFC系统需要的氢气由SOEC系统在日间5 h（当天10时到15时）内制取，由2.3中的计算结果，制氢速率为0.0698 kg/s。

（2）SOEC系统制氢所需的电能由光伏系统提供，制氢消耗的电功率为

（3）SOEC系统电解制氢所需的高温蒸汽及热能由光热系统提供，由2.3中的计算结果，若取蒸汽利用率为50%，则制氢消耗高温蒸汽的速率为1.2469 kg/s。光热系统的加热功率为

（4）1 MW发电规模的整体系统由8.407 MW的光伏系统、加热功率6.756 MW的光热系统、制氢速率0.0698 kg/s的SOEC系统、储氢量1255.74 kg的储氢系统以及1 MW的SOFC系统构成，如表6所示。由2.5中的计算结果，系统全天发电效率为9.4%。

表6 1 MW整体系统参数表

3.2 可行性分析

（1）系统全天发电效率能达到9.4%，考虑到光伏系统、光热系统、SOEC系统日间工作5 h的条件比较保守，日间SOEC系统5 h的制氢量需要满足其余19 h SOFC系统发电的需求，而实际中SOEC系统每天工作的时间会大于5 h，因此计算结果中光伏系统、光热系统和SOEC系统的规模都会偏大，而系统发电效率则会偏低。

（2）实际工作时可以对系统的发电量及制氢量进行调控。若日间用电负荷较大，光伏系统无法满足，则可以利用SOFC系统发电进行补充。若日间光伏系统发电能够满足用电需求，在储氢设备允许的前提下，阳光充足时多制氢，阳光不足时少制氢。发电量及制氢量也需要根据天气情况进行调整，若预计会出现连续的阴雨天气，则需要减少光伏系统电力输出以增加制氢量，因此储氢系统的容量需要有较大的波动。

（3）系统的最大发电功率为光伏系统规模与SOFC系统规模之和，1 MW系统的最大发电功率即为8.407 MW，但此时SOEC系统不再制取氢气，系统在最大功率下连续工作的时间由储氢系统的容量决定。当没有用电需求时系统也可以完全作为制氢站，生产氢气和纯氧作为化工产品。

（4）将光伏系统和光热系统联合进行建造，可以提高土地利用率，有效降低成本。光伏电站和光热电站的建设需要占用大量土地，随着发电规模的扩大，土地问题和用地矛盾日益突出，而光伏与光热系统的联合建设提供了一种有效的解决办法。

4 结 论

本工作提出并构建了一种结合光热制汽、光伏发电、SOEC电解水制氢以及SOFC发电的互补方案，系统在日间或阳光充足时由光伏发电系统发电，同时抽取一部分电力电解光热系统产生的高温水蒸汽制取氢气，夜间或阳光不足时则由SOFC系统利用存储的氢气发电，以保证全天输出电力的稳定性。

系统充分利用光伏发电成本低、光热转换效率高并产生高温蒸汽易与SOEC系统配合的优势，在日间由光伏系统发电并由SOEC系统电解水制氢储能，夜间则由SOFC系统发电，储能和发电效率较高。此外，系统的光伏发电端可与风电、核电等多种能源相结合，起到削峰填谷的作用。

关于此类互补发电系统的研究文献还比较少，此处只是做一个方案设计和能效平衡探讨。在今后的研究中，将陆续开展模型模拟计算、经济成本分析，并建立示范工程予以验证，相关结果将陆续 发布。

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Design of solar cogeneration system of hydrogen and power with solid oxide cells

LV Zewei, HAN Minfang

(Department of Thermal Engineering, Tsinghua University, State Key Lab of Power Systems, Beijing 100084, China)

A novel cogeneration system of hydrogen and power is designed to solve the energy storage problem faced by both photovoltaic and solar thermal generation technologies. In this system, solar energy collection, photovoltaic generation, solid oxide electrolysis cell (SOEC) and solid oxide fuel cell (SOFC) are synergistically combined. A simplification of solar insolation curve was made before thermodynamic calculation. Based on the simplification, it shows that 1 MW system consists of 8.407 MW photovoltaic system, solar thermal collector with heating power of 6.756 MW, SOEC system with hydrogen produce rate of 0.0698 kg/s and 1 MW SOFC system. Power generating efficiency can reach 9.4% throughout the day, which partly demonstrates the feasibility of the system. In addition, oxygen can be produced in the system, which can be further utilized. Moreover, high temperature steam electrolysis which significantly reduces the electric energy consumption, provides a potential pathway for the interconversion of electricity and hydrogen. This method can be used to stockpile the electrical energy harvested from fluctuant renewable energy sources.

photovoltaic generation; solar thermal generation; solid oxide fuel cell; solid oxide electrolysis cell; solar hydrogen production

10.12028/j.issn.2095-4239.2016.0067

TK 519；TK 91

A

2095-4239（2017）02-275-05

2016-09-05；修改稿日期：2016-12-09。

科技北京百名领军人才培养工程（Z151100000315031），电力系统国家重点实验室（SKLD16Z11）。

吕泽伟（1996—），男，本科生，研究方向为固体氧化物燃料电池，E-mail：lvzw13@mails.tsinghua.edu.cn；

韩敏芳，教授，主要研究方向为固体氧化物燃料电池、煤气制氢、新材料开发和固体废弃物综合利用，E-mail：hanminfang@sina.com。