医院燃料电池供能系统经济与环保分析

2023-07-15于玉良

煤气与热力 2023年6期

王逊, 肖威, 于玉良

(北京优奈特能源工程技术有限公司, 北京 100023)

1 概述

医院能源支出占医院总运行费用的10%左右,电和天然气消耗约占总能耗的86.9%[1-3]。因此,降低用能成本成为医院发展的迫切需要。燃料电池热电联供系统具有发电效率高、规模灵活、部分负荷特性好、污染物排放低、无噪声、无振动等优势[4],得到了国内广泛关注[5-7]。

本文针对某医院应用场景,将采用燃气内燃机发电机组供能系统作为基准方案,测算分析不同额定发电功率燃料电池供能系统的年运行费用、设备购置费、二氧化碳排放。

2 应用场景

某医院建筑面积7.4×104m2,天然气供应条件好,气量充足。供暖期为11月1日—次年3月31日,供冷期为5月1日—9月30日,本文暂不考虑过渡期供能。供暖期、供冷期典型日逐时负荷分别见图1、2。图中,时段1表示[0:00,1:00],时段2表示[1:00,2:00],以此类推。供暖期典型日为供暖热负荷最大日,供冷期典型日为冷负荷最大日。供暖期,最大供暖热负荷为4 727 kW,最大电负荷为2 893 kW,最大生活热水负荷为2 600 kW。供冷期,最大冷负荷6 023 kW,最大电负荷为2 893 kW,最大生活热水负荷为2 600 kW。电负荷不含空调制冷用电负荷。

图1 供暖期典型日逐时负荷

图2 供冷期典型日逐时负荷

为简化计算,将典型日逐时负荷(含供暖热负荷、冷负荷、电负荷、生活热水负荷)作为基础,将供暖期、供冷期用户日逐时负荷率划为4档,用户日逐时负荷率及持续时间见表1。以供暖期用户日逐时负荷率为50%为例,将图1中供暖期典型日的各项负荷均乘50%。供暖期天然气价格为2.60 元/m3,非供暖期天然气价格为2.29元/m3。分时电价见表2。

表1 用户日逐时负荷率及持续时间

表2 分时电价

3 供能方案

3.1 基准方案

基准方案是以燃气内燃机发电机组为主机的供能方案。除燃气内燃机发电机组供电外,不足部分由市电满足。烟气热水补燃型溴化锂吸收式热泵机组(简称补燃型吸收式热泵机组)利用燃气内燃机发电机组排烟、缸套水与补燃天然气制热、制冷。供暖期,供暖热负荷由补燃型吸收式热泵机组满足,生活热水负荷由燃气锅炉满足。供冷期,冷负荷优先由补燃型吸收式热泵机组满足,不足部分由电驱动离心式冷水机组满足,生活热水负荷由燃气锅炉满足。基准方案主要设备额定参数见表3。燃气内燃机发电机组额定发电功率变化范围为1 000～3 000 kW,补燃型吸收式热泵机组额定制热量根据燃气内燃机发电机组额定发电功率、额定发电效率、额定热效率以及用户最大供暖热负荷确定,电驱动离心式冷水机组额定制冷量根据溴化锂吸收式热泵机组额定制冷量以及用户最大冷负荷确定。

表3 基准方案主要设备额定参数

燃气内燃机发电机组发电效率ηg,e与电负荷率βg,e的关系式为[8]:

式中ηg,e——燃气内燃机发电机组发电效率

βg,e——燃气内燃机发电机组电负荷率

通过调节燃气内燃机发电机组电负荷率适应用户电负荷变化,燃气内燃机发电机组电负荷率的变化范围为0.3～1.0。

燃气内燃机发电机组热效率ηg,h与电负荷率βg,e的关系式为[8]:

式中ηg,h——燃气内燃机发电机组热效率

3.2 燃料电池供能方案

设立能源站,以MW级燃料电池热电联供系统为主。发电采用并网不上网模式,考虑燃料电池不宜频繁启停,设置蓄电池。燃料电池发电供用户用电,若有剩余储存至蓄电池,若不足则外购市电。采用换热器回收电堆余热(指燃料电池热电联供系统余热),除供用户外,剩余部分储存在蓄热水箱内。

燃料电池热电联供系统流程见图3。燃料电池热电联供系统采用固体氧化物燃料电池(SOFC),天然气经天然气压缩机进入重整器,与由蒸汽发生器产生的蒸汽反应,生成重整气,进入电堆阳极。空气经空气压缩机、空气预热器后,进入电堆阴极。电堆阳极排气、电堆阴极排气进入后燃室。后燃室排烟依次进入重整器、空气预热器、蒸汽发生器(出口烟气温度为245 ℃)后,进入换热器将60 ℃回水加热至80 ℃,用于供暖和制备生活热水。电堆发电通过功率转换器转化为220 V交流电。

图3 燃料电池热电联供系统流程1.天然气压缩机 2.蒸汽发生器 3.重整器 4.空气预热器5.电堆阳极 6.电堆阴极 7.后燃室 8.功率转换器9.换热器 10.水泵 11.空气压缩机

燃料电池发电效率ηc,e与电负荷率βc,e的关系式为[8]:

式中ηc,e——燃料电池发电效率

βc,e——燃料电池电负荷率

通过调节燃料电池电负荷率适应用户电负荷变化,燃料电池电负荷率的变化范围为0.2～1.0。燃料电池热效率取额定热效率。

① 燃料电池供能方案1

供暖期,供暖热负荷优先由电堆余热、蓄热水箱满足,不足部分由直燃型溴化锂吸收式热泵机组(简称直燃型吸收式热泵机组)满足,生活热水负荷由燃气锅炉满足。供冷期,冷负荷优先由电驱动离心式冷水机组满足,不足部分由直燃型吸收式热泵机组补充。利用电堆余热制备生活热水,剩余部分储存在蓄热水箱内,若不足,由燃气锅炉补充。

燃料电池供能方案1主要设备额定参数见表4。燃料电池额定发电功率范围为1 000～3 000 kW,换热器额定换热量根据燃料电池额定发电功率、额定发电效率、额定热效率选取,直燃型吸收式热泵机组额定制热量根据燃料电池额定发电功率、额定发电效率、额定热效率以及用户最大供暖热负荷选取。

表4 燃料电池供能方案1主要设备额定参数

② 燃料电池供能方案2

供暖期,用户供暖热负荷、生活热水负荷优先由燃料电池满足,不足部分由电驱动风冷螺杆式热泵机组(配置热回收换热器,供冷期可制备生活热水)满足。供冷期,冷负荷、生活热水负荷优先由电驱动风冷螺杆式热泵机组满足,不足部分生活热水负荷由电堆余热补充。

燃料电池供能方案2主要设备额定参数见表5。燃料电池额定发电功率范围为1 000～3 000 kW,换热器额定换热量根据燃料电池额定发电功率、额定发电效率、额定热效率选取。

表5 燃料电池供能方案2主要设备额定参数

③ 燃料电池供能方案3

供暖期,供暖热负荷优先由电堆余热满足,不足部分由电驱动风冷螺杆式热泵机组、直燃型吸收式热泵机组满足,生活热水负荷由燃气锅炉满足。供冷期,冷负荷由电驱动风冷螺杆式热泵机组、直燃型吸收式热泵机组满足。生活热水负荷优先由电堆余热满足,不足部分由燃气锅炉满足。

燃料电池供能方案3主要设备额定参数见表6。燃料电池额定发电功率范围为1 000～3 000 kW,换热器额定换热量根据燃料电池额定发电功率、额定发电效率、额定热效率选取。

表6 燃料电池供能方案3主要设备额定参数

4 供能方案优化

4.1 年运行费用计算方法

年运行费用包括燃气费、市电费、设备维护费。燃气锅炉单位热功率排风机、循环泵耗电功率按5 W/kW考虑。燃料电池热电联供系统输出电功率为扣除天然气压缩机、空气压缩机、水泵电功率后的电功率。

燃气内燃机发电机组单位发电量设备维护费为0.072 元/(kW·h),吸收式热泵机组(含补燃型吸收式热泵机组、直燃型吸收式热泵机组)单位冷(热)量设备维护费为0.000 8 元/(kW·h),燃气锅炉单位热量设备维护费为0.002 16 元/(kW·h),电驱动离心式冷水机组、电驱动风冷螺杆式热泵机组年设备维护费均为7×104元/a。燃料电池、蓄电池的设备维护费忽略不计。

年运行费用C的计算式为:

式中C——年运行费用,元/a

n——时期种类,分为供暖期、供冷期,取2

m——用户日逐时负荷率种类(见表1),取4

Cd,i,j——时期i日逐时负荷率j的日运行成本,元/d

ti,j——时期i日逐时负荷率j的持续时间(见表1),d

4.2 优化方法

以优化得到的日运行成本为基础,计算基准方案、燃料电池供能方案1～3在不同燃气内燃机发电机组、燃料电池额定发电功率下的年运行费用,得到燃气内燃机发电机组、燃料电池最佳额定发电功率。

目标函数:日运行成本最低。

优化变量:①对于基准方案,对于给定的燃气内燃机发电机组额定发电功率,以燃气内燃机发电机组逐时电负荷率作为优化变量。②对于燃料电池供能方案1～3,对于给定的燃料电池额定发电功率,以燃料电池逐时电负荷率、蓄电池逐时放电量、蓄热水箱逐时放热量作为优化变量。

约束条件:①对于基准方案,约束条件1为供给侧、需求侧的电负荷、供暖热负荷、冷负荷、生活热水负荷平衡。约束条件2为燃气内燃机发电机组电负荷率变化范围为0.3～1.0。②对于燃料电池供能方案1～3,约束条件1为供给侧、需求侧、储能侧的电负荷、供暖热负荷、冷负荷、生活热水负荷平衡。约束条件2为燃料电池电负荷率的变化范围为0.2～1.0。约束条件3为蓄电池、蓄热水箱的日储能与日释能平衡。

优化工具:采用EXCEL软件的规划求解器进行优化。

4.3 年运行费用分析

根据优化得到的日运行成本,不同额定发电功率各方案的年运行费用见表7。由表7可知,当燃料电池额定发电功率为2 000 kW时,燃料电池供能方案1～3的年运行费用最低。燃料电池供能方案1、3的年运行费用低于基准方案,燃料电池供能方案2的年运行费用高于基准方案。燃料电池供能方案1的年运行费用稍高于燃料电池供能方案3。

表7 不同额定发电功率各方案的年运行费用

5 可接受燃料电池价格

与基准方案相比,燃料电池供能方案在年运行费用上具有一定竞争力,但过高的燃料电池价格成为制约其应用的主要因素。

在计算方案设备购置费时,燃气锅炉单位热功率价格取800 元/kW,换热器单位换热功率价格取600 元/kW,电驱动离心式冷水机组单位制冷量价格取1 080 元/kW,电驱动风冷螺杆式热泵机组单位制冷量价格取1 422 元/kW,蓄电池单位输出功率价格取1 000 元/kW,蓄热水箱单位容积价格取250 元/m3。辅助设备与电控设备购置费取总设备购置费的40%。

燃气内燃机发电机组(含脱硝装置)单位发电功率购置费Fg的计算式为:

Fg=1.4(4 894.47-0.154 6P)

式中Fg——燃气内燃机发电机组(含脱硝装置)单位发电功率购置费,元/kW

P——燃气内燃机发电机组额定发电功率,kW

吸收式热泵机组(含补燃型吸收式热泵机组、直燃型吸收式热泵机组)单位制冷量购置费Fab的计算式为:

式中Fab——吸收式热泵机组单位制冷量购置费,元/kW

Φ——吸收式热泵机组额定制冷量,kW

保持燃料电池供能方案1、3除燃料电池外其他主要设备购置费不变,经计算得到不同额定发电功率燃料电池供能方案1、3与基准方案设备购置费相同时的燃料电池价格(为单位额定发电功率价格,本文称为可接受燃料电池价格),见表8。由表8可知,可接受燃料电池价格与目前的燃料电池价格(国内价格为80 000 元/kW,美国Bloom Energy产品价格约23 822 元/kW)仍有相当大的差距,暂时不具备竞争优势。但随着国家能源结构向绿色低碳方向转型,政策支持力度逐步加大,以及产业规模化加大,不久的将来燃料电池的价格可具备一定竞争力。不同额定发电功率下,燃料电池供能方案1的可接受燃料电池价格均高于燃料电池供能方案3,说明燃料电池供能方案1的总设备购置费低于燃料电池供能方案3。

表8 不同额定发电功率燃料电池供能方案1、3的可接受燃料电池价格

6 二氧化碳排放水平

设定纯市电供应方案:用户电负荷由市电满足,供暖热负荷、冷负荷、生活热水负荷均由热泵机组(制冷性能系数取3.6,制热性能系数取4.1)满足。可计算得到,纯市电供应方案的年耗电量为12 513.9 MW·h/a。天然气CO2排放因子取1.964 kg/m3,北京地区电网CO2排放因子取0.6 kg/(kW·h)。可计算得到,不同额定发电功率基准方案、燃料电池供能方案1～3以纯市电供应方案年耗电量为基准的单位耗电量二氧化碳排放量(简称单位碳排放量),见表9。由表9可知,当燃料电池额定发电功率为2 000 kW时,各燃料电池供能方案单位碳排放量最低。燃料电池供能方案1单位碳排放量最低,且低于基准方案。