田甜, 李怡雪，黃磊，舒杰

(1.中國(guó)科學(xué)院可再生能源重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室(中國(guó)科學(xué)院廣州能源研究所)，廣州市 510640；2.中國(guó)科學(xué)院大學(xué)，北京市 100049)

0 引 言

海上風(fēng)電由于其風(fēng)力資源豐富、不占用土地資源、距離負(fù)荷中心較近[1]等優(yōu)勢(shì)，近年來(lái)成為風(fēng)電領(lǐng)域的重要發(fā)展方向。但風(fēng)電具有很強(qiáng)的隨機(jī)性、間歇性[2]、反調(diào)峰等特性，大規(guī)模并網(wǎng)會(huì)影響電力系統(tǒng)的正常運(yùn)行，導(dǎo)致嚴(yán)重棄風(fēng)現(xiàn)象的發(fā)生[3]。風(fēng)電耦合制氫是解決上述問(wèn)題的有效手段之一[3-5]。氫能作為能源轉(zhuǎn)型的重要組成部分，具有多種應(yīng)用，如作為能量存儲(chǔ)介質(zhì)、運(yùn)輸燃料和發(fā)電燃料等。

對(duì)海上風(fēng)電進(jìn)行消納，可以將風(fēng)電通過(guò)高壓直流或交流輸電方式傳輸上岸制氫，也可利用海上平臺(tái)制氫并通過(guò)管道輸氫或船舶運(yùn)氫上岸。國(guó)外在海上風(fēng)電并網(wǎng)岸上制氫方面的研究比較成熟。文獻(xiàn)[5]提出了一種海上風(fēng)電場(chǎng)與岸上制氫管理系統(tǒng)協(xié)調(diào)控制方案，以減少風(fēng)電變化的不利影響。文獻(xiàn)[6]對(duì)海上風(fēng)電通過(guò)高壓直流并網(wǎng)在岸上制氫的經(jīng)濟(jì)性進(jìn)行了分析。國(guó)內(nèi)針對(duì)海上風(fēng)電并網(wǎng)研究較為成熟[1, 7-9]，在陸上風(fēng)電制氫方面也有相關(guān)研究項(xiàng)目及示范項(xiàng)目。國(guó)家電網(wǎng)有限公司于2009年開(kāi)展了風(fēng)光電結(jié)合海水制氫技術(shù)研究。中國(guó)節(jié)能環(huán)保集團(tuán)有限公司、河北建設(shè)投資集團(tuán)有限責(zé)任公司、國(guó)家電力投資集團(tuán)有限公司和國(guó)家能源投資集團(tuán)有限責(zé)任公司從2014年開(kāi)始，陸續(xù)啟動(dòng)風(fēng)電制氫項(xiàng)目。近幾年國(guó)內(nèi)外陸續(xù)建成多個(gè)海上風(fēng)電示范項(xiàng)目。

已有研究表明，海上風(fēng)電通過(guò)交流海纜并網(wǎng)岸上制氫存在交流損耗及影響電網(wǎng)穩(wěn)定性問(wèn)題。為解決這個(gè)問(wèn)題，近年來(lái)，國(guó)外學(xué)者開(kāi)始研究海上平臺(tái)風(fēng)電制氫并對(duì)比研究氫氣不同運(yùn)輸方式的經(jīng)濟(jì)性。文獻(xiàn)[10]對(duì)比研究海上風(fēng)電岸上制氫和海上平臺(tái)制氫2種技術(shù)方案的經(jīng)濟(jì)性。其中海上平臺(tái)制氫技術(shù)中氫氣以氣態(tài)、液態(tài)、氨氣和液態(tài)有機(jī)氫載體4種形式，通過(guò)海底天然氣管道和船舶運(yùn)輸上岸。文獻(xiàn)[11]對(duì)比了海上風(fēng)電通過(guò)氫氣運(yùn)輸上岸和通過(guò)電力傳輸上岸2種方式，并給出了通過(guò)氫氣運(yùn)輸上岸比電力運(yùn)輸上岸更經(jīng)濟(jì)情況下的電價(jià)。

我國(guó)目前沒(méi)有針對(duì)海上平臺(tái)制氫并通過(guò)管道或船舶將氫氣運(yùn)輸上岸的研究及示范項(xiàng)目，且國(guó)內(nèi)海底天然氣管道不普及，海上設(shè)備相比于陸上設(shè)備具有較高的安裝、運(yùn)行和維護(hù)成本。因此，目前缺乏國(guó)內(nèi)海上平臺(tái)制氫及船舶運(yùn)氫、海上平臺(tái)制氫及管道輸氫和海上風(fēng)電岸上制氫3種風(fēng)電消納方案的經(jīng)濟(jì)性分析。

針對(duì)以上問(wèn)題，本文建立海上風(fēng)電岸上制氫、海上平臺(tái)制氫及管道輸氫和海上平臺(tái)制氫及船舶運(yùn)氫3種海上風(fēng)電消納的技術(shù)方案；并以某300 MW海上風(fēng)電場(chǎng)為例，采用經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)方法對(duì)3種技術(shù)方案進(jìn)行對(duì)比分析。

1 海上風(fēng)力發(fā)電制氫技術(shù)方案

海上風(fēng)電岸上制氫技術(shù)通過(guò)海底電纜將海上風(fēng)電傳輸上岸，在岸上制氫。海底電纜有高壓交流和高壓直流2種。其中高壓交流技術(shù)成熟，結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單，成本低，但存在諧振、在線(xiàn)損耗比高壓直流大等問(wèn)題，且需要靜態(tài)及動(dòng)態(tài)無(wú)功補(bǔ)償裝置；高壓直流控制靈活，輸送距離不受限制，可工作在無(wú)源逆變狀態(tài)，但換流設(shè)備造價(jià)較高，體積與質(zhì)量較大[11]。

海上平臺(tái)制氫技術(shù)利用海上平臺(tái)就地制氫，再通過(guò)管道或船舶將氫氣輸送至陸地。和海上風(fēng)電岸上制氫技術(shù)相比，海上平臺(tái)制氫可以減少對(duì)輸電網(wǎng)絡(luò)的依賴(lài)，降低電力傳輸損耗和海底電纜的投資成本。表1列舉了近5年國(guó)內(nèi)外海上風(fēng)電示范項(xiàng)目。關(guān)于大規(guī)模海上風(fēng)電制氫平臺(tái)，文獻(xiàn)[12]針對(duì)多用途海上平臺(tái)進(jìn)行研究，以適應(yīng)不同的應(yīng)用需求。對(duì)海上電解槽的安置，英國(guó)Dolphyn項(xiàng)目計(jì)劃在英國(guó)北海開(kāi)發(fā)一個(gè)4 GW的漂浮式風(fēng)電場(chǎng)，在每臺(tái)風(fēng)機(jī)上安裝一個(gè)制氫子單元，制氫所需的整套系統(tǒng)集成到浮式風(fēng)機(jī)平臺(tái)上[13]?；赒13a平臺(tái)的荷蘭PosHYdon項(xiàng)目，將完全電氣化的油氣平臺(tái)Q13a改造為制氫平臺(tái)，所需集裝箱式的制氫設(shè)備由于體積很小，可以放置在絕大多數(shù)海上平臺(tái)。這里討論的海上平臺(tái)制氫方案基于現(xiàn)有海上升壓站平臺(tái)，將海上升壓站作為制氫單元的海上支撐平臺(tái)。

目前氫氣主要以壓縮氣態(tài)或低溫液態(tài)儲(chǔ)運(yùn)[14]。對(duì)于以壓縮氣態(tài)儲(chǔ)運(yùn)的氫氣，可以用管網(wǎng)或采用高壓容器通過(guò)車(chē)、船舶等運(yùn)輸工具進(jìn)行輸送。管網(wǎng)輸送一般適用于用量大的場(chǎng)合，而車(chē)、船舶運(yùn)輸適用于用量小、用戶(hù)比較分散的場(chǎng)合。對(duì)于以低溫液態(tài)儲(chǔ)運(yùn)的液氫，輸運(yùn)方法一般采用車(chē)船輸送，目前僅國(guó)外少量使用，國(guó)內(nèi)沒(méi)有專(zhuān)門(mén)用于液氫運(yùn)輸?shù)拇?。因此，這里主要圍繞氫氣的運(yùn)輸方式，對(duì)船舶與管道2種運(yùn)輸方式進(jìn)行討論。

1.1 海上風(fēng)電岸上制氫技術(shù)方案

海上風(fēng)電經(jīng)交流輸電岸上制氫系統(tǒng)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)如圖1所示。海上風(fēng)電經(jīng)交流輸電岸上制氫系統(tǒng)主要由海上風(fēng)電場(chǎng)、海上升壓站、陸上變電站、陸上換流站、制氫站和交流電纜組成。海上風(fēng)機(jī)輸出的交流電，經(jīng)海上升壓站匯流升壓后由交流海底電纜輸送至陸上換流站，然后將交流電轉(zhuǎn)換成直流電，再經(jīng)由變電站將電能傳輸給岸上制氫站進(jìn)行制氫。

表1 近5年國(guó)內(nèi)外海上風(fēng)電示范項(xiàng)目Table 1 Summary of offshore wind power demonstration projects in the world in recent 5 years

圖1 海上風(fēng)電經(jīng)交流輸電岸上制氫系統(tǒng)拓?fù)銯ig.1 Topology of on-shore hydrogen production system for offshore wind power via AC transmission

海上風(fēng)電經(jīng)直流輸電岸上制氫系統(tǒng)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)如圖2所示。海上風(fēng)電經(jīng)直流輸電岸上制氫系統(tǒng)主要由海上風(fēng)電場(chǎng)、海上升壓站、海上換流站、陸上變電站、制氫站和直流電纜組成。海上風(fēng)機(jī)輸出交流電，經(jīng)海上升壓站匯流升壓后由海底電纜輸送至海上換流站，然后由海上換流站轉(zhuǎn)換成直流電后再通過(guò)直流海底電纜將電能輸送至陸上變電站，最后輸送給制氫站進(jìn)行制氫。海上風(fēng)電經(jīng)直流輸電岸上制氫系統(tǒng)與海上風(fēng)電經(jīng)交流輸電岸上制氫系統(tǒng)相比，主要差異是經(jīng)直流輸電岸上制氫系統(tǒng)需要海上換流站。

圖2 海上風(fēng)電經(jīng)直流輸電岸上制氫系統(tǒng)拓?fù)銯ig.2 Topology of on-shore hydrogen production system for offshore wind power via DC transmission

海上風(fēng)電經(jīng)交流和直流輸電岸上制氫系統(tǒng)中海上換流站電壓為經(jīng)過(guò)海上升壓站匯流升壓后的電壓，為220 kV；海上平臺(tái)制氫及船舶運(yùn)氫系統(tǒng)和海上平臺(tái)制氫及管道輸氫系統(tǒng)中海上換流站電壓為海上風(fēng)電場(chǎng)輸出的電壓，為33 kV。根據(jù)文獻(xiàn)[15-16]中不同電壓等級(jí)換流站單位投資成本，這里220 kV電壓等級(jí)換流站成本按比33 kV電壓等級(jí)換流站成本高10%估算。

1.2 海上平臺(tái)制氫及船舶運(yùn)氫技術(shù)方案

海上平臺(tái)制氫及船舶運(yùn)氫系統(tǒng)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)如圖3所示，主要由海上風(fēng)電場(chǎng)、海上換流站、海上制氫站、岸上運(yùn)氫中轉(zhuǎn)站和運(yùn)氫船舶組成。海上風(fēng)機(jī)輸出交流電，經(jīng)海上換流站轉(zhuǎn)換成電解槽所需的直流電，然后通過(guò)海底電纜將直流電輸送至海上制氫站進(jìn)行制氫，最后將氫氣通過(guò)船舶輸送至陸上運(yùn)氫中轉(zhuǎn)站。

圖3 海上平臺(tái)制氫及船舶運(yùn)氫系統(tǒng)拓?fù)銯ig.3 Topology of hydrogen production system on offshore platform with hydrogen transported by ships

1.3 海上平臺(tái)制氫及管道輸氫技術(shù)方案

海上平臺(tái)制氫及管道輸氫系統(tǒng)拓?fù)浣Y(jié)構(gòu)如圖4所示，主要由海上風(fēng)電場(chǎng)、海上換流站、海上制氫站、運(yùn)氫中轉(zhuǎn)站和輸氫管道組成。海上風(fēng)機(jī)輸出交流電，經(jīng)海上換流站轉(zhuǎn)換成電解槽所需的直流電，然后通過(guò)電纜將直流電輸送至海上制氫站進(jìn)行制氫，最后將氫氣通過(guò)氫氣管道輸送至岸上運(yùn)氫中轉(zhuǎn)站。

圖4 海上平臺(tái)制氫及管道輸氫系統(tǒng)拓?fù)銯ig.4 Topology of hydrogen production system on offshore platform with hydrogen transported through pipeline

2 海上風(fēng)力發(fā)電制氫方案經(jīng)濟(jì)性模型

海上風(fēng)電場(chǎng)建設(shè)和運(yùn)行成本構(gòu)成與陸上風(fēng)電場(chǎng)基本一致，主要包括風(fēng)機(jī)成本、電纜成本、支撐結(jié)構(gòu)成本、安裝成本、運(yùn)營(yíng)維護(hù)成本等。

2.1 總投資成本等年值模型

采用等年值法對(duì)海上風(fēng)電岸上制氫、海上平臺(tái)制氫及船舶運(yùn)氫和海上平臺(tái)制氫及管道輸氫3種方案進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性分析。成本包括設(shè)備總投資成本和運(yùn)行維護(hù)成本，計(jì)算公式如式(1)所示。

(1)

式中：A為總成本的等年值；Ccap為總投資成本，萬(wàn)元；M為年運(yùn)行維護(hù)成本，萬(wàn)元；i為貼現(xiàn)率；na為回收年限。本文中i=0.05，na=20 a。

2.2 設(shè)備投資成本

設(shè)備總投資成本Ccap包括風(fēng)電機(jī)組、換流站、變電站、輸電海纜、堿性電解槽、氫氣壓縮機(jī)、集裝管束箱、氫氣管道、船舶等設(shè)備的采購(gòu)成本及海上設(shè)備的平臺(tái)建設(shè)成本。這里不考慮每個(gè)系統(tǒng)中均有的風(fēng)電機(jī)組及海上升壓站成本。設(shè)備投資成本模型如式(2)所示。由于系統(tǒng)中設(shè)備不一樣，具體到每個(gè)系統(tǒng)的設(shè)備投資成本模型稍有不同。

Ccap=Ccable+Con-sub+Coff-conv+Celec+
Ccompr+Cbox+Cship+Cpip

(2)

式中：Ccable、Con-sub、Coff-conv、Celec、Ccompr、Cbox、Cship、Cpip分別為電纜、陸上變電站、海上換流站、堿性電解槽、氫氣壓縮機(jī)、集裝管束箱、船舶和管道的投資成本，萬(wàn)元。

2.3 年運(yùn)行維護(hù)成本

運(yùn)行維護(hù)成本主要考慮系統(tǒng)中設(shè)備維護(hù)成本、損耗成本及運(yùn)行成本。系統(tǒng)各部分的年維護(hù)成本可以通過(guò)投資成本乘以年維護(hù)費(fèi)率得到，將系統(tǒng)各部分維護(hù)成本相加即可得到風(fēng)電系統(tǒng)的年維護(hù)成本。系統(tǒng)年運(yùn)行維護(hù)成本模型如式(3)所示。根據(jù)系統(tǒng)中不同設(shè)備，具體到每個(gè)系統(tǒng)的年運(yùn)行維護(hù)投資成本模型稍有不同。

M=Ccablemcable+Con-submon-sub+Coff-convmoff-conv+
Celecmelec+Ccomprmcompr+Cboxmbox+
Cshipmship+Oship+Lcable+Lpip

(3)

式中：mcable、mon-sub、moff-conv、melec、mcompr、mbox、mship分別為電纜、陸上變電站、海上換流站、堿性電解槽、氫氣壓縮機(jī)、集裝管束箱和船舶的年維護(hù)費(fèi)率；Oship為船舶年運(yùn)行油耗成本，萬(wàn)元；Lcable、Lpip分別為電纜、管道年損耗成本，萬(wàn)元。

由于各系統(tǒng)中電力電子變換器的損耗相同，本文忽略電力電子變換器的損耗，只考慮傳輸部分損耗。海上風(fēng)電經(jīng)交流或直流傳輸岸上制氫系統(tǒng)傳輸損耗分別指海底交流電纜或直流電纜傳輸損耗，年損耗費(fèi)用等于年損耗電量乘以海上風(fēng)電上網(wǎng)電價(jià)。電纜年損耗成本模型如式(4)所示。

Lcable=ptariff×Pcable×t

(4)

式中：ptariff為海上風(fēng)電上網(wǎng)電價(jià)，萬(wàn)元/(MW·h)；Pcable為交流電纜或直流電纜損耗，MW；t為風(fēng)電場(chǎng)年利用小時(shí)數(shù)，h。

3 三種海上風(fēng)力發(fā)電制氫方案經(jīng)濟(jì)性對(duì)比分析

本文以總裝機(jī)容量為300 MW的某海上風(fēng)電場(chǎng)為例，對(duì)海上風(fēng)電岸上制氫、海上平臺(tái)制氫及船舶運(yùn)氫和海上平臺(tái)制氫及管道輸氫3種方案，分別在離岸距離25、50、75 km下進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性分析。成本估算數(shù)據(jù)基于市場(chǎng)調(diào)研及相關(guān)文獻(xiàn)資料。各系統(tǒng)中各設(shè)備功率均按風(fēng)電場(chǎng)額定功率配置。

海上風(fēng)電場(chǎng)年發(fā)電量參考大豐300 MW海上風(fēng)電項(xiàng)目，預(yù)計(jì)年發(fā)電量7.97×108kW·h[17]。電解生產(chǎn)并壓縮1 m3氫氣需耗能5.15 kW·h[18]。根據(jù)年發(fā)電量及電解生產(chǎn)氫氣所需能耗，可計(jì)算出1年產(chǎn)氫量為1.55×108m3。

3.1 三種方案成本分析

海上風(fēng)電岸上制氫系統(tǒng)中岸上制氫站在靠近海邊不遠(yuǎn)處，因此忽略海上升壓站和陸上變電站間的一段陸上電纜，將其全部當(dāng)作海底電纜處理。

海上風(fēng)電岸上制氫、海上平臺(tái)制氫及船舶運(yùn)氫和海上平臺(tái)制氫及管道輸氫方案中，海上風(fēng)電場(chǎng)與海上升壓站間的海底電纜連接方式及距離和海上升壓站相同，因此本文不考慮這幾部分的設(shè)備成本、維護(hù)成本和損耗成本。

為對(duì)比3種方案的經(jīng)濟(jì)性，海上平臺(tái)制氫及管道輸氫和海上平臺(tái)制氫及船舶運(yùn)氫方案中，氫氣運(yùn)輸上岸的運(yùn)氫中轉(zhuǎn)站與海上風(fēng)電岸上制氫系統(tǒng)中岸上制氫站位置相同。

根據(jù)文獻(xiàn)調(diào)研結(jié)果，系統(tǒng)中各設(shè)備年維護(hù)費(fèi)率如表2所示。此外堿性電解槽、氫氣壓縮機(jī)、集裝管束箱總成本較低，年維護(hù)費(fèi)率按1%估算。

3.1.1 海上風(fēng)電岸上制氫方案成本分析

海上風(fēng)電岸上制氫方案的經(jīng)濟(jì)參數(shù)如表3所示。其中交流電纜成本是考慮無(wú)功補(bǔ)償后的成本。根據(jù)交能網(wǎng)統(tǒng)計(jì)數(shù)據(jù)，2018年每座加氫站成本為0.12億元，氫氣壓縮機(jī)成本占42%，計(jì)算出氫氣壓縮機(jī)成本為504萬(wàn)元。

表2 各設(shè)備年維護(hù)費(fèi)率Table 2 Annual maintenance rate of equipment

表3 海上風(fēng)電岸上制氫經(jīng)濟(jì)參數(shù)Table 3 Economic parameters of onshore hydrogen production system from offshore wind power

當(dāng)前我國(guó)已竣工的海上風(fēng)電場(chǎng)項(xiàng)目相對(duì)較少，施工設(shè)備、施工隊(duì)伍單一且施工經(jīng)驗(yàn)不足。陸上風(fēng)電的基礎(chǔ)施工和機(jī)組安裝費(fèi)用占總投資額約10%，海上風(fēng)電基礎(chǔ)施工和機(jī)組安裝占總投資額的35%以上[23]。文獻(xiàn)[22]中陸上堿性電解水設(shè)備安裝成本以設(shè)備價(jià)格的12%計(jì)。參考上述安裝成本，本文陸上設(shè)備安裝成本按設(shè)備價(jià)格的12%估算，海上設(shè)備安裝成本按設(shè)備價(jià)格的35%估算。

存儲(chǔ)氫氣的集裝管束箱，以南亮壓力容器技術(shù)(上海)有限公司生產(chǎn)的TT11-2140-H2-20-I型為例，其額定質(zhì)量為33.2 t，工作壓力為20 MPa，每次可充裝體積為4 164 m3，價(jià)格為120萬(wàn)元/臺(tái)[25]。根據(jù)年產(chǎn)氫量可計(jì)算出所需集裝管束箱為37 224個(gè)，平均每天需要102個(gè)集裝管束箱。海上風(fēng)電經(jīng)交流或直流輸電岸上制氫系統(tǒng)中，岸上存儲(chǔ)氫氣的集裝管束箱個(gè)數(shù)按102個(gè)配置。

根據(jù)表3中數(shù)據(jù)，海上風(fēng)電經(jīng)交流和直流輸電岸上制氫系統(tǒng)對(duì)應(yīng)不同離岸距離的固定資產(chǎn)成本分別如表4、5所示。

參考文獻(xiàn)[19]，不同離岸距離下300 MW額定功率通過(guò)交流電纜、直流電纜的損耗如表6所示。風(fēng)電場(chǎng)年利用小時(shí)數(shù)取4 000 h，海上風(fēng)電上網(wǎng)電價(jià)取0.061萬(wàn)元/(MW·h)。

根據(jù)經(jīng)濟(jì)性模型及以上數(shù)據(jù)，可計(jì)算出海上風(fēng)電岸上制氫系統(tǒng)的各部分成本。海上風(fēng)電經(jīng)交流輸電岸上制氫系統(tǒng)和海上風(fēng)電經(jīng)直流輸電岸上制氫系統(tǒng)年成本構(gòu)成分別如圖5、6所示。從成本構(gòu)成可以看出，系統(tǒng)成本主要集中在固定資產(chǎn)成本上，維護(hù)成本和損耗成本占比相對(duì)較小。隨離岸距離增大，2個(gè)系統(tǒng)中總成本均增大，其中交流輸電系統(tǒng)中固定資產(chǎn)成本及年損耗成本增長(zhǎng)幅度最大；直流輸電系統(tǒng)中固定資產(chǎn)成本較大，交流海纜輸電系統(tǒng)損耗比直流輸電系統(tǒng)損耗大。

表4 海上風(fēng)電經(jīng)交流輸電岸上制氫系統(tǒng)投資成本Table 4 Investment cost of onshore hydrogen production system from offshore wind power via AC transmission

表5 海上風(fēng)電經(jīng)直流輸電岸上制氫系統(tǒng)投資成本Table 5 Investment cost of onshore hydrogen production system from offshore wind power via DC transmission

表6 不同輸電距離的交流電纜和直流電纜損耗Table 6 Loss of AC and DC cables to different distances

圖5 海上風(fēng)電經(jīng)交流輸電岸上制氫系統(tǒng)成本構(gòu)成Fig.5 Column chart of cost composition of onshorehydrogen production system from offshore wind power via AC transmission

圖6 海上風(fēng)電經(jīng)直流輸電岸上制氫系統(tǒng)成本構(gòu)成Fig.6 Column chart of cost composition of onshore hydrogen production system from offshore wind power via AC transmission

3.1.2 海上平臺(tái)制氫及管道輸氫方案成本分析

海上平臺(tái)制氫及管道輸氫方案的經(jīng)濟(jì)參數(shù)如表7所示。目前我國(guó)已經(jīng)有多條輸氫管道，其中巴陵—長(zhǎng)嶺氫氣輸送管道單位投資成本為456萬(wàn)元/km,濟(jì)源—洛陽(yáng)氫氣輸送管道單位投資額為616萬(wàn)元/km[26]，取均值為536萬(wàn)元/km。一般海洋管道成本與同距離、同規(guī)模的陸地管道相比，高出40%～70%[27]，本文取中間值55%。根據(jù)上述數(shù)據(jù)，估算出海底氫氣管道費(fèi)用為831萬(wàn)元/km。

表7 海上平臺(tái)制氫及管道輸氫經(jīng)濟(jì)參數(shù)Table 7 Economic parameters of hydrogen production on offshore platform with hydrogen transported through pipeline

海上風(fēng)電場(chǎng)中設(shè)備和安裝需要考慮臺(tái)風(fēng)、防腐等因素，因此其設(shè)備費(fèi)及安裝費(fèi)和陸上相比均有增加。但目前沒(méi)有針對(duì)海上制氫的堿性電解槽成本數(shù)據(jù)，而文獻(xiàn)[10]將海上制氫和岸上制氫的電解槽成本按相同處理，因此本文海上電解槽設(shè)備成本參考岸上電解槽成本，僅考慮安裝成本差異。

根據(jù)表7中數(shù)據(jù)，海上平臺(tái)制氫及管道輸氫方案對(duì)應(yīng)不同離岸距離的固定資產(chǎn)成本如表8所示。

表8 海上平臺(tái)制氫及管道輸氫系統(tǒng)投資成本Table 8 Investment cost of hydrogen production on offshore platform with hydrogen transported through pipeline

海上平臺(tái)制氫及管道輸氫方案中氫氣管道年維護(hù)費(fèi)用為2.5萬(wàn)元/(a·km)，年平均能量損失為1.4萬(wàn)元/(a·km)[25]。

根據(jù)經(jīng)濟(jì)性模型及以上數(shù)據(jù)，可計(jì)算出海上平臺(tái)制氫及管道輸氫系統(tǒng)的各部分成本，如圖7所示。從成本構(gòu)成可以看出，系統(tǒng)成本主要集中在固定資產(chǎn)成本上，維護(hù)成本較小，損耗成本可忽略不計(jì)。隨離岸距離增大，各組成成本均增大，其中固定資產(chǎn)成本幅度最大，維護(hù)成本和損耗成本增長(zhǎng)可忽略不計(jì)。

圖7 海上平臺(tái)制氫及管道輸氫系統(tǒng)成本構(gòu)成Fig.7 Column chart of the cost composition of hydrogen production on offshore platforms with hydrogen transported through pipeline system

3.1.3 海上平臺(tái)制氫及船舶運(yùn)氫方案成本分析

海上平臺(tái)制氫及船舶運(yùn)氫方案的經(jīng)濟(jì)參數(shù)如表9所示。氫氣運(yùn)輸船舶采用集裝箱船舶。2019年單位集裝箱(twenty-feet equivalent unit，TEU)船舶造價(jià)為0.67萬(wàn)美元/TEU，即4.6萬(wàn)元/TEU[28]，配貨毛重為17.5 t。由于海上風(fēng)電岸上制氫系統(tǒng)中每天產(chǎn)氫量需102個(gè)集裝管束箱存儲(chǔ)，船舶運(yùn)氫按每天運(yùn)輸1趟計(jì)算，也需102個(gè)集裝管束箱。每個(gè)集裝管束箱的額定質(zhì)量為單位集裝箱船舶配貨毛重的2倍，因此每個(gè)集裝管束箱船舶的價(jià)格按原本集裝管束箱船舶價(jià)格的2倍計(jì)算。

根據(jù)表9中數(shù)據(jù)，海上平臺(tái)制氫及船舶運(yùn)氫系統(tǒng)對(duì)應(yīng)不同離岸距離的固定資產(chǎn)成本如表10所示。

表9 海上平臺(tái)制氫及船舶運(yùn)氫經(jīng)濟(jì)參數(shù)Table 9 Economic parameters of hydrogen production on offshore platform with hydrogen transported by ships

表10 海上平臺(tái)制氫及船舶運(yùn)氫方案投資成本組成Table 10 Investment cost of hydrogen production on offshore platform with hydrogen transported by ships

海上風(fēng)電制氫及船舶運(yùn)氫系統(tǒng)中，由于氫氣儲(chǔ)存在集裝管束箱中，船舶運(yùn)輸氫氣損耗忽略不計(jì)。但船舶存在運(yùn)行費(fèi)用，由于船舶耗油量成本與總成本相比很小，這里船舶耗油量參考2萬(wàn)t集裝箱船舶耗油量，每100 km耗油量約5 453 L，柴油價(jià)格按7元/L計(jì)算。

根據(jù)經(jīng)濟(jì)性模型及以上數(shù)據(jù)，可計(jì)算出海上平臺(tái)制氫及船舶運(yùn)氫系統(tǒng)的各部分成本，其成本構(gòu)成如圖8所示。從成本構(gòu)成可以看出，系統(tǒng)成本主要集中在固定資產(chǎn)成本上，維護(hù)成本較小，運(yùn)行成本可忽略不計(jì)。隨離岸距離增大，固定資產(chǎn)成本及維護(hù)成本不變，僅運(yùn)行成本增大。

圖8 海上平臺(tái)制氫及船舶運(yùn)氫系統(tǒng)成本構(gòu)成Fig.8 Column chart of the cost composition of hydrogen production on offshore platforms with hydrogen transported by ships

3.2 三種方案等年值費(fèi)用比較

綜合總投資成本和年運(yùn)行維護(hù)成本，300 MW海上風(fēng)電場(chǎng)對(duì)應(yīng)的3種不同制氫方案的等年值費(fèi)用隨離岸距離的變化曲線(xiàn)如圖9所示。通過(guò)對(duì)3種不同制氫技術(shù)方案的經(jīng)濟(jì)性比較可以看出，基于交流輸電系統(tǒng)的海上風(fēng)電岸上制氫方案隨離岸距離增大，等年值費(fèi)用增長(zhǎng)幅度最快，接近152萬(wàn)元/km；海上平臺(tái)制氫及管道輸氫方案隨離岸距離增大，等年值費(fèi)用增長(zhǎng)幅度接近70萬(wàn)元/km；基于直流輸電系統(tǒng)的海上風(fēng)電岸上制氫方案隨離岸距離增大，等年值費(fèi)用增長(zhǎng)幅度接近57萬(wàn)元/km;海上平臺(tái)制氫及船舶運(yùn)氫系統(tǒng)隨離岸距離增大，等年值費(fèi)用變化不大。

圖9 300 MW風(fēng)電場(chǎng)不同風(fēng)電制氫系統(tǒng)等年值費(fèi)用隨離岸距離變化Fig.9 Variation of uniform annual value of different wind power hydrogen production systems versus offshore distance of a 300 MW wind farm

海上風(fēng)電經(jīng)交流輸電和直流輸電岸上制氫方案等年值費(fèi)用比海上平臺(tái)制氫及管道輸氫和海上平臺(tái)制氫及船舶運(yùn)氫方案高，主要原因在于海上風(fēng)電岸上制氫系統(tǒng)中有變電站設(shè)備，而海上平臺(tái)制氫及管道輸氫和海上平臺(tái)制氫及船舶運(yùn)氫系統(tǒng)中沒(méi)有該設(shè)備。

海上風(fēng)電岸上制氫方案中，離岸距離25 km時(shí)，經(jīng)交流輸電系統(tǒng)和經(jīng)直流輸電系統(tǒng)等年值費(fèi)用基本相同；離岸距離50 km時(shí)，經(jīng)交流輸電系統(tǒng)等年值費(fèi)用比經(jīng)直流輸電系統(tǒng)高12%；離岸距離增加到75 km時(shí)，經(jīng)交流輸電系統(tǒng)等年值費(fèi)用比經(jīng)直流輸電系統(tǒng)高23%。隨著離岸距離加大，經(jīng)交流輸電系統(tǒng)等年值費(fèi)用比經(jīng)直流輸電系統(tǒng)增長(zhǎng)幅度大，主要原因在于交流海底電纜成本比直流海底電纜成本高。

海上平臺(tái)制氫及管道輸氫方案和海上平臺(tái)制氫及船舶運(yùn)氫方案，離岸距離25 km時(shí)，等年值費(fèi)用較接近；離岸距離50 km時(shí)，海上平臺(tái)制氫及管道輸氫方案等年值費(fèi)用比海上平臺(tái)制氫及船舶運(yùn)氫方案高14%；離岸距離75 km時(shí)，海上平臺(tái)制氫及管道輸氫方案等年值費(fèi)用比海上平臺(tái)制氫及船舶運(yùn)氫方案高24%。隨著離岸距離加大，海上平臺(tái)制氫及管道輸氫方案的等年值費(fèi)用與海上平臺(tái)制氫及船舶輸氫方案的等年值費(fèi)用之差增大，主要原因在于管道運(yùn)輸成本較船舶運(yùn)輸成本高。

4 結(jié) 論

本文選取300 MW海上風(fēng)電場(chǎng)為算例，對(duì)海上風(fēng)電岸上制氫、海上平臺(tái)制氫及管道輸氫和海上平臺(tái)制氫及船舶運(yùn)氫3種海上風(fēng)電制氫方案進(jìn)行經(jīng)濟(jì)性比較?；谑袌?chǎng)調(diào)研及相關(guān)文獻(xiàn)資料得到的成本估算數(shù)據(jù)，從設(shè)備投資成本、運(yùn)行維護(hù)成本兩個(gè)方面，對(duì)各個(gè)方案在不同離岸距離下的成本進(jìn)行計(jì)算，得到如下結(jié)論：

1)3種海上風(fēng)電制氫方案中，海上平臺(tái)制氫及船舶運(yùn)氫方案最具經(jīng)濟(jì)性；且隨離岸距離加大，該方案等年值費(fèi)用基本不變。海上風(fēng)電岸上制氫方案和海上平臺(tái)制氫及管道輸氫方案隨離岸距離加大，等年值費(fèi)用均不同幅度增加。

2)海上風(fēng)電岸上制氫方案中經(jīng)直流輸電系統(tǒng)等年值費(fèi)用較海上平臺(tái)制氫及管道輸氫方案高。但隨離岸距離加大，這兩種系統(tǒng)等年值費(fèi)用差距縮小。離岸距離25 km時(shí)，經(jīng)直流輸電系統(tǒng)的等年值費(fèi)用比海上平臺(tái)制氫及管道輸氫方案高9.5%；離岸距離50 km時(shí)，經(jīng)直流輸電系統(tǒng)的等年值費(fèi)用比海上平臺(tái)制氫及管道輸氫方案高6.9%；離岸距離50 km時(shí)，經(jīng)直流輸電系統(tǒng)的等年值費(fèi)用比海上平臺(tái)制氫及管道輸氫方案高4.7%。