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摘要:目的 为了进一步提升水中装备的续航作战能力，高比能量电能源系统是解决问题的关键，通过对比不同燃料种类对系统比能量的影响，探究燃料电池在水下应用的可行性。方法 通过对目前广泛研究的质子交换膜燃料电池和固体氧化物燃料电池的特点进行对比分析，依据指标要求对比不同储氢和储氧的方式，确定燃料系统阴极侧采用液氧方式供给可以满足设计要求，不同燃料电池类型其阳极侧可采用的供给方式不同，液氢、有机液体、甲醇重整、直接甲醇和直接丙烷具有应用潜力。结果 结合不同燃料电池的特点，分析尾气处理装置参数，综合比较水下应用燃料电池能源系统的可行方案，以液氧、液化丙烷或有机液体为燃料的固体氧化物燃料电池能源系统和以液氧、有机液体为燃料的质子交换膜燃料电池可以满足设计需求。结论 燃料电池能源系统可以显著提升能源系统的比能量，燃料的供给形式是影响电能源系统比能量的主要因素。Abstract:Introduction In order to further improve the cruising ability of underwater equipment, the high specific energy electric energy system is the key to the problem. By comparing the impact of different fuel types on the specific energy of the system, the feasibility of underwater application of fuel cells is explored.Method By comparing and analyzing the characteristics of proton exchange membrane fuel cells and solid oxide fuel cells in different hydrogen storage and oxygen storage methods according to the index requirements, it is determined that the cathode side could meet the design requirements by using liquid oxygen supply and the anode side could adopt different supply methods, such as liquid hydrogen, organic liquid, methanol reforming, direct methanol and direct propane.Result Depending on the characteristics of different fuel cells, the relevant parameters of the tail gas treatment device are calculated and the feasible schemes of underwater fuel cell energy systems are comprehensively compared. The solid oxide fuel cell energy system with liquid oxygen and liquefied propane or organic liquid, the proton exchange membrane fuel cell with liquid oxygen and organic liquid could meet the design requirements.Conclusion The fuel cell energy system can significantly improve the specific energy of the energy system, and the fuel supply form is the main factor affecting the specific energy of the electric energy system.
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Keywords:
- underwater unmanned vehicle /
- fuel cell /
- hydrogen storage /
- oxygen storage /
- tail gas treatment
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0 引 言
海上油气平台通常采用原油或伴生气的自备发电机组实现海上独立供电。目前，区域油田联合开发规模越来越庞大，电力负荷增加量可观，机组进口依赖度高。中国正逐步探索岸电工程，陆上的电能即将通过复合光纤海底电缆输送至海上变电站平台，经机组降压后供应电能给各生产平台。此举在摆脱发电机组进口依赖的同时可有效降低海上自发电带来的二氧化氮或氮氧化物的排放［1］。
海上变电站作为岸电工程中的中央枢纽设施，是集电气一次设备和电气二次设备及相关附属设备于一体的供电平台，与城市户内变电站相比，其电气系统组成和功能布置基本相同。但海上无人的电力平台具有设备密集度高、安全疏散不如陆地便利，人工运维成本高的特点，存在火灾危险较高、外部救援能力低、人工扑救不及时、一旦失火损失范围广的问题。国内海上岸电技术逐步兴起，研究海上变电站灭火设施可行性并确定合理的技术参数和应用方法具有重要意义。
1 海上变电站高压细水雾灭火系统适应性分析
1.1 多种灭火介质适应性比较
海上变电站为全平台电气房间，电气类火灾灭火介质的选择多以气体、水雾或泡沫介质为主［2-3］。相比泡沫灭火介质，气体和水雾介质的适用范围和普遍性更有优势。气体介质主要有七氟丙烷、IG541和CO2，水雾介质主要有水喷雾和高压细水雾。针对海上变电站平台建设方案、作业条件及火灾特点，几种灭火介质特点在海上变电站适应性如表1所示。
表 1 几种灭火介质特点在海上变电站适应性分析Table 1.Adaptability analysis of several fire extinguishing media in offshore substation 介质种类 有利因素 不利因素 适用海上变电站的部位 气体 七氟丙烷 1）适用电气类火灾；2）海上运维经验成熟。 1）内储压式输送距离≤50 m；2）最大保护高度［4］≤6.5 m；3）最大防护区体积≤1 600 m3。 适用除变压器室、高抗器室、GIS室之外的其他全部电气房间。 CO2 1）可用于局部应用灭火系统［5］；2）海上运维经验较熟。 1）4%设计浓度时人体产生不适；20%设计浓度时可致命；2）相同保护区，瓶组数是七氟丙烷的4~5倍。 全部适用。 IG541 1）无味、无毒、对环境影响小；2）输送距离≤150m。 1）相同瓶容积，充装量仅为七氟丙烷的20%左右；2）最大保护高度≤6.5 m；3）最大防护区体积≤1 600 m3。 适用除变压器室、高抗器室、GIS室之外的其他全部电气房间。 水雾 水喷雾 适用含油电气火灾。 1）仅适用于变压器和高抗器设备；2）雾滴直径大、有效灭火所需水量大。 适用变压器室、高抗器室，其他房间不适用。 细水雾 高压下，粒径为百微米级，雾化效果好［6］。 1）水质至少满足生活饮用水指标；2）海上运维经验少。 全部适用。 由表1可知，二氧化碳系统因瓶组数过多且有致命的风险，不推荐采用；水喷雾因仅适合用于变压器室、高抗器室等少数房间，不推荐采用；IG541与七氟丙烷在相同保护对象条件下，瓶组数较多，因此考虑七氟丙烷和高压细水雾作为可选灭火介质［7］。
1.2 七氟丙烷与高压细水雾方案比选
根据前述分析，海上变电站消防系统分为两套推荐方案。方案一：平台全部采用泵组式高压细水雾灭火系统；方案二：变压器室、高压电抗器室、GIS室以及非电气设备间均采用泵组式高压细水雾灭火系统，电气二次房间采用多套组合分配式七氟丙烷灭火系统。
以某海上变电站平台为例，平台共设4层甲板，每层甲板面积931.5 m2，最下层是工作层甲板，主要为海缆进出线和辅助设备间，下层和中层甲板集中设有油浸式主变压器室、高压电抗器室、GIS室、配电室、电池室、继电器室、接地变室等电气房间，以及直升机接待室、暖通设备间、消防设备间等辅助用房。上层甲板主要为设备吊装口和风机等。水源由栈桥连接的依托平台提供。变电站各房间基本信息如表2所示。
表 2 变电站房间基本信息Table 2.Basic information of substation room 房间名称 房间面积/m2 房间高度/m 房间名称 房间面积/m2 房间高度/m 主变压器室 170.5 （122） 10 电池室 40.5 5 高压电抗器室 63 （98） 10 暖通设备间 63 5 GIS室 396 10 应急电源室 44 5 0.4 kV配电室 49.5 5 继电器室 274.5 5 接地变室 76.5 5 回用水罐间 48.75 5 35 kV配电室 121.5 5 事故油罐间 85 5 注： 表中“（ ）”内为设备外表面积。方案一根据面积法初步计算高压细水雾设计流量为522 L/min。方案二在方案一的基础上增加七氟丙烷系统设置，分为两组并分别在平台下层甲板的两侧各设一个房间。两个方案的灭火系统投入情况及对比如表3所示。
表 3 自动灭火系统方案对比Table 3.Scheme comparison of automatic fire extinguishing system 项目 系统配置 设备间配置 初期投资 运维投资 方案一 高压细水雾泵组5+1台及一座25 m3饮用水箱。 1间8 m × 10 m设备间 略低 无药剂费折旧 方案二 1）高压细水雾泵组5+1台及一座25 m3饮用水箱；2）2套七氟丙烷瓶组，共24瓶。 1）1间8 m × 10 m设备间2）2间5 m × 9 m设备间 略高 每公斤每年产生约十几元折旧费 对比结果 1）两套方案高压细水雾保护对象相同，设备规模相同；2）方案二比方案一多两套七氟丙烷系统。 方案二比方案一多2间设备间 相差18%～25% 每年药剂费折旧约为2～5万 根据以上分析，方案一具有一定优势。
1.3 电气二次设备用电安全分析
电气二次设备间均设有电气二次屏柜。海上变电站目前所采用的二次屏柜为IP42等级。基于目前国内外的实验数据中，开关柜、配电柜、控制面板等多以300 s时间内带电运行的可行性验证结果［8-9］。但国内外规范中要求海上该类电气设备的持续喷雾时间为30 min，若由于一些极端因素持续喷雾时间达到20 min以上，根据研究结果，屏柜及设备耐水渍能力尚不明确或系统可靠性将降低。变电站平台设计油田群范围广，这将可能带来海上大面积失电停产的损失风险，可恢复供电的时间也暂无法论证。若提高屏柜IP等级，又将对设备散热造成较大影响。考虑这种情况，从运维安全角度出发建议采用电气二次房间采用七氟丙烷系统。
2 海上变电站高压细水雾灭火系统应用
2.1 系统型式的确定
海上变电站平台仅有维护人员定期停留，外部救援能力低，短时间靠自动灭火系统控制火情更为现实，系统型式采用开式系统每个房间应能够独立保护、独立控制更为合理。国家标准《细水雾灭火系统技术规范》（GB 50898—2013）［10］对开式系统防护区数量不超过3个。若考虑防护区数量限制，将分区阀控制多个房间，扩大了本无火情的影响范围，不具经济性。若在每层甲板设置防护区阀门，该阀门又控制本层甲板多个分区阀，增加了系统控制上的复杂性或可带来时间上的延误［11］。
国际标准并未有对应的这个要求。对于船舶的细水雾设计以及海上风电系统的海上升压站的设计中，均为泵组后接至每个防护区的控制阀门，由控制阀门独立控制所负责的区域。参考国际标准和风电工程应用案例［12］，海上变电站平台采用每个房间为独立防护区，每个不超过3 000 m3的防护区由分区阀独立控制。
2.2 计算方法的确定与应用
2.2.1 喷雾强度的确定
海上平台消防系统通常采用国家标准、NFPA标准、API标准等作为设计依据。上述标准中仅国标作了较为明确规定。但国标使用的局限在于，一方面对于不同系统型式下的不同应用场所、不同安装高度对应的喷雾强度的选择上存在一定局限，只能采用类比原则确定各房间最低喷雾强度。另一方面没有对局部应用系统设计参数进行指导。
对于高压细水雾系统计算，满足平均喷雾强度是基本要求之一。局部应用系统直接套用国家标准GB 50898—2013中表3.4.4的1.2 L/（min·m2）将缺乏依据。为此笔者进一步查找地方标准［13-14］，取值在1.3～1.5 L/（min·m2），但地方标准不具有执行效力。国际上，海上平台采用高压细水雾的油浸设备场所且房间高度达到10 m的房间可仅采用全淹没方式实现对设备保护的效果，由此选用具有中国船级社认证的国外产品对变压器室进行试算：喷头安装高度10 m，最大布置间距4 m，喷头工作压力50～100 bar，计算所得喷雾强度为1.3～1.9 L/（min·m2）。综合以上分析，海上变电站局部应用喷雾强度按不低于1.5 L/（min·m2）考虑。
2.2.2 计算方法的确定
变电站平台，变压器室、高抗器室和GIS是最大的三处防护区。其中变压器、高抗器这两种含油设备体型不规整，优先考虑采用开式局部应用喷头保护；GIS设备体型虽较大，因其表面材质为六氟化硫绝缘材质并配置耐火A级绝缘电缆，GIS室采用开式全淹没喷头保护。
按国标给出的平均喷雾强度的面积计算法，初步计算可知GIS室所需流量大于主变室。而喷头的实际出流量往往会比面积法计算值偏大，原因是满足喷雾强度的要求时，需对实际喷头出流系数进行校正，因此采用特性系数法计算设计流量更接近实际出流水平。
2.2.3 系统设计流量的应用案例
项目概况如1.2节所述。系统设计流量由变压器和GIS的计算来决定。
1）油浸变压器室
变压器室采取对设备局部应用保护，分层布置，设备部位包括变压器本体及油坑、油枕、散热器及连接的油管。根据设备外形尺寸确定喷头数量，计算单个喷头流量后确定满足喷雾强度所需的K值。如变压器本体及油坑包络面积122.2 m2，共布置36个喷头，喷雾强度1.5 L/（min·m2），计算单个喷头流量为5.1 L/min（即K=0.51），根据产品类型选用K=0.7型喷头。同样方法散热器选用K=0.5型喷头。但考虑散热器处于房间外，易受对流气流干扰，增加挡风设施又对设备散热产生较大干扰，综合考虑散热器实际按K=1.0选取。当遇恶劣天气时，由工作人员加强监视，及早采用水/泡沫两用消防软管站及移动式灭火器加以人工辅助灭火。特性系数法计算变压器及其散热器所需设计流量651.2 L/min。
2）GIS室
GIS是由断路器、隔离开关、接地开关、互感器、避雷器、母线等组成的电气一次开关设备。这些设备及部件封闭在金属接地外壳中，内部充有六氟化硫绝缘气体。由于组件较多、体型庞大，因此需要放置在一个较大空间内。如前所述，GIS室房间面积396 m2，高度10 m，体积大于3 000 m3。
（1）国内做法
根据国标要求，将超过3 000 m3的防护区分为多个防护分区。此处若分为2个分区，当火情出现两个分区交界处时，将启动全部分区喷射保护，对于GIS具有较强绝缘性的特点，保护范围没有针对性，且不具有经济性。因此考虑该房间分3个分区，通过红外光束探测器识别火情所在的本区或本区及相邻分区。
采用国内系列喷头，满足10 m最大安装高度并经过产品认证的喷头选型余地不大，多为最大安装高度7.5 m喷头。需安装在顶板下至少2.5 m，按3 m × 3 m间距布置，共48个喷头，每个分区阀控制16个喷头，最大启动32个喷头灭火。GIS房间布置如图1所示。单个喷头计算流量为9.90 L/min，满足喷雾强度的要求需选用K=1.5以上的喷头，因此该房间计算流量为480 L/min。但此方案将可能对吊装、运输、维修存在一定障碍。
（2）国外做法
根据国外标准NFPA750，按防护区全部喷放，喷头最大安装高度10 m，通过认证的喷头最大布置间距可按4 m × 4 m设置，共27个喷头，每个分区阀控制9个喷头。最大启动18个喷头灭火。GIS房间布置图如图2所示。单个喷头设计流量不低于17.6 L/min，可选用K=1.87喷头，该房间计算流量为504.9 L/min。
3）系统设计流量
通常根据计算流量考虑一定设计冗余，海上平台高压细水雾灭火系统设计流量采用1.1倍的计算流量确定［15］。
2.3 分区阀位置的设置原则
分区阀通常采取集中或分散两种布置。海上变电站分区阀若集中设置在泵房内，阀后管道经平台公共区域至各防护区的管道长度较长，将可能导致延长响应时间。需进一步分析响应过程。
对于开式系统设计响应时间不应大于30 s，这个时间是从火灾自动报警系统发出指令开始。从自动启动全过程即火灾探测器探测到火灾至最不利喷头出水大概分为5个主要关键节点，如图3所示。当防护区需多台泵提供流量时，从1台启动后，每隔3～5 s顺序启动主泵。
过程①：该过程包含火灾报警控制器识别探测器地址并发出指令开启对应分区控制阀，此过程可在瞬间完成。
过程②：分区阀打开后反馈信号，系统压力下降，稳压泵启动，通过系统逻辑设定，维持时间不超过10 s。
过程③：10 s后转换为第1台主泵启动，此过程也可瞬间完成。
过程④：主泵启动后，从分区阀到最不利喷头的冲水时间不超过20 s。
根据上述分析，分区阀后的冲水时间在20 s内完成。高压细水雾流速一般控制在8 m/s以内，局部不超过10 m/s。根据末端房间管网布置，房间内充水时间需2 s。若分区阀在泵房，从阀后到末端房间附近的管段需在18 s内完成充水。经计算，18 s所对应的长度约75 m，阀前管道采用电伴热保温。
3 结 论
1）海上变电站电气一次设备推荐采用高压细水雾系统。电气二次设备采用气体灭火系统具有可靠性。当采用高压细水雾灭火系统时，应进一步研究一次火灾持续时间内系统对配电柜等设备水渍侵害程度以及设备恢复供电的时长。
2）海上变电站高压细水雾灭火系统的局部应用喷雾强度建议采用不低于1.5 L/（min·m2）。计算流量时，应结合国内外产品特性差异和喷头布置型式，区分不同的计算结果，采取合理的布置方式和适宜的喷头类型。
3）分区阀位置应结合电气房间布局和分区阀后管线长度所需充水时间来确定。当末端房间内管道路由不超过20 m时，分区阀到末端房间距离建议控制在80 m以内，当末端房间内路由更长，分区阀输送距离应更短。
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表 1 燃料电池功率密度
Table 1 Power density of fuel cell
参数 PEMFC SOFC 质量功率密度/[W·(kg)−1] 700 80 体积功率密度/(W·L−1) 1000 200 所需质量/kg 7.2 62.5 所需体积/L 5 25 
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表 2 燃料需求
Table 2 Fuel demand
燃料种类 热值/
[MJ·(kg)−1]电量/[kWh·(kg)−1]
(发电效率为45%)燃料总质量/kg 氢气 142.351 17.8 56.2 甲醇 19.594 2.4 416.7 丙烷 50.300 6.3 158.7
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表 3 不同储燃料方式的参数对比
Table 3 Parameter comparison of different fuel storage methods
储燃料方式 体积储氢率/
(kg·m−3)系统体积/
m3质量储氢率/
ωt%系统质量/
t高压储氢（35 MPa） 16 3.500 3 1.873 高压储氢（70 MPa） 21 2.676 6 0.937 液氢 70.8 0.794 5.3 1.060 硼氢化钠（NaBH4） 78 2.0586 7.4 2.1686 金属储氢 115 0.489 1.2～2 2.810～4.683 有机液体储氢 32 1.756 3.5 1.606 甲醇重整 43 1.307 4.2 1.3381 直接甲醇 800 0.521 60 0.695 直接液化丙烷 483 0.329 50 0.317
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表 4 氧气和尾气参数对比
Table 4 Comparison of oxygen and tail gas parameters
燃料种类 O2/kg H2O/kg CO2/kg CO2流量/(g·min−1) 氢气 449.6 505.8 － － 甲醇重整 449.6 505.8 412.1 34.3 甲醇 625.0 468.7 573.0 47.8 丙烷 577.1 258.7 476.1 39.7
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表 5 不同储氧方式的参数对比
Table 5 Parameter comparison of different oxygen storage methods
储氧方式 体积密度/(kg·m−3) 质量密度/ωt% 高压储氧（15 MPa） 166.7 21.3 液氧 661.0 78.6 过氧化氢（70%） 348.8 30.3 氧烛制氧 547.2 27.7
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表 6 各种燃料不同储氧方式的参数对比
Table 6 Parameter comparison of different oxygen storage modes of various fuels
燃料种类 储氧方式 高压储氧（15 MPa） 液氧 过氧化氢（70%） 氧烛制氧 体积/m3 质量/t 体积/L 质量/kg 体积/m3 质量/t 体积/m3 质量/t 氢气 2.697 2.111 680 572 1.292 1.484 0.822 1.623 甲醇重整 2.697 2.111 680 572 1.292 1.484 0.822 1.623 甲醇 3.749 2.934 946 795 1.792 2.063 1.142 2.256 丙烷 3.462 2.709 873 734 1.655 1.905 1.055 2.083
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表 7 燃料系统参数对比
Table 7 Comparison of fuel system parameters
燃料种类 储氧方式 液氧 过氧化氢（70%） 氧烛制氧 体积/m3 质量/t 体积/m3 质量/t 体积/m3 质量/t 有机液体 2.436 2.178 3.048 3.090 2.578 3.229 甲醇重整 1.987 1.9101 2.599 2.8221 2.129 2.9611 甲醇 1.467 1.490 2.313 2.758 1.663 2.951 丙烷 1.202 1.051 1.984 2.222 1.384 2.400
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表 8 二氧化碳吸附装置
Table 8 Carbon dioxide adsorption device
燃料种类 CO2/kmol LiOH/kg 装置体积/L 装置质量/t 甲醇重整 9.366 505 706 1.010 甲醇 13.023 703 983 1.406 丙烷 10.820 584 817 1.168
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表 9 燃料电池系统对比
Table 9 Carbon dioxide adsorption device
燃料种类 SOFC+吸附 PEM 体积/m3 质量/t 体积/m3 质量/t 有机液体+液氧 2.461 2.2405 2.441 2.1852 甲醇重整+液氧 2.718 2.9826 2.698 2.9273 甲醇+液氧 2.475 2.9585 － － 丙烷+液氧 2.044 2.2815 － －
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1. 林伯江. 海上柔性直流换流站消防灭火系统分析及应用. 海峡科学. 2024(03): 61-64 . 
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