大規模電解水制氫系統的發展現狀

許衛，李桂真 ，馬長山.大規模電解水制氫系統的發展現狀[J]. 太陽能, 2022(5):33-39.

　　氫能具有來源多樣、利用高效、清潔環保等特點，是構建以可再生能源為主的多元能源供應體系的重要載體。國際可再生能源署 (IRENA)根據氫氣的生產過程和來源，將其分成灰氫、藍氫和綠氫。我國氫氣的年產量約為 3300 萬 t，其中，煤制氫占比約為 62%，可再生能源電解水制取的綠氫占比不足 1%。但煤制氫過程中 CO2排放強度較高，制取 1 kg 氫氣排放的 CO2 約為20 kg[2]，屬于灰氫。

　　近年來，在國家相關政策支持下，中國的風電、光伏發電產業發展迅速。2020 年，中國風電總裝機容量為 28153 萬 kW，年發電量為 4665億 kWh；光伏發電總裝機容量為 25301 萬 kW，年發電量為 2611 億 kWh[3]。此外，中國水力發電的年發電量在總發電量中的占比已達約 18%。中國可再生能源產業的高速發展為正在興起的綠氫生產提供了良好的發展條件。

　　電解水制氫是高電能消耗過程，針對如何使擬建的大規模生產綠氫的系統實現較低能耗和維持低成本的問題，應依據擬建項目的實際電力供應條件、氫氣 / 氧氣的應用場景 ( 包含用途、技術參數、現狀及前景等 ) 進行認真、深入的技術經濟分析研究，制定低能耗、低成本、真正的低碳 ( 零碳 ) 建設方案。本文基于綠氫理念，介紹了生產綠氫的大規模電解水制氫系統的組成和設備配置要求，為合理搭建綠氫生產系統、降低氫氣生產成本提供參考。

1 大規模電解水制氫系統的組成

　　自 20 世紀 60 年代起，中國電解水制氫系統由以常壓系統為主逐步發展為以壓力系統為主。多年來的建設和運行實踐證明，堿性電解水制氫系統由水電解槽及其輔助設備、原料水制備裝置、堿液制備裝置、氫氣純化裝置、氫氣壓縮機、氫氣儲罐、直流電源、自控裝置等組成更為合理 [4]。規劃建設電解水制氫系統時，應根據供電電源、應用場景和技術參數 ( 氫氣純度、壓力、用量及其負荷變化狀況 ) 等因素，經過對建設投資、能源消耗、產品成本等技術和經濟方面對比分析，合理進行各種裝置、設備配置。

　　系統組成及其裝置、設備的配置對于大規模電解水制氫項目尤為重要，例如：某光伏電站擬通過城市電網供電配套建設一個日產 50 t 氫氣的電解水制氫項目，以壓力 0.8 MPa、純度 99.99%的氫氣每天 24 h 連續供應給鄰近的化學品生產車間。由于國內制取大于 1000 Nm3 /h 氫氣的電解水制氫裝置的工作壓力為 1.6 MPa，一般情況下可采用制氫裝置配置氫氣純化裝置和氫氣緩沖罐，氫氣經管道輸送至使用車間，不需要設置氫氣壓縮機。若該項目還需要為氫燃料汽車用加氫站每天供應 2 t 左右氫氣時，則應配置相應規模的高壓氫氣壓縮機、高壓儲氫罐等設備。

　　電解水制氫系統在生產氫氣的同時會產生一半體積的氧氣，對于氫氣日產量超過 5 t 的電解水制氫系統，應進行氧氣回收，以降低成本。氧氣回收方式優先采用氧液化裝置，以液體氧供應各種距離的用氧單位。據估算，氧液化裝置的建設投資回收年限約為 3 年。

　　大規模電解水制氫系統的組成示意框圖如圖 1 所示。在直流電源部分，根據電力供應條件的不同有 A、B 2 種供電方式，其中，A 方式是將可再生能源電力通過城市電網供電，經整流變壓器和整流器對電解水制氫裝置供應直流電；B方式是由鄰近處的光伏發電廠或風電場供應直流電，經整流器變換后供應給電解水制氫裝置。

2 大規模電解水制氫系統的主要設備配置

　　大規模電解水制氫系統的主要設備包括電解水制氫裝置、氫氣純化裝置、氫氣壓縮機、儲氫罐等。該系統主要設備配置原則為：在充分滿足電力供應條件和氫氣應用場景的前提下，做到能量消耗少、氫氣成本低、運行安全可靠。

2.1 電解水制氫裝置

　　典型的成套電解水制氫裝置如圖 2 所示。其中，電解槽連通直流電后即可產生氫氣、氧氣；附屬設備包括氣液處理系統和補水系統，主要進行產品氣和電解液的分離、電解液的循環及補充電解時消耗的原料水；控制系統控制電解過程中的溫度、壓力、液位、流量等重要參數，保證系統安全穩定運行；整流系統包括整流變壓器和整流柜，作用是把交流電變成直流電。

　　電解槽是電解水制氫系統的核心設備，目前主要有 3 種電解槽：堿性電解槽、質子交換膜(PEM) 電解槽和固體氧化物 (SOEC) 電解槽。其中，SOEC 電解槽的操作溫度為 650～1000 ℃，目前還處在示范運行階段。堿性電解槽和 PEM電解槽已經商業化，堿性電解槽在效率、使用壽命和投資成本方面具有優勢，PEM 電解槽在操作壓力、負載范圍、占地面積方面具有優勢。當與可再生能源耦合時，PEM 電解槽的負載范圍更寬、靈活性更好，但存在成本問題；目前PEM 電解槽的投資成本下限約為堿性電解槽的 2倍，但從長期角度來看，這 2 種電解槽的成本可能會持平 [2]?？紤]到成本和可靠性等因素，大規模制氫仍會在一段時間內以堿性電解槽為主。根據 IRENA 的數據，2019 年中國堿性電解槽的最低投資成本為200 USD/kWe，是國際能源署(IEA)發布的最低成本 500 USD/kWe 的 40%；彭博新能源財經 (BNEF) 預測，隨著技術發展，到 2030年堿性電解槽投資成本降為 115 USD/kWe[5] 時，國外成本才能與中國持平。

　　提升電解槽性能主要有 2 個途徑：一是關鍵材料的開發，比如電極、隔膜、密封墊片材料；二是電解槽本體結構的改進。近年來，中國在提升電解槽性能的 2 個途徑上都取得了一定成績。電解槽關鍵材料需具有經濟性，并在全范圍運行條件下保持長期穩定，以便滿足電解槽大修周期內的耐用性要求。電極材料應為具有低析氫、氧過電位功能的材料。隔膜材料應不含石棉，同時具有低傳質電阻，并在浸潤情況下具有高氣阻。2017 年，實際生產應用中將厚度為 3.2 mm 的石棉隔膜改為厚度為 0.6～0.7 mm 的非石棉隔膜后，減少了電極之間的距離，使中國堿性電解槽的電流密度由 2000 A/m2 左右提升到3500～4000 A/m2 ，從而制造出了當時全球單槽氫氣產量最大的 1000 Nm3 /h 制氫設備。2019 年，天津市大陸制氫設備有限公司 ( 下文簡稱為“天津大陸”) 在電解槽墊片開發上取得了進展，其墊片采用高強度的塑料合金，線脹系數接近鋼的線脹系數，抗壓強度比普通墊片高 1 倍以上，可將大型堿性電解槽出口壓力提高到 3.0 MPa，有效降低增壓系統帶來的電耗。在電解槽結構上，也由傳統的沖壓乳突式極板 / 單擺鎳網向平面極板 / 焊接鎳網的復合式極板發展，對于降低接觸電阻、減少氣阻具有積極影響。2021 年，天津大陸與其他 6 家單位共同承擔了國家重點研發計劃“氫能專項”中的“高效大功率堿水電解槽關鍵技術開發與裝備研制”項目，目標是 4 年內研發出 3000 Nm3 /h 堿性電解槽，并實現其制取 1Nm3 氫氣的直流電耗小于等于 4.3 kWh。新型電極和隔膜材料的開發是完成此項目的必要條件，也是難點所在。

　　制氫裝置的直流能效和產氣量之間具有顯著關系，以 A、B、C 3 種型號的堿性制氫裝置為例進行分析，具體如圖 3 所示。

　　從圖 3 中可以看出，隨著氫氣產量由 20%增加到 100%，直流能效可以從 95% 下降到78%，制氫裝置在較低產氣量下具有更高的能效。以上數據是根據我國電解水制氫系統能效限定值及能效等級標準 [6] 計算得出。

　　在堿性電解槽設計之初，其動態響應速度不是主要技術指標。實際運行顯示，當負荷變化時，裝置秒級響應對溫度、液位、壓力等重要參數無較大影響；在水電解槽停車并保溫 7.5 h 后再開車，12 min 就可以達到額定電流。從歐洲所做的試驗來看，堿性電解槽的動態響應速度可以滿足電網調頻要求 [7]。目前，ISO/TC 197 的一個工作組正在起草相關技術規范。

　　1994 年，天津大陸生產出了氫氣產量為200 m3 /h 的堿性電解槽；2018 年，其生產出了氫氣產量為 1000 m3 / h 的堿性電解槽，具體如圖 4 所示。國內生產的 2 種型號 1000 m3 /h 堿性電解水制氫裝置的主要技術參數如表 1 所示。1臺 1000 m3 /h 電解水制氫裝置的成本是 2 臺 500m3 /h 成本的 70%～ 75%。正在研制的更大產量的電解槽會進一步降低投資和運行成本，更有利于電解水設備的大規模應用。

　　當擬建的大規模電解水制氫項目所需電力從城市電網接入時，電解水制氫裝置的配置需根據其上述主要技術參數和能效等因素進行合理配置；若直接使用光伏電站或風電場的非并網電力時，還應考慮光伏發電、風電具有間歇性的特點。

　　圖 5、圖 6 分別是 2015 年新疆維吾爾族自治區吐魯番市某總裝機規模為 8.7 MW 的光伏電站在不同季節、日期、時段的發電曲線。

　　圖 7 是甘肅省酒泉市某風電基地連續 15 天的大 / 小風電出力曲線。

　　從圖 5～圖 7 可以看出，光伏發電、風電的波動性、不確定性十分顯著。針對擬建項目的光伏發電 / 風電特點，電解水制氫裝置需確定設備型號、數量及制氫 / 供氫的均衡 / 負荷率，原則上應依據擬建項目的光伏發電 / 風電的季、月、日、時段的輸出功率曲線，是否具有輔助 / 備用電源，氫氣用戶的負荷狀況，以及儲氫設施可能配置狀況等因素 ( 或條件 )，進行綜合技術經濟比較，確定電解水制氫裝置的選型、總制氫容量等，然后進行合理配置。具體擬建綠氫系統的總制氫量所用電力應小于光伏發電 / 風電場的額定輸出功率。

　　天津大陸正在研究的天津市科技局可再生能源制氫項目采用基于直流微網的光伏發電供電方式。光伏陣列、直流微網系統和電解水裝置相距500 m 左右，相對位置較近。綜合考慮輸電線路損耗和系統成本造價，采用低壓 1500 VDC 直流微網進行輸電、配電和用電設計。在光伏發電量高于制氫需求時，余電上網。在光伏發電量低于制氫需求時，可從電網取電，保證連續制氫?；谥绷魑⒕W的光伏發電制氫電氣拓撲結構如圖 8所示，主要由發電端、直流微網、負荷、聯網部分和能量管理系統 ( 圖中未標出 )5 部分組成。

　　1) 發電端：提供電能輸入，為 3 個 3.3 MW的光伏陣列，共 9.9 MW，配置 MPPT。

　　2) 直流微網：低壓 1500 VDC 直流母線，可實現直流微網發電側的能量單向流動控制、故障隔離和維護，以及電量計量等；直流微網用電側的短路保護、能量單向流動控制、故障隔離和維護；直流微網電網閃變抑制，以及接地故障的檢測、定位和保護；直流微網與交流電網的互聯互通，連接接口的短路保護、能量雙向流動控制、故障隔離和維護等。

　　3) 負荷：產氫量為 1200 Nm3 /h 的堿性電解水制氫裝置，額定功率為 6 MW。直流制氫電源將直流母線電壓變換成電解槽所需電壓，進行功率控制。

　　4) 聯網部分：根據互聯的電網情況，進行直流或交流電壓的變換，實現直流微網和交流電網的互聯互通，能量實時雙向流動。

　　5) 能量管理系統：實現直流微網源網荷的控制、管理和調度決策，改善系統運行的平穩性，提高電氫耦合系統整體能效水平和經濟性。

　　直流微網減少了交直流變換環節，直流發電直接到直流負載，提高了系統效率和可靠性，但目前應用實例較少，一次性投資比傳統網電系統要高。

2.2 氫氣純化裝置、氫氣壓縮機及儲氫罐

　　堿性電解水制氫裝置制取的氫氣純度一般小于 99.9%，通常會根據用戶用氫情況設置氫氣純化裝置。依據我國多年來的電解水制氫系統配置純化裝置的運行經驗，既可以多臺電解水制氫裝置配置 1 臺純化裝置，也可單臺配置，對于大規模電解水制氫系統推薦采用多臺配置方式。據了解，國內已有 5 臺或更多的電解水制氫裝置配置 1 臺純化裝置的系統，甚至還有超過 10 臺以上的中小型電解水制氫裝置配置 1臺純化裝置的方式。

　　電解水制氫系統如有下述情況之一時應設置氫氣壓縮機：電解水制氫裝置工作壓力低于氫氣用戶要求的壓力；系統按要求設有儲氫罐時，應提升氫氣壓力；采用長輸管道對外供氫時，應提高氫氣壓力以滿足沿途和末端的用氫壓力等。若電解水制氫系統生產的氫氣可能有多種供氫方式時，應經技術經濟比較選擇 2 種以上的壓力等級配置壓縮機。根據容量、壓力和氫氣純度狀況，氫氣壓縮機可選用往復式、離心式壓縮機，中小容量的高壓等級可選用隔膜式壓縮機等。

　　生產綠氫的電解水制氫系統配置儲氫罐十分重要。設置儲氫罐既是確保設備穩定運行的措施，又為減少投資、降低氫氣成本創造了條件，尤其是對于離網的光伏發電、風電制氫效果更為明顯。通常，儲氫罐壓力高于制氫壓力、供氫壓力，因此設有儲氫罐的電解水制氫系統應設有氫氣壓縮機，并在儲氫罐供氫端設有壓力調節裝置。儲氫罐可根據儲氫壓力要求，配置球形罐、筒形罐。電解水制氫系統的儲氫罐總容量應根據具體項目的制氫量及電源的波動性、用氫量或供氫量等的不均衡狀況，經技術經濟比較后再確定。

3 結論

　　本文針對目前大規模電解水制氫系統的組成及主要設備的配置要求進行了分析。隨著國內外碳減排壓力日益增大，在國家相關政策的支持下，可再生能源電力的價格將繼續下降，大規模電解水制氫系統的更合理配置也會進一步降低綠氫生產成本，綠氫的經濟性將逐步顯現，基于可再生能源電力消納的電解水制氫系統規模有望持續擴大。

　　致謝：本文撰寫過程得到了 GB 50177—1993《氫氧站設計規范》、GB 50177—2005《氫氣站設計規范》主要起草人陳霖新先生的指導，在此表示感謝。