大规模电解水制氢系统的发展现状
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许卫，李桂真 ，马长山.大规模电解水制氢系统的发展现状[J]. 太阳能, 2022(5):33-39.
氢能具有来源多样、利用高效、清洁环保等特点，是构建以可再生能源为主的多元能源供应体系的重要载体。国际可再生能源署 (IRENA)根据氢气的生产过程和来源，将其分成灰氢、蓝氢和绿氢 [1]。我国氢气的年产量约为 3300 万 t，其中，煤制氢占比约为 62%，可再生能源电解水制取的绿氢占比不足 1%。但煤制氢过程中 CO2排放强度较高，制取 1 kg 氢气排放的 CO2 约为20 kg[2]，属于灰氢。
近年来，在国家相关政策支持下，中国的风电、光伏发电产业发展迅速。2020 年，中国风电总装机容量为 28153 万 kW，年发电量为 4665亿 kWh；光伏发电总装机容量为 25301 万 kW，年发电量为 2611 亿 kWh[3]。此外，中国水力发电的年发电量在总发电量中的占比已达约 18%。中国可再生能源产业的高速发展为正在兴起的绿氢生产提供了良好的发展条件。
电解水制氢是高电能消耗过程，针对如何使拟建的大规模生产绿氢的系统实现较低能耗和维持低成本的问题，应依据拟建项目的实际电力供应条件、氢气 / 氧气的应用场景 ( 包含用途、技术参数、现状及前景等 ) 进行认真、深入的技术经济分析研究，制定低能耗、低成本、真正的低碳 ( 零碳 ) 建设方案。本文基于绿氢理念，介绍了生产绿氢的大规模电解水制氢系统的组成和设备配置要求，为合理搭建绿氢生产系统、降低氢气生产成本提供参考。
1 大规模电解水制氢系统的组成
自 20 世纪 60 年代起，中国电解水制氢系统由以常压系统为主逐步发展为以压力系统为主。多年来的建设和运行实践证明，碱性电解水制氢系统由水电解槽及其辅助设备、原料水制备装置、碱液制备装置、氢气纯化装置、氢气压缩机、氢气储罐、直流电源、自控装置等组成更为合理 [4]。规划建设电解水制氢系统时，应根据供电电源、应用场景和技术参数 ( 氢气纯度、压力、用量及其负荷变化状况 ) 等因素，经过对建设投资、能源消耗、产品成本等技术和经济方面对比分析，合理进行各种装置、设备配置。
系统组成及其装置、设备的配置对于大规模电解水制氢项目尤为重要，例如：某光伏电站拟通过城市电网供电配套建设一个日产 50 t 氢气的电解水制氢项目，以压力 0.8 MPa、纯度 99.99%的氢气每天 24 h 连续供应给邻近的化学品生产车间。由于国内制取大于 1000 Nm3 /h 氢气的电解水制氢装置的工作压力为 1.6 MPa，一般情况下可采用制氢装置配置氢气纯化装置和氢气缓冲罐，氢气经管道输送至使用车间，不需要设置氢气压缩机。若该项目还需要为氢燃料汽车用加氢站每天供应 2 t 左右氢气时，则应配置相应规模的高压氢气压缩机、高压储氢罐等设备。
电解水制氢系统在生产氢气的同时会产生一半体积的氧气，对于氢气日产量超过 5 t 的电解水制氢系统，应进行氧气回收，以降低成本。氧气回收方式优先采用氧液化装置，以液体氧供应各种距离的用氧单位。据估算，氧液化装置的建设投资回收年限约为 3 年。
大规模电解水制氢系统的组成示意框图如图 1 所示。在直流电源部分，根据电力供应条件的不同有 A、B 2 种供电方式，其中，A 方式是将可再生能源电力通过城市电网供电，经整流变压器和整流器对电解水制氢装置供应直流电；B方式是由邻近处的光伏发电厂或风电场供应直流电，经整流器变换后供应给电解水制氢装置。
2 大规模电解水制氢系统的主要设备配置
大规模电解水制氢系统的主要设备包括电解水制氢装置、氢气纯化装置、氢气压缩机、储氢罐等。该系统主要设备配置原则为：在充分满足电力供应条件和氢气应用场景的前提下，做到能量消耗少、氢气成本低、运行安全可靠。
2.1 电解水制氢装置
典型的成套电解水制氢装置如图 2 所示。其中，电解槽连通直流电后即可产生氢气、氧气；附属设备包括气液处理系统和补水系统，主要进行产品气和电解液的分离、电解液的循环及补充电解时消耗的原料水；控制系统控制电解过程中的温度、压力、液位、流量等重要参数，保证系统安全稳定运行；整流系统包括整流变压器和整流柜，作用是把交流电变成直流电。
电解槽是电解水制氢系统的核心设备，目前主要有 3 种电解槽：碱性电解槽、质子交换膜(PEM) 电解槽和固体氧化物 (SOEC) 电解槽。其中，SOEC 电解槽的操作温度为 650～1000 ℃，目前还处在示范运行阶段。碱性电解槽和 PEM电解槽已经商业化，碱性电解槽在效率、使用寿命和投资成本方面具有优势，PEM 电解槽在操作压力、负载范围、占地面积方面具有优势。当与可再生能源耦合时，PEM 电解槽的负载范围更宽、灵活性更好，但存在成本问题；目前PEM 电解槽的投资成本下限约为碱性电解槽的 2倍，但从长期角度来看，这 2 种电解槽的成本可能会持平 [2]。考虑到成本和可靠性等因素，大规模制氢仍会在一段时间内以碱性电解槽为主。根据 IRENA 的数据，2019 年中国碱性电解槽的最低投资成本为200 USD/kWe，是国际能源署(IEA)发布的最低成本 500 USD/kWe 的 40%；彭博新能源财经 (BNEF) 预测，随着技术发展，到 2030年碱性电解槽投资成本降为 115 USD/kWe[5] 时，国外成本才能与中国持平。
提升电解槽性能主要有 2 个途径：一是关键材料的开发，比如电极、隔膜、密封垫片材料；二是电解槽本体结构的改进。近年来，中国在提升电解槽性能的 2 个途径上都取得了一定成绩。电解槽关键材料需具有经济性，并在全范围运行条件下保持长期稳定，以便满足电解槽大修周期内的耐用性要求。电极材料应为具有低析氢、氧过电位功能的材料。隔膜材料应不含石棉，同时具有低传质电阻，并在浸润情况下具有高气阻。2017 年，实际生产应用中将厚度为 3.2 mm 的石棉隔膜改为厚度为 0.6～0.7 mm 的非石棉隔膜后，减少了电极之间的距离，使中国碱性电解槽的电流密度由 2000 A/m2 左右提升到3500～4000 A/m2 ，从而制造出了当时全球单槽氢气产量最大的 1000 Nm3 /h 制氢设备。2019 年，天津市大陆制氢设备有限公司 ( 下文简称为“天津大陆”) 在电解槽垫片开发上取得了进展，其垫片采用高强度的塑料合金，线胀系数接近钢的线胀系数，抗压强度比普通垫片高 1 倍以上，可将大型碱性电解槽出口压力提高到 3.0 MPa，有效降低增压系统带来的电耗。在电解槽结构上，也由传统的冲压乳突式极板 / 单摆镍网向平面极板 / 焊接镍网的复合式极板发展，对于降低接触电阻、减少气阻具有积极影响。2021 年，天津大陆与其他 6 家单位共同承担了国家重点研发计划“氢能专项”中的“高效大功率碱水电解槽关键技术开发与装备研制”项目，目标是 4 年内研发出 3000 Nm3 /h 碱性电解槽，并实现其制取 1Nm3 氢气的直流电耗小于等于 4.3 kWh。新型电极和隔膜材料的开发是完成此项目的必要条件，也是难点所在。
制氢装置的直流能效和产气量之间具有显著关系，以 A、B、C 3 种型号的碱性制氢装置为例进行分析，具体如图 3 所示。
从图 3 中可以看出，随着氢气产量由 20%增加到 100%，直流能效可以从 95% 下降到78%，制氢装置在较低产气量下具有更高的能效。以上数据是根据我国电解水制氢系统能效限定值及能效等级标准 [6] 计算得出。
在碱性电解槽设计之初，其动态响应速度不是主要技术指标。实际运行显示，当负荷变化时，装置秒级响应对温度、液位、压力等重要参数无较大影响；在水电解槽停车并保温 7.5 h 后再开车，12 min 就可以达到额定电流。从欧洲所做的试验来看，碱性电解槽的动态响应速度可以满足电网调频要求 [7]。目前，ISO/TC 197 的一个工作组正在起草相关技术规范。
1994 年，天津大陆生产出了氢气产量为200 m3 /h 的碱性电解槽；2018 年，其生产出了氢气产量为 1000 m3 / h 的碱性电解槽，具体如图 4 所示。国内生产的 2 种型号 1000 m3 /h 碱性电解水制氢装置的主要技术参数如表 1 所示。1台 1000 m3 /h 电解水制氢装置的成本是 2 台 500m3 /h 成本的 70%～ 75%。正在研制的更大产量的电解槽会进一步降低投资和运行成本，更有利于电解水设备的大规模应用。
当拟建的大规模电解水制氢项目所需电力从城市电网接入时，电解水制氢装置的配置需根据其上述主要技术参数和能效等因素进行合理配置；若直接使用光伏电站或风电场的非并网电力时，还应考虑光伏发电、风电具有间歇性的特点。
图 5、图 6 分别是 2015 年新疆维吾尔族自治区吐鲁番市某总装机规模为 8.7 MW 的光伏电站在不同季节、日期、时段的发电曲线。
图 7 是甘肃省酒泉市某风电基地连续 15 天的大 / 小风电出力曲线 [10]。
从图 5～图 7 可以看出，光伏发电、风电的波动性、不确定性十分显著。针对拟建项目的光伏发电 / 风电特点，电解水制氢装置需确定设备型号、数量及制氢 / 供氢的均衡 / 负荷率，原则上应依据拟建项目的光伏发电 / 风电的季、月、日、时段的输出功率曲线，是否具有辅助 / 备用电源，氢气用户的负荷状况，以及储氢设施可能配置状况等因素 ( 或条件 )，进行综合技术经济比较，确定电解水制氢装置的选型、总制氢容量等，然后进行合理配置。具体拟建绿氢系统的总制氢量所用电力应小于光伏发电 / 风电场的额定输出功率。
天津大陆正在研究的天津市科技局可再生能源制氢项目采用基于直流微网的光伏发电供电方式。光伏阵列、直流微网系统和电解水装置相距500 m 左右，相对位置较近。综合考虑输电线路损耗和系统成本造价，采用低压 1500 VDC 直流微网进行输电、配电和用电设计。在光伏发电量高于制氢需求时，余电上网。在光伏发电量低于制氢需求时，可从电网取电，保证连续制氢。基于直流微网的光伏发电制氢电气拓扑结构如图 8所示，主要由发电端、直流微网、负荷、联网部分和能量管理系统 ( 图中未标出 )5 部分组成。
1) 发电端：提供电能输入，为 3 个 3.3 MW的光伏阵列，共 9.9 MW，配置 MPPT。
2) 直流微网：低压 1500 VDC 直流母线，可实现直流微网发电侧的能量单向流动控制、故障隔离和维护，以及电量计量等；直流微网用电侧的短路保护、能量单向流动控制、故障隔离和维护；直流微网电网闪变抑制，以及接地故障的检测、定位和保护；直流微网与交流电网的互联互通，连接接口的短路保护、能量双向流动控制、故障隔离和维护等。
3) 负荷：产氢量为 1200 Nm3 /h 的碱性电解水制氢装置，额定功率为 6 MW。直流制氢电源将直流母线电压变换成电解槽所需电压，进行功率控制。
4) 联网部分：根据互联的电网情况，进行直流或交流电压的变换，实现直流微网和交流电网的互联互通，能量实时双向流动。
5) 能量管理系统：实现直流微网源网荷的控制、管理和调度决策，改善系统运行的平稳性，提高电氢耦合系统整体能效水平和经济性。
直流微网减少了交直流变换环节，直流发电直接到直流负载，提高了系统效率和可靠性，但目前应用实例较少，一次性投资比传统网电系统要高。
2.2 氢气纯化装置、氢气压缩机及储氢罐
碱性电解水制氢装置制取的氢气纯度一般小于 99.9%，通常会根据用户用氢情况设置氢气纯化装置。依据我国多年来的电解水制氢系统配置纯化装置的运行经验，既可以多台电解水制氢装置配置 1 台纯化装置，也可单台配置，对于大规模电解水制氢系统推荐采用多台配置方式。据了解，国内已有 5 台或更多的电解水制氢装置配置 1 台纯化装置的系统，甚至还有超过 10 台以上的中小型电解水制氢装置配置 1台纯化装置的方式。
电解水制氢系统如有下述情况之一时应设置氢气压缩机：电解水制氢装置工作压力低于氢气用户要求的压力；系统按要求设有储氢罐时，应提升氢气压力；采用长输管道对外供氢时，应提高氢气压力以满足沿途和末端的用氢压力等。若电解水制氢系统生产的氢气可能有多种供氢方式时，应经技术经济比较选择 2 种以上的压力等级配置压缩机。根据容量、压力和氢气纯度状况，氢气压缩机可选用往复式、离心式压缩机，中小容量的高压等级可选用隔膜式压缩机等。
生产绿氢的电解水制氢系统配置储氢罐十分重要。设置储氢罐既是确保设备稳定运行的措施，又为减少投资、降低氢气成本创造了条件，尤其是对于离网的光伏发电、风电制氢效果更为明显。通常，储氢罐压力高于制氢压力、供氢压力，因此设有储氢罐的电解水制氢系统应设有氢气压缩机，并在储氢罐供氢端设有压力调节装置。储氢罐可根据储氢压力要求，配置球形罐、筒形罐。电解水制氢系统的储氢罐总容量应根据具体项目的制氢量及电源的波动性、用氢量或供氢量等的不均衡状况，经技术经济比较后再确定。
3 结论
本文针对目前大规模电解水制氢系统的组成及主要设备的配置要求进行了分析。随着国内外碳减排压力日益增大，在国家相关政策的支持下，可再生能源电力的价格将继续下降，大规模电解水制氢系统的更合理配置也会进一步降低绿氢生产成本，绿氢的经济性将逐步显现，基于可再生能源电力消纳的电解水制氢系统规模有望持续扩大。
致谢：本文撰写过程得到了 GB 50177—1993《氢氧站设计规范》、GB 50177—2005《氢气站设计规范》主要起草人陈霖新先生的指导，在此表示感谢。
DOI: 10.19911/j.1003-0417.tyn20220318.01