风电耦合电解水制氢技术研究

田江南，罗 扬

(1. 中国电力工程顾问集团华北电力设计院有限公司，北京 100120；2. 香港城市大学物理学系，中国香港 999077)

0 引言

氢能具有资源丰富、来源多样、洁净环保、单位质量热值高和应用场景丰富等特点而备受关注，近年来成为能源领域的一大热点。氢能被称为21世纪的终极能源，已被美国、日本和德国等国家提升至国家战略高度[1]。韩国政府希望将韩国打造成为世界最高水平的氢能经济领先国家，到21世纪中叶，氢能产业将创造43万亿韩元的年附加值和42万个就业岗位。欧盟预计到2050年，氢能的大力发展将使世界的碳排放量减少80%；整个氢能行业可为欧洲提供540万个高技能就业岗位；研究显示，通过大力发展氢能，欧盟将减少碳排放量5.6亿t，氮氧化物排放将减少15%[2-3]。

我国已具备产业化的初步条件，地方政府和氢能行业具有很高的发展积极性。目前珠三角、长三角和京津冀区域的发展势头强劲，氢能逐渐成为资本和行业竞逐的新领域。2019年，我国的水电、风电和光伏发电平均利用率有很大提升，分别达到97%、96%和98%。虽然弃电率有了大幅度的下降，但随着全国可再生能源总装机容量的增长，新能源发电的弃电总量还是很可观的。因此，必须保障可再生能源的健康持续发展[4]。根据我国风电产业的中长期规划，截止到2050年底我国风电总装机容量将达到1 000 GW，但风电限电上网一直是一个大问题。我国的风电装机容量主要集中在三北地区和东部沿海地区，风电设施一般都是规模化集中建设，这就导致这些区域的风电可上网量远远大于电网的可接纳量。另外，风电具有间歇性、随机性和波动性的特点，而电网对于并网风电的品质着较高的要求。因此，这些风资源集中的区域可能会出现大量弃风现象。发展风电制氢技术有利于解决风电就地消纳问题，有利于实现分散式风力发电技术的规模化、实现风电的多途径高效利用。风电与制氢技术耦合，既可将氢气作为清洁燃气对用户供气，实现电力到燃气的互补转换，也可将氢能直接利用在电力、化工和汽车等领域。

1 主要氢气制备技术

据统计数据显示，世界制氢总量约保持在3 400 t/d，其中我国的制氢量约为 1 320 t/d。从世界角度来看，96%以上的制氢原料都来自化石原料的化学重整，其余基本来源于电解水制氢。氢气可从多种途径制备，制氢技术大多数较成熟，每种制氢工艺的成本及环保程度均不相同。目前新型制氢技术主要包括生物法制氢、生物质热解制氢和光催化分解水制氢等。传统工业制氢技术主要包括煤制氢、天然气制氢和电解水制氢等[5]。

1.1 新型制氢技术

生物法制氢是通过微生物代谢产氢，如微生物通过厌氧发酵和光合生物通过光合作用产生氢气，但是制氢产率和稳定性较低，大规模生产的可能性受到限制；生物质热解制氢主要是将生物质中的有机物组分通过热解过程转化为合成气(CO、H2)。为提高氢气产量，可将反应得到的CO再与H2O反应制取H2和CO2；光催化分解水制氢是一种较理想的制氢技术：它是直接利用太阳能来分解水制取H2，不消耗除太阳能以外的其他能源。这种技术对环境无污染，但是以目前技术水平较难实现。

1.2 传统制氢技术

传统煤制氢的原理是利用C取代水中的H生成CO2、H2，或通过煤的焦化(或称高温干馏)和煤的气化生成H2和其他煤气成分。天然气制氢的原料为CH4和水，首先对CH4进行增压和预热，然后通入蒸汽反应得到H2。目前，煤制氢是世界上最成熟、成本最低的制氢工艺，其成本约为天然气制氢的七成[6]。电解水制氢是在直流电的作用下，通过电解作用将H2O电解为 H2与 O2。

2 风力发电与电解水制氢 合技术研究进展

根据隔膜不同，可将电解水制氢技术分为三种：碱水电解、质子交换膜水电解和固体氧化物水电解。碱水电解制氢的电耗一般为4.5～5.5 kWh/Nm3[7]。电解水制氢的原料为水，生产过程几乎不产生废弃物，相对来说是一种绿色环保的制氢技术。随着电解水制氢技术逐渐成熟，其发展的道路会越来越宽阔。KOH或NaOH的水溶液作为碱水电解技术的电解质，隔膜一般采用石棉布，在直流电的作用下，水电解会生成H2与O2。碱水电解技术最早于20世纪中期就实现了工业化。该技术是较成熟、成本也最低的电解水制氢技术，设备运行寿命可达15年。质子交换膜(proton exchange membrane, PEM)作为固体聚合物电解质(solid polymer electrolyte, SPE)水电解技术的隔膜，因而也被称为PEM电解。质子交换膜水电解制氢的电耗一般为4.5～7.5 kWh/Nm3[8]。以质子交换膜替代石棉膜传导质子，而且质子交换膜起到隔绝电极两侧的气体的作用，避免了碱水电解使用强碱性液体电解质所带来的缺点。但是PEM电解设备造价高，限制在工程上的广泛应用。固体氧化物作为固体氧化物水电解技术(solid oxide electrolysis cell, SOEC)的电解质材料，在600～1 000℃温度下工作，利用热量进行电氢转换。这种技术的优点是具有能量转化效率高且不需要使用贵金属催化剂，但是这种技术的缺点是制氢所需温度较高，不安全因素较多[9]。

间歇性和随机性是风力发电系统的两大特点，在这种条件下制氢对电解水制氢系统的要求为：在不稳定供电条件下具有安全、可靠和高效制氢的能力。换句话说，电解水制氢系统应具有良好的宽功率波动适用性。有研究表明，风力发电的功率是迅速变化的，碱水电解槽的负荷能够迅速地匹配上风速的变化，响应时间小于1 s。而且，碱水电解槽的运行负荷范围比较宽，介于10%～100%都可稳定运行[10]。碱水电解技术与质子交换膜电解、固体氧化物电解技术相比，具有技术简单、应用成熟、动态响应时间较短的优点，因此适用于风力发电制氢系统[11]。

风力发电制氢产生的氢气如何消纳的问题也有很多研究。如果风电场和用氢市场的距离比较远，可采用就地式制氢模式(即在氢气需求端制氢、风电直供方式)。这种方式的经济性优于分布式制氢方式(即在风电场制氢用管道或者车辆运输至氢气需求端)。如果在风电制氢项目建设地区的氢气需求量不足，氢气也可以接入天然气管网供给燃气用户，这就需要实施一些优惠政策才能保证风电制氢项目的经济性。因此风电制氢示范项目应选择氢气需求相对较高或者当地政府对氢气有鼓励性政策的地区，做好可行性研究等前期工作[12]。

3 风力发电与电解水制氢 合模式研究

风电制氢系统大体上分为：并网弃电制氢、孤网运行制氢和非并网运行制氢三种方式。因为固定投资较少，目前来说并网运行的风电制氢模式是最经济的。但是并网弃电制氢主要目的是发电，本文暂不讨论。孤网运行制氢可分为有储能装置和无储能装置两种方式。有研究对孤网运行的风电制氢系统进行了财务分析，分析表明风电制氢成本在2.8～6.2欧元/kg区间内。风电制氢敏感性分析表明电解水制氢设备数量和风机数量对制氢成本影响很大。非并网运行主要依靠外界电网对负荷进行功率补偿，它的缺点主要体现在风电制氢系统需频繁与外界电网进行交互作用。

类似的研究，Hamanea等人研究表明，阿尔及利亚地区某风场开展了一个孤网型10 kW风机耦合5 kW碱水电解制氢装置的示范性项目。阿尔及利亚项目的十月和十一月平均风速最低，风电制氢产量在那两个月份处于最低水平；五月份风速达到最大，风电制氢产量同时也达到了最大值400 Nm3/月。而且研究还显示，随着风力发电机叶轮轮毂高度的变化，年制氢量也会随之变化。在轮毂高度从10 m增加到30 m时制氢量发生了显著变化，制氢产量增加了 1 600 Nm3/a。当轮毂高度大于 30 m 时，随轮毂高度的增加年制氢量增加的幅度逐渐放缓[13]。

基于电解水制氢，考虑氢气终端的市场应用需求，从不同角度分析电解水制氢设备与风电机组耦合模式，本文例举三种风电制氢模式。模式一“孤网运行：风力发电+电解水制氢设备”；模式二“孤网运行：风力发电+电解水制氢设备+储能设施”；模式三“非并网运行：风力发电+电解水制氢设备”。以三种风电制氢模式能获得一定的的氢产量为分析标准。一定的氢产量，也就意味着电解水制氢装置的出力是一定的，变量为风机容量、储能设施的有无及容量、是否从网上购电。

3.1 模式一“孤网运行：风力发电+电解水制氢设备”

此模式下风力发电机与外界电网不相连。风力发电机所发电量部分用来制氢，而且没有储能设备来平抑风力发电的波动性。由于此模式下制氢系统在10%～100%的出力范围内运行，当风速低于某一值时电解水制氢设备无法启动，造成风电的浪费。由于风机容量过高，当风机满发时电解水制氢设备也不能完全接纳风机所发的电量。也就是说，此模式不能完全利用风力发电机所发的电，因此为达到一定的氢产量需匹配的风机数量最多。此模式下制氢系统长期在一个不稳定的负荷下运行会导致制氢设备的寿命缩短，而且对氢气纯度和系统的安全性造成一定影响[14]。

3.2 模式二“孤网运行：风力发电+电解水制氢设备+储能设施”

此模式下风力发电机与外界电网不相连。与模式一不同的是此模式有储能设施来平抑风电的波动性。由于升压站和制氢系统都需要储能装置，对于孤网运行方案，可以设置一套储能装置，来替代升压站的蓄电池并兼顾解决制氢系统的供电要求。由于储能设施的容量有限，不能做到储存全部的风电。因此，储能装置容量的选择可考虑两种方案：一种是当风力发电机组全停时，能满足制氢装置安全停机用电需求；一种是风电机组总容量和制氢装置总容量之差。

由于提高风电的利用率，需匹配的风机数量中等，电解水制氢系统可在较稳定的负荷下运行，安全可靠。由于此模式设置了储能设施，固定投资大于模式一，但是从长期安全稳定运行的角度考虑此模式优于模式一。此外，利用储能技术平抑风电的波动性已经成为趋势，随着超导储能和超级电容的快速发展，可靠的储能技术具备了精确化和规模化。目前新型储能系统已经能够快速充放电，电能转化效率可达90%以上，可灵活平抑风电波动的特性[15]。

3.3 模式三“非并网运行：风力发电+电解水制氢设备”

此模式风力发电机与外界电网相连，但是风电不上网，仅通过购电制氢。此模式需匹配的风机数量最少，没有储能设施，固定投资最少。但为了保证制氢系统稳定运行需从电网购电，运行费用是三种匹配模式里最高的。非并网运行制氢虽然仅能改善风电短时间的波动特性，但是很难应对长时间的波动。另外，使用不当会对外界电网系统的继电保护造成严重损耗，而且也会增加外界电网系统功率损耗。

总的来说，模式一理论上可以实现，但是工程落地对设备和控制策略要求很高；模式二制得的氢属于“绿氢”，即利用可再生能源制氢过程中无CO2排放；模式三由于利用了部分市电，制得的氢属于“灰氢”或“蓝氢”，违背了新能源制氢的初衷。

4 结论

氢气是一种清洁能源已经受到了全世界的关注，新能源制氢的的优势也越来越明显。本文通过分析得出以下结论：由于成本较低，煤气化制氢是世界上的主流制氢方式，一些新型制氢技术也正在研发过程中。电解水制氢目前的工艺技术比较成熟，但是制氢成本目前仍然较高，小规模应用较多。新能源制氢这种可循环发展的环保制氢理念越来越受人推崇。目前用弃风、弃光和弃水电制氢的项目较多，但是新能源发电孤网运行制氢的项目仅有少数几个示范项目。本文主要对风机和电解水制氢耦合的运行模式做了论述，得出采用“孤网运行：风力发电+电解水制氢设备+储能设施”模式进行匹配在技术上更加合理。此模式的固定投资较高，投资回收期也较长。但是此模式符合“绿氢”的理念，从可持续发展的角度看是值得推广的。

在以后的研究中可从以下方面入手：降低电解水制氢设备造价、改进电解水制氢设备对不稳定电源的适应性、优化新能源制氢系统容量匹配模式、提升氢能下游市场活跃性，政策上也需进一步明确氢能属性并给与支持。后续工作也可对三种匹配模式的财务生存能力进行系统评估，进一步深化风电制氢的可行性研究。