摘要

 

簡介了電解水制氫技術(shù)路線，同時(shí)分析了可再生能源制氫方案中風(fēng)電、光伏與制氫設(shè)備的配置方案并測(cè)算了制氫成本，成本分別為 34.18 —— 36.56 元/ kg和 41.07 —— 42.82 元/ kg，并且還分析了光伏結(jié)合谷電制氫的可能性，計(jì)算得出制氫成本約為 25.56 —— 26.95 元/ kg，具有較好的經(jīng)濟(jì)性。

 

0 引言

 

氫能是一種清潔的二次能源，具有來源廣、熱值高、能量密度大、可儲(chǔ)存、可再生、可電可燃、零污染、零碳排放等優(yōu)點(diǎn)，被譽(yù)為 21 世紀(jì)控制地球溫升、解決能源危機(jī)的“終極能源”［1］。目前，氫氣的主要制取途徑有化石燃料制氫、電解水制氫、工業(yè)副產(chǎn)氫氣純化等［2，3］。根據(jù)制氫過程的碳排放，氫氣可以分為灰氫、藍(lán)氫和綠氫［4］。相比于通過化石燃料取的灰氫，以及通過蒸汽甲烷重整技術(shù)或煤氣化加上碳捕集技術(shù)制取得藍(lán)氫，綠氫的制取過程可真正實(shí)現(xiàn)二氧化碳零排放［1］。（關(guān)注氫電邦微信公眾號(hào)，申請(qǐng)加入微信群）而且化石能源具有不可再生性，同時(shí)我國缺油少氣，灰氫和藍(lán)氫均不符合于我國的未來發(fā)展的方向。主流的綠氫的制備方式是通過可再生能源發(fā)電所得電力接入電解槽電解水制氫［5］。

 

浙江省在“十四五”期間進(jìn)行“風(fēng)光倍增”，將新增 1300 萬 kW 光伏裝機(jī)和 450 萬 kW 風(fēng)電裝機(jī)。但是可再生能源快速發(fā)展的同時(shí)也帶來了大量的問題，風(fēng)光發(fā)電的波動(dòng)性和不確定性對(duì)電力系統(tǒng)資源配置、安全穩(wěn)定運(yùn)行提出了更高的要求。發(fā)展切實(shí)有效的可再生能源制氫技術(shù)對(duì)消納棄電、保障電力系統(tǒng)穩(wěn)定具有重要意義。

 

1 電解水制氫技術(shù)路線

 

可再生能源制氫的關(guān)鍵技術(shù)之一就是電解水制氫技術(shù)。電解水制氫技術(shù)主要有堿水電解制氫（ AWE） 、質(zhì)子交換膜純水電解制氫（ PEM） 和固體氧化物電解制氫技術(shù)（ SOE） ［6］。

 

1.1   堿水電解制氫

 

堿水電解制氫技術(shù)是目前較成熟的也是商業(yè)化較廣泛的電解水制氫技術(shù)，目前市場(chǎng)上已經(jīng)有55套 1000 m3 / h 級(jí)別的堿水電解制氫裝備。電解堿水制氫設(shè)備主要由電解液、陽極、陰極和膈膜等組成［6］。在原理上，電解液通常采用 KOH 溶液，在電解水制氫過程中，電解液只起到離子輸送的作用，不會(huì)產(chǎn)生消耗。但是在實(shí)際過程中，部分電解液會(huì)與氣體一起離開電解槽，所以氫氣的純度相對(duì)較低，需要經(jīng)過純化后才能到達(dá)99.999% 。

 

堿水電解制氫裝置存在啟動(dòng)慢的特點(diǎn)，冷態(tài)啟動(dòng)需要 2 —— 3 h，熱啟動(dòng)需要 15 min。堿性電解槽通常在 40 —— 80 ℃下工作。電解槽中，堿液的電導(dǎo)率隨著溫度的升高而變大。冷態(tài)啟動(dòng)時(shí)，堿液處于常溫，電導(dǎo)率較小，因而電阻值較大，而電解槽的電壓是一定的，導(dǎo)致電流密度就較小，產(chǎn)氫量低。隨著通電時(shí)間的增長，堿液溫度隨之升高，堿液導(dǎo)電率越來越高，產(chǎn)氫量也就會(huì)逐漸提高。

 

1.2  質(zhì)子交換膜純水電解制氫

 

質(zhì)子交換膜（ PEM） 純水電解制氫技術(shù)使用質(zhì)子交換膜隔離陽極和陰極。水在陽極上發(fā)生水解反應(yīng)，產(chǎn)生質(zhì)子和 O2。質(zhì)子交換膜內(nèi)部的磺酸基可以傳導(dǎo)質(zhì)子，質(zhì)子在電勢(shì)差的作用下，通過質(zhì)子交換膜到達(dá)陰極。在陰極處，質(zhì)子與電子反應(yīng)，生成 H2。隨著產(chǎn)氫量的增加，壓力逐漸增加，達(dá)到預(yù)定壓力。

 

PEM 制氫技術(shù)以純水為反應(yīng)物，加之 PEM的氫氣滲透率較低，產(chǎn)生的氫氣純度高，僅需脫除水蒸氣; 電解槽采用零間距結(jié)構(gòu)，歐姆電阻較低，顯著提高電解過程的整體效率，且體積更為緊湊;壓力調(diào)控范圍大，氫氣輸出壓力可達(dá)數(shù)兆帕，適應(yīng)快速變化的可再生能源電力輸入。同時(shí)，PEM電解水制氫的另一個(gè)優(yōu)勢(shì)為占地面積較小，同樣制氫規(guī)模下，占地面積僅為堿水制氫的 1 /3 左右。

 

PEM 制氫技術(shù)具有效率高、氣體純度高、無堿液、體積小、可實(shí)現(xiàn)更高的產(chǎn)氣壓力等優(yōu)點(diǎn)［7］。相較于堿性電解制氫技術(shù)，PEM 制氫技術(shù)啟動(dòng)時(shí)間短，響應(yīng)速度快，能夠與風(fēng)電和光伏等可再生能源發(fā)電更好地耦合。但是 PEM 制氫技術(shù)在技術(shù)和商業(yè)運(yùn)行方面，不如堿性制氫技術(shù)成熟。

 

1.3  固體氧化物電解制氫

 

固體氧化物（ SOEC） 電解制氫技術(shù)的工作溫度在 600 —— 1000 ℃［6］。高溫水蒸氣在陽極處生成H2 和 O2 —— 。生成的 O2 —— 經(jīng)氧化物陶瓷傳導(dǎo)至陰極，在陰極處失去電子生成 O2。該制氫技術(shù)的部分能量可以通過熱能提供，且余熱可以回收，所以綜合其制氫綜合效率可以高于 90% 。目前，該技術(shù)還處于實(shí)驗(yàn)室研究階段。

 

2 可再生能源制氫成本分析

 

制氫成本主要由三塊組成，分別是可再生能源成本和制氫設(shè)備成本。在本節(jié)中，以浙江省某地區(qū)的風(fēng)光資源數(shù)據(jù)為基礎(chǔ)，分別將光伏和風(fēng)電與制氫設(shè)備進(jìn)行耦合，進(jìn)行制氫成本分析。

 

由于電力送出可能會(huì)存在消納問題，故探究了聯(lián)網(wǎng)模式和孤島模式兩種模式下氫氣成本的變化。在聯(lián)網(wǎng)模式下，滿足制氫設(shè)備的用電需求后，余電上網(wǎng); 在孤島模式下，將產(chǎn)生棄風(fēng)棄電。

 

2.1  裝機(jī)分析

 

電解水制氫設(shè)備所需的電力由風(fēng)電和光伏提供。目前，堿水電解制氫設(shè)備、PEM 制氫裝置和SOEC 制氫裝置制取 1 m3 氫氣，能耗分別為 4. 2—— 5. 9 kWh、4. 2 —— 5. 6 kWh 和不小于 3. 7 kWh［6］。由于 SOEC 制氫裝置目前還處于實(shí)驗(yàn)室階段，故在下文中只考慮堿水電解制氫裝置和 PEM 制氫裝置，制氫的能耗按 5 kWh 制取 1 m3 氫氣計(jì)。所以，若是按 100% 風(fēng)電光伏裝機(jī)容量配置制氫設(shè)備，1 MW 風(fēng)電光伏需要配置200 m3 / h 制氫設(shè)備。

 

風(fēng)能和太陽能等可再生能源，具有不均勻性、間歇特性［8］。所以若是按 100% 進(jìn)行配置，會(huì)造成制氫設(shè)備的冗余，增加綠氫的成本，降低其市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力。本節(jié)中測(cè)算了不同比例的搭配方式，尋求最佳的搭配方案。

 

2.1.1  光伏裝機(jī)分析

 

通過分析該地區(qū)光伏電站的出力隨時(shí)間的變化曲線，按 100% 、80% 、70% 、60% 、40% 和 20%容量配置制氫設(shè)備，發(fā)電利用率分別為 100% 、99. 97% 、99. 35% 、96. 43% 、81. 6% 和 53. 39% 。配置比例為 100%、80% 和70% 時(shí)，發(fā)電利用率幾近相等; 當(dāng)配置比例在 40% 和 60% 之間時(shí)，發(fā)電利用率快速變化。配置比例從 20% 升高到 100%的過程中，制氫設(shè)備的造價(jià)呈線性增長，但是發(fā)電利用率先快速增長，然后再緩慢變化。故在光伏配置制氫裝備的方案中，存在最佳配置。

 

假設(shè)光伏的裝機(jī)容量為 800 MW，根據(jù) 80% 、70% 、60% 、40% 和 20% 容量配置制氫設(shè)備。其工程造價(jià)的主要明細(xì)如下：

 

光伏工程造價(jià)為3.7 元/W;

 

涉氫設(shè)備包含制氫裝置、壓縮機(jī)和儲(chǔ)氫瓶組;

 

制氫選用堿水制氫裝置，按 1000 m3 / h成撬供應(yīng)，同時(shí)考慮其技術(shù)進(jìn)步和規(guī)模效應(yīng)，價(jià)格區(qū)間為     740 萬—— 830 萬元/套;

 

儲(chǔ)氫瓶組按 250 kg /套進(jìn)行單列，價(jià)格為120 萬元，不考慮規(guī)模效應(yīng);

 

工程造價(jià)中還包含除鹽水系統(tǒng)等輔助系統(tǒng)造價(jià);

 

涉氫設(shè)備的廠平、站房、設(shè)備基礎(chǔ)、調(diào)試、等其他輔助設(shè)施按涉氫設(shè)備造價(jià)的 15% 計(jì)。

 

該配置方案中，年制氫量的計(jì)算方式如式（ 1） 所示：

 

 

式中： Ps 為光伏的裝機(jī)容量，MW; T 為光伏的年利用小時(shí)數(shù)，h。根據(jù)當(dāng)?shù)靥柲苜Y源特性計(jì)算，按1100 h 計(jì); η1 為棄電率。在孤島模式中，多余電量均棄用; 在聯(lián)網(wǎng)模式中，多余電量上網(wǎng)。上網(wǎng)電價(jià) 按 0. 4153 元/ kWh 計(jì) 算; ρ 為 氫 氣 密 度，kg /m3; η2 為氫系統(tǒng)利用效率，按 95% 計(jì); η3 為廠用電率，按 8% 計(jì)。

 

基于上述的假定條件和邊界條件，并且不考慮土地征用成本，按照 30% 資本金，項(xiàng)目資本金內(nèi)部收益率 8% 測(cè)算計(jì)算出聯(lián)網(wǎng)模式和孤島模式下制氫成本，具體數(shù)字如表 1 所示。

 

 

在聯(lián)網(wǎng)模式下，按 40% 容量配置制氫設(shè)備最佳，氫氣的價(jià)格為 34.18 元/ kg; 在孤島模式下，按60% 容量配置制氫設(shè)備最佳，氫氣的價(jià)格為36.56元/ kg。

 

兩種模式，在趨勢(shì)上都是隨著裝機(jī)規(guī)模的下降，氫氣的價(jià)格都是先下降后上升。這主要由兩個(gè)原因?qū)е拢?一方面制氫設(shè)備存在著規(guī)模效應(yīng)，規(guī)模越大，單機(jī)成本越低; 另一方面受限于光伏發(fā)電量。根據(jù)上面分析，當(dāng)制氫設(shè)備規(guī)模大于一定值后，部分設(shè)備會(huì)冗余，處于閑置，導(dǎo)致成本增加。所以聯(lián)網(wǎng)模式和孤島模式均存在最佳的配置比例。

 

在孤島模式下，按 60% 配置制氫設(shè)備，發(fā)電利用率為 96.43% ，略低于 70% 和80% 的配置。而按 40% 配置制氫設(shè)備時(shí)，發(fā)電利用率快速下降至 81.6% ，導(dǎo)致制氫量較低，因而其成本價(jià)過高。

 

在聯(lián)網(wǎng)模式下，按 40% 配置制氫設(shè)備，未利用的發(fā)電量用于上網(wǎng)，增加了發(fā)電收入。但是再進(jìn)一步降低配置容量時(shí)，由于制氫裝置規(guī)模較小，制氫設(shè)備的成本上升，因而氫氣成本增加。

 

2.1.2  風(fēng)電裝機(jī)分析

 

通過分析該地區(qū)海上風(fēng)電場(chǎng)的出力隨時(shí)間的變化曲線，按 80% 、70% 、60% 、40% 和 20% 容量配置 制 氫 設(shè) 備，發(fā) 電 利 用 率 分 別 為 99.68% 、96.239% 、90.78% 、74.08%和 47. 14% 。在進(jìn)行高比例配置時(shí)，風(fēng)電的發(fā)電利用率和光伏的發(fā)電利用率呈現(xiàn)明顯的差異性。當(dāng)配置比例為 60%時(shí)，風(fēng)電的發(fā)電利用率比光伏低 5. 65% 。

 

假設(shè)海上風(fēng)電的裝機(jī)容量為 300 MW，選用離岸制氫方式，根據(jù) 80% 、60% 、40% 和 20% 容量配置制氫設(shè)備。其工程造價(jià)的主要明細(xì)如下：

 

風(fēng)電工程造價(jià)為 13000 元/ kW;

 

涉氫設(shè)備的廠平、站房、設(shè)備基礎(chǔ)、調(diào)試、海上平臺(tái)等其他輔助設(shè)施按涉氫設(shè)備造價(jià)的30% 計(jì);

 

考慮船運(yùn)率;孤島模式不考慮海上升壓站、陸上計(jì)量站等費(fèi)用;

 

其他條件與光伏裝機(jī)配置方案一致。

 

該配置方案中，年制氫量的計(jì)算方式如式（ 2） 所示：

 

 

式中： Pw 為風(fēng)電的裝機(jī)容量，MW; T 為風(fēng)電的年利用小時(shí)數(shù)，根據(jù)當(dāng)?shù)靥柲苜Y源特性計(jì)算，按3000 h 計(jì); η4 為船用率，0. 95。

 

基于上述的假定條件和邊界條件，并且不考慮海域使用成本，按照 30% 資本金，項(xiàng)目資本金內(nèi)部收益率 8% 測(cè)算計(jì)算出聯(lián)網(wǎng)模式和孤島模式下制氫成本，具體數(shù)字如表 2 所示。

 

 

從表格數(shù)據(jù)可知，聯(lián)網(wǎng)模式和孤島模式下，氫氣的價(jià)格均隨著制氫設(shè)備配置比例的下降而增加。當(dāng)配置比例為 80% 時(shí)，氫氣的價(jià)格最低，分別為 42.82 元/ kg 和 41. 07 元/ kg，且聯(lián)網(wǎng)模式的氫氣價(jià)格高于孤島模式的氫氣價(jià)格。這是因?yàn)楫?dāng)按 80% 風(fēng)電容量配置制氫設(shè)備時(shí)，發(fā)電利用率為99.68% ，即 僅 有 0.32% 電 量 上 網(wǎng)。而 因 為 這0.32% 的電量，需要增加海上升壓站、升壓站到陸上的電纜以及陸上計(jì)量站等投資，拉高了整個(gè)項(xiàng)目的投資額，故導(dǎo)致氫氣的價(jià)格升高。當(dāng)配置比例下降時(shí)，聯(lián)網(wǎng)模式下的氫氣成本才低于孤島模式的氫氣成本。

 

在聯(lián)網(wǎng)模式下，隨著制氫設(shè)備配置比例較低，上網(wǎng)電量增多，氫氣的成本一直處于上升狀態(tài)。這主要是由于現(xiàn)階段風(fēng)機(jī)造價(jià)過高，風(fēng)電出力直接上網(wǎng)經(jīng)濟(jì)性較差，性價(jià)比低于風(fēng)電制氫。

 

2.2  光伏結(jié)合谷電制氫方案成本測(cè)算

 

煤制氫成本最低為 11 元/ kg，天然氣制氫和工業(yè)副產(chǎn)氫成本在 15 —— 20 元/ kg［9］。上文中已經(jīng)得出在光伏制氫的成本約 34 —— 36 元/ kg，風(fēng)電制氫的成本高于 40 元/ kg，其相對(duì)于傳統(tǒng)煤制氫、天然氣制氫和工業(yè)副產(chǎn)氫，競(jìng)爭(zhēng)力仍然較弱。

 

目前，浙江省工商業(yè)峰谷分時(shí)電價(jià)分為尖峰、高峰、低谷三類，共 6 個(gè)時(shí)間區(qū)間，其中低谷時(shí)段為 11: 00 —— 13: 00 和22: 00 —— 次日 8: 00。第二個(gè)時(shí)間段可以與光伏相結(jié)合，為制氫設(shè)備提供電力供應(yīng)，延長制氫設(shè)備的使用時(shí)長，能降低氫氣的成本。根據(jù)浙江省發(fā)展改革委印發(fā)的《關(guān)于進(jìn)一步完善我省分時(shí)電價(jià)政策有關(guān)事項(xiàng)的通知》，110kV的大工業(yè)谷電為 0. 2481元/ kWh。火力發(fā)電廠低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)，爐膛熱負(fù)荷降低，鍋爐存在危險(xiǎn); 同時(shí)低谷時(shí)大量發(fā)電機(jī)組低負(fù)荷旋轉(zhuǎn)備用，效益較低。使用谷 電 制 氫 還 有 助 于 降 低 二 氧 化 碳 排放［10］。

 

為減少本光伏電站對(duì)電網(wǎng)的影響，故本方案采用孤島模式。按光伏裝機(jī)容量的 60% 配置制氫設(shè)備。同時(shí)，為提高制氫設(shè)備的響應(yīng)速度，本方案中按 20% 容量配置 PEM 制氫裝備，按80% 容量配置堿水制氫設(shè)備。其造價(jià)明細(xì)如下：

 

光伏工程造價(jià)為3.7 元/W;

 

涉氫設(shè)備包含制氫裝置、壓縮機(jī)和儲(chǔ)氫瓶組;

 

制氫裝置選用 PEM 制氫裝置和堿水制氫裝置，其中 PEM 制氫裝置按 200 m3 / h 容量成撬供應(yīng)，堿水制氫裝置按 1000 m3 / h 容量成撬供應(yīng)。同時(shí)考慮規(guī)模效應(yīng)，PEM 制氫裝置的按 8 萬——     10 萬/m3 計(jì)，堿水制氫設(shè)備按 0. 75 萬 —— 1 萬/m3計(jì);

 

儲(chǔ)氫瓶組按 250 kg /套進(jìn)行單列，價(jià)格為120 萬元，不考慮規(guī)模效應(yīng);

 

工程造價(jià)中還包含除鹽水系統(tǒng)等輔助系統(tǒng)造價(jià);

 

涉氫設(shè)備的廠平、站房、設(shè)備基礎(chǔ)、調(diào)試、等其他輔助設(shè)施按涉氫設(shè)備造價(jià)的 15% 計(jì);

 

孤島模式，余電不上網(wǎng);

 

22: 00 —— 次日 8: 00 使用谷電制氫，電價(jià)為 0. 2481 元/ kWh。

 

該配置方案中，年制氫量的計(jì)算方式如式（ 3） 所示：

 

 

式中： Pe 為制氫設(shè)備的參數(shù)，m3 / h。

 

基于上述的假定條件和邊界條件，并且不考慮征地成本，按照 30% 資本金，項(xiàng)目資本金內(nèi)部收益率 8% 測(cè)算計(jì)算出光伏結(jié)合谷電制氫的成本，具體數(shù)字如表格 3 所示。

 

 

從表 3 可知，當(dāng)采用光伏結(jié)合谷電的形式進(jìn)行電解水制氫時(shí)，氫氣的價(jià)格為 25.56 —— 26.95元，具有較好的經(jīng)濟(jì)性。

 

3 結(jié)論

 

氫能作為不僅可以作為化工原料，還可以作為儲(chǔ)能介質(zhì)存儲(chǔ)能量，緩解可再生能源對(duì)電網(wǎng)的影響，而且在作為能源使用過程中不產(chǎn)生污染。目前，氫氣的生產(chǎn)工藝流程較多，但是結(jié)合“碳達(dá)峰”和“碳中和”的目標(biāo)，制氫方式的基本發(fā)展方向： 灰氫不可取，藍(lán)氫可以用，廢氫可回收，綠氫是終極方向［11］。制備綠氫的主流方式是使用可再生能源制氫，但是目前該制氫方式成本較高，本文對(duì)可再生能源制氫方式進(jìn)行優(yōu)化，并進(jìn)行成本計(jì)算，得出以下結(jié)論：

 

1） 風(fēng)電和光伏與制氫設(shè)備進(jìn)行耦合時(shí)，均存在最佳的配置比例。

 

2） 光伏制氫： 在孤島模式下，按光伏容量的60% 配 置 制 氫 設(shè) 備 時(shí)，制 氫 成 本 最 低，成 本 為36.56     元/ kg; 在聯(lián)網(wǎng)模式下，按光伏容量的40%配置制氫設(shè)備時(shí)，制氫成本最低，成本為34.18 元/ kg。

 

3） 風(fēng)電制氫： 聯(lián)網(wǎng)模式和孤島模式下，氫氣的價(jià)格均隨著制氫設(shè)備配置比例的下降而增加。當(dāng)配置比例為 80% 時(shí)，氫氣的價(jià)格最低，分別為42.82 元/ kg和 41.07 元/     kg，且聯(lián)網(wǎng)模式的氫氣價(jià)格高于孤島模式的氫氣價(jià)格。由于聯(lián)網(wǎng)模式需要增加海上升壓站、升壓站到陸上的電纜以及陸上計(jì)量站等投資，所以按高比例配置制氫設(shè)備時(shí)不適合使用聯(lián)網(wǎng)模式。

 

4） 由于現(xiàn)階段風(fēng)機(jī)造價(jià)過高，風(fēng)電出力直接上網(wǎng)經(jīng)濟(jì)性較差，性價(jià)比低于風(fēng)電制氫。

 

5） 當(dāng)光伏結(jié)合谷電進(jìn)行制氫時(shí)，可以大幅度降低制氫的成本，增加氫氣的競(jìng)爭(zhēng)力。當(dāng)光伏裝機(jī)容量為50 —— 150MW，制氫配置比例為 60%時(shí)，制氫成本為 25.56 —— 26.95 元，具有較好的經(jīng)濟(jì)性。

 

來源：新能源與儲(chǔ)能

 

作者：高 陽，郭凱凱，李 琪，張康鑫，童曉凡，馬秦慧，錢 彬，馬煒晨

 

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