水电氢能发展理念与关键技术研究

梁波　崔磊　刘亚青　桂远乾

摘要：为响应中国实现“碳排放达峰后稳中有降”目标，加快绿色低碳发展，实现绿色零碳理念，全面提高水电资源利用效率，在分析国内外氢能需求以及制氢技术现状基础上，结合水电站低成本电解水制氢工艺，论述了水电氢能技术经济优势。探索并提出基于水电站厂用电系统的氢电联供综合能源系统以及构建绿色零碳水电氢能自消纳系统实现方式等关键技术，提出了绿色零碳的保安电源与直流系统设想。提出的水电氢能发展思路具有较强推广价值，可将传统水力发电行业与制氢、储氢、用氢有机结合在一起，推动能源结构升级。

关键词：氢能; 电解水制氢; 氢电联供綜合能源系统; 水电氢能自消纳系统; 厂用电系统

中图法分类号： TK91

文献标志码： A

DOI：10.16232/j.cnki.1001-4179.2022.02.027

0引 言

氢气具备来源广泛、清洁高效和应用场景丰富等多项优点。作为可燃性气体，具有燃烧热值高，燃烧产物环保以及生产原料易得等优点。同时，氢气使用过程产物是水，可以真正做到零碳排放、无污染、可再生，是推动传统化石能源清洁高效利用和支持可再生能源大规模发展的理想媒介。目前，氢能被认为是最理想的清洁能源，也被看作是最具应用前景的能源之一，或成为未来能源的终极形式。发展氢能产业是全球能源技术革命和转型发展的重大战略方向，也是中国实现“碳排放达峰后稳中有降”目标、加快绿色低碳发展、全面提高资源利用效率的重要举措。

中国部分水电站存在弃水情况，特别是西南地区水电站弃水情况较为严重。国家能源局统计资料显示，2021年1～6月，全国主要流域弃水电量约53.64亿kW·h，水能利用率约98.43%。目前弃水电量算法尚未完全统一，根据不同边界条件计算得到的弃水电量存在一定差异[1-3]。而根据公开资料，2020年四川省弃水电量为202亿kW·h，主要弃水电量高度集中在大渡河干流，约占全省弃水电量的53%。若利用弃水电量进行制氢，可使得水力发电企业增加收益，提高资源利用效率。

目前水电站电能主要通过电力送出，在水电站电力外送过程中容易存在卡脖子情况，如上网电价定价及送出方向自主权不高[4-5]、调度运行受控[6]等情况。利用水电站电能开展氢能制备，可以扩展水电站电能消纳渠道。

目前，中国能源体系结构中，电能作为唯一的二次能源，其生产主要依赖煤炭、水能、太阳能、风能等一次能源。若能推广基于水电等清洁电能为载体的氢能，可以拓展中国能源体系结构[7]，增强中国能源安全。2019 年，中国氢能联盟发布《白皮书》指出：到 2050 年，氢能将在中国终端能源体系中占比达到10%，与电力协同互补，共同成为中国终端能源体系的消费主体之一[8]。然而，由于电网终端电解水制氢需要消耗电能过多，导致制氢成本高昂，氢能推广缓慢;同时目前以火电为主要电源的电网结构中，终端制氢也不利于碳减排。因此，实现水电站电能向氢能的转化，一方面可以解决中国水电站的并网和消纳难题，另一方面可以推动中国可再生能源制氢产业的发展，有助于中国能源结构的改变，进入氢能社会[9-10]。

本文以水电站内氢能开发和利用为背景，分析了氢能与水电站的结合特点，提出了基于水电站厂用电系统的氢电联供综合能源系统，以及构建绿色零碳水电氢能自消纳系统的水电站氢能开发关键技术研究思路。

1水电氢能发展前景

1.1氢能需求

氢气在中国主要作为化工原料用于生产甲醇、合成氨以及相关化工产品与化肥;其次是作为燃料，还有少量的高纯度氢气作为工业原料，如高纯度电子氢气等。根据预测，2030年前化工领域氢能消耗持续增长，2030年后化工领域整体产量将下降，氢能消耗也将随之下降[11]。但随着氢燃料电池[11]以及氢能汽车[13-15]等产品的研发、应用和推广，氢能在交通运输领域的消耗量将大大提升，以能源形式利用规模将逐渐增大。

氢燃料电池在重型交通领域相比锂电池具有更强的技术适应性。随着车重和续航的提升，燃料电池汽车成本将逐步接近甚至低于纯电动汽车。根据中国汽车工业协会数据，2020年，全球共销售氢燃料电池汽车9 006台，其中，中国1 177台。截至2020年底，中美日韩氢燃料电池汽车保有量达到30 185辆，其中，中国年氢车保有量为7 352辆。就销量结构上看，中国氢燃料电池车以客车和专用车为主。

在终端加氢设施方面，2020年全球主要经济体已建成加氢站527座，在运营504座。在运营加氢站中，欧盟以179座高居榜首，日本以137座紧随其后，中国以101座全面超过德国的89座位居第三。美国因疫情影响，在运营加氢站由2019年的48座降至2020年的42座，韩国则因此实现赶超，成为在运营加氢站第四多的国家。

目前，国际氢能产业发展已经到了关键机遇期。美国、欧洲、日本、韩国等主要工业化国家和地区已经将氢能纳入国家能源战略规划，氢能产业的商业化步伐不断加快。国际氢能委员会预测，到2050年，氢能产业将创造3 000万个工作岗位，减少60亿t二氧化碳（CO2）排放，创造2.5万亿美元的市场规模，并在全球能源消费占比达到18%。

中国氢能产业发展窗口期已经形成。近年来，中国政府对氢能产业的支持力度不断加大，以氢燃料电池汽车示范应用为牵引，将氢能列入国家能源发展战略的组成部分。根据相关公开数据，中国2020年氢气产量约为2 050万t。目前，中国处于氢能市场发展初期，氢气年均需求约2 200万t。根据中国氢能联盟预计，到2025年，中国氢能产业产值将达到1万亿元;2030年，中国将处于氢能市场发展中期，氢气年均需求将达到3 500万t。到2050年，氢气需求量将接近6 000万t，实现CO2减排约7亿t，氢能在中国终端能源体系中占比达10%，产业链年产值达到12万亿元，成为引领经济发展的新增长极。

由此可见，交通运输行业技术革新催生旺盛了氢能需求，双碳目标背景下冶金和化工对绿氢也有着巨大的需求，而传统氢能生产方式无法满足双碳政策下的氢能需求规模，亟待开发出新的大规模、可再生能源氢能制备方式。

1.2制氢技术

中国已具备一定氢能工业基础，全国氢气产能超过2 000万t，但生产主要依赖化石能源，消费主要作为工业原料，清洁能源制氢和氢能的能源化利用规模较小。目前国内制氢的主要方法有以下4种[16-17]：

（1） 天然气（含石脑油、重油、炼厂气和焦炉气等）蒸汽转化制氢。天然气蒸汽转化制氢是较传统的技术，以前常用于大规模的氢气供应场合（5 000 Nm3/h以上）。根据中国氢气用户分散且规模较小的特点，开发了低投资和低消耗的天然气蒸汽转化制氢技术，非常适合中小规模的氢气需求场合。在天然气丰富地区，天然气蒸汽转化制氢是最好的选择。

（2） 煤（含焦炭和石油焦等）转化制氢。煤制氢成本较低，但由于煤制氢工艺流程较长，通常适合于中、大规模的制氢装置（大于1 000 Nm3/h）。对于没有天然气资源的地区，而且装置规模较大，选择煤炭气化制氢技术是非常适宜的。

（3） 甲醇或氨裂解制氢。甲醇或氨裂解制氢流程比较简单，操作简便，易于控制，在甲醇供应充足的地区，而且氢气需求规模比较小的情况下（200 Nm3/h以下），具有较强的竞争力。

（4） 水电解制氢。水电解制氢气是最传统的氢气生产方式，但能耗高、成本高。

目前，国内由煤、天然气、石油等化石燃料生产的氢气占了将近 70%，工业副产气体制得的氢气约占30%，电解水制氢占不到1%。氢能高昂的使用成本是限制氢能大规模应用的主要限制条件，不同主流制氢方法的成本如表1所列。国内外能源企业结合其各自优势选择不同技术路线，纷纷布局氢能源生产与供给，煤制氢、天然气制氢、碱性电解水制氢技术和设备已具备商业化推广条件。

1.3水电氢能发展优势

在中国，氢能开发和利用主要集中在燃料電池技术的研发，无污染、零碳排放的工业化大规模制氢还处于起步阶段。政策方面，国家相关部委已出台了鼓励可再生清洁能源制氢的政策，可再生清洁能源中的风电、光伏属于分布式能源，和水电相比，不仅发电成本高而且发电容量较小。因此，利用成本低、效率高的水电大规模制氢有着无可比拟的优势，特别在中国拥有丰富的水电能源情况下，水电氢能的综合开发和利用在未来能源革命和氢能社会中将具有极其重要的地位。

中国氢气的市场大致分为燃料氢、化工氢、能源氢，对应的氢气市场价格分别为：6 MPa化工氢，1～5万m3/h供应量，直供价<1.5元/Nm3;20 MPa工业氢，100～2 000 m3/h，工业氢价为3.5元/Nm3;35 MPa以上能源氢，通过加氢站加注，6～20 kg/次，加氢站燃料电池用氢价格（扣除政府补贴）为4.5～5.0元/Nm3。

目前99.9%纯度的氢气一般采用水电解方式制取，电解制氢的电能均直接取自电网。按照0.725元/kW·h的电能采购成本计算，则2 000 Nm3/h产量的制氢站其全寿命周期的制氢成本约3.3元/Nm3，上述费用是考虑建设成本、运维成本及设备折旧之后的综合造价。而常规水电站其上网电价一般在0.25元/（kW·h）以内，部分小型水电站上网电站能低至0.08元/（kW·h）仍能保持盈利。若水电企业开展制氢业务，以0.25元/（kW·h）上网电价合算，相同电能若考虑用于电解制氢，按照1 Nm3氢气售价一般在4.5～5.0元/Nm3考虑，即使考虑新增设备的基础投入，氢能的营销收益将达到1.14元/kW·h，高于售电收益，即使考虑氢能运输成本，相应收益也将高于发电收益。而在未来氢能社会中，大规模氢能运输将主要依靠管道传输，届时氢气的运传输成本占比将较低。

由此可见，由于水电制氢在源头制氢，免除了电网输配电环节，使得水电成本制氢具有天然优势。由于氢能高昂的使用成本是限制其发展的关键因素之一，因此通过水电电能的规模效应，可显著降低氢能的生产成本，从而促进氢能的推广普及。本文认为：未来的氢能社会中，水电站兼具制氢和发电两种功能，两种功能对于水电企业而言效益相当、综合互补，水电将提供两种二次能源共同构建未来能源体系。

水电制氢本质而言，就是利用水的势差转化为电能，又通过电解水生成氢气和氧气，全过程副产品为清洁的水，完全无污染，绝对清洁。

1.4水电氢能前景预测

（1） 氢能利用有大规模的前景和空间，特别是交通运输领域能源替代、储能应用等。

（2） 目前氢能生产以化石燃料制氢为主，而国家正大力推动节能减排相关措施，未来非化石能源制氢如电解水制氢将有广阔的发展前景。

（3） 氢能发展的限制瓶颈是居高不下的氢能制备成本，如能解决上述限制瓶颈条件，将能极大地推动氢能的发展。

（4） 水电氢能因采用电解水制氢原理，其高纯度氢能非常适合氢燃料电池汽车、氢储能行业应用。水电制氢生产的低成本氢能，有利于扩大氢能的利用规模，规模扩大后的产业集群效应将进一步降低氢燃料电池、储氢、输氢的使用成本，推动氢能全产业链的良性发展。氢能利用的推广，使得氢储能规模提升成为可能，使得水电站从前期的发电为主、制氢为辅，发展为氢电联供，使得常规水电站也兼具蓄能储能的作用。

综上所述，水电氢能的引入将极大拓展氢能的开发和利用，对氢能产业带来革命性变化，使得上述产业分析中氢能的劣势（成本高）大幅减低，而“绿氢”的优势则进一步放大。同时，也将对传统水力发电的单一功能形成革命性的转变，将发电与制氢、输氢、储氢、用氢有机地结合在一起，有力推动全球能源结构的升级和无碳替代。

2构建氢电联供综合能源系统

以水電站厂用电系统为基础，构建水电站氢电联供综合能源系统，可实现利用水电站富余电力制氢、供氢、储氢、氢燃料电池供电的综合利用，特别适用于电力富余导致弃水的水电站，能有效提升水电站的运行经济性。

2.1系统构成

氢电联供综合能源系统以常规厂用电系统进行适当改造为基础，包括：电解制氢系统、储氢系统、储氧系统、氢燃料电池系统等。

图1为典型的水电站氢电联供综合能源系统示意图。水电站厂用电系统母线常规电源来自发电机端，当机组停机时可通过外来电源或系统倒送电获得电源，根据制氢系统规模，可选择采用厂用电中压系统（如10 kV）或低压系统（如0.4 kV）接入制氢AC/DC系统，输出电流为0～10 kA。

电解制氢系统所用电能来自于AC/DC系统，原料水来自用水电站内水资源，产生氢气、氧气的能力为0～10 000 Nm3/h H2、0～5 000 Nm3/h O2，若厂用电系统为考虑制氢储能后经过专门的改造，则上述产能可进一步增加。AC/DC系统为一套整流装置，输入端即为厂用电系统交流侧，输出端为电解制氢系统所需的直流电力。该系统包括半导体整流系统、控制触发系统、操作联锁系统。半导体整流柜具有稳压、稳流等多种运行方式。其调压范围为电解制氢系统额定电压的0～1.0倍，进而实现调节氢气生产速率。

电解制氢系统由电解槽、附属设备、碱箱、补水系统、碱液循环泵、控制柜、阻火器、一套完整的仪表装置及微机控制系统等组成。其中重要核心部件主要是：① 电解槽，用于电解水制氢气、氧气。② 附属设备，如 H2（O2）碱液分离器、H2（O2）碱液循环泵、H2（O2）碱液过滤器、H2（O2）分离器、H2（O2）冷却器、H2（O2）捕滴器、H2（O2）气水分离器、脱氧器、干燥器、再生冷却器等。③ 碱箱。④ 补水系统。⑤ 碱液循环泵。

电解制氢系统产生的氢气和氧气经过干燥、过滤等一系列处理后，送入储氢、储氧系统。存储方式包括高压存储（压力15～70 MPa）及低温液态存储等。

该系统一方面可作为储存系统，通过管道或车辆运输方式直接将氢、氧产品售出;另一方面，可按图1所示，接入氢燃料电池系统供水电站自身的需要。氢燃料电池系统以水电站自身制氢为原料，可生成直流电力向直流系统供电或通过DC/AC系统向厂用电交流系统反送电，其用途将在第3节介绍。

2.2运行控制策略

厂用电系统的用电负荷分为常规厂用电负荷和制氢负荷两大类。厂用电电源包括常规厂用电电源和氢燃料电池系统电源。

用电负荷的供电优先级为常规厂用电负荷>制氢负荷。常规运行情况下，优先保障常规厂用电负荷，通过控制制氢速率，使厂用电系统变压器基本处于满负荷状态。当常规厂用电负荷增加时，通过能量管理系统降低制氢速率，减少制氢负荷，保障常规厂用电系统用电。当常规厂用电负荷降低时，通过能量管理系统增加制氢速率，增加制氢负荷。若存在临时突然用电负荷增加，能量管理系统无法及时反应的情况时，则利用厂用变压器短时过负载能力，同时迅速降低制氢负荷，减少系统过负载运行时间。

用电电源的优先级为常规取电电源>氢燃料电池系统电源。常规运行工况下，优先从常规厂用电电源系统取电。当常规取电电源失电时，启用氢燃料电池系统，向负荷供电。

3构建绿色零碳水电氢能自消纳系统

水电氢能自消纳系统是基于上述制氢、储能双重作用的水电站厂用电系统，以氢燃料电池为基础构建保安电源及直流系统，达到替代柴油发电机及常规蓄电池等绿色零碳的目的。

3.1基于氢能燃料电池的水电站保安电源系统

目前，水电站的保安电源均采用柴油发电机冷备用的方式。当以柴油为燃料作为水电站保安电源动力源时，户内布置时需要设置专用的柴油机房、专用储油罐室、排烟通道;户外布置时需要外部连接的运输通道。不论户内、户外布置的柴油发电机均会在运行时产生大量的废气和噪音，即使是短时运行也极不环保。且水电站设置柴油发电机房和油罐油箱等储油装置，消防安全需特殊设计和考虑。

氢燃料电池通过DC/AC系统将直流电转换为厂用交流电源，接入并替换原柴油发电机回路，氢电联控装置通过逻辑判断水电站厂用电系统状态。当交流电压母线、正常交流工作电源失电，启动氢燃料电池为保安负荷供电;氢电联控装置根据保安负荷容量以及负荷特性，通过输氢控制单元控制储氢装置输送的氢气压力、流量和氢燃料电池输出的电压、电流、频率，保证供电电压和供电电流的稳定，提供良好的瞬态响应。上述技术方案中，氢燃料电池采用质子交换膜燃料电池，氢燃料电池容量根据水电站厂用电系统保安负荷的大小确定。

3.2基于氢燃料电池的水电站直流系统

水电站直流系统是为了给信号设备、保护、自动装置、事故照明、应急电源及断路器分、合闸操作提供直流电源。直流系统在水电站中是一个相对独立的电源系统，正常运行时由外部提供交流电源，经过直流充电装置整流后提供直流电源，在外部交流电中断的情况下，由直流蓄电池继续提供直流电源，以保证控制、保护设备的供电连续性。目前，水电站直流系统的电池大都采用铅酸或者镉镍蓄电池，无论是铅酸还是镉镍电池，都具有一定的腐蚀性和毒性，不仅需要专门的隔室单独布置，而且一旦泄露会造成严重的环境污染，甚至危及人身安全，因此需要采取相关防护措施。此外，蓄电池寿命有限，随着运行时间增加，电池的性能会逐渐下降，当蓄电池寿命到期后需要更换新电池以保证系统直流的连续、可靠供电。

以氢燃料电池替代铅酸蓄电池，提供了一种完全零排放、清洁环保的水电站“新直流系统”电源方式。基于氢能的水电站直流系统电源的氢气源可以来自电站弃水发电的电解氢，氢能燃料电池采用质子交换膜燃料电池。氢能燃料电池的容量根据水电站的直流负荷确定，容量在100 kW以内。在氢燃料电池电堆输出端设置电流变送器和电压变送器，实现对输出功率的实时监视。氢燃料电池控制柜采用PLC进行闭环控制，自动调节氢燃料电池的工作特性，通过反馈的负荷电流、电压等参数，对氢燃料电池进行自动调节，通过设置传感器，实现对电池、储氢设备各项参数的监视和发报警信号。传统直流系统由于电池容量有限，不能直接供负荷，而需要外部供交流电后，经充电装置整流给负荷供电，蓄电池仅作为备用，而且容量有限，备用时间不超过2 h。采用氢燃料电池后，只需提供足够的氢气，直流电源将不受备用时间限制，能够可靠保障负荷用电。同时氢燃料电池输出直流电压后，经过电压调节，直接接到直流主盘，然后由直流主盘给各个负荷点供电，减少了传统的充电装置环节。传统类型电池需要定期进行充电、放电，增加了能耗和运行维护工作量，而且电池具备记忆效应，导致电池的性能逐年下降，氢燃料电池不需要定期充放电，而且没有记忆效应。

3.3氢储能发电黑启动系统

水电站厂用电系统在某些特殊情况下会失去所有交流电源，包括机端自并电源，水电站在长时间全厂停机并失去所有交流电源的情况下是非常不安全的，因此，水电站往往都要求在厂用电系统设计时考虑在上述情况下能自启动并恢复厂用电机端自供电，即“黑启动”。电站“黑启动”的用电负荷包括电站进水口闸门、机组自并励起励电源等负荷。利用3.1节和3.2节的柴油发电机和直流电源氢能替代技术，可以有效兼顾黑启动电源系统的功用。

4结 语

虽然目前氢能生产以化石燃料制氢为主，但隨着国家大力推动节能减排相关措施，未来非化石能源制氢，如电解水制氢将有广阔的发展前景。水电氢能方式的引入，为实现低成本电解氢产业化提供了可靠的技术途径。本文提出的基于水电站氢电联供综合能源系统以及绿色零碳水电氢能自消纳系统，将传统水力发电行业与制氢、输氢、储氢、用氢有机地结合在一起，可有力推动能源结构升级和无碳替代，解决氢能上游产业链制氢高成本瓶颈，推动扩大氢能的利用规模，从而通过规模扩大后的产业集群效应进一步降低氢燃料电池、储氢、输氢的使用成本，最终推动氢能全产业链的良性发展。

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（编辑：郑 毅）