风电耦合电解水制氢技术研究

浙江浙能航天氢能技术有限公司 潘 尘

1 引言

我国幅员辽阔，风能资源非常丰富且分布广泛。风能资源清洁低碳安全高效，具有较大的开发潜力，是新能源开发的重点对象。根据气象局估算，我国陆地70m 高度层年平均风能密度达到300W/m2和200W/m2以上的可开发风能资源分别为2.6TW 和3.6TW；离海岸线50km 的近海海域，水深不超过50m 的海上可发电装机容量约为500GW[1]。

氢能具有清洁无污染、可长期存储、应用场景丰富等优点，备受能源领域关注，相关研究人员将氢能誉为21世纪的“终极能源”。世界主要发达国家，如美国、日本、德国等对氢能重视程度不断提高。国际能源署预测到2050年全球氢气需求量近3亿吨，到2070年达到5.2亿吨；中国氢能联盟预测我国到2050年接近6000万吨。伴随着我国社会发展速度不断提高，能源消耗日益增加，越来越重视氢能的开发应用。目前，我国已具备产业化条件，地方政府与氢能行业不断加大对氢能的研发，为氢能应用提供帮助。

党的十九大报告明确提出：“构建清洁低碳安全高效能源体系”，减少传统石化能源使用，降低二氧化碳排放，清洁能源为主导的能源转型革命将使我国既能实现减碳目标，又能维持经济高质量发展。风氢耦合系统将在能源转型过程中发挥重要作用，实现大规模、高效消纳风能，充当能源缓冲载体以提高能源系统韧性[2]。

2 常用氢气制备技术

2.1 生物法制氢

生物法制氢本质是通过某种生物体，如化学转化细菌、向光性细菌或藻类中存在与制氢有关的微生物酶（主要是固氮酶和氢酶），在阳光的照射下，借助厌氧发酵与光合生物的光合作用完成制氢。生物法制氢可以有效利用工农业废弃物、城市污水、养殖场废水等可再生资源，是一种可持续地从自然界中获取氢气的方法。该研究起源于20世纪七十年代的能源危机，具有清洁、节能和不消耗矿物资源等优点，不会破坏环境，造成环境污染，是一种理想且很有前景的制氢技术。目前，实际制氢效率与稳定性较低，无法实现大规模生产。

2.2 化石燃料制氢

化石燃料制氢是目前主流的制氢技术，主要有两种主导的制氢工艺，分别是天然气制氢和煤炭气化制氢，国际可再生能源机构（International Renewable Energy Agency，IRENA）数据显示，目前超过95%的氢气从化石燃料中制取。但是这种制氢方式从绿色发展角度来看碳排放量较高，约占全球总排放量的2.2%，制取的氢气叫“灰氢”，会给环境带来严重的污染，与碳中和目标背道而驰。且这种制氢方式取得的氢气含杂质较高，需要提纯。从制氢成本来看，煤气化制氢成本较低。若要控制这两种制氢方式的碳排放强度，需在制氢过程中结合碳捕集与封存（CCS）技术，这会大幅提高制氢成本。

2.3 太阳能制氢

太阳能制氢是一种利用太阳能来生产氢气的过程，被看作是一种最有前景的制氢方式之一。太阳能转化成化学能的研究已经有60年的历史，太阳能制氢是最近三、四十年发展起来的新兴技术，主要包括热化学法制氢、光电化学分解法制氢、光催化法制氢、人工光合作用制氢等。其最大的技术障碍是氢和氧分裂后又很容易再次结合，科学家们正在寻找一种能使水的两个组成元素氢、氧彼此分离的催化剂[3]。上述方法利用太阳能制氢的效率还有待进一步提高，目前都还处在实验室研究阶段，离实际应用还有一段路程。

2.4 电解水制氢

电解水制氢主要原材料为水。在水中通过电流后，水分子在电极上发生化学反应，分解成氢气和氧气。全部生产流程中不会产生废物，无温室气体排放，制氢效率高，属于绿色环保制氢技术。在“碳中和”目标下，大力发展电解水制氢技术，实现由“灰氢”到“绿氢”转化意义重大。

3 电解水制氢技术研究进展

根据隔膜差异，目前主要的三种电解水技术分别是碱性电解、固体聚合物水电解和固体氧化物水电解。

3.1 碱性电解制氢技术

早在20世纪中期，碱性电解制氢技术就完成了工业化建设。是当前成熟、商业化程度较高的电解制氢技术。通常采用KOH 或NaOH 当做电解质，选用石棉为隔膜，使用非贵金属如Ni、Co、Mn 等为催化剂，主反应在电解槽中完成。电解槽会被隔膜分解成阴阳两部分，并且各自存在电极，在阴极处产生氢气，在阳极处产生氧气。其操作温度在70～90℃，效率在70%～80%，系统电耗4.5～7.1kWh·m3，设备运行寿命在20～30年[4]，产生的氢气中含有碱雾和水气，需经辅助设备清除。传统电解槽存在功率调节与启动慢的缺点，随着电源技术的改进，碱水电解槽快速响应调频能力得到提高，和可再生能源系统耦合适配性大幅提高。对相关研究进行分析发现，风力发电功率处于不断变化之中，碱水电解槽自身负荷可以满足因风速变化所造成的影响，实际响应时间不超过1s，且碱水电解槽运行负荷较宽，在10%～100%均可稳定运行，综上可满足在不稳定供电时稳定制氢的条件。

3.2 固体聚合物水电解制氢技术

固体聚合物水电解制氢技术采用质子交换膜（Proton Exchange Membrane,PEM）代替石棉膜完成质子传导，主要是因为质子交换膜可以更好地隔绝电极两侧的气体，可以缓解碱水电解使用强碱性融合所造成的缺点。其工作温度较低，在50～80℃，效率约为75%，系统电耗4.5～7.5kWh·m3。且设备体积小、质量轻、启停速度快、模块操作等优点，适合用于可再生能源丰富的地区，但是PEM 电解设备价格非常高，对PEM 和催化剂也有较高的技术要求，导致其无法被大范围普及，目前仍处在试验阶段。

3.3 固体氧化物水电解制氢技术

固体氧化物水电解技术在三种电解技术中能耗最低，为3.6～4.5kWh/Nm3，电解质材料为固体氧化物，其工作温度为500～1000℃。通过向电解池外部施加电压，将水分解为氢气和氧离子，离子通过致密的钙钛矿类陶瓷到达氧电极生成氧气。该技术的最大优势在于能量转换效率高，缺点为设备成本较高（需要贵金属作为催化剂）、材料退化快（介质中混入的其他杂质离子对催化剂有毒害作用）、不安全性较高、启动速度慢等。

4 风电耦合制氢优势及工作模式

我国具有丰富的风力资源，因风力发电系统自身具有间歇性与随机性特点，是限制风电并网的主要问题，但随着风电规模的扩张，电能消纳及优化能源结构更受关注。2019年，我国弃风、弃水、弃光电力合计约720亿kWh，2020年甘肃弃风率就高达13.8%[5]，弃风现象较为严重。为实现达成“碳达峰”“碳中和”任务目标，解决大规模的能源消纳、可再生能源发电量过剩问题，风电耦合电解水制氢是实现可再生能源充分利用，实现风能到氢能转换的理想途径之一。

4.1 风电耦合制氢的优势

优化能源结构，提高风电利用率。风力发电机组首要任务是向电网供电，但风的间歇性和随机波动性造成风能稳定性低、品质差，接入电网会产生电压和频率的不稳定，影响电网的安全稳定运行，被称为“垃圾电”。电解水制氢系统具备一定的宽功率波动适用性，当电网客户端负荷用电量较小时，多余电能将被传输至电解水装置中，将电能转化为氢能方式进行存储，减少“弃风”，提高消纳水平；当电网负荷过大，风电机组处于超负荷运行状态时，氢气与氧气通过燃料电池产生电能，发挥快速功率调节的优势，降低电网的不稳定性。实现能源结构优化，最大程度提高风电利用率和经济性。

实现能量存储，提高氢能利用率。我国风能储量大、分布广，但其能量密度低（只有水能的1/800），风力资源具有极大的不确定性、随机性，能量无法存储，导致风能发电无法被广泛应用。氢能具有能量密度高、容量大、寿命长、便于储存和传输等特点，是优秀的二次能源，在“双碳”目标的大前提下，有效利用氢能极具重要性。

借助电解水制氢可以有效解决风能存储问题，氢能主要储运方式有高压储氢、液氢、材料储氢、有机化合物储运氢、管道输氢等。氢气通过管道或高压储气罐，可以进入工业或商业领域，如燃料电池车、冶金、化工等行业。也可以将多余的氢气掺入天然气管道，相比较天然气、煤炭、原油等化工材料，氢的热值较高，燃烧1kg 氢可放出143MJ 的热量，约为天然气的1.6倍，可以减少温室气体排放，符合我国绿色能源发展趋势，未来还可利用储氢实现跨季调峰等应用。发展风氢耦合实现可再生能源和氢能之间的转换情形较为理想。

有效利用资源，降低综合成本。电解水制氢需要大量的水资源，单独运输水资源成本较高，由于全球96.5%的水是海水，而非冰冻淡水仅占1%，直接电解海水似乎是一种理想的制氢方法。全球风能委员会发布的数据显示，截至2020年年底，中国的海上风电装机容量为9.96GW，其中2020年的新增容量超过3GW，占全球新增容量的50.45%，连续3年在海上风电新增装机容量居世界首位。且在2020年的北京国际风能大会上，国家能源局明确表示将会更大力度的发展海上风电，海上风电场的离岸距离将会从50km 逐步增加至100km。综合上述情况远海风电耦合淡化海水制氢具有更深远的战略意义。

4.2 风电耦合制氢的工作模式

风电耦合制氢系统包括风力发电设备、能量管理系统、水解制氢设备、储氢/储氧设备、燃料电池、输送管道等。在有风天气，风能作用于风机叶片使其转动，带动发电机完成风能到电能的转化。电能在能量管理系统的管理下给电网供电，多余的电能用于蓄电池充电或电解水制氢系统运行，将所获得氢气储存在储氢罐内，氧气存在储氧罐中。当风能减少时，在能量管理系统的控制下，对燃料电池的发电功率进行决策，完成氢能到电能的转化，在蓄电池的协同下，向电网供电，保证电网安全可靠运行。多余的氢气、氧气可以通过输送管道另作其他商用。详见图1。

图1 风电耦合制氢系统

5 风力耦合电解水制氢运行模式研究

风电耦合电解水制氢运行模式根据是否和电网连接可分为离网运行和并网运行。其中，离网运行又可分为风力发电机+电解水制氢设备、风力发电机+电解水制氢设备+储能系统两种模式；并网运行也可分为风力发电机+电解水制氢设备、风力发电机+电解水制氢设备+储能系统两种模式。我国风电耦合制氢发展较晚，目前还没有规模化的示范工程。

5.1 离网运行一：风力发电机+电解水制氢设备

风力发电机不和公共电网相连接，与电网相互独立，风电场的输出端直接和电解制氢设备相连，使风机产生的风能直接供给电解水制氢设备。这是一种最简单的风电耦合制氢模式，主要用于制氢站，投资小，高效低成本，且不会对电网造成冲击。意大利ENEA 研究中心发现，制氢系统需在10%～100%出力范围内运行，当功率小于设备的最小运行功率时，电解槽将被迫停机，重新启动电解槽需要30～60min，制氢效率和氢气品质将无法保证。长期运行在不稳定负荷下将缩短电解水制氢设备的寿命，对氢气纯度和系统的安全性造成影响。

5.2 离网运行二：风力发电机+电解水制氢设备+储能系统

该模式克服前一种模式的缺点，增加了储能系统来平抑风电不稳定的影响，不光可以用于制氢站，还可组建微电网，以满足偏远未通电地区的用电需要。集中式智能化电网+分布式发电为基础的微电网是未来电力供应的发展方向，具有非常广阔的应用前景。储能系统一般配置大容量蓄电池或燃料电池，以提高电解水系统的稳定性，增加设备的寿命与安全性。该系统固定投资大，因此在设计储能容量的大小时需通过进行生命周期内标准化分析论证确定，考虑的因素包括：一是当整组风力发电系统都处于停止状态时，可以满足制氢系统安全停机用电需求；二是风电机组总容量与制氢系统总容量之差。

5.3 并网运行一：风力发电机+电解水制氢设备

在此模式以制氢为主，风力发电机并入电网，当储氢装置充满后多余的风电用于并网供电；当风力不足时，利用电网的供电来保证制氢系统的安全停机，或以低谷电制氢有利于电网填谷需求。该模式没有储能系统，固定投资最少，但部分利用了电网的电，制取的氢属于“灰氢”或“蓝氢”，违背了新能源制氢的初衷。

5.4 并网运行二：风力发电机+电解水制氢设备+储能系统

该模式在有效利用风电的同时，有两大优点：一是利用“弃风”制氢降低制氢成本。相关研究表明，电解制氢装置的最佳运行功率范围在25%～100%，利用弃风电力制氢的成本可低至22.4元/kg 左右，电网取电制氢的成本则在32.5元/kg 左右。二是可以优化电源品质，提高并网“友好性”。在用电高峰时，在能量管理系统的控制下利用储能系统的蓄电池，结合燃料电池发电，氢能转化为电能进一步提升风电输出效率，优化电源质量；在用电低谷时，利用低谷电制氢填谷。

6 结语

2020年，中国水电解制氢只占全国制氢原料1%。2019年6月26日，中国氢能联盟在山东潍坊发布的《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》，预计到2030年，氢能市场发展中期，可再生能源电解水制氢将成为有效供氢主体。笔者针对常用风电耦合电解水制氢技术及应用模式展开详细阐述。相信在不远的“3060”，必将告别“碳经济”迎来“氢经济”，风电耦合电解水制氢项目建设与规模扩张是未来必经的发展路，帮助我国早日实现“绿氢”理念推广，实现可持续发展。