西北地區寬功率光伏離網制氫技術進展與發展前景

劉傳亮， 郭萬貴， 孔心璇， 張 華， 李振亞， 郭嘉靖， 邊文杰

（1.上海發電設備成套設計研究院有限責任公司，上海 200240；2.國家電投集團新疆能源化工有限責任公司，烏魯木齊 830000；3.中電投新疆能源化工集團達坂城風電有限公司，烏魯木齊 830000）

近年來，隨著清潔高效能源發電技術的迅速發展，光伏發電的裝機容量不斷增加，光伏發電技術也日趨成熟，但同時其也面臨兩大難題：（1）電能品質差，電網調度難度大。無規律的光照資源導致光伏發電具有隨機性、波動性和階段性等問題。（2）電能存儲較難，傳統的電化學儲能、電磁儲能及物理儲能技術無法滿足能量大量存儲和未來純綠色能源的發展需求。而氫作為一種清潔能源，具有能量密度高、容量大、壽命長、便于儲存和傳輸等特點，因而成為光伏規模化制氫利用、儲存的優選方案［1-3］。通過電解水制氫可有效增強光伏發電機組的調峰能力，并將棄光棄電轉化為氫能存儲起來，產生的氫氣可應用于以下場景：融入現有的燃氣供應網絡，或者用于燃氣輪機發電，實現電力到燃氣的互補轉化；用于化工制品如提煉原油，人造黃油、食用油等產品的脂肪氫化，或者合成氨、合成甲醇；用于航天工業，使用液氫作為燃料；用于加氫站，供給氫能汽車［4-6］。

光伏發電技術和制氫技術均可實現獨立商業運行，對于光伏制氫耦合系統目前還處于理論研究階段，在我國西北地區還未運用到工程實際中［7-10］。筆者總結了制氫的主要途徑，比較了各種光伏制氫模式的優缺點，總結對比了存儲、運輸氫氣的主要方式，并通過計算我國西北地區寬功率光伏離網制氫的投資回報率，分析各種模式下光伏制氫的經濟性。

1 寬功率光伏離網制氫技術

1.1 離網制氫主要技術路線對比

目前，堿水電解制氫（AE）技術是國內外較成熟的電解制氫技術，堿水電解制氫設備主要由電解槽和膈膜等組成，相較其他形式的制氫設備，其結構簡單且價格便宜，但效率略低。電解槽有單極和雙極2種形式，常見的電解液有氫氧化鉀或氫氧化鈉溶液。傳統的膈膜主要由石棉組成，用于隔離氫氧。陰極、陽極主要由Ni-M合金組成。AE技術運行穩定，技術成熟度高，投資成本低，但也存在化學污染、啟動緩慢等問題，AE技術是目前國內外寬功率光伏離網制氫技術的主要路徑［11］。質子交換膜電解水制氫（PEM）技術在國外已進入到商業化示范階段，與AE技術相比，PEM技術的制氫設備具有安全性能高、單位體積制氫量高、起停迅速等優點，常規的PEM制氫設備采用全氟磺酸質子交換膜作為固體電解質，能有效阻止電子傳遞。但由于PEM投資成本與AE相比過于高昂，PEM技術仍沒有實現大規模商業化應用，根據最新的研究表明，過去5年電解槽成本已下降了40%［12］。考慮成本因素，AE技術是目前最適合的寬功率光伏離網制氫技術路徑。

高溫固體氧化物水電解制氫（SOEC）技術目前仍處于試驗階段，該技術有很好的耐熱性，但由于運行溫度超800℃，廢熱利用后效率超過90%，其在實驗室內運行還不太穩定。SOEC技術采用固體氧化物為電解質材料，為避免材料腐蝕問題，電解槽電極采用非貴金屬催化劑。目前，材料是制約SOEC技術大規模推廣的主要因素［13］。

3種主要制氫技術路線與優缺點對比如表1和表2所示。

表1 制氫技術路線對比Tab.1 Comparison of hydrogen production technology routes

表2 制氫技術路線優缺點對比Tab.2 Advantages and disadvantages of main technical routes for off-grid hydrogen production

1.2 制氫主要供應商及主要指標

筆者對國內外的主要制氫廠家進行了充分調研，德國ELB公司主要以3 MPa以上電解槽和常壓下電解槽2種技術路線進行市場推廣，從事水電解行業40多年，具備項目設計、施工、氫氣氧氣的運輸和存儲等豐富的上下游經驗；蘇州競立制氫設備有限公司前期的制氫技術主要從美國TELEDYNE公司引進，目前已具備研發、設計、制造制氫設備的能力，是國內堿水制氫的主要供應商；Verde（美國）建立了全球第一個利用風光互補發電的制氫系統，目前在國內南通和南京擁有2家全資子公司；挪威Nel公司在質子膜的水電解制氫領域處于國際領先地位，該公司生產的質子膜制氫設備體積小、產能大。此外，還有德國Sunfire、中國船舶集團有限公司第七一八研究所（簡稱718所）、康明斯（美國）等國內外企業從事制氫產業，表3和表4給出了上述公司的業績及估價情況。從表3、表4可以看出，國內堿性電解技術已實現大規模工業應用，關鍵設備的主要性能指標均接近國際先進水平，且設備成本較低，單堆電解制氫產量較大；在質子交換膜制氫領域，國外單堆氫產量最高500 m3／h，系統通過多模塊集成實現兆瓦級電解水制氫，在技術成熟度、裝置規模等方面，國內技術較國際先進水平差距還較大。

表3 堿水電解制氫主要供應商及指標Tab.3 Main suppliers and indicators of AE

表4 質子交換膜電解水制氫主要供應商及指標Tab.4 Main suppliers and indicators of PEM

1.3 寬功率光伏離網制氫

目前，國內光伏制氫主要有并網集中制氫、寬功率離網制氫和并-離網多模式制氫3種模式。光伏并網集中制氫由于能量變換級別較多，電的利用效率只有80%～85%。光伏并-離網多模式制氫由于其系統復雜，投資成本大，收益也并不顯著，目前并不適合大規模應用。而使用寬功率光伏離網制氫，一方面對太陽能電站改造的投資較低，并且投資規模不受電網限制，可以規模自定，獨立發展；另一方面寬功率光伏離網棄電的利用效率較高，可達90%左右。

寧楠［14］對水電解裝置制氫進行了寬功率適應分析，對電解水制氫系統進行了寬功率波動耐受性實驗，結果發現當功率下降時，需要調整其他參數以保證系統安全性，通過改變工作溫度、電解液循環量等參數，可以找到復雜功率波動工況下保證水電解制氫系統安全平穩運行的技術途徑。張存滿等［15］提出了一種具有寬功率波動適應性的大型電解水制氫系統及控制方法，該方法可以提升制氫系統的效率和寬功率波動適應性，增強瞬時響應速度，降低功率加載成本。

研究表明，光伏發電對時間、空間的依賴性很強，具有間歇性、波動性和隨機性等主要特點，很難為負載提供一個持續穩定的電力供應。因此，寬功率光伏離網制氫需要解決的關鍵問題是寬功率的調整范圍，根據其波動性和不確定性，整個制氫系統需要有一個比較寬的功率調整范圍。

2 氫氣的主要儲運形式

2.1 氫氣的儲運

高壓氣態輸氫技術適用于近距離、小體量運輸場景，適合壓縮至24 MPa以上的運氫場景，該技術發展成熟，是目前國內使用最廣泛的輸氫方式，其優點是技術成熟，缺點是體積密度低；液態輸氫技術適用于遠距離、大體量運輸場景，運輸過程中需要將氫冷卻至-250℃以下液化，該技術的優點是體積密度高、純度高，缺點是液化能耗高，容器有絕熱要求，成本較高，液態輸氫技術目前在國外發展較成熟，已得到規模化應用，而國內運用還較少。管道輸氫適用于遠距離、大體量以及長期穩定的運輸場景，其技術特點是運行壓力為1～6 MPa，優點是運行能耗和成本低，缺點是初投資較高，該技術在國外發展成熟，總長度超過10 000 km。各氫氣儲運方式的比較見表5。

表5 氫氣儲運方式比較Tab.5 Comparison of hydrogen storage and transportation methods

2.2 與天然氣摻混

在歐盟，普遍采用氫氣與天然氣混合的形式節省運輸氫氣成本（如圖1所示）。大約2%～5%的氫氣可以混合在天然氣運輸網絡中，而不需要更換或調整壓縮機，當摻氫率超過5%時，則需要更換或調整壓縮機。在天然氣管道中放置一個小的氫氣管，通過這種方式可以輸送1～2 GW的氫氣到更遠的地方，例如穿越地中海或北海，而不需要高昂的成本。德國Avacon計劃將天然氣管道中的摻氫率提高至20%，意大利則計劃將其提高至10%，英國Hydeploy計劃將其提高至20%。

圖1 西方國家采用的摻氫比例［16］Fig.1 Hydrogen doping ratios adopted by western countries

我國目前已有多條輸氫管道在運行，如中石化洛陽煉化氫氣輸送管道長25 km，年輸氣量10×104t；烏海-銀川輸氣管道長216.4 km，年輸送焦爐煤氣和氫氣混合氣16.1×108m3；巴陵-長嶺輸氫管道全長42 km，年輸氣量達4.42×104t。2019年，國家電力投資集團公司（以下簡稱國家電投）在遼寧朝花藥業有限公司開展了天然氣摻氫示范項目，2020年，國家電投又在張家口啟動“天然氣摻氫關鍵技術研發與應用示范”，其中一路與張家口市政燃氣管摻混，計劃年輸送氫氣440×104m3。

3 西北地區光伏離網制氫經濟性分析

3.1 西北地區光伏電力現狀

我國西北地區光資源豐富，光伏累計裝機規模約占全國的1／5。但是，根據國家能源局統計數據，截至2021年第一季度，西北地區近3個季度的棄風率同比下降0.4個百分點至4.6%，而棄光率卻同比上升3.0個百分點至5.9%。

截至2020年底，國家電投集團新疆能源化工有限責任公司總裝機容量約319.22×104k W，其中不同裝機容量占比如圖2所示，不同地區的光伏裝機容量如表6所示，其中絲路乾元的若羌依吞布拉克光伏電站棄光率最高，達25.13%。調研結果顯示，新疆中午為光伏大發時段，但同時也是負荷低谷階段，中午時段經營用電平均負荷僅有約260×104k W，調峰空間不足導致棄光現象嚴重，98%的新疆光伏電站可以通過配備制氫來解決60%～80%的棄電問題。

圖2 國家電投集團新疆能源化工有限責任公司光伏裝機容量分布Fig.2 Installed PV of SPIC Xinjiang Energy&Chemical Co.，Ltd.capacity

表6 國家電投集團新疆能源化工有限責任公司不同地區光伏裝機容量Tab.6 Installed PV of SPIC Xinjiang Energy&Chemical Co.，Ltd.capacity in different regions

3.2 寬功率光伏離網制氫經濟性的影響因素

根據以上對設備的調研結果，結合光伏電站的實際情況，總結得出影響光伏制氫成本的5大主要因素包括：電解制氫規模、電解制氫效率、項目總投資、上網電價和棄電率。對寬功率光伏離網制氫經濟性的影響因素進行分析。

電解制氫規模是影響光伏制氫成本的重要因素，研究表明在0.1～100 MW負荷范圍內，隨著水電解器名義功率增加10倍，相應的光伏制氫成本顯著減少（0.1元／kg），針對上述原因，建議進行電解制氫的項目規模為300～1 500 m3／h。

上網電價是目前制約大規模制氫發展的主要因素。按照當前工程制氫經驗，4.8 k W·h電能產生約1 m3的氫氣，光伏發電制氫電價應控制在0.3元／k W以下時才具有競爭力，而目前國內光伏的上網電價普遍在0.35～0.5元／k W，這種情況下需消納光伏的棄光棄電才能顯著提高寬功率光伏離網制氫的經濟性。

按照西部地區光伏電廠3%～5%的棄電率，筆者建議按棄電率的200%進行配比即6%～10%的制氫規模，一方面可以控制負荷波動率大于50%，保證電解制氫的效率，另一方面不占用過多的光伏電廠上網電量，保證寬功率光伏離網制氫的經濟性。

3.3 西北地區寬功率光伏離網制氫經濟性分析

以國內能大規模生產制造的AE技術為主要技術經濟評價對象，分析了光伏發電在不同棄電率下離網制氫規模對光伏制氫經濟性的影響，同時比較了不同PEM制氫占比與AE制氫進行耦合的經濟性。

以新疆某60 MW光伏電廠為研究對象，該電廠光伏棄電率約為3%，上網電價為0.35元／k W，4.8 k W·h電能約產生1 m3氫氣，以此為基礎分析制氫規模對內部收益率的影響，并按照目前市場價格進行測算。

如表7所示，根據電廠側反饋的模擬數據顯示，當制氫規模達到700 m3／h時，耗電功率增大，棄電用于制氫的可調節范圍增大，棄電利用率達到90%，但當制氫規模超過700 m3／h時，增大制氫規模以后，棄電利用率增幅有限。

表7 3%棄電率下制氫規模對內部收益率的影響Tab.7 Effect of hydrogen production scale on internal rate of return under 3%curtailment rate

在進行設備選型時，可以考慮加入小規模PEM制氫（＜5%）與AE制氫進行耦合，以減少系統制氫的起動時間，增加系統的負荷正向調節能力。表8給出了不同PEM制氫占比對項目經濟性的影響。由于PEM制氫成本較高，目前仍不適用于光伏電廠大規模制氫，除非PEM制氫平均每天的運行時間超過12 h，或者PEM制氫的成本大幅降低。

表8 PEM制氫占比對內部收益率的影響Tab.8 Effect of the proportion of PEM hydrogen production on the internal rate of return

4 結 論

（1）由于能夠利用棄光棄電，與上網后制氫相比，大規模光伏離網制氫的系統經濟性較好。

（2）目前商業化的制氫規模需根據光伏電站的棄電率來計算，制氫的耗電功率大約為光伏電站棄電率的2～3倍，這時系統的經濟性較好。

（3）PEM制氫商業化的經濟性較差，即使與AE制氫相耦合也不建議其比例占總功率的5%以上，除非PEM制氫的成本大幅降低，低于AE制氫總成本的2倍。

總體而言，西北地區寬功率光伏離網制氫經濟性評價較為復雜，與項目所采用的技術路線與規模、棄電率、上網電價、電解水制氫投資、當地氫氣售價、儲運乃至政策等因素都有關系，需要結合項目實際情況進行綜合評估。