將火電與電解水制氫加氫系統(tǒng)有機耦合，不僅能進一步挖掘各設(shè)備的靈活性潛力及火電與其他能源的耦合能力，進行火電深度調(diào)峰改造，還能充分發(fā)揮氫儲能強項，為新能源與傳統(tǒng)能源耦合創(chuàng)造新的方向。

氫儲能在火力發(fā)電中的應(yīng)用

在“雙碳”目標的推動下，氫儲能優(yōu)勢日益突出，制氫加氫一體站將成為未來電網(wǎng)的重要環(huán)節(jié)之一，將制氫系統(tǒng)參與火電機組輔助調(diào)峰，在增加電廠負荷率的同時減少了對外出力，利用低谷期或富余的火電進行電解水制氫，將產(chǎn)生的H2直接通往鄰近加氫站或儲存起來供外部使用，在獲取利潤的同時可促進可再生能源發(fā)電的消納。

在用電高峰期，可利用燃料電池發(fā)電并入電網(wǎng)，實現(xiàn)電廠富余發(fā)電負荷與電解水制氫的有機耦合，形成“火力發(fā)電+電解水制氫+儲氫加氫”的模式，構(gòu)建電廠靈活性改造及區(qū)域氫能發(fā)展的雙贏局面。制氫加氫一體站運行模式如下圖所示。

電解水制氫加氫一體站在電廠中的應(yīng)用

項目概況

一火電廠制氫加氫一體站總平面布置如圖5所示，整站分為制氫區(qū)和加氫區(qū)，用安全柵欄隔開。制氫區(qū)采用2臺500m3/h堿性電解水制氫設(shè)備（一用一備），經(jīng)電解后產(chǎn)生的H2壓力為1.0～1.5MPa，設(shè)計日制氫能力1000kg。加氫區(qū)共有3臺加氫機，日加氫能力1000kg。站內(nèi)設(shè)有低壓（1.6MPa）、中壓（20MPa）和高壓（45MPa）儲氫容器，儲氫量973.4kg，可對35MPa氫燃料電池汽車加氫，也可對氫氣長管拖車充氫，供氫方式主要為站內(nèi)制氫，或采用長管拖車供氫。

制氫區(qū)內(nèi)制氫間、儲氫容器等設(shè)備與站外建筑之間的防火間距參照GB50177—2005《氫氣站設(shè)計規(guī)范》表3.0.2和表3.0.3，制氫區(qū)工藝裝置內(nèi)設(shè)備之間的防火間距參照表6.0.2，加氫區(qū)內(nèi)設(shè)施的防火間距設(shè)計參照GB50516—2010《加氫站技術(shù)規(guī)范》（2021年版）表5.0.1A的規(guī)定。該站總平面布置合理，土地利用率高，制氫加氫一體站在空間布局方面存在應(yīng)用的可行性。

工藝流程

電解產(chǎn)生的H2通過堿液冷卻器冷卻、氫氧分離器分離、綜合塔冷卻、洗滌等環(huán)節(jié)，由調(diào)節(jié)閥調(diào)節(jié)輸出到低壓緩沖罐中。加氫區(qū)主要集增壓模塊、加氫模塊和旁通模塊于一體，旁通模塊和增壓模塊出口通過順序控制盤與加氫機連接。

氫氣增壓模塊采用二級增壓模式，20MPa氫氣壓縮機將電解裝置后端低壓緩沖罐內(nèi)的低壓H2增壓到20MPa后，通過充氫柱加注到長管拖車內(nèi)或直接加注到中壓儲氫容器中，再通過45MPa壓縮機增壓加注到高壓儲氫瓶中。有加氫需求時，使用順序控制閥組對車載氣瓶多級供氣，當車載氣瓶氣壓較低時，由旁通模塊即長管拖車直接通過卸氣柱與加氫機相連進行供氣。隨著車載氣瓶氣壓升高，再由高壓儲氫瓶供氣，具體的工藝流程如圖6所示。

項目服務(wù)功能和應(yīng)用場景

站內(nèi)設(shè)有儲氫容器，儲氫量973.4kg，其中H2具有以下用途：a)通過加氫機為氫燃料電池重卡、大巴、物流車和垃圾清運車等供氫；b)通過管道向鄰近工業(yè)公司供氫；c)通過管道向電廠發(fā)電機組供氫；d)通過長管拖車對外售氫及外購氫源向站內(nèi)供氫。

一體站具備多重服務(wù)功能并適用于各種應(yīng)用場景，待市場規(guī)模擴大、產(chǎn)業(yè)成熟之后，會有廣闊的應(yīng)用前景。

火電耦合制氫加氫一體站的優(yōu)勢與制約因素

優(yōu)勢

a)制氫方式的可靠性和適用性。堿性電解水制氫技術(shù)安全可靠、運行壽命長、成本較低且技術(shù)成熟。國內(nèi)堿性電解槽設(shè)備主要性能指標均接近國際先進水平，單槽電解制氫量大，它最核心的特點是要求電力穩(wěn)定可靠，因此適用于穩(wěn)定的火電電解制氫。

b)輔助調(diào)峰，降本增效。大量可再生能源并網(wǎng)時，由于發(fā)電的隨機性、季節(jié)性和反調(diào)峰特性，棄風、棄光和棄水現(xiàn)象嚴重。為緩解該現(xiàn)象，電廠機組長時間處于低負荷狀態(tài)，通過廠內(nèi)制氫能有效提高新能源的消納水平和電廠發(fā)電負荷，降低度電耗煤量，減少碳排放量，消納峰電及無法上網(wǎng)的富裕電力，實現(xiàn)電廠富余發(fā)電負荷與電解水制氫的有機耦合。

c)發(fā)電機組就近補氫降溫。電廠發(fā)電機組在運行過程中會產(chǎn)生大量熱，與空氣相比H2的密度低且導(dǎo)熱系數(shù)高，是優(yōu)良的冷卻介質(zhì)，毗鄰氫產(chǎn)地的電廠通過外購H2對氫冷發(fā)電機補氫。這樣做，雖然降低了建站成本，但是存在H2價格不穩(wěn)定和運輸條件受限等問題。而站內(nèi)制氫能為電廠氫冷發(fā)電機持續(xù)提供可靠且滿足發(fā)電機純度、濕度要求及用量的H2，有利于減小外購H2價格受供氣單位、道路運輸?shù)葪l件的影響。

d)節(jié)能減排，創(chuàng)造營收。制氫加氫是一體站的基礎(chǔ)功能，售氫是核心業(yè)務(wù)。站內(nèi)制取的一部分H2通過加氫機向氫燃料電池汽車供氫，綠色交通的應(yīng)用進一步減少了碳排放量，同時也避免了H2運輸途中可能產(chǎn)生的危險因素，解決了中心城市加氫站的缺氫和H2運輸問題，實現(xiàn)安全可靠供氫。根據(jù)H2應(yīng)用領(lǐng)域廣的特點，其余H2向工業(yè)、建筑等行業(yè)出售，在推動節(jié)能減排的同時創(chuàng)造收益。

制約因素

a)成本因素。電解水制氫加氫一體站的成本投入主要包括土建費用、設(shè)備費用、電費、水費、人工費和日常維護費等。徐進等對不同電解水制氫技術(shù)全生命周期的成本進行分析，認為1000m3/h的制氫站采用質(zhì)子交換膜電解水制氫的成本是堿性電解水制氫的4倍，堿性電解槽成本占制氫設(shè)備成本的50%以上，在設(shè)計使用壽命25a間電費成本約占總成本的90%。

劉瑋等差量化分析了國內(nèi)外電解水制氫技術(shù)現(xiàn)狀和目前中國平準化低碳清潔氫成本，認為耗電成本占總成本的70%～90%。對于2000m3/h堿性電解水制氫站，當工業(yè)電價為0.616元/（kW·h）時，制氫成本約為39.06元/kg。目前市場上堿性電解水制氫系統(tǒng)能耗為4.7kW·h/m3，若按照浙江省低谷電價為0.2481元/（kW·h）（含稅）進行計算，電費成本約為1.2元/m3，加上設(shè)備折舊、運行維護等費用，總成本在1.9～2.4元/m3。即使采用谷電制氫，與表1中各制氫方式相比，電解制氫在成本上仍有很大的挑戰(zhàn)。

b)分配控制策略?；痣娬{(diào)峰依賴于站內(nèi)控制系統(tǒng)的控制策略，站內(nèi)控制系統(tǒng)需根據(jù)電網(wǎng)調(diào)度信息、站內(nèi)儲氫水平、用氫量波動規(guī)律、各設(shè)備的能耗特點等，及時調(diào)整匹配最優(yōu)火電機組發(fā)電負荷與制氫時長，平衡源-荷凈波動功率，解決可再生能源發(fā)電和用戶端耗電頻率不穩(wěn)定的問題，在提供最基本的加氫、售氫服務(wù)的同時參與電網(wǎng)調(diào)頻輔助服務(wù)。影響火電耦合制氫加氫一體站系統(tǒng)動態(tài)功率平衡優(yōu)化控制策略的因素多，不確定性大，且目前更多的調(diào)控策略研究集中在風光發(fā)電耦合氫能源系統(tǒng)功率方面，對火電耦合制氫加氫一體站的控制策略研究很少。

c)儲能端。堿性電解水制氫技術(shù)的能量效率在56%～80%，氫燃料電池存在應(yīng)用成本高、功率密度低等問題。國內(nèi)廠家最新的氫燃料電池轉(zhuǎn)化效率也僅在60%左右，大部分能量以熱能的形式散失，電-氫-電模式能量消耗將至少達50%以上。蓄電池儲能，性能穩(wěn)定可靠、成本低，但比能量低、占地空間大、循環(huán)壽命短，存在污染環(huán)境的風險。這也是上述項目未配置氫燃料電池和蓄電池儲能的原因之一。

“火力發(fā)電+電解水制氫+儲氫加氫”模式的可行性

在“雙碳”背景下，火電逐步轉(zhuǎn)變?yōu)殡娏亢碗娏φ{(diào)節(jié)型的功能性電源。為探索火電機組參與電網(wǎng)調(diào)峰，解決可再生能源并網(wǎng)問題，以具體項目為例，分析了氫電耦合“火力發(fā)電+電解水制氫+儲氫加氫”模式的可行性及相關(guān)制約因素，得到如下結(jié)論。

a)氫能具有熱值高、儲存時間長、消耗渠道多和低碳清潔等優(yōu)勢，是良好的儲能方式。堿性電解水制氫技術(shù)成熟、成本低，單槽電解制氫量大，與穩(wěn)定的火力發(fā)電契合度高。

b)火電耦合堿性電解水制氫加氫一體站在空間布置、工藝流程和市場前景方面都有一定的可行性。

c)火電耦合氫儲能可發(fā)揮火電機組調(diào)峰能力，提高可再生能源發(fā)電的消納和火電機組負荷率，降低度電煤耗；生產(chǎn)的H2直接用于電廠發(fā)電機組冷卻或應(yīng)用于氫燃料電池汽車，有利于減少CO2排放；H2還可作為工業(yè)原料向外出售獲取收益，推動氫能產(chǎn)業(yè)鏈與社會經(jīng)濟發(fā)展。

d)制氫加氫一體站的成本主要是電費成本和設(shè)備成本，若能獲得當?shù)卣叩姆龀植⒔o予專門電價，將大幅降低制氫成本。降低堿性電解槽的功耗和開發(fā)低成本的關(guān)鍵新材料也是未來降低成本的研究方向之一。

e)電-氫-電模式能量轉(zhuǎn)化效率低，若將氫燃料電池發(fā)電過程中產(chǎn)生的熱量利用起來，形成熱電聯(lián)供的模式，將提高整體效率。

f)在光照條件和風力資源豐富的前提下，可引入屋頂光伏發(fā)電和小型風力發(fā)電機發(fā)電，利用日間高峰時段產(chǎn)生的光伏電和夜間谷電進行電解水制氫，形成多能互補制氫加氫一體化系統(tǒng)。

來源：儲氫產(chǎn)業(yè)圈