秦开宇，秦 镜

(内蒙古电力勘测设计院，内蒙古 呼和浩特 010010)

随着国民经济的迅速增长，对能源的需求日益旺盛，风力发电、太阳能光伏光热发电等新能源项目随之发展壮大。新能源自身特点决定了风电、太阳能发电是随机性、间歇性电源，充分利用新能源电能成为新能源发电领域关注重点。

氢储能技术是解决大规模风、光电储存的一种新途径，它具有储存时间长、反应时间快、无污染等优势。氢储能系统主要包含电解水系统和储存、运输、消纳系统。氢储能系统除用于新能源储能外，还可为电网调峰发挥作用。

1 氢储能技术工艺原理

风电制氢采用两种模式：一种是利用风力发电并网，通过电网供电实现制氢；另一种则是利用风电直接连接设备进行制氢。电解水制氢系统采用电解除盐水制取氢气、经过纯化、干燥后送至储氢设备，再经减压向用氢系统补氢的过程。电解水制氢工艺过程高效、清洁，是风、光电制氢的主要方法。

1.1 电解水制氢技术

电解槽是电解水制氢的主要设备，目前有3种电解槽，分别为碱性电解槽、质子交换膜(PEM)水电解槽和固体氧化物电解槽，3种电解槽产氢纯度≥99.99%，都能满足工业用氢要求。本章节主要介绍碱性电解槽、质子交换膜(PEM)水电解槽工艺原理，由于固体氧化物电解槽技术尚未规模化应用，暂不介绍。

1.1.1 碱性电解槽。 电解水制氢工艺简单，产品纯度高，氢气、氧气纯度可达 99.99%。碱液电解槽的工作原理简单，可以采用反应式描述电解槽阴、阳两极的化学变化。

阴极：2H2O+2e→H2+2OH-

阳极：2OH-→1/2O2+H2O+2e

碱性电解槽工作温度70℃～90℃，工作压力100kPa～3 000kPa，小室电压在2V，主要由电源、槽体、阴极、阳极、隔膜、密封垫片及电解液组成。电解液采用浓度26%～30%氢氧化钾(KOH)溶液，隔膜一般为石棉布，阴极和阳极采用镍或镍合金制成，主要作用是电解水产生氢气和氧气。

1.1.2 质子交换膜(PEM)水电解槽。质子交换膜(PEM)水电解技术是一种可以使H+离子(质子)透过而无法使气体透过的有机物薄膜，代替了传统碱性电解槽中的隔膜和电解质，从而使电解槽的体积缩小。质子膜(PEM)水电解槽由质子交换膜以及分布两侧的由催化剂构成的多孔电极组成。特点是无须添加碱液，设备集成，自动控制。

反应原理与碱性电解槽反应原理相同。固体质子交换膜引导H+离子(质子)通过含磺酸基的化合物。在电势差作用下，把质子传至负极与电子结合成氢分子。在固定的腔体内，随着产氢量的增加，压力逐渐增加，最终达到预定压力。

图1 电解槽工作示意

1.2 储氢技术

风、光电制氢系统通常采用较为成熟的高压气态储氢方式，是指氢气在临界温度以上，通过高压压缩的方式存储气态氢。压缩气罐作为容器。优点是简便易行，存储能耗低、充放氢速度快，在常温下就可进行放氢，干氢在低温环境下也能正常运行。

1.3 氢气运输

影响氢气终端价格的除了制氢的成本，还在于氢气的运输成本。较为成熟的氢气运输方式有：氢气长管拖车、液氢槽车、氢气管网。长管拖车在技术上成熟，适合短距离运输。液氢槽车的成本主要在氢气液化。专用管道运输在三者中使用成本最低，但一次性投资较高，适合长距离、大流量输氢。

1.4 氢气消纳

氢燃料电池汽车是新能源汽车发展的重要方向。氢燃烧的产物是水，真正实现零污染。

电解水及燃料电池应用过程会大量放热。可为采暖期住宅、单位提供热源。

氢气燃烧效率高，热值高，将少量氢添加到天然气中，可以提高天然气燃料效率，减少CO2排放。

氢作为石油燃料的替代品已成为时代的趋势。氢气也广泛用于电子、冶金、电力、建材、石油化工等行业。采用电解水制备的氢气纯度高，应用领域更广泛。

2 内蒙古蒙西地区10MW制氢示范项目

本章节论述，采用性价比高的碱性电解水制氢技术路线，进行示范项目配置。

根据发电量及工程规模，10MW示范工程配置4台500Nm3/h碱性水电解制氢设备，电解水设备投资2 460万元，制氢站占地面积约1 220m2，每台制氢设备产氢量500Nm3/h，4台制氢设备最大总产氢量2 000Nm3/h，耗水量1.28万t/a。制氢能耗5kW·h/ Nm3H2，年产氢量1 600万Nm3/a，年产氧量800万Nm3/a。

10MW电解水制氢系统年运行时间按8 000h，日最大产氢量4 280kg，年产氢量约1 600万Nm3。

制氢成本主要取决于电价。若制氢电价按0.26元/kW·h计算，则制氢成本为17.8元/kg；若制氢电价按0.42元/kW·h计算，则制氢成本为26.8元/kg。

经计算，氢气价格分别为20元/kg、25元/kg、30元/kg、35元/kg、40元/kg时10MW制氢示范项目对应的营业收入分别为2 705万元、3 382万元、4 058万元、4 734万元、5 411万元。

表1 10MW制氢示范项目碱性电解水制氢成本分析

10MW电解水制氢项目初投资5 500万元。当电费成本2 080万元/年，氢价格为20元/kg、25元/kg时，项目不具备经济性；当氢气售价40元/kg，4年可回收成本。当电费成本提高至3 352万元/年时，氢价格达到40元/kg才具备经济性。因此，建议推动蒙西地区制氢项目按新兴产业0.26元/kW·h的用电政策。

3 内蒙古蒙西地区20MW制氢设想

采用质子交换膜(PEM)电解水制氢技术能很好地适应波动性电源。依据PEM电解水制氢用电费用，设置100套2MW PEM电解水制氢设备并联。20MW电解水制氢设备投资150 000万元，占地约5 000m2，年产氢量约9 000万Nm3。

质子交换膜电解水制氢具有更宽的适用范围和更快的启动速度，更适合于风电这种波动性的电源制氢；目前设备价格高，质子交换膜电解水制氢经济性有待增强。随着PEM制氢技术成熟，将来开展可再生能源发电直接电解水制氢成本可以降低。

建设多能互补零排供能示范，面向终端用户的多种能源需求，建设大型综合能源基地；利用风、光、氢、热、储等资源组合优势，多能互补、系统协调控制技术。

4 氢储能技术存在的问题

4.1 氢储能系统的安全生产

鉴于氢气是密度小的可燃气体，且着火、爆炸范围宽，下限低，易扩散的特点，根据《氢气站设计规范》，氢气站、供氢站的生产火灾危险性类别，应为“甲”类。氢气站、供氢站内有爆炸危险房间或区域的爆炸危险等级应划分危险区域。供氢管道材质采用304不锈钢无缝钢管等要求。氢储能系统的安全生产是十分重要的。必须认真执行运行规范，采取防火、防爆安全技术措施。

4.2 风电的波动性

风、光电等新能源具有波动性，如何直接进行电解水是一项技术难点。目前，无人值守、模块化、智能化、大数据技术陆续与氢储能系统结合应用，未来氢储能系统一定会走向成熟。

4.3 氢储能系统成本居高不下

首先电解水装置的价格较为昂贵。只有在年运行小时长的工况，才有经济效益。这就要求协调电网供电制氢和风电直接制氢同步。其次降低能量转化过程的能耗，提高电解水装置效率，减少贮存、运输、消纳过程中的能量损失，即利用节能降耗提高经济效益。

5 发展建议

根据《呼和浩特市人民政府关于推进氢能产业高质量发展的实施意见(征求意见稿)》，因地制宜，利用蒙西地区的资源和地理优势，制定氢能产业发展规划。呼和浩特已经布局风电+氢储能项目，并列入市十四五发展规划。

争取优惠政策，允许风电场向制氢厂直接售电，以降低风电制氢成本，提高制氢厂供电稳定性、经济性。

建立风光发电—电解水—制氢制氧—氢气能源—应用到多行业的氢能产业链。开展氢能发展规划，在制氢的同时，考虑氢气的消纳。如建立加氢站、开展输氢管网建设，利用现有天然气管网，对大规模天然气管道掺氢进行探索，建设纯氢运输管网的同时配套消纳产业。