赵国强

（华陆工程科技有限责任公司，西安 710065）

1 引言

电解水制氢是在直流电的作用下，通过电化学反应将水分子解离为氢气与氧气的过程。目前技术成熟的有碱性电解水制氢和质子膜电解水制氢两种技术[1-2]。碱性电解水制氢是目前工业化电解水制氢的主流工艺。

电解水制氢的能耗主要为电耗。采用可再生能源为电解水制氢提供电源而产生的氢气，称为“绿氢”，相应的电源称为“绿电”。

2 可再生能源制绿氢特点

以风电和光电为主的可再生能源发电具有波动性、间歇性和偶然性，受气象、地理位置等因素影响较大，其波峰和波谷陡峭且不断变化，导致电解水制氢装置的负荷不断变化，因此产氢量随电源负荷的波动而波动。而下游的氢气用户，尤其是大型用户多为连续且相对稳定操作的化工装置。氢气缓存系统是平衡可再生能源制氢波动性、满足氢气用户连续稳定用氢的重要措施。

3 氢气缓存方式

氢气的缓存方式主要有高压气态储氢、固体材料储氢、低温液态储氢与有机液态储氢等[3]。

1）低温液态储氢：即先将气态氢气转化为液态氢气后缓存起来，需要氢气时再将液态氢气气化变成气态氢气。但氢气液化费用昂贵，耗能较高，工业化规模小。

2）固态储氢技术：固态储氢方式具有储氢体积密度大、操作容易、运输方便、成本低、安全程度高等优点，适合对体积要求较严格的场合，但目前仍处于研究阶段，尚未实现商业化应用。

3）有机液态储氢：液态储氢，即将气态的氢气经过化学反应转化为含氢的液态有机化合物，使用氢气时再通过脱氢反应获得，这种储氢和释放氢的过程的能耗均较大，目前还存在很多技术挑战。

4）高压气态储氢技术：高压气态储氢是目前最常用、最成熟的储氢技术，其储存方式为采用氢气压缩机将氢气压缩到耐高压容器中。长管气瓶、长管管束、钢瓶组和车载储氢气瓶适用于小规模储氢，大型储氢系统仍需要考虑固定储氢罐。

4 氢气缓存系统设计及优化

以某项目为例，说明氢气缓存系统的优化及工艺设计。

某项目以风电和光电为电源，采用电解水制氢工艺，副产的氢气有3 个去向：大部分氢气送氢气长输管网，一少部分氢气采用长管拖车外售，另一小部分氢气送下游氢气液化装置。

4.1 项目基础信息

1）采用风电和光电耦合电源为主要电源，电解水制氢装置产氢规模为20 000 Nm3/h，除安全相关的设施用电外，工艺设备的用电均来自风电和光电。

2）氢气长输管网压力为4.0 MPa（G），配套的中压氢气压缩机采用往复活塞式压缩机，单台压缩机额定气量10 000 Nm3/h，2 开1 备；长管拖车充氢配套的氢气充装柱的额定充氢量为1600Nm3/h，充装柱配套的高压压缩机单台额定气量800 Nm3/h，压力22 MPa（G），2 开1 备；氢气液化连续消耗氢气量1 000 Nm3/h，压力2～4 MPa（G）。

3）本项目电解水制氢可利用风电和光电耦合电源提供电量，低于电解水制氢最低允许运行负荷的持续时间（约6 h/d）。

4）电解水制氢装置的周期性停车仅考虑光电和风电供电不足的情况。

4.2 设计目标

合理设置氢气缓存系统，使电解水制氢在光电和风电耦合电源周期性波动、不足或中断的工况下，满足以下条件：（1）氢气管网供氢的连续性，防止氢气反串；（2）氢气液化装置连续稳定运行。

4.3 氢气缓存系统需考虑的时间因素

氢气缓存时间需要考虑两方面的因素：（1）电源的周期性最大间断周期：本项目制氢电源光电和风电互补，电解水制氢周期性停车的时间＞6 h 概率较低，同时考虑缓存成本等因素，确定氢气缓系统的缓存时间为6 h。（2）压缩机检修时间：本项目中压氢气压缩机常规检维修周期约为6 000 h，单台压缩机常规检修最大时间约24 h。通过合理安排检修周期，使压缩机同时故障的概率降至最低；也可采取合理备用压缩机易损件、完善检修操作规程等措施缩短检修时间。

受项目占地、投资等因素的限制，极端工况下压缩机检修时长超出储罐缓存能力时，上游电解水制氢采用降低运行负荷的方案，氢气缓存系统以首先满足电源周期性间断情况下连续供氢。

4.4 储氢缓存方案比选

上游电解水制氢装置周期性停车后，由氢气缓存系统供氢的负荷按正常操作的50%（对应单台中压氢气压缩机）考虑，即10 000 Nm3/h。

储罐储氢的能力主要取决于储罐的容积和储存初期/ 末期氢气的压差，压差越大，储存的时间越长。

综合氢气缓存时间，缓存初期/ 末期压力、占地及相关规范等因素，筛选出3 个可行的缓存方案，进行对比分析。

4.4.1 方案一：压缩前低压球罐缓存

受限于氢气介质的危险性、球罐材质及加工制作工艺，目前工业使用的氢气球罐最大容积为2 000 m3。当选用单罐容积为2 000 m3球罐时，按GB 50177—2005《氢气站设计规范》的要求，氢气球罐操作压力最高允许为1.4 MPa（G）。为满足氢气压缩机的选型要求，压缩机入口氢气的最低压力不宜低于0.2 MPa（G）。

根据以上限制，分别考虑氢气缓存时间为6 h，氢气球罐末期操作压力为0.8 MPa（G）、0.4 MPa（G）、0.2 MPa（G）工况下对应的缓存容积信息如表1 所示。

表1 不同末态压力工况下氢气球罐总容积

由表1 可知：（1）当氢气球罐末压为0.8 MPa（G）时，所需氢气球罐容积均超过10 000 m3，球罐数量为5 台；（2）当氢气球罐末压为0.2 MPa（G）对应的氢气球罐容积虽然最小，但此压力对应的氢气压缩机的级数需要由3 级变为4 级，对压缩机的选型最为苛刻，且球罐数量为3 台；（3）当氢气球罐末压为0.4 MPa（G）时，所需氢气球罐容积为7 859 m3/h，对应4 台2 000 m3氢气球罐。此容积可满足下游氢气液化装置最大连续运行时间为60 h。

实际工程设计时，考虑到操作便捷性，球罐配置时一般多为偶数台数，综上推荐选用末态压力0.4 MPa（G），4 台2 000 m3球罐方案。

工艺流程简述：电解水制氢生产的氢气进入氢气球罐缓存，氢气球罐出口的氢气一部分经中压氢气压缩机增压后送氢气长输管网和氢气液化装置，另一部分经高压氢气压缩机压缩并经氢气充装柱充装至氢气长管拖车外售。

4.4.2 方案二：压缩后高压储罐缓存

中压氢气压缩机后设置高压储罐，将氢气压缩至6.0MPa（G）后再送入高压储罐，高压氢气储罐释放氢气的末态压力为4.1 MPa（G），满足6 h 缓存时间所需的氢气储罐总容积为3 912 m3。综合考虑运输限制、设备材料、占地等因素，单台高压氢气储罐规格为φ4 000 mm×32 000 mm，台数选用10 台。

工艺流程简述：电解水生产的氢气，一部分经高压氢气压缩机压缩后送氢气充装，另一部分经中压氢气压缩机压缩后送高压氢气储罐或直接送氢气长输管网，高压氢气储罐出口的氢气一部分送氢气长输管网，另一部分去氢气液化。当高压氢气储罐压力充至5.0 MPa（G）后，再切换为高压氢气压缩机继续向高压氢气储罐充压至6.0 MPa（G）。采用高压氢气压缩机充压时，中压氢气压缩机出口氢气直接送氢气管网及氢气液化。

4.4.3 方案三：高压氢气瓶组缓存

设置20 MPa（G）高压储氢瓶组，采用氢气充装用压缩机充氢气。向下游供氢时，氢气从20 MPa（G）减压至4.5 MPa（G），对应氢气缓存容积为518 m3，需要水容积为28.3 m3的高压氢气瓶组约18 组（单根2.36 m3容积，共需220 根）。

工艺流程简述：电解水生产的氢气，一部分经高压氢气压缩机压缩后送高压氢气瓶组缓存或送至氢气充装，另一部分经中压氢气压缩机压缩后送氢气长输管网或氢气液化。当电解水供氢不足时，由高压氢气瓶组向氢气管网、氢气液化减压供氢。以上3 种方案对应的设备规格、设备质量、占地、设备费用对比如表2 所示。

表2 3 种氢气储存方案对比表

4.4.4 方案优缺点分析

方案一优点：（1）设备台数少，系统简单，操作简便；（2）对中压氢气压缩机选型要求低；（3）占地和投资均较小。缺点：（1）氢气压缩机无网电接入，且在光电和风电无电时，无法实现向氢气长输管网、氢气液化连续供氢。

方案二优点：（1）占地最少；（2）氢气压缩机无网电接入，且在光电和风电无电时，可通过释放氢气储罐的压力能实现向氢气长输管网、氢气液化连续供氢。

方案二缺点：（1）氢气介质且设计压力高，储罐壁厚大，设备投资和施工安装成本均较高；（2）需要将氢气压缩至6.0 MPa（G），因此需要提高中压氢气压缩机出口压力，或采用中压氢气压缩机与高压氢气压缩机接力方式。

方案三优点：（1）设备投资最低；（2）氢气压缩机无网电接入，且在光电和风电无电时，可通过释放氢气储罐的压力能实现向氢气长输管网、氢气液化连续供氢。

方案三缺点：（1）氢气需先从1.4MPa（G）升压至20MPa（G），再由20 MPa（G）降低至4.5 MPa（G），电耗和循环水等公用工程消耗大；（2）通过氢气充装用压缩机向高压氢气瓶组充压，所需时间较长（＞42 h），因此，需要增加高压氢气压缩机台数以满足快速充氢需要；（3）占地大，投资高；（4）压差大，瓶组数量多，操作危险性最高，检维修工作量大。

经以上比较，综合考虑占地、投资及操作连续性、灵活性、安全性等因素，最终选定方案二高压氢气储罐缓存氢气的方案。

5 结语

以风电、光电为代表的可再生绿色能源，是未来实现绿电、绿氢的主要能源，但这些能源往往具有周期性、波动性、间断性，而氢气的用户，尤其是大型用户一般为连续且稳定耗氢的化工装置，氢气缓存系统是连接绿氢波动性、间断性与化工装置稳定性、连续性的纽带，因此氢气缓存系统的设计是实现绿氢安全、连续使用的重要措施之一，也是未来绿氢大型工业化利用的重要内容。