可再生能源电解水制备绿氢研究进展

2024-01-10孛衍君何舟磊杨竞择林子若姚洪

湖南电力 2023年6期

孛衍君，何舟磊，杨竞择，林子若，姚洪

(华中科技大学煤燃烧与低碳利用全国重点实验室，湖北武汉 430074)

0 引言

清洁、高效和安全的能源供应对社会的可持续发展和高质量生活起到了关键的保障作用。经济和人口的快速增长推动了能源需求的大幅增加，广泛使用化石燃料可能导致气候变化和资源枯竭。尽管传统化石能源的储量尚未明显短缺，当前世界各国仍在探寻向可再生能源逐渐过渡的方法。最新数据显示，截至2021年，世界范围内可再生能源装机容量再创新高，将能够供应10%的电力负荷[1]；光伏和风力发电在国内经历了快速增长，分别达到了中国总发电量的9.2%和8.2%，新能源装机容量首次超过火电[2]。

可再生能源具有间歇性和地域分布不均的特点，因此需要配套储能以消除这种不平衡。氢能作为一种清洁能源，不仅可以用作清洁燃料，还可以作为储能介质。氢能同时也在各工业部门的脱碳进程中发挥重要作用，以实现二氧化碳净零排放的愿景。绿色制氢系统将可再生能源与电解水设备进行耦合[3-4]，是一种消耗过余电力来制取氢气的可行方案[5]。

1 氢能领域发展概况

氢气作为一种清洁的无碳燃料，引起了工业界和学术界的广泛关注。氢能产业可以划分为4个环节：生产[6-7]、储存[8]、运输和应用[9]，如图1所示。生产环节主要包括通过热化学方式(如催化重整等)和电化学方式(如电解等)产氢，目前绝大部分氢气来源于化石燃料，仅约4%来源于电解。储存环节中氢气经压缩后通常以高压气态或液态的形式存储在容器内，或者与储氢材料结合以固态的形式存储。而后，经由管道、卡车或船舶进行运输。氢气可以广泛应用于发电及各工业部门，目前超过80%的氢能用于氨、甲醇等的生产，用于发电的不足8%[10]。

图1 氢能产业的分布

学术界对氢能产业的研究也得到了长足的发展，以氢能为关键词的学术论文的年度发文量能够较好地反映这一研究领域的发展趋势。图2为2013—2022年我国以“氢能”为主题检索的年度文献发布数量和有效文献发布数量[11]。2017年以来，我国学者对氢能主题的研究进入了快速发展阶段。

图2 2013—2022年我国氢能主题研究论文发文量的年度变化趋势

目前，已有许多针对不同可再生能源来源制备绿氢的系统的研究，研究内容包括系统组成结构、性能指标及环境效应等方面。本文根据可再生能源电力的来源，分别对基于太阳能、风能、水能、地热能及混合可再生能源制备绿氢的系统进行综述，分别讨论其系统构建、性能指标、示范或在建项目，以及潜在的发展机遇与挑战。

2 电解水制氢设备

氢气具有多种获取途径，既可以通过化石能源重整、热裂解等方式制取，也可以来自氯碱、冶金等工业过程的副产品气体，还可以利用电解水制备。通常，根据生产过程中的碳排放情况将氢能分为灰氢、蓝氢和绿氢三种类型。

1)灰氢：通过化石燃料产生的氢气，生产成本低，技术简单，但碳排放量最高。

2)蓝氢：将天然气通过蒸汽甲烷重整或自热蒸汽重整制成的氢气，同时使用碳捕集、利用与封存(carbon capture，utilization and storage，CCUS)等先进技术捕获二氧化碳，实现了较低碳排放。

3)绿氢：通过使用可再生能源生产的氢气，绿氢的生产过程中基本没有碳排放，因此也被称为“零碳氢气”。

电解槽在通电的条件下将水分解为氢气和氧气，是技术最成熟的绿氢制备方法。常见的电解槽装置有以下3种：碱性水电解槽(alkaline water electrolyzer，AWE)、质子交换膜电解槽(proton exchange membrane electrolyzer，PEM)和固体氧化物电解槽(solid oxide electrolyzer，SOE)[12-13]。

碱性水电解槽技术最为成熟，结构如图3(a)所示[14]。该电解槽由浸没在液体电解质水溶液中的两个电极组成，通常为质量分数20%～40%的氢氧化钠(NaOH)或氢氧化钾(KOH)。隔膜将电极在溶液中隔开，允许水分子和氢氧根离子通过，并分离H2和O2以确保安全性和纯度。因此，产生氢气的纯度为99.5%至99.9%，并且可以通过催化气体净化工艺提高到99.999%[15]。

质子交换膜电解槽的结构如图3(b)所示，阳极和阴极最常见的材料是铂、铱、钌等金属。质子交换膜电解槽具备秒级快速响应的显著优点，可以完美地应对负载波动，且产生的氢气纯度高达99.999%[16]。截至目前，相较于其他方案，其主要缺点是使用了贵金属材料而导致成本高[17]。

固体氧化物电解槽由DÖNITZ和ERDLE[18]在20世纪80年代首次提出，结构如图3(c)所示。固体氧化物电解槽以更高的效率和产氢纯度而引起了广泛的关注[19-20]，这种电解槽在500～850℃的高压和高温下运行，利用的原料为水蒸气。固体氧化物电解槽技术的主要特点是操作温度较高，与低温电解相比具有高效和不需要贵金属催化剂的优势。但是，固体氧化物电解槽仍存在缺乏稳定性和性能退化等问题，这些问题在大规模商业化之前亟待解决[21]。

(a)碱性水电解槽 (b)质子交换膜电解槽

(c)固体氧化物电解槽

3 基于风能的绿氢系统

我国具有丰富的风能资源，离地高度70 m的陆上风资源总量约为50亿kW。风能具有随机性和波动性，若无法合理、充分利用则会出现弃风现象，造成清洁能源的大量浪费[22]。风机可以布设在陆地或海面上，陆上风电系统的结构简单，风机发出的电力经变流器后直接通入电解槽；海上风电系统的制氢站有位于陆上和海上两类。不同风电绿氢系统的结构如图4所示。

3.1 陆上风电绿氢系统

近年来，许多学者分析验证了基于陆上风电制氢的经济性和可行性[23]。CHEN[24]等人将电解槽引入风电系统，以满足热、电的需求，结果表明引入制氢设备后总成本降低了5.24%，弃风率降低了3.581%，碳排放量减少1.453%，在经济性和CO2减排方面体现出明显优势。SUPERCHI[25]等人对一家由风电场供电的钢铁厂进行了技术经济分析，结果显示，引入电解制氢设备后，炼钢过程的碳排放比传统路线减少了88%，平准化制氢成本约为6.5欧元/kg。

为提升陆上风电绿氢系统的性能并降低成本，学者们进一步优化计算模型和算法。ZHAO[26]等人提出了一种新型的风力发电功率预测模型，针对河北张家口风电制氢示范项目进行了验证，实现了冬季和夏季数据的较高精度预测，提升了该地区的风能利用率。LU[27]等人提出了一种考虑退化条件的多堆质子交换膜电解槽的功率分配优化方案，并基于浙江慈溪风电场站的配置和实验数据进行了模拟研究。结果表明，运行一年后能量效率为61.65%，电解槽单堆电压衰减为7.5 V，单堆最大效率降低6.29%。

3.2 海上风电绿氢系统

针对海上风电站，电解制氢站布置在海上的系统，电力通过海底电缆依次经过升压站、变电站后通入海上制氢站；对于电解制氢站布置在陆上的系统，在海上升压后的交流电经陆上变电站输送到陆上制氢站。

并网运行的海上风电绿氢系统可将过剩电力发送至电网，亦可从电网中获取电力。HOU[28]等人根据丹麦电力市场的交易数据研究海上风电和制氢设施的结合潜力，发现当电价低时从电网获取电力补充制氢，并将其直接出售给氢气用户的模式最具经济和环境效益。DURAKOVIC[29]等人对大量部署离岸风电系统的北大西洋地区展开分析，结果显示制氢系统的部署会引起电力需求增加，从而导致电价上涨，但由于氢可以用于发电，全年平均电价反而降低。

离网运行的海上风电绿氢系统不与电网发生交互。DINH[30]等人提出了一种离网离岸风电绿氢系统，通过对爱尔兰东海岸的案例研究发现，在氢气价格高于5欧元/kg时，地下储存时间为2～45天具有较好的经济效益。CHENG[31]等人提出了一种带有蓄电池的离网离岸风电绿氢系统，并针对多个运行参数进行优化。结果表明，当前平准化制氢成本较高，当风电成本和电解槽成本大幅降低时，平准化制氢成本最低可达2澳元/kg。

谢和平院士团队原创性地提出了一种海上风电无淡化海水原位直接电解制氢技术，颠覆了电解水制氢必须以纯水作为原料的传统模式[32]。其中试验平台“东福一号”已在真实海水环境下连续稳定运行10天。该技术测算平准化制氢成本为11.2～16.8元/kg，略高于煤制灰氢，明显低于天然气制蓝氢。

3.3 小结

陆上风电绿氢系统结构较为简单，可行性已得到充分论证，河北沽源风电制氢综合利用示范项目一期容量4 MW制氢设备已投入生产，二期6 MW设备正在调试中；海上风电绿氢系统结构复杂，但容量更大，适用于大规模制氢场景。此外，海水原位直接电解制氢技术有望形成我国原创的海洋绿氢产业。

4 基于太阳能的绿氢系统

太阳能是重要的可再生能源来源之一，在电力部门的能源转型和供热行业的电气化中均起到了重要的作用[33-34]。如图5所示，基于太阳能生产氢主要有三种技术路径：首先，太阳辐射可以通过光化学转换过程产生氢气[35]；其次，辐射能也可以通过光电效应转化为电能并通过电解水产生氢气[36]；最后，辐射能先转化为热能，再驱动热功转化设备发电并制氢，例如聚光太阳能热发电系统耦合电解水制氢[37]。此外，还有一些技术结合了产热和发电技术，包括聚光光伏技术和聚光太阳能发电技术等[38]。

图5 基于太阳能生产氢气的典型方法

4.1 光伏绿氢系统

光伏发电是目前太阳能发电技术中最为主流的方式，光伏绿氢系统的发展最为成熟。ZHANG[39]等人提出了一种光伏绿氢混合系统并分析容量配置、运营策略和经济效益，以最大限度地提高年利润。结果表明，系统的平准化制氢成本为2.9美元/kg，投资回收期11年，经济回报可接受。NASSER[40]等人提出了一种独立路灯的光伏绿氢系统，并与传统的光伏/电池系统性能进行了对比。结果表明，该系统整体效率8.5%，略低于传统系统，但平准化度电成本为1.06美元/kg，投资回收期6.44年，均低于传统光伏/电池系统。LU[41]等人提出了一套包括光伏、燃料电池和联产机组在内的综合氢能系统，并建立了优化调度模型。结果显示该系统可以很大程度上解耦电和热的输出，调整燃料电池的电热比，可以提高能源效率和降低天然气消耗成本。

4.2 光热绿氢系统

光热电站的工作温度与高温电解制氢技术匹配，可以得到更高的能量转换效率。MIRBAGHERI[42]等人提出了一个耦合聚光太阳能热发电和固态氧化物电解槽的能源系统，集成系统的能量效率为12.73%，？冮效率为13.39%，太阳能集热塔和固态氧化物燃料电池在？冮损失中占比最大。NEZHAD[43]等人提出了一个基于CSP的电力、氢气和淡水联产系统，在稳态条件下进行了热经济性分析。结果显示该系统的能量效率和？冮效率分别为45.81%和4.63%，其中太阳能集热塔是可用能损失最高的部分。

4.3 光伏-光热混合绿氢系统

光伏电站和光热电站相结合，可提高对太阳能的利用率。YANG[44]等人提出了一种包括聚光光伏、光热发电和高温电解制氢的综合能源系统，并评估了整体运行性能。结果显示引入制氢设备后，机组利用率提高10%，收入增加14.25%，碳排放减少24.55%，显著提高运行收益。CAI[45]等人提出了分别基于聚光光热、光伏的绿氢系统并与风机集成的综合能源系统进行了比较。结果表明两个系统均适合多联产和制氢，聚光光伏系统的热力性能优于聚光光热系统，且通用性更优。

4.4 光解水绿氢系统

为实现太阳能的全光谱利用，光热协同催化制氢也提供了一条有效途径。ZHOU[46]等人提出了一种光催化分解水的太阳能制氢策略，实现了最高9.2%的太阳能-氢能转化效率，但仍然低于10%的商业化运行要求。

4.5 小结

光伏绿氢技术发展较为成熟，我国首个万吨级光伏绿氢项目中国石化新疆库车绿氢示范项目已顺利投产；光热绿氢系统运行温度较高，具有与固态氧化物电解槽适配的潜力，但经济可行路径有待探索，尚未得到实际应用；光解水制氢技术目前仍处于理论研究阶段，其技术路线尚未明确，有待后续研究。

5 基于水电的绿氢系统

水力资源十分依赖当地的地貌特征，包括储氢在内的能量储存技术可以优化水能的利用，并为电网和用户提供电力，尽可能地实现能量自给[47]。水力发电站发出的电能经整流后通入电解槽中，将水电解产生氢气，再进行储存或运输至用户，基于水电的绿氢系统结构如图6所示。

图6 基于水力发电的绿氢系统

5.1 大型水电绿氢系统

大规模水电站在丰水期时发电成本低，此时电解水制氢的成本接近于传统化石能源制氢。ANDRUS[48]等人研究了美国哥伦比亚河过剩电力生产绿氢的潜力，结果表明，将春夏季过剩的潜在水电资源用于电解水制氢，可以生产1.98×107kg氢气，相当于减排二氧化碳1.8×105t，从经济性方面论证了可行性。HUANG[49]等人研究了基于已装机大型水电站的绿氢系统，通过考虑长期投资决策和运行策略以最大化利润。结果显示，初始投资成本对利润的影响最大，当设备数量减少、氢价格上涨时，利润总额将增加。

5.2 小型水电绿氢系统

小型水电站通常分布在远离电网的山区或农村，作为大电网的补充。ISLAM[50]提出了一个集成微型水力发电厂和微生物电解槽的制氢系统，并针对不同的工况进行评估。结果表明，最大发电量为1.4 GW，投资回收期为2年，需与其他主流工艺集成，该技术具有作为废水能源利用方案的潜力。JIN[51]等人研究了包括氢储能在内的各种储能系统与离网运行的小型水力发电站的集成。结果表明，氢储能系统的自放电损耗最小，且当储能容量和储能周期增加时，氢储能的成本优势更加明显。

5.3 小结

由于水力资源具有季节性特点，将水电用于氢气生产可以提升系统的灵活性，并减少水电站启停、维修和调峰带来的损耗。目前水能绿氢系统的研究论证较多，但国内尚无落地的示范项目，水电大省四川已出台多项政策支持省内企业利用水电开展制氢工作。

6 基于地热能的绿氢系统

地热能储量巨大且输出稳定，因而具备大规模、持续供应的潜力。然而，地热资源大多处于中低温范围，严重限制其发电效率，因此许多研究探索将地热能与其他可再生能源结合的技术方案[52]。图7为基于地热能的绿氢系统的原理图，生产井和回注井之间的温差用于提供电力和热力，可以供给电解槽和预热电解水，也可以通过热化学过程制取氢气。

图7 基于地热能的绿氢系统

6.1 地热绿氢系统

地热能可以用于发电、加热和冷却等。TEKKANAT[53]等人提出了一种基于地热的电、氢、热和淡水多联产系统，并对系统性能进行了3E评估。结果显示电厂总发电量约1 951 kW，氢产率0.001 5 kg/s，总效率和可用能效率分别为59.53%和53.17%。SANGESARAKI[54]等人提出了一种基于地热的发电和液氢生产系统，利用地热发电的废热驱动制冷循环预冷氢气，并研究了4E性能。结果表明，最优工况下单位时间总成本、液氢产率、可用能效率、净发电量和单位时间减排量分别为181.71 美元/h、59.92 kg/h、25.27%、4.03 MW和1 421.2 kg/h。

6.2 混合绿氢系统

将太阳能引入地热系统可以提高地热流体的温度，有助于氢气的高效生产，提升混合系统性能。ZHANG[55]等人提出了一种太阳能辅助地热生产氢气和电力的系统，并进行了热经济性分析。太阳能的引入提高了地热的利用率和能源品位，最终优化结果为净功率11.1 MW，氢产率6.34 kg/h，可用能效率30.02%，投资回收期4.82年。LIU[56]等人提出了一种基于有机朗肯循环的地热-太阳能系统，并与氢能生产及利用设施耦合，研究了两个典型社区案例。结果表明，该系统针对不同电力波动特征的社区均体现出良好的匹配性，验证了系统的可行性和适用性。

6.3 小结

地热能的发电效率较低，为了提升地热能绿氢系统的综合能源效率，可将其应用于冷热电氢联供场景。将地热能与其他可再生能源，如太阳能等结合，可进一步提高制氢能效及经济性能。但地热能提取过程中不可避免地会产生硫化氢，污染土壤和水源等，未来可将硫化氢回收并作为氢气的部分来源。

7 绿氢综合能源系统实例

由于可再生能源资源分布也具有不均匀性，为了满足电力负荷需求，通常将不同来源的可再生能源集成，并配套制氢、储氢和用氢模块，形成一套综合能源系统，为一定范围内的用户提供电力、热力等资源。

HOSEINZADEH[57]等人以意大利西西里岛地中海气候区的一座城镇为案例，提出了一套离网运行的基于光伏和风力的绿氢系统，并集成了电解槽、燃料电池和储氢罐，系统的结构如图8所示。风光电站发出的过剩电力通入电解槽制氢并储存在罐内，当电力负荷较大出现缺口时再通过燃料电池发电。根据当地气候、人口情况选取年平均太阳辐射量、年平均风速、全市日平均用电，研究当负荷发生波动时系统的运行情况。研究结果表明，当该城市区域日平均电力消耗量为2 MW·h时，该系统可以实现全天的发电平衡，其中产生电力比例最高的是光伏，其次是风机和燃料电池，全年二氧化碳排放量仅13 kg。

图8 西西里岛案例绿氢系统结构

单一来源可再生能源供能在经济上可行，但这种供应方式受气候变化的影响非常大，因此最好通过多种来源获取电力。该项目的建设成本高达485万欧元，经过25年的生命周期后，其中259万欧元的成本以残值的形式回收。该混合绿氢系统的平准化度电成本为0.721欧元/(kW·h)。研究表明，该混合绿氢系统可以在研究的气候条件下满足电力负荷和高效生产氢气。

8 结语

8.1 总结

氢兼具燃料与储能的双重属性，引起了广泛的关注。本文综述不同来源的可再生能源的绿氢系统，包括风能、太阳能、水能、地热能及混合来源。其中，基于光伏、风电的绿氢系统发展较为成熟，国内已有示范项目落地；基于水能和地热能的绿氢系统已论证技术、经济可行性，处于产业培育阶段。

平准化制氢成本主要与可再生电力的生产成本、电解槽成本等因素相关，不同来源的绿氢系统平准化制氢成本见表1。相较于传统的化石燃料制氢，当前的可再生能源发电成本和电解设备成本仍处于高位，因此绿氢不具备价格优势。随着可再生能源在我国能源结构中占比的不断提升，平准化制氢成本有望进一步下降，以提升绿氢的商业竞争力。