摘要

火力发电机组为目前中国能源结构中装机容量最大的发电机组，它造成的能源消耗过大。而氢能具有低碳清洁、储存时间长的优点。在此背景下，提出让制氢加氢系统参与火电机组辅助调峰服务，消纳可再生能源发电，提高火电机组负荷，促进电网系统的安全稳定。结合具体项目分析得出，火电耦合电解水制氢加氢一体站在空间布置、工艺流程和市场前景方面具有一定的可行性，为电厂灵活性改造转型及区域氢能发展提供了参考。

能源安全是国家安全体系的重要组成部分，在全球气候变化和“双碳”目标的大背景下，新时代的能源安全已成为世界各国的重要关注点。传统的火力发电导致的环境问题推动了可再生能源的发展，但由于可再生能源的波动性和分布不均的特点，给并网带来了一定的困难。火力发电机组作为中国目前能源结构中装机容量最大的发电机组，其调峰能力巨大，可有效解决可再生能源发电并网问题，但是长时间的低负荷运行会带来经济性和可靠性方面的影响。为此，不得不加大在设备灵活性改造中的投入，进一步挖掘各设备的灵活性潜力及火电与其他能源的耦合能力，进行火电深度调峰改造。本文提出将火电与电解水制氢加氢系统有机耦合，并结合电解水制氢加氢一体站在电厂中的应用案例，分析该模式的优势与制约因素，为火电厂灵活性改造转型提供参考。

1、能源发展面临的挑战1.1 化石能源

中国当前正逢能源高消耗期，中国能源消费以高含碳的化石能源为主。2020年能源消耗中，煤炭消耗量占比为56.9%，其中，煤电发电用煤占煤炭消耗量的51.06%，对应的煤电发电量占总发电量的60%以上。2021年全国不同形式发电量占比如图1所示，其中火力发电占总发电量的66.7%。截至2022年9月底，全国发电装机容量占比如图2所示。由图2可知火电装机总量占全国总装机量的50%以上。此外，中国具有多煤、贫油、少气的能源结构特点，火力发电仍是目前能源供给的主要来源，产生的CO2占总排放量的40%。

1.2 可再生能源

推进能源革命，降低能源领域碳排放强度，是中国能源行业当前的重要使命，其中可再生能源是低碳发展的重要方向。截至2020年底，中国可再生能源发电装机量达9.34×108kW，占发电总装机容量的42.5%。《“十四五”可再生能源发展规划》提出，中国要加速能源清洁转型，大力发展可再生能源，要求2025年中国非化石能源消费占比20%左右，到2030年，中国风电、太阳能发电总装机容量将达1.2×109kW以上，总装机容量约占全球可再生能源总量的28%。

随着可再生能源的大量并网，电网消纳可再生能源电力和调峰压力日益增加，交易市场的电价波动日益频繁，波动幅度不断加大，负成交价格也不断发生，甚至出现弃风、弃光和限电问题。

2、氢储能的机遇

氢能是一种清洁、储量丰富、热值高、能量密度大（约为煤的4倍、汽油的3.1倍、天然气的2.6倍）的二次能源。基于中国的实际情况，发展氢能产业将成为实现“双碳”目标的重要途径，氢能产业发展规划势必将加速落地并不断得到优化。截至2022年，全国各省、市/区、自治区已出台并发布氢能规划方面文件达90项，加氢站作为氢能产业下游应用发展的重要基础设施，是中国氢能建设布局的重点。截至2022年4月，中国已累计建成加氢站数量超过260座。各省市累计建成加氢站数量和2025年各省加氢站建设规划如图3所示，预计2035年中国加氢站数量将超过5000座，2022—2035年复合增长率将达到25.1%。加氢站的建设对降低化石类型能源的消耗、促进社会环境优化、汽车制造行业发展有着积极意义。

随着节能减排目标要求的日益严格，制氢技术得到了广泛研究。目前制氢方式有化石燃料制氢、工业副产物制氢、电解水制氢、光分解制氢4种，其中化石燃料制氢与工业副产物制氢技术已成熟，但制氢过程中会增加碳排放；光分解制氢利用光辐射在催化剂的作用下直接分解水分子从而产生H2，其设备和工艺复杂且制取过程机理不明确，技术尚未成熟。前两者均不符合可持续绿色发展的环保理念，而电解水制氢制取过程高效、制氢纯度较高，能够实现零碳排放，是理想的制氢方式。各制氢技术特点对比如表1所示。2022年3月，中华人民共和国国家发展和改革委员会印发《国家氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》，指出要探索站内制氢、储氢和加氢一体化的加氢站等新模式。2022年7月，深圳市发改委印发了《深圳市氢能产业创新发展行动计划（2022—2025年）（征求意见稿）》，文件指出支持在具备条件的加氢站内电解水制氢，并给予补贴，允许发电厂利用低谷时段富余发电能力在厂区或就近位置建设可中断电力电解水制氢项目。2022年10月，广东省住房和城乡建设厅发布了《广东省燃料电池汽车加氢站管理暂行办法》（征求意见稿），指出允许在非化工园区建设制氢加氢一体站。随着社会经济的发展和相关政策的出台，越来越多的地区允许在非化工园区制氢，并放宽证件管理，这将进一步推动制氢加氢一体站的发展。

在“双碳”目标的推动下，氢储能优势日益突出，制氢加氢一体站将成为未来电网的重要环节之一，将制氢系统参与火电机组辅助调峰，在增加电厂负荷率的同时减少了对外出力，利用低谷期或富余的火电进行电解水制氢，将产生的H2直接通往邻近加氢站或储存起来供外部使用，在获取利润的同时可促进可再生能源发电的消纳。在用电高峰期，可利用燃料电池发电并入电网，实现电厂富余发电负荷与电解水制氢的有机耦合，形成“火力发电+电解水制氢+储氢加氢”的模式，构建电厂灵活性改造及区域氢能发展的双赢局面。制氢加氢一体站运行模式如图4所示。

3、电解水制氢加氢一体站在电厂中的应用

3.1 项目概况

一火电厂制氢加氢一体站总平面布置如图5所示，整站分为制氢区和加氢区，用安全栅栏隔开。制氢区采用2台500m3/h碱性电解水制氢设备（一用一备），经电解后产生的H2压力为1.0～1.5MPa，设计日制氢能力1000kg。加氢区共有3台加氢机，日加氢能力1000kg。站内设有低压（1.6MPa）、中压（20MPa）和高压（45MPa）储氢容器，储氢量973.4kg，可对35MPa氢燃料电池汽车加氢，也可对氢气长管拖车充氢，供氢方式主要为站内制氢，或采用长管拖车供氢。制氢区内制氢间、储氢容器等设备与站外建筑之间的防火间距参照GB50177—2005《氢气站设计规范》表3.0.2和表3.0.3，制氢区工艺装置内设备之间的防火间距参照表6.0.2，加氢区内设施的防火间距设计参照GB50516—2010《加氢站技术规范》（2021年版）表5.0.1A的规定。该站总平面布置合理，土地利用率高，制氢加氢一体站在空间布局方面存在应用的可行性。

3.2 工艺流程

电解产生的H2通过碱液冷却器冷却、氢氧分离器分离、综合塔冷却、洗涤等环节，由调节阀调节输出到低压缓冲罐中。加氢区主要集增压模块、加氢模块和旁通模块于一体，旁通模块和增压模块出口通过顺序控制盘与加氢机连接。氢气增压模块采用二级增压模式，20MPa氢气压缩机将电解装置后端低压缓冲罐内的低压H2增压到20MPa后，通过充氢柱加注到长管拖车内或直接加注到中压储氢容器中，再通过45MPa压缩机增压加注到高压储氢瓶中。有加氢需求时，使用顺序控制阀组对车载气瓶多级供气，当车载气瓶气压较低时，由旁通模块即长管拖车直接通过卸气柱与加氢机相连进行供气。随着车载气瓶气压升高，再由高压储氢瓶供气，具体的工艺流程如图6所示。

3.3 项目服务功能和应用场景

站内设有储氢容器，储氢量973.4kg，其中H2具有以下用途：a)通过加氢机为氢燃料电池重卡、大巴、物流车和垃圾清运车等供氢；b)通过管道向邻近工业公司供氢；c)通过管道向电厂发电机组供氢；d)通过长管拖车对外售氢及外购氢源向站内供氢。

一体站具备多重服务功能并适用于各种应用场景，待市场规模扩大、产业成熟之后，会有广阔的应用前景。

4、火电耦合制氢加氢一体站的优势与制约因素

4.1 优势

a)制氢方式的可靠性和适用性。碱性电解水制氢技术安全可靠、运行寿命长、成本较低且技术成熟。国内碱性电解槽设备主要性能指标均接近国际先进水平，单槽电解制氢量大，它最核心的特点是要求电力稳定可靠，因此适用于稳定的火电电解制氢。b)辅助调峰，降本增效。大量可再生能源并网时，由于发电的随机性、季节性和反调峰特性，弃风、弃光和弃水现象严重。为缓解该现象，电厂机组长时间处于低负荷状态，通过厂内制氢能有效提高新能源的消纳水平和电厂发电负荷，降低度电耗煤量，减少碳排放量，消纳峰电及无法上网的富裕电力，实现电厂富余发电负荷与电解水制氢的有机耦合。c)发电机组就近补氢降温。电厂发电机组在运行过程中会产生大量热，与空气相比H2的密度低且导热系数高，是优良的冷却介质，毗邻氢产地的电厂通过外购H2对氢冷发电机补氢。这样做，虽然降低了建站成本，但是存在H2价格不稳定和运输条件受限等问题。而站内制氢能为电厂氢冷发电机持续提供可靠且满足发电机纯度、湿度要求及用量的H2，有利于减小外购H2价格受供气单位、道路运输等条件的影响。d)节能减排，创造营收。制氢加氢是一体站的基础功能，售氢是核心业务。站内制取的一部分H2通过加氢机向氢燃料电池汽车供氢，绿色交通的应用进一步减少了碳排放量，同时也避免了H2运输途中可能产生的危险因素，解决了中心城市加氢站的缺氢和H2运输问题，实现安全可靠供氢。根据H2应用领域广的特点，其余H2向工业、建筑等行业出售，在推动节能减排的同时创造收益。

4.2 制约因素

a)成本因素。电解水制氢加氢一体站的成本投入主要包括土建费用、设备费用、电费、水费、人工费和日常维护费等。徐进等对不同电解水制氢技术全生命周期的成本进行分析，认为1000m3/h的制氢站采用质子交换膜电解水制氢的成本是碱性电解水制氢的4倍，碱性电解槽成本占制氢设备成本的50%以上，在设计使用寿命25a间电费成本约占总成本的90%。刘玮等差量化分析了国内外电解水制氢技术现状和目前中国平准化低碳清洁氢成本，认为耗电成本占总成本的70%～90%。对于2000m3/h碱性电解水制氢站，当工业电价为0.616元/（kW·h）时，制氢成本约为39.06元/kg。目前市场上碱性电解水制氢系统能耗为4.7kW·h/m3，若按照浙江省低谷电价为0.2481元/（kW·h）（含税）进行计算，电费成本约为1.2元/m3，加上设备折旧、运行维护等费用，总成本在1.9～2.4元/m3。即使采用谷电制氢，与表1中各制氢方式相比，电解制氢在成本上仍有很大的挑战。b)分配控制策略。火电调峰依赖于站内控制系统的控制策略，站内控制系统需根据电网调度信息、站内储氢水平、用氢量波动规律、各设备的能耗特点等，及时调整匹配最优火电机组发电负荷与制氢时长，平衡源-荷净波动功率，解决可再生能源发电和用户端耗电频率不稳定的问题，在提供最基本的加氢、售氢服务的同时参与电网调频辅助服务。影响火电耦合制氢加氢一体站系统动态功率平衡优化控制策略的因素多，不确定性大，且目前更多的调控策略研究集中在风光发电耦合氢能源系统功率方面，对火电耦合制氢加氢一体站的控制策略研究很少。c)储能端。碱性电解水制氢技术的能量效率在56%～80%，氢燃料电池存在应用成本高、功率密度低等问题。国内厂家最新的氢燃料电池转化效率也仅在60%左右，大部分能量以热能的形式散失，电-氢-电模式能量消耗将至少达50%以上。蓄电池储能，性能稳定可靠、成本低，但比能量低、占地空间大、循环寿命短，存在污染环境的风险。这也是上述项目未配置氢燃料电池和蓄电池储能的原因之一。

5、结语

在“双碳”背景下，火电逐步转变为电量和电力调节型的功能性电源。为探索火电机组参与电网调峰，解决可再生能源并网问题，以具体项目为例，分析了氢电耦合“火力发电+电解水制氢+储氢加氢”模式的可行性及相关制约因素，得到如下结论。

a)氢能具有热值高、储存时间长、消耗渠道多和低碳清洁等优势，是良好的储能方式。碱性电解水制氢技术成熟、成本低，单槽电解制氢量大，与稳定的火力发电契合度高。b)火电耦合碱性电解水制氢加氢一体站在空间布置、工艺流程和市场前景方面都有一定的可行性。c)火电耦合氢储能可发挥火电机组调峰能力，提高可再生能源发电的消纳和火电机组负荷率，降低度电煤耗；生产的H2直接用于电厂发电机组冷却或应用于氢燃料电池汽车，有利于减少CO2排放；H2还可作为工业原料向外出售获取收益，推动氢能产业链与社会经济发展。d)制氢加氢一体站的成本主要是电费成本和设备成本，若能获得当地政策的扶持并给予专门电价，将大幅降低制氢成本。降低碱性电解槽的功耗和开发低成本的关键新材料也是未来降低成本的研究方向之一。e)电-氢-电模式能量转化效率低，若将氢燃料电池发电过程中产生的热量利用起来，形成热电联供的模式，将提高整体效率。f)在光照条件和风力资源丰富的前提下，可引入屋顶光伏发电和小型风力发电机发电，利用日间高峰时段产生的光伏电和夜间谷电进行电解水制氢，形成多能互补制氢加氢一体化系统。