能源安全是國家安全體系的重要組成部分，在全球氣候變化和“雙碳”目標的大背景下，新時代的能源安全已成為世界各國的重要關注點。傳統的火力發電導致的環境問題推動了可再生能源的發展，但由於可再生能源的波動性和分佈不均的特點，給並網帶來了一定的困難。

火力發電機組作為中國目前能源結構中裝機容量最大的發電機組，其調峰能力巨大，可有效解決可再生能源發電並網問題，但是長時間的低負荷運行會帶來經濟性和可靠性方面的影響。為此，不得不加大在設備靈活性改造中的投入，進一步挖掘各設備的靈活性潛力及火電與其他能源的耦合能力，進行火電深度調峰改造。

本文提出將火電與電解水制氫加氫系統有機耦合，並結合電解水制氫加氫一體站在電廠中的應用案例，分析該模式的優勢與制約因素，為火電廠靈活性改造轉型提供參考。

一、能源發展面臨的挑戰

1.1 化石能源

中國當前正逢能源高消耗期，中國能源消費以高含碳的化石能源為主。2020年能源消耗中，煤炭消耗量占比為56.9%，其中，煤電發電用煤占煤炭消耗量的51.06%，對應的煤電發電量占總發電量的60%以上。2021年全國不同形式發電量占比如圖1所示，其中火力發電占總發電量的66.7%。

截至2022年9月底，全國發電裝機容量占比如圖2所示。由圖2可知火電裝機總量占全國總裝機量的50%以上。此外，中國具有多煤、貧油、少氣的能源結構特點，火力發電仍是目前能源供給的主要來源，產生的CO2占總排放量的40%。

1.2 可再生能源

推進能源革命，降低能源領域碳排放強度，是中國能源行業當前的重要使命，其中可再生能源是低碳發展的重要方向。截至2020年底，中國可再生能源發電裝機量達9.34×108kW，占發電總裝機容量的42.5%。《“十四五”可再生能源發展規劃》提出，中國要加速能源清潔轉型，大力發展可再生能源，要求2025年中國非化石能源消費占比20%左右，到2030年，中國風電、太陽能發電總裝機容量將達1.2×109kW以上，總裝機容量約占全球可再生能源總量的28%。

隨著可再生能源的大量並網，電網消納可再生能源電力和調峰壓力日益增加，交易市場的電價波動日益頻繁，波動幅度不斷加大，負成交價格也不斷發生，甚至出現棄風、棄光和限電問題。

二、氫儲能的機遇

氫能是一種清潔、儲量豐富、熱值高、能量密度大（約為煤的4倍、汽油的3.1倍、天然氣的2.6倍）的二次能源。基於中國的實際情況，發展氫能產業將成為實現“雙碳”目標的重要途徑，氫能產業發展規劃勢必將加速落地並不斷得到優化。

截至2022年，全國各省、市/區、自治區已出臺併發布氫能規劃方面檔達90項，加氫站作為氫能產業下游應用發展的重要基礎設施，是中國氫能建設佈局的重點。截至2022年4月，中國已累計建成加氫站數量超過260座。各省市累計建成加氫站數量和2025年各省加氫站建設規劃如圖3所示，預計2035年中國加氫站數量將超過5000座，2022—2035年複合增長率將達到25.1%。加氫站的建設對降低化石類型能源的消耗、促進社會環境優化、汽車製造行業發展有著積極意義。

隨著節能減排目標要求的日益嚴格，制氫技術得到了廣泛研究。目前制氫方式有化石燃料制氫、工業副產物制氫、電解水制氫、光分解制氫4種。

其中，化石燃料制氫與工業副產物制氫技術已成熟，但制氫過程中會增加碳排放；光分解制氫利用光輻射在催化劑的作用下直接分解水分子從而產生H2，其設備和工藝複雜且制取過程機理不明確，技術尚未成熟。

前兩者均不符合可持續綠色發展的環保理念，而電解水制氫制取過程高效、制氫純度較高，能夠實現零碳排放，是理想的制氫方式。各制氫技術特點對比如表1所示。

2022年3月，中華人民共和國國家發展和改革委員會印發《國家氫能產業發展中長期規劃（2021—2035年）》，指出要探索站內制氫、儲氫和加氫一體化的加氫站等新模式。

2022年7月，深圳市發改委印發了《深圳市氫能產業創新發展行動計畫（2022—2025年）（徵求意見稿）》，檔指出支持在具備條件的加氫站內電解水制氫，並給予補貼，允許發電廠利用低谷時段富餘發電能力在廠區或就近位置建設可中斷電力電解水制氫專案。

2022年10月，廣東省住房和城鄉建設廳發佈了《廣東省燃料電池汽車加氫站管理暫行辦法》（徵求意見稿），指出允許在非化工園區建設制氫加氫一體站。隨著社會經濟的發展和相關政策的出臺，越來越多的地區允許在非化工園區制氫，並放寬證件管理，這將進一步推動制氫加氫一體站的發展。

在“雙碳”目標的推動下，氫儲能優勢日益突出，制氫加氫一體站將成為未來電網的重要環節之一，將制氫系統參與火電機組輔助調峰，在增加電廠負荷率的同時減少了對外出力，利用低谷期或富餘的火電進行電解水制氫，將產生的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電的消納。

在用電高峰期，可利用燃料電池發電併入電網，實現電廠富餘發電負荷與電解水制氫的有機耦合，形成“火力發電+電解水制氫+儲氫加氫”的模式，構建電廠靈活性改造及區域氫能發展的雙贏局面。制氫加氫一體站運行模式如圖4所示。

三、電解水制氫加氫一體站在電廠中的應用

3.1 專案概況

一火電廠制氫加氫一體站總平面佈置如圖5所示，整站分為制氫區和加氫區，用安全柵欄隔開。制氫區採用2臺500m3/h鹼性電解水制氫設備（一用一備），經電解後產生的H2壓力為1.0～1.5MPa，設計日制氫能力1000kg。加氫區共有3臺加氫機，日加氫能力1000kg。站內設有低壓（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制氫，或採用長管拖車供氫。

制氫區內制氫間、儲氫容器等設備與站外建築之間的防火間距參照GB50177—2005《氫氣站設計規範》表3.0.2和表3.0.3，制氫區工藝裝置內設備之間的防火間距參照表6.0.2，加氫區內設施的防火間距設計參照GB50516—2010《加氫站技術規範》（2021年版）表5.0.1A的規定。該站總平面佈置合理，土地利用率高，制氫加氫一體站在空間佈局方面存在應用的可行性。

3.2 工藝流程

電解產生的H2通過堿液冷卻器冷卻、氫氧分離器分離、綜合塔冷卻、洗滌等環節，由調節閥調節輸出到低壓緩衝罐中。加氫區主要集增壓模組、加氫模組和旁通模組於一體，旁通模組和增壓模組出口通過順序控制盤與加氫機連接。

氫氣增壓模組採用二級增壓模式，20MPa氫氣壓縮機將電解裝置後端低壓緩衝罐內的低壓H2增壓到20MPa後，通過充氫柱加注到長管拖車內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，由旁通模組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。

3.3 專案服務功能和應用場景

站內設有儲氫容器，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公司供氫；c)通過管道向電廠發電機組供氫；d)通過長管拖車對外售氫及外購氫源向站內供氫。

一體站具備多重服務功能並適用於各種應用場景，待市場規模擴大、產業成熟之後，會有廣闊的應用前景。

四、火電耦合制氫加氫一體站的優勢與制約因素

4.1 優勢

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

b)輔助調峰，降本增效。大量可再生能源並網時，由於發電的隨機性、季節性和反調峰特性，棄風、棄光和棄水現象嚴重。為緩解該現象，電廠機組長時間處於低負荷狀態，通過廠內制氫能有效提高新能源的消納水準和電廠發電負荷，降低度電耗煤量，減少碳排放量，消納峰電及無法上網的富裕電力，實現電廠富餘發電負荷與電解水制氫的有機耦合。

c)發電機組就近補氫降溫。電廠發電機組在運行過程中會產生大量熱，與空氣相比H2的密度低且導熱係數高，是優良的冷卻介質，毗鄰氫產地的電廠通過外購H2對氫冷發電機補氫。這樣做，雖然降低了建站成本，但是存在H2價格不穩定和運輸條件受限等問題。而站內制氫能為電廠氫冷發電機持續提供可靠且滿足發電機純度、濕度要求及用量的H2，有利於減小外購H2價格受供氣單位、道路運輸等條件的影響。

d)節能減排，創造營收。制氫加氫是一體站的基礎功能，售氫是核心業務。站內制取的一部分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，實現安全可靠供氫。根據H2應用領域廣的特點，其餘H2向工業、建築等行業出售，在推動節能減排的同時創造收益。

4.2 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全生命週期的成本進行分析，認為1000m3/h的制氫站採用質子交換膜電解水制氫的成本是鹼性電解水制氫的4倍，鹼性電解槽成本占制氫設備成本的50%以上，在設計使用壽命25a間電費成本約占總成本的90%。

劉瑋等差量化分析了國內外電解水制氫技術現狀和目前中國平准化低碳清潔氫成本，認為耗電成本占總成本的70%～90%。對於2000m3/h鹼性電解水制氫站，當工業電價為0.616元/（kW·h）時，制氫成本約為39.06元/kg。目前市場上鹼性電解水制氫系統能耗為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，加上設備折舊、運行維護等費用，總成本在1.9～2.4元/m3。即使採用穀電制氫，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。

b)分配控制策略。火電調峰依賴於站內控制系統的控制策略，站內控制系統需根據電網調度資訊、站內儲氫水準、用氫量波動規律、各設備的能耗特點等，及時調整匹配最優火電機組發電負荷與制氫時長，平衡源-荷淨波動功率，解決可再生能源發電和用戶端耗電頻率不穩定的問題，在提供最基本的加氫、售氫服務的同時參與電網調頻輔助服務。影響火電耦合制氫加氫一體站系統動態功率平衡優化控制策略的因素多，不確定性大，且目前更多的調控策略研究集中在風光發電耦合氫能源系統功率方面，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。鹼性電解水制氫技術的能量效率在56%～80%，氫燃料電池存在應用成本高、功率密度低等問題。國內廠家最新的氫燃料電池轉化效率也僅在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，性能穩定可靠、成本低，但比能量低、占地空間大、迴圈壽命短，存在污染環境的風險。這也是上述專案未配置氫燃料電池和蓄電池儲能的原因之一。

五、結語

在“雙碳”背景下，火電逐步轉變為電量和電力調節型的功能性電源。為探索火電機組參與電網調峰，解決可再生能源並網問題，以具體專案為例，分析了氫電耦合“火力發電+電解水制氫+儲氫加氫”模式的可行性及相關制約因素，得到如下結論。

a)氫能具有熱值高、儲存時間長、消耗管道多和低碳清潔等優勢，是良好的儲能方式。鹼性電解水制氫技術成熟、成本低，單槽電解制氫量大，與穩定的火力發電契合度高。

b)火電耦合鹼性電解水制氫加氫一體站在空間佈置、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揮火電機組調峰能力，提高可再生能源發電的消納和火電機組負荷率，降低度電煤耗；生產的H2直接用於電廠發電機組冷卻或應用於氫燃料電池汽車，有利於減少CO2排放；H2還可作為工業原料向外出售獲取收益，推動氫能產業鏈與社會經濟發展。

d)制氫加氫一體站的成本主要是電費成本和設備成本，若能獲得當地政策的扶持並給予專門電價，將大幅降低制氫成本。降低鹼性電解槽的功耗和開發低成本的關鍵新材料也是未來降低成本的研究方向之一。

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

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

（資訊來源：氫智會https://mp.weixin.qq.com/s/Eu8F_NHyLE7ir4mnoLfeQw）