4.3　风能制氢

4.3.1　风电制氢

风能是指地球表面大量空气流动所产生的动能。全球的风能约为2.74×109MW，其中可利用的风能为2×107MW，为地球上可开发利用的水能总量的10倍。

中国10m高度层的风能资源总储量为43.5亿千瓦，其中实际可开发利用的风能资源储量为2.5亿千瓦。另外，海上10m高度可开发和利用的风能储量约为7.5亿千瓦。全国10m高度可开发和利用的风能储量超过10亿千瓦，仅次于美国、俄罗斯，居世界第3位。陆上风能资源丰富的地区主要分布在“三北”地区（东北、华北、西北）、东南沿海及附近岛屿［84］。

德国物理学家阿尔伯特·贝茨（Albert Betz）在1919年确定风力发电的理论效率为16/27，即59.3%，这就是著名的贝茨理论。实际的发电效率更低，与风力发电机的参数、运行模式都有关系。

由于风速并非常数，风力发电整年的发电量不等于风机标示的发电率乘上所有的运转时间（一年内）。实际产生的值与理论值（最大值）称为容量因子。安装良好的风力发电机，其容量因子可达35%，这样，标示1000kW的风力发电机，每年可发的电量最多到350kW。

丹麦物理学家Poul La Cour（1846—1908）是世界上第一个利用风力制氢的人。1891年他建造了一台30kW左右的具有现代意义的风力发电机组，发出直流电并用于制氢，氢气储存在一个12m3的容器中。该项目得到丹麦政府资助。他原先设想用氢气开车，由于内燃机没有制造成功，他就用氢气点燃他所教学的中学（Askov Folk High School）的灯［85］。

正在德国首都柏林以北120km的勃兰登堡州普伦茨劳推进的普伦茨劳风力氢项目拥有共计6MW风力发电设备，平时将生成的电力输入电网。在夜间电力需求较小，以及电力出现剩余时，则会对水进行电解制造氢，然后将氢存储到储氢罐中。储藏的氢根据需要，与甲烷等可燃性气体（生物燃气）混合，然后供应给热电联产系统。而利用热电联产系统生产的电力供应给电力系统网，其废热则销售给地区供热系统。部分氢还将供应给位于柏林市内等的燃料电池车（FCV）及氢燃料汽车专用加氢站等［86］。

4.3.2　风-氢能源系统（WHHES）介绍

4.3.2.1　风-氢能源系统（WHHES）的原理及构成

WHHES的构成如图4-10所示，主要包括风力发电机组、电解槽、氢气储罐、燃料电池、电网等。其主要思路是：风力发电机组发出的电可以分别送至电网和电解槽，根据不同的生产需要来决定是供电还是生产氢气。

根据WHHES与电网的连接情况，可将其分为离网系统和并网系统两类。

离网系统中，风力发电全部或部分用于制氢，一般用于远距离电网，且风资源较好的偏远地区，规模较小。其目的主要是满足局部地区的能源需求，或仅仅为了制取氢气。具体操作时，有风时采用风力机组供电，同时电解水制氢并储存，无风时采用氢燃料电池发电。或者所有的风能全部转化成氢能后外销。但是，离网系统尚处在理论研究阶段，M.T.Iqbal等通过建模仿真的方法，初步研究了该系统的动态特性［87］，而S.Kelouwani等则对系统中各个部件建模，进行了较为详细的研究［88］。同时，还有一系列研究比较了该系统的供电稳定性和经济性等方面。总的来说，该系统由于远离电网，难以为电解槽供应稳定的电压和电流输入，操作起来比较困难，仍然没有得到工业上的应用。

从现在的情况看，并网系统是一种比较容易实现的风-氢能源系统，对于并网系统，有两种可能的操作方式：

①风力发电机组首要保证向电网供电。即当风力充足时，将部分电能用于制氢并储存，而当风能不足，风力发电机组不能满足电网需要时，采用燃料电池燃烧氢能，发电供给电网。同时，制氢系统同时承担着调峰的作用。该操作方式相对独立，能够满足小型能源循环系统的应用，但是比较复杂，运行成本和操作成本都比较高。

②风力发电系统中不包括燃料电池组。电网和电解池互相起到调峰的作用。当系统以供电为主要目的时，电解池起调峰作用；而当系统以电解制氢为主要目的时，电网起调峰作用。这种系统比较简单，但是具有比较强的电网依赖性。

现在，德国应用科技大学运行着一个由100台风机和20台电解槽组成的实验性风-氢能源系统。目前，该系统属于并网型风氢能源系统，但是研究的方向是离网型的风氢能源系统；而在阿根廷正在建造一个并网型风-氢能源系统，它将作为一个示范工程，作为一个研究和教育的基地，目前有600台风机。第一阶段将有5台电解槽在稳定的电量下工作，并且有5个燃料电池作为氢气和氧气的储存系统。而一个大型的并网型的风-氢能源系统正在由英国风氢系统有限公司和ACME共同建造。其目标是发展90MW的风-氢能源系统，这将提供苏格兰设得兰群岛100%的电力需求［89］。该地区风氢能源系统的发展将成为风氢能源满足人们能源消费需求的范例。

4.3.2.2　优势及困难分析

以WHHES为代表的风氢系统，为风电提供了一条非常有效的应用途径，同时提供了一条可行的区域化制氢方案。该系统可以为风力发电提供较为平稳的输出，使风电能够更好地并入电网，提高风力发电在电网中的比重，减少宝贵的化石能源的消耗。同时，该系统可以得到大量纯净的氢气，为工业和能源提供环保，绿色的氢气供应。同时，注意到电解池和风力发电机可以共用一套电力电子装置来进行，节省系统投资。

与此同时，由于风氢系统中副产大量的氧，且纯度很高，可以广泛应用于医疗、冶炼、铸造、切割、水产等领域。大概氧的价格在19美元/t。考虑到出售纯氧带来的收益，混合系统的经济性有所提高。

由于化石燃料的大量使用，全球能源正在出现匮乏现象，所以采用可再生能源例如风能，太阳能制氢的手段正在逐渐得到政府的重视，其政策也可以预计地向该领域偏斜。同时，来自各地区的投资激励，都是该工艺得以快速发展的保证。特别是风电-氢能-海水淡化系统具有较好的经济价值，在中国东南沿海等地具有很好的应用前景，已经得到了政策的关注。

但是，风-氢能源系统仍然存在一系列的问题，大概包括以下几个方面。

①电解水装置成本较高。电解水设备的投资价格大概在1000～2500美元/kW，研究表明，为了使风力发电制氢具有竞争力，其目标是发电成本价格低于400美元/kW，效率高于75%，容量为兆瓦级别。目前的风氢系统要想达到这个标准还需要进一步的探索和突破。

②风力发电成本高。现在，风力发电成本大概在0.04～0.05美元/（kW·h），而研究认为，当降到0.02～0.03美元/（kW·h），系统经济上才能是可行的。

可见，制约该系统发展的主要瓶颈是制氢成本和氢能的应用问题。所以，大力开拓氢能的市场，提高氢的需求量，对于风-氢能源系统的发展也非常重要。

4.3.3　应用范例

我国风资源丰富，特别是“三北”地区和东南沿海地区，大量的风电场已经建立了起来，但是基于风-氢能源系统的区域性能源系统还在规划之中。但是，甘肃酒泉、东南沿海、大连、曹妃甸等地区已经开始规划开发基于风-氢能源系统的区域性能源或海水淡化基地。准备利用东南沿海的丰富风能资源和海水资源，采用风电电解海水，得到的氢气用于燃烧发电，同时回收氢燃烧后的水，净化后用于工业和民用。其流程如图4-11所示。

该系统属于WHHES中并网系统中的保证电解水装置稳态运行的类型。其特点主要是将WHHES进行了改造，因为在原WHHES的规划中，电网起调峰作用，但是由于氢能发电的电能送回电网，补偿了调峰带来的电能损耗，实现了系统内向电网净输出能量的目标。同时，该系统的另外一项重要作用是海水淡化过程。沿海城市虽然拥有大量的水资源，但其可利用的却极少，所以海水淡化对于沿海城市意义重大。而现在的海水淡化系统仍然非常昂贵，且具有很高的操作成本。而对于风-氢能源系统，并不需要在此基础上加入更多的成本即可实现海水淡化的目标。与此同时，海水能够使风-氢能源系统副产更多的无机盐类，更好的平衡了该系统的成本。据评估，该系统不仅能够盈利，且拥有非常好的节能减排效果。可能带来的节能减排效果如表4-7所示。

进一步地，如果将海水换成污水，则该系统可以应用于污水的净化和回收，对于内陆缺水地区也有很好的现实意义和环境意义，对于可持续发展和循环经济都是大有益处的。

4.3.4　吉林省长岭县龙凤湖20万千瓦风电制氢及HCNG示范项目介绍

4.3.4.1　项目任务

本示范项目是国家能源局批准的吉林省长岭县龙凤湖20万千瓦风电场及相配套的制氢示范项目工程。

4.3.4.2　建设地点及规模

吉林省松原市长岭县位于吉林省西部，松原市西南部，东与农安县接壤，南与公主岭市、双辽市交界，西与内蒙古科尔沁左翼中旗毗邻，北与通榆、乾安、前郭尔罗斯蒙古族自治县为邻，长岭县城距长春市约120km，距松原市约130km，距通榆县约120km，距农安县约132km。长岭区位优越，交通便捷，资源丰富，基础设施完备，服务功能齐全。通让、平让铁路在境内的太平川站交汇，国道203和省道长白西线在县内交叉通过。境内油路达到了708km，实现了“乡乡通油路”的建设目标，全县已经形成了四通八达的公路网络。交通运输可直接达到制氢站场区内，满足施工、使用、检修等方面的要求。

本示范项目是利用龙凤湖20万千瓦风电场的弃风电力配套建设的风电制氢及HCNG示范项目，结合近年来长岭县风电场的实际弃风电力情况，确定第一期配套装设1套300m3/h的水电解制氢装置。第二期根据情况扩大，使得水电解制氢装置的最大用电负荷为10MW，占龙凤湖风电场20万千瓦容量最大功率的5%。

本示范项目的制氢站所产生的氢气在制氢站区域内进入混氢站按照设定的比例与天然气混合后通过加气机本地销售，也可以通过专用的长管拖车外运销售，制氢站对外销售的产品是氢气、车用天然气、氢气与天然气相混合的车用HCNG；制氢过程的副产物氧气灌装成瓶外销。

4.3.4.3　风电制氢系统总体方案设计及弃风电力利用

（1）电力制氢工艺选择

碱性水电解制氢技术成熟、可靠性高、运行稳定、操作简便，我国于20世纪50年代就研制成功第一代水电解槽，经多年改进，现今的水电解工艺和设备已很成熟，一些技术指标已达到或接近国际先进水平。现有的水电解制氢装置可实现无人值守全自动操作，并可随用氢量的变化实现负荷的自动调节，具有很好的适应性，投资最低。故本示范项目选定了碱性水电解制氢的方法。

整个电解槽设置在一个承压壳内，这样就可以直接产生高压的氢气和氧气。各个电解小室电解产生的氢气和氧气分别汇总到氢气总管和氧气总管引出。

电解槽设计的工作压力为3.0MPa，温度为（85±5）℃。运行时，通过监控冷却水循环系统使电解槽温度保持在90℃以下；通过监控氢、氧气的循环系统使电解槽的压力控制在3.0MPa规定值范围内；控制电解液循环量保持在正常值。

（2）混氢系统设计

主要设计原则是严格遵循国家有关法规、规范和现行标准，做到技术先进、经济合理、安全适用、便于管理。本示范项目通过管输的天然气和风电产生的氢气混合后建成每日生产4万立方米混氢天然气（HCNG）。本示范项目所用的天然气来自当地管道，气源有保障，稳定可靠。氢气来自风电制氢，是可再生氢气。天然气气质达国家二类气质标准，同时达到《车用压缩天然气》（GB 18047—2000）的气质要求，氢气纯度>99.5%，CO含量<1×10-6。

混气加气站工艺流程：天然气主干管来的压力约2.5～4.0MPa的原料天然气进站、脱水后，与站内风电制成的氢气分别进入混气橇，按氢气∶天然气=2∶8进入混气橇混合，然后进入缓冲罐，再进入压缩机压缩，经压缩后的混合气压力约为25MPa，加臭后，进入高、中、低压三组储气罐储存，最后经加气机或加气柱向汽车或槽车加气，HCNG供气规模为4万立方米/d。车用纯天然气，纯氢气也都可以经专门加气机或加气柱向汽车或槽车加气向外销售。

（3）弃风电力的利用及氢气在本地市场的消纳

利用风力发电的弃风电力进行水电解制氢，是用来调节风电的间歇性、波动性的一种储能技术方案，将提高风电场效率。确定第一期配套装设1套300m3/h的水电解制氢装置。第二期根据情况扩大，使得水电解制氢装置的最大用电负荷为10MW，为龙凤湖风电场20万千瓦容量的5%，这么低的负载，有助于电解制氢设备有效利用率的提高，有利于降低制氢成本。电解槽由相互串联的平行极板组成，控制和调节系统设计，可使碱性水电解槽及整个制氢装置在供电功率50%～100%变化范围内正常运行，氢气产率随功率高低而变化，就使得总的氢气产率可在25%～100%范围内调节，即氢气产率和制氢装置的用电负荷可在25%～100%范围内调节，用于跟踪风能的波动性和间歇性。

碱性水电解制氢技术是目前较为成熟的高性价比的水电解技术，生产每立方米氢气的耗电量为4.5kW·h，具有67%的转换效率。本示范项目工程的成功运行，将为利用弃风电力制氢提供工程经验，为大规模利用弃风电力开辟新的途径，从而提高风电的利用率和效率。利用龙凤湖20万千瓦风电场的弃风电力制氢，每年可以回收风电场弃风电量约2640万千瓦·时，按照风电场年等效利用小时数1800h计算，约占龙凤湖20万千瓦风电场弃风电量的25.38%，可以增加风电场的等效利用小时数132h。

另据统计，在长岭县县城内现有各类燃用CNG车辆5000余辆，其中出租车约4000量，私家车约1000辆，考虑到这些车辆的使用同时率约为70%，平均每辆车日耗CNG量按照15m3计算，这样整个长岭县城内每日耗用CNG量约为52500m3。如果按照在CNG中掺入20%的氢气成为HCNG，则每日最大可以消纳氢气约为10500m3，而本示范项目利用弃风电力制氢日平均产量约为16000m3，绝大部分可以实现在本地消纳，多余产量通过长管拖车运至周边市（县）消纳，作为CNG的添加燃料制成HCNG供车辆燃用。本示范的车用纯天然气，纯氢气也都可以后经专门加气机或加气柱向汽车或槽车加气向外销售。

（4）投资概况

龙凤湖20万千瓦风电场及10MW风电制氢工程的投资概算为静态投资150798.23万元。

（5）项目进展

项目进展为2014年底获国际能源局批准，2015年确定场址，2016年开始设备制造和安装招标，计划2017年年底完成。