水電氫能發展理念與關鍵技術研究

梁波　崔磊　劉亞青　桂遠乾

摘要：為響應中國實現“碳排放達峰后穩中有降”目標，加快綠色低碳發展，實現綠色零碳理念，全面提高水電資源利用效率，在分析國內外氫能需求以及制氫技術現狀基礎上，結合水電站低成本電解水制氫工藝，論述了水電氫能技術經濟優勢。探索并提出基于水電站廠用電系統的氫電聯供綜合能源系統以及構建綠色零碳水電氫能自消納系統實現方式等關鍵技術，提出了綠色零碳的保安電源與直流系統設想。提出的水電氫能發展思路具有較強推廣價值，可將傳統水力發電行業與制氫、儲氫、用氫有機結合在一起，推動能源結構升級。

關鍵詞：氫能; 電解水制氫; 氫電聯供綜合能源系統; 水電氫能自消納系統; 廠用電系統

中圖法分類號： TK91

文獻標志碼： A

DOI：10.16232/j.cnki.1001-4179.2022.02.027

0引 言

氫氣具備來源廣泛、清潔高效和應用場景豐富等多項優點。作為可燃性氣體，具有燃燒熱值高，燃燒產物環保以及生產原料易得等優點。同時，氫氣使用過程產物是水，可以真正做到零碳排放、無污染、可再生，是推動傳統化石能源清潔高效利用和支持可再生能源大規模發展的理想媒介。目前，氫能被認為是最理想的清潔能源，也被看作是最具應用前景的能源之一，或成為未來能源的終極形式。發展氫能產業是全球能源技術革命和轉型發展的重大戰略方向，也是中國實現“碳排放達峰后穩中有降”目標、加快綠色低碳發展、全面提高資源利用效率的重要舉措。

中國部分水電站存在棄水情況，特別是西南地區水電站棄水情況較為嚴重。國家能源局統計資料顯示，2021年1～6月，全國主要流域棄水電量約53.64億kW·h，水能利用率約98.43%。目前棄水電量算法尚未完全統一，根據不同邊界條件計算得到的棄水電量存在一定差異[1-3]。而根據公開資料，2020年四川省棄水電量為202億kW·h，主要棄水電量高度集中在大渡河干流，約占全省棄水電量的53%。若利用棄水電量進行制氫，可使得水力發電企業增加收益，提高資源利用效率。

目前水電站電能主要通過電力送出，在水電站電力外送過程中容易存在卡脖子情況，如上網電價定價及送出方向自主權不高[4-5]、調度運行受控[6]等情況。利用水電站電能開展氫能制備，可以擴展水電站電能消納渠道。

目前，中國能源體系結構中，電能作為唯一的二次能源，其生產主要依賴煤炭、水能、太陽能、風能等一次能源。若能推廣基于水電等清潔電能為載體的氫能，可以拓展中國能源體系結構[7]，增強中國能源安全。2019 年，中國氫能聯盟發布《白皮書》指出：到 2050 年，氫能將在中國終端能源體系中占比達到10%，與電力協同互補，共同成為中國終端能源體系的消費主體之一[8]。然而，由于電網終端電解水制氫需要消耗電能過多，導致制氫成本高昂，氫能推廣緩慢;同時目前以火電為主要電源的電網結構中，終端制氫也不利于碳減排。因此，實現水電站電能向氫能的轉化，一方面可以解決中國水電站的并網和消納難題，另一方面可以推動中國可再生能源制氫產業的發展，有助于中國能源結構的改變，進入氫能社會[9-10]。

本文以水電站內氫能開發和利用為背景，分析了氫能與水電站的結合特點，提出了基于水電站廠用電系統的氫電聯供綜合能源系統，以及構建綠色零碳水電氫能自消納系統的水電站氫能開發關鍵技術研究思路。

1水電氫能發展前景

1.1氫能需求

氫氣在中國主要作為化工原料用于生產甲醇、合成氨以及相關化工產品與化肥;其次是作為燃料，還有少量的高純度氫氣作為工業原料，如高純度電子氫氣等。根據預測，2030年前化工領域氫能消耗持續增長，2030年后化工領域整體產量將下降，氫能消耗也將隨之下降[11]。但隨著氫燃料電池[11]以及氫能汽車[13-15]等產品的研發、應用和推廣，氫能在交通運輸領域的消耗量將大大提升，以能源形式利用規模將逐漸增大。

氫燃料電池在重型交通領域相比鋰電池具有更強的技術適應性。隨著車重和續航的提升，燃料電池汽車成本將逐步接近甚至低于純電動汽車。根據中國汽車工業協會數據，2020年，全球共銷售氫燃料電池汽車9 006臺，其中，中國1 177臺。截至2020年底，中美日韓氫燃料電池汽車保有量達到30 185輛，其中，中國年氫車保有量為7 352輛。就銷量結構上看，中國氫燃料電池車以客車和專用車為主。

在終端加氫設施方面，2020年全球主要經濟體已建成加氫站527座，在運營504座。在運營加氫站中，歐盟以179座高居榜首，日本以137座緊隨其后，中國以101座全面超過德國的89座位居第三。美國因疫情影響，在運營加氫站由2019年的48座降至2020年的42座，韓國則因此實現趕超，成為在運營加氫站第四多的國家。

目前，國際氫能產業發展已經到了關鍵機遇期。美國、歐洲、日本、韓國等主要工業化國家和地區已經將氫能納入國家能源戰略規劃，氫能產業的商業化步伐不斷加快。國際氫能委員會預測，到2050年，氫能產業將創造3 000萬個工作崗位，減少60億t二氧化碳（CO2）排放，創造2.5萬億美元的市場規模，并在全球能源消費占比達到18%。

中國氫能產業發展窗口期已經形成。近年來，中國政府對氫能產業的支持力度不斷加大，以氫燃料電池汽車示范應用為牽引，將氫能列入國家能源發展戰略的組成部分。根據相關公開數據，中國2020年氫氣產量約為2 050萬t。目前，中國處于氫能市場發展初期，氫氣年均需求約2 200萬t。根據中國氫能聯盟預計，到2025年，中國氫能產業產值將達到1萬億元;2030年，中國將處于氫能市場發展中期，氫氣年均需求將達到3 500萬t。到2050年，氫氣需求量將接近6 000萬t，實現CO2減排約7億t，氫能在中國終端能源體系中占比達10%，產業鏈年產值達到12萬億元，成為引領經濟發展的新增長極。

由此可見，交通運輸行業技術革新催生旺盛了氫能需求，雙碳目標背景下冶金和化工對綠氫也有著巨大的需求，而傳統氫能生產方式無法滿足雙碳政策下的氫能需求規模，亟待開發出新的大規模、可再生能源氫能制備方式。

1.2制氫技術

中國已具備一定氫能工業基礎，全國氫氣產能超過2 000萬t，但生產主要依賴化石能源，消費主要作為工業原料，清潔能源制氫和氫能的能源化利用規模較小。目前國內制氫的主要方法有以下4種[16-17]：

（1） 天然氣（含石腦油、重油、煉廠氣和焦爐氣等）蒸汽轉化制氫。天然氣蒸汽轉化制氫是較傳統的技術，以前常用于大規模的氫氣供應場合（5 000 Nm3/h以上）。根據中國氫氣用戶分散且規模較小的特點，開發了低投資和低消耗的天然氣蒸汽轉化制氫技術，非常適合中小規模的氫氣需求場合。在天然氣豐富地區，天然氣蒸汽轉化制氫是最好的選擇。

（2） 煤（含焦炭和石油焦等）轉化制氫。煤制氫成本較低，但由于煤制氫工藝流程較長，通常適合于中、大規模的制氫裝置（大于1 000 Nm3/h）。對于沒有天然氣資源的地區，而且裝置規模較大，選擇煤炭氣化制氫技術是非常適宜的。

（3） 甲醇或氨裂解制氫。甲醇或氨裂解制氫流程比較簡單，操作簡便，易于控制，在甲醇供應充足的地區，而且氫氣需求規模比較小的情況下（200 Nm3/h以下），具有較強的競爭力。

（4） 水電解制氫。水電解制氫氣是最傳統的氫氣生產方式，但能耗高、成本高。

目前，國內由煤、天然氣、石油等化石燃料生產的氫氣占了將近 70%，工業副產氣體制得的氫氣約占30%，電解水制氫占不到1%。氫能高昂的使用成本是限制氫能大規模應用的主要限制條件，不同主流制氫方法的成本如表1所列。國內外能源企業結合其各自優勢選擇不同技術路線，紛紛布局氫能源生產與供給，煤制氫、天然氣制氫、堿性電解水制氫技術和設備已具備商業化推廣條件。

1.3水電氫能發展優勢

在中國，氫能開發和利用主要集中在燃料電池技術的研發，無污染、零碳排放的工業化大規模制氫還處于起步階段。政策方面，國家相關部委已出臺了鼓勵可再生清潔能源制氫的政策，可再生清潔能源中的風電、光伏屬于分布式能源，和水電相比，不僅發電成本高而且發電容量較小。因此，利用成本低、效率高的水電大規模制氫有著無可比擬的優勢，特別在中國擁有豐富的水電能源情況下，水電氫能的綜合開發和利用在未來能源革命和氫能社會中將具有極其重要的地位。

中國氫氣的市場大致分為燃料氫、化工氫、能源氫，對應的氫氣市場價格分別為：6 MPa化工氫，1～5萬m3/h供應量，直供價<1.5元/Nm3;20 MPa工業氫，100～2 000 m3/h，工業氫價為3.5元/Nm3;35 MPa以上能源氫，通過加氫站加注，6～20 kg/次，加氫站燃料電池用氫價格（扣除政府補貼）為4.5～5.0元/Nm3。

目前99.9%純度的氫氣一般采用水電解方式制取，電解制氫的電能均直接取自電網。按照0.725元/kW·h的電能采購成本計算，則2 000 Nm3/h產量的制氫站其全壽命周期的制氫成本約3.3元/Nm3，上述費用是考慮建設成本、運維成本及設備折舊之后的綜合造價。而常規水電站其上網電價一般在0.25元/（kW·h）以內，部分小型水電站上網電站能低至0.08元/（kW·h）仍能保持盈利。若水電企業開展制氫業務，以0.25元/（kW·h）上網電價合算，相同電能若考慮用于電解制氫，按照1 Nm3氫氣售價一般在4.5～5.0元/Nm3考慮，即使考慮新增設備的基礎投入，氫能的營銷收益將達到1.14元/kW·h，高于售電收益，即使考慮氫能運輸成本，相應收益也將高于發電收益。而在未來氫能社會中，大規模氫能運輸將主要依靠管道傳輸，屆時氫氣的運傳輸成本占比將較低。

由此可見，由于水電制氫在源頭制氫，免除了電網輸配電環節，使得水電成本制氫具有天然優勢。由于氫能高昂的使用成本是限制其發展的關鍵因素之一，因此通過水電電能的規模效應，可顯著降低氫能的生產成本，從而促進氫能的推廣普及。本文認為：未來的氫能社會中，水電站兼具制氫和發電兩種功能，兩種功能對于水電企業而言效益相當、綜合互補，水電將提供兩種二次能源共同構建未來能源體系。

水電制氫本質而言，就是利用水的勢差轉化為電能，又通過電解水生成氫氣和氧氣，全過程副產品為清潔的水，完全無污染，絕對清潔。

1.4水電氫能前景預測

（1） 氫能利用有大規模的前景和空間，特別是交通運輸領域能源替代、儲能應用等。

（2） 目前氫能生產以化石燃料制氫為主，而國家正大力推動節能減排相關措施，未來非化石能源制氫如電解水制氫將有廣闊的發展前景。

（3） 氫能發展的限制瓶頸是居高不下的氫能制備成本，如能解決上述限制瓶頸條件，將能極大地推動氫能的發展。

（4） 水電氫能因采用電解水制氫原理，其高純度氫能非常適合氫燃料電池汽車、氫儲能行業應用。水電制氫生產的低成本氫能，有利于擴大氫能的利用規模，規模擴大后的產業集群效應將進一步降低氫燃料電池、儲氫、輸氫的使用成本，推動氫能全產業鏈的良性發展。氫能利用的推廣，使得氫儲能規模提升成為可能，使得水電站從前期的發電為主、制氫為輔，發展為氫電聯供，使得常規水電站也兼具蓄能儲能的作用。

綜上所述，水電氫能的引入將極大拓展氫能的開發和利用，對氫能產業帶來革命性變化，使得上述產業分析中氫能的劣勢（成本高）大幅減低，而“綠氫”的優勢則進一步放大。同時，也將對傳統水力發電的單一功能形成革命性的轉變，將發電與制氫、輸氫、儲氫、用氫有機地結合在一起，有力推動全球能源結構的升級和無碳替代。

2構建氫電聯供綜合能源系統

以水電站廠用電系統為基礎，構建水電站氫電聯供綜合能源系統，可實現利用水電站富余電力制氫、供氫、儲氫、氫燃料電池供電的綜合利用，特別適用于電力富余導致棄水的水電站，能有效提升水電站的運行經濟性。

2.1系統構成

氫電聯供綜合能源系統以常規廠用電系統進行適當改造為基礎，包括：電解制氫系統、儲氫系統、儲氧系統、氫燃料電池系統等。

圖1為典型的水電站氫電聯供綜合能源系統示意圖。水電站廠用電系統母線常規電源來自發電機端，當機組停機時可通過外來電源或系統倒送電獲得電源，根據制氫系統規模，可選擇采用廠用電中壓系統（如10 kV）或低壓系統（如0.4 kV）接入制氫AC/DC系統，輸出電流為0～10 kA。

電解制氫系統所用電能來自于AC/DC系統，原料水來自用水電站內水資源，產生氫氣、氧氣的能力為0～10 000 Nm3/h H2、0～5 000 Nm3/h O2，若廠用電系統為考慮制氫儲能后經過專門的改造，則上述產能可進一步增加。AC/DC系統為一套整流裝置，輸入端即為廠用電系統交流側，輸出端為電解制氫系統所需的直流電力。該系統包括半導體整流系統、控制觸發系統、操作聯鎖系統。半導體整流柜具有穩壓、穩流等多種運行方式。其調壓范圍為電解制氫系統額定電壓的0～1.0倍，進而實現調節氫氣生產速率。

電解制氫系統由電解槽、附屬設備、堿箱、補水系統、堿液循環泵、控制柜、阻火器、一套完整的儀表裝置及微機控制系統等組成。其中重要核心部件主要是：① 電解槽，用于電解水制氫氣、氧氣。② 附屬設備，如 H2（O2）堿液分離器、H2（O2）堿液循環泵、H2（O2）堿液過濾器、H2（O2）分離器、H2（O2）冷卻器、H2（O2）捕滴器、H2（O2）氣水分離器、脫氧器、干燥器、再生冷卻器等。③ 堿箱。④ 補水系統。⑤ 堿液循環泵。

電解制氫系統產生的氫氣和氧氣經過干燥、過濾等一系列處理后，送入儲氫、儲氧系統。存儲方式包括高壓存儲（壓力15～70 MPa）及低溫液態存儲等。

該系統一方面可作為儲存系統，通過管道或車輛運輸方式直接將氫、氧產品售出;另一方面，可按圖1所示，接入氫燃料電池系統供水電站自身的需要。氫燃料電池系統以水電站自身制氫為原料，可生成直流電力向直流系統供電或通過DC/AC系統向廠用電交流系統反送電，其用途將在第3節介紹。

2.2運行控制策略

廠用電系統的用電負荷分為常規廠用電負荷和制氫負荷兩大類。廠用電電源包括常規廠用電電源和氫燃料電池系統電源。

用電負荷的供電優先級為常規廠用電負荷>制氫負荷。常規運行情況下，優先保障常規廠用電負荷，通過控制制氫速率，使廠用電系統變壓器基本處于滿負荷狀態。當常規廠用電負荷增加時，通過能量管理系統降低制氫速率，減少制氫負荷，保障常規廠用電系統用電。當常規廠用電負荷降低時，通過能量管理系統增加制氫速率，增加制氫負荷。若存在臨時突然用電負荷增加，能量管理系統無法及時反應的情況時，則利用廠用變壓器短時過負載能力，同時迅速降低制氫負荷，減少系統過負載運行時間。

用電電源的優先級為常規取電電源>氫燃料電池系統電源。常規運行工況下，優先從常規廠用電電源系統取電。當常規取電電源失電時，啟用氫燃料電池系統，向負荷供電。

3構建綠色零碳水電氫能自消納系統

水電氫能自消納系統是基于上述制氫、儲能雙重作用的水電站廠用電系統，以氫燃料電池為基礎構建保安電源及直流系統，達到替代柴油發電機及常規蓄電池等綠色零碳的目的。

3.1基于氫能燃料電池的水電站保安電源系統

目前，水電站的保安電源均采用柴油發電機冷備用的方式。當以柴油為燃料作為水電站保安電源動力源時，戶內布置時需要設置專用的柴油機房、專用儲油罐室、排煙通道;戶外布置時需要外部連接的運輸通道。不論戶內、戶外布置的柴油發電機均會在運行時產生大量的廢氣和噪音，即使是短時運行也極不環保。且水電站設置柴油發電機房和油罐油箱等儲油裝置，消防安全需特殊設計和考慮。

氫燃料電池通過DC/AC系統將直流電轉換為廠用交流電源，接入并替換原柴油發電機回路，氫電聯控裝置通過邏輯判斷水電站廠用電系統狀態。當交流電壓母線、正常交流工作電源失電，啟動氫燃料電池為保安負荷供電;氫電聯控裝置根據保安負荷容量以及負荷特性，通過輸氫控制單元控制儲氫裝置輸送的氫氣壓力、流量和氫燃料電池輸出的電壓、電流、頻率，保證供電電壓和供電電流的穩定，提供良好的瞬態響應。上述技術方案中，氫燃料電池采用質子交換膜燃料電池，氫燃料電池容量根據水電站廠用電系統保安負荷的大小確定。

3.2基于氫燃料電池的水電站直流系統

水電站直流系統是為了給信號設備、保護、自動裝置、事故照明、應急電源及斷路器分、合閘操作提供直流電源。直流系統在水電站中是一個相對獨立的電源系統，正常運行時由外部提供交流電源，經過直流充電裝置整流后提供直流電源，在外部交流電中斷的情況下，由直流蓄電池繼續提供直流電源，以保證控制、保護設備的供電連續性。目前，水電站直流系統的電池大都采用鉛酸或者鎘鎳蓄電池，無論是鉛酸還是鎘鎳電池，都具有一定的腐蝕性和毒性，不僅需要專門的隔室單獨布置，而且一旦泄露會造成嚴重的環境污染，甚至危及人身安全，因此需要采取相關防護措施。此外，蓄電池壽命有限，隨著運行時間增加，電池的性能會逐漸下降，當蓄電池壽命到期后需要更換新電池以保證系統直流的連續、可靠供電。

以氫燃料電池替代鉛酸蓄電池，提供了一種完全零排放、清潔環保的水電站“新直流系統”電源方式?；跉淠艿乃娬局绷飨到y電源的氫氣源可以來自電站棄水發電的電解氫，氫能燃料電池采用質子交換膜燃料電池。氫能燃料電池的容量根據水電站的直流負荷確定，容量在100 kW以內。在氫燃料電池電堆輸出端設置電流變送器和電壓變送器，實現對輸出功率的實時監視。氫燃料電池控制柜采用PLC進行閉環控制，自動調節氫燃料電池的工作特性，通過反饋的負荷電流、電壓等參數，對氫燃料電池進行自動調節，通過設置傳感器，實現對電池、儲氫設備各項參數的監視和發報警信號。傳統直流系統由于電池容量有限，不能直接供負荷，而需要外部供交流電后，經充電裝置整流給負荷供電，蓄電池僅作為備用，而且容量有限，備用時間不超過2 h。采用氫燃料電池后，只需提供足夠的氫氣，直流電源將不受備用時間限制，能夠可靠保障負荷用電。同時氫燃料電池輸出直流電壓后，經過電壓調節，直接接到直流主盤，然后由直流主盤給各個負荷點供電，減少了傳統的充電裝置環節。傳統類型電池需要定期進行充電、放電，增加了能耗和運行維護工作量，而且電池具備記憶效應，導致電池的性能逐年下降，氫燃料電池不需要定期充放電，而且沒有記憶效應。

3.3氫儲能發電黑啟動系統

水電站廠用電系統在某些特殊情況下會失去所有交流電源，包括機端自并電源，水電站在長時間全廠停機并失去所有交流電源的情況下是非常不安全的，因此，水電站往往都要求在廠用電系統設計時考慮在上述情況下能自啟動并恢復廠用電機端自供電，即“黑啟動”。電站“黑啟動”的用電負荷包括電站進水口閘門、機組自并勵起勵電源等負荷。利用3.1節和3.2節的柴油發電機和直流電源氫能替代技術，可以有效兼顧黑啟動電源系統的功用。

4結 語

雖然目前氫能生產以化石燃料制氫為主，但隨著國家大力推動節能減排相關措施，未來非化石能源制氫，如電解水制氫將有廣闊的發展前景。水電氫能方式的引入，為實現低成本電解氫產業化提供了可靠的技術途徑。本文提出的基于水電站氫電聯供綜合能源系統以及綠色零碳水電氫能自消納系統，將傳統水力發電行業與制氫、輸氫、儲氫、用氫有機地結合在一起，可有力推動能源結構升級和無碳替代，解決氫能上游產業鏈制氫高成本瓶頸，推動擴大氫能的利用規模，從而通過規模擴大后的產業集群效應進一步降低氫燃料電池、儲氫、輸氫的使用成本，最終推動氫能全產業鏈的良性發展。

參考文獻：

[1]黃馗，張政，武新宇.棄水電量及調峰棄水電量計算方法研究[J].人民長江，2021，52（6）：201-205.

[2]王金龍，沈笛，杜成銳，等.受輸電通道容量約束的水電棄水研究[J].人民長江，2018，49（21）：90-93.

[3]紀昌明，趙亞威，張驗科，等.水火電聯合調峰電力電量平衡優化模型[J].人民長江，2020，51（1）：230-236.

[4]鄭正，王小洋.新一輪電力體制改革下水電價格機制優化探討[J].中國經貿導刊（中），2021（1）：56-57.

[5]葛懷鳳，錢鋼糧.中國西南水電工程經濟性及市場競爭力研究[J].水力發電，2020，46（12）：90-94.

[6]羅立軍，肖楊，王渤權，等.電價下行下沅水梯級水電站群中長期聯合調度策略研究[J].水力發電，2021，47（8）：88-93.

[7]蘇樹輝，毛宗強，袁國林，等.國際氫能產業發展報告（2017）[M].北京：世界知識出版社，2017.

[8]劉堅，鐘財富.我國氫能發展現狀與前景展望[J].中國能源，2019，41（2）：32-36.

[9]吳新光，信賀寧，劉瀟.為棄風棄光棄水找到綠色消納出口[J].能源研究與利用，2019（2）：18.

[10]黃宣旭，練繼建，沈威，等.中國規?；瘹淠芄湹慕洕苑治鯷J].南方能源建設，2020，7（2）：1-13.

[11]中國氫能聯盟.中國氫能源及燃料電池產業白皮書[M].北京：中國標準出版社，2019.

[12]BENT Sorensen.氫與燃料電池：新興的技術及其應用[M].北京：機械工業出版社，2015.

[13]SCOTT E.Grasman.氫能源和車輛系統[M].北京：機械工業出版社，2014.

[14]中國汽車技術研究中心有限公司.中國車用氫能產業發展報告（2018）[M].北京：社會科學文獻出版社，2018.

[15]中國汽車技術研究中心有限公司，北汽福田汽車股份有限公司.中國車用氫能產業發展報告（2020）[M].北京：社會科學文獻出版社，2020.

[16]毛宗強，毛志明.氫氣生產及熱化學利用[M].北京：化學工業出版社，2015.

[17]毛宗強，毛志明，余皓，等.制氫工藝與技術[M].北京：化學工業出版社，2018.

（編輯：鄭 毅）