深遠海海上風電制氨場景及技術分析

李海波

（中國海洋石油有限公司，北京 100020）

隨著全球能源向低碳、零碳方向加速轉型，發展可再生能源已成為全球能源革命的一致行動和應對氣候變化的主導方向。海上風電具有資源豐富、發電利用效率高、不占用土地資源和適宜大規模開發等優勢，是可再生能源的重要組成。2022年全球風電新增吊裝容量已達到77.6 GW，其中陸上風電裝機68.8 GW，海上風電裝機8.8 GW[1]。截至2022年，我國海上風電累計裝機容量達30.5 GW，約占全球海上風電總容量的44%。我國持續保持海上風電裝機容量全球第一，已實現并網投產的海上風場共114座，海上風機近5700臺[2]。風電產業經過多年的高速發展至今，優良的陸上風電和近海風電資源開發已趨近飽和，深遠海海上風電已成為產業發展的必然選擇和新動力[3-4]。浮式風機、單機風機大型化等技術的突破，有利于深遠海海上風電的基地化和規?；l展，進一步降低海上發電成本。我國深遠海海上風電資源可開發量超過20 × 108kW，發展空間巨大，積極推進風電資源開發對行業技術進步、經濟的發展、能源結構優化和建設海洋強國具有積極意義。

隨著海上風電的大規模發展，海上電力尤其是深遠海電力的并網和消納等問題也逐步凸顯，尤其是離岸距離超過100 km的深遠海海上風電，傳統集輸、升壓/換流并通過海底電纜輸電的送出方式成本非常高，如何高效的將深遠海海上風電產生的電能大規模轉化為便于從海上送回陸地的、易于儲存、運輸和利用的其他能量，是深刻影響深遠海海上風電發展前景的重大難題之一。

海上風電制氫作為解決方案之一，具有儲能和消納雙重作用，不僅可以避免因輸電能力不足導致的棄風[5]，甚至還可以通過離網制氫從而省去升壓、海纜架設等環節的巨額投資，通過綠氫迅速融入下游交通、發電和工業等市場，助力這些領域的深度脫碳[6-7]。但氫氣密度僅為0.083 kg/m3，體積能量密度為11.8 MJ/m3，即使增壓至70 MPa后的氫氣密度也僅為40.0 kg/m3，體積能量密度為5637.4 MJ/m3[8-9]，這對大規模深遠海海上風電制氫后的儲存和運輸是巨大的挑戰。傳統高壓儲氫方式在安全性、儲氫密度和成本等方面無法滿足日常應用要求[10-11]，需要尋找到能夠在較高的體積能量密度下便捷儲存和消納的方式。利用海上風電制化學品（PTX）技術，可將海上風電電解制備的綠氫通過化學方法進一步轉化為便于儲運的甲醇、氨和油品等液態燃料，獲得與化石能源相當的質量能量密度和體積能量密度，便于下游的消納和使用。

不同氫氣儲能方式的對比見表1[12-14]。由表1可知，海上風電轉化為甲醇和液氨儲存后可以在常溫、低壓下儲運，與其他4種儲能方式相比雖然質量能量密度不高，但可顯著提升對儲運影響更大的體積能量密度，體積含氫量也大幅提高。然而，通過海上風電制取甲醇和油品需要消耗大量的二氧化碳，這在深遠海是難以獲取的，且在使用甲醇和油品時，被兩種產品固定的二氧化碳又會被釋放出來[15]。相較而言，海上風電制氨可以實現全過程零碳，合成氨所需的氮氣可以便捷地從空氣中捕集獲取，而且中游儲運基礎設施成熟，制備的綠氨產品在下游可以高效利用且無二氧化碳排放，形成“海上風電-氫能-氨能”的能量轉化和流動模式，這是未來深遠海海上風電儲能和消納的理想方式之一[16-17]。

表1 不同氫氣儲能方式的對比[12-14]Table 1 Comparison of different hydrogen energy storage methods[12-14]

經過綜合分析發現，國內綠氨合成的研究較少，且主要是研究陸上可再生能源制氨，少有對海上風電制綠氨的研究。海上風電有其工況和環境的特殊性，海上風電制氨不同于傳統合成氨和陸上可再生能源制氨，要解決低溫低壓合成、柔性合成、系統高度集成、適應于船舶或海上平臺、耐鹽霧輻射和海上晃動等問題。本文結合中國海洋石油有限公司在海上油氣工業的經驗，探索適用于海上風電制氨的技術創新和場景創新，以期為我國深遠海海上風電非電消納提供新思路。

1 氨與新興的綠氨產業

氨是全球產量最高、應用最廣泛的化學品之一，其在農業和工業領域的用量分別占氨消費總量的71%和29%。全球氨年產量約2.53 × 108t，98%的氨是來自化石能源制取的“灰氨”。全球氫氣每年消費量的約37.5%被用于合成氨，而這些氫主要來自煤制氫或天然氣制氫，這使得氨產業的碳排放量占全球碳排放總量的1.8%[18-19]，在雙碳背景下，傳統合成氨向綠氨過渡已是必然趨勢。綠氨是指氫氣來自可再生能源電解水，并且空分制氮和合成氨裝置的用電采用可再生能源電力制得的氨產品。隨著全球對碳減排的重視和綠色可持續發展的推進，目前已有超過60個綠氨項目及化石合成氨工廠綠色改造項目，預計2025年以后綠氨將主導氨的新增產能[20]。全球綠氨產業發展迅猛，日本、韓國等國已制定國家層面的氨產業發展規劃，有望成為未來的氨進口大國。日本規劃在2030年前通過進口綠氨或藍氨，實現燃煤摻燒20%（體積分數）氨的目標[21]。澳大利亞、俄羅斯和沙特等能源出口國家也制定了氨出口規劃。

隨著碳約束的增強和可再生能源的快速發展，綠氨已成為未來合成氨產業發展的重要趨勢，重構合成氨工業從傳統化石能源時代進入電氫時代。我國在雙碳推動下，伴隨著可再生能源和綠氫的發展，氫的載體綠氨也被化工和能源企業重視，國內企業也積極在西北、東北等可再生資源豐富的地區布局氫氨一體化項目，全國規劃的綠氨項目總產能已超過480 × 104t[22]。海上風電作為可再生能源的重要組成部分日益受到重視，海上風電制氫、制氨等成為非上網儲運和消納的重要技術路線，尤其對于輸電成本極高的深遠海海上風電，制氨幾乎是最具操作性的儲運方式。

2 深遠海海上風電制綠氨的優勢及應用場景分析

2.1 海上風電制綠氨的優勢分析

2.1.1 利于實現大規模儲能和能量從海上向陸上消費端的轉移

氨儲能適合于把海上風電的不穩定電能以化學能的形式進行轉化和儲存，實現海上風電的長時間儲能。把海上風電的電能轉化制綠氨可以實現把深遠海的能量大規模轉移運送至陸地消費端。氨儲能具有以下幾個優勢。（1）儲能密度高。全球綠電綠氫產業蓬勃發展，綠氨作為綠氫的載體，氨以氮氫鍵儲存能量。液氨的質量含氫量為17.8%，遠高于甲醇的質量含氫量12.5%，液氨的體積能量密度為11.5 MJ/m3，比液氫高35%。（2）儲存條件相對容易。氨在常溫、0.8 MPa或-33 ℃、常壓下即可液化進行液態運輸和儲存。（3）儲運方式成熟，成本低。氨可以通過船舶、鐵路、公路和管道等運輸方式運輸，作為大宗化工消費品擁有成熟的市場和儲存、輸配的渠道，且存儲成本低，隨著存儲時間的增加儲存成本基本不變[23]。同體積的液氨體積含氫量比液氫多60%以上，蒸發率僅為液氫的1/10。同質量液氨儲罐成本是液氫儲罐成本的0.2%~1.0%，液氨儲罐重量是液氫儲罐的1%~10%。不論是管道輸送還是船舶輸送，氨的成本都低于氫，尤其是在2000~3000 km的長距離運輸條件下，氨的成本優勢更加明顯（表2）[17]。鐵路運輸液氨的價格折算成運氫價格，每100 km運輸1 kg氫氣的成本僅為0.135 CNY，遠遠低于其他氫氣運輸方式[24]。（4）安全性高。氨的密度比空氣小，不易積聚，爆炸范圍為16%~25%，遠小于氫氣，因此發生火災和爆炸的可能性極低，且人對氨的氣味極其敏感，易察覺泄漏[25]。

表2 不同方式和距離運輸氫氣和氨氣的成本對比Table 2 Cost comparison of transporting hydrogen and ammonia by different means and distances

2.1.2 便于下游大規模消納和利用

氨是重要的無機化工產品之一，具有原料和燃料的雙重屬性，可作為消納和利用的載體，便于可再生能源大規模、長距離轉移，下游不僅有成熟的農業和工業市場，且有望成為替代化工燃料的重要能源。中國的合成氨產業規模世界第一，2022年合成氨產能7300 × 104t，約占全球總產能的31%；年產量和年消費量分別為5300 × 104t和5200 × 104t，都各占全球的27%[26]。氨作為燃料和能源使用，具有高熱值、高辛烷值和零碳等優勢，可用于內燃機、燃氣輪機、燃料電池和摻混燃燒等，完全燃燒后的產物為氮氣和水，能夠大幅度減少碳排放量。

綠氨的下游的存量市場體量大，增量市場潛力大，有利于海上風電制氨的消納和利用。氨的定位將從化學品逐漸轉向儲能和燃料，應用場景也將從以化肥為主，擴展到船舶燃料、煤電廠儲能與減碳，成為電力、交通和工業等領域實現深度脫碳的新選擇。未來氨在農業和工業中占比逐漸降低，在儲能領域的應用到2030年前后進入快車道，到2050年約50%的氨將用于儲能，將新產生688 × 104t綠氨需求量[27-28]。

航運業是氨能應用的重要市場之一。據文獻[29]預測，2030—2050年氨能將取代液化天然氣等成為最主要的航運燃料，使用占比從7%上升至20%。另外，火電機組的摻燒氨或純氨發電也將成為發電領域碳減排的重要發展方向。國內已在探索摻氨發電技術，2022年已經完成摻氨35%的燃煤鍋爐的工業示范[30]。畢馬威預測到2030年全球綠氨市場規模將達到5.48 × 109USD，年均復合增長率為74.8%，其中中國用作能源的氨年消費量將達6300 × 104t[17]。

2.2 深遠海海上風電制綠氨應用場景分析

深遠海海上風電場海洋環境復雜，平臺建設難度大，氫和氨的儲存和運輸難度大，面臨一系列陸上風電和近海風電沒有的復雜性和挑戰。不同于陸上傳統大型合成氨和陸上可再生能源制綠氨，深遠海海上風電制綠氨具有一定的特殊性和差異性，需要探索適用于這種特殊場景的新型應用方案。

2.2.1 深水半潛式氨生產儲氨平臺場景

我國海洋油氣工業已全面、自主實現了從300 m深水到1500 m超深水的跨越，成功投產如“深海一號”等深海核心裝備，掌握了深水半潛平臺、深遠海浮式風電和水下生產系統等為代表的海上工程成套關鍵技術能力。海洋油氣工業的技術可以為未來深遠海海上風電基地和制氨提供借鑒和支撐。此次探索基于目前深水半潛式生產平臺建設制氨儲氨平臺，托運停泊在深遠海海上風電基地中央位置，把海上風電集輸后的升壓和換流、空分制氮、電解制氫、海水淡化、氫儲存、合成氨、氨液化和氨儲存等單元集中在半潛式平臺上，實現大規模制氨、長周期儲氨，再通過小型運氨船把綠氨產品運回陸地或直接出口至其他國家。目前國際認證的綠氨價格高于灰氨2~5倍，直接出口能夠大幅度提升海上風電的附加值，未來還可以探索綠氨作為海上船舶燃料的可行性，采用軟管開展海上氨燃料的船-船加注等創新模式，探索一條新型非電消納的路徑（圖1）。

圖1 海上風電+深水半潛式生產儲氨平臺Fig.1 Offshore wind power + deep water semi-submersible ammonia production and storage platform

2.2.2 浮式生產儲卸氨船場景

海上石油工業的浮式生產儲油船（FPSO）是全球海洋油氣開發的主流生產裝置，是集原油生產、存儲和外輸等功能于一體的“海上原油加工廠”?；贔PSO的成熟技術，可通過大型氨運輸船或新建專用船舶開發適用于海上風電制氨的浮式生產儲卸氨船，即NH3-FPSO。NH3-FPSO裝置可系泊在深遠海海上風電場內，集成海上風電升壓、空分制氮、電解制氫、海水淡化、氫儲存、合成氨、氨液化和氨儲存等單元，以及優化風電波動性、電解槽負荷和合成氨負荷的柔性生產控制系統，綠氨產品通過小型氨運輸船實現轉運。如有需要，NH3-FPSO還可移動至其他風場開展便捷的短期制氨，尤其是建成后未并網或未能完全并網的風場，避免了棄電的浪費，提升了海上風電項目開發的靈活性，減少了對電網和海底電纜設施的依賴。

目前挪威BW Offshore、荷蘭SwitchH2和挪威H2Carrier等公司正在開發海上浮式綠色氨氣生產裝置，并已獲得挪威船級社（DNV）的“原則性批準（AⅠP）”，說明這種裝置在結構完整性、系泊、氨生產、氨儲存以及氨裝卸等方面的設計和技術已通過了可行性論證。

國內也已有企業正在布局這類裝置，但目前還在概念設計階段（圖2和圖3）。

圖2 駁船型浮式平臺用于海上風電場制氨概念設計[31]Fig.2 Conceptual design of barge type floating platform for ammonia production in offshore wind farm[31]

圖3 海上風電制氨儲艙平臺概念設計[32]Fig.3 Conceptual design of offshore wind power ammonia production and storage platform[32]

2.2.3 浮式海上風電平臺分布式制氨儲氨場景

大型的浮式海上風機自帶小型平臺，可以基于此平臺開展分布式制氨，可使風機獨立于電網，省去電力集輸、升壓/換流和外送電纜環節，也不需要海上制氫制氨平臺或船舶。一臺10 MW的浮式海上風電可以對應在平臺上建造一座產量為1500~2000 t/a小型分布式制氨裝置，制氨裝置可以高度緊湊化，包含海水淡化、電解制氫、氫儲存、合成氨和氨儲存等設施。制氨平臺應設計為無人值守、周期性巡檢，每臺風機制取的氨產品需要小型氨運輸船定期逐個平臺去采集，或通過管道集輸送出或輸送至一個大型集中式氨儲存平臺。國內外目前還沒有浮式風電平臺制氨的概念設計，但與已有的制氫相關的設計具有類似性，可以借鑒。

法國能源巨頭Engie的子公司Tractebel海洋工程專業公司，正在參與英國北海Dolphyn項目，該項目基于4 GW的浮式風電場開發浮式風電平臺小型制氫，每臺10 MW風機的小平臺上安裝一個制氫單元，通過管道集輸后送出，只要對浮式風電平臺制氫的概念進行改造，即可實現小型分布式制氨。國內的研究，是依托8~10 MW風機、邊長為60 m的三角形半潛浮式平臺，設置3 MW質子交換膜電解水（PEM）制氫裝置（圖4），將制得的氫氣增壓至70 MPa儲存在高壓儲罐中，在每個周期由吊機通過風場運維船運送至陸地。

圖4 浮式海上風電平臺制氫方案示意圖(a)和裝置(b)[33]Fig.4 Schematic diagram (a) and device (b) of floating offshore wind power to hydrogen platform[33]

3 適用于深遠海海上風電制氨場景的技術分析

合成氨工業已經發展了一百多年，大型煤制合成氨、天然氣合成氨普遍采用Haber-Bosch合成氨技術，該技術已經非常成熟。煤或天然氣制取的氫氣，與空氣中分離的氮氣在300~500 ℃的高溫、15~35 MPa的高壓和鐵系或釕系催化劑作用下發生合成氨反應[34-36]，反應方程見式(1)。

由于N2是惰性氣體，其N≡≡N鍵的鍵能高達941 kJ/mol，合成氨的平衡轉化率僅為10%~15%，需要選擇較高的溫度以保障催化劑的活性，較高的壓力會促進合成反應，并將未反應的工藝氣循環回反應器以提高氨的回收率[37-39]，平均每生產1.0 t氨的碳排放當量值為2.1 t，這也是合成氨工業耗能高、造成大量碳排放的主要原因。采用可再生能源合成氨是降低合成氨工業碳排放的發展趨勢[40-41]。

考慮到深遠海海上風電的應用場景，不適合直接將傳統高溫高壓合成氨工廠搬到海上，需要探索適用于海上特殊場景的技術方案。針對海上風電+深水半潛式生產儲氨平臺和海上風電+浮式生產儲卸氨船（NH3-FPSO）的場景，需要：（1）整體裝置布局滿足海上平臺或FPSO的標準和要求，盡量緊湊以最大化降低占用空間，降低裝置高度以適應可能的海上晃動；（2）把電解制氫、制氮、氫氣和氮氣純化、合成氨和氨液化等流程簡化，考慮溫度匹配性，做好全流程的熱量綜合利用；（3）關鍵的合成氨單元的壓力和溫度要盡量降低，以降低能耗，降低操作和維護的難度；（4）實現自動化、智能化，盡量減少操作人員；（5）能滿足長期在風荷載、鹽霧腐蝕等惡劣海況環境下服役的條件等。

3.1 適用于深水半潛式生產儲氨平臺和NH3-FPSO的大中型海上風電制氨技術

針對海上風電+深水半潛式生產儲氨平臺和海上風電+ NH3-FPSO兩種場景，采用適合中大型的、易于短期工程化實施的傳統Haber-Bosch改良技術，優選具有更高轉化活性的釕基催化劑，目標是把合成氨的壓力降低至10 MPa以下，溫度降低至400 ℃以下，實現低溫低壓合成氨，降低合成能耗。深水半潛式生產儲氨平臺或NH3-FPSO海上風電規?；瓢敝饕に嚵鞒贪娊庵茪?、制氮和合成氨3個部分。

3.1.1 電解制氫

海上風電送至平臺或NH3-FPSO并升壓后，通過制氫機組集群進行規?；娊庵茪?。電解槽可以考慮技術成熟、低成本的堿性水電解（AWE）路線，或負荷范圍寬、響應速度快，更適合波動性電源的質子交換膜電解（PEM）路線，或者兩者的結合方案。高溫固體氧化物電解（SOEC）技術目前還未完全商業化，成本較高，暫不適合這種大中規模場景。AWE制氫壓力可選擇3.2 MPa，制備的氫氣純度一般大于等于99.8%，并含有微量氧氣，副產的氧氣純度大于等于99.2%。氫氣進入儲存罐，儲存容積需要綜合考慮海上風電的波動性、合成氨規模、耗氫量及負荷可調范圍。

由于海上風電的波動性和不穩定性，要求制氫單元功率調節范圍大、速度快和精度高。為保障生產的連續性和經濟性，可考慮設置風電儲能設施或電解制氫后配置儲氫設施，同時考慮改進制氫機組集群的模塊調控與集群動態控制，提升單機裝置運行的安全性和控制靈活性，實現大規模電解水制氫集群系統的寬功率范圍的靈活調節。

3.1.2 制氮

為了更好的適應海上工況，使裝置的整體空間更加緊湊，能高度滿足船上設施的要求，制氮技術可考慮集成度更高的變壓吸附（PSA）工藝，該工藝制取的氮氣純度一般為99.5%（也可更高，但能耗會增加），壓力為0.8 MPa，經壓縮機增壓至3.2 MPa后與氫氣按照1:3的體積比進行混合。

3.1.3 合成氨

氮氣與氫氣的混合氣進入脫氧器，然后在鈀催化劑作用下微量氧氣與氫氣經催化氧化生成水，進而實現氧氣的脫除?；旌蠚庠俳涍^脫水干燥后經壓縮機增壓，與循環氣混合后進入到高壓壓縮機，增壓到合成氨的壓力，經換熱升溫后進入合成氨塔，在400 ℃和催化劑作用下發生合成氨反應[41-43]，制取的氨產品降溫液化為液氨后儲存在儲氨平臺或NH3-FPSO。合成氨單元是一個動態、連續非線性過程，準穩態工況切換范圍窄、速率慢且精度差，需要進一步研究寬負載（20%~110%）動態運行，并探索化工合成多穩態特性與海上風電波動特性的全系統協同柔性控制技術和熱待機快速啟停技術，提升與制氫負荷的跟隨性[44-45]。

另外，為了更好地適應深遠海的工況，需要盡量模塊化設計，使整體結構更加緊湊。還要從熱量上考慮整體平衡性，充分利用合成氨單元的余熱，將其用于海水淡化和堿液加熱，實現能量的高效利用，并綜合考慮風電、規?；娊庵茪?、柔性合成氨及協同控制策略間的相互影響及響應規律，識別全流程的安全風險，做好安全防護[46]。

3.2 適用于浮式海上風電平臺的小型緊湊型分布式海上風電制氨技術

針對浮式海上風電平臺分布制氨場景，可以考慮開發更適合于小型化、分布式的制氨技術，如小型橇裝低溫低壓合成氨和新型電催化合成氨兩種技術方案。

小型橇裝低溫低壓合成氨技術是把海上風電電解制氫、PSA制氮、氫氣和氮氣的儲存和壓縮、低溫低壓合成氨、氨液化和氨儲存等單元高度集成到若干個橇塊集裝箱內，以極小的占地面積實現高效柔性制氨，裝置可以做到無人值守和智能化控制，適合于年產能1 × 103~3 × 103t的小型分布式制綠氨項目。

電催化合成氨技術相比傳統Haber-Bosch法合成氨技術，投資成本低，非常有發展潛力。該技術包括電解氮氣和氫氣、直接電解氮氣和水蒸汽兩種技術路線[47-48]。其的研究熱點主要是電解氮氣和水蒸汽的技術路線。該技術以氮氣和水蒸汽為原料，由電解液、離子交換膜、電極和電解槽組成，能夠在常溫常壓下通過電能打破熱力學平衡限制，輔助氮氣分子的活化，促成發生催化氮還原反應（NRR），NRR的陰極、陽極和總反應方程分別見式(2)~式(4)[49-50]。

電催化合成氨技術能夠在常溫、常壓下進行，省去了制氫流程，大幅度降低了綠氨制備的復雜性，反應所需的電能可以由海上風電提供，相比傳統Haber-Bosch技術至少降低20%的能耗，商業化前景廣闊[51-52]。但是目前該技術還面臨合成速率低、選擇性差和電流效率低等技術難題[53-55]，離商業化應用還需較長時間。

4 結論與建議

海上風電是可再生能源的重要組成部分，隨著近海風電資源開發接近飽和，海上風電未來將朝著深遠?；?、規?；透∈交l展。離岸距離較遠的深遠海海上風電的儲能和消納是一項挑戰，傳統集輸升壓后通過海底電纜輸送的方式成本較高，深遠海海上風電制氨有望成為一種高效可行的方案。相比陸上大型傳統制氨和陸上可再生能源制綠氨，海上風電制綠氨有其特殊性和差異性。結合海上石油工業技術，對深水半潛式生產儲氨平臺、浮式生產儲卸氨船（NH3-FPSO）和浮式海上風電平臺分布制氨3種適用于海上風電制氨的應用場景的分析，認為高度集成了制氫、制氮、海水淡化、低溫低壓合成氨和氨液化的技術更適合于海上平臺和NH3-FPSO場景，小型橇裝低溫低壓合成氨技術和新型電催化合成氨技術更適合于浮式海上風電平臺的分布式制氨場景。

對于海上風電制綠氨的研究有以下建議。（1）借鑒傳統合成氨和陸上可再生能源制綠氨經驗，加強綠合成氨技術創新，降低合成壓力和溫度，實現在溫度不超過400 ℃、壓力不超過10 MPa的低溫低壓下氨的高效合成。開發合成氨負荷與海上風電波動特性的全系統協同柔性控制技術，使其更適用于波動性電力場景。加快新型電催化合成氨技術研究，突破合成速率低、選擇性差和電流效率低等難題，推進技術的產業化。（2）開展研發針對海上風電制綠氨場景的整體高度集成、高緊湊度，高度智能化、模塊化和橇裝化的裝備產品。（3）探索開展海上風電制綠氨示范項目，不斷提升技術，降低制氨成本，填補相關標準空白，支撐我國深遠海海上風電的大規模開發。