沿海地区氢制备路线探究

我国沿海地区凭借风资源、核能以及海港优势，可发展具有沿海特色的氢源基地。发展初期，依靠化工副产制氢推动 氢能产业起步; 中后期利用风、核等清洁能源从根本上实现零排放绿色制氢。以大规模环境友好型制氢基地为目标，简述了符 合我国沿海特色的相关技术路线，并指出可依托海港优势形成液氢集散中心，成为液氢集散枢纽，最终耦合布局风电、核能制氢 基地以及液化天然气接收站，统筹布局形成沿海特色氢源基地。

氢能是国际公认的未来能源之一，加快推进我 国氢能产业发展，是积极应对气候变化、保障国家能 源安全的战略选择［1］。目前主流的制氢方式包括 化工副产制氢、煤气化制氢、天然气重整制氢、甲醇 重整制氢、水电解制氢［2］。若考虑环境友好性，煤 气化制氢、天然气重整制氢、甲醇制氢依然有较高的 碳排放，无法从根本上解决能源与环境的矛盾。 

基于我国“富煤贫油少气”的资源禀赋，以及拥 有丰富化工副产氢的现状，现阶段蓝氢路线可作为 有效的过渡方案，推动氢能产业铺开及公用基础设 施普及，巩固氢能发展基本盘。据不完全统计，我国 焦炉煤气、丙烷脱氢、烧碱工业等可利用副产氢超过 800 万 t /a。随着 CO2 集中捕集技术的发展，结合碳 捕集、利用与封存技术的化石燃料制氢技术有望在 内陆获得重视。 

为达成“碳达峰”和“碳中和”的目标，未来大规 模制氢的发展方向将是利用风力发电、光伏发电等可再生能源进行电解水制氢，此外核能制氢同样具 有美好前景［3］。我国沿海地区依托海洋，相较内陆 地区拥有海上风电以及核电优势，可打造具有沿海 特色的氢源基地。

1 沿海特色氢源基地思路简述 

我国东南部地区拥有蕴含丰富风力资源的漫长 海岸线，现我国正积极发展海上风电。综合考虑冷 却、运输、安全等因素，沿海相比内陆更适合建造核 电站。同时沿海地区利用港口优势可形成能源传输 枢纽。基于上述特点，沿海地区可发展具有沿海特 色的氢源基地，如图 1 所示，沿海地区的氢源基地具 有两大功能: 一是新能源制氢基地; 二是氢能集散 中心。 

发展初期，选用成本较低且技术成熟的工业副 产氢加速氢能产业布局; 中后期，利用海上风电及核 能制氢，可真正做到零排放、零污染。大规模制取的氢可直接以气态形式短距离运送至附近需氢用户， 也可输往氢液化基地转换至液态以便进行远距离运 输。类似 LNG 接收站，沿海可建造液氢集散中心， 从廉价氢源地进口氢，亦可将氢出口获利。依托 LNG 接收站，可利用 LNG 气化冷能有效降低氢液化 系统能耗［4］。

2 沿海特色新能源制氢技术 

2. 1 风电制氢 

氢因其能量密度高、寿命长、便于储运的优点， 适于风电规模化综合开发利用及储存［5－6］。风氢耦 合发电已成为一些国家解决风电上网“瓶颈”问题 的重要手段，不仅可以提升电力输出品质，还可提供 绿色环保的氢，供进一步综合利用［7］。 风氢耦合发电的初衷是为了解决风电的间歇性 问题，将其作为一种储能方式。2004 年，美国启动 了 Wind2H2 计划，致力于研究适用于风电的氢储能 技术［8］。利用“废弃”风电来电解水制氢储能，不仅 可解决弃风问题，还能反过来利用氢气再发电增强 电网的协调性和可靠性，并且整个过程清洁环保，几 乎不产生二氧化碳。然而，风氢耦合发电系统的能 量转换效率较低，在当前的技术水平下，“风电－氢－ 电”的转换效率低于 40%［9］，不适合规模化推广应 用［10］。因此，今后风氢耦合的重点应是更具前景的 “风电－氢－用”的模式。 

未来随着氢能应用的多样化及普遍化，氢需求 量大幅增大后，风电制氢将从废风制氢的辅助并网 模式转变为专一制氢的非并网模式。去除并网设备 成本后，大规模风电制氢的经济性将会进一步提升。 

风电制氢的技术关键在于水电解制氢，水电解 制氢技术主要有三种: 碱性水电解制氢、纯水质子交 换膜 ( PEM) 水 电 解 制 氢、固 态 氧 化 物 电 解 池 ( SOEC) 电解水制氢。如表 1 所示，碱性水电解制氢 技术和 PEM 水电解制氢技术现已有商业化运行，前者较为成熟，而后者由于成本较高暂处于早期商业 化试验阶段，SOEC 虽然效率较高但还处于研发示 范阶段。

在辅助并网的风氢耦合模式下，采用弃风弃电 制氢，因风电间歇性和随机波动性特点，要求水电解 装置具有不稳定电能条件下安全、可靠、高效的制氢 能力。现阶段技术水平的碱性水电解制氢设备的冷 启动响应以及功率波动情况下制氢品质欠佳。而 PEM 可快速响应，可匹配适应风电场的功率波动 性，但投资成本较高，目前不适合大规模推广应用。

综上所述，未来大规模的风电制氢若采用专一 制氢的非并网模式，可考虑碱性水电解技术和 PEM 水电解技术协同使用: 以碱性水电解设备为主，发挥 其成本低的优势大规模装机; PEM 水电解设备辅助 使用，利用其快速响应优势以匹配风能功率波动。

2. 2 核能制氢 

利用核能，可以实现氢气的高效、大规模、无碳 排放制氢。核能制氢技术研发为未来氢气的大规模 供应提供了一种有效的解决方案，同时可为高温堆 工艺热应用开辟新的用途，对实现我国未来的能源 战略转变具有重大意义［12］。

未来核能在非发电领域的应用备受瞩目，第四 代核能系统的 6 种堆型( 钠冷快堆、气冷快堆、铅冷 快堆、熔盐堆、超临界水堆、超/高温气冷堆) 中，具 有固有安全性、高出口温度、功率适宜等特点的超/高 温气冷堆，被认为是非常适合用于制氢的堆型［13］。

核能制氢所利用的主要是核反应产生的热量。 如图 2［12］所示，核能制氢技术路线包括: 高温重整烃类制氢、高温热化学循环分解水制氢、高温蒸汽电 解制氢、核电电解水制氢。

利用核热代替常规技术中由燃烧化石燃料产生 的热源进行烃类的高温重整制氢，可减少 CO2 排 放，但仍无法做到零排放。剩下的 3 种零排放技术 路线中，利用核能发电再进行常规电解水制氢，与其 他新能源发电电解水制氢路线类似，虽技术较为成 熟，但效率较低，不适合未来大规模制氢场景。与间 接使用核热的电解水路线不同，高温热化学循环分 解水( 碘硫循环和混合硫循环) 制氢和高温蒸汽电 解制氢可全部或部分地直接利用反应堆提供的工艺 热，减少了热－电转换过程中的效率损失，可实现核 能到氢能的高效转化。

碘硫循环被认为是最具应用前景的核能制氢技 术。碘硫循环由三步反应相耦合组成闭合过程［14］， 反应温度条件为 800 ～ 900℃，反应的净结果为水分 解生成氢气和氧气。反应的第一步为 Bunsen 反应， 温度为 20 ～ －120℃ ; 第二步为硫酸分解反应，温度 为 830 ～ 900℃ ; 第三步为氢碘酸分解反应，温度为 400～500℃。碘硫循环制氢效率可达 50%以上，且 易于实现放大和连续操作，适合大规模制氢场景。

混合硫循环反应的净结果同样为水分解生成氢 气和氧气。混合硫循环由二步反应组成［15］: 第一步 为 SO2 去极化电解反应，温度为 30 ～ 120℃ ; 第二步 为硫酸分解反应，温度为 850℃。混合硫循环的第 一步为电解反应，因此反应流程需要同时利用高温 热和碘，其效率要远高于常规电解。

高温蒸汽电解 利 用 固 体 氧 化 物 燃 料 电 解 池 ( SOEC) 实现高温水蒸气的电解。SOEC 与常规电 解技术相比，反应需要在高温条件( 一般在 700℃ 以 上) 下进行，因此利用核热可显著提高制氢效率［16］。

3 液氢港口与 LNG 接收站冷能回收

日本提出了利用海运进口液氢的方案并一直在 积极进行实质性探索，神户大学联合岩谷气体以及 日本材料科学研究所于 2017 年在大阪成功进行了 小型液氢船运载试验［17］。日本计划在 2020—2030 年期间实现氢的商业进口，氢源地为澳大利亚。根 据计划，澳大利亚将利用作为闲置能源的褐煤进行 气化制氢( 含碳捕集) 并进行液化处理，日本无碳氢 供应链技术研究协会将在 2020 年利用搭载 2 个 1 250 m3 容量储罐的液氢槽船进行海上液氢转运［18］。

参考日本的思路，我国沿海地区具有建设 LNG 接收站条件的地区可以考虑建设液氢港口。与LNG 接收站的单一接收功能不同，液氢港口可同时 担负液氢进口或液氢出口的责任。在缺氢源的阶 段，可仿照日本的进口端模式，进口国际上较为廉价 的液氢作为补充备用; 在大规模制氢铺开后产能充 足的阶段，可仿照澳大利亚的出口端模式，向周边氢 资源紧缺的国家出口液氢以获取利润。

在 LNG 接收站，LNG 气化过程中存在大量具有 回收价值的冷量，若是将氢出口港和 LNG 接收站联 合建设，可考虑利用 LNG 气化过程的大量冷能对氢 液化循环进行预冷，可在解决 LNG 冷能利用问题的 同时，有效降低氢液化的能源需求和资本成本［4，19］。

4 结论与展望 

根据沿海地区能源特点，建立风电制氢和核能 制氢基地可满足未来绿色氢能的发展趋势，大规模 供应无碳氢。风电制氢从弃风制氢的辅助并网模式 转变为专一制氢的非并网模式，可提升制氢的转换 效率和经济性。非并网模式下，综合考虑不同水电 解制氢的设备成本及技术特点，碱性水电解设备为 主并以 PEM 水电解设备辅助的方案或许具有较好 应用前景，可深入研究分析。利用第四代核能系统 的高温核热，高温热化学循环分解水制氢和高温蒸 汽电解制氢可实现核能到氢能的高效转化，可在未 来应用于大规模无碳产氢。

依托 LNG 接收站经验建立液氢港口，成为国际 液氢集散中心，有利于发展国际氢能贸易。

联合风电制氢、核能制氢、液氢港口，耦合形成 沿海特色氢源基地，可发挥氢作为实体能源的优势， 助于氢实现对石油的替代，有利于向无碳社会过渡。

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