國內電解水制氫的發展情況及建議
發布時間：
2022-06-01
隨著日益增長的低碳減排需求，氫的綠色制取技術受到廣泛重視，利用可再生能源進行電解水制氫是目前眾多氫氣來源方案中碳排放最低的工藝。
隨著日益增長的低碳減排需求，氫的綠色制取技術受到廣泛重視，利用可再生能源進行電解水制氫是目前眾多氫氣來源方案中碳排放最低的工藝。
電解水制氫的示范進展
在市場化進程方面，堿水電解(AWE)作為最為成熟的電解技術占據著主導地位，尤其是一些大型項目的應用。
· 一方面，AWE在堿性條件下可使用非貴金屬電催化劑(如Ni、Co、Mn等)，因而電解槽中的催化劑造價較低，但產氣中含堿液、水蒸氣等，需經輔助設備除去;
· 另一方面，AWE難以快速啟動或變載、無法快速調節制氫的速度，因而與可再生能源發電的適配性較差。
我國AWE裝置的安裝總量為1500~2000套，多數用于電廠冷卻用氫的制備，國產設備的最大產氫量為1000Nm3/h。
國內代表性企業有中國船舶集團有限公司第七一八研究所、蘇州競立制氫設備有限公司、天津市大陸制氫設備有限公司等，代表性的制氫工程是河北建投新能源有限公司投資的沽源風電制氫項目(4MW)。
由于PEM電解槽運行更加靈活、更適合可再生能源的波動性，許多新建項目開始轉向選擇PEM電解槽技術。
過去數年，歐盟、美國、日本企業紛紛推出了PEM電解水制氫產品，促進了應用推廣和規?；瘧茫琍rotonOnsite、Hydrogenics、Giner、西門子股份公司等相繼將PEM電解槽規格規模提高到兆瓦級。
· ProtonOnsite公司的PEM水電解制氫裝置的部署量超過2000套(分布于72個國家和地區)，擁有全球PEM水電解制氫70%的市場份額，具備集成10MW以上制氫系統的能力。
· Giner公司單個PEM電解槽規格達5MW，電流密度超過3A/cm2，50kW水電解池樣機的高壓運行累計時間超過1.5×105h。
當前，國際上在建的電解制氫項目規模增長顯著。2010年前后的多數電解制氫項目規模低于0.5MW，而2017—2019年的項目規?；緸?~5MW;日本2020年投產了10MW項目，加拿大正在建設20MW項目。
德國可再生能源電解制氫的“PowertoGas”項目運行時間超過10a;2016年西門子股份公司參與建造的6MWPEM電解槽與風電聯用電解制氫系統，年產氫氣200t，已于2018年實現盈利;2019年德國天然氣管網運營商OGE公司、Amprion公司聯合實施Hybridge100MW電解水制氫項目，計劃將現有的OGE管道更換為專用的氫氣管道。
2019年，荷蘭啟動了PosHYdon項目，將集裝箱式制氫設備與荷蘭北海的電氣化油氣平臺相結合，探索海上風電制氫的可行性。
電解水制氫技術分類
在技術層面，電解水制氫主要分為AWE、固體聚合物PEM水電解，固體聚合物陰離子交換膜(AEM)水電解、固體氧化物(SOE)水電解。
圖片來源：電解水制氫技術研究進展與發展建議
其中，AWE是最早工業化的水電解技術，已有數十年的應用經驗，最為成熟;PEM電解水技術近年來產業化發展迅速，SOE水電解技術處于初步示范階段，而AEM水電解研究剛起步。
從時間尺度上看，AWE技術在解決近期可再生能源的消納方面易于快速部署和應用;但從技術角度看，PEM電解水技術的電流密度高、電解槽體積小、運行靈活、利于快速變載，與風電、光伏(發電的波動性和隨機性較大)具有良好的匹配性。
隨著PEM電解槽的推廣應用，其成本有望快速下降，必然是未來5~10a的發展趨勢。SOE、AEM水電解的發展則取決于相關材料技術的突破情況。
PEM電解水制氫技術分析
PEM水電解槽采用PEM傳導質子，隔絕電極兩側的氣體，避免AWE使用強堿性液體電解質所伴生的缺點。PEM水電解槽以PEM為電解質，以純水為反應物，加之PEM的氫氣滲透率較低，產生的氫氣純度高，僅需脫除水蒸氣。
電解槽采用零間距結構，歐姆電阻較低，顯著提高電解過程的整體效率，且體積更為緊湊;壓力調控范圍大，氫氣輸出壓力可達數兆帕，適應快速變化的可再生能源電力輸入。因此，PEM電解水制氫是極具發展前景的綠色制氫技術路徑。
也要注意到，PEM水電解制氫的瓶頸環節在于成本和壽命。電解槽成本中，雙極板約占48%，膜電極約占10%。
當前PEM國際先進水平為：單電池性能為2A·cm–2@2V，總鉑系催化劑載量為2~3mg/cm2，穩定運行時間為6×104~8×104h，制氫成本約為每千克氫氣3.7美元。
降低PEM電解槽成本的研究集中在以催化劑、PEM為基礎材料的膜電極，氣體擴散層，雙極板等核心組件。雙極板及流場占電解槽成本的比重較大，降低雙極板成本是控制電解槽成本的關鍵。
在推廣應用層面，我國PEM電解水制氫技術正在經歷從實驗室研發向市場化、規?；瘧玫碾A段變化，逐步開展示范工程建設，如國網安徽省電力有限公司的兆瓦級氫能示范工程將于2021年年底建成投產。
中國科學院大連化學物理研究所、陽光電源股份有限公司共同建立的PEM電解水制氫聯合實驗室——
· 針對PEM電解水技術產業化的關鍵問題，如廉價催化劑的活性與穩定性、膜滲透性、膜電極結構等開展研究攻關;
· 針對雙極板、擴散層等，發展高電流密度與高電壓條件下的廉價抗腐蝕鍍層技術，著力提高電解效率、降低綜合成本。
氫的儲運方式
氫的儲運方式有高壓儲氫、液氫、材料儲氫、有機化合物儲運氫、管道輸氫等，其中高壓儲氫、液氫、管道輸氫均需加壓氫氣，因而具有較高壓力的PEM電解制氫具有與儲氫需求匹配的天然優勢。
· 高壓儲運氫是中小量用氫的常用方法，在200km距離以內，單輛魚雷車每天可運輸10t
· 氫，包括壓縮、存儲設備折舊費用在內的綜合運費約為2元/kg。
· 材料儲氫安全性好，但儲氫容量低(1%~2%)，僅適合原地儲氫。若用于運輸，運輸費用明顯過高。
· 有機化合物儲運氫的儲氫量可達5%~6%，運輸要求與液體燃料類似，到達目的地后需應用脫氫設備進行脫氫處理，脫氫溫度約為200℃。
· 利用現有的天然氣管道，將氫氣加壓后輸入，使氫氣與天然氣混合輸送;在用氫端，從管道提取天然氣/氫氣混合氣，進行重整制氫，這是快速儲運氫的新方向。
PEM電解水制氫的產氫壓力通常大于3.5MPa，很容易提升至4MPa，因而PEM電解生產的氫氣無需額外的加壓過程即可直接注入天然氣管網。
· 德國已有天然氣管網20%混氫的工程案例;
· 法國GRHYD項目在2018年開始向天然氣管網注入含氫氣(摻混率為6%)的天然氣，2019年氫氣摻混率達到20%;
· 英國在HyDeploy項目中實施了零碳制氫，2020年向天然氣管網注入氫氣(摻混率為20%)，驗證了電解制氫注入氣體管網的技術可行性。
· 更為理想的情況是新建純氫管道，歐洲多國啟動了輸送純氫管網的初步規劃論證，但開工建設尚需時日。
我國的輸氫需求
我國西北地區的風能、太陽能資源豐富，西南地區的水電資源豐富，需要將相應電能輸送至作為能源消耗中心的東部地區。
我國海上風電資源也比較豐富，是繼英國、德國之后的世界第三大海上風電國家，快速發展的海上風電需要接入東部沿海地區電網。
利用這些可再生能源電力，通過PEM水電解方式獲得綠氫，將氫通過油氣公司現有的天然氣管網輸送至全國各地，這為氫的長距離輸送、氫能可持續發展提供了新的可行技術方案。
適時在管理層面建立PEM電解水制氫、輸氫的規范和標準，保障氫能產業的健康有序發展。
總結——發展建議
PEM電解水制氫技術具有運行電流密度高、能耗低、產氫壓力高、適應可再生能源發電波動、占地緊湊的特點，具備了產業化、規模化發展的基礎條件。為此建議：
· 從電催化劑、膜電極、雙極板等關鍵材料與部件方面入手，通過產能提升和技術進步來壓降成本，進而支持PEM電解制氫綜合成本的穩步下降;
· 改善催化劑活性，提高催化劑利用率，有效降低貴金屬用量;
· 研發高效傳質的電極結構，進一步提高PEM電解的運行電流密度;
· 提升雙極板的材料性能與表面工藝，在降低成本的同時提高耐蝕性能。
隨著我國風、光、水等可再生能源的快速發展，預計電解水制氫技術與應用將進入穩步上升期。為此建議：
· 結合西北、西南、東北、沿海等地區可再生能源豐富的天然稟賦，加大利用可再生能源來進行PEM電解水制氫的示范力度;
· 結合商業化推廣，全面降低PEM電解水制氫的成本，適應可再生能源規?；l展態勢;
· 在西北、西南、東北、沿海等地區進行大規模的電解水制氫裝備應用，將高壓氫摻混后送入天然氣管網，用氫地區則從天然氣管道中取氫;
· 天然氣中的氫濃度為5%~20%時用氫地區采用膜分離方法從混合氣中提取氫，氫濃度低于5%時采用混合氣重整制氫方法，由此既不增加CO2排放，也具有長距離輸氫的技術可實現性。
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