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风光氢一体站的绿氢存储与外输技术策略研究

王江涛 ,  仇德朋 ,  吴桐 ,  杜跃展 ,  曹忠波 ,  葛晓文

现代化工 ›› 2025, Vol. 45 ›› Issue (4) : 12 -17.

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现代化工 ›› 2025, Vol. 45 ›› Issue (4) : 12-17. DOI: 10.16606/j.cnki.issn0253-4320.2025.04.003
专论与评述

风光氢一体站的绿氢存储与外输技术策略研究

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Research on technology strategy for green hydrogen storage and external transmission in wind-solar-hydrogen integrated station

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摘要

剖析了风光氢一体站在应对可再生能源波动引发的制氢过程不稳定性时,所面临的氢气存储与外输问题。针对于此,根据不同应用场景的存储规模提出了多样化氢气存储与外输策略,并提出未来的发展建议,旨在有效平衡供需波动,确保氢能供应的连续性与稳定性。如何优化氢气的存储与运输技术,不仅是氢能产业技术突破的关键所在,更是推动氢能产业向工业化、规模化发展的主要环节。

Abstract

This analysis delves into the hydrogen storage and transmission challenges faced by wind-solar-hydrogen integrated stations in addressing the instability in the hydrogen production process,which is triggered by fluctuations in renewable energy sources.In a response,diversified strategies for hydrogen storage and transmission are proposed according to the varying storage scales across different application scenarios.Furthermore,the development recommendations for hydrogen storage in the future are provided,aiming to balance supply and demand fluctuations effectively,and ensure the continuity and stability of hydrogen energy supply.Optimizing hydrogen storage and transportation technologies represents a pivotal breakthrough in hydrogen energy industry technology,and also a core driving force propelling the industrialization and large-scale development of the hydrogen energy sector.

Graphical abstract

关键词

绿氢 / 氢能 / 氢气输送 / 绿电 / 氢气存储

Key words

green hydrogen / hydrogen energy / hydrogen transmission / green electricity / hydrogen storage

引用本文

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王江涛,仇德朋,吴桐,杜跃展,曹忠波,葛晓文. 风光氢一体站的绿氢存储与外输技术策略研究[J]. , 2025, 45(4): 12-17 DOI:10.16606/j.cnki.issn0253-4320.2025.04.003

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2022年国家发展和改革委员会与国家能源局共同发布了《氢能产业发展中长期规划(2021—2035年)》,该规划明确了氢能作为推动可再生能源规模化和高效利用的核心角色。随着绿氢产业成为可再生能源发电的重要延伸链,氢能在终端能源消费体系中比例逐步上升,在消纳多余电力同时优化传统能源结构,对我国实现“双碳”目标具有重大意义。
在这一背景下,以太阳能和风能为主的可再生能源发电行业迎来快速发展阶段,发电装机容量占到全国40%左右,但新产业发展的同时也带来新的技术挑战。受自然条件和其他客观因素的影响,绿电面临着发电不连续、波动不规律和可控性较差的问题,对电网调度提出更高要求,导致其难以大规模接入电网系统,从而限制了绿电的规模化开发应用和高效利用[1⇓-3]。
电解水制氢技术大型化和集群化应用使得绿电能够在几乎零碳排放条件下转化为绿氢,成为绿电-绿氢耦合产业的关键一环。氢气作为储能介质有调节周期长、储能容量大、存储灵活的优势,因此,开展氢储能在可再生能源消纳等场景应用,研究“可再生能源发电+氢储能+氢利用”一体化应用新模式具有重要意义。然而,氢气的运输仍面临诸多挑战,气态氢气的长管拖车远距离运输效率低、气态氢气管道远距离输送投资成本高、液态氢气运输存在液化能耗高[4-5],这些原因也是目前氢能全产业链应用的薄弱环节和瓶颈。
本文重点分析可再生能源发电制氢一体站内氢气的存储和外输技术方案分析,并对未来可再生能源发电波动情况下制备绿氢的存储与运输提出解决措施。

1 绿电与绿氢耦合技术发展

在可再生能源驱动的氢经济产业中,“风能发电+太阳能发电耦合电解水制氢”技术不仅可以高效产出绿色氢气,还实现了绿电向电网的灵活渗透,促进了能源结构的绿色转型。电解水制氢系统以其布局紧凑、模块化设计的特点,为风光氢一体化的构建和布置奠定了基础,实现可再生能源发电设施与邻近氢气制备站及下游氢能应用产业链深度融合[6]。
通过该技术耦合,不仅大幅缩短了氢气从生产到应用的物理距离,有效缓解了氢气长距离运输的能耗与成本挑战,还可作为氢能供应网络的“氢气母站”,为周边地区乃至更广泛区域提供了稳定可靠的绿色氢能。

1.1 氢电耦合的“桥梁”

在可再生能源充足的场景下,目前电解水制氢技术是绿氢和绿电衔接的最佳桥梁[7-8],主要体现在两个方面:
(1)制氢过程接近零碳排
不论采用碱性电解水制氢技术(ALK)还是质子交换膜电解水技术(PEM)制氢技术,所采用的原料都是脱盐水且副产物是没有污染的氧气,而整个环节耗能最大的电解槽若采用绿电,则在整个制氢环节产生碳排放主要是碱液泵、水泵以及氢气提纯采用的电加热等设备,其耗电量相对较少。
因此,电解水制氢技术因为其原料单一、过程环保成为绿电有效转换方向。
(2)电力波动的响应速度
电解水制氢技术对可再生能源发电的波动具有快速响应特性,单台设备的操作负荷范围10%~120%,可实现与绿电波动现象的契合。目前具备可工业化的主要是碱性电解水制氢技术和质子交换膜电解水制氢技术,表1是针对两种制氢技术与可再生能源耦合相关的技术参数对比分析。
目前技术成熟且具备一定市场占有量的碱性电解水制氢技术最低负荷已经实现电解槽额定负荷15%左右,功率爬坡速度可达到每秒15%~25%的额定负荷,具有运行负荷调节能力。该负荷调节是通过电解槽内部功率逐步调整实现,而非直接针对外部电力波动的即时响应[9]。由于碱液电解槽的体积较大,且电解过程受到碱液流动性和温度、压力均衡等因素的影响,碱性电解水制氢技术启动时间需要几分钟到几小时不等,这种较长的启动时间限制了其对可再生能源发电波动的即时响应能力。
相比之下,质子交换膜(PEM)电解水制氢技术在电力波动响应性能方面表现更为出色。PEM电解槽具有结构紧凑、体积小,且其响应时间可达到毫秒至秒级,更适用于平抑可再生能源并网的波动性,使得PEM制氢技术成为与可再生能源耦合制绿氢的理想选择[9-10]。但是现阶段PEM电解水制氢设备的成本基本上是在千万元以上,且制氢规模一般在500 Nm3/h以下,单独采用PEM电解水制氢的经济性不理想。因此可将两种电解水制氢有机结合使用,实现大规模的可调节制氢。

1.2 绿氢消纳技术方案

氢气不仅具备能源属性,可进行能源储备以及发电;同样也是优良的化工原料和还原剂。作为推动能源转型和低碳发展的关键力量,氢能的广泛应用不限于单一领域,而是横跨能源、工业及交通等多个行业。
(1)大规模氢气储能
在可再生能源发电领域,将多余的绿电通过电解水装置制备得到的绿氢储存起来,以在能源需求高峰或可再生能源供应电力不足时,通过燃料电池或燃气轮机将氢气转化为电能,实现电力的稳定供应。这种氢储能方式不仅提高了可再生能源的利用率,还增强了能源系统的灵活性[11]。
(2)氢产品链延伸利用
氢气是一种极为活泼且有价值的化工原料,通过绿氢可以优化高耗能产业结构[12-13]。在炼化领域,随着油转化和油转特的深入进行,炼厂内加氢设备逐步增多,氢能与炼厂的进一步结合势必会拉开氢能产业的快速发展。在化工领域,氢气可以与CO2进一步结合生产甲醇、氨、航空煤油等具备能源属性产品,也是目前绿氢发展的重点方向。在钢铁行业,绿氢可用于直接还原铁的生产,替代传统焦炭还原工艺,从而减少二氧化碳的排放,推动钢铁行业向低碳和绿色转型。
(3)交通领域
随着燃料电池技术的逐步成熟和成本降低,绿氢在交通领域的应用也日益广泛。绿氢具有能量密度高、续航能力强、加注时间短等优势,通过建设加氢站网络为燃料电池汽车提供便捷的氢气补给服务,可以推动交通行业的低碳化进程。此外,绿氢还可以用于船舶、航空、铁路等更广泛的交通领域,为实现交通系统的全面脱碳提供有力支持[14]。

1.3 氢气波动

鉴于绿电波动会引起电解水制氢流量变化,这对氢气下游产业的建设利用也提出了挑战,特别是化工装置从安全角度不建议长周期且多频率地波动。而且电解水制氢在低负荷运行下氢气的出口压力本身也会波动(维持在1.0~1.6 MPa范围),且氢气在抽取与充装过程氢气储罐压力本身会发生变化,所以如何最大限度地减少或完全消除氢气压缩机入口端的压力波动现象,以保障压缩机设备的长期稳定运行,提高使用寿命。
因此,针对不同场景以及不同氢气制备规模,氢气存储或者缓存方案有所不同,随之配套氢气外输方案也不相同。

2 风光氢一体站大规模绿氢存储与外输方案

风光发电制氢一体站的大规模绿氢存储和外输方案需考虑两个重点要素:其一,氢气存储和压缩过程的成本控制;其二,氢气存储与下游氢气利用产业链协同,确保氢能生产与消费的无缝衔接,促进氢能产业链上下游的深度融合。现阶段主要聚焦于三个关键应用场景:一是新能源绿色化工产品的生产,如利用绿氢生产绿色甲醇和绿氨等主要能源载体[15];二是着眼于氢气管道输送氢气的低成本和高效率特性,通过氢气压缩与管道网络将绿氢跨越地理限制送达远距离的氢气用户;三是针对区域性的能源管理需求,利用近距离地下岩穴等自然禀赋构建地下氢储能系统,不仅为电网提供了灵活的电力调峰手段,还有效促进了可再生能源的充分消纳与储能平衡。
以下针对三个典型场景,对风光发电制氢一体站的大规模氢储能和外输方案进行分析。

2.1 大型绿氢氨醇一体化项目

以绿氢为原料制备得到的绿醇和绿氨已经成为氢能的重要产业链延伸。绿色甲醇作为低碳清洁燃料正被广泛应用于船舶交通领域,欧盟、美国等国家对于绿醇已经制定严格的绿色认证。绿氨因其能量密度高、易液化运输而成为新能源载体,可以替代传统的化石燃料,实现减排和环保的目标[16]。
(1)低压存储和输送技术方案
低压存储方案是匹配电解水制氢出口的氢气压力而设置低压球罐,电解水制氢的出口压力在1.3~1.6 MPa,制备得到的氢气通过压力差全量自流进入到低压氢气球罐中。然后通过高压压缩机输送到下游反应装置,例如合成氨装置反应压力一般在 10~15 MPa。该方案流程相对简单,如图1所示可同时实现储罐的充装和外输。
根据GB 50177—2005《氢气站技术规范》中要求,“一组卧式或立式或球形氢气罐的总容积,不应超过30 000 m3。”氢气球罐的设计压力按照 1.76 MPa计算,经过计算每组储罐最大水容积不能超过17 045 m3,因此每组储罐最多可设置8台 2 000 m3的氢气球罐。氢气储罐配置数量越多,则弃电会越少,但是建设成本会增加。该方案的优点是可设置10 000~20 000 Nm3/h大流量往复式多级压缩机以减少压缩机动设备数量,控制方案相对简单;缺点是低压氢气球罐存储密度低,存储一定量氢气需求储罐数量多,同时导致占地面积增加。表2是低压球罐的典型设计参数。
(2)中压存储和输送技术方案
中压存储和输送技术方案是电解水制备得到的氢气首先通过中压压缩机增压到3.0 MPa左右至中压球罐,球罐体积可选择1 000 m3或者2 000 m3规格,此时每组储罐数量降低到最多5个2 000 m3氢气球罐。设置至少2台大流量多级3 MPa往复式氢气压缩机可实现大流量氢气外输,此时考虑到制氢的波动性,设置至少1台变频式压缩机。
如图2所示,当上游制氢稳定且量较大时,电解水制备得到的氢气通过定频氢气压缩机直接压缩到3 MPa对下游供氢,此时关闭阀门V-201,中压压缩机的一级、二级空负荷运行,第三级操作运行;因为绿电波动而引起波动的少量制氢量可通过变频压缩机将氢气压缩到中压氢气球罐。当上游制氢出现波动时,如果制氢量不满足下游合成氨使用,可打开氢气中压球罐出口阀门V-202补充氢气到氢气压缩机以满足下游装置用氢量。当从储罐到压缩机入口压力由3.0 MPa逐步降至2.5 MPa时,压缩机所有气缸均卸荷操作,空负荷运转以降低能耗;当从储罐到压缩机入口压力降至2.5 MPa以下时,压缩机的三级、二级、一级气缸逐步投入运转。
(3)高压存储和输送技术方案
高压存储和输送技术方案流程相对简单,如图3所示,电解水制氢装置得到的氢气通过高压氢气压缩机直接增压至15~20 MPa进入高压氢气瓶组,高压氢气通过控制流量和压力阀门进入到下游合成氨装置。该方案的优点是高压氢气的存储密度高,储氢设备占地面积可以节省35%以上,可同时实现对外充装的方案。缺点是压缩机单台处理能力较小(2 000 Nm3/h左右),导致压缩机动设备台数增加,控制流程和操作流程更为复杂,出现氢气泄漏情况增多且难以及时发现,安全隐患大。
以上三种方案,目前中压方案更合理且具有经济优势,相比于高压存储方案整体采用是压力步步升高的节能流程,能耗相对较低;相比于低压方案,氢气储罐的实际水容积小于低压储罐,占地和投资更低。

2.2 氢气远距离运输

对于远距离运输主要指通过管道输送给炼厂、钢铁厂等大量氢气用户,以提供大量绿氢,该场景是未来解决绿氢跨地域分布的重要方式,也是实现低价氢气输送主要途径[17-18]。该场景主要发挥的是氢气输送的母站和中转站功能,下游氢气接收点的用量相对稳定。
该方案主要设备包括氢气储罐设施以及压缩设施,制备得到的氢气进入到低压氢气球罐,然后通过压缩机进行外输。如图4所示,提出了两条中压氢气供应并行路线:第一条路线是在制氢量充足时通过调节氢气用量实现高压氢气长期连续供应,此时压缩机优选隔膜氢气压缩机,降低油漏到氢气环境风险。而制备剩余氢气进入到中压氢气储罐;第二条路线是根据电解水制备氢气波动现象,选用1~2台变频式氢气压缩机实现氢气的直接外输,优先选择液压式氢气压缩机。

2.3 地下岩穴储氢

类似于压缩空气储能原理,地下储氢技术利用改造岩穴实现大规模氢气的安全存储,岩穴凭借其渗透特性低、蠕变特性好、化学反应惰性等特点成为氢气地下存储的理想场所[19-20]。在电力需求高峰时段,储存的大量氢气通过氢膨胀或氢燃烧过程转化为电能,有效发挥氢储能的调峰作用。
如图5所示,该方案配置多台定频往复式压缩机及1~2台变频式压缩机,电解水制备得到的氢气流入到氢气缓冲罐以平稳压力和流量。根据制氢流量智能启动相应数量的定频往复式压缩机。根据低压储罐压力情况启动变频式压缩机以解决氢气波动过程的变化,该方法也为定频压缩机的启动提供了缓冲时间,从而确保了整个压缩过程的连续性和高效性。
当电力短缺时,系统可通过氢气膨胀驱动发电机产生电能,而此过程中释放的低压且流量稳定的氢气,还可以进一步通过燃烧过程转化为电能,实现了氢能的双重利用与高效转化。

3 风光氢一体站小规模绿氢存储与外输方案

对于风光氢一体站小规模绿氢存储与外输方案主要指分布式用氢项目,氢气制备量一般在5 000 Nm3/h以内,以下主要从综合能源站以及充装站两个重要场景进行分析。

3.1 光氢电综合能源站的存储与外输方案

随着新能源汽车快速发展,传统燃油汽车行业正面临前所未有的挑战。而充分利用现有加油站网络的“神经末梢”作用,转型升级为集光、氢、电于一体的综合能源站成为一种趋势。利用建筑物本体、空地等建设的分布式光伏发电设施得到绿电。
如图6所示,本方案充分融合加氢站内的氢气储罐低、中、高三级压力的顺序控制设计方案,电解水制备得到的氢气顺流进入到氢气低压缓冲罐,然后通过隔膜压缩机将氢气增压到20 MPa存储到低压氢气储罐,并作为站内的低压级氢气瓶组。然后利用45 MPa压缩机进一步压缩进入到中压和高压级储罐(实际设计压力相同)。
该方案的优势不仅仅降低了氢气运输成本,同时可减少45 MPa氢气压缩机的建设成本。在常规加氢站,氢气采用的是长管拖车卸氢方法,为了增加氢气卸载率,一般会将拖车瓶组压力卸载到5 MPa,而此时会导致站内45 MPa压缩机的压缩比达到 9倍,需要更多的换热冷却。采用图6方案可不考虑10 MPa以下进气压力,特别是5~8 MPa会导致压缩机的能耗及制造成本增加。
针对光伏发电的间歇性特点,即在夜间无法发电时段,本方案提出了2种应对策略:一是配置大规模电化学储能系统,白天将多余的光伏发电通过电池存储以实现夜间连续供电进行电解水作业。二是鉴于电化学储能成本高昂,在不配置电储能方案时充分利用夜间电力波谷低价格时段,操作45 MPa压缩机将20 MPa氢气部分压缩至高压储罐,而白天则利用20 MPa压缩机对低压储罐进行充气补压,确保系统持续稳定[21]。

3.2 氢气充装站

与综合能源站不同,充装氢气母站通常选址在远离城市中心的化工园区内,占地面积具备一定优势,从而能够布置一定数量的氢气球罐作为存储设施,以确保氢气充装过程的灵活性与安全性。
如图7所示,电解水制氢工艺中生成的氢气首先进入到小型低压氢气缓冲罐,以初步稳定压力波动。随后通过高压氢气压缩机将氢气增压至 22 MPa高压状态,直接充装至外部长管拖车。鉴于氢气充装过程固有的间歇性特征及受市场供需波动影响,充装站有必要设置一定存储规模的氢气设施,以应对潜在的供应波动风险。
如图7所示的存储与输送路径,存在两条并行且高效协同的氢气存储管理策略。其一,电解水直接制取的氢气自然流入低压氢气球罐(最大压力为电解水出口氢气压力),实现氢气初步积累与缓冲;其二,通过高压压缩机,将低压储罐中的氢气进一步增压至站内高压氢气瓶组。在氢气充装作业中,系统优先利用高压瓶组与充装瓶组之间的自然压力差进行快速充装,当此压差降至低于5 MPa的预设阈值时,则自动启动站内高压压缩机进行直接增压充装,以确保充装过程的连续性与高效性。此设计不仅优化了氢气资源的配置效率,还显著提升了充装站的整体运行稳定性与响应速度。

4 未来氢气存储和输送发展预测

随着新能源产业的技术革新与发展,绿电成本逐步下滑,未来氢气的存储和输送方案趋势如下:
一是氢气的高压化和集群式存储。可再生能源井喷式发展,低成本电价将会出现冗余,甚至大量的弃电发生。此时如果采用高压的存储方案,原来的耗能情况已经不作为卡脖子技术。而且高压瓶组可以通过罗列撬装的模式减少占地面积,同时还可实现高压移动氢气运输瓶组的充装。
二是开发下游化工装置的波动性运行可行性。为降低整体投资,减少光伏发电装机容量和氢气存储规模,通过调整压缩机的控制方案与整体下游化工装置技术联控,加上对氢气制取量的精准预测,提前规划下游化工装置的负荷调整,例如合成氨装置可实现额定负荷40%~110%范围的快速负荷调节。

5 总结

本文剖析了风光氢一体站在应对可再生能源波动所引发的制氢过程不稳定性时,所面临的氢气存储与外输问题。对此,基于存储规模的不同应用场景提出了多样化的氢气存储和输氢策略,同时针对有效平衡供需波动、保证氢能供给的连续性和稳定性提出了未来发展建议。如何优化氢气的存储与运输技术,不仅是氢能产业技术突破的关键所在,更是推动氢能产业向工业化、规模化发展的动力。

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