石化煉廠場景下光伏綠氫技術研究與應用

劉宏亮，，李德純，程雅雯，達珺，白章

（1.中國石化勝利油田新能源開發中心，山東東營，257000；2.中國石油大學（華東）新能源學院，山東青島，266580）

在碳達峰、碳中和戰略驅動下，發展氫能產業已成為國家推動新舊動能轉換、謀求未來競爭新優勢、搶占新能源技術制高點的重大舉措。國家“十四五”可再生能源發展規劃提出，推進化工、煤礦、交通等重點領域綠氫替代，創新可再生能源利用方式，開展大規模離網制氫示范和并網型風光制氫示范?！稓淠墚a業發展中長期規劃（2021—2035年）》中指出：到2030年，形成較為完備的氫能產業技術創新體系、清潔能源制氫及供應體系，產業布局合理有序，可再生能源制氫廣泛應用，有力支撐碳達峰目標實現。到2035年，形成氫能產業體系，構建涵蓋交通、儲能、工業等領域的多元氫能應用生態?？稍偕茉粗茪湓诮K端能源消費中的比重明顯提升，對能源綠色轉型發展起到重要支撐作用。

近年來，某油田積極培育氫能業務，跟蹤氫能關鍵工藝技術、產業政策形勢，結合油田制氫、用氫現狀，深入分析剩余潛力、制氫能耗，開展新能源發電與氫能設備耦合技術研究，超前布局“綠氫”產業基地建設。

1 制氫工藝

1.1 煉廠干氣制氫

煉廠干氣制氫是以乙烯、丙烯和甲烷、乙烷、丙烷、丁烷等主要成分的副產輕烴與水蒸氣重整后通過變壓吸附分離法制取，目前國內石化煉廠多采用該工藝來制取H2。主要原理是采用加氫技術將煉化干氣原料中的烯烴轉化為烷烴，并將有機硫、有機氯等雜質轉化為無機硫、無機氯，通過脫氯、脫硫反應器脫除HCl和H2S。在催化劑作用下，應用水蒸氣轉化工藝將烴類轉化為H2、CO、CO2，轉化氣中的CO采用中溫變換，使其反應生成H2和CO2；變換氣中含有的CO、CO2和CH4等雜質，采用變壓吸附（PSA）凈化技術進行清除。經過上述換熱、冷卻、分離、凈化等工藝處理，得到純度較高的H2。煉化干氣制氫裝置流程示意見圖1。

圖1 煉化干氣制氫裝置流程示意

1.2 電解水制氫

電解水制氫原理是由浸沒在電解液中的一對電極中間隔以防止氣體滲透的隔膜而構成的水電解池，當通以一定的直流電時，通過電化學過程將水分子解離為H2與氧氣，分別在陰極析出H2，陽極析出氧氣，如圖2所示。

圖2 電解水制氫原理示意

其反應式如下：

目前，根據電解質的不同，電解水制氫技術可分為三類，分別是堿性電解水制氫（AWE）、質子交換膜電解水制氫（PEM）、固體氧化物電解水制氫（SOEC）[1-2]。三類電解水制氫技術的相關參數對比如表1所示。

表1 三類電解水制氫技術參數對比表

堿性電解槽和質子交換膜電解槽是當前制氫領域兩大主流研究方向。兩者相比，堿性電解槽制氫技術成熟度更高；國產設備成本約2 500元/kW，能量轉化效率60%～75%。質子交換膜電解槽采用全氟磺酸型質子交換膜代替堿性電解槽中的隔膜和液態電解質，起隔離氣體和離子傳導雙重作用[3]，技術成熟度略低；國產設備成本在8 000 元/kW以上，能量轉化效率70%～90%。

1.3 兩種制氫工藝成本與碳排放對比

在制氫成本方面，電費成本是制氫成本的主要部分，以電價0.3元/kW·h為計算條件，堿性與質子交換膜電解水的制氫成本分別約為20元/kg、30元/kg，而一般煉廠自產混合干氣制氫成本僅為10～12元/kg（不同干氣組分及比例下，制氫成本存在差異）。但在碳排放方面，以利用10 000 Nm3/h副產干氣制氫估算，每年約產生3×104t CO2排放量。和一般煉廠干氣制氫相比，采用電解水制氫的CO2排放量基本為零。

1.4 綠氫與煉化的融合

近年來，隨著太陽能、風能等新能源產業的迅速發展，利用風、光等新能源發電直接生產H2被認為是未來實現能源可持續發展的重要載體。通過新能源發電與電解水制氫相融合，將所產電能以化學能的方式儲存在H2中，可平抑新能源發電間歇波動和消納能力提升，推進能源清潔化替代。2022年以來，國內主要油氣企業將目光聚焦于綠電制氫領域，加速推進相關產業布局。中國石化于2022年9月發布實施的氫能中長期發展戰略就提出，在現有煉化、煤化工制氫基礎上，大力發展可再生電力制氫。

對于利用陸上風電、光伏等綠電制氫，華北電力大學氫能技術創新中心主任劉建國提出，油氣企業制取的H2，可應用于原油加工環節實現深度加氫脫硫，也可用于化工原料制備過程實現加氫反應。而今，油氣企業將制氫方向轉移到綠氫項目上，主要基于煉化生產過程更清潔的考量。

2 示范應用

2.1 光伏制氫方案提出

該油田積極探索“綠氫”產業化應用突破點，在開展新能源發電與氫能設備耦合系統容量配置優化研究的基礎上，結合油田區域新能源資源稟賦和煉廠用氫需求，著力打造“傳統干氣制氫＋光伏制氫”模式，利用分布式光伏電站所發綠電作為制氫電源，采用電解水制氫工藝制取H2，結合光伏電站規模對制氫裝置能力、運行策略進行優選。日間可利用光伏發電啟動，夜間無光伏發電時停機，實現了光伏發電“綠氫”部分替代煉廠干氣“灰氫”。同時為避免光伏發電波動造成電解水制氫裝置頻繁啟停，平抑光伏波動，采用“光伏＋儲能”運行模式，配備小規模電化學儲能裝置，以滿足制氫裝置平穩運行和光伏余電存儲。

2.2 光伏電站概況

利用閑置場地建設裝機容量為6 MWp光伏電站1座。主要建設安裝520 Wp單晶硅光伏組件1.2萬余塊，組串式逆變器23臺，升壓變壓器3臺等。該電站年平均發電量約730萬kW·h。每年可節約標煤約900 t，相應每年可減少排放CO2約7 400 t。

2.3 制氫裝置容量的優化計算

2.3.1 光伏制氫模型建立及仿真

為實現電解槽制氫裝置最優容量設計和運行策略，基于MATLAB建立用于描述輸出電壓、電流隨外界環境變化的光伏發電波動電源模型以及電解槽制氫模型。

光伏陣列利用光生伏特效應，將太陽輻射轉換為電能，其輸出功率見式（1）[4]：

式中：nb和nc分別為光伏電池并聯數目與串聯數目；Iph和Irs分別為光生電流與二極管的反向飽和電流，A；Vpv為光伏電池的輸出電壓，V；TPV為光伏電池的輸出溫度，℃；q為電子電荷，取1.6×10-29C；K為玻爾茲曼常數，取1.381×10-23J/K；APV為光伏電池面積，m2。

堿性電解槽設備的運行功率主要受自身極化特性及響應速度等因素影響，根據其極化特性關系，電解制氫功率PAE見式（2）[5]：

式中：Iel為電解槽電流，A；Tel為電解槽溫度，℃；r為電解液歐姆電阻參數；Acell為電解槽有效面積，m2；s為電極過電壓系數；V0為可逆電壓，V。

根據經驗模型，電解水制氫的產氫速率nH2可由式（3）確定：

式中：Nel為電解槽單元個數；ηF為法拉第效率，%；F為法拉第常數，取96 485 C/mol。

通過建立模型，研究波動電源電解制氫過程的動態運行調控及優化；分析堿性電解槽與質子交換膜電解槽在新能源發電系統下的不同適應性；研究動態電解負荷情況下，堿性電解槽、質子交換膜電解槽裝置的電解制氫效率、啟停時間與能量特性。通過模型仿真形成了經濟目標下新能源發電與氫能耦合配置設計方法，實現電解槽制氫裝置最優容量設計和運行策略，開發了新能源發電制氫仿真系統，見圖4。

圖4 光伏/風電新能源制氫仿真系統

2.3.2 設備優化選型

在項目設計階段，通過新能源與氫能互聯模塊運行仿真系統，模擬堿性電解槽隨光伏發電變化動態運行過程，計算出6 MWp光伏離網發電條件下電解槽最優裝機功率為2 862 kW。

在設備選型和效益評價過程中，結合6 MW光伏電站發電變化波動情況，測算了100～1 000 m3/h不同規模下單位制氫成本與產氫量的變化關系，如圖5所示。同時基于項目基準收益率要求，考慮電解槽技術成熟度、主要產品序列、示范試驗條件等情況，在制氫裝置選型中優選規格為500 m3/h（2 500 kW）的堿性電解槽，如圖6所示。

圖5 不同制氫裝置制氫成本與產氫量變化曲線

圖6 示范工程中堿性電解槽裝置

圖7 電化學儲能裝置

2.4 儲能裝置的優化配套

離網條件下利用光伏發電直接制氫，在太陽能光電這種波動電源條件下，制氫系統變工況及頻繁啟停運行特性引起的氫氧濃度、壓力變化，對設備安全、穩定運行提出新要求。通過配套電化學儲能裝置平抑降低光伏發電波動對制氫裝置及配套設施的沖擊影響。

儲能裝置充放電功率參數配置：以保障在光伏不發電條件下堿性電解槽短時間維持低功率運行為目標，堿性電解槽運行功率區間為20%～105%；考慮電解槽配套純化裝置的安全可靠性，儲能裝置充放電功率按照堿性電解槽額定功率的40%設計。

儲能裝置容量參數配置：依照《光伏發電站接入電力系統技術規定》（GB/T 19964-2012）有功功率變化速率限值，光伏電站該限值為每分鐘不超過10%裝機容量。因此，以上述國家標準設定功率平抑目標為設計要求，通過電化學儲能裝置控制光伏輸入功率波動。丁志龍等[6]在平抑光伏發電功率波動的儲能配置方法中進行算例分析“以最大輸出功率1 MW的光伏電站為例，得出配置儲能容量0.254 5 MW·h，充電功率1.225 MW，放電功率0.942 9 MW?！眱δ苋萘考s為光伏電站每小時發電量的25%，石化總廠光伏電站裝機容量為6 MW，同時考慮電量傳輸過程中逆變器、線路以及升壓裝置等損耗，儲能容量配置為1.2 MW·h。

2.5 應用效果

示范項目投產后，實現了電解水制氫裝置在光伏發電離網條件下直接制取“綠氫”部分替代煉廠干氣“灰氫”，可年產H2123噸，年減排CO22 535噸。項目的實施，為推進煉化與“綠氫”產業耦合示范、建設鹽堿灘涂綠電制氫產業基地提供范例。

3 結論與建議

在光伏綠電制氫示范應用過程中，充分利用油田的資源稟賦和用能優勢，開展煉廠場景下的光伏發電直接耦合制氫技術研究。通過建立風/光波動電源以及電解槽制氫模型，開發仿真軟件系統，研究了新能源輸入動態負荷下電解制氫裝置效率與能量特性，完成了耦合系統經濟性最優配置。同時通過電化學儲能裝置功率與容量的經濟優化配套，降低了離網狀態下光伏發電波動對制氫裝置及配套設施的沖擊影響。

未來將總結離網光伏發電電解水制氫運行經驗，通過測試堿性電解槽不同負載率條件下的制氫單耗與能效值，跟蹤裝置效率變化與經濟運行規律，不斷優化光伏綠氫系統安全高效調控技術。同時考慮特殊場景下，氣態氫在變工況制取、儲存與充裝（使用）過程中的流量、壓力等運行參數綜合管控要求，形成安全穩定評價體系，為石化煉廠場景下光伏電解水制氫提供安全管控支撐。