綠電制氫技術在勝利油田應用前景分析

程雅雯

中石化勝利油田新能源中心

中國力爭于2030 年前達到二氧化碳的碳排放峰值，努力爭取到2060年前實現“碳中和”。可以預見，“十四五”期間國內企業節能減排、能源轉型的步伐會顯著加快，可再生能源與傳統能源的結構調整將迎來拐點。氫能源作為一種在應用過程中零碳排放的清潔能源必將是脫碳過程的重要能源應用，只有引進氫能才能真正做到脫碳。據資料顯示，截至2021年7月，有超過三分之一的國企已經布局了包括制、儲、加、用氫等全產業鏈的氫能系統，未來5～10 年必將成為氫能產業發展的重大機遇期。

現階段勝利油田全力推動新能源業務，大力發展新能源發電，探索氫能、儲能應用，研發應用儲能、新能源高比例消納技術，利用新能源發電制取綠氫，依托氫能的熱電效應，構建以氫能為支撐的多種能源綜合利用的新型電力系統，助力勝利油田早日實現“碳達峰”、“碳中和”。

1 綠電制氫可行性分析

1.1 油田發展綠電制氫的優勢

勝利油田主體位于黃河下游的山東省東營市，工作區域分布在山東省的東營、濱州、德州等8個市和新疆等地，自然資源較為豐富。東營地區太陽能資源屬于三類地區，資源條件最好，年均太陽能總輻射量為5 199 MJ/m2，資源量接近資源較豐富的二類地區。風能資源也較為豐富，東部油區年平均有效風能密度160.4 MW/m2，屬于二類風場，適宜開發分散式風電；近海區域90 m 高度風速約6.5～7.5 m/s，風能密度年均可達200 W/m2以上，適合近海風電開發利用。“十四五”期間，勝利油田計劃建成分布式光伏500 MW、集中式光伏2 200 MW和灘涂風電200 MW，預計年供清潔電36×108kWh。

勝利油田擁有大量的未有效利用的土地及辦公用房屋頂等，低效土地、廢棄井場和空置場地等約180 km2，可用于分布式光伏、風電等新能源的開發建設。同時油田已建成以220 kV 網絡為構架、110 kV 網絡為主網、35 kV 網絡遍布油區的大型企業電網，輸配電線路總計約1 680條，長度15 000 km，為新能源發電上網提供了便利條件。

1.2 電解水制氫技術發展前景

目前國內已有多家公司研制電解水制氫技術，主流的電解槽有3 種：堿性電解槽（ALK）、質子交換膜（PEM）電解槽和固體氧化物電解槽（SOEC）[1]。其中堿性電解槽是目前技術最為成熟的電解水制氫技術，國內的大部分電解槽公司的堿性電解槽制氫量均達到1 000 m3/h，且堿性電解槽的造價成本最低（功率1 kW的國產電解槽2 000～3 000元），已實現國內工業化應用[2]。

近幾年我國在新能源可再生能源發電成本方面比重持續提升，能源結構調整步伐不斷加快，由于規模效應，風能和太陽能的發電成本持續下降，有資料顯示2010—2020 年太陽能光伏發電成本下降了85%，陸上風電的成本下降了56%，海上風電的成本下降了48%（圖1）。預計未來幾年可再生能源成本將進一步下降，為可再生能源制氫提供了經濟上的可能性。

圖1 風/光發電度電成本Fig.1 Kilowatt hour cost of wind/photovoltaic power generation

在電解水制氫成本方面，受電解槽造價和電價直接影響，根據《中國氫能產業發展報告2020》，在電解水制氫生產費用中電費占80%左右，較高的電價限制了電解水制氫推廣應用[3]。以堿性電解槽為例，制取1 m3（標況）氫氣需耗電4.5～5.5 kWh，以工業電價均價0.61 元/kWh 計算，當前制氫的耗電成本高達2.75～3.34元/m3，但隨可再生能源發電的度電成本不斷下降，綠電制氫成本有望降至20 元/kg以下[4]，不同電價條件下對應的電解水制氫成本如圖2所示。假設年均全負荷運行7 500 h、綠電制氫電價成本控制在0.3元/kWh，則堿性電解水的制氫成本為21.6元/kg，若氫氣售價在60元/kg，收支盈虧可基本實現持平。

圖2 當前技術條件下堿性電解槽電解水制氫成本Fig.2 Cost of hydrogen production by electrolyzing water in alkaline electrolyzer under current technical conditions

在氫能產業關鍵技術方面國家陸續啟動氫能源重大項目，在制氫、儲氫、加氫等氫能產業鏈的若干環節上取得新突破。

（1）新型氫氣催化劑相繼誕生，有效提高催化效率降低制氫成本。例如美國能源部實驗室和斯坦福大學的研究人員通過改變銥原子在催化劑表面的分布方式提高催化劑的分解效率[5]；哈爾濱工業大學研究團隊將成本低廉的釕替代鉑催化，并利用碳電降低銥的內聚能進一步提高其催化活性。

（2）儲氫材料研發持續突破，低成本的儲氫、運氫方式將成為可能。例如加拿大核實驗室其團隊已開發出一種新型鎂基復合材料，其氫存儲質量高于6%，并已完成上千次充放“循環”試驗；中國科學院大連化學物理研究所研究人員通過改變儲氫材料的電子密度，降低脫氫焓變，實現常溫常壓下儲氫、運氫[6-7]。

（3）氫燃料電池技術不斷創新，燃料電池性能有望大幅提高。例如弗勞恩霍夫制造技術和先進材料研究所正致力于將燃料電池余熱與車內供暖耦合使用的研究，以提升燃料電車的推行性能[8]；中國科學技術大學教授梁海偉團隊通過“硫固體膠”的合成方法將鉑基納米顆粒固定在碳載體上，同時通過改變催化劑的晶格參數使壓縮應變增大，進一步提高催化性能，從而降低燃料電池成本。

（4）氫安全系統逐漸完善，為氫能源大規模應用提供可能。近年來基于氫安全系統的研究涉及氫氣泄漏擴散、氫氣射流燃燒、加氫站量化風險評估、氫設備爆炸安全評估、氫氣檢測儀表等多個方面，從氫設備部件安全可靠檢測到快速切斷氫源控制，再到氫氣泄漏快速探測響應，貫穿整個氫產業鏈[9]。例如日本的自動車研究所，可進行燃料電池車火災爆炸評價測試試驗、高壓氫系統設備破壞性測試、汽車碰撞試驗測試儲氫瓶的安全性等。

2 勝利油田綠電制氫應用場景

在“3060”目標的大背景下勝利油田作為發現60 年的老油田，每年因生產需要消耗大量煤電、天然氣等傳統能源，碳排放量大。據統計勝利油田的油田板塊年用熱量約1 700×104GJ，年用電量約49.8×108kWh，油田生產消耗天然氣約2.9×108m3，用熱用電需求巨大，年油氣生產綜合能耗約240×104t標煤，占集團公司油田板塊能耗的40%，傳統供能方式亟待調整。同時根據國家和山東省關于外購電企業和自有自備電廠企業必須消納年用電量14%以上的可再生電力的要求，勝利油田需年消納8×108kWh可再生電力，因此油田需加快新能源業務發展。立足勝利油田實際推進綠電制氫，統籌建設氫能基礎設施，實現區域新能源發電、制氫、供氫、用氫一體化循環利用。

2.1 綠氫替代灰氫實踐應用

勝利油田石油化工總廠為純燃料型煉油廠，年用氫量為1.7×104t，廠內氫氣來源為兩部分：催化重整裝置副產氫和制氫裝置干氣制氫用以提高柴油、汽油的油品品質。目前石化總廠6 MW分布式光伏發電工程建設完工，并于2021 年底全部并網發電。光伏發電實際裝機容量6.27 MW，年均發電量約730×104kWh。

根據光伏發電量優選制氫裝置規模。考慮到光伏發電受天氣影響而產生波動的情況，選取平均發電曲線進行計算，同時考慮制氫裝置在功率低于20%無法啟動的特性，以制氫規模為500 m3/h 的制氫裝置為例計算其產氫時間及耗電量，結果如圖3所示，耗電量為曲線下的面積，制氫裝置電耗5 kWh/m3。

圖3 耗電量計算曲線Fig.3 Calculation curve of power consumption

圖3中陰影部分面積為制氫裝置耗電量，按照以上方法分別計算100～1 000 m3/h 制氫裝置的耗電量，結果如表1所示。

表1 不同規模制氫裝置耗電量Tab.1 Power consumption of hydrogen production units of different scales

通過對不同制氫規模制氫成本及內部收益率進行計算（表2），500 m3/h制氫裝置效益最佳，因此該項目采用500 m3/h制氫裝置，考慮堿性水電解槽運行功率范圍在20%～105%，為保證電解槽平穩運行，配備儲能電池以維持電解槽40%功率運行1 h為準，則500 m3/h 的制氫裝置配備儲能規模為1 000 kWh，因此配備的儲能裝置為1 MW/1.2 MWh。

表2 不同制氫裝置制氫成本Tab.2 Hydrogen production cost of different hydrogen production units

根據石化總廠連續生產的特性，白天充分利用光伏發電用于電解水制氫，溢出發電量上網由制氫裝置夜晚取出等量電量，維持裝置不間斷運行的模式。按年產氫氣約420×104m3計算，可減少制氫裝置碳排放量約7 717 t/a，節省碳排放費用約43.9萬元（2023年5月全國平均碳交易數據，57元/t）。

2.2 氫能應用場景規劃

2.2.1 構筑“氣-站-車”氫能體系

目前，勝利油田現有各類生產車約6 227 臺，到“十四五”末總用車規模將達到約7 300 臺。部分車輛使用年限長，運行能耗高、碳排放量大需要更新淘汰。隨著氫能技術逐步發展成熟，進行氫能源汽車替代是大勢所趨。根據《山東石油分公司新能源業務工作方案》以及《山東省氫能產業中長期發展規劃（2020—2030 年）》，“十四五”期間，將在山東省發展加氫站或油氫合建站100座，其中東營市建成加氫站3 座，推廣應用燃料電池車300輛。

初步估算在氫能源車輛使用成本方面，加氫成本按60元/kg測算，Mirai氫燃料汽車百公里燃料費用為60 元；汽油車按汽油價每升7.5 元、油耗每100 千米7 L 測算，每百公里燃料費用52.5 元，氫燃料電池車使用成本略大于汽油車。但以目前全球石油價格不斷上漲以及光伏組件成本不斷下降的趨勢來看，氫燃料電池的使用成本與汽油車使用成本之間的差距將不斷縮小[10]，將更具競爭力。

“十四五”期間，油田規劃建成2 200 MW的集中式光伏電站進行光伏發電與氫能設備耦合制氫，充分發揮氫氣在電-氫-電之間的轉化，在解決電網消納問題的同時也為氫燃料電池車提供動力能源，形成“風光氫儲車”的產業鏈。勝利油田可根據自有優勢利用現有加油站建設“油氫合建示范站”，節約土地資源，降低建設成本。

2.2.2 開展氫能多元應用場景示范

“十四五”期間，油田將大力發展風、光發電，計劃建成分布式光伏500 MW、集中式光伏2 200 MW，和灘涂風電200 MW。在風電、光電新能源項目基礎上，基于油田采油、注水、集輸幾大系統不同生產用能場景，發揮氫能在電網中儲能調峰的功能，開展新能源發電系統與電解槽、氫燃料電池的耦合應用，構建以氫能為支撐的綜合型能源網絡，充分發揮氫能在電、氣、熱多種能源間的載體作用，探索氫能與電力網、燃氣網、熱力網、交通網的柔性互聯和聯合調控[11-12]。結合油田用電、用熱應用場景，探索氫能在分布式能源、移動電源、熱電聯供等領域綜合利用的應用示范，建設氫能支撐的風、光、儲、氫燃料電池一體化綜合能源系統示范工程，實現多能互補、熱電聯供的低碳能源系統，打造油田領先的氫能示范點（圖4）。

圖4 氫能應用示意圖Fig.4 Schematic diagram of hydrogen energy application

3 結論

勝利油田作為大型油氣田開采單位，同時具備建設場所、發電生產企業、用電單位、供電網絡等新能源產、供、消全部產業鏈，新能源項目規模增速極快，但新能源發電具有隨機性、波動性、階段性供電等問題，增加了電網調度難度[13]，而氫能作為一種能源既能存儲電力又能產生電力，能夠很好地平衡風、光發電的不確定性。

現階段風、光發電制氫成本經濟性優勢不明顯，但未來風電場、光伏設備單位造價和堿性電解水裝置系統成本下降空間較大，到2030 年制氫成本可下降約35%。特別是隨著碳減排措施的不斷推進，化石燃料制氫將面臨碳捕捉、碳封存產生的成本增加，與新能源發電制氫相比在成本方面將不具優勢，風、光發電等可再生能源電解水制氫將更具競爭力。依靠氫氣作為載體其他可再生能源可以實現與現有能源系統的融合，構建氫能支撐的風、光、儲、氫燃料電池一體化綜合能源網絡，推動油田能源消費結構由傳統能源向綠色能源轉變，實現油田能源轉型。通過積累一批適用于油田可復制、可推廣的經驗做法，促進氫能與能源發展深度融合，打造一個具有示范意義的“氫能油田”。