將火電與電解水制氫加氫系統有機耦合，不僅能進一步挖掘各設備的靈活性潛力及火電與其他能源的耦合能力，進行火電深度調峰改造，還能充分發揮氫儲能強項，為新能源與傳統能源耦合創造新的方向。

氫儲能在火力發電中的應用

在“雙碳”目標的推動下，氫儲能優勢日益突出，制氫加氫一體站將成為未來電網的重要環節之一，將制氫系統參與火電機組輔助調峰，在增加電廠負荷率的同時減少了對外出力，利用低谷期或富余的火電進行電解水制氫，將產生的H2直接通往鄰近加氫站或儲存起來供外部使用，在獲取利潤的同時可促進可再生能源發電的消納。

在用電高峰期，可利用燃料電池發電并入電網，實現電廠富余發電負荷與電解水制氫的有機耦合，形成“火力發電+電解水制氫+儲氫加氫”的模式，構建電廠靈活性改造及區域氫能發展的雙贏局面。制氫加氫一體站運行模式如下圖所示。

電解水制氫加氫一體站在電廠中的應用

項目概況

一火電廠制氫加氫一體站總平面布置如圖5所示，整站分為制氫區和加氫區，用安全柵欄隔開。制氫區采用2臺500m3/h堿性電解水制氫設備（一用一備），經電解后產生的H2壓力為1.0～1.5MPa，設計日制氫能力1000kg。加氫區共有3臺加氫機，日加氫能力1000kg。站內設有低壓（1.6MPa）、中壓（20MPa）和高壓（45MPa）儲氫容器，儲氫量973.4kg，可對35MPa氫燃料電池汽車加氫，也可對氫氣長管拖車充氫，供氫方式主要為站內制氫，或采用長管拖車供氫。

制氫區內制氫間、儲氫容器等設備與站外建筑之間的防火間距參照GB50177—2005《氫氣站設計規范》表3.0.2和表3.0.3，制氫區工藝裝置內設備之間的防火間距參照表6.0.2，加氫區內設施的防火間距設計參照GB50516—2010《加氫站技術規范》（2021年版）表5.0.1A的規定。該站總平面布置合理，土地利用率高，制氫加氫一體站在空間布局方面存在應用的可行性。

工藝流程

電解產生的H2通過堿液冷卻器冷卻、氫氧分離器分離、綜合塔冷卻、洗滌等環節，由調節閥調節輸出到低壓緩沖罐中。加氫區主要集增壓模塊、加氫模塊和旁通模塊于一體，旁通模塊和增壓模塊出口通過順序控制盤與加氫機連接。

氫氣增壓模塊采用二級增壓模式，20MPa氫氣壓縮機將電解裝置后端低壓緩沖罐內的低壓H2增壓到20MPa后，通過充氫柱加注到長管拖車內或直接加注到中壓儲氫容器中，再通過45MPa壓縮機增壓加注到高壓儲氫瓶中。有加氫需求時，使用順序控制閥組對車載氣瓶多級供氣，當車載氣瓶氣壓較低時，由旁通模塊即長管拖車直接通過卸氣柱與加氫機相連進行供氣。隨著車載氣瓶氣壓升高，再由高壓儲氫瓶供氣，具體的工藝流程如圖6所示。

項目服務功能和應用場景

站內設有儲氫容器，儲氫量973.4kg，其中H2具有以下用途：a)通過加氫機為氫燃料電池重卡、大巴、物流車和垃圾清運車等供氫；b)通過管道向鄰近工業公司供氫；c)通過管道向電廠發電機組供氫；d)通過長管拖車對外售氫及外購氫源向站內供氫。

一體站具備多重服務功能并適用于各種應用場景，待市場規模擴大、產業成熟之后，會有廣闊的應用前景。

火電耦合制氫加氫一體站的優勢與制約因素

優勢

a)制氫方式的可靠性和適用性。堿性電解水制氫技術安全可靠、運行壽命長、成本較低且技術成熟。國內堿性電解槽設備主要性能指標均接近國際先進水平，單槽電解制氫量大，它最核心的特點是要求電力穩定可靠，因此適用于穩定的火電電解制氫。

b)輔助調峰，降本增效。大量可再生能源并網時，由于發電的隨機性、季節性和反調峰特性，棄風、棄光和棄水現象嚴重。為緩解該現象，電廠機組長時間處于低負荷狀態，通過廠內制氫能有效提高新能源的消納水平和電廠發電負荷，降低度電耗煤量，減少碳排放量，消納峰電及無法上網的富裕電力，實現電廠富余發電負荷與電解水制氫的有機耦合。

c)發電機組就近補氫降溫。電廠發電機組在運行過程中會產生大量熱，與空氣相比H2的密度低且導熱系數高，是優良的冷卻介質，毗鄰氫產地的電廠通過外購H2對氫冷發電機補氫。這樣做，雖然降低了建站成本，但是存在H2價格不穩定和運輸條件受限等問題。而站內制氫能為電廠氫冷發電機持續提供可靠且滿足發電機純度、濕度要求及用量的H2，有利于減小外購H2價格受供氣單位、道路運輸等條件的影響。

d)節能減排，創造營收。制氫加氫是一體站的基礎功能，售氫是核心業務。站內制取的一部分H2通過加氫機向氫燃料電池汽車供氫，綠色交通的應用進一步減少了碳排放量，同時也避免了H2運輸途中可能產生的危險因素，解決了中心城市加氫站的缺氫和H2運輸問題，實現安全可靠供氫。根據H2應用領域廣的特點，其余H2向工業、建筑等行業出售，在推動節能減排的同時創造收益。

制約因素

a)成本因素。電解水制氫加氫一體站的成本投入主要包括土建費用、設備費用、電費、水費、人工費和日常維護費等。徐進等對不同電解水制氫技術全生命周期的成本進行分析，認為1000m3/h的制氫站采用質子交換膜電解水制氫的成本是堿性電解水制氫的4倍，堿性電解槽成本占制氫設備成本的50%以上，在設計使用壽命25a間電費成本約占總成本的90%。

劉瑋等差量化分析了國內外電解水制氫技術現狀和目前中國平準化低碳清潔氫成本，認為耗電成本占總成本的70%～90%。對于2000m3/h堿性電解水制氫站，當工業電價為0.616元/（kW·h）時，制氫成本約為39.06元/kg。目前市場上堿性電解水制氫系統能耗為4.7kW·h/m3，若按照浙江省低谷電價為0.2481元/（kW·h）（含稅）進行計算，電費成本約為1.2元/m3，加上設備折舊、運行維護等費用，總成本在1.9～2.4元/m3。即使采用谷電制氫，與表1中各制氫方式相比，電解制氫在成本上仍有很大的挑戰。

b)分配控制策略。火電調峰依賴于站內控制系統的控制策略，站內控制系統需根據電網調度信息、站內儲氫水平、用氫量波動規律、各設備的能耗特點等，及時調整匹配最優火電機組發電負荷與制氫時長，平衡源-荷凈波動功率，解決可再生能源發電和用戶端耗電頻率不穩定的問題，在提供最基本的加氫、售氫服務的同時參與電網調頻輔助服務。影響火電耦合制氫加氫一體站系統動態功率平衡優化控制策略的因素多，不確定性大，且目前更多的調控策略研究集中在風光發電耦合氫能源系統功率方面，對火電耦合制氫加氫一體站的控制策略研究很少。

c)儲能端。堿性電解水制氫技術的能量效率在56%～80%，氫燃料電池存在應用成本高、功率密度低等問題。國內廠家最新的氫燃料電池轉化效率也僅在60%左右，大部分能量以熱能的形式散失，電-氫-電模式能量消耗將至少達50%以上。蓄電池儲能，性能穩定可靠、成本低，但比能量低、占地空間大、循環壽命短，存在污染環境的風險。這也是上述項目未配置氫燃料電池和蓄電池儲能的原因之一。

“火力發電+電解水制氫+儲氫加氫”模式的可行性

在“雙碳”背景下，火電逐步轉變為電量和電力調節型的功能性電源。為探索火電機組參與電網調峰，解決可再生能源并網問題，以具體項目為例，分析了氫電耦合“火力發電+電解水制氫+儲氫加氫”模式的可行性及相關制約因素，得到如下結論。

a)氫能具有熱值高、儲存時間長、消耗渠道多和低碳清潔等優勢，是良好的儲能方式。堿性電解水制氫技術成熟、成本低，單槽電解制氫量大，與穩定的火力發電契合度高。

b)火電耦合堿性電解水制氫加氫一體站在空間布置、工藝流程和市場前景方面都有一定的可行性。

c)火電耦合氫儲能可發揮火電機組調峰能力，提高可再生能源發電的消納和火電機組負荷率，降低度電煤耗；生產的H2直接用于電廠發電機組冷卻或應用于氫燃料電池汽車，有利于減少CO2排放；H2還可作為工業原料向外出售獲取收益，推動氫能產業鏈與社會經濟發展。

d)制氫加氫一體站的成本主要是電費成本和設備成本，若能獲得當地政策的扶持并給予專門電價，將大幅降低制氫成本。降低堿性電解槽的功耗和開發低成本的關鍵新材料也是未來降低成本的研究方向之一。

e)電-氫-電模式能量轉化效率低，若將氫燃料電池發電過程中產生的熱量利用起來，形成熱電聯供的模式，將提高整體效率。

f)在光照條件和風力資源豐富的前提下，可引入屋頂光伏發電和小型風力發電機發電，利用日間高峰時段產生的光伏電和夜間谷電進行電解水制氫，形成多能互補制氫加氫一體化系統。

來源：儲氫產業圈