独立式海上风电制氢工艺设计

桂薇

（1. 惠生(南通)重工有限公司, 江苏 南通 226009；
2. 上海惠生海洋工程有限公司, 上海 201210）

随着日益突出的环境变化问题，各国逐步开始构建新的全球性能源网络，推进第三次能源技术革命[1-2]。而清洁能源与储能技术相互结合的模式也在我国有许多的工程项目落地[3]。为配合国家“双碳”战略，并达到对部分深远海地区发展潜力较大的风能资源的有效利用[4]，将能量密度高、相对独立、无污染的氢能技术引入海上风电系统，可实现电解水制氢的大规模储能，提高常规输电并网的经济性及稳定性，加深能源产业的联系[4-5]。目前，深远海海上风电仍处于发展阶段，还无法做到平价上网[6]，再加上可再生能源制氢相较于传统制氢成本偏高[7]，氢能产业现大部分处于国家补贴的政策下。由于绿氢从政治、能源转型等层面而言整体价值较高，且随着制氢设备国产化及规模化的逐步提高，未来制造成本的降低必将会推动海上风电制氢平台的发展。

海上风电制氢平台离岸50 m 以上，水深50 m以上，可以是半潜、张力腿等各种可能的浮体，产氢规模为600 Nm3/h，负荷范围为0%～100%，年运行4 000 h，无三废排放，平台实行半自动化生产，无常驻人员。主要流程为：海水使用海水提升泵进入平台直接进行海水淡化及循环水冷却，淡化后的海水部分用于循环水补充，部分采用反渗透（Reverse Osmosis，RO）+电渗析（Electro Deionization，EDI）的处理方式对其去离子化后通过压力型质子交换膜（Proton Exchange Membrane，PEM）电解水制氢系统发生分解反应产生氢气和氧气，氧气不回收直接排空，氢气经分离、除氧、干燥后进入氢气压缩机，加压后进入氢气储罐，等待吊装到船舶上运输至陆地，所述流程如图1 所示。

图1 海水制氢平台流程图Fig. 1 Flow diagram of seawater hydrogen production platform

此为可再生能源与清洁能源耦合的一种方案，采用独立式海上风电制氢平台，制氢装置耗电量为3 MW，风机发电量8 MW～10 MW，即每个平台配置一套制氢装置，实现互不影响的分布式运行，海上风电场总装机数量待定。此设计主要基于市场上PEM 产氢规模受限与无大型高压氢气储罐，且集中式平台制氢工艺流程与独立式差别较小，主要设备选型一致，仅处理量及储氢方式有所区别，若市场上可提供大型制氢撬块，则经济性更加优化。海上3 MW独立式风电制氢方案效果图如图2 所示。

图2 3 MW 独立式风电制氢方案效果图Fig. 2 Effect diagram of 3 MW independent wind power hydrogen production scheme

风电制氢平台布置方案如图3 和图4 所示，包括（1）浮式平台、（2）风机、（3）电解水制氢模块、（4）海水淡化模块、（5）淡水纯化模块、（6）海水提升泵、（7）消防控制室+应急发电机室+临时休息区、（8）变电站、（9）氢气压缩模块、（10）储氢气瓶组、（11）吊机、（12）压缩空气和氮气模块。

图3 方案俯视图Fig. 3 Top view of the scheme

图4 方案侧视图Fig. 4 Side view of the scheme

60 m×60 m 的甲板目前主要承载了风机、3 MW的电解水制氢装置及辅助设备，使用集成式设计最大限度地减少占地面积，有效降低了平台布置的复杂度，节约了建筑材料，拥有更大的设计裕度。关于海洋腐蚀、晃荡等问题对设备及工艺技术的影响，现今部分设备在海工应用上较为薄弱，可使用陆上类似技术，在此基础上增强可靠性及防腐蚀性，其具体设备改造依托于设备厂家，临时休息室尽量远离含氢设备。总重量小于500 t，暂不考虑甲板上重量带来的结构问题。

2.1 主要设备设计

2.1.1 氢气储罐设计

氢气的储存和运输是氢气产业链上的一个关键环节。由于氢气的质量能量密度是汽油的3 倍，但是体积能量密度只是汽油的1/4，因此氢气的储存密度低，相对来说耗费较大[1]。氢气的储存主要有压缩储存，液体储存，金属氢化物储存和地下，废弃油气田和盐穴储存（压缩储存的一种特殊形式）等。每一种储存方式都有优缺点，例如液态储存能量密度高，但是需要低温储罐和耗能大的液化设备[7]。

受限于平台面积及对比各储氢技术的优劣后，文章采用高压储氢作为储存方式。但目前国内市场上没有研发出适用于海上短途运输的35 MPa 高压储氢瓶组，因此选购时参考加氢站的高压氢气储罐的安全设计。为保证储罐在平台上正常工作，设计需符合GB 4962[8]中第6 节、ISO 11114-4[9]的相关规定，暂不考虑运行、运输过程中带来的疲劳、碰撞等问题。每组储存量约为14～25 m3，以7 天为一个周期为计算基准，每天全负荷运行8 h，平台上共放置8～12 组。

正常操作时，储罐工作温度处于30～40 ℃，设计温度应在-40～85 ℃之间，环境温度不应超过50 ℃，工作压力若为35 MPa/70 MPa，则设计压力不超过45 MPa/90 MPa。为实现自动控制、监测的功能，每组氢气储罐需单独设置温度、压力、流量仪表及氢气探测，流量监测具有系统集成高，体积小，响应时间为秒级，精度高的特点，压力监测需配备记录装置，对超过20%操作压力的次数进行长期记录。当到达充装上限时，罐内压力过高，自控系统提醒操作人员手动且自动切断进料，设有高限报警（40 MPa/80 MPa），紧急切断（45 MPa/90 MPa）。

为防止外部介质漏入罐内，在未充入氢气时保持微正压状态。

每个周期下氢气储罐由吊机放置在氢气运维船上，再运送至岸边，供给当地用户或再进行陆地运输至下游用户，不排除为便于运输将氢气就地再处理变更为其他储氢方式的可能性，若未来存在建造海上加氢站的方案，则可将氢气运输至海洋平台作为可选项。

2.1.2 氢气压缩机设计

国内加氢站大部分选用隔膜式压缩机，其具有清洁度高、密封性能好、压缩比高的优势，但隔膜式压缩机需要稳定的工作环境及进料，同时频繁启停很大程度上影响膜片和曲柄的寿命，其技术问题未从设计层面得到更好的解决方案。国外则离子液压缩机运用较多，国内还处于研发阶段，目前受制于进口成本较高和技术封锁[10-12]。现今，国内某厂商研发出了某型号液驱活塞式压缩机，解决了氢气易受“污染”的问题，且最高可实现出口压力75 MPa，其维护成本、使用寿命、占地面积等具有一定优势，仅需1 人花费1～2 h 就能完成常规的保养维护，同时易于调节流量，可随时启停，适应非连续工况[13]。

布置时前后需设置氢气缓冲罐用于适应风力波动时期不稳定的氢气产量，罐上有氢气进出口、压力仪表口、气相出口、底部出口、人孔等6 个接管口，其容量按PEM 系统10 min 最高产氢体积设置。

压缩机前管道设置紧急切断，并连接至安全联锁系统进行紧急停车。

2.1.3 PEM 设计

与碱性水溶液电解（Alkaline Water Electrolysis，AWE）相比，PEM 水电解制氢纯度高，工作电流密度高，转换效率预计接近70%，占地面积小，与波动性和随机性较大风电匹配性较好，但国内处于商业化初期，虽然过去5 年电解槽成本已下降了40%[14-15]，投资和运行成本相对高昂（PEM 水电解槽比碱性电解槽贵50%～60%）、如何提高电解槽的效率和寿命仍然是PEM 亟待解决的主要问题[16]。AWE 技术较成熟，运行寿命可达15 年之久，投资、运行成本低，但难以快速启动或变载，与风电适配性较差，并且对于无人值守的海洋浮式平台而言要解决碱液补充及操作问题就必然需要增加装置安全性的设计成本及人工成本，碱液的回收处理也相较于陆地有更多不便之处。

平台上放置3 个PEM 系统，每台耗电量1 MW，氢气产量最高总产量600 Nm3/h，工作压力为0 MPa～3 MPa。整套在线PEM 系统内部，设置了多种压力传感器，氢气泄漏传感器、水流传感器等，用以随时监测系统内部的运行参数，可根据系统内压力变化，实现系统的自动跟踪，可实现1 min 内快速开停车，在停止运行一段时间后再次开车不超过10 min，保证整套装置的良好运转。工艺流程图如图5 所示。

图5 PEM 工艺流程图Fig. 5 Proton exchanger electrolysis process flow chart

集装箱外的去离子水通过泵或电磁阀进入补水罐内，补水罐内设有水质探测，保证水质达到GB/T 37562[17]第5.1.2.8 节中的水质要求，缓冲罐内的水通过循环水泵进入换热器后再到电解槽内电解，通过膜与电流作用，将氢气和氧气的分离，其中氧气和大部分水返回至缓冲罐，氧气可通过压控进行排空。氢气则通过阴极端口进入分离罐进行氢气和少量水的预分离。预分离后，氢气进入纯化系统进行干燥提纯，该纯化系统采用TSA 变温吸附技术、三缸循环加热再生方式进行干燥，保证氢气输出稳定。经过纯化后，可将原料氢的纯度提高至99.999%。

为最大程度保护电解槽和其他部件的良好适应性、可操作性，仅采用集装箱式设计，集装箱内不设置氢气储存及压缩设备，氧气不回收直接放空，海水管道使用904L，冷却水管道及管道材料使用316/316L。热启动时控制系统反应时间为秒级，冷启动时间为10 min 以内，操作弹性为0%～100%，可适应风机的不稳定性与波动性。此外，PEM 在运行过程中平台的晃动可能会对两相流工艺设备的可操作性和效率产生影响，因此需要提高可靠性。

2.2 氢气管道设计

1）考虑到氢的特性以及海洋工况造成的特殊条件，管道及管件材质选择应符合GB 50177[18]的有关规定，建议选用的设备及管道材料最好避免或降低氢脆、氢腐蚀、因应力产生裂纹、海水带来的混合腐蚀等情况，因此建议均选择奥氏体不锈钢。

2）所有放空管道均设置阻火器，适当设计安全阀。

3）氢气管道布置符合GB 4962[8]中第4.4 节、GB 50516[19]中第6.5 节的有关规定。

4）设计压力不应小于操作压力的1.1 倍，若氢气管道设计压力低于20 MPa，管道连接可使用螺纹焊接或法兰连接，若设计压力高于20 MPa，其设计标准可参考GB 50156[19]中的汽车加油加气加氢站标准附录D。

5）当设计压力为0.1MPa～3.0 MPa 时，氢气不锈钢管道内最大流速为25 m/s[20]。

3.1 集装箱设置

相比于传统建造方式造价高、周期长、材料消耗大、现场管理难的特点，集装箱预制减少了设计及安装的工作周期，且能实现对空间的有效利用，实现批量化生产，能达到最佳的配置效果。对于安装难度较高，工程分散，交通不便的海洋环境而言，现场安装和组对较为简便，其防火、防爆性能也有相应的保障。虽然集装箱化设计一次投入较高，但是综合建造周期考量及后期运行管理使得相较于传统的施工方法能够在一定程度有效降低成本且更灵活高效。

任何以集装箱形式布置在平台上的单元安装时都必须接地。Prasad[21]研究表明，受限空间下强制通风相比于自然通风更能快速降低氢气体积分数，从而使风险水平下降。因此箱体顶部需装有独立的通风设备，如排气扇，必要时可设置多个，排气次数≥12 次/h，与氢气浓度报警装置联锁，使其内部压力始终保持50 Pa 的风压，材料为厚度≥0.6 mm 的不锈钢板或镀镍钢板，具有一定的强度及抗腐蚀性，能承担海上运输、安装、运行过程中的震动和海水冲蚀，安装完成后固定在平台上，避免因平台晃动产生过大的滑动及碰撞。箱体内部建议设置火灾探测、热源探测、氢气探测、水泄漏探测。

3.2 电力设置

平台上主要电力设备为风机、压缩机、泵、计量撬块、PEM、安全检测设备、应急电源等。风机将海上优质风能转换为电能，大部分电能整流后被用于PEM，每台PEM 需单独配备整流柜和变压器，其电路系统应独立设计，不得与其他电路混用。

在本次设计中，风机发电稳定性不高，无法长时间供应满负荷电力，因此指定小型氢燃料电池用于泵与其他设备的低负荷运转、备用电源系统用于事故停机。最常见的事故停机原因是海上恶劣天气条件阻止了风机发电，此时应自动启动备用电源控制消防系统及应急照明，常见的海上平台的备用电力供应解决方案是使用柴油发电机。

3.3 放空设计

放空设计主要为手动放空、超压安全阀放空及紧急停车放空。手动放空一般在设备和管道维修或长时间停车时，将系统内氢气泄压，确保检修维护时的安全性。超压安全阀放空及紧急停车放空主要由设备故障及外部环境等因素引起，发生机率相对较低[22]。

放空总管材料为不锈钢尺寸需大于DN80，设计压力为1.6 MPa，总泄放速率应低于0.23 kg/s，考虑冷放空[23]，若因后续加大氢气产量导致总排放量超过安全处理范围，经软件模拟计算及安全评估后决定是否更换为火炬。为避免高速喷出与空气接触产生火花造成回火，管道出口设置阻火器和防雨帽。

本设计所述的平台搭建了海上风电制氢智能控制系统，实现平台无人员常驻、定期巡检以及船舶调度[24]，提高运维效率及质量。管理系统采用分层控制的方式，中央控制室与各自控制系统间存在通讯联系，中央控制室对各风电平台控制系统内的电源及负荷的发电量、需求量、状态量和其他运行参数进行采集、处理、决策后发给各个子控制单元，基本达到对海上风电机组、制氢装置、氢气压缩机、高压储罐等负荷的自动/手动控制，保证安全运行和制氢效益最大化。

当制氢装置需要黑启动时，可以使用氢燃料电池作为启动电源。风机输出功率达到设定值时，制氢装置才可以开始工作。当出现风机输出电能大于风力高值、露点过高、氢气含量过高等情况时，制氢装置停止运行。风机输出电能在一定范围时可保证制氢装置稳定运行，并且可以解决由于风速变化导致的风电宽功率的问题，由文章第2.1.2 节及第2.1.3 节所述，PEM 及氢气压缩机可适应频繁开停机。

以集装箱为单元采购的各设备应含有单独PLC控制及安全联锁系统，其信号连接至平台控制室，并输送至中央控制室，包括但不限于在以下位置实现数据采集及自动控制：

泵的最小回流控制，水罐的均压控制，罐的液位控制，氢气干燥塔再生控制，循环冷却水温度控制，水纯度控制（PEM）、电解槽温度、氢气纯度、压缩机出口压力。

安全联锁围绕以下原则进行设计：高温报警、超压保护、过流保护、火灾探测、氢气泄露监控等方面，注意氢脆和氢腐蚀。

2021 年光伏、风电上网平均价格为0.366 9 元/kWh左右[11]，开发成本虽已大幅下降，但规模化产业还处于变革与发展的时期，整机成本在短时间内不会明显降低至陆上风电价格水平（此电价包括10 MW 风机及平台的CAPEX），PEM 系统制氢耗电量成本为5.6 kWh/Nm3/h，不考虑输电线损率及终端销售价格，仅电价带来的成本约为24.75 元/kg H2。

按15 年折旧计算，考虑时间成本因素，折现率（复利）为4.7%，预计一台3 MW 独立式海上风机制氢平台投入5 000 万元，其一年的运行费用（包括海上运输、运维、人工、管理费用）为120 万元，项目拟定在北海附近海域进行，考虑机组大型化及技术进步的因素，预计年平均利用小时数为4 000 h，氢气产量600 kg/d，成本为30.02 元/kg H2，此价格未考虑高压氢气储罐的陆上运价。具体测算结果如表1 所示。

表1 氢气成本预测Tab. 1 Hydrogen production cost forecast

主要影响氢气成本的因素有电价、PEM 电解槽关键材料价格、风机设备成本等，上述问题均可通过大规模工业化及国产化得到一定缓解。氢气压缩机虽大部分已实现国产化，但核心零部件部分需外购，如何打破国外的技术封锁实现自主研发是降低成本的重要一环。

综上所述，以海上制氢平台为例，提出一种海上风电制氢设想方案包括但不限于设备配置如表2 所示。整套制氢装置在生产过程中使用的原料仅为海水，动力来源为可再生能源风能，生产过程中基本上无三废排放，海水循环冷却系统进出口温度差小于5 ℃，因而对当地环境影响较小。

表2 600 Nm3/h 海上制氢平台推荐设备配置Tab. 2 Recommended equipment configuration for 600 Nm3/h offshore hydrogen production platform

此方案从工艺的角度对独立式海上风电制氢平台进行设计，其关键设备PEM、氢气压缩机及储氢方式与风电的适配性好，工程上可行性较高，撬装化设计也能带来更短的工期及便捷的运输，整体设计无技术上的痛点。但由于供应链处于发展初级时期且部分供应商未涉及海洋工程，核心零部件的研发存在瓶颈，成本缺乏透明度，且海上风电还无法做到平价上网即经济性较差，目前，可再生能源制氢市场应用还需要一个长期过程，从部署中吸取经验教训，并通过多个项目的执行优化设备的安装。

从规模和总量上看，我国风电装机量是世界前列，从国内趋势看，用电成本及制氢设备成本将不断下降，发展空间巨大，绿氢项目也趋于长周期、大规模发展，对此平台而言，解决风电消纳问题，借助陆地项目的经验拓展海上项目，采用风氢耦合的形式实现对能源的高效利用。本平台设计仍处于研发阶段，经济性不能与发展成熟的工业副产氢及煤制氢相比，但未来10 年是绿氢的技术发展的关键期，氢能产业政策完善化及产业规模化必将极大推动可再生能源制氢的发展，成本问题必将随着未来我国工业化进程的加快而逐步下降，海上制氢必将成为氢能产业的一部分。

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