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2016年我国水电解制氢行业发展概况分析【图】
发表时间:2015-05-29 14:16:15 点击:112
来源:中国产业信息

电解水技术与光解水、热化学制氢的不同特点:电解水技术成熟、设备简单、无污染,所得氢气纯度高、杂质含量少,适用于各种场合,缺点是耗能大、制氢成本高;光解水技术目前难点是催化剂研制;热化学循环制氢系统更复杂,但制氢效率较高,结合可再生能源,利用效率更高。

目前商品化的水电解制氢装置的操作压力为 0.8~3Mpa,操作温度为80~90℃,制氢纯度达到99.7%,制氧纯度达到 99.5%。

水电解制氢的关键是如何降低电解过程中的能耗,提高能源转换效率。电解水制氢一般都以强碱、强酸或含氧盐溶液作为电解液。目前商用电解槽法,能耗水平约为 4.5~5.5kwh/Nm3H2,能效在 72%~82%之间。折算下来,水电解制氢成本相当于 30~40 元/kg,用电解法生产气态氢的价格比汽油约高 65%,如果生产液态氢,则比汽油高约 260%以上。

热化学循环水分解制氢可耦合核能、太阳能甚至是工业废热进行高效制氢,每一步反应条件温和,理论上不会排放任何污染物;若能在高温耐腐蚀材料等方面实现突破,将是最有希望实现工业化规模应用的技术方式。根据循环过程中使用过的不同物质,一般将热化学循环水分解制氢分成 4 大类:金属氧化物体系、金属卤化物体系、含硫体系以及电解-热化学联合的杂化体系。

使用电解水的方法大规模制氢有两条主要的降本途径:1)降低电解过程的能耗;2)充分利用可再生能源,使用弃风弃水弃光所产生电能进行电解水。

各国通过研发新型技术降低电解过程中的能耗,但是根据热力学原理,电解水制备 1m3氢气和 0.5m3氧气的最低电耗为 2.95度电。由此可知,该途径降低成本的空间有限、技术复杂。

日本的新型技术将能耗降低到 3.8kwh/Nm3H2;美国 GE 公司开发的固体高分子电解质(SPE)水解法,以离子交换膜作为隔膜和电解质,使电解过程的能耗大大降低。针对电解水技术方面的改进主要集中在电解池、聚合物薄膜电解池和固体氧化物电解池等种类,电池能效率由 70%提高到 90%,但考虑到发电效率,实际上电解水制氢的能量利用效率不足35%。

我国可再生能源丰富,每年弃水弃风的电量都可以用于电解水。我国拥有水电资源 3.78亿 kw,年发电量达到 2800亿 kwh。水电由于丰水器和调峰需要,产生了大量的弃水电能。我国风力资源也非常丰富,可利用风能约2.53 亿 kwh,相当于水力资源的 2/3。但风电由于其不稳定的特性,较难上网,因此每年弃风限电的电量规模庞大。如果将这部分能源充分利用起来,产生的经济效益是可观的。

例如,三峡电站建成后,在每年的 5~8月弃水电能高达 45亿kwh,即使建设一座 180 万千瓦的抽水蓄能电站联合运行,三峡电站的弃水电能仍有 21亿 kwh。若将此电能用于电解水制氢,可生产氢气 4~4.5亿Nm3,可见利用水电站的弃水电能来制氢,将会使我国出现一个巨大的氢源基地。

目前燃料电池汽车的分布主要以东部沿海城市为主,如果考虑到氢气的运输成本,使用中西部地区的弃水电能进行氢气的制备尚不具备成本优势。

2010 年至 2015 年,我国弃风电量累计达到 997 亿千瓦时,直接经济损失超过 530 亿元。仅过去一年弃风电量就达到 339 亿千瓦时,直接经济损失超 180 亿元,几乎抵消全年风电新增装机的社会经济效益。解决这样的一个现状的合理方式之一是采取储电的方法。若利用氢能燃料电池来储电,则可解决风能发电的平衡问题——利用风能发电的电能来电解水制氢,它成为氢能燃料电池的燃料,而燃料电池又用来储电。这个循环过程,既可解决风能发电的负荷平衡,又可制得一定数量的氢能。

例如,江苏盐城周边有 1000 多家风电厂,目前所产生的电能无法并网,使用这些风电所产生的电能,结合海水电解技术,所产生的氢气成本可以达到2元/Nm3,相对而言已经具备了和汽油能源竞争的能力。

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