分享|万吨级制氢项目的建设经验

近期，在中咨公司氢能中心和能景研究共同举办的“2024氢基能源绿色发展论坛”上，中国石化新星公司发展计划部副经理丁畅发表了题为“万吨级制氢项目的建设经验”的演讲。

演讲中，丁畅围绕我国首个万吨级绿氢项目——中国石化新疆库车绿氢示范项目在实施过程中遇到的挑战、方案、宝贵经验与未来展望等为大家进行了精彩的介绍。现能景研究截取演讲中的部分内容及观点，供大家参考。部分内容如下（第一人称叙述）。

随着习近平总书记“四个革命，一个合作”能源安全新战略和“碳达峰、碳中和”目标的提出，新一轮科技革命和产业变革已经开始。相应地，中石化提出了构建“一基两翼三新”产业格局、“四供两融”完善新能源业务架构、“打造中国第一氢能公司”愿景以及“实现世界领先洁净能源化工公司”的目标。

新星公司是中石化旗下专注于新能源领域业务开发的企业。2013年，集团提出将新星公司逐步培育为“国际一流清洁能源专业化公司”的目标；2015年，集团明确将新星公司定位为中石化新能源专业公司，代表中石化投资建设运营新能源产业；2017 年将新星公司定位为绿色清洁能源公司，主营地热、光伏、风电等业务；2021年新星公司开始承担新疆库车、内蒙古鄂尔多斯、乌兰察布等绿氢项目；2023年新星公司提出了以“地热领先行业、绿氢示范引领、绿电支撑需求”为目标，构建“一人套马、三块牌子”架构，推动相关业务发展。

新星公司已形成了“热氢风光（地热、绿氢、风电、光伏）”的新能源业务产业格局。

地热方面，是中国地热能开发领军企业。2006 年新星公司和冰岛合资成立了绿源公司并启动了公司第一个地热供暖项目，2009年新星公司开始打造地热开发利用的先进模式“雄县模式”。截止2023年新星公司在全国11个省市、60 多个县市共实现地热供暖能力9600m2，预计“十四五末”超过1.2 亿m2。

风电光伏方面，围绕中石化系统内部市场“替代、配套、规模效益”并重展开。通过优质开发绿氢所需风光项目实现“支撑”，通过精耕细作系统内风光项目实现“替代”，通过效益开发系统外风光项目实现“互补”。依托系统内油田、炼化企业闲置土地、屋顶资源建设“自发自用、余电上网”模式分布式光伏发电项目和陆上分散式风电，基本建成超过接近1GW的装机容量，系统内24家企业实现了绿电的替代。

绿氢方面，2021年集团绿氢项目启动，新星公司承担了新疆库车、鄂尔多斯及乌兰察布3个绿氢项目前期工作。2023年新疆库车绿氢项目全面建成投产，标志着我国首次实现万吨级绿氢炼化项目全产业链贯通。内蒙古鄂尔多斯3万吨风光制氢项目正在进行进一步优化，所产绿氢将为中天合创公司的煤炭深加工设备项目提供原料，延伸EVA、醋酸乙烯等高价值的绿色产品链。乌兰察布10万吨/年绿电制氢项目已经取得了开发指标，通过纯氢长输管道输送到京津冀地区，为燕山石化、天津石化等工业用氢及周边交通提供氢源。

新疆库车项目运行，成为全球目前已投运规模最大的绿氢炼化项目。新疆库车项目从2020年开始启动前期工作，2021年启动成套制氢设备“揭榜挂帅”实证，2021年启动三地“云启动”仪式，2022 年正式开工，2023年实现绿电产氢，2023年全面建成投产。目前处于试生产阶段，项目投产后至今一直连续安全运行。

该项目建设了年产氢规模2万吨的绿氢厂1座，配置52 台1000Nm3/h的碱性电解槽，10 台2000Nm3的球罐，绿氢通过管道输送至塔河炼化，替代原有天然气制氢，每年可减少二氧化碳排放48.5万吨。

通过攻关，新星公司贯通了风光发电、绿电输送、绿电制氢、储存以及输运应用等全流程的关键环节，为绿氢产业、炼化产业的提升提供有效的方案和实施路径。主要是布局了氢能的安全、长距离管道、制氢测试、企业氢能技术规范等多项标准制定。接下来，我们将介绍不同阶段的各个问题以及对应创新方案。

项目前期阶段，主要是项目模式的优选，关键在于绿氢产出时要降低对电网影响。

现有电网交易机制，新能源发电电力来源难以区分，绿电制氢困难，过网费增加绿氢生产成本。绿电或电解制氢项目购买绿电会影响电网。应直接利用新能源发电制氢，提出新供电模式确保绿氢产出和优化成本。

新星公司采用了可再生能源制氢一体化发展模式的创新方案。结合新能源发电系统与自建线路，将绿电直接输送至绿氢生产，仅需缴纳备用容量费，并获得政策支持。同时因为新能源发电波动性和时间限制，需建设自控系统统一调控制氢设备与供电。方案于2021年设计，仍符合欧盟2023年提出的绿氢判别标准之一，“直接连接新的可再生能源发电机所产生的氢气”。

项目规划阶段，主要是规模化绿电直接制氢的全流程优化组合降本寻优。

在预定的资金规模下，经济成本受光伏装机、风电装机、外购电比例、电解槽制氢及储氢能力等因素影响，变量组合复杂。项目仅确定了制氢规模和区位，在开展研究前需要找出最低氢气成本的参数组合。

新星公司采用了目标函数建模及优化算法求解推演的创新方案。一是建立以制氢规模为约束条件，光伏、风电装机、外购电比例、电解槽制氢及储氢能力为变量，以氢气成本最优为目标函数模型；二是采用优化算法求解推演出最佳配置方案；三是通过可再生能源优化模型和加速算法的结合，形成新能源制氢优化评价一体化软件，帮助加速项目决策。

项目设计阶段，系统方案、技术选型、上下游融合、降本策略等是主要考虑因素。

一是规模化绿电制、储、输氢系统的集成及工艺优化。在此项目之前，全球范围内尚无大规模绿氢生产系统及规范标准，在工艺流程、设备选型、参数设计方面需建立全套系统集成体系、标准和规范，大范围优化现有电解槽成套设备，相关设备定制生产。新星公司优化形成了更适合规模化的成套绿电制氢系统。对全厂制氢设备进行整体工艺优化，定制生产制氢设备，确保系统运行状态最优，有效降低运营成本，形成多对一的制氢系统。并针对上述方案，对循环系统、能量平衡、供配电进行了整体设计和优化。

二是适合规模化绿电制氢的电源技术。关键在于提升电解槽电源性能并匹配电解制氢系统，提升控制精度，精准控制公共电网用电，提高响应速度以降低弃电，确定最优电解槽电源技术。新星公司针对制氢电源及系统整体展开了全方位的评价与探索。一方面，针对传统电解槽电源技术，从电源的电网友好程度、控制响应速度、直流纹波、电流谐波方面开展研究；另一方面，筛选具备优势的新型电源技术，研究新型电源技术的可行性，中国石化首次提出在电解槽制氢方面开展IGBT电源技术规模化应用方案。

三是创新集成制氢系统方案的可行性的验证。关键在于如何验证绿氢项目中提出的创新方案——规模化制氢系统和电源设计方案的实际可行性。新星公司结合绿氢示范项目先行性及“揭榜挂帅”科技举措将其应用于工程实践。组织制氢厂家“揭榜挂帅”，提前完成设计方案中型实验，降低项目风险。实证过程中，验证四对一成套方案可稳定/波动生产，达到额定产气量，氢气质量合格。在测试过程中形成系统的规模化电解槽测试方法体系。

四是规模化绿电制氢控制技术。电解制氢系统与波动电源响应特性对制氢效率、设备性能等方面影响较大，尤其在规模化生产中，要考虑不同设备、多台生产设备之间启停及热备等集群控制策略，相关技术要在确保项目安全可靠的同时提高效率。新星公司建立了优化控制系统以适应波动电力制氢与下游炼化用氢需求。结合中石化大型炼化项目经验，根据波动电源出力情况，结合制氢系统特性，建立了适应复杂工况的控制系统。通过该技术，可实现调整制氢设备投运数量及负荷，适配最优运行工况，提高产量，降低能耗，延长电解堆运行寿命。

五是新能源波动性与用氢场景需求的融合。新能源具有波动性问题，炼化等场景需求各异。最小化储氢储能可以解决新能源制氢波动和化工用氢稳定性需求矛盾，对保障炼化生产、降低绿氢成本至关重。新星公司开展了平衡光伏绿电制氢高波动性氢源的储运技术开发，主要是应用到了我们前面提到的球罐储运技术。

六是绿氢的降本策略。相比煤制氢、天然气制氢技术，现有电解水制氢成本较高，降低成本是解决绿氢商业化推广应用瓶颈关键。新星公司从设计、装备、控制等方面提高经济性。一是通过创新用发电包括共建模式来控制整体的用电成本；二是采用模型完优化优选风光组合方案，控制整体的投资；三是结合风光系统，包括设备的选型，提升我们的发电效率、电源效率；四是再造制氢系统工艺流程，整合了制氢的配套系统，来降低制氢部分的投资。五是采用了先进的控制集群系统，提升整体的制氢效率等效果。提升制氢效率。

生产运营阶段，如何对万吨级绿氢项目进行生产运行控制是关键。

新星公司从仿真培训、虚拟技术、数字化、智能控制4方面入手。第一是开发了项目生产运行仿真平台，提前让生产人员熟悉生产控制；第二是建立三维虚拟工厂，可以开展虚拟巡检；第三是建立生产数据信息化系统，从平台实时监控项目运行情况；四是将光伏发电与制氢负荷跟踪耦合，投用智能生产控制系统，建立双向跟踪方案，在持续优化的同时也为今后实现少人值守或无人值守做好支撑。

成果一：实现规模化光伏直接制氢零的突破。解决光伏波动与电解槽波动间动态电力控制、分时电价与电网下电低成本匹配、制氢量波动与外输稳定耦合等难题。如针对分时电价和电网下的低成本匹配，以及制氢波动和外稳外输稳定耦合等难题，自主开发了相应的自控系统技术的开发器，并形成了首个规模化制氢的工艺包；同时也完成了首个也是国内首个新能源规模电工规模电解制氢的测试方案，目前正在开始系统的测试。

成果二：带动国内制氢产业规模量的提升。库车项目的启动坚定了国内绿氢应用产业的行业信心，国内碱性电解槽生产能力由2021年不足0.5GW扩增到5GW，生产企业由不足10家增长至近百家，配套规模化新能源制氢所需高功率IGBT技术实现研发突破并进入生产应用；库车项目的光伏组件、电解槽、储氢罐等设备及材料实现了国产化，促进国内氢能产业发展。

成果三：项目取得一系列支撑绿氢开发的科研成果。开发的科研成果包括《碱性电解制氢技术导则》等标准，《一种大型绿氢制备晶闸管整流电源系统》等2件专利，《新能源制氢决策及评价一体化系统》软件著作权1项，开发光伏发电制氢一体化软件和智能控制策略软件各1套，正申编专利2件、申编标准16项。

成果四：形成适于可再生能源制氢的生产运行模式。项目开发了符合智能生产4级成熟度的绿氢智慧工厂管理系统，现场生产装置和输配电站采用少人或无人值守；发挥氢储能调节优势，确保输氢平稳情况下尽量使用光伏发电，降低绿氢生产成本。

成果五：为利用可再生能源实现工业化低碳转型探索了道路。库车项目突破性解决了可再生波动电源条件下制氢的技术难题，贯通利用全流程关键环节，将中国石化打造为绿氢炼化原创技术策源地企业。项目是炼化产业实现低碳生产转型的示范，扩大了绿氢应用场景，为其他行业大规模应用绿氢探索了可行之路；推进了国产化设备和技术的更新迭代，有力的促进了氢能相关产业链发展；为氢能推广和应用提供了有效解决方案和实施路径，对探索可行、可复制、可推广的新能源-氢能发展模式具有重大意义。

最后我再来汇报分享一下，通过这些项目，我们形成的一些在实施建设过程中对于产业发展的一些建议。

建议一是支持鼓励氢能生产应用项目发展。我们觉得还是需要进一步强化国家和省级层面对氢能产业的顶层规划，促进区域的协调发展，推动氢能的应用场景落实落地。一是在体制机制方面建立各省工业领域和交通领域绿氢配额机制和监测考核机制，出台绿电制氢项目碳排放方法学及认定标准，支持氢能项目的碳减排量参与碳交易，开展绿氢及延伸产品绿色认证等；二是制定相关政策支持绿氢副产品（绿氧）消纳，提升可再生能源制氢附加价值；三是对于新型氢能应用场景开发给与政策支持，支持电力、钢铁、化工等高碳排放领域积极推进消纳绿氢措

建议二是强化顶层设计和政策支持。研究制定能体现绿氢绿色低碳属性的定价机制。氢气成本是决定绿氢竞争力的关键因素，预计碳达峰前，碳交易价将达到200-300元/吨，若届时绿电价格达到0.15元/kWh，电解水制氢电耗达到4.5kWh/Nm3时，则绿氢成本可降至12元/kg左右，将在石油（煤）化工、冶金行业中大规模应用，经济性将得以体现。具体来说我们的建议：一是强化电力政策扶持，尽快将绿电制氢一体化项目纳入非煤自备电厂范围，在绿电储能、以电育氢等方面给予政策支持。二是制定氢能相关产业的金融支持和财税支持政策，将绿氢生产纳入新兴产业税收优惠清单等。三是取消绿电制氢一体化项目政府性基金中可再生能源电价附加的收取。四是明确制氢和储氢工程在储能政策中的地位，享受储能政策支持等。

建议三是加强氢能体系标准建设。建立适合大规模工业化氢能制储输运和安全技术标准体系，尽快修订氢能行业现有的标准，使政府审批有章可循，从而提高行政效率。同时使企业投资建设有合理标准可依，从而降低成本。建立电解槽与风光可再生波动电源的匹配性评价标准等体系，同时我们也建议开展绿氢装备测试标准和平台建设。