关于利用风电获得氢气的问题

据核实，每年被放弃的风电超过百亿度电，为此专家建议利用风电制氢。
  国际新能源网讯：生产清洁油品需要深度加氢精制，氢气主要来源于炼厂干气制氢和煤制氢，为此都要排放二氧化碳。以风电制氢替代干气制氢、煤制氢，可以消除其中的二氧化碳排放，使干气得到更充分的利用。
    中国石化大力实施绿色低碳战略，积极推进油品质量升级。而生产清洁油品所需用的油品精制深度加氢，大部分氢气来源于炼厂干气制氢，一部分来源于煤制氢，为此都要排放二氧化碳。如果通过风电制氢，就可以消除油品生产中的二氧化碳排放，实现真正的绿色清洁生产。风电制氢不是新思路，但用风电制氢精制油品，则是中国石化在低碳时代的合理选择，具有重大战略意义。
    炼厂干气集约化利用空间大
    2011年中国石化炼厂干气产量约700万吨，除了部分商品外，为了保证油品质量，大部分干气主要用作制氢的原料和作为炼厂自用燃料。炼厂干气富含各类烃分子，可以进行深度加工利用。如膜分离技术可从干气中回收氢气；ARS技术可回收干气中的轻烃；中冷吸收技术可脱除干气中的甲烷、氢气和惰性气体，得到碳二及更重组分；溶剂抽提技术可将裂解气体分离成富氢、富甲烷和乙烯等，这些技术可以提升干气的价值。从直接化工利用看，干气可制乙苯；干气与甲苯可合成制对甲基乙苯，替换出裂解乙烯生产其他产品；干气可制环氧乙烷，替换出裂解乙烯；干气可制二氯乙烷，进一步生产四氯乙烷或氯乙烯。干气中乙烯与合成气可制丙醛、丙酸，进而生产丙醇、三烃基甲基乙烷等中间体。除了上述主要的成熟技术外，国内外干气利用研发中的技术还很多。
    炼厂干气的组成和产量因加工能力、原油品种和装置结构不同存在差异，单个炼厂干气一般从十几万吨到几十万吨不等。目前存在各炼厂干气化工利用下游产品规模不大、单个炼厂干气资源难以规模化利用的矛盾，这主要是体制机制问题。可以通过体制机制的创新，整合各炼厂的干气资源，解决干气集约化利用、液化气集约化利用（2011年中国石化炼厂液化气产量1000余万吨）问题。
    国内电力装机构成不灵活、风电不稳定、市场难平衡等“先天性”不足造成风电并网难。2012年我国风电因不能并网消纳、“弃风”量超过200亿千瓦时，损失在100亿元以上。而风电制氢，有风就发电制氢，无风则停止电解，氢气可储存、可运输，电力不需电网消纳，可以有效解决“弃风”问题。如果采用德国Lurgi公司制氢技术，200亿千瓦时的风电可以制氢40万吨。中国石化2011年制氢装置产氢气100余万吨，仅利用弃风电量制氢就可以解决中国石化近40%的氢气需求。
    目前中国石化炼化企业已经形成区域化、可集约化发展的环渤海、长三角和珠三角地区，这三大地区的陆上风力装机也具备了一定的规模，已经具备了风电制氢供油品精制加氢和炼厂干气、液化气集约利用的基本条件。2011年，环渤海地区的风电装机容量合计达1818万千瓦，该地区中国石化的炼油能力合计约6300万吨/年；长三角地区的风电装机容量合计为265万千瓦，中国石化的炼油能力为4430万吨/年；珠三角地区的风电装机容量合计138万千瓦，中国石化的炼油能力合计3150万吨/年。我国北部风电装机规模大，南部特别是沿海发达地区土地金贵、风电装机规模相对小，但风电发展没有停步，一些沿海地区打算发展海上风电。

风能+电解槽就是风电制氢了，本质是电力匹配和调度问题，电解槽为了获得稳定的电力是必须和电网结合的，而规模化的电解槽功率是可以根据调度进行波动的，因此可以根据电网的供需两侧进行功率调整。目前电解槽技术主要有碱性电解槽，PEM电解槽，高温固体氧化物电解槽，比较有前景。

用风电制氢逐步替代干气制氢和煤制氢
    未来国内绿色发展的环境要求将更严格，碳税的实施和碳交易的发展，将促进各类涉及碳排放的企业加快绿色转型。在2020年以前，需要精心筹划风电制氢的建设，以逐步替代干气制氢和煤制氢，并发展氢储存和区域氢管网，有效调配风电制氢的间歇性和油品加氢的持续性。
    电解装置可以建在风电场，也可以建在炼厂，可依据具体情况进行研究评估。电解装置建在炼厂明显的优势在于可综合利用炼厂热能。一般电解温度约90℃，当风电不稳定停止电解时，可综合利用炼厂其他热源为其保温，为有电时继续电解制氢保持稳定的反应条件并减少能耗。
    美国空气产品公司成功地依靠氢储存和氢气管网为墨西哥湾一带的炼厂提供氢气。从新奥尔良到休斯敦的氢气管道长达1000千米，当一个地区制氢负荷下降，可通过管道及时从其他地区增加供应。中国石化的三个炼油集群地区可根据今后发展的要求，综合考虑风电制氢对干气制氢的替代，在风电制氢量大的地区建设氢储存，在区域内甚至区域之间建设氢气管网，解决风电制氢的间歇性问题，保障氢气供应。

风电制氢、干气液化气集约化利用效益大
    风电制氢的经济性要从多角度、整体性和长远利益来考量。中国石化干气制氢生产成本一般约1.8元/立方米氢气，而目前国内电解制氢生产成本一般约5.5元/立方米氢气。表面上看干气制氢成本要低于电解制氢，但进一步分析发现，国内电解制氢用电单耗一般约5.5千瓦时/立方米氢气，工业电价约0.56元/千瓦时，不含电费的电解制氢生产成本约2.4元/立方米氢气。随着未来风电设备单位投资下降、机组效率提高，风电成本将从目前约0.4元/千瓦时降至约0.3元/千瓦时，电解用电单耗按4.6千瓦时/立方米氢气计，则风电制氢生产成本可能降至约3.8元/立方米氢气。煤电的二氧化碳排放为0.87千克/千瓦时，使用清洁风电制氢每立方米可获得碳资产约4千克，按碳资产价值40元/吨计，相当于每立方米氢气可获得0.16元补偿。即风电制氢成本比干气制氢高出约1.8元/立方米氢气。干气制氢耗干气一般约0.4立方米干气/立方米氢气，即使干气不做集约化利用而作为商品出售，0.4立方米干气也能收入约1.2元，即风电制氢成本比干气制氢仅高出约0.6元/立方米氢气。而且风力发电的成本与化石燃料发电不同，不受燃料价格上涨的影响，因此未来风电制氢成本不会像干气随原油的价格而上涨，再加上干气集约化利用并带动液化气的集约化利用，将产生更大的效益。
    2011年中国石化在环渤海、长三角和珠三角地区炼厂干气资源量达440余万吨、液化气590余万吨，有集约化利用的条件。而这些地区属国内经济发达、环境压力大、公众对环保关注度高的敏感地区，减少碳排放压力很大。
    我国海上风能资源的评估正逐步深入，有广阔的风能发电前景。海上风速较陆上高、有更稳定的主导风向，对环境影响比陆上更小。在东部沿海经济发达地区，人口密度大、不征土地是海上风电发展的最大优势。中国石化在沿海地区已有集群化发展的基础，有石油工程的浅海和海上勘探开发工程技术经验，可与海上风电建设和运营维护实现共享。预计到2020年，国内海上风电将走上规模化发展道路。中国石化发展海上风电，可以争取国家政策鼓励，取得先入优势。氢燃料汽车前景远大，中国石化占据海上风电制氢的桥头堡，将具有长远的战略意义。

地域限制太明显

思路不错！一直感觉新能源需要跟现有生产体系有个方便经济的“接口”。
一直不太明白风电成本的构成， 应该主要是装置的折旧和养护费用？ 养护费用应该不高吧？

xingjisanbing 发表于 2014-4-28 11:48

                                
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地域限制太明显
其实这个是跟煤化工结合的问题，就国内而言，但凡煤资源多的地方风资源都比较丰富，比如内蒙和新疆

主要位于沿海地带和辽阔的偏远地带

风电制氢，要考虑转化率啊，能量转化不可能是100%的，风电转化损失一部分，制氢损失一部分，氢能利用损失一部分，可能浪费不少啊

樊樊323 发表于 2014-4-29 10:04

                                
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风电制氢，要考虑转化率啊，能量转化不可能是100%的，风电转化损失一部分，制氢损失一部分，氢能利用损失一 ...
以前算过，只考虑进入电力出来电力的roundtrip的话，大概30%的效率，多至40%，考虑热电利用的话，可以大概50%以及以上。但是成本还是比较高，有待于技术进步。