海水制氢技术路线及典型项目

* 本文信息来源：氢能日参、流程工业



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" h! M8 {6 ^" d" b4 j+ L  K* m氢能作为低碳时代的最佳能源选择，在当下能源转型中扮演着重要角色。根据中国氢能联盟预测，在2060年碳中和目标下，到2030年，我国氢气的年需求量将达到3715万吨，在终端能源消费中占比约为5%。到2060年，我国氢气的年需求量将增至1.3亿吨左右，在终端能源消费中的占比约为20%。
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& w5 g# D3 W' G( R6 R! H3 w电解水制氢是公认的绿氢制备方法，水资源也是地球上最大的“氢矿”，然而高能耗以及消耗淡水资源的问题却客观存在。随着风电等可再生能源装机逐渐深远海化，其导致的电力远距离输送的损耗问题也日益紧张。采用风电耦合海水制氢是实现由化石能源向绿色清洁能源转变的理想途径，同时该方法既可以促进新能源电力消纳，又可以缓解因大量消耗淡水所引起的资源分配问题。
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海水直接制氢的路线主要通过电解水制氢或光解水制氢方式制取，全球主要研究机构有中国科学院、法国国家科学研究中心、日本东北工业大学、北京化工大学、印度科学工业研究理事会、美国休斯敦大学等。海水间接制氢则是将海水先淡化形成高纯度淡水再制氢，即海水淡化技术与电解、光解、热解等水解制氢技术的结合。

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海水直接电解制氢由于技术难度较大，全球各国都处于试验阶段；间接海水制氢本质上是淡水制氢，淡水电解制氢已商业化。目前海水制氢的国内外示范项目中，实质也是海水淡化后电解制氢技术，再利用海上风能和太阳能将水分解成氢气和氧气。从产能来看，国内外可再生能源制氢项目仍是小规模试点，且大多处于在建或拟建阶段。
, u1 r8 e3 W$ o& B/ e% [2019年起，国内外多个可再生能源海上制氢项目开始启动。德国Tractebel Overdick在2019年提出一种海上风电制氢平台，包括风力涡轮机、电解装置、变压器和脱盐装置。先通过脱盐装置将海水淡化成高纯度水，再利用海上风能发电将水电解为氢和氧。当风力涡轮机容量为 400 MW时，产氢量达80000 m³/h。电解后的氢气存储起来，用作能源载体或工业原料；
英国Logan Energy的Seafuel项目针对岛屿等偏远地区用电成本高、对陆地基础设施依赖程度强等问题，通过可再生能源(包括太阳能、风能或海洋能)电解海水生产的氢气为岛屿交通提供动力。电解产生的氢气储存在氢燃料站台，作为燃料电池车的储备能源，所述燃料电池车续航里程达500～600 km；
荷兰海王星能源公司2019年参与建立了全球首个海上绿氢试点项目PosHYdon， 旨在通过荷兰北海的Q13a平台整合北海中的三种能源系统：海上风能、海上天然气和海上氢气。由海上风力涡轮机产生的电力为Q13a平台上的制氢装置提供动力，将海水转化为软化水，然后通过电解装置电解为氢气和氧气。氧气直接排放到空气中，气由天然气大型管道公司NOGAT和Noordgastransport，与天然气一起运输给工业、交通部门和荷兰家庭用户，项目已于2021年7月开始生产氢气，，采用了1.25 MW的PEM电解槽，每天最多可产生500公斤的绿色氢气。
2020年，丰田汽车公司为利用可再生能源发电+在线电解海水制氢+氢燃料电池的船舶Energy Observer提供燃料电池系统，该船在2020年行驶了1万海里。其动力系统结构包括采用多级反渗透法的脱盐系统、产氢量4 Nm³/h的电解槽、压缩机、八个35 MPa压力储氢瓶、丰田燃料电池技术系统、总面积141 ㎡的光伏板、风力发电系统Oceanwings wings和锂电池。该船主要提供三种动力模式：1)正常航行中，由太阳能或风能直接为推进提供动力；2)发电量暂时下降期间，锂电池组将接管，为推进提供动力；3)长时间停船期，燃料电池将接管，消耗氢气发电和储电。
& e1 [, P" z4 Z% ^海上风电+制氢 Gigastack项目2020年初获得英国政府750万英镑的财政补贴，计划于2022年建成投产，由世界最大的海上风电开发商Orsted运营，与ITM Power、Phillips 66和Element Energy一起，旨在通过在千兆瓦规模的工厂制造“可堆叠”的5 MW PEM电解槽，实现首款工业规模的100 MW电解槽，并大规模部署到海上风电场，以大幅降低绿色制氢成本。
2020年12月，西门子歌美飒在丹麦启动了全球首个以“孤岛模式”运行的风电制氢试点项目Brande Hydrogen，于2021年1月开始运行。该项目将容量为3 MW的风力涡轮机连接到碱性电解槽上，制备出的氢气由油轮运输到岸上，供加氢站使用，单台3 MW 的风力涡轮机可为50～70台出租车提供足额氢能燃料。
0 I. W: A# ^$ t海水制氢的优势与劣势




优势：
7 L9 L" ]: ?% f: I# B海上分布式制氢平台可作为能源的长期储存或精细化学品的生产场所，如氨和甲醇以及其他的碳氢化合物，在解决深远海可再生电力消纳的同时，将绿色能源与化工生产系统紧密结合。

. f3 r# K" O$ n6 g+ K5 V8 e1 K* r( H
  y) r2 C* l9 }' s" V随着风力、光伏发电向深远海发展，单个电场的装机容量越来越大，远距离海上电缆的电容问题严重限制输电容量和距离。如220 kV交流海底电缆输电，在300 MW水平上的输电距离上限约为80 km, 使得深远海的新能源电力无法输送至陆地。因此，深远海可再生电力就地制氢、制绿氨等或是未来深远海可再生能源的主要应用方式。

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劣势：
3 c% \! v9 P. C1 m9 g  n; o海水中杂质将导致催化剂失活：除了溶解多种的无机盐离子外，还含有许多有机物以及杂质，如塑料、微生物和溶解气体等，目前已知的100多种元素，80%以上都可以在海水中找到。实验表明，若直接使用传统电解槽电解海水，不溶物将在离子交换膜和催化剂表面的沉积黏附，导致离子通道以及催化活性位点的堵塞，使得催化剂在几百小时内快速失活。


0 u( \$ n) R& B海水电解产物将腐蚀设备：然海水中的氯离子浓度约为0.5 mol/L，其在电解过程中可在阳极被氧化为氯气以及次氯酸根，腐蚀电极金属基底以及导致催化剂失活，而产物氯气的运输不具备生物安全性与经济性。

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( V3 B; d) {1 ]* s海水的组成十分复杂：海水的组成还与地理位置、天气变化、季节有关，因此不同海域所配套使用的电解槽可能是不同的。
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海水电解效率低：海水中的氢离子以及氢氧根离子浓度很低，在电解过程中其传质速率缓慢，使得电解效率较低。且由此产生的局部pH值差异不利于析氢、析氧半反应的热力学变化，并可能导致碱金属氢氧化物等的沉淀。
总结



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长期以来，电解水制氢在经济层面上被认为是不可行的，无论是从电力消耗还是从水资源消耗角度出发，其都无法与现有化石燃料制氢方法相比。然而，随着能源短缺和环境污染的挑战快速增长，寻求可持续的发展方式已刻不容缓。结合目前可再生能源与海水淡化技术的实际发展，可以认为可再生能源结合海水淡化后电解和海水化学资源利用是理想的投资方案之一，海水直接电解技术虽是最理想的制氢方案，但其工业化推广仍需要革命性的突破，过多的专注于海水直接电解技术不是当下的理想投资。
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