石化碳中和：国内外石化企业碳中和典型案例（一）（21）
2021年6月，欧盟H2Future氢能旗舰项目——林茨6MW电解制氢示范项目正式运营。这是欧盟氢能发展的系列项目，于2017年1月1日开始，为期4年半，旨在通过在钢铁厂试点运营，研究可再生能源制氢的大规模应用。
主要参与方包括提供可再生能源电力的奥地利公用事业公司Verbund，提供场地和应用场景的奥地利钢铁制造商Voestalpine，提供质子交换膜（PEM）电解器的西门子，研究本项目模式是否可大规模推广的荷兰TNO和奥地利K1-MET研究中心，以及奥地利电网公司、电网研究机构等。
这座6MW绿电制氢工厂位于奥地利钢铁制造商Voestalpine位于林茨的厂区，配置了西门子Silyzer 300 PEM电解槽，可再生能源电力来自奥地利公用事业公司Verbund。
项目团队在一份声明中表示：“新工厂的产能超过6MW，目前是同类工厂中最领先的。它将用于测试绿电制氢技术是否适合工业规模使用。该项目获得了欧盟1800万欧元的资助，研究氢能与电网的协同，作为电源侧调峰调频功能，补偿电网波动的可行性。”
该项目是电解工业应用的重要里程碑，是钢铁工业、炼油厂、化肥制造以及其他需要大量氢气的工业部门未来的基石。西门子正在筹备一个5GW电解制氢项目。尽管绿色氢仍处于开发的初期阶段，未来几年还将有更大的试点工厂投产。
2021年4月18日，宁夏宝丰能源公司发布公告称，拟投资10亿元在宁夏宁东设立全资子公司，通过太阳能发电制取绿氢用于化工生产。该子公司名称为宁夏宝丰能源绿氢科技发展有限公司，经营范围为氢气加工制取、运输、储存及销售。该项目是目前全球规模最大的一体化可再生能源制氢储能项目，涉及太阳能电解水制氢、氢气储运、加氢站、氢能交通示范应用、与现代煤化工耦合制高端化工新材料等多个领域。
其实，早在2019年，宝丰能源就启动相关布局：启动了 200MW 光伏发电及 2 万标方/小时电解水制氢储能及综合应用示范项目，目前已部分建成并已投入生产，项目建成后将年产氢气 1.6 亿标方/年，副产氧气 0.8 亿标方/年。项目采用“新能源发电+电解水制取绿氢绿氧直供煤化工”的新模式，将所产氢气、氧气直接送入化工装置，实现新能源替代化石能源，开辟了一条经济可行的实现碳减排的科学路径。
项目已于 2021 年初部分建成并投入试生产，通过连续 168 小时的标准运行调试，设备及产品的安全、质量、成本可控，综合成本可以控制在 1.34 元/标方，所产氢气也成功进入公司烯烃生产系统，达到预定目标。每方氢气的成本可控制在 0.7 元，与目前化石能源制氢成本每标方 0.6 元接近。
该公司计划通过20年的时间，实现以新能源制取的“绿氢”替代原料煤制氢，以新能源制取的“绿氧”替代燃料煤制氧，使公司不受煤炭资源的制约，并能保持成本的稳定性；实现二氧化碳近零排放，环境容量不受限制，为公司发展提供了无限空间。
此外，壳牌位于德国韦瑟林的Rheinland炼油厂正在建设一座10MW的PEM电解厂，预计将在近期竣工，而30MW的试点工程预计到2025年在德国西北部投运。项目同时进行准商业化运行，利用更合理的电价生产价格更低的氢气，为炼钢生产使用绿氢降低成本，吸引更多电网服务以提高项目的收益。
（一）分散式新能源制氢
在这种模式下，分散式风电场以及光伏电厂作为发电资源，发出的电能在HOkV电网内进行消纳，制氢站作为用电设备，消纳分散式绿色电能。由于HOkV电网下，接入的发电和用电设备容量很大，分散式风电场与光伏电厂和通常的风电场区别不大，只需要在电网调度下，运行风电场或光伏电厂就好。
（二）风场/光伏电厂联网本地制氢
在这种模式下，风电场/光伏电厂发电，直接在风电场内制氢，压缩和储藏氢能源有以下几种情况：
（1）在电网调度不限制新能源发电情况下，风电和光伏电厂满负荷运行。如果风小或阴天,发电功率小于制氢部分设备额定功率时，电场/制氢协同控制系统控制制氢设备制氢功率，保证全部绿色能源用于制氢；当发电功率大于设备额定功率时，制氢设备可以满负荷运行，多余电能输送给电网。电场/制氢协同控制系统协调场内发电和制氢。由于新能源的波动性，电场/制氢协同控制系统需要持续调节制氢设备和风电/光伏设备，确保制出的氢气是绿氢。
（2）在电网调度限制新能源发电情况下，风电场和光伏设备在电场/制氢协同控制系统控制下，最大化绿氢的制备，还要保证向电网输岀的功率恒定。对风电/光伏设备，制氢设备的协调控制要求很高。
（3）在电网调度禁止新能源发电情况下，电场/制氢协同控制系统要保证电厂出口功率为零，高效协同发电和制氢设备，保证场内电网稳定。以上三种情况下，电场/制氢协同控制系统的控制算法要充分考虑发电和制氢设施的动态约束，每时每刻都要保持发电、用电、以及出口功率的三方平衡。
（三）风场/光伏电厂离网、场内交流制氢
在这种情况下，发电与制氢设备直接相连，场内电网与外电网隔离，完全用新能源电能制氢。风电机组和光伏系统不需要特别改造。但是，由于发电设备都是电流型逆变器，因此，场内需要设置额外的电压源，相当于一个大容量不间断电源（UPS）。
（四）风场/光伏电厂离网，场内直流制氢
在这种情况下，发电与制氢设备直接相连，完全用新能源电能制氢。与第三种模式的区别是，发电和电解用直流母线直接联通。发电和用电设备都需要改造，双馈发电机组要增加励磁装置，同时，增加母线储能，超级电容或电池储能设备。好处是，减少了多次直流-交流变换，以及场内变压器等设施，提高了电能转化效率。大规模使用才有经济性。
在国际市场上，日本、德国、荷兰、澳大利亚、加拿大等国家均已开展大型光伏制氢项目的研究或投入。由日本经产省下属的NEDO、东芝、东北电力公司和岩谷产业公司建设了太阳能制氢工厂-福岛氢能源研究基地，据悉，该基地占地总面积为22万公顷，其中18万公顷为太阳能发电区域，4万公顷为制氢车间，是目前全世界最大规模的制氢工厂。
澳大利亚BOC制氢项目是澳政府与英国BOC公司合作，利用太阳能电解法制氢。德国与摩洛哥签署了氢能源研究和投资合作协议，支持摩洛哥建立绿色氢能源研究平台，在太阳能等新能源领域对摩洛哥进行知识产权转让和氢方面的合作。
空气产品公司与ACWA Power和NEOM宣布签署了一项协议，他们将共同投资50亿美元，建造一个使用可再生能源的世界级绿色氢基氨工厂。
未完待续。