2.3 燃料电池基础知识及应用技术

2.3.1 燃料电池概述

1. 燃料电池的种类

燃料电池（Fuel Cell）是一种将存在于燃料与氧化剂中的化学能通过电化学反应直接转化为电能的发电装置。从原理上看，燃料电池有正负极和电解质，燃料在阳极被氧化，氧化剂在阴极被还原，与蓄电池非常相似，所以名为“电池”；蓄电池的反应物都储存在电池内部，其本质是储电设备，而燃料电池的反应物和氧化物是利用外部系统源源不断地输送到电极上反应来发电，本质上是一个发电机。

燃料电池有很多种类型，其燃料类型、反应原理、工作温度、应用场景等也都不同。按照电解质的不同，可以将燃料电池分为碱性燃料电池（AFC）、磷酸燃料电池（PAFC）、熔融碳酸盐燃料电池（MCFC）、固体氧化物燃料电池（SOFC）、质子交换膜燃料电池（PEM-FC）。在此分类下，不同类型燃料电池的主要区别见表2-11。

从技术的发展来看，燃料电池技术的发展大致经历了四代，见表2-12。

2. 燃料电池的优缺点

燃料电池的优缺点见表2-13。

3. 燃料电池急需解决的关键问题

燃料电池是全世界公认的未来最佳车载能源。虽然燃料电池可以采用多种燃料，甚至是内燃机用的所有燃料，但是真正起电化学反应的，仅仅是其中的氢和氧化剂中的氧。因此，氢燃料电池在氢燃料制取、储存及携带等方面，以及非氢燃料电池重整系统的效率、体积、质量大小及反应速度等方面的技术还需进一步提高。

有轨电车用燃料电池急需解决以下关键问题：

1）开发和应用燃料电池系统配件和生产工艺，大幅削减燃料电池系统生产成本。在燃料电池系统中，核心部件是燃料电池电堆，需要通过改进双极板生产工艺、降低铂载量或使用非铂催化剂、使用新型质子交换膜等方法降低电堆的成本。系统中，还包括氢气循环泵、空气压缩机、加湿器等若干辅助部件，这些部件在系统成本中也占据了很大的部分，由于目前这些配件还未大规模生产，成本很高，可靠性也有待提高，需要开发燃料电池系统专用配件，降低辅助系统成本。

2）研究燃料电池性能衰减机理，研究低成本、长寿命燃料电池材料及燃料电池系统优化控制方法，大幅提升燃料电池系统寿命。燃料电池的寿命取决于每个单片电池的电化学活性，这种电化学活性会在多种因素下发生性能降低：燃料电池在工作中，催化剂的形貌和微观状态会发生变化，活性降低；空气中的杂质气体也会污染催化剂表面，造成催化剂失去活性；质子交换膜会在某些基团的作用下发生腐蚀，直至膜出现穿孔而造成电堆失效；气体扩散电极的特性会随着工作时间的延长而发生变化，使电池性能发生衰减；加湿水中的杂质离子会占据质子膜中的活性位使质子传导特性降低。因此，需要更加深入地研究燃料电池性能衰减和失效的机理以及解决这些衰减和失效的材料、方法等，以大幅提高寿命。

3）采用系统模块化设计，优化系统结构，大幅提高燃料电池系统质量和体积功率密度。对于车用燃料电池发动机系统而言，需要在满足功能的情况下，将系统部件进行集成设计，提高集成度，降低体积和重量，类似汽车用汽油发动机系统，优化模块设计，完善模块功能。

4）必须开发质量轻、成本低、安全性高的车载储氢罐，提高续驶里程和车载用氢安全性。

2.3.2 质子交换膜燃料电池系统结构与工作原理

1. 燃料电池的工作原理

本部分重点介绍适用于轨道车辆应用条件的质子交换膜燃料电池，其关键材料与部件包括电催化剂、电极（阴极与阳极）、质子交换膜和双极板。目前最常见的是氢-氧型燃料电池，基本原理是氢氧反应产生的吉布斯自由能直接转化为电能。借助于电化学过程，氢气和氧气持续且独立地供给电池的两个电极，并在电极处进行反应。其工作过程包括：

1）氢气通过管道或导气板到达阳极。

2）在阳极催化剂的作用下，1个氢分子解离为2个质子，并释放出2个电子。阳极反应为

2H₂—→4H⁺+4e^-

3）在电池的另一端，氧气（或空气）通过管道或导气板到达阴极。在阴极催化剂的作用下，氧分子和氢离子与通过外电路到达阴极的电子发生反应生成水。阴极反应为

O₂+4H⁺+4e^-—→2H₂O

总的化学反应为

2H₂+O₂—→2H₂O

电子在外电路形成直流电。因此，只要源源不断地向燃料电池阳极和阴极供给氢气和氧气，就可以向外电路的负载连续地输出电能。

理想的燃料电池系统是可逆热力学系统，在不同的工作温度、工作压力条件下，可通过热力学计算得出在理想可逆情况下燃料电池发电效率及单电池电压的变化规律。实际上，开始反应产生电流时，燃料电池的工作电压降低很多。其原因主要有以下三点：

① 在电极上，活化氢气和氧气的能量要消耗一部分电动势。

② 电极发生反应后，电池内部的物质移动扩散，所需能量消耗部分电动势。

③ 电极与电解质之间有接触阻抗，电极和电解质本身也有电阻，也要消耗与电流大小成正比的电动势。

由于活化阻抗、扩散阻抗和电阻的综合作用，燃料电池单体的实际工作电压一般为0.6～0.8V。

质子交换膜燃料电池的工作温度约为80℃。在这样的低温下，电化学反应能正常地缓慢进行，通常用每个电极上的高度分散的铂金颗粒进行催化。

质子交换膜燃料电池采用固态聚合物膜为电解质。该聚合物膜为全氟磺酸膜（例如美国杜邦公司的Nafion膜），这种膜包含大量强酸性的磺酸基团，质子可以在其内部进行迁移。质子交换膜燃料电池所用的燃料是高纯氢气，氧化剂可使用氧气或空气。

电解液的作用是辅助离子从一个电极传导至另一电极。燃料供给阳极或正极，在该电极处，依靠催化剂，电子从燃料中释放。在两电极间电位差作用下，电子经外电路流向阴极或负极，在阴极处，正离子和氧结合，形成水。

质子交换膜燃料电池中的催化剂是决定电堆成本及寿命的关键点。在早期实践中，为了燃料电池的特定运行，需要很可观的铂载量。目前，在催化剂技术方面现已取得了巨大进展，使铂载量从28mg/cm²减少到0.2mg/cm²。由于燃料电池的低运行温度，以及电解质酸性的本质，应用的催化剂层需要贵金属。因氧的催化还原作用比氢的催化氧化作用更为困难，所以阴极是最关键的电极。

在质子交换膜燃料电池中，另一关键性问题是水的管理。为了燃料电池的特定运行，聚合物膜必须保持湿润。事实上，聚合物膜中离子的导电性需要湿度。若聚合物膜过于干燥，就没有足够的酸离子去承载质子；若聚合物膜过于湿润，则扩散层的细孔将被阻断，从而反应气体不能扩展触及催化剂。

质子交换膜燃料电池的一个比较大的问题是催化剂的毒化问题。铂催化剂极富活性，其对一氧化碳和硫的生成物与氧相比有较高的亲合力。毒化效应强烈地约束了催化剂，并阻碍了扩展到其中的氢或氧，从而电极反应不能在毒化部位发生，而使燃料电池性能递减。假若氢由重整气提供，则气流中将含有一些一氧化碳；同样，若吸入的空气来自于被污染城市中的大气，则一氧化碳也可从空气的气流中进入燃料电池。空气中的硫氧化物会对电池造成更为严重的毒化效应。由一氧化碳引起的毒化是可逆的，但它增加了成本，且各个燃料电池需要单独处理。

燃料电池的基本原理相当于电解反应的可逆反应。图2-17为燃料电池结构与电化学反应原理。氢气和氧气在电池的阴极和阳极上借助催化剂的作用，电离成离子，由于离子能通过在两电极中间的电解质在电极间迁移，在阴电极、阳电极间形成电压，在电极同外部负载构成回路时就可向外供电（发电）。燃料电池的电极通常做成平板，再附上一层薄电解质，如图2-18所示。电极结构通常是多孔的，这种多孔结构保证了两侧的电解质和气体可以顺利通过，这样的结构使得电极、电解质和气体之间有了最大程度的接触。

理想情况下，燃料电池化学反应所释放出来的最大电能量为反应过程中的吉布斯自由能变化量，燃料电池输出电压和吉布斯自由能存在一一对应关系。但在实际应用时，燃料电池的输出电压要低于上述对应值，并且随着工作状态的变化而变化，尤其是随着电流的增大而降低。造成燃料电池输出电压和理想状态存在较大差异的原因，是燃料电池在电化学反应过程中存在以下几方面的能量损失，造成系统的不可逆性（又称为极化现象），分别为：活性极化、燃料的穿透和内部短路电流、欧姆极化、浓差极化。这些现象的产生原因各不相同，并且在不同的工作条件下，各种极化现象对系统的影响程度也不同。几种极化现象的影响机理见表2-14。

2. 质子交换膜燃料电池系统的组成

单独的燃料电池电堆是不能发电并用于有轨电车的，它必须和氢气供给与循环系统、氧气（空气）供给系统、热管理系统及一个能使上述各系统协调工作的控制系统组成燃料电池发电系统，简称燃料电池系统。燃料电池系统主要由燃料电池电堆和辅机系统组成，辅机系统包括：氢气供给与循环系统、氧气（空气）供给系统、供给管道系统和调节系统（包括空压机、冷却水泵和管路等）以及水/热管理系统。

燃料电池实际上是一个大的发电系统。对于质子交换膜燃料电池，需要有燃料供应系统、氧化剂系统、发电系统、水管理系统、热管理系统、电力系统以及控制系统等。本文以质子交换膜燃料电池系统为例进行讲解。

质子交换膜燃料电池是在有轨电车上最有应用前景的电力能源之一。组成质子交换膜燃料电池的基本单元是单体燃料电池。如前所述，单体电池的电化学电动势大约1V左右，其电流密度约为100mA/cm²。因此，一个实用化的质子交换膜燃料电池系统，必须通过单体电池的串联和并联形成具有一定功率的电池组，才能满足绝大多数用电负载的需求。此外，还要为系统配置氢燃料储存单元、空气（氧化剂）供给单元、电池组温度/湿度调节单元、功率变换单元及系统控制单元等，将燃料电池组成为一个连续、稳定的供电电源。

（1）燃料电池组（堆）质子交换膜燃料电池的单体电池，其化学电动势为1.0～1.2V，带负载时的输出端电压为0.6～0.8V。为满足负载的额定工作电压，必须将单体电池串联起来构成具有较高电压的电池组。由于受到材料（如质子交换膜等）及工艺水平的限制，目前单体电池的输出电流密度约在300～600mA/cm²。因此，为提高燃料电池的输出电流能力，只有将若干串联的电池组并联，组成具有较大输出能力的燃料电池堆。由于燃料电池堆是由大量的单体电池串并联而成，因而，存在着向每个单体电池供给燃料与氧化剂的均匀性和电堆热管理问题。

（2）燃料及氧化剂的储存与供给单元 为使质子交换膜燃料电池实现连续稳定的运行发电，必须配置燃料（H₂）及氧化剂（O₂或空气）的储存与供给单元，以便不间断地向燃料电池提供电化学反应所需的氢和氧。燃料供给部分由储氢系统及减压阀组成；氧化剂供给部分由储氧系统、减压阀或空气泵组成。

（3）燃料电池湿度与温度调节单元 在质子交换膜燃料电池运行过程中，随着负载功率的变化，电池组内部的工况也要相应改变，以保持电池内部电化学反应的正常进行。对质子交换膜燃料电池运行影响最大的两个因素是电池内部的湿度与温度。因此，在电池系统中需要配置燃料电池湿度与温度调节单元，以便使质子交换膜燃料电池在负荷变化时仍工作在最佳工况下。

（4）功率变换单元 质子交换膜燃料电池所产生的电能为直流电，其输出电压因受内阻的影响还随负荷的变化而改变。基于上述原因，为满足大多数负载对交流供电和电压稳定度的要求，在燃料电池系统的输出端需要配置功率变换单元。当负载需要交流供电时，应采用DC/AC变换器；当负载要求直流供电时，也用需要用DC/DC变换器实现燃料电池组输出电能的升压与稳压。

（5）系统控制单元 由上述四个功能单元的配置和工作要求可知，质子交换膜燃料电池系统是一个涉及电化学、流体力学、热力学、电工学及自动控制等多学科的复杂系统。质子交换膜燃料电池系统在运转过程中，需要调节与控制的物理量和参数非常多，难以手动完成。为使质子交换膜燃料电池系统长时间安全、稳定地发电，必须配置系统控制单元，以实现燃料电池组与各个功能单元的协调工作。

由于燃料电池发电过程中需要不断地输入燃料和氧化剂，排出反应产物，一套燃料电池要正常工作，必须配备燃料储存装置、燃料/氧化剂输送装置，同时需要控制进入燃料电池电堆的反应物和氧化剂的量以及产生的产物，还要将其内部产生的热量导出并散发掉，且因为输出电压较低，且伏安特性软，功率变化范围大，需要一套能量变换系统来为负载稳定供电，所以燃料电池发电系统与内燃机发电系统非常相似，需要包括燃料储存与调节系统、氧化剂输送与调节系统、燃料电池电堆、散热系统、电力变换系统、控制系统等。例如一套质子交换膜燃料电池系统，就需要包括氢气供应系统、空气供应系统、散热循环系统、电堆、控制系统等。其系统结构如图2-19所示。

3. 燃料电池系统失效分析方式

燃料电池系统失效包括本质失效和误用失效。本质失效是指燃料电池系统自身故障引起的失效；后者则是由于外部原因（外部能量使用或其他因素）引起的失效。

（1）本质失效 燃料电池系统的本质失效包括电堆功能失效和辅助系统（含控制系统）失效。

1）电堆功能失效主要是燃料电池电堆本身组成部件的失效，包括：

① 质子交换膜失效。主要是由于膜被腐蚀、老化、脱水等情况造成的导电能力下降，以及温度或压力差过高造成的膜穿孔、氢气和空气直接混合等原因造成的失效状况。

② 电极失效。主要是由于催化剂活性下降以及由于水淹、脱落、杂质阻塞等原因导致电极的导电性、扩散层的疏水性和气体扩散性下降等原因造成的电堆性能下降等失效状况。

③ 双极板失效。主要是由于气体流场被液态水或杂质阻塞，引起燃料或空气供应不足，造成电堆性能下降等失效状况。

2）辅助系统失效主要是执行机构失效和控制器的失效，包括：

① 老化失效。阀门、电机、管道以及系统安装固定等机构由于老化原因造成设备工作异常或性能下降，从而引起的系统失效。

② 辅助系统匹配失效。主要是由于辅助设备的选择或使用不能满足燃料电池电堆工作的相关需求引起的系统失效。

③ 控制品质失效。主要是控制算法本身或者硬件电路设计的不完善导致系统参数控制精度和响应速度不足，从而引起的系统失效。

④ 控制系统误动作。主要是控制系统受到干扰引起的控制软件失效，以及通信错误等导致控制系统发出错误的指令，从而引起系统失效。

电堆失效和辅助系统失效是息息相关的两个因素，一方面辅助系统失效会导致电堆失效，另一方面电堆失效也会引起辅助系统的失效。例如，在输出相同的功率条件下，当电堆性能下降时，就会要求发电机输出更大的电流，引起风机负荷过大，甚至长期超负荷运行，导致风机加速老化甚至故障；相同的输出功率条件下，如果风机出现故障引起氧气供应不足，必然使燃料电池极化程度加深，发热量急剧上升，极有可能造成双极板烧坏、变性，从而导致气体泄漏等电堆失效故障。为了避免本质失效以及减小失效情况给系统带来的负面影响，就要求控制系统必须具备完善的功能以及抗干扰的能力。

（2）误用失效 误用失效是指由于控制系统和外部设备之间的能量管理协调不当引起的燃料电池系统失效。误用失效主要存在以下几种情况：

1）在燃料电池电堆工作状态未达到相应输出功率条件下，外部设备强行增加输出功率，造成输出电流急剧上升，导致系统失效。

2）在未通知燃料电池电堆工作条件下，外部设备急剧降低输出功率，造成系统压力波动过大，导致系统失效。

3）在外部能量需求较小的情况下，要求燃料电池电堆长期运行在满负荷的状态引起的燃料电池电堆效率降低甚至失效的情况。

尽管本质失效和误用失效按照造成系统失效的不同原因进行了划分，但是失效的最终表现还是本质失效，即由外部原因导致的系统本质失效。减少外部原因导致的系统本质失效的主要办法，就是提高包含燃料电池系统的能量管理策略、故障监测能力和容错控制策略。

4. 国内关于质子交换膜燃料电池系统研发的一些问题

国内关于质子交换膜燃料电池系统研发还存在以下问题：

1）燃料电池系统的耐久性寿命短，一般仅4000～5000小时，使用周期较短。

2）燃料电池系统的制造成本居高不下，一般估计2～3万元/kW（国外成本约2000～3000美元/kW），与传统内燃机仅200～350元/kW相比，差距巨大。因为其中的质子交换膜、炭纸、铂金属催化剂、高纯度石墨粉、氢气循环泵、增压空气泵等关键部件均依靠进口，所以与国外相比，并没有成本优势。

3）燃料电池系统对工作环境的适应性很差，国产的仅可在0～40℃气温下工作，低于0℃有结冰问题，高于40℃过热不能正常工作；此外对空气中的粉尘、一氧化碳、硫化物等都十分敏感，铂催化剂极易污染中毒失效。

4）燃料电池有轨电车的使用成本过于高昂。例如高纯度（99.999%）高压氢（＞200Bar）售价约60～80元/kg。按1kg氢可发16kW·h电能计算，仅燃料费即为4～5元/kW·h，高于各种动力电池。

尽管存在如此多的问题，但是燃料电池仍然是人类迄今为止发明的最清洁、安静又可无限再生的能源装置，值得我们为实现燃料电池有轨电车的产业化付出更大的努力。

2.3.3 燃料电池控制系统

燃料电池控制系统的作用是控制燃料电池系统工作在良好状态，尽量避免本质失效情况的出现，保证系统的可靠性、安全性、动力性和效率处于良好的状态。其具体功能为：根据传感器提供的信息（空气、氢气和循环水各节点的温度和压力以及单体电池电压值）控制当前燃料电池工作状态，达到快速准确地响应外界功率需求的目标；并且实时进行系统保护和故障诊断工作，确保燃料电池系统的正常高效工作。按照燃料电池控制系统的功能，具体可分为控制、通信、故障诊断及保护三个方面。

（1）控制功能 控制系统不仅要确保燃料电池的辅助系统按照适合的工作流程进行工作，还要根据功率输出目标调整电堆的工作温度和供应气体的温度、湿度、压力和流量。控制功能的设计目标是快速性、稳定性和鲁棒性。控制对象分别为：空气供应系统、氢气供应系统、水热平衡系统以及能量输出管理控制。

（2）通信功能 燃料电池系统通过通信功能和上级管理系统进行信息交流，一方面汇报当前的工作状态和相关的工作参数，另一方面接受操作指令并获取当前功率需求的信息。通信装置是燃料电池系统和上级管理系统联系的纽带，其可靠性是避免误用失效的关键。通信功能的设计目标是实时性和可靠性，不仅需要具备足够的通信速率和数据处理的能力，而且必须具备高度的抗干扰性。

（3）故障诊断及保护功能 控制系统对燃料电池系统的相关工作参数、执行机构和环境参数进行检测，确定燃料电池系统的工作状态，并对潜在和既有的故障进行相应的处理。工作参数的检测包括对供应气体的温度、湿度、流量和压力，以及冷却液的温度、电导率等参数的采样。执行机构的检测包括离心风机、电磁阀、水泵等执行机构状态的检测。环境参数的检测包括环境空气温度、压力和湿度的测量。故障诊断功能是降低系统失效概率的重要手段，并且为调整燃料电池系统控制提供必要的参数。

2.3.4 燃料电池在轨道车辆上的应用

目前，国际上燃料电池汽车技术已经达到商业化水平，国内汽车企业也在大力开发燃料电池汽车。丰田汽车公司于2014年底发布了全新燃料电池轿车FCV——未来（MIRAI）。新车价格为723.6万日元（约合6.2万美元/37.8万人民币）。FCV只需3分钟就可以完成燃料的补给，续驶里程可以达到700km（在JC08模式下行驶时测量的数据）。上汽集团推出的荣威950燃料电池汽车，搭载有两个700 Bar氢气瓶，通过优化车辆起动系统，即便是在-20℃的环境中，依旧可以正常起动与行驶。宇通开发了新一代燃料电池客车，作为城市公交，满足公交工况续驶里程要求，客车满载氢耗8.3kg/100km，技术领先。以上举措将有力助推中国燃料电池汽车产业化发展，对加快中国燃料电池汽车产业化进程有着重要意义。

在科技部“十三五”规划中，氢能与燃料电池被列为能源领域的技术预测重点之一，科技部在“十三五”期间将加大对氢能与燃料电池的研发投入。目前氢燃料电池汽车推广的难点之一在于加氢站的建设成本较高，加氢站个数太少。当加氢站不能够达到像加油站那么普及时，选择固定线路的公交车、物流车或轨道交通车发展是比较实际的做法。2020年我国的规划是全国建成100座加氢站。另一个难点是工业化大规模生产下，燃料电池的成本要继续降低，而铂催化剂涂覆材料是制约因素，由于铂产能的制约，单车用铂量要进一步降低。

在轨道交通领域，各主机厂近年来也对燃料电池技术加以重视。2011年，西南交通大学开发了国内第一列燃料电池机车。2013年开始，中车唐山机车车辆有限公司与西南交通大学合作开发了首列燃料电池混合动力有轨电车，并联合申请了国家科技支撑项目的资金支持。此外，中车四方也开始跟进研究。市场方面，佛山、唐山、台州、天津、恩施等地政府和地铁公司也在重点研究燃料电池有轨电车应用的可行性。2017年10月26日，中车唐山机车车辆有限公司与西南交通大学合作开发的燃料电池混合动力有轨电车开始了世界范围内的首次示范运营。

2.3.5 中国氢能产业基础设施发展分析

近年来，随着氢能利用技术发展成熟，以及应对气候变化压力持续增大，氢能作为一种清洁高效的二次能源，在世界范围内备受关注。氢能已经纳入我国能源战略，成为我国优化能源消费结构和保障国家能源供应安全的战略选择。氢能产业基础设施是发展氢能产业的前置条件，也是消纳我国可再生能源结构性过剩的技术选择，并能带动高端装备制造业快速发展、促进产业结构调整。

2016年底推出的《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书（2016）》深入剖析了我国氢能产业基础设施的发展现状、存在的问题及发展前景，明确了我国氢能产业基础设施在近期（2016—2020年）、中期（2020—2030年）和远期（2030—2050年）三个阶段的发展目标和主要任务，首次提出了发展路线图（图2-20），并就加快发展氢能产业基础设施提出了政策建议。

据规划，到2020年，我国氢能产业基础设施发展将取得重大突破。其中，以能源形式利用的氢气产能规模将达到720亿m³；加氢站数量达到100座；燃料电池车辆达到10000辆；氢能轨道交通车辆达到50列；行业总产值达到3000亿元。到2030年，氢能产业将成为我国新的经济增长点和新能源战略的重要组成部分，产业产值将突破10000亿元；加氢站数量达到1000座，燃料电池车辆保有量达到200万辆，高压氢气长输管道建设里程达到3000km，氢能产业基础设施技术标准体系完善程度迫近发达国家水平，氢能与燃料电池检验检测技术发展及服务平台建设形成对氢能产业发展的有效支撑。

1. 氢气来源

按照制氢消耗的一次能源划分，氢气来源包括化石燃料制氢、可再生能源制氢及其他清洁能源制氢等。化石燃料制氢包括煤制氢、轻烃（天然气等）蒸气转化制氢、石脑油或渣油转化制氢、甲醇转化制氢等；可再生能源制氢包括风电制氢、水电制氢、太阳能制氢等；其他清洁能源制氢包括核能制氢、生物质制氢等。我国煤炭资源相对丰富，水电、风电及光伏等可再生能源装机容量位居世界前列，生物质资源丰富，氢气制备可选择多种技术路线。当前，我国氢气来源是以煤、天然气及石油等化石燃料制氢为主，约占97%；水电解制氢约占3%。

（1）化石燃料制氢产能分布及潜力分析 化石燃料制氢包括煤制氢、各种油类制氢和天然气重整制氢等。煤制氢成本较低，按煤价160～560元/t测算，煤制氢的成本仅为0.55～0.83元/m³，远低于天然气制氢0.80～1.75元/m³的成本和甲醇制氢1.50～2.50元/m³的成本。

结合我国煤炭资源分布情况，按照每吨煤制取约900m³氢气计算，煤制氢的潜力巨大，全国累计约1900万亿m³，西北煤炭资源丰富，煤制氢潜力最大，占比超过60%。

目前，我国煤制氢主要用于合成氨、甲醇、二甲醚、烯烃、煤制油及加氢裂化和加氢精制等。近年来，我国煤制氢产业发展较快，仅神华集团煤制氢能力已经达到450亿m³/年，若全部用于为燃料电池车辆提供氢源，按每辆燃料电池车年平均耗氢2300m³测算，可供约2000万辆燃料电池车使用；全国的煤炭资源制氢能力可供2亿辆燃料电池车用氢超过千年。因此，随着氢能应用市场大规模扩大，氢能需求量增大，煤清洁制氢可为氢能发展提供氢源保障。

（2）可再生能源制氢潜力分析 可再生能源制氢包括利用当前大量存在的弃水、弃风和弃光等电能制氢和生物质制氢。目前，我国电解水制氢技术已发展成熟，同时水电、风电、光伏及生物质等可再生能源资源丰富，具备采用可再生能源制氢的基本条件。利用风电、光伏等波动电及富余水电制氢能将不能储存的电能转化成氢能储存起来并应用，是可再生能源储能的技术选择之一，既有利于电站稳态生产、提高经济效益、延长发电设备寿命、减少能源浪费，又能为正在兴起的氢能应用提供“零碳”氢源。

1）水电电解水制氢资源分布及潜力。水电比火电具有环保优势，比光伏、风电等清洁能源具有价格及电力稳定性的优势。利用弃水电解水制氢，在弃水电价为0.3元/kW·h时，不计入“过网费”的情况下，水电制氢成本约为1.8元/m³。随着水电装机规模增长，水电电力供应能力将会稳步提升，同时国家电力体制改革、能源供给侧改革及智慧能源等利好政策频出，未来水电的市场前景相对较好。目前，我国纯粹的水电制氢项目较少，通过建立合理的用电机制，充分利用调峰弃水电量，控制电力成本是水电解制氢成本接近或低于化石燃料制氢成本的关键。

2）风电电解水制氢资源分布及潜力。2015年，我国风电累计并网装机容量达到1.29亿kW，占全部发电装机容量的8.6%，居全球首位；风电发电量1863亿kW·h，占全部发电量的3.3%。近几年来，我国风电的弃风限电量很大，2012—2015年，我国累计弃风电量超过850亿kW·h，与2015年三峡电站870亿kW·h的发电量基本持平；2015年，全国弃风电量339亿kW·h，同比增加213亿kW·h，弃风率15%，占三峡电站同年发电总量的34.3%。2015年，我国弃风资源制氢能力为67.8亿m³/年，制氢成本约为3.4～4.3元/m³（2016年风电上网指导价：Ⅰ类资源区为0.47元/kW·h，Ⅳ类资源区为0.60元/kW·h）。我国风力资源主要集中在沿海和三北地区。

3）光伏发电电解水制氢。从全国范围看，2015年全国大多数地区光伏发电运行情况良好，全国太阳能光伏发电设备平均利用小时数为1133h，同比下降102h。其中，青海、宁夏、内蒙古太阳能发电利用小时数超过1500h。2015年，我国全年累计弃光电量为46.5亿kW·h，“弃光率”12.6%，其中，甘肃、青海、新疆、宁夏等西北地区“弃光率”高达17.1%。按照全国弃光数量计算，通过弃光电解水制氢的潜力为9.3亿m³，光电制氢成本约为5.7～7元/m³（2016年光伏发电上网指导价：Ⅰ类资源区为0.80元/kW·h，Ⅳ类资源区为0.98元/kW·h）。

（3）工业副产氢气和工业排放含氢气体资源分布及潜力分析 工业副产氢气和工业排放含氢气体主要分布在石油化工、焦化、氯碱、合成氨及甲醇等行业。上述各行业生产过程中都会排放含氢气体，回收利用含氢排放气中的氢气，既能够提高资源综合利用效率和经济效益，又可降低大气污染改善环境。

据统计，2015年中国焦炭产量累计4.48亿t，副产了巨量的焦炉煤气。焦炉煤气中的氢气含量为40%～50%，2015年焦炉煤气中含氢量达770万亿m³。利用提纯氢技术制取高纯氢气或工业用氢，可消除大量的煤气放散现象，极大改善和保护环境，同时获取清洁氢气燃料，减少化石能源消耗，降低二氧化碳排放。我国PSA提纯技术发展成熟，焦炉煤气制氢成本较低，以25000m³/h焦炉煤气为原料，纯度99.99%的氢气成本仅为1.03元/m³。

甲醇、合成氨等行业生产过程中，会产生大量的驰放气，其中含氢量约为40%；氯碱行业生产过程中，生产每吨烧碱副产氢气约200～300m³。我国合成氨、甲醇及氯碱产量分布情况较为均匀，其中华东、华北、中南地区较多。

2. 氢气制备、储存及输送技术与装备

（1）氢气制备装备

1）电解水制氢装备。电解水制氢是削峰填谷及消纳水电、风电及光伏等可再生电力资源的重要技术选择。碱性电解水制氢技术发展成熟，质子交换膜（PEM）电解水制氢已进入应用阶段，固态氧化物电解质（SOE）电解水技术尚处于研发阶段。目前，我国电解水装置的安装总量约为1500～2000套，电解水制氢产量约9亿m³/年，碱性电解水技术占绝对主导地位。国内碱性电解水设备的单台产能最大可达1000m³/h，电解水设备制造厂家主要有中船重工集团公司第718研究所、天津市大陆制氢设备有限公司及苏州竞立制氢设备有限公司等。在PEM电解水技术方面，国内尚处于实验室研发阶段，国外已进入市场导入阶段。

2）变压吸附提纯氢装备。变压吸附（PSA）提纯氢技术应用广泛，自动化程度高、提纯效果好，是我国氢气制备、提纯氢的主流工艺。PSA适用于多种氢源的净化提纯，既适用于煤制氢、天然气制氢、甲醇制氢、石油裂解制氢等化石燃料制氢的净化提纯，也适用于从合成氨厂的变换气、驰放气以及甲醇生产驰放气、石油精炼气、焦炉煤气、三氯氢硅合成尾气、多晶硅还原尾气和多种富氢混合气等工业生产过程含氢排放气中提纯氢。目前，我国通过PSA法提纯制取的纯度大于99%的氢气产量占比约97%。近年来，我国PSA技术发展迅速，目前已经推广了数千套设备，单套规模从每小时几十立方米扩大到28万m³。

（2）氢气储存及输送装备

1）氢气储存。氢气储存方式多样，包括高压气态储氢、液态储氢及其他方式储氢等。

① 高压气态储氢是将高压氢气充装在储氢容器中的储氢方式，具有容器结构简单、压缩氢气制备能耗少、充放氢速度快等优点，是目前氢气储存的主要方式。根据储存目的、安装地点的不同，高压气态储氢设备可分为车载高压储氢瓶、固定式和移动式高压储氢容器。

车载高压储氢瓶的特点是氢瓶安装在车辆上随车运动，基本要求是耐高压、重量轻、储氢密度大和使用安全。美国能源部提出到2020年，车载高压储氢瓶单位质量储氢密度达到1.8kW·h/kg，单位体积储氢密度达到1.3kW·h/L（压缩氢气质量密度40g/kg），且每千瓦时储氢价格不超过10美元。

车载高压储氢瓶主要有铝内胆纤维全缠绕高压氢气瓶（Ⅲ型瓶）和塑料内胆纤维全缠绕高压氢气瓶（Ⅵ型瓶）两类。Ⅲ型瓶的主要生产商有意大利Faber Industries公司等，最高标称工作压力为70MPa。沈阳斯林达安科新技术有限公司已实现35MPaⅢ型瓶小批量生产，70MPaⅢ型瓶也已通过试验。Ⅵ型瓶的主要生产商有美国Hexagon Lincoln公司等，最高标称工作压力为70MPa，高压氢气的质量百分比可达5.7%。

固定式高压储氢容器是可用于制氢站、加氢站内储存所需容量的高压氢气容器。随着70MPa车载高压储氢瓶的应用，固定式高压储氢容器的压力等级也相应提高，有的高达110MPa。美国能源部提出到2020年，当储存压力为低压（＜16MPa）、中压（16～43MPa）和高压（86MPa）时，这种储氢设备储存每千克氢气的成本要分别小于700美元、750美元和1000美元。目前，固定式高压储氢容器主要有高压无缝氢气钢瓶、全多层高压储氢容器、塑料内胆纤维全缠绕高压储氢容器、固态/高压混合储氢容器等四类，其中高压无缝氢气钢瓶是由铬钼钢无缝钢管经两端热旋压收口而成。石家庄安瑞科气体机械有限公司研制成功了45MPa高压无缝氢气钢瓶，目前正在研制87.5MPa钢内胆碳纤维全缠绕氢气钢瓶。浙江大学和巨化集团公司自主研制成功的全多层高压储氢容器由钢带错绕筒体、双层半球形封头和加强箍等组成，并设有氢气泄漏报警装置，实现了氢气泄漏的远程在线监控，具有制造简便、使用安全可靠等优点，制造成本低于美国能源部的要求，解决了高压氢气经济、安全、大规模储存的难题，最高设计压力为98MPa。我国以自主技术为核心，制定了国际上首部高压储氢容器国家标准——GB/T 26466《固定式高压储氢用钢带错绕式容器》。

塑料内胆纤维全缠绕高压储氢容器是由塑料内胆和缠绕的碳纤维复合层组成，具有重量轻但成本高的特点。固态/高压混合储氢容器是由高坪台压储氢材料与高压气瓶高效耦合而成。日本SAMTECH公司等已研制出储氢合金/碳纤维轻质高压（35MPa）混合储氢罐。北京有色金属研究总院成功研制出45MPa的固态/高压混合储氢系统，储氢容量达288.5m³，氢气输出流量高于10m³/min。

② 液态储氢是将温度降至20.43K以下，使氢气转变为液态氢的储存方式。与高压气态储氢相比，液态储氢的优点是体积储氢密度高（液氢的密度达70kg/m³），缺点是氢气液化能耗高（每千克氢气约需耗电20kW·h）、无损存储时间短、长时间存放会出现氢气排尽现象。美国、俄罗斯分别制造了容积达3200m³、1400m³的液氢球罐。我国张家港中集圣达因低温装备有限公司已制造出容积300m³的液氢圆柱形储罐。

③ 除了高压气态和液态储氢方式外，还有固态储氢和尚处于研发阶段的有机液体储氢等储氢方式。

固态储氢是通过氢与材料发生化学反应或物理吸附将氢储存于固体材料中，具有储氢体积密度较高、储氢压力低、结构紧凑、安全性高、氢气纯度高等优点，缺点是储氢质量密度低、放氢温度高和充氢速度慢。欧盟已研制出储氢量达1t的固态储氢容器。浙江大学、北京有色金属研究总院等单位已设计开发出多种容积规格的固态储氢容器。2015年，由北京有色金属研究总院承担的863项目中，成功研制出的金属氢化物储氢罐储氢量达580m³，储氢体积密度56kg/m³。此外，中国地质大学（武汉）等科研院所正在研究有机液体储氢技术。

2）加氢站。根据不同的建设要求，目前有四种常用的供氢解决方案，见表2-15。

① 国际加氢站发展现状。加氢站是为燃料电池车辆及其他氢能利用装置提供氢源的重要基础设施。近年来，全球范围内加氢站建设取得快速发展，截至2017年底，全球处于运营状态的加氢站数量累计已达328座。随着氢能利用技术快速发展，许多国家都已开始规划建设加氢站，未来几年全球范围内加氢站数量有望持续快速增加。

② 国内加氢站发展现状。截至2017年底，我国建成并有运行记录的加氢站共有8座，分别是北京氢能示范园加氢站、北京飞驰竞立制氢加氢站、上海安亭加氢站、上海世博固定加氢站、上海世博移动加氢站、广州亚运会加氢站、深圳大运会加氢站及郑州宇通加氢站等。2018年以来，随着国内燃料电池产业升温，不少地方都开始规划建设加氢站，广东省佛山和云浮、江苏省如皋和盐城、湖北省武汉和荆州等已经成为新的氢能热点地区。据不完全统计，全国各地在建的和规划建设的加氢站有40座以上。