核电厂制氢站氢气制备及储运方案设计

王晨晨，庄亚平，叶　成，王　岳，顾先青，姜旭东，曹卫荣

核电厂制氢站氢气制备及储运方案设计

王晨晨1，庄亚平2，叶成1，王岳1，顾先青1，姜旭东1，曹卫荣1

（1. 上海核工程研究设计院股份有限公司，上海 200233；2. 山东核电有限公司，山东 海阳 265116）

核电厂机组生产的富余电量可用来电解水制氢，氢气的收益可以提高经济性。核电制氢也是大规模、低成本、高效零碳制备绿氢的最佳选择。通过参数计算和流程设计，为核电厂制氢站配置合理的设计方案。经研究论证，按照20 MW用电量规划，配备4台规格为1 000 Nm3/h的碱性制氢设备，氢气运送至压缩站压缩成20 MPa的高压氢气，运往储氢区或运氢区。运氢区设有8台氢气充装柱，可将高压氢气充入长管拖车，送至用户处。同时，对辅助设施系统也给出了详细的设计方案。本设计方案具有工程可实施性，为核电厂制氢提供了设计参考和借鉴。

核电厂；制氢及储运；方案研究；流程设计

对于核电机组，推行冷热电氢气淡水联供的全新极高效核能综合利用。制氢，是核能综合利用中重要的一环。核电厂机组生产的富余电量可用来制氢，制取氢气的收益可以提高核电机组的经济性。氢能作为可存储的二次能源和清洁能源，正加快成为全球能源替代的重要发展方向。发展氢能产业是我国能源高质量发展的必由之路，可再生能源制得的氢气为绿氢，相较于化石燃料制氢，可有效减少碳排放。可再生能源主要有风能、光伏、生物质、核能等，长期看，风光具有不稳定性，生物质发电规模较小，使用核电电解水制氢将是大规模、低成本、高效零碳制备绿氢的最佳选择。相对于工业电或火电制氢，核电有更低的制氢成本；核电布局与沿海重点工业、经济发达地区高度重叠，可降低储运成本；相对于风光制氢，核电制氢可提供大容量、稳定的能源供给，满足用户规模化应用。

目前，国内核电厂大规模制外销氢仍处于起步阶段，缺乏相关工程设计经验。本文提供的设计方案，具有工程可实施性，为核电厂大规模制氢提供了设计参考和借鉴。

1 制氢及储运系统方案设计

经研究，由于核电厂可以提供大量的电，因此制氢最合适的方法为电解水制氢。现阶段，电解制氢主要有三种方法：碱式电解制氢（AEL）、质子膜电解制氢（PEM）和固体氧化物电解水蒸气制氢（SOEC）。考虑核电厂制氢项目规模较大，选用传统成熟，单机制氢规模大且商业应用广的碱性电解水制氢技术路线较为合适。

目前市场上常用的碱性电解槽制氢设备规格可达1 000 Nm3/h·台，制备的产品氢气压力为1.6～2.0 MPa，工作温度为（95±5）℃，额定电压为10 kV，可配套加纯化设备，制氢的纯度可高达到99.99%，电耗共计约为5 kWh/Nm3。核电厂制氢规模较大，可分期进行建设，经论证，每期制氢方案中机组提供功率为20 MW 较为适宜，得出这一结论主要有以下两个依据。

（1）目前国内最大电解制氢项目，其规模即为供电功率20 MW；

（2）20 MW用电量每天可制备氢气量约为8 t，计算方法：根据设备资料，1 000 Nm3/h的电解制氢装置（配套纯化设备）的功率约为5 MW，20 MW的功率可相应配置4台1 000 Nm3/h电解制氢装置。根据下式可得出24 h满功率运行的氢气产量。

本文中的核电机组其主要应用为民用供暖和工业供热，主要布局在北方。夏季无需供暖，此时机组产生的富余电量可以用来制氢，氢气的收益可以提高核电机组的经济性。正常工况下，电解制氢可24 h满功率运行，机组每年在夏季运行约3 000 h，这段时间的多余电量可用来制氢，其余时段制氢站不制氢。

制得的氢气将不断输送至用户处，不在制氢站内大量存放氢气产品。可据氢气站内存放的氢气量情况对制氢设备进行调节，使氢气存储量符合GB 50516—2010《加氢站技术规范》3.0.2节中一级制氢站储氢量小于8 t的要求。

制氢及储运系统的系统流程为：水电解制氢装置（含纯化装置）—氢气压缩机—运氢区（或储氢区）—送至厂外各用户。

1.1　氢气制取系统的方案设计

制氢站的主要功能为制备1.6～2.0 MPa的中压氢气，通过电解氢氧化钾溶液，产生氢气和氧气，将氧气安全排放至大气或收集，而氢气则经过冷却、干燥、纯化后，通过氢气管道将氢气运送至氢气压缩站压缩成高压氢气。制氢系统设有4列1 000 Nm3/h的水电解制氢装置，每套水电解制氢装置配备电解槽、变压器、整流器、气液处理器、氢气纯化装置、水箱、碱箱、加水泵、配碱泵、纯氢控制柜、纯化控制柜、配电柜各一台。除控制柜布置在单独的中央控制室外，这些设备都布置在单独的制氢站内。制氢系统关键设计参数如表1所示。

表1　制氢系统关键设计参数

1.2　氢气储运系统方案设计

制氢站制备的氢气主供外销，每期制氢站按照4台水电解制氢装置进行规划布置，每套水电解制氢装置配备一套氢气纯化装置，装置的氢气处理量也为1 000 Nm3/h/台，氢气纯化装置和电解槽可由设备厂家成套供货。纯化前的氢气中会夹杂有氧气、碱液等杂质。经站内氢气管道运送至氢气压缩站压缩至20 MPa的高压氢气。

氢气压缩站设有10台500 Nm3/h的膜式氢气压缩机，8用2备。每台水电解制氢装置配备两台氢气压缩机。每两台氢气压缩机前设置一台氢气缓冲罐，根据系统设计和设备容量计算，氢气缓冲罐的压力约为1.6 MPa，单台水容积为5 m3，外形尺寸为1.8 m×2.0 m。当氢气注满后，氢气的质量约为7.12 kg，氢气缓冲罐及氢气的质量总重约1 750 kg。缓冲罐露天布置，北方厂址采取防冻措施。20 MPa的高压氢气通过氢气管道去往储氢罐区（按需）或运氢区。

根据氢气的日产量，储氢罐区设有3套储氢罐，可储存高压氢气。储氢罐选用市面成熟产品，设计压力为22 MPa，设计温度-40～60 ℃，单套水容积为169.9 m3。3套储氢罐共计可存储氢气约 8 t，可满足GB 50516—2010《加氢站技术规范》中对氢气站内氢气存储不超过8 t的限制要求。

正常运行工况下，制氢站内制备的氢气需源源不断的输送运氢区，运至用户处，不经过储氢区，氢气不大量存储在储氢罐中。当发生特殊情况时，氢气制备系统可根据情况连续运行或间断运行，未及时运出厂外的氢气可暂存在储氢罐中，当运输条件满足时，储氢区设有高压氢气管道直接连接至运氢区，通过开启阀门等安全附件，将储氢罐的氢气输送至运氢区。极端情况下，若储氢区氢气存储量接近满瓶，运输区无法正常运行，制氢系统需停止运行。

8台氢气压缩机压缩后的高压氢气通过8条主管道输送至运氢区的氢气充装柱，运氢区设有8台氢气充装柱，设计压力为20 MPa，内部不存储氢气，可将高压氢气直接充装注入20 MPa的长管拖车。当发生一些异常工况时，可以边制氢边储存至3套储氢罐内，同时从储氢罐直接充装长管拖车将氢气运输出去，这样可以降低对长管拖车的在线充氢要求，解决因为长管拖车充氢不及时，而导致电解制氢机组被迫停机的情况。

根据拖车设备资料，单台长管拖车满载运氢量实际为0.281 t，制氢站每日氢气产量约为8.57 t，日产量需装满30辆氢气长管拖车来运输。运氢站旁边设计有长管拖车停车场，除正在充装的8台长管拖车外，其余备用车辆可在此停车场停靠等待装运。如果距用户距离较近，长管拖车可往返多次运输。长管拖车的数量和每天往返用户的频次，根据制氢站业主实际需求和用户具体距离而定。长管拖车在注满后将沿指定路线驶出厂区，送至用户处。

制氢站的用户如大型的钢铁厂、化工厂等，一般需要当地整体配套进行规划，按照目前氢气输运的经济性考虑，一般与制氢站距离不超过 50 km。距离越近、用户越集中运输成本越低。

氢气制储运工艺流程简图如图1所示。

图1 氢气制储运工艺流程简图

2 辅助设施系统方案设计

辅助系统主要设备和管道位于独立的辅助设施厂房内，并有独立的设备间。冷却水系统，为水电解制氢装置，氢气压缩机提供冷却水；仪表用压缩空气系统，为用户动力柜提供气源；除盐水储存和分配系统，为冷却水提供水源和制氢装置补充原料水源；吹扫用氮气可用氮气集装格或临时液氮车供应。

2.1　冷却水系统方案设计

冷却水系统是独立的封闭回路冷却系统，转移设备的热量至冷却塔，维持制氢系统内的设备在安全的温度范围内。

根据表2的系统容量及管径计算，冷却水母管流量约为730 m3/h，管径为DN250。总流量与冷却水用户需求量匹配。

根据设备容量计算，波动箱容积为5 m3，足以容纳热胀冷缩导致的体积变化和可能存在的向系统内或系统向外的泄漏（11.4 m3/h）至少30 min。冷却水系统工艺流程简图如图 2所示。

表2　冷却水母管流量及管径的参数计算

2.2　压缩空气系统方案设计

仪表用压缩空气系统为制氢站单独配置，仪表空气为整个制氢站的气动阀提供压缩空气以支持制氢站的正常运行，提供经过过滤的、干燥的、无油的仪表压缩空气。

图2 冷却水系统工艺流程简图

根据制氢站用户需求，用气采用仪用压空标准，压缩机排气压力0.85 MPa，排气量2 Nm3/min。系统设计为两个独立的空气压缩机系列，每个系列包括一台风冷喷油螺杆式空气压缩机、无热再生吸附式干燥器、相关阀门和管道。在制氢站正常运行模式下，每台仪表空气压缩机能连续提供100%容量的仪表空气用气。每个仪表空气压缩机系列都能满足预期仪表空气需求，根据用户的需求量计算，压缩空气总需求量约为1.6 Nm3/min，设计量为2 Nm3/min，是需求量的1.25倍，有一定裕量以适应最高用气和负荷增长的要求。

仪表空气压缩机系列能够连续供应最小供气压力为 0.8 MPa，最大供气压力为1.0 MPa的仪表空气。仪表空气子系统各供气系列中的主要能动设备（压缩机和干燥装置）有100%的冗余度。供气总管将仪表空气分配至制氢站、氢气压缩站、储氢罐区、辅助设施厂房等。压缩空气系统工艺流程简图如图3所示。

图3 压缩空气系统工艺流程简图

2.3　除盐水系统方案设计

除盐水储存和分配系统有输送除盐水的能力，足以为相关系统用户提供适量的除盐水。除盐水由除盐水处理系统供给除盐水贮箱。除盐水处理系统与核电站共用，从核电站的除盐水处理系统引入一路管道提供给制氢厂区的除盐水储存和分配系统。在所有的运行模式下，除盐水从除盐水贮箱输送到除盐水分配管网。供水需求如表3所示。系统流程图如图4所示。

表3　除盐水供水需求

图4 除盐水系统流程图

3 安全性评价

制氢站厂区内满足工艺流程、功能分区要求，满足近、远期结合，方便施工，有利于扩建的要求；厂区周围设置高度为2.5 m的实体围墙，厂区有三个出入口，满足外来车辆运输区与内部生产区域分区管控的需求。生产办公区域与长管拖车运输区之间由道路连接，设置大门管控，不允许随意通行，满足生产及运输安全要求。

制氢站内的氢气制备储存及输运区域的生产火灾危险类别为甲类，耐火等级为一级，设计使用年限60年，抗震设防烈度6度。整体各设置一个防火分区，防火分区及疏散距离等满足相关规范要求。

电解水设备间设置有5个安全出口，水碱箱间设两个安全出口，低压配电间长度大于7 m设两个安全出口，其他房间均设一个安全出口直通室外。电解间与其他房间之间，设耐火极限不低于3.0 h的不燃烧体防爆防护墙；电解间上部空间设高窗及天窗进行通风，顶棚内表面平整避免死角。电解间外设置除静电装置。

房间内设氢气检漏报警装置，并与相应的事故排风机连锁。当空气中氢气浓度达到0.4%以上时，设置报警并自动开启事故排风机，以便及时检查处理。建筑物顶部设置风帽，排气孔朝向安全地带，室内自然通风换气次数每小时不得小于3次，事故排风装置换气次数每小时不少于12次。避免氢气聚集发生爆炸。

本方案设计中，核电厂内制氢站的设计均满足GB 50177—2005《氢气站设计规范》中要求。

在核电站与制氢站的总体布置上，考虑取水、消防等设施的共用，两者距离不能太远；考虑两者安全性影响，距离也不宜过近。不同厂址情况不同，考虑周围农田与林地，以及工厂常年最小频率风向等不确定性，论文暂对制氢站在核电站的具体位置不做限定，后续根据厂址周围详细情况再做选址和安全性评估。

4　经济性评价

根据已有的同类项目投资金额，按照规模进行测算，项目总投资约为3.8亿元。包含范围：工程费用（电解水制氢主设备、氢气纯化设备、辅助设备、纯水装置、压缩机、储氢瓶组、消防设备、站控系统等、厂房及室外工程、运输车辆等）、工程其他费（项目场地征用费、建管费、设计费、技术服务费等）。

氢气售价与制氢用电成本相关，电解水制氢的成本中用电成本占70%左右，大规模核电可降低用电成本，经济性好。氢气售价也与氢气用户距离相关，若距离远，则氢气储运成本高。

5 结论

本文对核电厂内利用富余发电量电解水制氢，建造大规模外销用氢气站的设计方案进行了深入详细的研究，提出了氢气制储运及配套辅助设施的综合系统设计的详细方案和关键设计参数，估算了项目投资的总金额。方案具有工程可行性，满足相关标准及工程要求，安全性高，经济性好。本研究方案可对后续核电厂内制氢及配套辅助设施系统设计等工程建设提供设计参考和借鉴。

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Design of Hydrogen Preparation, Storage and Transportation Scheme for Hydrogen Production Station of Nuclear Power Plant

WANG Chenchen1，ZHUANG Yaping2，YE Cheng1，WANG Yue1，GU Xianqing1，JIANG Xudong1，CAO Weirong1

（1. Shanghai nuclear engineering research & design institute CO. LTD，Shanghai 200233，China 2. Shandong Nuclear Power Company LTD，Haiyang of Shandong Prov. 265116，China）

The surplus electricity produced by nuclear power plant can be used to electrolyze water to produce hydrogen, and the income of hydrogen can improve the economy of nuclear power plant. And it is also the best choice for large-scale, low-cost, efficient and zero carbon production of green hydrogen. Through parameter calculation and process design, a reasonable design scheme is configured for the hydrogen production station of nuclear power plant. According to the 20 MW power consumption planning, the traditional alkaline electrolytic hydrogen production method can be adopted, and four equipment with the specification of 1000 Nm3/h are equipped. The hydrogen is transported to the compression station and compressed into 20 MPa high-pressure hydrogen.The hydrogen is sent to the storage tank area or the transportation area. There are 8 hydrogen filling columns in the area. The long tube trailer will send hydrogen to the users. Detailed designs scheme for the auxiliary facility system are also given. This design scheme has the feasibility of engineering implementation and provides design reference for hydrogen production in nuclear power plant.

Nuclear power plant; Hydrogen production; Storage and transportation; Scheme research; Process design

TL490

A

0258-0918（2023）05-1189-07

2022-08-26

王晨晨（1987—），女，甘肃山丹人，高级工程师，硕士，现主要从事核能综合利用氢能方面研究