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风能驱动制氢加注站的多电解槽技术设计与技术经济评估
【字体： 大 中 小 】 时间：2025年07月26日 来源：International Journal of Hydrogen Energy 8.1
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本研究针对可再生能源制氢加注站(HRS)的经济可行性问题，通过对比碱性电解槽(AEL)、质子交换膜电解槽(PEMEL)和阴离子交换膜电解槽(AEMEL)三种技术，构建了风能并网制氢加注站模型。结果表明AEL系统在250 kg H2/day产能下可实现最低平准化氢成本(LCOH)9.0 �/kg，投资回报率(ROI)达13.02%，为清洁交通能源基础设施提供了重要技术选择依据。
在全球能源转型背景下，氢能作为零排放能源载体正成为替代化石燃料的关键选择，尤其在交通领域，氢燃料电池车(FCEV)因其快速加注和长续航优势备受关注。然而，当前氢能基础设施发展面临两大核心挑战：传统蒸汽甲烷重整制氢存在高碳排放，而可再生能源电解水制氢又面临间歇性能源匹配与成本控制难题。加氢站(HRS)作为氢能交通应用的核心基础设施，其技术路线选择直接影响整个产业链的经济可行性。
针对这一关键问题，研究人员以土耳其?anakkale地区为案例，首次系统比较了风能驱动加氢站中三种主流电解槽技术的性能差异。研究构建了并网型风能-电解制氢系统模型，基于当地日均风速数据(年均4.2 m/s)，对碱性电解槽(Alkaline Electrolyzer, AEL)、质子交换膜电解槽(Proton Exchange Membrane Electrolyzer, PEMEL)和阴离子交换膜电解槽(Anion Exchange Membrane Electrolyzer, AEMEL)三种配置进行技术经济分析。研究采用平准化氢成本(Levelized Cost of Hydrogen, LCOH)作为核心指标，综合考量设备投资、运维成本及系统寿命等因素。
关键技术方法包括：(1)基于NREL数据的风能资源评估；(2)电解槽动态响应特性建模；(3)全生命周期成本分析框架；(4)敏感性分析考察产能规模效应。研究特别关注不同技术对间歇性风能的适应能力，其中PEMEL因其快速启停特性更适合波动电源，而AEL凭借低成本优势更适合稳定运行。
【结果与讨论】
产能与成本关系：当氢气日产量从50 kg提升至250 kg时，所有系统LCOH显著下降，AEL系统在最大产能下实现最低成本9.0 �/kg，较PEMEL(14.3 �/kg)和AEMEL(18.7 �/kg)具有明显经济优势。
技术特性比较：AEL系统展现出最佳投资回报特性(ROI 13.02%)和最短投资回收期(PBP 7.7年)，这主要得益于其成熟的工业应用体系与较低的材料成本。PEMEL虽具有更好的动态响应能力，但贵金属催化剂导致成本居高不下。
可再生能源整合：研究发现风能波动性对AEL运行影响较大，需配置缓冲系统；而PEMEL可直接响应80%的风电波动，这为不同地理条件下的技术选择提供了依据。
技术发展路径：AEMEL作为新兴技术虽当前成本较高，但其非贵金属催化剂体系和碱性环境耐受性显示出长期成本下降潜力，值得持续关注。
该研究通过多维度比较揭示了电解槽技术选择对可再生能源制氢经济性的决定性影响。特别值得注意的是，在250 kg/day的中等规模加氢站场景中，传统AEL技术仍保持显著成本优势，这对当前氢能基础设施建设具有直接指导意义。研究同时指出，随着技术进步和规模效应显现，PEMEL和AEMEL在特定应用场景可能实现成本突破。这些发现为政策制定者提供了量化决策依据，也为产业链投资者明确了不同技术路线的风险收益特征。论文成果发表于《International Journal of Hydrogen Energy》，为全球尤其是风能资源丰富地区的清洁氢能部署提供了重要参考案例。
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