一、项目介绍

1、光伏：200MW。

2、制氢：一期10×1000m3/h电解水制氢工程，二期20×1000m3/h电解水制氢工程。

3、2021年4月首批装置建成投产，2022年项目二期建成投产，合计达到每小时3万标方绿氢产能。选用单台产能1000标方/小时的碱性电解槽，制氢能耗低、转化率高，产氢纯度高达99.999%。采取光伏模式发绿电制绿氢、绿氧，实现绿氢耦合现代煤化工。

4、绿氢消纳：绿氢直接输送之宝丰能源的甲醇工厂，作为煤化工制氢合成甲醇的补充氢源。

二、项目主要参与方

1、EPC：中化十一建西北分公司、陕西化建工程有限责任公司。

2、电解槽：1000标方碱性电解槽，考克利尔竞立（22套）、中船七一八所（8套）。

3、晶闸管制氢电源：英特利。

三、项目存在的问题

1、设备问题：早在2020年左右，国内电解槽行业还未有1000标方的批量应用，大标方电解槽产能配套、装配工艺配套、零部件及原材料配套都不满足要求，都是第一次的开发。

（1）考克利尔竞立采用了小标方电解槽的工艺直接放大，采用一正一负的方案，1000标方电解槽的原材料器件、工艺流程都没有经过充分验证，因此电解槽项目现场安装投产后，出现较多的问题，例如电解槽的密封问题、低负荷运行问题、光伏波动性电网的适应性问题、电解槽的散热及温度控制问题。电解槽停机后重启，由于温度及压力的变化，导致最直接的问题就是严重漏液，无法正常运行。

（2）中船七一八所（现在的派瑞氢能），采用比较保持的电解槽方案，一正两负，相当于原有的500标方两个电解槽并联，风险相对较小，工艺相对成熟，但电解槽成本较高。

因此在前期投资压力的情况下，整个项目只选择了8套七一八所的电解槽，剩余22套选择了考克利尔竞立，这也为项目后期的不能正常运行埋下了隐患。

2、工艺流程问题：原有的制氢行业，都是市电制氢，电网稳定，不存在波动性的问题。但新能源制氢不一样了，光伏发电是波动性的，间歇性的，这与传统的化工工艺控制过程完全不一样，在当时情况下，国内主流工艺控制软件还未大力投入相关研发，因此宝丰能源采用了人工手动控制+DCS控制相结合的方式，在不考虑电解槽特性的情况下，光伏正常发电时还好说，光伏发电一旦波动太大或者毫无规律的话，这对控制过程就提出了很高的挑战，人员要时刻安排就位，控制点数量又多，很难理想化的控制好整个工艺过程。传统化工，可能一年也停不了几次，但新能源制氢可能一天就得启停好几次。再加上电解槽的频繁启停导致的漏液问题，索性就停机后不开机了。

3、经济性问题：要避免电解槽不出现问题，那就不能频繁启停机，那么在光伏电不足或者无光伏电的时候，就得启用市电来补充，确保制氢工艺的连续性，但这也会导致制氢成本严重偏高。宝丰能源的甲醇工厂氢源主要是煤制氢，连续稳定，成本又低。再考虑电解槽设备问题、工艺问题等原因，该项目的光伏制氢完全无经济性可言，还要考虑安全问题，还不如直接停机，减少后期的进一步费用，及时止损。

四、宝丰能源的氢能版图

1、绿氢制绿氨及氨水制备项目：位于宁东能源化工基地宝丰循环经济工业园区，总投资约14.12亿元，建设内容包括太阳能电解制氢储能应用示范项目氢气50万吨/年煤制烯烃项目，以及年产10万吨合成氨、50万吨氨水生产线，公用工程依托宝丰集团现有装置，2024年2月合成氨装置合成压缩机一次联动试车成功即将投产。

2、鄂尔多斯“绿氢+煤”制烯烃项目：位于内蒙古鄂尔多斯市，总产能300万吨/年，其中40万吨用绿氢替代煤炭进行生产，是目前全球单厂规模最大的煤制烯烃项目，也是全球首个规模化用绿氢替代化石能源生产烯烃的项目，2023年3月正式开工建设，首系列计划于2024年11月投入试生产。项目同步配套电解槽水制氢项目，电解水制氢计划于2025年建设。