中国风光发电联合制氢成本研究分析总结

绪论发展以风力、太阳能为代表的新能源是推进“碳达峰、碳中和”战略的关键，截至2022年末，风力发电和光伏发电装机已达到3.7亿千瓦，装机规模位居全球第一。但是，以风能、风能等新能源为代表的新能源具有间歇性和随机特性，导致其输出功率具有很大的波动性，给电网的安全稳定运行造成了很大的负面影响。针对这一问题，以风能和太阳能为代表的新型水电解水制氢技术，可以有效缓解风电对电网的冲击，同时将波动电能转换成高质量的氢气，是新能源高效开发的重要手段。风光发电制氢在国际上已有较为成熟的研究和应用，而在中国虽然起步较晚，但在政策支持和市场需求的双重驱动下，正快速发展并展现出巨大的潜力和前景。本文旨在通过研究不同可能影响风光发电联合制氢的因素如电解槽类型、制氢规模、风电成本、光电成本等、再利用如平准化度氢成本、平准化度电成本公式、结合从文献、地方政府以及证券交易所等处获取的数据运算分析，得到一系列的结论并做出合理的发展期望。目前，在不同的资源消费水平下，电解水生产氢气的成本远远超过传统的矿物燃料，即：“绿氢”;“蓝氢”;“灰氢”，其中，灰氢是最具有商业化竞争力的一种。但是，在“30·60双碳”目标指导下，由于碳税的实施，二氧化碳的价格将会上涨，这三种氢气的成本也会随之改变。预计到2035年，绿色电力的价格将会下降到0.1元/千瓦.h，这个时候，绿氢的生产成本比蓝氢和灰氢要低得多，变成了蓝氢灰氢;绿氢，在氢能源市场上，绿氢将是最有竞争力的。发展以风力、太阳能为代表的新能源是推进“碳达峰、碳中和”战略的关键。但是，以风能为代表的新能源具有的间歇性和随机特性，使得传统的风能和风能的输出具有很大的波动性，这给电网的安全和稳定运行造成了许多负面的影响，还会导致更严重的弃风弃光等问题。][3,4]。针对这一问题，以风能和太阳能为主要研究对象，以减少风能对电网的冲击，并将其转换成高质量的氢气，是实现可再生能源高效利用的重要途径。[5,6]。氢能作为一种资源丰富、清洁低碳的二次能源，是构筑多样化、综合性能源供给系统的重要载体。[7]。虽然以煤和焦炉气为代表的化石能源生产氢气技术成熟，规模大，价格低廉。[8]，然而，目前我国存在着大量的温室气体、二氧化碳等温室气体，与我国能源的绿色低碳发展趋势不符。我国拥有大量的可再生能源，其中，风电、太阳能等可再生能源的潜力还达95%以上。[9]，风能和风能难以被弃，而电解法可以将不稳定的新能源转换成氢，从而实现大规模和季节性的储能[10]，同时，采用可再生能源发电技术，通过电解水制取氢气，可以达到二氧化碳的零排放，从而达到绿色制氢的目的。12][13]。氢能作为二次能源，具有高能量密度、清洁低碳、应用场景广泛等特点[14]，在我国能源向绿色、低碳转型的过程中迎来了快速发展。氢燃烧应用过程中不会产生污染气体，被认为是最清洁的能源，氢能源大规模的开发利用能够有效改善当前高污染的能源利用格局，是实现“双碳”目标的重要突破点，而选择高效、低碳、经济的制氢途径是实现这一目标的核心[15]。从氢气的来源、生产的流程来看，可以将其划分为以矿物燃料为主的氢气和以可再生能源为主的可再生能源。①利用矿物能源（如煤、天然气等）制氢和工业副产制氢，该方法是最成熟的制氢方法，但其生产过程中会产生大量的二氧化碳，因而得到的氢被命名为“灰氢”；②在制备灰氢的同时，辅之以碳捕集技术产生“蓝氢”，该工艺能有效降低氢气的排放量，但不能从根本上解决二氧化碳的排放量；③采用电解法生产“绿氢”，无碳排放，但其工艺尚不够成熟，且价格昂贵。目前，较为主流的3种制氢技术包括：煤气化制氢、甲烷重整制氢和电解水制氢。国家《氢能产业中长期发展规划（2021—2035年）》数据显示，中国是世界上最大的制氢国，年制氢产量约3300万t。经研究测算，到2025年，中国氢气年产量将达到4800万t，绿氢制取将以质子交换膜（PEM）制氢为主，以可再生能源发电为主的电解水制氢规模将达到300万t/a，市场投资额约为1022亿元，预计电解槽综合成本逐渐降至5000元/kW；到2030年，国内电解槽总容量将达到75GW，投资额约3750亿元。“十四五”期间，随着国家大力推进光伏风电规模化发展，新能源发电与电解水联合利用具有广阔的应用前景和广阔的应用前景，可有效解决氢能源供应不足、新能源消纳及储电调峰等难题。“十四五”时期是碳达峰的关键期和窗口期，中国可再生能源将进入高质量跃升发展的新阶段。国家《“十四五”可再生能源发展规划》提出，2025年，全国可再生能源在一次能源消费增量中占比超过50%，新能源和非水新能源分别为33%和18%。可再生能源利用率保持合理水平[16]。可再生能源与氢能具有天然互补优势，新能源电解水制氢可以促进可再生能源大规模发展，为新能源就近消纳增添新的手段；另一方面，还可利用氢能的多种能源转换特性，将氢能作为储能介质参与到电力调峰领域，达成新能源的智慧互联[17]。因此，发展新能源电解水制氢对于地区资源消纳以及新型储能均非常有利。1.2国内外研究现状氢气是一种清洁、安全和高热值的新能源，已经成为世界各国的重要战略替代品。电解水制氢具有低成本，易储存，便于运输和清洁的特点。[18]，风能、光伏发电等可再生能源产生的氢能是实现绿色二次能源的重要保障。将弃风弃光转化为氢能，并将其存储与使用，是一条可行的途径。因此，人们对氢气进行了大量的研究。(1)国内外对剩余新能源（绿电）通过电解水制氢消纳的研究较多。[19][20]基于消纳能源拟建立包含电解水和氢气存储的新能源发电系统模型。文献[21]，提出一种适用于氢气存储的微网优化调度方法。文献[22]考虑新能源发电的不确定因素，研究微网的能量管理策略。文献[23]针对高渗透率的风力发电需求，构建包含电解池与燃氢机的能量枢纽，阐明其与高比例风力发电并网的可行性，却未提及可通过售氢提高发电效率的问题。文献[24]提出一种电热氢多能蓄能系统，根据新能源发电功率及电热氢负荷变化情况，根据新能源发电功率及电热氢负荷变化情况，实现多模式调控，达到改善新能源利用效率、降低弃风弃光的目的。文献[25】，构建风光互补、风光互补、互补互补的风电-水电联合优化运行模式，将过剩风电转换成电解水产氢，促进新能源消纳，服务于我国2060年实现“碳中和”的目标。文献[26]以可再生能源发电-储氢-燃料电池一体化集成能源系统为研究对象，阐明氢储能具有均衡用电的功能，减少电网负荷，实现氢能回网。文献[27]针对孤岛上风氢耦合系统，研究风光氢联合发电的优化调度问题，并对其进行研究。文献[28]建立含风、光等多种新能源与制氢设备、蓄电池组成的发电系统的最优调度模型，并研究其能量管理策略。文献[29][30]以氢储电站为研究对象，从需求侧响应与氢储辅助服务两个角度出发，以新能源为主，分别建立私营氢储站最优调度和基于监管的分布式氢储综合调度模型。文献[31拟构建一座完全以太阳能为能源的氢/电混合动力加油站，并给出其优化运行策略。文献[32]以新能源波动与电网峰谷参数为核心，构建电-热-氢储耦合系统优化协同运行模型，通过实例分析，验证所提出的模型对减少弃风弃光、提高电网调度柔性具有重要意义。(2)国内研究现状文献[33]针对多能互补系统中的氢经济问题，以电解水制氢技术为切入点，探讨了电解水制氢的技术经济性和应用前景。文献[34]着重介绍了风能与氢能组合动力发电的概念、特性，以及在工程上的应用。文献[35]以电解水制氢装置为研究对象，通过对不同工况下电解水制氢装置的功效关系进行研究，建立制氢装置最优操作模型，但未考虑氢气储存的重要作用，只考虑氢气的销售。文献[36]构建氢气蓄能多能耦合系统，利用电解水制氢将多余的风能转换成氢气，并在必要时将其输送到煤化工领域。文献[37]在这一模型的基础上，从投资计划的观点，对不同比例的风力发电系统设备投入费用进行了分析。文献[38]仍然是基于该体系，对其生命周期的经济性进行了具体的评价和分析；发展电解水制氢是一种新型、高效的新能源消纳方式。文献[39]首先，针对电解水制氢过程，研究长期运行条件下，电解水制氢过程中氢气利用率的变化规律，建立新能源-PEM的成本计算模型；然后，综合考虑销售与等效环境效益，建立经济性评价模型，并通过实例进行验证，为电解水制氢的规模化应用提供科学依据。文献[40]通过调整和改进常规电解水制氢设备的各项参数，提高其对风电机组的适应性。文献[41]针对我国北方地区采用弃风发电发电的商业模式，本文介绍了四种不同的供氢模式，并对四种供氢模式的经济效果进行了比较，认为影响风力发电的关键在于氢市场。文献[42]本项目面向绿色氢能的发展需求，拟建立一种基于太阳能的高效发电与制氢系统。利用AspenPlus软件对各个子系统进行仿真建模，并利用AspenPlus与MATLAB进行交互，利用NSGA-II算法对系统进行仿真，并对系统进行多目标优化。文献[43]从能量输入输出方面，利用EROI方法定量计算煤炭、天然气、太阳能、风力发电等氢能的EROI，可以看出，与传统的化石能源相比，新能源制氢在环境友好、可持续等方面更具优越性，为我国氢能行业的发展提供理论基础。文献[44][45]将风、热和电制氢组成的组合系统，研究发现，在组合系统中，采用电制氢设备可以提高风能利用效率。文献[46][47]本项目将建立一套包含煤炭、风能、风能等多种能源的多能源耦合模型，并对其进行数值模拟，研究不同风电接入率及非电功率比例下，风电运营成本随风电功率的变化规律。文献[48]针对光伏发电弃光问题，本项目拟采用Matlab/Simulink建模方法，将PEM电解池与10kW光伏阵列进行耦合，并模拟其运行过程，解决风电、光伏等间歇性电源面临的问题。文献[49]建立包括燃料电池、储能、风力发电等在内的分布式发电系统最优调度模型，并对其进行仿真验证。现有的研究大多是将风电、光伏单独参与制氢，但因风电、光伏等新能源具有高度的不确定性，导致电解池稳定性差、损失大、电解水制氢效率低。1.3本文研究内容近几年来，随着电网的洁净改造，风力和风能等新能源迅速发展。[50,51]。中国风力发电的规模正在逐步扩大，而中国的风力发电能力也在逐步提高，将来很有可能会是中国能源的重要来源。当前，我国风电行业正处于平稳发展阶段，风电装机数量持续增长，风电装机规模稳步增长。2016-2022年，中国风力发电新增和累积装机的统计数据显示在图表1-1中，显示了2015-2021年的弃电量与弃风率。截止2022年三月末，风力发电总装机容量为3.4亿千瓦，较上年同期增加了17.4%。新增风力发电装机容量达到790万千瓦。2016~2021年，弃风比例、弃风电量总体上呈现出逐年降低的态势。图1-12016-2022年中国风电新增及累计装机容量图1-22015-2021年中国弃风电量和弃风率光伏发电是一种与风力发电同步发展、成熟的新能源，在国家政策支持下，其经济成本优势日渐凸显，推动了新能源发电市场份额的增长，发展前景光明[52,53]。根据国家能源局公布的光伏数据，2015-2021年，中国光伏新增、累计装机、弃光、弃光率分别列于图1-3、图1-4。图1-32015-2021年中国光伏发电新增及累积装机容量图1-42015-2021年中国弃光电量和弃光率风光发电制氢在国际上已有较为成熟的研究和应用，而在中国虽然起步较晚，但在政策支持和市场需求的双重驱动下，正快速发展并展现出巨大的潜力和前景。本文旨在通过研究不同可能影响风光发电联合制氢的因素如电解槽类型、制氢规模、风电成本、光电成本等、再利用如平准化度氢成本、平准化度电成本公式、结合从文献、地方政府以及证券交易所等处获取的数据运算分析，得到一系列的结论并做出合理的发展期望。第2章计算方法及公式2.1电解制氢成本计算方法为了确保氢气成为一种可持续商业能源，电解生产氢气的成本计算方法规定每千克高压氢气（约700大气压，1大气压=101.325千帕，生产余同或液氢的成本大约为每公斤4.5美元。为了达成这个目标，我们进行以下计算分析：①计算每公斤氢气的生产成本。计算1兆瓦和40兆瓦电解制氢的平准化成本（氢的生产成本）；观察三种不同的电解技术：常压下的碱性电解、高压下的碱性电解以及高压下的质子交换膜（PEM）电解。调整后的表达如下：平均化成本LCOH=固定成本（capex）除以制氢量（capacity）乘以寿命（lifetime）再加上运行成本（opex）。单位为美元每千克的氢气成本。③运营费用（Opex）=氢气每千克耗电量（kWh/kg）乘以电价（电费）。参考市场调研价格和相关文献资料，以确定电解系统成本估算。进一步研究电价和电解装置产能因数对制氢成本的影响敏感程度，以便深入分析电解子系统在成本方面发挥的作用。将LCOH分解为各个组件的成本明细。2.2风力机组发电功率计算方法而要实现绿氢生产的目标，首先要确定其所需的风电、光伏等可再生能源在该区域的分布。因此，本项目拟利用美国卫星遥感数据，剔除湖泊、自然保护区、农田和居民区等不适合风电和光伏发电的地域，并利用1980-2022年的MERRA-2数据，对全国不同地域的风速、温度、光照强度等进行分析，得到不同地理栅格的可再生能源发电功率。因为MERRA-2卫星数据库只保存了10米和50米的全球单位时间内的风速数据，所以，要获得风力发电机中心高度上的风速数据，就必须按照已知的海拔风速数据来进行推断，并建立风力发电机轮毂高度上的风速的计算公式。如(2-1)在上述式中：用表示的是某设定的风轮机中心高度上的风速；表示的是假定目标高度处风速；表示的是轮毂高度；表示的是假定目标高度；为指数系数。(2-2)在上述式中：表示的是假定距离地面10m处高空的风速；表示的是假定距离地面50m处高空的风速；、均表示的是距离地面某处的高度，在此将设定为10m、H2设定为50m；为可参考的风速观测点数；为第个参考点。本文以国内市场份额排名第一的2.5MW风力发电机为研究对象，采用Koebrich（2018）的研究方法。由于它的风力发电机轮毂高度是85米，因此，利用公式（2-1）、（2-2)，就能算出这个风力发电机轮毂高度上的风速。另外，还可以将风速-功率关系曲线进行对比，这样就能得到每个风力发电机的发电功率数据（PW）。2.3光伏电池板发电功率计算方法若假定将在光照强度为1kW/m²、温度为25℃自然条件下的单块光伏电池板出力定义为C，这样我们可以得出，当光照强度为R(t)时的光伏电池板出力计算公式为(2-3)式中：用PS（t）表示的是光伏电池板发电功率，单位为kW。这样我们可以进一步得出，若要计算第i个地理网格单元内光伏电池板发电功率的计算公式为(2-4)式中：用PiS（t）表示的是第i个地理网格单元光伏电池板发电功率，单位为kW；ε为光伏电池板的温度修正系数，这里选择的是多晶硅材料光伏电池板，它的温度修正系数是-0.005691℃-1；Ti(t)表示的是在t时刻的第i个地理网格单元地表温度数据，其单位是℃；Ri(t)表示的是垂直照射在光伏电池板上的辐射强度，单位为W/m²。利用MERRA-2数据库中记录的全球各地区水平光照辐射强度Rs(t)的数据，并对其进行进行分解，可以构建出垂直光照辐射强度的计算公式为(2-5)式中：Ri(t)表示的是太阳能电池板在竖直方向上受到的辐射强度；βi表示的是第i个地理网格单元中光伏板的倾角；φi表示的是第i个地理网格单元的纬度；τ表示的是太阳赤纬角。而绿氢制取成本、制氢量及储备量计算方法参考Huang等（2020）的研究方法，构建绿氢最低制取成本计算公式为(2-6)式中：LCOH表示的是绿氢生产的最低成本；Ci表示的是设备的购买费用；Co表示的是操作维修费用；Hp表示的是氢气的产量；T表示的是设备设备寿命。，(2-7)，(2-8)式中：CPH表示的是电解槽总的装机容量；CPV表示的是光伏电池板的装机总容量；CW表示的是风力机组容量；Cst表示的是氢气储罐的容量；ciPH表示的是电解槽的安装费用；ciPV表示的是单位光伏电池板的安装成本；ciW表示的是单位风电机组的安装费用；cist表示的是每个氢气储罐的成本；coPH表示的是每个电解槽的操作和维修费用；coPV表示的是单位光伏电池板运行和维护的费用；coW表示的是每台风机的操作和维护费用；cost表示的是单位氢储罐运行和维护的费用。由于质子交换膜电解槽更适合用于可再生能源发电，因此以假定使用质子电解槽建立制氢公式，可以得出每小时绿氢制取量计算公式为，(2-9)式中：Htp表示的是生产绿氢/小时的总量；EPH表示的是质子交换膜电解槽的电解水制氢效率，本文根据Ruhnau（2022）的研究成果，确定其单位为0.01764kg/kW·h；PtS表示的是光伏电站在t时刻的发电功率，单位为kW；PtW表示的是t时刻风力发电站发电功率，单位为kW。由于风力发电设备、光伏发电设备和电解槽设备的容量数据和氢气存储装置的容量数据没有一个是负数的，因此在本文中，对每一项数据的约束条件都是不能为负值，因此作出如下限制，(2-10)，(2-11)，(2-12)，(2-13)，(2-14)。(2-15)同时，还建立了氢气生产企业储存绿氢的计算公式，以便于与各企业进行比较，如下(2-16)式中：Hs表示的是制氢企业t时刻氢储罐中的绿氢储备量；Htp表示的是某企业t时刻生产绿氢的总量；Htc表示的是氢气生产企业每小时输出的绿氢总量。在此基础上，假定各发电装置的订购价r取3.85%，其它有关风电、光伏、电解池、贮氢罐等的折算系数列于表2-1。表2-1设备参数制氢相关设备参数取值400012075002258000240200010各设备生命周期202.4绿电制氢成本参照有关的计算方法〔54〕，假定采用ALK的氢气制备工艺，氢气的产量为1000立方米/小时。在计算的过程中，我们进行了三个假定。(1)资源消耗费用。假定采用太阳能发电，每度电价0.3元/度，纯水每度4元。(2)初始投入。工程总投资1300×104，设备投入1000×104，土建、安装调试和其他费用300×104，折旧10a，每工作2000小时，剩余率5%，使用线性折旧法。(3)维修成本。含员工薪酬60×104元。通过对电解水制取氢气的经济费用进行了计算，得出了电解水制取氢气的经济费用表2-2。表2-2电解水制氢成本分析项目成本资源消耗电费/（元·m-3）1500水费/（元·m-3）0.003固定成本年折旧/（元·m-3）0.618运维费用/（元·m-3）0.300制氢成本体积成本（标准状态）/（元·m-3）2.421折算质量成本/（元·kg-1）27.110随着国家规划和各地政策的出台，以及大量的光伏、风电等“绿电”工程的推进，“绿电”的价格将逐步降低，预计2030年“绿电”的价格将达到0.15元/千瓦•h,2035年将达到0.1元/千瓦•h。由上文可以得知，电解水生产氢气的成本对电力价格十分敏感，通过计算得到了随绿色电力价格下降而电解水生产氢气的趋势，如图2-1所示。在绿电价0.15元/度的条件下，氢价1.67元/度，即18.70元/度；在绿电价0.1元/度下，氢价为1.42元/立方米，即15.90元/公斤，这时，绿氢的生产成本和灰氢的生产成本差不多。图2-1绿电制氢成本目前，在不同的资源消费水平下，电解水生产氢气的成本要远远高于传统的矿物燃料，即：“绿氢”>“蓝氢”“灰氢”，而灰氢是目前工业化生产中成本最低、最有市场竞争力的一种。但是，在“30·60双碳”目标指导下，由于碳税的实施，二氧化碳的价格将会上涨，这三种氢气的成本也会随之改变。届时，绿氢的生产成本将大大低于“蓝氢”和“灰氢”，成为“蓝氢”>“灰氢”>“绿氢”，“绿氢”将成为氢能源中最有竞争力的行业。第3章不同类型电解槽系统的影响3.1碱性电解水自从1789年由Troostwijk和Diemann发现的电解水制氢以来，碱性电解水制氢就成为了一种非常成熟的制备绿氢的方法，其总容量达到了兆瓦级。是当前商业化水平最高的电解技术。碱性电解水制氢技术，设备的基本结构如图3-1所示，主要包括电极材料和隔膜等主要部件。在该槽中，使用浓度为20%-30%KOH（重量百分比）的高浓度烧碱溶液，将阴阳电极分别浸入被隔板分隔开的两个小室中。在阴极电极上，利用电化学方法将水还原成氢和氢氧根离子。为了维持两个小室之间的电荷平衡，产生的羟基离子会穿过隔离层传递到阳极，在阳极表面产生电子和产生氧。在碱性电解液中，通常选择过渡金属（通常是Ni基）作为析氧析氢催化剂。其次，最早使用的隔膜多为石棉材料，但由于人们对人体健康和安全的担忧，已逐步被其它具有良好透气性和亲水性的隔膜取代，如聚苯硫醚（PPS）。尽管这项技术现在已经相当成熟，但仍然面临着严峻挑战:主要研究内容为：低操作电流密度（0.2-0.5Acm-2）和两个室间气相产物的相互扩散。现有的隔膜材料，在长期工作环境下，仍然不能完全阻断氢气与氧气的相互渗透，从而极大地限制了氢气的利用率，并有可能引发爆炸。其次，为了减少生成气体的相互扩散，通常在电极和隔板之间留有一定的间隔，从而增加了电极之间的内部电阻，不利于提高电流密度。尽管目前该技术还面临着一些问题，但由于该技术具有较低的生产成本以及较高的成熟度，因此该技术仍是目前最具商业化应用前景的解决方案。光是2018年，AWE电解池在世界范围内的发货量就高达115MW，占了世界电解水生产的85%。其中，AWE设备是世界上最大的生产厂商，国内自主生产的AWE制氢设备已达80MW。当前，其大规模生产氢气的成本已经与灰氢的生产成本相当，并且伴随着氢经济的兴起，碱性电解水正在向规模化（千千瓦级）、集约化方向发展。目前，我国碱性电解池生产厂家有扬州中电，天津大陆，中电丰业等，而挪威NelASA公司是世界上单体电解池生产效率最高的电解池设备生产商。公司研究开发的A型电解池可产生3880Nm3.h.1的氢气产量，消耗3.8KWh.Nm-3H2。公司的主营业务包括氢气生产设备，氢气加氢设备和氢能源工程。年产能已达500MW，预计未来产能将突破2GW·a－1。图3-2(a)是荷兰可持续工艺技术研究所设计的下一代碱性电解槽电堆(Next-generationAWEstack)的示意图。图3-2(b)采用特殊的镍片弹簧垫结构，增强了电极与PTFE膜片之间的接触强度，极大地降低了电极与PTFE膜片之间的内阻。，在1.3A·cm-2的高电流密度条件下可达到4460Nm3·h－1的设备产氢量，单槽功率可达19.6MW。图3-1碱性电解水原理示意图在各类水电解制氢技术中，碱性水电解是当前成熟度最高的路线，单位成本也相对较低。在可完全适应电源波动性的假设前提下，对制氢系统采用碱性电解槽的边界条件进行分析。碱性电解槽系统价格取1850元/kW，初始电耗取5.0kWh/Nm3，运行寿命取20年，并考虑制氢期间KOH的损耗，损耗量与价格分别按1.9g/kg和8.00元/kg计[55]。其他参数与原制氢系统一致。图3-2下一代碱性电解槽(a)电解槽装置示意图;(b)单槽各部分材料说明3.2质子交换膜电解水虽然在工作原理上存在着一些不同，但是它的反应机制和碱性电解水的反应机制是相似的。在阳极的固-液界面上，去离子水被分解成氧、质子和电子。在此基础上，将自由态的质子引入到阳离子导电膜中，将其吸附在阴极表面，再通过外部回路将质子转移到活性中心，再结合形成氢气。图3-3(b)是一个示意性的质子交换膜电解设备的配置。PEMFC由双极板，集流器，扩散层，阴极催化剂，以及PEMFC与PEMFC组成。其中，质子交换膜（MEA）是PEMFC的核心部件，约占整个电池总成本的24%。目前，关于PEMWE的研究大多采用包覆催化膜电极（CCM）。本发明的基本思路是：将正极和阳极催化剂与相应的离子聚集液（如Nafion溶液）混合制成浆料，均匀地涂布在膜电极的两面。在100-150℃范围内，对其进行热压。负极催化涂料的作用是提高电子在电极上的传输效率，减少相应的反应活化能；同时，通过引入离聚物，提高质子在催化层中的传递速度，减少系统欧姆损耗，提高整体电解效率。目前，该技术中，催化剂呈无序、无规堆积在质子传导膜界面，必然会降低催化剂的使用效率，从而引起催化界面电流分配不均匀，加快催化材料的老化和失活。提高PEMFC膜电极的制备工艺，是降低PEMFC成本和提高PEMFC稳定性的重要途径。当前，国内外研究人员已开始致力于发展有序一体化的膜电极制备工艺，以有效提升膜电极的稳定性和器件综合性能。在质子传导膜材料的选用上，最常用的是Nafion、Fu-mapem、Flemion、Aciplex等全氟磺酸高分子膜。以上商用薄膜材料均表现出强度高、抗氧化能力强、结构稳定、耐久性好、导电性高等特点。在众多商用质子传导膜中，杜邦公司生产的Nafion（例如Nafion111,117，等）是第一个进入商用的质子传导膜。Nafion是以聚四氟乙烯（PTFE）为主体，侧链离子型SO-3（聚磺酰氟乙烯基）为侧链型的无规共聚物。它是目前应用最多的PEMFC膜材料。其根本原因在于，在高电流（2A•cm-2）下，Nafion（Nafion）型质子交换膜仍然具有优异的稳定性、高载流子传输率和高力学性能。然而，虽然Nafion膜已经获得了广泛的商业化应用，但其较高的生产成本却成为制约PEMWE制氢规模化发展的瓶颈。发展新型高效、低成本的高性能PEMWE，对于推动PEMWE的市场化应用具有重要的实际意义。对于催化剂，现有的PEMWE均采用铱（铱）基、铂（Pt）为阴、阳极，以确保PEMWE同时具备高效率、高稳定性。如何在维持良好的催化活性与稳定性的同时，如何高效地减少贵金属的使用，或者是设计出具有高稳定性的酸性稳定的非贵金属催化剂，是目前国内外研究的热点。在阴极析氢制氢（HER）过程中，表面H（H*）与活性中心的结合能大小是这一过程的关键参数，也是决定其催化性能的关键因素。在高活性析氢催化剂中，质子在活性位上的吸附能（吉布斯自由能）需要满足Sabatier原理，但目前还不能满足这一要求。特别是，H*在催化中心上的吸附能过高，则不利于H*与H*之间的偶合；相反，如果H*浓度太低，也不利于氢气的生成。铂族贵金属活性中心与质子的吸附能相近，显示出优良的析氢催化性能。不过，即便在理想条件下，PEMWE装置的1000GW氢生产能力也至少需要54t铂，当前，PEM阴极铂用量一般为0.2-1.0mg•cm-2，为有效减少贵金属在阴极中的使用量，一般采用纳米、亚纳米、单原子等多种形式，在成本较低、电导率较高的衬底上实现贵金属的高效分散。此外，将贵金属和过渡金属进行复合，可以有效地降低贵金属的含量。与阴极的析氢反应不同，具有4个电子传输的阳极产氧制氢（OER）因其较高的能量势垒及较慢的反应速率而成为其关键的决速步骤。同时，阳极处于强氧化和强腐蚀性的酸性环境中，这对析氧催化剂的耐腐蚀性提出了严峻的挑战。目前，在质子交换膜电解电池正极使用耐腐蚀的铱（Ir）系催化剂，如IrO2等。但铱的价格非常昂贵，是贵金属Pt的两倍。如果按照现有的Ir使用量为1.0-2.5g•kW-1来估算，即便是将世界上每年Ir的年产量（7.0-7.5t•a-1）全部投入到PEMWE中，也只能满足3.0-7.5GWPEMWE的建设要求，距离2030（100GW）的预期目标还有很长的路要走。钌（Ru）基催化剂是一种价格低廉、性能优异的新型催化剂，是目前最有希望取代铱（Ru）的催化剂。然而，钌基催化剂在酸性条件下的长期稳定性能一直是个难题，与铱基催化剂相比差得很远。通过元素掺杂、界面改性、异质结构构筑和固溶设计等方法提高Ru基催化剂的催化性能和稳定性，是当前PEM体系降低成本和提高效率的重要途径。除了膜电极之外，双极板与收集液也是影响PEMWE效率的关键因素。然而，在PEMWE运行时，PEM表面的pH维持在1-3(pH是根据反应条件而变化的）。因此，电极材料必须具有良好的导电性能、良好的耐腐蚀、耐氧化性能。此外，该收集器还需要具有一定的孔隙率和孔体积，以确保反应液与催化剂充分接触，并使产物能够高效地分离和排放。一般而言，钛是一种比较理想的阳极双极板及集流器材料。这种材料通常有一些特殊的物理性质，如良好的导电性能、耐酸性氧化体系的耐腐蚀性等。目前，PEMWE采用了以钛网/钛毡为代表的多孔钛材料来实现器件间的长期、稳定的电荷传输。在质子交换膜电解电池中，气体扩散层也是一个非常重要的部件。其中，扩散层起到支撑催化层，稳定电极结构，提供气体传导通道等功能。漫射层有以下特征:(1)具有有利于气体/液体分子传递的适宜孔结构；(2)导电性能好，减小了系统的内阻；(3)具有良好的力学性能及对酸性介质的耐腐蚀性，从而保证了该体系的稳定。通常，采用多孔炭作为扩散层（碳纸、碳布），负极采用钛毡、钛板、泡沫钛、不锈钢等耐腐蚀性强的金属材料来抑制扩散层的氧化腐蚀。通过本项目的研究，可望获得高质子传导率，有效抑制气体穿梭，结构紧凑，设备占地面积小，电流密度高（>1A•cm2)，提高工作压力。此外，PEMFC具有毫秒级的响应时间，可适应新能源环境下的“绿电”波动。虽然PEM的市场在近几年一直处于快速发展的状态，但是最近的技术经济性研究表明，1MW级的PEM电解池的生产成本仅为5美元•kg-1，比美国能源部2030年的目标（1美元•kg-1）高出5倍，限制了PEMWE的商业应用。图3-3(a)质子交换膜电解水原理示意图;(b)质子交换膜电解槽电堆装置示意图图3-4对采用两种电解槽系统的LCOES结果进行了比较。由图10可知，采用碱性电解槽系统的氢储能LCOES比采用PEM电解槽系统的低1.428元/kWh，这主要受益于碱性电解槽系统的成本优势。但是实际上碱性电解槽系统在电源波动性的适应性方面明显弱于PEM电解槽系统，因此在选择电解槽类型时应综合考虑经济性和各项约束条件。图3-4采用不同类型电解槽系统的LCOES比较3.3碱性阴离子交换膜电解水本项目以碱性阴离子交换膜为研究对象，将其结构优势有机地结合起来，将碱性阴离子交换膜电解水制氢气，延续了碱性电解水的反应条件和催化材料。从图3-5A可以看出，它的反应机理与碱性电解水相同。本项目拟采用去离子水（或碱性电解质）从正、负电极同时流入体系，使水分子在阴极催化剂界面上发生分解，生成H2、OH-，再经阴离子交换膜传导至阳极界面，通过电催化析氧制得O2和H2O。图3-5(b)表示的是一种碱性的阴离子交换膜电解设备的构造。用阴离子交换膜替代PEM，可以使PEM转化为AEM。与PEMWE相比，AEMWE能够将廉价的过渡金属基催化剂用于正负极催化，极大地降低了催化剂的成本。与AWE相比，AEMWE内部电阻更小，可在大电流密度下（>1A•cm-2）制备高纯度氢气。基于此，AEMWE作为一种具有巨大商业应用前景的廉价绿色制氢方法，受到了国内外学者的高度重视。离子交换膜是AEMWE的核心组成部分，它不仅能起到传递氢氧的媒介作用，还能有效地避免氢、氧产品的相互渗透造成危害。作为一种新型阴离子交换膜，需要满足以下几个条件：（1）具有较高的氢氧根电导率（80°C,30%KOH需要大于200mS•cm-1)；纯水的压力要求大于140毫S•cm-1)；(2)具有高电化学稳定性（在50000小时以上的操作之后，离子传导率和区电阻保持80%)；(3)（50000~100000h）的高结构稳定性；(4)低氢氧渗透率（以体积百分比计<0.2%)；(5)大规模生产时，成本低廉。目前商品化的阴离子交换膜主要有多孔膜、溶剂型导电膜、交换膜3大类。目前，人们已经从分子水平上对AEM进行了改造，但仍存在着羟基自由基传导率不高、化学稳定性不高等问题。目前，我国在膜分离领域的研究还比较薄弱，还处于试验验证阶段。日本东京电力公司是AEM膜技术比较成熟的企业，但日本仍然对中国的膜材料实行封锁。德国的FumaTech公司还只能进行小范围的生产，其产物的稳定性还有待进一步提高。发展新的阴离子交换膜是加速AEMWE工艺发展的关键。此外，目前对AEMWE的研究主要集中于催化剂的研发与膜的设计，而针对电解槽组分的优化与结构的研究尚处于起步阶段。德国宇航中心工程热力学研究所FatemehRazmjooei等人提出将镍基衬底（NiMPL-PTL）引入到多孔过渡层（PTL）中，从本质上提升AEMWE在纯水环境下的产氢效率。由于NiMPL-PTL的弯曲程度较小，毛细压、泡点减小，因此可以减小系统的内阻。另外，NiMPL-PTL还可以增大薄膜与薄膜电极的接触面积，从而减小薄膜与薄膜电极的接触面。结果表明，采用NiMPL-PTL比具有相似结构的AEMWE电解槽具有较大的性能优势。阴离子交换膜作为一种低成本、快速启动和低能耗的电解水体系，其高效廉价的阴离子交换膜材料仍然是该领域面临的一大难题，也是该领域亟待解决的挑战。图3-5(a)碱性阴离子交换膜原理示意图;(b)碱性阴离子交换膜电解槽电堆结构示意图3.4高温固体氧化物电解水高温固体氧化物电解水器件由阴电极、固体氧化物电解质层及阳电极组成（图3-6)，在高温（600-1000oC)，阴电极（600-1000oC）中，水蒸气在阴极区被分解为O2-和H2,O2-则在阳极区失电子生成O2（图3-6（a)）。在此基础上，提出了一种新的解决方案，即在一定程度上提高了温度，提高了生产效率，提高了生产效率。然而，在高温下进行的反应过程，也存在着诸多缺点，如对各部分的高温稳定性要求很高。然而，在阳、超高温、强氧化性的环境下，其表界面的电化学稳定性面临着巨大的挑战。此外，在反应过程中，氧化界面的欧姆电阻增大等问题也会对整个体系的综合性能产生很大的影响。其核心材料为镍-氧化钇稳定的氧化锆多孔金属陶瓷，负极材料（以钙钛矿型氧化物为主），固态氧化电解质材料（氧离子导电体）。对正极材料而言，镍/YSZ复合材料在高温还原环境中容易发生原子结构演变，从而影响其催化性能。目前，该类材料在还原高压下仍不能稳定工作，从而限制了其实际应用。而负极材料在高温氧化环境中存在着性能衰退的问题。。已有的研究表明，阳极材料的界面处压应力分布不均匀和层间剥离是导致器件性能退化的主要原因。此外，该装置的操作状况对其性能也有很大的影响。比如，通过对电解电压的适当调节，可以将其高温电解电池维持在热中态，从而避免因电堆内部温度与外界温度的不同而引起的吸热和放热。日本东芝能量系统公司，也在持续发展高温SOFC，目前的小电解池使用寿命已经达到4-5年。但是，由于SOFC的高温电解水制氢技术尚处在试验验证阶段，尚需解决诸如热震破坏等一系列难题，与其完全商业化还有一段距离。图3-6(a)高温固体氧化物电解水原理示意图;(b)高温固体氧化物电解槽器件装置示意图3.5电解水技术的总结与展望如何解决绿色制氢的成本和规模化应用一直是国内外氢能领域的研究热点。在绿氢的产量方面，欧盟建议在2030年之前完成40-60GW的电解装置。该规划还提出，要在2030年前，达到100万吨a-1氢的目标。荷兰还表示，将于2030年前，在现有10MW电解槽的基础上，再建造3-4GW规模的绿色氢气发电厂。此外，弗劳恩霍夫太阳能系统研究院（ISE）最近建成1套模块化氢能源系统，其核心为1台120kW的电解池及1台储氢池，可通过间歇性解耦的方式实现对电网及燃气管网的供电。德国西门子公司于2015年完成2MW硅氢示范项目，2018年完成10MW氢气生产，并有望于2023年超过100MW规模。若在现有电解池设备的基础上，从电堆的角度，将现有电解池设备的设计扩展到更大规模的电堆和组件，在此基础上，给出了一系列综合造价在535kW-1以下的核心技术方案。荷兰最近推出的GigaWatt-scaleElectrolyzer(HydrohubGigaWatt-ScaleElectrolyzer)，提出了一种用于碱性电解水-质子交换膜电解工艺的新型设备设计方法。与之相比，新一代设备的投入只有2020年的一半。如拟采用电解法制备电解水，在此基础上，采用电解法制备电解水，总投资约为888美元.kW-1。当前，以可再生能源为基础的电解法制氢技术正在迅速发展。在解决这些问题时，我们可以借鉴当今世界各国的应对战略，使这一领域取得更大的突破。基于以上的分析，归纳得出了如下的结论。(1)工业上，以碱性电解法、质子膜电解法生产氢为主。国家应该积极推动新能源与以上两种技术的有机结合，扩大碱金属电解水制氢的产能布局，并对其产氢效率进行进一步优化，降低相关工艺的生产成本，并逐渐扩大其商业化应用范围。(2)本文介绍了一种新型的碱性阴离子膜电解水制取氢气的方法。尤其是以碱性阴离子交换膜电解制取高附加值化合物为研究对象，对其电催化制氢过程进行了积极的研究。电解水制氢是一种新型的高效绿色能源制氢技术，是一种新型的绿色环保能源，具有重要的理论和现实意义。比如，中国科学院上硅所石建林课题组，利用催化分解水制氢的方法，首次实现了法拉第效率达到92%、最高电流密度达到300mA∙cm2的乙醇酸的电化学合成。湖南大学王双音课题组在国内首次报道了以醛类化合物为基础的双电极复合体系。本项目拟以低阳极氧化电位的生物质基醛类为研究对象，结合阴极电解水制氢技术，在0.1V过电位下，实现绿色氢气的高效制备，大幅降低反应能耗，提高产氢效率。在此基础上，本项目提出了一种新的氢气制备方法，其产氢效率可以达到0.35kWh/m3，相当于电解水制取氢气的理论能耗（3.4kWh.Nm-3H2）。(3)本项目拟在前期研究基础上，从材料层面、电堆工艺等方面深入研究，并在此基础上，研究并优化高温SOEC电解水制氢工艺，并对其与已有清洁能源的耦合方式进行研究。由于其高温服役环境，适合一次能源系统（如核电系统的高温气冷堆）。美国能源部在2019年发表的一篇报道中，提议将高温固态氧化物电解制取氢气，并将其与一种新型的高温堆和太阳能电池进行组合，从而实现高效制氢。所以，要加快该技术的产业化，就必须要多学科、多方面的合作，进行创新性的突破。第４章制氢成本研究4.1电解水制氢成本影响因素分析当前，我国的绿氢生产成本普遍较高，整个产业链的规模效应还没有体现出来，商业化的条件仍然“不够”，这对氢能源的可持续规模化发展造成了很大的限制。在市场上，作为一种主要的电解制氢方法，碱性电解水制氢技术具有槽结构简单，安全可靠，使用寿命长，操作简单，价格便宜等特点[56]。将氢气生产的费用划分为固定费用，其中固定费用由设备折旧、人工、运行维护费用等组成，而可变费用则包括氢气生产的能耗、水的消耗。在此基础上，我们还可以得到一种简单的方法，那就是，在碱性电解池中生产氢气的费用=（电价×单位用电量+水价×单位用水量）+[折旧、摊销、工资及福利+修理费+其他费用]/生产总量+销售税金及附加+所得税。因此，本课题以典型新能源电解水制氢为研究对象，研究发现，电价、系统规模、设备投资、电解效率、运行时间及管理品质等6个关键因素是绿氢发电成本。在此基础上，研究不同因素对绿氢项目成本的影响，并在此基础上，提出了降低绿氢行业成本的主要途径，为提高绿氢项目的竞争力寻找突破口。4.1.1新能源电价对绿氢项目的影响分析在氢气的生产成本中，电价是最重要的。本课题拟以一个5000Nm3/h光伏制氢工程为研究对象，通过理论计算和数值模拟相结合的方法，研究新能源电价对绿氢工程的影响。将工程的成本费用划分为以能源消耗为主的可变成本、营运成本、总成本等。电力费用在氢气生产中所占的比例如图4-1所示。图4-1电价占制氢成本的比重表4-1新能源电价对制氢成本的影响分析光伏/［元·(kWh)－1］电价(含税)0.500.300.200.150.100制氢成本/(元·kg－1)可变的氢气生产费用（电力，水，原材料）27.3816.7711.468.816.160.21生产氢气的运营费用（另加人工费用，维修费用，生产费用，管理费用）32.7022.0916.7814.1311.485.53氢气生产的总费用（包括折旧，摊销，利息）37.6827.0721.7619.1116.4610.51电价占制氢成本的比例/%72615245360生产氢气的费用（元·kg-1，包括税）42.5830.5924.5921.6018.6011.88如图4-1所示，随着电力价格的提高，电力价格在制氢成本中所占的比重也在逐渐增大。当电力价格高于0.20元/度时，电力价格在制氢成本中所占比重将达到50%以上；在电价不到0.20元/度的情况下，氢气生产工艺的运营成本、固定资产折旧和与之有关的资金支出比重较大；在电费为0的情况下，其营业成本与固定资产的折旧/利息相近，氢气的生产成本为11.88元/kgH2。按照0.2元/度的计算，在电价降低50%的情况下，制氢成本降低了24.4%。在每度电成本不到0.20元/千瓦时的情况下，比大多数燃煤电厂的电价都要低。目前，即使其它条件保持一致，新能源制氢的总成本仍然是21.76元/公斤，仍然比其它化石能源的产氢成本要高，并未体现出绿色低碳的本质。当前，降低电力价格是降低氢气成本的一种重要手段，除了一定的政策扶持，因地因地施策也很有必要，在新能源富集地区，利用离网制氢技术进行大规模的离网制氢是一种很好的方法。4.1.2规模效应对绿氢项目的影响通过对3种不同级别的工程进行分类，选择了一种单独的设备工程成本作为一项评估指标，其中一种是单套设备工程成本，其中一套工程成本约为3/4，能够反映整个工程的投资成本水平。从图4-2中可以看出，在设备数量超过15台后，单台设备（设备、固定资产及土建）将趋于平稳，达到每台1200万元；5台的话，每台的造价就会达到2000多万元；在仅有一至两个单位的情况下，每一间的价格就会攀升至3,500万元。图4-2规模效应对单套制氢工程费用的影响在表4-2中详细列出了各种规模的氢气生产费用。从表4-2可知，氢气生产成本随台数的增多而降低；由5台增至15台，在氢气生产成本只降低7.1%的情况下，单个设备的造价降低了40%。并且，随著台数的增多，每台设备的建造成本将会趋于稳定，从而降低制氢成本的空间也会变小。表4-2不同规模的制氢成本构成元/kg规模5台套15台套可变的氢气生产费用（电力，水，原材料）11.4611.69生产氢气的运营费用（另加人工费用，维修费用，生产费用，管理费用）16.7816.25生产氢气的总费用（包括折旧，营销，利息）21.7620.21电价占制氢成本的比例/%5255制氢价格（含税）24.5922.614.1.3设备投资对绿氢项目的影响分析目前，年产1000Nm3/h电解池（含气、液）的设备投资约为800万-900万元；一套氢气生产装置的造价在1000万-1300万之间，其中电解池的投资约为三分之二；氢气制氢费在总投资中占三分之二。设备和安装费用在总成本中所占的比重随台数的增加而上升，见图4-3。随着电解生产规模的不断扩大，其生产成本也在不断降低。但是，碱性电解池的技术已相当成熟，因此，要通过技术改造来降低生产成本是一件非常困难的事情。据预计，在今后十年内，通过技术改造、扩大生产规模，可降低40%的生产成本，每吨1吨电解池的生产成本可降低5-10%。图4-3不同规模下制氢设备安装费占工程费的比例4.1.4效率对绿氢项目的影响分析在此基础上，利用法拉第定律，推导出电解水制氢的理论能耗约为2.95kWh/Nm3，即33kWh/kg。目前，大部分电解池的直流功率消耗在4.3-4.6度/Nm3之间，制氢系统的功率消耗在5-5.5度/Nm3之间。在2022年三月，澳大利亚一家名为Hysata的新一代“毛细管供能电解池”，其能量消耗达到了41.5度/千克，换算成直流电功率为3.7kWh/Nm3，显著降低了氢气的能量消耗。如图4-4所示，若将氢气的利用率从60%提高到70%，则氢气的综合成本可降低8.2%。图4-4制氢效率对制氢总成本的影响4.1.5设备利用率对绿氢项目的影响分析对于具有一定尺度效应（15000Nm3/h或更高）的制氢工程，在相同的电价水平（0.15kWh）和相同的产氢效率（5.36kWh/Nm3）下，通过计算得到的氢气单位质量的总成本与设备利用率（工作时间）之间的关系，见图4-5。结果表明，发电系统的可变成本与发电系统的耗电量、制氢效率、耗水量和销售费用等有关，换算为每台氢气的生产成本后，其变动成本保持不变。然而，当设备的利用率提高后，生产过程中的固定费用（工资福利、维护费用等）、折旧、摊销等都将随产能增加而降低。图4-5设备利用率对单位制氢成本的影响4.1.6管理质量提升对绿氢项目的影响分析随着工程的增加，管理水平的提高，相应的工资，维护，管理，制造等费用也会相应的降低，从而降低了氢气的总体成本。在维持工程其他支出不变的前提下，若能降低因管理品质而产生的费用（维修费、其它管理费用、其他制造费用、人员工资等）降低50%，则可使制氢成本降低10%。表4-3详细说明。表4-3固定成本下降对制氢成本的影响固定费用扣除折旧和摊销利息后的百分比01020304050制氢总成本/（元·kg－1）（含税）14.4114.1213.8213.5213.2312.934.1.7绿氢成本影响因素结果分析综合来看，在当前情况下，通过降低电价、提高设备利用效率，可以有效地减少电解水制取氢气，见图4-6。随着电力价格的降低，电解氢气的生产成本也随之降低，电力成本所占的比例也随之降低。电价降低0.1元/度，制氢成本将降低5.96元。另外，随著年槽作业时间的增加，每单位氢的固定费用也会减少，因此，由2000小时提高到8000小时，每单位氢的费用平均减少30%。图4-6不同条件下制氢成本与设备利用率的关系4.2电解水制氢成本核算发电厂从电解水中获得氢，当电能充足时将氢储存起来，在用电高峰期使用氢燃料电池。可以增强在电力系统调节负荷时的作用。相对于已有的制氢方式，碱性电解水作为一种安全可靠的制氢方式，具有良好的经济性，适用于大规模氢能源工程。为了更好的研究风光发电联合制氢成本，现计算了某电厂使用某系统进行制氢的预估成本，研究结果显示，投资额为877万元的一套碱性电解水制氢设备每小时可生产1000立方米氢气，收回成本为1.8年.购买氢压机共投入1277万元，在2.58年内收回成本；年运行成本204.5万元，收回成本后，年利润495.5万元。4.2.1电解水制氢数据-以某电厂为例目前市场上还没有大规模生产产氢量为1200m3/h和1500m3/h的单台制氢设备，目前最大的设备产氢能力为1000m3/h。例如，建立一套一小时产氢1000立方米的电解水制氢系统，按照一年2000小时的运行时间来算，年产能为200万吨/小时，制氢系统总投入850万元。由于电解所用碱属于危险物质，需自己购买，初次用碱7吨，正常情况下补充用碱量很小。一家电解制氢气厂的建造费用是200,000元，装置年消耗1018万度电，按每度电0.17元的低谷电价，一年消耗174万元。该装置年生产氢气量200万吨，产氧100万头，具有净化能力，可供应99.999%的高纯氢气。以1公吨的纯净水/小时计算，要得到1公吨的纯净水，就必须使用2吨的自来水。按每吨3.6元来算，每年用水费用为15000元。按20年计算，年折旧费用为43,800，维护费用为50,000。由于设备维修简单，可以安排两个