T∕CPIA 0152-2025 光伏制氢系统设计总则

CCSK83T/CPIA0152—2025I本文件按照GB/T1.1-2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。本文件由中国光伏行业协会标准化技术委员会提出并归口。本文件起草单位：中国电子技术标准化研究院、中石油工程建设有限公司北京设计分公司、天合光能股份有限公司、天合元氢(扬州)科技有限公司、浙江正泰新能源开发有限公司、特变电工新能源股份有限公司、施耐德电气（中国）有限公司、苏州UL美华认证有限公司、国家太阳能光伏产品质量检验检测中心。本文件主要起草人：付雪涛、裴会川、王逸伦、吴玉普、高富堂、石勇、刁鑫林、谭天成、李云飞、王兰君、卫翔宇、朱华、乔积勇。T/CPIA0152—20251光伏制氢系统设计总则本文件规定了光伏制氢系统设计的一般要求、总体布局、技术要求、土建及公用工程、环境保护和水土保持、劳动安全与职业卫生要求。本文件适用于光伏50MW规模及以上的集中式光伏制氢系统新建、改建和扩建。风电等其它绿色能源发电制氢或其与光伏耦合制氢的电解槽至氢储运部分可参照执行。2规范性引用文件下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件；不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/T150(所有部分）压力容器GB/T3634.1氢气第1部分:工业氢GB/T3634.2氢气第2部分：纯氢、高纯氢和超纯氢GB/T3859.1半导体变流器通用要求和电网换相变流器第1-1部分：基本要求规范GB12337钢制球形储罐GB/T19774水电解制氢系统技术要求GB/T24499氢气、氢能与氢能系统术语GB/T26466固定式高压储氢用钢带错绕式容器GB/T34120电化学储能系统储能变流器技术规范GB/T34542.1氢气储存输送系统第1部分：通用要求GB/T34584加氢站安全技术规范GB/T37243危险化学品生产装置和储存设施外部安全防护距离确定方法GB/T37244质子交换膜燃料电池汽车用燃料氢气GB/T42177加氢站氢气阀门技术要求及试验方法GB/T42857变压吸附提纯氢气系统安全要求GB/T44457加氢站用储氢压力容器GB50019工业建筑供暖通风与空气调节设计规范GB50052供配电系统设计规范GB50058爆炸危险环境电力装置设计规范GB50160石油化工企业设计防火标准GB50177氢气站设计规范GB50516加氢站技术规范（2021年版）GB50724大宗气体纯化及输送系统工程技术规范DL/T5352高压配电装置设计规范HG/T5106化工过程气-液微旋流分离器技术条件HG/T6202气-液旋流渗滤分离器HG/T20570.8气-液分离器设计HG/T22821氢气管道设计规范JB/T10909小型往复活塞氢气压缩机JB/T11484高压加氢装置用阀门技术规范JB/T14965加氢站用隔膜氢气压缩机T/CPIA0152—20252NB/T10128光伏发电工程电气设计规范NB/T31016电池储能功率控制系统变流器技术规范3术语和定义GB19774、GB/T24499界定的以及下列术语和定义适用于本文件。3.1光伏制氢photovoltaichydrogenproduction利用光伏发电系统将太阳能转换为电能，驱动电解水装置分解水分子（H2O）生成氢气（H2）和氧气（O2）的清洁制氢技术。该技术通过光伏组件、电能转换装置、电解槽等核心设备集成，实现光能→电能→氢气的转化。3.2储能系统batteryenergystoragesystem由一个或多个储能单元构成，能够独立实现电能存储、转换及释放功能的系统。4一般要求4.1光伏制氢系统的总体设计应满足光伏出力波动、氢气消纳、安全性、稳定性、连续性、经济性及氢气产品质量等特性需求。4.2光伏制氢系统的设计应包括光伏发电系统、整流系统、电解水制氢系统（电解槽、气液分离装置、氢气纯化装置、辅助装置等）、储氢系统、氢气输配系统（管路、阀门、紧固件、气体增压装置等）、储能系统、自动控制及监测系统、土建工程、公用工程（电气、通信、暖通、给排水、消防）、环境保护和水土保持、劳动安全与职业卫生的设计。4.3光伏制氢系统的设计应结合项目所在地的政策、电网规划、资源条件、氢气消纳需求合理设计光伏装机规模、制氢规模、储氢规模、储能规模以及外供界面模式。4.4光伏制氢各子系统的能效应符合相关标准。宜采用国家、地方鼓励的先进技术、工艺、设备，不应使用国家、地方发布的淘汰或禁止的技术、工艺、设备。4.5风光互补制氢项目中，光伏制氢系统的设计应考虑与风电系统的兼容性。4.6用于绿氨、绿色甲醇生产的光伏制氢项目，制氢规模还应考虑绿氨、绿色甲醇的消纳需求。5总体布局5.1选址5.1.1光伏制氢项目的建设应避开地震带、地质灾害易发区、地下水易污染区、地基土高腐蚀区、地基土高电导区等不适宜建设的地方。同时综合考虑极端气候、电网接入、国土空间规划、生态环境影响等因素。5.1.2水电解制氢系统及储氢系统的选址应该根据地形、地貌、风向、国土空间规划、能源规划、城市规划、交通规划、周边地区人口、居民区分布现状，进行总体布局，把对相邻单位和设施的影响减少到最小程度。总图方案尽量做到地势平坦、不窝风，与周边设施之间的距离应符合GB/T37243、GB50160、GB50177等相关标准的规定。5.1.3水电解制氢系统及储氢系统的选址临近码头设施或港口岸线和港口陆域，需要进行深化论证并根据论证结论优化调整选址方案，具体项目在立项阶段应充分征求意见，确保符合安全管理要求。5.2总平面布置5.2.1光伏制氢系统总平面布局宜分为光伏发电系统场站（含升压站）、变电室、配电室、整流室、水电解制氢车间、制氢压缩机房、储氢区、管网、办公用房、辅助用房等布局。5.2.2涉及到长管拖车等车辆外运氢气时，制氢站应设置加氢母站，加氢母站的布局应符合GB50516、GB/T34584的相关规定。同时，应结合运氢车辆的型式、转弯半径、加氢规律等确定加氢母站布局。5.2.3总平面布局应根据现行相关标准确定制氢车间、氢气储罐与建筑物及其它设施的防火间距。T/CPIA0152—202536技术要求6.1光伏发电系统技术要求6.1.1光伏发电系统应综合考虑太阳辐照、防风、防雨雪、防沙尘、防火、防洪、防震、防雷、安装、运输、运维等因素进行设计，宜包括光伏组件选型、组件尺寸、容量，支架选型，电缆选型，电气绝缘，直流电压等级，光伏阵列运行方式，光伏阵列间距，逆变器选型，变压器选型，辅助技术（环境监测、组件清洗等）等要素。6.1.2光伏发电系统所发电能经汇集接入开关站（升压站），并经开关站接入电网。开关站配电装置的设计应符合DL/T5352的规定。6.2整流系统技术要求6.2.1用于水电解制氢装置的AC/DC整流器（变流器）宜为晶闸管（SCR）或绝缘栅双极晶体管（IGBT）型，DC/DC整流器（变流器）宜为IGBT型，整流器的技术要求应符合GB/T19774的规定。用于储能等需求时还应满足GB/T3859.1、GB/T34120、NB/T31016等相关标准的规定。6.2.2用于水电解制氢装置的整流器的功率-时间响应性能应高于电解槽处于不同动态运行过程中的响应性能。6.2.3用于水电解制氢装置的整流器的输出功率偏差不应超出电解槽安全运行的设定值。6.3电解水制氢系统技术要求6.3.1电解槽宜具备较高的冷启动、热启动速率及功率变化速率。6.3.2电解槽单槽负载功率宜宽范围可调，最低运行功率宜不高于30%，最高运行功率宜不低于110%，以适配光伏出力波动。当夜晚或雨雪条件下无法满足最小功率运行时，应具备自动停机功能。6.3.3电解槽宜具备较长的启停寿命及运行寿命。6.3.4气液分离装置应具有较高的分离效率及氢气回收率，且符合GB/T19774的规定。采用立式或卧式重力分离装置以及丝网分离装置还应符合HG/T20570.8的规定；采用微旋流型气液分离装置还应符合HG/T5106的规定；采用旋流渗滤型气液分离装置还应符合HG/T6202的规定。6.3.5宜根据氢气下游用途，合理设计氢气纯化装置，氢气纯化装置设计宜符合GB/T19774、GB50724的规定。采用变压吸附时，还应符合GB/T42857的规定。纯化装置应具有较高的提纯效率及氢气回收率。6.3.6电气设备及配线、阻火器等附件的技术要求和安装要求应符合GB50058和GB/T19774的规定。6.3.7用于氢燃料电池车辆的氢气技术指标应符合GB/T37244的规定；工业领域所用的氢气技术指标应符合GB/T3634.1或GB/T3634.2的有关规定。6.3.8电解水制氢过程中形成的副产品——氧气可通过液化回收并作为液氧进行销售，或经纯化后管道输送至项目所在工业园区用氧企业。当氧气价格较低且市场需求有限时，可直接放空。具体要求应符合GB50177及GB/T19774的相关规定。6.4储氢系统技术要求气态储氢系统的容器设计应符合GB/T150、GB/T19774、GB12337的规定。采用钢带错绕式容器时，还应符合GB/T26466等相关标准的规定。光伏制氢加氢一体化项目的储氢容器还应符合GB/T44457的规定。当标准间技术要求不一致时，根据设计需求选择采用的标准条款。针对安全要求高的场景，宜采用固态储氢或有机液态储氢技术。6.5储能系统技术要求6.5.1宜根据当地政策，结合光伏发电系统装机规模、电解水装机规模设置合理比例的储能装置。6.5.2储能装置的选型宜综合考虑资源条件、经济因素后确定。6.6氢气输配系统技术要求6.6.1氢气输配系统的设计除应符合GB/T19774的规定外，还应符合GB/T34542.1等相关标准的规定。当标准间技术要求不一致时，根据设计需求选择采用的标准条款。T/CPIA0152—202546.6.2氢气阀门技术要求应符合GB/T19774的规定。光伏制氢加氢一体化项目，阀门还应符合GB/T42177、JB/T11484的规定。当标准间技术要求不一致时，根据设计需求选择采用的标准条款。6.6.3增压装置的技术要求应符合GB/T19774的规定。活塞型增压装置还应符合JB/T10909的规定，隔膜型增压装置还应符合JB/T14965的规定。6.7自动控制和监测系统技术要求6.7.1自动控制和监测系统应深度耦合能量管理系统。能量管理系统宜可根据源-荷-储或源-网-荷-储容量自动配置算法，满足光伏出力波动情况下制氢系统的稳定性、经济性需求，提高系统整体效率。6.7.2自动控制和监测系统应能够实现光伏发电系统、配电系统、整流系统、电解水制氢系统、储氢系统、储能系统、辅助系统之间的控制，实现电解槽功率负荷快速精准调节。6.7.3当光伏出力小于电解槽最小运行功率时，自动控制系统可实现电解槽处于待机或停机状态，确保运行安全。6.7.4自动控制和监测系统宜具有故障智能诊断功能。6.8氢气外供界面要求氢气宜选择合理的外供方案。采用管道外供时，宜根据HG/T22821《氢气管道设计规范》设计外供管道接口。采用长管拖车等车辆外供时，宜设置加氢母站，加氢母站根据下游用氢规模、频次，合理选择加氢机型号并合理配置加氢机数量。7土建及公用工程设计要求7.1土建工程设计应包括光伏阵列土建工程，制氢车间，办公用房以及用于开关、变电、整流、储氢等装置、设施的土建工程设计。同时应符合GB50177等标准规范的要求。7.2供配电系统应按GB50052的要求确定三级负荷等级，并对光伏制氢项目的各级用电负荷、用电单元进行供配电设计。电力装置设计应符合GB50058的规定。7.4暖通设计应符合GB50019的相关规定。7.5给水设计应满足生产用水（电解槽用原料水、冷却循环水、光伏组件清洗用水等）、生活用水、消防用水的需求。排水设计应满足生产废水、生活污水、雨水等排水要求。给排水设计应符合GB50177等相关标准的要求。7.6消防工程设计应与总平面布置统筹考虑，保证消