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    發(fā)揮氫源優(yōu)勢 構(gòu)建中國特色氫能供應(yīng)網(wǎng)絡(luò)

    2019-12-26 02:31:42韓紅梅劉思明田桂麗
    中國煤炭 2019年11期
    關(guān)鍵詞:液氫儲(chǔ)氫氫能

    韓紅梅 王 敏 劉思明 邢 磊 田桂麗 楊 錚

    (石油和化學(xué)工業(yè)規(guī)劃院,北京市東城區(qū),100013)

    氫能作為一種來源廣泛、清潔無碳、靈活高效、應(yīng)用場景豐富的二次能源,是推動(dòng)傳統(tǒng)化石能源清潔高效利用和支撐可再生能源大規(guī)模發(fā)展的互聯(lián)媒介,也是實(shí)現(xiàn)交通運(yùn)輸、工業(yè)和建筑等領(lǐng)域大規(guī)模深度脫碳的最佳選擇[1],已成為全球能源技術(shù)革命和產(chǎn)業(yè)發(fā)展的重要方向。

    我國正處于能源革命關(guān)鍵時(shí)期,面臨壯大清潔能源、構(gòu)建清潔低碳、安全高效能源體系的重大需求。我國發(fā)展氫能產(chǎn)業(yè),應(yīng)充分結(jié)合我國氫能產(chǎn)業(yè)基礎(chǔ)和應(yīng)用領(lǐng)域,構(gòu)建適宜的氫能供應(yīng)體系。

    我國具有豐富的化工用氫生產(chǎn)經(jīng)驗(yàn)和產(chǎn)業(yè)基礎(chǔ)。化工氫產(chǎn)能大、技術(shù)成熟、形式多樣、分布廣泛且成本較低。在氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展初期,適宜就近依托現(xiàn)有企業(yè),利用少量化工氫作為氫源,構(gòu)建便捷、低成本的制、儲(chǔ)、運(yùn)、加氫能供給網(wǎng)絡(luò)。長遠(yuǎn)來看,化工氫仍將主要服務(wù)于化工工業(yè)。未來隨著能源用氫需求的增長和可再生能源規(guī)模不斷壯大,可再生能源制氫將成為我國氫能的主供來源。

    1 制氫產(chǎn)業(yè)基礎(chǔ)分析

    1.1 主要原料和技術(shù)路線

    1.1.1 化工氫

    立足于我國資源基礎(chǔ),我國化工氫的生產(chǎn)原料主要是以煤炭、天然氣為主的化石原料,以煉廠干氣、焦?fàn)t煤氣、氯堿尾氣、丙烷脫氫副產(chǎn)氣、甲醇等為主的二次原料。不同的原料首先進(jìn)行初級(jí)轉(zhuǎn)化,再根據(jù)要求進(jìn)行變換、凈化,用于下游產(chǎn)品合成。關(guān)鍵技術(shù)主要有煤氣化、天然氣等輕烴蒸汽轉(zhuǎn)化、甲醇蒸汽重整、焦?fàn)t氣凈化轉(zhuǎn)化、一氧化碳變換、凈化、氫氣提純等?;渲饕a(chǎn)路徑如圖1所示。

    我國石化化工產(chǎn)業(yè)發(fā)展歷史長,技術(shù)不斷更替升級(jí),與制氫相關(guān)的技術(shù)成熟、可靠,整體技術(shù)和裝備能夠?qū)崿F(xiàn)國產(chǎn)化。

    圖1 化工氫主要生產(chǎn)路徑

    1.1.2 電解水制氫

    水電解制氫也是目前比較成熟的工業(yè)制氫方法,其生產(chǎn)裝置是水電解槽,通電后將水分解成氫氣和氧氣。水電解制氫技術(shù)主要有堿性水電解制氫(AEC)、質(zhì)子交換膜水電解制氫(PEMEC)和固體氧化物水電解制氫(SOEC)這3種類型。堿性水電解槽發(fā)展最成熟、商業(yè)化程度最高,成本更低,應(yīng)用最廣泛。目前商業(yè)化的水電解制氫裝置的操作壓力為0.8~3 MPa,操作溫度為80℃~90℃,制氫純度達(dá)到99.7%以上。

    電解水制備1 m3氫氣和0.5 m3氧氣的理論電耗即最低電耗為2.95 kW·h,目前商業(yè)化AEC能耗水平約為4.5~5.5 kW·h /Nm3H2。

    1.2 產(chǎn)能現(xiàn)狀

    我國化工氫產(chǎn)能基礎(chǔ)大,主要分布于氮肥、甲醇、現(xiàn)代煤化工(煤制油、煤制天然氣、煤制烯烴、煤制乙二醇)、煉油、焦化、氯堿等行業(yè),全國除西藏以外均有分布。初步統(tǒng)計(jì),目前我國化工氫產(chǎn)能約3800萬t/a。其中,合成氨工廠的中間氫產(chǎn)能約1250萬t/a,甲醇工廠的中間氫產(chǎn)能約1100萬t/a,現(xiàn)代煤化工工廠的中間氫產(chǎn)能約750萬t/a,焦化廠和蘭炭廠副產(chǎn)外送焦?fàn)t氣中直接含有的氫氣扣除生產(chǎn)合成氨和甲醇的重復(fù)計(jì)算量后約400萬t/a,氯堿等其它副產(chǎn)氫產(chǎn)能約70~100萬t/a。此外,雙氧水、己內(nèi)酰胺等基礎(chǔ)化工產(chǎn)品和一些精細(xì)化工產(chǎn)品的生產(chǎn)過程也會(huì)利用氫氣,但數(shù)量較少。

    我國電解水制氫裝置數(shù)量約1500~2000套,氫氣產(chǎn)量約為10~20萬t,在氫氣總產(chǎn)量中占比不足1%。

    1.3 不同制氫路徑的對(duì)比

    不同的制氫路徑之間主要在能效、污染物排放、碳排放、經(jīng)濟(jì)性方面存在較大差異。按照制氫典型路線、典型工藝和典型項(xiàng)目情況進(jìn)行計(jì)算和對(duì)比,結(jié)果如下所述。

    1.3.1 能源利用效率

    不同路線的氫氣生產(chǎn)過程能效由高到低大致可分為4個(gè)檔次(電按等價(jià)值)。氯堿副產(chǎn)氣制氫、煉廠干氣制氫、焦?fàn)t氣直接提氫的能效總體上高于80%,列為第一檔;天然氣制氫、乙烷裂解副產(chǎn)氣制氫、丙烷脫氫副產(chǎn)氣制氫、焦?fàn)t氣轉(zhuǎn)化制氫、甲醇制氫的能效約為60%~80%,列為第二檔;煤制氫能效約為50%~60%,列為第三檔;電解水制氫能效僅為25%~30%,列為第四檔。此時(shí)按照電廠供電標(biāo)準(zhǔn)煤耗308 g/kW·h計(jì)算。

    1.3.2 污染物排放

    總體上煤制氫的污染物排放強(qiáng)度最高,其次是天然氣制氫、甲醇制氫和幾種副產(chǎn)氣制氫,電解水制氫基本沒有污染物排放。

    煤制氫按典型項(xiàng)目、大氣達(dá)標(biāo)排放、廢水零排放的標(biāo)準(zhǔn)計(jì)算,每1 kg氫氣的主要污染物排放水平為二氧化硫166 g、粉塵18 g、廢渣2 t。如果煤制氫生產(chǎn)過程的燃料及動(dòng)力由工廠供應(yīng),則沒有NOx排放。需要注意,與煤炭燃燒方式(考慮尾氣脫硫脫硝)相比,煤制氫過程的污染物排放僅為1/5~1/10,屬于更加清潔的化石能源利用方式。

    1.3.3 碳排放

    工業(yè)副產(chǎn)氣制氫的碳排放強(qiáng)度最低,煤制氫的碳排放強(qiáng)度最高,天然氣制氫、甲醇制氫居中,電解水制氫如果用現(xiàn)狀電網(wǎng)作為電源,則碳排放強(qiáng)度超過煤制氫;如果采用新建機(jī)組作為電源,則略低于煤制氫。

    按照氫氣生產(chǎn)典型路線、典型工藝和典型項(xiàng)目情況計(jì)算,氫氣生產(chǎn)過程的碳排放由低到高大致可分為4個(gè)檔次。工業(yè)副產(chǎn)氫,包括氯堿副產(chǎn)氣制氫、丙烷脫氫(PDH)副產(chǎn)氣制氫、乙烷裂解副產(chǎn)氣制氫、焦?fàn)t氣轉(zhuǎn)化制氫和焦?fàn)t氣提取制氫等的碳排放強(qiáng)度低于5 kgCO2/kgH2,列為第一檔;天然氣制氫、干氣制氫、甲醇制氫的碳排放強(qiáng)度約5~15 kgCO2/kgH2,列為第二檔;煤制氫的碳排放強(qiáng)度約15~25 kgCO2/kgH2,列為第三檔;電解水制氫過程沒有碳排放,但大量消耗的電力按現(xiàn)有電網(wǎng)碳排放因子0.56 kgCO2/kW·h計(jì)算后,電解水制氫的碳排放強(qiáng)度高于25 kgCO2/kgH2,列為第四檔。

    1.3.4 經(jīng)濟(jì)性

    工業(yè)制氫的生產(chǎn)成本與原料價(jià)格、生產(chǎn)規(guī)模等有很大關(guān)系??傮w上,工業(yè)副產(chǎn)氣制氫的生產(chǎn)成本最低,其次是煤制氫,再次是甲醇制氫或天然氣制氫,電解水制氫生產(chǎn)成本最高。

    氫氣生產(chǎn)過程的經(jīng)濟(jì)性主要體現(xiàn)在氫氣出廠價(jià)格(按生產(chǎn)成本+投資回報(bào)計(jì),下同),與主要原材料的價(jià)格水平、生產(chǎn)規(guī)模、生產(chǎn)過程消耗、項(xiàng)目投資等均有直接關(guān)系。

    按照我國可能出現(xiàn)的典型制氫情景、價(jià)格水平和合理收益水平進(jìn)行計(jì)算,氫氣體格與主要原材料價(jià)格的對(duì)應(yīng)關(guān)系如圖2所示。

    圖2 不同生產(chǎn)路線的氫氣價(jià)格與主要原材料價(jià)格關(guān)系

    由圖2可以看出,對(duì)于工廠制氫,各種工業(yè)副產(chǎn)氣制氫和煤制氫具有更低的價(jià)格范圍,原料價(jià)格低情景時(shí),均可實(shí)現(xiàn)氫氣價(jià)格低于10元/kgH2;原料價(jià)格高情景時(shí),可以實(shí)現(xiàn)氫氣價(jià)格20元/kgH2左右。上述氫氣生產(chǎn)環(huán)節(jié)均已實(shí)現(xiàn)大規(guī)模工業(yè)化,未來進(jìn)一步降低成本的潛力較小。

    如果考慮將來可以在加氫站建設(shè)小規(guī)模的甲醇制氫或天然氣制氫裝置,則現(xiàn)場制氫的氫氣價(jià)格也可以控制在30元/kgH2以下?,F(xiàn)場制氫的優(yōu)勢是原料運(yùn)輸方便、價(jià)格低,可以節(jié)省氫氣運(yùn)輸費(fèi)用。

    水電解制氫價(jià)格水平與電價(jià)關(guān)系非常大,總體上電價(jià)范圍為0.1~0.65元/kW·h時(shí),氫氣價(jià)格范圍為13~46元/kgH2。我國不同地區(qū)、不同類型的電價(jià)水平差異較大,低電價(jià)情景主要有富余風(fēng)電、富余水電、部分資源地自發(fā)電、個(gè)別資源地峰谷電或燃料電廠邊際成本。這些情景下,電價(jià)有可能低于0.25元/kW·h,電解水制氫價(jià)格可低于25元/kgH2。

    1.4 化工氫和燃料電池用氫的產(chǎn)品質(zhì)量標(biāo)準(zhǔn)分析

    在化工廠,原料氫的純度、雜質(zhì)含量等需要滿足下游裝置對(duì)原料氣的成份要求。如果作為氣體產(chǎn)品對(duì)外出售,則執(zhí)行《氫氣第一部分工業(yè)氫》(GB/T 3634.1-2006)或《氫氣第二部分純氫、高純氫和超純氫》(GB/T 3634.2-2011)。

    《質(zhì)子交換膜燃料電池汽車用燃料氫氣》(GB/T 37244-2018)已于2019年7月1日開始實(shí)施。工業(yè)氫或純氫與燃料電池用氫相比,水分、總烴、一氧化碳、二氧化碳均不能直接滿足要求,還增加了總硫、甲醛、甲酸、總鹵化物等指標(biāo),要求更加嚴(yán)格,工業(yè)氫或純氫都必須再經(jīng)過純化、除雜,才能使用。

    2 氫儲(chǔ)運(yùn)技術(shù)和應(yīng)用分析

    2.1 氫的儲(chǔ)存

    氫的儲(chǔ)存方式主要有高壓氣態(tài)儲(chǔ)氫、低溫液態(tài)儲(chǔ)氫、有機(jī)液態(tài)儲(chǔ)氫和固態(tài)儲(chǔ)氫等。高壓氣態(tài)儲(chǔ)氫已經(jīng)廣泛應(yīng)用,低溫液態(tài)儲(chǔ)氫主要應(yīng)用在航天領(lǐng)域,有機(jī)液態(tài)儲(chǔ)氫處于示范階段,固態(tài)儲(chǔ)氫處于研發(fā)階段。

    2.1.1 高壓氣態(tài)儲(chǔ)氫

    高壓氣態(tài)儲(chǔ)氫是將氫氣壓縮到一個(gè)耐高壓的容器中儲(chǔ)存,具有充放速度快、容器結(jié)構(gòu)簡單等優(yōu)點(diǎn),是現(xiàn)階段主要的儲(chǔ)氫方式,分為高壓氫瓶和高壓容器兩大類。其中,鋼質(zhì)氫瓶和鋼質(zhì)壓力容器技術(shù)最成熟,優(yōu)點(diǎn)是結(jié)構(gòu)簡單、壓縮過程能耗低、充裝和排放速度快,成本最低。缺點(diǎn)主要是存在泄露爆炸隱患,安全性能較差。目前20 MPa鋼質(zhì)氫瓶已得到廣泛應(yīng)用,并與45 MPa鋼質(zhì)氫瓶、98 MPa鋼帶纏繞式壓力容器組合應(yīng)用于加氫站中。

    碳纖維纏繞鋼瓶的開發(fā)應(yīng)用,實(shí)現(xiàn)了高壓氣態(tài)儲(chǔ)氫由固定式應(yīng)用向車載儲(chǔ)氫應(yīng)用的轉(zhuǎn)變。目前70 MPa碳纖維纏繞IV型瓶已是國外燃料電池乘用車車載儲(chǔ)氫的主流技術(shù)。35 MPa碳纖維纏繞III型瓶是我國燃料電池商用車的車載儲(chǔ)氫方式,70 MPa碳纖維纏繞III型瓶已經(jīng)應(yīng)用于我國燃料電池商用車中。碳纖維材料價(jià)格昂貴,未來必須大幅降低成本才能實(shí)現(xiàn)經(jīng)濟(jì)適用,高壓碳纖維復(fù)合材料及儲(chǔ)氫罐設(shè)備是未來發(fā)展方向。

    2.1.2 低溫液態(tài)儲(chǔ)氫

    低溫液態(tài)儲(chǔ)氫將氫氣冷卻至-253℃,液化儲(chǔ)存于低溫絕熱液氫罐中,儲(chǔ)氫密度可達(dá)到70.6 kg/m3,是氣體氫的 845 倍,因此液態(tài)氫的體積能量密度比壓縮狀態(tài)下的氫氣高出數(shù)倍。但氫氣液化過程也存在較大的技術(shù)難度,主要體現(xiàn)在4個(gè)方面:一是液氫裝置相對(duì)復(fù)雜,一次性投資較大;二是液化過程能耗較高,理論上液化 1 kg 的氫氣需耗電 4 kW·h,目前技術(shù)水平則需要10~15 kW·h;三是液氫儲(chǔ)存容器需要抗凍、抗壓、保持超低溫,必須嚴(yán)格絕熱;四是液氫儲(chǔ)存過程中有一定的蒸發(fā)損失,蒸發(fā)率與儲(chǔ)氫罐容積有關(guān),大儲(chǔ)罐的蒸發(fā)率遠(yuǎn)低于小儲(chǔ)罐。

    目前國內(nèi)液氫在航天工程中成功應(yīng)用,但民用缺乏相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)。我國液氫用于航天基地火箭發(fā)射,法國液空公司在我國建設(shè)了4座液氫工廠;我國航天101研究所具有長期的液氫生產(chǎn)、儲(chǔ)運(yùn)、應(yīng)用經(jīng)驗(yàn),并已轉(zhuǎn)化形成自主技術(shù),可做液氫EPC工程;中科富海公司也開發(fā)了液氫生產(chǎn)技術(shù),液氫生產(chǎn)相關(guān)設(shè)備中,透平膨脹機(jī)、液氫調(diào)節(jié)閥等少量設(shè)備的國產(chǎn)化水平低,其它多數(shù)設(shè)備均具備國產(chǎn)化能力,法國液空公司、日本的川崎重工和千代田等公司均有液氫技術(shù)和工業(yè)實(shí)踐。

    2.1.3 有機(jī)液體儲(chǔ)氫

    有機(jī)液體儲(chǔ)氫利用某些不飽和有機(jī)物(如烯烴、炔烴或芳香烴)與氫氣進(jìn)行可逆加氫和脫氫反應(yīng),實(shí)現(xiàn)氫的儲(chǔ)存。加氫后形成的液體有機(jī)氫化物性能穩(wěn)定,安全性高,儲(chǔ)存方式與石油產(chǎn)品相似。但存在反應(yīng)溫度較高、脫氫效率較低、催化劑易被中間產(chǎn)物毒化等問題。國內(nèi)已有燃料電池客車車載儲(chǔ)氫示范應(yīng)用案例。

    2.1.4 固態(tài)儲(chǔ)氫

    固態(tài)儲(chǔ)氫是以金屬氫化物、化學(xué)氫化物或納米材料等作為儲(chǔ)氫載體,通過化學(xué)吸附和物理吸附的方式實(shí)現(xiàn)氫的儲(chǔ)存。固態(tài)儲(chǔ)氫具有儲(chǔ)氫密度大、儲(chǔ)氫壓力低、安全性好、放氫純度高等優(yōu)點(diǎn)。目前主流金屬儲(chǔ)氫材料重量儲(chǔ)氫率仍低于3.8%wt。

    2.2 氫輸送技術(shù)

    氫的輸送方式主要有3種,即氣態(tài)輸送、液態(tài)輸送和固體輸送。交通方式主要是氣體管道、公路車輛、鐵路或船舶,根據(jù)輸送距離、輸送量和輸送路線進(jìn)行選擇。

    2.2.1 氣態(tài)運(yùn)輸

    氣態(tài)運(yùn)氫分為公路高壓運(yùn)氫和管道運(yùn)氫兩種方式。

    公路高壓運(yùn)氫主要采用長管拖車,由車頭和拖車組成,管束作為儲(chǔ)氫容器,目前公路長管拖車儲(chǔ)氫容器通常由9個(gè)直徑約為0.5 m、長約為10 m的鋼瓶組成,設(shè)計(jì)工作壓力為20 MPa,環(huán)境溫度為-40℃~60℃,充裝體積為3500~4000 m3,充裝率約為80%,單車運(yùn)氫質(zhì)量約為230~340 kg,充裝時(shí)間約為1.5~2.5 h,卸車時(shí)間約為1.5~3.0 h。

    管道運(yùn)氫是實(shí)現(xiàn)氫氣大規(guī)模、長距離運(yùn)輸?shù)闹匾绞?。管道運(yùn)行壓力一般為1.0~4.0 MPa,具有輸氫量大、能耗小和成本低的優(yōu)勢。美國已有2500 km的輸氫管道,歐洲已有1598 km的輸氫管道[2]。我國已有2條跨越城市的氫氣專用管道,分別是湖南巴陵至長嶺、河南濟(jì)源至洛陽的氫氣管道,用于兩地工廠間的氫氣運(yùn)輸。巴陵至長嶺氫氣輸送管線全長42 km,跨越了市區(qū)、鄉(xiāng)鎮(zhèn),穿越了鐵路、高速公路、省道和河流。

    氫氣與天然氣混輸需要考慮安全性,避免引發(fā)氫脆、氫致開裂等管道失效。國際上氫與天然氣混合輸送應(yīng)用較多。我國天然氣長輸管道和城市管道的設(shè)計(jì)壓力、材質(zhì)等差異大,需針對(duì)天然氣管線情況開展“一線一策”的研究工作。

    2.2.2 低溫液態(tài)輸送

    低溫液態(tài)運(yùn)氫分為短距離和長距離,通常短距離采用公路槽車,遠(yuǎn)距離采用火車槽罐或運(yùn)輸船槽罐。

    公路液氫專用槽車容積約為45~65 m3。按單車單罐65 m3、充裝率80%~85%計(jì),單車單次可運(yùn)輸液氫約為3.7~4.0 t。我國軍工、航天領(lǐng)域采用低溫鐵路槽車長距離運(yùn)輸液氫,常用水平放置的圓筒形低溫絕熱槽罐,運(yùn)氫量可達(dá)到8.4 t以上。專用液氫駁船的運(yùn)氫量可達(dá)70 t。

    采用液氫儲(chǔ)運(yùn)可以減少車輛運(yùn)輸頻次,提高加氫站單站供應(yīng)能力。日本、美國已將液氫罐車作為加氫站運(yùn)氫的重要方式之一。

    2.2.3 固態(tài)輸送

    輕質(zhì)儲(chǔ)氫材料(如鎂基儲(chǔ)氫材料)兼具高的體積儲(chǔ)氫密度和重量儲(chǔ)氫率,作為運(yùn)氫裝置具有較大潛力。將低壓高密度固態(tài)儲(chǔ)罐僅作為隨車輸氫容器使用,加熱介質(zhì)和裝置固定放置于充氫和用氫現(xiàn)場,可同步實(shí)現(xiàn)氫的快速充裝及高密度高安全輸送,提高單車運(yùn)氫量和運(yùn)氫安全性。

    2.2.4 氫氣輸送經(jīng)濟(jì)性

    經(jīng)濟(jì)合理的氫氣輸送方式是氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的必要條件。從經(jīng)濟(jì)性角度來看,高壓氣氫長管拖車公路輸送距離不宜太遠(yuǎn),如果長距離運(yùn)輸成本會(huì)快速上揚(yáng)。液氫輸送可采用罐車或船,可進(jìn)行長距離輸送,不足之處是液化費(fèi)用高,運(yùn)輸過程中會(huì)有損失。管道輸送一次性投資大,要求規(guī)模經(jīng)濟(jì)和較高的運(yùn)行負(fù)荷,適用于大規(guī)模用氫的場景。

    3 加氫站概況

    加氫站是為燃料電池車充裝燃料的專門場所,是車用氫能發(fā)展的必要基礎(chǔ)設(shè)施。不同來源的氫氣經(jīng)氫氣壓縮機(jī)增壓后,儲(chǔ)存在高壓儲(chǔ)罐內(nèi),再通過氫氣加注機(jī)為氫燃料電池車加注氫氣。

    3.1 加氫站類別

    按照不同的分類方法,加氫站可以分為多種類型。以建設(shè)形式劃分,可分為固定加氫站和移動(dòng)加氫站;以氫氣儲(chǔ)存狀態(tài)劃分,可分為液氫加氫站和高壓氫氣加氫站;以加注方式劃分,可分為單級(jí)加注加氫站和多級(jí)加注加氫站;以制氫方式劃分,可分為電解水制氫站、甲醇現(xiàn)場制氫、天然氣現(xiàn)場制氫等;以氫源劃分,可分為外供氫加氫站和站內(nèi)制氫加氫站;以加注壓力劃分,可分為35 MPa加氫站和70 MPa加氫站。

    站內(nèi)制氫包括電解水制氫、天然氣或甲醇重整制氫等。站內(nèi)制氫可以省去較高的氫氣運(yùn)輸費(fèi)用,但是增加了加氫站系統(tǒng)的復(fù)雜程度。

    3.2 加氫站設(shè)施

    目前加氫站主要是高壓壓縮氫氣加氫站,根據(jù)供氫方式的不同,加氫站系統(tǒng)大致相同,主要包括卸氣柱、壓縮機(jī)、儲(chǔ)氫罐、加氫機(jī)、管道、控制系統(tǒng)、氮?dú)獯祾哐b置、安全監(jiān)控裝置等,核心設(shè)備是壓縮機(jī)、儲(chǔ)氫罐和加氫機(jī)。

    3.3 加氫站標(biāo)準(zhǔn)

    近幾年我國陸續(xù)出臺(tái)了關(guān)于加氫站相關(guān)的標(biāo)準(zhǔn)和規(guī)范,包含技術(shù)要求和安全要求,推動(dòng)我國氫能工業(yè)發(fā)展。主要有《氫氣站設(shè)計(jì)規(guī)范》(GB 50177-2005)《氫氣使用安全技術(shù)規(guī)程》(GB 4962-2008)《加氫車技術(shù)條件》(QC/T 816-2009)《加氫站技術(shù)規(guī)范》(GB 50516-2010)《氫系統(tǒng)安全的基本要求》(GB/T 29729-2013)《汽車用壓縮氫氣加氣機(jī)》(GB/T 31138-2014)《移動(dòng)式加氫設(shè)施安全技術(shù)規(guī)范》(GB/T 31139-2014)《氫能車輛加氫設(shè)施安全運(yùn)行管理規(guī)程》(GB/Z 34541-2017)《加氫站用儲(chǔ)氫裝置安全技術(shù)要求》(GB/T 34583-2017)《加氫站安全技術(shù)規(guī)范》(GB/T 34584-2017)。

    3.4 加氫站等級(jí)

    《加氫站技術(shù)規(guī)范》(GB 50516-2010)對(duì)我國加氫站、加氫加氣合建站、加氫加油合建站進(jìn)行了等級(jí)劃分,其中加氫站等級(jí)劃分見表1。

    表1 加氫站等級(jí)劃分

    3.5 我國加氫站建設(shè)情況

    目前我國建設(shè)的加氫站主要形式有移動(dòng)加氫站、固定加氫站和油氫合建站,絕大多數(shù)加注壓力為35 MPa,個(gè)別站具有70 MPa加注能力。

    從我國加氫站設(shè)備國產(chǎn)化情況看,大部分設(shè)備可以國產(chǎn)化,少量關(guān)鍵設(shè)備的核心元件需要進(jìn)口。進(jìn)口設(shè)備主要有高壓壓縮機(jī)、加氫槍等,加氫系統(tǒng)的部分閥門、管道、接口也需要進(jìn)口。

    據(jù)不完全統(tǒng)計(jì),截至2019年9月,我國建成及運(yùn)行的加氫站達(dá)42座,加注能力合計(jì)達(dá)22210 kg/d,單站最大加注能力約為2000 kg/d。

    位于上海化工區(qū)的驛藍(lán)金山加氫站于2019年6月建成,氫氣供應(yīng)能力為1920 kg/d,具有35 MPa和70 MPa 2種加注壓力,利用化工區(qū)的副產(chǎn)氫氣為氫源,具有給燃料電池汽車加氫、魚雷車充裝、燃料電池汽車維修保養(yǎng)、新能源汽車充電等功能,是國內(nèi)首個(gè)管道輸氫的加氫站、首個(gè)商業(yè)化加氫母站及首個(gè)商業(yè)化70 MPa加氫站[3]。

    中國石化佛山樟坑油氫合建站于2019年7月1日正式建成,是全國首座集油、氫、電能源供給及連鎖便利服務(wù)于一體的新型網(wǎng)點(diǎn),加氫能力為500 kg/d[4]。

    3.6 加氫站發(fā)展預(yù)測

    《節(jié)能與新能源汽車技術(shù)路線圖(2016)》提出的目標(biāo)是2030年我國燃料電池汽車達(dá)到100萬輛,加氫站數(shù)量達(dá)到1000座。經(jīng)情景模擬測算,此加氫站數(shù)量遠(yuǎn)遠(yuǎn)不夠。如果未來商用車和乘用車各占一半,氫氣年需求量或達(dá)到160~180萬t。如果考慮我國氫燃料電池汽車以適用于中長距離的商用車為主,氫氣年需求量將更大。屆時(shí)如果加氫站以二級(jí)站和三級(jí)站為主,數(shù)量將達(dá)到5000~6000個(gè)。建議未來加氫站建設(shè)以加氫加油合建站、加氫加氣合建站、或者集成更多車用能源的綜合加注站為主,以滿足加氫需求,投資節(jié)省,并提供更好的用戶體驗(yàn)。

    4 對(duì)我國氫能供應(yīng)網(wǎng)絡(luò)體系建設(shè)的認(rèn)識(shí)和建議

    氫能產(chǎn)業(yè)鏈條相對(duì)復(fù)雜,我國氫能發(fā)展的重點(diǎn)應(yīng)放在突破燃料電池的生產(chǎn)和打開氫能應(yīng)用市場上。氫能上游是氫能的供應(yīng)系統(tǒng),包括制氫、儲(chǔ)運(yùn)、加注環(huán)節(jié);中游是燃料電池生產(chǎn),包括燃料電池電堆、燃料電池動(dòng)力系統(tǒng)、燃料電池發(fā)電系統(tǒng)、燃料電池儲(chǔ)能系統(tǒng)等方面;下游應(yīng)用則更加廣闊,如交通領(lǐng)域的汽車、船舶、軌道交通等,固定式應(yīng)用的叉車、分布式發(fā)電系統(tǒng)、家庭熱電聯(lián)產(chǎn)、備用電源等,以及軍用領(lǐng)域的便攜電源、無人機(jī)等。

    我國氫能產(chǎn)業(yè)剛剛起步,車用氫能方式剛剛突破;中游燃料電池生產(chǎn)企業(yè)多,但核心技術(shù)裝備均有差距[5-6];下游車企剛剛具備量產(chǎn)能力,用戶數(shù)量小,車輛制造成本高。以下游帶動(dòng)上游,氫氣儲(chǔ)運(yùn)方式正在不斷優(yōu)化。在氫能產(chǎn)業(yè)鏈中,下游決定著氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的速度和程度,是氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的關(guān)鍵所在。

    在氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展初期,我國宜依托化工生產(chǎn)過程的氫氣或副產(chǎn)氫作為主供氫源,以節(jié)省制氫投資,降低成本,助力氫能產(chǎn)業(yè)起步。例如,一座30萬t/a的合成氨工廠,只需分出中間氫氣量的5%,即可以滿足燃料電池出租車500輛、燃料電池公交大巴700輛、燃料電池物流車500輛的用氫需求;一座50萬t/a的甲醇工廠,只需分出中間氫氣量的5%,即可以滿足燃料電池出租車600輛、燃料電池公交大巴800輛、燃料電池物流車500輛的用氫需求;一座200萬t/a的的焦化廠,只需將外送焦?fàn)t氣的5%加工成氫氣,即可以滿足燃料電池出租車100輛、燃料電池公交大巴300輛、燃料電池物流車100輛的用氫需求。與現(xiàn)有化工生產(chǎn)相結(jié)合,因地制宜,就近選擇氫源,可降低生產(chǎn)成本和運(yùn)輸費(fèi)用,是我國啟動(dòng)氫能產(chǎn)業(yè)的現(xiàn)實(shí)選擇。氫能產(chǎn)業(yè)的長遠(yuǎn)目標(biāo)是實(shí)現(xiàn)全產(chǎn)業(yè)鏈的綠色、無碳、清潔、高效。隨著可再生能源發(fā)電成本降低,可再生能源發(fā)電制氫也將具備經(jīng)濟(jì)性,屆時(shí)“綠氫”[7]將接力成為氫能來源,成為新能源產(chǎn)業(yè)的主力軍。

    良好的氫氣運(yùn)輸方式是氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的必要條件。當(dāng)前我國氫氣運(yùn)輸以高壓氣氫公路運(yùn)輸為主,費(fèi)用過高,既有上下游不能有效銜接的原因,也有下游需求量不足的原因。未來隨著氫氣用量的增長和終端設(shè)施的建設(shè),我國需要逐步優(yōu)化氫氣運(yùn)輸方式,逐步構(gòu)建便捷和低成本的氫氣運(yùn)輸網(wǎng)絡(luò),大幅降低中間環(huán)節(jié)成本。

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