氢能产业发展技术路径研究

曹 蕃陈坤洋郭婷婷金绪良王海刚张 丽

(中国大唐集团科学技术研究院有限公司火力发电技术研究院,北京石景山100043)

0 引言

当今世界,化石能源大量使用,带来环境、生态和全球气候变化等一系列问题,主动破解困局、加快能源转型发展已经成为世界各国的自觉行动,能源清洁低碳发展成为大势。氢能是公认的清洁能源载体,从开发到利用全过程可实现零排放、零污染。同时,氢能具有能量密度大、转化效率高等特点,被看做最具应用前景的能源之一[1-2]。国际氢能源委员会预测2050年氢能源需求将达到目前的10倍,占终端能源消费量的比例超过15%[3]。

部分发达国家已将发展氢能产业纳入国家发展战略。美国是氢能经济的倡导者,也是推动氢能发展的最重要国家之一。2002年11月美国能源部颁布了《国家氢能路线图》,对氢的制备、储运、转换以及应用等氢能技术进行了全面系统的阐述。迄今,美国政府已经颁布了一系列政策并启动了大型科研计划,以积极引导并努力实现化石能源经济逐渐向氢能经济过渡。德国在氢能方面的推广应用走在欧洲前列。2011年德国Greenpeace Energy等能源公司在德国建立6 MW风-氢示范项目[4]。此外,Audi公司于2013年在德国建成6 MW光伏-氢-甲烷项目(E-Gas项目),通过光伏发电制取氢气,再与二氧化碳重整制成甲烷,年产甲烷能力达到1 000 t。日本在氢能发展和利用方面同样走在世界前列[5-6]。2014年发布《氢能及燃料电池战略路线图》,明确了2025、2030和2040年三阶段发展目标。2017年,日本发布《氢能基本战略》,从氢能供应、氢能利用等方面提出了具体发展目标,计划2050年燃料电池汽车全面普及。

作为国家战略性新兴产业的重要组成部分,我国将加快推动氢能开发和产业应用。氢能已被列入《能源技术革命创新行动计划》等重大规划,并写入国务院《政府工作报告》。目前,我国氢能研究发展仍处于初步阶段,氢能产业链中各环节仍存在不少问题有待解决。例如制氢环节的电解槽,储氢环节的车载氢罐,加氢站环节的氢气压缩机、加氢机,燃料电池环节的双极板表面处理、膜电极喷涂设备等,均与国外有不少差距[7]。另外,适合我国能源状况的氢能发展道路仍有待探索。从我国能源结构和转型趋势上看,风电、光伏等可再生能源的发展十分迅速并将发挥越来越重要的作用,可再生能源与氢能的耦合发展将成为重要方向。另外,综合能源服务已经成为能源电力行业的热点。综合能源服务较之传统能源服务,更加注重用能的清洁低碳化和用户的能效提升。氢能具有清洁低碳的天然属性,同时可以实现电网与热网、气网、交通网等多类型能源网络互联,在未来综合能源服务园区的应用前景非常广阔。

本文首先分析制氢、储氢和用氢等领域各项技术的研究现状与发展前景,在此基础上提出适合我国国情的氢能发展技术路径,以期为氢能产业发展提供参考。

1 氢能产业链关键技术研究

1.1 制氢技术

氢气的制备方法种类繁多,常见的工业制氢方法主要包含以下几类。

(1)化石燃料制氢。主要包括石油、天然气蒸汽重整制氢和水煤气法制氢等[8]。化石燃料制氢是一种成本低廉的制氢方法,制氢成本可控制在0.6～1.5元/m3[9-10]。目前我国超过95%的氢气是由煤、天然气、石油等化石燃料制取而来[11]。化石燃料在制氢过程中产生大量碳排放,因此未来必须结合碳捕集封存(carbon capture and storage,CCS)技术才能得到更广泛的认可和应用。

(2)工业副产物制氢。主要包括炼油厂回收富氢气体制氢、氯碱厂回收副产氢制氢、焦炉煤气中氢的回收利用等[12]。这些技术充分利用了工业副产物,工艺成熟,制氢成本低,成本在1.3～1.5元/m3。

(3)电解水制氢。电解水制氢也是传统的制氢方法之一,过程简单,无污染。由于电费占到运行费用的70%左右,单纯的电解水制氢工艺的经济性不高。不过,目前我国大力推进可再生能源发展,其消纳过程中产生的弃风、弃光等剩余电力为电解水制氢的发展创造了有利条件。电解水制氢已成为我国电力行业削峰填谷及弃电消纳问题的重要技术选择[13]。

常见的电解水制氢技术主要分为：碱性水电解、固体聚合物电解质(solid polymer electrolyte,SPE)以及固态氧化物电解质(solid oxide electrolyser cell,SOEC)电解水,三种技术对比见表1[14-16]。其中,碱性水电解技术已发展较为成熟;SPE电解水技术在国外开始商业应用,但在我国基本处于实验研发阶段;SOEC电解技术目前国内外均处于研发阶段。相对于碱性水电解,SPE电解水制氢设备具有更宽泛的运行功率范围及更短的启动时间,可实现高电流密度电解,功耗低,体积小,生成气体纯度高,容易实现高压化,更适用于可再生能源发电的波动性输入。因此,SPE电解水技术将是未来制氢技术的重要发展方向。

另外,近年来还出现了一些新型制氢技术,包括光催化制氢、核能热利用制氢和生物质制氢等。但目前这些技术均处于实验室研究阶段,距离工业应用比较遥远。

1.2 储氢技术

储氢技术主要包括高压气态储氢、低温液态储氢、固体材料储氢以及有机液体储氢,其技术对比见表2。

高压气态储氢具有成本较低,工艺成熟的优点,比较适合在燃料电池汽车上应用,仍将是未来几年内主流的储氢技术。其中,日本丰田汽车公司在高压车用储氢容器方面走在世界前列,开发的塑料内胆全缠绕气瓶(Ⅳ型),可以实现70 MPa的高压密封储氢,储氢的质量密度达到5.7%(质量分数)。我国商用的高压车用储氢容器采用锻压铝合金为内胆,外面包覆碳纤维气瓶(Ⅲ型),35 MPa的储氢瓶已广泛应用于车载系统,但70 MPa高压气瓶尚无商业应用[17]。

表1 电解水技术对比Table 1 Comparison of water electrolysis technologies

低温液态储氢技术具有储氢密度高,输送氢效率高的优点,但储运成本较高。主要体现在：一是气态氢气液化压缩时需要消耗大量的能量,约是氢气本身能量的30%,能耗很高;二是液氢储存容器需要保证绝热并且耐高压,制作成本较高。目前,液态储氢已经在美国、日本等发达国家实现商业应用,但我国对液态储氢的规定比较严格,主要应用于航天领域,还不允许民用,未来的发展趋势难以预测。

固态材料储氢技术虽然仍处于试验研究到商业应用的过渡阶段,储氢成本较高,但其体积储氢密度高,操作安全方便等优点将推动技术的研发和推广,该技术将来在储氢安全要求较高的领域具有广阔的应用空间,是未来储氢技术重要的发展方向[18-19]。有机液体储氢技术优劣势均比较明显,目前国内已实现商业应用,将在未来成为储氢技术应用的重要补充[20]。

1.3 氢能利用

氢气兼具储能、燃料和工业原料等多种属性,使得其在多种行业具有广阔的应用空间[21]。氢能利用模式可以抽象为以下几个方面。

表2 储氢技术对比Table 2 Comparison of hydrogen storage technologies

(1)电能到电能的转换(power to power)。电解制氢实现电能向氢能的转化,必要时氢能可通过燃料电池再次转化为电能[22]。这种模式可以充分利用风电、光伏等可再生能源发电制氢,是一种应用前景广阔的储能及发电形式,可以解决电网削峰填谷、新能源稳定并网问题,提高电力系统安全性、可靠性、灵活性,并明显降低碳排放,推进智能电网和节能减排、资源可持续发展战略[23]。然而,该模式下,氢气制备价格仍然偏高,氢气大规模储存的安全性及投资收益都是制约该技术推广的影响因素,前期需要国家制定相关电力市场的法规政策引导推动该技术的推广应用。

(2)电能到燃气的转换(power to gas)。电解制氢后,将氢气直接混入天然气管道,或者合成甲烷后混入天然气管道;混合天然气在终端作为燃料提供热能。这种模式打破传统电力系统和天然气系统之间的壁垒,能够扩大可再生能源的利用和普及[24]。利用风力发电、光伏发电等剩余电力电解水生成氢,然后提供给现有的燃气管道网络,或者利用电力、水及大气中的二氧化碳,通过甲烷化反应制造甲烷提供燃气,从而促进了“气网-电网”的深度融合[25-27]。

(3)电能到燃料的转换(power to fuel)。电解制氢后,氢气以燃料电池的形式储存起来。在用户侧实施燃料电池车加氢和基于氢燃料电池的热电气综合系统,可促进电网削峰填谷,实现电网与热网、气网、交通网等多类型能源网络互联,推进能源综合高效利用和“清洁替代”,提高电力在终端能源消费中占比,在新一代电力系统建设与全球能源互联网构建中发挥关键性作用[28]。其中,氢燃料电池汽车是氢能发展的先锋方向。与锂离子电池电动汽车相比,氢燃料电池汽车具有功率密度高、续航里程长和燃料加注快三方面优势,未来面向的市场是超大功率的重型车辆,有800 km以上续驶里程需求的长途车辆,以及可以24 h运营提升效益的商用车辆等。

(4)电能到原料的转换(power to feed)。氢及其衍生物已经成为许多行业的关键原料,特别是在化工生产和炼化方面[29]。在我国,氢气除用作合成氨、甲醇等化工原料气外,大约90%或更多纯度99%左右的氢气用于炼化产品生产过程中的加氢。还有2%～4%的氢气作为工业气体用于冶金、钢铁、电子、建材、精细化工等行业的还原气、保护气、反应气等。目前,全球每年在工业领域消耗的氢气量超过了500亿m3。世界上约有70%的氢气用于合成氨,而我国合成氨的耗氢量更是达到80%以上。采用可再生能源制得的氢取代碳基氢,将对全球碳减排做出巨大贡献[30]。

总体来说,氢燃料电池汽车是当前我国氢能利用最受关注的方向,也是建设氢能社会和提高公众对氢能接受度的着手点[31]。然而,关于氢能在其他领域的利用也应同步开展研究和发展,例如天然气掺氢、氢在工业领域的清洁替代等,这对氢能产业发展和我国低碳化、清洁化进程的加速推进具有重要意义。

2 氢能发展技术路径

针对我国能源结构特点和能源转型趋势,结合氢能产业技术发展的成熟度,本文提出了两条氢能制备和利用的技术路径。

2.1 可再生能源耦合氢能发展技术路径

风电/光伏等可再生能源发电进行电解水制氢,不仅可以减少化石能源消耗,降低污染物排放,提升电网消纳能力,也可以实现风电光伏与煤化工、石油化工的多联产,是当前氢能产业发展的热门研究方向[32-34]。风电/光伏制氢目前面临两大难题：成本和运输。针对成本的问题,本文推荐以下两种技术路径(如图1)。

(1)弃风/弃光电解水制氢。电解水制氢的成本远高于煤气化和天然气裂解制氢等技术,用电成本占电解水制氢运行成本70%左右,若利用弃风/弃光电力制氢,制氢成本可控制在1.5元/m3左右(弃风/弃光电力协议价控制0.2元/(kW·h)以内[30]),初步具备与化石燃料制氢竞争的条件。虽然近几年我国风电/光伏平均弃电率呈明显下降趋势,但西北地区的弃风/弃光问题仍然比较严重,2018年新疆地区弃风率高达23%,甘肃地区的弃风率达到19%。另外,2020年后的风电/光伏平价上网政策也刺激了一大批风电/光伏项目的开工建设,电网建设跟不上风电/光伏的发展速度,未来风电/光伏发电的消纳难度不容忽视。因此,弃风/弃光电解水制氢不失为解决新能源消纳和高效利用的重要手段之一[35-36]。

图1 可再生能源耦合氢能发展技术路径图Fig.1 Development roadmap of renewable energy coupling hydrogen energy

(2)风电/光伏离网制氢。在风/光资源丰富但受困于新能源并网困难而无法大规模开发的地区,例如长期处于新能源消纳红色预警的“三北”地区,可采用风电/光伏发电离网运行制氢的技术路线,这样可节省风电/光伏并网成本,同时风电/光伏离网规模化制氢可降低制氢装置的设备成本[37-38]。这种情况下,可将制氢成本控制在2元/m3以内,在未来我国低碳化、清洁化的发展进程中应用空间广阔。

风电/光伏等可再生能源电解水制氢技术应用的另一个难题是运输和应用问题。本文提出了四种可行的路径：

(1)燃料电池发电。采用气态储氢的形式暂时将氢气缓冲存储起来,然后利用燃料电池进行发电,可大幅度提高风/光电跟踪计划的准确性,实现电网-氢储能综合最优利用,提升供电品质。

(2)补给加氢站。当风电场附近有加氢站时,同样可以将氢气出售给加氢站,用于附近燃料电池汽车的补给。

(3)二氧化碳加氢制甲醇。当风电场/光伏电站位于偏远地区不利于氢气外运时,可以考虑在风电场附近建设二氧化碳加氢制甲醇装置,将危险性较高的氢气运输问题转化为安全易行的二氧化碳和甲醇运输,同时可以减少或维持大气中二氧化碳浓度,又能得到重要的能源载体甲醇,是一条“一举两得、变废为宝”的技术路线[39]。目前,该技术在冰岛已经实现商业应用,在我国尚处于商业应用的探索期,未来在西北偏远地区将具有良好的应用前景[40]。

(4)天然气掺氢。对于风电/光伏制备的氢气不利于外运但距离天然气输送管线较近的地区,采用天然气掺氢运输的方式是比较有前景的方向[41]。天然气掺氢不仅可以提高天然气的燃烧效率和减少污染物与碳排放,而且可降低我国天然气的进口量和对外依存度,对我国能源安全战略具有重大意义。研究表明,天然气掺氢比例控制在23%以内,不会对天然气管道结构和燃烧性能造成不利影响[42-43]。目前,天然气掺氢技术在国外已得到广泛应用,但在国内尚处于试验研究阶段。

2.2 综合能源服务园区耦合氢能发展技术路径

随着新一轮能源技术革命兴起、互联网理念加速向能源领域渗透,能源体制改革不断加深、客户需求更加多元化,建设综合能源系统并为用户提供多类型能源生产、存储、传输、消费以及能源市场交易深度融合的综合能源服务,已经成为能源电力行业的热点[44-45]。各类产业园区具备综合能源系统建设的自然资源、空间资源、电网基础和用户资源,成为综合能源服务、业务创新和效益增长的主战场[46-47]。综合能源服务较之传统能源服务,更加注重用能的清洁低碳化和用户的能效提升。氢能具有清洁低碳的天然属性,同时可以实现电网与热网、气网、交通网等多类型能源网络互联,在未来综合能源服务园区内的应用前景非常广阔[48]。

综合能源服务园区耦合氢能发展技术路径如图2所示。园区供能主要由分布式风电或光伏完成,电网无法消纳的风电或光伏发电用于电解制氢,储存下来的氢气可直接供应园区或附近的加氢站,满足氢燃料电池汽车的加氢需求。同时,可配置燃料电池系统,进行热电联供。尤其是高温燃料电池,例如固体氧化物燃料电池和熔融碳酸盐燃料电池,热电联供效率更高,对燃料的适应性更好(可采用处理后的天然气或合成气)。目前,熔融碳酸盐燃料电池在美国、日本、德国、意大利、韩国等国家已经示范运行,功率容量达到兆瓦级以上[49-51]。日本推行ENE-FARM计划,在家用燃料电池热电联供系统上面的开发和市场化应用已经成熟,2018年固定式燃料电池出货量超过了300 MW。

图2 综合能源服务园区耦合氢能发展技术路径图Fig.2 Development roadmap of integrated energy system coupling hydrogen energy

另外一个园区热电联供的技术路径是以天然气掺氢为燃料的微型燃气轮机热电联供技术。与常规的天然气为燃料的燃气轮机相比,天然气掺氢混合燃料的燃气轮机可显著降低氮氧化物和二氧化碳等的排放,是未来绿色低碳发展的重点方向。研究结果表明,氢气掺混量在20%以下时,无需对燃气轮机进行较大的改造。2018年3月,三菱日立动力系统有限公司进行了使用30%氢燃料混合物的燃气轮机测试。测试结果证实,通过使用新开发的专有燃烧器来燃烧氢气-天然气混合气,可实现稳定燃烧。与常规天然气为燃料的燃气轮机相比,使用30%的氢气混合物,二氧化碳排放量可减少10%左右。

3 结论

本文介绍了制氢、储氢和用氢过程中的各种技术,总结了各种技术的发展现状和适用范围,并在此基础上,提出了适合我国国情的氢能发展技术路径,主要结论如下：

(1)在制氢环节,电解水制氢已成为我国电力行业削峰填谷及弃电消纳问题的重要技术选择,其中SPE电解水制氢技术更适用于可再生能源发电的波动性输入,是未来电解水技术重要的发展方向。在储氢环节,高压气态储氢仍将是未来几年内主流的储氢技术,但固态材料储氢技术凭借体积储氢密度高,操作安全方便等优点将成为未来储氢技术重要的发展方向。在用氢环节,氢燃料电池的应用是建设氢能社会和提高公众对氢能接受度的重要着手点,但为了氢能产业发展和我国低碳化、清洁化进程的加速推进,氢能在其他领域的利用也应引起重视。

(2)可再生能源耦合氢能发展的技术路径中,弃风/弃光电解水制氢和风电/光伏离网制氢是最具经济性和发展前景的制氢技术。可再生能源制备的氢气可以通过燃料电池发电促进可再生能源的消纳和并网,也可以就近供给附近的加氢站。当氢气外运不便时,可以就近转化为甲醇或采用天然气掺氢的方式外运。对于综合能源服务园区,电解制氢技术不仅可以提高园区风电光伏的消纳,还可以通过燃料电池或燃气轮机实现电网与热网、气网、交通网等多类型能源网络互联,在未来综合能源服务园区内的应用前景非常广阔。