浅谈可再生能源转化为氨氢能源体系的耦合性

2022-10-29李志军刘京京陈爱琴薛晓金

上海节能 2022年10期

李志军刘京京陈爱琴薛晓金

上海舜华新能源系统有限公司

0 背景

经济的高速发展，对化石能源消耗逐渐提高，而化石燃料对外依存度很高，这不仅严重威胁着我国的能源安全战略，同时化石能源的消耗也给环境带来了破坏。国务院印发《2030年前碳达峰行动方案》，明确要求到2025年，非化石能源消费比重达到20%左右，单位国内生产总值CO2排放比2020年下降18%；到2030年，非化石能源消费比重达到25%左右，单位国内生产总值CO2排放比2005年下降65%以上，重点实施能源绿色低碳转型、交通运输绿色低碳等行动。要大力发展新能源，到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到12亿kW以上，积极探索“新能源+储能”等模式，顺利实现2030年前碳达峰目标［1］。

可再生能源在解决当今全球社会问题面临的能源成本、能源安全和气候变化等一些关键性挑战方面发挥着越来越重要的作用。近年来我国新能源发展迅速，已经走在世界前列，截至2020年，可再生能源发电装机总规模达9．3亿kW，其中风电、太阳能发电装机和核电在建规模已居世界第一。可再生能源（如水电、风能、太阳能）由于存在间歇性，不能长时间持续、稳定地输出电能等特点，导致了大量弃风、弃光、弃水现象发生，因此，寻找高效的、能量密度大的能源存储介质是未来可再生能源系统行之有效的解决途径。

1 可再生能源和氢储能的耦合性

我国可再生能源总量虽丰富，但发电与负荷的地理分布不均，远距离外送的技术制约，加上可再生能源发电所固有的随机性、季节性和反调峰特性，进一步增加了可再生能源调峰难度，对其并网带来了一定困难，导致弃风、弃水、弃光严重。2019年，我国弃风、弃水、弃光电力合计约720亿kWh，其中弃风、弃光电量总和约为215亿kWh［2］；2020年，我国弃风、弃光现象主要集中在“三北”地区，其中甘肃弃风率最高为13．8%，西藏弃光率最高为25．4%。因此，如何解决大规模可再生能源消纳成为实现“双碳”目标必须解决的问题［2］。

目前，国内外开展了多种储能技术的研究与探索，常规的储能技术有物理储能、电化学储能、化学储能和热储能三大类。在物理储能中，抽水蓄能与压缩空气储能的储能规模大、技术相对成熟，但二者占地空间大，均对选址有一定的要求。前者受水文、地质条件限制，后者则需要利用现有的矿井、洞穴。飞轮储能具有响应速度快、寿命长等特点，但是其能量密度低、自放电率高、投资成本高。储冷、储热等热储能技术由于热（冷）能不易长时间存储、不易长距离运输等限制，多用于用户侧储能，以便就近消纳。电化学储能技术是应用最为广泛的储能技术，具有容量大、成本低、模块化等特点，其中以锂离子电池为主，但是安全性、废旧电池回收利用等问题是制约其发展的重要因素。超级电容、超导等电气储能则由于技术、容量等因素的限制，占比有限［3］。不同储能技术对比和适用应用场景见表1所示。

目前最成熟的是通过电的形式储存，但往往存在季节、容量、污染、二次回收等限制。但基于储存容量、功率密度考虑，化学储能是不受时长和地理位置限制的可用于大规模存储条件的最灵活的储能方法之一。在众多不同类型的化学储能介质中，氢能是一种理想的二次能源，与其他能源相比，热值高，能量密度（140 MJ/kg）是固体燃料（50 MJ/kg）的两倍多，且燃烧产物为水，是最环保的能源。既能以气、液相的形式存储在高压罐中，也能以固相的形式储存在储氢材料中，如金属氢化物、配位氢化物、多孔材料等，还能以化学物的形式储存在有机物或无机物中，如液氨、甲醇等。因此，氢能被认为是最有希望取代传统化石燃料的能源载体［4］。国内外也开展了大量的储氢材料、液氢、天然气掺氢等技术研究，目前国际上提出以氨为氢载体的“氨氢能源体系”用于解决储能问题，也能很好与可再生能源就近融合。

表1 不同储能技术的比较

2 氨-氢体系的耦合性

氢储能技术是通过电解水制氢，将电能转化为氢能储存起来的储能方式，包括电解水制氢、储氢两个环节。根据氢的物理特性与储存行为特点，可将各类储氢方式分为：压缩气态储氢、低温液态储氢、液氨/甲醇储氢、吸附储氢（氢化物/液体有机氢载体（LOHC））等。不同储氢技术路线对比见表2所示。

现阶段，我国普遍采用20 MPa气态高压储氢与集束管车运输的方式，但体积储氢密度低、容器耐压要求高，不能满足大规模用氢。低温液态储氢受制于液化过程的能耗较大，液化过程的成本占到整个液氢储运环节的90%以上，国内的应用基本仅限于航空领域，民用领域尚未得到规模推广。吸附储氢是利用金属合金、碳质材料等对氢的吸附储氢和释放的可逆反应实现，受制于价格昂贵、寿命短或储存、释放苛刻条件等问题，大多数处于研发阶段。液氨/甲醇的储氢密度高、安全性较好、储运方便、技术成熟，同时也是相对廉价的零碳燃料，更加契合大规模氢气储运。

氨具有高储氢密度(17．6%，质量分数)、运输便利、无碳等优点，在室温（298 K）和较低压力（1～2 MPa）下就能实现液化储运，与甲醇储氢（12．5%，质量分数）、金属储氢等途径相比具有很大潜力，无疑是一种可靠的化学储氢介质［5］。尽管氨具有一定毒性，但在安全浓度水平（25 ppm，即25 cm3NH3/m3Air）之下，即可检测到氨的气味。氨的燃爆范围相对较窄（16%～25%），远小于H2的燃爆范围（4%～75%），因此泄漏后几乎不存在可燃风险［6-7］。通过氢与氮气合成液氨技术成熟，每吨液氨含氢达到180 kg，而且氨运输体系成熟，与传统的碳氢燃料结合使用（例如海洋运输）来降低排放。氨作为储氢介质，由于地区之间制氢成本差异很大，因此氢气的长途运输和国际贸易可能会很有吸引力，且国际海事组织禁止纯氢运输。对于像日本或韩国这样的国家来说尤其如此，这些国家预计会有大量的氢气需求，通过“氨氢能源体系”建立国际能源贸易新体系。

表2 不同储氢技术的比较

氨分解法制氢则以氢气纯度高、占地小、操作简单、投资少、成本低、无副产物等优点受到人们的普遍关注，特别是对需要氢氮混合气或对氢、氮气不需要分离时，更显其优越性。氨裂解制取的氢氮混合气在冶金、化工、电子等行业被广泛用作还原气或保护气。氨分解变压吸附制氢因其投资成本低、原料采购运输较容易、氢气纯度高，在中小企业得到广泛应用，特别在日加注1 000 kg加氢站更加具有商业价值，氨裂解制氢规模500 Nm3/h就满足加氢要求，设备投资在350万～400万元，低于同样规模的电解水制氢系统设备（需要投资500万元以上）。同时在电以0．8元/kWh计，每方氢气需0．8 kg液氨，耗电量为2 kWh，成本约4．2元。电解水成本计算为：每方氢气需1 kg纯水，耗电量为5．5 kWh，成本约5元，故也有运营成本优势。因此以氨储氢、供氢、代氢是氢能的发展趋势之一，分布式氨分解制氢技术与灌装母站集成被科技部立项为2022年度“氢能技术”重点专项。

3 可再生能源与氨氢能源体系的耦合性

全球每年总共需要约4×109t氢气应用于氨的生产、有机物的加氢、石油精炼、金属冶炼、电子制造、产生高温火焰以及冷却热发电机等方面，其中合成氨需要氢气占到1%以上。合成氨工业在我国国民经济中占有非常重要的地位，氨不仅是生产硫酸铵、硝酸铵、氯化铵和尿素等化学肥料的主要原料，也是冶金、医药、有机合成、石油化工等工业领域中必不可少的重要原料。目前全球产能超过1．8亿t/a（3%年增长），仍然以煤或天然气为氨的主要原料，每生产1 t氨会排放约2．5 tCO2。我国作为世界上最大的氨生产国（36．7%）和消费国，2019年的产能为6 620万t，其中无烟煤、非无烟煤占比高达74%，天然气占比21%，焦炉煤气占比5%，故合成氨产业折算每年CO2排放量达到16 550万t。合理利用可再生资源，特别是“弃水、弃风、弃光”资源，经过可再生能源-氢-氨耦合生产液氨，可再生能源与氨氢能源体系路线图如图1所示。与传统的碳能源体系相比既可以减少碳排放，也可以消耗富余能源，让资源均衡利用，具有良好的环保效应；同时部分液氨可直接销售，有良好经济效益；也能作为氢的载体，解决氢能产业对氢源的需求。按弃风、弃水、弃光电力合计约720亿kWh，我国弃掉的可再生能源电力电解水制氢的潜力约为128．2万t/a，其中弃风、弃光电力电解水制氢潜力约为38．3万t/a。如果把弃掉的可再生能源转化成“绿氨”储存或利用，可以合成“绿氨”近600万t，能解决1 500万tCO2排放，使我国碳排放降低0．2%左右。

图1 可再生能源-氨氢能源路径

可再生能源耦合转换成“绿氨”能源系统由水力发电系统或风力发电系统或太阳能发电系统、电解水制氢装置、氢能储存、变压吸附空分氮装置、合成氨系统和氨裂解制氢组成，这个过程核心是可再生能源耦合发电制氢技术。技术路线图如图2所示。近年来，国内学者开始针对风光互补耦合发电制氢技术展开了研究，并开始探索更多可再生能源实现多能耦合制氢系统的可行性［2］。2019年，陈建明等人分析了应用氢储能技术来解决能源发展中弃风弃光问题的可行性，提出可再生能源制氢储能技术可最大程度避免能源浪费，风光互补制氢系统技术领域的相关研究对我国能源清洁化转型及脱碳减排进程具有极大促进作用［8-9］。众多研究案例表明，在发电机组容量相同时，风、光或水互补发电制氢储能系统相较于单一可再生能源可以获得比较稳定的输出，系统有较高的稳定性和可靠性，同时可大大减少储能蓄电池的容量，很少或基本不用启动备用电源如柴油发电机组等，可获得较好的社会效益和经济效益，符合脱碳减排理念。因此，建立氨氢能源体系是实现多种可再生能源相互耦合的重要手段。

图2 可再生能源—氨氢能源体系

近年来，能源资本开始大举进入“绿氨”行业。2020年，世界上最大的化肥生产商之一CF工业公司宣布将把路易斯安那州Donaldsonville的工厂部分装置改造为“绿氨”，计划年生产2万t。2021年，全球最大氨生产商挪威Yara国际公司与挪威可再生能源巨头Statkraft及可再生能源投资公司Aker Horizons宣布在挪威建立欧洲第一个大规模的“绿氨”项目。日本也高度重视氨燃料产业链布局，规划到2030年，日本的发电用燃料中氢和氨将各占到10%，到2050年，将在全球建成1亿t规模的氨供应链网络。而我国四川省凉山州雷波县拟建30万t/a可再生能源制氢合成氨项目，建立“西氢东送”的高地。