發揮氫源優勢 構建中國特色氫能供應網絡

韓紅梅 王 敏 劉思明 邢 磊 田桂麗 楊 錚

(石油和化學工業規劃院，北京市東城區，100013)

氫能作為一種來源廣泛、清潔無碳、靈活高效、應用場景豐富的二次能源，是推動傳統化石能源清潔高效利用和支撐可再生能源大規模發展的互聯媒介，也是實現交通運輸、工業和建筑等領域大規模深度脫碳的最佳選擇[1]，已成為全球能源技術革命和產業發展的重要方向。

我國正處于能源革命關鍵時期，面臨壯大清潔能源、構建清潔低碳、安全高效能源體系的重大需求。我國發展氫能產業，應充分結合我國氫能產業基礎和應用領域，構建適宜的氫能供應體系。

我國具有豐富的化工用氫生產經驗和產業基礎?；洚a能大、技術成熟、形式多樣、分布廣泛且成本較低。在氫能產業發展初期，適宜就近依托現有企業，利用少量化工氫作為氫源，構建便捷、低成本的制、儲、運、加氫能供給網絡。長遠來看，化工氫仍將主要服務于化工工業。未來隨著能源用氫需求的增長和可再生能源規模不斷壯大，可再生能源制氫將成為我國氫能的主供來源。

1 制氫產業基礎分析

1.1 主要原料和技術路線

1.1.1 化工氫

立足于我國資源基礎，我國化工氫的生產原料主要是以煤炭、天然氣為主的化石原料，以煉廠干氣、焦爐煤氣、氯堿尾氣、丙烷脫氫副產氣、甲醇等為主的二次原料。不同的原料首先進行初級轉化，再根據要求進行變換、凈化，用于下游產品合成。關鍵技術主要有煤氣化、天然氣等輕烴蒸汽轉化、甲醇蒸汽重整、焦爐氣凈化轉化、一氧化碳變換、凈化、氫氣提純等?；渲饕a路徑如圖1所示。

我國石化化工產業發展歷史長，技術不斷更替升級，與制氫相關的技術成熟、可靠，整體技術和裝備能夠實現國產化。

圖1 化工氫主要生產路徑

1.1.2 電解水制氫

水電解制氫也是目前比較成熟的工業制氫方法，其生產裝置是水電解槽，通電后將水分解成氫氣和氧氣。水電解制氫技術主要有堿性水電解制氫(AEC)、質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。堿性水電解槽發展最成熟、商業化程度最高，成本更低，應用最廣泛。目前商業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，目前商業化AEC能耗水平約為4.5～5.5 kW·h /Nm3H2。

1.2 產能現狀

我國化工氫產能基礎大，主要分布于氮肥、甲醇、現代煤化工(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，全國除西藏以外均有分布。初步統計，目前我國化工氫產能約3800萬t/a。其中，合成氨工廠的中間氫產能約1250萬t/a，甲醇工廠的中間氫產能約1100萬t/a，現代煤化工工廠的中間氫產能約750萬t/a，焦化廠和蘭炭廠副產外送焦爐氣中直接含有的氫氣扣除生產合成氨和甲醇的重復計算量后約400萬t/a，氯堿等其它副產氫產能約70～100萬t/a。此外，雙氧水、己內酰胺等基礎化工產品和一些精細化工產品的生產過程也會利用氫氣，但數量較少。

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

1.3 不同制氫路徑的對比

不同的制氫路徑之間主要在能效、污染物排放、碳排放、經濟性方面存在較大差異。按照制氫典型路線、典型工藝和典型項目情況進行計算和對比，結果如下所述。

1.3.1 能源利用效率

不同路線的氫氣生產過程能效由高到低大致可分為4個檔次(電按等價值)。氯堿副產氣制氫、煉廠干氣制氫、焦爐氣直接提氫的能效總體上高于80%，列為第一檔；天然氣制氫、乙烷裂解副產氣制氫、丙烷脫氫副產氣制氫、焦爐氣轉化制氫、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。此時按照電廠供電標準煤耗308 g/kW·h計算。

1.3.2 污染物排放

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

煤制氫按典型項目、大氣達標排放、廢水零排放的標準計算，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。如果煤制氫生產過程的燃料及動力由工廠供應，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

工業副產氣制氫的碳排放強度最低，煤制氫的碳排放強度最高，天然氣制氫、甲醇制氫居中，電解水制氫如果用現狀電網作為電源，則碳排放強度超過煤制氫；如果采用新建機組作為電源，則略低于煤制氫。

按照氫氣生產典型路線、典型工藝和典型項目情況計算，氫氣生產過程的碳排放由低到高大致可分為4個檔次。工業副產氫，包括氯堿副產氣制氫、丙烷脫氫(PDH)副產氣制氫、乙烷裂解副產氣制氫、焦爐氣轉化制氫和焦爐氣提取制氫等的碳排放強度低于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度約5～15 kgCO2/kgH2，列為第二檔；煤制氫的碳排放強度約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有電網碳排放因子0.56 kgCO2/kW·h計算后，電解水制氫的碳排放強度高于25 kgCO2/kgH2，列為第四檔。

1.3.4 經濟性

工業制氫的生產成本與原料價格、生產規模等有很大關系。總體上，工業副產氣制氫的生產成本最低，其次是煤制氫，再次是甲醇制氫或天然氣制氫，電解水制氫生產成本最高。

氫氣生產過程的經濟性主要體現在氫氣出廠價格(按生產成本+投資回報計，下同)，與主要原材料的價格水平、生產規模、生產過程消耗、項目投資等均有直接關系。

按照我國可能出現的典型制氫情景、價格水平和合理收益水平進行計算，氫氣體格與主要原材料價格的對應關系如圖2所示。

圖2 不同生產路線的氫氣價格與主要原材料價格關系

由圖2可以看出，對于工廠制氫，各種工業副產氣制氫和煤制氫具有更低的價格范圍，原料價格低情景時，均可實現氫氣價格低于10元/kgH2；原料價格高情景時，可以實現氫氣價格20元/kgH2左右。上述氫氣生產環節均已實現大規模工業化，未來進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小規模的甲醇制氫或天然氣制氫裝置，則現場制氫的氫氣價格也可以控制在30元/kgH2以下。現場制氫的優勢是原料運輸方便、價格低，可以節省氫氣運輸費用。

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

1.4 化工氫和燃料電池用氫的產品質量標準分析

在化工廠，原料氫的純度、雜質含量等需要滿足下游裝置對原料氣的成份要求。如果作為氣體產品對外出售，則執行《氫氣第一部分工業氫》(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日開始實施。工業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，要求更加嚴格，工業氫或純氫都必須再經過純化、除雜，才能使用。

2 氫儲運技術和應用分析

2.1 氫的儲存

氫的儲存方式主要有高壓氣態儲氫、低溫液態儲氫、有機液態儲氫和固態儲氫等。高壓氣態儲氫已經廣泛應用，低溫液態儲氫主要應用在航天領域，有機液態儲氫處于示范階段，固態儲氫處于研發階段。

2.1.1 高壓氣態儲氫

高壓氣態儲氫是將氫氣壓縮到一個耐高壓的容器中儲存，具有充放速度快、容器結構簡單等優點，是現階段主要的儲氫方式，分為高壓氫瓶和高壓容器兩大類。其中，鋼質氫瓶和鋼質壓力容器技術最成熟，優點是結構簡單、壓縮過程能耗低、充裝和排放速度快，成本最低。缺點主要是存在泄露爆炸隱患，安全性能較差。目前20 MPa鋼質氫瓶已得到廣泛應用，并與45 MPa鋼質氫瓶、98 MPa鋼帶纏繞式壓力容器組合應用于加氫站中。

碳纖維纏繞鋼瓶的開發應用，實現了高壓氣態儲氫由固定式應用向車載儲氫應用的轉變。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氫的主流技術。35 MPa碳纖維纏繞III型瓶是我國燃料電池商用車的車載儲氫方式，70 MPa碳纖維纏繞III型瓶已經應用于我國燃料電池商用車中。碳纖維材料價格昂貴，未來必須大幅降低成本才能實現經濟適用，高壓碳纖維復合材料及儲氫罐設備是未來發展方向。

2.1.2 低溫液態儲氫

低溫液態儲氫將氫氣冷卻至-253℃，液化儲存于低溫絕熱液氫罐中，儲氫密度可達到70.6 kg/m3，是氣體氫的 845 倍，因此液態氫的體積能量密度比壓縮狀態下的氫氣高出數倍。但氫氣液化過程也存在較大的技術難度，主要體現在4個方面：一是液氫裝置相對復雜，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，目前技術水平則需要10～15 kW·h；三是液氫儲存容器需要抗凍、抗壓、保持超低溫，必須嚴格絕熱；四是液氫儲存過程中有一定的蒸發損失，蒸發率與儲氫罐容積有關，大儲罐的蒸發率遠低于小儲罐。

目前國內液氫在航天工程中成功應用，但民用缺乏相關標準。我國液氫用于航天基地火箭發射，法國液空公司在我國建設了4座液氫工廠；我國航天101研究所具有長期的液氫生產、儲運、應用經驗，并已轉化形成自主技術，可做液氫EPC工程；中科富海公司也開發了液氫生產技術，液氫生產相關設備中，透平膨脹機、液氫調節閥等少量設備的國產化水平低，其它多數設備均具備國產化能力，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和工業實踐。

2.1.3 有機液體儲氫

有機液體儲氫利用某些不飽和有機物(如烯烴、炔烴或芳香烴)與氫氣進行可逆加氫和脫氫反應，實現氫的儲存。加氫后形成的液體有機氫化物性能穩定，安全性高，儲存方式與石油產品相似。但存在反應溫度較高、脫氫效率較低、催化劑易被中間產物毒化等問題。國內已有燃料電池客車車載儲氫示范應用案例。

2.1.4 固態儲氫

固態儲氫是以金屬氫化物、化學氫化物或納米材料等作為儲氫載體，通過化學吸附和物理吸附的方式實現氫的儲存。固態儲氫具有儲氫密度大、儲氫壓力低、安全性好、放氫純度高等優點。目前主流金屬儲氫材料重量儲氫率仍低于3.8%wt。

2.2 氫輸送技術

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

2.2.1 氣態運輸

氣態運氫分為公路高壓運氫和管道運氫兩種方式。

公路高壓運氫主要采用長管拖車，由車頭和拖車組成，管束作為儲氫容器，目前公路長管拖車儲氫容器通常由9個直徑約為0.5 m、長約為10 m的鋼瓶組成，設計工作壓力為20 MPa，環境溫度為-40℃～60℃，充裝體積為3500～4000 m3，充裝率約為80%，單車運氫質量約為230～340 kg，充裝時間約為1.5～2.5 h，卸車時間約為1.5～3.0 h。

管道運氫是實現氫氣大規模、長距離運輸的重要方式。管道運行壓力一般為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、河南濟源至洛陽的氫氣管道，用于兩地工廠間的氫氣運輸。巴陵至長嶺氫氣輸送管線全長42 km，跨越了市區、鄉鎮，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，避免引發氫脆、氫致開裂等管道失效。國際上氫與天然氣混合輸送應用較多。我國天然氣長輸管道和城市管道的設計壓力、材質等差異大，需針對天然氣管線情況開展“一線一策”的研究工作。

2.2.2 低溫液態輸送

低溫液態運氫分為短距離和長距離，通常短距離采用公路槽車，遠距離采用火車槽罐或運輸船槽罐。

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，單車單次可運輸液氫約為3.7～4.0 t。我國軍工、航天領域采用低溫鐵路槽車長距離運輸液氫，常用水平放置的圓筒形低溫絕熱槽罐，運氫量可達到8.4 t以上。專用液氫駁船的運氫量可達70 t。

采用液氫儲運可以減少車輛運輸頻次，提高加氫站單站供應能力。日本、美國已將液氫罐車作為加氫站運氫的重要方式之一。

2.2.3 固態輸送

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

2.2.4 氫氣輸送經濟性

經濟合理的氫氣輸送方式是氫能產業發展的必要條件。從經濟性角度來看，高壓氣氫長管拖車公路輸送距離不宜太遠，如果長距離運輸成本會快速上揚。液氫輸送可采用罐車或船，可進行長距離輸送，不足之處是液化費用高，運輸過程中會有損失。管道輸送一次性投資大，要求規模經濟和較高的運行負荷，適用于大規模用氫的場景。

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，是車用氫能發展的必要基礎設施。不同來源的氫氣經氫氣壓縮機增壓后，儲存在高壓儲罐內，再通過氫氣加注機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。以建設形式劃分，可分為固定加氫站和移動加氫站；以氫氣儲存狀態劃分，可分為液氫加氫站和高壓氫氣加氫站；以加注方式劃分，可分為單級加注加氫站和多級加注加氫站；以制氫方式劃分，可分為電解水制氫站、甲醇現場制氫、天然氣現場制氫等；以氫源劃分，可分為外供氫加氫站和站內制氫加氫站；以加注壓力劃分，可分為35 MPa加氫站和70 MPa加氫站。

站內制氫包括電解水制氫、天然氣或甲醇重整制氫等。站內制氫可以省去較高的氫氣運輸費用，但是增加了加氫站系統的復雜程度。

3.2 加氫站設施

目前加氫站主要是高壓壓縮氫氣加氫站，根據供氫方式的不同，加氫站系統大致相同，主要包括卸氣柱、壓縮機、儲氫罐、加氫機、管道、控制系統、氮氣吹掃裝置、安全監控裝置等，核心設備是壓縮機、儲氫罐和加氫機。

3.3 加氫站標準

近幾年我國陸續出臺了關于加氫站相關的標準和規范，包含技術要求和安全要求，推動我國氫能工業發展。主要有《氫氣站設計規范》(GB 50177-2005)《氫氣使用安全技術規程》(GB 4962-2008)《加氫車技術條件》(QC/T 816-2009)《加氫站技術規范》(GB 50516-2010)《氫系統安全的基本要求》(GB/T 29729-2013)《汽車用壓縮氫氣加氣機》(GB/T 31138-2014)《移動式加氫設施安全技術規范》(GB/T 31139-2014)《氫能車輛加氫設施安全運行管理規程》(GB/Z 34541-2017)《加氫站用儲氫裝置安全技術要求》(GB/T 34583-2017)《加氫站安全技術規范》(GB/T 34584-2017)。

3.4 加氫站等級

《加氫站技術規范》(GB 50516-2010)對我國加氫站、加氫加氣合建站、加氫加油合建站進行了等級劃分，其中加氫站等級劃分見表1。

表1 加氫站等級劃分

3.5 我國加氫站建設情況

目前我國建設的加氫站主要形式有移動加氫站、固定加氫站和油氫合建站，絕大多數加注壓力為35 MPa，個別站具有70 MPa加注能力。

從我國加氫站設備國產化情況看，大部分設備可以國產化，少量關鍵設備的核心元件需要進口。進口設備主要有高壓壓縮機、加氫槍等，加氫系統的部分閥門、管道、接口也需要進口。

據不完全統計，截至2019年9月，我國建成及運行的加氫站達42座，加注能力合計達22210 kg/d，單站最大加注能力約為2000 kg/d。

位于上?；^的驛藍金山加氫站于2019年6月建成，氫氣供應能力為1920 kg/d，具有35 MPa和70 MPa 2種加注壓力，利用化工區的副產氫氣為氫源，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、新能源汽車充電等功能，是國內首個管道輸氫的加氫站、首個商業化加氫母站及首個商業化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于一體的新型網點，加氫能力為500 kg/d[4]。

3.6 加氫站發展預測

《節能與新能源汽車技術路線圖(2016)》提出的目標是2030年我國燃料電池汽車達到100萬輛，加氫站數量達到1000座。經情景模擬測算，此加氫站數量遠遠不夠。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。屆時如果加氫站以二級站和三級站為主，數量將達到5000～6000個。建議未來加氫站建設以加氫加油合建站、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，投資節省，并提供更好的用戶體驗。

4 對我國氫能供應網絡體系建設的認識和建議

氫能產業鏈條相對復雜，我國氫能發展的重點應放在突破燃料電池的生產和打開氫能應用市場上。氫能上游是氫能的供應系統，包括制氫、儲運、加注環節；中游是燃料電池生產，包括燃料電池電堆、燃料電池動力系統、燃料電池發電系統、燃料電池儲能系統等方面；下游應用則更加廣闊，如交通領域的汽車、船舶、軌道交通等，固定式應用的叉車、分布式發電系統、家庭熱電聯產、備用電源等，以及軍用領域的便攜電源、無人機等。

我國氫能產業剛剛起步，車用氫能方式剛剛突破；中游燃料電池生產企業多，但核心技術裝備均有差距[5-6]；下游車企剛剛具備量產能力，用戶數量小，車輛制造成本高。以下游帶動上游，氫氣儲運方式正在不斷優化。在氫能產業鏈中，下游決定著氫能產業發展的速度和程度，是氫能產業發展的關鍵所在。

在氫能產業發展初期，我國宜依托化工生產過程的氫氣或副產氫作為主供氫源，以節省制氫投資，降低成本，助力氫能產業起步。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，只需將外送焦爐氣的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。與現有化工生產相結合，因地制宜，就近選擇氫源，可降低生產成本和運輸費用，是我國啟動氫能產業的現實選擇。氫能產業的長遠目標是實現全產業鏈的綠色、無碳、清潔、高效。隨著可再生能源發電成本降低，可再生能源發電制氫也將具備經濟性，屆時“綠氫”[7]將接力成為氫能來源，成為新能源產業的主力軍。

良好的氫氣運輸方式是氫能產業發展的必要條件。當前我國氫氣運輸以高壓氣氫公路運輸為主，費用過高，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施的建設，我國需要逐步優化氫氣運輸方式，逐步構建便捷和低成本的氫氣運輸網絡，大幅降低中間環節成本。