“氫能十解”之三：氫基能源制取之謎
行業(yè)分析2024-02-27
氫基能源規(guī)模化儲存和運輸是氫基能源大規(guī)模商業(yè)化應(yīng)用的基礎(chǔ)，高效率、低成本的儲輸方式是降低氫基能源終端應(yīng)用成本的關(guān)鍵因素之一。
當前氫氣較成熟的儲存方式主要有氣態(tài)和液態(tài)兩種形式，運輸方式主要有長管拖車、液氫槽車和管道運輸。氨和甲醇是氫基能源目前主要的衍生品類，兩者均為成熟的工業(yè)原料，運輸方式比較成熟，一般以液態(tài)形式通過車、船、鐵路以及管道等方式進行運輸。氫基能源的大規(guī)模、長距離管道運輸在國內(nèi)外均有較為成熟運行案例，目前國內(nèi)正處于氫基能源規(guī)模化發(fā)展的起步階段，預(yù)期為適應(yīng)氫基能源大規(guī)模發(fā)展與應(yīng)用的要求，未來氫基能源將形成以管道承擔(dān)遠距離運輸，以其他運輸方式承擔(dān)中短距離運輸?shù)木C合輸運系統(tǒng)。
氫基能源儲存技術(shù)
(1)氫儲存技術(shù)
儲氫技術(shù)按照氫的物理形態(tài)可分為氣態(tài)儲氫、液態(tài)儲氫和固態(tài)儲氫三種技術(shù)路線。
高壓氣態(tài)儲氫是氫儲存最直接的方式。高壓氣態(tài)儲氫是指通過高壓將氫氣壓縮到一個耐高壓的容器或地下儲氣庫中，其儲氫量與儲存壓力成正比，目前應(yīng)用最多的儲氫容器是儲氣罐和車載儲氫瓶，壓力最高可達到70MPa級。高端碳纖維技術(shù)不夠成熟且復(fù)合材料成本較高，是目前制約國內(nèi)高壓儲氫發(fā)展的主要因素，未來高壓氣態(tài)儲氫還需向輕量化、高壓化、低成本、質(zhì)量穩(wěn)定的方向發(fā)展，低成本的適用于高壓臨氫環(huán)境的新材料是研發(fā)的重點。地下儲氫是指利用地下地質(zhì)構(gòu)造進行大規(guī)模的氫存儲，即將氫氣注入鹽穴、枯竭油氣藏或含水層等地下地質(zhì)構(gòu)造中儲存起來。地下儲氫具有儲存規(guī)模大、儲存周期長、儲存成本低、安全性高四大優(yōu)勢，與地面儲氫相比，地下儲存的氫氣不與大氣中的氧氣接觸，爆炸危險性更低。
液態(tài)儲氫包含低溫液態(tài)儲氫和有機液態(tài)儲氫兩種技術(shù)路線。低溫液態(tài)儲氫基本原理是將氫氣壓縮冷卻至-253℃使其液化，并儲存在低溫絕熱容器中，液氫密度可達70.78kg/m3。氫氣液化系統(tǒng)和儲氫容器是氫氣低溫液化儲存的關(guān)鍵裝置。低溫液態(tài)儲氫具備儲量大、純度高、占地小、充裝快等優(yōu)勢，但由于氫氣液化溫度低，使得液化系統(tǒng)能耗高，且對儲氫容器絕熱要求高。有機液態(tài)儲氫是利用氫氣與有機介質(zhì)發(fā)生可逆化學(xué)反應(yīng)，實現(xiàn)氫的儲存和釋放，烯烴、炔烴、芳烴等不飽和液態(tài)有機物是目前較為常見的有機液態(tài)儲氫介質(zhì)。有機液態(tài)儲氫技術(shù)具備穩(wěn)定性高、安全性好、儲氫密度大、儲氫介質(zhì)可循環(huán)使用等優(yōu)勢，但該技術(shù)存在脫氫溫度高、效率低、能耗大等問題，目前仍處于研發(fā)示范階段。
固態(tài)儲氫是利用氫元素與載體材料反應(yīng)生成化學(xué)鍵，將氫分子固定在固體化合物中的一種儲氫方式。加氫后的儲氫材料能夠以固態(tài)形式保存氫，從根本上解決了高壓氫氣泄漏和儲氫容器氫脆等安全問題，保證了氫儲運的安全性。
根據(jù)吸附原理的不同，一般將固態(tài)儲氫材料分為物理吸附儲氫材料和化學(xué)吸附儲氫材料，物理吸附儲氫材料包括碳基材料、無機多孔材料和金屬有機骨架化合物等，由于大多數(shù)物理吸附類材料在較低的溫度下才能達到一定的儲氫密度，常溫常壓下吸氫量很低，因此限制了其應(yīng)用;化學(xué)吸附儲氫材料主要包括金屬氫化物、配位氫化物、化學(xué)氫化物等，目前金屬氫化物研究最為成熟。目前研究較多的化學(xué)吸附儲氫材料包括金屬氫化物和輕質(zhì)金屬化合物，其中，金屬氫化物研究較為成熟。固態(tài)儲氫的體積儲氫密度高、安全性好，是一種有前景的儲氫方式，然而，目前固態(tài)儲氫的缺點在于儲氫材料在室溫下儲氫量過低，且吸附材料的制備昂貴，導(dǎo)致固態(tài)儲氫商業(yè)化程度較低。
(2)液氨存儲技術(shù)
氨通常以液體形式儲存，其儲存技術(shù)成熟，根據(jù)不同的操作壓力與溫度環(huán)境，液氨儲存可分為壓力儲存、低溫儲存、半冷凍儲存等3種類型。壓力儲存是指液氨在常溫加壓條件下儲存，是目前最常用的儲存形式，壓力儲存設(shè)計壓力一般高于1.8MPa，多采用球罐或水平圓柱形臥罐進行存儲，單罐存儲容量一般不超過2300噸，適用于中小規(guī)模液氨儲存。低溫儲存是指液氨在低溫常壓條件下儲存，低溫儲存設(shè)計溫度一般低于-33.5℃，多采用雙層結(jié)構(gòu)絕緣圓柱形鋼罐，需設(shè)置保冷以及制冷的系統(tǒng)，單罐存儲容量可達5萬噸。半冷凍儲存結(jié)合了壓力儲存和低溫儲存的特點，儲存條件為較低溫度(4℃以下)和較低壓力(0.3-0.5MPa)。壓力儲存和半冷凍儲存適用于小規(guī)模液氨儲存，低溫儲存主要用于大規(guī)模液氨儲存。
(3)甲醇存儲技術(shù)
甲醇是一種輕質(zhì)、易揮發(fā)、無色、易燃的有機化合物，常溫常壓下呈液態(tài)，存儲難度低。工業(yè)上多用儲罐存儲甲醇，甲醇儲罐一般為金屬儲罐，材質(zhì)多選用16MnR普通低合金鋼，從結(jié)構(gòu)形式上區(qū)分，甲醇儲罐有立式、臥式、圓柱形、球形、橢圓形、浮頂罐等。大型的甲醇儲罐多選用內(nèi)浮頂儲罐，單罐容積可達10000~20000m3，最大儲量可達1.4萬噸。甲醇本身對碳鋼幾乎沒有腐蝕性，但是由于甲醇在生產(chǎn)、儲存過程中容易存在水分及雜質(zhì)，因此在存儲甲醇時應(yīng)考慮管內(nèi)壁采取防腐涂層進行防腐處理。
常規(guī)運輸：氫基能源車船運輸
(1)氣態(tài)長管拖車運氫
長管拖車是最普遍的氣態(tài)氫運輸方式。由于氫氣密度小，儲氫容器自重大，長管拖車實際運氫重量僅為總運輸重量的1%~2%，因此長管拖車運氫適用于運輸距離短且輸氫量較低的場景。
目前我國以20MPa氣態(tài)長管拖車運氫方式為主，20MPa長管拖車單車運氫量約350千克，單輛長管拖車造價約120萬元，百公里運氫成本約10元/千克;隨著運距的增加，長管拖車運氫成本將進一步上升，當運距超過300公里時，長管拖車運氫經(jīng)濟性不佳。
壓力對長管拖車的輸氫成本有較大影響。預(yù)計到2030年，國內(nèi)長管拖車的工作壓力可以達到35MPa，單車運氫量可達到700千克，單車造價約130萬元，百公里運氫成本約8元/千克;到2050年，國內(nèi)長管拖車的工作壓力可以達到50MPa，單車運氫量可達到1200千克，單車造價約140萬元，百公里運氫成本約6元/千克。
(2)液氫車船運輸
由于液態(tài)氫的密度遠高于氣態(tài)氫，液氫運輸適用于運輸距離較遠、輸氫量較高的場景。目前國內(nèi)多采用槽車運輸液氫，液氫槽車運輸方式相較于20MPa氣態(tài)長管拖車運氫方式，可使單車運氫重量提高約9倍，裝卸時間減少約1倍，且液氫槽車運輸在液化過程還能提高氫氣純度，一定程度上節(jié)省了提純成本。液氫槽車單位運氫成本主要與載氫量有關(guān)，目前液氫槽車單車載氫量可達4000千克，液氫槽車運氫成本約13.5元/千克。遠距離運輸條件下，液氫槽車運氫成本優(yōu)勢較為明顯。
液氫運輸在美國、歐洲、日本等國家和地區(qū)已實現(xiàn)較大規(guī)模的應(yīng)用，2022年由日本川崎重工業(yè)公司制造的全球第一艘液化氫運輸船，并成功將澳大利亞液氫運抵日本。根據(jù)川崎重工的規(guī)劃，該公司將在2030年建造2艘商業(yè)規(guī)模的液化氫船，每年能夠進口22.5萬噸氫燃料;到2050年將液化氫船數(shù)量將達到80艘，每年能夠進口900萬噸氫燃料。
(3)氨與甲醇車船運輸
氨通常以液體形式運輸，運輸技術(shù)非常成熟，液氨的運輸方式包括水路船運、公路罐車、鐵路罐車以及管道運輸。中短距離液氨運輸通常為公路和鐵路罐車方式，大多數(shù)采用全壓式常溫槽罐。遠洋海上液氨運輸一般采用冷凍型液氨運輸船，船上配備制冷設(shè)施用來處理蒸發(fā)氣。一輛液氨槽罐車載氨量可達30噸(換算載氫量約5.29噸)，載氫量較長管拖車(載氫量約0.4噸)提高了一個數(shù)量級，因此運氨成本也較運氫成本呈數(shù)量級降低。
甲醇常態(tài)下為液態(tài)，其運輸方式包括水路船運、公路運輸、鐵路運輸和和管道運輸。一輛甲醇槽罐車載重量可達30噸(換算載氫量約為5.64噸)，運輸成本與液氨相當，甲醇也可作為一種高密度儲氫材料，實現(xiàn)氫的安全高效經(jīng)濟運輸。
規(guī)?；\輸：氫基能源管道運輸
相比于車船運輸?shù)瘸Ｒ?guī)運輸方式，管網(wǎng)運輸是實現(xiàn)氫基能源大規(guī)模、長距離輸送最經(jīng)濟、最節(jié)能的方案。
(1)天然氣管道摻氫運輸
天然氣管道摻氫運輸是指將氫氣以一定體積比例摻入天然氣中形成摻氫天然氣(HCNG)，并通過現(xiàn)有天然氣管道進行輸送。相關(guān)研究利用華白數(shù)、燃燒勢、AGA指數(shù)判定，加以爆炸極限計算、擴散性安全分析，結(jié)果表明摻混氫氣的體積小于24%時，摻混氣與天然氣基準氣具有互換性。雖然國際上與中國部分區(qū)域已開展了天然氣摻氫的相關(guān)示范工作，但現(xiàn)有天然氣管網(wǎng)的大規(guī)模摻氫仍面臨諸多困難，需要逐步予以解決。
(2)純氫管道運輸
國內(nèi)已建輸氫管道目前普遍采用低鋼級(20號鋼、L245N)管道，中低壓力(≤4MPa)運行，研究表明輸送氫氣壓力越高，管線鋼材的氫脆敏感性越大。近年，國外開始研制大口徑的X60及以上鋼級抗氫管道，目前管材已經(jīng)研制成功，通過了實驗室內(nèi)最大壓力和100%氫氣條件下的測試。美國投運的輸氫管道最高運行壓力已達到10.3MPa，已經(jīng)達到了目前我國天然氣西氣東輸?shù)墓歉晒艿缐毫Φ燃?10MPa~12MPa)。
我國已建氫氣輸送管道有金陵-揚子氫氣管道、巴陵-長嶺氫氣提純及輸送管線、濟源-洛陽氫氣管道、玉門油田輸氫管道等，管道里程約100公里，管道運行壓力均在4MPa以下，管徑從200mm~500mm不等。雖然我國在氫氣管道的設(shè)計、施工、運行及維護方面積累了一定經(jīng)驗，但是相較國外先進水平仍有不小的差距。
目前設(shè)計壓力在6.3MPa、管徑D610mm的純氫管道示范項目已處于工程建設(shè)階段，輸氫量級可達50萬噸/年。設(shè)計壓力6.3MPa、管徑D813mm的純氫管道處于前期設(shè)計階段，具備應(yīng)用條件后，輸氫量級可達100萬噸/年。未來隨著抗氫脆管材、設(shè)備及技術(shù)的突破，國內(nèi)純氫管道設(shè)計壓力將可能達到10MPa級，管徑達到D1016mm以上，相應(yīng)輸氫量級達到200萬噸/年以上。
目前國內(nèi)外深遠海風(fēng)電開發(fā)經(jīng)濟性普遍不強，海上純氫管道輸送處于起步階段。雖然已有少數(shù)海上純氫管道服務(wù)于石油化工行業(yè)，但總體上國內(nèi)外海上純氫管道研究較少，相比于陸上純氫管道，海上管道材質(zhì)和施工均會造成一定成本增加，據(jù)估算，海上純氫管道輸送成本將比陸上純氫管道高出一倍左右。
(3)液氨管道運輸
氨通常以液體形式儲存，非常適合用管道進行運輸。液氨管道運輸不易受天氣和交通條件影響，效率較高。液氨管道運輸工藝一般分為低溫低壓運輸與常溫中壓運輸，其中港口、合成氨廠與儲罐區(qū)之間的短距離液氨管道及內(nèi)部液氨流程工藝管道普遍采用低溫低壓輸送工藝，港口與氨廠之間以及兩者到下游客戶的長距離液氨管道則普遍采用常溫中壓輸送工藝，少數(shù)長距離氨管道也采用常溫高壓輸送工藝。
國際上液氨管道輸送在美國和俄羅斯有較大規(guī)模的應(yīng)用。美國輸氨管網(wǎng)始建于1960年，目前已建管道總里程約5000公里，其中最長的一條是由NustarEnergy經(jīng)營的海灣中央管道系統(tǒng)，長度約3100公里，管道設(shè)計管徑為150~250mm，收集支線連接了7座氨合成廠，分配支線連接了36座大型中轉(zhuǎn)儲庫，最大操作壓力為9.8MPa，運輸能力達225萬噸/年。俄羅斯液氨管道始建于1978年，總里程約2400公里，用于連接俄羅斯大型氨生產(chǎn)基地與烏克蘭黑海港口敖德薩，實現(xiàn)氨的出口貿(mào)易，設(shè)計管徑350mm，設(shè)計輸送能力約250萬噸/年。此外，德國、英國、西班牙、波蘭等多個國家均建有中短距離液氨管道，這些管道長度多在10公里以下，主要用于港口、儲罐及附近用戶間的液氨輸送。
中國液氨管道總里程較短，目前共建有4條液氨管道，總長度不超過200公里，總輸量不足100萬噸/年。1990年，我國第一條長距離液氨管道在秦皇島建成并投產(chǎn)運行，該管道至今仍為國內(nèi)最長液氨管道。整個管道系統(tǒng)包括82.5千米的主管線、三個供氨站、一個加壓站、一個終端計量站及7個隔斷閥室，設(shè)計輸量10.5萬噸/年，設(shè)計壓力3.92MPa，最高運行壓力2.45MPa，全線采用20號無縫鋼管埋地敷設(shè)。
我國液氨管道輸送起步晚、規(guī)模較小，管輸工藝及安全技術(shù)有待突破，設(shè)計建設(shè)和運行管理標準相對空白。據(jù)石油化工相關(guān)企業(yè)展望，借鑒已成熟油氣管網(wǎng)系統(tǒng)經(jīng)驗，我國長距離液氨輸送管道有望實現(xiàn)壓力6.3MPa，管徑D356mm~D406mm，運輸量級達到150萬噸/年;隨后進一步突破達到壓力6.3兆帕，管徑D457mm~D559mm，運輸量級達到300萬噸/年。
(4)甲醇管道運輸
甲醇因同時可作為化工原料及能源載體而得到廣泛應(yīng)用，目前我國的甲醇輸送方式主要是船運及汽運，運輸能力不足及運輸費用過高的問題已日益凸顯，管道運輸方式或可成為未來長距離輸送甲醇的有效解決方案。
從國際來看，加拿大已有兩個甲醇長輸管道成功運營的案例，且均能保證甲醇長周期、安全穩(wěn)定的輸送，其中一個管道是由原油輸送管道改造而來，管道全長1146公里，甲醇輸送能力為4000噸/日;另一個管道是由原液化石油氣輸送管道改造而來，管道全長3000公里，甲醇輸送能力為4000噸/日。
從國內(nèi)來看，2021年5月10日，中煤鄂能化100萬甲醇技改項目配套管線工程一次安全投產(chǎn)成功，管線工程線路全長約52公里，設(shè)計壓力2.5MPa，管道規(guī)格為D355.6mm，填補了國內(nèi)長距離管道輸送甲醇的空白。
甲醇管道需要借鑒成熟油氣管道的設(shè)計經(jīng)驗，當前尚未形成統(tǒng)一的甲醇管道運輸標準規(guī)范。據(jù)石油化工相關(guān)企業(yè)展望，借鑒已成熟油氣管網(wǎng)系統(tǒng)經(jīng)驗，我國長距離甲醇輸送管道有望實現(xiàn)壓力6.3MPa，管徑D356mm~D406mm，運輸量級達到150萬噸/年;隨后進一步突破達到壓力6.3兆帕，管徑D457mm~D559mm，運輸量級達到300萬噸/年。
氫基能源規(guī)模化運輸經(jīng)濟性
管道運輸是未來氫基能源大規(guī)模、長距離運輸?shù)闹饕绞?。根?jù)不同規(guī)格管道造價及輸送能力預(yù)測，按照8%資本金內(nèi)部收益率要求，我院依據(jù)各類管道發(fā)展路徑展望下的不同時期技術(shù)參數(shù)，測算得到現(xiàn)狀、中期及長期三個不同階段氫、氨、甲醇管道輸送距離與管輸成本之間的關(guān)系。
現(xiàn)狀階段氫基能源短距離管輸價格與輸送距離的關(guān)系圖
中期階段氫基能源長距離管輸價格與輸送距離的關(guān)系圖
長期階段氫基能源長距離管輸價格與輸送距離的關(guān)系圖
“西氫東輸”氫能骨干管網(wǎng)展望
由于我國水風(fēng)光等可再生能源主要布在西部和北部的資源稟賦，綠氫制備與需求之間呈現(xiàn)典型的逆向分布特征，需要通過有效的運輸途徑將西部和北部可再生能源制備的綠氫輸送到中東部的用能中心。為解決綠氫的長距離運輸問題，我院初步規(guī)劃布局了“西氫東輸”的新格局，即在西部及北部(新疆、青海、內(nèi)蒙、西藏等地)利用大型新能源基地配套大型制氫基地，進行大規(guī)模制氫，再利用純氫管道將氫輸往中部以及東部區(qū)域進行消納。
根據(jù)我院研究，為實現(xiàn)“碳中和”目標，未來全國綠氫年需求將達到1.2億噸，相應(yīng)需配套約26億千瓦風(fēng)光資源與12億千瓦制氫設(shè)備。為實現(xiàn)氫能長距離經(jīng)濟輸運，構(gòu)建以“西氫東輸”為主的全國高標準骨干氫網(wǎng)，總投資超過10萬億元人民幣，管道總長度約9.3萬公里，承載約7900萬噸/年的輸氫能力(相當于2.7億噸原油的熱值，約占我國原油年使用量的35%左右;或相當于3.9億噸標煤的熱值，年可減少二氧化碳排放約10億噸)。“西氫東輸”主要布局三條管線流向：蒙東/蒙西→京津冀;新疆/青海→陜西/甘肅/寧夏/湖北/川渝→山東/河南/江浙滬皖/閩贛湘;西藏→云南/貴州→廣東/廣西。
預(yù)計全國氫能骨干管網(wǎng)基本建成后，終端用氫成本將大幅下降，全國范圍內(nèi)可實現(xiàn)以管道運輸為主，交通運輸為輔的綜合氫能運輸系統(tǒng)，終端綠氫價格將低于25元/千克，促進氫能的市場競爭力大幅提升，助力我國新型能源體系的順利構(gòu)建。
(作者：易躍春 姜海 余官培，作者單位：水電水利規(guī)劃設(shè)計總院)
評論