氫能技術現狀及挑戰

      在燃料電池汽車政府補(bǔ)貼不退坡的政策推動下，我國燃料電池汽車得到瞭(le)迅速發展。2017年燃料電池汽車累計運行1098輛，2018年産量則達到1527輛，2019年燃料電池汽車“十城千輛”計劃呼之欲出。但目前國内投運的加氫站僅爲12座，加氫難、加氫貴的問題日益突出。有的地方，燃料電池汽車需排到淩晨12點才能加上氫，且價格偏高，每公斤氫接近70元。

      爲推進燃料電(diàn)池汽車(chē)的商業化進程，我們必須解決以下3個瓶頸問題：1、如何制得價格合理、品質合格的氫氣? 2、如何以合理的價格運輸氫氣? 3、如何快速建設具有可持續發展能力的加氫站?

一、氫氣從何處來

      我國已具有良好的制氫工業基礎，氫氣資源豐富。2016年，我們生産瞭(le)2100萬噸氫氣，還有近1200萬噸的副産品氫氣，並(bìng)擁有規模較大的制氫設備能力，如單台裝置煤制氫能力最高可達30萬噸/小時，煤氣化爐近1000台，堿性水電解制氫裝置最高可達1000³/h。

      但是工業用氫不能等同於(yú)氫能用氫，兩者仍具有較大不同。首先，氫氣的質量要求不同，燃料電池用氫氣中的硫化氫、氨、一氧化碳等有害雜質的含量要求遠低於(yú)工業純氫；第二，氫能用氫更重視制氫能效，作爲能源載體，氫能用氫必須進一步提高制氫的能源效率，目前化石燃料工業制氫效率相對較低，大多爲50-60%。但是對於(yú)氫能用氫，其制氫能效應該達到70%，否則将在與其他供能裝置的競争中處(chù)於(yú)不利地位；第三，氫能用氫必須考慮制氫的清潔度，必須考慮碳排放，如氫氣來源於(yú)化石燃料必須考慮二氧化碳捕獲。

      我國的工業用氫目前主要來自於(yú)煤制氫，其比例接近總制氫産能的90%。所制氫氣主要作爲化工原料氣用於(yú)石油化工、煤化工和合成氨中，作爲工業氣體用的氫氣産能僅爲氫氣總産能的2%左右，雖有近1200萬噸的副産品氫，但90%的副産品氫也已被回用於(yú)化工生産裝置中，能用於(yú)氫能的氫氣約爲100萬噸。若實施“十城千輛”計劃，一個具有1000輛燃料電池汽車運營的城市其每天的氫氣用量将達到10噸，10個城市的每年氫氣用量約爲3萬噸。按氫氣總量計，目前氫氣資源應能滿足燃料電池汽車的用氫需求，但由於(yú)氫氣在行業和地域間的不均衡分布，在實際操作中，即使在一線城市中也難於(yú)找到這樣日均供氫10噸的制氫裝置，且由於(yú)目前燃料電池汽車用氫主要來自於(yú)生産高純工業氫氣的氣體公司，其市場售價随行就市，波動較大，當燃料電池汽車用氫需求增大時，其價格上升，制約瞭(le)燃料電池汽車商業化應用的發展。

     由於(yú)氫氣來源的多樣化，爲得到價格合理的足量氫氣供應，我們首先要因地制宜，對本地區和鄰近地區的氫資源進行全面調研，分析獲得價格合理氫源的足量供應途徑，爲本地區正確(què)選擇氫源提供基礎數據支撐。

      在工業副産氫(包括氯堿副産氫、丙烷脫氫、焦爐煤氣等)資源較多、又具有提純副産氫條件的地區，應積極採(cǎi)用副産氫。在工業副産氫資源條件受限的地區，根據城市電網狀況、當地是否具有可再生能源發電設施等實際情況，可採(cǎi)用“淺綠電力”(含各時段電力)進行水電解制氫，或採(cǎi)用多種制氫技術互補制氫，如在當地天然氣供應許可的情況下，採(cǎi)用天然氣重整制氫等。在氫能産業需氫規模較大且條件許可時，宜規劃建設可再生能源制氫裝置，並(bìng)採(cǎi)用管道輸氫方式将氫運至用氫處，還可與煤制油、石油化工等用氫相結合，規劃建設煤氣化制氫，同時配套CCS以減少碳排放。爲保證氫氣供應價格的穩定，宜将氫氣的供應主體逐漸變爲能源公司，将氫能用氫納入能源管理體系，按照石油、天然氣價格的管理模式，保證氫能用氫價格的相對穩定。

      也由於氫氣的來源多樣，氫氣中的雜質氣體成分複雜，若H₂S、CO、NH₃等有害雜質得不到有效控制，将毒化燃料電池催化劑，縮短燃料電池的使用壽命。爲得到品質合格的燃料電池用氫，來源於化石燃料和工業副産氫的氫氣必須純化達标後，方可使用。現有的純化技術大多将各類雜質同步淨化，提高瞭(le)純度，但其純化成本也相應提高。爲控制燃料電池氫源成本，在燃料電池用氫氣品質的國際标準和團體标準中，對其總純度要求並(bìng)不高，僅爲99.97%，但對H₂S等有害雜質的含量要求很嚴，最高需達ppb級。因此保證燃料電池用氫的價格合理和品質合格，迫切需要開發定向去除H₂S等有害雜質的低成本純化技術。

      氫—電互換是解決能源峰谷波動的有效手段之一。電解水制氫可消納暫時富裕的電力，彌補風電、光電波動起伏的不足，降低棄風、棄光率。廢棄風電電解水是一種清潔、低成本的制氫方法。2017年約1000億千瓦時的水電、風能和太陽能被廢棄。如果我們用這些棄電來制取氫氣，約可制氫180萬噸。中節能公司在張北的風電制氫示範持續工作瞭700多小時，但規模尚小，需開展更大規模的示範，開發更低電耗的水電解制氫技術，如SPE和SOEC水電解制氫技術等。河北張家口和吉林白城等可再生能源豐富的地區正在組織更大規模的風電、光伏水電解制氫示範項目，以滿足燃料電池汽車示範運營用氫的需求。在現有技術條件下，電價将是影響這一技術具有經濟可行性的關鍵因素之一，以制1m³氫消耗5度電計，若在水資源豐富地區，不上網，直接在風電場制氫，其電價可控制在0.3元/度以内，其制氫電費可控制在1.5元/m³·H₂以内，綜合考慮設備折舊、人工及原材料費後，其制氫成本可控制在1.8元/m³·H₂以内，與煤制氫+CCS的成本接近，應具有較大競争力。
       除水電解外，還應大力支持其他低碳和無碳制氫新技術的研究和示範，如太陽能超臨界水氣化制氫、光催化制氫和生物質制氫等。太陽能光催化制氫是綠色制氫的最終方法之一，美國能源部認爲，當光催化制氫效率達到10%時，将具有工業價值。西安交通大學光催化水裂解連續制氫系統，採用槽式聚光器，配以管式反應器，以一維納米雙晶硫化镉光催化劑，以亞硫酸鹽爲犧牲劑，制氫效率可達6.2%，並穩定運行瞭500小時。浙江大學建立的以有機廢水爲原料的微生物電化學制氫裝置，其制氫單位能耗可降至1.2-1.3度/m³·H₂，結合有機廢水處理，具有較好的應用前景。

二、求解氫氣儲運

       我國還具有良好的儲氫産業基礎。生産的20MPa鋼瓶超過世界總量的70%，45MPa大容量鋼瓶已經大規模生産，35MPa碳纖維纏繞Ⅲ型瓶已實現批量生産，並批量應用於燃料電池公共汽車和卡車上，生産的70MPa碳纖維纏繞Ⅲ型瓶也小量用於燃料電池汽車，我國還於2017年年底發布瞭車載氫瓶的國家标準—GB/T35544；在航天工程中使用瞭170m³的液氫儲罐；5條氫氣管道正在運行中，總長度超過100公裏。

      但我們也面臨著氫氣儲運的挑戰。目前還沒有形成完整的儲運氫标準體系，缺乏45MPa高壓氫槽車标準、長輸氫管道和配氫管道标準以及民用液氫運氫标準；氫的運輸成本比傳統燃料高，單位運氫成本與單位煤氣化制氫成本相近；高壓儲氫裝置的壓力等級、産品規格等還不齊全，比如45MPa、70MPa大容積氣瓶及其運輸裝備尚在研制中，70MPa碳纖維纏繞Ⅳ型瓶與國外相比存在較大差距。液氫儲存、運輸設施的設計、制造在我國起步較晚，目前隻有少數裝備的制造和使用。

      目前還沒有既低成本、安全，又能滿足高重量和體積儲氫密度要求的通用儲運氫方式。高壓儲氫技術實用，但體積儲氫密度低；低溫液态儲氫具有較高的儲氫密度，但能耗較高;固态儲氫具有較高的安全性和體積儲氫密度，但現行成熟的固态儲氫技術，其重量儲氫能力還較低；有機液體儲氫，運輸方便，但儲存和運輸溫度偏高。在目前技術水平下，這些儲氫技術各自均有适合自己的細分應用市場，因此我們應該開發多種儲運氫技術。當前車載儲氫主要採用35MPa碳纖維纏繞Ⅲ型瓶，運氫主要採用25MPa長管拖車，近兩年低溫液氫運氫正受到極大關注，富瑞特裝正在陝西籌建液氫儲罐生産線。

      對於固态儲氫，我們積極開拓瞭一些特殊市場，如跨季節儲能分布式發電、移動通信基站備用電源、加氫站用靜态壓縮與高密度儲氫一體化裝置、車載儲氫裝置等。我們重點研究瞭材料優化技術、基於儲氫熱力學/動力學特性的儲氫床體傳熱傳質模拟仿真技術和儲氫裝置安全檢測技術，制定瞭3項國家固态儲氫标準，開發瞭一系列用於不同應用的儲氫系統。

      例如，針對跨季節儲能和分布式發電應用，研制瞭500Nm³儲氫罐，其有效重量儲氫率可以達到1.5wt%，體積儲氫密度可達57公斤/m³，與30kW風電電解水制氫裝備配套，爲5kW燃料電池發電系統供氫，採用氫/熱耦合技術提高瞭整體系統能源效率的5%；将40Nm³儲氫系統與5kW燃料電池耦合，在移動通信基站中成功示範，可連續供電17小時。針對現場大規模制氫和安全儲氫的應用，研制瞭一種基於低成本TiFe合金的1000Nm³儲氫系統，可實現1000SLM流量下的穩定供氫。針對加氫站應用，開發瞭45MPa固體/ 高壓混合儲氫系統，集靜态壓縮和高密度儲氫於一體。在45℃下可以保持45MPa，連續爲12輛燃料電池乘用車加氫，降低瞭壓縮機啓動頻率，提高瞭壓縮機可靠性，並增加瞭儲氫密度，比壓縮罐高出75%。針對加氫站建站難的問題，開發瞭燃料電池客車用15kg固态車載儲氫系統，其最大優點在於不需建立高壓加氫站，在4MPa氫壓下20分多鍾即可充滿氫，在燃料電池汽車運行時，使用燃料電池餘熱實現1000SLM的供氫，完全滿足燃料電池汽車的動态響應要求。爲進一步提高固态儲氫的重量儲氫率，開發瞭Li-Mg-B-N-H/ZrCoH₃複合材料，該複合材料用於2.5m³儲氫罐，其重量儲氫率達到2.4wt%，體積儲氫密度達到44gH₂/cm³。

      固态儲氫雖已取得以上應用進展，但還應在提高儲氫密度、降低成本等方面加強研發、示範和推廣應用，特别要大力支持儲氫密度高、來源豐富、成本低廉的儲氫材料探索研究。

      此外，還應适時開展氫氣管道或氫氣長輸管道的規劃、建設。針對我國“三北”地區和四川、雲南等省區近年出現的風電、水電、光伏大量棄用，每年要丢棄千億度零排放電力的狀況，在氫氣作爲一種能源載體正日益得到認同的當今，若採用水電解制氫，然後以氫氣管道輸送至氫能産業發展活躍的地區、城市，将對我國的降低溫室氣體排放作出貢獻。

三、任重道遠的加氫站

      我國已建立或計劃建立40個加氫站，其中12個加氫站正在運行，20多個加氫站正在建設中，這些加氫站主要位於我國東部，其中廣東佛山正在建設 8個加氫站。

      但我們正面臨著加氫站的挑戰：首先，加氫站數量少，單站容量小，我國正式運營的6個加氫站的加油能力隻有200公斤，隻能爲100輛乘用車或16輛公交車提供服務，無法滿足商業運營的需求。其次，加氫站的技術還不成熟，一些加氫站無法在3-5分鍾内實現快速加氫，儲氫瓶的加氫速率無法控制；一些加氫站的關鍵設備選型價格低，不能滿足長期可靠運行的要求；壓縮機和加注機的關鍵部件依賴進口。第三，加氫站的建設和運行成本較高，200公斤加氫站的建設成本約爲1500萬元。爲滿足加氫站商業化運營要求，在規劃設計、審批、工程施工、驗收以及運營管理等環節上均應适應商用站的要求，不能再以“示範型”的思路和方法進行規劃設計和建設；同時需在緊密結合氫燃料特征、嚴格執行現行相關國家标準的基礎上，逐步完善加氫站工程驗收、營運管理，以及相關設備的檢測、監管的标準規範、法規和程序；在加氫站規劃建設中還應将氫能用氫氣作爲能源載體，與天然氣一樣地進行項目審批和安全監管等，以加快加氫站規劃建設步伐。

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