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氢能储运是氢能产业链发展的重要环节,通过高效电解水制氢和低成本储运,变“弃能”为“氢能”,将会打通有效开发可再生能源的另一条途径。
当前我国经济的高速发展建立在大量消耗化石能源的基础上。
然而,随着我国能源需求总量的不断攀升,化石能源难以为继,能源的多元化供给,以及高占比可再生能源为特征的多元化能源结构成为必然发展趋势。
“氢能最主要的特性是可储可输,它适于大规模长周期储能和超长距离运输,因此将成为多元化能源结构的桥梁和纽带,使化石能源应用更加清洁、可再生能源应用更加高效、能源系统更加柔性灵活。”有研科技集团有研工程技术研究院所长蒋利军在首届“中国北方氢谷”产业发展高端交流会上这样说道。
氢储运:变“弃能”为“氢能”
氢的储运需要考虑3个步骤:氢产地的收集与转化,长距离运输,以及本地配送、储存与再转化。
氢有3种运输方式,分别是船运、车运和管道;有3种存储介质,分别是高压氢气(气态),液氢、液氨、有机液体(液态),以及储氢材料(固态)。
氢的运输采取何种方式、选用何种介质取决于氢的运输距离、规模和最终用途,氢的储存采用何种介质取决于储存容量、时间、所需要的放氢速度及其地理条件适用性。
蒋利军认为,我国可再生能源制氢潜力巨大,且风光资源与天然气管网地理匹配性好,电力交易制和配额制实行后,由于波动性造成的“弃电”将得到有效控制。
按2017年弃电量1亿千瓦时估算,可产氢180万吨,天然气管网应能完全消纳。
此后,应更关注由于输电能力限制所造成的“弃能”,通过高效电解水制氢和氢的低成本储运,变“弃能”为“氢能”,打通另一条有效开发可再生能源的途径。
而可再生能源电解水制氢能否具有竞争力,关键在于两个因素。
第一是电价。在电解水制氢中,电价占70%-80%。如果将电价控制在0.3元/kWh以下,电解水制氢便有足够的竞争力。
蒋利军建议,多措并举,将可再生能源电解水制氢的电价控制在0.3元/m3H2以内,并向0.1元/m3H2目标逼近,以提高可再生能源电解水制氢的竞争力。
第二,氢能的发展必须考虑在本地的消纳能力,应发展本地氢能应用产业,提高本地氢能消纳能力,形成氢能新产业。
走具有我国特色的储氢之路
①储罐储氢
储罐储氢适合氢能短期和小规模储存。
其中,高压储氢是现阶段的主要应用方式。我国常用20MPa钢瓶固定储氢,我国的20MPa钢瓶产量占世界总量的70%,产业化基础良好。
同时,我国也发展了钢带缠绕高压储氢容器用于加氢站的站内储氢,最高压力可达87.5MPa。目前,98MPa高压储氢装置已经中标上海舜华和如皋加氢站。
目前国内车载储氢主要是35MPa碳纤维缠绕Ⅲ型瓶,70MPa碳纤维缠绕Ⅲ型瓶少量装车运行中。
而出于对安全的担忧,根据相关法律规定,我国仍不准许使用Ⅳ型气瓶。
液态储氢方面,低温液氢在航天等领域得到应用,有机液态储氢和液氨储运氢正处于研发示范阶段。
固态储氢方面,成熟材料体系正在示范应用中,新材料体系研发在继续。
②稀土储氢
我国稀土资源丰富,但利用不平衡,包头和四川的稀土富产La、Ce,但La、Ce长期大量积压约10万余吨。
开发低成本的非镍或低镍基稀土储氢材料,应用于高密度高安全的固态低压储氢,将稀土资源与风光资源相结合,储氢于稀土储罐中,可走出一条具有我国特色的氢能产业之路。
而这条路是否可行,关键在于成本,必须大幅降低合金的镍含量,使用廉价的贱金属替代镍,保证合金的低成本和价格稳定。
蒋利军建议,充分利用毗邻内蒙的La、Ce稀土资源,开发低成本稀土储氢技术,建立制氢现场高密度高安全大规模稀土储氢示范,发展具有我国特色的稀土规模储氢产业。
近年来,我国进行了固态储氢的示范应用。例如,风-氢-电一体化能源系统储氢容量达500Nm3,储氢密度55kgH2/m3,可再生能源分布式发电储氢容量为25Nm3。
燃料电池客车用固态储氢系统方面,低压充氢只需4-5MPa,充氢时间只需20分钟,完全满足燃料电池动态响应要求,一次充氢续驶里程达400公里。
而且,低压储氢大大降低了对加氢站的要求,目前200公斤高压加氢站成本需1500万元,低压加氢站成本则可控制在200-300万元。
③地质储存
地质储存是氢能大规模和长期储存的最佳选择。
国际上,根据现有的地理条件,选择盐穴、废弃矿井、油气井和含水层大规模长期储存压缩氢气的方式。这种储氢成本最低,约0.6美元/kgH2,效率约为98%。
从具体国家来看,美国具有最大的可储存1-2万吨氢的盐穴,英国有3个盐穴可以储存1千吨氢气,德国计划于2023年建设1个3.5千吨氢气的盐穴储存示范项目。
④有机液体储氢
有机液体储氢以甲苯、二苄基甲苯、新型稠杂环有机分子作为储氢介质,在加氢、脱氢催化剂作用下,高温实现氢的可逆吸放,常温实现氢的储运。
新型稠杂环有机液体储氢材料的重量储氢率达到6wt%,体积储氢密度达到60kgH2/m3,可在140℃、80bar下加氢,160℃下脱氢。
管道输氢将成未来氢能运输的主要方式
对于氢能运输方式,蒋利军认为,近期,根据运输半径100公里的使用要求,以长管拖车运氢为主。
中期,氢能应用向吉林省内和近邻内蒙、黑龙江辐射,平均运输将扩至800公里,宜综合采用长管拖车和液氢罐车运氢。
远期随着氢能市场向全国甚至国外辐射,液氢和管道输氢将成为氢能运输的主要方式。
①天然气掺氢管道运输
充分利用现有天然气管网掺氢输送,可避免投资建设新的输氢基础设施。
目前全世界已有37个示范项目,研究表明,聚乙烯配送管道可以做到100%氢气输送。实践表明,欧洲燃气加热和烹饪器具可满足23%掺氢燃气要求。
现在的问题在于,燃气轮机仅能承受小于5%的掺氢比例,每公斤掺氢成本将增加0.3-0.4美元/kgH2。
蒋利军建议,近期以华润天然气子网为试点,开展掺氢示范,建立地方标准,为最终向中石油俄气主管网大规模掺氢输运奠定技术基础。
②管道输氢
采用纯氢的管道输氢,运营成本低,使用寿命可达40-80年,但建设成本高,需获得通行权。
若运输距离不超过1500公里,管道输氢最为便宜,成本约为1美元/kgH2。
目前全世界已经有近5000公里的氢气管道,其中美国2600公里,比利时600公里,德国400公里,中国100公里。
建议以长距离运氢为基点,引进和开发第三代氢膨胀机液氢制备技术和装备,降低液氢制备能耗和成本,并根据最终用途需要,适当发展低能耗液氢和甲醇制备技术。
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