登录注册
请使用微信扫一扫
关注公众号完成登录
我要投稿
2015年12月,在《联合国气候变化框架公约》会议上,全球195个缔约方国家通过了《巴黎协定》,各方同意将全球平均气温升幅与前工业化时期相比控制在2℃以内,并努力把温度升幅限定在1.5℃内。因此如何降低CO2排放是摆在世界面前的难题,特别是在能源行业。
在未来世界能源发展舞台中,氢能将承担着举足轻重的地位,作为能源载体 和能源互联媒介具有零碳、高效显著优势,若氢能实现广泛应用将会促进全球能源转型升级。地球上氢元素储量排第三,氢气可通过水制备得到,燃烧后仅生成水,既无污染又实现产业链的闭环。更重要一点,氢气热值(142kJ/kg)是常见燃料中最高的,约是石油的3倍、煤炭的4.5倍。正是这一系列优点,氢能被认为是绿色能源的终极解决方案。
在国家“煤改气”政策的影响下,天然气正处于黄金高速发展期,为解决国内天然气缺口问题,LNG接收站迎来高峰期,其建设数量和存储规模快速增长。目前氢能产业链发展与LNG非常相似,两者皆属低温流体和易燃易爆物质(火灾危险性均为甲类),因此笔者认为可以通过目前LNG接收站完整的生产体系, 利用LNG物性特点,以LNG接收站(流程图如图1所示)为依托实现氢能产业的发展。这其中将涉及到制冷液化、制氢、冷能利用、液氢全容性储罐(FCCR)等技术研发。本文从氢气的制备、液化、运输等多个方面对LNG接收站和氢气产业链联合发展进行分析,为今后液氢接收站和氢能产业发展提供可靠的技术思路。
图1 LNG接收站典型工艺流程图
1 利用 LNG 实现氢气制取
如何利用 LNG 接收站实现氢气的制备?首先是天然气重整制氢,接收站天然气原料充足,同时利用LNG冷能可副产干冰;从长远角度考虑(无碳排放)可利用LNG冷能发电,将多余的电进行电解水技术制备氢气,增加氢气产能的同时,利用LNG冷能副产液氧。
1.1 天然气蒸汽重整制氢
目前在全球范围内天然气制氢占比最高,达到48%;其次是醇类裂解制氢(占比30%)和焦炉煤气(占比8%)。制氢工艺的选择很大程度上由原材料决定,在LNG接收站采用天然气制氢不仅降低了原料成本,同时可从降成本和节能减排方向对传统工艺进行优化。
1.1.1 天然气供应方式选择
天然气重整制氢需要原料天然气压力约在1.5~3.0MPag, 对于接收站有多个位置可实现原料供应:方式一从接收站气化系统引出高压天然气(6~10MPag)进行降压处理;方式二通过增加中压BOG压缩机将BOG(压力10~25kPag)增压至制氢反应压力;方式三通过增加LNG离心泵,将接收站低压LNG(0.8~1.0MPag)再次增加至反应压力。依托于 LNG 接收站天然气重整制氢流程如图2 所示。
图2 依托于LNG接收站天然气重整制氢流程图
通过分析,建议采用方式三作为天然气重整反应原料供应位置,方式二可作为备用方案。主要原因如下:
(1)方式一高压天然气(6~10Mpag)在LNG接收站是通过低压泵和高压泵增压后气化获得, 进入天然气重整炉中需要降压处理,造成了大量无用功,增加电耗。
(2)方式二类似于传统的天然气制氢通过压缩机进行增压,但是与方式三采用低压LNG对比,在相同要求下泵增压比压缩机增压耗能低很多:例如从18kPag增压到反应压力2.0MPag,泵耗能5.7kJ/kg,采用压缩机需要耗能在 400 kJ/kg,相差非常大。
(3)在利用LNG预冷制备液氢中,低压LNG的㶲利用率比高压LNG更高,例如-160℃、1.0MPa条件下LNG的㶲值约929kJ/kg,其气化到0℃(接收站天然气外输要求温度)㶲值为307.4kJ/kg,㶲利用率66.91%;10.0MPa条件下LNG的㶲值为954.9kJ/kg,其气化到0℃㶲值为 586.8kJ/kg,㶲利用率 38.55%,低压LNG明显效率高。
(4)接收站燃料气系统主要是从气化后的高压天然气引出一条气相管线,通过多级降压输送至燃气用户和 SCV 气化器(若有),如果采用方式三可从气化后的低压天然气直接引入到燃料气系统,降低能耗,详见图2。
综上所述,方式三是最优选择, 但是方案二同时兼顾处理 LNG 接收站产生的BOG, 可降低站内低压 BOG 压缩机能耗,因此不同的接收站可根据实际情况进行方案选择。
1.1.2 天然气重整制氢工艺优化
目前LNG接收站主要从东南亚地区、中东地区或者澳大利亚地区进口,亚太地区LNG气源的组成和特性如表 1 所示。
表 1 亚太地区典型 LNG 的组分 摩尔分数/%
表 2 亚太地区典型 LNG 物性参数
如表1所示,接收站LNG中不含有硫醇、噻吩等有机硫,烯烃含量可忽略,仅有微量H2S,可能会出现超过0.5×10-6的现象,因此在天然气制氢的过程中可以对天然气制氢工艺中原料气预处理工段进行改造,仅保留ZnO脱硫(H2S)装置作为备用即可。处理后的天然气进入蒸汽转化装置,在镍催化剂的作用下,在转换炉发生吸热反应,生成氢气、CO等产物;然后再进入CO变化工段,进一步与水蒸气反应制得氢气;最终产物通过冷却分离和气体净化得到纯净的氢气,在该过程可利用LNG冷能利用区产出的冷冻水进行冷却。
1.1.3 原料成本分析
目前天然气制氢的成本主要受天然气价格影响,如果要求氢气成本低于2元/m3,则天然气价格要维持在3.5 元/m3以下, 若利用 LNG 接收站内天然气作为原料气将有很大优势。目前我国LNG 到岸价约7.25 美元/MMBtu,汇率折算后约为1.88 元/m3,按照 LNG 进口增值税 11%计算,税后LNG 出站价格约 2.1元/m(由于近几年天然气价格波动频繁,文章仅选择较为稳定时间段作为说明)。在接收站内建设不需要考虑管道运输费(运费约0.8元/t·km)和门站管理等费用,仅考虑气化成本后终端售价约2.4元/m3。相比于目前工业天然气在 3.5~4.0元/m3,每1m3 天然气可以节省1元左右, 这从一定程度上大大降低氢气的制备成本。
1.1.4 副产干冰(或液态 CO2)
在天然气蒸汽重整制备氢气的过程中副产大量CO2,排放量约为 65~70kg/GJ,因此可以利用 LNG 冷能区增设干冰制备工序,同时减少CO2捕集流程和装置。在LNG直接预冷制备干冰的流程中,通过多级LNG-CO2换热实现液态CO2和干冰的制备,图3所示。选择制造干冰(或液态CO2)原因一是解决原料副产问题,二是市场原因,LNG 接收站大部分靠近海边,水产业发达,且大部分分布在南方,市场可保障。该工艺核心装置是LNG-CO2换热器,主要流程图如图3所示。
图 3 LNG 冷能联合制氢工艺副产干冰工艺流程图
该工艺是利用LNG直接与CO2进行换热,没有采用中介冷媒介质,流程相对简单,易于操作,采用低温 LNG 直接预冷可以降低CO2的液化温度,进而大幅度降低CO2液化压力。本工艺采用CO2液化参数为-46.0℃、0.80MPa,固化率保持在0.5以上;采用副产品CO2作为生产干冰原料,产品纯度高且能耗低,充分利用回收LNG冷能,加工1tCO2 耗电 65kW•h(所得液化 CO2 和干冰比例为2:1 时),可比传统方法节约 50%以上的电耗和10%的建设费。从能源角度分析,采用天然气制氢不是最终的手段,但是对于短期内氢能的发展,天然气制氢从成本和技术成熟度方面分析为上佳选择。通过表3分析,LNG接收站联合制氢与常规传统制氢相比,从工艺流程、成本、能耗、环保等方面具有节能降本等优势。
表3 采用与 LNG 接收站联合制氢特点
1.2 电解水制氢
电解水制氢是生产成本相对较高的工艺路线,那为什么要选择电解水制氢且可以作为长期的发展思路?首先电解水制氢原料是水,水干净无污染,地球储备量丰富;第二,虽然目前电解水项目相比天然气和甲醇制氢成本较高,但是从长远角度考虑,如果利用无法进入电网的弃电,或者采用弃风、弃光进行发电,这将很大程度降低其生产成本, 这是氢能行业在未来突破的主要方式,特别是可再生能源技术实现突破以后。对于 LNG 接收站, 实际上存在大量优质能源 LNG冷能一直处于浪费的现状。
LNG冷能发电是最直接、也是最有机动性的LNG冷能利用方式,不像冷库、冰雪世界等需要考虑人口密集程度、运输距离等。在LNG接收站,可通过对中间介质气化器(IFV)改造或者新增换热装置实现LNG冷能利用,如图 4所示。
图 4 LNG 接收站冷能发电工艺流程示意图
该流程图是采用丙烷(或者其他烷烃混合物也可以,换冷效果不同)作为中间介质,通过与LNG和海水的换热实现冷能的转移。以1台接收站气化器处理能力250t/h为例,LNG发电容量可达到2600~4000kWh(冬季发电量较低)。目前电价高是造成电解水成本高的主要原因,如果按照工业电0.7元/kWh 计算,制氢成本约为3.6元/m3,约占总成本的75%。因而如果能够利用接收站冷能发电的电,氢气制造成本将大幅下降,甚至低于甲醇制氢、天然气制氢等传统工艺。
2 利用低温LNG液化氢气
氢气低温液化技术目前在国内还十分落后,液氢工业化主要集中在航天事业,在民营企业中涉及较少。发展局限主要原因有:一是使用普及率低,国内氢能行业发展是在近几年刚刚兴起,主要集中在军用行业;二是氢气液化成本过高,对超低温材质和设备的要求更高, 很多企业望而却步;三是从安全角度考虑,液氢更容易气化和泄漏, 且爆炸极限范围更大。但是随着氢能行业井喷式发展,氢气液化技术必将实现突破,以解决气态质量和体积储氢密度低的问题,随之降低氢气的运输和存储成本。
低温液态储氢是将氢气压缩后冷却到-252℃以下,使之液化并存放在绝热低压储存器中,对材质和设备的密封要求高。由于氢具有高声速、正仲氢转化和比热变化等特点,导致目前运行的氢液化系统的㶲效率、膨胀机效率等主要指标都偏低,例如传统的 Linda-Hampson 系统和 Claude 系统其工业化系统㶲效率仅为20%~30%。
氢气的最大转化温度为-68.55℃,当氢气的温度低于-68.55℃时,其节流降温系数恒大于零,只有将氢气预冷至最大转化温度以下才能实现降温效应,所以在接收站可通过采用 LNG 预冷的方式,最大限度利用低温LNG㶲,提高系统㶲效率。接收站要求LNG气化后的温度满足 0℃以上方可进入燃气管网,大量的冷量可以利用。通过对氢液化流程分析,可以采用LNG间接预冷和直接预冷两种方式实现,间接预冷主要是通过液氮作为中间的介质, 优点是液氮温度更低(-196℃),预冷温度更低, 但是 LNG 直接预冷换热效率更高, 两者互有优势,两种预冷氢气液化流程图如图 5 所示。
a:间接预冷 b:直接预冷
图 5 LNG 预冷实现氢气液化流程图
在该流程中采用LNG预冷-膨胀制冷-节流制冷等多种制冷工序, 通过多级换热实现对LNG的冷量利用,最终实现氢气的液化。
3 氢气与天然气混合管道外输分析
气体管道运输具有运输损耗少且成本低、发生泄露危险小、安全性能高、无“三废”排放、受恶劣气候影响小、建设周期短等优势,国内所有的LNG接收站都与天然气管网相连接,输送至燃气用户。截至2017年,我国长输天然气管道长度达到7.7万km,因地制宜,是否可以利用天然气管道实现氢气与天然气混合外输?
3.1 必要性分析
目前全球氢能正处于快速发展阶段, 每年我国钢铁、焦炉尾气、 烧碱等行业副产氢气排放量远超过500亿m3。由于氢气液化难度大,造成氢气运输成本非常高,目前运输主要依靠高压气体(35MPa 或者 70MPa)罐运输,其成本占到交货成本 6%左右。随着制氢技术的发展,其成本势必下降, 反之运输成本的占比会上升。
同时氢气液化技术工业化成功后,将带动液氢的国际市场交易方式,例如LNG产业通过LNG运输船解决世界LNG进出口国的供需问题,此时液氢接收站建设势在必行。氢气接收站和LNG接收站共同建设,既可以实现氢气自给自足(制备与液化),又可以参与国际进出口贸易,如果能够实现氢气与天然气混合运输,将很大程度解决目前内陆氢气运输成本过高的问题,这将是未来天然气管道发展大趋势,也是快速实现大规模应用的最佳方式之一。
3.2 可行性分析
本章节主要介绍天然气管道输送氢气与天然气混合对管道材料本身性能的适应性分析。
当天然气管道中添加氢气体积分数≥10%时,可参照标准 ASME B31.12。
根据ASME B31.1要求,需要从氢气环境韧性、输送压力、杂质种类等多个因素进行分析,针对不同氢气浓度需要采用不同的措施。例如管道输送压力和钢级方面,根据 ASME B31.12-2014 中要求,如果采用 X60(不包含 X60)以上钢级管道,则输送最大操作压力不应超过10MPa。
当天然气管道中添加氢气体积分数<10%时, ASME B31.12 标准不再适用,此时可参照欧洲 CGA-5.6《Hydrogen Pipeline System》,同时参考目前已有的研究结论。例如管道钢级低于X52(包含X52),可直接用于输送,但是如果钢级高于 X52,则需从韧性、管材强度等方面考虑采取相应措施。
目前澳大利亚科学实验室已经对混合气体管道运输进行实验研究, 结论显示输送氢气浓度可达到10%。
3.3 风险性分析
氢气和甲烷(天然气的主要组分)的物性参数如表4所示, 两者相差较大,且氢气本身具有特殊性,会对管材造成破坏(例如氢脆),进而有可能会降低管道的使用寿命。
(1)氢损伤风险
如果管道中含有氢气, 从分子角度分析,氢有可能和金属中的某些成分发生反应, 从而有可能降低金属材料的韧塑性,导致管道脆裂的发生,出现氢脆现象和氢开裂现象等,但是对于氢脆问题由于使用年限的问题,对其质量分析很难精确得到数据。
(2)氢气渗透风险
氢气的渗透率远大于天然气,在PE管道中大约是天然气的5倍;对于钢材材质管道输送氢气会产生微量的氢气损失,可忽略不计;但是如果采用纤维水泥管道,氢气的渗透可能性很高。
综上所述,在不考虑用户端设备对燃气成分要求的基础上,如果使用已建天然气管道,必须按照要求对管材开展全面适应性分析;对于新建天然气管道,可根据区域中远期规划,尽可考虑将来输送混合气体的改造,在管材选择上考虑氢脆风险,施工和管理过程中加强对管道损伤检测、裂缝探查和防护处理。
4 联合管理的可行性
虽然目前国内氢气发展较缓慢,但是日本已经开始着手对氢气液化和液氢运输船做技术准备,日本充分利用澳大利亚煤资源和丰富弃电能源等,通过大规模制备与液化后运输至国内。氢能产业如果在世界范围内全面铺展开,液氢接收站将类似于LNG接收站普遍发展,这也是未来氢能产业市场分布的发展趋势。针对依托LNG接收站进行改造或者联合发展液氢接收站,除了以上介绍的相关技术, 还有以下几个方面:
(1)低温流体——氢气和天然气属于低温流体,在低温流体设计中调节阀、仪表、管材等设计和传统的化工有很大区别,目前国内LNG接收站有高效的储存和运输设备, 依托LNG的管理将更有利于促进氢能的发展。
(2)基础设施——除了公用工程、生活居所等可以共用,氢气接收站和 LNG接收站同时可以共用码头、 槽车区等,本身LNG和H2同属于甲类物质,更容易实现统一管理与设计。
(3)技术发展——目前做低温行业的企业多数集中于LNG、空分等行业,在将来能源由LNG转向氢能,相关的设备将基于LNG接收站进行深度研发,例如目前日本开始着手于对液化运输船和陆地上储罐进行研究,在原有LNG储罐的基础上将更快实现液氢大型储罐的建设。
(4)人力资源——LNG接收站已经培养了一大批LNG行业的专业技术人员和管理人员,对超低温易挥发物质的管理有着丰富经验。
5 结论
如何依托LNG接收站进行改造或者联合发展,是短时间内快速发展液氢接收站的创新途径。本文在LNG接收站正常运行的基础上,从氢气的制取、液化、运输以及冷能利用方面进行技术分析,实现氢气产业链的建设,同时实现降成本和节能减排,为今后氢气接收站的建设发展提供技术思路。依托LNG接收站的建设发展,氢能产业将迎来突破。
特别声明:北极星转载其他网站内容,出于传递更多信息而非盈利之目的,同时并不代表赞成其观点或证实其描述,内容仅供参考。版权归原作者所有,若有侵权,请联系我们删除。
凡来源注明北极星*网的内容为北极星原创,转载需获授权。
6月15日消息,阿布扎比经济发展局与能源解决方案公司BroadenEnergy签署了一项初步协议,BroadenEnergy将投资10亿迪拉姆(约合2.723亿美元)在阿布扎比酋长国建立一个氢气设备制造中心。这将是阿布扎比首个氢能设备制造综合体,将增强阿联酋的能源基础设施。阿布扎比经济发展局表示,该中心将推动该地区
北极星氢能网获悉,6月19日,河南平顶山市政府、石龙区政府与银河重装(北京)新能源技术有限责任公司签署投资框架协议,双方拟合作建设燃料电池研究中心、碳膜制备、储能电池生产、氢能发电等项目,共同拓展氢能市场应用产业。
6月20日,由国华投资(氢能公司)宁夏分公司建设的国家能源集团宁东可再生氢碳减排示范区一期项目“绿氢制加一体化”项目永利制氢厂建成中交,与永利综合能源站配套,专供氢能重载交通加注使用。永利制氢厂是国家能源集团首个“绿氢制储运加一体化”和全产业链商业化示范项目的重要组成部分,也是宁夏
近日,由国网江苏电力牵头编制的IEEE国际标准《质子交换膜燃料电池热电联产系统的动静态性能及效率测试方法导则》正式获得电气和电子工程师学会批准立项,这是江苏电力系统内首个氢能国际标准。(本文来源:微信公众号苏电牛思ID:SuDian-News)关于IEEE:全称电气与电子工程师协会(InstituteofElectr
北极星氢能网获悉,近日,联和氢能科技有限公司与暧昧健康(AFJK)宣布达成业务合并协议,这意味着联和氢能将成为全球首家在纳斯达克交易所上市的专注氢能生态服务的公司。据悉,联和氢能2017年在上海成立,是一家综合性氢能解决方案公司,主业涵盖氢能生产、储运、氢能装备、氢能物流应用等,2023年的
6月19日,国家发改委发布了《天然气利用管理办法》,国家能源局有关负责同志就《天然气利用管理办法》(以下简称“《管理办法》”)答记者问。(本文来源:微信公众号氢云链ID:qingyunliankeji)《管理办法》指出,天然气利用分为优先类、限制类、禁止类和允许类,结合国家发改委今年印发的《产业结构
6月20日,习近平在宁夏考察调研时指出,宁夏地理环境和资源禀赋独特,要走特色化、差异化的产业发展路子,构建体现宁夏优势、具有较强竞争力的现代化产业体系。宁夏的现代煤化工和新型材料产业,风电、光伏、氢能等清洁能源产业,葡萄酒、枸杞等特色产业,要精耕细作、持续发展。中共中央总书记、国家
近日,津冀晋氢能零碳双向运输通道正式开通,对于推动天津市市氢能产业高质量发展,助力交通运输结构调整具有重要意义。津冀晋氢能零碳双向运输通道采用大功率氢能重卡,从天津港装载疏港的铁矿石,运抵河北邯郸武安主要的钢铁产地,然后驶往山西长治,从长治装载冶炼必需的喷吹煤,再回到荣程厂区,全
作为氢能技术和燃料电池行业的先行者,美、日、韩一度激进开局,率先出台氢能和燃料电池发展战略,依托政府强势补贴推广氢燃料电池汽车和加氢站建设,成为全球氢能行业发展的风向标。然而,自2023年起,三国的氢能发展却因一系列原因初显疲态:氢气供给不足、加氢站盈利困难、氢车投放速度放缓使得行业
北极星氢能网获悉,近日,整机巨头Nordex展示了一款全新的制氢设备,专门用于风机就地制氢。Nordex在西班牙纳瓦拉新建了一座测试工厂,在工厂的落成典礼上,展示了这套制氢设备的样机。这是一套碱性电解水制氢设备,额定功率为500kW,制氢量为10千克/小时,可安装在风机内,就地利用风机所发电力工作。
为推动大规模设备更新和消费品以旧换新,推进燃料电池产业持续健康、科学有序发展,加快构建清洁低碳、安全高效的新能源产业集群,促进实现碳达峰、碳中和目标,根据《市政府办公室关于印发无锡市促进新能源产业发展若干政策的通知》(锡政办发〔2023〕43号)、《无锡市氢能和储能产业发展三年行动计划
6月14日,陕西氢能30GW新能源制绿氢输氢管道(一期)项目评审会在北京召开。会议邀请中国工程院院士,中国机械工业集团有限公司党委常委、副总经理、总工程师陈学东,中国石油大学(华东)储建学院教授李玉星,中国石油集团工程材料研究院有限公司党委委员、中石油集团专家霍春勇,中石化江汉石油工程
6月15日消息,阿布扎比经济发展局与能源解决方案公司BroadenEnergy签署了一项初步协议,BroadenEnergy将投资10亿迪拉姆(约合2.723亿美元)在阿布扎比酋长国建立一个氢气设备制造中心。这将是阿布扎比首个氢能设备制造综合体,将增强阿联酋的能源基础设施。阿布扎比经济发展局表示,该中心将推动该地区
北极星氢能网获悉,6月21日,河南三门峡市经济开发区管委会与青岛阳氢集团有限公司就甲醇分布式制加氢项目召开视频会议,党工委委员张恒恺、招商公司相关人员及青岛阳氢集团有限公司联席董事长黄心懋参加会议。会上,双方就甲醇分布式制加氢项目进行了交流对接,黄心懋详细介绍了集团基本情况、技术路
北极星氢能网获悉,6月18日,湖北潜江市公示了清北氢能潜江年产1500吨绿色氢气示范项目环评信息,该项目拟于湖北省潜江市王场镇江汉盐化工园建设,总建筑面积21800m2,建设内容包括新建厂房12000m2,仓库5000m2,化验楼1200m2及其他生产辅助用房3600m2,购置电解水制氢相关生产设备164台(套)及环保配
北极星氢能网获悉,6月21日,黑龙江省集贤县委书记栾伟江在县委常委会议室以视频的方式主持召开风储氢氨醇一体化——电解水制氢合成绿色甲醇项目协商会议。四川鸿展集团董事长杨聪、中船风电黑龙江区域经理倪新凯、中船总体设计院副院长闵烨、县委常委张伟明、副县长齐文辉及相关部门负责同志参加会议
6月20日,由国华投资(氢能公司)宁夏分公司建设的国家能源集团宁东可再生氢碳减排示范区一期项目“绿氢制加一体化”项目永利制氢厂建成中交,与永利综合能源站配套,专供氢能重载交通加注使用。永利制氢厂是国家能源集团首个“绿氢制储运加一体化”和全产业链商业化示范项目的重要组成部分,也是宁夏
2024年6月21日,深圳大学谢和平院士团队在NatureCommunications上发表了题为“In-situdirectseawaterelectrolysisusingfloatingplatforminoceanwithuncontrollablewavemotion”的研究成果。该研究基于谢和平院士团队2022年11月30日在Nature上发文开创的相变迁移海水直接电解制氢全新原理与技术,围绕在
北极星氢能网获悉,近日,联和氢能科技有限公司与暧昧健康(AFJK)宣布达成业务合并协议,这意味着联和氢能将成为全球首家在纳斯达克交易所上市的专注氢能生态服务的公司。据悉,联和氢能2017年在上海成立,是一家综合性氢能解决方案公司,主业涵盖氢能生产、储运、氢能装备、氢能物流应用等,2023年的
6月19日,国家发改委发布了《天然气利用管理办法》,国家能源局有关负责同志就《天然气利用管理办法》(以下简称“《管理办法》”)答记者问。(本文来源:微信公众号氢云链ID:qingyunliankeji)《管理办法》指出,天然气利用分为优先类、限制类、禁止类和允许类,结合国家发改委今年印发的《产业结构
北极星氢能网获悉,6月22日,首台适应西部场景的盐碱水原位电解样机顺利通过现场运行试验和专家审查。该样机由国家电投新疆公司、国核电力院和江苏天合元氢联合开发。试验期间,样机氢气产量达到额定值,单位制氢直流电耗3.935kWh/Nm,电流密度达到5000A/m以上,30%-110%负荷连续稳定运行。相比传统碱
北极星氢能网获悉,近日,大连化物所催化基础国家重点实验室能源与环境小分子催化研究中心(509组群)邓德会研究员和刘艳廷副研究员团队在煤化工废水资源化利用方面取得新进展,研发出以煤化工废水为原料制备高纯氢气联产淡水的新技术,并依托该技术完成了25千瓦级中试装置的测试验证。利用太阳能、风
北极星氢能网获悉,6月20日,海默科技与河南中科清能就阿曼氢能产业项目签订战略合作协议,协议有效期为1年。根据合作协议,双方将基于各自的专业优势,在阿曼共同推进液氢制储运一体化项目与产业合作。双方同意利用各自优势,开展绿电制氢、氢气液化技术产业化应用合作,形成从氢气供应到液氢制取、氢
在业内人士看来,氢能储运技术水平的提质升级是调节我国氢能资源供需错配、实现长距离低成本运氢的关键一步,进一步完善氢能储运体系,才能带动氢能产业实现大规模高质量发展。氢能中游储运环节运输效率低、成本高是当前氢能发展的一大痛点。随着氢能产业链降本诉求与下游需求的不断提升,相关企业都在
北极星氢能网获悉,近日,液化设备装备制造公司河南中科清能科技有限公司(以下简称中科清能)完成Pre-A+轮融资,共募集资金1.58亿元,本轮融资由中广核资本、招商致远、熔拓资本、巩义先进制造业基金等机构共同完成。中科清能是国裕高华2022年通过央地合作,联手中广核集团、中科院等离子所,引进创立
北极星氢能网获悉,2024年6月3日,我国首台套自主研制的5吨/天氢液化器成功运抵中山低温院,这一装备由中国科学院负责研制,中山低温院负责引入装置、落地示范。在国家战略需求和科技前沿的双重驱动下,中国科学院理化所项目团队攻克了大型氢液化器的流程设计与优化、高速重载透平膨胀机、高效正仲氢转
“这片广阔的工地就是位于临空区大兴片区加氢站项目的规划区域,未来将建成北京市首座商用液氢加氢站。”据相关负责人介绍。近日,北京市首座商用液氢加氢站在临空区大兴片区正式开工建设,建成后预计每天可为约300辆氢燃料电池商用车提供氢能加注服务,为临空区大兴片区高质量发展注入“氢能量”。在
四川蜀道集团布局氢能产业近10年来,在加快产业转型升级、构建现代产业体系方面取得扎实成效。四川省研究进一步推动绿氢全产业链发展及推广应用工作会议召开后,四川蜀道集团连续四次召开氢能产业发展专题会,赴相关地方政府和企业就加强氢能领域合作开展磋商交流,加速推动氢能产业发展。打牢氢能产业
北极星氢能网获悉,5月10日,由中国航天科技集团六院101所自主研制的我国首款百公斤级车载液氢系统——“赛道1000”在北京隆重发布。该产品是液氢重卡的核心设备之一,将助力氢能重卡突破1000公里续驶里程,是我国将液氢应用于交通运输领域的重大技术突破。新一代车载液氢系统,作为我国首款百公斤级车
北极星氢能网获悉,4月30日,全国道路运输标准化技术委员会在交通运输部网站发布了《氢气(含液氢)道路运输技术规范》(计划号:JT2023-03)(以下简称文件)的征求意见稿。文件规定了氢气(含液氢)道路运输的装备条件、企业条件、运输要求、装卸安全、停放要求及应急处置等要求,适用于采用长管拖车
北极星氢能网获悉,5月6日上午,杭氧集团氢能源装备产业基地项目举行奠基仪式,正式开工建设。该项目主要用于生产氢能源装备产品,聚焦氢能技术创新,注入经济增长新动能。临安区区委常委、青山湖科技城党工委书记、管委会主任王学超,应邀出席奠基仪式;杭氧集团党委书记、董事长郑伟宣布项目开工,杭
北极星氢能网获悉,根据北京市地方标准制修订项目计划,由北京市经信局组织制定的北京市地方标准《燃料电池汽车车载液氢供气系统安全技术规范》的征求意见稿已完成。按照《北京市地方标准管理办法》的要求,现公开征求意见。
近日,在2024国际氢能产业发展论坛上,中国船舶集团第七〇八研究所专家携两款最新研发的大型液氢运输船设计方案重磅亮相,并引发业内广泛关注。据悉,此次发布的180000立方米级和20000立方米级液化氢运输船,是目前全球最大舱容的液化氢运输船,目前已完成基本方案论证并联合ABS船级社进行认证,其中20
请使用微信扫一扫
关注公众号完成登录
姓名: | |
性别: | |
出生日期: | |
邮箱: | |
所在地区: | |
行业类别: | |
工作经验: | |
学历: | |
公司名称: | |
任职岗位: |
我们将会第一时间为您推送相关内容!