发挥氢源优势 构建中国特色氢能供应网络

韩红梅 王 敏 刘思明 邢 磊 田桂丽 杨 铮

(石油和化学工业规划院，北京市东城区，100013)

氢能作为一种来源广泛、清洁无碳、灵活高效、应用场景丰富的二次能源，是推动传统化石能源清洁高效利用和支撑可再生能源大规模发展的互联媒介，也是实现交通运输、工业和建筑等领域大规模深度脱碳的最佳选择[1]，已成为全球能源技术革命和产业发展的重要方向。

我国正处于能源革命关键时期，面临壮大清洁能源、构建清洁低碳、安全高效能源体系的重大需求。我国发展氢能产业，应充分结合我国氢能产业基础和应用领域，构建适宜的氢能供应体系。

我国具有丰富的化工用氢生产经验和产业基础。化工氢产能大、技术成熟、形式多样、分布广泛且成本较低。在氢能产业发展初期，适宜就近依托现有企业，利用少量化工氢作为氢源，构建便捷、低成本的制、储、运、加氢能供给网络。长远来看，化工氢仍将主要服务于化工工业。未来随着能源用氢需求的增长和可再生能源规模不断壮大，可再生能源制氢将成为我国氢能的主供来源。

1 制氢产业基础分析

1.1 主要原料和技术路线

1.1.1 化工氢

立足于我国资源基础，我国化工氢的生产原料主要是以煤炭、天然气为主的化石原料，以炼厂干气、焦炉煤气、氯碱尾气、丙烷脱氢副产气、甲醇等为主的二次原料。不同的原料首先进行初级转化，再根据要求进行变换、净化，用于下游产品合成。关键技术主要有煤气化、天然气等轻烃蒸汽转化、甲醇蒸汽重整、焦炉气净化转化、一氧化碳变换、净化、氢气提纯等。化工氢主要生产路径如图1所示。

我国石化化工产业发展历史长，技术不断更替升级，与制氢相关的技术成熟、可靠，整体技术和装备能够实现国产化。

图1 化工氢主要生产路径

1.1.2 电解水制氢

水电解制氢也是目前比较成熟的工业制氢方法，其生产装置是水电解槽，通电后将水分解成氢气和氧气。水电解制氢技术主要有碱性水电解制氢(AEC)、质子交换膜水电解制氢(PEMEC)和固体氧化物水电解制氢(SOEC)这3种类型。碱性水电解槽发展最成熟、商业化程度最高，成本更低，应用最广泛。目前商业化的水电解制氢装置的操作压力为0.8～3 MPa，操作温度为80℃～90℃，制氢纯度达到99.7%以上。

电解水制备1 m3氢气和0.5 m3氧气的理论电耗即最低电耗为2.95 kW·h，目前商业化AEC能耗水平约为4.5～5.5 kW·h /Nm3H2。

1.2 产能现状

我国化工氢产能基础大，主要分布于氮肥、甲醇、现代煤化工(煤制油、煤制天然气、煤制烯烃、煤制乙二醇)、炼油、焦化、氯碱等行业，全国除西藏以外均有分布。初步统计，目前我国化工氢产能约3800万t/a。其中，合成氨工厂的中间氢产能约1250万t/a，甲醇工厂的中间氢产能约1100万t/a，现代煤化工工厂的中间氢产能约750万t/a，焦化厂和兰炭厂副产外送焦炉气中直接含有的氢气扣除生产合成氨和甲醇的重复计算量后约400万t/a，氯碱等其它副产氢产能约70～100万t/a。此外，双氧水、己内酰胺等基础化工产品和一些精细化工产品的生产过程也会利用氢气，但数量较少。

我国电解水制氢装置数量约1500～2000套，氢气产量约为10～20万t，在氢气总产量中占比不足1%。

1.3 不同制氢路径的对比

不同的制氢路径之间主要在能效、污染物排放、碳排放、经济性方面存在较大差异。按照制氢典型路线、典型工艺和典型项目情况进行计算和对比，结果如下所述。

1.3.1 能源利用效率

不同路线的氢气生产过程能效由高到低大致可分为4个档次(电按等价值)。氯碱副产气制氢、炼厂干气制氢、焦炉气直接提氢的能效总体上高于80%，列为第一档；天然气制氢、乙烷裂解副产气制氢、丙烷脱氢副产气制氢、焦炉气转化制氢、甲醇制氢的能效约为60%～80%，列为第二档；煤制氢能效约为50%～60%，列为第三档；电解水制氢能效仅为25%～30%，列为第四档。此时按照电厂供电标准煤耗308 g/kW·h计算。

1.3.2 污染物排放

总体上煤制氢的污染物排放强度最高，其次是天然气制氢、甲醇制氢和几种副产气制氢，电解水制氢基本没有污染物排放。

煤制氢按典型项目、大气达标排放、废水零排放的标准计算，每1 kg氢气的主要污染物排放水平为二氧化硫166 g、粉尘18 g、废渣2 t。如果煤制氢生产过程的燃料及动力由工厂供应，则没有NOx排放。需要注意，与煤炭燃烧方式(考虑尾气脱硫脱硝)相比，煤制氢过程的污染物排放仅为1/5～1/10，属于更加清洁的化石能源利用方式。

1.3.3 碳排放

工业副产气制氢的碳排放强度最低，煤制氢的碳排放强度最高，天然气制氢、甲醇制氢居中，电解水制氢如果用现状电网作为电源，则碳排放强度超过煤制氢；如果采用新建机组作为电源，则略低于煤制氢。

按照氢气生产典型路线、典型工艺和典型项目情况计算，氢气生产过程的碳排放由低到高大致可分为4个档次。工业副产氢，包括氯碱副产气制氢、丙烷脱氢(PDH)副产气制氢、乙烷裂解副产气制氢、焦炉气转化制氢和焦炉气提取制氢等的碳排放强度低于5 kgCO2/kgH2，列为第一档；天然气制氢、干气制氢、甲醇制氢的碳排放强度约5～15 kgCO2/kgH2，列为第二档；煤制氢的碳排放强度约15～25 kgCO2/kgH2，列为第三档；电解水制氢过程没有碳排放，但大量消耗的电力按现有电网碳排放因子0.56 kgCO2/kW·h计算后，电解水制氢的碳排放强度高于25 kgCO2/kgH2，列为第四档。

1.3.4 经济性

工业制氢的生产成本与原料价格、生产规模等有很大关系。总体上，工业副产气制氢的生产成本最低，其次是煤制氢，再次是甲醇制氢或天然气制氢，电解水制氢生产成本最高。

氢气生产过程的经济性主要体现在氢气出厂价格(按生产成本+投资回报计，下同)，与主要原材料的价格水平、生产规模、生产过程消耗、项目投资等均有直接关系。

按照我国可能出现的典型制氢情景、价格水平和合理收益水平进行计算，氢气体格与主要原材料价格的对应关系如图2所示。

图2 不同生产路线的氢气价格与主要原材料价格关系

由图2可以看出，对于工厂制氢，各种工业副产气制氢和煤制氢具有更低的价格范围，原料价格低情景时，均可实现氢气价格低于10元/kgH2；原料价格高情景时，可以实现氢气价格20元/kgH2左右。上述氢气生产环节均已实现大规模工业化，未来进一步降低成本的潜力较小。

如果考虑将来可以在加氢站建设小规模的甲醇制氢或天然气制氢装置，则现场制氢的氢气价格也可以控制在30元/kgH2以下。现场制氢的优势是原料运输方便、价格低，可以节省氢气运输费用。

水电解制氢价格水平与电价关系非常大，总体上电价范围为0.1～0.65元/kW·h时，氢气价格范围为13～46元/kgH2。我国不同地区、不同类型的电价水平差异较大，低电价情景主要有富余风电、富余水电、部分资源地自发电、个别资源地峰谷电或燃料电厂边际成本。这些情景下，电价有可能低于0.25元/kW·h，电解水制氢价格可低于25元/kgH2。

1.4 化工氢和燃料电池用氢的产品质量标准分析

在化工厂，原料氢的纯度、杂质含量等需要满足下游装置对原料气的成份要求。如果作为气体产品对外出售，则执行《氢气第一部分工业氢》(GB/T 3634.1-2006)或《氢气第二部分纯氢、高纯氢和超纯氢》(GB/T 3634.2-2011)。

《质子交换膜燃料电池汽车用燃料氢气》(GB/T 37244-2018)已于2019年7月1日开始实施。工业氢或纯氢与燃料电池用氢相比，水分、总烃、一氧化碳、二氧化碳均不能直接满足要求，还增加了总硫、甲醛、甲酸、总卤化物等指标，要求更加严格，工业氢或纯氢都必须再经过纯化、除杂，才能使用。

2 氢储运技术和应用分析

2.1 氢的储存

氢的储存方式主要有高压气态储氢、低温液态储氢、有机液态储氢和固态储氢等。高压气态储氢已经广泛应用，低温液态储氢主要应用在航天领域，有机液态储氢处于示范阶段，固态储氢处于研发阶段。

2.1.1 高压气态储氢

高压气态储氢是将氢气压缩到一个耐高压的容器中储存，具有充放速度快、容器结构简单等优点，是现阶段主要的储氢方式，分为高压氢瓶和高压容器两大类。其中，钢质氢瓶和钢质压力容器技术最成熟，优点是结构简单、压缩过程能耗低、充装和排放速度快，成本最低。缺点主要是存在泄露爆炸隐患，安全性能较差。目前20 MPa钢质氢瓶已得到广泛应用，并与45 MPa钢质氢瓶、98 MPa钢带缠绕式压力容器组合应用于加氢站中。

碳纤维缠绕钢瓶的开发应用，实现了高压气态储氢由固定式应用向车载储氢应用的转变。目前70 MPa碳纤维缠绕IV型瓶已是国外燃料电池乘用车车载储氢的主流技术。35 MPa碳纤维缠绕III型瓶是我国燃料电池商用车的车载储氢方式，70 MPa碳纤维缠绕III型瓶已经应用于我国燃料电池商用车中。碳纤维材料价格昂贵，未来必须大幅降低成本才能实现经济适用，高压碳纤维复合材料及储氢罐设备是未来发展方向。

2.1.2 低温液态储氢

低温液态储氢将氢气冷却至-253℃，液化储存于低温绝热液氢罐中，储氢密度可达到70.6 kg/m3，是气体氢的 845 倍，因此液态氢的体积能量密度比压缩状态下的氢气高出数倍。但氢气液化过程也存在较大的技术难度，主要体现在4个方面：一是液氢装置相对复杂，一次性投资较大；二是液化过程能耗较高，理论上液化 1 kg 的氢气需耗电 4 kW·h，目前技术水平则需要10～15 kW·h；三是液氢储存容器需要抗冻、抗压、保持超低温，必须严格绝热；四是液氢储存过程中有一定的蒸发损失，蒸发率与储氢罐容积有关，大储罐的蒸发率远低于小储罐。

目前国内液氢在航天工程中成功应用，但民用缺乏相关标准。我国液氢用于航天基地火箭发射，法国液空公司在我国建设了4座液氢工厂；我国航天101研究所具有长期的液氢生产、储运、应用经验，并已转化形成自主技术，可做液氢EPC工程；中科富海公司也开发了液氢生产技术，液氢生产相关设备中，透平膨胀机、液氢调节阀等少量设备的国产化水平低，其它多数设备均具备国产化能力，法国液空公司、日本的川崎重工和千代田等公司均有液氢技术和工业实践。

2.1.3 有机液体储氢

有机液体储氢利用某些不饱和有机物(如烯烃、炔烃或芳香烃)与氢气进行可逆加氢和脱氢反应，实现氢的储存。加氢后形成的液体有机氢化物性能稳定，安全性高，储存方式与石油产品相似。但存在反应温度较高、脱氢效率较低、催化剂易被中间产物毒化等问题。国内已有燃料电池客车车载储氢示范应用案例。

2.1.4 固态储氢

固态储氢是以金属氢化物、化学氢化物或纳米材料等作为储氢载体，通过化学吸附和物理吸附的方式实现氢的储存。固态储氢具有储氢密度大、储氢压力低、安全性好、放氢纯度高等优点。目前主流金属储氢材料重量储氢率仍低于3.8%wt。

2.2 氢输送技术

氢的输送方式主要有3种，即气态输送、液态输送和固体输送。交通方式主要是气体管道、公路车辆、铁路或船舶，根据输送距离、输送量和输送路线进行选择。

2.2.1 气态运输

气态运氢分为公路高压运氢和管道运氢两种方式。

公路高压运氢主要采用长管拖车，由车头和拖车组成，管束作为储氢容器，目前公路长管拖车储氢容器通常由9个直径约为0.5 m、长约为10 m的钢瓶组成，设计工作压力为20 MPa，环境温度为-40℃～60℃，充装体积为3500～4000 m3，充装率约为80%，单车运氢质量约为230～340 kg，充装时间约为1.5～2.5 h，卸车时间约为1.5～3.0 h。

管道运氢是实现氢气大规模、长距离运输的重要方式。管道运行压力一般为1.0～4.0 MPa，具有输氢量大、能耗小和成本低的优势。美国已有2500 km的输氢管道，欧洲已有1598 km的输氢管道[2]。我国已有2条跨越城市的氢气专用管道，分别是湖南巴陵至长岭、河南济源至洛阳的氢气管道，用于两地工厂间的氢气运输。巴陵至长岭氢气输送管线全长42 km，跨越了市区、乡镇，穿越了铁路、高速公路、省道和河流。

氢气与天然气混输需要考虑安全性，避免引发氢脆、氢致开裂等管道失效。国际上氢与天然气混合输送应用较多。我国天然气长输管道和城市管道的设计压力、材质等差异大，需针对天然气管线情况开展“一线一策”的研究工作。

2.2.2 低温液态输送

低温液态运氢分为短距离和长距离，通常短距离采用公路槽车，远距离采用火车槽罐或运输船槽罐。

公路液氢专用槽车容积约为45～65 m3。按单车单罐65 m3、充装率80%～85%计，单车单次可运输液氢约为3.7～4.0 t。我国军工、航天领域采用低温铁路槽车长距离运输液氢，常用水平放置的圆筒形低温绝热槽罐，运氢量可达到8.4 t以上。专用液氢驳船的运氢量可达70 t。

采用液氢储运可以减少车辆运输频次，提高加氢站单站供应能力。日本、美国已将液氢罐车作为加氢站运氢的重要方式之一。

2.2.3 固态输送

轻质储氢材料(如镁基储氢材料)兼具高的体积储氢密度和重量储氢率，作为运氢装置具有较大潜力。将低压高密度固态储罐仅作为随车输氢容器使用，加热介质和装置固定放置于充氢和用氢现场，可同步实现氢的快速充装及高密度高安全输送，提高单车运氢量和运氢安全性。

2.2.4 氢气输送经济性

经济合理的氢气输送方式是氢能产业发展的必要条件。从经济性角度来看，高压气氢长管拖车公路输送距离不宜太远，如果长距离运输成本会快速上扬。液氢输送可采用罐车或船，可进行长距离输送，不足之处是液化费用高，运输过程中会有损失。管道输送一次性投资大，要求规模经济和较高的运行负荷，适用于大规模用氢的场景。

3 加氢站概况

加氢站是为燃料电池车充装燃料的专门场所，是车用氢能发展的必要基础设施。不同来源的氢气经氢气压缩机增压后，储存在高压储罐内，再通过氢气加注机为氢燃料电池车加注氢气。

3.1 加氢站类别

按照不同的分类方法，加氢站可以分为多种类型。以建设形式划分，可分为固定加氢站和移动加氢站；以氢气储存状态划分，可分为液氢加氢站和高压氢气加氢站；以加注方式划分，可分为单级加注加氢站和多级加注加氢站；以制氢方式划分，可分为电解水制氢站、甲醇现场制氢、天然气现场制氢等；以氢源划分，可分为外供氢加氢站和站内制氢加氢站；以加注压力划分，可分为35 MPa加氢站和70 MPa加氢站。

站内制氢包括电解水制氢、天然气或甲醇重整制氢等。站内制氢可以省去较高的氢气运输费用，但是增加了加氢站系统的复杂程度。

3.2 加氢站设施

目前加氢站主要是高压压缩氢气加氢站，根据供氢方式的不同，加氢站系统大致相同，主要包括卸气柱、压缩机、储氢罐、加氢机、管道、控制系统、氮气吹扫装置、安全监控装置等，核心设备是压缩机、储氢罐和加氢机。

3.3 加氢站标准

近几年我国陆续出台了关于加氢站相关的标准和规范，包含技术要求和安全要求，推动我国氢能工业发展。主要有《氢气站设计规范》(GB 50177-2005)《氢气使用安全技术规程》(GB 4962-2008)《加氢车技术条件》(QC/T 816-2009)《加氢站技术规范》(GB 50516-2010)《氢系统安全的基本要求》(GB/T 29729-2013)《汽车用压缩氢气加气机》(GB/T 31138-2014)《移动式加氢设施安全技术规范》(GB/T 31139-2014)《氢能车辆加氢设施安全运行管理规程》(GB/Z 34541-2017)《加氢站用储氢装置安全技术要求》(GB/T 34583-2017)《加氢站安全技术规范》(GB/T 34584-2017)。

3.4 加氢站等级

《加氢站技术规范》(GB 50516-2010)对我国加氢站、加氢加气合建站、加氢加油合建站进行了等级划分，其中加氢站等级划分见表1。

表1 加氢站等级划分

3.5 我国加氢站建设情况

目前我国建设的加氢站主要形式有移动加氢站、固定加氢站和油氢合建站，绝大多数加注压力为35 MPa，个别站具有70 MPa加注能力。

从我国加氢站设备国产化情况看，大部分设备可以国产化，少量关键设备的核心元件需要进口。进口设备主要有高压压缩机、加氢枪等，加氢系统的部分阀门、管道、接口也需要进口。

据不完全统计，截至2019年9月，我国建成及运行的加氢站达42座，加注能力合计达22210 kg/d，单站最大加注能力约为2000 kg/d。

位于上海化工区的驿蓝金山加氢站于2019年6月建成，氢气供应能力为1920 kg/d，具有35 MPa和70 MPa 2种加注压力，利用化工区的副产氢气为氢源，具有给燃料电池汽车加氢、鱼雷车充装、燃料电池汽车维修保养、新能源汽车充电等功能，是国内首个管道输氢的加氢站、首个商业化加氢母站及首个商业化70 MPa加氢站[3]。

中国石化佛山樟坑油氢合建站于2019年7月1日正式建成，是全国首座集油、氢、电能源供给及连锁便利服务于一体的新型网点，加氢能力为500 kg/d[4]。

3.6 加氢站发展预测

《节能与新能源汽车技术路线图(2016)》提出的目标是2030年我国燃料电池汽车达到100万辆，加氢站数量达到1000座。经情景模拟测算，此加氢站数量远远不够。如果未来商用车和乘用车各占一半，氢气年需求量或达到160～180万t。如果考虑我国氢燃料电池汽车以适用于中长距离的商用车为主，氢气年需求量将更大。届时如果加氢站以二级站和三级站为主，数量将达到5000～6000个。建议未来加氢站建设以加氢加油合建站、加氢加气合建站、或者集成更多车用能源的综合加注站为主，以满足加氢需求，投资节省，并提供更好的用户体验。

4 对我国氢能供应网络体系建设的认识和建议

氢能产业链条相对复杂，我国氢能发展的重点应放在突破燃料电池的生产和打开氢能应用市场上。氢能上游是氢能的供应系统，包括制氢、储运、加注环节；中游是燃料电池生产，包括燃料电池电堆、燃料电池动力系统、燃料电池发电系统、燃料电池储能系统等方面；下游应用则更加广阔，如交通领域的汽车、船舶、轨道交通等，固定式应用的叉车、分布式发电系统、家庭热电联产、备用电源等，以及军用领域的便携电源、无人机等。

我国氢能产业刚刚起步，车用氢能方式刚刚突破；中游燃料电池生产企业多，但核心技术装备均有差距[5-6]；下游车企刚刚具备量产能力，用户数量小，车辆制造成本高。以下游带动上游，氢气储运方式正在不断优化。在氢能产业链中，下游决定着氢能产业发展的速度和程度，是氢能产业发展的关键所在。

在氢能产业发展初期，我国宜依托化工生产过程的氢气或副产氢作为主供氢源，以节省制氢投资，降低成本，助力氢能产业起步。例如，一座30万t/a的合成氨工厂，只需分出中间氢气量的5%，即可以满足燃料电池出租车500辆、燃料电池公交大巴700辆、燃料电池物流车500辆的用氢需求；一座50万t/a的甲醇工厂，只需分出中间氢气量的5%，即可以满足燃料电池出租车600辆、燃料电池公交大巴800辆、燃料电池物流车500辆的用氢需求；一座200万t/a的的焦化厂，只需将外送焦炉气的5%加工成氢气，即可以满足燃料电池出租车100辆、燃料电池公交大巴300辆、燃料电池物流车100辆的用氢需求。与现有化工生产相结合，因地制宜，就近选择氢源，可降低生产成本和运输费用，是我国启动氢能产业的现实选择。氢能产业的长远目标是实现全产业链的绿色、无碳、清洁、高效。随着可再生能源发电成本降低，可再生能源发电制氢也将具备经济性，届时“绿氢”[7]将接力成为氢能来源，成为新能源产业的主力军。

良好的氢气运输方式是氢能产业发展的必要条件。当前我国氢气运输以高压气氢公路运输为主，费用过高，既有上下游不能有效衔接的原因，也有下游需求量不足的原因。未来随着氢气用量的增长和终端设施的建设，我国需要逐步优化氢气运输方式，逐步构建便捷和低成本的氢气运输网络，大幅降低中间环节成本。