化学储氢介质实现“西氢东送”的可行性研究

王艺强，刘录强，张志成，惠若男

（1兰州新区科技发展局，2兰州新区兰白试验区联合创新研究院，甘肃 兰州 730087）

氢能是一种能量密度高、来源广泛的能源。绿氢通过可再生能源制造，是最具发展潜力的清洁能源，是打通电网和气网的转化介质，是能源安全和深度脱碳的有效载体。氢能已成为国内外能源发展的重要方向之一[1-3]。近年来，欧盟各国、美国、日本、韩国等均将氢能列入国家能源发展战略，制定了明确的发展目标、发展路径和支持政策[4]。我国制定了《氢能产业发展中长期规划(2021—2035年)》，将氢能产业确定为战略性新兴产业和未来产业的重点发展方向，国内部分省市率先发展，全国已有超过40 个省市政府发布了氢能产业发展规划，形成了长三角、珠三角、京津冀和川渝鄂等氢能产业集聚区，全产业链规模以上工业企业超过300 家[5]，氢能产业技术创新、示范项目建设、制度优化完善、商业模式探索等各方面加快推进，产业整体呈现积极发展态势。我国“三北”地区风光资源丰富，生产廉价绿氢潜力巨大，同时，能源需求主要在东部地区，资源错配问题突出。实施“西氢东送”战略，有助于解决东部绿氢资源短缺问题，有效提高三北地区可再生能源利用率，有利于实现“双碳”目标和能源安全。当前我国氢能产业发展较快，各种氢能储运技术持续创新突破，研究实现“西氢东送”的路径，对加快氢能产业发展具有重要意义。

1 实施“西氢东送”的必要性

1.1 发展氢能有助于实现“双碳”目标

我国已明确提出2030年前碳达峰、2060年前碳中和目标，氢能替代化石能源应用在各个行业领域，能够有效减少碳排放，从而实现低碳转型发展。氢能产业发展前景广阔，氢能产业是涉及能源、化工、交通、建筑、冶金等多行业多领域的融合产业，据国际氢能委员会预测，到2050 年，氢能产业将创造2.5万亿美元产值和3000万个工作岗位，在终端能源消费中占比有望达到18%，将减少60亿t二氧化碳排放，成为全球未来能源最重要的组成部分[6]，具有较为广阔的市场前景。

1.2 缓解东部地区氢能供应短缺

目前，在东部地区主要以氢燃料电池汽车推广作为主要的氢能应用场景。根据我国《氢能产业发展中长期规划(2021—2035 年)》，到2025 年氢燃料电池汽车保有量约为5万辆[7]。国家从2020年开始分两批部署氢燃料电池示范城市群，全国“3+2”燃料电池汽车示范格局形成，如表1所示，分别是京津冀、上海、广东、河北、河南5大城市群，合计共47 座城市，共计推广燃料电池汽车33000 辆以上[8]，假设主要为公交车、重卡，每辆汽车年耗氢量平均2 t，则氢气需求量为66000 t/a。除已获批的5大城市群之外，东部地区大力推进的如山东“氢进万家”等工程也将催生氢能的市场需求。由于东部地区电价较高等原因，低成本绿氢供给不足，因此“西氢东送”具有必要性。

1.3 促进西部地区可再生能源消纳

我国西部地区可再生能源资源丰富但本地消纳不足，以西部地区甘肃省为例，根据中国气象局2020 年资源评估成果，全国风能技术开发量99 亿kW，其中甘肃省5.6 亿kW，全国排名第4；全国光伏发电技术开发量1287亿kW，其中甘肃省95亿kW，全国排名第5，开发利用空间巨大[9]。根据现有能源消费情况，西部地区主要靠外送能源至东部地区进行消纳，但面临电网的外输能力有限，新建特高压外输线路成本高、建设周期长等问题。若将西部地区丰富的可再生能源电力通过电解水制氢，将氢能输送到东南沿海地区，既可解决东部地区缺氢问题，也能有效促进西部欠发达地区的经济发展，实现我国东西部平衡发展、协调发展。

2 “西氢东送”实现路径介绍

氢能的储运主要分为气态储运、液态储运、化学储氢介质、有机液体储运和固态储运5 种方式，如图1 所示，以下对5 种储运方式中适合于长距离氢能储运的管道输氢、液氢储运、绿氨储氢介质储运、绿色甲醇储氢介质储运、有机液体储运和固态储运予以详细介绍。

图1 氢能储运方式Fig.1 Hydrogen energy storage and transportation methods

2.1 管道输氢

气态氢长距离输送采用纯氢管道输送和天然气管道掺氢输送。气态氢短距离运输采用长管拖车，根据实践，其在200 km 运输半径内具有经济性，无法实现大规模远距离运输[10]。天然气管道掺氢输送氢气在技术上尚处于研究阶段[11]，利用我国现有的天然气管网资源，虽然能够降低初始建设成本，但由于应用终端场景的复杂性、管道材料与掺混装备尚不成熟等问题，仍需进一步研究解决。纯氢管道建设初始建设成本高，终端应用直接利用氢气较为简单，但也存在管道材料与掺混装备等问题，目前处于小规模示范应用阶段。综上，天然气管道掺氢尚需研究解决的问题较多，纯氢管道初始建设投资较高，在氢能的应用规模近期有限的情况下，这2 种路径短近期无法实现，但是未来随着氢能应用市场扩大到一定规模，有望在国家的统筹部署下，实施新建纯氢管道或利用现有天然气管道来实现“西氢东送”。据统计全球输氢管道长度大约为4600 km，主要分布在美国和欧洲。我国氢气输送管道长度大约500 km，发展的空间较大。我国典型输氢管道项目主要有输气管道全长25 km的“济源-洛阳”项目，以及由中国石油玉门油田投资建设的5.7 km 纯氢输氢管道等项目，为下一步发展管道输氢做出了有益的探索。

2.2 液氢储运

低温液氢储运是将氢气压缩冷却至-253 ℃并使其液化储存到绝热容器中进行储运，储运工具主要为液氢槽罐车，储氢体积密度约70 kg/m³，但氢液化能量消耗大，氢液化的能耗与氢所含能量之比约为30%[12]。低温液氢储运具有能量密度大、体积密度大、加注时间短等优势，但其液化过程能耗较高，对储氢容器装备要求也高，因此当前推广低温液态储氢的技术难度较大。当前欧美和日本的液化储氢技术已经成熟商业化，从液氢的储存、运输及使用，包括加氢站都有比较规范的标准和法规。国内目前在航天领域应用较多，民用领域才刚刚开始探索应用[13]。

2.3 绿氨储氢介质储运

绿氨是指由可再生能源制绿氢再合成氮制氨，它既是化学产品，也是储氢介质。氨作为氢能储运载体具有多方面的优点。氨具有存储优势，氨的储存比氢的储存更简单，氨可以在8.58个大气压、温度为20 ℃的环境中以液态的方式储存，也可以在常压、温度为-33 ℃的条件下以液态的方式储存，由于对储存压力或储存温度的要求较低，氨储罐制造简单，成本低。氨具有输运优势，氨的含氢质量分数为17.8%，单位体积含氢量为121 kg/m3，体积含氢量大约是液氢的2倍，液氨的输送方式有管道输送、水路罐船、铁路公路槽车等，运输体系成熟[14]。

绿氨也是一种零碳燃料[15]。氨和氧的燃烧反应产物是水和氮气，零碳排放，未来在航运、发电、交通等领域将有着相当大的应用潜力[16]。氨不容易燃烧，这对安全储运是一个优点，但对利用氨能作为燃料增加了技术挑战。除了直接利用氨以外，还可将氨作为储氢载体，实现远距离输送，在应用端将氨重新还原成氢使用，氢-氨-氢转化和再转化过程中的能耗与氢所含能量之比约为35%[17]。虽然氨的制备、储运技术成熟，但在氨还原氢的应用场景中，目前仍存在能耗高、经济性差等问题。

2.4 绿色甲醇储氢介质储运

绿色甲醇主要是指利用可再生能源制氢，合成二氧化碳生成甲醇。2020 年，液态阳光示范项目在兰州新区建成，该项目实现太阳能发电-电解水制氢-合成二氧化碳制甲醇整个工艺流程，建成了全球首套规模化(千吨级)合成绿色甲醇示范装置，为大规模回收利用二氧化碳、开发利用氢能提供了新的技术路径[18]。

采用绿色甲醇作为氢能载体，现有运输体系成熟，由西部地区运输到东部地区后，既可以直接利用绿色甲醇，也可以通过将甲醇还原制氢来实现氢气的利用。甲醇制氢技术成熟，按工艺技术区分，甲醇制氢技术包括甲醇裂解制氢、甲醇蒸汽重整制氢和甲醇部分氧化制氢3种[19]。虽然在技术上可行，但在实际市场应用中，目前仍存在能量转换效率低和成本高、经济性差的问题。

2.5 有机液体储运

液态有机氢载体(liquid organic hydrogen carriers，缩写为LOHC)，是通过加氢反应将氢气固定到有机化合物并形成稳定的氢有机化合物液体，以液体槽罐车进行储运，并通过脱氢反应释放氢气[20]。该项技术目前在我国尚处于研究实验阶段，具有较大的发展潜力。

2.6 固态储运

固态储运是以金属氢化物、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进行氢储运，对储运工具并无特殊要求，但储氢质量密度较小，材料成本较高[21]。该项技术发展较快，目前已有小规模的示范应用。

3 “西氢东送”实现路径的技术可行性与经济可行性

3.1 “西氢东送”实现路径的技术可行性分析

按照上述氢能不同储运方式，具体选择纯氢管道、天然气掺氢管道、液氢、绿氨、绿色甲醇、有机油及储氢金属7种运输方式，从技术特点、技术成熟度[22]、标准体系和市场应用4 个方面进行分析比较，7种运输方式均有优缺点，如表2所示。

表2 “西氢东送”实现方式技术可行性比较Table 2 Technical feasibility comparison of the implementation methods for “West-to-East Hydrogen Transmission”

表3 西氢东送实现方式经济可行性比较Table 3 Economic feasibility comparison of the implementation methods for “West-to-East Hydrogen Transmission” 单位：元/kg

从技术特点分析，如果目的地需要液态氢或高纯度氢，则液态氢储运效率较高，液氢不需要脱氢或裂解就可以转化为氢气，不仅节约了成本，而且不需要净化，液氢的主要缺点是体积能量密度较低，限制了载氢能力，在储运过程中会有蒸发损失。绿氨比液氢具有更高的体积能量密度，因此运输氨比运输液氢更经济，然而，氨裂解制氢成本高，此外由于氨气有毒，在特定区域会有储存和运输限制。液态有机油储氢可以在现有的柴油基础设施中安全地长期储氢而不造成损失，但主要缺点是脱氢过程需要大量的热量，与液氢和氨气相比，其载氢能力有限。绿色甲醇作为氢的储运载体，与氨比较，优点是甲醇常温常压即为液态，无毒性，易于运输，缺点是甲醇体积能量密度比氨低，绿色甲醇在制取过程中吸收二氧化碳，使用过程排放二氧化碳，总体上并不能减少二氧化碳排放。对于长距离运输，从长远来看，管道输送氢气是最具成本效益的储运方式，但新建纯氢管道初始成本较高，利用现有天然气管道掺氢输送氢能，初始投资小，但天然气掺氢之后对终端应用设备的安全性影响目前还未充分验证，短期内也无法实现。

从技术成熟度分析，纯氢管道输氢和液氢储运方式处于TRL8，即在特定条件下完成验证，尚需扩大市场实际应用检验。天然气管道掺氢、有机油储运、金属氢化物等储运方式处于TRL6～TRL7，即处于实验室和实际应用之间。绿氨、绿色甲醇作为储氢介质储运处于TRL9，即通过实际应用验证。

从标准体系分析，纯氢管道输送方面国内暂无标准，国外有3项标准，分别是欧洲工业气体协会EIGA的IGC Doc1 21/41Hydrogen Pipeline System、美国机械工程师协会的ASME B 31.12—2019Hydrogen Piping and Pipelines、亚洲压缩气体协会的CGA-5.6Hydrogen Pipeline System。天然气掺氢管道输运方面国外和国内暂无标准，国内团体标准《天然气掺氢混气站技术规程》已进入征求意见阶段[23]。液氢方面国内2021 年发布3 项液氢标准，分别是：《氢能汽车用燃料液氢》《液氢生产系统技术规范》和《液氢贮存和运输安全技术要求》[24]。绿氨和绿色甲醇运输标准体系健全。

从市场应用分析，以绿氨和绿色甲醇作为储氢介质的运输方式及市场应用成熟，液氢储运在国外应用较为成熟，国内民用领域有小规模示范应用。有机液体作为储氢载体在日本等地应用较多，国内目前应用较少。固态储氢在国内已有小规模的示范项目。总体来看，当前只有绿氨和绿色甲醇的储运体系较为成熟，基础设施较为完备，其他储运方式暂无大规模市场应用。

综上，对当前7种主要氢能长距离运输方式的技术可行性比较分析可得出结论，近期(5 年)以化学储氢介质实现“西氢东送”最为可行，即采用目前成熟的绿氨和绿色甲醇储运方式，中期以液氢(5～10 年)储运方式，远期(10～15 年)以管道输氢方式实现“西氢东送”。并且在逐步发展过程中，根据应用场景不同，多种实现方式可能长期并存，形成一种综合互补的储运网络。中远期固态储氢和有机液体储运存在一定的发展潜力，但取决于技术进展。

3.2 “西氢东送”近期中期实现路径的经济可行性分析

进一步对“西氢东送”近期中期可行的运输方式(绿氨、绿色甲醇、液氢)进行经济性比较分析，将“西氢东送”供应链全过程建立模型，如图2所示，具体分为可再生能源就地制绿氢、制备储氢介质、长途运输、使用地还原制氢和配送到站5个供应链环节，再分别计算各环节单位质量氢的成本并累计为供应链全过程总成本进行比较。从工程实践的角度对“西氢东送”供应链模型具体分析，在制氢环节，参考我国已建成的宁夏宝丰能源绿氢项目和中石化新疆库车绿氢炼化项目，在甘肃省酒泉市等可再生能源资源富集的地区，结合先进技术开展可再生能源制氢，其成本具有竞争优势。在介质生产环节，在产氢地就地转化为便于长距离运输的液氢、绿氨、绿色甲醇等液体储氢介质已有建成或规划的项目，其中：液氢在我国航天领域应用较多，北京航天101 所建成国内首座民用市场液氢工厂(0.5t/d)；绿氢制绿氨广泛采用基于Haber-Bosch电化学体系，用绿氢和氮气合成绿氨，化学反应为N2+3H2⇌2NH3，国内已有多个绿氢制绿氨项目开工建设；二氧化碳加绿氢制备绿色甲醇化学反应为CO2+3H2→CH3OH+H2O，在甘肃省兰州新区已建成液态阳光甲醇合成工业示范项目。绿氨和绿色甲醇在运输环节采用罐车、槽车等现有运输、装卸工具，利用现有成熟的基础设施，通过公路、铁路等运输方式，可以便捷、低成本地将氢能外送；液氢的运输也常用槽车运输，国外应用较多，国内还有待于示范。将氢能以储氢介质方式运输至目的地后，在当地进行还原：液氢采用汽化方式，较为简单；绿氨和绿色甲醇广泛采用高温裂解还原制氢方式，工程应用成熟，氨还原氢过程反应式为2NH3⇌N2+3H2，甲醇裂解制氢反应式为CH3OH+H2O→3H2+CO2。在配送环节，如果是集中式制氢再通过长管拖车配送到加氢站，需要增加长管拖车配送成本；如果是在加氢站直接还原制氢，则节省了长管拖车配送成本，目前已有多个项目规划建设中。综上，该模型各环节所采用技术工程应用较为成熟，总体技术上可行。

图2 “西氢东送”供应链模型图Fig.2 Supply chain model diagram of hydrogen transportation from China west to east

假设“西氢东送”供应链单位质量氢的总成本为CT，制氢、介质、运输、还原、配送环节单位质量氢的成本分别为C1、C2、C3、C4、C5，则总成本计算公式为：CT=C1+C2+C3+C4+C5。以甘肃省酒泉地市氢能输送到上海市为实例，假设在酒泉市可再生能源制绿氢，根据当地资源条件，制氢环节成本C1为14～17 元/kg[按当地1 度电成本0.26～0.3 元计算，每5度电制1标方氢气，1度=1 kWh，1标方氢气是指在标准条件下(温度为25 ℃，压力为大气压)，氢气的体积为1 m3，用1 Nm3表示]。依次计算绿氨、绿色甲醇和液氢的全过程成本如下。

3.2.1 绿氨为氢能介质的全过程成本分析

计算生产绿氨的成本。绿氨主要成本来源为氢的成本，1 t氨需要176.5 kg氢，氢的成本为2471～3000 元，氮需要822.5 kg，由于氮气由空分设备获得，原料成本忽略不计，仅考虑设备折旧。总体考虑人工成本、生产成本、设备折旧及资金成本等，增加10%～15%成本。计算得出绿氨成本为2700～3400 元/t，含氢质量分数为17.65%，折算到每千克氢成本为15～19 元，该环节每千克氢增加成本值C2为1～2元。

假设液氨(以公路运输为例)运费为0.7元/(t·km)左右。从酒泉到上海按2700 km计算，每吨氨运输成本约为1900～2000元，每吨液氨含氢量176 kg，折算到每千克氢运输成本增加值C3为10～12元。

采用集中制氢再分散配送模式，考虑大规模集中制氢，采用高温裂解工艺，能耗大约为1.5度电，假设采用谷电每度电0.2 元，每公斤氢气能耗成本3.3元左右；设备折旧，一套1000 Nm3/h氨裂解制氢300 万元，折旧期按10 年计算，综合考虑维修费用等折算成本为0.5 元左右；人工成本等折算为0.52 元左右；总体得出C4为4 元左右。配送成本采用行业内普遍成本数据，在200 km 范围内，配送成本C5为10 元/kg。综上，采用集中制氢-分散配送模式的全过程成本为：CT=C1+C2+C3+C4+C5=39～45元/kg。

采用站内制氢模式，省去配送成本，但在加氢站内要增设较大容量的存储设备，每吨氨产氢176.5 kg，加注量为500～1000 kg/d的加氢站，每天需2.8～5.7 t 氨，1 m3液氨为0.617 t，加氢站每天消耗氨的体积约为4.2～9.5 m3，需要配置相匹配的氨储罐和氢储罐，成本C4增加约8 元/kg。综上，采用集中站内制氢模式的全过程成本为：CT=C1+C2+C3+C4=33～39元/kg。

3.2.2 绿色甲醇为氢能介质的全过程成本分析

以绿色甲醇为载体实现“西氢东送”，全过程成本计算方法同上。绿色甲醇制备以兰州新区液态阳光[25]项目为参考，考虑二氧化碳供应成本450元/t，1 t 甲醇需1.4 t 二氧化碳和200 kg 氢气，同时考虑人工成本、生产成本、设备折旧及资金成本等，增加10%～15%成本，绿色甲醇成本为3100～4000元/t，甲醇含氢质量分数为12.5%，甲醇制备成本为24～32 元，该环节每千克氢增加成本值C2为10～15元。甲醇(以公路运输为例)运费为0.7元/(t·km)左右，从酒泉到上海按2700 km 计算，运费约为1900～2000 元/kg。每吨甲醇含氢量125 kg，折算到单位质量的氢运输成本增加值C3为15～16元/kg。同上，采用集中制氢-分散配送模式的全过程成本为：CT=C1+C2+C3+C4+C5=53～62元/kg。采用集中站内制氢模式的全过程成本为：CT=C1+C2+C3+C4=47～56元/kg。

3.2.3 液氢为氢能介质的全过程成本分析

计算液氢储运的全过程成本，每千克氢液化能耗13 度电，综合考虑损耗、人工成本及设备折旧等，成本增加50%左右，折算到单位质量氢成本为21～26元/kg，制备环节每千克氢增加成本值C2为7～9元/kg。液氢罐车运输里程500 km左右时，运输成本为14～15元/kg，液氢运输成本对距离不敏感，假设更远距离运输成本增加10%～20%，折算到单位质量的氢运输成本增加值C3为15～18元/kg。考虑液氢直接配送到站，加氢站配置液氢储罐和汽化装置，考虑设备折旧成本增加10%～15%，还原环节成本增加值C4约4～6 元/kg，配送环节C5为0。全过程成本为CT=C1+C2+C3+C4+C5=40～50元/kg。

3.3 “西氢东送”远期实现路径的经济可行性分析

“西氢东送”远期通过纯氢管道或天然气掺氢管道实现，以下分别进行经济性分析。计算纯氢管道输氢实现“西氢东送”的全过程成本：按照国内已有项目，10 万t 输氢规模，管道直径为DN500，纯氢管道初始建设成本为500～600万元/km，纯氢管道输氢成本为每100 km 1.3～1.5元/kg。假设在终端使用时，纯氢管道直接连接到加氢站，从而减少了还原和配送成本。假设制氢成本、管道建设成本、输送成本分别为C1、C2、C3，则全过程成本CT=C1+C2+C3。以酒泉到上海通过纯氢管道输氢为例，铺设管道约2700 km，将建设成本在设计寿命期内进行分摊，按20 年设计寿命，输氢能力为10万t/a，分摊到单位质量氢的成本C2约为6.8～8元/kg。综合计算CT=C1+C2+C3=56～66元/kg。

计算天然气掺氢管道实现“西氢东送”的全过程成本：假设采用现有天然气管道基础设施，无初始管道建设成本，输送成本约为每100 km 0.5元/kg，在终端使用时，如果是为氢燃料电池汽车提供氢气，则必须进行天然气与氢气的分离提纯，成本增加约3～5 元/kg，天然气掺氢管道直接连接到加氢站并在加氢站分离，从而减少配送成本。假设制氢成本、输送成本和分离成本分别为C1、C2、C3，以酒泉到上海通过天然气掺氢管道输氢为例，则全过程成本CT=C1+C2+C3=31～36元/kg。

4 结 论

综合技术可行性、经济可行性研究表明，实现“西氢东送”可按近期、中期、远期分别采用不同的实现路径，近期(5 年)采用绿氨和绿色甲醇等液体燃料，利用公路、铁路等现有基础设施运输至东南沿海氢源短缺的城市，在当地还原制氢，满足市场需求，支撑氢能市场发展。中期(5～10 年)逐步发展，增加液氢运输方式实现远距离输运。远期(10～15年)通过建设长距离纯氢输氢管道实现大规模远距离输送。最终形成多种储运方式综合互补的“西氢东送”储运网络，支撑我国能源安全和“双碳”目标的实现，实现东西部地区国民经济协调、绿色、高质量发展。