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【干貨】分布式制氫技術及應用前景
更新時間：2021-10-26 點擊量：3024
文/杜澤學 慕旭宏，中國石化石油化工科學研究院，石油煉制與化工
2017年以來中國氫能產業呈現爆發式發展，加氫站作為氫能的交通基礎設施正在全國多個城市布局建設，已建成并投入運營的加氫站有45座，其中2019年投入運營的有16座。加氫站供應的氫氣主要依靠長管拖車運輸，而長管拖車運輸氫氣存在安全風險，并且裝卸載時間長，運輸能力低，運輸成本高，綜合能效不合理，使得加氫站的氫氣保供與價格問題變得越來越突出，成為制約整個氫能產業持續發展的關鍵要素。按照2016年中國汽車工程學會主持編制和發布的《節能與新能源汽車技術路線圖》預測的加氫站建設數量，2020年為100座，2025年為300座，2030年為1 000座。加氫站越多，依靠長管拖車運輸氫氣的弊端將越突出。因此，分布式站內制氫就地供氫方式越來越受到關注，并在美國、日本以及歐洲等地得到了應用。以下主要闡述發展分布式制氫的必要性，回顧天然氣、甲醇和水電解技術用于分布式制氫的發展狀況，展望分布式制氫技術經濟性的優勢和發展前景，提出我國分布式制氫發展的建議。現有車用動力燃料的能量密度及其液態密度見表1。由表1可以看出：氫氣作為交通動力燃料，其質量能量密度的優勢明顯，為142.69MJ/kg，是汽柴油能量密度的3倍以上，是車用液化氣（LPG）和壓縮天然氣（CNG）的2倍以上；但從體積能量密度看，氫氣沒有優勢，氣態時其體積能量密度不到LPG的1/8和天然氣的1/3，液態時其體積能量密度不到汽柴油的1/3，LPG和天然氣的1/2。這是由氫氣的本性決定的。實際上，作為能量的載體，體積能量密度更值得關注，因為無論是運輸、儲存還是使用，都需要把氫裝在容器中，體積能量密度低，意味著相同體積的設施儲存的能量單元少，增加成本。氫氣作為動力能源進入市場，像汽柴油、天然氣一樣面臨生產供應、儲存運輸和銷售3個環節，各個環節既有優勢又有不足。當前，氫氣的生產供應環節中，煤制氫、天然氣制氫、副產氫精制、可再生能源制氫等技術相對成熟、工業生產和成本控制經驗豐富，是有保障的環節。銷售環節關鍵的基礎設施是加氫站，其關鍵設備和設計建造技術也比較成熟，而且不少地方政府也熱衷于建設加氫站，盡管建設投入高，成本壓力很大，但隨著關鍵設備國產化和氫能產業規模化發展，必將攤薄建設成本。實際上，氫氣的儲存和運輸是當前和未來影響氫能市場競爭力的關鍵環節。氫氣以液體或氣體的形式都能夠實現運輸。常壓下由于液態氫氣密度（70.85 kg/m3）是氣態氫氣密度（0.089 kg/m3）的近800 倍，即使將氣態氫氣的壓力壓縮至70 MPa，其密度也僅增加到約40.85 kg/m3，還不到液態氫氣的60%。所以，單從儲能角度上考慮，低溫液態儲氫運輸具有優勢。但氫氣的液化技術要求很高，常壓下液化溫度低至－252.76℃。雖然加壓可以提高其液化溫度，但其液化臨界溫度是－239.96℃，也就是說，在溫度高于－240℃時不能通過加壓實現氫氣的液化。在如此低的溫度下實施氫氣液化存在技術難度大、裝備要求高、投資巨大的缺點，而且由于儲存溫度與環境溫差很大使得生產出來的液氫對容器的絕熱性能要求很高，進一步增大了容器的制造成本。另外，氫氣液化過程耗能很大，雖然理論上液化1kg氫氣的能耗約為14.4MJ，僅占其自身能量的10%，但實際能耗卻高出3倍以上。目前能夠提供商業化液氫生產裝置的公司主要有普萊克斯、林德、法國液化空氣集團公司等。其中，普萊克斯公司的裝置多采用修正的Claude循環的氫制冷方式，每千克液氫的生產能耗約為45～54MJ；法國液化空氣集團公司的液氫生產裝置采用氦制冷氫液化流程，每千克液氫的生產能耗約為63MJ。而1kg氫氣的熱值為142.69MJ，可見，采用上述公司的裝置時，僅氫氣液化過程就消耗掉氫氣中超過1/3的能量，再加上運輸和儲存過程的能耗，這顯然是不合理的，而天然氣液化能耗僅為其自身能量的6%～8%。當前，技術相對成熟、運行相對可靠的還是以高壓氣態方式實施氫氣的儲存與運輸。截至2019年底，美國、歐洲、日本、韓國和中國已經建成的加氫站有432座，其中大多數接收、儲存和運營的都是氣態氫。對于加氫站來說，集裝格拖車因其一次性運輸量不到10kg、運輸成本高不適宜選擇。管道輸送氫氣管線建設投資很大，約500萬元/km（設計壓力4MPa），目前燃料電池車發展還不成規模，氫氣需求量不大，加氫站又分散，經濟上行不通，可行性差。因此，當前現實的還是長管拖車運輸氫氣到加氫站。長管拖車由牽引車和管束車組成，牽引車和管束車可分離，所以管束車也可用于加氫站輔助儲氫。長管拖車整車（含牽引車）自重約36 t，滿載裝填的氫氣重量約0.32 t，到達加氫站后，管束內氫氣卸載率一般70%～85%的氫氣。長管拖車運輸方便，技術成熟，管理經驗豐富，是當前國內外多數加氫站運輸氫氣的首先選擇。但長管拖車運輸的氫氣重量約占拖車總重的1%，而且裝卸時間一般需要4h左右，所以運輸效率很低。未來燃料電池車規模發展壯大后，依靠長管拖車運輸氫氣肯定難以保障供應。從以上分析比較可以看出，當前各類燃料電池車示范運行階段，氫氣需求量小，依靠長管拖車運輸來保障加氫站氫氣的供應是現實可行的。未來燃料電池車大規模發展，對氫氣需求量增大，加氫站變多，管道輸送氫氣的方式只有其經濟性得到改善才有可能變得可行。然而，無論是當前還是未來，采用分布式就地制氫方式實現站內供氫都不失為一個可行性強的技術方案。從技術層面看，采用電解水制氫、天然氣制氫或甲醇制氫等技術都可以在加氫站內建立分布式制氫裝置，就地為加氫站供氫。而且，2016年3月，國家發展改革委員會和國家能源局發布的《能源技術革命創新行動計劃》(2016—2030年)，也將分布式制氫技術列為氫能與燃料電池領域技術創新的戰略發展方向。但是，氫能產業發展的初衷是減排機動車尾氣和二氧化碳，提高環境質量，緩解因溫室氣體排放導致的生態氣候惡化問題。因此，中國工程院副院長、中國工程院院士杜祥琬特別強調，“氫從哪兒來"是發展氫能及燃料電池汽車的主要問題，發展氫能產業鏈要從可再生能源制氫著眼，搞清楚源頭。可見，利用可再生能源電解水制氫，保障氫能供應才符合時代發展的要求。天然氣制氫是工業用氫的主要來源之一，常用的技術包括水蒸氣重整法、部分氧化法和直接裂解法等等，這些技術在工業上都得到了廣泛應用，技術成熟，生產管理經驗豐富。對于天然氣來源便利的加氫站，選擇天然氣分布式制氫就地供氫經濟上優勢明顯，但由于生產規模小，現有大型天然氣制氫裝置采用的技術并不合適，需要開發新技術滿足市場需求。分布式天然氣制氫技術多是在水蒸氣重整法和部分氧化法技術的基礎上開發的。由于天然氣水蒸氣重整制氫反應過程是強吸熱的慢反應，反應器體積大，生產過程需要外供大量的熱量，顯然不能適應分布式制氫的要求。為此，將水蒸氣重整技術與部分氧化技術進行耦合開發了天然氣自熱水蒸氣重整制氫技術，包括聯合自熱轉化技術和自熱重整工藝技術。聯合自熱轉化技術的特點是將水蒸氣轉化和部分氧化工藝組合在一個管殼式反應器中，利用在殼程自熱轉化反應放出的熱量供給管程的水蒸氣重整所需的熱量，可節能約1/4，節省投資近30%，天然氣消耗降低約15%，技術優勢明顯。該技術的核心是反應器和氣體燃燒器的設計，由伍德公司(Uhde)掌握。自熱重整工藝由丹麥Topsoe公司開發，是天然氣非催化部分氧化反應和重整反應的結合。天然氣、氧和水蒸氣在反應器頂部混合并發生非催化部分氧化反應，生成的高溫混合氣再與催化劑接觸并在950～1 150 ℃下發生重整反應，生成含氫氣體，整個反應實現了絕熱操作，過程操作壓力為2～2.5 MPa。天然氣化學鏈制氫技術是正在開發的新技術，由化學鏈燃燒與蒸汽鐵法制氫技術結合而成，其反應裝置由燃料反應器、蒸汽反應器、空氣反應器3個反應器組成，全部過程按照3個步驟進行氫氣的制取及CO2的捕集。在燃料反應器中，燃料與載氧體(Fe2O3)發生反應，被*氧化為CO2和水(將水蒸氣冷凝下來即可得到純凈的CO2)，同時載氧體被還原為還原態(FeO)；還原態的載氧體進入蒸氣反應器中，與通入的水蒸氣發生反應產生氫氣，同時載氧體被部分氧化；部分氧化的載氧體進入空氣反應器中，空氣將其*氧化，并在空氣反應器中除去反應過程中產生的積炭等污染物。總的反應結果是天然氣和水蒸氣反應生成CO2和氫氣。與水蒸氣重整制氫相比，化學鏈制氫的技術優勢表現在：①裝置相對簡單，無需水汽變換裝置、氫氣與CO2提純分離裝置；②不使用催化劑，只需要使用一種載氧體；③排出反應器的氫氣和CO2只含有水蒸氣，直接冷凝即可分離，精制方便；④反應溫度相對較低。化學鏈制氫技術目前尚不成熟，存在的問題中，載氧體的機械強度差、產氫量低、易燒結、易積炭、不耐高溫等問題比較棘手，不易解決。另外反應器還需要設計優化，重點解決載氧體在反應器之間的循環方式以及反應器之間的密封等關鍵問題。為了更加適應分布式制氫的要求，新型反應器的開發也很受重視，其中進展比較突出的是膜反應器和等離子反應器。膜反應器制氫是將天然氣轉化和變換反應與氣體膜分離耦合在一起，原位分離獲得高純度的氫，同時打破了化學反應平衡的限制，使天然氣能在較低的溫度下達到較高的轉化率，以期縮短工藝流程，降低生產操作成本。目前，制氫膜反應器研究進展突出的是鈀膜反應器。鈀膜對氫氣的選擇性高、滲透壓低，鈀膜反應器可以將反應產生的氫氣就地分離從而降低反應器內氫氣的濃度，促進平衡向產物方向移動，可以在較溫和的操作條件下獲得較高的轉化率。目前化肥工業采用的固定床水蒸氣重整制氫通常要求反應溫度1000 ℃以上，甲烷轉化率才能超過90%，而采用膜反應器，使用相同的鎳催化劑，在600 ℃左右，甲烷的轉化率和收率都超過90%。鈀膜反應器中鈀膜的厚度對氫氣流率有較大的影響，滲透膜越薄，阻力越小，越有利于氫氣的滲透，膜的厚度從 11 μm降低到 8 μm時，氫氣透過率能提高2倍，但膜太薄，其強度、抗中毒能力也下降，設計時需要平衡考慮。此外，鈀膜反應器還存在造價高、選擇性下降快、鈀膜的制造和安裝難度大等問題需要研究解決。等離子體是由大量帶電粒子組成的中性非凝聚系統，由于處于等離子態的各種物質粒子具有*的化學活性，許多化學穩定性物質如甲烷都可以在等離子體條件下進行較*的化學反應。將等離子體法技術應用到天然氣制氫中，具有原料適應性強、裝置規模靈活、工藝流程短、場地要求不大的優點，比較適合分散式制氫。等離子體反應器的關鍵部件是電極，其對甲烷的裂解反應影響很大。盡管過渡金屬制造的電極多數對甲烷裂解反應具有促進作用，但只有鈀和鉑等貴金屬電極作用下的甲烷裂解轉化率和氫氣吸收率高，而且電極的失活率醉低。使用鎳的電極材料，由于裂解過程產生的炭燒結在電極表面而使之快速失活。在等離子體反應器中可以裝填催化劑，以促進中間產物碳氫氣體的轉化從而提高甲烷的轉化率和選擇性，但在等離子催化制氫過程中會產生導電性炭粉末，影響電離效果，而且微細的炭粉沉積在催化劑表面和氣孔中，將使催化劑迅速失活。總之，等離子反應器制氫雖然具有較突出的優勢，但等離子體作為制氫反應器仍有較多的缺陷，選擇性較差，容易生成碳氫副產物，導致氫產率降低，而且等離子的形成過程電力消耗大，會增加能耗。甲醇制氫技術包括甲醇裂解制氫和甲醇水蒸氣重整制氫，其中甲醇水蒸氣重整用于加氫站分布式制氫更受重視。甲醇水蒸氣重整制氫技術以甲醇和水為原料，在催化劑的作用下轉化為氫氣和二氧化碳，不僅將甲醇中的氫全部轉化為氫氣，還*把水中的氫也轉化為氫氣，使得甲醇的儲氫率達到18.75%，是70 MPa高壓儲氫瓶的3倍以上。此外甲醇水蒸氣重整操作條件相對溫和，產物組成相對簡單，分離提純簡便，規模在10～10 000 m3/h內均能建設裝置，產量可根據需求調整，制氫成本適中，適應加氫站內分布式制氫就地供氫的要求。甲醇水蒸氣重整制氫技術成熟，工業應用廣泛。作為分布式制氫依托的技術，其技術核心包括催化劑、反應器和氫氣提純3個方面，與其相關的技術研究正不斷取得進步。甲醇水蒸氣重整制氫催化劑是關鍵核心技術，包括非貴金屬催化劑和貴金屬催化劑。工業上應用多的是非貴金屬催化劑，分鎳系催化劑和銅系催化劑兩類。鎳系催化劑較早得到應用，活性組分鎳負載在常用的載體Al2O3或SiO2上，制備較為簡便，價格低廉。但鎳系催化劑低溫時活性不高，甲醇得不到*轉化，提高溫度后甲烷化反應較嚴重，增加了后續氫氣提純的難度，降低了氫氣產率，隨貴金屬催化劑和Cu系催化劑的開發應用，逐漸被市場淘汰的Ni的應用越來越少。銅系催化劑工業上使用的主要是Cu/Zn/Al催化劑，前軀體是復合氧化物，使用時先還原，使銅以金屬形態發揮活性組分的作用；氧化鋁為載體，起分散作用；氧化鋅起穩定作用，抑制銅顆粒的長大。但隨著使用時間延長，銅顆粒聚集長大導致催化劑活性降低以致失活是難以避免的，成為銅基催化劑的致命弱點。為了改善銅系催化劑的性能，研究了稀土(Ce，Sm，Gd)摻雜Cu/Zn/Al對催化劑催化性能的影響，發現稀土元素摻雜能夠改善活性組分 Cu 的分散度和還原性質，提高催化活性，但銅系催化劑使用壽命問題一直沒有得到解決。貴金屬催化劑則主要是以 Pt、Pd為活性組分，以多種金屬氧化物為載體，并采用稀土金屬 Ce、La等摻雜改性，因為以純Pt為活性組分的催化劑活性并不高，需要通過適量的稀土元素如 La、Ce等摻雜來提高活性。鉑鈀系催化劑穩定性較好，不易中毒，低溫(200 ℃)活性高，選擇性好，長期工作性能衰減較少，但價格昂貴。為了進一步降低反應溫度，Lin Lili等[24-25]設計合成了 Pt/α-MoC 雙功能催化劑，在低溫下(150～190 ℃)實現了對水和甲醇的高效活化和重整產氫。Pt/α-MoC 催化甲醇水相重整是一個雙中心反應，甲醇和水的氧氫鍵解離發生在載體碳化鉬上，原子級分散的鉑催化甲醇的碳氫鍵解離，甲醇解離產物CO在Pt-Mo界面處與高表面覆蓋度的羥基發生高效水煤氣變換反應轉化為 CO2。甲醇水蒸氣重整分布式制氫的另一個技術關鍵是反應器技術。甲醇水蒸氣重整制氫是強吸熱反應，存在一個復雜的多組分流動與擴散傳質過程。局部催化活性和熱負荷的平衡與否對制氫過程有重要影響。對于目前常用的固定床反應器，由于催化劑床層對傳熱有阻礙作用，使得溫度分布不均、局部溫度降低，從而導致催化劑效率下降、甲醇轉化率降低。為此，可以通過優化催化劑床層軸向溫度分布來提高氫氣產率，但局部溫度控制是工業上的難點。反應器發展的方向之一是微通道反應器，有利于反應溫度均勻分布，從而消除低溫區，促進甲醇轉化，提高氫氣產率。氫氣精制技術也是甲醇水蒸氣重整分布式制氫的一項關鍵技術，因為加氫站的服務對象是氫燃料電池車，對氫氣品質有*的要求[28]。甲醇水蒸氣重整得到的富氫產物氣體中 CO 的體積分數通常為0.5%～3.0%，必須將其中的CO及其他雜質含量處理到滿足燃料電池車的使用要求。氫氣的純化方法有變壓吸附法、膜分離、水煤氣變換、CO選擇性甲烷化和CO的選擇性氧化等，但適合分布式制氫場合的技術主要是膜分離法或甲烷法。膜分離法利用混合氣體中各組分對膜滲透率的差異將混合氣體中的各組分予以分離。目前主要使用的是鈀金屬滲透膜分離 CO。鈀金屬滲透膜高溫下熱穩定性好，化學性質穩定，耐酸堿、有機溶劑，但是其性脆，密封較為困難，而且制造成本高。將CO轉換成甲烷來降低CO含量也是一個可行的辦法，但由于CO含量很低，對變換催化劑的活性和使用壽命要求很高。實際上，不論是膜分離法還是甲烷化法，都很難直接精制到滿足燃料電池使用氫氣的質量標準，還需配套采用選擇性技術來進一步去除痕量雜質。水電解制氫是施加外電流使水發生電化學反應分解為氫氣與氧氣。根據使用電解質的不同，電解水的方式可分為堿水電解、質子交換膜水電解、固體氧化物高溫水蒸氣電解。3種電解水制氫方式的基本性能參數對比見表2。由于加氫站內環境的特殊性和公用工程條件的局限性，高溫水蒸氣電解制氫難以實施；相對來說，堿水電解制氫、質子交換膜水電解制氫較方便實施。堿水電解使用鐵基或/和鍍鎳鐵基材料作為陰極催化劑，鎳作為陽極催化劑，不需使用貴金屬，電解液為KOH水溶液，價廉易得，中間隔膜可使用石棉制造，所以電解槽制造成本相對較低。堿水電解的核心設備是電解槽，由多個電解池組成，每個電解池由鍍鎳的鐵電極或鎳系金屬電極與隔膜構成，根據陰陽極板配置與聯接方式的不同分為單極型電解槽和雙極型電解槽[32-33]。雙極型電解槽系統結構緊湊，適宜大規模生產，工作溫度為70～90 ℃，單池工作電壓為1.8～2.2 V，電解電流密度為常壓型時0.2 A/cm2、加壓型時1 A/cm2，電解效率介于50%～80%之間。電解系統除電解槽外，還包括電源設備、純水設備、電解質溶液調整設備、氣液分離器、生成氣中堿霧和水分等的去除設備、運輸設備等。堿水電解系統的特點是裝機投資低，規模靈活，國內醉大制氫規模可到 10000 m3/h，國外大制氫規模可到 30 000 m3/h。堿水電解制氫技術已經推廣應用近百年，過去用戶主要是氣象部門、醫藥企業、電力企業、精細化工企業等，這些部門用氫需求少且規模相對穩定，因此，堿水電解制氫發展緩慢，產氫量遠低于煤制氫和天然氣制氫。氫能產業崛起發展后，采用可再生電力電解水生產的氫被稱為“綠氫"，受到發達國家高度重視，堿水電解制氫技術迎來發展機會，許多公司應運而生，典型的公司與產品如表3所示。這些公司基本都在現有堿水電解技術上發展，其中美國Teledyne公司和德國Lurgi公司是老牌公司，技術基礎雄厚、人才優勢強，搶得發展先機[34]。美國Teledyne公司從1967年開始研發電解水制氫技術，掌握隔膜和電極制作的先進技術，能根據加氫站內氫氣的需求量開發生產對應規模的中型和大型水電解制氫設備。中型電解槽的產氫量為12 m3/h，電解液自循環，采用程序控制并設有聲光報警系統，氫氣純度高達99.998%(帶干燥裝置)，系統的工作壓力為0.7 MPa，直流電耗為5.3～6.1(kW·h)/m3(H2)；大型電解槽的產氫量可達到42 m3/h，自控運行，電解液強制循環，工作壓力為0.42～0.91 MPa，氫氣純度高達 99.998%(帶干燥裝置)，直流電耗為6.4(kW·h)/m3(H2)。Lurgi公司瞄準大型加氫站，開發大型工業水電解制氫裝置，產氫量通常為110～750 m3/h，電解液為25%的KOH溶液，工作壓力為3.2 MPa，工作溫度可達到90 ℃，電解池工作電壓為1.9 V，直流電耗為4.3～4.6(kW·h)/m3(H2)，制氫系統可隨著氫儲罐壓力的升高自動地調節直流電流的大小來調節產氫量。堿水電解制氫技術采用20%～30%氫氧化鉀水溶液為電解液，所使用的石棉隔膜常為電解槽運行帶來故障，增加維護成本；而且電解效率相對較低，單位制氫電耗高達5(kW·h)/m3(H2)，制取的氫氣純度約為99.7%，并有殘堿，需要進一步精制；電解槽工作電流密度低，生產效率低。因此，堿水電解制氫技術還需要不斷改進，解決存在的各種問題，發展到更高水平。由于堿水電解制氫技術存在的技術問題難以跟治，PEM水電解技術應運而生，它以質子交換膜傳導質子并隔斷電極兩側的氣體，直接電解純水。由于質子交換膜強大的功能，PEM 水電解池可采用零間隙結構，電解池結構緊湊，歐姆極化作用降低，電解槽運行電流密度通常至少是堿水電解槽的4倍以上，效率高、氣體純度高、能耗降低，安全可靠性大大提高，被*為是電解水制氫領域有良好發展前景的先進技術。PEM 水電解槽是關鍵設備，一般由多個電解池組合而成，每個電解池由一個膜電極和其兩面的陰陽級端板組成。陰陽級端板起導電、促進水和氣的傳遞、分隔氫氣和氧氣、支撐膜電極等作用，要求陰陽級端板的材料必須滿足導電性好、與膜電極接觸電阻低、抗腐蝕性能好、在氫氣和氧氣氣氛中長期穩定等要求。端板材料選擇要考慮到金屬氫脆現象和陽級端氧原子對材料強氧化作用的影響。常用的端板主要有2種，一種是采用耐腐蝕鈦板兩面刻出或者沖壓出流道形成流場，另一種是復層結構，中間采用金屬薄板作為分隔板，面向陽極和陰極的兩側涂敷多孔材料構成陽極和陰極流場板，提供水和氣體流動通道，陽極側流場板必須抗腐蝕，主要選用一層或者多層鈦絲網、或鈦柵、或燒結多孔鈦板等，陰極側流場板可選石墨材料，也可選金屬材料，如鈦材料、不銹鋼等，但必須進行防氫脆處理。美國、歐洲和日本等發達國家十分重視PEM水電解技術開發，商業化開發也如火如荼。美國Proton Onsite、Hamilton等公司在PEM水電解池開發與裝備制造方面處于嶺先地位，占據了世界上PEM水電解制氫70%的市場。由于PEM水電解裝置能適應寬范圍的輸入功率的變化，更適應風電、光伏電等可再生電力波動性的特點。國外更加重視在加氫站內建設PEM水電解裝置，進行分布式制氫和就地供應。如2009年Proton Onsite公司推出了高壓PEM 水電解制氫設備，能在操作壓力約為16.5 MPa的高壓環境下運行超過18 000 h；2015年該公司又解決了PEM 水電解制氫設備產能小的問題，推出了世界首套兆瓦級質子交換膜水電解池設備，大生產能力達400 m3/h，產氫量可達1 t/d。國內，主要有中國科學院大連化學物理研究所、中國船舶重工集團718研究所、中國航天科技集團公司507所等圍繞不同應用背景開發的PEM 電解制氫技術，水平不斷進步，但在產能規模、設備制造與控制水平上與國外公司相比差距還很明顯，關鍵是制造電解槽裝置需要的質子交換膜需要依靠進口[42]。3、分布式水電解制氫的應用前景3.1 氫燃料電池汽車發展對氫氣的需求據不*統計，氫氣作為動力燃料在2019年經加氫站銷售的量不足千噸，這跟汽柴油上億噸的消費量不可同日而語，主要是因為燃料電池車目前還處于示范階段，盡管有超過5 000輛的保有量，但行駛里程有限。氫能產業正在蓬勃發展，燃料電池車保有量和加氫站的建設必將快速增長。由工信部主導起草的《新能源汽車產業發展規劃(2021—2035年)》征求意見稿提出，到2025年新能源汽車占比達到25%，包括電動汽車和燃料電池車等。2016年10月國家工信部委托中國汽車工程學會牽頭編制并發布了《節能與新能源汽車技術路線圖》，中國汽車工程學會組織發布了我國《氫能燃料電池汽車路線圖》，對于氫燃料電池車保有量和加氫站建站量，提出：到2020年，保有量5 000輛、加氫站100座；到2025年，保有量50 000輛、加氫站300座；到2030年，保有量達到100萬輛、加氫站1 000座。2016年版《氫能燃料電池汽車路線圖》中上述目標沒有調整，因為我國目前示范的主流車型為商用車(物流貨車和客運大巴)，100萬輛的數目已經很龐大。結合車輛年平均行駛里程和百公里耗氫量可估算加氫站每天的加氫量。2020年，100座加氫站，平均規模為500 kg/d，氫氣需求量約18 kt/a；2025年，300座加氫站，平均規模為1 000 kg/d，氫氣需求量約110 kt/a；2030年，1 000座加氫站，平均規模為2.0 t/d，氫氣需求量約750 kt/a。10年之后，氫氣消費量不足1 Mt，適宜在加氫站內建設分布式制氫裝置，實施站內電解水制氫和就地供應。2020年1月國際氫能委員會(Hydrogen Council)發布了題為《Path to hydrogen competitiveness-A cost perspective》的報告，認為當前燃料電池汽車的TCO(Total Cost of Ownership)成本構成中50%是燃料電池、氫瓶等部件成本，25%是用氫成本；未來隨著燃料電池系統關鍵材料和關鍵部件供應規模擴大、生產自動化程度提高，供應價格會明顯降低，車用燃料電池系統成本也將大幅度降低，如燃料電池車年產規模發展到60萬輛時，整車成本將比目前降低70%。燃料電池汽車產量和保有量增加促進氫能源消耗，有助于降低用氫成本，從目前的10～12美元/kg降低到4.5～5美元/kg，這些有助于增強道路交通領域氫能源競爭力。目前，氫能供應的各個環節中，我國成本分布大致是：制氫30%～50%、儲存和運輸35%～55%、加注環節15%左右，氫氣降本關鍵在于降低制氫和儲運的成本。分布式制氫在儲運環節優勢明顯，難點在制氫環節，投資大，能耗高，增加成本。以目前各種來源的氫為例，在合理的原材料價格和電價的前提下，不同制氫方式的生產成本分別為煤制氫10 元/kg，天然氣、石腦油、重油、甲醇制氫約17 元/kg，工業副產氫回收提純21 元/kg，電解水制氫30 元/kg。再考慮到生產裝置折舊、稅金、人工、財務等各項費用和制氫企業的合理利潤，氫氣的出廠價至少是上述成本價的1.5倍。氫氣運輸通過長管拖車，運輸距離不超過100 km時，運輸費用約10元/kg。儲存費用主要考慮加氫站接收、卸載和儲存規模，考慮到設備折舊，750～1 000 kg規模的加氫站，氫氣進出過程和加注成本約28元/kg。這樣算來，即使是來源于煤制氫，價格也高達53元/kg，其他氫源的氫氣就更高了。加氫站分布式制氫站內供氫，沒有運輸費用負擔，而且站內儲氫規模大幅度下降，儲氫罐投資明顯減少，*可以抵消制氫環節增加的成本。以天然氣分布式制氫站內供氫為例，裝置制氫能力大為1 000 m3/h，建設內容包括原料氣預處理、蒸汽轉化、CO 變換及氫氣提純系統。產品氫氣的品質滿足國家標準GB/T 37244的要求，出裝置后進一步加壓進入氫氣暫存罐以備加注使用，預計建設總投資約2 600萬元。生產費用考慮到天然氣等原材料費用、能耗和折舊費(10年)、維護費、人員等。制氫成本主要的影響因素是天然氣的價格和裝置的運行負荷。裝置滿負荷運轉，天然氣的價格平均按3.0元/m3計算，氫氣的生產成本約為2.5元/m3；如果裝置負荷僅60%，則氫氣的生產成本將上漲到約2.8元/m3，即制氫成本為27.5～31.1元/kg。對于電解水制氫，以堿水電解技術為例，裝置產能為1 000 m3/h，建設裝置除電解水裝置外，還配套水和氫氣精制設備，再加上其他費用，總投資約1 500萬元。裝置按10年計算折舊，人工、管理和財務費用等按通行標準取費，滿負荷運行時間為8 000 h/a，電耗以外的其他物耗為0.1元/m3，電耗為5(kW·h)/m3，電價按2020年陸上風電上網指導價0.29～0.47元/(kW·h)核算，則制氫成本為1.925～2.825元/m3，合21.2～31.1元/kg，電耗成本占比75%～85%，且電價越高，此比例越高。光伏電上網指導價為0.33～0.46元/(kW·h)，與風電相近，核算出來的制氫成本為24.01～33.47元/kg。可見，站內制氫成本控制在35元/(kW·h)以下，算上加壓、暫存和加注帶來的成本15元/kg，氫氣總價不超過50元/kg，比站外供氫氣的經濟性好。分布式加氫站內制氫、供氫可以利用加氫站現有的儲氫基礎設施和水、電等公用工程條件，不需要為制氫建造新的基礎設施，有利于減少建設成本，降低氫氣銷售價格，也可以減少因氫氣運輸增加的成本和安全風險。分布式甲醇制氫和天然氣制氫優勢比較明顯，應該是當前發展的重點。分布式電解水制氫過程的電耗成本占氫氣總成本的75%～85%，而且電價越高，此占比越高，所以從公共電網取電進行電解水制氫因電價高而不利于降低供氫的價格，建議有條件的加氫站自建風力發電裝置和光伏發電裝置，就地發電制氫，只將電網取電作為輔助，能夠進一步降低制氫成本。
文章來源：氫能和燃料電池公眾號 侵刪
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