氢能专栏期刊第二期

E N E R G Y

氢能专栏期刊

——交投氢能项目推进工作专班——

第02期

目录

CONTENTS

01

02

03

04

05

氢气储运技术分析

氢能供应链成本分析

液氢的储存和运输

固态储氢技术创新和应用

节能减排计算方法

氢能专栏期刊

第02期

氢能专栏期刊

第02期

来源单位：晟德公司风光氢能小组 投稿人：刘大为

氢气储运技术分析

       氢能的高密度储运是氢能发展的重要环节，同时也是我国氢能布局的瓶颈。找到安全、经济、高效、可行的储运模式，是氢能全生命周期应用的关键。目前，储氢方法主要分为低温液态储氢、高压气态储氢、固体材料储氢及有机液体储氢 4 种。

主要储氢方式的优缺点以及目前的主要应用

       通过对比 4 种储氢技术来看，高压储氢目前最为成熟，应用也最广，但是储氢密度和安全性方面存在瓶颈；固体材料储氢则有着巨大潜力，但是目前处于研究阶段；低温液态储氢技术具有单位质量和单位体积储氢密度大的绝对优势，但目前储存成本过高，主要体现在液化过程耗能大，以及对储氢容器的绝热性能要求极高两个方面；有机液态储氢由于成本和技术问题还未能大规模商业化应用。

       由图可以看出，我国低温液态储氢技术应用较少，且该技术的成本高，长期来看，在国内商业化应用前景不如另外 3 种储氢技术；高压气态储氢是我国最为成熟的储氢技术，低温液态储氢和有机液态储氢综合性能好，但亟待相关技术攻关以降低其成本。目前加氢站采用的是高压气态储氢技术。长期来看，高压气态储氢还是国内发展的主流。但由于该技术存有安全隐患和体积容量比低的问题，在氢燃料汽车上应用并不完美，因此该技术应用未来可能有下降的趋势。固态储氢材料储氢性能卓越，是 4 种方式中最为理想的储氢方式，也是储氢科研领域的前沿方向之一。但是现在尚处于技术攻关阶段，因此我国可以以此技术为突破口，打破氢能储存技术壁垒，加速氢能产业发展。

      氢气的运输通常根据储氢状态的不同和运输量的不同而不同，主要有气氢输送、液氢输送和固氢输送 3 种方式。

氢能专栏期刊

第02期

1.气氢输送

     气态输运分为长管拖车和管道输运 2 种，长管拖车运输压力一般为，我国长管拖车运输设备产业较为成熟，但在长距离大容量输送时，成本较高，整体落后于国际先进水平；而管道运输是实现氢气大规模、长距离输送的重要方式。管道运输时，管道运输压力一般为，输氢量大、能耗低，但是建造管道一次性投资较大。在管道输运发展初期，可以积极探索掺氢天然气方式。

氢能专栏期刊

第02期

2.液氢输送

    液态输运适合远距离、大容量输送，可以采用液氢罐车或者专用液氢驳船运输。采用液氢输运可以提高加氢站单站供应能力,日本、美国已经将液氢罐车作为加氢站运氢的重要方式之一。日本千代田公司于 2009 年成功研发出LOHC(液态有机氢载体) 系统关键技术，全球首条氢供应链示范项目采用了千代田公司的 SPERA技术探索液态有机氢载体的商业化示范，在 2020年实现了 210 t/年的氢气输运能力。

3.固氢输送

    通过金属氢化物存储的氢能可以采取更加丰富的运输手段，驳船、大型槽车等运输工具均可以用以运输固态氢。

    可以看出，300 km 以上的运输距离，运输成本排序为 LOHC<LH2(液氢槽车)<氢气管道<管束车，50 km 以内氢气管道运输成本较低，因此适合小规模运输，比如化工厂区氢气管道以及孤岛微电网内氢气运输等场合。随着输送距离的增加，有机液态输氢和低温液态输氢成本极具优势，因此液态输运更适合长距离、大规模输氢，比如跨省运输，将制氢中心的氢运输至消费中心。

氢能供应链成本分析

氢能专栏期刊

第02期

      电解水是一种绿色环保、操作灵活的制氢手段，产品纯度高，技术相对成熟，且可与风电、光伏等可再生能源耦合制氢，实现氢气的大规模生产。在现有技术条件下，电解水作为绿氢生产的主要方式，为测算单位氢气制备成本，做以下假设：

1.制氢设备规模1000Nm3/h，年产氢300万Nm3。

2.碱性电解水制氢设备价格1500万，PEM电解水制氢设备价格7500万，其他投资费用500万，总投资分别为2000万与8000万。每年工作3000小时，10年折旧，使用直线折旧法，无残值。

3.1Nm3氢气生产用电5.5 kWh，电价按0.3元/ kWh计算。

4.运维费用每年50万。

来源单位：冀交能源氢能小组       投稿人：郝尚宁

氢能专栏期刊

第02期

       根据储氢材料的不同，主要考虑IV型储氢瓶与纳米纤维管储氢两种方式，根据中能氢储提供的有关资料，下表中两种方法进行对比。

       根据上表得知，在0.3元/ kWh的电价条件下，电解水制氢成本远高于工业制氢。对于碱性电解水制氢方法，电费在成本测算中占比高达66%，是制约碱水制氢降本的主要原因；对于PEM电解水制氢方法，其产物纯度高、响应速度快等优点促使其成为未来发展方向，该方法除电价制约成本外，技术更新迭代、降低设备成本也是实现大规模应用的关键所在。总的来讲，氢能产业制氢环节降本在现阶段主要依靠技术更新与电价下调。

氢能专栏期刊

第02期

以储氢瓶方法做成本测算，首先做如下假设：

1.加氢站规模2000kg/天，距离氢源点100km。

2.长管拖车满载氢气1000kg（50 MPa），管束中氢气残余率20%。

3.拖车百公里油耗25L，柴油价格6.5元/L，每天运输2趟。

4.拖车40万/台，管束70万元/台，以10年进行折旧。

5.氢气压缩过程耗电1kwh/kg，电价0.6元/kwh。

6.每台拖车配备两名司机，灌装、卸气各配备一名操作人员，工资10万元/人·年，工作250天/年。

7.车辆保险费用1万元/年，保养费用0.3元/km，过路费0.6元/km。

       从中能氢储提供的有关资料可以得到以下结论：一是纳米纤维管储氢方法的质量储氢密度达到了10.1%，远高于储氢瓶高压储氢、固态储氢、低温液氢以及有机液体储氢方法；二是储氢瓶的成本在5507元/kg，纳米纤维管的成本约为2389元/kg，纳米纤维管的单位存储成本远低于储氢瓶。三是泄露情况下储氢瓶氢气以聚涌式逃逸，而纳米纤维管氢气则是依照管、束、块、阵的单位顺序逃逸，安全性能得到较大提升。四是纳米纤维管储氢系统的形状、体积、结构可以因应用场景不同而发生改变，相对于储氢瓶，其应用场景适配性更高。

氢能专栏期刊

第02期

       氢能存储与运输作为产业各环节不可或缺的重要部分，结合氢能存储环节结论与氢能运输成本分析，可以得出：纳米纤维管储氢技术的引进将大幅压缩氢能储运环节的单位成本，降低终端应用市场的氢能价格，该技术是具有极大发展空间、巨大应用需求市场的新技术。预测未来完成纳米纤维管储氢技术的论证，证实其安全性、可靠性与可行性后，将推进氢能产业全链条降本，加速氢能产业的发展进程。

       在假设条件成立的基础上，长管拖车氢能运输的成本约为2.6元/kg，若储氢瓶的压力提升至70MPa，单次氢能运载量增大，成本将会进一步摊薄。结合表4中储氢瓶与纳米纤维管储氢的成本可知，若使用纳米纤维管替代储氢瓶进行运输，单位氢气的运输成本将具有更大下降空间。

氢能专栏期刊

第02期

液氢的储存与运输

来源单位：张家口氢能专班       投稿人：常颖颖

实际使用中，储罐的外形可以是球形，也可以是柱形。

       美国DOE在内华达州的航天试验基地建有一个1893m³的大型液氢球罐；法国圭亚那火箭发射场使用5个360m³的卧式可移动液氢储罐，由美国char生产；俄罗斯JSC生产多种规格的储罐1400m³(球罐)和250m³(卧式储罐)，并向中国出口国100m³运输车。

      运输用液氢储罐与固定式大型站用储罐结构类似。张家港中集圣达因低温装备有限公司已经可以制造300m³可移动式液氢储罐，一次可储运氢气20余吨。中国自行设计制造的大型卧式可移动液氢储罐集中在海南文昌火箭发射场及配套液氢工厂，其中有5个300m³液氢罐为中集圣达因生产，还有2个300m³和1个120m³分别为南京航天晨光和四川空分集团提供。

氢能专栏期刊

第02期

      车用液氢储罐不仅仅由储存液氢的功能，同时具备将液氢气化，为车辆提供氢气的功能，因此结构要比单纯储存液氢的储罐要复杂得多。

       液氢生产厂至用户较远时，一般可以把液氢装在专用低温绝热罐内，再将液氢储罐放在卡车、机车或船舶上运输。利用低温铁路槽车长距离运输液氢是一种快速、经济的运氢方法。这种铁路槽车常用水平放置的囻筒形低温绝热槽懽，其储存液氢的容量可以达到100m³。特殊大容量的铁路槽车甚至可运输120~200m³的液氢。

氢能专栏期刊

第02期

       在美国，还建造有输送液氢用的大型驳船。驳船上装载有容量很大的储存液氢的容器。可以把液氢通过海路从路易斯安娜州运送到佛罗里达州的肯尼迪空间发射中心，液氢储存容量可达1000m³左右。

       显然，这种大容量液氢的海上运输要比陆上的铁路或高速公路上运输来得经济，同时也更加安全。

       日本军工企业川崎重工利用LNG船的设计和建造丰富经验，研发液化氢储存系统，计划建造两艘装载量为2500m³的液氢运输船，其运输量可供3.5万辆燃料电池车使用1年。2500m³液氢运输船采用两个1250m³的真空绝热C型独立液货舱，并将氢罐的蒸发率控制在0.09%左右。到2030年扩大业努规模时，该公司将举拓展规模，拟建造2艘16万立方米规模的运输船，采用B型独立液货舱。

      液氢管道一般只适用于短距离输送，主要用在火箭发射场内。这里介绍的是美国肯尼迪航天中心用于输送液氢的真空多层绝热管路。美国航天飞机液氢加注量1432m³，由液氢库输送到400m外的发射点39A发射场的254mm真空多层绝热管路，其技术特性如下:反射屏铝箔厚度0.00001mm、20层，隔热材料为玻璃纤维纸，厚度0.00016mm。管路分段制造，每节管段长13.7m，在现场以焊接连接。每节管段夹层中装有5A分子筛吸附剂和氧化钯吸氢剂，单位真空夹层容积的5A分子筛量为4.33g/L。管路设计使用寿命为5年。

氢能专栏期刊

第02期

      液氢管道一般只适用于短距离输送，主要用在火箭发射场内。这里介绍的是美国肯尼迪航天中心用于输送液氢的真空多层绝热管路。美国航天飞机液氢加注量1432m³，由液氢库输送到400m外的发射点39A发射场的254mm真空多层绝热管路，其技术特性如下:反射屏铝箔厚度0.00001mm、20层，隔热材料为玻璃纤维纸，厚度0.00016mm。管路分段制造，每节管段长13.7m，在现场以焊接连接。每节管段夹层中装有5A分子筛吸附剂和氧化钯吸氢剂，单位真空夹层容积的5A分子筛量为4.33g/L。管路设计使用寿命为5年。

       影响夹层真空度的主要因素是残留的氦气、氖气。为此，在夹层抽真空过程中用干燥氮气多次吹洗置换。我国科技工作者讨论了液氢在长距离管道输送中存在着最佳流速，并分析了实际液氢输送过程中的输送状态。一批中国文献从20世纪80年代到现在不断探讨液氢管道的数学模拟、设计、冷却等。可见我国也有类似用途的液氢管道，不过尚没有公开文献报道。

氢能专栏期刊

第02期

      氢能可储可输，既是氢能的优势所在，又是氢能应用的主要瓶颈。固态储氢可为氢能的高密度、高安全储存提供重要的解决方案。一是固态储氢的体积储氢密度高，在现有的高压气态、液态或固态等储氢方式中，固态储氢具有最高的体积储氢密度。以MgH2储氢为例，其体积储氢密度可达106 kg·m–3，为标准状态下氢气密度的1191倍，70 MPa高压储氢的2.7倍，液氢的1.5倍。二是固态储氢安全性好，可在常温常压下储氢，储罐易密封，在突发事件下即使发生氢气泄漏，储罐也可自控式地降低氢气泄漏速度和泄漏量，为采取安全措施赢得宝贵时间，因此加快固态储氢技术的创新和应用势在必行。

       但是当前氢能储运的主流技术仍是高压气态压缩技术，固态储氢仍只在一些特定场合中得到小规模应用，原因在于：

①固态储氢的综合性能还不能完全满足车载储氢技术的要求。成熟体系的储氢材料（包括稀土系、Ti系和TiV固溶体材料）重量储氢率偏低，其中可逆储氢容量最高的TiV固溶体材料也只有2.6 wt%。一些高容量的轻质储氢材料，如配位氢化物、金属氨基氢化物、金属氨硼烷等尚在开发当中，这些材料虽具有较高的重量储氢率（如氨硼烷重量储氢率可达19.6 wt%），但仍存在着吸放氢温度高、吸放氢速度慢、吸放氢循环性能差等问题。

氢能专栏期刊

第02期

②成本偏高，由于固态储氢多处于示范应用阶段，储氢材料多处于实验室或中试阶段，制造批量小，成品率偏低，承压容器加工成本高，阀门管道等配件价格高，导致固态储氢系统的成本偏高。

为加快固态储氢在氢能市场的应用，应充分发挥固态储氢高密度高安全的本征优势，提高市场占有率，在实际应用中不断完善技术，开发新材料，开发新技术，实现螺旋式上升，特提出如下建议：

①加快拓展固定式储氢应用市场，针对特定细分市场需求，采用较为成熟的固态储氢技术，有效控制系统成本，满足特定市场要求，如分布式供能系统等。

②与高压和液体储氢相结合，开发复合储氢技术，如基于镁基储氢材料的复合氢浆、静态压缩高密度储氢一体化装置等，镁的储氢密度高，但放氢温度高，如将其高温加氢和放氢环节固定于应用终端，运氢处于常温常压状态，则将是一种很好的高密度、高安全性的运氢方式，满足运氢和加氢站需求。

③面向绿氢供应链，简化供氢流程，降低供氢成本，开发高容量车载储氢系统。

氢能专栏期刊

第02期

      二氧化碳(CO2)包含1个碳原子和2个氧原子，分子量为44(C-12、O-16)。二氧化碳在常温常压下是一种无色无味气体，空气中含有约1%二氧化碳。液碳和固碳是生物体(动物植物的组成物质)和矿物燃料(天然气，石油和煤)的主要组成部分。一吨碳在氧气中燃烧后能产生大约3.67吨二氧化碳(C的分子量为12，CO2的分子量为44，44/12=3.67)。

     减排二氧化碳的相关计算资料有些提到的是“减排二氧化碳量”(即CO2)，有些提到的是“碳排放减少量”(以碳计，即C)，因此，减排CO2与减排C，其结果是相差很大的。因此要分清楚作者对减排量的具体含义，它们之间是可以转换的，即减排1吨碳(液碳或固碳)就相当于减排3.67吨二氧化碳。

       发电厂按使用能源划分有几种类型：一是火力发电厂，利用燃烧燃料(煤、石油及其制品、天然气等)所得到的热能发电；二是水力发电厂，是将高处的河水通过导流引到下游形成落差推动水轮机旋转带动发电机发电；三是核能发电厂，利用原子反应堆中核燃料慢慢裂变所放出的热能产生蒸汽(代替了火力发电厂中的锅炉)驱动汽轮机再带动发电机旋转发电；四是风力发电场，利用风力吹动建造在塔顶上的大型桨叶旋转带动发电机发电称为风力发电，由数座、十数座甚至数十座风力发电机组成的发电场地称

为风力发电场。

氢能专栏期刊

第02期

     以上几种方式的发电厂中，只有火力发电厂是燃烧化石能源的，才会产生二氧化碳，而我国是以火力发电为主的国家(据统计，2006年全国发电总量2.83万亿kWh，其中火电占83.2%，水电占14.7%)，同时，火力发电厂所使用的燃料基本上都是煤炭(有小部分的天然气和石油)，全国煤炭消费总量的49%用于发电。

      因此，我们以燃烧煤炭的火力发电为参考，计算节电的减排效益。根据专家统计：每节约 1度(千瓦时)电，就相应节约了0.4千克标准煤，同时减少污染排放0.272千克碳粉尘、0.997千克二氧化碳(CO2)、0.03千克二氧化硫(SO2)、0.015千克氮氧化物(NOX)。

为此可以推算出以下公式计算：

(说明：以上电的折标煤按等价值，即系数为1度电=0.4千克标准煤，而1千克原煤=0.7143千克标准煤）

     根据相关资料报道，CO2(二氧化碳)的碳(C)排放系数(t/tce)(吨/吨标煤)中，国家发改委能源研究所推荐值为0.67、日本能源经济研究所参考值为0.68、美国能源部能源信息署参考值为0.69，与以上的推算值(0.68)基本相当。应该说，该系数与火电厂的发电煤耗息息相关，发电煤耗降低、排放系数自然也有所降低。

用同样方法，也可以推算出节能所减排的碳粉尘、二氧化硫和氮氧化物的排放系数。

根据BP中国碳排放计算器提供的资料：

物质密度不同重量也不同，1升水重1公斤，原油1升=0.86公斤(1吨=1.17千升=7.35桶)；汽油1升=0.73公斤；煤油1升=0.82公斤；轻柴油1升=0.86公斤；重柴油1升=0.92公斤；1升蒸馏酒=0.912公斤。为此推算：

氢能专栏期刊

第02期