我国工业制氢技术路线研究及展望

文中主要对国内工业制氢领域已经进入成熟商业应用的技术路线进行对比研究,重点对制氢成本、原料来源和环境污染等方面进行分析。研究结果表明:在我国社会发展进入新时代,氢能源需求激增的条件下,采用化石能源制氢、化工原料制氢和工业副产物制氢都将受到高碳排放、引起污染和原料来源不可持续的影响,无法作为稳定的氢能供给来源。考虑可再生能源发电与电解水制氢结合,在有效解决风电和光伏发电消纳问题的同时降低制氢用电成本,应是未来我国氢能使用的最为可行的制氢方式。     

"双碳"目标下我国低碳清洁氢能进展与展望

2020年是氢能发展加速之年.中国国家主席习近平在第75届联合国大会期间提出,中国二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值,努力争取2060年前实现碳中和.应对气候变化的脱碳愿景逐步成为氢能大规模部署的最重要驱动力.但我国目前在碳中和战略下氢能产业发展目标和路径尚不明确,本文应用情景分析方法和长期能源替代规划(LEAP)模型的计算,对我国交通、工业、建筑与发电等领域的氢能进行需求分析测算,研究结果表明,为实现2060年碳中和目标,我国氢气的年需求量将从目前的3342万吨增加至1.3亿吨左右,在终端能源体系中占比达20％.随着深度脱碳需求的增加和低碳清洁氢经济性的提升,氢能在工业、交通、建筑与发电等领域逐步渗透,氢能供给结构从化石能源为主的非低碳氢逐步过渡到以可再生能源为主的清洁氢,并将提供80％氢能需求.2060年,低碳清洁氢供氢体系二氧化碳减排量约17亿吨/年,约占当前我国能源活动二氧化碳总排放量的17％.     

绿氢-绿氨工艺流程的多稳态模拟和动态响应

绿氢-绿氨工艺是指利用可再生能源发电、电解水制氢得到的氢气为原料合成氨的工艺流程,其具有受天气条件影响、负荷波动大、工段间耦合性强的特点。为研究绿氢-绿氨工艺流程中发输变电、电解水制氢、储氢、电化学储能、合成氨等工段之间的系统集成和协同调度方案,利用新一代流程模拟软件AVEVA Process Simulation建立了稳态-动态双模式通用型绿氢-绿氨全流程工艺模型,并通过多稳态模拟的手段分析了系统对天气变化的动态响应。结果表明,合理设计和调度储氢和储能单元不仅可以显著稳定化工生产、合理消纳可再生电力,还能稳定网电补充,提高整体经济效益。     

风光互补发电产氢及燃料电池储能系统设计及研究

氢气被认为是一种很有前途的清洁能源载体和未来的替代燃料。可再生能源制氢是一种新兴的、有前途的制氢技术。该文对风光互补发电产氢及燃料电池储能系统设计进行了研究,对于该技术在合成氨领域的应用进行了展望。     

新能源制氢在传统炼化企业的应用

  目的  化石燃料和新能源电力在使用和发展中面临着问题与挑战。为解决传统炼化企业依赖化石燃料制氢中的碳排放问题,和新能源电力发展中的波动性问题提供建议,有必要对氢气制备技术的应用与发展,和传统炼化企业的氢气网络状况进行梳理。  方法  调研了氢气制备技术的应用与发展,尤其关注了关键技术电解水制氢技术的应用发展;分氢制备、氢使用、氢纯化三部分对传统炼化企业的氢气网络进行了深入剖析。  结果  通过总结,提出通过电解水制氢技术将富余的新能源电力与传统炼化企业氢网络相结合的设想。在传统炼化企业附近布置新能源电给,不但可以供炼厂日常用电,还可将因波动性大而无法直接利用的弃电部分,直接通过电解水制氢技术,制氢供传统炼化企业使用,有效降低传统炼化企业的碳排放强度。  结论  要解决化石燃料使用中的碳排放问题与新能源电力使用中波动性高的问题,实现新能源制氢在传统炼化企业的应用,还面临着诸多挑战。     

绿氢制备经济性趋势分析

氢能被认为是未来能源系统的重要组成部分,只有通过可再生能源电力制备的绿氢才是清洁的能源产品。在绿氢替代传统化石燃料制氢的过程中,经济性是重要的制约因素。在分析预测可再生能源发电成本和绿电获取成本的基础上,分别计算使用电网绿电连续制备绿氢和使用可再生能源发电间歇制氢的成本,结合氢气储运场景,研究绿氢制备经济性的发展趋势。研究结果表明,采用电网绿电配合碱性电解槽连续制备绿氢,是当前最经济可靠的绿氢制备方式。如采用专用绿电制氢,2030年前陆上风电+碱性电解槽制氢成本最低,专用光伏发电+碱性电解槽制氢将在2030年后成为经济性最好的专用绿电制氢方式,而专用光伏发电+PEM电解槽制氢的成本始终最高。采用专用陆上风电和光伏+碱性电解槽制备氢气的经济性,在2025年后将超越天然气制氢+CCS,在2040年后会逐步超越煤制氢+CCS。电力成本是驱动未来绿氢制备成本下降的主要因素,电解槽成本下降对绿氢成本下降影响较小。建议要加强先进绿电制氢技术研发,拓宽可再生能源发电终端消纳的途径;同时要加强对国际绿氢制备前沿技术的跟踪。     

氢能源替代石油能源产业的可能性探讨

从能源的发展规律中找到了氢能源必将替代石油能源,从能源与汽车的结合点中找到了加氢站需要替代加油站的关键点,并自主研发了"多气瓶交替循环"加氢站技术。与新能源与可再生能源制氢和燃料电池汽车相结合,整合各种原料制氢、输送电网、电解水制氢机、压缩机、燃料电池汽车等相关产品,构成氢能产业链,并在世界各地推广应用。     

碳中和背景下含氢综合能源系统碳排放和经济性分析

为研究“碳中和”目标下含氢能利用的综合能源系统(Integrated energy system, IES)中氢气来源方式对系统运行特性的影响,针对包含可再生能源发电和制氢设备、冷热电能源转换和存储设备、碳捕集设备等多种类型能源利用设备的综合能源系统,考虑多种负荷平衡约束、设备运行约束和碳中和目标约束,以系统日运行成本最低为目标函数建立数学模型,以仿真园区综合能源系统为计算案例,分析了系统供能网络供应不同来源氢气和分布式可再生能源制氢方式对系统运行经济性和碳排放量的影响。研究表明：以可再生能源制备的氢气为燃料时综合能源系统的运行成本最高,但CO₂排放量最低;在碳中和前提下,将当地分布式可再生能源发电量中的98%用于供电、2%用于制氢比全制氢时该系统运行成本减少26.1%、碳排放量降低19.7%,比全供电时该系统碳排放量减少5%、运行成本增加2.85%;在碳中和前提下,当可再生能源制氢效率提升10%后,系统实现最低碳排放量时可将可再生能源制氢功率占比从原来的2%提升至5%;当碳捕集设备能耗减少10%后,系统实现最低碳排放量时可将可再生能源制氢功率占比从原来的2%提升...     

中国绿氢产业规模化发展的挑战、实践与方向

中国绿氢产业发展潜力巨大,以绿电制取绿氢已成为氢能产业可持续发展的行业共识。氨作为绿氢储运的一种载体,其本身也是重要的能源。中国的绿氢、绿氨产业发展迅速,但规模化应用仍需克服成本、技术、安全等一系列问题。电力价格是影响绿氢、绿醇和绿氨项目经济性的关键因素,现有条件下,电解水制氢要比化石能源制氢成本高出25%以上。到2035年和2050年PEM电解水制氢的平均降本空间在22%和30%。在三种氢气价格情景下,对绿氢制甲醇和绿氢制绿氨的成本及盈利能力进行分析对比,不论是生产甲醇和还是合成氨,氢气成本都是其中的决定性因素。在当前价格参数下,绿氢制绿氨具有一定的成本优势。目前的工业实践主要是绿氢—甲醇—烯烃路线、绿氢—绿氨路线、绿氢—加氢—燃料电池路线的应用。降低绿氢的生产和储运成本是未来绿氢产业规模化发展的基础,需要政策扶持、场景选择、规模化应用和技术进步等各方面措施相结合,共同促进绿氢产业规模化发展。此外,要注意上游绿电的波动性与下游合成氨、合成甲醇要求连续稳定生产的有效衔接,做好生产和储运系统的匹配。     

不同燃料路径氢燃料电池汽车全生命周期环境影响评价

氢燃料电池汽车续航里程长、能量转换效率高,其燃料可通过可再生能源电解水制取.氢燃料电池汽车的推广应用将促进电力系统消纳不稳定的可再生能源电力.已有文献缺乏对氢燃料生产、储运等不同路径的环境影响全生命周期综合分析.考虑中国当前主要的制氢、输氢和发电技术,根据不同技术组合设计17条氢燃料路径,通过GREET软件对这些路径的...     

漫谈制氢新技术2

在新能源中,氢能占有十分突出的地位。它除了直接作燃料外,还在石油化工、合成氨生产及其他工业领域有广泛的用途。六十年代末,工业发达的美国年产氢量达到8.16×10~(10)立方米。到八十年代初,世界年产氢量在2034万吨以上,每年递增速度很快。当然,目前用氢作能源的比例还较小,仅限于火箭和航天飞机的发射等方面。美国在七十年代中期用氢作燃料的比例只占氢产量的3％。但是随着科学技术的进步和对环境保护的重视,氢能源的应用将会大幅度增加。制氢的方法很多,如:实验室用某些金属和酸、碱反应制氢,工业上用石油、煤和天然气制氢,电解水制氢,从制氯工业的副产物中提取氢以及从金属氢化物中产氢等等。其中,以电解水制氢为最重要,应用也最广泛。但这些制氢方法的致命缺点是效率低、     

国外制氢技术研发动向

正丰田用可再生能源制氢。丰田汽车公司已开始研究利用风力和太阳能发电产生的电力来电解水,进而制造氢。这种方法不会产生二氧化碳。2014年年底,丰田汽车公司在世界上率先向市场推出了燃料电池汽车(FCV)。目前,氢大多是钢铁厂和化工厂燃烧煤炭等化石燃料时产生的副产品,而这一过程会产生二氧化碳。丰田通商公司计划利用向电力公司销     

可再生能源制氢技术及应用综述

氢是最有希望取代传统化石燃料的能源载体,未来在能源结构中将占有一席之地。传统制氢技术需要消耗大量一次能源或生产原料,采用可再生能源制氢可产生巨大能源经济效益。本文从传统制氢技术出发,综述分析了太阳能、风能和生物质能制氢技术的现状与应用,对未来技术应用进行了展望。     

中国不同制氢方式的成本分析

氢能是我国能源系统大幅度低碳转型和实现2060年"碳中和"目标的重要技术选择之一。氢能来源广泛、高效清洁,碳排放主要来自于制氢阶段,不同制氢方式的制氢成本和碳排放强度存在较大差异。本研究以中国氢能生产现状和实际价格水平为基础,建立平准化制氢成本(LCOH)模型,测算了不同制氢方式的平准化成本和碳排放强度。研究发现,煤制氢成本最低为11元/kg,天然气制氢和工业副产氢成本在15～20元/kg之间,电解水制氢成本普遍在30元/kg以上,其中风电光伏制氢成本超过40元/kg。与煤制氢相比,各种新能源制氢技术减排成本在1000～4000元/tCO_2之间。敏感性分析表明,制氢成本的关键影响因素包括制氢设备年运行小时数、制氢原料价格,或者电价以及制氢设备投资成本等。     

加拿大可再生氢能源解决方案

正水电解制氢产生的氢气纯度最高,是一种非常可靠的供氢方式,由于这种供氢方式受限于耗电量大而得不到广泛应用。加拿大氢能技术将可再生能源(如太阳能,风能,潮汐能等)发电和水电解制氢结合起来,形成了一种可持续发展并且清洁有效的供氢方式。利用风能和太阳能产生的不稳定电能进行水电解产生氢气,生成的氢气或者被当作能源通过燃料     

基于碳夹点分析法的可再生能源优化调度方法研究

为促进工业领域“双碳”目标的实现,结合“新增可再生能源不纳入能源消费总量控制”要求,通过使用大量绿电替代燃煤电力,可促进工业领域的节能降碳。文章首先建立碳夹点分析数学模型,并明确使用碳夹点分析法进行发电能源容量方案设计的各个步骤,查找相关标准计算常用发电燃料的二氧化碳排放因子。对于多区域间的可再生能源发电调度,进行单独区域碳夹点分析确定可再生能源增量,进而使用寻优算法完成区域间可再生能源电力优化调度。案例研究表明,文章所提出的基于碳排放夹点分析法的可再生能源优化调度方法有利于区域电网提高可再生能源使用率,从而增加高耗能企业绿电使用量,进而促进实现碳减排目标。     

风光互补与电解水制氢系统负荷的协调稳定运行

电解水制氢作为一种新型储能手段，可作为调整风光能源输出电力的绿色手段。该文以风力发电、光伏发电、电解制氢与燃料电池为研究对象，通过对风光互补发电系统与电解水制氢系统的输出输入功率进行建模仿真，协调优化控制风光电、电解槽、燃料电池以及系统负载的负荷变化要求，改善了风光发电电解水制氢系统与系统负荷之间的负荷不平衡问题，为风光互补可再生能源系统的稳定运行提供了理论依据。     

化石能源从燃料向原料转变的战略构想

本文通过对美国和中国化石能源利用现状的分析,将化石能源利用归纳为原料用途和燃料用途两种方式,并结合世界可再生能源和新能源发展趋势,提出化石能源从燃料向原料转变的战略判断。为了实现这一战略构想,除了要大力发展可再生能源及新能源用以替代化石能源的燃料用途外,还要重点发展以煤炭深加工转化为核心的化石能源科技,最终构建无碳电力系统与碳资源转化系统相融合的新型能源体系。我国应在现有基础上,进一步加大煤炭深加工转化技术研发、示范和产业化步伐,为化石能源从燃料向原料转变做出贡献。     

电解水制氢在电厂和氢能项目的设计应用

  目的  电解水制氢技术已普遍应用于燃煤电厂、燃气电厂和核电厂,也将更多地应用于可再生能源发电厂配套的氢能项目,有必要对制氢系统设计方案进行探讨。  方法  以某燃煤电厂和风力发电及太阳光伏发电厂配套氢能项目为例,依据相关标准规范的设计规定,阐述了相应的电解水制氢系统设计方案。  结果  碱性电解水制氢技术成熟、安全可靠,能为电厂氢冷发电机、加氢站和氢气用户持续提供满足纯度、湿度要求的氢气。  结论  文章旨在为更多电厂和氢能项目电解水制氢系统的设计提供可参考的方案。     

电解水制氢厂站经济性分析北大核心CSCD

氢能是支撑智能电网和可再生能源发电规模化的最佳能源载体,发展电解水制氢是实现碳减排的重要技术路径。当前,电解水制氢成本较高,尚不具备在工业、交通、建筑等领域大规模应用的竞争力。本文对电解水制氢厂站的全生命周期成本进行研究,比较不同技术路线下电解水制氢的成本构成。结果表明,设备购置成本、电力成本和设备耐久性是影响电解水制氢综合成本的关键因素。碱性电解槽由于具有更低的设备购置成本,综合制氢成本低于质子交换膜电解槽。提高电解槽运行温度、开发高效率电解槽以及提高电解槽耐久性可显著降低电解制氢厂站的全生命周期电耗,从而降低制氢综合成本。分析表明,每降低制氢电耗1 k Wh/Nm^(3),可降低氢气平准化成本幅度为1.1 P元/Nm^(3)(P是电价,元/kWh);当电价更低时,氢气的平准化成本也相应降低,电价降低0.01元/kWh,氢气平准化成本的降幅为0.057元/Nm^(3)。