氢能供应链成本分析及建议

氢能具有能量密度高、环保清洁可再生的优势,已经成为未来能源发展的重要方向,被视为实现碳减排的必由之路。但目前氢能发展的核心问题是用氢成本过高,与电动车和传统燃油车相比没有经济优势。本文从制氢-运氢-加氢的产业链角度分析,发现电解水制氢成本远远高于化石能源制氢,且氢气的成本主要在运氢和加氢环节被抬升。文中指出：究其原因,主要由于氢气储存不易,在现有的长管拖车运输条件下,每次运输氢气量少,效率不高;同时由于燃料电池汽车数量少,每日加注量不足,叠合加氢站关键设备不能国产化,固定资产投资高导致折旧成本高,增加了氢气成本。针对这一问题,文中给出了具体降低成本建议,包括增加运氢压力以增加单次氢气运载量;加快科技攻关,关键设备国有化;突破政策限制,实现站内制氢;优化加氢站工艺,减少日常运营成本等。     

氢网络的夹点分析与优化

通过分析炼厂不同氢源、氢阱、氢气净化提浓单元等氢气网络的组成特点,采用夹点分析法对某企业的氢源、氢阱进行分析与计算,以氢气纯度、流量为约束条件,同时考虑压力、杂质的影响。通过耦合、调整氢源-氢阱网络等措施,优化后的氢气网络PSA负荷降低39.14%,制氢单元负荷降低27.11%,氢气压缩机减少2台,实现了增加氢气来源,降低氢气成本的目的。     

大型制氢加氢子母站项目设计技术研究

以新疆某制氢加氢一体化项目为例，阐述了大型制氢加氢子母站的设计方法，提出了制氢加氢母站和加氢子站的工艺路线和配置方案。对于大规模制氢加氢母站，设置碱性水电解制氢系统、氢气压缩及储存系统、氢气充装系统及油气氢合建站，使母站兼具制氢、充装和加氢功能；考虑特定时段氢气外运不畅，提出了低压存储、中间压力存储和高压存储的方案，并通过比较确定采用低压存储方案；母站内加氢站及加氢子站采用油气氢合建站形式，提出了具体的设备配置方案。对于加氢子站，提出了分级卸气以提高长管拖车氢气利用效率的方案。     

我国典型城市氢能经济性和低成本氢源探索分析

氢能经济性一直是氢能与燃料电池汽车产业发展关注的重点。本文构建了一种简洁、有效的加氢站氢气成本计算模型,可适用于现阶段已投入运行的加氢站经济性研究计算。应用该成本计算模型,通过实地调研,本文得到了张家口、郑州、盐城、佛山等地典型加氢站的氢气成本,经对比分析可知,由于氢气来源、储运距离、应用端市场规模等现实条件不同,加氢站的氢能经济性具有很大差异。为进一步提升氢能经济性、探索加氢站氢气成本低于40CNY/kg的可行性,本文以张家口市氢气来源于风电电解水制氢的某加氢站为例,详细分析其氢气成本构成情况,得出低成本氢源开发对于降低加氢站氢气成本具有重要意义。本文还根据氢能产业发展现状和在交通领域的应用前景,从降低氢气制取成本、氢气储运成本、加氢站固定资产折旧及运营成本等方面为进一步提升氢能经济性、降低加氢站氢气成本提出建议。     

氢能可持续发展模式探讨

氢能具有清洁环保、能量密度高等优势,被视为极具潜力的可再生替代能源,是实现国家"双碳"目标的重要支撑。目前的核心问题是用氢成本过高,与燃油车和电动车相比没有价格优势。从制氢—运氢—加氢的产业链角度出发,对近、中、远期氢能产业链进行了成本分析,发现在近期和中期,制约氢气价格下降的瓶颈主要在于加氢站,而加氢站氢气成本下降的核心在于提升加氢量、摊薄成本。如果氢燃料电池汽车数量提高,每日加氢量提升至一定水平,会迅速降低氢气成本,并为中、远期的CCUS、电解制氢等更为低碳的制氢技术留出足够的利润空间。同时给出了具体建议,包括通过政策引导大力增加燃料电池汽车数量以增加加氢量;合理规划,减少运氢距离;增加运氢压力以增加单次氢气运载量;优化加氢站工艺,减少日常运营成本等。     

加氢站供氢模式的选择及制氢技术的 研究现状分析

通过对集中式供氢和分布式供氢两种供氢模式的技术进展和成本的分析,说明分布式供氢模式是加氢站氢气来源的首选。对天然气制氢、甲醇制氢和电解水制氢的成本和原料供应情况进行了对比,阐述了甲醇制氢的优势。总结了近年甲醇制氢技术的发展趋势,包括传统甲醇制氢技术以及甲醇制氢的一些新技术,通过相关阐述,为加氢站供氢模式的选择和氢能产业的发展提供参考。     

炼厂制氢技术发展现状

氢能作为一种绿色高效的新能源在全球范围受到前所未有的关注,氢能发展影响着全球能源结构向清洁化、低碳化转型的结果。制氢技术与优化炼厂物料平衡息息相关,也是炼厂流程优化的重要发展方向。综述了炼厂制氢技术原理及应用现状,重点对不同制氢方案的特性、用氢成本、经济效益进行了阐述,以某炼厂为例进行不同氢气方案比选,从经济指标综合剖析其对全厂经济效益影响,最后对炼厂制氢技术发展前景进行了思考与展望。     

制氢加氢“子母站”建设规划浅析

通过简要介绍制氢加氢合建站规划设计的现实意义和国内外加氢站发展现状,提出制氢加氢“子母站”的概念。本文简要介绍了制氢加氢“子母站”的建设模式,即制氢加氢“子母站”采取分布式供氢模式,“母站”制氢加氢集成为一体,“子站”作为纯加氢站,“母站”与“子站”之间采用长管拖车运输,“母站”为制氢加氢一体站,“母站”总装置内的供氢单元主要考虑采用天然气制氢、甲醇制氢和电解水制氢3种模式。简要分析了天然气制氢、甲醇制氢、电解水制氢技术的优缺点,并从氢气的生产成本、氢气的储运成本、制氢加氢“子母站”中制氢站的建设成本、运营成本等几方面进行了较为详细的成本分析。通过供氢模式的特点和成本分析,提出以水电解制氢、甲醇制氢、天然气制氢装置作为氢源的制氢加氢“子母站”为适宜我国能源结构的新型氢能利用模式。     

关于天然气管网安全掺氢比10%的商榷

大力发展氢能是实现“碳达峰、碳中和”目标的重要途径之一。将氢气掺入现有天然气管网利于实现氢能经济高效、大规模输送与应用。安全掺氢比是掺氢天然气管输系统有待解决的关键问题之一。有观点提出当掺氢天然气中的掺氢比在10%以下时,可无需加以验证地直接通过天然气管网输送。本文提出从目前来看,该观点不成立。文章从管网系统掺氢适应性、示范项目掺氢比探讨和标准规范3个方面阐述了个中缘由。文中指出,掺氢天然气管输技术正处于起步阶段,其安全保障还面临诸多挑战,任何结论都需要经过反复论证和验证,以稳步推动氢能产业发展。     

天然气管道掺入氢气的影响及技术可行性分析

氢气的运输成本约占加氢站最终氢气成本的30%～40%。氢气的经济运输是制约氢能产业发展的瓶颈性问题。利用已有相对完善的天然气管道设施,掺入一定比例的氢气进行传输,已成为欧美各国的研究热点,为传统油气行业参与氢能产业、获得效益增长点提供了宝贵机遇。我国在此领域的研究较少,缺少相应的标准规范。综合分析了目前全球这一研究领域的最新研究情况,分别分析了掺氢后对管道材料、压缩机和管件等的影响,对居民、燃气轮机和内燃机等下游用户的影响,对管道泄露与运行安全的影响等;并对目前国内外对掺氢比例的要求进行了梳理总结;对我国发展天然气掺氢提出了若干建议。     

660 MW超超临界机组供氢方案的比较与选择

文章介绍了大埔电厂660 MW超超临界机组发电机使用氢气的相关参数,提出电厂制氢和外购氢气两种方案满足机组用氢需要,并从系统投资,运行费用和运行管理等方面进行综合比较,得出外购氢气方案更适合该电厂的结论。     

"双碳"目标下我国氢能产业发展路线研判

"双碳"目标出台后,我国氢能产业步入快速发展阶段.预计当前至2030年是我国氢能产业发展的奠基期,这一时期氢气将经历由化工原料向交通燃料的角色转换,蓝氢、绿氢技术成熟且实现商业化.绿氢时代我国将形成绿电制氢、依托天然气管网跨区域输氢、氢储能、分布式天然气制氢及系列氢走廊建设等氢能重点工程,构成氢能发展路线.目前地方发展氢能积极性高,建议及时制定出台国家层面氢能发展规划,攻关氢能领域核心技术,进一步完善氢能产业系列标准,加大氢能发展政策支持以及组建氢发展联盟,促进氢能产业实现可持续发展.     

往复式纯氢压缩机进口工艺优化

公司1,4-丁二醇（BDO）装置采用改良炔醛法生产工艺,该工艺中BDO合成工段高压氢气由两台往复式纯氢压缩机提供。原料氢气由烧碱电解产生,管送至往复式纯氢压缩机进口,由于原料氢气中含有饱和水,进入往复式压缩机后影响机组运行,鉴于此提出了往复式纯氢压缩机进口工艺优化,即在往复式纯氢压缩机氢气进口管线上增加分子筛除水系统。     

新型双压Linde-Hampson氢液化工艺设计与分析

为降低氢液化厂的生产能耗与投资成本,加快我国氢能商业化、民用化的发展,本文提出了一种采用液化天然气（LNG）预冷的新型双压Linde-Hampson（L-H）氢液化工艺系统。系统的设计液氢产量为5t/d,采用膨胀降温与换热冷却相结合的方法实现了对氢气的深冷。借助Aspen HYSYS软件对工艺流程展开了详细的模拟计算与分析,结果表明,该氢液化系统的比能耗为9.802,?效率为41.4%,系统的总?损失为1373.3kW,其中换热设备的?损失占主要部分;在对系统中关键参数进行的灵敏度分析中发现,氢气预压缩压力在2~4MPa范围内变化对液化系统的比能耗和氢气液化率影响较大,而LNG的加压压力对系统性能影响较小。新型氢液化工艺系统设备简单,投资成本较低,具备良好的液化性能,在未来中小型氢液化厂的建设中优势明显。     

氢气液化及输送经济性分析

结合液氢技术发展,比较在不同场景下、不同氢气运输方式与液氢运输方式的经济性,认为高昂的液化成本是目前制约液氢发展的主要因素。通过对装置规模、外购电价等进行分析,得出电价是影响成本的关键因素。因此,在电、氢资源丰富、廉价的地区对氢气进行液化可以降低成本。同时,长距离输送比气态输氢辐射面更广、更具经济性。探索液氢装置的经济规律,分析液氢在交通领域的经济性,为推动液氢技术广泛应用、助力氢能产业高质量发展提供参考和借鉴。     

煤与生物质制氢工艺评述

对国内外煤与生物质热化学转化及微生物转化制氢工艺的研究现状及发展趋势进行了综述,分析了由煤和生物质制取氢气的工艺特点,指出了各种工艺的优势和不足。讨论了日本HyPr-RING工艺和美国FutureGen项目2种煤大规模制氢方案,给出了国内外煤与生物质制氢研究进展和现阶段的氢能选择。     

多晶硅循环氢中氮含量升高原因及解决措施

分析了多晶硅生产过程循环氢中氮含量升高的原因。从三氯氢硅供料、还原工序工艺优化调整、压缩机检维修投用等方面采取了措施,有效降低了循环氢中氮含量,提高了循环氢气的质量,有助于提升多晶硅产品的品质。     

应用核电进行碱性电解水制氢经济性分析

利用核电厂在电力富裕时电解水获取氢气,在用电高峰时,由氢燃料电池发电,可以提高核电参与电网调峰的能力。对比现有氢气获取方法,碱性电解水制氢技术安全可靠、经济性能好,适应用于核电大规模氢能项目。本文详细介绍了现有碱性电解水制氢系统主要组成部分,核算了采用碱性电解水制氢系统进行核电制氢的成本预估,结果表明,一套1000m³/h的碱性电解水制氢设备需一次性投入877万元,投资回报年限为1.8年;若自行购置氢气压缩机则需投资1277万元,投资回报年限为2.58年;系统年运行费用为204.5万,回本后年利润为495.5万元。     

我国新能源风光发电制氢成本动态测算

新能源发电制氢技术不断成熟，制氢成本直接影响氢能产业商业化推广与应用。针对电解水制氢技术方案投入与运营成本变化，基于新能源产业风光发电成本视角构建了碱性(ALK)电解槽+风电、质子交换膜(PEM)电解槽+风电、碱性(ALK)电解槽+光伏发电、质子交换膜(PEM)电解槽+光伏发电4种电解水制氢组合方案的成本动态测算模型，并通过敏感性分析研究了相关因素对制氢成本的影响。结果表明：4组方案制氢成本在研究期内(2017—2020年)分别降低了13.95%、29.22%、19.55%和31.03%,2020年制氢成本分别为17.90、28.27、21.54和32.23元/kg,而能耗和发电成本是降低4种方案制氢成本最具潜力的影响因素。同时，对比分析了其他电源及传统化石能源制氢等不同制氢技术工艺的经济性，不同制氢情景下，制氢成本由低到高分别为煤制氢、工业副产氢、天然气制氢、煤制氢+碳捕获收集(CCS)、ALK风电制氢、甲醇制氢、ALK光伏制氢、ALK谷电制氢、PEM光伏制氢和PEM谷电制氢。     

绿氢在炼化产业减碳中的作用研究

随着我国能源系统中可再生能源占比逐年增加及成本下降，炼化企业利用可再生能源生产绿氢、用绿氢替代化石能源生产灰氢将成为深度脱碳的重要手段。未来原油加工量将继续下降，炼化企业氢气需求将随之减少，而随着氢能交通的发展，交通用氢需求将大幅增长，炼化绿氢装置将成为交通用氢的重要供应者。同时，炼化企业的制氢和储氢装置也可作为储能单元，为平抑可再生能源波动性，平衡电网负载，实现电力系统与工业、交通运输部门之间的产业互连提供支持。