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)。     

浙江沿海地区可再生能源制氢的成本研究

简介了电解水制氢技术路线,同时分析了可再生能源制氢方案中风电、光伏与制氢设备的配置方案并测算了制氢成本,成本分别为34.18～36.56元/kg和41.07～42.82元/kg,并且还分析了光伏结合谷电制氢的可能性,计算得出制氢成本约为25.56～26.95元/kg,具有较好的经济性。     

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。     

中国规模化氢能供应链的经济性分析

    目的   文章研究规模化氢能供应链的经济性,未来十年,氢能作为战略能源将会重构社会的能源结构,并影响未来社会能源总成本。预测大规模氢能时代的制氢、储氢、输氢、分销、应用的成本,和市场化的趋势有着重要的意义。氢气由于高储运成本,用途、品质的多样性,氢气市场存在分层结构。分析氢能与常规能源的可比价格,提出原油当量价格(POE)的概念,预测未来氢能价格的合理区间。解决供应链问题是获得低成本氢能的关键,由此提出干线门站模式,解决绿氢的资源分布与长距离输送氢能的问题。    方法   利用平准化氢气成本(LCOH)分析模型,测算大型光伏制氢管道输氢LCOH,分析大规模可再生能源制氢输氢的经济性。利用氢能供应链的储、输、卸六个象限成本公式,分析气氢、液氢、固氢、有机氢、管道氢等不同储运技术,短距离氢储运成本,分析门站后输氢的场景和成本,预测短距离输氢的成本趋势。    结果   研究表明:我国有丰富的绿氢资源,随着投资下降,预计大规模绿氢管道输送的城市门站LCOH将低于2.0 RMB/Nm3,将成为未来主要的氢源。当前,氢储运技术气氢、液氢、甲醇、合成氨、有机氢、固氢、管道氢,随着规模的增加实现远距离输送。在现有的技术下,城市门站到终端的输送,氢短距输送（<100 km）测算成本都在1.2 RMB/Nm3以下,由此评估的氢能供应链的总成本,干线门站模式下氢能最终到达终端的价格约为3.2 RMB/Nm3,当量价格POE与汽油价格接近,考虑燃料电池的能效因素,氢能汽车在4.0 RMB/Nm3的氢价下,具有比汽油车更低的百公里燃料费用。    结论   因此,氢能作为战略能源,在无补贴的情况下实现中国氢能源的绿氢替代,在技术经济上是可行的。     

碳中和目标下氢能与CCUS技术耦合研究

大力发展氢能技术和CCUS技术对实现中国碳中和目标具有重要作用.H2制取过程中的碳排放问题制约着氢能的清洁利用,而CCUS技术可以将H2制取过程中排放的CO2提纯后,进行封存或者投入到新的生产过程中.氢能和CCUS技术的耦合可以减少制氢过程中的碳排放,以及降低捕集CO2的成本,两项关键技术的互补对能源的低碳利用至关重要...     

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...     

船舶LNG燃料制氢及利用技术方案

基于LNG重整制氢技术的工艺特点和典型船舶动力装置配置方式,分析计算在不同氢能应用方式和制氢比例条件下的碳减排特性。计算结果表明将LNG制氢技术进行实船化应用可以满足国际海事组织对于船舶中长期的碳减排要求,是一种有效的降低船舶CO₂排放的技术措施。讨论该技术实船应用面临的问题和挑战,为LNG制氢技术的在船应用研究提供参考。     

面向碳中和情景的中国跨区域电氢协同优化配置研究

为实现碳中和目标,构建高比例清洁能源电力系统势在必行。绿氢可为难以直接用电的终端用能领域提供零碳解决方案,成为可再生能源和部分终端用能之间的纽带,实现间接电能替代。如何在高比例清洁能源系统中对电能与氢能进行优化配置,是未来电力、绿氢发展中需要面对的重要问题。通过构建的电氢协同系统模型(GTSEP),量化评估电氢耦合的系统性价值,分析输电、输氢之间的关系,以全系统综合用能成本最低为目标,实现全国范围内大规模、跨区域电力与氢能生产、储存和运输的协调优化。将全国划分为七个区域,预计2060年绿氢需求量为7500×104t,全社会用电量需求将达到17×1012kW·h,根据满足绿氢需求的不同方式,共设置4种模式进行对比分析。结果表明,采用电氢协同模式,各区域内利用可再生能源发电就地制氢并利用的总量为4000×104t,跨区输氢总量3500×104t,约占总需求的46%左右,其中直接管道输氢780×104t,输电代输氢1.1×1012k W·h,绿氢平准化成本为9.32元/kg。电氢协同的零碳能源系统可以充分发挥氢易于大规模存储的优点和电能易于传输的特点。     

氨分解制氢储能系统容量对电力系统性能的影响

由于在储能和制氢方面具有显著的优势,氨制氢储能系统可以在未来“双碳”目标推进和能源系统建设中扮演重要角色。本工作模拟了氨分解管式填充床反应器在电加热情况下的工作特性,并将其纳入到考虑源荷两侧不确定性和风光火储的电力系统中。分析了在三种不同电力系统装机构成下,氨分解系统装机容量增加对电力系统的度电成本、度电碳排放、新能源发电占比、新能源利用率和氢气日产量等性能指标的影响。结果表明：氨分解系统可以有效提高新能源发电消纳水平,不同装机构成下配备最大氨分解系统容量可使得新能源利用率提高5.5%～62.4%,新能源发电占比提高14.2%～160.8%;由此带来的度电碳排放降低0.9%～22.8%,而度电成本提高7.6%～34.5%;氢气日产量分别达到3.9万吨、10.4万吨和17.1万吨。本文研究结果可为在电力系统中配置氨分解制氢储能系统以推动碳减排和氢能技术发展提供参考。     

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。     

氢能制取和储存技术研究发展综述

综述了氢能制取和储存技术研究的最新发展现状。生物质制氢、太阳能热化学循环制氢、太阳能半导体光催化制氢、核能制氢等技术具有资源丰富、使用可再生能源的优点,能克服传统电解水制氢能耗高和矿物原料有限的缺点,成为提高制氢效率、实现规模生产的研究重点。加压压缩储氢技术的研究进展主要体现在改进容器材料和研发吸氯物质方面;液化储氢技术研发重点是降低能耗和成本;金属氢化物储氢技术正努力突破储氢密度低的难题。氢能制取、储存技术正在走向实用阶段,重点技术方向是以水为原料,实现大规模、经济、高效和安全地制氢储氢,推动氢能可持续和洁净的利用,促进能源安全。     

氢能利用与制氢储氢技术研究现状

介绍氢能的利用方式与发达国家的氢能规划,综述了几种工业制氢方法和储氢技术及其主要特点,并探讨目前的制氢储氢技术对未来氢能开发利用的影响。     

世界各国加快氢能源市场化步伐——记第18届世界氢能大会(WHEC 2010)

2010年5月在德国埃森召开的"第18届世界氢能大会"上,来自美国、德国、日本、中国等国家的代表介绍了各自国家最新的氢能进展。中国科技部部长万钢出席大会并发言指出:中国要制订国家氢能规划,加大对氢能的投入,扩大氢能示范和应用,加强氢能的国际合作。美国能源部Nancy L Garland博士和Michacel Mills介绍了美国氢能的总体情况,指出:目前美国每年生产5000×104m3氢气,拥有氢气管道3000km以上,现有氢燃料电池轿车230多辆,氢燃料电池公共汽车130多辆,加氢站约200座。在燃料电池商业化方面,美国仍存在着技术上和经济性方面的障碍。在2007~2010财政年度,美国通过立法和各类货款、补贴,进一步加大了对氢能的扶持力度,美国能源部多次联合其他机构,召开氢能基础设施研讨会,就降低燃料电池成本、氢能政策、税收、碳税、氢能信息和教育、燃料电池革新方向,以及新的商业模式等进行讨论。目前,美国加州是美国最积极推进氢燃料电池技术与示范的州,该州预计于2016~2018年,其氢燃料电池轿车数量将达到54300辆,并计划进一步发展氢能高速公路。德国国家全资公司NOW公司总经理波霍夫博士等人介绍了德国的氢能进展。主要内容包括:德国准备到2015年,共建造1000座加氢站,将为10×104辆氢燃料电池车提供氢气;德国在氢气来源方面,2020年以前主要来源于副产氢气和天然气制氢,2030年以后主要依靠煤制氢(集合CO2捕集)、风能制氢、生物质能制氢等。日本为了尽快研发、推广燃料电池车,采取了全额投入经费的办法,委托日本产业省(METI)的全资公司VEDO公司负责管理"日本氢能和燃料电池示范项目(JHFC)",该项目的目标之一,就是到2025年,在全日本建立1000座加氢站。     

基于“碳中和”的氢能应用场景与发展趋势展望

氢能是可再生二次能源,具有无碳无毒、单位质量能量密度高及来源丰富等特点。中国是全球最大的能源生产国和消费国,为了应对气候变暖,减少温室气体排放,实现2060年"碳中和"目标,氢能是很好的无碳能源载体。基于"碳中和"情景,提出"零碳排放"模式下的氢能物质能量转换流程。本文通过制氢、储运、终端应用三个环节,结合储能、燃料电池、氢气内燃机、长距离输送、加氢站、发电和建筑用能七个应用场景,对氢能未来的发展趋势进行了展望。研究发现,氢能的应用存在技术或成本方面的不足。展望2060年,电能是中国能源体系构架的核心能源,氢能是有益的补充能源,建议从技术创新和成本平价两方面入手,实现基于"碳中和"的氢能应用场景。     

张家口市氢能发展实践及思考

张家口市是我国氢能产业发展的领先城市之一,在绿氢的制储运加和燃料电池汽车示范应用上积累了丰富的实践经验。张家口市制定并出台了14项氢能政策,初步形成了氢能全产业链条发展格局;通过“四方协作机制”和“自发自用、余量上网、免收容量费”政策,使绿氢企业获得低价电力,实现低成本制氢;初步建成22t/d绿氢生产基地,在冬奥会上供应绿氢195t;率先在高寒地区开展燃料电池客车示范,并在冬奥会上完成了大规模车辆示范。在取得成功经验的同时,也面临诸多问题：由于绿氢电价优惠政策取消或到期,电价上涨导致网电制氢和风电制氢生产总成本分别高达62.8元/kg和39.5元/kg;氢气运输效率低、成本高;燃料电池车辆总拥有成本高;下游需求小,难以消纳绿氢产能。建议尽快从国家层面完善绿氢电价机制、制定绿氢财税支持政策,降低绿氢成本;多种举措并举,多渠道破解燃料电池车辆成本难题;尽快推动50MPa长管拖车研制及商业化,提升氢气储运效率;探索工业、建筑、储能及发电等领域规模用氢模式和绿氢消纳途径,形成一批可复制可推广的标杆应用场景。     

氢能产业发展前景及其在中国的发展路径研究

当前全球氢气能源化利用程度不高,主要用作炼油和化工原料。在全球能源革命与转型背景下,氢气作为能源利用的发展空间开始显现,其中氢燃料电池是其终端利用的重要方向。氢气制取与可再生能源相结合是今后的发展方向。美国、日本等发达国家高度重视发展氢能和氢燃料电池。美国在氢能产业实践中,形成了较为完整的推进氢能产业发展的法律、政策和科研计划框架体系,形成了国家战略引导、能源部主导技术研发以及各州因地制宜推广的产业发展局面。日本的氢能产业规模和技术水平位居世界前列,其氢能规划目标宏大,发展路线图系统详实,提出了2030年的具体量化发展目标。中国氢能产业发展总体处于起步阶段,燃料电池生产相关技术与设备与发达国家有较大差距,当前国内氢气主要来自煤制氢,"灰氢"变"蓝氢"面临技术及经济性挑战。综合考虑能源革命战略以及国家相关规划,未来中国氢能产业将分三个阶段逐步推进。为保障中国氢能产业发展,应加强顶层设计,做好氢能产业发展规划;过渡时期要重视蓝氢与绿氢供应协同,建立蓝绿结合的发展模式;重视氢燃料电池及储氢等关键技术攻关;进一步完善氢能产业相关技术标准、检测体系;发展进程中必须高度重视氢能产业安全。     

制氢技术和工艺

氢能是最具希望的能源之一，氢能的获得在于制氢原料和制氢途径两大因素。文章详细介绍了目前制氢技术和工艺的发展现状，并根据我国国情提出了利用生物质制氢的能源利用新方式。     

氢能对洁净煤技术流程创新的作用

氢能的使用为我们提供了能源综合利用的又一路径。氢能及其相关研究已成为目前热点课题,氢能技术的发展影响着发电技术和化工技术发展趋势,而氢能技术与洁净煤技术两者联系密切,有相互促进的作用。1.动力、燃料、化工品联产根据已探明和可开采能源资源储量,我国以煤为主的能源格局不会改变,因此,各种煤制氢技术仍将是获得大量氢的重要途径之一。将氢制备与煤的高效洁净利用结合是氢能发展的重要课题之一。煤炭动力、燃料、化工品联产系统,既是一种与氢能利用,削减CO2排放的长远可持续发展目标相容,又可实现煤炭的高效、洁净利用的新一代洁…     

我国可再生能源与盐穴氢储能技术耦合发电的分析与展望北大核心CSCD

本文结合我国目前可再生能源与氢能的发展趋势,对国内外当前地下盐穴储氢技术的发展现状进行了综述,指出江苏省拥有丰富的可再生能源与地下盐穴资源,其可再生资源与储能地址的重合性较好可作为发展该技术路线的理想选址。并对可再生能源与盐穴氢储能耦合发电技术的可行性与该技术路线全周期的发电成本进行了系统分析。这一技术路线通过可再生能源电解水制氢以化学能形式回收可再生能源,然后通过地下盐穴大规模储能,并在需要时利用燃料电池再发电将可再生能源重新利用。本文综合考虑和分析了制氢成本、储氢成本以及再发电成本,对该技术路线再发电的度电成本进行了初步分析。结果表明:当前该方式再发电的度电成本较高,为1.88元/kWh左右,其中电费成本和设备成本分别占总成本的61.1%和25.6%。若利用可再生能源发电的过盈电能进行电解水制氢且技术路线中的相关设备成本降低至当前的50%,则该技术路线的度电成本可降低至0.49元/kWh。想要进一步降低该技术路线的发电成本则还需要依赖于技术和制造水平的进步将燃料电池的发电效率进一步提高,若燃料电池效率提升至60%,则该技术路线的度电成本能够进一步降低至0.43元/kWh,基本与当前电价持平,具有实际应用价值。同时该技术路线的发展能够促进相关制造业的发展与技术进步,提高我国能源安全与在国际能源领域的竞争力,并助力我国尽快实现能源结构优化转型和“双碳”目标。随着未来电解槽和燃料电池等设备的技术水平与效率的提升,该技术路线将具有极高的应用前景。     

新能源制氢及氢能应用浅述

氢能作为一种清洁、可储存的能源,是世界新能源和可再生能源领域正在积极开发的二次能源。氢能具有巨大的发展潜力,因此氢能在全球范围内获得了极大的关注和发展。简述了氢能环境分级和常规的氢能制取方法,介绍了新能源制取“绿色氢气”的基本原理和系统组成。以容量为5 000 Nm³·h^-1和20 000 Nm³·h^-1的制氢系统为例,分析了制氢系统的占地面积、投资构成和影响新能源制氢成本的因素,结果表明电价和制氢系统年运行小时数是影响新能源制氢成本的两个关键因素。最后讨论了氢能作为原料和动力燃料的应用途径。