氢能利用技术及其应用领域探析

　　摘    要：　我国供热领域面临能源结构调整及严峻的环境污染等问题，氢能作为高效清洁的二次能源，具有燃烧热值高、燃烧产物无污染的特点，每千克氢燃烧后释放的热能，约为等质量汽油的3倍、酒精的3.9倍、焦炭的4.5倍。本文通过分析氢能在各领域利用及其发展概况，归纳现阶段氢能在供热领域的应用实例，以确定其可行性及发展前景。最后，本文从技术可行性，成本及碳排放情况对主流制氢技术进行了详细的分析对比，探讨了近中期和未来我国氢能的发展方向。

　　关键词 :     氢能;供热;制氢技术;可再生能源;管道掺氢;

　　Abstract：　Chinese heating field is facing the problems of energy structure adjustment and severe environmental pollution. Hydrogen energy,as an efficient and clean secondary energy,has the characteristics of high combustion calorific value and pollution-free combustion products. The heat energy released after burning hydrogen per kilogram is about 3 times of that of gasoline,3. 9 times of that of alcohol and 4. 5 times of that of coke. This paper analyzes the utilization and development of hydrogen energy in various fields,summarizes the application examples of hydrogen energy in the field of heating at present,so as to determine its feasibility and development prospects. Finally,this paper makes a detailed analysis and comparison of the mainstream hydrogen production technologies from the aspects of technical feasibility,cost and carbon emission,and discusses the development direction of hydrogen energy in China in the near,medium and future.

　　Keyword：　hydrogen energy; heat supply; hydrogen production technology; renewable energy; pipeline hydrogen mixing;

　　1 、氢能政策研究

　　氢既是重要的工业原料，也是高效清洁的二次能源，具有燃烧热值高、燃烧产物无污染等特点。在能源转型过程中，更重要的是氢作为一种清洁能源和良好的能源载体，具有清洁、可储能、可运输、应用场景丰富等特点。很多国家都将氢能产业作为支撑未来能源系统转型的新兴产业大力支持。随着氢能产业的兴起，全球迎来“氢能社会”发展热潮[1]。
 

 

　　(1)国外氢能产业政策

　　美国、日本、德国、荷兰及法国等国均从国家层面制定了氢能产业发展战略与线路，如欧盟先后制定了《2005欧洲氢能研发与示范战略》、《2020气候和能源一揽子计划》、《2030气候和能源框架》、《2050低碳经济战略》等氢能相关战略;韩国在2018年发布《创新发展战略投资计划》，将氢能展业列为三大战略投资方向之一;2017年12月，日本公布了《基本氢能战略》，意在创造一个“氢能社会”。

　　根据国际氢能委员会预测，到2050年，氢能将创造3000万个工作岗位，减少60亿吨二氧化碳排放，创造2.5万亿美元产值，在全球能源中所占比有望达到18%。

　　(2)我国中央层面氢能产业政策

　　近年来，我国相继发布《“十三五”国家科技创新规划》、《能源技术革命创新行动计划(2016-2030年)》等政策文件，将氢能纳入重点发展方向，引导并鼓励发展氢能及燃料电池产业。2019年国务院首次将氢能写入《政府工作报告》，明确提出“推动充电、加氢等设施建设”。由国务院印发的《中国制造2025》《“十三五”国家战略性新兴产业发展规划》等国家纲领性规划文件，均明确指出系统推进燃料电池汽车研发与产业化，发展氢能产业[2]。2019年《能源统计报表制度》首度将氢气纳入2020年能源统计。2020年6月氢能先后被写入《2020年国民经济和社会发展计划》《2020年能源工作指导意见》[3]。

　　(3)我国地方政府氢能产业政策

　　地方政府发展氢能的积极性非常高，氢能与清洁能源、可再生能源、新能源汽车等关键词一起写入相关的发展规划和《中共中央国务院关于全面推进乡村振兴加快农业农村现代化的意见》暨“中央一号文件”国家级行动纲领。山东、江苏、广东等10省区，以及张家口、武汉、如皋、佛山等超过20个城市相继发布氢能相关发展规划，出台了扶持氢能和燃料电池产业的利好政策。2020年天津市发布《天津市氢能产业发展行动方案(2020-2022年)》，重庆市发布《重庆市氢燃料电池汽车产业发展指导意见》，河南省发布《氢能与燃料电池产业发展规划》。辽宁、河北、山东和上海等省市相继将氢能产业列入其十四五及中长期远景规划，培育壮大氢能、风电、光伏等新能源产业[4]。

　　2、 氢能利用技术及其应用领域

　　氢能作为二次能源，具有来源广泛、易于储能、应用面广、能量密度大等多种优势。氢能应用模式丰富，在交通运输、储能、工业、建筑等领域都可应用，包括作为燃料电池汽车用于交通运输领域，作为储能介质支持大规模可再生能源的整合和发电，为工业领域提供清洁的能源或原料等，分布式发电或热电联产为建筑提供电和热。

　　2.1、 交通运输领域

　　氢能在交通领域的发展主要体现在燃料电池汽车方面，尤其是氢燃料电池汽车近些年取得了突飞猛进的发展。中国产业补贴和国家政策的支持遵循商用车先发展，乘用车后发展的原则。截止2019年底，已接入平台的氢燃料电池汽车中，物流车占比60.5%，客车占比39.4%，乘用车仅用来租赁，占比不到0.1%。目前，成本是限制燃料电池市场化的主要因素。氢燃料电池汽车的发展仍然依靠政府补贴和政策支持。降低成本的方法一靠燃料电池技术突破，二靠规模效应[5]。未来几十年，随着成本下降，燃料电池重卡，乘用车等其它车型将推进市场化进程。

　　总的来说，我国氢燃料电池汽车目前还主要靠政府政策激励作用发展，其成本下降的主要途径是扩大量产规模，从企业角度考虑，一是提高自动化水平，降低人工成本;二是提高关键零部件采购量;三是提高生产设备的产能利用率。

　　2.2、 储能领域

　　氢能作为大规模储能介质，可满足高比例可再生能源系统对大容量、长周期储能的需求。氢能在发电领域可支撑波动性可再生能源高比例发展，在终端用能领域可实现对化石能源的彻底替代，在能源互联网中促进电力、热力和燃气各种能源品种协同，是未来电气化能源系统的必要补充。

　　2020年，我国能源消费总量49.7亿吨标准煤，可再生能源在全社会用电量和一次能源消费量中的比重达到29.5%和16.2%。光伏发电和风电的发电成本不断下降，2020年其最低上网电价分别达到了0.25元/(k W·h)、0.35元/(k W·h),2021年光伏、风电进入平价上网时代，未来其成本也将显着降低，在可预见的未来中国可再生能源发电占比将进一步扩大。风电、光伏发电等可再生能源电力具有随机性、间歇性、能量密度低等特点，电力难以大规模储存，带来局部地区的弃光、弃风等问题。因此，需寻求可再生能源新的发展路径及调峰方式，以打破对传统调峰方式的依赖[6]。

　　氢能兼具清洁二次能源与高效储能载体的双重角色，可为实现可再生能源大规模跨季节储存、运输的整体解决方案提供重要的支撑。在风、光资源好的“三北”地区，可再生能源基地化开发及技术进步带来的成本下降，为清洁能源制氢提供了经济可行性。目前中国部分光伏、风电发电基地电价已下降至0.25元/(k W·h)。同时，也可与分布式发电结合，解决风电、光伏发电等可再生能源不稳定和低能量密度问题。

　　2.3、 工业领域

　　氢气在工业领域有广泛的应用，目前主要是作为工业原料。工业领域是我国实现深度脱碳的难点，未来在生产工艺中，大规模使用绿氢替代化石能源有广阔的应用前景，也是工业领域深度脱碳的重要路径之一。从目前的理论探索和实践案例来看，氢能炼钢、绿氢化工和天然气掺氢是三个最主要的应用场景。

　　瑞典HIBRIT项目氢能炼钢工艺将氢气代替煤炭作为高炉的还原剂，吨钢二氧化碳排放量25 kg (欧洲其他国家水平约为2～2.1 t)，电力消耗4 051 k W·h。兰州“太阳能甲醇”示范项目研究高校电解水制氢以及固溶体催化剂二氧化碳加氢合成甲醇技术，能够有效提高光伏电能的利用率。

　　石化、化工行业是目前氢气消耗的最主要领域，绿氢替代灰氢是实现这些行业深度脱碳的重要途径。国外已有石油公司率先开启了推动绿氢对灰氢替代行动，2018年壳牌公司建设10 MW的PEM电解制氢厂，绿氢产量达到1 300 t;2019年，壳牌丹麦Fredericia炼油厂启动Hy Synergy项目，将建设北欧最大规模可再生能源发电的电解水制氢工厂，第一阶段将建设一个20 MW的电解厂和一个中央存储设施[7]。

　　2.4、 建筑领域

　　在建筑领域的应用主要是分布式热电联产系统提供电和热。冷热电联供技术体现出了较强的技术经济优势。微型热电联供为家庭同时提供电力和热量，避免了长距离运输电力的能量损耗，达到节能效果。燃料电池是实现热电联供有效载体，其能量转换效率高，功率密度大，无污染，不受卡诺循环的影响。

　　日本大力推广家用分布式燃料电池热电联供系统，从2008年量产到现在已售出28万套。中国微型热电联供处于初步研发阶段。2019年，由潮州三环股份有限公司牵头承担的“可再生能源与制氢技术”项目启动。目前，多地规划提出推广燃料电池热电联供试点项目[8]。

　　3、 氢能在供热领域的研究

　　我国供热领域仍以煤炭燃烧为主，绝大多数燃煤供热系统管理运行水平低下、除尘消烟设施未能很好地发挥作用。我国能源消费规划也以降低煤炭消费占比、提高天然气占比为核心。由于人民生活水平的提高以及城市能源供应结构调整的需求，导致对供热模式的经济、环保、节能等方面也有了更高的要求。我国供热系统存在环境、能源结构调整、供热体制、节能及供热模式的选择等问题[9,10]。

　　总体来看，氢能在供热领域的应用主要有两种方式，天然气掺氢和氢能燃料电池的热电联产。目前，天然气掺氢仍是有效输送和利用氢气的重要方式，通过该研究，可提高氢能多样化利用水平，通过开展天然气掺氢混烧领域的示范应用，有利于促进氢能规模消纳，推动氢能产业健康发展。同时，以燃料电池为载体的热电联供系统能有效接驳天然气、H2等燃料，实现供热领域中能源的高效利用。

　　3.1、 管道掺氢供热技术的研究

　　天然气管网掺氢是大规模氢能运输的重要手段。天然气掺氢燃料是将氢气与天然气按一定比例混合而得到的代用气体燃料，是“浅氢燃料”的一种。氢气具有燃烧速度快、燃烧界限宽、比热值小、淬熄长度长等特点。天然气中掺入氢气可以改变天然气的燃烧特性，增加燃烧值，又可以产生巨大的经济效益。掺氢天然气可被直接利用，也可将氢与天然气分离后分别单独使用[11]。

　　氢气直接作为燃料供应则需要更换燃气用具并且要求敷设氢气输送管道，导致使用成本太高。氢的运输是每一个国家氢能产业发展的薄弱环节，经济性和安全性都有待完善。由于天然气应用正处在蓬勃发展的阶段，世界上已建成天然气管道数量庞大，其运输和承载能力巨大。无论是作为商业、民用气燃料还是应用于交通领域，天然气管网掺氢都是解决上述问题的有效方案。如我国利用现有西气东输、川气东输等逾8万公里天然气主干管网和庞大的支线管网掺氢运输，不仅可低成本实现氢气大范围输运，更有力地促进西部可再生能源制氢的发展，为氢能产业提供绿色廉价的氢气，并对实现我国能源结构转型意义重大[12]。

　　国内外天然气掺氢项目见表1。

　　天然气管道掺氢混烧的经济性取决于计价方式，如若按体积计价，无论商用家用推广将存在经济性问题。1 m3天然气热值为同体积氢气的2.8倍，氢气一般在天然气进入门站之前掺入管道，如按热值计算，西部和东部地区配网端氢气成本分别低于0.54元/Nm3和0.71元/Nm3，理论上才具有经济吸引力。电解水制氢的纯度高，但目前耗电高达4.5～5 k W·h/m3，因此，管道掺氢在可再生能源电价很低或者弃电严重地区较为合理[13]。总之，在低碳环境的要求下，降低可再生能源电价是实现氢能利用的根本途径。2019年，光伏平均上网电价已降至0.35元/(k W·h),2021年将全部实现平价上网，预计“十四五”期间将降低到0.26元/(k W·h)以下，届时光伏发电成本将低于绝大部分煤电。2020年年中，中东某光伏项目上网电价创出了1.35美分/(k W·h)的新低，甚至不足“1毛钱/(k W·h)”。经过顽强的生长，光伏终于迎来了平价上网的时代，并向“1毛钱/(k W·h)”的目标继续前进。预计在“十四五”期间，光伏将拉开替代化石燃料发电的大幕[14]。

　　表1 国内外天然气掺氢项目案例

　　对于燃烧供热而言，燃烧特性的改善及燃烧器结构优化改进都能在一定程度上提升供热效率。针对天然气掺氢(HCNG)新型气体燃料，可研究掺混比、空燃比、预热空气温度等参数对火焰温度分布、燃烧稳定性、燃烧速率等燃烧特性的影响。

　　3.2、 热电联供系统的研究

　　燃料电池是一种能够直接将化学能转化为电能的装置，是一种高效环保的能源利用技术，在传统火力发电过程中受卡诺循环的限制能量的转化效率一般在40%左右，而燃料电池的理论发电效率可达83%。目前大型燃料电池发电站的电能转化率可达45%以上，燃料电池-燃气轮机发电站的电能转化效率可达60%以上，与氢动力燃料电池结合的电动机显示出比内燃机(13%-30%)高得多的总效率(40%-55%)[15]。氢能供热(热电联供)节能环保、经济性高、安全可靠，是未来极具发展潜力的供暖方式。目前，在日本已经实现了燃料电池热电联供系统的商业化应用，我国的燃料电池热电联供尚处于研发试验阶段。

　　质子交换膜燃料电池(PEMFC)和固体氧化物燃料电池(SOFC)的应用较广。PEMFC由于燃料中的CO容易造成Pt基催化剂中毒，对H2纯度要求较高，而SOFC对燃料包容度较大。PEMFC工作温度低，而SOFC工作温度相对较高，属于高温燃料电池，一般用于热电联供分布式。燃料电池高效耦合热电联产系统FC-CHP (Fuel Cell based Combined Heat and Power)能有效结合供热领域实际需求实现提高能源利用效率。

　　PEMFC对H2纯度的高要求，前端需配置H2提纯系统，增加了工艺流程及成本投入。目前在工业上最常用于分离提纯氢气的技术是变压吸附法(Pressure wing adsorption,PSA)。变压吸附法可以快速循环且连续地提纯氢气，但它在低温蒸馏的步骤中耗能非常大，同时需要额外提供很高的压力，对整个生产过程中安全要求很高。针对分离提纯氢气过程中高能耗的问题，若采用膜分离法将会降低约90%的能耗。在膜分离法中，当在膜的一侧通入含氢混合物，因膜对氢气有选择透过性，氢气可以从膜的一侧渗透至另一侧，从而在膜的另一侧得到纯净的氢气，实现制氢与提纯的系统集成。

　　SOFC属于高温燃料电池，对燃料包容性强，可同时接驳H2、CO、CH4等多气源原料气[16]。发电同时能高效利用其高温余热，实现热电联供，提高能源利用率。未来的研究中，如结合膜分离技术，实现异种膜的匹配及不同燃料电池的耦合，构建热电联供系统，解决燃料电池发电必须经过长流程、高成本、过程复杂的预重整单元的问题，将含有CO、H2、CO2和CH4等不同气体组成的工业气源与燃料电池直接进行匹配，并将二者灵活运用，能够最大程度地发挥两种燃料电池的优点。

　　4、 各种制氢技术的成本和碳排放

　　4.1、 制氢技术分析

　　根据制取来源分为两大类:(1)非再生制氢，原料是化石燃料;(2)可再生制氢，原料是水或生物质，按照碳排放量情况，分为绿氢、蓝氢、灰氢。制备氢气的方法目前较为成熟，从多种能源来源中都可以制备氢气，每种技术的成本及环保属性都不相同[17]。主要分为五种技术路线:氯碱工业副产氢、电解水制氢、化石燃料制氢(天然气制氢、煤气化等)和新型制氢方法(生物质、光化学等)，另外由于存储、运输等优势，化工原料制氢中甲醇裂解得到重视，制氢技术如图1所示。

　　全球来看，目前主要的制氢原料96%以上来源于传统能源的化学重整(48%来自天然气重整、30%来自醇类重整，18%来自焦炉煤气)，4%左右来源于电解水。化石能源制氢技术中，煤制氢技术成熟，适合大规模制备。由于我国富煤、少油、缺气的国情，在资源供应方面比较有保障，具有明显的成本优势，经济效益好[17]。但流程长、投资高，运行相对复杂。若单独生产氢气，每kg的H?约产生19-29 kg的CO2，按北京碳交易价50元/t考虑，氢气生产成本会增加1-1.5元/kg;天然气制氢流程短、投资低、技术相对成熟、运行稳定，由于天然气广义上属于清洁能源，环境污染相对较小。但由于国内天然气资源相对匮乏且价格昂贵，大规模推广具备一定难度。但天然气法工艺流程较为复杂，工艺条件较苛刻，装置投资较高，受原材料供应限制，只能选择天然气富集地区建厂。采用炼油副产品石脑油、重质油、石油焦和炼厂干气制氢，在制氢成本上不具有优势。如果将这些原料用于炼油深加工可以发挥更大的经济效益，因此，不建议将炼油副产品制氢作为炼油厂制氢的发展方向。甲醇的原料来源广泛，生产工艺成熟，成本低，耗能较少，储存、运输方便，反应流程较传统制氢工艺简单。在中小规模上，甲醇制氢较有优势[18,19]。

　　由于环境形势日益严峻，化石能源制氢需配碳捕集利用系统(CCUS)，对于煤制氢而言，CCUS增加130%运营成本和5%燃料和投资成本，增加约1.1元/Nm3成本。长远来看，必定从“蓝氢”制氢方式向“绿氢”制氢方式过渡。水电解制氢是最为理想的制氢方式，技术已相对成熟，但耗能较高。电解水制氢是否是绿氢，取决于当地的电源结构，在我国当前的火电占比接近70%的电源结构下并不能实现低碳排放。采用可再生能源电力直接制氢，或是当可再生能源电力实现高比例发展后，采用电网电力制氢，氢能才可以实现真正清洁和低碳。这需要不断降低可再生能源电力的成本，同时努力降低电解制氢的能耗。

　　图1 主流制氢技术

　　4.2、 成本对比分析

　　目前，制氢技术仍依赖化石燃料制氢，同时也是最成熟的方式;甲醇制氢具有综合优势;工业副产氢性价比较高;电解水制氢未来最具优势。对几种成熟以及极具前景的主流成熟制氢技术成本进行对比分析，如表2所示。

　　煤制氢成本最低，一次装置投资价格高，单位投资成本在1～1.7万元/(Nm3/h)。规模化才能降低成本，煤制氢不适合分布式制氢，适合中央工厂集中制氢。CCUS增加130%运营成本和5%燃料和投资成本，增加约1.1元/Nm3成本。天然气制氢虽然在成本方面有优势，甲烷水蒸气重整(Steam Methance reforming,SMR)在天然气制氢技术中发展较为成熟，应用广泛但需要针对性地制氢，对于前期投资要求较高。甲醇作为储氢载体，能量密度高、安全可靠、存储运输成本低、制氢转化条件相对温和、反应温度一般在250～300℃、不含硫、制氢过程相对容易实现，制氢成本虽高，但综合成本低，是比较合适的制氢原料选择[20,21,22]。电解水制氢是最理想的清洁能源替代方式，但成本最高，目前不适合最为制氢原料的选择，未来目标旨在降低可再生能源电价与电解制氢相结合，让平价光伏与绿氢制备相互成就[23,24]。

　　4.3、 碳排放情况对比分析

　　化石能源制氢碳排放量较大，一般需结合碳捕集及利用设施，增加投资成本。考虑减排效益，绿色氢能的发展路径需结合可再生能源的电解水制氢方能实现[25]。随着可再生能源的平价上网，可再生能源发电成本将低于绝大部分煤电，碳排放强度必将持续下降[26]。目前，不同制氢方式碳排放情况如表3。

　　5 、展望和政策建议

　　预计到2050年，秉承“绿氢为目标”，“蓝氢为过渡”，“灰氢不可取”的原则，构建清洁化、低碳化的氢能供热应用体系，为2060年“碳中和”目标的实现提供技术支撑。近中期，充分利用化石能源的基础上，充分利用工业副产氢，鼓励可再生能源制氢，为长远实现绿色、高效供热方式奠定基础。深入研究管道掺氢技术及依托燃料电池热电联供技术，鼓励燃料电池重要材料及核心技术的研发，并给予政策支持。针对氢能标准体系不完善的问题，建立健全氢安全基础研究体系，包括防泄露、与材料的兼容性等。通过开展天然气掺氢混烧领域的示范应用，促进氢能规模消纳，推动氢能产业在供热领域的健康发展，解决目前供热领域存在的各种问题，从而提高氢能的多样化利用。

　　表2 成熟制氢技术成本比较

　　表3 不同制氢方式碳排放情况

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