核能制氢-冶金应用耦合技术的现状及应用前景

饶文涛 魏 炜 蔡方伟 杨建夏 李文武

宝武清洁能源有限公司

0 前言

目前，中国风电、光伏总发电量占比约10%，核电占比约5%，有人认为仅仅依靠大力发展太阳能、风能及其它低碳能源，就可以满足世界日益增长的能源需求，同时达成温室气体大幅减排的目标。但是考虑到风、光电建设中对场地的巨大需求，还有就是其与生俱来的不稳定性，如果没有核能等高强度、稳定能源的快速增长，以及与节能技术的结合，全球性的减排目标是很难实现的。

核能的发展需要更加安全的核技术，新反应堆的建造成本必须比现在更低，建造起来更加容易和快速，对外部威胁的防范能力更强，才能更好地适应国家的具体需求，且能更好地与正在迅速发展变化的供电电网特征相兼容和匹配。目前的供电电网正在接受先进电网技术的改造，供电网络不得不接受日益增长的间歇性的风能和太阳能装机容量的加入，核能电加入电网的难度更小，每单位低碳电力所需的投资也远远低于风能和太阳能，非常有竞争力。

本文首先对核能新技术的发展现状进行了简要的介绍，接着介绍了核能制氢的新技术，然后对氢能在钢铁行业的可能应用场景进行了分析，最后得出核能制氢与冶金应用耦合是一条可行之路的结论。

1 核能新技术发展现状

为了实现核能的可持续发展,核能界提出了第四代核能系统的概念,即利用已经大规模商用的核电系统的经验开发出更安全、经济性更好的核能系统。由世界主要核电国家(美国、法国、英国、日本、韩国、加拿大、中国等)组成的第四代国际论坛于2002年提出了6种第四代反应堆堆型。

第四代核能系统的发展不仅可以为更多利用核电创造条件,而且也可以为核能在电力生产之外的领域应用开辟道路。

按照技术特点与运行方式可以分为6种类型。

1）水冷陆地小型反应堆。发展自并网发电的轻水反应堆和重水反应堆，这种技术是相对而言最为成熟的，代表的产品有美国的Nuscale和中核集团ACP100。

2）水冷海上小型反应堆。能够被部署在海上或者通过驳船固定电站的形式或者水下电站的形式呈现，这种反应堆相对比较灵活。中广核ACPR50S，俄罗斯KLT-40S浮动核电站已经在2020年5月投入使用。

3）高温气冷小型反应堆。运行温度超过750℃，因此能够有更高的用电效率。清华大学HTR-PM（210MW）于2021年投入使用。

4）快中子小型反应堆。俄罗斯BREST-OD-300正在建设，预计2026年投产。

5）熔盐小型反应堆。由于熔盐的内在特性和低温单相冷却系统能够避免大范围的污染，因此这种反应堆的安全系统高，而高温的反应环境，也使得发电效率高和燃料循环更加灵活。中科院上海应用物理所smTMSR-400正在设计阶段。

6）微型小型反应堆。通常发电功率小于10 MW，可以使用多种冷却液，甚至可以使用热管进行导热。微型反应堆未来有希望在专门的供电场所使用，包括偏远地区、挖矿、渔业，用于替代柴油发电机，代表有美国西屋eVinci（2~3．5 MW）。

在这6种堆型中，超/高温气冷堆的堆芯出口温度为850~1 000℃，具有固有安全性、高出口温度、功率适宜等特点，是核能制氢最具商业应用前景的技术。

未来的核能系统分成两大类型：采用闭合循环的快中子堆,以便在实现持久的电力生产的同时,使铀的需求和长寿命高放废物的负荷最小；高温气冷堆（HTR-PM，High Temperature Gas-cooled Reactor Demonstration Plant),使核能生产延伸到为工业提供高温工艺热,用于制氢和生产合成燃料。

高温气冷堆技术国内已有样板工程，清华牵头的HTR-PM技术200 MW高温气冷堆示范工程运行许可证获批，项目取得重大进展，今年有望实现并网发电。中国工程院正在开展高温气冷堆与山西废弃矿井利用相关的战略研究。高温气（氦气）冷堆是我国自主研发的新一代核反应堆，通过高温气冷堆提供的高温，为大规模、低成本氢气制备技术的研发和应用提供了一条路径，可以实现对化石燃料产蒸汽、产氢气的替代，从而可能大幅降低冶金、化工等行业的碳排放。

目前，核能技术正处于1．0时代，即从当前到2030年左右，主要的创新集中在降低现有核能技术的运行和维护成本，以及延寿等方面。第二阶段，也是更为关键的阶段，从2030年左右开始，届时大规模的燃煤（电站）退役，核电站数量将大幅增加，进入核能2．0时代。这段时间内主要致力于先进核反应堆以及燃料技术的商业化，取代传统的基负荷容量。与电网中（相比现在）更大容量的间歇性可再生能源相比具备竞争优势，同时允许用户自主选择。核能渗透到更广泛的能源市场，包括工业过程热、脱盐、运输领域的燃料生产等。第三阶段，核能3．0时代，在2050年前后，届时更多的先进核能技术将得到广泛部署，以实现更低的碳排放要求。

2 核能制氢技术发展现状[1~4]

2.1 主要的核能制氢技术

核能制氢在研的几条技术路线包括生物质热化学制氢、热化学碘硫循环制氢、高温固体氧化物电解制氢、甲烷（高温）重整制氢等，通过对其研究现状、工业化可实现度、碳减排、经济性等评估，将生物质热化学制氢、甲烷重整制氢规划为近期工业化的重点突破方向，热化学碘硫循环（热解）制氢、高温固体氧化物（电解）制氢为长期技术攻关目标。

能够与制氢工艺耦合的反应堆可有多种选择,但从制氢的角度来看,制氢效率与工作温度密切相关。为了获得高制氢效率,应该选择出口温度高的反应堆堆型。高温气冷堆(出口温度700～950℃)和非常高温气冷堆(出口温度950℃以上)是最适宜的选择。新一代核氢技术=高温气冷堆+碘硫循环制氢。

国内的样板工程600 MW高温气冷堆的连云港化工园供蒸气项目已完成可行性研究。按2．5 MW水电槽供氢500 Nm3/h计，百万吨氢冶金工厂小时需氢量为10万Nm3,配套的水电解装机功率为500 MW。之前做过的核算认为一台600 MW的高温气冷堆机组可满足180万t钢对氢气、电力及部分氧气的能量需求，每年可减排约300万t CO2，减少能源消费约100万tce，目前看600 MW的HTR-PM机组满足百万吨氢冶金工厂的用氢是没有问题的。我国已建成并运行10 MW高温气冷实验堆，200 MW高温气冷堆商业示范电站于2020年建成投产，中核集团联合清华大学已启动600 MW高温气冷堆商用核电站的项目实施工作，并已基本完成其标准设计和评审，已启动厂址选择工作。

2.2 与其它制氢技术比较

按全绿氢（90%）冶炼测算，百万吨级绿氢冶金钢厂对绿氢的需求量为100 000 Nm3/h，消耗指标为750 Nm3/t钢，考虑如下三种制氢方案。

1）天然气（NG）制氢。天然气制氢的成本约为1．97元/Nm3（天然气按照2．5元/m3测算），存在少量CO2排放。

2）核电制氢。核电电解水制氢成本，按照核电上网电价0．43元/kWh计算，加上制氢站折旧、维护以及输送成本等其它费用（约0．3元/Nm3），氢气成本接近2．5元/Nm3。

3）风电、光伏制氢。按风力、光伏电解水制氢成本+输送成本（0．1元/Nm3）测算，低谷电价0．336 3元/kWh时，制氢成本为1．83元/m3。

从成本与资源情况进行分析，目前国内风力、光伏电价格约为0．35元/kWh，随着技术的进步，风力、光伏发电的成本有望降到0．15~0．2元/kWh，电解水制氢的成本将进一步降低。据中国网财经6月22日讯报道，宝丰能源国家级太阳能电解水制氢综合示范项目绿氢综合成本为1．34元/Nm3，随着技术的不断更新和公司自有折旧资金的投入，可再生能源制氢成本可降至0．7元/Nm3，与化石能源制氢成本相当，达到行业最好水平。从目前情况推断，未来几年风力、光伏发电的成本有望降0．2元/kWh以下，风力、光伏电制氢成本降至1．16元/Nm3以下是可能的。核能要在经济性上具有竞争力，在短期内看只有生物质热化学制氢、甲烷重整制氢具有可能性，热化学碘硫循环（热解）制氢、高温固体氧化物（电解）制氢可以规划为长期技术攻关目标。

3 核能在钢铁行业应用场景分析[5~12]

目前，国内外的钢铁企业已经就氢能源在钢铁流程的应用进行了多方探索，表1为目前国际上主要的氢冶金应用示范场景项目。

表1 目前国际上主要的氢冶金示范工程

3.1 核能电替代制备电厂

绿电化、绿氢化将渗透到所有行业，钢铁行业也面临这个转化，从表2可见，钢铁厂目前的吨钢电耗在206．46~794．09 kWh,平均约为500 kWh/t，根据测算如果将制备氢气的电也计入吨钢电耗，吨钢电耗需求可达5 385 kWh/tce，目前钢厂电气化率不到10%，可见钢厂对电力的需求空间巨大。

表2 2020年中钢协吨钢工序能耗及吨钢用电量 单位：kgce/t

钢厂目前主要通过“自发电量”或自发电+大用户直购电电量的方式来实现用低价电，最多的甚至可以实现覆盖企业90%以上的用电量。

自发电目前主要采用钢企内部生成的余热、余压、余气等“三余”作为原料，实现了节能减排和循环经济的发展，环保效益得以增强。钢铁行业整体自发电率已达到50%左右，部分先进的钢企已经达到了80%以上。公开资料显示，首钢京唐自发电比例超80%，山钢日照约85%，阳春新钢铁达到85%以上，华菱湘钢约67%，包钢股份为58．72%。其发电技术、运行都已比较成熟，且投资成本回收也比较快。自备电厂目前存在的主要问题是单机容量受限制。国家电力系统内部发电企业单机容量均在600 MW以上，目前1 000 MW是主力机组，而自备电厂单机容量普遍较小，在60~200 MW左右。发电机组越小，效率越低，故而发电成本越高，这是目前自备电厂运营最大的限制。

从目前钢厂自发电三大能源来源看，均是越来越少，自发电面临无米下炊的窘境。首先是回收的可燃气体，主要是焦炉、转炉和高炉煤气，随着焦炭使用量的减少，煤气在减量。第二是余热，各工序用于设备、产品冷却的余热及加热炉产生的高热烟气、废气等，如烧结余热、焦炭余热、加热炉烟气余热等。随着富氧燃烧等技术的推广及使用，烟气也在减量。第三是余压，如高炉炉顶余压等，随着竖炉的使用，高炉的余压也在减少。传统制备电厂面临无米下锅，小型核电的单机容量已经接近自发电200 MW的容量，提供了电网购电外的另外一种选择。

核能电替代自发电是核能在钢厂使用的一个重要的场景，核能替代自发电厂需要从五个方面考虑其可行性：技术属性，运行年份、装机容量、锅炉燃烧技术、应用范围；盈利能力，年度毛利润、使收支平衡的利用小时、使收支平衡的煤炭价格；环境影响，CO2排放、空气污染及健康影响、水资源影响；电网稳定性，能源结构、间歇性可再生能源；公平性，退役速度、资产搁浅、就业。

3.2 高炉富氢还原实验

在现有的大型高炉上使用喷氢减碳，是氢冶金的主要场景之一，目前面临三大问题。

1）氢气供给量受限

高炉内的主要的铁矿石还原反应，主要是CO气体将氧化铁(铁矿石)还原而生成金属铁，该反应是放热反应。通过氢气将氧化铁还原是吸热反应。因此，如果没有风口供给气体，从高炉炉身部仅供给氢气，则在热量上无法完全进行高炉内的铁矿石还原，氢气从炉身部的供给量相对于风口供给气体量，被限制为很小的值。像这样将少量的氢气直接从高炉炉身部供给的情况下，铁矿石的氢还原仅在该区域发生。如果在炉壁附近氢气浓度过剩，则由于铁矿石的氢还原，使气体温度急剧下降，无法维持还原所需的温度，因此为了确保炉壁附近适当的氢气浓度，可供给的氢气供给量，仅允许小于上述上限的值。所以，由于氢气供给量的制约，存在无法设定足够高的高炉内的氢还原的比率的问题。

2）制造氢气时生成的CO2的问题

3）还原气体成分

关于向高炉炉身部供给还原气体，现有技术中认为只要以高浓度含有氢气即可，但实际上为了向高炉炉身进行供给从而在高炉内使氢冶炼顺利地持续进行，并且削减高炉中生成的CO2，在还原气体的成分组成方面有严格的限制。许多技术提出了将不优选的气体种类的还原气体向高炉炉身部供给，这样的方法无法在短时间内进行操作，或者无法削减高炉中生成的CO2。具体可结合图1理解。

图1 高炉喷氢量的理论值

3.3 全氢、全氧高炉场景

小型全氢、全氧高炉使用氢冶金是炼铁工序另外一个重要的使用场景，具体见图2，其基本的原理就是利用现有的设备，尽可能多地使用氧气、氢气，实现减碳。

图2 氢、氧高炉原理示意图

技术路径是将氧气高炉顶煤气中的CO2提取，然后加入等量的氢气，将新的混合气，吹入后BF中实现顶煤气循环。其中，氢气的加入量，可以进行如下的简要计算，CO:43%=3 018 kcal/m3＊43%=1 298 kcal/m3，H2:56%=2 576 kcal/m3＊56%=1 442 kcal/m3，N2：1%，混合气热值=2 740 kcal/m3H2加入量=1 173 Nm3/TFe×48%=563 Nm3/TFe。

3.4 氢基竖炉应用场景

氢基竖炉可以最大化地使用氢能，其工艺流程比较简洁（见图3），无需顶煤气CO2脱除装置和煤气重整炉，主要设备为竖炉、两段式加热炉、煤气洗涤器和加压机。H2消耗约为650 Nm3/tDRI(54 kg H2/tDRI，含加热消耗)，进入竖炉还原需要加热至1 000℃。对于年产100万t DRI产品的直接还原竖炉，大约需要氢气6．5亿Nm3/年。

图3 氢基竖炉工艺流程图

4 结论

以高温气冷堆HTR-PM技术为代表的核能技术可以提供廉价、稳定的热和电，结合制氢技术，能为钢厂提供廉价氢气，助力钢厂实现氢冶金。在具体实施时，小型气冷堆等核能制氢技术，需要分步实施，在近期内结合核能热电的生物质制氢等技术可能更具有经济性，远期热化学碘硫循环（热解）制氢、高温固体氧化物（电解）制氢等将成为主流。核能氢在钢厂的自发电厂替代、大型高炉喷氢、小型高炉全氧/全氢冶炼、全氢竖炉等领域都具有应用的前景。核能制氢-冶金应用耦合技术，无论对于钢厂还是核电产业的可持续发展都意义重大。