高压氢和液氢储运氢能耗及成本分析

徐文斌

(安徽职业技术学院 环境与生命健康学院,安徽 合肥 230011)

随着发展方式,人口及消费模式等诸多因素的影响,能源消费总量快速增长,由此导致的环境问题日益突出。我国能源结构呈现“富煤、少油、缺气”的状态,能源结构单一,以有限存量化石燃料的燃烧导致我国成为遭受污染等灾害较为严重的国家之一。其次,我国的CO2减排面临紧迫性。2015年我国签署的《巴黎协定》,目标是在2030年中国单位GDP碳排放要比2005年下降60%～65%,非化石能源在总的能源当中的比例提升到20%左右。因此,绿色清洁高效低成本的能源开发利用是未来经济社会发展的重要研究方向。

氢能作为中国能源问题的最终解决方案,将深刻影响中国能源应用的前景。《2019中国氢能源与燃料电池产业白皮书》中指出到2050年氢能将在中国终端能源体系中占比达到10%[1],与电力协同互补,共同成为中国终端能源体系的消费主体之一。

然而,当前我国氢能利用的主要特点是“就地生产,就地消费”,全生命周期商业化应用中诸如制取、储运、应用等各环节还不够成熟,而储运是其中的瓶颈环节。目前常见的储运方式是高压气态氢及液态氢储运[2-4]。郑津洋[5-6]等IS-6I人介绍了氢能高压储运设备基本特点、发展现状和面临的挑战,并在对高压储氢设备进行风险辨识和评价的基础上提出了相应的风险控制措施。刘翠伟[7]围绕氢能输送与应用,分析了氢能全产业链：制备、储存、输送、加注以及终端应用一系列工艺的研究现状,梳理了氢能输送及应用涉及的关键技术问题,明确了未来发展趋势并提出建议。殷卓成[8]等指出液体和固体形式储氢密度高、安全、运输方便,有望与燃料电池技术结合广泛应用于交通运输领域;天然气掺氢管道输送是氢能规模化、大面积区域性辐射应用的必然趋势,但相关技术、标准需完善。邹才能[9]等阐述了氢产业链中制备、储运、应用等重点环节主要关键技术进展,分析了氢能工业化现状与发展趋势,探讨了氢工业发展所面临的挑战,展望了氢能产业的发展与未来。他们认为加快推进制氢、储氢、运氢、氢燃料电池、加氢站及其他用氢场景等氢能全产业链整体发展,注重与油气工业深入融合协同,将有效推进氢气工业体系快速高质量发展。

学者们主要对储氢设备风险识别和评价、风险防控措施以及氢制备、储存、输送、加注技术及发展趋势进行了相关研究,但鲜少有关储运氢成本分析的研究报道。鉴于此,本文对高压氢、液氢储氢技术的能耗、能效、碳排放及成本进行了对比分析,为工程上氢能的储运提供参考。

1 模型定义及假设说明

目前氢能市场上最常见的氢储运方式是高压气态氢或液态氢。高压氢：高压氢是通过气态氢的方式进行储运,主要分为三步,首先通常将氢源的氢气增压到20 MPa,其次通过专门的长管车运输到加氢站卸气,最后在加注站进一步将压力增压到45 MPa,通过加注枪加注到用户。高压氢主要用于城市内或短距离城市间的陆运。液氢：液氢是通过低温液氢的方式进行储运,也主要分为三步,第一步氢气在低温下进行液化,第二步通过液氢船或液氢槽车运输到液氢加氢站,第三步在加注站加压气化,通过加注枪加注到用户。液氢以液态形式运输可以适用陆运海运,但是由于是低温环境,储存运输过程中伴随一定的氢气蒸发。

高压氢、液氢储运氢都可以分为储氢、运氢、加氢这三步,储运氢流程简图如图1所示。

图1 储运氢流程链图

储运氢系统总能耗：

W总=W储+W运+W加-E储-E运-E加=(q储+q运+q加-e储-e运-e加)M

(1)

式中：W储,W运,W加：储运氢过程中外界对系统的能量输入;q储,q运,q加：储运氢过程中单位质量氢气对应的能量输入;E储,E运,E加：储运氢过程中系统对外界的能量输出;e储,e运,e加：储运氢过程中单位质量氢气对应的能量输出;W输：系统(燃料电池)输出功率;q输：单位质量氢气对应的系统(燃料电池)输出功率。

储运氢系统总能效：

(2)

储运氢系供应链总成本：

C总=C储+C运+C加

(3)

式中：C储：氢气单位储存成本,元/kgH2;C运：氢气单位运输成本,元/kgH2;C加：氢气接收单位加注成本,元/kgH2

主要基本假设：本文中数据按氢气初始压力为2 MPa,储运氢规模为50 t/d氢气规模,加氢站均按1 000 kg/d供氢规模考虑,且终端可完全消耗1 000 kg/d氢气,无剩余。文中的碳排放是相对碳排放,是相对于常规火电的碳排放,也就是考虑了氢气本身对环境的碳减排作用。另外,燃料电池的发电效率均按60%计算,即1 kgH2经过燃料电池可发电20 kwh。

2 高压氢储运能耗分析

高压氢是以高压气态氢的形式进行储存运输,主要步骤有加压、运输、增压及氢气加注,其中增压及加注在加氢站完成。目前,中国市场上主流的高压氢长管拖车的运氢压力通常为20 MPa,因此,首先需要将2 MPa的源氢增压到20 MPa,从热力学理论可知等温压缩效率最高,将氢气从0.1 MPa增压到70 MPa,理论能耗是2.08 kwh/kgH2[10],然而实际上等温压缩很难实现考虑压缩机效率后实际能耗为5 kwh/kgH2[11]。因此,考虑70%的隔膜压缩机效率,将氢气从2 MPa加压到20 MPa能耗为1.13 kwh/kgH2,20 MPa增压到45 MPa能耗为0.56 kwh/kgH2[12],加注时加注枪的冷却能耗为0.63 kwh/kgH2,因此加注站内的增压和加注冷却总能耗为1.19 kwh/kgH2。

高压氢采用20 MPa长管车运输,350 kg长管车考虑20%残余气,实际运氢量280 kg,按耗油按25 L/100 km计算;公式(1)可知折合能耗为：0.95 kwh/kgH2/50 km。高压氢储运氢路线的能耗及效率如图2和图3所示,从图中可以看出,随着运氢距离增大,运输能耗随运输距离线性增加,效率明显减小,因此高压氢一般适用于城市内或相邻市之间的短距离用氢场景。

运输距离/km图2 高压氢储运氢能耗图

运输距离/km图3 高压氢储运氢效率

高压氢的成本主要由增压、运输及加注站三部分组成,增加和加注都分为运行成本和设备折旧成本,其加压成本和加注站成本分别为2.67元/kgH2,9.33元/kgH2(1 000 kg/d高压加氢站投资约2 000万,另外,根据模型测算,1 000 kg/d加氢站匹配的100 km运氢成本为5.92元/kgH2。高压储运氢成本如图4所示,从图中可以看出,随着运输距离的增加,运输成本显著增加,占总成本比例越来越大。

运输距离/km图4 高压储运氢成本

3 液氢储运能耗分析

液氢是以低温液态氢的形式进行储存运输,主要步骤有液化、运输、气化及氢气加注,其中气化及加注在加氢站完成。氢液化是指将气态氢降至-253 ℃进行液化,这也是液氢储运中最关键的步骤。其原理如下：循环中300 K到80 K温区的热量主要由液氮带走,然后利用单独的制冷循环,通过膨胀制冷的形式进一步降温。液化路氢气首先将氢气压缩到目标压力,然后通过各级换热器逐渐降温,最终液氢存储温度压力为20.4K& 1.06 bar。目前世界上运行的氢液化装置基本都采用改进型带预冷的Claude液化流程,采用液氮预冷,氦气制冷的氢液化流程性能最好,单位能耗为12.08 kwh/kgH2[13-15]。

氢气液化完成后,通过液氢槽车将液氢运输至加氢站并储存于站内的液氢罐中,低温液氢泵吸入液氢后进行增压在高压气化器中气化成高压气态氢,存入储氢瓶组,待有车辆加氢时,从储氢瓶组中取气加注。该工艺系统还可以充分利用液氢的低温冷能,用于加注前的氢气冷却,同时相较于先汽化后通过压缩机压缩气态的工艺,液氢泵的能耗要远远低于压缩机能耗,液氢气化时液氢泵的能耗为0.55 kwh/kgH2,加注时加注枪的冷却能耗为0.63 kwh/kgH2,因此液氢加注总能耗为1.18 kwh/kgH2。

液氢运输采用专门的液氢槽车,4 000 kg液氢槽车考虑3%残留氢实际运氢3 880 kg,按耗油按25 L/100km计算,由公式(1)可知折合运输能耗0.07 kwh/kgH2/100 km,运输的过程的装卸泵的能耗也应该予以考虑,为0.38 kwh/kgH2[16]。液氢不仅适用槽车陆运,也适用长距离海运,液氢海运能耗为0.03 kwh/kgH2/1 000 km。液氢储运氢技术的能耗及能效如图5和图6所示,从图中可以看出,随着运氢距离增大,运输能耗(含陆运和海运)增加缓慢,效率下降并不明显,因此液氢适合跨海及城市内或相邻市之间长距离用氢场景。

运输距离/km图5 液氢储运氢能耗

运输距离/km图6 液氢储运氢效率

液氢的成本主要由液氢蒸发损耗、液化、运输及加注站四部分组成。根据文献数据[17],大型球罐日蒸发率约为0.03%,30 m3液氢槽罐日蒸发量0.5%,海运蒸发率0.2%;文献[18]中指出液化成本约为9.66元/kgH2,根据《中国氢能产业报告2020》数据,1 000 kg/d液氢站固定投资2 200万,核算折合加注成本为9.93元/kgH2,另外,根据运输模型测算,1 000 kg/d加氢站匹配的100 km运氢成本为0.93元/kgH2。液氢储运成本如图7所示,从图中可以看出,随着运输距离的增加,运输成本缓慢,占总成本比例较小。

运输距离/km图7 液氢储运成本

4 结 论

本文基于储运氢模型,重点分析了高压氢、液氢储氢技术的能耗、能效、碳排放及经济性。分析结果表明：

高压氢在高压20 MPa储存和运输,其能耗及成本随运输距离增大而明显增大,综合效率快速下降,一般适用于城市内或相邻市之间的短距离用氢场景。

液氢在低温环境(-253 ℃)下储存和运输,液氢由于液化能耗及成本过高导致总能耗及成本居高不下,综合效率也较低,而且整个过程中都伴随着氢气的蒸发损耗,因此不适合跨海及相邻市之间长距离用氢场景,这也是目前液氢没有推广使用的主要原因。