蒋利军：储氢的形式多样，走符合我国实际的储运之路

当前我国经济的高速发展建立在大量消耗化石能源的基础上。

然而，随着我国能源需求总量的不断攀升，化石能源难以为继，能源的多元化供给，以及高占比可再生能源为特征的多元化能源结构成为必然发展趋势。

“氢能最主要的特性是可储可输，它适于大规模长周期储能和超长距离运输，因此将成为多元化能源结构的桥梁和纽带，使化石能源应用更加清洁、可再生能源应用更加高效、能源系统更加柔性灵活。”有研科技集团有研工程技术研究院所长蒋利军在首届“中国北方氢谷”产业发展高端交流会上这样说道。

氢储运：变“弃能”为“氢能”

氢的储运需要考虑3个步骤：氢产地的收集与转化，长距离运输，以及本地配送、储存与再转化。

氢有3种运输方式，分别是船运、车运和管道；有3种存储介质，分别是高压氢气（气态），液氢、液氨、有机液体（液态），以及储氢材料（固态）。

氢的运输采取何种方式、选用何种介质取决于氢的运输距离、规模和最终用途，氢的储存采用何种介质取决于储存容量、时间、所需要的放氢速度及其地理条件适用性。

蒋利军认为，我国可再生能源制氢潜力巨大，且风光资源与天然气管网地理匹配性好，电力交易制和配额制实行后，由于波动性造成的“弃电”将得到有效控制。

按2017年弃电量1亿千瓦时估算，可产氢180万吨，天然气管网应能完全消纳。

此后，应更关注由于输电能力限制所造成的“弃能”，通过高效电解水制氢和氢的低成本储运，变“弃能”为“氢能”，打通另一条有效开发可再生能源的途径。

而可再生能源电解水制氢能否具有竞争力，关键在于两个因素。

第一是电价。在电解水制氢中，电价占70%-80%。如果将电价控制在0.3元/kWh以下，电解水制氢便有足够的竞争力。

蒋利军建议，多措并举，将可再生能源电解水制氢的电价控制在0.3元/m³H₂以内，并向0.1元/m³H₂目标逼近，以提高可再生能源电解水制氢的竞争力。

第二，氢能的发展必须考虑在本地的消纳能力，应发展本地氢能应用产业，提高本地氢能消纳能力，形成氢能新产业。

走具有我国特色的储氢之路

①储罐储氢

储罐储氢适合氢能短期和小规模储存。

其中，高压储氢是现阶段的主要应用方式。我国常用20MPa钢瓶固定储氢，我国的20MPa钢瓶产量占世界总量的70%，产业化基础良好。

同时，我国也发展了钢带缠绕高压储氢容器用于加氢站的站内储氢，最高压力可达87.5MPa。目前，98MPa高压储氢装置已经中标上海舜华和如皋加氢站。

目前国内车载储氢主要是35MPa碳纤维缠绕Ⅲ型瓶，70MPa碳纤维缠绕Ⅲ型瓶少量装车运行中。

而出于对安全的担忧，根据相关法律规定，我国仍不准许使用Ⅳ型气瓶。

液态储氢方面，低温液氢在航天等领域得到应用，有机液态储氢和液氨储运氢正处于研发示范阶段。

固态储氢方面，成熟材料体系正在示范应用中，新材料体系研发在继续。

②稀土储氢

我国稀土资源丰富，但利用不平衡，包头和四川的稀土富产La、Ce，但La、Ce长期大量积压约10万余吨。

开发低成本的非镍或低镍基稀土储氢材料，应用于高密度高安全的固态低压储氢，将稀土资源与风光资源相结合，储氢于稀土储罐中，可走出一条具有我国特色的氢能产业之路。

而这条路是否可行，关键在于成本，必须大幅降低合金的镍含量，使用廉价的贱金属替代镍，保证合金的低成本和价格稳定。

蒋利军建议，充分利用毗邻内蒙的La、Ce稀土资源，开发低成本稀土储氢技术，建立制氢现场高密度高安全大规模稀土储氢示范，发展具有我国特色的稀土规模储氢产业。

近年来，我国进行了固态储氢的示范应用。例如，风-氢-电一体化能源系统储氢容量达500Nm³，储氢密度55kgH₂/m³，可再生能源分布式发电储氢容量为25Nm³。

燃料电池客车用固态储氢系统方面，低压充氢只需4-5MPa，充氢时间只需20分钟，完全满足燃料电池动态响应要求，一次充氢续驶里程达400公里。

而且，低压储氢大大降低了对加氢站的要求，目前200公斤高压加氢站成本需1500万元，低压加氢站成本则可控制在200-300万元。

③地质储存

地质储存是氢能大规模和长期储存的最佳选择。

国际上，根据现有的地理条件，选择盐穴、废弃矿井、油气井和含水层大规模长期储存压缩氢气的方式。这种储氢成本最低，约0.6美元/kgH₂，效率约为98%。

从具体国家来看，美国具有最大的可储存1-2万吨氢的盐穴，英国有3个盐穴可以储存1千吨氢气，德国计划于2023年建设1个3.5千吨氢气的盐穴储存示范项目。

④有机液体储氢

有机液体储氢以甲苯、二苄基甲苯、新型稠杂环有机分子作为储氢介质，在加氢、脱氢催化剂作用下，高温实现氢的可逆吸放，常温实现氢的储运。

新型稠杂环有机液体储氢材料的重量储氢率达到6wt%，体积储氢密度达到60kgH₂/m³，可在140℃、80bar下加氢，160℃下脱氢。

有机液体储氢

管道输氢将成未来氢能运输的主要方式

对于氢能运输方式，蒋利军认为，近期，根据运输半径100公里的使用要求，以长管拖车运氢为主。

中期，氢能应用向吉林省内和近邻内蒙、黑龙江辐射，平均运输将扩至800公里，宜综合采用长管拖车和液氢罐车运氢。

远期随着氢能市场向全国甚至国外辐射，液氢和管道输氢将成为氢能运输的主要方式。

①天然气掺氢管道运输

充分利用现有天然气管网掺氢输送，可避免投资建设新的输氢基础设施。

目前全世界已有37个示范项目，研究表明，聚乙烯配送管道可以做到100%氢气输送。实践表明，欧洲燃气加热和烹饪器具可满足23%掺氢燃气要求。

现在的问题在于，燃气轮机仅能承受小于5%的掺氢比例，每公斤掺氢成本将增加0.3-0.4美元/kgH₂。

蒋利军建议，近期以华润天然气子网为试点，开展掺氢示范，建立地方标准，为最终向中石油俄气主管网大规模掺氢输运奠定技术基础。

②管道输氢

采用纯氢的管道输氢，运营成本低，使用寿命可达40-80年，但建设成本高，需获得通行权。

若运输距离不超过1500公里，管道输氢最为便宜，成本约为1美元/kgH₂。

目前全世界已经有近5000公里的氢气管道，其中美国2600公里，比利时600公里，德国400公里，中国100公里。

建议以长距离运氢为基点，引进和开发第三代氢膨胀机液氢制备技术和装备，降低液氢制备能耗和成本，并根据最终用途需要，适当发展低能耗液氢和甲醇制备技术。