在燃料電池汽車政府補貼不退坡的政策推動下，我國燃料電池汽車得到了迅速發(fā)展。2017年燃料電池汽車累計運行1098輛，2018年產(chǎn)量則達到1527輛，2019年燃料電池汽車“十城千輛”計劃呼之欲出。但目前國內(nèi)投運的加氫站僅為12座，加氫難、加氫貴的問題日益突出。有的地方，燃料電池汽車需排到凌晨12點才能加上氫，且價格偏高，每公斤氫接近70元。

      為推進燃料電池汽車的商業(yè)化進程，我們必須解決以下3個瓶頸問題：1、如何制得價格合理、品質(zhì)合格的氫氣? 2、如何以合理的價格運輸氫氣? 3、如何快速建設(shè)具有可持續(xù)發(fā)展能力的加氫站?

一、氫氣從何處來

      我國已具有良好的制氫工業(yè)基礎(chǔ)，氫氣資源豐富。2016年，我們生產(chǎn)了2100萬噸氫氣，還有近1200萬噸的副產(chǎn)品氫氣，并擁有規(guī)模較大的制氫設(shè)備能力，如單臺裝置煤制氫能力最高可達30萬噸/小時，煤氣化爐近1000臺，堿性水電解制氫裝置最高可達10003/h。

      但是工業(yè)用氫不能等同于氫能用氫，兩者仍具有較大不同。首先，氫氣的質(zhì)量要求不同，燃料電池用氫氣中的硫化氫、氨、一氧化碳等有害雜質(zhì)的含量要求遠低于工業(yè)純氫；第二，氫能用氫更重視制氫能效，作為能源載體，氫能用氫必須進一步提高制氫的能源效率，目前化石燃料工業(yè)制氫效率相對較低，大多為50-60%。但是對于氫能用氫，其制氫能效應(yīng)該達到70%，否則將在與其他供能裝置的競爭中處于不利地位；第三，氫能用氫必須考慮制氫的清潔度，必須考慮碳排放，如氫氣來源于化石燃料必須考慮二氧化碳捕獲。

      我國的工業(yè)用氫目前主要來自于煤制氫，其比例接近總制氫產(chǎn)能的90%。所制氫氣主要作為化工原料氣用于石油化工、煤化工和合成氨中，作為工業(yè)氣體用的氫氣產(chǎn)能僅為氫氣總產(chǎn)能的2%左右，雖有近1200萬噸的副產(chǎn)品氫，但90%的副產(chǎn)品氫也已被回用于化工生產(chǎn)裝置中，能用于氫能的氫氣約為100萬噸。若實施“十城千輛”計劃，一個具有1000輛燃料電池汽車運營的城市其每天的氫氣用量將達到10噸，10個城市的每年氫氣用量約為3萬噸。按氫氣總量計，目前氫氣資源應(yīng)能滿足燃料電池汽車的用氫需求，但由于氫氣在行業(yè)和地域間的不均衡分布，在實際操作中，即使在一線城市中也難于找到這樣日均供氫10噸的制氫裝置，且由于目前燃料電池汽車用氫主要來自于生產(chǎn)高純工業(yè)氫氣的氣體公司，其市場售價隨行就市，波動較大，當燃料電池汽車用氫需求增大時，其價格上升，制約了燃料電池汽車商業(yè)化應(yīng)用的發(fā)展。

     由于氫氣來源的多樣化，為得到價格合理的足量氫氣供應(yīng)，我們首先要因地制宜，對本地區(qū)和鄰近地區(qū)的氫資源進行全面調(diào)研，分析獲得價格合理氫源的足量供應(yīng)途徑，為本地區(qū)正確選擇氫源提供基礎(chǔ)數(shù)據(jù)支撐。

      在工業(yè)副產(chǎn)氫(包括氯堿副產(chǎn)氫、丙烷脫氫、焦爐煤氣等)資源較多、又具有提純副產(chǎn)氫條件的地區(qū)，應(yīng)積極采用副產(chǎn)氫。在工業(yè)副產(chǎn)氫資源條件受限的地區(qū)，根據(jù)城市電網(wǎng)狀況、當?shù)厥欠窬哂锌稍偕茉窗l(fā)電設(shè)施等實際情況，可采用“淺綠電力”(含各時段電力)進行水電解制氫，或采用多種制氫技術(shù)互補制氫，如在當?shù)靥烊粴夤?yīng)許可的情況下，采用天然氣重整制氫等。在氫能產(chǎn)業(yè)需氫規(guī)模較大且條件許可時，宜規(guī)劃建設(shè)可再生能源制氫裝置，并采用管道輸氫方式將氫運至用氫處，還可與煤制油、石油化工等用氫相結(jié)合，規(guī)劃建設(shè)煤氣化制氫，同時配套CCS以減少碳排放。為保證氫氣供應(yīng)價格的穩(wěn)定，宜將氫氣的供應(yīng)主體逐漸變?yōu)槟茉垂?，將氫能用氫納入能源管理體系，按照石油、天然氣價格的管理模式，保證氫能用氫價格的相對穩(wěn)定。

      也由于氫氣的來源多樣，氫氣中的雜質(zhì)氣體成分復(fù)雜，若H?S、CO、NH?等有害雜質(zhì)得不到有效控制，將毒化燃料電池催化劑，縮短燃料電池的使用壽命。為得到品質(zhì)合格的燃料電池用氫，來源于化石燃料和工業(yè)副產(chǎn)氫的氫氣必須純化達標后，方可使用。現(xiàn)有的純化技術(shù)大多將各類雜質(zhì)同步凈化，提高了純度，但其純化成本也相應(yīng)提高。為控制燃料電池氫源成本，在燃料電池用氫氣品質(zhì)的國際標準和團體標準中，對其總純度要求并不高，僅為99.97%，但對H?S等有害雜質(zhì)的含量要求很嚴，最高需達ppb級。因此保證燃料電池用氫的價格合理和品質(zhì)合格，迫切需要開發(fā)定向去除H?S等有害雜質(zhì)的低成本純化技術(shù)。

      氫—電互換是解決能源峰谷波動的有效手段之一。電解水制氫可消納暫時富裕的電力，彌補風電、光電波動起伏的不足，降低棄風、棄光率。廢棄風電電解水是一種清潔、低成本的制氫方法。2017年約1000億千瓦時的水電、風能和太陽能被廢棄。如果我們用這些棄電來制取氫氣，約可制氫180萬噸。中節(jié)能公司在張北的風電制氫示范持續(xù)工作了700多小時，但規(guī)模尚小，需開展更大規(guī)模的示范，開發(fā)更低電耗的水電解制氫技術(shù)，如SPE和SOEC水電解制氫技術(shù)等。河北張家口和吉林白城等可再生能源豐富的地區(qū)正在組織更大規(guī)模的風電、光伏水電解制氫示范項目，以滿足燃料電池汽車示范運營用氫的需求。在現(xiàn)有技術(shù)條件下，電價將是影響這一技術(shù)具有經(jīng)濟可行性的關(guān)鍵因素之一，以制1m3氫消耗5度電計，若在水資源豐富地區(qū)，不上網(wǎng)，直接在風電場制氫，其電價可控制在0.3元/度以內(nèi)，其制氫電費可控制在1.5元/m3·H?以內(nèi)，綜合考慮設(shè)備折舊、人工及原材料費后，其制氫成本可控制在1.8元/m3·H?以內(nèi)，與煤制氫+CCS的成本接近，應(yīng)具有較大競爭力。
       除水電解外，還應(yīng)大力支持其他低碳和無碳制氫新技術(shù)的研究和示范，如太陽能超臨界水氣化制氫、光催化制氫和生物質(zhì)制氫等。太陽能光催化制氫是綠色制氫的最終方法之一，美國能源部認為，當光催化制氫效率達到10%時，將具有工業(yè)價值。西安交通大學光催化水裂解連續(xù)制氫系統(tǒng)，采用槽式聚光器，配以管式反應(yīng)器，以一維納米雙晶硫化鎘光催化劑，以亞硫酸鹽為犧牲劑，制氫效率可達6.2%，并穩(wěn)定運行了500小時。浙江大學建立的以有機廢水為原料的微生物電化學制氫裝置，其制氫單位能耗可降至1.2-1.3度/m3·H?，結(jié)合有機廢水處理，具有較好的應(yīng)用前景。

二、求解氫氣儲運

       我國還具有良好的儲氫產(chǎn)業(yè)基礎(chǔ)。生產(chǎn)的20MPa鋼瓶超過世界總量的70%，45MPa大容量鋼瓶已經(jīng)大規(guī)模生產(chǎn)，35MPa碳纖維纏繞Ⅲ型瓶已實現(xiàn)批量生產(chǎn)，并批量應(yīng)用于燃料電池公共汽車和卡車上，生產(chǎn)的70MPa碳纖維纏繞Ⅲ型瓶也小量用于燃料電池汽車，我國還于2017年年底發(fā)布了車載氫瓶的國家標準—GB/T35544；在航天工程中使用了170m3的液氫儲罐；5條氫氣管道正在運行中，總長度超過100公里。

      但我們也面臨著氫氣儲運的挑戰(zhàn)。目前還沒有形成完整的儲運氫標準體系，缺乏45MPa高壓氫槽車標準、長輸氫管道和配氫管道標準以及民用液氫運氫標準；氫的運輸成本比傳統(tǒng)燃料高，單位運氫成本與單位煤氣化制氫成本相近；高壓儲氫裝置的壓力等級、產(chǎn)品規(guī)格等還不齊全，比如45MPa、70MPa大容積氣瓶及其運輸裝備尚在研制中，70MPa碳纖維纏繞Ⅳ型瓶與國外相比存在較大差距。液氫儲存、運輸設(shè)施的設(shè)計、制造在我國起步較晚，目前只有少數(shù)裝備的制造和使用。

      目前還沒有既低成本、安全，又能滿足高重量和體積儲氫密度要求的通用儲運氫方式。高壓儲氫技術(shù)實用，但體積儲氫密度低；低溫液態(tài)儲氫具有較高的儲氫密度，但能耗較高;固態(tài)儲氫具有較高的安全性和體積儲氫密度，但現(xiàn)行成熟的固態(tài)儲氫技術(shù)，其重量儲氫能力還較低；有機液體儲氫，運輸方便，但儲存和運輸溫度偏高。在目前技術(shù)水平下，這些儲氫技術(shù)各自均有適合自己的細分應(yīng)用市場，因此我們應(yīng)該開發(fā)多種儲運氫技術(shù)。當前車載儲氫主要采用35MPa碳纖維纏繞Ⅲ型瓶，運氫主要采用25MPa長管拖車，近兩年低溫液氫運氫正受到極大關(guān)注，富瑞特裝正在陜西籌建液氫儲罐生產(chǎn)線。

      對于固態(tài)儲氫，我們積極開拓了一些特殊市場，如跨季節(jié)儲能分布式發(fā)電、移動通信基站備用電源、加氫站用靜態(tài)壓縮與高密度儲氫一體化裝置、車載儲氫裝置等。我們重點研究了材料優(yōu)化技術(shù)、基于儲氫熱力學/動力學特性的儲氫床體傳熱傳質(zhì)模擬仿真技術(shù)和儲氫裝置安全檢測技術(shù)，制定了3項國家固態(tài)儲氫標準，開發(fā)了一系列用于不同應(yīng)用的儲氫系統(tǒng)。

      例如，針對跨季節(jié)儲能和分布式發(fā)電應(yīng)用，研制了500Nm3儲氫罐，其有效重量儲氫率可以達到1.5wt%，體積儲氫密度可達57公斤/m3，與30kW風電電解水制氫裝備配套，為5kW燃料電池發(fā)電系統(tǒng)供氫，采用氫/熱耦合技術(shù)提高了整體系統(tǒng)能源效率的5%；將40Nm3儲氫系統(tǒng)與5kW燃料電池耦合，在移動通信基站中成功示范，可連續(xù)供電17小時。針對現(xiàn)場大規(guī)模制氫和安全儲氫的應(yīng)用，研制了一種基于低成本TiFe合金的1000Nm3儲氫系統(tǒng)，可實現(xiàn)1000SLM流量下的穩(wěn)定供氫。針對加氫站應(yīng)用，開發(fā)了45MPa固體/ 高壓混合儲氫系統(tǒng)，集靜態(tài)壓縮和高密度儲氫于一體。在45℃下可以保持45MPa，連續(xù)為12輛燃料電池乘用車加氫，降低了壓縮機啟動頻率，提高了壓縮機可靠性，并增加了儲氫密度，比壓縮罐高出75%。針對加氫站建站難的問題，開發(fā)了燃料電池客車用15kg固態(tài)車載儲氫系統(tǒng)，其最大優(yōu)點在于不需建立高壓加氫站，在4MPa氫壓下20分多鐘即可充滿氫，在燃料電池汽車運行時，使用燃料電池余熱實現(xiàn)1000SLM的供氫，完全滿足燃料電池汽車的動態(tài)響應(yīng)要求。為進一步提高固態(tài)儲氫的重量儲氫率，開發(fā)了Li-Mg-B-N-H/ZrCoH?復(fù)合材料，該復(fù)合材料用于2.5m3儲氫罐，其重量儲氫率達到2.4wt%，體積儲氫密度達到44gH?/cm3。

      固態(tài)儲氫雖已取得以上應(yīng)用進展，但還應(yīng)在提高儲氫密度、降低成本等方面加強研發(fā)、示范和推廣應(yīng)用，特別要大力支持儲氫密度高、來源豐富、成本低廉的儲氫材料探索研究。

      此外，還應(yīng)適時開展氫氣管道或氫氣長輸管道的規(guī)劃、建設(shè)。針對我國“三北”地區(qū)和四川、云南等省區(qū)近年出現(xiàn)的風電、水電、光伏大量棄用，每年要丟棄千億度零排放電力的狀況，在氫氣作為一種能源載體正日益得到認同的當今，若采用水電解制氫，然后以氫氣管道輸送至氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展活躍的地區(qū)、城市，將對我國的降低溫室氣體排放作出貢獻。

三、任重道遠的加氫站

      我國已建立或計劃建立40個加氫站，其中12個加氫站正在運行，20多個加氫站正在建設(shè)中，這些加氫站主要位于我國東部，其中廣東佛山正在建設(shè) 8個加氫站。

      但我們正面臨著加氫站的挑戰(zhàn)：首先，加氫站數(shù)量少，單站容量小，我國正式運營的6個加氫站的加油能力只有200公斤，只能為100輛乘用車或16輛公交車提供服務(wù)，無法滿足商業(yè)運營的需求。其次，加氫站的技術(shù)還不成熟，一些加氫站無法在3-5分鐘內(nèi)實現(xiàn)快速加氫，儲氫瓶的加氫速率無法控制；一些加氫站的關(guān)鍵設(shè)備選型價格低，不能滿足長期可靠運行的要求；壓縮機和加注機的關(guān)鍵部件依賴進口。第三，加氫站的建設(shè)和運行成本較高，200公斤加氫站的建設(shè)成本約為1500萬元。為滿足加氫站商業(yè)化運營要求，在規(guī)劃設(shè)計、審批、工程施工、驗收以及運營管理等環(huán)節(jié)上均應(yīng)適應(yīng)商用站的要求，不能再以“示范型”的思路和方法進行規(guī)劃設(shè)計和建設(shè)；同時需在緊密結(jié)合氫燃料特征、嚴格執(zhí)行現(xiàn)行相關(guān)國家標準的基礎(chǔ)上，逐步完善加氫站工程驗收、營運管理，以及相關(guān)設(shè)備的檢測、監(jiān)管的標準規(guī)范、法規(guī)和程序；在加氫站規(guī)劃建設(shè)中還應(yīng)將氫能用氫氣作為能源載體，與天然氣一樣地進行項目審批和安全監(jiān)管等，以加快加氫站規(guī)劃建設(shè)步伐。

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