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《明阳氢能高度集成“制储一体”制氢系统成功验收发运》

  • 来源专题：能源情报网监测服务平台
  • 编译者： 郭楷模
  • 发布时间：2024-12-30

  • 2024年12月28日，明阳氢能在常熟生产基地向西安某客户成功交付了自主研发的“制储一体”制氢系统。该系统采用380V工业用电及高性能IGBT电源，实现了“即插即用”和“荷随源动”的灵活部署。其ALK电解槽设计具有高电流密度，达到6000A/㎡，在系统集成度、能效及模块化构造上均有显著技术革新。该制氢系统在精确度、运行稳定性及耐用性方面表现突出，树立了行业标杆。明阳氢能的专业团队以前瞻性设计思维，为客户打造了优质方案，并获得客户认可。团队以严格的质量控制标准筛选零部件，确保设备展现出卓越品质与稳定性能。

    该系统集成了即插即用、一键启停、高纯度氢气输出及强大场景适应性等优势，有效解决了分布式能源制氢场景下设备部署周期漫长、成本高昂、适配性不佳等问题，提升了部署效率。

    明阳氢能执行董事、CEO潘永乐表示，此次交付标志着公司在“制储一体”制氢装备上取得阶段性创新成果，为公司未来推出更高度集成的制储加一体化装置打下良好基础。同时，公司展现了先进工业工程能力和高效管理水平，将项目交付全周期压缩至2个月。未来，明阳氢能将进一步加强供应链管理、提升设计标准化和制造模块化，为客户提供更创新的产品和服务。

  • 原文来源：https://www.nengyuanjie.net/article/107869.html
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    • 编译者：guokm
    • 发布时间：2019-09-04
    • 前言：制氢技术路线的选择关键在于经济性和低碳性。电解水制氢是获得氢最简单、应用最广泛的 方法，但从能量的转换和生产成本来说，电解水制氢也是最不经济的，工业制氢一般不采用这种方式。目前工业制氢技术主要是利用石化能源制氢，从长远考虑，应关注和鼓励利用可再生资源制氢。 氢气燃烧的产物是水，无 环 境 污 染， 因 此，氢能被视为 21 世纪具有极大发展潜力的清洁 能源。氢燃料电池的能量转换效率高达 60% 以 上，可以做到 CO2零排放，排出的废物只有水，它 有助于解决能源危机、全球气候变暖以及环境污 染问题，其开发利用得到世界的高度关注。 氢燃料电池堆 HFCR ( Hydrogen Fuel Cell Re- actor) 原理是氢在燃料电池的阳极板 ( 也就是负 极) 经过催化层的作用，将氢原子的一个电子分 离出来，失去电子的氢离子通过质子交换膜到达 燃料电池的阴极板 ( 也就是正极) 。游离后的电子 不能通过质子交换膜，所以就只能经过外部的通 路到达阴极板与氢离子重新结合，在电子的运动 过程中自然就在外电路产生电流。而这个电流经 过逆变器升压后，就能够驱动电动机。电子到达 阴极板后与在那里的氢离子和氧原子重新结合为 水。简单地说，氢燃料电池堆是将氢与氧化学反 应的化学能直接转化为电能。 美国、德国、日本以及欧盟各国均已积极布 局氢能产业发展战略，特别是日本提出了构建 “氢能社会”的战略及其发展路线图，在氢能技术 和发展利用领域走在了世界的前列。我国也在 “十三五”规划、《中国制造 2025》、《国家创新驱 动发展战略纲要》、 《汽车产业中长期发展规划》 中明确将 “氢能与燃料电池”作为战略性新兴产 业和重点任务来大力发展。 目前，氢能源产业正处于将氢气从工业原料 向大规模能源开发利用的战略转折点，未来发展空间巨大，相关产业链将得到长足发展。氢能源产业主要包括制氢及储输氢能，氢燃料电池系统及氢燃料电池汽车/发电。 1 制氢技术 制氢技术路线的选择关键在于经济性和低碳性。电解水制氢是获得氢最简单、应用最广泛的 方法，但从能量的转换和生产成本来说，电解水制氢也是最不经济的，工业制氢一般不采用这种方式。目前工业制氢技术主要是利用石化能源制 氢，从长远考虑，应关注和鼓励利用可再生资源制氢。 石化能源制氢领域的技术已经相当成熟，由此生产的氢气约占世界氢气生产总量的 95%以上，但石化能源制氢技术缺点是副产大量二氧化碳。 石化能源制氢技术主要有: ( 1) 以天然气、石油、甲醇为原料裂解制取 氢气是当今制取氢气最主要的方法。大部分氢气 是通过大规模天然气转化而来，这是目前成本较 低且相对环保的制氢方法。 ( 2) 在生产合成氨、合成甲醇、石油炼制、 乙烷/丙烷脱氢制乙烯/丙烯、钢铁厂尾气等工业 副产氢气回收。 ( 3) 近 几 年 煤 气 化 技 术 大 规 模 工 业 化 应 用，如在煤头合成氨、煤制油、煤制甲醇制烯烃 等工业化装置的应用，使煤气化制氢生产成本大 幅降低。常见制氢工艺成本对比见表 1。 从表 1 可见，丙烷/乙烷脱氢制丙烯/乙烯副产 氢气以及钢铁厂尾气副产氢等成本最低; 其次是 煤气化制氢，以及天然气石油等技术制氢; 水电解制氢成本最高。 从氢能发展的初期来看，应充分利用工业副产氢气，其次可以适当发展煤气化制氢，少发展石 油天然气裂解制氢，限制发展电解水制氢。 自2010年以来，由美国引领的页岩气革命，使美国天然气产量呈现爆发性增长，生产天 然气的同时副产大量的凝析油，经过分离，副产 大量乙烷、丙烷，而全球乙烯、丙烯需求增长迅 速，使乙烷脱氢制乙烯生产聚乙烯技术得以迅速 发展，并副产大量氢气。近年来国际液化石油气 市场供应充足，丙烷市场供应稳定，丙烷脱氢制 丙烯副产大量氢气。每生产一吨乙烯/丙烯副产 0. 057 ～ 0. 062 /0. 038 ～ 0. 042 吨氢气，目前全国丙 烷脱氢副产氢气约 18. 50 万吨/年，预计到 2023 年 达到 39. 11 万吨/年。这些副产的氢气都可以成为 稳定的氢能供应。中国丙烷脱氢制丙烯副产氢气 项目见表 2 ( 资料来源: 《中国氢能与燃料电池年 度报告 2018》) 。 钢铁厂尾气包括焦炉气、转炉气、高炉气。 钢铁厂尾气中含 H2和 CO 较高，通过净化、变换、 脱碳、提纯等技术方法制得氢气。如果全国按每年5亿吨钢的产能计算，每年可副产约 800 ～ 1200 万吨氢气。 煤气化制氢是通过煤气化制得半水煤气，经净化、变换、脱碳、提纯等技术方法制得氢气，副产大量二氧化碳。煤气化技术历经近百年 的发展，技术已经相当成熟可靠，经济可行，广泛应用于合成氨、尿素、城市煤气、煤制甲醇制 烯烃、IGCC 发电等。其技术关键在于煤气化炉。 典型的煤气化炉有: 固定床 ( 移动床) 加压煤气化炉-鲁奇煤气化炉，水煤浆加压气化即气流床煤气化炉-德士古煤气化炉，沸腾流化床气化炉-壳牌煤气炉等。 从中期来看，制氢技术需要关注基于可再生资源如生物质制氢。生物质资源丰富，是重要的可再生能源，生物质可通过气化和微生物制氢，目前仍比较考验转化技术。 长期来看，以太阳能、风能、水能、海洋能 和地热能为基础的零排放制氢技术将成为氢能制 备的重要资源补充，也是实现零碳排放制氢技术 的关键。目前这些技术的转化效率还比较低，但 是在欧洲、日本的加氢站，已经把太阳能制氢作 为临时和补充的氢燃料补给方式。随着二氧化碳 捕获 CCS 技术的完善，煤气化制氢技术结合二氧 化碳捕获 CCS 技术将实现清洁高效利用煤炭资源 的新途径，也是煤基低碳制氢发展的方向。另一 方面，我国可再生能源弃电严重，严重制约了我 国可再生能源的发展，电网用电峰谷差较大，通 过电解水制氢的方式进行能量转化和储存也是解 决电网调峰弃电的一种良好途径。 2 储氢技术 储氢技术是氢气能否得到高效利用的关键，是限制氢能大规模产业化发展的重要瓶颈，因而成为目前氢能产业化发展的重点和难点之一。近年发展起来的燃料电池汽车，研制合适的储氢材料或者储氢工艺以用于车载储氢装置是 必须面对的问题。专家预言，储氢技术一旦取得 突破，将不仅改变目前的能源结构，还将带动一 批新材料产业的崛起。 目前研究和应用中的氢气储存方式主要包括: 高压气态储氢、深冷液化储氢、有机液体储氢、 多孔材料及金属合金等物理类固态储氢等多种储 氢技术。对于氢能的规模化储存和运输，尽管迄 今已研发出多种技术和手段，工业上最可行的只 有高压气态储氢技术和深冷液化储氢技术。 2. 1 高压气态储氢 高压气态储氢是目前应用最为广泛的储氢技 术，具有充装释放氢气速度快、技术成熟以及成 本较低等优点，但高压储氢通常需要能够承受高 压的储氢压力容器，体积储氢密度不高，而且氢 气压缩过程能耗较大。 高压气态储氢技术储氢密度一般在 18 ～ 40 g / L，一 般 选 用 钢 制 气 瓶，商 用 气 瓶 设 计 压 力 20MPa，从安全角度考虑，一般只充压至 15 MPa 以下。通常一个充满 15 MPa 氢气的标准气瓶质量 储氢密度低于 2% ( 体积储氢密度约 18 g /L) ，70 MPa 纤维全缠绕高压车载储氢气瓶，体积储氢密度 约为 39 g /L，与美国能源部公布的 2020 年储氢目标 55 g /L 有较大差距。 氢气基本上采用长管拖车运输。根据 《移动 式压力容器安全监察规程》TSG R0005 和 《气瓶 安全技术监察规程》TSG R0006 规定，气瓶的公称 工作压力为 0. 2MPa ～ 30MPa，根据 《钢质无缝气 瓶》GB 5099 和 《钢质无缝气瓶集束装置》GB /T 28054，长管拖车气瓶的公称工作压力为 0. 2MPa ～ 30MPa，商业化的长管拖车气瓶最大工作压力为 20MPa，从安全角度考虑，一般只充压至 15 MPa 以下。长管拖车一般装 8 根高压储氢管束，单根管 束水 容 积 为 2. 25m3，重 量 2730kg，整 车 总 重 26030kg，充装氢气约 300kg，运输氢气的效率只 有 1. 1%。可见，由于常规的高压储氢容器的本身重量大，而氢气的密度又很小，所以装运氢气重 量只占总运输重量的 1～2%左右，运输氢气的效率 低。就现阶段而言，适当提高长管拖车管束的设 计压力，提高管束的工作压力，以提高运输氢气 的效率，在不违反现阶段的规程和标准的前提 下，可以将长管拖车管束的设计压力提高至 30 ～ 35MPa，质量密度可以从 1. 4%左右提高到 3%左 右，体积密度提高到 25g /L 左右。 随着氢燃料电池汽车的发展，为实现燃料电 池汽车在市场上的规模化推广，美国汽车工程师 协会 ( SAE) 制定了一个所有汽车通用的氢燃料电 池加注协议 《轻型汽车气态氢加注协议》 SAE - J2601，SAE-J2601 分别对 35MPa 和 70MPa 两个加注压力等级做出标准化规定，也就是加氢站氢气 加注采用 35MPa 和 70MPa 两个加注压力等级。对 于 35MPa 加注压力等级的加氢站，主要采用容积 较大的高压储氢容器和容积较小高压气瓶两种形 式。容积较大的高压储氢容器，单个水容积为 600 L～1500 L 之间，工作压力 42MPa，为无缝锻造压 力容器; 容积较小高压气瓶组，单个气瓶的水容 积为 45 L ～ 80 L，工作压力 45MPa。从成本角度 看，容积较大的高压储氢容器制造难度较大，投 资较高，但后期维护相对简单。目前加氢站多数 采用技术成熟的容积较小高压气瓶组。对于 70MPa 加注压力等级的加氢站，采用铝内胆成型、高抗 疲劳性能的纤维全缠绕高压储氢气瓶，工作压力 达到 98 MPa。对 70MPa 加注压力等级纤维全缠绕 高压储氢气瓶，我国由于受到高强度炭纤维生产技术水平的限制，目前仍处在研发试用阶段，随着高强度炭纤维解决，高强纤维全缠绕高压储氢气瓶很快会推出市场。 2. 2 深冷液化储氢 深冷液化储氢也是一种可实用化的储氢方 式，由于常温常压下液态氢的密度是气态氢的 845 倍，因此低温液化储氢具有体积密度高、储存容 器体积小等优势，其储氢密度约为 70 g /L，大幅高 于高压储氢密度 ( 70 MPa 约为 39 g /L) 。但氢气液化过程需要多级压缩冷却，将氢气温度降低至 20K，消耗大量能量，液化消耗的能量将近占氢能 的 30%。另外，为了避免液态氢蒸发损失，对液 态氢储存容器绝热性能要求苛刻，需要具有良好绝热性能的绝热材料，低温储氢罐的设计制造及 材料的选择一直存在成本高昂的难题，这使得液 化过程和储氢容器技术复杂，成本增加。 深冷液化储氢技术主要应用于军事与航天方 面，商业化研究与应用才刚刚开始，只有日本有 商业化应用案例，深冷液化储氢技术有待深入研 究和开发。 2. 3 有机液体储氢 有机液体储氢是通过加氢反应将氢气固定到芳香族有机化合物，并形成稳定的氢有机化合物液体。最大特点在于常温常压下一般为液体，与 汽油类似，方便运输和储存，到达用户端时，载 氢的有机液体通过催化反应释放出氢气，脱氢后 的有机液体还可以循环使用。有机液体储氢在使 用过程中始终以液态方式存在，可以像汽柴油一 样在常温常压下存储和运输，可以利用现有汽柴 油运输方式和加油站设施，储运过程安全、高效，使得氢能规模利用的成本大幅降低。一旦有机液体储氢技术实现商业化应用，无疑将为世界 氢能产业带来一次全新的技术革命。 甲基环己烷 ( MCH) 是目前被认为最有潜力 的有机液体储氢介质，为氢气的 1 /500，体积密度 47. 3 g /L，甲基环己烷 ( MCH) 化学性质与汽油 相似，可 与 现 有 的 汽 油 运 输 方 式 和 加 油 站 通 用，甲基环己烷 ( MCH) 加注站建设成本相对较 低。但脱氢工艺将消耗近 30%能量，从甲基环己 烷 ( MCH) 提取氢燃料消耗相当于氢能本身的 28%，不仅降低效率，还增加成本，这是甲基环己 烷 ( MCH) 储氢技术未能推广应用的主要技术缺 陷之 一。还 有 一 些 有 机 储 氢 介 质 正 在 研 究 之 中，如 N-乙基咔唑，能够在 200℃ 以下可实现完 全脱氢，储氢质量密度 5. 8%，体积密度 55 g /L。又如 N-乙基吲哚，能够在 200℃ 以下 6 小时实现 完全脱氢，储氢质量密度 5. 23%，体积密度 55g / L。有机液体储氢技术还存在脱氢技术复杂、脱氢 能耗大、脱氢催化剂技术有待突破等技术瓶颈。 2. 4 物理类固态储氢 物理类固态储氢技术相比于气态储氢与液态储氢，具有储氢密度高，操作方便，安全性好等 优点，具有潜在的发展前景。物理类固态储氢主 要是在温和条件下，氢在高比表面积的材料中实 现可逆吸脱附，其中多孔材料具有高比表面积、 结构可调等优点，是一种理想的氢气吸附储存材 料，如碳基储氢材料 ( 如活性炭、碳纳米材料、 石墨烯基碳材料等) 、多孔材料 ( 如 MOFs、POPs 等) ，氢化物固态储氢 ( 如 LaNi 合金等) 等。就 目前而言，物理类固态储氢技术虽然在一定条件 下能够实现氢的吸附，但在室温下储氢量远低于 商业化应用的水平，而且吸附材料的制备也相当昂贵。 3 氢气运输 高压氢气基本上采用长管拖车运输，适当提 高长管拖车管束的工作压力，可以提高运输氢气 的效率。对于深冷液化氢气的运输，采用绝热保 冷槽车运输，到达使用目的地后加压气化供用户 使用。氢气长输管道输送适合大规模氢气的输 送，由于建造氢气的长输管道投资很大，投资氢 气长输管道需要一定的经济规模，未来氢能得到 大规模发展时，氢气的长输管道将会像现在的天 然气长输管道一样得到快速的发展。 4 结语 氢能是公认的清洁能源，被誉为 21 世纪最具 发展前景的二次能源之一，它有助于解决能源危 机、全球变暖以及环境污染。近年来，氢能已经 被很多发达国家纳入能源发展战略，我国也先后 在 “十三五”规划等多个政策文件中，明确提出 将 “氢能与燃料电池”作为战略任务、重点任务 的新兴产业来大力发展，氢能已经成为我国优化 能源消费结构和保障国家能源供应安全的战略 选择。 我国氢能资源丰富，供应渠道多样，可以通 过氢燃料电池技术发展倒推制氢与氢能储运产业的发展。目前，在氢能发展的初期，首先应充分利 用工业副产氢气，以比较廉价的氢气成本，推动 氢能产业基础设施的发展，其次可以适当发展煤 气化制氢，保障氢能的供应。中长期来看，应关 注可再生资源制氢，同时将弃电、弃水、弃风、 弃光等电转氢作为氢能的重要补充手段，实现零 排放。在氢能储运方面，在现有技术和规范的基 础上，发展 适 合 《轻 型 汽 车 气 态 氢 加 注 协 议》 SAE-J2601 加注压力等级 70MPa 的相关技术和设 备，满足加氢站等基础设施的要求，加大力度开 发高储氢密度的储氢技术，提高氢能储运效率和 降低储运成本。 目前我国氢能产业经过多年积累，已初具氢 能产业化发展条件，相信在不久的将来，氢能将 会是我们生活中不可缺少的一种能源。 参 考 文 献 1 亚化咨询. 中国氢能与燃料电池年度报告 2018 [R]. 2018 中国氢资源与氢能产业发展论坛 ( 大连) ，2018 ( 9) : 18-19. 2 伍 科，耿云峰. 利用钢厂尾气合成化工产品技术 [M]. 2011 年全国冶金节能减排与低碳技术发展研讨会论文集 ( 唐山) ，2011 ( 9) . 3 董 媛，杨 明，程寒松. 有机液体储氢技术进展与应用 前景 [M]. 国际氢能产业发展报告 ( 2017) . 国际清洁能 源论坛 ( 澳门) ，2017 ( 10) . 4 苏树辉，毛宗强，袁国林. 国际氢能产业发展报告 ( 2017) [R]. 国际清洁能源论坛 ( 澳门) ，2017 ( 10) . 5 中国标准化研究院资源与环境分院和中国电器工业协会燃 料电池分会. 中国氢能产业基础设施发展蓝皮书 ( 2016) [R]. 中国氢能与燃料电池产业高峰论坛 ( 云浮) ，2016 ( 10) .
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  • 《我国首个甲醇制氢加氢一体站投用》
    • 来源专题：能源情报网信息监测服务平台
    • 编译者：guokm
    • 发布时间：2023-02-16
    • 2月15日，记者从中国石化新闻办获悉，我国首个甲醇制氢加氢一体站投用，该站是由中石化燃料油公司大连盛港油气氢电服“五位一体”综合加能站升级而来，每天可产出1000公斤99.999%高纯度氢气。该制氢装置占地面积小、项目建设周期短，生产过程绿色环保，综合考虑制、储、运成本，相比加氢站传统用氢方式成本可降低20%以上，将成为我国低成本加氢站的示范样本，引领我国氢能产业发展。 甲醇制氢是制氢的一种技术路线。我国是世界上最大的甲醇生产国，占全球甲醇产能的60%，甲醇来源丰富、成本低廉，常温常压下作为液体便于储存和运输。与工业制氢等其他制氢方式相比，甲醇制氢能耗低且成本较低。 当前，氢气的储存和运输是制约氢能产业发展的关键环节。我国加氢站主要依靠长管拖车进行运输，受设备影响造成氢气运输能力低、成本高、装卸时间长且综合能效低。中国石化甲醇现场制氢项目提供了一个可行的“解题之策”。 模块化建站模式，易于推广复制。该座站内甲醇制氢加氢装置产氢能力为每小时500标准立方米，建设采用“撬块化建站模式”，场地利用率为全国最高，主体装置占地仅64平方米，而同等制氢规模的传统设备占地面积超500平方米，项目布局方便且建设周期短，有利于推广复制。同时，由于甲醇成本较低，且运输更加方便、经济，站内制氢加氢降低了储氢能力的要求，综合考虑制、储、运成本，该项目用氢成本大幅度降低。 大连盛港综合加能站处于大连自贸片区，中国石化燃料油公司已在大连自贸片区建成两座油气氢电服“五位一体”综合加能站，并有6座启动开工建设。大连自贸片区已全面布局氢气制、储、运、加、用等环节，构建起包括氢气制取、氢能装备制造、氢燃料电池及其配套零部件、氢燃料电池整车、氢能分布式电源及氢能技术研发检测等在内的氢能产业生态链。该项目的成功投用将有力带动片区氢能装备制造产业进一步发展，也为在全国范围内加快构建安全、稳定、高效的氢能供应网络提供了可复制、可推广的经验。 项目采用中国石化自主研发的分布式甲醇制氢系统，包含甲醇重整、催化氧化、过程强化、系统集成等多项自主创新成果。系统制氢效率达到全国领先水平，利用中国石化石油化工科学研究院配套研发的RSR-501新型甲醇重整催化剂和CCC-101/102催化氧化催化剂，可以有效解决传统催化剂金属团簇晶粒尺寸与稳定性的矛盾，大幅提升原料的利用效率。系统自动化、智能化水平同样达到国内领先，通过石科院自主研发的工艺和技术，可实现一键开停车、云端监控等智能化操作。同时，该系统环保性能优异，生产过程中无固废影响、无废水外排、无尾气污染。在满足加氢站内安全和运营控制要求的前提下，与国内同类运行装置相比能耗更低、甲醇消耗更少，节能及经济效益显著。 中国石化燃料油销售有限公司执行董事、党委书记杨军泽表示，中国石化甲醇制氢加氢一体站的正式运营，证明了分布式甲醇制氢是我国加氢站可持续发展的有效路径，为我国氢能产业跨越式发展，提供了安全可靠、绿色智能、集约高效的“石化方案”，将对降低氢气成本、大规模推广应用具有积极贡献。   据悉，由中国石化牵头组建的北方氢谷职业技能培训学校于2月14日在大连揭牌成立，学校将作为国家氢能产业的制、储、运、用、产、学、研“全链条单位”，致力于培养氢能技术和技能人才，为能源转型提供强有力的人才支撑。中石化大连氢能装备产业园同步签约。 近年来，中国石化致力于打造中国第一氢能公司，引领我国氢能产业链高质量发展。公司聚焦氢能交通和绿氢炼化两大领域，大力发展氢能一体化业务。氢能交通方面，在全国先后建成9个氢燃料电池供氢中心，加快加氢站布局，建设和运营加氢站数量居全球首位；绿氢炼化方面，启动我国首个万吨级光伏绿氢示范项目——中国石化新疆库车绿氢示范项目，首套自主研发的兆瓦级PEM电解水制氢装置在燕山石化成功投产。据中国石化氢能中长期发展战略，公司将以打造规模最大、科技领先、管理一流的“中国第一氢能公司”为目标，从加强产业培育、强化创新引领、深化战略合作三个方面不断推进氢能业务发展。
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