现代化工

现代化工 ›› 2025, Vol. 45 ›› Issue (5) : 17-24. DOI: 10.16606/j.cnki.issn0253-4320.2025.05.003

专论与评述

氢基能源多元化储运体系研究

姜海 ¹ ,
王宇霖 ¹^,²^,^* ,
刘文质 ¹^,³ ,
胡中波 ² ,
刘贵军 ¹

作者信息 +

Study on diversified storage and transportation system for hydrogen-based energy

Hai JIANG ¹ ,
Yu-lin WANG ¹^,²^,^* ,
Wen-zhi LIU ¹^,³ ,
Zhong-bo HU ² ,
Gui-jun LIU ¹

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摘要

发展绿色氢基能源是我国保障能源安全和实现双碳目标的重要途径。高效率、低成本的储运方式是降低氢基能源终端应用成本的关键因素之一,如何构建稳定、经济的氢能供应体系,已成为我国氢能产业需要重点解决的任务。总结了氢基能源多种储运技术的特点及发展现状,对氢基能源多种储运方式的技术经济性进行系统分析,同时将管道输氢与电网输电技术相对比。结论认为在200 km运输范围内,长管拖车是现阶段技术更成熟、成本更低、应用相对灵活的运输方式。在未来特高压输电走廊受限的情况下,发展管道输氢将有助于扩展我国能源跨区域输送的途径。远期当实现大规模用氢需求时,管道输氢将成为长距离氢运输最佳选择。

Abstract

Developing green hydrogen-based energy is an important way for China to guarantee energy security and achieve the “carbon dioxide emission peaking and carbon neutrality” goals.High-efficiency and low-cost storage and transport methods are one of the key factors to reduce the cost of hydrogen-based energy end-use application.How a stable and economic hydrogen energy supply system is built has become a key task to be solved by China’s hydrogen energy industry.Firstly,this review summarizes the characteristics and development status of multiple storage and transport technologies for hydrogen-based energy,and analyzes the technical economy of multiple storage and transport methods for hydrogen-based energy systematically,while compares pipeline hydrogen transmission with grid power transmission technology.It is concluded that within the 200 km of transport range,long tube trailer is currently a transportation method with more mature technology,lower cost,and relatively flexible application.In the case of restricted ultra-high voltage power transmission corridors in the future,the development of pipeline hydrogen transmission will help to expand China’s energy transmission pathway across regions.In the long term,pipeline hydrogen transmission will become the best choice for long-distance hydrogen transport when large-scale hydrogen demand is realized.

Graphical abstract

关键词

氢基能源 / 成本分析 / 液氢 / 管道输氢 / 储运体系

Key words

hydrogen-based energy / cost analysis / liquid hydrogen / hydrogen delivery via pipeline / storage and transport system

Author summay

姜海(1978-),男,博士,正高级工程师,研究方向为可再生能源、农村能源及氢能领域的规划设计。

引用本文

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姜海,王宇霖,刘文质,胡中波,刘贵军. 氢基能源多元化储运体系研究[J]. , 2025, 45(5): 17-24 DOI:10.16606/j.cnki.issn0253-4320.2025.05.003

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在“能源安全”和“双碳目标”的双重要求下,氢能已逐渐成为推动全球能源技术革命和绿色低碳转型的重要方向。可再生能源制取的绿氢,能够实现对灰氢、蓝氢的替代,并可用于制备绿氨、绿色甲醇等氢基能源,助力传统化石能源清洁低碳转型^[1-4]。

氢气常温呈气态,易扩散,单位体积储能密度低,液化温度低,致使其高效安全储运难度大。因此,氢储运是制约氢能产业大规模应用的关键环节之一,构建高效、经济的氢能供应网络是促进我国氢基能源大规模推广应用的重要途径。

国内对氢储运技术进行了一定研究^[5-8],但多数集中在对氢储运设备和技术的研究,并未结合氢衍生品(氨、醇)及电网发展情况进行综合分析。本文将系统分析氢基能源不同储运方式的技术性及经济性,提出不同储运方式的特点及适用场景,并结合电网输电方式,研判我国氢基能源与电网耦合发展的多元储运体系未来发展方向及路径。

1 氢基能源储运技术概述

1.1 氢储运技术

根据氢的不同形态将氢气的储运分为:气氢储运、液氢储运以及固态氢储运,其分别具有各自特点、成本差异以及适用场合。

1.1.1 气态储运氢

气氢运输主要包括高压长管拖车储运和管道输氢两种方式。

高压长管拖车运氢是将气态氢经过加压后储存在压力容器中,再通过集装格和长管拖车运输。该技术相对成熟,但效率较低,由于氢气的密度极小,使得压缩氢气的体积能量密度并不高,高压气态体积储氢密度为23.5~40 kg/m³,70 MPa氢气的体积能量密度也仅为汽油的15%左右。目前氢气管束车操作压力多为20 MPa,满载氢气的质量仅为200~300 kg,因此适合近距离、小体量的运氢场景^[9-10]。

纯氢管道输氢适合大规模、长距离的运氢,管道输氢的能耗相比高压长管拖车更低,但管道建设的初始投资较大。我国已建氢气输送管道运行压力均在4 MPa以下,管径200~500 mm不等,在建管道设计压力达6.3 MPa,远期规划输量为50万t/a。据已公布规划,氢气管道建设项目规划总长度预计超1 500 km。总体来看,我国输氢管道已迈入快速发展期,当前发展重点是突破材料和制造技术瓶颈,为高压力、大规模管道输氢提供技术支持^[11-13]。

1.1.2 液态储运氢

液态储运氢包括液氢运输及有机液态储运氢两种技术。

液氢运输是将氢气深度冷冻至-253℃液化,再通过0.6 MPa的专用低温绝热槽罐进行运输。液氢体积约是气氢的1/800,密度为70.8 kg/m³,单台液氢运输罐车满载约65 m³,可净运输氢气 4 000 kg,是气氢拖车运量的10倍以上,大大提高了运输效率。氢气液化理论耗能为3.92 kWh/kg,当前实际氢液化系统单位能耗约为10~20 kWh/kg,未来氢液化装置产能增长至100 t/d后,能耗有望降至10 kWh/kg以下。氢液化能耗较大且储运过程存在一定损失,该方法适合远距离大体量运输场景^[14-16]。

有机液态储氢(LOHC)技术是借助二苄基甲苯、萘酚等不饱和液体有机物和氢气的加氢/脱氢反应实现氢的储存/释放。有机液态储氢体积密度能达到47~60 kg/m³,质量储氢密度可达5~7.5 wt%。此外,液态有机储氢介质物理性质与汽油、柴油相近,可利用现有油气基础设施,大大降低储运成本。有机液态储氢目前依然存在耗能高、反应效率低等问题,因而还未实现大规模商业化应用^[17-18]。

1.1.3 固态储运氢

固态储氢是以金属氢化物、化学氢化物和纳米材料等作为储氢载体,通过化学或物理吸附的方式储存氢。加氢后的储氢材料能够以固态形式保存氢气,从根本上解决了高压氢气泄漏和储氢容器氢脆等安全问题,提高了储、运、用氢的安全性。固态储氢可通过车辆运输储氢材料的方式完成氢气的运输。然而,目前固态储氢的缺点在于吸附材料的制备昂贵、吸放氢温度较高和充放氢速度较慢等问题^[4,7]。

不同运氢技术特性及经济运距对比见表1。

作为重要的工业原料,氨和甲醇是有机储氢载体,也是氢气应用最广的两个途径,有必要单独对氨和甲醇的储运技术进行分析。

1.2 氨储运技术

氨通常以液体形式储运,技术成熟,氨对储存温度和压力的要求远低于氢气,在常温、0.8 MPa左右的低压或常压、-33℃的低温下即可液化。

液氨运输通常为公路和铁路罐车方式,大多数采用全压式常温槽罐。全压型储罐是在液氨无保温和制冷条件下的储存方式,设计压力一般高于 1.8 MPa,一般采用球罐或水平圆柱形卧罐结构。受罐体制造的技术经济性所限,单罐容量一般不超过5 t,适用于中小规模储存。

远洋海上液氨运输一般采用冷冻型液氨运输船,船上配备制冷设施处理运输过程中可能的蒸发气体。一辆液氨槽罐车载氨量可达30 t(换算载氢量约5.29 t),载氢量较长管拖车(载氢量约0.3 t)提高了一个数量级,因此运氨成本也较运氢成本呈数量级降低。

液氨管道运输不易受天气和交通条件影响,效率较高。运输工艺一般分为低温低压运输与常温中压运输。短距离及内部液氨工艺管道普遍采用低温低压输送工艺,长距离液氨管道则普遍采用常温中压输送工艺,少数长距离氨管道也采用常温高压输送工艺。

中国液氨管道总里程较短,目前共建有4条,总长度不超过200 km,总输量不足100万t/a。1990年建成的秦皇岛长距离液氨管道是国内首条也是至今国内最长的液氨管道,整个管道系统包括82.5 km的主管线、3个供氨站、1个加压站、1个终端计量站及7个隔断阀室,设计输量10.5万t/a,设计压力3.92 MPa,最高运行压力2.45 MPa^[19]。

1.3 甲醇储运技术

甲醇是一种轻质、易挥发、无色易燃的液态有机化合物,储运难度低。目前我国的甲醇输送方式主要是船运及汽运。一辆甲醇槽罐车运输量可达30 t(换算载氢量约为5.64 t),运输成本与液氨相当。

目前三成甲醇通过铁路运输,七成通过公路运输。公路运输甲醇使用专门的液体化学品罐车,常见规格为30 t,而铁路运输的车皮装载量至少50 t,甲醇铁路运输成本约为汽车的1/3。

管输甲醇时,管道内压力低,摩擦力比成品油低,流动性较好,输送速度较快,且甲醇管道投资低、能耗低、成本低,与石油和天然气相比,甲醇也更适宜管输。在相同管径下,输入甲醇的总能量是天然气的36倍,且输送成本远低于天然气输送^[20]。

在能源转型背景下,未来甲醇等液态新能源储氢介质的需求量将剧增,采用现有成熟发达的成品油管道系统长距离运输甲醇等液态新能源,既能避免甲醇管道的大规模新建,又能充分利用现有成品油管道系统,提升管道利用率,节省投资和运营成本,提高经济效益。成品油运输管道可以在不大规模改造的情况下运输甲醇,是未来甲醇远距离输送的可选方案^[21]。

2 氢基能源储运经济性分析

本节将针对几种主流运氢(氨、甲醇)方式的成本进行详细分析测算。

2.1 分析测算边界

氢基能源公路运输以制氢厂到加氢站或其他用氢终端之间的运输作为分析场景,运输车辆空载到制氢厂加氢至满载,车辆行驶到用氢点直接卸下车上储氢容器,同时拾起空载容器运回制氢厂开始新一轮运氢。因此,运输成本主要包括车辆投资(包括车头与排管/槽罐,固态储运氢包括储放氢材料)、氢压缩/液化/加氢费用、储/放氢设备投资及维护费用、车辆运输油费、过路费、车辆维修保养费、人工费等。经对相关文献和企业调研,同时结合我国氢储运行业现状,汇总成本测算边界条件,详见表2。

2.2 结果分析与讨论

2.2.1 长管拖车运氢

20 MPa长管拖车运氢量350 kg,考虑20%残余气,实际运氢量280 kg;30 MPa长管拖车运氢量 700 kg,考虑20%残余气,实际运氢量560 kg。管束车价格参考国内市场均价,计算得100 km时长管拖车运氢成本组成见表3。

由表3可知,当运输距离为100 km时,20 MPa长管拖车运氢气的运输成本8.93元/kg,此时人工费占比最高,固定成本占总成本的55.91%。随着运输距离的增加,长管拖车运输成本逐渐上升。当运氢的压力提升时,30 MPa长管拖车的运氢量提升至700 kg,有效载氢量为560 kg,100 km时运氢价格将下降为7.71元/kg。

2.2.2 液氢运输

液氢槽罐车运输成本组成为氢液化及充装装备折旧费、液氢槽罐车折旧费、人工费、车辆保险费、车辆维保费等。100 km液氢运输成本组成见表4。

通过对液氢运输成本分析发现,氢液化电费占比最大,为92.4%;随着运输距离递增、运输成本上升趋势较缓,差值不超过3元/kg。这主要是由于液氢运输成本中大部分为氢液化电费,与载氢量有关,而对距离的变化不敏感。液氢运输更适合于大规模的长距离运输,当电价和液化能耗降低时,液氢运输成本有望实现大幅度下降。

2.2.3 镁基固态储氢

目前固态储氢运输成本主要包括储氢材料、拖车折旧费、车辆油费、车辆过路费、充/放氢电费等。100 km时镁基固态储运氢成本组成见表5。

与液氢运输类似,固态储氢公路运输成本中,充/放氢过程的用电成本占比仍是最高,随着运输距离递增、运输成本上升趋势较缓。

2.2.4 纯氢管道

纯氢管道管输成本测算参考国内外已建成运营的同类氢气输送管道^[22],主要考虑管道投资及折旧费用(20年),用电费用、用水费用、人工费、维修费、安全生产费,运营期间的维护及管理费用按建设成本的8%计算,管道输氢的损耗根据距离的不同取0.2%~0.3%,假设管道均以满载状态运行,管输费考虑20%的毛利。

不同运距氢气管输价格测算结果如表6所示。

由上计算可知,当输送距离为100 km时,管道输氢价格为0.539元/kg,仅为同等距离下气氢拖车成本的6%,通过管道运输氢气是一种降低运输成本的有效方法。

综合上述分析测算结果,不同运氢方式成本对比如图1所示。

通过上述对几种主流氢储运方式的运输成本对比,单从运距角度考虑,管道输氢在各运输距离内的成本最低,在200 km以内长管拖车输氢成本低于液氢运输成本;超过200 km以外,液氢运输更具成本优势。

2.2.5 输运氨成本分析

液氨管道成本测算参考国内外已建成运营的同类液氨输送管道,不同运距下液氨管输价格测算结果如表7所示。

液氨其他运输方式中,公路运输费用与LNG运输费用相当。经调研,200 km以内不同区域LNG公路运输费用约为80~180元/t;超过200 km后,公路罐车运输价格与距离成正比。

铁路运输方式中,柴油整车运输量为60 t/车,考虑20 km的上门取货和卸车距离,铁路运输柴油距离超1 000 km的千公里运费约在176~260元/t;距离越远,单公里运输费用越少。液氨运费考虑为柴油运费的1.2倍,1 000 km液氨铁路运费约为211~310元/t。

海运方式中,载重8 000 t的轮船,大连-上海的柴油运费为99.5元/t;上海到大连的海运距离约为 1 000 km,液氨运费考虑为柴油运费的1.2倍,1 000 km运费约为120元/t。不同方式运输氨成本对比见表8。

综合上述分析,当运输距离小于200 km时,采用公路运输液氨成本较低;铁路和航运适合长距离运输,1 000 km时航运成本比铁路运氨成本低。

2.2.6 输运甲醇经济性分析

结合目前国内外已建甲醇管道造价,不同运距下甲醇管输价格测算结果见表9。

常态下为液态的甲醇,在存储、运输上更接近当下的主流能源汽油,其运输与汽油运费相当。

经调研中石油、中石化的汽油运输成本,目前在200 km内的平均配送成本约为45~80元/t。

铁路运输方式中,醇类整车运输量为60 t/车,考虑20 km的上门取货和卸车距离,千公里运费约在150~600元/t。距离越远,单公里运输费用越少。

海运方式中,经调研成品油运价指数,汽油从东营运到广州,距离约2 060 km,载货量6 000 t,市场运价为182.6元/t,则1 000 km运费约为90元/t。不同方式运输甲醇成本对比见表10。

综合上述分析可知,当运输距离小于200 km时,采用公路运输甲醇成本较低;铁路和航运适合长距离运输,超过1 000 km时航运成本比铁路运输成本低,管道运输与铁路运输甲醇的成本接近。

3 输电与输氢经济性分析

可再生能源制氢的大规模发展,一方面是全行业脱碳需求,另一方面是进一步解决不同区域之间的能源供需矛盾。在当前“西电东送”及大规模开发“沙戈荒”新能源外送基地的背景下,未来特高压送出廊道紧张的局面将进一步加剧,需要多种能源品种共同发展,绿氢氨醇可通过管输的方式实现长距离经济输送,是对特高压电力送出的一种有效补充。因此,氢基能源的储运既要放到氢运输本身考虑,也要结合电网输电技术的发展进行综合比较。本节将选取成本最低的运氢方式——管道输氢与特高压输电的运输成本进行对比,为未来我国“西氢东输”和“西电东送”的布局提供支撑。

3.1 特高压输电技术概述

在电力系统中,通常把35~220 kV的电压称作高压,把330~750 kV的电压称作超高压,±800 kV及以上的直流和1 000 kV及以上交流称作特高压。特高压输电是在超高压输电的基础上发展的,其目的是继续提高输电能力,实现大功率的中、远距离输电,以及实现远距离的电力系统互联。通过特高压西电东送,可以实现大型能源基地远距离外送,使能源互联网发展成为可能。特高压输电技术具有远距离、大容量、低损耗和经济性等特点。

3.2 分析测算边界

以输电线路及输氢管道均满负荷运行为基准,为方便对比分析,将输电量与输氢量折算为热量,对比相同距离下输送单位能量的价格(元/MJ)。

超高压、特高压输电根据输电距离选取主流输电方式,输电线路送端及受端各配套一座变电站,不同类型变电站/汇流站及线路单位造价参考国内已建项目的投资情况,考虑一定输电损耗及过网费,按10年投资回收期计算输电电价及单位热值成本。

3.3 结果分析与讨论

不同距离下输电与管道输氢的计算结果分别见表11、表12。

根据测算结果可知,对比输电与管道输氢单位热值成本,在200 km短距离运输情况下,输电成本更低;在200~1 500 km的输送距离下,大规模输氢(100万t)的成本较低;超过1 500 km距离下运输,采用输电的方式比管道输氢更具经济性。而高压力、大管径输氢(200万t/a,D1016管径)的单位成本在全运输距离中均较低,这意味着未来在有大规模稳定用氢需求时,采用纯氢管道输氢的运输成本更低。输电与输氢成本对比见图2。

4 结论与展望

氢能是我国积极培育的新兴与未来产业的方向之一。我国可再生能源资源丰富,具有大规模生产供应绿氢的潜力,而研究并完善氢储运基础设施对推动氢能产业规模化发展意义重大。

单从运距角度考虑,管道输氢在各运输范围内的成本最低;在200 km内,长管拖车输氢成本低于液氢运输成本;超过200 km以外,液氢运输更具经济性。结合实际氢运量及各储运方式所需条件,长管拖车运氢是当前氢能发展初期阶段氢储运性价比选择。长远来看,氢能产业发展将趋于成熟,用氢需求将实现规模化、稳定化,届时管道输氢将成为长距离、大规模氢运输最佳选择。

结合未来特高压输电技术和管道输氢技术的发展,当氢能生产端和消纳端的距离在200~1 500 km时,采用管道输氢比特高压输电更具经济性;在有大规模稳定用氢需求时(200万t/a),采用纯氢管道输氢的方式成本更低。在未来我国特高压输电廊道日趋紧张的条件下,管道输送氢基能源将是我国能源跨区域流动的可选途径之一,在对我国“西氢东输”和“西电东送”进行规划布局时可结合距离及输送规模综合考虑。

针对未来我国氢基能源储运体系的发展路径,未来长距离、大规模的管道输氢将有效解决我国绿氢供给与需求分布的空间错配问题,形成如油气行业的“长距离管道+短距离长管拖车”的运输模式。绿氢衍生品如氨和甲醇,具有成熟的运输体系,采用“短距离公路+中短距离管道+长距离铁路/海上船运”结合的运输方式将更适宜氨醇的发展。

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基金资助

中国电建集团重点科技项目《基于绿氢制备及多元领域利用的氢能示范应用与关键技术研发》(DJ-ZDXM-2023-16)

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Received	Accepted	Published
2024-08-01
Issue Date
2025-05-19

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