2019-10-16 15:57
在《联合国气候变化框架公约》会议上，全球 195 个缔约方 国家通过了《巴黎协定》，各方同意将全球平均气温升幅与前工业化时期相比控 制在 2℃以内，并努力把温度升幅限定在 1.5℃内。因此如何降低 CO2 排放是 摆在世界面前的难题，特别是在能源行业。
在未来世界能源发展舞台中，氢能将承担着举足轻重的地位，北京中惠普氢气发生器作为能源载体和能源互联媒介具有零碳、高效显著优势，若氢能实现广泛应用将会促进全球能源转型升级。地球上氢元素储量排第三，氢气可通过水制备得到，燃烧后仅 生成水，既无污染又实现产业链的闭环。更重要一点，氢气热值（142kJ/kg）是 常见燃料中最高的，约是石油的 3 倍、煤炭的 4.5 倍。正是这一系列优点，氢能 被认为是绿色能源的终极解决方案。
在国家“煤改气”政策的影响下，天然气正处于黄金高速发展期，为解决 国内天然气缺口问题，LNG 接收站迎来高峰期，其建设数量和存储规模快速增 长。目前氢能产业链发展与 LNG 非常相似，两者皆属低温流体和易燃易爆物质 （火灾危险性均为甲类），因此笔者认为可以通过目前 LNG 接收站完整的生 产体系，利用 LNG 物性特点，以 LNG 接收站为依托实 现氢能产业的发展。这其中将涉及到制冷液化、制氢、冷能利用、液氢全容性 储罐（FCCR）等技术研发。北京中惠普氢气发生器从氢气的制备、液化、运输等多个方面对 LNG 接收站和氢气产业链联合发展进行分析，为今后液氢接收站和氢能产业发展提供可靠的技术思路。
1 利用LNG实现氢气制取
如何利用北京中惠普氢气发生LNG接收站实现氢气的制备首先是天然气重整制氢，接收站 天然气原料充足，同时利用 LNG 冷能可副产干冰；从长远角度考虑（无碳排放） 可利用 LNG 冷能发电，将多余的电进行电解水技术制备氢气，增加氢气产能的 同时，利用 LNG 冷能副产液氧。
1.1 天然气蒸汽重整制氢
目前在全球范围内天然气制氢占比最高，达到 48%；其次是醇类裂解制氢（占 比 30%）和焦炉煤气（占比 8%）。制氢工艺的选择很大程度上由原材料决定，在 LNG 接收站采用天然气制氢不仅降低了原料成本，同时可从降成本和节能减 排方向对传统工艺进行优化。
（1）方式一高压天然气（6~10Mpag）在 LNG 接收站是通过低压泵和高压泵 增压后气化获得，进入天然气重整炉中需要降压处理，造成了大量无用功，增加 电耗。
（2）方式二类似于传统的天然气制氢通过压缩机进行增压，但是与方式三采 用低压 LNG 对比，在相同要求下泵增压比压缩机增压耗能低很多：例如从 18kPag 增压到反应压力 2.0MPag，泵耗能 5.7kJ/kg，采用压缩机需要耗能在 400 kJ/kg， 相差非常大。
（3）在利用 LNG 预冷制备液氢中，低压 LNG 的㶲利用率比高压 LNG 更高， 例如在-160℃、1.0MPa 条件下 LNG 的㶲值约 929kJ/kg，其气化到 0℃（接收站天然气外输要求温度）㶲值为 307.4 kJ/kg，㶲利用率 66.91%；10.0MPa 条件下 LNG 的㶲值为 954.9kJ/kg，其气化到 0℃㶲值为 586.8kJ/kg，㶲利用率 38.55%， 低压 LNG 明显效率高。
（4）接收站燃料气系统主要是从气化后的高压天然气引出一条气相管线， 通过多级降压输送至燃气用户和 SCV 气化器（若有），如果采用方式三可从气化 后的低压天然气直接引入到燃料气系统，降低能耗。
1.2 电解水制氢
电解水制氢是北京中惠普氢气发生生产成本相对较高的工艺路线，那为什么要选择电解水制氢且 可以作为长期的发展思路首先电解水制氢原料是水，水干净无污染，地球储备 量丰富；第二，虽然目前电解水项目相比天然气和甲醇制氢成本较高，但是从长 远角度考虑，如果利用无法进入电网的弃电，或者采用弃风、弃光进行发电，这 将很大程度降低其生产成本，这是氢能行业在未来突破的主要方式，特别是可再 生能源技术实现突破以后。对于LNG接收站，实际上存在大量优质能源LNG冷能一直处于浪费的现状。
2 利用低温LNG液化氢气
氢气低温液化技术目前在国内还十分落后，液氢工业化主要集中在航天事业， 在民营企业中涉及较少。发展局限主要原因有：一是使用普及率低，国内氢能行 业发展是在近几年刚刚兴起，主要集中在军用行业；二是氢气液化成本过高，对 超低温材质和设备的要求更高，很多企业望而却步；三是从安全角度考虑，液氢 更容易气化和泄漏，且爆炸极限范围更大。但是随着氢能行业井喷式发展，氢气 液化技术必将实现突破，以解决气态质量和体积储氢密度低的问题，随之降低氢 气的运输和存储成本。LNG 冷能发电是最直接、也是最有机动性的LNG冷能利用方式，不像冷 库、冰雪世界等需要考虑人口密集程度、运输距离等。在 LNG 接收站，可通过 对中间介质气化器（IFV）改造或者新增换热装置实现 LNG 冷能利用。
氢气的最大转化温度为-68.55℃，当氢气的温度低于-68.55℃时，其节流降 温系数恒大于零，只有将氢气预冷至最大转化温度以下才能实现降温效应，所以 在接收站可通过采用 LNG 预冷的方式，最大限度利用低温 LNG㶲，提高系统㶲 效率。接收站要求 LNG 气化后的温度满足 0℃以上方可进入燃气管网，大量的 冷量可以利用。通过对氢液化流程分析，可以采用 LNG 间接预冷和直接预冷两 种方式实现，间接预冷主要是通过液氮作为中间的介质，优点是液氮温度更低 （-196℃），预冷温度更低，但是 LNG 直接预冷换热效率更高。
3 氢气与天然气混合管道外输分析
气体管道运输具有运输损耗少且成本低、发生泄露危险小、安全性能高、无 “三废”排放、受恶劣气候影响小、建设周期短等优势，国内所有的 LNG 接收 站都与天然气管网相连接，输送至燃气用户。截至 2017 年，我国长输天然气管 道长度达到 7.7 万 km，因地制宜，是否可以利用天然气管道实现氢气与天然气 混合外输？
（1）氢损伤风险 如果管道中含有氢气，从分子角度分析，氢有可能和金属中的某些成分发生 反应，从而有可能降低金属材料的韧塑性，导致管道脆裂的发生，出现氢脆现象 和氢开裂现象等，但是对于氢脆问题由于使用年限的问题，对其质量分析很难精 确得到数据。
（2）氢气渗透风险 氢气的渗透率远大于天然气，在 PE 管道中大约是天然气的 5 倍；对于钢材 材质管道输送氢气会产生微量的氢气损失，可忽略不计；但是如果采用纤维水泥 管道，氢气的渗透可能性很高。 综上所述，在不考虑用户端设备对燃气成分要求的基础上，如果使用已建天 然气管道，必须按照要求对管材开展全面适应性分析；对于新建天然气管道，可 根据区域中远期规划，尽可考虑将来输送混合气体的改造，在管材选择上考虑氢 脆风险，施工和管理过程中加强对管道损伤检测、裂缝探查和防护处理。
4 结论
如何依托北京中惠普氢气发生器LNG接收站进行改造或者联合发展，是短时间内快速发展液氢接 收站的创新途径。本文在 LNG 接收站正常运行的基础上，从氢气的制取、液化、 运输以及冷能利用方面进行技术分析，实现氢气产业链的建设，同时实现降成本 和节能减排，为今后氢气接收站的建设发展提供技术思路。依托 LNG 接收站的 建设发展，氢能产业将迎来突破。