氢能十解”之五：氢基能源应用拼图

　　绿色氢基能源是各行业深度脱碳的利器，据预测我国绿氢需求在2030年、2040年、2050年和2060年将分别达到2300万吨、6900万吨、9100万吨和1.2亿吨，其应用主要分布在工业、交通、电力和建筑四大领域。

　工业领域应用

　　工业目前是我国氢基能源最大的应用领域。氢气是重要的工业原料，已经被广泛用于合成氨、合成甲醇、石油化工和冶金等工业领域，在双碳目标的约束下，预计氢基能源在工业领域应用规模将快速增长。

　　(1)合成氨

　　合成氨是目前规模最大的氢气消费途径，目前全球超过37%的氢气用于生产合成氨。氨是化肥的主要原料，也是重要的工业原料和中间产品，在工业领域中具有广泛的用途。在化肥工业中，氨是生产氮素化肥的主要原料;在化学工业中，氨可以用于生产胺、染料、炸药、合成纤维、合成树脂等有机或无机化工产品;在电子工业中，高纯氨可用于大规模集成电路减压或等离子体化学气相沉积;在食品工业中，氨可以作为碱性剂、酵母养料、食用色素稀释剂等。

　　合成氨的主要原料是氮气和氢气，理论上合成1吨氨需要0.18吨氢气和0.82吨氮气。合成氨所需的氮气来源相对简单，一般可以通过空气分离获得。合成氨所需的氢气来源较为多样，目前主要来源于由煤炭和天然气制备的灰氢，鉴于可再生能源电解水产生的绿氢具备碳排放低、纯度高的特点，未来绿电制绿氢将成为氢气的主要来源。

　　(2)制备甲醇

　　甲醇是氢应用的另一大途径。甲醇是基础的有机化工原料，可以用来生产烯烃、甲醛、二甲醚、醋酸、甲基叔丁基醚、二甲基甲酰胺、甲胺、氯甲烷、对苯二甲酸二甲脂、甲基丙烯酸甲脂、合成橡胶等一系列有机化工产品，被广泛应用于化工、轻工、纺织、农药、医药、电子、食品上。现代工业利用甲醇制烯烃，相对于传统石脑油制烯烃具有较强的成本优势，已逐渐成为甲醇的主力消费市场，当前占据甲醇总需求量的55%左右。

　　长远来看，通过以绿色甲醇为原料生产有机化工产品，是化工领域降低碳排放的重要手段。绿色甲醇，是指在生产过程中零碳排放合成的甲醇，目前绿色甲醇主要有两种生产途径：一种是生物质制备绿色甲醇，另一种是绿电制绿色甲醇，其中通过绿电制氢与二氧化碳反应合成甲醇技术路线可以实现二氧化碳大规模利用，是未来合成绿色甲醇的重要技术路线。

　　(3)石油化工

　　氢气是石油化工领域不可或缺的原料之一，加氢裂化、加氢精制等工艺可以改善、改变重油性质，将重油转化为轻质油品，有效提高石油的精炼效率，获得更多高附加值的产品。目前，石油化工用氢主要依赖化石能源制氢或工业副产氢，未来通过绿氢替代的潜力巨大。

　　(4)冶金行业

　　氢气可以取代碳作为还原剂用于冶金行业。目前主流的氢冶金技术路线分为高炉富氢冶金与气基直接还原竖炉冶金两种方式：高炉氢冶金是指通过在高炉中喷吹氢气或富氢气体参与冶金过程，相关实验表明，高炉富氢还原冶金在一定程度上能够通过加快炉料还原，减少碳排放，但由于该工艺是基于传统的高炉，氢气喷吹量存在极限值，一般认为高炉富氢还原的碳减排幅度可达10%-20%，效果不够显著;气基直接还原竖炉冶金是指通过使用氢气与一氧化碳混合气体作为还原剂参与冶金过程，气基直接还原竖炉冶金二氧化碳排放量可减少50%以上，更适合用于氢冶金。

　　冶金行业是碳排放的重点行业，根据《2023双碳钢铁年度发展报告》，2023年我国钢铁产业碳排放占全球钢铁产业碳排放总量的60%以上，是全球钢铁行业最大的碳排放源，从行业门类来看，钢铁行业碳排放占全国碳排放总量的15%左右，碳排放量位居制造业31个门类首位。

　　绿氢被视为冶金行业碳减排的关键，传统的高炉炼铁是以煤炭为基础的冶炼方式，碳排放占整个工艺流程总排放量的70%左右，氢气可以代替碳在冶金过程中的还原作用，从而使冶金行业摆脱对煤炭的依赖，在源头实现降碳。

交通领域应用

　　化石能源清洁绿色替代是交通领域碳减排的路径之一，绿色氢基能源作为交通燃料，可以应用于公路交通、铁路交通、航空、航海等多种场景，是未来交通运输行业实现低碳转型的有效途径。

　　(1)公路交通

　　公路交通是交通运输领域碳排放的绝对主体和减排重点。氢基能源在公路交通运输领域的应用，主要包括氢基能源燃料电池及氢基能源内燃机两种方式。

　　氢燃料电池是目前在公路交通中应用较为成熟的绿色解决方案。我国氢燃料电池汽车的发展采取先商用车后乘用车路线，氢燃料电池汽车主要以客车、重型卡车、牵引车、城市物流车为切入，逐步过渡到乘用车领域。相对于发展趋于成熟的纯电动汽车，氢燃料电池汽车适合固定路线、中长途干线和高载重场景。据中国汽车工业协会数据显示，2022年我国重型卡车销售量为67.19万辆，其中氢燃料重型卡车销售量为2382辆，渗透率为0.35%，预计随着氢能源产业政策、氢燃料电池技术、加氢站等配套设施的发展，氢燃料电池汽车规模将迎来加速发展的契机。

　　氢基能源中甲醇是公路交通领域的最佳替代燃料选项，甲醇可用作内燃机中的汽油添加剂或替代品，也可应用于改装的柴油发动机车辆，应用场景丰富。

　　甲醇具有以下优点：一是常温常压下呈液态，便于储运;二是成分单一，燃烧相对清洁;三是甲醇作为含氧燃料，可以有效改善发动机燃烧反应，提高能源转换效率，相比按汽油等热值计算平均能量转换效率可提高20%以上。工业和信息化部发布的《“十四五”工业绿色发展规划》明确提出“促进甲醇汽车等替代燃料汽车推广”。目前我国甲醇汽车已具备完整的政策许可、行政管理许可、技术标准许可、市场准入许可和运行保障许可等相关许可，建成了完整的产品技术链、产业链和供应链，构建了甲醇乘用车、甲醇混合动力乘用车、甲醇商用车、甲醇自卸车、甲醇危化品运输车、甲醇增程电动车等组成的多元化产品体系，甲醇汽车产业即将迎来快速发展的历史机遇。

　　(2)铁路交通

　　氢基能源在铁路交通领域的应用主要是氢基能源燃料电池替代传统内燃机为火车提供新的动力来源，氢基动力火车的优点在于不需要对现有铁路轨道进行电气化改造即可以实现铁路运输行业的减排。法国、德国和英国等欧洲国家均已出台国家铁路网络清洁改造升级计划，但在我国铁路高电气化率的背景下，氢基动力火车需求相对有限。

　　从技术来看，氢动力火车仍处于研发试验阶段。2022年，世界上第一列纯氢动力客运火车在德国正式运营，续航里程达1000公里，最高时速达140公里;2021年，中国试运行国内首台氢燃料电池混合动力火车，满载氢气可连续运行24.5小时，平直道最大可牵引载重可超过5000吨;2022年，中国建成了世界首个重载铁路加氢科研示范站，为氢动力火车供应氢能燃料。

　　(3)航空

　　航空业的碳减排很难通过电气化实现，氢基能源为航空业提供了可能的减碳方案。目前氢能飞机的动力主要包括氢燃料电池、燃氢发动机等，相较于氢燃料电池，燃氢发动机的发展较为缓慢，这跟氢燃料与航空煤油的许多特性的不同有密切关系，航空发动机从燃油到燃氢，对结构设计尤其是燃烧室的设计带来了较大的挑战。

　　氢动力飞机可能成为中短距离航空飞行的减碳方案，但在长距离航空领域，仍须依赖航空燃油，因此发展绿色航油将是实现减碳目标最重要的措施。绿色航空煤油是指从非化石资源而来的C8～15液体烃类燃料，根据美国环球油品公司的生命周期分析，绿色航油的温室气体排放量比石油基航空燃料减少65%～85%。

　　绿色航空煤油可以通过对植物油、地沟油或其它高含油生物燃料加氢精制生成;也可以通过将纤维素、木质素等生物质气化生成合成气，经费托合成工艺后，再加氢裂化、加氢异构改质生成。清华大学研究团队通过设计指向含芳环航煤馏分为目标产物的工艺路线，从热力学上实现一步生产航空煤油，目前已完成100吨/年的小型生产实验。目前，全球绿色航油主要从生物油脂的加绿氢精制生产，售价在2700～3100美元/吨，价格是石油基航煤的4倍左右。

　　美国、英国、欧盟等发达国家和地区已经出台绿色航空发展的顶层战略规划，预计绿氢将在未来航空业低碳转型中发挥重要作用。

　　(4)航运

　　《2023年国际海事组织船舶温室气体减排战略》明确提出到2030年国际航运业二氧化碳排放量比2008年减少30%以上，并在2050年前后实现净零排放，氢基燃料作为航运领域的重要碳减排方案，迎来重要发展机遇。目前氢基燃料在航运中的应用主要包括燃料电池和甲醇燃料两种解决方案。

　　我国企业和机构基于国产化氢能燃料电池已经启动了氢动力船舶研制，目前的氢动力船舶主要用于湖泊、内河、近海场景，作为小型船舶的主动力或大型船舶的辅助动力。2023年10月，我国首艘氢燃料电池动力示范船“三峡氢舟1”号首航，标志着氢燃料电池技术在我国内河船舶应用实现零的突破。

　　绿色甲醇作为国际上公认的清洁燃料，甲醇可以实现船舶低改装成本下柴油的部分或完全替代。目前日本、新加坡等国家已明确将绿色甲醇作为船舶运输的燃料，根据船舶经纪公司Braemar估算，到2030年，仅国际航运巨头马士基一家对于绿色甲醇的全球需求量即将达到600万吨，绿色甲醇在船舶航运领域应用市场空间巨大。

　　我国船舶和船舶动力制造行业也在积极推进内河航运、江海直达、近海运输甲醇燃料动力船舶的制造。2017年中国船级社发布《船舶应替代燃料指南》，为甲醇作为船舶动力提供了技术标准和应用指南;以中船重工为主的研究机构也在积极研发直喷甲醇发动机、甲醇燃料加注单元等甲醇船舶的核心装置。

电力领域应用

　　氢基能源可以运用在电力系统“源-网-荷-储”的各环节。在源端，可通过气电掺氢和煤电掺氨的方式降低发电端的碳排放;在网端，氢基能源可以通过管道长距离运输作为特高压电力输送的一种有效补充;在负荷端，电解水制氢是一种柔性负荷，可为电力系统提供需求侧灵活响应;在储端，氢基能源可以通过燃料电池回流到电力系统中，氢基能源可作为一种具备长时储存能力的“过程性能源”，可以实现跨日、月、季节的长时储能，对构建新型电力系统意义重大。

　　(1)气电掺氢燃烧

　　气电掺氢燃烧是指在天然气中掺一定比例的氢气用于燃气轮机燃烧发电，气电掺氢燃烧可以显著削减气电温室气体的排放总量，并减少作为化石燃料的天然气的消费量，是未来天然气发电实现碳减排的主要路径之一。

　　近年来，中国持续在气电掺氢燃烧方面开展积极的探索，2021年12月国家电投荆门绿动电厂成功实现燃气轮机15%掺氢燃烧运行，其燃气轮机设计最高掺氢比例达到30%;同年12月，广东省能源集团旗下的广东粤电大亚湾综合能源有限公司宣布将建设2台600兆瓦9H型燃气-蒸汽联合循环热电冷联产机组，燃机机组将采用10%的氢气掺混天然气燃烧，该项目于2022年正式开工，2024年1月成功实现1号燃机首次点火;2022年3月，浙江石化燃气-蒸汽联合循环电站项目采用的三台西门子SGT5-2000E机组先后点火成功，此项目是世界首套采用天然气、氢气、一氧化碳作为混合燃气的气电项目。

　　全球主要燃气轮机厂商均在积极提高燃机的掺氢燃烧能力，目前GE在全球已有超过100台采用低热值含氢燃料机组在运行，累计运行小时数超过800万小时，其中部分机组的燃料含氢量超过50%，积累大量实践经验。从不同机型看，GE旗下E/B级燃机已具备100%燃氢能力，其功率最大、最高效的9HA级燃机燃氢能力为50%，GE的目标是在2030年前实现9HA级燃机100%烧氢能力。掺氢从50%到100%依然有许多技术难题处于研发过程中，总体上包括燃烧技术、材料技术、控制技术、氮氧化物的控制技术四大类。

　　(2)煤电掺氨燃烧

　　在“双碳”目标下，煤电的低碳转型势在必行，煤电掺氨被视为煤电低碳转型的有效路径，受到越来越多的关注。液氨体积能量密度高、大规模存储和运输技术成熟;氨的辛烷值较高，更抗爆震，应用场景广泛，且燃烧后的产物可实现零碳排放，因此，氨可作为替代煤炭的理想燃料。

　　日本是最早重视煤电掺氨的国家，2014年日本发布的国家战略性创新创造方案就涵盖在以蒸汽锅炉为核心的火电站上开展氨-煤混燃技术研究;2021年，日本政公布的第六版能源发展规划，提到日本计划首先采用混烧技术，比如30%的氢加70%的天然气，或者20%的氨加80%的煤粉，之后逐步提升氨和氢的混烧比例，计划到2050年实现100%的氨、氢燃烧发电。

　　在技术方面，NEDO(日本新能源产业技术综合开发机构)委托东京电力公司全资子公司JERA、IHI、丸红株式会社和Woodside Energy(澳大利亚伍德塞德能源公司)4家公司在大容量燃煤火电中进行了绿氨掺烧的全产业链示范应用。JERA负责碧南火力发电厂100万千瓦机组的运行，IHI负责研究氨在锅炉中的混烧技术，丸红株式会社负责运输氨燃料，Woodside Energy负责氨制备。目前JERA正规划在碧南火电厂100万千瓦燃煤机组上开展氨-煤混燃试验，计划2024年在碧南火力发电厂4号机上实现20%氨混烧。

　　中国在煤电掺氨方面起步较晚，但是研发进展迅速。2022年1月24日，由国家能源集团开发的“燃煤锅炉混氨燃烧技术”应用项目在山东烟台成功投运，该技术是我国首次实现40兆瓦燃煤锅炉氨混燃比例为35%的中试验证，实现氨燃尽率99.99%，氮氧化物排放浓度不增加。

　　目前，国家能源集团正对广东台山电厂一台60万千瓦机组开展掺氨改造，完成后可在多种工况下达到最高20%的掺烧比例。除了国家能源集团，安徽省能源集团和合肥综合性国家科学中心能源研究院联合开展了火电厂掺氨技术的研发，2022年4月至2023年6月在铜陵电厂32万千瓦亚临界发电机组上开展多次工程验证，在国内首次验证了大型火电机组掺氨燃烧技术的可行性，该工程最大耗氨量21吨/小时，30万千瓦出力下掺烧比例大于10%、10万千瓦出力下掺烧比例达到35%，不同工况下氨燃尽率均达99.99%，氮氧化物排放水平与改造前相当。

　　国内外科研机构的试验结果表明，燃煤锅炉混氨燃烧可使得煤粉和氨良好燃尽，燃烧后氮氧化物排放不随混氨比例增加而等比例升高，且可通过分级燃烧等方式显著降低氮氧化物排放。

　　锅炉掺氨改造根据掺氨比例的不同，锅炉改造的方式也会有所不同，通过国内目前的掺氨示范项目了解，在掺氨0-30%的范围内，锅炉的换热结构几乎无需改动即可满足要求，对锅炉本体的改造主要是集中在燃烧器的加装，包括主燃区的煤掺氨燃烧器和还原区的纯氨燃烧器。除了锅炉本体之外，还需要配套有大型氨气化及供应系统，包括有大型氨区，液氨增压系统，液氨管道，液氨蒸发器，缓冲罐;对于锅炉掺氨比例超过30%时，相比于纯煤燃烧，氨煤混烧时产生的辐射换热降低，而对流换热增加，因此部分位置的换热器容量需要进行适当的增加。

　　(3)氢基能源燃料电池

　　氢基能源可以通过燃料电池转化为电能回流到电力系统中。燃料电池是一种将燃料所具有的化学能直接转换成电能的装置，基本原理是燃料进入燃料电池的阳极，在催化剂的作用下分解成质子和电子，形成的质子穿过膜达到燃料电池阴极，电子则通过外部电路到达燃料电池阴极形成电流。依据电解质的不同，可以将燃料电池分为五类：包括碱性燃料电池、质子交换膜燃料电池、磷酸燃料电池、熔融碳酸盐燃料电池、固体氧化物燃料电池等。依据燃料的不同，氢基燃料电池可以分为氢燃料电池、氨燃料电池和甲醇燃料电池，目前氢燃料电池发展较快。据测算，目前利用氢基能源的燃料电池纯发电效率约为50%，通过热电联产的方式综合效率可达85%以上。

　　氢基燃料电池可以单独也可以与电解水制氢系统联合为电力系统提供宝贵的灵活性调节资源。此外，氢基燃料电池系统还适用于偏远山区、海岛边防、通信基站、移动电源车等不同规模的固定式、移动式供能场景，具备较广泛的应用前景。

　建筑领域应用

　　建筑领域用能需求主要为供暖(空间采暖)和供热(生活热水)，传统的供暖供热主要依靠煤炭和天然气等化石能源的燃烧，将氢基能源作为未来建筑用能的主要载体可以有效促进建筑领域低碳绿色发展。氢基能源在建筑领域的应用主要有天然气管道掺氢和建筑热电联供系统。

　　(1)天然气管道掺氢

　　氢气可借助较为完善的家庭天然气管网，以一定比例掺入天然气中，用于建筑的能源需求。

　　目前世界许多国家已经逐步开展天然气管网掺氢项目示范，其中英国、法国的示范项目最高掺氢比例已达20%。国内首条掺氢高压输气管道工程包头—临河输气管道工程于2023年3月在巴彦淖尔市临河区正式开工，最大输气能力可达12亿标方/年，可实现最高掺氢比例10%;2023年4月，宁夏银川宁东天然气掺氢管道示范平台，397公里长的天然气管线掺氢比例已逐步达到24%，经过了100天的测试运行，整体运行安全稳定，创造了国内外天然气管道掺氢输送的新纪录。

　　从国内外示范工程及研究表明，掺氢比例在10%至20%之间是可行的，据公开数据显示，预计2050年全球10%的建筑供热和8%的建筑供能将由氢气提供，每年可减排7亿吨二氧化碳。

　　(2)建筑热电联供系统

　　氢基能源可以通过燃料电池的形式参与建筑供能。氢基燃料电池热电联供系统是指通过能量梯级利用的方式，同时实现对建筑的供电和供热，将具有较高利用价值的高品位能量用于发电，而剩余的温度较低的低品位能量则用于供热，其系统综合能量利用率可达80~90%。

　　基于氢基燃料电池搭建的热电联供系统采用在负荷中心建立分布式发电系统的形式，可以为楼宇、小区等民用用户以及工业用户提供热，并承担部分用电负荷，结合天然气管道掺氢，可以实现电、热、气三联供。目前，以日本、韩国、欧洲为代表的国家已实现了氢燃料电池微型热电联供商业化;我国建筑领域热电联供目前仍处于研发试验阶段，河北省、广州市、上海市等多地规划提出要推广氢燃料电池热电联供试点项目，探索家用和商用氢燃料电池热电联供模式，助力建筑领域节能减排。

　　(作者：张益国、姜海、贾浩帅，作者单位：水电水利规划设计总院)