我國站內小型橇裝天然氣制氫技術現狀與發展趨勢

 

在加氫站內進行小型橇裝天然氣制氫具有占地小、高效環保和節約成本等優點。分析了小型橇裝天然氣制氫工藝的技術優勢，以我國 2021 年成功建造的首套 250 m3/h橇裝天然氣制氫裝置為例，總結了橇裝天然氣制氫加氫一體站的工藝技術現狀，對比了國產橇裝天然氣制氫裝置與國外同類產品的技術參數，并對我國橇裝天然氣制氫的發展趨勢進行了預期。佛山明城綜合能源站是我國首座使用橇裝天然氣制氫的加氫站，也是國內第二座站內天然氣制氫的加氫站，使用國產首套橇裝天然氣制氫有效解決了用氫難和用氫貴的難題，對我國加氫站產業的發展有積極、重要的示范效應。

 

 

以下正文

 

 

氫能全產業鏈關鍵核心技術正趨于成熟，燃料電池出貨量快速增長，成本持續下降，加氫站基礎設施建設明顯提速，發展氫能已成為全球能源變革重要趨勢和機遇。氫能作為一種來源豐富、綠色低碳并且應用廣泛的二次能源，是我國能源低化轉型的關鍵一環，大力發展氫能也是我國實現“碳達峰”、“碳中和”目標的重要方式[1-4]。2022 年3 月，國家發改委發布了《氫能產業發展中長期規劃（2021-2035 年）》，首次在國家層面明確了氫能的三大戰略定位：氫能是未來國家能源體系的重要組成部分；氫能是用能終端實現綠色低碳轉型的重要載體；氫能產業是戰略性新興產業和未來產業重點發展方向。

 

交通是氫能的主要應用領域之一，加氫站是為氫能交通供氫的重要基礎設施，是連接上游氫氣制取和運輸，下游燃料電池汽車應用的重要樞紐，其普及程度決定了氫燃料電池汽車的商業化進程[5-6]。在國家和地方政策的引導和大力支持下，我國近年來加氫站建設明顯提速，2016 年僅有 10 座，2022 年7 月已達 272 座，居世界第一，預計到 2025 年將超過 1000 座[7]。從國內外已經運營的燃料電池汽車和加氫站的實際情況來看，加氫站項目的盈利能力并不強，對補貼的依賴程度較高，其中一個重要原因就是燃料電池汽車所需氫氣純度高、供應難且價格高[8-10]，這也是制約氫能交通發展的瓶頸，而造成這一問題的主要原因在于氫氣運輸環節的效率低和成本高[11-12]。氫氣的體積能量密度極小，70 MPa氫氣的體積能量密度也僅為汽油的 15%左右，目前普遍采用的氫氣管束車操作壓力多為 20 MPa，僅可滿載 200——300 kg的氫氣，且回空壓力不能過低，導致整體利用率僅為 75%——85%。國內的加氫站實際運行中，終端氫氣成本中 20%——30%是氫氣儲運成本，全國已運行的加氫站氫氣售價受地域影響，差異較大，終端價格為 45——100 ¥/kg，相比汽油、柴油和純電動競爭力較弱，預計只有當加氫站的氫氣售價低于 40 ¥/kg時才能使氫能從“政策驅動”換擋為“市場驅動”[13-15]。國內外正在興起的小型橇裝天然氣制氫可在加氫站內以極小的占地就地生產氫氣，能夠有效解決這一難題。在加氫站內制氫能省去昂貴的氫氣運輸環節，顯著降低氫氣成本，在氫能產業發展初期，能快速提升氫氣的競爭力。加氫站的一個重要發展趨勢就是采用站內制氫，全球約 15%的加氫站是制氫加氫一體站，這一比例在日本更是超過了 30%，且未來這一比例還將繼續提高。

 

橇裝天然氣制氫不僅是簡單的大型天然氣制氫小型化，在緊湊型轉化爐、催化劑和集成設計等方面還需要進行創新，目前國外發達國家已有多種產品和大量加氫站應用項目，而 2021 年國內才在這一領域才有所突破，實現了首套國產橇裝天然氣制氫裝置的研制和站內天然氣制氫加氫一體站的示范運行。本文以我國 2021 年成功建造和運行的的首套全國產化的 250 m3/h橇裝天然氣制氫裝置為例，總結制氫加氫一體站的工藝技術現狀，并對國產橇裝天然氣制氫裝置與國外同類產品的技術參數進行對比分析，對我國橇裝天然氣制氫的發展趨勢進行預測。

 

 

站內小型橇裝天然氣制氫的制氫規模為200——800 m3/h，橇體內的所有設備設施集中在一個緊湊的集裝箱內部，視為一套相對獨立的工藝設備整體，其典型工藝流程包括天然氣脫硫、天然氣水蒸汽重整、CO水汽變換和變壓吸附（PSA）4 個主要工藝單元，（歡迎關注氫電邦公眾號帶您了解更多干貨，資料請添加qdbang11獲取）如圖 1 所示，并輔助蒸汽發生系統以從高溫煙氣中回收熱量，如循環冷卻水系統、脫鹽水系統，還包括燃料氣系統、儀控系統、泄漏檢測與報警系統等[16-17]。

 

 

原料天然氣中的硫化物，如硫化氫（H2S）、硫氧化碳（COS）、二硫化碳（CS2）、硫醇（RSH）、硫醚（RSR）、噻吩（C4H4S）等及微量鹵素元素會造成重整催化劑、變換催化劑和PSA吸附劑性能降低甚至失活，因此天然氣在送入轉化爐轉化之前，必須凈化到總硫（以H2S計）含量≤ 0.1 μmol/mol、總鹵素（以Cl-1 計）含量≤ 0.1 μmol/mol。

 

天然氣水蒸汽重整是強吸熱反應，過程中需要的熱量通過燃燒PSA解吸氣提供，不足的部分通過一部分燃料天然氣來補充。重整轉化爐是站內橇裝天然氣制氫設備的“心臟”，是為整個系統提供熱源及反應的核心，包含轉化管、轉化爐體、燃燒器、煙氣對流換熱組件和鼓風機/引風機等。重整反應通常選用Ni基催化劑，小型橇裝天然氣制氫裝置由于床層高度小、催化劑裝填量少、空速高且水碳比（水蒸氣與天然氣的物質的量比，下同）低，對催化劑的性能要求遠高于傳統大型天然氣制氫重整催化劑，需要進行創新開發。置于重整轉化爐內部的燃燒器能夠滿足天然氣和PSA解吸氣同時燃燒，并將熱量以輻射傳熱方式傳遞給爐管內的工藝氣進行催化，燃燒后的煙氣溫度達 900——1050 ℃，通過副產水蒸汽實現熱量回收。副產水蒸汽作為重整反應的反應原料加入工藝系統，過程中需要調配好水碳比，過低的水碳比可能會導致催化劑積炭，長時間水碳比過高會影響催化劑壽命。除影響催化劑壽命外，過高水碳比會造成大量未參與反應的蒸汽在轉化爐中被加熱，然后又被水冷器冷卻，增加能耗，正常工況下站內橇裝天然氣制氫設備無蒸汽對外輸出。

 

CO會導致燃料電池中的催化劑中毒，從而影響電堆壽命，因此變換工段將轉化氣中大量CO變換為CO2，以便盡可能多的生產氫氣，并使變換后的氣體在PSA中更容易提純得到滿足純度要求的氫氣產品，實際一般控制CO含量（物質的量分數）≤ 10 × 10-6，高于GB/T 37244-2018《質子交換膜燃料電池汽車用燃料氫氣》的要求（經過PSA提純后的氫氣純度（物質的量分數，下同）需≥ 99.97%）。實際運行中，為了更好的保護燃料電池，氫氣產品純度需≥ 99.999%。

 

 

制氫的方法包括化石燃料制氫、電解水制氫、化工尾氣制氫和生物質制氫等，目前全球近 50%的氫氣來自于天然氣制氫[18-19]。在可再生電力成本尚未降低到一定水平的相當長一段時期內，天然氣制氫將是支撐全球氫能發展的主要過渡方式。天然氣的主要成分是甲烷，每個甲烷分子中含有 4 個氫原子，是含氫比例最高的化石能源。

 

在加氫站內小型制氫屬于分布式制氫，主要包括電解水制氫、甲醇制氫、液化石油氣（LPG）制氫和天然氣/城市燃氣制氫等。其中最具發展前景的就是站內小型天然氣/城市燃氣制氫，相比甲醇制氫和LPG制氫，可以就地采用天然氣、城市燃氣或LNG作為原料，利用完善的深入市場末端的城市燃氣基礎設施就可便捷制取純度≥ 99.999%的高純度氫氣[20-22]。

 

小型橇裝天然氣制氫相比大中型天然氣制氫更貼近用戶，更適應于氫氣儲運成本高的產業特征，基于目前已經完善的天然氣產業和基礎設施，提供穩定充足且低價的氫源，是天然氣產業與氫能產業協同發展的重要融合點。目前國內運行的加氫站外購氫氣的到站價格為 30——40 ¥/kg，橇裝天然氣制氫裝置在考慮了運營消耗和設備折舊的情況下，天然氣價格為 2.5 ¥/m3 時，氫氣成本為 20——22 ¥/kg（不含氫氣增壓及加注環節），具有市場競爭力[23-26]。

 

 

目前加氫站的短缺制約著燃料電池汽車的規?；茝V，而橇裝天然氣制氫裝置具有小型化、橇裝化和高度集成的緊湊式設計的優勢，公路運輸便捷，因該裝置占地極小，尤其適用于在基本占據了各級城市交通的樞紐位置的加油和加氣站內快速改造實施，解決建站難題，降低選址的難度。國內加氫站已朝向油-氫、氣-氫、油-氣-氫和油-氣-電-氫綜合能源服務站的方向發展，這不僅有利于集約用地，還能顯著降低制氫成本，促進我國加氫基礎設施建設[28-30]。橇裝制氫占地約為傳統天然氣制氫工業裝置的 1/3，原料比甲醇和LPG獲得更加便捷、環保和減排[31-33]。從橇裝天然氣制氫裝置運輸至站場，能在 2——3 天完成安裝，1——2 周完成調試，1——2 個月實現滿負荷生產，可與加氫站其他設備設施同步實施，加快加氫站建設。

 

 

佛燃能源明城綜合能源站是我國首個采用站內橇裝天然氣制氫裝置的制氫加氫一體站，設計制氫規模為 1500 kg/d，目前第一臺正在運行的橇裝天然氣制氫裝置制氫規模為 500 kg/d，另一臺制氫規模為 1000 kg/d的裝置預計 2023 年 5 月投運。

 

典型橇裝天然氣制氫加氫一體站工藝流程如圖 2 所示。橇裝天然氣制氫裝置制得的氫氣經過緩沖罐后，先經過 20 MPa壓縮機增壓，儲存在 20 MPa儲氫瓶組中，再經過 45 MPa壓縮機增壓，經順序控制盤順序控制后分 3 路分別至高、中和低壓固定儲氫瓶組儲存。氫氣加注時，加氫機通過順序控制盤按照低、中和高壓順序從儲氫瓶組取氣，達到設定壓差后切換儲氫瓶組順序，保證加氣速率。20 MPa儲氫瓶組也具備對外充裝氫氣管束車的功能，使橇裝制氫運行具有連續性，提高了加氫站運營的靈活性，可在夜間加氫負荷低時實現對外充裝。

 

 

 

國外有Air Product、Hygear、Osaka Gas、Air Liquide和Linde等多家公司開發了適合于加氫站用的小型橇裝天然氣制氫設備，而國內擁有集裝箱式高度緊湊型的橇裝天然氣制氫商業化產品的企業比較少。2021 年，中海石油氣電集團有限責任公司（簡稱“氣電集團”）、西南化工研究設計院有限公司（簡稱“西南院”）和佛燃能源三方聯合開發了我國首套250 m3/h（500 kg/d）的小型橇裝天然氣制氫裝置，并于 2021 年 12 月調試成功，2022 年順利通過滿負荷性能考核和第三方鑒定，鑒定結果為達到國際先進水平，8 月正式運行，為燃料電池公交車加注。國內外小型橇裝天然氣制氫設備技術參數對比如表 1 所示，綜合性能對比后可以看出，國內小型橇裝天然氣制氫裝置技術水平已基本與國外技術處于同一梯隊。

 

 

從制氫規模上來看，與加氫站主流規模 500 kg/d和1000 kg/d相匹配的 250 m3/h和 500 m3/h的橇裝天然氣制氫裝置作為標準型更具市場優勢，國內外產品的制氫規模也主要為這兩種規格。從產品氫氣壓力來看，主要廠商都選擇了低壓制氫方案，這是由于低壓有利于提高重整轉化效率，對原料的適用性更廣，尤其適應于低壓城市燃氣。但低壓方案如果應用于原料氣壓力較高的場景需要先降壓，造成了壓力能浪費，且低壓不利于后端氫氣提純單元PSA或負壓變壓吸附（VPSA）的效率提升，因此壓力≥ 2 MPa的中壓方案有望成為主流。單位產品的天然氣消耗量方面，國內外產品相差不大，煙氣熱量回收效率、對PSA解吸氣的有效利用和裝置負荷是影響消耗的關鍵因素，另外原料氣的貧富程度也有較大影響，含有更多C2、C3+的富氣的單位產品的原料氣消耗更低。

 

影響裝置尺寸的因素除了本身的設計和壓力外，各設備供貨商的產品尺寸也對整體有較大的響。國內裝置的緊湊度還需提升，未來采用中壓方案后，關鍵設備及管道尺寸將有所減小，尤其是重整轉化爐的結構優化創新將大幅度減小裝備整體尺寸。小型橇裝天然氣制氫裝置需要換熱器、廢熱鍋爐與汽包、PSA及非標設備等眾多供應商的參與，在采購量少且經濟效益有限的情況下，各供應商為小型化設備專門研發的積極性不足，在已有產品中選擇適合于小型化設備非常困難，甚至可能出現設計能力與規模不能完全匹配的情況。日本OsakaGas公司的裝置產品的緊湊度非常高，這得益于日本國內相關供貨商的集體創新，為小型化研發了定制化產品。

 

 

我國橇裝天然氣制氫已經實現了從“0”到“1”的歷史性跨越，為加快氫能在交通領域的應用提供了一種便捷且低價的氫源獲取方式，具有廣闊的市場發展潛力。未來國產橇裝天然氣制氫技術將加速朝著“系列化、標準化、數字化、零碳化”的高端氫能裝備方向發展，在加氫基礎設施建設中發揮更大的驅動作用。

 

（1）加快技術升級迭代。整體而言，我國橇裝天然氣制氫裝置研究仍處于初始階段，在技術成熟度、標準化、品牌化和工業應用等領域還有差距，下一步需要加強在重整轉化爐、催化劑和系統集成等方面的技術創新升級。比如考慮選擇性透過膜、流化床膜反應器和微通道反應器等新型重整轉化爐[34]，優化換熱網絡，提升系統集成水平。調動供應商的聯動創新，研發出針對橇裝裝置專用的小型配套設備，優化整體系統配置，提升裝置的緊湊度和能量轉化效率，達到日本Osaka Gas公司橇裝制氫產品的國際領先水平。

 

（2）制氫規模系列化，應用場景多元化。把橇裝制氫的規模適應性拓寬至 5——800 m3/h，氣源適用性從城市燃氣和天然氣擴大到沼氣、生物質氣和LPG，不僅可以應用于加氫站，也可以為玻璃廠和電子廠等提供工業用高純氫氣，如果匹配燃料電池，還能實現熱電聯產和備用電源。不同規模的制氫產品系列能夠細化切分市場，拓展多元化的應用場景。比如 200——800 m3/h規模的橇裝天然氣制氫產品可以用在制氫加氫站和煉鋼廠等小型工業用戶；50——100 m3/h規模的橇裝天然氣制氫產品可以用在社區和建筑用的熱電聯供，作為工業備用電源或為玻璃和電子等小型工業用戶供氫；5——50 m3/h規模的橇裝天然氣制氫產品可以用于小型社區和辦公樓的熱電聯供，作為小型備用電源等。

 

（3）標準化與個性化定制相結合。為了進一步降低成本，需要在設計、采購和建造過程中做好標準化工作，打造標準化圖紙，進行批量化建造，集中采購并定型產品，與供貨商形成聯合機制，以上措施有望將橇裝天然氣制氫裝置的設計和建造周期縮短 30%以上，裝置成本降低 20%——40%。除了標準化產品外，為更好的適應市場需求，也可根據用戶原料氣參數和對氫氣純度和制氫規模的需求進行個性化定制。

 

（4）提升數字化和智能化水平。以數字化和智能化為橇裝天然氣裝置賦能，提升裝置的智能化控制水平，實現一鍵開停車、一鍵負荷調整、移動終端遠程查看與控制、安全智能化管控、運行大數據智能分析、關鍵設備物聯網和狀態智能診斷等。

 

（5）探索零碳化。積極研發與橇裝天然氣制氫相匹配的小型碳捕集技術，探索高緊湊型的高效捕集，低成本將“灰氫”變“藍氫”。

 

氫能在我國實現“雙碳”目標中，發揮了連接“新”、“舊”的橋梁作用，成為構建以可再生能源為主體能源的新型能源系統的重要支撐和樞紐。在大規模低成本可再生能源制氫到來之前，天然氣制氫是最清潔、高效、低碳且低成本獲取氫源的方式。站內小型橇裝天然氣制氫具有緊湊性、便捷性和高效性，能有效解決氫氣供應難題，大幅度降低氫氣成本，加快我國加氫站基礎設施建設。首套國產250 m3/h橇裝天然氣制氫裝置在佛山明城制氫加氫一體站的運行示范，為我國加氫站產業的發展和突破站內天然氣制氫限制提供了樣板工程。

 

目前限制我國橇裝天然氣制氫裝置大規模應用的因素主要是缺少標準規范且管理上要求裝置入化工園區，裝置的技術成熟度有待提升，裝置成本仍偏高等。針對這些難題，編制站內橇裝天然氣制氫的標準正在進行中，開展安全相關的專題研究和試驗，進一步在技術升級迭代、制氫規模系列化、應用場景多元化及標準化、個性化定制、數字化、智能化和零碳化等方面仍需加大研究，有望打造一個高端氫能裝備制造產業，驅動我國氫能產業的高速發展。