我國沿海地區(qū)憑借風(fēng)資源、核能以及海港優(yōu)勢，可發(fā)展具有沿海特色的氫源基地。發(fā)展初期，依靠化工副產(chǎn)制氫推動氫能產(chǎn)業(yè)起步；中后期利用風(fēng)、核等清潔能源從根本上實(shí)現(xiàn)零排放綠色制氫。以大規(guī)模環(huán)境友好型制氫基地為目標(biāo)，簡述了符合我國沿海特色的相關(guān)技術(shù)路線，并指出可依托海港優(yōu)勢形成液氫集散中心，成為液氫集散樞紐，最終耦合布局風(fēng)電、核能制氫基地以及液化天然氣接收站，統(tǒng)籌布局形成沿海特色氫源基地。
氫能是國際公認(rèn)的未來能源之一，加快推進(jìn)我國氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展，是積極應(yīng)對氣候變化、保障國家能源安全的戰(zhàn)略選擇。目前主流的制氫方式包括化工副產(chǎn)制氫、煤氣化制氫、天然氣重整制氫、甲醇重整制氫、水電解制氫。若考慮環(huán)境友好性，煤氣化制氫、天然氣重整制氫、甲醇制氫依然有較高的碳排放，無法從根本上解決能源與環(huán)境的矛盾。
基于我國“富煤貧油少氣”的資源稟賦，以及擁有豐富化工副產(chǎn)氫的現(xiàn)狀，現(xiàn)階段藍(lán)氫路線可作為有效的過渡方案，推動氫能產(chǎn)業(yè)鋪開及公用基礎(chǔ)設(shè)施普及，鞏固氫能發(fā)展基本盤。據(jù)不完全統(tǒng)計(jì)，我國焦?fàn)t煤氣、丙烷脫氫、燒堿工業(yè)等可利用副產(chǎn)氫超過800萬t/a。隨著CO2集中捕集技術(shù)的發(fā)展，結(jié)合碳捕集、利用與封存技術(shù)的化石燃料制氫技術(shù)有望在內(nèi)陸獲得重視。
為達(dá)成“碳達(dá)峰”和“碳中和”的目標(biāo)，未來大規(guī)模制氫的發(fā)展方向?qū)⑹抢蔑L(fēng)力發(fā)電、光伏發(fā)電等可再生能源進(jìn)行電解水制氫，此外核能制氫同樣具有美好前景。我國沿海地區(qū)依托海洋，相較內(nèi)陸地區(qū)擁有海上風(fēng)電以及核電優(yōu)勢，可打造具有沿海特色的氫源基地。
1 沿海特色氫源基地思路簡述
我國東南部地區(qū)擁有蘊(yùn)含豐富風(fēng)力資源的漫長海岸線，現(xiàn)我國正積極發(fā)展海上風(fēng)電。綜合考慮冷卻、運(yùn)輸、安全等因素，沿海相比內(nèi)陸更適合建造核電站。同時沿海地區(qū)利用港口優(yōu)勢可形成能源傳輸樞紐?；谏鲜鎏攸c(diǎn)，沿海地區(qū)可發(fā)展具有沿海特色的氫源基地，如圖1所示，沿海地區(qū)的氫源基地具有兩大功能：一是新能源制氫基地；二是氫能集散中心。
發(fā)展初期，選用成本較低且技術(shù)成熟的工業(yè)副產(chǎn)氫加速氫能產(chǎn)業(yè)布局；中后期，利用海上風(fēng)電及核能制氫，可真正做到零排放、零污染。大規(guī)模制取的氫可直接以氣態(tài)形式短距離運(yùn)送至附近需氫用戶，也可輸往氫液化基地轉(zhuǎn)換至液態(tài)以便進(jìn)行遠(yuǎn)距離運(yùn)輸。類似LNG接收站，沿?？山ㄔ煲簹浼⒅行?，從廉價氫源地進(jìn)口氫，亦可將氫出口獲利。依托LNG接收站，可利用LNG氣化冷能有效降低氫液化系統(tǒng)能耗。
圖1 沿海特色氫源基地架構(gòu)
2 沿海特色新能源制氫技術(shù)
2.1 風(fēng)電制氫
氫因其能量密度高、壽命長、便于儲運(yùn)的優(yōu)點(diǎn)，適于風(fēng)電規(guī)模化綜合開發(fā)利用及儲存。風(fēng)氫耦合發(fā)電已成為一些國家解決風(fēng)電上網(wǎng)“瓶頸”問題的重要手段，不僅可以提升電力輸出品質(zhì)，還可提供綠色環(huán)保的氫，供進(jìn)一步綜合利用。
風(fēng)氫耦合發(fā)電的初衷是為了解決風(fēng)電的間歇性問題，將其作為一種儲能方式。2004年，美國啟動了Wind2H2計(jì)劃，致力于研究適用于風(fēng)電的氫儲能技術(shù)。利用“廢棄”風(fēng)電來電解水制氫儲能，不僅可解決棄風(fēng)問題，還能反過來利用氫氣再發(fā)電增強(qiáng)電網(wǎng)的協(xié)調(diào)性和可靠性，并且整個過程清潔環(huán)保，幾乎不產(chǎn)生二氧化碳。然而，風(fēng)氫耦合發(fā)電系統(tǒng)的能量轉(zhuǎn)換效率較低，在當(dāng)前的技術(shù)水平下，“風(fēng)電-氫-電”的轉(zhuǎn)換效率低于40%，不適合規(guī)?；茝V應(yīng)用。因此，今后風(fēng)氫耦合的重點(diǎn)應(yīng)是更具前景的“風(fēng)電-氫-用”的模式。
未來隨著氫能應(yīng)用的多樣化及普遍化，氫需求量大幅增大后，風(fēng)電制氫將從廢風(fēng)制氫的輔助并網(wǎng)模式轉(zhuǎn)變?yōu)閷Ｒ恢茪涞姆遣⒕W(wǎng)模式。去除并網(wǎng)設(shè)備成本后，大規(guī)模風(fēng)電制氫的經(jīng)濟(jì)性將會進(jìn)一步提升。
風(fēng)電制氫的技術(shù)關(guān)鍵在于水電解制氫，水電解制氫技術(shù)主要有三種：堿性水電解制氫、純水質(zhì)子交換膜（PEM）水電解制氫、固態(tài)氧化物電解池（SOEC）電解水制氫。如表1所示，堿性水電解制氫技術(shù)和PEM水電解制氫技術(shù)現(xiàn)已有商業(yè)化運(yùn)行，前者較為成熟而后者由于成本較高暫處于早期商業(yè)化試驗(yàn)階段，SOEC雖然效率較高但還處于研發(fā)示范階段。
在輔助并網(wǎng)的風(fēng)氫耦合模式下，采用棄風(fēng)棄電制氫，因風(fēng)電間歇性和隨機(jī)波動性特點(diǎn)，要求水電解裝置具有不穩(wěn)定電能條件下安全、可靠、高效的制氫能力?，F(xiàn)階段技術(shù)水平的堿性水電解制氫設(shè)備的冷啟動響應(yīng)以及功率波動情況下制氫品質(zhì)欠佳。而PEM可快速響應(yīng)，可匹配適應(yīng)風(fēng)電場的功率波動性，但投資成本較高，目前不適合大規(guī)模推廣應(yīng)用。
綜上所述，未來大規(guī)模的風(fēng)電制氫若采用專一制氫的非并網(wǎng)模式，可考慮堿性水電解技術(shù)和PEM水電解技術(shù)協(xié)同使用：以堿性水電解設(shè)備為主，發(fā)揮其成本低的優(yōu)勢大規(guī)模裝機(jī)；PEM水電解設(shè)備輔助使用，利用其快速響應(yīng)優(yōu)勢以匹配風(fēng)能功率波動。
2.2 核能制氫
利用核能，可以實(shí)現(xiàn)氫氣的高效、大規(guī)模、無碳排放制氫。核能制氫技術(shù)研發(fā)為未來氫氣的大規(guī)模供應(yīng)提供了一種有效的解決方案，同時可為高溫堆工藝熱應(yīng)用開辟新的用途，對實(shí)現(xiàn)我國未來的能源戰(zhàn)略轉(zhuǎn)變具有重大意義。
未來核能在非發(fā)電領(lǐng)域的應(yīng)用備受矚目，第四代核能系統(tǒng)的6種堆型（鈉冷快堆、氣冷快堆、鉛冷快堆、熔鹽堆、超臨界水堆、超/高溫氣冷堆）中，具有固有安全性、高出口溫度、功率適宜等特點(diǎn)的超/高溫氣冷堆，被認(rèn)為是非常適合用于制氫的堆型。
核能制氫所利用的主要是核反應(yīng)產(chǎn)生的熱量。如圖2所示，核能制氫技術(shù)路線包括：高溫重整烴類制氫、高溫?zé)峄瘜W(xué)循環(huán)分解水制氫、高溫蒸汽電解制氫、核電電解水制氫。
圖2 核能制氫技術(shù)路線
利用核熱代替常規(guī)技術(shù)中由燃燒化石燃料產(chǎn)生的熱源進(jìn)行烴類的高溫重整制氫，可減少CO2排放，但仍無法做到零排放。剩下的3種零排放技術(shù)路線中，利用核能發(fā)電再進(jìn)行常規(guī)電解水制氫，與其他新能源發(fā)電電解水制氫路線類似，雖技術(shù)較為成熟，但效率較低，不適合未來大規(guī)模制氫場景。與間接使用核熱的電解水路線不同，高溫?zé)峄瘜W(xué)循環(huán)分解水（碘硫循環(huán)和混合硫循環(huán)）制氫和高溫蒸汽電解制氫可全部或部分地直接利用反應(yīng)堆提供的工藝熱，減少了熱-電轉(zhuǎn)換過程中的效率損失，可實(shí)現(xiàn)核能到氫能的高效轉(zhuǎn)化。
碘硫循環(huán)被認(rèn)為是最具應(yīng)用前景的核能制氫技術(shù)。碘硫循環(huán)由三步反應(yīng)相耦合組成閉合過程，反應(yīng)溫度條件為800～900℃，反應(yīng)的凈結(jié)果為水分解生成氫氣和氧氣。反應(yīng)的第一步為Bunsen反應(yīng)，溫度為20～-120℃；第二步為硫酸分解反應(yīng)，溫度為830～900℃；第三步為氫碘酸分解反應(yīng)，溫度為400～500℃。碘硫循環(huán)制氫效率可達(dá)50%以上，且易于實(shí)現(xiàn)放大和連續(xù)操作，適合大規(guī)模制氫場景。
混合硫循環(huán)反應(yīng)的凈結(jié)果同樣為水分解生成氫氣和氧氣?；旌狭蜓h(huán)由二步反應(yīng)組成：第一步為SO2去極化電解反應(yīng)，溫度為30～120℃；第二步為硫酸分解反應(yīng)，溫度為850℃。混合硫循環(huán)的第一步為電解反應(yīng)，因此反應(yīng)流程需要同時利用高溫?zé)岷偷?，其效率要遠(yuǎn)高于常規(guī)電解。
高溫蒸汽電解利用固體氧化物燃料電解池（SOEC）實(shí)現(xiàn)高溫水蒸氣的電解。SOEC與常規(guī)電解技術(shù)相比，反應(yīng)需要在高溫條件（一般在700℃以上）下進(jìn)行，因此利用核熱可顯著提高制氫效率。
3 液氫港口與LNG接收站冷能回收
日本提出了利用海運(yùn)進(jìn)口液氫的方案并一直在積極進(jìn)行實(shí)質(zhì)性探索，神戶大學(xué)聯(lián)合巖谷氣體以及日本材料科學(xué)研究所于2017年在大阪成功進(jìn)行了小型液氫船運(yùn)載試驗(yàn)。日本計(jì)劃在2020—2030年期間實(shí)現(xiàn)氫的商業(yè)進(jìn)口，氫源地為澳大利亞。根據(jù)計(jì)劃，澳大利亞將利用作為閑置能源的褐煤進(jìn)行氣化制氫（含碳捕集）并進(jìn)行液化處理，日本無碳?xì)涔?yīng)鏈技術(shù)研究協(xié)會將在2020年利用搭載2個1250m3容量儲罐的液氫槽船進(jìn)行海上液氫轉(zhuǎn)運(yùn)。
參考日本的思路，我國沿海地區(qū)具有建設(shè)LNG接收站條件的地區(qū)可以考慮建設(shè)液氫港口。與LNG接收站的單一接收功能不同，液氫港口可同時擔(dān)負(fù)液氫進(jìn)口或液氫出口的責(zé)任。在缺氫源的階段，可仿照日本的進(jìn)口端模式，進(jìn)口國際上較為廉價的液氫作為補(bǔ)充備用；在大規(guī)模制氫鋪開后產(chǎn)能充足的階段，可仿照澳大利亞的出口端模式，向周邊氫資源緊缺的國家出口液氫以獲取利潤。
在LNG接收站，LNG氣化過程中存在大量具有回收價值的冷量，若是將氫出口港和LNG接收站聯(lián)合建設(shè)，可考慮利用LNG氣化過程的大量冷能對氫液化循環(huán)進(jìn)行預(yù)冷，可在解決LNG冷能利用問題的同時，有效降低氫液化的能源需求和資本成本。
4 結(jié)論與展望
根據(jù)沿海地區(qū)能源特點(diǎn)，建立風(fēng)電制氫和核能制氫基地可滿足未來綠色氫能的發(fā)展趨勢，大規(guī)模供應(yīng)無碳?xì)洹ｏL(fēng)電制氫從棄風(fēng)制氫的輔助并網(wǎng)模式轉(zhuǎn)變?yōu)閷Ｒ恢茪涞姆遣⒕W(wǎng)模式，可提升制氫的轉(zhuǎn)換效率和經(jīng)濟(jì)性。非并網(wǎng)模式下，綜合考慮不同水電解制氫的設(shè)備成本及技術(shù)特點(diǎn)，堿性水電解設(shè)備為主并以PEM水電解設(shè)備輔助的方案或許具有較好應(yīng)用前景，可深入研究分析。利用第四代核能系統(tǒng)的高溫核熱，高溫?zé)峄瘜W(xué)循環(huán)分解水制氫和高溫蒸汽電解制氫可實(shí)現(xiàn)核能到氫能的高效轉(zhuǎn)化，可在未來應(yīng)用于大規(guī)模無碳產(chǎn)氫。
依托LNG接收站經(jīng)驗(yàn)建立液氫港口，成為國際液氫集散中心，有利于發(fā)展國際氫能貿(mào)易。
聯(lián)合風(fēng)電制氫、核能制氫、液氫港口，耦合形成沿海特色氫源基地，可發(fā)揮氫作為實(shí)體能源的優(yōu)勢，助于氫實(shí)現(xiàn)對石油的替代，有利于向無碳社會過渡。
