氢储存与运输技术：原理及应用 课件 第8章 氢运输技术

第8章氢运输技术氢的交通运输·氢的管道运输CONTENTS目录01第一部分氢的交通运输02第二部分氢的管道运输学习目标与课程导入学习目标1了解氢运输的方式和交通工具。2了解不同氢运输方式的优缺点。3了解氢运输的关键技术。本章介绍不同形态氢的交通运输技术和管道运输技术。课程导入随着可再生能源利用技术和设备的持续突破与迭代，可再生电力成本持续下降，促进绿氢成本不断下降，绿氢应用需求快速扩大。据中国产业发展促进会氢能分会2024年8月观察分析，巨大的应用潜力将带动绿氢长距离、大规模运输需求日趋强烈，低成本稳定的大规模氢储运技术已成为决定绿氢规模化应用进程的关键因素之一。思考：氢能未来的发展趋势是什么？请结合我国能源分布谈谈"西氢东输"的意义。PART01氢的交通运输HydrogenRoad/Ship/RailTransport壹氢的特性与分类33.3kW·h/kg低热值能量，单位质量能量密度最高的燃料0.0899kg/m³标准状态下密度，最轻的气体3kW·h/m³体积能量密度低，需转化提高后再运输四种氢：按制取原理与CO₂排放分类绿氢太阳能、风能等零碳电力电解水制取；成本过高（约6美元/kg），尚无法大规模应用。蓝氢天然气转化制取，CO₂排放由CCUS技术控制；相对清洁，是可行的大量生产途径。灰氢甲烷蒸汽重整制取，无CCUS；成本约1.50美元/kg，占当今制氢业主导地位。棕氢煤气化制取，无CCUS；生产1kg氢约排放13.7kg当量CO₂，加剧温室效应。氢运输分类：按运输中氢所处状态，分为气态氢、液态氢、有机液体氢、固态氢运输四类。气态与液态运输为目前业界主要方式；有机液体与固态运输受技术、成本制约，尚未进入广泛应用阶段。氢的运输方式总览物理状态实现方式储运时间储运方式气态高压气态氢小时~数天长管拖车、管道、气瓶集装格液态液化氢数天~数周轮船、汽车拖车、火车液态氨数周~数月管道、轮船、汽车拖车、火车液态液态有机氢载体数周~数月管道、轮船、汽车拖车、火车固态金属氢化物数天~数周轮船、汽车拖车、火车表8-1氢在各种物理状态下的储运方式液态氢运输需将氢气深冷至−253℃以下液化；有机液体氢运输利用不饱和芳香烃、烯炔烃等作储氢载体；固态氢运输通过金属氢化物吸附氢气实现。气态氢的交通运输图8-1集装格氢气瓶运输车图8-2氢气长管拖车气瓶集装格由多个容积40L、压力15MPa的高压储氢钢瓶组成，类似氧气瓶；运输灵活，适用于需求量小的加氢站。氢气长管拖车拖车部分由多支压力20MPa、长约10m的高压钢瓶组成，可充装约3500Nm³氢气，到站后车头可分离；技术成熟、规范完善，国内加氢站目前多采用。长管拖车规格对比产品名称工作压力/MPa瓶数/支水容积/m³H₂最大允许充装量/kg额定质量/kg11管Ⅰ型瓶氢气车201123.4934727477管Ⅰ型瓶氢气车207263823436312管Ⅱ型玻纤缠绕车201231.02456300588管Ⅱ型玻纤缠绕车20833.649527207表8-2Ⅰ型瓶和Ⅱ型瓶氢气长管拖车数据对比（节选）Ⅰ型瓶：由金属材料制成的压力容器。Ⅱ型瓶：内胆为薄壁金属材料承压容器，瓶体环向缠绕纤维树脂复合材料。Ⅱ型缠绕瓶自重更轻、充装量更大：8管Ⅱ型车充装495kg，较11管Ⅰ型车（347kg）提升约43%，额定质量显著降低。液态氢的交通运输氢气在1个大气压下需深冷至−253℃以下才能液化；与30MPa气态氢相比，体积能量密度由750kW·h/m³提高到2417kW·h/m³（3倍以上），但仍远低于柴油（约10000kW·h/m³），可在重载公路、海上运输和部分航空领域应用。图8-3运输液态氢的轮船（川崎重工）液氢运输船：日本川崎重工建造，有2个方形液氢罐和4个球形液氢罐两种船型。液氢槽罐车：氢气深冷至21K液化后装入隔温槽罐车；商用容量约65m³、可装4000kg氢气，国外加氢站使用略多于长管拖车。深冷铁路槽车：适合长距离、大运量，较轮船经济；水平圆筒形杜瓦槽罐容量可达100m³，扩容槽车120~200m³；中国中车T85型容积85m³、可装5t液氢。提示：液氢运输工具主要有轮船、液氢槽罐车、深冷铁路槽车三种，分别面向海运、公路与铁路场景。液氢运输工具与储存要点图8-4液氢槽罐车图8-5深冷铁路槽车（中国中车T85型）液化能耗高氢液化过程消耗大量能量，所耗能量约为所储存氢能的30%左右，是液氢技术经济性的主要制约因素之一。储存容器要求高液氢罐须采用双层真空绝热壁面结构，并加装控制与安全保护装置以抗冲击、减振，结构复杂、加工成本高；外界热量稍渗入即迅速汽化，液氢汽化与泄漏是必须面对的重要问题。固态氢的交通运输图8-6镁基固态储运氢车（上海交通大学）固态储氢容量高，不需高压或隔热容器，基本没有爆炸危险。储氢合金先将氢气在表面催化分解为氢原子，再扩散进入晶格间隙形成金属氢化物，过程可逆；单位体积金属常温常压下可储存近千倍体积氢气，体积密度甚至优于液氢。当前金属氢化物主要有镁系、铁系、镧镍稀土系、钛系、锆系储氢合金等，其中镁系储氢合金最常见。循环利用方式：吸氢得氢化镁、放氢得镁，建立大型储运氢系统，可用于加氢站、分布式发电、车载储氢等场景。水解方式：氢化镁高纯粉末与水反应，把水中的氢也置换出来，主要用于备用电源、无人机等场景。现状与展望：固态氢运输案例尚少（现有镁基固态储运方式），因储氢合金价格高（每吨高达几十万元）、性能不佳、长距离经济性差；需提升放氢速度、改善释氢条件、研究轻质储氢材料，未来有望成为短距离运氢的最佳途径。有机氢化物（LOHC）的交通运输液态有机氢载体（LOHC）：氢以化学键结合到有机烃载体分子上（氢化），在特定条件下逆向脱氢释放。常见体系有甲基环己烷（MCH）、二苄基甲苯（DBT）、十氢萘/萘等，氢化与脱氢形式均呈液态，物理性质与柴油相似，可利用现有燃料基础设施，具备推广的硬件基础。图8-7MCH体系脱氢/氢化过程反应原理图循环运输要求：脱氢后的LOHC必须运回加氢工厂——散装运输车辆需双向运输液体，管道运输需第二根管道返回脱氢载体，对运输成本提出较高要求。能量特征：氢化放热、脱氢吸热，脱氢需额外热源（最好是工业废热等廉价热源），否则须燃烧部分氢气供热、系统整体效率进一步降低。德国已研发脱氢与发电一体化的LOHC燃料电池，效率提升至72%，但原型功率尚小。欧洲正建设LOHC加氢站、氢能船舶和铁路机车等示范工程，移动设备装载LOHC较高压气瓶大幅提高安全性。学者已对甲苯/甲基环己烷、二苄基甲苯、N-乙基咔唑等载体，从技术与经济角度评估其在洲际氢供应链中的利弊。四种典型LOHC技术经济特征LOHC系统氢容量/wt%反应焓/(kJ/molH₂)熔点/℃沸点/℃二苄基甲苯H0-DBT/H18-DBT6.265.4−50/−34371/390甲苯TOL/甲基环己烷MCH6.268.3−95/−126111/101萘NAP/萘烷DEC7.363.997/−37218/189N-乙基咔唑H0-NEC/H12-NEC5.850.670/−85270/280表8-3四种LOHC与技术经济特征（熔点/沸点为脱氢态/氢化态）四种体系氢容量均在5.8~7.3wt%；反应焓越高脱氢耗能越大，NEC体系反应焓最低（50.6kJ/molH₂），脱氢能耗相对较小。化学氢运输（一）：绿氨绿氨：可再生能源制绿氢再与氮合成氨，既是化工产品也是储氢介质。储存压力与温度低（8.58atm、20℃或常压−33℃液态），储氨罐工艺简单、成本低；体积能量密度108kgH₂/m³NH₃，为液氢的两倍。氨化学性质不活泼、不易燃，安全储运是优点，但作为燃料利用更具挑战；氢-氨-氢再转化能耗约占氢能的35%，仍存在能耗高、经济性差问题。图8-8运输距离、液氨总质量与管道/船舶运输LCOH的关系运输距离决定方式选择：100km以内船舶运输费用远低于管道（海底管道铺设成本高）；超过500km后管道成本缓慢增长而船舶成本大幅增加（受氨汽化与燃料限制）。可按运输距离与氨总量，依据LCOH（氢平准化成本）选择运输方式。制取与还原：绿氢制绿氨广泛采用Haber-Bosch体系N₂+3H₂=2NH₃，国内已有多个绿氢制绿氨项目开工；到达目的地后高温裂解还原制氢2NH₃=N₂+3H₂，工程应用成熟。化学氢运输（二）：绿色甲醇与运输链条绿色甲醇：可再生能源制氢与CO₂合成甲醇，CO₂+3H₂→CH₃OH+H₂O。2020年兰州新区建成“液态阳光”示范项目——全球首套规模化（千吨级）绿色甲醇合成装置；甲醇制氢有裂解、蒸汽重整、部分氧化三种工艺，运输可利用现有成熟体系。化学氢运输全链条①制氢借鉴宁夏宝丰、新疆库车绿氢项目，在酒泉等可再生资源富集区制氢，化学制氢成本具竞争优势②介质生产就地转化为液氢、绿氨、绿色甲醇；北京航天101所建成国内首座民用液氢工厂（0.5t/天）③运输绿氨、绿色甲醇采用罐车、槽车等现有运输装卸工具，经公路、铁路便捷低成本外送④还原高温裂解还原制氢，工程成熟；甲醇裂解CH₃OH+H₂O→3H₂+CO₂⑤配送集中式制氢需长管拖车配送至加氢站；加氢站直接还原制氢可省去配送成本经济性：最佳情况下，用甲醇和氨运输氢气的平准化成本可分别降至1.9和1.5美元/kg；但市场应用中仍存在能量转换效率低、成本高的问题。载体选择：取决于具体的运输方法、储存期和安全控制要求。PART02氢的管道运输HydrogenPipelineTransport贰纯氢气的管道运输：概述气态管道管道直径0.25~0.3m，压力范围1~3MPa，每小时流量310~8900kg氢气。液态管道采用真空夹套绝热技术，由内、外两个等截面同心套管构成，套管间抽真空，防止内管液氢温度扩散。≈5000km全球输氢管道总长（美国约2500km、欧洲约1500km）80余年全球管道输氢起步历史（美欧最早）25km济源—洛阳氢气管道全长，年输气量10.04万t主要挑战："氢脆"与高造价氢气体积能量密度小，且易对管材产生"氢脆"——随时间推移对钢材机械性能产生负面影响，需增加安全裕度，故输氢成本常高于同能量流率的天然气管道。美国天然气管道造价仅12.5万~50万美元/km，氢气管道达30万~100万美元/km（约2倍）；管道复合材料依赖进口、应用场景不足也制约发展。海上氢气管道建设已无技术障碍，但成本更高，海上风电制氢的离岸距离对技术经济性影响较大。管道输氢成本与标准进展项目成本构成（五类）管道线路、站场工程、大中型穿跨越、运行维护及其他成本。线路与穿跨越成本各占30%~40%，与运输距离正相关；站场工程占10%~20%，与距离负相关（规模一定时成本固定）。投资水平氢气管道投资成本比天然气管道高50%~80%，大部分用于寻找合适路线；运输距离150~550km时，投资建设费用约9.6亿~35.43亿元人民币。我国标准进展（2021年）8月：中国标准化协会就《天然气掺氢混气站技术规程》公开征求意见；7月：《氢气输送工业管道技术规程》编制获批（北京市公用工程设计监理有限公司主编）、《城镇民用氢气输配系统工程技术规程》编制启动（西南市政总院主编）。标准制定难点：未考虑H₂S、CO、CO₂等组分对掺氢的协同影响；缺少管材掺氢条件力学性能基础数据库；掺氢比、运行压力对管材氢损伤的定量关系尚不明确。输氢管道设计标准因存在"氢脆"等问题，输氢管道建设须遵循比天然气管道更严格的标准规范。目前国内暂无输氢管道设计标准，主要参照的国际与相关标准如下。用途名称标准号氢气管道线路设计HydrogenPipingandPipelinesASMEB31.12—2019氢气管道线路设计输气管道工程设计规范GB/T50251—2015氢气管道线路设计HydrogenPipelineSystemsCGAG-5.6—2005(2013确认)站内管道设计氢气站设计规范GB50177—2005站内管道设计压力管道规范工业管道GB20801—2020表8-4输氢管道的设计标准国外输氢管道项目国际氢气管网基本由法液空、空气产品、普莱克斯和林德四大公司建设，绝大多数由氢气生产商运营，主要用于工业原料。国家/地区年份项目/公司掺氢比例/%内容欧盟2004—2009NaturalHy<50掺氢比小于20%时室内爆炸危害不明显荷兰2008—2011VG220风电制氢插入天然气管网，终端无异常德国2013电力和天然气公用事业公司5首次尝试管道掺氢德国—能源储存和清洁燃料公司<2注入天然气分销网络德国2020Avacon20萨克森-安哈尔特州天然气管道掺氢法国2014GRHYD20天然气掺可再生氢供居民使用英国2015HyDeploy20英国首个氢气掺入天然气供应系统项目意大利2019SNAM燃气公司5—表8-5国外输氢管道项目情况（掺氢天然气示范）国内纯氢管道项目济源—洛阳氢气管道2015年3月开工、8月全线贯通，是当时已建管径最大、压力最高、输量最高的氢气管道。全长25km，设计压力4.0MPa，管径DN500mm，输气能力10.04万t/年，配套2座站场，总投资1.5429亿元。定州—高碑店氢气管道规划中，国内规划距离最长、输量最高、首条燃料电池级氢气管道，2024年1月通过河北省发改委备案。全长164.7km，管径508mm，管材L245N，压力4.0MPa，最大输量10万t/年，途经11个市县区；储运成本可控制在每百千米0.4元/kg。通辽纯氢示范应用项目2022年7月召开项目推进会；利用弃风弃电绿色制氢，兼具输氢与测试功能。氢气在氢源处分流至测试模块，管路材料设备在不同氢气压力流量下检测。管径DN400mm，全长7.8km，设计输氢量10万t/年。“西氢东送”输氢管道示范工程图8-9“西氢东送”输氢管道示范工程400+km管道全长，起于乌兰察布、止于北京燕山石化10万t/年一期运力，预留50万t/年远期提升潜力2023年纳入《石油天然气“全国一张网”建设实施方案》，标志我国氢气长距离输送管道进入新发展阶段；是我国首条跨省区、大规模、长距离纯氢输送管道。战略意义：建成后用于替代京津冀地区现有化石能源制氢及交通用氢，助力能源转型升级。沿线多地将预留端口，便于接入潜在氢源；未来中国石化可依托该管道建设支线及加氢母站，助力京津冀氢能走廊高效构建与“双碳”目标实现。天然气-氢混合气的管道运输：概述氢气与天然气储运高度相似，都向高密度、高安全性、大规模、短加注时间、低耗能方向发展；储运技术革新包括储运容器升级、地下/盐穴储气库、高转化率催化剂、低温绝热、抗高压材料、液化工艺提升等。掺氢天然气用作汽车燃料和家庭烹饪，可减少城市污染、降低化石燃料进口依赖；但掺入氢气会降低天然气能量（热值）。图8-10天然气和氢气的总热值掺氢比限制因素：在不影响设备运行和管道安全性、完整性的前提下，最大混氢比例受天然气成分、使用类型（家庭/工业）、终端硬件限制、管道年限影响；掺氢前终端用户行业需硬件更换，管道配件需大量投资。随氢含量升高，混合气总热值持续下降（图示0→100%氢含量）。国内研究重点：掺氢环节的掺氢比与掺氢工艺；运输环节掺氢天然气管道/管网的相容性、完整性、适应性；掺氢运输过程的安全性评估。目前国内对掺氢天然气的处理仍缺乏研究和经验。掺氢管道的管材相容性钢管：按强度等级区别对待城市燃气管网=钢管高压输送段+中密度聚乙烯低压段。API5LA、B、X42、X46低强度钢（设计压力4.9MPa、运行2MPa以下）在常温常压下不受氢脆影响；而X80高强度钢管道引入氢气后有破裂风险，必须改造后方可输送掺氢混合气。聚乙烯（MDPE）管道MDPE管可承受氢气腐蚀，氢老化效应不是主要问题；主要限制是载气中氢浓度过高会降低天然气计量仪表准确度。氢含量低于20%时，燃气表预计无需额外调整。运行维护成本上升Qian等估计：因现有管道完整性管理程序变更，维护成本将额外增加10%；混合气中氢浓度范围宽、可能被点燃，系统需频繁检查并增加泄漏监测仪器投资。David等估算了法、英、荷三国实现3%、12%、25%掺氢所需的管道硬件升级投资，可作为改造投资参考。钢管完整性：管道结构功能完整、风险受控、安全状态满足当前运行要求；退化程度很大程度上取决于钢材型号，引入氢气前应评估管道剩余寿命与适用性。掺氢管网的注氢点与供应链图8-11城市管网注氢点示意图图8-12氢供应链城市附近产氢：最佳注氢点为城市边界，需在边界附近建立氢气生产或加压储存设施；在压缩天然气分配站生产和混合分散式氢气也可行。远距离产氢：制氢地与用户相距较远时，所产氢气需通过越野高压输送接入氢供应链，再经储存、掺混进入终端应用（交通、工业、建筑等）。国内外掺氢项目与管网基础国家/地区项目名称最高掺氢比/%欧盟NaturalHy20荷兰SustainableAmeland12法国GRHYD20中国朝阳可再生能源掺氢示范5英国HyDeploy20表8-6国内外代表性天然气掺氢项目低于20%体积比的氢气加入天然气管网，不会明显增加事故风险及危害（掺氢比尚无统一标准）。川渝天然气管网呈健全的蜘蛛网形状："三横三纵三环"，并拥有相国寺储气库。2023年4月"川气出川"通道——威远、泸州区块页岩气集输干线全线投运：全长211.3km；威远—泸县段99.6km、管径1016mm、年输气100亿m³；泸县—江津段111.7km、管径1219mm、年输气350亿m³。川渝天然气骨干管网从北、东、南三个方向与全国管网相连，天然气输送可达性强，为未来掺氢天然气输送提供了良好的管网基础。国内天然气掺氢管道项目朝阳天然气掺氢示范2019年10月一期完工，国内首个电解水制氢天然气掺氢项目；利用10Nm³/h碱液电解制氢站，氢气瓶储后集装箱货车运至掺氢点。2021年5月一年试验结束，牵头编制团标《天然气掺氢混气站技术规程》。张家口掺氢管道示范2020年9月签约；建成后预计每年产氢1000t，混合气将用于专用的氢气天然气汽车。达茂—工业区氢气管道哈日朝鲁水库地区利用弃电制氢，用于还原冶炼；线路159.07km，管径D610mm，管材L245，压力6.3MPa；一期10万t/年，二期30万t/年。广东海底掺氢管道（首条掺氢海底管道）雷州分输站→东海岛湛江钢铁末站，为宝武绿色钢厂供氢；全长55km，掺氢比20%，管径D610mm，管材L415M，压力4.0MPa，输量40亿m³/年。宁夏掺氢降碳示范中试（首个省级平台）管径D219.1mm，压力4.5MPa，流