氫能與LNG冷能綜合利用技術研究

王玉龍，張志龍，倪建龍

（甘肅中石油昆侖燃氣有限公司，蘭州 730102）

氫能是一種清潔高效的二次能源，也是全能的高級能源，可能成為下一個主體能源[1]。氫能不僅應用于交通領域，還是工業、冶金和化工等領域重要的生產原料[2]，可采用多種方式制取，隨著國內制氫、儲氫、輸氫及燃料電池技術的飛速發展，氫能利用也進入產業化階段。自2006年我國首座液化天然氣（LNG）接收站投產運營，至2023年4月，我國在建、擬建和投產運營的LNG 接收站共計92 座，當前已投產LNG 接收規模為11 190 萬t/a。LNG 在供給用戶前需要氣化，每噸LNG 約釋放冷能240 kW·h，充分回收這部分能量，不僅可以節約能源，而且可以減小對環境的影響[3]，幾乎所有LNG 接收站都制定冷能利用規劃或可行性方案，但目前實際建成的冷能利用項目寥寥無幾。碳達峰碳中和（簡稱雙碳）目標下，冷能利用與氫能發展相結合，將有效提高能源利用效率。本文結合LNG 接收站內制氫、儲氫和輸氫工藝和節能優勢，探討氫能與LNG 聯合發展的可能性。

1 LNG 接收站制氫工藝

目前，LNG 接收站制氫工藝主要有兩種。一是天然氣制氫，二是電解水制氫。

1.1 天然氣制氫

1.1.1 工藝流程

天然氣制氫的主要工藝原理為：天然氣經預處理后進入反應裝置，在催化劑的作用下，發生吸熱反應，生成一氧化碳（CO）、氫氣（H2）及水蒸氣合成氣；合成氣經過進一步催化反應生產氫氣及二氧化碳（CO2），轉化爐內溫度高達1 000 ℃，經冷卻后，提純得到純凈的氫氣，其間可利用LNG 氣化過程產生的冷凍水進行冷卻，充分利用冷能[4]。相應反應如式（1）和式（2）所示。

氫氣制取有煤制氫、天然氣制氫、石油制氫、可再生能源制氫、太陽能光解水制氫等多種工藝，最終工藝方案的確定多受限于原材料成本和運輸距離。LNG 接收站采用天然氣制氫工藝，不僅可就地利用原材料，還能夠降低運輸成本，減少碳排放。如圖1所示，工藝流程一采用傳統的天然氣制氫，將液化天然氣通過壓縮機增壓至0.8～1.0 MPa；工藝流程二將液化天然氣通過高壓泵增壓至6～10 MPa，在轉化裝置內進行降壓處理；工藝流程三為利用LNG 預冷制備液氫，通過泵增壓、氣化制取原料氣，優點突出。泵增壓能耗比傳統壓縮機增壓低，在相同工況下，前者能耗比后者低很多，例如，從18 kPa 增壓到反應壓力2.0 MPa，壓縮機的能耗約為泵能耗的70 倍（壓縮機能耗400 kJ/kg，泵能耗5.7 kJ/kg），差別非常大。因此，低壓LNG 的?利用率比高壓LNG更高，例如，溫度-160 ℃、壓力1.0 MPa 的條件下，LNG 的?值約為929 kJ/kg，其氣化到0 ℃（接收站天然氣外輸要求溫度）的?值為307.4 kJ/kg，?利用率為66.91%；壓力10.0 MPa 的條件下，LNG 的?值為954.9 kJ/kg，其氣化到0 ℃的?值為586.8 kJ/kg，?利用率為38.55%，低壓LNG 明顯效率高[4]，采用泵輸送，節能效果更優。

圖1 LNG 接收站內天然氣制氫工藝流程

LNG 接收站內制氫的節能優勢為原料氣運輸成本低、制取工藝合理，還可以利用LNG 氣化過程中產生的冷能和儲罐放散過程中產生的閃蒸氣（BOG），提高了能源利用效率。

1.1.2 副產品制取干冰工藝

在天然氣蒸汽重整制備氫氣的過程中，主要副產品為CO2，是一種常見的溫室氣體，直接排放到環境中，會加速溫室效應。此外，CO2也是一種可回收利用的資源，廣泛應用于食品加工、化工原料、焊接工藝、食品冷藏、機加清洗等行業。將天然氣制氫過程中產生的CO2回收利用，不僅能保護環境，還能創造一定的經濟效益。利用制氫副產品制造干冰，既可以利用天然氣制氫過程中產生的CO2為原料，減少碳排放，還可以為周邊市場提供冷能，LNG 接收站大部分靠近海邊，水產業發達，冷能需求量大，市場需求穩定。國內目前投產多個LNG 冷能用于冷庫的項目，且運行穩定，經濟效益良好。

在LNG 接收站內制備干冰的主要工藝原理為通過多級LNG-CO2換熱實現干冰的制備，無須使用催化劑，工藝流程簡單，采用低溫LNG 直接預冷，無須加壓即可降低CO2的液化溫度，從而減少能耗。LNG 接收站內制干冰工藝是在LNG 冷能區增設干冰制備裝置，酌情減少CO2捕集裝置。天然氣制氫副產品制干冰工藝的流程如圖2所示。

圖2 天然氣制氫副產品制干冰工藝

天然氣制氫不是氫能利用的最終手段，經氫能發展現狀分析，天然氣制氫在制氫成本和技術可靠性、成熟度等方面為上佳選擇。與傳統制氫工藝相比，LNG 接收站聯合制氫在工藝流程、能耗、成本、環保等方面具有明顯優勢。

1.2 電解水制氫

LNG 冷能發電主要是利用LNG 的低溫冷量使工質液化，而后工質經加熱汽化再在汽輪機中膨脹做功，帶動發電機發電。據報道，年接收量600×104t 的LNG 接收站一年釋放的冷能約相當于14×108kW·h的電量，國內已建立多個示范型LNG 冷能利用項目，一系列LNG 冷能發電項目正在LNG 接收站有序開展，如青島LNG 接收站、如東LNG 接收站。國家石油天然氣管網集團有限公司旗下LNG 接收站首臺套冷能發電項目已經投入運行，但在冷能利用效率等方面與發達國家相比還存在一定差距。電解水制氫的原理為在直流電的作用下，電解槽中的水被分解成H2與O2。陰極反應如式（3）所示，陽極反應如式（4）所示，總反應如式（5）所示。

目前，電解水項目相比天然氣和甲醇制氫成本較高。假設工業電價格為0.7 元/（kW·h），制氫成本約為3.6 元/m3，約占總成本的75%。但電解水制氫原料是水，干凈無污染，且資源極易獲得，它是未來理想的氫能制取方式。實際上，LNG 接收站存在大量優質能源LNG 冷能一直未得到充分利用。若將LNG氣化過程產生的冷能全部轉化為電能，其能量利用價值大約為233 kW·h/t。據相關報道，利用LNG 接收站冷能發電，再電解水制氫，制取成本相比天然氣制氫等傳統工藝將大幅下降。

2 LNG 接收站儲氫工藝

國內市場氫氣儲存與運輸目前幾乎全部為壓縮氫氣，其需要用特制的鋼瓶儲存，儲存費用高昂，所以氫氣的高效儲存是制約氫經濟發展的重要問題，因為氫氣密度小，所需的儲存壓力較高，儲氫設備材質要求高，目前提高儲氫的密度主要依靠持續改進儲氫容器的材質，但提高空間有限。當前，國際上已經有可承受壓力達80 MPa 的輕質材料儲氣瓶，隨著氫能產業的迅速發展，儲氫技術的要求更加嚴格，解決氣態儲氫密度低的問題、降低氫氣的運輸和存儲成本，將成為制約氫能產業發展的關鍵因素。

低溫液氫的體積能量密度約為35 MPa 高壓氣氫的3 倍，約為70 MPa 高壓氣氫的1.8 倍。氫氣的最大轉化溫度低于-68.55 ℃，其節流降溫系數恒大于零，能實現降溫效應。氫氣液化的溫度在-252 ℃以下，將氫長期穩定保存在如此低溫度的絕熱低壓儲存器中，儲存成本較高，因此，液態儲氫最常用于中型到大型LNG 項目的存儲和傳送。LNG 接收站可通過采用LNG 預冷、膨脹制冷、節流制冷等制冷工序制取液氫。雖然將氫氣從氣態降溫變為液體的能耗較高，但當運輸距離超過200 km 時，液氫的運輸和能耗費用之和將低于高壓氣氫。

3 LNG 接收站氫氣運輸

3.1 槽車運輸

目前，國內陸上氫氣運輸以高壓氣體槽車運輸為主，儲氫瓶壓力多為30 MPa，但大規模、長距離儲運技術仍有待進一步改進，降低成本。在現行高壓氣態儲氫工況下，槽車運輸氫氣成本約為每百千米10 元/kg，氫氣制取成本約為20 元/kg，所以氫氣售價高于30 元/kg 時才能盈利，氫氣售價低于30 元/kg 時，200 km 以內的短途運輸經濟性較好，長途運輸仍將依靠管道或者低溫液氫的方式。

3.2 管道輸氫

氣體管道運輸具有運輸損耗少、泄漏危險低、無污染物排放、成本低、受惡劣氣候影響小和建設周期短等優勢，我國天然氣管網分布遍及全國，管網規模超過100 萬km，利用天然氣管道摻氫技術，有利于迅速實現氫能的大規模運輸。LNG 接收站內利用管道實現氫氣與天然氣摻混外輸，將很大程度解決目前內陸氫氣管道建設成本以及運輸成本過高的問題，能夠快速實現天然氣摻氫大規模應用，也是未來氫能利用發展的大趨勢。

3.3 液氫運輸

氫氣液化技術工業化成功改變液氫的國際市場交易方式，隨著低溫液氫運輸船的技術突破，液氫接收站建設勢在必行。國際上已有液氫長距離交易的成功案例。日本采用低溫液氫運輸船大規模從澳大利亞進口氫氣，它已經從2 000 m3的示范向20×104m3的超大規模運輸船方向發展。液氫海上經濟運輸半徑是陸地運輸半徑的10 倍，最大運輸半徑超過1×104km，運輸半徑增大就意味著市場規模的擴大，因此，服務半徑越大，越容易實現良性循環。氫氣接收站與LNG接收站共同建設，不僅能夠大規模制取和儲存液氫，實現國內氫氣自給自足，還可以參與氫能國際進出口貿易。

4 液氫接收站與LNG 接收站聯合發展的可行性

隨著氫能世界范圍內大規模應用，液氫接收站將類似于LNG 接收站跨越式發展。未來可依托LNG接收站進行改造或者聯合發展液氫接收站，優勢突出。一是液氫和天然氣均屬于低溫流體，依托LNG 的管理經驗將更有利于促進氫能的發展。二是液氫接收站和LNG 接收站同時可以共用碼頭、槽車區等基礎設施，便于統一管理與設計。三是低溫設備廠商集中于LNG 和空分設備生產，液氫相關設備可基于LNG 接收站進行深度研發。借鑒LNG 液化運輸船和陸地儲罐建設經驗，建設液氫運輸船和大型儲氫設施。四是LNG 接收站建設過程培養低溫行業經驗豐富的專業技術人員和團隊，其可直接應用于液氫接收站建設和管理。天然氣摻氫工藝、標準體系日益成熟，輸氫管道大量建設，建議全產業鏈超前規劃部署氫氣業務，在新建LNG 接收站的規劃中預留好氫氣接口。

5 結論

天然氣與氫氣協調發展，協同應用將加速低碳時代的到來。依托LNG 接收站的建設發展，利用接收站天然氣資源和富余冷能，聯動氫氣的制取、液化、運輸和應用，完善氫產業鏈，將實現降低成本、節能減排的目標。氫能與LNG冷能綜合利用技術是我國實現碳達峰碳中和目標的可能路徑之一。相應技術的開發對氫能和LNG 冷能大規模生產利用有很大的促進作用。