可再生能源转化为氨氢能源体系技术和经济性分析

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随着“十四五”电力规划的实施，我国正加速能源清洁化转型进程，脱碳减排需求日益增长，为实现规模化低碳甚至无碳能源，回归地球生态平衡，我国提出“碳达峰”“碳中和”目标

。然而，随着具有地理上分散、生产不连续、随机性、波动性和不可控等特点的可再生能源的占比增大，对电网的稳定性造成重要的影响，导致弃风、弃光问题，在一定程度上阻碍了能源互联网的发展。利用储能技术可将波动性强的可再生能源发电以其它能源形式储存并转化为多种能源形式满足负荷侧需求，因此储能技术是实现可再生能源平滑波动、调峰调频、大规模接入电网的重要手段

。

氢能是一种理想的储能媒介，被认为是智能电网和可再生能源发电规模化发展的重要支撑，在《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》中明确储能属性，要求积极开展储能领域示范应用

。但大力发展氢储能技术，需重点突破电氢两种能量载体之间的高效转化、低成本大规模存储运输等关键技术。“绿氨”既可以作为储氢介质，同时也是相对廉价的零碳燃料，终端也可以通过氨分布式裂解制氢，作为解决氢储运技术关键路径，逐渐形成氨氢能源体系。为了使氢气在使用过程中经济上可行，特别在加氢站的氢能源价格每公斤控制在35元以下，使其在中长期内达到目前液态天然气（LNG）基础设施相似的水平。我国可再生能源总量丰富，但地区上分布不均，大多数可再生能源位于经济落后、能源需求少的西部省份，而支付水平较高、能源需求不断增长的东部及沿海发达城市往往缺乏足够的可再生资源，故就地建设合成氨装置，利用其载氢密度高、储存运输较氢方便、完全燃烧只产生水和氮气等优势，形成可再生能源—氨氢能源体系，提供“绿氢”氢源，解决氢能产业局部“氢荒”问题。

1 可再生能源转化为氨氢能源体系的技术路线

传统的合成氨主要是以Haber-Bosch(HB)催化法为主。随着氢能产业对于氢能源需求，氨作为氢媒介备受关注，可再生能源合成氨(power to ammonia,PtA)技术也成为研究热点。PtA技术是以空气和水为原料，以清洁且资源量丰富的可再生能源为动力进行氨的合成。近年来，大量学者研究了PtA技术的技术经济可行性。Rouwenhorst等

详细分析了各种制氮、电解水制氢、合成氨、氨储存和氨分离等技术的优缺点，研究表明变压吸附分离制氮技术(PSA)和质子交换膜电解水技术(PEM)耦合的合成氨工艺具有操作温度和压力较低的特点，对于高效节能的氨合成工艺开发具有很大的发展潜力。PSA-PEM-HB耦合的合成氨工艺将成为未来极具发展潜力的可再生能源合成氨工艺

，主要工艺过程分为可再生能源电解水制氢、空分制氮、合成氨等工序，终端通过氨裂解技术，可以分布式供氢（见图1）。

前2类垃圾运回珠海垃圾场处理。此外岛上还有4台总处理能力为2 t/d的垃圾低温热解焚烧炉处理第3类垃圾。第4类垃圾运至海岛东南角的海湾垃圾填埋场填埋。

1.1 电解水制氢技术及现状

当前主流的可再生能源制氢技术是采用电解水制氢，即将弃风、弃光、弃水能源所发电力接入电解槽电解水制氢，并通过储氢罐等设备存储为后续合成氨作备用。其中，电解槽根据电解质的不同主要可以分为碱性电解槽、质子交换膜电解槽、固体氧化物电解槽三种，三种电解水制氢技术各指标对比如表1所示。

在乡村振兴中，农民群众主人翁的地位不容动摇和错位。应“以人民为中心”，更多地问需于民、问计于民、服务于民。这就需要基层工作创新群众交流通道，打造百姓参与平台，建立基层服务机制。激活农民的乡村振兴主体地位，积极地创造有利条件，给农民群众赋权、放权。政府重在着眼宏观，关怀微观，有所为而不乱作为，增加公共产品和服务供给，有效提升政府服务供给质量。具体规划建设、项目推进，则应由市场与村民自主衔接。这既可避免乡村“千篇一律”“千城一面”，又能激发村民的首创精神和内生动力，并不断降低制度性交易成本，充分调动各方面的积极性、主动性、创造性，激发要素活力，优化经济结构。

由表1可以看出，碱性电解槽技术相对比较成熟，可以应用于大规模制氢，且工艺简单、成本低，但其难以快速启动及适应变载，无法快速调节制氢速率。质子交换膜电解槽负荷范围宽，运行更加灵活，更适用于平抑可再生能源并网的波动性，且冷启动时间相较于碱性电解水制氢技术快一倍以上，适用于交通、航空等需要快速启动的领域。固体氧化物电解水制氢技术应用相较前者少得多，距离规模化制氢应用尚需相关材料和催化剂技术进一步攻关，但其能耗低、能量转换效率高的优点将使其在未来成为主流可再生能源规模化制氢技术。

对于可再生能源制“绿氨”，装置规模较大，电解水制氢的副产氧气和空分的氩气具有规模性，经济价值大。其中液氩市场价格超过18 000元/t，医用氧达到300元/t。以四川省凉山州可再生能源电解水制氢、空分制氮为原料生产30万t/a合成氨装置为例，装置总投资134 935万元，其中建设投资128 300万元，建设期利息2 640万元，流动资金3 995万元。需要人员配置132人，按液氨生产消耗定额和消耗品的市场价，其中电价按四川上网价0.18元/kWh计，计算“绿氨”单位生产成本为1 672元/t，具有很高利润空间，单位生产成本见表3。

合成氨是成熟的生产工艺，在19世纪德国化学家弗里茨·哈勃在铁的催化作用下可以将氮、氢结合起来合成氨。在德国化学家卡尔·博施的探索下，该合成氨反应实现了工业化生产。国际上常用的大型氨合成有Kellogg、托普索、卡萨利、Braun、ICIAMV、ICILCA、KBRKAAP等工艺，目前国内所应用的工艺多数是从国外引进。

1.2 合成氨技术及现状

会计电算化对会计核算工作的水准与能力起到了提高的作用：使得会计工作人员的劳动强度大大减少，使得同种工作的工作时间也尽可能的大幅度缩短，工作效率得到了极大地提高；对会计数据处理的周期起到了缩短作用；当然，会计数据处理的正确性和规范性也必然会只高不低。会计电算化也极大的提高了企业管理的水平：科学化管理已然成为当今社会发展的主流；事后管理也已经起不到最好的作用，在事情发展过程中尽力控制，提前预测其发展方向和结果；另外企业全面现代化管理也不再是幻想，会计电算化对会计工作方法有着极大的积极作用。

目前，国内氨裂解制氢最大使用规模不超过1 000 Nm

/h，最大氨裂解炉为300 kW，即单台300 Nm

/h分解气量，制氢量约为150 Nm

/h。通过可再生能源制“绿氨”，运输至供氢点，就地分布式氨裂解制氢供应，也可以并联实现规模化应用（见图2）。

可再生能源制得“绿氨”，氢气就随着氨成熟的运输及分销网络运输至全国各地，可以解决在氢的应用端——燃料电池所面临的“供氢难”的困境。氨分解制氢可分为热裂解技术、等离子体驱动氨裂解技术和电催化氨氧化分解技术。作为合成氨的逆反应，氨热裂解属于吸热反应，在一定条件下氨的转化率受到热力学限制，反应温度在700℃及以上。工业上通常采用催化技术来提高生产效率，一般来说，Ru基催化剂对氨热裂解具有更高的活性，而过渡金属Ni基和Fe基催化剂更具有经济效益

。

1.3 氨裂解制氢技术及现状

可再生资源合成氨组分简单，氢氮气配比精确。主要工艺过程是来自空分系统制得的氮气，经氮压机增压至3.2 MPa，与原料氢混合后换热升温到80℃，进入脱氧器脱除其中的微量氧气，脱水干燥的氢气和氮气混合气经混合气压缩机压缩后与循环气混合进入循环机压缩到氨合成压力15 MPa。经换热升温后分两路进入氨合成塔，降温液化制成液氨。故目前成熟的3.0 MPa电解水制氢技术适合再生能源制氢，但降低可再生能源合成氨生产能耗和成本，是未来“绿氨”合成工艺的研究重点。同时系统供给侧可再生能源种类和波动等因素对可再生能源合成氨系统单元设计和操作及系统成本的影响，以及考虑氨的需求波动对可再生能源合成氨系统设计和操作的影响，需要考虑在系统中增设电池储能单元以减少可再生能源波动和浪费

。

参考刘洪等的方法，采用P5探头对样品进行硬度测试。测试条件：测试前速度为2.0 mm/s，测试速度为2.0 mm/s，压缩量为30%，数据采集频率为200 pps，触发力为5 g。

可再生能源合成氨结合电解水技术选择中压合成工艺，操作压力为15 MPa，操作温度为450~500℃。因氨合成压力的高低，是影响氨合成生产中能量消耗的主要因素之一，主要能量消耗包括原料气压缩功、循环气压缩功和氨分离的冷冻功耗。与32 MPa高压合成工艺相比，15 MPa中压合成工艺虽然循环功率和冰机功率更大，但原料气压缩功率大大降低，节能效果明显，同时降低了系统的漏损。由于操作压力和温度较低，对设备、管道的材质要求较低，容易制造和管理。

2 可再生能源转化为氨氢能源体系的经济性

我国合成氨企业平均能耗较高。根据中国氮肥工业协会统计，无烟煤、焦炭制合成氨的综合能耗平均值为1 414 kg/tce(约40.15 GJ/t)，天然气制合成氨的综合能耗平均值为1 199 kg/tce(约34.04 GJ/t)，而能耗仍高于国外先进水平(约28 GJ/t)。通过可再生能源制“绿氨”，能耗主要包含电解水制氢能耗、各种类型压缩机功耗和氨分离的冷冻功耗，算出合成氨的综合能耗为78.31 GJ/t，其中耗电占比高达99.86%，采用可再生能源制氢合成液氨装置的综合能耗如表2所示。

用氨分解制得的分解气为75%氢与25%氮，是一种良好的还原性保护气体。可以广泛地应用于半导体工业、冶金工业、机械加工和热处理以及其它需要气体的生产和科研部门。经过分子筛吸附净化，可制得高纯氢或氮混合气，按理论计算，每千克液氨分解可得到混合气2.6 Nm

，其中氢气1.9 Nm

。混合气采用变压吸附技术进行氮气和氢气分离，然后通过干燥器即可得到低露点（~-40~60℃）的纯氢气，纯度高达99.999%，满足燃料电池用氢要求。

电解水制氢工艺近年来发展迅猛，不断突破技术瓶颈，并有大批规模化电解水制氢项目落地，为可再生能源电解水制氢技术提供了实践支撑。目前，我国电解水装置的安装总量在1 500~2 000套左右，电解水制氢年产量约9亿m

。日本新能源产业技术综合开发机构、东芝能源系统公司等单位，在福岛县浪江町建设了10 MW可再生能源制氢示范项目，于2020年2月底竣工并投入运行。我国也有众多可再生能源制氢项目，吉林风光电结合海水制氢技术前期研究预计总装机容量400 MW，其中示范制氢10 MW；河北沽源风电制氢综合利用示范项目一期年底投产后可形成年制氢700.8万m

规模，是全球最大的风电制氢项目。

经过以上分析，影响合成氨生产成本主要因素是电价。当电价为0.3元/kWh时，“绿氨”生产成本是2 829元/t，加上运输成本（每吨约270元），刚好与液氨市场价3 100元/t持平。如采用可再生能源的“四弃”，电价为0.1元/kWh时，经济效益可达到近2 000元/t的利润（见图3）。

目前，液氨运输方式采用“槽车+铁路”运输方式为主，运输成本约为200~300元/t。如满足日加注1 000 kg加氢站用氢需求，采用分布式氨裂解制氢，规模为450 Nm

/h，液氨以市场价3 100元/t，每公斤氢气成本35元，刚满足氢燃料电池汽车示范推广要求。氨裂解制氢单位生产成本见表4。

当采用“可再生能源制“绿氨”+氨运输体系+分布式氨裂解制氢”时，终端用氢成本优势巨大。当采用可再生能源电价为0.1元/kWh，每吨“绿氨”成本为900.55元，考虑运输成本（每吨约270元），终端用每吨液氨成本是1 170.55元，采用分布式氨裂解制氢每公斤成本为18.13元，每公斤氢气利润约50%，有16元利润空间，经济效益已经很明显（见图4）。

其中，f(T)的具体表达形式与脆弱性数量n、脆弱性变换周期intervali(1≤i≤n)以及变换的相对时间关系有关，在实际NDD体系中，可结合动态安全策略部署情况确定n和intervali(1≤i≤n)，并通过概率分布拟合的方式得出f(T)的表达式.

3 总结

对可再生和可持续能源系统而言，氢能是一种理想的能量储存介质。采用氢储能技术可有效解决我国可再生能源消纳及并网稳定性的问题，但是纯氢气也存在大规模的储存难、运输成本高且安全性较低等问题。通过“绿氨”运输体系，建立可再生能源合成氨氢系统。以清洁且资源量丰富的可再生能源为动力进行氨的合成，通过氨的运输网络，采用分布式供氢或点供，能解决氢能社会的氢能源供应体系，真正建立可再生能源储存体系。

本文从技术路线分析了“氨氢能源路径”适合可再生能源体系，电解水制氢装置在规模化效应下，已基本实现工业大规模应用，具有较好的可再生能源适应性。“绿氨”采用中压法更加与当前电解水装置耦合，引入储能电池体系，可以平抑可再生能源波动以保证合成单元在可再生能源不足时的持续稳定运行。在终端采用成熟氨裂解点供，氢气纯度高达99.999%，满足燃料电池用氢要求。从经济性分析了可再生能源制氢合成液氨装置的综合能耗是煤或天然气合成液氨装置的综合能耗的约2倍，其中电价是可再生能源—氨氢体系最敏感因素。通过控制电价，特别是利用可再生能源“弃水、弃风、弃光”先天优势，合成氨生产成本优于传统方式，终端用氢竞争力明显。同时可以利用副产品液氩、医用氧，实现更高的经济效益。采用“可再生能源制“绿氨”+氨运输体系+分布式氨裂解制氢”时，当电价为0.1元/kWh，每公斤氢气利润可以达到近50%，经济效益明显，终端用氢成本优势巨大。建立可再生能源-氨氢体系，能降低化工和能源板块的化石能源消费的比重，助力实现我国碳达峰、碳中和目标，符合我国绿色低碳的能源发展方向。

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