制氫的案例
核電制氫來啦！！（內附核電制氫詳解）
2019年1月15日，中核集團、清華大學、中國寶武三方簽訂《核能-制氫-冶金耦合技術戰略合作框架協議》，三方將資源共享，共同打造世界領先的核冶金產業聯盟。
目前中核集團的依托《框架協議》開展核能制氫冶金技術研發，對國內外氫能產業鏈各環節進行調研，分析氫能產業宏觀布局、技術發展、經濟成本等因素后明確氫能產業鏈的主要切入點，完成產業布局頂層設計。中核集團遠期的目標是在2030年后，利用已成熟的核能制氫和棄電制氫為產業源頭，開拓儲氫、運氫、氫燃料電池中下游產業。
而近期，美國能源部（DOE）宣布投入2000萬美元，支持亞利桑那州的核能制氫示范項目，使清潔氫能成為核電站除發電以外的重要經濟產品，助力在未來10年之內實現DOE“氫能攻關”科技化的制氫成本目標（1美元/千克）。
業界普遍認為，核能制氫才是大規模制氫方式的首選。
核能是低碳、高效的一次能源，其使用的鈾資源可循環再利用。經過半個多世紀的發展，人們已經掌握了日益先進、不斷成熟的核能技術，成為當前人類大規模工業制氫的最佳選擇。核能制氫是將核反應堆與先進制氫工藝耦合，進行氫的大規模生產。核能制氫具有不產生溫室氣體、以水為原料、高效率、大規模等優點，是未來氫氣大規模供應的重要解決方案。
核能制氫原理
核能制氫就是利用核反應堆產生的熱作為制氫的能源，通過選擇合適的工藝，實現高效、大規模的制氫；同時減少甚至消除溫室氣體的排放。核能制氫原理示意如圖所示。
核能制氫原理示意圖
核能到氫能的轉化途徑較多，包括以水為原料經電解、熱化學循環、高溫蒸汽電解制氫，以硫化氫為原料裂解制氫，以天然氣、煤、生物質為原料的熱解制氫等。以水原料時，整個制氫工藝過程都不產生CO?，基本可以消除溫室氣體排放；以其他原料制氫時只能減少碳排放。
展開 核能制氫—粉氫！
經過半個多世紀的發展，人們已經掌握了日益先進、不斷成熟的核能技術，成為當前人類大規模工業制氫的最佳選擇。核能制氫是將核反應堆與先進制氫工藝耦合，進行氫的大規模生產。核能制氫具有不產生溫室氣體、以水為原料、高效率、大規模等優點，是未來氫氣大規模供應的重要解決方案。
核能制氫原理
核能制氫就是利用核反應堆產生的熱作為制氫的能源，通過選擇合適的工藝，實現高效、大規模的制氫；同時減少甚至消除溫室氣體的排放。核能制氫原理示意如圖所示。
核能制氫原理示意圖
核能到氫能的轉化途徑較多，包括以水為原料經電解、熱化學循環、高溫蒸汽電解制氫，以硫化氫為原料裂解制氫，以天然氣、煤、生物質為原料的熱解制氫等。以水原料時，整個制氫工藝過程都不產生CO?，基本可以消除溫室氣體排放；以其他原料制氫時只能減少碳排放。另外，利用核電電解水只是核能發電與傳統電解的簡單聯合，仍屬于核能發電領域，一般不視為真正意義上的核能制氫技術。因此，以水為原料、全部或部分利用核熱的熱化學循環和高溫蒸汽電解被認為是代表未來發展方向的核能制氫技術。
核能到氫能的轉化途徑
瑞典公司將利用核反應堆制氫
綠色能源革命正在影響能源生產項目，核能制氫也成為國外眾多國家開始試驗的一大制氫方式。
近日，
瑞典
研究人員
開發出一種核能制氫方式，
以最大限度
減少
污染。
利用核能發電電解水制氫，會得到“粉氫”。瑞典能源研究人員正在鉆研粉氫的可持續性，因為利用核能制氫會給環境帶來放射性危害。
核能也有其顯著的優點，核能發電向大氣中排放的溫室氣體幾乎為零；此外，核能正成為化石燃料的替代品，并且核能的低成本也為人所青睞。
展開 碳中和|電解海水制氫的機遇
氫能分為灰氫、藍氫和綠氫三大類，灰氫是通過化石燃料燃燒所產生的氫氣，該種氫氣的生產技術較為簡單，但過程中會有較多的CO2排放，不符合雙碳目標；藍氫是將天然氣通過一系列反應制成的氫氣。雖然在生產藍氫時也會產生溫室氣體，但由于在生產過程中使用了諸多先進技術，所產生的溫室氣體被捕獲，減輕了天然氣制氫對地球環境的影響，實現了某種意義上的低排放生產；而綠氫則是通過使用可再生能源制造的氫氣，如電解水制氫、太陽能熱解水制氫等，對環境較為友好，是氫能利用的最理想形態。所以說，灰氫不可取，藍氫可以用，綠氫是方向。
在生產綠氫的過程中，電解水制氫技術普遍使用淡水作為生產的主要原料，但由于全球淡水資源稀缺，僅占世界水資源總量的2.53%左右。因此，直接電解海水獲得氫能就顯得尤為關鍵。海水儲量豐富、離子電導率高電解可與風能等綠色能源耦合，所以該技術具有可行性和便利性。但受到目前技術及制造成本的限制，綠氫實現產業化還需要時間。
本文通過對電解海水技術及其他制氫技術的介紹，闡述了電解海水制氫的優越性及探索電解海水制氫技術作出的嘗試
，著重分析了電解海水制氫的機遇和挑戰，并對這一新興領域的未來發展方向進行了展望。
一、不同制氫方法
目前來講制造氫能的方法有很多，根據原料轉化途徑及原理不同大致可分為以下幾類：太陽能熱化學制氫、化石能源制氫、生物質制氫和電解水制氫等。
展開 氫氣傳感器在電解水制氫出口氧中氫含量檢測中的應用
氫作為一種清潔、高效的二次能源，在現代能源體系中扮演著越來越重要的角色。電解水制氫作為一種低碳、零排放的制氫方法，利用可再生能源產生的“綠電”和純水作為原料，被寄予厚望成為未來綠氫的主要來源。然而，盡管其前景廣闊，目前綠氫在氫氣生產總量中的占比仍然較低，受限于高昂的生產成本，特別是電價和制氫裝備成本。
電解水制氫的基本原理是在直流電的作用下將水分子解離為氫氣和氧氣。根據電解槽隔膜材料的不同，電解水制氫技術可分為堿性電解（AWE）、質子交換膜（PEM）電解和固體氧化物（SOEC）電解三種。每種技術都有其獨特的優勢和局限性。例如，PEM電解水制氫技術具有較高的安全性和效率，但成本較高；堿性電解水制氫技術則因其結構簡單、技術成熟、成本低廉而廣受歡迎，但效率和性能相對較低，且存在環境污染風險；而固體氧化物電解水制氫技術則具有更高的電化學性能和效率，但其高溫工作條件和啟動慢的劣勢限制了其應用場景。
無論采用哪種制氫方法，生產出的氫氣都需要達到一定的純度標準才能投入使用。電解水制氫產生的氫氣純度通常較高，可達99.9%以上。然而，在電解過程中，由于各種因素的影響，如電解槽缺陷、電極質量不均勻或操作條件不合適等，可能會導致產生的氧氣中混入微量氫氣。如果氫氣和氧氣的混合比率超過一定限度，就可能引發安全事故。
因此，在電解水制氫過程中，對氧氣中微量氫氣的實時監測至關重要。這就需要使用氫氣傳感器來檢測氫氣純度，確保氫氣質量達標。氫氣傳感器是一種能夠檢測氣體中氫氣濃度的儀表，具有靈敏度高、響應速度快、測量準確等優點。
在電解水制氫出口氧中氫含量的檢測中，常用的氫氣傳感器有熱導式氣體傳感器、半導體氫氣傳感器、電化學氫氣傳感器、催化燃氣氫氣傳感器等。
熱導式氣體傳感器的工作原理是通過測量微型機械加熱元件的溫度提升來確定氣體組分。
展開 
光伏發電制氫技術的經濟可行性
光伏發電制氫用于天然氣摻燒、燃料電池，可豐富終端用戶用能多樣性，保障能源安全，也是解決光伏發電所面臨問題的一種途徑。
光伏發電技術和制氫技術都較為成熟，光伏制氫系統技術研究相對較多，但還未出現大型工程。光伏制氫技術主要集中在光伏制氫聯合運行模式優化與光伏制氫系統設計及優化方面，目前研究主要集中于系統設計優化，對于整個系統的經濟性缺乏研究。本文重點研究光伏制氫經濟性，并與傳統行業制氫成本進行對比分析，從而為光伏制氫提供發展路徑建議。
光伏制氫技術路線
光伏發電制氫主要利用光伏發電系統所發直流電直接供應制氫站制氫用電。光伏直流發電系統相比傳統電站減少了逆變和升壓的過程，主要設備設施包括光伏組件、匯流箱、支架、基礎、接地裝置等，光伏組件可根據制氫站輸入電壓和電流要求進行串、并連配置，從而提高系統效率。電解水制氫目前技術成熟、設備簡單，運行和管理較為方便，制取氫氣純度較高，無污染，主要有3種技術路線。
堿性電解槽制氫。該種電解槽的結構簡單，適合大規模制氫，價格較便宜，效率偏低約70%~80%，主要設備包括電源、陰陽極、橫膈膜、電解液和電解槽箱體組成，電解液通常為氫氧化鈉溶液，電解槽主要包括單極式和雙極式。
質子交換膜電解槽（PEM Electrolyzer）制氫。效率較堿性電解槽效率更高，主要使用了離子交換技術。電解槽主要由聚合物薄膜、陰陽兩電極組成，由于較高的質子傳導性，電解槽工作電流可大大提高，從而提升電解效率。隨著質子交換膜、電極貴金屬技術進步，PEM電解槽制氫成本將會大大降低。
展開 基于全流程分析的中國煤制氫耦合CCUS技術碳足跡評估
由于其他制氫工藝在技術和成本方面仍受制約，煤制氫將是中國初期及中期階段的主要氫源，而碳捕集利用與封存（CCUS）技術是實現低碳煤制氫的關鍵技術選擇。考慮到CCUS技術的額外能耗和碳捕集的不完全性等特點，煤制氫耦合CCUS技術全流程仍將產生不同程度的碳排放，但相關評估較少。基于此，本文從全流程的角度評估和比較煤制氫耦合CCUS技術的碳足跡，研究結論為中國低碳化氫能發展提供決策參考，對碳中和目標下的能源轉型具有一定的指導意義。
01
引言
氫能的來源具有多樣性，其中可再生能源電解水制氫被認為是較為理想的制氫方式，從長期來看其將是氫能的主要來源。但受技術成熟度、制氫成本等諸多因素的影響，目前化石能源制氫仍是全球主流的制氫方式，約占全球氫能來源的95%以上。
中國是氫氣生產和消費大國，同時也是煤炭生產和消費大國，在氫能發展的初期和中期階段仍需依賴煤制氫技術滿足氫氣需求。現階段，相較于其他制氫技術，煤制氫技術具有明顯的成本優勢，但其缺點在于會產生大量CO2排放。已有研究表明，煤制氫技術的碳足跡遠高于天然氣制氫、生物質制氫、光伏/風力發電制氫（電解水）及核能/熱化學制氫等主要制氫技術。為兼顧氫能供應和碳中和目標的實現，中國需發展低碳煤制氫技術，目前碳捕集利用與封存（CCUS）技術是實現低碳煤制氫的重要
手段。
然而，CCUS技術會引起額外能耗，增加 CO2排放，其凈減排效果無法根據 CO2捕集率直接衡量。
展開 可再生能源電解水制氫儲能應用前景廣闊
氫能是一種理想的能量儲存介質，采用氫儲能技術可有效解決我國可再生能源消納及并網穩定性問題。通過棄風、棄光電力電解水制氫技術實現電氫轉換，合理利用棄風、棄光能源，同時平抑可再生能源并網波動，實現能源的時空平移。
在低碳發展和能源轉型的大背景下，“十四五”期間氫能產業將迎來重要的機遇。
寧夏寶豐“太陽能電解水制氫綜合示范項目”引進單套產能1000m3/h的電解槽設備，綠氫綜合制造成本為0.7元/m3，裝置年產2億m3氫氣+1億m3氧氣。
吉林風光電結合海水制氫技術前期研究預計總裝機容量400MW，其中示范制氫10MW。
河北沽源風電制氫綜合利用示范項目一期年底投產后可形成年制氫700.8萬m3，是全球最大風電制氫項目。
基于我國可再生能源制氫技術難題及氫能發展瓶頸，本文通過分析國內外可再生能源制氫技術現狀，對可再生能源電解水制氫技術歸類整理，分別綜述風電制氫、太陽能制氫及風光耦合制氫技術，總結各類規模化制氫技術特點，結合我國“雙碳目標”及“十四五”氫能規劃要求，對我國“雙碳目標”下可再生能源制取綠氫技術前景及趨勢進行展望。
電解水制氫氣技術及現狀
可再生能源制氫當前主流技術是采用電解水制氫，即將棄風、棄光能源所發電力接入電解槽電解制氫，并通過儲氫罐等設備存儲為后續氫燃料電池發電做備用。
其中，電解槽根據電解質的不同主要可以分為堿性電解槽、質子交換膜電解槽、固體氧化物電解槽3種，3種電解制氫技術各指標對比如表1所示。
展開 電解水制氫、氫氣發電的能量轉移邏輯
1.2、PEM水電解制氫
區別于堿性水電解制氫，PEM水電解制氫選用具有良好化學穩定性、質子傳導性、氣體分離性的全氟磺酸質子交換膜作為固體電解質替代石棉膜，能有效阻止電子傳遞，提高電解槽安全性。
PEM水電解槽主要部件由內到外依次是質子交換膜、陰陽極催化層、陰陽極氣體擴散層、陰陽極端板等。其中擴散層、催化層與質子交換膜組成膜電極，是整個水電解槽物料傳輸以及電化學反應的主場所，膜電極特性與結構直接影響PEM水電解槽的性能和壽命。
與堿性水電解制氫相比，PEM水電解制氫工作電流密度更高（?1 A/cm2），總體效率更高（74%~87%），氫氣體積分數更高（>99.99%），產氣壓力更高（3~4 MPa），動態響應速度更快，能適應可再生能源發電的波動性，被認為是極具發展前景的水電解制氫技術。目前PEM水電解制氫技術已在加氫站現場制氫、風電等可再生能源電解水制氫、儲能等領域得到示范應用并逐步推廣。
過去5年電解槽成本已下降了40%，但是投資和運行成本高仍然是PEM水電解制氫亟待解決的主要問題，這與目前析氧、析氫電催化劑只能選用貴金屬材料密切相關。為此降低催化劑與電解槽的材料成本，特別是陰、陽極電催化劑的貴金屬載量，提高電解槽的效率和壽命，是PEM水電解制氫技術發展的研究重點。
1.3、高溫固體氧化物水電解制氫
不同于堿性水電解和PEM水電解，高溫固體氧化物水電解制氫采用固體氧化物為電解質材料，工作溫度800~1 000℃，制氫過程電化學性能顯著提升，效率更高。
展開 天然氣制氫工藝與技術
壓力：1.0-2.5MPa;天然氣單耗: 0.5-0.56Nm3/ Nm3氫氣;電耗: 0.8-1.5/ Nm3氫氣;規模: 1000 Nm3/h ~100000 Nm3/h;純度: 符合工業氫、純氫(GB/T7445-1995);年運行時間: 大于8000h。
3、天然氣水蒸汽重整制氫需解決的關鍵問題
天然氣水蒸汽重整制氫需吸收大量的熱，制氫過程能耗高，燃料成本占生產成本的50-70%。遼河油田在該領域進行了大量有成效的研究工作，在油氣集輸企業建有大批工業生產裝置，考慮到氫在煉廠和未來能源領域的應用，天然氣水蒸氣轉化工藝技術不能滿足未能滿足大規模制氫的要求。因此研究和開發更為先進的天然氣制氫新工藝技術是解決廉價氫源的重要保證，新工藝技術應在降低生產裝置投資和減少生產成本方面應有明顯的突破。
4、天然氣制氫新工藝和新技術分析
天然氣絕熱轉化制氫。該技術最突出的特色是大部分原料反應本質為部分氧化反應 ，控速步驟已成為快速部分氧化反應，較大幅度地提高了天然氣制氫裝置的生產能力。天然氣絕熱轉化制氫工藝采用廉價的空氣做氧源，設計的含有氧分布器的反應器可解決催化劑床層熱點問題及能量的合理分配，催化材料的反應穩定性也因床層熱點降低而得到較大提高，天然氣絕熱轉化制氫在加氫站小規模現場制氫更能體現其生產能力強的特點。該新工藝具有流程短和操作單元簡單的優點，可明顯降低小規模現場制氫裝置投資和制氫成本。
天然氣部分氧化制氫。天然氣催化部分氧化制合成氣，相比傳統的蒸汽重整方法比，該過程能耗低，采用極其廉價的耐火材料堆砌反應器，但天然氣催化部分氧化制氫因大量純氧而增加了昂貴的空分裝置投資和制氧成本。采用高溫無機陶瓷透氧膜作為天然氣催化部分氧化的反應器，將廉價制氧與天然氣催化部分氧化制氫結合同時進行。
展開 干貨分享│煉化企業制氫方式都有哪些？哪種最劃算？
2
化石原料制氫
①煤制氫
我國的煤炭資源豐富，煤制氫技術的發展非常迅速，是目前我國最主要的制氫技術之一，其技術路徑是煤炭通過氣化轉化成合成氣，再經水煤氣變化分離處理，提取高純度的氫氣。
煤制氫按照具體工藝流程有水煤漿氣化制氫和干粉煤氣化制氫，其中以航天爐技術、清華爐水冷壁技術和華理四噴嘴技術為代表的煤氣化技術處于世界領先地位，煤制氫裝置合成氣生產規模超過20萬m3/h，煤氣化制氫技術的轉化效率在55%~60%，同時合成氣裝置每生產1m3 H2，CO2的排放量約為2.710kg。煤制氫工藝的優點是技術成熟、原料成本低、規模裝置大，缺點則是設備結構復雜、運轉周期相對低、投資高、配套裝置多。此外，煤制氫裝置必須要考慮二氧化碳排放問題，隨著我國碳排放政策的日益收緊，未來作為溫室氣體二氧化碳排放將會征收高額碳稅。
②天然氣制氫
天然氣制氫按照工藝路線的不同，主要分為蒸汽重整制氫、絕熱制氫、部分氧化制氫、高溫裂解制氫和自熱重整制氫等。目前國內外主流制氫方式是蒸汽重整制氫。
天然氣蒸汽重整制氫主要包括4個流程：
a）原料預處理。主要指原料氣的脫硫過程。
b）天然氣蒸汽轉化。多采用在鎳系催化劑作用下天然氣與水蒸氣反應，天然氣中的烷烴轉化成主要成分為一氧化碳和氫氣的原料氣。
c）一氧化碳變換。在中溫或高溫以及催化劑條件下一氧化碳和水蒸氣發生反應，從而生成氫氣和二氧化碳的變換氣。
d）氫氣提純。最常用的氫氣提純系統是變壓吸附凈化分離系統(PSA)，凈化后得到的氫氣純度可以滿足燃料電池車用要求。天然氣蒸汽重整制氫裝置簡單，能效較高，能量轉化率可達70%以上，每生產1m3H2，CO2排放約為1.07kg。
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展開 部分演講嘉賓已確定 | 2021可再生能源制氫論壇
綠氫成本降低的策略分析
5. 綠氫的投資機遇分析
主題二：不同來源的制氫方式
1. 光伏制氫的原理與技術現狀
2. 風電制氫的經濟性及發展前景
3. 棄風、棄光制氫潛力分析
4. 海水電解制氫技術
5. 核能制氫的新嘗試
6. 光催化制氫技術的新進展
7. 光電催化制氫技術
8. 生物質制氫技術及其研究進展
9. 液態燃料現場制氫技術
主題三：電解水制氫技術
1. 堿性電解水技術(ALK)
堿性電解水制氫的商業化現狀
2. PEM電解水制氫
可再生能源PEM電解水制氫的現狀和展望
高壓PEM制氫技術的研究
PEM水電解制氫用質子交換膜的研究進展
質子交換膜(PEM)水電解制氫用新型析氧電極研究
PEM電解水析氧催化劑研究進展
國外PEM制氫技術及案例分析
PEM電解水制氫裝置及系統解決方案
3.
展開 制氫站氫氣泄漏監測中H2傳感器的應用
氫燃燒的產物是水，與其他燃料相比，氫燃料是世界上最干凈的能源，被譽為21世紀最具發展前景的二次能源。如果作為汽車的能源，在考慮全生命周期后，氫燃料電動車的能源效率約為29%，高于鋰離子電動車的28%及燃油車的14%。在“碳達峰”“碳中和”目標下，氫能汽車成為了各車企競相爭奪的賽道。
氫能源與電能、太陽能、風能等同屬于清潔能源，在制氫站生產儲運氫氣的過程中，為防止過量泄漏的氫氣發生爆炸，需要安裝氫氣儲罐區氣體檢測儀，2022年七月下旬，海口光伏制氫高壓加氫一體站更換一批氫氣管道氣體報警器用于氫站儲罐區，氫氣傳感器用于制氫站氫氣泄漏監測，并入PLC、DCS系統，聯鎖報警自動控制電磁閥風機等設備的啟停。
工業制氫站制氫工藝流程原理主要有以下4種：
1、甲醇裂解制氫
甲醇轉化制氫技術是以甲醇、脫鹽水為主要原料,甲醇水蒸汽在催化劑床層轉化成主要含氫氣和二氧化碳的轉化氣,該轉化氣再經變 壓吸附技術提純,得到純度為 99.9～99.999%的產品氫氣的工藝技術。
2、天然氣制氫
天然氣制氫工藝流程主要包括凈化系統與轉化系統和提純系統.凈化系統主要包括對原料氣的烯烴、含硫進行凈化(原因是轉化催化劑的敏感).轉化系統主要是以凈化氣、蒸汽在轉化催化劑的作用下,轉化成氫氣、CO/CO2,然后經過以Fe3O4為催化劑使得CO轉化成C02和氫氣,最后經過凈化系統,得到純度較高的氫氣。
3、氨分解制氫
利用液氨為原料,氨經裂解后,每公斤液氨裂解可制得2.64Nm3 混合氣體,其中含75%的氫氣和25%的氮氣。所得的氣體含雜質較少(雜質中含水汽約2克/立方 米,殘余氨約1000ppm), 再通過分子篩獲得高純度的氫氣。
展開 全球最大電解水制氫項目亮相 化工巨頭寶豐能源 “氫”舞飛揚
據悉，國家級太陽能電解水制氫綜合示范項目包括20萬千瓦光伏發電裝置和產能為每小時2萬標方的電解水制氫裝置，為已知全球單廠規模最大、單臺產能最大的電解水制氫項目。目前，制氫綜合成本控制在每標方1.34元。
下一步，企業將拿出全部的折舊資金和部分利潤資金，通過科技創新提高轉化率，降低生產成本，使發電成本可控制在0.068元/度，綠氫成本可控制在0.7元/標方，打造行業成本最優曲線，開辟了一條技術、經濟可行的科學實現碳中和路徑，示范引領行業低碳轉型，為國家“碳中和”做貢獻。
據悉，寶豐能源計劃用10年完成50%碳減排，20年實現企業 “碳中和”，力爭成為行業率先實現碳中和的企業， 著力打造世界一流的科技型綠色制造企業。
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