“氢”取“氢”运助力氢冶金发展

       氢气已经成为世界各国钢铁企业减少碳排放的主要途径。全球各大钢铁企业为实现碳达峰、碳中和目标，正广泛开展氢还原工艺研究和中试，探索氢冶金替代传统高炉的碳还原工艺。围绕氢冶金工艺应用，离不开氢气的制取、储运、应用三大环节。

　　其中，氢气的经济化、大规模生产是氢气在氢冶金中实现规模应用的关键环节，存储运输则是连接氢气生产端与需求端的关键桥梁。接下来，笔者从氢气的制取和储运这两个环节出发，介绍当前国际上氢冶金技术的几种核心工艺技术及应用现状。

　　氢气制取工艺路径及应用现状

　　氢冶金核心是氢直接还原铁工艺，钢铁企业目前正在探索和应用的制氢方式主要包括以下几种。

　　●电解水制氢

　　在由电极、电解质与隔膜组成的电解槽中，在电解质水溶液中通入电流，水电解后，在阴极产生氢气，在阳极产生氧气。电解水制氢耗电量大，成本高。目前，碱性电解水制氢（ALK）、阴离子交换膜电解水制氢（AEM）、质子交换膜电解水制氢（PEM）、固体氧化物电解水制氢（SOEC）是国际上主流的电解制氢工艺。其中，碱性电解水制氢技术最为成熟，已能够实现大规模制氢应用。PEM制氢占地面积较小，与可再生能源的适配度更高。SOEC制氢的主要特点是工作温度高、效率高、用蒸汽替代液态水，且可以反向运作，充当燃料电池。

　　●化石燃料重整制氢

　　化石燃料主要指天然气、石油和煤，其他还有页岩气和可燃冰等，其主要成分是甲烷。甲烷水蒸气重整制氢是目前采用最多的制氢技术。在高温高压下，甲烷和水蒸气反应，生成含有氢气和一氧化碳的合成气，再提纯出氢气。这种方法制取的氢气量大，但会产生二氧化碳等温室气体。

　　●生物质制氢

　　生物质制氢是指通过气化和微生物催化脱氢方法制氢，是在生理代谢过程中产生分子氢过程的统称。这种方法利用可再生的生物资源，但技术还不成熟，产量低、成本高。

　　●新型制氢方法

　　新型制氢方法包括光化学制氢、热化学制氢、太阳能光催化分解水制氢等技术。这些方法利用了太阳能等清洁能源，但目前还处于实验和开发阶段，尚未达到工业规模制氢要求。

　　目前，我国制氢的主要方式是化石燃料制氢，这种方法成本低、产量大。为了实现低碳、清洁、高效的制氢目标，钢铁企业都在探索采用可再生能源电解水制氢技术，这种技术利用风能、太阳能等清洁能源通过电解将水分解为氢气和氧气，制氢过程没有二氧化碳排放，也不消耗化石能源，因此是一种绿色氢气生产方式，产生的氢气也被称为“绿氢”。

　　可再生能源电解水制氢技术也面临着一些挑战和难题，如电解效率、电解设备、电力供应、氢气储运等方面需要进一步提高和完善。根据国际能源署研究，中东、非洲、中国、澳大利亚和南美洲等地最有希望成为绿氢集中生产基地。这些地方拥有丰富的可再生能源、便利的运输条件。

　　电解水制氢成本一般包括设备成本、原料成本（水）、能源成本（电力）及其他运营成本。其中，能源成本即电力成本所占比例最大，一般为40%～60%，电力成本主要受能源转化效率（即电解制氢效率）因素影响。

　　据2020年国际可再生能源机构（IRENA）测算，当电价下降到20美元/兆瓦时（0.13元/千瓦时）时，制氢成本大幅下降，且下降幅度明显大于由于电解槽设备成本降低带来的成本下降幅度，即设备成本的降低不能弥补高电价带来的影响。在我国，只有当制氢成本降至20元/千克以下时，相比于化石燃料制氢，电解水制氢才具有一定的竞争优势，此时可再生能源电价需降低至0.3元/千瓦时以下。

　　欧盟的目标是在2030年绿氢供应量达到2000万吨，其中1000万吨在欧盟境内生产，1000万吨依靠进口。为此，2030年，欧洲需要有100吉瓦的电解槽产能，才能满足1000万吨氢气生产需求。

　　截至2022年7月底，卡塔尔的碱性电解水制氢成本为2.59美元/千克，沙特阿拉伯为3.20美元/千克，阿曼为3.55美元/千克，阿拉伯联合酋长国为5.14美元/千克。质子交换膜电解水制氢（PEM）成本通常比碱性电解水制氢成本高出约1美元/千克。由蒸汽甲烷重整（SMR）和碳捕获与储存（CCS）联合生产的蓝氢在中东地区的价格约为7美元/千克。根据中东和北非地区的可用产能，到2050年，生产成本低于1美元/千克的绿氢是可以实现的。

　　氢气储运方式及成本对比

　　氢储运成本目前占终端氢气价格的30%左右，经济、高效、安全的储运技术氢气大规模应用的制约因素之一。

　　根据氢气的运输形态，可以分为气态、液态和固态等形式运输。从运输工具来分，可以通过管道、轮船或卡车3种载体运输。长距离运输主要通过新建或改造后的海底输氢管道进行大规模氢气运输，比航运更具经济性。在没有管道的情况下，目前主要以液氢和氨等形式储存，采用船舶进行远距离运输。2023年9月份，韩国浦项与美国制氨公司CF工业控股合作生产蓝氨，也是采用氨将绿色氢气运往韩国。

　　从经济性方面来讲，运输氢气的成本与氢的需求量有关，运量和运距决定氢气储运的方式。

　　采用哪种运输方式，与运输距离、运输规模、氢的应用场景等有关，需要做全流程的设计和经济性测算。单从运距角度考虑，管道输氢在各运输范围内的成本最低，在500千米以内，长管拖车输氢成本低于低温液氢运输成本；超过500千米，低温液氢运输更具成本优势。目前，氢能产业仍处于初期发展阶段，结合实际氢运量及实现各储运方式所需的条件，长管拖车输氢是氢能发展初期阶段氢储运高性价比之选。

　　●气态氢的拖车运输

　　由于氢气密度较小、液化温度较低、稳定性差等特性，储运氢的难度较大。目前国内高压气态储氢技术相对成熟，在成本方面具备优势，是现阶段主要的氢气储运方式。受技术和成本端的制约，低温液态、固态等其他储氢技术仅有少量应用，总占比不到0.1%。

　　高压气态储氢为短距离运输的主流选择。目前钢铁行业对储氢技术的核心要求为安全、大容量、低成本。高压气态储氢操作简单、成本较低、技术成熟，但由于压力较大，存在一定的安全隐患，并且储氢密度较小使得储氢效率较低。低温液态储氢在储氢密度上具有优势，体积密度为80兆帕下高压气态储氢的2倍多，但制冷耗能大、储存成本过高。

　　氢气的短距离异地运输主要通过集装管束运输车进行。集装管束运输车由大容积无缝钢瓶组成容器主体，钢瓶由瓶体两端的支撑板固定在框架中构成集装管束。制氢厂制得的氢气在通过压缩机高压压缩后储存在储氢瓶中，然后由载有6个～10个大容积储氢瓶的长管拖车运输。因为氢气密度小，而储氢压力容器自重大，所以最终拖车所运氢气的质量只占总运输质量的1%～2%，运输量为260千克/车～460千克/车。长管拖车目前只适用于运输距离较近、输送量较低的运输场景。

　　高压氢气必须经过两次压缩。第一次压缩是给槽车氢罐充装氢气，通常压力不超过30兆帕。第二次压缩是在加氢站，为了给车载氢罐充氢，需要进一步压缩至超过氢罐压力。

　　●液态氢的车船运输

　　低温液态储氢是将液化氢气储存到绝热真空容器中，相比于高压气态储氢，低温液态储氢质量密度更大，储存氢气的纯度更高。低温液态储氢需要使用具有良好绝热性能的液氢储罐，并配有严格的绝热方案与冷却设备。液化氢气的能耗较大，使得低温液态储氢成本较高。低温液化储氢的单位成本为高压气态储氢单位成本的2倍左右。

　　液氢运输是一种既能满足较大输氢量，又比较快速、经济的运氢方法。液态氢的体积是气态氢的1/800。液化氢可大幅提高氢的储运效率，运输、储存容器需使用特殊合金和碳纤维增强树脂等。

　　●氢气管网输送

　　与氢的车船运输相比，管网输送氢气是最经济、最节能的大规模长距离输送氢气的方式。气态氢的管网输送方法主要包括纯氢气的管网输送和氢与天然气混合气的管网输送两种。

　　使用已有管网输送氢气是低成本、长距离输送大量氢气的优选方法之一。直接把天然气管网变为氢与天然气混合气（含氢约15%），仅需对原有管网进行适当的改造即可。输送纯氢，则需要对原天然气管网进行实质性的改造，包括材料和重要部件的更换、安全性措施升级等。

　　随着未来氢气需求的不断增加，管道运氢是实现大规模、长距离输氢的主要方式。管道储氢相较于长管拖车具有运输体量大、距离远、能耗损失少、经济高效等多重优势。但其铺设难度大、投资成本较高。

　　为了满足大规模绿氢应用需求，德国萨尔茨吉特、蒂森克虏伯及安赛乐米塔尔德国公司开始规划建设从港口到钢铁工业区的管网，将海上风力发电场电解制取的氢气或进口的氢气采用管网稳定快速输送到钢铁生产厂。

　　此外，新建的氢冶金项目，例如HYBRIT和H2 Green Steel项目都在项目场地附近建设绿色制氢设施。为了保障氢气供应的稳定性，HYBRIT项目还利用合作方的矿洞建设储氢点。

　　资源稀缺的钢铁企业，则选择在可再生能源丰富的地区投资建设绿色电解制氢厂，例如浦项在澳大利亚、中东等地区开发绿氢资源，后期采用氨运输氢气，以满足国内生产需要。