图“氨-氢”绿色能源循环经济路线
图片图片 “氨-氢”能源“零碳”循环经济路线
图：全球特定运输路线港口氢气到岸成本预测
摘要：发展氢能产业是助力实现“碳达峰、碳中和”目标的重要路径之一，但氢气的储存和运输是制约其规模化发展的主要因素。氨适宜储存和运输，是优质的氢能载体和零碳燃料，利用氨供氢、以氨代氢有望成为解决氢气储运问题的关键技术路径。总结了氨在传统领域的应用及储运形式；分析了氨在脱碳经济中的新应用及其技术发展；从远洋运输、陆地管道运输、氢能储存等方面对比了氢氨储运模式的技术经济可行性；探讨了该模式在未来大规模氢能储运中的发展潜力和技术挑战；在此基础上给出了相关政策建议。
关键词：氢气；氨；氢能载体；规模化储运；管道；技术经济
0 前言
氢能是一种理想的清洁能源，加快发展氢能产业是助力我国实现“碳达峰、碳中和”目标的重要路径[1]。2022年3月，国家发改委发布《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，正式将氢能纳入我国能源战略体系。预测2050年我国氢能需求量可能达到6000×104t[2]。然而，全球氢气使用的扩大受到成本、效率、安全等一系列因素的困扰，尤其是氢气的长距离储存和运输是行业的主要难点[3]。在此背景下，液氨作为氢的衍生物，凭借储氢密度高、易于储存和运输，同时也是零碳燃料等特点，逐渐受到行业青睐。 目前，日本、韩国、澳大利亚等国家都在积极谋划“氨经济”，利用可再生能源电解水制氢后，通过“氢-氨-氢”或“氢-氨”工艺完成“绿色氢能”的储存和运输。本文将对氨的主要应用领域、氢氨储运模式的技术经济可行性及面临的主要挑战进行初步分析，探讨该模式在未来大规模氢能储运中的发展潜力，为进一步完善我国氢能产业规划提供参考。
1 氨的主要性质及储运方法
氨是氮和氢的化合物，有时也称合成氨。在氢能载体中，氨的体积含氢量达到/m3，是液氢的1.7倍，是甲基环己烷（MCH，典型的液态有机氢化物）的2.6倍（见表1）。同时，氨的储存温度和压力要求比液氢和压缩氢低得多，可在常温、0.8MPa左右低压或常压、-33℃低温下液化，适合液体运输和储存。此外，氨可直接用作燃料，其热值约为同体积LNG（液化天然气）的55%。
安全性方面，液氨不易燃烧，爆炸危险性较低。但由于其腐蚀性强，且在水中溶解度大，再加上其汽化潜热大，直接接触液氨会引起难以治愈的严重化学灼伤；另外，吸入一定浓度的氨会影响呼吸系统，损害眼睛和鼻黏膜。GB/T 536-2017《液体无水氨》将液氨归类为高腐蚀性和毒性物质，美国运输部将液氨归类为不易燃液体，具有吸入危险。
氨通常以液体形式运输和储存，其储运技术成熟。目前全球氨贸易量仅占其总产量的10%左右，大部分氨在生产地附近消费，中短途运输通常采用公路和铁路槽车运输，且多采用全压常温槽车。
液氨管道运输不易受天气和交通条件影响，效率高，目前主要在美国大规模应用。美国氨管网建设始于20世纪60年代，迄今已建管道总里程约。最长的管道是由 运营的墨西哥湾中央管道系统，长，从墨西哥湾的氨进口端一直延伸到美国中西部的玉米种植区[4]，管道设计口径为150～250mm。收集支线连接7个氨合成厂，分配支线连接36个大型中间储库，最高工作压力为9.8MPa，运输能力为225×104t/a。
远洋或沿海长距离氨运输一般采用冷藏氨运输船，该船配有冷藏设施以处理蒸发气；有些氨运输船也用于装载其他液化气体，特别是LPG（液化石油气）。根据美国液氨管道运行经验，在100公里以内，管道运输速率与铁路、公路运输相差不大。运输距离越长，管道运输的优势越大（见图1）。
从储存方式上看，目前液氨储罐有冷藏、半冷藏、全压三种类型。冷藏、半冷藏储罐均设有保冷及氨蒸发气体回收系统，一般适用于大容量储存。全压储罐是在无保温、冷藏条件的条件下对液氨的储存方式。设计压力一般高于1.8MPa，一般采用球形罐或卧式圆柱罐结构；受罐体制造技术经济可行性限制，加压储存液氨的单罐容量一般不超过5000吨，适用于中小型储存。
2 氨的新应用及其技术发展
氨的用途十分广泛，在肥料领域的应用已有100多年的历史，至今全球约80%的合成氨仍用于肥料生产，此外氨还被工业部门用作化工原料、制冷剂等。
在全球碳减排的大背景下，为减少化石能源的消耗和对生态环境的负面影响，近年来氨作为能源载体的研究发展迅速。特别是氨直接利用技术的进步，可能使氨成为重要的二次能源，在航运、航空、发电、电网储能以及大规模零碳能源输出等方面得到广泛应用。以氨供氢、以氨代氢成为氢能发展的趋势之一，业界也将氨称为“另一种氢”或“氢能2.0”。
2.1 氨燃料电池
氨燃料电池根据供氨方式不同可分为直接氨燃料电池和间接氨燃料电池[6]。直接氨燃料电池又可分为SOFC（直接氨固体氧化物燃料电池）、直接氨碱性燃料电池、直接氨碱性膜燃料电池三类。氨燃料电池可用于分布式发电、热电联产、燃料电池汽车等领域。
日本在直接氨燃料电池技术上处于领先地位。京都大学研究团队发现，氨直接作为SOFC燃料使用时，可达到与纯氢同等水平的发电特性。石川岛播磨重工株式会社（IHI）已成功开发1千瓦氨SOFC系统，并正在继续开发更大规模商业化的氨SOFC系统。中国在间接氨燃料电池方面也取得突破。福州大学化肥催化剂国家工程研究中心首创常压低温氨分解催化剂，开发氢氨燃料电池系统。2022年2月，复旦紫金氢能科技有限公司研发的3千瓦氢氨燃料电池发电站成功投入运行。
2.2 氨气轮机
研究最为广泛的是氨在燃气轮机上的应用，包括氨纯燃烧、氨与氢混合燃烧、氨与甲烷混合燃烧等。在1MW以下小型燃气轮机领域，通过采用增压分级燃烧技术和常规SCR（选择性催化还原）脱硝装置，可以实现99.8%的燃烧效率并满足NOx排放标准，具备商业化应用条件[7]。丰田能源解决方案株式会社已成功开发50kW和300kW纯氨微型燃气轮机。在中型燃气轮机领域，IHI开发了甲烷与氨混燃的低NOx排放燃烧器，并完成了70%氨在2MW燃气轮机发电中的示范试验。正在开发中型燃气轮机的纯氨燃烧技术。
大型燃气轮机的发展与中小型燃气轮机有所不同，它不是直接使用氨作为燃料，而是利用大型燃气轮机联合循环发电机产生的废热和催化剂将氨分解为氢气，再供给燃烧器。这是因为大型燃气轮机中燃烧器尺寸有限，无法支持氨的完全燃烧。此外，在高温燃烧条件下，NOx的控制更加困难[8]。日本、韩国、美国等国家都在积极开发以氨为燃料发电的大型燃气轮机。三菱发电公司正在开发一种可直接燃烧100%氨的40MW级燃气轮机，并计划在2025年实现商业化。
2.3 氨内燃机
氨内燃机包括车用发动机和船用发动机，目前的研究热点和未来发展方向是船用发动机。随着环保要求的不断提高，对船用内燃机技术发展提出了新的挑战。国内外厂商和船东都看好氨燃料在船舶推进中的应用。欧洲在氨燃料发动机研发上占据主导地位，MAN 和Wärtsilä Group均计划在2024年左右推出氨燃料发动机，并在全球参与了多个氨燃料船舶研发项目；中韩企业将氨燃料船舶的船型研发作为重点，多款船型的设计已获得船级社的原则认可；2020年，日本国土交通省发布《日本航运零排放路线图》，积极推进氨燃料船舶商业化。日本企业除了投入氨船用发动机和船型外，也在积极布局氨船舶燃料供应网络。
2.4 氨作为火力发电中煤炭的替代
氨燃烧缓慢，适合与煤粉混合，目前日本在燃煤电厂氨混合燃烧技术方面处于领先地位。据研究，在燃煤电厂混入20%的氨，可减少CO2排放约17%[9]。IHI在10 MW试验锅炉中进行了燃烧试验，结果表明，在20%的氨混合率下，可将NOx值抑制到与燃煤锅炉相当的水平。在此基础上，东京电力公司全资子公司JERA、IHI、丸红株式会社、 （澳大利亚）等4家公司接受NEDO（日本新能源和产业技术发展组织）的委托，进一步论证氨混合在大容量煤粉火电厂的应用； JERA负责碧南火电厂机组运行，IHI负责研究氨在锅炉中的混合技术，丸红负责输送氨燃料，日成负责氨制备。日本计划到2030年用氨替代20%的煤炭供应，到2050年实现100%的替代。中国也在积极探索氨煤混烧技术。2022年1月，国家能源投资集团有限公司在40MW燃煤锅炉上首次实现了35%比例混烧的工业化应用。
2.5 工业锅炉用氨
工业炉规模大小、类型各异，但工业炉消耗化石燃料量巨大，占总量的20%以上。在工业炉领域，氨直接利用技术也取得了成果。日本大阪大学研究团队对10~100kW模型工业炉进行了实证研究，在氨燃烧、甲烷与氨混合燃烧（30%氨）试验中，采用多级燃烧技术、富氧燃烧技术可以获得更佳的传热性能，有效抑制NOx排放。2021年12月，佛山仙湖实验室联合多家企业发起成立先进零碳燃烧技术联合创新研发中心，成为我国首个氢氨高温窑炉零碳燃烧技术研发创新平台。
2.6 氢能载体及储能
氢能及其衍生物是集中式可再生能源大规模、长期储能的最佳方式，相比氢能，氨能更易于长期储存和运输，这对于可再生能源电力储存区域与需求区域相距较远的国家和地区尤为重要。日本在2014年启动的SIP“能源载体”项目中，对液氢、MCH、氨三种能源载体进行了详细研究，目前已进入实证阶段，旨在通过氢能载体大规模从海外引入零碳能源。澳大利亚、俄罗斯等能源资源丰富的国家也在积极探索氢能、氨能大规模出口，以期在未来全球能源供应体系中占据优势。我国可再生能源电力主要集中在“三北”地区，消费中心集中在中东部地区，氨作为可再生能源储运载体发展潜力巨大。 2022年2月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《“十四五”新能源储能发展规划》（发改能源[2022]209号），明确提出开展基于可再生能源的氢（氨）储能等试点示范，生产氢气（氨），满足多时间尺度的应用需求。
综上所述，氨在脱碳经济中拥有广阔的发展空间，但由于多数氨直接利用技术尚处于研发阶段，距离实现全面商业化尚需较长时间。根据Argus的预测[10]，2030年之前全球氨利用处于导入阶段，氨贸易量有望由2020年的1870×104t增至2030年的2600×104t，主要来自于日本的氨发电需求和氨制氢贸易需求；此后，航运领域的脱碳需求将带动氨市场快速增长，到2050年全球氨贸易量预计将增至2×108~3×108t，这意味着氨储运基础设施规模将在现有基础上扩大10~15倍。
3 氢氨储运模式技术经济分析
氨是一种二次能源，目前是通过煤、天然气等化石能源合成的，未来主要通过电解水制氢来合成，其生产成本主要受氢气生产成本的影响。生产成本当然是燃料成本的一大组成部分，但储运成本也很重要，特别是需要大规模的储运设施来维持稳定供应，适应生产和消费的季节性差异。本文主要探讨氢-氨模型在长距离大规模储运和长期储能场景下的技术和经济可行性（货币单位为人民币，美元兑人民币汇率为6.5）。
3.1 氢气运输船远洋运输技术经济性对比
由于气态氢不适合远洋运输，大规模氢气进出口项目需要使用氢气载体。目前可行的方案有LH2（液氢）、NH3（氨）、LOHC（液态有机氢化物）三种。使用氢气载体需要对气态氢进行制备、运输和再提取。NEDO[8]、IEA[11]（国际能源署）、IRENA[12]（国际可再生能源署）等对氢气载体从制备到氢气提取的整个链条进行了详细的研究，结论基本一致。在2030年可预见的技术条件下，氨和LOHC方案比LH2方案更有优势；如果在终端直接使用氨作为燃料（LOHC不能直接作为燃料），那么在除去脱氢成本后，氨方案具有显著的优势。基于相关研究，详细对比分析如下：
目前，氨运输方案各环节均可采用成熟技术，其成本主要在氨制备和再脱氢环节。在氨生产方面，因工厂规模、技术路线、地区等差异，单位投资和运行成本也有所不同。张建军等[13]对合成氨成本构成进行了分析，以2200t/d合成氨装置加配套空分装置为例，氢气制氨成本约为5.2元/kgH2；常规天然气制氨装置，不考虑空分装置投资，成本可降至2.8元/kgH2。氨运输成本有真实数据，距离约为260元/tNH3(约1.46元/kgH2)；进出口港码头仓储及装卸费用按0.52元/kgH2考虑。 张建光[14]分析液氨裂解制氢成本约为2.0～2.5元/m3，据此估算扣除原料成本后，氨脱氢成本约为7.2～13.0元/kgH2。IEA[11]估计脱氢成本可能低至5.2～6.5元/kgH2，本文取9.75元/kgH2。据此估算，1万公里氨运输全链条成本约为16.93元/kgH2（见表2）。
LOHC也是成熟的技术方案，目前常用的材料有环己烷、甲基环己烷等。LOHC的体积储氢密度仅为液氨的40%左右，而且还要考虑有机溶剂的储存和往返运输，因此需要更多的储运设施。LOHC在脱氢过程中所消耗的能量一般要高于液氨。不过LOHC的制备相对容易，据了解日本已经开发出有机氢化物电解合成技术，未来或将大幅降低制备成本。整体来看，LOHC的全链成本与氨相当。
大型液氢船舶尚处于概念设计阶段，液氢解决方案尚不成熟。液氢运输链成本约为26元/kgH2，主要成本来自氢气液化和船舶。现有研究对氢气液化成本的估算差异较大，范围为6.5~13元/kgH2。另外，液氢在运输过程中的日蒸发率约为液氨的20倍[15]。随着运输距离的增加，液氢BOG(蒸发气)量也大幅增加，BOG处理问题将制约其经济运输距离，IRENA报告认为一般不超过。
3.2 管道氨、氢气输送技术经济比较
中国计划在西部沙沟黄地区建设4.5×108kW新能源装机容量，电能主要通过特高压方式输送。由于新能源的间歇性特点和输送能力有限，随着风电、光伏在新能源电力系统中渗透率的不断提高，弃风弃光问题可能日益凸显。氢能可以化学储运，实现能量的时间和空间转移，与电网形成良好的耦合。黄宣旭等[16]探讨了中国大规模氢能供应链的经济可行性，提出利用西北地区丰富的风电、太阳能发电生产氢气，结合主干高压氢气管道和城市氢气分配网络，构建“西氢东送”生产、储存、运输和使用的完整产业链。 IRENA报告指出，在使用陆地管道条件下，运输距离在4000公里以内，管道运输比氢气运输船（船运）更具优势，若将现有天然气管道改造后用于氢气运输，经济合理运输距离可拓展至8000公里。
管道氢气运输无疑是一个重要的发展方向。但由于氢气的特殊性质，大规模长距离氢气管道运输在安全性和经济性方面仍存在诸多问题需要解决。首先，氢脆问题限制了管道材料的选择和压力设计，欧美的经验表明管道氢气运输适用于低强度钢和中低操作压力[17]。其次，高压氢气的体积能量密度低，在相同条件下，天然气约为氢气的3.3倍，而液氨约为氢气的17倍（7 MPa，20 ℃）。这意味着要输送相同的能量，氢气管道需要比天然气或液氨管道更大的管径和更大的压缩能耗，意味着更高的成本。此外，氢气的爆炸范围极广（4.0%～75.6%），泄漏造成的安全风险很高。 考虑到氨适宜储运、储运经验成熟、安全风险可控，需探索以管道氨运输替代氢气运输、与特高压输电相辅相成的方式，打造未来可再生能源战略运输通道。
以1000×104kW特高压直流通道为参考，设计年输送电量500×108kW·h，按热当量相当于年输送150×104t氢气或970×104t液氨。液氨管道经济流速一般为2～3m/s，因此600mm口径的液氨管道即可满足上述要求，估算单位综合运输成本(包括固定投资折旧、运行能耗成本和非能耗成本等)为0.585元/kgH2·千公里。但大型氢气管道尚缺乏应用实践，经济流速还有待探讨。GB 50177-2005《加氢站设计规范》对站内及厂间氢气管道的流速进行了规定。 设计压力3 MPa以上最大流速不得超过10 m/s。目前，尚无针对长距离氢气管道的设计规范，国内已建成的氢气管道大多参考该规范选取较为保守的氢气流速。戴文松[18]认为，此流速限制适用于小管径、小传输量，在大规模氢气传输场景下则显得保守，建议适当提高管道内氢气流速，有利于减小管径，减少建设投资。因此，针对150×104 t/a氢气传输量，本文通过水力仿真分析选取7 MPa设计压力、1 000 mm管径方案，估算氢气管道单位运输成本为3.25元/kgH2·千公里（见表3）。
从以上对比可以看出，若仅从管道运输环节看，管道氨运输成本远低于氢气运输；加上氨生产成本后，二者水平接近；而考虑接收端脱氢成本，氨运输在经济性上处于劣势。因为在一定规模下，仅管道成本随距离增加几乎呈线性增加，而氨生产和脱氢的单位成本不受距离影响，管道距离越长，对氨运输越有利。
需要注意的是，由于一些重要假设(如设计压力、最大允许流量等)和经济参数(如管线和压气站的单位投资、用电量中的电价等)的取值不同，经济输送方案和单位输送成本估算结果可能存在差异。据研究，一条新建氢气管道(输送规模50×104t/a、管径500mm以上)每千公里氢气输送成本大约为1.95～6.5元/kgH2，取决于管道管径和压缩机的使用情况[19]。一般而言，管道输送量越高，单位输送成本越低。(欧洲氢能主干网)提出的目标是到2040年实现氢气管道输送平均平准化成本达到每千公里0.2欧元/kgH2(1.38元/kgH2)。成本的降低主要得益于未来的技术进步。 例如，报告提到36英寸（900毫米）管道氢气输送能力达到7GW，本文估算1000毫米管道经济输送能力为6GW，900毫米为5.2GW，这意味着未来同等管径下氢气经济输送能力需提升35%左右，难度很大。
此外，MCH的管道运输与精制的油管道相似，尽管该技术是成熟和可靠的，但在管道结束时必须将MCH直接用于燃料，此外，其氢含量较低。考虑到，这大大增加了对储存和运输设施的投资。
3.3比较氨存储和氢存储的技术和经济性能
氢储能是一种新型的储能，包括直接的氢气储存（电力到气体，P2G）或转化为化学衍生物，例如氨（Power-to-to-to-t-to-X，p2x），在能源，时间和空间方面具有出色的优势，用于大规模的水分存储。洞穴储存，放弃的气体氢存储和地下盐洞氢，盐洞是基于相关文献的理想选择。
储存能力为2.5×104T（129 GW·H）的典型液体氨储存厂包括一个低温储罐，冷藏系统，液体氨处理和公用事业，总投资约为1.3×108 rean [13] - 用于每月或每周的法规，被认为是15天（半个月），并且长期存储用于季节性调节，被认为是182天（半年）。
根据CB＆I的数据，国际著名的氢存储解决方案公司，容量为506 T（16.87 gw·H）的大型液体氢球形罐的投资约为6,305×104 Yuan，单位投资约为3.74 Yuan/yuan/yuan/y Motef this 。 kg/h）和其他辅助设施，估计的投资将高达3.48×108 yuan [13]。 估计的氢储存成本为15天和182天的液体氢的成本分别为12.81元/kgh2和97.17 yuan/kgh2。
根据2019年美国能源年度绩效评估和同伴审查会议的报告，典型的地下盐洞氢储存的工作量可以达到2,000至4,000 t（67至133 GW·H）。当时的营业日为10天，相应的LCOH（水平的氢存储成本）约为1.23至1.75 YUAN/KGH2时，每个人的营业额为10天时，每个人的表面工程投资约为50％。 如果LOCHS为1.36元/KGH2，则估计的氢存储成本为15天和182天分别为1.49元/KGH2和13.32元/KGH2。
总而言之，氢存储的优势是低投资和低能源的优势，并且特别适合大规模的长期氢能储能场景。
4个主要挑战和前景
4.1主要挑战
尽管预计氢 - 储存和运输模型将是解决氢存储和运输问题的最佳选择，但至少需要克服以下挑战才能实际实施它。
首先，由于氨脱氢需要相对较高的能量，因此氢 - 氨基化的转化效率不高，这限制了在某些情况下的扩大氨的应用，例如道路交通和氨燃料电池燃料电池的发电，迫切需要进一步开发高效和安全氨基化技术。
其次，将氨直接用作发电，船舶推进，工业燃料和其他领域的燃料面临稳定燃烧和NOX排放控制方面的技术挑战。
第三，就氨制备而言，我们需要进一步探索有效的合成技术以降低成本，同时探索柔性合成氨的生产操作和控制技术，以适应可再生能源的间歇性特征。
第四，在生产，存储，运输和利用环境中，需要有效地解决氨和腐蚀性的渗漏和腐蚀问题，此外，是一种氢衍生物，最终确定了其在未来的氢气中的最重要的综合部分。
4.2前景
从全球氢贸易的角度来看，考虑到从出口国到进口端口到进口端口到需求地点的整个储存和运输过程的复杂性和安全性，氢 - 模型在技术上和经济上是最可行的解决方案，在当前和可预见的技术条件下，预计将对大规模的水平进口项目进行培训。 5×108T的燃料氨贸易和另外1.1×108T的额外燃料氨将在该地区分配[21]。
根据当前的技术水平，在应用方面，在电力 - 肌动物 - 肌电效率上，总能量效率仅为14.1％至23.8％。 s氢燃料电池与纯电动汽车相比，基本上不是竞争力未来，预计氨将在国内电力行业，运输行业，工业制造业和其他领域的脱碳中发挥重要作用。 同时，考虑到氨在长距离运输和长期储能中的优势，有必要进一步评估氨和在建立中国氢能战略系统中的状态和作用，加强关键领域的技术研究，并合理地计划氢气和氨的生产和应用。
在储存和运输链接中，建议进一步研究以跨区域氨的氢能存储和运输网络，作为跨区域的管道，作为主链，海外氨进口终端，氨的储存和分配库，基于门的集中式氨水，将氨水用于氨水供应和较低的氨水，以供应和较低的植物分配和较低的植物质量分布型植物，和水的运输；建立多样化的氢生产，西部氢的运输和近海氢进口，形成一个两轮驱动模型，在该模型中，天然气管道中的氢混合有助于脱碳，有助于脱氧，某些工业，某些工业，以及通过液态型液化型运输型运输型培养基，并且源于型号的运输，并将
5 结论
通过分析氨的利用并将氨和经济可行性与海洋运输中的其他氢能载体进行比较，内陆长距离管道运输以及储存，在“双重碳”中，氢气的背景下，氢 - 储存和运输模型的氢化方式都在封闭了杂志，这是及时的综合性。解决氢能的大规模存储和运输问题的最重要选择之一。