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随着“双碳”目标的推进，可再生能源装机容量激增，但风电、光伏的间歇性导致电力系统面临调峰压力与弃电问题。氢能作为连接可再生能源与终端应用的枢纽，兼具工业原料与燃料双重属性（图1），可有效促进跨行业减碳。

图1　氢能的角色与功能定位示意图

然而，氢气密度低（仅为空气的1/14），液化需-253℃超低温，其储运成为产业规模化发展的核心瓶颈，氢能储运技术对比如表1所示，长管拖车的氢能运输经济距离在 200 km以内，更长距离的运输将会降低经济性。液氢技术是有望实现氢能大规模、长距离储运的关键技术，但国内的液氢技术与国际先进水平存在较大差距，基本只用于航天领域。国内在运输氢管道总长度不足100 km，受技术、安全性等因素制约，目前仍处于小范围试验和应用阶段。

表 1　氢能储运技术对比

氨和甲醇是目前已经得到广泛应用的重要化工产品和原料，生产原料均有氢气（目前主要为化 石能源制氢），生产技术成熟。氨和甲醇均可以通过催化裂解反应转化为氢气，成为氢能的化学储存介质。更重要的是，氨非常容易液化，而甲醇在常温下即为液体，两者储运方便且技术成熟。因此，氨和甲醇被认为是氢能利用和促进氢能储运的重要手段。

一、氨：特性、系统集成与应用

 1.  氨的储运优势

目前氨储运技术、相关基础设施、输运标准均已发展成熟，且液氨储存效率高，单 罐可储存液氨4万t。在能源领域，氨作为高温零碳 燃料和高效储氢介质，具有以下几点优势：

① 液化储运成本低：氨液化容易（−33 ℃或室温10 kg大气压），1 kg液氨公路运输100 km运费为0.08元（不到氢的1%）。1辆40 t的罐装运输车可运输26 t液氨（约含4.5 t氢），载氢量较长管拖车 （载氢量不到300 kg）提高1个数量级，运氨成本（约 0.001元/kg/km）较运氢成本（0.02～0.10元/kg/km） 呈数量级降低。

② 爆炸风险低：氨的火灾危险性为乙类，爆炸极限（16%～25%）较氢（4%～76%）更窄，因此利用过程更安全。其刺激性气味是可靠的警报信号。但氨的燃烧速率低（最大层流燃烧速度仅为0.07 m/s，天然气为0.37 m/s，氢气为2.91 m/s），点火能量高（为8mJ，天然气为0.28 mJ，氢气为0.11 mJ）。

2. 氨的生产路径

传统的工业合成氨采用哈伯-博施法，是利用化石燃料制备的氢气与空气分离的氮气反应来实现（N₂+3H₂→2NH₃），该反应具有可逆 性，在一定条件下能够将氨气转化为氢气。全球年产量近2亿吨，制 造设备的规模可达2 000 t/d，是可以由万t级液化气船运输的国际交易产品。绿氨通过绿氢替代灰氢实现，新工艺如低温低压合成（以色列GenCell）和光/电催化法仍处实验室阶段。氨气新合成技术主要有低温低压合成氨、光/电催化合成氨等。新合成技术旨在降低能耗，但目前效率低、寿命短，短期内无法得到商业化应用。

3. 氨的能源化利用

氨能的利用可以分为直接氨利用技术和间接氨利用技术（氨转氢）。直接利用技术包括传统用氨工业、氨燃烧技术、氨燃机、氨内燃机、直接氨燃料电池等，将氨的化学能直接转化为动能、电能等利用。 间接利用技术是将氨气催化重整为氢气用于工业、 能源领域、交通（加氢站）等领域，氨主要起载体作用促进氢的储存、运输。

图2　氨能利用流程

液氨的体积能量密度是液氢的1.53倍，这种方式可以解决重型车辆长续驶里程难题。这种方式的缺点是系统较为复杂，需要较高温度对氨气进行催 化重整制氢，但短期内有望成为促进氢能和氢燃料电池发展的重要手段。氨气作为燃料时主要面临三大技术挑战：（1）如何实现可控点火；（2）如何实现稳定高温燃烧；（3）如何降低氮氧化物等污染物排放。

从表2对比中可以看出，实现零碳绿氨燃料综合利用成本低于氢气，是利用氨气作为能源利用实现“双碳”目标的重要保证。

表2：天然气、氢气、氨气的燃烧成本对比

 4. 电解水制氢合成氨系统及其技术挑战

电解水制氢合成氨系统技术途径包括间接合成路线和直接合成路线两大类。直接合成路线受限于反应速率低、器件不成熟等技术障碍，难以大规模工业化生产。目前，被普遍认可的间接合成路线的工业级电解水制氢合成氨系统工艺，如图3所示。

图 3　工业规模的电解水制氢合成氨系统构成示意图

电解制氢工段：电解水制氢工段是电力与化工的直接耦合环节，主要采用碱性电解（AEL）、质子交换膜（PEM）和固体氧化物电解（SOEC）三种技术。其中，碱性电解技术成熟度高、成本低（单机功率已达5-7 MW，在研达15 MW），适合大规模应用；PEM技术虽已发展至兆瓦级，但成本高、寿命短，适用性受限；SOEC仍处于实验室阶段，面临高温控制和材料退化问题。电解过程涉及电化学反应（阴极：2H₂O + 2e⁻ → H₂ + 2OH⁻；阳极：2OH⁻ → 1/2O₂ + H₂O + 2e⁻），需通过分离器、洗涤器等设备纯化氢气，但变负载运行时受温度、压力及氢氧杂质混合风险约束，调控范围窄（如低负载区杂质混合问题突出），且需多机构成集群以满足供氢需求。

合成氨工段：合成氨工段则直接使用绿氢与氮气混合，在催化剂作用下生成氨（反应温度450-525°C，压力15-32 MPa），代表性工艺包括凯洛格、布朗等流程。与传统化石燃料合成氨相比，绿氨工艺省略了制气环节，但需优化反应器结构和催化剂参数以降低能耗；负载虽可在20%-100%范围调节，但受催化剂活性区间和“电-热-质”多物理耦合（如压缩、换热单元）的平稳性约束，调控速度慢（小时至日级）。压缩缓冲工段是关键衔接环节，因电解输出压力低（<3 MPa）而合成需高压（>10 MPa），且电解调节快（秒级至分钟级）与合成调节慢（小时级至日级）不匹配，需缓冲罐实现供氢平稳。

技术挑战：

1. 可再生能源波动条件下的合成氨工艺流程优化和柔性调控技术，需解决氢储供量、催化剂性能与多工段协同的安全边界问题，确保变负载下的经济性和稳定性；

2. 考虑“电-热-质”耦合的大规模电解水制氢系统模块化集成和集群动态控制技术，需设计多机集群的电气拓扑和辅机网络，并实现宽功率范围（秒级调频至分钟级调峰）的灵活调度；

3. 计及可再生能源波动性与化工多稳态特性的“源-网-氢-氨”全系统协同控制技术，需攻克跨时间尺度（如电网调频秒级与化工调节小时级）的物料平衡匹配，以及多工段柔性协同优化；

4. 计及电、氢、氨等要素的全方位安全防护与市场运营机制，需开发故障诊断技术，并建立“电-氢-氨”多市场联动的运营模型，以支持可持续商业模式。

该系统的技术挑战源于可再生能源的间歇性与化工生产的连续性矛盾，亟需通过多学科交叉研究（如电气工程、化学工程）实现安全、高效、灵活的集成应用，对推动“双碳”目标和能源结构转型具有战略意义。

二、甲醇：氢能载体与碳中和路径的关键解决方案

1. 甲醇的技术优势

甲醇（CH₃OH）因其液态易储运、密度为 0.79kg/L、产业链成熟等特性，成为解决氢能储运难题的理想载体。甲醇既是重要化工原料，也是一种燃料，根据其化学属性，其具有3种重要角色：（1）能量载体；（2）便携燃料；（3）化工原料。与氢和氨相比，甲醇具备如下优势：

• 与乙醇不同，甲醇不依赖粮食发酵酿造，不会引起相关粮食问题。甲醇加入添加剂之后可与汽油保持长时间混合稳定。
  

• 安全性：爆炸极限（5.5%~44%）窄于氢气（4%~76%），且甲醇燃烧速度快于氨、点火能够量低，因此甲醇燃烧稳定性好。但甲醇易挥发，被吸入和接触均有剧毒，且对于金属、橡胶等物质具有较强腐蚀性。
  

• 制氢效率：利用氢气合成甲醇和甲醇储运技术成熟，且甲醇更容易储存和运输。甲醇催化重整制氢技术成熟（催化重整效率达69%~80%，1kg甲醇可产0.19kg氢气），能够实现氢气和甲醇之间的可逆转化，可以促进氢的储运。

2. 甲醇的生产路径

如图4所示，传统的甲醇生产是利用煤、天然气 等化石燃料与水和氧气反应得到合成气原料（碳氧化合物和氢气）。我国是世界最大的甲醇生产和消费国， 其中81%为煤制甲醇，其余主要为油气制甲醇。因此采用绿氢和二氧化碳捕集技术替代化石能源合成气中的氢和碳氧化物，实现“绿氢+CO2 ”技术的开发利用有助于实现甲醇产业的绿色升级转型。在现阶段甲醇生产研究和示范中，既可以同时利用碳捕集二氧化碳和绿氢生产甲醇，也可以按照具体条件分别利用二者之一（“碳捕集+灰氢、蓝氢”）开展示范 项目建设。

图4　工业合成甲醇流程

3. 甲醇的利用

① 甲醇作为工业原料的应用

化工合成领域：甲醇是生产碳氢化合物（二甲醚、甲酸、乙酸、乙醇、烯烃、合成烃）、聚合物及单细胞蛋白质等产品的核心原料。通过化工合成可将二氧化碳固化在产品中，实现固碳目标（如塑料、树脂生产）。

燃料添加剂：甲醇可作为含氧添加剂掺入汽油，改善燃烧性能，已实现商业化应用。

② 甲醇作为能源载体的利用

直接燃烧技术：一是用于内燃机与压缩点火发动机：甲醇热值较低（液态低热值16.7 MJ/Nm³），但燃烧稳定性优于氨气（燃点463.8℃，点火能量0.2 MJ），适用于小型动力设备（如航模、遥控车），大型设备应用仍处于研发阶段。但燃烧反应CH₃OH + 3O₂ → 2H₂O + CO₂涉及碳排放，需结合碳捕集技术（CCUS）实现闭环循环。

燃料电池技术：一是间接甲醇燃料电池：通过催化重整制氢（关键技术为催化剂），再将氢气用于燃料电池发电。该技术成熟度高，可解决重型车辆续航问题，是近期重点发展方向。二是直接甲醇燃料电池：直接电化学发电，技术难度大，暂处于实验室阶段。

氢能储运载体：甲醇可通过催化裂解制氢（效率低于氨），促进氢能跨区域运输。需配套二氧化碳回收技术，形成“绿电制氢→合成甲醇→运输→重整制氢→CO₂捕集再利用”的闭环系统。

图5 甲醇的能源利用流程

 4. 绿色能源合成甲醇技术路线

如图6所示，该技术路线主要由清洁能源生产、 零碳甲醇储运、终端利用3个阶段组成：

上游清洁能源生产阶段：利用非化石能源发电系统（如风电、光伏、核电、水电）产生的弃电和谷电进行电解水制氢，生产绿氢和副产氧气。利用电解水副产的氧气，结合生物质燃料，构建生物质富氧燃烧发电系统。该系统一方面可发出可调峰电能，辅助电网稳定运行并消纳更多可再生能源；另一方面，燃烧产生的CO2被高效捕集。将电解水制得的绿氢与生物质富氧燃烧系统捕集的CO2送入零碳甲醇合成系统，生产甲醇。该过程虽然当前能源转化效率约为75%，但产生的200~230℃中低温余热可通过回收利用提高整体效率。由于原料（绿氢和生物质）的零碳属性，所生产的甲醇也是零碳能源产品。

中游甲醇储运阶段：利用甲醇在常温常压下为液态且化学性质稳定的特点，通过现有的液体燃料储运技术与基础设施进行低成本、安全便捷的储存和运输，有效规避了氢气储运的高成本和安全风险。

下游终端利用阶段：甲醇可直接作为燃料，替代汽油、柴油等液体燃料用于交通等领域。甲醇可作为化工原料，减少对煤炭、天然气等化石资源的依赖。

根据能源需求，可通过甲醇重整技术（如甲醇水蒸气重整）将甲醇转化为氢气和CO2。重整过程可利用工业废热或太阳能中低温热源提高效率。产生的氢气可用于燃料电池发电、气体燃料供能或联合循环发电等。同时，重整产生的CO2可被低能耗捕集并存储，作为上游甲醇合成的原料，实现CO2的循环利用。

图6  新型碳中和能源技术路线系统图 

三、氢、氨、甲醇技术对比

氢、氨、甲醇三种技术在储运特性、燃料性能及氢载体能力方面存在显著差异。

作为燃料时对比：氢气作为完全零碳排放的理想燃料，其质量热值高达143 MJ/kg，但常温下密度极低（0.089 kg/m³），液化需-252.5℃超低温，导致储运成本居高不下；长管拖车经济运输距离不足200km，且爆炸极限宽泛（4%~75%）带来安全隐患。相比之下，氨气在-33.4℃即可液化，运输成本仅为氢气的1%，液氨罐车载氢量可达4.5吨（较氢气拖车高15倍），爆炸极限窄（16%~25%）使其安全性更优，但燃烧速率缓慢（0.07m/s）且点火能量高（680MJ），需突破稳定燃烧技术瓶颈。甲醇作为常温液态物质，储运最为便捷，燃烧稳定性优于氨气（燃点463.8℃，点火能量0.2MJ），但其对金属和橡胶具腐蚀性，且燃烧反应必然释放CO₂，需依赖碳捕集技术实现闭环。

表3：常见燃料性能对比

最为非燃料时对比：从能源经济性看，以1m³天然气热值为基准，氢气因体积能量密度低需消耗2.8倍体积（成本15.12元），氨气需2.4倍体积（成本7.2元），而甲醇的热值特性使其燃料成本介于二者之间。在氢载体功能上，绿氨制备仅需绿氢与氮气，氢转化总效率超90%，但高温高压裂解条件苛刻；绿甲醇需’绿氢+CO₂’联合生产，虽重整条件温和，却受限于碳捕集技术成熟度及转化效率损失。二者形成互补路径：氨侧重解决氢能远距离高效输运，甲醇则通过固碳于化工产品（如塑料、树脂）推动高排放行业脱碳。当前氨技术需攻克纯氨燃烧与低温制氢难题，甲醇技术亟待开发耐腐蚀材料并深化CCUS耦合应用，二者共同构成支撑氢能大规模发展的双支柱。

参考资料：

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