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        氫氣生產的操作模式是否一概而論嗎?

         發布時間:2023-04-07    點擊量:221

        我們將基于3種不同的運營模式:大規模生產(~100MW)、小規模分布式生產(~ 1MW)和中型“半集中式"生產(10 - 40MW),通過分析3個商業案例,涵蓋行業和移動終端用途,總結我們在整個價值鏈上的發現。



        一、大規模生產



        工業過程通常需要每天約50噸(100MW+)氫氣的產量。在具有競爭力的直接場外可再生能源PPA合同(即電解資產鋪設在與可再生能源相同的電網區域)的地區,電解水制氫可以作為SMR+CCS(天然氣重整加碳捕捉)這個氫氣來源的替代品,因此使脫碳電力供應可靠。以下是氫氣需求的演化,預計到2030年,工業和交通將成為氫氣需求增量的主要貢獻者。



        圖1:氫氣需求的演變
        1、在這種情況下,電解槽可以以90%以上的利用率運行,將可再生能源以其名義費率與可再生能源原產地保證支持的補充電網供應相結合(假設以2歐元/MWh的價格購買)。
        2、這種工業過程所要求的氫純度水平為傳統水平(99.95%,即質量驗證等級“B"),通過堿性電解可以達到,這是一種成熟的技術,已在工業規模(100MW+)上得到驗證。
        3、考慮到2030年將出現的持續規模和技術改進,AE技術電耗參數預計將提高到47kWh/kg H2效率,0.1% /1000小時的衰減和95000小時的電解槽持續壽命。在這樣的資產規模下,初始資本支出應低至400歐元/千瓦,年運營支出占初始資本支出的2%。
        4、假設到2030年經濟狀況穩定(天然氣和電網電價沒有變化,也沒有特定的稅收或補貼),即使考慮到激進的技術進化,所有可再生能源供應選項(光伏、風能)將導致電解LCOH顯著高于預期水平的SMR+CCS(> 2.5美元/千瓦VS SMR+CCS的1.5美元/千瓦時)。因此,SMR+CCS預計仍將是工業應用中具有競爭力的生產方式。(個人意見,是一種基于經濟效益的中長期行為,不是中級行為)



        5、在二氧化碳排放方面,CCS預計將為SMR發電廠帶來高達89%的捕獲率,導致這個過程約1kg CO2/kg H2排放,與風力發電供應(資產生命周期x 47kWh/kg H2, 15 -20g CO2 / kWh)所實現的排放相當,低于太陽能光伏解決方案(~50g CO2/ kWh)。

        工業應用的業務案例。目前已安裝和計劃安裝的大部分電解產能都在歐洲。下圖:氫成本-(非常大的AE電解槽的LCOH;100 MW+;90%容量因子;$/ kg H2;2030年)



        圖2:不同來源的氫氣成本
        二、小規模分布式生產(~1MW)
        用于輕型運輸的“分布式"H2生產通常需要每天約400 - 500公斤(1MW)的產量,以滿足小型專用卡車或公共汽車車隊(約15輛卡車或公共汽車)的需求。在法國,這種有限規模的項目很容易開發,因為只需要縣級聲明最多1噸的H2存儲,只需要1噸以上的正式授權即可(基于ICPE 4715規范,應補充超過100公斤/天的生產場地的強制授權-“IED指令,Rubrique 3420)。



        1、這種情況電解槽將與電網連接,并以90%以上的利用率運行,電網供電由可再生原產地擔保支持(假設以2歐元/兆瓦時的價格購買)。一些電解站可以與可再生能源相關聯,從而受益于更有利的電力供應條件。

        2FCEV所需的氫純度必須符合ISO 14687-2水平(99.97%),可通過PEM電解槽實現。此外,PEM技術占地面積有限,這使得該工藝更適合空間有限的地區。

        3考慮到2030年將出現的持續規模和技術改進,PEM技術參數預計將達到49kWh/ kg H2效率,0.1% /1000小時的衰減和75000小時的電堆持續壽命。在如此有限的資產規模下,初始資本支出應在1400歐元/千瓦水平,年運營支出占初始資本支出的4%。這里也不一定具體指PEM,主要強調電解槽和RES電力波動性和間歇性的耦合能力)

        4、假設到2030年經濟狀況穩定(天然氣和上網電價沒有變化,也沒有特定的稅收或補貼),即使考慮到中期技術發展,分布式制氫將導致電解制氫LCOH大大高于SMR + CCS的預期水平,交付成本在200 - 300公里的最大范圍內(>6.3美元/千瓦時,而SMR + CCS為4美元/千瓦時:生產為1.5美元/千瓦時,物流為2.5美元/千瓦時)。阻礙小規模氫電解的主要參數是電網供電成本,并帶有高網絡接入和稅收成本(法國1MW電解站約為30歐元/MWh+,屬于“ID"消費區間:2至20GWh /年)。

        5、然而,有幾個支持分布式電解制氫的因素,可能導致公共部門通過補貼來支持這項技術:



        5.1建立分布式電解制氫是一種相當簡單的方法(需要適度的資本支出),可以在當地啟動綠色交通計劃,促進FCEV的使用。它不需要建立復雜的和資本支出沉重的投資(比如對SMR設施進行CCS和/或PSA改造以確保碳捕獲響應。以及氫氣質量,壓縮/液化能力,供應鏈等)
        5.2、隨著FCEV車輛規模的擴大,以及遠程交付在遠離H2 SMR+CCS生產能力的地區(主要位于歐洲西北部),H2物流運輸的復雜性可能會變得過高。
        5.3、即使從有限的溫室氣體排放中受益,通過SMR+CCS路線生產的氫氣也是不再生的,因此不符合許多公共部門的環保目標。
        三、中型“半集中"生產(10 - 40MW)
        “半集中式"移動樞紐通常每天需要約噸4左右的氫氣,同時為多個車隊提供服務(例如,FCEV卡車+市政巴士和垃圾車+非電氣化線路上運行的FCEV列車的物流樞紐,……)。典型的設置應包括10兆瓦至40兆瓦的大型電解槽,具體取決于目標容量因素。



        1、這種平臺可以利用多種供電模式,從電網連接(有原產地保證)到不同類型的專有RES(光伏、陸上/海上風能)——允許節省網絡連接費用和稅收——這取決于每個地區可用的競爭力的技術。

        2、FCEV所需的氫純度必須符合ISO14687-2水準(99.97%),可通過PEM電解槽實現。此外,與RES相結合需要很高的靈活性,這是PEM技術的一個關鍵特點,啟動和上升/下降可以在幾秒鐘內完成。(這里也不一定具體指PEM,主要強調電解槽和RES電力波動性和間歇性的耦合能力)

        3、考慮到2030年將出現的持續規模和技術改進,PEM技術參數預計將達到49kWh /kg H2效率,0.1% / 1000小時的衰減和75000小時的電解槽持續壽命。在這樣的資產規模下,初始資本支出應在600歐元/千瓦水平,年運營支出占初始資本支出的2%

        4、假設到2030年經濟狀況穩定(天然氣和電網電價沒有變化,也沒有特定的稅收或補貼),大多數預期的供電模式(電網,或專有RES)可以在200 - 300公里范圍內與SMR+CCS的交付成本競爭(與SMR+CCS的LOCH等于或低于4美元/千瓦時的LCOH:生產1.5美元/千瓦時,物流2.5美元/千瓦時,平均和最佳表現資產),假設可以獲得合適的電力供應。

        5、因此,考慮到其規模,“半集中式"樞紐似乎是一種具有競爭力的制氫運營模式,前提是能夠在結構上將有吸引力的可再生能源(或低價格和低溫室氣體電網)和足夠的本地H2消耗相結合,以實現必要的規模(例如,關鍵貨運走廊上的物流樞紐,非電氣化鐵路線上的戰略位置)。需要仔細地本地化研究,才能很好地定位這些“半集中式"交通樞紐,因此,公共部門的協調和融資對于加快這些項目的出現至關重要。

        移動樞紐的業務案例:。到2030年,將電解水與專有可再生能源相結合的交通樞紐預計將與SMR+CCS工廠的遠程交付相比具有競爭力。下圖是氫氣成本-(大型PEM電解槽的LCOH;10 - 40MW;$ / kg H2;2030年)



        圖3:不同供電模式下氫氣成本和SMR+CCS對比



        來源:氫眼所見  作者:馬震

        注:已獲得轉載權





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