氢能源范文

氢能源篇1

论文摘要：氢能是21世纪解决化石能源危机和缓解环境污染问题的绿色能源。实现氢能的利用，氢的储运是目前要解决的关键问题。文章综述了氢气制备技术和储备技术的最新研究进展，并探讨了制氢与储氢技术的关键问题。最后对进一步的研究进展进行展望，提出了可供研究的课题方向。

0 引言

资源减少、能源短缺、环境污染日益严重。为了我国经济可持续发展的战略国策，寻找洁净的新能源和可再生能源来替代化石能源已经迫在眉睫。氢能以其热值高、无污染、来源丰富等优点，越来越受到人们的重视，被称为21世纪的理想能源。是人类能够从自然界获取的、储量非常丰富而且高效的含能体能源。

作为能源，氢能具有无可比拟的潜在开发价值：氢是自然界最普遍存在的元素，它主要以化合物的形态储存于水中，而水是地球上最广泛的物质；除核燃料外，氢的发热值在所有化石燃料、化工燃料和生物燃料中最高；氢燃烧性能好，点燃快，与空气混合时有广泛的可燃范围，而且燃点高，燃烧速度快；氢本身无毒，与其他燃料相比氢燃烧时最清洁。氢能利用形式多，既可以通过燃烧产生热能，在热力发动机中产生机械功，又可以作为能源材料用于燃料电池，或转换成固态氢用作结构材料。用氢代替煤和石油，不需对现有的技术装备作重大的改造，现在的内燃机稍加改装即可使用。所有气体中，氢气的导热性最好，比大多数气体的导热系数高出10倍，在能源工业中氢是极好的传热载体。所以，研究利用氢能已成为国内外学者研究的热点[1、2、3、4]。

1国内外氢能发展状况

2003年11月19-21日在美国首都华盛顿欧米尼·西海姆大酒店举行“国际氢能经济合作伙伴组织”[The International Partnership For The Hydrogen Economy( IPHE)]成立大会，共有澳大利亚、巴西、加拿大、中国、法国、德国、冰岛、印度、意大利、日本、韩国、俄罗斯、英国、美国和欧盟的政府代表团及工商业界代表数百人出席会议。IPHE是一种新的氢能国际合作关系，这种合作将支持未来的氢能和电动汽车技术，建设一个安全、有效和经济的世界范围的氢能生产、储存、运输、分配和使用设施的大系统。氢能作为解决当前人类所面临困境的新能源而成为各国大力研究的对象。

氢能广泛应用的关键，在于研制出成本低的制氢技术。目前，氢能利用技术开发已在世界主要发达国家和发展中国家启动，并取得不同程度的成果。美国已研制成功世界上第一辆以氢为燃料的汽车，可将60%-80%的氢能转换成动能，其能量转换率比普通内燃机高一倍。1989年，美国太平洋能源公司发明了能大量生产廉价氢燃料的新技术。可用于水分解的一种化学催化剂。用这种方法分解出来的氢成本很低，因而成为世界上最便宜的燃料[1－3，6]。

欧盟(EU)也加紧对氢能的开发利用。在2002-2006年欧盟第6个框架研究计划中，对氢能和燃料电池研究的投资为2，500万-3，000万欧元，比上一个框架计划提高了1倍。北欧国家2005年成立了“北欧能源研究机构”，通过生物制氢系统分析，提高生物生产氢能力。2005年7月，德国宝马( BMW)汽车公司推出了一款新型氢燃料汽车，充分利用了氢不会造成空气污染和可产生强大动力的两大优点。该车时速最高可达226 km/h，行驶极限可达400 km/h。日本研究氢能比较早，目前燃料电池是日本氢能的主要发展方向。日本政府为促进氢能实用化和普及，进一步完善了汽车燃料供给制，全国各地建造了不少“加氢站”，现在已有近百辆燃料电池车已经取得牌照上路，计划到2030年将发展到1500万辆[1－6]。

对我国来说，能源建设战略是国民经济发展之重点战略，我国化石能源探明可采储量中煤炭、石油、天然气分别占世界储量的11.6% ，2.6% ，0.9%。人均煤炭为世界平均值的1/ 2，石油仅为1/ 10左右，我国人口众多，人均资源严重不足。因此，寻找新的洁净能源对我国的可持续发展具有特别重要的意义。

2 储氢技术发展状况 2. 1 氢气的制备技术进展 2.1.1 目前制氢的主要方法

现代工业能制取的方法很多。如表1所示。

表1 获取氢气的方法

( table.1 methods of acquire hydrogen)

序号

1

轻金属与酸碱反应

2Na+2H2O—2NaOH +H2

2Al+2NaOH+2H2O—2NaAlO2+3H2

2

天然气分解制氢

CH4+H2O—CO+3H2

3

水煤气法制氢

H2O+C—CO+H2

4

电解水制氢

5

热化学循环分解水法

纯水的分解温度要高达4000℃以上，热化学循环分解水制氢就是在降低这一温度的条件下促使水分解，生产氢气和氧气。

但是没有真正可以规模生产，实现现实社会生产力的方法。代替常规能源的制氢工艺并不成熟，也没有很好的成功实例。当代工业的制氢方法主要有以下三种：(1) 从含烃的化石燃料中制氢。这是过去以及现在采用最多的方法。用蒸汽和煤作原料的基本反应过程为：

C + H2O CO+ H2

（1）

用蒸汽和天然气为原料的基本反应过程：

CH4 + H2O CO+ 3H2

（2）

上述反应均为吸热反应，反应过程中所需的热量可以从煤或天然气的部分燃烧中获得，也可利用外部热源[5]。现在氢的制取大都是以天然气为原料，但是天然气和煤炭都是宝贵的燃料和化工原料，其储量有限，用它们来制氢显然摆脱不了人们对常规能源的依赖和对自然环境的破坏。

（2）电解水制氢。这种方法是基于如下的可逆反应：

2H2O 2H2+ O2

（3）

分解水所需要的能量由外加电能提供。为了提高制氢效率，电解通常在高压下进行，采用的压力多为3-5MPa。目前电解效率约为50%-70%[5]。由于电解水的效率不高目前需消耗大量的电能，因此利用常规能源生产电能来大规模的电解水制氢显然也是不合算的。

(3) 热化学制氢。这种方法是通过外加高温使水起化学分解反应来获取氢气。到目前为止虽有多种热化学制氢方法，但总效率都不高，仅为20%-50%，而且还有许多工艺问题需要解决。依靠这种方法来大规模制氢还有待进一步研究。

2.1.2 生物制氢

(1) 微生物制氢。利用微生物在常温常压下进行酶催化反应可制得氢气。近年来，已查明在常温常压下以含氢元素物质包括植物淀粉、纤维素、糖等有机物和水进行生物酶催化反应来制得氢气的微生物可分为5类：异养型厌氧菌、固氮菌、光合厌氧细菌、蓝细胞和真核藻类。其中蓝细胞和真核藻类产氢所利用的氢源是水；异养型厌氧菌、固氮菌、光合厌氧细菌所利用的氢源是有机物。按氢能转化的能量来源来分，异养型厌氧菌，固氮菌依靠分解有机物产生ATP来产氢；而真核藻类、蓝细胞、光合厌氧细菌则能通光合作用将太能转化为氢能[6]。近年来发现有30种化能异养菌可以发酵糖类、醇类、有机酸等产生氢气，其中有些细菌产氢气能力较强，发酵1g的葡萄糖可以产生约0.5L的氢气，葡萄糖总利用率达65%以上；而天然产氢的光合细菌据报道也有十几种之多，其中也有些细菌产氢气能力较强。

日本北里大学研究人员以各种生活垃圾，如剩菜肉骨等经处理后作为生产氢的原料，借助3种微生物[6]，丁酸梭菌(Clostridium butyricum)、产气肠杆菌(Enterobacter aerogenes)和麦芽糖假丝酵母(Candida maltose)在36oC混和发酵废弃有机物48小时，平均产氢量为15，145 mL。这3种菌有协同产氢效应，即产气肠杆菌起主导作用，而另2种菌起协同作用，使代谢产物不易积累，为彼此创造生存环境。由此可见，选择混和菌制氢，利用其互补性，创造互为有利的生态条件，是一条可取的微生物制氢途径。但是，对产氢细胞，不论是游离细胞或是固定化细胞，发酵生产氢所需的复杂的生态条件因素不可忽视。

（2） 光合细菌利用有机废水和活性污泥制氢。2000年1月，我国以厌氧活性污泥和有机质废水为生产原料的有机废水发酵法生物制氢技术在哈尔滨工业大学通过中试研究验证，该项研究在国内外首创并实现了中试规模连续非固定化菌种长期持续生物制氢技术，并实现了中试规模连续流长期持续产氢[8]。是生物制氢领域的一项重大突破，其成果国际领先。该技术突破了生物制氢技术必须采用纯菌种和固定技术的局限，开创了利用非固定化菌种生产氢气的新途径。试验表明，在一个容积为50 m3的容器中，含糖或植物纤维的废水发酵后，每天能产生280 m3左右的氢气，纯度达99%以上，产氢能力大大加强，氢气产率比国外同类的实验研究水平高10倍，生产成本约为目前采用的电解水法制氢成本的1/2。这一开创性成果利用淀粉厂，食品厂等含高碳水化合物的工厂废水发酵制氢，具有广阔的应用前景和较好的环境效益、经济效益和社会效益。

在国外，采用活力强的产气夹膜杆菌，在容积为10L的发酵器中，经8h发酵作用后，产氢气约45 L，最大产氢气速度为18-23 L/h；泰国的Watan-abed在曼谷分离的Rhodobacter Sphaeroides B6以乳酸为底物，1g干菌体产氢能力62.5mL /h，转化率达68. 8 %。 [7－9]。

（3）生物质制氢。生物质包括高等植物，农作物及秸秆，藻类及水生植物等。利用生物质制氢是指用某种化学或物理方式把生物质转化成氢气的过程。降低生物制氢成本的有效方法是应用廉价的原料，常用的有富含有机物的有机废水，城市垃圾等。利用生物质制氢同样能够大大降低生产成本，而且能够改善自然界的物质循环，很好地保护生态环境[9]。

通过陆地和海洋中的光合作用每年地球上所产生物量中约含3×1021 J的能量，是全世界人类每年消耗量的10倍。就纤维素类生物质而言，我国农村可供利用的农作物秸秆达5亿至6亿吨。相当于2亿多吨标准煤。林产加工废料约为300多万吨。此外还有1万吨左右的甘蔗渣。这些生物质资源中，有16%-38%是作为垃圾处理的，其余部分的利用也多处于低级水平，如造成环境污染的随意焚烧、采用热效率仅约为1%的直接燃烧方法等。

开发生物质制氢技术将是解决上述问题的一条很好途径，生物质制氢包括两种方法：

= 1 \* GB3 ①生物转化制氢法：以秸秆为例，秸秆主要由纤维素，半纤维素和木质素通过复杂的方式连接形成，这3种物质的基本成分都是小分子糖类。但由于天然纤维素的结晶结构十分复杂，难以降解，因而很难被微生物所利用。发酵方式采用压力脉动固态发酵法，能够充分利用原料且大大降低废水排放量，在环境保护方面具有极大的优势，为生物质制氢技术开辟了新途径。

= 2 \* GB3 ②生物质气化法：将生物质通过热化学转化方式转化为高品位的气体燃气或合成气，产品气主要是H2 、CO、少量CO2、水和烃。相对来说，生物质气化技术已比较完善，但存在着制取成本高，气体净化难，副产物多污染环境等缺点，还有待工艺的进一步改进。

从国内外生物制氢技术的研究现状看，虽然利用生物产氢目前尚处于研究探索或小规模试产阶段，离大规模工业化生产尚有不小距离。但是，有关这方面的研究进展，展现了利用生物生产清洁燃料氢气的广阔前景。在探索利用生物生产氢气的道路上，需要不断寻找产氢气能力高的各种微生物，深入研究生物产氢的原理和条件，完成天然菌种的人工训化，在此基础上，设计出相应的大规模生产装置系统，推进生物制氢工业化革命的到来[7－9]。

2. 2 氢气的储备技术进展 2.2.1 金属及其氧化物系列储氢材料

储氢技术是氢能利用走向实用化、规模化的关键。金属储氢材料通常由一种吸氢元素或与氢有很强亲和力的元素和另一种吸氢量小或根本不吸氢的元素共同组成。

镁系合金有很高的储氢密度，但放氢温度高，吸放氢速度慢，因此研究镁系合金在储氢过程中的关键问题，可能是解决氢能规模储运的重要途径。因此对金属Mg表面催化改性引起了研究者的兴趣。近年来，有人利用射频喷溅方法制备了Pd包覆的纳米结构的多层Mg薄膜，并对储氢性质进行了研究。结果显示，在100oC， 0.1M Pa氢气压力条件下，氢的吸附量约为5wt% ，薄膜在100oC真空的条件下释放出全部的氢。2006年，Au[14]报道了四氢呋喃处理的镁的氢化-脱氢性质，并且考察了样品的电力能态、晶格结构和微观形貌。研究表明四氢呋喃处理的镁在100oC， 3.5M Pa条件下吸附了6.3w t%的氢，同时四氢吠喃的处理改善了镁吸附-脱附氢的动力学，在623 K具有较理想的反应速率[5，11，12]。

转贴于

Fe3O4与Fe的可逆氧化还原是储氢和放氢的反应模板。氢以金属铁的形式储存起来，然后与H2O反应释放，具体过程如方程式所示[15] Fe3O4 + 4H2 3 Fe + 4H2O

(4)

3 Fe + 4H2O Fe3O4 + H2

(5)

通常的四氧化三铁粉末由于较低的表面积，在低于400oC时不能有效地与H2或H2O发生氧化还原反应。 Wang[15]等人研究了钢铁公司的含铁烟气灰尘FeOx，实验证明改进的FeOx通过氧化还原反应可以化学储氢并能直接为PEFC提供纯氢。FeO x的改进是通过浸渍法将Cr，Al， Zn， Mo，Mo-Al， Mo-Ti， Mo-Zn， Mo-Cr，Mo-Ni，Mo-Cu等离子作为添加剂加入，在提高H2的产生速率和氧化还原循环稳定性方面，Mo是最有效的元素，它以2FeO.MoO2合成物的形式存在。

2.2.2 氢配位-化学氢化物储氢材料

LiBH4由于具有非常高的储氢量，成为储氢体系最有吸引力的候选材料，理论上通过反应（6）可以脱附13. 5 wt%的氢。

LiBH4 SHAPE \* MERGEFORMAT

LiH + B + 3/2H2 （6）

由于LiBH4脱附氢的焓变约为-70 kJ/mol，实际应用过于稳定。不能有效、可逆吸附-脱附氢。因此，改变LiBH4的热力学稳定性，降低脱氢温度（低于100 0C)成为目前研究的焦点。2006年，有报道用LiBH4 +0.2MgCl2+0. 1TiCl3材料作为稳定剂来降低脱氢温度，改善吸附-脱附的可逆性很有效，在60oC脱附5 w t%的氢。目前在60oC和70 bar条件下可以吸附4.5 w t％的氢 [16]。

四方晶体结构的NaAlH4，是另一种有前途的储氢材料。NaAlH4的储氢量约为5 . 6 w t% ， NaAlH4的脱氢过程是根据下面的化学反应(7)、 (8)进行的：

3NaAlH4 NaAlH6 + 2Al + 3H2 （7）

Na3AlH6 3NaH + Al + 3/2H2 （8）

2.2.3 碳系列储氢材料

对碳系列储氢材料的研究是近些年兴起的一个热门课题。大家知道，由于碳的多孔结构和碳原子对气体分子的特殊吸引作用，碳对几乎所有的气体都存在或大或小的吸附作用。所以把它作为一种储氢材料来研究也就是自然而然的事。目前对碳系列储氢材料的研究主要是集中在石墨、活性碳、纳米碳管和纳米碳纤维等方面，纳米碳管和纳米碳纤维之所以成为一种热门的储氢材料，一是它们的储氢量大，一般也达到10wt%，有的甚至达到60wt%以上。但此前曾有科学工作者对此进行检验，却以失败告终，然其储氢量比储氢合金高却是不争的事实。

近年来，纳米碳在储氢方面已表现出优异的性能，清华大学碳纳米材料研究小组发现一种经处理后表现出显著储氢性能的碳纳米管，它有望作为新的清洁能源成为氢能电池的制造材料。该研究小组的科技人员对定向碳纳米管的电化学储氢特性进行了系统研究，发现这种碳纳米管具有许多全新的力学、电学、热学和光学性能，尤其是将它混以铜粉后表现出的很高的储氢性能。他们将碳纳米管制成电极，进行随流充放电电化学实验，结果表明，混铜粉定向多壁碳纳米管电极的储氢量是石墨电极的10倍，是非定向电极的13倍，比电容量高达1，625mAh/s，对应储氢量为5.7%(质量分数)，具有优异的电化学储氢性能。已经接近美国能源部对车用储氢技术制定的标准对储氢材料的重量和储氢密度的要求[11、12]。

目前用于储氢研究的无机材料有10种以上，除了以上介绍的，还有金属硫化物储氢材料储、金属-C-H体系、金属-N-H体系储氢材料、碳基储氢材料和氨基硼烷、氮化硼纳米管、碳化硅纳米管等。在研究过程中，纳米技术、掺杂催化技术以及氧化还原理论的应用，使材料的储氢研究得到了长足发展，缩短了与应用要求的距离。从目前的研究结果来看，对于无机储氢材料，多组分材料的储氢研究是较好的研究方向，因为很难找到一种物质既有较大的储氢量(大于6 W t% )，在低温（低于100℃)下又有较好的动力学性质，同时还兼具能够反复吸氢-脱氢的循环稳定性。因此对照世界能源署或美国能源部的标准，进一步开发多组分复合材料，同时研究该材料的热力学性质及其与氢气的分了反应动力学，对拓展储氢的理论研究和实际应用具有重要意义[12—16]。

3 结 语

国际能源界预测，21世纪人类社会将告别化石能源，进入氢能经济时代。纵观世界能源发展战略，专家们认为，氢将在2050年前取代石油而成为主要能源，人类将进入完全的氢经济社会。

当前我国经济持续高速增长，能源需求量持续上涨，能源战略储备严重低下，国际石油市场的波动已经对我国经济社会发展产生明显影响，由此而产生的矛盾已经成为遏制我国长期健康可持续发展的战略瓶颈。率先全面启动氢经济是我国取得长期战略优势的关键。因此，集中优势力量发展清洁高效的氢能源也许是我国抢先进入氢经济，摆脱百年来科技和战略落后，走可持续健康发展的最佳切入点。

节能减排，保护环境是人类实现可持续发展的迫切要求，而清洁能源的开发及利用，是一种切实可行的道路，以氢能经济为主的工业经济模式将在可期的未来，给人类生活带来巨大变革。氢能研究的舞台是广阔的，研究开发氢能将大有作为。.

参考文献

[1] 我国生物制氢技术世界领先[J]. 深冷技术 ， 2000，(02)

[2] 刘江华， 方新湘， 周华. 我国氢能源开发与生物制氢研究现状[J]. 新疆农业科学 ， 2004，(S1)

[3] 尤希凤， 郭新勇. 生物制氢技术的研究现状及发展趋势[J]. 河南化工 ， 2003，(10)

[4] 新世纪的新能源[J]. 今日电子 ， 2007，(06)

[5] 刘江华. 氢能源-未来的绿色能源[J]. 新疆石油科技 ， 2007，(01)

[6] 朱核光.生物产氢技术研究进展[J ].应用环境生物学报2002， 8 (1):98-104

[7] 席德力.清洁生产[M].重庆:重庆大学出版社，1995，136-137

[8] 新世纪的新能源[J]. 今日电子 ， 2007，(06)

[9] 牛松森等.发展新能源的新趋势:开发煤层气[J].山东环境，2002， (2):20-25

[10] 土恒秀，李莉，李晋鲁等.一种新型制氢技术[J].化工进展，2001， (7):12-15

[11] 潘健民， 魏运洋， 李永峰， 徐菁利. 氢能的重要性和制氢方法浅析[J]. 环境保护 ， 2008，(18)

[12] 氢能:新型的含能体能源[J]. 中国新技术新产品 ， 2008，(11)

[13] Otsuka K，Takenaka S.Storage and supply of pure hydrogen mediated by the redox of iron oxides. [J ] Jpn Pet Inst， 2004， 47(6):377-386

[14] Au M. The influence of tetrahydrofuran treatment on storage properties of the magnesium. [J] Mater Sci， 2006， 41: 5976 -5980

[15] Wang H， Takenakaa S， Otsukaa K Hydrogen storage properties of modified fumed-Fe-dust generated from a revolving furnace at a steel industry . Int [J ]Hydrogen Energy， 2006， 31: 1732-1746

氢能源篇2

从全球主要厂家的研发投入来看，不同类型的新能源汽车目前的发展势头严重冷热不均。电动汽车（在本文中指依赖充电电池提供驱动力的纯电动和混动汽车）可谓是一枝独秀，迎来了一个大干快上、热火朝天的局面；当前的底特律车展和去年的法兰克福车展都是明证。而其他种类的新能源汽车，如以生物燃料（biofuels）、太阳能、氢能、天然气、压缩空气等为动能的汽车，却面临诸多厂家的冷场。后者中最显眼的应该是曾被广泛寄予厚望的氢燃料汽车。在过去的一年里，多个欧美厂家，包括通用、福特、雷诺、宝马，表示要延缓、缩减甚至放弃对氢燃料汽车的研发。日本厂家一贯对氢动力最为热心；他们虽不言放弃，仍在继续发力，但也承认在将来多年内，新能源车的发展重点在于电动汽车。 与电动汽车相比，氢燃料汽车有更长的历史，也一度被认为更具技术和市场优势。早在19世纪初人们就开始试制氢内燃机。由于氢内燃机和汽油内燃机工作原理基本相同，人们常常可以通过改造后者来制造氢内燃机汽车，从而节省研发时间和费用。在过去的20年里，宝马和马自达公司都开发过多款氢内燃机汽车；其中, 在2007年出现的BMW H2R 是一款经典氢能赛车。从1960年代起，汽车工业开始采用另一种氢动力技术： 氢燃料电池（Hydrogen Fuel Cell）。氢燃料电池汽车和普通电动汽车有基本一致的电力驱动构造；它们之间的主要区别在于，前者的电池是一个小型发电设备――依靠氢和某种氧化物的化学反应产生驱动电能，而无需从电网充电。燃料电池对氢能的转化、利用效率远高于氢内燃机，并且和后者一样，只产生水和热，不(直接)带来污染排放。目前最成熟的氢燃料电池车当属已经在日本和美国加州小规模上市的本田2008年款的FCX Clarity。这款车一次加氢后可连续行驶约450公里，其马达功率为100千瓦。。 在过去的两三年里，电动汽车的迅猛发展与氢燃料汽车的消沉形成了鲜明对比。是什么让氢动力变成了多个厂家的弃儿呢？对于这个问题，美国能源部长朱隶文曾在去年给出过一个很有代表性也很有争议的回答。他指出，推广氢燃料汽车在四个环节上面临严重障碍：氢的生产、氢的储存、氢燃料电池技术、加氢站点的建设。这意味着，除非出现”奇迹“，氢燃料汽车在“未来10到20年里都没戏“。考虑到环保减排任务迫在眉睫，他认为美国政府应该大力扶持已基本具备规模市场化条件的电动汽车的发展，同时加大、加快发展核能和生物能源，而大幅削减对氢燃料汽车的研发资助。在对这个观点进行评价之前，让我们先具体看一下他提到的那四个障碍环节。 首先，氢虽然是清洁能源，但氢的生产目前仍依赖化石燃料；这个过程不仅要排放温室气体还要消耗很多能量。由于氢在地球的自然条件下不独立存在，人们需要利用化学、生物或者电解方式制取它。目前最普遍的制氢方式是通过加工、改造天然气。通过分解水制氢很久以来都是一个科研热点，但人们至今没能找到一种高效、节能而且环保的解水取氢方法。其次，由于氢的能量密度低，运输和储存氢需要的容量空间比其他常见能源要高很多。即使是液氢，其能量密度仍低于汽油。这给氢能的广泛应用带来困难。与此同时，氢燃料电池的生产成本目前严重过高。根据现有的技术水平，每只功率为100千瓦的普通氢燃料电池的生产成本接近或超过1万美元。考虑到车载电池在安全性、抗震性和稳定性上都比普通电池有更高的要求，同等功率的车用氢燃料电池的成本很容易成倍增加。最后，无论是发展内燃还是电池驱动方式的氢能汽车，都需要广泛建立加氢站和运送、储存氢的基础设施。这不仅需要巨大的经济投入还牵涉复杂的政治、社会问题。 笔者认为，氢动力怀疑论者正确指出了推广氢燃料汽车所面临的困难，但往往得出弃氢用电的错误结论。他们所忽略的一个基本事实是，电动汽车和氢燃料汽车两者之间并不存在简单的竞争或者替代关系。氢能汽车科技的发展对于改进人类社会的能源结构和消耗方式有独特、广泛的意义；而这个意义不是推广电动汽车所能取代的。具体而言，我们可以从如下四个相互关联的方面来反驳弃氢用电论。 第一，弃氢用电并不能为解决紧迫的碳污染问题赢得时间。很多人提醒过，要让电动汽车真正具有环保减排意义，一个国家或地区必须要有清洁的电力来源。目前世界上的多

氢能源篇3

［中图分类号］F451.262 ［文献标识码］A ［文章编号］1008-0961(2006)04-0011-02

世界对能源的需求。根据世界能源组织披露的数字，世界每年需要的能源相当于107.23亿吨石油，而1973年仅为62.48亿吨，即在30年里增加了71％。预计到2030年这一需求将达到163亿吨，即在未来不到30年的时间里增加51.5％，增速有所放缓。目前，能源价格的快速上涨迫使消费者合理使用能源，许多国家都出台了节约能源的国家政策。在这种情况下，未来近30年的能源需求增长速度可能从原来预测的51.5％下降到37％。

能源的需求结构及在未来的变化。目前世界一次能源的消费结构为：石油占35.3％、煤占24％、天然气占21％、核能占6.5％、水力占2.1％、太阳能和风能及地热占0.5％。在发达国家，生物再生能源占10％以上。从现在起到2030年，利用太阳能、风能和地热生产能源将得到长足发展。但即使把这类能源的产量翻上4番，它在能源产品结构中的比重也只能由0.5％上升到2％，因此不会变成主要能源产品。石油仍是一次能源中最主要的品种，主要用作交通工具的燃料。天然气主要是发电站的“蓝色燃料”，到2015年将成为第二大能源产品。煤是第三大燃料，中国和印度是最大的煤炭需求国。世界许多地区对核能的兴趣上升，但目前还不能做出在2030年之前核能在能源结构中的比重会明显增加的预测。因此，无论是当前还是2030年，地下开采的能源产品仍是世界使用的最主要能源，世界能源需求增长的80％是由该类能源产品拉动的。

世界贸易。碳氢化合物燃料的分布极端不平衡，世界大部分国家都不能自给自足。目前世界生产的碳氢化合物燃料的38％用于出口。在这类出口商品中，石油（包括石油产品）占世界石油总产量的54％、天然气占总产量的27.5％、煤占世界总产量的18％。根据西方分析家的评估，石油和石油产品的出口量在世界石油总产量的比重将保持在今天的水平上，到2025年该类产品的出口量将增加50％。世界天然气贸易将得到迅速发展。预计2030年世界对天然气的需求量将比2002年增加87％，其中地区之间的天然气贸易量将增加2倍。到2030年北美洲的天然气进口依存度将达到18％、中国为27％、印度为40％，而这些地区和国家在21世纪初并没有对天然气的进口依赖。欧盟国家对天然气进口的依赖程度将从49％上升到81％，而亚洲工业国家的相应指标将保持在90％左右。在世界天然气贸易中，液化天然气将占特殊地位。液化天然气的贸易量将从2002年的1 500亿立方米增加到2030年的6 800亿立方米，即增加3倍以上。到2030年，50％的液化天然气贸易将在各地区（洲）之间进行。与此同时，管道天然气仍将在世界天然气贸易中占领先地位，到2030年，它在国家之间天然气贸易中的比重将达到70％。

俄罗斯的作用。俄罗斯在一次能源的消费量中跃入世界前三个国家的行列，仅次于美国和中国。但在三个领先国家中，只有俄罗斯是能源净出口国。目前世界出口的能源载体总量为40.62亿标准吨，其中主要是碳氢化合物燃料。俄罗斯出口的燃料超过4.8亿标准吨，占世界一次能源载体出口总量的12％，而2003年超过20％。与世界重要的一次能源出口国沙特阿拉伯相比，俄罗斯在一次能源产品的生产和出口结构上更为多元化。根据西方分析家的评估，俄罗斯的探明石油储量占世界储量的6.1％，开采量占11.9％。在保持当前开采水平的情况下，可以保证开采21.3年。俄罗斯天然气的探明储量占世界的26.7％，开采量占21.9％，在现在水平上可开采的时间为81.5年，如果按世界平均开采水平计算可开采66.7年。在世界煤炭探明储量中，俄罗斯所占比重超过17％，但在世界采煤量中仅占5.1％，说明俄罗斯在煤炭出口上具有巨大潜力。在俄罗斯出口的能源产品中煤炭仅占7％，但近年来煤炭出口每年以10%～15％的速度增长。

氢能源篇4

一、前言 随着社会的发展，环境保护问题已经越来越为人们所重视。酸雨、温室效应、城市热岛效应等等或初露倪端，或已对人类造成巨大的危害，这些环保问题的产生在很大程度上与人类大量使用化石能源有关。同时，由于能源消耗量的迅猛增加，化石能源将不能满足经济高速发展的需求，需要开发新的能源。在我国开发清洁的新能源体系更具有重要意义。 氢可以地球上近于无限的水为原料来制备，其燃烧产物也是水，具有零污染的优点，有望在石油时代末期成为一种主要的二次能源。氢能技术的发展，已在航天技术中得到了成功的应用。 氢是一种危险，易燃易爆的气体，在使用中必须保证安全，因此，一种安全、高能量密度（包括体积能量密度和重量能量密度）、低成本、使用寿命长的氢储、输技术的应用需求已越来越迫切。二、目前主要的储氢方式 近年来研究较多的储氢方式有：（1）金属氢化物储氢；液化储氢；（3）吸附储氢；（4）压缩储氢。 2．1金属氢化物储氢 氢和氢化金属之间可以进行可逆反应，当外界有热量加给氢化物时，它就分解为氢化金属并释放出氢气。用来储氢的金属大多是由多种元素构成的合金，目前世界上研究成功的合金大致分为：（1）稀土镧镍，每公斤镧镍合金可储氢153L；铁钛合金，储氢量大，价格低月在常温常压下释放氢；（3）镁系合金，是吸氢量最大的元素，但需要在287℃条件下才能释放氢，而且吸收氢十分缓慢；（4）钒、铌、铅等多元素系，这些金属本身是稀贵金属，因此只适用于某些特殊场合。 与其它储氢方式相比，金属氢化物储氢具有压力平稳，充氢简单、方便、安全等优点，单位体积贮氢的密度，是相同温度、压力条件下气态氢的1000倍。该储氢方式存在的问题为在大规模应用中如何提高储氢材料的储氢量和降低材料成本，节约贵重金属。国际能源机构确定的未来新型储素材料的标准为储氢量应大于5Wt％，并且能在温和条件下吸放氢。根据这一标准，目前的储氢合金大多尚不能满足这一性能要求。 2.2液化储氢 将氢气冷却到-253℃时氢气即可液化。液氢储存方式的质量能量密度最大，是一种轻巧紧凑的方式。但氢气液化成本高，能量损失大（氢液化所需能量为液化氢燃烧产热额的30％），且存在蒸发损失。液氢贮存工艺首先用于宇航中，但需要极好的绝热装置来隔热，才能防止液态氢不会沸腾汽化，导致液体贮存箱非常庞大。 2.3吸附储氢 C.CarPetis和W.Peschka是首先提出在低温条件下氢气能够在活性炭中吸附储存的两位学者。他们提出可以考虑将低温吸附刘运用到大型氢气储存中，并研究得到了在温度为-195℃和-208℃，压力为0－4．15MPa时，氢在多种活性炭上的吸附等温线：压力为4．2MPa时，氢气在活性炭上的吸附容量分别可以达到 6．8wt％和 8．2wt％在果等温膨胀到0．2MPa，则吸附容量为4．2wt％和5．2wt％。在一个最近的研究中，Hynek在27℃和-83℃条件下测试了一系列吸附剂，如活性炭、碳黑、碳气凝胶以及碳分子筛等。测试结果为：在0－20MPa压力范围内，随着压力的增大，吸附剂的储氢量只有少量的增加。 目前吸附储氢材料研究的热点是碳纳米材料。由于碳纳米材料中独特的晶格排列结构，其储氢数量大大的高过了传统的吸附储氢材料。碳纳米管产生一些带有斜口形状的层板，层间距为0．337um，而分子氢气的动力学直径为0．289um，所以碳纳米管能用来吸附氢气。另外，由于这些层板之间的氢的结合是不牢固的，压力降低时能够通过膨胀来释放氢气。1998年，清华大学开始了储氢材料领域的研究，试验发现：在常温下，碳纳米管吸氢速度很快，可在3－4个小时内完成，放氢可以在0．5－1小时内就可完成，储氢能力达到了9．9Wt%。但是碳纳米管用作商业储氢材料还有一段

氢能源篇5

    1装置简介

    1.120万t?a-1聚丙烯装置简介

    20万t?a-1聚丙烯装置采用国产化第二代环管聚丙烯液相本体(SPHERIPOL)工艺技术,设计年产本色聚丙烯粒料20万t,共23个产品牌号。设计有2个串联的环管反应器,可生产聚丙烯均聚产品,包括具有双峰分布特性的新产品。1.1.1膜提纯制氢单元重整来的氢气先经过过滤器过滤掉大颗粒杂质及汽油,进入加热器把氢气加热到45℃左右,然后进入膜分离器进行提纯,提纯后的氢气经过脱硫、脱氯及脱水后作为氢气原料使用。从膜分离器出来的富含氢气的尾气去火炬系统。

    1.1.2电解制氢单元

    碱液由泵送至电解槽,分两路分别进入电解槽的各阳极和阴极小室,各阳极小室产生的氧气直接排空,各阴极小室产生的氢气进入氢气分离罐,使氢气与碱液分离,经清洗器后进入纯化干燥系统,除氧、除水后得到纯的氢气经氢气压缩机压缩后可进入聚合单元,多余的氢气通过排放管现场排放。1.2120万t?a-1连续重整装置简介120万t?a-1连续重整装置以炼油厂常压蒸馏装置提供的低辛烷值直馏石脑油和柴油加氢精制装置提供的少量石脑油为原料,经过重整反应,生产清洁高辛烷值汽油调合组分(其C5+重整生成油的辛烷值按RONC102设计),同时生产少量的苯产品,并副产氢气及液化气;副产的氢气作为柴油加氢、聚丙烯等装置的氢源。

    1.2.1预加氢

    重整原料预加氢精制是一个催化加氢过程,即石脑油与氢气在一定条件下通过预加氢催化剂加氢,将其所含的硫、氮、氯及氧等,加氢转化为H2S、NH3、HCl和H2O,从石脑油中脱除;重整原料经预加氢精制后,使其杂质含量满足重整装置对进料的质量要求,确保重整催化剂性能的充分发挥,实现催化重整装置的长周期稳定运转。

    1.2.2催化剂再生原理

    催化剂再生工艺的还原反应是把金属从氧化态转变到还原态。还原反应要有氢气才能进行,反应式如下:氧化态金属(PtO、SnO)+H2还原态金属(Pt、Sn)+H2O

    2氢气综合利用及效益

    2.1聚丙烯装置氢气效益比较

    20万t?a-1聚丙烯装置氢气用于调节聚合物链的长度,从而控制聚丙烯的熔融指数[1];无论是多相催化剂还是均相催化剂在丙烯聚合中氢是最好的链终止剂[2]。氢气原料有两个来源,一个是重整余氢,一个是电解制氢。重整余氢经膜提纯为主要氢气来源,电解制氢低电流运行处于备用。当重整装置停工时,改用电解制氢。

    (1)电解制氢装置能耗高。实际运行电流2500A,电压110V,每年耗电220万kWh,电费147万元;

    (2)本企业120万t?a-1连续重整所产剩余氢气均被排至火炬燃烧,造成能源的极大浪费和环境污染。

    (3)大连物化所研究提供的膜提纯技术工艺简单,耗能小,氢气提纯效果好,提纯后的氢气可达聚丙烯装置的使用要求。

    氢气膜提纯系统物料组成见表1,膜提纯系统工艺流程图见图1。聚丙烯装置的氢气以膜提纯120万t?a-1重整装置氢为主,制氢站制氢作为备用,当120万t?a-1重整装置出现问题时,改用电解氢,确保聚丙烯装置安全平稳运行。以膜提纯氢气作为聚丙烯装置氢气来源,能有效降低装置能耗和加工成本。每年可节约电能184万kWh,节约资金147万元[3]。

    2.2电解氢气在连续重整装置的综合利用

    120万t?a-1连续重整装置在开工时,必须是在氢气环境下进行。原工艺设计为利用本装置的制氢反应器制备氢气,需耗时约31h;制氢催化剂价值200万元,其理论使用寿命为4次,使用原工艺过程耗时多,经济性差。技术改造后利用聚丙烯电解氢气在重整停工时给反应系统保压,减少开工程序和时间,每停工后开工一次可减少经济损失900多万元。技改前工艺流程图见图2,技改后工艺流程图见图3。

    3结论

氢能源篇6

天然气；制氢；技术；分析；原理

天然气制氢就是众多天然气产品中的一种，辽河油田作为全国第三大油气田，本身就具有丰富的天然气资源，特别是从事油气集中处理企业，在油气生产过程中，能够生产出相当规模的伴生干气，对于天然气深加工具有得天独厚的条件，对于推进天然气制氢工艺的开发推广具有更为广泛的实际意义。

1.天然气制氢工艺原理

A.天然气的主要加工过程

包括常减压蒸馏、催化裂化、催化重整和芳烃生产。同时，包括天然气开采、集输和净化。在一定的压力和一定的高温及催化剂作用下，天然气中烷烃和水蒸气发生化学反应。转化气经过费锅换热、进入变换炉使CO变换成H2和CO2。再经过换热、冷凝、汽水分离，通过程序控制将气体依序通过装有三种特定吸附剂的吸附塔，由变压吸附（PSA）升压吸附N2、CO、CH4、CO2提取产品氢气。降压解析放出杂质并使吸附剂得到再生。

B.反应式

CH4+H2OCO+3H2Q CO+H2OCO2+H2+Q

主要技术指标——压力：1.0~2.5Mpa；天然气单耗:0.5~ 0.56Nm3/Nm3氢气；电耗:0.8~1.5/Nm3氢气；规模:1000Nm3/h~100000Nm3/h；纯度:符合工业氢、纯氢(GB/T74451995)；年运行时间:大于8000h1天然气制氢的选择理论分析。

氢作为一种二次化工产品，在医药、精细化工、电子电气等行业具有广泛的用途。特别是氢作为燃料电池的首选燃料，在未来交通和发电领域将具有广阔的市场前景，在未来能源结构中将占有越来越重要的位置。采用传统制氢的方法，如轻烃水蒸气转化制氢、水电解制氢、甲醇裂解制氢、煤汽化制氢、氨分解制氢等，技术相对成熟，但是，存在成本高、产出率低、人工效率低等“一高两低”的问题。辽河油田在油气生产过程中，有干气、石脑油等烃类资源伴生，采用此类方法生产氢，可以实现资源的利用率最大化，而且伴生天然气的主要成分是甲烷，利用烃类蒸汽转化即可制成氢，且生产纯度高，生产效率高。

2.天然气水蒸汽重整制氢需解决的关键问题

天然气水蒸汽重整制氢需吸收大量的热，制氢过程能耗高，燃料成本占生产成本的50~70％。辽河油田在该领域进行了大量有成效的研究工作，在油气集输企业建有大批工业生产装置，考虑到氢在炼厂和未来能源领域的应用，天然气水蒸气转化工艺技术不能满足未能满足大规模制氢的要求。因此研究和开发更为先进的天然气制氢新工艺技术是解决廉价氢源的重要保证，新工艺技术应在降低生产装置投资和减少生产成本方面应有明显的突破。

3.天然气制氢新工艺和新技术分析

A.天然气绝热转化制氢

该技术最突出的特色是大部分原料反应本质为部分氧化反应，控速步骤已成为快速部分氧化反应，较大幅度地提高了天然气制氢装置的生产能力。天然气绝热转化制氢工艺采用廉价的空气做氧源，设计的含有氧分布器的反应器可解决催化剂床层热点问题及能量的合理分配，催化材料的反应稳定性也因床层热点降低而得到较大提高，天然气绝热转化制氢在加氢站小规模现场制氢更能体现其生产能力强的特点。该新工艺具有流程短和操作单元简单的优点，可明显降低小规模现场制氢装置投资和制氢成本。

B.天然气部分氧化制氢

天然气催化部分氧化制合成气，相比传统的蒸汽重整方法比，该过程能耗低，采用极其廉价的耐火材料堆砌反应器，但天然气催化部分氧化制氢因大量纯氧而增加了昂贵的空分装置投资和制氧成本。采用高温无机陶瓷透氧膜作为天然气催化部分氧化的反应器，将廉价制氧与天然气催化部分氧化制氢结合同时进行。初步技术经济评估结果表明，同常规生产过程相比，其装置投资将降低约25~30％，生产成本将降低30~50％。

C.天然气高温裂解制氢

天然气高温裂解制氢是天然气经高温催化分解为氢和碳该过程由于不产生二氧化碳，被认为是连接化石燃料和可再生能源之间的过渡工艺过程。辽河油田对于天然气高温催化裂解制氢，广泛开展了大量研究工作，所产生的碳能够具有特定的重要用途和广阔的市场前景。

D.天然气自热重整制氢

该工艺同重整工艺相比，变外供热为自供热，反应热量利用较为合理，原理是在反应器中耦合了放热的天然气燃烧反应和强吸热的天然气水蒸汽重整反应，反应体系本身可实现自供热。另外，由于自热重整反应器中强放热反应和强吸热反应分步进行，因此反应器仍需耐高温的不修锈钢管做反应器，这就使得天然气自热重整反应过程具有装置投资高，生产能力低等缺点。

4．天然气脱硫制氢技术

A.改革创新

辽河油田在原合成氨造气工艺基础上对转化炉、脱硫变换、热量回收系统等进行了大胆改革，采用创新装置，比老工艺大为减少，天然气消耗也降低约1/3。技术特点：天然气加压脱硫后与水蒸汽在装填有催化剂的特殊转化炉裂解重整，生成氢气、二氧化碳和一氧化碳的转化气，回收部分热量后，经变换降低转化气中CO含量、变换气再通过变压吸附（PSA）提纯得到氢气。

B.主要性能指标

在一定压力下，利用活性碳、硅胶、分子筛、氧化铝多种吸附剂组成的复合吸附床，将甲醇裂解气、合成氨驰放气、炼油厂的催化裂化干气、变换气、水煤气和半水煤气等各种含氢气源中杂质组分在较低压力下选择吸附，难吸附的氢从吸附塔出口作为产品气输出，以达到提纯氢气目的。

生产能力：根据用户需要一般为400~20000Nm3/h；产品纯度：99％~99.999％（v/v）；产品压力：1.3~2.0MPag。

C.主要技术指标

处理原料量：10~5000Nm/h；吸附压力：0.8Mpa~2.4Mpa；氢气纯度：99.9~99.99％；氢气提取率：75~90％（视原料气条件和产品气要求而定）。

5.氢气分离、提纯

吸附塔是交替进行吸附、解吸和吸附准备过程来达到连续产出氢气。氢气在压力一定下进入PSAH2系统。富氢气自下而上通过装填有专用吸附剂的吸附塔，从吸附塔顶部收集到的产品氢气输出界外。当床层中的吸附剂被CO、CH4、N2饱和后，富氢气切换到其他吸附塔。在吸附—解吸的过程中，吸附完毕的塔内仍留着一定压力的产品氢，利用这部分纯氢给刚解吸完毕的另外几个均压塔分别均压和冲洗，这样做不仅利用了吸附塔内残存的氢气，还减缓了吸附塔的升压速度，也就减缓了吸附塔的疲劳程度，有效达到了分离氢，达到氢和杂质组分的分离。

[1]戴金星.国家85天然气科技攻关丰硕成果[M]天然气工业.1996.16

[2]邹仁均.石化化工裂解原理和技术[M]化学工业出版社.1990.08

[3]陈 萍.甲烷催化部分氧化制合成气及甲烷催化裂解制碳纳米管的研究[M]厦门大学.1997

氢能源篇7

1.1氢气点火器功能及特点核电站发生失水事故或严重事故时,氢点火器迅速启动,点火器上的加热元件加热升温（可达900℃以上）,当安装点火器处氢气浓度达到可燃浓度4%后,氢气被点燃。由于点火器启动时间早,避免氢气的大量聚集,所以点火器点燃氢气后,只会形成燃烧而不会产生爆燃或爆炸。在失水事故或严重事故中水蒸气是和氢气一起释放的,水蒸气对氢气燃烧时能量的传递有惰化影响,从而降低氢气燃烧的范围。混合气体中的水蒸气浓度越高,点火引起的燃烧过程越温和,压力负荷越低。当水蒸气冷凝后,被水蒸气惰化的混合气体在适当的压力下可以继续可靠的点燃,从而达到消除安全壳内氢气的目的[1]。由于氢气点火器有可靠性高、安装简单、检修便捷、经济性高等特点被广泛应用。氢气点火器目前主要有火花塞型、电击发型、螺旋线圈型、催化反应型。

1.2催化复合器功能及特点催化复合器是利用催化剂使氢气和氧气在浓度低于可燃阈值的时候发生化合反应，反应所产生的热量用于在催化剂表面产生自然对流，从而使反应能够持续。控制安全壳内整体和局部空间中氢气体积浓度小于4%。在超设计基准事故下，控制100%燃料包壳与冷却剂反应产生的氢气在安全壳内均匀分布的体积浓度不超过10%。催化复合器有自动启动，不需电源和操作、低温运行，能有效清除惰化后氢气等特点。

2AP1000氢气控制系统概述及安全性分析

2.1系统组成安全壳氢气控制系统（VLS）包括三个子系统：氢气浓度监测子系统、氢气复合子系统和氢气点火子系统，这些系统用于监测、控制安全壳内大气中的氢气浓度。

2.2系统描述

2.2.1氢气浓度监测子系统氢气浓度监测子系统提供联系的安全壳空气中氢气浓度监测和显示。氢气浓度监测为事故后监测和事故后缓解操作的运行评估提供输入信号。包括3个氢气浓度探测器，探测器及其相关仪表分布在安全壳穹顶处监测整体氢气浓度，监测氢气浓度范围为0%～20%。氢气浓度监测器由非1E级电源盒UPS系统供电。主控室可连续显示氢气浓度，并提供高氢浓度报警。该传感器在10s内就能探测到氢气浓度变化量的90%。3.2.2氢气复合子系统氢气复合子系统适用于失水事故（LOCA）时较慢的氢气产生速率，即少于1%的燃料锆包壳与水反应产生氢气。该系统由两台安全相关的PAR组成。PARs安装在安全壳内高于操作平台区域，标高分别为162英尺（118.898m）和166英尺（120.117m），距离安全壳均为13英尺（3.962m）,布置点位于安全壳均匀混合区域。PAR非常简单，并且是非能动的，它没有运动部件，也不需要电源或者其他支持系统，当存在反应物（氢气）时自动启动。PARs可使氢气与氧气复合。复合过程发生在事故早期阶段氢气积累前。PARs可以在很大范围内的环境温度、气体浓度和蒸汽压力下正常工作。PARs在发生设计基准事故后，能维持安全壳内较低的氢气浓度。对于严重事故，PARs消除氢气功能能，为氢气点火器提供纵深防御能力。

2.2.3氢气点火子系统氢气点火子系统由布置在安全壳内各处的66个氢气点火器组成，点火器用于低概率严重事故，即100%燃料包壳与水反应产生氢气。点火子系统为非1E级。点火器的覆盖范围、分布和电源供给均使得整个安全壳内和单个隔间内丧失点火器保护的可能性最小。点火器分成由不同电源供应的两组。点火器的布置原则是在每个隔间或覆盖区域内每组电源至少有一个点火器。氢气点火子系统在较低氢气浓度燃烧（爆燃）氢气，控制在发生严重事故和堆芯融化时氢气的快速释放，防止氢气浓度达到可能发生爆炸的限值。氢气点火子系统用来应对快速产生大量氢气的超基准事故，此时氢气浓度超过氢气复合器的工作能力。氢气点火子系统没有自动启动功能，电厂控制系统（PLS）和多样化驱动系统（DAS）对氢气点火器进行控制和启动，点火器点燃氢气保证安全壳浓度低于10%限制。

2.3安全性分析AP1000安全壳结构平台间隔都是大开放空间，并且相互之间的通道相对较大，可以促进平台以下区域内气体混合。平台下所有隔间的顶部都有开口，同时安全壳大气通过非能动安全壳冷却引起安全壳内空气再循环流动，从而消除出现高浓度氢气区域，使氢气充分混合，降低浓度，避免因局部氢气浓度过高发生的爆炸。氢气控制系统的设计符合10CFR氢气控制和风险分析规定，具体内容如下。(1）假定100%活性区燃料包壳金属-水反应产生的氢气在安全壳内均匀分布时的浓度低于10%。(2）若安全壳不是依赖于惰化来控制氢气，那么安全壳应有足够的自由容积以保证相当于75%活性区燃料包壳氧化所产生的氢气均匀分布，且在安全壳大气干燥条件下的浓度不超过13%。(3）安全裕度基准要求。设计的安全壳能承受失水事故(LOCA)加75%活性区燃料包壳金属-水反应产生的氢气全部燃烧的联合载荷。设计基准事故，非能动氢气复合器可以防止安全壳平均体积浓度超过4%。该限制消除了可燃状态的可能性。严重事故氢气控制通过分散式氢气点火子系统的运行，限制安全壳内氢气浓度[2]。点火促使氢气浓度在可燃限值和10%体积浓度之间的爆燃，从而防止发生氢气爆炸。非能动氢气复合器加氢气点火器设计是目前最优的氢气控制方式，可以在设计基准事故或严重事故情况下有效控制氢气，点火器在严重事故下氢气快速释放达到可燃阈值时，让氢气充分燃烧，降低氢气浓度。氢气复合器在设计基准时将氢气浓度保证在4%以下，低于可燃阈值。在严重事故中后期，采取氢气复合器可以在低于氢气可燃浓度，或者氢气浓度被水蒸汽惰化的情况下持续有效地消除氢气。

3结论

AP1000氢气控制系统对安全壳内氢气浓度能够有效监测。氢气复合子系统在正常运行、设计基准事故工况下能够有效控制安全壳氢气浓度。氢气点火子系统在严重事故工况下快速清除达到可燃阈值的氢气，同时氢气复合子系统持续运行，有效控制氢气浓度。综上，AP1000氢气控制系统具有非常高的安全性和可靠性，可以有效控制事故情况下安全壳内大气的氢气浓度，防止发生氢气燃烧爆炸，为安全壳的完整性提供保证。

氢能源篇8

关键词：火电厂；危险源；重大；控制

1 引言

火力发电厂以煤为燃料，通过锅炉将化学能转换为热能，产生高温高压的蒸汽，蒸汽在汽轮机中膨胀做功，使热能产生机械能，驱动汽轮机转动，从而带动发电机，再将机械能转变为电能。其原料为煤、水、石灰石等，产品为电和蒸汽。锅炉燃烧产生的烟气经过除尘、脱硫、脱硝后从烟囱排出，除尘器下的灰和锅炉排出的渣可供综合利用或送灰渣场贮存。火电厂生产系统包括：输煤系统、燃烧系统、汽水循环系统、发电输电系统、循环冷却水系统、供排水系统、点火油系统、除灰系统、除渣系统、化水系统、供氢系统、工业废水处理、脱硫系统、脱硝系统等。

电厂的特点是大型设备多、运转设备多、带电设备多、压力容器多、高温高压管道多，高层建筑多，带煤粉的车间较多，自动化程度高，并要使用一定量的油、氢、酸、碱、氨等等。

2 主要危险有害因素分析

2.1 危险、有害因素分析

根据GB/T13861-92《生产过程危险和有害因素分类与代码》的规定，按导致事故的直接原因，将生产过程中的危险和有害因素分为6类，即：

2.1.1 物理性危险和有害因素；

2.1.2 化学性危险和有害因素；

2.1.3 生物性危险和有害因素；

2.1.4 心理、生理性危险和有害因素；

2.1.5 行为性危险和有害因素；

2.1.6 其他危险和有害因素。

火力发电厂中5类危险和有害因素均被涉及；

（1) 物理性爆炸、高处坠落、物体打击、机械伤害、雷击、触电、噪声、粉尘、热辐射、电磁辐射等属“物理性危险和有害因素”；

（2) 氢气、0号轻质柴油、石灰石、各种氮氧化物、二氧化硫、氨、氮气、次氯酸钠及其它一些酸碱类的化学品属化学性危险和有害因素；

（3) 负荷超限、健康状况异常、从事禁忌作业、情绪异常、冒险心理、过度紧张、感知延迟、识别错误等属“心理、生理性危险和有害因素”；

（4) 指挥失误、违章指挥、误操作、违章作业、监护错误等属“行为性危险和有害因素”；

（5) 搬举重物、作业空间、工具不合适、标识不清等属“其他危险和有害因素”。

主要作业场所的危险有害因素有如下几个方面；

(1) 贮煤场、输煤系统：火灾、爆炸、机械伤害等；

(2) 主厂房(汽机房、锅炉房、除氧煤仓间)：火灾、爆炸、电伤、机械伤害、高处坠落伤害等；

(3) 主变压器、室外配电装置；火灾、电伤等；

(4) 化学水处理室：有毒物、化学伤害等；

(5) 干灰库：机械伤害、高处坠落伤害等；

(6) 油库；火灾、爆炸等；

(7) 贮氢站：火灾、爆炸等；

(8) 脱硫：电伤、机械伤害、高处坠落伤害等；

(9) 脱硝：爆炸、电伤、机械伤害、高处坠落伤害等。

2.2 危险源识别

现代系统安全认为：系统中存在的危险源是事故发生的根本原因，防止事故就是消除、控制系统中的危险源。危险源分为第一类危险源和第二类危险源。

第一类危险源主要由危险物质和可能发生意外释放的能量构成，其中有：

危险物质：储存的次氯酸钠、氢、氨、氮、盐酸、烧碱危险化学品等。

可能发生意外释放的能量：化学能(可燃气体氢气和氨与空气形成混合引起化学爆炸、酸碱的化学灼伤)、势能(承压设备、管道的物理性爆炸、高处坠落)、机械能(物体打击)、电能(雷击、触电)、声能(噪声)、热能(热辐射及烫伤)等。

第二类危险源主要由人、机、环境构成，其中有：人的不安全行为(管理失误、心理、生理、行为失常等)、物的不安全状态(机械设备故障、防护设施失效等)、环境因素(平面及设施布局不当、物流运输不合理、气象条件、地质因素等)。

2.3 重大危险源辨识

根据《重大危险源辨识》GB18218-2000，火力发电厂中可构成重大危险源的危险物质有氢气、助燃燃油、供脱硝使用的液氨。按照生产场所进行重大危险源辨识，氢气临界量为1t，氨的临界量为40t。

2.3.1 氢冷发电机

国内最大发电机充氢容积约125m3/台；温度≤40℃；运行氢压：额定0.50MPa；最大0.52MPa；补氢量(额定氢压)≤10Nm3/d.台；氢气纯度≥99.5%，湿度≤-40℃。

根据理想气体状态方程式，将氢冷发电机中氢气的正常工作温度（按40℃计）与压力下容积换算为标准状态下（101.325kPa，273.15K）的容积，V=558.9Nm3，标准状况下氢气密度为0.09kg/m3，一台氢冷发电机中氢气最大贮量为25kg。生产场所氢量远小于临界量1t，通常氢冷发电机单独构不成生产场所重大危险源。

2.3.2 贮氢库

按国内较大的贮氢库20组集装瓶，共400瓶（每只瓶40L，15MPa）进行计算。将氢气的正常使用温度（293.15K）与压力下容积换算为标准状态下（101.325kPa，273.15K）的容积，每只氢气瓶标准状态下容积V=4.1Nm3，标准状况下氢气密度为0.09kg/m3，氢库最大贮量为149kg。氢气贮存场所贮存量远小于临界量10t，因此贮氢库单独构不成贮存场所重大危险源。

2.3.3 给水用液氨

在每台机组设2点加氨（凝结水精处理装置出口和除氧器出口），使用液氨，单台机组OT工况用量约8kg/天，按贮存量为10天的使用量（～80kg）。

因此，给水用液氨单独构成生产场所重大危险源。

2.3.4 脱硝用液氨

类比600MW机组采用3台容积110m3液氨储罐，可满足脱硝中液氨用量要求。

液氨常温贮存，充装系数按0.8计，充装压力为16kgf/cm2，液氨密度为820kg/m3。

则液氨总贮量为：M=0.8×0.82×330=216.48（t）

因此，脱硝用液氨单独构成生产场所重大危险源。

2.3.5 重大危险源辨识结果

根据《重大危险源辨识》GB18218-2000时，应按下式对单元内氢气、液氨进行重大危险源辨识：

q氢冷/1+q储氢库/1+q氨/40>1，因此生产场所构成重大危险源。

2.4 根据《关于开展重大危险源监督管理工作的指导意见》，符合下列条件的应进行重大危险源申报：

2.4.1闪点在28℃~60℃之间的易燃液体，储存区的临界量为100吨。

2.4.2 额定蒸汽压力大于2.5MPa，且额定蒸发量大于等于10t/h的蒸汽锅炉。

2.4.3 易燃介质，最高工作压力≥0.1MPa，且PV≥100MPam3的压力容器（群）。

2.4.4 全库容≥100万m3或者坝高≥30m的尾矿库。

因此：

（1）火力发电厂使用的高压抗燃油、绝缘油的闪点均大于60℃，不属于重大危险源。

（2）助燃用油闪点通常在60℃左右，需按照闪点和储量来确定是不是危险源。鉴于每批油品供应均存在不稳定性，且柴油贮量较大，建议按重大危险源进行管理。

（2）锅炉。一般火电厂锅炉的压力和蒸发量均高于重大危险源标准，应进行重大危险源申报；另注意启动锅炉是否符合重大危险源条件。

（3）氢气瓶组

储氢库中储存的氢气为易燃气体，其气瓶压力大于0.1MPa，

PV=15×0.04×400=240>100MPam3

因此火电厂储氢库中的氢气瓶组通常应列为重大危险源申报。

（4）尾矿库

旺河灰场沟顶标高约215m以上，沟底标高约175m，理论坝高为40m，设计库容1600×104m3；连沟灰场沟顶标高约192m以上，沟底标高约163m，理论坝高约29m，设计库容2800×104m3。

因此两个灰场作为尾矿库均应进行重大危险源申报。

参考文献

[1] 《中华人民共和国职业病防治法》；

[2] 《职业病危害因素分类目录》（卫法监发［2002］63号）