面向可再生能源消纳的电化工(P2X)技术分析及其能耗水平对比

李佳蓉1,林今1*,肖晋宇2,宋永华1,3,滕越4,高强5,宋洁6  

(1.清华大学电机工程与应用电子技术系,电力系统及发电设备控制和仿真国家重点实验室,北京市 海淀区 100084;2.全球能源互联网发展合作组织,北京市 西城区 100031;3.澳门大学电子与计算机工程系,澳门;4.国网安徽省电力有限公司电力科学研究院,安徽省 合肥市 230601;5.国网浙江省电力有限公司,浙江省 杭州市 310007;6.全球能源互联网研究院有限公司,北京市 昌平区 102209)

摘要

电转氢技术可将富余的可再生能源电能转化为化学能,运用于电力系统中有望实现富余可再生能源的大规模消纳。氢在交通、发电等领域具有重要作用,但受限于燃料电池技术的成熟度,现阶段应用的规模较小,难以匹配富余电量的体量。同时,氢在化工领域具有较大的应用潜力,发展面向可再生能源消纳的电化工(P2X)技术,是解决可再生能源弃电问题的一条有效途径。针对电转氨、电转甲烷、电转甲醇及电转汽油4种主要电化工技术,从市场规模、技术路线、能源转化效率以及示范工程进展4个方面进行了综述,对比分析了4种电化工技术的能效、电耗、边际电价、等效产量及市场占比五大主要技术经济指标。基于低温电解技术路线的研究结果表明:电转甲烷与电转汽油技术综合能效较高(50%);电转汽油技术最具经济性(边际电价为0.37元/kWh),但合成过程需要一氧化碳,碳排放与技术风险大;电转氨推广将对市场影响最大(17.18%)。此外,电转油的节煤意义显著(降低煤耗约2285万t),电转氨的环保意义显著(减少碳排放约3910万t),是未来电化工技术的两大重要发展方向。面向未来P2X技术的发展,同时对基于高温固体氧化物的高温电化工技术路线的方案与经济性进行了初步探讨与展望。

关键词 : 可再生能源消纳;电化工(P2X);能效;经济性

基金项目:国家电网公司科技项目(兆瓦级制氢综合利用关键技术研究与示范,SGAHDK00YJJS1900079)。


0 引言

为了应对碳排放引发的全球气候变暖问题,缓解化石能源供应压力,保障国家能源安全,近年来中国积极推进以风电、光伏、水电为代表的可再生能源开发与利用,促进能源消费结构向清洁、低碳转型。2018年中国可再生能源发电量为17 764亿kWh,装机容量为71 115万kW,分别占总发电量与装机容量的26%和38%。由于可再生能源出力的波动性、随机性和季节性特征[1],2018年中国可再生能源弃电量高达1020亿kWh,超过了三峡电站的总发电量[2]

电转氢技术是可能实现可再生能源规模化消纳的重要技术手段。通过以电解池为核心的硬件系统,可以将电能转化成为氢气中的化学能,进入到后续的化工、交通、发电、供热、储气等丰富多样的终端应用中[3-5]。此外,电解池的负载功率相对灵活[6-7],可以快速跟踪特定的功率调节指令,作为灵活负荷资源参与到电网调度中,从而改善电网灵活性,促进可再生能源消纳[8-9]。目前基于低温电解技术(碱性、质子交换膜)的电解池已相对成熟,单堆功率已达MW级,综合能效为60%~70%,近年来发展的高温固体氧化物电解技术有望将能效进一步提高至85%以上。

中国国家与地方已出台氢能相关的多项支持政策。2016年4月,国家发改委和国家能源局联合发布的《能源技术革命创新行动计划(2016—2030年)》(发改能源[2016]513号)将“氢能与燃料电池技术创新”列为中国能源战略;2019年《政府工作报告》中提到“推动充电、加氢等设施建设”。《中国制造2025》提出了针对燃料电池汽车的国家层面的规划,即2020年实现生产1000辆燃料电池电动汽车并进行示范运行[10]。但目前受限于燃料电池技术,氢能在基于燃料电池的交通、发电等领域应用市场规模相对较小,难以匹配现阶段可再生能源弃电体量。依托现阶段氢气在化工领域应用的巨大潜力,发展面向可再生能源消纳的电化工(power-to-X, P2X)技术,是解决可再生能源弃电问题的又一条途径。

此外,除面向可再生能源消纳外,通过P2X方式替代基于传统化石能源(如煤化工)产能,一方面可减少化石能源消耗以及化石能源利用过程中的污染物排放,满足化工行业低碳可持续发展需要;另一方面利用电网进行能量传输代替传统的物质传输,实现化工生产的分布式与就地化,还可在一定程度上降低运输时间和成本,有望进一步降低化工产品终端价格。

本文首先从中国可再生能源弃电现状及氢燃料电池领域可预见的市场规模入手,分析了P2X技术的未来需求,然后研究了电转氨(power-to-ammonia, P2A)、电转甲烷(power-to-methane, P2CH4)、电转甲醇(power-to-methanol, P2CH3OH)以及电转汽油(power-to-gasoline, P2G)4种主要电化工技术的市场规模、技术路线、能耗水平以及示范工程。包括电制氢在内的各种P2X转换装备的技术、工艺仍处于快速发展阶段,设备成本变化较大,为了明晰不同P2X技术路线的优缺点,本文以P2X过程中的能量转换效率与耗电量为主要关注点,在此基础上计及参与化工反应的主要原料(水、氮气、一氧化碳等)成本,分析计算了4种P2X技术的能效、电耗、边际电价、等效产量、市场占比等5个技术经济指标,并结合技术发展对可行性和综合社会经济效益进行了分析。面向未来P2X技术的发展,本文在最后对基于高温固体氧化物的高温电化工技术路线的方案与经济性进行了初步探讨与展望。

1 电化工(P2X)技术市场潜力

近年来中国可再生能源弃电量整体呈上升趋势,如图1所示。

根据《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书(2016)》[11],未来中国氢能与燃料电池产业发展目标如表1所示。

根据该蓝皮书评估未来氢能在燃料电池汽车、分布式发电等领域的应用潜力,考虑最乐观情况:在交通领域,以燃料电池大巴计算,百km耗氢量为8 kg,年均行驶里程70 000 km;在分布式发电领域,以燃料电池发电效率为60%计算,2020年氢能在燃料电池领域的应用规模如表2所示。

图1 2011—2018年中国可再生能源弃电量
Fig.1 Surplus renewable energy in China from 2011 to 2018

表1 中国氢能与燃料电池产业发展目标
Table 1 Development goals of hydrogen and fuel cell industry in China

表2 氢能在燃料电池领域应用规模预测
Table 2 Prediction of hydrogen scale required in fuel cells

根据2018年中国可再生能源弃电数据,基于碱性或质子交换膜电解技术(统称低温电解技术),可制得氢气约185.5万t,远大于14.36万t的燃料电池交通与发电用氢量。可以看出,现阶段氢能在燃料电池领域的应用规模难以匹配富余可再生能源电量体量。目前氢气仍主要应用于化工市场中,用以合成氨、甲醇等重要化工产品,中国2015年化工市场中氢气主要用途及用量如图2所示[12]

因此,借助化工市场对氢气的巨大需求,将富余可再生能源通过P2X技术转化为主要化工产品注入化工市场,是解决近期内可再生能源消纳问题的一条有效途径。结合目前氢能在化工市场的主要应用渠道,下文将主要选择电转氨、电转甲烷、电转甲醇与电转汽油4种电化工技术进行分析。

2 电化工(P2X)技术综述

P2X是近年兴起的概念,指通过以电转氢为核心的硬件系统,将电能转化成为氢气,然后与后续化工流程相结合,生成大宗化工产品,如氨、甲烷、甲醇、汽油等。

2.1 电转氨技术

2.1.1 市场规模

中国国家统计局统计结果显示,2017年全国合成氨产量为4946.26万t[13],且以每年4.7%的速度增长。在化工领域,氨是氢气在工业领域规模最大的下游化工品(耗氢量占47%),且氨是世界上继硫酸之后的第二大生产化学品,用于制造氨水、氮肥(尿素、碳铵等)、复合肥料、硝酸、铵盐、纯碱等,广泛应用于化工、轻工、化肥、制药、合成纤维等领域。在能源领域,氨的高位热值为22.5 MJ/kg,与化石燃料相当。无水氨可以直接在内燃机和氨燃料电池中燃烧,用于交通、发电等领域[14]

2.1.2 技术路线

目前比较成熟的电转氨技术路线为:首先通过电解池进行电转氢,然后通过哈伯合成氨反应器,将氮气与氢气合成氨,基本流程如图3所示。涉及的反应主要有两部分:一是电解水制氢反应[15];二是哈伯合成氨反应[16]。反应式具体如下:

图2 氢气下游应用途径
Fig.2 Application pathways of hydrogen

图3 电转氨流程图
Fig.3 Flow chart of power-to-ammonia

其中电解水制氢主要有3条技术路线:碱性、质子交换膜与高温固体氧化物[17]。前两条技术路线也称为低温电解,目前已实现商业化,电转氢能效可达60%~70%。高温固体氧化物有望在高温(600~800 ℃)条件下将电转氢能效提高至85%以上,也被称为高温电解,但目前技术尚未完全成熟[15]。根据催化剂和反应工艺的不同,哈伯合成氨主要有3条技术路线:基于铁基催化剂、钌基催化剂以及Co3Mo3N催化剂等[18]。其中铁基催化剂工艺流程最为成熟,一般反应温度为450~525 ℃,反应压力为15~32 MPa[19],能效可达67%左右[20]。近年来,为了节能增产,一些学者研究在低于400 ℃与10 MPa反应条件下基于钌基催化剂以及Co3Mo3N催化剂的合成氨反应,但仍面临催化剂价格较高或反应速率较慢等问题[21]

2.1.3 能耗水平与经济性分析

常用的经济性分析方法通常综合设备的一次投资成本与材料的可变成本,附加运维等成本进行考虑。由于氢能转换装备的价格处于快速下降之中,且合成设备投资在全生命周期内的占比不高,因此本文综合合成产物的终端价格与边际电耗,仅计算转换过程可承受的边际电价,以此对比不同技术路线在经济性上的区别。

商业化低温电转氢能效ηEL约为60%,哈伯合成氨能效ηHB约为67%,则电转氨需要消耗电量为WP2A= 12 kWh/kg,综合能效为4 3%。当原料纯水按CH2O=0.01元/kg、氮气按CN2=0.65元/kg,氨气按CNH3=3元/kg计算时,富余可再生能源电价需在边际电价CP2A=0.21元/kWh以下,该技术路线即经济可行。具体计算公式如下:

式中:MN2=28 g/mol、MH2=2 g/mol、MNH3=17 g/mol、MH2O=18 g/mol分别为氮气、氢气、氨和水的摩尔质量;LHVH2=33.3 kWh/kg、LHVNH3=5.2 kWh/kg[22]分别为氢气与氨的低位热值。

2.1.4 示范工程

2018年,日本JGC公司在福岛县郡山市的福岛可再生能源研究所建造了一个基于可再生能源电转氨示范工厂,生产能力为20 kg/d,目前已经完成相应可再生能源波动出力的变负载合成氨运行测试[23]

2018年7月,德国蒂森克虏伯集团宣布计划在澳大利亚南部的林肯港建设20 MW水电解设备+50 t/d合成氨设备,实现可再生能源电转氨[24]。未来计划将规模进一步扩大到120 MW水电解+300 t/d合成氨。

此外,2018年6月,四川省凉山州雷波县顺河乡工业园区计划建设30万t/a富余水电电解制氢及合成氨项目,建设周期为20个月。

2.2 电转甲烷技术

2.2.1 市场规模

国家统计局统计结果显示,2015年工业天然气用量1234.5亿m3[25]。以天然气87%为甲烷计,约合7759.7万t甲烷。甲烷主要用途是以天然气和煤气等形式作为燃料。作为化工原料,甲烷可以用来生产乙炔、碳黑、硝氯基甲烷、二硫化碳、一氯甲烷、二氯甲烷、三氯甲烷、四氯化碳和氢氰酸等。

2.2.2 技术路线

目前比较成熟的电转甲烷技术路线为通过电解池进行电转氢后通过二氧化碳加氢合成甲烷,涉及的反应主要有两部分:一是电解水制氢反应;二是二氧化碳加氢合成甲烷反应。其中一反应式如式(1)所示,二反应式如下[26]

考虑二氧化碳的来源,近年来基于富余电能与沼气联合制生物天然气成为一种趋势。该技术通过电解池将富余电能转化为氢能,再通过甲烷化反应将沼气中的二氧化碳加氢甲烷化生成生物天然气。该技术的工艺流程如图 4所示。

图4 沼气制天然气工艺流程
Fig.4 Flow chart of biogas to natural gas

根据催化剂和反应工艺的不同,二氧化碳加氢合成甲烷主要有3条技术路线,分别对应铁、镍、钌等3种金属催化剂[27]。铁廉价易得,早期曾在工业上应用,但是活性和选择性较低,反应温度较高,使用过程中易积碳失活,因此逐渐被淘汰。目前工业中大规模应用的是镍催化剂,一般反应温度为300~400 ℃[28],反应压力为1 bar(1 bar=100 kPa),对应能效最高为81.8%[29]。但是镍催化剂对砷、硫十分敏感,反应物中含有微量的硫即会导致催化剂中毒失活。近年来一些研究学者关注在低温条件(90 ℃)下即可获得较高的活性和选择性的钌催化剂[30],但其高昂的价格限制了其工业应用。此外,二氧化碳加氢合成甲烷伴随诸多副反应,对反应条件及催化剂、助剂、载体等较为敏感。

2.2.3 能耗水平与经济性分析

商业化低温电转氢能效ηEL约为60%,二氧化碳加氢合成甲烷能效ηCH4约为81.8%,则电转甲烷需要消耗电量为WP2CH4=28 kWh/kg,综合能效为50%。当原料纯水按CH2O=0.01元/kg、甲烷按CCH4=4.18元/kg计算时,富余可再生能源电价需在边际电价CP2CH4=0.15元/kWh以下,该技术路线即经济可行。具体计算公式如下:

式中:MH2=2 g/mol、MCH4=16 g/mol、MH2O=18 g/mol分别为氢气、甲烷和水的摩尔质量;LHVH2=33.3 kWh/kg、LHVCH4=13.9 kWh/kg[31]分别为氢气与甲烷的低位热值。

2.2.4 示范工程

2016年1月,由丹麦科技大学(DTU)与Lemvig沼气厂合作开展MeGA-StoRE项目(Methane Gas Storage for Renewable Energy)[32],通过沼气厂将风电转化为甲烷气体,随后被输送到天然气输送网中。项目方案第一步是将多余的风电通过电解转化为氢气;第二步,在沼气厂中将氢气与二氧化碳进行反应生成甲烷气体和水。由于沼气中二氧化碳浓度高达35%,沼气厂成为收集二氧化碳气体的理想场所。目前Lemvig沼气厂的测试设施在24 h内生产了24 m3沼气。该项目将继续扩大规模,并将在未来几年Funen的NGF Nature Energy的一个项目中继续进行。

2.3 电转甲醇技术

2.3.1 市场规模

中国是甲醇大国,目前甲醇总产能6976万t/a,到2020年中国甲醇产能将突破1亿t/a。在化工领域,甲醇是氢气下游第二大化工品(24%),可以转换为绝大多数工业产品(如甲醛、甲胺、烯烃等)。在能源领域,首先,甲醇是一种清洁优质的燃料,可以作为内燃机(ICE)燃料,比汽油更清洁[33-34],甲醇汽油已经在中国山西等多个省份应用,M85/M15甲醇汽油已有国家标准,市场价格与汽油接近。其次,甲醇的化学特性容易高效实现不同能源形式间的转换,甲醇就地重整制氢被认为是未来加氢站重要的氢能获取渠道[35],甲醇燃料电池也是目前能源领域重要的研究方向[36]

2.3.2 技术路线

目前比较成熟的电转甲醇技术路线为基于低温电解进行电转氢后通过二氧化碳加氢合成甲醇,基本流程如图5所示。涉及的反应主要有两部分:一是电解水制氢反应;二是二氧化碳加氢合成甲醇反应。其中一反应式如式(1)所示,二反应式具体如下[25]

图5 低温电解方式电转甲醇流程图
Fig.5 Flow chart of power-to-methanol (low temperature)

目前应用中的甲醇合成催化剂主要有锌铬体系(ZnO/Cr2O3)和铜基体系(CuO/ZnO/Al2O3)。直接将上述催化剂应用于二氧化碳加氢中,反应生成的水会带来铜基催化剂失活的问题。故需要开发新型催化剂体系。铜基催化剂操作条件一般反应温度为250 ℃,反应压力为5 MPa。目前没有成熟催化剂体系与工艺流程能高效地转换二氧化碳和氢气生成甲醇,合成甲醇单位收率一般低于80%[37]

2.3.3 能耗水平与经济性分析

商业化低温电转氢能效ηEL约为60%,二氧化碳加氢合成甲醇能效ηCH3OH约为58.5%[25],则电转甲醇需要消耗电量为WP2CH3OH=14 kWh/kg,综合能效为39%。当原料纯水按CH2O=0.01元/kg、甲醇按CCH3OH= 2元/kg计算时,富余可再生能源电价需在边际电价CP2CH3OH=0.14元/kWh以下,该技术路线即经济可行。具体计算公式如下:

式中:MH2=2 g/mol、MCH3OH=32 g/mol、MH2O=18 g/mol分别为氢气、甲醇和水的摩尔质量;LHVH2=33.3 kWh/kg、LHVCH3OH=5.5 kWh/kg[31]分别为氢气与甲醇的低位热值。

2.3.4 示范工程

2011年,冰岛格林达维克附近的Svartsengi建造了目前世界上最大的可再生能源电转甲醇厂(The George Olah Renewable Methanol Plant)[38]。截至2015年可再生甲醇年产量达4000 t,年可吸收二氧化碳5500 t。

2018年,兰州新区规划建设液态太阳能燃料电解水制氢、二氧化碳加氢合成甲醇技术开发项目[39]。此项目的主要技术路线是利用光伏电站的清洁电能电解水制氢,再将氢气与富集的二氧化碳化合生产甲醇。项目规划建设年产甲醇1000 t,年需求二氧化碳约1500 t,年需求氢气约200 t。

2.4 电转汽油技术

2.4.1 市场规模

国家统计局结果显示,2017年中国汽油消费量1.22亿t。汽油是重要的汽车与点燃式内燃机的燃料。电转汽油技术将二氧化碳转化为汽油,对于替代化石燃料具有重要价值,对环保与可持续发展、国家能源安全具有重要的示范意义。

2.4.2 技术路线

目前比较成熟的电转汽油技术路线为低温电解进行电转氢后通过一氧化碳加氢费托反应合成汽油,涉及的反应主要有两部分:一是电解水制氢反应;二是一氧化碳加氢费托合成油反应。其中一反应式如式(1)所示,二反应式如式(11)所示。由于汽油成分复杂,主要成分为辛烷C8H18,因此反应式及下文分析中用与其热值相近的辛烷代替:

目前费托反应主要有两种反应条件:高温费托,反应温度为330~350 ℃,一般使用铁基催化剂;低温费托,反应温度为200~250 ℃,反应压力为20~30 bar,使用铁或钴基催化剂。

2.4.3 能耗水平与经济性分析

商业化低温电转氢能效ηEL约为60%,一氧化碳加氢合成汽油能效ηFT约为70%,则电转汽油(以辛烷计)需要消耗电量为WP2G=18 kWh/kg,综合能效为50.6%[40]。当原料纯水按CH2O=0.01元/kg、一氧化碳按CCO=1.2元/kg、汽油按CC8H18=9.09元/kg计算时,富余可再生能源电价需在边际电价CP2G=0.37元/kWh以下,该技术路线即经济可行。具体计算公式如下:

式中:MCO=28 g/mol分别为氢气、辛烷、水和一氧化碳的摩尔质量;LHVH2=33.3 kWh/kg、LHVC8H18=12.08 kWh/kg、LHVCO=2.81 kWh/kg分别为氢气、汽油与一氧化碳的低位热值。

需要注意的是,基于低温电解的电转汽油过程需要结合一氧化碳,具有一定的碳排放,节能减排效果与前述路线比较明显降低;同时,由于实现汽油合成的费拓合成反应是一个短链分子合成长链分子的过程,其合成装备的投资规模、技术与运维难度都较前述3类P2X技术路线更大,本文的研究仅对比了其边际电价并不能完整体现该技术路线的经济性,更详细的分析尚需要更深入的产业调研与分析。

2.5 电化工(P2X)技术对比分析

基于上述对4种电化工技术的研究,下面从能效、电耗、边际电价、等效产量及市场占比5个方面对电转氨、电转甲烷、电转甲醇、电转汽油4种电化工技术进行对比分析,如表3所示,其中等效产量由2018年中国可再生能源弃电数据计算得到。

表3 四种传统电化工技术主要指标对比
Table 3 Comparison of four traditional P2X technologies

可以看出,4种电化工技术中,电转甲烷、电转汽油的能效相对较高(50%),电转甲醇能效最低(39%),各电化工技术的能效与反应条件、物质热值等诸多因素有关,通过化学方程式计算得到的合成氨、甲烷、甲醇、油的理论能效分别为88.49%、83.48%、88.09%、78.17%,但由于合成氨、甲醇的反应压力要求较高,合成流程中电耗较大,因此综合能效较低。对比边际电价指标,基于4种化工品的市场价格,以水电与化工产业大省四川省为例,大工业用电价格约为0.5元/kWh,在该电价下电化工技术暂不具有经济性;考虑到富余水电政策电价为0.245元/kWh,在该电价下电转油、电转氨基本具有经济性;而电转甲烷、电转甲醇技术路线需要进一步提高能效或降低政策电价才可盈利。考虑电化工技术对化工市场的影响,如将富余可再生能源电量全部转换为化工产品,17.18%氨将由绿色氨代替,电转氨对原化工市场影响最大。

2.6 电化工(P2X)技术与煤化工对比分析

更进一步,基于煤化工技术的煤耗与碳排放数据,分析利用富余可再生能源的清洁电化工技术在节煤与环保方面的社会效益。由表4可得,基于2018年中国可再生能源弃电数据,在节煤方面,通过电转汽油代替煤转汽油,将最大程度节省煤耗(2285万tce);在环保方面,通过电转氨代替煤转氨,将最大程度降低碳排放(减排3910万tCO2)。综上,电转汽油最具经济效益与节煤效益,而电转氨最具环保效益与市场占比,是未来电化工技术的两大重要发展方向。

表4 电化工与煤化工技术指标对比
Table 4 Comparison of coal-to-X with P2X technologies

3 高温电化工技术前瞻

除目前技术已成熟的以低温电解制氢作为纽带连接电转氢与后续化工流程的电化工技术外,近年来随着高温电化学技术的成熟,一些电化工过程亦可通过直接电化学反应实现。这样的合成过程主要通过高温固态氧化物电池(SOEC)实现,本文后统称高温电化工技术。下面对电转氨、电转甲烷、电转甲醇以及电转汽油4种高温电化工技术路线进行概述与分析。

3.1 高温电转氨技术

近年来,一些研究学者致力于通过电化学方式实现直接电转氨。根据电解质状态的不同,直接电转氨主要有4条技术路线:液态电解质(对应室温反应温度)、熔融盐电解质(反应温度为180~500 ℃)、交联膜(反应温度为400~650 ℃)以及固态电解质(反应温度为600~750 ℃)[43]。其中固态电解质又分为质子传导电解质与氧离子传导电解质。

根据反应物的不同,直接电转氨反应式主要有以下两种:

其中熔融盐电解质、质子传导电解质中进行的是(14)反应,而液态电解质、氧离子传导电解质中进行的是(15)反应。

目前直接电化学合成氨技术相对还不成熟,受催化剂的限制,直接电转氨的反应速率较低(最高仅达3.3×10-8 mol/(s·cm2))[44],法拉第效率最高可达90.4%,对应能效约为65%[45]

3.2 高温电转甲烷技术

基于高温固体氧化物电池将二氧化碳与水共电解直接合成甲烷示意图如图6所示[46],其中绿色箭头代表共电解合成甲烷方向。

图6 二氧化碳与水共电解合成甲烷示意图
Fig.6 Schematic diagram of co-electrolysis of CO2 and H2O

共电解过程的核心反应为:

反应温度为650 ℃,反应压力为20 bar左右,能效约为84%[46]。目前同样面临高温固体氧化物电池技术不成熟、成本高昂等问题。

3.3 高温电转甲醇技术

为了进一步提高电转甲醇能效,近年来丹麦Risø国家实验室[47]、美国Idaho国家实验室[48]等提出一条以高温共电解技术为核心的技术路线,并进行了实验测试。即利用固体氧化物电解池在800 ℃、25 bar下进行高温共电解水和二氧化碳,同时生成氢与一氧化碳合成气,如图7所示,其电解能效高于95%[49],相比于低温电解能效显著增加。

高温共电解过程的核心反应为:

此外,利用共电解与甲醇化的能量梯级互补特性,实现能量与物质的联合循环,可进一步降低系统的整体能耗。但目前由于SOEC长时间运行过程中的电堆衰减问题,电极材料及催化剂改进、电池(堆)运行和系统分析等方面仍处于起步阶段,美国CERAMATEC公司正在沿该技术路线进行相关研究。

图7 高温共电解方式电转甲醇流程图
Fig.7 Flow chart of power-to-methanol (high temperature)

3.4 高温电转汽油技术

高温共电解方式为基于高温固体氧化物电池将二氧化碳与水进行共电解,同时生成氢与一氧化碳合成气,核心反应如式(17)所示,然后对合成气进行费托合成,生成汽油等燃料,如图8所示[50]。同时高温固态氧化物电池还可工作在燃料电池发电模式(SOFC),向电网馈电。

3.5 高温电化工技术对比分析

针对4种电化工技术的一些新兴技术路线,对几大技术经济指标进行分析计算,得到结果如表5所示。

表5 四种高温电化工技术主要指标对比
Table 5 Comparison of four new P2X technologies

可以看出,通过直接电化学合成代替传统技术路线,或通过高温共电解代替传统低温电解,电化工综合能效将有望显著提升。以电转氨为例,对比表3与表5,该合成过程的综合能效水平提升幅度接近50%,合成过程所能够承受的边际电价也显著提升,潜在经济效益明显。同时,高温电解的出口余热,有可能与后续的合成流程耦合实现能量的梯级利用,从而进一步提升全系统的综合能效水平[51]

图8 高温共电解方式电转汽油流程图
Fig.8 Flow chart of power-to-gasoline (high temperature)

但需要指出的是,高温电解与共电解技术尚处于产业化初期,伴随着设备的投资、运维成本增加,且仍需克服材料、催化剂等方面的技术瓶颈。未来随着技术的进一步成熟,基于高温电解的电化工技术路线能耗水平与经济性有望进一步改善。

4 总结与展望

由于现阶段氢能在燃料电池领域应用规模较小,难以匹配中国富余可再生能源体量,电化工技术是近期内解决可再生能源弃电问题的一条有效途径。本文主要针对电转氨、电转甲烷、电转甲醇以及电转汽油4种主要电化工技术,从市场规模、技术路线、经济性以及示范工程4个方面进行研究。

目前已成熟的技术路线为低温电解加后续传统化工流程的间接合成方式。在此基础上对比分析4种电化工技术的能效、电耗、边际电价、等效产量及市场占比五大主要技术经济指标。其中能效方面,电转甲烷与电转汽油技术综合能效较高(50%),电转甲醇综合能效最低(39%);经济性方面,电转汽油技术最具经济性,但系统设备投资大,技术风险尚存;考虑富余可再生能源政策电价,电转氨基本具备经济性,而电转甲烷与甲醇需进一步提高能效或降低电价;市场规模方面,基于目前富余可再生能源电量体量,电转氨将对原市场影响最大(17.18%)。在此基础上基于传统煤化工技术的煤耗与碳排放指标进行分析计算,电转汽油最具经济效益与节煤效益,而电转氨最具环保效益与市场占比,有望成为未来电化工技术的两大重要发展方向。

需要特别注意,近年来出现基于电化学反应直接合成化工产品或采用高温共电解直接生成合成气代替低温电解等技术路线,该技术路线统一了制氢与合成过程,有助于实现整体系统的小型化与分布式,综合能效有所提升,但仍需克服电化学催化剂选型、反应速率慢、器件不成熟等技术瓶颈,是未来基础理论研究与产业研发的重要方向。

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收稿日期2019-10-12;

修回日期:2019-11-13。

Technical and Energy Consumption Comparison of Power-to-Chemicals (P2X) Technologies for Renewable Energy Integration

LI Jiarong1, LIN Jin1*, XIAO Jinyu2, SONG Yonghua1,3, TENG Yue4, GAO Qiang5, SONG Jie6
(1.Department of Electrical Engineering, State Key Lab of Control and Simulation of Power Systems and Generation Equipments, Tsinghua University, Haidian District, Beijing 100084, China;2.Global Energy Interconnection Development and Cooperation Organization, Xicheng District, Beijing 100031, China;3.Department of Electrical and Computer Engineering, University of Macau, Macau, China;4.State Grid Anhui Electric Power Company Electric Power Research Institute, Hefei 230601, Anhui Province, China;5.State Grid Zhejiang Electric Power Company, Hangzhou 310007, Zhejiang Province, China;6.State Grid Global Energy Interconnection Research Institute, Changping District, Beijing 102209, China)

Abstract: Power-to-hydrogen (P2H) technology is expected to consume surplus renewable energy by converting electricity into hydrogen, which is suitable for the application in power systems.Hydrogen has an important role in the fields of transportation and power generation.However, due to the restrictions of fuel cell technologies, the current application of hydrogen in the fields of transportation and power generation is limited and cannot match the volume of surplus electricity.Therefore, relying on the application potential of hydrogen in the chemical market, the development of power-to-chemicals (P2X) technologies is an effective way to solve the problem of renewable energy consumption.This paper reviews four main P2X technologies (power-to-ammonia, powerto-methane, power-to-methanol, and power-to-gasoline), and introduces the market scale, technical routes, energy conversion efficiency, and demonstration projects of each technology.On this basis, five major techno-economic indicators (energy efficiency, power consumption, marginal electricity price, equivalent output, and market share) of the four P2X technologies are compared and analyzed.The results show that the integrated energy efficiency of power-to-methane and power-to-gasoline are relatively high (50%), and the power-to-gasoline technology is the most economical, with its marginal electricity price being 0.37 RMB/kWh.However, the synthesis process requires carbon monoxide, which causes carbon emissions and technical risks.In addition, power-to-ammonia technology will have the greatest impact on the original chemical market (17.18%).Furthermore, power-to-gasoline can reduce coal consumption by 22.85 Mtce and power-to-ammonia can reduce CO2emission by 39.10 Mt, which are the two promising technologies with the maximal economic and environmental benefits.Finally, this paper discusses the economic indexes of P2X technologies based on the high-temperature solid oxide cell route.

Keywords: renewable energy consumption; power-to-chemicals (P2X); energy efficiency; economy

Science and Technology Foundation of SGCC (Research and Demonstration of Key Technologies for Megawatt Hydrogen Production and Utilization, No.SGAHDK00YJJS1900079).

作者简介:

李佳蓉

李佳蓉(1995),女,博士研究生,研究方向为电转氢、电转氨系统的优化运行、电网-化工供应链的优化设计等,E-mail:jr-li16@mails.tsinghua.edu.cn。

林今(1985),男,博士,副教授,博士生导师,研究方向为新能源电力系统的运行控制、氢能的接入与控制、能源物联网等相关技术。通信作者,E-mail:linjin@mail.tsinghua.edu.cn。

肖晋宇(1977),男,博士,教授级高级工程师,研究方向为电力系统规划和能源电力新技术应用研究,E-mail:jinyu-xiao@geidco.org。

宋永华(1964),男,博士,教授,英国皇家工程院院士,研究方向为智能电网、电力市场、多能源系统等,E-mail:yhsong@mail.tsinghua.edu.cn。

滕越(1989),女,博士,工程师,研究方向为电网新材料、电网材料失效分析等相关技术,E-mail:tengyue@mail.ustc.edu.cn。

高强(1985),男,硕士,高级工程师,研究方向为电网规划、新能源接入管理、能源物联网等相关技术,E-mail:gaoqiang242@163.com。

宋洁(1982),女,硕士,高工,研究方向为新型储能与能源转化技术,E-mail:songjie@geiri.sgcc.com.cn。

(责任编辑 李锡)


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