海上制氢运输技术成本分析

海上制氢运输技术成本分析

宋暄 陈文峰 平洋 张涛 王丹彤 赵方生

海洋石油工程股份有限公司

摘要：绿氢产业近年来蓬勃发展，海上制氢是未来海上绿色能源的重要发展方向。氢能海陆运输的安全性和经济性研究，是海上氢能产业发展的关键一环。本文研究海上制氢高压气态输送技术方案，建立海管运输和船舶运输技术方案经济性模型，比较分析输送距离、制氢规模对运输方案经济性的影响，为海上制氢运输工程提供参考。

1 引言

海上制氢工程按能量物流的转换可依次分为风力发电系统、制氢系统和氢气储运系统三个部分。海上风力发电系统以典型的近海桩基式风电和深远海浮式风电为代表，利用海上丰富的风资源推动风机叶片旋转带动发电机，将风能转换为电能。制氢系统利用电解水原理，在电解槽中将风机产生的电能转化为氢气和氧气。氢气储运系统将产生的氢气储存或者直接运输到陆地用户。随着绿色能源的不断发展，海上制氢工程得到了越来越广泛的关注。研究人员对海上制氢的开发模式、经济分析、氢能消纳等多方面进行了研究。但对技术性结合方面，氢气输送方案的经济性分析尚未深入。因此，本文结合氢气储运的技术性研究，建立了海上氢气高压储运经济性模型，并分析了输送距离和制氢规模对的管道输氢方案和船舶输氢方案经济性的影响，为海上氢能产业发展提供参考。

2 海上制氢高压氢气运输方案

2.1 海上制氢管道运输方案

海上制氢管道运输方案如图1所示。制氢系统可分为集中式制氢和分散式制氢两种。集中式制氢将风电机发电通过中压电缆集中到海上平台变压后供氢能系统使用。分散式制氢将制氢和储运系统安装在每个风机基础上，将氢气集中后压缩输送至陆地。本文仅讨论氢气纯化集中后运输部分。天然气管道输送技术十分成熟。由于氢气由于其分子小等因素造成的氢脆、氢腐蚀等问题，氢气管道相对天然气管道技术难度更高且造假更昂贵。但国内氢气管道输氢技术已经十分成熟，陆地多个高压输氢管道已经投入运行。海上氢气管道也经过了充分的研究，有充分的技术能力支持工业化应用。海上氢气管道的建设与管道长度密切相关，输送距离是海上制氢管道输氢方案的主要影响因素。

电解槽是风电制氢工程中生产氢气的核心设备，现有的制氢电解槽主要分为碱性水电解槽、质子交换膜电解槽和固体氧化物电解槽等等。其中碱性水电解槽和质子交换膜电解槽是风电制氢工程中应用最广泛、最成熟的技术。通常认为碱性水电解槽制氢产品压力多为1.5MPag，质子交换膜电解槽产氢压力可达到3MPag。较高的产氢压力可以为管道输送提供足够的条件。因此，本研究中不考虑使用压缩机提供输氢管道所需要的压力。

图1 海上制氢管道运输示意图

2.2海上制氢船舶输氢方案

海上制氢船舶输氢方案如图2所示。电解槽产生氢气后需要在压缩机的作用下，将氢气压缩至20MPa或35MPa，储存在储氢容器中，定期将氢气从平台储氢容器中充装到运输船的储氢容器中，最终通过运输船输送上岸。储氢容器通常为全金属氢气管束、缠绕金属储氢瓶和复合材料储氢瓶等。目前，缠绕金属储氢瓶已经作为燃料储罐在氢燃料船舶上得到了应用。而氢气输送相关产业仍以氢气管束作为主要载体。近年来随着加氢站的普及和发展，氢气压缩技术也得到了长足的进步，技术十分成熟可靠。船舶输氢方案由于需要储存氢气，因此其成本与制氢规模更加密切相关。同时，船舶运输的规模和费用也受到船舶运输周期与距离的影响。合理的船舶运输周期也应该是经济性分析的重要因素。

图2 海上制氢船舶输氢方案示意图

2.3 制氢技术条件对高压氢气运输方案的影响

电解槽是风电制氢工程中生产氢气的核心设备，现有的制氢电解槽主要分为碱性水电解槽、质子交换膜电解槽和固体氧化物电解槽等等。其中碱性水电解槽和质子交换膜电解槽是风电制氢工程中应用最广泛、最成熟的技术。通常认为碱性水电解槽制氢产品压力多为1.5MPag，质子交换膜电解槽产氢压力可达到3MPag。较高的产氢压力可以为短距离的管道输送提供足够的条件。海管输送方案中，不使用压缩机的情况下，使用碱性水电解槽制氢的直接输送距离小于使用质子交换膜电解槽。因此，制氢技术对输氢方案也有重要的影响。

综上所属，输送距离影响海管输氢方案中的氢气管线长度和压缩机的有无和能力，同时也影响船舶输氢方案中船舶费用。制氢规模主要影响海管输氢方案中氢气管道的尺寸和压缩机的规模，同时也影响船舶输氢方案中平台上氢气压缩机的规模和储罐的规模。合理的船舶运输周期是船舶输氢方案经济性分析的前提。制氢技术路线的选择也对输氢过程中压缩机的设备成本有重要影响。

3 海上制氢高压氢气运输方案成本模型

从单位氢气输送成本角度出发，通过计算设备投资成本、运行维护成本，运营周期对海上制氢管道输氢和船舶输氢方案进行成本分析。

其中，Y为年每kg氢气输送成本,万元；CI为设备投资成本，万元；CM为年运行维护成本，万元；N为运营周期，年；QH为年输氢量，kg。

3.1 设备建设成本

本研究仅考虑储运系统成本，成本包括压缩机、氢气管束、氢气管道等等。设备建设成本考虑设备采购成本和海上安装成本。其中，氢气压缩机和氢气储罐/管束成本考虑支撑结构成本。

    式中，C1、C2、C3分别表示氢气压缩机、氢气管束、氢气管道设备建设成本，万元。

根据输送方案的区别,采用的设备种类有所区别，计算投资成本时公式各项根据方案有所调整。

3.2 年运行维护成本

运行维护成本主要考虑设备的维修成本、损耗成本和运行成本。储运氢设备的维护成本考虑由维护费率体现，储运氢设备损耗成本考虑年主要备件更换费率，运行成本考虑压缩机设备能耗费率和船舶租金（含燃料费）。

其中,m1、m2、m3分别为氢气压缩机、氢气管束和氢气管道的维修费率；n1、n3分别为氢气压缩机和氢气管道的损耗费率；s1为压缩机用能费率；L为船舶租金。

4 海上制氢船舶运输成本分析

海上制氢船舶运输成本与储氢系统储量规模密切相关。海上储氢系统储量规模小则设备投资小，但运输周期短，船舶频次增加，船舶租金增加。而海上储氢系统储量规模大则设备投资较大，但运输周期增加，船舶频次减少，船舶租金有所减少。同时，单次船舶运输氢气充氢时间不宜过长，单次运输规模越大所需要的氢气压缩机规模越大。因此研究海上储氢规模成本优化方法，制定合理的运输周期即海上储氢规模，对海上储运氢经济性分析十分重要。

4.1 假设条件

海上船舶输氢系统主要包含充氢压缩机、氢气管束、输氢船几个核心部分。氢气即将充满储氢系统时，运输船按计划接驳储氢平台。依靠氢气管束内部压力和充氢压缩机将氢气由储氢平台的储氢管束中充装到运输船上的管束中。氢气运输船将氢气运送至用户，实现海上制氢平台的运输。氢气充装流程较为复杂，为了简化成本计算过程，作出如下假设情况：

压缩机与管束数量不影响海上平台建设成本，安装成本和产生的结构成本包含在设备成本中。每次充装平台储罐压力可降至2000kPaG。每次运输船充装过程不超过24h。不考虑因风电资源波动产生的运氢周期变化，按年平均制氢量估算成本。压缩机及辅助设备供电稳定，不考虑电费。引入充装系数X，用于估计向输氢船充氢用压缩机数量及能力。

4.2 已知条件

    成本方案计算中根据工程规划和市场调研分析可以确定部分指标作为海上制氢船舶运输成本方案优化方法的已知条件，主要包括：平均日制氢量FH， kg/d；单管束投资成本SV= 万元/台；单管束容积V，kg；单压缩机投资成本SC，万元/台；单压缩机能力SC，kg/h；充装系数X，无量纲。

4.3 成本计算

参照第3节内容，成本包含建设成本和运维成本。投资成本包含平台管束建设成本和压缩机建设成本。运行成本包含船舶费用。

管束建设成本CV与管束数量NV密切相关，管束数量取决于日均制氢能力FH和平均运输周期T。

式中，NV向上取整。

压缩机建设成本CC与压缩机数量NC和压缩机能力FC相关。除向船舶充氢用压缩机外，制氢量储氢用压缩机考虑单独配置。

运输船运输成本考虑单次船舶运输能力、运输周期及运输时间产生的租金L（含燃料费）。单次船舶运输能力BL要求满足单个运输周期内制氢量的运输能力，并以百吨运输能力分级。考虑氢气储存压力与平台相近，考虑充装时间1天，每100km运输时间考虑2天。则年均租金L考虑：

其中，L0为日租金。考虑每千吨运输船租金Lq。所需运输船吨位T与管束数量NV和单管束质量相关，并考虑10%海上安装质量系数。

4.4 数据分析

根据市场调研和文献资料获得的经济数据，确定成本方案优化基础。市面上储存33kg氢气管束约33t，考虑10%海上安装质量系数，每吨氢气管束可运输氢气0.91kg。每千吨运输船舶日租金（含燃料）考虑4万元。参考文献资料，其它优化方法经济参数如表1。

表1 优化方法经济参数

以年均日制氢量、运输周期和输送距离作为分析线索，对海上制氢船舶运输方案进行经济性分析，以单位输氢成本为优化指标，选择储氢规模方案。

船舶输氢方案制氢平台运输100km条件下，不同日均制氢量下的单位质量输氢成本如图3所示。制氢规模增加，单位制氢成本呈下降趋势，且逐步放缓。制氢规模超过一定程度后，船舶输氢的单位制氢成本基本趋于同一水平。

运输周期对运输成本有较大影响。对于日均产氢2000kg以上的工程规模，运输周期越短，单位质量氢气输氢成本越低。这表明虽然较长的运输周期会降低运输船的使用频次，但是长运输周期需要更多的储氢容器、压缩装备，输氢船的规模也需要相应的提升。另外，较短的运输周期使得不同范围日均制氢量需要的运输船吨位变化不明显。运输船以百吨区分租金的情况下，相近的制氢规模使用同一规模的运输船，导致制氢成本随制氢规模的变化曲线产生波动。而周期较短的情况下，这种波动产生的更为剧烈。因此，降低储氢容器、压缩装备等设备建设成本对于船舶运氢的经济提高

图3 单位氢储运成本随日均制氢量变化图

在日均制氢量7800kg的规模条件下，不同运输距离的单位质量输氢成本如图4所示。单位质量输氢成本随距离的增加而增加。运输距离越长，船舶运输时间越长，则所需船舶费用越高。而且虽然较长的运输周期会降低运输船的使用频次，但在假设的条件下，设备建设成本和运输船规模对单位储运成本的影响更显著。

图4 单位氢储运成本随运输距离变化图

5 海上制氢运输技术成本分析

在 100 km输送距离与 20 年运行周期条件下，日均产氢规模介于1300 ～ 27300 kg 的海上制氢不同运输方式的单位氢储运成本变化曲线如图 5 所示。日制氢规模较小的情况下，海管输氢成本远高于船舶输氢成本水平。当制氢规模增大时，海管输氢单位氢储运成本开始急剧下降，降低趋势逐步减缓。在当前分析条件下，日制氢规模达到约6000kg以上时，海管输氢的成本开始占据优势。因此，扩大制氢规模有利于氢储运成本的降低，较大规模的海管输氢成本更具有优势。

图5 单位氢储运成本随日制氢量变化图

  不同规模下的海上制氢不同运输方式在全寿命周期内随输送距离变化的单位氢储运成本如图 6 所示。海管输氢和船舶输氢的成本均随着运输距离的增加而提高。海上制氢规模是海管输氢成本增加幅度的主要影响因素。而海上制氢规模对船舶输氢成本增加幅度的影响较低。制氢量较高的情况下，随着运输距离的提高，海管输氢的单位氢储运成本增加的幅度较低。在当前分析条件下，海管输氢在40km以内均具备成本优势。而制氢规模较小的情况下，海管输氢成本随运输距离增加幅度高于船舶输氢。平均每日制氢规模2600kg时，在输送50km以上时海管输氢的成本将高于船舶输氢的成本。随制氢规模的扩大，海管输氢成本将在更远的输送距离超过船舶输氢。平均均每日制氢7800kg时，海管输氢的成本在300km以外才能高于船舶输氢。而平均每日制氢量达到16900kg时，海管输氢的成本在任何输送距离条件下均有成本优势。因此，扩大制氢规模有利于降低输送距离增加引起的成本上升，进一步降低氢气储运设备的成本、增加氢气输运效率，将对海上制氢开发起到至关重要的作用。

图6 单位氢储运成本随运输距离变化图

6 结论

    本文通过建立成本分析模型，对比分析不同因素影响下海上制氢管道运输与船舶运输的单位氢输运成本变化。在现有技术条件下，海上制氢项目氢运输成本变化范围较大。提升储运设备建设成本能大幅度降低项目的单位氢储运成本。制氢规模较小条件下，输送距离近，则管道运输占据优势；输送距离远，则船舶运输更占优势。随着风电机组规模增大，船舶运输相较管道运输的优势逐渐消失，达到一定规模以后，管道运输方式开始发挥优势。制氢规模较大条件下，无论输送距离远近，管道输氢成本均更占据优势。