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俄罗斯氢能发展将驶入快车道

俄罗斯氢能发展将驶入快车道

日前，俄罗斯总理米哈伊尔·米舒斯京批准了国家氢能发展构想，将分三阶段发展氢能产业。第一阶段为从现在起到2025年，将建成集生产、出口一体的氢能产业集群并落实试点项目，同时发展国内市场。第二阶段和第三阶段（分别为至2035年和2050年），旨在建设出口导向型氢能源产业，在国民经济中广泛使用氢能技术。俄罗斯氢能发展将驶入快车道。 俄学者认为，俄罗斯发展氢产业的动力主要来自于消费市场转型，既具备资源、基础设施、市场等诸多优势，又面临技术、绿氢（可再生能源制氢）原料不足、氢产业发展受出口市场偏好影响较大等挑战。 消费市场转型倒逼 俄力推氢能发展 “如果没有来自能源消费者，尤其是来自欧洲消费者的挑战，氢能在俄罗斯很难得到如此大的推动。”俄罗斯联邦政府分析中心专家亚历山大·库尔丁表示。近两年，油气资源国俄罗斯频繁出台促进氢能发展的政策规划，氢能迎来跳跃式发展。除刚发布的氢能发展构想外，去年6月和10月，俄相继发布新版《2035年前能源战略》和《2020-2024年氢能发展路线图》，将氢能作为能源行业重点发展方向之一，计划由俄气、俄原子能两家公司主导，2024年前在俄境内建立全面的氢能产业链。 俄罗斯高等经济学院教授斯捷岑科同样认为，俄发展氢能步伐加快主要受消费市场转型影响。欧盟是俄罗斯最大的能源消费市场，也是低碳转型最为积极的国际行为体。欧盟在2019年、2020年分别发布《欧洲绿色协议》和《欧洲氢能战略》，将氢能视为其实现净零排放的重要抓手，计划促进氢能的制取、运输和消费，使欧洲对天然气的需求下降。正如米舒斯京在业务会议上所说，发展氢能可降低俄失去能源市场的风险。在全球能源转型的趋势下，俄罗斯依赖油气出口的经济模式恐难以为继，通过利用天然气制氢，成为全球氢能主要出口国，依靠氢能保障以往的油气出口收入成为俄罗斯的主要关切。“欧洲终将实现向氢能的过渡，俄罗斯越早参与氢能发展进程，就越有可能从中获得经济回报。”斯捷岑科表示。俄总统可持续发展问题特别代表阿纳托利·丘拜斯预计，到2030年，俄罗斯通过向欧盟出口氢可获得至少200亿~300亿美元的收入。 欧盟最近出台的气候能源政策更使俄罗斯坚定了出口氢气等低碳能源的决心。今年7月，欧盟委员会提出包括碳边境调节机制在内的气候能源一揽子计划提案，鼓励欧盟贸易伙伴降低出口产品的碳强度或碳足迹，并将于2026年向产品出口国征收碳排放费用，波士顿咨询公司预计，如果碳税为每吨二氧化碳30美元，俄罗斯将每年损失31亿~38亿美元。 俄罗斯发展氢能具备诸多优势 在氢能发展方面俄罗斯雄心勃勃，立志成为全球氢能市场的领导者，并提出到2030年拥有全球氢市场20%份额的目标，预计到本世纪中叶，俄氢气供应量将达1500万~5000万吨。亚历山大·库尔丁表示，欧盟提出碳边境调节机制，将发展可再生能源的融资压力转嫁于油气出口国。鉴于资源和技术基础，俄罗斯提出了蓝氢(天然气制氢)开发方案作为应对措施。在发展氢能方面，俄罗斯具备资源、基础设施、市场等诸多优势。 首先，俄罗斯天然气储量丰富，制氢成本低廉。根据发展构想，2035年前蓝氢将成为俄罗斯制氢优先方向。据国际能源署数据，生产绿氢的成本为每公斤2至7美元，蓝氢成本仅为每公斤1.6美元。 其次，俄罗斯具备发达的天然气管网。氢工业与天然气工业相似程度较高，俄罗斯境内共有输气管道超过17万公里，配气管道约70万公里，地下储气库20余座，是全球天然气管网最发达的国家之一。未来俄将通过长输天然气管网向欧洲和亚洲出口数千万吨氢，正在建设的北溪2号线的掺氢比例可达70%。 最后，俄罗斯具有市场优势。欧洲和亚洲是全球氢主要出口市场，紧邻亚洲和欧洲的地理优势和成熟的天然气贸易关系，使俄罗斯在向上述两个市场出口氢能方面具备优势。俄罗斯也针对目标市场在《构想》中提出建设西北部、东部和北极三个生产集群。其中，东部集群面向亚洲，西北集群面向为欧洲，并将致力于降低出口导向型企业的碳足迹。 挑战下俄能源企业 相继出台氢能业务布局 目前，全世界每年消耗的氢总量约为7200万吨，其中俄罗斯氢气产量仅为500万吨，所占比例较小。俄罗斯依靠氢能出口保障收入，主要面临以下四方面的挑战： 一是俄罗斯氢能产业为出口导向型。俄罗斯工业、企业和居民对氢缺乏强烈的内部需求，发展氢能旨在出口。在这种情况下，俄氢工业的发展容易受目标市场氢种类喜好变化的影响。例如，远期来看，随着欧盟绿氢生产能力的迅速增强，俄罗斯的蓝氢、紫氢（核电制氢）可能最终将被挤出欧洲市场。近期来看，欧洲碳边境税可能会最小化俄罗斯氢气的成本优势，俄氢能行业无法获得预期的收入。 二是俄罗斯绿氢短期内无法实现出口。俄罗斯没有资源，也没有动力在短期内为欧盟提供绿氢。绿氢必须通过电解水、风光发电和生物质燃烧获得，尽管构想中宣布了实现绿氢的目标，但制氢原料——可再生能源在俄发电结构中的比例微乎其微。且俄罗斯生产蓝氢比绿氢更具成本竞争优势。 三是氢气运输技术有待研究。俄罗斯计划通过利用改造现有天然气管网向欧洲输氢，但管网掺氢输送还面临一些列技术难题。圣彼得堡矿业大学校长弗拉基米尔·利特维年科表示，氢的应力腐蚀对于天然气管网掺氢构成挑战。由于应力腐蚀，俄气已经更换了超过5000公里的大口径天然气。 虽然挑战重重，但俄气、俄原子能、诺瓦泰克等公司相继宣布了氢能业务布局。“这些公司能够大规模制氢，并向欧盟及亚太市场出口低碳氢，是俄氢能产业发展的受益者。”俄能效中心主任伊格尔·巴什马科夫表示。俄原子能公司2024年将建设氢动力火车试点。俄气将研究氢和甲烷氢燃料在燃气涡轮发动机、燃气锅炉中的使用，以及氢作为动力燃料在各种交通运输工具中的应用。诺瓦泰克宣布5年内在亚马尔半岛启动商业制蓝氢以及CCS项目，并将在当地建设一座装机容量约为200兆瓦的风电厂，发展绿氢产业。  

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详解沿海地区三大制氢技术路线

详解沿海地区三大制氢技术路线

我国沿海地区凭借风资源、核能以及海港优势，可发展具有沿海特色的氢源基地。发展初期，依靠化工副产制氢推动氢能产业起步；中后期利用风、核等清洁能源从根本上实现零排放绿色制氢。 本文以大规模环境友好型制氢基地为目标，简述了符合我国沿海特色的相关技术路线，并指出可依托海港优势形成液氢集散中心，成为液氢集散枢纽，最终耦合布局风电、核能制氢基地以及液化天然气接收站，统筹布局形成沿海特色氢源基地。 氢能是国际公认的未来能源之一，加快推进我国氢能产业发展，是积极应对气候变化、保障国家能源安全的战略选择。 目前主流的制氢方式包括化工副产制氢、煤气化制氢、天然气重整制氢、甲醇重整制氢、水电解制氢。若考虑环境友好性，煤气化制氢、天然气重整制氢、甲醇制氢依然有较高的碳排放，无法从根本上解决能源与环境的矛盾。 基于我国“富煤贫油少气”的资源禀赋，以及拥有丰富化工副产氢的现状，现阶段蓝氢路线可作为有效的过渡方案，推动氢能产业铺开及公用基础设施普及，巩固氢能发展基本盘。 据不完全统计，我国焦炉煤气、丙烷脱氢、烧碱工业等可利用副产氢超过800万t/a。随着CO2集中捕集技术的发展，结合碳捕集、利用与封存技术的化石燃料制氢技术有望在内陆获得重视。 为达成“碳达峰”和“碳中和”的目标，未来大规模制氢的发展方向将是利用风力发电、光伏发电等可再生能源进行电解水制氢，此外核能制氢同样具有美好前景。 我国沿海地区依托海洋，相较内陆地区，拥有海上风电以及核电优势，可打造具有沿海特色的氢源基地。 01 沿海特色氢源基地思路简述 我国东南部地区拥有蕴含丰富风力资源的漫长海岸线，现我国正积极发展海上风电。综合考虑冷却、运输、安全等因素，沿海相比内陆更适合建造核电站。同时沿海地区利用港口优势可形成能源传输枢纽。 基于上述特点，沿海地区可发展具有沿海特色的氢源基地，如图1所示，沿海地区的氢源基地具有两大功能：一是新能源制氢基地；二是氢能集散中心。 图1：沿海特色氢源基地架构 图片来源：《现代化工》 发展初期，选用成本较低且技术成熟的工业副产氢加速氢能产业布局；中后期，利用海上风电及核能制氢，可真正做到零排放、零污染。 大规模制取的氢可直接以气态形式短距离运送至附近需氢用户，也可输往氢液化基地转换至液态以便进行远距离运输。 类似LNG接收站，沿海可建造液氢集散中心，从廉价氢源地进口氢，亦可将氢出口获利。依托LNG接收站，可利用LNG气化冷能有效降低氢液化系统能耗。 02 沿海特色新能源制氢技术 2.1  风电制氢 氢因其能量密度高、寿命长、便于储运的优点，适于风电规模化综合开发利用及储存。风氢耦合发电已成为一些国家解决风电上网“瓶颈”问题的重要手段，不仅可以提升电力输出品质，还可提供绿色环保的氢，供进一步综合利用。 风氢耦合发电的初衷是为了解决风电的间歇性问题，将其作为一种储能方式。 2004年，美国启动了Wind2H2计划，致力于研究适用于风电的氢储能技术。利用“废弃”风电来电解水制氢储能，不仅可解决弃风问题，还能反过来利用氢气再发电增强电网的协调性和可靠性，并且整个过程清洁环保，几乎不产生二氧化碳。 然而，风氢耦合发电系统的能量转换效率较低，在当前的技术水平下，“风电-氢-电”的转换效率低于40%，不适合规模化推广应用。因此，今后风氢耦合的重点应是更具前景的“风电-氢-用”的模式。 未来随着氢能应用的多样化及普遍化，氢需求量大幅增大后，风电制氢将从废风制氢的辅助并网模式转变为专一制氢的非并网模式。去除并网设备成本后，大规模风电制氢的经济性将会进一步提升。 风电制氢的技术关键在于水电解制氢，水电解制氢技术主要有三种：碱性水电解制氢、纯水质子交换膜（PEM）水电解制氢、固态氧化物电解池（SOEC）电解水制氢。 如表1所示，碱性水电解制氢技术和PEM水电解制氢技术现已有商业化运行，前者较为成熟而后者由于成本较高暂处于早期商业化试验阶段，SOEC虽然效率较高但还处于研发示范阶段。 表1  主流水电解制氢技术比较 在辅助并网的风氢耦合模式下，采用弃风弃电制氢，因风电间歇性和随机波动性特点，要求水电解装置具有不稳定电能条件下安全、可靠、高效的制氢能力。 现阶段技术水平的碱性水电解制氢设备的冷启动响应以及功率波动情况下制氢品质欠佳。而PEM可快速响应，可匹配适应风电场的功率波动性，但投资成本较高，目前不适合大规模推广应用。 综上所述，未来大规模的风电制氢若采用专一制氢的非并网模式，可考虑碱性水电解技术和PEM水电解技术协同使用：以碱性水电解设备为主，发挥其成本低的优势大规模装机；PEM水电解设备辅助使用，利用其快速响应优势以匹配风能功率波动。 2.2  核能制氢 利用核能，可以实现氢气的高效、大规模、无碳排放制氢。核能制氢技术研发为未来氢气的大规模供应提供了一种有效的解决方案，同时可为高温堆工艺热应用开辟新的用途，对实现我国未来的能源战略转变具有重大意义。 未来核能在非发电领域的应用备受瞩目，第四代核能系统的6种堆型（钠冷快堆、气冷快堆、铅冷快堆、熔盐堆、超临界水堆、超/高温气冷堆）中，具有固有安全性、高出口温度、功率适宜等特点的超/高温气冷堆，被认为是非常适合用于制氢的堆型。 核能制氢所利用的主要是核反应产生的热量。如图2所示，核能制氢技术路线包括：高温重整烃类制氢、高温热化学循环分解水制氢、高温蒸汽电解制氢、核电电解水制氢。 图2  核能制氢技术路线 利用核热代替常规技术中由燃烧化石燃料产生的热源进行烃类的高温重整制氢，可减少CO2排放，但仍无法做到零排放。 剩下的3种零排放技术路线中，利用核能发电再进行常规电解水制氢，与其他新能源发电电解水制氢路线类似，虽技术较为成熟，但效率较低，不适合未来大规模制氢场景。 与间接使用核热的电解水路线不同，高温热化学循环分解水（碘硫循环和混合硫循环）制氢和高温蒸汽电解制氢可全部或部分地直接利用反应堆提供的工艺热，减少了热-电转换过程中的效率损失，可实现核能到氢能的高效转化。 碘硫循环被认为是最具应用前景的核能制氢技术。碘硫循环由三步反应相耦合组成闭合过程，反应温度条件为800～900℃，反应的净结果为水分解生成氢气和氧气。 反应的第一步为Bunsen反应，温度为20～-120℃； 第二步为硫酸分解反应，温度为830～900℃； 第三步为氢碘酸分解反应，温度为400～500℃。 碘硫循环制氢效率可达50%以上，且易于实现放大和连续操作，适合大规模制氢场景。 混合硫循环反应的净结果同样为水分解生成氢气和氧气。混合硫循环由二步反应组成： 第一步为SO2去极化电解反应，温度为30～120℃； 第二步为硫酸分解反应，温度为850℃。 混合硫循环的第一步为电解反应，因此反应流程需要同时利用高温热和碘，其效率要远高于常规电解。 高温蒸汽电解利用固体氧化物燃料电解池（SOEC）实现高温水蒸气的电解。SOEC与常规电解技术相比，反应需要在高温条件（一般在700℃以上）下进行，因此利用核热可显著提高制氢效率。 03 液氢港口与LNG接收站冷能回收 日本提出了利用海运进口液氢的方案并一直在积极进行实质性探索，神户大学联合岩谷气体以及日本材料科学研究所于2017年在大阪成功进行了小型液氢船运载试验。日本计划在2020—2030年期间实现氢的商业进口，氢源地为澳大利亚。 根据计划，澳大利亚将利用作为闲置能源的褐煤进行气化制氢（含碳捕集）并进行液化处理，日本无碳氢供应链技术研究协会将在2020年利用搭载2个1250m3容量储罐的液氢槽船进行海上液氢转运。 参考日本的思路，我国沿海地区具有建设LNG接收站条件的地区可以考虑建设液氢港口。与LNG接收站的单一接收功能不同，液氢港口可同时担负液氢进口或液氢出口的责任。 在缺氢源的阶段，可仿照日本的进口端模式，进口国际上较为廉价的液氢作为补充备用； 在大规模制氢铺开后产能充足的阶段，可仿照澳大利亚的出口端模式，向周边氢资源紧缺的国家出口液氢以获取利润。 在LNG接收站，LNG气化过程中存在大量具有回收价值的冷量，若是将氢出口港和LNG接收站联合建设，可考虑利用LNG气化过程的大量冷能对氢液化循环进行预冷，可在解决LNG冷能利用问题的同时，有效降低氢液化的能源需求和资本成本。 04 结论与展望 根据沿海地区能源特点，建立风电制氢和核能制氢基地可满足未来绿色氢能的发展趋势，大规模供应无碳氢。风电制氢从弃风制氢的辅助并网模式转变为专一制氢的非并网模式，可提升制氢的转换效率和经济性。 非并网模式下，综合考虑不同水电解制氢的设备成本及技术特点，碱性水电解设备为主并以PEM水电解设备辅助的方案或许具有较好应用前景，可深入研究分析。 利用第四代核能系统的高温核热，高温热化学循环分解水制氢和高温蒸汽电解制氢可实现核能到氢能的高效转化，可在未来应用于大规模无碳产氢。 依托LNG接收站经验建立液氢港口，成为国际液氢集散中心，有利于发展国际氢能贸易。 联合风电制氢、核能制氢、液氢港口，耦合形成沿海特色氢源基地，可发挥氢作为实体能源的优势，助于氢实现对石油的替代，有利于向无碳社会过渡。

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北京冬奥延庆赛区配212辆氢燃料车、5年内累计推广超万辆氢燃料车

北京冬奥延庆赛区配212辆氢燃料车、5年内累计推广超万辆氢燃料车

北京市经济和信息化局8月16日发布《北京市氢能产业发展实施方案(2021-2025年)》。根据方案设定的目标，2023年前，本市将力争建成37座加氢站，推广氢燃料电池汽车3000辆；到2025年前，氢燃料电池汽车累计推广量突破1万辆。 京津冀协同布局氢能产业 氢气具备来源广泛、清洁高效和应用场景丰富等优点，被认为是最清洁的能源。中国氢能联盟预测，2025年，我国氢能产业产值将达到1万亿元；到2050年，氢气需求量将接近6000万吨，氢能在我国终端能源体系中占比将超10%，产业链年产值达到12万亿元。 “京津冀区域是国内最早开展氢能与燃料电池产业研发和示范应用的地区之一，具备研发实力突出、产业基础完备、氢能供给多元、产业链完整、应用场景丰富等优势，三地产业与经济结构互补性强，为区域协同发展氢能产业奠定了坚实的基础。”市经济和信息化局方面表示。数据显示，截至2020年底，本市氢能产业相关企业、机构数量约150家，其中氢能供应领域73家，燃料电池领域89家。2020年，本市氢能产业实现产值约30亿元，总体处于中试到产业化过渡阶段。 方案提出，北京将以冬奥会和冬残奥会重大示范工程为依托，2023年前实现氢能技术创新“从1到10”的跨越，培育5至8家具有国际影响力的氢能产业链龙头企业，京津冀区域累计实现产业链产业规模突破500亿元，减少碳排放100万吨。尤其在交通运输领域，推广加氢站及加油加氢合建站等灵活建设模式，力争建成37座加氢站，推广燃料电池汽车3000辆。 2025年前，北京将具备氢能产业规模化推广基础，产业体系、配套基础设施相对完善，培育10至15家具有国际影响力的产业链龙头企业，形成氢能产业关键部件与装备制造产业集群，建成3至4家国际一流的产业研发创新平台，京津冀区域累计实现氢能产业链产业规模1000亿元以上，减少碳排放200万吨。在交通运输领域，力争再新增37座加氢站建设，实现燃料电池汽车累计推广量突破1万辆。 京城南北打造两大示范区 从产业布局上看，京北将以昌平“能源谷”建设为核心，向南融合海淀，向北辐射延庆、怀柔，在北部区域打造氢能产业关键技术研发和科技创新示范区，打造燃料电池关键装备、商用车整车集成及上下游产业核心竞争力；京南依托大兴、房山、经开区，构建氢能全产业链生态系统，在南部区域打造氢能高端装备制造与应用示范区，开展氢燃料电池车辆、车载液氢供氢系统、氢动力无人机、船舶、轨道交通等产业全场景应用示范。 京津冀地区将以联合开展燃料电池汽车关键核心技术产业化攻关和示范应用城市群建设为引领，集聚制、储、运、加、用全产业链，形成优势互补、错位发展、互利共赢的氢能产业发展格局。 本市将依托能源、电力央企，在京津冀地区建设符合国际标准的高质量、智能化、核心技术自主可控的可再生能源电力制储氢与加氢基础设施项目。2023年，预计全市氢燃料电池汽车及燃料电池发电系统用氢量约50吨/天，到2025年将达到135吨/天。2022年前，全市氢气日产能达到68.8吨，基本满足应用端用氢需求；到2025年用氢量缺口部分，由京津冀统筹布局产能解决，保障氢气供应体系持续稳定，并逐步提升绿氢供给比例。 冬奥延庆赛区配212辆氢燃料车 方案公布了多个氢能应用示范场景。在绿色冬奥方面，将应用燃料电池汽车，在延庆等山地赛区承担观众或工作人员的运送服务。延庆赛区赛时燃料电池车的客运服务应用规模212辆，赛后车辆用于公交服务。同时，本市将以“宜电则电，宜氢则氢”为推广原则，聚焦冬奥客运、大宗物资运输、渣土运输、港区作业、物流配送、市政环卫等10类以中远途、中重型为主的应用场景，完成5300辆自主化燃料电池汽车的示范应用。 在京津冀区域，往返于各港口至北京的运输线路、重点企业物流专线和以农副产品为重点的生活必需品运输线路上，将构建京津冀燃料电池重卡货运走廊，实现氢燃料电池牵引车和载货车的分阶段替换。到2025年，共计替换约4400辆，实现柴油替代约14.5万吨/年，减少碳排放约46万吨/年。市经济和信息化局介绍，北京将建设成为具有国际影响力的氢能产业城市与科技创新中心，合力构建氢能与燃料电池全产业链，着力打造“区域协同、辐射发展、国内领先、世界一流”的产业创新高地。

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黎明气体集团对俄出口医用氧气，救治当地新冠肺炎患者

黎明气体集团对俄出口医用氧气，救治当地新冠肺炎患者

8月17日，黎明气体集团首批22吨医用氧气经满洲里口岸，出口到俄罗斯，这是该口岸首次向俄罗斯出口医用氧气。未来一个月，黎明气体集团哈尔滨分公司还陆续将向俄罗斯出口300吨医用氧气。 　　7月末，黑龙江省人民政府外事办公室接到关于俄罗斯计划从黑龙江进口医用氧气消息后，积极协调东北最大的液氧生产企业黎明气体集团。我集团与黑龙江省交通、商务及海关等有关部门密切配合，推动向俄罗斯出口液氧事宜。 　　“我们签订的合同是首月出口300吨，2天发一车，一车为22吨。”哈尔滨分公司总经理吕厚春说。 8月15日，第一辆装有22吨医用氧气的汽车从哈尔滨发车，17日，这些医用氧气经我国对俄最大陆路口岸站满洲里过境，已运抵俄罗斯。 据俄罗斯驻哈尔滨总领事馆工作人员介绍，未来一段时间，黑龙江将通过满洲里—外贝加尔斯克公路口岸，定期向俄罗斯提供液氧。这些液氧都是出口到俄罗斯的伊尔库茨克州，用于新冠肺炎患者的救治。 黎明气体集团作为中国知名气体生产商，在2020年及2021年的多次新冠疫情中勇于承担社会责任，为河北、辽宁、吉林、黑龙江、内蒙古等北方区域数百家医院提供医用氧气供应，并荣获多项国家级抗疫殊荣。

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5项涉氢标准入选2021年拟立项能源行业标准

5项涉氢标准入选2021年拟立项能源行业标准

近日，国家能源局发布《关于对2021年能源领域拟立项行业标准制修订计划及外文版翻译计划项目征求意见的公告》。 在汇总的《2021年能源领域拟立项行业标准制定计划项目》中，其中提到了氢能与燃料电池项目。 关于5项标准，具体阐述为：   加氢站压力设备监测技术要求   加氢站压力设备监测技术要求由中国特种设备检测研究院等起草，预计于2023年完成制定。   1）本标准规定了储氢系统的监测技术要求。   2）本标准适用于加氢站氢气储存压力容器、瓶式氢气储存压力容器、系统管路等储氢系统的监测。   3）其他固定式储氢系统的监测可参照本文件执行。   加氢站压力设备风险评价与检验   加氢站压力设备风险评价与检验中国特种设备检测研究院作为主要起草单位，预计于2023年完成制定。   1）本标准适用于气氢、液氢加氢站的风险评价与检验，包含站用压力容器及其全部承压零部件、站内压力管道及其全部承压管件、安全阀等安全泄放装置、氢气加注机等。   2）本标准主要技术内容包括加氢站用压力设备的风险评价方法，及针对风险实施的监测预警、智能检验手段等。     储能电站技术监督导则   储能电站技术监督导则国网湖南省电力有限公司经济技术研究院作为主要起草单位，预计于2022年完成制定。   本文件适用于锂离子电池、铅酸电池、液流电池、燃料电池、压缩空气、飞轮、超级电容等储能电站的技术监督，主要技术内容包括：技术监督项目、监督方法及监督管理等内容。   核电厂高压氢气系统调试导则   核电厂高压氢气系统调试导则由三门核电有限公司作为主要起草单位，预计于2022年完成制定。   适用范围：该标准适用于电厂高压氢气系统调试。主要技术内容：本标准规定了电厂高压氢气系统调试的试验目的、试验条件、试验内容；本标准规定了电厂高压氢气系统调试的验收标准。   可再生能源电力制氢设计规范   可再生能源电力制氢设计规范由中国电建集团西北勘测设计研究院有限公司和水电水利规划设计总院作为主要起草单位，预计于2023年完成制定。   适用范围：新建、扩建和改建的可再生能源电力制氢工程的设计。   主要技术内容：总则、术语和符号、基本规定、资源分析、总体设计、可再生能源发电系统、电解水制氢和储运系统、燃料电池发电系统、电力系统、电气、辅助及附属设施、建筑结构、施工组织设计、环境保护与水土保持、劳动安全与职业卫生、消防、信息系统。

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全国首份加氢站安全管理规定

全国首份加氢站安全管理规定

近日，苏州市政府办公室正式印发《苏州市加氢站安全管理暂行规定》（以下简称《暂行规定》）。这也是全国首份加氢站安全管理规定。自2021年10月1日起生效，有效期2年.   当地一线工作人员表示，进入涉氢场所要穿戴防静电工作服和防静电鞋、加氢站经营单位每半年检测一次防雷装置。   《暂行规定》共21条，明确加氢站主体责任落实要求，强调要建立具备相应履职能力的企业安全管理和技术专业团队；明确加氢站的安全运行要求，强调制度环节设计；明确作业人员的教育培训和资格要求，强调从业人员要具备与加氢站安全运行相适应的安全生产知识和能力。 苏州市加氢站安全管理暂行规定 第一条为了保障苏州市加氢站运行安全，规范加氢站经营单位的安全管理，促进氢能产业健康安全持续发展，依据《中华人民共和国安全生产法》、《危险化学品安全管理条例》、《江苏省安全生产条例》等相关法律法规，结合本市实际，制定本规定。 第二条本规定适用于苏州市行政区域内加氢站经营单位安全管理工作。 第三条加氢站经营单位的安全生产保障、从业人员的安全生产权利义务，应当符合《中华人民共和国安全生产法》《危险化学品安全管理条例》《江苏省安全生产条例》和有关法律、法规、规章的要求。 第四条应急管理部门负责加氢站安全监督管理以及事故调查处理工作。 住房和城乡建设管理部门负责汽车加氢站的工程建设管理和消防审验。 交通运输主管部门负责高压氢气道路运输、水路运输的许可，对高压氢气水路运输安全实施监督，负责高压氢气道路运输企业、水路运输企业驾驶人员、船员、押运人员等的资格认定。 公安机关负责高压氢气长管拖车的道路交通安全管理。 市场监督管理部门负责加氢站涉及到的压力容器等特种设备的安全监管以及有关行政许可事务的具体办理。 各县级市（区）人民政府（管委会）有关部门，依照本规定和其他法律法规的有关规定，在各自职责范围内，负责本行政区域内的加氢站经营单位安全监管工作。 第五条加氢站的设计、施工及安全管理等应当遵守《加氢站技术规范》（GB50516）、《氢气站设计规范》（GB50177）、《氢气使用安全技术规程》（GB4962）、《特种设备生产和充装单位许可规则》（TSG07）、《化学品生产单位特殊作业安全规范》（GB30871）等国家有关标准或者规范的规定。 第六条加氢站经营单位应当取得《中华人民共和国移动式压力容器（气瓶）充装许可证》，方可从事充装活动。 依法需要办理其他行政许可的，应当在取得相关行政许可后，方可从事经营活动。 第七条加氢站经营单位应当建立健全全员安全生产责任制和安全生产规章制度。 安全生产规章制度包括以下内容： （一）安全生产投入保障制度； （二）宣传教育培训制度； （三）隐患排查治理制度； （四）应急管理制度； （五）法律、法规、规章规定的其他安全生产规章制度。 第八条加氢站经营单位的主要负责人对本单位的安全生产工作全面负责，负责组织制定并实施本单位安全生产规章制度和操作规程。 第九条加氢站经营单位应当设置安全生产管理机构或者配备专职安全生产管理人员。安全生产管理机构以及安全生产管理人员履行检查本单位的安全生产状况，督促落实本单位重大危险源的安全管理措施，制止和纠正违章指挥、强令冒险作业、违反操作规程的行为等职责。 第十条加氢站经营单位的主要负责人和安全生产管理人员应当具备与本单位所从事的生产经营活动相应的安全生产知识和管理能力，由应急管理部门对其安全生产知识和管理能力考核合格。 加氢站经营单位的特种作业人员应当按照国家有关规定经专门的安全作业培训，取得相应资格，方可上岗作业。 加氢站经营单位的特种设备安全管理人员和作业人员应当按照国家有关规定取得相应资格，方可从事相关工作。 第十一条加氢站经营单位应当规范其安全管理信息的记录，对维护、保养、检测、监控、事故隐患排查治理情况等数据进行记录。 第十二条加氢站经营单位应当在有较大危险因素的生产经营场所和有关设施、设备上，设置明显的安全警示标志，安全警示标志应当遵守国家标准或者行业标准。 第十三条氢气设备、管道和容器，在投入使用前、检修作业前或者长期停用后，均应当使用符合安全要求的惰性气体进行置换吹扫，取样分析氢含量或者氧含量符合《氢气使用安全技术规程》（GB4962）的相关要求。 第十四条进入涉氢场所的人员应当穿戴防静电工作服和防静电鞋，严禁带入火种；作业时应当使用不产生火花的工具；氢气设备运行时，禁止敲击、带压维修和紧固。 进行动火等特殊作业应当遵守《化学品生产单位特殊作业安全规范》（GB30871）的相关要求。 第十五条加氢站经营单位应当组织管理、技术、岗位操作等相关人员，对生产工艺、设备设施、作业环境、人员行为和管理体系等方面存在的安全风险进行全面、系统辨识。对辨识出的安全风险，应当根据安全风险特点，从组织、技术、管理、应急等方面逐项制定管控措施，按照不同安全风险等级实施分级管控。 加氢站经营单位应当建立健全并落实生产安全事故隐患排查治理制度，采取技术、管理措施，及时发现并消除事故隐患。发现直接危及人身安全的紧急情况，从业人员有权停止作业或者在采取可能的应急措施后撤离作业场所。 第十六条加氢站经营单位应当对其使用的特种设备进行经常性维护保养和定期自行检查，并作出记录；应当对其使用的特种设备的安全附件、安全保护装置进行定期校验、检修，并作出记录。 加氢站经营单位投入使用后的防雷装置应当每半年检测一次。 第十七条加氢站经营单位应当加强应急救援能力建设，制定本单位生产安全事故应急救援预案，定期组织演练，每半年至少组织一次现场处置方案演练，每年至少组织一次综合应急预案演练或者专项应急预案演练。 第十八条加氢站经营单位发生生产安全事故后，事故现场有关人员应当立即报告本单位负责人，同时按照应急预案实施现场处置。 单位负责人接到事故报告后，应当迅速采取有效措施，组织抢救，防止事故扩大，减少人员伤亡和财产损失，并按照国家有关规定立即如实报告当地负有安全生产监督管理职责的部门，不得隐瞒不报、谎报或者迟报，不得故意破坏事故现场、毁灭有关证据。 第十九条违反本规定相关规定，由住建、应急管理、市场监管、交通运输、生态环境、公安等部门按照职责依法处理。 第二十条本规定中下列用语的含义： （一）氢：是一种易燃气体，根据《危险化学品目录（2015版）》和《危险货物品名表》（GB12268），氢为危险化学品和危险货物。 （二）加氢站:为氢能汽车或者氢内燃机汽车或者氢气天然气混合燃料汽车等的储氢瓶充装氢气燃料的专门场所。 （三）氢气长管拖车：由若干个高压氢气压力容器或者气瓶组装后设置在汽车拖车上，用于运输高压氢气的装置，配带相应的连接管道、阀门、安全装置等。 第二十一条本规定自2021年10月1日起施行，有效期2年。

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我国将制定氢能发展战略，氢气内燃机有望纳入其中获得支持

我国将制定氢能发展战略，氢气内燃机有望纳入其中获得支持

在碳达峰、碳中和目标的推动下，氢燃料电池技术高速发展。但这还不够，多家商用车企正在解锁氢能源的另一种利用形式——氢气发动机。 记者从工业和信息化部获悉，该部将支持发展零碳排放的氢气发动机，下一步还将积极配合相关部门制定氢能发展战略，研究推动将氢气内燃机纳入其中予以支持。 我国将制定氢能发展战略 工业和信息化部是在对十三届全国人大四次会议第5736号建议的答复中做出以上表态的。 工业和信息化部表示，“2017年4月，我部、发展改革委、科技部联合印发《汽车产业中长期发展规划》，明确指出‘推动先进燃油汽车、混合动力汽车和替代燃料汽车研发。鼓励天然气、生物质等资源丰富的地区发展替代燃料汽车，允许汽车出厂时标称油气两用，开展试点和推广应用，促进车用能源多元化发展’。下一步，我部将积极配合相关部门制定氢能发展战略，研究推动将氢气内燃机纳入其中予以支持。” 工业和信息化部还提出，将根据氢气发动机技术进步和应用推广情况，进一步评估现行标准体系的适应性和差异性，提前布局相关标准预研，适时推动急需标准制定，有力支撑氢气汽车科学合理发展。 氢能发展热潮倒逼规则建设 我国明确氢能发展战略正当其时。 “目前，燃料电池技术正加速改变世界能源格局，氢能源受到全球主要国家的重视，国内也有不少省市相继布局氢能产业。随着氢能的安全使用问题及燃料电池的技术和成本瓶颈逐步取得突破，氢能产业发展开始进入示范运营阶段，并开展商业化探索。”中国电动汽车百人会的专家表示。 2021年，国内多地都把建设加氢站列入了当地重点任务。广东佛山、安徽芜湖、河南郑州、山西太原等城市的加氢站数量均已超过30个；布局加氢站运营的企业数量全国也超过了20家。 “氢能发展的热潮奔涌而来，但伴随着发展热潮的出现，相应的政策、体系、建设等方面都需要与之匹配。”上海大学理学院院长、可持续能源研究院院长张久俊认为，对氢能的后续发展，希望有关政府部门和行业机构能够明确氢能定位，确定不同种类氢的定义和标准，逐步扩大应用领域。 主流商用车企积极布局新型内燃机 被主管部门考虑纳入氢能发展战略的氢能内燃机是什么？ 氢内燃机可以简单的理解为烧氢气的发动机。和目前十分火爆的氢燃料电池原理不同，氢内燃机按照吸气—压缩—做功—排气4个冲程来完成化学能向机械能的转化。 汉马科技总经理刘汉如介绍，欧洲目前正在大力发展氢能动力产业。除了氢燃料电池外，欧洲几乎所有的主流商用车主机厂都在关注或已开始对氢气发动机的可行性研究，已经成立了包括主机厂、关键零部件等22家企业的氢气发动机联盟。 刘汉如认为，我国现有工业副产制氢潜力450万吨以上，可直接用于氢气发动机使用。考虑到可靠性、成本、经济性，氢气发动机是一个非常有吸引力的零二氧化碳商用车动力总成技术解决方案。 据介绍，氢气发动机可充分利用现有内燃机产业基础，目前已经有部分国内企业和高校在该领域取得一些研究成果。 此前，长城汽车发布了“氢柠技术”车规级氢动力系统全场景应用解决方案。 下游需求放量带动全产业链发展 天风证券认为，尽管本轮氢能源行情以下游需求放量为驱动，但上游制氢技术的研发突破，才是产业链实现垂直联动的决定因素。落实在投资层面，主要有三个层次的机会：上游制氢环节、中游储运环节、下游应用环节。 中信证券认为，行业“游戏规则”的确立，也有助于激励规模化、技术领先的龙头企业脱颖而出。推荐积极扩张光伏制氢的宝丰能源、全产业链布局的美锦能源，以及在制氢、加氢站扩张领域有优势的中国石化等。 根据国务院国资委的数据，目前，超过三分之一的中央企业已经在制定包括制氢、储氢、加氢、用氢等全产业链布局，取得了一批技术研发和示范应用成果。

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东京奥运会中的氢能布局

东京奥运会中的氢能布局

8月8日，2020东京奥运会落下帷幕，中国代表团以38金32银18铜，总计88枚奖牌的成绩圆满收官。 从7月23日正式开幕以来，由于疫情的原因，这是第一个几乎没有观众的奥运会。而在此次东京奥运会上，也出现了氢能的身影。 早在2016年，时任东京市长舛添要一曾宣布“东京奥运会将留下氢能社会作为遗产”，就像1964年东京奥运会留下了新干线高速铁路一样。 此次东京奥运会圣火台和部分奥运圣火均使用氢作为燃料，为奥运历史首次；奥运村的热水系统也完全由氢燃料供能；运动员更是乘坐氢燃料电池巴士奔赴比赛场馆。生产氢气的电能，全部来自福岛县的太阳能板。 事实上，在过去的一个多世纪，日本凭借石油、天然气和煤炭，已经打造出一整套完整的工业体系，而在过去几年，日本上至政府，下至企业，重金投入氢能源行业如此抉择，被外界看来是日本在整个工业体系上的最大赌注，甚至有日本学者将氢能比喻为“日本能源的推倒重来”。 作为世界上最早提出“氢能愿景”的国家，日本在此次奥运会上的展示已经为我们做了预演。从制氢、储氢、运氢到终端应用，整个过程不使用任何化石燃料。这是日本第一个完整的氢能基础设施系统，也代表了日本氢能战略的野心。 从绿氢制造到终端应用，此次东京奥运会氢能基础设施系统的完整性在世界范围内可谓是开创性的。十年前，福岛核事故轰动全球，核污染与核辐射一时之间掀起满城风雨。十年间，日本开始转型走向氢能，这很大程度上要感谢日本政府对其大量的资金投入。 今年上半年，日本川崎重工建成的世界第一艘液化氢运输船Suiso Frontier已投入试运行，核心技术在于其1250立方米的储氢罐能够将液氢大规模储存于零下253℃（252.76℃为氢的沸点/液化温度），比储存液化天然气的温度还要低100℃。这艘船将会把液氢从9000公里以外的澳大利亚运往日本。这条运氢线路将使2030年日本氢燃料到岸价格降低4倍。 但是，日本氢能产业链的成本依然非常高，东京奥运会所使用的氢燃料电池巴士价格是柴油巴士的4倍，相同条件下氢燃料成本至少是柴油的2.6倍。与锂电池产业链相比，氢能和氢燃料电池产业链更长、复杂度更高，有很多环节仍需技术突破和商业化探索。 截至2021年初，全球30多个国家已发布氢能产业发展路线图，并承诺提供公共资金支持氢能的应用。日本和欧盟均已公布氢能战略，对2030年和2050年的绿氢产量和氢能源汽车的普及率提出具体目标。国际氢能委员会预计，到2050年，氢能将承担全球18%的能源终端需求。另外，氢燃料电池汽车将占全球车辆的20%~25%，每年为交通运输行业贡献至少三分之一的碳减排。 去年国务院办公厅及国家能源局等颁布了《新能源汽车产业发展规划（2021-2035年）》《关于建立健全清洁能源消纳长效机制的指导意见（征求意见稿）》等支持政策，鼓励推广绿氢、分布式能源、燃料电池等重点技术的研发和商业应用，氢能产业将迈入商业化和规模化发展的新阶段。 今年国务院国资委在总结上半年央企经济运行情况时表示，超过三分之一的央企已在制定氢能全产业链布局。 截至2021年6月，全球大规模氢能项目和投资事件已达359个，其中至少三分之一发生在今年上半年，增速迅猛。各国政府已累计承诺至少700亿美元的公共资金投入氢能产业。预计到2030年，各国政府、资本和企业将为氢能产业投入至少5000亿美元。 在全球碳减排的加速推动下，2021年让氢能的发展走向了快车道。日本曾经的“全球第一氢能社会”的美好构想能否实现，目前还未可知。但在此次东京奥运会上的尝试，已经打出了第一枪的信号。

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