地下储氢技术的发展与阻碍

 

通过可再生能源发电并制取氢气；将氢气注入盐穴、枯竭油气藏、含水层和衬砌的硬岩洞等地下地质构造中；实现氢能的储存；有需要时可将氢气从地下储氢场所采出用于燃气、发电或其他用途。

 

 

图1 地下储氢的运作机制简述

 

（数据来源：地下储氢技术研究综述）

 

地下储氢具备经济性优势，仅需较低开发成本即可实现氢气的大规模存储，是实现氢能大容量长期储存的有效途径。

 

 

盐穴的存储容量通常较小，但是可在一年时间内多轮注入、采出，进而发挥灵活的跨期调节作用。目前包括传统储氢盐穴（见表1）、演示储氢的盐穴商业设施、现有或退役的天然气储存洞穴相邻的储氢的盐洞穴，混合氢合物的天然气储存盐穴（见表2）等。

 

表1  传统盐穴项目

 

 

（数据来源：地下储氢技术研究综述）

 

表2  其他类型项目盐穴

 

 

国内关于地下盐穴储氢的研究还处于起步阶段。在我国的江苏金坛，拥有大规模的盐层与盐穴资源，重庆大学与岩土所合作进行了相关研究，该研究结合以风能为代表的可再生能源发电，将过剩电量进行大规模存储。通过对我国江苏金坛地域的层状盐岩进行研究，从地质存储性、稳定性、岩洞致密性等方面对其作为UHS潜在选址的可行性进行分析与评估，尝试发展可再生能源发电与地下氢储能耦合这一技术路径。

 

以上例子证明了在盐穴中储存氢气的可行性。然而，合适的盐洞的可用性是有限的，盐洞需要在许多领域进行进一步的研究，包括评估盐穴的完整性。此外，受制于快速循环，电解产生的氢气将需要更高的储存灵活性，这使得盐穴成为IEA目前所关注的主要方向。

 

 

枯竭的天然气储层占世界天然气总储存容量的76%，气田体积大于盐穴，地理分布更广。

 

项目：目前没有商业设施可以在多孔岩石中储存纯氢。但是，存在氢气占比超过百分之50的混合天然气地下储存项目，以下是相关的项目信息：

 

表3  枯竭天然气藏项目

 

 

（资料来源：地下储氢技术研究综述）

 

此外，在爱尔兰，Green Hydrogen@Kinsale项目对枯竭气田的储氢潜力进行了专有评估。在意大利，Snam进行了一系列测试，确认了在其枯竭的气田中储存氢气的可能性，并评估了100% 浓度氢气储存影响的测试。

 

然而，氢气的储存比天然气更难，这是因为其具有更高的压缩系数、扩散系数、较低的粘度和反应性，所以在储氢方面的运用仍然具有挑战。由于气田的多孔性，枯竭的天然气田不能提供大规模的短期灵活性，每年只能运行数个周期。因此，它们可以在管理供求的季节性波动和加强供应安全方面发挥重要作用。

 

 

含水层约占现有地下天然气储存能力的11%。含水层的地质类似于枯竭的天然气田。它们都是多孔沉积岩结构，但含水层含有水而不是天然气，并且必须覆盖不可渗透的盖层岩石将气体保持在地下。含水层可以通过高压下注入气体转化为储气，其中水和岩石覆盖层都作为安全壳。

 

项目：没有正在运行的商业含水层储存氢气，且含水层中的纯氢储存尚未经过测试。但是有一些相类似的项目也值得列出，在20世纪70年代，在Lobodice (捷克共和国)，Engelbostel和Ketzin (德国) 和Beynes (法国)，使用了盐水含水层来储存城镇天然气。RINGS (向存储设施中注入新气体的研究) 项目正在分析向法国ter é ga含水层中注入的天然气流中添加氢气和生物甲烷的影响。

 

与枯竭气田不同，枯竭气田因最初充满气体而已知是紧密的，含水层并非四面都紧密，需要进行广泛的地质调查以确定是否存在气体逸出的隐患。含水层作为天然气储存的方案通常需要更多的缓冲气体，在注入和抽取气体方面同样不具备灵活调节的作用。

 

 

衬砌的硬岩洞用于储存天然气液体（丙烷，丁烷）和原油，此外，坚硬的岩洞也可以用来储存氢气。以下是一些相关示范项目的信息：

 

1.瑞典：2022 年 6 月，SSAB、LKAC 和 Vattenfall 在瑞典为 HYBRIT 示范设施（100 m3 ）揭幕，将氢气储存在衬砌的硬岩洞穴中。这是同类产品中的第一个，预计将2024年运行，总资金为3.31亿瑞典克朗 (3300万美元)。之后，可以建造约100 000立方米 (60 gwh H2) 的综合设施。

 

 

瑞典的项目证明了氢气衬砌硬岩洞用于天然气储存的可行性，但是压缩气体还需要类似于地上储氢罐的安全壳和绝缘系统。

 

 

 

氢能可以以多种形式储存，包括气体、液体、表面吸附、氢化物或液态有机载氢体等。但是为了实现辅助电网平稳运行，建立完善的氢能源网络的目标，地下储氢是当前唯一可行的方法。管道或储罐等地面储氢方式的储存和排放能力有限，只有数天时间（MW·h 级）。要满足数周或数月（TW·h 级）规模的能源储存供应， 则需要地下储氢。地下储氢可以满足最长至几个月的储能需求，需要时可采出直接使用，也可以转化为电能利用。

 

 

1979 年美国天然气技术研究院发表了地下储氢研究报告，证实了其经济和技术上的可行性。1986 年，根据 Taylor 等人研究，地下储氢是最经济的储氢方法。此外表1也展示一些项目研究证明其可行性。

 

表1  地下储氢项目

 

 

（资料来源：地下储氢技术研究综述）

 

 

含水层中储存氢的例子较少，但是有很多数值模拟的研究论证了地下含水层储存氢气的可行性。

 

西班牙：Sáinz-García等在西班牙北部Castilla-Leon地区通过数值模拟论证了发电产生的氢气在地下储存的可行性，同时指出，虽然氢气和水的黏度与密度相差较大，但是在模拟中并没有发生黏性指进（在气体提高石油采收率过程中，一般由于两相的粘度差异，容易造成气体像手指一样在原油中穿过，这种现象就是黏性指进现象），这对地下储氢是非常有利的。

 

德国：Pfeiffer等利用油藏数值模拟软件Eclipse E300对德国Schleswig-Holstein的一处背斜结构中含水层储氢进行模拟，共布5口井。第1阶段，以56 625 m(3)/d/井的速度注入缓冲气体氮气，持续710天；第2阶段以155 000 m(3)/d/井的速度注入氢气，持续210天；第3阶段，模拟4个储存循环周期，每个周期包括采出氢气7天、注入氢气50天以及关井30天。其中，采出和注入速度分别为1000 000 m(3)/d/井和150 000 m(3)/d/井。通过模拟得到平均每口井的采出速度由第1个周期的4 537 663.45 m(3)/d提高到第4个周期的4 937 376.33 m(3)/d, 增幅为8.81%;平均每口井的采出气体中的氢气体积分数也由最初的52%增至85%,，可见储氢性能较好。

 

波兰：Luboń等对波兰Suliszewo地区一个深层含水层建立静态地质模型，并使用PetraSim TOUGH2软件进行氢气注入模拟，以此评价季节性循环储氢的可行性。先向地层中注入氢气24个月(第1个月注入速度为0.34 kg/s, 接下来23个月注入速度为0.51 kg/s),接着注入和采出(采出流量为3 kg/s可使采出气体中的氢气流量约为0.51 kg/s)分别为6个月。第1个循环采出氢气8 404.95 t, 仅为注入氢气的25.41%,但经过5次循环后，采出氢气41 807.43 t, 占注入氢气的59.19%。

 

 

1.过程中注入-采出循环初期采出气体中的氢气含量较低，但是优势在于经过4——5次循环后，氢气体积分数均超过50%,有的甚至达到85%；

 

2.有利于实现辅助电网平稳运行，建立完善的氢能源网络；

 

3.技术和经济效益结合的最可行储氢方式。

 

此外地下储氢技术仍然处在发展的初级阶段，仅在近10年得到欧美等发达国家重视，其他国家很少研究，我国的地下储氢项目正在推进，相比西方美国等国家还有一定差距。

 

 

冬季和夏季天然气价格之间的季节性价差以及短期价格波动是储气的两个关键市场价值驱动因素。储气设施需要通过优化天然气运输网络的设计来发挥作用，由于可用存储容量在天然气贸易市场的对冲交易中发挥着重要作用，进而推动了天然气储存基础设施的发展；此外，天然气储存设施在供应中断的情况下支持能源系统的安全。同样，由于氢气有望在能源系统中发挥重要作用，因此存储对于保持其可靠性也很重要：

 

- 平衡使用可变可再生电力的电解槽的供应波动和氢气需求的季节性。

 

- 在供应中断的情况下提供能源安全，如贸易冲突、不可预见的停电、自然灾害，并减少相关的价格波动。

 

在多孔储层（即枯竭的气田和含水层）中储存所需的研究开发和示范发展缓慢。需要更多的研究来评估枯竭油田中残留天然气的影响，含水层和枯竭气田中可能产生污染物和氢气损失的原位细菌反应，以及可能受到氢气特性影响的储存密封性的影响。正在进行的欧洲研究项目正在解决这些问题，其结果对于为未来的示范项目和工业部署提供信息非常重要。

 

 

地下天然气储存项目需要相当长的建设周期，盐穴和枯竭储层需要5至10年，含水层储存需要10至12年。对于储氢项目，可能会存在有更大的时间滞后，因为实践经验有限，而且只有一种盐穴技术。虽然使用现有的天然气储存设施可以在允许的情况下快速运行，但盐洞的冲洗时间为两到五年。荷兰的HyStock项目估计，整个过程不包括计划阶段从在调试之前授予许可证可能需要大约7年的时间。

 

 

当地的地质环境决定了地下储气设施的潜力。在潜力有限的地区，氢可以通过化学转化过程 (例如氨，甲醇和LOHC) 作为液体载体大规模存储，但是能量的转换效率对应也会降低。