氫能產業鏈解析——儲氫：液態儲氫技術

氫能無污染、熱值高，是極具發展潛力的清潔能源，氫能產業的發展是我國實現能源轉型從而實現碳達峰、碳中和目標的重中之重。氫能的儲運是氫能利用中的關鍵一環，作為主流儲氫技術之一，氫氣液化技術為氫氣與氫能的生產、儲存、運輸提供了解決方案。

從原理上看，氫氣在一定的低溫下會以液態形式存在。因此,可以使用一種深冷的液氫儲存技術——低溫液態儲氫。低溫液態儲氫先將氫氣壓縮,在經過節流閥之前進行冷卻,經歷焦耳-湯姆遜等焓膨脹后,產生混合液體，將液體分離后繼續進行上述循環，得到高純液氫。

從技術特點上看，液氫儲存具有較高的體積能量密度,因此特別適宜于儲存空間有限的運載場合,如航天飛機用的火箭發動機、汽車發動機和洲際飛行運輸工具等。若僅從質量和體積上考慮,液氫儲存是一種極為理想的儲氫方式。

然而，從實際應用上看，液態儲氫還存在諸多限制。例如，氫氣液化規?；某杀竞托芤琅f模糊不清，氫氣驅動的船只尚未投入使用，液氫的國際船運也無法商業化運行；氫氣液化需要的超低溫度（-253攝氏度），這需要更加昂貴的設備來耐受如此低的溫度并且降低熱損耗，同時這也將帶來極高的能耗，無論是維持如此低溫，還是液氫氣化導致的損耗；以液氫為運輸載體的鏈路中，能耗最大的是氫氣的液化過程，其會消耗氫氣能量的30%-36%。降低這部分能量消耗，將成為降低液氫產業成本的關鍵。

一、液態儲氫技術詳解

1、氫氣液化技術現狀

氫氣液化在1898年第一次實現，之后在20世紀50年代末由NASA帶領實現了大規模設施的建立。液氫在半導體工業、軍用載具燃料等領域都有對應的應用。

一般而言液氫通過火車貨廂進行運輸，其有效載荷一般為4-4.5t/d（噸/天，下同），可實現的最大載荷為34t/d，這意味著目前投入運行的氫氣液化設備大多規模較小。事實上全球氫氣液化的能力大約在600t/d，轉換為氫氣能量當量僅有0.5GW。其中80%來自于北美、歐洲、日本三個地區，主要設備供應商為美國的Air Products，法國的Air Liquide和德國的Linde。具體各地區的液化氫氣規模如下圖所示。

囿于目前技術水平，氫氣液化設備有著其確定的最大規模，而這限制了氫氣液化產業的規模。例如擴展器內的葉尖速度（tip velocity in expanders）、用于混合制冷劑的壓縮機和汽輪機、混合制冷劑以及用于耐受更大擴展器和更快速度壓縮機的軸承技術與轉子設計等，針對與制冷劑混合后的流體特性也需要進一步的研究來對其進行估算。

針對以上問題，也有對應的解決思路：壓縮機最大規模的限制可以通過使用離心式壓縮機代替活塞式壓縮機來突破，汽輪機最大規模的突破可以從現有的已經可用于大型設備的氮氣/碳氫化合物透平膨脹機的技術轉化而來，而軸承的問題可以通過使用氣體動力潤滑軸承代替傳統軸承來解決。然而，這些思路仍有待進一步的工程化和去風險化之后才能用于氫氣液化產業。

液氫的一個參考產業是液化天然氣。截至2020年末，全球范圍內天然氣的液化規模在453Mt/yr（兆噸/年），折合1.24Mt/d（兆噸/天），是液化氫氣規模的50萬倍以上。氫氣液化若想在全球氫貿易中占據一席之地，通過世界范圍內的探索和提升平均設施規模而實現成本降低是唯一的可能性所在。

2、液氫儲存技術現狀

液氫存儲目前已經可以大規模部署，目前使用中的最大的液氫儲罐位于NASA，容積為3200立方米，可存儲227t的H2。目前新的4700立方米的球狀儲罐的建設于2019年啟動，并且預計于2022年投入運行。川崎重工在2020年12月宣稱已經完成了11200m3的球形液氫儲罐的設計，預計投入使用后可以存儲10000m3的氫氣，且損耗可以控制在0.1%/d以下。

和氫氣液化產業類似，液氫存儲同樣需要進一步的規?；瘉頋M足全球貿易的需求。商業規模的項目預計將使用50000m3的儲罐來進行液氫的存儲。另外，目前沒有船只運輸或使用液氫，僅限于項目中的展望。據KHI在2019年的預測，這一領域距離大規模部署還有十年左右的時間。液氫的氣化可以通過海水或空氣加熱很容易地實現。

二、液態儲氫行業現狀

1、氫氣液化設施

當前多家公司已經宣布了數個小型氫氣液化裝置的建設，但目前還沒有設施可以跳脫出現有的限制或手段來滿足大規模的全球貿易。以下是有關的部分公司公告和新聞：

Linde公司

Hyosung和Linde宣布了在韓國蔚山建造13000t/yr（約合35t/d）的氫氣液化裝置，預計于2023年5月滿載投入使用，計劃投資為2.45億美元。

在Texas，2021年有兩臺分別來自Linde和Air Products的30t/d的氫氣液化設施上線。兩臺設施均通過Gulf Coast的已有的氫氣管路網絡供氫。

Air Products公司

Air Products宣布了在加拿大埃德蒙頓建設30t/d液化氫設施的計劃，作為加拿大西部氫實驗室的一部分，與天然氣熱重整制氫裝置以及現有管路網絡共同運行。該設施預計于2024年投入使用。

Air Products計劃于浙江海鹽縣建設30t/d的設施，預計于2022年投入使用。這是其與中國久泰公司簽訂的合作備忘錄的一部分。

Air Products提議在加利福尼亞州建設可現場存儲的10t/d的設備，預計于2022年開始運行。

Air Liquide公司

Air Liquide與Doosan重工簽訂了關于在韓國昌原建設5t/d液化氫氣設施的協議，預計于2023年年初投入運行。該公司同時有最大規模為50t/d，液化能耗低于10kWh/kg的氫氣液化裝置的設計，也已于2020年在加利福尼亞耗資1.5億美元建設了27t/d的設施。

Air Liquide同時也投資2億美元，在內華達州建設30t/d的設施，預計于2022年上線投入使用。其氫氣來源為生物質天然氣、沼氣和廢水處理廢棄的重整，將用于輕重載具。

Air Liquide也計劃在韓國建設總規模90t/d（30t/d*3）的設施集群，預計于2023年下旬投入使用。

其他公司

Plug Power計劃在2025年之前具備500t/d的氫氣液化規模，在2028年之前具備1000t/d的氫氣液化規模。

Origin Energy正與川崎重工合作建設300MW的項目（約合36500t/yr），用于液氫從澳大利亞湯斯維爾到日本的出口。該設施預計于2025年投入使用，首次出口任務預計于2026年開展，目前處于設計和前端工程的階段。

Saulsbury與Chart Industries于2021年10月獲批進行一座產能為30t/d裝置的前沿工程與設計研究。

美國俄克拉荷馬州的H2OK項目于2022年1月進入前端工程設計階段。該項目由澳大利亞石油天然氣公司Woodside領導，計劃于2022下半年完成最終投資決議并于2025年開始運行。初始設計液氫產能為90t/d，并準備了充足的空間用以擴大產能至初始產能的二倍。

2、液氫儲運項目

HySTRA項目

HySTRA項目于2015年在日本實施，是最早部署液氫船運的項目，意在于2020年內實現1250m3/船的試點規模，于21世紀20年代中期擴大至商業規模并在2030年達到完全商業化規模。該項目中液氫的能量來源于澳大利亞維多利亞州拉特羅布山谷的褐煤的汽化，運輸150km至黑斯廷斯的港口液化裝船，船運9000km到達日本神戶機場島用于機場運行和示范發電。具體運輸路徑如下圖所示。

該項目于2015年在日本研發機構、新能源工業科技發展組織（NEDO）和澳大利亞政府的支持下落地，船體建設于2019年末完成，第一次75t液氫的運輸任務于2022年1月實施。目前該項目仍具有規模小、效率損失高、需要使用機場汽油等問題，項目參與者正致力于解決這些問題，以推動該項目向更大規模發展。

其他項目

2020年10月，現代重工、韓國造船與海洋工程公司和現代Mipo造船廠的聯合工業項目的另一艘液氫船（20000立方米）獲得AiP。該船使用貨物汽化后的氣體驅動燃料電池進而驅動船，旨在于2025年完成技術準備。

2021年10月，現代Glovis與空氣產品公司簽署諒解備忘錄建立液氫供應鏈。Hyundai Glovis將確保穩定的氫氣供應來源，而空氣產品公司將提供液化技術專業知識和氨裂解技術等技術支持。

三、液態儲氫成本分析

1、氫氣液化成本

液化過程

氫氣液化溫度為-253℃，為達成該低溫需要多個冷凝循環并消耗大量能量。理想條件下液化過程中的能量消耗是施加壓力的函數，如下圖所示。（三條線代表不同出氣壓力：藍點-1.3bar；實線-1.5bar；紅點-1.7bar）在通常條件下（20bar），最小能量消耗為2.67kWh/kg H2，約為氫氣能量的8%。但實際情況下能耗遠大于理想估計。

能量消耗

液化過程中能量消耗主要來自換熱器、氫氣的ortho-para轉化、氫氣純化、壓縮機、膨脹設備、氮氣液化和絕熱處理工序。具體的能量損耗也和具體的工藝配置有關。最簡單的工序可被概括為冷卻-膨脹：氫氣首先被壓縮至20-30bar（高于臨界點13bar），之后通過液氮或其他冷卻劑冷卻氫氣至約-190℃，之后使用氫氣或氦氣進行低溫制冷循環對氫氣進行進一步冷卻，最后在液氫儲罐中膨脹至接近大氣壓。

根據冷卻過程中施加的壓力、使用的冷卻劑、膨脹用的渦輪機或節流閥的不同、循環種類等多個指標，液化的工藝也多種多樣，所基于的熱循環包含Linde循環、Linde-Hampson循環、Claude循環、Brayton循環和混合循環。下圖展示了循環中每個環節所帶來的能量損耗，以及基于不同熱循環的概念設計、理想循環和實際設施能量損耗的差別。在考慮各種因素后，氫氣液化的實際能量消耗在10-15kWh/kg H2左右，并隨設施規模有變化。若考慮空氣壓縮機、制冷用真空泵、控制系統、安全設備、燈光、冷卻塔水泵和風扇以及儲罐中蒸發氫氣的處理，能量總消耗還要再增加6%。

最大能量損耗發生在氫氣的內部冷卻、壓縮機和制冷循環換熱器中，發生在液氮溫度以下的溫度范圍內?；诖颂岢龅难h效率提升方案包括：

循環效率提升方案

從氫渦輪機的軸中回收能量

使用改進型混合制冷劑循環

用膨脹器替換節流閥

減少節流預冷氫氣的噴射器中的壓降

設施規模

設施規模和部分負載是另外兩個可以影響能量消耗的參數。將設施規模從目前的5-10t/d上升至150-200t/d可以將能量消耗降低30%-38%（見下圖）。有研究者提出規模更大的設施（860t/d）的能量消耗可以下降至5.29kWh/kg H2。

針對部分負載，液化設施最低可在設計負載的25%運行，而低載將造成能量損耗的升高，如下圖所示。

同時氫氣液化還需要催化轉化步驟：作為雙原子分子，根據核自旋的不同，氫氣分子的存在形式有ortho和para之分，而這兩種氫氣分子的比例是溫度的函數，ortho/para在室溫下為3:1，而在氫氣沸點溫度下則為0.2:99.8。而ortho-para的過程會釋放熱量，該過程若在液氫狀態下發生則會導致液氫蒸發而損失，因此該轉化過程應在較高溫度下疾行；但由于該反應較慢，因此需要催化劑。目前的液化裝置通常在-190℃左右進行ortho-para的轉化。

資本成本

多數情況下均需要考慮成本與效率的trade-off；需要引入CAPEX量化其技術-經濟指標。其中需要主要考慮兩個因素：增加設施規模對經濟效益帶來的影響，以及設施范圍對項目成本的影響。

下圖展示了不同機構和研究者對設施規模-CAPEX指數關系的調查與預測。對于規模小于50t/d的設施，其單位成本將從50t/d的2000$/kW H上升至3000$/kW H2 (20t/d)，規模系數從0.67到0.8不等。下圖同時還展示了甲烷液化的CAPEX指數范圍，其作為一個發達的行業，可以作為氫氣液化的標準。

從上文可知液化設施的規模增加是其用于全球貿易的必要條件之一，因此僅憑借擴大規模進而降低成本的路徑是可能的。但這條路徑受到設備尺寸的限制：設備過大將可能由于公路運輸尺寸的限制進而造成運輸和組裝的困難，其帶來的額外成本將可能超過規模擴大引起的成本下降。類比液化天然氣產業，可以通過使用船舶運輸或者預先包裝-現場組裝的方式克服該阻礙，從而進行更大規模的設備建造。根據以上情況，本報告對氫氣液化資本成本的估計在600-1000$/kW H2之間，不包含存儲與終端的成本。

除上述設施規模外，多種事項均會增加液化氫氣設施的成本：這不僅強調著其他成本的重要性，也讓我們在擴大設施規模時得以覺察其他因素對降低成本的限制。這些因素包括：偏遠地區 基礎設施建設不完善、因發展水平和教育水平不匹配造成的技術工人缺失、面對建筑工人和低水平勞動力需要提供的具有吸引力的薪酬、供應鏈發展不平衡導致的木桶效應等。具體的成本分析如下圖所示。

針對材料方面，氫氣液化需要的材料相較于氨和LOHC而言并不苛刻，不應是規?；拗频闹饕蛩?。下表展示了建設一個50t/d的液化氫氣設施估計需要的材料。

2、液氫儲運成本

船海運輸

當前只有一艘船可以用于氫氣的海運，存量為1250m3；最先進的設計來自川崎重工，設計容積為160000m3。當前氫氣船運用船設計需要考慮的方面和氨氣運輸相同：即原動機、規定標準、基礎設施。

原動機

如果考慮將部分氫氣用于船體驅動，可用的原動機包括內燃機和燃料電池。各類原動機的各項指標如下表所示。

燃料電池噪音低、振動小、污染水平低；對于在高溫下運作的固體氧化物燃料電池而言其還可以與蒸汽渦輪機耦合進而將整體系統效率提高到80%。目前燃料電池是試點項目的寵兒，但多應用在小船上，功率在600kW以下，而當前燃料電池組最大提供功率為2MW，低于商業液氫船運需要的最低功率5kW，且對氣體的純凈度要求較高，且部分燃料電池的啟動耗時長，對負載變化的耐受度也較差。

內燃機在更大的尺寸下效率更高，平均功率密度高，成本低，壽命長且能耐受大幅的負載變化，但噪音和振動問題較為嚴重，整體效率也相對較低。

規定標準

氫目前不包含在IGF/IGC標準中，需要按照流程先根據IGC獲得批準，后應用IGF標準；IGC的申請程序于2014年開始，2016年11月關于攜帶氫氣船運的臨時標準通過。橫向對比液化天然氣產業，從第一個臨時標準通過到最終完全適用標準需要六年左右。

同時貨物和集裝箱運輸小組委員會也在制定使用燃料電池的船舶的安全臨時準則。船級社方面，國際船級社協會于2016年8月進行了氫的風險評估，而主要船級社之一的NK船級社在2017年發布了液氫運輸船的建造和操作指南。

基礎設施

對于液氫的流通，新設施的開發十分必要?，F有的液化天然氣工廠的設備可以復用于氫氣液化進而降低成本：例如液化天然氣流程中使用的利用液氮制冷的布雷頓循環壓縮機可以用于氫氣的初步冷卻，加裝新的擴展冷卻系統即可提供氫氣液化需要的溫度。液化天然氣技術設備供應商Chart Industry聲稱，通過改進現有的液化天然氣設施來建設氫氣液化基礎設施可以將成本降低50%-60%。同時現有的液化天然氣儲罐也可通過液化天然氣儲罐重用的方式進行建設：重用方式包括在儲罐內部增貼絕熱隔板，或在內部建設新的真空絕熱儲罐。

其他設施（包括加油設施、運輸設施等）必須從零開始建造；加注設施具體位置的設定需要考慮多項因素，具體如下表所示。據估計，對于規模為225kt H2/yr的裝置，碼頭和終端的成本為5400萬歐元，約為液化裝置的10%。

液氫汽化

液氫經濟鏈中主要能源消耗集中在液化和運輸過程，而氣化過程無需過多流程；一般使用海水或空氣升溫，而其中的能量大部分被浪費。再氣化的費用包括蒸發器、液氫泵、儲存和其他輔助設備，設計并不復雜，但其成本的不確定性較大，主要原因包括規模和設備范圍。目前各研究針對其成本的估計如下圖所示，而其中最高成本估計（475$/kW H2）對應的設備規模僅為10t/d，增加成本可以有效地降低該項成本。綜合估計，液氫汽化的成本估計為65-165美元/kW H2。在碼頭，能耗主要來自液氫泵、海水泵和其他次要設備，樂觀估計能耗為0.2kWh/kg H2。

四、液態儲氫發展趨勢

借鑒液化天然氣產業經驗

發展路徑

液化天然氣是最接近氫氣液化的商業工藝。從液化天然氣的產業發展路徑看，從1941年美國俄亥俄州第一個商業規模的液化天然氣工廠建成，到2020年底全球液化天然氣貿易額占據全球天然氣產量的13%，產能4.53億噸/年，單列液化能力增長21倍，項目規模也以類似的速度增加，而隨著規模變化，其成本也出現漸進式的下降，如下圖綠色虛線所示：從20世紀70年代初到21世紀初，液化天然氣成本近乎減半；而十年后成本又增加了四倍多，并且再也沒有達到過2000年左右的水平。這其中的原因包括設施鋪開建設后能源供應和有限的基礎設施的偏遠地區帶來的成本增長、一些偏離常規的項目和早期項目合同與石油價格掛鉤的經濟環境導致，從下圖中也可看出液化天然氣成本與石油價格的相關性。

同時，借鑒液化天然氣產業，未來氫氣液化產業需要考量的因素還將包括支持設備（在液化天然氣產業中其成本可能占據液化成本的50%以上）、相關建筑以及勞動力成本等。液化天然氣產業的具體成本分析如下圖所示，左圖依據為設施，右圖依據為具體費用類別。

運輸過程

液化天然氣最初的運輸規模為27400m3,而目前的市場平均運輸規模在170000-180000m3之間，相差約為10倍；這與液氫運輸1250-160000m3的規模差異形成了鮮明對比。

作為參考，液化天然氣運輸船的平均交付時間在30-50個月（2.5-4年），這在液氫的全球貿易項目規劃中是需要考慮的一點；同時液氫的全球船運也不可操之過急，液化天然氣從1964年首次運輸發展到如今572艘運輸船的規模（若運輸氫氣，其規模將達到6.5Mt H2，是2050全球年需求量的1%）?；ㄙM的時間超過55年。

同時參考液化天然氣的船舶加注（船-船、油罐車-船、儲罐-船），只有使用管道從儲罐到船才適合大體積和高速率的傳輸，而對此需要注意的事項包括儲罐需要靠近泊位、管道需要真空夾套、以及對于大氣流量可能需要考慮當前閥門和管道尺寸的限制，可以通過允許更高壓降和安裝并聯閥門的方式解決。

對于液氫的流通，新設施的開發十分必要?，F有的液化天然氣工廠的設備可以復用于氫氣液化進而降低成本：例如液化天然氣流程中使用的利用液氮制冷的布雷頓循環壓縮機可以用于氫氣的初步冷卻，加裝新的擴展冷卻系統即可提供氫氣液化需要的溫度。液化天然氣技術設備供應商Chart Industry聲稱，通過改進現有的液化天然氣設施來建設氫氣液化基礎設施可以將成本降低50%-60%。同時現有的液化天然氣儲罐也可通過液化天然氣儲罐重用的方式進行建設：重用方式包括在儲罐內部增貼絕熱隔板，或在內部建設新的真空絕熱儲罐。

其他設施（包括加油設施、運輸設施等）必須從零開始建造；加注設施具體位置的設定需要考慮多項因素，具體如下表所示。據估計，對于規模為225kt H2/yr的裝置，碼頭和終端的成本為5400萬歐元，約為液化裝置的10%。

再氣化過程

液化天然氣相比液氫而言溫度水平更高，因此適合用于液化天然氣產業的設備、策略等同樣適用于液氫。一個替代應用是使用液氫的冷量來用于天然氣的液化，或反而行之。下圖展示了在氣化過程中溫度范圍的潛在應用。

該溫度范圍下一個應用是空氣分離：使用來自液化天然氣/氫氣的冷量可以使液化空氣膨脹/壓縮的需要降低，有研究稱這將節省50%的能量。同時其冷量也可用于冷卻某些工作流體，或水的脫鹽處理。不過大多數應用都處在示范項目階段，并未大規模推廣。

審核編輯 ：李倩