发布日期：2021/03/26 来源：中国气协 本站有
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一、液氢技术发展史1845年，英国物理学家、化学家——迈克尔•法拉第发表了一篇关于气体液化的论文。当时，他的研究方法能够通过使用醚和固体二氧化碳，将制冷温度下降到-110°C，而沸点低于该温度的气体，包括氢气，被称之为"永久气体"。1898年，詹姆斯•德瓦尔爵士首次实现了氢液化，该工艺利用碳水化合物和液态空气在180bar前冷却压缩氢气，该系统与林德用于空气液化的系统类似，为后来的氢液化技术发展奠定了坚实的基础。1895年，由德国的卡尔•冯•林德和威廉•汉普森分别独立提出并发明了一种简单的液化循环来液化空气，所以也叫林德（或汉普逊）循环，即“节流循环”。节流循环是人类工业史上最早采用的气体液化循环，因为这种循环的装置简单、运转可靠，在小型气体液化循环装置中被广泛采用。然而，根据巴伦的解释，由于氢的转化温度低，在低于80K时进行节流才有较明显的制冷效应，林德-汉普森、林德双压力系统、级联系统和海兰德系统并不能用于液化氢，因此采用节流循环液化氢时，必须借助外部冷源（如液化氮）进行预冷，只有压力高达10-15MPa时，温度降至50-70K时进行节流，才能以较理想的液化率（24-25％）获得液氢。1902年，法国的乔治•克劳德发明成功研制出了新的空气液化工艺，首先实现了带有活塞式膨胀引擎的空气液化循环，也叫“克劳德液化循环”，其温度远低于林德提出的等焓膨胀产生的温度。该理论证明，在绝热条件下，压缩气体经膨胀机膨胀并对外作功，可获得更大的温降和冷量。因此，目前在气体液化和分离设备中，带膨胀机的液化循环的应用最为广泛。Timmerhaus 和Flynn 发现，如果“克劳德液化循环”使用“液氮“用于预冷，与林德-汉普森循环相比，液化效率比预冷却的方式将会提高到 50-70%，德国慕尼黑附近的因戈尔施塔特的氢液化厂，是目前使用改良预冷却克劳德循环后的一个例子，该厂自1992年开始运行。南迪、萨兰吉和巴伦的发现，二次氦气冷箱也可以用来液化氢，但该系统从未用于任何实际的大型工厂，这种循环用氦作为制冷工质，由氦制冷循环提供氢冷凝液化所需的冷量，被称之为“氦-制冷氢液化系统”。从氢液化单位能耗来看，以液氮预冷带膨胀机的液化循环最低，节流循环最高，氦制冷氢液化循环居中。节流循环，虽然效率不高，但流程简单，没有在低温下运转的部件，可靠性强，所以在小型氢液化装置中应用较多。氦制冷氢液化循环，消除了处理高压氢的危险，运转安全可靠，但氦制冷系统设备复杂，故在氢液化当中应用不很多。所以，从热力学观点来说，带膨胀机的循环效率最高，因此在大型氢液化装置上得到广泛采用。液氢的需求最初都是随着航天事业的发展而不断进步的。美国从50年代后期开始以工业规模生产液氢，所生产的液氢除供应大型火箭发动机试研场和火箭发射基地外，还供应大学、研究所、液氢气泡室、食品工业、化学工业、半导体工业、玻璃工业等部门。美国的工业规模氢液化设备，都是1957年以后建成投产的，随着美国宇航工业的需要，1965一1970年液氢生产达到了历史最高水平，日产液氢约220t。欧洲、日本，虽然都有工业规模生产装置，但其生产规模、液氢产量，尤其是产品价格，根本无法与美国相比。目前，在欧、美、日等地区和国家，液氢技术的发展已经相对成熟，液氢储运等环节已进入规模化应用阶段，而我国由于液氢技术仍处于起步阶段，氢液化系统核心设备仍然依赖进口，主要应用于航天领域，且产能较低、成本过高，民用领域应用仍处于空白状态，仅在西昌、文昌航天101所有4台液化系统。1966年，中国航天工业总公司101所建成投产的100L／h氢液化装置，在氢气压力为1.3-1.5MPa，液氮蒸发温度为66K左右时，生产正常氢的液化率可达25％（100L／h），生产液态仲氢（仲氢浓度大于95％）时，液化率将下降30％，即每小时生产70L液态仲氢。该装置自1966年建成投产到80年代未退役之前，所生产的液氢基本上满足了我国第一代氢一氧发动机研制试验的需要。1995年，中国航天工业总公司101所从《瑞士林德公司》引进的300L／h氢液化装置采用氦制冷氢液化循环，后期又陆续引进了液化空气集团600L／h的氦制冷氢液化机，保障了我国液氢作为燃料的航天器的燃料供应。1958年，美国研制出世界上第一台氢氧火箭发动机RL-10。中国在1961年开始研究液氢，氢能装备试验与检测随之诞生，同年我国第一个火箭发动机试验研究机构——国防部第五研究院试验站成立，成为我国火箭动力试验事业的开端，而试验站就是今天航天101所的前身。2018年，中国航天科技集团有限公司（中国航天）成立了氢能工程技术研发中心，凭借航天液氢及氢相关产业链的技术优势，向民用领域推广成为发展的重要方向。而作为中国航天下属的航天101所，其最大的优势便是氢能装备试验检测。北京中科富海低温科技有限公司2016年8月成立于北京，注册资本18717.3641万元人民币。中科富海是以中科院理化所两代院士领军的数十年大型低温工程技术成果为基础，以两期3.6亿国家重大科研装备专项支持产生的研究成果为核心，汇集海内外知名专家学者，高端装备智能制造、金融与产业资本等创新要素为一体而成立的高新技术公司。公司拥有20K-2K核心关键技术，致力于提供氢氦大型制冷/液化装备与低温工程解决方案、LNG-BOG低温提氦装备与氦气资源解决方案、液氢供应与氢气PSA纯化装置、高纯稀有气体、工业气体综合回收利用等工程业务，是首家具有自主知识产权的集大型低温制冷装备设计制造、工程系统解决方案与民族工业气体服务供应商。目前，中科富海与中科院理化所在北京成立了联合工程设计中心，在廊坊建设了研发测试基地；在广东中山成立了中科富海（中山）低温装备制造有限公司，负责低温装备的制造、集成与调试，注册资本人民币3.7亿元；同时成立了中科富海（扬州）气体有限公司和杭州气体业务中心。江苏国富氢能技术装备股份有限公司（简称“国富氢能”，原张家港富瑞氢能装备有限公司），公司专业从事氢气增压装置与加氢站成套设备、车载供氢系统、液氢储存容器、液氢罐箱等产品的设计、制造和相关的技术及销售服务，并承接氢气液化工厂等工程项目的设计与装备提供。在上游的制氢，中下游的储运、配送和终端供氢装备等领域，以提供清洁能源装备为使命，依靠先进的技术和专业经验，致力成为国内领先的氢能装备全产业链一站式设备提供商。公司系全国锅炉压力容器标准化技术委员会移动式压力容器分技术委员会专业委员单位、国家火炬计划重点高新技术企业、江苏省高新技术企业；专业从事液氧、液氮、液氩、液态二氧化碳及液化天然气（LNG）等低温液体贮罐、槽车、罐式集装箱、低温绝热气瓶等危化品储运装备的设计、制造、销售和相关技术服务，并承接LNG/L-CNG汽车加气站、LNG气化站、大型常压储罐、子母罐、球罐、水上加注、运输及燃料供气系统等各类低温工程应用的总承包业务。是国内天然气液化装备龙头企业，承担了氢能液化装备的国家863科研项目。时间 | 项目地 | 项目内容 |
2019年7月 | —— | 盈德气体和北京中科富海签订战略合作协议，双方将在气体存储、制取、液化等流域进行深度合作。 |
2019年9月 | 嘉兴 | 嘉化能源和浙能共同合作项目在嘉兴港取得备案，产量为1m³/h，供给周边加氢站用氢。 |
2019年10月 | 浙江 | 101所中标浙能加氢站项目，该项目为浙江首座液氢加氢站。 |
2019年11月 | 上海 | 宝武清能和林德签署协议，双方将共同投资液氢的生产装置和基础设施。 |
2020年3月 | 内蒙古乌海 | 鸿达兴业年产5万吨氢能项目，其中3万吨用于液氢生产。 |
2020年3月 | 安徽阜阳 | 中科富海与昊源集团合作液氢生产、储运项目。 |
2020年4月 | 湖南岳阳 | 中石化与湖南核电签约，分两期建设60吨/天液氢工厂。 |
2020年4月 | 山西大同 | 一期产能5tpd，拟建设2~3个加氢站，并设立装备创新研究院。 |
2020年6月 | 嘉兴海盐 | 美国空气产品公司(AP)氢能项目在浙江嘉兴海盐开工。该项目总投资10亿美元，将开展氢能源制备分装、氢能产业关键设备零部件制造、氢能源利用示范城市建设等3项内容。本次开工的项目投资4亿美元，占地160亩，将新建氢气提纯、液氢装置、液氮装置，以及氦气分装等工业气体综合配套。 |
2020年8月 | 河南洛阳 | 华久氢能源氢能一体化项目正式签约。该氢能一体化项目利用洛阳炼化公司的氢气资源,在洛阳吉利石化产业集聚区建设高压氢、液氢项目,项目一期设计高压氢20吨/天、液氢8.5吨/天,计划总投资2.8亿元。该项目中与液氢相关的液化工艺包技术、成套装备和技术服务均由江苏国富氢能技术装备股份有限公司 |
2020年11月 | 嘉兴 | 嘉兴港区管委会与林德公司、上海华谊（集团）公司三方代表签署氢能产业链项目合作框架协议，该项目总投资1亿美元以上。三方将加强氢能开发应用领域的合作，建立全面战略合作伙伴关系，在氢能的生产和供应、纯化和液化、储存和运输以及加氢站充装等方面开展深入合作。 |
2021年2月 | 佛山 | 上海重塑能源集团股份有限公司、佛燃能源集团股份有限公司（、江苏国富氢能技术装备股份有限公司（以及广东泰极动力科技有限公司四方通过云签约的形式，签署合作框架协议，合作推进“液氢储氢加氢站项目”。 |
液氢的运营成本包括液化设备、充装设备、液氢槽车、加氢站增压设备等的投入折旧和能耗上。其中能耗和设备折旧占大部分，但是会液氢的规模化效应会极大程度降低能耗和折旧部分成本占比。5TPD液氢项目成本分析
项目（上网电价） | 成本（元/kg） |
1.生产 |
1.1固定投资 | 4.87（设备10年折旧） |
1.2能耗 | 12（以电费0.8元计算） |
1.3运行费 | 2.37 |
单元项费用合计 | 17.74 |
2.运输 |
2.1运费/100km | 0.4 |
2.2租金 | 0 |
单元项费用合计 | 0.4 |
3.加氢站350+700MPa |
3.1固定投资 | 3.65 |
3.2 能耗 | 0.8（以电费0.8元计算） |
3.3运行费 | 0.5 |
单元项费用合计 | 4.95 |
4.液化费用总计 | 23.09 |
5.原材料氢气购买成本 | 22 （含氢气运输至液氢工厂费用） |
液氢全产业成本 | 45.09 |
项目（可再生能源发电） | 成本（元/kg） |
1.生产 |
1.1固定投资 | 4.87 |
1.2能耗 | 4.5（以电费0.3元计算） |
1.3运行费 | 2.37 |
单元项费用合计 | 11.74 |
2.运输 |
2.1运费/100km | 0.4 |
2.2租金 | 0 |
单元项费用合计 | 0.4 |
3.加氢站350+700MPa |
3.1固定投资 | 3.65 |
3.2 能耗 | 0.3（以电费0.3元计算） |
3.3运行费 | 0.5 |
单元项费用合计 | 4.45 |
液化费用合计 | 16.59 |
制氢成本费用 | 16.8 |
液氢全产业成本 | 33.39 |
在液氢整个产业中，设备折旧和能耗是占了主要的液氢成本，因此降低成本主要途径有：
1. 实现液氢核心设备量产是降低液氢成本的关键；
2. 在能耗方面，选择可再生能源制氢（低电价）是主要途径，相同规模下，使用0.3元/kwh电价，成本可降低约25%；
3. 除此之外，扩大液氢工厂液氢生产规模，也是降低液氢成本的主要途径之一。
来源：Hydrogen Trend Analysis
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