氢气

本报告从在工业场景中实现绿氢大规模应用的关键要求，以及我国工业产能分布、绿氢资源禀赋情况出发，提出并诠释了“集群化发展”模式及其构建要点。更具体地，报告针对绿氢的制取、储存、运输和在工业场景中的利用各个环节，展开了技术经济性分析，为在“集群化发展”的过程中，在技术可行的情况下达到成本最优提供了依据。进一步地，为支持实际部署，报告就氢气供给和工业需求同址和异地两类典型场景，给出了进行集群构建和成本优化的方法，并以工业用氢地在青海、山西和浙江分别举例，进行供、用氢方案的比选优化和成本试算。最后，报告为加速大规模绿氢在工业低碳、零碳转型中的应用提出五项行动建议。

针对我国长续航、重载氢能交通应用场景，基于国资委和能源局关键装备攻坚项目，形成70Mpa加氢站大容量、低能耗自有化关键技术装备。攻克压缩机气液固耦合精确设计技术、高温高压临氢关键零部件技术和实景工况测试技术，开发首台套自有化90MPa氢气隔膜压缩机，进气压力12.5MPa、排气压力90MPa时，排量大于350Nm³/h，能耗小于2kWh/kg；通过变流量加注和多级压缩工艺创新，开发首台套70MPa快速加氢机和70MPa加氢站动态工艺控制系统，最大加氢流量7.2kg/min，乘用车最快3min、大巴车最快5min、重卡最快10min加满，加注率95 - 100%，大巴车、重卡加注预冷节能30%以上，加氢站能耗低于3.5kWh/kg。已完成第三方认证评审及国资委考核，在2座加氢站示范应用，牵头制订国家标准3项、团体标准2项。

目的 作为新型电力系统的重要支撑，燃氢燃气轮机有助于降低碳排放，有利于电网调峰，是全球未来战略性新兴产业科技创新领域的焦点。燃气轮机掺氢发电技术从示范走向商业化面临诸多关键问题，亟待解决。 方法 以H级燃气轮机为研究对象，介绍了国内外燃气轮机掺氢发电的战略规划和示范项目，对比了主要燃气轮机厂商H级燃气轮机的技术路线。从氢气来源、系统改造、排放影响以及掺氢发电成本4个方面对未来燃气轮机掺氢发电技术的规模化应用进行分析并提出建议。 结果 可再生能源电解水制氢将是燃气轮机掺氢发电的主要氢气来源；开发适配掺氢不稳定燃烧的新型干式低氮氧化物燃烧器将是未来掺氢燃气轮机系统改造的重点方向；掺氢比例越高，CO2减排量越大，但NO x 排放量呈上升趋势，并有超标风险；未来掺氢发电成本可降至天然气发电成本的同等水平。 结论 随着大规模可再生能源制氢成本的降低、碳税的实施以及掺氢发电技术的成熟，燃气轮机掺氢发电将逐步进入规模化应用。

氢能作为洁净能源利用是未来能源变革的重要组成部分，全球各国积极制定氢能战略。?2022年，全球氢气产量约为9477.1万吨，其中天然气制氢5847.4万吨，占比约61.7%；煤制氢1762.7万吨，占比约18.6%；工业副产氢1686.9万吨，占比17.8%；由于技术成熟度不高以及尚未形成规模化，电解水制氢、含CCUS技术的化石燃料制氢等清洁氢的产量较低，约为180.1万吨，占比1.9%。2022年，中国氢气产量达3526.2万吨，规模增长率较前两年有所降低，是由于煤制氢和天然气制氢是中国当前最主要的氢气来源，但不使用CCUS技术下的煤制氢和天然气制氢存在碳排放，化石能源制氢逐渐受到管控，从氢气产量来说，中国逐渐由高速增长转变为高质量增长，清洁氢气的占比将逐渐提高。

开发燃料电池分布式发电系统，以氢气作为原料与空气中的氧气发生电化学反应发电。燃料电池系统产生的直流电经逆变器并升压后，接入10 kV 交流电网线。副产水蒸气由洁净水收集装置收集，通过冷凝器回收热能，获取常温液态水，全运行周期清洁无污染。设计自动调节控制系统，可实现故障电堆系统在降容条件下持续运行。

采用加氢站成套装备，将不同来源的氢气通过压缩机增压储存至储氢瓶组，再由加氢机采用分级加注模式为氢燃料电池汽车加注氢气。 自主开发液驱式氢气压缩机、隔膜式压缩机等关键增压设备，开展站控系统标准化设计。建立整站能量流动控制策略，智能控制加注过程，智能调整压缩机启停、储氢瓶组充装，实现加氢站全流程高效节能运行。

目的 液态储运是实现氢气大规模、远距离储运，保证氢能规模化应用的有效途径之一。目前，我国针对液氢制备、储运及加注领域的研究相对较少，为此，对该领域关键技术发展现状进行了分析。 方法 对比了高压气态、液态及固态储氢技术的优缺点；综述了液氢制备过程中的主要液化方法、液氢储存绝热技术与关键材料；分析了不同液氢运输方式与装备的特点；梳理了液氢加氢站建设情况，并对比了液氢加注技术；阐述了液氢主要应用领域和产业化模式，并对近年来我国液氢储运专利技术进行了统计分析。 结论 提出了我国液氢储运发展面临的“卡脖子”难点及亟需技术攻关的方向。研究结果可为液氢关键技术的研究与装备的研制提供参考。