中科富海朱诚：液氢应用已到了临界点

随着我国氢能产业的快速发展，氢能源的需求正呈现出爆发式增长。根据中国《节能与新能源汽车技术路线图》，到2030年，氢燃料电池汽车要达到100万辆，氢的需求将高达60万吨/年，而当前高压气氢的储运方式将难以满足未来氢能源低成本、高便捷性的应用要求，液氢的应用正迎来转机。

与高压气氢相比，液氢的主要特点是其储存和运输的便利以及规模化应用的经济效益，因此业界呼吁液氢应尽早实现民用和产业化。

但氢气液化是一项技术壁垒极高的技术，氢液化工艺中涉及的核心设备——透平膨胀机，当前全球只有少数公司可以制造。北京中科富海低温科技有限公司（以下简称：中科富海）掌握了氦气体轴承透平膨胀机等氢液化核心工艺和技术，拥有完全自主知识产权，基本实现全国产化。

然而，由于我国液氢相关标准、法规的缺失，液氢目前在国内仅应用于航空航天领域，在民用领域的应用处于空白。

“氢能作为一种能源要想大规模应用，一定要便宜，因此涉及氢的一些设备一定要国产化。”中科富海董事长朱诚表示。经过中科院理化所和中科富海几代科学家的多年努力，中科富海实现了独立研发集成制造大型氢液化设备，并拥有全套自主知识产权，打破了国外的垄断和封锁，为氢能源未来的广泛应用奠定了坚实的基础。朱诚认为，随着氢燃料电池产业的快速发展，以及相关标准的推进，液氢已经来到了应用临界点。 

液氢的早期应用

早在上世纪五六十年代，我国就开始研究氢液化技术。早期氢液化设备采用节流制冷技术。1956年，在已故的洪朝生院士带领下，我国研发出了第一台国产节流制冷型氢液化器，实现了国产液氢零的突破。但这种技术的液氢产能最大仅能达到200公斤/天，且有一定潜在技术风险。随着我国航空航天事业的发展，节流制冷型氢液化器已无法满足我国对液氢的需求。

从上世纪90年代起，我国开始引进国际先进的氦循环制冷型氢液化器。氢液化技术和设备生产制造主要由Linde、Air Liquide 等少数国外公司掌握和垄断，包括我国目前在运行的氢液化装置在内，世界范围内绝大多数的氢液化装置均由上述少数几家公司研发制造和销售。

2010年，财政部委托中科院理化所，正式开展液氢温区大型制冷设备国产化研发工作，在之前数十年研究积累的基础上，中科院理化所突破了液氢温区制冷系统的一系列关键技术，于2012年成功研制出2000W@20K（-253℃）大型氦透平膨胀制冷机，为大型氢液化器的国产化奠定了坚实基础。

为进一步加速大型低温装备的国产化进程并提高我国液氢生产能力，中科院理化所大型低温技术成果产业化公司——北京中科富海低温科技有限公司于2016年8月正式成立，2017年8月在广东中山成立了大型低温装备制造公司中科富海（中山）低温装备制造有限公司，致力于包括国产氢液化器在内的大型低温制冷设备的研发和制造。

2017年，中科富海开始研发第一套液化能力1.5吨/天的大型氢液化装置，于2019年底完成了所有装备的加工制造集成，将于2020年开始安装集成调试，并有望于在2020年产出液氢产品。

此外，中科富海目前正在申报科技部“可再生能源与氢能技术”1.8重点专项，配合国家在2023年实现5吨/天的液氢示范。

中科富海1.5吨/天氢液化器氦压缩机

中科富海1.5吨/天氢液化器冷箱

朱诚表示：“中科富海的目标是做全球第三、中国第一的大型低温装备、综合解决方案供应商。”液氢的制造装备是液氢产业发展的基础装备，没有基础装备，后面的产业的发展都将无从谈起。

液氢应用临界点已到

氢能产业链涉及上游制氢、中游氢储运、下游燃料电池汽车氢气加注以及其它方面的应用。目前整个产业成本居高不下，其中氢的终端价格高昂是制约氢燃料电池产业快速发展的重要因素。

氢终端售价的成本主要包含了制氢成本、储运成本和加注成本，氢终端售价高昂的主要原因是氢储运成本过高。目前我国氢气主要通过高压氢气长管拖车来进行运输，但这种方式存在单车装载量少、供给效率低、规模化成本高等问题，液氢储运将会有效解决上述制约。

以某市为例，假设该市建成20座加氢站，单个加氢站加氢能力为500公斤/天，那么全市氢气总需求为10吨/天。在此种用氢规模下，高压集束管车从生产工艺、运氢车辆的购置及调配等方面都会遇到极大困难。中科富海销售总监宁永强表示，在单站500kg/天以上的大规模用氢条件下，从用地、工厂建设、运输车辆等方面综合计算，液氢相对高压气氢整体的固定资产投资可节约10%-20%。此外，液氢槽车单次运输可以供应多个客户，装载和卸载时间短，且不存在高压技术管车残存压力高的问题，供应能力将近高压集束管车的10倍，便捷性和效率非常高。

氢液化与压缩储运效率对比

在运费方面，液氢具有明显优势。目前高压氢气运费接近2.8元/公斤/100公里，液氢运费有望达到0.4元/公斤/100公里。

此外，就常被质疑的氢液化能耗高的问题，宁永强表示，所谓氢液化能耗占液氢能量1/3的说法并不准确。根据所采用的技术路线及生产规模不同，氢液化所需能耗也会发生变化。例如氦循环制冷氢液化技术能耗约为15-20kW.h/kg，而规模更大的氢循环制冷氢液化技术能耗可以降低到6-10 kW.h/kg。而且能耗和成本是两个概念，仅关注某个技术的某个点过于片面。宁永强介绍称，高压氢气在氢气工厂充装和加氢站增压的过程也需要大量耗能，从生产运输加注的全周期来看，液氢的能耗要低于高压氢气。

U Cardella, Economically viable large-scale hydrogen liquefaction 

液氢还有一个优势是可以大幅提升氢气的纯度。我国是全球第一产氢和用氢国，拥有大量廉价工业副产氢资源。但氢燃料电池对氢气中某些微量杂质非常敏感，提纯去杂质难度大、成本高。导致这些廉价氢源无法直接用于氢能产业。在液氢温度下，氢气中绝大多数有害杂质将被固化去除，从而得到纯度达99.9999%以上的超纯氢气，完全可以满足氢燃料电池使用标准。

宁永强介绍，就不同氢储运方式而言，在不同的用氢规模下具有不同的经济性。当用氢规模在500公斤/天以下时，在站制氢和高压储运具有一定经济性，但用氢量达到500公斤/天以上时，上述储运方式的投资和运营成本将大幅增加，经济性降低，液氢储运的经济性优势开始显现。

Qin N, Brooker P, Srinivasan S. Hydrogen Fueling Stations Infrastructure[J]. Fuel Cell Vehicles, 2014.

2020年5月9日财政部发出的《关于征求<开展燃料电池汽车示范推广的通知>（征求意见稿）意见的函》中明确表明，固定式加氢站加氢能力在500公斤/天以下时将不给予补贴支持，大于1吨/天将获得全额补贴。

对此朱诚表示：“氢能产业的发展未来从规模和体量方面都会有一个巨大的提升，液氢是实现氢能产业规模化发展的重要解决方案。根据政策指向和发展趋势，我们目前正处于高压气氢到液氢的临界点。”

困局待解

液氢是未来氢能源大规模应用的重要解决方案，能够让氢能源的利用既便宜又便捷，但是液氢的应用目前还存在标准和法规缺失等体制限制。

美国、欧洲、日本从液氢的储存到使用，包括加氢站全部都有了比较规范的标准和法规，液氢发展产业链比较完备，因此国外将近有1/3的加氢站为液氢加氢站。反观国内，碍于缺少相关的技术标准和政策规范，目前仍少有企业涉足液氢领域。

对此宁永强表示：“液氢在民用领域应用空白的最大原因除了技术本身的限制外，主要是需求不足。” 

化工、冶金、电子等领域的用氢的供需目前是基本平衡的，液氢的新增需求主要寄希望于氢能源产业的规模化发展。需求上来后会反过来推动液氢产业的发展，包括技术、标准、法规、政策等。

因此，虽然标准和法规还没有正式落地，但目前布局液氢的企业逐步增多，都在做技术储备和示范项目，争取能抢占先机。

随着氢能产业的快速发展以及国内对于液氢的呼吁，我国已开始着手解决民用液氢的政策缺失问题。

2019年6月26日，全国氢能标准化技术委员会发布关于对《氢能汽车用燃料液氢》、《液氢生产系统技术规范》和《液氢贮存和运输安全技术要求》三项国家标准征求意见的函。

这三项意见稿的发布将填补国内民用领域液氢标准的空白，标准是制定法规的基础，标准落实后，法规的出台只是时间问题。

最后，朱诚再次强调：“政策固然重要，但是技术仍然是关键，氢能源作为一种能源未来要实现大规模应用首先一定要便宜，要做到便宜，相关环节上的设备就一定要实现完全的自主化、国产化。”

通过氢液化储运的方式，未来的终端加氢价格有望控制在30元/公斤以内，彼时，液氢在市场上将具备极强的竞争力。