氢能是21世纪最具发展潜力的能源之一，氢能的利用发展不仅可以解决可再生电力能源消纳和储存的问题，还可助力保障国家能源安全和推动碳中和目标的实现。由于氢特殊的物理性质，如密度小、能量密度大等，其安全高效的储运及应用技术是氢能产业大规模发展的关键。针对氢能储运关键技术现状在电力工业中的应用，介绍了氢能利用发展的背景及意义，整理并解读了我国氢储运及电力应用的相关政策，梳理并对比了现有主流氢能储运技术，其中包括高压气态储运、低温液态储运、有机液态储运、金属氢化物储运的原理及经济性分析，分析氢能的电力应用，包括氢燃料电池发电及氢燃气轮机发电技术。对我国氢能储运技术及氢能发电技术的安全高效发展提出了4条建议，为我国氢能产业布局及降低氢能全生命周期应用成本提供借鉴和参考。
引言
我国能源高度对外依存及“碳达峰、碳中和”目标的提出，一方面为丰富我国能源结构组成，减少能源对外依存度，保障我国能源安全，另一方面，为实现“2030年碳达峰，2060年碳中和”目标，能源行业纷纷向低碳、绿色、清洁方向转型，风力、光伏等可再生能源得到快速发展[1-3]。氢能作为一种高能量密度和无污染绿色能源，具有极佳的储能能力，适合大规模储能，对于不稳定的、富裕的可再生能源转化的电能，是较佳的储运介质[1，4]。但由于氢气的高能量密度和特殊化学性质，其安全储运和利用给研发人员带来了巨大挑战。因此，世界各国开始探索安全高效的氢能储运和电力应用技术，如日本大力研发有机液态储氢技术及高效氢燃料电池发电技术，提高氢能储运及发电的安全性和效率。我国也积极探索氢能发展战略，加强对氢能储运及电力应用的政策支持，保障氢能产业的安全高效发展。
在2020年国务院办公厅印发的《新能源汽车产业发展规划（2021－2035年）》中提到，力争经过15年的持续努力，氢燃料供给体系建设稳步推进，要求攻克氢能储运、加氢站、车载储氢等氢燃料电池汽车应用支撑技术，支持有条件的地区开展氢燃料电池汽车商业化示范运行，有效促进节能减排水平和社会运行效率的提升[5]。可见氢能储运技术及氢燃料电池技术是氢能产业链中亟待技术攻关的领域，也是我国“十四五”电力规划中的电力关键技术。2020年9月8日，国家发改委等四部委印发《关于扩大战略性新兴产业投资，培育壮大新增长点增长极的指导意见》，意见指出加快新能源发展，加快制氢加氢设施建设[6]。随着氢能相关政策的颁布和完善，国家还鼓励支持了一大批氢能储运及应用项目规划和启动。随着我国政策的引导以及大批氢能项目落地，氢能技术不断突破，产业体系逐步完善，我国氢能产业已进入产业化的快车道。在氢能全产业链应用中，氢能的高密度储运是氢能发展的重要环节，同时也是我国氢能布局的瓶颈。以国内某地为例，若该地全部氢能车辆正常运营，氢气日需求量为15t左右，目前采用的高压长管拖车输氢量仅为200~300kg，且氢能输运成本较高，导致氢能的应用环节难以大规模发展[7]。另一方面，相较于传统电池技术如锂离子电池等，氢燃料电池电效率低，成本高等问题也是制约氢能大规模应用的因素。因此，我国氢能产业储运及应用关键技术亟待突破，基础设施仍有待加强。因此，本文对氢能储运和应用两个环节的关键技术进行分析，总结现有技术的优缺点，并对我国氢能未来技术的发展方向做出展望。
1 氢能储运关键技术
氢能全产业链包含制氢、氢储运和氢能利用3个关键环节，其全产业链如图1所示。在氢能源发展方面，我国面临的最主要挑战即在于氢能的储运。找到安全、经济、高效、可行的储运模式，是氢能全生命周期应用的关键。氢能储运包括氢气的储存以及氢能源的运输。
1.1氢能储存
储氢技术要求是安全、大容量、低成本以及取用方便。目前，储氢方法主要分为低温液态储氢、高压气态储氢、固体材料储氢及有机液体储氢4种。4种主要储氢方式对比如表1所示。
通过对比4种储氢技术来看，高压储氢目前最为成熟，应用也最广，但是储氢密度和安全性方面存在瓶颈；固体材料储氢则有着巨大潜力，但是目前处于研究阶段；低温液态储氢技术具有单位质量和单位体积储氢密度大的绝对优势，但目前储存成本过高，主要体现在液化过程耗能大，以及对储氢容器的绝热性能要求极高两个方面；有机液态储氢由于成本和技术问题还未能大规模商业化应用。
1.1.1高压气态储氢
高压气态储氢技术比较成熟，是目前我国最常用的储氢技术[8]。高压气态储氢即通过高压将氢气压缩到一个耐高压的容器中，高压容器内氢以气态储存，氢气的储量与储罐内的压力成正比。通常采用气罐作为容器，简便易行，其优点是存储能耗低、成本低(压力不太高时)，且可通过减压阀调控氢气的释放，因此，高压气态储氢已成为较为成熟的储氢方案[7-10]。
目前国内主要采用35MPa碳纤维复合钢瓶储运，日本等国家主要使用70MPa储氢罐。35MPa氢气密度约为23kg/m?，70MPa储氢罐中氢气密度约为38kg/m?，日本丰田于2017年发表的一项新型专利提出了全复合轻质纤维缠绕储罐设计方法，储氢压力即可以达到70MPa，氢气质量密度约为5.7%。但是储氢罐加压过程成本较大，且随着压力的增大，储氢的安全性也会大大降低，存有泄漏、爆炸的安全隐患，因此安全性能有待提升[11]。未来，高压气态储氢还需向轻量化、高压化、低成本、质量稳定的方向发展，会探索新型储氢罐材料以匹配更高压力下的储氢需求，提高储氢安全性和经济性。
1.1.2低温/有机液态储氢
1）低温液态储氢是先将氢气液化，然后储存在低温绝热真空容器中。该方式的优点是氢的体积能量很高，由于液氢密度为70.78kg/m?，是标况下氢气密度的近850倍，即使将氢气压缩，气态氢单位体积的储存量也不及液态储存[8，12]。但液氢的沸点极低(?252.78℃)，与环境温差极大，对储氢容器的绝热要求很高[13]。目前最大的液化储氢罐是位于美国肯尼迪航天中心的储氢罐，储氢容积达12000L。
2）有机液态储氢是通过加氢反应将氢气与甲烷(TOL)等芳香族有机化合物固定，形成分子内结合有氢的甲基环己烷（MCH）等饱和环状化合物，从而可在常温和常压下，以液态形式进行储存和运输，并在使用地点在催化剂作用下通过脱氢反应提取出所需量的氢气，整体流程如图2所示[14-16]。液态有机物储氢使得氢可在常温常压下以液态输运，储运过程安全、高效，但还存在脱氢技术复杂、脱氢能耗大、脱氢催化剂技术亟待突破等技术瓶颈。若能解决上述问题，液态有机物储氢将成为氢能储运领域最有希望取得大规模应用的技术之一。
对于大规模、远距离的氢能储运，低温液态储氢才有较大优势，当运输500km时，液氢配送成本每kg仅增加约0.3USD，而高压气态运输成本将上升5倍以上[16]。目前低温液氢主要作为低温推进剂用于航天中，也有学者开始研究将液氢作为车载燃料动力，但到目前为止还没有实质性的进展[12，17-18]。液态储氢技术目前只有日本川崎重工的液化储氢和千代田公司的有机化学氢化物储氢技术得到了示范应用。在有机液态储氢领域，美国化学家研制出一种B-N基液态储氢材料，可在室温下安全工作，该项技术的突破为氢能储运难题提供了解决方案。今后一段时间我国应加大对低温、有机液态储氢技术的攻关，开发低成本低功耗的脱氢催化剂和低熔点储氢介质等，这对国内氢能产业布局具有重要意义，亦是未来氢能储运大规模发展的重要方向。
1.1.3固体材料储氢
根据固态材料储氢机制的差异，主要可将储氢材料分为物理吸附型储氢材料和金属氢化物基储氢合金两类，其中，金属氢化物储氢是目前最有希望且发展较快的固态储氢方式[19-21]。固体储氢材料分类如图3所示。
金属氢化物储氢罐供氢方式具有以下特点：储氢体积密度大、操作容易、运输方便、成本低、安全性好、可逆循环好等，但是质量效率低，如果质量效率能够有效提高的话，这种储氢方式非常适合在燃料电池汽车上使用[19，24-25]。对比综合储氢技术，将不同储氢技术的各方面特点进行总结如图4所示。
由图4可知，我国低温液态储氢技术应用较少，且该技术成本高，长期来看，在国内商业化应用前景不如另3种储氢技术；高压气态储氢是我国最成熟的储氢技术，低温液态储氢和有机液态储氢综合性能好，但亟待相关技术攻关以降低其成本。目前加氢站采用高压气态储氢技术。长期来看，还是国内发展的主流。但由于该技术存有安全隐患和体积容量比低的问题，在氢燃料汽车上应用并不完美，因此该技术应用未来可能有下降的趋势。固态储氢材料储氢性能卓越，是4种方式中最为理想的储氢方式，也是储氢科研领域的前沿方向之一。但是现在尚处于技术攻关阶段，因此我国可以以此技术为突破口，打破氢能储存技术壁垒，加速氢能产业发展。
1.2氢能运输
氢气的运输通常根据储氢状态的不同和运输量的不同而不同，图5展示了氢气的各种运输方式。
氢的输运方式主要有气氢输送、液氢输送和固氢输送3种方式。
1)气氢输送：气态输运分为长管拖车和管道输运2种，长管拖车运输压力一般为20?50MPa，我国长管拖车运输设备产业较为成熟，但在长距离大容量输送时，成本较高，整体落后于国际先进水平；而管道运输是实现氢气大规模、长距离输送的重要方式。管道运输时，管道运输压力一般为1.0?4.0MPa，输氢量大、能耗低，但是建造管道一次性投资较大。在管道输运发展初期，可以积极探索掺氢天然气方式。黄明，王玮等人对天然气掺氢运输可行性做了研究[26-28]。中国工程院院士也对天然气管网输送氢气非常看好[28]。
2)液氢输送：液态输运适合远距离、大容量输送，可以采用液氢罐车或者专用液氢驳船运输。采用液氢输运可以提高加氢站单站供应能力，日本美国已经将液氢罐车作为加氢站运氢的重要方式之一[7，26]。日本千代田公司于2009年成功研发出LOHC(液态有机氢载体)系统关键技术，全球首条氢供应链示范项目采用了千代田公司的SPERA技术探索液态有机氢载体的商业化示范，在2020年实现了210t/年的氢气输运能力[14-15，26，29]。
3)固氢输送：通过金属氢化物存储的氢能可以采取更加丰富的运输手段，驳船、大型槽车等运输工具均可以用以运输固态氢。图6展示了4种氢气运输成本对比。
由图6可以看出，300km以上的运输距离，运输成本排序为LOHC<lh2(液氢槽车)<氢气管道<管束车，50km以内氢气管道运输成本较低，因此适合小规模运输，比如化工厂区氢气管道以及孤岛微电网内氢气运输等场合。随着输送距离的增加，有机液态输氢和低温液态输氢成本极具优势，因此液态输运更适合长距离、大规模输氢，比如跨省运输，将制氢中心的氢运输至消费中心。< p=""></lh2(液氢槽车)<氢气管道<管束车，50km以内氢气管道运输成本较低，因此适合小规模运输，比如化工厂区氢气管道以及孤岛微电网内氢气运输等场合。随着输送距离的增加，有机液态输氢和低温液态输氢成本极具优势，因此液态输运更适合长距离、大规模输氢，比如跨省运输，将制氢中心的氢运输至消费中心。
氢能应用涉及制氢、储运氢、氢发电等中间环节，完整产业链过程转换效率不高，储氢使用的设备成本高，且氢能在运输过程安全风险很大。对于氢能制、储、运过程中的安全性问题，有学者提出“液态阳光”的思路，即用CO2和氢气反应生成甲醇，将有效解决氢存储问题。甲醇是非常好的液体储氢、运氢载体，甲醇储氢的安全性和便捷性都是极佳的，这也将成为解决可再生资源间歇性问题的新方案，也将为边远地区难以上网的可再生能源弃风、弃光、弃水提供消纳渠道，还将成为除特高压输电之外，另一种规模化输送能源的途径[30-32]。“液态阳光”的思路也拓展了碳捕获封存技术，可以把CO2捕获再循环利用，形成完整的生态碳循环，有助于我国碳中和进程的推进。因此为了助力绿色能源发展，解决弃风弃光弃水问题，2020年10月份，全球首个千吨级“液态阳光加氢站”示范工程项目示范成功。液态加氢站的建成为我国氢能储运技术的进一步发展开拓了一条新的道路。
2 氢能与电力
氢气在传统石化行业已有大量应用，近年来氢能应用火热的领域主要是车用氢燃料电池、燃料电池分布式电站及固定电站[7]。2010—2018年全球氢燃料电池汽车数量变化曲线如图7所示。
2.1氢燃料电池发电
氢能发电可以用来解决电网削峰填谷、新能源稳定并网问题，还可以提高可再生能源所发电力并网的稳定性和电力系统安全性、灵活性，大幅降低碳排放[22，26，33-35]。目前主要采用氢燃料电池发电技术与新能源耦合发电技术，使用燃料电池发电技术，可以减少对煤炭的使用，减少CO2的排放，且发电效率很高[36]。
根据电解质种类不同，燃料电池分为质子交换膜燃料电池(proton exchange membrane fuel cell，PEMFC)、固体氧化物燃料电池(solid oxide fuel cell，SOFC)、熔融碳酸盐燃料电池（molten carbonate fuel cell，MCFC）、碱性燃料电池（alkaline fuel cell，AFC）、磷酸型燃料电池（phosphoric acid fuel cell，PAFC）等。目前重点关注的是PEMFC技术和SOFC技术[22，26]。PEMFC工作温度低、启动快，适用于交通领域[37-39]；SOFC能量转化率高、全固态，是一种清洁高效的发电装置，一般用于大型集中供电、分布式发电等作为固定电站[40]。国内学者于2020年提出了一种利用SOFC燃料电池的新型发电系统，通过高效制氢和废热梯级利用，系统发电效率可达61.2%[41]。
燃料电池发电本质是氧化还原反应，以PEMFC为例，其结构如图8所示，由阴/阳极流道、气体扩散层、质子交换膜、催化剂、电极组成，其工作原理为：
表2对比了各种类型燃料电池技术，可以看出不同燃料电池的特性有差异，适用范围也不尽相同，因此对于不同电池类型及其相关特性，有着不同的应用场景。其中，PEMFC功率范围最大，可用于解决电网波动性，作为灵活电源支撑电网的调峰调频，但是电效率较低制约了PEMFC的发展。由图8，PEMFC工作过程中会有热量散出，将反应热利用起来则PEMFC热电联供(combination with heat and power，CHP)综合能效可在75%~80%之间；SOFC自身发电效率高，在用户侧，通过CHP可提高综合能效至80%，在固定式发电及CHP场景下具有巨大的应用前景。
美国和日本多家公司正在开发10kW平面轮机SOFC发电装置，德国西门子–西屋电器公司正在测试100kW SOFC管状工作堆，国内也已有学者自主研制出了5kW级SOFC系统，并实现了4.82kW的功率输出。我国关于100kW级大功率SOFC系统的研究尚有空缺，亟待专家学者在已有低功率SOFC的基础上加大力度继续推进。国外学者A.Herrmann等人提出一种家用氢燃料电池CHP系统并对该系统进行了性能评估，整体结构图如图9所示[42]。
该系统设计一套氢燃料电池热电联供系统，通过此设计，房屋无需外接天然气管网即可实现CHP，CHP的电效率接近50%，总效率高于95%。氢燃料电池的CHP具有很好的发展前景，应基于我国基本国情，借鉴国外先进氢燃料电池CHP方案，用于解决我国孤岛微网电力供应问题，助力氢能在我国的产业化发展，推动“十四五”电力规划的实施。
2.2氢燃气轮机发电
以清洁能源氢燃料替代天然气用于燃气轮机发电也是氢能在电力领域的研究重点。燃气轮机具有很好的负荷调节能力，15min左右即可将负荷从零拉满，亦可以氢储能作为中间环节，将氢燃气轮机与新能源混合发电，即可解决弃风弃光问题，也能改善电力系统稳定性，因此燃氢燃气轮机发电是燃气轮机发电的未来发展趋势[43-45]。
燃气轮机系统结图见图10，其工作过程为：
1)压气机连续地从大气中吸入空气并压缩；
2)压缩后的空气进入燃烧室，与喷入的燃料混合后燃烧，成为高温燃气；
3)高温燃气流入燃气涡轮中膨胀做工，推动涡轮叶轮旋转输出电力接入负载。
文献[45]提出了一种风–氢–燃气轮机耦合发电系统，系统框架如图11所示，该系统的思想即是把风电场发出的质量较差的电接入电解槽电解制氢，通过氢储能技术储存电力，在电网需要时再由氢燃气轮机发电并网，可以实现对电网的削峰填谷以及对新能源的消纳，可以作为一种新型储能发电形式与风力、光伏等可再生能源配合发电。
氢燃气轮机的安全性除了燃气轮机本身的回火等技术问题外，更主要的还是在氢气的制、储、运3个方面，本文第一部分所述氢能储运环节关键技术是氢燃气轮机安全高效应用的核心；氢燃气轮机的经济成本主要是氢气的制取和储运成本，未来最理想的模式是以氢储能为中心，结合新能源和燃气轮机发电[43-44]。当前电解水制氢成本在18~23元/kg氢气，再加上氢气储运成本，氢能发电经济性较低，且采取可再生能源制氢后燃烧发电效率极低，当前氢燃气轮机发电难以商业化应用。因此，突破新能源电解制氢成本及氢能储运成本，是氢燃气轮机发电大规模应用的关键。
氢能的两类主要发电方式各有优劣，氢燃气轮机发电设备可以使用现有设备改造，设备成本较低，技术基础好，但不可避免NOx排放。日本三菱公司2018年研发的新型预混燃烧器可以实现含氢30%的混合燃料稳定燃烧，NOx排放低，德国西门子公司开发的氢气燃气轮机经过测试表明，30%的氢浓度时NOx排放可以低至20ppm。氢燃料电池发电设备相对简单，功率范围宽，可以很好地应对可再生能源的波动性，但整体电效率不高，需考虑其热电综合效率。国内有学者提出采用SOFC和微型燃气轮机联合发电技术，采用CH4作为燃料，可实现能源的梯级利用，大大提高能源利用率[46]。因此，我国应加大对多设备联合发电技术的研发，以氢储能系统为枢纽，采用氢燃气轮机及氢燃料电池联合发电技术，促进我国新能源的发展，促进能源低碳化转型。
3 总结与建议
氢能是一种理想的新型能源，具有清洁低碳、便于存储等优点。氢能的最佳利用方式是通过燃料电池技术进行氢电转化，近年来燃料电池技术的不断成熟也使得氢燃料电池成本快速下降，美、德、日等部分国家相继出台氢能战略布局，我国也加速布局氢能战略，加快构建清洁化、低碳化的氢能供应体系，这对我国能源安全及可持续发展战略具有重大意义。
氢能的开发应用前途一片光明，但是仍有一些难题需要专家学者去解决。氢能的储运环节关键技术是制约氢能经济性的瓶颈技术。氢气扩散能力强，易燃易爆，氢气与金属结合容易导致氢脆，不好储存，因此妥善解决氢能的储运问题是氢能安全高效使用的必要前提，也是氢能全产业链降低成本的关键一环；此外，氢能燃料电池技术也是氢能大规模发展使用的核心技术，要真正地实现氢能高效应用，需要进一步提高燃料电池系统的功率、寿命等特性。
针对氢能储运及电力应用所述问题，提出以下4条建议：
1)今后应着力建设并完善氢能体系，从氢能全生命周期角度开发其附加价值，促进我国“碳达峰，碳中和”目标的实现。
2)加强氢能产业链各环节的衔接，突破储运环节技术瓶颈，通过对储氢罐的内部结构进行优化，探索新型储罐材料等方式，提高氢能利用的安全性和经济性，专家学者应进一步加强氢能利用各环节的安全性研究，使氢能可以更好地用于更广泛的工程实践。
3)鼓励氢燃料电池及氢燃气轮机技术攻关，加大燃料电池电堆的研发，降低氢能应用成本，探索多能耦合互补发电新方式，利用好氢燃料电池与氢燃气轮机互补优势，加大氢能源与电网的互动性。
4)以“十四五”电力规划为引导，明确氢储能发展定位，提高电到氢、氢到电的转化效率，提高储氢密度，形成完善的氢储能系统发展体系。
