图 全球主要液氢生产国家及产能

美国（共计18套装置，总产能为326t/d）和加拿大（共计5套装置，总产能81t/d）的液氢产能占据了全球液氢总产能的80%以上。我国具备液氢生产能力的文昌基地、西昌基地和航天101所，均服务于航天火箭发射领域。在民用液氢领域，由101所承建的国内首座民用市场液氢工厂（产能为0.5t/d）和研发的具有自主知识产权基于氦膨胀制冷循环的国产吨级氢液化工厂（产能为2t/d）已分别于2020年4月和2021年9月成功施，将我国的液氢产能提升至6t/d。但距离发达国家的液氢产能规模，仍有较大差距。

2、液氢的制取方法

液氢的制取，即氢液化技术，具有多种形式，可按照膨胀过程和热交换过程进行大致分类或结合。目前，常用的氢液化工艺流程可以分为利用Joule-Thompson效应（简称“J-T效应”）节流膨胀的简易Linde-Hampson法，以及在此基础上结合透平膨胀机降温的绝热膨胀法。在实际生产过程中根据液氢产量的大小，绝热膨胀法又可划分为利用氦气作为介质膨胀制冷产生低温，进而将高压气态氢冷却至液态的逆布雷顿法，以及让氢气自身绝热膨胀降温的克劳德法。

图 常用的氢液化方法的简易原理图

上述3种方法的简易流程如图所示。液化流程中主要用到压缩机、换热器、低温透平膨胀机以及节流阀等设备。

二、液氢的储运

液氢的储运是液氢安全、高效、规模化和低成本运用的基础，也是解决氢能技术路线应用环节的关键。

1、液氢储运技术

液氢的储运方式可以分为两类，即采用容器储运和采用管道输运。其中,容器储运在储存结构形式上一般采用球形储罐和圆柱形储罐，在运输形式上采用液氢拖车、液氢铁路槽车和液氢槽船等。

除了考虑常规液体运输过程中所涉及的冲击和震动等因素，由于液氢沸点低（20.3K）、汽化潜热小、易蒸发的特点，容器储运环节必须采用严格的减小漏热的技术手段，或采用无损储运方式，将液氢的汽化程度降到最低或零，否则会引起储罐升压，导致超压风险或放空损失。如下图所示，从技术途径角度，液氢储运主要采用减小热传导的被动绝热技术和在此基础上叠加的主动制冷技术，以减小漏热或产生额外冷量。

图 液氢储运技术分类

2、液氢储运特点

基于液氢本身的理化特性，其储运方式较目前国内大量使用的高压气态储氢方式存在诸多优势，但其制取过程的相对复杂也使其存在一定劣势。

（1）液氢储运优势如下所示。

储重比大，便于储运及车载

液氢相比于气态储氢的最大优势是密度大，液氢的密度为70.8kg/m3，分别为20，35，70MPa高压氢气的5，3，1.8倍。因此，液氢更加适用于氢的规模化储存运输，能够解决氢能储运环节的难题。

储存压力低，便于保证安全

液氢储存在保证容器稳定的绝热基础上，日常储存运输的压力等级较低（一般低于1MPa），远低于高压气氢储运方式的压力等级，在日常运营过程中更易保证安全。结合液氢储重比大的特点，在将来氢能规模化推广过程中，在建筑密度大、人口密集、用地成本高的城市地区，液氢储运（如液氢加氢站）具有更安全的运营体系，且整体系统占地面积更小，所需前期投资成本和运营成本更小。

汽化纯度高，满足终端要求

我国对高纯氢和超纯氢的年消耗巨大（约为590万t/a），特别是电子行业（如半导体、电真空材料、硅晶片、光导纤维制造等）以及燃料电池领域，其对高纯氢和超纯氢的消耗尤其大。当前很多工业氢气的品质难以满足部分终端用户对氢气纯度的严格要求，而液氢汽化后的氢气纯度则可以满足。

储重比大，便于储运及车载

液氢相比于气态储氢的最大优势是密度大，液氢的密度为70.8kg/m3，分别为20，35，70MPa高压氢气的5，3，1.8倍。因此，液氢更加适用于氢的规模化储存运输，能够解决氢能储运环节的难题。

储存压力低，便于保证安全

液氢储存在保证容器稳定的绝热基础上，日常储存运输的压力等级较低（一般低于1MPa），远低于高压气氢储运方式的压力等级，在日常运营过程中更易保证安全。结合液氢储重比大的特点，在将来氢能规模化推广过程中，在建筑密度大、人口密集、用地成本高的城市地区，液氢储运（如液氢加氢站）具有更安全的运营体系，且整体系统占地面积更小，所需前期投资成本和运营成本更小。

汽化纯度高，满足终端要求

我国对高纯氢和超纯氢的年消耗巨大（约为590万t/a），特别是电子行业（如半导体、电真空材料、硅晶片、光导纤维制造等）以及燃料电池领域，其对高纯氢和超纯氢的消耗尤其大。当前很多工业氢气的品质难以满足部分终端用户对氢气纯度的严格要求，而液氢汽化后的氢气纯度则可以满足。

（2）液氢储运劣势如下所示。

液氢路线技术门槛较高

液氢技术在我国发源于航天领域，技术入门要求较高。目前，液氢规模化制、储、运、用技术和经验都集中在航天产业，受众范围相对封闭。

液化工厂投资大，能耗相对较高

由于氢液化冷箱等关键设备及技术发展滞后，2021年9月之前，国内航天领域的氢液化设备全部被国外公司垄断。大型氢液化核心设备受到国外相关贸易政策（如美国商务部《Export Administration Regulations》）管制，限制设备出口并禁止技术交流。这使得氢液化工厂的前期设备投资较大，加之国内目前的民用液氢需求量较小，规模化应用程度不足，产能规模上升缓慢，导致液氢的单位生产能耗比高压气氢更大。

液氢储运过程中存在蒸发损失

目前，在液氢储运过程中，对漏热导致的蒸发氢气基本采用放空方式处理，这会导致一定程度的蒸发损失。在未来的氢能储运环节中，需要采用额外的措施对此部分蒸发氢气气体进行回收，以解决直接放空导致的使用率下降问题。

液氢路线技术门槛较高

液氢技术在我国发源于航天领域，技术入门要求较高。目前，液氢规模化制、储、运、用技术和经验都集中在航天产业，受众范围相对封闭。

液化工厂投资大，能耗相对较高

由于氢液化冷箱等关键设备及技术发展滞后，2021年9月之前，国内航天领域的氢液化设备全部被国外公司垄断。大型氢液化核心设备受到国外相关贸易政策（如美国商务部《Export Administration Regulations》）管制，限制设备出口并禁止技术交流。这使得氢液化工厂的前期设备投资较大，加之国内目前的民用液氢需求量较小，规模化应用程度不足，产能规模上升缓慢，导致液氢的单位生产能耗比高压气氢更大。

液氢储运过程中存在蒸发损失

目前，在液氢储运过程中，对漏热导致的蒸发氢气基本采用放空方式处理，这会导致一定程度的蒸发损失。在未来的氢能储运环节中，需要采用额外的措施对此部分蒸发氢气气体进行回收，以解决直接放空导致的使用率下降问题。

三、液氢技术路线的经济性分析

1、制取成本

液氢制取成本的分析主要考虑民用液氢技术路线的规模化和经济性，并参考国外氢能技术发展路线。大型氢液化设备的相关参数见下图。

图 大型氢液化设备相关参数

氢气源按照工业副产氢纯化后满足燃料电池用氢质量标准的氢气计算，成本为1.5元/m3，电力成本按照0.6元/m3进行估算，则液氢生产成本估算为29.5元/kg，如下图所示。

图 单位质量液氢生产成本构成

将上述成本折算为百分比，则液氢制取成本中占比最大的是氢气源成本（占比为58%），其次为液化系统综合能耗成本（占比为20%），二者合计占据整个液氢成本的78%。这两项成本中占据主导影响的分别是氢气源的种类和液化工厂所在地的电价，氢气源的种类也与电价相关。如果在风光新能源产区，如大型风力发电厂和光伏发电厂较集中的三北地区或海上，采用电解制氢工厂和液化工厂紧邻发电厂结合建设的方案，可使用低价电【按照0.3元/（kW·h）测算】电解水制氢并液化，则液氢制取成本可下降至25.3元/kg，同时可以减少大规模风电并网对电力系统调峰能力的影响。

2、储运成本

液氢储运成本按照单辆陆地液氢运输槽车进行测算，车辆储罐容积为40m3，相关成本构成如下图所示。

图 液氢槽车成本构成

考虑到充装率（90%）、余液、转注时间、车辆限速（80km/h）等影响因素，可测算得到液氢储运成本在不同运输距离下的变化情况，同时对比了目前普遍使用的20MPa高压气氢管束车的运输成本，如下图所示。

图 液氢和高压气氢储运成本对比

由上图可知，液氢储运成本可控制在不大于5元/kg，其对距离的敏感性较低（随距离增加导致的成本上涨极缓慢），随运输距离增长的成本增长远低于高压气氢运输成本的增长。

3、综合成本

20MPa高压气氢的平均制取成本比液氢平均制取成本约低10.5元/kg，在百公里运输成本增量方面，运输距离每增加100km，高压气氢储运成本增加4.63元/kg，液氢则为0.44元/kg。

图 液氢和高压气氢制、储、运综合成本对比

从上图可以看出，随着运输距离的增加，20MPa高压气氢的制、储、运综合成本快速上涨，而液氢的的制、储、运综合成本上涨缓慢；二者的平衡点位于205km，即当运输距离小于205km时，20MPa高压气氢模式的综合成本较低，当运输距离超过205km时，液氢模式的综合成本更低。在新能源产区等偏远地区，建立新能源电氢体系可使这一平衡距离下降至105km，液氢模式的优势将更加明显。由此可见，液氢制、储、运更加适用于长距离的氢能输运。

液氢技术路线适用于氢能的规模化储存和运输，国内虽具备一定的液氢自主生产能力，能够满足当前氢能源在我国起步发展示范阶段的推广应用需求，但还需对未来液氢的规模化产、储、运技术进行积极研发和探索， 液氢工厂的产能规模是决定液氢成本的关键之一。

在长距离输运情况下， 液氢技术路线的综合成本低于高压气态储氢技术路线， 液氢技术路线投资大和能耗高的问题，可通过设备自主化、产能规模化，以及液氢运输成本对距离的不敏感性，并结合新能源电氢体系予以解决。

随着我国“双碳”目标的提出，清洁能源产业开始迅速推进，作为“零碳”能源——氢能的重要高效载体，液氢将会成为保证氢能规模化应用的有效实施途径。

转自： 全球氢能

2022中国煤炭深加工与新能源耦合发展大会

▌时间：2022年11 月8 日 —12 日

▌地点：新疆•哈密 •伊吾

—— 组织架构——

主办单位：

中国煤炭加工利用协会

哈密市人民政府

承办单位：

伊吾县人民政府

中国煤炭加工利用协会煤转化分会

中国煤炭加工利用协会兰炭分会

北京泛地能源咨询中心

原定与会专家及报告题目

刘中民院士，李灿院士、彭苏萍院士主旨报告

专题报告

1.关于煤炭与新能源耦合发展的思考

报告嘉宾：吴吟，国家能源局原副局长，中国能源研究会副理事长

2.未来煤化工的思考

报告嘉宾：林彬彬，化工行业工程勘察设计大师，中国天辰工程公司总工程师

3.低阶煤分质分级利用技术最新进展

报告嘉宾：尚建选，陕西煤业化工集团有限公司副总经理

4.新形势下低阶煤分质利用技术方案分析

报告嘉宾：山秀丽，全国工程勘察设计大师，华陆工程科技有限责任公司首席专家

5.多能融合油化结合助煤化工高质量发展

报告嘉宾：梁龙虎，中石化洛阳工程有限公司高级专家

6.国家能源集团煤化工与新能源产业战略与实践

报告嘉宾：温亮，国家能源集团化工公司规划部主任

7.中煤能源集团煤化工与新能源产业战略与实践

报告嘉宾：中国中煤能源集团公司

8.中国石化集团煤化工与新能源产业战略与实践

报告嘉宾：何祚云，中国石化长城能化公司副总经理

9.煤化工“十四五”高质量发展形势、要点及与新能源耦合发展机遇与挑战

报告嘉宾：石油和化学工业规划院

10.新能源“源网荷储一体化”发展要点

报告嘉宾：中国电力工程顾问集团西北电力设计院有限公司

11.新能源发展趋势及并网消纳

报告嘉宾：冯炜，国电南瑞电气控制分公司，副总经理，研究员级高工

12.绿氢、绿氨、绿醇作为能源行业脱碳途径的技术要点与发展前景

报告嘉宾：刘思明，石油和化学工业规划院能源化工处副处长

13.煤基环氧树脂产业链创新发展项目分享

报告专家：榆林项目或中科院大连化物所（落实中）

14.提质煤（兰炭）干式熄焦的技术研究进展

报告嘉宾：孟庆波，中钢集团鞍山热能研究院副院长

15.中低温煤焦油加氢生产特种燃料油的技术与实践

报告嘉宾：杨占彪，陕煤化集团神木富油能源科技有限公司总经理

16.哈密煤炭分级转化制高质液体燃料技术

报告嘉宾：郭强，中科合成油技术有限公司副总工程师

17.煤焦油加氢组合工艺技术生产煤基特种燃料技术开发

报告嘉宾：邓文安，中国石油大学（华东）重质油国家重点实验室教授

18.新奥新型煤气化气技术创新与产业化实践

报告嘉宾：周三，新奥科技发展有限公司煤气化中心总经理

19.二氧化碳捕集与转化利用技术

报告嘉宾：吴路平，西南化工研究设计院有限公司工程公司副总工程师

20.新形势下兰炭行业废水零排放的研究与思考

报告嘉宾：盛宇星，中科院过程工程研究所、北京赛科康仑环保科技有限公司副研究员

21.煤气化技术（SPET）在哈密高新区化工新材料项目上的应用

报告嘉宾：魏建超，上海浦名能源科技有限公司总监

22.GF低阶煤热解制富氢煤气技术进展

报告嘉宾：张旭辉，北京国电富通科技发展有限公司技术总监

23.SJ–V型煤炭中低温干馏装置简介

报告嘉宾：尚敏，神木三江煤化工有限公司技术总监

24.西部干旱煤矿区生态修复关键技术与应用模式

报告嘉宾：毕银丽，中国矿业大学（北京）教授

25.立足煤炭资源 发展甲醇汽车 保障能源安全 实现碳中和

报告嘉宾：金先扬，吉利汽车资深总工程师

高端对话一：（碳达峰、碳中和形势下的哈密市现代煤化工产业发展）

嘉宾：

刘中民，中国工程院院士

李 灿，中国科学院院士

彭苏萍，中国工程院院士

吴 吟，国家能源局原副局长，中国能源研究会副理事长

房倚天，中国科学院山西煤化所所长

孙启文，山东能源集团首席专家

张绍强，中国煤炭加工利用协会理事长

刘志学，生态环境部高级工程评估中心石化部主任助理

哈密市及伊吾县领导

对话二：（哈密重点项目进展与方案）

嘉宾:

王建立，国家能源集团化工公司总经理

何祚云,中石化长城能化公司副总经理

尚建选，陕西煤业化工集团公司副总经理

尤加强，山东能源新疆化工公司总经理

文战和，新疆能源集团公司副总经理

段志广，河南能源集团副总经理

冯庆东，协鑫新能源控股公司副总裁兼首席专家

广汇、宣东等

初步日程安排：

1、11月8日全天报到，“伊吾会场”参会代表安排接站晚宿伊吾县，“哈密市区会场”参会代表大巴接至哈密宾馆。

2、11月9日

（1）当天上午：“伊吾县会场”会议代表参观调研伊吾县伊吾工业园区，并在园区召开专题座谈会，午饭后返回伊吾县城。

（2）当天上午同期：“哈密市区会场”召开“投融资和技术装备交流对接会”。

（3）下午：16:00 开幕式及院士报告会（伊吾县为线下会场，哈密会场同步直播）① 领导致辞; ② 院士专家主旨报告 ; ③“高端对话”，主要领导+院士+知名专家（主题为：碳达峰、碳中和形势下的哈密市现代煤化工产业发展); ④ 招商推介及签约仪式；

3、11月10日全天会议（哈密会场为线下会场）

4、11月11日，哈密会场参会人员赴伊吾县伊吾工业园区调研考察，晚宿伊吾县或淖毛湖镇，参观代表性煤炭深加工园区和典型企业，参观典型新能源企业。

5、11月12日，早餐后大巴送至哈密机场或火车站。

关于哈密

哈密集丰富的煤炭、油气、风能、光能等能源资源于一地，能源富集且多样化，是全疆乃至全国传统能源（煤炭）与可再生能源（风、光）组合开发条件最为优越的地区之一。

哈密熔盐塔式50兆瓦光热发电站全景

据了解，哈密市煤炭预测资源量5708亿吨，占全国预测资源量的12.5%，占新疆预测资源量的31.7%，居全疆第一位，具有低灰、低硫、低磷、高热值、高含油率、高挥发分“三低三高”特点，特别是三塘湖、淖毛湖矿区已探明的煤炭资源中大部分为高含油煤，各煤层煤焦油产率平均达10%以上，最高接近20%，是全国乃至全世界罕有的富油煤种，风能、太阳能资源是全疆最好的地区。油气资源储量大，已探明的6个含油区块石油总资源量5.7亿吨，煤层气预测资源量约1.63万亿立方米，页岩气预测资源量约2770亿立方米、油页岩资源预测资源量约41亿吨，被自然资源部确认为亿吨级油田。哈密是全国风资源和光资源最好的地区之一，有全疆九大风区中的三塘湖—淖毛湖风区、十三间房风区及东南部风区，哈密市70米高度风功率密度等级≥每平方米200瓦、≥每平方米250瓦、≥每平方米300瓦和≥每平方米400瓦的技术开发量分别为3.03亿千瓦、2.44亿千瓦、1.9524亿千瓦和1.3亿千瓦；太阳能资源理论蕴藏量22.6万亿千瓦时，资源可开发量达49.38亿千瓦，技术可开发量达32.09亿千瓦，被国家确定为以千万千瓦级风电、百万千瓦级光伏发电示范基地为主的国家级综合能源基地。哈密辖区内新能源建设区域多为荒漠、戈壁地貌，地势平坦，适合大规模基地式集中连片开发建设，具备建设荒漠、戈壁大型风光电基地的土地资源优势。在“碳达峰、碳中和”战略引领下，哈密能源产业发展迎来了历史性机遇。

关于伊吾

伊吾县位于新疆东北部，天山北麓东段，总面积19519平方千米，户籍人口21218人，有汉族、维吾尔族、哈萨克族等17个民族。下辖4乡3镇1个牧民搬迁开发区、1个自治区级工业园区。辖区内有兵团淖毛湖农场、边防连等十余家驻地单位和部队。先后被国家、自治区评为“全国民族团结进步创建活动示范县”“国家卫生县城”“国家级园林县城”“自治区级优秀平安县”“自治区级生态文明建设示范县”“自治区文明县”等称号。

伊吾县矿产资源十分丰富，现已探明矿产资源有煤、铁、铜、金、煤、石油、芒硝、花岗岩等28种四十余处矿产地，开发利用的有石油、铁、煤、金等。风、光能资源十分丰富，伊吾淖毛湖风区90米高度平均风速7.41m/s-8.49m/s，风功率密度在741-1196瓦/平方米，是新疆风资源最好的地区。光伏规划区年均日照大于6h的天数在300天左右，全年日照时数为3300至3500小时，年平均太阳总辐射量为6214.66兆焦/平方米，是全国太阳能资源最为优越的地区之一，开发利用潜力大。其中，煤炭资源储量大、品种多、易开采，具有低硫、低磷、低灰粉、高发热量“三低一高”的特点，焦油产率在10%以上，最高可达16.3%，是全国乃至全世界罕有的富油煤种，是煤炭深加工项目的理想原料。已探明煤炭资源储量241.5亿吨，矿区总规修编后，矿井田由6个增加至15个，煤炭规划产能由2900万吨/年提高到1.43亿吨/年，目前已建成煤矿企业2家。

伊吾工业园区规划面积20平方公里，于2016年建成自治区级园区，已建成面积21.23平方公里，2018、2019、2020年度连续三年在全疆开发区土地集约利用评价中名列第一，是哈密现代能源与化工产业示范区发展的重要支撑和承载平台，实行以煤炭清洁高效利用为主的淖毛湖煤化工循环经济产业区、白石湖煤炭高效综合利用产业区和以有机农副产品深加工为重点的盐池特色农产品产业区，“一园三区”发展格局。近年来，围绕煤炭分级分质利用和煤制甲醇两条产业链，不断延伸产业链条。煤炭分质利用已建成1930万吨/年，在建3100万吨/年；焦油加氢已建成110万吨/年，年可产汽柴油100余万吨，在建100万吨/年；利用富产的荒煤气建成制乙二醇40万吨/年、发电4×5万千瓦机组及2×13.5万千瓦机组等项目，规划建设荒煤气制乙二醇、甲醇、甲缩醛、发电等产业延长项目。煤制甲醇产业链中，已建成甲醇120万吨/年、甲缩醛15万吨/年、多聚甲醛4万吨/年、乌洛托品2万吨/年、聚丙烯20万吨/年项目；“十四五”规划建设300万吨/年二氧化碳捕集及驱油示范项目、年产50万吨聚乙醇酸项目、风光互补联合制氢捕集二氧化碳合成绿色高值化学品项目、百万千瓦风光多能互补绿色低碳高值煤基化学品新材料项目、400万吨/年煤油共炼项目，发展甲醇制聚烯烃、MMA等产业延长精细化工项目。 返回搜狐，查看更多