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深远海风电制氢-液化-储运一体化供应链关键技术研究

宋鹏飞 ,  王秀林 ,  聂锁府 ,  侯建国 ,  王修康 ,  张瑜 ,  周树辉

现代化工 ›› 2026, Vol. 46 ›› Issue (11) : 7 -11.

PDF (2704KB)
现代化工 ›› 2026, Vol. 46 ›› Issue (11) : 7-11. DOI: 10.16606/j.cnki.issn0253-4320.2026.11.002
专论与评述

深远海风电制氢-液化-储运一体化供应链关键技术研究

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Research on key technologies of an integrated supply chain for hydrogen production-liquefaction-storage and transportation from deep-sea wind power

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摘要

针对中国深远海风电大规模开发面临的电力传输受限与就地消纳难题,结合日韩两国巨大的清洁氢能进口需求及地缘区位优势,构建“深远海风电制氢-液化-船运出口”的一体化供应链。分析了供应链构建的必要性,重点对适合深远海环境的离网型风电电解制氢、低能耗大型氢气液化工艺及液氢远洋储运等关键技术进行了综述与对比。结合液氢运输船与接收站的商业化示范进展,探讨了建造浮式制氢储氢平台(H2-FPSO)、浮式液氢船FLH2和海上综合能源岛的技术与工程可行性。研究表明,该供应链在技术路径上具备可行性,通过“港-船-岛”一体化系统集成,有望成为推动我国海上风电高质量发展、解决深远海海上风电消纳的创新路径。

Abstract

To address the challenges of limited power transmission capacity and local consumption for large-scale deep-sea wind farms in China,this paper proposes an integrated supply chain encompassing on-site hydrogen production,liquefaction,storage,and marine transportation targeting the substantial clean hydrogen demand in Japan and South Korea as well as the geographical location advantages.The study systematically analyzes the necessity of this supply chain,with a focus on key technologies:off-grid wind power electrolytic hydrogen production adapted for deep-sea environments,large-scale hydrogen liquefaction processes with low energy consumption,and liquid hydrogen (LH2) storage and transportation systems.Considering the commercial demonstration progress of LH2 carriers and receiving terminals,the engineering feasibility of constructing floating hydrogen production and storage platforms (H2-FPSO),floating liquid hydrogen ships (FLH2),and offshore integrated energy islands was discussed.The results indicate that the supply chain is technically viable,and the integration of “port-vessel-island” systems,it is expected to become an innovative pathway for promoting the high-quality development of China’s offshore wind power and solving the consumption problem of deep-sea offshore wind power.

Graphical abstract

关键词

深远海风电 / 绿氢 / 氢气液化 / 液氢储运

Key words

deep-sea wind power / green hydrogen / hydrogen liquefaction / liquid hydrogen storage and transportation

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宋鹏飞,王秀林,聂锁府,侯建国,王修康,张瑜,周树辉. 深远海风电制氢-液化-储运一体化供应链关键技术研究[J]. 现代化工, 2026, 46(11): 7-11 DOI:10.16606/j.cnki.issn0253-4320.2026.11.002

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海上风电作为高端装备制造产业和技术密集型产业,已然成为各国竞争的新高地。全球风能理事会(GWEC)数据[1],截至2025年底,全球海上风电累计装机容量预计超过101 GW,其中中国累计装机47.17 GW,占比47%。我国近海可开发风电资源已日趋紧张,与近海航运、渔业养殖、生态保护之间的矛盾日益凸显[2],向深远海进军不仅是资源开发的必然选择,也是产业自身实现可持续发展的内在要求[3-4]。另外,风机单机容量向20 MW以上迈进[5]、漂浮式基础技术的商业化突破[6]以及柔性直流输电等技术的突破,也驱动不断向深远海拓展。
大规模深远海风电面临电力传输成本高与本地电网消纳难的挑战。海底电缆成本随着离岸距离和水深的增加急剧上升,制约项目的经济性。一座典型的GW级深远海风电项目的VSC-HVDC送出工程,单位千瓦投资可达近岸海上风电项目的2~3倍以上[7-8]。长距离海底电缆的敷设工程难度大、维护成本高,还存在故障定位难、修复周期长等风险[9]。把无法上网的海风弃电转化为易于储存、运输和消纳的能源载体,是解决深远海风电消纳难题的重要路径之一[10-12]。
日本和韩国是典型的能源资源匮乏型发达工业国,能源自给率极低,高度依赖能源进口实现能源转型[13]。日本计划到2030年氢气年供应量达到 300万t,到2050年达到2 000万t,其中绝大部分需要进口。日本积极在全球布局氢能供应链,已完成从文莱和澳大利亚进口氢气的示范项目,并在九州、关西等地区规划了大型液氢接收站[14-15]。韩国目标到2030年实现年供氢526 t,到2050年达到2 790万t,成为全球最大的氢进口国和消费国。韩国重点推动掺氢及纯氢发电、氢冶金和交通领域的应用。浦项、蔚山、仁川等大型工业港口已被指定为氢能枢纽,并已规划了液氢接收站[16]。
中国山东、江苏、浙江等东北部沿海拥有丰富的深远海风能资源,海上风电制氢后出口日本九州地区如长崎、福冈港口或韩国东南部如浦项、蔚山港口,航程相较于日本从澳大利亚、中东等地进口具有明显区位优势。根据运输规模,可采用专用液氢运输船或液氢罐箱进行点对点运输,初期可采用液氢罐箱或1万~2万m3的中小型船舶,中长期则需要8万~20万m3的超大型液氢运输船(VLH2)以摊薄运输成本。

1 深远海海风余电制氢并液化出口至日韩的供应链

1.1 深远海海上风电原位制氢技术

深远海环境对制氢技术提出了更加苛刻的要求,需要高可靠性以应对高盐雾、高湿度、台风、波浪载荷等恶劣海洋环境,高适应性以匹配海上风电的强波动性和间歇性,高紧凑性与模块化以降低海上平台的建设、安装和维护成本。海水中含有多种微量元素,直接电解海水会产生氯气等有害气体,制约制氢的安全性和效率。
目前主流的适配于可再生能源电解水的制氢技术主要有碱性电解(ALK)、质子交换膜电解(PEM)和阴离子交换膜电解(AEM)。3种电解水制氢技术的对比见表1。
基于深远海风电离网/弱联型制氢场景的特性,近期单一技术路线难以兼顾经济性与适应性。推荐采用“ALK+AEM”组合方案:以ALK电解槽承担基荷,利用其技术成熟、成本低、单机规模大的优势,满足大规模稳定制氢需求;以AEM电解槽承担波动负荷,凭借其对风电强波动性的高适应性,高效消纳风电间歇功率,减少对储能设备的依赖。该组合方案既发挥了ALK的低成本优势,又利用了AEM的灵活调节能力,在保障制氢系统可靠性的同时,优化了全生命周期经济性。
近年来我国海水直接电解制氢技术取得了一些重要突破,正加速从实验室走向工程示范[19]。四川大学谢和平院士团队海水直接制氢技术是在海水和电解液之间设置一层特殊的“膜”,利用物理力学原理,只允许水分子通过进入电解液参与反应,同时有效隔绝了海水中的氯离子等腐蚀性杂质,解决了海水对电极腐蚀的难题。2023年至今,该团队与东方电气集团在福建兴化湾海上风电场建造漂浮式海上制氢平台“东福一号”进行了示范,从1.2 Nm3/h、10 Nm3/h到110 Nm3/h逐级放大制氢规模,连续稳定运行超过1 000 h。

1.2 氢气液化技术

液氢密度70.8 kg/m3,是标准状态下气态氢(~0.09 kg/m3)的近800倍,可极大提高储运效率,是实现氢能大规模、远距离、经济储运的重要方式[20]。氢液化通常采用多级冷却与节流或膨胀循环相结合的方式,根据制冷方法不同主要分为L-H循环、氦膨胀制冷循环和氢膨胀制冷循环3类。目前大型氢气液化工厂普遍采用基于氦或氢作为制冷剂的膨胀制冷循环[21]。
全球有30余座在运行的液氢工厂,产量约 500 t/d[22]。美国空气产品公司、查特工业等企业已掌握日产数十吨级的大型氢液化能力,广泛应用于航天、能源等领域。日立、川崎重工等公司致力于开发更高效、更大规模的液化装置,并在神户等地建成示范工厂,推动液氢在能源进口中的应用。林德公司也拥有先进的大型低温液化技术,能耗降低至11.9 kWh/kg LH2。相比之下,中国近年来在该领域取得显著突破。中科富海、北京航天试验技术研究所、国富氢能、中集安瑞科等单位已成功研制出日产1~5 t的氢液化装置,并在核心设备国产化方面取得进展。
液化能耗是决定液氢经济性的核心因素。当前大型装置的比电耗约为10~13 kWh/kg LH2,相当于氢气低热值的30%~40%,能耗占比极高[23]。降低液化能耗成为技术发展的重点方向。

1.3 液氢储存技术

液氢储运是构建高效、经济、安全氢能供应链的核心环节,核心在于最大限度地隔绝外界热量传入,控制蒸发损失,确保在复杂工况下的结构安全与密封可靠性,主要包括大型固定储罐与罐式集装箱等。

1.3.1 液氢储罐

大型液氢储罐是实现大规模、长时间液氢储存的关键基础设施,形状有圆柱形、球形等,包括支撑结构、内胆、绝热层、外胆等部分,其中内胆由具备优良低温韧性的材料如奥氏体不锈钢或9%镍钢制造,以承受液氢的极低温环境;外罐则采用碳钢,起结构支撑与安全防护作用[24-25]。液氢储罐的研究方向主要是通过材料和结构优化降低日蒸发率,目标低于0.05%。
液氢球罐凭借球形结构在同等容积下最小的表面积优势,成为容积>200 m3大型固定式液氢储存的首选方案,能有效降低外界热侵入。其设计核心在于耐低温材料选择与高性能绝热结构[26]。

1.3.2 液氢罐箱

液氢罐箱与液化天然气罐箱类似,作为标准化、模块化的移动式储运单元,是连接固定设施与终端用户的重要纽带,具备灵活调度、多式联运的优势。其结构通常采用双层真空绝热设计,内胆为奥氏体不锈钢,外壳为碳钢或铝合金,夹层填充多层绝热材料并抽真空,整体结构紧凑、热性能稳定。罐箱遵循国际标准尺寸,可适配公路拖车、铁路平车及集装箱船。在加氢站、备用电源、偏远地区供氢等场景中,液氢罐箱可显著提升物流效率,降低基础设施投资门槛。液氢罐箱正朝着轻量化、长时低蒸发、智能化监测等方向发展,未来将成为构建分布式氢能网络的重要支撑[27]。

1.3.3 液氢船舶

液氢船舶是实现跨洋、长距离氢能输送的载体,其技术发展路径在借鉴液化天然气(LNG)船经验的基础上,针对液氢的物性特点进行了深度优化。与LNG运输船相比,液氢的密度仅为其六分之一,这一物理特性导致船舶重心分布更为敏感,耐波性显著降低,其横摇运动响应约为传统LNG船的2倍,极大地增加了船体结构设计难度。此外,储罐内液体晃动会显著加剧液氢蒸发,迫使储罐设计压力进一步提升,从而对绝热系统的完整性及支撑结构的强度提出了严苛要求。相同储罐容积与绝热层厚度条件下,液氢的日蒸发率(BOR)高达LNG的9倍[27]。
当前主流的液货舱技术分为独立C型舱与薄膜型围护系统。C型舱为自支撑结构,多呈圆筒或棱柱形,由9%镍钢或铝合金制造,自身具备承压能力,通过支座与船体连接,绝热系统布置于舱体外部[28]。相比之下,薄膜型围护系统采用薄层低温屏障与绝缘层组合,依靠船体结构提供强度,具有空间利用率高、蒸发率低等优势,被视为未来超大型液氢运输船的发展方向。然而,其面临氢脆风险、材料低温相容性与密封性等挑战,尚需系统性验证。在系统集成方面,船舶需配备高效的BOG管理系统,可通过再液化、作为燃料供能或安全燃烧等方式处理蒸发气。结合氢燃料发动机或燃料电池推进系统,可实现“零碳航行”,相关动力技术仍处于研发与示范阶段。
日本正加速推进液氢海运的商业化落地。2026年1月,川崎重工与日本氢能公司签署建造合同,将在香川县坂出工场建造一艘约40 000 m3的液化氢运输船,该船将成为全球最大液氢运输船之一(图1),与川崎市扇岛在建的液氢接收终端共同构成日本2030年液氢进口供应链的核心基础设施[29]。新船总长约250 m,采用电力推进与“氢/油双燃料发电机组”,可利用货舱蒸发的BOG作为推进燃料以降低碳排放。

1.4 液氢接收站

液氢接收站承担液氢卸载、储存、气化及外输功能,其工艺系统与LNG接收站类似,涵盖卸料系统、保冷循环系统、储存系统、低压外输系统、蒸发气体(BOG)处理系统、气化外输系统及火炬放空系统等,通过多系统协同实现液氢从船舶到用户终端的安全高效流转[27]。
日本正加速推进液氢接收站建设,于2020年在神户建成了全球首座液氢接收站,成功完成了世界首例液氢海上运输航线示范,把澳大利亚褐煤制氢后液化运输至日本。该接收站关键设备包括1座双壳真空保温结构的2 500 m3球形液氢储罐,双层金属软管液氢装卸臂、BOG压缩机、自增压器、BOG储罐等。川崎扇岛液氢接收站是全球首个商业规模液氢处理终端,配置全球最大的50 000 m3球形液氢储罐,并集成海运装卸、氢液化、氢气供应及液氢槽车发运等功能。该终端将与40 000 m3级液氢运输船协同,构成“港—船”一体化进口基础设施,计划2030年前完成装卸示范与远洋工况验证。
中国液氢接收终端建设尚处空白,但可依托成熟的LNG接收站技术实现快速突破。通过改造现有LNG接收站的卸料、储存及气化系统,可大幅降低建设成本与技术风险。未来需重点突破大型液氢储罐绝热材料、低温阀门、BOG再液化设备等核心装备,并加快制定液氢接收站设计、建造及运营标准。

2 工程方案设想

2.1 方案1:集中式海上制氢、液化和储氢一体化的平台

在深远海海上风电场内区域建设包含海上制氢、液化和液氢储存的一体化海上浮式制氢储氢平台(H2-FPSO),集成电解槽阵列、海水淡化设备、纯水处理系统、电力转换与控制系统、氢气初步纯化与增压设备、氢液化设备、液氢储存等。平台也可同时作为风电场的升压换流站(图2)。
与此设想类似的一体化平台已经有设计[30]和工程案例。2025年,我国首个半潜式氢氨醇一体化平台在山东烟台建设完工[31],正式进入调试阶段,也是国内首个离网型海上氢能制-储-输-用全链条实证示范项目(图3)。平台电源采用平台周边的漂浮式光伏,平台上部布置了电化学储能、制氢、合成氨、合成甲醇和海水淡化及公用工程等设备设施,其中电解水装置包括1套直接电解海水设备和2台PEM制氢设备。

2.2 方案2:分布式大型风机塔筒集成制氢+浮式氢液化船

在大型或漂浮式风机塔筒内部放置高度集成的模块化制氢单元,如集装箱式AEM电解制氢系统,匹配海水淡化装置,并考虑装置的抗振、防腐、防爆。单个风机就是一个制氢平台,构成分布式制氢网络。国内已有企业正在开展相关的研究。
浮式氢气液化船(FLH2)是一个集氢气接收、大规模液化、超低温储存和海上运输/输出于一体的移动式海上工厂,既是集电枢纽、升压站,又作为集氢枢纽。各风机塔筒内制备的氢气通过抗腐蚀的柔性复合管道汇集输送至FLH2,经过船上的氢气液化装置液化后储存在FLH2中。将风电场各风机产生的低压氢气汇集并增压,在船上通过多级压缩、预冷和膨胀制冷,将氢气液化并储存。把氢气液化工厂集成到动荡、空间有限、环境恶劣的海上浮动平台上还存在很多技术和工程挑战,相关安全法规、标准规范等尚处于空白。全球范围内尚无运营的FLH2,仍处于概念设计和早期研究阶段。
与之类似的FLNG已经从示范到成熟,步入新发展阶段,可以为FLH2提供工程经验。FLNG已成为全球天然气开发,特别是偏远、深海及边际气田的关键解决方案。近年来FLNG技术从马来西亚国家石油公司的120万t/a液化能力的“PFLNG Satu”和150万t/a液化能力的“PFLNG Dua”,到壳牌长达488 m的船体和360万t/a的液化能力的“Prelude FLNG”,已经完成了示范和工程验证。目前全球运营和在建的FLNG已超过10艘,规模从中小型到超大型不等,技术方案包括传统船型、驳船型、利旧LNG船改造等,应用场景从开发海上气田,扩展到作为海上液化接收站、再气化装置或电力枢纽,为岛屿或沿海地区供应天然气。

2.3 方案3:海上集中式制氢、氢液化与绿色燃料综合能源岛

依托天然或人工岛屿,集大规模绿氢生产、液化、储存,绿色燃料转化、加注与贸易于一体,打造深远海能源基地和综合能源岛,成为依托深远绿色能源转换与贸易枢纽,把间歇性的深远海可再生能源转化为可稳定储存、全球交易的绿色甲醇和绿氨等绿色燃料。通过高压直流输电技术汇集周边海上风电和光伏,搭配储能设施对波动的风电进行平滑与优化调度,形成能够为下游连续化工生产过程提供稳定、可靠电力的稳定微电网,为后续连续生产提供“绿电”保障。采用吉瓦级模块化、阵列化的电解水制氢槽大规模制氢,在岛上建设大型氢液化装置和液氢储罐。
配套建设绿氢合成绿色甲醇和绿氨装置,根据市场需求调节液氢、绿甲醇、绿氨的产出比例,形成多元化的绿色燃料产品组合。建设配备液氢、甲醇、氨的装卸设施的码头,兼具出口终端和国际航运绿色燃料加注中心的双重功能。如果在关键的国际航运通道附近或战略性海域建设此类能源岛,可塑造区域绿色能源贸易格局,打造国际航运绿色燃料加注中心。同时,能源岛可作为附近海域海上风电场的运维母港、电力调度中心,极大降低风电场的运维成本。其生产的氧气、余热等副产品也可就地综合利用,提升整体资源利用效率。

3 结论与建议

构建中国深远海风电制氢并出口日韩的供应链在技术和工程上是可行的。通过“ALK+AEM”组合制氢方案,可兼顾经济性与对风电波动的适应性;依托大型氢气液化工艺与液氢储运技术,结合日本在4万m3级液氢运输船及5万m3级接收终端的商业化进展,能够有效解决深远海电力传输受限与消纳难题。该模式通过“港-船-岛”一体化系统集成,有望为我国海上风电高质量发展、服务东亚区域能源低碳转型提供新路径。
建议依托山东、浙江等海上风电基地,在借鉴FLNG及海上油气工程经验的基础上,开展离网制氢、氢液化出口及海上综合能源岛与浮式制氢储氢平台(H2-FPSO)示范项目,并通过持续攻关氢气液化能耗降低、液氢储罐与液氢船等关键设备国产化以及海水直接电解与AEM电解槽规模化降本等核心技术,系统性降低液氢成本、提升供应链整体经济性与竞争力,同时加强与日韩在液氢储运技术、安全认证及贸易规则方面的对接与合作,推动海上氢能产业链的示范应用与国际化协同发展。

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