《RENEWABLE & SUSTAINABLE ENERGY REVIEWS》：Large-scale hydrogen refuelling infrastructure in ports
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本文全面梳理了压缩气态氢（CGH2）与液态氢（LH2）加注技术的最新进展，重点评估了其从道路交通向海事应用规模化拓展的技术约束、关键组件与潜在挑战。研究指出，尽管CGH2技术更为成熟，但在应对船舶大流量、高密度燃料需求时，面临着储存空间、压缩功率与预冷却等瓶颈；而LH2系统虽在体积能量密度和长距离运输上优势显著，却需克服复杂低温处理、蒸发气（Boil-Off Gas, BOG）管理及高额液化能耗等难题。港口大规模氢能基础设施的部署，最终取决于船舶燃料需求、港口空间、加注时间与能源管理的系统整合。
随着全球航运业减排压力日增，氢能作为一种潜力巨大的清洁燃料备受关注。然而，要将氢能广泛应用于航运，一个关键前提是在港口建立大规模、高效率的加注基础设施。这篇综述深入探讨了压缩气态氢、液态氢以及新兴的低温压缩氢三种加注系统的技术原理、核心组件，并分析了它们从成熟的车用领域向海事领域规模化移植所面临的独特挑战。
压缩气态氢加注系统
压缩气态氢加注站是目前道路上最常见的氢能补给形式。其加注主要依赖两种原理：压力差加注和直接压缩加注。
在压力差加注中，氢气从高压储存容器（如缓冲罐或级联系统）流向压力较低的船载储罐，直至压力平衡。级联系统通常包含低压、中压和高压储罐，虽然加注速度可能略慢于单压力缓冲系统，但能效更高。为了确保安全，在加注高压氢气时，通常需要将氢气预冷至-40°C左右，以防止船载储罐因焦耳-汤姆逊效应和绝热压缩而过热（安全限值通常为85°C）。
直接压缩加注则使用压缩机将氢气直接加压注入船载储罐。这种方式在车辆加注中会产生压力脉动，需要缓冲罐或脉动过滤器来缓解。对于船舶加注，在短时间内（例如45分钟内加注16吨氢气）采用直接压缩，会导致巨大的瞬时压缩功率需求、显著的温升和复杂的压力脉动控制问题。因此，更可行的海事方案可能是利用压力差原理，在船舶加注间隙，用压缩机将氢气预先压缩并存于高压缓冲罐中。
无论是哪种原理，一个完整的压缩气态氢加注系统都包含几个核心组件：运输（高压管拖车或管道）、压缩机、高压储存系统和预冷却单元。
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运输：对于大规模海事需求，高压管拖车的运输能力（通常小于1.3吨氢气）显得杯水车薪。例如，为满足一艘渡轮16吨的加注量，可能需要13辆以上的拖车，造成严重的港口物流压力。相比之下，管道运输（包括改造现有天然气管道）或将成为中大规模港口更经济的选择，尽管需要解决氢脆等技术挑战。
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压缩机：这是系统的能耗大户。将氢气压缩至高压（如500-700 bar）需要大量能量。研究表明，压缩1公斤氢气平均约耗电1.31 kWh。为了满足海事加注的吞吐量，可能需要部署多台大功率压缩机并行工作，这不仅投资巨大，也对港口电网提出了高要求。
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储存：压缩氢气的体积能量密度低，导致大规模储存需要占用大量空间。例如，储存55吨500 bar的压缩氢气，可能需要约40个大型储氢容器，占地超过1300平方米。这对于空间有限的港口而言是一个严峻挑战。
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预冷却：这是规模化的另一个关键瓶颈。在45分钟内将16吨氢气从25°C预冷至-40°C，瞬时冷却负荷可高达约5.8 MW。采用传统的“热缓冲”方法，所需的换热器质量（如铝材）将超过60吨，显然不切实际。而“按需冷却”方案则对制冷机的功率提出了极高要求。这凸显了为海事应用开发高效、紧凑型预冷却技术的必要性。
总之，将车用压缩气态氢加注站直接“放大”用于船舶，会在储存空间、压缩能耗和冷却需求方面遇到显著瓶颈。高效的大型港口加注基础设施，很可能需要依赖管道供应、优化的储存配置以及强大的压缩和冷却能力。
液态氢加注系统
液态氢在-253°C下储存，其体积能量密度远高于压缩气态氢，因此在运输和储存方面具有天然优势。液态氢加注站主要分为两类：一类储存液态氢但加注气态氢；另一类则直接加注液态氢。对于海事应用，直接加注液态氢的系统更具前景，因为它流程更简单，组件更少。
在直接加注液态氢的系统中，加注可以通过压力差或低温泵驱动。早期的演示站利用储罐自增压产生的压力将液态氢输送至车辆。更先进的技术是“过冷液态氢”加注，由林德和戴姆勒公司开发。该技术将液态氢加压并进一步冷却至饱和温度以下，使其在加注过程中保持液态，避免因吸热而汽化。
首个公开的sLH2示范站加注速率可达400 kg/h，能耗仅约0.05 kWh/kg H2，远低于700 bar气态加注的约1.5 kWh/kg。其投资和运营成本也显著更低。sLH2技术能将船载储氢系统重量降低30%，每公斤储氢成本降低50%，且蒸发损失开始时间可推迟至加满后约10小时，足以覆盖许多短途海运航线的运营周期。
液态氢系统的核心组件包括运输工具、储罐、低温泵和加注臂。
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运输：液态氢罐车单次可运输约4-4.6吨氢气，效率高于压缩气态氢拖车。对于超大规模运输，如从澳大利亚到日本的氢能供应链，已开始使用专门的液态氢运输船（如“Suiso Frontier”号）。
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储存：大型真空绝热球形储罐是港口储存液态氢的关键。相比压缩氢气，储存同等质量的液态氢所需体积小得多。例如，储存100吨液态氢约需一个1400立方米的储罐，而储存55吨500 bar的压缩氢气则需要约1700立方米的空间。不过，大型低温储罐的投资成本较高，且需严格控制蒸发气。
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低温泵：用于在港口与船舶之间或储罐之间输送液态氢。高流量泵（如Nikkiso ACD TC-34.2，流量可达25吨/小时）能实现快速加注或卸货。
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加注臂：类似于液化天然气（LNG）的装卸臂，用于连接港口设施与船舶，实现安全、高效的低温液体传输。
液态氢技术在应对海事规模化挑战方面显示出潜力。例如，挪威针对不同航运场景（渡轮、高速客船、平台供应船）的研究，提出了基于港口储罐、由专用加注船或罐车供应的LH2加注方案。
然而，液态氢路径也面临挑战。氢气的液化过程本身能耗极高（约10-12 kWh/kg），虽然这部分能耗发生在液化厂而非港口，但推高了氢气的全生命周期成本。港口需要管理蒸发气，可考虑将其用于燃料电池发电或重新液化。此外，低温系统的安全性、长期可靠性以及符合规范的安全间距设置，都是大规模部署前必须充分论证的问题。
低温压缩氢与其他
低温压缩氢技术试图结合高压和低温，以期获得比两者单独使用更高的存储密度和更长的无损存放时间。其加注系统可通过先压缩后冷却，或先液化后通过低温泵加压两种方式实现。该技术目前仍处于研发和示范阶段，技术成熟度较低，但其在存储密度和减少蒸发损失方面的潜力值得关注。未来需对其加注系统组件、规模化可行性及成本进行更多研究。
总结与展望
压缩气态氢和液态氢都有潜力成为未来的船用燃料，其加注技术也具备向港口运营规模化的可能性，但这绝非没有挑战。压缩气态氢路径面临储存体积、压缩功率和冷却能力的硬约束；而液态氢路径则需应对高能耗的液化过程、复杂的低温处理、蒸发气管理以及供应链建设等难题。
在港口建立安全、大规模氢能加注设施，需要高通量的基础设施，该设施应整合紧凑的储存系统和先进的能源管理方案。在压缩气态氢和液态氢之间的选择，应基于船舶的具体需求、港口可用空间、加注时间窗口和电力供应条件来综合决策。未来的发展不仅依赖于关键组件（如大流量低温泵、高效预冷器、大型储罐）的技术进步，也取决于针对港口环境的标准化安全协议、具有经济效益的商业模式以及产业链的整体协同发展。
