中国工程院：氢内燃机在船舶上的应用研究

一、发展氢动力船舶的技术经济可行性

　　(一)氢和氨燃料

　　制氢技术分为化石能源制氢、工业副产制氢、电解水制氢等。化石能源制氢尽管将过渡到可再生能源电解水制氢，但在一定时间内仍占重要地位。利用可再生能源实现低成本、高效率制氢是未来大规模制氢的发展方向，也是各国氢能领域支持的重点方面。现阶段绿氢成本依然偏高(约为 32.2 元 /kg)，其中可再生能源电力、电解槽的成本占比达到 90%，因此控制绿氢成本关键在于降低可再生能源电价与电解槽成本。未来通过降低可再生能源发电成本、提升电解槽技术水平、以规模化应用促进成本下降，我国绿氢成本有望在 2030 年、2040 年、2050 年分别降至 14.7 元 /kg、10 元 /kg、8 元 /kg，这就为氢动力船舶的规模化应用逐步提供了经济可行性。

　　氨燃料是另一种具有应用前景的零碳燃料，还可作为储氢载体，其能量密度较高、生产成本低、易于储存和运输、产业基础完善，在船舶应用方面具有优势。我国合成氨技术和产业成熟，目前主要利用化石能源制氨，制造成本较低(约 4000 元 /t)。《中国能源体系碳中和路线图》预测，在 " 双碳 " 目标背景下，我国氨产量将由 2020 年的 5.4 × 107 t 增加至 2060 年的 8 × 107 t，且 2060 年有 2/3 的氨燃料应用于航运行业，至少满足水运行业 40% 的能源需求。可再生能源电解水制氢再合成氨的成本较高，因而降低可再生能源制氢的成本是控制绿氨生产成本的关键，预计 2020 — 2060 年我国可再生能源电解水制氢再合成氨的成本将下降 70% 以上。

　　(二)氢燃料电池

　　2010 年以来，氢燃料电池成本降低了约 60%。根据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书(2019 版)》提出的目标，燃料电池系统的成本将从 2019 年的 8000 元 /kW 下降到 2025 年的 4000 元 /kW、2035 年的 800 元 /kW、2050 年的 300 元 /kW;假定船舶燃料电池系统的功率为 500 kW，则 2050 年单船燃料电池系统成本可控制在 15 万元左右。

　　随着我国氢能产业的蓬勃发展，国产燃料电池的电堆功率、最低启动温度、寿命等指标均得以大幅改善，自主化程度也在不断提升。燃料电池电堆成本约占燃料电池系统成本的 65%，电堆成本仍有下降空间，中长期的降幅可达 85%。我国企业积极布局双极板、膜电极、空气压缩机、氢气循环泵等燃料电池关键零部件研制，如上海捷氢科技股份有限公司生产的燃料电池电堆，58 个核心一级零部件全部实现国产化，采用新型贵金属涂层的金属双极板和优化结构进一步提升了燃料电池效率并降低了制造成本。2020 年，燃料电池电堆的成本出现了明显下降势头(3000~4000 元 /kW)，甚至部分产品报价下降至 2000 元 /kW。尽管如此，氢燃料电池电堆及系统的可靠性、耐久性是商业化应用的关键，仍待持续优化提升。

　　(三)氢内燃机

　　现有氢内燃机的有效热效率为 35%~45%，而 PEMFC 系统的效率为 50%~60%;虽然氢内燃机的效率偏低，但功率可以达到高值(目前可达到兆瓦级)，已用于拖船和渡船。在成本方面，氢内燃机明显低于 PEMFC 系统，以 100 kW 发电装置为例，基于当前技术的氢内燃机成本仅为 PEMFC 系统的 50%。可以预判，随着船舶储氢技术的发展、氢能基础设施的完善，氢内燃机在船舶上可取得广泛应用。

　　(四)基础设施

　　在我国，现有加氢技术与基础设施以车辆应用为主，而船舶应用基本空白;主流的加氢站规模为 500 kg/d、1000 kg/d，对应的建设成本分别为 1200~1500 万元、2000~2500 万元(不考虑土地成本)，其中设备、土建成本占比超过 70%。氢气压缩机、储氢罐(分为高压储氢罐和液氢储罐)、加氢机是加氢站的核心装备。在氢气压缩机方面，隔膜式压缩机、液驱式压缩机已实现国产化，未来有望逐步占据国内市场，而离子式压缩机需进一步研制。加氢站储氢装置已具备一定的自主化基础，如中集安瑞科控股有限公司生产的 45 MPa 大容积无缝钢制储氢气瓶已实现出口，300 m3 大型液氢储罐完成了方案设计和小批量生产。35 MPa 规格的加氢机基本实现国产，但加氢枪、流量计、阀件等核心零部件依赖进口;国内企业已掌握 70 MPa 加氢技术，但相关应用落后于国外。

　　在氢动力船舶发展初期，宜借助氢动力汽车的良好发展势头，积累基础设施相关技术;逐步开展船舶领域的氢能应用，以技术改进与装备更新的方式匹配氢动力船舶的专有应用需求。

　　(五)船舶总拥有成本

　　船舶总拥有成本(TCO)包括建造成本、运营成本：前者分为主动力系统成本、辅助动力成本、燃料储罐成本、船身及其他零部件成本等，后者涵盖燃料成本、维修成本、箱位损失、人员工资、保修费等。由于氢动力船舶仍处于研制与小规模应用阶段，相关的 TCO 分析依然不够充分。针对 15 000 TEU 氨氢动力集装箱船开展的 TCO 分析表明，假定配备 1 台 51 MW 氨发动机作为主动力，2 台 4 MW、2 台 2 MW 氢燃料电池系统作为辅助动力，则 TCO 约是同等条件下传统燃料船舶的 2 倍;燃料成本是影响氨氢动力船舶经济性能的重要参数。

　二、氢动力船舶产业链关键环节分析

　　(一)高效低碳的氢气制取技术

　　当前，氢气主要利用化石能源来获得，约占世界氢气生产量的 95%，生产过程排放 CO2;利用可再生能源获得的电能来进行电网规模级别的电解水制氢，生产过程属于零碳排放，但所占比例仅约 4%~5%。碳捕集、利用与封存(CCUS)技术可应用于传统的化石能源制氢过程以降低碳排放量，但考虑现有技术和基础设施的成熟度，预计 2030 年前基于 CCUS 技术的化石能源制氢难有明显突破。因此，基于可再生能源的电解水制氢是未来氢气制取的发展趋势。

　　电解水制氢分为碱水电解、PEM 水电解、固体氧化物水电解。碱水电解、PEM 水电解被认为是当前可实际应用的技术：前者在我国已经工业化，国产设备的生产率达到 1000 Nm3/h;后者正处于从研发走向工业化的前期阶段。近年来，我国电解水制氢设备的装机容量显著提升，2020 年装机容量为 18 MW，约占世界增量的 1/4。在 " 双碳 " 目标背景下，随着技术提升和配套制造业的完善，2030 年、2060 年我国电解水制氢设备装机容量将分别达到 25 GW、750 GW，分别占世界总量的 15%、40%。

　　(二)大规模低成本的氢气运输技术

　　可实现规模化运输氢气的方式主要有高压气氢长管拖车、低温液氢槽车、氢气管道。高压气氢长管拖车方式技术成熟，适用于运输距离较近、输送量较低、氢气日用量为吨级的用户，与当前的氢能产业发展规模相适应。国内长管拖车氢气瓶的工作压力多为 20 MPa，TT11-2140-H2-20-I 型集装箱束箱每次可充装氢气约 347 kg。高压气氢长管拖车适用于 200 km 以内的运输， 200 km 距离的运输成本约为 7.72 ~8.82 元 /kg。

　　低温液氢槽车的运氢能力强(是高压气氢长管拖车的 10 倍以上)，在 200 km 以上距离的运输成本仅为高压气氢长管拖车的 1/5~1/8，但氢气液化能耗较高，如 20 MPa 高压气氢的压缩成本约为 2 元 /kg，而大型氢气液化装置的液化成本约为 12.5 元 /kg。此外，氢气液化装备的初始投资成本不容忽视。在解决相关成本和效率问题后，液氢罐车在中远距离的输氢领域将有良好的应用前景。近期，液氢海运船受到广泛关注，有可能成为新兴的液氢运输方式，如日本 "Suiso Frotier" 液氢运输船。

　　基于气态氢的管道运输分为两类：纯氢的管道运输、天然气掺氢的管道运输。管道运输适用于大规模、长距离的氢气运输，但前期投资较大。当氢气储运设施尚不完善时，将氢气掺入天然气中并利用天然气管道进行运输，是一种兼顾技术与成本的大规模运氢方式(当掺氢天然气的含氢量约为 15% 时，仅需对原有管道进行适当改造即可)，主要涉及天然气运输管道与氢气的相容性、氢气泄漏与检测、终端氢气分离等。随着氢能产业规模的扩大、应用需求的增加，具有运输规模优势的管道输氢将成为优选方式。

　　(三)船舶大容量储氢技术

　　储氢技术发展呈现出 " 低储氢密度—高储氢密度 " 的趋势。高密度储氢技术仍不成熟，技术路线仍在进行多方案探索，包括超高压气态储氢、液化储氢、金属氢化物储氢、液态有机物储氢等。

　　高压储氢是当前船舶适用的方式，储氢瓶有 35 MPa、70 MPa 两种规格，对应的体积储氢密度分别为 25 g/L、41 g/L。国外的 70 MPa 高压储氢技术基本成熟并实现商业化，如丰田 Mirai 氢燃料电池汽车即采用 70 MPa 储氢瓶。我国的 35 MPa 高压储氢瓶技术标准成熟，国产氢燃料电池汽车较多采用;正在研发 70 MPa 高压气瓶，已接近商业应用阶段。因此，我国氢动力船舶，如 " 绿色珠江号 " 内河货船先期采用了 35 MPa 高压气瓶储氢方式，待技术条件成熟后再转向更高规格。

　　液氢的密度为 70.8 g/L，在储存密度上较高压储氢有明显优势;随着氢能产业的快速发展，低温液态储氢将逐步扩大民用范围，有望成为未来的主流储氢方式。考虑到现有高压储氢技术的储存密度较低，无法满足未来船舶续航力的要求，船舶储氢将朝着能量密度更高的方向发展，如 "Topeka" 滚装船、"AQUA" 概念游艇计划采用低温液态储氢方式。金属氢化物储氢方式具有储氢体积密度大、压力低、安全性高等优点，在潜艇上具有良好应用前景，推广应用过程需着力解决成本、吸脱氢温度、反应速率等问题。

　　理论上氨的储氢密度约为 17.6%，液氨的体积储氢密度是液氢的 1.5 倍，加之氨的液化、储存、运输技术成熟，使得以氨为载体的储氢方式成为极具潜力的大容量储氢解决方案。氨的裂化分解是以氨为载体的储氢系统需要解决的关键技术问题，开发低压、低温、高活性、低成本的催化剂是后续研究重点。甲醇具有较高的储氢密度且自身含氢量达 12.5%，可作为绿氢的载体来实现高效储存和运输，当距离大于 200 km 时较直接运氢具有经济优势。考虑到甲醇制氢会产生 CO，需配备氢气纯化装置以避免 PEMFC 催化剂中毒。

　　(四)船舶大功率燃料电池技术

　　船用燃料电池技术表现为 " 小功率—大功率 " 的发展趋势。燃料电池主要分为以 PEMFC 为代表的低温燃料电池，以熔融碳酸盐(MCFC)和固体氧化物(SOFC)为代表的高温燃料电池：前者技术成熟，正在进行产业化、规模化发展，力求实现价格更低、寿命更长、功率更高;后者因其功率高、效率高、氢气纯度要求低等技术优势，更适合船舶应用，也是未来大型船舶的发展方向。

　　船舶功率需求与船型、操作工况相关，不同船型的需求功率如表 1 所示。PEMFC 系统可作为小型船舶的主动力或大型船舶的辅助动力。在现有的氢动力船舶示范项目中，PEMFC 系统输出功率基本为百千瓦级。为了拓宽氢动力船舶的适用场景，未来 PEMFC 系统的输出功率应提高至兆瓦级，这是船舶燃料电池亟需攻克的关键技术。

　　(五)船舶氢内燃机技术

　　氢气燃烧火焰传播速度快、放热集中，因而氢内燃机相对传统内燃机具有更高的热效率。普通内燃机热效率约为 30%~40%，而德国企业研制的氢内燃机验证机热效率最高达到 42%，我国正在研发的氢内燃机热效率有望达到 44%。也要注意到，氢内燃机虽然具有输出功率高、热效率高、节能环保的优点，但存在爆燃、早燃、回火等技术难题，也会产生 NO，因而提升动力系统性能、降低 NO 排放是后续氢内燃机研究亟待攻关的方面。

　　氢内燃机相比 PEMFC 系统具有输出功率优势，待攻克相关技术难题后，将在船舶领域获得广阔应用。2017 年，比利时海事集团推出了世界首制柴氢双燃料客船，搭载的 Behydro 发动机输出功率为 1000~2670 kW。目前我国的氢内燃机技术集中在汽车领域而尚未开展船舶应用研究，相较国际先进水平还存在较大差距。

　　(六)氢动力船舶标准及规范

　　在陆上领域，氢能及燃料电池技术标准基本成熟，我国发布的相关技术标准多达 91 项。然而氢动力船舶标准及规范尚不成熟，相关燃料电池系统以及储氢、加氢系统主要沿用陆上标准。国际海事组织正在开展《使用气体或其他低闪点燃料船舶国际安全规则》关于纳入船舶应用燃料电池系统的技术要求编制工作，但并不包含燃料存储、供应系统。氢动力船舶技术标准环节存在的问题在于：规范法规缺项、操作规范缺项、安全研究不足。例如，船用氢气加注标准(包括液氢加注和金属氢化物的船舶加氢技术)、70 MPa 储氢瓶上船标准、船舶重整制氢标准等均处于缺失状态。

　　面向氢动力船舶快速发展需求，相关船舶标准及规范需要尽快进行补充完善：① 船用燃料电池动力系统专项研究验证，船舶功率需求较大，对燃料电池单体的一致性、电池管理系统、散热等要求高于车用系统;② 氢燃料电池动力船舶设计方案风险评估分析与船用燃料电池及其处所安全防护专项研究验证，高盐雾腐蚀和潮湿的海上环境、船舶振动等因素可能降低系统的可靠性和耐久性;③ 船舶氢燃料加注方式、安全操作规程及监管方式研究，我国港口或锚地尚无船用氢燃料加注设施，相关技术与规范需深入研究;④ 船用储氢系统、氢气供给系统专项研究验证，及时制定并持续完善氢燃料电池动力船舶的技术标准体系。

　三、我国氢动力船舶的发展目标与建设路径

　　(一)我国氢动力船舶的发展目标

　　应对 " 双碳 " 发展目标，我国乃至全世界在航运业碳减排问题上都面临着巨大压力。发展氢动力船舶，全面牵引水路交通领域从氢能基础设施到终端应用的建设，革新水路交通运输装备的用能构成，支持实现清洁能源转型。围绕交通强国、《中国制造 2025》等行动纲领，推动传统船舶制造行业的转型与升级，催生新型船舶设计与研究单位及产业链配套企业，引领船舶制造业高质量发展。实施大功率燃料电池、大容量储氢、快速加氢、多能源协同控制、氢利用安全等核心关键技术攻关，制定氢动力船舶标准及规范，完善氢能配套设施，推动多类型氢动力船舶的示范应用。

　　至 2025 年为技术积累阶段。借助燃料电池汽车技术进展，重点突破船用氢燃料电池等关键技术，制定氢动力船舶标准及规范;完成氢动力船舶装备研发，在内河 / 湖泊等场景实现氢动力船舶示范应用。

　　2025 — 2030 年为完善产业阶段。构建氢动力船舶设计、制造、调试、测试、功能验证、性能评估体系，建立配套的氢气 " 制储运 " 基础设施;扩大内河 / 湖泊等场景的氢动力船舶示范应用规模，完善水路交通相关基础设施。

　　2030 — 2035 年为提升质量阶段。降低燃料电池和氢气成本，提高船用氢燃料电池系统寿命、转化效率和船上储氢量，研发高温燃料电池和余热利用技术;构建完备的水路交通载运装备技术和产业体系，在近海场景实现氢动力船舶应用示范。

　　2035 — 2060 年为推广应用阶段。优化氢动力船舶的综合性能，推广本土商业化应用;与绿氨、碳中和 LNG / 甲醇等动力形式船舶协同，完成我国水路交通运输装备领域碳中和目标;在国际航线上开展氢动力船舶应用示范，提升我国氢动力船舶产业的国际竞争力。

　　(二)我国氢动力船舶的建设路径

　　LNG 船舶应用前景良好，将是近期船舶清洁用能的主要形式。蓄电池技术是现阶段尽快实现内河及近海船舶零排放的解决方案，但能量密度有限，主要在短程、小型船舶上有应用空间，而在中短途运输领域未有广泛应用。氢燃料是实现船舶零排放的重点发展方向，近期将在内河及近海船上开展应用研究。在制氢方面，目前化石能源制氢是主要方式，未来占比将逐步下降，可在 CCUS 技术成熟后引入以进一步降低碳排放;可再生能源制氢是未来主要的制氢途径。在储氢方面，为满足国际远洋航行船舶的续航要求，需进一步发展包括液氢储氢在内的高效储氢技术，甲醇重整制氢、氨分解制氢等现场制氢技术。

　　氢的最佳应用载体是燃料电池，PEMFC 受限于功率等级较低以及氢气纯度要求高，将主要应用于内河及近海船舶，未来继续发展高温 PEMFC。高温燃料电池(如 SOFC)可使用富氢液体燃料而不再依赖纯氢，采用余热利用技术可进一步提升系统效率，功率等级有望达到兆瓦级，在远期是适用于远洋船舶的技术路线。氢内燃机是另一种氢能动力系统，随着船载储氢技术发展表现出良好的应用前景，将在水路交通 " 双碳 " 目标实现过程中发挥重要作用。

　　氢动力船舶发展路径与氢燃料电池、氢内燃机、储氢等技术以及氢能基础设施紧密相关，按照先内河 / 内湖、再近海、最后远洋的路线分步实施(见表 2)：湖泊区域的游船 / 渡船等，可采用氢燃料电池动力系统;内河干线小型船舶(8000 t 以下)可采用氢燃料电池动力系统，内河干线大型船舶(8000 t 以上)可采用基于氢、氨、甲醇等燃料的内燃机系统;近海、远洋船舶可采用混合动力系统。

四、推动我国氢动力船舶发展的建议

　　(一)明晰应用场景

　　针对氢燃料电池动力系统的发展现状及未来演变趋势，借鉴先发国家的氢动力船舶运营经验，结合我国氢能战略规划与产业布局，明晰适应国情的氢动力船舶应用场景。可按照先内河 / 湖泊、再近海、最后远洋的发展次序，制定产业规划，梯次推进技术攻关、装备研制、应用示范、基础设施建设。

　　(二)突破关键技术

　　发挥宏观战略的引导作用，兼顾自主创新与对外合作，系统发挥企业、科研院所、高校的差异化优势，以企业为主体实施氢动力船舶装备创新。着力突破氢动力船舶研发、示范、推广面临的关键核心技术，如高效低碳的氢气制取技术、船舶大容量储氢技术、大功率燃料电池技术等;促进水路交通载运工具氢能应用水平尽快达到国际先进，为更大规模的氢动力船舶应用示范筑牢基础。

　　(三)完善配套设施

　　建议在国家层面开展交通领域能源需求演变态势论证，统筹 " 水陆空 " 交通的氢能综合应用格局，研究提出燃料供应体系、基础设施建设等专项规划。鼓励各地区结合自有能源与技术优势，发展低成本、少污染、高可靠的制氢项目并开展应用示范，以试验试用积累工程化经验，为后续的大规模氢能基础设施建设提供依托。

　　(四)创新运营体系

　　针对氢动力船舶产业化应用存在的前期投资大、回报周期长的客观实际，积极配套政策、资金等资源支持，鼓励各类企业依托自身优势提前布局氢动力船舶市场，以示范运营支持新型运营模式探索;同步支持传统船舶下游环节积极开拓针对氢动力载运装备的检测、维修、培训等业务。以产业链协同模式探索建立我国氢动力船舶创新运营体系。