收藏 | 氢能100个问题问答

氢气，化学式为H₂，分子量为2.01588，常温常压下，是一种极易燃烧的气体。无色透明、无臭无味且难溶于水的气体。氢气是世界上已知的密度最小的气体，氢气的密度只有空气的1/14，即在1标准大气压和0℃，氢气的密度为0.089g/L。

灰氢(gray hydrogen)：使用化石燃料制取氢气，并对释放的二氧化碳不做任何处理。蓝氢(blue hydrogen)：使用化石燃料制取氢气，同时对释放的二氧化碳进行捕集和封存。绿氢(green hydrogen)：使用可再生能源发电电解或光解制取的氢气。

碳中和。当一个组织在一年内的二氧化碳排放通过二氧化碳去除技术应用达到平衡，就是碳中和或净零二氧化碳排放。

氢气具有燃点低，爆炸区间范围宽和扩散系数大等特点，长期以来被作为危化品管理。氢气扩散系数是汽油的12倍，发生泄漏后极易消散，不容易形成可爆炸气雾，爆炸下限浓度远高于汽油和天然气。因此，在开放空间情况下安全可控。氢气在不同形式受限空间中，如隧道、地下停车场的泄漏扩散规律仍有待深入研究。

氢能产业链包括制氢、储运氢、加氢与氢的综合应用。

目前，氢的制取产业主要有三种较为成熟的技术路线:一是以煤炭、天然气为代表的化石能源重整制氢；二是以焦炉煤气、氯碱尾气、丙烷脱氢为代表的工业副产气制氢；三是电解水制氢。

氢燃料电池是将氢气和氧气的化学能直接转换成电能的发电装置。其基本原理是电解水的逆反应，把氢和氧分别供给阳极和阴极，氢通过阳极向外扩散和电解质发生反应后，放出电子通过外部的负载到达阴极。

目前国际上主要氢气储运技术包括气态储运(长管拖车、管道)、液氢储运、氢载体储运和固态储运。气态储运氢环节涉及的核心技术装备主要有长管拖车用高压管束储氢瓶与管道。低温液态储运氢涉及的核心技术装备主要有氢液化装置与液氢储罐。有机液体储运氢涉及的核心技术装备 主要有供热脱氢装置。在实际应用中，可根据运输距离和运输规模，选择最经济的储运氢技术。

自从18世纪拉瓦锡给氢命名以来，对氢的研究已有200多年的历史，氢作为一种气态物质，人们一直致力于通过提高氢的密度将其储存来提高氢能利用的效率，但氢气储存难度较大，主要有以下三点原因。第一，所有元素中氢的重量最轻，在标准状态下，它的密度为0.0899g/L，为水的密度的万分之一。在-252.7℃时，可变成为液体，密度为70g/L，仅为水的十五分之一。第二，作为元素周期表上的第一号元素,氢的原子半径非常小，氢气能穿过大部分肉眼看不到的微孔。不仅如此，在高温、高压下，氢气甚至可以穿过很厚的钢板。第三，氢气非常活泼，稳定性极差，泄露后易发生燃烧和爆炸。氢气的爆炸极限：4.0~74.2%（氢气的体积占混合气总体积比）。

(1)氢燃烧性能好，点燃快，与空气混合时有广泛的可燃范围，而且燃点高，燃烧速度快。(2)氢本身无毒，与其他燃料相比氢燃烧时最清洁,除生成水和少量氮化氢外不会产生诸如一氧化碳、二氧化碳、碳氢化合物、铅化物和粉尘颗粒等对环境有害的污染物质，少量的氮化氢经过适当处理也不会污染环境，而且燃烧生成的水还可继续制氢，反复循环使用。(3)氢能利用形式多，既可以通过燃烧产生热能，在热力发动机中产生机械功，又可以作为能源材料用于燃料电池，或转换成固态氢用作结构材料。用氢代替煤和石油，不需对现有的技术装备作重大的改造现在的内燃机稍加改装即可使用。(4)氢可以以气态、液态或固态的金属氢化物出现,能适应贮运及各种应用环境的不同要求。由以上特点可以看出氢是一种理想的新的含能体能源，但是要利用氢能必须制备氢能和储运氢能，氢的规模制备是氢能应用的基础，氢的规模储运是氢能应用的关键，氢燃料电池汽车是氢能应用的主要途径和最佳表现形式，三方面只有有机结合才能使氢能迅速走向实用化，目前国内外主要从事氢的规模制备和氢的规模储运的开发研究，并取得了一定的进展。

液氢是由氢气经过降温而得到的液体，是一种无色、无味的高能低温液体燃料。一个大气压下的正常氢沸点为20.37 K（-252.78℃），凝固点为13.96 K（-259.19℃），密度为70.85 kg/m³。

固态氢是一种无机物，即氢气的固态形式。化学式为H₂，具有密度很小的性质。在温度为-252.87℃时，气态氢可转变成无色的液体；-259.1℃时，液态氢可变成雪花状固体。

氢燃料电池主要应用于固定领域、运输领域、便携式领域等三大领域。目前氢燃料电池的主流发展方向是氢燃料电池汽车。燃料电池直接将燃料的化学能转化成电能，能量转换效率高。相比纯电动车搭载的动力锂电池，氢燃料电池质量轻，补充能量的时间短，加氢只需3至5分钟，续航里程长，大于600千米。

加氢站是给燃料电池汽车提供氢气的燃气站，最早的氢气加注站也许可以追溯到1980年代位于美国Los Alamos的加氢站。

全国首个全商业化运营的加氢站位于广东省佛山市南海区丹灶镇。该项目采用政府主导、政府和企业共同投入的“1+1+N”模式，开展氢燃料电池汽车商业化运行工作。

可再生氢气生产过程中所产生的温室气体排放的限值与清洁氢相同，且氢气的生产所消耗的能源为可再生能源。可再生能源类型范围见2010年4月1日施行的《中华人民共和国可再生能源法》。

低碳氢是指生产过程中所产生的温室气体排放值低于特定限值的氢气。这里的特定限值为14.51kg CO₂e/kg H₂。

备注：氢气的热量按低热值选取，即120.0MJ/kg。

清洁氢是指生产过程中所产生的温室气体排放值低于4.90kg CO₂e/kg H₂的氢气。备注：氢气的热量按低位热值选取，即120.0MJ/kg。

长管拖车运输供应高压气态氢，一辆拖车运输25～35MPa的高压氢气约5000Nm³；加氢站内自备水电解解氢装置或天然气转化制氢装置，制取氢气经加压、储存供应氢气；氢气管道输送氢气只是个别的；液态氢槽车供应液态氢，在加氢站内设液态氢储罐，以液态氢直接对氢能汽车上的液氢贮罐加氢。

加氢站按照站内是否有制氢设备，可以分为外供氢和站内制氢加氢站。而加氢站通过外部供氢和站内制氢获得氢气后，经过调压干燥系统处理后转化为压力稳定的干燥气体，随后在氢气压缩机的输送下进入高压储氢罐储存，最后通过氢气加注机为燃料电池汽车进行加注。

加氢站系统的三大核心装备为氢气压缩机、储氢系统（中国目前均为高压储氢系统）和氢气加注机。

加氢站成本中占比最大的是压缩机，其次是储氢设备。

氢气压缩机根据技术路线，主要分为液压活塞式氢气压缩机、隔膜式氢气压缩机和离子压缩机。

加氢站中用于充装高压氢气且安装在固定位置的装置，包括储气罐储氢装置和无缝管式储气瓶储氢装置。

超压泄放装置；压力测量仪表、压力传感器；氢气泄漏报警装置；氮气吹扫置换接口；位于储氢装置顶部的氢气排放管。

储氢装置的切断阀宜采用截止阀或者球阀。

中国加氢站氢气售价价格组成包括：氢气成本、加氢站维护、加氢站可变成本、储压器、压缩机、其他固定资产。其中影响我国氢气售价的最主要因素是包括制氢和储运氢气在内的氢气成本部分，其中氢气成本占70%。

由于各种各样的原因，如站址选择、规模、竞争的考虑，加氢站的建设成本披露较少。从国外的数据来看，规模为200-300kg/d的加氢站，建设成本大概为2-3百万美元（折合人民币1340-2000万），其中固定资产为1.5-2百万美元（折合人民币1000-1340万）；德国的加氢站要便宜些，位于Bonhoff的加氢站大概100百万欧元（折合人民币756万）。

氢气爆炸极限是4.0％～75.6％（体积浓度），意思是如果氢气在空气中的体积浓度在4.0％～75.6％之间时，遇火源就会爆炸，而当氢气浓度小于4.0％或大于75.6％时，即使遇到火源，也不会爆炸。

氢气爆炸的过程当在一定空间内部如一容器中的氢气含量处于爆炸极限内时，遇到明火，局部首先着火，并放出大量的热量，使生成的水蒸汽体积膨胀，压力急剧增大，在极短的时间内完成燃烧，同时引燃周围混合气体燃烧，空间内的压力猛然急剧增大，这就形成了爆炸。

氢气具有很高的扩散系数和浮力，泄露时浓度会迅速降低。如果发生爆炸，氢气的爆炸能量是常见燃气中最低的，就单位体积爆炸能而言，氢气爆炸能仅为汽油气的1/22。

加氢设备、输送管道等的防泄漏措施处理；加氢站内配置的电气元件应为防爆器件，同时采取可靠的防静电措施，防止因静电导致着火爆炸等事故的发生；加氢站内应设置排风排气装置，及时排除泄漏的氢气；加氢站中的加注模块应具备安全联锁功能和过压保护功能；由于高电位氢流会使氢气在空气中燃烧，还要防止高速氢流与储氢瓶之间摩擦导致的高电位氢流等等。

输入系统的氢气含氧量不得超过0.5%。

氮气中含氧量不得超过3%。

氢气本身对人体无害。燃烧的废气仅是蒸汽和少量的氮氧化物，因此不用担心氢气中毒。

氢气的泄露与扩散约为甲烷的2.83倍，扩散速度非常快，但是也造成了一个好的方向就是燃烧的时候非常快地燃烧掉，并且在空气中是上升的，不是铺开的燃烧，在燃烧的时候比起汽油或者天然气是有优势的。但如何泄漏量较大，氢的快速扩散会导致室内空气很快到达着火点，具有较大的危险性。

第一：氢气输送管道的防雷、防静电接地装置如果保护失效，雷电或静电积聚会使管道及构筑物遭到破坏或引起火灾爆炸事故；

第二：管道因腐蚀、意外撞击、热胀冷缩、振动疲劳等原因被损坏时，会造成大量的氢气外漏;当管道的法兰、阀门、焊缝泄漏或密封垫圈损坏而发生泄漏，泄漏的氢气遇火源会发生燃烧或爆炸；

第三：在抽送或压缩氢气时、检修、动火过程中各种原因导致氢气与氧气或其它助燃气体混合，达到一定的浓度极限时，遇火源会产生爆炸事故；

第四：外部明火导入管道内部，包括管道附近明火的导入，以及与管路相连接的焊接工具由于回火而导入管道内;管道过分靠近热源，管内气体过热引起的着火爆炸；

第五：带有水分或其它杂质的气体在管道内流动时，当超过一定的流速就会因摩擦产生静电积聚而放电。

氢的火焰是无色的，在白天肉眼几乎看不到，只有在黑暗的条件下可以看到蓝色火焰，因此在白天很难被察觉，接近氢火焰的时候可能并不能意识到火焰的存在，有灼伤人体的风险。但是氢火焰在可见光范围内燃烧放出的热量较低，热辐射少，对周围环境中的物体影响也比较小，这也是有利的一点。

我国目前储存氢能的方式有高压气态储氢、低温液态储氢和固态储氢。

氢的运输方式包括道路车辆、铁路、轮船、管道运输四种。

高压储氢，一种储氢方法。氢气可以在高压下（15.2～70.9兆帕）装盛在气体瓶中运输，可通过减压阀的调节直接释放氢气。方便可靠，是最普通和最直接的储氢方式。随着材料科学的发展，已开发出碳纤维与铝复合材料的高压气瓶，大大降低气瓶自身质量，提高容量装载效率，使高压储氢成为较有竞争优势的车载储氢方式。

低温液态储氢是先将氢气液化，然后储存在低温绝热容器中。由于液氢密度是标况下氢气密度的近850倍，所以即使将氢气压缩至15MPa，甚至35、70MPa，其单位体积的储存量也比不上液态储存。单从储能密度上考虑，低温液态储氢是一种十分理想的方式。

金属氢化物储氢是采用某些金属或合金与氢气形成化合物，而对形成的氢化物加热又会释放出氢气，从而实现对氢的储存与释放。这种方式安全性好、氢气纯度高、单位体积储氢密度高，但单位质量储氢密度低、吸放氢气速率较低。

高压储氢目前发展最为成熟，应用也最为广泛，但在储氢密度及安全性方面存在瓶颈;金属氢化物储氢技术则表现出巨大潜力，但目前还处在研究阶段; 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，目前低温液氢技术多用于航天，但也越来越有向民用发展的趋势。

高压复合储氢罐主要分为纯钢制金属瓶（I型瓶）、钢制内胆纤维缠绕瓶（II型瓶）、铝内胆纤维缠绕瓶（III型瓶）及塑料内胆纤维缠绕瓶（IV型瓶）4个类型。I型瓶、II型瓶储氢密度低、安全性能差，难以满足车载储氢密度要求。而凭借提高安全性、减轻重量、提高质量储氢密度等优势，III型瓶、IV型瓶的车载应用已经较为广泛，其中国外多为IV型瓶，国内则多为III型瓶。

目前国际上应用比较广泛的车载储氢瓶压力等级主要有35MPa和70MPa两种。加氢站的最高设计压力等级也需要与其加注车辆车载储氢的压力等级相匹配，除了利用长管拖车作为20MPa移动储氢设施外，35MPa氢燃料电池车的加氢站站内最高固定储氢压力一般为45MPa，70MPa氢燃料电池车的加氢站站内最高固定储氢压力一般为90MPa。

管道输氢是具有发展潜力的低成本运氢方式，但输氢管道由于氢脆现象需选用含炭量低的材料，导致氢气管道的造价是天然气管道造价的2倍以上，此外占地拆建等问题也导致投资成本高。如果利用现有的天然气长输管网掺氢运输可以解决上述难题。

尽管国内70MPa储氢技术已在不断推进，但要实现这一技术的商业化应用，仍有诸多问题需要解决，主要矛盾则是仍高度依赖进口的碳纤维等关键原材料。另外应用于70MPaIV型瓶中的塑料内胆，往往采用的高密度聚乙烯或其他工艺较为复杂的塑料，但目前国内需求相对较低，生产成本也相对较高，也依赖进口。

氢气不仅是一种"洁净"的能源，也是一种十分重要的工业原料，它广泛应用于石油、化工、电子、冶金、油脂、航天、轻工业等领域。

氢内燃车是传统汽油内燃机车的带小量改动的版本。氢内燃直接燃烧氢，不使用其他燃料或产生水蒸气排出。这些车的问题是氢燃料很快耗尽，载满氢气的油缸只能行驶数英里，很快便没能量。另一方面，各色各样的方法正在研究以减少耗用的空间，例如用液态氢或氢化物。

氢燃料电池是将氢气和氧气的化学能直接转换成电能的发电装置。其基本原理是电解水的逆反应，把氢和氧分别供给阳极和阴极，氢通过阳极向外扩散和电解质发生反应后，放出电子通过外部的负载到达阴极。

无污染：燃料电池对环境无污染。它是通过电化学反应，而不是采用燃烧（汽、柴油）或储能（蓄电池）方式－－最典型的传统后备电源方案。燃烧会释放像COx、NOx、SOx气体和粉尘等污染物。如上所述，燃料电池只会产生水和热。如果氢是通过可再生能源产生的（光伏电池板、风能发电等），整个循环就是彻底的不产生有害物质排放的过程。无噪声：燃料电池运行安静，噪声大约只有55dB，相当于人们正常交谈的水平。这使得燃料电池适合于室内安装，或是在室外对噪声有限制的地方。高效率：燃料电池的发电效率可以达到50%以上，这是由燃料电池的转换性质决定的，直接将化学能转换为电能，不需要经过热能和机械能（发电机）的中间变换。

干电池、蓄电池是一种储能装置，是把电能贮存起来，需要时再释放出来；而氢燃料电池严格地说是一种发电装置，像发电厂一样，是把化学能直接转化为电能的电化学发电装置。另外，氢燃料电池的电极用特制多孔性材料制成，这是氢燃料电池的一项关键技术，它不仅要为气体和电解质提供较大的接触面，还要对电池的化学反应起催化作用。

氢燃料电池车的工作原理是：将氢气送到燃料电池的阳极板（负极），经过催化剂（铂）的作用，氢原子中的一个电子被分离出来，失去电子的氢离子（质子）穿过质子交换膜，到达燃料电池阴极板（正极），而电子是不能通过质子交换膜的，这个电子，只能经外部电路，到达燃料电池阴极板，从而在外电路中产生电流。质子到达阴极板后，与氧原子和氢离子重新结合为水。由于供应给阴极板的氧，可以从空气中获得，因此只要不断地给阳极板供应氢，给阴极板供应空气，并及时把水（蒸气）带走，就可以不断地提供电能。燃料电池发出的电，经逆变器、控制器等装置，给电动机供电，再经传动系统、驱动桥等带动车轮转动，就可使车辆在路上行驶。

尽管燃料电池的工作原理并不算复杂，在技术方面早已被攻克。它真正的难点是在于氢能源的储存以及成本上，现在氢气主要的储存方法是利用高压钢瓶和储存液态氢，前者不仅容积小且有发生爆炸的危险，而后者的困难之处在于成本高且对液态氢的储存箱要求很大，加上现在的技术并不成熟。

氢燃料电池发动机是由电堆、氢气供给循环系统、空气供给系统、水热管理系统、电控系统和数据采集系统六大组成部分。

最早的氢气加注站可以追溯到1980年代位于美国Los Alamos的加氢站。

目前加氢站成本的影响因素包括加氢机、储罐、压缩机成本，加氢电耗，日加氢能力，连续无故障加氢次数和雇用人员数量。换言之，除了加氢站建设的初始设备投资外，在日后运行过程中产生的运营成本不容忽视。

用油氢合建站的模式“以油养氢”；站内制氢-加氢母站建站模式降低储运成本；燃料电池汽车运营平台自建站以用来减少交易环节，降低运营成本。同时，加氢站等基础设施的建设要立足实际，系统性考虑氢能产业布局，把握好适度超前的节奏，决不能脱离实际。

1.办理用地手续后，项目建设单位向区行政审批局申请建筑规划方案审批。区行政审批局对在规划设计阶段的项目，在规定时限内组织开展联合审查（消防审批、防雷装置设计核准、环评、能评的审查、安全条件及安全设施设计的审查），审查完成后，核发《建设工程规划许可证》。2.由区建设局负责受理加氢站工程报建、施工图审查及施工合同备案。3.区行政审批局在取得审批要件后根据相关规定核发《建筑工程施工许可证》。4.由取得资质的特种设备施工单位将拟进行的特种设备安装情况书面告知区市场监管局，并向市特种设备监督检验所申请对施工过程进行监督检验（不需要安装监督检验的设备由施工单位出具施工质量证明书）。

1.特种设备使用登记：特种设备使用单位在特种设备投入使用前或者投入使用后三十日内，向市质监局办理使用登记。2.气体充装资质许可审批：由区市场监管局负责协助项目建设单位向市质监局申请气瓶充装资质许可（通过工艺管道向固定式压力容器内输送气体，无需取得充装资质许可）。3.经营许可及日常监督管理：由区城管局参照《城镇燃气管理条例》向市城管委协调核发经营许可，并实施日常监督管理。如因法律法规尚未明确规定而没有取得经营许可时，可由区城管局组织专家进行评估，按专家组指导意见进行日常监督管理。其他相关单位按照法律、法规对其履行监管责任。

由于储存技术的限制，目前的加氢站主要是高压压缩氢气加氢站，其工艺流程如下图所示，主要包括氢源、纯化系统、压缩系统、储氢系统、加注系统、安全及控制系统。通常，氢气加注是通过将不同来源的氢气经氢气纯化系统、压缩系统，然后储存在站内的储存系统(高压储罐)，再通过氢气加注系统为燃料电池汽车加注氢气。根据供氢方式不同，加氢站各系统的设备有所不同，但大致相同。加氢站的主要设备有泄气柱、压缩机、储氢灌、加氢机、管道、控制系统、氮气吹扫装置以及安全监控装置等，其主要的核心设备是压缩机、储氢灌和加气机。

加氢站系统的三大核心装备为氢气压缩机、储氢系统（中国目前均为高压储氢系统）和氢气加注机。

氢气压缩机是通过改变气体的容积来完成气体的压缩和输送过程的设备，国内的氢气压缩机企业较多，但输出压力大多在30MPa以下，主要用于石油、化工领域的工业氢气压缩机，无法满足加氢站技术要求，仍然需要依赖进口。氢气压缩机根据技术路线，主要分为液压活塞式氢气压缩机、隔膜式氢气压缩机和离子压缩机。

开展加氢站点的建设工作，不仅能方便燃料电池类型汽车补充能源，同时加氢站点本身就是一个宣传，能让更多人注意到燃料电池类型汽车的发展，让燃料电池类型汽车融入每个人的生活之中，最终实现燃料电池类型汽车的普及以及城市环境的绿色发展。

而在实际开展加氢站点建设的时候需要各个地区都认识到当地能源供应特点、道路交通特点，并能结合各地区的不同特点，从经济角度以及技术角度两个方面来开展加氢站点的建设，确保加氢站点的建设能完全符合燃料电池类型汽车充能需要以及城市发展建设的需要。

氢能汽车分为两种，一种是氢内燃机汽车(Hydrogen internal combustion engine vehicle, HICEV)是以内燃机燃烧氢气（通常透过分解甲烷或电解水取得）产生动力推动汽车。氢燃料电池车(Fuel cell vehicle-FCEV)是使氢或含氢物质与空气中的氧在燃料电池中反应产生电力推动电动机，由电动机推动车辆。

氢气是一种极易燃的气体，燃点只有574℃，在空气中的体积分数为4%至75%时都能燃烧。

高压气态储氢是指在氢气临界温度以上通过高压压缩的方式存储气态氢，这种储氢方法是现在最常用并且发展比较成熟的技术，其储存方式是采用高压将氢气压缩到一个耐高压的容器里。

运输气态氢的方式主要分为：气氢拖车运输(tube trailer)和气氢管道运输(pipeline)。

氢气长管拖车，用于运输高压氢气的装置。由若干个大容积高压氢气瓶组装后设置在汽车拖车上，配带相应的连接管道、阀门、安全装置等。

目前高压储氢主要的压力有15、35、70Mpa三种，70Mpa的高压储氢容器已经上市，其质量储氢密度可达到3%。现在正在研制100Mpa的高压储氢容器。我国现在可以自行制造35Mpa的高压储氢容器。国外普遍使用70MPa压力标准的Ⅳ型碳纤维瓶，我国目前普遍为35MPa的Ⅲ型钢瓶。

单位质量储氢密度低、运输成本高、有泄漏和爆炸的安全隐患。

高压储氢技术从车用高压储氢容器、高压氢气运输设备、固定式高压氢气储存设备及高压储氢系统分为三类。

氢气生产运输固定成本占总价格中的17%，氢气生产运输可变成本占3%，氢气原材料成本占50%。

短期放宽储运压力标准，中长期发展管道运输。运输压强从现今使用的20MPa提升到国外常见的50MPa后，单车次氢气运输量是原来的三倍，成本大约为原来的一半，采用工业副产物制氢的运输半径可达1367km，但电解水的电价成本仅可提升至0.13元/Kw·h。因此从中长期来看，虽然管道运输建设周期长，但其在高利用率下其每百公里运输成本仅需2元/kg左右，远低于使用长管拖车的成本，选择管道运输时，电价可降至0.18元/Kw·h，故长期看好管道运输发展。

液氢是由氢气经过降温而得到的液体，是一种无色、无味的高能低温液体燃料。

液氢是氢的液体状态，凡是需要氢的场合如航天、航空、运输、电子、冶金、化工、食品、玻璃，甚至民用燃料部门都可以用液氢。在氢医学方面，医用液氢可以为大型场所的富氢水机、富氢水杯、吸氢装置提供氢气。目前我国液氢应用最多的领域是航天。

2021年5月6日，市场监管总局（国家标准委）批准发布了《氢能汽车用燃料液氢》《液氢生产系统技术规范》和《液氢贮存和运输技术要求》三项国家标准，将于11月1日起实施。

①制冷温度低，制冷量大，单位能耗高；②氢的正仲转换使得液化氢气所需的功远大于甲烷、氮、氦等气体，其中正-仲转化热占其理想液化功的16%左右；③剧烈地比热变化导致氢气的声速随着温度的增加而快速增大，这种高声速使得氢膨胀机转子承受高应力，使得膨胀机设计和制造难度很大；④在液氢温度下，除氦气以外的其他气体杂质均已固化（尤其是固氧），有可能堵塞管路而引起爆炸。

由于液氢沸点很低、气化潜热小(0.45kJ/g)，因此，液氢的温度与外界的温度存在巨大的温差，稍有热量从外界渗入容器，即可造成液氢的快速沸腾而损失。

液氢通常储存在绝热的密封储罐内。储罐分为大型站用储罐，中型运输储罐和车用储罐。

使用汽化器汽化后再压缩机加压后加注；使用液氢泵加压后汽化，不使用压缩机而直接加注；或是利用液氢储罐和车载氢罐之间的压差或液氢泵压送得方法直接加注液氢。

液态氢储罐，用于储存液态氢的低温容器。一般由内胆，外壳体，绝热结构及连接用机械构件，测量仪表，安全设施，液、气注入和排出配管，附件等组成。

液氢一般采用车辆或船舶运输，液氢生产厂至用户较远时，可以把液氢装在专用低温绝热槽罐内，放在卡车、机车、船舶或者飞机上运输。这是一种既能满足较大输氢量又比较快速、经济的运氢方法。另外液氢还可以使用管道输送。

液氢槽车是关键设备，常用水平放置的圆筒形低温绝热槽罐。汽车用液氢储罐其存储液氢的容量可以达到100m³。铁路用特殊大容量的槽车甚至可运输120~200m³的液氢。

常用的制氢方法有：各种矿物燃料制氢、电解水制氢、生物质制氢、其他合氢物质制氢、各种化工过程副产氢气的回收等。各种矿物燃料制氢是最主要的制氢方法，但其储量有限，且制氢过程会对环境造成污染。

所谓的灰氢，是指煤炭、天然气、化工工厂等碳基能源制备的氢，由于在制备环节有二氧化碳排放的，没有实现低碳，把这种氢定义为灰氢，当前全球主要制氢产能都属于灰氢。蓝氢，是在灰氢的制备过程采用“无碳”技术手段，实现零碳排放，需要二氧化碳的捕捉、利用和封存相关技术支撑，实现蓝氢需要技术的突破发展。水电解制氢是“无碳”制氢技术，同时电力是通过太阳能、水电、风能等可再生能源和核能发电获得，可实现制氢的无碳、绿色，这种氢被称为绿氢，实现绿氢主要受制于可再生能源发电技术和水电解槽技术发展。

电解水制氢，在由电极、电解质与隔膜组成的电解槽中，在电解质水溶液中通入电流，水电解后，在阴极产生氢气，在阳极产生氧气。

化石原料制氢，化石原料目前主要指天然气、石油和煤，其他还有页岩气和可燃冰等。天然气、页岩气和可燃冰的主要成分是甲烷。甲烷水蒸气重整制氢是目前采用最多的制氢技术。煤气化制氢是以煤在蒸汽条件下气化产生含氢和一氧化碳的合成气，合成气经变换和分离制得氢。由于石油量少，现在很少用石油重整制氢。

主要制氢方式的氢气成本中，煤制氢成本最低，约8～10元/kgH₂，其中CAPEX占比接近50%，燃料成本占15%～20%。天然气制氢成本约12元/kgH₂，其中燃料成本是成本构成的主要部分，占比达45%～75%。电网制氢因电价过高，经济可行度较低，且我国以煤电为主的特点使电网制氢的碳排放强度大，单位质量氢气碳排放为天然气制氢的3倍以上。可再生能源制氢成本约20元/kgH₂，电的成本占总成本约60%，CAPEX占约34%。

除此之外，预计大规模的工业尾气制氢的氢气成本约为11.3元/kgH₂，6000m3/h制氢规模的甲醇制氢，在甲醇价格为3元/kg的情况下的氢气成本约21.3元/kgH₂。整体而言，制氢成本的顺序为：煤制氢＜工业尾气制氢＜天然气制氢＜可再生能源制氢＜甲醇制氢＜电网制氢。

电费占整个水电解制氢生产费用的80%左右，因此水电解制氢成本的关键在于耗能问题。存在两条降成本途径：一是降低电解过程中的能耗，可通过开发PEM（质子交换膜电解）及SOEC（固体氧化物电解）技术来实现；二是采用低成本电力为制氢原料，关键在于依靠光伏和风电的发展。以大工业电价均价0.61元/kW·h计算，当前电解水制氢的成本为3.69元/Nm³。

当用电价格低于0.50元/kW·h时，电解水制备的氢气成本才可与汽油相当。光伏系统发电成本0.5930元/kWh，风电度电成本约为0.3656元/kWh，且在未来仍有一定的下降空间。

电解水制氢主要分为AWE、固体聚合物PEM水电解，固体聚合物阴离子交换膜(AEM)水电解、固体氧化物(SOE)水电解。其中，AWE是最早工业化的水电解技术，已有数十年的应用经验，最为成熟；PEM电解水技术近年来产业化发展迅速，SOE水电解技术处于初步示范阶段，而AEM水电解研究刚起步。

从时间尺度上看，AWE技术在解决近期可再生能源的消纳方面易于快速部署和应用；但从技术角度看，PEM电解水技术的电流密度高、电解槽体积小、运行灵活、利于快速变载，与风电、光伏（发电的波动性和随机性较大）具有良好的匹配性。随着PEM电解槽的推广应用，其成本有望快速下降，必然是未来5~10a的发展趋势。SOE、AEM水电解的发展则取决于相关材料技术的突破情况。

目前，电解水制氢成本中70%以上为电费，当到户电价在0.3元/千瓦时左右时，其成本已接近于传统化石能源制氢。但是，越过电网就近下电制氢本质上不可行。曾有研究者提出，基于成本考虑，可以尝试在水电站附近就近制氢，避免电网输送等费用。但实际上，无论是从法规监管角度，还是从运输的经济性角度看，该思路均不可行。电力法及相关法律法规已明确规定用电企业应通过电网接入用电，直接通过发电企业供电违反电力法相关规定；在运输方面，水电站均位于偏远地区，大规模氢气运输在经济上和技术上均不可行。

天然气制氢的特点在于流程短，投资低，运行稳定。煤制氢的特点在于流程长，投资高，运行相对复杂，因煤炭价格相对较低，制氢成本低。当制氢规模低于5万Nm³/h时，煤制氢的氢气成本中固定资产折旧成本高，与天然气制氢相比没有优势。当制氢规模大于5万Nm³/h，煤制氢成本中固定资产折旧成本较低，其氢气成本具有竞争能力。制氢规模越大，煤制氢路线的成本优势越明显。

电解槽设备成本随着技术进步和规模化，将在2030年前下降60%-80%，其制氢系统的耗电量和运维成本也将随之降低。随着可再生能源发电成本的降低，5-10年内，电解水制氢成本将降至20元/千克以内，具备经济性。按照目前碳配额试行市场40元/吨的交易价格计算，煤制氢需要增加0.1元/立方米的氢气碳配额成本。因此，当碳配额交易价格达到200元/吨时，绿氢成本将和灰氢持平。

对于掺氢的天然气管道，其各个部分的适用掺氢比例有很大区别。压缩机等管网设备能接受的掺氢比例是最小的，约为10%；管道能接受的掺氢比例随着钢级的不同而有所变化，大致范围在30%～50%之间；安全事故允许的掺氢比例在24%左右。

目前应用最广泛、最成熟的是“压缩氢气(CH₂)”的氢气储运方式，常用操作压力为20MPa的管束车运输，因回空压力限制每辆车可用氢气的质量约200~300kg。

着燃料电池终端应用的起量，终端氢价格可由目前的70-80元/kg（含税）下降至2025年的约35-40元/kg（含税），并至2030年下降至约30元/kg（含税）。

从氢能源结构方面来看，目前全球平均氢气有48%来源于天然气、30%来自于副产氢、仅18%来源于煤炭。其中日本氢能来源结构最为清洁，由于日本资源短缺问题，其一直致力于打造一条全球无碳化氢供应链，主要依靠基于"可再生能源"发电，利用水电解生产的氢燃料，电解水制氢占比达到了63%。而中国的氢能源结构仍以煤炭为主，煤制氢占比62%，天然气制氢占19%，而电解水制氢仅占1%，氢源结构需要优化。

加氢站可能会存在气体泄漏的风险，也可能会存在空气污染风险。