2015年12月，在《聯(lián)合國(guó)氣候變化框架公約》會(huì)議上， 全球195 個(gè)締約方國(guó)家通過了《巴黎協(xié)定》，各方同意將全球平均氣溫升幅與前工業(yè)化時(shí)期相比控制在 2℃以內(nèi)，并努力把溫度升幅限定在 1.5℃內(nèi)。因此如何降低CO2排放是擺在世界面前的難題， 特別是在能源行業(yè)。
在未來世界能源發(fā)展舞臺(tái)中，氫能將承擔(dān)著舉足輕重的地位，作為能源載體 和能源互聯(lián)媒介具有零碳、高效顯著優(yōu)勢(shì)，若氫能實(shí)現(xiàn)廣泛應(yīng)用將會(huì)促進(jìn)全球能源轉(zhuǎn)型升級(jí)。地球上氫元素儲(chǔ)量排第三，氫氣可通過水制備得到，燃燒后僅生成水， 既無污染又實(shí)現(xiàn)產(chǎn)業(yè)鏈的閉環(huán)。更重要一點(diǎn)，氫氣熱值（142kJ/kg）是常見燃料中最高的，約是石油的3倍、煤炭的4.5倍。正是這一系列優(yōu)點(diǎn)，氫能被認(rèn)為是綠色能源的終極解決方案 。
在國(guó)家“煤改氣” 政策的影響下，天然氣正處于黃金高速發(fā)展期[5]，為解決國(guó)內(nèi)天然氣缺口問題， LNG 接收站迎來高峰期， 其建設(shè)數(shù)量和存儲(chǔ)規(guī)?？焖僭鲩L(zhǎng)。目前氫能產(chǎn)業(yè)鏈發(fā)展與 LNG 非常相似，兩者皆屬低溫流體和易燃易爆物質(zhì)（火災(zāi)危險(xiǎn)性均為甲類），因此筆者認(rèn)為可以通過目前LNG接收站完整的生產(chǎn)體系， 利用LNG物性特點(diǎn)，以LN 接收站（流程圖如圖 1 所示）為依托實(shí)現(xiàn)氫能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展。這其中將涉及到制冷液化、 制氫、冷能利用、 液氫全容性儲(chǔ)罐（FCCR）等技術(shù)研發(fā)。本文從氫氣的制備、 液化、運(yùn)輸?shù)榷鄠€(gè)方面對(duì)LNG接收站和氫氣產(chǎn)業(yè)鏈聯(lián)合發(fā)展進(jìn)行分析， 為今后液氫接收站和氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展提供可靠的技術(shù)思路。
圖1 LNG接收站典型工藝流程圖
1 利用 LNG 實(shí)現(xiàn)氫氣制取
如何利用 LNG 接收站實(shí)現(xiàn)氫氣的制備？首先是天然氣重整制氫[8]， 接收站天然氣原料充足，同時(shí)利用 LNG 冷能可副產(chǎn)干冰；從長(zhǎng)遠(yuǎn)角度考慮（無碳排放）可利用 LNG 冷能發(fā)電，將多余的電進(jìn)行電解水技術(shù)制備氫氣，增加氫氣產(chǎn)能的同時(shí)，利用 LNG 冷能副產(chǎn)液氧。
1.1 天然氣蒸汽重整制氫
目前在全球范圍內(nèi)天然氣制氫占比最高，達(dá)到 48%；其次是醇類裂解制氫（占比 30%）和焦?fàn)t煤氣（占比 8%）。制氫工藝的選擇很大程度上由原材料決定， 在LNG接收站采用天然氣制氫不僅降低了原料成本，同時(shí)可從降成本和節(jié)能減排方向?qū)鹘y(tǒng)工藝進(jìn)行優(yōu)化。
1.1.1 天然氣供應(yīng)方式選擇
天然氣重整制氫需要原料天然氣壓力約在1.5~3.0MPag， 對(duì)于接收站有多個(gè)位置可實(shí)現(xiàn)原料供應(yīng)：方式一從接收站氣化系統(tǒng)引出高壓天然氣（6~10MPag）進(jìn)行降壓處理；方式二通過增加中壓 BOG 壓縮機(jī)將 BOG（壓力 10~25kPag）增壓至制氫反應(yīng)壓力；方式三通過增加 LNG 離心泵， 將接收站低壓 LNG（0.8~1.0MPag）再次增加至反應(yīng)壓力。依托于 LNG 接收站天然氣重整制氫流程如圖2 所示。
圖2 依托于LNG接收站天然氣重整制氫流程圖
通過分析， 建議采用方式三作為天然氣重整反應(yīng)原料供應(yīng)位置， 方式二可作為備用方案。主要原因如下：
（1）方式一高壓天然氣（6~10Mpag）在 LNG 接收站是通過低壓泵和高壓泵增壓后氣化獲得， 進(jìn)入天然氣重整爐中需要降壓處理，造成了大量無用功，增加電耗。
（2）方式二類似于傳統(tǒng)的天然氣制氫通過壓縮機(jī)進(jìn)行增壓，但是與方式三采用低壓 LNG 對(duì)比，在相同要求下泵增壓比壓縮機(jī)增壓耗能低很多：例如從 18kPag增壓到反應(yīng)壓力 2.0MPag，泵耗能 5.7kJ/kg，采用壓縮機(jī)需要耗能在 400 kJ/kg，相差非常大。
（3）在利用 LNG 預(yù)冷制備液氫中，低壓LNG的?利用率比高壓LNG更高，例如-160℃、1.0MPa條件下LNG的?值約929kJ/kg，其氣化到0℃（接收站天然氣外輸要求溫度）?值為307.4 kJ/kg，?利用率 66.91%；10.0MPa 條件下LNG 的?值為954.9kJ/kg，其氣化到0℃?值為 586.8kJ/kg，?利用率 38.55%，低壓LNG明顯效率高。
（4）接收站燃料氣系統(tǒng)主要是從氣化后的高壓天然氣引出一條氣相管線，通過多級(jí)降壓輸送至燃?xì)庥脩艉?SCV 氣化器（若有），如果采用方式三可從氣化后的低壓天然氣直接引入到燃料氣系統(tǒng)，降低能耗，詳見圖2。
綜上所述，方式三是最優(yōu)選擇， 但是方案二同時(shí)兼顧處理 LNG 接收站產(chǎn)生的BOG， 可降低站內(nèi)低壓 BOG 壓縮機(jī)能耗，因此不同的接收站可根據(jù)實(shí)際情況進(jìn)行方案選擇。
1.1.2 天然氣重整制氫工藝優(yōu)化
目前 LNG 接收站主要從東南亞地區(qū)、 中東地區(qū)或者澳大利亞地區(qū)進(jìn)口， 如亞太地區(qū) LNG 氣源的組成和特性如表 1 所示。
如表 1 所示，接收站LNG中不含有硫醇、 噻吩等有機(jī)硫， 烯烴含量可忽略，僅有微量H2S，可能會(huì)出現(xiàn)超過 0.5×10-6的現(xiàn)象， 因此在天然氣制氫的過程中可以對(duì)天然氣制氫工藝中原料氣預(yù)處理工段進(jìn)行改造，僅保留ZnO脫硫（H2S）裝置作為備用即可。處理后的天然氣進(jìn)入蒸汽轉(zhuǎn)化裝置， 在鎳催化劑的作用下，在轉(zhuǎn)換爐發(fā)生吸熱反應(yīng)， 生成氫氣、 CO 等產(chǎn)物；然后再進(jìn)入CO變化工段， 進(jìn)一步與水蒸氣反應(yīng)制得氫氣；最終產(chǎn)物通過冷卻分離和氣體凈化得到純凈的氫氣，在該過程可利用 LNG 冷能利用區(qū)產(chǎn)出的冷凍水進(jìn)行冷卻。
1.1.3 原料成本分析
目前天然氣制氫的成本主要受天然氣價(jià)格影響， 如果要求氫氣成本低于 2元／m3， 則天然氣價(jià)格要維持在 3.5 元／m3 以下， 若利用 LNG 接收站內(nèi)天然氣作為原料氣將有很大優(yōu)勢(shì)。目前我國(guó) LNG 到岸價(jià)約 7.25 美元/MMBtu， 匯率折算后約為 1.88 元/m3，按照 LNG 進(jìn)口增值稅 11%計(jì)算，稅后 LNG 出站價(jià)格約 2.1元/m（由于近幾年天然氣價(jià)格波動(dòng)頻繁，文章僅選擇較為穩(wěn)定時(shí)間段作為說明）。在接收站內(nèi)建設(shè)不需要考慮管道運(yùn)輸費(fèi)（運(yùn)費(fèi)約 0.8 元/t·km）和門站管理等費(fèi)用， 僅考慮氣化成本后終端售價(jià)約 2.4 元/m3。相比于目前工業(yè)天然氣在 3.5~4.0元/m3，每 1m3 天然氣可以節(jié)省1元左右， 這從一定程度上大大降低氫氣的制備成本。
1.1.4 副產(chǎn)干冰（或液態(tài) CO2）
在天然氣蒸汽重整制備氫氣的過程中副產(chǎn)大量CO2，排放量約為 65~70kg/GJ，因此可以利用 LNG 冷能區(qū)增設(shè)干冰制備工序，同時(shí)減少 CO2 捕集流程和裝置。在 LNG 直接預(yù)冷制備干冰的流程中，通過多級(jí) LNG-CO2 換熱實(shí)現(xiàn)液態(tài) CO2和干冰的制備， 如圖 3 所示。選擇制造干冰（或液態(tài) CO2）原因一是解決原料副產(chǎn)問題，二是市場(chǎng)原因， LNG 接收站大部分靠近海邊，水產(chǎn)業(yè)發(fā)達(dá)，且大部分分布在南方，市場(chǎng)可保障。
該工藝核心裝置是 LNG-CO2 換熱器，主要流程圖如圖 3 所示。
圖 3 LNG 冷能聯(lián)合制氫工藝副產(chǎn)干冰工藝流程圖
該工藝是利用 LNG 直接與 CO2 進(jìn)行換熱，沒有采用中介冷媒介質(zhì)， 流程相對(duì)簡(jiǎn)單， 易于操作，采用低溫 LNG 直接預(yù)冷可以降低 CO2 的液化溫度，進(jìn)而大幅度降低 CO2 液化壓力。本工藝采用 CO2 液化參數(shù)為-46.0℃、 0.80MPa，固化率保持在 0.5 以上；采用副產(chǎn)品 CO2 作為生產(chǎn)干冰原料， 產(chǎn)品純度高且能耗低， 充分利用回收 LNG 冷能， 加工 1t CO2 耗電 65kW?h（所得液化 CO2 和干冰比例為2:1 時(shí)），可比傳統(tǒng)方法節(jié)約 50%以上的電耗和 10%的建設(shè)費(fèi)。從能源角度分析，采用天然氣制氫不是最終的手段，但是對(duì)于短期內(nèi)氫能的發(fā)展，天然氣制氫從成本和技術(shù)成熟度方面分析為上佳選擇。通過表 3 分析，LNG 接收站聯(lián)合制氫與常規(guī)傳統(tǒng)制氫相比， 從工藝流程、成本、能耗、 環(huán)保等方面具有節(jié)能降本等優(yōu)勢(shì)。
1.2 電解水制氫
電解水制氫是生產(chǎn)成本相對(duì)較高的工藝路線，那為什么要選擇電解水制氫且可以作為長(zhǎng)期的發(fā)展思路？首先電解水制氫原料是水，水干凈無污染，地球儲(chǔ)備量豐富；第二， 雖然目前電解水項(xiàng)目相比天然氣和甲醇制氫成本較高， 但是從長(zhǎng)遠(yuǎn)角度考慮，如果利用無法進(jìn)入電網(wǎng)的棄電，或者采用棄風(fēng)、棄光進(jìn)行發(fā)電，這將很大程度降低其生產(chǎn)成本， 這是氫能行業(yè)在未來突破的主要方式， 特別是可再生能源技術(shù)實(shí)現(xiàn)突破以后。對(duì)于 LNG 接收站， 實(shí)際上存在大量?jī)?yōu)質(zhì)能源 LNG冷能一直處于浪費(fèi)的現(xiàn)狀。
LNG 冷能發(fā)電是最直接、 也是最有機(jī)動(dòng)性的 LNG 冷能利用方式， 不像冷庫、冰雪世界等需要考慮人口密集程度、 運(yùn)輸距離等。在 LNG 接收站，可通過對(duì)中間介質(zhì)氣化器（IFV） 改造或者新增換熱裝置實(shí)現(xiàn) LNG 冷能利用，如圖 4所示。
圖 4 LNG 接收站冷能發(fā)電工藝流程示意圖
該流程圖是采用丙烷（或者其他烷烴混合物也可以，換冷效果不同） 作為中間介質(zhì)， 通過與 LNG 和海水的換熱實(shí)現(xiàn)冷能的轉(zhuǎn)移。以 1 臺(tái)接收站氣化器處理能力 250t/h 為例， LNG 發(fā)電容量可達(dá)到 2600~4000kWh（冬季發(fā)電量較低）。目前電價(jià)高是造成電解水成本高的主要原因，如果按照工業(yè)電 0.7 元/kWh 計(jì)算，制氫成本約為 3.6 元/m3，約占總成本的 75%。因而如果能夠利用接收站冷能發(fā)電的電，氫氣制造成本將大幅下降，甚至低于甲醇制氫、天然氣制氫等傳統(tǒng)工藝。
2 利用低溫 LNG 液化氫氣
氫氣低溫液化技術(shù)目前在國(guó)內(nèi)還十分落后，液氫工業(yè)化主要集中在航天事業(yè)，在民營(yíng)企業(yè)中涉及較少。發(fā)展局限主要原因有：一是使用普及率低，國(guó)內(nèi)氫能行業(yè)發(fā)展是在近幾年剛剛興起， 主要集中在軍用行業(yè)；二是氫氣液化成本過高， 對(duì)超低溫材質(zhì)和設(shè)備的要求更高， 很多企業(yè)望而卻步；三是從安全角度考慮，液氫更容易氣化和泄漏， 且爆炸極限范圍更大。但是隨著氫能行業(yè)井噴式發(fā)展，氫氣液化技術(shù)必將實(shí)現(xiàn)突破，以解決氣態(tài)質(zhì)量和體積儲(chǔ)氫密度低的問題，隨之降低氫氣的運(yùn)輸和存儲(chǔ)成本。
低溫液態(tài)儲(chǔ)氫是將氫氣壓縮后冷卻到-252℃以下，使之液化并存放在絕熱低壓儲(chǔ)存器中， 對(duì)材質(zhì)和設(shè)備的密封要求高。由于氫具有高聲速、正仲氫轉(zhuǎn)化和比熱變化等特點(diǎn)，導(dǎo)致目前運(yùn)行的氫液化系統(tǒng)的?效率、膨脹機(jī)效率等主要指標(biāo)都偏低，例如傳統(tǒng)的 Linda-Hampson 系統(tǒng)和 Claude 系統(tǒng)其工業(yè)化系統(tǒng)?效率僅為20%~30%。
氫氣的最大轉(zhuǎn)化溫度為-68.55℃， 當(dāng)氫氣的溫度低于-68.55℃時(shí)， 其節(jié)流降溫系數(shù)恒大于零，只有將氫氣預(yù)冷至最大轉(zhuǎn)化溫度以下才能實(shí)現(xiàn)降溫效應(yīng)， 所以在接收站可通過采用 LNG 預(yù)冷的方式， 最大限度利用低溫 LNG?，提高系統(tǒng)?效率。接收站要求 LNG 氣化后的溫度滿足 0℃以上方可進(jìn)入燃?xì)夤芫W(wǎng)， 大量的冷量可以利用。通過對(duì)氫液化流程分析，可以采用 LNG 間接預(yù)冷和直接預(yù)冷兩種方式實(shí)現(xiàn)，間接預(yù)冷主要是通過液氮作為中間的介質(zhì)， 優(yōu)點(diǎn)是液氮溫度更低（-196℃），預(yù)冷溫度更低， 但是 LNG 直接預(yù)冷換熱效率更高， 兩者互有優(yōu)勢(shì)，兩種預(yù)冷氫氣液化流程圖如圖 5 所示。
a：間接預(yù)冷 b：直接預(yù)冷
圖 5 LNG 預(yù)冷實(shí)現(xiàn)氫氣液化流程圖
在該流程中采用 LNG 預(yù)冷-膨脹制冷-節(jié)流制冷等多種制冷工序， 通過多級(jí)換熱實(shí)現(xiàn)對(duì) LNG 的冷量利用， 最終實(shí)現(xiàn)氫氣的液化。
3 氫氣與天然氣混合管道外輸分析
氣體管道運(yùn)輸具有運(yùn)輸損耗少且成本低、發(fā)生泄露危險(xiǎn)小、安全性能高、無“三廢”排放、受惡劣氣候影響小、建設(shè)周期短等優(yōu)勢(shì)， 國(guó)內(nèi)所有的 LNG 接收站都與天然氣管網(wǎng)相連接， 輸送至燃?xì)庥脩?。截?2017 年，我國(guó)長(zhǎng)輸天然氣管道長(zhǎng)度達(dá)到 7.7 萬 km，因地制宜， 是否可以利用天然氣管道實(shí)現(xiàn)氫氣與天然氣混合外輸？
3.1 必要性分析
目前全球氫能正處于快速發(fā)展階段， 每年我國(guó)鋼鐵、焦?fàn)t尾氣、 燒堿等行業(yè)副產(chǎn)氫氣排放量遠(yuǎn)超過 500 億 m3。由于氫氣液化難度大，造成氫氣運(yùn)輸成本非常高，目前運(yùn)輸主要依靠高壓氣體（35MPa 或者 70MPa）罐運(yùn)輸，其成本占到交貨成本 6%左右。隨著制氫技術(shù)的發(fā)展， 其成本勢(shì)必下降， 反之運(yùn)輸成本的占比會(huì)上升。
同時(shí)氫氣液化技術(shù)工業(yè)化成功后， 將帶動(dòng)液氫的國(guó)際市場(chǎng)交易方式， 例如LNG 產(chǎn)業(yè)通過 LNG 運(yùn)輸船解決世界 LNG 進(jìn)出口國(guó)的供需問題， 此時(shí)液氫接收站建設(shè)勢(shì)在必行。氫氣接收站和 LNG 接收站共同建設(shè)， 既可以實(shí)現(xiàn)氫氣自給自足（制備與液化），又可以參與國(guó)際進(jìn)出口貿(mào)易， 如果能夠?qū)崿F(xiàn)氫氣與天然氣混合運(yùn)輸，將很大程度解決目前內(nèi)陸氫氣運(yùn)輸成本過高的問題，這將是未來天然氣管道發(fā)展大趨勢(shì)，也是快速實(shí)現(xiàn)大規(guī)模應(yīng)用的最佳方式之一。
3.2 可行性分析
本章節(jié)主要介紹天然氣管道輸送氫氣與天然氣混合對(duì)管道材料本身性能的適應(yīng)性分析。
當(dāng)天然氣管道中添加氫氣體積分?jǐn)?shù)≥10%時(shí)，可參照標(biāo)準(zhǔn) ASME B31.12。
根據(jù) ASME B31.1 要求，需要從氫氣環(huán)境韌性、輸送壓力、雜質(zhì)種類等多個(gè)因素進(jìn)行分析，針對(duì)不同氫氣濃度需要采用不同的措施。例如管道輸送壓力和鋼級(jí)方面， 根據(jù) ASME B31.12-2014 中要求，如果采用 X60（不包含 X60）以上鋼級(jí)管道，則輸送最大操作壓力不應(yīng)超過 10MPa。
當(dāng)天然氣管道中添加氫氣體積分?jǐn)?shù)＜10%時(shí)， ASME B31.12 標(biāo)準(zhǔn)不再適用，此時(shí)可參照歐洲 CGA-5.6《Hydrogen Pipeline System》 [17]，同時(shí)參考目前已有的研究結(jié)論。例如管道鋼級(jí)低于 X52（包含 X52），可直接用于輸送， 但是如果鋼級(jí)高于 X52，則需從韌性、管材強(qiáng)度等方面考慮采取相應(yīng)措施。
目前澳大利亞科學(xué)實(shí)驗(yàn)室已經(jīng)對(duì)混合氣體管道運(yùn)輸進(jìn)行實(shí)驗(yàn)研究， 結(jié)論顯示輸送氫氣濃度可達(dá)到 10%。
3.3 風(fēng)險(xiǎn)性分析
氫氣和甲烷（天然氣的主要組分）的物性參數(shù)如表4所示， 兩者相差較大，且氫氣本身具有特殊性，會(huì)對(duì)管材造成破壞（例如氫脆），進(jìn)而有可能會(huì)降低管道的使用壽命。
（1）氫損傷風(fēng)險(xiǎn)
如果管道中含有氫氣， 從分子角度分析，氫有可能和金屬中的某些成分發(fā)生反應(yīng)， 從而有可能降低金屬材料的韌塑性，導(dǎo)致管道脆裂的發(fā)生，出現(xiàn)氫脆現(xiàn)象和氫開裂現(xiàn)象等， 但是對(duì)于氫脆問題由于使用年限的問題，對(duì)其質(zhì)量分析很難精確得到數(shù)據(jù)。
（2）氫氣滲透風(fēng)險(xiǎn)
氫氣的滲透率遠(yuǎn)大于天然氣，在 PE 管道中大約是天然氣的 5 倍；對(duì)于鋼材材質(zhì)管道輸送氫氣會(huì)產(chǎn)生微量的氫氣損失，可忽略不計(jì)；但是如果采用纖維水泥管道，氫氣的滲透可能性很高。
綜上所述，在不考慮用戶端設(shè)備對(duì)燃?xì)獬煞忠蟮幕A(chǔ)上， 如果使用已建天
然氣管道，必須按照要求對(duì)管材開展全面適應(yīng)性分析；對(duì)于新建天然氣管道，可根據(jù)區(qū)域中遠(yuǎn)期規(guī)劃，盡可考慮將來輸送混合氣體的改造， 在管材選擇上考慮氫脆風(fēng)險(xiǎn)，施工和管理過程中加強(qiáng)對(duì)管道損傷檢測(cè)、裂縫探查和防護(hù)處理。
4 聯(lián)合管理的可行性
雖然目前國(guó)內(nèi)氫氣發(fā)展較緩慢，但是日本已經(jīng)開始著手對(duì)氫氣液化和液氫運(yùn)輸船做技術(shù)準(zhǔn)備， 日本充分利用澳大利亞煤資源和豐富棄電能源等， 通過大規(guī)模制備與液化后運(yùn)輸至國(guó)內(nèi)。氫能產(chǎn)業(yè)如果在世界范圍內(nèi)全面鋪展開， 液氫接收站將類似于 LNG 接收站普遍發(fā)展，這也是未來氫能產(chǎn)業(yè)市場(chǎng)分布的發(fā)展趨勢(shì)。針對(duì)依托 LNG 接收站進(jìn)行改造或者聯(lián)合發(fā)展液氫接收站，除了以上介紹的相關(guān)技術(shù)， 還有以下幾個(gè)方面：
（1）低溫流體——?dú)錃夂吞烊粴鈱儆诘蜏亓黧w，在低溫流體設(shè)計(jì)中調(diào)節(jié)閥、儀表、管材等設(shè)計(jì)和傳統(tǒng)的化工有很大區(qū)別，目前國(guó)內(nèi) LNG 接收站有高效的儲(chǔ)存和運(yùn)輸設(shè)備， 依托 LNG 的管理將更有利于促進(jìn)氫能的發(fā)展。
（2）基礎(chǔ)設(shè)施——除了公用工程、生活居所等可以共用，氫氣接收站和 LNG接收站同時(shí)可以共用碼頭、 槽車區(qū)等，本身 LNG 和 H2同屬于甲類物質(zhì)，更容易實(shí)現(xiàn)統(tǒng)一管理與設(shè)計(jì)。
（3）技術(shù)發(fā)展——目前做低溫行業(yè)的企業(yè)多數(shù)集中于 LNG、空分等行業(yè)，在將來能源由 LNG 轉(zhuǎn)向氫能，相關(guān)的設(shè)備將基于 LNG 接收站進(jìn)行深度研發(fā)， 例如目前日本開始著手于對(duì)液化運(yùn)輸船和陸地上儲(chǔ)罐進(jìn)行研究，在原有 LNG 儲(chǔ)罐的基礎(chǔ)上將更快實(shí)現(xiàn)液氫大型儲(chǔ)罐的建設(shè)。
（4） 人力資源——LNG 接收站已經(jīng)培養(yǎng)了一大批 LNG 行業(yè)的專業(yè)技術(shù)人員和管理人員，對(duì)超低溫易揮發(fā)物質(zhì)的管理有著豐富經(jīng)驗(yàn)。
5 結(jié)論
如何依托 LNG 接收站進(jìn)行改造或者聯(lián)合發(fā)展， 是短時(shí)間內(nèi)快速發(fā)展液氫接收站的創(chuàng)新途徑。本文在 LNG 接收站正常運(yùn)行的基礎(chǔ)上，從氫氣的制取、 液化、運(yùn)輸以及冷能利用方面進(jìn)行技術(shù)分析， 實(shí)現(xiàn)氫氣產(chǎn)業(yè)鏈的建設(shè)，同時(shí)實(shí)現(xiàn)降成本和節(jié)能減排，為今后氫氣接收站的建設(shè)發(fā)展提供技術(shù)思路。依托 LNG 接收站的建設(shè)發(fā)展，氫能產(chǎn)業(yè)將迎來突破。
