氢能产业链中，制氢、储运、应用等环节均会产生余温余热，有效回收利用这些热能可提升系统能效、降低碳排放，并增强经济性。

一、制氢环节余热利用

1. 电解水制氢余热

• 预热电解液：回收余热预热电解液，降低能耗（可减少5-10%电能消耗）。

• 区域供热：高温余热（如SOEC电解槽>700℃）用于工业蒸汽或建筑供暖（丹麦GreenLab项目）。

• 来源：电解槽运行温度（碱性电解槽70-90℃，PEM电解槽50-80℃）产生的热量。

• 利用方式：

• 案例：德国西门子EnergyHub将PEM电解槽余热用于温室种植，综合能效提升15%。

2. 化石燃料制氢余热

• 余热锅炉发电：通过余热锅炉产生蒸汽驱动汽轮机发电（效率提升8-12%）。

• 碳捕集耦合：高温余热驱动胺法CO₂吸收剂再生，降低碳捕集能耗（如Shell Blue Hydrogen项目）。

• 来源：蒸汽甲烷重整（SMR）过程中高温烟气（800-1000℃）。

• 利用技术：

• 
  

二、储运环节余热管理

1. 氢气压缩余热

• 预热进气：余热用于预热待压缩氢气，减少压缩功（节能约5%）。

• 有机朗肯循环（ORC）发电：中低温余热发电，效率达10-15%（中国某加氢站试点）。

• 来源：压缩机运行产生热量（排气温度可达150-200℃）。

• 利用方式：

2. 液态储氢冷能回收

• 冷链物流：冷能用于冷藏运输（如日本川崎重工液氢冷能冷链系统）。

• 发电：通过低温朗肯循环发电（美国NASA液氢基地试验）。

• 来源：液氢气化时释放的低温冷能（-253℃）。

• 利用技术：

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三、用氢环节余热回收

1. 燃料电池余热利用

• 热电联供（CHP）：高温余热用于供暖或工业蒸汽（如Bloom Energy服务器余热供楼宇使用）。

• 吸附式制冷：利用余热驱动制冷机组（韩国现代汽车氢能建筑试点）。

• 来源：燃料电池发电时产生的热量（PEMFC 60-80℃，SOFC 700-1000℃）。

• 利用方式：

• 案例：日本丰田Woven City项目中，燃料电池余热为社区提供热水和地暖。

2. 氢燃烧余热回收

• 余热锅炉+蒸汽轮机：发电效率提升10-20%（GE HA级燃机氢混烧项目）。

• 预热助燃空气：降低燃料消耗（如德国Lausward电厂氢混燃改造）。

• 来源：氢燃气轮机或锅炉排放的高温烟气（>500℃）。

• 技术方案：

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四、技术挑战与创新方向

五、经济效益与政策支持

1. 经济性分析

• 投资回报期：余热回收系统投资回报期约3-8年（依热源温度与规模而定）。

• 成本节省：热电联供系统可降低氢能综合成本10-20%。

2. 政策激励

• 中国：《氢能产业发展中长期规划》支持余热利用技术研发，纳入绿色金融补贴范围。

• 欧盟：“Horizon Europe”计划资助氢能余热与冷能综合利用项目，目标能效提升25%。

六、典型案例

1. 丹麦GreenLab Skive

• 电解槽余热用于区域供热与食品加工，整体能源效率达94%。

2. 日本福岛氢能研究基地

• 液氢冷能为数据中心降温，年节电1200 MWh。

3. 美国Plug Power工厂

• PEM燃料电池余热驱动吸附式制冷，降低空调能耗30%。

氢能余温余热利用是提升氢能经济性与低碳性的关键环节，需结合热泵、冷能梯级利用及智能控制技术，实现多场景高效回收。未来发展方向包括高温电解槽余热发电、液氢冷能商业化应用及跨行业热网整合，政策与技术创新协同将加速氢能全产业链能效优化。