氢能热泵技术进展及典型应用探讨

曲冠宁 ,  李帅旗 ,  宋文吉 ,  冯自平 ,  马泽涛 ,  舒杰

中国工程科学 ›› : 1 -21.

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中国工程科学 ›› : 1 -21. DOI: 10.15302/J-SSCAE-2025.11.023

氢能热泵技术进展及典型应用探讨

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Advances in Hydrogen Heat Pump Technology and Typical Applications

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摘要

受“双碳”目标驱动，我国建筑和工业用热系统正在加快开展清洁低碳转型，但可再生能源发电与用热需求在时间和空间尺度上存在明显的错配，制约了用热领域的深度脱碳进程。本文提出了一种新型氢能热泵系统，以氢能的零碳特性与热泵的高效能量提升能力相结合的方式，为终端用能系统的深度脱碳提供了兼顾效率和灵活性的技术路径。全面梳理了氢能热泵动力部件和热泵系统的技术特点与发展现状，提炼了供热水、“汽 ‒ 电联供”两类当前的典型应用场景，构建了多种动力装置驱动的氢能热泵系统技术路线，对比分析了不同方案下氢能热泵系统的预期能效和经济效益。在供热水场景下，燃料电池驱动的氢能热泵系统的预期能效高于燃烧型动力装置驱动系统，其中质子交换膜燃料电池、固体氧化物燃料电池驱动方案具有最佳的预期能效。在“汽 ‒ 电联供”场景下，不同动力装置驱动系统的能效差异较小，但燃烧型动力装置驱动方案具有更高的热能输出占比；随着蒸汽温度的提高，系统总体能效基本保持稳定，而制热量在总能量输出中的比例逐渐增加。整体来看，氢能热泵技术可以缓解可再生能源供给与供热、供冷需求在时间和空间尺度上的错配问题，作为“电 ‒ 热 ‒ 氢”耦合的接口设备灵活应用于大规模集中供暖、小规模分布式供暖、零碳工业园区供能中心、数据中心高效供冷、大型交通枢纽等未来的规模化应用场景，在提升终端能源利用效率、推动能源系统深度脱碳方面发挥重要作用。

Abstract

Driven by the carbon peaking and carbon neutrality goals, building and industrial heating systems of China are rapidly transitioning toward clean and low-carbon models. However, significant temporal and spatial mismatches exist between renewable energy generation and heating demand, hindering the deep decarbonization of the heating sector. This study proposes a novel hydrogen heat pump system that integrates the zero-carbon characteristics of hydrogen energy with the high-efficiency energy upgrading capability of heat pumps, providing a technological pathway that balances efficiency and flexibility for the deep decarbonization of end-use energy systems. On this basis, the technical characteristics and current development status of hydrogen heat pump power components and heat pump systems are examined, and technical routes for hydrogen heat pump systems driven by various power units are constructed for two application scenarios: hot water supply as well as combined heat and power (CHP) supply. The expected energy performance and economic benefits of the hydrogen heat pump systems under different configurations are then evaluated. In the hot water supply scenario, hydrogen heat pump systems driven by fuel cells exhibit higher expected energy efficiency than those driven by combustion-based power devices, among which systems driven by proton exchange membrane fuel cells and solid oxide fuel cells show the highest expected energy efficiency. In the CHP scenario, the expected energy performance differences among systems driven by different power devices are relatively small; however, combustion-based systems show a higher proportion of thermal energy output. As the steam temperature increases, the overall system efficiency remains nearly unchanged, while the proportion of heat output in the total energy output gradually increases. Overall, the hydrogen energy heat pump technology can help alleviate the temporal and spatial mismatch between renewable energy supply and heating/cooling demands. As an interface device for coupling electricity, heat, and hydrogen, the hydrogen heat pump can be flexibly applied in future large-scale centralized heating systems, small-scale distributed heating systems, zero-carbon industrial park energy centers, high-efficiency cooling systems for data centers, large transportation hubs, and other large-scale application scenarios, thereby playing an important role in improving end-use energy efficiency and promoting deep decarbonization of energy systems.

Graphical abstract

关键词

氢能热泵 / 氢能动力装置 / 供暖 / 供蒸汽 / 经济性分析 / 规模化应用场景

Key words

hydrogen heat pump / hydrogen power unit / heating / steam supply / economic analysis / large-scale application scenario

引用本文

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曲冠宁,李帅旗,宋文吉,冯自平,马泽涛,舒杰. 氢能热泵技术进展及典型应用探讨[J]. 中国工程科学, , (): 1-21 DOI:10.15302/J-SSCAE-2025.11.023

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一、 前言

近年来，全球气候变化问题加剧，如2024年的全球年平均地表温度首次突破《巴黎协定》提出的1.5 ℃温控目标[1]，不断上升的全球气温对生态环境保护、经济社会发展构成严峻挑战，推动各国加快能源系统低碳转型。2020年，我国提出了“双碳”目标并积极推动能源结构优化、清洁能源技术发展。在这一背景下，氢能与热泵技术因具有清洁、高效、低碳特性而逐渐成为能源转型的重要技术路径。《氢能产业发展中长期规划（2021—2035年）》提出，氢能是未来国家能源体系的重要组成部分。《中华人民共和国能源法》规定，国家积极有序推进氢能开发利用，促进氢能产业高质量发展。《2025年能源行业标准计划立项指南》部署了氢能标准体系建设。《推动热泵行业高质量发展行动方案》（2025年）提出，到2030年重点热泵产品能效提升20%以上，推进热泵在建筑、工业、农业等领域应用。

氢能具有零碳利用、可储存、可运输等优势，是目前支持实现大规模长时储能的能源载体之一；热泵能够以消耗少量高品位能源的方式促成低品位热能的高效提升，进而显著提高终端能源利用效率。氢能与热泵耦合应用的新技术，将在提升能源利用效率的同时降低碳排放，在工业用热、建筑供暖领域具有良好的应用潜力，可为能源系统的低碳转型提供新的支撑。在工业领域，生产过程通常要求稳定且持续的高品质热源，而可再生能源发电具有一定波动性，若直接采用电驱动热泵进行大规模电气化改造，将显著增加电网负荷；如采用传统燃气热泵，虽然减小对电网的影响，但燃料消耗仍产生碳排放；相比之下，氢能驱动热泵可在实现零碳供热的同时避免对电网造成额外压力，是一种具有潜力的新型低碳供热技术。在建筑领域，供热需求是建筑运行阶段碳排放的重要来源，我国建筑运行碳排放中约有20%来自供热需求，在北方部分地区甚至达到50%[2]。然而，可再生能源发电在时间和空间尺度上均存在显著的供需错配：在时间尺度上，风光资源呈现“夏季富余、冬季不足”的特征，而建筑供热需求则集中在冬季；在空间尺度上，我国西部地区可再生能源资源丰富，而热负荷较多位于东部人口密集区域。氢能作为一种支持跨区域运输与跨季节储能的能源载体，为解决上述供需不匹配问题提供了有效途径，而氢能热泵系统作为终端供能装备，在未来建筑低碳供热体系中具有广阔的应用前景。

近年来，氢能利用、燃料电池（FC）技术、热泵系统的研究较为丰富，但氢能热泵的全面探讨几乎为空白。现有研究集中于单一动力装置或特定的系统结构，如FC热泵系统、氢燃气轮机（HMGT）余热利用系统，而缺失氢能驱动热泵系统的技术路线比较与综合评估。此外，不同动力装置在效率特征、余热品位、能量输出形式方面差异明显，将直接影响热泵系统运行性能、能源利用综合效率。因此，有必要从系统层面出发，厘清不同氢能动力装置驱动热泵的技术路线，分析相应的能量利用特性与应用适配性。

本文首先讨论可用于氢能热泵的动力装置和热泵循环类型，面向供热水、“汽 ‒ 电联供”两类典型应用场景，构建多种氢能动力驱动热泵的基本架构并设计氢能热泵系统方案；再分析构建系统的预期一次能源利用率（PER），评估不同系统方案的性能特点与经济效益；最后结合能源低碳转型背景，展望氢能热泵在高能耗场景中的规模化应用潜力与发展前景。相关内容可为氢能在供热、供蒸汽等终端用能环节的规模化应用提供理论依据与技术参考。

二、 氢能热泵技术基础及其进展

氢能热泵指以氢的化学能作为驱动能源开展制热或热电联产的热泵系统，核心部分包括氢能动力装置、热泵子系统、余热回收子系统。其中，氢能动力装置作为系统的动力来源，用于提供驱动能量；热泵子系统利用输出功将热源中的热能“搬运”至热汇；余热回收子系统用于回收氢能动力装置运行过程中产生的余热，以进一步提升系统的能量利用效率。结合当前的技术能力看，有潜力作为氢能热泵动力装置的有氢内燃机（HICE）、微型HMGT、FC。

（一） 氢能动力装置

1. 氢内燃机

氢气作为清洁高效的燃料，燃烧产物仅为水，具有高热值（低位热值是汽油的2.5倍以上）、宽可燃极限、高抗爆震性能，是内燃机、燃气轮机的理想燃料。然而，氢气密度低、难储存[3]，燃烧时高NO x 排放[4-5]、高安全风险[6]、易引发异常燃烧[7-8]，导致HICE技术的工程化应用面临挑战[9-10]。

受交通运输领域低碳转型的推动，HICE技术近年来获得较多关注，在保留传统内燃机基本结构的基础上，通过优化燃料供给系统、燃烧组织方式、控制策略以适应氢燃料特性[7]。与FC相比，HICE技术路线更加接近传统内燃机，可充分利用既有制造体系和供应链资源，在成本控制、可靠性、维护便利性方面具有潜在优势[3,7]。目前，HICE的有效热效率为40%~50%，较传统内燃机提高约5个百分点[5,9,11-14]。在燃烧组织方面，缸内直喷相比进气道喷射具有更高的热效率与功率密度，其中高压缸内直喷技术在提升功率输出、降低NO x 排放、改善燃烧稳定性方面表现出优势[7,9,15]。此外，氢气良好的稀薄燃烧特性可视为提升热效率并降低NO x 排放的重要途径，但过度的稀薄燃烧会降低功率密度，在高功率需求场景中的应用受到限制[5,10,16]。值得注意的是，在氢能热泵等低速低负载运行工况下，这一特性反而有利于提高系统的综合能效[17-18]。

未来的HICE技术发展集中在高压大流量氢气喷射技术[9]、氢气 ‒ 空气混合过程优化和高效稀薄燃烧控制策略[10,16]、早燃与回火等异常燃烧机理及其抑制方法[19]、耐氢新材料的关键部件应用[20]等方面。从技术过渡的角度看，鉴于纯氢燃料发动机需要较大程度的结构改造，掺氢或含氢多燃料内燃机在改造成本方面具有优势。例如，氢气与天然气、汽油、柴油、氨等燃料协同燃烧，可在不同程度上提高热效率、降低污染物排放、改善燃烧稳定性，将是氢能利用的过渡性技术路径[21-25]。

2. 微型氢燃气轮机

随着分布式能源系统建设、民航领域脱碳需求增长，HMGT技术发展迅速，逐步接近商业化应用水平[26-28]。在氢能热泵系统中，HMGT是具有潜力的另一种动力装置。与HICE相比，HMGT结构更为简单，具有更高的功率密度[29]。传统的燃气轮机单机发电功率>1 MW，若用于氢能热泵系统所需功率一般<150 kW，因而小型化HMGT成为潜在技术路径。

以氢气为燃料将显著改变燃气轮机的燃烧与热力特性。氢气具有较高的火焰传播速度和燃烧温度，有助于提高燃气轮机的热效率和输出功率，但会增加回火风险并导致NO x 排放上升，对燃烧室结构及材料性能提出更高要求[30-35]。氢气燃烧产生的高含水量燃气可能引发水蒸气腐蚀问题，对透平部件、冷却系统造成不利影响；氢气本身可能引发材料氢脆，从而影响关键部件寿命与系统安全性[36-38]。此外，相较大型燃气轮机，HMGT尺寸更小，外壳对流、辐射热损失占比更高，导致热效率与经济性的下降[29,32,39-40]。在燃烧组织方面，扩散燃烧、预混燃烧、贫油直喷是主要的技术路线。其中，扩散燃烧具有较好的稳定性并可降低回火风险，但容易产生局部高温区并增加NO x 排放；预混燃烧可实现更均匀燃烧并有效降低NO x 排放，但回火控制难度较大；贫油直喷有潜力降低NO x 排放和回火风险，但对燃烧室设计、控制策略、材料性能提出更高要求[32,38,41-42]。

尽管当前HMGT的NO x 排放可以满足环保要求[43]，但经济性仍受氢气生产成本较高、技术成熟度不高等因素的限制。目前，HMGT的运行成本约为天然气燃气轮机的2~3倍，而且单位功率成本随系统规模减小而增加，削弱了HMGT的经济竞争力[28,39]。为此，工业界普遍采用渐进式技术路线，逐步提高天然气燃气轮机燃料中的掺氢比例，推动传统燃气轮机向HMGT的平稳过渡[26,39,42]。提高燃料掺氢比例能够显著降低CO2排放并在一定条件下提升热效率和输出功率，但会改变最佳空燃比、增加回火风险与NO x 排放，也可能加剧材料氢脆等问题，从而对系统设计和运行控制提出新的挑战[30,33-35,38]。整体上，HICE适用于中低功率和部分负荷工况，而HMGT在高功率密度和连续稳定运行方面具有潜在优势。

3. 燃料电池

氢能也可通过FC中的电化学反应实现高效能源转换。按照电解质类型，FC可分为质子交换膜燃料电池（PEMFC）、碱性燃料电池（AFC）、磷酸燃料电池（PAFC）、熔融碳酸盐燃料电池（MCFC）、固体氧化物燃料电池（SOFC）。与HICE、HMGT等热力循环系统相比，FC绕过燃烧过程而直接进行电化学能量转换，具有更高的能量转换效率，几乎不产生NO x 排放，运行噪声也更低。

不同类型FC在工作温度、效率、应用场景方面存在显著差异。其中，PEMFC是当前研究最为广泛且最具商业化潜力的FC类型，通过质子交换膜实现H+在阳极与阴极之间的迁移并完成电化学反应，发电效率为40%~60%。常规型PEMFC的工作温度为60~100 ℃，高温型PEMFC的工作温度为120~250 ℃[44-51]，较高的工作温度有助于提升余热品位，进而改善系统在热电联产中的综合效率[52-53]。AFC通过KOH溶液传导OH-，效率为40%~55%，工作温度为70~130 ℃，曾在航天任务中得到应用[44,54]。近年来，采用固态阴离子交换膜作为电解质的FC受到关注，在一定程度上缓解了液态电解质带来的水管理难题，但阴离子交换膜离子电导率较低、稳定性不佳而需进一步优化[55]。PAFC以H3PO4为电解质，工作温度约为175 ℃，是较早商业化的FC类型，运行稳定且对燃料纯度要求较低，适用于固定式热电联产系统[44]。MCFC、SOFC属于高温FC，工作温度分别为500~800 ℃、650~1150 ℃，发电效率通常超过50%，可通过内部重整来利用天然气、沼气等富氢或碳氢燃料，表现出更强的燃料适应性[44]；SOFC因效率较高、关键材料成本较低而被视为PEMFC之外最具发展潜力的FC技术，已在家用微型热电联产系统上获得示范应用。

FC技术虽然具有效率、环境性能优势，但工程化应用受到多方面因素的限制。PEMFC、PAFC需要使用高成本的铂基催化剂，对燃料纯度、水热管理提出较高要求[52,56-59]。AFC易受CO2中毒影响，水管理难度较大。PAFC的发电效率、功率密度都比较低[56,60-61]。MCFC、SOFC等高温FC虽然具有较高效率和燃料灵活性，但高温运行引发材料腐蚀、组件退化、较长的启动时间，不利于系统寿命与运行可靠性[56,62-67]。

整体上，燃烧型动力装置HICE、HMGT在成本、技术成熟度、燃料适应性方面具有潜在优势，电化学型动力装置FC在效率、排放方面具有显著优势（见表1）。

（二） 热泵

热泵可在电能、热能、化学能等外部能源驱动下将低品位热源中的热量提升至高品位热源，是支持低碳供热、能源梯级利用的高效节能技术[68-72]。根据工作原理，热泵分为蒸汽压缩式、吸收式、吸附式、喷射式、热电式、化学式，以蒸汽压缩式最为成熟。按照驱动方式，热泵分为电驱动、燃气驱动：前者通过电机驱动压缩机运行；后者利用燃气发动机驱动压缩机并回收发动机余热，在低环境温度条件下仍能保持较高的供热能力[17,73-74]。此外，热泵还可分为低温热泵（<60 ℃）、中温热泵（60~100 ℃）、高温热泵（100~160 ℃）、超高温热泵（>160 ℃），其中低温、中温热泵用于制备热水，高温、超高温热泵用于制备蒸汽[68]。氢能热泵在技术路径上接近燃气热泵，热泵子系统多采用蒸汽压缩式，根据终端供热形式分为热水热泵、蒸汽热泵两类。

1. 热水热泵

在中等温升条件下，热水热泵多采用单级压缩循环，主要由压缩机、冷凝器、膨胀阀、蒸发器组成，结构简单且运行稳定（见图1）。低环境温度或大温升工况会导致系统压缩比增加、制热量下降、性能系数（COP）降低；可采用带补气增焓的准二级压缩循环，即在传统的单级循环基础上引入闪蒸罐或经济器，实施中压蒸汽补气以降低压缩机排气温度并提高循环效率。在更高温升条件下，可采用多级压缩循环或复叠循环：前者通过多个压缩机逐级增压，可配置中间冷却与补气装置，以降低单级压缩比并提升系统效率；后者由两个或多个蒸汽压缩循环耦合而成，通过蒸发冷凝器实现级间换热，以显著降低各级压缩机的运行负荷并扩大系统适用温升范围。

在循环结构以外，制冷剂选择也是热水热泵系统性能与可持续性的影响因素。理想的制冷剂需要兼顾安全性、热力学性能、环境友好特性，即具有高的临界温度、大的冷凝潜热、低的臭氧消耗潜值、低的全球变暖潜值（GWP）。随着《<关于消耗臭氧层物质的蒙特利尔议定书>基加利修正案》（2016年）的实施，高GWP制冷剂的使用开始受到限制，我国也将逐步限制R410A在小型空调设备中的应用。R290、R600、R717、R744等低GWP替代制冷剂逐渐成为研究热点，但R410A的热泵应用主导地位在短期内难以改变[75-76]。

近年来，随着建筑节能、工业低碳转型需求的不断增加，热水热泵技术应用范围持续扩大，逐步替代传统的锅炉或电加热设备，在建筑供暖和多个工业领域得到广泛应用[68]。在此基础上，若将热水热泵与氢能动力系统结合，可进一步拓展热泵应用边界。“氢能+热泵”的新型绿色供热系统能够替代“化石燃料+锅炉”的传统高碳排供热系统，在提高一次能源利用效率的同时，为可再生能源制氢的大规模消纳提供新的终端应用场景。因此，发展氢能驱动的热水热泵不仅具有工程应用价值，而且为未来的低碳供热体系构建提供新的技术路径。

2. 蒸汽热泵

蒸汽热泵是直接产生工业蒸汽的高温热泵系统，主体结构分为两部分：用于完成热力循环的基本系统，与热水热泵一致；蒸汽发生系统，主要有循环闪蒸、直接蒸发两种技术路线（见图1）。在循环闪蒸方式中，水先在热泵冷凝器中吸收热量并部分汽化，随后进入闪蒸罐以进一步提高蒸汽干度，最终通过压缩或升压后输出低压蒸汽。在直接蒸发方式中，闪蒸罐的功能集成到冷凝器，水在冷凝器中直接蒸发生成蒸汽，经过压缩机后输出低压蒸汽。

蒸汽热泵通常在较高的冷凝温度、较大的温升条件下运行，因而传统制冷剂难以满足系统需求。未来有潜力成为蒸汽热泵的主流循环工质有自然制冷剂R718，氢氟烯烃族制冷剂R1234ze(Z)、R1336mzz(Z)，氢氯氟烯烃族制冷剂R1233zd(E)、R1224yd(Z)，CO2基混合制冷剂R744/R600a（7%/93%）等[75]。这些新型工质为蒸汽热泵在不同温度范围内的稳定运行提供直接支撑。

在食品加工、石油化工、纺织、煤化工等工业部门，大量生产过程依赖稳定的中高温蒸汽供应，因而蒸汽热泵成为支持工业高温供热绿色化与能效提升的技术路径之一。蒸汽热泵通过回收低品位余热并进行温度提升，能够显著提高能源利用效率并减少碳排放。在此基础上，若将蒸汽热泵与氢能动力系统结合，即氢能作为稳定的清洁能源为热泵系统提供动力，蒸汽热泵显著提高氢能动力装置的利用效率，有望实现零碳蒸汽供给。因此，发展氢能驱动的蒸汽热泵不仅有助于替代传统的燃气锅炉，而且为零碳工业园区、低碳制造体系建设提供新的技术支撑。

三、 氢能热泵的典型应用场景和效益计算

氢能动力装置普遍具有较高的能量转换效率，支持氢能热泵获得更高的能效比。然而，不同类型的氢能动力装置在运行特性、余热品位方面差异显著，导致氢能热泵在技术路线选择、关键技术瓶颈、系统性能潜力方面呈现差异化的发展特征。为此，本研究围绕供热水、“汽 ‒ 电联供”两类典型应用场景，对不同动力装置驱动的氢能热泵技术进行了效益计算和相关讨论。

（一） 面向供热水场景的氢能热泵

1. 技术路线

在面向常规的供热水或供暖需求时，氢能动力装置的余热温度通常高于需求温度，这部分热能可以不经过热泵而是直接通过换热器将能量换入热汇。在这种方案下，氢能热泵的余热回收子系统、热泵子系统是解耦的。

若采用HICE作为动力装置，那么氢能热泵的整个技术路线与燃气热泵差别不大，即利用HICE的输出功驱动热泵子系统运行，HICE的排气余热经由烟气换热器回收，内燃机的外壳散热由冷却液携带再通过缸套换热器回收（见图2（a））。燃气轮机的冷却系统多为内部冷却，因而采用HMGT驱动氢能热泵时，余热回收子系统仅需对燃气轮机的排烟余热进行回收（见图2（b））。

FC驱动热泵的技术路线与FC的冷却方式相关。PEMFC、SOFC发展前景良好，分别涵盖多数低温、高温FC应用范围，可以开发出多种冷却方式。PEMFC的冷却方式包括主动冷却、被动冷却两类。对于小型PEMFC电堆，可采用阴极空气自然冷却或设置独立流道引入空气散热，也可借助散热器、热管等被动冷却方式实施热管理。在功率>10 kW的电堆中，需采用液冷或蒸发冷却等更高效的主动冷却方案[45-46,75]。由于SOFC的工作温度高达800 ℃，可采用的冷却系统主要有热管式被动冷却、控制阴极气流进行内部冷却的主动冷却[45]。AFC的电解质多为KOH溶液，冷却过程通过电解液的循环完成[76-78]；PAFC的理想冷却方式是水冷[79]；MCFC可通过控制阴极气流速度的方式进行内部冷却[80]。

鉴于氢能热泵对动力装置的功率要求偏大，中低温FC（如PEMFC、AFC、PAFC）采用液冷为宜，高温FC（如MCFC、SOFC）利用阴极气流强制冷却为宜。不同FC驱动氢能热泵的技术路线如图2（c）、图2（d）所示。

与HICE、HMGT不同，FC的稳定运行涉及燃料供应、水管理等辅助系统，为氢能热泵的系统集成带来挑战。电化学系统通常仅在较窄的温度范围内才能发挥最佳性能，否则系统效能与使用寿命面临不利影响；FC的冷却系统又承担部分制热功能，导致FC的冷却系统与氢能热泵的制热量存在一定程度的耦合[45]。为此，FC的热管理系统在变负荷变工况下兼顾高效制热、精准控温将是技术挑战。

2. 效益计算

在氢能热泵PER的计算方法（见图3）中，将制热量分成两部分：动力装置驱动热泵制取的热量、对动力装置进行余热回收取得的热量。热泵的制热量由压缩机的耗功、热泵的COP进行计算，排气的余热回收量利用与热汇的温差计算，冷却系统的余热回收量根据余热回收率确定。考虑到PEMFC、AFC、PAFC的冷却液温度与排气温度接近，一并通过余热回收率进行计算。计算时，热泵的COP由工况参数、压缩机等熵效率算得[81]，相关参数如表2所示。

3. 结果分析

不同氢能动力装置驱动热泵的性能参数如图4所示。在燃烧型动力装置中，HICE的技术成熟度高于HMGT，能量转换效率也更高，因而在驱动氢能热泵时表现出更高的PER。对于HICE、HMGT两种驱动方案，余热回收对系统PER的贡献分别为0.55、0.58，而热泵冷凝器输出热量对PER的贡献分别为1.56、1.18。可见，HICE驱动方案在系统性能上优于HMGT驱动方案。

在电化学型动力装置中，PEMFC、SOFC驱动氢能热泵的理论PER最高，分别为2.61、2.64，而AFC、PAFC、MCFC的理论PER分别为2.43、2.31、2.32。仅从PER看，SOFC驱动方案略优于PEMFC驱动方案。然而，SOFC属于高温型FC，启停过程复杂、对辅助系统需求较高，而两者的PER差异并不大；综合技术可行性、系统复杂度来看，PEMFC驱动氢能热泵更具有实用优势。

燃烧型、电化学型动力装置驱动的氢能热泵，在内部能流上同样具有较大差别。以HICE、PEMFC驱动技术路线为例（见图5），在相同的燃料输入条件下，以PEMFC为代表的电化学型动力装置可将更多的化学能转化为电能，用于驱动热泵向环境吸收更多的热能；以HICE为典型的燃烧型动力装置可将化学能更多地转化为热能，被余热回收系统回收后用于制热。电化学型动力装置驱动方案的整体PER表现更优，而燃烧型动力装置驱动方案的PER虽然较低，但动力装置拥有更高比例的余热资源，在总制热量中由余热回收贡献的占比更高，将在低环境温度条件下表现出较小的性能衰减。

4. 经济性分析

虽然氢能热泵在理论能效上优于传统热泵，但商业化应用受制于经济性约束。针对1 MW供热水工况，对比分析HICE、PEMFC驱动氢能热泵与其他清洁供热技术的成本竞争力，相应的全生命周期成本（CLCC）计算方法如图6所示。

在1 MW制热量条件下，不同技术路线的一次投资成本如表3所示，氢气价格设为28.36元/kg，电价设为0.75元/（kW·h），不同技术路线的CLCC如图7所示。在当前的电能、氢气价格水平下，电加热的CLCC显著高于其他技术，氢能热泵的设备成本、能源成本、CLCC都高于电热泵技术。在氢能热泵中，PEMFC热泵尽管设备成本更高，但能效更高而致能源成本更低，相应的CLCC低于HICE热泵。在氢能热泵的CLCC构成中，能源占比超过80%。可见，制约氢能热泵商业化应用的关键因素是氢气价格偏高。

根据氢气价格敏感性分析结果（见图8），当氢气价格下降到13元/kg时，PEMFC热泵的成本将低于电驱动热泵；当氢气价格下降到12.5元/kg时，HICE热泵的成本也将低于电驱动热泵；当氢气价格高于11元/kg时，PEMFC热泵相较HICE热泵具成本优势。

（二） 面向“汽 ‒ 电联产”场景的氢能蒸汽热泵

1. 技术路线

在未来的零碳工业园区能源系统中，氢能有望作为一次能源得到广泛应用，相关的氢能发电设施将逐步普及；然而，纺织、食品加工、汽车制造等工业领域普遍存在的中高温蒸汽需求仍将维持。为了进一步提升氢能的综合利用效率，可将氢能发电装置运行过程中产生的余热回收后引入蒸汽热泵系统，同时消耗部分电能驱动热泵运行，实现电能与蒸汽的协同供给。在该方案中，氢能蒸汽热泵的低温热源完全来自动力装置的余热回收系统，制热能力受到可回收余热规模的约束；相较以环境空气为热源的蒸汽热泵系统，可显著降低热源与热汇之间的温差并提高热泵循环的COP，有利于降低系统的一次投资成本。

从理论角度看，热泵子系统的核心作用在于热能提质，即将低品位热源中的热量输运至高温热汇。当氢能动力装置产生的余热温度低于目标蒸汽温度时，需借助热泵系统对余热进行提质以制取蒸汽；当其余热温度高于蒸汽温度时，可直接通过换热方式获得蒸汽，无需配置热泵子系统。以140 ℃蒸汽需求为例，HICE的冷却液温度低于蒸汽温度，而排气温度高于蒸汽温度；可将冷却液余热耦合至热泵子系统的蒸发端，通过换热器将排气余热直接用于蒸汽制取。对于低温FC（如PEMFC、AFC），冷却液、排气的余热温度水平接近且均低于蒸汽温度，适宜共同作为热泵蒸发端的低温热源。HMGT、PAFC、MCFC、SOFC的余热温度均高于蒸汽温度，可在不依赖热泵子系统的情况下直接制取蒸汽。

在上述配置下，系统热源与热汇之间的温差较大，因而热泵子系统需采用双级压缩循环来提高运行适应性与系统性能（见图9、图10）。也要注意到，该方案虽然可实现氢能的综合高效利用，但是将FC热管理系统与热泵子系统深度耦合；当电负荷、热负荷发生变化时，同时满足FC冷却需求、热泵制热需求的协调控制难度较大，对系统运行稳定性与控制策略提出更高要求。

2. 效益分析

氢能蒸汽热泵采用“以热定电”的运行策略，即动力装置的发电能力优先供应热泵，用于回收自身余热，剩余部分用来发电。系统收益由排气的直接余热回收热量、热泵的制热量、系统电能与机械能相互转化的损失、发电量组成。从方程看，若忽略转化损失，热泵的COP变化不会影响系统的PER，但会影响最终输出的热能与电能的比例（见图11）。系统的能效损失主要来自余热回收、能量转化时的热损失：前者与COP无关，而后者会随COP的减小而增大。系统中待定参数COP由输出的蒸汽温度、动力装置冷却系统温度决定（HICE的冷却液温度设为90 ℃，电能生成机械能效率、机械能生成电能效率均设为98%），热泵压缩机的等熵效率由R1233zd(E)压缩机数据拟合得出[86]。

3. 热力性能分析

“汽 ‒ 电联产”场景下3种动力装置驱动氢热泵的性能参数如图12所示，相应系统的总PER均接近90%；受余热温度较低的影响，FC驱动蒸汽热泵的COP相对较低，但总PER仍略高于HICE驱动方案。HICE系统的热能输出占最终能量收益的比例较高（约为68%），而PEMFC系统的相应比例约为54%。

HICE、PEMFC驱动的氢能热泵能流如图13所示。尽管HICE系统可回收的余热总量较少，但较高的冷却液温度使蒸汽热泵子系统具有更高的COP，也就减少了维持热泵运行所需的电能输入。然而，HICE的电功输出占比较低，产生的部分高品位余热以排气废热形式进行直接换热，未能进入蒸汽热泵子系统。因此，HICE用于驱动蒸汽热泵的有效能量较少，但系统最终获得的热能输出占比反而更高。

与传统的蒸汽热泵系统不同，氢能蒸汽热泵的系统总收益几乎不随蒸汽温度的升高而显著下降（见图14）。这是因为，传统蒸汽热泵通常在热源相对充足的条件下运行，蒸汽温度越高，系统COP受逆卡诺循环效率限制而不断降低，导致传递至热汇的热量减少；文中提出的氢能蒸汽热泵系统以最大化氢能综合利用为目标，通过回收并利用动力装置产生的低温余热来制取蒸汽，能够提高整体能量利用效率。因此，蒸汽温度变化对氢能蒸汽热泵系统的整体能源利用水平影响有限，但会显著改变系统内部的能量分配关系。随着蒸汽温度升高，热泵子系统COP下降，动力装置需向热泵输入更多电能以维持运行，进而提高系统制热量并相应降低发电量。

4. 经济性分析

为了计算“汽 ‒ 电联供”系统的经济效益，采用㶲值法将系统的CLCC分摊到发电成本CELCC、制热成本CHLCC中（见图15）。针对“以热定电”的1 MW用热场景，对比分析HICE、PEMFC驱动蒸汽热泵的CHLCC竞争力（氢能蒸汽热泵的一次投资成本见表4），得到不同技术路线的CHLCC（见图16）。在制取蒸汽的5种技术路线中，氢气锅炉的CHLCC最高，电加热锅炉次之；氢能热泵的CHLCC低于氢气锅炉、电加热锅炉，但略高于电驱热泵。这表明，在当前的氢价水平下，氢能蒸汽热泵技术路线具备一定的经济效益。

在“汽 ‒ 电联供”场景下，进一步的氢能蒸汽热泵CHLCC关于氢价的敏感性分析结果（见图17）表明，当氢价>23元/kg时，电驱热泵具备成本优势；当氢价为7.5~23元/kg时，PEMFC热泵具有成本优势；当氢价为6.5~7.5元/kg时，HICE热泵相较PEMFC热泵、氢气锅炉具有较小的成本优势；当氢价<6.5元/kg时，氢气锅炉具有成本优势。

四、 氢能热泵技术规模化应用构想

（一） 基于跨季节、跨地区储能的大规模零碳供暖

光伏发电作为替代传统煤电、支撑“双碳”目标的重要技术路径之一，实施大规模开发与消纳面临着客观约束。受气象条件随机性和不确定性的影响，光伏出力具有明显的间歇性和波动性，与供暖系统对连续且稳定热源的需求之间存在结构性“时序错配”。北方地区由火电站热电联产供暖的面积为1×107~5×107 m2，热负荷为500~2500 MW；若以电采暖或电驱动供热设备作为供暖脱碳的替代手段，将在冬季供暖高峰期对电网造成显著的容量与调峰压力，进而制约可再生能源在供热领域的高比例应用。从时间尺度上看，光伏发电在夏季光照条件充足时出力最高，而在冬季日照减弱条件时发电能力显著下降，与国内以冬季为主的供暖负荷高峰呈现明显的季节性反相关关系。从空间尺度上看，优质太阳能资源集中在西北等地广人稀地区，而集中供暖负荷聚集在东北、华北等人口与产业密集地区，存在显著的地理分布不匹配现象。此外，风电同样受气象条件主导，出力具有较强的随机性和波动性，也在时间、空间分布上与供暖需求特征存在错配，导致单纯依赖电力形式的可再生能源难以直接且稳定地支撑大规模低碳供暖体系。

在此背景下，氢能热泵为解决清洁能源发电与供暖需求之间的时空错配提供了一条具有系统性优势的技术路径（见图18）。相比直接燃烧氢气的氢能锅炉，氢能热泵通过抽取环境热源并开展余热回收，可使PER>2，明显高于氢能锅炉（0.9）、传统燃气热泵（1.5），将进一步提高氢能在供暖领域的利用效率。将西北地区“弃光”“弃风”、夏季富余的可再生电力用于电解水制取绿氢，再在地下盐穴等设施中进行大规模、长周期储存，将原本具有强烈的时间和空间波动特征的可再生电力转化为可跨季节、跨地区调度的清洁能源载体。在冬季供暖高峰期，一方面可在资源富集区域的周边城市布置氢能热泵集中供暖系统以就地消纳氢能，另一方面可通过“西氢东输”将氢气输送至东北、华北等高负荷地区用于集中供暖，在全国尺度上实施可再生能源与低碳供热体系的高效耦合。

（二） 工商业和民用建筑的分布式供暖

在大型商场、写字楼、民用住宅等建筑中，冷热负荷需求高度集中且随时间明显波动，单体建筑的供冷／供热面积多为5×103~1×104 m2，相应的热负荷为250 kW~5 MW。针对这类典型建筑用能场景，可利用屋顶光伏、风电和周边的分布式可再生能源电站提供绿色电力，优先驱动电热泵系统承担日常供热与制冷需求。当光伏、风电出力超过即时负荷时，富余电力可暂存于储能系统中，以平抑云影变化、风速波动、建筑用电瞬时尖峰引发的短周期供需不匹配。然而，在连续阴雨、寒潮或季节性可再生能源出力不足等情形下，建筑能源系统可能面临多日甚至跨季节的能量缺口；若仅依赖储能，系统成本将随储能时长近线性增长，体现出经济性与工程可行性的制约。

为了突破上述瓶颈，可在建筑能源系统中引入氢储能和氢能驱动热泵（见图19）。氢能作为化学储能介质，几乎不存在随时间衰减的能量损失，储能规模取决于储氢容量，因而在大规模、长周期能量调节方面具有优势。在可再生能源充足、电价较低时段，系统以绿电直接驱动热泵运行并同步制氢，将电能输运到附近制氢站以制储氢气；在负荷高峰、电价上升或可再生能源不足时段，利用氢网运输氢气到用能建筑，基于氢能动力装置为热泵提供电力和热源，以保障特殊工况下的高可靠制冷与供热能力。对于冬季环境温度较低的地区，还可通过回收氢能动力装置的余热对热泵进行热源补偿，减缓低温条件下制热性能衰减的问题。在构建“可再生能源 ‒ 氢能 ‒ 氢能热泵”的闭环体系后，工商业和民用建筑不仅降低对电网峰值容量的依赖，而且将原本具有强波动性的可再生电力转化为跨日乃至跨季调度的稳定热源，在经济性、低碳性、供能安全性之间取得平衡。此外，在沿海和风能资源丰富地区，可依托远海风电开展规模化电解制氢，以降低绿色氢能的边际生产成本；在碳税或碳定价机制逐步完善后，部分地区的氢气综合使用成本有望低于天然气。相应地，建筑供暖与热水系统逐步由氢能全面替代化石燃料，将具有经济基础和工程可行性，为零碳建筑、低碳城市建设提供关键支撑。

也要注意到，氢气易渗入金属管道内壁、引发氢脆并增加管材开裂风险，构成民用设施的安全隐患，导致氢能热泵规模化应用面临氢气输运与安全性方面的挑战。针对这一情况，《天然气掺氢输送管道系统安全技术规范》（T/CITS 458—2025）已经发布，《氢能输配设备通用技术要求》等国家标准开始公开征求意见，为氢能输运管道及设备的安全设计和运行管理提供了初步的标准支撑。为了稳妥推广氢能热泵，可先采用由掺氢燃料驱动氢能热泵，依托氢能示范城市现有的天然气掺氢管网进行氢气输配；待技术逐步成熟、氢气成本降低后，再转向纯氢技术路线。

（三） 零碳工业园区内的供能中心

随着风电、光伏等可再生能源在工业园区内的渗透率不断提高，电力供给波动性、季节不匹配等问题更为突出。氢能热泵通过“绿电制氢 ‒ 储氢 ‒ 氢能回用驱动热泵”的路径，可将短时和随机性的可再生电力转化为可长期储存并按需调度的热能与电能，以显著提升工业园区能源系统的稳定性和可控性。零碳工业园区可不再依赖大规模电网扩容或化石燃料备用，而是依托园区内的可再生能源和氢能体系实现高比例自给与低碳运行（见图20）。

在工业园区级的综合能源系统中，氢能热泵的优势更为突出。热泵可以高效回收环境热、建筑余热、工业余热，将低品位能量提升为可用热源并承担工业园区日常的供暖、制冷、工艺热需求；氢能系统在可再生能源富余时制氢储能，在用能高峰或极端气候条件下释放能量，保障热泵和工业园区负荷运行需要。相较单纯依赖电池储能的方案，氢储能在能量规模、时间跨度上更具优势，使零碳工业园区可实现从小时级到季节级的能源平衡，对于寒冷地区冬季供热、工业园区持续用能而言尤为关键。此外，食品饮料、纺织印染、化工医药、汽车制造等工业领域存在8×106~2×108 GJ的中高温蒸汽需求[68]。当缺乏可利用的高温工业余热时，利用氢能动力装置驱动热泵回收自身余热进行热能提质，可以构建以氢能为一次能源的“汽 ‒ 电联供”模式；将氢能在发电、余热回收、热泵升温过程中的能量进行梯级利用，提高零碳工业园区中氢能的综合利用效率，降低工业蒸汽的生产成本。

整体上，随着绿氢成本下降、制氢与储氢技术成熟、碳定价机制逐步完善，氢能热泵在零碳工业园区中的应用价值将不断提高，有助于工业园区中供热、制冷、蒸汽生产的深度脱碳，也将成为高比例可再生能源条件下工业园区能源系统安全、高效、灵活运行的关键基础设施，为零碳工业园区、零碳城市建设提供关键支撑。

（四） 数据中心高效供冷系统

数据中心的供冷能耗通常占系统总能耗的30%~40%[87]，传统上采用“电网供电+电驱动冷水机组”的单一供冷路径，导致制冷负荷与用电负荷高度耦合，如服务器负载导致的数据流量波动形成日内用电峰谷，空调系统在夏季高温工况下需要满负荷运行而致制冷负荷具有季节性峰值。在这种模式下，变压器和配电系统需要按照夏季空调峰值进行配置（即使在春、秋、冬季的大部分时间内都处于低负荷运行状态），长期占用大量电网容量，造成资产利用率低下、容量费成本居高不下。同时，制冷系统完全依赖电力驱动，数据中心在电网高峰时段面临运行成本上升、供电可靠性受限的不利局面，而可再生能源出力的间歇性又会放大供冷与供电之间的不匹配问题；单纯依赖电池储能仅能在小时尺度上平抑服务器的日内负荷波动，而无法应对空调系统造成的季节性峰值和连续多日高负荷工况。

为了应对上述矛盾，在削减服务器产生的日内峰谷、空调系统产生的季节性峰值的基础上，需要协同配置储冷、储电、储氢构建“全削峰混合储能”的数据中心供冷体系（见图21）。冰浆相变蓄冷用于在低负荷或低电价时段储存冷量、在高温季节释放，以显著减少空调对变压器容量的长期占用。电池储能用于平抑服务器负载引起的短周期用电波动。氢储能用于平滑可再生能源的波动性，支持跨日乃至跨季节的能量转移，促进光伏、风电在时间维度上与数据中心的冷负荷深度匹配。

氢能热泵和复合制冷系统将发挥关键性的枢纽作用。利用富余的可再生电力制取并储存氢气，在电价偏高或可再生能源不足时再由氢能动力装置输出电力驱动热泵制冷，同时回收高温余热以驱动吸收式制冷机进一步产冷，形成“氢能驱动蒸汽压缩式热泵制冷+余热驱动吸收式制冷”的高效制冷模式。这种氢能驱动的复合制冷过程支持对氢气中化学能的多级利用，将原本需要排放的低品位热转化为有价值的冷量，进一步提高氢能在数据中心供冷场景中的综合利用效率。

从系统视角看，在引入氢能热泵后，数据中心的供冷体系将从高度依赖电网峰值容量的被动用能模式转变为以可再生能源、氢储能为核心的主动调节型能源系统。光伏、风电的富余电量通过制氢转化为可长期储存的化学能，在需要时再转化为稳定冷量输入冰浆相变蓄冷系统，由此将原本不可控、不可存的新能源转化为可调度、可储存的冷源；不仅显著降低数据中心的能源效率和碳排放水平，而且实质性缓解传统供冷模式下电网容量约束与新能源消纳之间的结构性矛盾，为构建高比例可再生能源条件下的零碳数据中心提供可行的技术路径。

（五） 大型交通枢纽

大型交通枢纽主要指机场航站楼、铁路客站、港口及配套的设备用房，具有建筑体量大、运行时间长的基本特征，拥有连续且稳定的供热需求，更易开展热泵系统的集中布置与规模化运行。国内的机场等大型交通枢纽设施，建筑面积普遍超过1×105 m2，热负荷约为10~100 MW，为热泵系统应用创造了规模效应和负荷支撑。在国内严寒地区，传统电驱热泵的能效严重下滑，机场航站楼等交通枢纽若采用氢能热泵并回收氢能动力装置的余热，可在低温环境下增强系统供热保障能力与综合能效。因此，从大型交通枢纽的热负荷特性与氢能热泵的低温适配性角度看，氢能热泵可作为清洁供热改造的重要技术选项（见图22）。

进一步，在具备氢源供给、氢能基础设施协同条件的场景中，氢能热泵的应用前景更为明确。一方面，氢能被视为航空、航运行业脱碳的重要补充路径，未来的机场和港口将建设供氢、储氢、氢安全管理体系，为固定式氢能设备与热泵耦合供热提供基础条件。另一方面，在依托大型加氢站、氢能公交站、氢能交通运输站、停车场、综合能源站建设的园区型交通枢纽中，受车辆需求而持续引入氢气供应；若同步配置调度楼、维修车间、生活热水、冬季采暖等负荷，则可通过固定式FC或HICE与热泵、储热系统协同，支持开展“车用氢 ‒ 站用氢 ‒ 供热供电”一体化利用。

结合现实约束看，短期内氢能尚未全面具备成本优势，现阶段氢能热泵在常规工况下可依靠可电能单独驱动或电 ‒ 氢混合驱动以满足供热需求；在极端低温、保供高峰、电网受限的工况下，可由氢能动力装置提供备用热源，增强系统韧性和应急保障能力；待中长期低碳氢成本下降并形成大规模供应能力后，可逐步提高氢能驱动的比例并过渡至以氢能为主的清洁供热体系。

五、 结语

在能源结构加速低碳转型的背景下，建筑和工业领域供热的深度脱碳成为必然趋势。本文提出了一种新型氢能热泵系统，设计了供热水、“汽 ‒ 电联产”两类当前典型场景下的系统架构，对比分析了预期能效和经济效益，探讨了氢能热泵的规模化应用前景。① 在单一的供热水场景下，PEMFC、SOFC驱动的氢能热泵系统能效最高；FC驱动的氢能热泵系统整体能效显著高于燃烧型装置驱动系统；从能流利用角度看，燃烧型装置驱动系统因余热回收比例较高而在低环境温度条件下表现出更好的制热稳定性；从经济性看，氢能热泵受氢价影响明显，目前的制热成本仍高于电驱热泵，制约了短期内的规模化应用潜力。② 在“汽 ‒ 电联供”场景下，不同动力装置驱动系统的整体能效差异有限，但HICE驱动系统较PEMFC、AFC驱动系统具有更高的供热占比；提升蒸汽温度不会导致氢能蒸汽热泵系统理论能效下降，而会进一步提高系统的制热比例，但伴随着更高的系统建设与运行成本；从经济性看，氢能蒸汽热泵的制热成本低于氢气锅炉和电驱动锅炉、略高于电驱动蒸汽热泵，表明氢能蒸汽热泵在部分工业场景中具有商业化潜力。

面向未来的低碳能源系统发展需求，氢能热泵以氢能的零碳特性、热泵技术的高效能量提升能力相结合的方式，为终端用能系统的深度脱碳提供了兼顾效率和系统灵活性的技术路径。一方面，依托可再生能源制氢、氢能跨季储存与远距离输运能力，该技术可有效缓解可再生能源供给与供热、供冷需求在时间和空间尺度上的错配问题。另一方面，在未来多能互补的新型能源系统中，氢能热泵可作为“电 ‒ 热 ‒ 氢”耦合的接口设备，灵活应用于大规模集中供暖、小规模分布式供暖、零碳工业园区内的供能中心、数据中心高效供冷、大型交通枢纽等场景。随着绿氢成本的持续下降、相关装备技术的不断成熟，氢能热泵有望在5年后全面突破经济可行性瓶颈，在低碳能源体系中获得规模化应用，为提升终端能源利用效率、推动能源系统深度脱碳发挥重要作用。

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