天然氣制氫與加氫站合建概述

韓煒鴻(濟南港華燃氣有限公司，山東 濟南 250000)

0 引言

隨經濟發展、技術進步，環保壓力與日俱增，人們對低碳化能源消費也日益重視。氫作為具有清潔、零排放等特點的一種能源，是未來最具發展潛力的清潔能源之一，將在交通運輸、工業等領域實現普及應用。工業領域上可與煉化、鋼鐵、冶金等行業有機融合，有效減少碳排放。交通運輸上可通過燃料電池技術，應用于汽車等交通運輸領域，推動交通終端用能清潔化。

目前氫氣主要來源于煤制氫及工業副產品制氫，其中煤炭制氫在人工制氫產業中占比約62%。隨氫能發展，繼續大規模使用煤制氫及工業副產品制氫，將造成嚴重的大氣污染。天然氣制氫是氫制取產業較為成熟方式之一，約占19%。天然氣制氫為近期人工制氫產業發展趨勢。而國外主流的制氫方式也為天然氣制氫。

目前天然氣行業供需相對寬松，國內天然氣綜合保供能力強。2019年，全球天然氣產量增速(3.4%)大大超過消費量增速(2%)，大部分地區的天然氣存儲量上升[1]。隨著天然氣產供儲銷體系建設有序開展，西氣東輸、海氣登陸和國家級、省級天然氣干線的互聯互通，全國天然氣供應保障總體平穩，預計2020年保供能力將達到3600億立方米以上。

為促進加氫基礎設施建設，2020年氫能/儲能首次被寫入年度國民經濟和社會發展計劃并明確指出：制定國家氫能產業發展戰略規劃；支持新能源汽車、儲能產業發展。山東省發布氫能產業中長期發展規劃(2020-2030年)指出：2020年到2022年，為氫能產業全面起步期。有序推進加氫基礎設施建設，累計建成加氫站30座；燃料電池汽車在公交、物流等商用車領域率先示范推廣，約3000輛左右。[2]

加氫站是連接上游氫氣和下游燃料汽車的紐帶，是發展燃料電池車的基本條件。截至2020年1月，我國已建成加氫站61座，與2020年加氫站數量達到100座的發展目標相比差距甚遠。究其原因，最主要是加氫站成本高、收益慢。國家及地方政府已在政策上給予高度重視及扶持，氫能想穩步發展，就得增加市場競爭力，降低成本。

1 天然氣制氫與加氫站合建優勢

典型燃料電池汽車每百公里消耗1kg氫氣，與傳統汽油車對比，氫氣成本≤40元/kg時氫燃料才有較強競爭力[3]，現在氫氣售價一般為60～80元。氫氣成本包括制氫、運氫、氫氣利用三部分，制氫與加氫站合建，即可省掉運氫環節，省去昂貴的氫氣運輸費用，顯著降低氫氣成本。

1.1 天然氣運輸

目前在建或已建成的加氫站大多采用外供氫的方式，而國際上大多數國家加氫站采用站內制氫加氫技術。如圖1所示，外供氫方式工作流程為：制氫廠生產氫氣提純后經壓縮機壓縮，通過裝氣柱裝入長管拖車或集裝格運輸，到達目的地后，經由氫氣壓縮機增壓后，注入加氫站的高壓、中壓、低壓儲氣罐中分級儲存，再通過氫氣加氣機為燃料電池汽車加注氫氣[3]。

目前氫氣運輸為高壓氣態運輸，一般采用長管拖車運輸，小規模用戶可采用氫氣瓶集裝格運輸。國內長管拖車氣瓶壓力一般為20MPa，運輸量約250～460kg/車，且回空壓力不能過低，整體利用率僅為75%～85%。考慮到經濟性問題，長管拖車運氫一般適用于200km內的短距離運輸。隨著運輸距離的增加，長管拖車運輸成本逐漸上升。為一座500kg/d加氫站供氣，若距離為100km，運氫成本約為8.66元/kg[4]。一般情況下，通過氫氣管束車運輸方式成本約占總成本的22%～26%[5]。

圖1 外供氫方式工作流程

1.2 氫氣成本核算

天然氣價格是決定制氫價格的重要因素，約占制氫成本73%[6](考慮設備損耗、人工費等)。按濟南市工業用氣價格估算，氫氣成本約24元/kg。天然氣制氫原材料消耗定額見表1。

天然氣制氫在用氣結構中屬于四季使用的優質用戶，燃氣企業一般會給予一定優惠政策，同時通過使用城市燃氣與采購低價格LNG相結合方式，可進一步降低氫氣成本，天然氣制氫價格可控制在22元/kg左右。

建設一座500kg/d，35MPa加氫壓力的加氫站，壓縮機、加氫機、儲氫罐等設備昂貴，約占整個建設成本57%，加氫環節氫氣成本約14.2元/kg[7]。采取天然氣制氫與加氫合建方式，節省運輸費用，氫氣成本可控制在37元左右。

表1 天然氣制氫成本估算(1000m3 H2為單位產品)

2 天然氣制氫與加氫站合建技術要求

天然氣制氫與加氫合建站選址要符合城市總規、控規等要求，滿足未來城市發展需求且交通便利的地方。站內功能分區分明，布置整齊、緊湊，盡可能節約用地。站場平面布置服從工藝流程走向，在符合安全的條件下，各管線走向和運輸路線走向最短。

整個站的建設設計主要參考規范《氫氣站設計規范》(GB 50177)、《加氫站技術規范》(GB 50516)等相關規范規定要求。站內的制氫裝置、儲氫裝置等設備一般為室外布置，按《氫氣站設計規范》(GB 50177)規定要求，可將站內的建筑物、構筑物和室外設備視為一套工藝裝置，裝置內部分工藝設備區、建筑物區。設備區布置包括制氫工藝，氫氣灌充、壓縮和儲存、運輸車加注等。設備與建筑物等防火間距依據工藝裝置區內要求。

場站與周邊建構筑物、站內管道之間、站內設施及建構筑物防火間距滿足《氫氣站設計規范》(GB 50177)、《加氫站技術規范》(GB 50516)規定要求。防火間距應按相鄰建筑物、構筑物的外墻、凸出部分外緣、儲罐外壁的最近距離計算[8]。

城市建成區加氫站儲氫總量不得超過1000kg，最常見的加氫規模是500kg/天。加氫站的儲氣壓力分為40～45MPa、80～90MPa兩種，加注壓力分別為35MPa、70MPa。目前35MPa最為常見，隨氫能產業鏈的發展、技術革新，加氫站加注壓力正向70MPa、甚至90MPa發展。

站內氫氣壓縮機不宜少于2臺，連續運行的往復式氫氣壓縮機應設備用。加氫站壓力有別于CNG加氣站25MPa(加注20MPa)壓力，儲罐分級略有不同。為達到最佳取氣率，高中壓儲氫罐最佳容積比為1:2:2[10]。

3 結語

實現可持續綠色發展，大力發展氫能產業的同時，注重低碳制氫。制氫產業中，煤制氫產生大量碳排放，不符合國家節能減排環保發展要求，與發展氫能用于減排提效的初衷相餑；可再生能源制氫雖是今后制氫發展趨勢，但目前其技術相對不成熟、成本高，所以在相當長的一段時間內，天然氣制氫在氫能產業發展中發揮重要作用。

加氫站是發展氫能下游市場、發展燃料電池的一項重要環節，在站內天然氣制氫，有利于土地整合利用、節省昂貴的氫氣運輸費用，大幅度降低氫氣成本。氫能只有擺脫政府補貼的依賴，市場價格與傳統能源有較強競爭力。隨技術自主研發，加氫站儲氣、加注壓力提升、壓縮機等固定設備成本降低，將進一步降低氫氣成本，相信氫能產業鏈將會長久發展。