綜合能源供應站多形態供氫的規劃建設探討①

陳成敏

（中國石化銷售股份有限公司，北京 100000）

我國力爭2030年前實現碳達峰，2060年前實現碳中和，發展氫能源是實現凈零排放終極目標的主要路徑之一。氫能是二次能源，作為一種新興商業能源，一方面氫氣可充當傳統化石能源清潔低碳化利用的媒介，另一方面可再生能源制氫，可以真正實現凈零排放。氫能在交通能源領域的發展勢頭逐漸顯現，加氫站建設進入了快速發展階段［1－3］。

在交通領域，傳統的加油站因城市發展面臨著改造轉型的需要，單一的能源供應已難滿足市政發展及市場需求；在環保和碳排放的壓力下，綜合能源供應站建設已悄然而至。在天然氣和電動車的推廣應用中，已經有許多企業成功地將加油站轉型升級為綜合能源供應站，如加油加氣站、“油氣電”一體站等。綜合能源供應站可以解決迅速增長的加氫需求，通過減少用地成本，降低行政審批難度，攤薄運營成本，有利于能源供應企業抓住氫能發展機遇，迅速占領市場。

氫能的商業化運營尚處于起步階段，技術路線還在不斷探索，不同的供氫模式決定了綜合能源站的技術形態和經營成本。同時由于氫氣特殊的理化性質和安全性，對綜合能源站中氫氣儲運、能源分區和設施集約擺布提出了挑戰［4］。本文以供氫模式為切入點，對比分析了不同供氫模式下，綜合能源站的規劃選址、工藝路線、站內平面布局、安全措施和經濟性。本文通過分析不同資源稟賦和用戶場景下綜合能源站的建站方案和經濟性，為政府和企業規劃建設綜合能源站提供參考。

1 氫能加入綜合能源站的挑戰

雖然氫能源是實現“碳達峰、碳中和”目標的重要途徑，但是在綜合能源供應站引入氫能源仍面臨一系列挑戰，主要表現在：①選址規劃難。受氫氣商業化應用樣本少、認知恐懼，誰都不愿意“與氫為鄰”，導致企業在實際選址規劃時面臨許多阻礙。②站內布局難。加氫項目至少要增配氫氣壓縮機、儲氫容器、加氫機、冷水機組和配套設施等，設備與站內外的建構筑物以及站內設備之間需留有一定的安全間距。③供氫模式多樣，技術形態不成熟。現階段我國初步商業化的加氫站絕大多數都采用長管拖車外供氫模式。管道供氫可以大幅降低氫氣運輸成本，但此模式須毗鄰制氫工廠。現場制氫因成本限制和法規約束在我國還鮮有示范。④氫氣成本高，商業模式不成熟。根據研究結果，氫燃料電池車與燃油車的經濟平衡點在氫氣價格38元／kg［5］，而目前氫氣的平均售價達70～80元／kg，制氫和運輸成本太高。

2 多種供氫方式的技術規劃

在綜合能源供應站的規劃選址和可行性研究中，應遵循以下原則：①安全原則：站區的整體區域對周邊的安全、環境影響有限。②市場原則：地區有一定規模的加氫車輛，樣本的商業性可持續。③可靠原則：技術形態及設備選型成熟，技術經過一定樣本數和工藝負荷驗證。④經濟原則：建設、運輸、運營成本最低。以下就綜合能源供應站中幾種供氫模式進行技術探討。

2.1 長管拖車供氫技術規劃

該項目在原加油站擴建，加氫部分設計加氫能力為1 000 kg／d，站內設計總儲氫量約為1 150 kg，由固定儲氫部分和移動儲氫部分組成，投入運營后服務于周邊公交線路及數十臺氫能運輸車加氫。原加油站北面為主要道路，南面與河流山林相鄰，周邊空曠，其安全環境極利于規劃布局加注壓力35 MPa、70 MPa的加氫項目。該站采用長管拖車外供氫模式作為氫氣來源，氫氣由周邊化工企業的副產氫提純，長管拖車運輸20 MPa壓縮氫氣到站。油罐區和氫設備區分設在站的東西兩側（見圖1），方便工藝流程暢通，有效管控不同介質的安全風險，也便于長管拖車和油罐車的行車、疏散動線。加油車與加氫車各行其道，能提高車輛通行效率，降低加注時的風險。

圖1 長管拖車供氫項目

70 MPa加氫站在全世界有一些商業案例，但其應用樣本數少、工藝負荷低，技術攻關還在不斷進行，這里就其核心技術中的溫度控制、泄漏安全、增壓控制、快速加注控制進行簡單論述，只有確保上述參數穩定可靠，才能實現商業化的工業目標。70 MPa加氫站典型工作曲線見圖2。

1）溫度控制。70 MPa加注時，需對加注氫氣進行降溫處理，保證氫氣在加注前低于－35℃，經測試最終瓶體的測試溫度保持在50℃以下（圖2（a））。

圖2 70 MPa加氫站典型工作曲線

2）泄漏安全。利用HAZOP分析方法建立70 MPa加氫裝置危險識別及失效概率評價方法［7－8］，以評估結果為基礎調整工藝裝置優化方向，在泄漏關鍵點布置氫氣泄漏檢測器，并連鎖到加氫站安全連鎖系統，保證加氫裝置的工作安全可靠。

3）增壓控制。70 MPa系統中氫氣需要增壓至近90 MPa，壓力區間跨越大，需要二級增壓。一級壓縮比在2左右，隨著排氣壓力增大，二級壓縮比在2～4之間緩慢上升（圖2（b）），保證壓縮機各級膜頭在設計溫度范圍內穩定運行。

4）快速加注控制。加注設計階段由真實氣體狀態方程，擬合常用溫度壓力范圍內的氫氣壓縮因子，建立氫氣三級加注的計算方法，實現快速加氫，達到符合國際先進通訊協議的壓力曲線要求，圖2（c）為70 MPa典型加注過程壓力曲線。目前我國只有1 m3的儲氫罐（98 MPa），容積比（V3／V2）為1∶5，取氣率僅能達到50%左右（圖2（d）），為最大化取氣率，最具性價比的舉措是發展更大容積的87.5 MPa儲氫容器。

2.2 管道供氫技術規劃

管道供氫項目為氫產業園區規劃新站，加氫部分設計加氫能力為1 000 kg／d，站內設計總儲氫量約為1 250 kg，由固定儲氫部分和移動儲氫部分組成。投入運營后服務于產業園區氫能乘用車示范運行加氫以及為園區氫能物流車、專用車加氫，此外還具備當管道斷供或供氫不足時，為氫產業園廠區保供氫氣的功能。該站距制氫廠800 m，該站的南面和西面都是公路，附近沒有人流聚集的區域。制氫廠純化的氫氣通過DN250的主管道輸送至氫產業園區（見圖3），再通過DN80的支管道引入綜合能源站。管道輸入的2.0 MPa氫氣由一級壓縮機增壓至20 MPa，儲存至20 MPa儲氫瓶組，再由二級壓縮機增壓儲存至45 MPa、87.5 MPa儲氫瓶組，向35 MPa、70 MPa加注系統供氫。設置了長管拖車卸車位，主要考慮特殊情況時，能用長管拖車運氫到站，保證氫氣的臨時供應。

圖3 管道供氫方案示意

2.3 天然氣現場制氫技術規劃

該項目原是高速公路服務區的加油加氣站，三面環山，加氫部分設計加氫能力為1 000 kg／d，站內設計總儲氫量約為650 kg，投入運營后服務于城際氫能重載卡車加氫。制氫項目利用原天然氣儲罐供氣，液化天然氣經氣化調壓至2.5 MPa后，經過重整產生的氫氣通過變壓吸附裝置純化得到滿足氫燃料電池車要求的高純氫，壓力約為2.0 MPa。氫設備區設置在該站北面，從北到南依次為氫設備區、液化天然氣設備區、油罐區，三者的工藝路線相互獨立，從卸車到加注都無交叉（圖4（a））。天然氣制氫裝置與液化天然氣儲罐同側放置，方便將天然氣接入制氫裝置。從制氫裝置出來的2 MPa氫氣依次通過20 MPa壓縮機和儲罐，經過順序控制盤進入45 MPa壓縮機和儲罐，工藝路線流暢。制氫裝置與站內設備間的安全間距要求較大，如液化天然氣儲罐、站房與制氫裝置的距離應大于15 m，在設計布局時要充分考慮安全間距［9］。

圖4 現場制氫方案示意

2.4 電解水現場制氫技術規劃

該項目在原加油站擴建，加氫部分設計加氫能力為1 000 kg／d，站內設計總儲氫量約為650 kg，投入運營后主要服務于周邊氫能物流車和乘用車加氫。該站北面是主要道路，站房后是近7 000 m2的空地，東面是一家化工公司，西面較為空曠，西南至南面是一個池塘。原油區不改動，氫設備區與油區分布在站區南北兩邊（圖4（b））。加氫項目采用成套質子交換膜技術，站內電解水制氫裝置制氫氣，裝置出口壓力約為3.0 MPa。氫設備區在平面布局時將制氫和儲氫設備靠西南面放置，電解水制氫裝置基于與東面化工公司安全間距和安全的考慮放置在靠池塘一邊。所制取的氫氣經壓縮機增壓后經由順序控制盤儲存至儲氫瓶組，從站區中部輸送至加氫機。在氫設備區的靠左側布置長管拖車位，應急時外源供氫。

3 多形態綜合能源供應站經濟性與方案探討

3.1 各供氫模式的成本核算

綜合能源站加氫項目的成本主要分為兩部分：一部分是一次性的建設投資，包括土地成本（表1）和設備投資（表2）；另一部分是氫氣生產、運輸及運營成本（見表3）。

表1 綜合能源供應站土地成本構成表（綜合各站實際測算）

表2 綜合能源供應站設備成本構成表（根據現階段500 kg／d加氫規模測算）

表3 綜合能源站氫氣成本構成表（參考相關文獻［10－13］）

目前20 MPa長管拖車供氫是現有加氫站或綜合能源站供氫的主要方式，成本約36～43元／kg，化工副產氫是主要的氫氣來源，不同形態綜合能源供應站中制氫成本和運輸成本存在較大差異。管道供氫可以降低運輸環節的成本，若制氫廠距離加氫站近，選擇直接管道輸送氫氣到加氫站，運輸成本可降至0.8～1.2元／kg，氫氣成本可降至31～36元／kg，是性價比最高的氫氣運輸解決方案。現場制氫則可以直接省去氫氣運輸成本，是理想的綜合能源站技術形態之一。但電價及天然氣價對氫氣價格影響較大，加上較大的設備攤銷成本，現階段其價格與外采氫氣差異不大：天然氣現場制氫氣成本24～29元／kg，電解水現場制氫氣成本24～29元／kg。通過對當前一個35 MPa商業化運作加氫站進行財務核算，長管拖車供氫模式在進銷價差為20元／kg的情況下，每天銷售400 kg氫氣能實現投資回報目標。

3.2 多形態供氫可行性探討

從綜合能源供應站的技術規劃方案、經濟性分析可以看到，影響綜合能源供應站建設規劃形態、可持續商業運行的主要技術性因素有（不考慮政策因素）：氫氣資源、應用市場、土地資源（面積）。只有充分考慮站點的區位、技術形態、加注負荷才能降低投資造價和經營成本。

當加氫規模500～1 000 kg／d，加注壓力35 MPa或35 MPa、70 MPa，站點距氫源100 km以內，基于經濟性考慮，可考慮長管拖車供氫，其建設總投資在1 000萬元至2 000萬元左右。這種模式技術成熟，供應規模可靈活調節，是最早被采用的技術形態，被廣泛應用于有終端氫燃料電池車應用場景的地區。

當加氫規模1 000～2 000 kg／d，加注壓力35 MPa或35 MPa、70 MPa，綜合能源供應站毗鄰氫源的場景下，可優先考慮管道供氫模式，其建設總投資在1 300萬元至2 500萬元（剔除站外管道建設成本）。這種情況下往往氫源周邊有氫能產業園或聚集區，氫能基礎設施和應用場景較為理想，同時終端價格低廉的氫氣可以吸引周邊更多的商業用戶或普通消費者選擇氫燃料電池車，具備良好的商業化運營能力。

當加氫能力500～1 000 kg／d，加注壓力35 MPa或35 MPa、70 MPa，一些綜合能源站已經有天然氣站基礎時，這些站點可綜合占地及終端市場，優先考慮天然氣現場制氫［14］。另外，我國可再生能源豐富，光伏和風電已占發電設備裝機容量20%，但這些能源具有隨機性、間歇性、能量密度低等特點，并網后難以調峰，造成了風光棄電的問題［1，15－16］。氫氣既是二次能源，又能高效地儲存能量，所以在可再生能源豐富的地區，企業可以考慮利用超低價的風光棄電進行站內電解水現場制氫。但現階段現場制氫的設備成本較高，其建設總投資在4 000萬元左右。

表4 綜合能源供應站經濟技術性比較

綜合各種形態供氫方式的經濟性和技術性來看，長管拖車供氫在一段時間內仍會是綜合能源供應站的主流供氫方式，將來隨著技術的發展、政策的完善，管道供氫、現場制氫逐步會成為發展的趨勢。探討這些多形態的供氫方式，可以讓企業和政府根據氫源、站點、地區資源稟賦的不同，選擇適當的技術形態，使氫氣的生產、運輸、運營更具經濟性，降低氫氣成本。

4 綜合能源站建設要點

1）規劃選址。70 MPa加氫、天然氣現場制氫、水電解現場制氫這些技術在我國還沒有足夠的實踐經驗，應重點關注選址的安全環境，盡量選擇周邊沒有大型企業和居住區的站點，同時要充分考慮氫氣運輸、運行、應急等對站址的安全技術要求。

2）方案審定。無論是哪種供氫模式的綜合能源供應站，企業都應組織專家審查項目的可行性報告、平面方案、安全評價報告等涉及工藝流程和安全性的材料。特別是對70 MPa加注、現場制氫等方案，企業應組織行業安全專家進行HAZOP、SIL分析，根據分析結果對潛在的安全風險進行整改。

3）勘探建設。企業應委托有資質的單位對地塊進行勘察，采取合理地基處理方式，能有效載重，避免因不均勻沉降導致的管線拉裂。土建基礎施工時需重點關注設備對荷載和振動的要求，保證基礎經過足夠長的養護時間后再進行壓縮機安裝、接管等施工。安裝調試需重點關注進口材料的進場核驗手續和PMI抽檢、壓縮機和儲氫瓶組安裝的水平度、管道安裝的承重和應力釋放等等。

4）“三查四定”及內部驗收。加壓調試結束后，應組織行業內專家使用設計、工藝、電氣、儀控、消防等專業內部驗收表格，開展“三查四定”內部驗收，形成專家意見，根據意見整改后再進行行政驗收。

5 結 論

本文從綜合能源供應站供氫模式角度切入，以項目實例分析了氣態“長管拖車供氫”“管道供氫”“電解水現場制氫”“天然氣現場制氫”等多種供氫模式在綜合能源供應站中的應用。在技術方面，討論了多種供氫形態綜合能源供應站的可行性；在經濟性方面，分析了各形態綜合能源站的投資和經營成本；在建設方面，總結了加氫項目規劃、土建及安裝調試的一些要點。為實現碳達峰、碳中和路徑之一的氫氣供應新型綜合能源供應站的規劃建設提供先行先試技術范例。從經濟技術性比較中可以看出，長管拖車供氫在一段時間內仍會是綜合能源供應站的主流供氫方式，管道供氫或現場制氫模式可以在區位條件優越的站點示范運行，讓包含氫氣供應的綜合能源供應站成為“有市場、可持續、成規模、能見效、保安全”的先進商業范例。