各类加氢站及加氢合建站的建站模式及特点

同济大学 张彦纯

加氢站是为燃料电池车辆加注氢燃料的专门场所，是氢能利用过程中的重要环节。近年来，国家及地方政府陆续出台了对加氢站建设的支持政策。2016年5月，国务院印发《国家创新驱动发展战略纲要》，明确提出开发氢能、燃料电池等新一代能源技术。2016年6月，国家发展和改革委员会、国家能源局联合发布《能源技术革命创新行动计划(2016—2030年)》，将“氢能与燃料电池技术创新”作为 15项具体任务之一。这标志着氢能产业已纳入中国国家能源战略。2021年3月，由上海市住房和城乡建设管理委员会委托编制的《上海市车用加氢站布局专项规划》已完成公示，即将正式发布。规划中提出了全市加氢站建设目标：至 2025年，全市共规划加氢站78座，其中，已建站点9座(至2020年12月底)，新增站点69座。

从 2020年以来，全国范围出现的加氢站已不仅仅局限于只有加氢功能，而是谋求与加油站、加气站等传统能源加注站进行合建。加氢站的运行模式也逐渐从示范运行逐步向商业化运行发展。

本文对目前较为典型的撬装加氢站、固定式加氢子站、站外管道供氢的加氢母站、站内制氢加氢站以及包含加油、加气、充电等功能中一项或几项的加氢合建站模式进行分析，探讨其特点，从而对加氢站的推广建设提供更多可行方案。

1 撬装加氢站

1.1 不含固定储氢装置的撬装加氢站

氢气长管拖车将压力不大于20 MPa的压缩氢气运送进加氢站，通过卸气柱卸气至撬装压缩加氢装置，并增压后为燃料电池车辆进行加注。工艺流程如图1(不含固定储氢装置部分)所示。

图1 撬装式加氢站工艺流程

该类型加氢站的单套设备加注能力通常为500 kg/12h，且加注效率受制于压缩机额定排量和氢气长管拖车内余气压力。在氢气长管拖车不更换的情况下，随着氢气长管拖车中余气压力下降，撬装压缩加氢装置的排气量也越来越小，加注速率逐渐降低，从而加注时间明显增加。

1.2 含固定储氢装置的撬装加氢站

氢气长管拖车将压力不大于20 MPa的压缩氢气从氢气生产单位运送进加氢站，通过卸气柱卸气至撬装压缩加氢装置，增压至45 MPa存入固定储氢装置内。加装了固定储氢装置的工艺流程如图 1所示。车辆加氢时，固定储氢装置中输出的氢气，通过撬装压缩加氢装置加注到燃料电池车辆的车载储氢瓶中。

增加固定储氢装置后，该类型加氢站的加注速率不受限于压缩机的排量，可实现一定程度上的快速加注。撬装压缩加氢装置内的压缩机可以利用加注空闲时间工作，将长管拖车长管中的氢气增压储存在站内固定储氢装置中。车辆加注时，从固定储氢装置先后分级取气，提高加注效率和速率。

1.3 主要设备配置

以加注能力500 kg/12h撬装加氢站为例，含和不含固定储氢装置的两种撬装式加氢站主要设备和加注车辆如表1所示。

表1 500 kg/12h撬装加氢站推荐配置

1.4 特点

撬装加氢站适用于需要快速完成建设并短期内投入运营的企业内部自用站，压缩机与加氢机放置在1个集装箱撬内，占地面积相对较小，1 000～2 000 m2不等。但因压缩机和加氢机之间无法满足4 m防火间距要求[1]，故目前部分地区将该类加氢站作为临时站进行审批，而不是作为永久性的固定式加氢站，在补贴力度上也与固定式加氢站有所差异。

2 固定式加氢子站

固定式加氢子站工艺流程与含固定储氢装置的撬装加氢站类似，如图2所示。20 MPa高压氢气由长管拖车自气源点运送至加氢站，通过卸车软管和卸气柱使长管拖车与站内工艺管路对接，压缩机开启后从长管拖车抽气增压至45 MPa，并储存在固定储氢装置内。当车辆进站加注时，加氢机从站内固定储氢装置分级取气进行加注。

图2 固定式加氢子站工艺流程

固定式加氢子站与含固定储氢装置撬装加氢站的区别在于前者将压缩机和加氢机拆分成两个设备，压缩机设置在工艺装置区内，加氢机设置在加注区，整个加氢站功能划分更加明确，从而进一步提高了加氢站的安全性及合规性。

以加注能力1 000 kg/12 h固定式加氢子站为例，配置的主要设备和加注能力见表2。

表2 1 000 kg/12 h固定式加氢子站推荐工艺配置

固定式加氢子站相较于撬装加氢站而言，压缩机与加氢机分开设置，符合现行国标要求[1]。该类型加氢站可按正常流程进行报建，可作为永久站在城市公共区域进行推广。

3 站外管道供氢的加氢母站

站外管道供氢的加氢母站主要是将站外0.4～2.0 MPa的氢气通过管道引入站内。国内目前市政道路上的氢气管道较少，大部分氢气管道均设置于化工区内或钢铁企业厂区内，因此站外管道供氢的加氢母站多建设于化工、钢铁企业附近。石油化工、煤炭化工、氯碱化工及钢铁生产等企业均有较为充足的工业副产氢，经进一步提纯后供应给加氢母站，氢气价格相对低廉。进入加氢母站的氢气纯度要求需符合GB/T 37244－2018《质子交换膜燃料电池汽车用燃料 氢气》表1的要求，其中氢气的纯度要求不应低于99.97%，同时对水、总烃、氧、氦、总氮和氩、二氧化碳、一氧化碳、总硫、甲醛、甲酸、氨、总卤化合物、最大颗粒物等杂质的浓度等指标进行了规定，以降低杂质对氢燃料电池催化剂的影响。

管道氢气气源经过计量、增压储存后，不仅可为燃料电池汽车进行加注，同时也可以作为母站为氢气长管拖车进行充装。为分别满足氢气长管拖车的充装需求和氢燃料电池车辆的加注要求，站内需同时设置20 MPa和45 MPa的压缩机。

图3为站外管道供氢的固定式加氢母站工艺流程，从图中可以看出，站外管道输送的氢气首先增压至20 MPa，然后进行充装或储存：通过氢气充装柱为氢气长管拖车进行充装、储存到站内 20 MPa储氢瓶组内和继续增压储存至45 MPa储氢瓶组。

图3 站外管道供氢的固定式加氢母站工艺流程

车辆加氢时，从45 MPa储氢瓶组中分级取气，以压力由低到高的顺序依次通过加氢机为燃料电池汽车的车载储氢瓶进行加注。

以加注/充装能力为2 000 kg/12 h的站外管道供氢加氢母站为例，其主要设备配置和加注能力见表3。

表3 2 000 kg/12 h站外管道供氢加氢母站推荐工艺配置

站外管道供氢的加氢母站主要采用氢气管道进行供氢。相较于采用氢气长管拖车作为气源的加氢站而言，不受交通运输条件的限制，不产生道路运输成本，氢源更加持续稳定。但也仍有两个因素限制其发展：

(1) 建设成本相对较高。管道供氢的加氢母站除了需要在站内增设低压压缩机和低压固定储氢装置，前期还需要建设长距离的氢气管道，建设成本视氢气生产企业的远近而定，通常需要相当大的投资。且目前氢气管道多敷设于集中化学工业区内，而要在化学工业区外建设氢气管道，其报建流程尚属空白，并不像城镇燃气管道建设流程那样明确。

(2) 氢气生产企业的氢气纯度不稳定。工业副产氢是产品生产过程中的副产物，纯度不稳定且成分复杂，如：氯碱生产企业的副产氢中可能含有氯离子；合成氨的副产氢通常含有氨；煤炭行业和钢铁行业的副产氢由于来源于煤炭，通常含有硫、一氧化碳、二氧化碳等。若氢气纯度不稳定，则需要在站内增设氢气提纯装置。

4 制氢加氢一体站

随着氢能车辆推广应用规模的不断扩大，氢气需求量也随之增加。部分城市燃料电池车辆发展较快、氢气需求量较大，目前已开始逐渐面临氢气供应量不足，氢气成本不断提高的困局。而大型化工企业通常都位于远离闹市区的化工区内，因此，要在城市内建设站外供氢的加氢站，无疑还需要面对运输成本过高的难题。

为了解决上述难题，部分氢能发展较为迅速的城市已开始考虑建设制氢加氢一体站，同时解决氢源不足和运输成本过高的难题。根据站内制氢规模的不同，较小的制氢加氢一体站仅可满足本站燃料电池车辆用户的加注需求，而较大的制氢加氢一体站，除了能满足本站燃料电池车辆用户的加注需求外，还可作为母站，为氢气长管拖车进行充装，为其他加氢子站提供氢源。

目前已有实际案例的站内制氢方式主要有两种，即电解水制氢和甲烷水蒸气重整制氢。

电解水制氢方式中，目前较为成熟的是碱性电解水制氢技术：在充满氢氧化钾的电解槽中通入直流电，水分子在电极上发生电化学反应，分解成氢气和氧气。电解水制氢技术的优点是可以在城市中就地取材，只要水、电等原料满足供应，即可实现电解水制氢的目的。若利用夜间谷电进行电解水制氢，还可进一步降低制氢成本。

甲烷水蒸气重整制氢是目前最为成熟的工业制氢技术，约占世界制氢量的70%。该技术也是一种可以在城市中就地取材的制氢方式，利用水和甲烷(天然气)作为原料即可实现生产。尤其对于目前较为热衷于发展氢能业务的燃气经营企业而言，充足的天然气供应，是实现甲烷制氢的重要保障。

采用甲烷水蒸气重整制氢和电解水制氢的制氢加氢一体站，其制氢工艺在技术上均已十分成熟。涉及的主要原料为水、电、气，均可从市政公用管网获取，且正常生产过程中，对周边环境影响较小，是站内制氢的重要发展方向。然而，在实际建设过程中，仍然存在以下几个问题需要解决：

(1) 两种制氢方式在化工领域较为常见，但要设置在制氢加氢一体站内，设备的小型化、集成化、撬装化开发仍然是值得进一步研究的问题。

(2) 电解水制氢工艺中，每生产1 m3氢气，需要耗电4～5 kW·h。对于电能不足的地区而言，这种制氢工艺无疑将进一步加重电网负担。

(3) 对于规模较小的制氢生产装置，经济性仍然是需要反复考量的问题。

(4) 两种制氢方式均属于危险化学品生产工艺，按目前的国家安全法规，需要设置在化工园区中进行集中统一管理。若要在城市建成区中与加氢站合建，仍需进一步谋求政策上的支持。

基于上述问题，全国各大企业在推广制氢加氢一体站的建设过程中，仍然抱有比较谨慎的态度。

5 加氢合建站

随着新版国标GB 50156－2021《汽车加油加气加氢站技术标准》的颁布和实施，合建站的模式变得更加灵活，从新规范对合建站的定义和等级划分来看，不仅支持加氢站与加油站合建、加氢站与CNG(压缩天然气)加气站合建，同时还新增了对加氢站与 LNG(液化天然气)加气站合建的支撑性条款，且进一步明确了三站合建的规模划分标准，从而使综合能源供应站的建设变得“有法可依，名正言顺”。

固定式加氢加油合建站中加氢部分的工艺流程及设备配置可参照固定式加氢子站。加油加气加氢合建站的等级划分标准见表4、表5[2]。

表4 加油、CNG加气与高压储氢加氢合建站的等级划分

表5 加油、LNG加气与高压储氢加氢合建站的等级划分

另外，同样属于清洁能源车辆的电动汽车，目前已经先于氢燃料电池汽车在市场上得到了广泛的推广和应用。以公交车为例，目前上海已经有多条公交线路实现了电动汽车对燃油汽车的替换。而氢燃料电池车辆技术将是另外一种可以代替燃油汽车的技术路线，从而彻底实现终端的零碳排放。

根据目前多个加氢站项目建设流程来看，预留电动汽车充电车位，已经成为多地规划部门对新建加氢站项目提出的要求[2]。由此看出，加氢站或加氢合建站内设置充电设施也将是未来加氢站的重要发展方向之一。

目前，氢气的生产成本依然较高，单独运营加氢站经济性相对较差。建设加氢合建站后，可通过加油站或加气站的营运收入补贴加氢部分。

另外，随着车辆能源的多样化发展，建设集加油、加气、加氢、充电等功能为一体的综合能源供应站也变得十分有必要。综合能源供应站尤其适合作为高速公路服务区加注站使用，从而打破了能源车辆长距离跨省市运行的限制，对新能源车辆的推广发展起到至关重要的推动作用。

6 液氢加氢站

从2021年颁布的GB 50516－2010《加氢站技术规范(2021年版)》和GB 50156－2021《汽车加油加气加氢站技术标准》来看，对液氢加氢站的相关内容也给予了一定篇幅。液氢的密度是标准状态下氢气的800倍左右，储存温度－253 ℃，储存压力通常为1.0 MPa。采用液氢技术后，加氢站的储氢能力和加注能力将得到大幅度提升。因此，未来几年，随着氢液化技术的逐步国产化，液氢生产成本也将进一步降低，届时，液氢加氢站将可能成为加氢站技术新的发展方向。

7 结语

本文对当前国内加氢站及加氢合建站的工艺配置和建站模式进行了简要分析，从而可对不同氢能应用场景下的加氢站建设提供参考意见。

展望未来，随着时间的推进，还会有更多新设备、新技术、新材料进入市场，届时将为加氢站建设提供更多更好的选择。