天然气制氢与加氢站合建概述

韩炜鸿(济南港华燃气有限公司，山东 济南 250000)

0 引言

随经济发展、技术进步，环保压力与日俱增，人们对低碳化能源消费也日益重视。氢作为具有清洁、零排放等特点的一种能源，是未来最具发展潜力的清洁能源之一，将在交通运输、工业等领域实现普及应用。工业领域上可与炼化、钢铁、冶金等行业有机融合，有效减少碳排放。交通运输上可通过燃料电池技术，应用于汽车等交通运输领域，推动交通终端用能清洁化。

目前氢气主要来源于煤制氢及工业副产品制氢，其中煤炭制氢在人工制氢产业中占比约62%。随氢能发展，继续大规模使用煤制氢及工业副产品制氢，将造成严重的大气污染。天然气制氢是氢制取产业较为成熟方式之一，约占19%。天然气制氢为近期人工制氢产业发展趋势。而国外主流的制氢方式也为天然气制氢。

目前天然气行业供需相对宽松，国内天然气综合保供能力强。2019年，全球天然气产量增速(3.4%)大大超过消费量增速(2%)，大部分地区的天然气存储量上升[1]。随着天然气产供储销体系建设有序开展，西气东输、海气登陆和国家级、省级天然气干线的互联互通，全国天然气供应保障总体平稳，预计2020年保供能力将达到3600亿立方米以上。

为促进加氢基础设施建设，2020年氢能/储能首次被写入年度国民经济和社会发展计划并明确指出：制定国家氢能产业发展战略规划；支持新能源汽车、储能产业发展。山东省发布氢能产业中长期发展规划(2020-2030年)指出：2020年到2022年，为氢能产业全面起步期。有序推进加氢基础设施建设，累计建成加氢站30座；燃料电池汽车在公交、物流等商用车领域率先示范推广，约3000辆左右。[2]

加氢站是连接上游氢气和下游燃料汽车的纽带，是发展燃料电池车的基本条件。截至2020年1月，我国已建成加氢站61座，与2020年加氢站数量达到100座的发展目标相比差距甚远。究其原因，最主要是加氢站成本高、收益慢。国家及地方政府已在政策上给予高度重视及扶持，氢能想稳步发展，就得增加市场竞争力，降低成本。

1 天然气制氢与加氢站合建优势

典型燃料电池汽车每百公里消耗1kg氢气，与传统汽油车对比，氢气成本≤40元/kg时氢燃料才有较强竞争力[3]，现在氢气售价一般为60～80元。氢气成本包括制氢、运氢、氢气利用三部分，制氢与加氢站合建，即可省掉运氢环节，省去昂贵的氢气运输费用，显著降低氢气成本。

1.1 天然气运输

目前在建或已建成的加氢站大多采用外供氢的方式，而国际上大多数国家加氢站采用站内制氢加氢技术。如图1所示，外供氢方式工作流程为：制氢厂生产氢气提纯后经压缩机压缩，通过装气柱装入长管拖车或集装格运输，到达目的地后，经由氢气压缩机增压后，注入加氢站的高压、中压、低压储气罐中分级储存，再通过氢气加气机为燃料电池汽车加注氢气[3]。

目前氢气运输为高压气态运输，一般采用长管拖车运输，小规模用户可采用氢气瓶集装格运输。国内长管拖车气瓶压力一般为20MPa，运输量约250～460kg/车，且回空压力不能过低，整体利用率仅为75%～85%。考虑到经济性问题，长管拖车运氢一般适用于200km内的短距离运输。随着运输距离的增加，长管拖车运输成本逐渐上升。为一座500kg/d加氢站供气，若距离为100km，运氢成本约为8.66元/kg[4]。一般情况下，通过氢气管束车运输方式成本约占总成本的22%～26%[5]。

图1 外供氢方式工作流程

1.2 氢气成本核算

天然气价格是决定制氢价格的重要因素，约占制氢成本73%[6](考虑设备损耗、人工费等)。按济南市工业用气价格估算，氢气成本约24元/kg。天然气制氢原材料消耗定额见表1。

天然气制氢在用气结构中属于四季使用的优质用户，燃气企业一般会给予一定优惠政策，同时通过使用城市燃气与采购低价格LNG相结合方式，可进一步降低氢气成本，天然气制氢价格可控制在22元/kg左右。

建设一座500kg/d，35MPa加氢压力的加氢站，压缩机、加氢机、储氢罐等设备昂贵，约占整个建设成本57%，加氢环节氢气成本约14.2元/kg[7]。采取天然气制氢与加氢合建方式，节省运输费用，氢气成本可控制在37元左右。

表1 天然气制氢成本估算(1000m3 H2为单位产品)

2 天然气制氢与加氢站合建技术要求

天然气制氢与加氢合建站选址要符合城市总规、控规等要求，满足未来城市发展需求且交通便利的地方。站内功能分区分明，布置整齐、紧凑，尽可能节约用地。站场平面布置服从工艺流程走向，在符合安全的条件下，各管线走向和运输路线走向最短。

整个站的建设设计主要参考规范《氢气站设计规范》(GB 50177)、《加氢站技术规范》(GB 50516)等相关规范规定要求。站内的制氢装置、储氢装置等设备一般为室外布置，按《氢气站设计规范》(GB 50177)规定要求，可将站内的建筑物、构筑物和室外设备视为一套工艺装置，装置内部分工艺设备区、建筑物区。设备区布置包括制氢工艺，氢气灌充、压缩和储存、运输车加注等。设备与建筑物等防火间距依据工艺装置区内要求。

场站与周边建构筑物、站内管道之间、站内设施及建构筑物防火间距满足《氢气站设计规范》(GB 50177)、《加氢站技术规范》(GB 50516)规定要求。防火间距应按相邻建筑物、构筑物的外墙、凸出部分外缘、储罐外壁的最近距离计算[8]。

城市建成区加氢站储氢总量不得超过1000kg，最常见的加氢规模是500kg/天。加氢站的储气压力分为40～45MPa、80～90MPa两种，加注压力分别为35MPa、70MPa。目前35MPa最为常见，随氢能产业链的发展、技术革新，加氢站加注压力正向70MPa、甚至90MPa发展。

站内氢气压缩机不宜少于2台，连续运行的往复式氢气压缩机应设备用。加氢站压力有别于CNG加气站25MPa(加注20MPa)压力，储罐分级略有不同。为达到最佳取气率，高中压储氢罐最佳容积比为1:2:2[10]。

3 结语

实现可持续绿色发展，大力发展氢能产业的同时，注重低碳制氢。制氢产业中，煤制氢产生大量碳排放，不符合国家节能减排环保发展要求，与发展氢能用于减排提效的初衷相饽；可再生能源制氢虽是今后制氢发展趋势，但目前其技术相对不成熟、成本高，所以在相当长的一段时间内，天然气制氢在氢能产业发展中发挥重要作用。

加氢站是发展氢能下游市场、发展燃料电池的一项重要环节，在站内天然气制氢，有利于土地整合利用、节省昂贵的氢气运输费用，大幅度降低氢气成本。氢能只有摆脱政府补贴的依赖，市场价格与传统能源有较强竞争力。随技术自主研发，加氢站储气、加注压力提升、压缩机等固定设备成本降低，将进一步降低氢气成本，相信氢能产业链将会长久发展。