摘要：在2021年新頒布的關于加氫站建設的兩個重要規范GB50516—2010（2021版）《加氫站技術規范》和GB50156—2021《汽車加油加氣加氫站技術標準》基礎上，結合實際運行合建站存在的問題，提出L-CNG加氣加氫合建站、加油加氫合建站、加氣加氫合建站、LNG-液氫合建站、充電加氫合建站等不同型式加氫合建站的技術優化和建設方向，并探討了未來“零碳排放”加氫合建站建設的可能性，為今后加氫站的發展提供可借鑒思路。  

2021年10月，國務院頒布《關于完整準確全面貫徹新發展理念做好碳達峰碳中和工作的意見》，指出到2060年綠色低碳循環發展的經濟體系和清潔低碳安全高效的能源體系全面建立，非化石能源消費比重達到80%以上。對于氫能產業，特別提出節能低碳的交通領域要求推動加氫站建設，并統籌推進氫能“制儲輸用”全鏈條發展。截至2021年上半年，國內已經建成加氫站超過150座，其中包括了獨立加氫站、加油加氣加氫合建站等多種靈活建站模式，在政策、機制尚不完善的局面下，加油加氫合建站和加氣加氫合建站等合建方式成為企業更加青睞的方向：一是簡化項目審批流程、節約土地費用；二是在不增加危險站址的情況下實現多功能加注；三是整合管理優勢，節省人力資源；四是利用合建站分攤風險，降低運行成本。

面對加氫站以及合建站快速發展的形勢，2021年住建部對關于加氫站建設的兩個重要技術標準進行了重新修訂和升版，GB50516—2010（2021版）《加氫站技術規范》（以下簡稱GB50516）單獨指向加氫站建設，而GB50156—2021《汽車加油加氣加氫站技術標準》（以下簡稱GB50156）只針對合建站建設。本文在對兩個新頒布規范解讀的基礎上，針對目前實際運行合建站存在的問題，提出不同模式加氫站合建站的技術優化和建設方向，為未來加氫站的發展提供可借鑒思路。  

1  規范解讀

為了更加科學地規范加氫站設計和建設，GB50516（2021版）重點修改內容是增加了液氫加氫站和加氫站材料選擇相關內容，刪除了所有關于合建站部分，對單獨建設加氫站進行了專項技術規定；規范GB50156—2021《汽車加油加氣加氫站技術標準》進行了重大調整，在原來加油加氣的基礎上重點增加了加氫內容，包含了高壓氣態加氫和液氫加氫，該規范主要針對的是加油加氣加氫合建站技術，包含汽柴油、LPG、LNG、CNG、L-CNG、氫氣等。這兩個標準規范的調整體現出目前對加氫合建站的重視程度和規范約束，起到技術性指導和安全保證作用，但在加氫合建站實際建設中依然存在“合建”站僅是“形體”在一起的情況，而內部卻“各自為站”，甚至部分加油加氫合建站還出現兩個站房的現象。 因此本文針對目前已建加氫合建站現狀，結合新頒布GB50516和GB50156標準規范要求，對多種類型的加氫合建站提供合理可行的技術優化，并對未來“零碳合建站”的建設方向提出設想。  

2  多種類型合建站的工藝優化與建議

2.1  L-CNG加氣加氫合建站

L-CNG加氣加氫合建站是L-CNG加氣站和加氫站共同建設而成，對于該類合建站要充分利用LNG的兩大特性：一是LNG擁有高品位的冷量；二是LNG作為化工原料的屬性。

（1）冷能利用

L-CNG加氣站是LNG通過LNG儲罐外部空氣氣化器將增壓后的低溫LNG氣化，釋放冷量后增溫至5℃以上加注車輛。LNG溫度一般在-165℃~-157℃，含有高品位的冷能?，在25MPa加注壓力下1m3低溫LNG氣化至5℃以上至少釋放370MJ（折合102kWh）冷量，目前L-CNG加氣站該部分冷量完全浪費?？紤]到加氫站需要建設冷卻機組，是站內耗電的主要設備，因此完全可以在L-CNG加氣加氫合建站的加氣站區域建設一個換冷設備，通過冷媒介質將LNG的冷量進行存儲，并根據用戶需求科學分配。L-CNG加氣加氫合建站冷能利用工藝優化流程圖見圖1 。

圖1  L-CNG加氣加氫合建站冷能利用工藝優化簡圖

對于L-CNG加氣加氫合建站中主要用冷用戶有氫氣壓縮機的入口和出口冷卻、加氫機的入口冷卻以及站內站房空調、便利店冰箱等制冷設備。在站內建設換冷區將LNG冷量“轉移”到非甲類、乙類的冷媒介質，可設置兩級換熱器實現，第一級換熱器通過控制冷媒介質的流量實現用冷設備的需求；第二級換熱器可采用空溫式氣化器，確保天然氣的加注溫度在5℃以上。第一股高溫冷媒選擇乙二醇水溶液或者冷凍水，溫度在5~20℃，用于氫氣壓縮機的進出口冷卻，同時在管路引出一小股流量供給站內站房空調、保鮮設備等；第二股低溫冷媒介質選擇乙二醇溶液供給站內加氫機和站房的冰箱等，溫度在-15~10℃。 對于一個規模在1000kg/d的加氫站，氫氣加注壓力等級為70MPa，一年按照200 d運行時間，每天12 h，每年可節省耗電量10.5萬kWh以上（如表1所示），如果站內周圍允許，可以建設干冰制造加工廠和小型糧倉冷庫，實現CO2減排。 

表1  L-CNG加氣加氫合建站工藝優化后節能情況

（2）站內制氫

目前國內加氫站大部分是采用站外制氫的供氫方式，通過長管拖車在氫源200km半徑范圍內實現運輸，由于高壓氫氣的質量存儲密度基本在5%以下，運輸效率維持在很低的1%左右，運輸1kg氫氣市場成本費用高達13~25元，這也一定程度限制了加氫站的布局和經濟性。若采用站內制氫可以徹底解決氫氣運輸問題，目前常規用的制氫方式主要是煤制氫、天然氣制氫、甲醇制氫、電解水制氫（網電）等。而對于L-CNG加氫合建站，增加小規模撬裝天然氣制氫模塊是解決氫氣來源的最佳方式之一，流程示意如圖2所示： 

圖2  L-CNG加氣加氫合建站站內制氫流程圖

（以35MPa加注等級為例）

由于加氫站氫氣的需求量相對偏低因此采用撬裝式天然氣制氫裝置完全可以滿足供需關系，而且還可以實現土地高效利用，降低成本投資。例如規模在250Nm3/h的撬裝制氫設備占地面積僅135~150 m2，投資大約在500萬~600萬元，相比于站外制氫可節約20~25元/kg，經濟效益非?？捎^。由于天然氣制氫裝置涉及到凈化預處理、天然氣重整反應、氣體純化等，屬于?；费b置，按照行業規定必須建設在化工園區，因此大部分加氫站無法獲得相關手續報批。但是近幾年地方從產業發展和安全監控考慮逐步優化政策，廣東省深圳凱豪達加氫站示范站已經實現站內電解水制氫加氫一體，2021年7月佛山市首個站內天然氣制氫加氫一體站實現日加注1100 kg規模。從大趨勢分析，站內制氫加氫一體化模式隨著氫能產業推廣將會逐步推廣實現。 而L-CNG加氣加氫合建站將實現天然氣和氫氣兩個重要能源融合，提高節能優化。

2.2  加油加氫合建站

加油加氫合建站是目前合建站中數量最多的一種型式，重要原因是加油站在所有能源加注站中占據市場最大，在國內僅中石化就有3萬多座。而且加油站的經營效益相對可觀，“以油養氫、分擔風險”模式成為很多立足于加氫站和氫能產業經營者的短中期策略。 目前法國、荷蘭等多個國家相繼出臺燃油汽車退出市場時間表，見表2。我國海南省也出臺規定，在2030年將不再銷售燃油汽車，相關部門也逐步開始研究傳統燃油車退出市場課題，但是具體時間沒有確定，初步預測是在2045—2050年。因此加油加氫合建站可以借助加油站剩下的市場強勢期成功轉型綜合能源站和加氫站合建站。

表2  部分國家燃油汽車退出市場時間表 

（1）站內布局

考慮到目前加油車依然占據主流用戶市場，加油車流量相比加氫車要多十幾倍，因此對加油加氫合建站的站內布局顯得尤為重要，要確保加油車和加氫車在加注過程不存在相互影響。這其中存在兩個重要因素，一是加注時間的不匹配，一般加油車只需3~5min，而加氫車需要5~25min，特別是目前加氫車主要是大型貨車和客車車型，加注時間相對更長；二是卸油口和卸氣柱的位置，按照規范GB50156要求，在氫氣卸氣柱方向需要建設一個防火墻，會影響站內車道的流通設計。因此加油加氫合建站如果安排不合理將導致加油汽車“堵”在站內，增加安全隱患。 圖3左側是山東省某加氫加油合建站的實際布置示意圖，由于加油站區域的卸油口位置和加氫站區域的防火墻位置影響，站內的加油和加氫車道是連通的，如果加氫站位置出現多輛大型車輛加注，加油車將很難進出，車輛集聚會增加加氫站內的風險。該項目占地屬于平行于道路的狹長型，相對難布置，關鍵是調整卸油和卸氫的位置，錯開加油車和加氫車的流向。如果將該布局優化之后（見圖3右）將不會出現上述情況，同時可減少站房占地，減少整體項目占地面積。

圖3  山東省某加氫加油合建站布局示意圖 （左圖為實際布局，右圖為優化后布局）

（2）罩棚改造

目前加油加氫合建站大多數是在原有加油站運營基礎上新增加氫機，或者充分利用原有加油機拆除改建為加氫機，減少土地征用。氫氣是極易擴散且易爆炸氣體，其爆炸極限范圍在4.0%~75.6%（體積濃度），因此規范GB50156—2021中規定“氫氣設備上方的罩棚應采用避免氫氣集聚的結構形式”，主要設置自然通風或者事故通風。由于罩棚整體更換施工麻煩，因此可在加氫機頂部增加通風流動口即可，同時在罩棚易出現聚集位置設置可燃氣體報警儀，聯鎖加氫機加注，如果氫氣濃度超過0.4%建議自動控制加氫機停止加注。若罩棚無法施工或是新增加氫機，可以將加氫機設置在原罩棚邊緣，針對加氫機增加敞開式罩棚，實現人員避雨等功能。

（3）其他方面

加油加氫合建站的管溝敷設嚴禁汽油管線和氫氣管線共同敷設，而且加油站宜采用中性砂填埋，而氫氣管線建議優先采用蓋板式管溝，蓋板增加通風口；按照規范氫氣管線雖然也可以采用中性砂填埋的方式，但是從安全運營和后續維護的角度考慮采用可承重管溝通風型更合理。 由于加油站逃逸的油氣密度遠大于氫氣，為防止油氣流竄到加氫站區域發生集聚危險，建議加油站區域地面略低于加氫站區域地面。

2.3  LNG-液氫合建站

液氫加氫站目前在國內尚未有建設運營的案例，但是在美國、歐洲等氫能發展領先地區占有比例超過1/3。眾所周知采用液氫的最大優勢在于運輸和存儲密度高，可達到5.7%以上，滿足國際能源署（IEA）提出的“質量儲氫密度大于5%”的要求。而且采用低溫槽車運輸方式可解決高壓氣態氫氣運輸500km以外運輸成本高的問題。

（1）液氫氣體回收與處理

對于液氫加氫站氫氣是以-253℃的液態存儲，然后經過柱塞泵和氣化器實現氣相加注，但是在液氫卸運過程會產生大量的氫氣，而且漏熱的存在會導致儲罐有大量的BOG（氫氣蒸發氣）生成，因此液氫加氫站最難解決的就是BOG回收與處理。目前LNG接收站大型低溫儲罐的日蒸發率可達到0.04%~0.05%，而液氫由于根據存儲壓力和存儲容積不同，現階段液氫存儲的儲罐壓力一般在0.45~2.0MPa，日蒸發率基本在0.15%~1.0%，針對BOG的回收，提出兩種工藝優化方案。

方案一是在站內增設氫氣高壓壓縮機。通過增加氫氣高壓壓縮機（45MPa規格）將站內的BOG直接壓縮至加氫車中，該方案適用于加注量較大的液氫加氫站，增加設備少，但是電耗會增加。

方案二是增加一個再冷凝器和一個低壓氫氣壓縮機，如圖4所示。低溫液氫通過泵增壓后處于過冷狀態，站內的BOG通過低壓氫氣壓縮機增壓與過冷液氫在再冷凝器中混合，液氫將蒸發的氫氣進一步吸收和液化?？紤]到氫氣存在仲氫和正氫轉化的現象，在再冷器的上部增設了轉化催化劑。該方案將蒸發氣液化后采用泵增壓，1kg液氫在相同情況下采用泵增壓至30MPa，耗電量不及方案一壓縮機增壓氣體總耗電量的1/10。另外，通過該方案可減少氫氣的放空量，對于二級液氫加氫站每年可節省2t以上的氫氣。

圖4  液氫加氫站氫氣蒸發氣回收和處理工藝流程簡圖 

（2）冷能利用

對于LNG-液氫加氫合建站均有低溫和氣化的相同特性，因此可以相互利用LNG和液氫冷量。目前的氫能源汽車不論是在液氫加氫站還是在普通高壓氣態加氫站，最后加注均為氣態。因此可以充分利用氫能的氣化冷量給LNG進行保冷，降低LNG的蒸發，保冷方式可采用罐外換熱器或者罐體環形空間保冷。

2.4  加氣加氫合建站

由于新能源汽車的市場沖擊導致目前私家車和出租車改造燃氣汽車的積極性減弱，加氣站的市場日益萎縮，因此如果在經濟效益相對不好的加氣站基礎上改建為加氣加氫合建站，增加合建站的功能性，將會提高現有土地資源的價值，豐富能源加注。除了可實現加氫和加氣獨立加注功能，可增加天然氣混合摻氫加注功能，如圖5所示。

圖5  加氣加氫合建站天然氣混合摻氫加注流程

充分利用站內氫氣和天然氣的資源，通過充裝氫氣濃度要求調節氫氣和天然氣的供給量。從技術角度分析不需要對加氣站進行改動，主要分別增加氫氣和天然氣調節閥和計量器，采用在線色譜分析儀進行自動控制。目前遼寧朝陽天然氣摻氫示范已經安全運行1 a，其摻氫比例在10%左右。目前按照相關規范和實驗要求天然氣中的摻氫比例一般在20%以下，能源的綜合利用效率能提升15%。 在利用原有的土地基礎上，建設多功能加氣加氫合建站是燃氣公司能源改革的重要方向，重新煥發氣能源的活力，而采用摻氫在一定程度上可解決季節性天然氣供應不足的問題。

2.5  充電加氫合建站

在GB50156—2021中明確規定在合建站中可以建設充電功能區域，未來鋰電池和氫燃料電池將進入競爭局面，但是關于充電樁的建設位置和安全間距一直存在爭議。在規范中要求“電動汽車充電設施應布置在輔助服務區內”，而輔助服務區是指加油加氣加氫站用地紅線范圍內作業區以外的區域。關于如何布置電動汽車的充電樁，目前有兩種方案。

方案一是將充電樁按照常規設備布置。如果不考慮充電樁本身用電特點，按照規范放置在輔助服務區即可，在加油加氣加氫作業區設備爆炸危險區域邊界線外再加3m。以加氫站區域的加氫機和卸氣柱為例，內部空間劃分為1區；據加氫機、卸氣柱外輪廓4.5m，并延至頂部以上4.5m空間，劃分為2區。因此按照輔助服務區的定義，只要充電樁在站內工藝設備7.5m以外的輔助區建設即可。

方案二是將充電樁按照用電設備布置。如果將充電樁按照配電設備考慮，規范GB50156可將其劃分至“其他規格的室外變、配電站或變壓器按丙類物品生產廠房確定”，根據規范中規定距離危險設施的安全間距是15 m。

在實際設計中該如何選擇？從規范的制定角度來說按照方案一執行是不存在問題的，但是充電區域依然是可發生危險的區域，如果站內布置允許按照方案二執行則更加合理。

2.6  “零碳排放”合建站

“零碳排放”合建站能夠實現嗎？答案是肯定的，這其中最核心的因素就是電的“成分”，特別是“綠電”的組成。目前國內已經有油、氣、電、光、氫一體綜合能源站，但是由于合建站的占地面積較小，而且受光源的限制，光伏發電量很難滿足站內電解水制氫、氫氣壓縮機等設備需求。 如果將來實現采用光伏或者核能發電，也就是可再生能源制備得到的“綠電”，再通過綠電進行電解水制氫得到綠氫，利用“可再生能源→綠電→綠氫”路線充分解決充電和加氫問題，實現“鋰電池”和“氫燃料電池”、新能源汽車與氫燃料汽車共同發展的目標，解決交通碳排放高的問題。  

3  注意事項

關于合建站還有其他幾點注意事項：

（1）根據規范GB50156—2021版，LPG站與加氫站、加氣站母站和加氫站禁止建設合建站，包括二級站、三級站。

（2）LNG管線不建議采用埋砂的管溝敷設方式，更是禁止與氫氣管線共同埋砂。

（3）煉廠、氯堿廠等副產氫氣提純充裝站不能和加氫站合建一站，主要從土地使用性質和運營安全多個角度考慮。

（4）在進行加油站和加氣站改建合建站時，會出現站級提高的現象，而規范對不同站級有不同要求，因此改擴建后出現合建站站級“升級”需要重新評估站址定位和站內布局。  

4  建議

關于氫能產業的法律法規和標準規范逐步完善，合建站標準的實施是現階段加氫站發展的有力支撐，特別是未來在高速服務區布局合建站，可簡化審批流程，縮短報批時間，同時降低綜合運營成本，加速氫能示范推廣。然而合建站并不是簡單地將兩個站加起來，上述提到了加油加氫、加油加氣、L-CNG加氣加氫和LNG液氫合建站等多種型式的有機結合，可充分地利用到每個站的特點。希望本文可以為后來加氫站合建站的優化建設提供參考。

（文章來源《現代化工》2022年第一期，作者：王江濤  如有侵權 請聯系刪除）