當(dāng)前，我國能源危機和環(huán)境污染問題日益突出，調(diào)整產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)、提高能效的壓力進一步擴大，能源的發(fā)展面臨著一系列的問題和挑戰(zhàn)。氫能源具有無污染、*、噪聲低、可持續(xù)、只生成水的特殊優(yōu)勢，被認為是21世紀重要的二次能源，成為各國能源戰(zhàn)略轉(zhuǎn)移和研究的重點。加氫站是氫能供應(yīng)的重要保障?？傮w而言，加氫站建設(shè)將成為我國未來發(fā)展的趨勢。其中，一種符合我國能源結(jié)構(gòu)和現(xiàn)狀的制氫加氫“子母站”建設(shè)成為一種氫能利用的全新形式。

制氫加氫“子母站”的規(guī)劃設(shè)計工作意義重大，主要體現(xiàn)在以下幾個方面：

①將很大程度上加快氫氣站、加油站改建、加油加氣合建站在我國合理、高效布局的進程，并對今后各個地方制氫加氫合建站規(guī)劃建設(shè)提供指導(dǎo)；

②可促使整個氫能產(chǎn)業(yè)鏈上下游企業(yè)及氫能行業(yè)的可持續(xù)、良性、健康發(fā)展，加快我國加氫站標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范與國外相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)規(guī)范接軌的腳步。

加氫站是氫燃料電池汽車實現(xiàn)商業(yè)化的關(guān)鍵基礎(chǔ)設(shè)施之一，加氫站的建設(shè)數(shù)量及普及程度決定了氫燃料電池汽車的商業(yè)化進程。美、日、歐盟等主要國家和地區(qū)將燃料電池汽車和加氫站納入國家和地區(qū)戰(zhàn)略發(fā)展體系進行規(guī)劃，設(shè)立專項進行研發(fā)和示范推廣，如日本計劃到2020年投入約4萬輛燃料電池汽車，建設(shè)160座加氫站；德國計劃在2023年投入10萬輛，建設(shè)400座加氫站。據(jù)H2stations.org統(tǒng)計，截止到2019年1月quan球正在運行的加氫站數(shù)量突破369座，其中亞洲136座、歐洲152座、北美地區(qū)78座。2019年3月，“推動充電、加氫等設(shè)施建設(shè)”*寫入中國政府工作報告，引發(fā)了國內(nèi)投資加氫站的一輪熱潮。隨著國家政策對氫能與氫燃料電池汽車的持續(xù)支持及各地區(qū)加氫站建設(shè)補貼標(biāo)準(zhǔn)及政策的出臺，我國在建和規(guī)劃中的加氫站數(shù)量也急劇增長。

我國對加氫站基礎(chǔ)設(shè)施的建設(shè)始于“十一·五”計劃期間，早的加氫站為建成于2006年的北京永豐加氫站，但其后多年發(fā)展較為緩慢。2016年，工信部委托中國汽車工程學(xué)會組織行業(yè)力量開展了節(jié)能與新能源汽車技術(shù)路線圖的研究和編制工作，包括節(jié)能汽車等7大領(lǐng)域。2016年10月，《節(jié)能與新能源汽車技術(shù)路線圖》正式發(fā)布，其中的燃料電池汽車發(fā)展路線圖明確指出了我國氫能基礎(chǔ)設(shè)施的發(fā)展路線與目標(biāo)。我國加氫站的發(fā)展目標(biāo)在2020年、2025年和2030年將分別超過100座、300座和1000座。同年，由中國標(biāo)準(zhǔn)化研究院和quanguo氫能標(biāo)準(zhǔn)化技術(shù)委員會聯(lián)合研究編著的《中國氫能產(chǎn)業(yè)基礎(chǔ)設(shè)施發(fā)展藍皮書（2016）》發(fā)布也明確了相同的目標(biāo)。

在上述路線圖和藍皮書的指引下，中國的氫能燃料電池產(chǎn)業(yè)發(fā)展自2017年起呈現(xiàn)出進入快車道的趨勢，地方政府紛紛布局氫能產(chǎn)業(yè)，出臺氫能與燃料電池產(chǎn)業(yè)發(fā)展規(guī)劃，引導(dǎo)加氫基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)。

隨著相關(guān)政策和規(guī)劃的出臺，近兩年我國在建和規(guī)劃中的加氫站數(shù)量也急劇增長，據(jù)不*統(tǒng)計，截止2019年7月，中國大陸共建成43座加氫站，其中包含已停運或拆除的北京綠能竟立加氫站、上海世博加氫站、深圳大運會加氫站和廣州亞運會加氫站。

2017—2019年，我國加氫站數(shù)量增長迅速，整體上加氫壓力仍為35MPa，能加注70MPa的加氫站也逐漸增多。與此同時，加氫站加注能力不斷提升，日供氫1000kg以上規(guī)模的加氫站開始涌現(xiàn)。這其中，2019年建成的兩個標(biāo)志性加氫站分別為上海驛藍金山加氫站和山東濰柴加氫站，見圖1及圖2。

     圖1 上海驛藍金山加氫站

  圖2 濰柴加氫站

除上述兩個加氫站以外，國家能源集團如皋加氫站（圖3）已于2019年上半年投運，該加氫站氫氣儲量為980kg，日加氫能力約為2000kg，兼具35MPa和70MPa兩種加注壓力，設(shè)計日加氫能力為1000kg。此外，如皋還計劃在港區(qū)和沈海高速如皋段規(guī)劃建設(shè)4座加氫站，目標(biāo)是到2020年，南通各地至少建成一座加氫站，使氫能源車跑得更遠。

   圖3 國家能源集團如皋加氫站

   1、制氫加氫“子母站”

1.1 制氫加氫“子母站”簡介

制氫加氫“子母站”采取分布式供氫模式，即“母站”制氫加氫集成為一體，“子站”作為純加氫站，“母站”與“子站”之間采用長管拖車運輸，“母站”為制氫加氫一體站，“母站”總裝置內(nèi)的制氫站以制氫原料劃分，可分為天然氣等烴類[包括液化石油氣（LPG）、石腦油、頁巖氣等，以下統(tǒng)稱為天然氣]制氫、甲醇水蒸氣制氫和電解水制氫三大類。

目前，國內(nèi)多數(shù)長管拖車均用來裝載壓縮天然氣（CNG）陸路運輸，通過長管拖車運輸高壓氣態(tài)氫隨著氫能應(yīng)用的不斷深入也開始成為一種新趨勢，目前通用的長管拖車高壓鋼瓶工作壓力為20MPa。據(jù)悉，2020年內(nèi)，國家將針對30MPa氣態(tài)氫長管拖車運輸方式下發(fā)許可，這將大大提高長管拖車的裝載量，從而提高其經(jīng)濟性。從而有力推動制氫加氫“子母站”中“母站”與“子站”之間運輸距離的擴大，制氫加氫“子母”站的經(jīng)濟性得到大幅度提高。

我國能源分布極不平衡。本文作者認為，在中國制氫加氫合建站zjia的設(shè)計模式為“衛(wèi)星”模式，即一座日產(chǎn)氫量達到6000kg規(guī)模的制氫加氫合建站作為“母站”，可輻射周圍多達10座以上的純加氫為目的的“子站”，原理圖見圖4。如“子站”日供氫量達到500kg；“母站”即可實現(xiàn)自身獨立對外加注氫氣（假定母站對外加氫量1000kg/d），又可同時滿足10座日供氫量500kg的子站用氫需求；此外，母站與子站之間的運輸距離在輸送氫氣經(jīng)濟半徑以內(nèi)。這種模式既節(jié)省了“子站”建設(shè)綜合投資，又提高了“母站”利用率，同時節(jié)約占地，減少占地，是一種因地制宜、惠國惠民的氫能應(yīng)用新舉措。

圖4制氫加氫合建站“衛(wèi)星”模式概念圖

1.2 制氫加氫“子母站”供氫模式分析

在設(shè)計制氫加氫“母站”中，制氫模式的選擇，應(yīng)綜合考慮年運行時間、原料成本、規(guī)模效應(yīng)等影響因素，計算成本、能效等指標(biāo)。首先，簡要分析上述3種制氫方式的特點。

1.2.1 天然氣制氫

天然氣制氫在整個工藝過程中利用清潔能源進行加工，并采取極ju規(guī)模的工藝制造手段，實現(xiàn)了環(huán)保與提升生產(chǎn)效益的“雙贏”，并進一步推動我國制氫技術(shù)的不斷進步和成長。從20世紀90年代至2010年左右，天然氣主產(chǎn)地為四川和新疆，天然氣資源的匱乏加之尚未成熟的液化天然氣（LNG）技術(shù)和市場，導(dǎo)致甲醇制氫大行其道，走出了一波具有中國特色的制氫之路；在2010年以后，隨著我國“西氣東輸，川氣東輸”等gojiaji層面的能源規(guī)劃的落實和推進，同時我國天然氣管網(wǎng)不斷成熟、LNG工藝得到了長足發(fā)展、我國頁巖氣開采力度不斷加大，天然氣供應(yīng)愈發(fā)充足，天然氣價格回歸理性，我國已經(jīng)成為僅次于美國和加拿大的shijie第三大頁巖氣生產(chǎn)國。

2015年底，ISOTC197年會在美國洛杉磯的豐田北美銷售中心召開，期間筆者有幸參觀了殼牌石油公司在NewPort的一處加油加氫站，該加油加氫采取的就是站內(nèi)制氫模式，由站內(nèi)的天然氣制氫裝置作為氫源。目前，約96%的氫是以煤、石油和天然氣等化石資源制取的，其中采用天然氣（主要成分是甲烷）制氫以其工藝技術(shù)路線成熟、資源豐富等眾多優(yōu)勢成為wei經(jīng)濟與合理的制氫方式，以天然氣為原料制取的氫氣占quan球全部氫氣產(chǎn)量的70%～80%。同時，伴隨燃料電池技術(shù)的發(fā)展，以天然氣為原料的中小型分布式制氫技術(shù)在世界范圍內(nèi)被廣泛研究。一些應(yīng)用選擇性透過膜、流化床膜反應(yīng)器、微通道反應(yīng)器等的天然氣制氫新技術(shù)在不斷出現(xiàn)和發(fā)展。

1.2.2 甲醇水蒸氣制氫

甲醇水蒸氣制氫裝置投資低、建設(shè)周期短、制氫裝置規(guī)模靈活，而且原料易獲取，另外甲醇制氫項目審批容易，對氫氣價格承受較高的用戶，這種制氫方式是較為適宜的選擇。利用甲醇制氫可以實現(xiàn)在加氫站周圍現(xiàn)場制氫，在此過程中，便于儲存運輸?shù)募状紝嶋H上充當(dāng)了氫氣載體的作用，避免了高壓氫或液體氫在儲存和運輸過程中對儲運材料技術(shù)要求高、安全風(fēng)險較大、儲運成本較高的問題。用戶需求的高效、可靠的甲醇制氫系統(tǒng)是促進以甲醇作為氫能載體的氫能相關(guān)產(chǎn)業(yè)發(fā)展的技術(shù)關(guān)鍵。與水電解制氫裝置類似，甲醇水蒸氣轉(zhuǎn)化制氫裝置可以集成在一個較小的框架內(nèi)，可實現(xiàn)高度集中的整體式設(shè)備，十分便于安裝，大幅提高自動化程度，減少設(shè)備占用空間，便于運輸和現(xiàn)場運輸；此外，甲醇制氫投資成本低，是同等規(guī)模煤制氣裝置投資的1/10左右，同等規(guī)模天然氣制氫裝置投資的(1/3)～(1/2)；甲醇作為通用化工原料，有長期穩(wěn)定的供貨渠道和物流體系，在中國有龐大的用戶群體。

傳統(tǒng)甲醇制氫技術(shù)總體成熟，在中小規(guī)模的制氫中有一定應(yīng)用，技術(shù)發(fā)展集中于催化劑優(yōu)化和完善及反應(yīng)耦合上，降低反應(yīng)溫度，提高有效氣體選擇性和效率。quan球針對甲醇制氫技術(shù)的研發(fā)方興未艾，目前主要集中在實現(xiàn)常溫低壓反應(yīng)、高轉(zhuǎn)化率、低能耗及減少催化劑使用等方面。

作為快速發(fā)展的發(fā)展中國家，過去30年我國溫室氣體排放量增長迅速，年排放量已位居世界前列。盡管我國單位GDP的能耗和溫室氣體排放強度呈下降趨勢，但能源消耗和溫室氣體排放總量持續(xù)增加的趨勢短期內(nèi)難以扭轉(zhuǎn)。作為補救措施，碳捕集利用與封存技術(shù)（carbon capture,utilization and storage,CCUS）成為應(yīng)對quaniqu氣候變化的關(guān)鍵技術(shù)與新趨勢，與碳捕獲、利用和儲存（carbon capture，utilization and storage,CCS）相比，可將CO2資源化，能產(chǎn)生經(jīng)濟效益，更具有現(xiàn)實操作性。尤其針對上述兩種石化能源制氫，如何有效地把生產(chǎn)過程中排放的CO2進行提純，繼而投入到新的生產(chǎn)過程中，不是簡單地封存，而是有效地加以循環(huán)再利用成為有效降低溫室氣體排放總量的研究重點。

1.2.3 電解水制氫

電解水制氫的技術(shù)已十分成熟，歐洲大多數(shù)站內(nèi)制氫加氫站均采用這種技術(shù)。2015年12月，筆者參觀美國加州大學(xué)洛杉磯分校的加氫站，該加氫站也采用了水電解制氫提供氫源的模式。電解水制氫裝置利用電解裝置將水分解成氫氣和氧氣后，利用壓縮機將氫氣先后輸送至高壓、中壓、低壓儲氫罐中分級儲存。需要加注服務(wù)時，加氫機可先后從低壓、中壓、高壓儲氫罐中按順序取氣加注。由于回收成本的問題，電解水制氫過程中產(chǎn)生的氧氣一般都直接排放到大氣中。

根據(jù)電解過程使用電解質(zhì)的不同，電解水技術(shù)目前分為堿性水電解、聚合物電解質(zhì)膜（PEM）水電解和高溫固體氧化物水電解（SOEC）這3種制氫方式，三者均有一定的發(fā)展應(yīng)用。

堿性水電解制氫由于技術(shù)成熟、性能穩(wěn)定、價格低廉等特點，在可再生能源的利用與開發(fā)上仍將占據(jù)主導(dǎo)地位。PEM水電解制氫裝置可作為小氣量的可再生能源示范項目的氫源，要得到廣泛推廣，必須從單位產(chǎn)氫的設(shè)備投入成本環(huán)節(jié)入手，同時要解決電極活性隨時間衰減的問題。

1.2.4 成本分析

制氫加氫“子母”站的氫氣成本包括原料成本、固定資產(chǎn)折舊、運行維護費用、氫氣壓縮成本和氫氣運輸成本等。

針對現(xiàn)有氫燃料電池汽車領(lǐng)域而言，分布式供氫模式在經(jīng)濟性上具有一定的成本優(yōu)勢。對比天然氣等烴類制氫、甲醇水蒸氣制氫和電解水制氫這3種制氫方式，在能效方面，天然氣制氫ju優(yōu)勢，其次是甲醇制氫。與分布式供氫模式相對應(yīng)，集中供氫是指氫氣集中制備，再通過管道或者運輸?shù)姆绞焦?yīng)給加氫站，加氫站氫氣來源為站外制氫。對于集中式供氫而言，從制氫到用氫包括了氫氣制備和儲運兩個部分，總成本均高于分布式供氫模式成本。

根據(jù)行業(yè)相關(guān)氫氣成本模型數(shù)據(jù)，通過測算，對煤制氫、天然氣制氫、甲醇制氫及水電解制氫成本進行折算、比較。制氫成本與制氫原料種類及其價格密切關(guān)聯(lián)，不同原料、不同價格以及不同的電價、水價等均對制氫成本有直接影響。以下對各種制約氫氣成本的關(guān)鍵因素進行簡要分析。

（1）原料、氫氣的生產(chǎn)成本

制氫原料價格的高低對氫氣成本的影響wei明顯，上述3種制氫方法的原料價格對氫氣成本的影響見表1。根據(jù)當(dāng)?shù)卦蟽r格、電價、稅收、生產(chǎn)規(guī)模、工藝流程等諸多因素的差別，按人民幣每標(biāo)準(zhǔn)立方計算，裝置出口壓力也不盡相同，從常壓～3.5MPa不等。

從表1中可以看出，原料費用占天然氣水蒸氣重整制氫成本的74%～90%、原料費用約占甲醇重整制氫成本的90%、用電費用占水電解制氫成本的70%～90%，這3種制氫方式原料對其制氫成本的影響見表2。

表1 3種水電解制氫方式指標(biāo)對比

表2 氫氣生產(chǎn)成本與原料價格對比表

注：其中制氫成本只要指生產(chǎn)環(huán)節(jié)成本，不含投資、土地廠房、人工、折舊、壓縮、儲運等環(huán)節(jié)。

四川成都某一專業(yè)制氫工業(yè)裝置生產(chǎn)廠家長期致力于氫能技術(shù)的研發(fā)和示范應(yīng)用，尤其在制氫技術(shù)的創(chuàng)新和研發(fā)領(lǐng)域，截止到2019年底，共承接國內(nèi)外制氫裝置565臺（套），其中甲醇制氫裝置288臺（套），天然氣制氫裝置83臺（套）；該公司長期致力于中小型制氫技術(shù)的創(chuàng)新與研發(fā)，截止到2019年12月底，中小型制氫（制氫規(guī)模≤5000m3/h）業(yè)務(wù)占到整個公司全部制氫業(yè)務(wù)的90.43%。根據(jù)其多年多套制氫設(shè)備供應(yīng)和運行經(jīng)驗，實際的氫氣生產(chǎn)成本要比表2中的成本高出10%～15%。

（2）氫氣的儲運

氫氣運輸成本與氫源距離密切相關(guān)，公路運輸則需要考慮儲氫技術(shù)和運輸安全所帶來的成本，氣態(tài)氫的運輸半徑以200～300km以內(nèi)為宜，液氫的運輸距離可達1000km，隨著運輸距離的增加，氫氣的運輸成本也增加明顯，詳見表3；公路運輸裝載量有限（一般不超過4000m3），液氫運輸裝載量可增加至壓縮氫的6倍以上，但液化過程耗能高達全部氫能量的30%～40%，參照CNG和LNG的運輸成本計算，壓縮氫氣和液化氫氣的百公里運輸成本均在20元/kg以上。由于氫氣的特殊性，管道輸氫受距離、城鄉(xiāng)規(guī)劃、沿途地址等條件等影響，一般僅在化工園區(qū)等小范圍內(nèi)采用，其一次投資成本高。

除增加的運輸成本外，由于氫氣的特殊性質(zhì)，還必須考慮運輸安全性。氫氣運輸中需要付出較高的安全成本，且氫氣在運輸過程中容易污染，以至于氫氣品質(zhì)降低。

表3 不同運輸距離的氫氣運輸成本

注：①氣態(tài)氫氣運輸，設(shè)定條件為長管拖車水容積25.9m3、滿載高壓18MPa、卸載后低壓5MPa，單臺單次運輸氫氣3360m3，即306kg；長管拖車水容積25.9m3，滿載高壓30MPa，卸載后低壓5MPa；單臺單次運輸氫氣6470m3，即577kg。②采用長管拖車為日加氫量為500kg的加氫站輸送氫氣，30MPa輸氫壓力條件下，每天需要1趟才能滿足加氫站用氫需求。

（3）制氫站的建設(shè)成本

在規(guī)模相近的條件下，采取租賃氫氣長管拖車、站外制氫加氫站的建設(shè)成本小。采取甲醇水蒸氣制氫工藝的站內(nèi)制氫加氫站的建設(shè)成本要低于采取天然氣重整制氫工藝的站內(nèi)制氫加氫站，也低于水電解制氫工藝。在上述工藝制氫裝置建設(shè)成本中，天然氣制氫一次性投資高，一般適合1000m3/h（標(biāo)準(zhǔn)）以上的制氫規(guī)模；甲醇制氫投資較低，適用于2500m3/h（標(biāo)準(zhǔn)）以下的制氫規(guī)模；水電解制氫投資較高，單槽適合1000m3/h（標(biāo)準(zhǔn)）以下的制氫規(guī)模。

綜上所述，在規(guī)劃加氫站時，需要綜合考慮站外制氫以及各種工藝類型站內(nèi)制氫的一次性建設(shè)成本和制氫成本，結(jié)合建設(shè)地點實際情況，綜合考慮采取heshi的氫氣來源方式。考慮到在眾多制氫技術(shù)中心，天然氣制氫、甲醇制氫的優(yōu)勢明顯；加之站外輸氫的綜合成本較高，加氫站采取站內(nèi)天然氣制氫或甲醇制氫成為較為適宜的建站模式。

（4）運營成本

在不考慮設(shè)備維護及人員工資的前提下，站外制氫加氫站的運行成本取決于氫源的制氫成本和運輸成本。若加氫站距離氫源較遠，運輸成本將大幅上升，將導(dǎo)致加氫站經(jīng)濟性明顯下降。

氫氣相比于其他燃料更高的價格主要來自制氫環(huán)節(jié)。氫氣的制備、存儲和運輸?shù)燃夹g(shù)均影響到氫氣燃料能否方便快捷、低成本獲取，其中氫氣的大規(guī)模、低成本和高效制備是需要首要解決的關(guān)鍵性難題。據(jù)中商情報網(wǎng)，從我國目前的供氫基礎(chǔ)設(shè)施完善程度和技術(shù)水平來看，包括制氫和儲運在內(nèi)的氫氣成本占到加氫站終端售價的70%左右，其中氫氣原料成本占比達到50%。因此制氫環(huán)節(jié)較大程度上決定了氫燃料使用的經(jīng)濟性。國內(nèi)加氫站（站內(nèi)制氫和站外制氫）氫氣售價組成見圖5。

圖5 加氫站氫氣售價組成圖

2、結(jié)語

通過對制氫加氫合建站的建站模式進行簡要的分析，結(jié)合建設(shè)實際情況的復(fù)雜性，提出了如下具有建設(shè)性的意見和建議，希望對政府管理機構(gòu)、科研單位及相關(guān)企業(yè)進行加氫站提供指導(dǎo)和建議，共同推動氫能社會的前進步伐以及對以后加氫站標(biāo)準(zhǔn)及規(guī)范的起草和修編提供參考。

（1）因地制宜，根據(jù)本地資源特點，選擇wei適宜的制氫方式。

（2）加氫站采用制氫加氫合建站模式，即分布式供氫模式，可大限度避免氫氣儲運帶來的成本和風(fēng)險，用氫總體成本優(yōu)于集中供氫，是氫燃料電池發(fā)展初期的首要選擇。各種制氫方法中，天然氣制氫和甲醇制氫以其各自具有的優(yōu)勢成為分布式供氫（即制氫加氫合建站）的2種可供選擇的模式，由于中國各個地方的能源結(jié)構(gòu)存在很大差異，可以結(jié)合自身條件和需求進行合理的站內(nèi)制氫方式（水電解制氫、天然氣制氫、甲醇制氫）的選擇。