摘要：在2021年新颁布的关于加氢站建设的两个重要规范GB50516—2010（2021版）《加氢站技术规范》和GB50156—2021《汽车加油加气加氢站技术标准》基础上，结合实际运行合建站存在的问题，提出L-CNG加气加氢合建站、加油加氢合建站、加气加氢合建站、LNG-液氢合建站、充电加氢合建站等不同型式加氢合建站的技术优化和建设方向，并探讨了未来“零碳排放”加氢合建站建设的可能性，为今后加氢站的发展提供可借鉴思路。  

2021年10月，国务院颁布《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，指出到2060年绿色低碳循环发展的经济体系和清洁低碳安全高效的能源体系全面建立，非化石能源消费比重达到80%以上。对于氢能产业，特别提出节能低碳的交通领域要求推动加氢站建设，并统筹推进氢能“制储输用”全链条发展。截至2021年上半年，国内已经建成加氢站超过150座，其中包括了独立加氢站、加油加气加氢合建站等多种灵活建站模式，在政策、机制尚不完善的局面下，加油加氢合建站和加气加氢合建站等合建方式成为企业更加青睐的方向：一是简化项目审批流程、节约土地费用；二是在不增加危险站址的情况下实现多功能加注；三是整合管理优势，节省人力资源；四是利用合建站分摊风险，降低运行成本。

面对加氢站以及合建站快速发展的形势，2021年住建部对关于加氢站建设的两个重要技术标准进行了重新修订和升版，GB50516—2010（2021版）《加氢站技术规范》（以下简称GB50516）单独指向加氢站建设，而GB50156—2021《汽车加油加气加氢站技术标准》（以下简称GB50156）只针对合建站建设。本文在对两个新颁布规范解读的基础上，针对目前实际运行合建站存在的问题，提出不同模式加氢站合建站的技术优化和建设方向，为未来加氢站的发展提供可借鉴思路。  

1  规范解读

为了更加科学地规范加氢站设计和建设，GB50516（2021版）重点修改内容是增加了液氢加氢站和加氢站材料选择相关内容，删除了所有关于合建站部分，对单独建设加氢站进行了专项技术规定；规范GB50156—2021《汽车加油加气加氢站技术标准》进行了重大调整，在原来加油加气的基础上重点增加了加氢内容，包含了高压气态加氢和液氢加氢，该规范主要针对的是加油加气加氢合建站技术，包含汽柴油、LPG、LNG、CNG、L-CNG、氢气等。这两个标准规范的调整体现出目前对加氢合建站的重视程度和规范约束，起到技术性指导和安全保证作用，但在加氢合建站实际建设中依然存在“合建”站仅是“形体”在一起的情况，而内部却“各自为站”，甚至部分加油加氢合建站还出现两个站房的现象。 因此本文针对目前已建加氢合建站现状，结合新颁布GB50516和GB50156标准规范要求，对多种类型的加氢合建站提供合理可行的技术优化，并对未来“零碳合建站”的建设方向提出设想。  

2  多种类型合建站的工艺优化与建议

2.1  L-CNG加气加氢合建站

L-CNG加气加氢合建站是L-CNG加气站和加氢站共同建设而成，对于该类合建站要充分利用LNG的两大特性：一是LNG拥有高品位的冷量；二是LNG作为化工原料的属性。

（1）冷能利用

L-CNG加气站是LNG通过LNG储罐外部空气气化器将增压后的低温LNG气化，释放冷量后增温至5℃以上加注车辆。LNG温度一般在-165℃~-157℃，含有高品位的冷能㶲，在25MPa加注压力下1m3低温LNG气化至5℃以上至少释放370MJ（折合102kWh）冷量，目前L-CNG加气站该部分冷量完全浪费。考虑到加氢站需要建设冷却机组，是站内耗电的主要设备，因此完全可以在L-CNG加气加氢合建站的加气站区域建设一个换冷设备，通过冷媒介质将LNG的冷量进行存储，并根据用户需求科学分配。L-CNG加气加氢合建站冷能利用工艺优化流程图见图1 。

图1  L-CNG加气加氢合建站冷能利用工艺优化简图

对于L-CNG加气加氢合建站中主要用冷用户有氢气压缩机的入口和出口冷却、加氢机的入口冷却以及站内站房空调、便利店冰箱等制冷设备。在站内建设换冷区将LNG冷量“转移”到非甲类、乙类的冷媒介质，可设置两级换热器实现，第一级换热器通过控制冷媒介质的流量实现用冷设备的需求；第二级换热器可采用空温式气化器，确保天然气的加注温度在5℃以上。第一股高温冷媒选择乙二醇水溶液或者冷冻水，温度在5~20℃，用于氢气压缩机的进出口冷却，同时在管路引出一小股流量供给站内站房空调、保鲜设备等；第二股低温冷媒介质选择乙二醇溶液供给站内加氢机和站房的冰箱等，温度在-15~10℃。 对于一个规模在1000kg/d的加氢站，氢气加注压力等级为70MPa，一年按照200 d运行时间，每天12 h，每年可节省耗电量10.5万kWh以上（如表1所示），如果站内周围允许，可以建设干冰制造加工厂和小型粮仓冷库，实现CO2减排。 

表1  L-CNG加气加氢合建站工艺优化后节能情况

（2）站内制氢

目前国内加氢站大部分是采用站外制氢的供氢方式，通过长管拖车在氢源200km半径范围内实现运输，由于高压氢气的质量存储密度基本在5%以下，运输效率维持在很低的1%左右，运输1kg氢气市场成本费用高达13~25元，这也一定程度限制了加氢站的布局和经济性。若采用站内制氢可以彻底解决氢气运输问题，目前常规用的制氢方式主要是煤制氢、天然气制氢、甲醇制氢、电解水制氢（网电）等。而对于L-CNG加氢合建站，增加小规模撬装天然气制氢模块是解决氢气来源的最佳方式之一，流程示意如图2所示： 

图2  L-CNG加气加氢合建站站内制氢流程图

（以35MPa加注等级为例）

由于加氢站氢气的需求量相对偏低因此采用撬装式天然气制氢装置完全可以满足供需关系，而且还可以实现土地高效利用，降低成本投资。例如规模在250Nm3/h的撬装制氢设备占地面积仅135~150 m2，投资大约在500万~600万元，相比于站外制氢可节约20~25元/kg，经济效益非常可观。由于天然气制氢装置涉及到净化预处理、天然气重整反应、气体纯化等，属于危化品装置，按照行业规定必须建设在化工园区，因此大部分加氢站无法获得相关手续报批。但是近几年地方从产业发展和安全监控考虑逐步优化政策，广东省深圳凯豪达加氢站示范站已经实现站内电解水制氢加氢一体，2021年7月佛山市首个站内天然气制氢加氢一体站实现日加注1100 kg规模。从大趋势分析，站内制氢加氢一体化模式随着氢能产业推广将会逐步推广实现。 而L-CNG加气加氢合建站将实现天然气和氢气两个重要能源融合，提高节能优化。

2.2  加油加氢合建站

加油加氢合建站是目前合建站中数量最多的一种型式，重要原因是加油站在所有能源加注站中占据市场最大，在国内仅中石化就有3万多座。而且加油站的经营效益相对可观，“以油养氢、分担风险”模式成为很多立足于加氢站和氢能产业经营者的短中期策略。 目前法国、荷兰等多个国家相继出台燃油汽车退出市场时间表，见表2。我国海南省也出台规定，在2030年将不再销售燃油汽车，相关部门也逐步开始研究传统燃油车退出市场课题，但是具体时间没有确定，初步预测是在2045—2050年。因此加油加氢合建站可以借助加油站剩下的市场强势期成功转型综合能源站和加氢站合建站。

表2  部分国家燃油汽车退出市场时间表 

（1）站内布局

考虑到目前加油车依然占据主流用户市场，加油车流量相比加氢车要多十几倍，因此对加油加氢合建站的站内布局显得尤为重要，要确保加油车和加氢车在加注过程不存在相互影响。这其中存在两个重要因素，一是加注时间的不匹配，一般加油车只需3~5min，而加氢车需要5~25min，特别是目前加氢车主要是大型货车和客车车型，加注时间相对更长；二是卸油口和卸气柱的位置，按照规范GB50156要求，在氢气卸气柱方向需要建设一个防火墙，会影响站内车道的流通设计。因此加油加氢合建站如果安排不合理将导致加油汽车“堵”在站内，增加安全隐患。 图3左侧是山东省某加氢加油合建站的实际布置示意图，由于加油站区域的卸油口位置和加氢站区域的防火墙位置影响，站内的加油和加氢车道是连通的，如果加氢站位置出现多辆大型车辆加注，加油车将很难进出，车辆集聚会增加加氢站内的风险。该项目占地属于平行于道路的狭长型，相对难布置，关键是调整卸油和卸氢的位置，错开加油车和加氢车的流向。如果将该布局优化之后（见图3右）将不会出现上述情况，同时可减少站房占地，减少整体项目占地面积。

图3  山东省某加氢加油合建站布局示意图 （左图为实际布局，右图为优化后布局）

（2）罩棚改造

目前加油加氢合建站大多数是在原有加油站运营基础上新增加氢机，或者充分利用原有加油机拆除改建为加氢机，减少土地征用。氢气是极易扩散且易爆炸气体，其爆炸极限范围在4.0%~75.6%（体积浓度），因此规范GB50156—2021中规定“氢气设备上方的罩棚应采用避免氢气集聚的结构形式”，主要设置自然通风或者事故通风。由于罩棚整体更换施工麻烦，因此可在加氢机顶部增加通风流动口即可，同时在罩棚易出现聚集位置设置可燃气体报警仪，联锁加氢机加注，如果氢气浓度超过0.4%建议自动控制加氢机停止加注。若罩棚无法施工或是新增加氢机，可以将加氢机设置在原罩棚边缘，针对加氢机增加敞开式罩棚，实现人员避雨等功能。

（3）其他方面

加油加氢合建站的管沟敷设严禁汽油管线和氢气管线共同敷设，而且加油站宜采用中性砂填埋，而氢气管线建议优先采用盖板式管沟，盖板增加通风口；按照规范氢气管线虽然也可以采用中性砂填埋的方式，但是从安全运营和后续维护的角度考虑采用可承重管沟通风型更合理。 由于加油站逃逸的油气密度远大于氢气，为防止油气流窜到加氢站区域发生集聚危险，建议加油站区域地面略低于加氢站区域地面。

2.3  LNG-液氢合建站

液氢加氢站目前在国内尚未有建设运营的案例，但是在美国、欧洲等氢能发展领先地区占有比例超过1/3。众所周知采用液氢的最大优势在于运输和存储密度高，可达到5.7%以上，满足国际能源署（IEA）提出的“质量储氢密度大于5%”的要求。而且采用低温槽车运输方式可解决高压气态氢气运输500km以外运输成本高的问题。

（1）液氢气体回收与处理

对于液氢加氢站氢气是以-253℃的液态存储，然后经过柱塞泵和气化器实现气相加注，但是在液氢卸运过程会产生大量的氢气，而且漏热的存在会导致储罐有大量的BOG（氢气蒸发气）生成，因此液氢加氢站最难解决的就是BOG回收与处理。目前LNG接收站大型低温储罐的日蒸发率可达到0.04%~0.05%，而液氢由于根据存储压力和存储容积不同，现阶段液氢存储的储罐压力一般在0.45~2.0MPa，日蒸发率基本在0.15%~1.0%，针对BOG的回收，提出两种工艺优化方案。

方案一是在站内增设氢气高压压缩机。通过增加氢气高压压缩机（45MPa规格）将站内的BOG直接压缩至加氢车中，该方案适用于加注量较大的液氢加氢站，增加设备少，但是电耗会增加。

方案二是增加一个再冷凝器和一个低压氢气压缩机，如图4所示。低温液氢通过泵增压后处于过冷状态，站内的BOG通过低压氢气压缩机增压与过冷液氢在再冷凝器中混合，液氢将蒸发的氢气进一步吸收和液化。考虑到氢气存在仲氢和正氢转化的现象，在再冷器的上部增设了转化催化剂。该方案将蒸发气液化后采用泵增压，1kg液氢在相同情况下采用泵增压至30MPa，耗电量不及方案一压缩机增压气体总耗电量的1/10。另外，通过该方案可减少氢气的放空量，对于二级液氢加氢站每年可节省2t以上的氢气。

图4  液氢加氢站氢气蒸发气回收和处理工艺流程简图 

（2）冷能利用

对于LNG-液氢加氢合建站均有低温和气化的相同特性，因此可以相互利用LNG和液氢冷量。目前的氢能源汽车不论是在液氢加氢站还是在普通高压气态加氢站，最后加注均为气态。因此可以充分利用氢能的气化冷量给LNG进行保冷，降低LNG的蒸发，保冷方式可采用罐外换热器或者罐体环形空间保冷。

2.4  加气加氢合建站

由于新能源汽车的市场冲击导致目前私家车和出租车改造燃气汽车的积极性减弱，加气站的市场日益萎缩，因此如果在经济效益相对不好的加气站基础上改建为加气加氢合建站，增加合建站的功能性，将会提高现有土地资源的价值，丰富能源加注。除了可实现加氢和加气独立加注功能，可增加天然气混合掺氢加注功能，如图5所示。

图5  加气加氢合建站天然气混合掺氢加注流程

充分利用站内氢气和天然气的资源，通过充装氢气浓度要求调节氢气和天然气的供给量。从技术角度分析不需要对加气站进行改动，主要分别增加氢气和天然气调节阀和计量器，采用在线色谱分析仪进行自动控制。目前辽宁朝阳天然气掺氢示范已经安全运行1 a，其掺氢比例在10%左右。目前按照相关规范和实验要求天然气中的掺氢比例一般在20%以下，能源的综合利用效率能提升15%。 在利用原有的土地基础上，建设多功能加气加氢合建站是燃气公司能源改革的重要方向，重新焕发气能源的活力，而采用掺氢在一定程度上可解决季节性天然气供应不足的问题。

2.5  充电加氢合建站

在GB50156—2021中明确规定在合建站中可以建设充电功能区域，未来锂电池和氢燃料电池将进入竞争局面，但是关于充电桩的建设位置和安全间距一直存在争议。在规范中要求“电动汽车充电设施应布置在辅助服务区内”，而辅助服务区是指加油加气加氢站用地红线范围内作业区以外的区域。关于如何布置电动汽车的充电桩，目前有两种方案。

方案一是将充电桩按照常规设备布置。如果不考虑充电桩本身用电特点，按照规范放置在辅助服务区即可，在加油加气加氢作业区设备爆炸危险区域边界线外再加3m。以加氢站区域的加氢机和卸气柱为例，内部空间划分为1区；据加氢机、卸气柱外轮廓4.5m，并延至顶部以上4.5m空间，划分为2区。因此按照辅助服务区的定义，只要充电桩在站内工艺设备7.5m以外的辅助区建设即可。

方案二是将充电桩按照用电设备布置。如果将充电桩按照配电设备考虑，规范GB50156可将其划分至“其他规格的室外变、配电站或变压器按丙类物品生产厂房确定”，根据规范中规定距离危险设施的安全间距是15 m。

在实际设计中该如何选择？从规范的制定角度来说按照方案一执行是不存在问题的，但是充电区域依然是可发生危险的区域，如果站内布置允许按照方案二执行则更加合理。

2.6  “零碳排放”合建站

“零碳排放”合建站能够实现吗？答案是肯定的，这其中最核心的因素就是电的“成分”，特别是“绿电”的组成。目前国内已经有油、气、电、光、氢一体综合能源站，但是由于合建站的占地面积较小，而且受光源的限制，光伏发电量很难满足站内电解水制氢、氢气压缩机等设备需求。 如果将来实现采用光伏或者核能发电，也就是可再生能源制备得到的“绿电”，再通过绿电进行电解水制氢得到绿氢，利用“可再生能源→绿电→绿氢”路线充分解决充电和加氢问题，实现“锂电池”和“氢燃料电池”、新能源汽车与氢燃料汽车共同发展的目标，解决交通碳排放高的问题。  

3  注意事项

关于合建站还有其他几点注意事项：

（1）根据规范GB50156—2021版，LPG站与加氢站、加气站母站和加氢站禁止建设合建站，包括二级站、三级站。

（2）LNG管线不建议采用埋砂的管沟敷设方式，更是禁止与氢气管线共同埋砂。

（3）炼厂、氯碱厂等副产氢气提纯充装站不能和加氢站合建一站，主要从土地使用性质和运营安全多个角度考虑。

（4）在进行加油站和加气站改建合建站时，会出现站级提高的现象，而规范对不同站级有不同要求，因此改扩建后出现合建站站级“升级”需要重新评估站址定位和站内布局。  

4  建议

关于氢能产业的法律法规和标准规范逐步完善，合建站标准的实施是现阶段加氢站发展的有力支撑，特别是未来在高速服务区布局合建站，可简化审批流程，缩短报批时间，同时降低综合运营成本，加速氢能示范推广。然而合建站并不是简单地将两个站加起来，上述提到了加油加氢、加油加气、L-CNG加气加氢和LNG液氢合建站等多种型式的有机结合，可充分地利用到每个站的特点。希望本文可以为后来加氢站合建站的优化建设提供参考。

（文章来源《现代化工》2022年第一期，作者：王江涛  如有侵权 请联系删除）