【论文精选】加气加氢合建站工艺流程与总平面布置

作 者： 赵青松，郝蕴华，徐明星，刘兴

第一作者单位： 北京市公用工程设计监理有限公司

摘自《煤气与热力》2022年11月刊

1    概述

氢能是高效、清洁无污染和可持续发展的二次能源，氢能来源多样、可储存可再生，作为最有潜力的能源之一受到世界各国的重视和大力发展。

国内外正在研究开发的氢气天然气混合燃料（ HCNG ）汽车已取得可喜成果。试验研究表明，当混合燃料中氢气体积分数为 15%~20% 时， HCNG 汽车具有低燃料消耗和低氮氧化物排放量的优点 ^{［ 1-2 ］} 。 HCNG 汽车加气站单独建站成本比较高，且建站位置宜靠近价格合适的氢源附近，限制了 HCNG 汽车加气站的建设和 HCNG 汽车的推广。加气加氢合建站是解决 HCNG 汽车、氢燃料汽车、天然气汽车需求的综合方案，也解决了因服务对象单一导致的加氢站投资回收期较长问题。

某项目所在地位于广东佛山，天然气制氢能力为 1 000 kg/d ，电解制氢能力为 400 kg/d ，设计外购氢气量为 1 050 kg/d 。天然气加气能力为 40 000 m ³ /d ，氢气天然气混合气（以下简称混合气）加气能力为 40 000 m ³ /d ，加氢能力为 1 000 kg/d 。本文结合该项目，对加气加氢合建站工艺流程与总平面布置进行分析。

2    氢源选择

在全球范围内，氢源主要有工业副产氢、化石燃料制氢（如煤制氢、石油制氢、天然气制氢）、电解制氢。在我国目前的氢能供应体系中，工业副产氢提纯的价格最低，但工业副产氢杂质含量高，提纯装置复杂（氯碱工业氢气提纯工艺相对简单），且工业副产氢工厂分布不均匀。煤制氢工艺受到资源分布限制，适合煤炭资源丰富地区。石油制氢工艺受制于我国原油大部分依靠进口，不宜在全国大规模推广应用。且煤制氢、石油制氢投资大，投资回收期长，氢转化率低，氢纯化工艺复杂，环境污染严重。天然气制氢投资小，工艺成熟，设备简单，氢转化率高，原料可以利用现有城市管道天然气，制氢过程基本上无污染。天然气制氢工艺可实现加氢站现场制氢，制氢成本适中，是氢能初级发展阶段解决氢源匮乏的工艺路线 ^{［ 3-4 ］} 。电解制氢的氢纯化工艺简单，但制氢成本受电价制约严重，利用太阳能、风能等清洁能源发电制氢是未来发展方向 ^{［ 5 ］} 。

对于加气加氢合建站，天然气制氢可作为主要氢源，电解制氢作为次要氢源，外购氢气作为备用氢源。电解制氢可充分利用市电低谷电力，更可利用附近的清洁能源电力，实现绿电制氢。在制氢设备维护期间，外购氢可满足加气加氢合建站业务正常开展。当氢气价格比较低时，可以直接采用外购的氢气作为氢源，提高加气加氢合建站的运行经济性。

3    加气加氢合建站工艺流程

加气加氢合建站工艺流程见图 1 。工艺流程包括天然气制氢工艺、电解制氢工艺、天然气加气工艺、混合气加气工艺、加氢工艺、外购氢工艺。

图 1    加气加氢合建站工艺流程

①天然气制氢工艺

管道天然气作为制氢原料、燃料进入天然气制氢装置，市政供水经过软化装置后制得纯水，也作为原料进入天然气制氢装置。采用天然气重整制氢工艺得到粗氢，粗氢经过变压吸附（ Pressure Swing Adsorption ， PSA ）工艺去除氢气中杂质，使氢气纯度达到 GB/T 37244 — 2018 《质子交换膜燃料电池汽车用燃料氢气》要求，生产出纯氢。 PSA 工艺吸附剂再生过程产生的再生气体燃料可输回天然气制氢装置作为燃料使用。经过 PSA 工艺纯化后的纯氢（压力约 2 MPa ）进入后续流程。

②电解制氢工艺

市政供水经过软化装置制得纯水，作为制氢原料进入电解制氢装置，利用市电或清洁能源电力电解得到粗氢。粗氢经过除水纯化装置除掉杂质气体和水分，得到满足 GB/T 37244 — 2018 要求的纯氢（压力约 2 MPa ），进入后续流程。

③天然气加气工艺

管道天然气经天然气净化装置去除气体杂质、水分和颗粒物，达到 GB 18047 — 2017 《车用压缩天然气》要求。利用天然气压缩机将天然气增压至 15 、 20 、 25 MPa ，储存在低压、中压、高压天然气储气瓶组内。进行天然气加气时，天然气加气机从低压、中压、高压天然气储气瓶组依次取气加注。

④混合气加气工艺

净化天然气与纯氢按一定体积比混合并达到 GB/T 34537 — 2017 《车用压缩氢气天然气混合燃气》要求。利用混合气压缩机，将混合气分别增压至 15 、 20 、 25 MPa ，储存在低压、中压、高压混合气储气瓶组内。进行混合气加气作业时，混合气加气机从低压、中压、高压混合气储气瓶组依次取气加注。

⑤加氢工艺

纯氢进入氢气缓冲罐，储氢压缩机将氢气增压至 20 MPa 后，储存在低压储氢罐。然后利用加氢压缩机，将氢气分别增压至 35 、 45 MPa ，储存在中压、高压储氢罐内。进行氢气加注作业时，加氢机从低压、中压、高压储氢罐依次取氢加注。

⑥外购氢工艺

氢气的纯度应达到 GB/T 37244 — 2018 要求。外购氢使用氢气长管拖车、氢气管束式集装箱运至站内，将氢气卸车至低压储氢罐内。

4    总平面布置

加气加氢合建站总平面布置见图 2 。按照 GB 50516 — 2010 《加氢站技术规范》（ 2021 年版）、 GB 50028 — 2006 《城镇燃气设计规范》（ 2020 年版）、 GB 50177 — 2005 《氢气站设计规范》、 GB 50156 — 2021 《汽车加油加气加氢站技术标准》、 GB 50974 — 2014 《消防给水及消火栓系统技术规范》、 GB 50015 — 2019 《建筑给水排水设计标准》、 GB 50016 — 2014 《建筑设计防火规范》（ 2018 年版）等标准进行设计。

图 2    加气加氢合建站总平面布置

站区总面积约 5 785  m ² 。天然气制氢区、电解制氢区与加气加氢区通过栅栏、伸缩门分开，防止闲杂车辆、人员穿行两个区域。加气加氢区设有独立出入口，方便加气加氢车辆进出站。制氢区设计有单独的物料进出口，使制氢区在任何时候都可以实现与加气加氢区隔离。制氢区通过伸缩门、 2.5 m 高实体围墙与站外隔离。

制氢区分为氢气卸车区域、蓄水罐区、软化水区（包括为气动阀门提供压缩空气的压缩机）、压缩机区、冷水机组区（为加氢机、压缩机提供冷水）、冷却塔区（为制氢工艺提供冷却水）、天然气制氢装置区、电解制氢装置区、天然气储存设备区（含天然气净化装置以及低压、中压、高压天然气储气瓶组）、混合气储存设备区（含混合器以及低压、中压、高压混合气储气瓶组）、氢气储存设备区（含低压、中压、高压储氢罐）、氮气区（生产氮气）、变配电区。

压缩机、冷水机组集中布置，方便管理维护。氢气卸车区布置在制氢区域，远离加气机、加氢机，可以避免闲杂车辆、人员靠近氢气长管拖车、氢气管束式集装箱，保证卸车过程安全。

加气加氢区设置 2 台天然气加气机、 2 台混合气加气机、 4 台加氢机。加气机、加氢机顶部设有罩棚，罩棚旁边设有站房、临时停车位。站房内设计有卫生间、值班室、营业室。加气加氢区通过伸缩门、 2.5 m 高实体围墙与站外隔离。

5    结语

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