油氢合建站设计建设

油氢合建站模式主要优势在于 ①可以有效、快速地解决加氢站的规划布局和建设问题; ②节约土地，减少城市近郊、远郊土地供应压力; ③油氢共存，靠近终端客户，方便车辆加注氢气; ④合理利用现有加油站人力资源和管理制度，便于统一管理，提升加氢站运营管理水平; ⑤油氢合建站可以减少危险性场所数量


加氢站与加油站合建可以有效解决用地审批困难、选址受限、远离终端客户及管理成本高等问题。通过功能设施分区，共用给水和排水、供电、站控及安防系统，可最大限度地降低合建站建设管理成本，节约土地资源，实现加油与加氢合建站的可持续发展。简要分析了油氢合建站的优势，从功能分区、建设方案、建站等级、安全管理及日常运维等多角度介绍了合建站的特点; 剖析了国内外加氢站建设标准和规范发展现状，以《加氢站技术规范》GB 50516—2010 为切入点，对我国加氢站设计与建设标准的制定提出了合理化建议。分析结果可为加氢站项目建设或标准、规范修编提供参考。

氢能因其具有清洁、高效、安全、可持续发展的特性，被视为 21 世纪最具发展潜力的清洁能源［1］。氢能社会建设步伐的快速推进，对缓解能源紧张与环境污染问题显得尤为重要［2］。欧美、日本等国和地区制定了详细的氢能产业规划和发展路线图。我国高度重视氢能和燃料电池产业发展，得到了国家多部委、地方政府的持续关注［3－6］。国家将推进加氢站建设写进 2019 年政府工作报告，意在推动氢能基础设施建设。《中国氢能产业基础设施发展蓝皮书( 2016) 》首次提出了中国氢能产业的发展规划图，提出到 2020 年实现 5 000 辆级规模在特定地区公共服务用车领域的示范应用，建成 100 座加氢站; 2025 年实现 5 万辆规模的应用，建成 300 座加氢站; 2030 年实现 100 万辆燃料电池汽车的商业化应用，建成 1 000 座加氢站［7］
加氢站在国内起步较晚，设备供应商设备质量、工程建设及现场运营水平参差不齐［8－12］。国家、地方层面对加氢站方面的规划、标准建设相对滞后。与氢能产业链相关的技术标准、行业规范也在加紧制定和完善中［13－16］。加氢站大多选址离目标市场较近的区域，用地十分紧张，由于加氢站介质的特殊性及高压力等级，其安全、稳定及可靠运行问题备受社会关注［10，14，16］，因此管理部门在新建加氢站用地、环评审批等环节比较谨慎。

油氢合建加氢站优势
油氢合建站是依靠已有加油站而建，被认为是目前加氢站建设的最佳方式。部分加油站具备油氢合建站的基本条件，有足量的土地以及跟周边设施的距离满足加氢站技术规范( GB 50516—2010) 的要求［18］。这不仅可以有效节约土地成本，而且可以依靠已有加油站销售网络，带来比较稳定的客户，形成一个可持续发展的加氢基础设施推广新模式，从而体现出建设油氢合建站的可行性。同时，现有加油站已有多年运营经验，在设备维护、安全管理以及人员素质方面都有得天独厚的条件，为油氢合建站的建设和示范运行提供了基本保障。
油氢合建站模式主要优势在于 ①可以有效、快速地解决加氢站的规划布局和建设问题; ②节约土地，减少城市近郊、远郊土地供应压力; ③油氢共存，靠近终端客户，方便车辆加注氢气; ④合理利用现有加油站人力资源和管理制度，便于统一管理，提升加氢站运营管理水平; ⑤油氢合建站可以减少危险性场所数量，尤其是城市建成区危险性场所数量，有利于保障城市居民生命安全。
鉴于加氢站建设和运营的经济性是制约其发展的关键因素，综合分析来看，油氢合建站是满足未来相当长时间内油、氢燃料电池车共存期能源补给的最佳方式。
合建站建设方案及要点
1功能分区
油氢合建站总图布置需要考虑两方面因素，一个是合建站内设施之间，以及站内与站外建构筑物的安全间距［19］; 一个是功能划分，满足合建站内加油、加氢车辆的合理车行流向。
油氢合建站需要实现功能区严格划分和相对隔离，确保合建站内加油、加氢安全。一般而言，将合建站分为加油设备区、加氢设备区、加油加注区、加氢加注区、商业区等五个功能区域。根据合建站实际情况，功能区域可以灵活调整。加油区和加氢区地面设置隔离沟，或者加氢区地面略高于加油区，避免逸散的油气向加氢区扩散。
加氢设备区设置有长管拖车、卸气柱、压缩机、储氢罐或储氢瓶、顺序控制盘、冷水机组或冷冻水机组等设施。从减少占地、便于管理等角度出发，加氢设备区的设备多采用模块化设计，缩短现场施工周期。加氢设备区多采用封闭管理模式，利用栅栏或围墙等形式形成封闭区域，防止非工作人员进入。
2建设方案
两种常见的合建站平面布置方案分别如图 1、 图 2 所示。针对既有加油站内增设氢气加注功能，可以采用固定储氢设施和移动储氢设施两种模式。
在站房东侧增设加氢区域，在此区域内完成卸氢、压缩氢气、储存氢气和氢气加注。此区域为围墙或栅栏形成的封闭区域，设置有警示标志，严禁人员随意进入该区域。另外，可以利用现有加油岛改造为加氢岛［20］，加氢岛和加油岛可共用一个罩棚或做简单的改造，不需要进行额外建设，如图 2 所 示。为了减少车辆、人流对加氢管线布置的影响，加氢岛与储氢罐之间管线设置于管沟内，在不填沙情况下管沟上铺设带孔盖板，防止氢气聚集; 在管沟填沙情况下可以铺设不带孔盖板。
新建油氢合建站，需要综合考虑站址选择、油氢的预期需求量、氢气气源的远近、与周边设施的安全距离等多重因素。合建站的设备布局需要满足安全间距、环保、消防安全相关标准和规范要求。加油加氢车辆进出站的路由优化，避免加氢车辆与加油车辆相互干扰。
普通加油站电力容量在 50 kVA 左右，增设加氢设施后，需要进行电力扩容以满足用电负荷。根据国家 标 准《供配电系统设计规范》GB 50052— 2009 的规定，加氢站用电负荷等级按照三级负荷设计。为便于统一管理，加油站控制需求建议整合到加氢站自控系统中。可燃气体检测仪系统、火灾报警系统、安防监控系统、声光报警系统需要进行集中管理。站内地坪雨水通过明沟及雨水口收集，通过雨水管道输送出边界，最终进入市政污水管道，进市政污水管道前设置隔油设施。站内给水、消防系统主要依托市政给水管网及消防设施，并根据规范要求设置手提式及推车式小型灭火器。
3合建站等级
现行国家标准《汽车加油加气站设计与施工规范》GB 50156—2012( 2014 年版) 中第 3. 0. 9 条( 见 表 1) 规定了加油站等级。
按照《加氢站技术规范》GB 50516—2010 规定，加氢站对站内氢气总容量和单罐容量进行了限定，参见表 2。目前加氢站大多为三级加氢站或二级加氢站，一级加氢站数量极少。由于氢气压力高，单罐容量少有大于 500 kg，均能满足标准要求。
油氢合建站的等级划分参见表 3。从表中可以看出，一级加油站内不得合建加氢站，二级加油站内与二级加氢站、三级加氢站合建后上升为一级油氢合建站，两种等级的三级加油站与二级加氢站合建后均升级为一级油氢合建站，三级加油站( 30 m3≤ V≤60 m3 ) 与三级加氢站合建时，升级为二级油氢合建站，三级加油站( V≤30 m3 ) 与三级加氢站合建时，仍为三级油氢合建站。
现有加油站增设加氢站，除了需要符合城市规划、环境保护和节约能源外，还需要满足消防安全。另外，根据标准规定，在城市建成区内不应建设一级加氢加油合建建站。
4合建站的安全问题
为确保加氢站的安全稳定运行，不论是在加氢站选址、设备布局、工艺及工程设计阶段，还是设备选型、施工、验收、运营过程，都必须严格按照相关标准和规范开展工作。如 指导加氢站设计的《加氢站技术规范》GB 50516—2010、《加氢站安全技术规范》GB T 34584—2017 等。GB 50516—2010 对站址选择、总平面布置、安全间距、加氢工艺与设施、消防与安全设施、建筑设施、给排水、电气装置、施工安装验收及运营管理等方面做了明确的规定。合建站内加氢机、储氢罐、压缩机间、可燃气体调节阀组间与加油站内埋地油罐、加油机、密闭卸油点、站房的间距见表 4。国外加氢站工艺设备布置紧凑，与国外同类型加氢站安全间距相比，我国规范的安全间距仍有缩减的空间，从而利于用地布局。
氢气的爆炸极限 4. 0% ～75. 6%( 体积浓度) ，在设备布置、顶棚设计等需要考虑泄漏气体扩散条件，避免氢气的积聚［21］。氢气燃烧时的火焰无颜色，肉眼不易察觉，因此具有较高的火灾危险性。一般应在压缩机、储氢罐附近及加氢机顶部设置 1%氢浓度探测和红外火焰探测装置，站内布置地震监测设施。
5合建站的运维

在油氢合建站运维方面，为了满足终端用户燃油或氢气需求，在加油站入口合适位置标注本站是否具有氢气加注服务功能，将加氢区和加油区进行区分，避免燃油加注车辆挤占加氢车辆位置。
在加氢站运营安全管理方面，加氢站运维人员上岗前必须经过专业培训，持证上岗; 安排专职安全人员巡查，对安全阀、控制阀等定期校验; 卸车、加注过程要有专人进行操作; 定期按规定的路线或先前制定方案进行巡检，发现问题及时处理或向上级汇报，确保巡检路线、逃生通道的通畅。站内需要制定详细的操作规定和管理制度，尤其是应急预案的制定和定期进行演练，根据实际情况进行预案的完善。
如果氢气管道铺设在管沟内，管沟内积水需要及时外排，避免氢气管线浸泡在水中。加氢设施区域需要设置围栏或围墙，防止无关人员进入加氢站工艺设备区、控制室，严防明火; 加氢枪软管气密性检查，定期更换。
1国外加氢站标准现状
欧美、日本等国家是最早开展氢能技术开发与应用的国家。据不完全统计，国外针对燃料电池用氢气加注站制定了专门法规、标准的国家有近 10 个，例如 美国《NFPA 2》、英国《BCGA CP33》、日本《高压气体保安法》、德国《VdTV Merkblatt》、韩国《KGS FP216》、法国《la rubrique N1416》及意大利《Ｒegulation 2006－08－31》［22］等。除此之外，美国动力机械工程师协会( American Society of Mechanical Engineers，ASME) 发布的 SAE J2601—2016; 国际标准化组织( ISO) 发布的 ISOTS 19880 等技术标准，对加氢站、氢能产业相关领域做出了明确规定。
2国内加氢站标准现状
国内氢能和加氢站标准大多是近十年颁布的，主要集中在加氢站设计、建设、安全及关键设备等。
2005 年国家建设部和质监局联合颁布了升级的《氢气站设计规定》GB 50177—2005，对国内新建、改建、扩建氢气站、供氢站及厂区设计提供依据; 2010 年国家建设部和质监局再次联合颁布了《加氢站技术规范》GB 50516—2010，对国内加氢站设计、建设起到了积极的指导作用。2019 年 8 月国家住房和城乡建设部委托中国石化集团公司主持修编《汽车加油加气站设计与施工规范》，修订的主要内容之一是增加油氢合建加氢站的技术要求，以适应氢燃料电池汽车的发展。2020 年 6 月 12 日住房和城乡建设部公布了《汽车加油加气加氢站技术标准( 征求意见稿) 》《加氢站技术规范( 局部修订条文征求意见稿) 》，征求意见稿分别对原标准进行了局部的修编和内容补充。
3加氢站技术规范讨论
《加氢站技术规范》GB 50516—2010，为国内加氢站、合建加氢站工程设计、设备采购、施工及验收等提供了依据，是加氢站安全运行必须遵守的技术标准之一［23］。2010 版加氢站技术规范发布时，国内加氢站建设屈指可数，对加氢站建设实际情况考虑较少，加氢站技术规范部分条款操作性不强。随着近年来加氢站建站步伐的加速推进，在加氢站工程设计、建设方面出现了一些亟待解决的问题。
加氢站管线共沟设置问题
《加氢站技术规范》GB 50516—2010 中 6. 5. 6 条“站区内氢气管道明沟敷设时，不得与空气、汽水管道等共沟敷设; ”该条是强制性条文，在条文解释中提到，氢气管道不得与空气管、给排水管等无关管道共沟敷设，以避免在明沟内出现明火作业。结合日本、欧美等国加氢站建站情况及当前国内加氢站建设实际，建议取消氢气管道不得与空气、汽水管道等共沟敷设之规定。简要分析如下
(1) 加氢站内常见管道类型有 氢气管、放散管、循环水管、冷却液管、冷冻液管及氮气管等。氢气管道内是高压易燃易爆的氢气，其余均为惰性介质管线。即使共沟敷设，也不会带来额外的易燃、易爆介质。从危险性技术层面看，共沟敷设并无不妥。
在进行加氢站设计、建设中，由于氢气管道与其他管道不能共沟敷设，所以至少需要设置两条管沟。两条沟不仅增加了工程量，而且由于管沟上需要铺设带有通气良好的孔或条缝盖板［21］，车辆来回碾压带来潜在的危险，一条管沟则降低了被车辆碾压破坏的可能性。
(2) 氢气管沟在爆炸危险区划分通常划分为 1区或 2 区。在爆炸危险性区域进行动火作业，需要到相关部门办理动火作业票审批手续。由于加氢站内配套设施管线彼此关联，配套管线出现问题，加氢站也不能正常运行。如果确实需要对共沟敷设的管道进行明火作业，此时加氢站是停止氢气卸气、压缩和氢气加注作业的，甚至将管沟内氢气管道中的氢气进行临时放散。从加氢站安全运营、维护管理层面看，健全的管理制度也能将共沟敷设明火作业的危险性降至最小。
综上，从技术、管理及实际运行角度综合分析，氢气管道可以与加氢站相关的放散管、循环水管、冷却液管、冷冻液管及氮气管等共沟敷设
罩棚形式
《加氢站技术规范》GB 50516—2010 中 8. 0. 3 条 “加氢岛、加氢机安装场所的上部罩棚应符合下列规定 罩棚内表面应平整，坡向外侧不得积聚氢气。”该条文是强制条文，必须执行，但实际可操作性较差。建议直接删除或修改为“罩棚内表面应平整，不得积聚氢气。”作为规范标准，不应该限制罩棚的具体坡向形式。
(1) 8. 0. 3 条的条文解释中提到，据调查，国内外已建成加氢站的加氢机部分均采用四面或三面开敞的上部设置罩棚形式。这种做法既有利于氢气的扩散、人员疏散和消防安全，又有利于氢能汽车加氢作业的操作。该条文解释未提到上部设置罩棚的具体形式，条文与解释不对应。
(2) 加氢机顶部罩棚一方面是为加氢机遮雨、避免阳光长时间照射，另一方面也是为氢气加注操作人员、加氢用户提供一个相对舒适的环境。罩棚设置必须满足氢气不积聚的要求，不应该限制罩棚的具体坡向形式。如图 3 所示，罩棚坡向内侧，也不会积聚氢气。
不发火地面
《加氢站技术规范》GB 50516—2010 中 8. 0. 10 条“有爆炸危险房间或区域内的地坪，应采用不发火花地面。”此款规定缺乏必要的数据支撑，建议改为 有爆炸危险房间的地坪，应采用不发火花地面，或者删除此条款。
不发火花地面的设置借鉴《汽车加油加气站设计与施工规范》GB 50156—2012，第 5. 0. 5 条加油加气作业区内，不得有“明火地点”或“散发火花地点”。氢气的密度为 0. 089 8 kg m3，远低于空气的密度 1. 293 kg m3 和天然气的密度 0. 716 kg m3，一旦泄露很容易向上扩散，不易在设备或建筑低处积聚［24－25］，即泄漏的氢气向上运动，地面产生的火花是否能引燃氢气，建议委托专业机构开展氢气泄漏与发火地面燃烧爆炸危险性实验研究，不能直接将加油加气站的“明火地点”或“散发火花地点”引用过来。氢气易扩散且扩散水平半径小，主要向上扩散的特性，决定了室外地坪不需要采用不发火地面。
其他方面
(1) 建议明确 3. 0. 2 条中长管拖车的容积是否包含在储氢罐总容量内。
(2) 6. 5. 4 条放空管道的阻火器设置。LNG 站标准中要求排放管不设置阻火器。建议研究阻火器设置的必要性，并提出阻火器设置位置与阻火器型式说明。
(3) 在术语说明中补充建议说明可燃气体压缩机间、可燃气体调节阀组间，避免使用过程的误解。
合建站建设存在的问题与建议
近年来，各地相继出台氢能产业规划，氢能基础设施建 设 呈 现 迅 猛 发 展 态 势［26］。截 至 2020 年 1 月，中国已建成加氢站 61 座，其中建成油氢合建站 4 座( 详见表 6) 。据不完全统计，2020 年底将建成超过 100 座加氢站，其中大部分是油氢合建站、气氢合建站或油电氢合建站等。在众多合建站类型中，油氢合建站被认为是最具发展潜力的能源加注站。
1存在问题
针对合建加氢站加氢站建设瓶颈问题，影响其发展的主要因素
①加氢站归口管理不明、审批流程复杂，作为新生事物，加氢站的地方管理部门归属不明确，将加氢站作为危化品管理还是能源供应站管理，各地做法不一
②加氢站设计、建设、施工人员能力参差不齐、管理不到位;
③站内制氢加氢站的土地性质，如按照工业用地审批在站制氢，除新批加氢站用地外，在现有加油站、加气站内增加制氢设施，土地性质从商业用地变为了工业用地，很难通过政府审批及消防验收;
④合建站标准缺失，现行加氢站标准可操作性差，安全间距远大于国外同类加氢站［22］。国内具备增上加氢设施的加油站不足十分之一，严重阻碍了油氢合建站的发展;
⑤加氢站建设成本过高，尤其是 70 MPa 氢气加注压力等级的压缩机、储 氢 罐、加氢机等核心设备，高压控制阀门、仪表、管件等核心设备主要依赖进口;
⑥加氢站尚未形成网络，运营氢燃料电池车少，终端氢气加注价格高，加氢站综合运维成本居高不下，收支不平衡;
⑦油氢合建站技术管理人才缺失。
2建站建设建议
为加快加氢站建设进度，助推氢能社会的建设步伐。
①从产业政策方面，需要做好油氢合建加氢站具体规划发展路线图，明确地方主管部门、细化审批流程; 地方企业及协会组织积极争取国家的财政支持和当地政府财政投入，希望国家在合建站税费等方面予以支持;
②从标准规范方面，《加氢站技术规范》GB 50516—2010 颁布实施距今已近 10 年，2020 年 6 月发布的征求意见稿中可以看出，尚存在有影响加氢站发展的强制条款需要修改。进一步结合国内加氢站建站实际，开展系统安全实验论证和评估，让指导加氢站建设的规范更具科学性、合理性和可操作性;
③从氢气管理方面，需要对加氢站进行综合评估，将氢气作为一种能源供给形式，而非危化品进行管理;
④从加注压力等级和氢源方面，以 35 MPa 氢气压力加注为主，逐步过渡到 70 MPa 为主，以离站型加氢站为主，兼顾在站制氢型加氢站，优选发展电解水制氢、天然气水蒸气重整制氢撬装技术;
⑤相关单位、科技媒体大力开展人民群众的氢能科普工作，避免出现“谈氢色变”的现象。
油氢合建站需要做好功能分区，严格落实站安全间距和合建站等级，依托于加油站内的给排水系统，共用变配电、站控及安防系统，最大限度地降低合建站建设管理成本。油氢共存，解决了加氢站规划布局问题，节约了土地资源;靠近终端客户，有利于氢能示范推广; 统筹安排，利用现有加油站人力资源和管理制度，提升加氢站运营管理水平，实现加油与加氢合建站的可持续发展。
为了实现油氢合建站大规模推广，油氢合建加氢站相关技术规范有待于进一步完善。油氢合建加氢站具有显著优势，在氢能社会建设过程中需要提高对合建站的重视。因此，推广油氢合建站建设具有重大的现实和社会意义。
液氢发展的能效性
把氢气从常温气态变成-253℃液态，理论能耗在4 - 5kWh/kg，而实际的低温工程中液化氢气的综合能耗在6.5 - 20 kWh/kg之间，这与氢气液化的规模有关：当氢液化的规模在2吨/天及以下时综合能耗超过20 kWh/kg，而当氢液化规模在150吨/天时可降至6.7 kWh/kg甚至更低，10-30吨/天氢液化工程的综合能耗在10-14 kWh/kg之间。这也是我们不断提高氢液化工程规模的重要原因，只有在大规模应用液氢时才具有经济性。一般来说，氢液化工程的经济平衡点大约在8-10吨/天，与可利用的电价和氢源有关。
一旦气氢变成液氢之后，在中游的储运和下游的加注利用环节，会比高压气氢有更多的优势。
01液氢的储运环节
液氢公路罐箱（车）的单次运输能力在2.5-3.3吨，是20MPa长管拖车单次运输能力的6-8倍，且运输车的自重降低30%左右，因此液氢的百公里运输费用只有20MPa长管拖车的10%-15%，经济运输距离可达1000km以上。
02加氢站加注环节
如果是面向35MPa/70MPa高压储氢的燃料电池汽车，气氢加注到车辆采用隔膜式压缩机增压，由于压缩功转化为热量，氢气温升可达200以上，再加上常温下氢气加注的膨胀过程也有较大的温升，为了确保燃料罐氢瓶的安全性，必须采用强制冷却的方式，能耗甚至远超过压缩机的能耗，一般来说气氢给35MPa车辆加注的综合能耗在3 - 4 kWh/kg，给70MPa车辆加注的综合能耗在6 - 8 kWh/kg。而液氢面向35MPa/70MPa高压储氢的燃料电池汽车加注，是采用液氢泵增压然后汽化器复温（以环境作为热源，无需额外耗能）的方式，不仅压缩液体的液氢泵比压缩气体的压缩机节能，而且汽化器复温可以选择复温到-40℃，可不必考虑高压加注膨胀温升到影响。因此即使液氢给70MPa高压车辆加注的综合能耗也不超过2 kWh/kg，能耗优势明显。
03液氢的终端应用与液氢重卡
在大功率长续驶里程的氢能重卡应用场景下，要求的车载储氢量达50-80kg以上，如果采用高压氢瓶，即使是70MPa氢瓶，也需要5-8个250L的大容积氢瓶，而液氢瓶只需要一个0.8-1.3m3的液氢燃料罐，其储氢系统的体积密度和重量密度远高于高压氢系统。重卡的动力系统电堆功率超过150kW，热管理系统采用水冷型强制冷却。在此系统中，车载液氢燃料也需要通过换热设备加热复温到常温，因此可以采用液氢冷能回收利用的方式来冷却大功率电堆，使得重卡电堆的设计可以更加紧凑、高效、长寿命。同时，液氢品质的优越性也是高压氢所不能比拟的，除了氦气之外所有的杂质气体遇到液氢都会凝固分离，因此液氢汽化后直接获得超纯氢，这一品质可以从上游液化一直保持到终端进入电堆，对燃料电池汽车动力系统的长寿命、高性能保证具有重要意义。
福田智蓝欧曼液氢重卡
综上所述，液氢的应用适合于大规模场景，其经济性体现在综合能耗的降低和储运、加注的经济性，以及终端的高密度储氢和高品质利用。终端车载液氢储氢更适合于重卡和船舶、列车、飞机等，在乘用车和中小型商用车载储氢方面并不比高压储氢有优势。
而液氢在加氢站则可以面向所有车辆加注，在储运领域更具优势：把海上风电、西部光伏等廉价的可再生能源发电所制取的绿氢，再利用当地的廉价电能进行液化。而液氢所携带的廉价电能可以长途运输数千公里，在终端加氢站应用时所节省的电费单价，已经远远高于制氢和氢液化时的电价。这才是水电解制绿氢液化储运到终端的产业链具备经济性的根本原因。