趙青松郝蘊華胡周海

(北京市公用工程設計監(jiān)理有限公司,北京市 朝陽區(qū) 100124)

0 引言

氫氣是清潔無污染、來源豐富、綠色低碳和應用場景廣泛的二次能源,可以和同為二次能源的電能相互轉(zhuǎn)化。氫氣可以由一次能源的煤炭、石油或天然氣制得,或由水能、風能、太陽能和核能等清潔能源轉(zhuǎn)換為電能后再轉(zhuǎn)化為氫氣。氫能作為能源綠色轉(zhuǎn)型的重要能源載體,是實現(xiàn)我國“3060碳中和”目標的重要途徑[1-2]。

截至2021年12月,全球累計有26個國家宣布氫能國家戰(zhàn)略[3],而國內(nèi)有30多個省市提出了氫能規(guī)劃。國家能源局、科學技術(shù)部印發(fā)了《“十四五”能源領域科技創(chuàng)新規(guī)劃》,把攻克高效氫氣制備、儲運、加注和燃料電池關鍵技術(shù),推動氫能與可再生能源融合發(fā)展,作為重點任務來發(fā)展,并且明確了氫能的戰(zhàn)略定位——氫能作為國家能源體系的重要組成部分和綠色低碳轉(zhuǎn)型的重要載體[4]。

截至2021年年底,我國已經(jīng)建成并投入運營的加氫站有255座。這些加氫站95%以上是高壓氣態(tài)氫氣儲運方式的加氫站,其他方式儲運氫氣的加氫站不到5%。高壓氣態(tài)氫氣儲運技術(shù),具有投資高、氫氣儲運效率低、氫氣經(jīng)濟運輸半徑小和加氫規(guī)模小等缺點,限制了氫能的快速發(fā)展勢頭。氫氣儲運環(huán)節(jié)出現(xiàn)了“卡脖子”問題,造成了加氫站的成本居高不下[5]。

液氫儲運方式由于具有儲能密度高、運輸效率高、運輸經(jīng)濟性好、可以遠程運輸?shù)葍?yōu)勢,越來越受到氫能業(yè)界的關注。規(guī)模化氫液化技術(shù)在美國、日本、德國等已經(jīng)具有成熟的商業(yè)應用模式,液氫儲運方式在其交通領域氫能利用中占比約70%,液氫運輸成本為高壓氫氣的 12.5%～20.0%,在規(guī)?；\輸方面具有明顯的經(jīng)濟優(yōu)勢[6-7]。

文獻[8-10]提出我國氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展尚處于起步階段,現(xiàn)階段問題較多,氫能發(fā)展頂層設計和規(guī)劃不足、區(qū)域氫源短缺等,液氫是高效的具有良好發(fā)展前景的儲氫方式,液氫是解決當前氫能儲運非常有發(fā)展前途的路徑。文獻[11]提出液氫是突破整個氫能體系規(guī)?；⑸虡I(yè)化運營瓶頸的必由之路,也是實現(xiàn)“碳中和”目標的必由之路。

目前,我國處于氫能推廣的初期,燃料電池汽車數(shù)量少,很多建成的加氫站業(yè)務有限,運營經(jīng)濟性差,建設加氫加氣合建站是解決加氫站運營經(jīng)濟性差的有效途徑之一。國內(nèi)液氫加氫站和加氫加氣合建站工藝設計的研究成果不多,文獻[12]分析了國內(nèi)制約液氫加氫站的因數(shù),但沒有對液氫加氫站的具體工藝做研究;文獻[13]提出了多種形式的加氫合建站,但僅是提出概念,對具體的合建工藝方案沒有進行深入的研究,尤其對液氫汽化加氫和加氫合建站沒有進行研究;文獻[14-15]對加氫合建站技術(shù)規(guī)范進行了研究,但研究沒有涉及到液氫合建站適用規(guī)范;文獻[16]提出了一種低溫壓縮儲氫加氣站,但從實際和常溫高壓儲氫技術(shù)儲氫能力提升有限,工程使用意義不大;文獻[17]提出了一種在站內(nèi)適用液化天然氣(liquefied natural gas,LNG)制氫的加氫站工藝設計方案。還有專家學者開展了加氫合建站建設和運營安全研究[18]、加氫加氣合建站模式的研究[19]、加氫站等級劃分原則的研究[20-23],但均未涉及加氫工藝或合建站工藝。

本文根據(jù)液氫的特點,結(jié)合LNG 加氣工藝設計經(jīng)驗,設計液氫增壓、液氫汽化和高壓氫氣充裝工藝路線方法,實現(xiàn)燃料電池汽車充裝氫氣和充裝液氫工藝,同時實現(xiàn)為外運氫氣長管拖車充裝氫氣;設計加氫加氣合建站工藝,實現(xiàn)為天然氣汽車充裝壓縮天然氣(compressed natural gas,CNG),同時實現(xiàn)天然氣長管拖車充裝CNG。

1 氫氣儲運工藝路線

液氫儲運方式和液氫加氫站工作原理為:(1)氫氣在液氫工廠降溫到-253℃,轉(zhuǎn)變?yōu)橐簯B(tài)氫;(2)使用液氫槽車運輸?shù)郊託湔?卸載和儲存到站內(nèi)的液氫儲罐內(nèi);(3)液氫使用液氫增壓泵進行增壓后,泵入高壓氫氣汽化裝置,汽化為高壓氣態(tài)氫氣,儲存到高壓氫氣儲罐內(nèi);(4)使用加氫機把高壓氣態(tài)氫氣加入到燃料電池汽車內(nèi),實現(xiàn)加氫工藝過程。

液氫儲運方式在單位容積內(nèi)可以儲運更多的氫氣,在相同的溫度下,液氫儲氫密度是87.5MPa高壓儲氫密度的1.36倍,是45MPa高壓儲氫密度的2.17 倍,是20 MPa高壓儲氫密度的4.34 倍。液氫的儲運壓力為1MPa,要比高壓氣態(tài)氣氫安全很多,液氫加氫站是未來加氫站建站的重要方向。采用液氫技術(shù)的加氫站有以下優(yōu)點。

(1) 節(jié)約投資和提高加氫能力。

高壓儲氫加氫站的氫氣壓縮機占加氫站設備成本的40%～60%。液氫加氫站不使用氫氣壓縮機,液氫泵的價格不足液氫壓縮機的1/10。相同占地面積的液氫加氫站可以實現(xiàn)3倍高壓儲氫加氫站的加氫能力。采用液氫儲運加氫技術(shù)可以節(jié)約加氫站的投資、提高加氣站的供氫能力和加氫站的運行經(jīng)濟性。

(2) 提供更完善氫能產(chǎn)業(yè)鏈。

目前我國僅有高壓儲運方式和高壓儲氫加氫站進入了規(guī)?；瘧秒A段,氫氣固態(tài)儲運方式、有機儲氫方式和綠氨儲氫方式還在技術(shù)原理研究階段,進入規(guī)?；瘧眠€有很長的一段路要走。液氫儲運方式是原理簡單、技術(shù)可行的氫氣儲運方式,國外已經(jīng)有一定規(guī)模的成熟應用。液氫加氫站相關的技術(shù)研究可以完善我國目前的氫能產(chǎn)業(yè)鏈,保障我國氫能供給安全。

(3) 提高安全性和氫氣運輸效率。

液氫的運輸壓力為1.0MPa,比高壓氣態(tài)氫氣運輸壓力(20MPa)降低了95%,運輸安全性得到了提高。一輛60m3的液氫槽車可以運輸液氫大約3800kg,相當于10～15輛高壓氫氣長管拖車的運輸效率。在2h內(nèi)就可完成液氫的裝載和卸載,裝卸效率比高壓氣態(tài)氫氣儲運方式提升100%,液氫經(jīng)濟運輸半徑可達1 000km。

(4) 液氫加氫站的氫氣純度更高。

氫氣液化過程中,把除了氫氣和氦氣之外的其他氣體都轉(zhuǎn)變?yōu)楣腆w去除,得到的氫氣純度可達到半導體氫氣的純度。使用液氫加氫站液氫儲運方式可以得到更高純度的氫氣,解決當前燃料電池用氫氣雜質(zhì)含量高的問題。

2 液氫汽化加氫加氣一體站工藝路線設計

2.1 合建站工藝流程設計

液氫汽化加氫加氣合建站工藝流程如圖1所示。

圖1 液氫汽化加氫加氣合建站工藝流程Fig.1 Process flow diagram of liquid hydrogen vaporization,combined hydrogenation and gas station

本站采用加氫站和加氣站合建的方式,可以集約使用我國目前已經(jīng)建成的2000多座加氣站,在已有的加氣站增加加氫功能,減少新建加氫站建站征地成本,降低加氫站建設投資成本。

液氫汽化加氫加氣合建站工藝流程按照不同的功能細分為以下流程。

2.1.1 液氫汽化和加氫工藝流程

液氫汽化和加氫工藝流程是本方案設計的主要工藝流程,也是最重要的工藝流程。流程簡化圖如圖2所示,主要涉及液氫槽車、液氫卸車系統(tǒng)、液氫儲罐、液氫增壓泵、液氫緩沖罐、液氫高壓汽化器、氫氣高壓氣瓶、氫氣換熱裝置、氫氣加氫機和氫氣燃料電池汽車等10個主要模塊。

圖2 液氫汽化和加氫工藝流程Fig.2 Process flow diagram of liquid hydrogen vaporization and hydrogenation

液氫槽車運輸?shù)揭簹淦託浼託夂辖ㄕ粳F(xiàn)場,把液氫卸入液氫儲罐內(nèi)暫存。液氫汽化時,通過增壓泵把液氫增壓到45MPa的壓力后泵入到液氫緩沖罐內(nèi),再流入到液氫高壓汽化器內(nèi),汽化為氫氣,然后氫氣分別儲存到壓力為25、35和45MPa的儲氫瓶組內(nèi),接著通過35MPa的加氫機,從不同壓力的氫氣瓶組內(nèi)依次取氫,最后把氫氣加注到燃料電池汽車的氫氣儲罐內(nèi),實現(xiàn)液氫汽化和高壓氫氣加注的工藝流程。氫氣加注過程是放熱過程,為了控制加氫過程中氫氣的溫升,儲氫需要壓力階梯式逐漸升壓充裝。

2.1.2 液氫汽化和氫氣長管拖車充裝工藝流程

本方案設計的加氫加氣合建站同時具有氫氣加氫母站功能,可以為氫氣長管拖車充裝氣體,氫氣長管拖車再把氫氣運輸?shù)狡渌邏簝浼託湔咀鳛闅湓词褂?或者其他需要氫氣的地方使用。液氫汽化和氫氣長管拖車充裝工藝流程如圖3所示,本流程涉及液氫槽車、液氫卸車系統(tǒng)、液氫儲罐、液氫增壓泵、液氫緩沖罐、液氫高壓汽化器、氫氣高壓氣瓶組、氫氣換熱裝置、氫氣加氫柱和氫氣長管拖車等10個主要模塊,其中前8個模塊和液氫汽化和加氫工藝流程共用。目前處于氫能發(fā)展的初始階段,燃料電池汽車加氫業(yè)務和氫氣長管拖車充裝業(yè)務都不是很多,一套工藝設備分時段實現(xiàn)燃料電池汽車加氫業(yè)務和氫氣長管拖車充裝2種工藝過程,可以節(jié)約加氫站初期設備投資成本,提高加氫站運營的經(jīng)濟性。在未來,根據(jù)加氫和氫氣充裝業(yè)務的增長情況,可以把以上2 種工藝設備完全分開設置。

圖3 液氫汽化和氫氣長管拖車充裝工藝流程Fig.3 Process flow diagram of liquid hydrogen vaporization and hydrogen trailer filling

氫氣高壓瓶組內(nèi)存儲的25、35和45MPa的高壓氫氣依次通過加氫柱,把氫氣注入到氫氣長管拖車的鋼瓶內(nèi),實現(xiàn)氫氣的充裝工藝。目前氫氣長管拖車最后的充裝壓力為20MPa,未來隨著科技進步,有可能采用更高的充裝壓力,本系統(tǒng)設計的最高充裝壓力可達35MPa。氫氣長管拖車充裝完畢后,使用專用的拖車運輸?shù)狡渌託湔净蚱渌褂脠龅?實現(xiàn)氫氣長管拖車充裝工藝流程。

2.1.3 液氫儲罐內(nèi)汽化氫氣回收工藝流程

在20℃時,液氫儲罐每天大約有2%～4%的液氫吸熱轉(zhuǎn)化為氣態(tài)氫氣,氫氣過多將造成液氫儲罐內(nèi)的壓力升高,當壓力超過放散設置壓力時,需要釋放氫氣,降低液氫儲罐的壓力。一個設計容量為60m3的液氫儲罐,每天大約需釋放80kg的氫氣,為了合理利用這些氫氣,本方案設計了液氫儲罐氣態(tài)氫氣回收利用系統(tǒng),液氫儲罐內(nèi)汽化氫氣回收工藝流程如圖4所示。

圖4 液氫儲罐內(nèi)汽化氫氣回收工藝流程Fig.4 Process flow diagram of vaporized hydrogen recovery in liquid hydrogen storage tank

本流程涉及液氫儲罐氣態(tài)氫氣、氫氣增壓泵、液氫緩沖罐氣態(tài)氫氣、液氫高壓汽化器、氫氣高壓瓶組和氫氣換熱裝置等6個主要模塊,其中液氫緩沖罐氣態(tài)氫氣、液氫高壓汽化器、氫氣高壓瓶組和氫氣換熱裝置和其他工藝共用。

其工作原理為:當液氫儲罐的壓力達到預設壓力時,開啟閥門,啟動45MPa氫氣多級增壓泵,通過多級干式無油柱塞增壓,把氫氣增壓到45MPa,儲存到45MPa液氫緩沖罐內(nèi),然后輸送到液氫高壓汽化器內(nèi)。45MPa液氫緩沖罐可以為液氫高壓汽化器提供液氫和氣態(tài)氫氣2種原料,液氫和氫氣在液氫高壓汽化器內(nèi)完成汽化和換熱,然后進入到氫氣儲氣瓶組內(nèi)儲存,再進入氫氣換熱裝置,后續(xù)再進入加氫工藝或氫氣充裝工藝。該工藝每年可以節(jié)約液氫29.2t,市場價值約116.8萬元。

2.1.4 CNG 汽車加氣工藝流程

CNG 汽車加氣工藝流程如圖5所示。本流程涉及管道天然氣、天然氣調(diào)壓裝置、天然氣計量裝置、天然氣純化裝置、天然氣壓縮機、CNG 冷凝除水器、CNG 瓶組、CNG 計量裝置、CNG 加氣機和CNG 汽車等10個主要模塊。管道天然氣原料經(jīng)過天然氣調(diào)壓裝置、天然氣計量裝置和天然氣純化裝置后進入CNG 壓縮機,把天然氣轉(zhuǎn)變?yōu)镃NG,再經(jīng)過冷凝除水器除去水分,存儲到壓力分別為15、20、25MPa的CNG 瓶組內(nèi),然后通過CNG 計量裝置和CNG 加氣機,把CNG 加入到CNG 汽車的儲罐內(nèi),實現(xiàn)CNG 加氣工藝流程。為了防止CNG 瓶組內(nèi)的CNG 受溫度或系統(tǒng)的影響而超壓,在CNG 瓶組設計了高壓CNG 放散裝置,接入到集中放散位置放散。

圖5 CNG 汽車加氣工藝流程Fig.5 Process flow diagram of CNG automobile gas filling

2.1.5 CNG 長管拖車充裝工藝流程

CNG 長管拖車充裝工藝流程如圖6所示。本流程涉及管道天然氣、天然氣調(diào)壓裝置、天然氣計量裝置、天然氣純化裝置、天然氣壓縮機、CNG 冷凝除水器、CNG 瓶 組、CNG 計量裝置、CNG 加氣 柱和CNG 長管拖車等10個主要模塊,其中管道天然氣、天然氣調(diào)壓裝置、天然氣計量裝置、天然氣純化裝置、天然氣壓縮機、CNG 冷凝除水器、CNG 高壓瓶組、CNG 計量裝置和CNG 汽車加氣工藝流程共用。

圖6 CNG 長管拖車充裝工藝流程Fig.6 Process flow diagram of CNG long tube trailer filling

本方案設計的加氫加氣合建站同時具有CNG加氣母站的功能,可以為CNG 長管拖車充裝CNG氣體,充裝完畢后CNG 長管拖車的壓力是20MPa,CNG 長管拖車再把CNG 運輸?shù)狡渌枰牡胤绞褂谩?/p>

2.2 液氫汽化安全設計和冷能綜合利用設計

2.2.1 液氫儲罐、液氫緩沖罐和氫氣儲氣瓶組保溫設計

本方案中液氫儲罐和液氫緩沖罐為雙層罐,內(nèi)外罐體之間噴涂隔熱涂層并抽真空,以降低液氫儲罐和外界的傳熱,減少液氫因吸熱導致不可控的汽化現(xiàn)象,避免液氫儲罐或液氫緩沖管內(nèi)超壓,減少放散排放氫氣的浪費行為。在氫氣儲氣瓶組外圍設計絕熱外殼,在絕熱外殼和氫氣儲氣瓶組內(nèi)填充保溫材料,隔絕氫氣儲氣瓶組和外界的傳熱,避免從液氫高壓汽化器過來的低溫氫氣吸收外界熱量而升溫,防止高壓氫氣加注進入到燃料電池汽車的儲氫瓶內(nèi)時出現(xiàn)氫氣超溫現(xiàn)象。

2.2.2 液氫和高壓氫氣放散設計

在液氫儲罐、液氫緩沖罐和氫氣儲氣瓶組上分別設計氫氣放散裝置,當系統(tǒng)內(nèi)氫氣壓力超過預設值時,打開放散閥門,放散掉超壓的氫氣,以保障系統(tǒng)內(nèi)部工作壓力正常。為了防止液氫儲罐氣態(tài)放散裝置和高壓液氫緩沖罐放散裝置出現(xiàn)故障,或者需要緊急放散掉液氫,在液氫儲罐和液氫緩沖罐上設計有液氫緊急汽化放散裝置,可以直接把超壓的液氫汽化為氣態(tài)氫氣放散掉,保障液氫加氫系統(tǒng)正常的系統(tǒng)壓力,放散氫氣的溫度不低于-180 ℃。放散的氫氣集中接入到氫氣放散管道放散。

預留設計液氫加注系統(tǒng)中,為了防止液氫管道長時間關閉或閥門出現(xiàn)故障時,管道內(nèi)的液氫吸收熱量汽化帶來的管道超壓危險,液氫管道上的每2個啟閉閥門之間均設計氫氣放散裝置。液氫管道放散的氫氣也要引入到氫氣集中放散位置,統(tǒng)一進行放散,確保系統(tǒng)的安全。

2.2.3 液氫冷能回收利用設計

本方案為了綜合利用液氫的冷能,設計了液氫高壓汽化器(內(nèi)含換熱器),通過調(diào)節(jié)換熱器入口流量可以得到不同的冷卻劑溫度,實現(xiàn)液氫的順利汽化和冷能的綜合利用。

CNG 壓縮機壓縮天然氣是一個放熱過程,需要冷卻水來冷卻壓縮機核心部件,避免壓縮機過熱出現(xiàn)燒毀事故。本方案中采用高壓氫氣汽化器的冷能來冷卻循環(huán)水到5℃,循環(huán)水再進入CNG 壓縮機冷卻壓縮機核心部件,保障CNG 壓縮機正常的工作溫度。

CNG 冷凝除水器需要-40 ℃制冷劑冷卻,本方案中采用高壓氫氣汽化器的冷能來冷卻制冷劑到-40℃,采用制冷劑冷卻CNG 冷凝除水器,除去高壓CNG 中的水分,同時冷卻壓縮的CNG 氣體。

在液氫汽化和加氫工藝流程中,為了保障氫氣加入到燃料電池汽車的儲氫容器時溫度不超標,本方案在高壓氫氣氣瓶組和加氫機之間設置了氫氣換熱器,通過吸收液氫汽化器中液氫的冷能,確保將進入加氫機或加氫柱的氫氣冷卻到0℃,保證進入到燃料電池汽車或氫氣長管拖車的氫氣溫度不超溫。

3 加氫加氣合建站總平面圖設計

3.1 總平面圖設計

總平面圖如圖7所示。本方案中液氫儲罐的容積為60m3,高壓氫氣瓶的水容積為12m3,高壓CNG 瓶組的水容積為18m3,合建站按照規(guī)范GB 50156—2021《汽車加油加氣加氫技術(shù)標準》相關規(guī)定,本站屬于二級合建站。站外、站內(nèi)安全間距按照二級合建站進行設計和復核。

圖7 液氫汽化加氫加氣合建站總平面圖Fig.7 General layout design of liquid hydrogen vaporization,combined hydrogenation and gas station

總平面圖設計按照GB 50156—2021《汽車加油加氣加氫站技術(shù)標準》、GB 50516—2010《加氫站技術(shù)規(guī)范》(2021年版)和 GB 50016—2014《建筑設計防火規(guī)范》(2018版)進行設計。加氫加氣合建站的液氫儲罐、液氫增壓泵、液氫汽化器、氫氣儲罐、天然氣調(diào)壓計量設備、天然氣純化設備、CNG 壓縮機、CNG 冷凝除水器、CNG 儲罐與鐵路、道路的防火間距分別按照GB 50156—2021《汽車加油加氣加氫站技術(shù)標準》第4.0.6條和第4.0.8條執(zhí)行。加氫加氣合建站內(nèi)加氫工藝設備和站外建筑物之間的防火間距按照GB 50156—2021《汽車加油加氣加氫站技術(shù)標準》第4.0.8條和GB 50516—2010《加氫站技術(shù)規(guī)范》(2021年版)第4.0.4A 條的要求執(zhí)行。加氫加氣合建站內(nèi)加氣工藝設備和站外建筑物之間的防火間距按照GB 50156—2021《汽車加油加氣加氫站技術(shù)標準》第4.0.6條的要求執(zhí)行。加氫加氣合建站站內(nèi)構(gòu)筑物和加氣工藝設備間的防火間距按照GB 50156—2021《汽車加油加氣加氫站技術(shù)標準》第5.0.13條的規(guī)定執(zhí)行。加氫加氣合建站站內(nèi)構(gòu)筑物和加氫工藝設備間的防火間距按照GB 50156—2021《汽車加油加氣加氫站技術(shù)標準》第5.0.14條和第5.0.11條的規(guī)定執(zhí)行。同時滿足GB 50516—2010《加氫站技術(shù)規(guī)范》(2021 年版)、GB 50016—2014《建筑設計防火規(guī)范》(2018年版)和GB 50177—2005《氫氣站設計規(guī)范》中的相關規(guī)定。

加氫加氣合建站占地52.2m×72.0m,面積大約為3780m2,與外界采用2.2m 高的實體墻隔離。其中,在加氫加氣工藝區(qū)和液氫卸載區(qū)與外界采用厚度為0.5m、高度為2.5m 的鋼筋混凝土墻隔離,在加氫加氣作業(yè)區(qū)域和外界的圍墻采用0.5m高的圍墻加和透明柵欄組合的方式設置。

加氫加氣合建站分為加氫加氣區(qū)、液氫卸載區(qū)、加氫加氣工藝區(qū)、站房、設備用房和消防通道,其中消防通道區(qū)和部分加氫加氣區(qū)、加氫工藝區(qū)是重合的,在非火警狀態(tài)下,可以供車輛和人員通行,火警緊急狀態(tài)下作為消防通道使用。

本合建站設計了1個加氫加氣入口和1 個加氫加氣出口,這2 個出入口可以在非營業(yè)時間采用伸縮門和外界隔離,隔離站內(nèi)和站外的環(huán)境。液氫槽車的出入口和加氫加氣入口共用,液氫卸載區(qū)域和加氫加氣作業(yè)區(qū)域通過伸縮門隔離,防止在液氫槽車作業(yè)過程中無關人員和車輛進入液氫卸載區(qū)域。

加氫加氣工藝區(qū)與加氫加氣區(qū)域通過柵欄、伸縮門分開,液氫卸車區(qū)域和加氫加氣工藝區(qū)也通過柵欄、伸縮門分開。在加氫加氣工藝運行過程中和液氫卸車過程中各個區(qū)域封閉作業(yè),防止與站內(nèi)工藝無關的車輛或人員穿行這2個區(qū)域,也防止各個區(qū)域的工作人員在非權(quán)限范圍內(nèi)穿行,對人員和設備產(chǎn)生不可預見的風險。

3.2 加氫加氣區(qū)設計

加氫加氣區(qū)內(nèi)設置有罩棚,為加氫加氣的車輛和人員提供遮陰和庇護,罩棚設計30.0m×30.0m,面積為900m2。加氫罩棚下設計有2臺雙槍加氫機,提供35MPa加氫服務,可以為大型、中型和小型燃料電池汽車提供加氫服務;設計1臺氫氣加氫柱,可為20MPa的氫氣長管拖車提供氫氣充裝服務,充裝的氫氣可以外運銷售;預留設計了1臺液氫加氫機安裝位置,在液氫加注工藝技術(shù)成熟時,可以安裝液氫加氫機提供液氫加注服務;設計了2臺CNG雙槍加氣機,可以為大型、中型和小型CNG 汽車提供加氣服務;設計了1 臺CNG 加氣柱,可為CNG長管拖車提供充裝服務,充裝的CNG 可以外運銷售。

設備用房和站房為合建站提供電力供給、自動控制、視頻監(jiān)控、臨時休息、衛(wèi)生間和加氫加氣結(jié)算服務。

3.3 天然氣加氣工藝裝置

內(nèi)設天然氣調(diào)壓裝置、天然氣計量裝置,對天然氣進行必要的計量和壓力調(diào)整,使天然氣滿足壓縮工藝的需求;天然氣純化裝置,去除天然氣內(nèi)的固體顆粒物、加臭劑和其他氣體雜質(zhì),純化后的天然氣雜質(zhì)滿足國家標準GB 18047—2017《車用壓縮天然氣》的要求;CNG 壓縮機把天然氣分級壓縮到15、20和25MPa,通過CNG 冷凝除水器后分別儲存到CNG 低壓瓶、CNG 中壓瓶和CNG 高壓瓶內(nèi);CNG 冷凝除水器,去除壓縮后CNG 中的水分,使其露點要達到GB 18047—2017《車用壓縮天然氣》的要求。

3.4 液氫汽化和加氫工藝裝置

內(nèi)設液氫儲罐,用來暫存液氫和汽化的氫氣;液氫增壓泵,可將液氫增壓到50MPa,并輸送至液氫緩沖罐,然后再輸送到液氫汽化器;氫氣增壓泵,用來抽取液氫儲罐內(nèi)超壓的氫氣,增壓后輸送到液氫緩沖罐,然后再輸送到液氫汽化器;液氫緩沖罐體,用來緩存增壓后的液氫和氫氣;液氫潛液泵池,預留設計,未來安裝液氫潛液氫泵的位置,液氫潛液泵把液氫輸送到液氫加氫機;液氫汽化器,用來完成液氫和高壓低溫氫氣汽化和升溫的裝置;換熱器是利用液氫冷能的裝置,為CNG 壓縮機、CNG 冷凝除水器和氫氣換熱器提供冷能;氫氣儲氣瓶組,用來儲存液氫汽化器輸送來的氫氣;氫氣瓶組,為液氫系統(tǒng)和氫氣提供閥門驅(qū)動氣體和吹掃氣體的裝置。

4 合建站主要工藝設備選型

合建站主要工藝設備參數(shù)如表1所示。

表1 合建站設備主要參數(shù)Table 1 Parameters of equipment in the combined station

5 消防設計

設備用房和站房為一體式建筑,單層、磚混結(jié)構(gòu),面向加氫加氣工藝區(qū)不設計門窗和開口。設備用房建筑面積為254m2,主要放置變壓器、低壓配電設備、控制系統(tǒng)設備、監(jiān)控系統(tǒng)設備和報警系統(tǒng)設備。站房建筑面積為98m2,主要為加氫加氣作業(yè)提供結(jié)算服務、臨時休息和衛(wèi)生間。按照國家規(guī)范GB 50016—2014《建筑設計防火規(guī)范》(2018版)第8.2.2條規(guī)定,合建站設備用房和站房內(nèi)可以不設置室內(nèi)消防栓,但需要配置干粉滅火器。按照國家規(guī)范GB 50156—2021《汽車加油加氣加氫站技術(shù)標準》第12.2.1條、第12.2.3條和第12.2.8條規(guī)定,需要設置室外消防栓,室外消防栓的流量為20L/s,可以依托市政給水管網(wǎng)建設室外消防栓。根據(jù)市政供水壓力0.3MPa壓力計算,需要接入市政給水管道(直徑150mm)用來建設室外消防栓,根據(jù)合建站的工藝特點沿著圍墻設置室外消防栓7處,間隔約為25 m,在加氫加氣區(qū)域的4個罩棚立柱處各設置1個室外消防栓。合建站干粉滅火器和配置數(shù)據(jù)見表2。

表2 合建站干粉滅火器配置數(shù)據(jù)Table 2 Data of dry powder fire extinguishers in the combined station

6 液氫加注功能預留設計

液氫的儲能密度大,儲存壓力低,未來將在重型卡車、遠程物流等方面得到廣泛的應用,清華大學和北汽汽車集團目前正在做35、49t級分布式驅(qū)動液氫燃料電池重型商用車工程化實施方面的研究工作,于2022年5月已經(jīng)完成首次的綜合測試。液氫直接加注相關設備和燃料電池汽車液氫車載設備也在技術(shù)研究階段,液氫加注工藝和設備不成熟,目前還不具備建設液氫直接加注站條件,本方案預留設備安裝位置,未來液氫加注工藝和設備成熟,并且有需求再施工。未來液氫直接加注將會是氫能儲運和加注的重要方向。

液氫直接加注工藝過程和LNG 加氣工藝過程非常相似,區(qū)別在于液氫加注工藝需要耐受更低的溫度、液氫和氣態(tài)氫對管道與閥門的腐蝕作用、系統(tǒng)的保溫設計和泄露控制等級更高等方面。本研究參考LNG加氣工藝設計和工程實施經(jīng)驗,設計了液氫直接加注工藝方案,液氫加注工藝流程如圖8所示。本流程涉及液氫槽車、液氫卸車系統(tǒng)、液氫儲罐、液氫潛液泵、液氫輸送系統(tǒng)、液氫計量裝置、液氫加氫機和液氫燃料電池汽車等8個主要模塊。

圖8 液氫加注工藝流程流程Fig.8 Process flow diagram of liquid hydrogen injection

液氫加注工藝流程為:液氫儲罐內(nèi)的液氫通入潛液池內(nèi),采用液氫潛液泵給液氫增壓,把液氫泵入到液氫加氫機中,通過計量裝置后再把液氫直接泵入到液氫出液管道,連接到液氫加氫機上,然后把液氫加入到液氫燃料電池汽車的液氫儲罐內(nèi),實現(xiàn)液氫的加注過程。在液氫加氫機上設計有液氫回液管路,把多余的增壓液氫泄壓回潛液池,保障液氫加氫系統(tǒng)的安全。

液氫加注過程是一個封閉的過程,為了向燃料電池汽車的液氫儲罐內(nèi)順利加入液氫和降低氫氣排放帶來的危險,在液氫加氫槍上設置有氫氣回收系統(tǒng),把汽車液氫儲罐內(nèi)汽化的氫氣回收進加氫站內(nèi)液氫儲罐內(nèi),回收的氫氣單獨計量,液氫加氫用戶加注液氫后要減去相應的回收氫氣價值。

7 結(jié)論

(1) 本方案針對液氫和市政管網(wǎng)天然氣,設計了一種液氫汽化加氫加氣合建站技術(shù)方案,解決了高壓儲運氣態(tài)氫氣加氫站的氫氣儲運效率低、加氫規(guī)模小和加氫運營經(jīng)濟性差的問題,在液氫汽化加氫站同樣的面積下可以實現(xiàn)高壓氣態(tài)儲氣加氫站3倍的加氫能力,且不再設置價格昂貴和高耗能的氫氣隔膜壓縮機,節(jié)約加氫站的建站投資和運營成本。

(2) 本站加氫功能設計了燃料電池汽車加氫和長管拖車氫氣充裝功能,可以實現(xiàn)液氫汽化后外運到其他加氫站作為氫源使用,預留了液氫加注功能,未來液氫加注工藝成熟時,可以再增加相關功能。