加氢站技术路线(2017-08-30)
加氢站技术路线2017-08-30 操作系统/新能源/技术欧美日燃料电池汽车进入商业化示范阶段，加氢站建设提速截止2016年1月全球正在运营的加氢站超过214座（数据来自《全球加氢站统计报告》）。
95座位于欧洲（德国为主），50座位于北美，1座在南美，1座位于澳大利亚，其他67座在亚洲（日本为主），其中121座对公众开放。
中国目前拥有4座加氢站，都处于示范状态，尚未进行商业化运营。
2015年全球加氢站建设开始提速，增加了54座加氢站，其中，日本新增28座，在所有国家中居于首；欧洲新增19座，其中4座位于德国；北美新增7座。
加氢站主流技术路线城市加氢站的技术路线可分为三类：电解水制氢、天然气重整制氢和外供氢技术。
电解水制氢：已十分成熟电解水制氢的技术目前已经十分成熟，欧洲大多数加氢站都采用这种技术。
电解水制氢装置利用电力将水分解成氢气和氧气后，利用压缩机将氢气以高压形式储存在储罐中，通过加注机完成向燃料电池大客车的氢气加注。
由于回收成本的问题，制氢过程中所生成的氧气一般都直接排放到大气中。
电解水制氢技术已经发展得相当成熟，各个站均采用了高度集成的整体壳装式设备，十分便于安装，大大提高了自动化程度，同时减少了设备所占用空间。
同样是为了满足3辆Citaro燃料电池大客车的用氢需要，所以各个加氢站电解水制氢装置的设计能力相当。
天然气重整制氢：广泛应用于化工行业中，制氢成本低、初始投资大天然气重整制氢具有制氢成本低的优点，并能充分依托现有的天然气基础设施经验来发展氢能基础设施，但其设备初始投资较大、制备的氢气需要经过纯化工艺方能满足燃料电池的要求。
大规模的天然气重整制氢（> 1000 Nm3/h）已广泛应用于化工行业，加氢站站用规模（50 -200Nm3/h）的天然气重整制氢技术目前正在开发之中。
与水电解制氢装置类似，整套装置集成在一个框架之内，便于运输和现场安装。
制氢能力为100Nm3/h。
重整制氢过程所使用的天然气来自天然气公司，天然气公司将未加硫的天然气用于重整制氢，由于天然气中不含硫，通过反应器设计和燃烧控制，能够有效地降低氮氧化物的生成，因此，重整器的燃烧烟气中几乎没有SOx、NOx等污染物，烟气直接排放到大气中。
外部供氢技术：初始成本低，氢气来源是关键使用外供氢气对燃料电池大客车进行加注，其氢气来自于钢铁企业的副产氢气，使用高压氢气瓶集束拖车运输。
加氢站租借运输氢气的高压氢气瓶集束拖车，每辆拖车装有18个高压氢气瓶，每次可以以20MPa的压力运送4000Nm3的氢气。
平时站区里停泊2辆拖车，另有1辆拖车往返加氢站和氢源之间，运送氢气，替换站内的空车。
拖车上装有压力传感器，可以远程监测拖车里的氢气量。
由于运送来的氢气已经有20MPa的压力，其压力完全可以满足给车辆添加燃料时中、低压加注的需要，运送来的一部分氢气可以在加注机内压力逻辑控制盘的调节下直接向车辆加注，不需要通过高压氢气压缩机。
当燃料电池客车车载气瓶的压力与拖车上气瓶的压力趋于平衡后，再启用站上压力为43.8MPa的高压氢气储罐中的氢气继续加注。
这种加注方式可以大大降低氢气压缩机的功耗，同时减少站上所需高压氢气储罐的容积。
更多新技术的探索加油站改建技术可实现低成本加氢功能引入。
改造加油站主要通过在原有加油站引入高压储氢罐和压缩机等设备的方式完成加油站的升级，根据加州燃料电池联盟数据显示，由于节约了施工成本和通用性设备的采购成本，该方法将使加氢站建设成本降低200万美元以上，并且形成油气联供的综合性汽油氢气补给站，但同时油气系统的协调合作也对控制系统提出了更高的要求。
移动加氢站建设技术以较低的成本实现更大区域覆盖。
移动式氢气站的建设成本仅为普通直接建设固定站点的50%，对于扩大加氢站的覆盖面积和增加燃料电池汽车使用者的便利性具有十分重要的意义。
2015年12月，丰田公司与Air Products公司合作，在加州新建设的加氢站建成前，为消费者提供氢气燃料。
Air Products公司的移动加氢车使用蓄电池以及太阳能发电制氢，每车可以满足30多辆车的加氢需求，每次可以为丰田Mirai加注半罐氢气。
此外，移动加氢站还可以与母站共同构成小型高压氢气加注网络，显著加大了固定式加氢站的辐射半径和机动性，是解决现有加氢站数量不足和节约建设成本的有效途径。
加氢站三大核心设备技术成熟加氢站系统依据不同的功能，可分为制氢系统（自制氢)或输送系统（外供氢）、调压干燥系统、氢气压缩系统、储气系统、售气加注系统和控制系统六个主要子系统。
氢气压缩机、高压储氢罐、氢气加注机是加氢站系统的三大核心装备。
加氢站通过外部供氢和站内制氢获得氢气后，经过调压干燥系统处理后转化为压力稳定的干燥气体，随后在氢气压缩机的输送下进入高压储氢罐储存，最后通过氢气加注机为燃料电池汽车进行加注。
投资成本高，政府主导加氢站投资及运营加氢站投资及运营成本远高于传统加油站加氢站建设的初始投资因所采取技术路线的不同而有所差异。
如：卢森堡站将外供氢作为氢源，其站上设备仅花费了约55万欧元（不含运输车辆）；斯图加特站采用站上天然气重整制氢，共计投入了188万欧元的经费用于加氢站建设；其它采用站内电解水制氢的加氢站，使用的经费通常在100 -150万欧元之间。
1）从初始投资来看，采取租借氢气运输车辆的外供氢方式投资最小，如果购买氢气运输车辆，考虑车辆运行的人员费用，投资会有所提高；天然气重整制氢初投资最高，但是随着技术的进步成本有下降的空间。
2）从运行成本来看，天然气重整制氢有绝对的优势。
在不考虑设备维护和折旧的条件下，加氢站的运行费用就是水、电、气等原材料的消耗，并直接体现在氢气的价格上。
外供氢的成本取决于氢气的制成成本和运输成本，若加氢站距离氢源较远，运输成本将大幅上升，导致外供氢的经济性大大下降。
采用电解水制氢，综合考虑各个生产环节的电耗，生产1 Nm3的氢气一般需要5 kWh的电力，氢气的价格主要取决于当地的电价。
日本建设一座加氢站的投资成本约4.5亿日元（约合3000万元人民币），是日本加油站建设成本的5倍。
另外，加氢站每年还要承担4000~5000万日元（约合300万元人民币）运营成本。
高额的建设投入和运营成本使加氢站在没有政策扶持的情况下很难实现盈利。
设备采购成本占建设投资的70%加氢站建设成本主要由核心设备采购费用、设备安装费用、土木工程费用组成，由于设备安装、土木工程费用相对固定，降低设备成本将是加氢站推广的工作重点。
政府和车企是加氢站建设的主体，政府补贴占比50%由于高额的建设和运营成本，目前从国外的经验来看，加氢站建设与运营主体由政府机构、能源公司、大型车企共同构成。
欧洲各国加氢站建设主体及资金来源基本都是由包括化学气体公司（Norsk Hydro、Air Liquide、Mahler IGS 等）、能源公司（Shell、BP等）和当地的公交公司等在内的数家企业联合承建，一般说来，各合作方在项目中的主要分工如下：化学气体公司：负责站内制氢设备的设计、安装和调试，或外供氢气的制备、运输和储存，以交钥匙工程的方式向承担加氢站建设的能源公司提供稳定、可靠的氢源，并保证氢气的品质能够满足车载燃料电池的要求；能源公司：对加氢站的各个子系统进行系统集成，负责加氢站的安全保护，以交钥匙工程的方式向业主提供建成的加氢站，并保证加氢站的正常运转；公交公司：作为加氢站和燃料电池大客车的业主，负责站和车的日常运营以及面向公众的宣传教育工作，并将积累的数据和发现的问题及时反馈给有关各方。
欧洲政府补贴达到建设成本的50%。
欧洲加氢站的建设投资主要来自欧盟CUTE项目经费和企业自筹经费，各国政府也提供一定的经济支持用于加氢站和燃料电池大客车的示范运行。
日本加氢站建设主体及资金来源日本政府给予加氢站建设高额补助。
2014年日本官方新能源及产业技术综合开发机构发布了《氢能源白皮书》，为缓解建设加氢站所需的巨额建设成本，日本政府专门制定了“氢气供给设备整备事业费辅助金”制度，自2013年起对加氢站建设项目补贴其导入成本的一半，上限为2.5亿日元，2014年又增加了定额性补贴政策，上限达到2.8亿日元。
日本政府在过去三年中对加氢站的建设与运营累计拨款17.8亿美元，全球居首。
车企参与加氢站建设。
丰田、本田、日产三大车企也响应政府号召，联手投资4892万美元(约合3亿元人民币)用于扶持加氢站项目，该计划中每个加氢站的建设成本约500万美元（约合3000万元人民币），其中50%的建设费用将由政府予以补贴，30%由三家车企承担，其余20%的建设费用由日本其他企业赞助。
美国加氢站建设主体及资金来源加州众议院通过了第八号法案，加州政府将一共拨款2亿美元于2024年之前建设不少于100个的公共加氢站。
美国加利福尼亚州宣布将于2030年实现上路新车全部为零排放汽车，意味着未来加州人民可选择的车辆类型只有氢燃料车、电动车或者混动车几种。
因此，加州需要建设更多的充电桩和加氢站以满足需求。
Black & Veatch以及FirstElement Fuel两家公司正合作建设美国首个加氢站网络，加氢站数目达19座。
项目由加州能源委员会提供资金支持，丰田、本田公司提供贷款支持。
中国加氢站核心装备亟待国产化中国现有加氢站建设运营模式中国加氢站有4 座，预计2016~2017年国内将新建4~5座加氢站，2020年增加到20座。
四座加氢站分别位于北京、上海、郑州、深圳四地，主要为燃料电池实验车辆、城市燃料电池公共示范汽车提供加注服务，尚未实现商业化运营。
运营时间相对长的是北京和上海安亭加氢站。
我国加氢站的典型代表北京加氢站和上海安亭加氢站均从国外引进了核心设备和技术咨询服务：Ø北京加氢站（站内制氢、外部供氢）：2006年11月8日，标志着中国第一座以新能源交通为主题的示范园－北京新能源交通示范园一期暨中国首座固定车用加氢示范站正式投入使用。
承担全球环境基金、联合国开发计划署和中国政府共同支持的“中国燃料电池公共汽车商业化示范”项目中3辆戴克燃料电池公交车的氢气加注任务，同时还承担国家863 “燃料电池客车”项目自主开发的燃料电池城市客车的氢气加注任务。
北京加氢站与英国BP公司和美国AP公司进行了技术合作，加氢站三大核心设备均由美国公司供应。
Ø上海安亭加氢站（外部供氢）：由同济大学、上海舜华新能源系统有限公司及上海航天能源有限公司共同研发并建设。
现由同济大学、上海舜华新能源系统有限公司负责安亭加氢站的发展和运营，壳牌提供技术咨询和部分资金。
安亭加氢站是由中国科技部主持的国家“863计划”的一部分。
目前储氢量最大可达800公斤，一次能连续为6辆大巴、20辆小汽车加注氢气。
LNG制氢加氢一体站技术方案分析
LNG制氢加氢一体站技术方案分析1 概述氢能可以为石油炼化、炼钢和冶金等行业提供原材料或能源使用，也能通过离子膜燃料电池技术，直接转化为电能，成为驱动汽车、船舶或轨道交通等的直接动力源，燃料电池可直接发电供给商业建筑，用于应急发电、野外发电和家庭热电联产等［1-2］。
氢能产业在全世界已经引起了广泛关注，到2019年底，全世界已经投运的加氢站为432座，比2018年的369座增加了17%。
我国到2019年底已经建成加氢站51座，比2018年的23座增加了121.7%［3］。
根据国际氢能委员会发布的氢能未来发展趋势报告，到2050年，全球范围内，氢能可以增加3 000×104个就业岗位，实现2.5×108美元的新增市场价值，承担全球能源供应中18%的市场份额［4-5］。
随着全球能源向低碳化、无碳化和低污染方向发展，氢能行业在2017年已经引起我国政府和产业界足够的重视，各地出台了扶持氢能发展的政策。
截至目前，河北省、山东省、山西省、浙江省、吉林省、上海市和北京市从省或直辖市层次发布了氢能专项规划，河北张家口、广东佛山、江苏如皋、江苏苏州、湖北武汉、四川成都等一些城市推出了更为详细的地方氢能专项发展规划和实施方案［6］。
长三角的上海市、南通市、如皋市、常熟市和中国汽车工程学会共同签署了《长三角燃料电池汽车一体化示范实施方案》，成立一个跨省的氢能示范区，这将对未来的氢能产业的区域化协同发展起到促进和推动作用。
以上城市已经开始大力布局氢能行业和推进加氢站建设，这些政策实现了小范围内氢能全产业链的示范。
随着氢能产业应用的增加，氢能的基础设施建设，尤其是加氢站的建设，成为氢能产业的重要制约因素，急需推出适合我国国情的加氢站解决方案。
2 加氢站氢气来源的选择目前我国氢气来源主要有焦炉和化工副产氢、电解制氢、化石能源制氢等，除了电解制氢工艺氢气容易纯化达到离子膜燃料电池氢气的标准外，其他工艺氢气均需要多级纯化才能达到标准。
外供氢加氢站的工艺流程及设备
外供氢加氢站的工艺流程及设备在能源转型背景下，发展氢能已成为发达经济体的共识，重点发展氢能产业的国家，如美国、日本、德国、韩国等，其通过提早规划布局建设加氢站，锁定其为产业发展的突破口。
目前，我国也正在大力发展建设加氢站供氢网络。
本文主要介绍了加氢站的分类、外供氢加氢站的工艺流程和主要设备、加氢站的建站成本和运营成本、加氢站的安全问题等。
加氢站是氢能产业的核心基础设施之一，对于氢燃料电池汽车和氢能技术推广等来说，加氢站的建设不可或缺。
2010年以来，许多发达国家越来越重视加氢站的发展，甚至将其当作氢能产业发展的突破口，纷纷出台规划来布局加氢站建设。
2019年4月9日，《国务院关于落实〈政府工作报告〉重点工作部门分工的意见》发布，其中提到了加氢基础设施建设，并提及该项工作由财政部、工业和信息化部、国家发展和改革委员会、商务部、交通运输部、住房和城乡建设部、国家能源局按职责分工负责。
同时，各地大力推进加氢站建设工作。
1 国内外加氢站发展状况根据的报告，2019年全球新增83个加氢站，总数达到432个。
根据历年公布的数字，2015-2019年，全球加氢站保有量增加135%。
从新增的加氢站数量可以看出，亚洲和欧洲是氢能产业发展最快的地区。
从2006年第一座加氢站投用至2019年底，我国累计已建成的加氢站共有61座，其中3座已拆除，已经投入运营的有52座，在建/ 拟建加氢站数量为72座。
2016年以后，我国加氢站建设开始提速，2016-2018年翻倍增长，2019年建成的加氢站数量是2018年的两倍，高速增长的态势有望延续。
其中，广东以建成17座加氢站位居第一，这与近年来广东省各地政府大力支持氢能产业发展有关，尤其是佛山市。
2018年，佛山市政府明确提出2018-2019年将投入氢燃料电池公交车1000台、建成加氢站28座的目标任务。
2 加氢站的分类按照建设形式，加氢站可以分为三类，即固定站、撬装站以及临时站，如表1 所示。
氢能与燃料电池产业概论 第三章 氢能的储存、输运与加注
氢能的储存
Ⅳ型储氢瓶结构图（左）
Ⅳ型储氢瓶示意图（右） 氢能与燃料电池产业概论
氢能的储存
在运输用储氢罐方面
目前运输高压储氢罐通常是长管拖车(鱼雷车)的高压储氢罐，大部分运输压力为20MPa，1kg 氢气从常压升到20MPa需要大约2度电。当前每个长管鱼雷车一般由6~8个高压钢瓶组成，每 车拉约260~460kg的氢气。该种运输方式在200~300公里以内（150公里经济性最好）相对 有经济性，也是目前最常用的运氢方式，卸气一般需要2~6小时。
不同类型储氢瓶性能对比
材料
压强（MPa） 质量储氢密度（
%）
体积储氢密度（ g·L-1）
使用寿命（a） 成本
Ⅰ型瓶 全金属气瓶
17.5-20 ≈1
14-17 15 低
Ⅱ型瓶
金属内胆纤维环向缠 绕气瓶
26-30
Ⅲ型瓶
金属内胆碳纤维 全缠绕瓶
30-70
Ⅳ型瓶
非金属内胆碳纤维 全缠绕瓶
>70
≈1.5
2.4-4.1
有机物液体储氢以及固态储氢（物理吸附和化学氢化物），此外，还有化合物（甲醇、氨） 储氢等新型储氢方式，常见的储氢技术是高压气态储氢技术以及低温液态储氢技术。
储氢技术路线参数、优劣势对比
单位质量储氢 密度（%）
优点
高压气态储氢
1.0-5.7
充放氢速率快，结构相对 简单，能耗低，成本低
缺点
体积储氢密度较低，存在 泄漏、爆炸等安全隐患
氢能的储存、输运与加注
2023年
目录
CONTENTS
01 氢 能 的 储 存 02 氢 能 的 运 输 03 氢 能 的 加 注
氢能与燃料电池产业概论
氢储存运输及加注技术教学课件：3.5液态储运氢
液氢的应用 ——工业用氢
超纯氢
6N（99.9999%）
极易被污染
无法气态运输
➢ 一般在使用终端设置纯化器，解决方案依赖外资气体公司。
高纯氢
5N（99.999%）
液氢
是全球公认的可大规模获得超纯氢的方式
特点
➢ 系统简单 ➢ 高效可控 ➢ 品质稳定
➢ 经济
➢ 不易污染
国内的液氢液化和储运技术远落后于国外。
液态储运氢
液态储运氢技术应用
一座14m3的液氢储罐
两台90MPa的高压储氢瓶
一台35MPa加氢机为氢燃料 电池汽车加注氢气
我国首座液氢供氢储氢加氢站
配套建设一台120千瓦充电桩 整流柜及两个充电车位
每天可满足燃料电池汽车最多1000千克的加氢量。
液态储运氢
用氢装备供气系统
液态储运氢
用氢装备供气系统
特点八：低温环境设备的复杂性，导致装备门槛高、成本高
液态储运氢
航空航天 储运及加氢站 用氢装备供气
系统 工业用氢
液态储运氢
航空航天
➢ 液氢具有高的质量能量密度，作为火箭动力比碳氢燃料性能高35%
RL-10
J-2
SSME
YF-75
LE-7
➢ 释热快
特
➢ 易点火
点
➢ 燃烧迅速
➢ 实现了Ma10吸气式动力飞行 Nhomakorabea氢
碳
➢ 其他化工和精炼领域也将开始尝试以氢作为原料；
液态储运氢
工业用氢
到2050年
➢ 全球将有约10%的粗钢是利用氢还原生产的 ➢ 约30%的甲醇和乙醇衍生品是利用氢和碳生产的
液态储运氢
我国高纯氢和超纯氢消耗量约590万吨/年
氢燃料电池技术路线
氢燃料电池技术路线1. 介绍氢燃料电池是一种能够将氢气和氧气反应产生电能的装置。
它是一种清洁、高效的能源转换技术，被广泛认为是未来能源领域的重要发展方向之一。
本文将对氢燃料电池技术的发展历程及未来路线进行探讨。
2. 氢燃料电池的发展历程2.1 第一代燃料电池技术（1960s - 1980s）•首次实现了将氢气和氧气反应产生电能的原理。
•采用贵金属催化剂（如铂）作为电极材料，存在成本高、供给稀缺等问题。
2.2 第二代燃料电池技术（1990s - 现在）•开发了新型催化剂（如铂合金、非贵金属材料）以降低成本，并提高电池的性能和寿命。
•引入了新的膜电解质材料（如聚合物电解质），改进了电池的耐久性和抗污染性能。
•实现了燃料电池的商业化应用，例如汽车、移动电源等领域。
2.3 第三代燃料电池技术（未来展望）•研发更先进的催化剂和电解质材料，以进一步降低成本并提高电池的性能。
•提高电池的能量密度和功率密度，以满足不同应用场景的需求。
•探索新的氢气储存和供应技术，以解决氢燃料电池的可持续性问题。
3. 氢燃料电池技术路线3.1 硷性燃料电池（AFC）•使用氢气和氧气的水溶液作为电解质，催化剂使用铂。
•适用于电力站等大型应用，但存在催化剂易受污染、寿命短等问题。
3.2 聚合物电解质燃料电池（PEFC）•使用固体聚合物膜作为电解质，催化剂使用铂合金。
•具有高效能、低温运行等特点，适用于汽车和移动电源等应用。
3.3 氧气氧化物燃料电池（SOFC）•使用固体氧化物膜作为电解质，催化剂通常采用镍、钇稀土合金等。
•工作温度较高，具有较高的能量转化效率，适用于大功率应用场景。
3.4 直接甲醇燃料电池（DMFC）•直接利用甲醇作为燃料，无需先制备氢气。
•适用于便携式电源等小功率应用，但甲醇的储存和供应仍然是挑战。
3.5 固态氧化物燃料电池（SOEFC）•类似于SOFC，但是可以在燃烧反应中生成合成气（如一氧化碳和氢气）。
•可以实现电力和气体的共生生产，具有较高的能源转化效率。
氢能储运技术路线与方案选择
A 天然气掺氢输送网络
介绍天然气掺氢输送网络的构建案 例，包括掺氢比例、输送距离、安
全性等方面的考虑。
Bห้องสมุดไป่ตู้
C
D
区域氢能网络构建
探讨区域氢能网络的构建案例，包括氢能 生产、储运、加注和应用等环节的整合和 优化。
液态氢储运设施建设
介绍液态氢储运设施的建设案例，包括液 态氢的储存、运输和加注等方面的技术。
应用场景
适用于特定场合下的氢能储运，如偏远地区、海岛等。
技术挑战
需要解决储氢材料的性能、成本以及固态氢气的充放氢速度等问题。
不同技术路线优缺点比较
01
压缩氢气储存与运 输方案
优点在于技术成熟、应用广泛； 缺点在于储存密度低、安全性要 求高。
02
液态氢气储存与运 输方案
优点在于储存密度高、适合大规 模储运；缺点在于技术难度大、 能耗高。
各国政府加大对氢能储运技术的研发和 推广支持力度，推动氢能产业发展。
VS
市场前景
随着环保意识的提高和能源结构的转型， 氢能储运技术将迎来广阔的市场前景。
面临挑战和解决方案探讨
技术挑战
氢能储运技术仍存在诸多技术难题，如储氢密度低、运输成本高、安全性不足等。
解决方案
加强技术研发和创新，推动多学科交叉融合，探索新型储运技术和材料。
05
未来发展趋势预测及挑战
新型储运技术研究方向
固态储氢技术
研究更高效、更安全的固态储氢材料，提高储氢密度 和运输效率。
液态储氢技术
开发新型液态储氢介质，降低液化和运输成本，提高 安全性。
有机液体储氢技术
探索有机液体作为储氢介质的可能性，实现大规模、 长距离运输。
加氢站氢气运输方案的比较与选择
加氢站氢气运输方案的比较与选择时间：2010—08-28 12:28来源:同济大学作者:马建新等点击: 315次首先结合文献定性介绍了现有氢气运输方式，然后对氢气通过长管拖车、槽车及管道运输的运输成本、能源消耗及安全性进行深入研究，运输成本通过建立加氢站氢气运输成本模型进行分析。
为促进燃料电池汽车的发展,上海必须建立与之发展相适应的氢基础设施（加氢站） . 加氢站按制氢地点可分为外供氢加氢站和站内制氢加氢站,而对于外供氢加氢站，氢气的运输是重要的一环。
氢气的运输方式是多样的，且每种运输方式的应用场合、成熟程度、使用成本等都不相同,因此需要进行比较,根据实际情况研究合理的运输方式,以有效促进上海氢基础设施的发展。
1 氢气运输方式按照输送时氢气所处状态的不同,氢气的运输方式可分为:气态氢气( GH2）输送、液态氢气(LH2 ）输送和固态氢气(SH2）输送. 前两者将氢气加压或液化后再利用交通工具运输，是目前加氢站正在使用的方式. 固态氢气输送通过金属氢化物进行输送，迄今尚未有固态氢气输送方式,但随着固氢技术的突破,这种方便的输配方式预期可得到使用.1。
1 高压氢气运输氢气通常经加压至一定压力后,然后利用集装格、长管拖车和管道等工具输送。
集装格由多个水容积为40L的高压氢气钢瓶组成，充装压力通常为15MPa。
集装格运输灵活,对于需求量较小的用户，这是非常理想的运输方式。
长管拖车由车头和拖车组成，长管拖车到达加氢站后，车头和管束拖车可分离,所以管束也可用作辅助储氢容器. 目前常用的管束一般由9个直径约为0.5 m ,长约10m的钢瓶组成，其设计工作压力为20 MPa ,约可充装氢气3500标准m3.管束内氢气利用率与压缩机的吸入压力有关,大约为75%～85％。
长管拖车运输技术成熟,规范完善,因此国外较多加氢站都采用长管拖车运输氢气,上海较大规模商品氢运输即采用长管拖车运输。
氢气也可通过管道输送至加氢站. 美国、加拿大及欧洲多个工业地区都有氢气管道，直径大约为0。
浅谈加氢站组成
浅谈加氢站组成燃料电池汽车在迈向商业化阶段，据统计，目前全球有加氢站369座，截至2019年底，我国已建成加氢站66座，加氢站作为氢气供应站，与加气站类似，一个完整的加氢站，主要由氢气制造系统，氢气压缩系统，氢气储存系统，氢气加注系统组成。
一、氢气制造系统城市加氢站的技术路线可分为三类：电解水制氢、天然气重整制氢和外供氢技术。
类型氢源特点燃料重整制氢天然气、液化石油气、甲醇等利用城市燃气，液化石油气供给设施，氢成本比较低，高温运行下需要数小时启动，不宜频繁开启，有CO2生成水电解制氢强碱水电解法、质子交换膜水电解法等可利用可再生能源制氢，清洁环保，可利用谷期低电价电力外供氢技术（液压储存，压缩氢储存）液化并通过车辆运输，加氢站存储；压缩并通过拖车运输，加氢站储存可同时供给压缩氢和液体氢；设备便宜，系统简单1、电解水制氢电解水制氢的技术目前已经十分成熟，欧洲大多数加氢站都采用这种技术。
电解水制氢技术主要有3种：强碱、质子交换膜（PEM）和固体氧化物水电解技术1）采用碱液作为电解质的碱式电解器是历史最悠久也是成本最低的一种方法，水电解出1Nm³氢需要电力约为5KWh，2）固体氧化物电解器一般采用氧化钇稳定的氧化锆作为电解质，工作温度在600-1000℃，在此温度下的水理论分解电压仅为0.9V。
3）质子交换膜（PEM）水电解器是使用一种离子交换膜作为电解质兼起隔膜作用，依靠此膜内的水合氢离子导电，能再1-3A/c㎡的高电流密度下工作，体积小，效率高，生成的氢气纯度可高达99.999%，被认为是最有前景的水电解技术。
2、天然气重整制氢若加氢站的附近有天然气管道，可以直接利用管道的天然气进行站内重整制氢，将会大大减少运输和设备的成本，天然气重整制氢在工业技术上已非常成熟。
制氢成本低、初始投资大，天然气重整制氢具有制氢成本低的优点，并能充分依托现有的天然气基础设施经验来发展氢能基础设施，但其设备初始投资较大、制备的氢气需要经过纯化工艺方能满足燃料电池的要求。
加氢站作业流程
电气部分测试
系统模拟加气
1、将配电柜中的各设备电源开关合闸送电，将控制系统切换为自动模式。手动打开氢气管路手动阀，打 开处于双通路双状态，关闭放散通路。手动打开仪表风管路手动阀门，空压机排污阀关闭。
2、在加氢机上点击加气按钮，观察气动阀是否自动打开，气体增压泵是否运行，加气机显示的加气状态 是否正确。没有问题，点击停止按钮，泵自动停止、气动阀自动关闭，证明加气自控系统加气程序运行 正常。
➢ 外观及硬件检测 ➢ 气源准备工作 ➢ 电气部分测试 ➢ 加氢试车 ➢ 安全运营管理
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电气部分测试
1、总开关：利用万用表检查进线电源电压是否正常，供电电源在380+5%V内方可依次送电，否则要检查 原因并消除之后，才可送电。 2、配电柜：合上总电源闸后，打开配电柜门，柜内照明灯自动点亮，电源指示灯点亮，多功能电表指示 电压正常，表明配电柜供电正常。 3、空压机：关闭空压机出口阀，合上空压机电源开关启动空压机，观察电机旋转方向是否与箭头指示方 向一致，不一致更换任意2相空压机电源线即可；空压机打压至0.8MPa左右自动停机，表明空压机工作正 常。 4、冷干机：合上冷干机电源开关，启动冷干机，选择自动模式，指示灯正常，打开空压机出口阀，冷干 机出口有压力证明冷干机管路畅通；冷干机定时排水，表明冷干机工作正常。 5、氢气加气机：合上加气机电源开关，加气机显示面板点亮，键盘显示面板点亮，表明加气机供电正常。 6、照明：合上撬装照明灯电源开关，撬上照明灯点亮，表明撬装照明灯供电正常。 7、轴流风机：合上撬装轴流风机电源开关或手动接通连锁启动信号，风机启动，表明风机供电正常。 8、控制柜：在UPS启动的情况下，合上控制总电源开关，控制柜电源指示灯亮、电压指示正常；启动PLC， 无电源异常报警和触摸屏点亮，表明控制供电正常。
液氢加氢站工艺流程
液氢加氢站工艺流程
一、液氢卸车
液氢卸车是将液氢从运输车辆中卸载到加氢站的关键环节。
液氢运输
车辆通常是由特殊的气体贮罐和输送设备组成。
卸车过程中需要注意防止
液氢泄漏和严格控制温度，以确保安全。
二、液氢储存
液氢储存是将卸车得到的液氢暂时储存在加氢站内的环节。
常见的液
氢储存方式包括储罐和储槽。
储存过程中需要保持恒定的温度和压力，以
防止液氢的挥发和泄漏。
三、液氢气化
液氢气化是将储存的液氢转化为气态氢的过程。
通常采用加热和加压
的方式，将液氢加热到氢的气化温度（-252.87℃）以上，并通过降低压
力将其转化为气态氢。
四、液氢净化
液氢净化是为了去除液氢中的杂质和不纯物质，提高氢气纯度的过程。
常用的净化方法包括膜分离、吸附和冷却凝结等。
通过净化可以提高液氢
的质量，保证加氢过程的安全和可靠性。
五、液氢压缩
液氢压缩是将氢气气化后，通过压缩设备将氢气压力提高到加氢站要
求的压力。
常见的压缩方式包括离心式压缩机和容积式压缩机。
压缩过程
中需要保持良好的密封和安全运行。
六、液氢加氢
液氢加氢是将氢气通过加氢器，与待加氢的汽车燃料电池进行反应，生成水和释放能量的过程。
加氢过程需要控制氢气流量和压力，确保加氢的安全和效率。
在液氢加氢站的工艺流程中，安全是最重要的考虑因素。
液氢的低温和高能量密度使其具有较高的爆炸危险性，因此在每个环节都需要严格遵守相关的安全规范和操作规程。
同时，对设备的维护和监控也至关重要，以确保加氢站的正常运行和安全性能。