趙雯晴

 

中石化安全工程研究院有限公司

 

作為一種清潔、高效、安全、可持續的新能源，氫能被視為21世紀最具發展潛力的清潔能源。近年來多個國家和地區已將氫能和燃料電池發展提升到國家戰略層面。加氫站是支撐氫燃料電池汽車發展必不可少的基礎設施，其建設數量和普及程度，在很大程度上決定了氫燃料電池汽車的產業化進程。

 

 

1.1 加氫站建設情況

 

根據H2stations.org的報告，2015—2020年，全球加氫站保有量增加191%。歐洲各國加氫站建設情況是德國100座、法國34座;亞洲各國加氫站建設情況是日本142座、韓國60座、中國69座，其他國家建有4座;北美的美國建有加氫站49座、北美其他國家26座;其他地區建有加氫站13座。截至2020年底統計發現亞洲、歐洲和北美洲是車用氫能發展最快的地區，在現已建成的加氫站中歐洲占36%，亞洲占49%，北美洲占14%。全球的加氫站產業仍處于發展初期，各國在建站形式、氫氣制取和儲存工藝等方面有顯著差異。按照建設形式不同，加氫站主要包括固定式、撬裝式和移動式3種;按照氫氣來源不同，包括外供氫加氫站和站內制氫加氫站;按照氫氣儲存狀態，包括高壓氫氣加氫站和液氫加氫站;按照制氫方式不同，加氫站包括電解水制氫加氫站、工業副產氫加氫站、天然氣重整制氫加氫站等。

 

就加氫站的數量而言，亞洲處于領先地位，其中日本、我國和韓國發展最快。日本是氫能經濟的有力推動者，為全球首個加氫站突破100座的國家，其中移動式加氫站占比超過30%。為了保障加氫站運營的經濟性，日本加氫站都采取分時運營的方式。日本政府設有專門的氫能主管部門（經濟產業省節能與新能源（NEDO）部新能源系統科氫與燃料電池戰略室）參照城市燃氣對氫氣進行管理，加氫站嚴格執行日本的“高壓氣體保安法”。

 

隨著“推動充電、加氫等設施建設”寫進我國2019年政府工作報告，我國車用氫能基礎設施即加氫站的發展邁入了一個快車道。我國的低溫液態儲氫目前僅應用于航空航天領域，加氫站全部為壓縮氫氣加注，截至2020年12月底，我國已建成加氫站118座，主要為各研發機構和城市公共交通汽車提供加氫服務，商業化運行占比較低，主要集中在廣東、上海、江蘇等經濟發達的省市。以外供氫、35MPa加注等級為主，70MPa加氫站逐步增多，固定式和撬裝式兼有。與此同時，氫氣加注規模不斷提升，出現日加氫量1000kg的中大型加氫站。氫能運輸主要通過高壓氣態運輸，同時也有少量的氫氣管道運輸。關于高壓氣態氫氣運輸，國內技術較為成熟，主要采用20MPa管束車運輸，單次運氫量較低，約300kg。關于管道輸氫，國內共建有3條，總長度在100km。

 

1.1.1 歐洲加氫站特點

 

目前德國是歐洲建成加氫站數量最多的國家，德國工業界的行業翹楚，如林德氣體公司、WEH公司、奔馳汽車公司、寶馬汽車公司等聯合起來共同推廣氫能源在德國的規模化運營。在公開氫氣來源的德國26座加氫站中，有20座采用拖車站外供氫，其中5座采用液態氫運輸，其余均為氣態氫運輸，5座采用電解水現場制氫，1座采用管道運輸氫氣供氫。丹麥是第一個擁有覆蓋全國加氫站運營網絡的國家，全國50%的人口開車15km即可找到加氫站。同時丹麥的可再生能源制氫比例很高，計劃到2035年可再生能源制氫比例達到100%。

 

1.1.2 北美加氫站特點

 

自2001年起，美國便形成了較完整的推進氫能發展的國家政策、法律和科研計劃體系，確定氫能為國家戰略，引導能源體系向氫能經濟過渡。目前美國超過半數的加氫站位于加州，大都能實現35MPa和70MPa雙壓力等級加注，相當一部分加氫站具備可再生能源制氫能力。

 

1.2 國內外加氫站對比

 

表1綜合對比歐洲、美國、日本等國家和地區的加氫站工藝技術，現階段我國加氫站與國外加氫站存在一些顯著差異。

 

a）國外的加氫站大多服務于乘用車，每次的加注量有限，而且每個站點每天的加注次數也不多，因此單站的日加注能力多在100——200kg/d。國內的加氫站則大多服務于商用車，如公交車、物流車、大巴車等，每天的加注量和加注頻次都相對較大，因此單站的日加注能力多在500——1000kg/d水平。

 

b）我國標準中對加氫站安全間距的要求明顯大于國外，部分指標是國外對應指標的幾倍甚至十倍。

 

c）加氫儲氫工藝不同，我國現對于液氫暫未放開民用，因此加氫站均采用高壓氣相存儲，而國外高壓氣相和低溫液相存儲在加氫站中均有應用。

 

d）氫能管理方面，我國對于氫氣按照危險化學品管理，而日本對于氫氣按照燃氣管理，相對而言按照危險化學品管理氫氣，加氫站設計、建設、運維等更加嚴苛。

 

e）推進加氫站建設過程中，綜合考慮節約土地成本、設施合理布局等因素，國內外均推廣油氫合建站這種新型模式，但具體布局存在很大不同。在調研的美國37座油氫合建站中，有11座的加氫機是直接與油品布置于同一加注區的，日本的油氫合建站則普遍采取了加氫和加油分區布置的方式。我國的油氫合建站以單獨建設為主，加油、加氫融合度較低。

 

表1 國內外加氫站對比

 

 

 

加氫站內部及與周邊建筑的安全間距直接影響到加氫站點的規劃布局，而面對日益緊張的城市用地，過大的安全間距在一定程度上制約了加氫站的發展。對比各國加氫站標準中關于安全間距的規定，表2中詳細列出了中國、美國、加拿大、日本和韓國加氫站標準中加氫機周圍爆炸危險區、公共道路防火距離等關鍵指標，我國臨氫設備的間距要求顯著大于國外。表2中的安全間距要求包括爆炸危險區劃分、防火距離等要求，數據來源：中國GB50516—2010《加氫站技術規范》；美國NFPA2—2016《Hydrogen Technology Code》；加拿大《Canadian Hydrogen Installation Code》；日本High Pressure Gas Safety Law；韓國High Pressure Gas Safety Management Law。

 

表2國內外安全間距對比（單位：m）

 

 

我國加氫站建設主要依據GB 50516—2010《加氫站技術規范》，該標準制訂時間較早，且在標準編制過程中，缺乏實驗數據和運營經驗的支撐，導致標準與實踐存在一定程度的不符。標準中關于安全間距的規定按照汽油與氫氣能量等價進行換算，缺乏對氫氣特性、燃爆行為及事故頻率、后果的深入思考，在一定程度上影響了我國加氫基礎設施的建設。國外加氫站標準的制訂則是依靠量化風險評估技術，針對氫氣的特性及行為特征，計算得到相關的安全間距。

 

 

量化風險評價（Quantitative Risk Assessment，QRA）可以科學地評價某個系統或某一事故的風險值（個人風險和社會風險），為風險減緩措施提供指導和建議，也可直接應用于安全間距等相關標準的制定中，評價過程需要辨識危險源以建立不同事故場景模型、確定失效概率、失效后果分析以及選擇風險基準。

 

3.1 加氫站危險源識別

 

加氫站危險源識別主要是識別站內有可能影響人員安全的危險點，之后構建危險場景。加氫站內存儲的氫氣具有可燃性和易燃易爆性，是引發加氫站火災爆炸事故的主要危險源，氫氣引發火災爆炸事故的原因有設計缺陷、設備老化、操作失誤、自然災害等，但大多數事故的直接原因為氫氣的泄漏。根據點火條件的不同，造成的事故后果主要有設備關停、噴射火、爆炸、空氣中消散等，建立事故樹，見圖1。

 

 

圖1 加氫站事故樹

 

3.2 加氫站氫氣泄漏概率分析

 

美國圣地亞國家實驗室（SNL）在對加氫站安全間距進行量化風險評價的過程中，將氫氣泄漏概率定義為氫氣存儲系統典型泄漏尺寸的函數，典型泄漏尺寸的選取至關重要。安全間距并不是針對大的災難性事故來保護系統，而是應該覆蓋設施生命周期內可能發生的事故，尤其是發生概率較高的小尺寸泄漏事故，需要保證在超出安全間距區域泄漏事故引發的風險后果是可以接受的。因此在選擇典型泄漏尺寸時需要考慮所選尺寸的泄漏概率和更大尺寸泄漏的后果。最終選擇的用于計算安全間距的泄漏尺寸包含了典型加氫站95%的泄漏事故。95%比例的選取是基于90%到99%的大尺寸泄漏事故在加氫站設計建設過程中已采取了應對措施。

 

3.3 風險基準選擇

 

風險評價首要考慮的就是潛在的人員傷害，為事故暴露人員建立風險基準，包括位于加氫站邊界以外的公眾人員、加氫站工作人員及顧客。風險評價中最重要的關注點為公眾安全，評價過程中公眾的風險基準通常設置為比站內工作人員小1到2個數量級。根據事故后果計算模型，選擇的風險基準反映了人員死亡率的可接受程度。

 

風險基準可以針對個人或公眾群體。個人風險反映了在某一特定地點的人員平均死亡率。通常來說，對于暴露最嚴重的人員評價其個人風險。社會風險反映了死亡率與人數的關系，對于社會風險評價來說，確定設施周圍的人員非常重要。對于一般的用于建立標準的風險評價，人口密度的選擇對于結果會引入多于一個的不確定度。用于確定標準中安全間距的風險評價過程，個人風險的確定是僅針對某一特定地點的，但對于一個地點難以準確確定暴露最嚴重的人員，因此通常假定暴露最嚴重的人員為位于安全間距距離處的公眾。

 

3.4 基于風險的加氫站安全間距計算方法

 

a）依據加氫站事故樹，氫氣泄漏事故場景分為噴射火、爆炸和僅泄漏3大類，基于選定的典型泄漏尺寸，計算泄漏量，進而得到點火概率，最終推算出不同事故場景的發生概率。

 

b）噴射火事故以火焰輻射值為傷害參數，爆炸事故以壓力峰值和沖擊波為傷害參數，分別計算其致死率，之后求和計算出該典型泄漏尺寸下的總致死率。

 

c）最后由圖2依據泄漏事故的累計風險和選定的風險基準確定安全間距。

 

 

圖2 基于風險的安全間距確定方法

 

 

在對美國、德國、日本等國家和地區加氫站現狀分析的基礎上，從加注規模、安全間距、儲氫方式等多個方面與我國的加氫站進行了綜合比較。對比發現，我國標準制定過程中采用的汽油與氫氣能量等價換算方法計算得出了過大的安全間距，這在一定程度上制約了我國加氫站的發展。因此建立了基于風險的加氫站安全間距計算方法，為加氫站安全間距的科學合理制修訂提供了基礎。但我國的加氫站發展時間短，國內尚無有效的加氫站氫氣泄漏概率數據庫，對加氫站量化風險評價結果的準確性有很大影響，因此后期將開展加氫站設備失效概率的分析研究工作，以助于安全間距的合理制修訂。