第2部分 相关加氢站技术的介绍
本节简要介绍了在加氢站中为燃料电池公交车加氢的相关概念，主要应用的模块和最常用的加氢技术。本节中相关知识的介绍也是为了对后续部分中提供的分析和建议的理解。
在NewBusFuel项目中提出的的所有加氢站概念旨在为燃料电池公交车车队加氢服务的。氢能燃料电池公交车具有一系列的优点，例如完全避免如一氧化氮和二氧化氮等氮氧化合物、颗粒物质等污染物的排放。此外，如果我们应用的氢气是来源于可再生能源，那么由氢能燃料电池公交车运行带来的温室气体排放可以几乎降低为零。
由于氢气有许多来源，与传统的柴油车辆相比，使用燃料电池公交车增加了能源的的灵活性。
氢也可以在内燃机中使用。然而，这种技术氢的消耗量明显较高，因此目前的发展重点在于更有效的燃料电池动力系统。
目前存在多种的加氢站概念。以下段落挑选其中最重要，典型的方式进行描述。图1显示了可以区分四个不同模块的典型加氢站概念的方案。他们分别是H2生产或输送单元（用于外部供应），压缩单元，氢气储存和分配单元。由于压缩和存储彼此强烈相关，因此它们在图1中一起示出，并且将在该部分内一起解决。
图1 典型的加氢站结构
H2的生产和运输
加氢站概念的本质区别是氢的来源。如果所需氢气直接在加氢站生产，这称为现场制氢。相比之下，一些加氢站只能将来自其他工厂和场地的氢气运输到加氢站为燃料电池车辆提供加氢服务。一般来说这种工厂可以分为专门进行氢气生产的大型工厂和以氢气为副产物的工厂如氯碱工厂等化工厂。这两种情况都是异地生产氢气的方式。如果生产的氢气不是在加氢站内而是在周边的区域，就被称为近现场生产，一般采用卡车拖车的运输或管道输送将氢气运送到加氢站。
如果加氢站使用异地工厂中生产的氢气，则需要区分两种不同形式的氢气输送：气态和液态氢气（GH2和LH2）。氢气的液化消耗大量的能量。使用目前的技术，液化过程需要大约三分之一的氢气所含有的能量，但据研究发现未来可以将这部分能源消耗减少将近50％。然而，使用卡车拖车运送氢气，与输送气态氢相比，液态氢输送可以在一次运输中运送更大量的氢气。因此，对于LH2而言，每公斤运输成本通常较GH2更小，可以补偿液态氢的较高生产成本。如果以气态形式运输，由于其在环境中低密度的特点，H2会被被压缩至200巴或更高的压力。
现场制氢通常采用以下两种技术：电解或蒸汽重整。电解槽使用电力将水分解成氢气和氧气。蒸汽重整器使用甲烷和水蒸汽并通过催化反应产生氢气。
图2 现场电解制氢和蒸汽重整制氢的加氢站内部结构
H2的压缩和存储
压缩单元和氢存储彼此强相关。需要区分GH2处理的两个基本概念：第一个（参见图1顶部的两条路径）使用高压储存，压力水平高于公交车氢气储罐中的目标压力。由于这种压力差，加氢过程可以通过溢流灌装进行，而不需要在实际加氢过程中使用压缩机提升压力。相对较新的技术就是所谓的恒压储存。它在加氢期间使用液压单元来保持氢气储罐中所需的压力水平。
第二个概念（参见图1中压缩+储存的第三个路径）在氢气储罐中使用较低的压力水平，以及在为公交车加氢时将氢气储罐中的氢气通过增压压缩机进行增压。
通过增加存储压力，可以提升固定体积和固定占地面积的储罐的储氢能力。另一方面，较高的压力水平需要更高强度的储罐，并且可能更高的投资成本。
液态氢气在环境压力下沸点为-253℃，因此液态氢必须储存在高度绝热的储罐中，以避免LH2升温导致液氢沸腾以气态氢气蒸发（蒸发）（见底部H2路径在图1中）。可以使用低温泵或低温氢压缩机（CHC）代替压缩机，将氢气从储罐移动到分配器单元。当通过组合的蒸发器/热交换器单元时，氢被调节到适当的压力和温度水平，以在加氢枪处获得标准的350 bar加气气态氢气。
请注意，公交车储氢罐的压力水平目前为350 bar，而小型乘用车车辆通常需要700 bar的压力水平，这使得公共汽车加氢站复杂程度降低，成本低。
请注意，压缩机在加氢站设计中的作用也很重要。在CHIC项目及其前身项目CUTE，ECTOS和HyFLEET：CUTE中，大部分加氢站停机是由氢压缩机的问题引起的。这个加氢站模块的重要性不能被低估。
氢气加注设备
燃料电池公交车使用氢气分配单元连接到加氢站。不同的标准和协议，用于为不同的车辆，如乘用车，公交车或叉车加注氢气。一个重要的参数是加氢速度，可以分为以下三个标准考虑：缓慢加注（高达30g / s或1.8kg / min），正常加注（高达60g / s或3.6kg / min），以及快速加注（高达120 g / s或7.2 kg / min）。这些数字指的是最快加氢速度，整个加氢过程中的平均值可能远低于这些限制标准。根据不同的加氢方案，可能需要对氢气进行预冷，例如采用快速加氢时特别是乘用车加氢，70 MPa的高压需要额外的设备和更高的加注成本。
图3 异地氢气运输加氢站
第3部分 技术经济性分析
第3节对项目案例研究开发解决方案的要求和技术经济性能进行了总结和分析，来了解了加氢站设计和运行的主要影响因素。
在NewBusFuel项目中，为七个欧洲国家的12个不同城市开发了13个案例研究（见下图4）。八个参与城市在以往项目中获得了氢能公交车的运营经验，而伯明翰，波茨坦，里加和伍珀塔尔等四个城市是新加入的，之前并没有参与燃料电池和氢能联合事业（FCH JU）的早期项目。在CHIC或HyTransit等项目中，公共汽车运营商一直在测试运营少量燃料电池公交车，一般一个车队运营4至10辆公交车，以及相关的加氢基础设施。
在NewBusFuel的每个案例研究中，公交运营商或运输机构与氢能产业的合作伙伴和设备供应商合作，为每个案例研究共同开发定制解决方案。在本节中，对单个案例开发解决方案的要求和技术经济性能进行了总结和分析，来更好地了解HRS的设计和运行的主要影响因素。
来自公交运营商的要求
能够使用目前现有的部件和技术为所有13个案例研究开发出适合的解决方案，这代表了NewBusFuel项目的显着成就。每一个项目解决方案都考虑到该项目的一些特殊要求和条件，例如公交车队运营，H2需求，加氢操作以及满足当地法律、法规和标准（RCS）的要求。表1对相关的关键要求及其在NewBusFuel案例研究中的变化范围进行了总结。指示H2目标成本采用极限评估，其中包括公交运营商需要承担的所有CAPEX和OPEX成本。
图4 NewBusFuel项目概览
表1 NewBusFuel项目研究的以洗具体参数要求
NewBusFuel项目开发解决方案的技术特性
开发的案例研究包括第2节中描述的所有氢的来源，一些研究涉及多个来源以及备用选项。通过电解进行现场制氢受到青睐，有八项研究方案选择现场电解制氢，三个研究方案选用现场蒸汽重整制氢。场外制氢并以气态氢的输送方案有两种，而采用液态运氢的有三项研究案例。
压缩和存储模块考虑了不同的概念。对于大多数加氢站处理气态氢的方案，使用溢流灌装的都会采用高压氢气储存，高压储存通常被分为具有不同压力水平（低，中，高压）的三个等级，并且利用车厢与储罐之间的压力差，以级联方式加注燃料。中压储能和增压压缩机的组合也被少数案例采用。
一些研究考虑使用恒压储存罐，以便更好地利用储存在储罐中的H2，并显着减少储罐的压力循环次数，从而延长储罐的使用寿命。
令人惊讶的是，在NewBusFuel项目中，所需的自主时间不约而同的得到了减少。最初研究考虑的单个存储自主期限，平均约三天。对于许多案例研究而言，为了降低成本，最终的工程设计方案中，平均时间由3天降低为2天。
加氢模式的特点也差别很大。这包括加氢窗口的持续时间（见表1）以及需要同时加氢的公共汽车数量。例如，每辆巴士的背靠背加氢时间为12分钟（假设平均速度为2.5公斤H2 /分钟，以加油25公斤H2加上2分钟的机动和启动时间）4个加氢装置同时需要工作在5小时内为100辆公共汽车的加氢。大多数研究旨在采用正常加氢速度（见第2节），但在案例研究中还考虑到同时进行大量公交车的快速加氢和缓慢加氢。除了公交车之外，燃料电池乘用车的加氢方案也被纳入了一项研究。
应该注意的是，NewBusFuel项目中的技术选择有时受到所涉及的行业合作伙伴的产品或公共汽车经营者采取的某些预先决定等因素的影响。因此，最终的设计不一定反映出最佳的加氢站设计。
分析加氢站占地以应用要求
由于公共汽车站经常位于城市地区，被商业或住宅区包围，所以对加氢站占地面积的限制通常是非常严格和具有挑战性的。
图5 加氢站占地面积与制氢量和氢气运输量之间的关系
图5显示了加氢站占地面积与每日加氢能力之间的相关性。如可能预期的那样，具有现场制氢（参见图5 - 顶部）的加氢站比采用氢气运输的加氢站需要更多的空间（参见图5 - 底部）。一些加氢站概念旨在通过增加设施的高度来减少占地面积。通过将组件彼此堆叠，例如在双层建筑物中。然而，所有组件都需要进行维护，并且需要尊重潜在的高度限制。请注意，所有这些高度限制都是从NewBusFuel项目的案例研究中得到的实例。
根据现场制氢技术，所需的设施用品需要在加氢站现场提供。生产能力为1000 kg H2 /天的电解槽需要大约2.5 MW的电力输入。其他组件同样也具有显着的功率需求，例如：压缩机。现场电解制氢的加氢站需要大量的电力需求，并且如果电力需求超过当地目前的电力分布容量限制，则可能需要在较高电压（例如已经用于较长距离传输的110kV）的网络连接。显然，现场蒸汽重整需要足够的天然气供应。根据经验，为生产1000公斤氢气需要5000 Nm3的天然气。所有形式的现场氢气生产都需要水，这通常根据各自的水纯度要求在现场进行纯化。
对于非现场制氢，每天需要的拖车数量和相关物流很重要。高压管拖车运载不同数量的氢气，取决于拖车的压力水平。目前200 bar的拖车包含约350公斤氢气，最近开发的拖车可达到500 bar，载重量超过1000公斤H2，而LH2拖车含有超过3000公斤的H2。根据氢的需求，在加氢站交付和交换拖车的日常工作是至关重要的。
公交经营商氢燃料成本经济分析
如前表1所示，NewBusFuel的典型目标成本范围为4-6欧元/公斤H2，一般旨在实现氢气和柴油客车之间的燃油成本平价。这一目标成本范围由NewBusFuel项目中提供的不同加氢站设计的三项研究达成，而另外三项研究则最终达到的氢成本范围为6-8€/ kg H2。其余七项研究的H2成本超过8欧元/公斤H2。 NewBusFuel项目中所有研究的平均H2成本约为8.00欧元/公斤H2，这相当于CHIC项目内支付的实际H2成本（13 - 20欧元/公斤H2），实现了氢气成本的大幅降低。这种成本的改善主要是由于NewBusFuel项目设计较大的加氢站，以及由此带来的规模经济。然而，鉴于一半以上的研究未达到设定的氢目标成本，所有利益相关方都需要进一步努力（见第4节建议）。
通过部署现场蒸汽重整的加氢站可以实现的氢成本通常低于现场电解制氢的加氢站实现的氢成本。对于后者来说，缺点主要是由于相对于电价明显高于天然气。通过氢气输送的加氢站的氢成本相对于来自现场制氢的加氢站氢气成本而言具有竞争优势，无论是运送气态还是液态氢气到加氢站。然而，很多方面，例如，每次运输中购买的氢气量，交付频率，交货距离，合同期限，合同取消条件，不履行的处罚以及许多其他合同方面在确定氢气最终成本方面受到地区条件的约束。
采用现场电解制氢的加氢站
下面将会对资本和业务支出（CAPEX固定投资和OPEX运营投资）进行分别评估，包括每个部分对加氢站模块的成本的贡献。以现场电解制氢能力3000 kg H2 / 天（根据燃料电池公交车每日的氢气消耗量，可以满足100辆以上公交车的永清需求）的加氢站来示例说明成本估算和贡献。通用技术和财务假设在表2中给出。关于每个加氢站组件成本估算的更多背景资料由“NewBusFuel大型加氢燃料加氢指导文件提供。
对于四个主要模块，一般加氢站需要初始投资2350万欧元，相当于指定折旧期间的资本支出为1.54欧元/公斤。包括其他费用，如额外的土建工程，融资成本和项目管理费用，这一数额增加到2820万欧元或1.76欧元/公斤。假设每年为H2设备总资本支出占3％的维护总计约70万欧元，这将氢气成本提高0.64欧元/公斤。
表2 加氢站采用现场电解制氢技术相关的财政与技术假设
图6 采用电解水制氢日产氢量为3000kg/天的典型加氢站氢气成本预算
加氢站消耗的总电量为62 kWh / kg H2（H2生产时为58 kWh / kg H2，压缩为4 kWh / kg H2）。使用这些假设，图6显示了由电力消耗造成的氢气的总成本变化关系。从图中可以看出，考虑到大部分电力成本范围，运营成本明显高于前期资本支出。为了实现在所需成本目标范围内氢气的极限成本（即低于6欧元/公斤H2），对于这种类型加氢站及以上基本假设，电价需要低于6欧分/ kWh（0.06 欧元/kWh）（见表2）。
图7显示，根据欧盟统计局统计显示，欧洲各国的电价差异较大，工业消费者平均电价约为12欧分/kWh（含税）。然而，需要提及的是这个统计价格适用于每年消耗500至2000兆瓦之间企业，而一般的加氢站通过现场电解制氢需要每年大约7万兆瓦时的电量。
图7 欧洲不同国家工业消费者年消耗电量在0.5-2 GWh的电价情况（欧洲统计局2016年数据）
图8不同国家工业消费者年消耗电量在100 GWh的电价情况（CREG 2016年数据）
图8显示了根据[CREG 2016]一些欧洲市场的工业消费者，年耗电量为100 G瓦时的电价变化情况。电力市场上，电力作为商品（如EEX或EPEX）在几个国家的价格是低于4欧分/kWh的。即使包括税费征收，欧洲国家大型工业消费者的电价可能在6欧分/kWh甚至更低。
重要的是要注意，电价格情况对欧洲个别国家和税法规定是非常具体的。在一些国家，如德国和意大利，总体电价可以包括高税收（见图7和图8）。对于年消费量为70-150 GWh的德国工业消费者来说，2015年德国的平均电价为9.76美分/千瓦时，其中包括不可退税的税费为4.21美分/kWh，占据了40％多。税收这一高份额对可实现的氢成本具有重要影响。特别是在德国的情况下，目前德国现有的电力税收监管框架非常复杂，有许多豁免条例存在。因此，适用的电价取决于法律和组织方面的范围。表3说明了以不同电价购买电力的影响，包括或不包括不退还的税费。
表3 德国大型工业消费者氢气成本随电价变化关系
对于这里讨论的通用加氢站示例，电价9.76欧分/ kWh产生的氢成本低于8.50欧元/公斤H2，而不征税的电价可以使氢成本低于6欧元/公斤H2，达到氢气的目标成本范围为4 - 6€/ kg H2。
NewBusFuel项目分析了电解制氢的几种不同商业化模型。其强烈的依赖于电力的价格，并且对NewBusFuel项目选择的商业模式存在潜在的负面影响。
现战重整制氢的加氢站
对于现场蒸汽重整的加氢站而言，运营成本对最终H2成本的贡献通常大于项目的固定投资。根据经验，生产1公斤H2需要大约4.5 - 5.5 Nm3的天然气。假设消耗5 Nm3生产1kg氢气，能量密度为10 kWh / Nm3（相对于较低的发热值），通用加氢站（日产氢3000kg）示例的年度天然气需求量约为55 GWh。以欧洲工业消费者的平均价格为2.75欧分/ kWh（见图9和图10），天然气相关运营成本为1.38欧元/千克H2。
对运营成本的其他贡献是由蒸汽重整器带来的电力消耗，氢气压缩消耗的电力和维护成本引起的。与电力相比，天然气能源成本较低（参见图7至图10）意味着由蒸汽重整产生的氢气成本通常低于电解氢气的成本。
根据其他文献来源（参见[H2A-生产研究]），NewBusFuel中报道的数据中，对蒸汽重整器相对于电解设备而言，其前期投入考虑较低，然而他们的差异相对于运营成本而言就已经微不足道了。
采用异地氢气运输的加氢站
由于依靠运输氢气的加氢站不需要部署任何H2生产技术及设备，所以这种类型的加氢站通常需要最低的资本投入。然而，如前所述，运输氢气的成本由技术决定并且随着合同参数而显著变化。它的成本可能高于或低于在现场产生的氢气。
图9 各个国家工业消费者年消耗天然气在2.8-27.8 GWh的天然气价格情况（欧洲统计局，2016）
有关技术-经济分析的总结
如本节所述，建设加氢站的合适的技术解决方案，特别是关于最终氢气成本的技术解决方案是高度变化的，取决于许多方面，例如当地电力和天然气供应，H2源的可用性和潜在的H2运输途径，地方立法和税收的影响等等。
图10 各个国家工业消费者年消耗天然气在100 GWh的天然气价格情况（CREG，2016）
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