李棲楠

（中國(guó)石化青島安全工程研究院，山東青島 266000）

油、氣、氫、電綜合能源加注站作為未來(lái)城市基礎(chǔ)建設(shè)的重要組成部分，從宏觀布局到微觀選址都對(duì)未來(lái)的城市規(guī)劃具有深遠(yuǎn)的影響[1]?？紤]到當(dāng)前城市土地利用緊張的現(xiàn)狀，利用規(guī)劃解決加油、加氣、加氫與充電需求遞增與城市布局之間的矛盾，建立油、氣、氫、電綜合能源加注站，可以緩解供應(yīng)壓力，亦可優(yōu)化城市服務(wù)環(huán)境、提高土地利用率、降低建設(shè)成本與匹配能源需求[2-3]，是滿足未來(lái)相當(dāng)長(zhǎng)時(shí)間內(nèi)油、氣、氫、電車共存期能源補(bǔ)給的最佳方式。該文從站外油、氣、氫資源的運(yùn)輸及站內(nèi)油、氣、氫、電能源的轉(zhuǎn)換兩個(gè)方面進(jìn)行成本分析，旨在為綜合能源加注站的選址及工藝路線的選擇提供參考。

1 站外運(yùn)輸成本分析

1.1 運(yùn)輸成本模型

油罐車每年需要往返的次數(shù)：

往返一次所需時(shí)間：

每年運(yùn)行時(shí)間：

全年耗油量：

全年油費(fèi)：

長(zhǎng)管拖車每年可用時(shí)長(zhǎng)為Dy×Ttr，則該站需要的拖車數(shù)量：

駕駛員每年可用時(shí)長(zhǎng)為Dyr×Tdr，則該站需要駕駛員數(shù)量：

油罐車每年折舊：

每年油品運(yùn)輸?shù)娜斯こ杀荆?/p>

能源站每年X油品的運(yùn)輸總成本：

則每升油品的平均運(yùn)輸成本：

假設(shè)天然氣管束車壓力為20 MPa，長(zhǎng)管拖車一次可運(yùn)送氫氣的質(zhì)量即為1 500 V，則每年需要往返的次數(shù)：

同理可計(jì)算天然氣的運(yùn)輸總成本：

則每公斤天然氣的平均運(yùn)輸成本：

經(jīng)計(jì)算可知，長(zhǎng)管拖車一次可運(yùn)送0.89 PV高壓氫氣或70.85 V液態(tài)氫氣，高壓氫氣每年需要往返的次數(shù)為：

液態(tài)氫氣每年需要往返的次數(shù)為：

同理可計(jì)算高壓氫氣的運(yùn)輸總成本：

液態(tài)氫氣的運(yùn)輸總成本：

高壓氫氣管道運(yùn)輸系統(tǒng)的年均運(yùn)輸費(fèi)用：

式中，Ccom為壓縮機(jī)成本，元；Pcom為壓縮機(jī)實(shí)際功率，kW；Tcom與Tpipe分別為壓縮機(jī)、管道折 舊，年；Cpipe為每公里管道的材料和安裝費(fèi)用，元/km；Cl為勞動(dòng)力總成本，元。

則每公斤高壓氫氣的平均運(yùn)輸成本：

每公斤液態(tài)氫氣的平均運(yùn)輸成本：

每公斤管道氫氣的平均運(yùn)輸成本：

以上式中：Vy表示能源站X油品（92/95/98汽油或0#/-10#柴油）年銷售量，L；M為氫氣/天然氣年銷售量，kg；V為油罐/長(zhǎng)管拖/天然氣管束車容積，m3；η為運(yùn)輸效率；S為速度，km/h；P為壓力，MPa；H為公里耗油量，L/km；d為直徑，m；L為能源站與油庫(kù)/供氫站/供氣站間距、氫氣管道長(zhǎng)度，km；Tup為裝載時(shí)間，h；Tdown為卸載時(shí)間，h；Dy為車/管道每年可用天數(shù)，天/年；Ttr為每天可用時(shí)長(zhǎng)，h/天；Dyr為駕駛員每年可用天數(shù)，天/年；Tdr為每天可用時(shí)長(zhǎng)，h/天；Co為燃油價(jià)格，元/L；Ce為電費(fèi)，元/kW·h；Cs為瓶組成本，元；Ct為拖車成本，萬(wàn)元；Ccab為車頭成本，萬(wàn)元；Cund為拖車底盤費(fèi)用，元；Ttr為折舊年限，年；Cr為每次運(yùn)輸?shù)娜斯こ杀荆?/p>

1.2 運(yùn)輸成本模型計(jì)算

按表1條件對(duì)運(yùn)輸成本進(jìn)行計(jì)算，得出油品、天然氣、氫氣運(yùn)輸成本與運(yùn)輸距離的關(guān)系，分別如圖1~5所示。

圖1 油品、天然氣運(yùn)輸成本與運(yùn)輸距離的關(guān)系

表1 運(yùn)輸成本模型計(jì)算假設(shè)

圖2 高壓氫氣運(yùn)輸成本、 長(zhǎng)管拖車數(shù)量與運(yùn)輸距離的關(guān)系

由圖1、2可知，油品、天然氣、氫氣的運(yùn)輸成本隨運(yùn)輸距離的增加均呈線性增長(zhǎng)；在運(yùn)輸距離相同的情況下，單位氫氣的運(yùn)輸成本最高、油品的運(yùn)輸成本最低。當(dāng)運(yùn)輸距離為1 150 km時(shí)，油品、天然氣和高壓氫氣的單位運(yùn)輸成本分別為0.25元/L、0.6元/L和39.27元/kg。

由圖3、4可知，當(dāng)運(yùn)輸距離＜250 km時(shí)，液氫運(yùn)輸所需拖車數(shù)量不受年運(yùn)輸量的影響，1輛拖車就能滿足運(yùn)輸要求；當(dāng)運(yùn)輸距離≥250 km時(shí)，所需拖車數(shù)量隨年運(yùn)輸量和運(yùn)輸距離的增加而增加，且拖車數(shù)量的增加并未對(duì)液氫運(yùn)輸成本產(chǎn)生明顯影響。

圖3 液態(tài)氫氣運(yùn)輸成本與運(yùn)輸距離的關(guān)系

由圖5可知，負(fù)荷率相同時(shí)，管道氫氣的運(yùn)輸成本隨運(yùn)輸距離的增加而增加；運(yùn)輸距離相同時(shí)，管道氫氣運(yùn)輸成本隨著負(fù)荷率的增加而降低。

圖5 高壓氫氣管道運(yùn)輸成本、負(fù)荷率與運(yùn)輸距離的關(guān)系

綜上，對(duì)比高壓氫氣管束車、液態(tài)氫氣槽車和高壓氫氣管道三種運(yùn)輸方式可知，運(yùn)輸距離相同時(shí)，高壓氣體管道運(yùn)輸成本最高，液氫槽車運(yùn)輸成本最低；且隨著運(yùn)輸距離的增加，不同運(yùn)輸方式之間的運(yùn)輸成本差距越來(lái)越大。

圖4 液態(tài)氫氣拖車數(shù)量、年運(yùn)輸量與運(yùn)輸距離的關(guān)系

2 站內(nèi)能量轉(zhuǎn)換成本分析

2.1 制氫成本

制氫成本與制氫方式有關(guān)。常見方式有天然氣制氫、甲醇制氫、電解水制氫、煤/石油制氫等[4]。以制氫規(guī)模1 000 m3/h（標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)，以下氣體同）為例，根據(jù)2020年國(guó)家資源分布情況，選取不同制氫方式的平均數(shù)據(jù)，生產(chǎn)1 m3氫氣需要消耗0.6 m3天然氣、0.72 kg甲醇、5 kW·h電量、1.8 m3焦?fàn)t煤氣，按照天然氣單價(jià)3.2元/m3、甲醇單價(jià)2 200元/噸、電費(fèi)單價(jià)0.8元/kW·h，設(shè)備折舊10年，土建折舊20年，對(duì)不同原料制氫的建設(shè)投資和運(yùn)維成本進(jìn)行估算，詳見表2。

表2 不同制氫方式成本估算 萬(wàn)元

當(dāng)制氫規(guī)模為1 000 m3/h時(shí)，天然氣、甲醇、電解水、焦?fàn)t煤氣的制氫總成本排序?yàn)椋航範(fàn)t煤氣制氫＜甲醇制氫＜天然氣制氫＜電解水制氫?？紤]到經(jīng)濟(jì)性，如果要求氫氣成本＜2元/m3，則需要達(dá)到以下條件之一：1）天然氣單價(jià)＜2.65元/m3、甲醇價(jià)格低于2 319元/噸；或者2）用電單價(jià)低于 0.34元/kW·h，詳見圖6。焦?fàn)t煤氣制氫由于經(jīng)濟(jì)性優(yōu)勢(shì)目前已在我國(guó)推廣應(yīng)用[5-7]，同時(shí)，其制氫副產(chǎn)LNG可在綜合能源站進(jìn)行利用。

圖6 制氫成本與原料成本的關(guān)系

2.2 CNG成本

到站低溫LNG轉(zhuǎn)換為CNG的過程包含低溫LNG加壓、LNG高壓氣化為CNG兩個(gè)過程[8-9]，具體的壓力和儲(chǔ)氣裝置需根據(jù)實(shí)際情況確定。

按照規(guī)模為10 000 m3/天的加氣量計(jì)算，LNG加氣站及L-CNG加氣站的建設(shè)成本見表3，運(yùn)維成本見表4。

表3 加氣站投資建設(shè)及設(shè)備成本 萬(wàn)元

表4 加氣站運(yùn)行及維護(hù)成本 元

2.3 充電樁成本

以60 kW的直流樁為例進(jìn)行計(jì)算，成本如表5所示。

表5 60 kW直流充電樁成本費(fèi)用估算

新能源車電容量大約在30~50 kW·h之間[10]，交流充電樁一般效率為88%，直流電效率為93%，則電費(fèi)為電池容量／充電效率×電價(jià)。按照續(xù)航350 km、 電池容量46 kW·h、剩余電量10%、需充電44 kW·h進(jìn)行計(jì)算，充電成本見表6。

由表6可知，以續(xù)航350 km的新能源汽車為例，充電每次電費(fèi)最低約為20元，最高約為90多元；平均每公里電費(fèi)從0.06元到0.30元不等。

表6 充電成本估算（電池容量46 kW·h）

3 綜合能源站成本模型及計(jì)算

3.1 綜合能源站成本模型

綜合能源站的選址問題要考慮的因素包括建站地址的能源環(huán)境現(xiàn)狀[11]，油[12]、氣、氫生產(chǎn)成本及運(yùn)輸成本與電力成本[13-16]。以年總成本最低為目標(biāo)函數(shù)，在容量、儲(chǔ)運(yùn)方式等因素確定的條件下得到綜合能源站的最優(yōu)位置。

式中，HP、HT、OP、OT、CP和CT分別表 示氫氣、油品、天然氣的生產(chǎn)成本和運(yùn)輸成本， 元/年。

式中，C、O分別表示加氫站建設(shè)投資成本和運(yùn)維成本，元/年；T表示碳稅成本，元/年；Cc表示單一加氫站的建設(shè)投資成本；rs表示貼現(xiàn)率；t表示折舊年限；ip表示單位氫氣生產(chǎn)成本，元/kg；M表示氫氣的年銷售量，kg。

式中，ip表示1 kg氫的生產(chǎn)成本；V表示加氫站的容量。

3.2 模型計(jì)算

由于油品、天然氣及電力的成本隨地區(qū)定價(jià)，相關(guān)工藝較為成熟，因此重點(diǎn)討論綜合能源站模型中氫氣部分的工藝方案。由上文可知，氫氣的生產(chǎn)成本與制氫方式和加氫站容量有關(guān)。以一座1 000 kg級(jí)的加氫站為例，因其流量較小，因此僅考慮高壓氫氣管束車、液氫槽車兩種運(yùn)輸方式?？紤]到制取端成本，根據(jù)《中國(guó)氫能行業(yè)發(fā)展白皮書（2020年）》，液氫的制取與加注成本約為29.5元/kg，高壓氫氣的制取與加注成本約為19.0元/kg，將兩種運(yùn)輸方式的費(fèi)用隨運(yùn)輸距離的變化繪制在同一張圖中，結(jié)果如圖7所示。

圖7 氫氣到站成本與運(yùn)輸方式、運(yùn)輸距離的關(guān)系

由圖7可知，兩種運(yùn)輸方式到站成本在350 km處相交。當(dāng)運(yùn)輸距離＜350 km時(shí)，宜采用高壓氫氣管束車的運(yùn)輸方式；當(dāng)運(yùn)輸距離＞350 km時(shí)，宜采用液氫槽車運(yùn)輸方式；當(dāng)運(yùn)輸距離＝350 km時(shí)，兩種方式均可。

年運(yùn)輸量80萬(wàn)kg時(shí)液氫運(yùn)輸成本與不同負(fù)荷率下的高壓氫氣管道運(yùn)輸成本如圖8所示。

由圖8可知，當(dāng)管道氫氣負(fù)荷率達(dá)到60%及以上時(shí)，其運(yùn)輸成本始終低于液氫運(yùn)輸成本；當(dāng)管道氫氣負(fù)荷率低于60%時(shí)，液氫運(yùn)輸成本曲線與高壓氫氣管道運(yùn)輸成本曲線相交于200 km（10%），300 km （20%），600 km（40%）左右。基于上圖增加氫氣制取成本，到站成本如圖9所示。

圖8 液氫運(yùn)輸與高壓氫氣管道運(yùn)輸費(fèi)用的比較

圖9 液氫與高壓氫氣管道到站成本比較

由圖9可知，當(dāng)運(yùn)輸距離小于1 000 km、管道氫氣運(yùn)輸系統(tǒng)負(fù)荷率10%~100%時(shí)，液氫運(yùn)輸方式的氫氣到站成本始終高于管道氫氣運(yùn)輸方式。

4 結(jié)論

1）油品、天然氣、氫氣的運(yùn)輸成本均隨運(yùn)輸距離的增加而增加，其中，氫氣運(yùn)輸成本最高、油品運(yùn)輸成本最低；運(yùn)輸距離相同時(shí)，高壓氫氣管道運(yùn)輸成本最高，液氫槽車運(yùn)輸成本最低，且隨著運(yùn)輸距離的增加，不同運(yùn)輸方式之間的運(yùn)輸成本差距越來(lái)越大。

2）可統(tǒng)籌建站規(guī)模、各地天然氣、石油、風(fēng)光電等能源現(xiàn)狀，選擇不同的工藝制氫。天然氣和電力的成本主要受當(dāng)?shù)囟▋r(jià)的影響。

3）油、氣、電、氫綜合能源站的選址需綜合考慮站內(nèi)規(guī)模、當(dāng)?shù)刭Y源、距離母站的運(yùn)輸距離、管道氫氣負(fù)荷率等因素。以1 000 kg級(jí)的加氫規(guī)模為例，天然氣和電力成本為當(dāng)?shù)囟▋r(jià)，當(dāng)運(yùn)輸距離＜350 km時(shí)，宜采用高壓氫氣管束車的運(yùn)輸方式；當(dāng)運(yùn)輸距離＞350 km時(shí)，宜采用液氫槽車運(yùn)輸方式；當(dāng)運(yùn)輸距離＝350 km時(shí)，兩種方式均可。