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10-13

国家发改委:进一步强化氢能产业顶层设计 加快技术创新,推进多元化示范应用!

近日,高技术司组织召开系列座谈会,邀请工业和信息化部、财政部、自然资源部、生态环境部、住房和城乡建设部、交通运输部、应急管理部、国资委、市场监管总局、国家能源局等部门,以及市场机构和专家学者,围绕氢能制备、储存、运输、加注以及终端利用等全产业链。分析研判产业发展形势,深入探讨氢能产业合理布局、有序推进多元化示范应用、构建清洁低碳供给体系、制定完善行业基础标准等事宜。 有关方面一致表示,氢能产业健康有序发展对我国能源绿色低碳转型、实现碳达峰碳中和目标具有重要意义,需要进一步强化顶层设计、加快技术创新、完善政策体系,努力实现高质量发展。   据悉,我国新一代运载火箭的发动机主要采用液氢、液氧和煤油作为燃料。近日,我国自主研制的首套产量达到吨级的氢液化系统调试成功,并实现了连续稳定生产。这意味着今后我国的运载火箭将可以使用国产液氢作为燃料。此次系统调试过程中,我国自主研制的氢液化系统,按计划顺利完成开车、生产及自动停机复温程序,累计连续稳定生产35小时,产出液氢35.55立方米。设计液氢产能为每天1.7吨,调试过程中实测满负荷工况产量为每天2.3吨,达到预期目标。对此,航天科技集团六院101所所长王成刚表示,这套系统我们解决了一系列关键技术,实现了90%以上国产化。   此次我国首套吨级氢液化系统研制成功,不仅能够满足我国航天发射任务的需求,在提供清洁能源方面也具有重要作用。   据《中国氢能源及燃料电池产业白皮书2020》估算,2030年我国氢气的年需求量将从3342万吨增加至3715万吨,2060年则增加至1.3亿吨左右。2020年中国氢气年产量2050万吨,较2019年增加30万吨。   中国国家主席习近平10月12日强调,为推动实现碳达峰、碳中和目标,中国将陆续发布重点领域和行业碳达峰实施方案和一系列支撑保障措施,构建起碳达峰、碳中和“1+N”政策体系。中国将持续推进产业结构和能源结构调整,大力发展可再生能源,在沙漠、戈壁、荒漠地区加快规划建设大型风电光伏基地项目。   随着可再生能源发电规模加大和成本降低,绿氢有望率先在西北地区实现平价、大规模供给和应用。
09-27

国家能源局局长章建华:加快部署新型储能、氢能等关键技术的研发推广和应用

2021年9月24日晚,联合国秘书处组织召开联合国能源高级别对话会(峰会级别),联合国秘书长安东尼奥·古特雷斯、第76届联合国大会主席阿卜杜拉·沙希德致开幕辞。中国国家能源局局长章建华以“联合国能源可及领军人物”的身份视频出席会议并致辞。 章建华表示,作为全球能源转型的践行者,中国将坚持共同但有区别的责任原则,锚定碳达峰、碳中和目标,推动建设以新能源为主体的新型电力系统。我们呼吁全球全面、有效履行《巴黎协定》,为发展中国家提供技术和资金支持,实现公平、包容、可持续的绿色转型。 章建华指出,作为全球能源科技发展的推动者,中国将加快部署新型储能、氢能等关键技术的研发、推广和应用。 以下为致辞全文: 尊敬的古特雷斯秘书长先生,尊敬的各位同事: 大家好!很高兴出席联合国能源高级别对话会。作为全球“能源可及”议题领军人物,我对联合国长期以来给予中国能源发展的关注和支持表示诚挚的谢意。 当前世界正处于大发展、大变革、大调整时期,气候变化危机引发了全球对于人与自然的深刻思考。新冠疫情反复延宕,能源短缺问题愈发凸显,全球仍有7.6亿人没有完全解决用电问题,世界能源的可持续发展之路面临着诸多风险和不确定性。 作为最大的发展中国家,中国坚持“以人民为中心”的发展理念,于2015年在发展中国家率先实现了全民通电,2020年又让每一个村庄都通上了动力电,满足了农村的生产、生活用电需求。中国的光伏扶贫工程惠及了10万个村、415万贫困户,安置公益岗位125万个。 中国的能源脱贫攻坚工作,成绩斐然,举世瞩目。推动构建人类命运共同体,让世界人民共享能源合作成果,一直是我们最真诚的渴望和最崇高的追求。 ——作为全球能源可及的领军者,中国不仅能够把自己的事情办好,也愿为全球能源可及工作贡献和分享中国方案与中国智慧,尽己所能为发展中国家提供相应的能力建设。我们呼吁全球将“解决能源可及”问题列为与“应对气候变化”“能源转型”同样紧迫的优先事项,加快制定具有可操作性的实施方案。 ——作为全球能源转型的践行者,中国将坚持共同但有区别的责任原则,锚定碳达峰、碳中和目标,推动建设以新能源为主体的新型电力系统。我们呼吁全球全面、有效履行《巴黎协定》,为发展中国家提供技术和资金支持,实现公平、包容、可持续的绿色转型。 ——作为全球能源科技发展的推动者,中国将加快部署新型储能、氢能等关键技术的研发、推广和应用。我们也呼吁全球加大能源科技创新协作,打破地域壁垒,弥合技术鸿沟,推动能源科技朝着更加开放、普惠、平衡的方向发展,推动能源科技的最新成果惠及所有国家。 同事们!九万里风鹏正举,新一轮能源变革已拉开序幕,中国将继续坚持多边主义,积极落实2030年可持续发展议程。让我们弘扬伙伴精神、平等协商、求同存异、凝心聚力,共谱能源合作新篇章,为构建全球发展共同体汇聚力量。 谢谢大家!
09-26

不怕炸弹爆炸!宝马发布全球首台国际认证的氢动力防弹安全车

近日,宝马集团推出全球首款经过国际认证的采用氢燃料电池驱动系统的防弹安全车——BMW iX5 Hydrogen Protection VR6概念车,进一步展现了宝马在氢燃料电池领域的广泛应用及先进的装甲防护技术。BMW iX5 Hydrogen Protection VR6概念车实现了可持续绿色出行与特种防护安全车需求的完美结合。 超过40年防弹安全车研发积淀,不断带来最极致的安全保护 宝马集团在研发制造具有不同保护级别的安全车拥有40多年的经验。BMW iX5 Hydrogen Protection VR6概念车基于BMW X5 Protection VR6防弹安全车打造,这款车是世界最畅销的豪华SAV防弹安全车。突破性的将创新电驱动技术、装甲防护技术与BMW X家族车型的车身比例、通过性和多功能性完美结合。凭借其集成的装甲防护技术,BMW iX5 Hydrogen Protection VR6概念车实现了VR6防护等级,符合攻击防护材料及设计检测机构协会 (VPAM) 定制的标准。   车辆乘客座舱集成了高强度钢制成的车身防护件、以及约30毫米厚的防护玻璃,并针对车门、车身及行李舱等核心区域的缝隙进行了加厚加密处理。车辆可承受世界上绝大多数轻型武器如AK-47的火力攻击,并可防止如HG85式手榴弹的穿透攻击。装甲客舱在4米范围内,可以承受高达15公斤TNT炸弹爆炸所产生的横向冲击力。   防弹安全特性与可持续出行完美融合,开创氢动力防弹安全车全新概念 BMW iX5 Hydrogen Protection VR6概念车采用的氢燃料电池技术与第五代BMW eDrive电力驱动系统相结合。其中,驱动系统使用氢作为燃料,通过氢气与氧气产生化学反应驱动车辆,车辆除水蒸气外不排放任何废气。而电机基于创新BMW iX使用的第五代BMW eDrive电力驱动系统技术发展而来,位于电机上方的高功率电池可借助高效率的能量回收系统充电。   针对这一特殊驱动系统,BMW iX5 Hydrogen Protection VR6概念车运用了整体安全概念,将底部特殊防护技术与氢燃料电池驱动系统相结合,充分保证驱动系统的安全。车辆底部经过专门设计,以防止手榴弹在车底爆炸对车辆下部产生损坏。通过底部特殊保护装置对氢气罐及其阀门系统进行密封。同时,该保护装置进行了轻量化处理,尽可能让车辆拥有最大的离地间隙,保证车辆的良好通过性。   BMW iX5 Hydrogen Protection VR6概念车还在政府枪支测试中心的监督下进行了爆炸冲击测试,测量了车身底部保护装置的形变程度,与之前的模拟结果进行了比较。通过计算机扫描检查,车辆储氢罐和底部保护板没有裂缝、分层、或隐藏的断裂。   作为全球首台氢动力安全车,BMW iX5 Hydrogen Protection VR6概念车充分证明了氢燃料电池车能有效地与安全防护技术相结合,保障车内成员安全。同时,也完美诠释了宝马在电动出行领域的技术优势。在电动化方面,宝马集团将从2025年起推出“新世代”车型系列,在数字化、电动化方面设立新标杆,并将可持续发展提升至前所未有的高度,而氢燃料电池技术或将成为宝马集团新能源产品组合中的新成员,为全球更多客户的绿色出行提供解决方案。
09-15

氢能加快布局 实现绿色转型

作为黄河流域的重要资源型城市,内蒙古自治区乌海市在“碳达峰”与“碳中和”背景下不断改善能源消费结构,依托自身能源产业优势,以氢能产业的开发利用探索绿色转型,制定多项配套政策鼓励氢能制储运、应用示范与基础设施建设,已初步形成覆盖全产业链的氢能发展模式,为乌海产业转型与经济高质量发展注入绿色新动能。 工业优势加快氢能产业布局 煤炭资源丰富的乌海地处内蒙古西部的黄河沿岸,经过多年发展,目前已具备扎实的煤焦化工、氯碱化工基础,这其中与氢气有关的企业超过30家,产生了丰富的工业副产氢资源,具备发展氢能产业的原材料优势。近年来,随着产业转型的加快,乌海正挖掘自身优势,布局氢能制储运与应用,培育壮大氢能产业。 在乌海海勃湾区的一处公交场站,50辆崭新的公交车整齐地停放在公交场站,车身上“氢燃料电池公交”的字样格外醒目,不远处一个外形与集装箱相似的设备吸引了注意。“这是给氢燃料公交车补给氢气的移动加氢站,车辆加氢在站内就能完成,氢气供应便捷、充足。”车辆采购方负责人张世卜介绍说,这些氢燃料公交车搭载了燃料电池发动机、钛酸锂电池系统和8个瓶组构成的储氢系统,加一次氢的最大行驶里程达400公里,现在处于试验运行阶段,未来还将陆续引进50辆。 目前,乌海已有两座加氢站投入运行,为氢燃料公交车等氢能消费终端提供保障,仅海南区一座加氢站的日加氢能力就可达1吨,而这些氢气也都来自乌海当地的能源企业。 “作为氢能供应商,我们在满足本地氢气需求的同时,也在积极拓展沿海地区市场。”乌海化工有限公司副总经理王红飞说,公司正计划投资建设“5万吨氢能源生产项目”,向航天、医疗等行业供应氢气。 乌海市发改委副主任郑胜利表示,从全国氢能产业现状看,我国氢能产业发展速度快、产业链初具规模,已形成京津冀、华东、华南、华中、西南五大产业集群,五大氢能产业集群覆盖了氢能设备制造、储运及应用等领域。“乌海作为黄河流域的重要工业城市,目前正在产业布局、加氢站建设、财政补贴、土地利用等方面加大发展投入,培育新的经济增长点。”郑胜利说。 得益于工业结构优势,乌海目前建成的12家规模以上煤焦化企业焦炉煤气产量达44亿立方米,副产氢产量达24亿立方米。除氢气资源丰富,工业副产氢每公斤13元至15元的成本也让乌海在全国氢能市场具有较强的价格优势,而《乌海市氢能产业发展规划(2020-2025)》等若干规划措施的相继出台,进一步完善了乌海氢能产业发展的政策保障。 除氢能产业链中上游的制储等环节,乌海正积极推动氢能设备制造等下游产业落地。 作为新建企业,在乌海海易通银隆新能源汽车有限公司厂区内,工人们正在厂房内铺装线路、安装设备,一派热火朝天的建设景象。“厂区建成投产后将具备年产2000台包括氢燃料公交车在内的氢燃料车生产能力。”公司经营管理部副部长陈皓年说,氢燃料车的下线使用将有效利用当地氢能资源,完善并延长乌海氢能产业链。 氢燃料公交车在乌海的投产与试运行只是乌海培育壮大氢能产业的缩影,氢能在冶炼行业的应用也正在落地。今年5月初,投资10.9亿元的氢基熔融还原高纯生铁生产线在海勃湾工业园区试运行投产,成功产出高纯铸造生铁水,有效扩展了乌海氢能应用场景。 围绕工业产业优势,乌海不断促进氢能上游产业链发展,加快拓展氢能中下游产业链。通过重点整合煤化工与氯碱化工氢能供应,氢气提纯技术和装备制造发展得到显著提升,引进的氢能储运和燃料电池研发企业延长了产业链条,而加氢站等一系列基础设施的完善,对培育氢能应用市场奠定了坚实基础。目前,乌海氢能产业示范正逐渐成形,未来将有效带动西部地区氢能经济的高质量发展。 绿色转型成为经济发展主题 作为内蒙古自治区第三个直辖市,1976年设立的乌海市是黄河流域一座年轻的资源型城市。从最初的挖煤卖煤,到后来的煤化工产业化发展,再到如今的氢能源绿色转型,年轻的乌海所经历的三次发展转型,折射出我国能源产业及资源型城市的绿色蜕变。 近年来,内蒙古出台多项政策措施支持氢能产业发展,在2020年内蒙古自治区重大合作项目(第一批)中,氢能产业项目有5项,总投资近65亿元。在这一过程中,乌海贯彻生态优先、绿色发展理念,抓住机遇加快推进产业转型升级,借助氢资源优势,拓展氢能产业经济链条,带动城市绿色转型,打造资源型城市转型升级典范。 “作为传统工业城市,乌海在不断思考产业转型与城市转型,我们牢牢把握‘双碳’背景下加快推动新能源发展的原则要求,现正围绕两个转型大力推进相关工作。”乌海市委书记唐毅说,一方面乌海要利用好传统产业优势,另一方面要通过发展新材料、新能源实现产业升级,发挥副产氢优势,推动氢能发展,带动产业绿色转型。 作为当地重要的化工生产企业,乌海化工有限公司在做好传统化工生产安排的同时,已开始融入氢能产业链,开展氢气制备、氢能相关技术研究等工作。“公司已与科研院所合作开展液氢制取技术研究,去年5月顺利生产出液氢,生产规模为每天600公斤。”王红飞说,这是我国首条民用液氢生产线,母公司鸿达兴业集团也与乌海市政府签署氢能合作协议,通过政府与市场的结合,加速氢能技术研发。 郑胜利表示,乌海市出台多项支持措施,发展液氢制取、氢能源电池等项目,引进氢能公交车等车辆制造业,标志着氢能产业链不断完善,有利于氢能产业有序布局和产业结构不断优化。“乌海发挥自身焦炉煤气制氢的资源优势,正积极与相关科研机构、氢能企业建立合作机制,吸引液氢等专项示范项目落户,促进氢能产业技术示范稳步推进。”郑胜利说。 当下,在初步计划投入50辆氢燃料公交车、10辆通勤巴士来满足城市交通和工业园区的通勤需求基础上,乌海还计划投入以氢能为燃料的10辆环卫工程车、20辆邮政物流车、50辆出租车,以此鼓励交通运输行业氢燃料汽车运营,在进行交通领域中氢能示范应用的同时,减少汽车尾气排放,提高空气质量。 整合风光电资源制取氢能,是乌海绿色转型的另一体现。“乌海及周边地区风光电资源丰富,我们始终坚持全产业链谋划布局,推动源网荷储一体化和风光氢储一体化发展,不再搞简单的发电卖电。”唐毅说,今后要严格控制火电发展,积极发展新能源产业,特别是利用好难以消纳的“弃风弃光”,为产业链提供稳定、可持续的“绿氢”。“这在促进乌海产业转型升级的同时,也能探索发展‘空中有风电、中间有光伏、地面有葡萄’的乌海特色‘风光农’互补立体氢能源供应体系。” “在控制化石能源消费量、构建现代能源体系、降低大气污染等领域,氢能产业的带动效应正在乌海逐步显现。”郑胜利说。未来,乌海将聚焦氢能全产业链发展,加快以氢气为代表的清洁能源消费,扩大氢能覆盖领域,打造氢能产业核心区,使其发挥示范效应,更好构建氢能产业格局,助力乌海产业发展与能源结构转型升级。 以政策“组合拳”化解氢能产业发展难点 在能源结构优化及能耗双控背景下,氢能产业发展前景广阔,但现阶段仍存有应用场景狭窄、关键设备部件依赖进口等发展短板。推进氢能产业发展,乌海综合协调产业优势、政策支持等,以政策“组合拳”应对潜在阻力点。 为有效消纳氢产能,乌海正在加快推进氢能消费市场的拓展。王红飞介绍,目前乌海化工有限公司只能收集部分工业尾气并制成氢能,尾气中大量的氢气在化工生产中消散,利用效率有待加强。 针对发展难点,乌海市相关部门对大型客车、矿用车辆的数量、能耗等情况进行摸底,出台专门财政补贴制度,挖掘氢能消费潜力。“乌海煤炭资源丰富,全市有近7万辆煤矿重卡,未来将这些车辆更新为氢燃料电池重卡,乌海的氢能应用空间将得到很大扩展。”郑胜利说。 据悉,尽管氢燃料车具有清洁排放、长续航等特点,但动辄上百万元的售价使其在短期内很难做到大范围普及,而较高的建设成本使储氢与加氢等相关配套设施仍处于起步阶段,一定程度影响了氢能产业应用场景扩展。 对此,陈皓年介绍,乌海海易通银隆新能源汽车公司入驻乌海,将有效发挥产能示范效应,提升当地氢能消费终端规模化制造水平。“除了企业积极参与,乌海市政府采取措施打造氢能产业园,提高氢能产业链规模效益,降低氢燃料电池车生产成本与使用门槛。”郑胜利说,下一步乌海将引入金融服务、市场租赁等模式,推动氢能源汽车换购,让氢能消费市场实现规模效益。 目前,氢能储、运过程中的技术薄弱点是制约氢能产业发展的“拦路虎”,以加氢站设备为例,尽管相关设备的大多数零部件已实现国产,但以加氢枪为代表的部分关键零件仍需从国外进口。为此,乌海深度聚焦氢能关键技术研发,强化产业配套政策,鼓励企业更多参与技术研发。 “我们将以产业发展难点为抓手,综合市场、政策、技术现状,形成多部门、多领域合力,用‘组合拳’促进乌海氢能产业发展。”郑胜利说,乌海在不断优化产业配套与扶持措施的同时,鼓励氢能源企业加大技术研发、引进优秀人才,统筹科研机构与企业发挥优势、产生合力,更好突破关键技术瓶颈,支持、培育在氢气制、储、运和应用环节中的龙头企业,进一步增强氢能产业整体竞争力。 依托“组合拳”,乌海市发挥其黄河流域的独特交通优势,东西联动内蒙古自治区鄂尔多斯市、阿拉善盟,南北贯通巴彦淖尔市、宁夏回族自治区银川市,通过整合优势资源,发挥上游氢能源优势,向氢能装备制造、氢燃料车等产业链下游拓展,实现乌海及周边地区氢能产业链条的聚集、延伸,协同西部地区的氢能产业发展。
09-07

零下35摄氏度启动、百公里的氢耗约超6公斤,600辆氢燃料车将服务冬奥会

“氢燃料车将在冬奥会上大规模使用,侧面印证它十几年间技术不断迭代,环境适应性已经非常好了。”2008年北京奥运会上,3辆国产氢燃料客车示范使用。当年负责研发生产的北汽福田副总裁、福田智蓝新能源总裁秦志东说,该公司预计约有600辆氢燃料车将服务北京冬奥会各赛区。   从3辆到600辆,背后是加速驶来的氢燃料车。近期,北京、上海等多地接连发布支持氢能产业发展的新政,而国内外各大车企也加码布局各类型氢燃料车。在业内看来,氢燃料车在商用车,特别是中远途、中重型车上的能源优势明显超过纯电动,有望争抢到越来越多的新能源场景。   600辆福田氢燃料车服务冬奥 13年前,新能源纯电动车在国内还未大规模推广,人们对氢燃料车更是一知半解。氢气具备来源广泛、清洁高效和应用场景丰富等优点,被认为是最清洁的能源。氢燃料电池汽车不同于纯电动汽车,其车身载着储氢瓶,奔跑时通过氢氧离子的化学反应“现场发电”。   不过,北京奥运会的氢燃料车更多考虑可靠性、安全性,由于在夏季使用,对环境适应性要求不太高,也很难适应北方的冬天。“当时还属于示范展示和探索阶段,但现在已经进入商业化推广阶段。”秦志东说,以氢燃料客车为例,十几年间不断迭代,整个系统的效率明显提升,实现了经济性、轻量化,环境适应性问题也得到解决,尤其是扛得住张家口崇礼的严寒。另一方面,从北京到张家口的高速一路大长坡,无论从续航里程,还是动力性上,都可以满足。   记者获悉,北汽福田在冬奥会各赛区投入服务保障的氢燃料车加起来大约有600辆。据介绍,从目前的试验情况来看,这批氢能源客车可以实现零下35摄氏度启动、零下40摄氏度存储,百公里的氢耗约超6公斤。   对车企来说,更关心的是氢燃料车的成本。秦志东说,同样是12米长的氢燃料客车,如今成本已经不到第一代的三分之一。   氢燃料中远途优势超纯电动 与北汽福田的三辆氢燃料客车同时亮相北京奥运会的,还有上汽的20辆氢燃料小轿车。不过,几乎同时起步的氢燃料商用车和乘用车,却“跑”出不一样的速度。国内挑战尝试氢能的,更多是商用车企;其他国家布局氢能也越来越侧重于商用。   2016年,北汽福田签订100辆氢燃料客车订单,率先开启商业化运营。两年后,首批49辆氢燃料公交车交付张家口,助力“绿色冬奥”。据悉,北汽福田规划布局了氢燃料商用车全系列车型,涵盖城市客车、城郊客车、轻卡、中卡及重卡等不同产品。此外,上下游不少企业也都开启了氢燃料车布局。   “从大数据分析来看,纯电动车可以覆盖城市配送70%以上的场景,但在中长途,氢燃料商用车的优势要明显强于纯电动商用车。”秦志东说,氢燃料电池车与纯电动车有严格的场景区分,纯电动比较适用于短距离行驶,一般单程在七八十公里。一旦超出这个里程,充电时间会更长,自重更大,运载效率就会明显降低。   在中重型、中长途的使用场景上,氢能优势一下子凸显出来。一次加氢能跑四五百公里以上的距离,冬天低温环境的影响几乎没有,更适合对能耗要求更高的城市配送冷链车。   但如果解决了发动机效率、储氢能力、能耗补给的问题,氢燃料车有望满足一次加氢跑1000公里以上,使用面就进一步扩大。秦志东说,目前气态储氢容量有限,跑500公里左右已经是比较不错的了,目前福田在国内正探索液氢在车辆上的应用。   政策频出氢燃料车推广提速 近日,财政部等五部门正式批复燃料电池汽车示范应用首批示范城市群,分别是京津冀、上海、广东。在近期出炉的《北京市“十四五”时期高精尖产业发展规划》中,更是把氢能产业作为今后5年京津冀产业协同率先突破的三大产业之一。   与此同时,全国多地都在加紧出台支持氢能产业发展的政策。各地发展目标中除了推广氢燃料车的数量外,还明确了未来几年加氢站的建设数量,从而降低加氢成本。   不过,氢燃料车依然跑在起步阶段。业内人士透露,同样大小的一辆氢燃料客车,成本虽然比十几年前降低,但依然是纯电动车的一倍左右,在一些指标上与传统燃油车存在差距。“下一步,氢燃料车的寿命将更长,目前已经从第一代的千小时增长到万小时,未来重卡商用车希望能达到4万小时。此外,发动机功率、储氢效率、能耗等都是优化的方向,从而降低用户的运营成本。”秦志东说。 
08-25

俄罗斯氢能发展将驶入快车道

日前,俄罗斯总理米哈伊尔·米舒斯京批准了国家氢能发展构想,将分三阶段发展氢能产业。第一阶段为从现在起到2025年,将建成集生产、出口一体的氢能产业集群并落实试点项目,同时发展国内市场。第二阶段和第三阶段(分别为至2035年和2050年),旨在建设出口导向型氢能源产业,在国民经济中广泛使用氢能技术。俄罗斯氢能发展将驶入快车道。 俄学者认为,俄罗斯发展氢产业的动力主要来自于消费市场转型,既具备资源、基础设施、市场等诸多优势,又面临技术、绿氢(可再生能源制氢)原料不足、氢产业发展受出口市场偏好影响较大等挑战。 消费市场转型倒逼 俄力推氢能发展 “如果没有来自能源消费者,尤其是来自欧洲消费者的挑战,氢能在俄罗斯很难得到如此大的推动。”俄罗斯联邦政府分析中心专家亚历山大·库尔丁表示。近两年,油气资源国俄罗斯频繁出台促进氢能发展的政策规划,氢能迎来跳跃式发展。除刚发布的氢能发展构想外,去年6月和10月,俄相继发布新版《2035年前能源战略》和《2020-2024年氢能发展路线图》,将氢能作为能源行业重点发展方向之一,计划由俄气、俄原子能两家公司主导,2024年前在俄境内建立全面的氢能产业链。 俄罗斯高等经济学院教授斯捷岑科同样认为,俄发展氢能步伐加快主要受消费市场转型影响。欧盟是俄罗斯最大的能源消费市场,也是低碳转型最为积极的国际行为体。欧盟在2019年、2020年分别发布《欧洲绿色协议》和《欧洲氢能战略》,将氢能视为其实现净零排放的重要抓手,计划促进氢能的制取、运输和消费,使欧洲对天然气的需求下降。正如米舒斯京在业务会议上所说,发展氢能可降低俄失去能源市场的风险。在全球能源转型的趋势下,俄罗斯依赖油气出口的经济模式恐难以为继,通过利用天然气制氢,成为全球氢能主要出口国,依靠氢能保障以往的油气出口收入成为俄罗斯的主要关切。“欧洲终将实现向氢能的过渡,俄罗斯越早参与氢能发展进程,就越有可能从中获得经济回报。”斯捷岑科表示。俄总统可持续发展问题特别代表阿纳托利·丘拜斯预计,到2030年,俄罗斯通过向欧盟出口氢可获得至少200亿~300亿美元的收入。 欧盟最近出台的气候能源政策更使俄罗斯坚定了出口氢气等低碳能源的决心。今年7月,欧盟委员会提出包括碳边境调节机制在内的气候能源一揽子计划提案,鼓励欧盟贸易伙伴降低出口产品的碳强度或碳足迹,并将于2026年向产品出口国征收碳排放费用,波士顿咨询公司预计,如果碳税为每吨二氧化碳30美元,俄罗斯将每年损失31亿~38亿美元。 俄罗斯发展氢能具备诸多优势 在氢能发展方面俄罗斯雄心勃勃,立志成为全球氢能市场的领导者,并提出到2030年拥有全球氢市场20%份额的目标,预计到本世纪中叶,俄氢气供应量将达1500万~5000万吨。亚历山大·库尔丁表示,欧盟提出碳边境调节机制,将发展可再生能源的融资压力转嫁于油气出口国。鉴于资源和技术基础,俄罗斯提出了蓝氢(天然气制氢)开发方案作为应对措施。在发展氢能方面,俄罗斯具备资源、基础设施、市场等诸多优势。 首先,俄罗斯天然气储量丰富,制氢成本低廉。根据发展构想,2035年前蓝氢将成为俄罗斯制氢优先方向。据国际能源署数据,生产绿氢的成本为每公斤2至7美元,蓝氢成本仅为每公斤1.6美元。 其次,俄罗斯具备发达的天然气管网。氢工业与天然气工业相似程度较高,俄罗斯境内共有输气管道超过17万公里,配气管道约70万公里,地下储气库20余座,是全球天然气管网最发达的国家之一。未来俄将通过长输天然气管网向欧洲和亚洲出口数千万吨氢,正在建设的北溪2号线的掺氢比例可达70%。 最后,俄罗斯具有市场优势。欧洲和亚洲是全球氢主要出口市场,紧邻亚洲和欧洲的地理优势和成熟的天然气贸易关系,使俄罗斯在向上述两个市场出口氢能方面具备优势。俄罗斯也针对目标市场在《构想》中提出建设西北部、东部和北极三个生产集群。其中,东部集群面向亚洲,西北集群面向为欧洲,并将致力于降低出口导向型企业的碳足迹。 挑战下俄能源企业 相继出台氢能业务布局 目前,全世界每年消耗的氢总量约为7200万吨,其中俄罗斯氢气产量仅为500万吨,所占比例较小。俄罗斯依靠氢能出口保障收入,主要面临以下四方面的挑战: 一是俄罗斯氢能产业为出口导向型。俄罗斯工业、企业和居民对氢缺乏强烈的内部需求,发展氢能旨在出口。在这种情况下,俄氢工业的发展容易受目标市场氢种类喜好变化的影响。例如,远期来看,随着欧盟绿氢生产能力的迅速增强,俄罗斯的蓝氢、紫氢(核电制氢)可能最终将被挤出欧洲市场。近期来看,欧洲碳边境税可能会最小化俄罗斯氢气的成本优势,俄氢能行业无法获得预期的收入。 二是俄罗斯绿氢短期内无法实现出口。俄罗斯没有资源,也没有动力在短期内为欧盟提供绿氢。绿氢必须通过电解水、风光发电和生物质燃烧获得,尽管构想中宣布了实现绿氢的目标,但制氢原料——可再生能源在俄发电结构中的比例微乎其微。且俄罗斯生产蓝氢比绿氢更具成本竞争优势。 三是氢气运输技术有待研究。俄罗斯计划通过利用改造现有天然气管网向欧洲输氢,但管网掺氢输送还面临一些列技术难题。圣彼得堡矿业大学校长弗拉基米尔·利特维年科表示,氢的应力腐蚀对于天然气管网掺氢构成挑战。由于应力腐蚀,俄气已经更换了超过5000公里的大口径天然气。 虽然挑战重重,但俄气、俄原子能、诺瓦泰克等公司相继宣布了氢能业务布局。“这些公司能够大规模制氢,并向欧盟及亚太市场出口低碳氢,是俄氢能产业发展的受益者。”俄能效中心主任伊格尔·巴什马科夫表示。俄原子能公司2024年将建设氢动力火车试点。俄气将研究氢和甲烷氢燃料在燃气涡轮发动机、燃气锅炉中的使用,以及氢作为动力燃料在各种交通运输工具中的应用。诺瓦泰克宣布5年内在亚马尔半岛启动商业制蓝氢以及CCS项目,并将在当地建设一座装机容量约为200兆瓦的风电厂,发展绿氢产业。  
08-24

详解沿海地区三大制氢技术路线

我国沿海地区凭借风资源、核能以及海港优势,可发展具有沿海特色的氢源基地。发展初期,依靠化工副产制氢推动氢能产业起步;中后期利用风、核等清洁能源从根本上实现零排放绿色制氢。 本文以大规模环境友好型制氢基地为目标,简述了符合我国沿海特色的相关技术路线,并指出可依托海港优势形成液氢集散中心,成为液氢集散枢纽,最终耦合布局风电、核能制氢基地以及液化天然气接收站,统筹布局形成沿海特色氢源基地。 氢能是国际公认的未来能源之一,加快推进我国氢能产业发展,是积极应对气候变化、保障国家能源安全的战略选择。 目前主流的制氢方式包括化工副产制氢、煤气化制氢、天然气重整制氢、甲醇重整制氢、水电解制氢。若考虑环境友好性,煤气化制氢、天然气重整制氢、甲醇制氢依然有较高的碳排放,无法从根本上解决能源与环境的矛盾。 基于我国“富煤贫油少气”的资源禀赋,以及拥有丰富化工副产氢的现状,现阶段蓝氢路线可作为有效的过渡方案,推动氢能产业铺开及公用基础设施普及,巩固氢能发展基本盘。 据不完全统计,我国焦炉煤气、丙烷脱氢、烧碱工业等可利用副产氢超过800万t/a。随着CO2集中捕集技术的发展,结合碳捕集、利用与封存技术的化石燃料制氢技术有望在内陆获得重视。 为达成“碳达峰”和“碳中和”的目标,未来大规模制氢的发展方向将是利用风力发电、光伏发电等可再生能源进行电解水制氢,此外核能制氢同样具有美好前景。 我国沿海地区依托海洋,相较内陆地区,拥有海上风电以及核电优势,可打造具有沿海特色的氢源基地。 01 沿海特色氢源基地思路简述 我国东南部地区拥有蕴含丰富风力资源的漫长海岸线,现我国正积极发展海上风电。综合考虑冷却、运输、安全等因素,沿海相比内陆更适合建造核电站。同时沿海地区利用港口优势可形成能源传输枢纽。 基于上述特点,沿海地区可发展具有沿海特色的氢源基地,如图1所示,沿海地区的氢源基地具有两大功能:一是新能源制氢基地;二是氢能集散中心。 图1:沿海特色氢源基地架构 图片来源:《现代化工》 发展初期,选用成本较低且技术成熟的工业副产氢加速氢能产业布局;中后期,利用海上风电及核能制氢,可真正做到零排放、零污染。 大规模制取的氢可直接以气态形式短距离运送至附近需氢用户,也可输往氢液化基地转换至液态以便进行远距离运输。 类似LNG接收站,沿海可建造液氢集散中心,从廉价氢源地进口氢,亦可将氢出口获利。依托LNG接收站,可利用LNG气化冷能有效降低氢液化系统能耗。 02 沿海特色新能源制氢技术 2.1  风电制氢 氢因其能量密度高、寿命长、便于储运的优点,适于风电规模化综合开发利用及储存。风氢耦合发电已成为一些国家解决风电上网“瓶颈”问题的重要手段,不仅可以提升电力输出品质,还可提供绿色环保的氢,供进一步综合利用。 风氢耦合发电的初衷是为了解决风电的间歇性问题,将其作为一种储能方式。 2004年,美国启动了Wind2H2计划,致力于研究适用于风电的氢储能技术。利用“废弃”风电来电解水制氢储能,不仅可解决弃风问题,还能反过来利用氢气再发电增强电网的协调性和可靠性,并且整个过程清洁环保,几乎不产生二氧化碳。 然而,风氢耦合发电系统的能量转换效率较低,在当前的技术水平下,“风电-氢-电”的转换效率低于40%,不适合规模化推广应用。因此,今后风氢耦合的重点应是更具前景的“风电-氢-用”的模式。 未来随着氢能应用的多样化及普遍化,氢需求量大幅增大后,风电制氢将从废风制氢的辅助并网模式转变为专一制氢的非并网模式。去除并网设备成本后,大规模风电制氢的经济性将会进一步提升。 风电制氢的技术关键在于水电解制氢,水电解制氢技术主要有三种:碱性水电解制氢、纯水质子交换膜(PEM)水电解制氢、固态氧化物电解池(SOEC)电解水制氢。 如表1所示,碱性水电解制氢技术和PEM水电解制氢技术现已有商业化运行,前者较为成熟而后者由于成本较高暂处于早期商业化试验阶段,SOEC虽然效率较高但还处于研发示范阶段。 表1  主流水电解制氢技术比较 在辅助并网的风氢耦合模式下,采用弃风弃电制氢,因风电间歇性和随机波动性特点,要求水电解装置具有不稳定电能条件下安全、可靠、高效的制氢能力。 现阶段技术水平的碱性水电解制氢设备的冷启动响应以及功率波动情况下制氢品质欠佳。而PEM可快速响应,可匹配适应风电场的功率波动性,但投资成本较高,目前不适合大规模推广应用。 综上所述,未来大规模的风电制氢若采用专一制氢的非并网模式,可考虑碱性水电解技术和PEM水电解技术协同使用:以碱性水电解设备为主,发挥其成本低的优势大规模装机;PEM水电解设备辅助使用,利用其快速响应优势以匹配风能功率波动。 2.2  核能制氢 利用核能,可以实现氢气的高效、大规模、无碳排放制氢。核能制氢技术研发为未来氢气的大规模供应提供了一种有效的解决方案,同时可为高温堆工艺热应用开辟新的用途,对实现我国未来的能源战略转变具有重大意义。 未来核能在非发电领域的应用备受瞩目,第四代核能系统的6种堆型(钠冷快堆、气冷快堆、铅冷快堆、熔盐堆、超临界水堆、超/高温气冷堆)中,具有固有安全性、高出口温度、功率适宜等特点的超/高温气冷堆,被认为是非常适合用于制氢的堆型。 核能制氢所利用的主要是核反应产生的热量。如图2所示,核能制氢技术路线包括:高温重整烃类制氢、高温热化学循环分解水制氢、高温蒸汽电解制氢、核电电解水制氢。 图2  核能制氢技术路线 利用核热代替常规技术中由燃烧化石燃料产生的热源进行烃类的高温重整制氢,可减少CO2排放,但仍无法做到零排放。 剩下的3种零排放技术路线中,利用核能发电再进行常规电解水制氢,与其他新能源发电电解水制氢路线类似,虽技术较为成熟,但效率较低,不适合未来大规模制氢场景。 与间接使用核热的电解水路线不同,高温热化学循环分解水(碘硫循环和混合硫循环)制氢和高温蒸汽电解制氢可全部或部分地直接利用反应堆提供的工艺热,减少了热-电转换过程中的效率损失,可实现核能到氢能的高效转化。 碘硫循环被认为是最具应用前景的核能制氢技术。碘硫循环由三步反应相耦合组成闭合过程,反应温度条件为800~900℃,反应的净结果为水分解生成氢气和氧气。 反应的第一步为Bunsen反应,温度为20~-120℃; 第二步为硫酸分解反应,温度为830~900℃; 第三步为氢碘酸分解反应,温度为400~500℃。 碘硫循环制氢效率可达50%以上,且易于实现放大和连续操作,适合大规模制氢场景。 混合硫循环反应的净结果同样为水分解生成氢气和氧气。混合硫循环由二步反应组成: 第一步为SO2去极化电解反应,温度为30~120℃; 第二步为硫酸分解反应,温度为850℃。 混合硫循环的第一步为电解反应,因此反应流程需要同时利用高温热和碘,其效率要远高于常规电解。 高温蒸汽电解利用固体氧化物燃料电解池(SOEC)实现高温水蒸气的电解。SOEC与常规电解技术相比,反应需要在高温条件(一般在700℃以上)下进行,因此利用核热可显著提高制氢效率。 03 液氢港口与LNG接收站冷能回收 日本提出了利用海运进口液氢的方案并一直在积极进行实质性探索,神户大学联合岩谷气体以及日本材料科学研究所于2017年在大阪成功进行了小型液氢船运载试验。日本计划在2020—2030年期间实现氢的商业进口,氢源地为澳大利亚。 根据计划,澳大利亚将利用作为闲置能源的褐煤进行气化制氢(含碳捕集)并进行液化处理,日本无碳氢供应链技术研究协会将在2020年利用搭载2个1250m3容量储罐的液氢槽船进行海上液氢转运。 参考日本的思路,我国沿海地区具有建设LNG接收站条件的地区可以考虑建设液氢港口。与LNG接收站的单一接收功能不同,液氢港口可同时担负液氢进口或液氢出口的责任。 在缺氢源的阶段,可仿照日本的进口端模式,进口国际上较为廉价的液氢作为补充备用; 在大规模制氢铺开后产能充足的阶段,可仿照澳大利亚的出口端模式,向周边氢资源紧缺的国家出口液氢以获取利润。 在LNG接收站,LNG气化过程中存在大量具有回收价值的冷量,若是将氢出口港和LNG接收站联合建设,可考虑利用LNG气化过程的大量冷能对氢液化循环进行预冷,可在解决LNG冷能利用问题的同时,有效降低氢液化的能源需求和资本成本。 04 结论与展望 根据沿海地区能源特点,建立风电制氢和核能制氢基地可满足未来绿色氢能的发展趋势,大规模供应无碳氢。风电制氢从弃风制氢的辅助并网模式转变为专一制氢的非并网模式,可提升制氢的转换效率和经济性。 非并网模式下,综合考虑不同水电解制氢的设备成本及技术特点,碱性水电解设备为主并以PEM水电解设备辅助的方案或许具有较好应用前景,可深入研究分析。 利用第四代核能系统的高温核热,高温热化学循环分解水制氢和高温蒸汽电解制氢可实现核能到氢能的高效转化,可在未来应用于大规模无碳产氢。 依托LNG接收站经验建立液氢港口,成为国际液氢集散中心,有利于发展国际氢能贸易。 联合风电制氢、核能制氢、液氢港口,耦合形成沿海特色氢源基地,可发挥氢作为实体能源的优势,助于氢实现对石油的替代,有利于向无碳社会过渡。
08-23

北京冬奥延庆赛区配212辆氢燃料车、5年内累计推广超万辆氢燃料车

北京市经济和信息化局8月16日发布《北京市氢能产业发展实施方案(2021-2025年)》。根据方案设定的目标,2023年前,本市将力争建成37座加氢站,推广氢燃料电池汽车3000辆;到2025年前,氢燃料电池汽车累计推广量突破1万辆。 京津冀协同布局氢能产业 氢气具备来源广泛、清洁高效和应用场景丰富等优点,被认为是最清洁的能源。中国氢能联盟预测,2025年,我国氢能产业产值将达到1万亿元;到2050年,氢气需求量将接近6000万吨,氢能在我国终端能源体系中占比将超10%,产业链年产值达到12万亿元。 “京津冀区域是国内最早开展氢能与燃料电池产业研发和示范应用的地区之一,具备研发实力突出、产业基础完备、氢能供给多元、产业链完整、应用场景丰富等优势,三地产业与经济结构互补性强,为区域协同发展氢能产业奠定了坚实的基础。”市经济和信息化局方面表示。数据显示,截至2020年底,本市氢能产业相关企业、机构数量约150家,其中氢能供应领域73家,燃料电池领域89家。2020年,本市氢能产业实现产值约30亿元,总体处于中试到产业化过渡阶段。 方案提出,北京将以冬奥会和冬残奥会重大示范工程为依托,2023年前实现氢能技术创新“从1到10”的跨越,培育5至8家具有国际影响力的氢能产业链龙头企业,京津冀区域累计实现产业链产业规模突破500亿元,减少碳排放100万吨。尤其在交通运输领域,推广加氢站及加油加氢合建站等灵活建设模式,力争建成37座加氢站,推广燃料电池汽车3000辆。 2025年前,北京将具备氢能产业规模化推广基础,产业体系、配套基础设施相对完善,培育10至15家具有国际影响力的产业链龙头企业,形成氢能产业关键部件与装备制造产业集群,建成3至4家国际一流的产业研发创新平台,京津冀区域累计实现氢能产业链产业规模1000亿元以上,减少碳排放200万吨。在交通运输领域,力争再新增37座加氢站建设,实现燃料电池汽车累计推广量突破1万辆。 京城南北打造两大示范区 从产业布局上看,京北将以昌平“能源谷”建设为核心,向南融合海淀,向北辐射延庆、怀柔,在北部区域打造氢能产业关键技术研发和科技创新示范区,打造燃料电池关键装备、商用车整车集成及上下游产业核心竞争力;京南依托大兴、房山、经开区,构建氢能全产业链生态系统,在南部区域打造氢能高端装备制造与应用示范区,开展氢燃料电池车辆、车载液氢供氢系统、氢动力无人机、船舶、轨道交通等产业全场景应用示范。 京津冀地区将以联合开展燃料电池汽车关键核心技术产业化攻关和示范应用城市群建设为引领,集聚制、储、运、加、用全产业链,形成优势互补、错位发展、互利共赢的氢能产业发展格局。 本市将依托能源、电力央企,在京津冀地区建设符合国际标准的高质量、智能化、核心技术自主可控的可再生能源电力制储氢与加氢基础设施项目。2023年,预计全市氢燃料电池汽车及燃料电池发电系统用氢量约50吨/天,到2025年将达到135吨/天。2022年前,全市氢气日产能达到68.8吨,基本满足应用端用氢需求;到2025年用氢量缺口部分,由京津冀统筹布局产能解决,保障氢气供应体系持续稳定,并逐步提升绿氢供给比例。 冬奥延庆赛区配212辆氢燃料车 方案公布了多个氢能应用示范场景。在绿色冬奥方面,将应用燃料电池汽车,在延庆等山地赛区承担观众或工作人员的运送服务。延庆赛区赛时燃料电池车的客运服务应用规模212辆,赛后车辆用于公交服务。同时,本市将以“宜电则电,宜氢则氢”为推广原则,聚焦冬奥客运、大宗物资运输、渣土运输、港区作业、物流配送、市政环卫等10类以中远途、中重型为主的应用场景,完成5300辆自主化燃料电池汽车的示范应用。 在京津冀区域,往返于各港口至北京的运输线路、重点企业物流专线和以农副产品为重点的生活必需品运输线路上,将构建京津冀燃料电池重卡货运走廊,实现氢燃料电池牵引车和载货车的分阶段替换。到2025年,共计替换约4400辆,实现柴油替代约14.5万吨/年,减少碳排放约46万吨/年。市经济和信息化局介绍,北京将建设成为具有国际影响力的氢能产业城市与科技创新中心,合力构建氢能与燃料电池全产业链,着力打造“区域协同、辐射发展、国内领先、世界一流”的产业创新高地。
08-17

5项涉氢标准入选2021年拟立项能源行业标准

近日,国家能源局发布《关于对2021年能源领域拟立项行业标准制修订计划及外文版翻译计划项目征求意见的公告》。 在汇总的《2021年能源领域拟立项行业标准制定计划项目》中,其中提到了氢能与燃料电池项目。 关于5项标准,具体阐述为:   加氢站压力设备监测技术要求   加氢站压力设备监测技术要求由中国特种设备检测研究院等起草,预计于2023年完成制定。   1)本标准规定了储氢系统的监测技术要求。   2)本标准适用于加氢站氢气储存压力容器、瓶式氢气储存压力容器、系统管路等储氢系统的监测。   3)其他固定式储氢系统的监测可参照本文件执行。   加氢站压力设备风险评价与检验   加氢站压力设备风险评价与检验中国特种设备检测研究院作为主要起草单位,预计于2023年完成制定。   1)本标准适用于气氢、液氢加氢站的风险评价与检验,包含站用压力容器及其全部承压零部件、站内压力管道及其全部承压管件、安全阀等安全泄放装置、氢气加注机等。   2)本标准主要技术内容包括加氢站用压力设备的风险评价方法,及针对风险实施的监测预警、智能检验手段等。     储能电站技术监督导则   储能电站技术监督导则国网湖南省电力有限公司经济技术研究院作为主要起草单位,预计于2022年完成制定。   本文件适用于锂离子电池、铅酸电池、液流电池、燃料电池、压缩空气、飞轮、超级电容等储能电站的技术监督,主要技术内容包括:技术监督项目、监督方法及监督管理等内容。   核电厂高压氢气系统调试导则   核电厂高压氢气系统调试导则由三门核电有限公司作为主要起草单位,预计于2022年完成制定。   适用范围:该标准适用于电厂高压氢气系统调试。主要技术内容:本标准规定了电厂高压氢气系统调试的试验目的、试验条件、试验内容;本标准规定了电厂高压氢气系统调试的验收标准。   可再生能源电力制氢设计规范   可再生能源电力制氢设计规范由中国电建集团西北勘测设计研究院有限公司和水电水利规划设计总院作为主要起草单位,预计于2023年完成制定。   适用范围:新建、扩建和改建的可再生能源电力制氢工程的设计。   主要技术内容:总则、术语和符号、基本规定、资源分析、总体设计、可再生能源发电系统、电解水制氢和储运系统、燃料电池发电系统、电力系统、电气、辅助及附属设施、建筑结构、施工组织设计、环境保护与水土保持、劳动安全与职业卫生、消防、信息系统。
08-16

全国首份加氢站安全管理规定

近日,苏州市政府办公室正式印发《苏州市加氢站安全管理暂行规定》(以下简称《暂行规定》)。这也是全国首份加氢站安全管理规定。自2021年10月1日起生效,有效期2年.   当地一线工作人员表示,进入涉氢场所要穿戴防静电工作服和防静电鞋、加氢站经营单位每半年检测一次防雷装置。   《暂行规定》共21条,明确加氢站主体责任落实要求,强调要建立具备相应履职能力的企业安全管理和技术专业团队;明确加氢站的安全运行要求,强调制度环节设计;明确作业人员的教育培训和资格要求,强调从业人员要具备与加氢站安全运行相适应的安全生产知识和能力。 苏州市加氢站安全管理暂行规定 第一条为了保障苏州市加氢站运行安全,规范加氢站经营单位的安全管理,促进氢能产业健康安全持续发展,依据《中华人民共和国安全生产法》、《危险化学品安全管理条例》、《江苏省安全生产条例》等相关法律法规,结合本市实际,制定本规定。 第二条本规定适用于苏州市行政区域内加氢站经营单位安全管理工作。 第三条加氢站经营单位的安全生产保障、从业人员的安全生产权利义务,应当符合《中华人民共和国安全生产法》《危险化学品安全管理条例》《江苏省安全生产条例》和有关法律、法规、规章的要求。 第四条应急管理部门负责加氢站安全监督管理以及事故调查处理工作。 住房和城乡建设管理部门负责汽车加氢站的工程建设管理和消防审验。 交通运输主管部门负责高压氢气道路运输、水路运输的许可,对高压氢气水路运输安全实施监督,负责高压氢气道路运输企业、水路运输企业驾驶人员、船员、押运人员等的资格认定。 公安机关负责高压氢气长管拖车的道路交通安全管理。 市场监督管理部门负责加氢站涉及到的压力容器等特种设备的安全监管以及有关行政许可事务的具体办理。 各县级市(区)人民政府(管委会)有关部门,依照本规定和其他法律法规的有关规定,在各自职责范围内,负责本行政区域内的加氢站经营单位安全监管工作。 第五条加氢站的设计、施工及安全管理等应当遵守《加氢站技术规范》(GB50516)、《氢气站设计规范》(GB50177)、《氢气使用安全技术规程》(GB4962)、《特种设备生产和充装单位许可规则》(TSG07)、《化学品生产单位特殊作业安全规范》(GB30871)等国家有关标准或者规范的规定。 第六条加氢站经营单位应当取得《中华人民共和国移动式压力容器(气瓶)充装许可证》,方可从事充装活动。 依法需要办理其他行政许可的,应当在取得相关行政许可后,方可从事经营活动。 第七条加氢站经营单位应当建立健全全员安全生产责任制和安全生产规章制度。 安全生产规章制度包括以下内容: (一)安全生产投入保障制度; (二)宣传教育培训制度; (三)隐患排查治理制度; (四)应急管理制度; (五)法律、法规、规章规定的其他安全生产规章制度。 第八条加氢站经营单位的主要负责人对本单位的安全生产工作全面负责,负责组织制定并实施本单位安全生产规章制度和操作规程。 第九条加氢站经营单位应当设置安全生产管理机构或者配备专职安全生产管理人员。安全生产管理机构以及安全生产管理人员履行检查本单位的安全生产状况,督促落实本单位重大危险源的安全管理措施,制止和纠正违章指挥、强令冒险作业、违反操作规程的行为等职责。 第十条加氢站经营单位的主要负责人和安全生产管理人员应当具备与本单位所从事的生产经营活动相应的安全生产知识和管理能力,由应急管理部门对其安全生产知识和管理能力考核合格。 加氢站经营单位的特种作业人员应当按照国家有关规定经专门的安全作业培训,取得相应资格,方可上岗作业。 加氢站经营单位的特种设备安全管理人员和作业人员应当按照国家有关规定取得相应资格,方可从事相关工作。 第十一条加氢站经营单位应当规范其安全管理信息的记录,对维护、保养、检测、监控、事故隐患排查治理情况等数据进行记录。 第十二条加氢站经营单位应当在有较大危险因素的生产经营场所和有关设施、设备上,设置明显的安全警示标志,安全警示标志应当遵守国家标准或者行业标准。 第十三条氢气设备、管道和容器,在投入使用前、检修作业前或者长期停用后,均应当使用符合安全要求的惰性气体进行置换吹扫,取样分析氢含量或者氧含量符合《氢气使用安全技术规程》(GB4962)的相关要求。 第十四条进入涉氢场所的人员应当穿戴防静电工作服和防静电鞋,严禁带入火种;作业时应当使用不产生火花的工具;氢气设备运行时,禁止敲击、带压维修和紧固。 进行动火等特殊作业应当遵守《化学品生产单位特殊作业安全规范》(GB30871)的相关要求。 第十五条加氢站经营单位应当组织管理、技术、岗位操作等相关人员,对生产工艺、设备设施、作业环境、人员行为和管理体系等方面存在的安全风险进行全面、系统辨识。对辨识出的安全风险,应当根据安全风险特点,从组织、技术、管理、应急等方面逐项制定管控措施,按照不同安全风险等级实施分级管控。 加氢站经营单位应当建立健全并落实生产安全事故隐患排查治理制度,采取技术、管理措施,及时发现并消除事故隐患。发现直接危及人身安全的紧急情况,从业人员有权停止作业或者在采取可能的应急措施后撤离作业场所。 第十六条加氢站经营单位应当对其使用的特种设备进行经常性维护保养和定期自行检查,并作出记录;应当对其使用的特种设备的安全附件、安全保护装置进行定期校验、检修,并作出记录。 加氢站经营单位投入使用后的防雷装置应当每半年检测一次。 第十七条加氢站经营单位应当加强应急救援能力建设,制定本单位生产安全事故应急救援预案,定期组织演练,每半年至少组织一次现场处置方案演练,每年至少组织一次综合应急预案演练或者专项应急预案演练。 第十八条加氢站经营单位发生生产安全事故后,事故现场有关人员应当立即报告本单位负责人,同时按照应急预案实施现场处置。 单位负责人接到事故报告后,应当迅速采取有效措施,组织抢救,防止事故扩大,减少人员伤亡和财产损失,并按照国家有关规定立即如实报告当地负有安全生产监督管理职责的部门,不得隐瞒不报、谎报或者迟报,不得故意破坏事故现场、毁灭有关证据。 第十九条违反本规定相关规定,由住建、应急管理、市场监管、交通运输、生态环境、公安等部门按照职责依法处理。 第二十条本规定中下列用语的含义: (一)氢:是一种易燃气体,根据《危险化学品目录(2015版)》和《危险货物品名表》(GB12268),氢为危险化学品和危险货物。 (二)加氢站:为氢能汽车或者氢内燃机汽车或者氢气天然气混合燃料汽车等的储氢瓶充装氢气燃料的专门场所。 (三)氢气长管拖车:由若干个高压氢气压力容器或者气瓶组装后设置在汽车拖车上,用于运输高压氢气的装置,配带相应的连接管道、阀门、安全装置等。 第二十一条本规定自2021年10月1日起施行,有效期2年。
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