干货分享│炼化企业制氢方式都有哪些？哪种最划算？

化工活动家 2021年5月11日浏览：1779 收藏：1

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编辑 | 化工活动家

来源 | 中石化发展计划部、能源化工

作者 | 苗军郭卫军

关键词 | 氢能源制氢经济性

共 3321 字 | 建议阅读时间 14 分钟

导读

近几年来，我国非常重视氢能产业的发展，2019年我国政府工作报告提到了推动加氢设施建设。

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2019年中国氢能联盟发布的《中国氢能源及燃料电池产业白皮书》中提出，到2050年，氢能在终端能源体系中占比达到10%，氢能需求量接近6000万t/a，成为中国终端能源体系的消费主体之一，可再生能源制氢超过80%，是未来主要的氢气来源。今天主要针对氢的生产工艺和不同工艺制氢的经济性来进行分析讨论。

氢气的生产工艺路线

我国是世界最大的制氢国，2019年氢气产量约2500万t。目前，氢的制取工艺主要有以下3种较为成熟的技术路线：

一是以焦炉煤气、氯碱尾气、乙烷和丙烷脱氢为代表的工业副产氢；

二是以煤炭、天然气为代表的化石原料制氢；

三是电解水制氢。

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工业副产氢

工业副产氢的主要来源有氯碱副产氢、焦炉煤气制氢和轻烃裂解制氢等。

①氯碱副产制氢

氯碱工业生产以食盐水为原料，利用隔膜法或离子交换膜法等生产工艺，生产烧碱、聚氯乙烯(PVC)、和氢气等产品。国内氯碱行业基本上全部采用离子膜电解路线，一氧化碳含量较低且无化石燃料中的有机硫和无机硫，因此是燃料电池氢源的较优选择。氯碱副产氢具有氢气提纯难度小、耗能低、自动化程度高以及无污染的特点，氢在提纯前纯度可达99%左右。

我国氯碱产业烧碱年产量基本稳定在(3000~3500)万t，每生产1t烧碱可副产280m3氢气，每年副产氢气总量可达(75~87)万t，其中60%的氢气被配套的聚氯乙烯装置和盐酸装置所利用。其余的(28~34)万t氢气，氯碱行业的现状是除了一小部分企业利用氢气锅炉回收氢能以外，大部分作排空处理。因此，该部分氢气若能进行回收利用，提纯后供应燃料电池车用燃料，将是一条较好的氢能利用途径。

②焦炉煤气制氢

焦炉煤气是炼焦的副产品，焦炉煤气制氢工序主要有：压缩和预净化、预处理、变压吸附和氢气精制。其中焦炉煤气预处理利用变温吸附进行除硫除萘，然后利用变压吸附提高氢气纯度，最后精制氢气的质量满足燃料电池车用燃料氢标准。

我国是全球最大的焦炭生产国，国内焦炭产量约4.4亿t，占全球产量的60%，每生产1t焦炭可产生焦炉煤气350~450m3，焦炉煤气中氢气(φ)占50%~60%，除用于回炉助燃、城市煤气、发电和化工生产外，剩余部分可用作燃料电池车用燃料。

③轻烃裂解制氢

轻烃裂解制氢主要有丙烷脱氢(PDH)和乙烷裂解等2种路径。PDH是制备丙烯的重要方式，丙烷在催化剂条件下通过脱氢生成丙烯，其中氢气作为丙烷脱氢的副产物。乙烷蒸汽裂解乙烯技术较为成熟，已成功应用数十年，技术上不存在瓶颈。轻烃裂解的氢气杂质含量低于焦炉气制氢，纯度较高。PDH产物中氢气(φ)在60%~95%，可通过纯化技术制取满足燃料电池应用的氢气。

目前，国内共有10余个PDH项目已经投产，此外还有若干PDH项目在建。预计到2023年，PDH项目副产氢气产能可达到37万t/a，将来也可作为燃料电池车用燃料的来源之一。

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化石原料制氢

①煤制氢

我国的煤炭资源丰富，煤制氢技术的发展非常迅速，是目前我国最主要的制氢技术之一，其技术路径是煤炭通过气化转化成合成气，再经水煤气变化分离处理，提取高纯度的氢气。

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煤制氢按照具体工艺流程有水煤浆气化制氢和干粉煤气化制氢，其中以航天炉技术、清华炉水冷壁技术和华理四喷嘴技术为代表的煤气化技术处于世界领先地位，煤制氢装置合成气生产规模超过20万m3/h，煤气化制氢技术的转化效率在55%~60%，同时合成气装置每生产1m3 H2，CO2的排放量约为2.710kg。煤制氢工艺的优点是技术成熟、原料成本低、规模装置大，缺点则是设备结构复杂、运转周期相对低、投资高、配套装置多。此外，煤制氢装置必须要考虑二氧化碳排放问题，随着我国碳排放政策的日益收紧，未来作为温室气体二氧化碳排放将会征收高额碳税。

②天然气制氢

天然气制氢按照工艺路线的不同，主要分为蒸汽重整制氢、绝热制氢、部分氧化制氢、高温裂解制氢和自热重整制氢等。目前国内外主流制氢方式是蒸汽重整制氢。

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天然气蒸汽重整制氢主要包括4个流程：

a）原料预处理。主要指原料气的脱硫过程。

b）天然气蒸汽转化。多采用在镍系催化剂作用下天然气与水蒸气反应，天然气中的烷烃转化成主要成分为一氧化碳和氢气的原料气。

c）一氧化碳变换。在中温或高温以及催化剂条件下一氧化碳和水蒸气发生反应，从而生成氢气和二氧化碳的变换气。

d）氢气提纯。最常用的氢气提纯系统是变压吸附净化分离系统(PSA)，净化后得到的氢气纯度可以满足燃料电池车用要求。天然气蒸汽重整制氢装置简单，能效较高，能量转化率可达70%以上，每生产1m3H2，CO2排放约为1.07kg。

中国石化氢气产能约350万t/a，主要来源于煤制氢、天然气制氢和工业副产氢，可以分离提纯为产品氢，满足燃料电池车用燃料氢的需求。

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电解水制氢

电解水制氢方法根据电解质的种类不同，可分为碱性电解水制氢、质子交换膜电解水制氢和固体氧化物电解水制氢等。碱性电解水技术已经在国内商业化应用，为替代石棉隔膜，中船重工第七一八研究所等研究机构开展了碱性阴离子交换膜电解水制氢技术的研究，相较于传统碱性电解水技术，采用非贵金属催化剂，成本较低、可达到更高的电解电流密度，大幅缩小电解槽体积，是未来电解水技术的重要发展方向之一。与碱性电解水相比，质子交换膜技术显著减小了电解槽尺寸和重量，电流密度更大，对电源的波动适应性更好，是比较理想的新能源制氢技术，缺点是催化剂为贵金属和较高的投资成本。固体氧化物电解水技术是近年来研究较多的电解水技术，由于采用高温电解，电解所需的焓变低于低温电解技术，因此效率高于质子交换膜(PEM)纯水电解，且具有可逆的潜力，但固体氧化物电解水技术尚处于实验室研发阶段。不同电解水制氢技术的比较见表1。

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电解水制氢具有绿色环保、生产灵活、纯度高等特点，但其单位能耗相对于其他制氢方式较高，氢气制取成本受电价的影响较大。

几种制氢工艺的经济性比较

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工业副产氢成本分析

由于氢气在氯碱生产、PDH和乙烷裂解工艺中并非首要产物，仅考虑其原料消耗和少量制造费用，以及氢气提纯成本，测算的副产气体用于燃料氢的综合成本为5~6元/kg。工业副产氢可为氢能产业发展初期提供低成本、分布式氢源。

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化石原料制氢成本分析

从成本方面对煤制氢和天然气制氢进行分析，成本的比较如表2所示。

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由表2可见：目前国内煤制氢技术的生产成本结构主要有原料、氧气和制造费用，煤价格按500元/t计算，其中原料煤约占总成本的39%，氧气占比达到24%，制造费用占16%，折成本约9.5元/kg。以天然气价格2.5元/m3进行测算，天然气制氢的生产成本中原料成本和燃料动力能耗成本占比约90%，其中原料成本73%。天然气价格是决定制氢价格的重要因素，目前天然气价仍处于上行阶段，预计制氢成本将高于测算值，考虑到中国“富煤、缺油、少气”的资源禀赋特点，天然气依赖进口，因此从化石原料制氢分析比较，煤制氢仍优于天然气制氢。

为控制氢气制取环节的碳排放，化石能源制氢需结合碳捕集与封存(CCS)技术。CCS是一项有望实现化石能源大规模低碳利用的新技术，根据《中国碳捕集利用与封存技术发展路线图(2019版)》规划，当前国内CCS成本在0.35~0.40元/kgCO2，2030年和2050年有望分别控制在0.21元/kgCO2和0.15元/kgCO2。结合煤制氢路线单位氢气生成二氧化碳的平均比例，2030年增加CCS后煤制氢成本约增加至16元/kgH2。当前，国内CCS技术尚处于探索和示范阶段，需要通过进一步开发技术来推动能耗和成本的下降，并拓展二氧化碳的利用途径。

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电解水制氢成本分析

以产氢能力600m3/h，年产氢量120万m3的电解水制氢装置为基准，对电解水制氢项目成本进行静态测算，电价为0.5元/kWh，成本测算结果见表3。

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电解水制氢最重要的成本在于电费，用电的成本决定了氢气的成本。电解水制氢工艺需要尽可能的压低电费成本，其他如折旧、运营费用，则需要通过技术进步、提升管理水平来降低，整体占比较小且是一个长期过程。如果采用当前市场销售电价作为制氢成本，电解水技术路线是没有竞争力的。

当电价低于0.3元/kWh，电解水制氢成本会接近传统化石能源制氢。此外，考虑碳减排的因素，可再生能源电解水制氢与化石原料制氢相比更具有一定的社会效益。未来，可再生能源发电制氢的潜力很大。一方面作为全周期零碳排放技术，随着可再生能源发电平价上网，电解水制氢成本将持续下降，根据世界可再生能源协会预测，从现在起到2050年，太阳能光伏、陆上风电技术的成本仍有相当的下降空间，光电成本2.4美分/kWh，风电成本3.6美分/kWh，从长远来看，可再生能源电解制氢具有竞争力。另一方面是近期局部区域弃风、弃光、弃水电解制氢的经济性较好，短期弃风、弃光电解水制氢可以作为解决弃风弃光问题的方案之一，用于燃料电池行业发展初期氢源的补充。

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