余鏡湖

（中國石化茂名分公司，廣東茂名 525000）

1 我國氫能發(fā)展現(xiàn)狀及趨勢

1.1 我國發(fā)展氫能必要性及意義

中國在《巴黎協(xié)定》中承諾，到2030年非化石能源在總能源中的比例要提升到20%左右，且二氧化碳排放爭取盡早達到峰值[1]，力爭2060年前實現(xiàn)碳中和。

在非化石能源體系中，氫能是一種理想的二次能源。與其他能源相比熱值高，能量密度（140 MJ/kg）是固體燃料（50 MJ/kg）的兩倍多；燃燒產物為水，是最環(huán)保的能源；既能以氣、液相形式存儲在高壓罐中，也能以固相形式儲存在儲氫材料中，如金屬氫化物、配位氫化物、多孔材料等。氫被認為是最有希望取代傳統(tǒng)化石燃料的能源載體，是一種極好的能量存儲介質。具有多方面優(yōu)勢：

① 氫和電能之間通過電解水與燃料電池技術可實現(xiàn)高效率的相互轉換。

② 壓縮氫氣有很高的能量密度。

③ 氫氣具有成比例放大到電網(wǎng)規(guī)模應用的潛力，同時可將具有強烈波動特性的風能、太陽能轉換為氫能，更利于儲存與運輸。存儲的氫氣可用于燃料電池發(fā)電或單獨用作燃料氣體，也可作為化工原料。

與傳統(tǒng)電力特別是火電相比，我國氫能新技術層出不窮，具有很大發(fā)展?jié)摿?，因此大力參與氫能技術研發(fā)能夠大幅提高企業(yè)自主創(chuàng)新能力。目前我國火電行業(yè)已基本飽和，節(jié)能低碳正成為世界能源發(fā)展趨勢。氫能作為清潔、高效的未來能源，是能源企業(yè)力爭的重要板塊。

1.2 我國氫能發(fā)展政策變化

2014 年發(fā)布的《能源發(fā)展戰(zhàn)略行動（2014- 2020）》中，國家正式將“氫能與燃料電池”作為能源科技創(chuàng)新戰(zhàn)略方向。此后，《“十三五”國家戰(zhàn)略性新興產業(yè)發(fā)展規(guī)劃》《“十三五”國家科技創(chuàng)新規(guī)劃》《能源技術革命創(chuàng)新行動計劃（2016-2030年）》等國家級規(guī)劃都明確了氫能與燃料電池產業(yè)的戰(zhàn)略性地位，紛紛將發(fā)展氫能和氫燃料電池技術列為重點任務，將氫燃料電池汽車列為重點支持 領域。

2018 年起陸續(xù)實施的《加氫站安全技術規(guī)范》《燃料電池電動汽車燃料電池堆安全要求》《燃料電池電動汽車整車氫氣排放測試方法》等都對氫燃料電池汽車的規(guī)范發(fā)展起推動作用。

2019年兩會首次將氫能寫入《政府工作報告》，標志著氫能在我國能源戰(zhàn)略中的重要性已被提至前所未有的高度；10 月發(fā)展改革委發(fā)布《產業(yè)結構調整指導目錄（2019年本）》，將氫能列入第一類鼓勵類優(yōu)先發(fā)展產業(yè)。當年科技部國家重點研發(fā)計劃“可再生能源與氫能技術”公布了9個與氫能及燃料電池有關的項目，其中氫能相關4個（制氫3個，儲氫1個），燃料電池相關項目5個。顯示了我國科技領域大力支持氫能發(fā)展的決心和態(tài)度。

2020 年能源局發(fā)布首部《能源法（征求意見稿）》，將氫能列入“能源”范疇；11月國務院辦公廳發(fā)布的《新能源汽車產業(yè)發(fā)展規(guī)劃（2021-2035年）》提出，力爭經(jīng)過15年的持續(xù)努力實現(xiàn)燃料電池汽車商業(yè)化應用，氫燃料供給體系建設穩(wěn)步推進。

2021年2月國務院出臺《關于加快建立健全綠色低碳循環(huán)發(fā)展經(jīng)濟體系的指導意見》，對于氫能產業(yè)有長期利好，在推動氫能在能源體系綠色低碳轉型中的應用、加強加氫配套基礎設施建設等方面提出要求；3 月國務院出臺的《中華人民共和國國民經(jīng)濟和社會發(fā)展第十四個五年規(guī)劃和2035 年遠景目標綱要》提出要發(fā)展壯大戰(zhàn)略性新興產業(yè)，氫能被正式納入其中，將賦予我國氫能發(fā)展更多的新任務和新機遇；11月國務院印發(fā)《關于深入打好污染防治攻堅戰(zhàn)的意見》，提出推動氫燃料電池汽車示范運用，建設油氣電氫一體化綜合交通能源服務站。穩(wěn)步構建氫能產業(yè)體系，推動綠色氫能、低碳冶金等關鍵技術攻關。

1.3 我國氫能發(fā)展存在問題

我國是全球氫能利用大國，目前已形成京津冀、長三角、珠三角、華中、西北、西南、東北等7 個氫能產業(yè)集群[2]。雖然我國制氫能力已居世界首位，但除了煤氣化制氫有優(yōu)勢外，電解水制氫、天然氣制氫、重整制氫等與國外仍有差距。

在政策管理方面，現(xiàn)有政策將氫氣按照工業(yè)氣體定義為重大危險源，對制氫站的選址和制氫加氫合建站建設有很多不便。

在運輸成本方面，目前主要采取的高壓氫運輸成本偏高。每公斤氫氣使用長管拖車，200 公里范圍內運輸成本約10元/kgH2；500公里的運輸成本高達17.6 元/kgH2。運輸半徑受限，液氫、氫油、固態(tài)儲氫的發(fā)展需要盡快突破。

在制造成本方面，綠電生產成本高、可再生能源間歇性和穩(wěn)定性差導致輸配電價和過網(wǎng)費以及變壓器容量費高，制約氫能大規(guī)模生產。

在可再生能源穩(wěn)定性方面，研發(fā)適應可再生能源波動性的寬頻制氫以及配套電解電源技術需要盡快突破。

2 國內制氫工藝介紹

2.1 化石能源制氫

主要包括煤、天然氣、石油，該生產路徑一般不以氫氣為最終產品，而是作為原料進一步生產化工產品，或者用于深加工來提高產品質量增加收益。用煤制氫不可逾越的問題是二氧化碳排放，生產 1 kg氫要伴生5.5～11 kg二氧化碳。二氧化碳的捕集及工業(yè)應用尚未大規(guī)模推廣，且煤炭工藝含氫只有2%～5%并以高分子形態(tài)存在。雖然化學能源制氫技術成熟但路徑并不可取。甲醇制氫同樣會伴生7 倍的二氧化碳，而且甲醇由煤制得，不能本末倒置。世界能源理事會把這種伴有大量二氧化碳排放制得的氫稱為“灰氫”；把將二氧化碳通過捕集、埋存、利用避免了大量排放制得的氫稱為“藍氫”，顯然灰氫不可取，灰氫變藍氫才利于節(jié)能減排。

2.2 工業(yè)副產氫氣

主要來源有氯堿副產氫、焦爐煤氣制氫、輕烴裂解制氫、重整副產氫等。

2.2.1 氯堿副產制氫

氯堿工業(yè)生產以食鹽水為原料，利用隔膜法或離子交換膜法等工藝生產燒堿、聚氯乙烯（PVC）、氯氣和氫氣等產品。國內氯堿行業(yè)基本上采用離子膜電解路線，氫氣中一氧化碳含量較低且無化石燃料中的有機硫和無機硫，因此是燃料電池氫源的較優(yōu)選擇。氯堿副產氫提純前純度可達99%左右，具有氫氣提純難度小、耗能低、自動化程度高以及無污染的特點。

我國氯堿產業(yè)燒堿年產量基本穩(wěn)定在3 000 ～ 3 500萬噸，每生產1噸燒堿可副產280 m3氫氣，每年副產氫氣總量可達75 ～87 萬噸，其中60%的氫氣被配套的聚氯乙烯裝置和鹽酸裝置所利用。其余28～34萬噸氫氣除一小部分企業(yè)利用氫氣鍋爐回收氫能以外，大部分作排空處理。因此該部分氫氣若能提純后供應燃料電池車，將是一條較好的氫能利用途徑。

2.2.2 焦爐煤氣制氫

焦爐煤氣是煉焦副產品，焦爐煤氣制氫工序主要有：壓縮和預凈化、預處理、變壓吸附和氫氣精制。其中焦爐煤氣預處理利用變溫吸附進行除硫除萘，然后利用變壓吸附提高氫氣純度，精制氫氣的質量滿足燃料電池車用燃料氫標準。

我國是全球最大的焦炭生產國，焦炭產量約4.4億噸，占全球產量60%，每生產1噸焦炭可產生焦爐煤氣350～450 m3，焦爐煤氣中氫氣約占50%～60%，除用于回爐助燃、城市煤氣、發(fā)電和化工生產外，剩余部分可提純用作燃料電池車氫燃料。

2.2.3 輕烴裂解制氫

輕烴裂解制氫主要有丙烷脫氫（PDH）和乙烷裂解等2種路徑。PDH 是制備丙烯的重要方式，丙烷在催化劑條件下通過脫氫生成丙烯，其中氫氣作為丙烷脫氫的副產物；乙烷蒸汽裂解乙烯技術較為成熟，已成功應用數(shù)十年，技術上不存在瓶頸。輕烴裂解的氫氣雜質含量低于焦爐氣制氫，純度較高。PDH 產物中氫氣在60%～95%，可通過純化技術制取滿足氫燃料電池應用的氫氣。

目前國內共有10 余個PDH 項目已經(jīng)投產，此外還有若干PDH 項目在建。預計到2023 年PDH 項目副產氫氣產能可達到37 萬噸/年，將來也可作為燃料電池車用燃料的來源之一。

2.2.4 重整副產制氫

催化重整是以含C6-C11石腦油為原料，在一定反應條件和催化劑作用下原料烴分子結構重新排列，進行環(huán)烷烴脫氫、烷烴脫氫環(huán)化及異構化等反應生產高辛烷值汽油組分或芳烴（BTX）并副產氫氣的工藝過程。該工藝的特點是通過連續(xù)再生工藝使重整催化劑始終保持較高活性，從而使反應始終保持在高苛刻度下進行，可穩(wěn)定長周期地生產高辛烷值汽油組份或保持高芳烴轉化率，同時也可保持高產氫率。重整副產氫是目前煉廠氫氣重要來源，反應過程碳排放量少產氫率高，是未來煉廠綠氫發(fā)展重要方向。

2.3 電解水制氫

電解水制氫是潔凈“綠氫”方向。但是需要研究解決以下幾個問題：

①耗電過高。要研發(fā)高效的電解制氫裝備提高電解效率，大量減少電解水耗電。

②生產清潔電源。要用風電、水電等清潔能源去電解水，需要建分布式綠電電網(wǎng)，使用綠電制氫。

③利用棄水、棄風、棄光。對發(fā)電企業(yè)來講減少三棄，總成本相應降低。將三棄電以低廉價格用于電解水制氫，電解水企業(yè)成本也相應下降。

2.4 其他方式制氫

如核能制氫、太陽能制氫、生物制氫尚處于實驗室研究階段。

3 對傳統(tǒng)煉廠氫氣資源優(yōu)化建議

傳統(tǒng)煉廠氫氣來源主要是煤制氫、石腦油（干氣）制氫、重整副產氫、化工副產氫、以及加氫裝置排放廢氫提純等，基本上為“灰氫”，不符合目前發(fā)展的主流方向。為實現(xiàn)國家2030碳達峰、2060碳中和目標，煉廠的氫氣優(yōu)化應逐步朝低碳化、綠色化方向發(fā)展，現(xiàn)提出如下幾點建議。

3.1 提高氫氣利用率，降低氫氣成本

3.1.1 提高產氫裝置氫氣收率

對于傳統(tǒng)產氫裝置如煤制氫、連續(xù)重整等，優(yōu)化裝置操作參數(shù)，提高氫氣收率，增產氫氣；同時根據(jù)煤價與石腦油價格剪刀差，調整產氫裝置負荷比例，降低產氫成本。

連續(xù)重整裝置可通過以下措施提高產氫率：

①提高反應苛刻度（主要是提溫，適當降低氫油比）。2021年1月因全廠氫氣資源緊缺，連續(xù)重整裝置積極提高反應苛刻度以提高氫氣產量，反應溫度由523℃提高至525℃，產氫率由525 Nm3/t 提至535 Nm3/t，有效緩解氫氣緊缺問題。

②優(yōu)化再生系統(tǒng)操作，保證催化劑水氯平衡。2021 年2 月連續(xù)重整裝置受還原氫帶水影響，催化劑水氯失衡，待生催化劑含氯量由1.12%下降為0.98%，汽油芳烴由80%下降為73%，反應總溫降由275℃下降至250℃。純氫產率由3.9%下降至3.7%。后通過切換還原氫和加大補氯量，待生催化劑氯含量已上升至1.07%，產氫率逐步恢復正常。

③通過使用高芳潛原料，加大重石腦油用量等 優(yōu)化原料措施提高產氫率。某煉廠連續(xù)重整裝置2020年9月使用原料A芳潛36%，產氫率515 Nm3/t。11 月由于生產原料變化，使用原料B，芳潛38%，產氫率提高至525 Nm3/t。

煤制氫裝置可通過以下措施提高產氫率：

①使用碳含量高和性價比高的原料煤，如陜煤、神華煤等。

②水煤漿濃度控制在59%～62%（宜往高限控制）。

③提高氣化粗合成氣水汽比，洗滌塔出口合成氣溫度控制大于230℃。2020年8-12月某煉廠煤制氫裝置通過提高水汽比，有效降低低變出口一氧化碳濃度，提高氫氣收率，如表1所示。

表1 某煉廠煤制氫水汽比與低變出口CO 濃度關系

④在保障正常生產條件下，變換反應器入口溫度按指標下限控制，降低變換出口一氧化碳濃度，增產氫氣。

某煉廠煤制氫裝置2020 年1 月平均數(shù)據(jù)表明，在正常生產條件下低變入口溫度越低，出口一氧化碳濃度越低，氫收越高，如圖1所示。

圖1 某煉廠煤制氫裝置低變入口溫度 與出口CO含量關系

3.1.2 降低加氫裝置氫耗

加氫類裝置如航煤加氫、柴油加氫、渣油加氫等應根據(jù)原料性質、催化劑特性、產品質量要求等優(yōu)化反應氫油比及氫分壓，控制達到適當?shù)姆磻疃?，減少氫耗。2021年某煉廠因上游常減壓蒸餾裝置檢修，全廠渣油量不足，固定床渣油加氫裝置配渣比由57%降至34%，裝置根據(jù)原料性質變化及時調整反應深度，反應溫度由386℃降至378℃，反應系統(tǒng)壓力由15.30 MPa 降至14.75 MPa，補充新氫量由58 000 Nm3/h降至47 000 Nm3/h，降低耗氫 11 000 Nm3/h。

另外根據(jù)不同加氫裝置壓力能級不同、對氫氣品質需求不同的特點對氫氣串級使用。如15.6 MPa 壓力能級的渣油加氫裝置的排廢氫可以排放至 3.0 MPa能級的航煤加氫，作為航煤加氫裝置氫源；航煤加氫排放廢氫可以排放至PSA提純裝置進行提純后再送入煉廠氫氣管網(wǎng)循環(huán)使用，最大限度提高氫氣利用率。

3.2 回收氫氣資源，減少氫氣跑損

部分加氫裝置，如渣油加氫、航煤加氫等，分餾塔壓力控制較低，一般在0.1 MPa 左右。分餾塔頂氣只能排放至低壓燃料氣管網(wǎng)，通過升壓脫硫后至高壓燃料氣管網(wǎng)，不僅增加氣柜負荷、增加裝置電耗，而且造成氫氣資源浪費。針對該情況，煉廠可以增上含氫干氣提純回收氫氣裝置，通過采用VPSA 變壓吸附技術，回收低壓燃料氣中的氫氣資源，減少氫氣損失；另外增上膜分離、PSA 等吸附提純設施，最大能力提純回收加氫裝置產生的廢氫、脫硫干氣等含氫氣體；最后是做好臨氫裝置定期查漏工作機制，及時發(fā)現(xiàn)消除氫氣泄漏點，減少氫氣損失。

3.3 開展碳捕集技術，實現(xiàn)“灰氫”變“藍氫”

煤制氫工藝由于原料來源豐富、工藝成熟、產氫成本低（約8 ～10 元/kgH2）受到各大煉廠青睞，是目前煉廠氫氣主要來源。工業(yè)上可以通過回收煤制氫反應過程中產生的二氧化碳，實現(xiàn)“灰氫”變“藍氫”。目前工業(yè)上回收利用二氧化碳主要有CCUS（碳捕獲、利用與封存）、二氧化碳制干冰、二氧化碳制甲醇、二氧化碳研制共聚物、二氧化碳礦化利用等技術。對于附近有油田的煉廠，可以大力發(fā)展CCUS技術，將捕獲到的二氧化碳用于驅油，某石化系統(tǒng)內已有油田使用該技術。截至2020年5月，某油田石油工程技術研究院研發(fā)的“低滲油藏二氧化碳驅油關鍵技術”在G89-1、F142 等5 個區(qū)塊開展技術應用，累計注入二氧化碳36萬噸，封存二氧化碳33萬噸，提高采收率8%～10%。

近幾年中國工程院謝和平院士提出CO2礦化利用[3]，認為真正解決CO2末端減排的固碳技術應該開展CO2捕獲和利用，將CO2封存為碳酸鈣或碳酸鎂等固體碳酸鹽，同時聯(lián)產高附加值化工產品是CO2利用新途徑。煉廠可根據(jù)自身特點及周邊資源情況，選擇適宜的碳捕集技術，遠離油田的煉廠可以開展二氧化碳礦化利用、制備食品級二氧化碳等。實現(xiàn)煉廠氫氣逐步由“灰氫”轉向“藍氫”的綠色發(fā)展目標。

3.4 淘汰傳統(tǒng)高碳制氫工藝，選擇低碳工藝

石腦油（干氣）制氫工藝是一種能耗高、碳排放量大的相對落后工藝，其制氫成本略高于煤制氫工藝。該工藝主要應用于煉廠早期建設階段，目前在部分煉廠中依然存在，并發(fā)揮著重要的產氫作用。在目前“雙碳”背景下，碳排放日趨嚴格，應該以天然氣制氫工藝取而代之以減少碳含量排放。另天然氣制氫工藝中除加熱爐煙氣排放外，PSA 脫附廢氣為主要碳排放去向，目前某煉廠天然氣制氫裝置PSA尾氣已通過和其他單位合作，將該股脫附廢氣進行提純分離，氫氣返回煉廠使用、甲烷返回燃料氣管網(wǎng)、二氧化碳集中回收使用。這種對廢氣綜合利用模式，不僅提高企業(yè)氫氣收率，而且還能有效利用回收二氧化碳，達到“灰氫”變“藍氫”效果。據(jù)悉，該煉廠通過這種高效模式每年可回收利用二氧化碳20 000噸，該發(fā)展模式給其他煉廠提供寶貴借鑒意義。

3.5 大力發(fā)展燃料電池氫，推動氫能產業(yè)綠色化發(fā)展

2019年的《政府工作報告》提出要加快我國加氫站等設施建設。規(guī)劃顯示到2030年我國加氫站數(shù)量將達到1 000 座。各地政府也根據(jù)實際情況相繼推出氫能產業(yè)規(guī)劃，對未來加氫站建設及燃料電池汽車的發(fā)展提出明確目標。通過光伏、風能等發(fā)電制綠氫關鍵技術有待突破，制氫成本較高（目前約35～40元/kgH2），全面推廣難度大。通過煉廠副產氫氣提純后制備燃料電池氫，是當前比較經(jīng)濟可行的發(fā)展路線。2020年3月26日某石化2 000 Nm3/h氫氣提純裝置試生產成功，產品經(jīng)過第三方檢測氫氣純度99.999%，其中總硫、一氧化碳、鹵化物、總烴、甲酸等影響電池安全使用的關鍵雜質含量均低于檢出限，完全滿足GB/T37244-2018《質子交換膜燃料電池汽車用燃料氫氣》標準要求，標志著工業(yè)副產氫氣采用變壓吸附技術提純除雜質后可以應用于氫燃料電池。

4 結論

氫能是一種來源廣泛、清潔無碳、靈活高效、應用場景豐富的二次能源，是推動傳統(tǒng)石化能源清潔高效利用和支撐可再生能源大規(guī)模發(fā)展的理想互聯(lián)媒介，實現(xiàn)交通運輸、工業(yè)和建設等領域大規(guī)模深度脫碳的最佳選擇[4]。傳統(tǒng)煉廠的氫能發(fā)展可以從提高氫氣利用率、降低氫氣成本，回收氫氣資源、降低氫損，開展氫氣碳捕集回收利用、實現(xiàn)灰氫變藍氫，采用新工藝、淘汰落后高碳產氫工藝，發(fā)展燃料電池氫、推動氫能產業(yè)綠色化發(fā)展等方向進行優(yōu)化，以確保在新能源發(fā)展浪潮中占有一席之地。