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(chǎn)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(zhì)。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(shù)可實現(xiàn)高效率的相互轉(zhuǎn)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(yīng)用的潛力，同時可將具有強烈波動特性的風(fēng)能、太陽能轉(zhuǎn)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(shù)層出不窮，具有很大發(fā)展?jié)摿?，因此大力參與氫能技術(shù)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(chǎn)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(shù)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(chǎn)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(shù)列為重點任務(wù)，將氫燃料電池汽車列為重點支持 領(lǐng)域。

2018 年起陸續(xù)實施的《加氫站安全技術(shù)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(biāo)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(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)調(diào)整指導(dǎo)目錄（2019年本）》，將氫能列入第一類鼓勵類優(yōu)先發(fā)展產(chǎn)業(yè)。當(dāng)年科技部國家重點研發(fā)計劃“可再生能源與氫能技術(shù)”公布了9個與氫能及燃料電池有關(guān)的項目，其中氫能相關(guān)4個（制氫3個，儲氫1個），燃料電池相關(guān)項目5個。顯示了我國科技領(lǐng)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(wù)院辦公廳發(fā)布的《新能源汽車產(chǎn)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(yīng)用，氫燃料供給體系建設(shè)穩(wěn)步推進。

2021年2月國務(wù)院出臺《關(guān)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(dǎo)意見》，對于氫能產(chǎn)業(yè)有長期利好，在推動氫能在能源體系綠色低碳轉(zhuǎn)型中的應(yīng)用、加強加氫配套基礎(chǔ)設(shè)施建設(shè)等方面提出要求；3 月國務(wù)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(biāo)綱要》提出要發(fā)展壯大戰(zhàn)略性新興產(chǎn)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(wù)和新機遇；11月國務(wù)院印發(fā)《關(guān)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(shè)油氣電氫一體化綜合交通能源服務(wù)站。穩(wěn)步構(gòu)建氫能產(chǎn)業(yè)體系，推動綠色氫能、低碳冶金等關(guān)鍵技術(shù)攻關(guān)。

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(chǎn)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(shè)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(nèi)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(chǎn)成本高、可再生能源間歇性和穩(wěn)定性差導(dǎo)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(chǎn)。

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

2 國內(nèi)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(chǎn)路徑一般不以氫氣為最終產(chǎn)品，而是作為原料進一步生產(chǎn)化工產(chǎn)品，或者用于深加工來提高產(chǎn)品質(zhì)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(chǎn) 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(yīng)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(xué)能源制氫技術(shù)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(chǎn)氫氣

主要來源有氯堿副產(chǎn)氫、焦?fàn)t煤氣制氫、輕烴裂解制氫、重整副產(chǎn)氫等。

2.2.1 氯堿副產(chǎn)制氫

氯堿工業(yè)生產(chǎn)以食鹽水為原料，利用隔膜法或離子交換膜法等工藝生產(chǎn)燒堿、聚氯乙烯（PVC）、氯氣和氫氣等產(chǎn)品。國內(nèi)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(chǎn)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(chǎn)業(yè)燒堿年產(chǎn)量基本穩(wěn)定在3 000 ～ 3 500萬噸，每生產(chǎn)1噸燒堿可副產(chǎn)280 m3氫氣，每年副產(chǎn)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(yīng)燃料電池車，將是一條較好的氫能利用途徑。

2.2.2 焦?fàn)t煤氣制氫

焦?fàn)t煤氣是煉焦副產(chǎn)品，焦?fàn)t煤氣制氫工序主要有：壓縮和預(yù)凈化、預(yù)處理、變壓吸附和氫氣精制。其中焦?fàn)t煤氣預(yù)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(zhì)量滿足燃料電池車用燃料氫標(biāo)準(zhǔn)。

我國是全球最大的焦炭生產(chǎn)國，焦炭產(chǎn)量約4.4億噸，占全球產(chǎn)量60%，每生產(chǎn)1噸焦炭可產(chǎn)生焦?fàn)t煤氣350～450 m3，焦?fàn)t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(chǎn)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(chǎn)物；乙烷蒸汽裂解乙烯技術(shù)較為成熟，已成功應(yīng)用數(shù)十年，技術(shù)上不存在瓶頸。輕烴裂解的氫氣雜質(zhì)含量低于焦?fàn)t氣制氫，純度較高。PDH 產(chǎn)物中氫氣在60%～95%，可通過純化技術(shù)制取滿足氫燃料電池應(yīng)用的氫氣。

目前國內(nèi)共有10 余個PDH 項目已經(jīng)投產(chǎn)，此外還有若干PDH 項目在建。預(yù)計到2023 年P(guān)DH 項目副產(chǎn)氫氣產(chǎn)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(chǎn)制氫

催化重整是以含C6-C11石腦油為原料，在一定反應(yīng)條件和催化劑作用下原料烴分子結(jié)構(gòu)重新排列，進行環(huán)烷烴脫氫、烷烴脫氫環(huán)化及異構(gòu)化等反應(yīng)生產(chǎn)高辛烷值汽油組分或芳烴（BTX）并副產(chǎn)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(yīng)始終保持在高苛刻度下進行，可穩(wěn)定長周期地生產(chǎn)高辛烷值汽油組份或保持高芳烴轉(zhuǎn)化率，同時也可保持高產(chǎn)氫率。重整副產(chǎn)氫是目前煉廠氫氣重要來源，反應(yīng)過程碳排放量少產(chǎn)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(chǎn)清潔電源。要用風(fēng)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(fēng)、棄光。對發(fā)電企業(yè)來講減少三棄，總成本相應(yīng)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(yīng)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(chǎn)氫、化工副產(chǎn)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(biāo)，煉廠的氫氣優(yōu)化應(yīng)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(chǎn)氫裝置氫氣收率

對于傳統(tǒng)產(chǎn)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(chǎn)氫氣；同時根據(jù)煤價與石腦油價格剪刀差，調(diào)整產(chǎn)氫裝置負荷比例，降低產(chǎn)氫成本。

連續(xù)重整裝置可通過以下措施提高產(chǎn)氫率：

①提高反應(yīng)苛刻度（主要是提溫，適當(dāng)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(yīng)苛刻度以提高氫氣產(chǎn)量，反應(yīng)溫度由523℃提高至525℃，產(chǎn)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(yīng)總溫降由275℃下降至250℃。純氫產(chǎn)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(chǎn)氫率逐步恢復(fù)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(chǎn)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(chǎn)氫率515 Nm3/t。11 月由于生產(chǎn)原料變化，使用原料B，芳潛38%，產(chǎn)氫率提高至525 Nm3/t。

煤制氫裝置可通過以下措施提高產(chǎn)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(guān)系

④在保障正常生產(chǎn)條件下，變換反應(yīng)器入口溫度按指標(biāo)下限控制，降低變換出口一氧化碳濃度，增產(chǎn)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(chǎn)條件下低變?nèi)肟跍囟仍降?，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?nèi)肟跍囟?與出口CO含量關(guān)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(yīng)根據(jù)原料性質(zhì)、催化劑特性、產(chǎn)品質(zhì)量要求等優(yōu)化反應(yīng)氫油比及氫分壓，控制達到適當(dāng)?shù)姆磻?yīng)深度，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(zhì)變化及時調(diào)整反應(yīng)深度，反應(yīng)溫度由386℃降至378℃，反應(yīng)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(zhì)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(shù)，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(shè)施，最大能力提純回收加氫裝置產(chǎn)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(shù)，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(chǎn)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(yīng)過程中產(chǎn)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(shù)。對于附近有油田的煉廠，可以大力發(fā)展CCUS技術(shù)，將捕獲到的二氧化碳用于驅(qū)油，某石化系統(tǒng)內(nèi)已有油田使用該技術(shù)。截至2020年5月，某油田石油工程技術(shù)研究院研發(fā)的“低滲油藏二氧化碳驅(qū)油關(guān)鍵技術(shù)”在G89-1、F142 等5 個區(qū)塊開展技術(shù)應(yīng)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(shù)應(yīng)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(chǎn)高附加值化工產(chǎn)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(shù)，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(zhuǎn)向“藍氫”的綠色發(fā)展目標(biāo)。

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(yīng)用于煉廠早期建設(shè)階段，目前在部分煉廠中依然存在，并發(fā)揮著重要的產(chǎn)氫作用。在目前“雙碳”背景下，碳排放日趨嚴格，應(yīng)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?zé)拸S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(chǎn)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(shè)施建設(shè)。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(chǎn)業(yè)規(guī)劃，對未來加氫站建設(shè)及燃料電池汽車的發(fā)展提出明確目標(biāo)。通過光伏、風(fēng)能等發(fā)電制綠氫關(guān)鍵技術(shù)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(chǎn)氫氣提純后制備燃料電池氫，是當(dāng)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(chǎn)成功，產(chǎn)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(guān)鍵雜質(zhì)含量均低于檢出限，完全滿足GB/T37244-2018《質(zhì)子交換膜燃料電池汽車用燃料氫氣》標(biāo)準(zhǔn)要求，標(biāo)志著工業(yè)副產(chǎn)氫氣采用變壓吸附技術(shù)提純除雜質(zhì)后可以應(yīng)用于氫燃料電池。

4 結(jié)論

氫能是一種來源廣泛、清潔無碳、靈活高效、應(yīng)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(shè)等領(lǐng)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(chǎn)氫工藝，發(fā)展燃料電池氫、推動氫能產(chǎn)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。