哪种工业副产氢成本最低?

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目前,氢能已经被写入国家能源法和“十四五”发展规划,与光伏、风电一道,成为未来中国能源转型的关键抓手和方向,是30/60目标的主要支撑,对能源转型具有重要意义。目前我国氢能发展面临的障碍之一是廉价氢气的获得,尤其是不产生二氧化碳的“绿氢”成本太高,推广使用难度较大,不适于在氢能起步阶段大规模推广。而工业副产氢,即焦炉煤气、炼厂气和氯碱化工尾气等气体氢气资源丰富,在现阶段适合推广。

 

焦炉煤气

地域分布集中 无法扩展全国

焦炉煤气是指焦煤在炼焦过程中,煤炭在炉中经过高温干馏后,产生焦油和焦炭的同时,伴生的一种可燃性气体。由于我国是焦炭生产大国,所以焦炉煤气资源比较丰富,平均每年生产焦炉煤气900亿Nm3,含氢气约721万吨,如果可以将这些氢气完全利用,理论上可以供应200余万辆燃料电池客车一年之用。由于我国以湿法熄焦为主,所以焦炉煤气中会含有较多的氢气。焦炉煤气的氢气利用有两种途径:一是从焦炉煤气中直接提纯氢气;二是先将CO和CH4转化为H2,再提纯制氢。直接提氢处理流程见图1。焦炉煤气由于含有较多杂质,所以需要对氢气进行提纯处理。焦炉煤气经过脱尘、脱焦油、苯、萘及硫氮化物后,精制后的气体进入变压吸附(PSA)单元进行提纯。经过PSA提纯后,获得99.9%~99.999%纯度的氢气。根据净化、压缩、提纯模块配置及能耗综合核算,将焦炉煤气提纯至车用燃料电池用氢标准的氢气成本约在0.4~0.7元/Nm3。由于现在焦炉煤气直接提氢投资较低,相比使用天然气和煤制氢更具成本优势,是大规模生产低成本廉价氢气的有效途径,在国内具有良好的发展条件。

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图2是转化制氢的工艺流程图。

焦炉煤气经过净化脱固、脱油、脱硫后,经过甲烷蒸汽重整和CO变换,进入PSA单元纯化。采用焦炉气转化制氢的方式虽然增加了CH4转化和CO变换单元,并增加了相应的投资成本,但产氢量会大幅提升,且焦炉煤气成本低于天然气成本,相较于天然气制氢仍具有优势。未来随着氢能行业的快速发展,氢气储运成本下降,焦炉煤气制氢将具有更好的发展前景。

以某200万吨/年的大型焦化厂为例,副产焦炉煤气规模为4.6亿Nm3/年,对其两种焦炉煤气制氢方式进行成本核算。结果发现,转化制氢投资约是直接提纯制氢的2.5倍,但其产氢量约是直接制氢的1.8倍。详见表1。

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从表2可知,相比于转化制氢,提纯制氢的成本相对较低,具有价格优势。虽然转化制氢路线投资较高,且由于增加了CH4转化和CO变换单元,操作成本较高。但由于其产氢量较多,摊薄了部分成本,所以相比于提纯制氢,其出厂价格并没有大幅上升。因此在未来氢气需求大幅上升的情况下,该路线有其利用价值。

综上,从低碳清洁和环保角度而言,利用焦炉煤气,提取其中价值较高的氢气组分,与化石原料制氢相比更有利于实现“双碳”目标,并可以协同减少温室气体排放。但需要指出的是,焦炉煤气资源分布相对集中,与我国煤炭、焦化行业高度重合,基本分布在西北、华北地区,距离长三角、大湾区等经济活跃区较远,远距离运氢成本较高,所以只能满足当地用氢需求,无法扩展全国。

 

氯碱化工制氢

仍需纯化

氯碱工业是我国的基础工业,目前我国是世界上烧碱产能最大的国家,占全球产能的40%,每年氯碱工业副产氢气稳定在70万吨以上。氯碱工业以饱和氯化钠溶液为原料,将其通入电解槽中进行电解,生产烧碱、氯气和氢气等基础工业原料。一般生产1吨烧碱副产280Nm3氢气。在电解过程中,氯化钠溶液中的氢离子带正电荷,在电解池的阴极得电子,被还原为氢气;氯离子在阳极失电子,被氧化为氯气;电解液变成氢氧化钠溶液,从而浓缩干燥得到烧碱。氯碱行业生产的氢气纯度较高,不含有使燃料电池催化剂中毒的硫、碳、氨等杂质,因此被认为是氢能发展的理想氢气来源。

虽然氯碱尾气中氢气浓度较高,但仍然含有杂质,所以仍需进行纯化处理。气体经过脱氧、脱氯后,进入PSA单元进行提纯,提纯后的氢气达到燃料电池用氢标准。由于氯碱副产气氢气浓度高,杂质少,所以提纯成本不超过0.1元/Nm3。氯碱化工尾气的氢气成本基本在1.1~1.9元/Nm3之间。

氯碱副产氢气净化回收成本低,环保性好,纯度高,PSA处理后适用于燃料电池,因此在氯碱企业解决好氯平衡的基础上适合进一步提高氢气附加值。此外,相比于焦炉煤气资源相对集中的分布,氯碱化工分布广泛,生产基地与氢能潜在的负荷中心重合,是未来氢成本资源的良好选择。在氢能产业的导入期,可以优先利用周边氯碱企业的副产氢,降低原料和运输成本,提高竞争力。

 

丙烷脱氢副产氢

低成本氢气来源

随着我国经济的发展,作为基础化工原料,近二十年来我国对丙烯的需求快速上升。工业生产丙烯的主要方式是催化裂解乙烯联产丙烯、催化裂化炼厂气分离等。近年来随着技术的进步,以Oleflex和Catofin为代表的丙烷脱氢(PDH)技术逐渐成熟并实现工业化应用,在丙烯工业中逐步占据一部分市场份额。PDH是在高温和催化剂的作用下,丙烷的碳-氢键断裂,氢原子脱离丙烷生成丙烯的同时,副产氢气。PDH尾气经过PSA提纯后,可满足燃料电池用氢标准,提纯成本约为0.05~0.1元/Nm3

以60万吨/年的PDH装置为例,其副产粗氢气量约为3.33亿Nm3/年。在粗氢价格0.5~1.0元/Nm3的范围内,PDH氢气出厂价格基本在0.7~1.4元/Nm3元之间。以出厂价1元/Nm3计算,该项目仅氢气一项可为企业带来2.5亿元的收入。

目前我国已经建成13个丙烷脱氢项目,多个PDH项目正处于前期可研阶段。“十四五”期间,我国PDH项目的丙烯总产能将突破1000万吨/年,副产氢气超过40万吨/年。此外,PDH项目大多位于东部沿海地区,从产业布局角度看,PDH与未来氢能负荷中心存在很好的重叠,可有效降低氢气的运输成本。而且PDH副产氢容易净化,回收成本低,因此PDH装置副产氢将成为氢能产业良好的低成本氢气来源。

 

炼厂氢气

氢能发展的有效支撑

近年来,随着成品油质量升级,国内大多数炼厂已经完成全加氢型炼厂的升级改造,均配有制氢单元,装置规模从几万到几十万Nm3/h不等,极大地促进了炼油行业对氢气的需求和制氢技术的发展。国内炼厂氢气资源丰富,将为未来氢能发展提供有效支撑。以中石化为例,其氢气产能约350万吨/年。

国内炼厂主流的制氢手段为天然气制氢和煤(焦)制氢,技术已经完全成熟,并且工艺包和设备基本实现国产化。受原料价格和资源约束影响,目前国内新上炼厂主要以煤制氢作为主要制氢手段。炼厂制氢装置所生产的氢气为粗氢,纯度为50%~70%,还不能满足工业需要,仍需要对粗氢进行净化。经过PSA提纯后,可将氢气纯度提升至99%以上,但仍然不能满足燃料电池使用标准,所以需对氢气进行二次PSA提纯。

目前,已经有炼厂为氢能转型做了初步尝试。中石化的燕山石化、广州石化和高桥石化为满足燃料电池的氢气需求,分别建设了2000Nm3/h、2000Nm3/h和500Nm3/h的PSA提纯装置,产出氢气纯度达到99.999%,并且各项杂质指标符合国家标准。这说明炼厂未来为燃料电池汽车提供合格氢气是可行的。

如上所述,由于国内炼厂主要以天然气和煤为原料制氢,所以炼厂氢气主要是对天然气制氢和煤制氢进行成本核算。以原料天然气到厂价为2.5元/Nm3、煤炭800元/吨为计算依据,根据相关行业氢气成本模型的计算方法,天然气制氢和煤制氢的氢气成本计算结果见表2。

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通过以上计算,可知天然气成本占到天然气制氢73%以上,煤炭成本占到煤制氢54%以上。当天然气价格在2.5~3.5元/Nm3,煤炭价格在700~1200元/吨的范围内时,氢气成本在1.1~1.5元/Nm3的范围内波动。由于我国炼厂分布广泛,区位合理,氢资源丰富,且氢气成本相对低廉,可以为氢能发展提供充足的原料支撑。

 

总结和展望

目前,我国氢能产业尚处于市场导入期,燃料电池汽车数量不多,氢气供应以工业副产氢为主。工业副产氢具有原料多样、成本低廉、分布广泛等特点,较好地满足了当前我国氢能发展的用氢需求。虽然我国工业副产氢资源丰富,但同样面临一些问题。

一是副产氢可用于氢能发展的资源并不多。主要由于“十二五”以来,随着节能减排与环保政策从严,企业节能环保意识和精细化管理水平提高,绝大多数企业都上马了工业副产气回收利用装置。如规模以上焦化企业都已经实现焦炉煤气资源的回收利用,用于生产合成氨或者甲醇,氯碱企业用于生产盐酸和聚氯乙烯,丙烷脱氢企业用氢气生产下游的聚丙烯、环氧丙烷、丁辛醇等化工品。

二是大部分工业副产氢都属于“灰氢”。在当前“双碳”的大背景下,工业副产氢不符合国家的能源政策。当前国家对氢能行业的发展采用有选择性的扶持政策,在近期,氢能产业发展较快的地方应充分利用工业副产氢,使产业发展初期可以依托低成本的工业副产氢,快速壮大市场规模。2030年前,工业副产氢将成为在绿氢替代前,培育氢能终端市场的重要手段,并通过引入CCS等技术,使工业副产氢成为“蓝氢”。通过提升工业副产氢在能源领域的应用比例,将显著提升工业副产氢的经济价值。同时,通过氢能的发展,逐步对化工、钢铁等行业进行改造,助力传统高碳行业转型升级,实现大规模降碳。

 

来源:中国化工信息周刊 作者:张轩等

2024年2月29日 10:43
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