李雙娟

（山西焦化集團有限公司，山西洪洞 041606）

0 引 言

山西焦化集團有限公司（簡稱山西焦化）是一家集煤炭洗選、煉焦生產(chǎn)、煤焦油及粗苯加工、甲醇生產(chǎn)等為一體的煤炭綜合利用企業(yè)，是全國首批82家循環(huán)經(jīng)濟試點企業(yè)和首批“兩型” （資源節(jié)約型、環(huán)境友好型）示范企業(yè)之一，是山西焦煤集團煤焦化產(chǎn)業(yè)鏈延伸的示范基地，現(xiàn)有JN60型焦爐6座，焦炭設(shè)計產(chǎn)能3000 kt／a，配套有300kt／a煤焦油加工、350kt／a甲醇、100kt／a苯精制、80kt／a炭黑等生產(chǎn)裝置，主要生產(chǎn)裝置38臺（套），產(chǎn)品包括焦炭、硫酸銨、工業(yè)萘、瀝青、蒽油、洗油、酚類物、炭黑、甲醇、苯類物等45種。

氫氣因高熱值、低污染、來源廣泛等優(yōu)點越來越受到人們的青睞。當前，氫氣主要作為工業(yè)原料，我國年消費量超過25000kt（2020年我國氫氣產(chǎn)量超過25000kt），其中石油和化工行業(yè)消費量約占2／3。經(jīng)分析與論證，山西焦化現(xiàn)有350kt／a甲醇裝置及擬建的1440kt／a焦炭整合項目配套建設(shè)的150kt／a甲醇裝置，其甲醇合成系統(tǒng)富氫弛放氣可為公司氫能源利用項目提供堅實的原料基礎(chǔ)，符合節(jié)能降耗與資源綜合利用的產(chǎn)業(yè)政策。以下就氫能源利用有關(guān)情況作一簡介，并就山西焦化氫能源利用提出初步設(shè)想。

1 氫能源利用背景及必要性

2016年以來，國家發(fā)改委、能源局、工信部、科技部以及中國標準化研究院資源與環(huán)境分院和中國電器工業(yè)協(xié)會等相繼發(fā)布了關(guān)于能源革命、氫能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展的戰(zhàn)略規(guī)劃、方案、報告，描繪了氫能源發(fā)展路線圖，大力推進可再生能源與氫能技術(shù)。京津冀、長三角、珠三角、武漢等地成為了氫能和燃料電池產(chǎn)業(yè)發(fā)達地區(qū)，率先實現(xiàn)了氫能源汽車及加氫站的規(guī)模化推廣應(yīng)用。

山西作為國內(nèi)較早轉(zhuǎn)型氫能源產(chǎn)業(yè)的省份之一，2019年5月山西省工信廳發(fā)布《山西省新能源汽車產(chǎn)業(yè)2019年行動計劃》，支持太原、大同、長治等地申報國家級試點示范城市，一是發(fā)揮煤炭產(chǎn)業(yè)優(yōu)勢，重點推進煤制氫、氫氣提純與液氫生產(chǎn)、氫氣提純+建充裝站、氫氣公路運輸和管道輸送等項目；二是發(fā)揮吉利晉中基地、大運汽車、江鈴重汽等龍頭企業(yè)示范帶頭作用，推動氫燃料電池汽車創(chuàng)新發(fā)展，并研究制定氫燃料電池汽車有關(guān)財政補貼扶持政策。

山西焦化現(xiàn)有350kt／a甲醇裝置，甲醇合成系統(tǒng)產(chǎn)生的富氫弛放氣目前配入焦爐煤氣中回焦爐燃燒，資源利用效率不高。利用甲醇合成系統(tǒng)富氫弛放氣開發(fā)氫能源，具有成本優(yōu)勢，可以提高弛放氣的附加值，減少環(huán)境污染，且符合國家能源技術(shù)革命創(chuàng)新行動計劃和山西省氫能源發(fā)展戰(zhàn)略。

2 國內(nèi)氫能源發(fā)展現(xiàn)狀

目前，氫能源利用技術(shù)已逐漸發(fā)展成熟，受氣候變化等因素的影響，氫能已納入我國能源戰(zhàn)略，成為我國優(yōu)化能源消費結(jié)構(gòu)和保障能源供應(yīng)安全的戰(zhàn)略選擇。而獲取氫源的途徑、氫能儲存與輸送、氫能加注及安全是重點研究的領(lǐng)域。我國化石燃料制氫、可再生能源制氫、水電解制氫、變壓吸附提氫等制氫技術(shù)與裝備已發(fā)展成熟，高壓氫氣瓶和儲罐技術(shù)已取得重大突破，高壓氫氣長輸管道建設(shè)里程規(guī)模逐漸擴大，氫能加注基礎(chǔ)設(shè)施發(fā)展亦呈快速遞增態(tài)勢，但由于制氫、儲氫、加氫等環(huán)節(jié)的關(guān)鍵核心元器件還不能國產(chǎn)化，基本上依靠進口，因此成本相對較高。

我國燃料電池企業(yè)主要聚集在珠三角、長三角和北京等地區(qū)。我國燃料電池汽車企業(yè)與國外豐田、現(xiàn)代等燃料電池汽車企業(yè)發(fā)展路線不同，我國氫燃料電池汽車市場主要分布在商用車領(lǐng)域，以上汽集團投入力度最大，已累計實現(xiàn)81輛示范運行。氫燃料電池叉車方面，我國已有東莞氫宇等企業(yè)布局。《燃料電池電動汽車燃料電池堆安全要求》（GB／T36288—2018）、《汽車用燃料電池發(fā)電系統(tǒng)技術(shù)條件》（GB／T25319—2010）、《乘用車用燃料電池發(fā)電系統(tǒng)測試方法》（GB／T23645—2009）等燃料電池技術(shù)標準和《加氫站技術(shù)規(guī)范》（GB50516—2010）等標準的出臺，為氫能源利用項目提供了保障。為推動燃料電池汽車發(fā)展，2016年財政部發(fā)布了新能源汽車推廣應(yīng)用財政支持政策，其補貼在2020年前保持不變，單輛汽車最高可獲50萬元國家補貼。氫能終端應(yīng)用燃料電池汽車的發(fā)展，將會帶動整個產(chǎn)業(yè)鏈的發(fā)展——預(yù)計至2022年我國氫燃料電池汽車銷量可達3萬輛，將帶動氫氣生產(chǎn)與儲運、加氫站、燃料電池等細分領(lǐng)域的發(fā)展。

我國加氫站主要集中在北上廣地區(qū)，據(jù)不完全統(tǒng)計，截至2020年2月，我國共有66座加氫站；其中，廣東省以17座的數(shù)量排在首位，其次是上海市，擁有10座加氫站。目前國內(nèi)已建和在建加氫站以35MPa為主，正在規(guī)劃建設(shè)70MPa的加氫站，暫無液氫加氫站。

3 山西焦化氫能源利用初步設(shè)想

3.1 氫氣摻入天然氣管道項目建設(shè)思路

山西焦化350kt／a甲醇裝置，原設(shè)計利用焦爐煤氣和水煤氣生產(chǎn)甲醇，甲醇合成氣中碳含量較高，同時建有1套甲醇合成弛放氣變壓吸附制氫裝置（氫氣產(chǎn)量6100m3／h），設(shè)計上回收純度98%的產(chǎn)品氫氣，與凈化后的焦爐煤氣、水煤氣合并進入聯(lián)合壓縮機，用作甲醇合成原料氣。2015年，甲醇裝置生產(chǎn)模式發(fā)生變化，僅用凈化后的焦爐煤氣生產(chǎn)甲醇，凈化后的焦爐煤氣中氫含量高，也可滿足生產(chǎn)需求，變壓吸附制氫裝置停用；目前甲醇合成系統(tǒng)的富氫弛放氣約6600m3／h（以氫氣計），配入焦爐煤氣中回焦爐燃燒，資源利用率低。本方案擬利用山西焦化甲醇合成弛放氣原有變壓吸附制氫裝置，經(jīng)升級改造分離回收純度≥99.97%的產(chǎn)品氫氣，或新上1套變壓吸附制氫裝置生產(chǎn)純度≥99.97%的產(chǎn)品氫氣，所產(chǎn)氫氣摻入西氣東輸一線天然氣管道，提高產(chǎn)品附加值。本項目符合我國氫能產(chǎn)業(yè)的發(fā)展規(guī)劃要求，屬于政策支持性項目，氫氣摻入天然氣管道中理論上是可行的，且據(jù)了解德國薩克森-安哈爾特州的地方天然氣管網(wǎng)中已添加多達20%的氫氣。

3.1.1 燃氣指標分析

國標《天然氣》（GB17820—2018）有關(guān)質(zhì)量指標為：一類天然氣產(chǎn)品，高位發(fā)熱量≥34MJ／m3、總硫（以硫計）≤20mg／m3、硫化氫≤6mg／m3、二氧化碳≤3.0%；二類天然氣產(chǎn)品，高位發(fā)熱量≥31.4MJ／m3、總硫（以硫計）≤200mg／m3、硫化氫≤20mg／m3、二氧化碳≤4.0% （注：本標準中使用的標準參比條件是101.325kPa、20℃；高位發(fā)熱量以干基計）。

據(jù)GB17820—2018，天然氣管網(wǎng)摻入氫氣的量，主要取決于天然氣的熱值和流量。以洪洞華潤恒富燃氣有限公司（簡稱華潤恒富）天然氣指標作為基準，其熱值為37.5MJ／m3，氫氣摻入天然氣管道之摻入比例（摻入氫氣體積與原始天然氣體積之比）測算如表1。

表1 氫氣摻入天然氣管道之摻入比例（體積比）測算

3.1.2 資源條件

山西焦化廠區(qū)地處洪洞縣城東部，距縣城17km，廠區(qū)以西有108國道（二級）、霍侯一級公路。洪洞天然氣氣源為西氣東輸一線，西氣東輸天然氣經(jīng)92號閥室、臨汾分輸站、臨汾—洪洞—霍州省級天然氣管網(wǎng)，到達洪洞縣門站，具有氣源充足、運行安全、調(diào)節(jié)穩(wěn)定、管理高效的燃氣供應(yīng)體系。天然氣輸配系統(tǒng)均采用中壓A一級供氣系統(tǒng)，設(shè)計壓力為0.4MPa，運行壓力為0.3MPa。

華潤恒富年銷天然氣量達51340km3，冬季天然氣日供氣量400～500km3，夏季天然氣日供氣量50～60km3，冬夏用氣比例約8∶1，供11萬用戶，營業(yè)額達1.5億元。華潤恒富至山西焦化敷設(shè)有天然氣管道，目前山西焦化生活區(qū)已完成三供一業(yè)改造，原生活區(qū)煤氣（煤氣來源于山西焦化焦化廠）管線均改為了天然氣管線，主管、支管均采用PE80SDR11系列聚乙烯管道，管徑分別為De160和De110，涉及70棟樓房4765戶用戶。

上述這些條件均為氫氣摻入天然氣管道提供了便利。經(jīng)測算，山西焦化生活區(qū)三供一業(yè)改造后，華潤恒富日供氣量平均會增加約10.4km3，將山西焦化甲醇合成弛放氣提氫摻入天然氣管道，對華潤恒富而言其供出的天然氣更具成本優(yōu)勢，對山西焦化而言也可獲得不錯的經(jīng)濟效益。

3.1.3 氫氣輸送

氫氣輸送是氫能利用的重要環(huán)節(jié)?，F(xiàn)國內(nèi)氫氣輸送技術(shù)已成熟，對于大流量、長距離的氫氣輸送，一般用管道輸送。目前使用的輸氫管道一般為鋼管，運行壓力為1～2MPa，管道直徑為0.25～0.30m。輸氫管道的造價是輸天然氣管道造價的2倍多，現(xiàn)有的天然氣管道是否可用于輸送氫氣和天然氣的混合氣體，主要取決于鋼管材質(zhì)中的含碳量，低碳鋼更適合輸送氫氣。

氣體在管道內(nèi)輸送所需能量的大小，取決于輸送氣體的體積和流速。氫氣在管道內(nèi)的流速大約是天然氣的2.8倍，但是同體積氫氣的能量密度僅為天然氣的1／3。據(jù)伊維經(jīng)濟研究院測算，氫氣管道輸送單位輸氣成本約20元／（t·km），主要包括前期管道建設(shè)費用、折舊與攤銷、運行維護費用（材料費、維修費、輸氣損耗、職工薪酬等）、管理費及氫氣壓縮成本等。山西焦化所產(chǎn)氫氣敷設(shè)管道至華潤恒富霍侯一級公路天然氣管道或山西焦化職工生活區(qū)天然氣總管，距離均為20km 左右，換算可得輸氫成本約0.04元／m3；據(jù)上述兩種方案輸氣量及相關(guān)標準，新敷設(shè)氫氣輸送管道可選用DN200和DN600的C20鋼管，壓力按2.5MPa設(shè)計。

洪洞縣域天然氣輸配系統(tǒng)均采用中壓A一級供氣系統(tǒng)，設(shè)計壓力為0.4MPa，運行壓力為0.3MPa。可委托有資質(zhì)的設(shè)計單位設(shè)計氫氣并入天然氣管道所需增加的配套設(shè)施（如減壓、穩(wěn)壓裝置等）。

3.1.4 對終端用戶燃具的影響

燃具都是按一定的燃氣成分設(shè)計的，氫氣摻入天然氣中必須考慮華白數(shù)和燃燒勢這兩個常用參數(shù)，在12T基準氣條件下，華白數(shù)允許變化范圍為45.71～55.87MJ／m3，燃燒勢的范圍為36.3～69.3。為不改換終端用戶的燃具，混合氣中氫氣的最大允許體積分數(shù)為23%。

3.1.5 投資及氫氣加工成本估算

山西焦化甲醇合成系統(tǒng)弛放氣量約10000 m3／h，新建甲醇合成弛放氣變壓吸附制氫裝置占地30×18＝540m2、設(shè)備投資估算2000萬元，氫氣產(chǎn)量約6600m3／h，按裝置年運行時間8000h進行氫氣加工成本估算，具體見表2?？梢钥闯觯状己铣沙诜艢庾儔何教釟溲b置氫氣加工成本＝1342.53÷8000÷6600＝0.25元／m3；若不計弛放氣的成本，氫氣加工成本約（1342.53-800）÷8000÷6600＝0.10元／m3。

表2 氫氣加工成本估算

3.1.6 效益分析

山西焦化生活區(qū)天然氣民用價約2.77元／m3，按氫氣熱值為10.88MJ／m3換算成天然氣，其價格為2.77×10.88／37.5＝0.80元／m3，山西焦化甲醇合成弛放氣變壓吸附提氫裝置制取的氫氣可按0.5元／m3提供給華潤恒富，對華潤恒富而言有0.30元／m3的利潤；對山西焦化而言，扣除氫氣加工成本約0.10元／m3（不計弛放氣成本），有0.40元／m3的利潤，按氫氣摻入比例為20%測算（華潤恒富年銷天然氣量達51340km3，山西焦化生活區(qū)三供一業(yè)改造后華潤恒富的日供氣量平均增加約10.4km3），年可實現(xiàn)經(jīng)濟效益約（51340×1000+10.4×1000×365）×20%×0.40÷10000＝441萬元。

本項目所產(chǎn)氫氣華潤恒富不能完全消納，富余氫氣［6600×8000-（51340×1000+10.4×1000×365）×20% ＝41773km3／a］可用于山西焦化現(xiàn)有100kt／a粗苯加氫裝置（氫氣用量約8600km3／a）、擬規(guī)劃新建的100kt／a粗苯加氫裝置和300kt／a焦油加工裝置（配套制氫裝置氫氣產(chǎn)能為4×5000m3／h），由此可減少新增投資、降低整個生產(chǎn)系統(tǒng)的運行成本，并增加系統(tǒng)運行的調(diào)節(jié)手段（富余氫氣的利用還可有其他選擇，具體方案有待進一步論證），亦可產(chǎn)生不錯的效益。

3.2 7t／d高純氫新能源項目規(guī)劃建設(shè)思路

圍繞山西焦煤集團“全面打造具有全球競爭力的世界一流煉焦煤和焦化企業(yè)”目標，結(jié)合山西省產(chǎn)業(yè)政策，通過整合山西三維瑞德焦化有限公司、山西陸合集團遠中焦化有限公司焦炭產(chǎn)能，實現(xiàn)“上大關(guān)小”大機焦項目，山西焦化2021年規(guī)劃建設(shè)“1440kt／a炭化室高度7.0m頂裝焦化升級改造項目及焦爐氣綜合利用項目”，配套建設(shè)150kt／a甲醇裝置。目前本項目已完成產(chǎn)能交易、備案批復(fù)，進入初步設(shè)計階段，同時進行安評、能評、環(huán)評等相關(guān)手續(xù)辦理。

擬對1440kt／a焦炭整合項目配套建設(shè)的150kt／a甲醇裝置之甲醇合成系統(tǒng)弛放氣提純制取高純度氫氣，考慮建設(shè)1個加氫示范站，采用“甲醇合成弛放氣→PSA提氫系統(tǒng)→氫氣儲存系統(tǒng)→氫氣充裝系統(tǒng)→加氫示范站”的工藝路線，將山西焦化通勤車置換為氫燃料電池汽車，滿足其充氫；同時，為適應(yīng)市場需求，可在PSA提氫系統(tǒng)之后規(guī)劃建設(shè)合成氨項目。

3.2.1 設(shè)計基礎(chǔ)

150kt／a甲醇裝置合成系統(tǒng)按弛放氣量6000m3／h、氫濃度60% （體積分數(shù)）及氫回收率80%進行設(shè)計，可回收氫氣2880m3／h，規(guī)劃建設(shè)7t／d高純氫新能源項目。

3.2.2 工藝流程

3.2.2.1 PSA提氫系統(tǒng)

150kt／a甲醇裝置合成系統(tǒng)弛放氣提氫采用PSA提氫工藝。PSA提氫系統(tǒng)采用10臺吸附塔，其中有2臺吸附塔始終處于同時進料吸附的狀態(tài)，在多種吸附劑的依次選擇性吸附下，弛放氣中的H2O、CO2、CH4、CO等雜質(zhì)被吸附下來，未被吸附的H2作為產(chǎn)品（H2純度＞99.8%）從吸附塔頂流出，經(jīng)壓力調(diào)節(jié)系統(tǒng)穩(wěn)壓（壓力＞2.0MPa）后送出界區(qū)去后工段。

3.2.2.2 氫氣儲存系統(tǒng)

氫氣儲存采用球罐方式，據(jù)氫氣站設(shè)計規(guī)范要求，1組臥式或立式或球形氫氣罐的總?cè)莘e不應(yīng)超過20000m3，球罐壓力設(shè)計為2.2MPa，據(jù)PSA提氫系統(tǒng)氫氣產(chǎn)量，設(shè)計選擇容積為1000m3的氫氣球罐；參照《石油化工儲運系統(tǒng)罐區(qū)設(shè)計規(guī)范》（SH／T3007—2014），儲存天數(shù)按3d考慮，需設(shè)置12臺1000m3氫氣球罐。

3.2.2.3 氫氣充裝系統(tǒng)

充裝站主要設(shè)備有氫氣壓縮機、高壓氫儲罐等，氫氣充裝現(xiàn)場共設(shè)置6個氫氣集裝管束拖車充裝位。

PSA提氫系統(tǒng)來的高純度氫氣，在氫氣壓縮機進口經(jīng)氫氣緩沖罐緩沖后，由氫氣壓縮機經(jīng)兩級壓縮至25MPa后進入氫氣壓縮機出口的氫氣緩沖罐，然后分為三路：第一路通過20MPa充裝柱給20MPa氫氣集裝管束拖車充氫氣（可單獨為1臺集裝管束拖車充裝，也可同時為2臺集裝管束拖車充裝）；第二路給氫氣鋼瓶（集裝格）充氫；第三路作為加氫站45MPa氫氣壓縮機的氣源。

3.2.3 產(chǎn)品氫質(zhì)量要求

本項目高純氫產(chǎn)品主要面向山西省及周邊省市的高純氫用戶，包括氫燃料電池行業(yè)、電子行業(yè)、冶煉行業(yè)等，產(chǎn)品氫氣的質(zhì)量既需滿足《質(zhì)子交換膜燃料電池汽車用燃料氫氣》（GB／T 37244—2018）的要求，又需滿足《氫氣第2部分：純氫、高純氫和超純氫》（GB／T3634.2—2011）的要求。

3.2.4 規(guī)劃建設(shè)加氫示范站和合成氨裝置

加氫站的主要服務(wù)目標是為氫燃料電池公交車充氫。加氫站主工藝系統(tǒng)主要由壓縮系統(tǒng)模塊、高壓儲氫罐、氫氣儲罐閥組模塊、加氫機模塊組成。加氫站氣源由氫氣充裝站提供，由氫氣壓縮機加壓至45MPa后送至高壓儲氫罐中備用。

亦可投資約2000萬元配套建設(shè)10kt／a合成氨裝置。150kt／a甲醇裝置甲醇合成弛放氣經(jīng)PSA提氫系統(tǒng)提取氫氣，與山西焦化現(xiàn)有空分裝置富余氮氣直接生產(chǎn)液氨，液氨可送山西焦化液氨站供脫硫脫硝系統(tǒng)使用，無需像常規(guī)合成氨裝置那樣再行設(shè)置焦爐煤氣轉(zhuǎn)化、變換、脫硫脫碳等凈化系統(tǒng)，由此可大大節(jié)省投資。

按上述設(shè)想規(guī)劃建設(shè)7t／d高純氫新能源項目，可據(jù)市場情況，其生產(chǎn)模式在加氫站與合成氨裝置之間切換，使氫能源利用方式多樣化，并降低企業(yè)風險。

4 結(jié)束語

氫能作為最潔凈的能源，在本世紀世界能源舞臺上將成為一種舉足輕重的能源，未來氫能將在交通重型貨運、分布式能源、電力儲能等領(lǐng)域有較廣闊的發(fā)展前景。預(yù)計到2050年氫能在我國能源體系中的占比約為10%；隨著氫能源汽車的普及、加氫站的建設(shè)以及工業(yè)領(lǐng)域的需求增加，我國氫氣需求量將接近60000kt／a。焦化企業(yè)焦爐煤氣及甲醇合成弛放氣，經(jīng)PSA提氫后將氫氣摻入天然氣管道或用于建設(shè)加氫站等，不失為一種有益的探索或選擇，這對提高企業(yè)的經(jīng)濟效益、節(jié)能環(huán)保等均具有重要的意義。