【干货】石化企业绿电制氢工艺路线分析
文章来源：李君，吴文龙，张洪阳，刘小多，王鹏凯. 当代化工，2022，51(08):1876-1879+1884. 内容有删减
DOI: 10.13840/j.cnki.cn21-1457/tq.2022.08.022. 封面图源视觉中国
氢能利用是碳中和的途径之一，新能源制氢是氢气生产的有效手段。氢源包括化石原料制取的“灰氢”，碳捕集利用获得的“蓝氢”，可再生能源电解水制取的“绿氢”。现阶段，主要利用炼厂、钢厂等企业副产氢，即“灰氢”，未来主要利用新能源制氢，即“绿氢”。新疆库车光伏绿氢项目、玉门油田光伏制氢项目、鄂尔多斯新能源绿氢项目、中原油田PEM制氢项目已开工建设。不同技术路线绿氢工程同时建设，绿氢利用进入提速期。
陆上油田光照资源优越，闲置土地面积大，适合开展大规模绿氢制备。炼厂可利用集中式风电、光伏制氢，开展绿氢炼化。加油、加氢站开展绿电分布式制氢，可以降低运输、储运成本。
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一、电解制氢工艺
电制氢主要有3种工艺路线，包括碱性电解水技术（ALK）、质子交换膜电解水技术（PEM）、固体氧化物电解水技术（SOEC）。其中碱水电解技术工艺成熟，应用广泛；质子交换膜技术转换效率高，市场占有率不断提升；固体氧化物电解技术可实现热电联产，技术先进，是实验室研究热点。
碱性电解水技术，单槽产氢量高，适合规模化应用。华能集团成功研发了1300m3碱式电解槽，具备1.15倍过载运行能力。近年来，电极技术、隔膜技术不断突破，为碱式电解技术注入了新的生命。复合膜由高分子聚合物和无机材料组成，聚砜纤维隔离膜可将工作电流提高到0.4A·cm-2，阴离子交换膜可将交换膜面阻降低至0.2Ω·cm-2。ALK技术不断升级，在未来依然是重要的电制氢方式。
质子交换膜电解技术，响应快，功率密度高，适合新能源供电。2019年，大化所与阳光电源联合开发千瓦级质子膜制氢设备。2021年，中国石化首台质子交换膜装置在燕山石化投入使用，使用光伏绿电为冬奥会制氢。PEM催化剂材料代替金属效果较差，减小膜厚度后，通过能力变差。PEM技术，产氢纯度高、压力高，单槽功率不断增大，在未来高比例接入新能源的电力系统中，会发挥更大作用。
固体氧化物电解技术，因工作温度降低了反应要求。清华大学开展了千瓦级小试实验，考虑预热、辅机损耗，效率仍达到90%。SOEC技术在材料方面仍未取得突破，目前处于实验室阶段，未来会在热电联供领域起到支撑作用。
石化企业大规模电制氢项目以碱式电解水为主，示范项目以质子交换膜技术为主，科研项目以固体氧化物和质子交换膜为主，方案比较见表1。
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二、石化制氢方案比较
石化企业绿氢制备场景包括如下几种，如图4所示。油田大规模光伏制氢，或大规模光伏加分散式风电制氢；中西部炼厂集中式光伏加集中式风电制氢，沿海炼厂大规模海上风电制氢；加油站分散式风、光、储联合制氢。
1、油田绿氢路线
中国日照强度分为5类，油田一般位于前三类。塔里木油田、西北油田处于一、二类地区；克拉玛依油田、吐哈油田处于二、三类地区；胜利油田、中原油田处于三类地区。一、二类地区日照时数超过3000h，辐射量相当于200kg以上标煤热量，发展光伏制氢条件优越。三类地区日照时数为二类地区75%，辐射量为二类地区85%，适宜发展光伏制氢。
中国风资源区分为6类，油田一般位于前五类。海上油田为一类，渤海油田等近海油田具备风电利用潜力；鄂尔多斯盆地采油区、玉门油田分布在二类地区；大庆油田、吉林油田分布在三类地区；塔里木油田、河南油田等为四、五类地区。大规模风电资源一般为集中开发、利用，油田一般开展分散式风电利用。
油田制氢采用集中式光伏，或集中式光伏加分散式风电方式较合理。光伏发电可以采用组串式方式，如图5所示，先上网再下网制氢，也可以采用集散式方式，如图6所示，先制氢之后余电上网。
组串式是常规方式，光伏及制氢装置都可以采用模块化装置，无特殊要求。在光照情况不佳时，可以采用网电制氢，生产连续性好。集散式制氢光伏发电直接制氢，电能转换效率高，电能不足部分可从电网取得。生产方式对逆变器要求较高，逆变器又是光伏系统最薄弱部分，故障率较高。此种方式，制氢装置减少交流供电模块，是非标产品。组串式方式是目前成熟路线，集散式方式效率高，需要特别设计。
2、炼化绿氢路线
中、西部地区炼化企业光照条件较好，可发展大规模光伏制氢；东部地区炼厂光照条件一般，厂场区面积有限，一般不具备光伏制氢条件。塔河炼化、中天合创位于一、二类区域；茂名石化、大连石化等位于三类地区。
沿海炼化企业一般位于风电一类地区，如茂名石化；中西部炼厂一般位于二、三类地区，如兰州石化；中、东部炼厂一般位于四、五类地区，如洛阳石化、巴陵石化等。位于一类地区炼厂可开展大规模风电制氢项目，其他地区可开展分散式制氢项目。
中、西部炼厂，光照及风资源优越，适宜开展大规模新能源制氢，如图7所示。
东部沿海炼厂，适宜开展大规模海上风电制氢，如图8所示。集中式光伏，光伏组件大规模串并联，经过大容量逆变器并网，逆变器数量减少，事故率降低。风电规模较大，海上风电已达到15MW量级，西门子、通用推出14MW机型，维斯塔推出15MW机型，明阳风电推出16MW机型。陆上风电容量已超过5MW，哈电集团、东方电机、永济电机新机型都超过了5MW。风电制氢容量大，功率密度高，设备少，可有效提高制氢规模。中天合创绿氢配套项目，设计产量2万t，一期1万t产能由270MW光伏和50MW风电提供绿电。
塔河炼化配套绿氢项目，设计产能2万t，由1000MW光伏提供电力。东部炼厂一般采用分散式光伏，为企业制氢等负荷提供电力。
3、加氢站绿氢路线
就地制氢可以减少氢气储、运成本。液氢制备耗能达三分之一自身能量，经济性差。气态氢气用长管拖车运输，装、卸时间可达4h。管道运输在低输送量下，经济性差，预计2030年，加氢站只有1000座。水电解是可行的技术方案，水电解中，固体氧化物技术需要高温蒸汽，不具备实施条件。氢气生产成本中，制氢约占35%~50%，电解水的电能如取自电网，成本高。电能取自光伏、风电制氢，配合储能平移制氢时间，达到最佳经济效益，如图9所示。
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三、结论
油田制氢采用集中式光伏，或集中式光伏加分散式风电方式，主要为加氢站提供氢源。光伏先上网后下网制氢方案，设备成熟，电力传输损耗高；光伏先制氢后上网方式，光伏发电就地利用，电力损耗小，需要对制氢电源进行直流供电改造。中西部炼厂采用集中式风电、光伏制氢，风、光资源禀赋优越，利用难度低。东部沿海炼厂风力发电制氢，风机单体容量大，能量密度高，风电场运维成本高，在未来将是绿色炼厂的组成部分。加氢站分布式制氢可减少储运成本，风、光、储绿电制氢可降低网购电成本，是未来发展趋势。
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