纯度达到99.9%，海南炼化6万标方/时制氢装置特点介绍，附制氢工艺盘点

本网编辑 2022-05-29

海南炼化1号制氢装置于2022年5月17日转化炉开始点火，进入升温阶段，经催化剂还原、预硫化等开工步骤，5月21日投料开车成功，产出合格氢气。海南炼化1号制氢装置氢气纯度达到99.9%，不仅可为公司渣油加氢、加氢裂化、柴油和航煤加氢等装置开工提供氢源，还可以为周边的海南凯美特气体有限公司提供解析气用于提纯氢气。

图源南海网

海南炼化制氢装置是在本次大修改造中停工最晚、开工最早的一套装置。按照检修计划安排，海南炼化制氢装置在第四周期连续运行1513天后，于3月26日停工交付检修。在此次大检修中，公司对20台密闭容器、13台换热设备、6台关键机组进行检修消缺，对废热锅炉、转化炉炉膛、对流段衬里进行改造，更换4台反应器和288根转化炉管内的催化剂172吨，并对上一周期中出现的45项遗留问题进行处理。

为降低制氢装置在第五生产周期运行中的能耗，打造节能型绿色能源装置，海南炼化经过前期的技术攻关，在检修中集中对装置对流段余热系统进行改造，共计更换过热段1Cr5Mo合金钢炉管220根。把低温段热管预热器整体更换为铸铁板式空气预热器，改造后可以把装置余热锅炉产出的中压蒸汽温度提高420摄氏度以上，降低了装置排烟温度，提升了蒸汽品质，更提高了转化炉热效率。

截至目前，海南炼化制氢装置各系统运行平稳。该装置又开足马力，开始了新一轮创效征程，为助力海南自贸港的碳达峰、碳中和目标继续扬帆起航。

我们来看看其他地方制氢装置的相关情况。

中海炼化煤气化制氢日臻成熟

位于广东惠州的中海石油炼化有限责任公司（简称“中海炼化”）是我国首套采用E-Gas技术的煤制氢联合装置，其稳定运行超过200天，是我国煤气化制氢技术应用达到行业先进水平。

国内首套E-Gas煤制氢联合装置

煤制氢是以煤炭为还原剂，水蒸气为氧化剂，在高温下将碳转化为一氧化碳和氢气为主的合成气，经过净化、一氧化碳转化、提纯等环节，生产出氢气和合成气。中海炼化煤制氢生产的氢气，主要用于炼油加氢装置和丁辛醇生产装置，以产出高质量的清洁油品和化工品。

目前全球仅有两套在运行的E-Gas煤制氢联合装置，其具有碳转化率高、热利用效率高、耗氧少等特点。与传统的天然气制氢工艺相比，可降低成本20%~25%。但E-Gas煤制氢联合装置工艺系统复杂，任何环节出现问题都会影响到系统的平稳运行，因此众多企业望而却步。

自2018年起，中海炼化旗下惠州石化在没有任何煤制氢同类装置运行先例和试车经验的情况下，经过不断摸索、实践，先后攻克了余热锅炉炉管堵塞、碳回收设施故障率高、气化炉二段积灰等难题，自主开发组态气化炉全过程自动化控制系统，攻克多项关键技术，实现E-Gas煤制氢联合装置在不同负荷下安全平稳运行。

经过4年探索，中海炼化已逐步总结出一套实现煤制氢装置长周期运行的操作经验，为全球E-Gas煤制氢技术可靠运行提供了一套成熟的“中国解决方案”，目前已逐步在国外推广应用。

我国能源结构存在“富煤、贫油、少气”的基本特征。业界普遍认为，煤制氢是实现煤炭资源有效利用的重要途径。

四大制氢方式及特点

电解水成本偏高，降成本主要依赖电价

由于电费占整个水电解制氢生产费用的 80%左右，因此水电解制氢成本的关键在于耗能问题。存在两条降成本途径：一是降低电解过程中的能耗，可通过开发 PEM（质子交换膜电解）及 SOEC（固体氧化物电解）技术来实现；二是采用低成本电力为制氢原料，关键在于依靠光伏和风电的发展。以大工业电价均价 0.61 元/ kW·h 计算，当前电解水制氢的成本为3.69 元/Nm3。当用电价格低于 0.50 元/kW·h 时，电解水制备的氢气成本才可与汽油相当。光伏系统发电成本 0.5930 元/kWh，风电度电成本约为 0.3656 元/kWh，且在未来仍有一定的下降空间。

日本福岛县太阳能制氢项目（全球最大的光伏制氢项目）

天然气制氢是目前主要制氢方式，降成本应关注天然气价格

天然气制氢中的甲烷水蒸气重整（SMR）是工业上最为成熟的制氢技术，约占世界制氢量的 70%（IEA数据）。我国天然气价格受资源禀赋影响，天然气资源主要分布集中的中西盆地也是价格最低的地区。尤其是新疆、青海等地区天然气基本门站价格低至 1.2 元/千立方米左右。据测算，当天然气价格为 2 元/Nm3时，测算出制氢成本为 1.35 元/Nm3，相比电解水制氢具有明显的成本优势。

天津石化10万标立/时天然气制氢装置

煤制氢成本最低，降成本空间较小

我国煤炭资源主要的格局是西多东少、北富南贫。内蒙古、山西原煤产量领先，煤价也相对偏低。当煤炭价格为 600 元时，大规模煤气化生产氢气的成本为 1.1 元/ Nm3。如果在煤资源丰富的地区，当煤炭价格降低至 200 元 /吨时，制氢气的成本可能降低为 0.34 元/ Nm3。但由于煤炭价格下降空间有限，且煤气化制氢企业已形成较大规模，未来煤制氢降成本空间较小。