中國石化煉廠干氣制氫正被風電制氫替代具有戰略意義
2014-05-14 18:34:39
admin
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據中國石化新聞網2013年10月12日訊 生產清潔油品需要深度加氫精制，氫氣主要來源于煉廠干氣制氫和煤制氫，為此都要排放二氧化碳。以風電制氫替代干氣制氫、煤制氫，可以消除其中的二氧化碳排放，使干氣得到更充分的利用。
中國石化大力實施綠色低碳戰略，積極推進油品質量升級。而生產清潔油品所需用的油品精制深度加氫，大部分氫氣來源于煉廠干氣制氫，一部分來源于煤制氫，為此都要排放二氧化碳。如果通過風電制氫，就可以消除油品生產中的二氧化碳排放，實現真正的綠色清潔生產。風電制氫不是新思路，但用風電制氫精制油品，則是中國石化在低碳時代的合理選擇，具有重大戰略意義。
煉廠干氣集約化利用空間大
2011年中國石化煉廠干氣產量約700萬噸，除了部分商品外，為了保證油品質量，大部分干氣主要用作制氫的原料和作為煉廠自用燃料。煉廠干氣富含各類烴分子，可以進行深度加工利用。如膜分離技術可從干氣中回收氫氣；ARS技術可回收干氣中的輕烴；中冷吸收技術可脫除干氣中的甲烷、氫氣和惰性氣體，得到碳二及更重組分；溶劑抽提技術可將裂解氣體分離成富氫、富甲烷和乙烯等，這些技術可以提升干氣的價值。從直接化工利用看，干氣可制乙苯；干氣與甲苯可合成制對甲基乙苯，替換出裂解乙烯生產其他產品；干氣可制環氧乙烷，替換出裂解乙烯；干氣可制二氯乙烷，進一步生產四氯乙烷或氯乙烯。干氣中乙烯與合成氣可制丙醛、丙酸，進而生產丙醇、三烴基甲基乙烷等中間體。除了上述主要的成熟技術外，國內外干氣利用研發中的技術還很多。
煉廠干氣的組成和產量因加工能力、原油品種和裝置結構不同存在差異，單個煉廠干氣一般從十幾萬噸到幾十萬噸不等。目前存在各煉廠干氣化工利用下游產品規模不大、單個煉廠干氣資源難以規模化利用的矛盾，這主要是體制機制問題。可以通過體制機制的創新，整合各煉廠的干氣資源，解決干氣集約化利用、液化氣集約化利用（2011年中國石化煉廠液化氣產量1000余萬噸）問題。
國內電力裝機構成不靈活、風電不穩定、市場難平衡等“先天性”不足造成風電并網難。2012年我國風電因不能并網消納、“棄風”量超過200億千瓦時，損失在100億元以上。而風電制氫，有風就發電制氫，無風則停止電解，氫氣可儲存、可運輸，電力不需電網消納，可以有效解決“棄風”問題。如果采用德國Lurgi公司制氫技術，200億千瓦時的風電可以制氫40萬噸。中國石化2011年制氫裝置產氫氣100余萬噸，僅利用棄風電量制氫就可以解決中國石化近40%的氫氣需求。
目前中國石化煉化企業已經形成區域化、可集約化發展的環渤海、長三角和珠三角地區，這三大地區的陸上風力裝機也具備了一定的規模，已經具備了風電制氫供油品精制加氫和煉廠干氣、液化氣集約利用的基本條件。2011年，環渤海地區的風電裝機容量合計達1818萬千瓦，該地區中國石化的煉油能力合計約6300萬噸/年；長三角地區的風電裝機容量合計為265萬千瓦，中國石化的煉油能力為4430萬噸/年；珠三角地區的風電裝機容量合計138萬千瓦，中國石化的煉油能力合計3150萬噸/年。我國北部風電裝機規模大，南部特別是沿海發達地區土地金貴、風電裝機規模相對小，但風電發展沒有停步，一些沿海地區打算發展海上風電。
用風電制氫逐步替代干氣制氫和煤制氫
未來國內綠色發展的環境要求將更嚴格，碳稅的實施和碳交易的發展，將促進各類涉及碳排放的企業加快綠色轉型。在2020年以前，需要精心籌劃風電制氫的建設，以逐步替代干氣制氫和煤制氫，并發展氫儲存和區域氫管網，有效調配風電制氫的間歇性和油品加氫的持續性。
電解裝置可以建在風電場，也可以建在煉廠，可依據具體情況進行研究評估。電解裝置建在煉廠明顯的優勢在于可綜合利用煉廠熱能。一般電解溫度約90℃，當風電不穩定停止電解時，可綜合利用煉廠其他熱源為其保溫，為有電時繼續電解制氫保持穩定的反應條件并減少能耗。
美國空氣產品公司成功地依靠氫儲存和氫氣管網為墨西哥灣一帶的煉廠提供氫氣。從新奧爾良到休斯敦的氫氣管道長達1000千米，當一個地區制氫負荷下降，可通過管道及時從其他地區增加供應。中國石化的三個煉油集群地區可根據今后發展的要求，綜合考慮風電制氫對干氣制氫的替代，在風電制氫量大的地區建設氫儲存，在區域內甚至區域之間建設氫氣管網，解決風電制氫的間歇性問題，保障氫氣供應。
風電制氫、干氣液化氣集約化利用效益大
風電制氫的經濟性要從多角度、整體性和長遠利益來考量。中國石化干氣制氫生產成本一般約1.8元/立方米氫氣，而目前國內電解制氫生產成本一般約5.5元/立方米氫氣。表面上看干氣制氫成本要低于電解制氫，但進一步分析發現，國內電解制氫用電單耗一般約5.5千瓦時/立方米氫氣，工業電價約0.56元/千瓦時，不含電費的電解制氫生產成本約2.4元/立方米氫氣。隨著未來風電設備單位投資下降、機組效率提高，風電成本將從目前約0.4元/千瓦時降至約0.3元/千瓦時，電解用電單耗按4.6千瓦時/立方米氫氣計，則風電制氫生產成本可能降至約3.8元/立方米氫氣。煤電的二氧化碳排放為0.87千克/千瓦時，使用清潔風電制氫每立方米可獲得碳資產約4千克，按碳資產價值40元/噸計，相當于每立方米氫氣可獲得0.16元補償。即風電制氫成本比干氣制氫高出約1.8元/立方米氫氣。干氣制氫耗干氣一般約0.4立方米干氣/立方米氫氣，即使干氣不做集約化利用而作為商品出售，0.4立方米干氣也能收入約1.2元，即風電制氫成本比干氣制氫僅高出約0.6元/立方米氫氣。而且風力發電的成本與化石燃料發電不同，不受燃料價格上漲的影響，因此未來風電制氫成本不會像干氣隨原油的價格而上漲，再加上干氣集約化利用并帶動液化氣的集約化利用，將產生更大的效益。
2011年中國石化在環渤海、長三角和珠三角地區煉廠干氣資源量達440余萬噸、液化氣590余萬噸，有集約化利用的條件。而這些地區屬國內經濟發達、環境壓力大、公眾對環保關注度高的敏感地區，減少碳排放壓力很大。
我國海上風能資源的評估正逐步深入，有廣闊的風能發電前景。海上風速較陸上高、有更穩定的主導風向，對環境影響比陸上更小。在東部沿海經濟發達地區，人口密度大、不征土地是海上風電發展的*大優勢。中國石化在沿海地區已有集群化發展的基礎，有石油工程的淺海和海上勘探開發工程技術經驗，可與海上風電建設和運營維護實現共享。預計到2020年，國內海上風電將走上規模化發展道路。中國石化發展海上風電，可以爭取國家政策鼓勵，取得先入優勢。氫燃料汽車前景遠大，中國石化占據海上風電制氫的橋頭堡，將具有長遠的戰略意義。