山西焦化氢能源利用初步设想

李双娟

（山西焦化集团有限公司，山西洪洞 041606）

0 引 言

山西焦化集团有限公司（简称山西焦化）是一家集煤炭洗选、炼焦生产、煤焦油及粗苯加工、甲醇生产等为一体的煤炭综合利用企业，是全国首批82家循环经济试点企业和首批“两型” （资源节约型、环境友好型）示范企业之一，是山西焦煤集团煤焦化产业链延伸的示范基地，现有JN60型焦炉6座，焦炭设计产能3000 kt／a，配套有300kt／a煤焦油加工、350kt／a甲醇、100kt／a苯精制、80kt／a炭黑等生产装置，主要生产装置38台（套），产品包括焦炭、硫酸铵、工业萘、沥青、蒽油、洗油、酚类物、炭黑、甲醇、苯类物等45种。

氢气因高热值、低污染、来源广泛等优点越来越受到人们的青睐。当前，氢气主要作为工业原料，我国年消费量超过25000kt（2020年我国氢气产量超过25000kt），其中石油和化工行业消费量约占2／3。经分析与论证，山西焦化现有350kt／a甲醇装置及拟建的1440kt／a焦炭整合项目配套建设的150kt／a甲醇装置，其甲醇合成系统富氢弛放气可为公司氢能源利用项目提供坚实的原料基础，符合节能降耗与资源综合利用的产业政策。以下就氢能源利用有关情况作一简介，并就山西焦化氢能源利用提出初步设想。

1 氢能源利用背景及必要性

2016年以来，国家发改委、能源局、工信部、科技部以及中国标准化研究院资源与环境分院和中国电器工业协会等相继发布了关于能源革命、氢能源产业发展的战略规划、方案、报告，描绘了氢能源发展路线图，大力推进可再生能源与氢能技术。京津冀、长三角、珠三角、武汉等地成为了氢能和燃料电池产业发达地区，率先实现了氢能源汽车及加氢站的规模化推广应用。

山西作为国内较早转型氢能源产业的省份之一，2019年5月山西省工信厅发布《山西省新能源汽车产业2019年行动计划》，支持太原、大同、长治等地申报国家级试点示范城市，一是发挥煤炭产业优势，重点推进煤制氢、氢气提纯与液氢生产、氢气提纯+建充装站、氢气公路运输和管道输送等项目；二是发挥吉利晋中基地、大运汽车、江铃重汽等龙头企业示范带头作用，推动氢燃料电池汽车创新发展，并研究制定氢燃料电池汽车有关财政补贴扶持政策。

山西焦化现有350kt／a甲醇装置，甲醇合成系统产生的富氢弛放气目前配入焦炉煤气中回焦炉燃烧，资源利用效率不高。利用甲醇合成系统富氢弛放气开发氢能源，具有成本优势，可以提高弛放气的附加值，减少环境污染，且符合国家能源技术革命创新行动计划和山西省氢能源发展战略。

2 国内氢能源发展现状

目前，氢能源利用技术已逐渐发展成熟，受气候变化等因素的影响，氢能已纳入我国能源战略，成为我国优化能源消费结构和保障能源供应安全的战略选择。而获取氢源的途径、氢能储存与输送、氢能加注及安全是重点研究的领域。我国化石燃料制氢、可再生能源制氢、水电解制氢、变压吸附提氢等制氢技术与装备已发展成熟，高压氢气瓶和储罐技术已取得重大突破，高压氢气长输管道建设里程规模逐渐扩大，氢能加注基础设施发展亦呈快速递增态势，但由于制氢、储氢、加氢等环节的关键核心元器件还不能国产化，基本上依靠进口，因此成本相对较高。

我国燃料电池企业主要聚集在珠三角、长三角和北京等地区。我国燃料电池汽车企业与国外丰田、现代等燃料电池汽车企业发展路线不同，我国氢燃料电池汽车市场主要分布在商用车领域，以上汽集团投入力度最大，已累计实现81辆示范运行。氢燃料电池叉车方面，我国已有东莞氢宇等企业布局。《燃料电池电动汽车燃料电池堆安全要求》（GB／T36288—2018）、《汽车用燃料电池发电系统技术条件》（GB／T25319—2010）、《乘用车用燃料电池发电系统测试方法》（GB／T23645—2009）等燃料电池技术标准和《加氢站技术规范》（GB50516—2010）等标准的出台，为氢能源利用项目提供了保障。为推动燃料电池汽车发展，2016年财政部发布了新能源汽车推广应用财政支持政策，其补贴在2020年前保持不变，单辆汽车最高可获50万元国家补贴。氢能终端应用燃料电池汽车的发展，将会带动整个产业链的发展——预计至2022年我国氢燃料电池汽车销量可达3万辆，将带动氢气生产与储运、加氢站、燃料电池等细分领域的发展。

我国加氢站主要集中在北上广地区，据不完全统计，截至2020年2月，我国共有66座加氢站；其中，广东省以17座的数量排在首位，其次是上海市，拥有10座加氢站。目前国内已建和在建加氢站以35MPa为主，正在规划建设70MPa的加氢站，暂无液氢加氢站。

3 山西焦化氢能源利用初步设想

3.1 氢气掺入天然气管道项目建设思路

山西焦化350kt／a甲醇装置，原设计利用焦炉煤气和水煤气生产甲醇，甲醇合成气中碳含量较高，同时建有1套甲醇合成弛放气变压吸附制氢装置（氢气产量6100m3／h），设计上回收纯度98%的产品氢气，与净化后的焦炉煤气、水煤气合并进入联合压缩机，用作甲醇合成原料气。2015年，甲醇装置生产模式发生变化，仅用净化后的焦炉煤气生产甲醇，净化后的焦炉煤气中氢含量高，也可满足生产需求，变压吸附制氢装置停用；目前甲醇合成系统的富氢弛放气约6600m3／h（以氢气计），配入焦炉煤气中回焦炉燃烧，资源利用率低。本方案拟利用山西焦化甲醇合成弛放气原有变压吸附制氢装置，经升级改造分离回收纯度≥99.97%的产品氢气，或新上1套变压吸附制氢装置生产纯度≥99.97%的产品氢气，所产氢气掺入西气东输一线天然气管道，提高产品附加值。本项目符合我国氢能产业的发展规划要求，属于政策支持性项目，氢气掺入天然气管道中理论上是可行的，且据了解德国萨克森-安哈尔特州的地方天然气管网中已添加多达20%的氢气。

3.1.1 燃气指标分析

国标《天然气》（GB17820—2018）有关质量指标为：一类天然气产品，高位发热量≥34MJ／m3、总硫（以硫计）≤20mg／m3、硫化氢≤6mg／m3、二氧化碳≤3.0%；二类天然气产品，高位发热量≥31.4MJ／m3、总硫（以硫计）≤200mg／m3、硫化氢≤20mg／m3、二氧化碳≤4.0% （注：本标准中使用的标准参比条件是101.325kPa、20℃；高位发热量以干基计）。

据GB17820—2018，天然气管网掺入氢气的量，主要取决于天然气的热值和流量。以洪洞华润恒富燃气有限公司（简称华润恒富）天然气指标作为基准，其热值为37.5MJ／m3，氢气掺入天然气管道之掺入比例（掺入氢气体积与原始天然气体积之比）测算如表1。

表1 氢气掺入天然气管道之掺入比例（体积比）测算

3.1.2 资源条件

山西焦化厂区地处洪洞县城东部，距县城17km，厂区以西有108国道（二级）、霍侯一级公路。洪洞天然气气源为西气东输一线，西气东输天然气经92号阀室、临汾分输站、临汾—洪洞—霍州省级天然气管网，到达洪洞县门站，具有气源充足、运行安全、调节稳定、管理高效的燃气供应体系。天然气输配系统均采用中压A一级供气系统，设计压力为0.4MPa，运行压力为0.3MPa。

华润恒富年销天然气量达51340km3，冬季天然气日供气量400～500km3，夏季天然气日供气量50～60km3，冬夏用气比例约8∶1，供11万用户，营业额达1.5亿元。华润恒富至山西焦化敷设有天然气管道，目前山西焦化生活区已完成三供一业改造，原生活区煤气（煤气来源于山西焦化焦化厂）管线均改为了天然气管线，主管、支管均采用PE80SDR11系列聚乙烯管道，管径分别为De160和De110，涉及70栋楼房4765户用户。

上述这些条件均为氢气掺入天然气管道提供了便利。经测算，山西焦化生活区三供一业改造后，华润恒富日供气量平均会增加约10.4km3，将山西焦化甲醇合成弛放气提氢掺入天然气管道，对华润恒富而言其供出的天然气更具成本优势，对山西焦化而言也可获得不错的经济效益。

3.1.3 氢气输送

氢气输送是氢能利用的重要环节。现国内氢气输送技术已成熟，对于大流量、长距离的氢气输送，一般用管道输送。目前使用的输氢管道一般为钢管，运行压力为1～2MPa，管道直径为0.25～0.30m。输氢管道的造价是输天然气管道造价的2倍多，现有的天然气管道是否可用于输送氢气和天然气的混合气体，主要取决于钢管材质中的含碳量，低碳钢更适合输送氢气。

气体在管道内输送所需能量的大小，取决于输送气体的体积和流速。氢气在管道内的流速大约是天然气的2.8倍，但是同体积氢气的能量密度仅为天然气的1／3。据伊维经济研究院测算，氢气管道输送单位输气成本约20元／（t·km），主要包括前期管道建设费用、折旧与摊销、运行维护费用（材料费、维修费、输气损耗、职工薪酬等）、管理费及氢气压缩成本等。山西焦化所产氢气敷设管道至华润恒富霍侯一级公路天然气管道或山西焦化职工生活区天然气总管，距离均为20km 左右，换算可得输氢成本约0.04元／m3；据上述两种方案输气量及相关标准，新敷设氢气输送管道可选用DN200和DN600的C20钢管，压力按2.5MPa设计。

洪洞县域天然气输配系统均采用中压A一级供气系统，设计压力为0.4MPa，运行压力为0.3MPa。可委托有资质的设计单位设计氢气并入天然气管道所需增加的配套设施（如减压、稳压装置等）。

3.1.4 对终端用户燃具的影响

燃具都是按一定的燃气成分设计的，氢气掺入天然气中必须考虑华白数和燃烧势这两个常用参数，在12T基准气条件下，华白数允许变化范围为45.71～55.87MJ／m3，燃烧势的范围为36.3～69.3。为不改换终端用户的燃具，混合气中氢气的最大允许体积分数为23%。

3.1.5 投资及氢气加工成本估算

山西焦化甲醇合成系统弛放气量约10000 m3／h，新建甲醇合成弛放气变压吸附制氢装置占地30×18＝540m2、设备投资估算2000万元，氢气产量约6600m3／h，按装置年运行时间8000h进行氢气加工成本估算，具体见表2。可以看出，甲醇合成弛放气变压吸附提氢装置氢气加工成本＝1342.53÷8000÷6600＝0.25元／m3；若不计弛放气的成本，氢气加工成本约（1342.53-800）÷8000÷6600＝0.10元／m3。

表2 氢气加工成本估算

3.1.6 效益分析

山西焦化生活区天然气民用价约2.77元／m3，按氢气热值为10.88MJ／m3换算成天然气，其价格为2.77×10.88／37.5＝0.80元／m3，山西焦化甲醇合成弛放气变压吸附提氢装置制取的氢气可按0.5元／m3提供给华润恒富，对华润恒富而言有0.30元／m3的利润；对山西焦化而言，扣除氢气加工成本约0.10元／m3（不计弛放气成本），有0.40元／m3的利润，按氢气掺入比例为20%测算（华润恒富年销天然气量达51340km3，山西焦化生活区三供一业改造后华润恒富的日供气量平均增加约10.4km3），年可实现经济效益约（51340×1000+10.4×1000×365）×20%×0.40÷10000＝441万元。

本项目所产氢气华润恒富不能完全消纳，富余氢气［6600×8000-（51340×1000+10.4×1000×365）×20% ＝41773km3／a］可用于山西焦化现有100kt／a粗苯加氢装置（氢气用量约8600km3／a）、拟规划新建的100kt／a粗苯加氢装置和300kt／a焦油加工装置（配套制氢装置氢气产能为4×5000m3／h），由此可减少新增投资、降低整个生产系统的运行成本，并增加系统运行的调节手段（富余氢气的利用还可有其他选择，具体方案有待进一步论证），亦可产生不错的效益。

3.2 7t／d高纯氢新能源项目规划建设思路

围绕山西焦煤集团“全面打造具有全球竞争力的世界一流炼焦煤和焦化企业”目标，结合山西省产业政策，通过整合山西三维瑞德焦化有限公司、山西陆合集团远中焦化有限公司焦炭产能，实现“上大关小”大机焦项目，山西焦化2021年规划建设“1440kt／a炭化室高度7.0m顶装焦化升级改造项目及焦炉气综合利用项目”，配套建设150kt／a甲醇装置。目前本项目已完成产能交易、备案批复，进入初步设计阶段，同时进行安评、能评、环评等相关手续办理。

拟对1440kt／a焦炭整合项目配套建设的150kt／a甲醇装置之甲醇合成系统弛放气提纯制取高纯度氢气，考虑建设1个加氢示范站，采用“甲醇合成弛放气→PSA提氢系统→氢气储存系统→氢气充装系统→加氢示范站”的工艺路线，将山西焦化通勤车置换为氢燃料电池汽车，满足其充氢；同时，为适应市场需求，可在PSA提氢系统之后规划建设合成氨项目。

3.2.1 设计基础

150kt／a甲醇装置合成系统按弛放气量6000m3／h、氢浓度60% （体积分数）及氢回收率80%进行设计，可回收氢气2880m3／h，规划建设7t／d高纯氢新能源项目。

3.2.2 工艺流程

3.2.2.1 PSA提氢系统

150kt／a甲醇装置合成系统弛放气提氢采用PSA提氢工艺。PSA提氢系统采用10台吸附塔，其中有2台吸附塔始终处于同时进料吸附的状态，在多种吸附剂的依次选择性吸附下，弛放气中的H2O、CO2、CH4、CO等杂质被吸附下来，未被吸附的H2作为产品（H2纯度＞99.8%）从吸附塔顶流出，经压力调节系统稳压（压力＞2.0MPa）后送出界区去后工段。

3.2.2.2 氢气储存系统

氢气储存采用球罐方式，据氢气站设计规范要求，1组卧式或立式或球形氢气罐的总容积不应超过20000m3，球罐压力设计为2.2MPa，据PSA提氢系统氢气产量，设计选择容积为1000m3的氢气球罐；参照《石油化工储运系统罐区设计规范》（SH／T3007—2014），储存天数按3d考虑，需设置12台1000m3氢气球罐。

3.2.2.3 氢气充装系统

充装站主要设备有氢气压缩机、高压氢储罐等，氢气充装现场共设置6个氢气集装管束拖车充装位。

PSA提氢系统来的高纯度氢气，在氢气压缩机进口经氢气缓冲罐缓冲后，由氢气压缩机经两级压缩至25MPa后进入氢气压缩机出口的氢气缓冲罐，然后分为三路：第一路通过20MPa充装柱给20MPa氢气集装管束拖车充氢气（可单独为1台集装管束拖车充装，也可同时为2台集装管束拖车充装）；第二路给氢气钢瓶（集装格）充氢；第三路作为加氢站45MPa氢气压缩机的气源。

3.2.3 产品氢质量要求

本项目高纯氢产品主要面向山西省及周边省市的高纯氢用户，包括氢燃料电池行业、电子行业、冶炼行业等，产品氢气的质量既需满足《质子交换膜燃料电池汽车用燃料氢气》（GB／T 37244—2018）的要求，又需满足《氢气第2部分：纯氢、高纯氢和超纯氢》（GB／T3634.2—2011）的要求。

3.2.4 规划建设加氢示范站和合成氨装置

加氢站的主要服务目标是为氢燃料电池公交车充氢。加氢站主工艺系统主要由压缩系统模块、高压储氢罐、氢气储罐阀组模块、加氢机模块组成。加氢站气源由氢气充装站提供，由氢气压缩机加压至45MPa后送至高压储氢罐中备用。

亦可投资约2000万元配套建设10kt／a合成氨装置。150kt／a甲醇装置甲醇合成弛放气经PSA提氢系统提取氢气，与山西焦化现有空分装置富余氮气直接生产液氨，液氨可送山西焦化液氨站供脱硫脱硝系统使用，无需像常规合成氨装置那样再行设置焦炉煤气转化、变换、脱硫脱碳等净化系统，由此可大大节省投资。

按上述设想规划建设7t／d高纯氢新能源项目，可据市场情况，其生产模式在加氢站与合成氨装置之间切换，使氢能源利用方式多样化，并降低企业风险。

4 结束语

氢能作为最洁净的能源，在本世纪世界能源舞台上将成为一种举足轻重的能源，未来氢能将在交通重型货运、分布式能源、电力储能等领域有较广阔的发展前景。预计到2050年氢能在我国能源体系中的占比约为10%；随着氢能源汽车的普及、加氢站的建设以及工业领域的需求增加，我国氢气需求量将接近60000kt／a。焦化企业焦炉煤气及甲醇合成弛放气，经PSA提氢后将氢气掺入天然气管道或用于建设加氢站等，不失为一种有益的探索或选择，这对提高企业的经济效益、节能环保等均具有重要的意义。