绿电、绿氢耦合煤化工系统如何落地？专家建言：可先建示范工厂
作者：化小北 来源：煤化工信息网 浏览次数：1137次 更新时间：2024-03-07
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风电、光伏产业近年来在我国得到长足发展，电解水制氢技术的成熟性和经济性也在近几年不断取得突破。绿电、绿氢耦合煤化工系统，可以取消或缩小空分、变换装置的规模，大大减少CO2的排放；因为不需要那么多的一氧化碳转化为氢气，气化规模也可以相应缩小，单位产品的耗煤量将大大减少。当然，煤化工和绿电、绿氢耦合发展，目前还面临许多问题，既有“绿氢”的成本问题，也有一些“卡脖子”的关键技术问题，还有不同系统耦合的“匹配性”问题，这些都迫切需要煤化工、发电和电网、电解水制氢等行业的技术商、用户、专家、工程技术人员进行广泛、深入的交流、探讨。
唐宏青先生是我国知名煤化工专家，曾长期受聘为《煤化工》期刊编委。唐宏青先生对绿电、绿氢耦合煤化工的流程设计及建立示范厂等有许多真知灼见，以下摘编其两篇关于绿氢耦合煤化工的论文，与业界同行共享。
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我设计的煤化工绿氢路线
唐宏青
气候变化是当今全球面临的重大挑战。人类进行生产活动产生的大量二氧化碳造成全球气候变暖，导致自然灾害及生物链断裂，将危及人类生存。因此，从1992年的《联合国气候变化框架公约》，到2016年的巴黎协定，中心思想就一个：尽快实现全球温室气体排放达到峰值，进而实现全球温室气体净零排放。在此背景下，绿氢逐渐成为各国追捧的明星。
绿氢之所以受青睐还要从氢能热说起。众所周知，氢能是清洁、可持续的新能源，能灵活高效地转化为其他形式的能量，被认为是当前最具应用前景的能源。而根据制氢方法的不同，氢气可为绿氢、蓝氢和灰氢3类。其中，绿氢是利用太阳能、风能等可再生能源通过电解水方式获取的氢气，可以实现碳排放净零，换而言之，即百分之百不涉及温室气体排放。正因为如此，各国政府纷纷押注绿氢发展。我国已在新疆、青海、内蒙古的沙漠地带建立了大规模阳光发电工业装置，成为我国绿氢工业的雏形。下一步，人类将在海洋上建立大规模阳光发电装置，最终通过核聚进行电解，得到最理想的绿氢。
然而，绿氢的兴起让人们开始担忧我国煤化工行业的未来。因为包括煤化工在内的化工行业生产的基本上都是灰氢（通过化石能源产生的氢气，产生的二氧化碳直接排放到大气）。据悉，生产灰氢排放的二氧化碳可使空气中二氧化碳浓度超过0.04%，是导致我国气候问题的主因之一。那么，在蓬勃发展的绿氢和碳中和碳达峰的夹击下，我国煤化工行业未来是全军覆没还是绝处逢生？
事实上，笔者认为，煤化工完全可以通过和绿氢耦合创造出新的发展机遇。
首先我们要认识到一点，结合我国国情，作为化工行业重要分支的煤化工，即使在碳中和年代也是要继续下去的，关键在于如何发展。针对目前煤化工排放二氧化碳量过多的现状，显然行业需要创新，需要用绿氢技术来改造煤化工。
经典的现代煤化工工艺流程是这样的：煤气化+空分+变换+净化+合成+精制。这是煤制甲醇、煤制油、煤制乙二醇、煤制烯烃等都要经过的步骤。尽管该流程是能量优化的较好样板，但缺点是二氧化碳排放较多，不符合未来碳中和的时代要求。因此，笔者试着用绿氢化工的方法来对这个流程进行改造，尽量减少排碳量。
笔者设计的新流程是这样的：煤气化+电解水+配氢+净化+合成+精制。不用空分，用电解得到的氧气进行气化，然后与电解得到的氢气进行配氢，配完氢后的工艺气体氢碳比基本为 2：1，适合于合成甲醇、油品等。因为没有变换过程，就没有大量二氧化碳的产生。就整个煤化工流程来讲，只是在气化过程中产生少量二氧化碳。如果企业还需要氮气的话，可以补充一个小空分专门生产氮气。富余的氧气可作为副产品加以利用。
与经典流程相比，笔者设计的流程煤气化规模明显缩小，取消了绝大部分空分和变换，净化规模也显著缩小，单位产品的耗煤量可以减少1/3至1/2。这是这一流程最大的特点。如果这一流程再结合用森林来消除二氧化碳或者深埋二氧化碳技术，完全能够满足当前我国减碳的基本要求。笔者认为，若这一流程开发成功，或许将给当前踌躇不前的煤化工行业带来生机。
当然，还应注意的是，绿氢的发展并非一帆风顺，首当其冲的便是成本问题。目前业界总体意见是绿氢产业投资过大，可能会给推广带来很大障碍。但是笔者相信，通过化工企业应用流程模拟和经济分析等技术，完全可以创新出更好的绿氢化工流程，在新建装置或老厂改造中发挥作用，使煤化工进入真正的绿氢时代。
摘编自《中国石油和化工产业观察》
应该为煤化工建个绿氢示范厂
唐宏青
绿氢是以风电、水电、太阳能等可再生能源生产，由于制氢过程中完全没有碳排放，受到全球和许多产业的广泛关注。许多人都提出以绿氢作为汽车能源。这是未来的一个大方向，广受支持。而笔者以为，如果绿氢可以作为汽车能源，是不是也可以作为化学工业的原料呢？这个问题值得讨论，特别是对煤化工产业尤其重要。
近年来煤化工产业一直在走下坡路，无论是从经济性还是环保性来讲，日子都很难过。煤制燃料企业更是叫苦不迭。原油等国际能源价格在下跌，而国内煤价不断上扬，再加上双碳目标要求，都给煤化工产业很致命性的打击。不少人表示，煤化工搞不下去了，煤化工的末日到了。是否真这样呢？笔者不这样看。既然绿氢能用作汽车燃料，为什么不可以用作化工原料？或许绿氢能让煤化工重返青春呢！
以绿氢为原料，使煤化工产业生存和发展下去，关键在于彻底改变煤化工流程。原有的煤化工工艺路线已经走进了死胡同，必须颠覆以一氧化碳变换反应制取氢气的传统办法，把电解氢引入流程中来。这是煤化工产业共同的命题，不只是煤制燃料单一的命题。
笔者设想的煤化工绿氢流程是这样的：电解水+煤气化+配氢+净化+合成+精制。
许多人提出，绿氢成本太高，不能用在煤化工上。但思考问题不应只看眼前。我们不能拿现在工业氢气的生产成本放到这个绿氢流程中去计算。因为在绿氢流程中，氢气的生成还带来很多积极的影响，使得整个生产的投资成本都明显下降。因此，这笔账要综合来算。
引入绿氢的积极因素主要有如下4个 ：
第一，取消空分。空分装置就是用来把空气中的各组分气体分离，分别生产氧气、氮气、氩气等气体的一套工业设备。绿氢流程中不仅会产生氢气，而且在电解过程中还会产生氧气。这些氧气足够供煤气化使用，因此空分装置可以取消。这就省下了很大的一笔投资和操作费用。
第二，缩小煤气化规模。因为不再需要那么多一氧化碳去转化为氢气，所以煤气化规模至少可以缩小一半以上。这样又省下了很大一笔投资和操作费用，而且单位产品的煤耗可以减少1/3至1/2。
第三，取消变换工艺，包括一氧化碳与水的变换反应和一些换热过程。这可以再节省很大一笔投资和操作费用。
第四，净化规模明显缩小。合成气中没有那么多的二氧化碳产生，煤气化规模缩小，硫含量也降低了，所以净化的规模就明显缩小了。预计净化规模可以缩小一半以上，也可以省下一笔投资和操作费用。
把上面这些积极因素综合起来，把绿氢的成本放在整个流程中计算，才能得到真正的绿氢成本。这是不能单独抽出来算的。换句话说，整个煤化工的生产中合成气的成本不会那么高了，绿氢也就不会像人们说的那么贵了。
制造绿氢增加的成本和投资，主要包括电解槽、氢气和氧气储罐以及氢气压缩机和氧气压缩机等设备。现在国际上先进的电解技术，3.3度电就可制得1 m3氢气。再加上可再生能源发电规模化以后成本的下降，从整个流程来考虑，绿氢煤化工流程的成本与经典煤化工流程的成本相差不会很大。国外有专家估计，随着电解技术的进步，到2030年，绿氢成本将降到每千克1.4美元～2.3美元，相当于每立方米0.81元人民币～1.33元人民币。这样的话，在煤化工流程中使用绿氢在经济上是行得通的。
笔者还有一个建议，建一个绿氢煤化工流程中型示范厂。如果试验示范成功，那就是为彻底改变煤化工困局闯出了一条路。
当然，目前的绿氢煤化工流程只是理论研究，是单元组合的研究，不是试验的结果。解决这个问题的唯一办法就是建一个一定规模的示范厂，包括从原料到产品的所有工艺和公用工程单元在内，规模在10万t～20万t。示范内容主要是煤制精合成气这一段，产品是醇或油等都可以。这个厂麻雀虽小五脏俱全，可以作为规模放大的基础。这个示范厂将起到很大作用，甚至可能决定整个煤化工产业的命运。
实际上我国煤化工产业的成就得益于示范厂的岀现。最早国内煤制油曾经有过一个16万t的示范厂。2009年这个厂的成功运行不仅赶走了囯外同样的技术，而且使得现在600万t产能的煤制油装置同样建设成功，可见示范厂的重要作用。
现在绿氢流程就需要这样一个示范厂来证明在经济上和技术上都行得通，然后在此基础上扩大规模，建设各种工艺和产品的煤化工装置。但是，这样的工程单靠研究单位和工程公司很难完成。这个示范厂需要国家来支持。这应该是国家重大科学发展项目，它的成功与否将决定煤化工整个产业的成败，是石油和化工行业的大事。
摘编自《中国石油和化工产业观察》
会议背景及目的之一
煤气化是合成氨/尿素、现代煤化工项目和装置的龙头技术。对新建项目而言，根据原料煤质和下游产品，选择合适的煤气化技术，其重要性相当于穿衣服是否系对了第一粒纽扣；对在线运营企业而言，气化炉的“安、稳、长、满、优” 运行，直接关系到企业的正常生产和经济效益。
会议背景及目的之二
风电、光伏产业近年来在我国得到长足发展，电解水制氢技术的成熟性和经济性也在近几年不断取得突破。绿电、绿氢耦合煤化工系统，可以取消或缩小空分、变换装置的规模，大大减少CO2的排放；因为不需要那么多的一氧化碳转化为氢气，气化规模也可以相应缩小，单位产品的耗煤量将大大减少。当然，煤化工和绿电、绿氢耦合发展，目前还面临许多问题，既有“绿氢”的成本问题，也有一些“卡脖子”的关键技术问题，还有不同系统耦合的“匹配性”问题，这些都迫切需要煤化工、发电和电网、电解水制氢等行业的技术商、用户、专家、工程技术人员进行广泛、深入的交流、探讨。
