寧東煤基能源與氫能協(xié)同發(fā)展路徑研究

文/安廣萍 唐衛(wèi)龍 杜鋼 張偉 李云

寧東地區(qū)煤基能源與氫能協(xié)同發(fā)展，重點(diǎn)是綠氫與煤化工的協(xié)同路徑——本文介紹了寧東地區(qū)在煤基能源與氫能協(xié)同發(fā)展方面的現(xiàn)狀和趨勢(shì)，強(qiáng)調(diào)了氫能作為實(shí)現(xiàn)碳達(dá)峰碳中和目標(biāo)的重要支撐技術(shù)，以及綠氫與煤化工的協(xié)同路徑。

2021年，習(xí)近平總書記提出我國(guó)力爭(zhēng)2030年前實(shí)現(xiàn)“碳達(dá)峰”，2060年前實(shí)現(xiàn)“碳中和”，明確實(shí)現(xiàn)碳達(dá)峰、碳中和，是貫徹新發(fā)展理念、構(gòu)建新發(fā)展格局、推動(dòng)高質(zhì)量發(fā)展的內(nèi)在要求。如何實(shí)現(xiàn)碳達(dá)峰碳中和成為當(dāng)今中國(guó)乃至世界最為迫切的戰(zhàn)略目標(biāo)。其中氫能是助力實(shí)現(xiàn)碳達(dá)峰、碳中和目標(biāo)，深入推進(jìn)能源生產(chǎn)和消費(fèi)革命，構(gòu)建清潔低碳、安全高效能源體系的重要支撐技術(shù)。氫氣作為一種重要的化工原料氣體被廣泛應(yīng)用于石油煉化、合成氨等領(lǐng)域，當(dāng)前全球主要經(jīng)濟(jì)體都把氫能作為能源轉(zhuǎn)型的重要突破口，中國(guó)也正在成為氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展的后起之秀，產(chǎn)業(yè)鏈核心技術(shù)日趨成熟。

寧東氫能產(chǎn)業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀及趨勢(shì)

寧夏擁有豐富的煤炭和風(fēng)光資源，寧東能源化工基地是國(guó)家級(jí)重點(diǎn)開發(fā)區(qū)，是國(guó)家大型煤炭基地，也是國(guó)家級(jí)煤化工產(chǎn)業(yè)基地和循環(huán)經(jīng)濟(jì)示范區(qū)、新型工業(yè)化產(chǎn)業(yè)示范基地。2016年，在習(xí)近平總書記對(duì)神華寧煤400萬(wàn)t/a煤制油項(xiàng)目建成投產(chǎn)作出重要指示后，基地迎來了新一輪的快速發(fā)展，率先開展綠氫耦合煤化工、氫能交通、CCUS等示范工程，建成了截至目前世界單體規(guī)模最大的電解水制氫項(xiàng)目和西北首個(gè)加氫站，創(chuàng)新實(shí)施節(jié)能減煤加氫五年行動(dòng)計(jì)劃，并于2021年入圍國(guó)家氫燃料電池汽車上海示范城市群“1+6”成員。

寧東基地煤化工產(chǎn)業(yè)積聚，風(fēng)光資源豐富

寧夏產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)偏重、能源結(jié)構(gòu)偏煤，有效利用包括焦化、氯堿等行業(yè)的副產(chǎn)氫是構(gòu)建氫能體系重要的組成部分。2022年，寧東基地氫氣產(chǎn)能約257萬(wàn)t/a、占全國(guó)氫產(chǎn)量的8%，多家企業(yè)推動(dòng)高純工業(yè)副產(chǎn)氫的生產(chǎn)，不斷提升資源利用效率、降低用氫成本。

寧夏是我國(guó)首個(gè)新能源綜合示范區(qū)，2022年新能源年發(fā)電量464.5億kW·h，到2025年，新能源發(fā)電裝機(jī)容量超過5 000萬(wàn)kW，新能源發(fā)電裝機(jī)、發(fā)電量占比分別達(dá)到55%和30%以上，綠色能源的規(guī)模化消納趨勢(shì)也為寧夏的發(fā)展注入綠色動(dòng)力。

煤化工行業(yè)降碳勢(shì)在必行，可再生能源消納問題突出

國(guó)內(nèi)約80%的合成氨和甲醇使用煤炭作為原料，煤化工也是國(guó)內(nèi)化工行業(yè)重要組成部分，煤化工在生產(chǎn)過程中會(huì)產(chǎn)生大量碳排放，如何減碳是煤化工行業(yè)需要面臨的挑戰(zhàn)，而寧東基地作為國(guó)內(nèi)最大規(guī)模煤化工基地之一，降低煤化工碳排放將成為區(qū)域未來發(fā)展的首要方向。

寧夏是可再生能源富集區(qū)域，如何消納大規(guī)模可再生能源仍存挑戰(zhàn)，一方面跨區(qū)域消納存在障礙，另一方面電網(wǎng)對(duì)波動(dòng)電源的接納結(jié)構(gòu)失衡，此外儲(chǔ)能等調(diào)節(jié)波動(dòng)的方式尚未成熟等問題都亟待解決。

以灰氫為基礎(chǔ)，奠定綠氫耦合廣闊場(chǎng)景

在選擇氫能發(fā)展路徑時(shí)，應(yīng)綜合考慮路徑的成本、效率、穩(wěn)定性、減碳程度以及與可再生能源耦合。在計(jì)算成本時(shí)，考慮未來碳排放成本以及可再生能源技術(shù)進(jìn)步，煤制氫成本會(huì)相應(yīng)提高，再生能源制氫成本會(huì)進(jìn)一步下降；在考慮制氫效率時(shí)，電解槽系統(tǒng)效率有望提高到80%以上，高于工業(yè)副產(chǎn)氫及煤制氫；在考慮穩(wěn)定性時(shí)，結(jié)合當(dāng)?shù)禺a(chǎn)業(yè)特點(diǎn)，如寧東基地對(duì)穩(wěn)定性要求較高，可再生能源制氫受限于風(fēng)光資源特性需進(jìn)行系統(tǒng)性整合；目前結(jié)合電解槽、儲(chǔ)氫儲(chǔ)能及耦合系統(tǒng)已實(shí)現(xiàn)對(duì)下游化工等行業(yè)的穩(wěn)定供應(yīng)，未來伴隨技術(shù)提升，整體穩(wěn)定性將進(jìn)一步提高；在考慮減碳效應(yīng)時(shí)，可再生能源制氫可以實(shí)現(xiàn)與化石能源的耦合，實(shí)現(xiàn)真正意義上的“碳中和”；在考慮與新能源耦合時(shí)，氫作為可再生能源與下游生產(chǎn)的橋梁可以幫助可再生能源平抑波動(dòng)。

基于以上5個(gè)維度，我們可以對(duì)各個(gè)路徑進(jìn)行比較，從而判斷出：現(xiàn)階段以煤基能源為基礎(chǔ)制氫，奠定未來綠氫耦合的廣闊場(chǎng)景。

電解水制氫是鏈接煤基能源與可再生能源的橋梁

根據(jù)現(xiàn)有技術(shù)條件，可再生能源與煤基能源的耦合可以分為以下3個(gè)流程 ：1.可再生能源發(fā)電；2.使用電力即綠電制氫或直接接入工藝；3.使用綠氫替代灰氫或與煤化工直接耦合。由此可見，綠氫是煤基能源與可再生能源之間的橋梁，將可再生能源制氫與煤化工相結(jié)合，有效提高碳利用率，降低碳的排放甚至實(shí)現(xiàn)碳的零排放。

綠氫與煤化工的協(xié)同路徑

考慮到煤化工工藝及碳排的特點(diǎn)，綠氫與煤化工的耦合可以從綠氫替代灰氫與新建項(xiàng)目碳?xì)淙诤蟽蓚€(gè)方向分析。

綠氫替代灰氫的路徑

煤化工項(xiàng)目用氫需求量大，以國(guó)家能源集團(tuán)寧夏煤業(yè)公司400萬(wàn)t/a煤炭間接液化項(xiàng)目為例，總合成氣中氫氣約為190.1Nm3/h，CO約為117.9萬(wàn)Nm3/h。

在操作負(fù)荷±10%波動(dòng)范圍內(nèi)，選取1%、2%和8%三種綠氫替代情形分析。

情形一：補(bǔ)氫量20 000 Nm3/h

經(jīng)核算需降低4萬(wàn)Nm3/h變換氣，增加4萬(wàn)Nm3/h未變換氣，氫碳比為1.577。若以增產(chǎn)油化品為目標(biāo)，氣化部分維持現(xiàn)狀不變，可降低變換深度，增加煤制油裝置原料氣量，增產(chǎn)油化品4.01萬(wàn)t（見表1），變換過程的CO2量減少，年降低碳排約26.72萬(wàn)t/a。年?duì)I業(yè)收入增加28 741萬(wàn)元（WTI100美元計(jì)算）。

表1 增產(chǎn)數(shù)量

圖1 氫能與寧東煤基能源協(xié)同發(fā)展技術(shù)路徑

圖2 氫能與寧東煤基能源協(xié)同發(fā)展技術(shù)路徑

圖3 煤炭間接液化項(xiàng)目綠氫耦合路徑

情形二：補(bǔ)氫量40 000 Nm3/h

經(jīng)核算需降低7萬(wàn)Nm3/h變換氣，增加7萬(wàn)Nm3/h未變換氣，氫碳比為1.569，滿足煤制油操作負(fù)荷范圍1.56～1.60。

情形三：補(bǔ)氫量為135 000 Nm3/h，停一臺(tái)氣化爐

經(jīng)核算，單套氣化爐補(bǔ)充綠氫量在60 700 Nm3/時(shí)，氣化爐54%運(yùn)行負(fù)荷下有效氣產(chǎn)量132 500 Nm3/h；補(bǔ)入量121 500 Nm3/h時(shí)，可降氣化爐負(fù)荷或停一臺(tái)爐。

未來綠氫補(bǔ)入比例增加至50%，補(bǔ)氫量達(dá)860 000 Nm3/h，可降低CO2排放1 360萬(wàn)t/a。若系統(tǒng)所需2 800 000 Nm3/h有效氣不經(jīng)變換工藝，采用外補(bǔ)氫源全替代，則補(bǔ)氫需求236.88萬(wàn)Nm3/h，油品產(chǎn)能將達(dá)到747.63萬(wàn)t，增幅87%。

綠氫與煤基能源中CO2耦合的路徑

隨著綠氫成本降低，CCUS技術(shù)提升，催化劑開發(fā)等技術(shù)及經(jīng)濟(jì)性的不斷優(yōu)化，二氧化碳作為碳資源的利用技術(shù)已有多種路線同步發(fā)展中。

1.制液態(tài)烴

通過采用雙功能催化劑體系及多種反應(yīng)機(jī)制耦合方式，可以實(shí)現(xiàn)二氧化碳加氫合成烯烴、液化石油氣、芳烴及航煤餾分油等，經(jīng)過國(guó)內(nèi)外多年探索研究，已有產(chǎn)業(yè)化項(xiàng)目開工建設(shè)。

2.制甲醇

大化所研發(fā)的氫氣與二氧化碳一步法合成甲醇的新技術(shù)，集成創(chuàng)新了甲醇合成全流程工藝裝置。目前，綠色甲醇生產(chǎn)成本高于普通甲醇，產(chǎn)量相對(duì)較低，未來，考慮碳稅成本及技術(shù)進(jìn)步降本，綠色甲醇的成本優(yōu)勢(shì)將逐步顯現(xiàn)。

3.制碳酸酯

以二氧化碳為原料合成羧酸類或碳酸酯類所需的能量較低，屬于環(huán)保型綠色化工產(chǎn)品，但目前采用二氧化碳和甲醇直接合成DMC等技術(shù)仍處于研發(fā)階段。

4.制合成氣

中科院上海高等研究院、潞安集團(tuán)和殼牌公司三方聯(lián)合開展了甲烷二氧化碳干重整制合成氣關(guān)鍵技術(shù)的研究，完成了全球首套甲烷二氧化碳干重整工業(yè)化示范。

5.電催化還原

電催化還原二氧化碳（CRR）技術(shù)是使用可再生能源結(jié)合催化劑的使用將二氧化碳轉(zhuǎn)化為一氧化碳、甲烷等產(chǎn)物。國(guó)內(nèi)碳能科技利用二氧化碳電還原催化劑和電解反應(yīng)器等技術(shù)與內(nèi)蒙古伊泰集團(tuán)完成了國(guó)際首個(gè)年處理量百噸級(jí)的二氧化碳制備合成氣中試項(xiàng)目。

綠氫零碳發(fā)展路徑設(shè)想

綜合考慮上述多種發(fā)展路線，結(jié)合綠電成本、投資規(guī)劃及電力系統(tǒng)消納任務(wù)的迫切性，存量項(xiàng)目補(bǔ)氫是寧東地區(qū)氫能與煤基能源協(xié)同發(fā)展的最現(xiàn)實(shí)路徑。

建議從以下方面入手加快推動(dòng)煤基能源與氫能協(xié)同發(fā)展：加強(qiáng)組織領(lǐng)導(dǎo)，成立推動(dòng)氫能資源開發(fā)及產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展工作領(lǐng)導(dǎo)小組；加強(qiáng)頂層設(shè)計(jì)，健全氫能政策、法規(guī)，加強(qiáng)技術(shù)自主研發(fā)與應(yīng)用示范支持；鼓勵(lì)綠氫市場(chǎng)化交易，激活區(qū)域氫能交易市場(chǎng)；加強(qiáng)產(chǎn)業(yè)標(biāo)準(zhǔn)體系建設(shè)，促進(jìn)氫能產(chǎn)業(yè)穩(wěn)定發(fā)展；建立制氫與主電網(wǎng)調(diào)峰機(jī)制同時(shí)推動(dòng)煤化工裝置綠電、綠氫同步消納能力。

在灰氫轉(zhuǎn)綠、以氫換煤和綠氫消碳的新形勢(shì)下，以綠氫為媒介，打通新能源與寧東現(xiàn)代煤化工、煤制油等龍頭產(chǎn)業(yè)之間的轉(zhuǎn)化通道，構(gòu)建一條綠氫耦合煤化工的零碳發(fā)展路徑是寧東能源化工未來發(fā)展的最美藍(lán)圖。