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海南煉化1號制氫裝置於5月17日轉化爐開始點火，進入升溫階段，經催化劑還原、預硫化等開工步驟，5月21日投料開車成功，產出合格氫氣。海南煉化1號制氫裝置氫氣純度達到99.9%，不僅可為公司渣油加氫、加氫裂化、柴油和航煤加氫等裝置開工提供氫源，還可以為周邊的海南凱美特氣體有限公司提供解析氣用於提純氫氣。
圖源南海網
海南煉化制氫裝置是在本次大修改造中停工最晚、開工最早的一套裝置。按照檢修計劃安排，海南煉化制氫裝置在第四周期連續運行1513天後，於3月26日停工交付檢修。在此次大檢修中，公司對20台密閉容器、13台換熱設備、6台關鍵機組進行檢修消缺，對廢熱鍋爐、轉化爐爐膛、對流段襯裡進行改造，更換4台反應器和288根轉化爐管內的催化劑172噸，並對上一周期中出現的45項遺留問題進行處理。
為降低制氫裝置在第五生產周期運行中的能耗，打造節能型綠色能源裝置，海南煉化經過前期的技術攻關，在檢修中集中對裝置對流段餘熱系統進行改造，共計更換過熱段1Cr5Mo合金鋼爐管220根。把低溫段熱管預熱器整體更換為鑄鐵板式空氣預熱器，改造後可以把裝置餘熱鍋爐產出的中壓蒸汽溫度提高420攝氏度以上，降低了裝置排煙溫度，提升了蒸汽品質，更提高了轉化爐熱效率。
截至目前，海南煉化制氫裝置各系統運行平穩。該裝置又開足馬力，開始了新一輪創效征程，為助力海南自貿港的碳達峰、碳中和目標繼續揚帆起航。
我們來看看其他地方制氫裝置的相關情況。
中海煉化煤氣化制氫日臻成熟
位於廣東惠州的中海石油煉化有限責任公司（簡稱「中海煉化」）是我國首套採用E-Gas技術的煤制氫聯合裝置，其穩定運行超過200天，是我國煤氣化制氫技術應用達到行業先進水平。
國內首套E-Gas煤制氫聯合裝置
煤制氫是以煤炭為還原劑，水蒸氣為氧化劑，在高溫下將碳轉化為一氧化碳和氫氣為主的合成氣，經過凈化、一氧化碳轉化、提純等環節，生產出氫氣和合成氣。中海煉化煤制氫生產的氫氣，主要用於煉油加氫裝置和丁辛醇生產裝置，以產出高質量的清潔油品和化工品。
目前全球僅有兩套在運行的E-Gas煤制氫聯合裝置，其具有碳轉化率高、熱利用效率高、耗氧少等特點。與傳統的天然氣制氫工藝相比，可降低成本20%~25%。但E-Gas煤制氫聯合裝置工藝系統複雜，任何環節出現問題都會影響到系統的平穩運行，因此眾多企業望而卻步。
自2018年起，中海煉化旗下惠州石化在沒有任何煤制氫同類裝置運行先例和試車經驗的情況下，經過不斷摸索、實踐，先後攻克了餘熱鍋爐爐管堵塞、碳回收設施故障率高、氣化爐二段積灰等難題，自主開發組態氣化爐全過程自動化控制系統，攻克多項關鍵技術，實現E-Gas煤制氫聯合裝置在不同負荷下安全平穩運行。
經過4年探索，中海煉化已逐步總結出一套實現煤制氫裝置長周期運行的操作經驗，為全球E-Gas煤制氫技術可靠運行提供了一套成熟的「中國解決方案」，目前已逐步在國外推廣應用。
我國能源結構存在「富煤、貧油、少氣」的基本特徵。業界普遍認為，煤制氫是實現煤炭資源有效利用的重要途徑。
四大制氫方式及特點
電解水成本偏高，降成本主要依賴電價
由於電費占整個水電解制氫生產費用的 80%左右，因此水電解制氫成本的關鍵在於耗能問題。存在兩條降成本途徑：一是降低電解過程中的能耗，可通過開發 PEM（質子交換膜電解） 及 SOEC（固體氧化物電解） 技術來實現；二是採用低成本電力為制氫原料，關鍵在於依靠光伏和風電的發展。以大工業電價均價 0.61 元/ kW·h 計算，當前電解水制氫的成本為3.69 元/Nm3。當用電價格低於 0.50 元/kW·h 時，電解水製備的氫氣成本才可與汽油相當。光伏系統發電成本 0.5930 元/kWh，風電度電成本約為 0.3656 元/kWh，且在未來仍有一定的下降空間。
日本福島縣太陽能制氫項目（全球最大的光伏制氫項目）
天然氣制氫是目前主要制氫方式，降成本應關注天然氣價格
天然氣制氫中的甲烷水蒸氣重整（SMR）是工業上最為成熟的制氫技術，約占世界制氫量的 70%（IEA數據）。我國天然氣價格受資源稟賦影響，天然氣資源主要分布集中的中西盆地也是價格最低的地區。尤其是新疆、青海等地區天然氣基本門站價格低至 1.2 元/千立方米左右。據測算，當天然氣價格為 2 元/Nm3時，測算出制氫成本為 1.35 元/Nm3，相比電解水制氫具有明顯的成本優勢。
天津石化10萬標立/時天然氣制氫裝置
煤制氫成本最低，降成本空間較小
我國煤炭資源主要的格局是西多東少、北富南貧。內蒙古、山西原煤產量領先，煤價也相對偏低。當煤炭價格為 600 元時，大規模煤氣化生產氫氣的成本為 1.1 元/ Nm3。如果在煤資源豐富的地區，當煤炭價格降低至 200 元 /噸時，制氫氣的成本可能降低為 0.34 元/ Nm3。但由於煤炭價格下降空間有限，且煤氣化制氫企業已形成較大規模，未來煤制氫降成本空間較小。
茂名石化投建的國內單產能力最大的煤制氫裝置
丙烷脫氫和乙烷裂解副產制氫具有潛在產能
化工副產物制氫的成本難以單獨核算。目前我國規劃和在建的丙烷脫氫項目預計可以副產並外售 86.8 萬噸氫。我國規劃中的乙烷裂解產能達到 1460萬噸，可以副產並外售的氫氣達到 90.4 萬噸。
中國化學工程第三建設有限公司承建的全球單套產能最大的丙烷脫氫項目
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