一、项目介绍
1、光伏:200MW。
2、制氢:一期10×1000m3/h电解水制氢工程,二期20×1000m3/h电解水制氢工程。
3、2021年4月首批装置建成投产,2022年项目二期建成投产,合计达到每小时3万标方绿氢产能。选用单台产能1000标方/小时的碱性电解槽,制氢能耗低、转化率高,产氢纯度高达99.999%。采取光伏模式发绿电制绿氢、绿氧,实现绿氢耦合现代煤化工。
4、绿氢消纳:绿氢直接输送之宝丰能源的甲醇工厂,作为煤化工制氢合成甲醇的补充氢源。
二、项目主要参与方
1、EPC:中化十一建西北分公司、陕西化建工程有限责任公司。
2、电解槽:1000标方碱性电解槽,考克利尔竞立(22套)、中船七一八所(8套)。
3、晶闸管制氢电源:英特利。
三、项目存在的问题
1、设备问题:早在2020年左右,国内电解槽行业还未有1000标方的批量应用,大标方电解槽产能配套、装配工艺配套、零部件及原材料配套都不满足要求,都是第一次的开发。
(1)考克利尔竞立采用了小标方电解槽的工艺直接放大,采用一正一负的方案,1000标方电解槽的原材料器件、工艺流程都没有经过充分验证,因此电解槽项目现场安装投产后,出现较多的问题,例如电解槽的密封问题、低负荷运行问题、光伏波动性电网的适应性问题、电解槽的散热及温度控制问题。电解槽停机后重启,由于温度及压力的变化,导致最直接的问题就是严重漏液,无法正常运行。
(2)中船七一八所(现在的派瑞氢能),采用比较保持的电解槽方案,一正两负,相当于原有的500标方两个电解槽并联,风险相对较小,工艺相对成熟,但电解槽成本较高。
因此在前期投资压力的情况下,整个项目只选择了8套七一八所的电解槽,剩余22套选择了考克利尔竞立,这也为项目后期的不能正常运行埋下了隐患。
2、工艺流程问题:原有的制氢行业,都是市电制氢,电网稳定,不存在波动性的问题。但新能源制氢不一样了,光伏发电是波动性的,间歇性的,这与传统的化工工艺控制过程完全不一样,在当时情况下,国内主流工艺控制软件还未大力投入相关研发,因此宝丰能源采用了人工手动控制+DCS控制相结合的方式,在不考虑电解槽特性的情况下,光伏正常发电时还好说,光伏发电一旦波动太大或者毫无规律的话,这对控制过程就提出了很高的挑战,人员要时刻安排就位,控制点数量又多,很难理想化的控制好整个工艺过程。传统化工,可能一年也停不了几次,但新能源制氢可能一天就得启停好几次。再加上电解槽的频繁启停导致的漏液问题,索性就停机后不开机了。
3、经济性问题:要避免电解槽不出现问题,那就不能频繁启停机,那么在光伏电不足或者无光伏电的时候,就得启用市电来补充,确保制氢工艺的连续性,但这也会导致制氢成本严重偏高。宝丰能源的甲醇工厂氢源主要是煤制氢,连续稳定,成本又低。再考虑电解槽设备问题、工艺问题等原因,该项目的光伏制氢完全无经济性可言,还要考虑安全问题,还不如直接停机,减少后期的进一步费用,及时止损。
四、宝丰能源的氢能版图
1、绿氢制绿氨及氨水制备项目:位于宁东能源化工基地宝丰循环经济工业园区,总投资约14.12亿元,建设内容包括太阳能电解制氢储能应用示范项目氢气50万吨/年煤制烯烃项目,以及年产10万吨合成氨、50万吨氨水生产线,公用工程依托宝丰集团现有装置,2024年2月合成氨装置合成压缩机一次联动试车成功即将投产。
2、鄂尔多斯“绿氢+煤”制烯烃项目:位于内蒙古鄂尔多斯市,总产能300万吨/年,其中40万吨用绿氢替代煤炭进行生产,是目前全球单厂规模最大的煤制烯烃项目,也是全球首个规模化用绿氢替代化石能源生产烯烃的项目,2023年3月正式开工建设,首系列计划于2024年11月投入试生产。项目同步配套电解槽水制氢项目,电解水制氢计划于2025年建设。