煤制氢：下⼀个10万亿产业风⼝，附技术和项⽬汇总！ 本⽂来⾃流程⼯业
2050年我们将会迎接氢能时代的到来，形成10万亿元的产业规模。煤的最佳应⽤⽅式就是变成氢，当然也可以煤制油，但是煤制氢将会作为新能源的⼀个重头戏。
煤制氢优点与实例
氢⽓是⽬前⽯油化⼯领域中⽤量最⼤的⼀种化⼯原料，⼴泛⽤于⽣产合成氨、油品、甲醇以及⽯油炼制过程的加氢反应。氢能作为⼀种洁净、⾼效可储存、可再⽣的能源受到⼈们越来越多的关注。我国是以煤炭为主要能源的国家，以煤炭为原料制取氢⽓供给终端⽤户使⽤，集中处理有害废物将污染降低到最低⽔平，是⼀种相对环保的制氢路线。 煤炭制氢涉及复杂的⼯艺过程。煤炭经过⽓化、⼀氧化碳耐硫变换、酸性⽓体脱除、氢⽓提纯等关键环节，可以得到不同纯度的氢⽓。⼀般情况下，煤⽓化需要氧⽓，因此煤炭制氢还需要与之配套的空分系统。
煤制取氢⽓优点是技术⽇臻成熟，原料成本低，装置规模⼤。缺点是设备结构复杂、运转周期相对短、投资⾼、配套装置多。 随着我国成品油升级，各种加氢⼯艺应⽤越来越⼴，煤⽓化制氢相⽐⼲⽓和轻油制氢具有成本优势。
对蒸汽转化制氢、⽔煤浆⽓化制氢、⼲粉煤⽓化制氢及渣油⽓化制氢的成本进⾏分析⽐较后可以认为，利⽤煤和⽯油加⼯过程中得到的低值产品⽯油焦制氢，改变了传统的制氢原料路线，可以解决制氢成本⾼的问题。
同时，替代出来的炼⼚⽯脑油、⼲⽓、天然⽓等原料⽤于⽣产经济效益更⾼的⽯化产品。例如：轻油⼀般可作为⼄烯裂解原料，⽣产⼄烯、丙烯等⾼附加值产品；⼲⽓根据组成不同，可⽤作⼄烯装置原料或低硫⼯艺炉燃料。
神华集团已经建成的世界上第⼀套百万吨级煤炭直接液化⽰范⼯⼚，采⽤两套荷兰壳牌(Shell)公司的SCGP粉煤加压⽓化⼯艺，为煤液化、加氢稳定、加氢改质等装置提供氢⽓原料，单套⽇产氢能⼒为313吨，氢⽓纯度为99.5% (mole),CO+CO2≤20µg/g。
”煤制氢在炼⼚的应⽤
炼油⼚制氢原料主要有炼⼚⼲⽓、天然⽓、煤、⽯脑油和重油等，制氢原料路线的选择主要取决于原料的可获得性和成本。在⾼油价的现状下，中国炼⼚⽯脑油和重油制氢已不具经济性，逐步被淘汰。
app数据采集⽬前国内炼化⼀体化项⽬典型氢源包括：天然⽓或煤制氢、⼲⽓制氢、重整装置副产氢、PSA回收氢及⼄烯装置产氢。
中国外购天然⽓制氢的炼⼚，天然⽓价格⼀般超过3元/⽴⽅⽶，⽽沿海地区使⽤进⼝LNG的炼⼚，天然⽓成本⾼达4元/⽴⽅⽶左右，在此条件下，炼⼚以⼤规模煤⽓化装置制氢更具经济性，有以下⼀系列优点。
1. 煤制氢成本低。以9万Nm3/h制氢规模为例，⽔煤浆⽓化和天然⽓制氢装置投资分别为1
2.4亿元和6亿元。虽然煤制氢投资⾼很多，但在氢⽓价格（成本+10%投资回报）为1.5万元/吨（1.36元/ m3）时，对应的煤和天然⽓成本分别为805元/吨和2.58元/ m3，⽽且还没计算煤制氢副产⼤量蒸汽的价值。
2. 煤⽓化装置（废热锅炉流程）副产的⼤量蒸汽，可节省炼⼚燃料油。节省出来的燃料油可作为焦化装置原料增产成品油。
3. 廉价的煤制氢可替代⼲⽓制氢。节约的⼲⽓可⽤于提取⼄烯等化⼯原料，增加经济效益。ca3780
4. ⽔煤浆⽓化制氢原料灵活，可接受⽯油焦和煤在相当宽的⽐例范围内混合进料。在煤价⾼⽽⽯油焦价格低的时候，解决⽯油焦销路问题；⽽煤价低，⽯油焦市场价格⾼的情况下，可全部⽓化煤，以实
现效益最⼤化。
由于上述优势，煤制氢在炼⼚正在取得越来越⼴泛的应⽤。从2009~2013年，中国炼⼚新建煤/⽯油焦制氢项⽬如下表2-15所⽰。
2009~2013年中国炼⼚新建煤/⽯油焦制氢项⽬
2009~2013年中国炼⼚新建煤/⽯油焦制氢项⽬
电能量采集终端不仅是在中国，煤制氢也被印度企业所选择。
2012年5⽉，印度最⼤的私营企业信诚⼯业公司建设全球最⼤的⽯油焦/煤⽓化多联产项⽬，项⽬位于该公司拥有的世界最⼤炼油⼚区——贾姆纳加尔——总炼油能⼒为130万桶/天（6200~6500万吨/年）。据印度媒体报道，该项⽬总投资40亿美元，采⽤E-Gas⽓化技术（⽓流床两段⽔煤浆⽓化），根据公开数据，该项⽬采⽤10台进料量约3000吨/天的⽓化炉，多联产产品⽅案将包括氢⽓、电⼒、蒸汽、合成天然⽓(SNG)和醋酸等⼄酰基化⼯产品。
总的来说，在油价和天然⽓价格⾼企，⽽煤炭价格相对平稳的现状下，⼤规模煤⽓化制氢不仅具备成本优势，⽽且可以优化炼⼚的物料平衡，已经成为中国炼⼚制氢的重要发展⽅向。
将煤炭或焦炭原料转化为氢⽓，该项技术已在中国⽯化下属⾦陵⽯化、齐鲁⽯化、南化公司成功应⽤。与传统⼲⽓制氢⼯艺相⽐，煤制氢装置的⽔煤浆制氢⼯艺可节约成本20%到25%。
规划沙盘由中⽯化南京⼯程公司EPC总承包九江煤制氢项⽬启动。该项⽬总投资14亿元，采⽤GE⽔煤浆⽓化技术，年产氢10万吨，于2014年投料试车。九江⽯化煤制氢项⽬选⽤的低温甲醇洗⼯艺采⽤半贫液技术，以冷甲醇作为溶剂脱除酸性⽓体，是中国⽯化⾃有专利技术的⾸次国产化实践，具有能耗低，⼯艺⽓体净化度⾼，吸收选择性⾼，甲醇的热稳定性和化学稳定性好，能够有效脱除原料⽓的硫化氢、⼆氧化碳和COS组分等优点。
2014年1⽉23⽇，中⽯化集团茂名⽯化油品质量升级改造⼯程煤制氢装置成功⽣产出合格氢⽓。该套
装置是⽬前中国单产能⼒最⼤的煤制氢装置，它的建成投⽤，既可满⾜茂名⽯化汽柴油质量从国四升级⾄国五的⽤氢需求，⼜可缓解炼油扩能后氢⽓资源不⾜的压⼒，对于茂名⽯化优化资源、调整结构、绿⾊⽣产、节能降耗具有重要意义。据了解，该煤制氢装置总投资30亿元⼈民币，于2011年9⽉动⼯建设，是茂名⽯化油品质量升级改造⼯程的重要配套项⽬，也是中国⽯化重点⼯程建设项⽬，主要包括⽔煤浆⽓化装置、合成⽓净化装置以及配套设施，以煤、炼⼚副产的⾼硫⽯油焦和纯氧为主要原料，每⼩时可⽣产出20万标⽴⽅⽶、纯度为97.5%以上、4.8兆帕的⼯业氢⽓。该装置⽔煤浆⽓化单元采⽤美国GE公司⽔煤浆⽓化技术，合成⽓净化单元耐硫变换及甲烷化采⽤中国⽯化⾃主技术，酸性⽓体脱除采⽤德国鲁齐（Lurgi）低温甲醇洗技术等先进的⼯艺技术。装置设备材料国产化率99%，⾼98⽶的吸收塔是⽬前全国同类装置最⼤的设备，低温甲醇洗吸收塔塔体材料⾸次实现了国产化。
截⾄2014年7⽉5⽇，长岭炼油⼚加氢炼油装置连续45天试⽤巴陵煤制氢⽓1100万标准⽴⽅⽶，安全及各项⼯艺指标均达到⽣产要求，标志着长炼⾸次⼤规模试⽤煤制氢⽓获得成功。长炼800万吨炼油项⽬有7套加氢装置，氢⽓主要依靠5万标准⽴⽅⽶每⼩时制氢和70万吨重整装置提供，需要消耗⼤量的炼⼚⼲⽓，每年损耗⼄烯资源4万多吨，氢⽓⽣产成为影响该企业成品油加⼯成本的重要因素。2013年，为了实现区域资源优化，总部在岳阳地区建成“巴陵-长岭”氢⽓管线，将巴陵⽯化煤制⽓装置甲烷化后含氢量85.84%的原料⽓提纯⾄99.5%的氢⽓，以每⼩时3000多标准⽴⽅⽶的流量输送量⾄巴陵⽯化云溪⽚区及长炼氢⽓管⽹。综合数据表明，长炼试⽤煤制氢后，⽤氢总体成本下降33%⾄35%。
2014年7⽉14⽇，巴陵⽯化合成橡胶事业部⾸次采⽤长输管线输送的煤制氢⽓⽣产热塑橡胶SEBS获得成功。⾄7⽉17⽇，两套SEBS装置平均每⼩时⽤氢量约2000标准⽴⽅⽶（180千克），累计⽤量达9.32吨，已采⽤煤制氢⽣产SBES 产品260多吨，合格率100%，⽬前⽇产120吨左右。氢⽓是热塑橡胶SEBS⽣产的重要原料之⼀，巴陵⽯化合成橡胶事业部⾃2006年实现SEBS⼯业化⽣产以来，⼀直使⽤电解氢⽓。近年来，随着装置扩能改造，低负荷电解氢⽓供应“吃紧”，影响SEBS装置稳产⾼产及市场开拓。2014年4⽉20⽇，巴陵⽯化建成的国内最长煤制氢⽓输送管线顺利投⽤，⾸站⾄分输站引⼊氢⽓。与此同时，公司内部原有的电解及⼲⽓制氢装置关停。为优化氢⽓资源利⽤，公司合成橡胶事业部将煤制氢⽓引⼊热塑橡胶装置⽣产。试⽤煤制氢与⼲⽓制氢的掺混氢⽣产SEBS，经分析检测，产品加氢度达
97.5%，各项指标均满⾜⽣产要求。巴陵⽯化煤制氢不仅量⼤，能充分满⾜SEBS⽣产需求，且相⽐电解制氢，品质更⾼，有利于SEBS关键指标加氢度稳定。氢压机停运后，每天可节电近3200度，价值约1800元。⽬前，合成橡胶事业部
⾼，有利于SEBS关键指标加氢度稳定。氢压机停运后，每天可节电近3200度，价值约1800元。⽬前，合成橡胶事业部继续对氢⽓外管系统和煤制氢使⽤情况进⾏跟踪，并做好将煤制氢引⼊聚丙烯装置的准备⼯作。
由华东理⼯⼤学开发的多喷嘴对置式⽔煤浆⽓化技术，2014年11⽉13⽇将⽤于江苏恒⼒集团在⼤连建设的国内单产能⼒最⼤的煤制氢装置。该⽔煤浆⽓化装置设计为4开2备，总⽣产能⼒为46万⽴⽅⽶(CO+H2)/时。江苏恒⼒集团是全球最⼤的织造企业，同时也是全球最⼤的超亮光丝和⼯业丝⽣产基地，该集团在⼤连建设的炼化⼀体项⽬选择多喷嘴对置式⽔煤浆⽓化技术⽤于煤制氢⽓，氢⽓⽣产能⼒为32.1万⽴⽅⽶/时，是⽬前我国最⼤的煤制氢系统，该装置还同时⽣产50万吨甲醇/年，醋酸35万吨/年，以及燃料⽓3万⽴⽅⽶/时。
荆门英德⽓体有限公司（中国荆门）是⼯业⽓体供应商英德⽓体集团（⾹港）的⼦公司，该公司已于2017年10⽉20⽇开始在湖北省荆门化学品回收⼯业园区建设煤制氢和综合利⽤项⽬的主要⽣产设施。该项⽬将建设⼀个⽓体岛，为该⼯业园区的邻近装置提供氨和甲醇等⼯业⽓体和某些化学原料，特别是为中国⽯化⼦公司炼油公司中⽯化荆门公司提供升级和扩容项⽬。该项⽬将通过⽔煤浆夹带式流化床⽓化技术将煤炭转化为⽓体混合物，然后通过三种过程：变压吸附分离氢⽓、液氮洗涤分离氨和甲醇合成和蒸馏⽣产甲醇。该项⽬的氢⽓能⼒为5.3万⽴⽅⽶/⼩时、氨能⼒为20万吨/年、甲醇能⼒为40万吨/年，副产氧、氮、氩和硫。该公司表⽰，新装置将于2018年9⽉底开始向中国⽯化荆门公司供应氢⽓。
防爆恒温恒湿煤制氢技术进展
煤⽓化制氢是⼯业⼤规模制氢的⾸选⽅式之⼀。虽然传统煤⽓化制氢⼯艺成熟，但其投资成本⼤、需⽤纯氧、⽓体分离成本⾼、产氢效率偏低、CO2排放量⼤。降低煤⽓化制氢⼯艺CO2排放的关键在于提⾼过程热效率、避免复杂的⽓体分离过程。借助于氧载体的传递作⽤，化学链制氢技术可实现氧和热在燃料反应器、蒸汽反应器和空⽓反应器之间的转移，从⽽使CO2、H2、N2内在分离，既直接利⽤空⽓、也能获得⾼浓度的CO2和H2。铁基氧载体是化学法制氢的理想氧载体之⼀，然⽽在燃料反应器中，铁基氧载体与煤的直接反应速率很慢且该反应器吸热。如何促进氧载体与煤的直接反应速率且使燃料反应器⾃热是该制氢技术的关键。
在前期研究的基础上，⼭西煤炭化学研究所提出添加碱⾦属催化剂来促进Fe2O3与煤的直接反应速率。他们通过添加Al2O3，⼀⽅⾯作为惰性组分防⽌氧化铁的烧结，另⼀⽅⾯与FeO反应⽣成铁铝氧载体，释放反应热为燃料反应器提供部分热量。模拟结果表明，采⽤该技术过程各反应器都能实现⾃热，制氢热效率可达75%，⽣成的铁铝氧载体则能被空⽓氧化回到初始相态，实现氧循环。
2016年12⽉25⽇，西安交通⼤学⾸个重⼤科研成果产业化项⽬——“煤炭超临界⽔⽓化制氢发电多联产技术”产业化⼯作正式启动。西安交⼤研究团队经过20年攻关，研发的这项技术，提出了⼀种煤炭在超临界⽔中完全吸热-还原制氢的新⽓化原理。它利⽤温度和压⼒达到或⾼于⽔的临界点（374.3℃、22.1MPa）时⽔的特殊物理化学性质，将煤中的碳、氢、氧元素⽓化转化为氢⽓和⼆氧化碳，同时热化学分解了部分超临界⽔制取氢⽓，将煤炭化学能直接⾼效转化为氢能。⽓化过程中煤所含的氮、硫
及⾦属元素及各种⽆机矿物质及灰分，由于不被氧化，会在反应器内随着⽓化⽽逐步净化沉积于底部，以灰渣的形式排出反应器，从源头上根除了⼆氧化硫、氮氧化物等⽓体污染物和PM2.5等粉尘颗粒物的⽣成和排放。与传统“⼀把⽕烧煤”相⽐，该技术发电和制氢的效率显著提⾼，⼤型化后的⼀次性投资和运⾏成本则显著降低。⽓化产物可发电、供热、供蒸汽，还可⽣产⾼附加值化⼯产品，实现了煤炭能源的⾼效、洁净、⽆污染转化和利⽤。
西安交通⼤学研发的攻关研发的这项技术，提出了⼀种煤炭在超临界⽔中完全吸热⼀还原制氢的新⽓化原理，被称
为“超临界⽔蒸煤”，具有完全⾃主知识产权。该技术适⽤于⽆烟煤、烟煤、褐煤、兰炭等不同的煤种，碳转化效率可达96%～99%。据测算，该技术实现⼤型⼯业化后，每标准⽴⽅⽶氢⽓成本不到0.58元，⽐常规煤⽓化制氢低0.05元。
为深化产学研合作，推动学校科技成果转移转化，中核全联投资基⾦管理(北京)有限公司、⾹港⽇富投资有限公司和西安北奇能源科技发展有限公司共同发起成⽴混合所有制的技术产业化投资公司——陕西中核交⼤超洁能源技术有限公司，推动该项技术产业化。西安交⼤将该技术成果知识产权及相关技术作价1.5亿元⼈民币转让给产业化投资公司。该公司将在初期筹资10亿元进⾏技术产业化的⼯程⽰范。据了解，项⽬产业化公司三年内⼒争完成该技术⾸个产业化⽰范项⽬的建设和运⾏，加速推动该
技术在煤炭⾼效清洁利⽤、环境保护等⽅⾯的推⼴应⽤。⽬前已确定先将50MW发电及热电联产机组、燃煤⼯业供热蒸汽锅炉替代产品等作为⼯程⽰范的切⼊点。
中国拟在建⼗五个炼化⼀体化项⽬，已有11个采⽤煤制氢！
随着成品油质量升级的推进，国内新建炼油⼚⼤多选择了全加氢⼯艺路线，以满⾜轻质油收率、产品质量、综合商品率等关键技术经济指标要求，这极⼤增加氢⽓需求和制氢技术的市场。
在⾼油价时期，具备成本优势的煤/⽯油焦⽓化制氢成为中国炼⼚制氢的发展趋势。随着原油和天然⽓价格持续⾛低，油制氢、天然⽓制氢和煤制氢的成本差距在缩⼩。
研究发现，煤/⽯油焦制氢仍然是中国炼⼚制氢的主流⼯艺路线，已确定采⽤煤制氢的项⽬有11个，确定采⽤天然⽓制氢的只有1个。
红外焦平面探测器
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