2050年我們將會迎接氫能時代的到來，形成10萬億元的產業規模。煤的最佳應用方式就是變成氫，當然也可以煤制油，但是煤制氫將會作為新能源的一個重頭戲。
煤制氫優點與實例
氫氣是目前石油化工領域中用量最大的一種化工原料，廣泛用於生產合成氨、油品、甲醇以及石油煉製過程的加氫反應。氫能作為一種潔淨、高效可儲存、可再生的能源受到人們越來越多的關注。我國是以煤炭為主要能源的國家，以煤炭為原料製取氫氣供給終端用戶使用，集中處理有害廢物將汙染降低到最低水平，是一種相對環保的制氫路線。
煤炭制氫涉及複雜的工藝過程。煤炭經過氣化、一氧化碳耐硫變換、酸性氣體脫除、氫氣提純等關鍵環節，可以得到不同純度的氫氣。一般情況下，煤氣化需要氧氣，因此煤炭制氫還需要與之配套的空分系統。
煤製取氫氣優點是技術日臻成熟，原料成本低，裝置規模大。缺點是設備結構複雜、運轉週期相對短、投資高、配套裝置多。
隨著我國成品油升級，各種加氫工藝應用越來越廣，煤氣化制氫相比干氣和輕油制氫具有成本優勢。
對蒸汽轉化制氫、水煤漿氣化制氫、乾粉煤氣化制氫及渣油氣化制氫的成本進行分析比較後可以認為，利用煤和石油加工過程中得到的低值產品石油焦制氫，改變了傳統的制氫原料路線，可以解決制氫成本高的問題。
同時，替代出來的煉廠石腦油、幹氣、天然氣等原料用於生產經濟效益更高的石化產品。例如：輕油一般可作為乙烯裂解原料，生產乙烯、丙烯等高附加值產品；幹氣根據組成不同，可用作乙烯裝置原料或低硫工藝爐燃料。
神華集團已經建成的世界上第一套百萬噸級煤炭直接液化示範工廠,採用兩套荷蘭殼牌(Shell)公司的SCGP粉煤加壓氣化工藝,為煤液化、加氫穩定、加氫改質等裝置提供氫氣原料,單套日產氫能力為313噸,氫氣純度為99.5%(mole),CO+CO2≤20μg/g。
”煤制氫在煉廠的應用
煉油廠制氫原料主要有煉廠幹氣、天然氣、煤、石腦油和重油等，制氫原料路線的選擇主要取決於原料的可獲得性和成本。在高油價的現狀下，中國煉廠石腦油和重油制氫已不具經濟性，逐步被淘汰。目前國內煉化一體化項目典型氫源包括：天然氣或煤制氫、幹氣制氫、重整裝置副產氫、PSA回收氫及乙烯裝置產氫。
中國外購天然氣制氫的煉廠，天然氣價格一般超過3元/立方米，而沿海地區使用進口LNG的煉廠，天然氣成本高達4元/立方米左右，在此條件下，煉廠以大規模煤氣化裝置制氫更具經濟性，有以下一系列優點。
1. 煤制氫成本低。以9萬Nm3/h制氫規模為例，水煤漿氣化和天然氣制氫裝置投資分別為12.4億元和6億元。雖然煤制氫投資高很多，但在氫氣價格（成本+10%投資回報）為1.5萬元/噸（1.36元/ m3）時，對應的煤和天然氣成本分別為805元/噸和2.58元/ m3，而且還沒計算煤制氫副產大量蒸汽的價值。
2. 煤氣化裝置（廢熱鍋爐流程）副產的大量蒸汽，可節省煉廠燃料油。節省出來的燃料油可作為焦化裝置原料增產成品油。
3. 廉價的煤制氫可替代幹氣制氫。節約的幹氣可用於提取乙烯等化工原料，增加經濟效益。
4. 水煤漿氣化制氫原料靈活，可接受石油焦和煤在相當寬的比例範圍內混合進料。在煤價高而石油焦價格低的時候，解決石油焦銷路問題；而煤價低，石油焦市場價格高的情況下，可全部氣化煤，以實現效益最大化。
由於上述優勢，煤制氫在煉廠正在取得越來越廣泛的應用。從2009~2013年，中國煉廠新建煤/石油焦制氫項目如下表2-15所示。
2009~2013年中國煉廠新建煤/石油焦制氫項目
不僅是在中國，煤制氫也被印度企業所選擇。
2012年5月，印度最大的私營企業信誠工業公司建設全球最大的石油焦/煤氣化多聯產項目，項目位於該公司擁有的世界最大煉油廠區——賈姆納加爾——總煉油能力為130萬桶/天（6200~6500萬噸/年）。據印度媒體報道，該項目總投資40億美元，採用E-Gas氣化技術（氣流床兩段水煤漿氣化），根據公開數據，該項目採用10臺進料量約3000噸/天的氣化爐，多聯產產品方案將包括氫氣、電力、蒸汽、合成天然氣(SNG)和醋酸等乙酰基化工產品。
總的來說，在油價和天然氣價格高企，而煤炭價格相對平穩的現狀下，大規模煤氣化制氫不僅具備成本優勢，而且可以優化煉廠的物料平衡，已經成為中國煉廠制氫的重要發展方向。
將煤炭或焦炭原料轉化為氫氣，該項技術已在中國石化下屬金陵石化、齊魯石化、南化公司成功應用。與傳統幹氣制氫工藝相比，煤制氫裝置的水煤漿制氫工藝可節約成本20%到25%。
由中石化南京工程公司EPC總承包九江煤制氫項目啟動。該項目總投資14億元，採用GE水煤漿氣化技術，年產氫10萬噸，於2014年投料試車。九江石化煤制氫項目選用的低溫甲醇洗工藝採用半貧液技術，以冷甲醇作為溶劑脫除酸性氣體，是中國石化自有專利技術的首次國產化實踐，具有能耗低，工藝氣體淨化度高，吸收選擇性高，甲醇的熱穩定性和化學穩定性好，能夠有效脫除原料氣的硫化氫、二氧化碳和COS組分等優點。
2014年1月23日，中石化集團茂名石化油品質量升級改造工程煤制氫裝置成功生產出合格氫氣。該套裝置是目前中國單產能力最大的煤制氫裝置，它的建成投用，既可滿足茂名石化汽柴油質量從國四升級至國五的用氫需求，又可緩解煉油擴能後氫氣資源不足的壓力，對於茂名石化優化資源、調整結構、綠色生產、節能降耗具有重要意義。據瞭解，該煤制氫裝置總投資30億元人民幣，於2011年9月動工建設，是茂名石化油品質量升級改造工程的重要配套項目，也是中國石化重點工程建設項目，主要包括水煤漿氣化裝置、合成氣淨化裝置以及配套設施，以煤、煉廠副產的高硫石油焦和純氧為主要原料，每小時可生產出20萬標立方米、純度為97.5%以上、4.8兆帕的工業氫氣。該裝置水煤漿氣化單元採用美國GE公司水煤漿氣化技術，合成氣淨化單元耐硫變換及甲烷化採用中國石化自主技術，酸性氣體脫除採用德國魯齊（Lurgi）低溫甲醇洗技術等先進的工藝技術。裝置設備材料國產化率99%，高98米的吸收塔是目前全國同類裝置最大的設備，低溫甲醇洗吸收塔塔體材料首次實現了國產化。
截至2014年7月5日，長嶺煉油廠加氫煉油裝置連續45天試用巴陵煤制氫氣1100萬標準立方米，安全及各項工藝指標均達到生產要求，標誌著長煉首次大規模試用煤制氫氣獲得成功。長煉800萬噸煉油項目有7套加氫裝置，氫氣主要依靠5萬標準立方米每小時制氫和70萬噸重整裝置提供，需要消耗大量的煉廠幹氣，每年損耗乙烯資源4萬多噸，氫氣生產成為影響該企業成品油加工成本的重要因素。2013年，為了實現區域資源優化，總部在岳陽地區建成“巴陵-長嶺”氫氣管線，將巴陵石化煤制氣裝置甲烷化後含氫量85.84%的原料氣提純至99.5%的氫氣，以每小時3000多標準立方米的流量輸送量至巴陵石化云溪片區及長煉氫氣管網。綜合數據表明，長煉試用煤制氫後，用氫總體成本下降33%至35%。
2014年7月14日，巴陵石化合成橡膠事業部首次採用長輸管線輸送的煤制氫氣生產熱塑橡膠SEBS獲得成功。至7月17日，兩套SEBS裝置平均每小時用氫量約2000標準立方米（180千克），累計用量達9.32噸，已採用煤制氫生產SBES產品260多噸，合格率100%，目前日產120噸左右。氫氣是熱塑橡膠SEBS生產的重要原料之一，巴陵石化合成橡膠事業部自2006年實現SEBS工業化生產以來，一直使用電解氫氣。近年來，隨著裝置擴能改造，低負荷電解氫氣供應“吃緊”，影響SEBS裝置穩產高產及市場開拓。2014年4月20日，巴陵石化建成的國內最長煤制氫氣輸送管線順利投用，首站至分輸站引入氫氣。與此同時，公司內部原有的電解及幹氣制氫裝置關停。為優化氫氣資源利用，公司合成橡膠事業部將煤制氫氣引入熱塑橡膠裝置生產。試用煤制氫與幹氣制氫的摻混氫生產SEBS，經分析檢測，產品加氫度達97.5%，各項指標均滿足生產要求。巴陵石化煤制氫不僅量大，能充分滿足SEBS生產需求，且相比電解制氫，品質更高，有利於SEBS關鍵指標加氫度穩定。氫壓機停運後，每天可節電近3200度，價值約1800元。目前，合成橡膠事業部繼續對氫氣外管系統和煤制氫使用情況進行跟蹤，並做好將煤制氫引入聚丙烯裝置的準備工作。
由華東理工大學開發的多噴嘴對置式水煤漿氣化技術，2014年11月13日將用於江蘇恆力集團在大連建設的國內單產能力最大的煤制氫裝置。該水煤漿氣化裝置設計為4開2備，總生產能力為46萬立方米(CO+H2)/時。江蘇恆力集團是全球最大的織造企業，同時也是全球最大的超亮光絲和工業絲生產基地，該集團在大連建設的煉化一體項目選擇多噴嘴對置式水煤漿氣化技術用於煤制氫氣，氫氣生產能力為32.1萬立方米/時，是目前我國最大的煤制氫系統，該裝置還同時生產50萬噸甲醇/年，醋酸35萬噸/年，以及燃料氣3萬立方米/時。
荊門英德氣體有限公司（中國荊門）是工業氣體供應商英德氣體集團（香港）的子公司，該公司已於2017年10月20日開始在湖北省荊門化學品回收工業園區建設煤制氫和綜合利用項目的主要生產設施。該項目將建設一個氣體島，為該工業園區的鄰近裝置提供氨和甲醇等工業氣體和某些化學原料，特別是為中國石化子公司煉油公司中石化荊門公司提供升級和擴容項目。該項目將通過水煤漿夾帶式流化床氣化技術將煤炭轉化為氣體混合物，然後通過三種過程：變壓吸附分離氫氣、液氮洗滌分離氨和甲醇合成和蒸餾生產甲醇。該項目的氫氣能力為5.3萬立方米/小時、氨能力為20萬噸/年、甲醇能力為40萬噸/年，副產氧、氮、氬和硫。該公司表示，新裝置將於2018年9月底開始向中國石化荊門公司供應氫氣。
煤制氫技術進展
煤氣化制氫是工業大規模製氫的首選方式之一。雖然傳統煤氣化制氫工藝成熟，但其投資成本大、需用純氧、氣體分離成本高、產氫效率偏低、CO2排放量大。降低煤氣化制氫工藝CO2排放的關鍵在於提高過程熱效率、避免複雜的氣體分離過程。藉助於氧載體的傳遞作用，化學鏈制氫技術可實現氧和熱在燃料反應器、蒸汽反應器和空氣反應器之間的轉移，從而使CO2、H2、N2內在分離，既直接利用空氣、也能獲得高濃度的CO2和H2。鐵基氧載體是化學法制氫的理想氧載體之一，然而在燃料反應器中，鐵基氧載體與煤的直接反應速率很慢且該反應器吸熱。如何促進氧載體與煤的直接反應速率且使燃料反應器自熱是該制氫技術的關鍵。
在前期研究的基礎上，山西煤炭化學研究所提出添加鹼金屬催化劑來促進Fe2O3與煤的直接反應速率。他們通過添加Al2O3，一方面作為惰性組分防止氧化鐵的燒結，另一方面與FeO反應生成鐵鋁氧載體，釋放反應熱為燃料反應器提供部分熱量。模擬結果表明，採用該技術過程各反應器都能實現自熱，制氫熱效率可達75%，生成的鐵鋁氧載體則能被空氣氧化回到初始相態，實現氧循環。
2016年12月25日，西安交通大學首個重大科研成果產業化項目——“煤炭超臨界水氣化制氫發電多聯產技術”產業化工作正式啟動。西安交大研究團隊經過20年攻關，研發的這項技術，提出了一種煤炭在超臨界水中完全吸熱-還原制氫的新氣化原理。它利用溫度和壓力達到或高於水的臨界點（374.3℃、22.1MPa）時水的特殊物理化學性質，將煤中的碳、氫、氧元素氣化轉化為氫氣和二氧化碳，同時熱化學分解了部分超臨界水製取氫氣，將煤炭化學能直接高效轉化為氫能。氣化過程中煤所含的氮、硫及金屬元素及各種無機礦物質及灰分，由於不被氧化，會在反應器內隨著氣化而逐步淨化沉積於底部，以灰渣的形式排出反應器，從源頭上根除了二氧化硫、氮氧化物等氣體汙染物和PM2.5等粉塵顆粒物的生成和排放。與傳統“一把火燒煤”相比，該技術發電和制氫的效率顯著提高，大型化後的一次性投資和運行成本則顯著降低。氣化產物可發電、供熱、供蒸汽，還可生產高附加值化工產品，實現了煤炭能源的高效、潔淨、無汙染轉化和利用。
西安交通大學研發的攻關研發的這項技術，提出了一種煤炭在超臨界水中完全吸熱一還原制氫的新氣化原理，被稱為“超臨界水蒸煤”，具有完全自主知識產權。該技術適用於無煙煤、煙煤、褐煤、蘭炭等不同的煤種，碳轉化效率可達96%～99%。據測算，該技術實現大型工業化後，每標準立方米氫氣成本不到0.58元，比常規煤氣化制氫低0.05元。
為深化產學研合作，推動學校科技成果轉移轉化，中核全聯投資基金管理(北京)有限公司、香港日富投資有限公司和西安北奇能源科技發展有限公司共同發起成立混合所有制的技術產業化投資公司——陝西中核交大超潔能源技術有限公司，推動該項技術產業化。西安交大將該技術成果知識產權及相關技術作價1.5億元人民幣轉讓給產業化投資公司。該公司將在初期籌資10億元進行技術產業化的工程示範。據瞭解，項目產業化公司三年內力爭完成該技術首個產業化示範項目的建設和運行，加速推動該技術在煤炭高效清潔利用、環境保護等方面的推廣應用。目前已確定先將50MW發電及熱電聯產機組、燃煤工業供熱蒸汽鍋爐替代產品等作為工程示範的切入點。
中國擬在建十五個煉化一體化項目，已有11個採用煤制氫！
隨著成品油質量升級的推進，國內新建煉油廠大多選擇了全加氫工藝路線，以滿足輕質油收率、產品質量、綜合商品率等關鍵技術經濟指標要求，這極大增加氫氣需求和制氫技術的市場。
在高油價時期，具備成本優勢的煤/石油焦氣化制氫成為中國煉廠制氫的發展趨勢。隨著原油和天然氣價格持續走低，油制氫、天然氣制氫和煤制氫的成本差距在縮小。
研究發現，煤/石油焦制氫仍然是中國煉廠制氫的主流工藝路線，已確定採用煤制氫的項目有11個，確定採用天然氣制氫的只有1個。
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