1.5　煤制氫技術經濟性

隨著成品油質量升級步伐加快，國內各大煉油廠都在進行產品質量升級改造，各種加氫工藝應用越來越廣，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。H2已成為各煉油廠不可缺少的重要資源，在生產運行中占有舉足輕重的地位，增加H2產量和降低H2成本已經成為共同追求的目標。目前，我國煉廠制氫裝置主要采用干氣和輕油制氫，成本較高。若以煤（石油焦）為原料制氫則可大幅度降低成本。中國石化金陵分公司已經成功建成了采用水煤漿氣化技術的煤制氫裝置，并取得了較好的經濟效益。

1.5.1　煤制氫與天然氣制氫的經濟技術指標對比［16］

1.5.1.1　原料成本對比

為了緩解天然氣長期處于較高價位、供應量緊張的矛盾，惠州煉油分公司二期項目設置了一套煤氣化制氫聯合裝置，為新增建的煉油廠加氫裝置和乙烯的丁辛醇裝置分別提供150kt/a H2和117.6kt/a羰基合成氣（CO∶H2=1∶1）。該裝置的原料是煤炭和空分裝置提供的氧氣，其中煤的用量為1.30Mt/a。若用天然氣代替煤來生產H2，則達到同樣規模需要天然氣510kt/a。煤制氫和天然氣制氫的原料成本對比詳見表1-1。

通過對比可以看出，如果用天然氣代替煤來生產H2，從原料成本看，煤制氫比天然氣制氫低16.64×108元/a。

1.5.1.2　綜合成本分析

（1）國外研究機構的測算結果

關于天然氣制氫和煤制氫的成本對比，國外的Shell Global Solution機構對全球煉油行業的制氫成本進行了分析，結果表明，國際油價在377.39美元/m3以下時，天然氣制氫更具有優勢；國際油價在377.39～503.19美元/m3時，煤制氫和天然氣制氫的成本基本相當；當國際油價高于503.19美元/m3時，煤制氫的成本優勢會隨著原油價格上升，體現得更為明顯。

（2）國內設計和研究單位的測算結果

中石化經濟技術研究院以90dam3/h制氫裝置為比較基礎，做出了不同煤炭價格下的制氫成本測算，對比見表1-2。中國石化工程建設公司就惠州煉油分公司150kt/a煤制氫裝置（GE技術）與150kt/a天然氣制氫裝置H2成本進行了計算比較，結果見表1-3。

2011年，惠州煉油分公司煉油一期正在運行的150kt/a天然氣制氫裝置天然氣原料平均價格為4.2元/m3，所生產H2的成本為1.86×104元/t，與設計單位計算分析的價格基本相當。而當前設計所選煤炭到廠價為950元/t，估算的產氫價格應為1.4×104元/t。南京惠生煤制氫裝置隔墻供應對外銷售的H2價格為1.35×104元/t。由此可見，煤制氫成本遠遠低于天然氣制氫。

1.5.2　煤制氫技術經濟影響因素分析［17］

1.5.2.1　原料

煤制氫裝置對原料煤的要求根據采用的氣化技術有所不同。采用固定床氣化技術，要求用無煙煤或無煙煤加工而成的型煤。氣流床氣化技術適應的煤種較寬，可采用不同類型的煙煤，只是水煤漿氣化技術對煤的成漿性和灰熔點的要求較嚴格。我國不同煤種的價格差別較大，無煙煤價格一般超過1000元/t，而非煉焦的化工用煙煤價格在500元/t左右。而噸氫耗煤約7～8t，原料成本在制氫成本中所占比例在50%左右，選用不同的原料煤對制氫的經濟性有較大的影響。

大型煤制氫裝置對原料煤性質的穩定性有較高的要求，煤質的波動可能對氣化裝置的穩定運行有較大的影響。一套20萬立方米/h的煤制氫裝置原料煤的年需求量在100萬噸左右，保持原料性質的穩定性有較大的難度，尤其對于東部和南部煤炭采購相對困難的煉廠更是如此。

擁有焦化裝置的煉廠每年可生產較多數量的焦炭，一些高硫石油焦可以用作CFB鍋爐燃料，也可用作氣化原料［18］。1999年美國Farmland公司利用Coffeyville煉廠的高硫石油焦建成1500t/d的尿素裝置，并為煉廠提供H2［19］。因此，煉廠建設煤制氫裝置可以考慮采用高硫石油焦作為原料，保證制氫原料的穩定供應。但是，石油焦作為制氫原料也存在如下一些問題：①化學反應活性低，轉化率低，能耗較高；②石油焦摻入原料的比例超過80%后，設備材質要求大幅度增加；③石油焦灰含量很低，使用粉煤氣化技術時，高比例摻入石油焦影響水冷壁掛渣；④高硫石油焦市場行情好時，影響制氫裝置經濟性。

不同產地的煤炭性質在灰含量、硫含量、灰熔點等方面差異較大。遠離大型煤礦的煤制氫裝置很難較長時間保持原料煤性質不變，采購到的煤炭可能與設計煤種差別較大。我國高硫石油焦2009年價格最高超過1000元/t，最低低于500元/t，波動十分劇烈。煉廠希望能夠根據市場情況，以高硫石油焦作為制氫原料。因此，煉廠煤制氫裝置建成后將要面對各種原料，這就要求裝置在設計時考慮原料靈活性。例如，氣化爐鎖渣斗的設計要考慮處理高灰含量的原料，低溫甲醇洗單元的脫硫能力要足夠處理高硫原料，甚至應該考慮配煤設施把來源較為復雜的原料配成灰熔點較低、性質較穩定的物料。

總之，煉廠采用煤制氫時，煤炭的不確定性較大，應按照高硫、高灰、高灰熔點的工況進行裝置設計，最好能夠具有大比例摻入石油焦的能力。

1.5.2.2　氣化技術

大型煉廠的制氫裝置規模較大，需要采用成熟可靠的大型化氣化技術。氣流床技術包括水煤漿氣化技術和粉煤氣化技術。我國的水煤漿氣化技術已經十分成熟，可以應用于煉廠的煤制氫裝置。我國粉煤氣化技術也已實現工業化應用，但仍有待于長周期運行的考驗。國外粉煤氣化技術主要是殼牌技術，單爐最長運行周期在150d左右，由于投資很高，備爐方案難以實施，無法保證對煉廠長期穩定供應H2。煉廠實施煤制氫項目應確保長周期穩定運行，采用多爐方案。從綜合投資與技術可靠性方面考慮，目前國內煉廠建設煤制氫裝置宜采用水煤漿氣化技術。

1.5.2.3　制氫壓力的選擇

煉廠的用氫裝置中，約90%的H2要求壓力在8MPa以上。因此，應盡可能提高煉廠的制氫裝置壓力。煤制氫裝置的操作壓力取決于氣化裝置壓力。目前氣流床煤氣化技術的操作壓力一般為4.0MPa和6.5MPa。氣化壓力達到8.0MPa時，設備、管道、閥門等對材質要求很高，會造成投資大幅度提高。氣化壓力選擇6.5MPa時，單位H2產能投資、能耗較低，用氫裝置提壓的能耗也相對較低。綜合煉廠對H2壓力等級的要求，以及投資、規模、技術等各種因素考慮，建議煉廠煤制氫裝置氣化壓力選擇6.5MPa。

1.5.2.4　H2提純技術的選擇

煤制氫裝置可以選用的H2回收技術包括變壓吸附（PSA）、膜分離和深冷分離等（見表1-4）。

當H2純度要求在99%以上時，應選擇PSA技術。PSA分離生產過程壓降較小，但H2損失率較大，未回收的H2須送到燃料系統。當制氫規模較大時，PSA單元程控閥的安全性需要關注。

膜分離系統投資較低，生產的H2純度為90%～98%，回收率在85%以上。該分離系統適合于高壓原料，壓力越大，H2回收效果越好。缺點是H2的壓力降太大。由于煉廠需要的H2壓力等級較高，通常不采用膜分離。

深冷系統投資較高，提純的H2濃度相對較低，H2損失較小。

H2回收的工藝路線較多，在煉廠建設煤制氫項目應根據規模、投資、對H2的需求綜合考慮后確定。