1.5　煤制氢技术经济性

随着成品油质量升级步伐加快，国内各大炼油厂都在进行产品质量升级改造，各种加氢工艺应用越来越广，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。H2已成为各炼油厂不可缺少的重要资源，在生产运行中占有举足轻重的地位，增加H2产量和降低H2成本已经成为共同追求的目标。目前，我国炼厂制氢装置主要采用干气和轻油制氢，成本较高。若以煤（石油焦）为原料制氢则可大幅度降低成本。中国石化金陵分公司已经成功建成了采用水煤浆气化技术的煤制氢装置，并取得了较好的经济效益。

1.5.1　煤制氢与天然气制氢的经济技术指标对比［16］

1.5.1.1　原料成本对比

为了缓解天然气长期处于较高价位、供应量紧张的矛盾，惠州炼油分公司二期项目设置了一套煤气化制氢联合装置，为新增建的炼油厂加氢装置和乙烯的丁辛醇装置分别提供150kt/a H2和117.6kt/a羰基合成气（CO∶H2=1∶1）。该装置的原料是煤炭和空分装置提供的氧气，其中煤的用量为1.30Mt/a。若用天然气代替煤来生产H2，则达到同样规模需要天然气510kt/a。煤制氢和天然气制氢的原料成本对比详见表1-1。

通过对比可以看出，如果用天然气代替煤来生产H2，从原料成本看，煤制氢比天然气制氢低16.64×108元/a。

1.5.1.2　综合成本分析

（1）国外研究机构的测算结果

关于天然气制氢和煤制氢的成本对比，国外的Shell Global Solution机构对全球炼油行业的制氢成本进行了分析，结果表明，国际油价在377.39美元/m3以下时，天然气制氢更具有优势；国际油价在377.39～503.19美元/m3时，煤制氢和天然气制氢的成本基本相当；当国际油价高于503.19美元/m3时，煤制氢的成本优势会随着原油价格上升，体现得更为明显。

（2）国内设计和研究单位的测算结果

中石化经济技术研究院以90dam3/h制氢装置为比较基础，做出了不同煤炭价格下的制氢成本测算，对比见表1-2。中国石化工程建设公司就惠州炼油分公司150kt/a煤制氢装置（GE技术）与150kt/a天然气制氢装置H2成本进行了计算比较，结果见表1-3。

2011年，惠州炼油分公司炼油一期正在运行的150kt/a天然气制氢装置天然气原料平均价格为4.2元/m3，所生产H2的成本为1.86×104元/t，与设计单位计算分析的价格基本相当。而当前设计所选煤炭到厂价为950元/t，估算的产氢价格应为1.4×104元/t。南京惠生煤制氢装置隔墙供应对外销售的H2价格为1.35×104元/t。由此可见，煤制氢成本远远低于天然气制氢。

1.5.2　煤制氢技术经济影响因素分析［17］

1.5.2.1　原料

煤制氢装置对原料煤的要求根据采用的气化技术有所不同。采用固定床气化技术，要求用无烟煤或无烟煤加工而成的型煤。气流床气化技术适应的煤种较宽，可采用不同类型的烟煤，只是水煤浆气化技术对煤的成浆性和灰熔点的要求较严格。我国不同煤种的价格差别较大，无烟煤价格一般超过1000元/t，而非炼焦的化工用烟煤价格在500元/t左右。而吨氢耗煤约7～8t，原料成本在制氢成本中所占比例在50%左右，选用不同的原料煤对制氢的经济性有较大的影响。

大型煤制氢装置对原料煤性质的稳定性有较高的要求，煤质的波动可能对气化装置的稳定运行有较大的影响。一套20万立方米/h的煤制氢装置原料煤的年需求量在100万吨左右，保持原料性质的稳定性有较大的难度，尤其对于东部和南部煤炭采购相对困难的炼厂更是如此。

拥有焦化装置的炼厂每年可生产较多数量的焦炭，一些高硫石油焦可以用作CFB锅炉燃料，也可用作气化原料［18］。1999年美国Farmland公司利用Coffeyville炼厂的高硫石油焦建成1500t/d的尿素装置，并为炼厂提供H2［19］。因此，炼厂建设煤制氢装置可以考虑采用高硫石油焦作为原料，保证制氢原料的稳定供应。但是，石油焦作为制氢原料也存在如下一些问题：①化学反应活性低，转化率低，能耗较高；②石油焦掺入原料的比例超过80%后，设备材质要求大幅度增加；③石油焦灰含量很低，使用粉煤气化技术时，高比例掺入石油焦影响水冷壁挂渣；④高硫石油焦市场行情好时，影响制氢装置经济性。

不同产地的煤炭性质在灰含量、硫含量、灰熔点等方面差异较大。远离大型煤矿的煤制氢装置很难较长时间保持原料煤性质不变，采购到的煤炭可能与设计煤种差别较大。我国高硫石油焦2009年价格最高超过1000元/t，最低低于500元/t，波动十分剧烈。炼厂希望能够根据市场情况，以高硫石油焦作为制氢原料。因此，炼厂煤制氢装置建成后将要面对各种原料，这就要求装置在设计时考虑原料灵活性。例如，气化炉锁渣斗的设计要考虑处理高灰含量的原料，低温甲醇洗单元的脱硫能力要足够处理高硫原料，甚至应该考虑配煤设施把来源较为复杂的原料配成灰熔点较低、性质较稳定的物料。

总之，炼厂采用煤制氢时，煤炭的不确定性较大，应按照高硫、高灰、高灰熔点的工况进行装置设计，最好能够具有大比例掺入石油焦的能力。

1.5.2.2　气化技术

大型炼厂的制氢装置规模较大，需要采用成熟可靠的大型化气化技术。气流床技术包括水煤浆气化技术和粉煤气化技术。我国的水煤浆气化技术已经十分成熟，可以应用于炼厂的煤制氢装置。我国粉煤气化技术也已实现工业化应用，但仍有待于长周期运行的考验。国外粉煤气化技术主要是壳牌技术，单炉最长运行周期在150d左右，由于投资很高，备炉方案难以实施，无法保证对炼厂长期稳定供应H2。炼厂实施煤制氢项目应确保长周期稳定运行，采用多炉方案。从综合投资与技术可靠性方面考虑，目前国内炼厂建设煤制氢装置宜采用水煤浆气化技术。

1.5.2.3　制氢压力的选择

炼厂的用氢装置中，约90%的H2要求压力在8MPa以上。因此，应尽可能提高炼厂的制氢装置压力。煤制氢装置的操作压力取决于气化装置压力。目前气流床煤气化技术的操作压力一般为4.0MPa和6.5MPa。气化压力达到8.0MPa时，设备、管道、阀门等对材质要求很高，会造成投资大幅度提高。气化压力选择6.5MPa时，单位H2产能投资、能耗较低，用氢装置提压的能耗也相对较低。综合炼厂对H2压力等级的要求，以及投资、规模、技术等各种因素考虑，建议炼厂煤制氢装置气化压力选择6.5MPa。

1.5.2.4　H2提纯技术的选择

煤制氢装置可以选用的H2回收技术包括变压吸附（PSA）、膜分离和深冷分离等（见表1-4）。

当H2纯度要求在99%以上时，应选择PSA技术。PSA分离生产过程压降较小，但H2损失率较大，未回收的H2须送到燃料系统。当制氢规模较大时，PSA单元程控阀的安全性需要关注。

膜分离系统投资较低，生产的H2纯度为90%～98%，回收率在85%以上。该分离系统适合于高压原料，压力越大，H2回收效果越好。缺点是H2的压力降太大。由于炼厂需要的H2压力等级较高，通常不采用膜分离。

深冷系统投资较高，提纯的H2浓度相对较低，H2损失较小。

H2回收的工艺路线较多，在炼厂建设煤制氢项目应根据规模、投资、对H2的需求综合考虑后确定。