绿氢耦合煤化工路径及关键技术分析

摘要

绿氢耦合煤化工是实现新能源与传统能源融合发展的有效途径。结合煤化工用氢过程对氢气纯度、压力和波动性等方面的要求，分析了绿氢耦合煤化工路径及关键技术，提出绿氢应优先与煤制合成氨、煤制乙二醇、煤直接液化等需要纯氢的煤化工过程耦合发展建议。以30万t/a合成氨为例，分析了绿氢耦合煤制合成氨系统方案，当绿氢耦合比例为26.3%可实现系统物料最优利用，此时煤制氨稳定供氢量为52920Nm³/h，满足合成氨装置的70%负荷运转，电解水制氢满负荷产氢量60000Nm³/h，年均制氢量18750Nm³/h，储氢容量为262848Nm³，绿氢供应波动率可以满足合成氨装置负荷调节速率10%/h的要求；研究了制氢和储氢压力、储氢容量等对耦合系统的影响，较好的制氢和储氢压力可以显著降低储氢系统体积和压缩能耗，例如将制氢和储氢压力从1.6MPa提高至4.0MPa，储氢系统体积可降低约75%，氢气平均压缩比可以降低约37%。绿氢成本和波动性是当前制约绿氢与煤化工耦合应用的主要瓶颈，未来重点需要突破高效灵活离网电解水制氢、中高压大容量储氢、绿氢生产精准预测与一体化调控等关键技术。

0 引言

氢能是未来国家能源体系的重要组成部分。我国是世界上最大的制氢国，年制氢产量约3300万t，其中达到工业氢气质量标准的约1200万t。我国煤化工产业是用氢大户，每年消耗氢气超过2500万t，主要来源于煤制氢，排放了大量的CO2。现代煤化工主要包括煤制合成氨、煤制甲醇（烯烃）、煤制油气、煤制乙二醇等，由于煤炭本身“碳多氢少”属性，在煤转化成油品和化学品过程中，需要补充大量氢气。绿氢耦合煤化工发展，可以同时实现煤化工低碳化和氢能产业规模化发展，受到了广泛关注，国内一些学者也从能源转型和技术经济等方面提出了耦合路径及发展建议。结合煤化工用氢过程对氢气纯度、压力和波动性等方面的要求，分析了绿氢耦合煤化工路径及关键技术，提出相关建议，为绿氢耦合煤化工产业发展和技术攻关提供参考。

1 绿氢与煤化工耦合路径分析

绿氢替代是实现煤化工减碳的重要路径之一，我国主要煤化工产能及氢气需求见表1，其中合成氨及合成甲醇是耗氢大户。煤化工过程需要的氢气主要是2种类型：一种是工业纯氢气，比如合成氨、煤制乙二醇、煤直接液化等过程需要工业纯氢；另一种是用于调节合成气中的氢碳比符合下游合成工艺要求，不需要纯氢。同时，各类煤化工合成过程由于反应压力不一样，所需要的氢气压力也不相同，见表1。工业纯氢生产成本比富氢合成气高，可再生能源电解水制取的绿氢完全满足煤化工用氢过程对纯氢的质量要求，因此应优先与合成氨、煤制乙二醇、煤直接液化等需要纯氢的煤化工过程耦合发展，更容易实现绿氢高价值利用。在绿氢耦合煤制合成氨方面，2024年国家能源集团在宁东建成国内首个万方级绿氢与15万t/a煤制合成氨耦合示范工程，绿氢通过光伏发电电解水制得，产能为15000Nm³/h，灰氢最大替代比例将超过30%。

2 绿氢耦合煤制合成氨系统研究

合成氨反应需要纯氢，且反应产物单一，生产流程短，比较适合与波动性绿氢耦合，受到了广泛关注和研究。绿氢与煤制合成氨耦合系统流程如图1所示，煤首先经过气化生成合成气（主要成分为CO和H2），合成气经过变换和净化后产生纯氢气用于合成氨。风光电电解水生成氢气和氧气，氢气供给合成氨，氧气供给煤气化过程。合成氨工作压力一般为10～15MPa，而煤气化过程压力一般为4MPa左右，电解水过程压力一般为1.6MPa，因此煤气化和电解水制得的氢气需要经过压缩才能供给合成氨使用。由于风光电具有波动性和随机性，电解水制取的氢气和氧气也具有波动性和随机性，为了减缓波动性对合成氨过程的影响，需要增加储氢罐和储氧罐进行调节。

以30万t/a合成氨为例，采用哈伯法工艺，反应压力为13.5MPa，满负荷工况氢气消耗量为75600Nm³/h，氮气消耗量27000Nm³/h，负荷调节范围为70%～110%，负荷调节速率10%/h。保持煤制氢装置连续稳定运转，为了实现绿氢与煤制合成氨耦合系统效果最好，应该使电解水制氢产生的氢气和氧气都能得到充分利用，由于空分制氮装置同时也副产氧气，因此需要综合考虑使得绿氢绿氧耦合比例最优。通过理论计算（式(1)—式(4)）分析表明，当绿氢耦合比例达到26.3%时，电解水制氢产生的氢气和氧气及空分制氮产生的氮气和氧气可得到充分利用，实现系统物料利用最优。

(1)合成氨装置：FH2：FN2=3：12

(2)电解水制氢装置：FE,H2：FE,O2=2：1

(3)空分装置：FA,N2：FA,O2=78：21

(4)氧气物料平衡：

(1-α)βFH2=1/2αFH2+21/78×1/3FH2

其中，F为物料流量，Nm³/h；α为绿氢替代比例；β为煤气化制氢装置比氧耗（Nm³−O2/Nm³−H2）。当β为0.3时，计算得到α=0.263。

表2给出了绿氢耦合比例最优时绿氢与煤制合成氨耦合系统方案计算和分析结果。其中，煤制氢稳定供氢量为52920Nm³/h，满足合成氨装置的70%负荷运转。电解水制氢满负荷产氢量60000Nm³/h，年均制氢量18750Nm³/h，年均制氧量9375Nm³/h。为满足极端工况下煤制氢装置稳定运行，空分制氧装置按煤制氢耗氧量来配置，满负荷制氧量15900Nm³/h，年均制氧量6500Nm³/h，年均制氮量24150Nm³/h。

为了减小绿氢波动性对合成氨过程的影响，需要设置储氢罐进行缓冲。储氢容量大小既要考虑绿氢供应波动率满足合成氨装置负荷调节周期需要，还需要考虑电解制氢装置弃电率不能太高。极端工况下，当合成氨装置在最大负荷110%工况下运转时，遇到长时间无风无光情况电解水制氢量为0，需要将合成氨装置负荷逐步调至70%，负荷调节速率为10%/h，储氢罐容量需要满足这段时间的供氢要求，此时储氢容量要求为60480Nm³；另一种极端工况下，当合成氨装置在最低负荷70%工况下运转时，遇到风光大发情况（按年满负荷小时数2500计算每天满负荷小时数平均为6.8），电解水制氢满负荷运转制氢量为60000Nm³，需要将合成氨装置负荷逐步调至110%，负荷调节速率为10%/h，储氢罐容量需要满足这段时间富余氢气全部存储要求，此时储氢容量要求为262848Nm³。表3给出了2种电解水制氢和储氢压力下的分析结果，方案1采用低压电解水制氢与储氢，压力为1.6MPa，此时氢气平均压缩比为11.3，需要储氢罐体积34579m³；方案2采用中压电解水制氢和储氢，压力为4.0MPa，此时氢气平均压缩比为7.1，相对于方案1降低约37%，需要储氢罐体积8316m³，相对于方案1减少约75%，效果显著。

3 绿氢与煤化工耦合关键技术分析

当前规模化绿氢与煤化工耦合存在的主要问题有：一是绿氢成本偏高，当前风光资源好的地区绿氢生产成本已达到15～20元/kg，但还远高于灰氢生产成本（<10元/kg）；二是波动性的绿氢生产与相对稳定的化工生产之间的矛盾。解决上述问题，还需要研究和突破以下关键技术：

1）高效、灵活、低成本电解水制氢技术，提高电解水制氢适应风光发电波动性，实现离网制氢，可以进一步降低绿氢制取成本。风光资源好的地区，绿电生产技术成本可低于0.15元/kWh，采用离网制氢成本可达到10元/kg，达到与灰氢平价。煤化工过程用氢量大、压力高，典型的煤气化净化后合成气压力在3～4MPa，合成氨、煤直接液化、油品加氢等过程用的工业纯氢压力在8～15MPa。开发中高压电解制氢技术，出口压力4MPa以上，可以降低绿氢压缩能耗或者省去绿氢压缩过程，进一步提高耦合系统效益。

2）规模化、低成本的储氢技术，提升绿氢供氢稳定性，降低供氢成本。煤化工过程用氢量大，储氢量通常要达到10万～100万标方级，需要开发大容量低成本储氢技术。当前国内成熟的2000m³球罐储氢压力一般在3MPa以下，为提高单罐储氢能力，降低球罐数量和占地面积，开发中高压大容量储氢技术，储氢压力达到4MPa以上，也可以更好与后续化工用氢过程匹配。

3）绿氢制取与煤化工过程一体化集成技术，包括能量流、物质流等系统集成，比如利用化工副产低压蒸汽能量实现电解槽热备保温、氢气脱水纯化装置集成到化工氢气纯化过程、副产氧供应煤气化过程等，提高耦合系统效益。开发绿氢生产精准预测和一体化调控技术，实现绿氢产量预测准确率大于90%，配合储氢技术，控制绿氢供应波动率满足煤化工装置调节需要，可提升耦合系统运行的安全性、稳定性和经济性。

4 结论与建议

结合煤化工用氢过程对氢气纯度、压力和波动性等方面的要求，分析了绿氢耦合煤化工路径及关键技术，主要结论与建议如下：

1）可再生能源电解水制取的绿氢纯度高，建议优先与煤制合成氨、煤制乙二醇、煤直接液化等需要工业纯氢的煤化工过程耦合发展，更易实现绿氢高价值利用。

2）分析了30万t/a绿氢耦合煤制合成氨系统方案，当绿氢耦合比例为26.3%时可实现系统物料最优利用，此时煤制氢稳定供氢量为52920Nm³/h，满足合成氨装置的70%负荷运转，电解水制氢满负荷产氢量60000Nm³/h，年均制氢量18750Nm³/h，储氢容量为262848Nm³，绿氢供应波动率可以满足合成氨装置负荷调节速率10%/h的要求；研究了制氢和储氢压力、储氢容量等对耦合系统的影响，较高的制氢和储氢压力可以显著降低储氢系统体积和压缩能耗，例如将制氢和储氢压力从1.6MPa提高至4.0MPa，储氢系统体积可降低约75%，氢气平均压缩比可以降低约37%。

3）绿氢成本和波动性是当前制约绿氢与煤化工耦合应用的主要瓶颈，建议未来重点突破高效灵活离网电解水制氢、中高压大容量储氢、绿氢生产精准预测与一体化调控等关键技术，支撑绿氢耦合煤化工产业规模化发展。

（本文内容来源：韩冰,周丽,李初福. 绿氢耦合煤化工路径及关键技术分析[J]. 洁净煤技术, 2025, 31(S2): 348-352.）

文章来源于中科化美