大规模的使用氢能是能源利用的必由之路。氢经济为我们勾画了一个美好未来：社会实现可持续发展、生产以绿色环保、高效经济、灵活多样的形式进行、人类生活与环境更加协调。氢能及其相关研究成为目前热点课题。虽然在能源动力领域，离氢能大规模应用还有相当距离，一般公众也认为氢能大规模利用是很遥远的事。但氢能和氢经济并非遥不可及，它们与目前的能源、化工研发动态密切相关，是现有研究的延伸和拓展，氢能技术的发展影响着发电技术和化工技术发展趋势，例如，氢能与分布式发电技术、与燃料电池技术、与绿色过程工业发展等。一般认为，煤是一种“肮脏”的一次能源，而红则代表着“洁净”的二次能源，它们代表着燃料的二个极端。但实际上，发展氢能技术与洁净煤技术并不矛盾，二者不仅存在着密切联系，还可起到相互促进的作用。
一、动力、燃料、化工品联产
地球周围单质氢很少，因此氢作为能源的关键技术之一是氢制备。根据已探明和可开采能源资源储量，我国以煤为主的能源格局不会改变，因此在今后相当一段时间内，各种煤制氢技术仍将是获得大量氢的重要途径之一；而大规模化石燃料制氢技术虽已成熟，但还存在着能量转化效率低的问题。另一方面，目前已有的煤炭发电和利用单项新技术（超超临界燃煤发电、增压流化床燃烧、煤液化、整体煤气化联合循环（IGCC）、先进燃气轮机和燃料电池、天然气制液体燃料等）难以同时满足效率、成本和环境等多方面要求。因此如何将氢制备与煤的高效洁净利用结合是关系到氢能发展的重要课题。
煤炭动力、燃料、化工品联产系统，既是一种可与氢能利用、削减CO2排放的长远可持续发展目标相容，又可实现煤炭的高效、洁净利用的新一代洁净煤利用技术。在煤炭联产系统中，煤炭经气化、净化、脱硫脱碳后即可生产氢气，氢气即可作为化工原料，也可作为燃料电池、固定和分散电站的燃料；净化煤气经组分调整，通过各种反应可合成甲醇、二甲醚、醋酸等燃料及化工品；系统内部的反应／分离过程放热、未反应物流、各种尾气等多种品位的能量可得到充分利用，以电、热、冷的形式加以回收；通过动力、氢气、甲醇等化工品联产和系统集成，达到降低生产成本的目的；此外，得到的产品甲醇，即是重要的基础化工原料，也是载能体，可制取氢，且由于常温常压下甲醇为液体，便于储存和携带，可作为车用燃料电池燃料。这样可按能源利用效率、产品价值、市场需求等各方面，使煤的化学能利用得到最佳的综合效益，实现煤气化、氢能、发电、一碳化工、精细化工为一体的新世纪能源综合利用系统。
考虑氢的制备和利用，本文设计了一种甲醇、动力、氢联产流程，如图1所示。该系统中，煤首先气化，得到的粗煤气经除尘后，首先进人高温变换环节，部分CO被转化为CO2，同时调节H2/CO，达到2:1，满足甲醇合成新鲜气氢碳比的要求；变化后气体部分进人甲醇合成单元，其余部分进入低变换环节，剩余的CO全部变换为CO2；低温变换气脱除CO2后，可得到氢气；甲醇合成过程排出的弛放气，氢体积比占80％（气相甲醇合成），部分可进人低温变换部分，用于生产氧，其余部分进人动力单元；部分产品甲醇也可进人动力单元；动力单元的燃料还包括氢；这里动力单元是各种发电方式的总合，包括PEMFC，SOFC，各种先进燃气轮机联合循环等。这个系统的特点是:CO向CO2的变换环节部分包括在甲醇生产中，降低了制氢的成本；气相甲醇合成过程排出的弛放气，氢体积比占80％，气体温度较低，进行变换生产氢气的难度小，还可增加氢气的产量；脱除的CO2还可作为控制CO2排放系统的循环工质，例如半闭式CO2/O2循环，该循环以H2为燃料，可见实现了煤多联产与半闭式CO2／O2循环的集成。
二、控制CO2排放
造成温室效应的原因一半以上来自世界能源体系，含碳化石燃料提供的能量约占全世界能源的4/5，而且它的用量每年持续增长3％，二氧化碳排放量也以这个速度增长，预计到2020年几乎增加两倍，2025年将达3倍。虽然在温室气体中（CO2、CH4、CFC、N2O等），CO2温室效应最弱，但由于排放量最大，温室效应60％是由CO2引起的。因此全世界要求减排CO2的呼声日渐高涨。近零排放对燃煤发电系统尤为重要，因为煤燃烧产生更多的CO2/kwh；煤是利用最广泛，储量最丰富的化石燃料；火电站的主要燃料是煤，燃煤电站是CO2最大生产者。
由于发电系统的燃烧产物流量大，待分离气体中大量的N2使CO2稀释，不利于吸收塔运行，导致大量、甚至无法承受的能耗。而采用燃烧前除去 CO2（fuel decarbonization），例如煤气化制氢，首先将燃料转化为CO2、H2、H2O的合成气，再采用吸收法或膜分离法除去CO2，由于合成气流量大大小于燃烧产物，且没有大量N2掺混（或很少），CO2具有较高浓度，所以便于使用吸收法。可同时实现获取氢和燃烧前除去CO2的目的。
图2为一种近年排放整体煤气化发电系统示意图。该系统采用煤气化、水煤气转化和化学吸收法得到H2，采用H2--O2燃烧，以高温蒸汽透平发电。HPC和LPC出口温度分为700℃和1500℃。系统分析得到：采用干粉给料、余热锅炉回收粗煤气显热的气化方式，系统供电效率可达50％，净输出功率377MW，而更简化的系统可采用水煤浆给料、激冷方式，效率为47．5％，净输出功率383MW。
美国阿贡国家实验室提出的 IGCC＋CO2回收系统，供电效率较从排烟中分离CO2的系统提高1－2个百分点。但由于增加了燃料重整等环节，总燃料化学能转换效率降低6－7个百分点。另一种系统概念设计是：利用陶瓷质子膜，将净化后的煤气的含碳组分与氢气定向转移，H2与O2（自空分）组成H2－O2联合循环，含碳组分（CO，CO2，CH4）在纯氧中燃烧生成CO2，以其为工质膨胀作功。
可见，氢制取为燃烧前除去CO2提供了有效途径。
三、煤、天然气燃料联产系统
煤和天然气是目前甲醇生产中普遍采用的两种原料。甲醇生产要求新鲜气的H2/CO约为2：1。但煤气化得到的合成气H2/CO＜2，而NG水蒸气重整得到的合成气H2/CO＞2。都需要对合成气成分调比以达到原料气要求。NG重整还可由CO2实现，产物是CO和H2，如果用CO2代替部分H2O进行天然气重整，可使重整气直接调整出要求，省去甲醇生产中现有的调比这一环节，从而简化系统，降低能耗。如果考虑氢制取，正好可利用从变换气中分离出的CO2。实现了产品联产和CO2循环利用。系统如图3所示。
四、结论
从上面的分析可见，采用氢能制备和利用技术，可改进已有的洁净煤技术，实现流程创新，起到提高转化效率、降低成本、控制CO2排放、减少转化环节的目的。
