天然氣制氫工藝的原理就是先對天然氣進行預處理，然后在轉化爐中將甲烷和水蒸氣轉化為一氧化碳和氫氣等，余熱回收后，在變換塔中將一氧化碳變換成二氧化碳和氫氣的過程，這一工藝技術的基礎是在天然氣蒸汽轉化技術的基礎上實現的。在變換塔中，在催化劑存在的條件下，控制反應溫度，轉化氣中的一氧化碳和水反應，生成氫氣和二氧化碳。天然氣中的烷烴在適當的壓力和溫度下，就會發生一系列化學反應生成轉化氣，轉化氣再經過熱換、冷凝等過程，使氣體在自動化的控制下通過裝有多種吸附劑的PAS裝置后，一氧化碳、二氧化碳等雜質被吸附塔吸附，氫氣送往用氣單位，吸附了雜質的吸附劑，經解吸后，解析氣可送往變換爐作為燃料，吸附劑也完成再生。制氫設備在生產過程中需要嚴格控制安全措施，防止發生泄漏等事故。云南國內天然氣制氫設備

天然氫多分布于煤層、礦石資源周圍，可依據歷史勘探開采資料定位。相關研究者在間歇泉、溫泉、煤井、油氣井等中都發現過富氫氣體，其含量在不同地質環境中在1%-100%之間變化，其中，煤層、鹽巖等具有較好儲氫能力的地層中有多項天然氫發現案例。同時，油氣、礦產公司手中有較多的地質勘探數據，其中包含了較多的氫氣礦藏線索。如2023年10月澳大利亞GoldHydrogen公司進行天然氫開采試鉆的地點選擇，便是根據上世紀初的油氣勘探數據決定的。試鉆氫氣濃度高達73%。安徽自熱式天然氣制氫設備天然氣制氫設備的生產和使用可以促進經濟發展和就業增長，為社會創造更多的價值和財富。

天然氣與氫能融合主要存在3種途徑：上游制備融合。根據原料來源和生產過程不同，可分為灰氫、藍氫和綠氫。其中，灰氫主要為煤制氫，低成本；綠氫為新能源制氫，高成本；藍氫為天然氣制氫，成本介于灰氫與綠氫之間。截至2022年底，全國氫氣產量為3781萬噸，其中天然氣制氫占比達18.1%。中游儲運融合。氫氣與天然氣在儲運環節具有較高的相似性，可利用管道、罐車、鐵路及船舶等方式運輸，其中管道摻氫是解決大規模、長距離氫能運輸的良好過渡辦法。由內蒙古西部天然氣股份有限公司投資建設的國內首條摻氫高壓輸氣管道工程已在內蒙古動工。終端利用融合。天然氣與氫氣在城市燃氣、交通運輸、電力供應、分布式供能等領域可實現協同發展。截至2022年底，全國投運加氫站274座。

天然氫是一種自然生成的、可持續的氫源自上世紀初以來，進行石油礦物開采時常發現有天然生成的氫氣逸出，地質勘探界稱之為“天然氫”(Naturalhydrogen)。經過國內外研究發現，天然氫分布于在自然界大氣圈、地殼、地幔、地下水等系統中。其中，分布在大陸殼、洋殼和火山熱液等地質環境中、且可在地表檢測到較高濃度的氫源，也稱之為“地質氫”，即地質成因的氫。另外為與氫能中的“灰氫”、“藍氫”和“綠氫”區分開，也有報告及論文中使用“金氫”或“白氫”來描述天然氫。相對電解制氫，天然氫開采擁有較低的成本下限。尤其對高濃度天然氫礦藏，其開采成本可遠低于其他制氫途徑。海外可再生能源制氫的成本約為20-35元/kg，天然氣制氫成本也在10元/kg以上，而高濃度天然氫的開采成本可低至天然氣制氫的十分之一以下。在選擇制氫設備時，需要考慮其生產能力、產品質量、售后服務等因素。

天然氣制氫是以天然氣做原料生產氫氣。根據天然氣參加反應的不同，可以分為傳統水蒸氣重整制氫，部分氧化反應制氫，自熱重整制氫三種制氫工藝。水蒸氣重整制氫由于設備投資低，產氫率較高，是工業上應用多的天然氣制氫技術。綠色發展越來越成為全球共同的發展理念。我國天然氣制氫位于煤制氫后列第二。我國天然氣制氫始于20世紀70年代，主要為合成氨提供氫氣。隨著催化劑品質的提高、工藝流程的改進、控制水平的提高、設備形式和結構的優化，天然氣制氫工藝的可靠性和安全性都得到了保證。其不足之處是原料利用率低，工藝復雜，操作條件苛刻，并且對設計制造、控制水平和對操作人員的理論水平及操作技能均要求高。制氫設備需要定期維護和保養，以確保其正常運行和延長使用壽命。安徽自熱式天然氣制氫設備

制氫設備在生產過程中會產生大量的熱量，因此需要配備冷卻系統以控制溫度。云南國內天然氣制氫設備

關于天然氫地下形成機理目前有多種解釋，其中大多符合可持續、可再生的特點。目前國內外對地質氫的系統研究尚處于起步階段，現有研究觀測到的天然氫形成和發現的地質環境多樣，因此天然氫可能是多種成因機制下的產物。其中，大致可分為“深層釋放”、地質化學生成、生物生成三大類成因解釋。“深層釋放”類理論認為地球的地核、地幔中存在極為豐富的氫，隨著地質運動會逐漸釋放到地表，即因為資源近似無限而近似可再生。地質化學生成、生物生成類理論認為巖石破裂產氣、巖石與流體的氧化作用、水的裂解、有機生物與非生物分解等地下化學反應有可能產生氫氣，也可以歸進可再生一類。云南國內天然氣制氫設備