2014年第44第11期煉油技術與工程 PETROLEUM REFINERY ENGINEERING水煤漿氣化制氫技術的SWOT分析及建議閆志者(中科(廣東)煉化有限公司,廣東省湛江市524022)摘要:為了滿足煉油企業(yè)日益增長的氫氣需要,近年來國內(nèi)有些煉油企業(yè)正在建設或規(guī)劃建設煤制氫裝置般采用水煤漿氣化制氫技術。使用態(tài)勢分析法(swoT)簡要分析了水煤漿氣化制氫技術的優(yōu)勢、劣勢、機會和威脅。分析認為,水煤漿氣化制氫的優(yōu)勢在于所用原料廉價易得,劣勢主要為投資高、污染高、可靠性差。煉油企業(yè)迫切需要大量低成本氫氣,同時國家也存在發(fā)展水煤漿氣化等潔凈煤技術的動力這是水煤漿氣化制氫技術發(fā)展外部機遇但水煤漿氣化制氫技術也面臨著溫室氣體減排以及天然氣制氫競爭的挑戰(zhàn)。建議通過規(guī)劃建設區(qū)域性氫氣管網(wǎng)以及優(yōu)化水煤漿氣化制氫技術工藝等方式揚長避短更好地發(fā)展和利用水煤漿氣化制氫技術。關鍵詞:水煤漿煤制氫天然氣制氫SWOT分析法1水煤漿氣化制氫介紹少氣的國家,已探明的能源剩余可采量中煤炭的煤氣化技術種類較多,可分為水煤漿氣化粉剩余可采量為1145.0億噸,儲采比為92a,遠高煤氣化、碎煤移動床氣化和流化床氣化等不同類于石油和天然氣2。豐富的煤炭資源為煤制氫型。其中,水煤漿氣化技術是煉油廠煤制氫項目提供了相對充足的原料。較為適合的技術山。21世紀后,金陵石化、齊魯空氣二化、茂名石化、九江石化等煉化企業(yè)選擇了水煤空氣制氧漿氣化制氫技術。最具代表性的水煤漿氣化技術有美國CE水原媒-Ⅷ煤制-氣化湖二{水姓妒渣茲徘弊運煤漿加壓氣化技術、道化學公司開發(fā)的兩段式水煤漿氣化技術,以及中國自主研發(fā)的多噴嘴水煤耐硫交類漿氣化技術等。其中CE水煤漿氣化技術由山東丙婚制冷仁低溫甲洗尾氣放空去克勞斯硫破回收魯南化肥廠于1984年首先引進,至今在國內(nèi)已有20多年的工業(yè)應用,其在設計、建設和運行方面烷都積累了大量經(jīng)驗。圖1為水煤漿氣化制氫的典型流程。由圖1氫氣可知,水煤漿氣化制氫裝置可分為兩部分,黃色部圖1典型煤制氫流程Fig. 1 Typical process of coal to hydrogen分為水煤漿氣化系統(tǒng),綠色部分為合成氣凈化系(2)水煤漿技術的成熟。水煤漿是20世紀統(tǒng)。此外為配套煤制氫,還需要建設大型空分、硫70年代世界石油危機后發(fā)展起來的,它通過把固磺回收和污水處理等裝置。體煤變成流態(tài)的混合物(煤、水和添加劑),從而使之具有了類似重油的某些特點,如較好的流動2水煤漿氣化制氫技術SWOT分析性和穩(wěn)定性,便于加壓泵送、霧化和燃燒。對于氣swoT分析是將研究對象的競爭優(yōu)勢化用水煤漿而言,一般要求具有較高的濃度( strengths)、劣勢( weaknesses)、機會( opportuni-(58%~65%)、較好的穩(wěn)定性(煤漿不易分層沉ties)、威脅( threats)進行系統(tǒng)分析。收稿日期:2014-09-19;修改稿收到日期:2014-10-15。2.1內(nèi)在優(yōu)勢作者簡介中國煤化工負責人。聯(lián)系電(1)制氫原料廉價易得。我國是富煤、貧油話:0759TYHCNMHGPC煉油技術與工程2014年11月淀),以及較好的流動性(黏度小于1200mPa·于水煤漿氣化制氫裝置,原料煤中的C元素最終s)。據(jù)不完全統(tǒng)計,截至200年底全國氣化用漿均要轉(zhuǎn)化為CO2排到大氣中,從而面臨巨大的溫的設計生產(chǎn)能力已達到50M/a3。水煤漿技術室氣體減排壓力。此外,為了改善黑水和灰水系的發(fā)展和成熟,是實現(xiàn)水煤漿氣化制氫的前提統(tǒng)惡劣的運行狀況,需補入大量脫鹽水和新鮮水(3)大規(guī)模煤制氫成本低。雖然煤制氫一次這在相當程度上增加了水耗性投資高,但由于原料煤廉價,一般認為在產(chǎn)氫規(guī)2.3外部機遇模超過100dm3/h時,煤制氫比天然氣水蒸汽轉(zhuǎn)(1)煉油廠迫切需要大量低價氫源化制氫具有更低的成本4。據(jù)中國化工報報道,2002-2012年,我國原2.2內(nèi)在劣勢油加工能力從285Ma增長到624Mt/a,年均增(1)投資高。水煤漿氣化制氫工藝流程長,長8.15%;同期原油加工量從219.55Ma增長通常需由3個以上的專利商提供工藝包,需要支到467.91MU/a,年均增長7.86%。煉油廠總流付的工藝包費用多。水煤漿氣化制氫裝置設備程氫用量一般占原油加工量的08%~2.7%。多,以某套水煤漿氣化制氫裝置為例,共有380臺按0.8%測算,2002-2012年煉油用氫量增加了設備,而大型天然氣蒸汽轉(zhuǎn)化制氫裝置設備才902.00Mu/a臺。以某套180dam3/h水煤漿氣制氫裝置為例,為了降低煉油成本,需開發(fā)新型的制氫原料整體建設投資約28×10RMB￥,而同規(guī)模的天用以代替常規(guī)石腦油制氫包括天然氣制氫、煤制然氣蒸汽轉(zhuǎn)化制氫裝置建設投資則小于10×10氫和高硫石油焦制氫等方案,可以根據(jù)實際情況RMB￥。予以選擇。。這為水煤漿氣化制氫技術提供了(2)可靠性差。水煤漿氣化制氫裝置投產(chǎn)后良好的發(fā)展機遇。磨合期較長,一般需要2~3a才能達到較好的運(2)加快潔凈煤技術發(fā)展行水平。例如:中石化南化公司水煤漿氣化裝置我國石油對外依存度過高,需要適度加快發(fā)于2006年1月11日投料成功,至2007年2月8展水煤漿氣化等潔凈煤技術。據(jù)報道,我國自日,事故停車6次,計劃停車6次氣化爐開工率1996年成為原油凈進口國,此后石油對外依存度(除去A/B爐碰頭、空分修理等計劃停車時間)逐年升高,2009年超過50%,2012年為56.42%,95%。中石化齊魯分公司第二化肥廠水煤漿2013年達到了5739%。過高的石油對外依存度氣化制氫裝置于2008年10月24日開工投料,從使國家的能源安全和經(jīng)濟安全面臨著巨大的風2008年11月至2009年11月氣化裝置計劃停車險,也與我國富煤、貧油、少氣的資源狀況不相適5次,非計劃停車22次。應的。從戰(zhàn)略角度出發(fā),我國需要適度加快發(fā)展影響水煤漿氣化制氫裝置長周期運行的主要水煤漿氣化等潔凈煤技術。問題有:工藝燒嘴壽命一般只有60d;氣化爐錐體2.4外部挑戰(zhàn)磚工作4000~5000h要更換,筒體磚工作(1)溫室氣體減排的挑戰(zhàn)16000h要更換;氣化爐膛熱電偶易燒壞;黑水管全煤炭制氫產(chǎn)生的CO2要大于其它任何線和部分關鍵閥門易磨蝕、堵塞;磨煤機和煤漿泵種制氫方法,水煤漿氣化制氫的CO2排放量約為等關鍵設備的運行周期不長等。這些問題導致停同規(guī)模天然氣蒸汽轉(zhuǎn)化制氫的2倍。目前我國爐和檢維修頻繁,裝置可靠性差。雖然采用備用CO2排放量已經(jīng)超過美國,面臨著碳減排的巨大氣化爐措施來增加裝置可靠性但由于目前單臺國際壓力。國務院印發(fā)的《“十二五”控制溫室氣GE氣化爐的在線率為80%-85%,一般采用體排放工作方案》中,給出了到2015年全國單位的2開1備方案很難達到雙爐在線率97%以上。國內(nèi)生產(chǎn)總值CO2排放比2010年下降17%的目(3)高耗水、高污染。相對于石油和天然氣標。碳排放稅一旦實施將對水煤漿氣化制氫的成化工,煤化工是一個高耗水、高污染的行業(yè)。以某本帶來直接影響。200dam3/h水煤漿氣化制氫裝置為例,每小時耗(2)天然氣制氫的有力競爭。首先天然氣主水約400t(另需循環(huán)水約10kt),同時排出污水要成分是中國煤化工},并且天然氣100廢氣超過170dam3爐渣和濾餅約40t。對蒸汽轉(zhuǎn)化CNMH可靠。其次,隨第44卷第11期閆志者水煤漿氣化制氫技術的SWOT分析及建議著非常規(guī)天然氣(尤其是頁巖氣)的加快開發(fā)以存在較大空間。為此建議進一步研究整合各單及煤制替代天然氣項目的實施,將來有望對天然元技術,加強各單元間的有機聯(lián)系,以獲得最佳的氣價格產(chǎn)生一定的平抑作用。效益。比如換熱網(wǎng)絡的夾點溫差,建議根據(jù)國內(nèi)在水煤漿氣化制氫與天然氣蒸汽轉(zhuǎn)化制氫兩具體情況統(tǒng)一制定出各單元分別適用的原則,而種工藝選擇時,應綜合考慮原料來源裝置規(guī)模、不應由各單元技術專利商自行確定。全廠總流程,以及氫氣成本和環(huán)保因素。在氫氣成本可接受的情況下,建議首選天然氣制氫。參考文獻[1]羅志榮適合于煉廠制氫的煤氣化技術選擇[J大氮肥,3建議013,36(4):2l7-220[2]崔曉鐘淺析我國CCC技術的發(fā)展[J].中國新技術新產(chǎn)品,(1)因地制宜建設區(qū)域性氫氣管網(wǎng)。規(guī)劃建2012(24):89設具有多個產(chǎn)氫點和用氫點的區(qū)域性管網(wǎng),滿足[3]何國鋒,詹隆,王燕芳,水媒漿技術發(fā)展與應用[M]北京:化沿線煉油企業(yè)的氫氣需求。產(chǎn)氫點可以選在煤源學工業(yè)出版社,2011:9相對方便、環(huán)境許可的地方;多套水煤漿氣化制氫4]尹忠輝煤及天然氣兩種制氫路線的比較[J.石油化工技術裝置參與聯(lián)網(wǎng),增加供氫可靠性,降低單套裝置故與經(jīng)濟,2009,25(3):60462障時給企業(yè)造成的經(jīng)濟損失;避免每座煉油廠單5,兆元,,等氣化試車品結(jié)1,大氯肥獨上煤制氫,便于三廢集中處理,降低污染。[6]李云峰齊魯分公司GE水煤漿氣化裝置試車總結(jié)[]科技區(qū)域性氫氣管網(wǎng)可以為擴能的煉油企業(yè)提供風,2011,9(上):54低價的氫源,也可以使新上煉油企業(yè)避免自建大[7]牛苗任孫永斌CE水煤漿氣化爐在線率的計算與分析[J型煤制氫帶來的環(huán)保、投資以及用氫可靠性風險。煤化工,2010(5):1923(2)進一步研究整合各單元專利技術。當前8顆國華21世紀煉建設氨庫研究),當代石油石化20的水煤漿氣化制氫技術由3~4個專利商分別提供一個單元的工藝包拼接而成,在整體優(yōu)化上還(編輯杜婷婷)SWOT analysis and suggestion for H, productionbased on coal water slurry gasificationZhongke( Guangdong) Refinery Petrochemical Co., Ltd., Zhanjiang, Guangdong 524022)Abstract: To meet the increasing demand for hydrogen in petroleum refineries, a number of coal to hydrogen plants have been built or being built in refineries in China in recent years. Most of theese plantapplied coal water slurry gasification process. The advantages, disadvantages, opportunity and threads of coalwater slurry gasification technology are analyzed with SWoT. The analysis concludes that, the advantages ofcoal water slurry gasification technology are cheap and easy feedstock supply, and the disadvantages are highinvestment, high pollution and poor reliability. As a large amount of low-cost hydrogen is needed in refineryoperation, this provides a good opportunity for the development of coal water slurry gasification technologies toroduce hydrogen. Whereas, this hydrogen production process also faces the challenges of the regulations ofgreen-house gas emission and challenges of hydrogen production from natural gas. It is recommended to plane construction of regional hydrogen pipelines and optimize the application of coal water slurry gasificationprocess for hydrogen generationeyury, cYH中國煤化工 analysisCNMHG