水煤漿氣化制氫技術(shù)的SWOT分析及建議

2014年第44卷第11期煉油技術(shù)與工程 PETROLEUM REFINERY ENGINEERING水煤漿氣化制氫技術(shù)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(mǎn)足煉油企業(yè)日益增長(cháng)的氫氣需要,近年來(lái)國內有些煉油企業(yè)正在建設或規劃建設煤制氫裝置,般采用水煤漿氣化制氫技術(shù)。使用態(tài)勢分析法(SWOT)簡(jiǎn)要分析了水煤漿氣化制氫技術(shù)的優(yōu)勢、劣勢、機會(huì )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(jià)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(shí)國家也存在發(fā)展水煤漿氣化等潔凈煤技術(shù)的動(dòng)力,這是水煤漿氣化制氫技術(shù)發(fā)展的外部機遇,但水煤漿氣化制氫技術(shù)也面臨著(zhù)溫室氣體減排以及天然氣制氫競爭的挑戰。建議通過(guò)規劃建設區域性氫氣管網(wǎng)以及優(yōu)化水煤漿氣化制氫技術(shù)工藝等方式揚長(cháng)避短更好地發(fā)展和利用水煤漿氣化制氫技術(shù)關(guān)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(shù)種類(lèi)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(dòng)床氣化和流化床氣化等不同類(lèi)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(shù)是煉油廠(chǎng)煤制氫項目提供了相對充足的原料。較為適合的技術(shù)。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)選擇了水煤漿氣化制氫技術(shù)?？諝庵蒲踝罹叽硇缘乃簼{氣化技術(shù)有美國CE水原媒-媒制-{氣化洗湍二水處妒娃絀殫場(chǎng)煤漿加壓氣化技術(shù)、道化學(xué)公司開(kāi)發(fā)的兩段式水煤漿氣化技術(shù),以及中國自主研發(fā)的多噴嘴水煤耐硫交換漿氣化技術(shù)等。其中GE水煤漿氣化技術(shù)由山東兩制冷上低溫甲亡古克療斯硫磺回收魯南化肥廠(chǎng)于1984年首先引進(jìn),至今在國內已有20多年的工業(yè)應用,其在設計、建設和運行方面甲烷化都積累了大量經(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典型煤制氫流程分為水煤漿氣化系統,綠色部分為合成氣凈化系Fig. I Typical process of coal to hydroger統。此外為配套煤制氫,還需要建設大型空分、硫(2)水煤漿技術(shù)的成熟。水煤漿是20世紀磺回收和污水處理等裝置70年代世界石油危機后發(fā)展起來(lái)的,它通過(guò)把固體煤變成流態(tài)的混合物(煤、水和添加劑),從而使之具有了類(lèi)似重油的某些特點(diǎn),如較好的流動(dòng)2水煤漿氣化制氫技術(shù)SWOT分析性和穩定性,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(huì )( opportunI-(58%-65%)、較好的穩定性(煤漿不易分層沉ties)、威脅( threats)進(jìn)行系統分析。收稿日期:2014-09-19;修改稿收到日期:2014-10-15。2.1內在優(yōu)勢作者簡(jiǎn)介:國志者,高級工程師,制氫裝置負責人。聯(lián)系電(1)制氫原料廉價(jià)易得。我國是富煤、貧油、i:0759-2877137,E-mail:yanzzzklh@sinopec.com.煉油技術(shù)與工程2014年11月淀),以及較好的流動(dòng)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)。據不完全統計,截至2009年底全國氣化用漿均要轉化為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(shù)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(shí)現水煤漿氣化制氫的前提。統惡劣的運行狀況,需補入大量脫鹽水和新鮮水(3)大規模煤制氫成本低。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(jià),一般認為在產(chǎn)氫規23外部機遇模超過(guò)100dm3/h時(shí),煤制氫比天然氣水蒸汽轉(1)煉油廠(chǎng)迫切需要大量低價(jià)氫源化制氫具有更低的成本4。據中國化工報報道,2002-2012年,我國原2.2內在劣勢油加工能力從285M/a增長(cháng)到624Mt/a,年均增(1)投資高。水煤漿氣化制氫工藝流程長(cháng),長(cháng)8.15%;同期原油加工量從219.55MUa增長(cháng)通常需由3個(gè)以上的專(zhuān)利商提供工藝包需要支到467.91Ma,年均增長(cháng)7.86%。煉油廠(chǎng)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化制氫裝置設備才902.00Mva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(kāi)發(fā)新型的制氫原料整體建設投資約28×10RMB￥,而同規模的天用以代替常規石腦油制氫,包括天然氣制氫煤制然氣蒸汽轉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實(shí)際情況RMB￥予以選擇。。這為水煤漿氣化制氫技術(shù)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(cháng),一般需要2-3a才能達到較好的運(2)加快潔凈煤技術(shù)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(guò)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(shù)。據報道,我國自日,事故停車(chē)6次,計劃停車(chē)6次氣化爐開(kāi)工率199年成為原油凈進(jìn)口國,此后石油對外依存度(除去AB爐碰頭、空分修理等計劃停車(chē)時(shí)間)逐年升高2009年超過(guò)50%,2012年為56.42%95%。中石化齊魯分公司第二化肥廠(chǎng)水煤漿2013年達到了5739%。過(guò)高的石油對外依存度氣化制氫裝置于2008年10月24日開(kāi)工投料,從使國家的能源安全和經(jīng)濟安全面臨著(zhù)巨大的風(fēng)008年11月至200年11月氣化裝置計劃停車(chē)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(chē)22次6。應的。從戰略角度出發(fā),我國需要適度加快發(fā)展影響水煤漿氣化制氫裝置長(cháng)周期運行的主要水煤漿氣化等潔凈煤技術(shù)。問(wèn)題有:工藝燒嘴壽命一般只有60d;氣化爐錐體2.4外部挑戰磚工作4000~5000h要更換,筒體磚工作(1)溫室氣體減排的挑戰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要大于其它任何一線(xiàn)和部分關(guān)鍵閥門(mén)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(guān)鍵設備的運行周期不長(cháng)等。這些問(wèn)題導致停同規模天然氣蒸汽轉化制氫的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(guò)美國,面臨著(zhù)碳減排的巨大氣化爐措施來(lái)增加裝置可靠性,但由于目前單臺國際壓力。國務(wù)院印發(fā)的《“十二五”挖制溫室氣GE氣化爐的在線(xiàn)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(kāi)1備方案很難達到雙爐在線(xiàn)率97%以上。國內生產(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(shí)施將對水煤漿氣化制氫的成化工,煤化工是一個(gè)高耗水高污染的行業(yè)。以某本帶來(lái)直接影響。200dam3/h水煤漿氣化制氫裝置為例,每小時(shí)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(shí)排出污水要成分是CH4,是最理想的制氫原料,并且天然氣100t、廢氣超過(guò)170dam3爐渣和濾餅約40t。對蒸汽轉化技術(shù)非常成熟裝置運行可靠。其次,隨第44卷第11期閆志者水煤漿氣化制氫技術(shù)的SWOT分析及建議著(zhù)非常規天然氣(尤其是頁(yè)巖氣)的加快開(kāi)發(fā)以存在較大空間。為此,建議進(jìn)一步研究整合各單及煤制替代天然氣項目的實(shí)施,將來(lái)有望對天然元技術(shù),加強各單元間的有機聯(lián)系,以獲得最佳的氣價(jià)格產(chǎn)生一定的平抑作用。效益。比如換熱網(wǎng)絡(luò )的夾點(diǎn)溫差,建議根據國內在水煤漿氣化制氫與天然氣蒸汽轉化制氫兩具體情況統一制定出各單元分別適用的原則,而種工藝選擇時(shí),應綜合考慮原料來(lái)源、裝置規模、不應由各單元技術(shù)專(zhuān)利商自行確定。全廠(chǎng)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(chǎng)制氫的煤氣化技術(shù)選擇[J].大氮肥,3建議013,36(4):217-2201)因地制宜建設區域性氫氣管網(wǎng)。規劃建[2]崔曉鐘淺析我國CCC技術(shù)的發(fā)展[J].中國新技術(shù)新產(chǎn)品2012(24):89設具有多個(gè)產(chǎn)氫點(diǎn)和用氫點(diǎn)的區域性管網(wǎng),滿(mǎn)足[3]何國鋒,詹隆,王燕芳,水煤漿技術(shù)發(fā)展與應用[M]北京:化沿線(xiàn)煉油企業(yè)的氫氣需求。產(chǎn)氫點(diǎn)可以選在煤源學(xué)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(xiàn)的比較[].石油化工技術(shù)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):6062障時(shí)給企業(yè)造成的經(jīng)濟損失;避免每座煉油廠(chǎng)單[5]汪澤強,陳兆元,朱寧,等.煤氣化試車(chē)總結[].大氮肥2007,30(6):430433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(chē)總結[J].科技區域性氫氣管網(wǎng)可以為擴能的煉油企業(yè)提供風(fēng),2011,9(上):54低價(jià)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GE水煤漿氣化爐在線(xiàn)率的計算與分析[J型煤制氫帶來(lái)的環(huán)保、投資以及用氫可靠性風(fēng)險煤化工,2010(5):19-23[8]瞿國華21世紀煉廠(chǎng)建設氫庫研究[].當代石油石化,2010(2)進(jìn)一步研究整合各單元專(zhuān)利技術(shù)。當前(8):16.的水煤漿氣化制氫技術(shù)由3~4個(gè)專(zhuān)利商分別提供一個(gè)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 gasificationYan ZhizheZhongke( 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 these plants haveapplied 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 ofoal 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 toproduce 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 planthe construction of regional hydrogen pipelines and optimize the application of coal water slurry gasificationess for hydrogen generationKey Words: coal water slurry, coal to hydrogen, NG-based hydrogen production, SWoT analysis