水煤浆气化制氢技术的SWOT分析及建议

2014年第44卷第11期炼油技术与工程 PETROLEUM REFINERY ENGINEERING水煤浆气化制氢技术的SWOT分析及建议闫志者(中科(广东)炼化有限公司,广东省湛江市524022)摘要:为了满足炼油企业日益增长的氢气需要,近年来国内有些炼油企业正在建设或规划建设煤制氢装置,般采用水煤浆气化制氢技术。使用态势分析法(SWOT)简要分析了水煤浆气化制氢技术的优势、劣势、机会和威胁。分析认为,水煤浆气化制氢的优势在于所用原料廉价易得,劣势主要为投资高、污染高、可靠性差。炼油企业迫切需要大量低成本氢气,同时国家也存在发展水煤浆气化等洁净煤技术的动力,这是水煤浆气化制氢技术发展的外部机遇,但水煤浆气化制氢技术也面临着温室气体减排以及天然气制氢竞争的挑战。建议通过规划建设区域性氢气管网以及优化水煤浆气化制氢技术工艺等方式扬长避短更好地发展和利用水煤浆气化制氢技术关键词:水煤浆煤制氢天然气制氢SWOT分析法1水煤浆气化制氢介绍少气的国家,已探明的能源剩余可采量中煤炭的煤气化技术种类较多,可分为水煤浆气化、粉剩余可采量为1145.0亿吨,储采比为92a,远高煤气化、碎煤移动床气化和流化床气化等不同类于石油和天然气2。丰富的煤炭资源为煤制氢型。其中,水煤浆气化技术是炼油厂煤制氢项目提供了相对充足的原料。较为适合的技术。21世纪后,金陵石化、齐鲁空气二化、茂名石化、九江石化等炼化企业选择了水煤浆气化制氢技术。空气制氧最具代表性的水煤浆气化技术有美国CE水原媒-媒制-{气化洗湍二水处妒娃绌殚场煤浆加压气化技术、道化学公司开发的两段式水煤浆气化技术,以及中国自主研发的多喷嘴水煤耐硫交换浆气化技术等。其中GE水煤浆气化技术由山东两制冷上低温甲亡古克疗斯硫磺回收鲁南化肥厂于1984年首先引进,至今在国内已有20多年的工业应用,其在设计、建设和运行方面甲烷化都积累了大量经验。图1为水煤浆气化制氢的典型流程。由图1可知,水煤浆气化制氢装置可分为两部分,黄色部图1典型煤制氢流程分为水煤浆气化系统,绿色部分为合成气净化系Fig. I Typical process of coal to hydroger统。此外为配套煤制氢,还需要建设大型空分、硫(2)水煤浆技术的成熟。水煤浆是20世纪磺回收和污水处理等装置70年代世界石油危机后发展起来的,它通过把固体煤变成流态的混合物(煤、水和添加剂),从而使之具有了类似重油的某些特点,如较好的流动2水煤浆气化制氢技术SWOT分析性和稳定性,便于加压泵送雾化和燃烧。对于气swoT分析是将研究对象的竞争优势化用水煤浆而言,一般要求具有较高的浓度( strengths)、劣势( weaknesses))、机会( opportunI-(58%-65%)、较好的稳定性(煤浆不易分层沉ties)、威胁( threats)进行系统分析。收稿日期:2014-09-19;修改稿收到日期:2014-10-15。2.1内在优势作者简介:国志者,高级工程师,制氢装置负责人。联系电(1)制氢原料廉价易得。我国是富煤、贫油、i:0759-2877137,E-mail:yanzzzklh@sinopec.com.炼油技术与工程2014年11月淀),以及较好的流动性(黏度小于1200mPa·于水煤浆气化制氢装置原料煤中的C元素最终s)。据不完全统计,截至2009年底全国气化用浆均要转化为CO2排到大气中,从而面临巨大的温的设计生产能力已达到50M/a3。水煤浆技术室气体减排压力。此外,为了改善黑水和灰水系的发展和成熟,是实现水煤浆气化制氢的前提。统恶劣的运行状况,需补入大量脱盐水和新鲜水(3)大规模煤制氢成本低。虽然煤制氢一次这在相当程度上增加了水耗。性投资高,但由于原料煤廉价,一般认为在产氢规23外部机遇模超过100dm3/h时,煤制氢比天然气水蒸汽转(1)炼油厂迫切需要大量低价氢源化制氢具有更低的成本4。据中国化工报报道,2002-2012年,我国原2.2内在劣势油加工能力从285M/a增长到624Mt/a,年均增(1)投资高。水煤浆气化制氢工艺流程长,长8.15%;同期原油加工量从219.55MUa增长通常需由3个以上的专利商提供工艺包需要支到467.91Ma,年均增长7.86%。炼油厂总流付的工艺包费用多。水煤浆气化制氢装置设备程氢用量一般占原油加工量的08%~2.7%。多,以某套水煤浆气化制氢装置为例,共有380台按0.8%测算,2002-2012年炼油用氢量增加了设备,而大型天然气蒸汽转化制氢装置设备才902.00Mva台。以某套180dam3/h水煤浆气制氢装置为例,为了降低炼油成本,需开发新型的制氢原料整体建设投资约28×10RMB￥,而同规模的天用以代替常规石脑油制氢,包括天然气制氢煤制然气蒸汽转化制氢装置建设投资则小于10×10°氢和高硫石油焦制氢等方案可以根据实际情况RMB￥予以选择。。这为水煤浆气化制氢技术提供了(2)可靠性差。水煤浆气化制氢装置投产后良好的发展机遇磨合期较长,一般需要2-3a才能达到较好的运(2)加快洁净煤技术发展行水平。例如:中石化南化公司水煤浆气化装置我国石油对外依存度过高,需要适度加快发于2006年1月11日投料成功,至2007年2月8展水煤浆气化等洁净煤技术。据报道,我国自日,事故停车6次,计划停车6次气化炉开工率199年成为原油净进口国,此后石油对外依存度(除去AB炉碰头、空分修理等计划停车时间)逐年升高2009年超过50%,2012年为56.42%95%。中石化齐鲁分公司第二化肥厂水煤浆2013年达到了5739%。过高的石油对外依存度气化制氢装置于2008年10月24日开工投料,从使国家的能源安全和经济安全面临着巨大的风008年11月至200年11月气化装置计划停车险,也与我国富煤、贫油、少气的资源状况不相适5次,非计划停车22次6。应的。从战略角度出发,我国需要适度加快发展影响水煤浆气化制氢装置长周期运行的主要水煤浆气化等洁净煤技术。问题有:工艺烧嘴寿命一般只有60d;气化炉锥体2.4外部挑战砖工作4000~5000h要更换,筒体砖工作(1)温室气体减排的挑战16000h要更换;气化炉膛热电偶易烧坏;黑水管全煤炭制氢产生的CO2要大于其它任何一线和部分关键阀门易磨蚀、堵塞;磨煤机和煤浆泵种制氢方法,水煤浆气化制氢的CO2排放量约为等关键设备的运行周期不长等。这些问题导致停同规模天然气蒸汽转化制氢的2倍。目前我国炉和检维修频繁装置可靠性差。虽然采用备用CO2排放量已经超过美国,面临着碳减排的巨大气化炉措施来增加装置可靠性,但由于目前单台国际压力。国务院印发的《“十二五”挖制温室气GE气化炉的在线率为80%-85%,一般采用体排放工作方案》中,给出了到2015年全国单位的2开1备方案很难达到双炉在线率97%以上。国内生产总值CO2排放比2010年下降17%的目(3)高耗水、高污染。相对于石油和天然气标。碳排放税一旦实施将对水煤浆气化制氢的成化工,煤化工是一个高耗水高污染的行业。以某本带来直接影响。200dam3/h水煤浆气化制氢装置为例,每小时耗(2)天然气制氢的有力竞争。首先天然气主水约400t(另需循环水约10kt),同时排出污水要成分是CH4,是最理想的制氢原料,并且天然气100t、废气超过170dam3炉渣和滤饼约40t。对蒸汽转化技术非常成熟装置运行可靠。其次,随第44卷第11期闫志者水煤浆气化制氢技术的SWOT分析及建议着非常规天然气(尤其是页岩气)的加快开发以存在较大空间。为此,建议进一步研究整合各单及煤制替代天然气项目的实施,将来有望对天然元技术,加强各单元间的有机联系,以获得最佳的气价格产生一定的平抑作用。效益。比如换热网络的夹点温差,建议根据国内在水煤浆气化制氢与天然气蒸汽转化制氢两具体情况统一制定出各单元分别适用的原则,而种工艺选择时,应综合考虑原料来源、装置规模、不应由各单元技术专利商自行确定。全厂总流程,以及氢气成本和环保因素。在氢气成本可接受的情况下,建议首选天然气制氢。参考文献[1]罗志荣适合于炼厂制氢的煤气化技术选择[J].大氮肥,3建议013,36(4):217-2201)因地制宜建设区域性氢气管网。规划建[2]崔晓钟浅析我国CCC技术的发展[J].中国新技术新产品2012(24):89设具有多个产氢点和用氢点的区域性管网,满足[3]何国锋,詹隆,王燕芳,水煤浆技术发展与应用[M]北京:化沿线炼油企业的氢气需求。产氢点可以选在煤源学工业出版社,2011:9相对方便、环境许可的地方;多套水煤浆气化制氢[4]尹忠辉煤及天然气两种制氢路线的比较[].石油化工技术装置参与联网,增加供氢可靠性,降低单套装置故与经济,2009,25(3):6062障时给企业造成的经济损失;避免每座炼油厂单[5]汪泽强,陈兆元,朱宁,等.煤气化试车总结[].大氮肥2007,30(6):430433独上煤制氢,便于三废集中处理,降低污染。[6]李云峰齐鲁分公司GE水煤浆气化装置试车总结[J].科技区域性氢气管网可以为扩能的炼油企业提供风,2011,9(上):54低价的氢源,也可以使新上炼油企业避免自建大7]牛苗任孙永斌GE水煤浆气化炉在线率的计算与分析[J型煤制氢带来的环保、投资以及用氢可靠性风险煤化工,2010(5):19-23[8]瞿国华21世纪炼厂建设氢库研究[].当代石油石化,2010(2)进一步研究整合各单元专利技术。当前(8):16.的水煤浆气化制氢技术由3~4个专利商分别提供一个单元的工艺包拼接而成,在整体优化上还(编辑杜婷婷)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