我國成品油升級離不開加氫技術的應用，而加氫技術的應用首先要有穩定可靠的氫源。在油價和天然氣價格高企，煤炭價格相對平穩的現狀下，大規模煤氣化制氫不僅具備成本優勢，同時還可以優化煉廠的物料平衡，不失為煉廠制氫一個好的選擇。對于這一新的發展方向，業內專家日前向記者表達了他們的看法。

目前，煉廠主要采用天然氣或石腦油原料制氫，但隨著石油、天然氣價格的不斷上漲以及成品油升級和煉油原料高硫劣質化，氫氣需求也在增加。一般情況下，一個配置渣油加氫的千萬噸級加工能力煉廠的平均用氫量大致是原油加工量的1.0%，氫資源已成為煉廠主要的原料。煉廠通過自身和傳統的加工方式已難以解決企業的氫氣平衡和需求，煉廠采用輕質原料制氫也越來越難以具有經濟性。在此背景下，采用煤作為原料制氫不僅在技術上可行，同時在經濟性上也表現出越來越強的優勢。

煤氣化是煤制氫的核心部分。近幾年，我國煤氣化技術走向成熟，水煤漿氣化與粉煤氣化都有成熟的運行業績，這為煉廠選擇技術提供了多個模本。從原料與煉廠資源的互補性、氣化壓力匹配性、制氫適應性方面進行比較，中石化茂名分公司高工羅志榮認為，煉廠制氫選擇水煤漿氣化技術較為合適。

據羅志榮介紹，石油焦是煉廠普遍有的產品，近年來由于環保壓力劇增，導致石油焦的銷路逐年變窄，且價格下滑。他認為，將其作為煤氣化的原料，既可解決關鍵時刻煤炭的保供問題，又能解決石油焦的出路問題。石油焦具有灰分含量極少等特點，一般不宜采用干法氣化技術，適宜水煤漿氣化。另外煉廠普遍存在的清罐時產生的油泥目前尚無法回收利用，煤氣化裝置也可把油泥作為氣化原料，這樣做既解決了氣化原料問題，同時也利于環保。

羅志榮還指出，煤氣化制氫要滿足煉廠需求，需要將合成氣中的CO完全變為氫氣，變換的深度很大。水煤漿氣化合成氣水氣比為1.3-1.4時，更有利于變換反應的進行，水煤漿氣化工藝合成氣中氫氣含量相應較高，H2/CO為0.7～1.1，變換負荷較粉煤氣化低，更有利于生產氫氣。從壓力匹配的適應性來講，水煤漿氣化技術也更有優勢，其中水煤漿氣化最高壓力有8.7MPa運行業績，所產氫氣可作為中壓柴油加氫裝置新氫直接進裝置，從而省去新氫機及相關的投資和操作費用。

對于選擇什么樣的煤氣化技術制氫，中石化寧波工程有限公司總工程師肖珍平有自己的看法。他認為，關鍵要看原料煤的價格、煤種、質量、適應性，以及石油焦的市場價格。粉煤氣化與水煤漿氣化投資差不多，粉煤氣化的煤種適應性相對較廣，如果原料煤種不能穩定供應或者水煤漿煤種價格較高時，則不宜考慮采用水煤漿制氫，應考慮選擇粉煤氣化技術。

中石化寧波工程有限公司工藝系統室主任邢濤則認為，選擇什么樣的煤氣化技術應當從技術投資等方面綜合平衡比較。比如國外技術比國內技術投資高，選擇國內技術投資成本就低。

中石化金陵石化原總工程師程祖山表示，制氫煤氣化裝置選擇配套廢熱鍋爐流程還是激冷流程要根據煉廠的流程來定，沒有統一的模式。他指出，當前煤氣化應用于煉廠制氫的最大問題是煤氣化制氫裝置能否和后續的煉油裝置同步連續長周期連續穩定運行。

當前我國煉油裝置技術與運行水平已經達到世界先進水平，常減壓蒸餾裝置的運行周期在3—4年，催化裂化裝置的運行周期也達3年。但現在已經投產的煤氣化裝置連續運行的時間最長僅為500多天，雖然可以通過上備用爐相互切換的方式解決氣化爐長周期連續運行的問題，但氣化爐后面的洗滌、變換、凈化、分離等裝置卻難以保證連續運行3～4年不停車檢修。煤氣化裝置必須“龍頭”與“龍尾”同步跟上，對裝置進一步技術攻關，才能解決制氫和后續煉油裝置同步連續長周期穩定運行問題，否則就有一定風險。

（來源：中國化工信息網）