李文坚
福建炼油化工有限公司 福建 泉州362011
摘 要:本文通过对水煤浆和流化床制氢两种不同制氢方案的原料、工艺技术、生产成本、环境影响、技术经济指标等方面进行对比分析。
关键词：煤制氢；水煤浆；流化床；技术经济分析
1.前言
XX石化为优化原油加工结构，规划建设一套渣油加氢装置，这就需要更多的氢气用量。XX石化除了乙烯、炼油部分装置产氢外，余下部分主要依靠POX装置制氢，原料主要为脱油沥青，成本较高，装置的经济效益较差，所以我们考虑选择原料不同于脱油沥青的制氢方案。
2.不同原料制氢成本对比
鉴于原料对制氢成本影响较大，本文引用中石化某企业制氢项目对于不同制氢路线的氢气成本比较分析，原料平均价格分别为：脱油沥青2427元/吨、天然气4170元/吨、煤720元/吨，对应的氢气生产成本分别为16967元/吨、14719元/吨、13500元/吨。采用煤制氢与脱油沥青制氢相比制氢成本减少3500元/吨，可见与脱油沥青和天然气制氢相比，煤制氢成本优势更为突出。因此，我们选择两种较为典型的煤制氢工艺方案：气流床制氢方案和流化床制氢方案，对两种方案的原料、工艺技术、环境影响、技术经济指标等方面进行比较分析。
3.工艺技术路线对比
水煤浆气化工艺实质上是湿法气流床气化技术，水煤浆和氧气喷入气化炉后瞬间经历煤浆升温及水分蒸发、煤热解、残碳气化和气体间的化学反应等过程，最终生成以CO、H2为主要组分的粗煤气，灰渣采用液态排渣[3]。目前国内水煤浆气化技术代表主要有GE-水煤浆气化、华东理工大学的多喷嘴对置式水煤浆气化等。流化床气化技术是指在以气化剂与煤形成的流化床内发生气化反应。流化床气化炉采用粉煤作原料，用氧化剂(氧气或空气)使床体流化，流化床内温度保持在1000℃以下，以预防灰熔化后与炉床里的物质发生结聚。流化床气化技术代表主要有高温温克勒( HTW)、U－Gas等[3]。两者主要不同之处是：
（1）气化压力
煤制氢装置的操作压力取决于气化单元压力。目前水煤浆煤气化技术的气化压力范围为3-8.0MPa。当气化压力达到8.0MPa时，设备、管道、阀门等对材质要求很高，会造成投资大幅度提高。流化床气化工艺气化压力范围相对较窄，国内外大型工业装置最大气化压力仅达到4.0MPa。参考渣油加氢装置对于氢气压力要求，气化压力选择在4-6.5MPa范围较合适。
水煤浆工艺气化压力可满足上述压力范围要求，用氢装置不需要再耗能进行提压。而流化床工艺气化压力难以达到这个要求，还需额外耗能进行提压到加氢装置所需要的压力。
（2）煤气化成分及效率
水煤浆气化工艺为湿法进料，在气化炉中必须把占原料量35-40%的水加热蒸发到约1400℃，原料煤能量的约18.5%要被消耗掉，这从水煤浆气化合成气的CO2 含量较高即得以体现。CO在后面变换单元可反应生成一定量的氢气，所以我们以H2+CO来作为合成气中的有效气体成份，水煤浆方案有效气体成份（H2+CO）为80%左右。
流化床气化工艺为干煤粉进料，避免了湿法进料因水汽化和升温而带来的能量损失，用于加热蒸发煤中水的热量则要小得多，热效率高。有效气体成份（H2+CO）为90%左右，CO2含量低，原料煤所含能量之中，大约80-83%以合成气形式回收，另外14-16%以蒸汽形式回收。
（3）气化炉结构及维护费用对比
水煤浆气化炉内砌耐火砖，目前国产耐火砖使用寿命1~2年，水煤浆气化装置受到耐火砖的寿命、气化烧嘴运行时间短等的影响，连续运行周期受到限制，维护费用较高。
流化床气化炉采用水冷壁结构，无耐火砖内衬，气化炉操作温度约1000℃，比水煤浆气化炉温度低，同时气化烧嘴运行周期长，节省维护费用。
虽然流化床工艺有效气体成分较高、维护费用较低，但从目前国内外流化床煤制氢装置运行情况看，存在的最大问题是因采用干煤粉进料使得生成的粗合成气会夹带部分煤粉进入后续处理单元，对后续单元设备正常运转及氢气提纯处理带来较大影响，氢气产品质量较差，提纯氢气的成本高。同时还存在气化炉喷粉设备易出故障、排渣系统易堵塞的问题，这些都对装置的长周期运行有较大影响。
4.环境影响方面对比
水煤浆气化过程污染少，气化过程产生的废水中有害物极少，经生化处理后可直接排放或回用，酸性气脱除过程产生的硫化氢送往硫黄回收装置制硫黄；变换气经过二氧化碳脱除塔产生较高纯度(达到97%)的二氧化碳气体，采用冷却吸附工艺，继续提纯可生产市场需求的工业级和食品级二氧化碳，或进一步处理减少往大气的排放；炉渣可做水泥掺料或建筑材料的原料。气化过程产生的灰渣可填埋处理；
流化床工艺具有可处理褐煤等劣质煤资源的工业应用，但由于煤质较差，气化强度低，气化废水中氨氮含量高，存在着污水难处理、后续的污染处理工作成本较高的问题，污染物排放超标及处理风险并存。
5.技术经济分析对比
5.1 制氢成本对比
为了便于两种技术方案比选，水煤浆方案原煤价格650元/吨，流化床方案原煤价格400元/吨，公用工程价格采用统一市场价格。氢气统一产量规模为125000万标立/年。水煤浆方案气化规模较大且有部分合成气未经变换，脱酸处理后直接作为燃料气。水煤浆方案燃料气产量虽然大于流化床方案，但单位燃料气热值小于流化床方案，总的热值两种方案相差不多。
依据上面设定的价格及项目规模，参考行业内同类装置测算体系得出的结果，采用水煤浆方案生产成本14.9亿元/年，吨氢气成本13485元/吨氢气；流化床方案13.2亿元/年，吨氢气成本11850元/吨氢气。可见在同等制氢规模下，流化床方案制氢成本较低，这是因为1.流化床方案原料煤价格较低；2.合成气有效组分转化率高；3.操作及维护费用低，故年生产成本较低。
5.2 投资效益对比
下面我们以年产125000万标立氢气规模为例，对两种方案进行测算，计算结果：采用水煤浆方案总投资22亿元，项目投资收益率16.6%；采用流化床方案总投资28亿元，项目投资收益率14.9%。在项目投资收益率这个关键指标上，水煤浆方案投资收益率较高，可见虽然水煤浆方案年生产成本及吨氢气成本较高，但因建设总投资比流化床要低6个亿，所以采用水煤浆方案投资回报率要更好。
6.结论
1、水煤浆方案的优势在于国内石化行业应用业绩较多、工艺技术成熟、装置投资少、操作相对简单且可借鉴国内水煤浆装置运行的丰富经验；气化压力范围广，用氢装置提压的能耗也相对较低。
2、流化床方案建设总投资要比水煤浆高约6亿元。技术复杂，现阶段国内几套装置尚处于磨合阶段，操作经验不足。在运行过程中易出现合成气煤粉夹带、气化炉喷粉设备故障，排渣系统堵塞等问题，对装置长周期运行影响大。
3、水煤浆方案投资财务内部收益率较高，符合企业对项目投资收益率的要求。
综上所述，从节约建设总投资及保障供氢的可靠性考虑，应选用总投资额少、回报率高、技术成熟、可靠性强、对环境影响小的水煤浆制氢方案较为合适。
参考文献
[1]王玉倩. 大型煤气化技术发展现状[J].煤炭加工与综合利用,2013,(4):1-5.
[2]中石化宁波工程公司. 关于炼油厂制氢原料结构调整改造项目可研报告,2014,3:12-16.
[3]贺永德等. 现代煤化工技术手册,2003,(4): 160-215.
[4]赵岩. 煤制氢气当今全加氢型炼油厂的发展方向[J].炼油技术与工程,2012,42(4):11-15.