21世紀(jì)煉廠氫庫(kù)建設(shè)及高硫石油焦制氫的發(fā)展前景和趨勢(shì)

1、21世紀(jì)煉廠氫庫(kù)建設(shè)及高硫石油焦制氫的發(fā)展前景和趨勢(shì)一 高硫石油焦有效利用已成為劣質(zhì)原油加工產(chǎn)業(yè)鏈中一個(gè)重要課題二 21世紀(jì)煉廠氫經(jīng)濟(jì)、氫氣資源配置及氫庫(kù)（Hydrogen-pool）三 高硫石油焦制氫在21世紀(jì)煉廠中的發(fā)展前景四 小結(jié)一 高硫石油焦有效利用已成為劣質(zhì)原油加工產(chǎn)業(yè)鏈中一個(gè)重要課題2 全國(guó)焦化產(chǎn)能9000萬(wàn)噸/年 （2009年包括地方煉廠）2009年全國(guó)焦化產(chǎn)能8930萬(wàn)噸/a，其中中石油產(chǎn)能2110萬(wàn)噸/a(包括中石油蘇丹煉廠200萬(wàn)噸/年延遲焦化) 。中石化焦化產(chǎn)能3500萬(wàn)噸/a。中海油430萬(wàn)噸/a。地方煉廠3000萬(wàn)噸/a，包括山東、廣東、江蘇、黑龍江等省份的地方煉廠全

2、國(guó)石油焦的年產(chǎn)能約在2000-2200萬(wàn)噸左右，目前實(shí)際年產(chǎn)量約在1500萬(wàn)噸左右，增加的速度是很快的，從2002年到2007年所增加的500萬(wàn)噸石油焦基本上都是高硫石油焦(S%3) 3 中國(guó)原油加工量及石油焦產(chǎn)量 萬(wàn)噸/年年份 原油加工量 焦化產(chǎn)能 石油焦產(chǎn)量 石油焦產(chǎn)率% 4 焦化煉廠收率？-惠州煉廠指 標(biāo) 設(shè)計(jì)值2010年上半年累計(jì)綜合商品率（%）輕油收率（%）加工損失（%）煉油綜合能耗 5 三個(gè)新煉廠主要技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo) （2010年1-6月）名稱達(dá)標(biāo)指標(biāo)海南煉化青島煉化惠州煉油專業(yè)達(dá)標(biāo)綜合商品率（）92.8294.7594.45輕油收率（%）80.0174.5480.49加工損失（）0.

3、670.430.41原油途耗（%）0.230.160.04煉油綜合能耗（千克標(biāo)油/噸）65.3760.5764.88 6 委內(nèi)瑞拉高硫石油焦性質(zhì) 焦化循環(huán)比 真密度，揮發(fā)份，S， 灰份， 金屬， mg/kg Ni 486 388 498 V 2144 1615 1735二 21世紀(jì)煉廠氫消耗、氫氣資源配置及氫庫(kù)（Hydrogen-pool）建設(shè) 7 氫供應(yīng)已成為煉廠一個(gè)成本瓶頸配置渣油加氫的千萬(wàn)噸級(jí)加工能力煉廠的平均用氫量大致是原油加工量的，不配置渣油加氫則為左右。氫供應(yīng)已成為煉廠一個(gè)成本瓶頸。加工重質(zhì)原油煉廠更應(yīng)重視這個(gè)問(wèn)題。8 某燃料型煉廠加工氫耗 萬(wàn)噸年份 加工量* 氫氣耗量 氫耗% *

4、原油/劣質(zhì)原油9 中國(guó)煉油工業(yè)和合成氨工業(yè)用氫量估算 萬(wàn)噸/a項(xiàng)目 2005 2006 2007 2008原油加工量 29457 31212 32986 34207煉油用氫量估算值 合成氨產(chǎn)量 4596 4938 5092 4995合成氨含氫量 氫二項(xiàng)合計(jì) 1054 1129 1170 1163 目前世界上氫氣年產(chǎn)量約為5000萬(wàn)噸左右，而且每年以6%-7%的速度增加 。10 新世紀(jì)煉廠用氫量大量增加世界煉廠的產(chǎn)氫量(標(biāo)準(zhǔn)立方英尺/d) 2007年為12700106 2008年為13400106 2009年為13700106原因: 一 因原油變重和加工深度的提高，煉廠總流程中配置加氫裂化和渣油

5、加氫產(chǎn)能增加導(dǎo)致煉廠用氫量急劇增加。 二 煉廠生產(chǎn)清潔燃料需要大量氫氣用于產(chǎn)品精制。 11 美國(guó)某煉油廠三種加工方案化學(xué)耗氫量 項(xiàng)目 1 2 3原油加工能力汽油質(zhì)量 硫/g/g 1000 30 10 芳烴/%v 99 9098 9098回收率 9095 8595 9096進(jìn)料流率 50050000 （NM3/h） 5000 進(jìn)料氫氣濃度 7590 （mol %） 3075 1550 20 廢氫回收工藝比較工藝 膜分離法 PSA 低溫80 120氫回收率 87 91 73 90氫氣純度mal 97 96 98 96處理能力Nm3/h 3255 3372 2641 3372電 Kw 220 220

6、 370 390蒸汽 kg/m 230 400 60冷卻水 t/h 38 38 64 79投資 萬(wàn)美元 112 91 203 266 21 煉廠氫氣的優(yōu)化利用和管理 利用氫平衡模型改善煉廠操作 加工含硫原油煉廠氫平衡是一個(gè)重要問(wèn)題。煉廠需要一個(gè)準(zhǔn)確的氫平衡來(lái)評(píng)價(jià)改善操作和投資方案的可行性和經(jīng)濟(jì)性采用先進(jìn)控制系統(tǒng)管理煉廠氫平衡 先進(jìn)控制在充分考慮所有工藝和設(shè)備能力的前提下，最大程度回收氫氣，盡量減少耗用新鮮原料的制氫量,減少實(shí)際制氫產(chǎn)量，達(dá)到節(jié)能降耗的目的。 加工重質(zhì)高硫原油加拿大石油產(chǎn)品公司（Petro-Canada Products）通過(guò)Montreal煉廠制氫和供氫網(wǎng)的先進(jìn)控制，降低了能耗

7、。從強(qiáng)化重整、鉑重整和脫烷基三個(gè)裝置廢氣中用PSA回收高純度氫氣，回收氫量占總產(chǎn)氫百分?jǐn)?shù)由23增加到38。 22 氫庫(kù)調(diào)度管理 計(jì)算氫氣窄點(diǎn)（pinch-point）曲線和目標(biāo)氫耗。氫氣網(wǎng)絡(luò)的詳細(xì)模型（金陵石化-西安交大）。 加氫工藝裝置的詳細(xì)工藝模型。 分離和變壓吸附提純工藝的詳細(xì)模型分離和變壓吸附提純工藝的詳細(xì)模型。 煉廠的全廠經(jīng)濟(jì)模型。 歐洲一些煉廠（奧地利OMV煉廠）使用后經(jīng)濟(jì)效果明顯。 23 煉廠氫庫(kù)管理1 采用先進(jìn)技術(shù)最大程度回收氫氣，達(dá)到盡量減少耗用新鮮氫氣的目的。2 十分重視利用氫窄點(diǎn)優(yōu)化和改造氫氣配置網(wǎng)絡(luò)，改造氫氣網(wǎng)絡(luò)的綜合效益是最好的。 3 改進(jìn)和優(yōu)化制氫裝置和氫氣提純裝置

8、的操作，達(dá)到最大的氫氣產(chǎn)率和回收率（節(jié)能降耗）。4 優(yōu)化加氫工藝裝置操作條件和提升催化劑性能等措施降低氫耗,開(kāi)發(fā)和采用新型加氫催化劑。5 加強(qiáng)煉化一體化，用好重整副產(chǎn)氫和乙烯裂解氫氣氫氣資源，降低煉廠氫氣總成本。 三 高硫石油焦制氫在 21世紀(jì)煉廠中的發(fā)展前景 24 具有“一石二鳥(niǎo)”作用 為煉廠加工高硫重質(zhì)原油時(shí)所產(chǎn)出大量的高硫石油焦尋找出路滿足煉廠大量低成本氫氣需要 25 代替油氣制氫 加工高硫重質(zhì)原油煉廠需要消耗大量的氫氣。高硫石油焦氣化制氫可能是未來(lái)煉廠主要流程的一部分。現(xiàn)代化的常規(guī)大型煉廠，氫氣消耗將是原油加工量的1.2%。一座2000萬(wàn)噸/年能力的煉廠其年耗氫量至少在24萬(wàn)噸以上，如

9、果用化工輕油（或天然氣）制氫將年耗輕油84萬(wàn)噸，也就是說(shuō)全廠輕油收率為此將下降4.2%。石油焦氣化制氫裝置不僅僅是高硫石油焦得到了出路，同時(shí)也實(shí)施了以焦代油，開(kāi)辟了一條煉廠新的氫資源道路。 26 年處理10萬(wàn)噸石油焦制氫裝置采用華理開(kāi)發(fā)的國(guó)產(chǎn)多噴嘴對(duì)置式水煤漿氣化制氫技術(shù)可得到純氫萬(wàn)噸/a（合億Nm3/a）生產(chǎn)1噸氫氣需要噸石油焦一個(gè)產(chǎn)能為2000萬(wàn)噸/a的大型煉廠如果年消耗氫氣16萬(wàn)噸。配置5-6萬(wàn)噸/a的高硫石油焦制氫裝置年消耗高硫石油焦萬(wàn)噸萬(wàn)噸用石腦油制氫，則需用萬(wàn)噸石腦油大約噸石油焦可代替1噸石腦油。 27 煤（焦）氣化主要反應(yīng)包含碳元素的燃燒反應(yīng)和氣化反應(yīng)燃燒放熱反應(yīng) (298K,0

10、.1Mpa) C + 1/2 O2 = CO -123 KJ/mol C + O2 = CO2 -409 KJ/mol 氣化吸熱反應(yīng) C + CO2 = 2CO 162 KJ/mol C + H2O = CO + H2 119 KJ/mol 28 石油焦（煤）氣化本質(zhì)是蘊(yùn)含的 化學(xué)能梯級(jí)利用石油焦（煤）氣化過(guò)程就是一種將較難加工、較難凈化的固體石油焦（煤）通過(guò)氣化轉(zhuǎn)化為易于凈化、易于應(yīng)用的氣體過(guò)程。和焦（煤）直接燃燒相比，氣化過(guò)程本質(zhì)上是對(duì)石油焦（煤）中所蘊(yùn)含的化學(xué)能的梯級(jí)利用。直接燃燒以利用熱能為主，過(guò)程產(chǎn)生的污染物比較多，而氣化是以產(chǎn)生合成氣（CO+H2）為主，可充分有效地利用石油焦中的C

11、、H元素，產(chǎn)生的污染物比較容易脫除。高硫石油焦中所含的硫元素可通過(guò)克勞斯工藝進(jìn)行硫磺回收，得到高純度的硫磺。 29 石油焦氣化多產(chǎn)品方案 1噸石油焦/天 = 1.025106英熱單位/小時(shí) 合成氣= 1.323103磅/小時(shí) 蒸汽= 78.15103標(biāo)準(zhǔn)立方英尺.氫氣/日兆瓦 電噸.胺/天 30 幾種制氫的成本比較煉廠干氣制氫成本：元/Nm3 （15000元/噸）渣油制氫成本： 元/Nm3 （21000元/噸）石油焦制氫成本： 元/Nm3 （11600元/噸） 31 有成熟的技術(shù)基礎(chǔ)(煤氣化)開(kāi)發(fā)高硫石油焦制氫是建立在成熟的煤制氫工藝基礎(chǔ)上。煤制氫裝置的主要工藝技術(shù)流程包括煤氣化、一氧化碳變換

12、、酸性氣體脫除、氫氣提純（PSA）等工序以得到高純度的氫氣。目前世界上工業(yè)化的煤氣化技術(shù)很多，國(guó)外氣化工藝專利商包括GE（Texaco）、Shell、Lurgi、Krupp-Koppers、Sasol和Destec公司等。GE（Texaco）氣化工藝是迄今為止工業(yè)化應(yīng)用最多的工藝。21世紀(jì)前后，我國(guó)也開(kāi)發(fā)了各種煤（石油焦）氣化技術(shù)，以華東理工大學(xué)為主開(kāi)發(fā)的多噴嘴對(duì)置式水煤漿氣化技術(shù)是一個(gè)有良好發(fā)展前景的國(guó)產(chǎn)化氣化技術(shù)。32 本世紀(jì)煤化工不可能代替石油化工2008年進(jìn)口煤炭4078萬(wàn)噸，出口4543萬(wàn)噸，凈出口465萬(wàn)噸。2009年進(jìn)口煤炭12583萬(wàn)噸，2009年出口2240萬(wàn)噸，凈進(jìn)口103

13、00萬(wàn)噸。2010年1季進(jìn)口煤炭4441萬(wàn)噸，進(jìn)口金額414695萬(wàn)美元（單價(jià)美元/t），出口570萬(wàn)噸，出口金額48759萬(wàn)美元（單價(jià)美元/t），2010年1季凈進(jìn)口煤炭3871萬(wàn)噸。 33 2009年進(jìn)口煤炭國(guó)別（萬(wàn)噸）澳大利亞 4395 35 % 印尼 3031 24 %朝鮮 360 2.8 %蒙古 600 4.8 %越南 2408 19.1 %俄羅斯 1178 9.4 %其他 611 4.9 %全國(guó)遍地開(kāi)花搞煤化工是不現(xiàn)實(shí)的。 34 石油焦特點(diǎn)“一穩(wěn)、二低、三高”“一穩(wěn)”指的是石油焦性質(zhì)和組成比煤相對(duì)穩(wěn)定，石油焦氣化技術(shù)比煤氣化容易開(kāi)發(fā)?！岸汀敝傅氖鞘徒咕哂械突曳?、低揮發(fā)分的特點(diǎn)，

14、可以使用于濕法氣化工藝。“三高” 指的是石油焦具有含碳高、含硫高和熱值高的特點(diǎn)。 35 石油焦與煤的組成分析對(duì)比項(xiàng)目 石油焦 煤（神府煤）熱值硫含量揮發(fā)分灰分水分碳含量比重 36 石油焦氣化難度 主要原因：固體的分子結(jié)構(gòu)與晶體結(jié)構(gòu)；孔隙結(jié)構(gòu)與比表面積；石油焦礦物質(zhì)含量、組成等。水焦?jié){的成漿穩(wěn)定性差;必須添加助熔劑來(lái)降低灰熔點(diǎn)。焦的反應(yīng)活性低。1400的單程轉(zhuǎn)化率94%，摻煤后單程轉(zhuǎn)化率可達(dá)96%。需添加一部分褐煤。 石油焦灰分極低，100%石油焦氣化時(shí)基本上不產(chǎn)生渣來(lái)保護(hù)氣化爐壁，因此石油焦氣化制氫不趨向于采用干法氣化工藝。建議石油焦中添加30%的褐煤作為氣化原料。 37 國(guó)外石油焦氣化工程特

15、點(diǎn)：上世紀(jì)末用于發(fā)電比較成熟 美國(guó)Kansaa州EI Dorado氣化工程。進(jìn)料為175噸/天延遲石油焦，發(fā)電（出力35MW）上網(wǎng)，產(chǎn)汽供EI Dorado煉油廠。 美國(guó)Farmland石油焦氣化工程。進(jìn)料1000噸/d延遲石油焦，生產(chǎn)1000噸/d合成氨。 美國(guó)Delaware 清潔發(fā)電工程。進(jìn)料2100噸/d流化焦化石油焦，發(fā)電（出力135MW）上網(wǎng)，產(chǎn)汽供煉油廠。 日本Ube煤/石油焦氣化工程（宇部）。進(jìn)料量1500噸/d，可100%用石油焦，生產(chǎn)合成氨。38 美國(guó)Kansaa州EI Dorado煉廠 石油焦氣化工程氣化原料：石油焦和其它煉油廢料 Texaco氣化裝置已經(jīng)處理過(guò)的煉廠廢棄

16、餾份 貯罐底部廢渣 K-廢料 鹵代溶劑 油/水乳化液 煉廠廢氣 金屬污染餾份 酸渣 39 美國(guó)Farmland石油焦氣化工程該項(xiàng)目的特點(diǎn)是利用原有的冷水IGCC示范項(xiàng)目的老的煤氣化部分原有設(shè)備搬過(guò)來(lái)重建的（Cool Water IGCC 示范項(xiàng)目），是一個(gè)“煤改焦”工程。原有項(xiàng)目的氣化爐不變，由處理煤炭改變?yōu)樘幚?100t/d石油焦，合成氣產(chǎn)量將成比例增加25% 。 NPRA AM-99-13 40 國(guó)內(nèi)石油焦氣化案例（案例一） 齊魯石化提出并組織實(shí)施高硫原油加工高硫渣油焦化高硫石油焦氣化汽電聯(lián)產(chǎn)的組合工藝路線，為高油價(jià)下石化行業(yè)資源結(jié)構(gòu)調(diào)整，提高資源利用率和經(jīng)濟(jì)效益探索出一條新路。該路線預(yù)測(cè)

17、氫氣成本可降低30%；合成氣成本可降低40%；蒸汽成本可降低35%左右.石油焦造氣裝置代替渣油造氣生產(chǎn)合成氣，以滿足該企業(yè)下游丁辛醇裝置（產(chǎn)能30萬(wàn)噸/a）和甲醇裝置（產(chǎn)能10萬(wàn)噸/a）對(duì)合成氣的需求。同時(shí)高硫石油焦造氣還生產(chǎn)氫氣替代輕油制氫，既彌補(bǔ)了煉廠氫氣供應(yīng)不足的局面，也可降低制氫成本，提高煉油盈利能力。2008年11月順利投產(chǎn)。 41 齊魯石化資源優(yōu)化配置煉化一體化總流程 42 經(jīng)濟(jì)效益齊魯石化第二化肥廠的渣油造氣裝置，將改為由石油焦（煤）制取甲醇合成氣和羰基合成氣，僅此一項(xiàng)，每年可節(jié)約原料成本超過(guò)1億元。同時(shí)，其產(chǎn)氫裝置還可以向煉油裝置提供氫氣，替代原先輕油原料制氫，每年又可降低生產(chǎn)

18、成本7000多萬(wàn)元，成為企業(yè)一個(gè)有力的效益增長(zhǎng)點(diǎn)。 43 金陵石化化肥廠（案例二）選用GE（Texaco）濕法進(jìn)料氣化技術(shù)。采用3200氣化爐（900立方英尺），單爐投煤量1200噸/d。該裝置以煤或煤+石油焦為原料，目前主要生產(chǎn)氫氣。06、07二年的外供氫量148069噸。2005年9月26日開(kāi)工，開(kāi)工率很高（07年99.25%）。裝置運(yùn)行負(fù)荷最高達(dá)到101%，平均連續(xù)運(yùn)行周期超過(guò)100天，最長(zhǎng)連續(xù)運(yùn)行142天，保證了向煉油裝置穩(wěn)定供氫，同時(shí)通過(guò)過(guò)江管線向揚(yáng)子石化供氫。氣化爐燒嘴可連續(xù)運(yùn)行70多天，筒體耐火材料運(yùn)行已超過(guò)15000小時(shí)。氣化爐實(shí)際運(yùn)行壓力已接近設(shè)計(jì)（GE氣化最高壓力等級(jí)）。

19、44 技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)項(xiàng)目投資（最大產(chǎn)氫量9萬(wàn)噸/a）：按當(dāng)時(shí)價(jià)格，項(xiàng)目初步設(shè)計(jì)概算億元，建成后財(cái)務(wù)核定億元，其中：空分 億元，氣化 億元，軟件費(fèi)億元。2007年金陵石化氫氣制造成本為元/d（石油焦外銷價(jià)600元/d，原料煤450元/d），同期如用干氣原料制氫則成本為12000元/d，氫氣成本下降3500元/d。 45 華理多噴嘴對(duì)置式水煤漿氣化技術(shù)（案例三） 46 應(yīng)用華理氣化技術(shù)情況 建設(shè)單位 壓力，MPa 氣化爐數(shù) 單爐投煤量t/d 產(chǎn)品 備注 1 華魯恒升 6.5 1 750 甲醇、合成氨 投產(chǎn) 2 兗礦國(guó)泰 4.0 3(2+1) 1150 甲醇、發(fā)電 投產(chǎn) 3 兗礦魯化 4.0 2 11

20、50 合成氨 投產(chǎn) 4 江蘇靈谷 4.0 2(1+1) 1800 合成氨 投產(chǎn) 5 江蘇索普 6.5 3(2+1) 1500 甲醇 投產(chǎn) 6 鳳凰化肥 6.5 3(2+1) 1500 甲醇、合成氨 投產(chǎn) 7 神華寧煤 4.0 3(2+1) 2000 甲醇 投產(chǎn) 8 寧波萬(wàn)華 6.5 3(2+1) 1200 甲醇、CO、H2 預(yù)計(jì)2010投產(chǎn) 9 杭州半山 3.5 1 2000 發(fā)電 設(shè)計(jì)中 10 山東久泰 6.5 6(4+2) 2300 甲醇、二甲醚 設(shè)計(jì)中 11 安徽華誼 6.5 3(2+1) 1500 甲醇 設(shè)計(jì)中 12 山東盛大 6.5 2(1+1) 2300 甲醇、二甲醚 設(shè)計(jì)中 13

21、 上海焦化 4.0 2(1+1) 2000 甲醇 設(shè)計(jì)中 14 兗礦新疆 6.5 3(2+1) 1500 甲醇、合成氨 設(shè)計(jì)中 15 兗礦內(nèi)蒙 6.5 3(2+1) 2200 甲醇 設(shè)計(jì)中 16 Valero（美）6.2 5(4+1) 2300（石油焦）H2 設(shè)計(jì)中 第一套工業(yè)裝置是山東華魯衡升30萬(wàn)噸合成氨裝置，2005年6月投產(chǎn)，運(yùn)行良好 。目前共計(jì)有11家公司29臺(tái)氣化爐上得到了工業(yè)應(yīng)用。 47 預(yù)期技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo) 采用華東理工開(kāi)發(fā)的多噴嘴對(duì)置式水煤漿氣化技術(shù)單爐負(fù)荷：2500t/d石油焦（氣化壓力）有效氣（CO+H2）含量： 79-82%（vol，干基）碳轉(zhuǎn)化率：94-96%氧氣消耗：3

22、95-425Nm3-O2 /kNm3(CO+H2)石油焦消耗：515-540kg石油焦/kNm3(CO+H2)48 國(guó)內(nèi)第一套具有自主知識(shí)產(chǎn)權(quán)的大型 水煤漿氣化裝置（兗礦國(guó)泰） 49 技術(shù)輸出美國(guó)Valero能源公司Port Arthur煉廠石油焦制氫采用我國(guó)華東理工大學(xué)開(kāi)發(fā)的多噴嘴對(duì)置氣化技術(shù)。裝置規(guī)模：日處理10000短噸(9072噸）石油焦（干基），產(chǎn)氫量747544NM3/h將建設(shè)5套單爐日處理能力10000（42500）噸石油焦的大型氣化裝置（4開(kāi)1備），單臺(tái)爐石油焦（干基）/h 設(shè)計(jì)氣化爐壓力，氣化溫度1350裝置用途：所產(chǎn)氫氣供給煉廠本身及廠外管網(wǎng)。 Port Arthur (T

23、exas )煉廠焦化裝置 50 國(guó)內(nèi)石油焦制氫項(xiàng)目可研報(bào)告 一套制氫制能力為13萬(wàn)nM3/h石油焦氣化裝置，總投資17億元。氫氣含稅成本元/nM3 (原料中石油焦和煤各占50%，焦單價(jià)950元/d,煤?jiǎn)蝺r(jià)750元/d)。 51 石油焦制氫項(xiàng)目規(guī)模經(jīng)濟(jì)和煤氣化相似，焦氣化制氫裝置投資相對(duì)較高，所以項(xiàng)目必須達(dá)到后其技術(shù)經(jīng)濟(jì)指標(biāo)才可行對(duì)于氣流床加壓氣化爐的煤炭日處理量應(yīng)達(dá)到3000噸/d左右,單系列煤氣化爐制氫系統(tǒng)產(chǎn)氫量約15萬(wàn)Nm3/h與水蒸氣轉(zhuǎn)化（如天然氣制氫）工藝相比，成本平衡點(diǎn)的產(chǎn)氫規(guī)模在80000100000m3/h 52 延遲焦化-石油焦制氫組合工藝 基準(zhǔn)是一原油加工能力的新建燃料型煉廠

24、。該廠加工的為阿拉伯輕、重（50：50）混合原油，產(chǎn)品要求以汽油、航空煤油和柴油為主。煉廠采用常減壓蒸餾（1000）加氫裂化（340）催化裂化（125）延遲焦化（250）方案（注：括弧內(nèi)數(shù)字系裝置產(chǎn)能，萬(wàn)噸/a）。減壓渣油為延遲焦化的原料，生產(chǎn)高硫燃料級(jí)焦炭。輕油收率 綜合商品率制氫裝置產(chǎn)氫量8000Nm3/h，折合全年制氫量萬(wàn)噸。原設(shè)計(jì)用輕烴制氫，需用輕烴量20萬(wàn)噸/年，采用石油焦制氫后，需石油焦萬(wàn)噸，即全廠生產(chǎn)的石油焦中約有35.7%由于制氫由于減少了全廠輕烴用量，全廠輕油收率可提升2%達(dá)到83.2%53 高硫石油焦制氫和IGCC比較公用工程配置問(wèn)題 IGCC具有總效率高，經(jīng)濟(jì)效益好，凈化

25、后合成氣可以作為化工用途、發(fā)汽和發(fā)電等特點(diǎn)。用于大型發(fā)電廠比較成熟，煉廠外供電不現(xiàn)實(shí)（煉廠一般以汽定電，發(fā)電能力不大）。 項(xiàng)目建設(shè)投資問(wèn)題 IGCC流程長(zhǎng)，投資大（如國(guó)內(nèi)某煉廠IGCC項(xiàng)目建設(shè)一套空分/部分氧化/制氫/汽電聯(lián)產(chǎn)裝置，以萬(wàn)噸/年脫油瀝青為原料，生產(chǎn)氫氣、蒸汽電力、氮?dú)?，建設(shè)投資估算約44億元），技術(shù)需要引進(jìn)。技術(shù)可靠性問(wèn)題 石油化工建設(shè)IGCC面臨一個(gè)可靠度差的問(wèn)題。氣化爐的運(yùn)轉(zhuǎn)周期短，和煉廠需要的長(zhǎng)周期（2-3年）運(yùn)行要求的配合問(wèn)題。系統(tǒng)可靠性不能保證的話則總的高效率將無(wú)從談起。關(guān)鍵是項(xiàng)目追求先進(jìn)性還是可靠性？項(xiàng)目風(fēng)險(xiǎn)？ 54 國(guó)內(nèi)煉廠硬瀝青氣化-IGCC工程案例 主要工藝特點(diǎn)

26、： 氫系統(tǒng)集成，純度99.9%氫氣產(chǎn)量占全廠氫產(chǎn)量的50%-70%。 蒸汽系統(tǒng)集成，IGCC產(chǎn)汽量占全廠總產(chǎn)汽量90%。 其中： 高壓蒸汽（，425） 中壓蒸汽（1.1Mpa, 250） 低壓蒸汽（0.5Mpa, 160） 汽電聯(lián)產(chǎn)集成，可達(dá)到全廠用電量的95%。 55 IGCC系統(tǒng)的集成功能技術(shù)評(píng)價(jià)主要技術(shù)優(yōu)勢(shì) RAM模擬評(píng)價(jià)性能較優(yōu)越（Reliability Availability and Maintainability） 處理劣質(zhì)原料流程較靈活 介質(zhì)供給彈性大主要技術(shù)缺陷 操作控制難度大 關(guān)鍵操作控制技術(shù)在氣化技術(shù)部分。 HRSG燃?xì)廨啓C(jī)余熱鍋爐和STG雙抽汽系統(tǒng)擔(dān)負(fù)著全廠蒸汽平衡的重

27、要任務(wù)。該系統(tǒng)機(jī)械運(yùn)行條件十分苛刻。 產(chǎn)生故障后影響面大 特別是供氫系統(tǒng)，2009年11月一次故障導(dǎo)致全廠停運(yùn)。 部分單體設(shè)備運(yùn)行周期短 最主要問(wèn)題是氣化單元燒嘴壽命過(guò)短，一般1個(gè)月左右就會(huì)出現(xiàn)燒嘴冷卻水夾套泄漏。2009年9月合成氣冷卻器出現(xiàn)密封焊泄漏，導(dǎo)致被迫停車。 56 其他用途我國(guó)煉廠以渣油為原料的合成氨工廠，由于經(jīng)濟(jì)原因大部分已經(jīng)停產(chǎn)，有的改成不出尿素，僅生產(chǎn)煉廠用的氫氣，這些煉廠大部分有焦化裝置。將前端部分油氣化用焦氣化來(lái)代替，氣化下游的變換、脫硫和液氮洗等工序仍利用原有系統(tǒng)，則這種焦制氫改造用的費(fèi)用很少，系統(tǒng)變化也不大，改造的難度相對(duì)也比較小。大慶、齊魯、吉林的丁、辛醇裝置的合成

28、氣部分也存在改造成焦氣化可能性。遠(yuǎn)景應(yīng)用：一碳化學(xué)的重要原料。 57 德士古石油焦氣化合成氣組成 組成 體%一氧化碳 氫氣 二氧化碳 甲烷 水 氬氣 氮?dú)?硫化氫 羰基硫 58 石油焦氣化下游多聯(lián)產(chǎn)示意圖 59 合成氣制甲醇、甲醇醚類衍生物及二甲醚 在煉廠中甲醇醚類衍生物是一類有一定發(fā)展前途的高辛烷組分和石油替代能源，主要是甲基叔丁基醚（MTBE）、甲基叔戊基醚（TAME）類和二甲醚等。甲醇另外一個(gè)下游產(chǎn)品是二甲醚。十一、五期間我國(guó)擬建二甲醚項(xiàng)目的年總產(chǎn)能為599-800萬(wàn)噸。我國(guó)正規(guī)劃和建設(shè)一批具有經(jīng)濟(jì)規(guī)模的大型DME項(xiàng)目，目標(biāo)主要是生產(chǎn)石油替代燃料。二甲醚是一種適合國(guó)情很有前途的含氧燃料，在常溫、常壓下是氣態(tài)，加壓到5-6個(gè)大氣壓變?yōu)橐簯B(tài)，物理性質(zhì)類似于LPG。理論熱值約為汽柴油的64%，由于二甲醚本身含氧（34.8%），燃燒效率較高，其應(yīng)用熱值相當(dāng)于汽柴油的80%左右。二