我國蠟油及渣油深加工技術的發(fā)展與展望

我國蠟油及渣油深加工技術的發(fā)展與展望

1蠟渣油深加工裝置的構成及其現(xiàn)狀原油中的大量蠟油和渣油（以下簡稱蠟渣油）用于深加工和生產蒸汽柴油。有兩種類型的脫碳和加氫。選擇什么類型的裝置進行深加工,涉及蠟渣油的可加工性、一次性投資大小、投資回收年限、產品結構、產品質量、加工過程的廢氣排放、資源的利用率等問題。煉油生產企業(yè)在選擇蠟渣油深加工裝置時最關心的投資回收年限主要依賴原油與成品油的價格,而原油和成品油的價格與國際油品市場供需關系變動有關,并且深受國際政治格局變動、主要產油國的政治局勢、世界經濟發(fā)展趨勢等因素的影響,因此選擇什么裝置對蠟渣油進行深加工是一個比較復雜的問題。本文中分析了我國蠟渣油深加工裝置的構成、汽柴油質量、生產過程中煙氣排放的現(xiàn)狀,可持續(xù)發(fā)展對汽柴油質量和生產過程清潔化的要求,原油資源量、產量的發(fā)展趨勢與未來的供需矛盾;提出了我國蠟渣油深加工要大力發(fā)展加氫型裝置,嚴格控制脫碳型裝置的建設,并從新技術推廣及技術開發(fā)的角度對降低加氫型裝置的投資及運行費用提出了建議。2渣油加氫型乙烯原料的開發(fā)目前,我國對蠟渣油的加工主要采用脫碳型裝置。表1列出了我國2002年原油加工能力及催化裂化、加氫裂化、延遲焦化三類主要蠟渣油二次加工裝置的加工能力。催化裂化在我國蠟渣油深加工中占主導地位。屬于脫碳型裝置的蠟渣油催化裂化與加氫型裝置相比,一次性投資低,在環(huán)境對油品質量沒有嚴格限制的情況下,生產的汽油餾分調入少量其它組分即可出廠,甚至可以直接出廠;生產的柴油餾分經過適當處理即可調入直餾柴油餾分出廠;生產的液化氣可直接作為民用燃料,還能從中分離出附加值高的丙烯。同屬脫碳型裝置的渣油焦化與加氫型裝置相比,同樣具有一次性投資低的特點,而且能處理劣質減壓渣油和催化裂化的外排油漿,生產的焦化汽油加氫后可作為乙烯原料;生產的焦化柴油加氫后即可作為柴油調合組分;生產的焦化蠟油可送到催化裂化裝置加工。焦化裝置在我國煉油裝置中也占較大比重,尤其近幾年隨著我國乙烯工業(yè)的快速發(fā)展,乙烯原料緊缺,焦化裝置可將渣油部分轉化為乙烯原料,建設焦化裝置幾乎成了渣油深加工的唯一選擇。蠟油加氫裂化生產的石腦油是優(yōu)質的重整原料,還可以直接生產優(yōu)質噴氣燃料及柴油餾分,柴汽比高,加氫尾油是優(yōu)質的乙烯原料,但由于其一次性投資高,運行費用也高,在我國的發(fā)展速度一直比較慢。主要在生產對二甲苯的企業(yè)及個別加工含硫原油的企業(yè)建設了蠟油加氫裂化裝置。近幾年在國內開發(fā)了投資成本較低、生產的加氫尾油可以作為優(yōu)質乙烯原料的中壓加氫裂化技術后,蠟油中壓加氫裂化引起了煉化一體化企業(yè)的重視。蠟渣油加氫處理后的蠟渣油餾分,硫、氮、重金屬含量明顯降低,氫碳比提高,再送去催化裂化加工,生焦少、干氣少,高附加值產品收率高,汽柴油中的硫含量低及蠟渣油中硫的有效回收,可以大幅度降低加工過程中的廢氣排放,環(huán)境效益明顯,尤其適合含硫原油的加工。但是由于其一次性投資高,運行費用高,我國僅少數(shù)加工含硫油的煉油廠建設了蠟渣油加氫處理裝置。國內開發(fā)成功了具有國際水平的減壓渣油加氫處理成套工藝技術后,目前用該技術僅建成了一套2.00Mt/a的工業(yè)裝置。3分的改質處理煉油企業(yè)蠟渣油深加工的裝置構成對汽柴油質量有極為重要的影響。我國汽柴油調合組分主要來自直餾汽柴油和蠟渣油深加工得到的汽柴油。為了保證汽柴油的質量,這些組分都要經過適當?shù)母馁|處理。如直餾汽油餾分通過重整提高辛烷值,通過加氫降低直餾柴油、催化裂化柴油、焦油柴油的硫含量并提高催化裂化柴油、焦化柴油的氧化安定性。3.1我國汽油排放標準表2列出了我國目前汽油調合組分的組成。催化裂化汽油餾分的烯烴含量高,尤其摻煉渣油的催化裂化,汽油的烯烴含量隨著摻渣率的提高而增加。表3對比了我國汽油2003年開始執(zhí)行的GB17930標準與歐洲現(xiàn)正在執(zhí)行的EN228—99標準的差距。由于催化裂化汽油占汽油組分的74%,GB17930要求汽油中烯烴含量(φ)不大于35%,成了許多煉油廠的難題。通過近幾年的努力,開發(fā)了一系列技術,才使難題得到解決。為減少汽車尾氣排放,北京市已率先提出2005年起汽柴油要執(zhí)行歐洲Ⅲ號排放標準,全國也將緊跟其后。歐洲Ⅲ號排放標準要求汽油烯烴含量不大于18%,這對我們又是一次嚴竣的挑戰(zhàn)。3.2柴油含硫量高如表4所示,我國的柴油質量同樣明顯低于發(fā)達國家標準,甚至低于有些發(fā)展中國家的標準。如硫含量2002年1月1日才限制,而歐盟國家已開始執(zhí)行不大于0.035%的排放標準,韓國已限定柴油中。我國煉油廠柴油大量來自催化裂化或焦化裝置,柴油加氫精制能力不足,含硫量高一直是一個比較普遍的問題。有的煉油廠十六烷值偏低,氧化安定性也難以達到要求。近幾年為了達到2002年1月1日執(zhí)行標準(GB252)的要求,建設了一批柴油加氫精制裝置,問題才得到解決,但一些煉油廠的柴油質量只是勉強達標,要達到歐洲排放標準NE590-99必須投入相當?shù)馁Y金,建設深度加氫脫硫脫芳烴裝置。4催化裂化裝置煉油加工過程中,排放的煙氣含有大量的SOx、NOx,其主要來源一是各類加工裝置的加熱爐,二是火炬,三是催化裂化的再生器。蠟渣油深加工裝置以催化裂化為主的煉油廠,再生器的煙氣在排放煙氣中占主要份額。我國煉油廠催化裂化原料蠟油或渣油僅有少數(shù)廠家進行加氫處理。在統(tǒng)計的我國煉油廠17套催化裂化裝置中原料中蠟渣油的硫含量平均為0.56%,其產品的硫含量如表5所示。焦炭中的硫在催化劑再生燒焦過程中都將變成SOx排放到大氣中。2001年中國石油和中國石化催化裂化裝置共加工原料75.20Mt,按17套催化裂化裝置的統(tǒng)計結果推算,排放到大氣中的SOx,折合成硫將達到52.26kt。為了降低煙氣中的SOx、改善環(huán)境,有些煉油廠開始使用硫轉移助劑。其工業(yè)應用結果表明,SOx排放可下降50%以上;使用國外最新報道的DESOXTM添加劑,再生器SOx的排放可降低95%。如果在降低原料硫含量的同時使用煙氣SOx轉移添加劑,就能取得更好的減少SOx排放的效果。5區(qū)域地震勘探潛力巨2002年我國共生產原油168Mt,居世界第5位;截止2002年底全國剩余可采儲量為2379Mt,居世界第12位。根據(jù)測算我國原油資源量為104.6Gt,到2002年底全國累計探明的地質儲量已達到22.56Gt,資源的探明程度僅是21.7%。其中東部地區(qū)平均探明率超過60%,中西部地區(qū)和海域低于30%,均低于73%的世界平均探明率,還有很大勘探潛力。老油田通過科技進步,提高采收率也有較大的潛力。但總體來看,勘探難度越來越大,巖性隱蔽油氣藏已成為東部的主要勘探對象,地表及地質條件復雜的地區(qū)正成為勘探的重點目標區(qū)。老油田已進入高含水高采出階段,原油產量呈遞減趨勢,開發(fā)難度越來越大。預測我國2005年的原油產量約為170Mt,2010年約為175～195Mt,2020年約為180～200Mt。到2020年我國經濟總量實現(xiàn)翻兩番的目標,未來18年GDP年均增長率約為7.0%～7.5%,預計2005年、2010年、2020年我國原油加工量應分別達到245Mt,300Mt,390Mt;原油缺口量分別為85Mt,110～133Mt,200～220Mt。原油資源短缺越來越大的趨勢必須引起我們的高度重視。6世界石油生產趨勢的預測及啟示隨著我國經濟的發(fā)展,原油資源短缺的矛盾越來越突出。從世界范圍看,截止到2002年底,世界原油剩余探明可采儲量為166.15Gt,2002年當年的原油產量為3.3Gt,維持2002年的產量水平,已探明的剩余可采儲量還可生產50年。隨著科技水平的提高,探明可采儲量還會增加,即使每年原油需求量在3.3Gt的基礎上逐年有所增加,在一段時間內世界原油資源基本仍可以滿足世界經濟發(fā)展的需求。國際能源署的研究結果認為常規(guī)石油儲量可以輕松地滿足2020年前的需求,但從長遠看世界石油資源同樣面臨著短缺的矛盾。圖1是Bookout對世界未來能源供應油總量(106bbl/d;1bbl=158.99L,以下同)變化趨勢的預測。最近美國能源與人類研究院通過對世界石油生產國石油產量變化趨勢的分析及所建模型,對世界石油生產進行了預測,得到了如圖2、表6所示的三種結果。盡管很難對世界石油生產作出準確的預測,但圖1、圖2及表6都表明應該重視有利于原油資源利用和清潔生產的加氫型煉油裝置的建設,同時應重視開發(fā)可替代石油資源的新能源。近幾年來加氫裂化裝置的建設開始受到重視,如表7和表8所示。1997—2002年世界加氫裂化裝置的加工能力年均增長4.6%,催化裂化裝置的加工能力年均增長1.4%,2002—2005年加氫裂化裝置的加工能力年均增長8.3%,催化裂化裝置的加工能力年均增長3.5%。利用天然氣、煤炭、石油焦生產清潔燃料已成為國內外能源領域技術開發(fā)的熱點。我國已經啟動直接法煤液化制車用燃料的示范工程,間接法煤液化制車用燃料的工業(yè)化裝置正在進行經濟技術評估。表9是我國四種原油的渣油組成和碳、氫元素比例分析結果,表10是我國14種可用于直接液化的優(yōu)選煤種煤質的分析數(shù)據(jù),數(shù)據(jù)說明渣油甚至渣油中膠質和瀝青質的氫碳摩爾比要比煤的氫碳摩爾比高得多。表11是美國HT1公司使用BlackThuanderMineSubbituminous煤在兩段漿狀床煤直接液化中試裝置上得到的未經加氫處理的煤液化油的性質。從氫含量看,渣油中的氫碳摩爾比還高于HT1法煤液化產品的氫碳摩爾比;煤中還含有相當?shù)幕曳?O、N等化合物的量也明顯高于渣油。將煤變成清潔燃料必須大幅度提高氫碳摩爾比,其投資成本和加工成本遠遠高于蠟渣油加氫轉化為清潔燃料的成本,而且用蠟渣油加氫型工藝生產清潔燃料時,碳得到充分利用,輕油收率明顯高于脫碳型裝置,在蠟渣油加氫型裝置生產過程中,硫得到有效回收,含硫化合物排放少,生產的油品清潔化程度高。從有效合理利用原油資源,減少煉油過程的環(huán)境污染實現(xiàn)清潔生產的角度,我們應當大力發(fā)展蠟渣油加氫型煉油裝置,嚴格控制脫碳型煉油裝置的建設。研究表明柴油車比汽油車可以減少30%的燃料消耗,有更好的經濟性,而且在減少CO2的排放上有優(yōu)勢,CO2的排放可減少15%。因此,美國在未來5～10年內車用柴油將呈兩位數(shù)增長。更有人認為世界未來車用燃料的發(fā)展趨勢是以柴油為主而不是汽油。蠟油加氫裂化柴汽比明顯高于催化裂化,而且柴油質量好。從未來車用燃料的發(fā)展趨勢看也應大力發(fā)展蠟油加氫裂化,嚴格控制脫碳型催化裂化裝置的發(fā)展。7重質與高質量渣油轉化工藝的比較蠟渣油加氫型裝置與脫碳型裝置相比,在原油資源的有效利用、實現(xiàn)清潔生產、提高產品清潔性上有明顯優(yōu)勢。但在投資費用與運行成本上則存在明顯劣勢。表12是美國KBR公司對1Mt/a阿拉伯中質減壓渣油采用焦化、催化裂化、加氫裂化三種工藝加工時投資成本的比較。表13是美國斯坦福研究所(SRI)對每年加工2Mt阿拉伯重質與輕質混合原油渣油時三種渣油轉化工藝固定成本的比較。由于加氫型蠟渣油加工裝置的投資成本與運行成本高,制約著加氫型裝置的發(fā)展,從世界范圍看,加氫型裝置的比例也不高。由表142002年底世界主要國家原油加工能力與焦化、催化裂化、加氫裂化加工能力的統(tǒng)計數(shù)據(jù)也說明了這一點。要使我國蠟渣油加氫型裝置的能力有明顯增長,必須通過開發(fā)新工藝、新技術,實現(xiàn)蠟渣油加氫型裝置關鍵設備國產化,把投資成本與加工成本降下來。7.1提高化工輕油供應水平用我國自己開發(fā)的蠟油中壓加氫裂化技術已建成了1.30Mt/a,1.50Mt/a兩套工業(yè)裝置。建設與運行結果表明,投資成本與運行成本都比高壓加氫裂化明顯降低。該技術尤其適合石蠟基原油的蠟油,既可以生產一定量的重石腦油作重整原料,也可以生產一定量的噴氣燃料和柴油的優(yōu)質調合組分,尾油是優(yōu)質的乙烯原料,通過控制反應條件控制蠟油轉化深度,尾油產量可以達到進料的60%以上。未來我國乙烯和芳烴產量的增長幅度遠高于車用燃料和原油加工量的增長速度,目前我國化工用油的供應已很緊張,今后這一矛盾將越來越突出,按2005年、2010年、2020年我國乙烯產量分別為9.00Mt,14.00Mt,23.00Mt,對二甲苯產量分別為2.50Mt,4.50Mt,7.40Mt,原油加工量分別為245Mt,300Mt,390Mt計算,化工輕油的收率應從目前的不足9%分別提高到14.28%,17.7%,21.5%。發(fā)展中壓加氫裂化,尤其在煉化一體化企業(yè)中發(fā)展中壓加氫裂化是緩解化工輕油供應緊張局面的重要措施。從技術上要不斷改進現(xiàn)有中壓加氫裂化催化劑的性能,實現(xiàn)在中壓條件下以更高的空速處理蠟油使其發(fā)生精制、芳烴飽和、開環(huán)和裂化反應,提高蠟油轉化深度,進一步提高中壓加氫裂化的經濟性。7.2可采用高壓加氫裂化型聚羧酸低烷基燃料蠟油高壓加氫裂化盡管投資費用和運行成本高,但其蠟油轉化率可高達90%,中間餾分油收率高,輕油與中間餾分油收率調節(jié)余地大,所生產的噴氣燃料煙點低,柴油十六烷值指數(shù)高,尾油BMCI值低,宜用于生產高粘度指數(shù)潤滑油或乙烯原料,產品的硫含量也更低,更適合處理含硫較高的蠟油和中間基環(huán)烷基原油的蠟油。在希望生產更多優(yōu)質中間餾分油的煉油廠,可選用高壓加氫裂化。我們對已開發(fā)成功的高壓加氫裂化技術應不斷進行改進,要重視不斷改進催化劑的活性,提高一次通過時的轉化率,提高中間餾分油的選擇性。7.3氫-循環(huán)氫壓縮機組合處理工藝建議開發(fā)的加氫裂化和加氫處理(或精制)組合工藝可分為并聯(lián)組合工藝、串聯(lián)組合工藝兩類。并聯(lián)組合工藝是當加氫裂化和加氫處理(或精制)裝置可能在相近的操作壓力下運行時(如蠟油加氫裂化和渣油加氫處理、蠟油中壓加氫裂化和柴油深度脫硫脫芳),可以采用如圖3所示的兩個物料處理系統(tǒng),共用一套新氫、循環(huán)氫壓縮機。由于新氫和循環(huán)氫壓縮機共用,盡管單臺壓縮機的能力增加,但比使用兩套新氫循環(huán)氫壓縮機系統(tǒng)的投資要省;加氫裂化和加氫處理(或精制)從低壓分離器出來的產品也可以混合一起進入產品分離系統(tǒng),節(jié)省投資。中國石化撫順石油化工研究院和洛陽石化工程公司合作開發(fā)的已在鎮(zhèn)海煉化股份有限公司工業(yè)化的靈活加氫裂化工藝(如圖4所示),實際上就是蠟油加氫裂化與蠟油加氫處理的并聯(lián)組合工藝。加氫裂化和加氫處理(或精制)串聯(lián)組合工藝是在加氫處理(或精制)的氫分壓與加氫裂化高壓分離器出口的氫分壓相近時(如圖5所示),可讓加氫裂化高壓分離器出口的氫氣再通過加氫精制反應器。這樣也可以減少一個新氫循環(huán)壓縮機系統(tǒng),從低壓分離器系統(tǒng)出來的產品也可以共用一個產品分離系統(tǒng),節(jié)約投資。7.4重質渣油加氫預處理蠟油中的含氮化合物影響蠟油加氫裂化反應。首先必須把氮化物通過加氫精制脫除到一定水平,否則裂化催化劑很容易失活;氮化物含量高,則必須在較低的反應空速下,讓蠟油通過加氫精制反應器,保證精制后蠟油的氮含量符合裂化反應器進料的要求。在蠟油加氫裂化裝置前利用氮化物的極性通過物理方法將其從蠟油中分離出來,對現(xiàn)已建成的加氫裂化裝置有可能使處理能力明顯提高,對新建的加氫裂化裝置有可能設計較小的反應器,以節(jié)省投資。韓國SK公司為了生產硫含量小于10μg/g的柴油,開發(fā)了如圖6所示的吸附分離加氫處理組合工藝。據(jù)介紹在已有的以輕瓦斯油(LGO)、輕循環(huán)油(LCO)為原料的加氫處理裝置前,增加兩個定期切換使用的吸附分離塔,在脫除進料中部分含氮極性化合后,即使處理含硫1.4%的進料,也能得到硫含量小于10μg/g的超低硫柴油,加氫脫硫的氫耗可降低10%,與新建深度加氫脫硫裝置比,投資節(jié)省60%。該技術工業(yè)應用的成功啟示我們應進行蠟油物理法脫氮和加氫裂化組合工藝的開發(fā),使之成為可以降低蠟油加氫裂化投資的技術。渣油中除了含有相當數(shù)量的重質烴和非烴化合物以外,還包含相當數(shù)量的影響渣油輕質化獲取輕質油品的瀝青質、膠質及含有重金屬(主要為Ni,V)的有機化合物。渣油加氫處理就是要脫除這些化合物,而這些化合物也是渣油加氫處理過程中最難轉化的部分,如果在渣油加氫處理前用物理方法將這些化合物脫除一部分或大部分,渣油加氫處理就容易得多。中國石化石油化工科學研究院開發(fā)了渣油溶劑淺脫瀝青的技術,如表15所示。通過溶劑萃取可將重質渣油中的瀝青質和氮、硫、重金屬化合物富集到脫油瀝青里,而從渣油中分離出大部分來,剩下的渣油餾分即脫瀝青油(DAO)再去加氫處理。表16表明加氫處理的操作氫分壓可由13MPa降到8.0MPa,空速可比原渣油加氫處理過程高1倍,加氫處理后的DAO質量更優(yōu)。該流程將渣油物理法預精制部分的脫殘?zhí)?、脫金屬與渣油加氫處理相結合,可明顯降低渣油加氫處理的成本。7.5催化劑的選擇及用量沸石用于加氫裂化催化劑,使反應溫度大幅度下降,超穩(wěn)Y沸石(USY)的出現(xiàn)實現(xiàn)了單程串聯(lián)流程,耐氮沸石(NTY)的出現(xiàn)使裂化催化劑可在100μg/g左右的氮含量下操作。新催化材料的使用,改善了催化劑性能,已經并將使加氫裂化、加氫處理的投資費用與運轉成本逐步下降。Mobil公司在90年代初開發(fā)了具有六方孔道排列,孔徑可在1.5～10nm之間調節(jié),比表面積達700m2/g的MCM-41中孔沸石,研制了Ni-Mo/MCM-41緩和加氫裂化催化劑(含MoO312%,NiO3%),以未經處理的VOG(含硫2.53%、含氮2900μg/g、密度0.917g/cm3、餾程181～559℃)為原料,在溫度小于360℃、總壓3.0MPa、氫油體積比1000的反應條件下,得到如表17所示的結果,其中間餾分油的選擇性達到58.0%,優(yōu)于USY作載體的Ni-Mo催化劑,與無定形硅鋁載體的Ni-Mo催化劑相當?？梢灶A料此催化劑的工業(yè)化將使蠟油加氫裂化的投資費用和運轉成本明顯下降。渣油加氫處理的加工成本中,催化劑的費用占很大比例,一般渣油加氫處理催化劑的使用壽命為一年,中國石化茂名公司200Mt/a渣油加氫處理裝置,使用中國石化撫順石油化工研究院開發(fā)的渣油加氫處理催化劑,催化劑的使用壽命達到了兩年,明顯降低了加工費用。我們也應當加大可以明顯改善加氫裂化催化劑性能的新催化材料的開發(fā)力度,同時注意不斷改進催化劑的性能,降低其制造成本。7.6催化劑的活性中心到目前為止,蠟油加氫裂化反應過程主要在固定床反應器中進行。反應過程中存在著氣液固三相,為了使反應過程中液體的停留時間分布均勻,避免過度反應,防止催化劑磨損,保持反應器的較小壓降,幾乎都采用氣液并流的下流式反應器。精心設計的氣液分配盤是確保氣液固三相有效接觸、反應均勻、在催化劑床層內不發(fā)生偏流的關鍵。目前最高水平的氣液分配盤可以使固定床反應器徑向溫度差小于3℃。具有特殊規(guī)整孔結構的沸石催化劑的引入大大提高了加氫裂化催化劑的活性,減少了反應過程中的縮合生焦傾向,但沸石催化劑的活性中心主要位于沸石的內孔道,且其孔道尺寸與反應物分子屬同一個數(shù)量級。反應動力學研究結果表明,以沸石為載體的催化劑的蠟油加氫裂化反應過程受內擴散控制。但在下流式固定床反應器中,催化劑必須有一定的顆粒度和孔隙度,以保持反應器有較低的壓降,而在有一定顆粒度的催化劑上不利于克服內擴散對反應過程的影響。在漿態(tài)床和懸浮床反應器上進行蠟油加氫裂化反應,氣液固三相混合充分,床層壓降小而且穩(wěn)定。由于催化劑顆粒小,有利于受內擴散控制的反應過程克服內擴散的影響,但是反應流出物中的細顆粒固相催化劑需要在高溫下從反應流出物中分離出來,循環(huán)回到反應器,使工藝過程及操作變得復雜,投資成本增加。近幾年國內外發(fā)展的可在高溫高壓體系中使用的無機膜分離技術和耐高溫高壓過濾器技術,為在高溫高壓下以簡潔的流程實現(xiàn)細顆粒固相催化劑與氣液相的分離提供了可能。我們有必要組織蠟油加氫裂化漿態(tài)床懸浮床反應工藝技術的研究與開發(fā)。渣油沸騰床懸浮床加氫裂化將加氫處理和加氫裂化功能更好地組合起來,不僅可以處理重金屬和硫、氮含量高的劣質渣油,而且可以使渣油轉化,小于500℃的餾分油收率可以達到60%～90%。國外已建成沸騰床工業(yè)化示范裝置,懸浮床工藝的研究也在開發(fā)之中,國內也進行了相應的工藝和催化劑研究。著眼渣油的有效利用,我們應該加快渣油懸浮床加氫技術的開發(fā)步伐,要以實現(xiàn)渣油懸浮床加氫裂化技術工業(yè)化為目標,加強催化劑研究和工程化研究,并借鑒國外的經驗,開展分離渣油中難轉化組分與加氫裂化組合工藝的研究。渣油懸浮床加氫裂化技術的工程化研究要注意借鑒國外漿態(tài)床合成氣費-托合成制合成油裝置工程化的經驗。重點是催化劑和油氣的分離、催化劑循環(huán)系統(tǒng)。7.7發(fā)展高效節(jié)能技術制約蠟渣油深加工加氫型裝置發(fā)展的又一個重要因素是能否獲得廉價的氫源。我國煉油廠獲得氫源的主要方法有四種:一是重整裝置的副產氫氣,重整氫是廉價氫源,但重整裝置的發(fā)展在我國很多煉油廠受原料石腦油資源供應量的制約,不可能依靠大量的重整氫發(fā)展蠟渣油深加工加氫型裝置;二是用輕石腦油制氫,石腦油制氫技術成熟可靠,但氫氣成本高;三是焦化、催化裂化裝置干氣制氫,用自己開發(fā)的技術建設的焦氣、催化裂化干氣制氫裝置的運行結果表明,技術上是可行的,氫氣成本較低,經濟上合理,但資源十分有限;四是天然氣制氫,隨著我國天然氣資源開發(fā)步伐的加快,煉油廠獲得天然氣的機會加大,一般講天然氣制氫的成本比石腦油要低,但煉油廠可獲得的天然氣的價格都較高,不可能使氫氣成本大幅度下降。發(fā)展蠟渣油加氫型深加工裝置應該尋找更廉價的氫源。用德士古水煤漿加壓氣化和殼牌粉煤氣化技術用煤或石油焦制氫,或用脫油瀝青氣化制氫,盡管一次性投資比較高,然而原料價格低,制氫成本仍比天然氣制氫低得多。但技術需要引進,而且缺少適應不同規(guī)模煉油廠需求的中小型煤或石油焦制氫裝置工程及裝備國產化經驗。應該在消化吸收這些引進技術的基礎上,搞好自主創(chuàng)新開發(fā),形成規(guī)模由小到大,裝備依靠國內,利用煤、石油焦、脫油瀝青的制氫技術。華東理工大學已開發(fā)了四噴嘴水煤漿加壓氣化制合成氣技術,太原燃化所已開發(fā)成功了粉煤灰熔聚流化床氣化制合成氣技術,鎮(zhèn)海煉化股份有限公司已在化肥裝置上實現(xiàn)以脫油瀝青為原料生產