我国成品油升级离不开加氢技术的应用，而加氢技术的应用首先要有稳定可靠的氢源。在油价和天然气价格高企，煤炭价格相对平稳的现状下，大规模煤气化制氢不仅具备成本优势，同时还可以优化炼厂的物料平衡，不失为炼厂制氢一个好的选择。对于这一新的发展方向，业内专家日前向记者表达了他们的看法。

目前，炼厂主要采用天然气或石脑油原料制氢，但随着石油、天然气价格的不断上涨以及成品油升级和炼油原料高硫劣质化，氢气需求也在增加。一般情况下，一个配置渣油加氢的千万吨级加工能力炼厂的平均用氢量大致是原油加工量的1.0%，氢资源已成为炼厂主要的原料。炼厂通过自身和传统的加工方式已难以解决企业的氢气平衡和需求，炼厂采用轻质原料制氢也越来越难以具有经济性。在此背景下，采用煤作为原料制氢不仅在技术上可行，同时在经济性上也表现出越来越强的优势。

煤气化是煤制氢的核心部分。近几年，我国煤气化技术走向成熟，水煤浆气化与粉煤气化都有成熟的运行业绩，这为炼厂选择技术提供了多个模本。从原料与炼厂资源的互补性、气化压力匹配性、制氢适应性方面进行比较，中石化茂名分公司高工罗志荣认为，炼厂制氢选择水煤浆气化技术较为合适。

据罗志荣介绍，石油焦是炼厂普遍有的产品，近年来由于环保压力剧增，导致石油焦的销路逐年变窄，且价格下滑。他认为，将其作为煤气化的原料，既可解决关键时刻煤炭的保供问题，又能解决石油焦的出路问题。石油焦具有灰分含量极少等特点，一般不宜采用干法气化技术，适宜水煤浆气化。另外炼厂普遍存在的清罐时产生的油泥目前尚无法回收利用，煤气化装置也可把油泥作为气化原料，这样做既解决了气化原料问题，同时也利于环保。

罗志荣还指出，煤气化制氢要满足炼厂需求，需要将合成气中的CO完全变为氢气，变换的深度很大。水煤浆气化合成气水气比为1.3-1.4时，更有利于变换反应的进行，水煤浆气化工艺合成气中氢气含量相应较高，H2/CO为0.7～1.1，变换负荷较粉煤气化低，更有利于生产氢气。从压力匹配的适应性来讲，水煤浆气化技术也更有优势，其中水煤浆气化最高压力有8.7MPa运行业绩，所产氢气可作为中压柴油加氢装置新氢直接进装置，从而省去新氢机及相关的投资和操作费用。

对于选择什么样的煤气化技术制氢，中石化宁波工程有限公司总工程师肖珍平有自己的看法。他认为，关键要看原料煤的价格、煤种、质量、适应性，以及石油焦的市场价格。粉煤气化与水煤浆气化投资差不多，粉煤气化的煤种适应性相对较广，如果原料煤种不能稳定供应或者水煤浆煤种价格较高时，则不宜考虑采用水煤浆制氢，应考虑选择粉煤气化技术。

中石化宁波工程有限公司工艺系统室主任邢涛则认为，选择什么样的煤气化技术应当从技术投资等方面综合平衡比较。比如国外技术比国内技术投资高，选择国内技术投资成本就低。

中石化金陵石化原总工程师程祖山表示，制氢煤气化装置选择配套废热锅炉流程还是激冷流程要根据炼厂的流程来定，没有统一的模式。他指出，当前煤气化应用于炼厂制氢的最大问题是煤气化制氢装置能否和后续的炼油装置同步连续长周期连续稳定运行。

当前我国炼油装置技术与运行水平已经达到世界先进水平，常减压蒸馏装置的运行周期在3—4年，催化裂化装置的运行周期也达3年。但现在已经投产的煤气化装置连续运行的时间最长仅为500多天，虽然可以通过上备用炉相互切换的方式解决气化炉长周期连续运行的问题，但气化炉后面的洗涤、变换、净化、分离等装置却难以保证连续运行3～4年不停车检修。煤气化装置必须“龙头”与“龙尾”同步跟上，对装置进一步技术攻关，才能解决制氢和后续炼油装置同步连续长周期稳定运行问题，否则就有一定风险。

（来源：中国化工信息网）