中国报告大厅网讯，随着全球经济的持续发展，原油需求不断增长，优质原油比例逐渐减少，含硫较高的重质及劣质原油占比日益提升，这直接导致其副产品石油焦中高硫石油焦的产量逐年增加。2017 年，国内延迟焦化装置产能达 12880×10⁴t/a，石油焦产量为 2721.7×10⁴t/a，其中高硫石油焦的比例约占 50%。当前，高硫石油焦主要用作 CFB 锅炉燃料，但燃烧过程中会排放大量 SOₓ、NOₓ等污染性气体，限制了其大规模利用。同时，国家产能结构调整和环保要求不断提高，电解铝、玻璃、水泥等石油焦传统应用领域的过剩产能逐步被消化，高硫石油焦市场空间进一步收缩，如何经济、环保地利用高硫石油焦成为行业亟待解决的问题，而高硫石油焦配煤气化制取合成气的技术，不仅为解决石油焦利用难题提供了方向，也为2025年石油焦行业投资开辟了新路径。以下是2025年石油焦行业投资分析。
随着原油加工结构的变化，石油焦产量持续增长，其中高硫石油焦占比已达 50% 左右，传统利用方式的污染问题和市场收缩困境，推动了石油焦气化技术的发展与应用。高硫石油焦气化是指以石油焦或者煤焦掺烧为原料，以氧气、水蒸气等为气化剂，在一定的温度和压力下通过化学反应生产合成气(有效成分 CO 和 H₂)，合成气可用作工业燃气或化工合成原料。在这一过程中，石油焦所含的硫元素会转化成 H₂S 和 SO₂，可通过克劳斯反应变成单质硫回收，重金属则以渣的形式排出气化炉，几乎不产生环境污染，是能源高效洁净利用的绿色技术。
目前，国内外已有多个气化技术掺烧石油焦的工业应用案例，具体应用业绩如下：日本 Ube 合成氨厂采用 GE 气化技术，以 100% 石油焦为原料，产能 1250t/d，产品为合成氨;美国 Tampa 电厂运用 GE 气化技术，原料为煤 / 石油焦(50/50)，产能 2400t/d，用于生产电力;中石化金陵分公司采用 GE 气化技术，原料配比为煤 / 石油焦(50/50)，产能 2200t/d，产品为氢气、合成氨;中石化镇海炼化分公司使用 SE 平推流气化技术，原料为煤 / 石油焦(25/75)，产能 1000t/d，产品为氢气;宁波中金石化有限公司采用多喷嘴气化技术，原料配比煤 / 石油焦(25/75)，产能 1000t/d，产品为合成气;贵州天福化工有限责任公司运用 Shell 气化技术，原料为煤 / 石油焦(75/25)，产能 2000t/d，产品为合成氨;云南大为制氨有限公司采用 Shell 气化技术，原料配比煤 / 石油焦(75/25)，产能 3000t/d，产品为合成氨。
煤气化技术主要分为固定床、流化床和气流床三种类型。固定床气化采用 5~50mm 的块煤进料，对原料的热稳定性、黏结性要求较高，有效气(CO+H₂)产率低，环保问题较多;流化床气化采用碎煤进料，气化温度较低，热煤气夹带粉尘，处理过程较复杂，要求原料有较好的反应活性;气流床气化是目前最主流、最先进的气化技术，主要有 Shell 粉煤气化、SE 粉煤气化、GE 水煤浆气化、多喷嘴水煤浆气化等，其原料适应范围宽、能耗低、有利环保，适用于高硫石油焦气化。
石油焦是炼厂生产燃料油、润滑油脂等产品后得到的副产品，由微小石墨结晶形成的粒状、柱状或针状碳体物构成，通常呈现黑色或暗灰色。石油焦由碳氢化合物组成，其中含碳 85%~97%，含氢 1.5%~8%，还含有氮、氯、硫及重金属成分，其低热值约为煤的 1.5~2 倍，具有 “一稳、二低、三高”(性质和组成比煤相对稳定;低灰分、低挥发分;碳高、硫高、发热量高)的特点。不过，石油焦气化存在两方面技术难点，一是石油焦的气化反应活性较差，导致气化碳转化率偏低，出气化炉合成气含尘量过大且灰渣比高，不利于装置稳定经济运行;二是石油焦颗粒表面疏水性强，但石油焦浆稳定性差、黏度较高。
为实现较高的气化效率和良好的合成气组分，水煤浆气化对原料有特定要求，包括较好的成浆性、反应活性、发热量、可磨性，较低的灰熔点，较好的黏温特性以及较低的灰分，具体煤质要求如下：全水分(Mₜ)≤16%，内水≤10%，灰分(Aₐd)≥12%，挥发分(Vₐd)≥26%，成浆性浓度 60.0~65.0%，低位发热量(Qₙₑₜ，ₐᵣ)≥21MJ・kg⁻¹，硫(Sₜ，ₐd)0.5~5.0%，流动温度(FT)1100~1300℃，可磨指数(HGI)≥50，氯 + 氟含量≤500×10⁻⁶。
在成浆性方面，石油焦成浆性良好，成浆浓度普遍在 70% 左右，其表面强疏水性和较大真密度有利于提高成浆浓度，但高浓度石油焦浆体空间结构紧密，无法像水煤浆一样高效泵送雾化，制约了石油焦浆应用。褐煤的掺配可增强浆体假塑性、提升稳定性，但褐煤大量内水会降低成浆浓度，综合考虑浆体流体特性、稳定性和成浆浓度，当煤焦比为 2:3 时，可制得浓度大于 60%、稳定性较好、具有假塑性流体的褐煤焦浆。
反应活性上，石油焦的气化反应活性远低于一般煤，甚至低于石墨，单独气化受到限制。热壁式水煤浆气化温度受耐火材料承受温度限制，无法在超过 1450℃时长期运行，反应温度提升幅度有限，掺烧添加剂是改善石油焦反应活性的途径之一，碱金属 K、Na，碱土金属 Ca 和过渡金属 Fe 等元素对气化反应具有较高催化活性，选用富含这些金属元素的工业废料与石油焦混烧是操作性较强的解决方案。
灰熔点方面，石油焦的真实灰熔点通常高于 1400℃，对于热壁式气化炉，使用灰熔点高于 1400℃的原料时需添加助熔剂降低灰熔点，常用助熔剂有石灰石、氧化铁等，且助熔剂种类和用量需根据石油焦特性调整。此外，石油焦灰分中微量的 Ni、V 等金属元素在高温下会冲蚀气化炉耐火砖，缩短其使用寿命，将石油焦与低灰熔点的煤混烧，掺烧煤可作为 Ni、V 等化合物的载体，使其随灰渣一起排出气化炉。
黏温特性上，水煤浆气化在合适黏度范围内操作，既利于耐火砖表面形成灰渣保护层，又不致堵塞渣口，黏温特性与灰熔点密切相关，最佳黏度控制在 15~40Pa・s。若石油焦黏温曲线过陡，可通过添加助熔剂或 SiO₂等组分调节，扩宽黏温区间;也可采用混煤方案，选用适当煤种、调节掺煤比例，得到合适的黏温曲线。
粉煤气化能在比水煤浆气化更高的反应温度下操作，对原料反应活性相对不敏感，在灰渣中碱金属作用下，可取得较高的单程碳转化率，有利于提高石油焦反应制气效率。粉煤气化工艺对煤质要求如下：灰中 SiO₂/Al₂O₃1.7~2.7，灰中 Fe₂O₃含量≤18%，灰熔点(FT)1300~1400℃，全水分(Mₜ)≤2%，灰分(Aₐd)11.0~25.0%，硫(Sₜ，ₐd)0.5~3.0%，可磨指数(HGI)40~170，氯 + 氟含量≤0.05×10⁻⁶，挥发分(Vₙₐf)≤25%。
灰含量方面，粉煤气化装置反应室采用 “以渣抗渣” 的水冷壁结构，若灰分含量太低，气化炉热损大，不利于炉壁抗渣保护，影响使用寿命，水冷壁气化炉原料灰分含量一般要求为 11%~25%，在此灰分下运行，既能保证水冷壁正常挂渣，又能控制系统灰含量，减少设备管道和阀门磨损。但石油焦灰分含量很低，一般在 0.5% 左右，制约了其作为单一原料用于粉煤气化，采用水冷壁结构的水煤浆气化装置也存在同样问题。气化石油焦时可掺烧来自燃煤电站的煤灰或高灰煤，优先选用掺入高灰煤的方式避免灰渣循环，同时确保产生无浸析的渣。
灰熔点上，粉煤气化技术原料使用性强，气化炉内温度可达 1400~1700℃，适用于低气化活性的石油焦做气化原料，通过与高灰分、高气化活性的原料煤混配，可提高入炉煤原料的适用性，提升气化装置运行稳定性。若石油焦灰熔点较高，制粉前应添加一定比例的助熔剂(例如 CaCO₃)降低灰熔点，同时改善熔渣流动状况，使水冷壁挂渣和气化炉排渣顺利进行。
微量金属元素方面，高硫石油焦中一般含有钾、铅、硅、铁、钒、砷等微量金属，其中硅、铁、钒的含量能满足粉煤气化设计要求，但砷容易引起气化过程中高压高温飞灰过滤器中的弹簧断裂，还可能导致变换催化剂永久性中毒。
综合来看，受限于石油焦低灰、高熔点的性质，以石油焦为单一原料进行粉煤气化存在一定难度。通过合适的煤焦配比可制得满足气化要求的高浓度水焦浆;通过与煤、煤灰以及其他添加剂的掺烧，能有效改善石油焦的气化活性，降低灰熔点，满足气化炉使用要求，水煤浆及粉煤气化技术采用石油焦作为原料在技术层面完全可行。
为统一技术经济评价范围和比较基准，粉煤气化装置和水煤浆气化装置合成气产量均设定为 15.3×10⁴m³/h，分别对全煤工况、煤焦掺烧(7:3)工况和全焦工况进行比较。设计范围自原料煤进入气化装置至合成气经洗涤除灰后送出气化界区，主要包括原料制备、气化、除渣、洗涤、灰水处理及公用工程等相关系统，不包括空分、石油焦的储运与预处理以及气化下游的净化装置。
《2025-2030年中国石油焦市场专题研究及市场前景预测评估报告》显示，碳转化率是衡量气化反应深度的重要指标，指合成气中的碳元素含量与入炉碳元素含量的比值，碳转化率高，则气化反应深度高、气量多，气化炉运行经济;反之则运行不经济。通过对比不同工况的碳转化率发现，随着石油焦掺烧比例的提高，碳转化率呈下降趋势，因此在掺烧石油焦的比例上需加强管理，严格控制掺烧比例。此外，石油焦气化过程的单程碳转化率为 86%~90%，在工业实践中可设计专门的灰渣循环系统，将大部分细灰返回到气化炉中，从而将总碳转化率提高到 95% 以上。
以石油焦为原料时，煤气化装置需应对细渣、细灰产量增加的情况，适当增大设备、管道的尺寸，提升细渣处理与输送系统的处理能力。高硫石油焦气化得到的合成气中 H₂S 含量高，CO 变换产生的 CO₂也有一定程度增加，这使得酸性气体脱除单元的吸收与解吸设备尺寸、溶剂循环量、溶剂再生能耗、溶剂输送功耗等均有一定程度上升。同时，通过酸性气体脱除单元富集的硫化氢总量将增加 3~5 倍，配套硫回收装置能力需有较大程度提升。
从气化技术方案对比来看，粉煤气化装置投资略高于水煤浆气化方案，采用高硫石油焦与煤的混合原料相较于采用全煤为原料，装置投资会因灰渣处理和设备、管道材质升级而略有上升。
按照原料价格计算，粉煤气化方案中，全煤工况的原料成本为 145.4 万元 /d，煤焦掺烧(7:3)工况的原料成本为 131 万元 /d;水煤浆气化方案中，全煤工况的原料成本为 157.7 万元 /d，煤焦掺烧(7:3)工况的原料成本为 143.2 万元 /d，全焦工况的原料成本为 112.7 万元 /d。在相同产气量工况下，石油焦掺烧比例越高，经济性越好。
高硫石油焦产量逐年增加，传统利用方式存在污染问题，不利于环保，且当前石油焦生产过剩，转化利用方式亟需创新。气化技术作为能源清洁高效利用的绿色技术，虽受石油焦灰分低、灰熔点高、反应活性较差等因素制约其在气化装置上的应用，但利用石油焦掺烧气化的方式，能有效改善石油焦气化性能，是高效利用石油焦的可行途径，在工业应用中已得到实践验证。
通过与煤、煤灰以及其他添加剂的掺烧，可有效改善石油焦的气化性质，满足气化炉的使用要求。从经济层面来看，石油焦掺烧会增加气化装置及净化装置投资，但在相同产气量的工况下，石油焦掺烧能降低原料成本，且掺烧比例越高，原料成本优势越明显，为石油焦行业投资提供了经济可行性支撑。
对于未来石油焦行业投资与发展，建议深入开展石油焦气化掺配方案研究，重点探究不同掺配比例的高硫石油焦在可磨性、粉体输送特性、气化反应性等方面的性质变化规律，从而找出不同类型气化装置合适的高硫石油焦掺配方案;同时，加强石油焦掺烧对气化炉配套装置影响的研究，以及高硫石油焦气化产生的硫化氢和细灰对装置影响的研究，为石油焦气化技术的优化升级和行业投资决策提供更全面的技术支撑，推动石油焦行业朝着清洁、高效、经济的方向发展，助力 2025 年及未来石油焦行业投资实现良好效益。
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