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该项目总投资17942 万元，由茂名石化投资建设，项目位于茂名市河西工业集中区（炼油厂内），更多项目内容如下：
1、项目建设概况
2018 年11 月5 日，中国石油化工股份有限公司茂名分公司（以下简称“茂名分公司”）260 万吨/年浆态床渣油加氢装置，取得原茂名市环境保护局《关于中国石油化工股份有限公司茂名分公司产品结构优化项目环境影响报告书的批复》（茂环审[2018]28 号），项目建设内容包括：主体工程为260 万吨/年浆态床渣油加氢装置；项目副产的油渣（尾渣），送往厂内焦化装置作为原料。
2020 年12 月31 日，茂名分公司260 万吨/年浆态床渣油加氢装置成功投产，将重质、劣质原油高效转化为清洁油品，从而实现了产品结构优化，该装置产出的副产品18.59t/h（446 t/d）油渣（尾渣），目前送往厂内焦化装置作为原料，制石油焦（焦炭），由于油渣进入焦化装置后导致焦化装置的残炭偏高，造成焦炭灰分指标、金属（钒、铁、镍）指标难以满足《石油焦（生焦）》（NB/SH/T0527-2019）质量标准，部分焦炭样品为不合格品。
茂名分公司拟将目前油渣焦化制石油焦，调整为将油渣气化制合成气，拟利用茂名分公司现有煤制氢装置，建设“煤制氢装置原料提效及油渣利用技术改造项目（以下简称“本项目”）”将油渣作为煤制氢装置的原料，采用SE 水煤（焦）浆气化技术，进行气化获取合成气产品（CO+H2），并将灰渣进行资源化处置，实现煤油耦合气化。
中国石化与华东理工大学合作开发的SE 水煤（焦）浆气化技术示范装置已于2019 年1 月在镇海炼化投入运行，运行水平与技术指标国内外领先。该技术的核心装备——双料浆通道烧嘴具有内外两个独立的料浆通道，可同时处理两种不同性质的物料，同时具备使用寿命长的特点，为利用煤气化装置耦合处理油渣提供了可靠的技术支持。
2021 年3 月18 日，中国石化茂名分公司煤制氢装置原料提效及油渣利用技术改造项目取得广东省技术改造投资项目备案证（项目代码：2103-440902-04-02-847747），备案证编号为210902251130001，备案机关为茂名市茂南区科工商务局。项目主要内容：
拟对茂名分公司炼油厂内煤制氢装置进行原料提效及油渣利用技术改造，改造内容包括新增煤浆提浓系统；新增油渣的储存与输送、冲洗油系统及管线；新增1 台高压灰水泵；优化气化烧嘴、文丘里洗涤器、耐火砖结构，改造中间渣仓及相关配套设施。项目总投资：17942 万元。
本项目拟对现有20 万Nm3/h 煤制氢装置进行改造，改造两台气化炉（气化炉B 和C），使一台气化炉的投料能力由日处理干基煤1500t/d 改造为日处理1680t/d 煤，单炉产有效气产量由10.5 万Nm3/h 提升至12.5 万Nm3/h，使另一台单台气化炉的投料能力由日处理干基煤1500t/d 改造为日处理1150t/d 煤+446t/d 油渣，单炉产有效气产量由10.5 万Nm3/h 提升至13.5 万Nm3/h。改造后产品气从20 万Nm3/h 增加至24.8 万Nm3/h（其中氢气线从18.8 万Nm3/h 增加至23.6 万Nm3/h），现有的异壬醇合成气（主要成份CO+H2）1.2 万Nm3/h 产量保持不变，副产品仍为克劳斯气（主要成份CO2+H2S）和二氧化碳气体。
现有20 万Nm3/h 煤制氢装置属茂名分公司油品质量升级改造工程的子项目，以煤、石油焦为原料，通过制浆（石油焦、原料煤经过料浆制备单元制成合格料浆）、气化（料浆与空分装置提供的氧气一起进入气化单元的气化炉，发生氧化反应，反应生成的粗合成气主要组成为氢气、一氧化碳和二氧化碳）、变换（粗合成气进入一氧化碳变换单元，发生一氧化碳与水蒸汽变换反应，生成氢气和二氧化碳）、酸性气体脱除（采用低温甲醇洗技术，通过不同温度的物理吸收解吸，脱除工艺气中的CO2 和H2S 等酸性气组分）和甲烷化（碳、一氧化碳、二氧化碳与氢气反应生成甲烷和水蒸汽，通过冷却使水蒸汽冷凝分离，得到只含甲烷杂质的合格氢气）等工艺。
茂名分公司油品质量升级改造工程于2010 年12 月9 日取得原国家环境保护部关于中国石油化工股份有限公司茂名分公司油品质量升级改造工程环境影响报告书的批复》（环审［2010］406 号），于2016 年7 月5 日取得《广东省环境保护厅关于中国石油化工股份有限公司茂名分公司油品质量升级改造工程配套污染防治设施竣工环境保护验收意见的函》（粤环审[2016]340 号）。
2、项目建设必要性
2020 年12 月31 日，中国石化茂名石化260 万吨/年浆态床渣油加氢装置成功投产，该装置采用意大利ENI-EST 工艺技术，可将重质、劣质原油高效转化为清洁油品，具有转化能力强、轻油收率高等显著技术优势，能更好适应原料性质变化，实现产品结构优化。该装置的产出的18.59t/h 油渣，由于具有粘度高、灰分含量高、杂质含量高、成分复杂、难处理的特点。因此，浆态床渣油加氢装置所产的油渣在炼油厂内寻求合适的去向是当务之急。
浆态床渣油装置的油渣有多种回收处理方式，包括①送入焦化装置作为原料、②作为CFB 锅炉燃料、③送入煤制氢装置进行煤油共气化。从长期运行看，浆态床渣油装置的油渣送焦化装置不是最优方案。
经研究比对分析，中国石油化工股份有限公司茂名分公司桨态床渣油加氢装置的副产品油渣目前进入焦化装置后导致焦化装置的残炭偏高、焦炭灰分指标不合格、产品金属含量不合格等问题。油渣改为进入煤制氢装置，不仅能提高油渣的单位产氢量，且能够降低全厂制氢成本、高效回收油渣中的贵金属，因此，无论从经济性、技术可行性、环保性角度看，桨态床渣油加氢装置的油渣送入煤制氢进行煤油共气化为处理油渣最为可行的方案。因此，本项目的建设是必要的。
3、项目建设特点
煤油耦合气化充分利用油渣高热值、低灰分、碳氢元素含量高的原料特点和比氧耗低、比油耗低的气化反应优势，基于现有气化装置设备能力与空分供氧能力，通过油渣与煤浆耦合气化提升装置有效气供给能力。对现有煤制氢装置三台水煤浆气化炉中的两台进行煤油耦合气化改造，改造后单台气化炉可以处理18.59t/h 油渣。同时为进一步提高现有煤制氢装置的产气量，降低比煤耗和比氧耗，对现有煤浆制备系统进行煤浆提浓系统改造，煤浆浓度从60%提升2 个百分点至62%。
为实现对煤油耦合气化产生的粗渣单独回收，对原输渣系统进行煤渣分炉回收改造。
4、项目结论
本项目运营期废水、废气、噪声等各类污染物通过各项环保设施、措施处理后达标排放，固体废物得到安全处置。在采取相应的防范和减缓措施后，对大气、地表水、地下水、声环境和土壤环境影响不大，项目环境风险处于可接受水平。根据公众参与调查结果，在第一次网络公示、第二次网络公示、登报公示、现场张贴公示期间，建设单位及环评单位均未收到公众对该项目的反馈意见，没有收到公众投诉。因此，只要建设单位严格执行国家有关环保法规，认真落实本报告提出的各项环保措施和环境风险防范措施，从环保角度项目建设可行。
