试水煤油共炼

沈小波

国内首个煤油共炼项目开车运行在即，此前停留在实验室的工艺路线之争，正转移到这个备受瞩目的工业项目上来。

随国家能源局政策松动，国内正掀起一股总产能达千万吨级的煤制油热潮。但煤制油两大技术路线，煤间接液化制油正在这波热潮中获得统治性的地位。目前在建的煤制油新项目中，全部采用煤间接液化技术。

自神华集团于10年前开建百万吨级煤直接液化项目后，国内再未有新上马的直接液化项目。煤直接液化具有能效高、流程短等优点，但受制于较苛刻的反应条件及较高的操作难度，国内鲜有企业敢再尝试这一技术路线，且由于受到政策制约，目前尚未有第二家企业获批准建设煤直接液化项目。

但数年之前，煤油共炼技术以煤直接液化的改良型技术面目出现，逐渐引起业内的关注。煤油共炼结合了煤直接液化和重油加工两条技术，降低了煤直接液化的操作难度、且并行加工重油，最终获得成品油。

目前国内首个煤油共炼项目即将开车运行，同时亦有相当数量的企业正考虑新建煤油共炼项目。但在理论上具有更高能效、油收率的煤油共炼技术，仍需等待工业项目实际运行的检验。其相关的不同工艺路线，亦有待实践来证明彼此优劣。

保密项目

延长石油煤油共炼项目位于陕西榆林靖边县，毗邻延长所属的榆林炼油厂。11月11日，项目迎来开车前最后一次内部验收。12日，则是开车前领导小组会议，会上将再一次细致讨论项目目前的状况，并最终确定开车具体日期。

该项目占地逾200亩，距榆林炼油厂仅有数公里远，项目除利用延长下属炼化公司（榆炼为炼化公司下属炼油厂之一）的催化油浆外，还共用榆炼的水、电气等公用设施。该项目规划利用45万吨油煤浆（目标22.5万煤，22.5万吨催化油浆），经加氢处理后，生产出逾33万吨的合格油品（含柴油、石脑油、干气等），反应后的残渣进行固化处理。

2011年6月，延长石油与美国KBR公司合作成立了延长石油凯洛格技术公司，进行轻油流化床催化裂化制烯烃、悬浮床煤焦油加氢、煤油共炼等重大科技攻关项目的工程化开发。事实上，煤油共炼项目正是延长石油与KBR合作的产物。延长石油与KBR合作开发出具有共有知识产权的煤油共炼技术后，即于2012年投资建设了该项目。

由于共用了榆林炼油厂水、电、气等公用工程，该项目投资额尚不足20亿元。不过据延长石油总经理助理李大鹏透露，如果系列设施全部自建，项目总投资约在25亿元，“吨油投资成本在7500元。”

该项目利用榆林当地的低阶煤，研磨成极细的煤粉，与榆炼经催化裂化后产生的催化油浆相混合，经煤浆泵调整参数后，进入悬浮床加氢装置反应后，再切割馏分进入固定床加氢装置，最终生产出合格油品。

延长石油曾选送不同煤样分别在美国休斯敦实验室和BP（芝加哥）全球实验室进行了3次累计50余组样试，煤和渣油的转化率均超过90%，这一数据远高于煤单独液化和重油单独加氢裂化的转化率；液体收率（含柴油及石脑油）大幅提升至70%以上。

2013年，延长集团还自己投资兴建了一套煤油共炼装置，隶属于集团下属的碳氢高效利用技术研究中心。“这个装置的规模是日处理1桶油，目的是为了试验和进一步完善、开发技术。”李大鹏说。

据了解，该装置是以油为基准，逐渐提高煤所占的比例。该研究中心一名人士介绍，装置运行煤炭所占油煤浆比例最高可达47%，“其中煤占45%比例时，曾平稳运行超过了5天。”但考虑到工业示范项目放大的风险，项目开车运行后，将起自低点逐步提高煤所占比例，“从5%比例开始，最终目标是达到煤与油1：1的比例。”上述人士介绍。

据了解，煤油共炼所采用的煤须为高活跃性、低灰分的煤种，配混油可选择催化油浆、减压柴油、煤焦油等。延长煤油共炼项目设计时，即配套采用炼化公司生产的催化油浆。“供给还不够，还需外购一部分。”李大鹏说。

尽管煤油共炼可选择多种重油，但目前重油在国内普遍均上马有加工装置，这限制了煤油共炼所需油的供给。延长下属炼化公司所供给的催化油浆，为炼厂渣油催化裂化后剩余难以处理的油浆，数量有限。“催化油浆大约只占炼油规模的3%左右。”榆炼一位人士介绍。

有鉴于此，对延长石油来说。煤油共炼只是集团试水的第一步，目的在于探索工程化经验，最终目的还在于煤直接液化。“我们在利用自己的试验装置开发煤直接液化技术，如果煤油共炼项目开车后运行顺利，下一步将投资百万吨煤直接液化项目。”李大鹏说。

改进技术

神华百万吨煤直接液化项目是世界上首个直接液化工业项目，去年以来，已实现了长周期平稳运行，由于溶剂加氢装置初始设计过小，目前尚未达到设计产能。据了解，这一问题将在规划中的二、三条直接液化生产线中补足，截至神华煤直接液化项目总产能将达400万吨（含70万吨十六烷值改进装置）。

在一位业内专家看来，以神华直接液化项目为范本，煤直接液化技术上还有不尽合理之处。煤直接液化原理为在高温高压下，煤经起始油浆进行加氢反应，逐步裂解，形成煤液化粗油，粗油经加氢稳定后，分离为轻质油和循环溶剂，轻质油经成熟的炼油工艺可进一步精制成汽柴油等。循环溶剂和煤粉配制成油煤浆后，返回到反应器中，作为供氢溶剂继续加氢反应。“煤直接液化的问题在于，返回的循环溶剂并不足够，需要再返回一定规模的柴油馏分。”上述专家认为，柴油馏分直接就可以精制成品油了，再返回进行一遍反应，并不合理。此外，柴油裂化会产生一定量气体，降低油收率，并造成循环溶剂的轻质化。

由此，另一种思路应运而生。在利用煤直接液化后产生的循环溶剂外，在前段再加入一部分外来的油料，补足煤加氢反应所需的溶剂，最终提高整体的能效和油收率，进而也提高经济性，这即是煤油共炼由来，与煤直接液化技术份属同源。

煤油共炼技术关键在于，由于是煤与油浆混合进行加氢反应，煤与油浆的协调性是重点，以及辅助煤与油浆进行加氢的催化剂的催化效果。“这需要试验得到关键的参数，才能协调好煤与油浆，进而使煤油共炼项目平稳运行。”上述专家解释。

在该专家看来，将煤直接液化油收率与煤油共炼油收率直接比较并不公平。“煤油共炼的新鲜进料中50%本身就是油，而直接液化的新鲜进料100%为煤，所以最后油收率肯定要高。”该专家认为，煤油共炼与煤直接液化的设备、工艺流程大同小异，投资成本也相当，“只是通过煤油共炼，可以省掉一套重油加工装置的建设，因此经济效益要优于煤直接液化。”

煤油共炼相对于煤直接液化的另一好处在于，通过利用外部油料，可以降低煤直接液化内部溶剂短缺的失衡风险，进而大大提高了装置操作的平稳度，降低了操作难度。

煤油共炼原则上要求反应活泼、低灰分的煤种，与结构主要为多环芳烃的重质油。这两种原料在国内均有广泛的供给。“关键在于煤与油的协同性，以及在催化剂作用下尽可能充分的反应，这需要同时兼顾煤和油料加氢裂化的反应特性和条件，这是最重要的也是最难解决的。”上述专家称。

此外，煤油共炼配煤油料选择石油基油料如炼厂渣油等，相对煤直接液化来说，可解决产品油十六烷值偏低的问题。但如配煤油料选择煤基油料如煤焦油，产出油品十六烷值仍偏低。有鉴于此，有专家建议，煤油共炼应依托炼厂来建设，一可以解决配煤油料的来源，其次产出的成品油，可以与炼厂炼制出的油品进行调和，解决十六烷值偏低的问题。“或像神华煤直接液化厂一样，配套十六烷值改进剂装置，这个方式投资成本相对要高一些。”

工艺之争

延长煤油共炼项目采用的是延长与美国公司KBR合作开发的技术。目前延长和KBR合作，落地项目除煤油共炼项目外，还有同在榆林，由延长下属安源化工投资建设的50万吨煤焦油加氢装置。

KBR公司技术最早可追溯至上世纪50年代，由德国Veba石油公司开发出煤直接液化技术，并相继建立了中试及工业装置。2002年英国BP石油公司收购Veba公司，并对这一技术进行改进。此后BP公司与KBR公司合作，借力对方的工程化经验，完善煤油共炼技术并在推广，随后加入延长石油集团，三方共有煤油共炼技术知识产权。

但目前在国内，除同样起源Veba公司的个别分支外，国内另一家最主要的煤油共炼技术提供商是煤科总院下属的液化所。上世纪80年代，液化所即开始煤直接液化的研究，并参与到神华直接液化工艺的工程化开发。此后，现任液化所所长张晓静与下属团队，对直接液化技术进行进一步改进，形成了第二代煤直接液化工艺及衍生的煤油共炼工艺、煤焦油加氢工艺等。

2012年年底，延长石油曾与液化所有过接洽，意在利用液化所自有的日处理煤量0.1吨的煤直接液化试验装置，运行并进一步完善KBR煤油共炼技术。最终因费用未能谈拢，未能实现合作，此后延长石油自己建设了一套试验装置。延长石油一名内部人士透露，液化所要价太高，致使未能达成协议。但在张晓静看来，液化所煤油共炼技术脱胎于神华煤直接液化技术，背后有神华百万吨煤直接液化示范装置的实践支撑，液化所经历了多年的研究经验，且具备工程化经验，非外来技术可比，因此具备足够价值支撑更高的价格。

但据张晓静透露，更大的原因在于，延长石油早前已经与KBR签署了技术协议，如果液化所参与合作，将存在外来技术与本土技术的知识产权无法划分的问题。

张晓静非常自信，认为液化所的技术是目前煤直接液化最先进的技术（煤油共炼为煤直接液化衍生技术），而且液化所一直在与国外机构合作，目前仍在和俄罗斯科学院石油化学合成研究所、美国亚申科技等国外公司或研究院进行煤液化、煤油共炼工艺和催化剂技术的合作开发和优化。

但在煤油共炼技术落地方面，KBR先行一步，与延长合作的煤油共炼项目开车在即。液化所目前亦在给国内外数个项目做可行性研究报告，其中就有煤油共炼项目。尽管动作慢于KBR，但液化所并不担心，其一名内部人士称，对延长煤油共炼项目的设计、工艺均持保留态度，需观察其实际运行状况。

在一名液化所人士看来，与外部的竞争相比，更大的阻力来自体制的制约。液化所隶属于央企中煤科工集团下属煤科总院煤化工分院的研究所。国有企业对技术管理均有相应的制度。“目前我们只能做技术许可和工艺包许可，很难实现其他合作方式。”上述人士称，正是这一体制的制约，液化所的技术工业化进程推进缓慢。

上述人士认为，要加速推动技术落地，必须改革制度，放宽管制，吸纳各方面力量迅速扩大应用，以在竞争中获得优势地位。“就目前看来，成立一个专门的公司来推广这些技术是最好的。”该人士称。