我国煤焦油加氢产业发展现状与展望

周秋成，席引尚，马宝岐

（1.陕西金泰氯碱神木化工有限公司，陕西 榆林 719000；2.西安石油大学，陕西 西安 710065）

引 言

煤焦油加氢是以生产清洁燃料油品为主要目的，将煤焦油在高温、高压、临氢和催化剂的条件下，脱除硫、氮、氧和金属等杂原子，饱和芳烃、烯烃等烃类，进而转化为较低分子量的液体燃料，并副产轻烃、沥青焦等的过程，属于煤化工领域。

我国于1958 年在抚顺石油三厂建成了首套2 万t/a 低温煤焦油液相加氢装置，此后由于大庆油田的开发投产，我国煤焦油加氢技术开发基本停止[1-3]。自20 世纪90 年代以来，为了缓解石油供应不足的状况，我国开始重视煤焦油加氢技术的开发和利用，其水平不断提高，产业规模显著扩大。

近30 年来，我国先后实施了一批煤焦油加氢工业示范项目。尤其自2014 年以来，国家先后发布了十多项政策文件，积极推进煤炭分级分质梯级利用，使煤焦油加氢产业呈现井喷之势[4-5]。本文在综合评价煤焦油的原料特性、产量与加氢产业规模的基础上，分析了煤焦油加氢产业的制约因素，并提出未来发展方向。

1 煤焦油的特性

煤焦油是煤炭在干馏或热解及气化过程中得到的液体产品。由于原料煤种类、干馏温度、加工工艺等不同，得到的煤焦油的组成和性质有较大差别，煤焦油的特性见表1。其中，高温煤焦油是炼焦煤在950 ℃～1 050 ℃下干馏过程中得到的液体产物之一，其焦油产率约为煤质量的3%；中温煤焦油是低变质烟煤在700 ℃～900 ℃下干馏得到的液体产物，其焦油产率约为煤质量的6.5%；中低温煤焦油是低变质烟煤在固定床气化干馏段副产的液体产物之一，其焦油产率约为煤质量的3%；低温煤焦油尚处于研究阶段，未能实现规模工业化生产。

由表1 可以看出，从中低温煤焦油、中温煤焦油到高温煤焦油，其密度、恩氏黏度、甲苯不溶物、C 元素质量分数逐渐增大；H、C 原子比明显下降，从与石油（H、C 原子比 1.5～2.0）接近变化到与煤（H、C 原子比0.5～1.2）接近；高温煤焦油O 元素含量相对大幅度减少。从煤的分子结构看，这主要是因为生产煤焦油所用的煤种随着煤化程度的提高，即从低变质烟煤到较高变质烟煤，其含氧官能团、烷基侧链、桥键逐渐减少，缩合芳香核逐渐增大所致[6]；同时，煤焦油性质的不同与干馏终温也有关。

根据四组分理论，沥青质的相对分子量最大，之后依次为胶质、芳香分、饱和分。由表1 中组分分析可知，中低温、中温煤焦油的饱和分与芳香分质量分数之和均超过60%，即轻组分含量较多，易于加氢饱和；而高温煤焦油的沥青质质量分数较高，达到了28.54%，加氢难度大。由表1 中馏程分析可知，当煤焦油的馏出物比例为50%时，中低温、中温、高温煤焦油的蒸馏温度分别为339 ℃、370 ℃、404 ℃，这表明中低温与中温煤焦油的重质焦油含量相对较少，比较适宜加氢[7]。

表1 煤焦油的特性

2 煤焦油的产量

2019 年，我国煤焦油总产量约为2 510 万t。其中，高温煤焦油约1 850 万t，中温煤焦油约560 万t，中低温煤焦油约100 万t。

2.1 高温煤焦油

2019 年，全国焦化总产能达6.5 亿 t/a，焦炭产量达4.6 亿t，经计算高温煤焦油产能约2 600 万t/a、产量约1 850 万t。高温煤焦油的传统加工方法是采用蒸馏法，将其分馏成轻油馏分（＜170 ℃）、酚油馏分（170 ℃～210 ℃）、萘油馏分（210 ℃～230 ℃）、洗油馏分（230 ℃～300 ℃）、蒽油馏分（300 ℃～360 ℃）和沥青（＞360 ℃），再进一步加工提取多种化工产品[8]。按照蒽油馏分产率为22%计算，其总产量约为410 万t，可加氢利用。我国高温煤焦油产能、产量统计及预测（按焦化行业发展趋势预测）见图1。

图1 我国高温煤焦油产能、产量统计及预测

从图1 可以看出，2014 年—2019 年，我国高温煤焦油产能、产量基本保持平稳，其产量变化最大幅度仅为7.69%（2015 年产量同比降低7.69%）。自2014年开始，高温煤焦油产量逐年递减，其中2017 年高温煤焦油产量达到最低，这主要是由于国家淘汰落后产能政策及焦炭行业开工率较低所致；之后2018 年，随着国家供给侧结构改革效果显现、焦炭行业效益好转，煤焦油产量明显增加。从长期看，随着我国钢铁消费需求下降以及钢铁结构调整、电炉钢比例增加，国内对焦炭的需求将呈现逐渐下降趋势[9-10]，未来高温煤焦油产量将逐渐减少。

2.2 中温煤焦油

2019 年，我国中温热解生产兰炭（半焦）的总产能约1 亿t/a，兰炭产量约5 600 万t，经计算中温煤焦油产能约1 000 万t/a、产量约560 万t。我国中温煤焦油用途较为单一，除少部分用于提取酚类化合物外，绝大部分用于加氢生产清洁油品。我国中温煤焦油产能、产量统计及预测（按焦化行业发展趋势预测）见图2，2019 年中温煤焦油产能分布见图3。

图2 我国中温煤焦油产能、产量统计及预测

由图2 可以看出，2014 年—2019 年，我国中温煤焦油产能、产量逐年增加，但其总量仍较小。由图3 可知，我国中温煤焦油产能均集中在西部地区，其中陕西榆林产能占比达61.39%，其次为新疆自治区，内蒙古鄂尔多斯与宁夏自治区也有少量产能，这主要是由当地煤炭资源属性决定的，形成了中温煤焦油上游产业集群。

图3 2019 年我国中温煤焦油产能分布

中温煤焦油产量的变化主要取决于煤热解产业发展及兰炭产品市场。当前，兰炭主要用于传统高耗能的电石、铁合金、合成氨等领域，其高炉喷吹料、民用洁净煤市场仍有待进一步开拓。在传统产业环保治理及转型升级的政策要求下，兰炭行业现有较低的开工率及萎缩的市场需求，将难以保障中温煤焦油的稳定供应。从长期看，煤热解分质利用属于国家政策鼓励类型，加之兰炭产品具有一系列优良的特性，且价格较为低廉，国内对其需求将呈现递增趋势，未来中温煤焦油产量还将有一定程度的增长。

2.3 中低温煤焦油

目前，国内大多数煤气发生炉产生的中低温煤焦油未能进行有效利用，仅有大型的、采用鲁奇固定床气化技术生产化工产品的企业，会副产一定量的中低温煤焦油。另外，新型煤制天然气项目也副产一定量的煤焦油。2019 年，我国中低温煤焦油产量约100 万t，其中煤制天然气项目副产焦油约40 万t。

随着国内环保综合整治力度的不断加强，传统的煤气发生炉将逐步淘汰。煤制天然气方面，截至2019年底，我国已核准的产能规模达251 亿m3/a，但建成产能仅为51 亿m3/a，尚有200 亿m3/a 产能正在建设或处于项目前期工作中。若上述核准规模全部建设完成（根据目前形势看，各项目进展均比较缓慢），中低温煤焦油产能约可再增加150 万t/a。总体来看，中低温煤焦油产量仍偏小、且增长较缓慢。

3 煤焦油加氢产业规模

截至2019 年底，煤焦油加氢项目总规模已达839.6 万t/a，可生产各类油品约700 万t/a。其中，中低温、中温煤焦油加氢产能已达到495.8 万t/a，开发应用了轻馏分加氢、延迟焦化- 加氢、全馏分加氢、宽馏分加氢、沸腾床加氢、悬浮床加氢等一系列技术；另外，高温煤焦油加氢，尤其是蒽油加氢产业规模不断扩大。我国煤焦油加氢所用原料分布见表2，产能分布见表3，已建成加氢项目见表4。

表2 我国煤焦油加氢所用原料分布

表3 我国煤焦油加氢产能地区分布

由表2 可知，我国煤焦油加氢所用原料主要为中温煤焦油，其次为高温煤焦油，中低温煤焦油较少。由表3 可知，陕西为我国煤焦油加氢产能最大的省份，建成企业数为7 个，其产能占全国的28.92%；新疆和山东煤焦油加氢产能分别位列第二、第三，其产能分别占全国的18.46%、14.29%。

虽然我国目前已建成煤焦油加氢总产能为839.6 万t/a，但由于原料供应、装备技术和生产操作等因素的制约，实际开工率约为80%，则可生产清洁油品约为550 万t/a（油品收率按80%计算）。截至2019 年底，我国在建和规划中的煤焦油加氢项目产能达3 200 万t/a。若在近五年内拟在建项目可建成30%（约960 万t/a），我国煤焦油加氢总产能将达到1 800 万t/a，将可生产各类油品约1 400 万t/a。

表4 我国已建成煤焦油加氢项目统计

4 制约因素与发展方向

4.1 制约因素

从20 世纪90 年代以来，我国科研单位根据煤焦油原料的组成及特性，在石油加氢工艺技术及催化剂研究应用的基础上，将其借鉴改进并应用到煤焦油加氢领域，但由于加氢产业发展过快及所处发展阶段影响，在原料、市场、技术、环保等方面仍存在诸多制约。

4.1.1 原料供需矛盾将凸显

2019 年，我国中低温和中温煤焦油产量共有约660 万t，相应已投产的加氢项目规模为495.8 万t；高温煤焦油产量约为1 850 万t，其中蒽油馏分产量约为410 万t，相应已投产的加氢规模为343.8 万t。若考虑煤焦油在其他深加工应用领域的拓展，加氢产业原料供需基本平衡。

据预测煤焦油产量将长期维持平稳并略有下降，但现已在建和规划的加氢项目总产能已远超国内可有效供给的煤焦油总量。一旦这些项目全部投产，将会引发煤焦油资源的争夺，使得原料供应紧张问题凸显，不但会推高煤焦油市场价格，也会导致不少装置开工率降低，使企业经济效益下滑。同时，如何获得廉价易得的氢源也是原料制约的因素之一。

4.1.2 产品市场变数较多

按照国家汽油、柴油质量指标要求，煤焦油加氢项目所生产的汽油辛烷值和柴油十六烷值均不达标且较低，出厂售价亦低于石油炼制产品。在国内炼油能力严重过剩、原油进口资质不断放开的背景下，加之国际油价动荡及醇醚燃料等石油替代能源的竞争，作为石油有效补充的煤焦油加氢项目，其产品价格将难以得到保障。

当前的煤焦油加氢项目多以环保类项目立项，汽油按照化工轻油、柴油按照燃料油出厂销售，因而免除汽、柴油消费税，仅有个别地方收取少量定额税。一旦执行严格的成品油消费税政策，企业效益将面临巨大考验。

4.1.3 工艺技术亟需提升

现已运行的加氢项目中，仅有少数装置（企业）实现了“安、稳、长、满”运行，并获得良好的经济效益。仍有部分企业虽已建成投产，但由于工艺技术缺陷，尚未达到设计要求。

工艺技术制约主要表现在以下两个方面：（1）技术水平。现有加氢技术的产品中，以低端低附加值居多，高附加值有机化工产品较少，且重质馏分未得到合理利用；催化剂选择不合理，氢耗高而油品产率较低，能耗高、污染物排放大。不同地域的煤焦油由于组成及性质的差异，其工艺技术的经济性、适用性、可控性有待提高。（2）装置运行。加氢过程中放热大、床层温升不易控制、易飞温，造成催化剂结焦的速率增大，同时催化剂的中毒、失活等均导致加氢装置的运行周期缩短；煤焦油预处理效果不理想，导致后续加氢难度较大[11]。

4.1.4 “三废”治理仍需加强

煤焦油加氢生产过程中不可避免地存在着污染物排放问题，其“三废”主要有：（1）废气：包括制氢解吸气、加热炉烟气、原料产品罐区VOCs 等；（2）废水：包括煤焦油预处理产生的含油污水、加氢过程产生的酸性水、脱盐水排水、清净下水等；（3）固废：包括废催化剂、焦油渣。其中，废水污染程度较重、处理难度大，现已建成的加氢项目均进行了治理。

目前，煤焦油加氢过程废气排放量大、无组织排放较多、控制难度大；废水虽达标排放，但排放总量大，应向低排放甚至零排放方向迈进。随着我国环保要求的日趋严格，“三废”治理难度、投资、运行费用等都将进一步加大。

4.2 发展方向

当前，我国煤焦油加氢产业正处在推进供给侧结构性改革、实现高质量发展的攻关期，同时面临煤焦油原料紧缺等严峻形势，如何突破瓶颈、提升水平，迈向新的发展阶段，将成为关键。

4.2.1 坚持油化并举

以生产汽、柴油品为主，在兼顾传统油品质量升级的同时开发特种油品及化学品，是产业发展的一个方向。发挥煤焦油加氢油品低硫、低氮的特点，满足国家环保和运输行业的要求。同时，进一步提高油品产率、催化剂寿命及装置运行周期，降低运行成本及能耗。

对煤焦油加氢产品进行分质利用，生产高端油品及化学品。如将汽油馏分深加工，可生产环保溶剂油、重整制芳烃；柴油馏分深加工，可生产火箭煤油[12]、航空煤油、变压器油、冷冻机油、橡胶油等特种油品及煤基蜡产品[13]。

4.2.2 装置大型化

合理的装置规模才能实现运行成本最低、经济效益最大。装置大型化的优点主要体现在：（1）能集中加工难于处理的重质沥青、含量较少的高附加值产品；（2）降低操作费用和能耗，易于实现自动化控制，提高产品收率和质量，提高劳动效率；（3）节约占地，可有效降低“三废”处理与综合利用的建设投资、综合成本，有利于环境保护[14]。

由于煤焦油原料分布分散、产量较小，现有的加氢装置规模普遍偏小。根据国内外石油炼制工业经验推算，当煤焦油加氢规模由25 万t/a 增加到50 万t/a 时，规模增加1 倍，投资增加0.7 倍，生产运行费用降低10%左右，劳动生产率提高20%以上，占地面积和材料消耗也随之减少。考虑煤焦油产量半径的经济性，加氢装置规模宜为 50 万 t/a～100 万 t/a。

4.2.3 生产智能化

智能化工厂建设是煤焦油加氢产业发展的必然趋势。随着云计算、人工智能等新一代信息技术的发展，以预测控制、智能控制等为核心的先进控制技术在流程行业得到了成功应用。煤焦油加氢作为典型的流程行业，其特点是管道式流体输送，生产连续性强，流程比较规范。促进新一代信息技术与煤焦油加氢技术的融合，推动智能化工厂的建设，将为加氢行业注入新动力。

煤焦油加氢装置智能化的重点在于加工方案、过程管控、产品调节、供应链衔接等煤焦油全过程的在线模拟与优化，也应关注基于分子炼油技术的智能化生产。美国炼油公司通过生产智能化建设，使能耗降低 15%～20%[15]。

4.2.4 过程绿色化

过程绿色化在提高煤焦油的使用效率、减少污染、提升生产转化率方面都提出了新的方向和要求，对于煤焦油加氢行业的发展具有重要的意义。一方面要加大创新力度，重点包括开发新型绿色友好加氢催化剂、重质组分高效转化技术、过程清洁化技术、环保节能技术、VOCs 治理技术等，同时应关注与煤间接制油、煤油混炼等技术的耦合；另一方面建立量化指标体系，如油品转化率、吨产品氢耗、综合能耗、吨产品“三废”排放、吨产品环保投资、吨产品利润、总资产收益率等方面内容。