试水煤油共炼 看谁先行？
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%是煤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与工艺流程大同小异，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。
尽管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，但事实上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吨的煤直接液化实验装置，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下属的煤化工分院的下属研究所，而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，成立一个公司成立一个专门的公司来推广这些技术是最好的。”该人士称。
（沈小波 能源杂志）