十年历程：煤直接液化技术发展三问
中国能源报
2018-08-29 14:33
摘要：作为全球唯一拥有工业化生产线的示范项目——国家能源集团(原属神华集团)自主研发的煤直接液化制油技术迎来新进展。
作为全球唯一拥有工业化生产线的示范项目——国家能源集团(原属神华集团)自主研发的煤直接液化制油技术迎来新进展。国家能源集团总经理凌文日前对外透露，近期将建设第二、第三条煤直接液化生产线，扩大煤炭清洁高效利用规模。
实际上，早在2004年，原神华集团就已启动建设全球首条煤直接液化百万吨级示范生产线，并于2008年底成功试产。我国也凭借10余年研究及运行经验，成为世界上第一个掌握百万吨级直接液化工程关键技术的国家。全球首个工业化示范项目的运行状况如何?10多年后再建2条生产线，有哪些新的期待?未来，煤炭直接制油技术又将如何发展?带着问题，记者采访了多位业内人士。
全球唯一的百万吨级示范项目，发展状况如何?
煤直接液化技术以煤为原料制取柴油、石脑油等油品，即通过氢气、催化剂等共同作用将煤炭直接转化为液体燃料。这种煤转化技术，早在上世纪20年代便已在欧洲实现工业化。
“从德国率先应用的条件苛刻且不计成本的第一代技术，到上世纪七八十年代德、美、日等国新拓展开发的二代技术，再到上世纪90年代末原神华集团开启的新一代煤直接液化现代技术的研发和工程化，虽有多个国家先后尝试，但截至目前，只有我国实现了这项技术的大规模工业化发展，首条生产线仅规模为国外最大同类中试装置的数十倍。”原神华煤制油研究中心董事长、直接液化国家工程实验室主任、北京三聚环保新材料股份有限公司副总裁任相坤告诉记者。
任相坤表示，从最初的小试、中试，再到建立百万吨级工业装置，首条生产线一举实现三大“突破”，示范了世界首套工业化神华现代煤直接液化工艺、低成本高效液化催化剂、液化油的提质加工、大型特种装备、工程化等关键技术和集成技术的可行性、可靠性、经济性。同时在借鉴世界先进工程化经验的基础上，这些核心技术均由我国自主研发，形成了拥有完全自主知识产权的煤炭直接液化成套产业化技术。
作为全球唯一在运的煤直接液化工业化生产线，其发展自然备受关注。据国家能源集团鄂尔多斯煤制油分公司副总工程师胡庆斌介绍，项目设计年产柴油、石脑油、液化石油气108万吨，2008年底一次试车成功后，逐步实现长周期、满负荷、安全稳定运行，去年实际产量达86万吨。在运行设计值310天的基础上，最近两次分别实现单个运行周期420天、410天的突破。
10余年后再次上新，如何向示范项目取长补短?
首条生产线的成功运行，还只是开始。根据公开资料，国家能源集团煤直接液化项目的总建设规模为年产油品500万吨。一位业内权威人士向记者透露，其实早在四五年前，第二、第三条生产线就已进入筹备。
“示范项目的运行，验证煤直接液化技术在我国具备大规模工业化的条件，且已不存在技术风险或瓶颈，这也是重要的可借鉴经验。但即便如此，各方对第二、第三条生产线依然谨慎，它不是在示范项目的基础上简单罗列，而要取长补短，尤其对前期不足进行弥补优化，以获得更大利润空间。”该人士称。
对此“利润空间”，据国家能源集团测算，目前每生产1吨油品耗煤约3.5吨，扣除燃料煤，每生产1吨产品使用2吨原料煤，相当于国际原油价格高于55美元/桶时，即可实现不亏损。第二、第三条生产线若能将出油率提升10%左右，参照原油价格的盈亏点则有望降至50美元/桶以下。
要进一步提升出油率，在国家能源集团北京低碳清洁能源研究所洁净煤技术中心主任李文华看来，可从催化剂、氢耗、溶剂等关键环节入手。“以氢耗为例，因煤的分子结构中含大量碳原子及较少氢原子，与石油恰好相反，需通过加氢实现液化。但液化成油的同时，氢气也将与煤中的氢、碳等反应生成水、甲烷等副产品，相当于无效氢耗部分。同等出油的情况下，若能进一步控制无效氢耗、减少非目标产品，出油率相应提高、成本随之降低。”
另据测算，建设投资每下降1000元，项目可承受的原油价格约下降5美元/桶，对内收益率的贡献值为0.8%-1.2%。“因当时的工程化装备水平有限，示范项目虽实现了技术突破，在部分阀门、循环泵、高温高压输送泵等关键设备上仍依赖进口，一定程度上增加了成本。”上述人士指出，随着核心装备国产化水平提升，设备制造、辅助配套设施等成本有望得到进一步控制。
自主创新、率先突破的基础上，未来还可如何完善?
从最初借鉴吸收国外先进技术，到实现成套技术自主创新;从研究起步晚于世界他国，到率先完成工业化规模发展，我国现为全球第一个掌握百万吨级煤直接液化工程关键技术的国家。
不过也有专家指出，在所有煤化工分支领域，直接液化的生产要求其实最为苛刻，从一开始的选煤要求就比较高。“我国不缺符合质量的原料煤，但也不是每个地区的煤种都可为其所用。换句话说，不同于大多数热门的煤化工项目，直接液化并不适合‘遍地开花’。”既然不宜在数量上“做文章”，未来还有哪些突破空间呢?
首先在产品多样性上。记者了解到，现阶段直接液化产出的油品多为柴油、石脑油等常规燃料，品种相对单一。这也导致直接液化项目对油价波动异常敏感，国际油价将通过石化产品价格，直接反映在直接液化项目的投资收益上。
“相比之下，直接液化更适用于开发超清洁汽、柴油、高密度航空煤油、火箭煤油等特种油品。通过多元化发展，满足高端领域、特种产品等要求，或利用石脑油、液化石油气生产芳烃、丙烯等化学品，产品附加值将随之提高。”李文华称。
同时还有产业链的延伸。作为主要副产物之一，每产出100万吨油品，将伴随70万吨左右残渣。国家能源局印发的《煤炭深加工产业示范“十三五”规划》指出，目前对这部分残渣的高效利用仍有待加强。
“液化残渣已被列入危废行列，常见处理方式是与煤调配成水煤浆，作为气化炉燃料的一部分，或送入其他电厂进行掺烧。方式虽然可行，却未将其中的高附加值潜力真正发挥出来。”上述业内人士指出。例如，其中所含的沥青类物质既可作为道路沥青的原料，也可进一步生产各类碳材料，“这也是国家能源集团等主要研究的方向所在，通过综合开发利用，相当于延长了直接液化的产业链，同时也可提升项目整体经济效益。”
实际上，早在2004年，原神华集团就已启动建设全球首条煤直接液化百万吨级示范生产线，并于2008年底成功试产。我国也凭借10余年研究及运行经验，成为世界上第一个掌握百万吨级直接液化工程关键技术的国家。全球首个工业化示范项目的运行状况如何?10多年后再建2条生产线，有哪些新的期待?未来，煤炭直接制油技术又将如何发展?带着问题，记者采访了多位业内人士。
全球唯一的百万吨级示范项目，发展状况如何?
煤直接液化技术以煤为原料制取柴油、石脑油等油品，即通过氢气、催化剂等共同作用将煤炭直接转化为液体燃料。这种煤转化技术，早在上世纪20年代便已在欧洲实现工业化。
“从德国率先应用的条件苛刻且不计成本的第一代技术，到上世纪七八十年代德、美、日等国新拓展开发的二代技术，再到上世纪90年代末原神华集团开启的新一代煤直接液化现代技术的研发和工程化，虽有多个国家先后尝试，但截至目前，只有我国实现了这项技术的大规模工业化发展，首条生产线仅规模为国外最大同类中试装置的数十倍。”原神华煤制油研究中心董事长、直接液化国家工程实验室主任、北京三聚环保新材料股份有限公司副总裁任相坤告诉记者。
任相坤表示，从最初的小试、中试，再到建立百万吨级工业装置，首条生产线一举实现三大“突破”，示范了世界首套工业化神华现代煤直接液化工艺、低成本高效液化催化剂、液化油的提质加工、大型特种装备、工程化等关键技术和集成技术的可行性、可靠性、经济性。同时在借鉴世界先进工程化经验的基础上，这些核心技术均由我国自主研发，形成了拥有完全自主知识产权的煤炭直接液化成套产业化技术。
作为全球唯一在运的煤直接液化工业化生产线，其发展自然备受关注。据国家能源集团鄂尔多斯煤制油分公司副总工程师胡庆斌介绍，项目设计年产柴油、石脑油、液化石油气108万吨，2008年底一次试车成功后，逐步实现长周期、满负荷、安全稳定运行，去年实际产量达86万吨。在运行设计值310天的基础上，最近两次分别实现单个运行周期420天、410天的突破。
10余年后再次上新，如何向示范项目取长补短?
首条生产线的成功运行，还只是开始。根据公开资料，国家能源集团煤直接液化项目的总建设规模为年产油品500万吨。一位业内权威人士向记者透露，其实早在四五年前，第二、第三条生产线就已进入筹备。
“示范项目的运行，验证煤直接液化技术在我国具备大规模工业化的条件，且已不存在技术风险或瓶颈，这也是重要的可借鉴经验。但即便如此，各方对第二、第三条生产线依然谨慎，它不是在示范项目的基础上简单罗列，而要取长补短，尤其对前期不足进行弥补优化，以获得更大利润空间。”该人士称。
对此“利润空间”，据国家能源集团测算，目前每生产1吨油品耗煤约3.5吨，扣除燃料煤，每生产1吨产品使用2吨原料煤，相当于国际原油价格高于55美元/桶时，即可实现不亏损。第二、第三条生产线若能将出油率提升10%左右，参照原油价格的盈亏点则有望降至50美元/桶以下。
要进一步提升出油率，在国家能源集团北京低碳清洁能源研究所洁净煤技术中心主任李文华看来，可从催化剂、氢耗、溶剂等关键环节入手。“以氢耗为例，因煤的分子结构中含大量碳原子及较少氢原子，与石油恰好相反，需通过加氢实现液化。但液化成油的同时，氢气也将与煤中的氢、碳等反应生成水、甲烷等副产品，相当于无效氢耗部分。同等出油的情况下，若能进一步控制无效氢耗、减少非目标产品，出油率相应提高、成本随之降低。”
另据测算，建设投资每下降1000元，项目可承受的原油价格约下降5美元/桶，对内收益率的贡献值为0.8%-1.2%。“因当时的工程化装备水平有限，示范项目虽实现了技术突破，在部分阀门、循环泵、高温高压输送泵等关键设备上仍依赖进口，一定程度上增加了成本。”上述人士指出，随着核心装备国产化水平提升，设备制造、辅助配套设施等成本有望得到进一步控制。
自主创新、率先突破的基础上，未来还可如何完善?
从最初借鉴吸收国外先进技术，到实现成套技术自主创新;从研究起步晚于世界他国，到率先完成工业化规模发展，我国现为全球第一个掌握百万吨级煤直接液化工程关键技术的国家。
不过也有专家指出，在所有煤化工分支领域，直接液化的生产要求其实最为苛刻，从一开始的选煤要求就比较高。“我国不缺符合质量的原料煤，但也不是每个地区的煤种都可为其所用。换句话说，不同于大多数热门的煤化工项目，直接液化并不适合‘遍地开花’。”既然不宜在数量上“做文章”，未来还有哪些突破空间呢?
首先在产品多样性上。记者了解到，现阶段直接液化产出的油品多为柴油、石脑油等常规燃料，品种相对单一。这也导致直接液化项目对油价波动异常敏感，国际油价将通过石化产品价格，直接反映在直接液化项目的投资收益上。
“相比之下，直接液化更适用于开发超清洁汽、柴油、高密度航空煤油、火箭煤油等特种油品。通过多元化发展，满足高端领域、特种产品等要求，或利用石脑油、液化石油气生产芳烃、丙烯等化学品，产品附加值将随之提高。”李文华称。
同时还有产业链的延伸。作为主要副产物之一，每产出100万吨油品，将伴随70万吨左右残渣。国家能源局印发的《煤炭深加工产业示范“十三五”规划》指出，目前对这部分残渣的高效利用仍有待加强。
“液化残渣已被列入危废行列，常见处理方式是与煤调配成水煤浆，作为气化炉燃料的一部分，或送入其他电厂进行掺烧。方式虽然可行，却未将其中的高附加值潜力真正发挥出来。”上述业内人士指出。例如，其中所含的沥青类物质既可作为道路沥青的原料，也可进一步生产各类碳材料，“这也是国家能源集团等主要研究的方向所在，通过综合开发利用，相当于延长了直接液化的产业链，同时也可提升项目整体经济效益。”
