周秋成，席引尚，馬寶岐

（1.陜西金泰氯堿神木化工有限公司，陜西 榆林 719000；2.西安石油大學，陜西 西安 710065）

引 言

煤焦油加氫是以生產(chǎn)清潔燃料油品為主要目的，將煤焦油在高溫、高壓、臨氫和催化劑的條件下，脫除硫、氮、氧和金屬等雜原子，飽和芳烴、烯烴等烴類，進而轉化為較低分子量的液體燃料，并副產(chǎn)輕烴、瀝青焦等的過程，屬于煤化工領域。

我國于1958 年在撫順石油三廠建成了首套2 萬t/a 低溫煤焦油液相加氫裝置，此后由于大慶油田的開發(fā)投產(chǎn)，我國煤焦油加氫技術開發(fā)基本停止[1-3]。自20 世紀90 年代以來，為了緩解石油供應不足的狀況，我國開始重視煤焦油加氫技術的開發(fā)和利用，其水平不斷提高，產(chǎn)業(yè)規(guī)模顯著擴大。

近30 年來，我國先后實施了一批煤焦油加氫工業(yè)示范項目。尤其自2014 年以來，國家先后發(fā)布了十多項政策文件，積極推進煤炭分級分質(zhì)梯級利用，使煤焦油加氫產(chǎn)業(yè)呈現(xiàn)井噴之勢[4-5]。本文在綜合評價煤焦油的原料特性、產(chǎn)量與加氫產(chǎn)業(yè)規(guī)模的基礎上，分析了煤焦油加氫產(chǎn)業(yè)的制約因素，并提出未來發(fā)展方向。

1 煤焦油的特性

煤焦油是煤炭在干餾或熱解及氣化過程中得到的液體產(chǎn)品。由于原料煤種類、干餾溫度、加工工藝等不同，得到的煤焦油的組成和性質(zhì)有較大差別，煤焦油的特性見表1。其中，高溫煤焦油是煉焦煤在950 ℃～1 050 ℃下干餾過程中得到的液體產(chǎn)物之一，其焦油產(chǎn)率約為煤質(zhì)量的3%；中溫煤焦油是低變質(zhì)煙煤在700 ℃～900 ℃下干餾得到的液體產(chǎn)物，其焦油產(chǎn)率約為煤質(zhì)量的6.5%；中低溫煤焦油是低變質(zhì)煙煤在固定床氣化干餾段副產(chǎn)的液體產(chǎn)物之一，其焦油產(chǎn)率約為煤質(zhì)量的3%；低溫煤焦油尚處于研究階段，未能實現(xiàn)規(guī)模工業(yè)化生產(chǎn)。

由表1 可以看出，從中低溫煤焦油、中溫煤焦油到高溫煤焦油，其密度、恩氏黏度、甲苯不溶物、C 元素質(zhì)量分數(shù)逐漸增大；H、C 原子比明顯下降，從與石油（H、C 原子比 1.5～2.0）接近變化到與煤（H、C 原子比0.5～1.2）接近；高溫煤焦油O 元素含量相對大幅度減少。從煤的分子結構看，這主要是因為生產(chǎn)煤焦油所用的煤種隨著煤化程度的提高，即從低變質(zhì)煙煤到較高變質(zhì)煙煤，其含氧官能團、烷基側鏈、橋鍵逐漸減少，縮合芳香核逐漸增大所致[6]；同時，煤焦油性質(zhì)的不同與干餾終溫也有關。

根據(jù)四組分理論，瀝青質(zhì)的相對分子量最大，之后依次為膠質(zhì)、芳香分、飽和分。由表1 中組分分析可知，中低溫、中溫煤焦油的飽和分與芳香分質(zhì)量分數(shù)之和均超過60%，即輕組分含量較多，易于加氫飽和；而高溫煤焦油的瀝青質(zhì)質(zhì)量分數(shù)較高，達到了28.54%，加氫難度大。由表1 中餾程分析可知，當煤焦油的餾出物比例為50%時，中低溫、中溫、高溫煤焦油的蒸餾溫度分別為339 ℃、370 ℃、404 ℃，這表明中低溫與中溫煤焦油的重質(zhì)焦油含量相對較少，比較適宜加氫[7]。

表1 煤焦油的特性

2 煤焦油的產(chǎn)量

2019 年，我國煤焦油總產(chǎn)量約為2 510 萬t。其中，高溫煤焦油約1 850 萬t，中溫煤焦油約560 萬t，中低溫煤焦油約100 萬t。

2.1 高溫煤焦油

2019 年，全國焦化總產(chǎn)能達6.5 億 t/a，焦炭產(chǎn)量達4.6 億t，經(jīng)計算高溫煤焦油產(chǎn)能約2 600 萬t/a、產(chǎn)量約1 850 萬t。高溫煤焦油的傳統(tǒng)加工方法是采用蒸餾法，將其分餾成輕油餾分（＜170 ℃）、酚油餾分（170 ℃～210 ℃）、萘油餾分（210 ℃～230 ℃）、洗油餾分（230 ℃～300 ℃）、蒽油餾分（300 ℃～360 ℃）和瀝青（＞360 ℃），再進一步加工提取多種化工產(chǎn)品[8]。按照蒽油餾分產(chǎn)率為22%計算，其總產(chǎn)量約為410 萬t，可加氫利用。我國高溫煤焦油產(chǎn)能、產(chǎn)量統(tǒng)計及預測（按焦化行業(yè)發(fā)展趨勢預測）見圖1。

圖1 我國高溫煤焦油產(chǎn)能、產(chǎn)量統(tǒng)計及預測

從圖1 可以看出，2014 年—2019 年，我國高溫煤焦油產(chǎn)能、產(chǎn)量基本保持平穩(wěn)，其產(chǎn)量變化最大幅度僅為7.69%（2015 年產(chǎn)量同比降低7.69%）。自2014年開始，高溫煤焦油產(chǎn)量逐年遞減，其中2017 年高溫煤焦油產(chǎn)量達到最低，這主要是由于國家淘汰落后產(chǎn)能政策及焦炭行業(yè)開工率較低所致；之后2018 年，隨著國家供給側結構改革效果顯現(xiàn)、焦炭行業(yè)效益好轉，煤焦油產(chǎn)量明顯增加。從長期看，隨著我國鋼鐵消費需求下降以及鋼鐵結構調(diào)整、電爐鋼比例增加，國內(nèi)對焦炭的需求將呈現(xiàn)逐漸下降趨勢[9-10]，未來高溫煤焦油產(chǎn)量將逐漸減少。

2.2 中溫煤焦油

2019 年，我國中溫熱解生產(chǎn)蘭炭（半焦）的總產(chǎn)能約1 億t/a，蘭炭產(chǎn)量約5 600 萬t，經(jīng)計算中溫煤焦油產(chǎn)能約1 000 萬t/a、產(chǎn)量約560 萬t。我國中溫煤焦油用途較為單一，除少部分用于提取酚類化合物外，絕大部分用于加氫生產(chǎn)清潔油品。我國中溫煤焦油產(chǎn)能、產(chǎn)量統(tǒng)計及預測（按焦化行業(yè)發(fā)展趨勢預測）見圖2，2019 年中溫煤焦油產(chǎn)能分布見圖3。

圖2 我國中溫煤焦油產(chǎn)能、產(chǎn)量統(tǒng)計及預測

由圖2 可以看出，2014 年—2019 年，我國中溫煤焦油產(chǎn)能、產(chǎn)量逐年增加，但其總量仍較小。由圖3 可知，我國中溫煤焦油產(chǎn)能均集中在西部地區(qū)，其中陜西榆林產(chǎn)能占比達61.39%，其次為新疆自治區(qū)，內(nèi)蒙古鄂爾多斯與寧夏自治區(qū)也有少量產(chǎn)能，這主要是由當?shù)孛禾抠Y源屬性決定的，形成了中溫煤焦油上游產(chǎn)業(yè)集群。

圖3 2019 年我國中溫煤焦油產(chǎn)能分布

中溫煤焦油產(chǎn)量的變化主要取決于煤熱解產(chǎn)業(yè)發(fā)展及蘭炭產(chǎn)品市場。當前，蘭炭主要用于傳統(tǒng)高耗能的電石、鐵合金、合成氨等領域，其高爐噴吹料、民用潔凈煤市場仍有待進一步開拓。在傳統(tǒng)產(chǎn)業(yè)環(huán)保治理及轉型升級的政策要求下，蘭炭行業(yè)現(xiàn)有較低的開工率及萎縮的市場需求，將難以保障中溫煤焦油的穩(wěn)定供應。從長期看，煤熱解分質(zhì)利用屬于國家政策鼓勵類型，加之蘭炭產(chǎn)品具有一系列優(yōu)良的特性，且價格較為低廉，國內(nèi)對其需求將呈現(xiàn)遞增趨勢，未來中溫煤焦油產(chǎn)量還將有一定程度的增長。

2.3 中低溫煤焦油

目前，國內(nèi)大多數(shù)煤氣發(fā)生爐產(chǎn)生的中低溫煤焦油未能進行有效利用，僅有大型的、采用魯奇固定床氣化技術生產(chǎn)化工產(chǎn)品的企業(yè)，會副產(chǎn)一定量的中低溫煤焦油。另外，新型煤制天然氣項目也副產(chǎn)一定量的煤焦油。2019 年，我國中低溫煤焦油產(chǎn)量約100 萬t，其中煤制天然氣項目副產(chǎn)焦油約40 萬t。

隨著國內(nèi)環(huán)保綜合整治力度的不斷加強，傳統(tǒng)的煤氣發(fā)生爐將逐步淘汰。煤制天然氣方面，截至2019年底，我國已核準的產(chǎn)能規(guī)模達251 億m3/a，但建成產(chǎn)能僅為51 億m3/a，尚有200 億m3/a 產(chǎn)能正在建設或處于項目前期工作中。若上述核準規(guī)模全部建設完成（根據(jù)目前形勢看，各項目進展均比較緩慢），中低溫煤焦油產(chǎn)能約可再增加150 萬t/a?？傮w來看，中低溫煤焦油產(chǎn)量仍偏小、且增長較緩慢。

3 煤焦油加氫產(chǎn)業(yè)規(guī)模

截至2019 年底，煤焦油加氫項目總規(guī)模已達839.6 萬t/a，可生產(chǎn)各類油品約700 萬t/a。其中，中低溫、中溫煤焦油加氫產(chǎn)能已達到495.8 萬t/a，開發(fā)應用了輕餾分加氫、延遲焦化- 加氫、全餾分加氫、寬餾分加氫、沸騰床加氫、懸浮床加氫等一系列技術；另外，高溫煤焦油加氫，尤其是蒽油加氫產(chǎn)業(yè)規(guī)模不斷擴大。我國煤焦油加氫所用原料分布見表2，產(chǎn)能分布見表3，已建成加氫項目見表4。

表2 我國煤焦油加氫所用原料分布

表3 我國煤焦油加氫產(chǎn)能地區(qū)分布

由表2 可知，我國煤焦油加氫所用原料主要為中溫煤焦油，其次為高溫煤焦油，中低溫煤焦油較少。由表3 可知，陜西為我國煤焦油加氫產(chǎn)能最大的省份，建成企業(yè)數(shù)為7 個，其產(chǎn)能占全國的28.92%；新疆和山東煤焦油加氫產(chǎn)能分別位列第二、第三，其產(chǎn)能分別占全國的18.46%、14.29%。

雖然我國目前已建成煤焦油加氫總產(chǎn)能為839.6 萬t/a，但由于原料供應、裝備技術和生產(chǎn)操作等因素的制約，實際開工率約為80%，則可生產(chǎn)清潔油品約為550 萬t/a（油品收率按80%計算）。截至2019 年底，我國在建和規(guī)劃中的煤焦油加氫項目產(chǎn)能達3 200 萬t/a。若在近五年內(nèi)擬在建項目可建成30%（約960 萬t/a），我國煤焦油加氫總產(chǎn)能將達到1 800 萬t/a，將可生產(chǎn)各類油品約1 400 萬t/a。

表4 我國已建成煤焦油加氫項目統(tǒng)計

4 制約因素與發(fā)展方向

4.1 制約因素

從20 世紀90 年代以來，我國科研單位根據(jù)煤焦油原料的組成及特性，在石油加氫工藝技術及催化劑研究應用的基礎上，將其借鑒改進并應用到煤焦油加氫領域，但由于加氫產(chǎn)業(yè)發(fā)展過快及所處發(fā)展階段影響，在原料、市場、技術、環(huán)保等方面仍存在諸多制約。

4.1.1 原料供需矛盾將凸顯

2019 年，我國中低溫和中溫煤焦油產(chǎn)量共有約660 萬t，相應已投產(chǎn)的加氫項目規(guī)模為495.8 萬t；高溫煤焦油產(chǎn)量約為1 850 萬t，其中蒽油餾分產(chǎn)量約為410 萬t，相應已投產(chǎn)的加氫規(guī)模為343.8 萬t。若考慮煤焦油在其他深加工應用領域的拓展，加氫產(chǎn)業(yè)原料供需基本平衡。

據(jù)預測煤焦油產(chǎn)量將長期維持平穩(wěn)并略有下降，但現(xiàn)已在建和規(guī)劃的加氫項目總產(chǎn)能已遠超國內(nèi)可有效供給的煤焦油總量。一旦這些項目全部投產(chǎn)，將會引發(fā)煤焦油資源的爭奪，使得原料供應緊張問題凸顯，不但會推高煤焦油市場價格，也會導致不少裝置開工率降低，使企業(yè)經(jīng)濟效益下滑。同時，如何獲得廉價易得的氫源也是原料制約的因素之一。

4.1.2 產(chǎn)品市場變數(shù)較多

按照國家汽油、柴油質(zhì)量指標要求，煤焦油加氫項目所生產(chǎn)的汽油辛烷值和柴油十六烷值均不達標且較低，出廠售價亦低于石油煉制產(chǎn)品。在國內(nèi)煉油能力嚴重過剩、原油進口資質(zhì)不斷放開的背景下，加之國際油價動蕩及醇醚燃料等石油替代能源的競爭，作為石油有效補充的煤焦油加氫項目，其產(chǎn)品價格將難以得到保障。

當前的煤焦油加氫項目多以環(huán)保類項目立項，汽油按照化工輕油、柴油按照燃料油出廠銷售，因而免除汽、柴油消費稅，僅有個別地方收取少量定額稅。一旦執(zhí)行嚴格的成品油消費稅政策，企業(yè)效益將面臨巨大考驗。

4.1.3 工藝技術亟需提升

現(xiàn)已運行的加氫項目中，僅有少數(shù)裝置（企業(yè)）實現(xiàn)了“安、穩(wěn)、長、滿”運行，并獲得良好的經(jīng)濟效益。仍有部分企業(yè)雖已建成投產(chǎn)，但由于工藝技術缺陷，尚未達到設計要求。

工藝技術制約主要表現(xiàn)在以下兩個方面：（1）技術水平?，F(xiàn)有加氫技術的產(chǎn)品中，以低端低附加值居多，高附加值有機化工產(chǎn)品較少，且重質(zhì)餾分未得到合理利用；催化劑選擇不合理，氫耗高而油品產(chǎn)率較低，能耗高、污染物排放大。不同地域的煤焦油由于組成及性質(zhì)的差異，其工藝技術的經(jīng)濟性、適用性、可控性有待提高。（2）裝置運行。加氫過程中放熱大、床層溫升不易控制、易飛溫，造成催化劑結焦的速率增大，同時催化劑的中毒、失活等均導致加氫裝置的運行周期縮短；煤焦油預處理效果不理想，導致后續(xù)加氫難度較大[11]。

4.1.4 “三廢”治理仍需加強

煤焦油加氫生產(chǎn)過程中不可避免地存在著污染物排放問題，其“三廢”主要有：（1）廢氣：包括制氫解吸氣、加熱爐煙氣、原料產(chǎn)品罐區(qū)VOCs 等；（2）廢水：包括煤焦油預處理產(chǎn)生的含油污水、加氫過程產(chǎn)生的酸性水、脫鹽水排水、清凈下水等；（3）固廢：包括廢催化劑、焦油渣。其中，廢水污染程度較重、處理難度大，現(xiàn)已建成的加氫項目均進行了治理。

目前，煤焦油加氫過程廢氣排放量大、無組織排放較多、控制難度大；廢水雖達標排放，但排放總量大，應向低排放甚至零排放方向邁進。隨著我國環(huán)保要求的日趨嚴格，“三廢”治理難度、投資、運行費用等都將進一步加大。

4.2 發(fā)展方向

當前，我國煤焦油加氫產(chǎn)業(yè)正處在推進供給側結構性改革、實現(xiàn)高質(zhì)量發(fā)展的攻關期，同時面臨煤焦油原料緊缺等嚴峻形勢，如何突破瓶頸、提升水平，邁向新的發(fā)展階段，將成為關鍵。

4.2.1 堅持油化并舉

以生產(chǎn)汽、柴油品為主，在兼顧傳統(tǒng)油品質(zhì)量升級的同時開發(fā)特種油品及化學品，是產(chǎn)業(yè)發(fā)展的一個方向。發(fā)揮煤焦油加氫油品低硫、低氮的特點，滿足國家環(huán)保和運輸行業(yè)的要求。同時，進一步提高油品產(chǎn)率、催化劑壽命及裝置運行周期，降低運行成本及能耗。

對煤焦油加氫產(chǎn)品進行分質(zhì)利用，生產(chǎn)高端油品及化學品。如將汽油餾分深加工，可生產(chǎn)環(huán)保溶劑油、重整制芳烴；柴油餾分深加工，可生產(chǎn)火箭煤油[12]、航空煤油、變壓器油、冷凍機油、橡膠油等特種油品及煤基蠟產(chǎn)品[13]。

4.2.2 裝置大型化

合理的裝置規(guī)模才能實現(xiàn)運行成本最低、經(jīng)濟效益最大。裝置大型化的優(yōu)點主要體現(xiàn)在：（1）能集中加工難于處理的重質(zhì)瀝青、含量較少的高附加值產(chǎn)品；（2）降低操作費用和能耗，易于實現(xiàn)自動化控制，提高產(chǎn)品收率和質(zhì)量，提高勞動效率；（3）節(jié)約占地，可有效降低“三廢”處理與綜合利用的建設投資、綜合成本，有利于環(huán)境保護[14]。

由于煤焦油原料分布分散、產(chǎn)量較小，現(xiàn)有的加氫裝置規(guī)模普遍偏小。根據(jù)國內(nèi)外石油煉制工業(yè)經(jīng)驗推算，當煤焦油加氫規(guī)模由25 萬t/a 增加到50 萬t/a 時，規(guī)模增加1 倍，投資增加0.7 倍，生產(chǎn)運行費用降低10%左右，勞動生產(chǎn)率提高20%以上，占地面積和材料消耗也隨之減少?？紤]煤焦油產(chǎn)量半徑的經(jīng)濟性，加氫裝置規(guī)模宜為 50 萬 t/a～100 萬 t/a。

4.2.3 生產(chǎn)智能化

智能化工廠建設是煤焦油加氫產(chǎn)業(yè)發(fā)展的必然趨勢。隨著云計算、人工智能等新一代信息技術的發(fā)展，以預測控制、智能控制等為核心的先進控制技術在流程行業(yè)得到了成功應用。煤焦油加氫作為典型的流程行業(yè)，其特點是管道式流體輸送，生產(chǎn)連續(xù)性強，流程比較規(guī)范。促進新一代信息技術與煤焦油加氫技術的融合，推動智能化工廠的建設，將為加氫行業(yè)注入新動力。

煤焦油加氫裝置智能化的重點在于加工方案、過程管控、產(chǎn)品調(diào)節(jié)、供應鏈銜接等煤焦油全過程的在線模擬與優(yōu)化，也應關注基于分子煉油技術的智能化生產(chǎn)。美國煉油公司通過生產(chǎn)智能化建設，使能耗降低 15%～20%[15]。

4.2.4 過程綠色化

過程綠色化在提高煤焦油的使用效率、減少污染、提升生產(chǎn)轉化率方面都提出了新的方向和要求，對于煤焦油加氫行業(yè)的發(fā)展具有重要的意義。一方面要加大創(chuàng)新力度，重點包括開發(fā)新型綠色友好加氫催化劑、重質(zhì)組分高效轉化技術、過程清潔化技術、環(huán)保節(jié)能技術、VOCs 治理技術等，同時應關注與煤間接制油、煤油混煉等技術的耦合；另一方面建立量化指標體系，如油品轉化率、噸產(chǎn)品氫耗、綜合能耗、噸產(chǎn)品“三廢”排放、噸產(chǎn)品環(huán)保投資、噸產(chǎn)品利潤、總資產(chǎn)收益率等方面內(nèi)容。