4年艱辛攻關終成正果。7月26日—27日，延長石油集團碳氫高效利用技術研究中心開發(fā)的流化床粉煤加壓熱解、生物質與煤共熱解、甲烷直接轉化制芳烴聯(lián)產(chǎn)氫氣及懸浮床加氫裂化高效催化劑等4項新技術，在西安通過陜西省石油和化學工業(yè)聯(lián)合會組織的科技成果鑒定，專家認為分別處于國際或國內(nèi)領先地位。

    這些技術到底有哪些亮點？對煤化工產(chǎn)業(yè)跨界一體化發(fā)展有何意義？能否解決煤化工與其他產(chǎn)業(yè)耦合集成發(fā)展的技術瓶頸？中國化工報記者進行了采訪。

粉煤快速熱解：低成本綠色發(fā)電

    延長石油集團首席煤化工專家、碳氫中心主任李大鵬說，流化床粉煤加壓快速熱解工藝技術以粉煤為原料，采用流化床反應器，在加氫加壓條件下快速熱解制取煤焦油。由于該技術熱解反應時間非常短，充分減少初級熱解產(chǎn)物二次反應，以最大程度提高液體收率。

    據(jù)介紹，該技術的創(chuàng)新點之一是氣-固為熱載體的流化床提升管式熱解反應器，通過氫氣氛下的加壓熱解，在保證焦油收率較高的同時，提高系統(tǒng)操作負荷，有利于后續(xù)產(chǎn)物分離及回收，提高裝置整體能效。同時還開發(fā)了一種熱解油氣與焦粉高效分離技術與裝備，煤焦油中粉塵含量減少，滿足下游加工條件。

    延長石油碳氫中心建立的試驗裝置（1.0MPa、10千克/小時），先后開展了4個階段20次冷態(tài)進料試驗、26次冷模試驗和134次熱態(tài)投料試驗，形成了較為完整的熱解基礎數(shù)據(jù)和規(guī)律，結果表明煤焦油收率超過目前6～8%的行業(yè)水平。在優(yōu)化工藝條件下煤焦油收率最高可達18.27%，平均為15.14%，為目前最高水平。

    在此基礎上，延長石油碳氫中心建成了36噸/天煤提取煤焦油與合成氣一體化技術（CCSI）工業(yè)化示范試驗裝置，獨特地將粉煤熱解與半焦氣化結合在一個反應器內(nèi)分級轉化和優(yōu)化集成，產(chǎn)物包括煤焦油、合成氣及其下游產(chǎn)品，實現(xiàn)“兩頭見油”。目前已完成3次開車試驗，煤焦油收率達到15%以上。若按年加工1億噸粉煤計算，將獲得1500萬噸優(yōu)質煤焦油，相當于再造一個千萬噸級大油田。若合成氣加工為精細化工產(chǎn)品，附加值就更高了。

    “這項技術的重要意義還遠不至這些，CCSI（以空氣做氣化劑）產(chǎn)生的粗合成氣還可用來發(fā)電，與綠色發(fā)電技術集成耦合，產(chǎn)業(yè)延伸嫁接，從而構建煤炭清潔高效轉化—煤焦油深加工—綠色發(fā)電一體化的新型煤電油化多聯(lián)產(chǎn)模式。”李大鵬告訴記者，我國燃煤機組占總量的70%以上，經(jīng)計算，若對現(xiàn)有電廠燃煤鍋爐進行CCSI配套300MW級亞臨界燃氣發(fā)電技術改造，改造費用約為5000萬元，能源綜合效率達到42.99%，當量供電煤耗降至293.16gec/kWh，所產(chǎn)煙氣的污染物大幅減少。若新建CCSI裝置配套350MW級燃氣輪機發(fā)電機組，投資強度約6000-7000元/kWh，綜合能效達到46.85%、當量供電煤耗降至264.62gec/kWh，所產(chǎn)煙氣直接達到燃氣機組的超低排放標準。

    由于CCSI產(chǎn)生的合成氣成本低廉，僅相當于天然氣價格約為0.74元/Nm3的原料成本，競爭力和經(jīng)濟效益大幅提升。若60%的燃煤電廠與CCSI技術進行耦合，在實現(xiàn)綠色發(fā)電的同時可多產(chǎn)煤焦油1.8億噸，超過我國原油進口量的一半。

    以中國石化聯(lián)合會煤化工專委會專家、陜西省化工學會名譽理事長賀永德為主任的鑒定委員會認為，這種新型煤熱解技術思路新穎、創(chuàng)新性強，處于國內(nèi)領先水平，對于提升低變質煤炭分質清潔高效利用水平具有重要意義。建議加快粉煤熱解氣化一體化工業(yè)試驗，盡早實現(xiàn)科技成果轉化與推廣。

    “粉煤加壓快速熱解與半焦氣化的有機結合，不僅煤焦油收率高，而且油中的氫資源得到充分利用，進一步可以與費托合成油，也可以與發(fā)電結合起來，投資強度明顯低于IGCC，發(fā)電成本大幅下降，真是一舉兩得。”石油和化學工業(yè)規(guī)劃院總工程師李君發(fā)也對該技術給予高度評價。

生物質與共熱解：協(xié)同效應最大化

    近年來，生物質與煤共熱解研究備受矚目，但由于兩者熱解溫度差異較大，對是否存在協(xié)同效應尚存爭議。

    延長石油碳氫中心在粉煤加壓熱解的基礎上，提出生物質與煤分段兩步法熱解新思路，開發(fā)了一種加壓連續(xù)進料裝置及熱耦合式生物質與煤共熱解流化床反應器等專利產(chǎn)品。

    李大鵬說，這種生物質與煤流化床快速共熱解是一種低成本、提高焦油收率的新的工藝路線，采用自主設計的生物質螺旋進料裝置，解決了生物質流動性較差引起的纏結、架橋等問題，實現(xiàn)了物料連續(xù)、穩(wěn)定輸送。

    由于生物質與煤在一個集成反應器中分段單獨熱解，兩者的熱解均處于最佳的反應溫度，而且生物質熱解產(chǎn)生H2以及K、Ca、Na等金屬元素，對煤的熱解起到加氫、催化作用。同時煤熱解產(chǎn)生足夠多的自由基，生物質油二次反應以及半焦發(fā)生還原反應釋放H2、CO，為煤提供足夠多的氫供體，自由基和氫供體達到最佳平衡點，實現(xiàn)生物質油和煤焦油優(yōu)勢互補，從而提高熱解油收率，使共熱解協(xié)同效應最大化。

    據(jù)介紹，延長石油碳氫中心建立的10千克/小時流化床快速熱解試驗裝置經(jīng)過77次反復實驗，選取適宜的生物質秸稈與煤種，確定生物質與煤的最佳摻混比例為70%:30%（wt），共熱解焦油收率達16—20%，協(xié)同效應20-40%。另外，從油品品質分析，由于共熱解油中酚類化合物和含O、N、S雜環(huán)化合物含量少，芳烴化合物含量較高，說明生物質的加氫作用明顯，適合作為化工原料及加氫制汽、柴油。

    據(jù)統(tǒng)計，2015年我國秸稈產(chǎn)量約8億噸，約合4億噸標準煤，其中60%用作能源。如果將這筆廉價的可再生綠色財富與煤共熱解生產(chǎn)焦油，將產(chǎn)生巨大的經(jīng)濟效益和顯著的環(huán)保效益。

    賀永德認為，生物質與煤快速、高效共熱解協(xié)同效應明顯，提高了熱解效率和焦油收率，還改善了油品品質。該技術成果處于國內(nèi)領先水平，對于提升低變質煤炭與生物質清潔高效利用水平具有重要意義。建議加強煤與生物質共熱解定向轉化為精細化學品開發(fā)研究。

甲烷制芳烴聯(lián)產(chǎn)氫氣：兩種資源都寶貴

    甲烷直接轉化制芳烴聯(lián)產(chǎn)氫氣技術，則是利用天然氣、頁巖氣、煤層氣等富含甲烷、乙烷等低級烷烴資源，在無氧條件下一步法直接轉化生成國內(nèi)短缺的苯、甲苯、萘等芳烴產(chǎn)品，同時聯(lián)產(chǎn)寶貴的氫氣，實現(xiàn)資源利用率和產(chǎn)品價值最大化，而且能夠與石油化工、煤化工協(xié)同發(fā)展。

    “該技術既獲得了芳烴又聯(lián)產(chǎn)氫氣，可與煤化工結合發(fā)展，這是最大亮點。”以中石油咨詢中心專家、原中石油煉化局總工程師門存貴為主任的鑒定委員會認為，甲烷制芳烴技術國內(nèi)外也有研究，但延長石油碳氫中心開發(fā)的流化床再生循環(huán)新工藝是獨一無二的，而且實驗裝置規(guī)模最大，該成果整體處于國際領先地位。針對甲烷無氧芳構化反應中單程轉化率低、催化劑失活快、反應-再生難以連續(xù)進行等難題，建成了甲烷無氧芳構化流化反應-再生循環(huán)實驗裝置（反應/再生器內(nèi)徑50毫米，催化劑最大裝填量300克），并實現(xiàn)了連續(xù)穩(wěn)定運行。

    通過循環(huán)流化裝置實驗結果顯示，甲烷轉化率保持在15%以上，苯選擇性45%左后，芳烴選擇性55%以上，為中試放大奠定了基礎。

高效催化劑：推動國產(chǎn)化進程

    延長石油碳氫中心采用氧化、沉淀、負載一步法制備的懸浮床加氫裂化高效催化劑，是一種微納米結構復合催化劑，主要應用于煤直接液化、煤油共煉、重劣質油輕質化及煤焦油加氫等，提高了轉化率和液體收率，降低了結焦風險，有利于促進懸浮床加氫裂化技術推廣應用及煤炭清潔利用、重劣質油高效利用，將在煤制油領域替代目前大多采用的進口催化劑，加快高端技術國產(chǎn)化過程。

    “這種鐵基催化劑的創(chuàng)新點是將納米級α-FeOOH活性組分與大比表面積的微米級碳材料載體高度復合，制備上具有流程短、可控性好、成本低等優(yōu)點，性能上不僅轉化率和液體收率高，而且還具有減緩結焦功能能。”門存貴對記者說，該成果總體達到國際領先水平，建議加快催化劑工業(yè)放大并推廣應用。

    據(jù)了解，延長石油碳氫中心已完成千克級催化劑制備，并在150千克/天的懸浮床加氫裂化中試裝置進行性能評價連續(xù)實驗，與延長石油煤油共煉工業(yè)示范裝置目前使用的商業(yè)催化劑相比，催化劑使用量降低45%、液體收率（<525℃餾分）提高5.4個百分點。該成果的成功開發(fā)，將有效節(jié)約懸浮床加氫裂化裝置運行成本、保障長周期運行，顯著提高經(jīng)濟效益。