文 | 本刊记者 沈小波

　　当下油气联产以相较示范项目更优的经济性，为煤制油新项目提供了产品方案多样化选择。

　　以鲁奇炉等气化炉为契机，一种新的油气联产方案正进入煤制油业主方的视野。通过分离煤气化后与合成气（一氧化碳和氢气）混在一起的甲烷，最终获得油品和天然气两大类产品，提升项目经济性和能源效率。

　　伴随新一轮百万吨级煤制油项目推进，已有数个项目正在考虑油气联产解决方案。相关可行性报告及经济性分析正在探讨之中。由于涉及必须气体分离，变压吸附与深冷路线优劣也在方案比较内容之中。

　　但在煤制油产业发展路径中，油气联产与最新的干煤粉气化技术正齐头并进，未来将随项目落地投产，在实际运营中验证彼此的技术经济性，进而在将来决定油气联产的发展空间。但在当下，立足新一轮煤制油工业项目，油气联产以相较示范项目更优的经济性，为煤制油新项目提供了产品方案多样化选择。

　　集成技术

　　最近数个月来，达科特能源科技公司董事长助理夏凡一直处于繁忙之中。他出差，和甲方沟通，催促公司技术人员出具报告。伴随煤制油领域新起的油气联产概念，达科特这家传统的气体分离设备供应商嗅到了新的商机。

　　所谓油气联产，从广义来看属于多联产概念。由于采用个别气化炉型，煤制油在气化环节会产生合成气（一氧化碳和氢气）和部分甲烷，油气联产即在气化环节分离出甲烷气，净化、除杂之后，生产天然气或LNG。

　　“我们现在已经为兖矿、潞安等煤制油项目，出具了具体方案。”夏凡告诉《能源》杂志记者，油气联产关键环节是分离出混合气中的甲烷气，气体分离设备必不可少。

　　中科合成油公司副总经理曹立仁介绍说，与其他新技术不同，油气联产是一种集成技术，所集合的都是成熟的技术。包括主线煤基费托合成油技术，以及支线混合气分离出甲烷，除杂、净化并制成天然气及后续LNG。

　　最先采用油气联产方案的是潞安16万吨煤制油项目。该项目与伊泰示范项目不同，气化环节采用鲁奇炉（伊泰为水煤浆炉），鲁奇炉气化过程除产生合成气外，还会产生12%左右甲烷气（实际为10%左右）。

　　在此之前，潞安项目流程中所产生的甲烷主要用来生产合成氨。据夏凡介绍，目前达科特已经提交给潞安气体分离具体方案。据了解，潞安煤制油示范项目每小时需处理混合气约16.5万立方米，其中需分离的甲烷气每小时约2万方。“按年运行8000小时计算，年生产天然气约1.6亿立方米，制成LNG销售价格更高。”夏凡说，年额外将增加销售收入超过5亿元，而整体设备投资不超过2亿元，此外就是运行成本，“利润非常可观。”

　　目前兴安盟百万吨级煤制油项目在规划之初，即加入了油气联产概念。该项目目前正在考察选择气化工艺，最终该项目生产的甲烷气亦将提升一个量级。“该项目每小时处理混合气将达110万立方米。”夏凡说，由于规模扩大，利润亦将提升。

　　据了解，着眼于优化油气联产方案，中科合成油考察了新奥正在开发的催化气化技术。目前该技术使用的气化炉，内部暂命名为ENN（新奥）炉。目前该炉型有日处理5吨规模实验炉型正在运行。

　　据新奥催化气化项目组负责人毕继诚介绍，该炉型2012年12月开始运行，目前已经具备了工业化示范的的条件。据了解，催化气化技术理论上，气化环节可产生25%比例的甲烷气，“实际不会小于20%。”毕继诚说。

　　新奥推动这一技术发展，着眼于当下煤制气机遇，但对于新提出的油气联产概念，新奥催化气化技术同样具有相当的竞争力。据了解，新奥催化气化技术亦是兴安盟煤制油项目考虑技术之一。“如果采用新奥的催化气化技术，兴安盟煤制油项目油气比例将达到各一半。”夏凡说。

　　兴安盟煤制油项目、潞安煤制油项目之外，兖矿煤制油项目亦在考虑油气联产方案。据兖矿未来能化公司总经理孙启文介绍，兖矿榆林煤制油项目采用水煤浆技术，气化环节只产生极少量甲烷。但在一期项目第二、三条生产线中，高温费托合成环节，将产生相当比例的甲烷气。“目前我们正在做方案，也在做研究，究竟最后是全部产油，还是采用油气联产方案，还没有确定。”孙启文说。

　　分离工艺之争

　　油气联产关键在原先煤基制油路线上，附加一条气体分离设备。而气体分离，目前国内主要工艺路线分深冷和变压吸附两种。

　　达科特气体分离走变压吸附路线。据夏凡介绍，达科特在油气联产气体分离方面十分成熟。“我们有现成的一氧化碳和甲烷吸附剂。”夏凡说，由于合成气中氢气分子直径与一氧化碳、甲烷差别较大。油气联产中气体分离环节主要是分离一氧化碳和甲烷。“是通过甲烷吸附剂吸附甲烷，还是用一氧化碳吸附剂吸附一氧化碳，这两个方案我们都在研究，比较经济性。”

　　变压吸附工艺之外，是深冷工艺。事实上，由沙索公司投资运营的世界第一套煤制油装置，其中即采用油气联产路线，其中分离气体即采用深冷工艺。相对于变压吸附工艺，需要特制的吸附剂外，深冷工艺主要在低温环境下，根据不同气体液化温度不同，进行分离。

　　据了解，达科特内部曾对深冷工艺和变压吸附工艺进行过技术经济性比较。达科特总工程师余兰金介绍说，深冷工艺十分成熟，但整体设备投资和运行能耗高，更重要的是经深冷液化甲烷后的合成气压力损失较大，对合成油的工艺过程造成一定的不利因素。

　　达科特以潞安16万吨煤制油项目为模板比较了深冷工艺和自身所有的变压吸附路线。据了解，变压吸附工艺与深冷工艺设备投资相当，但在所需功率方面较深冷工艺要降低10%以上，此外变压吸附分离甲烷后，合成气压力更高，更有利于后端的费托合成。

　　赛鼎工程公司亦曾介入到潞安煤制油项目技改方案中。在赛鼎公司董事长张庆庚看来，深冷路线相对变压吸附成本较高，但在甲烷提纯上有优势。“管道气甲烷浓度标准是93%，变压吸附甲烷提浓超过90%很难。”张庆庚说，主要是由于甲烷和一氧化碳分子直径接近，变压吸附存在难度。

　　据了解，在小规模处理量上，深冷工艺投入成本更高。如果规模扩大，与变压吸附的成本差距将会缩小。夏凡承认这一说法。不过他指出，目前达科特革新了工艺，可以将甲烷浓度提升到93%。而随规模扩大，深冷工艺所必需的深冷低温箱容量也需扩大，这一因素会大大增加深冷工艺投资成本。另一方面，每个气化炉均配有一套变压吸附设备，相对于深冷工艺集中处理安全系数高。

　　目前达科特结合了变压吸附和深冷工艺来解决甲烷浓度问题。在其提供给潞安的具体方案中，气体分离前段采用变压吸附，将甲烷浓度提升了60%-70%，再采用深冷工艺进一步提纯，以生产合格天然气，及进一步生产LNG。“这样做方案比纯粹使用变压吸附提纯，经济性要好一些。”夏凡说。

　　目前确定采用油气联产路线尚仅有潞安一家。其他项目仍然权衡考虑之中，同时也正就气体分离同时接触深冷工艺和变压吸附工艺供应商。“目前是否采用油气联产尚未确定，分离工艺只是油气联产方案一部分，现在正在接触各方了解情况。”孙启文说。

　　 新方向？

　　在张庆庚看来，油气联产只是多联产的一种形式。“如果拓展这个概念，可以不仅仅是气和油联产。”张庆庚说，由于分离出来的合成气，理论上可以做任何化工产品。所以只要经济性合适，可以气和其他化工品联产。“现实中案例比比皆是，比如分离了甲烷气，合成气再去做甲醇。”

　　但在煤制油领域，由于更换了气化技术，油气联产尚是一新生概念。以伊泰煤制油示范项目为例，该工艺采用水煤浆炉，运行能效较低。“水煤浆炉首先需将煤制成水煤浆，在炉子中反应水会吸收大量热，进而降低了能效。”夏凡说。正因如此，在新一轮百万吨级煤制油项目中，普遍采用了新的技术方案。油气联产只是其中之一。

　　据了解，油气联产可以有效提高能效“3-5”个点，这对新建煤制油项目通过国家标准裨益不小。“能源局给间接液化的能效标准是42%，如果用水煤浆炉，达到这一标准有相当难度。”夏凡介绍说，如改变气化工艺，走油气联产路线，可以确保达到这一标准。

　　水煤浆炉之外，目前业内较为看好干煤粉气化技术。以伊泰集团规划中的四个煤制油项目为例，杭锦旗项目和甘泉堡项目均选用航天炉（干煤粉气化技术）。据了解，相对于水煤浆炉，干煤粉气化技术能耗损失更低，能效也更高。“只要平稳运行，达到能源局规定能效标准不会成为问题。”伊泰集团一位内部人士透露。

　　但如采用干煤粉气化技术，气化环节基本不产生甲烷，进而也不存在油气联产的可能性。在孙启文看来，油气联产作为一种产品方案，未来能在煤制油产业中占据何等地位，关键还是取决于其经济性。“油气联产具有一定的竞争力。”孙启文说，但能否成为一种技术主流还很难说。

　　另一方面，油气联产尚面临审核的难题。由于油气项目均需上报国家发改委批准。“项目方案改动生产天然气，需重新再走审批流程，而天然气项目有20亿立方米的门槛。”张庆庚说，潞安项目是通过技术改造的名目，通过山西发改委报批。“如果其他油气联产，除非一开始打包报批，如果半道修改，按照现行标准，除非让发改委以示范项目特别批准。”

　　但尽管如此，由于在经济性和能源效率方面的优势，油气联产已在煤制油技术方和业主方获得了普遍的重视。中科合成油依托潞安项目，正进行油气联产具体实践，以进一步优化，并探讨其未来发展空间。

　　孙启文认为，油气联产未来的发展受到具体条件的束缚，因为副产天然气、管道、市场价格等均会影响到项目的经济性，最终会决定煤制油项目是否采用油气联产方案。“从本质来看，油气联产应属于多联产的一种。”孙启文说，“它的出现，丰富了煤制油的产品，提供了一个多样性的选择。”