随着示范装置的成功运行，我国煤制油技术的成熟度和经济性已得到验证。从2012年开始，国家主管部门重启对煤制油项目的审批，我国煤制油产业从此正式步入商业化开发阶段。这意味着在不久的将来，煤制油有望在替代能源领域占得一席之地。
潞安矿业（集团）公司16万吨/年煤炭间接液化工业示范项目装置。（企业 供图）
当前，神华、伊泰、潞安、兖矿、晋煤等企业都在推进一系列大规模的煤制油项目。而在这些项目中，煤直接液化和间接液化、甲醇制汽油、煤焦油加氢制燃料油等多种煤制油技术路线齐头并进。在今后相当长一段时间内，这些技术也将是国内煤制油技术的主流和企业选择的重点。
那么，这些技术都各有哪些优缺点？企业在技术路线选择上又该注意哪些问题？记者最近对此进行了调研。
煤制油走向量产
近年来，我国上马了不少煤制油项目，并正在走向量产。这些项目大多采用煤直接液化或间接液化技术。
今年三月，内蒙古自治区党委书记王君（右）在伊泰煤制油公司考察。（企业 供图）
我国首个煤间接液化示范项目——内蒙古伊泰煤制油有限公司16万吨/年费托合成油装置于2009年投产，2012年产量达17.2万吨。今年上半年，伊泰煤制油装置产量达到8.6万吨。除此之外，伊泰还在内蒙古鄂尔多斯、新疆伊犁和乌鲁木齐规划了煤制油项目，分别是：鄂尔多斯杭锦旗独贵塔拉工业园区120万吨/年煤基精细化学品项目、鄂尔多斯准格尔旗大路工业园区180万吨/年煤制油二期项目、新疆伊犁540万吨/年煤制油一期首套100万吨/年油品项目、新疆乌鲁木齐甘泉堡工业区一期200万吨/年煤制油项目。
潞安集团间接煤制油示范项目产能为21万吨/年（16万吨/年铁基浆态床+5万吨/年钴基固定床），也于2009年投产，项目还配套建设了18万吨/年合成氨、30万吨/年尿素以及利用费托合成低热值尾气发电项目。在示范项目的基础上，潞安集团在山西长治市襄垣县建设的高硫煤清洁利用油化电热一体化项目也已开工建设，总投资239亿元，建设规模为年产150万吨费托合成油、30万吨焦油、108兆瓦余热发电项目，生产包括柴油、LPG（液化石油气）、石脑油在内的40余种产品，预计于2015年投产。
晋煤集团10万吨/年煤制油示范项目MTG装置。（谭志强 摄）
据了解，伊泰和潞安煤制油示范装置采用的都是中科合成油公司的费托合成技术，位于宁夏宁东能源化工基地的神华宁煤400万吨/年间接液化煤制油项目也是采用该技术。该项目总投资550亿元，目前设备招标采购和建设工作已全面展开，预计于2016年投产。
兖矿和延长石油合资成立的陕西未来能源化工有限公司100万吨/年间接液化煤制油项目，总投资162亿元，目前处于全面建设阶段，预计于2015年投产。项目采用兖矿集团自主研发的低温费托合成油技术和油品加工技术。
神华鄂尔多斯煤制油项目装置一角。（关惠青 摄）
我国首个煤直接液化示范项目——神华煤制油化工公司鄂尔多斯100万吨/年直接液化煤制油项目于2008年试车成功，2012年产油86.5万吨。项目第二、第三条生产线计划投资240亿元，预计2018年全部建成投产。今后，神华直接液化煤制油项目建设规模将达500万吨。此外，神华还在内蒙古鄂尔多斯伊金霍洛旗马家塔建设了国内首个煤制成品油加油站。该加油站自今年4月正式对外营业以来运营顺利，目前主要销售神华煤制油项目所产柴油，下一步还将销售自产汽油。
亚化咨询公司预计，从2014年开始，随着国内煤制油商业化装置的陆续建成投产，我国直接液化和间接液化煤制油项目产能将迅速提升，预计于2016年将达1600万吨。
除了直接液化和间接液化煤制油技术，甲醇制汽油（MTG）技术也在国内迅速推进。所谓MTG工艺，是指以甲醇为原料，在一定温度、压力和空速下，通过特定的催化剂进行脱水、低聚、异构等步骤，转化为C11以下烃类油的过程。
晋煤集团采用美国埃克森美孚公司MTG技术建设的10万吨/年MTG项目已于2009年投产，产品以优质93#汽油为主，副产液化天然气、硫黄。在该项目的基础上，晋煤集团100万吨/年甲醇制清洁燃料项目也已开工建设。
中科院山西煤炭化学研究所开发的3500吨/年MTG工业示范装置，于2007年12月中旬投产，辛烷值符合93#汽油要求。截至目前，采用山西煤化所MTG技术的项目，在云南、河北等地的装置产能共计60万吨，今年底还将有40万吨投产。
煤焦油经预处理并催化加氢后，即可制得紧俏的调和汽柴油。最近几年，随着油价的大幅上涨，煤焦油加氢项目利润丰厚，新上项目不断增加。据记者粗略统计，全国目前在建、拟建的煤焦油加氢项目超过30个，投资规模近1000亿元，总产能近1700万吨。
优势缺点各不同
既然市面上存在好几种煤制油技术，那么这些技术都有哪些优缺点呢？业内人士进行了分析。
针对煤直接液化和间接液化技术，中国石化石油化工科学研究院副总工程师胡志海认为，从技术角度来讲，这两种技术都是成熟的；从工程化角度来讲，间接液化技术的优势更明显，因为间接液化对煤质的要求相对较低。胡志海表示，直接液化需要热值低、氢含量高的煤，而间接液化的要求就没这么高；直接液化过程存在磨损、腐蚀、结焦等较多制约长周期稳定运行的因素，而间接液化技术的运行可靠性高；间接液化制油的产品质量好，主要指标远高于当前最严格的柴油规格要求。此外，间接液化还可生产高品质润滑油基础油、石蜡等高附加值产品。
据全国煤化工设计技术中心主任李大尚介绍，煤直接液化对煤质的要求较高，煤的灰分一般要小于5%，而且煤的活性、可磨性要好，煤中的硫、氮等杂原子含量越低越好。因此，只有褐煤、长焰煤等年轻煤种才能用于煤的直接液化，而且即便是这两类煤也不是都能适用。总之，直接液化对煤质十分挑剔，国内合适的煤很少，而间接液化对煤的要求则不高。
伊泰煤制油有限责任公司技术发展部部长南云杰认为，我国柴油缺口大，间接液化适合加工柴油，而且加工的柴油十六烷值高，比直接液化更适合我国国情。他还表示，该公司首套16万吨/年间接煤制油工业化示范项目，经过3年运行已经很稳定，装置放大不存在问题。
针对煤焦油加氢制燃料油技术，胡志海认为，煤焦油加氢生产的燃料油产量低，而且从整体看加工成本也较高。中科合成油工程有限公司技术顾问唐宏青则指出：“煤焦油加氢最大的难点不是产多少油、产什么油、油的品质问题，而是产生的50%～60%的半焦怎么利用的问题。”在他看来，如果半焦不能找到好的用途，这条产业链的发展就失去了意义。
石油和化学工业规划院刘思明向记者介绍，目前以煤热解—煤焦油加氢—半焦为产品链的煤炭分质利用很热，未来很有前景。但是，煤焦油加氢制燃料油技术目前还不成熟，国内还没有一套大型化示范装置。此外，副产品半焦的利用途径主要为湿法熄焦，而且使用该技术得到的半焦粉化严重，质量难以满足国内铁合金、电石、气化的要求；使用该技术得到的半焦颗粒小、挥发分较低、热值低，作为燃料用时往往需要掺烧其他优质燃料，市场需求和适用范围受限；半焦通过锅炉燃烧发电形成的热电油气联产，面临气体带灰量大、影响系统长周期稳定运行等工程问题。
针对MTG，中国科学院山西煤化所高级工程师张侃认为，MTG与甲醇燃料不同，甲醇燃料只能作为添加剂用，还可能存在腐蚀等问题，而甲醇制得的汽油是变性燃料，产品出来就是汽油，更受市场欢迎。李大尚认为，甲醇制汽油投资省、加工简单，主要产品为汽油和少量液化气，不像炼油项目那样需投建很多装置，更适合资金不太充裕的中小企业。
据记者了解，目前各种煤制油路线都在通过工艺优化集成，进一步降低能耗，提高每吨催化剂的产油能力。
并存互补是关键
据记者了解，随着国内煤制油项目的审批重启，不少企业也把目光投向了这一领域。记者也曾接到一些企业的询问：哪种煤制油技术更好？对此，专家们也有自己的看法。
唐宏青认为，煤直接液化得到的油品主要是汽油或石脑油；间接液化得到的产品主要为柴油；煤焦油加氢得到的油品主要是柴油。煤制油各个路线的产物不一样、用途不一样，因此不能评价哪个路线好与不好，只有合适不合适的区别。
胡志海也表示，间接液化得到的产品几乎不含硫、不含氮，产品质量更好，但是煤制油不能简单的比较，应当综合的看，因为每个公司的产品利用情况不一样。
李大尚表示，煤直接液化、煤间接液化、甲醇制汽油、煤焦油加氢制燃料油四种工艺的原料利用和产品组成等都不一样，因此孰优孰劣不能一概而论。这些技术其实各有所长，同时又有一定的互补性。比如，直接液化柴油的十六烷值不到20，间接液化柴油的十六烷值高达70，若两种工艺相互结合、馏分油互配，可以省去加氢裂化环节、提高十六烷值，大大降低投资和消耗，提高工厂经济效益。
当前，煤炭的分质利用成为煤化工热点。通过煤热解，可获得煤焦油、煤气和洁净原料焦粉，然后可再对煤焦油进行加氢处理生产燃料油。有业内人士认为，煤焦油加氢与直接或间接煤制油相比，综合能耗仅相当于后者的2/3，二氧化碳排放量相当于后者的1/2。煤焦油加氢吨油品投资额约5000元，不到直接或间接制油投资额的一半。
中国工程院院士、清华大学化工科学与技术研究院院长金涌向记者表示，煤焦油加氢制燃料的油转化率并不低，可以适度发展，但是该技术还是存在油品久置后易变色等实际问题，不过用在轮船、渔船等领域没有问题。
对于MTG，金涌认为，近3吨甲醇才能产1吨汽油，项目成本高，在经济上不合算。而陕西煤业化工技术开发中心有限责任公司总经理宋双田表示，甲醇制汽油可以在西部发展，因为西部煤炭价格低，发展甲醇制汽油更具经济性。
中国科学院院士、中石化洛阳工程有限公司高级工程师陈俊武认为，当前间接液化煤制油技术应该向高端产品发展。一是生产航空煤油，未来我国航空业会发展得更快，仅靠天然油生产是远远不能满足的；二是生产高端润滑油，一般的天然油还不能用于生产高端润滑油，而煤制油可以做成非常好的润滑油；三是煤制油可以做成凝固点非常高的特殊蜡，作为洗涤剂原料。
专家表示，煤直接液化、煤间接液化、甲醇制汽油、煤焦油加氢等煤制油路线，都是人才、技术、资金密集型项目，战略技术储备意义重于产业化，不能简单从技术论优劣，也不能简单从经济论优劣。当前，各种煤制油路线并存又互补，共同构成我国能源替代路线，都需要适度发展。
