燃料原料化：煤炭清洁利用根本出路

2012年10月以来，延长石油碳氢中心经过两年小试研究，2014年又在冷态模拟试验装置上开车试验 38 次。2015年8月，万吨级CCSI技术工业试验装置在陕西兴平建成中交，该中心先后进行了5次投煤试验，装置累计实现了772小时连续稳定运行，获得了大量试验数据，为产业化奠定了坚实基础。

去年年底，中国石油和化学工业联合会组织的72小时现场考核标定，结果显示煤焦油收率达17.12%(格金干馏收率158%)，能源转化效率高达82. 58%，合成气有效气(CO+H2+CH4+烃类)含量分别为35.11%(采用空气气化)、47.07%(采用30%富氧气化)，各项指标均达到或超过设计指标。专家认为技术路线新颖，创新性强，能量和物料互补，将多工艺、多产业耦合集成，最大化提高能源转化效率、资源利用率和产物附加值，大幅降低能耗和废物排放，实现煤炭高效清洁转化，建议加快技术产业化开发推广应用。

石油和化学工业规划院总工程师李君发认为，CCSI技术将热解与气化过程有机结合在一起，设计理念先进，系统高度集成。原料粉煤几乎全部转化为合成气与煤焦油，既获得煤炭资源中所含的油品组分，也保证了半焦合理利用，将煤炭资源吃干榨尽，物尽其用。同时热解与气化耦合在一起，合成气潜热可以为粉煤热解提供部分能量，热能得到有效利用，减少高温合成气换热降温过程，提高能源转化效率。

据悉，CCSI技术已引起了国内煤化工、电力等行业的广泛关注，一些企业纷纷向延长石油伸出了合作之手。投煤量3600吨/天的 CCSI工业装置成套技术工艺包目前已编制完成，准备在陕西榆林建设工业化示范装置。同时开展CCMI、KSY技术攻关，CCMI技术试验已完成，投煤量5000吨/天的KSY技术工业化示范装置工艺包正在编制。

构建新型联产模式

李大鹏认为，由于煤炭的成分非常复杂，多分子聚合物结构的化学特征，决定了将其深度转化加工为综合附加值更高的精细化工产品，并按照煤、油、化、电、热一体化的发展理念进行整体布局。CCSI技术能够与制取液体燃料、化学品、发电等多产业跨界耦合集成，通过构建绿色清洁燃气发电与煤焦油深度加工转化新型煤油电化多联产模式，与传统的直接燃煤发电模式相比，实现了煤炭资源分质、分级与梯级利用，使系统内能量耦合、系统物料耦合、衍生产业链跨界耦合。

 

基于CCSI技术的煤基多元产业耦合产业链

投煤量3600吨/天的CCSI工业装置煤焦油产品为18万吨/年，还可配套1个30万千瓦的亚临界机组或1个40万千瓦的燃气机组，形成集煤炭清洁高效转化—煤焦油深加工—绿色发电一体化的新型煤电油多联产模式。经过核算， CCSI所产生粗合成气、煤焦油的完全成本分别约为0.1222元/Nm3、929.9元/吨。以煤价350元/吨、电价0.36元/千瓦时计算，吨煤炭的终端收入可分别达到1600元和1800元左右。

煤焦油中含有丰富的芳烃资源，很多化工原料甚至不能直接通过石油化工获取而只能从煤焦油中提取。在CCSI技术开发过程中，延长石油碳氢中心根据低温煤焦油的性质特点和市场需求，创新地提出了“宜油则油、宜化则化、分级转化”的深加工理念，集成煤焦油综合加工利用成套技术的整体解决方案，即使在低油价的当下，竞争力也较强。

按照该方案，一是实现分级转化：将<230℃轻馏分油中含量高、易分离的酚类物质提取出来，将难转化的>360℃重馏分油(沥青质、胶质含量 高)进悬浮床高效转化，230℃-360℃的中间馏分油与脱酚的轻馏分油、轻组分油一起加工，不仅减少了酚类物质在加氢过程中的氢气消耗和废水产生量，还有效降低投资成本。二是实现产品附加值最大化：分离出的苯酚、甲酚产品价格较高，收益较好;悬浮床和固定床组合加工出来的液体产物具有芳潜高、热比重高、环烷烃组分高等特点，除了生产优质成品油，可进一步加工制芳烃、航空燃料、润滑油等产品，丰富产业链、提高附加值。

而CCSI装置产生的中低热值合成气，最佳利用途径就是发电。目前可采用两种联产模式，一是改造现有的亚临界火电燃煤锅炉，粗合成气作为燃煤锅炉的燃料进行发电，实现“以气代煤”，综合能效提高到42.29%;另一种是将粗合成气经脱硫、除尘等处理后，进燃气轮机燃烧发电，综合能效48.32%。

经中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司测算，以采用CCSI技术改造300MW级亚临界燃煤机组为例，整个项目改造完成后，年产油化产品15万吨，发电量22.71～23.6亿千瓦时。与300MW级亚临界燃煤机组相比，供电效率由37～38%提高到41.93～42.29%、供电煤耗由323.26～331.99克标煤/千瓦时下降到307.4～318.89克标煤/千瓦时。而且经济效益“双丰收”，即每上网销售1千瓦时电的同时，获得煤焦油深加工产品收入0.45～0.47元，综合收入由10.23～10.51亿元/年增加到18.94～19.21亿元/年。

若将CCSI技术与燃气轮机发电相耦合，以新建3600吨/天CCSI装置和配套的GE公司9F型燃气发电机组为例，装置总投资约24亿元，年产油化产品15万吨，发电量30.43～32.63亿千瓦时。技术上超过了超超临界机组水平，也领先于当前的IGCC，供电效率高达50.6～54.4%、煤耗降至225.81～242.76克标煤/千瓦时。经济效益倍增：每上网销售1千瓦时电的同时，获得煤焦油深加工产品收入为0.32～0.35元，投资强度由15000元/千瓦下降到6000元/千瓦左右，煤炭增值率为416.08%~434.97%。

同样，煤提取煤焦油与制甲烷一体化(CCMI)技术，也是在一个反应器中完成热解、气化反应及部分甲烷化反应，一步法将煤转化成气、液两相产物，构建以生产天然气为主的新型煤油气多联产模式，1台5000吨/天CCMI装置(单套规模全球最大)可以配套1个年产约6亿方天然气的生产装置，同时可年产25万吨煤焦油用于深加工。与常规煤制天然气相比，该模式投资强度可降低35%以上，更易于大规模化生产，同时煤焦油经深加工后经济效益明显，可从中拿出部分利润补贴天然气，天然气生产成本控制在1元/方。

李大鹏表示，通过煤炭燃料原料化，将加快推进我国能源革命，促进煤炭加工与炼油、化工、发电、建材、供热等多产业深度耦合集成，形成新的能源化工产业集群。比如将20亿吨煤炭转变为清洁能源，可在石油、天然气、煤炭、新能源消费组成不变的情况下，清洁能源比例由17.9%上升到49.9%，完成能源结构优化调整;同时可产约3亿吨低成本的煤焦油，不仅有效弥补我国石油缺口、保障能源安全，还能大幅提升油品、化工品市场竞争力，增加经济效益。