當下油氣聯產以相較示范項目更優的經濟性，為煤制油新項目提供了產品方案多樣化選擇。

以魯奇爐等氣化爐為契機，一種新的油氣聯產方案正進入煤制油業主方的視野。通過分離煤氣化后與合成氣（一氧化碳和氫氣）混在一起的甲烷，最終獲得油品和天然氣兩大類產品，提升項目經濟性和能源效率。

伴隨新一輪百萬噸級煤制油項目推進，已有數個項目正在考慮油氣聯產解決方案。相關可行性報告及經濟性分析正在探討之中。由于涉及必須氣體分離，變壓吸附與深冷路線優劣也在方案比較內容之中。

但在煤制油產業發展路徑中，油氣聯產與最新的干煤粉氣化技術正齊頭并進，未來將隨項目落地投產，在實際運營中驗證彼此的技術經濟性，進而在將來決定油氣聯產的發展空間。但在當下，立足新一輪煤制油工業項目，油氣聯產以相較示范項目更優的經濟性，為煤制油新項目提供了產品方案多樣化選擇。

集成技術

最近數個月來，達科特能源科技公司董事長助理夏凡一直處于繁忙之中。他出差，和甲方溝通，催促公司技術人員出具報告。伴隨煤制油領域新起的油氣聯產概念，達科特這家傳統的氣體分離設備供應商嗅到了新的商機。

所謂油氣聯產，從廣義來看屬于多聯產概念。由于采用個別氣化爐型，煤制油在氣化環節會產生合成氣（一氧化碳和氫氣）和部分甲烷，油氣聯產即在氣化環節分離出甲烷氣，凈化、除雜之后，生產天然氣或LNG。

“我們現在已經為兗礦、潞安等煤制油項目，出具了具體方案。”夏凡告訴《能源》雜志記者，油氣聯產關鍵環節是分離出混合氣中的甲烷氣，氣體分離設備必不可少。

中科合成油公司副總經理曹立仁介紹說，與其他新技術不同，油氣聯產是一種集成技術，所集合的都是成熟的技術。包括主線煤基費托合成油技術，以及支線混合氣分離出甲烷，除雜、凈化并制成天然氣及后續LNG。

最先采用油氣聯產方案的是潞安16萬噸煤制油項目。該項目與伊泰示范項目不同，氣化環節采用魯奇爐（伊泰為水煤漿爐），魯奇爐氣化過程除產生合成氣外，還會產生12%左右甲烷氣（實際為10%左右）。

在此之前，潞安項目流程中所產生的甲烷主要用來生產合成氨。據夏凡介紹，目前達科特已經提交給潞安氣體分離具體方案。據了解，潞安煤制油示范項目每小時需處理混合氣約16.5萬立方米，其中需分離的甲烷氣每小時約2萬方。“按年運行8000小時計算，年生產天然氣約1.6億立方米，制成LNG銷售價格更高。”夏凡說，年額外將增加銷售收入超過5億元，而整體設備投資不超過2億元，此外就是運行成本，“利潤非常可觀。”

目前興安盟百萬噸級煤制油項目在規劃之初，即加入了油氣聯產概念。該項目目前正在考察選擇氣化工藝，最終該項目生產的甲烷氣亦將提升一個量級。“該項目每小時處理混合氣將達110萬立方米。”夏凡說，由于規模擴大，利潤亦將提升。

據了解，著眼于優化油氣聯產方案，中科合成油考察了新奧正在開發的催化氣化技術。目前該技術使用的氣化爐，內部暫命名為ENN（新奧）爐。目前該爐型有日處理5噸規模實驗爐型正在運行。

據新奧催化氣化項目組負責人畢繼誠介紹，該爐型2012年12月開始運行，目前已經具備了工業化示范的的條件。據了解，催化氣化技術理論上，氣化環節可產生25%比例的甲烷氣，“實際不會小于20%。”畢繼誠說。

新奧推動這一技術發展，著眼于當下煤制氣機遇，但對于新提出的油氣聯產概念，新奧催化氣化技術同樣具有相當的競爭力。據了解，新奧催化氣化技術亦是興安盟煤制油項目考慮技術之一。“如果采用新奧的催化氣化技術，興安盟煤制油項目油氣比例將達到各一半。”夏凡說。

興安盟煤制油項目、潞安煤制油項目之外，兗礦煤制油項目亦在考慮油氣聯產方案。據兗礦未來能化公司總經理孫啟文介紹，兗礦榆林煤制油項目采用水煤漿技術，氣化環節只產生極少量甲烷。但在一期項目第二、三條生產線中，高溫費托合成環節，將產生相當比例的甲烷氣。“目前我們正在做方案，也在做研究，究竟最后是全部產油，還是采用油氣聯產方案，還沒有確定。”孫啟文說。

分離工藝之爭

油氣聯產關鍵在原先煤基制油路線上，附加一條氣體分離設備。而氣體分離，目前國內主要工藝路線分深冷和變壓吸附兩種。

達科特氣體分離走變壓吸附路線。據夏凡介紹，達科特在油氣聯產氣體分離方面十分成熟。“我們有現成的一氧化碳和甲烷吸附劑。”夏凡說，由于合成氣中氫氣分子直徑與一氧化碳、甲烷差別較大。油氣聯產中氣體分離環節主要是分離一氧化碳和甲烷。“是通過甲烷吸附劑吸附甲烷，還是用一氧化碳吸附劑吸附一氧化碳，這兩個方案我們都在研究，比較經濟性。”

變壓吸附工藝之外，是深冷工藝。事實上，由沙索公司投資運營的世界第一套煤制油裝置，其中即采用油氣聯產路線，其中分離氣體即采用深冷工藝。相對于變壓吸附工藝，需要特制的吸附劑外，深冷工藝主要在低溫環境下，根據不同氣體液化溫度不同，進行分離。

據了解，達科特內部曾對深冷工藝和變壓吸附工藝進行過技術經濟性比較。達科特總工程師余蘭金介紹說，深冷工藝十分成熟，但整體設備投資和運行能耗高，更重要的是經深冷液化甲烷后的合成氣壓力損失較大，對合成油的工藝過程造成一定的不利因素。

達科特以潞安16萬噸煤制油項目為模板比較了深冷工藝和自身所有的變壓吸附路線。據了解，變壓吸附工藝與深冷工藝設備投資相當，但在所需功率方面較深冷工藝要降低10%以上，此外變壓吸附分離甲烷后，合成氣壓力更高，更有利于后端的費托合成。

賽鼎工程公司亦曾介入到潞安煤制油項目技改方案中。在賽鼎公司董事長張慶庚看來，深冷路線相對變壓吸附成本較高，但在甲烷提純上有優勢。“管道氣甲烷濃度標準是93%，變壓吸附甲烷提濃超過90%很難。”張慶庚說，主要是由于甲烷和一氧化碳分子直徑接近，變壓吸附存在難度。

據了解，在小規模處理量上，深冷工藝投入成本更高。如果規模擴大，與變壓吸附的成本差距將會縮小。夏凡承認這一說法。不過他指出，目前達科特革新了工藝，可以將甲烷濃度提升到93%。而隨規模擴大，深冷工藝所必需的深冷低溫箱容量也需擴大，這一因素會大大增加深冷工藝投資成本。另一方面，每個氣化爐均配有一套變壓吸附設備，相對于深冷工藝集中處理安全系數高。

目前達科特結合了變壓吸附和深冷工藝來解決甲烷濃度問題。在其提供給潞安的具體方案中，氣體分離前段采用變壓吸附，將甲烷濃度提升了60%-70%，再采用深冷工藝進一步提純，以生產合格天然氣，及進一步生產LNG。“這樣做方案比純粹使用變壓吸附提純，經濟性要好一些。”夏凡說。

目前確定采用油氣聯產路線尚僅有潞安一家。其他項目仍然權衡考慮之中，同時也正就氣體分離同時接觸深冷工藝和變壓吸附工藝供應商。“目前是否采用油氣聯產尚未確定，分離工藝只是油氣聯產方案一部分，現在正在接觸各方了解情況。”孫啟文說。

新方向？

在張慶庚看來，油氣聯產只是多聯產的一種形式。“如果拓展這個概念，可以不僅僅是氣和油聯產。”張慶庚說，由于分離出來的合成氣，理論上可以做任何化工產品。所以只要經濟性合適，可以氣和其他化工品聯產。“現實中案例比比皆是，比如分離了甲烷氣，合成氣再去做甲醇。”

但在煤制油領域，由于更換了氣化技術，油氣聯產尚是一新生概念。以伊泰煤制油示范項目為例，該工藝采用水煤漿爐，運行能效較低。“水煤漿爐首先需將煤制成水煤漿，在爐子中反應水會吸收大量熱，進而降低了能效。”夏凡說。正因如此，在新一輪百萬噸級煤制油項目中，普遍采用了新的技術方案。油氣聯產只是其中之一。

據了解，油氣聯產可以有效提高能效“3-5”個點，這對新建煤制油項目通過國家標準裨益不小。“能源局給間接液化的能效標準是42%，如果用水煤漿爐，達到這一標準有相當難度。”夏凡介紹說，如改變氣化工藝，走油氣聯產路線，可以確保達到這一標準。

水煤漿爐之外，目前業內較為看好干煤粉氣化技術。以伊泰集團規劃中的四個煤制油項目為例，杭錦旗項目和甘泉堡項目均選用航天爐（干煤粉氣化技術）。據了解，相對于水煤漿爐，干煤粉氣化技術能耗損失更低，能效也更高。“只要平穩運行，達到能源局規定能效標準不會成為問題。”伊泰集團一位內部人士透露。

但如采用干煤粉氣化技術，氣化環節基本不產生甲烷，進而也不存在油氣聯產的可能性。在孫啟文看來，油氣聯產作為一種產品方案，未來能在煤制油產業中占據何等地位，關鍵還是取決于其經濟性。“油氣聯產具有一定的競爭力。”孫啟文說，但能否成為一種技術主流還很難說。

另一方面，油氣聯產尚面臨審核的難題。由于油氣項目均需上報國家發改委批準。“項目方案改動生產天然氣，需重新再走審批流程，而天然氣項目有20億立方米的門檻。”張慶庚說，潞安項目是通過技術改造的名目，通過山西發改委報批。“如果其他油氣聯產，除非一開始打包報批，如果半道修改，按照現行標準，除非讓發改委以示范項目特別批準。”

但盡管如此，由于在經濟性和能源效率方面的優勢，油氣聯產已在煤制油技術方和業主方獲得了普遍的重視。中科合成油依托潞安項目，正進行油氣聯產具體實踐，以進一步優化，并探討其未來發展空間。

孫啟文認為，油氣聯產未來的發展受到具體條件的束縛，因為副產天然氣、管道、市場價格等均會影響到項目的經濟性，最終會決定煤制油項目是否采用油氣聯產方案。“從本質來看，油氣聯產應屬于多聯產的一種。”孫啟文說，“它的出現，豐富了煤制油的產品，提供了一個多樣性的選擇。”