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煤化工
纵观国内已建、在建的煤制油项目采用的技术路线，煤间接液化与煤直接液化相比，因产出油品品质更好，十六烷值高等优势，从而占据了绝对性统治地位。
而如今，这个局面或许会有所改变。因为，采用全球首套煤油共炼试验示范项目已于日前试车成功。
延长石油集团总经理助理李大鹏指出，随着示范项目取得成功，项目的技术经济性得到商业化运营验证，就会有更多企业快速上马大型煤油共炼项目，这将对国内炼油和煤化工产业的发展将产生深远影响。
首套示范项目试车成功
2015年1月31日，由延长石油集团筹建的全球首套45万吨/年煤油共炼实验示范项目流程全部打通，装置一次试车成功，并产出合格产品。该项目煤、油设计比列为1：1，目前，煤的进料量已提高至25%，装置运行平稳后，生产的产品可达欧Ⅴ标准。
该项目位于延长石油集团榆林炼油厂东侧，占地197.58亩，总投资17.9亿元，采用全球领先的美国KBR公司悬浮床加氢裂化（VCC）技术，以榆林炼油厂减压渣油、常压渣油或380#燃料油以及榆林当地丰富的低阶煤为原料，经加氢催化裂化生产优质燃料油及液化气产品。主要建设内容包括：45万吨/年加氢裂化、4.5万立方米/时制氢、22.5万吨/年煤炭储运、研磨、制浆等装置以及变配电所、中央控制室、综合办公楼等配套工程和辅助设施。
项目建成达产后，每年可转化原煤（干基）22.5万吨、渣油22.5万吨、天然气7.75万吨，生产柴油26.24万吨、汽油7.77万吨、液化气等产品4.5万吨，实现销售收入33.3亿元，实现利税10.65亿元。
改良版的技术优势
数年前，煤油共炼技术的出现，因为其结合了煤直接液化和重油加工两条技术，降低了煤直接液化的操作难度、且并行加工重油，在业内引起了不小的反响，被称为煤直接液化的改良版。
而所谓煤油共炼，就是将浓度为45%～50%、煤粒直径小于100微米的煤浆与渣油按一定比例混合，在15～22兆帕、450℃～470℃以及CoMo/Fe2O3和NiMo/Fe2O3催化剂条件下，使煤和渣油一次通过反应器，同时加氢裂解成轻、中质油和少量烃类气体的工艺技术。
它的技术优势比煤直接液化好在哪？
据介绍，延长的示范项目利用褐煤或年轻烟煤与炼厂减压渣油具有的良好协同效应，大幅缓解煤直接液化制油的反应苛刻度，提高油品转化率和产品收率。与传统的煤直接液化制油技术相比，煤油共炼技术具有氢耗低、投资省、转化率高的比较优势，可跨领域解决煤炭和炼油两个行业的技术难题。
此外，一般以重油或劣质原油为原料的炼厂均会建立相配套的焦化装置，生焦率30%，液体收率较低。而煤油共炼项目利用炼厂富裕的渣油和劣质的褐煤，VCC残渣仅为12%，液体收率达到72%，收率较高。在当前国际原油价格持续低迷，国内煤炭价格较为低廉的情况下，该项目具有明显的成本优势和发展前景。
新的投资热点或出现
那么，煤油共炼技术能否在国内得到规模性推广呢？
据延长石油集团总经理助理李大鹏介绍，大量工业实验数据表明，煤油共炼技术有着显著的经济、节能与环保效益。
该集团选送不同煤样分别在美国休斯敦实验室和BP（芝加哥）全球实验室进行了3次累计50余组样试，结果发现：煤和渣油的转化率均超过90%，这一数据远高于煤单独液化和重油单独加氢裂化的转化率；液体收率（柴油+汽油+石脑油+液化气）大幅提升至70%以上。不仅如此，由于煤的存在，有效遏制了催化剂表面积碳，促进了重油中金属元素（如镍、钒）的脱除，延长了催化剂寿命。加之煤油共炼技术是油煤浆一次通过加氢反应器，氢耗低，氢利用率高，从而大幅降低了装置综合能耗和生产成本，使项目的收益率和产品竞争力大幅提高。
以正在建设的45万吨/年煤油共炼示范项目为例，其投资额仅为相同规模煤间接制油投资额的54%和煤直接液化项目投资额的46%；氢气消耗量则比后者减少10%～20%；油品收率从煤直接或间接制油的不足50%提升至70%左右；吨油品综合能耗降低10%以上，二氧化碳排放量削减50%。
对此，李大鹏认为，煤油共炼项目与煤直接液化或间接制油相比显示出投资省、碳转化率高、液体收率高、资源利用充分、油品质量好、“三废”排放少等优势，将有可能成为新的投资热点，甚至成为煤制油的主流工艺，在有条件的地区得到推广应用。
然而，也有业内专家强调，由于煤油共炼项目要求业主同时提供煤炭、渣油，最好再拥有天然气，一般企业很难做到。因此，即便工业化示范取得成功，技术的推广应用也将受到一定限制。
