2015年1月31日，总投资18.8亿元的延长石油靖边45万吨/年煤油共炼工业化示范项目顺利打通全流程，并生产出合格油品;2015年8月13日至8月16日，中国石油和化学工业联合会组织专家对装置运行情况进行了72小时现场考核标定;2015年9月15日，由袁晴棠、汪燮卿、杨启业、胡永康、舒兴田、李灿、李洪钟等7位中国工程院和中国科学院院士以及8位能源化工领域著名专家组成的鉴定委员会，对陕西延长石油集团开发的煤油共炼成套工业化技术(Y-CCO)进行技术成果鉴定。
最终结论是：该技术总体达到世界领先水平，其开发和工业应用突破了煤化工行业煤炭清洁高效转化和石化行业重(劣)质油轻质化两个领域的技术难题，建议加快推广应用。
另据记者了解，11月中旬，陕西省政府还将在北京举办煤油共炼成套工业化技术成果发布会，向国内外隆重推介这一“开辟了煤制油和重(劣)质油轻质化崭新路径”的成套工业化技术。
人们不禁要问：煤油共炼到底是一项什么样的技术?能解决什么问题?何以会引起众多能源化工领域顶级专家的关注和政府重视?为此，记者专访了煤油共炼成套技术开发主要负责人、延长石油集团煤化工首席专家李大鹏先生。
突破了两大难题
记者：请您介绍一下煤油共炼技术基本情况。
李大鹏：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摄氏度以及钼钴/三氧化二铁和钼镍/三氧化二铁催化剂条件下，使油煤浆一次通过反应器，同时加氢裂解成轻、中质油和少量烃类气体的工艺技术。煤油共炼结合了煤直接液化和重油加工两项技术，降低了煤直接液化的操作难度，同时高效加工了重油和渣油，也被业内称为煤直接液化改良版。
煤油共炼技术的研究由延长石油集团首先提出。2010年起，延长石油集团出资与英国BP公司和美国KBR公司合作，在芝加哥BP公司全球实验室，用悬浮床加氢反应器和延长石油自己的油、煤原料及添加剂、催化剂通过多轮工业模拟试验，取得了大量翔实数据，为煤油共炼技术研究做好了前期准备工作。
2011年3月，延长石油集团公司批准煤油共炼技术研究立项，2014年7月，延长石油集团用11个月建成共7个单元组成的1桶/日煤油共炼试验评价装置，随后展开了15次不同原料和不同比例的中试试验研究，并取得了1万多个分析检测数据。2015年1月31日，由延长旗下的北京石化工程公司进行相关工程技术的开发和工程总承包，总投资18.8亿元的延长石油靖边45万吨/年煤油共炼工业化示范项目顺利打通全流程，并生产出合格油品。2015年8月13日至8月16日，中国石油和化学工业联合会组织专家对装置运行情况进行了72小时现场考核标定。2015年9月15日，煤油共炼成套工业化技术通过了由中国石油和化学工业联合会组织的科技成果鉴定。
截至目前，煤油共炼成套工业化技术已经申请专利27项，其中实用新型专利14件、发明专利13件，并围绕煤油共炼建成国家石化行业工程技术中心、省级工程技术中心、中试基地、工业示范装置各1个。
现在看来，煤油共炼突破了煤化工行业煤炭清洁高效转化和石化行业重(劣)质油轻质化两个领域的技术难题，搭建起了煤炭清洁高效利用与劣质重油深加工有机结合的平台，具有投资省、能效高等比较优势，为我国煤制油和重(劣)质油轻质化开辟了一条新的现实可行的技术路线。
记者：您说煤油共炼突破了煤化工行业煤炭清洁高效转化和石化行业重(劣)质油轻质化两个领域的技术难题，怎么理解?
李大鹏：煤油共炼技术改变了单一重油加氢裂化和煤加氢液化加工模式，充分利用煤炭和渣油在加氢反应中的协同作用。加之开发了廉价高效的催化剂组合，不仅能够高效捕集金属杂质和焦炭粒子，有效防止反应器内部结垢、结焦，而且，有力促进了沥青质(烯)等大物质转化为小分子油，从而大幅提高了液体收率和能源转化效率。
与煤直接液化相比，煤油共炼的设备简单、流程短、投资强度低、能源转化效率高、水耗小、排放少，液收则较煤直接液化提高10～20个百分点，项目经济效益十分可观;与重油延迟焦化相比，虽然相同规模的项目投资略高，但由于煤油共炼的液收可提高15～20个百分点，产品质量更优，且无需进一步脱硫、脱氮和脱烯烃处理，从而大幅降低了装置运行费用;与常规煤焦油加工相比(指煤焦油炼制领域)，由于煤油共炼无须切割分离煤焦油中360摄氏度以上的重质组分，相当于将原本要变成焦炭等低附加值固体物的煤沥青和胶质(约占煤焦油总量20%)全部转化为轻质化煤焦油，并经进一步连续重整和芳构化，生成高附加值的汽油及芳烃产品，从而大幅提高了煤油共炼的液收、资源利用率和经济效益，也显著扩大了煤油共炼的原料范围。
突破了资源制约
记者：以油气开发和生产加工为主营业务的延长石油集团，为何要开发煤油共炼技术?
李大鹏：已有110年发展历史的延长石油集团，与中石油、中石化一样，都是从油气勘探、开采、炼油、化工等领域一步一步发展起来的。2013年，延长石油集团成功挺进世界企业500强，成为西部首个世界500强企业。但在企业快速发展的同时，延长石油集团也面临着后备资源不足和产业结构相对单一的制约。从全球视野看，难以加工的重劣质原料的比例越来越高，而包括延迟焦化在内的劣质油加工技术又存在能耗高、能效和产品收率低等不足。开发一条新的高效清洁的劣质油加工技术成为延长石油集团的战略选择。经过大量考查调研，并结合自身集煤气油等资源于一身的特点和先天优势，将石油化工领域的劣质油加工技术与国内风头正劲的煤制油技术进行耦合，开发煤油共炼技术，以实现对煤炭和重劣质油的高效加工转化，为企业可持续发展提供技术支撑。
记者：煤油共炼技术有哪些创新点?
李大鹏：能源化工产业技术创新的核心是最大可能地提高能源转化效率。它的创新点归纳起来有5点。
一是首次提出了煤油共炼协调反应机理，开发了浆态床(也叫悬浮床)与固定床加氢的工业化在线集成工艺，为煤油共炼技术开发及应用提供了基础。
二是发明了煤油共炼专有催化剂-添加剂体系，可提供更多活性氢，有效抑制结焦反应，实现了高惰质组煤及重油的高转化率和高液体收率。同时，生焦前驱物主要沉淀在添加剂表面，缓解了反应及分离系统的结焦问题。
三是发明了煤基沥青砂水下成型和改性技术，解决了煤基沥青砂软化点波动造成无法成型的难题，避免了轻烃挥发污染环境，拓展了煤基沥青砂的应用领域。
四是发明了浆态床反应器特殊构造的隔热衬里和内衬筒，解决了高温、高压和临氢条件下隔热材料选材及施工难题。同时，采用结构简单的内衬筒，避免了反应器器壁结焦问题。
五是通过对大型悬浮床加氢反应器、高温高压减压阀等关键设备进行设计与制造，加强了防磨损性能，增强了装置运行的可靠性与稳定性。
吨水耗仅1.6吨
记者：能否用具体的数据说明煤油共炼的竞争力?
李大鹏：当然可以。根据石化联合会组织的72小时现场考核标定，当煤浓度为41.0%时，煤油共炼的煤转化率为86.0%，525摄氏度以上，催化裂化油浆转化率为94.0%，液体收率达70.7%，能源转换效率为70.1%，吨产品水耗为1.6吨，吨产品二氧化碳排放仅1.1吨。相比之下，目前几套工业化示范项目的运行情况，煤直接液化和间接液化的能源转化效率分别只有50.26%和40.5%;吨产品水耗却双双超过10吨，二氧化碳排放量分别超过2.1吨和3.3吨;常规煤焦油加工工艺吨产品水耗超过2吨，且有约20%左右的煤沥青和胶质无法通过加氢转化为高附加值液体产品，只能作为焦炭贱卖或外排。
再从投资强度看，煤直接液化项目的投资强度为12000元/吨油品，煤间接液化项目的投资强度为16000元/吨油品，而煤油共炼项目的投资强度只有7500元/吨。
可发挥不同优势
记者：从全国、全球看，煤油共炼具有怎样的意义?
李大鹏：对中国而言，由于油气资源严重不足，煤炭资源相对富裕，通过煤油共炼技术对包括重油、稠油、煤焦油在内的劣质油与原煤一同加氢处理，借助煤油协同效应生产出比理论值更高、更优的成品油，既为劣质油和煤炭探索了高效清洁转化的可行路径，也将大幅增加国内成品油供应。目前，我国用于重油加工的延迟焦化装置有100多套，年加工能力超过1亿吨。若全部采用煤油共炼中的核心技术——悬浮床加氢裂化技术对现有的延迟焦化装置进行改造升级，由于液收大幅提高，每年可新增成品油2000余万吨;若按重油:煤=1:1配成油煤浆，直接采用煤油共炼技术加工，则每年可消耗1亿吨原料煤，增产8000万吨成品油。
从长远和战略角度看，世界原油结构的重质化特征越来越明显，轻质原油资源加速衰减，产量逐年减少，迫切需要能够对重(劣)质原油高效清洁加工的工艺技术。
记者：您对煤油共炼技术的推广应用有何建议?
李大鹏：煤油共炼解决了石化行业劣质油高效转化和煤化工行业煤液化两个领域的技术难题，搭建起了煤炭清洁高效利用与劣质重油深加工有机结合的平台，具有投资省、能效高等比较优势，为我国煤制油和重(劣)质油轻质化开辟了一条新的现实可行的技术路线，我认为在条件具备的地区都尽快推广应用。
具体而言，在内陆条件较好的地区，应依托当地丰富的煤炭及原油资源进行煤油共炼技术推广;而在沿海便利地区，则应依托煤油共炼核心技术——悬浮床加氢裂化技术对进口超重稠油、高硫重油或各种燃料油进行加工，生产清洁成品油。这样可以发挥各自优势，用最低的成本和代价，生产出国内所需的清洁液体燃料。
记者：谢谢您接受采访!
原标题：【独家访谈】煤油共炼是一项什么技术
