吴昊博士：煤焦油加氢装置优化运行与挖潜增效路径解析
作者：CCIIN 来源：煤焦油深加工及加氢技术协作组 浏览次数：3766次 更新时间：2019-04-18
煤焦油加氢装置优化运行与挖潜增效专场
2019年4月10日，由煤化客（煤化工领域纵深服务生态平台）、煤焦油深加工及加氢技术协作组主办的2019（第三届）煤焦油深加工及加氢技术大会暨煤焦油深加工及加氢技术协作组成立大会在美丽的富饶之乡——江苏苏州知音温德姆酒店拉开大幕。
首先进行的是4月10日下午两点在酒店三层贵宾5号厅举行的“煤焦油加氢装置优化运行与挖潜增效专场”，主持人为煤化客创始人、CEO陈强，主讲嘉宾为石油化工科学研究院技术支持与服务中心副主任吴昊博士，原计划30人的会场，超50位嘉宾到场，现场气氛热烈，干货多多，主持人看到与会者关注度很高，2个小时的专场时间延迟到近3个小时，与会者收获颇丰。
石科院技术支持与服务中心副主任 吴昊 博士
根据吴昊博士的主讲资料录音，煤化客、煤焦油深加工及加氢技术协作组秘书处将内容整理如下，供业界参考：
非常感谢业内如此多的朋友来到现场。今天交流的主题是关于煤焦油加氢装置运行优化与挖潜增效。在正式谈煤焦油加氢装置运行优化之前，我们需要了解以下几个问题。
首先，煤焦油加氢所处的行业定义是什么？存在哪些竞争？煤焦油加氢属于能源行业、炼油行业。在能源行业之内，有很多分支行业，比如石油炼制、石油化工、天然气化工、风能、太阳能、核能、氢能等。对于上述行业及其发展，我们要加强了解，了解它们的优势和我们自身的优势。只有知己知彼，才能对煤焦油深加工行业进行定位。第二，煤焦油加氢行业的发展现状及问题是什么？很多企业都遇到了不同的问题，这又是为什么呢？为什么2000万吨的炼油厂开起来问题都不大，而我们10万吨、20万吨的煤焦油加氢装置开起来问题反而很多呢？！需要做更深层次思考。不是我们没有技术，而是因为我们没有用好技术。第三，煤焦油有多少种可能的加工方向？我们要提高竞争力，就得知道我们可以往哪里走，应该往哪里走。举个例子，纯电动车和混合动力哪个更有优势？我国为什么要大力发展纯电动车，我们不是不知道混动车其实更好，但由于众多技术问题，我们需要先从纯电动车做起，将产业打通，拿到一定话语权。煤焦油深加工一样，虽然我们可以看的更远，但不一定目前就要做更远的事情，可是我们一定要知道我们最终应该往哪里走。
我们今天讲的绝大多数内容是与科学技术有关的。什么是科技？先进的科技应该是科学判断+时空环境。一项技术的好坏，并不是现在就可以随意说好说坏的，更要看具体的生存环境。不同的环境对技术的褒贬不同，技术都是具有时空性的，过去好不代表现在好，现在好不代表未来好，在别人工厂里好的技术不代表在你工厂也好。如何选好的技术？对于老板和企业家来讲，最应该关心的内容不是赚了多少钱，而是要进行风险控制，其次才是盈利。因此在我们选择技术或进行优化的时候，首先是要应对风险，了解风险。这是企业和行业能够持续发展的前提。
煤焦油加氢装置优化运行与挖潜增效专场
煤焦油加氢属于能源行业，直接的市场竞争对手是石油。那么在中国，真的是竞争关系吗？我们看一下我国石油的安全问题。从1993年中国成为石油进口国，到2016年对外依存度首次超过美国，再到2018年对外依存度超过70%。如此之高的原油对外依存度直接影响到中国原油能源安全问题。面对如此大的缺口，可以看出煤制油与石油更是一个补充关系，相互依存的关系，关键在于成本的控制。这也是我国十几年来发展煤制油的原因，包括近年来国家大力支持煤炭分级利用及煤焦油加氢，除了实现煤炭的高效利用外，对原油的战略安全也应该是有所考虑的。
再缩小一下行业范畴，煤炭分级利用或煤焦油加氢是属于现代煤化工的一部分。现代煤化工包括煤制乙二醇、煤制天然气、煤制烯烃、煤制芳烃、煤制油等。如果把行业再缩小一些，煤焦油加氢可以包括在煤制油领域中。此时我们就要分析煤炭分级利用或者煤焦油加氢在现代煤化工或煤制油中的地位，就要分析碳排放、水资源消耗、能效等。对于煤制油来说，有几个路线可以走，煤直接液化、煤间接液化、煤焦油加氢三条路线。其中，国际上通行的是前两种路线，因为其他国家鲜有煤热解，但煤热解在我国的研究发展如火如荼，进行相关技术开发的科研机构或企业有20多家，这是我国能源结构特点所决定的。商业化运行的煤直接液化在我国只有神华集团，在全球也只有神华集团，全球首座百万吨级的煤直接液化工厂2008年投产，就是神华的这个工厂，石科院的加氢技术当时就用在了这个工厂，一直用到现在，还在稳定运行。煤间接液化在我国发展很快，有潞安、神华、伊泰等，现在规划的还有很多，加起来有近2000万吨。这些煤制油对我国石油安全可以起到战略保障作用。煤直接液化和煤间接液化技术路线在我国成功打通了，但其也存在一定问题，比如水消耗、碳排放等问题。现在国家大力发展的煤炭分级利用，我感觉就像混动汽车相对于纯电动汽车一样。
煤焦油加氢装置优化运行与挖潜增效专场
近年来国家在大力推动煤炭分级利用，从2013年到2018年，每年都有相关政策出台。前几天国家发布了鼓励产业中，把煤炭分级利用和50万吨/年以上的煤焦油深加工项目就包括进去了，再次说明了国家的重视程度。因为这条路线对碳的利用率最高，水资源消耗最少，碳排放也最低。
现在煤焦油加氢主要是生产柴油，等规模大了以后，产业链就会发生改变，而且会和石油炼制更为紧密的结合起来。发展到50万吨的加氢规模，就要考虑煤焦油的高值化利用了，如精益化工煤焦油加氢就配套了重整装置。我国的芳烃缺口比例很大，而煤焦油分子结构决定其芳烃收率很高，煤焦油加氢石脑油芳潜70%多，而石油基的石脑油芳潜低的只有30%多，高的有50%度，煤焦油加氢生产芳烃收率比石油基的高出40%以上。这就是煤焦油加氢可以去和石油化工竞争的优势。说到煤焦油生产芳烃，有两个路线，一个是“跑龙套”路线，一个是直接路线。前者就是走重整的路线，煤焦油深度加氢，再通过重整脱氢生产芳烃，可以看出来先深度加氢，再深度脱氢，氢气在这中间就是“跑龙套”，虽然跑了龙套，提高了能耗，但还是有利润的。现在石科院在开发一种新的技术路线，就是直接路线生产芳烃，不用先加氢再脱氢就可以得到芳烃，生产效率就大大提高了。
为什么煤焦油可以这么做呢？这是基于扎实的基础研究。只有这样，才能知道我们能干什么，干什么最有竞争力。说点题外话，煤焦油加氢石脑油卖给有重整的工厂，肯定价格高。煤间接液化油卖给有重整的厂行吗？不行，因为它适合做烯烃，适合卖给有蒸汽裂解的工厂，这也是产品销售的窍门。现在煤炭分级利用或者煤焦油加氢小有规模，也小有气候了，国家也开始支持了，这时危机其实也就来了，行业大了，国家重视了，就需要规范了，竞争也就随之而来，也是应该考虑技术升级和产业升级了。煤焦油加氢这个行业大，运行中的和在建的炼厂有50多家，数量和我国的炼油厂相媲美，但产能不可同日而语，这也让我们清楚的认识到，要走差异化发展的特色道路。
煤焦油加氢装置优化运行与挖潜增效专场
多年前国内煤焦油加氢很多布局在山东、河南、河北、陕西，那时即使远离资源地，煤焦油加氢依然可以较好的生存。现在新建装置都在往西北转移了，原来从新疆出来的煤焦油已经走不出来了，这时这些地方的企业成本就增加了，生存压力就大了。比如几年前石科院就为山东一家煤焦油加氢企业实施了转型技术。其实转型的方向很多，但要综合考虑你的原料获得性、氢气成本、销售市场能力，以及其他一些资源。这也是我们在给国内许多企业实施工艺升级或产业转型的基本逻辑。
刚才说的是煤焦油加氢行业的竞争分析，我们再说一说煤焦油加氢产品的事情。现在煤焦油加氢工厂都在生产柴油组分，没有生产汽油的，但现在油品行业的柴汽比是在下降的，为什么下降了呢？我们来说一下汽油和柴油的区别。从根源上，汽油是生活资料，柴油是生产资料。近年来，作为生活资料的汽油需求不断增大，2025到2030年会达到峰值，但柴油目前已经到达了峰值。这是汽油和柴油的区别问题，那以后就要发展汽油了吗？也未必，万一汽车发动机改变了，不再需要汽油了呢？油品作为燃料，就要和发动机结合起来。对汽油而言，目前用的是点燃式发动机，但现在新的发动机形式出现了，出现了效率更高的汽油压燃式发动机，这对未来的汽油也是一个冲击，我说的不是说柴油不能做、汽油也不能做，我想说的是我们做一个产业，要尽量向前看，把可以避免的风险、可以留有的余地打出富余量，这样企业未来发展空间才大。如果这种新型发动机真的大规模应用了，我们应该如何转型。一是开发适合发动机需求的燃料，二还是生活资料的问题。生活资料除了包含了汽油的行之外，还有衣食住，都需要材料，材料也是油品里的分子做出来的。而煤焦油有一些分子是石油里出不来的，这也是新的发展方向，说不定可以引领材料能源的革命。
再说说电动车的竞争问题，到2040年，电动车将在全球汽车总量占15%，燃油车还是占主导地位，还可以继续干。从碳排放，全生命周期能效分析，电动车真的环保吗？得取决于电从哪里来，北欧可以，因为它很大比例是水电。我国还是火力发电，它只是碳排放转移而已。如果电动车和油品目前竞争关系不是太大，那么和煤焦油竞争关系也是如此。
煤焦油未来加工方向的发展，还是要参考炼油行业的发展现状。中国炼油能力8亿吨每年，2018年加工量6亿多吨，炼油行业有什么改变？油品？烯烃？芳烃？乙醇汽油？由此带来的炼油装置结构有改变。现在炼油装置，柴油转化为汽油，汽油降烯烃工艺，现在分子炼油也慢慢开始了，比如正异构分离等。煤焦油加氢往哪个方向走？还要根据煤焦油特点及油品和化工品的市场需求来看。目前每年全球石油产量40亿吨，做化工用的石油占8%，到2040年，石油消费能力可能会提高到60亿吨，但生产化工品用的石油比例可能会到15%，由此也可看出一点端倪。
我们再分析一下煤焦油行业的小背景，煤焦油加氢项目数量在快速增加， 2012—2013年国内也只有3套左右运行，以后每年增加3至5套，到去年底30套左右在运行了。另外还有在建装置20套左右，规划、可研中的比在建还多，大约40家，共计90家左右。企业多了，竞争也就厉害了，但每个企业的规模并不大，所以抱团取暖也是发展方向。
煤焦油加氢项目在不断向资源地转移，那么远离资源地的企业怎么生存？技术可以弥补这个问题，这就是技术与距离争夺利润。新疆往内地运输煤焦油，运费大概800元每吨，如果通过技术改造，提高收率3个点，相当于利润提升150元，密度降低3个点基本也是100元，如果煤柴改为全馏分成本又会降低600到800元，这样企业利润就有了，这还没算装置扩能改造、降低可变费用等因素。技术的进步，不是某个环节，是综合实力的进步。
还有，现在煤焦油加氢装置产品同质化竞争严重，都在做柴油。在未来，竞争如何解决，谁先跳出圈子，谁就舒服一些。大家都做0.88密度的柴油，我们做0.85密度的；都做0.85密度的，我生产价值更高的汽油或者芳烃；大家都在高压操作，我们实现低压操作；大家两段高压加氢，我们一段高压加氢；别人在做油品，我们来做材料等等，每一步都是行业进步的节点。未来煤焦油加氢行业有大的发展。现在有的企业已经开始做改造，但还都处于量变过程，没有从根本上解决竞争力问题。
目前很多企业遇到了生存问题，企业竞争力困境如何破解？就得从技术选择、投入、产出、主副产品上综合想办法。有的企业对于项目改造很纠结，一犹豫好时机就错过了，判断力加强就需要好的团队，集体智慧。
关于技术选择或来源，选技术时，高大上的不一定是最好的，最关键的是要实用，而且要清楚选择技术的目的是什么。几年前关键的是把加氢做好，出来高质量产品；现在要做的是把预处理做好，实现煤焦油全馏分的加工。如果预处理做不好，全流程就也做不好。但同时对于预处理的目的一定要弄明白，预处理是为了脱金属还是为了重油转化？从炼油发展过程看，固定床可以解决的事情，一般不用悬浮床；低压可以解决的事情，一般不采用高压，这是一个基本逻辑。
原料选择也是提高装置收益的一条路径。从目前的已有装置设计条件看，装置设计条件比较苛刻，原料适应性很强，但对原料的选择也不是万能的。国内有很多企业，曾经尝试加工过没经过处理的废机油、植物油等，虽然原料便宜，但对装置会造成很大损伤。也有一些企业尝试加工新疆的环二，虽然可以加工，但是潜在的问题大家没有看出来，比如对运行周期的影响。工厂效益应该看宏观，而不能看这个有赚了多少钱，下个月赚了多少钱。原料的选择与优化，取决于工艺是否适合，不能拍脑袋。大家改变原料的时候，一定要先和专业人员了解好，不然可能被迫停工，效益损失很大。即使在技术非常成熟的石油加工炼厂，对原油的优化也不是那么随便的，炼厂原油品种改变时，也要考虑预防质量过剩、质量不足、重油加工不平衡等问题，并不是换了原油就能用，事实上用不好就浪费掉了。煤焦油企业原料优化相对容易，需要平衡的因素较少，更多的是考虑能否加工的问题，或对装置潜在的影响等。
现在已有的煤焦油加氢装置设计余量很大，这是企业扩能改造的依据。目前很多装置的分馏系统实际能力都比设计能力高30%或以上，反应系统能力也可以提高30%-50%，管线更没问题，如果仪表再有配套，就很容易实现扩能改造。扩能改造不仅可以利用现有装置多加工原料提高收益，还可以降低可变成本。
目前技术是提高企业生存能力的核心因素，不像5年前，即使一年开上七八个月，也能大笔挣钱。而现在呢？如果技术没有进步，别说挣多少钱的问题，就连资源也可能被别人掠夺掉，这在项目规划的时候就要多考虑，因为煤焦油加氢企业在炼油领域的竞争能力实在太弱了。这就说到了优化的问题，不同时间段有不同的优化内容，要做到未雨绸缪。那么，如何提高煤焦油加氢装置的竞争力？
目前技术是提高企业生存能力的核心因素，不像5年前，即使一年开上七八个月，也能大笔挣钱。而现在呢？如果技术没有进步，别说挣多少钱的问题，就连资源也可能被别人掠夺掉，这在项目规划的时候就要多考虑，因为煤焦油加氢企业在炼油领域的竞争能力实在太弱了。这就说到了优化的问题，不同时间段有不同的优化内容，要做到未雨绸缪。那么，如何提高煤焦油加氢装置的竞争力？
我们再从技术选择与投资，原料来源与成本，产品质量与售价，操作过程与费用，差异发展与竞争，资源整合与生存六个方面来具体谈一下。
技术选择与投资。煤焦油深加工最原始是很粗放的，作为烧火油、调船燃，后来做船燃也出了不少事情，与石油基油品相溶性不好导致沥青质析出。后来发展到煤焦油加氢，最开始是轻馏分加氢，那时仅仅是小于370℃馏分的加氢，仅仅通过加氢精制完成。精制后做船燃组分，调柴油等等。后来发展到切割馏分加氢，把煤柴干点切割到了400-420℃，这样就提高了煤焦油的利用率。因为切煤柴的人不赚钱了，因为煤沥青便宜了。随着加氢装置越来越多，另外受到煤沥青价格的影响，煤柴价格越来越高，所以现在煤柴加氢装置效益也不行了。现在新上煤焦油加氢项目的，都选择全馏分加氢技术了。但也有走焦化-加氢路线的，这个路线本身也不错，可以提高加氢装置运行平稳性，但在不同的价格体系内，不同技术路线的技术经济性也不一样。技术是有时空性的。焦化的好处是装置运行周期长，但收益小。后来宽留痕加氢，把沥青质拿出来一部分，项目液收又能提10几个点，后来又出现全馏分加氢，要实现沥青质全转化。沥青质能全转化吗？用什么技术可以实现全转化？目前事实已经证明，用固定床加氢是完全可以实现煤焦油全馏分加氢的，是完全可以实现沥青质转化的，这是因为煤焦油沥青和石油沥青是不一样的。五六年前我也觉得煤焦油沥青质不好转化，因为那时没有全面分析和实验。但分析了煤焦油分子结构后，发现是可行的，许多企业都在走这个路线。既然固定床可以实现沥青质转化，那么煤焦油预处理需要解决什么问题呢？预处理的核心是去掉金属和灰分，为固定床提供净化原料即可，沥青质是可以留在固定床中实现转化的。现在对于预处理技术也出现了分支技术，电脱盐、沸腾床、悬浮床、低压净化处理等。沸腾床和悬浮床来源于石油基重油转化，因为渣油固定床加氢无法实现其转化，因此就要用沸腾床或悬浮床，石科院也有悬浮床加氢技术，我们为什么不用在煤焦油加氢上，我的理解就是能用固定床解决的事情，就不用悬浮床解决，当然如果煤焦油加氢企业希望以后掺炼渣油，那就必须要上悬浮床，如果不掺炼渣油，上悬浮床也可以，无非就是投资多几个亿的事情。现在我们可以得出的结论是煤焦油的沥青和石油沥青不同，煤焦油沥青在固定床是完全可以实现转化的。煤炭热解产生的煤沥青，这是二次沥青，是沥青烯，不是一次沥青，和石油沥青分子结构不一样。
不同的技术，除了初期投资不同，能耗也不同，对于几十万吨的煤焦油加工企业，长流程和短流程对操作费用的影响还是很大的，设备折旧费用影响也是很大的。
再说说催化剂对投资的影响，催化剂的活性高低不仅决定产品质量和产品选择性问题，还跟一次投资有关系。要达到同样的效果，你用30方催化剂解决别人60方，你就赚了。按目前的现价，加工一吨煤焦油的催化剂费用需要50元左右，在不算资金成本的时候，如果能省掉一半催化剂，那么吨油利润就会提高25元。另外，催化剂装量少了，反应器投资也下来了。还有专有设备问题。煤焦油加氢核心在于反应，如何提高反应效率？除了工艺上的优化，专有设备如分配系统问题也很关键，这决定了催化剂的利用效率，或者说装置运行周期。举个例子国内某炼油厂，一个重油加氢装置，在采用传统分配器的时候床层径向温差是二三十度，我们给他们改用了高效分配器后，径向温差控制在了3度以内，由此节省的费用远远高于投资专有内构件的非同。
煤焦油加氢装置优化运行与挖潜增效专场
工艺选择上，对于煤焦油全馏分加氢技术路线与处理关键技术的选择，首先要弄明白煤焦油加氢目的和过程是什么，脱金属，脱硫、脱氮、脱氧、芳烃饱和、加氢裂化、沥青质转化等等，而我们技术选择是有优先次序的。能选低压的，就不选高压，能选固定床的，就不选悬浮床，这个依据相信大家都认可。因为这是从投资、能耗、操作成本、运行稳定性上综合考虑的。上述环节，哪些是固定床不能做到的？对于煤焦油来讲，固定床都能做到，但哪些是影响固定床运行周期的呢？有两个：第一个是金属沉积，第二个是结焦。脱金属很简单，低压下缓和的条件就可以解决，30万吨的预处理装置投资也就是2000多万。而结焦的问题呢？固定床加氢工艺优化后完全可以解决。再举个例子，一二十年前焦化汽柴油加氢时，几个月就要撇头一次，后来采用了优化的工艺后，解决问题完全解决。煤焦油怎么就不行呢？因为没有把合适的技术引进来。电脱盐，投资很低，效果也有，只要注水产生的酚水问题可以解决就没有问题。说来说去，煤柴升级煤焦油全馏分加氢，关键在于预处理。对于改造厂，还要考虑二次投资问题，功能匹配问题以及占地等问题，关键看你想解决什么问题。
下面再从催化剂和工艺角度看。刚才说过一吨油50元加氢催化剂，如果选择比较好的催化剂可以节省一半，那么效益就提高了25元，依据在是什么？举个例子，这是四种催化剂，它们都可以用于煤焦油加氢，横坐标是空速，来看这两个，其中空速一个是0.5，一个是1，纵坐标是产品密度，可以看出，在密度相当的情况下，有两个催化剂分别在0.5和1的空速下实现。这代表加工量和单位催化剂的加工能力。说明催化剂选好了，加工能力可以翻倍。当然，这种催化剂比较贵，因此算账要清楚，即便使用贵的催化剂企业也需要能赚钱盈利，同时企业也要考虑专利商的利润。开个玩笑，我是专利商，我能够计算出技术为企业带来的效益，省的25元，15元归企业，10元归石科院，我相信企业是完全同意的。另外要考虑装置的压力等级问题，原来装置压力都很高，最高的20多MPa，操作基本都在15MPa以上，装置投资就很高，如果有技术能把压力等级降下来呢？投资也会大幅度降低，尤其在高压区域节省投资明显。我们原来担心的几个问题：一是压力低，密度能否降下来，能否实现深度加氢，二是压力低，油品会不会结焦进而影响装置运行周期。现在我们在内蒙一个企业实施了9MPa煤柴加氢的技术，证明产品质量是非常不错的。长周期运行问题，还是要等工业装置继续运行下去再来评判，但可以确定的是，技术在不断完善，目标是为企业降低成本。产品分布的好坏不仅与加氢裂化催化剂关系大，其实和工艺选择也有关系。国内煤焦油加氢工艺流程主要有两种，一是精制尾油加氢裂化，二是精制全馏分加氢裂化，如果是选择前者，裂化催化剂的选择性影响就不是特别大，比如：精制尾油收率是30%左右，这30%去加氢裂化如果说选择性差40%，最终影响只在10个点左右。但如果是全馏分精制油加氢裂化，那区别就大了，如果加氢裂化选择性差40%，最终结果也差40%。所以选择什么催化剂要考虑你的工艺是什么，催化剂不是万能的，一定要和工艺配合好。这个配合有个非常好的例子，就是刚才说的内蒙这家20万吨煤焦油加氢改造，是石科院技术团队做的技术支持。这个装置氢分压只有8.5Mpa，精制空速0.4以上，裂化空速2以上，无论是压力还是空速对于煤焦油来说都是非常大的挑战。因此在装置改造时，我们对工艺流程进行了优化，为了节省改造投资，基本只动管线，为了实现压力在流程中比较好的优化，我们甚至在管线上增加小设备。由于这个装置精制床层只有5个，远少于常规的8个床层，因此对反应热的控制进行了计算和优化，只有这样才能发挥本来装量就较少的催化剂的作用。最终产品柴油馏分密度在0.85到0.875之间调节，当然原料的密度是1.0到1.03之间，甚至比目前常规煤柴还要差。未来还能有什么突破？虽不能100%确定，但是有思路的。
床层温度的优化利于催化剂性能的发挥。温度的梯度控制，这是实现装置长周期运行的重要因素，那么如何实现呢？加氢精制的特点，一级比一级深，传统的裂化需要均匀温度，只有这样才能充分发挥性能。但现在加氢裂化也不一定了，我们在原油炼厂已经实现了梯度加氢裂化，充分发挥催化剂性能的用时，还降低了循环氢量。大家回去看看自己企业的温度控制，是否合理，是否均匀。再看看床层温升合理吗？有的企业一个床层80多度温升，有的床层10几度温升，这样怎么提高催化剂利用率呢？企业要把催化剂用好，既然买来了，不要浪费。
工艺流程对产品质量有直接影响，同时对产品分布也有影响。刚才说到两种典型的工艺流程，一是尾油分加氢裂化，目前国内大部分装置都是这个流程，另一个是精制全馏分去加氢裂化，这个流程国内也有。选哪一个呢？需要综合考虑，考虑原料是哪里的，想得到什么产品。比如陕北的原料，密度就高一些，淖毛湖的就低一些。如果我们都去生产国六柴油，密度要求是0.81-0.845，十六烷值是51。先分析陕北煤焦油，如果按照精制尾油去裂化，精制柴油就甩出来了，在这时精制柴油的密度大概是0.87左右，占50%-60%左右，有30%尾油去加氢裂化，加氢裂化柴油密度可以到0.82左右，但它的选择性可能只有70%，70乘以30，只有20%的0.82的油，去调50%的0.87的油，调不到0.845。如果干点切轻点，十六烷值又会降低，所以这不是切轻就能解决的问题。我说的这还是初期效果，到了末期效果更差。如果想全周期生产国六柴油，对于陕北的油就要走精制全馏分去加氢裂化的路线。这样柴油产品密度就可以灵活控制在0.845以下，十六烷值到51以上也没问题。而淖毛湖的则不一样，这个煤焦油精制后，链烷烃含量相对高，精制柴油密度可以降到0.85左右，另外调合上尾油加氢裂化的柴油后，最终柴油产品密度0.845以下是没有问题的，十六烷值在51以上也是没有问题的。也就是说，对于淖毛湖煤焦油，无论是精制尾油加氢裂化也好，或是精制全馏分去加氢裂化也好，都可以生产国六柴油。但是对于陕北煤焦油来讲，如果走第一条路线，很难全周期生产合格柴油产品。不同区域或原料适合的加氢工艺路线是不一样的。那么这两条路线各有什么优缺点呢？
煤焦油加氢装置优化运行与挖潜增效专场
产品质量好，是有代价的。全馏分加氢裂化的代价是能耗和柴油收率的问题，还有氢气资源利用的问题。我们企业应该做一下氢平衡，看看干气和液化气产量，干气和液化气多，相当于把氢气当燃料烧掉了，造成了浪费。全馏分精制油去加氢裂化比尾油加氢裂化氢耗高0.5个百分点左右，考虑到干气和液化气产率，这0.5的氢气只有一半左右是到油里面去了，其余的都被干气和液化气浪费掉了。所以，在确保产品合格的前提下，要选择能耗低、氢气利用率高的路线。
原料来源，煤焦油加氢装置原料适应性很广，不同阶段原料价格也不一样，我们为国内几个企业做过优化方案，除了煤柴还有5种原料，这5种原料在不同的优化条件下，可以看出来效益差很多。从原料优化上，考虑到时空性，优化方式也不同，需要不断计算，企业自己建模型，根据价格预测装置效益，在这种情况下工厂效益才能最大化。不知咱们企业有多少能够做到调度优化的，暂且不说规划优化的事情了。
工艺灵活性，HTI沸腾床在国外造就实施了，但我们国家还没有经长周期验证。沸腾床的实施是和固定床同时实施的，沸腾床只是预处理，渣油加氢也一样。HTI是在线固定床加氢，工艺灵活性就差一些，为了解决这个问题，日本NEDOL发明了离线加氢，即后面的固定床运行不受前面沸腾床装置运行的影响，可以单独运行，大家可以借鉴一下。
差异化发展，最开始也说了，走重整路线，除了产芳烃以外还富产氢气，煤焦油加氢石脑油的重整有两个好处，第一是结焦非常缓慢，不同于石油基。二是产氢率很高。石油基大概在3.5%产氢率，煤基在4%—4.5%产氢率。多产石脑油走重整路线的时候，100万吨煤焦油，生产50万吨石脑油，重整后可出4%即2万吨氢气，这2万吨氢气返回煤焦油加氢，如果煤焦油加氢氢耗是5.5%，通过重整就能自身解决35%-40%的氢气来源问题，在氢气成本比较高的时候，选这条路线更合适。如果企业煤焦油加氢量比较少，而周边煤焦油加氢企业很多，可以联合起来做这个事，发挥区域优势。另外，煤焦油是环烷基油品，在全球是稀缺资源，全球原油中只占2%左右，这也是为什么克拉玛依石化效益一直不错的原因，就是因为它加工的是烷基油。
对于煤炭分级利用企业，想实现规模化生产并保持竞争力的时候，还有一个路线，这里只说油品路线，当1000万吨煤热解建起来时，至少得到80万吨煤焦油。传统路线是煤焦油加氢提质，出来17万吨的石脑油，56万吨柴油，1.5万吨的尾油，这时候柴油的密度可以控制在0.88，之所以把密度放在0.88，并不是说生产不了产品质量更好的，而是没有必要生产，因为还有下边这一条路线：
热解得到的荒煤气，除了提取煤焦油加氢用的氢气，还可以得到大量的合成气，合成气通过费托合成可以得到合成油，可以得到35万吨柴油，这个柴油密度是0.77，和煤焦油加氢柴油调合即可，这就是前面煤焦油加氢柴油产品质量没必要做得那么好的原因，这样就可以把煤焦油加氢装置投资大大降低了。两种柴油调合完后密度可以到0.837，十六烷值可以到55，完全达到国六柴油标准，这个路线成本要低于煤直接液化和煤间接液化，碳排放、水消耗也低于这两种路线，非常有竞争力。而且这条路线很容易生产低芳溶剂油、白油、液蜡等产品。
热解得到的荒煤气，除了提取煤焦油加氢用的氢气，还可以得到大量的合成气，合成气通过费托合成可以得到合成油，可以得到35万吨柴油，这个柴油密度是0.77，和煤焦油加氢柴油调合即可，这就是前面煤焦油加氢柴油产品质量没必要做得那么好的原因，这样就可以把煤焦油加氢装置投资大大降低了。两种柴油调合完后密度可以到0.837，十六烷值可以到55，完全达到国六柴油标准，这个路线成本要低于煤直接液化和煤间接液化，碳排放、水消耗也低于这两种路线，非常有竞争力。而且这条路线很容易生产低芳溶剂油、白油、液蜡等产品。
煤焦油加氢装置优化运行与挖潜增效专场
我们做煤焦油加氢，需要放在企业发展和行业发展的大局面里看问题，归根结底，企业需要技术支持，在选择技术的时候，首先要想用来解决什么问题、实现什么目的，要对标来选，要引导技术跟着企业发展的思路走，而不是被技术引导进行投资或产业布局。技术是为产业服务的。
不忘初心，非常经典。企业初心就是用什么原料得到什么产品，投资最低，技术稳定性最强。另外，技术来源和知识产权也需要企业注意，由于时间问题不再多说。
任何技术都有时空性，要看企业想做什么，选择最适合自己的技术路线。煤焦油加氢行业里有众多技术存在，也需要众多技术存在，这样才利于企业选择，利于行业发展。但同时对企业来讲，在调研技术时要多看、多比。
信息封闭在这个行业是个大问题，不过现在好一点了，几年前很封闭，大家都觉得运行的很好，因为那时企业都能挣到钱，一年运行8个月就能收回投资，但那是机会收益，现在已经没有了。所以当时运行很好的企业现在也不好了。希望我们企业能够把自己的问题敞开地说出来，如果行业内不抱团取暖，如何去和其他行业竞争呢？我们未来要更加开放一些。
石科院技术支持与服务中心副主任 吴昊 博士
最后，我代表石科院做个表态。我院作为一流的炼油技术提供商和技术服务商，是一个开放的平台，希望为行业发展贡献自己的力量。也希望大家有困难、有问题时能想到石科院，希望我们保持密切联系，经常沟通。
