煤焦油作为煤炭干馏或热解及气化过程中的重要副产品，其高效清洁利用对于煤化工产业转型升级具有重要意义。据统计，2025年全球煤焦油市场规模已达到约170亿美元，预计到2026年将突破180亿美元大关，年增长率保持在5%至6%之间。在这一背景下，煤焦油全馏分加氢制清洁油品技术通过催化剂研发突破和工艺优化创新，实现了重质组分完全转化和轻油收率大幅提升，为煤焦油深加工行业开辟了高效发展的新路径。

  一、煤焦油加氢反应机理与技术路线演进

  《2026-2031年中国煤焦油行业市场深度研究及发展前景投资可行性分析报告》煤焦油是煤炭在干馏或热解及气化过程中得到的具有刺激性臭味、黑色或黑褐色的黏稠状液体。根据生产方法的不同，可得到高温焦油、中温焦油、中低温焦油和低温焦油等不同品类。煤焦油加氢的目的是将其中所含的多环芳烃、烯烃、含硫化合物、含氮化合物及含氧化合物等，在高温、高压和催化剂作用下，加氢转化为较低分子的烃类，如液化气、石脑油、柴油等。

  煤焦油加氢反应主要包括以下几种类型：

  加氢脱硫反应是煤焦油加氢过程中的重要反应之一。煤焦油中所含硫化合物的碳硫键比较容易断裂，其键能为272千焦每摩尔，比碳碳键和碳氮键的键能小很多。因此，在加氢过程中，碳硫键较易断开并生成相应的烃类和硫化氢。

  加氢脱氮反应针对煤焦油中的氮化物进行转化。煤焦油中的氮含量一般比硫含量高，质量分数通常在0.90%至1.50%之间。煤焦油中典型的含氮化合物一般分为杂环化合物和非杂环化合物。非杂环化合物主要是胺类化合物，杂环化合物主要包含六环的吡啶族化合物和五环的吡咯族化合物，都具有芳香性，比较稳定。胺类化合物通过加氢生成相应的烃类和氨，含氮杂环化合物加氢过程包括氮杂环加氢以及碳氮键断裂生成相应的烃类和氨。

  加氢脱氧反应主要处理醇类、羧酸类和酮类化合物。这些化合物很容易加氢脱氧生成相应的烃类和水。对芳香性较强的酚类和呋喃类化合物加氢脱氧比较困难。煤焦油中典型的酚类加氢脱氧过程包括直接加氢脱氧和先对环加氢饱和后再加氢脱氧。二苯并呋喃类多环含氧化合物的加氢脱氧反应历程与二苯并噻吩类多环含硫化合物的加氢脱硫反应历程类似，既可以直接氢解脱氧，也可以先经环加氢饱和后脱氧。

  芳烃加氢反应处理煤焦油中的各类芳烃化合物。煤焦油中的芳烃主要有单环芳烃、双环芳烃、三环芳烃和稠环芳烃四大类。芳烃中的芳香核十分稳定，很难直接断裂开环。大分子的稠环及多环只有在芳香环加氢饱和之后才能开环，并进一步发生裂化反应。

  烯烃加氢反应针对煤焦油中含量较少且性质极不稳定的烯烃组分。借助催化加氢反应可以生成相应的烷烃，也可以通过部分加氢使原来烃类的不饱和度有所降低，二烯烃比较容易加氢而生成单烯烃。

  加氢裂化反应是在氢气和催化剂存在下，使煤焦油中较大的烃类分子变成小分子的反应。加氢裂化反应是强放热反应，其转化率随着反应温度的升高而增加。在反应末期，由于催化剂逐渐失活，需适当提升反应温度以维持反应活性。

  缩合生焦反应是煤焦油加氢过程中的重要副反应。随着各种加氢反应的进行，均发生一定的缩合生焦反应，生成的焦炭会沉积在催化剂颗粒的外表面和内表面，造成催化剂的失活，影响装置长周期稳定运行。

  二、煤焦油全馏分加氢工艺流程与操作参数优化

  煤焦油全馏分加氢装置主要包括预处理工序、加氢反应工序、分馏工序和吸收稳定工序四大单元。

  预处理工序对全馏分中低温煤焦油原料进行预处理，主要包括原料在焦油混合罐中与化学药剂进行混合、反应，然后在脱水塔中将大部分水分从塔顶分离脱除。脱水塔塔底煤焦油经泵送入板框过滤机过滤除杂，预处理后的煤焦油送至反应部分。通过预处理单元控制原料中重金属质量分数小于20乘以10的负6次方，再设置两个装填鸟巢吸附剂的低温低压积垢器，通过与低压分离器气体反应将重金属沉积在积垢器中，以保证装置加氢进料的金属含量满足要求。

  加氢反应工序经加氢精制和加氢改质两段加氢过程生产轻质油品，实现了最重煤沥青组分的加氢转化，达到了煤焦油的全馏分加氢，提高了轻油产品的收率。精制反应器入口温度控制在285摄氏度(初期)至300摄氏度(末期)，出口温度385摄氏度(初期)至390摄氏度(末期)，操作压力16.2兆帕，氢油体积比1000至1500。改质反应器入口温度365摄氏度(初期)至375摄氏度(末期)，出口温度390摄氏度(初期)至400摄氏度(末期)，操作压力16.5兆帕，氢油体积比1000至1200。

  分馏工序对加氢精制后的物料进行精馏分离。精制分馏塔顶的塔顶温度199摄氏度，塔顶与塔底压力分别为0.95和0.98兆帕，塔底温度379摄氏度。改质分馏塔塔顶温度136摄氏度，塔顶压力0.07兆帕，塔底温度315摄氏度。柴油汽提塔塔顶温度254摄氏度，塔顶压力0.1兆帕，塔底温度262摄氏度。石脑油稳定塔塔顶温度68摄氏度，塔顶压力0.98兆帕，塔底温度183摄氏度。

  吸收稳定工序中，吸收脱吸塔顶部的气体送至干气脱硫塔脱硫，吸收脱吸塔底油经换热升温后送入石脑油稳定塔。稳定塔塔顶产出液化气送至液化气脱硫塔脱硫，在稳定塔底部采出石脑油产品，经换热冷却后送出装置。脱硫工序采用甲基二乙醇胺吸收脱硫，通过液化气脱硫塔、干气脱硫塔分别脱除液化气和干气中的硫化氢。

  三、煤焦油加氢装置技术特点与产品质量控制

  煤焦油全馏分加氢装置采用专有催化剂级配技术，通过催化剂研发突破，实现了最重煤沥青组分的完全加氢转化，显著提高了产品收率。装置主要技术特点包括以下几个方面：

  第一，通过优化高压换热网络设计，避免了煤焦油直接与反应产物换热，防止了煤焦油在换热器中的结焦，延长了设备运行周期。

  第二，精制和改质反应系统采用了一套循环氢系统，简化了工艺流程，节省了高压设备和管线的投资。所有大型设备都实现了国产化，缩短了设备的供货周期和投资成本。

  第三，实现了油品的高收率。石脑油、柴油及液化气的总收率达到94.0%，远高于煤焦油切尾加氢的收率水平。

  第四，加氢精制反应器前用于保护催化剂的保护反应器和精制反应器顶部均设置了内置积垢器，以提高容垢能力，减少了系统的压降，保证了装置高负荷稳定运行。

  第五，高压系统设置了三台新氢压缩机，其中进行负荷调节的一台压缩机采用无级变速调节，大大节省了压缩能耗。

  第六，精制和改质反应共设置了一台循环氢压缩机，采用离心式压缩机，保证了装置的稳定运行，并简化了流程，实现了节能。

  第七，采用夹点分析技术对全装置换热流程进行优化，合理利用了不同温位的热量，实现了热量充分回收利用。

  第八，利用产品分离过程的富余热量产生蒸汽，充分回收了装置余热，提高了能源利用效率。

  第九，尽量采用空冷进行低温位热量的冷却，最大化降低了装置循环水消耗。

  产品质量方面，该装置采用煤焦油全馏分原料，经加氢精制和加氢改质两段加氢过程进行加氢反应。加氢精制产物分离石脑油组分后，全部进行加氢改质，加氢改质产物分离出石脑油和柴油，尾油全循环返回加氢改质进行再转化。经加氢精制和加氢改质两段高压加氢，显著改善了加氢柴油产品质量，达到车用柴油国家标准中的国VI柴油标准指标。石脑油产品质量指标达到重整装置用石脑油技术要求。

  柴油产品密度控制在852.6至856.8千克每立方米，初馏点160至162摄氏度，50%馏程温度268至269摄氏度，90%馏程温度320至322摄氏度，终馏点342至343摄氏度。硫质量分数控制在2.0至5.0乘以10的负6次方，氮质量分数1.0乘以10的负6次方，凝点零下21摄氏度，冷滤点零下15摄氏度，十六烷值51.0，十六烷指数46.3至46.4，各项指标均满足或优于国家标准要求。

  石脑油产品密度771.0至776.5千克每立方米，初馏点38摄氏度，终馏点164至166摄氏度，硫质量分数0.5乘以10的负6次方，氮质量分数0.5乘以10的负6次方，芳烃潜含量63.4%，符合重整装置进料要求。

  四、煤焦油加氢装置能耗优化与节能措施

  该装置通过优化设计，采取了多种系统节能优化措施，实现了能耗大幅降低。根据石油化工设计能耗计算标准中的计算方法，装置吨煤焦油加工能耗为2459.38兆焦，折合标油58.74千克，属国内领先水平。

  主要节能措施包括：

  采用热高压分离器流程，充分利用了反应多余热量，让反应产物与循环氢、加氢原料油、低压分离器油充分换热，提高了热量利用率。

  加氢精制反应器前用于保护催化剂的保护反应器和精制反应器顶部均设置了内置积垢器，以提高容垢能力，减少了系统的压降，保证了装置高负荷稳定运行，降低了能耗损失。

  高压系统设置三台新氢压缩机，其中进行负荷调节的一台压缩机采用无级变速调节，根据生产负荷自动调节转速，避免了节流损失，大大节省了压缩能耗。

  精制和改质反应共设置一台循环氢压缩机，采用离心式压缩机，保证了装置的稳定运行，并简化了流程，实现了节能降耗。

  采用夹点分析技术对全装置换热流程进行优化，合理利用了不同温位的热量，实现了热量充分回收利用，提高了换热效率。

  利用产品分离过程的富余热量产生蒸汽，充分回收了装置余热，实现了能量的梯级利用。

  尽量采用空冷进行低温位热量的冷却，最大化降低了装置循环水消耗，减少了水处理能耗。

  通过以上优化设计和采取多种节能措施，装置能耗大幅降低，吨煤焦油加工能耗降至58.74千克标油，达到国内领先水平，为煤焦油加氢行业的节能降耗提供了示范。

  五、煤焦油全馏分加氢技术工业化应用前景

  煤焦油全馏分加氢技术经过多年发展，已形成了固定床加氢、延迟焦化固定床加氢、悬浮床固定床加氢及沸腾床固定床加氢四大类技术路线，总生产规模已接近千万吨。煤焦油加氢油品具有硫、氮含量低，石脑油芳烃潜含量高等优势，但在投资、氢耗、加工成本、产品价格等方面也存在一些挑战。

  通过催化剂研发突破，实现了最重煤沥青组分的完全加氢转化，提高了产品收率。通过节能技术应用，实现了装置节能增效。通过工艺优化改进，保证了加氢柴油、石脑油产品质量分别达到国家标准中的相关指标要求。

  煤焦油全馏分加氢技术作为煤焦油加氢制清洁油品的先进技术，通过催化剂级配优化、工艺流程改进和节能措施实施，实现了轻油收率94.0%、吨加工能耗58.74千克标油的技术指标，产品质量达到国VI柴油标准和重整装置用石脑油技术要求。该技术为现有煤焦油加工企业的技术改造和行业新建项目提供了一种新的技术选择，对于推动煤化工产业清洁高效发展、保障国家能源安全具有重要战略意义。

  总结

  煤焦油行业正处于技术升级与清洁化转型的关键时期，2026年全球市场规模预计突破180亿美元。煤焦油全馏分加氢制清洁油品技术通过催化剂研发突破和工艺系统优化，实现了重质组分完全转化和轻油收率大幅提升。该技术采用加氢精制和加氢改质两段加氢工艺，通过专有催化剂级配技术、高压换热网络优化、循环氢系统整合、夹点分析技术应用等多项创新措施，使装置轻油收率达到94.0%，吨煤焦油加工能耗降至58.74千克标油，达到国内领先水平。产品质量方面，柴油产品达到国VI标准，石脑油产品满足重整装置进料要求。煤焦油全馏分加氢技术的成功应用，为煤化工产业提供了高效、清洁、低碳的技术路线，有助于推动煤炭资源的高附加值利用和能源结构的优化调整，对于实现双碳目标背景下的煤化工产业可持续发展具有重要价值。