新奧推動這一技術發展，著眼於當下煤製氣機遇，但對於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製油項目考慮技術之一。“如果采用新奧的催化氣化技術，興安盟煤製油項目油氣比例將達到各一半。”夏凡說。
興安盟煤製油項目、潞安煤製油項目之外，兗礦煤製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，兗礦榆林煤製油項目采用水煤漿技術，氣化環節隻產生極少量甲烷。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，究竟最後是全部產油，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製油路線上，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麵十分成熟。“我們有現成的一氧化碳和甲烷吸附劑。”夏凡說，由於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製油裝置，其中即采用油氣聯產路線，其中分離氣體即采用深冷工藝。相對於變壓吸附工藝，需要特製的吸附劑外，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。達科特總工程師餘蘭金介紹說，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後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16萬噸煤製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，但在所需功率方麵較深冷工藝要降低10%以上，此外變壓吸附分離甲烷後，合成氣壓力更高，更有利於後端的費托合成。
賽鼎工程公司亦曾介入到潞安煤製油項目技改方案中。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，主要是由於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。另一方麵，每個氣化爐均配有一套變壓吸附設備，相對於深冷工藝集中處理安全係數高。
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。