国内外煤化工技术进展和前景
摘 要：本文就中国能源建设面临着结构的优化与调整，结合中国能源结构以煤为主、石油及相关产品供需矛盾日益突出的现实，对国内外煤化工技术进展及前景进行了详细的调研，为我公司未来发展提前寻找了石油和天然气的最佳替代产品，并指出了现代煤化工在中国正面临新的发展机遇和长远的发展前景，煤化工产业将是今后20年的重要发展方向。煤炭的清洁转化和高效利用，将是未来能源结构调整和保证经济高速发展对能源需求的必由之路。这对于我国减轻燃煤造成的环境污染、降低我国对进口石油的依赖，保障能源安全，促进经济的可持续发展，均有着重大意义。
关键词：煤化工 技术进展 前景
1. 前言
1993 年以来中国对进口石油的依存度不断提高, 2005 年、 2006 年、2007年中国进口石油分别为 1.27 亿t 、1.45 亿t、 2亿t。石油对外依存度已经超过 54% 。石油的供应问题 , 已经成为影响中国经济发展的瓶颈 , 同时也为煤炭转化产业发展带来良好的机遇。充分利用中国丰富的煤炭资源 , 发展煤的清洁转化 , 实现能源、经济、环境协调发展是当前中国能源建设的基本策略。通过发展煤直接液化、煤间接液化和煤制烯烃等新型产业 , 以煤代油 , 多元化保证石油供应已经成为当前中国能源建设的工作重点之一。
在煤、石油、天然气 3 种化石能源中 , 中国的煤炭资源最为丰
富。结合中国能源结构以煤为主, 石油及相关产品供需矛盾日益突出的现实 , 随着经济的发展和环境要求的提高 , 清洁、高效、优质能源消费会逐步增加 。通过发展煤直接液化、间接液化和煤化工 , 部分解决中国石油短缺的问题 , 应对高油价对国民经济的影响 , 实现能源、经济、环境协调发展 , 满足中国经济持续发展对能源的需求，煤炭转化技术将成为中国石油替代的主要方向之一。
2. 国内外煤化工技术简介
煤气化炉是煤化工产业的龙头，粉煤气化技术是发展煤基化学品、煤基液体燃料、IGCC发电、多联产系统、制氢等工艺过程的共性技术和关键技术。由于合成氨、甲醇、二甲醚、煤制油、煤制烯烃等产业的快速发展，中国的煤炭气化工艺正由老式的UGI炉块煤间歇气化迅速向先进的粉煤气化工艺过渡，呈现出对各类粉煤气化技术装备的强劲需求。上世纪80年代，我国引进了鲁奇固定床、U-gas流化床、德士古气流床煤气化技术，随后又形成新一轮引进壳牌技术的热潮，世界上所有的类型煤气化技术在我国几乎都有应用。气化工艺按进料方式不同分干煤粉进料和水煤浆进料，按炉内气流方向分上行和下行两类，按换热方式分废锅型和直接水激冷型，按喷嘴的数量和布置分单喷嘴直喷和多喷嘴对喷，按气化炉内是否衬有耐火保温材料分热炉壁和水冷壁，按进料方式又分一段式和两段式等等。
2. 1 德士古煤气化技术（国外）
该气化炉主要结构是水煤浆单喷嘴下喷式，大部分是采用水激冷工艺流程，但在IGCC发电项目的，也采用废锅流程。单炉容量目前最大可达日投煤量2000吨，操作压力大多采4MPa、6.5MPa，少数项目也已达到8.4MPa。我国引进该技术最早的是山东鲁南化肥厂，
于1993年投产，后来又有若干厂使用，目前已有十来家。
德士古气化技术经过近30年的应用，无疑是成熟的技术。我国应用也已十多年，从技术的掌握和操作的熟练，设备的国产化和配套的耐火材料的制造都有较大优势。它的主要优点是水煤浆带来的，即较容易把压力升上去。如南化的气化炉压力达到了8.4MPa，这样就可能实现不需压缩直接合成甲醇，节省了压缩能耗。神华集团煤制油公司技术顾问陈家仁指出，德士古气化技术存在的主要不足也与水煤浆有关，水煤浆中含有40%的水，使它的热值降低。对煤质的限制变得较严格，如成浆性差的煤、灰分较高、灰熔点高的煤经济性较差；气化效率相对较低，碳转化率约为95%。比氧耗是各种气流床气化工艺中最高的，约为400标立方米/千立方米（CO+H2）；必须采用热炉壁，每炉耐火砖要50万美元，进口的要100万美元，寿命不到2年。价值15万美元的喷嘴只能运行2个月左右就要拆下修理。
2. 2壳牌煤气化技术（国外）
该气化炉主要结构是干煤粉多喷嘴上行废锅气化，都采用冷炉壁，冷煤气回炉激冷热煤气，煤气冷却都用废锅。中国石油和化学工业规划院院长顾宗勤认为，壳牌气化技术的主要优点，一是干煤粉进料，对所用煤种适应性广；二是气化温度高，达1400~1500℃，碳转化率高，可达98%左右，产品气中甲烷含量低，有效气含量高达90%；三是与德士古气化炉相比，氧耗可降低15~20%；四是单炉生产能力大，日投煤达2000吨；五是气化炉采用水冷壁，无耐火砖衬里，维护工作量小；六是气化废水处理简单，可以做到零排放。由于它的这些优点，吸引了国内一些企业纷纷引进，目前已有十余家。本工艺的最大缺点是投资高，设备造价过高；合成气换热采用废锅形式增加了投资，对需要水蒸汽成分的化工生产来看直接用水激冷更合理；干燥、磨煤、高压氮气及回炉激冷用合成气的加压所需的功耗较大等。
2. 3 GSP煤气化技术（国外）
该气化炉主要结构是单喷嘴下喷式干煤粉加压气流床气化，根据煤气用途不同可用直接水激冷，如化工合成气用户。也可用废锅回收热量，产生高压蒸汽，如IGCC发电用户。GSP煤气化技术是由德国西门子集团拥有的，2005年5月西门子集团与中国神华宁煤集团合资成立了负责中国业务的地区公司，中德双方各占50%的股份。截至2006年5月，国内已签定了4份GSP技术转让合同：宁夏煤业集团83万吨/年二甲醚项目的一期60万吨/年甲醇气化岛项目，安徽淮化集团30万吨/年合成氨气化岛项目，江苏灵谷化工有限公司30万吨/年合成氨气化岛项目，神华宁煤集团52万吨/年煤制烯烃项目的167万吨/年甲醇气化岛项目。GSP气化工艺技术主要优点：采用了干煤粉进料、水冷膜壁，既扩大了煤种范围，又避开了耐火砖的麻烦。下喷的直接水激冷使其设备造价大幅度下降，激冷后合成气中的水蒸气也基本能满足后工段变换使用。有专家认为GSP气化技术存在的主要问题是，在单炉能力和生产长期运行考验方面还存在不足，目前已运行过的装置，单炉能力只有日投褐煤720吨的规模，运行时间的记录也不是很长；GSP炉燃烧室的高径比偏小，可能出现煤粉燃烧不完全就排到激冷室的现象；炉子在放大时，一般单喷嘴容易受到限制，这也是应该考虑的问题。
2. 4多喷嘴对置式气化技术（国内）
本项技术是"九五"期间由华东理工大学、兖矿鲁南化肥厂、中国天辰化学工程公司合作开发的。2000年10月通过原国家石油和化学工业局组织的鉴定和验收。示范装置为兖矿国泰化工有限公司，建成两套日投煤1150吨的气化炉，操作压力4.0MPa，生产24万吨/年甲醇，联产71.8MW发电。装置已于2005年10月投入运行。第二个项目是应用在华鲁恒升化工股份有限公司大氮肥国产化工程，建设
一套多喷嘴对置式水煤浆气化装置，日投煤750吨，操作压力
6.5MPa，装置已于2005年6月初投入运行。
总体上讲，该装置改引进的德士古炉单喷嘴为对置式多喷嘴，强化了热质传递，碳转化率达到98%以上，气化效果优于引进的德士古炉。神华集团煤制油公司技术顾问陈家仁在谈到该炉时认为：炉顶部高径比设计上取得过小，导致顶部的耐火砖侵蚀较快，有待改进。当然这种技术还是用水煤浆，还要用耐火砖，水煤浆气化本身的弊病如效率较低、氧耗高、对煤质要求高、耐火砖寿命短、喷嘴寿命不长等，难有根本性的改变，多喷嘴多路控制系统还增加了设备投资和维修工作量。
2. 5灰融聚煤气化技术（国内）
这是国内自主研发的第二代新型煤气化技术，具有原料适应性广，投资费用低的特点，可用于化工合成气，民用和工业炉窑燃料气、发电燃料气的生产。该工艺为流化床气化，下部有一灰融聚区，对煤粉细度要求不高，为10毫米左右。而壳牌等气流床炉要求煤粉细度0.1毫米，磨煤能耗较大。2001年灰融聚技术气化在陕西城固化肥厂建成了工业化装置，单炉年产合成氨2万吨、日投煤量100吨的装置，炉径下2.4米，上3.6米。投运以来运行效果较好，已进行6种煤的试烧，焦炭粉、烟煤粉煤、无烟煤粉煤、高硫煤粉煤等也可使用，碳转化率大于90%，粉煤粒径要求小于6毫米。2004年底，国家发改委为促进灰融聚煤气化技术大型化，将灰融聚煤气化技术列为氮肥行业原料结构调整5种煤气化示范技术之一，安排天津碱厂等示范项目的建设。2006年上半年，我国第一套大型常压灰融聚煤气化装置--两台单炉日投煤量200吨气化炉在天津碱厂投入运行。该炉炉径3.2米，内衬耐火材料，反应温度1050℃，粉煤粒径要求小于10毫米。天津碱厂在建设该项目中，经过40多次开停车摸索实践，实施了400
多项技术和设备改造创新，使该装置在安全、稳定、长周期、连续运行方面取得了突破性进展，实现了单炉连续运行45天、装置连续运行145天、累计运行300天的良好业绩，标志着我国自主研发的煤气化技术大型化迈上了新的台阶。
目前灰融聚煤气化炉主要问题是常压操作，单炉生产能力提不高，目前单炉能力为年产合成氨4万吨左右，比较适合于现有小氮肥厂的改造，实现原料煤本地化。据了解，技术开发单位已研制成加压灰融聚煤气化炉，操作压力为1MPa、单台炉日投煤量在500~1000吨的气化炉2007年在山西丰喜肥业（集团）股份有限公司建成。灰融聚气化另一个不足是流化床气化，气化效率不及气流床。
2. 6多元料浆气化技术（国内）
多元料浆气化技术（MCSG）是由西北化工研究院开发的大型煤气化技术，其研究开始于20世纪60年代后期，经历了实验室探索研究和基础研究、"六五"、"七五"和"八五"期间承担国家科技攻关计划、"九五"期间承担中石化科技开发项目和"十五"期间承担国家科技部科研院所技术开发专项等不同阶段，在完成中间试验和工业化示范试验基础上，于2001年实现工业应用。该技术采用湿法气流床气化概念，以煤、石油焦、石油沥青等含碳物质和油（原油、重油、渣油等）、水等经优化混配形成多元料浆，料浆与氧通过喷嘴混合后瞬间气化，具有原料适应性广、气化指标先进、技术成熟可靠、投资费用低等特点，整套工艺以及料浆制备、添加剂技术、喷嘴、气化炉、煤气后续处理系统等已获得8项国家专利。目前，多元料浆气化技术已在十多套工业装置上应用，包括30万吨/年合成氨、20万～60万吨/年甲醇和50万吨/年煤制油装置，已有三套工业装置平稳运行。采用该技术的工业装置，料浆浓度最高达68.5%，单炉日投煤量750～1800吨，气化压力1.3～6.5MPa，有效气体含量80%～86%，比氧耗
400m3/1000m3(CO+H2)，冷煤气效率约76%。多元料浆气化技术是目前推广业绩最好的国内大型煤气化技术。
3．国内煤化工技术进展
3. 1 煤炭直接液化技术
煤直接液化是把煤在高温、高压、催化条件下与氢气反应直接转化成液体油品的工艺技术。
中国从 20 世纪 70 年代末开始进行煤直接液化技术基础研究 , 建立了 0.1t/d 的小试装置 , 完成了以神华煤、云南先锋煤和黑龙江依兰煤为代表的多种煤的直接液化试验。近几年在国家“863 计划” 的支持下 , 开发出新型高效煤液化催化剂 , 在优化的工艺条件下 , 神华煤的转化率超过 90%, 液化油收率为 57% 。
神华集团通过技术创新和技术集成 , 完成了神华煤直接液化工艺技术的开发 , 工艺流程如图 1 所示。
图 1 神华煤直接液化流程示意
采用神华煤直接液化工艺设计和建设的神华煤直接液化厂位于内
蒙古鄂尔多斯市 , 第一条生产线 ( 示范工程 ) 的设计生产能力为
表1
化示范工程产神华煤直接液品方案
示范工程是以柴油为主要产品 , 同时副产石脑油和酚等其它化工产品。该示范工程具有以下特点 : ①设备超大型化； 原料煤处理能力达 6000t/d, 相应的煤处理、煤浆制备、液化反应器、煤浆加料泵、煤浆循环泵均为首套超大型设备。②先进的煤液化工艺 , 温和的反应操作条件；相应的材料选择、设备制造等简单和节省。③新型高效的煤液化催化剂；催化剂的加入量少 , 催化剂的生产成本低 , 煤的液化转化率较高 , 液化残渣量少 , 煤液化油产率高 , 项目经济性高。④采用先进成熟的单元工艺技术的优化组合；提高了运行的可靠性、稳定性和经济性。
3. 2 煤炭间接液化技术
煤间接液化是先把煤气化制成合成气 , 然后再将合成气通过费-托合成反应迸一步合成为液体油品的工艺技术。
中科院山西煤化所于 20 世纪 80 年代开始开发煤间接液化技术 ,90 年代以后大连化学物理研究所 和一些大学也介入费-托合成技术的开发。山西煤化所开发出了将传统的 F-T 合成与沸石分子筛特殊形选作用相结合的两段法合成 ( 简称 MFT) 工艺 , 并完成了浆态床费-托合成技术的千吨级中试 , 正在开展十万t 级示范装置的开发。
神华集团作为中国最大的煤炭生产企业 , 一直致力于通过煤间接液化生产燃料油项目开发 , 拟在陕西省榆林市与国外公司合作建设煤炭间接液化厂 , 规模为液化产品300 万t/a。
工程的关键技术初步考虑采用成熟的、先进的煤气化技术与先进的 F-T 合成技术的组合 , 工艺流程如图 2 所示 , 产品结构以油品 ( 石脑油、柴油 ) 和化学品 ( 含氧化合物等 ) 相结合。
图 2 煤炭间接液化工艺流程示意图
3. 3 煤制烯烃技术
煤制烯烃是通过煤气化-合成甲醇-甲醇脱水制烯烃的工艺路线实现的。近年来 , 中国甲醇工业取得了很大发展 , 但还存在很大的差距 , 主要体现在生产规模较小 , 效率低。不同规模煤制甲醇装置的投资和产品成本对比见表 2 。可见随着煤制甲醇装置规模的扩大 , 投资和产品成本将显著降低。
表 2 不同规模煤制甲醇装置的投资与产品成本
目前已有多家公司开发出了以甲醇为原料生产烯烃的技术 , 其中以 Lurgi 的 MTP 、 UOP 和中国大连化物所的 MTO 技术最为成熟。甲醇制烯烃技术的工业化 , 一方面为甲醇开辟潜力巨大的应用空间 , 另一方面开辟了由煤经气化生产基础有机化工原料的新工艺路线 , 是实现煤化工向石油化工延伸发展的 有效途径。
神华集团目
前正在建设的大
型煤化工项目有
2个；一个是位
于内蒙古包头市
的煤化工项目 , 该项目可年产甲醇 180 万t, 生产乙烯和丙烯各
30 万/a 。 另一个位于宁夏银川市 , 该项目年产甲醇180万t。年产丙烯 52 万t 。这 2 个大型煤化工项目的技术路线是 : 煤制甲醇和甲醇制烯短的联合即煤制烯烃[1]。图 3为煤制烯烃工艺流程示意图。
图 3 煤制烯烃工艺流程示意图。
4．煤炭转化产业的前景
当前,国际油价长期居高不下 , 大量的进口石油给中国造成了巨大的经济损失。据估算国际石油价格每上涨 1 美元 / 桶 , 中国的GDP 将损失 0.06%。 2005 年高达 54.41 美/桶。2005 年中国进口石油造成直接的经济损失超过 200亿美元。2008年国际石油价格逼近150美元/桶。中国作为一个油气资源不足的国家 , 当前及未来的首要任务应是提高能源利用率和加强石油替代品开发 , 降低石油对外依存
储量巨大 ,
展作为中国
之一 , 尤
油替代产品
合中国国情和可持续发展的需要。 , 符
按《煤炭工业“十一五”发展规划》，在未来十五年中国煤化工总投资价格将超1万亿元。位于内蒙古鄂尔多斯的中国神华“煤制油”基地，已完成将近96%的工程进度。与中国神华同时进行的项目还有潞安集团煤制油间接液化项目、神华宁煤集团的煤基烯烃和二甲醚项目、协鑫集团在内蒙古大型二甲醚和丙烯等项目。与此同时，中煤集团、中海油、中化、国投、兖矿、鲁能等一批中央企业或地方大型国企，都已经向以“煤制油”为代表的新型煤化工领域挺进。
国家计划构建黄河中下游、蒙东、黑东、苏鲁豫皖、中原、云贵和新疆七大煤化工产业区。按规划，黄河中下游、新疆、蒙东将形成大规模甲醇、二甲醚、煤制油生产基地。到2020年，那里将形成煤制油年产1100万吨，二甲醚700万吨，即中国最大替代化石燃料生产基地；新疆规划年产1000万吨煤制油及500万吨甲醇；在蒙东，共建锡林浩特、霍林河、呼伦贝尔三大甲醇生产基地，规划年产能1000万吨；中原和云贵规划年产煤制油各600万吨。按规划，在未来十五年煤化工总投资价格将超1万亿元，新型煤化工将获得快速发展。
中国对石油能源的需求已进入高速增长期 , 面对中国以煤为主的能源结构现实, 石油及相关产品的供应已经成为影响中国经济发展的瓶颈 , 中国能源建设面临着结构的优化与调整。以神华集团为代表的中国企业正在努力地将煤直接液化、煤间接液化和煤制烯烃等技术工业化 , 新型的煤炭清洁转化产业在中国正在形成。
根据神华煤制油和煤制烯烃项目的进展情况和中国其它煤炭企业开展相关煤转化项目的情况 , 以及国际油价长期保持高价位的可能性较高 , 可以预测中国企业在 2010 年向 2020 年期间于中国的西北、华北、西南、东北等具有资源条件的地区建成若干煤炭转化的产业区。预计到 2020 年 , 煤炭液化 ( 包括直接液化和间接液
化 ) 生产能力达到 6000 万 t/a, 煤基烯烃 ( 乙烯 + 丙烯 ) 产量超过 400 万/ a[2] 。
煤化工产业将在我国能源的可持续利用中扮演重要的角色，是今后20年的重要发展方向，这对于我国减轻燃煤造成的环境污染、降低我国对进口石油的依赖，保障能源安全，促进经济的可持续发展，均有着重大意义，煤化工产业在中国面临着新的市场需求和发展机遇。现代煤化工在中国正面临新的发展机遇和长远的发展前景。
目前 , 世界各国使用的能源主要还是化石能源 ( 煤炭、石油和天然气 ), 其消耗比例占到 90% 以上。 石油和天然气储量比煤炭要少得多 , 随着世界经济的发展 , 石油供需矛盾将会日益加剧 , 未来石油和天然气的最佳替代品还是煤炭。可以预见 , 煤炭的清洁转化和高效利用 , 将是未来世界能源结构调整和保证经济高速发展对能源需求的必由之路。
但是，我们也应清醒的看到，新型煤化工产业尚处于发展的初期，煤炭焦化、煤气化--甲醇及下游化工产品等将得到快速发展，煤制油（直接液化、间接液化）技术的开发和产业化将受到关注，重点项目建设已启动。加上新型煤化工技术和产业的发展涉及煤炭、化工、石油、电力等多个领域，建设投资大、技术密集，因此其发展必须走联合发展、集团化发展的道路，并需要进行大量的整体规划、技术研究、新工艺开发以及系统优化集成等配套工作。
参考文献：
[1] 吴秀章.中国煤炭转化的发展与机遇《洁净煤技术》2008年14卷第1期
[2] 张玉卓.中国神华煤直接液化技术新进展[J].中国科技产业，2006，（2）.
2008-9
国内外煤化工技术进展和前景
摘 要：本文就中国能源建设面临着结构的优化与调整，结合中国能源结构以煤为主、石油及相关产品供需矛盾日益突出的现实，对国内外煤化工技术进展及前景进行了详细的调研，为我公司未来发展提前寻找了石油和天然气的最佳替代产品，并指出了现代煤化工在中国正面临新的发展机遇和长远的发展前景，煤化工产业将是今后20年的重要发展方向。煤炭的清洁转化和高效利用，将是未来能源结构调整和保证经济高速发展对能源需求的必由之路。这对于我国减轻燃煤造成的环境污染、降低我国对进口石油的依赖，保障能源安全，促进经济的可持续发展，均有着重大意义。
关键词：煤化工 技术进展 前景
1. 前言
1993 年以来中国对进口石油的依存度不断提高, 2005 年、 2006 年、2007年中国进口石油分别为 1.27 亿t 、1.45 亿t、 2亿t。石油对外依存度已经超过 54% 。石油的供应问题 , 已经成为影响中国经济发展的瓶颈 , 同时也为煤炭转化产业发展带来良好的机遇。充分利用中国丰富的煤炭资源 , 发展煤的清洁转化 , 实现能源、经济、环境协调发展是当前中国能源建设的基本策略。通过发展煤直接液化、煤间接液化和煤制烯烃等新型产业 , 以煤代油 , 多元化保证石油供应已经成为当前中国能源建设的工作重点之一。
在煤、石油、天然气 3 种化石能源中 , 中国的煤炭资源最为丰
富。结合中国能源结构以煤为主, 石油及相关产品供需矛盾日益突出的现实 , 随着经济的发展和环境要求的提高 , 清洁、高效、优质能源消费会逐步增加 。通过发展煤直接液化、间接液化和煤化工 , 部分解决中国石油短缺的问题 , 应对高油价对国民经济的影响 , 实现能源、经济、环境协调发展 , 满足中国经济持续发展对能源的需求，煤炭转化技术将成为中国石油替代的主要方向之一。
2. 国内外煤化工技术简介
煤气化炉是煤化工产业的龙头，粉煤气化技术是发展煤基化学品、煤基液体燃料、IGCC发电、多联产系统、制氢等工艺过程的共性技术和关键技术。由于合成氨、甲醇、二甲醚、煤制油、煤制烯烃等产业的快速发展，中国的煤炭气化工艺正由老式的UGI炉块煤间歇气化迅速向先进的粉煤气化工艺过渡，呈现出对各类粉煤气化技术装备的强劲需求。上世纪80年代，我国引进了鲁奇固定床、U-gas流化床、德士古气流床煤气化技术，随后又形成新一轮引进壳牌技术的热潮，世界上所有的类型煤气化技术在我国几乎都有应用。气化工艺按进料方式不同分干煤粉进料和水煤浆进料，按炉内气流方向分上行和下行两类，按换热方式分废锅型和直接水激冷型，按喷嘴的数量和布置分单喷嘴直喷和多喷嘴对喷，按气化炉内是否衬有耐火保温材料分热炉壁和水冷壁，按进料方式又分一段式和两段式等等。
2. 1 德士古煤气化技术（国外）
该气化炉主要结构是水煤浆单喷嘴下喷式，大部分是采用水激冷工艺流程，但在IGCC发电项目的，也采用废锅流程。单炉容量目前最大可达日投煤量2000吨，操作压力大多采4MPa、6.5MPa，少数项目也已达到8.4MPa。我国引进该技术最早的是山东鲁南化肥厂，
于1993年投产，后来又有若干厂使用，目前已有十来家。
德士古气化技术经过近30年的应用，无疑是成熟的技术。我国应用也已十多年，从技术的掌握和操作的熟练，设备的国产化和配套的耐火材料的制造都有较大优势。它的主要优点是水煤浆带来的，即较容易把压力升上去。如南化的气化炉压力达到了8.4MPa，这样就可能实现不需压缩直接合成甲醇，节省了压缩能耗。神华集团煤制油公司技术顾问陈家仁指出，德士古气化技术存在的主要不足也与水煤浆有关，水煤浆中含有40%的水，使它的热值降低。对煤质的限制变得较严格，如成浆性差的煤、灰分较高、灰熔点高的煤经济性较差；气化效率相对较低，碳转化率约为95%。比氧耗是各种气流床气化工艺中最高的，约为400标立方米/千立方米（CO+H2）；必须采用热炉壁，每炉耐火砖要50万美元，进口的要100万美元，寿命不到2年。价值15万美元的喷嘴只能运行2个月左右就要拆下修理。
2. 2壳牌煤气化技术（国外）
该气化炉主要结构是干煤粉多喷嘴上行废锅气化，都采用冷炉壁，冷煤气回炉激冷热煤气，煤气冷却都用废锅。中国石油和化学工业规划院院长顾宗勤认为，壳牌气化技术的主要优点，一是干煤粉进料，对所用煤种适应性广；二是气化温度高，达1400~1500℃，碳转化率高，可达98%左右，产品气中甲烷含量低，有效气含量高达90%；三是与德士古气化炉相比，氧耗可降低15~20%；四是单炉生产能力大，日投煤达2000吨；五是气化炉采用水冷壁，无耐火砖衬里，维护工作量小；六是气化废水处理简单，可以做到零排放。由于它的这些优点，吸引了国内一些企业纷纷引进，目前已有十余家。本工艺的最大缺点是投资高，设备造价过高；合成气换热采用废锅形式增加了投资，对需要水蒸汽成分的化工生产来看直接用水激冷更合理；干燥、磨煤、高压氮气及回炉激冷用合成气的加压所需的功耗较大等。
2. 3 GSP煤气化技术（国外）
该气化炉主要结构是单喷嘴下喷式干煤粉加压气流床气化，根据煤气用途不同可用直接水激冷，如化工合成气用户。也可用废锅回收热量，产生高压蒸汽，如IGCC发电用户。GSP煤气化技术是由德国西门子集团拥有的，2005年5月西门子集团与中国神华宁煤集团合资成立了负责中国业务的地区公司，中德双方各占50%的股份。截至2006年5月，国内已签定了4份GSP技术转让合同：宁夏煤业集团83万吨/年二甲醚项目的一期60万吨/年甲醇气化岛项目，安徽淮化集团30万吨/年合成氨气化岛项目，江苏灵谷化工有限公司30万吨/年合成氨气化岛项目，神华宁煤集团52万吨/年煤制烯烃项目的167万吨/年甲醇气化岛项目。GSP气化工艺技术主要优点：采用了干煤粉进料、水冷膜壁，既扩大了煤种范围，又避开了耐火砖的麻烦。下喷的直接水激冷使其设备造价大幅度下降，激冷后合成气中的水蒸气也基本能满足后工段变换使用。有专家认为GSP气化技术存在的主要问题是，在单炉能力和生产长期运行考验方面还存在不足，目前已运行过的装置，单炉能力只有日投褐煤720吨的规模，运行时间的记录也不是很长；GSP炉燃烧室的高径比偏小，可能出现煤粉燃烧不完全就排到激冷室的现象；炉子在放大时，一般单喷嘴容易受到限制，这也是应该考虑的问题。
2. 4多喷嘴对置式气化技术（国内）
本项技术是"九五"期间由华东理工大学、兖矿鲁南化肥厂、中国天辰化学工程公司合作开发的。2000年10月通过原国家石油和化学工业局组织的鉴定和验收。示范装置为兖矿国泰化工有限公司，建成两套日投煤1150吨的气化炉，操作压力4.0MPa，生产24万吨/年甲醇，联产71.8MW发电。装置已于2005年10月投入运行。第二个项目是应用在华鲁恒升化工股份有限公司大氮肥国产化工程，建设
一套多喷嘴对置式水煤浆气化装置，日投煤750吨，操作压力
6.5MPa，装置已于2005年6月初投入运行。
总体上讲，该装置改引进的德士古炉单喷嘴为对置式多喷嘴，强化了热质传递，碳转化率达到98%以上，气化效果优于引进的德士古炉。神华集团煤制油公司技术顾问陈家仁在谈到该炉时认为：炉顶部高径比设计上取得过小，导致顶部的耐火砖侵蚀较快，有待改进。当然这种技术还是用水煤浆，还要用耐火砖，水煤浆气化本身的弊病如效率较低、氧耗高、对煤质要求高、耐火砖寿命短、喷嘴寿命不长等，难有根本性的改变，多喷嘴多路控制系统还增加了设备投资和维修工作量。
2. 5灰融聚煤气化技术（国内）
这是国内自主研发的第二代新型煤气化技术，具有原料适应性广，投资费用低的特点，可用于化工合成气，民用和工业炉窑燃料气、发电燃料气的生产。该工艺为流化床气化，下部有一灰融聚区，对煤粉细度要求不高，为10毫米左右。而壳牌等气流床炉要求煤粉细度0.1毫米，磨煤能耗较大。2001年灰融聚技术气化在陕西城固化肥厂建成了工业化装置，单炉年产合成氨2万吨、日投煤量100吨的装置，炉径下2.4米，上3.6米。投运以来运行效果较好，已进行6种煤的试烧，焦炭粉、烟煤粉煤、无烟煤粉煤、高硫煤粉煤等也可使用，碳转化率大于90%，粉煤粒径要求小于6毫米。2004年底，国家发改委为促进灰融聚煤气化技术大型化，将灰融聚煤气化技术列为氮肥行业原料结构调整5种煤气化示范技术之一，安排天津碱厂等示范项目的建设。2006年上半年，我国第一套大型常压灰融聚煤气化装置--两台单炉日投煤量200吨气化炉在天津碱厂投入运行。该炉炉径3.2米，内衬耐火材料，反应温度1050℃，粉煤粒径要求小于10毫米。天津碱厂在建设该项目中，经过40多次开停车摸索实践，实施了400
多项技术和设备改造创新，使该装置在安全、稳定、长周期、连续运行方面取得了突破性进展，实现了单炉连续运行45天、装置连续运行145天、累计运行300天的良好业绩，标志着我国自主研发的煤气化技术大型化迈上了新的台阶。
目前灰融聚煤气化炉主要问题是常压操作，单炉生产能力提不高，目前单炉能力为年产合成氨4万吨左右，比较适合于现有小氮肥厂的改造，实现原料煤本地化。据了解，技术开发单位已研制成加压灰融聚煤气化炉，操作压力为1MPa、单台炉日投煤量在500~1000吨的气化炉2007年在山西丰喜肥业（集团）股份有限公司建成。灰融聚气化另一个不足是流化床气化，气化效率不及气流床。
2. 6多元料浆气化技术（国内）
多元料浆气化技术（MCSG）是由西北化工研究院开发的大型煤气化技术，其研究开始于20世纪60年代后期，经历了实验室探索研究和基础研究、"六五"、"七五"和"八五"期间承担国家科技攻关计划、"九五"期间承担中石化科技开发项目和"十五"期间承担国家科技部科研院所技术开发专项等不同阶段，在完成中间试验和工业化示范试验基础上，于2001年实现工业应用。该技术采用湿法气流床气化概念，以煤、石油焦、石油沥青等含碳物质和油（原油、重油、渣油等）、水等经优化混配形成多元料浆，料浆与氧通过喷嘴混合后瞬间气化，具有原料适应性广、气化指标先进、技术成熟可靠、投资费用低等特点，整套工艺以及料浆制备、添加剂技术、喷嘴、气化炉、煤气后续处理系统等已获得8项国家专利。目前，多元料浆气化技术已在十多套工业装置上应用，包括30万吨/年合成氨、20万～60万吨/年甲醇和50万吨/年煤制油装置，已有三套工业装置平稳运行。采用该技术的工业装置，料浆浓度最高达68.5%，单炉日投煤量750～1800吨，气化压力1.3～6.5MPa，有效气体含量80%～86%，比氧耗
400m3/1000m3(CO+H2)，冷煤气效率约76%。多元料浆气化技术是目前推广业绩最好的国内大型煤气化技术。
3．国内煤化工技术进展
3. 1 煤炭直接液化技术
煤直接液化是把煤在高温、高压、催化条件下与氢气反应直接转化成液体油品的工艺技术。
中国从 20 世纪 70 年代末开始进行煤直接液化技术基础研究 , 建立了 0.1t/d 的小试装置 , 完成了以神华煤、云南先锋煤和黑龙江依兰煤为代表的多种煤的直接液化试验。近几年在国家“863 计划” 的支持下 , 开发出新型高效煤液化催化剂 , 在优化的工艺条件下 , 神华煤的转化率超过 90%, 液化油收率为 57% 。
神华集团通过技术创新和技术集成 , 完成了神华煤直接液化工艺技术的开发 , 工艺流程如图 1 所示。
图 1 神华煤直接液化流程示意
采用神华煤直接液化工艺设计和建设的神华煤直接液化厂位于内
蒙古鄂尔多斯市 , 第一条生产线 ( 示范工程 ) 的设计生产能力为
表1
化示范工程产神华煤直接液品方案
示范工程是以柴油为主要产品 , 同时副产石脑油和酚等其它化工产品。该示范工程具有以下特点 : ①设备超大型化； 原料煤处理能力达 6000t/d, 相应的煤处理、煤浆制备、液化反应器、煤浆加料泵、煤浆循环泵均为首套超大型设备。②先进的煤液化工艺 , 温和的反应操作条件；相应的材料选择、设备制造等简单和节省。③新型高效的煤液化催化剂；催化剂的加入量少 , 催化剂的生产成本低 , 煤的液化转化率较高 , 液化残渣量少 , 煤液化油产率高 , 项目经济性高。④采用先进成熟的单元工艺技术的优化组合；提高了运行的可靠性、稳定性和经济性。
3. 2 煤炭间接液化技术
煤间接液化是先把煤气化制成合成气 , 然后再将合成气通过费-托合成反应迸一步合成为液体油品的工艺技术。
中科院山西煤化所于 20 世纪 80 年代开始开发煤间接液化技术 ,90 年代以后大连化学物理研究所 和一些大学也介入费-托合成技术的开发。山西煤化所开发出了将传统的 F-T 合成与沸石分子筛特殊形选作用相结合的两段法合成 ( 简称 MFT) 工艺 , 并完成了浆态床费-托合成技术的千吨级中试 , 正在开展十万t 级示范装置的开发。
神华集团作为中国最大的煤炭生产企业 , 一直致力于通过煤间接液化生产燃料油项目开发 , 拟在陕西省榆林市与国外公司合作建设煤炭间接液化厂 , 规模为液化产品300 万t/a。
工程的关键技术初步考虑采用成熟的、先进的煤气化技术与先进的 F-T 合成技术的组合 , 工艺流程如图 2 所示 , 产品结构以油品 ( 石脑油、柴油 ) 和化学品 ( 含氧化合物等 ) 相结合。
图 2 煤炭间接液化工艺流程示意图
3. 3 煤制烯烃技术
煤制烯烃是通过煤气化-合成甲醇-甲醇脱水制烯烃的工艺路线实现的。近年来 , 中国甲醇工业取得了很大发展 , 但还存在很大的差距 , 主要体现在生产规模较小 , 效率低。不同规模煤制甲醇装置的投资和产品成本对比见表 2 。可见随着煤制甲醇装置规模的扩大 , 投资和产品成本将显著降低。
表 2 不同规模煤制甲醇装置的投资与产品成本
目前已有多家公司开发出了以甲醇为原料生产烯烃的技术 , 其中以 Lurgi 的 MTP 、 UOP 和中国大连化物所的 MTO 技术最为成熟。甲醇制烯烃技术的工业化 , 一方面为甲醇开辟潜力巨大的应用空间 , 另一方面开辟了由煤经气化生产基础有机化工原料的新工艺路线 , 是实现煤化工向石油化工延伸发展的 有效途径。
神华集团目
前正在建设的大
型煤化工项目有
2个；一个是位
于内蒙古包头市
的煤化工项目 , 该项目可年产甲醇 180 万t, 生产乙烯和丙烯各
30 万/a 。 另一个位于宁夏银川市 , 该项目年产甲醇180万t。年产丙烯 52 万t 。这 2 个大型煤化工项目的技术路线是 : 煤制甲醇和甲醇制烯短的联合即煤制烯烃[1]。图 3为煤制烯烃工艺流程示意图。
图 3 煤制烯烃工艺流程示意图。
4．煤炭转化产业的前景
当前,国际油价长期居高不下 , 大量的进口石油给中国造成了巨大的经济损失。据估算国际石油价格每上涨 1 美元 / 桶 , 中国的GDP 将损失 0.06%。 2005 年高达 54.41 美/桶。2005 年中国进口石油造成直接的经济损失超过 200亿美元。2008年国际石油价格逼近150美元/桶。中国作为一个油气资源不足的国家 , 当前及未来的首要任务应是提高能源利用率和加强石油替代品开发 , 降低石油对外依存
储量巨大 ,
展作为中国
之一 , 尤
油替代产品
合中国国情和可持续发展的需要。 , 符
按《煤炭工业“十一五”发展规划》，在未来十五年中国煤化工总投资价格将超1万亿元。位于内蒙古鄂尔多斯的中国神华“煤制油”基地，已完成将近96%的工程进度。与中国神华同时进行的项目还有潞安集团煤制油间接液化项目、神华宁煤集团的煤基烯烃和二甲醚项目、协鑫集团在内蒙古大型二甲醚和丙烯等项目。与此同时，中煤集团、中海油、中化、国投、兖矿、鲁能等一批中央企业或地方大型国企，都已经向以“煤制油”为代表的新型煤化工领域挺进。
国家计划构建黄河中下游、蒙东、黑东、苏鲁豫皖、中原、云贵和新疆七大煤化工产业区。按规划，黄河中下游、新疆、蒙东将形成大规模甲醇、二甲醚、煤制油生产基地。到2020年，那里将形成煤制油年产1100万吨，二甲醚700万吨，即中国最大替代化石燃料生产基地；新疆规划年产1000万吨煤制油及500万吨甲醇；在蒙东，共建锡林浩特、霍林河、呼伦贝尔三大甲醇生产基地，规划年产能1000万吨；中原和云贵规划年产煤制油各600万吨。按规划，在未来十五年煤化工总投资价格将超1万亿元，新型煤化工将获得快速发展。
中国对石油能源的需求已进入高速增长期 , 面对中国以煤为主的能源结构现实, 石油及相关产品的供应已经成为影响中国经济发展的瓶颈 , 中国能源建设面临着结构的优化与调整。以神华集团为代表的中国企业正在努力地将煤直接液化、煤间接液化和煤制烯烃等技术工业化 , 新型的煤炭清洁转化产业在中国正在形成。
根据神华煤制油和煤制烯烃项目的进展情况和中国其它煤炭企业开展相关煤转化项目的情况 , 以及国际油价长期保持高价位的可能性较高 , 可以预测中国企业在 2010 年向 2020 年期间于中国的西北、华北、西南、东北等具有资源条件的地区建成若干煤炭转化的产业区。预计到 2020 年 , 煤炭液化 ( 包括直接液化和间接液
化 ) 生产能力达到 6000 万 t/a, 煤基烯烃 ( 乙烯 + 丙烯 ) 产量超过 400 万/ a[2] 。
煤化工产业将在我国能源的可持续利用中扮演重要的角色，是今后20年的重要发展方向，这对于我国减轻燃煤造成的环境污染、降低我国对进口石油的依赖，保障能源安全，促进经济的可持续发展，均有着重大意义，煤化工产业在中国面临着新的市场需求和发展机遇。现代煤化工在中国正面临新的发展机遇和长远的发展前景。
目前 , 世界各国使用的能源主要还是化石能源 ( 煤炭、石油和天然气 ), 其消耗比例占到 90% 以上。 石油和天然气储量比煤炭要少得多 , 随着世界经济的发展 , 石油供需矛盾将会日益加剧 , 未来石油和天然气的最佳替代品还是煤炭。可以预见 , 煤炭的清洁转化和高效利用 , 将是未来世界能源结构调整和保证经济高速发展对能源需求的必由之路。
但是，我们也应清醒的看到，新型煤化工产业尚处于发展的初期，煤炭焦化、煤气化--甲醇及下游化工产品等将得到快速发展，煤制油（直接液化、间接液化）技术的开发和产业化将受到关注，重点项目建设已启动。加上新型煤化工技术和产业的发展涉及煤炭、化工、石油、电力等多个领域，建设投资大、技术密集，因此其发展必须走联合发展、集团化发展的道路，并需要进行大量的整体规划、技术研究、新工艺开发以及系统优化集成等配套工作。
参考文献：
[1] 吴秀章.中国煤炭转化的发展与机遇《洁净煤技术》2008年14卷第1期
[2] 张玉卓.中国神华煤直接液化技术新进展[J].中国科技产业，2006，（2）.
2008-9