煤加氢液化的研究进展

1、第一章 发展煤炭直接液化技术的意义直接液化：将煤在较高温度（400以上）、和压力（10MPa以上），下与氢反应使其降解和加氢，从而转化为液体油类的工艺，故又称加氢液化。1.煤炭与石油是世界范围内最主要的能源, 被视为工业的粮食和血液, 占世界一次能源消费的67%,其中石油占40.1 %,煤炭占27.2 %。但在世界范围内,煤炭资源比石油资源要丰富得多;1994 年底,世界煤炭的探明可采储量为1043.86 Gt,煤炭总产量为4.45Gt/a ,储采比235;而世界石油的探明可采储量为137.3G t ,原油总产量为3.21Gt/a ,储采比为42。可见, 世界一次能源的资源结构与消费构成之间比

2、例失调, 即储量较低的石油消费比例过大。同时, 随着世界经济的不断增长, 尤其是发展中国家经济的高速增长, 将使石油的消费比例进一步增加,从而使一次能源的资源结构与消费构成之间的矛盾更加突出。在世界煤炭探明可采储量中, 可用于直接液化的次烟煤和褐煤总储量在500Gt 以上, 液化后相当于石油资源250Gt 左右, 是现有石油探明可采储量的近2倍。因此, 发展煤炭直接液化技术具有全球战略意义。2.我国是发展中国家, 经济的高速发展举世瞩目,煤炭与石油占一次能源消费的92% 以上, 其中煤炭占75%, 石油占17.4 %随着经济的进一步高速增长, 一次能源消费中石油的消费比例将快速增加。然而总体上

3、说, 我国是个富煤贫油的国家, 到1994 年底, 累计探明石油地质储量为3.3Gt,1994 年原油开采量为145 Mt ,储采比小于23。目前, 我国已从石油出口国转变成了石油进口国,1995 年净进口油量达10 Mt 以上。预计到2000 年, 国内石油总需求量将达到20Mt /a 以上, 而总供给量只能达到“1Mt/a ,缺口将达30 50 Mt/a 以上。因此, 石油短缺在我国已经成可回避的严峻现实, 寻求石油代用品已经成为当务之急。我国的煤炭资源要比石油丰富得多, 到1994 年底, 已经探明的煤炭保有储量大于l000 Gt,可采储量114SGt。十多年来的研究表明,可用于煤炭直接

4、液化的资源超过200Gt , 液化后相当于石油资源1OOGt左右。所以说煤炭直接液化技术是解决我国石油供需矛盾的重要途径, 发展煤炭直接液化技术不仅具有十分明显的战略意义, 而且具有非常重要的现实意义。3.煤加氢是煤十分重要的化学反应，是研究煤的化学结构与性质的主要方法之一，同时也是具有发展前途的煤转化技术。煤加氢液化分轻度加氢和深度加氢两种。煤加氢可制取洁净的液体燃料，煤加氢脱灰，脱硫制取溶剂精制煤，以及制取结构复杂和有特殊用途的化工产品，煤加氢还可改善煤质等。 4 煤炭通过脱碳和加氢，可以转化成液体燃料，其中一种方法是焦化和热解，另外一种方法是液化。煤炭液化是将煤经化学加工转化成洁净的便于

5、运输和使用液体烃类燃料（主要产品）、化学品或化工原料的一种先进的洁净煤技术。煤的液化可以分为直接液化和间接液化两类。通过液化不仅可以生产汽油、柴油、液化石油气、喷气燃料，还可以提取苯、二甲苯，也可以生产制造多种烯烃以及含氧有机化合物的原料。随着石油储量的逐步减少和经济的快速发展，可以预见在未来的一定时期内将需要代替性液体燃料，煤炭液化可作为代替性液体燃料的来源之一。5.煤加氢是煤十分重要的化学反应，是研究煤的化学结构与性质的主要方法之一，同时也是具有发展前途的煤转化技术。煤加氢液化分轻度加氢和深度加氢两种。煤加氢可制取洁净的液体燃料，煤加氢脱灰，脱硫制取溶剂精制煤，以及制取结构复杂和有特殊用途

6、的化工产品，煤加氢还可改善煤质等。 由于自然界的煤炭资源远比石油丰富，石油的发现量逐年下降而开采量不断上升，世界范围内的石油短缺已经显现。近几年中国原油加工量增加速度远高于自产原油增长的幅度，2004年中国已成为世界第二大原油进口国，达到1.2亿t.利用液化技术将煤转化为发动机燃料和化工原料的工艺即将在中国实现现代化，加紧有关的研究和开发已成当务之急。6.我国煤炭储量丰富，累计探明保有储量超过100000Mt，占世界储量的1160，其中经济可采储量约占30。煤炭在全国一次能源生产和消费中的比例一直占70以上，在未来3050年内，仍有可能保持在以上。充分利用我国丰富的煤炭资源，大力开发以煤液化制

7、油技术是缓解我国一次能源结构中原油供应不足的措施。煤直接液化是在高温和高压下，借助于供氢溶剂和催化剂，使氢元素进入煤及其衍生物的分子结构，从而将煤转化为液体燃料或化工原料的先进洁净煤技术。通过煤直接液化，不仅可以生产汽油、柴油、液化石油气和喷气燃料油，还可以提取BTX（苯、甲苯、二甲苯）及生产乙烯、丙烯等重要烯烃的原料。 7. 中国煤炭直接液化优选煤种的煤质特征和液化特性：中国是一个富煤贫油少气的国家，而煤炭液化技术也将成为新型煤化工产业的重要方向之一，煤在应对当今石油供需矛盾和贯彻节能减排政策中，煤炭液化不仅具有重大的环保意义，而且具有保障能源安全的战略意义。 炭通过脱碳和加氢，可以转化成液

8、体燃料，其中一种方法是焦化和热解，另外一种方法是液化。煤炭液化是将煤经化学加工转化成洁净的便于运输和使用液体烃类燃料（主要产品）、化学品或化工原料的一种先进的洁净煤技术。煤的液化可以分为直接液化和间接液化两类。通过液化不仅可以生产汽油、柴油、液化石油气、喷气燃料，还可以提取苯、二甲苯，也可以生产制造多种烯烃以及含氧有机化合物的原料。随着石油储量的逐步减少和经济的快速发展，可以预见在未来的一定时期内将需要代替性液体燃料，煤炭液化可作为代替性液体燃料的来源之一。第二章 煤加氢液化的机理 2.1 煤炭液化原理 煤加氢液化的反应过程可分为两个步骤: 第一步是通过加热使煤的结构单元之间的桥键断裂,形成以

9、单个结构单元为主体的自由基; 第二步是在催化剂的作用下通过加氢使自由基在溶剂中保持稳定, 因此溶剂应具有较好的重质芳烃溶解性, 并能够提供氢给自由基以阻止自由基聚合。另外, 通过加氢还可使各结构单元继续脱除氧、氮、硫等杂原子, 并使结构单元进一步裂解, 使芳烃部分饱和以降低相对分子质量、提高氢碳原子比, 从而得到与石油馏分十分相似的低相对分子质量的油品。煤液化所得的油品含有较多的杂原子及芳烃,一般还要经过加氢精制或加氢裂化工艺才能得到合格的油品。2.1.1 煤的热解 当温度升至300以上时，煤受热分解，即煤的大分子结构中较弱的桥键开始断裂，打碎了煤的分子结构，从而产生大量的以结构单元为基体的自

10、由基碎片，自由基的相对分子质量在数百范围。 R-CH2-CH2-R'RCH2·+R'CH22.1.2 对自由基“碎片”的供氢 自由基“碎片”是不稳定的。它如能与氢结合就能变得稳定，成为相 对分子质量比原来的煤要低得多的初级加氢产物。不能与氢结合时，自由基 “碎片”则以彼此结合的方式实现稳定，相对分子质量增加，变为煤焦或类似的重质产物。煤热解自由基“碎片”的加氢：RCH2+R'CH2+2HRCH3+R'CH3 以及再缩聚反应：RCH2·+R'CH2·RCH2-CH2R' 2RCH2·RCH2-CH2R 2R&

11、#39;CH2·R'CH2-CH2R' 反应中氢的来源有几个方面： 1.溶解于溶剂中的氢在催化剂作用下变为活性氢（氢气中的氢分子被催化剂活化）； 2.溶剂油提供的或传递的氢（供氢溶剂碳氢键断裂产生的氢自由基）； 3.煤本身可供应的氢（煤分子中碳氢键断裂产生的氢自由基） 4.化学反应生成的氢（如CO+H2OCO2+H2）。 在煤的轻度液化中，所消耗的氢有相当部分来自煤本身，一般要占40左右，所以在初级加氢过程中耗氢并不多，外来氢耗量占干燥无灰基煤的质量分数约2.采取以下措施对供氢有利：使用有供氢性能的溶剂；提高系统氢气压力；提高催化剂的活性；保持一定的H2S浓度等。 当

12、液化反应温度提高，裂解反应加剧时，需要有相应的供氢速度相配合，否则就有结焦的危险。2.1.3 脱杂原子的反应 煤中有机质中的O、 N 、S等元素，称为煤中的杂原子。杂原子在加氢条件下与氢反应，生成HO、H2S、NH3等低分子化合物，使杂原子从煤中脱出。主要包括以下反应：（1）脱氧反应（2）脱硫反应 ( 3 ) 脱氮反应3.1.4 防止结焦的措施提高系统的氢的分压；提高供氢溶剂的浓度；反应温度不要太高；降低循环油中沥青烯含量；缩短反应时间。 2.1.5 煤加氢液化的反应产物 煤加氢液化后得到的并不是单一的产物，而是组成十分复杂的，包括气、液、固三相的混合物。按照在不同溶剂中的溶解度不同，对液固相

13、部分可以进一步分离，其流程如下：煤加氢液化产物气体液固相苯抽提苯可溶物苯不溶物加环乙烷或正乙烷吡啶或四氢呋喃抽提可溶物（油）可溶物（前沥青烯）不溶物（沥青烯）不溶物（残渣）图2.1 液固相分离流程2.1.6煤加氢液化的反应历程1.煤不是组成均一的反应物 煤的组成是不均一的，既存在少量易液化的成分，也包含有一些极难液化的惰性组分，如丝质组。所以把煤看作组成均一的反应物是有条件的，一般不符合客观实际。2.反应以顺序进行为主 即反应产物的分子量由高到低，结构从复杂到简单，出现的时间先后大致有一次序。3.前沥青烯和沥青烯是中间产物 它们的组成是不确定的，在不同反应阶段，生成的沥青烯和前沥青烯肯定不同，

14、由它们转化成油的速率较慢，需活性较高的催化剂 4.逆反应（即结焦反应）也有可能发生 根据上述认识；可将煤加氢液化的反应历程表示如下：煤焦油和少量气体沥青烯前沥青烯自由基碎片C1煤C2C3 基本不转化图2.2 反应历程 上述反应历程中，C1是煤有机质主体；C2是煤中低分子化合物；C3是惰性成分。上述反应历程并不包括所有组分。2.2 煤直接液化工艺技术 煤炭的化学成分类似于石油, 是含氢少,杂质多的固体燃料,可以通过在高温高压下的裂解、加氢和分解等过程, 直接转化成液体产品。自20 世纪70 年代以来, 世界各国相继研究开发了多种煤直接液化新工艺, 其中不少新工艺已发展到每天处理几十吨至几百吨的工

15、业性试验装置, 但由于80年代石油降价, 各国均没有进行商业化煤液化装置的建设。但我国, 煤炭保有储量远比石油丰富, 价格便宜, 采用煤直接液化技术制取各种油品是一种比较适合我国国情的能源途径, 可以充分利用我国丰富的煤炭资源, 调整我国能源消费结构, 缓解石油进口压力。为加快我国煤直接液化工业化的步伐, 应在充分了解和研究煤直接液化工艺的基础上, 合理地在工程中加以优化和运用, 降低技术风险和经济风险, 提高工业化装置长周期稳定运转的可靠性。第三章 煤炭直接液化工艺简介 所谓煤炭直接液化, 是将经过适当处理的煤, 在高温高压下与氢发生催化反应, 从而使其转化为液体油类(如汽油、柴油航空燃料)

16、和其它化学品。因此煤炭直接液化又称为煤炭加氢液化。一般情况下1t无水无灰基原料煤能转化成。0.5t 液化产品油。 煤炭直接液化工艺简述如下: 把原料煤磨成细煤粉后和直接液化过程中产生的液化重油(循环溶剂)配成煤浆,然后在高温(400450 )和高压(2030MPa )下直接催化加氢, 再经过分离和提质加工便可得到汽油、柴油等液化产品油和其它化学品。整个液化工艺过程可分为以下4 个主要单元。 (1) 煤浆制备单元: 将原料煤破碎至< 0.2m m以下并与溶剂、催化剂一起制成煤浆。 (2 ) 反应单元: 在高温高压下进行催化加氢反应, 得到液化粗产品。(3) 分离单元: 将反应生成的残渣、液

17、化油及气态产物分离开, 重油作为循环溶剂供配煤浆用。(4) 提质加工单元: 将液化粗油加工成汽油柴油及航空煤油等产品。3.1煤直接液化工艺技术的工程应用探讨 我国的煤直接液化工业化计划已经得到了政府的批准, 神华煤直接液化项目的启动和实施, 将率先在世界上实现煤直接液化工业化的目标。鉴于目前世界上还没有一套采用煤直接液化新工艺的商业化示范装置建成运转, 因此需要在充分消化吸收国外先进工艺技术和借鉴工业试验装置经验的基础上, 深人探讨, 以达到工艺流程的优化和工程设计的合理化。 从各种典型工艺流程特点上看, 循环溶剂贯穿煤直接液化的各个流程单元,在整个工艺流程中起着非常重要的作用。循环溶剂是从液

18、化产物中分出的组分,经过加氢稳定后使其具有了供氢能力,同时循环溶剂也作为新鲜煤的制浆介质,经过预热升温后又回到液化反应部分, 直接或间接地参与了液化反应。选择合适的循环溶剂可以很好地溶解溶胀、稀释分散煤粒, 使气、液、固三相反应系统处于一个相对均匀的体系, 对于油煤浆的输送、预热和煤的热裂解反应、加氢反应及抑制结焦都是有利的。H T I 工艺采用部分溶剂加氢, 将液化反应产物中的重质组分尽可能地返回作为溶剂使用, 循环溶剂中的重质组分含量高, 并含有固体残渣和催化剂。使用这种溶剂的优点是: (1) 通过将含有部分催化剂和未转化煤的重组分循环, 为煤浆配制部分补充催化剂, 降低新鲜催化剂的用量;

19、 (2) 通过部分重组分的循环转化, 可获得较高的液化油收率;(3) 部分溶剂加氢, 稳定加氢的处理量较小, 投资少。缺点是溶剂性质较差, 配制的煤浆粘度过高,增加了煤浆输送的难度。3.2 单元的流程选择与设计原则3.2.1 煤浆配制单元 煤浆配制单元的作用是将煤粉、催化剂和来自分离单元的循环溶剂充分混合、脱水, 并经升温、升压后为反应部分提供混合均匀的煤浆原料。各种煤液化工艺的煤浆配制要求及流程基本相同, 工艺步骤主要包括煤浆配制、输送和预热过程。对流程进行合理的安排与设计需要从煤浆的特点、流动状态及能量优化等方面进行考虑。(1) 煤浆配制 热油溶剂与催化剂和煤粉直接混合时, 会有水蒸气、溶

20、剂蒸汽和夹带的一些煤粒释放出来。对于采用合成胶体催化剂的H T I 工艺, 由于催化剂含水量大, 这个问题更加突出。如果流程设计不合理, 就可能造成在煤浆配制罐中的暴沸现象, 颗粒微细的干煤粉很难与循环溶剂混合均匀, 导致煤粉结块, 反应转化率将无法保证, 严重时会堵塞管线和煤浆预热系统, 导致装置无法正常运转。另外, 水蒸气如果上升到煤粉进料系统, 可能造成干煤粉润湿结团, 无法靠重力实现煤粉的进料。(2 ) 煤浆的输送 制备的油煤浆一般含煤粉40 % 50 % , 如此大量固体颗粒存在的煤浆输送对管线和设备提出了比较苛刻的要求, 流程设计中应尽量减少煤浆对管线的冲蚀和避免煤浆在输送过程中的

21、沉淀和堵塞。当煤浆流速过高时, 流体的湍流程度加大, 煤浆中固体颗粒对管壁造成冲蚀和磨损的程度也比较大, 尤其是在流动方向改变时更为严重; 流速过低, 会造成固体颗粒在管线中的沉积和堵塞。因此煤浆流速需控制在一个合适的范围内。在易发生固体沉积和堵塞的部位, 如低压煤浆泵人口处可增设循环线适当提高介质流速。另外, 优化配管设计, 尽量减少弯头数量, 采用大半径的转向弯头, 在易发生冲蚀的部位增加内衬等也是在工程设计中比较有效的手段。(3 ) 煤浆的预热 煤浆的预热部分主要包括煤浆换热器和煤浆加热炉。煤浆预热部分的换热流程存在较大的优化余地。一方面, 低温的煤浆需要吸收大量的热量升温到适宜的反应温

22、度; 另一方面, 高温的液化反应产物又需要降温冷却释放出大量的热量。这部分能量的合理利用, 可以在很大程度上降低装置的能耗。为减少煤浆换热的难度, 避免换热器堵塞和提高传热膜系数, 需采用特殊结构的换热器, 将混合了氢气后的煤浆与高温分离器分出的热油气换热。采用煤浆换热器后, 煤浆加热炉的负荷可以降低50 % 以上。3.2.2 煤液化反应单元 煤液化反应单元的重点是液化反应器。从反应器形式上看,H T I 工艺采用的悬浮床全返混的反应器, 底部装有循环泵, 可以提高反应器内液相的流速和气一液一固三相间的传热、传质速率, 可以有效地解决反应器内的固体颗粒沉降结焦、局部过热和反应器大型化所带来的问

23、题, 不需要像IG O R 十和N E D O L 工艺中采用的鼓泡床那样, 依靠向反应器内注人冷氢来控制反应器温度分布。这种反应器在煤液化工程中具有一定优势, 但要特别注意避免因反应器循环泵的堵塞、磨蚀和发生气阻而造成停泵。无论采用哪种反应器, 其设计都要保证煤浆反应物在反应器内的合适的停留时间, 以保证煤液化反应的转化率。煤浆在反应器中的停留时间与反应器的气体滞留系数有关, 即与反应器的空塔气速和煤浆在反应器内的空塔速度有关。采用合适的空塔气速和煤浆速度, 降低反应器的气体滞留系数, 可以提高反应器内的有效液相反应空间, 提高反应器的利用率, 降低反应器的投资。煤液化反应器一般采用两级串联

24、的方式。由于第一级液化反应器的转化率比较高, 氢耗大, 因此在第二级反应器人口必须补充大量的氢气提高氢分压, 第二级反应器的人口温度可通过调节氢气的换热温度来控制。3.2.3 稳定加氢单元 对液化油进行稳定加氢的目的是部分饱和液化粗油中的芳烃, 为煤液化单元生产合格的供氢溶剂, 同时饱和烯烃和脱除S、N 、0 等杂质以改善煤液化油的稳定性, 并为下游的深度加氢改质装置提供原料。稳定加氢单元从流程上可以采用离线或在线两种形式。3.2.4 液化油分离单元 液化油分离单元主要作用是将反应生成的残渣、液化油、反应生成气分离开, 重油作为循环溶剂配煤浆用。其中的高温分离和固液分离是两个关键步骤。 (l)

25、 高温分离 高温分离是将煤液化产物在分离器中进行闪蒸, 分离出含氢气体和轻质油组分, 含固体的重质部分在高温下送至分馏部分进一步分离。反应产物高温分离器的操作条件与反应器基本相同, 而氢气已从分离器顶部分出, 分离器底部的液固相中只含有少量的溶解氢, 该环境易造成分离器底部结焦和固体沉积。在设计时应采取较短的停留时间, 并将分离器的底部设计成锥体,减少固体挂壁结焦的可能性。国外也有采用冷氢搅动和降温的方法, 将高温分离器的温度降至4 10 以下, 但对于有反应器外循环的悬浮床反应器,不能采用这种方式解决结焦问题。有效避免高温分离器结焦和固体沉积, 可以明显提高分离器底部减压阀的使用寿命。另外,

26、 高温分离器上部需设置破沫网或液体分离器, 尽量减少高温气相中雾沫携带量, 降低下游设备的操作苛刻度。 (2 ) 固液分离 煤液化产物中含有液化残渣, 主要是未转化的煤的有机体、无机矿物质及加人的催化剂。为了得到纯净的液化油, 必须把它们从液化油中分离出去。3.3.典型的煤液化工艺技术 煤直接液化工艺的主要过程是把煤先磨成粉,再和自身产生的液化重油(循环溶剂)配成煤浆, 在高温(430 470 ) 和高压(15 30MPa )下直接加氢, 将煤转化成液体产品。整个过程可分成4 个主要工艺单元:(1) 煤浆制备单元: 将煤破碎至小于0.2 mm以下, 并与溶剂、催化剂一起制成煤浆;(2 ) 反应

27、单元: 煤在高温、高压的反应器内进行加氢反应, 生成液体产物;(3) 分离单元: 将反应生成的残渣、液化油、反应生成气分离;(4) 稳定加氢单元: 液化油加氢, 提供供氢溶剂, 并使液化油加氢稳定。第四章 国内外工艺的进展4.1国外发展情况 煤炭直接液化技术始于本世纪初。1913年, 德国的柏吉乌斯(Bergius )首先研究了煤的高压加氢技术, 为煤炭直接液化奠定了基础, 在世界上第一个获得了煤炭直接液化专利。1927 年, 德国在莱那(Le un a) 建立了世界上第一个煤炭直接液化厂, 规模10万t/a 。1936 一1943 年, 先后有l1套煤炭直接液化装置建成投产。到1944 年,

28、 德国煤炭直接液化的总生产能力已达到4.23Mt/ a 。当时的液化反应温度为470 , 反应压力为70MPa 。在第二次世界大战前后, 法国、意大利、朝鲜和我国东北也相继建起了煤或煤焦油加氢工厂。 50年代以后, 中东地区大量廉价石油的开发,使煤炭直接液化失去了竞争能力和继续存在的必要。美国在这段时间, 利用从德国获取的研究资料、人员和设备, 做了大量的基础研究工作。 1973 年后, 由于中东战争, 西方世界发生了一场能源危机, 煤炭转化技术研究又开始活跃起来。德国、美国、日本等主要工业发达国家, 在原有基础上相继研究开发了一些煤炭直接液化新工艺, 其中大部分研究工作的重点是降解反应条件,

29、 即降低反应压力, 从而达到降低煤液化油生产成本的目的。不少国家已相继完成了中试厂的建设和试验, 为建立大规模工业生产厂打下了基础。较有代表意义的是德国的2oot/d 新IG 二段液化(IGOR) 工艺, 美国的600t/d 氢煤法(H一Coal) 工艺和日本的150t/d NEDOL工艺。4.1.1.德国IGOR工艺 1981年，德国鲁尔煤矿公司和费巴石油公司对最早开发的煤加氢裂解为液体燃料的柏吉斯法进行了改进，建成日处理煤200吨的半工业试验装置，操作压力由原来的70兆帕降至30兆帕，反应温度450480；固液分离改过滤、离心为真空闪蒸方法，将难以加氢的沥青烯留在残渣中气化制氢，轻油和中油

30、产率可达50%。工艺特点：把循环溶剂加氢和液化油提质加工与煤的直接液化串联在一套高压系统中，避免了分立流程物料降温降压又升温升压带来的能量损失，并在固定床催化剂上使二氧化碳和一氧化碳甲烷化，使碳的损失量降到最小。投资可节约20%左右，并提高了能量效率。(1) 反应条件为: 温度470 , 压力30MPa ;(2 )液化反应和液化油加氢精制在一个高压系统内进行, 可一次得到汽、柴油等产品,操作成本和设备投资较低; (3)环溶剂采用加氢油,供氢性能好,煤液化转化率高。 4.1.2.日本的NEDOL工艺 19781983年，在日本政府的倡导下，日本钢管公司、住友金属工业公司和三菱重工业公司分别开发了

31、三种直接液化工艺。所有的项目是由新能源产业技术机构（NEDO）负责实施的。1983年，所有的液化工艺以日产0.12.4t不同的规模进行了试验。新能源产业技术机构不再对每个工艺单独支持，相反将这三种工艺合并成NEDOL液化工艺，主要对次烟煤和低阶烟煤进行液化。有20家公司合并组成了日本煤油有限公司，负责设计、建造和经营一座250吨/天规模的小型试验厂。但是，该项目于1987年由于资金问题*搁置。一座1t/d的工艺支持单元（PSU）按计划于1988年安装投产，项目总投资3000万美元，由于各种原因该项目进展的断断续续。1988年，该项目被重新规划，中试规模液化厂的生产能力被重新设计为150t/d。

32、新厂于1991年10月在鹿岛开工，于1996年初完工。 从1997年3月1998年12月，日本又建成了5座液化厂。这5座液化厂对三种不同品种的煤（印度尼西亚的TanitoHa rum煤和Adaro煤以及日本的Ikeshima煤）进行了液化，没有太大问题。液化过程获得了许多数据和结果，如80天连续加煤成功运转，液化油的收率达到58wt%（干基无灰煤），煤浆的浓度达50%，累计生产时间为6200小时。 日本NEDOL的特点是: (1) 循环溶剂采用预加氢, 催化剂为合成硫化铁, 反应条件温和, 温度430 460 , 压力17 20MPa ; (2 )轻油产率较高。4.1.3.美国HTI工艺 该工

33、艺是在两段催化液化法和HCOAL工艺基 础上发展起来的，采用近十年来开发的悬浮床反应器和HTI拥有专利的铁 基催化剂。工艺特点：反应条件比较缓和，反应温度420450，反应 压力17兆帕；采用特殊的液体循环沸腾床反应器，达到全返混反应器模式；催化剂是采用HTI专利技术制备的铁系胶状高活性催化剂，用量少；在高温分离器后面串联有在线加氢固定床反应器，对液化油进行加氢精制；固液分离采用临界溶剂萃取的方法，从液化残渣中最大限度回收重质油，从而大幅度提高了液化油回收率。 (1) 反应器采用沸腾床, 并采用活性较高的镍钥催化剂, 煤液化转化率高, 油品质量好; (2)由于反应器底部有重油循环泵,延长了重质

34、油的反应时间, 轻油产率较高。4.1.4.俄罗斯FFI工艺俄罗斯煤加氢液化工艺的特点为：一是采用了自行开发的瞬间涡流仓煤粉干燥技术，使煤发生热粉碎和气孔破裂，水分在很短的时间内降到1.52%，并使煤的比表面积增加了数倍，有利于改善反应活性。该技术主要适用于对含内在水分较高的褐煤进行干燥。二是采用了先进高效的钼催化剂，即钼酸铵和三氧化二钼。催化剂添加量为0.020.05%，而且这种催化剂中的钼可以回收8595%。三是针对高活性褐煤，液化压力低，可降低建厂投资和运行费用，设备制造难度小。由于采用了钼催化剂，俄罗斯高活性褐煤的液化反应压力可降低到610兆帕，减少投资和动力消耗，降低成本，提高可靠性和

35、安全性。但是对烟煤液化，必须把压力提高。煤炭和原油都是化石燃料，不同点是煤炭的含碳量高，含氢量低，结构紧密。煤炭一般碳含量在60%到90%，部分无烟煤甚至含碳量高达95%以上，而氢含量一般在5%左右。与液体燃料相比，煤炭不便于处理和运输，最重要的是煤炭不能够直接提供给内燃机和其它的内燃设备直接使用，而这些设备目前广泛用于各种运输车辆上，用于运输燃料的原油消费量超过了世界石油总消费量的50%。 液体燃料的广泛用途吸引了各国对煤制油（CTO）的研究。美国、日本、英国和德国等主要国家历史上都曾进行过大型煤炭液化的研发项目，出现了多种煤炭液化的工艺技术，但目前南非仍是唯一商业化运转煤炭液化的国家。20

36、04年以来国际油价的迅速上涨又吸引了包括中国在内的很多国家对煤化油工业化的兴趣。 4.2国内发展概况 我国从事煤炭直接液化技术研究起步较晚。70年代末, 煤炭科学研究总院北京煤化学研究所为了跟踪国际高科技发展最新动向, 开始研究煤炭直接液化技术, 并根据中国国情积极开展国际合作, 先后建起了3 套具有国际先进水平的小型煤炭直接液化试验装置。它们是: 与日本新能源产业技术综合开发机构(N EDO）合作, 建立了一套0.1h /d 的煤炭直接液化试验装置, 主要用于中国煤种直接液化特性评价;与德国合作, 建立了一套采用新IG工艺的0.12t/d 试验装置, 用于煤炭直接液化工艺条件试验; 与美国合

37、作, 建立了一套采用X y tel 公司技术的1.OL/h 的试验装置, 进行煤液化油的提质加工研究。此外, 还装备有一批高压釜设备及与煤炭直接液化技术研究配套的分析仪器。完成的工作有: 通过对我国120 种煤的高压试验和29 种煤的连续试验选出了15 种适合于直接液化的煤种; 对德国试验装置的工艺作了改进, 并在此基础上完成了我国4 种煤( 充州、天祝、神木、先锋) 的直接液化工艺条件最佳化研究, 液化油收率达5%,开发出了一种立足于我国资源的煤炭直接液化专用催化剂; ¼对煤液化油提质加工工艺进行了研究, 利用国产催化剂, 获得了合格的汽油、柴油及航空煤油, 确定了液化油加工工艺路

38、线; ½进行了煤和石油渣油的煤油共炼探索性研究; ¾对建设充州煤直接液化厂进行了可行性研究;对充州煤和胜利渣油的煤油共炼厂进行了可行性研究; À 利用加氢技术对煤气化焦油加氢, 得到了合格的汽油和柴油。该技术将应用于哈尔滨依兰煤气化厂, 正在筹备建设6.5万t/a的气化焦油加工厂。 上述大量基础性研究成果为煤炭直接液化技术的工艺放大和建设工业化生产厂打下了坚实的基础。由于考虑到目前在国内建设煤炭直接液化中试厂不但需要数十亿元资金, 而且需要数年时间, 因此, 应争取通过国际合作, 利用在国外已有的中试装置进行放大试验, 以取得工艺参数和设计数据, 然后完成可行性研

39、究。现在, 已分别同德国、日本、美国的有关政府部门和公司进行了多次接触, 就煤炭直接液化技术进行了广泛的国际交流与合作。中德合作进行云南先锋褐煤直接液化示范厂可行性研究的项目已经正式启动, 用于放大试验的云南先锋煤样已运抵德国, 中日、中美合作进行中国烟煤直接液化示范厂可行性研究的项目正在洽谈之中。4.2.1目前我国煤液化技术进展 目前我国煤液化技术的工业化已经起步, 结合工业化的要求, 对煤直接液化技术的工艺工程问题进行了初步的探讨, 今后仍需在工艺流程的优化和工程设计方面做大量的工作, 以求得在更大程度上提高煤直接液化技术经济合理性及操作的可靠性,尽快实现大规模的商业化生产我国的能源结构、

40、环境状况和煤炭资源的特征,决定了必须高度重视煤炭直接液化等先进的洁净煤技术, 充分利用劣质煤资源, 显著提高煤炭资源利用效率, 保障石油产品的中、长期稳定供应, 有效地控制环境污染. 煤炭直接液化的工艺指标及其经济性始终与催化剂联系在一起.从80 年代开始, 高分散度催化剂, 即颗粒直径为纳米级的催化剂的研究与开发成为一大热点. 广泛的工艺试验结果表明,高分散度催化剂的使用量仅为传统催化剂的三分之一或更低时, 即可在相对缓和的条件下获得高转化率和油收率, 并提高煤炭直接液化产品的选择性.Fe 系催化剂因其活性较高、价格低廉、制备和使用过程不污染环境, 成为各国研究人员优先研制的催化剂. 目前,

41、 煤炭科学研究总院、神华洁净煤技术有限责任公司等中方单位已经分别和美国、德国、日本的研究院、政府部门和技术公司签署了合作协议,以内蒙古神华煤、云南先锋煤和黑龙江依兰煤为液化原料煤, 针对特定的厂址和生产规模,在工艺流程、技术经济和环境保护等方面研究生产洁净运输燃料的可行性. 全部可行性研究将在1 9 9 9 年结束所以, 高分散度催化剂的研制方法和生产技术具有现实的应用前景。4.2.2 我国煤炭液化技术产业化存在的问题 （1 ）煤炭液化产业化发展的资金问题建设煤炭液化工厂的主要特点之一是规模较大，投资较多，工程 建设投融资已成为产业化发展的。重点问题之一。 目前， 国内对煤炭液化发展工作做得较

42、多的部门是煤炭行业的一 些大、 中型企业或地方政府， 其他行业的企业对此了解或参与的较少。 作为新型产业的开发和建设，应积极引导国内能源（如煤炭、石油、 化工、电力）以及其他行业有实力的大型企业或企业集团参与，以这 些企业或企业集团的资金和绩效为基础， 通过国内金融市场和境外金 融市场实现多渠道、多种方式的融资。 煤炭液化产业同时又是一项战略性的能源基础产业， 鉴于该产业 的发展对今后几十年国家在能源安全、 能源建设和经济发展方面的作 用，从目前开始应考虑由政府建立有稳定来源的基金，这种基金的 使用方向是确定的，但可由建成后的企业偿还或作为国有资本。特别 对工业化示范项目，应通过政府资助、多边

43、贷款、赠款和多渠道资本 组合的方式筹集资金。对示范项目中关键技术的开发，政府应从国 家的科技发展费用中给予重点扶持。 政府建立的有稳定来源的基金中的一部分应支持国内提高科研 开发能力、建立煤炭液化技术创新体系，这一创新体系应包括现有的 科研开发机构、企业技术创新部门和社会力量，形成持续性的国家级 产业技术发展支撑。 国内经济和经济理论界应对发展煤炭液化产业给予足够的认识 和关注， 就国内外投融资和企业资本运营各方面进行研究并对重点项 目给予指导和关注。（2） 煤炭液化产业化发展的自主知识产权问题国内近 20 年来，跟踪国外技术发展，在煤炭直接液化、间接液 化两类技术方面已做了大量基础研究和开发

44、工作，有良好的技术基 础。但是，目前国内尚不具备向产业化发展提供成套技术和关键设备 的能力，大型煤气化、煤高压加氢液化、气体催化合成、催化剂等关 键单元技术还达不到为工业化建设提供支持的水平。 煤炭液化产业化的发展势必需要国内科研及工业技术配套发展， 这是由于引进国外技术建设世界上第一个现代煤直接液化工厂本身 就是工业化开发的过程，从未来多个产业基地的建设和形成产业群 的长远发展分析，完善和发展液化技术将是一个长期的过程。因此开 发具有自主知识产权的煤液化技术不但是当前工业化建设的需求， 也 是未来几十年产业化建设和工业化生产的需求。（3） 煤炭液化产业化发展的风险问题煤炭液化产业化的主要特点

45、之一是一次性投资较大， 这势必给煤 炭液化产业化带来较大的风险，尤其是煤炭直接液化技术，虽然经过 20 多年的开发，其液化条件大大缓和，液化成本大大减低，但毕竟 现在没有一个商业工厂， 在工厂建设和工厂运行中没有实际的经验可 借鉴。因此，虽然煤炭液化产业化对我国有重要的现实意义和战略意 义，但在目前阶段不应一哄而上，应选择条件合适的企业和地点进 行煤炭液化产业化小规模示范， 待条件成熟后再进行大规模产业化生 产。建设煤炭液化工业化示范工厂是今后产业化发展的重要起点，将为今后产业化发展奠定扎实的基础。 - 3 -第五章 研究前景 5.1 煤液化技术的经济性和环保性 我国富煤缺油, 有发展煤炭液化

46、技术的强烈愿望。 在我国政持下,分别就中德合作云南先锋煤液化项目、中美合作神华煤液化项目、中日合作依兰煤及神华煤液化项目进行了预可行性研究, 现已基本完成可行性研究报告。与工业发达国家相比, 由于我国煤产地煤价、劳动力费用较低廉, 在某些适宜液化的煤炭基地建设液化厂, 在经济上是可行的。例如, 拟建的云南先锋煤液化厂规模为年处理( 液化) 褐煤257万t, 气化用煤253万t, 合计年用煤510万t,年耗水658万t。厂建成后, 年产汽油35124 万t,柴油53104 万t, 液化石油气6175 万t , 氨3190万t , 硫磺2153 万t, 苯0188 万t, 项目总投资10319 亿

47、元。根据1998 年的基础数据计算, 项目全部投资所得税前财务内部收益率为7135% 。项目完成后, 每年向政府上缴增值税、消费税及附加税共计4129 亿元; 拟建在内蒙古伊金霍洛旗上湾煤矿附近的我国最大的神华煤液化项目, 年消耗原煤1 500 万t , 年产成品油500 万t, 年耗电30 亿kW#h, 年需用水1 800 万t, 油产率为63% 668% ,油品生产成本每桶只有15 美元, 项目总投资250亿元。 煤炭科学研究总院与德国、美国和日本有关部门共同进行的中国煤直接液化可行性研究表 明，根据不同的煤直接液化工艺和不同的建厂条件，拟建设中的煤直 接液化厂的经济性有一定的差异，但差异

48、不是很大。初步研究成果表 明，建设一座年产 100 万 t 油的煤炭直接液化厂，总投资约 100 亿元 人民币，全部投资内部收益率.8%15%,投资回收期为 913 年，成品 油生产成本 14001600 元/t，已显示出具有较好的经济效益。 煤炭间接液化技术在同等规模工厂条件下， 其经济效益略差于直 接液化技术，成品油成本大于 2000 元/t。 1998 年开始我国原油价格已与国际原油市场接轨，煤炭液化工 厂的经济性将受到国际油价涨跌的影响。如果国际市场原油价格在 2025 美元/桶之间波动，中国的煤炭液化厂将有一定的获利空间。 当然，如果国际市场原油价格大于 25 美元/桶，在中国建设煤

49、炭液化 厂的前景非常光明。5.2我国煤液化有广阔前景的主要因素煤炭液化技术在中国有广阔的发展前景，主要有下列因素：（1） 中国有丰富的可供煤炭直接液化的煤炭资源。其中近一半可用 于煤炭直接液化，这是煤炭液化产业化在中国发展的基础。（2） 中国石油资源短缺。随着经济的高速增长，中国已从石油出口 国成为石油进口国。 加大石油勘探力度后至今未发现令人振奋的大油 田。大量进口石油又是国力所不及的。寻找石油替代品，解决中国石 油资源短缺是中国长远的能源政策。 这是煤炭液化技术在中国发展的 前提。（3） 中国的煤炭液化技术研究进行了很长时间，已完成基础性研究， 为煤炭液化技术在中国的发展打下了很好的基础。

50、（4） 地方积极性高。一些富煤缺油省份急切盼望煤炭液化技术能在 当地商业化，一方面解决石油资源的短缺，另一方面可以带动地方经 济的发展。（5） 中国物价低廉。中国是发展中国家，坑口煤炭价格、劳动力价 格、设备价格等都较低廉，在中国建设煤炭液化生产厂可减少投资， 降低液化油成本。这是在中国发展煤炭液化技术的一个有利条件。（6） 中国政府非常重视煤炭液化技术。由于煤炭液化技术是平衡能 源结构，解决石油资源短缺，减少环境污染的重要途径，受到了中国 政府和国家领导人的高度重视。 国家已把煤炭直接液化技术产业化列 入第十个五年计划中，煤炭直接液化在 21 世纪必将成为我国的一项 新兴重要工业产业。目前,

51、 煤炭直接液化技术实现商业化应用的主要制约因素是其经济上与石油的竞争能力。然而, 随着石油勘探与开采成本的日益提高和国际石油价格的不断上涨, 煤炭直接液化技术在一些特定地区的特殊条件下实现商业化应用在经济上已经具有较强的竞争力。例如, 我国云南是一个煤炭资源相当丰富而严重缺乏石油资源的省份, 用油需要从内地长途运进。因而, 不仅导致当地油价较高, 而且运油过程中的耗油量也相当大。而当地具有丰富的煤炭资源,且为直接液化的优先原料煤种, 煤价较低, 劳动力也较便宜。因此, 若选在富煤缺油的云南省建设一座煤直接液化示范厂, 不仅对解决当地缺油矛盾具有非常重要的现实意义, 而且对今后在我国其他地区建设煤直接液化厂、进而解决全国缺油矛盾具有非常重要的战略意义和示范作用。初步技术与经济分析结果表明, 在云南省先锋煤矿附近建设一座年处理170万t 当地褐煤的直接液化示范厂, 其规模相当于10万t 石油