煤化工重要技术现状与发展趋势

煤化工重要技术现状与发展趋势重要技术现状煤气化技术是煤化工产业化发展最重要的单元技术。煤气化工艺的发展已经历百余年的历史，尽管迄今已开发的气化工艺有很多种，但是从最基本的气固两相流的角度可分为以下三大类，固定床煤气化、流化床煤气化和气流床煤气化等。代表性炉型及特点见表。表SEQ表\*ARABIC6代表性炉型及特点炉型代表特点固定床气化炉Lurgi，UGI应用时间长，技术成熟，工艺简单，操作方便；投资少，建设快；热效率和碳转化率较高，需用弱粘结性块煤或型煤为原料流化床气化炉（HTW）、U-GAS、KRW和国产灰熔聚煤种适应性广、造价低、环保性好、水处理系统简单、蒸汽用量少、可以炉内脱硫，但碳转化率较低，需用活性较高的煤种气流床气化炉按进料方式：水煤浆法:GE，E-GAS，国产新型多喷嘴干煤粉法：Shell，PRONFLO，GSP，国产两段式干煤粉气气流床是目前最清洁，也是效率最高的煤气化类型，高温高压，碳转化率高。但气化炉内温度较高（水煤浆炉>1400℃，干煤粉炉>1500全世界现有商业化运行的大规模气化炉414台，额定产气量446×106Nm，前10名的气化厂使用鲁奇、德士古、壳牌3种炉型，原料是煤、渣油、天然气，产品是F-T合成油、电或甲醇等。煤气化技术在中国被广泛应用于化工、冶金、机械、建材等工业行业和生产城市煤气的企业，各种气化炉大约有9000多台，其中以固定床气化炉为主。近20年来，大量国外煤气化技术引进中国，我国已引进Texaco水煤浆气化炉30余台，Shell粉煤气化在国外仅有一套，而在我国已签19台，GSP粉煤气化也已签4套。引进的加压鲁奇炉、德士古水煤浆气化炉，主要用于生产合成氨、甲醇或城市煤气。先进煤气化技术的引进为我国煤化工、电力发展发挥了积极作用。表SEQ表\*ARABIC7国外几种主要气化炉技术的应用情况气化炉成熟度及应用情况存在的问题Lurgi炉我国应用最为广泛和成熟对煤质要求高，冷煤气效率高，气化强度高，粗气中甲烷含量高，但焦油酚、苯等污水处理困难Texaco水煤浆是国内外经实践考验的成熟先进的气化工艺煤种使用范围较窄，烧嘴寿命和耐火砖材料使用寿命短Shell国外仅用于发电，未用于化工生产国内工业化运行经验较少流程复杂，投资大，单台无备用GSP在气化炉结构以及工艺流程上有先进之处，但工业化经验较少表SEQ表\*ARABIC8国内开发的煤气化技术情况技术原料现有规模（投煤量）/t/d在建规模（投煤量）/t/d开发单位四喷嘴水煤浆气化水煤浆7002000华东理工大学灰熔聚流化床碎煤60300中科院山西煤化所两段式干煤粉干煤粉362000/1000西安热工院非熔渣-熔渣分级气化水煤浆550700清华大学多元料浆水煤浆500500西北化工研究院航天炉气化干煤粉/500航天部在国家863计划等科技计划支持下，通过产学研合作攻关，我国已经取得了一批拥有自主知识产权、技术先进的煤气化技术和成果，特别是大型化煤气化技术已步人世界先进行列。我国自主研发的一批现代煤气化技术，不少已进入了工业化推广应用阶段。目前这些成果主要有：华东理工大学多喷嘴水煤浆气化工艺西安热工研究院两段式干煤粉加压气化工艺山西煤化所的灰熔聚流化床粉煤气化技术清华大学的非熔渣-熔渣分级气化技术中国航天科技集团公司的航天炉西北化工研究院的多元料浆气化技术（1）华东理工大学多喷嘴水煤浆气化工艺20世纪90年代初，华东理工大学洁净煤技术研究所开始气流床水煤浆气化技术研究，开发历程：“九五”期间完成了新型（多喷嘴对置）水煤浆气化炉中试技术开发；“十五”期间，国家863计划将“新型水煤浆气化技术”列为重大课题，由华东理工大学和兖矿集团有限公司、华东理工大学、中国天辰化学工程公司承担，进行了多喷嘴对置式水煤浆气化技术的产业化研究，千吨级水煤浆四喷嘴对置式加压气流床气化技术顺利通过了现场168小时连续运行考核试验，其技术指标达到或超过了国外同类技术，同时，在科技部863重大项目的支持下，多喷嘴水煤浆气化技术要建设日处理2000吨级气化炉，并与煤气化多联产、IGCC等整合配套，为现代大型煤化工产业提供坚实的技术支撑；“十一五”期间，多喷嘴水煤浆气化技术被广泛认可和接受，2009年6月15日，单炉日处理2000吨煤的多喷嘴对置式水煤浆气化装置，在江苏灵谷化工有限公司顺利投料运行，成为目前国内单炉处理能力最大的水煤浆气化装置。目前目前已经推广13家企业，在建和运转气化炉共32表SEQ表\*ARABIC9千吨级水煤浆四喷嘴对置式加压气流床气化技术运行结果采用华亭、义马混煤采用华亭、义马混煤~9570842577~500安徽淮化集团渭河化肥厂上海焦化厂兖矿鲁南化肥厂采用神府煤~9563841281~500采用华亭煤~9562741578~750北宿水洗精煤~96~97~547~33682~83~400引进水煤浆气化技术98.853530984.91150本装置备注碳转化率%比煤耗(Kg煤/1000Nm3合成气比氧耗Nm3O2/1000Nm3合成气有效气成分（CO+H2)%规模吨煤/天装置名称北宿水洗精煤~该技术的开发成功打破了国外公司在大型煤气化技术上的垄断，为现代大型煤化工产业提供坚实的技术支撑。实现了我国大型煤气化技术零的突破，为推动我国煤化工产业的发展和能源结构调整提供了技术支撑，经济效益、社会效益显著。该气化技术具有自主知识产权。其气化工艺与Texaco工艺相比，主要有4个方面的不同：负荷调节范围大，烧嘴寿命长；粗煤气激冷采用破泡床结构，有效地解决粗煤气带水的问题；粗煤气洗涤除尘方式有效地除尘并解决洗涤后粗煤气带水的问题；灰黑水的处理采用了闪蒸汽与灰水直接混合换热的方式，解决了换热器的结垢问题。具有以下所述优势：（1）单炉生产能力大；（2）气化效率高；（3）氧耗、煤耗低。在国内已有多家工业应用实例。（2）西安热工研究院两段式干煤粉加压气化工艺西安热工研究院开发的具有自主知识产权的两段式干煤粉加压气化工艺，初衷是用于IGCC发电，后为了适应化工行业需要，在工艺流程上进行改进，目前该技术拥有废锅流程和激冷流程，分别适用于发电和化工。出开发出具有自主知识产权的煤气化技术-两段式干煤粉加压气化技术。1998年，完成了国家电力公司重点科技项目“干煤粉加压气化试验装置研制及粉煤加压气化特性研究”，建立了国内第1套完整的干煤粉加压气化特性试验装置和干煤粉加压浓相供料装置，日处理煤量为400-600kg，气化压力3.0MPa。“十五”期间，在科技部“十五”863计划的支持下，带水冷壁“两段式干煤粉加压气化技术”的半工业化示范装置（日处理煤量为36～40吨/台）于2006年完成试验研究，并于2006年通过了国家验收，具备大型化工业应用条件，获国家发明专利，填补中国在这一领域的空白，为中国进一步研制开发大型化两段式干煤粉加压气化装置奠定了工业基础。其示范装置投煤量2000t/d级两段式干煤粉加压气化炉（废热锅炉流程）已决定用于华能集团“绿色煤电”项目，另一套示范装置投煤量1000t/d级两段式干煤粉加压气化炉（激冷流程）已决定用于内蒙古世林化工有限公司30万t/a甲醇项目。该工艺可气化煤种包括褐煤、烟煤、贫煤、无烟煤，以及高灰分、高灰熔点煤，不产生焦油、酚等。其特点是采用两段气化，其缺点是合成气中CH4含量较高，对制合成氨、甲醇、氢气不利。表SEQ表\*ARABIC10两段式干煤粉加压气化技术指标内容数据内容数据日处理量（t/d）36有效气体（CO+H2）比氧耗O2/km3298.6冷煤气效率/%79-81有效气体含量（CO+H2）/%91.74碳转化率/%98.9比煤耗（kg/km3）1518.2（3）中国科学院山西煤炭化学研究所灰熔聚流化床粉煤气化技术中科院山西煤炭化学研究所历经20余年的研发和工程化放大，低压气化技术已日趋成熟，并用于氮肥企业原料气改造和新建甲醇合成厂，开发历程：1980年，开始对“灰熔聚流化床粉煤气化技术”进行了系列研究。并先后建立了小型实验装置和中间试验装置及配套的冷漠试验模型；2001年，在陕西城固完成了100吨煤/天的常压中试；2007年，完成了1.0MPa加压条件下连续运行72小时的中试，规模为60吨煤/天。2008年，0.6MPa，300吨/日气化炉在石家庄金石化肥厂5万吨/年合成氨气源改造项目中投产，其特点是对煤的灰含量、灰熔点、焦渣特性等无严格要求，煤种质适应性宽，投资比较少，生产成本低。此技术适合于中小型煤气化市场、中小化肥氮肥厂利用更形或就近地煤炭资源改变原料路线。目前运用于晋煤集团合成油项目中的6台0.6MPa，300吨/日灰熔聚流化床粉煤气化炉目前已实现运行。表SEQ表\*ARABIC11灰熔聚流化床工业化装置加压试验数据内容数据内容数据气化炉内经/mm800操作温度/℃1020-1050原煤晋城无烟煤碳转化率/%87处理量（t/d）60煤气产率/（Nm3干煤气/kg煤）1.5操作压力/MPa1.0有效气体含量（CO+H2）/%65-66灰熔聚流化床粉煤气化技术的工业化将对我国中小型企业煤气化技术传统产业升级和改造具有重要意义。（4）清华大学的非熔渣-熔渣分级气化技术非熔渣-熔渣分级气化技术是有清华大学、北京达立科技有限公司和山西丰喜肥业有限公司共同开发研制。自2001年起，清华大学、北京达立科技有限公司和山西丰喜肥业集团开始合作完成了数学建模、冷态试验、热态试验和工业化建设。2003年山西丰喜集团年生产能力10万吨甲醇生产装置开工建设，2006年建成投产。（5）西北化工研究院的多元浆料加压气化技术西北化工研究院对该工艺进行多年研究，开发具有自主知识产权的多元浆料加压煤气化技术，属气流床单烧嘴下行制气。典型的多元料浆组成为含煤60%～65%，油料10%～15%，水20%～30%。该技术具有原料适用性广、气化指标先进、投资费用低等特点。兰溪丰登化肥厂和浙江巨化股份公司合成氨厂采用多元浆料气化技术改造原有的合成氨厂已经取得成功。山东华鲁恒升大化肥装置的气化装置采用多元浆料气化技术。（6）中国航天科技集团公司的航天炉航天炉又名HT－L粉煤加压气化炉，是我国开发研发、拥有自主知识产权的煤气化技术，因应用航天科技而得名。航天炉的主要特点是具有高的热效率和碳转化率；气化炉为水冷壁结构，能承受1500℃至1700℃的高温；对煤种要求低，可实现原料的本地化。河南濮阳和安徽临泉两个示范工程取得阶段性试此外，云南煤化集团对碎煤加压熔渣气化技术进行过多年开发研究，已在解化15万吨/年二甲醚项目上完成了工业化验证。合成醇及甲醇下游甲醇合成可分为气相法工艺和液相法工艺。合成甲醇技术有代表性的有：鲁奇、托普索、卡萨利、戴维、杭州林达技术和工艺包，Davy甲醇合成工艺和Lurgi技术比较适合大装置。我国的甲醇合成工业研制水平已接近于国外水平，装置设计能力已经开始走向成熟。目前，世界上新建甲醇装置的规模不断加大，大多数已经增长到60万-80万t/a，最大的单系列甲醇装置已达百万t级以上如Lurgi公司专门为生产能力超过100万t/a的甲醇装置而开发的的Mega甲醇工艺，更大规模的单系列甲醇装置也在开发之中。甲醇是重要的基础化工原料。甲醇下游产品主要集中在：以甲醇为代表的含氧有机物为原料生产以乙烯/丙烯等烯烃类；二甲醚、合成汽油等燃料;醋酸、甲酸等有机酸类醚、酯等各种含氧化合物。结合市场需求，发展国内市场紧缺、具有高附加值的化工品、特别是可以替代石油化工产品的甲醇下游产品是未来大规模发展甲醇生产、提高市场竞争能力的重要方向。图SEQ图\*ARABIC2甲醇化工图（1）以甲醇为代表的含氧有机物为原料生产以乙烯和丙烯/丙烯为主的低碳烯烃工艺方面以乙烯和丙烯为主的低碳烯烃目前国外具有代表性的MTO工艺技术主要是：UOP／Hydro、ExxonMobil的技术。美国UOP公司和挪威Hydro公司于1995年合作开发成功MTO工艺。该工艺以甲醇为原料．通过甲醇裂解制得以乙烯和丙烯为主的烯烃产品按甲醇原料的不同。可以有天然气和煤两种路线，UOP/Hydro的MTO工艺可以在比较宽的范围内调整反应产物中C2=与C3=烯烃的产出比，生产商可根据市场需求生产适销对路的产品，催化剂SAPO-34具有适宜的内孔道结构尺寸和固体酸性强度，能够减少低碳烯烃齐聚，提高生成烯烃的选择性。2008年，Viva甲醇公司将许可由UOP公司和NorskHydro公司联合开发的甲醇转变成烯烃（MTO）技术，以及由Total石化公司和UOP公司开发的烯烃裂解(OCP)工艺，用于将建在尼日利亚Lekki的石化综合装置。预期该装置在2012年投产，将生产1．3Mt/a的乙烯和丙烯。我国MTO工艺及催化剂的开发也有相当长的时间，主要代表工艺的有中科院大连化学物理研究所开发的DMTO工艺和上海石油化工研究院与中石化工程建设公司开发的S-MTO工艺。中科院大连化学物理研究所在20世纪80年代初开展MTO研究工作（该技术现简称为DMTO）。上世纪八十年代完成了1.0吨/天（甲醇进料）中试，采用中孔ZSM-5沸石催化剂，采用固定床反应器，反应温度500～550℃，压力为0.1～0.15MPa，催化剂是P-ZSM-5，甲醇的转化率为100%，乙烯和丙烯的选择性达到同期国际先进水平。和陕西新兴煤化工科技发展有限公司、中石化洛阳石化工程公司合作，开发出具有自主知识产权的DMTO技术，于2006年完成了万吨级(1.67万吨/年)甲醇制烯烃(DMTO)工业性试验，为大规模生产装置的建设奠定了基础，2006年8月23日通过了国家级鉴定。经国家科技成果鉴定，认定此项目自主创新的工业化技术处于国际领先水平，已经签订两套工业化装置的技术合同，其中神华包头60万吨/年煤制烯烃项目已经得到国家发改委核准，项目包括年产180万吨煤基甲醇联合化工装置（含空分、煤气化、净化、硫回收和甲醇5套装置）、年产60万吨甲醇基聚烯烃联合石化装置（含甲醇制烯烃、烯烃分离、聚乙烯和聚丙烯4套装置），以及配套建设的热电站、公用工程装置、辅助生产设施和厂外工程，共六大系统46套装置、单元，于2010年5月建成，8月示范工程全流程投料试车成功，实现平稳运行，计划2011年1月正式商业化运营。与陕西新兴煤烯烃公司签订了”榆林20万吨／年甲醇制烯烃工业化示范项目”技术实施许可合同，正在积极推进项目的核准和建设。和陕西煤业化工集团、洛阳石油化工工程公司联合开发的DMTO-II技术，于2010年5月19日在陕西华县通过72小时现场考核与标定，结果表明，甲醇转化率达到99.97%，乙烯+丙烯选择性85.68%；每吨乙烯上海石油化工研究院与中石化工程建设公司开展合作研究开发甲醇制烯烃成套技术，并在北京燕山石化公司建设万吨级工业示范装置。2010年4月，采用中石化自主开发的S-MTO技术进行建设的中原石化60万吨/年甲醇制烯烃项目举行了奠基仪式。表SEQ表\*ARABIC12甲醇制烯烃技术比较甲醇制低碳烯烃技术名称DMTOUOP/HydroMTOMTO或OTO研发单位大连化物所，陕西新兴公司，洛阳石化工程公司UOP/HydroExxonMobil试验规模工业性试验中试中试完成时间20061997～2003规模（原料）50吨/天0.75吨/天13.2吨/天反应器类型流化床流化床提升管原料单程转化率大于99%大于95%产率wt%乙烯+丙烯33.7333.36选择性wt%乙烯+丙烯79.1<7876.5原料消耗乙烯+丙烯2.963催化剂D803C-II01MTO-100SAPO技术应用情况签订了工业技术许可合同无工业应用无工业应用，不对外许可以丙烯为主的MTP工艺国外，德国鲁奇公司开发了甲醇制丙烯的MTP工艺，采用天然气自热式转化生产合成器和采用组合的转化器甲醇合成技术生产甲醇，再采用MTP工艺技术将甲醇制取丙烯。甲醇制取丙烯工艺流程为：甲醇先进入二甲醚（DME）预反应器，采用高活性、高选择性催化剂，甲醇在此转化为DME和水。甲醇/DME/水进入第1台反应器，并加入蒸气，甲醇/DME转化率高达99%以上，丙烯为主要产品，附加反应再在第二和第三MTP反应器中进行，产物主要是丙烯，纯度达97%以上，工艺条件为压力0.13-0.16Mpa，反应器入口温度400-450℃，蒸汽补充量0.5-1.0kg鲁奇的MTP工艺在挪威的工艺中试示范装置于2002年建成运转，该中试装置采用了德国Sud—ChemieAG公司的MTP催化剂，该专有的沸石催化剂具有丙烯选择性高、低结焦性、丙烷生成量极低的特点，MTP技术所用催化剂的开发和工业化规模生产由供应商完成，工艺用固定床反应工艺，具有结构简单、易于放大等优点。并于2004年和伊朗石化公司的子公司Zagros石化公司签约技术转让、初步设计和提供专用设备的协议。我国大唐多仑煤制烯烃项目和神华宁煤MTP采用引进Lurgy公司MTP技术生产工艺。国内，已有开始研究MTP的催化剂，正在向工业化方向发展。清华大学开发了我国首个流化床甲醇制丙烯技术，其工艺过程为：甲醇在SAPO-34催化剂下反应转化为低碳烯烃，为了提高丙烯的选择性，将反应产物中的乙烯和C4+一起循环回甲醇转化反应器，或进入一个单独的烯烃转化反应区生成丙烯。在小试研究工作的基础上，其工业试验装置于2007年在安徽淮南开工，规模为年处理甲醇3万吨，年产丙烯近1万吨，副产液化石油气800吨。2009年10月，中国化学工程集团公司、清华大学和安徽淮化集团有限公司三家单位共同承担的流化床甲醇制丙烯（FMTP）技术开发项目３万吨/年甲醇制丙烯工业试验装置运行470个小时。表SEQ表\*ARABIC13国内外甲醇制丙烯技术比较工艺名称研发单位规模（原料）反应器类型完成时间丙烯产率（%）催化剂MTPlurgi0.36t/d固定床2002.0172德国南方化学MTP催化剂FMTP清华大学100t/d流化床2009.1075SAPO一34此外，中科院大连化学物理研究所在前期甲DMTO过程研究的基础上，开发出流化床甲醇制丙烯工艺（DMTP工艺）：即采用一种兼有MTO转化、催化裂解和烷基化的功能的多效催化剂，将甲醇单程高选择性转化生成丙烯、副产乙烯与甲醇烷基化生成丙烯和C4以上组份的回炼裂解等过程集成在同一个催化剂上完成。该工艺小试研究已完成。复旦大学对甲醇制丙烯催化剂进行了研究，继第一代甲醇制丙烯催化剂经过1000小时考评后，最近开发出第二代催化剂，该催化剂具有较高的活性和选择性，单程转化率大于99%，产物中乙烯与丙烯总收率超过50%。（2）以甲醇为原料合成二甲醚、合成汽油等燃料类合成工艺技术甲醇合成二甲醚甲醇脱水制二甲醚，分为液相法和气相法。其中，液相法是加热浓硫酸和甲醇混合物，甲醇均相脱水制二甲醚，该工艺存在设备腐蚀严重，釜内残液及废水严重污染环境，操作条件恶劣，因此已逐渐被淘汰。目前国内制取二甲醚只要采用甲醇气相法催化脱水工艺，又称两步法，气相法是将甲醇蒸汽通过分子筛催化剂，催化脱水得二甲醚。国内在这方面已经取得成功，并且已经实现规模化生产。掌握该技术的单位主要有西南化工研究院、中科院山西煤炭化学研究所、清华大学、中科院大连化学物理研究等单位，西南化工研究院在该领域研究起步较早，在国内技术推广过程中站有的市场份额最大，从1994在河南建成1万吨/年的工业示范装置装置投产，已先后在国内推广成功37套工业化装置，经过不断完善已达到国际先进水平，生产规模从2500100000吨/年。该技术反应器采用多段急冷式固定床，即避免绝热固定床反应器升温太高造成副反应增加、甲醇转化率低的缺点，又克服了换热式固定床和等温管式固定床反应器尺寸大、催化剂填装量小的不足，采用新型气化塔和分离工艺，简化了流程，减少了投资。中科院山西煤炭化学研究所研究开发了我国首套甲醇脱水制二甲醚的技术该技术于1995年在西安进行了工业示范应用，产品全部用作液化石油气替代燃料。该技术获得1996年国家科技部星火项目的技术推广奖。2006年该技术又成功应用于联醇（甲醇-合成氨联合生产过程）生产过程，在河北邱县建立了5000吨/年的工业装置。目前该技术已具备了万吨级以上规模的设计条件。清华大学开发的气相法燃料二甲醚成套技术，已建成万吨级工业示范装置，并于2007年在山东凯孚化工有限公司投产。甲醇制汽油国外比较成熟的甲醇制汽油技术主要有Mobil公司的MTG工艺。MTG工艺采用ZSM-5沸石分子筛催化剂，将甲醇转化为汽油，其原料可为煤、天然气。MTG反应为强放热反应，在绝热条件下，体系温度远超过反应允许的反应温度范围，因此，反应生成的热量必须移出，Mobil公司开发出两种类型的反应器：绝热固定床反应器和流化床反应器。两种反应器各有特点和优势，流化床技术Mobile公司已完成半工业试验。Mobil公司利用其开发的技术已于1985年在新西兰建成一座以天然气为原料、年产57万吨合成汽油的生产装置，其装置工艺原理图如图，运行十年后转为生产甲醇。国内山西晋南煤业集团的10万吨/年合成油示范项目MTG装置，从Mobil公司引进技术，已于2009年6月开车运行出油。图SEQ图\*ARABIC3Mobil公司新西兰生产装置工艺原理图产物水送去处理产物水送去处理甲醇合成MTG反应蒸馏天然气混合粗甲醇重质汽油加氢处理轻质汽油精制汽油燃料气/液化石油气国内，中科院山西煤化所开发了新的一步法MTG技术。该技术省略了甲醇转化制二甲醚的步骤，甲醇在ZSM-5分子筛催化剂的作用下一步转化为汽油和少量LPG产品。一步法甲醇转化制汽油技术与国外MTG技术的区别是，一步法技术省略了甲醇转化制二甲醚的步骤，甲醇在ZSM-5分子筛催化剂的作用下一步转化为汽油和少量LPG产品，产品汽油中芳烃含量远小于国标中芳烃允许值，汽油辛烷值高，其显著优点是工艺流程短，汽油选择性高，催化剂稳定性和单程寿命等指标均优于已有技术，工艺流程图如图。图SEQ图\*ARABIC4一步法甲醇转化制汽油工艺流程示意图甲醇甲醇MTG反应冷却分离压缩、循环H2尾气驰放粗汽油干气LPG原料甲醇经预热气化，与循环气体混合，达到反应温度后，进入装有专用催化剂的MTG反应器，在催化剂的作用下转化为以C5～C10为主的烃类混合产品和水。反应器出口物料经冷却分离后，得到粗汽油，LPG和干气。干气主要是甲烷，乙烷，以及少量的氢气、CO等，部分干气作为驰放气离开系统，部分经压缩后循环，与甲醇混合后重新进入反应器。3500吨/年的中试试验已完成，目前正在进行20万吨/年的工业化示范装置建设。煤直接液化通过将煤磨碎、和溶剂油制成煤浆，然后再高温、高压、和催化剂存在的条件下，通过加氢裂化直接获得液体燃料和其他化工产品的工艺被称为煤的直接液化。该技术开发始于20世纪20年代，从1913年德国的Bergius获得世界上第一个直接液化专利以来，煤直接液化工艺一直在不断进步、发展。20世纪30-40年代曾在德国实现工业化；尤其是20世纪70年代初石油危机后，煤炭直接液化工艺的开发引起了各国的巨大关注，国外又对其进行新工艺、新技术开发，德国、美国、日本等主要工业发达国家相继开发煤直接液化新工艺，2000年后开发工作基本结束，但没有大规模工业化应用实例，世界上有代表性的直接液化工艺是日本的NEDOL工艺、德国的IGOR工艺和美国的HTI工艺。此外，针对褐煤的特点，由日本的新能源产业技术开发综合机构（NEDO）主持，日本褐煤液化公司具体研究开发了褐煤直接液化工艺（BCL工艺），并在澳大利亚建设了50t/d的工业性试验装置（pilotplant），成功地进行了5年的运转试验。图SEQ图\*ARABIC5煤直接液化工艺流程图催化剂煤油浆制备煤催化剂煤油浆制备煤加氢反应粗油分离产品精制循环溶剂H2循环H2尾气汽油煤油柴油渣油虽然各国开发了多种不同种类的煤炭直接液化工艺，但从基本化学反应来看，共同特征都是在高温高压下使高浓度煤浆中的煤热解，在催化剂作用下进行加氢和进一步分解，最终成为稳定的液体分子。流程图见图5，其工艺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，再高温（450℃）和高压（20-30MPa）下直接加氢，将煤转化为液体产品。整个过程分成三个主要工艺单元。（1）煤浆制备单元：将煤破碎至<0.2mm以下与溶剂、催化剂一起制成煤浆。（2）反应单元：在反应器内在高温高压下进行加氢反应，生成液体产物。（3）分离单元：将反应生成的残渣、液化油、反应气分离开，重油作为循环溶剂配煤浆用。煤炭液化是目前由煤生产液体燃料产品方法中最有效的路线，液体产率超过70%，工艺总热效率通常在60%-70%。我国从70年代末开始煤炭直接液化技术研究。煤炭科学研究总院北京煤化所对27个煤种在0.1t/d装置上进行了53次运转试验，开发了高活性的煤液化催化剂，进行了煤液化油的提质加工研究，完成了将煤的液化粗油加工成合格的汽油、柴油和航空煤油的试验。”九五”期间分别同德国、日本、美国有关部门和公司合作完成了神华、黑龙江依兰、云南先锋建设煤直接液化厂的预可行性研究。表SEQ表\*ARABIC14直接液化工艺主要技术特点主要工艺特点美国的氢煤法（H–coal）工艺反应器采用沸腾床，并采用活性较高的钴钼催化剂，煤液化转化率高；反应器底部有重油循环泵，延长了重质油的反应时间，轻油产率较高。德国的二段液化（IGOR）工艺反应温度为470℃，反应压力为30MPa；液化反应和液化油加氢精制在同一高压系统内完成，可一次得到杂原子含量极低的液化精制油，操作成本和设备投资较低；循环溶剂采用加氢油，供氢性能好，日本NEDOL工艺由于循环溶剂采用预加氢，催化剂为合成硫化铁，故反应条件温和，温度为430～460℃，压力为17～20MPa；轻油产率高。中国神华集团以无水无灰基煤计，C4以上油收率为57%～58%，油品重馏分增多，更有利于柴油产品的生产。催化剂表现出非常高的活性，具有生产流程简单、操作平稳方便、投资小、运行成本低等优点。神华集团与中国煤科院北京煤化所共同开发了并具有我国自主知识产权的”中国神华煤直接液化工艺”，包括煤炭直接液化新工艺及专用高效催化剂等关键技术。催化剂具有添加量低，催化效果好，生产成本低，显著提高油收率等优点，达到国际先进水平。2004年6月通过了中国石化工业协会和中国煤炭工业协会联合组织的技术鉴定。2004年7月通过了中国工程咨询公司组织的工艺技术评估，在上海建成了一套投煤量6吨/天的煤炭直接液化中试装置，采用了具有自主知识产权的煤直接液化关键技术和专用催化剂，并实现了多次长周期连续稳定运行。2008年，商业化示范装置一期工程建成投运，2008年2009年9月，继2008年底投料试车成功后，装置第二次运行。截至2010年12月，神华煤直接液化装置已累计投煤超过6200小时，开工率超过70%，主要工艺参数基本达到了设计值，产品达到了设计要求。煤间接液化煤制油从1923年的Fischer和Tropsch发现合成气经催化反应生成液态烃算起，经历了80多年的工业化发展历程。目前，煤制油技术在国外已实现商业化生产，全世界共有3家商业生产厂正在运行，它们分别是南非的萨索尔公司和新西兰、马来西亚的煤炭间接液化厂。此外，国外还有一些的合成技术但都未实现商业化，如，丹麦的Topsoe公司的TIGAS法和美国Mobil公司的STG法等。埃克森－美孚（Exxon-Mobil），英国石油（BP-Amoco），美国大陆石油公司（ConocoPhillips）和合成油公司（Syntroleum）等也正在开发自己的费托合成工艺，转让许可证技术，并且计划在拥有天然气的边远地域来建造费托合成天然气液化工厂。从严格意义上说，南非萨索尔公司是世界上唯一的煤制油商业化生产企业，是世界唯一利用煤为原料采用鲁奇炉煤炭液化技术、大规模生产石油制品的企业，有成熟的煤液化技术经验。SASOL公司从1955年起就以煤为原料制造合成气，通过改进的费-托合成工艺，生产以汽油为主的液体燃料和化工原料。SASOL-2厂1980年底建成投产，SASOL-3厂1982年投产，随着时代的变迁和技术的进步，SASOL三个厂的生产设备、生产能力和产品结构都发生了很大的变化。目前三个厂年用煤4590万t，其中I厂650万t/年，II厂和III厂3940万t/年。主要产品是汽油、柴油、蜡、氨、烯烃、聚合物、醇、醛等113种，总产量达760万t，其中油品大约占60%，满足了南非燃油市场28%的需求。SASOL自1955年首次使用固定床反应器实现商业化生产以来，紧紧抓住反应器技术和催化剂技术开发这两个关键环节，通过近五十年的持之以恒的研究和开发，在煤间接液化费托合成工艺开发中走出了一条具有SASOL特色的道路。迄今已拥有在世界上最为完整的固定床、循环流化床、固定流化床和浆态床商业化反应器的系列技术。我国自20世纪80年代初恢复煤基合成液体燃料的研究开发以来，科研机构经过多年的研究和攻关，在F—T合成及催化剂筛选、制备和工艺技术方面取得较大进步。表SEQ表\*ARABIC15国外已工业化的煤炭间接液化技术工艺技术F-TSMDSMTG开发者南非Sasol荷兰Shell公司美国Mobil原料气路线煤基煤或天然气基天然气基催化剂体系Fe系Co/Zr/SiO2Cu-Zn-Al/分子筛工艺情况及特点工艺有：高温F-T合成工艺和低温F-T合成工艺。迄今已拥有在世界上最为完整的固定床、循环流化床、固定流化床和浆态床商业化反应器的系列技术采用列管式固定床反应器和钴基催化剂，催化剂具有高的烃选择性、高的长链烷烃选择性及长的寿命，后续可通过调节加氢裂解或异构化的操作条件来调整产品最终分布工艺采用两个阶段从煤制汽油。工艺简单，产品单一，汽油收率高、品质好，技术成熟度已工业化，有Sasol-1，2，3厂在运行已工业化，在马来西亚建成500kt/a合成油工厂已经工业化，在新西兰建成570kt/a合成油工厂表SEQ表\*ARABIC16目前国内开发的煤间接液化技术情况开发单位中科院山西煤化所兖矿集团技术1、开发低温铁基浆态床费托合成工艺，形成催化剂、反应器和成套工艺技术体系2、钴基F-T合成催化剂和工艺开发开发低温费托合成煤间接液化制油和高温费托合成煤间接液化工艺技术在上海建有煤液化及煤化工国家重点实验室进展情况低温铁基浆态床费托合成工艺正在进行三个16万吨/年规模的工业化示范厂运行；钴基F-T合成工艺已完成5000吨级工业侧线试验试车和中科合成油技术有限公司牵头制定煤炭间接液化过程中的两项国家分析方法标准2011年1月13日通过审查，并将发布实施已完成中试试验，正在进行百万吨级煤间接液化工业化示范的建设工作中科院山西煤炭化学研究所从上世纪50年代开始煤间接液化技术开发，经过几十年的努力，在煤间接液化方面开发出铁基固定床两段法合成工艺（简称MFT）和浆态床-固定床两段法合成工艺（简称SMFT）。在此基础上已成功研制出高效铁基催化剂，并在浆态床反应器技术方面取得了重大突破：2002年9月在千吨级装置上试车成功，打通了流程，并获得了油品大样。2003年，中试项目通过装置改造，进入了长期稳定运转和技术优化匹配的试验阶段。2004年10月，中试过程的合成技术部分通过中科院组织的专家鉴定。2005年9月，该项技术又顺利通过了国家科技部组织的专家验收，并获得了与会专家高度评价。2006年4月，由山西煤化所和伊泰、神华、潞安矿业、徐州矿务、连顺能源共同出资组建成立中科合成油技术有限公司，实施内蒙古伊泰集团、山西潞安集团以及神华集团的三套规模为16-20万吨/年的间接液化煤制油示范项目。2006年，伊泰出资2.2亿元，控股中科合成油公司，5月内蒙古伊泰煤制油示范工程开工建设。2009年3月开车成功出油，2010年2月，内蒙古伊泰成品油销售有限公司获得商务部赋予的成品油批发经营资格，内蒙古伊泰煤制油公司计划在鄂尔多斯建设540万吨/年煤制油项目。截至2010年10月，伊泰煤制油装置已累计运行8612小时，生产各类油品101118吨，其中从5月25日到10月31日，连续在80%—110%负荷间运行了3816小时。20102006年2月潞安煤基合成油示范厂开工建设，2008年12月，开车成功出油，自2009年投产以来，已生产柴油2.5万吨，石脑油1.5万吨，化肥6000吨，并将与长治市联手推进年产540万吨煤基合成油暨化学品多联产项目。另外，还开展了钴基合成柴油催化剂和工艺研究，开发了多个系列催化剂体系，其中，高活性、低甲烷钴基催化剂经BP公司评价认为已达到国际同等技术水平，与潞安集团合作进行5000吨级工业侧线试验，于2008年底试验一次试车成功，实现了全流程贯通和稳定生产。兖矿集团自2002年下半年起开始费托合成煤间接液化的研究开发工作，目前已成功开发出具有自主知识产权的低温费托合成煤间接液化制油技术。2004年11月，完成4500t粗油品/a低温F-T合成、100t/a催化剂中试装置试验。与中石化北京石化研究院合作进行了中试产品的提质加氢开发工作。2005年8月，”煤基浆态床低温费托合成产物加氢提质技术”通过了中国石油与化学工业协会组织的技术鉴定，申请二十余项发明专利，具备了开展百万吨级煤间接液化工业化示范研究的技术条件。国家发改委已批准兖矿集团在陕西榆林建设百万吨煤间接液化示范项目。同时也开展高温费托合成煤间接液化工艺技术的研发。2006年4月，在陕西省榆林市榆横煤化学工业园举行了兖矿煤液化项目场前工程奠基仪式2007年6月9总之，我国煤间接液化技术开发和工业化发展速度加快，已经形成拥有自主知识产权的核心技术，取得了运转周期较长的工业化试验数据，具备设计百万吨级工厂的工艺软件包设计能力。煤制天然气煤制天然气工艺技术一般可分为：直接甲烷化和间接甲烷化。图SEQ图\*ARABIC6煤制甲烷工艺流程示意图煤的直接甲烷化是采用在一定的温度和压力下由煤直接制成产品-富甲烷气的工艺，工艺所用催化剂为耐硫中毒金属催化剂。间接甲烷化也成为两步法煤制甲烷内工艺，是指煤经气化获得合成气，再进一步甲烷化获得天然气的工艺，工艺主要单元包括：煤气化、空分、部分变换、净化、甲烷化。其中最关键技术是煤气化、甲烷化。煤气化技术可根据实际煤种进行选择（如固定床、粉煤气化、水煤浆等技术），但目前煤制天然气领域气化技术最成熟、应用业绩最多的仍然是鲁奇固定床煤气化技术。煤气甲烷化的研究始于本世纪四十年代，煤制天然气技术真正发展期可以追朔自上世纪70年代石油危机以后，国内外很多单位都开展了包括煤制天然气在内的一系列替代能源技术的研究，并取得了一定的研究成果，80年代后，由于经济方面的原因及世界能源价格低位运行，人们对替代能源技术的投资热情消退，没有了大量资金投入技术研发，国外有关这方面的研究，也只当作一项技术储备。国外，在上世纪80至90年代，德国Lurgi公司结合BASF公司的甲烷化催化剂完成了整套工艺技术的开发，并成功应用于美国大平原工厂的煤制SNG工厂，该厂于1984年开始运行，该厂至今仍在正常运行，该厂采用鲁奇煤气化工艺和甲烷化工艺，主要工艺单元包括：煤的制备和贮存、煤的气化、部分变换、冷却和净化、低温甲醇洗、甲烷化、产品气压缩、回收硫、煤气脱水、脱酚、回收氧、蒸汽系统、氧气站、废水处理、灰的处置。该厂日耗原料碎煤1.27万吨，生产380万Nm3的人工天然气。折合年原料碎煤423万吨，年产12.7亿Nm3人工天然气。投资20.2亿美元，14台气化炉12开2备。英国煤气公司和德国Lurgi公司合作，开发出HICOM甲烷化工艺，并建立了2832立方米/丹麦HaldorTopsoe公司甲烷化技术-TREMP，采用MCR-2X催化剂，将投入到三个串联的绝热反应器中的H2/CO按化学计量比3：1的混合气，发生反应，反应气温度用循环气压缩机来控制，第一个反应器出来的气体经过两级冷却器冷却后，进入第二、第三级反应器继续反应，具有设计100000立方米/小时SNG工艺软件包的能力，托普索镍基催化剂的特点是在大跨度温度范围（250-700℃）内持续保有高活性，寿命长，甲烷选择性高，压降比较低，在国内，甲烷化在化肥行业广泛用于脱除CO；在城市煤气行业，用于提高热值。1987年大连化物所研发了具有独立知识产权的”常压水煤气部分甲烷化生产城市煤气”技术。特点是常压、360℃、水煤气部分甲烷化，采用单段非循环固定床，水煤气原料经气水分离器除去夹带的少量水分，进入第一换热器换热，为使出口气体硫含量控制在一定量内，首先进行精脱硫器脱硫，精脱硫后的气体进入第二换热器猴再进脱氧器脱氧，进入甲烷化反应器，其反应热由液态导热载体带入废热锅炉回收蒸汽。甲烷化后的产物经换热器冷却至常温，进入气水分离器，除水后进入煤气输配系统，该工艺采用M348-2A不耐硫催化剂，催化剂性能稳定、活性和选择性高。1990年在上海青浦化工厂建设了我国第一座3.5万立方米/1998年，煤炭科学研究院开发了两段炉水煤气甲烷化工艺，该工艺主要有煤气净化、CO部分变换、甲烷化3部分组成，原料气首先加压，经粗脱硫塔、热交换器、加氢塔、变换和精脱硫塔后，原料煤气达到甲烷化催化剂的要求，再经过四段绝热床甲烷化反应器，产品煤气经换热河冷凝后外供，该工艺在日处理量为1.2万立方米煤气的甲烷化中试装置上，完成了1000小时的中试，催化剂活性高、稳定性和耐热性能好，寿命可长达一年。西北化工研究院曾经开发过RHM-266型耐高温甲烷化催化剂，适用于城市煤气甲烷化。此外，还有一些国内多家单位已经在煤气部分甲烷化的研究开发方面已经取得了一些成果，如化肥工业研究所、华东化工学、临潼化肥所和中国科大等。以上所述的甲烷化工艺在中试阶段都取得了不错的结果，但除了美国大平原进行了商业化运行外，其他工艺都没有实现工业化。原因是由于在80年代后世界能源价格一直在低位运行，人们对替代能源技术的投资热情消退，此类技术的开发一直未被重视。近年来，随着经济增长，石油、天然气供需矛盾的突出，原油、天然气价格飞涨，全球的目光都投向了油、天然气替代的开发，而且中国城市化进程的继续推进，对天然气的需求将持续攀升，煤制天然气又成为新一波的投资热点。煤制天然气不但可以弥补天然气供气量不足，同时可以作为储备气源，也可以作为调峰措施之一，保证城市的用气安全。目前已经在建的项目有内蒙古大唐国际克旗日产1200万m3煤制天然气项目，内蒙古汇能煤化工有限公司年产16亿m3煤制天然气项目，辽宁大唐国际阜新日产1200万m3煤制天然气项目，均采用丹麦托普索甲烷化技术。煤气化联合循环发电（IGCC）整体煤气化联合循环发电系统是将煤气化技术与高效的联合循环相结合的先进动力系统，主要由煤的气化与净化部分（气化炉、空分装置、煤气净化设备）和燃气-蒸汽联合循环发电部分（燃气轮机发电系统、余热锅炉、蒸汽轮机发电系统）组成，工艺过程如下：煤经气化成为中低热值煤气，经过净化，除去煤气中的硫化物、氮化物、粉尘等污染物，变为清洁的气体燃料，然后送入燃气轮机的燃烧室燃烧，加热气体工质以驱动燃气透平作功，燃气轮机排气进入余热锅炉加热给水，产生过热蒸汽驱动蒸汽轮机作功。系统图如7。图SEQ图\*ARABIC7IGCC系统图气化炉气化炉除尘，净化SO2,CO2燃气轮机Q2空分空气电余热锅炉蒸汽轮机做功燃气透平做功合成气蒸气整体煤气化联合循环发电系统把高效的燃气-蒸汽联合循环发电系统与洁净的煤气化技术结合起来，具有热效率高、优越的环保特性、节水、能综合利用煤炭资源等优点，是一种有发展前景的洁净煤发电技术。整体煤气化联合循环（IGCC）是当今国际上最引人注目、具有发展潜力、代表21世纪洁净煤发电技术的发展方向的洁净煤发电技术。中国电力工业以燃煤为主的结构在相当长的时期内不会改变，随着中国经济的发展和环境保护要求的提高，发展循环经济，建设节约型社会，实现资源环境协调发展已成为中国经济建设的基本国策，因此，尽快启动建设先进、高效、环保指标优越的IGCC洁净煤发电厂十分必要。从20世纪70年代开始，一些工业发达国家开始有计划地开展IGCC技术的开发研究。自80年代建成第一座IGCC示范电站以来，国际上已经有多个项目陆续建成投产，尤其是进入20世纪90年代以后，美国、荷兰、西班牙等国相继建设了工业规模的IGCC示范机组。目前国际上已形成了拥有IGCC技术的三大集团公司，即美国GE公司收购美国气化炉专有技术商德士古（Texaco）公司，然后与美国贝克德工程公司组成集团公司；荷兰Shell公司与德国西门子公司联合组成集团公司；美国E-Gas公司与美国最大化工工程公司之一的Flour公司联合组成集团公司。在世界范围内，IGCC发电技术正有着越来越广泛的应用前景。当前国际上IGCC发电技术正朝着高效、机组容量大型化发展。国际上三大IGCC集团公司受各发电公司委托，正在进行500MW级、600MW级、800MW级、1000MW级以煤为燃料的IGCC机组的设计或建设工作，发电效率设计值大于43%，技术指标更为先进。目前国际上为适应逐渐增多的IGCC电厂建设的需要，正在逐步建立IGCC发电技术的规程规范，如1993年美国ASME成立委员会起草IGCC电厂性能试验规程，并于2003年交工业界审核，该规范的制定，为IGCC电厂的性能试验，提供了一个为业主、供货商、设计施工方可供参考的依据，规范了IGCC电厂建设市场。IGCC发电技术以其优越的环保性能、节能、节水、易于大型化等突出优点，已成为21世纪燃煤电厂的换代技术及世界各国火力发电技术研究发展的方向。目前，在运行超过10年的IGCC示范电厂共四个，为IGCC未来电站建设积累了丰富的经验。全世界共有近30座IGCC电站运行或在建，其中美国拥有十五座，总装机容量超过8000兆瓦，最高发电效率已达45%，美国2003年制定的未来电力计划目标是于2008年建设一个发电效率达50%、准零排放的IGCC示范电厂，2012年建设一个发电效率达60%，实现零排放的商业运行IGCC电厂。表SEQ表\*ARABIC17国外典型的4座IGCC电站国家荷兰美国美国西班牙电厂BuggenumWabashRiverTampaPuerrollano投运时间1994199519961997净功率/MW253265250300净效率/%43404245燃机型号Siemens94.2GE-7FAGE-7FASiemens94.3燃机功率/MW156198192190总投资/亿美元4.623.585.066.91气化炉ShellDestecTexacoPrenflo单炉投煤/（t/d）2000250020002600我国1978年开始研究IGCC技术，并将其列入国家重点科技发展项目，但由于历史原因，IGCC技术发展非常迟缓。国家电力公司曾计划2003年在山东烟台开工建设IGCC示范电站，但由于项目所需关键技术和设备需要从国外购买，造价昂贵，效益短期又难以显现，该项目没实现。表SEQ表\*ARABIC18中国IGCC项目的规划及进展情况项目情况华电浙江半山IGCC发电示范工程是”十一五”国家863计划”200MW级IGCC关键技术研究开发与工业示范”项目，将建设一套以煤气化为基础的多联产200MW级发电机组。于2007年年底开工，2010年建成，初步可行性研究报告已通过审查。大唐大唐集团在全国范围内计划建设多座IGCC示范电站，目前都还处于前期筹备阶段，其中有：1）大唐国际天津IGCC工程，2006年6月签署合作开发意向书，位于天津大港，装机规模2×400MW；2）大唐东莞IGCC发电项目，2006年8月大唐与东莞市政府签署合作开发意向书，计划采用神华煤，4×400MW燃机，预留对外供气；3）沈阳IGCC多联产工程，2006年8月大唐与沈阳市政府签订项目开发协议，项目集发电、供热和化工于一体，规划建设4×400MW机组，联产甲醇120万t/a，一期工程投资达97.14亿元，联产甲醇60万t/a，预计项目一期年发电量为55亿kW.h；4）深圳煤化工及IGCC项目，2006年8月大唐集团与深圳市政府签署了合作框架协议，总投资220亿，年产值可达120亿，可向珠江三角地区提供基础化学品100万t/a，向园区集中供应公用工程、公用气体、化工特种气体，向广东电网供电约26亿kW.h／a，分两期建设，可研报告已通过审查。中电投廊坊IGCC电厂项目，总投资70亿元，工程采用山西煤，2×400MW（9FA双轴）燃机，对外供热，目前处于编制可研阶段。和申能集团联合投资的上海漕泾IGCC示范项目也开始进入前期开发阶段。国电国电集团计划在江苏海门和海南省筹建IGCC示范电站，其中海南IGCC项目处于初可编制阶段，江苏海门初可已于2006年6月完成编制工作，目前正在做有关可研的工作。华能2006年9月，天津市政府和华能集团签署了250MW级IGCC示范电站和绿色煤电技术研发基地合作框架协议，项目动态投资20.12亿元，项目采用华能自主研发的具有自主知识产权的2000吨/天级两段式干煤粉气化炉，首台机组计划于2011年建成。2007年4月，天津市又和华能集团公司签署了建设绿色煤电IGCC电站二期工程合作框架协议，建设规模为2台400MW级IGCC机组，投资约52亿元，于2016年左右建成40万千瓦级绿色煤电示范工程。目前一期工程项目可行性研究报告已通过审查，主设备招标工作正在进行。2009年，华能集团公司控股的西安热工研究院在上海与美国未来燃料公司初步签署了美国宾夕法尼亚IGCC项目煤气化技术使用协议。此举标志着华能自主知识产权技术正式进入发达国家和国际能源技术市场。该项目计是一座15万千瓦IGCC电站，西安热工院将承担气化岛设计、气化专有设备供货及IGCC系统设计等工作福建联合石化由中国石化、福建省、美国埃克森美孚、沙特阿美四方投资建设，项目共分乙烯、IGCC、PX三大关键线路。其中，IGCC项目总投资达40余亿人民币。装置应用壳牌部分氧化工艺，以溶剂脱沥青装置为原料，生产整个炼油乙烯项目所需要的部分氢气和大部分超高压蒸汽及部分电力。其中，发电能力为280MW，配套产生氢气每小时8万标准立方。2009年6月，气化装置顺利投料生产出合成气。福建炼油乙烯一体化项目于2009年11山西潞安集团潞安煤基合成油联产发电项目为国家863先进能源技术领域的重大项目，配套的煤基合成油尾气综合利用IGCC发电装置已2009年9月开工建设，预计将于2010年底建成投产。项目通过对煤基合成油尾气进行综合利用发电，提高煤炭集成转化利用效能，实现油电洁净生产。煤基合成油联产发电项目主要包括燃气轮机机组、余热回收锅炉、配套发电装置及接入系统。煤基合成油联产发电项目建成后，潞安屯留循环经济园区内将实现煤、油、电、化各产业集群发展。但国内IGCC发电关键技术-气化技术已取得突破。中国华东理工大学已经成功开发出具有独立知识产权的多喷嘴撞击流水煤浆气化炉，该气化工艺已经用在了兖矿集团煤化工项目，单台炉容量为1150t/d，该气化炉配套生产24万t甲醇、联产80MW电力。西安热工研究院负责完成了国家”九五”科技攻关项目”IGCC关键技术研究”。在煤气化、净化、热力系统、余热锅炉等方面取得了一系列的成果；完成了国家”十五”“863”课题”IGCC设计集成和动态特性”，开发出300MW以上容量IGCC电厂的自主设计技术，具备为示范电厂设计提供技术支撑的能力，研制出具有自主知识产权的IGCC电厂仿真机。其示范装置投煤量2000t/d级两段式干煤粉加压气化炉（废热锅炉流程）已用于华能集团”绿色煤电”项目。随着环境形势的日益严峻和节能减排任务的不断加大，IGCC技术日渐受到重视。目前国内已有多家企业拟建立10多座IGCC电厂和多联产IGCC电厂项目，布局及规划情况见表17。煤基多联产多联产是近年来提出的能源转化与化工产品合成相结合的技术体系，目的是实现污染物低排放或无排放，实现资源综合利用和能源有效利用。煤化工联产系统是新型煤化工发展的重要方向，联产的基本原则是利用不同技术途径的优势和互补性，将不同工艺优化集成，达到资源、能源的综合利用，减少工程建设投资，降低生产成本，减少污染物或废弃物排放。如F-T合成与甲醇合成联产、煤焦化与直接液化联产、煤基多联产IGCC等。表SEQ表\*ARABIC19中国多联产项目的规划及进展情况发展情况及规划兖矿1、山东兖矿24万吨甲醇/年联产60MW的工业示范装置，现每年配套生产甲醇24万吨，醋酸20万吨和发电8万千瓦，一直正常生产2、兖矿榆林煤化工基地，以发展煤间接液化和煤基多联产系统为主要方向。未来十年间，将煤制油项目逐步扩建至1000万吨/年，并配套建设1200MW燃气发电，实现煤气化多联产系统的工业化示范园区建设目标。其百万吨间接液化合成油和IGCC发电联产项目，已经获得了环境评估许可，兖州煤业与兖矿集团、陕西延长石油集团共同出资设立陕西未来能源化工有限公司。三方已于2011年1月24日潞安发展以煤基合成油为基础的煤化工多联产低碳排放示范项目园区。利用合成油装置尾气和高浓度二氧化碳生产合成氨和尿素产品，利用低热值的燃气发电（IGCC），提高系统的能量利用效率，形成一个资源综合利用，上下游配套合理的、商业化生产的循环经济产业示范园区。上海华谊1）2008年，上海华谊（集团）公司、亿利资源集团有限公司签署合作协议，共同打造西部最大煤基多联产项目。一期总投资约150亿元，120万吨/年甲醇、40万吨/年醋酸、60万吨/年醋酸乙烯等煤基多联产品；第二期180万吨/年二甲醚及相关煤基多联产化工产品。第一期2009年开工建设，建设期为3年，第一期建成后，开工建设第二期。项目在鄂尔多斯市达拉特旗亿利能源化工循环经济产业园区建设。2）华谊安徽无为煤基多联产精细化工基地，总投资350亿元，主要项目有年产240万吨甲醇以及醋酸、醋酸乙酯、醋酐、丁辛醇、乙二醇、二甲醚等系列精细化工衍生产品，项目将于2020年全面建成，按照”一次规划，分步实施”的原则，一期工程于2008年10月开工，将建设60万吨甲醇、50万吨醋酸、30万吨醋酸乙酯以及码头，总变电站、水处理、热岛、铁路、物流等项目和公用配套工程，一期投资超过50亿元，2010年底三个主体项目基本建成，2011年二季度实现产能达标。新奥提出煤基能源生产零排放技术系统。该技术系统由非燃烧催化气化技术、地下气化采煤技术、低成本制氢技术、甲烷化技术、微藻生物能源技术、区域系统能效和解决方案等六部分组成。目前，新奥集团正在以低成本制氢、甲烷化、微藻生物能源为三大核心技术，进行关键技术的自主开发。以煤气化为核心的多联产系统是新型煤化工发展的主要内容，并有多种形式，其要点是以煤（或石油焦、渣油等）为气化原料，生产的煤气作为合成液体燃料、化工品及发电的原料或燃料，通过多种产品生产过程的优化集成，达到减少建设投资和运行费用，实现环境保护的目的。国外，美国能源部提出的”21世纪能源系统展望”（Vision21），基本思想是以煤气化为龙头的超清洁化石燃料能源工厂，总目标是在2015年，要创造出新的能源装置和超清洁的能源转化系统，它们能加工各种各样的燃料-煤、天然气、生物质、城市垃圾或这些燃料的混合物，并能生产出多种产品，如电能、燃料和化学品。该系统，转化效率大幅度提高，污染物接近零排放。Shell公司提出”合成气园”概念，以煤、石油和渣油为原料生产合成气用于发电、合成化工产品或替代燃料等。另外英国BP公司、美国GE公司、美国空气产品公司等都在进行煤炭联产集成系统的优化发展和适宜联产系统的关键技术突破。国内，科技界、产业界关注多联产技术的发展，并进行了系统研究和相关单项技术的研究开发。煤基多联产技术在山东兖矿24万吨甲醇/年联产60MW的工业示范装置中得到了验证，现每年配套生产甲醇24万吨，醋酸20万吨和发电8万千瓦，一直正常生产。煤基多联产技术的进一步研发和工业示范已成为国家”十一五”863计划能源技术领域重大项目，将继续深化和扩大规模。目前国内有多家企业在规划煤基多联产基地或提出煤基能源生产零排放技术系统，如潞安、兖矿、上海华谊、新奥等，规划及进展情况见表19。重要技术发展趋势重要技术发展趋势（1）煤气化技术技术发展特点：逐步淘汰型。

如常压固定层间歇式无烟煤（或焦碳）气化技术。适用于中小型氮肥厂改变原料路线和进行技术改造。如常压固定层无烟煤（或焦碳）富氧连续气化技术、灰熔聚煤气化技术和恩德粉煤富氧气化技术。适用于联合循环发电。如GE水煤浆加压气化技术、Shell干煤粉加压气化技术。已完成中间试验，有待经受商业化运行考验。如两段式干煤粉加压气化技术、四喷嘴对置式干粉煤加压气化技术。国内外已有成功经验，适用于大型化装置。如GE水煤浆加压气化技术、多元料浆加压气化技术、多喷嘴（四烧嘴）水煤浆加压气化技术。国外已有商业化运行经验，国内正在建立示范装置。如GSP干煤粉加压气化技术。适用于制造城市煤气和燃料气。如鲁奇固定层煤加压气化技术、BGL我国是世界上最大的煤气化技术应用市场，煤气化工艺最为齐全、气化炉数量最多，但我国大多数企业还在使用上世纪50、60年代已退出国际舞台的常压固定床气化炉，先进煤气化技术的引进为我国煤化工、电力发展发挥了积极作用，然而这些气化炉的运行特别是消化过程也存不足之处，使我国成为多个国外煤气化技术的试验基地，不能完全满足我国未来大规模气化和解决我国大多数煤炭的气化的需求。大型、先进煤气化技术及设备主要依靠从国外引进。由于我国煤种、产品和建厂条件不同，原料多样化，多种气化技术并存是必然选择。气化是发展现代煤化工的龙头和关键技术，将向如下趋势发展：为满足规模煤气化的需要，大型化、加压是方向；进一步拓展煤种适应范围是关键，尤其是针对中国煤炭的特点，即要适应高灰、高灰熔点的煤炭；低污染、易净化、煤气用途广或专用。（2）合成醇及甲醇下游甲醇生产技术已经成熟，一般认为煤制甲醇装置规模越大，生产成本越低，装置大型化将是降低煤制甲醇成本的关键，目前甲醇合成技术向单系列、大型化方向发展，随着Lurgi超大规模甲醇（MegaMethanol）概念的提出，Lurgi、Topsφe、Davy等甲醇技术供应商相继开发出了年产百万吨以上规模的甲醇生产技术，并成功实现了商业转让。甲醇合成技术的开发方向将主要集中在开发液相甲醇合成技术，如浆态床工艺，液相络合催化工艺；新型气相工艺技术方面改进（改善反应器传质传热，工艺过程节能降耗）新工艺。甲醇下游：主要重点在开发下游深加工产业链，发展市场容量大、具有规模经济、高附加值的下游产品（替代燃料、高附加值化工品等），包括由煤炭经气化生产基础有机化工原料的新工艺路线，如甲醇制烯烃、芳烃，如中科院山西煤化所正在开展甲醇转化制芳烃（MTA）技术的研究，并申请了甲醇转化制芳烃工艺及催化剂和催化剂制备方法发明专利。表SEQ表\*ARABIC20甲醇下游相关技术发展趋势技术发展趋势甲醇制烯烃（MTO）处于工业示范运行阶段，进行示范装置稳定运行-技术及工程化、经济性验证：1、改性催化剂开发和完善，重点开发选择性高、耐磨损、长周期水热稳定适用于流化床的催化剂。2、工艺装置的进一步完善工艺和工程技术放大，系统集成、装置验证及长周期稳定运行，积累大规模工业化经验。甲醇制丙烯（MTP）处于即将工业化阶段，进行工业化装置的验证试验、系统集成、装置验证及长周期稳定运行，积累大规模工业化经验。甲醇制二甲醚甲醇制二甲醚技术的进步在于催化剂的改性研究、生产工艺和关键设备的完善优化设计方面，主要在高效催化剂的研发和反应器的优化设计，合成气一步法合成二甲醚是目前研究开发热点和方向，如浆态床一步法合成二甲醚技术。甲醇制汽油国内已有较为完善的工业化试验数据，整体工艺已成熟，经过工业化示范运行后，将进入技术推广阶段。（3）煤直接液化未来煤直接液化技术的开发重点主要在：如何缓和优化反应条件（如降低煤直接液化的反应压力和反应温度），简化产品处理流程，提高液体燃料产品质量；进一步优化工艺和催化剂的选择；解决产业化应用工程开发中的关键技术问题，如关键工艺技术试验，关键设备工程化开发以及技术经济性等。（4）煤间接液化目前，我国已经具备技术储备。在关键技术、催化剂的研究开发方面已拥有了自主知识产权，间接液化工业化试验装置的开发、运转是自主知识产权煤基合成油技术的标志性成果，对推动技术国产化和工业化发展有重要作用，且目前国内已具有运转周期较长的工业化试验数据。未来研究的领域主要集中在：开发高活性、高选择性的廉价催化剂，以提高目标产品选择性或目标产物可控；开发大型高效反应器，提高技术经济性；工艺对合成催化剂和反应条件的进一步优化，反应后续加工一体化，产品加工利用；工艺过程放大及完善、集成优化，示范试验装置的长周期运行，过程的技术经济环境评析，取得示范项目各项数据，为煤制油的工业化提供科学依据。（5）煤制天然气煤制天然气开发方向主要集中在：开发高性能、高强度、较宽适用温度、低成本催化剂；开发适合的反应器及工艺；国外有提出以煤为原料一步法直接生产甲烷的技术，是目前研发的热点。煤基甲烷化作为煤基气态能源的一个重要方向，应重视新型甲烷化催化剂/工艺的研究和开发，增加有关的科研投入，走产学研的合作开发模式，尽早使煤制甲烷产业实现高效、低成本和规模化。（6）煤气化联合循环发电（IGCC）随着煤气化技术及燃机技术的发展和进步，将朝着大容量、高效率、低排放、商业化的方向发展:气化炉的容量将达到2500-300t/d，采用G型和或H型高性能大容量的燃气轮机联合循环，功率达到400-600MW，联合循环效率超过55%。当前的发展趋势是以项目大型化来进一步提高发电效率、降低初期投资、提高商业运转的可靠性和利用率。我国IGCC正朝着商业化示范的方向发展，IGCC关键技术设备燃起轮机的制造技术需要自主化。（7）煤基多联产多联产是一项集多种能源产品和化工产品生产、多个单元工程组合、技术经济环境优化的系统，需要作许多基础研究和单元技术开发工作，在此基础上，通过联产，系统有机地集合先进技术，以达到资源最优配置和效益最大化，煤基多联产成为煤炭综合利用的重要方式，是新型煤化工的一种发展趋势。目前，国内已正在进行多联产系统组合方案的模拟设计研究（如城市煤气甲醇系统联产，二甲醚或甲醇产品为主的煤化工联产，电力-SNG联产，煤基多联产IGCC）、多联产系统优化集成模拟软件开发和关键技术的研究。近期目标是基于目前工业成熟的单元工艺，实现包括煤气化、燃气轮机发电、车用液体燃料生产和化工产品合成的初级多联产系统；远期目标是通过进一步研究开发，除涵盖煤气化制氢、燃料电池发电、液体燃料生产、化工产品合成之外，以实现CO2捕集埋藏、生产无污染的氢能利用及燃料电池发电为最终目标，实现煤炭利用的近零排放。新