煤化工技术现状及存在问题

煤化工技术现状及存在问题一、洁净煤转化技术1、煤炭加工技术现状煤炭加工技术主要包括洗选煤技术、型煤技术、动力配煤技术以及水煤浆技术等。(1)煤炭冼选选煤是应用物理、物理化学、化学或微生物等方法将原煤脱灰、降硫并加工成质量均匀、用途不同的各品种煤的煤炭加工过程，其中选用的各种方法即为洗选煤技术，这是提高煤炭利用效率、减少污染物排放的最经济、有效的途径。国内采用的选煤方法主要为重介、跳汰、浮选以及干法选煤。重介质选煤是用磷铁矿粉等配制的重介质悬浮液(其相对密度介于煤与矸石之间)，将煤与矸石等杂质分开。跳汰选煤是在上下波动的变速脉冲水流中，使相对密度不同的煤和矸石分开。浮选是利用煤和矸石表面湿润性的差异，洗选粒度小于0.5mm的煤。煤炭经洗选后可显著降低灰分和硫分的含量，减少烟尘、二氧化硫等污染物的排放。目前发达国家需要洗选的原煤已100%入洗，重介质旋流器、跳汰机、浮选机等成熟的选煤技术己被广泛采用，洗煤厂处理能力大，洗选效率高。国内自行研制的设备已基本满足400万t/a以下各类选煤厂建设和改造需要，有些工艺指标已达到或接近世界先进水平。国有大中型选煤厂技术改造的主要内容，已由过去单纯的注重降灰转为降灰与脱硫并举及回收洗矸中的黄铁矿目前无压重介质旋流器研制成功并投入生产使用、旋流静态微泡浮选柱研制成功、分选技术取得若干重要成果。型煤型煤又称人造煤块。型煤是一种或数种煤与一定比例的粘结固硫剂等经加工成一定形状尺寸和有一定理代性能的块状燃料或原料。当今型煤也可以是粉煤及一定比例的煤泥等其它低热值燃料或废弃物加上粘结剂、添加剂加工成型煤的，有的燃烧特性还超过了原煤的燃烧特性。型煤技术是一种洁净煤技术，是煤炭洁净利用的重要途径之一。工业层燃锅炉和工业窑炉燃用型煤与燃用原煤相比，能显著提高热效率，减少燃煤污染物的排放。型煤技术又包括三项子技术，分别是：粘结剂技术，添加技术和成型技术。型煤过程中，我们需采用廉价高效型煤粘结剂、能加快燃烧反应速度，提高热能利用并减少有害气体排放的添加剂以及在20〜35MPa之间的成型压力。动力配煤动力配煤是将不同牌号、不同品质的煤经过筛选、破碎、按比例配合等过程，从而改变动力煤的化学组成、岩相组成、物理特性和燃烧性能，达到充分利用煤炭资源、优化产品结构、煤质互补、适应用户燃煤设备对煤质要求、提高燃烧效率和减少污染物排放的洁净煤技术。（4）水煤浆水煤浆是70年代石油危机中发展起来的一种煤基流体燃料。它是用一系列技术将煤粉和水按照重量比7:3的比例混合再加入少量化学添加剂配合成的混合体，约2t或2.5t普通水煤浆可代替It重油。因水煤浆具有良好的流动性和稳定性，所以其可以像油一样实现全密封储运和高效率的雾化燃烧。总体上水浆煤属于一种见效快、节能和环保型的理想代油燃料。水煤浆技术应用具有燃烧效率高，大气污染控制效果明显，具有较强的工艺优越性等优点。2、我国煤炭加工技术存在问题及发展趋势我国选煤技术总体上与国际先进水平比有相当大的差距，主要表现在：①原煤入选比例低且发展不平衡。地方煤矿原煤入选比例低，且单厂规模小；炼焦精煤灰分偏高，不能满足国内市场需求；动力煤入选比例低，动力配煤技术刚刚起步。②技术装备落后。设备可靠性差，平均可靠性仅为70%，自动化程度不足20%；生产规模小，产品质量不高，品种少；选煤设备型号、性能单一，洗选效率比主要产煤国低7〜8个百分点，特别是大型振动选煤设备对国外的依赖度较大；选煤工艺配臵灵活性差，不能适应原煤性质和产品质量、品种变化的要求。③环保意识差、副产品利用率低。煤炭洗选总量和副产品产量与环境容量不平衡，节约能源和资源有效回收利用意识有待提高。④政策法规不够完善。推动原煤入选比例提高的政策法规不够完善，不配套。对动力煤洗选，特别是电煤入选缺少行之有效的鼓励和推动政策。我国型煤技术目前存在以下问题：①型煤厂生产规模小，装备水平低。目前中国型煤生产厂生产规模一般在3t/a以下，多数采用作坊式生产方式。工艺流程不规范，灵活性差，生产线能力不配套；与型煤生产配套的设备可靠性差，运行故障率高；生产自动化程度非常低；生产过程中原料计量不准，不能按标准配方生产，造成产品质量波动大。②设计规范和质量标准不健全。大多数型煤厂和型煤公司没有正规定型的设计工艺路线及工序配臵，生产出的型煤产品也无统一规范的质量标准检测法。③型煤生产成本高，无法形成商业化生产规模。由于作坊式的生产方法和主要生产设备依赖进口，操作水平低，型煤厂或型煤企业生产不连续，质量不稳定，致使型煤生产成本居高不下，无法进行统一的大型商业化运作。④工业型煤技术水平有待提高。型煤生产技术中的粘结剂技术有待创新，型煤生产设备中的核心设备依赖进口，国产核心设备质量偏低；型煤生产工艺、成型技术亟需改进，应提高型煤固硫率，提高型煤质量。目前的配煤技术水平亟待提高，具体表现在：①煤炭总体技术水平较低，很多配煤场尚处于经验配煤阶段，没有系统的配煤理论做指导。②生产规模小，难以取得规模效益。除电厂外，目前采用专业配煤的市场还没有形成，国内配煤的生产量仅为生产能力的60%左右。③与选煤、型煤、添加剂等工艺结合较少，产品品种少。④配煤工艺及混煤设备落后，没有专业的混煤设备。⑤质量监测技术落后，多数配煤场没有在线检测，难以实现自动控制。⑥价格配合、用户效益等因素没有达到最优化水平，综合经济效益较低。⑦我国配煤技术层次不高，还没有形成推进配煤技术产业化的有效机制，推进配煤技术产业化的法规不健全，政策不配套，措施不具体，力量不集中，资金筹集渠道不畅。我国水煤浆技术目前存在以下问题：①设备能力小，主机制浆能力10万t/a（国外达25万t/a）,工厂缺乏规模效益：设备可靠性低;输浆泵耐磨件寿命短，为1000h（国外2000〜3000h）;另外制浆装置成套化、系列化程度低。②水煤浆厂在线检测控制水平低，影响水煤浆质量的稳定。③水煤浆成本偏高。应进一步寻求高效添加剂和高效磨碎设备；解决低阶煤制浆关键技术，充分利用煤炭资源。④脱硫型水煤浆制备开发工作不够，为进一步降低so2的污染，需进行此项工作。3、 煤气化技术现状煤炭气化是在适宜的条件下将煤炭转化为气体燃（原）料的技术，旨在生产民用、工业用燃料气和合成气，并使煤中的疏、灰分等在气化过程中或之后得到脱除，使污染物排放得到控制。煤炭气化近年来在国外得到较大发展，目的是为煤的液化、煤气化联合循环及多联产提供理想的气源，扩大气化煤种，提高处理能力和转换效率，减少污染物排放。在100多年历史的研究开发于商业化应用中，相继开发出多种气化技术和工艺，按技术特点可粗略地划分为固定床、流化床和气流床气化技术。早期的煤气化技术多采用固定床，最有代表性的是1933年Lurgi开发的加压气化炉，几经修改完善，沿用至今。该炉型的生产强度较低（以炉截面计，仅为气流床的一半），尚未出现特大型的商业装置，但投资小、易操作，因而仍有一定的市场。流化床气化炉始于1922年德国的Winkler此后HTW、U-Gas、KRW等技术相继问世。在中小型煤气化和部分化工原料气生产中，有一定优势。气流床气化炉在技术上具有优势，其共同特点是加压（3〜6.5MPa）、高温、细粒度，但在煤处理、进料形态与方式、实现混合、炉壳内衬、排渣、佘热回收等技术单元上又形成了不同风格的技术流派。比较有代表性的是以水煤浆为原料的德士古、Destec气化炉等，以干粉煤为原料的壳牌炉、Prenflo气化炉等，大多处于商业化示范和应用阶段。世界上250MWe以上的整体煤气化联合循环电站都采用气流床煤气化炉。4、 煤气化技术存在问题及发展趋势投资过高。煤气化投资占煤化工行业和化肥行业总投资的30%以上，目前单纯靠提高煤气化装臵规模来提高经济性。装臵规模扩大的同时，也提高了风险。因此，通过简化流程，达到合理规模，是煤气化发展的方向。煤炭综合利用效率需要提高。煤气化技术应兼顾煤炭分子结构的特点，在生产C0+H2为主的合成气的同时，应考虑增产其他附加值更高的产品——甲烷、油品等。装置稳定性需进一步提高。煤气化是所有装置的龙头，其开停车带来的损失极大，煤气化装臵应将可靠性放在首要的位臵。需扩大气化煤种。突破现有成熟煤气化技术的限制（即水煤浆气化等气流床气化技术）,研究适应高灰分、高灰融点、高水分等中国特色煤种（三高煤）的气化技术。目前，欧美国家的技术基本上只适用于优质煤种，特别是欧洲。因为欧洲的煤均依赖进口，运输距离长，因此要选用优质煤种，而我国煤品质不适合这类技术。发展趋势：将重点支持推广水煤浆气化技术、碎煤加压气化技术，常压灰熔聚流化床气化技术，恩德炉粉煤气化技术；研究干煤粉气化，加压灰熔聚流化床气化技术，加压碎煤熔渣气化技术及气体净化技术；建设加压粉煤气化等第二代煤气国产化炉；水煤浆气化和固定床加压气化发展方向是降低投资、大型化、提高煤种适应性、节能降耗；粉煤气化和灰熔聚气化还需要在工业运行和放大方面做大量工作。5、洁净煤发电技术现状洁净煤发电技术主要有循环流化床燃烧（CFBC）、增压流化床燃烧（PFBC）以及整体煤气化联合循环（IGCC）等。⑴循环流化床燃烧（CFBC）循环流化床锅炉可以高效率地燃烧各种燃料（特别是劣质煤），通过加人脱硫剂控制在燃烧过程中S02的排放，流化床低温燃烧也控制了N02的生成。自20世纪70年代以来，国际上CFBC的大型化取得了长足进步，现有CFBC锅炉的容量已经发展到电站锅炉的等级，250MWE的循环流化床在法国己投入商业运行，300〜400MWE等级循环流化床锅炉已签订合同。大型循环流化床锅炉已走向技术成熟阶段，发展大容量、高参数（超临界）循环流化床锅炉有可能成为一个新的发展方向。⑵增压流化床燃烧（PFBC）增压流化床联合循环是以一项以增压的（1.0〜1.6MPa）流化床燃烧室为主体，以蒸汽、燃气联合循环为特征的热力发电技术。操作时，先将煤和脱硫剂制成水煤浆，用泵将其注入流化床燃烧室内（另一种方法是用压缩空气将破碎后的煤粒吹入流化床燃烧室内），然后压缩空气，将压缩空气经床底部的压力风室和布风板吹入炉膛，使燃料流化、燃烧，在流化床燃烧室中部注入二次风使燃料燃尽。床内燃烧温度一般为850〜9501。炉膛出口的高温高压烟气经除尘后，驱动燃气轮机，燃气轮机一方面提供压缩空气的动力，另一方面带动发电机发电。同时锅炉产生的过热蒸汽进入汽轮机，带动发电机发电。PFBC发电能力比相同蒸汽参数的单汽轮机发电增加20%，效率提高3%〜4%，特别适于改造现有常规燃煤电站。蒸汽循环还可采用高参数包括超临异汽轮机以提高效率。目前，世界上已建成的PFBC-CC电站有8座，除一座电站容量为360MWe外，其他电站容量为80〜100MWE等级。但第一代PFBC-CC技术受到流化床燃烧温度的限制，采用两级高温旋风分离除尘后的烟气含尘浓度仍然较高，因此不能采用已有的高温、高效常规燃气轮机，联合循环供电效率难于进一步提高。我国对PFBC技术的研究开发己有近20年的历史,特别是在“八五”“九五”期间，采用国内技术和装备在徐州贾汪发电厂建成PFBC-CC中间试验电站（15MWe），标志着已从实验室基础研究走向了工业化试验。为加快PFBC-CC技术的开发，国家计划建造100MWe等级的PFBC-CC示范电站，拟引进国外部分先进技术，除燃气轮机需直接引进国外制造设备外，大部分设备将由国内制造。第二代PFBC-CC技术采用部分气化和前置燃烧的方法把燃气轮机的入口温度提高到1100〜13001,同时可采用超临界蒸汽参数，使联合循环效率有可能达到45%〜48%。这种先进的发电系统尚处于中试阶段，如美国能源部支持FosterWheeler公司牵头开发的APFBC技术正在进行中试规模的试验研究，并已开始商业示范电站的设计工作。（3）整体煤气化联合循环（IGCC）IGCC是一种新型的先进洁净煤燃烧发电技术。它的系统由三部分组成，一部分是煤的气化部分，一部分是煤气的净化部分（气化炉、空分装置、煤气净化设备），另一部分是燃气-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）。操作时，将为煤气化为中低热值煤气，再将煤气净化，除去其中的硫化物、氮化物、粉尘等污染物，变为清洁的气体燃料，然后进入燃气轮机的燃烧室燃烧，加热气体工质以驱动燃气轮机做功，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做功，整个过程是联合循环过程。IGCC技术已走过了概念验证和技术示范运行阶段，目前已进入250〜300MWE大容量机组的商业示范阶段。世界上主要的煤气化工艺和燃气轮机技术均进行了示范，煤气化、油气化和煤油混合气化及多种燃料供给方式都有示范经验。目前，我国及韩国、日本、美国、德国、意大利、印度、苏格兰、法国、捷克、新加坡等国家正在筹建以煤或渣油（或垃圾）气化的IGCC电站达十几座，容量从60〜550MWE不等。6、洁净煤发电技术存在的问题及发展趋势目前循环流化床存在以下问题：①对固体颗粒分离设备的效率、耐高温和耐磨性能要求更高。②锅炉系统的烟风阻力较大，需要采用高压鼓风机，因此，存在风机电耗高，噪声大等问题。③燃烧控制系统比较复杂，锅炉的运行技术与常规煤粉炉有较大的不同，还未达到与常规煤粉锅炉相当的运行与控制水平。④流化床燃烧中的N20生成物大大高于常规的煤粉燃烧系统。目前增压流化床存在以下问题：①受热面的磨蚀，n20的排放量较高。②高效除尘，粉尘排放的有效控制，燃料的处理与输送需要加强。③高温高压灰渣的排放与能量回收，容量和参数的提高受限制。④运行的可靠性仍需逐步改进。目前整体煤气化联合循环存在以下问题：①煤的有效气化程度需进一步的提高。②煤气的有效净化水平需要进一步提高。③生产成本需进一步的降低。二、煤制甲醇技术1、煤制甲醇技术现状1923年德国BASF公司首先用合成气在高压下实现了甲醇的工业化生产，直到1965年，这种高压法工艺是合成甲醇的唯一方法。1966年英国ICI公司开发了低压法工艺，接着又开发了中压法工艺。1971年德国的Lurgi公司相继开发了适用于天然气一渣油为原料的低压法工艺。由于低压法比高压法在能耗、装臵建设和单系列反应器生产能力方面具有明显的优越性，所以从70年代中期起，国外新建装臵大多采用低压法工艺。世界上典型的甲醇合成工艺主要有ICI工艺、Lurgi工艺和三菱瓦斯化学公司(MCC)工艺。目前，国外的液相甲醇合成新工艺具有投资省、热效率高、生产成本低的显著优点，尤其是LPMEOHTM工艺，采用浆态反应器，特别适用于用现代气流床煤气化炉生产的低h2/(co+co2)比的原料气，在价格上能够与天然气原料竞争。煤制甲醇合成工艺的简单流程为：煤——加压气化——合成气净化——合成反应——甲醇,从工艺流程可以看出，煤的加压气化是为了提供合成气原料,加压气化可以采用水煤浆加压气化、粉煤加压气化及块煤加压气化等不同的气化工艺,水煤浆加压气化工艺可以提供更多的气有利于甲醇的合成，此外，也可以通过地下气化的方式提供合成气原料，这样既减少了气化炉的设备投入，也降低了合成气的成本。合成气的净化是为了将co2、h2s等废气去掉，提供有效的合成气(CO+H2),合成反应就是将CO和H2在一定的压力(5MPa〜10MPa)、温度(2501左右)的条件下，在催化剂表面进行反应生成甲醇(2H2+CO=CH3OH)。为了控制因反应放热使温度升高(高温可降低催化剂的活性)，一般采用液相床反应器，并附加水冷却。煤制甲醇的关键技术是煤气化的连续化和规模化。煤制甲醇约2.5吨左右原煤生产1吨甲醇。当前，甲醇作为石油的补充已成现实。长远看，甲醇亦可成为石油的主要接续资源之一。甲醇制乙烯、丙烯的研究正初现曙光，按目前的油价和烯烃价格，甲醇制烯烃的预期经济效益可以和以石脑油和轻柴油为原料制烯烃大体相近。因此，从我国石油接续资源考虑，适度发展煤制甲醇工业具有重要的战略意义。煤……气化…变挽……営七 合成g就~~ 丁甲醇原料煤粗煤气掙化|Ha+CO占精含成氨化制咸 ■图1.煤制甲醇工艺过程2、煤制甲醇项目存在的问题及发展趋势目前，煤制甲醇项目存在以下问题：①甲醇产能过剩。②煤制甲醇生产成本过高，与国外天然气制甲醇相比不具有成本优势。③气化技术对外依存度过高。三、煤制油技术1、煤制油技术现状通常情况下，煤制油的方法有以下二种：（1）直接液化法煤直接液化是煤液化方法之一。将煤在氢气和催化剂作用下通过加氢裂化转变为液体燃料的过程。由于过程主要采用加氢手段，故又称为煤的加氢液化法。煤直接液化技术早在19世纪即已开始研究。1869年，M.贝特洛用碘化氢在温度2701下与煤作用，得到烃类油和沥青状物质。1914年德国化学家F.柏吉斯研究氢压下煤的液化，同年与J.比尔维勒共同取得此项试验的专利权。1926年，德国法本公司研究出高效加氢催化剂，用柏吉斯法建成一座由褐煤高压加氢液化制取液体燃料（汽油、柴油等）的工厂。第二次世界大战前，德国由煤及低温干馏煤焦油生产液体燃料，1938年已达到年产150万吨的水平，第二次世界大战后期，总生产能力达到400万吨；1935年，英国卜内门化学工业公司在英国比灵赫姆也建起一座由煤及煤焦油生产液体燃料的加氢厂，年产15万吨。此外，日本、法国、加拿大及美国也建过一些实验厂。战后，由于石油价格下降，煤液化产品经济上无法与天然石油竞争，遂相继倒闭，甚至实验装臵也都停止试验。至60年代初，特别是1973年石油大幅度提价后，煤直接液化工作又受到重视，并开发了一批新的加工过程，如美国的溶剂精炼煤法、埃克森供氢溶剂法、氢煤法等。埃克森供氢溶剂法简称EDS法，为美国埃克森研究和工程公司1976年开发的技术。原理是借助供氢溶剂的作用，在一定温度和压力下将煤加氢液化成液体燃料。建有日处理250吨煤的半工业试验装臵。其工艺流程主要包括原料混合、加氢液化和产物分离几个部分。首先将煤、循环溶剂和供氢溶剂（即加氢后的循环溶剂）制成煤浆，与氢气混合后进入反应器。反应温度425〜4501，压力10〜14MPa,停留时间30〜100min。反应产物经蒸馏分离后，残油一部分作为溶剂直接进入混合器，另一部分在另一个反应器进行催化加氢以提高供氢能力。溶剂和煤浆分别在两个反应器加氢是EDS法的特点。在上述条件下，气态烃和油品总产率为50%〜70%（对原料煤），其余为釜底残油。气态烃和油品中C1〜C4约占22%，石脑油约占37%,中油（180〜3401）约占37%。石脑油可用作催化重整原料，或加氢处理后作为汽油调合组分。中油可作为燃料油使用，用于车用柴油机时需进行加氢处理以减少芳烃含量。减压残油通过加氢裂化可得到中油和轻油。溶剂精炼煤法简称SRC法，是将煤用溶剂制成浆液送入反应器，在高温和氢压下，裂解或解聚成较小的分子。此法首先由美国斯潘塞化学公司于60年代开发，继而由海湾石油公司的子公司匹兹堡-米德韦煤矿公司进行研究试验，建有日处理煤50吨的半工业试验装臵。按加氢深度的不同，分为SRC-I和SRC-II两种。SRC-I法以生产固体、低硫、无灰的溶剂精炼煤为主，用作锅炉燃料，也可作为炼焦配煤的粘合剂、炼铝工业的阳极焦、生产碳素材料的原料或进一步加氢裂化生产液体燃料。近年来，此法较受产业界重视。SRC-II法用于生产液体燃料，但因当今石油价格下降以及财政困难，开发工作处于停顿状态。两种方法的工艺流程基本相似。最初用石油的重质油作溶剂，在运转过程中以自身产生的重质油作溶剂和煤制成煤浆，与氢气混合、预热后进入溶解器，从溶解器所得产物有气体、液体及固体残余物。先分出气体，再经蒸馏切割出馏分油。釜底物经过滤将未溶解的残煤及灰分分离。SRC-I法将滤液进行真空闪蒸分出重质油，残留物即为产品——溶剂精炼煤（SRC）;SRC-II法则将滤液直接作为循环溶剂。固液分离采用过滤，设备庞大，速度慢。近年试验采用超临界流体萃取脱灰法，操作条件：压力10〜14MPa、温度450〜480°C。以烟煤为原料，SRC-I法可得约60%溶剂精炼煤，尚有少量馏分油。SRC-II法可得10.4%气态烃、2.7%石脑油及24.1%中质馏分油和重质油。氢煤法由美国戴纳莱克特伦公司所属碳氢化合物研究公司于1973年开发，建有日处理煤600吨的半工业装臵。原理是借助高温和催化剂的作用，使煤在氢压下裂解成小分子的烃类液体燃料。与其他加氢液化法比较，氢煤法的特点是采用加压催化流化床反应器。操作温度430〜450°C,压力20MPa,煤速240〜800kg/（h-m3）,催化剂补充量每吨煤为0.23〜1.4kg催化剂。在以上条件下，约520C的C4馏分油产率可达干烟煤的40%〜50%（质量）。催化剂为颗粒状钼钴催化剂。利用反应器的特殊结构,以及适当的煤粒和催化剂颗粒大小的比例,反应过程中残煤、灰分及气液产物,可以从反应器导出,而催化剂仍留于反应器内,为了保持催化剂活性,运转过程需排放少量已使用过的催化剂（每天约1%〜3%）,由反应器顶部再补加新催化剂。采用流化床反应器的优点是,可保持反应器内温度均匀,并可利用反应热加热煤浆。由反应器导出的液体产物可用石油炼制方法加工成汽油和燃料油。图2.煤直接液化工艺过程（2）间接液化法煤的间接液化是先将煤气化,生产出原料气,经净化后再进行合成反应,生成油的过程。它是德国化学家于1923年首先提出的,可以分为三大步。一是制取合成气。把经过适当处理的煤送入反应器,在一定温度和压力下通过气化剂（空气或氧气+蒸汽）,使煤不完全燃烧,这样就能以一定的流动方式将煤转化成一氧化碳和氢气混合的合成气,灰分形成残渣排出。二是进行催化反应。把这些合成气净化,在催化剂作用下,让合成气发生化合反应,合成烃类或液态的烃类的类似石油和其他化工产品。这个过程催化剂起着关键的作用。很早时候,国外有一家公司曾经研制出成分为铁、硅、钾、铜的催化剂,所得产物组成为：汽油32%、柴油21%、石蜡烃47%。三是需要对产物进行进一步的提质加工。因为经过催化反应出来的油可能有很多指标不合格,如十六烷值含量、硫含量、水分,以及黏度、酸度等,所以还需要把产物进行处理,使其达到合格标准,满足市场需要。

副产燃科气原料煤合成石蜡粗煤气.副产燃科气原料煤合成石蜡粗煤气.化Hs+CO合Ht制成图3.煤间接液化工艺过程2、煤制油技术存在问题及发展趋势目前，煤制油存在的问题：①从经济利益上说，煤变油投资大回报慢，并且会受到国家政策的干扰和油价的干扰。②耗水量较大。③C02排放量较大。④欠缺液固态产品的利用、尾气的利用和废水的回收处理等方面的经验。发展趋势：将加快煤炭直接液化和间接液化技术的开发进程，不断完善神华集团煤炭直接液化技术、中科院山西煤化所及兖矿集团的煤炭间接液化技术。四、煤制天然气技术1、煤制天然气技术现状煤制SNG技术是利用褐煤等劣质煤炭，通过煤气化、一氧化碳变换、酸性气体脱除、高甲烷化工艺来生产代用天然气。本文所研究项目的工艺流程如图5所示，其中气化采用BGL技术，并配有空分装臵和硫回收装臵。主要流程为：原煤经过备煤单元处理后，经煤锁送入气化炉。蒸汽和来自空分的氧气作为气化剂从气化炉下部喷入。在气化炉内煤和气化剂逆流接触，煤经过干燥、干馏和气化、氧化后，生成粗合成气。粗合成气的主要组成为氢气、一氧化碳、二氧化碳、甲烷、硫化氢、油和高级烃，粗合成气经急冷和洗涤后送入变换单元。粗合成气经过部分变换和工艺废热回收后进入酸性气体脱除单元。粗合成气经酸性气体脱除单元脱除硫化氢和二氧化碳及其它杂质后送入甲烷化单元。在甲烷化单元内，原料气经预热后送入硫保护反应器，脱硫后依次进入后续甲烷化反应器进行甲烷化反应，得到合格的天然气产品，再经压缩干燥后送入天然气管网。图4.煤制SNG总工艺流程示意图煤制SNG工艺流程中主要包括煤气化、变换、酸性气体脱除、甲烷化等工艺技术，其中高甲烷化技术为关键技术之一。(1)托普索甲烷化技术丹麦托普索公司开发甲烷化技术可以追溯至20世纪70年代后期，该公司开发的甲烷化循环工艺(TREMPTM)技术具有丰富的操作经验和实质性工艺验证，保证了这一技术能够用于商业化。该工艺已经在半商业规模的不同装臵中得到证明，在真实工业状态下生产200m3/h〜3000m3/h的SNG。在TREMPTM工艺中，反应在绝热条件下进行。反应产生的热量导致了很高的提升，通过循环来控制第一甲烷化反应器的度。TREMPTM工艺一般有三个反应器，第二和第三绝热反应器可用一个沸水反应器(BWR)代替，虽投资较高，但能够解决空间有限问题。另外，在有些情况下，采用四个绝热反应器是一种优化选择，而在有些条件下，使用一个喷射器代替循环压缩机。除了核心技术外，因为生产甲烷的过程要放出大量的热量，如何利用和回收甲烷化热量是这项技术的关键。托普索工艺可以将这些热量再次利用，在生产天然气的同时，产出高压过热蒸汽。(2)Davy甲烷化技术20世纪90年代末期，Davy工艺技术公司获得了将CRG技术对外转让许可的专有权，并进一步开发了CRG技术和最新版催化剂。Davy甲烷化工艺技术除具有托普索TREMPTM工艺可产出高压过热蒸汽和高品质天然气特点外，还具有如下特点：催化剂已经过工业化验证，拥有美国大平原等很多业绩。催化剂具有变换功能，合成气不需要调节H/C比，转化率高。催化剂使用范围很宽，在230r~700r范围内都具有很高且稳定的活性。(3)鲁奇甲烷化技术鲁奇甲烷化技术首先由鲁奇公司、南非沙索公司在20世纪70年代开始在两个半工业化实验厂进行试验，证明了煤气进行甲烷化可制取合格的天然气，其中CO转化率可达100%,C02转化率可达98%，产品甲烷含量可达95%，低热值达8500kcal/Nm3，完全满足生产天然气的需求。

2、煤制天然气技术存在问题及发展趋势目前，煤制天然气在技术上不存在问题，但在项目的实施过程中存在以下问题：①投资幅度较大，投资收益率较低。②能源转化效率需进一步的提高。③副产物二氧化碳排放量较大。④各关键技术和关键设备对外依赖程度较高。⑤受国家产业政策和煤炭价格影响较大。五、煤制烯烃技术1、煤制烯烃技术现状煤制烯烃即煤基甲醇制烯烃，是指以煤为原料合成甲醇后再通过甲醇制取乙烯、丙烯等烯烃的技术。煤制烯烃工艺流程包括煤气化、合成气净化、甲醇合成、甲醇制烯烃及烯烃聚合或生产烃衍生物五个关键环节。煤经气化过程生成co和H2(合成气)，然后合成甲醇，再借助类似催化裂化装臵的流化床反应形式，生产低碳烯烃(乙烯和丙烯)。其中，为满足经济规模甲醇制烯烃装臵所需的大型煤气化技术、百万吨级甲醇生产技术均成熟可靠，关键是甲醇制烯烃技术。目前，世界上具备商业转让条件的甲醇制烯烃技术的有甲醇制低碳烯烃(MTO)工艺和甲醇制丙烯(MTP)工艺。图5.煤制烯烃工艺过程(1)甲醇制低碳烯烃工艺(MTO)甲醇制烯烃总体流程与催化裂化装臵相似，包括反应再生、急冷分馏、气体压缩、烟气能量利用和回收、反应取热、再生取热等部分。烯烃的精制分离部分，与管式裂解炉工艺的精制分离部分相似。美国UOP公司和我国中科院大连化学物理研究所分别在上世纪90年代各自独立完成了小型甲醇制烯烃试验装臵。MTO是由合成气经过甲醇转化为低碳烯烃的工艺，国际上一些著名的石油和化学公司，如埃克森美孚公司(Exxon-Mobil)、巴斯夫公司(BASF)、环球石油公司(UOP)和海德鲁公司(NorskHydro)都投入大量资金和人员，进行了多年的研究。1995年，UOP与挪威NorskHydro公司合作建成一套甲醇加工能力0.75t/d的示范装置，连续运转90天，甲醇转化率接近100%,乙烯和丙烯的碳基质量收率达到80%。该工艺采用流化床反应器和再生器设计，反应热通过产生的蒸汽带出并回收，失活的催化剂被送到流化床再生器中烧炭再生，然后返回流化床反应器继续反应。在整个产物气流混合物分离之前，需要通过一个特制的进料气流换热器，其中大部分的水分和惰性物质被清除，然后气体产物经气液分离塔进一步脱水、碱洗塔脱C02、干燥后进入产品回收段。该工段流经脱甲烷塔、脱乙烷塔、乙炔饱和塔、乙烯分离塔、丙烯分离塔、脱丙烷塔和脱丁烷塔。含氧化合物也在压缩工段中被除去。该工艺除反应段（反应-再生系统）的热传递不同之外，其它都非常类似于炼油工业中成熟的催化裂化技术，且操作条件的苛刻度更低，技术风险处于可控之内。而其产品分离段与传统石脑油裂解制烯烃工艺类似，且产物组成更为简单，杂质种类和含量更少，更易实现产品的分离回收oUOP/Hydro的MT0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，各生产商可根据市场需求生产适销对路的产品，以获取最大的收益。UOP/Hydro公司SAPO-34催化剂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。UOP/Hydro公司在SAPO-34催化剂基础上开发了新型催化剂MTO-100,新型催化剂MTO-100可使乙烯、丙烯的选择性达到80%。1998年建成投产采用UOP/Hydro工艺的200kt/a工业装置（按乙烯产出计）。目前，欧洲化学技术公司采用UOP/Hydro公司的MTO技术正在尼日利亚建设7500t/d生产装置（按原料甲醇计），甲醇用作MTO装置进料,MTO装置乙烯和丙烯设计生产能力均为40万t/a,预计2007年建成投产。中科院大连化物所在“八•五”期间完成了MTO中试，2005年由中科院大连化物所、陕西新兴煤化工科技发展有限责任公司和中国石化集团洛阳石化工程公司合作在陕西建设了生产规模以原料甲醇计为15000t/a的DMTO工业化试验装置。该装置2005年12月投料试车，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。在日处理甲醇50t的工业化试验装置上实现了近100%甲醇转化率，低碳烯烃（乙烯、丙烯、丁烯）选择性达90%以上。据陕西省的有关报道，目前，由正大能源化工集团、陕西煤业化工集团、陕西省投资集团合资进行的年加工300万t甲醇及烯烃项目落户榆林，项目的前期工作已全面展开。试验装置的成功运转及下一步大型化DMTO工业装置的建设，对我国综合利用能源、拓展低碳烯烃原料的多样化具有重大的经济意义和战略意义。（2）甲醇制丙烯工艺（MTP）与甲醇制烯烃同时生产乙烯和丙烯不同，甲醇制丙烯工艺主要生产丙烯，副产LPG和汽油；反应中生成的乙烯和丁烯返回系统再生产，作为歧化制备丙烯的原料。MTP工艺由德国Lurgi公司在20世纪90年代开发成功。该工艺采用稳定的分子筛催化剂和固定床反应器，催化剂由南方化学(Sud-Chemie)公司提供。第一个反应器中甲醇转化为二甲醚，第二个反应器中转化为丙烯，反应-再生轮流切换操作。工艺流程与20世纪80年代在新西兰建成的甲醇制汽油装臵基本一样，反应器的工业放大有成熟经验可以借鉴，技术基本成熟，工业化的风险很小。2001年，鲁奇公司在挪威建设了MTP工艺的示范装置，为大型工业化设计取得了大量数据。2004年3月份，鲁奇公司与伊朗Fanavaran石化公司正式签署MTP技术转让合同，装置规模为10万t/a。鲁奇公司与伊朗石化技术研究院共同向伊朗Fanavaran石化公司提供基础设计、技术使用许可证和主要设备。该项目预计2009年建成投产，届时将成为世界上第1套MTP工业化生产装置。对于鲁奇公司MTP技术的可靠性和经济性，也有待于伊朗项目投产后的考查与验证。鲁奇MTP技术特点是：较高的丙烯收率，专有的沸石催化剂，低磨损的固定床反应器，低结焦催化剂可降低再生循环次数，在反应温度下可以不连续再生。MTP技术所用催化剂的开发和工业化规模生产已由供应商完成。鲁奇公司开发的MTP工艺，它与MT0不同之处除催化剂对丙烯有较高选择性外，反应器采用固定床而不是流化床,典型的产物体积组成：乙烯1.6%、丙烯71.0%、丙烷1.6%、C4/C58.5%、C6+16.1%、焦炭＜0.01%。由于副产物相对减少，所以分离提纯流程也较MTO更为简单。2、煤制烯烃技术存在问题及发展趋势①传统的乙烯、丙烯单体的制取路线主要是通过石脑油裂解生产，因此受石油价格的影响较大。②煤制烯烃投资大，融资难度大。③原材料及能耗大，水耗高，污染重，三废综合利用和环境治理要求严，新兴行业的扶持和政府的环境保护行政管理可能形成矛盾。④煤制烯烃属新型产业，几乎无现成经验可借鉴，稳定运转需经较高的技术检验。六、煤制芳烃技术(MTA)1、煤制芳烃技术现状芳烃是重要的化工原料，其下游产品，广泛应用于高端合成材料、有机原料及各种中间体的制造。由于芳烃主要来自含芳烃量高的石脑油重整，原料比较短缺。近几年我同进口量超过1000万t,缺口很大。煤制芳烃项目首先应根据煤种选择适合的煤气化技术生产粗合成原料气体，经过净化工艺生产新鲜合成气(CO+H/，采用低压甲醇合成技术生产中间产品甲醇。然后采用甲醇制芳烃(MTA)工艺技术生产对二甲苯。图6.煤制芳烃烃工艺过程1986年，Anderson等在0.2gHZSM-5催化剂上，于673K、甲醇进料18.72mmol/h、0.1MPa下，甲醇转化产物中芳烃达到了78.4%，但未见重复或更好的结果。可能与所用ZSM-5分子筛硅铝比（26.3）较低，表面有较多强酸中心有关。Chang等采用5MPa反应压力，MTA反应产物中芳烃中杜烯达到了58.8%，这与以选择生成BTX为主产物的要求相矛盾，试验结果表明杜烯在高压下更有利于生成。Pop等在特制ZSM-5中添加活性氧化铝为粘结剂，在LHSV=0.5h-1和1.75h-1范围内，得到了BTX产率在11%以上，其中杜烯含量仅为液态烃的1%,后者被认为是一大优点。中科院山西煤炭化学研究所进展：目标产物是以BTX（苯、甲苯、二甲苯）为主的芳烃。以MoHZSM-5（离子交换）分子筛为催化剂，以甲醇为原料，在"380-420€、常压、LHSV=1h-1条件下，甲醇转化率大于99%，液相产物选择性大于33%（甲醇质量基），气相产物选择性小于10%。液相产物中芳烃含量大于60%。已经完成实验室催化剂筛选评价和反复再生试验，催化剂单程寿命大于20天，总寿命预计大于8000小时。2、煤制芳烃技术存在的问题及发展趋势①技术上尚不成熟，尚处于小试和中试阶段。②项目投资较大。③原材料及能耗大，水耗高，污染重，三废综合利用和环境治理要求严，新兴行业的扶持和政府的环境保护行政管理可能形成矛盾。七、煤炭焦化技术1、煤炭焦化技术现状煤炭焦化又称煤炭高温干馏。以煤为原料，在隔绝空气条件下，加热到9501左右，经高温干馏生产焦炭，同时获得煤气、煤焦油并回收其它化工产品的一种煤转化工艺。产品焦炭可作高炉冶炼的燃料，也可用于铸造、有色金属冶炼、制造水煤气；可用于制造生产合成氨的发生炉煤气，也可用来制造电石，以获得有机合成工业的原料。在炼焦过程中产生的化学产品经过回收、加工提取焦油、氨、萘、硫化氢、粗苯等产品，并获得净焦炉煤气、煤焦油、粗苯精制加工和深度加工后，可以制取苯、甲苯、二甲苯、二硫化碳等，这些产品广泛用于化学工业、医药工业、耐火材料工业和国防工业。净焦炉煤气可供民用和作为工业燃料。煤气中的氨可用来制造硫酸铵、浓氨水、无水氨等。炼焦化学工业的产品已达数百种，我国炼焦化学工业已能从焦炉煤气、焦油和粗苯中制取一百多种化学产品，这对我国的国民经济发展具有十分重要的意义。炼焦煤进行干馏时，原料煤在焦炉的炭化室中在1100〜13001左右的情况下生成焦炭,煤质发生了一系列的物理化学变化，同时也析出了水蒸气和荒煤气，荒煤气由炭化室出来经上升管到集气管,经循环氨水喷淋降温冷却分离出焦油和氨水；经吸气管到回收车间的初冷器,煤气经过冷却和用各种吸收剂处理,可提取出焦油、硫磺、硫铵、粗苯等化工产品，并得到净化的焦炉煤气。采用干熄焦法生产焦炭,还利用红焦余热发电。图7.煤焦化工艺过程发达国家炼焦工业的收缩以及中国国内取消土焦、淘汰小型落后炼焦工艺都为发展先进大型焦化工业提供了新的机会,特别是技术先进、配套设施完善的大型焦炉,炭化室高6m的大容积焦炉已实现国产化；干熄焦、地面除尘站等环保技术已进入实用化阶段；化学产品回收加强；改造装备简陋、落后的小型焦炉,淘汰土焦及改良焦炉的进展加快。目前煤炭焦化向着焦炉大型化和捣固炼焦技术发展。我国要求到2015年,我国焦炭产能控制在3.8亿吨/年，焦炭企业400户，平均规模100万吨/年以上，焦化行业中6m以上的顶装焦炉或5.5m以上的捣鼓焦炉产能达到60%。2、煤炭焦化技术存在的问题及发展趋势在煤炭化学转化技术中，焦化是发展最为成熟的煤炭化学加工方法，但在工艺技术装备水平、节能环保、焦化副产品深加工及综合利用方面存在一定的问题。为推进煤焦化技术的发展，需要在以下方面加强研究：①焦炉大型化。②积极采用捣固炼焦技术。③重点推广干法熄焦技术、煤气脱硫技术、煤气综合利用技术、焦化废水处理等清洁生产技术、煤焦油综合利用及深加工技术。④加强新型焦化技术的研发。⑤发展现代化大型半焦生产工艺，开发半焦作为优质还原剂的应用领域等。八、碳纤维生产技术1、碳纤维生产技术现状碳纤维是一种含碳量在95%以上的新型纤维材料，它是利用各种有机纤维在惰性气体中、高温状态下碳化而制得。可以广泛应用于飞机制造等军工领域、风力发电叶片等工业领域、GOLF球棒等体育休闲领域。由于碳的单质在高温下不能熔化，而在各种溶剂中都不溶解，所以迄今无法用碳的单质来制碳纤维，即目前人们还不能直接用碳或石墨来抽成碳纤维，只能采用一些含碳的有机纤维（如尼龙丝、腈纶丝、人造丝等）做原料，将有机纤维跟塑料树脂结合在一起，放在稀有气体的气氛中，在一定压强下强热炭化而成。碳纤维按照生产工艺可分为聚丙烯腈基碳纤维、沥青基碳纤维和粘胶基碳纤维。目前，全世界主要生产两种碳纤维：PAN基碳纤维和沥青碳纤维。在强度上PAN基的碳纤维要优于沥青基的碳纤维，因此在全世界的碳纤维生产中占有绝对性的压倒优势，聚丙烯腈基碳纤维产量约占全球碳纤维总产量的90%。（1） 聚丙烯腈基碳纤维聚丙烯腈纤维制备碳纤维属于有机先驱体纤维法。即将有机纤维在20Or~400r氧化介质（如空气、氧、臭氧、一氧化氮、二氧化氮、三氧化硫等）气氛中进行低温处理，纤维内部发生交联、环化、氧化脱氢、脱水、脱二氧化硫以及热分解等复杂的化学反应，使其变为热稳定型结构，能承受进一步高温处理，并保持现状而不熔融。此阶段是形成纤维的稳定化过程，也称预氧化。将这种纤维再在1000°C~1500OC的惰性气氛（高纯氮）中进行高温处理，此时纤维内部产生交联、环化、缩聚、芳构化等一系列化学反应。排除其中非碳原子，使碳含量达90%〜96%,并形成石墨的乱层结构，即获得碳纤维。PAN纤维分子易于沿纤维轴向取向，碳化收率（1000〜1500C）为50〜55%,在脱除碳以外的杂原子时其骨架结构很少破坏，此外在180C附件存在塑性，便于纺丝后的改性处理和经受高温碳化处理，这些特点使其成为迄今发展高性能碳纤维最受人注目的先驱体。先驱体纤维的质量和性质是生产高性能碳纤维的前提。优质的原丝具备高纯度、高强度、高取向度、细旦化、致密化、结晶度、原丝圆形截面形状，变导系数等性能。有了制造PAN基碳纤维的方法，也有了制造技术，所以制造高性能PAN基碳纤维原丝质量又成为一个技术焦点。事实证明谁掌握了制造高质量的PAN基原丝谁就掌握了主动权。聚丙烯腈基碳纤维的生产主要包括原丝生产和原丝碳化两个过程。原丝生产过程主要包括聚合、脱泡、计量、喷丝、牵引、水洗、上油、烘干收丝等工序。碳化过程主要包括放丝、预氧化、低温碳化、高温碳化、表面处理、上浆烘干、收丝卷绕等工序。（2）沥青基碳纤维沥青基碳纤维成为目前碳纤维领域中仅次于PAN基的第二大原料路线。沥青基碳纤维利用煤焦油等为原料，整个工艺分为煤焦油净化、沥青调制、熔融挤压纺丝、不熔化处理、炭化及后处理等五个过程，其流程如下：图8.煤焦油制碳纤维工艺过程（3）粘胶基碳纤维木材棉籽绒或甘蔗渣等天然纤维素与NaOH和CS2反应生成纤维素磺酸钠，提纯后采用一步或两步法制得粘胶，再经湿法纺丝成型和后处理等工序而制成碳纤维。从粘胶纤维开发成碳纤维有三个主要步骤：a、低温分解过程（小于4001）;b、炭化过程（小于15001）;c、石墨化过程（大于2500°C）。工艺流程如下：粘胶丝预氧化水洗酸洗干燥浸渍催化剂燥粘胶丝预氧化水洗酸洗干燥浸渍催化剂燥图9.粘胶基碳纤维工艺过程由粘胶纤维热解制得的碳纤维的得率通常在10〜30%，由粘胶纤维制得的碳纤维，横截面形状大多不规则，一般呈树叶状。粘胶基碳纤维主要用于耐烧蚀材料和隔热材料。到目前为止粘胶碳纤维仍占据着其他碳纤维不可取代的地位，仍是重要的战略物资。粘胶基碳纤维产量不足世界碳纤维总产量的1%。它虽然不会有大的发展，但也不会被彻底淘汰出局，在碳纤维领域仍会占有一席之地。2、碳纤维生产技术存在问题及发展趋势国内碳纤维生产存在以下方面的问题：①国内PAN碳纤维总生产能力较小，实际生产量仅30〜40吨/年，远远不能满足国内的需要（约5000〜6000吨），目前我国95%的碳纤维依靠进口。②与国际先进水平相比，国产碳纤维强度低（仅相当于东丽公司已基本决定淘汰的T300水平），