2009年中国煤化工行业市场研究及竞争力分析报告

年中国煤化工行业市场研究及竞争力分析报告第一章我国煤化工产业概况第一节煤化工产业发展概况一、煤炭焦化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950℃为保证焦炭质量，选择炼焦用煤的最基本要求是挥发分、粘结性和结焦性；绝大部分炼焦用煤必须经过洗选，以保证尽可能低的灰分、硫分和磷含量。选择炼焦作煤时，还必须注意煤在炼焦过程中的膨胀压力。用低挥发分煤炼焦，由于其胶质体粘度大，容易产生实高膨胀压力，会对焦炉砌体造成损害，需要通过配煤炼焦来解决。产品和用途:煤经焦化后的产品有焦炭、煤焦油煤气和化学产品3类。（1）焦炭。炼焦最重要的产品，大多数国家的焦炭90%以上用于高炉炼铁，其次用于铸造与有色属冶炼工业，少量用于制取碳化钙、二硫化碳、元素磷等。在钢铁联合企业中，焦粉还用作烧结的燃料。焦炭也可作为制备水煤气的原料制取合成用的原料气。（2）煤焦油。焦化工业的重要产品，其产量约占装炉煤的3%-4%，其组成极为复杂，多数情况下是由煤焦油工业专门进行分离、提纯后加以利用（3）煤气和化学产品。氨的回收率约占装炉煤的0.2%-0.4%，常以硫酸铵、磷酸铵或浓氨水等形式作为最终产品。粗苯回收率约占煤的1%左右。其中苯、甲苯、二甲苯都是有机合成工业的原料。硫及硫氰化合物的回收，不但为了经济效益，也是为了环境保护的需要。经过净化的煤气属中热值煤气，发热量为17500kj/Nm3左右，每吨煤约产炼焦煤气300-400m3，其质量约占装炉煤的16%-焦化工业是发展最成熟，最具代表性的煤化工产业，也是冶金工业高炉炼铁、机械工业铸造最主要的辅助产业。受世界钢铁产量调整、高炉喷吹技术发展、环境保护以及生产成本增高等原因影响，工业发达国家的机械化炼焦能力处于收缩状态。目前，我国焦炭产量3.2亿t/a，居世界第一，直接消耗原料煤占全国煤炭消费总量的14%。全国有各类机械化焦炉约750座以上，年设计炼焦能力约9000万t/a，其中炭化室高度为4m～5.5m以上的大、中型焦炉产量约占80%。中国大容积焦炉（炭化室高≧6m）已实现国产化，煤气净化技术已达世界先进水平，干熄焦、地面烟尘处理站、污水处理等已进入实用化阶段，焦炭质量显著提高，其主要化工产品的精制技术已达到或接近世界先进水平。焦炭成为我国的主要出口产品之一，出口量逐年上升，已成为全球最大的焦炭出口国。从20世纪80年代起，煤炭行业的炼焦生产得到逐步发展，其中有的建成向城市或矿区输送人工煤气为主要目的的工厂，有的以焦炭为主要产品。煤炭行业焦化生产普遍存在的问题是：焦炉炉型小、以中小型焦炉为主，受矿区产煤品种限制、焦炭质量调整提高难度较大，采用干法熄焦、烟尘集中处理等新技术少，大多数企业技术进步及现代化管理与其他行业同类工厂相比有较大差距。二、煤气化及其合成技术煤气化是指以煤为原料生产合成气（一氧化碳和氢气）的过程。我国是世界上煤气化技术应用最多的国家，煤气化在我国的应用已有一百多年的历史。目前全国有近万台气化炉在运行，其中90%中小企业采用的气化技术是常压水煤气发生炉，其它其化技术还有固定床Lurgi炉、湿法进料气流床Texaco炉和干法进料气流床Shell炉。通过引进国外技术和设备，固定床、流化床和气流床煤炭气化技术均已得到应用，相继引进和签约了20余套大型Lurgi、Texaco和Shell气化装置，煤炭地下气化也得到了一定程度的推广和利用，大型工业化试验正在进行。目前新建项目已很少采用固定床气化装置。我国目前采用煤气化技术大都用来生产化工合成气和城市煤气、近年来有用于多联产的规划。各种煤气化工艺都有其一定的适用煤种，对煤的各项指标有一定的要求，不可能有万能炉取代所有工艺。我国煤炭资源分布范围宽，煤种广，各企业应按就近不同煤炭资源条件(产量、煤种、煤价、运距等)，根据本企业的生产规模、产品要求，选择不同的气化工艺作详细的技术经济比较，然后再从中择优选择。图表SEQ图表\*ARABIC1：不同煤气化方法气体成分构成图表SEQ图表\*ARABIC2：不同煤气化方法综合比较从合成气的下游来看，目前主要的产品是合成氨和甲醇。合成氨要压缩成体进行运输，产品存在一定的运输半径。大多数合成氨产品只是一个中间产品，合成氨目前主要下游是尿素。三、煤炭直接液化煤液化方法之一。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。因过程主要采用加氢手段，故又称煤的加氢液化法。

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270℃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1.5Mt的水平，第二次世界大战后期，总生产能力达到4Mt；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150kt。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，甚至实验装置也都停止试验。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250t煤的半工业试验装置。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425～450℃，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(180～340℃图表SEQ图表\*ARABIC3：埃克森供氢溶剂法流程溶剂精炼煤法，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50t的半工业试验装置。

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。图表SEQ图表\*ARABIC4：SRC-Ⅰ法流程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℃。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。图表SEQ图表\*ARABIC5：氢煤法反应器结构氢煤法，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600t的半工业装置。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℃，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520℃四、煤气化联合循环发电（IGCC）整体煤气化联合循环（IGCC-IntegratedGasificationCombinedCycle）发电系统，是将煤气化技术和高效的联合循环相结合的先进动力系统。它由两大部分组成，即煤的气化与净化部分和燃气-蒸汽联合循环发电部分。第一部分的主要设备有气化炉、空分装置、煤气净化设备（包括硫的回收装置），第二部分的主要设备有燃气轮机发电系统、余热锅炉、蒸汽轮机发电系统。IGCC的工艺过程如下：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。其流程方块图见下图:图表SEQ图表\*ARABIC6：IGCC发电系统示意图这种系统还适于联产热力和液体燃料甲醇、二甲醚、醋酸、碳酸二甲酯等煤化工产品。可见，在我国化工园区大力开发建设和化工原料及蒸汽、电力等能源紧缺的形式下，IGCC的大力开发具有非常重要的意义。图表SEQ图表\*ARABIC7：IGCC及其联产IGCC技术把高效的燃气-蒸汽联合循环发电系统与洁净的煤气化技术结合起来，既有高发电效率，又有极好的环保性能，是一种有发展前景的洁净煤发电技术。在目前技术水平下，IGCC发电的净效率可达43%～45％，今后可望达到更高。而污染物的排放量仅为常规燃煤电站的1/10，脱硫效率可达99%，二氧化硫排放在25mg／Nm3左右。（目前国家二氧化硫为1200mg／Nm3），氮氧化物排放只有常规电站的15%--20%，耗水只有常规电站的1/2-1/3，利于环境保护。

由图中可以看出IGCC整个系统大致可分为：煤的制备、煤的气化、热量的回收、煤气的净化和燃气轮机及蒸汽轮机发电几个部分。可能采用的煤的气化炉有喷流床（entrainedflowbed）、固定床（fixedbed）和流化床（fluidizedbed）三种方案。在整个IGCC的设备和系统中，燃气轮机、蒸汽轮机和余热锅炉的设备和系统均是已经商业化多年且十分成熟的产品，因此IGCC发电系统能够最终商业化的关键是煤气化炉、煤气净化系统以及燃气轮机和高参数蒸汽轮机技术的进步。

煤气化炉及煤气的净化系统的要求是：

a)气化炉的产气率、煤气的热值和压力及温度等参数能满足设计的要求

b)气化炉有良好的负荷调节性能，能满足发电厂对负荷调节的要求

c)煤气的成分、净化程度等要能满足燃气轮机对负荷调节的要求

d)具有良好的煤种适应性

e)系统简单，设备可靠，易于操作，维修方便，具有电厂长期、安全可靠运行所要求的可用率

f)设备和系统的投资、运行成本低五、多联产技术系统以气化为基础的煤炭利用是指经煤气化联合循环或煤气化制氢燃料电池联合循环发电或以大吨位液体燃料(油、醇、醚、氢)合成为目的的能源生产(如图所示)过程，它通过先进技术的集成应用，大幅度提高一次能源效率，减轻或消除环境污染,保证社会和经济的可持续发展。煤气化多联产系统如图所示。图表SEQ图表\*ARABIC8：煤气化多联产系统以煤的气化为中心，将煤气化后产生的合成气(主要成分是CO和H2)净化后再利用。该系统具有如下特点：(1)多产品联合生产抗市场风险能力较强。以合成气为原料可以生产包括化工产品、电力产品、动力燃料、气体燃料和人工天然气在内的多种产品。由于其产品涉及的行业较多、领域较广，因此该系统具有较强的抗市场风险能力。(2)多联产系统中的技术工艺路线可以进行链接和耦合。从气化炉出来的粗煤气经过除尘和脱硫后，可以分成几个部分，供应给发电、化工合成、城市煤气等不同的生产过程。由于各部分的比例可以根据需要灵活地进行调整，因而可以达成各方面的协调生产。(3)以煤气化为中心的超清洁技术。原料煤经过纯氧气化后，得到的合成气可以达到很高的除尘和脱硫率，其污染物的排放指数将大大降低。(4)多联产系统是一个具有自身更新能力的开放系统。由于多联产系统在组成上十分灵活，是一个优化集成过程。(5)多联产系统的总能利用效率较高，使得项目具有较强的市场竞争力。第二节煤化工产业发展的需求及特点我国是个贫油少气，煤炭资源相对丰富的国家。从储量方面来看，我国2008年底煤炭储量1145亿吨，占我国能源总储量的94.6%,远高于全球60.12%的水平；从能源消费上来看，2008年底我国煤炭消费量1131.4(百万吨油当量)，占能源总消费量的75.37%，也远高于全球32.53%的水平。图表SEQ图表\*ARABIC9：全球主要地区能源储量结构图表SEQ图表\*ARABIC10：全球主要地区能源消费结构我国目前原油进口依存度高达47%左右，而且未来还将不断上升。如此高的依存度已经威胁到了国家的能源安全。煤化工的发展对我国有着重要的意义。目前，我国是全球最大的煤化工发展基地，2008年底我国焦炭产量32359.23万吨，电石产量1360.81万吨，合成氨产量4936.81万吨，甲醇产量874.7万吨均居世界前列。近年来国际原油价格高涨，煤炭对原油等其他能源的替代效应日益明显。同时考虑到我国多煤少油的自然禀赋条件，发展煤化工、减少原油进口依存度，正日益成为我国的战略选择。我国正逐步发展以煤炭为主要原材料的煤化工产业，生产高附加值的煤化工产品。06年底我国发布《煤化工产业中长期发展规划征求意见稿》，征求意见稿称，2006年至2020年，中国煤化工总计投资1万多亿元，其中装备费用占50％，技术费用占10％。图表SEQ图表\*A