国内外煤化工产业技术进展情况.doc

国内外煤化工产业发展情况

刘纳新

目 录

1 国际煤气化技术 1
1.1 煤炭气化技术 1
1.2 煤炭液化技术 5
1.3 整体煤气化联合循环(IGCC) 6
2 国际煤化工产品开发进展情况 7
2.1 大型煤气化成为煤炭利用的技术热点 7
2.2 车用替代燃料成为煤基替代能源产品开发的重点 8
2.3 碳一化学品及其衍生物行业发展势头强劲 9
2.4 煤基多联产成为煤炭综合利用的重要方式 10
2.5 南非煤化工发展情况 12
2.6 美国煤化工发展情况 13
2.7 日本煤化工发展情况 14
2.8 欧盟煤化工发展情况 15
3 国内煤气化技术应用情况 16
3.1 多种煤气化技术并存 16
3.2 煤炭气化多联产技术 17
3.3 山西天脊煤化工集团有限公司煤气化技术的应用与发展 17
4 国内煤化工产品开发及项目建设情况 18
4.1 国内煤化工产品开发和建设 18
4.2 煤制甲醇项目 19
4.3 煤制二甲醚项目 19
4.4 煤制合成氨项目 20
4.5 煤制天然气和煤制烯烃 20
5 国内煤化工产业发展趋势 22

1 国际煤气化技术
国际煤气化技术主要包括：煤气化、煤液化和整体煤气化联合循环(IGCC)技术。目前新一代煤气化技术的开发和工业化进程中，总的方向是气化压力由常压向中高压(8.5 MPa)提高，温度向高温(1500-1600℃)发展，气化原料多样化，固态排渣向液态排渣发展。
1.1 煤炭气化技术
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，并使煤中的硫、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。
1.1.1固定床
1.1.1.1固定床间歇式气化炉(UGI)。以块状无烟煤或焦炭为原料，以空气和水蒸气为气化剂，在常压下生产合成原料气或燃料气。该技术目前已属落后的技术，气化率低，原料单一、能耗高，环境污染严重。随着能源政策和对环境要求的提高，该技术正在逐步被新的煤气化技术所取代。
1.1.1.2鲁奇气化炉。20世纪30年代德国鲁奇公司开发成功了固定床连续块煤气化技术，气化炉压力(2.5-4.0)MPa，气化反应温度(800-900)℃，固态排渣，生产的煤气中除含CO和H2外，含CH4高达10％-12％，可作为城市煤气、人工天然气、合成气使用。工艺缺点：气化炉结构复杂，制造和维修费用大；入炉煤必须是块煤；原料受限制；出炉煤气中含焦油、酚等，污水处理和煤气净化工艺复杂、流程长、设备多、炉渣含碳5％左右。
1.1.2流化床气化炉
1.1.2.1循环流化床气化炉。恩德循环流化床气化炉可气化各种煤，水蒸气和氧气或空气作气化剂，碳转化率可达95％，炉底排灰中含碳2％-3％。该气化炉常压操作，煤气成份CO+H2>75％，CH4含量2.5％左右，C0 21.5％。低于德士古炉和鲁奇MK型炉煤气中C02含量，有利于合成氨的生产。
1.1.2.2灰熔聚流化床粉煤气化技术。灰熔聚煤气化技术以小于6mm粒径的干粉煤为原料，用空气或富氧、水蒸气作气化剂，反应温度为1050-1100℃，未反应物经两级旋风分离器回收，一级返回炉内，提高了碳转化率。粗煤气中几乎不含焦油、酚等有害物质，易净化，这是中国自行开发成功的先进的煤气化技术。该技术可用于生产燃料气、合成气和联合循环发电，特别用于中小氮肥厂替代间歇式固定床气化炉，以烟煤替代无烟煤生产合成氨原料气，可以使合成氨成本降低15％-20％，在解决一些关键技术问题后具有广阔的发展前景。
1.1.3气流床气化炉。
1.1.3.1德士古(Texaco)气化炉。Texaco水煤浆气化炉雷同于其开发的渣油气化炉，目前Texaco最大的商业装置是Tampa电站，单炉日处理煤2000t，气化压力为2.8MPa，氧纯度为95％，煤浆浓度68％，冷煤气效率76％，净功率250MW。辐射锅炉直径5.18m，高30.5m，重900t。Texaco水煤浆气化工艺是将煤加水磨成浓度为60-65％的水煤浆，用纯氧作气化剂，气化压力为3.0-8.5MPa，气化温度1400℃，液态排渣，煤气成份CO+H2为80％左右，不含焦油、酚等有机物质，对环境无污染，碳转化率96-99％，气化强度大，炉子结构简单，能耗低，运转率高，而且煤适应范围较宽。主要优点：水煤浆制备输送、计量控制简单、安全、可靠；设备国产化率高，投资省。主要缺点：褐煤的制浆浓度约59％-61％；烟煤的制浆浓度为65％；因汽化煤浆中的水量要耗去入炉煤的8％，比干煤粉为原料氧耗高12％-20％，所以效率比较低。
1.1.3.2 Shell气化炉。Shell气化炉与Texaco气化炉技术经历相似，在渣油气化基础上开发成功。原料粉煤由N2或CO2携带，固相输送进入喷嘴。95％的氧与蒸汽也由喷嘴进入，反应压力为3.3-6.0MPa。气化温度为1500-1700'℃，冷煤气效率为79％-81％；原料煤热值的13％通过锅炉转化为蒸汽；6％由设备和出冷却器的煤气显热损失于大气和冷却水。煤气携带煤灰总量的20％-30％沿气化炉轴线向上运动，在接近炉顶处通人循环煤气激冷，激冷煤气量约占生成煤气量的60％-70％，降温至900℃，熔渣凝固，出气化炉，沿斜管道向上进人管式余热锅炉。煤灰总量的70％-80％以熔态流入气化炉底部，激冷凝固，炉底排出。主要优点：采用干煤粉进料，氧耗比水煤浆低15％，使空分装置规模缩小，投资降低；碳转化率达99%，煤耗比水煤浆低8％；调节负荷方便，关闭一对喷嘴，符合则降低50％；炉衬为水冷壁，无耐火砖衬里，据称其寿命为20年；且每台气化炉设有4-6个喷嘴，喷嘴寿命为1年，因此气化炉检修周期较长；气化过程无废气排放，系统排出的融渣含碳低，可用于水泥等建筑材料。主要缺点：设备投资大于水煤浆气化技术；气化炉及废锅炉结构过于复杂，加工难度加大。总之，从加压、大容量、煤种兼容性大等方面看，气流床煤气化技术代表着气化技术的发展方向，水煤浆和干煤粉进料状态各有利弊。
1.1.3.3 GSP 煤气化技术具有一些技术上的优势，GSP气化技术在煤粉制备、气化部分、黑水处理与Shell基本一样，不同之处是废热回收利用、除尘系统完全不一样。GSP高温煤气采用冷激流程和德士古相似。冷激温度下的煤气所含蒸汽满足粗煤气变换所需水蒸气。所以投资省，同规模气化装置若用于制合成气，Shell粉煤气化投资比GSP气化高60%，每Nm3煤气成本高15%左右。所以GSP适合制合成气。
1.1.3.4 TRIGTM气化炉是基于KBR应用于炼油领域的流化床催化裂化技术开发而来的，与传统的流化床技术相比，TRIGTM气化炉的循环率更高，速度更快，上升管密度更大，因而其产量更高。TRIGTM气化炉设计简单，没有内件、移动件和氧气燃烧炉。
TRIGTM气化炉具有如下特点:
采用循环流化床，固体物质循环率高；
特别适于采用煤阶低、灰份高的煤；
操作压力为30-40巴，操作温度约为900～1050℃；
无内件或膨胀节，无氧气烧嘴，无易损部件；
合成气纯度高，不含焦油或固体杂质，适于生产化工产品和燃料。
TRIGTM气化炉单台设备处理能力大，每天可以处理4000吨煤，合成气有效成分高，由于采用间接冷却，不产生废水。
1.2 煤炭液化技术
煤炭液化分为间接液化和直接液化。煤间接液化是将煤首先经过气化制得合成气(CO+H2)，合成气再经催化合成(F-T合成等)转化成有机烃类。煤间接液化的煤种适应性广，并且间接液化过程的操作条件温和，典型的煤间接液化的合成过程在250℃、15～40个大气压下操作。此外，有关合成技术还可以用于天然气以及其他含碳有机物的转化，合成产品的质量高，污染小。
煤间接液化合成油技术在国外已实现大规模工业化。南非基于本国丰富的煤炭资源优势，建成了年耗煤近4200万吨、生产合成油品约500万吨和200万吨化学品的合成油厂。在技术方面，南非SASOL公司经历了固定床技术(1950～1980)、循环流化床(1970～1990)、固定流化床(1990～)、浆态床(1993～)4个阶段。
直接液化是煤直接通过高压加氢获得液体燃料。1913年，德国柏吉乌斯首先研究了煤的高压加氢，并获得世界上第一个煤炭液化专利。到1944年，德国煤炭直接液化工厂的油品生产能力已达到423万吨/年，为第二次世界大战中的德国提供了2/3的航空燃料和50%的汽车、装甲车用油。20世纪50年代起中东地区发现大量廉价石油，使煤炭直接液化暂时失去了竞争能力，70年代的世界石油危机又使煤炭液化技术开始活跃。世界上有代表性的煤直接液化工艺是德国的新液化
(IGOR)工艺，美国的HTI工艺和日本的NEDOL工艺。这些新液化工艺的共同特点是煤炭液化的反应条件比老液化工艺大为缓和，生产成本有所降低，中间放大试验已经完成。目前还未出现工业化生产厂，主要原因是约为25美元/桶的生产成本仍竞争不过廉价石油。今后的发展趋势是通过开发活性更高的催化剂和对煤进行顶处理以降低煤的灰分和惰性组分，进一步降低生产成本。
1.3 整体煤气化联合循环(IGCC)
IGCC发电技术通过将煤气化生成燃料气，驱动燃气轮机发电，其尾气通过佘热锅炉产生蒸汽驱动汽轮机发电，构成联合循环发电，具有效率高、污染物和CO2排放低的优势。但其系统复杂、投资高。IGCC需要与电能、热能、城市煤气以及化工产品的生产相结合，构成以煤气化为基础的多联产后，才能使不利因素转化为有利条件。IGCC技术已走过了概念验证和技术示范运行阶段，目前已进人250～300MW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、曰本、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60～550MW不等。
2 国际煤化工产品开发进展情况
煤化工是以煤炭为主要原料生产化工产品的行业，根据生产工艺与产品的不同，可以分为煤焦化、煤气化和煤液化三条产品链。其中煤焦化及其下游电石PVC、煤气化中的合成氨等都属于传统煤化工领域，而煤气化制醇醚燃料、甲醇制烯烃（MTO/MTP）、煤液化则是现代新型煤化工领域。
从全球煤化工发展状况，根据国际煤气化技术委员会年会统计，目前全球大约有117家大型煤化工企业，现代气化炉385座，总生产能力达到45000兆瓦，地区分布是东亚和澳洲占22％，非洲和中东占34％，欧洲占28％，北美占15％。从产品类型上来看，37%是各类化工产品、36%是间接合成油、19%用于发电。全球以煤气化为核心的现代煤化工产能年均增长5%，略高于化工行业平均3.6%的水平。
随着高油价时代的来临，以大型煤气化为龙头的现代煤化工产业已经成为全球经济发展的热点产业，因为现代煤化工产业创造了新型的能源、化工一体化产业发展模式，这一新模式可以减少对原油资源的高度依赖，并能有效解决交通、火电等重要能源行业的污染和排放问题。
2.1 大型煤气化成为煤炭利用的技术热点
煤的气化是现代煤化工的核心。
鉴于现代煤化工产业范畴的洁净煤发电、醇醚燃料、碳一化学品等的基础都是煤气化，因此以大型煤气化为龙头的现代煤化工产业已成为全球经济发展的热点产业，其现代煤化工和煤化工能源一体化的产业模式，对减少国际油价持续高涨的负面影响和减少交通、火电等重要用能行业的污染气体排放将产生重要作用。煤炭洁净气化技术的开发正朝大型化、清洁化的方向发展，以改进设备结构，提高脱硫、除尘及净化效率为目标。
2.2 车用替代燃料成为煤基替代能源产品开发的重点
现代煤化工发展的一个重点应用领域是开发车用替代燃料，包括煤液化制油和煤气化生产甲醇、二甲醚等新型车用燃料。煤的液化由于投资巨大、环境成本高、大规模工业化应用尚需技术突破等原因，目前在多数国家主要作为战略储备技术开发，鲜有大规模商用。
而醇醚燃料则是较理想的车用替代燃料，环保性好，经济性高。甲醇掺烧在汽油里的优点是经济性好，动力性好，易降解等，但缺点是对人体的毒性和汽车的腐蚀性等问题尚有疑虑。目前我国有关部门正在针对甲醇汽油对人体的毒性问题进行解决，行业内人士认为目前已有可行的解决办法，对于M85等高比例甲醇汽油来说需要改动汽车发动机，而M15甲醇汽油可不改造或稍加改造直接使用，有关部分汽车制造商认为还需要在不同型号发动机上经过规范的长周期评价，得到进一步验证。我国还研制了纯甲醇（M100）汽车，M100甲醇汽车排放低，主要的技术难点正在得到比较全面的解决。同时现有M100甲醇汽车的燃料消耗约1.6升甲醇可以替代1升汽油，按当前山西甲醇加注价格2.70元／升相比，甲醇燃料费可比汽油节省近30%，经济性非常突出。二甲醚则具有十六烷值高的特点，非常适用于压燃式发动机，因此是替代柴油的较好选择。从长期看，由低比例甲醇直接掺烧汽油或开发各种排量甲醇发动机替代汽、柴油，以及由二甲醚替代柴油，都是可行的方案。
2008年9月23日，全国醇醚燃料标准化技术委员会成立，它标志着醇醚燃料标准化工作进入了一个新的发展阶段，也为我国新型替代能源——醇醚燃料国家标准的陆续出台提供了组织保障，为全国醇醚燃料发展奠定坚实的基础，我国醇醚燃料产业化进程将进一步加快。
2.3 碳一化学品及其衍生物行业发展势头强劲
当下，立足于资源丰富的煤为原料的碳一化工，已成为替代石油合成路线生产基本有机化工原料、液体燃料以及其他重要化学品和新型材料的最重要、最有发展前景的途径，世界碳一化工正进入快速发展的新阶段。发展碳一化工对实现化工原料和能源多样化、缓解石油资源短缺、保护环境都具有重要意义。
碳一化工已经成为当今世界化学工业中发展最快、最有活力的行业之一。碳一化工的产业规模迅速扩大、生产技术不断创新、应用领域日益拓宽。
在强劲的市场需求刺激下，许多碳一化工产品，如甲醇、醋酸、二甲醚、醋酐、甲醛、聚甲醛、丁辛醇等等，生产能力大幅度增加，目前世界甲醇产能将达到约6400万吨，2015年达到约7200万吨。随着科技创新、关键技术的突破，碳一化工品衍生物也加快发展，近几年，国内外通过科技创新，相继开发成功甲醇制烯烃（MTO）、甲醇制丙烯(MTP)、合成气一步法合成二甲醚、甲醇羰基合成醋酸技术、醋酸甲酯羰基化制醋酐、合成气合成乙二醇、甲醇制汽油、二氧化碳聚合成全降解塑料新技术等一批新技术新工艺，从而大大拓宽了碳一化工应用新领域，推动碳一化工取得突破性进展。目前合成气制烯烃已成为煤化工新的研究方向之一，一些研究结果已显示出诱人的工业化前景，但由于还有一些在转化过程中的核心问题有待解决，因此该项研究距离实际工业化尚有一定距离。
在天然气和煤炭资源产地，发展碳一化工，实现大规模生产，形成上下游一体化产业链，是当前碳一化工发展的重要特征，也是今后发展的趋势。同时，环境保护和可持续发展要求采用碳一化工新工艺，实现化工生产清洁化、环保化、绿色化，是碳一化工发展的重要方向，对节能减排具有重要意义。
2.4 煤基多联产成为煤炭综合利用的重要方式
多联产是新型煤化工的一种发展趋势。所谓多联产系统就是指多种煤炭转化技术通过优化耦合集成在一起，以同时获得多种高附加值的化工产品(包括脂肪烃和芳香烃)和多种洁净的二次能源(气体燃料、液体燃料、电等)为目的的生产系统。
煤的多联产是一个经过优化组合的产品网。是以煤气化技术为“龙头”，组合了多种生产工艺来进行跨行业、跨部门的联合生产。以得到多种具有高附加值的化工产品（如甲醇、醋酸、乙烯等），液体和气体燃料（如F－T合成燃料、城市煤气、人工天然气等）、其他工业气体（如CO2、H2、CO等），以及充分利用工艺过程的热并进行发电的能源系统。
目前多联产系统可根据不同的产品取向分为以油品和化工产品为主的煤化电多联产，以生产二甲醚和甲醇重整气为主的煤化电多联产和以燃料为主的煤化电多联产。
其中，煤电化技术整合成为煤基多联产的新趋势，在原煤、化两位一体的基础上，将发电列入，实现煤电化三位一体的发展模式，即IGCC模式。它由煤炭气化和净化及燃气一蒸汽联合循环发电两部分组成。煤气化后，经过净化，除去煤气中的硫化氢和粉尘，将固体燃料转化成清洁的气体燃料，供燃气轮机燃用。其排气经余热锅炉产生的高压蒸汽可再驱动再热式汽轮机，大大地提高了燃料中能量的转换效率。IGCC和煤化工结合成多联产系统，能同时生产电、热、燃料气和化工产品，便于与生产甲醇、醋酸、氨、尿素等化工过程结合，使煤得以充分利用，大大地降低了生产成本。欧美已经相继建成了多座300 MW 的一体化电站。美国已建成煤气化能力900 t／d、联合循环发电系统由发电机组、余热锅炉组成，出力可达100 MW。目前IGCC的首要问题仍然是煤气化技术的突破，而各种炉型的继续开发与强化、多煤种的适应性、设备大型化、降低污染程度，也是煤电化整合系统未来发展的关键。
多联产的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日标，实现煤炭利用的近零排放。
2.5 南非煤化工发展情况
南非是世界上煤化工发展最具代表性的国家，掌握着成熟的煤化工技术并进行工业化生产。南非开发煤炭间接液化历史悠久，早在1927年当局注意到依赖进口液体燃料的严重性，基于本国有丰富的煤炭资源，开始寻找煤基合成液体燃料的途径，1939年首先购买了德国FT合成技术在南非的使用权，在20世纪50年代初，成立了萨索尔公司，开始采用煤间接液化技术建设了大型化的工业生产装置。
经过70多年的发展，南非煤炭液化技术已日臻成熟，并拥有两种“煤制油”技术，由煤炭液化技术而引伸出来的产品已遍布整个化学工业领域。目前，南非不仅可以从煤炭中生产汽油、柴油、煤油等普通石油制品，而且还可以产出出航空燃油和润滑油等高品质石油制品。所有这些制品全部都能大规模生产。
萨索尔公司是目前世界上拥有煤炭液化工厂的公司之一，拥有目前国外商业化的煤间接液化典型技术——F-T合成技术。目前，该公司的3个液化厂，年耗煤4590万t，主要产品为汽油、柴油、蜡、燃气、氨、乙烯、丙烯、聚合物、醇、醛、酮等113种，总产量达760万t，其中油品占60%左右，保证了南非28%的汽油、柴油供给量。公司拥有的SAS固定流化床反应器是迄今为止最大的F-T合成反应器，直径10.7m，高28m，单台生产能力达到2500t／天。
南非在煤炭间接液化产业化发展的同时，不断进行技术改进和技术进步，形成目前世界最大的煤转化工厂。这对于发展煤化工的国家无论从技术路线还是产业运营方面都是有益的借鉴和参考。目前，着力发展煤化工行业的中国正在逐渐加强与南非在此领域的合作。国内神华宁煤集团与南非SASOL公司已正式签署了《合作谅解备忘录》，内容包括合作方式、间接液化项目的产品结构、工艺技术路线选择、风险评估、产品的市场分析及营销以及三方合作的组织机构等。这标
志着利用SASOL公司专有技术在中国建设煤炭间接液化项目的合作进入实质性阶段。国内神华集团和宁夏煤业集团两家企业和萨索尔公司进行了技术和商务谈判，计划引进其成熟的煤间接液化合成技术，双方合作正处于实质性谈判阶段。最近，神华与南非SASOL公司已就榆林、银川两个煤制油项目进行可行性研究。
2.6 美国煤化工发展情况
美国在煤化工方面的成就主要体现在洁净煤技术方面。早在1986年美国科学家就提出了一个完整的洁净煤技术框架。在这个框架范围内拟定了一系列洁净煤技术的研究课题。美国把这个洁净煤技术框架取名为“洁净煤技术示范计划”（简称CCTP），主要包含以下几方面：
①洁净的煤气化燃煤发电技术；
②煤气化、煤液化转变为洁净的气体、液体能源；③开发燃煤利用过程中排放的有害气体的环保设备；
④控制工业企业在煤炭利用过程中排放的有害气体、粉尘、烟气回收技术等。

煤化工技术研发方面，美国SGI公司于上世纪80年代末开发出了一种新的煤炭液化技术，即LFC（煤提油）技术。该技术是利用低温干馏技术，从次烟煤或褐煤等非炼焦煤中提取固态的高品质洁净煤和液态可燃油。SGI公司于1992年建成了一座日处理能力为1000t的次烟煤商业示范厂。此外，美国公司研发的HTI技术和STG技术都是世界上有代表性的煤液化工艺技术。其共有特点是，煤炭液化的反应条件与老液化工艺相比，大大缓和，降低了生产成本，但目前均尚未实现工业应用。
2.7 日本煤化工发展情况
日本是一个能源资源贫乏的国家，能源需求的80%以上依赖进口。为了摆脱对进口能源的依赖，日本的能源政策强调新能源和可再生能源的开发。近年来开始较大幅度的增加煤炭的消费量，发展洁净煤技术成为热点。正在开发的项目包括（1）提高煤炭利用效率的技术。（2）脱硫、脱氮技术，如先进的煤炭洗选技术，氧燃烧技术，先进的废烟处理技术，先进的焦炭生产技术等。（3）煤炭转化技术，如煤炭直接液化，加氢气化，煤气化联合燃料电池和煤的热解等。（4）粉煤灰的有效利用技术。日本于1993年提出了“新阳光计划”。近些年，由于国际石油价格波动较大，而国际煤炭价格却相对稳定，因此日本又将燃煤火力发电作为发展重点。日本通产省于2000年公布了“21世纪煤炭计划”，该计划提出在2030年前分3个阶段研究开发洁净煤技术，其主要项目有：先进发电、高效燃烧、脱硫脱氮和降低烟尘、利用煤气的燃料电池、煤炭制造二甲醚和甲醇、水煤浆、煤炭液化和煤炭气化等。受一系列能源政策推动，日本国内研究煤化工的科研机构众多。
2.8 欧盟煤化工发展情况
欧盟在煤化工方面研究富有建树的国家主要有德国、荷兰、丹麦等。德国是世界上最早从事煤化工科学研究的国家。上世纪20年代德国就开始了煤的间接液化技术研究，并于1936年在世界上首先建成工业规模的合成油厂。目前，德国的新液化（IGOR）工艺是世界上具有代表性的煤直接液化工艺技术。其特点是，煤炭液化的反应条件与老液化工艺相比，大大缓和，降低了生产成本，但现今还没有实现工业应用。荷兰Shell公司的SMDS技术（在马来西亚建厂）、Mobil公司的MTG合成技术（在新西兰建厂）等都是已商业化的间接液化技术，但均以天然气为原料。此外，丹麦Topsoe公司研发的Tigas技术也是一种先进的但未商业化的煤液化合成技术。
荷兰壳牌公司的煤气化研究技术目前是世界上比较知名的技术。
为了减少温室气体的排放，欧盟各国非常重视燃烧技术的研究。制定的“兆卡计划”，旨在促进欧洲能源利用新技术的开发，减少对石油的依赖和煤炭利用造成的环境污染，确保经济持续发展。其主要目标是减少CO2和其他温室气体排放，使燃煤发电更加洁净；通过提高效率减少煤炭消费。欧洲特别是德国在选煤、型煤加工、煤炭气化和循环流化床燃烧技术、煤气化联合循环发电、烟气脱硫技术等方面取得了很大进步。此外，英国的“能源白皮书”也明确提出要把电厂的洁净煤技术作为研究开发的重点。
3 国内煤气化技术应用情况
3.1 多种煤气化技术并存
煤气化产业链是煤化工最广泛的一条，从理论上讲，任何有机化合物都可以通过合成气合成或延伸。煤通过气化成为合成气后，合成气可以用作民用、取暖、发电或化工生产，目前最主要的基础化工产品是合成氨、甲醇、一氧化碳和氢气。
不同煤气化技术主要有常压和加压两种，加压炉相对效率更高，按照现有加压气化炉型分类：加压固定床气化炉(如鲁奇Lurgi 炉)、加压流化床气化炉（Winkler/HTW，KRW，U-gas）和加压气流床气化炉（Texaco，Destec，Shell，Prenflo）。这三类气化炉各有特点，效率来讲以壳牌（Shell）和GSP 比较高，而产业化程度则以鲁奇（Lurgi）、德士古（Texaco，目前已被GE 收购）最为成熟。鲁奇炉以弱粘结块煤为原料，冷煤气效率最高，但净化系统复杂；德士古气化炉需以低灰、低灰熔点煤为原料，高温操作，虽气化强度和气体品质较高，但氧耗高、设备投资和维护费用高；高温温克勒炉（Winkler/HTW）操作温度相对较低，尚只适用于年青烟煤或褐煤。GSP 和Shell 炉对煤质要求相对要宽。
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，其它气化技术还有固定床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，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。
3.2 煤炭气化多联产技术
多联产是新型煤化工的一种发展趋势。所谓多联产系统就是指多种煤炭转化技术通过优化耦合集成在一起，以同时获得多种高附加值的化工产品(包括脂肪烃和芳香烃)和多种洁净的二次能源(气体燃料、液体燃料、电等)为目的的生产系统。多联产与单产相比，实现了煤炭资源价值的梯级利用，达到了煤炭资源价值利用效率和经济效益的最大化，满足了煤炭资源利用的环境最友好。
3.3 山西天脊煤化工集团有限公司煤气化技术的应用与发展
天脊集团作为我国第一套引进技术和装备建设的煤化工企业，按照科学发展观的要求和山西建设国家新型能源和工业基地的总体部署，积极消化吸收和提升国外先进煤化工技术，成为国内引进技术消化吸收再创新成功的典范。率先解决了鲁奇气化煤气水处理难题，熟练掌握了适应山西煤种的大型煤气化技术集成，并使大型鲁奇煤气化技术全部实现国产化。在煤化工技术方面形成了自己的知识产权和自有技术，在国内乃至国际都处于领先地位。企业自行研发的《大型鲁奇煤制氨工艺技术的开发与应用研究》成果，荣获国家科技进步二等奖。
对于山西“三高”(高硫、高灰份、高灰熔点)煤，选择国内外煤气化技术时限制条件多。天脊集团多年来致力于非熔渣煤气化技术的研究和应用，对煤气化技术的认识和掌握在国内处于先进水平，并率先与美国KBR公司合作，在中国工业化循环流化床煤气化技术，该技术在利用低阶煤气化方面有独特优势，如果与鲁奇技术相结合，其优势更加明显。与鲁奇煤气化技术一样，都是适合山西煤种的气化技术。
4 国内煤化工产品开发及项目建设情况
4.1 国内煤化工产品开发和建设
我国在煤化工领域重点进行工程示范项目建设，主要包括煤制二甲醚、煤制烯烃、煤制油和煤制天然气工程等。国家发改委要求，各示范工程在建设过程中，要对煤炭和水资源、目标市场、环境容量、工艺装备、技术经济、“三废”利用等相关情况进行全面、深入地论证，并引进先进的管理方法，确保项目建设的科学性和合理性。
煤制烯烃方面，建设年产50万吨的煤制烯烃示范工程，以加快具有自主知识产权的甲醇制烯烃技术产业化。目前，上述工程已进入前期准备或实施阶段。
煤制油方面，开展技术研发、工程放大和产业化示范工作，建设年产100万吨的直接液化示范项目；同时，采用中科院山西煤化所的技术建设两个年产16万吨间接液化工业化放大工程示范项目。

4.2 煤制甲醇项目
目前在建和拟建的30万吨以上的甲醇项目多达37个，算上30万吨以下的甲醇项目，在建和拟建的产能总计达到3679万吨，其中，2008年投产的产能为295万吨，2009年投产的产能为1550万吨，2010年投产的产能为1454万吨。2011年投产的产能为380万吨。
4.3 煤制二甲醚项目
目前在建和拟建的二甲醚项目总产能达到1664.8万吨，其中2008年投产的产能为161.8万吨，2009年投产的产能为683万吨，2010年投产的产能为820万吨。
在目前所有在建和拟建二甲醚项目中，产能在100万吨以上（含100万吨）的项目有7个，涉及产能1120万吨；产能在30万吨-100万吨之间（含30万吨）的项目有8个，涉及产能334万吨；产能在10万吨-30万吨之间（含10万吨）的项目有16个，涉及产能220万吨；产能在10万吨以下的项目有4个，涉及产能20.8万吨。
分析不难发现，目前二甲醚项目正在朝着大型化、规模化的方向发展。
目前在建的甲醇、二甲醚项目有一个明显的特点，那就是相当一部分甲醇产能是为生产二甲醚而配套建设的，由于二甲醚的民用已经广泛展开，未来将会有广阔的市场空间，甲醇生产二甲醚将会降低项目未来面临的市场风险。
按生产1吨二甲醚需要消耗1.4吨甲醇计算，2008-2009年每年新增二甲醚产能将会消耗大部分当年新增的甲醇产能，大大降低甲醇产能过剩的风险。除去二甲醚消耗之外，未来三年，每年新增产能预计分别为69万吨、594万吨、306万吨。
由于甲醇制烯烃近几年发展也较快，因此未来甲醇产能过剩风险较小。
4.4 煤制合成氨项目
2007年新建、拟建和改扩建的合成氨项目产能合计达到917万吨，其中2008年投产450万吨，2009年投产467万。这些合成氨项目大多是煤制合成氨项目。
4.5 煤制天然气和煤制烯烃
4.5.1 煤制天然气项目
我国规划建设的煤制天然气项目中，进度最快的当属大唐集团，最多的也是大唐集团。上市公司大唐发电已经在内蒙赤峰市克什克腾旗开工建设年产40亿立方米的煤制天然气项目，总投资257亿元。此外，其在辽宁阜新还规划了年产40亿立方米的项目。
民营企业内蒙汇能在内蒙鄂尔多斯拟建年产16亿立方米的煤制天然气；神华集团拟在鄂尔多斯、宁夏分别建20亿立方米煤制天然气和40亿立方米煤制天然气，两项目均处可研阶段；中电投拟在新疆伊犁建两个煤制天然气项目，规模分别为60亿立方米和3*20亿方米方；中海油则计划在内蒙和山西大同建两个规模分别为80亿立方米及40亿立方米的煤制天然气项目。
4.5.2 煤制烯烃项目
神华宁煤集团宁夏宁东煤制丙烯项目于2005年底开工，总投资约195亿元，每年用煤量约526万吨，每年中间产品甲醇167万吨，设计规模为年产52万吨聚丙烯，同时每年副产18.48万吨汽油、4.12万吨液态燃料、1.38万吨硫磺。预计于2010年4月甲醇制丙烯装置投料试车，2010年7月煤气化装置投料试车。
大唐国际位于内蒙古多伦县的煤基丙烯项目于2005年9月开工建设，总投资180亿元，该项目以内蒙古锡林浩特市胜利煤田褐煤为原料，年产中间产品甲醇168万吨，最终年产品聚丙烯46万吨及副产精甲醇24万吨，汽油12.95万吨，LPG6.66万吨。预计于2009年9月底完成调试工作，10月份试车生产甲醇。
神华集团内蒙古包头煤制烯烃项目位于包头市九原区哈林格尔镇新规划的工业基地内，是国家示范工程，2006年通过国家发改委核准。该项目总投资152亿元，工程主要包括煤气化、合成气净化、180万吨/年甲醇、60万吨/年甲醇制烯烃、30万吨/年聚丙烯、30万吨/年聚乙烯、24万标m3（氧气）/h空分装置，并配套建设3台410吨/小时高压蒸汽锅炉和100MW抽汽凝汽式汽轮发电机组以及公用工程、辅助生产设施、厂外工程。预计于2010年10月生产出合格产品，投产后年产中间产品甲醇180万吨，并转化为聚乙烯30万吨、聚丙烯30万吨。
陶氏和神华集团位于陕西榆林的煤制烯烃项目一期规模为300万吨/年煤基甲醇制100万吨/年烯烃，将利用陶氏的先进技术生产种类丰富的下游产品。
5 国内煤化工产业发展趋势
煤气化是煤化工产业的核心所在，主要技术有壳牌粉煤气化、德士古水煤浆气化和GSP加压气化等。技术优势尤其是洁净煤气化技术以及先行企业优势较大。而真正降低煤化工产品成本的重中之重是获得便宜煤炭，具有煤炭优势和先进煤气化技术是降低成本的主要手段。
下游产品合成氨产业链中，尿素已经严重供过于求，仅靠行业成本支撑产品价格，投资前景暗淡。未来企业只有通过投资技改项目降低成本或进行行业整合来获得发展。目前行业整合明显加快，在化肥行业未来将出现更多的兼并收购案例并成为趋势；未来硝酸和硝铵在硝基复合肥方向发展仍有潜力。
下游产品甲醇产业链中，由于甲醇的物理性质不可能在国内大范围推广甲醇燃料，但甲醇是最重要的产出物及有机化工原料，可以用来生产甲醛、合成橡胶、甲胺、DMT、MMA、氯甲烷、醋酸、MTBE等一系列有机化工产品。预计到2010年，全球甲醇产能将达到5099万吨，需求量约为4226万，将出现供大于求的局面。同时由于全球甲醇产能向低成本区转移，国际甲醇价格将逐步下行。
国内甲醇装置以煤炭为原料占多与国际上以天然气为主的格局不同，但目前计划开工的项目在1500万吨以上，预计消费量正常需求增长在15%左右，目前甲醇产能面临严重过剩的压力。如果国家推广甲醇汽油、二甲醚和甲醇制烯烃项目，甲醇行业还有投资机会，否则即使有成本优势，投资风险仍然过大。
DME，二甲醚的成本优势来自于低成本甲醇合成，作为优秀的清洁能源，国家可能推广为车用燃料，但其配套的二甲醚站建设和车辆发动机的改造，使此需求短期内很难产生规模效应。短时间内二甲醚仅仅依赖成本优势，难以建立竞争优势，所以单个产品缺乏投资前景。
醋酸下游需求旺盛，预计未来需求增长将保持在10%以上。Celanese南京60万吨和扬子石化与BP合资的50万吨装置，使国内产能压力显现。而全球醋酸供应仍将保持偏紧或平衡的状况，这使得国内的一体化企业有希望利用成本优势未来逐渐参与到国际市场竞争中。
MTO/MTP，建设煤—甲醇—烯烃一体化装置降低成本与石化产品竞争。
甲醛主要用于生产树脂、胶粘剂，年需求增长率为25%左右，产能已显过剩。
未来投资方向是甲醇降耗技术开发以及甲醛的下游配套产品线的纵向多元化。
综合分析，煤化工产品大多进入单一产品结构企业受原料价格、产能过剩等市场行情影响严重。今后的产业发展方向是提高效率和降低成本，煤气化多联产似乎是行业的选择。国内目前拟建、在建项目很大一部分是煤矿企业，化工企业有技术、人员优势，但煤矿企业却占有资源、资金优势。而一些国际行业巨头则拥有技术优势。这就要求我国的业内企业在加强设备、技术引进和消化的基础上，加大技术研发强度，降低成本，提升品质，争取在上下游一体化发展的趋势下，做强煤化工产业。
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