煤化工发展方向.doc

煤化工发展方向
煤化工有四个重要的方向：煤基多联产；煤的直接液化；煤制化学品；费托合成；
1。所谓的煤基多联产，IGCC
这是一个系统工程，主要的目的是解决煤利用（包括作为能源，特别是发电）过程中的污染问题。
第一步制成水煤浆，然后利用德士古等气化工艺对煤进行气化处理，制成富含氢气和一氧化碳的合成气。这一步中，煤的能量90％转移到所制成的合成气当中，如果计算该气化工艺中所产生的中压蒸汽等，能量损失更小。
第二步合成气脱硫。这是煤基多联产的根本意义所在。如果煤直接燃烧火力发电，能量利用率可能更高，但固体形态的煤脱硫率只能做到一定程度，大量的煤直接燃 烧，即使有脱硫剂，也将产生大量的污染。脱硫工艺可以是低温甲醇洗工艺，非常成熟。然而低温甲醇洗要求把合成气的温度降下来，不可避免损失能量，因此本领 域最具吸引力和挑战力的技术是高温下，合成气的脱硫。
第三步多联产。一部分可供应城市煤气；一部分可制成化学品，如甲醇等；一部分可以发电。
目前，国家投入大量的人力物力在IGCC上，这方面的工作刚刚起步，应该说是一个有潜力的金矿.
国外煤直接液化工艺IGOR、HTI、NEDOL和FFI
煤 炭直接液化是把煤直接转化成液体燃料，煤直接液化的操作条件苛刻，对煤种的依赖性强。典型的煤直接液化技术是在400摄氏度、150个大气压左右将合适的 煤催化加氢液化，产出的油品芳烃含量高，硫氮等杂质需要经过后续深度加氢精制才能达到目前石油产品的等级。一般情况下，一吨无水无灰煤能转化成半吨以上的 液化油。煤直接液化油可生产洁净优质汽油、柴油和航空燃料。但是适合于大吨位生产的直接液化工艺目前尚没有商业化，主要的原因是由于煤种要求特殊，反应条 件较苛刻，大型化设备生产难度较大，使产品成本偏高。
煤直接液化技术研究始于上世纪初的德国，1927年在Leuna建成世界上第一个10万吨／年直接液化厂。1936～1943年间，德国先后建成11套直 接液化装置，1944年总生产能力达到400万吨／年，为德国在第二次世界大战中提供了近三分之二的航空燃料和50％的汽车及装甲车用油。第二次世界大战 结束，美国、日本、法国、意大利及前苏联等国相继开展了煤直接液化技术研究。50年代后期，中东地区廉价石油的大量开发，使煤直接液化技术的发展处于停滞 状态。1973年，爆发石油危机，煤炭液化技术重新活跃起来。德国、美国及日本在原有技术基础上开发出一些煤直接液化新工艺，其中研究工作重点是降低反应 条件的苛刻度，从而达到降低液化油生产成本的目的。目前不少国家已经完成了中间放大试验，为建立商业化示范厂奠定了基础。

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。

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450～480摄氏度；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。

美国HTI工艺
该工艺是在两段催化液化法和H－COAL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420～450摄氏度，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。

日本的NEDOL工艺
1978~1983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0.1~2.4t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年由于资金问题被迫搁置。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。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Tanito Harum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。

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1.5～2％，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0.02～0.05％，而且这种催化剂中的钼可以回收85～95％。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6～10兆帕，减少投资和动力消耗，降低成本，提高可靠性和安全性。但是对烟煤液化，必 须把压力提高。