煤制油技术成熟可行资源环保掣肘-【zixun】

煤制油：技术成熟可行 资源环保掣肘

中国页岩气网讯：2010年12月23日，纽约商品交易所原油期货价格收于每桶90.48美元，为2008年10月7日以来油价首次跃上90美元/桶。石油价格的上涨刺激着煤化工的神经，也引发了人们对石油替代战略的深入思考。作为“十一五”期间风起云涌的煤化工产业的重要组成部分“煤制油”产业（以煤为基础原料经化工合成—改质生产碳基液体产品如成品汽油、柴油、润滑油基础油等）怎样发展、技术成熟程度和发展趋势如何，这些问题也急需一些参考答案。为此，记者采访了中国石化石油化工科学研究院长期从事相关研究的胡志海、夏国富、申海平三位专业人士，请他们从基本理论、工艺、工程等角度谈谈对煤制油产业的看法。

记者：请专家首先介绍一下煤制油发展过程及技术路线。

胡志海：煤制油也称煤液化，是以煤炭为原料生产液体燃料和化工原料的煤化工技术的简称。主要有两条技术路线，直接液化和间接液化，均起源于德国。无论哪一类液化技术，都有成熟的范例。

煤直接液化是煤在适当的温度和压力条件下，直接催化加氢裂化，使其降解和加氢转化为液体油品的工艺过程。1913年，德国的柏吉乌斯（Bergius）首先研究了煤的高压加氢，并获得了世界上第一个煤炭直接液化专利。1927年，德国在莱那（Leuna）建立了世界上第一个煤炭直接液化厂，规模为10万吨/年。1936年～1943年期间，德国又先后有11套煤炭直接液化装置建成投产。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。1973年石油能源危机后，德国、美国、日本等工业发达国家，在原有基础上相继研究开发出一批煤炭直接液化新工艺，但目前国外并没有正在商业运行中的工业化装置。神华集团综合国内外单元技术之长，集成开发出了神华煤直接液化工艺，并在鄂尔多斯建设了百万吨级直接液化煤制油装置，在解决运行连续性问题后，有望成为世界上第一个百万吨级的直接液化煤制油商业示范装置。

煤的间接液化是先将煤经气化制合成气（一氧化碳+氢气），再在催化剂的作用下，经费托（F－T）合成生产烃类产品和化学品的过程。国外煤间接液化已有70多年历史，第二次世界大战期间，德国曾建有9座合成油厂，生产规模合计59.1万吨/年。目前，煤间接液化的技术代表是南非沙索（SASOL）公司，该公司于1955年建成了第一座由煤生产燃料油厂（SASOL－I），率先实现了规模化生产。70年代石油危机后，于1980年和1982年又相继建成了SASOL-Ⅱ厂和SASOL-Ⅲ厂。三个厂年处理煤炭总计达4590万吨。主要产品是汽油、柴油、蜡、氨、乙烯、丙烯聚合物、醇、醛、酮等113种，目前总产量达900多万吨。近期，国内煤间接液化技术的开发和应用也取得了突破性进展，目前已建成三套16万吨/年煤间接液化小型工业示范装置，拟建百万吨级装置多套。

此外，以煤基甲醇为原料生产汽油的技术也可以列入煤制油的范畴。该类技术的代表是美国埃克森美孚公司。

记者：粗略地说，这两种技术路线各有哪些工艺技术特点？

夏国富：就直接液化来看，该技术主要优势有三个方面：其一是合成油的收率较高，可达到60%以上；其二是物耗较低，平均3～4吨煤能产出1吨油，电力消耗也较间接液化少30%左右；其三是流程相对较短，投资相对较少。直接液化的缺点也很明显：一是缺乏大规模工业化经验；二是装置运行稳定性不够，磨损、结焦、腐蚀等问题尚未完全解决；三是对煤种的要求较高。

间接液化也有自己的优缺点。优点之一是技术成熟可靠，具备产业化经验。二是运行稳定，设备维修难度小。三是对原煤品质要求较低。但是，该技术的物耗、能耗明显比直接液化高，平均5～6吨煤产出1吨油。另外投资也较大，每万吨油建设投资需要上亿元。

记者：从纯技术角度看，这两种技术是否都已成熟？或者说，业界更推崇哪一种作为主导技术？

胡志海：单纯从技术角度看，两种技术都是成熟的；但从工业实施的角度，间接液化优势较为明显，因此业界对间接液化给予了更多的关注。原因有四：一是间接液化对煤质的要求相对较低（直接液化需要热值低、氢含量高的煤）。二是运行可靠性高（直接液化过程存在较多制约长周期稳定运行的因素，如磨损、腐蚀和结焦等，且目前尚未全部解决）。三是产品质量好，符合产品清洁化方向。间接液化产品柴油十六烷值高于75，无硫无芳烃，主要性质远高于当前最严格的柴油规格要求。此外，间接液化还可生产高附加值的产品，如高品质润滑油基础油、石蜡等。四是间接液化具有长期丰富的产业化成功经验，这在南非SASOL公司表现得十分突出。

记者：从各位专家的介绍中我们了解到，不论是直接液化还是间接液化都经历了很长的发展过程，技术成熟度也较高。但是，除此之外，科技界有没有进行过其他技术路线探索，来规避上述两种方法的缺点？

申海平：近年来，煤—油共炼技术已经引起大家的关注，国内外科技界都在进行研究。该技术是先将煤与渣油混合成油煤浆，然后再炼制成液体燃料的技术路线。比较突出的是美国烃类研究公司（HRI)的催化两段法、加拿大的Canmet法和德国的Pyrosol法。煤—油共炼的工艺流程与煤直接液化基本相同，主要区别是没有循环油。

记者：从目前已经取得的成果看，这种技术有哪些优势？

申海平：依据已经公布的技术研究资料，煤—油共炼具有明显的特点。第一，装置处理能力提高。因为煤和渣油都是加工对象，加工能力可提高1倍以上，油产量可增加2～3倍。第二，煤和渣油的具有协同效应。在反应过程中，渣油起供氢溶剂的作用，煤及煤中的矿物质具有促进渣油转化、防止渣油结焦和吸附渣油中的镍钒等重金属的作用。由于这种协同作用，共炼时比煤或渣油单独加工时油收率高，可以用来处理劣质油，工艺过程比煤液化工艺相对简单。第三，氢的利用率高。共炼时，由于渣油中含有煤转化过程所需的部分氢，从而可以相对降低制氢成本。共炼时馏分油比重较低，易于精炼提质。同时共炼对煤的性质要求放宽。第四，成本可以降低。但煤直接液化存在的原料适应性、装置稳定性、技术经济性等问题在煤油共炼技术中同样存在。

所以，我认为煤油共炼技术将是未来可选的煤直接液化技术之一。基于富煤少油的国情，要加大技术创新，为煤液化的工业化做必要的准备。

记者：根据各位专家的介绍，是不是可以认为随着技术的进步，煤液化未来会有所发展？另外，它是不是新能源的发展方向？

夏国富：第一个问题可以从两方面看。一方面，随着石油资源的日趋紧张，为了填补石油供应缺口，煤液化在未来能源体系中应该有一席之地；另一方面，作为煤清洁利用的一种能源技术，即使近期无法大规模运用，国家应该站在宏观高度进行战略技术储备。

对于第二个问题，很难说煤液化是新能源的发展方向。因为，从本质上看，不管使用何种技术路线将煤转化油，只不过是一次能源的利用方式发生变化，而化石能源总是有限的，会枯竭的。作为一种新能源，它必须满足可再生性、清洁无或少污染等基本特性，这在煤液化上看不出来。而且，煤液化之所以没有大规模产业化的深层次原因不是技术问题，而是受到环保和资源的掣肘。

记者：那么，资源和环保是怎样制约煤制油产业化的？

胡志海：首先，煤制油对煤炭资源消耗量较大。如前面所分析的那样，直接液化大概是平均3～4吨煤才能产出1吨油。间接液化更高，平均5～6吨煤产出1吨油。虽然，我国煤炭的储采比高于石油，但是煤炭资源也只能说是相对丰富，若过度消耗煤炭获取成品油可能也是有问题的。其次，耗水非常严重。有关数据显示，采用煤制油，每获得1吨液体产品，需要消耗10吨左右新鲜水，是传统石油炼制耗水的20倍以上。在水资源分布上，煤与水呈逆向分布，即富煤的地方水资源很少。如我国的山西、陕西、新疆、内蒙古等地区煤资源量很大，但都十分缺水。最后，煤液化过程中二氧化碳排放量惊人。如果碳捕获和收集技术跟不上的话，发展煤液化对碳减排和控制温室气体排放将是十分严峻的挑战。

综上所述，结合国家能源战略的需要及资源和环保制约，业内的基本共识是近期我国煤制油产业宜适度发展。

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