煤炭液化方法技术经济分析

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1、煤炭液化方法技术经济分析王乃计　纪任山（煤炭科学研究总院北京煤化学研究所，北京市朝阳区青年沟东路，00013）　　摘　要　通过对煤液化工艺原理和煤液化技术经济性对比分析,得出煤炭间接液化及直接液化不应单从技术论优劣,二者各有所长,同时又有一定互补性的结论,认为我国煤种齐全、地域辽阔，两种液化技术均有很好的应用前景。　　关键词　煤直接液化　煤间接液化　应用前景　　1　煤液化技术的工艺特征对比分析　　1.1　煤液化工艺原理对比分析　　1.1.1　F-T合成　　典型煤基F-T合成工艺包括：煤的气化及煤气净化、变换和脱碳；F-T合成反应；

2、油品加工等3个纯“串联”步骤。气化装置产出的粗煤气经除尘、冷却得到净煤气，净煤气经CO宽温耐硫变换和酸性气体（包括H2S和CO2等）脱除，得到成分合格的合成气。合成气进入合成反应器，在一定温度、压力及催化剂作用下，H2和CO转化为直链烃类、水以及少量的含氧有机化合物。生成物经三相分离，水相去提取醇、酮、醛等化学品；油相采用常规石油炼制手段（如常、减压蒸馏），根据需要切割出产品馏份，经进一步加工（如加氢精制、临氢降凝、催化重整、加氢裂化等工艺）得到合格的油品或中间产品；气相经冷冻分离及烯烃转化处理得到LPG、聚合级丙烯、聚合级乙烯及中热

3、值燃料气。　　F-T合成的特点是：合成条件较温和，无论是固定床、流化床还是浆态床，反应温度均低于350℃，反应压力2.0～3.0MPa；转化率高，如SASOL公司SAS工艺采用熔铁催化剂，合成气的一次通过转化率达到60％以上，循环比为2.0时，总转化率即达90％左右。Shell公司的SMDS工艺采用钴基催化剂，转化率甚至更高；受合成过程链增长转化机理的限制，目标产品的选择性相对较低，合成副产物较多，正构链烃的范围可从C1至C100；随合成温度的降低，重烃类（如蜡油）产量增大，轻烃类（如CH4、C2H4、C2H6、……等）产量减少；

4、有效产物-CH2-的理论收率低，仅为43.75％，工艺废水的理论产量却高达56.25％；煤消耗量大，如我国西部某间接液化项目，生产1tF-T产品，需消耗原料洗精煤3.3t左右（不计燃料煤）；反应物均为气相，设备体积庞大，投资高，运行费用高；煤基间接液化全部依赖于煤的气化，没有大规模气化便没有煤基间接液化。　　1.1.2　加氢液化　　典型的煤直接加氢液化工艺包括：氢气制备、煤糊相（油煤浆）制备、加氢液化反应、油品加工“先并后串”4个步骤。氢气制备是加氢液化的重要环节，可以采用煤气化、天然气转化及水电解等手段，但大规模制氢通常采用煤气化及

5、天然气转化。液化过程中，将煤、催化剂和循环油制成的煤浆，与制得的氢气混合送入反应器。在液化反应器内，煤首先发生热解反应，生成自由基“碎片”，不稳定的自由基“碎片”再与氢在催化剂存在条件下结合，形成分子量比煤低得多的初级加氢产物。出反应器的产物构成十分复杂，包括气、液、固三相。气相的主要成分是氢气，分离后循环返回反应器重新参加反应；固相为未反应的煤、矿物质及催化剂；液相则为轻油（粗汽油）、中油等馏份油及重油。液相馏份油经提质加工（如加氢精制、加氢裂化和重整）得到合格的汽油、柴油和航空煤油等产品。重质的液固淤浆经进一步分离得到循环重油和残

6、渣。　　加氢液化的特点是：液化油收率高，例如采用HTI工艺，我国神华煤的油收率可高达63%～68％；煤消耗量小，如我国西部某直接液化项目，生产1t液化油，需消耗原料洗精煤2.4t左右（包括23.3％气化制氢用原料煤，也不计燃料煤）；馏份油以汽、柴油为主，目标产品的选择性相对较高；油煤浆进料，设备体积小，投资低，运行费用低；制氢方法有多种选择，无需完全依赖于煤的气化；反应条件相对较苛刻，如德国老工艺液化压力甚至高达70MPa，现代工艺如IGOR、HTI、NEDOL等液化压力也达到17～30MPa，液化温度430～470℃；出液化反应器

7、的产物组成较复杂，液、固两相混合物由于粘度较高，分离相对困难；氢耗量大，一般在6%～10％，工艺过程中不仅要补充大量新氢，还需要循环油作供氢溶剂，使装置的生产能力降低。　　1.2　液化工艺对煤种的选择性对比分析　　煤基间接液化工艺对煤种的选择性也就是与之相适应的气化工艺对煤种的选择性。气化的目的是尽可能获取以合成气(CO+H2)为主要成分的煤气。目前得到公认的最先进煤气化工艺是干煤粉气流床加压气化工艺，已实现商业化的典型工艺是荷兰Shell公司的SCGP工艺。干煤粉气流床加压气化从理论上讲对原料有广泛的适应性，几乎可以气化从无烟煤到

8、褐煤的各种煤及石油焦等固体燃料，对煤的活性没有要求，对煤的灰熔融性适应范围可以很宽，对于高灰分、高水分、高硫分的煤种也同样适应。但从技术经济角度考虑，褐煤和低变质的高活性烟煤更为适用。通常入炉原料煤种应满足：灰熔融性流动