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总量控制 科学发展煤化工来源:中国化工信息网 2009年1月15日 1. 发展现代煤化工 实施能源替代战略近年来随着国民经济的快速发展，我国对能源消费逐年大幅增长。20052007年国内能源产量见表1。表1 20052007年国内能源产量 亿t年份原煤石油天然气/亿Nm3发电量/亿kWh200521.61.810500.024747200623.801.837585.528344200725.231.866693.132559在我国能源结构中，煤炭占70%左右。实现煤炭洁净、高效、经济和合理的利用，尤其是煤化工利用具有重大的现实和战略意义。从国家安全和能源战略角度出发，研究开发以碳一资源替代石油为原料的新化学生产工艺，对于我国这样一个煤多、油少、甲烷资源不丰富的国家，有着极其重要的意义。 煤化工涉及领域广泛，可生产几乎所有种类的石油化工产品。目前我国油品短缺与原油储量及开采不足的矛盾已凸现出来，因此在二十一世纪前期，我国煤化工的发展直接关系着国家能源战略安全和基本化工产品的供给，其经济意义不可估量。由此可见，煤炭是我国的主要能源和重要工业原料。煤炭产业是我国重要的基础产业，煤炭产业的可持续发展关系到国民经济的健康发展和国家的能源安全。最近公布的国家煤炭政策明确指出：“在水资源充足、煤炭资源富集地区适度发展煤化工，限制在煤炭调入区和水资源匮乏地区发展煤化工，禁止在环境容量不足地区发展煤化工。国家对特殊和稀缺煤种实行保护性开发，限制高硫、高灰煤炭资源开发”；“鼓励大型煤炭企业参与冶金、化工、建材、交通运输企业联营”总的来说，“发展现代煤化工有利于我国石油替代能源战略的实施，有利于我国化学工业的结构调整，有利于满足国民经济发展的需要。能源需求的快速增长，把我国带入发展现代煤化工的新阶段。”煤烃转换系数对煤化工发展具有指导意义 煤化工的效率高低和有序发展问题，已经引起国内高层学者的深切关注。煤化工效率的实质是用煤作原料来生产化工产品是否合适，由于存在“明显合适”与“明显不合适”两种观点，因此这个问题的结论还不能肯定或否定。煤烃转换系数已经包括电、蒸汽、染料等其他形势的消耗，这些数据要从整个工程设计中得到，是宏观的定量数据。煤烃转换系数是非常有实用价值的数据，对指导煤化工的发展有积极的意义。多种煤化工工艺煤烃转换系数见表2。 表2 煤烃转换系数(吨标煤转化为吨产品)F-T合成煤液化MTP/MTO/MTG合成甲烷4.53.85.13.5从工程设计的角度看来，吨产品的能耗是与煤烃转化具有同一性，但是角度不同，也是整个工程的宏观数据，见表3。随着催化剂的不断改进，装置规模的不断扩大，工程设计中能量利用水平不断提高，同一工艺的能量转化效率也在不断提高。例如，按照目前最新的催化剂能力来估算，F-T合成的能量转化效率可以达到40%。 表3 煤化工产品的单位能耗 GJ/t 产品(水煤浆气化为龙头)吨产品能耗吨产品热值能量转化效率/%醇(甲醇)4222.6654油(柴油、汽油)F-T合成13241.8732直接液化11141.8738MTG15041.8728烯(乙烯、丙烯)MTO15047.1931MTP15045.8130醚(二甲醚)6328.8950甲烷8950.0456 煤化工吨产品能耗与煤气化工艺路线息息相关，煤气化单元的能耗随气化方法的不同而有差异。例如，以水煤浆气化为龙头技术的煤化工产品，与以粉煤气化为龙头技术的煤化工产品，吨产品的能耗会有一定的差别。在壳牌炉大举进军中国市场时，外商利用对比平台不一致的手法，故意夸大了这个数据。宣传说壳牌炉能够节能15%，氧耗量能够节省25%等。国内煤化工专家对这种说法产生了质疑，经过研究发现，粉煤气化比水煤浆气化效率高6%。这个结论推广到表2，则大型水煤浆制甲醇装置的吨产品能耗约为42GJ，粉煤气化可以做到40GJ，再低的数据只是商家的宣传而已。 鲁奇炉的效率比较低，因此以鲁奇炉气化为龙头的产品能耗可能就更低了，改进的鲁奇炉（BGL）可能会好一些。 与天然气化工和石油化工相比，煤化工的吨产品能耗无疑是比较大的。以甲醇为例，目前的天然气制甲醇的吨醇能耗为32GJ。相比之下，煤化工的能耗约高出31%左右。这个数据在合成氨工业中也能够得到验证，结果相差无几。推广到煤制油工艺，也基本在这个水平。国内最近设计的煤制天然气装置的综合能耗为63.58GJ/1000Nm3 CH4，即吨烷能耗88.8GJ；天然气的热值可计为36.0GJ/1000Nm3 CH4, 即吨烷热值50.3GJ；该过程能量利用率为56.64%。这个方案是有吸引力的，因为甲烷是国民经济中迫切需要的产品。在MTO/MTP中，45t标准煤才能换回1t液态烃，大部分煤中的碳没有进入产品，而是转化成CO2排入大气。尽管煤和液态烃都是燃料，然而一个是固态燃料、一个是液态燃料，两者并不完全一样。有许多场合，特别是发动机用的燃料，只能将煤变成为油后再使用。在煤化工能量转化率问题上，也应该考虑产品的应用性。因此，从总体上来说，不应单纯从能量转化率来判断某一煤化工工艺的可行性。例如，甲醇的能量转化率比较高，有学者从理论上得到煤制甲醇和柴油的理论能量利用率(严格来说，这是根据现有煤制油技术得到的工程数据而不是理论值！)比例为1:0.438，也就是说采用甲醇代油要比煤制油节约煤资源1/2左右。但是实际上差距不会有这么大，随着煤制油催化剂效率的提高，这个比例在缩小，而且甲醇生产装置中有一些低位能的利用比较困难，计算得到的高数据不一定能够全部拿到。当进一步应用甲醇时，还要有一个能量转化率。因此，过分钟情于甲醇的发展，不一定合理。综合来看，不能完全根据能量转化率来决定煤转化为某一种化工产品是否合适或不合适，而是要取决于对产品的需要。生产煤化工产品代价巨大，不仅能量回收率低，而且大约70%的碳生成的CO2后直接排放到大气中，从而引起环境的污染，这也就决定了煤化工不可能没有控制地发展。煤制油企业应以成品油产出最大化为目标 在发展大规模的煤制油企业时，其产品的目标是需要决策的。国家最需要的是油品，其中柴油更是优先。 煤制油产品具有多样性，以F-T合成为例，反应产物为C1C50。经过炼制和循环转化等步骤，主要产品是柴油，同时也得到少量其他油品，如石脑油和液化气。F-T合成、直接液化、MTG是目前看好的3种煤制油方法，它们的产品各不相同，前两者主要是柴油，MTG主要是汽油。见表4。 表4 三种煤制油方法全装置产品结构 % 产品F-T合成直接液化MTG柴油7567汽油88石脑油2023LPG51012 煤制油的产品以柴油为主、汽油为辅，与国家需求相关。这3种煤制油产品不能与石油产品一一对应，直接用于目前的内燃机、发动机是不理想的。按照目前的概念，将其与石油炼制产品勾兑是比较理想的办法。尽管直接液化的能耗最低，但直接液化的产品柴油品位较低，主要表现在十六烷值太低、含硫量高、芳烃含量太高、不含烯烃，因此不受欢迎。见表5。 表5 直接液化和F-T合成柴油馏分组成与性质 % 生成物直接液化馏分油F-T合成馏分油烷烃165烯烃025环烷烃71芳烃600极性化合物247沥青烯80合计100100十六烷值206570 注：据称，国内对直接液化产品做了改进，十六烷值可以达到40。 煤制油装置会副产一部分石脑油，这部分产品的利用比较困难。有人主张用它裂解制烯烃的办法代替现有的石油化工裂解工艺，理由是煤制石脑油转化得到烯烃的消耗定额(2.5:1)比石油来源的石脑油(3.2:1)小。这种观点在规划部门受到重视，甚至主张扩大F-T合成后石脑油转化烯烃的比例，把煤制油工厂变成煤制烯烃的工厂，尽量多出石脑油，并认为这是煤代油的一个理想途径。 这个主张的动机很好，但是不尽合理。4.5t标煤制成1t石脑油，2.5t石脑油制成1t烯烃，合计为11.7t标煤制成1t烯烃，远远超过MTP/MTO 5.1t标煤制成1t烯烃的消耗定额。这是由碳链的连接与打断的步骤太多引起的，每一个步骤都有损耗，综合起来后损耗太大。 因此，F-T合成油应该尽量主攻柴油产品，通过炼油行业的转化和加工办法，尽量少产石脑油而多产柴油，或转化成其他有用的油品。这一原则也适合直接液化和MTG。也就是说，煤制油企业应该以主攻产品油的最大化为目标。 在大规模的煤制油企业中，例如500万t/a规模，可以得到75%的柴油，此外有一定数量的石脑油(大约有20%)，其中C7C9馏分经过重整得到车用汽油，C5C6馏分经过异构化得到辛烷值较高的汽油馏分作为调和用。另外5%的液化气可以作为燃料使用。这样的工厂是名副其实的煤制油工厂，也是煤制油的优化方案。 近来，针对国内褐煤数量比较多的问题，有学者提出先将褐煤低温焦化，得到焦油进行加氢得到油品(航空煤油)，将剩下的半焦(兰碳)进行气化，得到合成气，再加工得到油品。这样可以实现最大限度地进行煤制油生产，提高煤制油的效率。这是一个很好的想法，但实现起来困难不少，主要是半焦气化的技术还没有落实，期望有煤炭企业家来吃这个螃蟹。归纳起来，可以得出几点推论，并对当前煤化工项目热点技术成熟度进行排比，见表6。 表6 当前煤化工项目热点技术成熟度排序排序热点技术全球范围内成熟度1F-T合成柴油有南非长期工业化实践，有国内运转周期较长的工业化试验数据2合成甲烷有美国长期工业化实践，国内研究不够3MTG甲醇制汽油有新西兰工业化短期实践，有国内较为完善的工业化试验数据，有国内工业化试验数据4MTP甲醇制丙烯工艺流程、催化剂和反应器与MTG相似5煤加氢液化有几十年前德国的早期实践，有国内初步的工业化试验数据6MTO甲醇制烯烃仅有国内和UOP初步的工业化试验数据(1)在煤烃转换的工艺中，F-T合成柴油是最合理的工艺，合成甲烷也比较理想，也可以用MTG合成汽油，所得产品都符合国家的迫切需要。(2)当我们需要烃类的时候，可以采用MTP/MTO。但是这样制得的烯烃能耗高、能量利用率低，无法与以石油原料的工艺相比。MTP的后加工产业链比MTO短，比较容易工业化实施。(3)煤制氢后，再将煤加氢液化得到油品的技术，能耗虽然很低，但是技术困难比较大，操作压力高，产品品位略低。(4)在煤烃转换的工艺中，煤气化是共同的步骤。因此改进煤气化技术非常重要。 4.国外技术不应盲目引进 煤气化工艺的分类方法很多，其优劣在学术上和工程上各执其词。由于煤种、产品和建厂条件不同，以及技术比较复杂等，煤气化工艺的多样化是必然的，世界上不存在能够适应任何情况的煤气化技术，见图1(略)。 国外煤气化技术主要应用于IGCC由于石油和天然气的广泛应用，国外没有大规模发展煤气化技术，只是在IGCC中采用了4种成熟的大型煤气化技术，在合成烃类中使用鲁奇炉(南非和美国)，其他技术(如GSP)还谈不上规模发展。上世纪80年代，我国引进了鲁奇固定床、U-gas流化床、德士古气流床、恩德炉，近期引进20台壳牌炉即SCGP技术(见表7)、1台GSP炉等，世界上主要类型的煤气化技术在我国几乎都有引进。 表7 近年国内引进的 SCGP装置 t/d 项目最终产品类型煤处理量气化炉/台湖北双环化工集团有限公司合成氨9001广西柳州化工股份有限公司合成氨11001湖南岳阳中石化壳牌煤气化有限公司合成氨、H220001中石化湖北化肥分公司合成氨20001中石化安庆分公司合成氨、H220001云南天安化工有限公司合成氨27001大连大化集团有限责任公司甲醇11001云南沾化有限责任公司合成氨27001中国神华煤制油有限公司H244002河南永城煤电(集团)有限责任公司甲醇21001河南中原大化有限公司甲醇21001河南义马开祥化工有限公司甲醇11001大唐国际发电公司甲醇84003天津渤海化工集团天津碱厂甲醇和合成氨44002贵州天福化工有限公司合成氨和甲醇20001河南鹤壁煤电股份有限公司甲醇27001国内煤气化技术研究稳步推进在国家科技部的立项支持下，大型煤炭集团投入大量资金，国内煤气化技术研究取得很大进展。这些技术正在从工业化试验装置阶段稳步进入示范厂建设阶段，有的已经投产。目前正在研究的技术有6种，包括：四喷嘴水煤浆气化技术、两段式干煤粉加压气化技术、灰融聚流化床气化技术、非熔渣-熔渣分级气水煤浆化技术、干煤粉气流床气化技术(航天炉)、多元料浆气化技术等，见表8。其中有两项技术在国际上存在知识产权争议。正在云南进行的BGL炉的改进研究，产权不属于中国。 表8 国内正在开发的煤气化技术 t/d 技术原料现有规模(投煤量)在建规模(投煤量)开发单位两段炉气化干煤粉362000/1000西安热工研究院干煤粉气流床气化干煤粉0500航天部非熔渣-熔渣分级气化水煤浆550700清华大学四喷嘴气化水煤浆7001150华东理工大学多元料浆气化水煤浆500500西北化工研究院灰融聚流化床气化碎煤50300山西煤化所这些技术的开发过程中，在不同程度上持续得到国内企业家的支持，这是令人鼓舞的新形势。在引进德士古水煤浆气化技术的基础上，国内企业作了改进，产生了四喷嘴水煤浆气化技术、非熔渣-熔渣分级气水煤浆化技术等成果，取得了一定的生产经验。两段式干煤粉加压气化技术是一种很有前途的技术，现在分别在一个日投1000t煤的甲醇装置和日投2000t煤的IGCC装置上示范。前者是激冷流程，后者是废锅流程。与壳牌技术相比，它相对简单，特别是粉煤气化+激冷流程，更是被大家看好。 引进装置问题分析 长期以来，我国煤气化采取引进技术和国内开发两条腿走路的策略，国内技术和引进技术相辅相成，使得我国煤气化技术水平得到整体提高。但是在具体工作中，却出现了意想不到的情况。在化工部存在的年代，基本上不搞“重复引进”，通常是先引进12套技术，消化吸收改造后逐步完善。例如德士古气流床煤气化技术，在鲁南和渭河就是这样做的。而现在，15个企业同时引进20套壳牌干煤粉气化装置，将国外用在发电上的工艺集体实施在化工装置上，这在国内外化工生产上尚无先例。先期开车的几套装置都没有达到预期设想，主要是开停车次数太多、不能满负荷运行、经济效益不佳、外商的宣传目标没有实现。企业和业内人士对此作了分析，大致有以下几方面的原因： 工艺路线 虽然壳牌技术是目前国际上最先进的煤气化技术之一，但并非十全十美。这种炉型在国外的成功经验主要是应用在发电上的。引进这项技术时，外商及其代理人说得头头是道，宣称壳牌技术适合任何煤种、不要备用炉，可以节氧25%等，以吸引广大企业。实际上，引进该技术应用于氢、氨、醇生产的过程中将面临着很多困难。工艺流程和一些指标数据和优点是在发电流程上得到的，并不完全适合于制氢、氨、醇生产。在与其他气化技术比较时，数据不是在同等条件下得到的，忽略了合成气中水蒸汽含量的影响，产生失真。对这样的新技术，我们要有一个消化吸收的过程，也就是一个客观事实的认识过程。在这方面，当时国内的功夫显然下得不够。 在工艺流程上，壳牌煤气化技术采用的是“气化炉+废热锅炉+循环压缩机+陶瓷过滤器+水洗涤”流程。这个流程适合发电工艺，产生的合成气中的水蒸气含量很低(14%)，CO的含量很高(60%以上)，适合其后进行的燃烧。而在化工业，特别是用于制氢，这样产生的合成气中的水蒸气太低，不能进行后续的变换反应，需要补充大量的水蒸气，抵消了粉煤气化的节能功效。如果采用激冷流程，直接用水冷却，工艺成熟简单，如同水煤浆气化一样，还可以得到含50%以上水蒸气的合成气，有利于后续的变换工艺。 15个企业同时引进20套壳牌干煤粉气化装置，却没有一个企业对此进行强烈干预，令人不解。而南京某企业在进行同样改造时，摒弃了这种做法，采用其他办法，2007年运行良好而盈利7亿元。2007年在美国国家政府网站上,发表了一篇题为“Shell Coal Gasification Process Update”的报告，这篇报告提出了一些新的数据，对6年来推行的壳牌煤气化技术主流概念作了调整，使国内同行有了新的认识，这为国内如日中天的煤化工发展注入生机。其中提出开工率为88%、应用备用炉、煤的灰分在0.524.5范围内、适用于大多数煤种等概念，引起了国内碳一化工学术界的广泛关注。 壳牌煤气化的盲目推广反映了功利主义在部分工程公司的弥散，是否应该引起国家有关部门的警惕？ 原料 壳牌煤气化技术声称可以适用任何煤种，实际上并非如此，并不是所有的煤种都适用于壳牌气化法。要选用灰熔点低、活性好、灰分含量较低的好煤种，才能够确保长周期安全稳定运行。实际运行表明，灰分质量分数在8%15%为最佳。同时，必须通过试烧，方能准确地进行工业装置的设计。要求企业煤种稳定，不经常更换。而我国煤化工企业原料煤种繁多、每批次量少、煤切换频繁，通常1次/4天，最多2次/1天，这样难以实现稳定生产。 生产 目前生产中出现的问题，正在逐步得到解决。例如：大的渣块容易堵管，煤粉的流量无法保证；烧嘴头部富氧过温损坏，气化炉开工烧嘴罩烧穿；煤的输送存在波动导致煤与氧的比失调；激冷压缩机运行中出现故障等。这些问题基本上出自外商设计中的先天不足，国外装置开车时间也在60007000h/a。 对于中国的企业来说，通过自己的努力解决引进技术的问题责无旁贷，但却付出了很大的代价。先期开车的3个大厂，2007年内共亏损了7