成败煤制油

2014.12.11

国内老牌煤炭企业将重振计划锁定在一个有争议的项目上。

夜幕低垂，在陕西榆林市区西南40多公里处的公路两侧，一面面印有"1号工程"和"决战2014"的标语旗在车灯照射下格外醒目。不远处，榆横煤化学工业区的兖矿集团煤制油项目现场灯火通明。

"我们力争在20xx年5月前顺利投产产油。"兖矿未来能源公司党委书记苗素军指着不远处近6层楼高的气化炉对《财经国家周刊》记者说。

为此，兖矿已等待了8年。20xx年2月，兖矿榆林煤制油项目获得国家发改委路条，并和神华集团煤制油项目一同成为国家示范项目。但随后，由于相关政策变化及自身发展战略的犹豫彷徨，兖矿煤制油发展几欲搁浅。直到20xx年9月23日，国家发改委正式发文核准了兖矿榆林100万吨/年煤制油项目。 但是，即便神华集团煤制油项目已实现盈利，煤制油较低的经济性仍然是舆论争论的焦点。在国务院发展研究中心企业所研究员周健奇看来，神华煤化工发展得好，凭借的不是煤制油来盈利，而是整合产业链。 但兖矿董事长张新文相信，"发展煤化工是正确战略"。

1号工程

煤制油项目是兖矿集团的"1号工程"，是兖矿的希望所在。

上世纪90年代中后期，兖矿进入快速发展期。彼时，包括神华在内的煤炭企业都视兖矿为标杆企业。即便煤炭黄金10年结束后，兖矿也能顺风顺水。

但从去年开始，兖矿的发展出现波折。20xx年，兖矿境外子公司兖煤澳大利亚公司因汇率变动，亏损45.6亿元。同时，由于兖矿榆林项目几经停滞，财务成本几乎消耗了全部前期投资。兖矿营业收入也在煤炭行业排名中下降至第16位。

20xx年7月，张新文、李希勇分别从济南高新区与山东能源集团调任兖矿董事长和总经理。他们很快采取"瘦身"计划，仅总部机关，就从58个部门、1200多人，减少到15个部门、216人。

"煤炭价格持续下跌让形势变得更为严峻。"张新文说。按照他最初节流设想，20xx年兖矿需要压缩成本50亿元，20xx年再压缩50亿元，但仍无法扭转颓势，突破口必须尽快找到。

煤制油项目恰好能增强兖矿产业布局的互补性。当煤价低迷时，可通过煤制油产业链的延长对内部收益进行合理调节。于是，煤制油项目顺理成章地成为兖矿开源的首选。

兖矿也的确具有先天优势。19xx年，兖矿合并了当时拥有煤化工黄埔军校之称的鲁南化肥厂。在此基础上，兖矿逐步研制出了拥有自有知识产权的四喷嘴对置式水煤浆气化技术。

此外，兖矿还从南非萨索尔公司邀请到了其首席工程师孙启文的加盟，历时数年之后，开发出了具有自主知识产权的高、低温费托合成技术。

煤制油项目还解决了兖矿旗下陕蒙煤矿资源的外送难题。"当初投资陕、蒙一带煤矿时，失策在于没有参股途经铁路线。"张新文表示，如果单靠汽车运输，兖矿在陕、蒙的煤矿没有任何优势。但借助煤制油项目，不仅契合国家能源安全战略，还能将这些煤炭资源就地转化，解决外送难题。

销售"路障"

目前，兖矿正在紧张建设的100万吨/年间接法煤制油项目只是一期工程的

第一条生产线，项目总投资160亿元，年产柴油78.98万吨、石脑油25.53万吨、液化石油气10.02万吨。如果一切顺利，还会继续上马第二、三条生产线，一期工程总计500万吨/年规模。更长远的目标将达到1000万吨，投资规模高达1000亿元以上。

但眼下兖矿亟需解决的是销售问题。作为一家煤炭企业，兖矿在油品销售上毫无经验可言，再加上兖矿并未拥有油品销售资质，如果要实现煤制油规模化发展就必须与大型石化企业进行合作。"这让我们的销售主体变得非常单一，缺乏话语权。"兖矿集团副总经理、未来能源公司总经理孙启文告诉《财经国家周刊》记者。

据了解，兖矿煤制油要进入中石油、中石化的销售体系，一吨柴油就得先交500元代销费用。孙启文表示，柴油销售价格在7500元/吨左右，兖矿煤制油的生产成本在4000元/吨左右，加上950元/吨左右的柴油消费税以及代销费500元/吨，一共是5450元/吨。也就说，利润空间在2050元/吨左右。

前提条件是煤炭价格和石油价格能够维持一定的水平。如果煤价上涨或者油价继续走低，那么煤制油项目的经济性就将大打折扣。据了解，原油期货价格在80美元/桶是煤制油项目的盈亏点。

国内成品油90%的市场被大型石化集团所垄断，10%的市场由地方炼油企业占有。后者的油品质量不稳定，需要高品质的油来提升产品质量，而煤制油的油品质量高于当前最严格的柴油规格要求。简单说，绕开销售障碍，拓展销售渠道，是兖矿短期内突破销售瓶颈的不二选择。

"我们希望国家相关部门能够在税费上，多考虑煤化工与石油化工的不同，制定不同于石油化工的弹性政策。更迫切期待销售端能打破当前的垄断格局。"张新文说。

可以参照的是南非煤制油产业。南非作为全球煤制油最主要的生产国，当国际油价走低时，政府会根据油价的变化和煤制油企业的盈利平衡点，给予煤制油企业一定的补贴。

不过，兖矿并不认为生产成品油是煤制油项目唯一出路。"如果将目光只盯着成品油，那么对于煤制油项目的理解未免有些不够全面。因为除加工出成油品外，还可以合成出大量化工产品的基础材料。"孙启文说。

例如，国内高品质石蜡，价格一般在6万元/吨左右，大部分依赖进口。孙启文说，这属于煤制油衍生产品，无需增加多少投资，效益非常好。根据国外的经验，煤制油衍生产品加起来有近130多种。如果按照他的想法，随着100万吨/年煤制油项目建成后，兖矿还将逐步开发出七八个衍生产品，提高整个项目的收益。

"做煤化工产业，必须以终端产品为导向，不能再走过去市场和资源两头都不靠的老路。"张新文说。

（来源：《财经国家周刊》 记者：陈少智）

第二篇：煤制油

煤液化技术

煤的液化方法主要分为煤的直接液化和煤的间接液化两大类。

（1）煤直接液化：煤在氢气和催化剂作用下，通过加氢裂化转变为液体燃料的过程称为直接液化。裂化是一种使烃类分子分裂为几个较小分子的反应过程。因煤直接液化过程主要采用加氢手段，故又称煤的加氢液化法。

（2）煤间接液化间接液化：是以煤为原料，先气化制成合成气，然后，通过催化剂作用将合成气转化成烃类燃料、醇类燃料和化学品的过程。

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℃、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，19xx年在Leuna建成世界上第一个10万吨／年直接液化厂。1936～19xx年间，德国先后建成11套直接液化装置，19xx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。19xx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预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

19xx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℃；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℃，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

1978~19xx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。19xx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19xx年由于资金问题搁置。一座1t/d的工艺支持单元（PSU）按计划于19xx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。19xx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19xx年10月在鹿岛开工，于19xx年初完工。

从19xx年3月~19xx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。

煤炭和原油都是化石燃料，不同点是煤炭的含碳量高，含氢量低，结构紧密。煤炭一般碳含量在60%到90%，部分无烟煤甚至含碳量高达95%以上，而氢含量一般在5%左右。与液体燃料相比，煤炭不便于处理和运输，最重要的是煤炭不能够直接提供给内燃机和其它的内燃设备直接使用，而这些设备目前广泛用于各种运输车辆上，用于运输燃料的原油消费量超过了世界石油总消费量的50%。

液体燃料的广泛用途吸引了各国对煤制油（CTO）的研究。美国、日本、英国和德国等主要国家历史上都曾进行过大型煤炭液化的研发项目，出现了多种煤炭液化的工艺技术，但目前南非仍是唯一商业化运转煤炭液化的国家。20xx年以来国际油价的迅速上涨又吸引了包

括中国在内的很多国家对煤化油工业化的兴趣。

煤制油

我国总的能源特征是“富煤、少油、有气”。20xx年我国总能源消费量达11.783亿吨油当量，其中，煤炭占67.86%，石油占23.35%，天然气占2.5%，水电占5.43%，核能占0.83%。我国拥有较丰富的煤炭资源，2000~20xx年探明储量均为1145亿吨，储采比由2000~20xx年116年下降至20xx年82年、20xx年69年。而石油探明储量20xx年为32亿吨，储采比为19.1年。在较长一段时间内，我国原油产量只能保持在1.6~1.7亿吨/年的水平。煤炭因其储量大和价格相对稳定，成为中国动力生产的首选燃料。在本世纪前50年内，煤炭在中国一次能源构成中仍将占主导地位。预计煤炭占一次能源比例将由19xx年67.8%、20xx年6

3.8%、20xx年67.8%达到20xx年50%左右。我国每年烧掉的重油约3000万吨，石油资源的短缺仍使煤代油重新提上议事日程，以煤制油己成为我国能源战略的一个重要趋势。 煤炭间接液化技术

由煤炭气化生产合成气、再经费-托合成生产合成油称之为煤炭间接液化技术。“煤炭间接液化”法早在南非实现工业化生产。南非也是个多煤缺油的国家，其煤炭储藏量高达553.33亿吨，储采比为247年。煤炭占其一次能源比例为75.6%。南非19xx年起就采用煤炭气化技术和费-托法合成技术，生产汽油、煤油、柴油、合成蜡、氨、乙烯、丙烯、α-烯烃等石油和化工产品。南非费-托合成技术现发展了现代化的Synthol浆液床反应器。萨索尔（Sasol）公司现有二套“煤炭间接液化”装置，年生产液体烃类产品700多万吨（萨索尔堡32万吨/年、塞库达675万吨/年），其中合成油品500万吨，每年耗煤4950万吨。累计的70亿美元投资早已收回。现年产值达40亿美元，年实现利润近12亿美元。

我国中科院山西煤化所从20世纪80年代开始进行铁基、钴基两大类催化剂费-托合成油煤炭间接液化技术研究及工程开发，完成了2000吨/年规模的煤基合成油工业实验，5吨煤炭可合成1吨成品油。据项目规划，一个万吨级的“煤变油”装置可望在未来3年内崛起于我国煤炭大省山西。中科院还设想到20xx年建成一个百万吨级的煤基合成油大型企业，山西大同、朔州地区几个大煤田之间将建成一个大的煤“炼油厂”。最近，总投资100亿美元的朔州连顺能源公司每年500万吨煤基合成油项目已进入实质性开发阶段，计划20xx年建成投产。产品将包括辛烷值不低于90号且不含硫氮的合成汽油及合成柴油等近500种化工延伸产品。

我国煤炭资源丰富，为保障国家能源安全，满足国家能源战略对间接液化技术的迫切需要，20xx年国家科技部”863”计划和中国科学院联合启动了”煤制油”重大科技项目。两年后，

承担这一项目的中科院山西煤化所已取得了一系列重要进展。与我们常见的柴油判若两物的源自煤炭的高品质柴油，清澈透明，几乎无味，柴油中硫、氮等污染物含量极低，十六烷值高达75以上，具有高动力、无污染特点。这种高品质柴油与汽油相比，百公里耗油减少30％，油品中硫含量小于0.5×10

洁燃料。

山西煤化所进行”煤变油”的研究已有20年的历史，千吨级中试平台在20xx年9月实现了第一次试运转，并合成出第一批粗油品，到20xx年底已累计获得了数十吨合成粗油品。20xx年底又从粗油品中生产出了无色透明的高品质柴油。目前，山西煤化所中试基地正准备第5次开车，计划运行6个月左右。目前世界上可以通过”煤制油”技术合成高品质柴油的只有南非等少数国家。山西煤化所优质清洁柴油的问世，标志着我国已具备了开发和提供先进成套产业化自主技术的能力，并成为世界上少数几个拥有可将煤变为高清洁柴油全套技术的国家之一。据介绍，该所20xx年将在煤矿生产地建一个10万吨／年的示范厂，预计投资12亿～14亿元，在成熟技术保证的前提下，初步形成"煤制油"产业化的雏形。

据预测，到20xx年，我国油品短缺约在2亿吨左右，除1.2亿吨需进口外，”煤制油”技术可解决6000万～8000万吨以上，投资额在5000亿元左右，年产值3000亿～4000亿元，其中间接液化合成油可生产2000万吨以上，投资约1600亿元，年产值1000亿元左右。从经济效益层面看，建设规模为50万吨／年的”煤制油”生产企业，以原油价不低于25美元的评价标准，内部收益率可达8％～12％，柴油产品的价格可控制在2000元／吨以内。而此规模的项目投资需45亿元左右。

目前，包括山西煤化所在内的七家单位已组成联盟体，在进行”煤制油”实验对比中实行数据共享；不久将有1.2吨高清洁柴油运往德国进行场地跑车试验；20xx年由奔驰、大众等厂商提供车辆，以高清洁柴油作燃料，进行从上海到北京长距离的行车试验，将全面考察车与油料的匹配关系、燃动性及环保性等。目前”煤制油”工业化示范厂的基础设计工作正在进行之中，预计可在20xx年之前投入规模生产。

我国与南非于20xx年9月28日签署合作谅解备忘录。根据这项备忘录，我国两家大型煤炭企业神华集团有限责任公司和宁夏煤业集团有限责任公司将分别在陕西和宁夏与南非索沃公司合作建设两座煤炭间接液化工厂。两个间接液化工厂的首期建设规模均为年产油品300万吨，总投资分别为300亿元左右。通过引进技术并与国外合资合作，煤炭间接液化项目能够填补国内空白，并对可靠地建设“煤制油”示范项目有重要意义。萨索尔公司是目前世界上唯一拥有煤炭液化工厂的企业。从19xx年建成第一个煤炭间接液化工厂至今已有50年的历史，共建设了3个煤炭间接液化厂，年处理煤炭4600万吨，年产各种油品和化工产品760多万吨，解决了南非国内40%的油品需求。

中科院与神华集团有关”铁基浆态床合成燃料技术”签约，标志着该技术的产业化指日可待。铁基浆态床合成燃料技术是中科院山西煤化所承担的”十五”中科院创新重大项目和国家”863”计划项目，得到了国家和山西省及有关企业的支持。经过两年多的努力，已经研发出高活性和高稳定性铁系催化剂、千吨级浆态床反应工艺和装置等具有自主知识产权的技术。截至20xx年10月已完成了1500小时的中试运转，正在为10万吨／年工业示范装置的基础设－6，比欧Ⅴ标准高10倍，比欧Ⅳ标准高20倍，属优异的环保型清

计收集数据，已基本形成具有我国自主知识产权的集成性创新成果。与神华集团的合作，将促进对我国煤基间接合成油技术的发展起到积极的作用。

壳牌（中国）有限公司、神华集团和宁夏煤业集团于20xx年11月签署谅解备忘录，共同开发洁净的煤制油产品。根据谅解备忘录，在为期6到9个月的预可行性研究阶段，三方将就壳牌煤制油（间接液化）技术在中国应用的可行性进行研究，内容包括市场分析、经济指标评估、技术解决方案和相关规定审核以及项目地点的确定。据了解，神华集团和宁夏煤业集团将分别在陕西和宁夏各建设一座煤炭间接液化工厂。计划中的两个间接液化工厂的首期建设规模均为年产油品300万吨，初步估计总投资各为300亿元左右。

云南开远解化集团有限公司将利用小龙潭褐煤资源的优势，建设年产30万吨甲醇及10万吨二甲醚项目、年产50万吨或100万吨煤制合成油项目，以及利用褐煤间接液化技术生产汽油。该公司计划于20xx年建成甲醇及二甲醚项目，产品主要用于甲醇燃料和二甲醚民用液化气。煤制合成油项目因投资大、技术含量高，解化集团计划分两步实施：20xx年建成一套年产1万吨煤制油工业化示范装置；20xx年建成年产50万吨或100万吨煤制合成油装置。目前，年产2万吨煤制油工业化示范项目已完成概念性试验和项目可行性研究报告。该项目将投资7952万元，建成后将为企业大型煤合成油和云南省煤制油产业起到示范作用。 由煤炭气化制取化学品的新工艺正在美国开发之中，空气产品液相转化公司（空气产品和化学品公司与依士曼化学公司的合伙公司）成功完成了由美国能源部资助2.13亿美元、为期11年的攻关项目，验证了从煤制取甲醇的先进方法，该装置可使煤炭无排放污染的转化成化工产品，生产氢气和其他化学品，同时用于发电。19xx年4月起，该液相甲醇工艺（称为LP MEOH）开始在伊士曼公司金斯波特地区由煤生产化学品的联合装置投入工业规模试运，装置开工率为97.5%，验证表明，最大的产品生产能力可超过300吨/天甲醇，比原设计高出10%。它与常规甲醇反应器不同，常规反应器采用固定床粒状催化剂，在气相下操作，而LP MEOH工艺使用浆液鼓泡塔式反应器（SBCR），由空气产品和化学品公司设计。当合成气进入SBCR，它藉催化剂（粉末状催化剂分散在惰性矿物油中）反应生成甲醇，离开反应器的甲醇蒸气冷凝和蒸馏，然后用作生产宽范围产品的原料。LP MEOH工艺处理来自煤炭气化器的合成气，从合成气回收25%~50%热量，无需在上游去除CO2（常规技术需去除CO2）。生成的甲醇浓度大于97%，当使用高含CO2原料时，含水也仅为1%。相对比较，常规气相工艺所需原料中CO和H2应为化学当量比，通常生成甲醇产品含水为4%~20%。当新技术与气化联合循环发电装置相组合，又因无需化学计量比例进料，可节约费用0.04~0.11美元/加仑。由煤炭生产的甲醇产品可直接用于汽车、燃气轮机和柴油发电机作燃料，燃料经济性无损失或损失极少。如果甲醇用作磷酸燃料电池的氢源，则需净化处理。 煤炭直接液化技术

早在20世纪30年代，第一代煤炭直接液化技术—直接加氢煤液化工艺在德国实现工业化。但当时的煤液化反应条件较为苛刻，反应温度470℃，反应压力70MPa。19xx年的世界石油危机，使煤直接液化工艺的研究开发重新得到重视。相继开发了多种第二代煤直接液化工艺，如美国的氢-煤法（H-Coal）、溶剂精炼煤法（SRC-Ⅰ、SRC-Ⅱ）、供氢溶剂法（EDS）等，这些工艺已完成大型中试，技术上具备建厂条件，只是由于经济上建设投资大，煤液化油生产成本高，而尚未工业化。现在几大工业国正在继续研究开发第三代煤直接液化工

艺，具有反应条件缓和、油收率高和油价相对较低的特点。目前世界上典型的几种煤直接液化工艺有：德国IGOR公司和美国碳氢化合物研究（HTI）公司的两段催化液化工艺等。我国煤炭科学研究总院北京煤化所自19xx年重新开展煤直接液化技术研究，现已建成煤直接液化、油品改质加工实验室。通过对我国上百个煤种进行的煤直接液化试验，筛选出15种适合于液化的煤，液化油收率达50%以上，并对4个煤种进行了煤直接液化的工艺条件研究，开发了煤直接液化催化剂。煤炭科学院与德国RUR和DMT公司也签订了云南先锋煤液化厂可行性研究项目协议，并完成了云南煤液化厂可行性研究报告。拟建的云南先锋煤液化厂年处理（液化）褐煤257万吨，气化制氢（含发电17万KW）用原煤253万吨，合计用原煤510万吨。液化厂建成后，可年产汽油35.34万吨、柴油53.04万吨、液化石油气6.75万吨、合成氨3.90万吨、硫磺2.53万吨、苯0.88万吨。

我国首家大型神华煤直接液化油项目可行性研究，进入实地评估阶段。推荐的三个厂址为内蒙古自治区鄂尔多斯市境内的上湾、马家塔、松定霍洛。该神华煤液化项目是20xx年3月经国务院批准的可行性研究项目，这一项目是国家对能源结构调整的重要战略措施，是将中国丰富的煤炭能源转变为较紧缺的石油资源的一条新途径。该项目引进美国碳氢技术公司煤液化核心技术，将储量丰富的神华优质煤炭按照国内的常规工艺直接转化为合格的汽油、柴油和石脑油。该项目可消化原煤1500万吨，形成新的产业链，效益比直接卖原煤可提高20倍。其副属品将延伸至硫磺、尿素、聚乙烯、石蜡、煤气等下游产品。这项工程的一大特点是装置规模大型化，包括煤液化、天然气制氢、煤制氢、空分等都是世界上同类装置中最大的。预计年销售额将达到60亿元，税后净利润15.7亿元，11年可收回投资。

甘肃煤田地质研究所煤炭转化中心自主研发的配煤液化试验技术取得重大突破。由于配煤液化技术油产率高于单煤液化，据测算，采用该技术制得汽柴油的成本约1500元/吨，经济效益和社会效益显著。此前的煤液化只使用一种煤进行加工，甘肃煤炭转化中心在世界上首次采用配煤的方式，将甘肃大有和天祝两地微量成分有差别的煤炭以6：4配比，设定温度为440℃、时间为60秒进行反应，故称为“配煤液化”。试验证明，该技术可使煤转化率达到95.89%，使油产率提高至69.66%，所使用的普通催化剂用量比单煤液化少，反应条件相对缓和。

甘肃省中部地区高硫煤配煤直接液化技术，已由甘肃煤田地质研究所完成实验室研究，并通过专家鉴定，达到了国际先进水平。同时，腾达西北铁合金公司与甘肃煤田地质研究所也签署投资协议，使”煤制油”产业化迈出了实质性一步。为给甘肃省”煤制油”产品升级换代提供资源保障，该省同甘肃煤田地质研究所就该省中部地区高硫煤进行”煤制油”产业化前期研究开发。经专家测定，产油率一般可达到64.63％，如配煤产油率可达69.66％。该项目付诸实施后，将为甘肃省华亭、靖远、窑街等矿区煤炭转化和产业链的延伸积累宝贵的经验。 神华集团”煤制油”直接液化工业化装置巳正式于20xx年8月底在内蒙古自治区鄂尔多斯市开工。这种把煤直接液化的”煤制油”工业化装置在世界范围内是首次建造。神华煤直接液化项目总建设规模为年产油品500万吨，分二期建设，其中一期工程建设规模为年产油品320万吨，由三条主生产线组成，包括煤液化、煤制氢、溶剂加氢、加氢改质、催化剂制备等14套主要生产装置。一期工程主厂区占地面积186公顷，厂外工程占地177公顷，总投资245亿元，建成投产后，每年用煤量970万吨，可生产各种油品320万吨，其中汽油50万吨，

柴油215万吨，液化气31万吨，苯、混合二甲苯等24万吨。为了有效地规避和降低风险，工程采取分步实施的方案，先建设一条生产线，装置运转平稳后，再建设其它生产线。20xx年7月建成第一条生产线，20xx年左右建成后两条生产线。神华集团有限责任公司20xx年煤炭产销量超过1亿吨，成为我国最大的煤炭生产经营企业。据称，如果石油价格高于每桶22美元，煤液化技术将具有竞争力。

神华集团将努力发展成为一个以煤炭为基础，以煤、电、油（化）为主要产品的大型能源企业集团。到20xx年，神华集团煤炭生产将超过2亿吨；自营和控股发电装机容量将达到2000万千瓦；煤炭液化形成油品及煤化工产品能力达1000万吨／年；甲醇制烯烃的生产能力达到1亿吨／年。20xx年，其煤炭生产将超过3亿吨；电厂装机容量达到4000万千瓦；煤炭液化形成油品和煤化工产品能力达3000万吨／年。

目前，煤炭直接液化世界上尚无工业化生产装置，神华液化项目建成后，将是世界上第一套煤直接液化的商业化示范装置。煤炭间接液化也仅南非一家企业拥有工业化生产装置。美国正在建设规模为每天生产5000桶油品的煤炭间接液化示范工厂。

云南省也将大力发展煤化工产业，并积极实施煤液化项目。云南先锋煤炭直接液化项目预可行性研究报告已于20xx年5月通过专家评估。项目实施后，”云南造”汽油、柴油除供应云南本省外，还可打入省外和国际市场，同时也将使云南成为继内蒙古后的第二大”煤变油”省份。云南省先锋煤炭液化项目是我国利用国外基本成熟的煤炭直接液化技术建设的首批项目之一。云南煤炭变油技术将首先在先锋矿区启动，获得成功经验后在其他地方继续推广。即将兴建的云南煤液化厂估算总投资103亿元，项目建设期预计4年，建成后年销售额34亿元，年经营成本7.9亿元，年利润13.8亿元。云南省煤炭资源较为丰富，但是石油、天然气严重缺乏。先锋褐煤是最适合直接液化的煤种。在中国煤科总院试验的全国14种适宜直接液化的煤种中，先锋褐煤的活性最好，惰性组分最低，转化率最高。液化是一个有效利用云南大量褐煤资源的突破口，洁净煤技术是发展的方向，符合国家的产业政策。”煤变油”将使云南省煤炭资源优势一跃成为经济优势。一旦”煤变油”工程能在全省推广，全省150亿吨煤就能转化为30亿吨汽油或柴油，产值将超过10万亿元。

结语

洁净煤技术的开发利用正处方兴未艾之势，我国应加大煤炭气化技术、煤间接液化和煤直接液化技术的开发和推行力度，并引进吸收消化国外先进技术，将我国洁净煤技术和应用水平提到一个新的高度，为我国能源工业的可持续发展作出新的贡献。

发达国家为何不搞煤变油？

据了解，目前南非拥有一套年产800万吨油品的煤变油工厂，是世界上唯一大规模的煤变油商业工厂，并为该国提供了60％的运输油料。其实美、德、日等发达国家也都有成熟技术，但它们为什么没有投入工业化生产？

据介绍，早在上世纪30年代末，由于石油紧缺，德国就开始研究煤制油技术。二战前，德国已建成17个工厂，生产420多万吨汽柴油。到了40年代末、50年代初，随着中东大油田的开采，低成本的石油大量充斥市场，每桶2—10美元。在这种情况下，再搞煤变油在经济上就很不合算。直到19xx年，中东实行石油禁运，油价被炒高，达到每桶30多美元（相当于现在价格80多美元），这时，大规模的煤制油研发又掀起高潮，美、日、德都纷纷投巨

资研究，并建设了试验工厂。但是，在这些国家，煤变油始终没有真正投入商业运行。这是为什么呢？

据专家测算，当原油价格在28美元以上，煤变油在经济上就比较划算；低于这个价格，煤制油就不划算。因此，上世纪80年代中期至90年代中期，国际油价一直处在低位，煤变油自然不会受到重视。但是，各国技术已相当成熟，可以说倚马可待，只要市场需要，就可进行大规模工业化。直到最近两年，国际油价一再攀升，煤制油重新被各国提上议事日程。美国去年起又开始搞间接液化，法国、意大利也开始进行合作研发。但从项目启动到开工建设，至少需要5年准备时间，而油价频繁变动，时高时低，人们往往反应滞后，使决策举棋不定。

中国搞煤变油有优势，但不会成为油品生产的主方向

专家认为，在我国搞煤变油有着显著的优势。我国富煤少油，近年来随着经济的发展，进口原油逐年攀升，从1993—20xx年10年间，年均递增15％以上，进口依存度越来越高。10年间，我国进口原油增长9.18倍，每年花去大量外汇。由于油价上涨，20xx年进口原油比上年多支付550亿元人民币。因此，专家认为，从我国能源安全的战略角度考虑，也应该努力想办法，从多元化出发，解决能源长期可靠供应问题，而煤变油是可行途径之一。

同时，中国是产煤大国，西部产煤成本（特别是坑口煤）相对较低。神华集团副总经理、神华煤制油公司董事长张玉卓给记者算了一笔账：吨煤开采成本美国是20.5美元，神华神东矿区不到100元人民币，很显然，神华煤很有优势。

此外，中国投资成本和劳动力成本相对较低。据估算，年产250万吨柴汽油的生产线，在美国需投资32亿美元，而在中国仅需20亿美元。

据测算，神华煤制油项目在国际原油价格22—30美元/桶时，即有较强竞争力。而目前国际原油价格长期在50美元/桶以上。

兖矿的煤炭开采成本会高一些，它搞煤变油划算吗？据兖矿集团副总经理、煤化工公司总经理张鸣林介绍，兖矿坑口煤炭开采成本约为100元/吨，在国际油价不低于23美元/桶时具有竞争力。

目前，神华在煤制油上已累计投资数十亿元。张玉卓透露，神华还准备与南非合作，以间接液化方式生产煤制油，产成品中，将以柴油为主，汽油为辅。今后五六年内，神华将在煤制油上投资数百亿元，10年后，煤与油在神华将并驾齐驱。可以看出，神华在煤制油项目上雄心勃勃。

兖矿已累计投入1.3亿元，它的工业化项目尚未启动。兖矿正在瞄准汽油市场，今年计划再投入1亿多元，进行高温合成工艺技术的中试研究，使产成品中汽油占70％，柴油占25％。

目前，煤变油产业化步伐正在加快。不过，专家认为，并非所有煤炭都适合转化成柴汽油，特别是直接液化对煤种要求很高，我国只有少数几个地区的煤炭适合，间接液化对煤种的适应性要宽泛些。因此，煤制油在我国会得到一定发展，但不可能成为油品生产的主方向。 国家发改委九月四日在其官网上发文: “目前中国煤制油仍处于示范工程建设阶段，不能一哄而起、全面铺开。除神华集团公司煤直接液化项目、宁夏宁东煤间接液化项目外，一律停止实施其他煤制油项目。煤制油项目是人才、技术、资金密集型的项目，投资风险大，目

前无论是产品方向、工艺路线、技术装备，还是运营管理、经济效益等方面，都存在许多不确定因素。目前我国煤制油仍处于示范工程建设阶段，不能一哄而起、全面铺开。应坚持通过煤制油示范工程建设，全面分析论证，确定适合我国国情的煤制油技术发展主导路线，在总结成功经验的基础上再确定下一步工作。”

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煤制油技术的现实意义

目前，中国石油开采远远满足不了对石油高速增长的需求，造成对进口原油和石油产品的过度依赖。同时，进口容易受到出口国家政治经济是否稳定、运输路线是否受到干扰等因素的影响，中国的能源问题愈发突出。这样的被动局面是需要改变的。为此，寻找原油替代能源日趋重要，对煤炭的利用再次引起人们的关注。

南非在这方面走在了世界前列。当时南非政府开始研究煤液化的可能性，主要目的在于摆脱对石油的高度依赖性，保护南非国际收支平衡，提高能源供给安全。几十年过去，通过妥善利用大量煤炭资源，南非还获得了诸多方面的利益，包括增加就业机会，使原本过度依赖农业与采矿业的国民经济实现了工业化。

中国现在所处的环境条件与沙索在南非初创之际极为相似，特点就是 “富煤少油”，特别是经济的飞速发展使得对能源的需求急剧增加。据介绍，15家商业规模的煤液化工厂的总产量将可以替代中国20xx年石油进口量的15%。

当今，人类石油需求量逐年增多，而世界的石油开采储量逐年下降，两个曲线之间会形成一个越来越大的空位。?煤制油?便可以填补这个空位。”“煤制油”技术有助于中国摆脱对进口原油和石油产品的过度依赖，从而提高能源安全。从中国的能源结构来看，中国具备开发 ?煤制油?产业的各种战略驱动因素。”

IGCC

整体煤气化联合循环（IGCC-Integrated Gasification Combined Cycle）发电系统，是将煤气化技术和高效的联合循环相结合的先进动力系统。它由两大部分组成，即煤的气化与净化部分和燃气-蒸汽联合循环发电部分。第一部分的主要设备有气化炉、空分装置、煤气净化设备（包括硫的回收装置），第二部分的主要设备有燃气轮机发电系统、余热锅炉、蒸汽轮机发电系统。IGCC的工艺过程如下：煤经气化成为中低热值煤气，经过净化，除去煤气中的硫化物、氮化物、粉尘等污染物，变为清洁的气体燃料，然后送入燃气轮机的燃烧室燃烧，加热气体工质以驱动燃气轮机作功，燃气轮机排气进入余热锅炉加热给水，产生过热蒸汽驱动蒸汽轮机作功。其原理图见下图：

IGCC技术把高效的燃气-蒸汽联合循环发电系统与洁净的煤气化技术结合起来，既有高发电效率，又有极好的环保性能，是一种有发展前景的洁净煤发电技术。在目前技术水平下，IGCC发电的净效率可达43%～45％，今后可望达到更高。而污染物的排放量仅为常规燃煤电站的1/10，脱硫效率可达99%，二氧化硫排放在25mg／Nm3左右。（目前国家二氧化硫为1200mg／Nm3），氮氧化物排放只有常规电站的15%--20%，耗水只有常规电站的1/2-1/3，利于环境保护。

中国煤制油技术实现重大突破

发布日期：2010-02-08

20xx年2月8日 17:26

[世华财讯]由兖矿集团自主研发煤制油相关技术实现重大突破，将促进中国煤液化产业的高效、洁净、有序发展。 据新华社2月8日报道，由兖矿集团自主研发完成的“高温流化床费托合成技术”科技成果近日通过中国石油和化学工业协会技术组织的鉴定，鉴定认为相关技术指标达到国际先进水平。

据兖矿集团介绍，兖矿集团建设了中国唯一的规模为5,000吨/年油品的高温流化床费托合成中试装置，采用两种催化剂连续满负荷运行1,580小时，进行了多种工况考核试验。

煤炭液化分为直接液化和间接液化两种方式。在间接液化技术研发中，催化剂是关键。传统高温费托合成技术所采用的催化剂为熔融型铁基催化剂，将沉淀型铁基催化剂应用于高温费托合成技术为国内外首创。这是兖矿集团继掌握低温费托合成技术后，在煤炭间接液化方面的一项重大技术突破。

鉴定委员会认为，这一技术首次将沉淀型铁基催化剂用于高温费托合成过程，催化剂性能好，具有首创性；工艺流程先进合理，技术指标达到国际先进水平，为高温费托合成工业化示范装置的建设奠定了可靠的技术基础。

鉴定委员会主任，中国工程院院士谢克昌说：“催化剂是费托合成技术的核心，兖矿集团首次将沉淀型铁基催化剂用于高温费托合成过程，使中国掌握了高温费托合成的关键技术。”

截至目前，兖矿集团成功开发了包括高温费托合成催化剂、流化床反应器、高温费托合成工艺、催化剂前处理工艺、反应水初分工艺等核心技术的高温流化床费托合成技术。这一技术共获得11项专利授权，其中国家发明专利9项，完全具有中国自主知识产权。

与低温费托合成工艺过程相比较，高温费托合成主要产品为汽油、柴油、含氧有机化学品和大量烯烃，产品中优质化学品和烯烃产品比例更高。这一技术的实施有利于保护环境、降低温室气体排放，将促进中国煤液化产业的高效、洁净、有序发展。

煤炭液化技术迎接大发展

2001-3-6 9:36

[关键词]煤炭

中华商务网讯:

煤炭是一种碳含量高，但氢含量只有5％的固体。与液体燃料（从原油中提取的）

相比，煤炭不便于处理和运输。通过脱碳和加氢，煤炭可以直接或间接转化成适于运

输的液体燃料，其中一种方法是焦化或热解，另外一种方法是液化。由于将煤炭转化

成液体燃料的成本比提炼原油的成本高，但原煤本身的价格比较低廉，这是煤炭液化

技术能够付诸实施的一个主要激励因素。

随着石油储量的逐渐减少，可以预见在未来的一定时期，将需要有替代液体燃料。

由于全球的煤炭储量极其丰富，煤炭液化便是其中之一。

煤炭液化技术具有以下优点：一是具有生产有用液体产品的成熟技术。二是具有

利用丰富煤炭资源来生产运输燃料的能力。三是能够解决石油储量逐渐枯竭和石油供

给面临的问题。

煤炭液化技术的缺点主要有两点：一、一般说，直接液化工艺的热效率（即输入

燃料的热值转化成最终产品的比率）为65％～70％，间接液化工艺的热效率为55％。

二、将煤炭转化成运输燃料时产生的二氧化碳排放量约为原油精炼工艺的7倍至10倍，

也就是说，煤炭液化生产的运输用燃料与传统的石油精炼产品比较，二氧化碳排放量

会增长约50％。

早在19世纪40年代，德国和英国就在炼焦的过程中生产出作为副产品的煤制液体。

这些液体有广泛的用途，例如可用作溶剂、木材防腐剂和燃料。自19世纪50年代开始，

它们被用作煤焦油燃料的基本成分，这项工艺目前仍在使用。

自20世纪初开始，煤炭液化技术有了较快的发展，产生了两种不同的液化方法，

一种是直接液化法，另一种是间接液化法。

19xx年，在英国建成了一座进行商业化生产的煤炭直接液化厂，每年可生产15万

吨的汽油。二战期间，德国有9座间接煤炭液化厂和18座煤炭直接液化厂，每年可生产

约400万吨的汽油，占德国汽油总消费量的90％。

二战结束后，德国和其他国家的煤炭液化厂均被关闭。尽管在50年代的初期和中

期，美国的煤炭液化技术有了一些发展，但由于石油价格的下降，煤炭液化技术越来

越缺乏吸引力。

当时，只有南非重视煤炭液化技术，由于南非种族隔离政策导致其不能与其他国

家自由进行石油和石油产品的贸易，而南非本身又没有石油储量，因此南非只能利用

其丰富的煤炭资源来进行煤炭液化。南非于50年代建成了第一座煤炭间接

液化厂，

19xx年和19xx年又建成了另两座规模更大的液化厂。80年代中期，南非煤炭液化厂每

年可生产运输燃料1000万吨，占南非运输燃料总需求量的60％。目前这三座液化厂仍

进行生产。

从60年代中期开始，人们对电站污染物排放问题非常关注，开始对最初的非催化

液化工艺进行研究。其中大部分的研究工作是在美国进行的，开发成功的例子是溶剂

精炼法。另外，日本和英国也开发了其他一些小规模的煤炭液化工艺。从原理上讲，

溶剂精炼法的目的在于改进煤的性能，生产一种比原煤的灰分和硫分更低的洁净锅炉

燃料。

19xx年，国际市场的油价大幅度下跌，除少数例外，石油一直保持着低价位。因

此，人们对利用煤炭液化技术来生产运输液体燃料的兴趣降低。目前人们关注的是，

如果未来国际油价上涨，煤炭液化技术是否会受到人们的再次重视，并达到大规模商

业化生产的程度。同时，国家研究与开发重点已转向对煤炭质量的提高上。

最有利于煤炭液化企业的做法是，直接将自己的液化产品输送到现有的炼油厂中，

作为进一步提炼的原材料，或者与炼油厂的产品进行混合使用。由于液化厂和炼油厂都

有许多辅助设施，如电力和化学原料供应，有可能将一些必要的公共设施调配共享。

一种更复杂的联合方法是在液化厂和炼油厂之间传输产品来进行深加工。液化厂的

原始馏分与等量原油在炼油厂内混合加工处理。除了节省投资之外，两厂结合的另外一

个突出优点是，可以将炼油厂生产的低值产品输送到煤炭液化厂，进行气化生产氢。这

些低值产品包括从减粘裂化设备中生产的焦油或者从延迟焦化中生产的高硫焦炭，在这

样的炼油设备中没有这些产品的排出。这也增加了炼油厂的产品灵活性，也可通过焦化

来提高蒸馏油产量。煤炭液化厂也不再需要另外再用煤炭作为公用工程燃料。据估计，

炼油工艺和煤炭液化工艺结合起来以后，相当于使每桶液化燃料油的成本

降低2美元至3

美元。

炼油厂和煤炭液化厂的结合使用并不会影响炼油厂的正常生产，可以采取更复杂

的结合方式，但炼油厂在未得到液化厂操作的可靠性以前是不容易接受的，例如可以

共同使用制氢、发电、蒸汽、制冷和其他公用工程。有关专家估计，这样结合后每桶

液化燃料油的成本甚至可降低约5美元。

对于一个液化厂来说，液化单元只占其中少部分，而辅助单元比较多。这些辅助

单元已被广泛地应用于其他工业。这些辅助单元的投资占总投资额的60％至75％，总

投资相对比较固定，这也是煤炭液化技术于80年代中期以后能够得到显著发展的一个

重要原因。由于辅助单元的性能改进速度比较慢，因此要想大幅度地降低液化项目的

总投资不太容易。但进一步降低成本是可能的，即可以通过工程方面的改进和纯粹的

工艺方面的改进来实现。另外，催化剂的成本也非常高，可以通过增大反应器的容积

来减小催化剂的工作温度。

不论采用何种煤炭液化技术，进行煤炭液化的投资额都非常大，因此只有进行大

规模商品化生产，才能取得规模效益。人们针对液化工艺的经济性进行的大部分研究

表明，足够规模的商业化液化厂应每天生产液体产品5万桶至10万桶。这样的一座液

化厂需每天处理烟煤15000吨至35000吨，处理次烟煤或褐煤的能力翻一番。按照最低

的处理能力计算，液化厂每年可以处理烟煤500万吨。与现代化的原油精炼厂相比，

液化厂的生产能力仍比较小。原油提炼厂的日产量一般超过20万桶。

如果煤炭液化厂建在煤炭生产国，则必须保证该国的煤炭储量足够液化厂大约

25年至30年服务年限内的用煤需求量。一座商业化生产的液化厂年煤炭消费量为300

万吨至400万吨油当量。这意味着，最少需要1．5亿吨硬煤储量（合1亿吨油当量），

或者3亿吨的褐煤储量。