我国煤化工的产业格局以及应对低碳经济的发展策略

煤化工与二氧化碳

化 工 进

展

2010年第29卷增刊 CHEMICAL INDUSTRY AND ENGINEERING PROGRESS

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我国煤化工的产业格局以及应对低碳经济的发展策略

曹 睿1，付国垒1，严超宇1，刘艳升1，杨 勇2

（1中国石油大学（北京）重质油国家重点实验室，北京，102249；2中国海洋石油总公司，北京，100010） 摘 要：煤炭是石油和天然气的首选替代能源，随着石油价格持续走高和能源、化学品需求的日益增长，煤化工领域具有极大的发展潜力。但同时煤化工也是高耗能、高耗水、高污染的产业，必须考虑对生态环境的影响。在对我国煤化工行业的技术现状和产业格局进行研究的基础上，从煤加工工艺的选择及优化、CO2的排放、回收与储存，水处理和循环利用新技术，以及促进产业的规模化发展、提高设备的优化和综合利用水平等方面进行了分析，提出了我国煤化工行业顺应国家发展低碳经济、保持能源产业可持续性的发展策略。 关键词：煤化工；产业格局；低碳经济；二氧化碳；可持续发展

煤炭是重要的能源和化工原料，在能源消费结构中占有很大比例。随着世界能源消费水平的激增，石油天然气供需矛盾加剧，许多国家已开始研究如何应对“后石油时代”的能源结构问题[1]。按目前已探明的储量和开采速度计算，全球石油的平稳供应只能维持40年，天然气60年，而煤炭是世界上储量最大的矿物能源，可供开采200年[2]，因此煤炭成为石油和天然气的首选替代能源。

我国是贫油、少气、富煤的国家，原油消耗逐年增加，对外依存度越来越高。2009年我国原油国内消费量3.88亿吨，而产量仅为1.89亿吨，对外依存度已达51.2%；预计到2030年，我国对进口石油的依存度将达到74%[3]。高油价和石油供应的不稳定性为煤化工发展带来机遇。我国煤炭资源丰富，价格仅为原油的1/4，即便煤化工的投资成本高于石油和天然气，仍具有较大的可持续发展优势[4-5]。中国目前将近70%的能源消费依靠煤，2008年中国煤炭消耗量占全球煤炭消耗量的43%，居于首位[6]。据统计，截止2008年，全球约有117家大型煤化工企业，从产品类型上来看，37%是化工产品、36%是间接合成油、19%用于发电，煤化工产能年均增长5%。国外的煤化工企业主要有南非的Sasol公司，美国的环球公司（UOP）、德士古公司、陶氏公司和Exxon公司，丹麦的托普所公司，德国的未来能源公司和巴斯夫公司，新西兰的Methanex公司等[7]。我国在煤直接液化和间接液化制汽柴油、煤制乙烯、丙烯、乙二醇等方面也取得了突破性进展，神华集团在宁夏和内蒙古生产聚丙烯和聚乙烯的项目是世界上最大的装置。此外神华还将与陶氏化学公司合作，生产乙烯、丙烯、烧碱、氯乙烯、乙二

醇、胺类、溶剂、表面活性剂和丙烯酸等产品[8-9]。中国的煤化工发展已经走在世界的前列。

煤化工是高耗能、高耗水、高污染的产业，煤炭加工过程中会释放大量的CO2、SO2，加剧温室效应，形成烟雾、酸雨等，同时，还必须考虑保护水资源、控制污水处理等问题。目前，我国SO2和CO2排放量分别居世界第一和第二，其中90%的SO2排放来自煤的使用[10]。2007年9月8日，国家主席胡锦涛在亚太经合组织（APEC）第15次领导人会议上，明确提出“发展低碳经济”的主张。我国特殊的能源结构要求煤化工产业发展的同时必须考虑保障能源安全和保护生态环境。

本文在对我国煤化工的技术现状和产业格局进行研究的基础上，从煤加工工艺的选择及优化、CO2的排放、回收与储存，水处理和循环利用新技术，以及促进产业的规模化发展、提高设备的优化和综合利用水平等方面，提出了我国煤化工顺应国家发展低碳经济、保持能源产业可持续性的发展策略。

1 煤加工形式及技术现状

1.1 煤焦化

焦化是应用最早、最成熟的煤加工方法，主要目的是制取冶金用焦炭，同时副产煤气和其它化学品[8]。煤焦化方法主要有高温炼焦、中温炼焦和低温炼焦。产品焦炭可作高炉冶炼燃料，或用于铸造、有色金属冶炼、制造水煤气、生产合成氨原料气、制造电石等。炼焦过程产生的化学品经回收、加工可获得煤焦油、粗苯、氨、萘、硫化氢、焦炉煤气等，粗苯精制和深加工后可制取苯、甲苯、二甲苯、

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二硫化碳等，焦炉煤气可作民用和工业燃料，氨可用来制造硫酸铵、浓氨水、无水氨等，炼焦化产品已达数百种。

国外褐煤加工技术主要有德国的Lurgi- Spuelgas低温热解工艺及Lurgi-Ruhrgas热解技术，前苏联的褐煤固体热载体热解（ETCH-175）工艺，美国的温和气化（Encoal）技术，日本的煤炭快速热解技术等。我国煤焦化技术主要有大连理工大学的褐煤固体热载体法快速热解技术、鞍山热能研究院的褐煤低温干馏改质技术、北京科林斯达能源技术开发公司的褐煤低温干燥改性提质技术等[11]。装置大型化和提高工艺水平是煤焦化产业发展趋势。采用大型炼焦炉，可使装置的抗碎强度和耐磨强度明显提高；烟囱废气中NOx的含量明显降低；大型焦炉原料煤的堆积密度大，可改善焦炭质量；并可降低对原料煤的要求。近年来，我国捣固焦炉及其装煤机械制造也取得了突破性进展。此外，目前在国内还大力推广干熄焦技术，相对于传统的湿熄焦技术相比，具有节能、可提高焦炭质量和环保的优点[11]。 1.2 煤气化

煤气化是煤加工的核心技术之一[12-13]，代表性技术有固定床，流化床和气流床工艺等[14]。固定床属于间歇性气化技术，鲁奇公司与南非Sasol公司合作，鲁奇气化炉已发展到第4代，单炉气量可达75000 m3/h。此外鲁奇公司还研发了液态排渣气化炉，使得单炉生产能力比固态排渣气化炉提高了

3～4倍[15]。

流化床煤气化技术的特点将气化剂从气化炉底部进入，使炉内的碎煤粒呈流化状态进行气化反应。其中，温克勒流化床气化技术的生产能力低，气化温度低，灰渣和带出物炭损失大，氧耗高，已应用不多。山西秦晋煤气化公司开发的灰熔聚流化床粉煤气化技术，在国内得到了工业应用。气流床工艺是应用相对广泛的气化技术，应用较成功的有Shell公司的SCGP粉煤加压气化、美国德士古公司的水煤浆加压气化和德国未来能源公司的GSP粉

煤加压气化工艺[16-19]。三种气化工艺的比较见表1。

1.3 煤液化

煤液化是煤制油工业的基础，把煤通过焦化、热裂解、萃取或液化等方式转化成液体燃料或焦油等高附加值产品[20-24]。煤液化有直接法和间接法两种，直接法是把煤在高温、高压、催化条件下与氢气反应直接转化成油品，间接法是先把煤气制成合成气，然后再将合成气进一步制成液体油品[25-26]。煤直接液化热效率高，但对煤质要求较高，高灰煤难以直接液化，适合生产汽油

表1 煤气化工艺的比较

序号

工艺名称

壳 牌

德士古

GSP

1 气化工艺 气流床、液 气流床、液 气流床、液态态排渣

态排渣

排渣

2 适用煤种 褐煤、烟煤、各种烟煤、 褐煤、烟煤、石油焦

石油焦

石油焦

3 气化压力 /MPa 2.0～4.0 2.7～6.5 2.0～4.0

4 气化温度 /℃ 1400～1600 1300～1400 1400～16005 气化剂 氧 氧 氧 6 进料方式

干煤粉

60%～65%水

干煤粉

煤浆

7 单炉最大投煤量/t·d

－1

5000 2000 720 8 氧气消耗（每km3

330～360 380～430 330～340

CO+H2） 9 碳转化率 /% 99 95～98 99

10冷煤气效率 /% 78～83 70～76 78～83 11煤气中CO+H2 /% 约90 约80

约90

12

总热效率 /%

98（废锅流90～95 90（激冷流程）

程）

13操作弹性 /% 50～130 70～110 50～130 14对环境影响 低 较低 低 15工艺技术的先进性 先进 较先进 先进 16工艺技术的可靠性 一般 高 一般 17投资比较 高 较低 较低 18设备国产化程度 较低 高 较低 19

制造、安装周期、工难度大

难度小

难度较小

程实施难度

20开车运行经验 经验少 经验丰富 经验少 21

达标达产时间

预计较长

短

预计较短

和芳烃；而间接液化对煤质要求低，高硫和高灰煤都可用做间接液化的原料，适合生产柴油、含氧有机化工原料和烯烃，易于工业化[27]。两种方法的比较见表2。英荷Shell公司的SMDS工艺、Sasol公司的SSPD工艺都是成熟的煤制油技术[28]。我国的煤直接液化技术取得了很大进步，2009年1月6日神华公司煤直接液化百万吨示范工程连续稳定运行168 h，标志着我国成为第一个实现煤直接液化工业化的国家[29-32]。

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表2 煤液化技术对比

项 目 直接液化 间接液化 煤种适应性 差 强 反应及操作条件

苛刻

适度

温度/℃ 435～445 270～350 压力/MPa 12～30 2.5 油收率 较高 一般 设备材质

要求高

要求较低

1.4 煤转化

煤转化即通过高选择性化学反应将煤中的高价值组分分离，直接转化为化学原料[33]。例如，借助计算机结构模型，结合RICO探针式反应[34-37]，通过仪器分析的方法可以准确测定煤中脂肪族化合物的数量及其与芳香族化合物的连接形式，并可确定多环芳香族化合物的数量及其种类，从而为高选择性反应在煤化工生产中的应用提供了可靠的理论依据[38-39]。该方法在煤焦油生产中得到了成功应用[40]，近些年来报道的煤在硼氢化作用下进行合成反应，对化学合成领域内的开创性探究很有帮助[41]。

2 国内煤化工产业链及重点领域分析

我国煤炭储量丰富，现已查明资源储量1万亿吨，居世界第三位，但分布不均衡，67%集中在晋陕蒙宁地区[42]，煤炭年产量（见图1）和消耗量都在逐年增加[43]。我国的资源特点和目前以重工业为主的经济模式决定了我国煤化工的分布和产业链结构。

图1 2000～2009年我国煤炭产量

图2列举了国内主要的煤化工企业。神华集团在2010年以前共规划了14个煤化工项目，鄂尔多斯直接液化煤制油项目于2008年投产，规模为107万吨/年，在“十二五”和“十三五”期间，还将相继建设多套大型煤化工项目，预计到2020年最终达到年产油品和化工品3600万吨的生产能力，项目建设投资4000多亿元人民币，产品年销售收入达到1700亿元人民币。大唐国际2015年以前共规划煤化工项目15个，其中煤制烯烃项目3个，设计聚丙烯总产能146万吨/年；直接液化煤制油项目4个，规划油品总产能约700万吨/年；煤制二甲醚项目2个，设计产能分别是120万吨/年和300万吨/年；煤制天然气项目1个，设计年产天然气40亿方；煤制甲醇项目2个，设计产能分别为168万吨/年和300万吨/年；甲醇制汽油项目2个，规模分别为10万吨/年和100万吨/年。2008年，中石化参与合资建设了鄂尔多斯300万吨/年二甲醚项目。2007年初，中石化与美国Sytroleum公司合作，拟在5年内投入1亿美元进行天然气制油（GTL）和煤制油（CTL）技术开发。

图2 国内主要煤化工企业

我国煤化工企业涉及的生产领域主要有煤制化肥、天然气、烯烃、煤制油以及煤制甲醇、二甲醚等，工业生产链[44]如图3所示。

2.1 煤制化肥

国内煤制化肥的企业数量与规模发展迅速，2006年以煤为原料的合成氨、尿素产量占全国产量的比例分别为76.3%、66.1%[45]。表3、表4为我国

煤制化肥的生产状况和规划。

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图3 主要煤加工生产链

表3 国内煤制化肥企业的生产状况

公司名称 2006年产量 2007年产量 占全国比重/%

中国石油天然气集团公司 中国石油化工集团公司 中国海洋石油总公司 山西晋城无烟煤集团公司 兵器工业总公司（华锦） 四川化工控股有限公司

166 61 85 80 76 101

170 170 89 110 73 102

7.4 2.75 4.0 3.6 3.4 4.6

氧克劳斯回收、鲁奇甲烷合成等国际先进工艺，项目于2009年开工，计划向北京输送天然气。 2.3 煤制油

图4对比了不同价格的煤炭合成柴油的价格与市场柴油的价格，由图可知，只要煤炭价格不高于600元/吨，无论直接液化还是间接液化，煤制油都更经济。

表4 国内煤制化肥的生产规划

年份 2010年 2015年 2020年

化肥总量（万吨） 氮肥总量（万吨） 尿素总量（万吨）

5243 5757 5877

3219 3454 3545

2120 2452 2517

2.2 煤制天然气

2009年全国天然气缺口约为100亿立方米，至“十一五”末将达到200亿立方米，并呈逐年增加的趋势[46]。要保障天然气的可靠供应和价格稳定，需要建立起以国内矿产天然气为基础，煤制天然气为主要增量，进口天然气为补充的“三位一体”供应体系[47]。

国内煤制天然气技术成熟度较高，大连化物所在低热值煤气甲烷化制取中热值城市煤气方面做了大量工作，相继建成了10个工厂[48]。神华集团在鄂尔多斯生产规模为20亿立方米/年的煤制天然气项目中总投资140亿元人民币，将于2012年建成投产，主要目标市场为京津唐地区。大唐国际投资228亿元在克什克腾建立规模20亿立方米/年的煤制天然气项目，利用锡林浩特褐煤资源，采用了粉煤气化、粗煤气转换、煤气冷却分离、低温甲醇洗、富

图4 不同煤价与原油价格下的柴油出厂价对比

我国初步规划到2020年煤制油能力达到3300万吨。我国的煤制油公司主要有神华集团、兖矿集团、潞安集团和伊泰集团。2009年1月神华煤直接液化百万吨工程投产；2006年4，山东兖矿集团榆林煤制油项目开工，一期工程计划于2013年建成，年产500万吨油品，二期规模年产油品1000万吨；2008年9月，山西潞安16万吨/年的煤制油项目投产，主要产品为柴油、液化石油气、石脑油及少量混合醇燃料。2006年5月，伊泰集团设计规模为48万吨/年，总投资49.75亿元的煤间接液化制油项目投产。预计到2020年，中国将基本建成煤制油工业产业，并在供应国内发动机燃料和替代石化产品方

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面起到重要作用。 2.4 煤制烯烃

中国是世界上聚烯烃生产和消费发展最快的国家，2009年底全国乙烯产能首次突破千万吨大关（1269.9万吨/年），乙烯年产量1048万吨，比2008年增加2.3%。2010年中国乙烯需求达到2550万吨，缺口超过1000万吨，丙烯需求1700万吨，缺口超过500万吨[49]。

煤制乙烯、丙烯工艺在技术上已趋于成熟，经济优越性也很明显，据测算，原油价格高于35～40美元/桶时，煤制烯烃即有市场竞争力[4]。我国到2015年和2020年煤制烯烃年产量将分别达到500万吨和800万吨[4]。神华集团采用UOP技术在包头建设了80万吨/年的煤制乙烯（MTO）项目、大唐国际和神华集团采用鲁奇（Lurgi）技术分别在宁夏和内蒙古建设了煤制丙烯（MTP）项目、山西新兴煤化工公司采用大连化物所技术在山西建设了20万吨/年的煤制烯烃（DMTO）项目，都将于2011年投产[50]。我国初步规划到2020年煤制烯烃能力达到800万吨，产量达到国内消费总量的11%。 2.5 煤制甲醇

生产甲醇主要有以天然气或煤为原料两条路线。以天然气为原料工艺简单，能耗低，投资少，国外天然气价格便宜，常以天然气为原料。以煤为原料工艺复杂，能耗高，投资大，我国天然气资源少、价格高，大多采用煤制甲醇[51]。

我国煤制甲醇的技术成熟度较高[52]。2008年底，我国甲醇产能已达2040万吨/年，产量1126.3万吨，2010年国内甲醇需求量约1758万吨[50]。图5说明了国内煤制甲醇的生产状况。

图5 国内煤制甲醇的生产状况

截止2008年，国内约有300套煤制甲醇装置在建或由中国与外国公司合建[4]。2007年以来，鹤煤集团与中原大化集团已共同投资150亿元建设200万吨/年的煤制甲醇装置，中原大化总投资25.9亿元的50万吨甲醇项目于2008年5月底投产，在国内居于领先地位；2009年初，神华集团宁夏煤炭工业集团在陕西榆林投资的煤制甲醇项目（鲁奇公司提供MTP技术）投产；此外，宁东能源重化工基地建设的85万吨/年煤制甲醇项目于2010年建成。

2.6 煤制二甲醚

二甲醚是液化石油气和车用燃料柴油的替代品，我国二甲醚生产技术多为气相甲醇脱水法，以合成气为原料合成二甲醚，生产工艺比较成熟[51]。2009年5月，中国中煤能源集团、中国石油化工股份有限公司、申能集团、中国银泰投资公司和内蒙古满世煤炭集团投资210亿元建设鄂尔多斯300万吨二甲醚工程。2007年8月，永煤集团与昊华集团投资70多亿元建设100万吨二甲醚项目。此外，还有山东久泰集团的100万吨项目，新奥集团的40万吨项目。预计到2020年，我国煤制二甲醚能力将达到2000万吨。

3 发展低碳型煤化工产业策略

煤炭的碳氢比高，煤化工生产会释放大量CO2，加剧温室效应[53]。2006年我国CO2排放量占全球的20%。预计2002～2030年间，中国CO2排放量净增38.37×108t，占全球的1/4以上，煤的贡献占78%～82%，2007年国际能源署给出的CO2排放量及预测数据[54]见图6。

此外，煤化工用水量大，生产吨油耗水约10～12吨，吨醇耗水约15～17吨，即年产420万吨的

图6 燃料的CO2排放量（国际能源署，2007）

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甲醇厂约耗水6000万吨。我国煤炭资源67%集中在西北，但这些地区的水资源只占全国的3.85%，大规模发展煤化工必将受到水资源限制[55]。

此外，我国煤化工的装置规模、装置之间的协调能力以及对能源的综合利用水平等都有待提高。因此，发展低碳型煤化工、提高产业的可持续发展必须考虑以下策略。

3.1 煤加工工艺选择及优化

发展低碳型煤化工首先考虑选择合适的加工工艺或对工艺技术进行优化，从源头降低CO2排放量。以天然气转化和煤气化工艺耦合开发的天然气-煤共气化工艺[56]在实验条件下成功制备出了H2～CO比为1～1.5任意可调的合成气，共气化技术可直接利用煤层气和炼厂气中的富氢，既避免了氢源浪费，又可降低CO2排放。同样，采用低氢碳比的粉煤气化合成气（CO+H2）做循环介质的水电解制氢技术[57]，使原H2/CO（mol）从0.42提高到2，可以充分利用碳源，使煤气化制甲醇实现CO2零排放。此外，干粉煤气化的粉煤输送气体可用CO2代

替氮气[58]，

CO2可来源于装置自身的排放，实现“废物利用”，达到减排目的。

先进的工艺技术尽管一次性投资大一

些，但从纯物料消耗上来说要低很多，相应的排污量也少。实践证明，尾部治理的成本远远高于过程控制所付出的代价。

3.2 CO2回收与储存（CCS）

建设低碳型煤化工需要同时考虑CO2的回收和储存（CCS）[59]。阿联酋的Masdar市将煤化工产生的CO2收集用于提高原油采收率的注气操作，既减少了CO2排放，又降低了采油成本[60]。由于含CO2气体的来源不集中，以及含CO2浓度不同，增加了CCS技术大范围应用的难度，排出气体中CO2的含量与设备投资关系如图7所示。

图7 气体中CO2含量与设备投资的关系

利用CO2生产其他化学品也是减少CO2排放的途径，例如：碳酸盐、水杨酸、硼砂、双腈胺、对羟基苯甲酸和环状碳酸酯等[61]。

为了实现CO2规模化利用，美国、欧洲、日本和我国中科院兰州化物所都进行了相关工艺开发。CO2的利用新技术见图8[53-54

，62-64]

。

图8 CO2处理新技术

3.3 化工园区联合一体化

煤化工产业向大型化、园区化发展，各装置之间协调并形成产业链，有利于装置中碳氢原子的充分合理利用，并可实现CO2的规模化减排[65]。富含氢气和甲烷的焦炉气[66]和煤制甲醇装置一体化，将焦炉气中的余氢补给煤制甲醇装置，将会降低煤制甲醇的负荷和能耗。同样，将焦炉煤气和煤气化装置整合，把焦炉煤气中的甲烷和气化煤气中的CO2进行催化重整，获得的合成气可用于化学品生产。此外，煤化工装置还可与天然气化工装置联合一体化，将煤化装置产生的CO2作为调节碳源，可使天然气转化合成气的氢碳比满足煤制甲醇的要求[67]，而天然气制甲醇与气化煤气混合补碳技术[68]合理利用了资源，优化了合成气组成，也从规模上降低CO2排放。

3.4 整体煤气化联合循环（IGCC）发电系统

IGCC发电系统把煤气化技术和高效燃气蒸汽联合循环发电技术相结合[69]，使煤在气化炉中气化为中热值或低热值煤气，去除粗煤气中的灰分、硫

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化物等有害物质后，输送到燃气-蒸汽联合循环中去燃烧做功，达到以煤代油（或天然气）的目的[70]。该技术可实现煤炭资源的高效、洁净利用，CO2近零排放，是洁净煤发电的重要发展方向之一。IGCC发电净效率可达43%～45%，脱硫效率可达99%，具有优越的环保性能，SO2，NOx和CO2排放都远低于其他燃煤发电技术[71]。与常规电站相比，污染物排放量仅为1/10，氮氧化物排放仅为15%～20%，耗水仅为1/2～1/3

[72]

。这对于提高我国能源自给率，

减少大气污染具有重要意义。 3.5 保护水资源和污水处理方案

节约水资源要优先采用空冷器和优化换热网络等措施，并开发循环用水新工艺，加大对水的循环利用和高效利用程度

[73]

。同时还要加大对污水排

放的处理力度，开发利用水处理新技术，最大程度的降低对水资源的污染。图9对水处理新技术[74-78]进行了归纳。

图9 水处理新技术

4 结 语

从我国“缺油、富煤、少气”的现实情况以及原油价格等因素出发，积极推进清洁煤化工的发展在中国有特殊意义。我国煤化工行业面临很好的发展机遇，但由于技术、市场、政策和环境的因素，也使我国目前的煤化工蕴含了一定的风险。在积极大力发展煤化工，减少能源对外依存度的同时，通过技术创新、产业转型等多种手段，尽可能地减少温室气体排放，提高能源利用效益，从而实现我国承诺的2020年实现单位国内生产

总值CO2排放比2005年下降40%～45%的目标。这些都是顺应国家建设低碳型煤化工产业不可忽视的发展途径。

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基金项目：国家自然科学基金（20806090）。 第一作者简介：曹睿（1973—），女，硕士研究生，讲师。联系人：刘艳升。E-mail wsuper@http://。