对中国煤制油热的冷静思考_百度文库
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对中国煤制油热的冷静思考
对​中​国​煤​制​油​热​的​冷​静​思​考
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你可能喜欢图1 位于南非Secunda的Sasol合成燃料厂
&&&&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，将需要替代性液体燃料。由于全球的煤炭储量极其丰富，煤炭液化是其中之一。
&&&& 早在70年代初，由于国际油价暴涨，美国、英国和日本等国家就开始进行大量的煤炭液化技术研究和开发。从80年代开始，大部分煤炭液化项目被搁置起来，但南非例外。原因是南非没有石油和天然气资源，仅有丰富的煤炭资源，另外，到80年代中期为止，南非受到了30年的贸易禁运，这些因素促使南非大规模采用煤炭液化产品。目前，南非60%的运输燃料是由煤炭提供的。
&&&& 许多不同的"直接"液化工艺已被开发出来，但就所进行的化学反应而言，它们密切相关。这些液化工艺的共同特征是，先将大量的煤粉放入溶剂中，在高温高压的条件下进行溶解，然后将溶解的煤炭在氢气和催化剂的作用下进行加氢过程。
&&&& 直接液化是目前可采用的最有效的液化方法。在合适的条件下，液化油收率超过70%（干燥无矿物质煤）。如果允许热量损失和其它非煤能量输入的话，现代液化工艺总热效率（即转化成最终产品的输入原料的热值比例，%）一般为60-70%。
&&&&这些工艺一般发展到工艺开发单元（process development unit）或试验性阶段，并且主要的技术问题已得到解决。但是，目前没有示范厂或商业化厂建成运转。
&&&& 煤炭"间接"液化的唯一正在运转工艺是南非的Sasol工艺，目前已经建成了三座生产厂。间接液化的唯一核心技术是合成反应段，因此最近的主要工作集中在开发先进的催化剂上，催化剂不限于某一具体工艺。
&&&& 从1985年以后，由于石油的价格较低，人们对用于生产运输燃料的煤炭液化的兴趣下降。目前，只有日本还在积极进行大规模的煤炭液化工艺的研究，并且还有一座150t/d规模的装置正在运转。由于中国目前逐渐成为一个净石油进口国，而且潜在的产油区地理位置偏僻，因此中国有发展煤炭液化的强烈愿望。中国正在分别与美国、日本和德国合作进行煤炭液化的可行性研究。
&&&& 煤炭液化的可行性主要决定于液化工艺的经济性。这需要大量的品位低、价格低的煤炭，且石油和天然气缺乏或成本较高。也就是说，未来石油价格的上涨将引起人们重新对煤炭液化技术的极大兴趣，并可能导致大规模的商业化煤炭液化生产。
煤炭液化技术的优点
煤炭液化技术具有以下优点：
?煤炭液化技术是生产有用的液体产品的基本可行的技术。
?具有利用丰富的煤炭资源来生产运输燃料的能力。
?能够解决石油储量逐渐枯竭和石油供给面临的问题
英国贸工部的支持
&&& 自1990年以来，英国贸工部（DTI）支持了5项与煤炭液化有关的项目，并出资540万英镑，而所有项目的总经费为4060万英镑。
&&& 煤炭是一种碳含量高、而氢含量一般为5%（不超过6%）的固体。与液体燃料相比，煤炭不便于处理和运输。最主要的一点是，煤炭不能够被直接提供给内燃机和其它内燃设备，而这些设备目前却被广泛应用于运输车辆上。目前，运输车辆的燃料全部来自原油，而原油的氢含量为煤炭的2倍。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%。
&&&& 运输燃料的氢含量在汽油中的含量约为12.5%，在航空内燃机燃料中的含量占14.5%。如果利用煤炭来代替运输燃料，煤炭必须被转化成有类似氢含量的液体物质。为此需要直接或间接地从煤中脱碳或加氢。其中第一种工艺是众所周知的焦化或热解，第二种工艺就是煤炭液化。
&&&& 液体燃料的生产历史已经比较久远。由于将煤转化成液体燃料的成本比提炼原油的成本要高，因此只有当原煤的价格比较低廉的情况下，发展煤炭液化技术才会引起人们的积极性。但有一种例外的情况，即一些国家缺乏充分可靠的原油供给。例如，德国在二次世界大战期间生产了大量的煤制燃料，南非在50年代中期和80年代期间由于受到了经济制裁，也利用煤炭液化技术来生产燃料。
&&&& 随着对石油产品需求量的日益增大，世界的石油储量逐渐枯竭。据有关组织估计，到年世界石油需求量将超过供给量，石油价格很可能大幅度上扬。目前，世界油价相对较低。
&&&& 发达国家的现有工业设施严重依赖石油。因此，当原油短缺时将需要替代性的液体燃料。由于全球范围内拥有丰富的煤炭可采储量，这些储量远远多于其它化石燃料的储量，因此煤炭液化可作为替代液体燃料来源之一。
煤炭液化技术发展历史
&&& 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，它们被用作煤焦油染料的基本成分，这项工艺目前仍在使用。在不断发展的石化工业中，煤制液体是一种重要的原料，例如利用煤炭生产的芳香族化合物不久前还得到大量的使用。
&&& 自20世纪初开始，煤炭液化技术开始得到较快的发展，产生了2种不同的液化方法。最早的液化工艺是，先将煤炭在高温高压的溶剂中溶解，产生高沸点的液体。该液化工艺中没有用氢气和催化剂。这种直接液化技术于1913年被Bergius申请专利，并在20年代初进行了商业化生产。这种直接液化技术也被称为Pott-Broche液化工艺或者I
G Farben液化工艺。
&&&& 1925年，Fischer和Tropsch申请了间接液化技术的专利权。在间接液化技术中，先把煤气化产生合成气（氢气和一氧化碳），然后用钴催化剂合成液体。间接液化技术于30年代被用于商业化生产，起初主要是生产化工原料，而不是液体燃料。
&&&& 1935年，在英国的Billingham建成了一座进行商业化生产的煤炭直接液化厂，将煤炭和杂酚油进行处理，每年可生产15万t的汽油。在二次世界大战初期，德国和英国都建有煤炭液化厂，到战争结束时，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t的汽油，占德国汽油总消费量的90%。
&&&& 二次世界大战结束之后，德国和其它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，中东地区发现了新的大量的石油储量，进行具有战略性的研发（R&D）项目的必要性大大减小，世界上除南非之外的其它国家对煤炭液化技术的兴趣逐渐减小。
&&&& 南非重视煤炭液化技术的原因是，自50年代中期至80年代中期的30年中，南非由于其种族隔离政策逐渐被与其它国家从政治上隔绝起来，不能与其它国家自由进行石油和石油产品的贸易，南非自己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。由于南非的煤种更适合于间接液化，因此南非选用的是煤炭间接液化技术。南非于50年代建成了第一座煤炭间接液化厂-Sasol
I号液化厂。1980年和1982年，南非建成了另外两座规模更大的液化厂，采用的是相同工艺，但改进了催化剂和反应器设计。80年代中期，南非煤炭液化厂每年可生产运输燃料1000万t，占南非运输燃料总需求量的60%。目前这3座液化厂仍进行生产。除了南非之外，其它国家只有到了70年代初期才重视煤炭液化技术。
&&&& 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Pott-Broche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SRC-I（溶剂提炼煤法）和SRC-II液化工艺。另外，日本和英国也开发了其它一些小规模的煤炭液化工艺。从原理上讲，SRC-I液化工艺与Pott-Broche液化工艺非常类似，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。但SRC-II液化工艺生产的是馏出产品，该工艺的独特之处是减压塔底物的循环使用。
&&&& 当时，美国还研制了另外两种直接煤炭液化技术-Exxon供氢溶剂法（Exxon Donor Solvent，EDS）液化工艺和H-煤法液化工艺。EDS液化工艺的特点是采用了单独的溶剂加氢过程，以严格控制溶剂供氢特性；H-煤液化工艺的最主要特点是采用了沸腾床反应器。
&&&& 在70年代初期，主要产油地区的政治政策的改变导致国际油价的大幅度上涨，人们再次关注利用煤炭生产运输燃料的技术。国际油价在70年代保持了持续的上涨态势，直到1985年末国际油价仍高居不下。一些大型的研发项目开始展开，其中大部分项目集中在直接液化工艺的研究上。当时，从事煤炭液化研究的主要国家包括美国、日本、英国和德国，其中前三者不断研究着煤炭提质加工工艺。尽管用于其它目的的合成催化反应和技术的研究是同步进行的，但人们仍对间接液化工艺兴趣不大。几乎目前所有的液化工艺来源于这一阶段的研究成果。
焦化和热解作用
&&& &高温焦化技术是一种最原始的生产液体的方法，烃类液体作为炼焦过程的副产品。由于高温焦化过程生产的液体含量较低（<5%），且液化成本高，因此传统的高温焦化工艺不能满足商业化生产液体燃料的需要。
&&&& 温和热解也是一种焦化技术，但操作条件相对不太苛刻。温和热解工艺包括：将煤加热到450~650°C的高温（高温焦化工艺中的温度高达950°C），在热分解的过程中赶出原煤中的挥发性物质，在处理过程中，通过热分解生成其它挥发性有机化合物。温和热解工艺中的液体燃料产量比高温焦化工艺要高，但至多仍不超过总产量的15~20%。主要产物中降低了氢和杂原子的含量。美国在这一工艺的研究处于世界领先水平，主要是通过将煤中的氧以二氧化碳的形式脱除，并减少硫含量的途径提高低阶次烟煤和褐煤的性能，提高其发热量。目前至少有一种液化工艺已经达到半商业化生产的规模。考虑到这些技术对燃料加工所带来的巨大市场前景，我们可以认为，尽管这些工艺的液体燃料产率较低，但它们必将对全球液体燃料的供应产生重大的贡献。
&&&& 通过快速热解的途径可以获得较高的液体燃料产率。这些工艺的操作温度可达到1200°C，但煤的停留时间大大缩短，至多为几秒钟。快速热解工艺主要是为了生产化工原料而不是液体燃料，原因是从经济上讲生产液体燃料是不合算的。快速热解工艺可能还存在未解决的工程问题。
&&&& 所有的热解和焦化工艺都存在这样一个缺点，如果原料煤中的氢含量提高到可蒸馏液体的程度时，残留固体中的氢含量必须被减少。所生产的液体燃料的质量仍然比较低，需要采取专门的处理措施来清除固体杂质和水分。经这样处理后的液体产品可以掺合生产加热燃料和固定式涡轮机用的燃料。如果原产品不混合来使用，或者被用作运输燃料，仍需要进一步的处理。需要混合和传统的精制加工使液体产品经济可行。但目前这一设想还没有成功地付诸实施。
&&&& 最近，人们的兴趣集中在美国开发的煤的提质加工工艺上。至少有三项技术已经达到了中试规模。这些工艺的主要不同之处在于热解反应器的设计上。其中煤炭制取液体燃料（Liquids
from Coal,LFC）工艺自1992年已经投入商业化生产。
&&&& LFC工艺（见图2）是由SGI国际公司研制的一种旨在改善煤炭性能的温和热解方法。可生产两种可销售产品：一种是被称为"工艺衍生燃料"（process-derived
fuel，PDF）的低硫、高热值固体；另一种是被称为"煤炭衍生液体"（coal-derived liquid，CDL）的烃类液体。PDF的产量远远大于CDL的产量。
图2 Encoal公司开发的LFC工艺
&&&&Encoal公司拥有的第一座示范厂建在怀俄明州Gillette附近，该示范厂得到了美国能源部洁净煤技术示范项目的支持。示范厂于1992年投产，原料煤是波德河煤田生产的低硫高水分次烟煤，最大日处理能力为1000t。
&&&& 煤炭被粉碎和筛选，然后在一个旋转的篦式干燥器上被热气加热。对这些固体原料的温度控制非常重要，因为加热的目的就是为了减少原料中的水分，而不能导致其结构的改变，从而尽量把早期气产率降为最低限度。被干燥后的煤随后进入主旋转篦式热解器，被循环的高温气流加热到540°C。此时，精确控制固体原料的加热速度和停留时间至关重要，因为这些参数影响着产品性能。固体原料被从热解器中排出之后，进行冷却，然后经过钝化处理，其中包括经过振动流化床，被含有固定氧含量的气流处理。PDF产品经过轻度的氧化之后便稳定下来，避免了随后发生自燃现象的危险。
&&&& 离开热解器的气流被在一个急冷塔中冷却，CDL冷凝，水分留在气相中。经过冷却的大部分气体被重新循环进入热解器中，一部分气体被在热解燃烧器中进行燃烧，产生工艺过程所需要的热量。剩余的气体进入干燥燃烧器中被燃烧，加入干燥器的气体循环过程中。气体中的颗粒杂质和硫氧化物被使用湿式涤气方式从气体循环过程中除去。涤气器中吹扫液体被排到池中蒸发。
&&&& 经过适度氧化之后，生成的PDF产品是一种低硫反应性燃料，适合用于粉煤喷吹燃烧锅炉，因此将经过铁路运到各电站；另外生成的CDL性能相当于6号燃料油，也被经过铁路运到燃料油销售商。
&&&& 1996年，SGI公司与印度尼西亚、日本和中国签定合同，准备在这些国家建立商业化LFC示范厂。1997年，该公司宣称将在美国建立一座600万t/年规模的工厂。
&&& &直接液化工艺旨在向煤的有机结构中加氢，破坏煤结构产生可蒸馏液体。目前已经开发出多种直接液化工艺，但就基本化学反应而言，它们非常接近，共同特征是：在高温和高压的条件下在溶剂中将较高比例的煤溶解，然后加入氢气和催化剂进行加氢裂化过程。直接液化是目前可使用的最有效的液化方式。在合适的条件下，液体产率超过70%（以干燥、无矿物质煤计）。如果允许热量损失和其它非煤能量输入的话，采用现代化的液化工艺时总热效率（即转化成最终产品的输入原料的热值比例，%）一般为60~70%。
&&&& 直接液化工艺的液体产品比热解工艺的产品质量要好得多，可以不与其它产品混合直接用作大部分固定式燃料。但是，直接液化产品在被直接用作运输燃料之前需要进行提质加工，采用标准的石油工业技术，让从液化厂生产出来的产品与石油冶炼厂的原料混合进行处理。
&&&& 根据煤的溶解步骤是否与溶解后的煤再转化成可蒸馏的液体产品步骤分开，直接液化工艺可被分为以下两类：
&&&& ?单段直接液化工艺 该工艺是通过一个主反应器或一系列反应器来生产蒸馏组分的。这种工艺包括一个合在一起的在线加氢反应器，对原始馏分提质，而不能直接提高总转化率。
&&&& ?两段直接液化工艺
&&&& 该工艺是通过两个反应器或一系列反应器来生产馏分的。其中第一段的主要目的是进行煤的溶解，不加催化剂或只加入低活性的可弃催化剂。第一段生产的重质煤液体在第二段中在高活性催化剂的作用下加氢，生产出馏分。
&&&& 另外，有些工艺专门设计用于煤和石油衍生油共处理，也可以划到这两种工艺中去。同样，上述两种液化工艺都可改进用来共处理。
单段液化工艺
　　60年代中后期，煤炭液化技术得到了人们的重视，全部的液化工艺均为单段液化工艺，大部分的液化研究项目也集中在单阶段液化工艺上。70年代发生了世界范围的石油危机，一些研究人员增加了第二段的研究工作，以提高轻质油的产量。单段液化工艺主要包括：
&&&& ?Kohleoel液化工艺（德国鲁尔煤炭公司）
&&&& ?NEDOL液化工艺（日本新能源产业技术开发机构）
&&&& ?H-煤液化工艺（美国HRI公司）
&&&& ?Exxon供氢溶剂液化工艺（即EDS工艺，美国Exxon公司）
&&&& ?SRC-I和II液化工艺（美国海湾石油公司）
&&&& ?Imhausen高压液化工艺（德国）
&&&& ?Conoco氯化锌液化工艺（美国Conoco公司）
&&&& 上述大部分液化工艺已经被淘汰，但Kohleoel和NEDOL液化工艺目前仍被广泛采用，开发商准备对这两种液化工艺进行商业性生产。
&&&& 另外，美国目前还研制了其它几种较小规模的液化工艺。俄罗斯和波兰等其它国家也进行了大量的单段煤炭液化工艺的研发工作，所采用的方法在许多方面与Kohleoel液化工艺类似。
Kohleoel液化工艺
&&&&Kohleoel液化工艺（见图3）联合原油精炼工艺（Integrated
Gross Oil Refining，IGOR+)在1945年德国商业化规模工艺基础上，由Ruhrkohle AG和VEBA OEL AG公司近期开发而成。开发经历了Bergbau-Forschung(目前的DMT)0.5t/d、0.2t/d连续运转和到Bottrop的200t/d规模。其中在Bottrop的液化厂生产期间为年，设备运转时间2.2万小时，处理了17万t煤，生产了8.5万t馏出产品。因此，该液化技术被认为完全可行。
图3 Kohleoel液化工艺
&&& &1997年，中国煤炭科学研究总院（CCRI）与德国签定了两年的合作协议，进行一项5000t/d的示范厂可行性研究。研究人员在云南省考察了液化厂址，并对液化产品的市场前景进行了调查。
&&&& 煤与工艺衍生循环溶剂和"赤泥"可弃铁催化剂配成煤浆，并进行加压和预热。随后加入氢气。然后，混合物进入一个液体向上流动的管式反应器，煤加料速度为0.5~0.65t/h?m3，反应器内的压力为300br，温度为470°C。从反应器顶部出来的产品进入到一个高温分离器中。分离器顶部的馏分保留在气相中，在一个固定床反应器中进行加氢，固定床的压力与主反应器的压力一样，温度为350~420°C。加氢处理后的产品分两段进行减压和冷却。其中第一段的液体产品被循环到煤浆段，作为溶剂使用。第二段生产的液体产品在常压下进行蒸馏，可生产轻质油（C5-200°C，沸点）和中质油（200~325°C，沸点）。
&&&& 高温分离器底部产品进入减压蒸馏塔，以回收可蒸馏的液体。这些液体被作为加氢反应器的原料，大部分被循环作为溶剂。减压蒸馏塔底部的残余物含有沥青、矿物质、未反应的煤和催化剂。在商业化运转中，这些残余物可以作为气化器的原料，用来生产氢气。
&&&& 当对烟煤进行液化时，煤的转化率可大于90%，液体收率为50~60%（干基无灰煤）。表1列出了德国的Prosper次烟煤进行液化的产量和质量。
表1 Kohleoel液化工艺产率和产品质量（Prosper煤为原料）
烃类气体（C1~C4）
轻质油（C5-200°C）
中质油（200~325°C）
未反应的煤和沥青
氢含量（%）
密度（kg m-3）
NEDOL液化工艺
　&&&&从年，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。1983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。NEDO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（见图4），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250t/d规模的小型试验厂。但是，该项目于1987年由于资金问题被迫搁置。
&&&& 一座1t/d的工艺支持单元（PSU）按计划于1988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得断断续续。1988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1991年10月在鹿岛开工，于1996年初完工。
&&&& 从1997年3月~1998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。
图4 NEDOL液化工艺
&&&&中国煤炭科学研究总院与日本新能源产业技术开发机构和煤炭利用中心签定了合作协议，准备进行一座5000t/d的液化示范厂建设的可行性研究。利用依兰煤进行了实验室和PSU装置上完成了几个试验。据预测，油收率将达到62%。产自黑龙江省的一种黄铁矿被作为催化剂。项目的下一阶段将进行工艺评价、环境影响评价和经济效益分析，按计划于2000年完成。
&&&&在合成的铁系催化剂的重量比为2~4%的条件下，煤被研磨，并与循环溶剂配成煤浆。煤浆与氢气混合，预热，然后进入主反应器中。该主反应器是一个简单的管式液体向上流动的反应器，操作温度为430~465°C，压力为150~200bar。煤浆标称平均停留时间为1个小时，而实际的液相煤浆平均停留时间为90~150分钟。从主反应器中出来的产品被冷却、减压后至常压蒸馏塔，除去轻质产品。
&&&& 常压蒸馏后的残余物经过减压蒸馏塔，此时中质馏分和重质馏分被除去。大部分的中质油和全部的重质油经加氢后被循环作为溶剂。减压塔底部的残余物中包括未发生反应的煤、矿物质和催化剂，这些残余物被排除掉。在商业化运转中，这些残余物可以作为气化器的原料，用来生产氢气。在最终产品中固体含量可达到50%，一般情况下为35%。由于沥青与固体一起排放会导致产品的损失，因此该液化工艺限制在灰分含量较低的煤种。
&&&&从减压蒸馏塔中生产出的中质和重质油被混合之后，进入溶剂再加氢反应器。这些反应器是流体向下流动的催化剂填充床反应器，其中的温度为320~400°C，压力为100~150bar。所使用的催化剂是传统石油工业加氢脱硫催化剂的变种。标称的停留时间为1小时。从反应器中出来的产品被减压后进入闪蒸塔中，此时加氢后的石脑油将被除去。闪蒸产生的液体产品将被作为溶剂循环到煤浆混合段。
&&&& 使用不同的煤进行液化时，产品的收率将发生变化，通过调整主反应器中的工作条件尽量减小这种变化。对所有煤种而言，馏出产品的收率为50~55%（干基无灰煤）。
&&&& 与其它液化工艺相比，该液化工艺的液体产品的质量较低，需要进一步的提质加工，但这并不表示出现了新的技术难题。
H-煤液化工艺
　　H-煤液化工艺（见图5）是由HRI公司（即目前的Hydrocarbon技术公司，HTI）根据商业化的用于改善重质油性能的H-油工艺研制的。根据H-煤液化工艺，美国于1980年在肯塔基州的Catlettsburg建造了一座200t/d的中试厂。该试验厂一直生产到1983年。随后，美国设计了一座可进行商业化生产的液化厂，准备建在肯塔基州的Breckinridge。美国能源部资助的大部分液化项目是以H-煤液化工艺为基础的，该工艺也被有效地应用到催化两段液化（CTSL）工艺中。
图5 H-煤液化工艺的流程简图
&&&&煤与循环溶剂混合配成煤浆，循环溶剂中包括加氢反应器中产生的含有固体的产品以及蒸馏时产生的重质和中质馏分。然后加入氢气，混合物被预热后进入沸腾床加氢反应器，反应器是该液化工艺的一个独特之处。反应器的工作温度为425~455°C，工作压力为200bar。该反应器使用常规的载体加氢催化剂，可以使用以铝为载体的镍钼或者钴钼催化剂。通过泵使流体内循环而使催化剂流化，进口位于催化剂流态化的上界，但仍然位于反应器的液体区域之内。循环流中包含未发生反应的固体煤。
&&&& 由于用于产生蒸馏液体的加氢裂解反应是放热量很大的反应，因此精确控制温度对于工程放大至关重要。沸腾床反应器比固定床反应器有许多优点，因为前者反应器中的物质被充分混合，并易于进行温度监测和控制。另外，沸腾床反应器可以在运行期间更换其催化剂，这样可以保持催化剂良好的活性。这一点对于使用载体的催化剂尤其重要，因为虽然这些催化剂开始时活性较强，但在进行煤炭液化的过程中这些催化剂的减活速度较快。
&&&& 反应器的产物进入闪蒸分离器。分离器顶部馏分中的液体被冷凝后，进入常压蒸馏塔中，生产石脑油和中质馏分。闪蒸塔底部残余物被送到水力旋流器中。水力旋流器顶部产生的液体中含有1~2%的固体成分，这些液体被循环到煤浆制备段。从水力旋流器底部流出的液体进入减压蒸馏塔中。减压蒸馏塔中的固体被从底部排出，减压蒸馏物作为部分最终产品。
&&&& 与其它液化工艺相比，H-煤液化工艺的产率随煤种的不同而不同。当使用合适的煤种时，总转化率可以超过95%，液体产率达到50%（干基煤）。
Exxon供氢溶剂（EDS）液化工艺
　　 Exxon公司于70年代开始EDS液化工艺的开发，于1980年在得科萨斯州Baytown建造了一座250t/d的小规模液化厂。此时，Exxon公司认为EDS液化工艺（见图6）可以进行商业化生产，尽管开发过程被中断了。EDS液化工艺中液体收率比现代工艺要低。这样，EDS液化工艺的初期投资成本较大，明显缺乏竞争力。位于Baytown的试验厂的生产维持到1982年，随后继续进行的研究工作持续到1985年。
图6 EDS液化工艺的原理简图
　　煤与可蒸馏的循环溶剂混合配成煤浆，循环溶剂已被再加氢，以恢复其氢供给能力。这可以增强溶剂的效率，也是EDS液化工艺的主要特点。
&&&& 煤浆与氢气混合，被进行预热，然后被送到一个简单的液体向上流动的管式反应器中。该反应器的工作温度为425~450°C，工作压力为175bar。没有使用任何催化剂。反应器的产物进入一个气-液分离器，产生的液体被送到减压蒸馏塔中。石脑油和中质蒸馏产品被回收，尽管大部分中质蒸馏物与重质蒸馏物结合形成了循环溶剂的主要成分。减压蒸馏塔底部的残余物中包括固体杂质，这些残余物被排入Exxon公司获得专利权的"灵活焦化"设备中。这一过程包括热解和气化步骤，可以生产附加的蒸馏产品和用于生产氢气的燃料气。热解过程是在485~650°C的高温条件下进行的。灵活焦化工艺目前也已投入商业化。
&&&& 循环溶剂的再加氢过程是在固定床催化反应器中进行的，使用了以铝作载体的镍钼或者钴钼催化剂。反应器中的工作温度为370°C，工作压力为110bar。这些条件也可进行改变，以控制溶剂的加氢程度，保证产品质量。
&&&& EDS液化工艺的产率与被进行液化的煤种特性有密切的关系，也随着液化条件的变化而不同。一般地，总液体收率（包括灵活焦化产生的液体）对于褐煤来讲为36%，次烟煤为38%，烟煤为39~46%（所有的煤均为干基无灰煤）。通过增加煤浆中减压蒸馏塔底部残渣的循环量，可以提高液体收率。这一设想没有在250t/d的试验厂进行验证。但采用这种方法之后，可以使褐煤的液体燃料产出率达到47%，次烟煤为50%，烟煤为60%。
&&&& 根据市场的需求情况，液体产品的沸点范围可在很宽范围内调节。
SRC-I和SRC-II液化工艺
　　起初，SRC液化工艺是利用煤来生产洁净的锅炉燃料。按照该液化工艺，1965年建成了一座0.5t/d的液化厂，并于1974年扩大成两家独立的小规模试验厂。这两座液化厂分别位于Wilsonville（SRC-I液化工艺，6t/d，见图7）和华盛顿特区的Fort
Lewis（SRC-I液化工艺，50t/d）。位于Fort Lewis的液化厂以后改用SRC-II液化工艺，SRC-II液化工艺需要的工作条件更加苛刻，该液化厂的生产能力降低到25t/d。SRC-II液化工艺的生产目的是生产蒸馏产品。随后，人们设计了大规模的液化厂，但没有付诸实施。位于Wilsonville的液化厂得到美国能源部的资金支持一直持续到1992年，该液化厂当时被作为整个美国直接液化发展项目的中试试验基地。SRC液化工艺已抛弃了最初形式，但是基本思路被吸收到最新的美国液化工艺中。
图7 位于Wilsonville的日产6t的SRC-I直接液化厂
Imhausen高压液化工艺
　　Imhausen高压液化工艺于1982年开始开发，1984年建成了一座100kg/d的小规模试验厂。该工艺的工作条件非常苛刻，温度为470~505°C，压力为600~1000bar。因此，除非该工艺的产率非常大，否则不可能投入商业性生产。
Conoco氯化锌液化工艺
　　70年代末80年代初，Conoco公司开发了一种使用熔融氯化锌直接加氢处理煤炭的简单液化工艺，得到高产率的汽油产品。该液化工艺是当时极少的几种与战前液化技术不同的技术之一。利用该工艺建成了一座1t/d的小规模试验厂，但该试验厂只生产了较短的一段时间，原因是存在以下问题：氯化锌和液化过程中生成的其它氯化盐的强腐蚀性对设备的破坏很大。如果这一问题得以解决，该液化工艺的经济性将带来可观的市场前景。
两段液化工艺
&&&&大部分两段液化工艺是在70年代初发生世界性石油危机时应运而生的。许多国家进行了该项研究工作，但只有少数几项液化工艺超出了实验室的规模，许多工艺非常相似。两段液化工艺包括：
&&&& ?催化两段液化工艺（LTSL，美国能源部和HRI公司（即目前的HTI公司））
&&&& ?液体溶剂萃取液化工艺（LSE，英国煤炭公司）
&&&& ?褐煤液化工艺（BCL，日本新能源产业技术发展机构）
&&&& ?固本合成燃料液化工艺（美国固本煤炭公司）
&&&& ?Lummus ITSL液化工艺（美国Lummus Crest公司）
&&&& ?Chevron煤炭液化工艺（CCLP，美国Chevron公司）
&&&& ?Kerr-McGee ITSL液化工艺(美国Kerr-McGee公司)
&&&& ?Mitsubishi Solvolysis液化工艺（日本三菱重工业公司）
&&& ?Pyrosol液化工艺（德国Saarbergwerke公司）
&&&& ?阿莫科CC-TSL液化工艺（美国Amoco公司）
&&&& ?超临界气体萃取液化工艺（SGE，英国煤炭公司）
&&&& 在上述的两段液化工艺中，只有CTSL、LSE和BCL工艺在80年代末之后继续得到开发。
催化两段液化（CTSL）工艺
&&&& CTSL液化工艺是在H-煤单段液化工艺的基础上研制而成的。在Wilsonville的中试厂，该液化工艺被持续研究了近15年。该厂1992年停止生产，但是研究工作继续得到美国能源部的资助，其中包括连续中试规模和PDU规模的继续资助。CTSL液化工艺成为了80年代和90年代美国能源部资助的许多液化工艺的基础组成部分。最近，该工艺采用了一种紧密串联的结构形式，在这种结构形式中，两个阶段都使用一种活性载体催化剂。
&&&& 初期的CTSL液化工艺采包括一个首先热溶解段，有时需要使用与许多单段液化工艺类似的低活性可弃催化剂。对短接触和长停留时间进行了试验。在最近的研究中，HTI公司在第二段反应器后面串联了一台加氢反应器，以提高液化产品的质量。
&&&& 1997年，HTI公司与煤炭科学研究总院签定了一项两年的合作协议，研究利用神华煤进行直接液化的可行性，并计划建一座液化厂。HTI公司从美国能源部申请资金支持。目前该项目已经完成了实验室试验和预可行性报告，现正在神府东胜矿区考察厂址和潜在的产品市场前景。
&&&& 最新开发的CTSL液化工艺的原理如图8所示。煤与循环溶剂混合配成煤浆，然后被预热，与氢气混合，进入沸腾床反应器的底部。该反应器中装有载体催化剂，一般是以铝为载体的镍钼催化剂。催化剂在反应器内部循环过程中被流态化。反应器具有连续搅动釜式反应器温度均一的特征。
图8 CTSL液化工艺流程图
&&&&溶剂作为氢供体，在第一个反应器中，通过将煤的内部结构打碎到一定程度来使煤溶解。第一个反应器可将溶剂进行再加氢。
&&&& 当液化烟煤时，反应器中的工作温度为400~410°C，工作压力为170bar。当液化次烟煤时，需要利用高温来打断煤的内部结构，此时氢供体的作用相对弱一些。在一种此工艺变种中，第一段采用分散的钼或铁催化剂。
&&&& 第一个反应器产生的产品直接进入第二段的沸腾床反应器，第二反应器中的工作压力与第一反应器相同，但温度较高（达到430~440°C）。第二反应器也有载体催化剂，这些催化剂与第一反应器的催化剂可以相同，也可以不同。
&&&& 经过分离和减压步骤之后，从第二个反应器中出来的产品进入常压蒸馏塔中，在此，温度400°C以下馏分清除掉。常压蒸馏塔底部的物料包括溶剂、未发生反应的煤和矿物质。这些固体可以利用适用的技术清除掉，剩余的溶剂可以循环到煤浆混合段。在一些变种工艺中，只有一部分常压蒸馏塔底部的物料进入固体清除步骤，这样，循环溶剂中含有矿物质和被使用过的分散催化剂。在该液化工艺中，没有必要脱除去独立的沥青流来作为产品。在
Wilsonville试验厂，人们利用Kerr-McGee临界溶剂脱灰（CSD）工艺（也被称为剩余油溶剂萃取（ROSE）工艺）获得了大量的生产经验。
&&&& 由于CTSL液化工艺目前又回到了开发阶段，据最近报道，该工艺的产率随着液化的煤种、选用的工艺结构以及具体的工作条件而发生较大的变化。产品中的蒸馏油收率可以达到65%或更高（干基无灰煤），但产品的沸点较高。与临界溶剂脱灰过程一起排出的未发生转化的煤和重质沥青类物质各占总产品的10%。在Wilsonville试验厂进行的最终试验可以提供有关工艺条件、产率和产品质量的精确数据。
液体溶剂萃取（LSE）液化工艺
&&&&液体溶剂萃取液化工艺是由英国煤炭公司于年期间开发成功的。在北威尔士的Ayr角建成了一座2.5t/d的小规模试验厂，连续生产了4年以后停产。目前研究人员已经完成了65t/d的示范厂概念设计，并可提供足够的数据让承包商直接进入详细的设计阶段。但是目前还没有建造该示范厂的计划。
图9 位于Ayr角的LSE小规模试验厂
&&&&图10画出了该液化工艺的简图。煤与循环溶剂混合制成煤浆，预热后，进入非催化溶解段，该阶段中包括两个或更多个连续搅拌釜式反应器（CSTR）。这些反应器中的工作温度为410~440°C，工作压力为10~20bar，以减少溶剂的挥发。在该阶段中没有使用氢气，溶剂被作为氢供体，有2%重量比的氢被转移到煤中。
&&&& 溶解器中的产品部分得以在垂直叶片压力过滤器中进行冷却和过滤，以除去未反应的煤和灰分。滤饼被循环用的轻质油冲洗以回收产品，在减压条件下干燥。干燥后的滤饼含有少量的没有蒸馏掉的残余液体。该液化工艺对原料煤中的灰分含量以及煤的溶解程度不太敏感。在商业化运转中，滤饼可以被用来气化生产氢气。
&&&& 被过滤后的煤萃取液进入蒸馏塔，以回收轻质油冲洗溶剂，然后，煤萃取液被预热，与氢气混合，再依次进入一个或多个沸腾床反应器中。各段之间没有分离过程，反应器中的工作条件为：压力200bar，温度400~440°C，空速在0.5~1h-1
（每小时每kg催化剂加入的原料量）。从反应器中出来的产品被冷却、减压后进入常压蒸馏塔中，以回收馏分。蒸馏塔的切割温度可以进行调节，以维持溶剂的平衡，并使产品的沸点低于300°C。常压蒸馏塔底部的残余物部分进入减压蒸馏塔，以控制循环溶剂中的沥青含量。减压蒸馏塔顶部的馏分与常压蒸馏塔底部的大部分溶液混合，被作为溶剂循环送到煤浆混合段。
&&&& 在一些情况下，循环溶剂会积聚大量饱和物质，影响萃取效率。该工艺中的热裂解环节就是用来控制这种现象的发生，保证溶剂的质量。
&&&& 小规模试验项目表明，LSE液化厂生产过程平稳；运转数据显示，该工艺可以采用全馏分方式，不需减压蒸馏塔，不需单独热裂解来维持溶剂的质量。试验阶段获得的主要产品数据列于表2中。馏分总产率可以达到60~65%（干基无灰煤），大部分馏分的沸点低于300°C。滤饼产率中包括7%的不能被蒸馏的沥青。
表2 利用艾尔岬煤进行LSE液化是的工艺条件、产率和质量
溶剂与煤的比率
溶解压力(bar)
溶解温度(°C)
标称滞留时间(min)
加氢裂化压力(bar)
加氢裂化温度(°C)
空速(kg加料量 /kg催化剂 /小时)
C1~C4烃类气体（%，干基无灰煤）
C5~300°C馏分（%，干基无灰煤）300~450°
C过量溶剂（%，干基无灰煤）
沥青（>450°C）（%，干基无灰煤）
滤饼有机物（%，干基无灰煤）
氢（重量百分比，%）
氮（重量百分比，%）
硫（重量百分比，%）
褐煤液化（BCL）工艺
&&&&褐煤液化工艺（见图11）是由日本NEDO开发的，在澳大利亚维多利亚州的Morwell建成了一座50t/d规模试验厂。该试验厂从1985年一直生产到1990年10月，处理煤炭6万t。该试验厂于1992年被拆除。
&&&&该液化工艺是专门用于液化低煤阶的煤，例如维多利亚州Latrobe峡谷地区生产的煤，该种煤的水分含量超过了60%。因此，液化工艺的一个重要环节是有效干燥煤。一座50t/d规模的试验厂一天内实际需要处理170t的原煤。
&&&&除了建造小规模试验厂之外，研究人员还利用0.1t/d的实验室连续液化试验装置及相关设备进行了深入的研究和开发，以提高煤炭液化工艺的可靠性、经济性和环境保护效果。该项研究工作一直持续到1997年。根据研发项目的成果，研究人员设计了一种改进的BCL液化工艺，其中包括：煤浆脱水、液化、内部加氢和脱灰等环节。其主要特点是：
&&&&?利用了高活性的廉价催化剂，例如放在油中的粉状褐铁矿。
&&&&?利用了重质溶剂（沸点，300~420°C）。
&&&&?采用了煤液化底部成分（CLB，沸点>420°C，循环使用）
图11 BCL液化工艺
&&&&与中试的试验结果相比，利用实验室设备（催化剂使用量<1%，干基无灰煤）
可以提高油产率、改善产品油的质量以及抑制反应器内的结垢。据估算，与澳大利亚的试验厂采用的BCL工艺相比，改进的液化工艺可以使原油当量标称价格降低24%。
&&&&"共同液化"工艺一般是直接液化工艺的变种。
&&&& 它指同时对煤和非煤烃类液体的提质加工。烃类液体也可作为制备煤浆和运移煤的介质，通常是一种价值低、沸点高的物质，例如传统原油提炼过程中生产的沥青、超重质原油、蒸馏残渣或焦油。
&&&&共同液化的基本工艺采用单段或两段形式，溶剂不进行循环使用。一般地，共同液化技术基于现有的直接液化工艺，是一次通过无循环的液化过程。大部分液体产生于油，而不是煤。
共同液化的宗旨是在煤炭液化的同时将石油提炼出的溶剂提质，这样可以降低单位产品的投资和操作费用。但是，非煤溶剂的物理性能较差，其供氢能力也弱。这将导致煤转化成液体产品的转化率较低。因此，共同液化工艺的经济性主要决定于重质液体原料成本与常规原油价格之间的差价。如果作为原料的煤炭的价格较低，则平均原料成本会降低，共同液化工艺的经济效益将提高。与其它液化工艺相比，共同液化工艺的单位产品投资成本显著降低，因为大部分产品的来自于原料油。实际上，共同液化工艺的真正竞争对象可能是重质油提质加工。
&&&& 尽管一些共同液化工艺已经开发到几t/d PDU和中试规模，但与其它液化工艺的研究规模还有一定差距。示范规模还没有达到100t/d的处理规模。
共同液化工艺包括：
&&&& ?MITI Mark I共同液化工艺（日本）
&&&& ?MITI Mark II共同液化工艺（日本）
&&&& ?Cherry P共同液化工艺（日本Osaka天然气公司）
&&&& ?Solvolysis共同液化工艺（日本三菱重工业公司）
&&&& ?Mobil共同液化工艺（美国）
&&&& ?Pyrosol共同液化工艺（德国Saarbergwerke公司）
&&&& ?Chevron共同液化工艺（美国）
&&&& ?Lummus Crest共同液化工艺（美国）
&&&& ?阿尔伯特研究委员会共同液化工艺（加拿大阿尔伯特研究委员会）
&&&& ?CANMET AOSTRA共同液化工艺（加拿大）
&&&& ?Rheinbraun共同液化工艺（德国）
&&&& ?TUC共同液化工艺（德国Clausthal技术大学）
&&&& ?UOP煤浆-催化共同液化工艺（美国UOP公司）
&&&& ?HTI共同液化工艺（美国）
&&&& 上述共同液化工艺中最主要的液化工艺包括ARC、CANMET、HTI和Lummus Crest液化工艺。
Lummus Crest共同液化工艺
&&&&Lummus Crest共同液化工艺是于80年代初期和中期开发的一种液化技术，并建立了0.25t/d的小规模试验厂。该种共同液化工艺是在Lummus
ITSL液化工艺的基础上开发而成的。Lummus Crest共同液化工艺的一个主要特点是，石油重质油是在其被作为煤浆溶剂之前进行预加氢。这将增加溶剂供氢能力，增强煤被溶解的程度以及减少重新聚合和结焦反应。
&&&&煤与预加氢石油渣油混合配成煤浆，并在一个未加催化剂的反应物接触时间短的反应器中进行反应，反应器内的工作温度为430~450°C，氢气压力为140bar。从反应器中出来的产品直接进入第二段的LC-精炼炉沸腾床反应器，其中的压力与第一个反应器内的压力相同，但温度为400~435°C，还采用了载体加氢催化剂。与许多其它共同液化工艺一样，Lummus
Crest共同液化工艺可与现有的炼油厂建在一起。在第一段有90%的干基无灰煤被溶解，总转化率接近95%。石油渣油中的重质物质的总转化率为70~80%。馏分的净产率占原料重量的50~55%。
阿尔伯特研究委员会共同液化工艺
&&&&起初，阿尔伯特研究委员会与加拿大能源开发署合作，开发了两段逆流反应器（CFR）共同液化工艺，用于焦油-砂沥青的提质。随后，该工艺被用于共同液化次烟煤和沥青。据报道，加入煤之后，与单独使用沥青的情况相比，蒸馏油收率提高了。该共同液化工艺的独特之处在于，它采用了一个逆流反应器，在第一段不使用氢气，而是使用一氧化碳和水。据测试，第一段进行了0.25t/d的共处理和5t/d的单独对沥青的试验。
&&&& 首先采用油团聚技术对煤进行净化，然后将煤与沥青、水和可弃碱金属催化剂混合制成煤浆。将混合物送入逆流反应器的顶部，该反应器内的工作温度为380~400°C，工作压力为87bar。一氧化碳从反应器的底部送入，一氧化碳在向上流动的过程中通过变换反应，生成氢气。由于使用了一氧化碳和蒸汽，因此次烟煤较高的氧含量会降低。据报道，该共同液化工艺比直接使用氢气时的液化效果要好，且成本较低。
&&&& 从原则上讲，第二段应使用第二个逆流反应器系统，反应器内的工作温度为420~480°C，工作压力为175bar。此阶段可以使用氢气，也可以使用一氧化碳和蒸汽。第二段产品不进行循环。
&&&& 煤的转化率主要依靠于煤种的特性，在一些情况下煤的转化率可以达到98%（干基无灰煤）。在两段总的产品收率约为干燥无灰煤和沥青原料的70%。
CANMET共同液化工艺
&&&&CANMET工艺的目的是对重质油进行加氢裂化，该工艺于1985年在Petro加拿大蒙特利尔炼油厂使用，达到了5000桶/d的商业性生产规模。该工艺被研究人员引进到煤炭共同液化工艺，在一个3年合作研究项目的指导下建立了一个0.5t/d规模的试验厂。该研究项目是由Rheinbraun
AG公司、Amoco公司和阿尔伯特石油砂技术与研究管理局（AOSTRA）共同资助的。1993年，CANMET共同液化工艺被停止了研究和开发工作。
煤与可弃性催化剂以及石油减压蒸馏残渣（或者沥青）一起制成煤浆混合物，该混合物再与氢气掺合，然后被送入一个单段气体向上流动的反应器中。反应器中的工作温度为440~460°C，工作压力为10~15Mpa，煤浆的浓度为30~40%（重量比，无矿物质）。
&&&& 反应产物被分离开来，以回收馏分和不可蒸馏的残渣。煤的转化率在很大程度上决定于煤种的特性上，但干基无灰煤的转化率可以达到98%。根据反应的强烈程度，沥青或减压蒸馏残渣中的高沸点物质的转化率可以达到70%。总净油收率为干基无灰煤的80%。
HTI共同液化工艺
&&&&HTI公司（即以前的HRI公司）自1985年起就开始了共同液化工艺的研究工作，并认为共同液化工艺是当时占主流的两段直接CTSL煤炭液化工艺的简化形式。两者的不同之处是，前者没有溶剂循环。HTI公司进行了大量的褐煤和其它低煤阶煤的共同液化工艺的研究工作，最近又采用了铁系分散性GelCatTM型催化剂。
&&&& 据报道，该共同液化工艺的煤转化率可以达到91%（干基无灰煤）。石油残渣中的重质物质的转化率为80~90%，蒸馏油收率为77~86%（按重量计）。
&&&&煤炭间接液化的唯一"核心"部分是合成反应环节。因此，人们普遍认为应当优先选用浆态床流化床反应器。最近，大部分研究工作集中在研制性能先进的催化剂上，因为间接液化催化剂并不针对具体的工艺。
&&&&合成反应技术大量应用于煤炭液化之外的领域。特别地，在天然气转化为液体产品方面人们进行了大量的技术研究和开发。由于这些工艺都包括基本的天然气部分氧化或蒸汽重整生产合成气，因此从原理上讲，毫无疑问这些工艺可用于利用煤炭来生产合成气。目前由Mobil公司和Shell公司开发的两种煤炭间接液化工艺已经被投入商业化生产。其它的间接液化工艺只达到小规模试验的程度，这些工艺与Shell间接液化工艺（或者Sasol间接液化工艺）基本类似，只是它们使用了不同的专有催化剂。研制这些工艺的公司包括Kvaerner公司、Exxon公司和Syntroleum公司。Sasol公司根据其Sasol工艺合成技术，还开发了一种新的天然气合成工艺，即Sasol浆相蒸馏（SSPD）合成工艺。
&&&&煤炭间接液化的第一步是，利用蒸汽气化完全打破煤的原有化学结构，气化产物的组成可以调节而达到所需H2和CO组成比例，并除去对催化剂有毒的含硫成分。生成的"合成气"在催化剂的作用下，在较低的压力和温度条件下发生反应。根据所选用的催化剂以及反应条件的不同，最终的产品可以是石蜡、烯烃类化合物或醇类（特别是甲醇）。
&&& 目前进行商业化生产的唯一煤炭间接液化工艺是南非的Sasol间接液化工艺。Sasol公司的三家液化厂生产汽油、柴油以及系列的化工原料和各种蜡。
Sasol间接液化工艺
Sasol间接液化工艺是根据30年代和40年代在德国和其它国家普遍使用的Fischer-Tropsch（FT）液化工艺的基础上研制而成的，尽管经过40多年的连续研究，Sasol公司已经在合成反应环节上进行了实质性的改进。但由鲁奇（Lurgi）气化工艺生产合成气没有改变，只是该气化炉的体积比以前有所增加。第一座间接液化厂-Sasol
1号液化厂于50年代中期在南非的Sasolburg建成，日产汽油6000桶。生产能力更大的Sasol 2号和Sasol 3号液化厂分别于1980年和1982年在Secunda建成。这两座液化厂的日产能力均为5万桶汽油，同时还生产大量其它化工原料，每座液化厂日处理煤炭3万t。
&&&&Sasol 2号和Sasol 3号设备所依据的Sasol间接液化工艺的简图如图12所示。
图12 Sasol间接液化工艺的流程图
&&&&通过研究开发，Sasol公司对原有的间接液化工艺进行了一些改进。Sasol公司采用低温Fischer
Tropsch（LTFT）工艺和高温Fischer Tropsch（HTFT）工艺制作合成气。LTFT工艺只被用于Sasolburg的液化厂，既采用了旧的Arge固定床技术，又采用了新一代的浆态床FT工艺。HTFT工艺被用于Secunda的液化厂，既采用了旧的循环流化床技术，又采用了新一代的Sasol
Advanced Synthol（SAS）技术。SAS技术首先于1995年得到使用，使Sasol 2号液化厂和Sasol 3号液化厂的日产量达到15万桶。
&&&& 煤首先被进行湿式筛选，粒度5mm的煤进入鲁奇气化炉中。在3个液化厂进行的粗气清洗都使用了传统的鲁奇
Rectisol设备，以低温的甲醇作为清洗介质。LTFT工艺的工作温度为200~250°C，工作压力为20~30bar，采用铁系催化剂，可生产石蜡和其它蜡。
&&&& HTFT工艺的工作温度为300~350°C，工作压力为20~30bar，采用铁系催化剂，生产轻质烯烃类产品，包括汽油、石化产品和氧化化合物。对原产品进行提质加工得到的汽油质量特别好。
SSPD工艺的开发是为了提高天然气的商品价值，该工艺包括天然气重整、浆态床FT工艺和温和加氢阶段，可生产石脑油和优质柴油。
&&&& SSPD工艺使用了专为浆态床系统研制的钴催化剂。由于石脑油具有石蜡的性质，因此它的辛烷值较低，作为汽油质量较差，但它是一种非常好的裂化原料。Sasol公司研究表明，Haldor
Topsoe自热重整本来是用于利用氧气对天然气进行结构重整，也非常适合于FT工艺。产品的加氢过程比较缓和，浆态床FT工艺被证明具有商业价值，在Sasolburg的液化设备日产量为2500桶。Sasol公司认为，这种简单的三步骤液化工艺在各个方面的性能都是最好的，可以投入商业化生产。SSPD工艺的流程见图13。
图13 SSPD工艺的原理图
Mobil MTG间接液化工艺
&&&&Mobil甲醇-汽油（MTG）间接液化工艺利用两个截然不同的阶段从煤或天然气中生产汽油。新西兰建造了一座1.25万桶/d的商业化液化厂，处理从Maui矿区生产的气体。尽管这座液化厂仍进行着生产，但是只生产甲醇，目前这样的经济性最好。
&&&& 在第一段，通过利用蒸汽对天然气进行结构重整或煤炭气化而生产的合成气与铜催化剂发生反应，生产产率近100%的甲醇。反应发生的温度为260~350°C，压力为50~70bar。
&&&& 在第二段，在高活性铝催化剂的作用下，在300°C的温度条件下甲醇经过部分脱水形成二甲醚，然后再在固定床中沸石ZSM-5催化剂的作用下发生反应。这些反应均为强烈的放热反应，物料进入反应器时温度为360°C，从反应器出来时达到415°C。反应器中的工作压力为22bar。经过一系列反应之后，甲醇和二甲醚转化成烯烃，然后再转化成饱和烃。处于汽油沸点范围内的物质占全部烃产物的80%。在新西兰的液化厂，将副产品丙烷和丁烷烷基化后，汽油的总产率达到90%，辛烷值为93.7。与固定床相比，流化床反应器可以更好地控制温度和维持稳定催化剂活性。流化床反应器的工作温度几乎恒温，保持在410°C，但工作压力仅为3bar。开始时，汽油产率较低，但经过烷基化作用之后，最终的汽油产率差别很小。
Shell SMDS间接液化工艺
&&&&Shell中质馏分合成（SMDS）间接液化工艺可利用天然气来生产优质柴油。该工艺被作为石油工业中的许多气体制液体工艺（GTL）之一。由于该工艺是利用合成气来生产液体燃料，尽管该技术主要以天然气作为原料，但利用煤气化生产的合成气来生产液体燃料应当也是可行的。SMDS工艺的原理见图14。
图14 SMDS间接液化工艺的原理图
&&&&首先，天然气在一个Shell吹氧气化炉中被部分氧化，生产合成气。这种气化方法比蒸汽重整法好，原因是气化方法生产的合成气中的CO与H2的比例正好为1：2，但是气化方法的投资相当大，热效率较低。蒸汽重整法产生的H2过量，过量的H2在单机运转中只能作为燃料。
&&&& 洁净的合成气进入固定床管束反应器中，在Shell公司特有的催化剂作用下发生反应。反应器是靠沸水进行冷却。生产的产品几乎全部属于石蜡族的。在该阶段中选择的催化剂的成分和反应条件能生产比平常沸点更高的产品，可减少烃类气体的生成。
&&&& 在最后阶段，蜡状重质石蜡在一个滴流床反应器中，在特殊的催化剂作用下被加氢、异构化和氢裂化，生产出以中质馏分为主的产品。该反应器中的反应温度为300~350°C，工作压力为30~50bar。产品循环量大，以尽量减少轻质产品的产量，并保证几乎没有沸点较高的产物。通过改变加氢裂化的程度和循环量，最终产品的构成可以被调整到：柴油60%，煤油25%，石脑油15%。另外，煤油所占的比例也可以提高到50%，石脑油和柴油各占25%。
热效率和CO2排放
&&&& 一个工厂的热效率被定义为输入燃料的热值在最终产品中所占的百分比。在一座液体溶剂萃取（LSE）液化厂（见图15）中，煤炭是唯一的输入到反应器和公用工程中的原料，最终产品是运输用液体燃料。在LSE液化工艺中，热效率为67.8%。如果采用整体气化联合循环发电技术，热效率可以提高到70%多。其它的单段和两直接液化工艺的热效率为60~70%，热效率低的原因通常是由于采用了低煤阶的原料煤，除去煤中的水分需要消耗煤中5%的能量。
图15 设计的LSE液化厂的能量流程图
&&&&&但是，目前正在设计的多反应器直接液化工艺的热效率预计可达到65~70%，因此对于直接液化工艺取67%这一平均热效率值是适宜的。
&&&& 间接液化工艺的热效率值比较低，例如Sasol 1号液化厂的热效率值只有37%，Sasol 2号和Sasol
3号液化厂的热效率值可能要高一些，约为55%。
&&&& 热解工艺的热效率甚至更低，因为固体产品与煤相当，利用原料煤生产的最终运输燃料的热效率至多为45%。在热解过程中，液体燃料只是固体燃料提质加工过程中的副产品。
为了分析液化过程中CO2的影响，我们可以选用"标准"烟煤和原油（见表3），这两种原料均可用于生产运输燃料。
表3 "标准"烟煤和原油指标
氮和硫（%）
净热值（MWh/t）
&&&& 表3中的原油与在市场上销售的重质燃料油相似。
&&&& 如果允许计入发电，具备必要的热裂化器或催化裂化器的精炼厂的热效率可以达到93~94%。因此可推断只生产运输用燃料的精炼厂的热效率可以达到90%。
&&&& 标准煤可以利用直接和间接液化技术转化成标准原油，热效率分别为75%和61%，煤中的所有碳成分并不滞留在"原油"中，而是转化成CO2（在发电站或炉子中）。在直接液化或间接液化过程中，每吨原料可分别产生1.84t和3.00t的CO2。需要说明的是，即使热效率为100%，由于每吨煤可释放出0.06t的氢气，因此仍会产生一定量的CO2。
&&&&在利用原油来生产最终燃料时，每处理1t原油还会生成0.32t的CO2，最终产品中的热值为10.31MWh。
&&&&总之，利用煤炭液化来生产运输燃料时的CO2排放量是原油加工工艺的7~10倍。
液化技术的发展和实施前景
&&&&1985年，国际市场的油价大幅度下跌，除少数时间外，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减小。目前，只有日本仍在进行大规模的煤炭液化技术研究工作，在东京附近的鹿岛，一座150t/d的液化厂仍在进行运转。中国在合作进行几个煤炭液化项目的可行性研究和工艺开发研究工作。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。目前大部分国家重点已转向煤的提质工。
&&&& 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5~10万桶。这样的一座液化厂需每天处理烟煤1.5~3.5万t，处理次烟煤或褐煤的能力翻一翻。按照最低的处理能力计算，液化厂每年可以处理烟煤500万t。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。
&&&& 可见，如果一个国家准备建造煤炭液化厂，该国必须拥有丰富的煤炭储量。煤炭液化的经济性在很大程度上决定于煤炭成本，并且将煤炭运到液化厂的运费比较低。由于煤炭运输比石油困难，因此，从原则上讲，煤炭液化厂应当选在煤炭生产国，最好选在煤矿上。但是，如果煤矿所处位置比较偏僻，则液化厂的建设费用比较高，或者矿区铁路设施比较完善的情况下，也可以不将液化厂建在煤矿附近。
&&&& 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25~30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300~400万t油当量。这意味着，最少需要1.5亿t硬煤储量（合1亿t油当量），或者3亿t的褐煤储量，最小储采比为25。共有24个国家满足这一条件（见表4）。
&&&& 在决定煤炭液化项目时，一个最重要的因素是原油的价格。表4中对每个计划进行煤炭液化的国家的石油储量和需求量情况进行了讨论和分析。
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表4& 计划进行煤炭液化的国家分析&
煤炭储量大
煤炭生产成本低
石油需求量大
储采比(R/P)**&
石油获得受到限制
实施煤炭液化的前景
为了保证能源供给以及出于政治环境考虑
石油储量少，为石油进口国
石油储量少，需求逐年增大
没有石油或天然气
没有石油或天然气
没有石油储量
没有石油储量
没有石油储量
没有石油储量
没有石油储量
没有石油储量
石油储量少
政治和经济原因
没有石油储量
没有石油储量，也没需求，经济原因
石油储量少
油田远离需求地区
油田远离需求地区
印度尼西亚
石油储量少，国内需求量逐年增大
没有石油储量
注：*美国的石油需求量是大部分其它国家的10倍；**1998年英国石油公司世界能源统计年鉴。
未来发展预测
&&&&现有一定规模的炼油厂利用煤炭液化工艺来生产同样多的液体燃料是不可行的。煤炭液化只能作为生产烃类液体的辅助手段。当原油的产量不能满足运输用燃料的需求量时，采用煤炭液化技术是一种较好的选择。在这种情况下，煤炭液化燃料可以利用现有的基础设施进行销售和供给，这不可避免地受到石油工业的控制和运作。但却有利于大大简化煤炭液化产品的供给和销售网络。因此，煤炭液化项目起初可能要由石油工业来实施，而不是煤炭工业。这个趋势已经被煤液化是由大部分石油公司进行各自开发这样的事实得到证实。
&&&& 鉴于上述情况，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。另外，炼油厂和煤炭液化厂的一些单元操作也非常相似，也使得煤液化可能在石油行业中首先实施。
&&&& 煤炭液化和炼油厂的结合主要包括共享一些产品混合和输出设备。即使最低程度的设备联合使用也可大大降低投资成本。研究表明，一座日产12万桶油的炼油厂可以接受一座日产5万桶燃料的液化厂的全部产品，而炼油厂的最终产品质量几乎没有变化，因此，炼油厂可以很容易达到日产20万桶油的生产能力。
&&&& 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，两厂结合使用的另外一个突出优点是，可以将炼油设备生产的低值产品输出到煤炭液化厂，进行气化生产H2。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2~3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。我们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、制冷和其它公用工程。有关专家估计这样结合每桶液化燃料油的成本甚至可以降低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它工业。这些辅助单元的投资占总投资额的60~75%，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，我们可以通过增大反应器的容积来减小催化剂的工作温度。
&&&& ?运输用液体燃料中氢含量为12~15%，而煤中的氢含量为5%，碳含量较高。煤转化为液体需要加氢，或者说脱碳。为此人们开发了许多"直接"和"间接"液化工艺。
&&&& ?70年代和80年代初，人们对煤炭液化工艺进行了大量的研究和开发工作，主要集中在美国、日本、英国和德国，从事液化工艺研究的重要原因是国际市场油价的大幅度上涨。从那以后，煤炭液化工艺的研发工作大部分被搁置起来。
&&&& ?南非是目前世界上唯一运转着煤炭液化厂的国家。该国拥有丰富的煤炭资源，但是没有石油和天然气储量。80年代中期以前的30年中，由于受到贸易禁运，南非利用煤炭液化技术进行了大规模的商业生产，国内60%的运输用燃料来自煤液化。
&&&& ?利用煤炭液化技术来生产液体燃料已成为成熟的技术。 煤炭液化技术的优点 ?世界煤炭资源丰富，但与液体燃料相比，在运输等环节上煤炭不便于处理。煤炭液化可以将煤转化成运输燃料
?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
&&&& ?一般地，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%。
&&&& ?将煤炭转化成运输燃料时产生的CO2排放量是原油精炼工艺的7~10倍，这将导致煤炭液化生产的运输用燃料的CO2排放量比传统的石油精炼产品增长50%。
&&&& ?日本是目前唯一一个积极从事大规模煤炭液化技术研究的国家；中国东部经济发达地区远离西部的石油富集区，并逐渐成为一个石油净进口国，因此中国有发展煤炭液化技术的强烈愿望。
&&&& ?煤炭液化技术是否能够商业化取决于煤炭液化工艺的经济性，它主要依赖于大量煤质低、成本小的煤炭以及不能获得石油和天然气或成本较高。到2010年左右煤炭液化市场可能会看好，届时许多国家将参入煤炭液化技术的研究。
?该研究报告得到了英国贸工部洁净煤技术项目的资助，在此我们表示衷心地感谢！
&&& ?Romey,Paul和Imarisio（Eds），利用煤炭生产合成燃料的技术现状，欧盟Graham 和Trotman出版社，1987年，检索号：ISBN
&&& ?煤炭液化技术研究现状评价，美国能源部报告，1989年，检索号：DOE/ER-0400&
&&&& ?美国能源部煤炭液化和气化项目承包商大会论文集&
&&&& ?未来世界能源，国际能源委员会， Kogan Page出版社，1993年，检索号：ISBN 0-312-10659-9&
&&& ?C J Campbell，即将来临的石油危机，科学丛书出版社，1997年，检索号：ISBN 0 -0&
&&& ?英国石油公司，1998年世界能源统计年鉴&
&&& ?英国煤炭液化项目第& I~ IV 阶段总结报告，英国贸工部洁净煤技术项目报告，编号：煤R079&
&&& ?Andus, Kaarstad和Kowal, Stuttgart，1996年 ?机动车燃料调查，国际能源机构AFIS，1996年第1~3期，1999年第4期&
&&& ?Gary和Handwerk，石油精炼，1975 ?技术因素对气候变化的影响，国际能源机构温室气体研发项目，1997年
欲获取有关洁净煤技术项目资料和有关出版物，请与以下地址联系：
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