煤化工产业科技发展状况综述

煤化工产业科技发展状况综述

（2）煤炭液化。

煤炭液化分为间接液化和直接液化。煤间接液化是将煤首先经过气化制得合成气（CO ＋H2），合成气再经催化合成（F-T合成等）转化成有机烃类。煤间接液化的煤种适应性广，并且间接液化过程的操作条件温和，典型的煤间接液化的合成过程在250℃、15～40个大气压下操作。此外，有关合成技术还可以用于天然气以及其他含碳有机物的转化，合成产品的质量高，污染小。

煤间接液化合成油技术在国外已实现大规模工业化。南非基于本国丰富的煤炭资源优势，建成了年耗煤近4200万吨、生产合成油品约500万吨和200万吨化学品的合成油厂。在技术方面，南非SASOL公司经历了固定床技术（1950～1980）、循环流化床（1970～1990）、固定流化床（1990～）、浆态床（1993～）4个阶段。

20世纪90年代中期，我国在加紧开发合成汽油固定床工艺的动力学和软件包的同时，开展了合成柴油催化剂和先进的浆态床合成汽油工艺的研究。1998年以后，自主开发了铁催化剂（ICC-IA），合成效率接近SASOL水乎，有望在大规模生产后使成本从8万元／吨降到

3万元／吨。还开发出可以大规模廉价生产的新型铁催化剂ICC-IB，催化剂各项指标超过国外同等催化剂，预计工业化后，结合浆态床工艺的低成本可以使煤基合成油具有很强的经济竞争力。目前，国内技术已经发展到可以产业化的阶段，包括反应器在内的所有设各和控制系统均可在国内制造。

直接液化是煤直接通过高压加氢获得液体燃料。1913年，德国柏吉乌斯首先研究了煤的高压加氢，并获得世界上第一个煤炭液化专利。到1944年，德国煤炭直接液化工厂的油品生产能力已达到423万吨／年，为第二次世界大战中的德国提供了2/3的航空燃料和50％的汽车、装甲车用油。20世纪50年代起中东地区发现大量廉价石油，使煤炭直接液化暂时失去了竞争能力，70年代的世界石油危机又使煤炭液化技术开始活踩。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，主要原因是约为25美元／桶的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顶处理以降低煤的灰分和惰性组分，进一步降低生产成本。

我国从20世纪70年代末开始研究煤炭直接液化技术，已建成具有国际先进水平的煤炭直接液化、液化油提质加工和分析检验实验室，开展了基础研究和工艺开发，取得了一批科研成果。目前，从煤一直到合格产品的全流程已经打通，有关的基础性研究将为进一步工艺放大和建设工业化生产厂奠定基础。

3.洁净煤发电技术

洁净煤发电技术主要有常规煤粉发电机组加烟气污染物控制技术、循环流化床燃烷（CFBC）、增压流化床燃烧（PFBC）以及整体煤气化联合循环（IGCC）等。

（1）常规燃煤发电机组加烟气净化。现代化的燃煤超超临界蒸汽循环通过提高蒸汽参数来提高机组效率，目前最高蒸汽参数约为300bar／600℃，净热效率约为45％。与现有亚临界电厂相比，每单位发电量CO2排放量降低15％左右。超临界蒸汽循环发电技术与现有亚临界电厂几乎相同，技术成熟度和设备可利用率相当高，电厂成本相当。在采用现代烟气净化设备后，SO2氮氧化物（NOx）及粉尘排放能满足很高的环保标准。我国已能成批生产亚临界机组，在超临界、超超临界汽轮机的试验研究工作中形成了一支有相当实力的科技队伍。我国引进2×600MWe、4×500MWe、2～800MWe共8台超临界机组，为开发研制超临界、超超临界机组提供了有益的借鉴，国内各大制造厂正在积极进行超临界、超超临界汽轮机开发的前期技术准备工作。

常规燃煤发电机组要达到洁净发电，还必须在系统中增加烟气净化设备，通过烟气脱硫、脱硝和除尘，达到降低SO2、NO2和烟尘排放的目的。发达国家大型燃煤锅炉都配备效率达95％以上的湿法烟气脱硫设备，中小锅炉也采用经济可行的炉内喷钙及增湿活化脱硫工艺。我国目前在燃煤锅炉电站烟气脱硫方面有较大差距，先后引进了几套燃煤电厂的脱硫装置，但引进设备价格贵、运行成本较高。国内进行了许多脱硫技术的研究开发，出现了具有自主知识产权的循环流化床烟气脱疏、湿法烟气脱硫、新型电子束-半干法烟气净化等工艺，但总体上还属于起步阶段。

国外大多在大型锅炉上安装低NO2燃烧器，使NO2排放水平控制在500mg／（N.m3），降低40％左右。对于挥发份较高的煤种，采用低NOX燃烧器配合空气分级燃烧，最大可降低60％-70％的NO2排放量，但对低挥发份煤种的效果有限。国外新研制的再燃烷技术可以大幅度地降低NO2排放量（对于烟煤锅炉，可低于200mg／ｍ3），并且对主燃料的煤种适应性广。该技术是美国能源部洁净煤技术的一项重要成果，正在美国电站煤粉锅炉上进行大面积推广。国产引进型300MW以上机组都装有低NO2燃烧器，基本能符合当前排放标准，而300MWe以下机组尚无脱硝控制措施。国内，还没有采用再燃烧技术降低煤粉锅炉NO2排放的系统研究报道或工业示范。一些高校和科研院所从稳燃角度出发，开发设计出一些新型浓淡燃烧器，具有良好的NO2减排特性。

发达国家大型燃煤锅炉都配各5个甚至更多个电场的高效电除尘器或多室的布袋除尘器，除尘效率达到99.9％。我国近年来建设的大型燃煤锅炉一般配3～4个电场的电除尘器，效率低于99％，大量中小火电机组的除尘设备落后。

（2）循环流化床燃烧（CFBC）

循环流化床锅炉可以高效率地燃烧各种燃料（特别是劣质煤），通过加人脱硫剂控制在燃烧过程中SO2的排放，流化床低温燃烧也控制了NO2的生成。自20世纪70年代以来，国际上CFBC的大型化取得了长足进步，现有CFBC锅炉的容量已经发展到电站锅炉的等级，250MWE的循环流化床在法国己投人商业运行，300～400MWE等级循环流化床锅炉已签订合同。大型循环流化床锅炉已走向技术成熟阶段，发展大容量、高参数（超临界）循环流化床锅炉有可能成为一个新的发展方向。

我国CFBC技术的研究开发基础较强。采用自有技术开发，已具备设计制造410t/h以下等级循环流化床锅炉的能力，占据国内大部分75t／h等级以下的循环流化床锅炉市场。国内已经启动自主技术的150MWE级超高压再热和引进300MWe等级CFBC锅炉示范工程。