煤炭直接液化、间接液化等化技术的比较
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（4）固液分离采用成熟可靠的减压蒸馏方式。 （5）加氢采用T-Star工艺。T-Star 工艺溶剂加氢比日本的固定床溶剂加氢和 德国的在线固定床加氢更稳定、操作周期更长 缺点： （1）减压蒸馏，液体油品和固体分离不完全，油品损失多。 （2）相对俄罗斯FFI工艺，反应条件苛刻。 （3）减压阀芯使用寿命短。 （4）不适用于褐煤。
煤炭液化技术比较
汇编日期：2011 年 7 月 4 日
一．煤间接液化介绍
煤的间接液化技术是先将煤全部气化成合成气，然后以合成气为原料，在一 定温度、压力和催化剂存在下，通过F-T合成为烃类燃料油及化工原料和产品的 工艺。包括煤气化制取合成气、催化合成烃类产品以及产品分离和改制加工等过 程。煤炭间接液化技术主要有南非的萨索尔（Sasol）费托合成法、美国的Mobil （甲醇制汽油法）和荷兰SHELL的中质馏分合成（SMDS）间接液化工艺。
2.直接液化工艺
优点： （1）油收率高。例如采用 HTI 工艺。神东煤的油收率可高达 63％到 68％。 （2）煤消耗量小。一般情况下．1吨无水无灰煤能转化成半吨以上的液化油，
加上制氢用煤，约3—4吨原料产1吨液化油。 （3）馏份油以汽、柴油为主，目标产品的选择性相对较高。 （4）油煤浆进料，设备体积小，投资低，运行费用低。
3.NEDOL的烟煤液化工艺
优点： （1）反应压力相对传统工艺较低。压力为17～19MPa，反应温度455—465℃。 （2）催化剂价格低廉。采用合成硫化铁或天然硫铁矿。 （3）固液分离方法简便。采用蒸馏的方法进行固液分离。 （4）两个加氢提质反应器采用离线的方式，操作灵活，加氢催化剂寿命得到
保障。 （5）溶剂供氢能力强。配煤浆用的循环剂单独加氧。
（2）催化剂活性高，用量少。催化剂为胶体铁基催化剂。 （3）液化油收率高。固液分离采用超临界溶剂萃取方法，从液化残渣中最大 限度地回收重油，从而大幅度提高了液化油收率。 （4） 氢耗低。 缺点： （1）用甲苯类溶剂萃取物做循环溶剂使用时，因沥青烯的存在和积累会导致 煤浆粘度上升，使操作出现问题。 （2）相对俄罗斯 FFI 工艺，反应条件苛刻。 （3）工艺不适用于褐煤。
6.HTI、IGOR、NEDOL、FFI和神华直接液化工艺对比结果
以上五种直接液化工艺的对比结果详见表4.1。
表 4.1 五种先进直接液化工艺的对比结果
工艺名称 开发时间 开发国家
HTI 70 年代后 美国
IGOR 70 年代后 德国
NEDOL 80 年代后 日本
FFI 70-80 年代 俄罗斯
神华 2004 年 中国
F-T合成的特点是：合成条件较温和，无论是固定床、流化床还是浆态床， 反应温度均低于350℃，反应压力2.0-3.0MPa；转化率高，如SASOL公司SAS工 艺采用熔铁催化剂，合成气的一次通过转化率达到60％以上，循环比为2.0时， 总转化率即达90％左右。
二．煤直接液化介绍
煤的直接液化是煤在适当的温度和压力下，催化加氢裂化生成液体烃类及少 量气体烃，脱除煤中氮、氧和硫等杂原子的转化过程。
5.神华直接液化技术
优点： （1）催化剂为自主研发，原料国内供给充足，价格便宜，制备工艺简单，操
作稳定。活性高、添加量少。油收率高。 （2）供氢溶剂预加氢，供氢能力强。 （3）强制循环悬浮床反应器具有空塔液速高，矿物质不易沉积；反应温度控
制容易，产品性质稳定；气体滞留系数低，反应器利用率高；有大的高径比，单 系列处理量大等优点
1.间接液化工艺
优点： （1）合成条件较温和。无论是固定床、流化床还是浆态床，反应温度均低于
350℃，反应压力2.0—3.0MPa。 （2）转化率高。如SASOL公司SAS工艺采用熔铁催化剂，合成气的一次通过
转化率达到60％以上．循环比为2．0时，总转化率即达90％左右。SheⅡ公司的 SMDS工艺采用钴基催化荆，转化率甚至更高。
缺点： （1）反应条件相对较苛刻。如德国老工艺液化压力甚至高达70MPa。现代工
艺如IGOR、HTI、NEDOL等液化压力也达到17-30MPa。液化温度420—470℃。 （2）煤种适应范围窄。直接液化主要适用于褐煤、长焰煤、气煤、不粘煤、
弱粘煤等年轻煤。 （3）出液化反应器的产物组成较复杂。液、固两相混合物由于粘度较高，分
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 70MPa 降至 30MPa，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％。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，并且在固定床 催化剂上使 CO2 和 CO 甲烷化，使碳的损失量降到最小。 4.俄罗斯煤加氢液化工艺（FFI 工艺）
工艺特点：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 6～10MPa，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。 5.神华煤直接液化工艺.
1.0%
减压蒸馏
减压蒸馏
减压蒸馏
无
有
无
离线
半离线
离线
150t/d
神华煤
89.5 7.3 52.8 28.1 6.1
75t/d（开 建，未完成） 褐煤 烟煤次烟煤
-
8000t/d
神华煤
91.7 10.5 56 20 8.8
离相对困难。
（4）氢耗量大，一般在6％-10％。工艺过程中不仅要补充大量新氢，还需要 循环油作供氢溶剂，使装置的生产能力降低。
（5）工艺不够成熟。目前国内只有神华一套产业化装置在运行，而且运行不 稳定。
ห้องสมุดไป่ตู้3.工艺选择
同一煤种在既适合间接液化工艺又适合直接液化工艺的前提条件下，若间接 液化与直接液化两种工艺均以生产燃料油品为主、化学品为副，则煤直接液化的 经济效益将明显优于前者，以选择直接液化为好。如果以生产化学品（直链烃） 为主、燃料油品为副，则间接液化的经济效益将明显优于后者，故以选择间接液 化为好。
该工艺由煤前处理单元、液化反应单元、液化油蒸馏单元及溶剂加氢单元等 4 个主要单元组成。反应压力 17M～19MPa，反应温度为 430～465℃；催化剂采 用合成硫化铁或天然硫铁矿。离线加氢方式。
3.德国煤液化新工艺（IGOR 工艺） 1981 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
工业化程度 可以
反应器类型 悬浮床
温度/℃ 压力/MPa
440-450 17
催化剂
GelCaTM
可以 鼓泡床 470 30 炼铝赤泥
用量/%
0.5
3-5%
固液分离方 法 在线加氢 循环溶剂加 氢 工业性试验 规模
临界溶剂萃取 有或无 部分
600t/d
减压蒸馏 有 在线
200t/d
试验煤
神华煤
先锋褐煤
（3）煤种适应性强。间接液化不仅适用于年轻煤种（褐煤、烟煤等），而且 特别适合中国主要煤炭资源（年老煤、高灰煤等）的转化。
（4）间接液化的产品非常洁净，无硫氮等污染物，可以加工成优良的柴油（十 六烷值75），航煤，汽油等多种燃料，并且可以提供优质的石油化工原料。
（5）工艺成熟，有稳定运行的产业化工厂。煤间接液化的大型工业过程在南 非经过50年的生产实践。目前已经形成了年产500多万吨油品和约200万吨化学品 的产业，是南非的支柱产业。 缺点： （1）油收率低。煤消耗量大，一般情况下，约5—7t原煤产lt成品油。 （2）反应物均为气相，设备体积庞大，投资高，运行费用高。 （3）目标产品的选择性较低，合成副产物较多。正构链烃的范围可从C1至C100； 随合成温度的降低，重烃类（如蜡油）产量增大。轻烃类（如CH4，C2H4，C2H6 等）产量减少。
10MPa，有利于降低总投资和运行费用。 （3）采用瞬间涡流藏煤干燥技术，在煤干燥的同时可以增加原煤的比表面积
和孔容积。同时可以减少煤颗粒粒度，有利于煤加氢液化反应的强化。 （4）采用半离线固定床催化反应器对液化粗油进行加氢精制，便于操作。
缺点： （1）没有大规模中试装置运行检验和验证。技术不成熟。 （2）催化剂回收经济性不确定。 （3）液化条件对煤质要求高。
缺点： （1）液化油含有较多的杂原子，还需加氢提质才能得到合格产品。 （2）单系列处理量相对神华工艺要小。 （3）相对俄罗斯FFI工艺，反应条件苛刻。 （4）工艺不适用于褐煤。
4.俄罗斯FFI工艺
优点： （1）催化剂可以回收。催化剂Mo可采用离心溶剂循环和焚烧两步回收，报
道称回收率95%以上。 （2）反应条件温和。褐煤加氢液化压力6.0MPa，烟煤次烟煤加氢液化压力
目前国内外的主要工艺有： 1.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（GelCatTM）。反应温度 420～450℃，反应压力17MPa；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。在高温 分离器后面串联一台加氢固定床反应器，对液化油进行在线加氢精制。 2.日本 NEDOL 工艺
该工艺对美国 HTI 工艺进行了优化。采用两段反应，反应温度 455℃，压力 19MPa，采用人工合成超细铁基催化剂，催化剂用量 1.0%（质量）（Fe/干煤）。 采用较成熟的减压蒸馏进行固液分离，循环溶剂全部加氢。C4 以上油收率为 55％ 左右，油品重馏分较多，适宜于柴油产品的生产。
三.煤间接液化与直接液化的比较
转化率/% 93.5
97.5
生成水/% 13.8
28.6
烯烃油/% 67.2
58.6
残渣/%
13.4
11.7
氢耗/%
8.7
11.2
注：daf 煤
可以 鼓泡床 465 18 天然黄铁矿
3-4%
未进行 平推流 425~435 6~10 乳化 Mo 0.02％～ 0.05％
已进行 强制内循环悬浮床
455 19 人工合成铁基
系统内。该液化油经过蒸馏就可以得到十六烷值大于45的柴油，汽油馏分再经重 整即可得到高辛烷值汽油。 缺点：
（1）反应条件苛刻：温度470℃，压力30MPa。 （2）投资高。 （3）单系列处理量相对神华工艺要小。
2.美国的HTI工艺
优点： （1）反应条件相对IGOR温和。反应温度440-450℃，反应压力17 MPa；
二者根本的区别点在于各有其适用范围，各有其目标定位。从历史渊源、工 艺特征、煤种的选择性、产品的市场适应性及对集成多联产系统的影响等多方面 分析，两种煤液化工艺没有彼此之间的排它性。
四．煤直接液化五种工艺优缺点
1.德国IGOR工艺
优点： （1）催化剂价格低廉易得。催化剂为炼铝工业的废渣（赤泥）。 （2）循环溶剂供氢性能好。循环溶剂来自加氢油，煤液化油转化率高。 （3）液化精制油杂原子含量低。两个液化油加氢精制反应器串联在一个高压
煤炭液化技术比较
汇编日期：2011 年 7 月 4 日
一．煤间接液化介绍
煤的间接液化技术是先将煤全部气化成合成气，然后以合成气为原料，在一 定温度、压力和催化剂存在下，通过F-T合成为烃类燃料油及化工原料和产品的 工艺。包括煤气化制取合成气、催化合成烃类产品以及产品分离和改制加工等过 程。煤炭间接液化技术主要有南非的萨索尔（Sasol）费托合成法、美国的Mobil （甲醇制汽油法）和荷兰SHELL的中质馏分合成（SMDS）间接液化工艺。
2.直接液化工艺
优点： （1）油收率高。例如采用 HTI 工艺。神东煤的油收率可高达 63％到 68％。 （2）煤消耗量小。一般情况下．1吨无水无灰煤能转化成半吨以上的液化油，
加上制氢用煤，约3—4吨原料产1吨液化油。 （3）馏份油以汽、柴油为主，目标产品的选择性相对较高。 （4）油煤浆进料，设备体积小，投资低，运行费用低。
3.NEDOL的烟煤液化工艺
优点： （1）反应压力相对传统工艺较低。压力为17～19MPa，反应温度455—465℃。 （2）催化剂价格低廉。采用合成硫化铁或天然硫铁矿。 （3）固液分离方法简便。采用蒸馏的方法进行固液分离。 （4）两个加氢提质反应器采用离线的方式，操作灵活，加氢催化剂寿命得到
保障。 （5）溶剂供氢能力强。配煤浆用的循环剂单独加氧。
（2）催化剂活性高，用量少。催化剂为胶体铁基催化剂。 （3）液化油收率高。固液分离采用超临界溶剂萃取方法，从液化残渣中最大 限度地回收重油，从而大幅度提高了液化油收率。 （4） 氢耗低。 缺点： （1）用甲苯类溶剂萃取物做循环溶剂使用时，因沥青烯的存在和积累会导致 煤浆粘度上升，使操作出现问题。 （2）相对俄罗斯 FFI 工艺，反应条件苛刻。 （3）工艺不适用于褐煤。
6.HTI、IGOR、NEDOL、FFI和神华直接液化工艺对比结果
以上五种直接液化工艺的对比结果详见表4.1。
表 4.1 五种先进直接液化工艺的对比结果
工艺名称 开发时间 开发国家
HTI 70 年代后 美国
IGOR 70 年代后 德国
NEDOL 80 年代后 日本
FFI 70-80 年代 俄罗斯
神华 2004 年 中国
F-T合成的特点是：合成条件较温和，无论是固定床、流化床还是浆态床， 反应温度均低于350℃，反应压力2.0-3.0MPa；转化率高，如SASOL公司SAS工 艺采用熔铁催化剂，合成气的一次通过转化率达到60％以上，循环比为2.0时， 总转化率即达90％左右。
二．煤直接液化介绍
煤的直接液化是煤在适当的温度和压力下，催化加氢裂化生成液体烃类及少 量气体烃，脱除煤中氮、氧和硫等杂原子的转化过程。
5.神华直接液化技术
优点： （1）催化剂为自主研发，原料国内供给充足，价格便宜，制备工艺简单，操
作稳定。活性高、添加量少。油收率高。 （2）供氢溶剂预加氢，供氢能力强。 （3）强制循环悬浮床反应器具有空塔液速高，矿物质不易沉积；反应温度控
制容易，产品性质稳定；气体滞留系数低，反应器利用率高；有大的高径比，单 系列处理量大等优点
1.间接液化工艺
优点： （1）合成条件较温和。无论是固定床、流化床还是浆态床，反应温度均低于
350℃，反应压力2.0—3.0MPa。 （2）转化率高。如SASOL公司SAS工艺采用熔铁催化剂，合成气的一次通过
转化率达到60％以上．循环比为2．0时，总转化率即达90％左右。SheⅡ公司的 SMDS工艺采用钴基催化荆，转化率甚至更高。
缺点： （1）反应条件相对较苛刻。如德国老工艺液化压力甚至高达70MPa。现代工
艺如IGOR、HTI、NEDOL等液化压力也达到17-30MPa。液化温度420—470℃。 （2）煤种适应范围窄。直接液化主要适用于褐煤、长焰煤、气煤、不粘煤、
弱粘煤等年轻煤。 （3）出液化反应器的产物组成较复杂。液、固两相混合物由于粘度较高，分
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 70MPa 降至 30MPa，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％。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，并且在固定床 催化剂上使 CO2 和 CO 甲烷化，使碳的损失量降到最小。 4.俄罗斯煤加氢液化工艺（FFI 工艺）
工艺特点：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 6～10MPa，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。 5.神华煤直接液化工艺.
1.0%
减压蒸馏
减压蒸馏
减压蒸馏
无
有
无
离线
半离线
离线
150t/d
神华煤
89.5 7.3 52.8 28.1 6.1
75t/d（开 建，未完成） 褐煤 烟煤次烟煤
-
8000t/d
神华煤
91.7 10.5 56 20 8.8
离相对困难。
（4）氢耗量大，一般在6％-10％。工艺过程中不仅要补充大量新氢，还需要 循环油作供氢溶剂，使装置的生产能力降低。
（5）工艺不够成熟。目前国内只有神华一套产业化装置在运行，而且运行不 稳定。
ห้องสมุดไป่ตู้3.工艺选择
同一煤种在既适合间接液化工艺又适合直接液化工艺的前提条件下，若间接 液化与直接液化两种工艺均以生产燃料油品为主、化学品为副，则煤直接液化的 经济效益将明显优于前者，以选择直接液化为好。如果以生产化学品（直链烃） 为主、燃料油品为副，则间接液化的经济效益将明显优于后者，故以选择间接液 化为好。
该工艺由煤前处理单元、液化反应单元、液化油蒸馏单元及溶剂加氢单元等 4 个主要单元组成。反应压力 17M～19MPa，反应温度为 430～465℃；催化剂采 用合成硫化铁或天然硫铁矿。离线加氢方式。
3.德国煤液化新工艺（IGOR 工艺） 1981 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
工业化程度 可以
反应器类型 悬浮床
温度/℃ 压力/MPa
440-450 17
催化剂
GelCaTM
可以 鼓泡床 470 30 炼铝赤泥
用量/%
0.5
3-5%
固液分离方 法 在线加氢 循环溶剂加 氢 工业性试验 规模
临界溶剂萃取 有或无 部分
600t/d
减压蒸馏 有 在线
200t/d
试验煤
神华煤
先锋褐煤
（3）煤种适应性强。间接液化不仅适用于年轻煤种（褐煤、烟煤等），而且 特别适合中国主要煤炭资源（年老煤、高灰煤等）的转化。
（4）间接液化的产品非常洁净，无硫氮等污染物，可以加工成优良的柴油（十 六烷值75），航煤，汽油等多种燃料，并且可以提供优质的石油化工原料。
（5）工艺成熟，有稳定运行的产业化工厂。煤间接液化的大型工业过程在南 非经过50年的生产实践。目前已经形成了年产500多万吨油品和约200万吨化学品 的产业，是南非的支柱产业。 缺点： （1）油收率低。煤消耗量大，一般情况下，约5—7t原煤产lt成品油。 （2）反应物均为气相，设备体积庞大，投资高，运行费用高。 （3）目标产品的选择性较低，合成副产物较多。正构链烃的范围可从C1至C100； 随合成温度的降低，重烃类（如蜡油）产量增大。轻烃类（如CH4，C2H4，C2H6 等）产量减少。
10MPa，有利于降低总投资和运行费用。 （3）采用瞬间涡流藏煤干燥技术，在煤干燥的同时可以增加原煤的比表面积
和孔容积。同时可以减少煤颗粒粒度，有利于煤加氢液化反应的强化。 （4）采用半离线固定床催化反应器对液化粗油进行加氢精制，便于操作。
缺点： （1）没有大规模中试装置运行检验和验证。技术不成熟。 （2）催化剂回收经济性不确定。 （3）液化条件对煤质要求高。
缺点： （1）液化油含有较多的杂原子，还需加氢提质才能得到合格产品。 （2）单系列处理量相对神华工艺要小。 （3）相对俄罗斯FFI工艺，反应条件苛刻。 （4）工艺不适用于褐煤。
4.俄罗斯FFI工艺
优点： （1）催化剂可以回收。催化剂Mo可采用离心溶剂循环和焚烧两步回收，报
道称回收率95%以上。 （2）反应条件温和。褐煤加氢液化压力6.0MPa，烟煤次烟煤加氢液化压力
目前国内外的主要工艺有： 1.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（GelCatTM）。反应温度 420～450℃，反应压力17MPa；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。在高温 分离器后面串联一台加氢固定床反应器，对液化油进行在线加氢精制。 2.日本 NEDOL 工艺
该工艺对美国 HTI 工艺进行了优化。采用两段反应，反应温度 455℃，压力 19MPa，采用人工合成超细铁基催化剂，催化剂用量 1.0%（质量）（Fe/干煤）。 采用较成熟的减压蒸馏进行固液分离，循环溶剂全部加氢。C4 以上油收率为 55％ 左右，油品重馏分较多，适宜于柴油产品的生产。
三.煤间接液化与直接液化的比较
转化率/% 93.5
97.5
生成水/% 13.8
28.6
烯烃油/% 67.2
58.6
残渣/%
13.4
11.7
氢耗/%
8.7
11.2
注：daf 煤
可以 鼓泡床 465 18 天然黄铁矿
3-4%
未进行 平推流 425~435 6~10 乳化 Mo 0.02％～ 0.05％
已进行 强制内循环悬浮床
455 19 人工合成铁基
系统内。该液化油经过蒸馏就可以得到十六烷值大于45的柴油，汽油馏分再经重 整即可得到高辛烷值汽油。 缺点：
（1）反应条件苛刻：温度470℃，压力30MPa。 （2）投资高。 （3）单系列处理量相对神华工艺要小。
2.美国的HTI工艺
优点： （1）反应条件相对IGOR温和。反应温度440-450℃，反应压力17 MPa；
二者根本的区别点在于各有其适用范围，各有其目标定位。从历史渊源、工 艺特征、煤种的选择性、产品的市场适应性及对集成多联产系统的影响等多方面 分析，两种煤液化工艺没有彼此之间的排它性。
四．煤直接液化五种工艺优缺点
1.德国IGOR工艺
优点： （1）催化剂价格低廉易得。催化剂为炼铝工业的废渣（赤泥）。 （2）循环溶剂供氢性能好。循环溶剂来自加氢油，煤液化油转化率高。 （3）液化精制油杂原子含量低。两个液化油加氢精制反应器串联在一个高压