4.3 新型煤化工技术发展对煤炭应用的优化
4.3.1 新型煤化工发展历程
20世纪六七十年代是石油化工飞速发展的年代，其产品数量和产量成倍增长，约90%的有机化工产品来自石油化工，装置规模化、炼化一体化逐渐成型，煤化工大量被石油化工所取代。在此背景下，除炼焦工业随钢铁工业的发展而不断发展外，煤化工发展几乎停滞，工业上大规模由煤制取液体燃料的生产也几近中止，民用煤气也逐渐被天然气所取代。只有南非因实施种族隔离政策，担心贸易制裁导致国内石油供应不足，为充分利用国内煤炭资源丰富的优势、解决油气资源贫乏的问题，南非政府大力推动煤制油的发展，并于1954年建成了SASOL煤制油Ⅰ期工厂。
1973年和1979年的两次石油危机，导致国际油价大涨，使煤化工的发展又重新受到重视，欧美等国对煤化工技术开始了新一轮的研发，南非也继续其煤制油产业的发展。中国此时已具备一定工业基础和研发能力，也开始对煤化工技术进行研发。石油危机后发展的煤化工大多以先进的煤气化技术为基础，通过将煤气化为合成气（有效成分为CO+H2），再进一步生产下游产品，习惯上称为现代煤化工，目前主要包含煤制油、煤制天然气、煤制乙二醇、煤制烯烃、煤制芳烃几大类。
4.3.2 新型煤化工产业现状
煤化工是以煤为原料，经化学加工生产化工产品的工业，是化学工业的重要组成部分，与石油（天然气）化工具有替代性和互补性。习惯上将煤化工分为传统煤化工和现代煤化工，传统煤化工多指以炼焦工业为基础，对炼焦副产物（焦油、焦炉气）进行利用和以焦炭为原料生产碳化钙制乙炔发展下游产品，以及以水煤气和半水煤气为原料，生产传统化工产品，如合成氨、甲醇等的煤化工产业；现代煤化工多指以煤为原料，经过煤气化制合成气生产石油化工替代产品（煤代油），或以煤生产清洁燃料（煤制油气）的煤化工产业，主要包含煤制油、煤制天然气、煤制乙二醇、煤制烯烃和芳烃等。
4.3.2.1 煤制烯烃（MTO）
煤制烯烃是先将煤制成中间物甲醇，再通过甲醇制取乙烯、丙烯等产品的技术，该过程由煤气化、合成气净化、CH3OH合成、CH3OH制烯烃四部分组成。目前，工艺路线相对成熟且基本实现了商业化。煤制低碳烯烃（乙烯、丙烯）技术发展历史较短，但在国内取得了较大的成功。煤制低碳烯烃目前主要采用煤经甲醇间接法工艺，包含MTO和MTP技术，其中MTO技术运用更为广泛。20世纪80年代初，中国科学院大连化学物理研究所开始了甲醇制烯烃（DMTO）技术的研究，并于2004年建成了当时世界上第一套万吨级工业试验装置，且于2006年通过考核验收。在国外，1992年美国UOP公司和挪威Hydro公司合作开发MTO技术，并于1995年在挪威建成示范装置。2010年，国内采用大连化物所DMTO技术的神华包头60万t/a煤制烯烃工业示范装置打通全流程，次年实现商业化运营，各项指标先进，经济效益显著，标志着煤制低碳烯烃技术工业化运用的成功。此后煤制低碳烯烃在我国进入了快速发展期，10年间其产能已达到约1000万t/a。目前中国煤制烯烃项目多数采用中科院DMTO技术（见图4-4）。
图4-4 DMTO工艺流程
2010年前，国内煤质烯烃装置较少，2010—2014年，神华包头煤制烯烃项目投产后，中国煤制烯烃迅速发展，在建及拟建煤制烯烃项目较多，主要集中于中国的内蒙古包头、新疆准东、陕西榆林。据统计，截至2018年，中国已建成的煤制烯烃产能达1200万t/a，预计2020年产能将达2000万t/a. 2018—2019年，延安能化、中安联合、鲁西化工、久泰能源、宁夏宝丰等多个项目建成投产。
近几年，我国煤制烯烃催化剂方面实现了多项突破，例如中科院大化所包信和院士团队在无氧条件下，通过硅化物晶格限域的单铁中心催化剂的使用，实现了合成气选择转化低碳烯烃和其他化学品；中科院上海高等研究院在煤经合成气直接制烯烃浆态床技术研发方面，完成了实验室层面低甲烷高烯烃选择性的FTO催化剂的验证，总烯烃选择性高达80%以上，目前正在中试验证。甲醛制烯烃MTO流程如图4-5所示。
图4-5 甲醛制烯烃MTO流程
煤制烯烃主要是与石油、天然气开采和加工产品竞争。由于煤制烯烃起步晚，市场份额相对较小，定价权较弱，经济性成为制约其发展的重要因素。在煤炭资源丰富的地区，具备建设条件和运输条件的情况下，单从经济可行性考虑，煤制烯烃项目可以建设，但生产1t烯烃需要约5.5t煤，且会带来运输压力和水资源的巨大消耗。
4.3.2.2 煤制天然气
煤制天然气指用褐煤等低品质煤种经过气化、变换、净化、甲烷化等步骤制取天然气。煤制天然气技术分为间接制气技术和直接制气技术。间接制气技术是指煤经合成气（CO+H2）甲烷化反应制取天然气，直接制气技术是指煤催化气化一步法制取天然气。
（1）国外研究进展。
美国最早开始对煤制天然气的研究，20世纪70年代的石油危机促使了其进一步加快发展。德国在煤化工方面技术积淀深厚，Lurgi公司最先掌握了合成气甲烷化反应制天然气技术。美国Exxon公司从1976年开始煤催化气化制天然气技术的相关研究，开发了煤、水蒸气催化气化制取甲烷工艺。产业方面，1980年，在美国政府贷款担保的支持下，美国大平原气化联营公司开始建设大平原煤制气工厂，项目采用间接制气技术，于1983年底建成，1984年7月28日开始商业化运行，但1985年8月1日大平原煤制气工厂因气价下跌造成严重亏损而宣布破产。德国、日本、澳大利亚、新西兰、英国和加拿大等国也曾进行过许多煤制天然气的研究，但都停留在实验阶段，没有进行商业规模的量产。
（2）国内研究进展。
中国新奥科技发展有限公司于2008年开始研发煤催化气化制天然气技术，掌握了具有自主知识产权的煤催化气化制天然气技术。2009年8月，国家发改委核准了大唐国际内蒙古克什克腾旗40亿m3/a煤制天然气项目，项目采用间接法煤制天然气技术，全厂工艺流程与美国大平原煤制气项目相似，2013年12月项目一期投运，但实现达产稳定运行经历了较长时间，且存在环境污染问题。继大唐克旗项目之后，国家发改委又先后核准了大唐阜新、新疆庆华、内蒙古汇能、伊犁新天、内蒙古北控等项目，据统计，年产能达到211亿m3。
目前中国煤制气项目中的甲烷化装置，还主要依靠引进国外各个专利商的循环工艺技术，存在需配置高温循环压缩机、核心装备及催化剂也需引进、甲烷化反应温度不易控制而造成飞温、系统易发生故障停车等问题，长期困扰煤制气产业。
2016年，北京华福工程有限公司联合大连瑞克及中煤龙化历时8年研发成功“无循环甲烷化技术”。创新点是无循环甲烷化工艺、氢碳比分级调节、耐高温型甲烷化催化剂及内置废热锅炉甲烷化反应器四大方面。目前，该工艺技术已通过了由中国石油和化学工业联合会组织的中试装置72小时现场标定、科技成果鉴定，并已将该项工艺技术应用于内蒙古、新疆等多个项目中，实现了从研发到工程化的转化，为推动中国煤制气产业更好、更快发展奠定了有力的科技基础。
在投资与能耗方面，由于无循环甲烷化工艺取消了循环压缩机及其配套的厂房、管道、控制等附属系统，较传统工艺可节省投资20%以上，节约能耗25%以上，具有显著的成本优势。
（3）前景分析。
从中国“富煤、贫油、少气”的能源结构和发展战略角度来看，以煤为主的能源消费格局短期内难以改变，然而这种能源消费结构带来了巨大的环境压力，温室效应、雾霾、气候变化异常等成了当今社会亟待解决的问题，煤制气能源转化率高达60%~65%，水耗较低，CO2排放量较少，技术相对成熟，有望成为煤炭清洁高效利用的一个重要途径。
煤制天然气流程与不同气化流程方式见图4-6和图4-7。
图4-6 煤制天然气流程
图4-7 不同气化流程方式
4.3.2.3 煤制油
煤制油技术发展较快，建成的工业装置均实现了长周期稳定运行。南非SASOL在其煤制油Ⅰ期工厂建设和运行经验基础上，分别于1980年和1984年建成了煤制油Ⅱ期和Ⅲ期工厂，最终制油总产能约500万t/a。
20世纪80年代初，中科院山西煤化所开始了煤制油技术研发，2000年至2002年建立了一套700t/a的中试装置，并于2005年9月通过国家科技部验收。从2006年开始，国内伊泰、潞安、神华、兖矿等分别开始建设示范工厂并取得成功。目前中国已掌握了具有自主知识产权的煤间接液化和直接液化技术，于2016年底建成投产的神华宁煤400万t/a煤制油项目，是目前全球最大的煤制油单体项目。目前国内拥有煤制油工业化示范产能近700万t/a，首次超越南非，成为世界最大的煤制油生产国。煤制油项目的经济性直接受国际油价影响，一般国际油价在60美元／桶以上，煤制油项目就可取得较好的经济效益。
这些项目带动了中国煤炭液化技术和煤炭液化企业的发展，为国家能源安全做出了重大贡献。虽然煤制油的直接液化和间接液化过程都比较复杂，需要消耗大量的能源，但是我们可以尽量选择便宜又节能的煤种制油。
石油及煤制油产业链见图4-8。
图4-8 石油及煤制油产业链
4.3.2.4 煤制乙二醇
乙二醇，又称“甘醇”、EG，是无色无臭、有甜味的液体。主要应用于制聚酯涤纶、聚酯树脂、稀释剂、增塑剂等，是目前最重要的大宗有机化工原料之一，也是当今消费量较大的多元醇。
（1）研究进展。
煤制乙二醇技术发展稍晚，国内外研究进展相差不大，但中国的工业化较为成功。煤制乙二醇多采用合成气经草酸酯间接法工艺。
20世纪80年代，日本宇部兴产株式会社开始了合成气制乙二醇的技术研发，并建设了试验装置。几乎同时，中科院福建物构所也开始了合成气制乙二醇的研究。2006年福建物构所与江苏丹化集团、上海金煤化工新技术有限公司合作，开展了300t/a煤制乙二醇中试，2008年完成了万吨级工业试验。2009年通辽金煤在通辽市建成了200kt/a煤制乙二醇工业示范项目，成功制得工业级乙二醇，在世界范围内率先实现了全套煤制乙二醇技术的工业化应用。同年，日本高化学株式会社获得了宇部兴产株式会社合成气制乙二醇技术的全权代理权，并与中国东华工程科技股份有限公司、浙江联盛化学股份有限公司签订了联合开发协议。2010年5月，该联合体共同出资在浙江台州建成了1500t/a乙二醇中试装置。此外，国内华东理工、天津大学、中石化等多家机构均开展了煤制乙二醇技术的研究。
目前已建成煤制乙二醇产能近300万t/a，但运行效果和经济效益参差不齐。国内还有大量在建、拟建的煤制乙二醇项目，据统计，中国已投产的煤制乙二醇项目合计产能285万t/a，单套装置规模最大的是鄂尔多斯新杭能源，产能30万t/a，其他多数规模为20万t/a，在建的煤制乙二醇项目有12个，合计产能305万t/a，拟在建项目呈上升态势，近期还有几个乙二醇项目提上日程，单个项目规模高达100万~200万t/a。如果这些项目都按计划实施，未来3~5年，中国乙二醇产能将大幅增长，国内乙二醇的市场供需格局将发生重大转变。
（2）技术路径。
煤制乙二醇一般是指煤经气化、变换、净化及分离提纯后先得到合成气，再获得乙二醇。目前主要有三条技术路径：
直接法：以煤气化制取合成气（CO+H2），再由合成气直接制取乙二醇，该技术关键在于催化剂的选择，较短时间内难以工业化。
烯烃法：以煤为原料，通过气化、变换、净化后得到合成气，经甲醇合成、甲醇制烯烃得到乙烯，再经乙烯环氧化最终获得乙二炔。该技术将煤制烯烃与传统石油路线合成相结合，技术较为成熟，但成本较高。
草酸酯法：以煤为原料，通过气化、变换、净化及分离提纯分别得到CO、H2，其中CO通过催化偶联合成及精制生产草酸酯，再经H2加氢反应并通过精制后获得聚酯级乙二醇。该工艺流程短，成本低，是目前研究及应用较多的工艺。
4.3.2.5 煤制芳烃
煤制芳烃是煤先生成甲醇，再在催化剂作用下，将甲醇脱氢、环化生成芳烃。目前煤制甲醇、芳烃分离技术已经实现工业化应用，关键技术在于甲醇制芳烃。中国具有自主知识产权的甲醇制芳烃技术主要有中科院山西煤炭化学研究所与赛鼎工程有限公司合作的固定床甲醇制芳烃技术（MTA）、清华大学的循环流化床甲醇制芳烃技术（FMTA）和中石化技术以及河南煤化集团研究院与北京化工大学合作开展的煤基甲醇制芳烃技术等，这些技术多数处于实验室及中试阶段，只有少数进入工业化生产。将来，甲醇制芳烃反应器设计和放大、反应热平衡和工程优化、PX催化剂工业化应用等问题还需要重点解决。总体来看，受煤炭和石油价格的影响，煤制芳烃项目生产成本较高，但作为石油芳烃的重要补充，发展煤制芳烃能够减少中国PX进口量，具有良好的市场前景。
4.3.3 新型煤化工发展趋势
中国传统煤化工发展较早，但因受到环保政策限制，加之盲目发展且下游市场低迷，未来需要走整合优势资源、淘汰落后产能、集约发展的道路。而新型煤化工产品作为清洁能源和石油化工替代品，需求空间相对较大，发展前景广阔。
鉴于前期发展过程中出现的盲目发展、污染严重、资源浪费等问题，煤化工在未来产业发展上，应注重以下方面：一是优化示范工程技术，创新发展。当前，中国的现代煤化工产业仍处于起步阶段，大部分关键技术刚刚实现工业化生产，技术路线和工艺需要进一步调整，未来应重点通过加强产业体系化、减少资源消耗增加成本优势、改进工艺路线提高能效、减少污染排放等方面创新发展，实现首创技术产业化。
二是实现煤炭与能源化工大型化、一体化生产，延长产业链。目前中国新型煤化工产业链相对较短，终产物品类少，且产品同质化严重，未来应合理结合煤炭资源状况和化工技术知识，破除产业格局，跨行业、跨地区配置资源，形成煤炭—能源—化工一体化产业链，提高煤化工技术的利用效果，加速革新换代，降低开发及加工成本，加强相关企业之间的联合，形成新型产业。
三是推动煤化工与关联产业融合发展。目前，传统煤化工和新型煤化工均存在资源利用率低的问题，未来发展将朝向多联产技术，通过煤化电热一体化推动煤化工与石油化工等产业融合，充分利用资源，提高综合能效。例如，煤化工与石油化工融合，将液化的中间产物作为原料应用到炼油厂，通过相互优化调和，不仅可以提高石油化工产品的质量，也可以减少机动车尾气中污染物（CO2、NOx等）的排放；煤制天然气与煤制甲醇、煤制烯烃等产业融合，可以充分发挥各产品的优势，取长补短，提高整体的经济效益和抗风险能力。