洁净煤技术简介

福尔莫斯

来源：企业博客(power) 作者： 发布时间：2008.02.29

发展煤炭洗选，提高商品煤质量是从源头上减少污染的有效措施。我国1997年原煤入选率25.73％。煤炭洗选的重点已由炼焦煤转为动力煤，由过去单纯的注重降灰转为降灰与脱硫并举及回收洗矸中的黄铁矿。小直径重介质旋流器分选工艺和设备，对细粒煤泥能同时实现降灰、脱硫，在分选0.5～0.04mm级煤泥时，无机硫脱硫率为67.90～70.30%。采用12m2大型风力干法选煤机的150万吨/年选煤厂已投入生产。该厂吨煤投资4.25元，吨煤加工成本2.15元，分选效率>90％，外排尘(50mg/m3)符合环境要求。解决煤炭深度降灰脱硫难题的一些新技术，如大直径三产品无压给料重介质旋流器、各种形式的微泡浮选相继研究成功、投入生产。但我国选煤技术总体上与国际先进水平比有相当大的差距，一是原煤人选比例低（我国为25.7％，发达国家在90％以上）；二是先进的选煤工艺占比例低（如重介选，我国仅为23％，发达国家在60％以上）精煤质量差；三是平均厂型小，自动化程度低，设备可靠性差，生产工效低。 目前，世界上运行着500座以上的烟气脱硫装置。而其中90％以上（按机组容量计）为湿法脱硫工艺。半干法旋转喷雾法、炉内喷吸收剂――增湿活化脱硫工艺在欧洲应用较多。流化床燃烧技术在燃烧过程中有效控制SO2、NOx的生成，日益受到重视。日本开展利用表面热处理后的活性炭纤维（ACF）对烟道气进行脱硫、脱氮的试验研究，取得了很好效果。。利用ACF净化烟道气的技术属于半干式氧化型，其优点是：脱硫、脱氮反应在常温下进行，副产的硫酸、硫酸盐及硝酸、硝酸盐等可以获得连续回收。该燃煤锅炉烟气脱硫、脱氮技术不仅具有较高的脱硫、脱氮性能，且用水量少，所需设备简单，目前正在进行实用化研究。 随着我国大气污染日益加剧，烟气净化技术进一步受到社会各方面的重视。“中日合作电子束烟气脱硫示范工程”，已累计运行2400小时，1998年5月28日通过国家竣工验收鉴定。该示范工程处理成都电厂200MW机组锅炉的30万m3/h烟气，是目前世界上已投入运行的处理烟气量最大的电子束脱硫装置。其脱硫率及脱硝率均超过80％及10％的设计值，各项运行消耗指标均低于设计值。此外，引进芬兰IVO公司炉内喷钙和增湿活化联合工艺和日本日立公司的高速平流式湿法工艺正在进行。国际上已有的脱硫效率高的成熟技术，引进后对我们积累设备设计、运行和管理经验是有用的,但国外技术和设备价格昂贵，应结合我国经济能力，开发和推广适合我国国情的技术与工艺。 国内烟气净化技术基础研究和中小锅炉烟气净化技术也取得一定进展。为提高脱硫剂的脱硫效率，在Ca（OH）2中加入易潮解盐和碱或用燃烧飞灰和Ca（OH）2的水合物作吸着剂；或用活性焦或活性炭作吸附剂，在实验室研究中都取得一定成果。适合中小型锅炉的网膜塔除尘脱硫系统、双击式除尘脱硫工艺等也取得了初步成效。 水煤浆代油在白杨河发电厂经过2000小时的试运行，在全烧水煤浆条件下，燃烧效率>98%，锅炉效率>89%，锅炉负荷在40－100％范围内均能稳定燃烧，与燃烧重油有相同的效果。矿区煤泥制浆燃烧取得进展。采用高灰（灰分41－43％）煤泥制浆，供10t/h链条炉燃用。累计运行2008小时，锅炉热效率由单纯层燃洗中块煤的53.99%提高到掺烧煤泥浆后的68％，燃烧效率由63.7%提高到79.01%。 国外CFBC技术在向大型化发展。目前单机容量最大的CFBC锅炉（250MW，蒸发量700吨/时）电站已在法国投入运行，锅炉效率90.5％，脱硫率93％，Nox排放低于250mg/Nm3我国现已具备设计制造75t/h循环流化床锅炉的能力；自行开发的220t/hCFB锅炉示范工程和引进410t/h循环床锅炉工程在进行。CFB的设计基础研究方面也取得了一些进展，完成了循环床专用设计软件；125MW再热炉型的工程设计研究和新型75 t/h和130 t/h循环流化床锅炉的研究设计工作。 煤气化联合循环发电（IGCC）是目前世界发达国家大力开发的一项高效、低污染清洁煤发电技术，它不仅能满足日趋严格的环保要求，而且发电效率可达45％以上，极有可能成为21世纪主要的洁净煤发电方式之一。 美国IGCC示范工程取得重大进展，Wabash River电厂煤气化电厂改造项目，系统供电能力262MW，设计供电效率38％，脱硫效率>98％。项目于1998年11月完成商业化示范运行。Tampa电力公司IGCC电厂，系统供电能力250MW，设计供电效率40％，脱硫效率>96％，预计2001年10月完成商业化示范运行。Pinon Pine IGCC发电项目，系统供电能力99MW，设计供电效率40.7％，预计2000年7月完成商业化示范运行。 我国IGCC关键技术研究已启动，包括IGCC工艺、煤气化、煤气净化、燃气轮机和余热系统方面的关键技术。拟在烟台电厂建1GW示范电站。 煤气化技术是重要的能源转化技术，广泛用于化工、冶金、机械、建材、民用燃气等方面，目前全国每年气化用煤量约6000万吨。 我国引进了一些先进的大型煤气化技术都在运行中。我国的中小型气化以块煤固定床气化技术为主，技术水平落后、效率低、污染重，急需技术改造。引进的一些较先进的气化技术在稳定操作运行、技术设备国产化、经济投入及运行效益方面也存在不少问题，因此需要发展具有中国知识产权、适合国情、高效洁净的现代气化技术。地下气化技术应用于煤矿残煤气化的试验取得了一定的进展。 煤炭液化是重要的煤转化技术。由中德、中日、中美合作的三个煤直接液化工业示范项目可行性研究在进行中，中德合作采用云南先锋褐煤在德国DMT公司的工艺开发装备上进行了的工业条件试验和最佳工艺条件运转试验，液化油收率达到53％；对中国固定床加氢催化剂进行了条件试验，结果表明该催化剂适用于德国IGOR工艺；示范厂可研报告已经完成。在日本1t/d装置进行了中国依兰煤、中国西林硫铁矿催化剂、日本合成硫化铁催化剂的直接液化条件试验，油收率为52％－57％。中美合作的中国神华煤直接液化可行性研究项目完成第一阶段工作，在美国HTI公司连续小试装置上对神华柠条塔煤进行了6个条件的试验，使用HTI的技术和GelCat催化剂，油收率达63％－68％； 煤层气勘探开发取得了明显进展，1998年在山西沁水盆地和东北鹤岗地区共钻煤层气井11口,在屯留-003井、屯留-006井和屯留-007井获得了日产7000m3、10000m3和16000m3以上工业煤层气流，初步控制含气面积约550平方公里。勘探成果表明,该地区具备了形成大型煤层气田的地质条件。在晋南完成了3口井，晋试1井获得了单井日产7000m3的产量。“中国煤层气资源评价项目”的研究工作正在实施之中，已初步完成了六盘水、大华北、东北三江和辽中四个区块的研究工作，项目研究总报告预计1999年完成。与美国德士古（TEXCO）、菲利普斯（PHILLIPS）和阿科（ARCO）等三家石油公司共同进行淮北、临兴、三交、三交北和石楼等五个地区煤层气勘探开发的合作项目在进行。五个合作区总面积为11216.8km2，预测煤层气资源量6535亿m3。现已完成9口煤层气井的钻探，取得了较好的煤层气资料。 我国粉煤灰研究和利用的重点是大用量方向，例如掺于混凝土中，建桥、建坝、高层建筑底板、核发电站的安全壳等，正在建设中的三峡工程预计用粉煤灰量达133.8万吨。更大量的利用在于修筑高等级公路，该技术已成熟，推广于沪宁、京深及京冀公路建设。粉煤灰还用于矿区回填、农业上改良土壤。预计到2000年我国粉煤灰的排放量将达到1.6亿吨，在粉煤灰利用上必须加大力度、扩大利用面、增加利用量、提高利用率。 科技部在UNDP的支持下正在推动燃料电池公共汽车示范计划。

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福尔莫斯

煤化工专题

煤化工包括煤制甲醇、MTO、MTP、二甲醚、氮肥，媒制油等。
世界煤化工发展趋势
　煤化工已有近百年的历史了。它的兴衰沉浮始终与地球上的另一个资源石油和天然气紧密相关。
上世纪初,由于炼焦和冶金工业的迅速发展,使焦化工业得以起步,成为炼焦工业、冶金工业的辅助产业。此后,出现了世界煤化工迅速发展的
新态势,煤成为有机化学工业的主要原料,运用分离和合成技术,为化学工业提供了苯、焦油、焦炉气、合成气、乙炔等化学品。以至于在上世纪中叶,进入了全球煤化工的黄金时代。但随着石油化学工业的兴起与腾飞,煤逐渐被石油和天然气替代。然而,到了20 世纪60 、70 年代,全球性的能源紧张出现了,石油价格飞涨“, 能源危机”初见端倪。各种化学原料短缺,严重地制约了化学工业的发展。这时,人们开始思考这种制约化学工业发展的能源危机为什么会产生? 答案是十分清楚的:地球上能源贮量结构与人类能量消费结构出现了失调。人们开始认识到:只有使能量消费结构适应能源贮量结构,只有采取能源和化工原料多元化战略,才能使化学工业源远流长,健康发展。出现以煤逐步取代部分石油的战略趋势,已成为21 世纪的必然。
1 　继续开发煤炭洁净气化技术,为煤化工发展提供基础原料毫无疑问,煤的气化是现代煤化工的核心。通过气化,可以得到合成气(CO 和H2) ,再进一步生产各种基本有机化工产品和精细化学品,谓之“碳一化工”。碳一化工的产品链十分庞大,包括甲醇、甲醛、甲酸、醋酸、氢氰酸等。
洁净煤气化技术目前典型技术有二。一是已投入工业生产20 余年的德士古水煤浆汽化技术;二是晚些时候投产但运行良好的英荷Shell 干粉
煤气化技术。它们的特点是高压熔渣气化、单炉生产能力大,分别吃煤2 000 t/ d、2 400 t/ d 以上。而且转化率高,能够实现连续运行。煤炭洁净气化技术的开发一是朝着更大型化方向走,二是改进设备结构,提高脱硫、除尘、净化效率,实现清洁生产工艺。
2 　对能源安全和环境保护最具影响的马达燃料成为煤化工产业化重
点所谓马达燃料,就是各类机动车发动机使用的燃料。马达,机动车发动机量大面广,遍布全球,对世界能源安全及温室效应等环境要素影响
极大。新世纪煤化工的一个明显的趋势就是把煤变成马达燃料,实现产业化。
煤制油,历来就有直接法和间接法两种方法。
直接法就是把煤在高温、高压、催化条件下与氢气反应直接转化成油品的工艺方法;间接法则是先把煤气制成合成气,然后再将合成气进一步合成为液体油品的工艺方法。
直接法煤制油技术始于上世纪初,由德国人Bergius 获得世界上第一个煤直接液化的专利。
上世纪中叶,中东地区廉价石油的大量开采,使煤液化失去竞争力,煤制油技术发展很慢。1973 年中东战争爆发导致了能源危机,石油价格暴涨,煤
制油技术又开始活跃起来,美、俄、德、日、英等国开发出许多新的直接法煤液化技术。它们的共同特点是反应条件温和、成本有所降低、有些还采取了石油渣共处理技术。但由于经济及某些技术因素,目前国外煤炭直接液化的实验装置已经全部停运或拆除,部分相对成熟的技术处于封存和储备状态。至今,没有一个国家实现煤直接液化技术生产石油的工业化生产。
间接法煤制油技术的开发晚于“直接法”。上世纪后半叶,南非Sasol 公司陆续建起了几套合成油装置,成为全球最大的煤化工企业,年耗原煤近
5000 万吨。和直接法煤制油不同,间接法煤制油技术已经实现了工业化, 如英荷Shell 公司的SMDS 工艺、Sasol 公司的SSPD 工艺都是十分成熟
的制油技术。
不难看出,21 世纪,由于间接法煤制油技术已十分成熟,将成为大规模产业化的主流;而具有工艺流程简单、设备台数少、投资相对较低优势的直接法技术还要不断进行工业化试验,突破产业化技术难关,完全能够与“间接法”并驾齐驱,甚至取而代之。
3 　煤化工将朝着以碳一化学为产业
链的化工多联产集合的方向发展所谓煤化工,首先要煤气化。通过气化,有了CO ,有了H2 ,这就是合成气。以碳一化学为产业链的化工产品多联产集合,是煤化工企业的必然选择。在新的世纪里,甲醇合成技术的走势是解决单程转化率低、脱硫设备庞大的问题,开发高效催化剂、开发新合成甲醇反应器。例如美国公司开发了10 万t/ a 浆态床合成甲醇装置。
甲醇制烯烃是非石油化工路线生产乙烯和丙烯的技术,对平衡全球能源结构,意义重大。目前虽然尚未实现工业化,但前景很是乐观。下一步的趋势是研发寿命长于1 年、选择性、耐磨性高的合成低碳烯烃催化剂。预计甲醇制丙烯催化剂及技术的工业化要晚于甲醇制低碳烯烃(乙烯+ 丙
烯) 。
羰基合成制醋酸采用甲醇与一氧化碳合成法,早已应用多年。但采用煤化工生产碳- 化学品醋酸、醋酐的大型装置在全球只有一家美国伊斯曼公司。可以予见,本世纪将有更多的类似装置出现。毫无疑问,所谓“化工产品多联产集合”,决不是仅此而已。除上述外,还有含氮化合物如氢氰
酸、二甲基甲酰胺、异氰酸酯等等。煤化工企业将会在自己的市场环境中,做出更广泛的选择。
4 　煤电化三位一体是本世纪煤化工
的新趋势本世纪煤化工明显成为趋势的模式是在原煤、化两位一体的基础上,将发电列入,实现煤电化三位一体的发展模式,即IGCC 模式。它由煤
炭气化和净化及燃气?蒸汽联合循环发电两部分组成。
煤气化后,经过净化,除去煤气中的硫化氢和粉尘,将固体燃料转化成清洁的气体燃料,供燃气轮机燃用。其排气经余热锅炉产生的高压蒸汽可再驱动再热式汽轮机。大大地提高了燃料中能量的转换效率。IGCC 和煤化工结合成多联产系统,
能同时生产电、热、燃料气和化工产品,便于与生产甲醇、醋酸、氨、尿素等化工过程结合,使煤得以充分利用,大大地降低了生产成本。目前,欧美各相继建成了多座300 MW 的一体化电站。美国已建成气化煤能力900 t/ d、联合循环发电系统由发电机组、余热锅炉组成,出力可达100 MW。
本世纪IGCC 发电的煤气化技术的首要问题仍然是煤的气化技术。煤的气化泛指煤与载氧的气化剂(空气、O2 、H2O、CO2) 之间的也很有限,这为以后研究的广度和深度提供了广阔的发展空间。

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对我国煤基能源化工品发展的思考
一、问题的提出
煤化工是以煤为原料，经过化学反应生成化工、能源产品的工业，是煤炭的深加工产业。近几年来，我国煤化工发展逐步升温，呈现无序、过热的态势。各产煤省(地)纷纷抛出了庞大的煤化工发展规划，不仅以合成氨、甲醇、PVC等为代表的传统煤化工产品的产能急剧膨胀，而在建和规划中的产品主要定位在煤制油、甲醇/二甲醚和甲醇制烯烃等方面。各类企业、各种资金纷纷进入煤化工产业，包括煤炭企业、电力企业、化工企业，国有资金、民间资金、国内资金、国际资金等。投资之巨，规模之大，出手之快，令人咂舌。令人真正感到担心的不光是规模，而是正在出现的建设高潮。
国家对发展煤化工有若干政策规定。近几年来，煤化工发展出现的一些情况值得关注：
■煤化工是规模效益非常明显的产业。一些在建或规划中的煤化工项目多数达不到国家规定的规模。一些企业往往受资金、技术等某些条件的制约采取将规划做大，分期实施的方式，化整为零、以小堆大，这样做不仅有利于顺利通过审查，而且可圈占更多的资源，但并不能体现出规模效益。
■煤化工是高耗水行业。发展要量水而行，以不与农、民、生态争水为前提，严格控制在缺水地区建设煤气化或煤液化项目。但一些产煤省区为了发展经济，以资源为手段，不顾及生态和环境的承载能力，大举招商引资，甚至在同一地区，同一开发区内引进多个结构雷同的大型煤化工项目；在许多严重缺水地区布置了多个大型煤化工项目。有关水利部门已警言，在黄河中段建设超越水资源承载能力的重化工业，很可能引发工业、农业、生态间的“争水大战”，并对黄河下游省份取水构成严重威胁。
■不少地区以建设煤化工项目为名，行圈占和攫取资源之实，大量夺取煤炭资源，以牺牲资源为代价，片面追求产业快速发展。不少地区煤化工产业刚刚起步，煤资源就已被瓜分殆尽。
■不少国外大公司正在与有关方面接触，直接参股大型煤化工项目。我国《外商投资产业指导目录(2007年修订)》规定:大型煤化工产品生产由中方控股。资料称，目前外资的投入已占到我国“十一五”期间煤化工计划投资的相当大的部分。各种变相的由外商控股、相对控股的项目相继而出。
■我国的煤化工热，带来新的一轮大型煤气化技术无序的重复引进热。某干法煤气化技术在国外仅用于循环发电，并未应用于化工生产。但国内一些企业却不顾风险争相引进，截至2007年底已引进20多套。据报道，使用该技术正在运行的几套装置，至今尚没有一套能够实现长周期稳定运行。
■世界上几乎所有的煤气化技术(有些技术并不成熟)在我国都有引进。我国已成为多个国外煤气化技术首例应用于化工领域的试验(或放大或改进或示范，使其适用、成熟)基地，承受着巨大的付出和风险的代价。
■我国煤化工过热的突出表现就是“逢煤必化”。为谋求把资源优势转化为经济优势，几乎所有煤产地甚至煤炭调入地区都要大力发展煤化工(全国约有近20个省、区规划，把煤化工“打造”成支柱产业)，寄希望于煤化工的GDP。至今全国到底有多少个在建或规划中的煤化工基地和煤化工项目？总投资是多少？产品的产需平衡如何？煤化工发展所需的各方面的条件是否匹配？以上种种恐怕是很少有人能够说得清楚。
为统筹规划、合理布局、科学引导和规范煤化工产业的发展，切实纠正一些地方不顾资源、生态、环境等方面的承载能力，盲目规划、竞相建设煤化工项目，可能对经济社会持续、健康、稳步发展将产生潜在的负面影响，国家发改委于2006年7月7日发出了《关于加强煤化工项目建设管理，促进产业健康发展的通知》。其后又相继出台了一系列相关的政策和规定，使煤化工的无序发展得到一定程度的遏制，但远未达到预期的目标。由于种种原因，无序、过热的发展态势并未完全得到遏制（编者注：国家对煤化工项目的控制可能进一步加强）。
以上种种煤化工产业的超强、超高速度的发展引起了业内人士的深思。这种情况符合科学发展观吗？对国民经济可持续发展和能源安全是喜是忧？
发展煤化工是有条件的。不是逢煤就应“化”、就能“化”得起来的，亦不是有钱就能办到的，不能不顾条件“逢煤必化”。
二、对煤基能源化工品的思考
1、煤制油
高油价催生我国的煤制油产业
各地发展煤制油的热情很高，凡是有煤炭资源的省份都纷纷开展大型煤制油项目前期研究和规划及集资建设。据不完全统计，截至2006年底全国已有15个煤制油项目规划。众多煤制油项目中，除神华320万吨/年、兖矿100万吨/年、潞安16万吨/年3个项目得到发改委的批准外，其余项目均属于地方或企业规划。在建(132万吨/年)和规划中的煤制油项目总规模达到4017万吨/年。
充分重视发展煤制油的风险
以煤制油最大的动力是煤的储量比油、气资源相对要多，其次按现有油价，煤制油可能有利可图。然而煤制油是一项巨大的系统工程，涉及煤资源、水资源、生态、环境、技术、资金以及诸多社会配套要求，且条件要求较高。应高度重视煤制油产业的风险性。
??在技术方面，国内没有运行中的工业化装置可以借鉴直接法煤制油技术连国外也没有可借鉴的工业化装置。神华的直接液化的煤制油工业化装置在世界范围内是首次建造，存在着从工程放大、装备制造、催化剂性能、生产工艺控制等诸多工程风险。南非沙索公司虽有成熟的间接法技术，但转让费过高。兖矿和潞安的间接法技术正处在工业示范阶段。我国的煤制油技术均没有达到大规模工业化推广阶段。
??在投资方面，建设1万吨/年煤制油装置就需要1亿元的投资建设一套百万吨级以上的煤制油装置，动辄投资数百亿元。投入产出比过低，造成产品成本核算中摊入的设备折旧费和银行贷款利率偏高。煤制油的成本居高不下。
??在成本方面，以立项时的油价和煤价进行比较，建设大规模的煤制油项目预期可获得巨大的经济利益然而油价涨，煤亦会相应涨价。随着国家资源费、环保费新政策的出台，税费增加，煤炭价格亦相应提高。煤炭的价格每上涨100元/吨，煤制油的成本就相应增加5～8美元/吨。时至今日，煤炭价格已经比评估时涨了多倍，今后煤价还会继续上涨。此外，装置建成投产时，水、电、汽、运输等公用工程的费用和人工费也远远超出评估时的费用。煤制油的成本还将面临国际油价波动的市场风险。
启动煤制油项目初期阶段布点应从严控制
基于国情，国家有必要从能源安全战略的高度将煤制油列入能源安全战略储备项目中。为规避风险，国家在启动煤制油项目的初期阶段应集中财力，选择不同的装置规模、不同的工艺路线、不同的技术来源分别建设一套工业化示范装置，待装置建成后，由专家对这些示范装置进行综合评估，从中选出技术经济指标最佳的煤制油工艺，择时适度推广。目前我国的煤制油产业正处在工业试验示范阶段，在首套技术没有通过评审之前，不宜再开工建设同类新项目。
我国应掌握煤制油的核心技术
在部署煤制油项目时，要统筹引进技术和采用国内技术。加大力度，重点扶植自主创新的国内新技术。神华的直接法煤制油技术、中科院山西煤化所等开发的间接法技术均有明显进展，应组织力量推动国内技术的示范试验的进程，争取早日掌握煤制油的核心技术。
审时度势、权衡利弊、适度发展
随着高油价时代的到来，发达国家都很重视煤制油技术的研发，美国、欧洲、日本等国家和地区虽然已掌握了煤制油的核心技术，但缺少工业示范装置，没有达到工业应用阶段。据报道[4]，美国至今没有煤制油项目。由于投资太大，而且技术风险、市场风险也很大，企业目前还在观望。另外，妨碍煤制油发展的重要因素是环境污染问题，生产过程中产生大量的废水、废气、废渣，污染严重。
当前，我们要集中力量进行产业化技术开发，工业示范装置要力求做到先进、可靠，搞好技术储备，并全面深入研究发展煤制油的问题。要统观国内外情况，审时度势，权衡利弊，稳健决策。我国在替代能源的战略安排上，不能主要盯着自己仅有的那些不可再生的资源上，应把重点放在可再生的清洁能源上。
2、甲醇/二甲醚
国际市场甲醇供需格局发生变化，煤制甲醇价格能否与天然气制甲醇的进口价相抗衡值得关注 世界各国的甲醇生产主要以天然气为原料。2006年世界甲醇总产能为4695万吨/年。2007～2010年全球甲醇产能年增长率为4.5%～5.0%，到2010年产能将达到5800万～6000万吨/年。
进入本世纪以来，新建装置集中在中东、拉美和东亚等地天然气资源丰富的地区，谋求以成本优势占领市场。装置的规模也呈现出大型化(5000～12000吨/天)的趋势。世界甲醇生产格局的变化导致消费格局发生重大变化。美国、欧洲、日本等发达国家和地区甲醇消费已由自给逐步转变为依靠进口。中国也成为世界甲醇生产商的目标市场。
在全球经济一体化的今天，国际贸易竞争己进入中国市场。我国在发展甲醇产业时，应统筹考虑两个资源、两个市场。我国煤制甲醇能否与天然气制甲醇的进口价相抗衡值得关注，特别在东南沿海地区。同时亦要密切关注甲醇主产地在西部，而主市场在东部的地域不平衡带来的运输问题。
国内甲醇呈高速、无序发展的态势
我国甲醇生产以煤为主要原料，产业结构不尽合理，装置规模偏小，企业数目过多，原料路线和工艺技术五花八门。由于对醇醚燃料需求的高度期待，我国甲醇发展过热，几乎“遍地开花”。据报导[5]，2000～2007年我国甲醇产能年均增长率为24.8%，2007年我国共有甲醇生产企业177家，总规模已突破1600万吨/年。目前在建、拟建甲醇项目有34个，到2010年总产能将达到2600万吨～3060万吨/年。我国规划中的甲醇产能已超过同期世界其他各国的总产能。
2007年下半年甲醇出口激增。而煤基甲醇是资源消耗型产品，是低附加值产品，依靠大量出口来消化过剩的产能是不妥的。
要采取措施遏制甲醇产能过快增长，有些项目应缓建。与此同时，宜加速淘汰一批能耗高、污染重、规模小的落后企业。努力推行“关小建大”总量平衡的方针。甲醇装置规模效益非常明显，要力推甲醇装置的大型化。
随着标准的出台，二甲醚已进入高速发展期
《城镇燃气用二甲醚》行业标准已获批准，《城镇燃气用二甲醚混合气》国家标准也有望在2008年内颁布。随着标准的出台，二甲醚正迎来新一轮的建设热潮。目前国内二甲醚的有效产能已超过120万吨/年，2007年新开工的二甲醚项目有13项，总产能近700万吨/年。预计2008年二甲醚的消费量将达到220万吨左右；2010年总产能将达到1000万吨/年。
醇醚燃料发展过快，可能面临的风险
大面积推广甲醇汽油尚有待标准出台和时间的考验据悉，低比例甲醇燃料标准已送审，高比例甲醇燃料标准送审稿也将于2008年一季度完成。山西等省市多年试用甲醇汽油积累了经验，但大面积推广甲醇汽油过程中能否避开甲醇毒性、对环境的影响及对发动机的损害等问题，均有待实践的考验。
二甲醚生产面临成本偏高与低价进口甲醇冲击的市场风险以目前甲醇市场价格3000元/吨计，二甲醚的生产成本要超过5000元/吨。LPG与二甲醚的热值比为1:1.6，即1.6吨二甲醚相当于1吨LPG。目前LPG的到岸价在7000元/吨左右，不考虑贮运费用，二甲醚的生产成本只有低于4400元/吨才能被市场所接受。此外，二甲醚的主要生产基地在西北部，而消费市场在东南部。一旦中东甲醇冲击中国市场，东南沿海地区采用低价进口的甲醇生产二甲醚，则对西北地区的二甲醚生产构成威胁。

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福尔莫斯

我国最环保燃煤电站投产发电 或将实现二氧化碳近零排放

华能天津ＩＧＣＣ示范电站１２日在天津投产发电。这是我国首座拥有自主知识产权的ＩＧＣＣ示范电站，也是世界第六座ＩＧＣＣ电站。其污染物的排放量约为常规燃煤电站的１０％，被称作最环保的燃煤电站，未来将实现二氧化碳的近零排放。
　　我国能源资源以煤为主，目前火电发电量占总发电量的８２％左右。与用油气代替煤炭相比，寻求煤炭自身的洁净发电技术更具现实意义。
　　ＩＧＣＣ即整体煤气化联合循环发电系统。相比常规燃煤发电技术，ＩＧＣＣ最大的特点是能够对煤炭进行近乎完全的利用，使污染物的排放量约为常规燃煤电站的１０％，并以较低成本大幅削减二氧化碳排放，是国内外公认的最洁净高效的燃煤发电技术。　　　
　　华能集团公司联合国内多家大型国有企业和美国博地能源公司在天津建设国内首座２６５兆瓦ＩＧＣＣ电站。电站采用具有我国自主知识产权的多项技术工艺，相比同等规模的常规燃煤电站，供电效率高６至８个百分点。同时，将通过采取燃烧前捕集二氧化碳等方式，实现包括二氧化碳在内的燃煤污染物的近零排放，污染物排放水平接近天然气电站。
　　华能集团公司总经理曹培玺说，电站的投产标志着我国洁净煤发电技术取得了重大突破。未来，华能集团将对ＩＧＣＣ示范工程进行完善和放大，同时研发绿色煤电关键技术，尽早实现商业化运营。

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上海拟建洁净煤处理基地

长相乌黑，让人看见就想躲开的煤，却是我国目前最主要的能源。它虽然可以发电，可是却又给环境带来巨大的破坏。如何把煤洗成“绿色”，科研人员想了很多办法，最终整体煤气化联合循环（IGCC）走入人们的视线。日前，记者从上海IGCC发展战略研讨会上获悉，在市科委、市经委的推动下，本市企业和科研单位正在联手规划，将在上海建立一个大型煤基多联产IGCC基地，这将对改善上海能源供应质量带来积极的影响。
　　
　　IGCC发电技术是将煤气化、净化与燃气?蒸汽联合循环发电有机结合的一种洁净煤发电技术，从目前掌握的情况来看，IGCC发电技术在高效、清洁的方面优于常规燃煤发电技术。进入20世纪90年代，美国、西欧相继建成了数座20?30万千瓦的大型IGCC示范电站，并投入了商业化运行。近年来，我国机械制造水平进步很快，特别是电力设备的制造水平，已跻身于国际先进行列，基本具备发展IGCC电站项目的条件。“十一五”发展规划纲要也明确提出“启动整体煤气化?蒸汽联合循环电站工程”。
　　虽然在煤气化多联产技术上具有很强的产业和学科优势，但是燃煤电厂占90％以上的现实，还是使上海面临环境污染问题和未来二氧化碳减排的压力。IGCC发电技术是“绿色煤电”技术的基础。只有实现IGCC示范电站的成功，才能在此基础上进行“绿色煤电”工程后续各阶段的技术研发与集成示范。气化炉出来的煤气，除了用于供给燃气汽轮机发电外，还可以用于化工产品（例如合成胺、甲醇、二甲醚等）的生产。此外，气化炉排除的灰渣可作为良好的建筑材料用，被脱出的硫可以被回收（回收率接近99.8％），这些都便于整个系统综合利用效率的提高。
　　
　　著名能源专家翁史烈院士指出，我国煤矿丰富，石油、天然气缺少，因此更需要发展洁净煤技术；对上海来说，本市燃煤电厂占电厂总数90%以上，所以建立IGCC意义重大。上海华谊（集团）公司董事长金明达表示，该公司计划在位于漕泾的上海化学工业区建立一个大型煤基多联产基地，把IGCC和煤化工产业结合在一起，既能发电，又能合成一系列石油化工产品。

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山西省晋煤集团粉煤气化技术取得重大突破

中国化肥网 　 2008-10-9 9:47:14

晋城无烟煤矿业集团于近日正式宣布：我国第一套加压灰熔聚流化床粉煤气化制备合成氨原料气工业示范装置，9月5日在该集团金石公司顺利完成76小时投料试车，核心气化装置运行平稳，生成化工原料合成气并入合成氨生产系统。粉煤气化技术工业示范的成功，意味着高硫、高灰、高灰熔点劣质煤，通过气化生成合成气（一氧化碳、氢为主要成分）并生产出甲醇、氨等化工产品已成为可能。

粉煤气化技术是煤炭高效、洁净利用的核心技术。其中，加压灰熔聚流化床粉煤气化技术特别适合我国煤种类广的特点。自上世纪80年代开始研发该技术以来，我国低压气化技术已日趋成熟，并用于氮肥企业原料气改造和新建甲醇合成厂。2005年，在省发改委的大力支持下，山西煤化所与晋煤集团合资组建了山西省粉煤气化工程研究中心，发展加压灰熔聚流化床粉煤气化技术项目。今年6月25日，该项目顺利实现空分单元调试开车成功，产出合格氧、氮产品；7月21日，粉煤气化装置点火烘炉，标志着该项工程的施工安装基本结束；8月12日开始热态调试，9月5日投料试车成功。

据了解，随着该技术进入大型商业化示范阶段，众多中小化肥企业也将由此获得可靠的节能降耗改造技术支持。

有关专家分析，该技术所用煤种适应性广、能耗低、无废气排放，拥有自主知识产权，为晋城矿区储量丰富但无单独开采经济价值的劣质煤提供了大规模商业化开发利用的技术支撑，同时也为山西乃至全国劣质煤资源洁净化开发利用提供了一条经济、合理、可行的煤化工技术路线。

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中国需大力发展清洁煤技术

中国原煤炭部部长王森浩表示，发展清洁煤技术是中国煤炭工业清洁、高效，走可持续发展道路的必然选择。

王森浩在当天召开的第二届中外跨国公司CEO圆桌会议上说，目前中国煤炭资源远远大于石油和天然气资源量，2007年，中国生产原煤25多亿吨，占能源生产总量的四分之三。这决定了中国以煤为主的能源消费结构在未来相当长一段时间内难以改变。为缓解煤炭开采和加工利用对环境的压力，必须大力发展清洁煤技术。　

联合国开发计划署驻华代表马和励也表示，中国有全世界最多的煤矿的储量，我们愿同中国政府合作建立起伙伴关系，大力发展清洁煤。

清洁煤技术是减少污染和提高效率的煤炭加工，燃烧、转化和污染控制等新技术的总称，当前已成为世界各国解决环境问题的主导技术之一。

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发达国家洁净煤应用提速

煤炭目前约占全球能源消费量的1／4，是仅次于石油的第二大能源，也是成本最低的发电原料之一。但由于燃烧煤炭会造成严重的环境污染问题，煤炭的形象不佳，应用受到限制。为此，发达国家近年来加快了洁净煤技术的开发和应用步伐，使煤炭的应用前景变得亮丽起来。

洁净煤技术是新一代的煤炭处理方法，能大大降低废气和其他污染物的排放量，从而将大幅度提高煤炭的经济效益和煤炭在环保方面的可接受性。世界能源委员会的一份最新研究报告认为，对于主要煤炭消费国来说，今后几十年内，从煤炭中提取的合成气体、液体和氢将是重要的长期能源供应来源。该项研究的负责人比基预测，到2030年，全球约72％的发电将使用洁净煤技术。

美国是煤炭生产和消费大国，其一半以上的电力来自煤炭发电。因此，美国政府高度重视洁净煤技术的开发和应用。为此，布什政府制定了“美国洁净煤发电计划”，其目的是到2018年使燃煤发电厂排放的硫、氮和汞减少近70％。去年3月，美国能源部已选定8个项目作为该计划的支持对象。

目前，西方大能源公司最感兴趣的是煤炭气化技术。煤炭气化技术是将煤炭转化为清洁的燃气，再用于发电和其他用途。美国一位工程咨询专家认为，煤炭气化技术特别是“集成气化联合循环”技术今后肯定会在美国得到广泛应用。“集成气化联合循环”技术是把煤炭转化为燃气并经过去污设备过滤后再使用，从而提高燃气的能效并减少氮氧化物、二氧化硫和汞的排放量。目前，美国已有7个大规模的煤炭气化项目在运营之中。美国康菲石油公司和另一家公司最近宣布将投资12亿美元在明尼苏达州建造一座531兆瓦、使用“集成气化联合循环”技术的发电厂。

有专家认为，“集成气化联合循环”技术与其他洁净煤技术相比至少有4方面的优势：一是这是一项成熟的技术；二是这是最清洁、产生污染最少的煤炭处理技术；三是具有成本竞争力；四是这是最容易获得的控制煤炭污染排放的技术。与其他煤转电技术相比，“集成气化联合循环”技术还可以少用40％的水。

据国际能源机构提供的统计数据，截至2003年年底，全球已发现的煤炭储量达1万亿吨，其中亚太和北美地区分别占29.7％和26.2％。按照目前的消费预测，美国的煤炭储量可供其使用225年。由于洁净煤技术的发展以及全球可能进入油价长期维持高位的时代，煤炭的应用受到更多的重视。统计显示，过去12个月中，北美地区宣布的新建燃煤发电厂数目超过前12年的总和。

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我国清洁煤发展亮点频现

　　11月26日讯　“从现在到2015年，人类还剩下7年时间拯救地球。”英国气候学家比尔?麦克古尔说，气候问题已成为关系人类生存的核心问题，解决之道就是发展低碳经济。

　　这一轮还未消退的金融危机也告诉我们,世界上没有简单的经济崛起之路,按照高耗能高排放的老路发展下去是不可持续的。新经济体的崛起必须开创新的经济发展道路,发展资源节约型、环境友好型的低碳经济是中国经济崛起的必然之路。而从我国能源的资源禀赋和能源消费结构来看，清洁煤利用将成为中国发展低碳经济的重点。

　　国家能源局副局长刘琦11月16日表示，清洁煤将成为清洁能源领域被关注的重点之一。11月14日至15日，第三届中外跨国公司CEO圆桌会议在北京举行，在清洁煤发展论坛上，我国10大煤炭企业加入联合国清洁煤技术示范和推广项目，而陕西延长石油集团、山西晋煤集团、山西潞安集团等更是获得“联合国清洁煤技术示范和推广企业”称号。

　　煤盐综合转化的新型模式

　　“靖边化工园区综合利用项目是国内乃至世界上少有的油、气、煤、盐资源综合利用循环经济示范项目。”陕西延长石油公司董事长沈浩向记者介绍道。

　　据悉，靖边化工园区综合利用项目以榆林靖边地区的煤炭、油田气、渣油等为原料，建设180万吨/年甲醇、150万吨/年榨油催化热裂解，60万吨/年MTO(甲醇制烯烃)，60万吨/年PE(聚乙烯)、60万吨/年PP(聚丙烯)园区，创造性地把多种资源要素和生产要素进行深度的优化和配置，打破了传统的煤化工与温室气体排放之间的高度相关关系，建立起了集约化，并具有循环经济和节能减排突出特征的一体化产业集群，实现了资源的高度转换和清洁生产。

　　中科院过程研究所张懿院士表示，延长石油的地方资源的特色是油气煤盐四种资源同时具有，这样就给综合开发转化的新型的化工打下了一个基础。

　　沈浩介绍说，通过煤炭、榨油、干气、甲烷、氢气等化学元素的优化组合，工艺路线的优化设计，项目资源利用率比国际先进水平还高出8.86%。与国内先进水平相比，相当于每年节约了2.55亿立方米天然气或41.9万吨煤炭。

　　张懿指出，发展碳艺化学合成是煤化工发展中很重要的一部分，如果石油、煤炭，甚至包括煤层气之间能够进行组合，合理地调节碳氢比，这将成为一个非常好的发展一体化循环经济的模式，是一项很有前景的煤炭综合利用技术。

　　煤层气性价比优势日渐突出

　　“推进清洁煤技术，就要促进煤炭和煤层气产业的协调发展。”山西晋煤集团公司总经理杨茂林在会上表示，公司创建并实施了采煤采气一体化，瓦斯治理和煤层气开发的新模式。

　　晋煤集团是目前全国最大的煤层气开发利用基地，煤炭的产能5000万吨/年，煤层气12亿立方米/年。“晋煤的煤层气产业，已经走上了市场化发展的道路。”晋煤集团的相关负责人告诉记者。

　　杨茂林表示，公司按照井下低浓度瓦斯发电，地面高瓦斯煤层气市场利用的思路，构建市场网络，煤层气已广泛应用于民用、汽车燃料、发电等诸多领域。

　　“煤层气与汽油的性价比优势正在逐日突出，作为汽车燃料，1立方煤层气可代替1.13升汽油，每使用1立方煤层气至少可节约2.5-3.0元人民币。”他说。

　　据介绍，晋煤目前已形成了70亿立方米/日煤层气的压缩站，18.9千瓦的煤层气发电装机容量，10万余户的民用燃气，两千余辆的公交车，300余辆的煤层气重卡的煤层气利用规模，每天的煤层气利用量在200万立方米以上。同时，通过加快煤层气管网和液化建设项目，煤层气利用范围已辐射到山西、河南、江苏、浙江等多个地区。

　　2009年1?10月份，晋煤集团共利用煤层气5.4亿立方米，全年将达到8亿立方米，利用率达到80%，比2008年提高了152.37%。“这实现了变废为宝，化害为宝，保护环境。”杨茂林说。

　　中国工程院院士陈清如指出，煤层气利用是解决能源低效利用的一个重要方面。“中国是煤炭能源生产和消耗大国，煤层气不仅是威胁煤矿安全生产的头号杀手，更是污染作用比二氧化碳大20-60倍的温室气体。在国际能源局势趋紧，我国煤矿安全生产形势严峻的情况下，煤层气作为储量巨大的清洁能源，可以成为接替煤炭、石油和天然气等常规能源的新资源。”

　　煤制油园区的循环经济账

　　中国国际跨国公司研究会会长王茂林在会上指出，煤转化为洁净燃料技术包括了煤的气化以及液化技术、煤气化联合循环发电技术和燃煤磁流体发电技术。

　　“在潞安四个循环经济园区中，煤制油的经济循环园区就是其中之一。”山西潞安集团总经理助理王志杰表示，煤制油的工作将是潞安未来发展的主体之一。

　　据介绍，这个园区里面包括了一个800万吨煤矿、一个2×3.5煤矸石电厂、一个210万吨的焦化厂，一个IGCC(整体煤气化联合循环发电系统)发电厂和建材厂等7个生产单位。在园区中，传统煤矿中产生的阀缝气可以通过催化燃烧转化成热能，或者转到就近电厂作为燃料，既节约标煤又解决排放，在煤层气的地面抽采上也将抽采过程中产生的部分煤层气进行发电，减排二氧化碳近100万吨。

　　在煤制油工厂的管理上，他们安装了一个尿素装置，将生产过程中分离出来的一部分无用的氧气和氮气，与二氧化碳直接作成了化工产品。另外，化工过程中很多不好利用的低热值尾气也都上了IGCC发电厂。通过物流、能流、蒸汽平衡和废弃物利用等，资源几乎都能吃干榨净。

　　陈清如表示，潞安自主创新的煤液化和多联产经验很重要。如果煤炭企业能像石油企业一样重视它的炼制、精炼，建立煤化、煤电、煤建等多联产，煤炭能源的洁净化将很有希望。

　　前全国人大副委员长成思危在会上指出，短期内煤作为主要能源大概不会变化。清洁煤能源计划不可能一蹴而就，需要有计划、有步骤地进行。

　　他强调，我国目前阶段还做不到全面迅速推广清洁煤能源计划。国务院正在制定一个五年、十年长远发展规划，将支持高效利用清洁煤炭的政策，这个政策的出台将会大大加快清洁煤能源的发展。

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成本技术挡道 煤炭“低碳化利用”去向何方

　　11月26日讯　一纸GE能源集团与神华集团的合作协议，使“清洁煤”成为奥巴马访华带来的第一个实质性的能源合作项目。

　　在“低碳”成为全球能源行业前进方向的今天，以往所谓“最不清洁”的煤炭也必须放下身段，开始寻求清洁利用的途径。作为中国能源结构中占70%比重的种类，煤炭的清洁利用进程将直接关系碳减排成果。

　　分析人士指出，高碳能源的低碳化利用，其中几个前景较好的关键技术仍然面临技术不成熟、成本高昂、存在争议、国产化低等问题，目前可行性较高的项目如煤制天然气、二甲醚等项目则成为清洁利用的有效途径，但仍须警惕一哄而上。

　　昂贵的CCS

　　GE与神华集团11月17日签署协议，将开展战略合作以进一步提高气化和整体气化联合循环发电(IGCC)技术商业运用的经济性与性能表现，合作扩大煤气化技术在中国工业领域的应用并共同推动和促进带有碳捕捉与封存(CCS)技术的IGCC商业应用项目。

　　CCS和IGCC这两项清洁煤技术，正是碳减排的“重头戏”。

　　分析人士指出，化石能源的碳排放系数都很高，其中煤炭的排放系数最高，约为2.66吨二氧化碳/吨标准煤，而天然气为1.47吨。高碳能源低碳化利用，其核心概念就是降低二氧化碳的排放量，对于含碳值最高的煤炭行业而言，碳捕获与封存无疑直指核心。目前美国等发达国家和地区在探索的清洁煤技术主要就是CCS和IGCC发电联产技术。

　　CCS是一项在燃煤、燃气发电站以及其他碳排放密集产业内捕获和封存二氧化碳的技术。这项技术要求在产生大量二氧化碳排放的地方，将二氧化碳隔离、压缩，然后抽到地下干枯的油气井和合适的地质层中，利用岩层封闭起来。根据联合国政府间气候变化委员会(IPCC)的调查，该技术的应用能够将全球二氧化碳的排放量减少20%至40%。

　　尽管前景如此美好，但目前世界上还没有一家大型发电厂采用CCS技术，因为它的昂贵成本足以抵消煤炭发电的经济性，如果不能在燃烧之前将碳处理掉，那么再收集和封存的成本将直接使项目失去经济效益。另外，这项技术不但建设和运行成本昂贵，还会降低电厂的运行效率，而被封存的二氧化碳仍然存在泄漏的危险。

　　分析人士指出，CCS技术实施过程需耗费大量能量，使用CCS技术的发电厂将要耗去其电力产量的1/4甚至更多，同时建造碳捕获装置和输送管道还将产生额外的费用，并花费更多的能量。

　　CCS技术的花费究竟有多大、带来的碳减排究竟能产生多大的收益，国外仍在争论之中。而昂贵的CCS在中国进展缓慢，甚至还没有一个示范项目。

　　美国斯坦福大学能源与可持续发展研究中心助理研究员何钢指出，中国的地质条件复杂，目前探讨的存储方式中，通过CCS增加石油采收率和提高煤层气采收率能够带来经济效益，具备较大潜力。

　　目前神华集团正在研究利用CCS技术减少煤制油项目的二氧化碳排放，中国神华煤制油化工有限公司有关人士曾向中国证券报记者表示，作为国内开展的第一个碳捕获和封存项目，现在碳封存的各种方式都在考虑，包括进行地质封存，但他们还没有对示范项目投入和产出进行评估，只考虑示范性。

　　IGCC期待突破

　　如果说CCS技术在理论上仍存在争议，那么IGCC发电则已经成为公认的具有革命性的煤炭清洁利用发展方向。

　　超超临界燃煤技术主要追求的是消耗更少的煤炭，相比之下，IGCC发电则是将煤气化，在合成气进入燃气轮机之前就将碳脱除，因此在燃烧发电过程中几乎零排放。

　　申银万国分析师表示，相比其他清洁煤发电技术，IGCC的优点很多：发电效率高达45%，能实现98%以上的污染物脱除效率，耗水量小，燃烧前进行碳捕捉的成本低，能与其他先进的发电技术如燃料电池等结合等。

　　因此，IGCC被认为更具有革命性，也成为发达国家重点发展的低碳技术。目前全球共有近30座IGCC示范电厂在建或运行，总装机容量超过8000兆瓦，其中运行超过10年的IGCC电厂有4个。

　　申银万国分析师指出，国内天然气价格的高企，使IGCC相对于燃气发电也将具有优势。

　　然而，这种普遍看好的技术在国内却是“雷声大、雨点小”，至今只有4个示范项目。究其原因，主要还是成本问题。IGCC项目通常会进行碳捕获和封存。

　　接受中国证券报记者采访的多位煤炭行业人士均表示：“我们很看好IGCC的前景，但是目前它的成本太高了，这个问题不解决，难以推广开来。”

　　何钢指出，相对超临界燃煤电厂，增加CCS将使燃煤发电的成本提高40%-80%，也就是说，IGCC+CCS虽然能减少CCS的成本，却会使发电的总成本增加40%-60%。这无疑大大降低了IGCC的经济性。

　　“我国的煤炭资源与水资源呈现逆向分布，IGCC的水耗虽然只有常规火电机组的1/3，但在气化之后的废弃产品处理方面成本非常高，这直接导致IGCC的成本难以降下来，推广不下去。”中国煤炭科学院研究员陈家仁对中国证券报记者说。

　　IGCC示范项目中的核心设备主要包括气化炉、燃气轮机、空分装置、余热锅炉等，而核心技术和设备都主要依赖进口，例如壳牌的煤气化技术在国内引进较多。申银万国分析师指出，目前国内还没有单独应用在发电领域的煤气化应用技术，而这是IGCC的关键技术，未来政府将大力推进IGCC关键设备国产化以及发展具有碳捕捉设备的IGCC电站。

　　分析人士指出，要降低成本，必须加强相关技术和装备制造的国产化率。目前IGCC电站的关键设备都要从国外购买，成本高，建设周期长，见效益慢。中国石油和化学工业协会今年向政府建议限制盲目引进煤气化技术设备，加强国产化。在此压力下，壳牌开始试图提高国产化率，并与神华等公司合作研发煤气化技术。

　　中国工程院院士倪维斗曾公开表示，他不赞成搞单纯发电的IGCC项目，因其成本太高。他建议把发电和化工结合起来，实行多联产技术，在经济上比较合算，例如生产甲醇体系的一系列化工产品。

　　新型煤化工可行性较高

　　除了发电之外，煤炭的清洁利用还包括将煤炭转化为其他能源形式。与IGCC和CCS这样“华丽而昂贵”的低碳技术相比，一些技术比较成熟的新型煤化工项目则明显具有成本“亲和力”和可操作性。

　　西北化工院总工程师周晓奇指出，煤转化为其他能源产品的方式有煤制油、煤制甲醇/二甲醚、煤发电、煤制气/合成代用天然气等。不同的利用方式中，煤的热能有效利用率不同，其中效率最低的是煤制油，最高的是煤制天然气。

　　根据今年出台的石化产业振兴规划，国家将“重点抓好现有煤制油、煤制烯烃、煤制二甲醚、煤制甲烷气、煤制乙二醇等五类示范工程”。

　　在国家发改委叫停大部分“煤制油”项目，并提出“高风险行业”预警的情况下，神华108万吨直接液化项目和伊泰16万吨间接液化项目成为中国现在仅存的两个煤制油项目。煤制油因其高耗水、碳排放高、技术门槛高、资金投入大等问题，成为“温室里的花朵”，短期内难以获得突破和实现商业化。

　　相比之下，煤制天然气的发展高歌猛进。虽然发改委目前只批准了一个大唐国际克什克腾煤制天然气项目，但已经制定了规划的项目多达近10个，合计产能超过100亿立方米，总投资超过2000亿元。

　　虽然煤炭的清洁利用都要走煤气化这一步，但煤制天然气项目产出的甲烷气将直接进入天然气管网，成为国内天然气的补充，下游用户与天然气类似。

　　业内人士指出，对于煤制天然气、煤制二甲醚、煤制烯烃等项目，由于技术上比较成熟，在国家鼓励政策出台后立即“掀起高潮”，对于此类项目有关部门应该有合理规划，避免再出现大批产能集中投产、产能过剩的状况。“这种一哄而上的情况令人担忧，煤制甲醇项目如今严重过剩的局面不能再出现。”该人士说。

　　一位中海油煤制气项目的负责人告诉记者，他们的煤制气项目不但要实现大规模管道输送，还将利用余热发电，项目会具备商业可行性。“但是，仍然会产生大量的二氧化碳，怎么处理这个问题，我们很头疼。”他说。

　　而另一位业内人士则表示，无论如何，将一种原本可以直接燃烧利用的能源经过多次转化，变成另一种能源形式燃烧利用，价格昂贵不说，这其中一定还要再消耗大量的能源，是否合理实在不好下定论。

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煤化工核心技术获重大突破 实现部分替代石油

人民网北京12月3日电 一项具有完全自主知识产权、达到世界先进水平的煤化工关键技术取得了重大突破。中国工程院院士、清华大学教授金涌今天在人民大会堂举行的新闻发布会上表示，流化床甲醇制丙烯（FMTP）工业技术的开发成功，开拓了不以石油为原料的石油化工技术路径，实现了丙烯转化原料多样化和“对石油的部分替代”。这对突破我国资源瓶颈、推进国家能源结构调整具有十分重大的意义。

　　在煤的清洁高效利用中，煤制烯烃是公认和可行的发展方向，其中甲醇制烯烃是在世界范围内目前尚未实现工业化应用的关键技术，已经成为发展新型煤化工的瓶颈。此次流化床甲醇制丙烯工业试验的成功，实现了煤制烯烃技术的突破，对高效清洁利用煤炭资源，对传统煤化工产业的结构调整和产业升级以及我国能源的综合利用将发挥重要作用。

　　据了解，“流化床甲醇制丙烯工业技术”由中化集团、清华大学和安徽淮化集团联合攻关。在清华大学小试研究工作基础上，将小试成果放大到万吨级规模，通过工业试验装置的运行，工艺参数优化、催化剂寿命和工艺设备的可靠性考核，最终使该万吨级的工业试验装置技术和环境保护各项指标达到国内外先进水平，为下一步百万吨级工业化装置建设提供技术依据和培训平台。

　　专家表示，FMTP工业技术是适应我国煤化工产业状况的重要技术之一，它的开发成功对于高效清洁利用煤炭资源，缓解甲醇产能过剩局面，延伸煤化工产业链，促进煤化工产业的持续、健康发展都将起到重要作用。FMTP工业技术的开发成功不仅填补了煤制烯烃技术上的一大空白，而且打破了国外对煤化工重大关键技术的垄断局面，对我国从煤化工生产大国向煤化工技术强国转变将产生重大影响。

　　本次会议由“新一代煤（能源）化工产业技术创新战略联盟”主办，中国化学工程集团公司承办。全国人大常委会原副委员长顾秀莲，科技部党组书记、副部长李学勇，中国石油和化学工业协会会长李勇武等出席会议。

　　2007年，科技部、财政部、教育部、国务院国资委、全国总工会、国家发展银行等六部委启动了产业技术创新战略联盟试点工作，由重点行业中的骨干企业、重点院校和研究机构组建了4个技术创新试点联盟，由中国化学工程集团公司牵头组建的“新一代煤（能源）化工产业技术创新战略联盟”就是其中之一。