煤制油现状及对中石油总部 的建议(中国石油大学煤制油和煤化工研究中心 北京)

2006年7月3日

一、煤制油生产技术现状 1、煤直接液化制油 (1)、德国煤液化精制联合工艺——IGOR工艺 (2)、日本NEDO工艺 (3)、美国HTI工艺 (4)、煤—渣油共炼工艺 (5)、神华煤制油生产工艺 2、煤间接液化制油 (1)、南非的SASOL系列F-T合成技术 (2)、荷兰Shell公司的SMDS技术 (3)、Mobil公司的MTG合成技术 3、煤气化制合成气及制氢 (1)、Texaco水煤浆气化工艺 (2)、Shell粉煤制气工艺 (3)、Texaco 和 Shell工艺对比 二、经济可行性分析 三、能源效率及环保 四、存在的主要问题 五、建议

一、煤制油生产技术现状 煤制油分煤直接液化制油和煤转化成煤气

然后经F—T合成制油。目前，我国神华煤 制油有限公司正从事这两大系列技术的产 业化开发。

1、 煤直接液化制油

煤炭直接液化是煤炭在高温、高压和催化剂作用下的加氢 过程。所需煤种有限制，要求煤符合以下标准。 · 活性组分﹥80% · 挥发分﹥38% · 芳香度﹤0.7 · 碳含量82~85% · 灰分﹤10% 符合上述标准的煤主要分布在内蒙古、云南和黑龙江等省 份。 典型的煤直接液化的工艺有：德国的二段液化(IGOR) 工艺，美国的HTI工艺，日本的NEDO工艺，煤油共炼工 艺及神华工艺。但上述工艺至目前没有一项实现大规模生 产。神华工艺预计2007年实现工业化生产。

(1)、 德国煤液化精制联合工艺— IGOR工艺近年来，德国一直在探讨改进现有改进技术，设法降低合 成原油的沸点范围，生产饱和的煤液化油等。其中DMT公 司开发出将煤液化油的加氢精制、饱和等过程与煤液化过 程结合成一体的新工艺技术，即煤液化粗油精制联合工艺 (IGOR)。 IGOR工艺技术的研究和开发试验是在0.2t/d PDU和 200t/d中试装置上进行的，反应压力为30MPa,原料煤为 鲁尔地区高挥发分烟煤。煤转化过程用赤泥作催化剂，固 定床加氢精制反应器中，使用商业催化剂Ni—Mo— AL2O3。工艺流程见图1,不同煤加氢液化工艺合成油对 比见表1和表2。DT工艺为德国新工艺，是开发IGOR工艺 的基础。EDS为供氢溶剂法工艺。

氢

循环氢

2

3

4

3

5

1

催化剂6

精制

煤

循环溶剂油 残渣 去气化 图 1 IGOR工艺流程 1-反应器 2-高温分离器 3-加氢精制反应器 4-中间分离器 5-低温分离器 6-减压闪蒸器

表1 IGOR和DT工艺的原料和产品特性工艺 DT IGOR 工艺 DT IGOR 工艺 DT IGOR

原料煤灰分%(d) 挥发分% (daf) 碳含量% (daf) 氢含量% (daf) 氧含量% (daf) 氮含量% (daf) 硫含量% (daf) PDU运转条 件 单位供煤速 率(daf) kg·

L-1· h-1 煤浆中煤油 比值kg· kg-1 0.5 0.6 5.1 36.5

总反应压力 M Pa反应温度 ℃ 煤转化催化 剂(可弃性) 加氢精制催 化剂(固定 率) 氢耗量(daf 煤)% 产品产率 C4以上净产 品油 % (daf煤) 闪蒸残渣(d 基) % (daf煤) C1-C4气体 烃 %(daf 煤) 反应水和惰 性气体 % (daf煤) C5以上油化 验结果 密度 20℃, kg· m-3

30475 赤泥

30470 赤泥

蒸馏分析初馏点 ℃ ℃ 96 144 80 115

10%

84.8

….

Ni-Mo

30%

℃

196

175

5.6 7.2 1.5

6.7

9.0

50% 70%

℃ ℃ ℃

222 250 290

220 251 289

55

60.5

90%

1.0

24

21

终馏点 ℃

330

331

20

17

元素分析

7.5

10

氢 %

10.0

13.7

1:1.4

1:1

氮 mg/kg

9000

<5

930

833

氧 mg/kg

27000

<2

由IGOR工艺生产的精制合成原油与传统煤

加氢液化生产的合成原油性质根本不同， 它是无色透明的水状油，没有煤制油的臭 味，贮藏中稳定，不生成沉淀，也不改变 颜色，且消除了对人体有害的毒性物质。

表2

不同煤加氢液化工艺合成原油的 产率和性质EDS 77 H-Coal 78 CTSL 印第安5号煤 78 DT 85 IGOR 依里诺斯6号煤 德国烟煤

工艺 原料煤 碳含量%(daf)

C4+油产率%(daf煤)油品检验 终馏点C 氢含量% 氧含量mg/kg 氮含量mg/kg 硫含量mg/kg

39520 11.2 15000 3000 800

50520 10.7 15000 3000 800

56450 10.7 7000 4000 800

55330 10.0 27000 9000 800

60331 13.7 <5 <2 <1

在 PDU 装置上，采用 IGOR 工艺标准条件

(470℃,30MPa,赤泥),试验了液化活 性不同的煤，最高的灰含量为 11% 。制得 的精制合成原油杂原子总含量低于 5mg/kg , C4 以上的烃类产物的产率高达 66% ( daf 煤)。其中德国烟煤煤加氢液化的物料平 衡列于表3。

表3输入 % 煤(daf) 100 灰(d) 4.6 水分 4.2 催化剂 1.2 Na2S 0.4 H2 10.6

IGOR 工艺的物料平衡产出 % 产品油 54.8 C5+气体烃 5.5 C1~C4气体烃 16.9 COx 0.0 H2S 0.9 NH3 0.8 生成水 6.5 煤中水 4.6 内蒸残渣 21.0

总量 121 .0

总量 121 .0

IGOR工艺连续运转330天，两个固定床反

应器内的催化剂都没有明显地失去活性。

(2)、 日本NEDO工艺

NEDO工艺是日本开发的煤液化工艺，该工艺特 点是：反应压力较低(17MPa ~19MPa),反应温 度为455℃~465℃;反应器为鼓泡床反应器；催 化剂采用合成硫化铁或天然硫铁矿；配煤浆用的 循环溶剂单独加氢，可提高溶剂的供氢能力；固 液分离采用减压蒸馏的方法；液化油含有较多的 杂原子，还需加氢提质。中国与日本进行了煤液 化合作，在日本1t/d PSU实验装置上进行了中国 依兰煤、硫铁矿催化剂的直接液化条件实验，油 收率达到52%~57%,取得了液化厂工艺设计所需 的参数。

图2为日本NEDO委托日本石油会社主持建

设的精制煤液化粗油的PDU工艺示意图。 反应器设

计压力为200kg/cm2,温度为415℃, 设备生产能力为40桶/d(约6.4kL/d煤液化 中试厂平行的工艺开发装置。

中试厂 液化粗油

一 次 加 氢

蒸 馏

二 次 加 氢煤油 二 次 加 氢

改 性

汽 油 柴 油

图2 NEDO工艺提质加工流程示意图

由此可见，像日本这样开发建设2套完全独

立平行的煤液化/液化粗油精制装置的场合， 必然会带来一系列产品的贮存、运输等附 加设备和物料升温降温等额外的能耗。

(3)、 美国HTI工艺 该工艺是在H-Coal工艺和CTSL工艺基础上

发展起来的。其主要特点是：反应条件比 较缓和，采用特殊的悬浮床反应器，催化 剂是采用HTI专利技术制备的铁系胶状高活 性催化剂，用量少，在高温分离器后面串 联了一个对液化油进行加氢精制的固定床 反应器，固液分离采用临界溶剂萃取的方 法，可以从液化残渣中最大限度地回收重 质油。与H-Coal相比，大大提高了液化油 收率。

(4)、 煤-渣油共炼工艺

煤油共炼法是煤直接加氢液化与炼油厂渣油加氢裂化相结 合的工艺，是渣油深加工和煤炭直接液化先进工艺技术的 延伸和发展。该工艺的实质是用石油渣油作为煤直接液化 的溶剂，在反应器内，不但煤液化成油，而且石油渣油也 裂化成低沸点馏分，煤油共炼的油收率比煤和渣油单独加 氢获得的油收率高，氢利用效率也高，减少了成本，生产 的轻质组分明显增多，油品品质改善。由于煤油共炼不用 循环溶剂，可大大增加单位反应器容积的产品油产量，因 此，煤油共炼在经济上要比直接液化更具有竞争力。煤油 共炼技术受到很大的重视，尤其是美国和加拿大进行了相 当多的研究，开发了一些新工艺，如加拿大的CANMET共 处理工艺和美国的HRI两段催化共处理工艺，美国已建有 每天处理数吨煤的中试装置。我国虽然石油资源供不应求， 但每年有5000万吨以上渣油急待深加工。

(5)、 神华煤制油生产工艺神华煤直接液化项目总建设规模为年产油品500 万吨，分两期建设，其中一期工程建设规模为年 产油品320万吨，由三条生产线组成，2007年建 成第一条生产线，产量为年100万吨，2015年规 模达到每年600万吨。2020年生产能力达到年 1300万吨。 神华集团煤炭直接液化技术是在HTI的基础上吸取 其他新工艺的优点，经优化组合而成的一种适合 神华煤的直接液化工艺，是世界上第一套工业化 生产装置。工艺流程见图3主要特点如下：

①设备超大型化：第一条生产线原料煤处理能力达6000t/d,相应 的煤处理、煤浆制备、液化反应器、煤浆加料泵、煤浆循环泵均为 超大型设备；煤制氢能力达24万Nm3/h ,相当于3套年产30万t合成

氨的合成气制备装置。采用shell煤造气技术。 ②先进的煤液化工艺，温和的反应操作条件：反应器操作压力约 18MPa,操作温度约445---455℃;在已有的液化工艺中，操作压 力和温度较低；相应的材料选择、设备制造等要简单和节省些。 ③新型高效的煤液化催化剂：催化剂的加入量少于传统催化剂添加 量的1/3,催化剂的活性高，生产成本低，煤的液化转化率较高， 液化残渣量少，煤液化油产率高，优化了产品结构。 ④ 采用先进成熟的单元工艺技术的优化组合，降低了项目风险，提 高了运行可靠性和经济性。

催化剂

循环溶剂 气体

煤

备煤

制煤

液 化

分 离

改 质

分 馏

汽油

柴油 航煤

N2 空 气

渣

空分 O2

气 化

净 化

H2

图3 神华煤直接液化工艺流程简图