《一、前言》

一、前言

煤炭在世界能源生产和消费中的比例约占四分之一，仅次于石油。中国和美国是世界上第一、第 二大煤炭生产和消费大国。在煤炭使用过程中带来 的烟尘、CO2、SOx、NOx 以及重金属污染物排放造成了严重的环境问题。因此，中美两国都高度重视 洁净煤技术的开发和应用，以期获得清洁可靠稳定 的能源供应 [1]。

洁净煤技术是指在煤炭开发利用中能够提高效 率、减少污染的加工转化、燃烧和污染物控制等技 术的总称，其核心是提高效率和减少污染物排放。 洁净煤转化技术是煤炭清洁高效利用过程中的重要 技术，经过洁净转化，可将煤炭转化为多种化工原 料、液体燃料。

《二、煤气化技术》

二、煤气化技术

煤气化技术是指煤和气化剂 (如H2O、O2) 在气 化炉中反应生成煤气，经过净化处理后用作气体燃 料和化工原料的技术。煤气化技术是整体煤气化联 合循环发电系统 (IGCC)、煤基液体燃料和化学品合 成、多联产技术等过程工业的关键技术，是煤清洁 高效利用的核心技术。

现代大型煤化工的发展要求煤气化技术向大 规模高效的方向发展，并提高煤种适应性。提高温 度、增加压力、强化混合是实现大规模高效煤气化 过程的重要途径。目前工业化的气化技术有固定床、 流化床和气流床。固定床只能适用于活性较低、挥 发性较低的无烟煤块煤，所用煤种局限性太大，且 反应规模小，目前的单台炉加煤量小于 2 000 t.d–1， 同时在生产过程中还产生焦油和含酚废水，这些缺 点限制了固定床工艺的推广应用。气流床和流化床 拓展了对煤种的适应性，气流床气化温度和压力高，适用于高灰、高硫、高熔点煤种，不产生焦油和废 水，气化规模大，气流床单台炉加煤量达 3 200 t.d–1， 流化床单台炉加煤量达 4 000 t.d–1。同时气流床和 流化床在强化混合方面优势明显，并有进一步提高 温度和压力的潜力，是开发大规模清洁高效煤气化 技术的首选技术。

现阶段中美两国典型的气流床和流化床气化具 体技术指标见表 1。从表 1 可以看出，气流床按照 进料可分为水煤浆和干粉进料。其中美国壳牌石油 集团有限公司 (Shell) 的煤气化技术代表了美国的干 粉气流床气化技术，这个技术的特点是气化温度压 力高，单台炉加煤量达 3 200 t.d–1。与此对应的中 国的干粉气流床气化技术则生产规模相对较小，气 化温度也较低，在碳转化率、冷煤气效率和有效气 含量等方面与美国先进的干粉煤气化技术存在着较 为明显的差距。中国研制的多喷嘴对置水煤浆气化 技术，单台炉加煤量可达 3 000 t.d–1，已超过美国 通用汽车公司 (GE) 的水煤浆气化技术，同时在碳 转化率、冷煤气效率和有效气含量等指标与美国 通用汽车公司技术相当。

《表 1》

表 1 中美两国现阶段气流床和流化床气化技术对比

有数据表明低阶煤的储量占到中国、美国、澳 大利亚等国家储煤量的近 50 %。因此，针对低阶煤 开发相关的气化技术显得尤为重要。例如，美国开发 的输运床气化 (TRIG) 技术，气化规模可达 4 000 t. d–1， 碳转化率超过 98 %。中国开发的灰熔聚气化技术与 输运床气化技术相比，在规模和气化效率上存在不 小的差距。

高碳能源低碳利用是世界的大势所趋，在气化过程中耦合 CO2 捕集将是一项有前途的煤转化 技术。燃前捕集、燃后捕集和富氧燃烧技术等常规 CO2 减排技术存在建设成本高、系统效率损耗较高 等问题。化学链气化技术，以载氧体中的晶格氧替 代纯氧为氧源，气化过程在两个反应器中单独进行， 在气化反应器内得到以 H2 和 CO 为主要组分的合 成气，在再生反应器中载氧体恢复晶格氧，通过载 氧体在两个反应器中循环，实现化学链气化过程。 化学链气化技术产生的 CO2 浓度高，可直接用于封 存，与第一代 CO2 减排技术 (化学吸收法、富氧燃 烧、整体煤气化联合循环发电系统) 相比，可在实 现 CO2 低排放的同时获得较高的系统效率。化学链 燃烧在 CO2 富集与捕捉方面优势明显，受到了很多 发达国家的重视，国内外研究者也开展大量研究工 作。我国对化学链燃烧技术的研究与国外研究机构 基本同步。化学链气化技术面临着保持载氧体活性 和提高强度的挑战 [1,2]。煤化学链热解气化燃烧集 成利用系统 (浙江大学，中国) ，煤制氢零排放系统 (中国科学院工程热物理研究所) [3]，煤化学链气化 系统 (ZECA，美国) [4]，燃料灵活的先进气化燃烧 系统 (GEEER，美国) [5]，钙基化学链气化系统、铁 基化学链合成气系统、铁基煤直接化学链气化系统 (俄亥俄州立大学，美国) [6] 等尚处于实验室或者中 试规模，化学链气化技术有待工业规模的示范运行 装置检验。

《三、煤液化技术》

三、煤液化技术

煤液化技术指将煤加工转化成替代石油及其制 品的先进煤化工技术。煤液化技术对降低石油对外依存度，保障中国和美国两国能源安全具有极其重 要的意义。现阶段煤液化技术按照生产工艺可划分 为煤直接液化和煤间接液化。早在 1923 年德国就 以煤为原料通过费托 (F-T) 合成法制取液体燃料， 南非则于 1955 年在萨索尔堡兴建了全球第一座煤 间接液化制油 (CTL) 工厂。1973 年的世界石油危机， 促使了第二代煤直接液化工艺的开发研究 (见表 2)， 如美国的氢 – 煤法 (H-Coal)、溶剂精炼煤法 (SRC-I、 SRC-Ⅱ)、供氢溶剂法 (EDS) 等，这些工艺目前均 已完成大型中试，技术上也完全具备建厂条件，但 存在煤液化制油建设投资大、生产成本高，影响了 其工业化推广。因此，为降低生产成本，美国随后 开发了双孔径分布的催化剂提高馏分油收率，为降 低氢气消耗，工艺改进为双反应器串联。而且在 20 世纪 80 年代和 90 年代，基于煤分解和液化产品提 质的最佳工艺条件不同，开发了两级催化液化技术， 如两级催化液化法 (CTSL、HTI)。表 2 中可以看出 两级催化液化法与氢 – 煤法相比，馏分油收率提高 了 50 % 以上，同时氢利用率提高 30 %，液体产品 的生产成本低 20 %。我国在 2004 年以神华集团有 限责任公司为牵头单位开始研发悬浮床两级催化液 化技术，并在 2008 年 12 月建成投产，成为第二次 世界大战后世界上唯一商业化运行的煤直接液化工 厂，其具体工艺流程见图 1。

《表 2》

表 2 中美两国煤直接液化技术对比

《图 1》

图 1 煤直接液化工艺流程图

神华集团有限责任公司的煤直接液化技术特点 是采用可弃活性铁催化剂用于煤分解，溶剂加氢后 循环，采用壳牌石油集团有限公司气化制氢。在实 际生产中，2014 年该煤直接液化项目综合能量效率 为 58 %，吨油煤耗为 3.23 tce (tce 为吨标准煤)，吨 油水耗为 5.82 t。为扩大煤种使用范围，提高煤炭利用效率，神华集团有限责任公司相继推出了煤直 接液化和间接液化联产的工艺，煤间接液化生产的 柴油属超低硫、无氮化物、高十六烷值 (>70) 的洁 净柴油，与直接煤液化装置生产的柴油 (十六烷值， 42) 调和，提高直接液化的油品质量，这样可以有 效地实现油品生产优势互补，并配套建设了 18 万 吨级的煤间接液化示范的项目。其中神华集团有限 责任公司的煤间接液化项目采用自主研发的铁基催 化低温浆态床技术 (见表 3)。

《表 3 》

表 3 煤间接液化技术对比

煤间接液化技术在我国已商业化。2015 年，兖 矿集团采用低温浆态床费托合成技术在榆林建成投 产百万吨煤间接制油示范项目，产出的优质油品各 项参数达到欧洲汽车尾气排放第五代标准。项目综 合能源利用效率为 45.9 %，吨油品煤耗为 3.441 吨 标准煤，吨油品水耗 9.29 t。同时神华集团有限责 任公司 18 万吨级低温浆态床费托合成技术及中国 科学院山西煤炭化学研究所 16 万吨级的两段法费 托合成技术煤制油工业示范装置正在建设中。

与中国煤液化技术发展如火如荼相比，美国目 前却没有商业化的煤液化技术。可能是在 20 世纪 80 年代，国际油价下跌和煤液化技术成本较高导致了美国煤液化技术研发工作的中断。但在 2005 年， 由于飓风对美国原油炼制装置的严重破坏造成了能 源供应中断，美国才重启煤液化技术的研发。据美 国能源部规划预测到 2040 年，煤液化油将满足美国 27 % 的燃油需求 [7]。美国煤液化项目都采用煤间接 液化技术，目前大多处在前期可行性研究和设计阶 段 [8]。如美国 Rentech 公司 2007 年才将费托技术首 次应用到科罗拉多 (Colorado) 州 10 BPD (BPD = 桶/ 天) 煤制油中试项目上 [9]。美国 Syntroleum 公司开发 的钴系浆态床费托合成技术的煤液化小型装置示范 成功 [10]。

煤液化的主要合成反应器有固定床反应器、流 化床反应器和浆态床反应器。三种反应器的特点分 别是：固定床反应器催化剂与产品分离简单，但传 热性能差，床层压降大，且反应器的设计和制造非 常复杂。浆态床反应器单套装置处理量大，适合大 规模生产，但浆态床的传质、传热行为非常复杂， 反应器的放大研究和设计比较复杂，产物与催化剂 的分离也是浆态床工业研究的难点问题。流化床反 应器必须在较高的温度下操作，操作和控制较为复 杂。基于三种反应器的优缺点，美国 Velocys 公司开发的由 900 多个微通道组成费托合成反应器集成 了固定床和浆态床的优势，结构紧凑，可以有效地 控制温度，使整个反应器保持很好的等温性能，且 不存在催化剂和蜡分离的难题；同时微通道内装填 具有高活性的 Co 基催化剂，使得反应具有很高的 单程转化率，生产速率是常规系统的 4~8 倍。目前 该反应器已完成每天 6 桶油的示范 [11]。

煤液化油品的全生命周期 CO2 排放量约是传 统的石油炼制油品的两倍，导致煤液化油品在碳排 放约束时期竞争力不足。煤液化过程消耗的大量能 量是 CO2 的主要来源。煤液化过程理论能量利用效 率：煤直接液化为 70 %，费托煤间接液化为 60 %， 这远低于石油炼制生产油品的能量利用效率 (约为 90 %)。实际工业煤液化过程的能量利用效率约为 理论能量利用效率的 80 %。煤本身的 C/H 元素比 石油高，生产特定的 C/H 的烃类燃料 (CTL) 工艺 会释放更多的 CO2。中美两国面临着严峻的 CO2 减 排压力，提高煤液化过程能量利用效率，补充富氢 的原料 / 能量，开发先进的 CO2 利用存储（CCUS） 技术，降低全生命周期 CO2 排放，提高煤液化油品 在碳排放约束时期的竞争力将会是未来两国煤液化技术的研发方向。

《四、煤制烯烃》

四、煤制烯烃

烯烃传统上来自石脑油裂解。煤制烯烃技术是 以煤炭气化生产的合成气为原料，进一步生产烯烃 的工艺技术。合成气制烯烃技术一般可以分为间接 合成路线和直接合成路线，见图 2。

《图 2》

图 2 合成气制烯烃工艺路线图

间接合成路线中，以甲醇为中间产物的烯烃 / 丙烯（MTO/MTP）技术与传统的石脑油裂解相比， 成本优势明显。中美两国都开发各自的甲醇制烯烃 技术，具体技术的对照见表 4 如美国环球油品公司 (UOP) 的烯烃工艺，中国科学院大连化学物理研究 所的甲醇制烯烃（DMTO）工艺，中国清华大学的 流化床甲醇制丙烯（FMTP）工艺，都已经得到工 业化验证。中国科学院大连化学物理研究所的甲醇 制烯烃工艺与美国环球油品公司的烯烃技术在甲醇 转化率、烯烃甲醇单耗等指标上相当，但在烯烃选 择性、碳产率，单位催化剂的处理量上稍低于美国 环球油品公司的技术。

《表 4》

表 4 甲醇制烯烃技术对比

中国石油化工股份有限公司开发了以二甲醚为中间产物合成气制烯烃工艺 (SDTO)，该工艺由两 段反应构成，第一步反应是合成气在金属 – 沸石双 功能催化剂上高选择转化为二甲醚，第二步反应是 二甲醚在 SAPO-34 分子筛催化剂上高选择转化为 乙烯、丙烯等低碳烯烃，二甲醚转化率为 100 %， C2-C4 烯烃选择性为 90 w% (C2H4， ～ 60 w%， C3H6，～ 20 w%)[12]。从热力学上来讲，合成气制 二甲醚比制甲醇具有更高的效率。中原石油化工有 限责任公司采用合成气制烯烃技术的 6×105 t·a–1 的 烯烃示范装置于 2011 年试车成功。

以低碳醇为中间产物生产烯烃的工艺路线，由 于合成气直接生产低碳醇尚未工业化，所以该路线 暂时均处于技术研发的阶段。美国陶氏化学公司 （DOW）采用硫化钼（MoS2）催化剂，在200～300 ℃、 3.4 ～ 20.6 MPa 下，可将合成气直接转化为混合 醇。山西煤炭化学研究所 2010 年开发了 Cu-Fe 基催化剂催化合成低碳混合醇的技术，在 200 ～ 260 ℃、4 ～ 6 MPa，时空产率大于 230 g·(kg·h)–1， 低碳混合醇选择性低于 50 %。中国科学院大连化 学物理研究所开发了以铑（Rh）催化剂合成乙醇技 术，主要生成 C2 含氧化合物，该技术 Rh 负载量低 (0.5 % ～ 1.0 %)，催化性能高，C2 含氧化合物选择 性达 80 %，时空产率达 400 ～ 450 g·(kg·h)–1，年产 1×104 t·a –1 乙醇工业示范项目正在建设中。低收率 和选择性限制了合成气直接合成低碳醇技术的工业 化。提高 CO 转化率和低碳醇选择性，以及开发廉 价高效的催化剂仍是该技术路线未来实现工业化的 突破点。

合成气经费托工艺生产的液体产品通过传统的 石化裂解技术，可以生产低碳烯烃。在间接合成路 线中，甲醇和二甲醚合成路线最为成熟。合成气间 接合成低碳烯烃路线长，会带来额外的设备和能量的消耗。合成气直接通过费托合成制烯烃 (FTO) 技 术生产低碳烯烃，面临着催化剂的机械性能或稳定 性差的问题，低碳烃选择性低，甲烷选择性高等挑 战，至今尚未工业化。

《五、煤制乙二醇》

五、煤制乙二醇

乙二醇生产目前主要采用以石油为初始原料的 生产路线，它的工艺是以石油生产出来的乙烯为原 料，经环氧乙烷生产乙二醇。煤制乙二醇可以替代 部分石油，同时满足国内对乙二醇的需求。煤制乙 二醇采用合成气制乙二醇技术。合成气制乙二醇技 术可主要分为直接合成法和间接合成法。其中直接 合成法通过合成气直接合成乙二醇。由于此反应在 标准状态下属于吉布斯 (Gibbs) 自由能增加的反应， 在热力学上不利于反应的发生，需要在高温高压催 化剂等苛刻反应条件下进行。20 世纪 50 年代，美 国杜邦公司（DuPont）采用羰基钴为催化剂，在 340 MPa 下合成乙二醇，乙二醇收率低。20 世纪 80 年代美国联合碳化物 (UCC) 公司采用铑催化剂， 在 230 ℃、50 MPa 条件下，合成气整体转化率和 乙二醇选择性仍然较低 (见表 5)。

《表 5》

表 5 合成气制乙二醇主要方法

间接合成法主要有三种路线：合成气 – 甲醇 – 甲 醛路线，合成气 – 甲醇 – 乙烯 – 环氧乙烷水合路线 和一氧化碳（CO）氧化偶联草酸酯合成乙二醇路线。

甲醇甲醛路线主要包括有甲醇脱氢二聚法、二 甲醚氧化偶联法、羟基乙酸法、甲醛缩合法、甲醛 氢甲酰化法、甲醛和甲酸甲酯偶联等方法。甲醛和 甲酸甲酯偶联法无需贵金属催化剂、原料便宜易得、 产品品种多等有明显的技术经济优势，但乙二醇收 率较低，尚处于实验室研发阶段。

合成气 – 甲醇 – 乙烯 – 环氧乙烷水合路线将煤制烯烃，乙烯氧化制环氧乙烷，环氧乙烷水合法制 乙二醇相结合，采用成熟技术，工艺流程较长，同 时副产物为丙烯。采用该技术路线，中国宁波富德 能源建有年产 5×105 t 乙二醇装置于 2013 年投产 运行。

CO 氧化偶联草酸酯合成乙二醇的路线主要分 两步进行：CO 在钯（Pd）催化剂下与亚硝酸酯氧 化偶联制取草酸酯；草酸酯在铜基催化剂下加氢合 成乙二醇。第一步反应已经成熟，采用 Pd 催化剂 具有很好的活性和寿命；但第二步草酸酯催化加氢 反应较为复杂，普遍认为草酸酯首先加氢生成乙醇 酸酯，乙醇酸酯再加氢生成乙二醇，如果过度加氢 则会生成副产物乙醇。催化剂选择和反应条件控制 非常重要。气相法草酸酯加氢工艺研究比较成熟。 20 世纪 80 年代中期美国联合碳化物公司对草酸酯 气相法催化加氢生成乙二醇的催化剂和工艺进行了 大量研究。在 180 ～ 240 ℃、30 MPa、氢酯摩尔比 为 67、Cu/SiO2 催化作用下，草酸二甲酯几乎完全 转化，乙二醇选择率达 97 %。美国阿尔科（ARCO） 公司开发了 Cu-Cr 系加氢催化剂，乙二醇收率为 95 %。福建物质结构研究所、天津大学、华东理工 大学等国内多家单位研发的煤制乙二醇技术均采用 气相法加氢工艺。CO 氧化偶联草酸酯合成乙二醇 的路线反应条件温和，工艺要求不高，易于实现大 规模工业化生产。美国草酸酯合成乙二醇技术尚未 见工业化报道。中国乙二醇产能不足，严重依赖进 口，刺激了中国煤制乙二醇技术的发展。中国科学 院福建物质结构研究所研发的草酸酯合成乙二醇技 术在内蒙古通辽全球首套 2×105 t·a–1 工业示范装 置已稳定运行，后续开发的二代煤制乙二醇技术采 用高效低成本催化剂和全新的工艺流程，2015 年已 启动千吨级中试装置的建设 [13]。

美国 Liquid Light 公司开发出通过催化电化学 的方法以 CO2 为原料生产乙二醇的技术。该技术采 用覆有催化剂的电极使二氧化碳反应生成草酸碳， 分离出催化剂后，将草酸碳转化得到乙二醇。乙二 醇的生产成本预计可降至 125 美元，远远低于传统 以石油和天然气生产乙二醇的成本 600 美元 [14]。该 技术已经完成实验室验证，正在进行中试规模的验 证。CO2 催化电化生产乙二醇技术如果可以实现工 业化，将会是乙二醇生产技术的一次革新，也将为 近零排放煤炭利用系统提供新的 CO2 减排方法。

《六、结语》

六、结语

实施洁净煤技术是中国和美国的战略选择。中 国的洁净煤转化技术取得了突破性进展，拥有可工 业化的煤气化、煤直接液化、煤间接液化、煤制烯烃、 煤制乙二醇技术，并取得了可靠的工程经验，为未 来实现煤基多联产技术奠定了良好的产业基础。中 国煤液化技术的产业化领先于美国。美国在干粉气 流床气化及适合劣质煤的煤气化技术上优势明显， 开发了微通道费托合成反应器、CO2 催化电化制乙 二醇等先进的核心技术。因此，中国和美国在洁净 煤技术方面各有所长，可加强合作，实现优势互补。