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中国煤化工产业科技发展综述
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　　一、煤化工产业科技发展现状
　　(一)煤化工概述
　　煤化工是以煤为原料，经过化学加工使煤转化为气体，液体，固体燃料以及化学品的过程。从煤的加工过程分，主要包括：干馏(含炼焦和低温干馏)，气化，液化和合成化学品等。煤化工利用生产技术中，炼焦是应用最早的工艺，并且至今仍然是化学工业的重要组成部分。煤的气化在煤化工中占有重要地位，用于生产各种气体燃料，是洁净的能源，有利于提高人民生活水平和环境保护；煤气化生产的合成气是合成液体燃料等多种产品的原料。煤直接液化，即煤高压加氢液化，可以生产人造石油和化学产品。在石油短缺时，煤的液化产品将替代目前的天然石油。
　　(二)新型煤化工技术
　　1. 三种新型煤化工技术路线
　　技术之一：煤化工产业发展最重要的单元技术――煤气化技术。以鲁奇、德士古、壳牌等炉型最为常用，我国先后引进了上述炉型用于生产合成气和化工产品。采用多组分催化剂，可从合成气制含60%异丁醇和40%甲醇的混合物，异丁醇脱水成异丁烯，从而可完成由合成气直接制取甲基叔丁基醚，这是一条很值得重视的由天然气和煤为原料制取高辛烷值添加剂的技术路线。
　　技术之二：以煤为原料生产甲醇及多种化工产品。目前国外甲醇生产主要以天然气为主，从资源背景看，我国煤炭储量远大于石油、天然气储量，因此在很长一段时间内煤炭是我国甲醇生产最重要的原料。目前正在山西交城建设的60万吨/年焦炉气制甲醇示范工程和以高硫煤为原料生产甲醇的创新工艺都将使煤制甲醇在全国得到更广泛的推广。甲醇作为一种重要的化工原料，通过羰基化可进一步制取醋酸、醋酸酐、甲酸甲酯、甲酸、草酸等重要的化工产品。西南化工研究院现已开发成功甲醇羰基化制取醋酸、醋酸酐工艺软件包，在现有20万吨/年低压羰基化醋酸装置的基础上，正在扩展系列产品，进一步实现产业化；甲醇与亚硝酸在Pd催化剂作用下可反应制取草酸，这是合成草酸的一条新途径；德国Hu1s公司以甲醇和CO在叔二胺与乙烷作用下进行加压羰基化反应制得甲酸甲酯(HCOOCH3)，转化率为80.7%，选择性达99.4%。
　　技术之三：以煤为原料合成烃类。甲醇裂解制烯烃的研究工作已进行了多年，中科院大连化物所在此方面的研究居世界领先地位，甲醇转化率达到100%，对烯烃的选择性高达85%～90%；目前合成气制烯烃已成为费托合成化学中新的研究方向之一，一些研究结果已显示出诱人的工业化前景，但由于还有一些在转化过程中的核心问题有待解决，因此该项研究距离实际工业化尚有一定距离；近期，国内外对将甲烷摆脱造气工序直接氧化脱氢生成乙烯也颇为重视，中科院兰州物化所通过3年多的努力，取得了甲烷转化率25%～35%，对C2的选择性为70%～80%的可喜进展，目前该项研究已被列为科技部科技攻关重点项目。
　　2. 煤炭气化多联产技术
　　多联产是新型煤化工的一种发展趋势。所谓多联产系统就是指多种煤炭转化技术通过优化耦合集成在一起，以同时获得多种高附加值的化工产品(包括脂肪烃和芳香烃)和多种洁净的二次能源(气体燃料、液体燃料、电等)为目的的生产系统。多联产与单产相比，实现了煤炭资源价值的梯级利用，达到了煤炭资源价值利用效率和经济效益的最大化，满足了煤炭资源利用的环境最友好。
　　(三)我国煤化工产业科技发展现状
　　1. 煤炭焦化
　　受钢铁工业快速增长的拉动，从2002年开始中国焦化工业呈现高速增长的态势。2004年焦炭总产量突破20亿吨，比2003年增加约4亿吨，出口焦炭约1.5亿吨，约占世界焦炭贸易总量的60%。
　　据估算，2004年中国炼焦消耗原料精煤约29亿吨，洗选加工原煤约45亿吨，约占当年煤炭消费总量的25%，炼焦已成为涉及原料煤加工和转化数量最大的煤化工产业。
　　中国炼焦工业技术已进入世界先进行列，新建的大部分是技术先进、配套设施完善的大型焦炉，炭化室高6m的大容积焦炉已实现国产化，2004年机械化焦炉生产的焦炭约占焦炭总产量的70%；干熄焦、地面除尘站等环保技术已进入实用化阶段；化学产品回收加强；改造装备简陋、落后的小型焦炉，淘汰土焦及改良焦炉的进展加快。
　　优质炼焦煤不足是国内提高焦炭质量的主要障碍，通过对低灰、低硫、弱粘结煤或不粘结煤的改质或科学、优化配煤技术，可以扩大和改善原料煤资源，实现在常规工艺条件下提高焦炭质量。
　　注重煤焦油化学品集中深加工和焦炉煤气的有效利用，是焦化工业综合发展、提升竞争能力的重要方向。对布局较为集中的大型炼焦企业，应在焦油深加工、剩余煤气的利用方面统筹规划，以实现规模化生产和高效、经济生产。
　　污染控制仍然是当前焦化工业发展的迫切问题，在严格取消土法炼焦，改造落后、污染严重的中小型焦炉的同时，推动大型和新建焦炉采用先进的污染治理技术，切实搞好环境保护。
　　2. 煤制油技术及工业发展
　　煤直接液化、间接液化的产品以汽油、柴油、航煤以及石脑油、烯烃等为主，产品市场潜力巨大，工艺、工程技术集中度高，是中国新型煤化工技术和产业发展的重要方向。近年来，两种技术在研究开发和大规模工程示范方面均得到发展。
　　――直接液化技术开发及工业示范工程取得进展
　　煤直接液化于50年前已实现工业生产，新工艺研发在国外已有近30年，积累了从基础工艺研究到中间试验的大量经验，中国国内研究已有20多年。
　　国内已完成高分散直接液化加氢液化催化剂实验室开发，该催化剂具有添加量低，催化效果好，生产成本低，显著提高油收率等优点，达到国际先进水平。在开发形成“神华煤直接液化新工艺”的基础上，建成了工艺试验装置，于月进行了溶剂加氢、热油连续运转和23小时投料试运转，打通了液化工艺，取得开发成果。适合中国煤种、煤质的CDCL直接液化新工艺的基础研究和工艺开发已启动进行。
　　――煤间接液化技术开发和工业化发展速度加快
　　到2004年底，国内分别建成了设计合成产品能力为1000吨/年、1万吨/年的低温浆态床合成油(间接液化)中试装置，并进行了长周期试验运行，完成了配套铁系催化剂的开发，完成了10万吨/年、100万吨/年级示范工厂的工艺软件包设计和工程研究。低温浆态床合成油可以获得约70%的柴油，十六烷值达到70以上，其它产品有LPG(约5%―10%)、含氧化合物等。
　　间接液化中试装置开发、运转是自主知识产权煤基合成油技术的标志性成果，对推动技术国产化和工业化发展有重要作用。煤间接液化大规模商业化生产在国外是成熟的，引进技术建设300万吨/年级工厂的可行性研究正在进行中。煤间接液化技术有较宽的煤种适应性，工艺条件相对缓和，可以通过改变生产工艺条件调整产品结构，或以发动机燃料为主，或以化工晶为主，因此将会成为未来煤制油产业发展的主要途径。
　　――煤制油技术及工业发展趋势
　　煤制油可得到质量符合标准，含硫、氮很低的洁净发动机燃料，不改变发动机和输配、销售系统均可直接供给用户。
　　目前，国内煤制油技术和工业化尚处于发展初期，采用技术引进和自主开发两条途径推动发展速度。预计，2010年以前，利用国外技术和以国内技术为主的商业化示范工程都将有实质性进展，为2010年后进入工业化发展阶段打下基石出。到2020年期间，中国将基本建成煤制油工业产业，并在国内发动机燃料供应和替代石油化工品方面起到重要作用。
　　3. 煤气化――甲醇及下游产品
　　2002年以来，中国甲醇产量及消费量持续快速增长，2004年精甲醇产量达到441万吨，比2001年增加100%以上，比2003年增加34.9%。
　　目前，甲醇生产能力正处于快速发展阶段，新建或拟建项目较多，规模大多在10-60万吨/年，若全部建成，合计可形成新增生产能力超过700万吨/年，如果按照2004年的增长率，2006年的产量将达到700万吨以上。甲醇生产能力和产量的快速增加已经引起关注。煤炭是国内生产甲醇的主要原料，煤基甲醇产量约占总产量的70%以上。今后甲醇消费仍然以化工需求为主，需求量稳步上升；作为汽油代用燃料，主要方式以掺烧为主，局部地区示范和发展甲醇燃料汽车，消费量均有所增加。预计几年后中国国内甲醇生产、消费量将达到平衡，国内生产企业之间、国内甲醇与进口甲醇之间的竞争将日趋激烈，降低生产成本对市场竞争显得更为重要。专家提出，发展甲醇下游产品将是未来发展方向。甲醇是重要的基础化工原料，其下游产品有：醋酸、甲酸等有机酸类，醚、酯等各种含氧化合物，乙烯、丙烯等烯烃类，二甲醚、合成汽油等燃料类。结合市场需求，发展国内市场紧缺、特别是可以替代石油化工产品的甲醇下游产品是未来大规模发展甲醇生产、提高市场竞争能力的重要方向。
　　近年来，中国是世界上聚烯烃生产和消费发展最快的国家，聚乙烯、聚丙烯生产量、消费量、进口量均以较快速度增长。2004年国内乙烯产能达到620万吨，产量达到627万吨(同比增加9.4%)，当年当量消费量达到1730万吨，乙烯及其下游产品进口折合乙烯约1100万吨。预计到2010年，国内乙烯需求总量可能增长到2100万吨以上，生产能力也会有较大增长。目前，中国石化行业的乙烯生产基本为石脑油法，国内聚乙烯工业处于供不应求、继续发展的态势，发展煤基甲醇-乙烯-聚乙烯工业生产路线有多方面的作用和意义。2003年以来，国内许多企业关注到甲醇制取烯烃(乙烯、丙稀为主)的技术的发展，并于新上甲醇项目中进行联产烯烃的设计。
　　甲醇脱水生产二甲醚的技术是成熟的。目前，二甲醚作为汽车燃料的研究和试验正在进行，替代LPG作为城镇民用燃料被认为是更容易实现的利用途径。由于目前尚缺乏二甲醚运输、储存、燃烧等配套方法及装备的系列标准，一些企业在二甲醚生产能力建设方面持由小逐渐扩大的谨慎态度。
　　4. 煤气化――合成氨
　　近年来，国内化肥市场产销两旺，2004年尿素产量达到1900万吨，同比增加约16%，其它氮肥也有较大幅度增长；磷肥产量达到约1000万吨，同比增长约26%。受化肥需求和价位增长的拉动，国内合成氨产量稳步增长，2003年达到3924万吨，2004年为4222万吨，同比增长11.4%。随着农村经济、农业生产发展和需求增长，国内化肥市场和价位持续走高，除氮肥以外，磷肥、钾肥近年来也有较大发展，直接推动了国内合成氨的较快速度发展。
　　目前新建或改造的合成氨生产能力以15万吨/年―30万吨/年的规模较多，原料分为煤炭、石油、天然气，受国内石油和天然气资源制约，以煤为原料生产合成氨是今后发展的方向，预计占到60%以上。
　　与建设大中性合成氨建设配套，煤气化技术也取得较大进步和发展。新建煤气化技术有：水煤浆、干煤粉气流床气化，用于中小型化肥厂改造的流化床煤气化，加压固定床煤气化。中小型固定床间歇煤气化技术所占比例正在逐步减少。　　国内先进煤气化技术研究开发近年来也有进展，四喷嘴水煤浆气流床气化技术正在进行工业示范，预计2005年完成千吨级工业运行试验；干煤粉气流床气化技术正在进行中试开发；加压流化床气化技术正在进入工业开发。国内煤气化技术的发展将为煤基合成氨产业提供国内知识产权的技术支持，推动合成氨产业技术的全面进步。
　　二、云南省煤化工产业发展现状
　　(一)云南煤化集团
　　云南煤化工集团有限公司(以下简称云南煤化集团)是云南省委、省政府在实施大企业、大集团战略中，由原云南石油化工集团有限公司与云南东源煤业有限公司整合重组而成的大型企业集团。云南煤化集团于日挂牌成立，主要依靠煤炭资源和煤化工技术优势，以洁净煤为主业，发展煤炭采选、煤焦化、煤气化液化、煤电铝、煤制烯烃等五个业务板块，构筑上下游一体化的新型煤化工产业体系，形成主业突出、相关多元的格局。经过三至五年时间，把云南煤化集团打造成为对云南经济起支柱作用，在全国同行业有较大影响的大型煤化工企业集团，成为区域性的煤化工行业龙头企业。
　　云南煤化集团的总体战略是：构建一条完整的煤化工产业链；发展两大化工，即煤化工和乙炔化工；依托三大企业，即云维公司、东源公司、解化公司；建设四个基地，即曲靖煤化电冶基地、红河煤化工基地、昆明煤炭及煤液化基地、昭通煤化工基地；做好五个业务板块，即煤炭采选、煤焦化、煤气化液化、煤电铝、煤制烯烃。
　　云南煤化集团已形成的煤炭、氮肥、电力、炼铝、煤化工的主要产品年生产能力为：煤炭开采能力450万吨、洗选能力420万吨；合成氨65万吨，化肥折纯量66万吨(其中：氮肥62万吨，钾肥4万吨)，化肥实物量：尿素51万吨、硝铵48万吨、硝酸钾 9万吨；纯碱20万吨，聚乙烯醇3万吨，焦化105万吨，甲醇11万吨，资源综合利用电厂总装机容量118.5MW，电解铝6.5万吨。
　　“十一五”计划期间，公司将加快发展步伐，加大投资力度，尽快形成规模经济。项目建设情况为：(一)2006年将建成的项目有：镇雄、恩洪、后所、羊场、圭山等矿区及选煤厂改扩建项目，新增采矿能力100万吨，新增选矿能力90万吨；铝厂二段5万吨；醋酸乙烯2.5万吨；合成氨原料路线改造及动力结构调整等。(二)在建和新开工的项目有：50万吨合成氨、200万吨焦化、60万吨电石、20万吨醋酸、15万吨二甲醚、镇雄塘房矿井等。(三)做前期工作的项目有：老书桌、煤炭坡、清水沟矿井和恩洪矿区180万吨选厂的项目相关评价工作；昭通靖安矿区、罗平老厂等矿区的地质勘探工作；先锋褐煤液化；20万吨醋酸乙烯；30万吨联碱；5万吨1，4丁二醇项目等项目等。
　　通过“十一五”的发展，2010年主要产品年生产能力将达到：煤炭开采能力1565万吨(未含昭通褐煤)、煤炭洗选能力1065万吨、氮肥实物量140万吨(其中尿素51万吨、硝铵64万吨)、焦炭315万吨、煤焦油加工30万吨、甲醇50万吨、二甲醚15万吨、纯碱25万吨、硝酸钾12万吨、聚乙烯醇6万吨、醋酸20万吨、电石30万吨、醋酸乙烯20万吨、发电装机容613MW、电解铝30万吨、铝制品10万吨。
　　云南煤化集团未来三年、五年及十年的发展目标是：2006年，销售收入达到60亿元；2007年，销售收入达到80亿元；2008年，销售收入达到100亿元；2010年，销售收入达到200亿元；2015年，销售收入达到300亿元。
　　三、洁净煤技术研究及产业化
　　(一)洁净煤技术概述
　　洁净煤技术是指煤炭从开采到利用的全过程中，旨在减少污染物排放和提高利用效率的加工、转化、燃烧及污染控制等新技术，主要包括洁净生产技术、洁净加工技术、高效洁净转化技术、高效洁净燃烷与发电技术和燃煤污染排放治理技术等。研究与开发洁净煤技术的主要目的是攻克煤气化、煤炭液化、洁净煤发电技术和综合利用新技术中的关键技术，大幅度提高煤炭转换过程中的效率和控制污染，提供优质替代燃料，优化终端能源结构，保障能源安全。
　　我国是世界上少数几个以煤炭为主要能源的国家之一，目前煤炭在我国能源结构中约占70%。在完全开发水电、充分利用核能和非水力可再生能源、充分考虑油与气进口潜力的前提下，煤炭在一次能源消费构成中将长期占据主导地位，预计到21世纪中叶约为50%。但是，煤炭高效洁净利用难度大，带来了严重的环境污染和生态破坏。1999年我国SO2放量达1858万吨，居世界第一，其中约85%是燃煤排放造成的；酸雨面积已超过我国国土面积的40%。我国CO2排放量仅次于美国，居世界第2位。由温室气体引起的全球变暖已引起世界范围内的高度关注，对于能源结构以煤炭为主而且在相当时期内难以根本改变的我国，更是一种严峻的挑战。
　　电力可以实现一切能量形式的相互转换，可以大规模生产、远距离输送和十分方便地使用，是最清洁的能源。我国人均装机容量只有0.2kW，为发达国家的2.8%，要成为一个中等发达国家，人均装机容量应达到1kW。我国未来应将70%～80%的煤炭消费用于发电，目前仅有30%多，而美国已达80%以上。这一目标的实现，需要先进的清净煤发电技术和装备。
　　(二)国外洁净煤技术发展概况
　　1. 美国洁净煤技术示范计划(CCTP)
　　鉴于在较长一段时期内，煤炭仍是美国发电的主要能源，为了减少燃煤对环境的污染和提高煤炭燃烧效率，使煤炭成为未来洁净和可靠的能源，美国早在1985年12月就提出了“洁净煤技术计划”，国会还通过了对该计划23亿美元的预算，共选出38个商业性示范项目。示范项目主要涉及环境控制技术、先进发电系统、煤炭洁净燃料和工业应用等四个领域。①环境控制技术主要涉及烟道气的净化，目的是向众多的燃煤锅炉提供各种有效的能防止有害气体污染大气的方法。美国洁净煤技术示范计划包括18个环境控制项目。②先进发电系统。1999年，美国硬煤产量达9.14亿吨，居世界第2位。据统计，美国国内煤炭消费量的80%用于发电。美国能源部的研究指出，随着先进发电技术的发展，到2015年，燃煤发电的效率将由目前的33%左右提高到60%左右；而S02、NOX，和总悬浮颗粒物(TSP)的排放量将减少90%左右。③煤炭洁净燃料。为了减少燃煤对环境造成的污染，可以通过煤炭气化与液化等加工转换方法使原煤转化成高能量密度的低硫低氮燃料，从而满足美国清洁大气法修正案(CAAA)的要求。④工业应用。工业耗煤是煤炭消费的大户，钢铁和建材就是主要耗能工业。据统计，钢铁工业约占世界硬煤消费总量的16%左右。为了减少工业耗煤对环境的污染，研究重点主要是钢铁工业、炼焦工业和水泥工业等。
　　2. 日本“新阳光计划”
　　为应付石油危机，日本于1974年提出新能源技术开发计划。此后，日本又分别于1978年和1989年提出了“节能技术开发计划”和“环境保护技术开发计划”。1993年，日本政府将上述三个计划合并成了规模庞大的“新阳光计划”。
　　提出“新阳光计划”的主要目的是为了在政府领导下，采取政府、企业和大学三者联合的方式，共同攻关，克服在能源开发方面遇到的各种难题。“新阳光计划”的主导思想是实现经济增长与能源供应和环境保护之间的平衡。为保证“新阳光计划”的顺利实施，政府每年要为该计划拨款570多亿日元，其中约362亿日元用于新能源技术开发。
　　“新阳光计划”的主要研究课题大致可分七大领域，即再生能源技术、化石燃料应用技术、能源输送与储存技术、系统化技术、基础性节能技术、高效与革新性能源技术、环境技术等。
　　再生能源技术研究包括太阳能、风能、波力发电、温差发电、生物能和地热利用技术等，其中最受重视的是太阳能。1998年末，日本的太阳能发电总量已达13万千瓦，发电成本降至每千瓦时82日元。化石燃料应用技术包括燃料电池发电技术、煤炭液化和气化技术。能源输送、储存技术包括研制超导发电机和高性能锂再生电池。在研究超高效太阳能电池方面，日本已经达到在锗和硅片上形成结晶，并使每1平方厘米单晶上的能量转换率分别达到30.9%和17.9%，居世界领先水平。系统化技术包括利用氢的国际清洁能源技术和网络系统技术。氢能源利用技术是一种全新的概念，它包括高效率氢制造技术、大量运输储存技术、分散储存运输技术及利用技术等，而水能和太阳能等再生能源技术的发展，为制造氢能源提供了可能。基础性节能技术研究包括催化剂、燃烧和燃烧控制技术。高效与革新性能源技术包括新的天然气储存技术、可燃垃圾的资源化利用技术、超低耗变压器使用材料开发技术、节能型金属粉末回收利用技术、新的电子元件制造工艺及电路设计技术等。
　　3. 欧共体洁净煤发展计划
　　欧共体的洁净煤发展计划的主旨是促进欧洲能源利用新技术的开发，减少对石油的依赖和煤炭利用时所造成的环境污染，提高能源转换和利用效率，减少二氧化碳和其他温室气体排放，使燃煤发电更加洁净，通过提高效率减少煤炭消耗。
　　英国的“能源白皮书”明确提出要把电厂的洁净煤技术作为研究开发的重点。1997年12月，在日本召开的气候变化框架条约第3次缔约国会议上通过了“京都议定书”，该议定书规定，发达国家在年要减少温室气体排放50%以上。为了减少温室气体的排放，欧盟各国非常重视燃烧技术的研究。欧共体制定的“兆卡计划”，旨在促进欧洲能源利用新技术的开发，减少对石油的依赖和煤炭利用造成的环境污染，确保经济持续发展。其主要目标是减少CO2和其他温室气体排放，使燃煤发电更加洁净；通过提高效率减少煤炭消费。欧洲特别是德国在选煤、型煤加工、煤炭气化和液循环流化床燃烧技术、煤气化联合循环发电、烟气脱硫技术等方面取得了很大进步。
　　(三)当前国内外洁净煤技术发展动态
　　1.煤炭洗选与加工
　　(1)煤炭冼选。煤炭经洗选后可显著降低灰分和硫分的含量，减少烟尘、SO2等污染物的排放。目前发达国家原煤洗选率为50%～90%，选煤技术已广泛应用。我国己建选煤厂洗选能力约5亿吨，但由于政策及技术等原因，我国煤炭人洗比例仍比较低(20%～30%)。平均厂型小、设备可靠性差等导致选煤成本偏高，这是制约我国选煤技术发展的主要原因。
　　(2)型煤和水煤浆。型煤分为民用型煤和工业型煤两类。民用型煤与烧散煤相比，燃烧效率大大提离，节煤20%～30%，烟尘和SO2排放可减少30%～60%。工业锅炉燃烧型煤比燃烧原煤节能15%左右，原始排尘减少70%～80%，总固硫率30%～50%。美国、穗国、荷兰、法国、前苏联、韩国和日本等国均有研究机构和工业化生产厂，在褐煤成型、型焦生产、锅炉和机车型煤应用等方面有成熟的技术。
　　我国民用型煤技术己达较高水平，城镇民用型煤销售量约4000万吨/年。工业型煤应用有锅炉、型焦、化肥、城市煤气、机车、燃料气型煤等。鉴于工业锅炉型煤比原煤散烧价格要高50-70元/吨，其推广应用主要取决于国家适时出台优惠政策及大气污染防治法对使用型煤的规定。
　　水煤浆具有燃烧时火焰中心温度较低、燃烧效率高、SO2及NO2排放量低的特点，是一种新型的煤代油燃料。我国已进人商业化发展阶段，建成了9座制浆实验厂，总能力为176万吨/年。1999年以来，白杨河电厂一直连续燃用水煤浆。目前又有4个电厂已燃用水煤浆，并进入商业运行。
　　2.煤炭转化
　　煤炭转化技术包括气化技术和液化技术。
　　(1)煤炭气化。煤炭气化是在适宜的条件下将煤炭转化为气体燃(原)料的技术，旨在生产民用、工业用燃料气和合成气，并使煤中的疏、灰分等在气化过程中或之后得到脱除，使污染物排放得到控制。煤炭气化近年来在国外得到较大发展，目的是为煤的液化、煤气化联合循环及多联产提供理想的气源，扩大气化煤种，提高处理能力和转换效率，减少污染物排放。在100多年历史的研究开发于商业化应用中，相继开发出多种气化技术和工艺，按技术特点可粗略地划分为固定床、流化床和气流床气化技术。
　　早期的煤气化技术多采用固定床，最有代表性的是1933年Lurgi开发的加压气化炉，几经修改完善，沿用至今。该炉型的生产强度较低(以炉截面计，仅为气流床的一半)，尚未出现特大型的商业装置，但投资小、易操作，因而仍有一定的市场。
　　流化床气化炉始于1922年德国的Winkler此后HTW、U-Gas、KRW等技术相继问世。在中小型煤气化和部分化工原料气生产中，有一定优势。
　　气流床气化炉在技术上具有优势，其共同特点是加压(3～6.5MPa)、高温、细粒度，但在煤处理、进料形态与方式、实现混合、炉壳内衬、排渣、佘热回收等技术单元上又形成了不同风格的技术流派。比较有代表性的是以水煤浆为原料的德士古、Destec气化炉等，以干粉煤为原料的壳牌炉、Prenflo气化炉等，大多处于商业化示范和应用阶段。世界上250MWe以上的整体煤气化联合循环电站都采用气流床煤气化炉。
　　我国的煤炭气化技术水平还较低，目前采用的工艺主要是固定床常压气化工艺，采用的炉型多为混合煤气发生炉、水煤气发生炉等，效率不高。近年来，通过引进和消化吸收国外的技术，已有一些企业采用新的气化炉技术。在水煤浆气化领域，我国积累了较多研究开发经验，特别是在“新型(多喷嘴对置)水煤浆气化炉”方面取得了突破性进展。中试装置的运行结果表明：有效气成分达到83%，比相同条件下的德士古生产装置高1.5%～2%；碳转化率&98%，比德士古高2%-3%；比煤耗、比氧耗均比德士古降低7%，显示了良好的商业应用前景。自主开发的流化床气化技术己完成了工业性实验。我国还在干煤粉加压气化技术方面进行了相关的攻关研究，也取得了一定的进展。但这些进展离商业化应用还有较大差距。
　　(2)煤炭液化。煤炭液化分为间接液化和直接液化。煤间接液化是将煤首先经过气化制得合成气(CO+H2)，合成气再经催化合成(F-T合成等)转化成有机烃类。煤间接液化的煤种适应性广，并且间接液化过程的操作条件温和，典型的煤间接液化的合成过程在250℃、15～40个大气压下操作。此外，有关合成技术还可以用于天然气以及其他含碳有机物的转化，合成产品的质量高，污染小。
　　煤间接液化合成油技术在国外已实现大规模工业化。南非基于本国丰富的煤炭资源优势，建成了年耗煤近4200万吨、生产合成油品约500万吨和200万吨化学品的合成油厂。在技术方面，南非SASOL公司经历了固定床技术()、循环流化床()、固定流化床(1990～)、浆态床(1993～)4个阶段。
　　20世纪90年代中期，我国在加紧开发合成汽油固定床工艺的动力学和软件包的同时，开展了合成柴油催化剂和先进的浆态床合成汽油工艺的研究。1998年以后，自主开发了铁催化剂(ICC-IA)，合成效率接近SASOL水乎，有望在大规模生产后使成本从8万元/吨降到3万元/吨。还开发出可以大规模廉价生产的新型铁催化剂ICC-IB，催化剂各项指标超过国外同等催化剂，预计工业化后，结合浆态床工艺的低成本可以使煤基合成油具有很强的经济竞争力。目前，国内技术已经发展到可以产业化的阶段，包括反应器在内的所有设各和控制系统均可在国内制造。
　　直接液化是煤直接通过高压加氢获得液体燃料。1913年，德国柏吉乌斯首先研究了煤的高压加氢，并获得世界上第一个煤炭液化专利。到1944年，德国煤炭直接液化工厂的油品生产能力已达到423万吨/年，为第二次世界大战中的德国提供了2/3的航空燃料和50%的汽车、装甲车用油。20世纪50年代起中东地区发现大量廉价石油，使煤炭直接液化暂时失去了竞争能力，70年代的世界石油危机又使煤炭液化技术开始活踩。世界上有代表性的煤直接液化工艺是德国的新液化(IGOR)工艺，美国的HTI工艺和日本的NEDOL工艺。这些新液化工艺的共同特点是煤炭液化的反应条件比老液化工艺大为缓和，生产成本有所降低，中间放大试验已经完成。目前还未出现工业化生产厂，主要原因是约为25美元/桶的生产成本仍竞争不过廉价石油。今后的发展趋势是通过开发活性更高的催化剂和对煤进行顶处理以降低煤的灰分和惰性组分，进一步降低生产成本。
　　我国从20世纪70年代末开始研究煤炭直接液化技术，已建成具有国际先进水平的煤炭直接液化、液化油提质加工和分析检验实验室，开展了基础研究和工艺开发，取得了一批科研成果。目前，从煤一直到合格产品的全流程已经打通，有关的基础性研究将为进一步工艺放大和建设工业化生产厂奠定基础。
　　3.洁净煤发电技术
　　洁净煤发电技术主要有常规煤粉发电机组加烟气污染物控制技术、循环流化床燃烷(CFBC)、增压流化床燃烧(PFBC)以及整体煤气化联合循环(IGCC)等。
　　(1)常规燃煤发电机组加烟气净化&&& 现代化的燃煤超超临界蒸汽循环通过提高蒸汽参数来提高机组效率，目前最高蒸汽参数约为300bar/600℃，净热效率约为45%。与现有亚临界电厂相比，每单位发电量CO2排放量降低15%左右。超临界蒸汽循环发电技术与现有亚临界电厂几乎相同，技术成熟度和设备可利用率相当高，电厂成本相当。在采用现代烟气净化设备后，SO2氮氧化物(NOx)及粉尘排放能满足很高的环保标准。我国已能成批生产亚临界机组，在超临界、超超临界汽轮机的试验研究工作中形成了一支有相当实力的科技队伍。我国引进2×600MWe、4×500MWe、2～800MWe共8台超临界机组，为开发研制超临界、超超临界机组提供了有益的借鉴，国内各大制造厂正在积极进行超临界、超超临界汽轮机开发的前期技术准备工作。
　　常规燃煤发电机组要达到洁净发电，还必须在系统中增加烟气净化设备，通过烟气脱硫、脱硝和除尘，达到降低SO2、NO2和烟尘排放的目的。发达国家大型燃煤锅炉都配备效率达95%以上的湿法烟气脱硫设备，中小锅炉也采用经济可行的炉内喷钙及增湿活化脱硫工艺。我国目前在燃煤锅炉电站烟气脱硫方面有较大差距，先后引进了几套燃煤电厂的脱硫装置，但引进设备价格贵、运行成本较高。国内进行了许多脱硫技术的研究开发，出现了具有自主知识产权的循环流化床烟气脱疏、湿法烟气脱硫、新型电子束-半干法烟气净化等工艺，但总体上还属于起步阶段。
　　国外大多在大型锅炉上安装低NO2燃烧器，使NO2排放水平控制在500mg/(N.m3)，降低40%左右。对于挥发份较高的煤种，采用低NOX燃烧器配合空气分级燃烧，最大可降低60%-70%的NO2排放量，但对低挥发份煤种的效果有限。国外新研制的再燃烷技术可以大幅度地降低NO2排放量(对于烟煤锅炉，可低于200mg/m3)，并且对主燃料的煤种适应性广。该技术是美国能源部洁净煤技术的一项重要成果，正在美国电站煤粉锅炉上进行大面积推广。国产引进型300MW以上机组都装有低NO2燃烧器，基本能符合当前排放标准，而300MWe以下机组尚无脱硝控制措施。国内，还没有采用再燃烧技术降低煤粉锅炉NO2排放的系统研究报道或工业示范。一些高校和科研院所从稳燃角度出发，开发设计出一些新型浓淡燃烧器，具有良好的NO2减排特性。
　　发达国家大型燃煤锅炉都配各5个甚至更多个电场的高效电除尘器或多室的布袋除尘器，除尘效率达到99.9%。我国近年来建设的大型燃煤锅炉一般配3～4个电场的电除尘器，效率低于99%，大量中小火电机组的除尘设备落后。
　　(2)循环流化床燃烧(CFBC)
　　循环流化床锅炉可以高效率地燃烧各种燃料(特别是劣质煤)，通过加人脱硫剂控制在燃烧过程中SO2的排放，流化床低温燃烧也控制了NO2的生成。自20世纪70年代以来，国际上CFBC的大型化取得了长足进步，现有CFBC锅炉的容量已经发展到电站锅炉的等级，250MWE的循环流化床在法国己投人商业运行，300～400MWE等级循环流化床锅炉已签订合同。大型循环流化床锅炉已走向技术成熟阶段，发展大容量、高参数(超临界)循环流化床锅炉有可能成为一个新的发展方向。
　　我国CFBC技术的研究开发基础较强。采用自有技术开发，已具备设计制造410t/h以下等级循环流化床锅炉的能力，占据国内大部分75t/h等级以下的循环流化床锅炉市场。国内已经启动自主技术的150MWE级超高压再热和引进300MWe等级CFBC锅炉示范工程。
　　(3)增压流化床燃烷(PFBC)
　　PFBC除具有与CFBC相似的优势外，加压流化床燃烧产生的高温烟气经过除尘，进人燃气轮机作功，由此构成增压流化床燃烧联合循环(PFBC-CC)。其发电能力比相同蒸汽参数的单汽轮机发电增加20%，效率提高3%～4%，特别适于改造现有常规燃煤电站。蒸汽循环还可采用高参数包括超临异汽轮机以提高效率。
　　世界上目前已建成的PFBC-CC电站有8座，除一座电站容量为360MWe外，其他电站容量为80～100MWE等级。但第一代PFBC-CC技术受到流化床燃烧温度的限制，采用两级高温旋风分离除尘后的烟气含尘浓度仍然较高，因此不能采用已有的高温、高效常规燃气轮机，联合循环供电效率难于进一步提高。我国对PFBC技术的研究开发己有近20年的历史，特别是在“八五”、“九五”期间，采用国内技术和装备在徐州贾汪发电厂建成PFBC-CC中间试验电站(15MWe)，标志着已从实验室基础研究走向了工业化试验。为加快PFBC-CC技术的开发，国家计划建造100MWe等级的PFBC-CC示范电站，拟引进国外部分先进技术，除燃气轮机需直接引进国外制造设备外，大部分设备将由国内制造。
　　第二代PFBC(PFCB)-CC技术采用部分气化和前置燃烧的方法把燃气轮机的入口温度提高到℃，同时可采用超临界蒸汽参数，使联合循环效率有可能达到45%～48%。这种先进的发电系统尚处于中试阶段，如美国能源部支持Foster Wheeler公司牵头开发的APFBC技术正在进行中试规模的试验研究，并已开始商业示范电站的设计工作。英国原煤炭研究所(CoaL Research Establishment)开发的前置循环(topping cycle)及气化炉技术已转让给三井巴布科克(Mitsui Babcock，简称MB)公司，改称为空气气化循环(Air Blown Gasfication Cycle，简称ABGC)。MB也在寻求包括中国在内的其他合作伙伴，推进该技术的示范和商业化进展。由于部分气化燃烧联合循环技术难度小，投资低，顶计在2010前有可能实现商业化应用，从而成为一种可与IGCC竞争的新型燃煤联合循环技术。
　　对于第二代PFBC-CC，我国在“八五”期间，进行了部分关键技术的初步研究，如喷动流化床部分气化炉、低热值煤气燃烧室、过滤式高温除尘器等。在煤炭热解气化、流化床燃烧、高温煤气和烟气净化技术的试验研究方面已有大量的工作基础，现有水平与国外相关研究开发相比，差距并不太大。在国家重点基础研究发展规划“973”的资助下，国内在相关研究开发有基础的单位联合起来，正在进行煤热解、气化和高温净化过程的基础性研究，项目进展较好。
　　(4)整体煤气化联合循环(IGCC)&&& IGCC发电技术通过将煤气化生成燃料气，驱动燃气轮机发电，其尾气通过佘热锅炉产生蒸汽驱动汽轮机发电，构成联合循环发电，具有效率高、污染排放低的优势。但其系统复杂、投资高。IGCC需要与电能、热能、城市煤气以及化工产品的生产相结合，构成以煤气化为基础的多联产后，才能使不利因素转化为有利条件。IGCC技术已走过了概念验证和技术示范运行阶段，目前已进人250～300MWE大容量机组的商业示范阶段。世界上主要的煤气化工艺和燃气轮机技术均进行了示范，煤气化、油气化和煤油混合气化及多种燃料供给方式都有示范经验。目前，我国及韩国、曰本、美国、德国、意大利、印度、苏格兰、法国、捷克、新加坡等国家正在筹建以煤或渣油(或垃圾)气化的IGCC电站达十几座，容量从60～550MWe不等。
　　国内对IGCC的关键技术研究起步较晚，在“九五”期间才启动有关IGCC工艺、煤气化、煤气净化、燃气轮机和余热系统等方面的关键技术研究。目前，国内在IGCC系统研究和一些关键技术开发方面取得了进步，已得到一批中间成果，形成了较好的技术基础。
　　四、煤制甲醇技术发展状况
　　1. 甲醇生产工艺的发展
　　1923年德国BASF公司首先用合成气在高压下实现了甲醇的工业化生产，直到1965年，这种高压法工艺是合成甲醇的唯一方法。1966年英国ICI公司开发了低压法工艺，接着又开发了中压法工艺。1971年德国的Lurgi公司相继开发了适用于天然气―渣油为原料的低压法工艺。由于低压法比高压法在能耗、装置建设和单系列反应器生产能力方面具有明显的优越性，所以从70年代中期起，国外新建装置大多采用低压法工艺。世界上典型的甲醇合成工艺主要有ICI工艺、Lurgi工艺和三菱瓦斯化学公司(MCC)工艺。目前，国外的液相甲醇合成新工艺具有投资省、热效率高、生产成本低的显著优点，尤其是LPMEOHTM工艺，采用浆态反应器，特别适用于用现代气流床煤气化炉生产的低H2/(CO+CO2)比的原料气，在价格上能够与天然气原料竞争。
　　我国的甲醇生产始于1957年，50年代在吉林、兰州和太原等地建成了以煤或焦炭为原料来生产甲醇的装置。60年代建成了一批中小型装置，并在合成氨工业的基础上开发了联产法生产甲醇的工艺。70年代四川维尼纶厂引进了一套以乙炔尾气为原料的95千吨/年低压法装置，采用英国ICI技术。1995年12月，由化工部第八设计院和上海化工设计院联合设计的200千吨/年甲醇生产装置在上海太平洋化工公司顺利投产，标志着我国甲醇生产技术向大型化和国产化迈出了新的一步。2000年，杭州林达公司开发了拥有完全自主知识产权的JW低压均温甲醇合成塔技术，打破长期来被ICI、Lurgi等国外少数公司所垄断拥的局面，并在2004年获得国家技术发明二等奖。2005年，该技术成功应用于国内首家焦炉气制甲醇装置上。
　　2. 甲醇原料的发展
　　自1923年开始工业化生产以来，甲醇合成的原料路线经历了很大变化。20世纪50年代以前多以煤和焦碳为原料；50年代以后，以天然气为原料的甲醇生产流程被广泛应用；进入60年代以来，以重油为原料的甲醇装置有所发展。对于我国，从资源背景看，煤炭储量远大于石油、天然气储量，随着石油资源紧缺、油价上涨，因此在大力发展煤炭洁净利用技术的背景下，在很长一段时间内煤是我国甲醇生产最重要的原料。
　　我国煤炭资源丰富，甲醇是目前可以大规模生产的煤化工产品之一。当前，甲醇作为石油的补充已成现实。长远看，甲醇亦可成为石油的主要接续资源之一。甲醇制乙烯、丙烯的研究正初现曙光，按目前的油价和烯烃价格，甲醇制烯烃的预期经济效益可以和以石脑油和轻柴油为原料制烯烃大体相近。因此，从我国石油接续资源考虑，适度发展甲醇工业具有重要的战略意义。
　　五、煤制油技术发展状况
　　(一)世界煤变油技术概述
　　通常情况下，煤变油的方法有以下二种：
　　1. 直接液化法
　　煤直接液化是煤液化方法之一。将煤在氢气和催化剂作用下通过加氢裂化转变为液体燃料的过程。因过程主要采用加氢手段，故又称煤的加氢液化法。
　　煤直接液化技术早在19世纪即已开始研究。1869年，M.贝特洛用碘化氢在温度270℃下与煤作用，得到烃类油和沥青状物质。1914年德国化学家F.柏吉斯研究氢压下煤的液化，同年与J.比尔维勒共同取得此项试验的专利权。1926年，德国法本公司研究出高效加氢催化剂，用柏吉斯法建成一座由褐煤高压加氢液化制取液体燃料(汽油、柴油等)的工厂。第二次世界大战前，德国由煤及低温干馏煤焦油生产液体燃料，1938年已达到年产150万吨的水平，第二次世界大战后期，总生产能力达到400万吨；1935年，英国卜内门化学工业公司在英国比灵赫姆也建起一座由煤及煤焦油生产液体燃料的加氢厂，年产15万吨。此外，日本、法国、加拿大及美国也建过一些实验厂。战后，由于石油价格下降，煤液化产品经济上无法与天然石油竞争，遂相继倒闭，甚至实验装置也都停止试验。至60年代初，特别是1973年石油大幅度提价后，煤直接液化工作又受到重视，并开发了一批新的加工过程，如美国的溶剂精炼煤法、埃克森供氢溶剂法、氢煤法等。
　　埃克森供氢溶剂法& 简称EDS法，为美国埃克森研究和工程公司1976年开发的技术。原理是借助供氢溶剂的作用，在一定温度和压力下将煤加氢液化成液体燃料。建有日处理250吨煤的半工业试验装置。其工艺流程主要包括原料混合、加氢液化和产物分离几个部分。首先将煤、循环溶剂和供氢溶剂(即加氢后的循环溶剂)制成煤浆，与氢气混合后进入反应器。反应温度425～450℃，压力10～14MPa，停留时间30～100min。反应产物经蒸馏分离后，残油一部分作为溶剂直接进入混合器，另一部分在另一个反应器进行催化加氢以提高供氢能力。溶剂和煤浆分别在两个反应器加氢是EDS法的特点。在上述条件下，气态烃和油品总产率为50%～70%(对原料煤)，其余为釜底残油。气态烃和油品中 C1～C4约占22%，石脑油约占37%，中油(180～340℃)约占37%。石脑油可用作催化重整原料，或加氢处理后作为汽油调合组分。中油可作为燃料油使用，用于车用柴油机时需进行加氢处理以减少芳烃含量。减压残油通过加氢裂化可得到中油和轻油。
　　溶剂精炼煤法 简称SRC法，是将煤用溶剂制成浆液送入反应器，在高温和氢压下，裂解或解聚成较小的分子。此法首先由美国斯潘塞化学公司于60年代开发，继而由海湾石油公司的子公司匹兹堡-米德韦煤矿公司进行研究试验，建有日处理煤50吨的半工业试验装置。
　　按加氢深度的不同，分为SRC-Ⅰ和SRC-Ⅱ两种。SRC-Ⅰ法以生产固体、低硫、无灰的溶剂精炼煤为主，用作锅炉燃料，也可作为炼焦配煤的粘合剂、炼铝工业的阳极焦、生产碳素材料的原料或进一步加氢裂化生产液体燃料。近年来，此法较受产业界重视。SRC-Ⅱ法用于生产液体燃料，但因当今石油价格下降以及财政困难，开发工作处于停顿状态。
　　两种方法的工艺流程基本相似。最初用石油的重质油作溶剂，在运转过程中以自身产生的重质油作溶剂和煤制成煤浆，与氢气混合、预热后进入溶解器，从溶解器所得产物有气体、液体及固体残余物。先分出气体，再经蒸馏切割出馏分油。釜底物经过滤将未溶解的残煤及灰分分离。SRC-Ⅰ法将滤液进行真空闪蒸分出重质油，残留物即为产品──溶剂精炼煤(SRC);SRC-Ⅱ法则将滤液直接作为循环溶剂。固液分离采用过滤，设备庞大，速度慢。近年试验采用超临界流体萃取脱灰法，操作条件：压力10～14MPa、温度450～480℃。以烟煤为原料，SRC-Ⅰ法可得约60%溶剂精炼煤，尚有少量馏分油。SRC-Ⅱ法可得10.4%气态烃、2.7%石脑油及24.1%中质馏分油和重质油。
　　氢煤法& 由美国戴纳莱克特伦公司所属碳氢化合物研究公司于1973年开发，建有日处理煤600吨的半工业装置。原理是借助高温和催化剂的作用，使煤在氢压下裂解成小分子的烃类液体燃料。与其他加氢液化法比较，氢煤法的特点是采用加压催化流化床反应器。操作温度 430～450℃，压力20MPa，煤速240～800kg/(h?m3)，催化剂补充量每吨煤为0.23～1.4kg催化剂。在以上条件下，约520℃的C4馏分油产率可达干烟煤的40%～50%(质量)。催化剂为颗粒状钼钴催化剂。利用反应器的特殊结构，以及适当的煤粒和催化剂颗粒大小的比例，反应过程中残煤、灰分及气液产物，可以从反应器导出，而催化剂仍留于反应器内，为了保持催化剂活性，运转过程需排放少量已使用过的催化剂(每天约1%～3%)，由反应器顶部再补加新催化剂。采用流化床反应器的优点是，可保持反应器内温度均匀，并可利用反应热加热煤浆。由反应器导出的液体产物可用石油炼制方法加工成汽油和燃料油。
　　2. 间接液化法
　　煤的间接液化是先将煤气化，生产出原料气，经净化后再进行合成反应，生成油的过程。它是德国化学家于1923年首先提出的，可以分为三大步。
　　一是制取合成气。把经过适当处理的煤送入反应器，在一定温度和压力下通过气化剂(空气或氧气+蒸汽)，使煤不完全燃烧，这样就能以一定的流动方式将煤转化成一氧化碳和氢气混合的合成气，灰分形成残渣排出。
　　二是进行催化反应。把这些合成气净化，在催化剂作用下，让合成气发生化合反应，合成烃类或液态的烃类的类似石油和其他化工产品。这个过程催化剂起着关键的作用。很早时候，国外有一家公司曾经研制出成分为铁、硅、钾、铜的催化剂，所得产物组成为：汽油32%、柴油21%、石蜡烃47%。
　　三是需要对产物进行进一步的提质加工。因为经过催化反应出来的油可能有很多指标不合格，如十六烷值含量、硫含量、水分，以及黏度、酸度等，所以还需要把产物进行处理，使其达到合格标准，满足市场需要。
　　(二)世界典型“煤变油”生产工艺介绍
　　1. 俄罗斯煤加氢液化工艺
　　俄罗斯煤加氢液化工艺：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6兆帕～10兆帕，减少投资和动力消耗，降低成本，提高可靠性和安全性。
　　2. 德国煤液化新工艺
　　德国煤液化新工艺：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70兆帕降至30兆帕，反应温度450摄氏度～480摄氏度；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%。
　　工艺特点：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，并在固定床催化剂上使二氧化碳和一氧化碳甲烷化，使碳的损失量降到最小。投资可节约20%左右，并提高了能量效率。
　　3. 日本NEDOL工艺
　　日本NEDOL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。工艺特点：反应压力较低，只有17兆帕～19兆帕，反应温度为430摄氏度～465摄氏度；催化剂采用合成硫化铁或天然硫铁矿；固液分离采用减压蒸馏的方法；配煤浆用的循环溶剂单独加氢，以提高溶剂的供氢能力；液化油含有较多的杂原子，还须加氢提质才能获得合格产品。
　　4. 美国HTI工艺
　　美国HTI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。工艺特点：反应条件比较缓和，反应温度420摄氏度～450摄氏度，反应压力17兆帕；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，用量少；在高温分离器后面串联有在线加氢固定床反应器，对液化油进行加氢精制；固液分离采用临界溶剂萃取的方法，从液化残渣中最大限度回收重质油，从而大幅度提高了液化油回收率。
　　(三)我国煤变油技术应用状况
　　中国早在20世纪80年代就积极开展了相关技术研究。2001年，国家863计划和中科院联合启动了“煤变油”重大科技项目。中科院山西煤化所承担了这一项目的研究。这种目前世界上最优质的清洁柴油的问世，标志着我国具备了开发和提供先进成套产业化自主技术的能力，并成为世界上少数几个拥有可以将煤变为高品质柴油全套技术的国家之一。目前，山东兖矿集团已同时掌握水煤浆与干煤粉两项气化技术，并已在煤的间接液化技术方面取得重大突破，其低温F-T合成煤间接制油技术已达到国际先进、国内领先水平。
　　(四)云南褐煤资源发展煤变油
　　作为我国第二大“煤变油”示范项目，先锋项目有先天优势，云南褐煤储量占全国首位，褐煤占全省煤炭总量的60%，该地区出产的褐煤出油率高，活性高。不仅如此，“煤变油”技术需要大量的水，而先锋矿区附近就有水质非常好的淡水湖泊清水海。
　　1996年，国家煤炭科学研究总院在全国200多个备选点中选中了云南先锋、神华集团和黑龙江依兰，建设三个示范性的国家“煤变油”项目。
　　1997年，先锋发45吨褐煤到德国，取得了比较理想的中间试验效果，煤科总院与德方签署了合作进行《中国煤炭直接液化示范厂可行性研究报告》，从此正式启动了云南煤液化厂可行性研究工作。1999年3月，《云南煤液化示范厂可行性研究报告》完成，同年9月，国家计委主持召开了可研报告研讨会，中德双方进行了比较深入的探讨。2000年先锋煤炭液化项目被列为国家“十五”期间煤炭液化备选项目之一。
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