發(fā)布時間：2016-11-26 15:23

  本文關(guān)鍵詞：與石油化工和熱電聯(lián)合是煤化工可持續(xù)發(fā)展之路——《石油替代綜論》專著中煤化工部分要點，由筆耕文化傳播整理發(fā)布。

煉油技術(shù)與工程

２００９年１月

ＰＥＴＲＯＬＥＵＭＲＥＦＩＮＥＲＹＥＮＧＩＮＥＥＲＩＮＧ

第３９卷第１期

綜

述

與石油化工和熱電聯(lián)合是煤化工可持續(xù)發(fā)展之路

——《石油替代綜論》專著中煤化Ｔ

陳俊武陳香生

中國石化集團洛陽石油化工工程公司（河南省洛陽市４７１００３）

摘要：作者新近編著的《石油替代綜論》專著即將出版，該專著系統(tǒng)介紹了如下一些問題：石油和有可能替代石油的國內(nèi)外資源狀況；用各種替代資源（包括煤、天然氣、油頁巖、油砂、生物質(zhì)、核能、太陽能等）生產(chǎn)目前的石油化工產(chǎn)品（主要是油品、烯烴、芳烴、醇醚和氫氣）及其他化學品的工藝和技術(shù)；新能源替代技術(shù)的應用推廣前景和最有希望實現(xiàn)的石油能源替代的路線圖；不同交通運輸工具的能耗與節(jié)能，非常具有替代前景的氫燃料的運輸和儲存，以及Ｃ０２的捕集與減排等。煤化工在中國如何發(fā)展，這是目前人們比較關(guān)心的問題，為了發(fā)揮雜志信息傳播快、傳播面廣的特點，特摘專著中有關(guān)煤化工部分的要點刊出。這部分內(nèi)容說明了在我國只能適度發(fā)展煤化工的原因；提出切忌以原料為線對行業(yè)劃界，建議以生產(chǎn)石油產(chǎn)品、低碳烯烴、替代天然氣為目的產(chǎn)品的煤化工企業(yè)，與煉油、石油化工、熱電企業(yè)聯(lián)合，以達到減少投資、降低能耗、優(yōu)化管理、減少溫室氣體排放、理順銷售渠道并降低銷

售成本的雙贏效果。

分要點

關(guān)鍵詞：煤化工石油化工熱電聯(lián)合煤液化煤制烯烴ＩＧＣＣ甲醇

１

中國國情具備適度發(fā)展煤化工條件

我國油、氣資源緊缺，煤資源相對豐富。在油

求的前提下盡可能多地提供乙烯原料，但２０１０年和２０２０年乙烯原料仍將分別缺口５Ｍｔ／ａ和１４Ｍｔ／ａ左右。

如果中國石油化工股份有限公司（簡稱“中國石化”）到２０１０年仍占全國乙烯產(chǎn)量１５的７０％，即中國石化乙烯生產(chǎn)能力達１０．５

Ｍｔ／ａ

價居高不下的情況下，適度地發(fā)展煤化工，既可得到替代石油的運輸燃料油品，還可得到替代石油的基本石油化工原料，再進一步延伸生產(chǎn)鏈，可獲得更多的高附加值產(chǎn)品。這對保證我國能源安全和經(jīng)濟的可持續(xù)發(fā)展具有重要意義。

在國民經(jīng)濟發(fā)展規(guī)劃中，到２０１０年末，我國乙烯裝置生產(chǎn)能力將顯著提高，但仍然只能滿足國內(nèi)乙烯當量需求的５５％。到２０２０年，乙烯裝置生產(chǎn)能力還將進一步提高，但也僅能滿足國內(nèi)乙烯當量需求的６０％左右。我國石化工業(yè)的發(fā)展面臨資源制約的矛盾，近年來國內(nèi)原油產(chǎn)量一直在１８０Ｍｔ／ａ左右，其增長速度遠低于石油需求的增長速度。隨著今后乙烯工業(yè)的發(fā)展，化工用油短缺的矛盾也將日益突出。如果國內(nèi)乙烯當量滿足率達到約６０％，則２０１０年乙烯裝置生產(chǎn)能力將為１５Ｍｔ／ａ、２０２０年則要達到２３Ｍｔ／ａ。目前我國原油加工量和乙烯產(chǎn)量之比約為４０：１，乙烯所需化工用油可以實現(xiàn)自給，但到２０２０年我國原油加工量和乙烯產(chǎn)量之比可能降至２０：１，化工用油自給的難度將大大增加。在我國石油煉制工業(yè)的發(fā)展中，盡管要求在優(yōu)先滿足全國運輸燃料需

Ｍｔ／ａ，

按２００５年中國石化的原油加工量與乙烯產(chǎn)量之比（２６．３），則需要加工原油２７６．１５Ｍｔ／ａ。顯然，中國石化在２０１０年難以達到這么高的原油加工量，因為據(jù)專家預測，２０２０年我國石油需求總量在４５０Ｍｔ／ａ，國產(chǎn)原油供應量為１８０—２００

Ｍｔ／ａ，

石油供需缺口將達到２５０—２７０Ｍｔ／ａ，石油自給率將進一步下降到５０％左右。中國石化到２０２０年才有可能達到２８０Ｍｔ／ａ的原油加工量，難以在２０１０年就達到如此高的原油加工量水平。

收稿日期：２００８一ｌＯ一２１。

作者簡介：陳俊武，１９４８年北京大學化工系畢業(yè)，中國科學院院士，國家工程建設設計大師，長期從事煉油工程設計工作；１９８５年獲得國家科技進步一等獎，１９９５年獲何梁何利基金科學與技術(shù)進步獎；主編有“催化裂化工藝與工程”專著；近年致力研究我國能源替代問題，指導我國首套萬噸級甲醇制

烯烴（ＤＭＴＯ）裝置工業(yè)化試驗，指導正在建設的首套ＤＭＴＯ

工業(yè)裝置的工程設計；長期擔任《煉油技術(shù)與工程》雜志編輯

委員會主任。

萬方數(shù)據(jù)　

煉油技術(shù)與工程２００９年第３９卷

所以，中國石化也同樣面臨原油加工量增長速度２０１０年后才能得到完整的標定數(shù)據(jù)。以上煤化跟不上石油化工石腦油需求的增長速度的局面。工裝置經(jīng)過生產(chǎn)實踐和考核后的技術(shù)經(jīng)濟指標將在石腦油資源不足的情況下，我國乙烯生產(chǎn)原料對我國今后煤化工產(chǎn)業(yè)的發(fā)展產(chǎn)生重要影響，，對的供需矛盾將會日益尖銳，因此必須在擴大石腦解決石油化工基礎(chǔ)原料短缺有積極的示范和引導

油來源的同時，開發(fā)更豐富、更廣泛的多元化的乙作用。

烯生產(chǎn)原料路線。

２．１．１技術(shù)成熟性

綜上可知，不論是從油品還是從石化產(chǎn)品需ＭＴＯ和ＭＴＰ兩種工藝的中型試驗和工業(yè)化求角度考慮，我國適度發(fā)展煤化工用于補充石油試驗均取得了比較好的結(jié)果，將已經(jīng)公布的國內(nèi)資源的不足，對減少對國外原油的依存度，保障國外兩種工藝中型試驗產(chǎn)品分布數(shù)據(jù)歸納為表１。家能源安全有積極意義。ＭＴＯ工藝的優(yōu)點是能夠同時得到市場緊缺的乙烯和丙烯，甲醇中的碳絕大部分轉(zhuǎn)化為有用的乙２國內(nèi)煤制烯烴、醇醚技術(shù)現(xiàn)狀

烯和丙烯，選擇性達８０％左右；ＭＴＰ工藝的主要２．１煤制烯烴項目

優(yōu)點是絕大部分產(chǎn)品是市場更為需要的丙烯，副目前比較成熟的煤制烯烴工藝有煤經(jīng)由甲醇產(chǎn)約１０％的需要進一步精制的粗汽油和液化石制乙烯和丙烯的ＭＴＯ工藝，以及煤經(jīng)由甲醇制丙油氣。對于１．８Ｍｔ／ａ甲醇原料的規(guī)模，由于乙烯烯的ＭＴＰ工藝。國內(nèi)外都有人對兩種工藝進行和丙烯的產(chǎn)能為０．２～０．３Ｍｔ／ａ水平，后續(xù)加工了技術(shù)開發(fā)。中國科學院大連化學物理研究所、裝置基本處于經(jīng)濟規(guī)模。而１．０～３．０Ｍｔ／ａ規(guī)模中國石化集團洛陽石油化工工程公司、陜西新興的煤直接液化裝置，雖然可生產(chǎn)替代油品，但后續(xù)煤化工公司合作開發(fā)的ＤＭＴＯ工藝，在國內(nèi)成功產(chǎn)品加工和精制規(guī)模偏小，難以達到經(jīng)濟規(guī)模。進行萬噸級示范試驗的基礎(chǔ)上，已用于正在建設ＭＴＯ和ＭＴＰ兩種工藝所用催化劑性能、反應器的內(nèi)蒙古自治區(qū)包頭市０．６Ｍｔ／ａ工業(yè)裝置上，該的工程放大問題是否已經(jīng)成功解決還有待工業(yè)化工業(yè)裝置預計２０１０年底投產(chǎn)。國內(nèi)煤業(yè)集團也裝置建成并成功運行后才能確定，從穩(wěn)妥的角度引進了德國Ｌｕｒｇｉ公司的ＭＴＰ工藝技術(shù)。當前中考慮，目前不宜進行大規(guī)模的產(chǎn)業(yè)化推廣應用。

國大唐國際發(fā)電股份公司正在建設ＭＴＰ工業(yè)裝表１ＭＴＯ和ＭＴＰ工藝的產(chǎn)物分布數(shù)據(jù)

置，該裝置以褐煤為原料，采用殼牌粉煤氣化、氣ｏｆＭＴＯａｎｄＭＴＰｐｒｏｃｅｓｓ

體變換、低溫甲醇洗、Ｌｕｒｇｉ低壓甲醇合成、ＭＴＰ＠丙烯生產(chǎn)工藝以及Ｓｐｈｅｆｉｐｏｌ聚丙烯生產(chǎn)工藝等產(chǎn)物—鬻摯篙

Ｔａｂｌｅ１

Ｐｒｏｄｕｃｔｓｌａｔｅ技術(shù)，年產(chǎn)１．６７Ｍｔ原料甲醇、０．４６Ｍｔ聚丙烯及其他副產(chǎn)品。中國神華寧煤集團建設的年產(chǎn)１．６７Ｍｔ甲醇和０．４７４Ｍｔ聚丙烯的ＭＴＰ工業(yè)裝置，預計２０１０年投產(chǎn)。中國石化上海石油化工研究院與中國石化北京燕山分公司、中國石化工程建設公司（ＳＥＩ）合作開發(fā)的甲醇制烯烴工藝（ＳＭＴＯ）在北京燕山分公司進行了萬噸級規(guī)模甲醇進料的２．１．２經(jīng)濟合理性

工業(yè)化示范試驗。與德國Ｌｕｒｇｉ公司的ＭＴＰ＠工煤經(jīng)由甲醇制烯烴項目的投資按每年每噸乙藝采用固定床型式有所不同，清華大學的ＭＴＰ工烯計約為（２．０～２．５）×１０４ＲＭＢ￥／（ｔ?ａ）。對藝采用流化床型式，經(jīng)過催化劑的催化作用，生成于規(guī)模為１．８Ｍｔ／ａ的煤制甲醇裝置，配套ＭＴＯ以丙烯為主的反應產(chǎn)物，從而避免了固定床ＭＴＰ或ＭＴＰ裝置，生產(chǎn)聚合級乙烯和丙烯的煤化工項反應器內(nèi)ＺＳＭ類型催化劑因需要每月切換反應目，按照目前的原材料價格和設備、安裝成本計器頻繁進行再生的缺點，采用該工藝技術(shù)的具有算，總投資達到１７０

Ｘ

１０８

ＲＭＢ￥左右，因此煤經(jīng)

我國自主知識產(chǎn)權(quán)的年生產(chǎn)萬噸丙烯的工業(yè)化試．由甲醇制烯烴技術(shù)屬于投資密集型技術(shù)。煤制烯驗裝置已于２００８年開始建設。

烴項目每獲得１ｔ烯烴約需６ｔ煤，因此甲醇和烯正在建設的ＭＴＯ和ＭＴＰ工業(yè)裝置均要到

烴的生產(chǎn)成本與煤炭原料的價格密切相關(guān)。２００８

萬　

方數(shù)據(jù)

第１期陳俊武等．與石油化工和熱電聯(lián)合是煤化工可持續(xù)發(fā)展之路

一３一

年９月我國乙烯的ＣＦＲ價格（不含保險和稅收的

價格，即ＦＯＢ＋運費）是１

４１３

ＵＳ￥／ｔ（約合９

９００

ＲＭＢ￥／ｔ），根據(jù)中國石化集團洛陽石油化工工程公司所做的技術(shù)經(jīng)濟分析，在原油價格為５０３．２ＵＳ￥／ｍ３（８０ＵＳ￥／ｂｂｌ）以上時，煤制甲醇的成本如果能低于２

０００

ＲＭＢ￥／ｔ，甲醇制烯烴的生產(chǎn)

成本要比石腦油裂解制烯烴的成本大約低１

０００

ＲＭＢ

Ｙ／ｔ，具有明顯經(jīng)濟效益。（受全球金融危機

及世界經(jīng)濟衰退影響，國際原油價格在本文封稿時已下滑到低于３１５ＵＳ￥／ｍ３（５０ＵＳ￥／ｂｂｌ），煤

炭、甲醇、鋼材價格均對技術(shù)經(jīng)濟評價帶來不確定性，因此需要對煤化工項目的前期論證采取嚴謹

的態(tài)度。）

２．１．３產(chǎn)業(yè)化可行性

目前國內(nèi)石油化工基本原料短缺，單純依靠煉油廠的資源無法滿足需求，大體每１００ｔ原油經(jīng)

深度加工可生產(chǎn)１５ｔ乙烯和丙烯，而煉油廠的石腦油又是生產(chǎn)汽油和芳烴的重要原料，因此用煤

替代部分石腦油是可行的。而且每替代１ｔ石腦

油只需要３ｔ原料煤，這就比用４ｔ煤液化生產(chǎn)１

ｔ

油品更節(jié)約能源和資源，因此煤經(jīng)甲醇制烯烴的產(chǎn)業(yè)化前景在新疆更為良好。雖然烯烴生產(chǎn)規(guī)模不到百萬噸級，而且需要配置多臺氣化爐，但與乙

烯裂解爐的數(shù)量（乙烯產(chǎn)量０．１０—０．１５Ｍｔ／ａ配１

臺乙烯裂解爐）相比只多出ｌ倍。

煤經(jīng)由甲醇制烯烴的產(chǎn)品（聚合物）數(shù)量較少，便于輸送。就是在新疆這樣的邊遠地區(qū)，由于煤炭資源豐富，如果生產(chǎn)規(guī)模足夠大，就有生產(chǎn)成本低的優(yōu)勢，對內(nèi)地市場尚有競爭力，而且還有進一步進入中亞市場的可能性。

２．１．４

水資源是關(guān)鍵的制約因素無論煤制烯烴或煤制油的生產(chǎn)過程都要消耗大量新鮮水（轉(zhuǎn)化煤１ｔ約需水１０—１５ｔ），因此應

切實研究得力的節(jié)水措施，對于烯烴產(chǎn)量為０．６０

Ｍｔ／ａ的ＭＴＯ和ＭＴＰ裝置，年新鮮水消耗量達３０Ｍｔ左右。如果增加設備投資，大量采用空氣冷卻設備，水消耗量會有所下降。

２．１。５

國內(nèi)可適度發(fā)展煤制烯烴產(chǎn)業(yè)

這里講“適度”，是因為與石油化工產(chǎn)業(yè)相比，煤化工是投資非常巨大、耗水量大、溫室氣體排放嚴重的產(chǎn)業(yè)，不太適合中國國情。由于中國

油氣資源不足，從國家能源安全角度考慮需要掌

握這項技術(shù)，作為石油化工原料和產(chǎn)品的補充。

萬　

方數(shù)據(jù)對于石油和天然氣資源豐富區(qū)（如新疆），由于遠

離國內(nèi)消費市場，不論從市場競爭力的角度，還是從煤炭資源利用效率角度，發(fā)展煤制烯烴比煤制

油更為有利。煤液化工廠一般規(guī)模在３．０

Ｍｔ／ａ，

與目前世界加工能力為１０．０Ｍｔ／ａ的常規(guī)原油煉

油廠相比，規(guī)模偏小。南非的間接法液化廠雖然

達到了７．０Ｍｔ／ａ的規(guī)模，但仍遜于一般煉油廠。如果煤制油規(guī)模要達到１０．０Ｍｔ／ａ，需要１０—２０條主要生產(chǎn)線，管理十分復雜，規(guī)模效益難以發(fā)揮。而且每年幾百萬噸產(chǎn)品要遠銷國內(nèi)市場，必然會給銷售環(huán)節(jié)帶來不少問題：首先由于煤制油

的產(chǎn)品難以管道輸送，每噸產(chǎn)品要支付數(shù)百元的

運輸費用；目前煤制油產(chǎn)業(yè)往往由煤炭集團經(jīng)營，

不易建成獨立的銷售網(wǎng)絡，在與國內(nèi)大石油集團的競爭中很難取得優(yōu)勢，因此難免在產(chǎn)品銷售價格上要付出代價。因此煤制烯烴項目建設需要進行嚴謹?shù)恼撟C、細致的規(guī)劃和周密的部署。甲醇與汽油混合成為Ｍ—１５和Ｍ一８５等甲醇汽油，可以替代汽油用于汽油發(fā)動機。由于有不

同的觀點和爭議，甲醇汽油的國家標準還沒有發(fā)

布，但在山西等省已經(jīng)示范運用較長時間。二甲

醚可替代柴油用于柴油機，還可替代民用液化石油氣。

技術(shù)成熟性

用煤生產(chǎn)甲醇和二甲醚的技術(shù)十分成熟，國

內(nèi)外擁有眾多專利。

當煤價低于２００ＲＭＢ￥／ｔ時，甲醇生產(chǎn)成本約為１

６００

ＲＭＢ￥／ｔ，二甲醚生產(chǎn)成本約為２

８００

ＲＭＢ￥／ｔ，但國外市場價格由于供需關(guān)系波動較大，２００８年上半年中國進口甲醇的ＣＦＲ價格在

４００—４５０ＵＳ￥／ｔ之間波動。２００８年下半年的

１０—１１月份受需求減緩的影響，又降到了３００

ＵＳ￥／ｔ以下，最低甚至為２０５ＵＳ￥／ｔ，筆者認為這是特定時期的非正常價格。２．２．３產(chǎn)品適用性

從燃燒性能看，甲醇和二甲醚適宜作運輸燃料。從適用方便性角度考慮，二甲醚只能用壓力容器儲存，對小型轎車不太適用（出租車除外）。從環(huán)保要求看，甲醇汽油燃燒的尾氣甲醛含量較高，必須采用專門的尾氣處理設備。此外，現(xiàn)有汽車如要使用甲醇或二甲醚，其動力系統(tǒng)必須改造。

２．２煤制醇醚燃料

２．２．１

２．２．２經(jīng)濟合理性

煉油技術(shù)與工程２００９年第３９卷

２．２．４產(chǎn)業(yè)化可行性

煤制甲醇和二甲醚的工廠均已達到百萬噸級

規(guī)模，完全具備產(chǎn)業(yè)化條件。但是兩種原料的熱

值均比汽油和柴油低很多，大致１．６５ｔ甲醇能替

代１ｔ汽油；１．５ｔ二甲醚替代１ｔ柴油。由于運輸量較大，與市場距離遠，相應的運輸費用、調(diào)合設施以及加油設施的投資也較高，因此在邊遠地區(qū)建設煤制甲醇和二甲醚工廠可能喪失競爭力。

３煤化工與煉油、石油化工結(jié)合會取得雙贏效果

經(jīng)過幾十年的發(fā)展，國內(nèi)外煤液化制油工藝正在趨于成熟。工業(yè)化推廣應用的關(guān)鍵取決于其

是否具有高于目前常規(guī)石油煉油廠的經(jīng)濟收益、穩(wěn)定的資源供應以及較小的環(huán)境影響。

不論采用何種煤液化技術(shù)，進行煤液化的投資額都非常大，年生產(chǎn)１ｔ油的總投資達１×１０４ＲＭＢ￥以上，因此，只有進行大規(guī)模商品化生產(chǎn)，

才能取得規(guī)模效益。

中國科學院山西煤炭化學研究所針對煤液化工藝的經(jīng)濟性進行的大部分研究表明，經(jīng)濟規(guī)模的商業(yè)化煤液化廠應每天生產(chǎn)液體產(chǎn)品７９５—

１５９０

ｍ３，這樣的一座煤液化廠需每天處理煙煤

１５０～３５０

ｋｔ。按照最低的處理能力計算，煤液化

廠每年處理煙煤５．０Ｍｔ，但與現(xiàn)代化的石油化工

廠其原油日加工能力一般超過３１８０

ｍ３相比，煤

液化廠的生產(chǎn)能力仍然偏低。

直接液化法所生產(chǎn)的柴油十六烷值過低，而

間接液化法所產(chǎn)柴油質(zhì)量優(yōu)異（除密度較低外）。

同時，間接液化法生產(chǎn)的石腦油是優(yōu)良的裂解制乙烯原料，生產(chǎn)汽油比較困難；而直接液化法可生產(chǎn)汽油及芳烴產(chǎn)品。因此，兩種煤液化工藝生產(chǎn)的產(chǎn)品各有優(yōu)缺點，應取長補短。如果為此同時建設煤直接和間接液化裝置，將增加工廠的投資、使工廠的管理十分復雜并增加內(nèi)部產(chǎn)品調(diào)配的復雜性。另外，煤液化廠的產(chǎn)品品種與常規(guī)石油化

工廠相比不夠豐富，３．０Ｍｔ／ａ規(guī)模的煤液化廠由于達不到經(jīng)濟規(guī)模而難以向石油化工下游延伸。

我國煤炭資源相對石油而言較為豐富，主要用于發(fā)電，這是不可能改變的國情。因此煤制油

不可能形成太大規(guī)模，在未來１０年內(nèi)能替代石油

化工產(chǎn)品需求量的１０％已經(jīng)是高指標，在未來２０年內(nèi)能替代石油化工產(chǎn)品需求量的２０％已經(jīng)是

奢望。

萬　

方數(shù)據(jù)一個或數(shù)個煤制油產(chǎn)業(yè)所產(chǎn)的幾百萬噸（或者遠期的幾千萬噸）油品從局部企業(yè)看是一個極大的數(shù)量，而從全國油品消費總量來看仍然是少

數(shù)。在全國建立煤化工企業(yè)獨立的油品銷售體系和網(wǎng)絡既不現(xiàn)實也無必要，除非是在有限的本地區(qū)銷售。打破行業(yè)封閉，利用國內(nèi)現(xiàn)有的油品基

礎(chǔ)設施進行銷售既可理順銷售渠道又有利于降低

銷售成本。因此，煤制油項目最好能與煉油和石

油化工項目聯(lián)合實施，這應該是煤液化產(chǎn)業(yè)發(fā)展

的方向和國家主管部門應考慮的問題。

鑒于上述情況，最有效的聯(lián)合做法是直接將

煤液化的初級產(chǎn)品輸送到附近現(xiàn)有的煉油廠中，

作為煉油廠的二次加工原料，或者與煉油廠的產(chǎn)品進行調(diào)合。煤液化工廠和煉油廠都有許多功能相同的輔助設施，不少公共設施肯定能實現(xiàn)共用。另外，煉油廠和煤液化廠的一些單元操作也非常相似，使得煤液化可能與煉油一并規(guī)劃和實施。煤液化和煉油廠的可結(jié)合點主要包括產(chǎn)品調(diào)合、產(chǎn)品進一步深加工以及公用工程聯(lián)合。可共用的單元和部門至少有制氫、空氣分離、發(fā)電、蒸汽、制冷、維修、中間產(chǎn)品儲罐、產(chǎn)品銷售等。國外專家估計這樣結(jié)合時ｌｍ３液化燃料油的成本可降低

１９—３１

ＵＳ￥，同時可以降低Ｃ０２的排放。

４煤發(fā)電與煤化工聯(lián)產(chǎn)是值得推廣的高效、節(jié)能

技術(shù)

長期以來，由于產(chǎn)業(yè)部門的傳統(tǒng)分工和彼此

獨立的技術(shù)特點，煤發(fā)電歸口電力部門管理，煤化

工歸口化工部門管理，各司其職，互不聯(lián)系。但近年來，通過一系列方案論證，提出煤在發(fā)電的同時可以生產(chǎn)化工產(chǎn)品（油、甲醇、氫、替代天然氣），這種方案又稱為煤電．煤化工聯(lián)產(chǎn)技術(shù)。

煤電?煤化工聯(lián)產(chǎn)源于早期的ＩＧＣＣ技術(shù)的應用。ＩＧＣＣ技術(shù)首先把煤氣化變?yōu)槊簹�，煤氣凈化后進入燃氣輪機發(fā)電，燃氣輪機出來的尾氣再經(jīng)過余熱鍋爐產(chǎn)生中壓蒸汽發(fā)電，氣化和聯(lián)合循環(huán)兩個過程綜合熱效率可達到４０％一４２％，遠高于常規(guī)的燃煤鍋爐亞臨界發(fā)電技術(shù)。２０世紀８０年代一度認為ＩＧＣＣ技術(shù)可以替代燃煤鍋爐發(fā)電技術(shù)，但是隨著超臨界和超超臨界發(fā)電技術(shù)的實現(xiàn)，ＩＧＣＣ技術(shù)的熱效率優(yōu)勢已不突出，只是在清潔生

產(chǎn)方面略勝一籌。與燃煤鍋爐發(fā)電相比，ＩＧＣＣ技

術(shù)投資高、運行可靠性較低、每年計劃外停工次數(shù)

第１期陳俊武等．與石油化工和熱電聯(lián)合是煤化工可持續(xù)發(fā)展之路

較多，因此該技術(shù)逐漸不被看好。但自從２１世紀以來，減少ＣＯ：排放已成為發(fā)電廠今后的必要措施。ＩＧＣＣ技術(shù)減排ＣＯ：成本比燃煤鍋爐煙氣脫除ＣＯ：低很多，因此隨著減排規(guī)定的日趨嚴格，ＩＧＣＣ技術(shù)的競爭力將逐步增加。

近年來不少學者提出在ＩＧＣＣ發(fā)展思路基礎(chǔ)上，首先把煤氣轉(zhuǎn)化為合成氣，把傳統(tǒng)的大量尾氣循環(huán)回到合成反應器的方式改為一次通過方式，生產(chǎn)合成油或甲醇。而不循環(huán)的低熱值尾氣可作為燃氣輪機燃料。象常規(guī)的燃氣輪機聯(lián)合循環(huán)發(fā)電機組那樣，能構(gòu)成大型發(fā)電廠的主體。這樣的大聯(lián)合等于在ＩＧＣＣ中間插入了合成化工生產(chǎn)，成為ＩＧ．ＳＣ．ＣＣ（Ｉｎｔｅｇｒａｔｅｄ

Ｇａｓｉｆｉｃａｔｉｏｎ－Ｓｙｎｔｈｅｔｉｃ

Ｃｈｅｍｉｃａｌｓ－Ｃｏｍｂｉｎｅｄ

Ｃｙｃｌｅ）。組合過程數(shù)目多了，

一體化程度高了，生產(chǎn)環(huán)節(jié)長了，就是煤電－煤化工聯(lián)產(chǎn)的特點。它既有節(jié)約原料消耗、節(jié)約投資和成本、減少排放物的優(yōu)點，但也有聯(lián)合強度大、調(diào)節(jié)彈性小、增加生產(chǎn)管理和調(diào)度難度的缺點，值得認真研究并權(quán)衡得失。４．１技術(shù)可行性

煤電．煤化工聯(lián)產(chǎn)技術(shù)目前尚停留在方案階段，未形成產(chǎn)業(yè)化。但兩大環(huán)節(jié)（ＩＧＣＣ和合成油或合成甲醇）技術(shù)都是成熟的，而且除個別技術(shù)尚在產(chǎn)業(yè)化示范階段（合成油）外，其余早已產(chǎn)業(yè)化，應不存在技術(shù)風險。當前的工作是需要進行整體組合，并通過示范廠的長期生產(chǎn)運行考驗。

聯(lián)合體現(xiàn)的特點首先是節(jié)能，因為大量合成尾氣被用為聯(lián)合循環(huán)燃料，發(fā)電的效率很高；而通常獨立合成油廠將合成尾氣作為一般燃料，卻另外使用大量燃料煤通過亞臨界鍋爐提供電能和熱能。表２—４數(shù)據(jù)是參照美國Ｂｅｃｈｔｅｌ，Ｇｌｏｂａｌ

Ｅｎ－

ｅｒｇｙ，Ｎｅｘａｎｔ等公司發(fā)表的咨詢報告有關(guān)資料的數(shù)據(jù)，換算為我國通用單位，并經(jīng)過加工整理而成。從表２看出聯(lián)合生產(chǎn)的綜合能量轉(zhuǎn)化效率（５０％以上）高于單獨發(fā)電（４０％左右）或單獨合成油（５０％）。如果從技術(shù)上把聯(lián)合生產(chǎn)節(jié)能的好處單一表達為合成油能量轉(zhuǎn)化效率的提高，當合成油在產(chǎn)品中的能量份額陸續(xù)增加時，每噸合成油耗標準煤量就陸續(xù)下降，從單獨生產(chǎn)的３．３ｔ

陸續(xù)降到２．０ｔ，能量轉(zhuǎn)化效率大為提高，確實令

人鼓舞。

４．２經(jīng)濟合理性

煤電．煤化工聯(lián)產(chǎn)的經(jīng)濟效益十分突出。從

萬　

方數(shù)據(jù)表３看出，聯(lián)合生產(chǎn)可以降低工廠投資，當合成油在產(chǎn)品中的能量份額增加時，單位合成油投資就下降，估計成本也會隨之下降。當然存在成本的合理分攤問題，既考慮電力成本，也考慮合成油成本。

從關(guān)心溫室氣體排放的角度，今后煤轉(zhuǎn)化產(chǎn)業(yè)需要算這本帳！表４列舉了單獨ＩＧＣＣ與單獨合成油減排ＣＯ：的費用與不減排情況對比，看來每噸付出的費用在１０一２０ｕｓ￥，比常規(guī)煤粉鍋爐發(fā)電節(jié)省一半左右。聯(lián)合生產(chǎn)和減排ＣＯ：節(jié)省的資金將可部分抵消ＩＧＣＣ發(fā)電比常規(guī)煤粉鍋爐發(fā)電多付出的投資。

上述的對比只是初步情況，有待結(jié)合具體項目深入論證。

表２

ＩＧＣＣ和ＣＴＬ裝置用能指標‘１，２１

Ｔａｂｌｅ２

ＥｎｅｒｇｙｃｏｍｓｕｍｐｔｉｏｎｉｎｄｅｘｏｆＩＧＣＣｕｎｉｔ日ｎｄＣＴＴ．ｕｎｉｔ

類型

Ｉ捌ＧＣＣ勰趔ＣＴＬ一篡ＧＣＣ／－Ｇ篡ＣＣ／ｚ篡ＧＣＣ／

入廠原料煤／ｔ?ｈ。９７０

３８６３８６折合標準煤／ｔ?ｈ。１３５０

１２８８３５２５１３２２３２６產(chǎn)出油品／ｔ?ｈ～０

０２５０．０３５．３６６．１８０．７產(chǎn)出油品／ｋｔ?ａ。１０

０

２０００

２８０

５２０６９０發(fā)電／ＭＷ８２０６８９自用電／ＭＷ１４４

１４８外送電／ＭＷ１１５５４２７０４７５６７６５４１原料煤熱量／ＭＷ２８７５１

０４２６８００２０４３２６１７２６５０油品熱量／ＭＷ００３４００４７７８１６９９６外送電熱當量／ＭＷ

１１５５４２７０４７５６７６５４１能量轉(zhuǎn)化效率，％

４０４１５０４６．６５７５８轉(zhuǎn)化標準煤／ｔ?ｈ。

３５０１２８８３５２５ｌ３５０＇３２４外送電耗標償影ｔ?ｈ‘１

３５０１２８０１４３２０３１６２油品耗標準煤／ｔ?ｈ。１

０

０

８３５

１０８

１４７

１６２

姜糠魏譬／

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∽¨¨

苧簦翌學耗，標準彬ｔ?ｔ。１

３．３

３．１…

２．４

’�！玻�

表３

ＩＧＣＣ和ＣＴＬ裝置經(jīng)濟指標…

Ｔａｂｌｅ３

ＥｃｏｎｏｍｉｃｉｎｄｅｘｏｆＩＧＣＣｕｎｉｔａｎｄＣＴＬｕｎｉｔ

。中型小型

黲邀舷確嚼尊曩＿；』｜ｒ■。：ｌ１５５０、酌彭；職５．＿；；：｛。

玉愿總投資／ｑ９６：ＵＳ∥，

１１２３１２

７５０－１２３９’ｔ８５４

７發(fā)電部分。１

２３ｌ

０

ｓ１１

５３４制油部分

、０２７５０

４２８

３２０

單位油授碧移ＵＳ艫－（■妙。‘

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３２５。渤

曩ｉ；４３

單位油投資相對值

１００＿６２

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