煤的液化产生的背景是什么

煤的液化方法主要分为煤的直接液化和煤的间接液化两大类。

（1）煤直接液化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称为直接液化。裂化是一种使烃类分子分裂为几个较小分子的反应过程。因煤直接液化过程主要采用加氢手段，故又称煤的加氢液化法。

（2）煤间接液化间接液化是以煤为原料，先气化制成合成气，然后，通过催化剂作用将合成气转化成烃类燃料、醇类燃料和化学品的过程。

煤炭直接液化是把煤直接转化成液体燃料，煤直接液化的操作条件苛刻，对煤种的依赖性强。典型的煤直接液化技术是在400摄氏度、150个大气压左右将合适的煤催化加氢液化，产出的油品芳烃含量高，硫氮等杂质需要经过后续深度加氢精制才能达到目前石油产品的等级。一般情况下，一吨无水无灰煤能转化成半吨以上的液化油。煤直接液化油可生产洁净优质汽油、柴油和航空燃料。但是适合于大吨位生产的直接液化工艺目前尚没有商业化，主要的原因是由于煤种要求特殊，反应条件较苛刻，大型化设备生产难度较大，使产品成本偏高。

煤直接液化技术研究始于上世纪初的德国，1927年在Leuna建成世界上第一个10万吨／年直接液化厂。1936～1943年间，德国先后建成11套直接液化装置，1944年总生产能力达到400万吨／年，为德国在第二次世界大战中提供了近三分之二的航空燃料和50％的汽车及装甲车用油。第二次世界大战结束，美国、日本、法国、意大利及前苏联等国相继开展了煤直接液化技术研究。50年代后期，中东地区廉价石油的大量开发，使煤直接液化技术的发展处于停滞状态。1973年，爆发石油危机，煤炭液化技术重新活跃起来。德国、美国及日本在原有技术基础上开发出一些煤直接液化新工艺，其中研究工作重点是降低反应条件的苛刻度，从而达到降低液化油生产成本的目的。目前不少国家已经完成了中间放大试验，为建立商业化示范厂奠定了基础。

煤直接液化技术是由德国人于1913年发现的，并于二战期间在德国实现了工业化生产。德国先后有12套煤炭直接液化装置建成投产，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。二战后，中东地区大量廉价石油的开发，煤炭直接液化工厂失去竞争力并关闭。

70年代初期，由于世界范围内的石油危机，煤炭液化技术又开始活跃起来。日本、德国、美国等工业发达国家，在原有基础上相继研究开发出一批煤炭直接液化新工艺，其中的大部分研究工作重点是降低反应条件的苛刻度，从而达到降低煤液化油生产成本的目的。目前世界上有代表性的直接液化工艺是日本的NEDOL工艺、德国的IGOR工艺和美国的HTI工艺。这些新直接液化工艺的共同特点是，反应条件与老液化工艺相比大大缓和，压力由40MPa降低至17～30MPa，产油率和油品质量都有较大幅度提高，降低了生产成本。到目前为止，上述国家均已完成了新工艺技术的处理煤100t/d级以上大型中间试验，具备了建设大规模液化厂的技术能力。煤炭直接液化作为曾经工业化的生产技术，在技术上是可行的。目前国外没有工业化生产厂的主要原因是，在发达国家由于原料煤价格、设备造价和人工费用偏高等导致生产成本偏高，难以与石油竞争。

“七五”期间，山西煤化所开的煤基合成汽油技术被列为国家重点科技攻关项目。1989年在代县化肥厂完成了小型实验。“八五”期间，国家和山西省政府投资2000多万元，在晋城化肥厂建立了年产2000吨汽油的工业试验装置，生产出了90号汽油。在此基础上，提出了年产10万吨合成汽油装置的技术方案。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，科技部投入资金6000万，省政府投入1000万和本地企业的支持，经过一年多攻关，千吨级浆态床中试平台在2002年9月实现了第一次试运转，并合成出第一批粗油品，低温浆态合成油可以获得约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。其核心技术费托合成的催化剂、反应器和工艺工程也取得重大突破。

煤炭是我国分布最广、储量最多的能源资源，预计到下世纪中叶，我国的能源消费结构中煤炭仍将占主要地位。

但是，煤炭直接燃烧造成严重的环境污染。全国二氧 化硫（SO2）排放量及烟尘排放量中烧煤排放估计分别占90％和70％，还有NOX的污染问题。西南和华南已出现大面积酸雨区，并有扩大趋势。作为世界最大的煤炭消费国，烧煤排放的二氧化碳（CO2） 可能导致全球变暖的问题更是国际社会普遍关注的一个热点。因此，发展洁净煤技术，减少污染物排放，提高煤炭利用效率已成为我国，也是世界的一项重要的战略任务。

（1）先进燃烧和污染处理技术

洁净煤技术可用于燃烧前、中、后的任一阶段。

燃烧前的处理和净化技术

1）洗选处理。这是除去或减少原煤中所含的灰粉、矸石、硫等杂质，并按不同煤种、灰分、热值和粒度分成不同品种等级，以满足不同用户需要的方法。

1991年我国原煤洗选仅18.1％，洗选效率为85％，而发达国家原煤已全部洗选，洗选效率95％以上。

2）型煤加工。这是用机械方法将粉煤和低品位煤制成具有一定粒度和形状的煤制品。高硫煤成型时可加入适量固硫剂，大大减少SO2排放。我国民用型煤比烧散煤热效率可提高一倍。一般可节煤20－30％，烟尘和SO2减少40－60％，CO减少80％。在工业炉窑中使用可节煤15％，烟尘减少50－60％，SO2减少40－50％，NOX减少20－30％，

3）水煤浆。这是70年代发展起来的一种以煤代油的新燃料。它是把灰分很氏而挥发成分高的煤，研磨成250－300微米的微细煤粉，按煤约70％、水约30％的比例，加入0.5-1.0%分散剂和0.02-0.1的稳 定剂配制而成的,水煤浆可以像燃料油一样运输`储存和燃烧.我国制浆工艺已达国际水平，并已建成商业性示范工程。

燃烧中净化

1）先进的燃烧器。先进的燃烧器是通过改进电站锅炉以及工业锅炉和窑炉的设计和燃烧技术，以减少污染物排放，并提高燃烧效率。

国外已商业应用的有低NOX燃烧器，其燃烧过程是燃料和空气逐渐混合，以降低火焰温度，从而减少NOX生成；或者调节燃料与空气的混合比，提供只够燃料燃烧的氧，而不足以和氮结合成NOX。

我国已开发出新型水容量（热功率1兆瓦以上）煤粉燃烧器，燃烧效率达95％以上，在50％负荷条件下仍能稳定燃烧，且煤种适应性广，脱硫装置正在进一步开发。

2）流化床（沸腾炉）燃烧。流化床燃烧是把煤和吸附剂（石灰石）加入燃烧室的床层中，从炉底鼓风使床层悬浮，进入流化燃烧。流化形成湍流混合条件，从而提高燃烧效率；石灰石固硫，减少SO2排放；较低的燃烧温度（830－900℃）使NOX生成量大大减少。

流化床有鼓泡床和循环床两类，鼓泡床使煤保持在燃烧中心，流化燃烧主要在床内进行。循环床通过高速空气夹带固体颗粒进入并返回燃烧室，进行辅助燃烧，促使煤 粒沸腾燃尽。我国已出口巴基斯坦5万千瓦机组的沸腾炉。煤含硫6%,正在引进配12.5万千瓦机组的循环流化床。

燃烧后净化－烟气净化，包括SO2、NOX和颗粒物的控制。烟尘，SO2变成亚硫酸钙浆状物。干法是用浆状脱硫剂（石灰石）喷雾，与烟气中的SO2反应，生成硫酸钙，水分被蒸发，干燥颗粒用集尘器收集。这两种方法脱硫效率达90％。

烟气除尘，目前大型电站一般采用静电除尘器，除尘效率可达99％以上。

国外目前正在研究开发先进的脱硫工艺，以及可以同时脱除90％以上SO2和NOX的烟气净化新技术。

我国电站烟气净化尚处于初级阶段。90％的火电站装了除尘器，平均除尘效率90％，其中静电除尘仅占总数的12％，除尘效率96％。新建大型电站靠高烟囱（210米以上）扩散，扩散效果虽不差，可减轻城市空气污染，但不能解决地区的污染问题。

（2）煤的气化与液化

1）煤炭气化。煤炭气化是把经过适当处理的煤送入反应器，在一定的温度和压力下通过气化剂（空气或氧和蒸气），以一定的流动方式转化成气体。气化技术可将各类煤转化成各种气体产品，包括城市民用和工业用燃料气、发电燃料气、化工燃料气等。

煤的气化主要产生CO与H2灰分形成废渣排出。煤气化的好处是可在燃烧前脱除气态硫和氮组分。

1990年，我国煤制气消费量为235.9亿立方米。目前采用常压水煤气工艺、常压固体床－－段气化工艺等。正在开发常压循环流化床和常压固体床两段气化工艺。

国外正开发多种煤气化新工艺，目的是扩大气化煤种，提高处理能力和转换效率，减少污染物排放。还有地下煤层气化技术已引起各国重视，也有发展前途，值得研究。

2）燃气－－蒸汽联合循环发电。以煤气化生产燃料气，驱动燃气轮机发电，余气再用来烧锅炉，生产蒸气驱汽轮机发电。煤气经净化处理，可在燃烧前脱除硫和氮；联合循环可提高系统热效率。新一代煤气化联合循环发电的供电效率可达43－46％。

目前，国外已进入示范阶段的煤气化联合循环发电主要有三个方案：整体煤气化联合循环发电方案；增压流化床联合循环方案；第二代增压流化床煤气化联合循环发电方案。目前，在建和拟建的煤气化联合循环发电示范厂共24个。单套容量已达250－600兆瓦。

我国引进几套燃油联合循环机组，可供开发煤气化联合循 环发电的借鉴。另正在引进和开发高精燃气蒸汽联合循 环发电技术。关于增压流化床燃气－－蒸汽联全循环发电技术，我国已研究开发，取得了阶级性成果。

3）燃煤磁流体发电技术。亦称等离子体发电。是使极高温度并高度电离的气体高速流经强磁场直接发电的新型发电厂。当燃煤得到的2600K以上的高温等离子气体以高速 流过强磁场时，气体中的电子受磁力作用和气化中的活化金属粒子（钾、铯）的相互磁撞，沿着与磁力线成 直的方位流向电极而发出直流电，经交、直流交换装置可送入电网。从磁流体出来的气体可送往常规锅炉，加热水产出蒸汽，驱动汽轮机发电，组成高效率的联合循环，总的热效率可达50－60％，由于磁流体发电所用的钾盐可有效地脱硫和可以用控制燃烧的方法来有效控制NOX的产生，故它又是一种低污染燃烧发电技术。

4）煤炭液化。煤炭液化分间接液化和直接液化两类。间接液化是煤先气化，生产原料气，经净化后再进行调质反应，调整H2与CO的比例。

直接液化是把煤直接转化成液体产品。已完成中试的工艺主要有供氢溶剂法（EDS），氢一煤法，SRC法。

80年代开发出第三代两段催化加氢液化新工艺和煤－油共炼工艺，提高了煤液化的经济性。

我国1980年重新开展煤炭直接液化研究，从国外引进了小型试验装置，迄今已对多种煤进行了液化性能和工艺条件试验，以及直接液化和煤－油共炼试验。

在间接液化方面，我国对煤制甲醇做了大量工作。甲醇是用含H2和CO的原料制造的，可用作化工原料、溶剂和燃料。甲醇用作汽车燃料，可在汽油中掺入5％，15％，25％（M－15，M－25），或用纯甲醇（M－100）；甲醇和异丁烯合成甲基叔丁基醚（MTBE），用作无铅汽油辛烷值 加济；或直接合成低碳混 合醇（甲醇70％，低碳醇30％），用作汽油辛烷值 回剂。甲醇还可制取合成汽油。目前，我国甲醇年产能力超过60万吨，其中约20％用作燃料。煤制燃料甲醇已有成熟技术。

2、核能新技术

（1）新一代压水堆核电站

具有固有安全性的核电站反应堆。核反应堆在任何事故条件下都能自动停止运行，而且在最严重的假想事故条件下，停堆后的堆芯乘余热能依靠自然循环机理，导出堆外，保持堆内芯部和燃料元件的完整，从根本上排除堆芯深地、放射性逸出的可能，这种特性称为固有安全性，如改进压水堆、模块式高温气冷堆等。

（2）核燃料的增殖－快中子增殖反应堆。热中子反应堆主要是利用开然铀内的少量铀－235，以及在反应堆生成少量钚－239。因此热中子堆仅利用天然铀中2％左右的铀，世界上探明的铀资源难以保证核能的长期大规模利用。由快中子来产生和维持链式裂变反应的反应堆－－快中子堆，才有可能实现核燃料的增殖。快中子堆以钚－239为裂变燃料，由铀－238为增殖原料，铀－238俘获快中子后又可生成钚－239。由于一个钚－239原子核裂变放出的中子数平均值比一个铀－235核裂变放出的中子数为多，而且新生的钚－239有可能比消耗的钚－239还多，这样就可以实现核燃料的增殖。1951年，美国建成世界上第一座按上述原理工作的新型核反应堆－快中子增殖堆。到70年代末，快中子堆示范电站输出电功率已达3万千瓦，开始进入实用阶段。我国“863”计划已计划建造快中子实验堆。快中子堆在理论上可以利用全部铀资源，但实际上由于各种损失，约可利用铀资源达到60％以上。

（3）新的 供热资源－低温核供热堆和高温气冷堆

低温核供热堆是压水堆型的热中子堆，但它的参数远低于核电站用的压水堆，其压力约为15巴，温度200℃左右。由于参数低，设备造价低，在经济上有竞争力，世界上如原苏联、加拿大、德国、瑞典、瑞士、法国等国都有发展低温核供热的计划。我国开展低温核供热堆已有多年，第一个5000千瓦的低温核供热试验堆已于1990年投入运行。

高温气冷堆是采用石墨作慢化剂和惰性气体氦气作冷却剂的热中子堆。由于石墨耐高温，所以反应堆出口的氦气温度可以高达950℃。元远高于核电站压水堆的出口水温300－350℃，现在设计的模块型高温气冷堆不仅可以高温供热，高效发电，而且有很好的固有安全性能。德国和美国在60年代就有实验堆和示范堆运行，目前日本正在建造3万千瓦热功率的高温气冷实验堆，我国“863”计划也决定在本世纪内建造1万千瓦热功率的实验堆。

（4）受控热核聚变能

1）聚变反应。核聚变是两个或两个以上的较轻原子核〖如氢（H）的两种同位素： （D）帮 （T）〗，在超高温等特定条件下聚合成一个较重的子核，同时释放出巨大能量。因为这种反应必须在极高的温度（1－5亿℃）下进行，所以叫热核反应。据计算，1公斤热核聚变燃料放出的能量为核裂变的4倍。

2）核聚变原料主要是氢、 和 。 也称重氢， 也称超重氢，1公斤海水中含有

0.034克 ，故地球上汪洋大海里有23.4万亿吨 ，足够人类使用几十亿年，是一项无究无尽的持久能源。

聚变能目前尚处于研究阶段，离实用还有相当差距。但基于其取之不尽的资源和优越的性能，能量大，且没有像裂变堆那样产生大量放射性废物，故其远景是很好的。预计在下世纪中叶可望能商 用。目前也有人考虑在其商用以前开展聚变－裂变混合堆的研究，其原理是用聚变反应产生的中子来增殖裂变燃料，充分利用裂变铀、钍核资源。我国也正在研究中。

3、新能源技术

（1）太阳能新技术

太阳能是一种巨大且对环境无污染的能源。

太阳能的转换和利用方式有：光－热转换、光－电转换和光－化学转换。

1）太阳能热利用和热发电技术。太阳能热利用是太阳辐射能量通过各种集热部件转变成热能后被直接利用，它可分低温（100－300℃）：工业用热、制冷、空调、烹调等；高温（300℃以上）：热发电、材料高温处理等。

太阳能节能建筑分主动式或衩动式两种。前者与常规能源采暖系统基本相同，仅以太阳能集热器作为热源代替传统锅炉。后者是利用建筑本身的结构，吸收和储存太阳能，达到取暖的目的。

太阳能热发电技术是利用太阳能产生热能，再转换成机械能的发电过程。发电系统主要同集热系统、热传输系统、蓄热器、热交换器以及汽轮发电机系统等组成。美国LUZ公司已建了9个电站，总装机容量为35万千瓦，平均效率达14％，电价约8美分／千瓦时。太阳能热发电技术涉及光学、传热学、材料科学、自动化等学科，是一门综合性交叉性很强的高新技术，也是太阳能开发和研究领域的难点。太阳能热发电技术的关键问题是太阳能的光辐射吸收和高效传热技术。

2）太阳能光电转换技术。太阳电池类型很多，如单晶硅电池、多晶硅电池、非晶硅电池、硫化 电池、 化电池等。美国、德国、日本都将太阳能光电技术列为新源首位，制造和发电成本已在特殊应用场合有一定竞争能力。当前发展主要障碍是光电池成本高。我国已能生产，年产达1000千瓦，能量转换率达14％。多晶硅电池采用熔化浇铸，定向凝固方法制造，有可能在现有基础上降低成本30％，向实用化推进一步，但要使成数量级下降，需改变制造工艺，制造硅膜太阳能电池和发电系统，需大力加强基础研究。

3）光化学转换技术。光化学是研究光和物质相互作用引起的化学反应的一个化学分支。光化学电池是利用光照射半导体和电解液界面，发生化学反应，在电解液内形成电流，并使水电离直接产生氢的电池。

我国据1991年不完全统计，已推广太阳能热水器180万平方米，被动太阳能节能房30万平方米，太阳能农用温室33万公顷，太阳灶12万台。我国光伏电池已有4.5兆瓦生产能力。高效电池、非晶硅电池的实验室水平与国外相差不大，但在向生产力转化和应用领域方面差距很大，有待开拓。

（2）风能技术

我国风能总储量估计为1.6×10 9千瓦,在世界各国排列第三,可开发利用的约为2/10,即约3亿千瓦.可以有效利用的风速范围为3-20米/秒.

目前全世界风力机用于发电的超过总量的2/3.

风力机可分为微型（1千瓦以下）、小型（1－10千瓦）、中型（10－100千瓦）、大型（100千瓦以上）。目前世界上最大的风力发电机在美国夏威 ，为3200千瓦 。

到1992年，全世界风力发电装机达2700万千瓦。主导产品是150－250千瓦机组，300－500千瓦机组开始小批量生产。

我国风力发电装机容量为20万千瓦左右，有小型风力发电机12万台，中小型风力发电厂9个。小型 风力机年产3万台，55千瓦、120千瓦、200千瓦风力发电机的研制和生产正在进行中。风力发是技术关键是大型风力机的叶片设计 、制造和安全性技术，二是优化运行控制方案与控制系统。

美国目前每千瓦时风电价约6－7美分，到2000年可能降至4美分。

（3）生物质能利用新技术

生物质能是绿色植物 通过绿素将太阳能转化为化学能而储存在生物质内部的能量。生物质能通常包括木材和森林工业废弃物、农业废弃物、水生植物、油料植物、城市与工业有机废弃物和动物粪便等。目前发展的生物质能利用技术有：

1）热化学转化技术。是将固体生物质转换成可燃气体、焦油、木炭等品位高的能源产品。

2）生物化学转换技术。主要指生物质在微生物的发酵作用下生成沼气、酒精等能源产品。沼气是有机物质在一定温度、温度、酸咸度和厌氧条件下经各种微生物发酵及分解作用而产生的一种混合可燃 气体。

3）生物质压块细密成型技术。是把粉碎烘干的生物质加入成型挤压机，在一定温度和压力下，形成较高密度的固体燃料，密度约为1.2-1.3克／厘米3，热值在20 焦／公斤左右。

4）化学转换技术。

1990年，我国消费生物质能约2.64亿吨标准煤,大部分是直接燃烧的.目前,我国已研制成功小型气化炉，气化率达70％以上。高效生物质燃烧炉，热效率达85％。

（4）波浪能和潮汐能

这两项海洋能源我国约有4－5亿千瓦，已建成1280千瓦时平潭幸福洋潮汐电站。我国波力发电极有特色，在基础研究方面已进入世界前沿，在实用上已有10千瓦级的岸式或漂浮式波力发电装置，并装备了航标灯。海洋能的开发应着重两个方面，其一是基础研究，如海洋能的收集与聚能，最佳转换方式和转换机械，随机、间断、不稳定转换技术等；其二是多能互补，与海湾、海岛、入海口其他新能源多能并举多能互补。

（5）氢能利用技术

从70年代初开始将氢应用于发电以及各种机动车和飞行器的燃料，已有不少试验装置在运行。氢作为能源使用时，无污染物产生，燃烧产物是水，而生产氢的原料也是水。氢的热值高，每克液氢可达120千焦，是汽油的2.8倍。

1）氢气制备。可以用电解法、热化学法、光电化学法或等离子体化学法制氢。

2）氢的储存。氢的储存可以用压缩、低温液化和贮氢金属吸存。

3）氢的利用。可作燃料，用于导航、机动车等；可用氢燃料电池通过电化学反应直接转换成电能；可用作各种能源的转换介质或中间载体。

作为人类长远的战略能源，氢可与其他一次能源结合发展各种氢能系统，特别是太阳能－氢能综合能源系统有很好发展前途。国际上认为氢能将是21世纪中后期最理想的能源。

4、节能新技术

我国的一些高耗能产品的能耗水平与国际水平比较，差距仍很大，除一般节能方法和采取的节能措施外，尚须采取节能瓣措施，新方法。

（1）余热回收利用技术

对于低品位余热利用，需研究强化传热的机理，研制包括热管在内的各种高效换热元件和紧凑换热器，是低品位热动力开发和发展热泵技术的重要储备；换热器小型化和降低成本是低品位余热动力回收装置提高经济上竞争性的主要技术关键。

1）热泵技术。是以消耗一部分高质能（机械能、电能）为裣，使热量从低温热源向高温热源传递。热泵可以用消耗少量高质能，获得较多的热能。

2）热管技术。热管是一种具有很高传热性能的元件。它利用封闭在管壳内的工作液体的相变（沸腾 、凝洁）来传递热量。当蒸气流向冷凝段，冷凝段由于受到冷却使蒸汽凝结成液体，液体再沿多孔材料借助毛细管的作用流回蒸发段，如此循环不已。作为一种传热新技术，广泛用于电子工业、空间技术和工业余热回收等方面。

（2）电子电力技术

电子电力技术在工业、交通运输、通信、家用电器等领域有广泛的前途。电子电力技术是节能的利器，例如：风机、水泵的阀门调节改为交流调速控制，可节电30－40％；直流传动改为可关断晶体管变频传动，可节电1／3以上；采用电子变频器和新型荧光粉的高效荧光灯，节电率可达80％。

据估计，全国推广应用电子电力技术，每年可节电400亿千瓦时，应用电子电力技术的各种节能产品，节 材率达40－90％。

（3）高效电动机

采用新材料、改进设计、具有低损耗、高功率因素的电机，电动机占我国总用电量的60％，高效电动机的效率比一般标准电动机高2－7％，永磁电动机可提高效率4－10％。

（4）高效节能照明技术

采用高频整流器降低灯的耗电率，采用稀土荧光粉吸收紫外线并变为可见光，提高发光效率。例如用节能灯代替白炽灯可提高效率50－80％。

（5）远红外线加热技术

是利用远红外辐射元件发出的远红外线，使被加热物体吸收，直接转变成热能的一种加热方式。远红外辐射电暖器就是一例。

（6）电热膜加热技术

是将电子电热膜直接制作在被加热体的表面上，当通电加热时，热量会很快专给 被加热体。因此电热膜加热效率达85％，而普通电热丝加热次序仅40％。电热摸是一种导电薄膜，它可用于电热杯、电淋浴器、电吹风、电暖气等电热器具。电热膜加热功率在100－2000瓦范围内，使用寿命高于2000小时。

当前世界各国都十分重视节能，国际能源界也有将节能称为第五能源，与煤、石油及天然气、水电、核电四大能源并列。览于节能对合理利用自然资源和保护环境的重要意义，各国对推动节能新技术都采取了各种政策措施，例如，采取补贴的政策等。我国已公布淘汰和停止生产高耗能产品，优先发展高效节能设备的政策。

总之，能源的开发利用与发展是直接关系到国民经济发展、社会进步和人民生活的大事。要坚持开发利用与节约并举，要重视发展清洁与可再生能源，保护环境；要依靠科技进步，加大技术改造力度，合理配置，提高能源利用效率；要加强能源开发与环境保护的基础与应用研究，使能源工业与经济、社会、环境协调发展，促进国民经济持续、快速、健康发展和社会全面进步。

煤的间接液化技术是先将煤全部气化成合成气，然后以煤基合成气（一氧化碳和氢气）为原料，在一定温度和压力下，将其催化合成为烃类燃料油及化工原料和产品的工艺，包括煤炭气化制取合成气、气体净化与交换、催化合成烃类产品以及产品分离和改制加工等过程。 1923年，德国化学家首先开发出了煤炭间接液化技术。40年代初，为了满足战争的需要，德国曾建成9个间接液化厂。二战以后，同样由于廉价石油和天然气的开发，上述工厂相继关闭和改作它用。之后，随着铁系化合物类催化剂的研制成功、新型反应器的开发和应用，煤间接液化技术不断进步，但由于煤炭间接液化工艺复杂，初期投资大，成本高，因此除南非之外，其它国家对煤炭间接液化的兴趣相对于直接液化来说逐渐淡弱。

煤炭间接液化技术主要有三种，即的南非的萨索尔（Sasol）费托合成法、美国的Mobil甲醇制汽油法和正在开发的直接合成法。煤间接液化技术在国外已实现商业化生产，全世界共有3家商业生产厂正在运行，它们分别是南非的萨索尔公司和新西兰、马来西亚的煤炭间接液化厂。新西兰煤炭间接液化厂采用的是Mobil液化工艺，但只进行间接液化的第一步反应，即利用天然气或煤气化合成气生产甲醇，而没有进一步以甲醇为原料生产燃料油和其它化工产品，生产能力1.25万桶/天。马来西亚煤炭间接液化厂所采用的液化工艺和南非萨索尔公司相似，但不同的是它以天然气为原料来生产优质柴油和煤油，生产能力为50万吨/年。因此，从严格意义上说，南非萨索尔公司是世界上唯一的煤炭间接液化商业化生产企业。

南非萨索尔公司成立于50年代初，1955年公司建成第一座由煤生产燃料油的Sasol-1厂。70年代石油危机后，1980年和1982年又相继建成Sasol-2厂和Sasol-3厂。3个煤炭间接液化厂年加工原煤约4600万t，产品总量达768万t，主要生产汽油、柴油、蜡、氨、乙烯、丙烯、聚合物、醇、醛等113种产品，其中油品占60%，化工产品占40%。该公司生产的汽油和柴油可满足南非28%的需求量，其煤炭间接液化技术处于世界领先地位。

此外，美国SGI公司于80年代末开发出了一种新的煤炭液化技术，即LFC（煤提油）技术。该技术是利用低温干馏技术，从次烟煤或褐煤等非炼焦煤中提取固态的高品质洁净煤和液态可燃油。美国SGI公司于1992年建成了一座日处理能力为1000t的次烟煤商业示范厂。 费托合成（Fisher-Tropsch Sythesis）合成是指CO在固体催化剂作用下非骏相氢化生成不同链长的烃类（C1～C25）和含氧化合物的反应。该反应于1923年由F.Fischer和H.Tropsch首次发现后经Fischer等人完善，并于1936年在鲁尔化学公司实现工业化，费托（F-T）合成因此而得名。

费托合成反应化学计量式因催化剂的不同和操作条件的差异将导致较大差别，但可用以下两个基本反应式描述。

（1）烃类生成反应

CO+2H2→(-CH2-)+H2O

（2）水气变换反应

CO+ H2O→H2+ CO2

由以上两式可得合成反应的通用式：

2CO+H2→(-CH2-)+ CO2

由以上两式可以推出烷烃和烯烃生成的通用计量式如下：

（3）烷烃生成反应

nCO+(2n+1)H2→CnH2n+2+nH2O

2nCO+(n+1)H2→CnH2n+2+nCO2

3nCO+(n+1)H2O→CnH2n+2+(2n+1)CO2

nCO2+(3n+1)H2→CnH2n+2+2nH2O

（4）烯烃生成反应

nCO+2nH2→CnH2n+nH2O

2nCO+nH2→CnH2n+nCO2

3nCO+nH2O→CnH2n+2nCO2

nCO2+3nH2→CnH2n+2nH2O

间接液化的主要反应就是上面的反应，由于反应条件的不同，还有甲烷生成反应，醇类生成反应（生产甲醇就需要此反应），醛类生成反应等等。 煤间接液化可分为高温合成与低温合成两类工艺。高温合成得到的主要产品有石脑油、丙烯、α－烯烃和C14～C18烷烃等，这些产品可以用作生产石化替代产品的原料，如石脑油馏分制取乙烯、α－烯烃制取高级洗涤剂等，也可以加工成汽油、柴油等优质发动机燃料。低温合成的主要产品是柴油、航空煤油、蜡和LPG等。煤间接液化制得的柴油十六烷值可高达70，是优质的柴油调兑产品。

煤间接液化制油工艺主要有Sasol工艺、Shell的SMDS工艺、Syntroleum技术、Exxon的AGC-21技术、Rentech技术。己工业化的有南非的Sasol的浆态床、流化床、固定床工艺和Shell的固定床工艺。国际上南非Sasol和Shell马来西亚合成油工厂已有长期运行经验。

典型煤基F－T合成工艺包括：煤的气化及煤气净化、变换和脱碳；F－T合成反应；油品加工等3个纯“串联”步骤。气化装置产出的粗煤气经除尘、冷却得到净煤气，净煤气经CO宽温耐硫变换和酸性气体（包括H2和CO2等）脱除，得到成分合格的合成气。合成气进入合成反应器，在一定温度、压力及催化剂作用下，H2S和CO转化为直链烃类、水以及少量的含氧有机化合物。生成物经三相分离，水相去提取醇、酮、醛等化学品；油相采用常规石油炼制手段（如常、减压蒸馏），根据需要切割出产品馏份，经进一步加工（如加氢精制、临氢降凝、催化重整、加氢裂化等工艺）得到合格的油品或中间产品；气相经冷冻分离及烯烃转化处理得到LPG、聚合级丙烯、聚合级乙烯及中热值燃料气。 （1）合成条件较温和，无论是固定床、流化床还是浆态床，反应温度均低于350℃，反应压力2.0－3.0MPa；

（2）转化率高，如SASOL公司SAS工艺采用熔铁催化剂，合成气的一次通过转化率达到60%以上，循环比为2.0时，总转化率即达90%左右。Shell公司的SMDS工艺采用钴基催化剂，转化率甚至更高；

（3）受合成过程链增长转化机理的限制，目标产品的选择性相对较低，合成副产物较多，正构链烃的范围可从C1至C100；随合成温度的降低，重烃类（如蜡油）产量增大，轻烃类（如CH4、C2H4、C2H6、……等）产量减少；

（4）有效产物－CH2－的理论收率低，仅为43.75%，工艺废水的理论产量却高达56.25%；

（5）煤消耗量大，一般情况下，约5～7t原煤产1t成品油。

（6）反应物均为气相，设备体积庞大，投资高，运行费用高；

（7）煤基间接液化全部依赖于煤的气化，没有大规模气化便没有煤基间接液化。 我国从50年代初即开始进行煤炭间接液化技术的研究，曾在锦州进行过4500t/年的煤间接液化试验，后因发现大庆油田而中止。由于70年代的两次石油危机，以及“富煤少油”的能源结构带来的一系列问题，我国自80年代初又恢复对煤间接液化合成汽油技术的研究，由中科院山西煤化所组织实施。

“七五”期间，山西煤化所开的煤基合成汽油技术被列为国家重点科技攻关项目。1989年在代县化肥厂完成了小型实验。“八五”期间，国家和山西省政府投资2000多万元，在晋城化肥厂建立了年产2000吨汽油的工业试验装置，生产出了90号汽油。在此基础上，提出了年产10万吨合成汽油装置的技术方案。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，科技部投入资金6000万，省政府投入1000万和本地企业的支持，经过一年多攻关，千吨级浆态床中试平台在2002年9月实现了第一次试运转，并合成出第一批粗油品，低温浆态合成油可以获得约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。其核心技术费托合成的催化剂、反应器和工艺工程也取得重大突破。

万吨级煤基合成汽油工艺技术软件开发和集成的研究正在进行，从90年代初开始研究用于合成柴油的钴基催化剂技术也正处在试验阶段。经过20年的开发和研究，目前我国已经具备建设万吨级规模生产装置的技术储备，在关键技术、催化剂的研究开发方面已拥有了自主知识产权。可以这样讲，我国自己研发的煤炭液化技术已达到世界先进水平。中科院山西煤化所与连顺能源有限公司就共同组建合成油品实验室达成协议，连顺公司为山西煤化所技术研究和开发出资1500万元，用于关键技术的研究和有关技术的开发，并最终用3－5年时间在山西朔州建一个年产15万t合成液化油的间接液化生产厂。中科院和山西省政府签署了“发展山西煤间接液化合成油产业的框架协议”，根据这个协议，在今后5－10年内，山西省将以自己的煤炭资源优势为依托，借助产业化部门的加盟，通过国家投资和社会融资方式，在朔州和大同几个大煤田之间建成一个以百万吨煤基合成油为核心的、多联产特大型企业集团。

在技术开发的同时，国内煤炭企业对引进成熟技术、建设煤间接液化工厂做了大量工作。平顶山煤业集团、宁夏煤业集团以及神华集团就建设间接液化商业化示范工厂进行了煤种评价试验和建厂预可行性研究，并就引进技术、投融资、立项等做了大量前期工作，项目正在论证阶段。

自从Fischer和Tropsch发现在碱化的铁催化剂上可从CO和H2生成烃类化合物以来，费托合成技术就伴随着世界原油价格的波动以及政治因素而盛衰不定。费托合成率先在德国开始工业化应用，1934年鲁尔化学公司建成了第一座间接液化生产装置，产量为7万吨/年，到1944年，德国共有9个工厂共57万吨/年的生产能力。在同一时期，日本、法国、中国也有6套装置建成。

二十世纪五十年代初，中东大油田的发现使间接液化技术的开发和应用陷入低潮，但南非是例外。南非因其推行的种族隔离政策而遭到世界各国的石油禁运，促使南非下决心从根本上解决能源供应问题。考虑到南非的煤炭质量较差，不适宜进行直接液化，经过反复论证和方案比较，最终选择了使用煤炭间接液化的方法生产石油和石油制品。SASOL I厂于1955年开工生产，主要生产燃料和化学品。20世纪70年代的能源危机促使SASOL建设两座更大的煤基费托装置，设计目标是生产燃料。当工厂在1980和1982年建成投产的时候，原油的价格已经超过了30美元/桶。此时SASOL的三座工厂的综合产能已经大约为760万吨/年。由于SASOL 生产规模较大，尽管经历了原油价格的波动但仍保持赢利。南非不仅打破了石油禁运，而且成为了世界上第一个将煤炭液化费托合成技术工业化的国家。1992和1993年，又有两座基于天然气的费托合成工厂建成，分别是南非 Mossgas 100万吨/年和壳牌在马来西亚Bintulu 的50万吨/年的工厂。 F-T合成的主反应：

生成烷烃：nCO+(2n+1)H2 = CnH2n+2+nH2O

生成烯烃：nCO+(2n)H2 = CnH2n+nH2O

另外还有一些副反应，如：

生成甲烷：CO+3H2 = CH4+H2O

生成甲醇：CO+2H2 = CH3OH

生成乙醇：2CO+4H2 = C2H5OH+ H2O

结炭反应：2CO = C+CO2 固定床反应器首先由鲁尔化学（Ruhrchemir）和鲁齐（Lurge）两家公司合作开发而成，简称Arge反应器。1955年第一个商业化Arge反应器在南非建成投产。反应器直径3米，由2052根管子组成，管内径5厘米，长12米，体积40m3；管外为沸腾水，通过水的蒸发移走管内的反应热，产生蒸汽。管内装填了挤出式铁催化剂。反应器的操作条件是225°C，2.6MPa。大约占产品50%的液蜡顺催化剂床层流下。基于SASOL的中试试验结果，一个操作压力4.5 MPa的Arge反应器在1987年投入使用。管子和反应器的尺寸和Arge 反应器基本一致。

通常多管固定床反应器的径向温差为大约2～4°C。轴向温度差为15～20°C。为防止催化剂失活和积碳，绝不可以超过最高反应温度，因为积碳可导致催化剂破碎和反应管堵塞，甚至需要更换催化剂。固定床中铁催化剂的使用温度不能超过260°C，因为过高的温度会造成积碳并堵塞反应器。为生产蜡，一般操作温度在230°C左右。最大的反应器的设计能力是1500桶/天。

固定床反应器的优点有：易于操作；由于液体产品顺催化剂床层流下，催化剂和液体产品分离容易，适于费托蜡生产。由于合成气净化厂工作不稳定而剩余的少量的H2S，可由催化剂床层的上部吸附，床层的其它部分不受影响。固定床反应器也有不少缺点：反应器制造昂贵。高气速流过催化剂床层所导致的高压降和所要求的尾气循环，提高了气体压缩成本。费托合成受扩散控制要求使用小催化剂颗粒，这导致了较高的床层压降。由于管程的压降最高可达0.7 MPa，反应器管束所承受的应力相当大。大直径的反应器所需要的管材厚度非常大，从而造成反应器放大昂贵。另外，装填了催化剂的管子不能承受太大的操作温度变化。根据所需要的产品组成，需要定期更换铁基催化剂；所以需要特殊的可拆卸的网格，从而使反应器设计十分复杂。重新装填催化剂也是一个枯燥和费时的工作，需要许多的维护工作，导致相当长的停车时间；这也干扰了工厂的正常运行。 德国人在上世纪的40和50年代曾经研究过三相鼓泡床反应器，但是没有商业化。SASOL的研发部门在二十世纪七十年代中期开始了对浆态床反应器的研究。1990年研发有了突破性进展，一个简单而高效的蜡分离装置成功地通过了测试。100桶/天的中试装置于1990年正式开车。SASOL于1993年5月实现了ID=5m，20m高的产能为2500桶/天的浆态床反应器的开工。

SASOL的三相浆态床反应器（Slurry Phase Reactor）可以使用铁催化剂生产蜡、燃料和溶剂。压力2.0 MPa，温度高于200℃。反应器内装有正在鼓泡的液态反应产物（主要为费托产品蜡）和悬浮在其中的催化剂颗粒。SASOL浆态床技术的核心和创新是其拥有专利的蜡产物和催化剂实现分离的工艺；此技术避免了传统反应器中昂贵的停车更换催化剂步骤。浆态床反应器可连续运转两年，中间仅维护性停车一次。反应器设计简单。SASOL浆态床技术的另一专利技术是把反应器出口气体中所夹带的“浆”有效地分离出来。

典型的浆态床反应器为了将合成蜡与催化剂分离，一般内置2～3层的过滤器，每一层过滤器由若干过滤单元组成，每一组过滤单元又由3～4根过滤棒组成。正常操作下，合成蜡穿过过滤棒排出，而催化剂被过滤棒挡住留在反应器内。当过滤棒被细小的催化剂颗粒堵塞时可以采用反冲洗的方法进行清洗。在正常工况下一部分过滤单元在排蜡，另一部分在反冲洗，第三部分在备用。另外为了将反应热移走，反应器内还设置2～3层的换热盘管，进入管内的是锅炉给水，通过水的蒸发移走管内的反应热，产生蒸汽。通过调节汽包的压力来控制反应温度。此外在反应器的下部设有合成气分配器，上部设有除尘除沫器。其操作过程如下：合成气经过气体分配器在反应器截面上均匀分布，在向上流动穿过由催化剂和合成蜡组成的浆料床层时，在催化剂作用下发生FT合成反应。生成的轻烃、水、CO2和未反应的气体一起由反应器上部的气相出口排出，生成的蜡经过内置过滤器过滤后排出反应器，当过滤器发生堵塞导致器内器外压差过大时，启动备用过滤器，对堵赛的过滤器应切断排蜡阀门，而后打开反冲洗阀门进行发冲洗，直至压差消失为止。为了维持反应器内的催化剂活性，反应器还设置了一个新鲜催化剂/蜡加入口和一个催化剂/蜡排出口。可以根据需要定期定量将新鲜催化剂加入同时排出旧催化剂。

浆态床反应器和固定床相比要简单许多，它消除了后者的大部分缺点。浆态床的床层压降比固定床大大降低，从而气体压缩成本也比固定床低很多。可简易地实现催化剂的在线添加和移走。浆态床所需要的催化剂总量远低于同等条件下的固定床，同时每单位产品的催化剂消耗量也降低了70%。由于混合充分，浆态床反应器的等温性能比固定床好，从而可以在较高的温度下运转，而不必担心催化剂失活、积碳和破碎。在较高的平均转化率下，控制产品的选择性也成为可能，这就使浆态床反应器特别适合高活性的催化剂，SASOL现有的浆态床反应器的产能是2500桶/天，2003年为卡塔尔和尼日利亚设计的是ID=9.6m、17000桶/天的商业性反应器。SASOL认为设计使用Co催化剂的能力达到22300桶/天的反应器也是可行的，这在经济规模方面具有很大的优势。 1955年前后，萨索尔在其第一个工厂（Sasol I）中对美国Kellogg 公司开发的循环流化床反应器（CFB）进行了第一阶段的500倍的放大。放大后的反应器内径为2.3米，46米高，生产能力1500桶/天。此后克服了许多困难，多次修改设计和催化剂配方，这种后来命名为 Synthol 的反应器成功地运行了30年。后来SASOL通过增加压力和尺寸，反应器的处理能力提高了3倍。1980年在SASOL II、1982年在SASOL III分别建设了8台ID=3.6m、生产能力达到6500桶/天的Synthol 反应器。使用高密度的铁基催化剂。循环流化床的压降低于固定床，因此其气体压缩成本较低。由于高气速造成的快速循环和返混，循环流化床的反应段近乎处于等温状态，催化剂床层的温差一般小于2°C。循环流化床中，循环回路中的温度的波动范围为30°C左右。循环流化床的一个重要的特点是可以加入新催化剂，也可以移走旧催化剂。

循环流化床也有一些缺点：操作复杂；新鲜和循环物料在200°C 和2.5 MPa条件下进入反应器底部并夹带起部分从竖管和滑阀流下来的350°C的催化剂。在催化剂沉积区域，催化剂和气体实现分离。气体出旋风分离器而催化剂由于线速度降低从气体中分离出来并回到分离器中。从尾气中分离细小的催化剂颗粒比较困难。一般使用旋风分离器实现该分离，效率一般高于99.9%。但由于通过分离器的高质量流率，即使0.1% 的催化剂也是很大的量。所以这些反应器一般在分离器下游配备了油洗涤器来脱除这些细小的颗粒。这就增加了设备成本并降低了系统的热效率。另外在非常高线速度的部位，由碳化铁颗粒所引起的磨损要求使用陶瓷衬里来保护反应器壁，这也增加了反应器成本和停车时间。Synthol 反应器一般在2.5 MPa和340°C的条件下操作。 鉴于循环流化床反应器的局限和缺陷，SASOL开发成功了固定流化床反应器，并命名为SASOL Advanced Synthol（简称为SAS）反应器。

固定流化床反应器由以下部分组成：含气体分布器的容器；催化剂流化床；床层内的冷却管；以及从气体产物中分离夹带催化剂的旋风分离器。

固定流化床操作比较简单。气体从反应器底部通过分布器进入并通过流化床。床层内催化剂颗粒处于湍流状态但整体保持静止不动。和商业循环流化床相比，它们具有类似的选择性和更高的转化率。因此，固定流化床在SASOL得到了进一步的发展，一个内径1米的演示装置在1983年开车。一个内径5米的商业化装置于1989年投用并满足了所有的设计要求。1995年6月，直径8米的SAS反应器商业示范装置开车成功。1996年SASOL决定用8台SAS反应器代替SASOL II和SASOL III厂的16台Synthol 循环流化床反应器。其中4台直径8米的SAS反应器，每个的生产能力是11000桶/天；另外四个直径10.7米的反应器，每个生产能力是20000桶/天。这项工作于1999年完成，2000年SASOL又增设了第9台SAS反应器。固定流化床反应器的操作条件一般是2.0～4.0 MPa，大约340℃，使用的一般是和循环流化床类似的铁催化剂。

在同等的生产规模下，固定流化床比循环流化床制造成本更低，这是因为它体积小而且不需要昂贵的支承结构。由于SAS反应器可以安放在裙座上，它的支撑结构的成本仅为循环流化床的5%。因为气体线速较低，基本上消除了磨蚀从而也不需要定期的检查和维护。SAS反应器中的压降较低，压缩成本也低。积碳也不再是问题。SAS催化剂的用量大约是Synthol的50%。由于反应热随反应压力的增加而增加，所以盘管冷却面积的增加使操作压力可高达40巴，大大地增加了反应器的生产能力。

燃烧时注意通风，留有足够的空隙，让它充分燃烧。烧尽后的煤砟子在冬天可以趁热铺到一些容易使人摔倒的地翻上，防滑。

煤通过隔绝空气高温分馏可以得到焦炭、煤焦油、焦炉煤气等，焦炭和焦炉煤气可以做燃料，热值高，而且污染很小；煤焦油是一种含有多种重要化工原料的资源，可以提取香精，制炸药、尼龙等。这样煤就得到了综合利用，同时也减少了对环境的污染。

工艺性质

煤的工艺性质是工业评价合理用煤的依据，主要包括粘结性、结焦性、发热量、化学反应性、热稳定性、焦油产率和可选性等。粘结性是指煤在高温干馏中产生胶质体，使煤粒相互粘结成块的性能。粘结性是评价炼焦用煤的主要指标。

结焦性是指在炼焦炉中能炼出适合高炉用的有足够强度的冶金焦炭的性质。发热量是指单位质量的煤在完全燃烧时所产生的热量。煤的发热量是煤质的重要指标，是计算热平衡、耗煤量、热效率等的依据。

以上内容参考：百度百科-煤