白爾錚

(中國石油化工股份有限公司上海石油化工研究院，201208)

我國是一個缺油、少氣、多煤炭國家，在化石能源總消費量中，煤炭占主要地位，2011年煤產量3 520 Mt，占能源總量的77%，消費比例占68.8%。目前我國已探明煤炭儲量約145.7 Gt，煤層氣的地質儲量3.681×1013m3，僅次于俄羅斯和加拿大，居世界第3位。相比之下，我國2011年原油產量203 Mt，進口量高達250 Mt，對外依存度超過50%。石油和天然氣已探明消費量分別為4.0 Gt和4.2 Gt，儲采比分別為15年和38年。豐富的煤炭資源決定了我國發(fā)展C1化工的必然性。

1 煤制合成氣和天然氣

1.1 煤制合成氣

煤氣化技術是煤制合成氣和天然氣的關鍵技術。近年來華東理工大學與山東兗礦集團在消化吸收德士古公司水煤漿氣化技術基礎上，成功開發(fā)出具有自主知識產權的新型多噴嘴對置式水煤漿氣化技術，在國際上已與德士古、殼牌等公司的煤氣化技術并駕齊驅。目前該技術已在17家企業(yè)的41臺氣化爐上推廣應用，其中15臺已投入運轉。此外，北京航天萬源煤化工工程技術有限公司自主開發(fā)的航天HT－L粉煤加壓氣化技術填補了國內大型粉煤氣化技術空白，并在安徽、河南等地建成工業(yè)示范裝置，在國內已推廣到12個企業(yè)的20臺氣化爐，其中4臺已投入運轉，其有效氣體成分、碳轉化率和煤氣化熱效率等各項指標等同或優(yōu)于國外同類氣化爐。我國自主開發(fā)的“清華爐”水煤漿氣化技術也在不斷創(chuàng)新，新開發(fā)的全球首套冷壁水煤漿氣化技術也已于2011年8月投產。國內自主開發(fā)的煤氣化技術還包括新型多元料漿氣化技術、兩段式干煤粉加壓氣化技術和灰熔漿流化床粉煤氣體技術等［1］。

1.2 煤制天然氣

煤制天然氣是近年來C1化工新技術開發(fā)的熱點。2011年我國天然氣產量1.019×1011m3，預計2015年需求量將達2.6×1010m3，進口量將達9.00×1010m3，因而該技術的開發(fā)有利于縮小我國天然氣的供應缺口。

煤制天然氣熱值可達37～38 MJ/m3，比國家標準規(guī)定的天然氣最低熱值(31.4 MJ/m3)高17.8%～21.0%，且該技術可利用褐煤等劣質煤炭，通過煤氣化、CO變換、酸性氣體脫除和高溫甲烷化等過程生產天然氣。美國達科塔州氣化公司曾于1984年投資21億美元建成3.68×107m3/d煤制天然氣裝置，此后國外未見第2套裝置報道。位于我國太原高新技術開發(fā)區(qū)的賽鼎工程公司設計的國內首套煤制天然氣示范項目，即內蒙古大唐國際克什克騰4.0×109m3/a煤制天然氣一期甲烷裝置于2012年7月順利產出合格天然氣，裝置運行穩(wěn)定，標志著我國煤制天然氣技術獲重大突破。該裝置總投資約257億元，除年產4.0×109m3天然氣外，還副產焦油509 kt、石腦油101 kt、粗酚58 kt、硫磺114 kt及硫胺192 kt。目前煤制天然氣項目已列入國家“十二五”規(guī)劃，到2015年產量將達(1.50～1.80)×1010m3。

根據有關機構對煤制天然氣的技術經濟分析，采用碎煤固定床加壓氣化和Davy甲烷化技術建設4.0×109m3/a煤制天然氣項目，年消耗原料煤14.24 Mt、公用工程新鮮水27.0 Mt、燃料煤4.0 Mt、電1.12×109kW·h。按原料煤160元/t、燃料煤120元/t、新鮮水4元/t、電費0.6元/kW·h計，其產品——天然氣的成本為1.501元/m3，扣除副產物收益后為0.999元/m3(見表1)，與目前天然氣價格相比有較大經濟效益。

表1 4.0×109m3/a煤制天然氣裝置的生產成本

目前國內煤制天然氣擬建項目有14個，總規(guī)模達 5.31 ×1010m3/a［2］。

1.3 煤制合成油

目前有直接液化法和間接液化法之分，但前者僅在我國建有正式的工業(yè)裝置;后者源于上世紀20至30年代的德國，又稱費托合成工藝，20世紀50年代在南非Sasol公司實現工業(yè)化生產，已形成7.6 Mt/a產能，占該國石油供應的32%左右。我國4套示范項目基本情況見表2［3］，其中僅鄂爾多斯項目為直接液化法。

表2 煤制合成油示范項目概況

繼鄂爾多斯項目試運行后，其余3套采用間接液化法的裝置也先后投入運行。神華集團稱其產能先期達到3.7 Mt/a，總產能可達5.20 Mt/a;潞安集團計劃在山西建設產能5.24 Mt/a的裝置，其中一期1.8 Mt/a裝置位于山西長治;伊泰集團就新疆伊犁地區(qū)5.4 Mt/a煤制油聯產項目于2012年初與山東兗礦集團簽訂了多噴嘴對置式水煤漿氣化技術轉讓合同;山東兗礦集團目前正與美國Accelergy公司就在內蒙古開展3.0 Mt/a直接液化、間接液化聯合制油及微藻吸收CO2制生物配料項目進行可行性研究。

2 合成氣制原料

2.1 合成氣制乙二醇

國內乙二醇供需缺口和中東低價乙二醇對國內市場的沖擊引發(fā)了業(yè)界對煤制乙二醇的關注。截至2011年9月，國內擬建裝置達22套，總產能達5.25 Mt/a。經濟評估表明:當煤價在133元/t時，煤制乙二醇生產成本為3 822.7元/t(見表3)［4］。不過當煤價超過133元/t時，與石油路線相比(約為6 300元/t)仍有較強競爭力。然而，迄今為止正在運行的裝置仍有許多技術問題尚待解決，其中草酸酯加氫催化劑的壽命問題使得裝置難以正常連續(xù)運行。

表3 草酸酯路線煤制乙二醇的生產成本

2.2 合成氣制乙醇

塞拉尼斯公司較早從事乙酸直接制乙醇工藝的開發(fā)，采用以氧化硅、石墨、硅酸鈣或鋁硅酸鹽為載體的Pt催化劑，在汽相250℃下直接選擇加氫制乙醇。塞拉尼斯在美國得克薩斯州的乙醇基地于2011年6月16日破土動工，擬于2012年投入運行。公司還宣布在中國南京和珠海分別建造400 kt/a裝置。這個被稱為TCX的乙醇工藝可使生產的乙醇價格相當于在60美元/桶原油價格下生產的汽油價格，而在美國，乙醇已被大量用作汽油替代品。

我國索普集團30 kt/a合成氣制乙醇的成套技術研發(fā)項目已經開工，并全面進入工業(yè)示范實施階段，以盡快形成300 kt/a裝置工藝軟件包。開發(fā)者認為從煤炭資源出發(fā)經合成氣生產乙醇的技術對替代傳統(tǒng)糧食發(fā)酵路線意義重大，可緩解石油資源緊缺的矛盾，提高我國能源安全性。

3 甲醇及下游產品

2011年我國甲醇產能48.23 Mt，同比增長18.7%;產量21.05 Mt，同比增長33.7%;消費量25.70 Mt。主要下游產品對甲醇的需求如下:

甲醛 8.58 Mt，占 33.4%;二甲醚 6.0 Mt，占23.4%;乙酸2.38 Mt，占9.2%;二甲基甲酰胺(DMF)817 kt，占3.2%;甲基叔丁基醚(MTBE)1.39 Mt，占 5.4%;烯烴 1.99 Mt，占 7.7%;甲醇燃料 2.24 Mt，占 8.7%;其 他 2.30 Mt，占9.0%［6］。

我國甲醇生產以煤為主要原料，2010年229家煤制甲醇企業(yè)總產能達20.68 Mt/a;焦爐氣制甲醇21家，總產能2.79 Mt/a。

未來甲醇制烯烴和二甲醚將是甲醇的主要消費領域，而甲醇合成技術的進步又將進一步推動包括制烯烴和二甲醚在內的甲醇衍生物產業(yè)的健康發(fā)展。

3.1 二甲醚

目前國內二甲醚產能已超過10 Mt/a，2011年實際產量僅3.96 Mt，消耗甲醇6.0 Mt。市場低迷的原因很多，但總體來看發(fā)展醇醚燃料仍是石油天然氣戰(zhàn)略替代的重要方向之一。據不完全統(tǒng)計，目前國內處于規(guī)劃階段的二甲醚項目已超過60個，產能合計為37.00 Mt/a［6］。四川天一科技有限公司是我國燃料二甲醚的主要技術提供者，該公司在2008年完成200 kt/a裝置模擬數據驗證的基礎上，編制了產能分別為400 kt/a、500 kt/a及1.0 Mt/a的工藝軟件包，其中大型二甲醚裝置的二甲醚生產成本見表4。

表4 大型二甲醚裝置二甲醚生產成本

3.2 煤制烯烴

煤制烯烴已成為我國低碳烯烴的主要來源之一。2011年我國共有28套乙烯裝置，總產能15.19 Mt/a，產量 15.20 Mt，而同年丙烯產能17.20 Mt/a，煤制丙烯產能為1.36 Mt/a，因此煤制烯烴是烯烴生產多元化的途徑之一。國內正在運行的3套煤制烯烴裝置基本情況見表5［3］。

表5 3套煤制烯烴裝置基本情況

除上述3套裝置外，采用中國石化上海石油化工研究院開發(fā)的SMTO技術的600 kt/a裝置于2010年4月在中國石化中原石油化工有限責任公司建成并投入正常運行。中國化學工程集團公司聯合清華大學、安徽淮化集團經過3年多艱苦攻關，已將小試成果放大，建成了30 kt/a流化床甲醇制丙烯(FMTP)工業(yè)試驗裝置。

2012年受原料成本大幅上揚以及市場需求疲軟的雙重影響，全國25套以石腦油為裂解原料的乙烯裝置毛利大幅下降，大多數裝置處于降負荷運行狀態(tài)。與此同時，煤制烯烴卻異軍突起。以神華包頭項目為例，乙烯成本比傳統(tǒng)石腦油路線低2 000元/t左右，于2011年正式進入商業(yè)化運行后負荷率達85%以上，同年生產聚乙烯和聚丙烯共500 kt，實現銷售收入50多億元;2012年生產目標為聚烯烴550 kt，利潤爭取達到12億元。

據統(tǒng)計，目前國內擬建、在建以及處于規(guī)劃階段的煤制烯烴項目近30個，其中處于建設階段有10個，烯烴產能合計超過20 Mt/a，總投資近6 400億元。

煤制烯烴裝置存在投資額較高的問題，其原因主要是:項目所有設施均需配套建設;引進技術較多，設備制造和運輸費用高。由于工程總投資在180億～190億元，遠高出原先的估算，相對而言，投入產出比明顯偏低。此外，與石油路線相比，煤制烯烴項目每生產1 t產品要多排放7 t碳，所以一旦國家征收環(huán)境稅，生產成本將增加2 000元/t。

3.3 甲醇合成技術進展

甲醇合成技術進展主要體現在反應器和催化劑2個方面，其中甲醇合成反應器是甲醇合成技術的關鍵。近年來國內大型甲醇裝置更多地采用國內自主開發(fā)技術，其中杭州林達公司可提供3～7.5 kt/d甲醇裝置的6種反應器選擇方案，包括:JW氣冷均溫型甲醇塔、管內副產蒸汽低壓甲醇塔、氣冷－水冷管殼式聯合反應器、氣冷－水冷(管內水)聯合反應器、氣冷－水冷串聯聯合反應器和林達新型管殼水冷合成塔。該公司還承接了7.5 kt/d煤制甲醇合成技術開發(fā)項目，并完成了技術方案、數學模型和計算模擬軟件開發(fā)。林達與華東理工大學合作為山西大洋集團建設的600 kt/a焦爐氣制甲醇項目通過了專家評審。民營科技型企業(yè)南京國昌公司開發(fā)的水冷折流板徑向甲醇反應器技術提高了反應器的傳熱系數。這種反應器的內件結構簡單、設備維修費較低，而徑向魚鱗板分布器技術又減少了系統(tǒng)阻力，能更有效地發(fā)揮催化劑的活性。國昌公司現已建成14臺100～200 kt/a GC軸徑向低壓甲醇合成塔，另有10臺在建，單套產能360 kt/a裝置即將開車［1］。

在新催化劑開發(fā)方面，西南化工研究院開發(fā)的XNC－98性能超過ICI－51－7(見表6)，達到ICI－51－8水平。據稱該催化劑以晶粒極細的Zn－Al尖晶石為特殊載體，Cu等活性組分高度分散在載體上，從而延緩了Cu晶粒的長大和遷移，并使催化劑具有很高活性和穩(wěn)定性，溫度和水蒸氣變化對其影響很小，而且在高CO2濃度情況下活性仍十分穩(wěn)定。最近，該院又開發(fā)了活性和選擇性更好、壽命更長、堆積密度更小、使用范圍更寬的新一代C312系列催化劑，原料氣的適用范圍包括合成氣、富CO2合成氣和CO2/H2;反應器適用范圍包括列管式、徑向式、均溫型和絕熱型反應器等。

表6 XNC－98與國外同類催化劑性能比較

中國石化南京化學工業(yè)有限公司研究院除開發(fā)NC309型新催化劑外，其新建的2 kt/a甲醇合成催化劑生產線首次采用了自動控制系統(tǒng)和反滲透純水裝置，能夠最大限度減少環(huán)境污染，提高水的利用率，還能大幅減輕勞動強度，提高產品質量和穩(wěn)定性，減少能耗和物耗，從而更好地服務于新型煤化工。

4 發(fā)展前景及思考

(1)發(fā)展C1化工是解決我國液體燃料和石化產品供應問題的重要途徑之一。隨著我國經濟社會的發(fā)展，石油及石化產品需求持續(xù)增長，油氣供求矛盾將長期存在。預計2020年我國原油自給率僅40%，烯烴和民用液化氣自給率分別只有60%和70%。如果每年有0.1 Gt煤基液體燃料來替代0.1 Gt原油，那么石油對外依存度便能從70%下降至58%。

(2)環(huán)保和資金問題將是C1化工發(fā)展的重要制約因素。就環(huán)保而言，以神華集團包頭甲醇制烯烴項目為例，裝置能效為35.2%，生產1 t烯烴排放 CO210.8 t、氨氮 6.4 t、CS2819.8 g、氮氧化物800 g。就已投產的160～200 kt/a煤制油項目而言，裝置能效水平約38% ～41%，每生產1 t油品排放 CO28 ～8.5 t、CS2600 g、氮氧化物476 g。煤制天然氣項目估計能效在50%左右，每生產1 000 m3天然氣排放CO24.8 t。以上數據表明，現代煤化工技術的能效僅為石油路線的50%左右。其次是資金，包括1.8 Mt/a煤制甲醇在內的600 kt/a烯烴裝置總投資達195億元，投入產出比偏低。當國際原油價格出現大幅波動或石化行業(yè)處于景氣周期低谷時，裝置的競爭力和經濟性將面臨考驗。此外還有水資源問題，因為生產1 t直接液化油耗水7 t，生產1 t間接液化油耗水12 t。1套600 kt/a甲醇裝置的用水相當于十幾萬人的用水量，因而不是每個富煤地區(qū)都能發(fā)展煤化工。

(3)采用進口甲醇發(fā)展烯烴生產有利于節(jié)省投資和降低生產成本。由于國外甲醇以低價天然氣(0.5～1.0美元/MMBTU，相當于0.15～0.30元/m3)為原料，甲醇生產成本較低。目前國內進口甲醇比國產甲醇每噸低500元左右。如果與外商簽訂長期供應合同，建設烯烴裝置不必同時建設煤制合成氣部分，投資至少節(jié)省一半，因此在交通發(fā)達的沿海地區(qū)采用進口甲醇發(fā)展烯烴生產更具經濟性。

(4)企業(yè)一哄而上有可能帶來更大風險。由于國內煤制烯烴、煤制天然氣等示范項目的成功運行，一些企業(yè)急于擴大規(guī)?；蛐陆ㄑb置，其中在建和擬建天然氣項目共39個，總產能達1.62×1011m3/a;而煤制油項目總產能超過20 Mt/a。

有學者認為煤制油效率低下，產業(yè)鏈短，市場發(fā)展能力差，只可作為技術儲備，不宜盲目放大，更不能成為拉動國內生產總值(GDP)的產業(yè)。南非Sasol公司認為煤制油受油價和煤價影響很大，當國際油價低于80美元/桶時，煤制油便缺乏經濟性。目前新疆擬建煤制天然氣項目的總規(guī)模超過1.5×1011m3/a，用管道輸送到沿海地區(qū)，投資大，資金回報周期長，盈利很難得到保證。即使是盈利較好的煤制烯烴項目，如果國家征收碳排放稅(最高可達2 000元/t)的話，很可能無成本優(yōu)勢可言。因此業(yè)內人士認為，當前應在示范項目成功運行的基礎上，繼續(xù)轉型升級，除向大型化、規(guī)?；?、集約化方向發(fā)展外，還應積極開發(fā)各種節(jié)能減排、CO2捕獲和污水回用技術，從而進一步推動我國C1化工持久健康發(fā)展。

［1］ 王秀江.我國煤化工技術發(fā)展現狀［J］.中國石油和化工經濟分析，2011(12):25－27.

［2］ 孫小濤，江琳.中國煤制天然氣技術經濟分析［J］.中國石油和化工經濟分析，2012(3):64－66.

［3］ 王孝峰，蔡恩明.我國煤化工產業(yè)現在及發(fā)展趨勢解析［J］.中國石油化工經濟分析，2011(12):20－24.

［4］ 孫玉凈，于春梅.我國煤制乙二醇產業(yè)化現狀與前景［J］.化學工業(yè)，2012，30(1－2):49－52.

［5］ Pavel Gramatikov.Celanese Speeds up Chinese Plans:Ethanol Production by Mid－2013 ［J］.Petrochemical News，2011，49(25):3.

［6］ 張仁紅.2011年中國甲醇市場供需情況及2012年走勢預測［J］.中國石油和化工經濟分析，2012(3):32－35.