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第1章緒論

隨著我國國民經濟的持續高速發展，我國的能源消費逐年增加，2011年我國的一次能源消費已經達到34。8億t標準煤。我國的能源資源稟賦的特點是富煤、缺油、少氣，2011年我國一次能源消費中煤炭約占68。8%、石油和天然氣約占23。2%。近10年來我國的石油消費以年均7。4%的速度增長，而石油產量年均增長速度為2。2%，2013年我國石油對外依存度已經接近60%，而且還有逐年遞增的趨勢。近年來，國際原油價格一直維持在80~110美元/桶的高價位，也使我國為原油進口付出了高昂的經濟代價。

以我國相對豐富的煤炭資源適度發展石油替代能源，生產關系國民經濟命脈的液體油品，符合我國能源安全和經濟安全的戰略。

在國家相關部委的倡導和支持下，神華集團從1997年就開始了煤炭直接液化生產液體運輸燃料的研究工作，并從2004年開始在內蒙古自治區鄂爾多斯市開工建設世界上首條采用先進工藝技術的百萬噸神華煤炭直接液化工業示范項目，并于2008年建成投產。目前該項目生產運行安全、穩定，經濟效益良好［1］。

1。1我國原油與成品油的需求與生產

石油是我國經濟發展的命脈，為我國提供了幾乎全部的汽油、柴油等運輸燃料，以及生產乙烯、丙烯等石油化工產品的基礎原料，是我國最重要的能源資源。石油是世界各國的戰略性資源，從某種意義上說，能源問題也就是石油問題，能源安全實質上就是石油安全。

我國的石油生產取得了很大進展，但遠不能滿足消費的需求，我國已經成為僅次于美國的全球第二大石油消費國。隨著經濟的快速發展，自1993年以來，石油的進口量逐年提高，歷年的石油消費量、生產量和進口量見表1-1［2］，2009年以后我國的石油對外依存度就超過了50%；2011年，我國原油加工量為4。48億t，原油生產量為2。04億t，原油凈進口2。54億t，進口原油支付費用1951。3億美元，進口原油均價為103美元/桶［3］；預計2020年石油對外依存度將遠在60%以上。

我國2011年的石油儲采比僅為9。9，遠低于全球平均儲采比的46。2［2］；另外我國的石油戰略儲備遠遠低于國際能源機構(IEA)對其成員國要求的不低于90天的要求。

我國石油進口的地區集中度高，2011年我國從中東和非洲進口的石油分別占進口總量的51。5%和23。7%［3］，使得我國能源安全始終存在一定的隱患。

研究機構預測我國2020年石油的對外依存度見表1-2［4］。

表1-11993~2011年中國石油的供需情況(單位：億t)

表1-2國內外機構對中國2020年石油對外依存度預測(單位：%)

預測機構中國能源研究所國際能源機構美國能源信息署(EIA)預測值55~627665。5根據我國目前的石油資源狀況、勘探開發條件和水平，保障國內原油供應的措施有：一是東部主力油田采取三次采油、CO2驅油(EOR)等新技術盡可能地穩產；二是加大西部地區的勘察開發力度；三是加強海上(特別是南海地區)的勘探開發力度，力爭使我國的原油產量能夠維持在2億t左右。

我國對石油的高需求、高對外依存度、進口高度依賴某些國家和地區、低儲備、低產量的特點，使我國的石油安臨重大威脅。

1。2我國成品油的生產與消費

隨著我國運輸行業的快速發展，成品油(主要指汽油、煤油和柴油)消費量急速增加。成品油消費量從1990年的5032萬t，增加到2000年的11085萬t，又增加到2010年的24654萬t；2010年的成品油消費量占當年原油消費量的54。2%；在2010年，汽油消費中汽車占84。3%，柴油消費中汽車和農用車占71。8%，在煤油消費中民航占78。8%［5］。2011年我國的成品油表觀消費量達到2。62億t，同比增加6。4%，其中汽油消費7719萬t，柴油消費16620萬t，煤油消費1824萬t，消費柴汽比為2。15［6］。

據預測，我國的汽車保有量將從2010年的8500萬輛增加到2015年的1。11億~1。30億輛和2020年的約2億輛［5］，因此成品油消費還將繼續高速增長，在未來我國的原油供應將會越來越緊張，石油對外依存度會逐年提高。

1。3煤炭直接液化的可行性簡要分析

2002年1月，神華集團完成并上報了《神華煤直接液化項目可行性研究報告》；2002年5月，中國國際工程咨詢公司組織專家對項目的可行性研究報告進行了評估，國家發展計劃委員會(簡稱國家計委；后改組為國家發展和改革委員會，簡稱國家發改委)于2002年9月9日下發了《印發國家計委關于審批神華煤直接液化項目一期工程可行性研究報告的請示的通知》(計基礎［2002］1587號)，文件批復了神華煤直接液化項目一期工程可行性研究報告，可行性研究報告提出一期工程分步實施，先建設一條生產線(先期工程)，待取得經驗后再建設其他兩條生產線。2002~2004年，神華集團對及時條煤炭直接液化生產線的工藝技術進行了大量研究和優化工作；2004年8月20日，國家發改委以《國家發展和改革委關于神華煤直接液化項目一期工程工藝優化方案有關問題的批復》(發改能源［2004］1743號)文件批準本項目開工建設。

1。3。1可行性研究報告結論簡介

國家計委在計基礎［2001］345號文件《印發國家計委關于審批神華煤直接液化項目建議書的請示的通知》中指出："九十年代以來，我國石油消費不斷增長，大大超過同期原油生產的增長速度，致使石油供需缺口逐年擴大，不得不依靠進口補充國內資源的不足。自1993年起我國成為石油凈進口國，1999年石油進口量達到4000萬t，2000年進口量將達到8000萬t，預計2005年實際進口量將接近1億t。如此大規模的石油進口，增加了我國對國外資源的依賴程度，國際市場的波動和變化將直接影響到國內經濟乃至政治的安全和穩定。我國有豐富的煤炭資源，是世界上較大的產煤國和消費國。到1998年末，我國煤炭保有儲量高達10070億t。充分利用我國豐富的煤炭資源，大力開發以煤帶油、以煤造油技術，多樣化降低石油風險，是當前一項緊迫而帶戰略性的任務，同時也可緩解煤炭銷售市場的不暢，煤炭工人就業壓力加大的矛盾。"神華集團建設煤炭直接液化工程的必要性和意義主要有：①本項目建設在神華集團神東礦區，地處石油資源貧乏的山西、陜西、內蒙古、寧夏和甘肅等省區中間地帶，這幾個省區是我國西部開發的重要地區，本項目的建設對落實黨中央西部大開發戰略、加快西部經濟發展具有重大的現實意義。②建設煤炭直接液化項目必然對緩解石油產品的供需矛盾開辟一條新的途徑。③與石油相比，我國具有豐富的煤炭資源；到1999年年底我國累計探明的煤炭儲量為10018億t。充分利用我國儲量豐富的資源，大力開發替代石油的技術，多元化降低我國的能源風險，及早考慮能源的多樣化是普遍的共識。④石油是保障國家經濟命脈和政治安全的重要戰略物資，為了保障本國經濟安全，世界各國均十分重視國家石油安全。我國政府對此更加重視，國家采取了一系列加大國內石油勘探開發力度、國際合作開發利用周邊國家的石油資源等措施。從能源戰略和國家石油安全的角度出發，我國政府十分重視我國煤炭資源的利用以降低我國的石油風險，以煤炭液化代替石油的技術是一個重要方面。

20世紀80年代初，我國在煤炭科學研究總院開展了煤炭直接液化的研究工作，通過科技攻關和國際合作，已經建成了0。02t/d、0。1t/d、0。12t/d的煤炭直接液化試驗裝置3套，裝置運轉正常并生產出了合格的煤炭直接液化油品，在催化劑篩選和研制方面也取得了很好的進展。在國家部委的組織下通過政府間合作，開始與美國、日本和德國進行合作，分別開展了神華煤、黑龍江依蘭煤、云南先鋒煤的液化試驗，并相應進行了項目的前期研究工作。通過初步研究，各國的煤液化工藝技術各有特點，神華集團選擇國外中試驗證的煤液化技術作為可行性研究的依據。

可行性報告研究階段，神華集團煤炭直接液化項目油品一期生產能力為250萬t/a，包括煤液化廠內的全部工藝生產裝置、儲運設施、公用工程配套、輔助設施，以及廠外供排水、廠外鐵路等。主要工藝生產裝置包括備煤裝置、催化劑制備裝置、煤液化裝置、加氫穩定裝置、溶劑脫灰裝置、重整-抽提裝置、加氫裂化裝置、煤制氫裝置、空分裝置、氣體制氫裝置、輕烴回收及脫硫裝置、含硫污水汽提裝置、硫黃回收裝置等。

神華集團煤炭直接液化項目廠址位于內蒙古自治區伊金霍洛旗烏蘭木倫鎮。液化原料煤和氣化原料煤分別采用上灣礦的3#煤和2#煤。主要產品包括汽油、柴油、液化氣、石腦油、苯、甲苯、混合二甲苯、溶劑油等。項目主要技術及經濟指標見表1-3。

表1-3主要技術經濟指標

1。3。2項目總體優化

確保煤炭直接液化裝置長周期運行是保障煤炭直接液化項目成功的關鍵。影響煤炭直接液化裝置長周期運行、煤炭轉化率、液化油品收率的主要因素包括：循環溶劑中瀝青烯和前瀝青烯的逐漸積累而導致的溶劑性質變差，對煤液化殘渣溶劑萃取運行的性，催化劑的活性和選擇性，以及催化劑制備原料的可獲得性、液化反應器的利用率等。

針對上述問題，神華集團組織了技術攻關和大量的試驗研究，開發出來具有自主知識產權的煤炭直接液化技術［7］。神華集團煤炭直接液化工藝的主要特點包括：①液化催化劑采用人工合成的高效催化劑［催化劑為超細水合氧化鐵(FeOOH)］，催化劑的活性高、使用量少，煤炭液化轉化率高，殘渣中由于催化劑帶出的液化油少，增加了蒸餾油收率。②煤炭液化裝置的溶劑全部采用經過預加氫的供氫性溶劑，其結果表現為溶劑性質穩定、成漿性好，可以制備出含固體濃度為45wtwt%為質量分數，為遵從行業習慣，本書仍沿用。%~55wt%的高濃度煤漿，且煤漿的流動性好；溶劑的供氫性能好，可以降低煤液化反應的苛刻度，反應壓力為17~19MPa，反應溫度為440~465℃；另外采用預加氫溶劑還可以防止加熱爐、反應器和高溫分離器內的結焦，延長操作周期。③采用了兩個串聯的強制內循環懸浮床反應器，反應器內徑向、軸向的溫度分布均勻，反應溫度容易控制，通過調整進料預熱溫度就可以控制反應溫度，不需要采用反應器側線急冷氫來控制反應溫度，產品性質穩定；由于強制循環懸浮床反應器的氣體滯留系數低，反應器液相利用率高；同時由于反應器內液相速度大，可以有效避免反應器內的礦物質沉積；采用強制內循環懸浮床反應器，可以將第二反應器出口的高壓高溫氣液分離器的溫度控制在420℃以下操作，避免了該分離器內的結焦風險。④采用常減壓蒸餾的方法脫除反應產物中的瀝青和固體物，減壓蒸餾的殘渣中的固體含量達50wt%~55wt%，殘渣中的含油量低。⑤溶劑加氫采用內循環懸浮床反應器，催化劑可以在線更新，催化劑活性保持穩定，溶劑的性質穩定；同時可以有效適應煤液化粗油含有固體的特性，裝置運行周期長。⑥單系列處理能力大，神華煤直接液化工藝單系列可以處理干煤6000t/d。

與原擬采用的國外技術相比較，采用神華煤炭直接液化工藝對煤炭液化示范工程進行優化具有如下優點：①煤液化單系列處理干煤的能力從185。183t/h提高到250t/h，提高了35%；②人工合成的催化劑活性組分直徑在100nm左右，催化劑比表面積大，活性高，同時也避免了原來擬采用的水基凝膠催化劑與煤、熱油直接接觸脫水引起的不安全問題；③液化產品固液分離方法由擬采用的臨界溶劑脫灰工藝優化為減壓塔底脫除固體的方法，在保障了液化油收率的同時也簡化了工藝流程；④從擬采用的部分加氫溶劑改為全部經預加氫的溶劑，提高了裝置的性和煤炭轉化率；⑤采用神華集團開發的煤直接液化工藝和催化劑后，氫耗從擬采用工藝時的8。8wt%(干煤基)下降到7。7wt%，液體產品收率從56。3wt%(干煤基)提高到58。0wt%。

煤炭直接液化工藝優化后，神華煤炭直接液化示范工程的主要技術經濟數據見表1-4。與表1-3對比，工藝優化后的加工能力、液化油品產量及經濟性都有了較大幅度的提高。

表1-4工藝優化后的主要技術經濟指標

1。4煤炭直接液化工程工藝過程綜述

神華煤炭直接液化示范工程建設在神華集團下屬的煤炭生產基地的坑口煤炭轉化工廠，煤炭從生產工作面通過皮帶輸送到洗煤廠進行洗選，洗精煤通過皮帶輸送到煤液化裝置作為煤炭直接液化的原料生產液體運輸燃料，