中华石化网讯 煤炭是我国具有资源优势的能源和化工原料，据预测，以煤为主的能源结构在2050年以前难有大的改变。经过多年的探索实践，众多专家就煤化工相关技术的发展提出了一些新思路，并就煤化工企业如何选择新型煤气化技术提供了一些新思考，可谓费尽“新”思。或许这些技术在目前还不具备实现工业化的条件，也可能还不够完善和成熟，但在煤化工蓬勃发展的今天，这些“火花”未来很有可能燎原。
《国家中长期科学和技术发展规划纲要（2006-2020）》将煤气化技术列为重要研究方向。“973”计划项目首席科学家、华东理工大学教授王辅臣指出，煤的燃烧以利用其热量为主，污染控制困难；煤气化则是利用其中的碳、氢等元素，实现能量梯级利用，污染控制相对容易。煤气化技术一是做合成气，这是现代煤化工的基础；二是制氢气，目前中石化、中石油的很多炼厂都改用煤制氢，以降低成本；三是作为燃气，用于工业、民用、IGCC发电等；四是用于还原炼钢（铁）。
“老”技术煤气化独挑大梁
技术现状——竞相发展
近10年来，我国煤气化技术开发明显加快，相继开发成功清华气化炉、多喷嘴对置式水煤浆气化炉、航天加压粉煤气化炉、两段式干粉煤气化炉以及灰熔聚流化床粉煤气化炉等煤气化技术，形成了与国外技术竞相发展的局面。
多喷嘴对置式水煤浆气化炉采用四喷嘴对置设计，不存在短路物流现象，高效节能、碳转化率高等优点。
清华水冷壁气化炉：解决了水煤浆气化技术的煤种限制和高能耗点火问题，具有气化炉操作温度不再受耐火砖的限制，可以使用灰熔点更高的煤作为原料，煤种适应性更宽，覆盖了褐煤、烟煤到无烟煤全煤阶。
两段式干煤粉加压气化炉创新采用两室两段多喷嘴反应、分级气化，有效气含量可达90%以上，碳转化率可达99%，而且煤种适应性好。
HT-L航天粉煤加压气化炉：汇集了水煤浆及粉煤气化技术的优点，有效气含量可达90%以上，碳转化可达99%，单位氧耗低，对煤种要求低，而且设备全部实现了国产化。
灰熔聚流化床粉煤气化炉已先后完成系列中试、低压工业应用，并迈向加压技术示范。该工艺为解决劣质无烟煤气化难题提供了新的技术路径，达到国际领先水平。
发展趋势——装置大型化
王辅臣指出，装置大型化是煤气化技术发展的主要趋势，也是相关产业发展的需要。气流床技术符合装置大型化的要求，碳转化率较高，目前这方面的技术进展最多。
“相关技术发展也需要大型煤气化技术。”他举例说，对一个500万吨/年的煤间接液化制油装置，按每年需2500万吨原料煤计算，则需3000吨/天的气化装置25台左右。假如煤气化装置规模小，则所需装置数量多，操作、管理也很麻烦。
他同时指出，拓展原料适应性是大型煤气化技术发展的内在要求，掌握煤气化过程中污染物的迁移转化机理、实现煤气化技术的近零排放也是必然要求。尤其是微量有害元素（如镉、汞等）的影响不容忽视，如一些地方的煤进对炉壁的腐蚀十分严重，需要花费极大的精力和时间去解决。
王辅臣表示，煤种适应性强、气化指标先进、气化炉与喷嘴寿命长、气化炉启动迅速的煤气化技术，是市场迫切需要的。
对于正在开发的一些新的煤气化技术，王辅臣认为从长远来看前景不错，但目前还需要做很多工作。例如，对地下煤气化技术就有两个必须解决的问题：一是如何实现稳定控制，二是如何监控、控制煤焦油对环境（水）的影响。而对催化气化技术，如何开发廉价催化剂、如何与合成天然气耦合则是两个不可忽视的问题。
选择依据——五大原则
王辅臣认为，目前煤气化技术的选择要坚持先进性、适应性、可靠性、环保性原则，同时要注意知识产权保护。
● 先进性原则
王辅臣表示，技术的先进性体现在产品质量性能、工艺水平和装备水平等方面。现代化学工业发展的重要趋势就是大型化、单系列，煤气化技术也不例外，大型化是先进性的重要标志之一。他说：“从大型化角度看，气流床有优势，从气流床本身的大型化看，多喷嘴比单喷嘴有优势。”
● 适应性原则
王辅臣说，适应性原则表现在两个方面，一是对原料煤的适应性，什么样的煤就选择什么样的气化技术；二是与下游装置的配套性，做不同的产品选择的气化技术也不同。
● 可靠性原则
可靠性的体现是气化装置能够安全、稳定、长周期、满负荷运行。王辅臣表示，一般应该采用已经充分验证并有商业化运行业绩的技术。当然对于新技术、新工艺，也要在充分试验成功的基础上大胆采用，但前提是对可能的风险要有分析和应对措施。对于尚在试验阶段的新工艺、新设备等，则要采取积极和慎重的态度。
● 环保性原则
煤的固有特性决定了煤气化过程会产生废渣、废水和废气，有些处理难度比较大。因此王辅臣建议企业在选择煤气化技术时还要结合当地的环境状况（如水资源、大气污染物的环境容量），选择清洁高效的煤气化技术，保证清洁生产。
● 知识产权安全原则
要注意保护工艺技术来源和所有者的权益。“对于专利技术则要研究其产权问题，包括其使用范围和有效期限。不要为了贪图小利而侵犯别人的知识产权。”王辅臣提醒说。
清华大学热能工程系教授张建胜也指出，煤气化气化炉技术的选择必须考虑投资、可靠性、可用率、运行成本、环保、全流程能耗等各个要素。企业在应用煤气化技术时，应选择经过实际生产检验、有较好的的工业化业绩和运行经验，能达到长周期稳定运行，成熟可靠的技术，在此前提下再考虑先进性。如果不能长周期稳定运行，就失去先进性的意义，经济性也就无从谈起。
“新”技术火花相继迸射
《国家中长期科学和技术发展规划纲要（2006-2020）》提出，要“促进煤炭的清洁高效利用，降低环境污染”。《国家能源科技“十二五”规划（2011-2015）》提出，“至2020年开发煤炭气化、液化、煤基多联产与煤炭清洁高效转化技术，实现规模化、产业化应用”。这些都对煤化工新技术的开发提出了要求。越来越多的科研工作者在这一领域开始了不懈探索，并取得了多方面的进展。
褐煤提质与制油新思路水介质合成气加氢液化
褐煤因其含水量高、热值较低且热稳定性较差，曾被贴上“劣质煤”的标签。然而，世界褐煤储量约为4万亿吨，占煤炭总储量40%以上；我国褐煤已探明储量约为1900亿吨，占我国煤炭总储量的15%-20%，且分布相对集中，如能实现褐煤的有效利用，则必将为中国“能源梦”和“化工梦”的实现打下厚实的基础。
华东理工大学能源化工系教授张德祥应用非蒸发式褐煤水热处理工艺，开发了一种褐煤水介质合成气加氢液化新技术，为褐煤提质与制油引出新思路。
褐煤中含氧量高达20%左右，主要基团为羧基和羟基，容易被氧化，可使煤的燃点和粘结性显著下降。氧碳原子比高，对煤液化时氢耗、转化率和油产率都产生负面影响。传统的煤液化需要将煤中水分干燥到2.5%以下，此过程会消耗大量能源。
张德祥团队研究人员将煤样/水按5∶3混合，在300℃高压反应釜中采用非蒸发式水热处理煤，使煤中水分以液态水析出，能耗低，且煤中挥发分含量明显降低。
元素分析表明，处理后的煤与原煤相比，碳元素含量增大，氧元素含量有所减少，可知水热处理对原煤具有脱氧提质效果。处理后的煤样经热解得到的煤焦油，产率较原煤热解的提高了14%左右。
同时，研究人员直接将新采褐煤湿磨制成水煤浆，用水煤浆替代油煤浆，用一氧化碳或合成气取代纯氢气。高活性新氢生成提高了加氢反应速率，获得较高的液体产品收率，降低了液化成本，取得了褐煤直接加氢液化技术的新突破。
该优化集成的褐煤水介质合成气加氢液化新技术，实现了低氢耗、低能耗、低成本和高产油率。
煤气化联产新系统适度气化实现气固兼用
大连理工大学教授张岩提出了一种可联产活性炭的适度煤气化新思路，可应用于IGCC系统或以生产合成气为目的的煤气化系统，联产活性炭可用于电厂及城镇给水净化、各种废水深度处理以及燃煤电厂烟气脱汞等。
传统的煤气化联产技术基于煤的完全气化，利用煤气产品，实现热电联产液体燃料和化学品合成等。总结目前已经商业化的几种大规模煤气化炉特性，可以发现其共同特点是都以煤的完全气化为目标，追求碳转化率的最大化（可达99%甚至更高）。然而，张岩认为，碳转化率的最大化未必就意味着能够实现能源效率的最优化，过度追求高碳化率可能导致高能耗和低回报。
张岩以日本刚刚开发的CCP两段式空气气化技术举例：其冷煤气效率随着碳转化率的增加而降低，达到一定程度时就导致发电效率降低。虽然该技术碳转化率高达99.9%，但其冷煤气效率只有70%-75%。他介绍说，气化反应后期，当气化温度一定的时候，单纯延长反应时间对提高碳转化率是没有帮助的，只能通过增加氧煤比或者提高反应温度。
张岩提出了对煤进行适度气化的新思路，通过过程优化和系统集成，实现气固兼用，构建以生产低中热值煤气联合循环发电或化学品合成为主干，联产高附加值活性炭产品的煤电化工及环境材料生产一体化的新型煤气化联产系统模型。
经实验测算，预计煤气化效率将低于传统煤气化技术1-3个百分点，煤气热值在1000-2000kcal/Nm3，基于250MW联合循环发电系统估算，活性炭生产规模将大于3万吨/年，生产成本预计低于500元/吨。此外，该技术环境效益显著，可实现活性炭生产过程的近零排放；同时活性炭成本降低，将间接降低水体净化的环保治理成本。然而，该技术目前尚处于实验室阶段，只能用来生产低中档产品，且煤种适应性较窄。
活性炭是环保的有效产品，但其生产本身又是高能耗、高污染的过程。联产法活性炭没有这些缺陷，同时对部分类型污水（如腐殖酸废水）的净化效果优于传统方法。
近年来，活性炭的应用领域不断扩大，不仅在石油、化工、冶金、食品等行业中应用广泛，而且在环境保护、控制污染等方面也发挥着越来越重要的作用。
高效清洁利用新方法让火焰在超临界水中闪耀
西安交通大学能源与动力工程学院教授王树众认为，对煤的高效清洁利用并非没有办法，现有技术完全可以实现，只是成本太高。他举例说，就现有技术而言，要控制二氧化碳排放，就会使电厂发电效率下降10%，经济性很差；而要实现脱硫脱硝，一年就要花费900亿~1000亿元。“有没有一种技术，不采用复杂的末端控制，而在煤的转化利用过程本身就不生成硫氧化物、氮氧化物和飞灰，同时能够控制二氧化碳排放呢？”他提出了这样的问题。
超临界水可能成为解决这一问题的“钥匙”。
当气压和温度达到临界点（22.05MPa，374.3℃）时，因高温而膨胀的水和因高压而被压缩的水蒸气会形成一种特殊形态——超临界水（SCW）。此时水的液态和气态没有区别，完全交融在一起，成为一种新的呈现高压高温状态的液体。据王树众介绍，超临界水的密度、黏度、离子积和介电常数均明显下降；其扩散系数较高，约是常温常压下水的100倍，传质性能好；与非极性气体和烃类物质安全互溶，而对无机盐几乎不溶解。
王树众说，目前电厂中应用的超临界机组和超超临界机组均利用了超临界水的这一特点，但并没有利用好超临界水的其他特有性质。他研究的煤的超临界水气化耦合水热燃烧的发电系统恰恰利用了这些特点。
“超临界水气化、超临界水氧化、超临界水热燃烧这是三个需要讲清楚的概念。”王树众解释说，超临界水气化利用超临界水的特殊性质，不加入氧化剂，将反应物加入超临界水反应器内进行热解气化反应，制取高热值气体如氢气、甲烷等。该技术的优势在于不生成焦炭，不产生污染性气体。高温气化会产生硫化氢，而在超临界水中，硫以离子的形式存在。超临界水气化的发展方向是耦合其他技术，或者添加催化剂。
超临界水氧化则是指使有机物、煤及氧化剂完全混溶于水中，有机物将被氧化分解为小分子物质，通常为二氧化碳和水；杂原子（氯、硫、磷）则被转化为对应的无机酸根；废水中的阳离子和酸根离子一起形成无机盐或氧化物。杂原子都变成了盐，而盐在超临界水中的溶解度极低。
超临界水热燃烧与常见燃烧现象类似，反应燃料在水热燃烧反应器内着火并形成“水火相容”的水热火焰。这也是一个氧化反应，但在水中带有火焰。而超临界水氧化通常不产生火焰。
据王树众介绍，煤在超临界水热燃烧后，硫转化为硫酸盐的形式，氮形成氮气，没有二氧化硫和氮氧化物的排放。因为煤在超临界水中的存在类似水煤浆，燃烧后不会形成飞灰，只会形成泥渣。所以，该技术本身不会产生硫氧化物、氮氧化物和飞灰，更加不会形成PM2.5，且只需要一个简单的脱泥渣过程。同时，因为二氧化碳完全溶于超临界水中，且在获取能量的过程中，也不需要复杂的控制技术。
超临界水热燃烧技术特别适于能源的洁净燃烧及能量的高效回收，其优势十分明显，燃料在极短的时间内即可燃尽，燃烧启动温度低，解决了盐沉积和腐蚀问题，反应器内的能量密度大，能量回收效率高。
王树众表示，虽然超临界水气化技术对有机物、生物质等比较适用，但对煤而言效果不佳，整个过程能量转化效率仍然很低，所以，需要与水热燃烧技术相耦合。
固相产物（半焦）超临界水热燃烧试验结果表明，颗粒表面温度高于1090K，传质过程是氧化燃烧的控制步骤时，半焦颗粒才可能迅速燃尽。对于毫米级的半焦，完全燃尽的时间在5-7分钟，低于微米级的半焦颗粒，4-7秒内完全燃烧，反应温度比目前气化炉温度要低得多。
王树众说，应用该技术构建一个超临界水气化耦合水热燃烧的发电系统，其发电效率可达53%，有望成为煤高效清洁利用的一条新途径。
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