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充分利用煤资源是当前国内石化企业重点关注的发展方向

 

 

　　1　煤炭作为石油化工企业第二资源的紧迫性

 

　　石油化工企业是资源型企业，有无充足的资源是制约其发展的第一要素。

 

　　随着国际油价的高企，对于大量加工进口原油的石化企业，已明显感到原油资源匮乏和高成本的压力，在努力拓宽原油资源来源的同时，迫切需要开拓第二资源。

 

　　1.1　炼油企业面临的压力

 

　　国际原油价格自2003年以来持续攀升，5年间从20美元／桶上升至100美元／桶，2007年在不到10个月的时间内，国际油价涨幅超过40%，全球已进入高油价时代。目前来看，全球资源供应偏紧、部分产油国地缘政治局势不稳，加上石油是不可再生资源，高位原油价格越来越成为一种较长时期的趋势。目前炼油企业需要购买高价的原油资源生产成品油以满足国内日益增长的需求，利用低价的替代资源生产成品油成为炼油企业今后发展的重点。

 

　　1.2　石化企业面临的压力

 

　　高油价促使世界各国加快调整能源战略和能源政策，围绕石油资源的竞争更加激烈，特别是产油国进一步加强对资源的控制，大力延伸发展炼油化工产业，追求资源收益最大化。中东产油国乙烷脱氢制取乙烯，具有低成本优势，用乙烷为原料吨乙烯的成本是国内用石脑油原料吨乙烯的60%。聚烯烃作为普通固体化学品运输非常方便，其竞争力在于原料成本。我国迫切需要替代资源、拓展低碳烯烃原料的来源，努力降低低碳烯烃的原料成本。

 

　　1.3　国内煤化工快速发展，对石化企业形成了竞争压力

 

　　近年来国内煤化工行业，依托相对丰富的资源优势及逐步成熟的技术工艺，渐已形成工业化趋势及规模。

 

　　1.3.1　高硫煤制甲醇、甲醇制烯烃

 

　　2007年12月28日山东兖矿国宏化工公司采用水煤浆气化技术造气年产50万吨“煤制甲醇”装置投产。该装置投产后年可消化高硫煤达百万吨，生产2万多吨副产品硫磺。这一项目的建成投产，

着我国综合开发利用高硫煤，发展煤基醇醚燃料技术进入规模化发展阶段。

 

　　国内首套煤经甲醇制烯烃装置——内蒙古包头神华煤化工有限公司煤经甲醇制烯烃项目，2007年12月获国家发改委核准，正式开工建设。该项目总投资120多亿元，建设

包括180万吨／年甲醇装置、60万吨／年甲醇制烯烃(MTO)装置、30万吨／年聚乙烯装置、30万吨／年聚丙烯装置。该项目是国内自主开发的MTO技术首次应用于大型工业化装置，建成投产后，我国将实现煤经甲醇制烯烃大规模产业化。

 

　　1.3.2　煤制油

 

　　煤制油有直接液化和间接液化2种工艺。

 

　　山东兖矿集团1998年开始涉足煤制油研发，2004年11月，自主研发的万吨级低温费托合成煤间接液化和100吨／年费托合成催化剂中试成功，标志着兖矿已掌握煤炭间接液化的全套技术。该矿年产100万吨油品的一条生产示范工程，

2009年年底建成。

 

　　神华集团公司内蒙鄂尔多斯百万吨煤制油示范项目预计于2008年投产。该项目采用了直接液化技术，是世界第一个煤直接液化工业化项目。另外，神华集团与南非萨索尔公司就计划引进建设规模为300万吨／年煤间接液化技术进行了谈判。

 

　　2　利用煤资源的可行性

 

　　2.1　相对充足的煤资源是当今国内石油化工企业充分利用煤资源的基础

 

　　我国总的能源特征是“富煤、有气、少油”，煤炭蕴藏量居世界第3位；石油和天然气资源的探明剩余可采储量目前仅列世界第13位和第17位；人均占有资源量分别为世界的79%、6.1%和6.5%。能源资源的特点决定了能源的消费结构。我国以煤为主的资源禀赋，是我国能源消费结构与世界相比呈现迥然不同的特点。2006年，我国常规化石能源的消费结构分别为：煤炭69.7%，石油21.1%，天然气3.0%。而全球能源的消费结构中，煤炭28.4%，石油35.8%，天然气23.7%。

 

　　我国已查证的煤炭储量达7241.16亿吨，其中生产和在建已占用储量为1868.22亿吨，尚未利用储量达4538.96亿吨。2007年，我国原煤产量25.23亿吨，同比增长8.2%。从国内煤炭消费需求来看，2007年我国煤炭消费需求约为25亿吨。煤炭因其储量大和价格相对稳定，成为我国动力生产的首选燃料。在相当长的时期内，煤炭在我国一次能源构成中仍将占主导地位。

 

　　2.2　煤气化愈加成熟的技术决定了石油化工企业利用煤资源的可能性

 

　　国内多套水煤浆气化的稳定运行是石油化工企业应用的技术基础。煤造气工艺具有清洁性的特点，是部分氧化过程。气化炉产出含硫工艺气体(主要是氢气和一氧化碳)，经过湿法脱硫后变成清洁气体，同时还副产硫磺。

 

　　20世纪90年代我国化肥企业引进美国德士古(现为通用公司)水煤浆气化技术现已成为煤化工的龙头。陕西渭河化肥厂引进国外关键技术和设备建设的大型化肥企业，

年产合成氨30万吨、尿素52万吨。其工艺路线以烟煤为原料，采用美国通用公司6.5MPa水煤浆加压气化技术，目前生产稳定。国内某大型炼化企业，新建3台气化炉(中3.2m)，两开一备，气化压力4.0MPa，在生产30万吨合成氨的同时，为炼油装置输送3万吨氢气，并且随2种产品的效益情况，灵活调整比例。为了与后续装置配套，国内某公司在实施煤代油时，新建2台气化炉(中3.2m)，一开一备，气化压力8.5MPa，生产1000吨／日合成氨。另一家公司3台气化炉(中2.8m)，两开一备，气化压力6.5MPa，产品为甲醇、一氧化碳。通用公司已拥有3个压力等级、2种尺寸的炉型系列化水煤浆气化技术。

 

　　21世纪初，华东理工大学开发了多喷嘴对称式水煤浆气化技术，其示范装置兖矿国泰化工有限公司气化炉单炉处理能力1150吨／日，气化压力4.0MPa，产品为甲醇，2005年10月17日打通全流程。同样，山东华鲁恒升化工股份有限公司单炉处理能力750吨／日，气化压力6.5MPa，产品为合成氨，于2005年6月2日正式投入商业运行。目前，有多家公司拟采用多喷嘴对称式水煤浆气化技术建设煤化工装置或汽(气)电联产(IGCC)，其中7家公司处于设计和建设阶段。

 

　　可见，无论是煤制甲醇、煤制油还是IGCC，造气过程都是相同的，可以说水煤浆气化技术已经是成熟的工艺。

 

　　2.3　近几年炼油化工行业已实施部分“煤代油”工程，取得了很好的经济效益

 

　　20世纪90年代，炼油企业所用蒸汽一般都是燃油锅炉生产，进入21世纪，随着原油价格的上升和油品质量升级，广泛实施煤(焦)代油工程，建设了一批延迟焦化和循环硫化床锅炉，蒸汽成本大幅度降低。20世纪90年代后期，以油(石脑油、重油)为原料的化肥和甲醇企业严重亏损，近几年实施了煤气化技术改变原料路线，起死回生，多数企业扭亏为盈。特别是有些大型炼化企业，采用煤造气生产氢气，大幅度降低了成本，取得了很好的经济效益。

 

　　随着可持续发展对环保的要求越来越严格，燃煤锅炉烟气中二氧化硫排放成为制约因素。虽然近几年开发了烟气脱硫装置，但固硫后的废渣处理又成为新的难题。在炼油企业本轮油品质量升级中，大多数都采用延迟焦化(COKER)—循环硫化床锅炉(CFB)组合工艺。对于加工中东高硫原油(按含硫2%测算)企业，采用COKER—CFB工艺，不仅至少减少了6个百分点的油品、0.45个百分点的硫磺，同时烟气脱硫废渣又形成潜在的污染源。这些都需要加快发展清洁煤气化技术，利用煤资源作为原油资源的补充。

 

　　2.4　煤气化IGCC的清洁性、适应性，决定了在石油化工企业的发展前景

 

　　整体煤气化联合循环发电系统，是将煤气化技术和高效的联合循环相结合的先进动力系统。它由两大部分组成，即煤的气化与净化部分和燃气—蒸汽联合循环发电部分。第一部分的主要设备有气化炉、空分装置、煤气净化设备(包括硫的回收装置)，第二部分的主要设备有燃气轮机发电系统、余热锅炉、蒸汽轮机发电系统。IGCC的工艺过程如下：煤经气化成为中低热值煤气，一路经过变换，净化，PSA提纯，产出氢气供炼油化工使用；另一路经过净化，除去煤气中的硫化物、氮化物、粉尘等污染物，变为清洁的气体燃料，然后送入燃气轮机发电，燃气轮机排气进入余热锅炉产生过热蒸汽驱动蒸汽轮机做功。

 

　　IGCC技术把高效的燃气—蒸汽联合循环发电系统与洁净的煤气化技术结合起来，既有高发电效率，又有极好的环保性能，是一种有发展前景的洁净煤发电技术。在目前技术水平下，IGCC发电的净效率可达43%-45%，今后可望达到更高。而污染物的排放量仅为常规燃煤电站的1/10，脱硫效率可达99%，二氧化硫排放在25mg/Nm3左右。氮氧化物排放只有常规电站的15%-20%，耗水只有常规电站的1/2-1/3，利于环境保护。

 

　　3　加快利用煤资源的建议

 

　　3.1　利用煤资源的企业应建在获取资源方便的地方

 

　　发达国家石化企业多建在有深水港的沿海城市，近几年我国兴建长输管道，原油运输基本做到了“一程运输大型化、二程运输管网化”。我国煤炭资源主要集中在山西、内蒙古等地区，通过铁路到达渤海湾港口，再通过水路到达南方的用户。

 

　　煤炭主要为炼油化工企业提供动力和能量，一个1000万吨/年炼油、100万吨/年乙烯的一体化项目，年消耗煤炭量在300-400万吨，仅煤炭运输费用就高达几亿元。例如在环渤海湾等地区，既能方便地获取国内外原油资源，同时又可大大降低煤炭运输费用。产出的油品可通过成品油管道外输，石化品通过海运运出，物流可得到优化。

 

　　3.2　利用低成本的煤制氢气，大力发展加氢工艺，调整炼化加工流程

 

　　延迟焦化装置技术成熟、固定资产投资适中，近几年受到石油化工行业的广泛青睐。仅2007年和2008年两年国内就有约1500万吨/年生产能力的延迟焦化投产和即将投产。目前该技术在国内重油加工方面占有主导地位，但1/16-1/10的原油变成了焦碳。对于高硫焦碳除少数作为工业用途以外，绝大部分作为固体燃料。为保证烟气达标排放，固硫以后的废碱液又形成潜在的污染源。

 

　　在新一轮油品质量升级中，采用催化剂在线置换反应器的减压渣油加氢，氢气采用水煤浆气化技术生产。也就是说在新建重油加工中，对于获取煤炭资源比较方便的企业，采用煤造气产氢—减压渣油加氢技术组合工艺，有利于资源优化，提高资源利用价值，减少含硫废料废气的排放。在新建炼油乙烯一体化项目中，采用煤气化工艺能够获取廉价氢气的不要建设大型连续重整装置，即把对二甲苯放在不便于建设煤气化的项目中。

 

　　煤制氢气可使加氢裂化的成本降低，其尾油蒸汽裂解制取乙烯的成本会相应降低。

 

　　重油催化裂化是炼油企业最重要的二次加工装置之一，通常要外排5%左右的油浆作为燃料油自用或外销。若解决了低成本的氢气后，可以采用重油加氢—重油催化双向组合工艺，既可以使催化的回炼油做加氢原料，加氢后的重油进行催化加工，又可以减少3个百分点的燃料油。

 

　　3.3　一体化项目除传统的炼油、乙烯两个龙头以外，增加煤气化第三个龙头

 

　　历史上国内把石化企业建在贴近市场的地方，由于炼油化工比较分散，不利于利用煤资源。近几年正在打造长江三角洲、珠江三角洲、环渤海湾3个炼化企业集群。推进炼化一体化，实现规模化、集群化发展，提高产业集中度，实现资产利用价值最大化，建立特大型油(煤)化一体化项目。除传统的炼油、乙烯2个龙头以外，增加煤气化第3个龙头。煤炭作为石油化工的第二资源支持，水煤浆气化同时产出气体用于生产氢气、产蒸汽、发电，用于降低成本和减少二氧化硫烟尘排放。同时除采用副产瓦斯作为燃料外，燃料气全部用煤造气体来补充。

　　3.4　作为石油化工企业，在充分利用煤资源的前提下，适当涉足煤化工也是一种资源多元化的选择

 

　　一直以来，油价都是衡量煤制油可行与否的一个重要指标。作为一种成本相对高昂的石油替代品，煤制油只有当油价高到一定程度才有用武之地，这也是为什么煤制油在进入高油价时代后发展迅猛的原因之一。而伴随着国际油价的攀升，煤制油正面临着前所未有的发展机遇。一般而言，油价越高，煤制油的空间就越大。专家认为，单纯从经济性成本考虑，只要国际油价长期维持在50美元/桶以上，煤制油就有发展的空间。而现在国际油价已突破100美元/桶，对煤炭企业发展煤制油来说是一次重要的机遇。

 

　　如果说煤炭直接液化生产油品技术可靠性和煤炭间接液化生产油品技术的经济性还需要实践验证的话，那么水煤浆气化合成甲醇，再利用甲醇生产低碳烯烃技术已经成熟。同时由于甲醇燃料的清洁性和经济性，“煤制甲醇”是目前解决我国低碳烯烃原料多元化的一个重要选择。

 

　　作为石油和煤炭两大化石类资源，价格也是动态的，一旦煤制油和煤制低碳烯烃产业化和大规模的推广，势必带动煤炭价格的上涨。因此作为石油化工企业而言，把煤炭作为第二资源，支持和补充炼油化工是必要的，削弱石油化工而转煤化工也是不可取的。