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作者姓名
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煤化工論文范例欣賞：
煤化工及甲醇生產技術探索
摘要：甲醇是一種有機化工原料，它的用途非常廣泛，普遍運用于燃燒材料、合成金屬、工程涂料、醫學消毒、日常生火等多個方面，在甲醇的制造方面，一般都遵循著煤氣化碳――變換氣體物質――精細蒸餾三大工序，在化工廠生產活動中一般將生產甲醇的工序稱為“工段”。難點在于如何去調控操作所需的參數，本文通過對煤化工作的特性解析來引申出甲醇生產的要點，同時對生產技術進行一個流程上的模擬，更全面地去了解甲醇生產中需要多加注意的關鍵。
關鍵詞：煤化工；甲醇；溫度；化學反應；化學式
中圖分類號：Q946文獻標識碼：A
1煤氣化原理
在甲醇生產的流程中，煤氣化是第一步，它是一種化學反應，將氣化劑和煤炭資源中的可燃物質放置在一個高位環境下，然后使其發生中和反應，產生一氧化碳、氫氣等可燃氣體。在煤氣化工段里使用的氣化劑包括水蒸氣、氧氣等，在加入這些氣化劑后，煤炭就會發生一系列化學反應，從而生成所需的氣體。煤炭在加入氣化劑后，經歷了干燥、熱裂解等熱力反應，該反應中生成的氣體包括一氧化碳、二氧化碳、氫氣、甲烷等，這些化學反應的速度取決于煤氣化工段中的溫度、熱壓、氣化爐質量以及煤炭的種類，以下是煤氣化過程中會出現的化學式：
吸收熱量：C-H2OCO+H2C+CO22CO
發散熱量：C+O2CO2C+12O2CO
變換反應：CO+H2OCO2+H2
從大體上來說，煤氣化反應是化學中的強吸熱效應，如果以動力和熱力的角度來解析這類中和現象，重點在于對溫度的把握，溫度過高會造成氣體流失，溫度過低則無法產生完整的化學反應，導致生成的氣體數量少、質量差。同時在增壓方面應該適當地增加對煤炭的壓力值，這樣可以使化學反應的速度提高，對甲醇的生產效率起積極作用。
2變換工段
甲醇產品在合成時，一般調整碳元素與氫元素的比例的方法是通過一氧化碳的變換反應來實現的，在甲醇生產的流程中，碳元素與氫元素的分離都在催化劑的影響下進行，在此需要注意的是，碳氧分離工序對水蒸氣的需求量相當大，水蒸氣的生產成本在這道工段中會激增不少，所以，如何最大限度地利用水蒸氣，節約生產成本，這將直接考驗生產部門的氣體生產技術和操作人員的工作效率。在變換工段中，煤氣化之后的煤氣物質含有大量的一氧化碳和水蒸氣，在催化劑的效果影響到位之后，就可以生成氫與二氧化碳，在此時還會有小部分的一氧化硫轉化為氰化硫，此時化學式表現如下：
CO+H2OCO2+H2
這是一個主要反應式，但是在主反應進行的同時，還有一部分副反應也會產生，生成甲醇的副產品，這些化學反應包括：
2CO+2H2CO2+CH
2COC+CO2
CO+3H2CH4+H2O
CO+H2C+H2O
CO2+4H2CH4+2H2O
CO2+2H2C+2H2O
化學反應在化工產業中要求平衡，在主要變換的化學反應中是一種發散熱量反應的類型，這里的化學反應會使煤氣化后的溫度降低，溫度適當降低有利于化學反應的平衡作用，但是如果溫度太低，就會導致化學反應時間過長，效率越低，當煤氣化工段的生成氣體慢慢消耗殆盡時，就會浪費前一道工段的時間和成本，造成浪費。同時，溫度還與催化劑的適應性掛鉤，如果溫度沒有調整到位，催化劑的效力就無法發揮到最大值，這就會造成碳氧分離程度不足，必須加大催化劑的劑量，這也會增加生產成本。
3甲醇生產中的注意事項
1.)氣化壓力的大小在其他的生產條件沒有變化的情況下，如果改變氣化壓力，就會產生非常細微但是關鍵的變化。通常氣壓定格在2MPa以上的范圍時，在煤氣化工段里基本上不會產生影響，但是如果氣壓低于2MPa就會使氣化爐的氣化效果變低。所以，在煤氣化工段中，一定要保證氣化壓力控制在2MPa以上，而且可以視實際情況適當提高，這樣可以增加氣體數量，提高生產效率。
2.)氧氣與煤量的比例氧煤比例的提高，指的是在煤炭中氧氣流量的增多，直觀反映為在煤炭高溫加熱時，煤炭的燃燒反應量明顯提升。同時因為氧氣流量的增加，使氣化爐的溫度也得以升高，煤炭的氣化反應會更加強烈，一氧化碳和氫氣的數量會增加不少，但是生成的氣化產物中，二氧化碳和水分的含量占了很大比例，而一氧化碳和氫氣的含量會變少，所以，如果不仔細控制氧煤比例，就會使氣化爐中的氣化反應過強而導致生產甲醇所需的氣體成分變少。
4甲醇生產工藝模擬
傳統的燒煤方式已經不能滿足人們對甲醇的需求量，而且單純的燃燒煤炭既是對資源的浪費，也會造成環境污染。所以，當務之急是要盡快找到新的甲醇提取方法和更快捷有效的甲醇生產技術，在這方面，煤氣化生產流程已經被初步運用于各大化工廠中，作為目前提取甲醇的有效方式，煤氣化工段還需要更多的模擬和分析來增強其效率，簡化其工序。
在模擬中我們假設煤漿和高壓后的氧氣依照固定比例放置在氣化爐中，然后在高溫作用下因氣溫及氣壓生成各種氣體，其中包括一氧化碳、氫氣、二氧化碳等，其中高壓后的氧氣進入氣化爐可以通過設置燒嘴的中心管道和外環管道，而煤漿可以通過燒嘴的中環管道進入氣化爐。在模擬環境下，我們還設置了激冷室，位于氣化爐下段，激冷室主要是處理煤炭中的灰份。在煤氣化工段進行到末尾后，會殘留一些灰份物質，這些物質會在氣化爐的高溫中熔融，熔渣和熱量匯聚，合成了氣體，然后結合離開氣化爐的燃燒室部分，經由反應室，進入氣化爐下段的激冷室。這些氣體在激冷室中將被極寒溫度降低到200攝氏度左右，熔渣會立即固體化，然后生成大量的水蒸氣，經水蒸氣飽和后帶走了灰份，從激冷室的排出口派排
出。
需要進行變換的水煤氣在預熱器中加入一部分進行換氣和換熱步驟，然后進入模擬的變換爐，這部分水煤氣在經過煤氣化工段后，自身攜帶了不少的水蒸氣，變換爐中的催化劑進行催化作用進行變換反應，在第一部分結束后，另一部分的水煤氣也進入變換爐，變換爐這時就會需要新的高溫氣體，模擬的變換工段里加入了預熱裝置，提前儲存并加熱生成高溫氣體，然后連入變換爐中與另一部分的水煤氣進行變換反應，然后進入氣液分離器進行分離，分離成功后的氣體將進入低壓蒸汽室內降溫，再次進入氣液分離器進行分離，再噴入冷水來清洗掉氣體中的三氫化氮，最后氣體進入凈化系統，生產氣態甲醇。
精餾工段的流程為四塔工作方式，首先甲醇氣態材料在預熱器中進行高溫加熱，再傳輸進預塔中部，在這里去除粗甲醇里的殘留溶解氣體與二甲醚等，這些屬于低沸點物質。在加熱后，氣體進入冷卻器進行氣體降溫，形成甲醇蒸氣后進入預塔的回流管道。甲醇蒸氣在經過回流后進入換熱器，加熱后進入加壓塔，甲醇在加壓塔中進行冷凝化處理，其中小部分送回加壓塔頂部作為回流液。剩余的甲醇氣體進入精度甲醇管道，最后由加壓塔提供壓力與熱量，將冷凝的高精度甲醇視需求定制成液態或固態儲存，然后將雜質或者甲醇殘留物通過排污口排入廢水處理器進行凈化提取處理。
參考文獻：
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[2]劉喜宏.淺談煤制甲醇的前景與工藝流程[J].中國石油和化工標準與質量.2013(10)：22.
[3]陳倩，李士雨，李金來.甲醇合成及精餾單元的能效優化[J].化學工程.2012(10)：1-5.
【關鍵詞】煤炭資源；煤制氣；工藝技術；發展前景
1.我國煤制氣發展前景
煤制氣項目是以煤炭為主要原料生產化工和能源產品，傳統煤化工主要包括合成氨、甲醇、焦炭和電石四種產品，現代煤制氣是指替代石油或石油化工的產品，目前主要包括煤制油、煤制烯烴、二甲醚、煤制天然氣等。煤制氣是非石油路線生產替代石油產品的一個有效途徑。從有關資料看，煤制氣的能源轉化效率較高，比用煤生產甲醇等其他產品高約13%，比直接液化高約8%，比間接液化項目高約18%。
煤制氣前景看好，相對于傳統煤化工已經日益明顯的“夕陽”特征，而在材料和燃料兩個新型煤化工發展方向上，煤質烯烴和煤質乙二醇等煤基材料的發展前景要好于煤制油等新型煤基清潔能源的煤基燃料方向。
2.煤制天然氣概述
煤制天然氣是以煤為原料，采用氣化、凈化和甲烷化技術制取的合成天然氣。天然氣（natural gas）又稱油田氣、石油氣、石油伴生氣。開采石油時，只有氣體稱為天然氣；石油和石油氣，這個石油氣稱為油田氣或稱石油伴生氣。天然氣的化學組成及其理化特性因地而異，主要成分是甲烷，還含有少量乙烷、丁烷、戊烷、二氧化碳、一氧化碳、硫化氫等。無硫化氫時為無色無臭易燃易爆氣體，密度多在0.6～0.8g/cm3，比空氣輕。通常將含甲烷高于90%的稱為干氣，含甲烷低于90%的稱為濕氣。天然氣是一種優質、清潔能源，煤制天然氣的耗水量在煤化工行業中是相對較少，而轉化效率又相對較高，因此，與耗水量較大的煤制油相比具有明顯的優勢。此外，煤制天然氣過程中利用的水中不存在有無污染物質，對環境的影響也較小。
3.煤制天然氣工藝流程
煤制SNG可以高效清潔地利用我國較為豐富的煤炭資源，尤其是劣質煤炭；還可利用生物質資源，拓展生物質的利用形式，來生產國內能源短缺的天然氣，然后并入現有的天然氣長輸管網；再利用已有的天然氣管道和NGCC電廠，在冬天供暖期間，將生產的代用天然氣供給工業和用作為燃料用于供暖；在夏天用電高峰時，部分代用天然氣用于發電；在非高峰時期，可以轉變為LNG以作戰略儲備；從而省去了新建燃煤電廠或改建IGCC電廠的投資和建立鐵路等基礎設施的費用，并保證了天然氣供應的渠道和實現了CO2的減排。由此可見，煤制SNG是一舉數得的有效措施，有望成為未來劣質煤炭資源和生物質資源等綜合利用的發展方向。本文以某廠煤制SNG項目為例，首先對總工藝流程進行了簡要描述，并對其中甲烷化技術進行了介紹。其次對流程進行了模擬計算，得出客觀可靠數據。最后對煤制SNG在節能減排方面的優勢進行了分析。
3.1工藝簡介
煤制SNG技術是利用褐煤等劣質煤炭，通過煤氣化、一氧化碳變換、酸性氣體脫除、高甲烷化工藝來生產代用天然氣。本文所研究項目的工藝流程如圖1所示，其中氣化采用BGL技術，并配有空分裝置和硫回收裝置。主要流程為：原煤經過備煤單元處理后，經煤鎖送入氣化爐。蒸汽和來自空分的氧氣作為氣化劑從氣化爐下部噴入。在氣化爐內煤和氣化劑逆流接觸，煤經過干燥、干餾和氣化、氧化后，生成粗合成氣。粗合成氣的主要組成為氫氣、一氧化碳、二氧化碳、甲烷、硫化氫、油和高級烴，粗合成氣經急冷和洗滌后送入變換單元。
粗合成氣經過部分變換和工藝廢熱回收后進入酸性氣體脫除單元。粗合成氣經酸性氣體脫除單元脫除硫化氫和二氧化碳及其它雜質后送入甲烷化單元。在甲烷化單元內，原料氣經預熱后送入硫保護反應器，脫硫后依次進入后續甲烷化反應器進行甲烷化反應，得到合格的天然氣產品，再經壓縮干燥后送入天然氣管網。
圖1 煤制SNG總工藝流程示意圖
3.2甲烷化技術
煤制SNG工藝流程中主要包括煤氣化、變換、酸性氣體脫除、甲烷化等工藝技術，其中高甲烷化技術為關鍵技術之一。
3.2.1托普索甲烷化技術
丹麥托普索公司開發甲烷化技術可以追溯至20世紀 70年代后期，該工藝已經在半商業規模的不同裝置中得到證明，在真實工業狀態下生產200m3/h～3000m3/h的SNG。在TREMPTM工藝中，反應在絕熱條件下進行。反應產生的熱量導致了很高的升，通過循環來控制第一甲烷化反應器的度。TREMPTM工藝一般有三個反應器，第二和第三絕熱反應器可用一個沸水反應器（BWR）代替，雖投資較高，但能夠解決空間有限問題。另外，在有些情況下，采用四個絕熱反應器是一種優化選擇，而在有些條件下，使用一個噴射器代替循環壓縮機。除了核心技術外，因為生產甲烷的過程要放出大量的熱量，如何利用和回收甲烷化熱量是這項技術的關鍵。托普索工藝可以將這些熱量再次利用，在生產天然氣的同時，產出高壓過熱蒸汽。
3.2.2 Davy甲烷化技術
20世紀90年代末期，Davy工藝技術公司獲得了將CRG技術對外轉讓許可的專有權，并進一步開發了 CRG技術和最新版催化劑。Davy甲烷化工藝技術除具有托普索TREMPTM工藝可產出高壓過熱蒸汽和高品質天然氣特點外，還具有如下特點：催化劑具有變換功能，合成氣不需要調節H/C比，轉化率高。催化劑使用范圍很寬，在230℃～700℃范圍內都具有很高且穩定的活性。
3.2.3魯奇甲烷化技術
魯奇甲烷化技術首先由魯奇公司、南非沙索公司在20世紀70年代開始在兩個半工業化實驗廠進行試驗，證明了煤氣進行甲烷化可制取合格的天然氣，其中CO轉化率可達100%，CO2轉化率可達98%，產品甲烷含量可達95%，低熱值達8500kcal/Nm3，完全滿足生產天然氣的需求。
4.總結
煤制氣項目對工業快速發展具有一定的必要性；對于人們生活質量的提高也具有重要的意義。特別是煤制天然氣項目，它具有廣闊的發展空間和光明的發展前景。從技術上說：煤制氣技術中，KBR制氨技術效率高而且環保，在煤制天然氣技術上我國也有所突破。隨著市場油價的增長，煤制天然氣發展空間很大，同時國家政策又給予有利的鞭策及支持，這使煤制氣更“健康而茁壯成長”例如：2010年6月，國家發改委《關于規范煤制天然氣產業發展有關事項的通知》，進一步加強對煤制天然氣產業的規范和引導，促進煤制天然氣行業健康發展。所以發展煤化工的煤制氣項目具有發展前景。
【參考文獻】
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[2]王永煒.中國煤炭資源分布現狀和遠景預測[J].煤，2007，（05）.
[3]劉志光，龔華俊，余黎明.我國煤制天然氣發展的探討[J].煤化 工，2009，14（2）：1-5.
Abstract： According to the characteristics of medium and low temperature waste heat steam resources， this project presents the solutions by using single-loop and double-loop combined power generation system， and designs a effective waste heat steam resource recycling and generation system based on screw expander.
關鍵詞：余熱回收；螺桿膨脹機；實例分析
Key words： waste heat recovery；screw expander；example analysis
中圖分類號：TM617 文獻標識碼：A 文章編號：1006-4311（2013）11-0085-02
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作者簡介：范剛（1993-），男，湖北孝感人，鄭州大學化工與能源學院2010級本科生，過程裝備與控制工程專業；（1991-），女，河南開封人，鄭州大學化工與能源學院2010級本科生，熱能與動力工程專業；王留陽（1991-），女，河南南陽人，鄭州大學化工與能源學院2010級本科生，制藥工程專業。
0 引言
針對一些低品位的能源，比如蒸汽，汽水混合物，如果直接排放掉的話，會造成能源的浪費，而這些工況不夠穩定的低品位能源用汽輪機來發電的話還是比較浪費，所以就需要開發一種新的方法，將這些低品位的能源來進行回收利用。本文介紹了螺桿膨脹機回收化工、冶金、建材和電力等行業中所產生的余熱資源的回收利用，在生產安全的前提下，將這些余熱資源再次利用，不僅提升了能源的利用效率，還達到節能的目的。
1 現有余熱蒸汽回收發電技術的比較
現有主要的余熱發電系統根據利用方式一般分為兩種：單循環系統、雙循環系統[1]。兩種系統比較如表1。由表1可知，目前的余熱發電利用技術均存在不同程度的缺陷。
2 基于螺桿膨脹機的新型高效余熱發電系統設計
本蒸汽余熱梯級回收發電系統對蒸汽的回收主要分為兩個階段：
第一階段中，將余熱蒸汽直接通過螺桿膨脹機，使其膨脹做功并帶動發電機發電，利用過的蒸汽通過排氣口排出；第二階段中，第一階段中排出的乏汽與低沸點工質換熱，使低沸點工質吸熱沸騰為蒸汽，再將該蒸汽引入螺桿膨脹機進行做功，并帶動發電機發電。
3 系統的應用實例計算
在煤氣化行業中，煤氣化后出口煤溫一般在600℃左右，之后采用間接水循環冷卻方式需要將其冷卻后儲存，這樣就使得一部分水在冷卻高溫煤的過程中獲得熱量，并轉變為大量約100℃～200℃的蒸汽，使得很大一部分熱量在冷卻塔中流失，既造成了能源的浪費，水資源的浪費，同時又對環境造成了熱污染。
據調查，河南某煤化工有限公司現有一處放散蒸汽熱源，蒸汽壓力0.8MPa（全文均為絕對壓力），溫度170℃，流量為50t/h。基于如此大量中溫的余熱蒸汽源，本論文設想通過運用本系統的基于螺桿膨脹機發電的低溫余熱梯級利用發電方式回收這部分熱量，發出的電可并入企業的電網直接利用。
3.1 系統方案
3.1.1 已知參數 本文主要是針對煤氣化余熱蒸汽源的余熱發電利用，發電系統的基本設計參數如下：①第一階段進口蒸汽參數：壓力：0.8Mpa，蒸汽溫度：170℃蒸汽流量：50t/h。②第二階段：蒸發器中蒸汽的進口溫度為111℃，蒸汽流量30t/h。冷卻水溫度取當地環境年平均水溫：25℃。
3.1.2 技術方案 本文提出的發電系統分為兩個階段：第一階段中，蒸汽直接進入螺桿膨脹機機組，并膨脹做功帶動發電機發電，發電機發出的電能，由電站廠房內的同期開關并網，通過電站側聯絡開關輸送至380V母線。第二階段中，階段一中排出的利用后的乏汽通過換熱器將低沸點有機工質R141b加熱蒸發，得到高溫高壓蒸汽，再由高溫高壓蒸汽來推動螺桿膨脹機做功發電，從而利用未被階段一完全利用的蒸汽余熱發電。此階段發電機發出的電能，亦由電站廠房內的同期開關并網，通過電站側聯絡開關輸送至380V母線。（圖1）
此方案對工廠的煤氣化工藝不會產生任何影響。此發電系統裝置結構緊湊，在現有廠房的基礎上比較容易布置。同時，可實現全自動無人值守。
3.1.3 設備選型 本節主要參照查閱相關的設備選型手冊，根據余熱利用發電系統的已知參數計算出系統設備的各項設計所需參數，從而選擇適合本實例的相關設備。
①系統第一階段的發電系統。設計將50t/h的富余蒸汽直接進入三套螺桿膨脹發電機組（并聯安裝）。經初步計算，可裝機3套×900KW的螺桿膨脹發電機組，額定發電功率為3×830kw。
1）螺桿膨脹動力機設計參數（單臺）
進汽壓力：0.7MPa；進汽溫度：167℃；
進汽流量：16.7t/h；排汽壓力：0.12MPa；
排汽溫度：111℃；排氣干度：0.94；
額定功率：830KW；機型：SEPG500-900-2400-1.65-C。
2）方案主體設備清冊（表2）
②系統第二階段的發電系統。第二階段的螺桿膨脹機有機朗肯循環發電系統設計方案中，主要設備有：預熱蒸發器、螺桿膨脹機、冷凝器、發電機、儲液罐、工質循環泵、冷卻塔以及相關的泵、管道、閥門等。本文主要針對系統的主要設備加以選型，設備的選型結果見表（表3）。
3.2 系統的具體效益 系統每年按照工作8000h計算，在此項目中本系統的節能及經濟效益分析如表4所示。
由上表可知，該系統運行一年可為企業發電2043.2 萬KW?h，年發電效益為1021.6萬元/年，年節約煤量為7151.2噸，每年可減少排放15447噸。與目前將余熱蒸汽通過汽輪機直接發電的技術相比，本系統每年可多發22.2%的電能。
綜上所述，本系統提供的余熱發電解決方案，采用先進的螺桿膨脹發電技術和完善的技術方案，在減少企業熱污染的同時提高了企業能源的利用效率。因此該解決方案是非常適宜的。本期技改工程在原有廠址內建設，因此可達到投資省、速度快和效益高的效果，該工程項目是可行的。
4 結論
螺桿膨脹動力發電機余熱梯級回收發電系統可充分利用余熱余壓資源，將其轉換為動力發電或直接帶動工業中常用水泵或風機，有效節約了能源，減輕了污染。對于國民經濟的可持續發展、走能源節約型的發展道路意義重大。
參考文獻：
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論文的選題要注意什么呢？首先選題時要結合自己的學習還實踐經驗，還有論文的選題宜大不宜小，再次就是論文選題時多查看文獻資料。下面是學術參考網的小編整理的關于煤化工論文選題參考，歡迎大家閱讀借鑒。
1.我國現代煤化工產業發展現狀及對石油化工產業的影響
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3.中國石化煤化工技術最新進展
4.煤化工反滲透濃水濃縮的研究現狀
5.煤化工中焦化廢水的污染、控制原理與技術應用
6.低碳理念指導的煤化工產業發展探討
7.我國現代煤化工跨越發展二十年
8.煤化工濃鹽水“零排放”處理技術進展
9.煤化工技術的發展與新型煤化工技術
10.理性發展現代煤化工行業的思考——基于防范產能過剩風險的視角
11.煤化工廢水“零排放”技術要點及存在問題
12.煤化工大型纏繞管式換熱器的設計與制造
13.風電–氫儲能與煤化工多能耦合系統及其氫儲能子系統的EMR建模
14.中國煤化工現狀與發展思考——寫在“十三五”之前
15.煤化工廢水零排放的制約性問題
16.煤化工含鹽廢水處理與綜合利用探討
17.煤化工產業發展趨勢及其對煤炭消費的影響
18.煤化工廢水處理技術進展及發展方向
19.我國煤化工的產業格局以及應對低碳經濟的發展策略
20.影響我國煤化工產業發展的因素分析
21.我國煤化工的技術現狀與發展對策
22.現代煤化工企業的廢水處理技術及應用分析
23.我國煤化工發展主要問題分析及政策性建議
24.中國西北某煤化工區土壤中砷的人體健康風險及其安全閾值
25.我國新型煤化工發展思路探討
26.新型煤化工廢水零排放技術問題與解決思路
27.煤化工產業現狀及技術發展趨勢
28.中國煤化工發展的思考
29.淺談煤化工廢水處理存在的問題及對策
30.現代煤化工產業基地發展模式與實例分析
31.我國煤化工產業的發展趨勢及對策研究
32.中國煤化工發展現狀及對石油化工的影響
33.試論我國煤化工發展中的環境保護問題
34.對我國現代煤化工(煤制油)產業發展的思考
35.煤化工行業氮氧化物排放系數研究
36.關注煤化工的污染及防治
37.國內外新型煤化工及煤氣化技術發展動態分析
38.論煤化工廢水處理的常用工藝與運行
39.現代煤化工技術經濟及產業鏈研究
40.低溫甲醇洗技術及其在煤化工中的應用
41.利用蒸發塘處置煤化工濃鹽水技術
42.國內大型能源企業發展現代煤化工產業的機遇分析
43.世界煤化工發展趨勢
44.煤化工行業CO_2的排放及減排分析
45.煤化工廢水處理關鍵問題解析及技術發展趨勢
46.煤化工廢水處理技術試驗研究
47.煤化工發展中的水質污染及處理
48.新型煤化工廢水處理技術研究進展
關鍵詞： 碎煤加壓爐廢水； 水處理； 工藝污水
中圖分類號： X703.1 文獻標識碼： A 文章編號： 1009-8631（2012）09-0057-02
我公司煤制天然氣項目受地理環境、環保要求和工藝選擇等的限制，氣化廢水的處理面臨著處理難度大、處理要求高的雙重難題。為此，項目前期開展了大量工作，優化出了一條較為合理、完善、能夠滿足公司零排放目標的工藝路線。
一、碎煤加壓爐廢水處理工藝路線的選擇
我公司煤制天然氣項目氣化單元采用國產碎煤加壓氣化技術，產生的氣化廢水經煤氣水分離進入酚氨回收裝置，經脫酸、脫氨回收氣化廢水中的酸性氣體和氨，再利用二異丙基醚經過液萃取，脫除并回收廢水中的酚，出水進入污水處理單元進行處理與回收，實現污水回用，同時產生的濃水進一步減量化多效蒸發后最終排入蒸發塘，達到零排放。污水主要為工藝污水、含鹽污水。工藝污水主要為煤氣化污水，生活污水、地面沖洗水以及初期雨水。這部分污水 CODcr 濃度高，屬有機污水，含有氨、氮和酚，有一定的色度，特點為：污水中有機物濃度高，CODcr 為3500mg/L，B/C 值 0.33，可采用生化處理工藝；污水中含有難降解有機物，如單元酚、多元酚等含苯環和雜環類物質，有一定的生物毒性，在好氧環境下分解較困難，需要在厭氧/兼氧環境下開環和降解；污水中氨氮濃度為125mg/L，有機氮濃度為100mg/L，處理難度較大，需要選用硝化和反硝化能力均很強的處理工藝；污水中含有浮油、分散油、乳化油類和溶解油類物質，溶解油主要組分為苯酚類的芳香族化合物，乳化油需要采用氣浮方式去除，溶解性苯酚類物質需要通過生化、吸附方法去除；含毒性抑制物質，毒性抑制物質，需通過馴化提高微生物抗毒能力，需選擇合適的工藝提高系統抗沖擊能力；污水色度較高。公司在對污水水質充分認識的基礎上，經過深入的考察、交流與論證，結合我公司實際情況形成了如下的工藝路線：（1）工藝污水采用：勻質—隔油沉淀池—氣浮池—酸化水解池—一級生化池—中淀池—二級生化池—二淀池—混凝氣浮—臭氧氧化—曝氣生物濾池—碳吸附為主體的生化處理工藝路線和技術。（2）工藝污水回用裝置采用：軟化—核桃殼過濾器—氣水反沖濾池—超濾—反滲透為主的除鹽工藝技術。（3）含鹽污水回用裝置采用：軟化—氣水反沖濾池—超濾—反滲透除鹽工藝技術。（4）反滲透濃鹽水采用：多效蒸發工藝技術。
二、工藝路線選擇原則
（一）達到回用水質要求。此工藝路線對水質變化適應能力強、技術先進、運行可靠，確保各項出水指標達到規定的指標。尤其滿足回用要求，鑒于項目整體水平衡設計需要，廢水經過處理后要全部用于循環水的補充和動力除鹽水系統。根據項目要求，我公司在此基礎上提出了更為嚴格的控制指標。即：COD≤20mg/L，氨氮2mg/L，揮發酚≤5mg/L，TDS溶解性固體量盡量控制在300mg/L。
（二）操作靈活、穩定、滿足長周期運行要求。該工藝運行靈活、易于操作、便于管理，確保各項出水指標達到規定的指標，兼顧高負荷和低負荷下運行的經濟性，根據進水水質水量，能對工藝運行參數和操作進行適當調整。工藝單元采用多系列布置，確保檢修時污水處理裝置的連續運行。
（三）符合各項環保要求。工藝執行國家環境保護政策、法規，采用先進的清潔生產工藝，減少三廢排放，外排“三廢”達到國家和當地環保排放標準的要求。
三、碎煤加壓爐廢水處理工藝流程說明
（一）工藝污水處理工藝流程，如圖1
來自工藝裝置區酚回收的生產工藝污水進入污水勻質罐，污水在罐內進行隔油、水量水質調節，起到均勻水量水質的作用。待水質正常后，將調節池水用泵小流量打入污水勻質罐。來水不均勻時，污水勻質罐的水量可流入污水調節池。通過隔油沉淀池處理，可去除絕大部分油類、懸浮物質和少部分 CODcr、色度，減輕后續生化系統的處理負荷。隔油沉淀池的出水進入氣浮池去除乳化油，與投加的絮凝劑和助凝劑在反應池內混合反應，通過氣浮去除乳化油。氣浮出水流入中間水池；廠區生活污水、其他工藝水也進入中間水池；曝氣生物濾池反洗水、過濾吸附反洗水以及生化回用裝置反洗水也分別通過泵提升至中間水池。上述幾股污水在中間水池內通過水力攪拌混合。中間水池的混合污水經提升至酸化水解池。酸化水解工藝可改善污水生化性能，提高 BOD5/CODcr 比值。酸化水解池出水進入一級生化池（即一級 A/O 池），在 A/O 池內發生生物脫碳、脫氮反應。在 A/O 池內，充分利用缺氧生物和好氧生物的特點，使污水得到凈化。污水經臭氧處理后進入曝氣生物濾池；經臭氧改性后的污水，生化性能提高，經過 BAF 處理后，COD、NH3-N 會進一步降低。BAF 需要的氧由鼓風機供給，BAF 設氣反沖、水反沖系統。反沖污水進入反沖污水池，用泵送至酸化水解池前端的中間水池。BAF 出水提升至一級過濾吸附池，過濾吸附池填裝有具有吸附功能的吸附劑，污水中的有機物和色度得到進一步去除，吸附飽和的吸附劑通過水力提升至再生間進行再生。若一級吸附池的出水能達到進回用裝置指標，則直接切換至工藝回用水裝置，若一級吸附出的出水不能滿足，則將一級過濾吸附池的出水流入二級過濾吸附池。二級過濾吸附池同樣填裝有吸附劑。
（二）生化污水回用工藝流程，如圖2
經過生化處理后的出水中主要包括懸浮物、鹽分、菌體、CODcr、油類等，故回用水單元在流程設置上充分考慮對這些污染物質的去除能力和適用性。通過降低水中的含鹽量，使之達到回用要求。設置軟化處理主要用于去除水中硬度。生化污水經生化裝置處理后出水首先進入澄清池，向池中投加石灰，對水中的碳酸鹽和重碳酸鹽硬度進行軟化去除。澄清池的上清液流入吸水池，經泵提升至核桃殼過濾器，去除水中可能含有少量的油，核桃殼過濾器設置定時反洗。核桃殼過濾器的出水自流進入氣水反沖濾池，氣水反沖濾池采用均質濾料，截留水中的顆粒、膠體等污染物，降低污染指數，使水質能滿足進入超濾裝置的要求，氣水反沖濾池定時采用水、氣反洗。出水流入濾池產水池，經超濾給水泵提升，首先經過自清洗過濾器，對水中可能殘留的顆粒、懸浮物進行截留，起到保安作用，經自清洗過濾器后進入超濾裝置，實現了去除廢水中的生物污染物、顆粒物、膠體、細菌等，滿足反滲透系統的進水水質，超濾裝置的產水率為 90%，定時清水反洗和加藥反洗，每隔 3～6 月對膜進行一次化學清洗，清除膜表面污堵。超濾裝置的產水進入超濾產水池，經給水泵提升，水泵出口設置管道混合器，向其投加還原劑和阻垢劑，還原水中的氧化劑，避免其傷害反滲透膜，投加阻垢劑避免水中的鹽在膜表面結垢；加藥后的水經過高壓泵和保安過濾器后進入一級反滲透膜堆，一級反滲透膜堆產水進入產品水池、濃水進入濃水池；反滲透水回收率為75%，脫鹽率大于97%。產生的濃水經泵提升至多效蒸發間進行蒸發結晶處理。
（三）含鹽廢水回用工藝流程，如圖3
循環水站、電廠以及脫鹽水站排出的含鹽污水首先進入界區內的勻質罐，與超濾、過濾等反洗水混合。勻質罐出水進入澄清池，向澄清池中投加石灰，對水中的碳酸鹽和重碳酸鹽硬度進行軟化，去除水中的硬度。澄清后的上清液流入吸水池，經泵提升至濾池，截留水中的顆粒、懸浮物、膠體等污染物，降低污染指數，使水質能滿足進入超濾裝置的要求。超濾裝置的產水進入超濾產水池 ，經給水泵提升，水經過保安過濾器后進入一級反滲透膜堆。產品水經除鹽水泵提升送至界區外，最終送至循環水站。濃水反滲透產生的濃水經泵提升至多效蒸發間進行蒸發結晶處理。
（四）多效蒸發工藝流程，如圖4
采用四效降膜順流蒸發，蒸發終點溶液濃度為25%，蒸發器殘液送至蒸發塘。
四、工藝路線論證
在與內外知名的水處理工程公司及研究機構進行多次深入的技術交流，并到一些類似廢水處理的實際工程中，或調研整體工藝，或考察其中的部分工藝段，結果表明該工藝對于達到公司處理要求是較為完善、可行可靠的。公司多次組織專家論證會，邀請行業內專家，包括院士、高校教授、研究院、工程公司、設計院專家等針對氣化廢水工藝選擇進行方案論證，經過歷次專家論證，最終形成了最終的工藝路線。通過專家論證意見表明，我公司選擇的“預處理（沉淀隔油+氣浮工藝）+生化處理（水解酸化+一段采用A/O選用鼓風曝氣式氧化溝工藝、二段選擇常規的前置反硝化A/O工藝）+深度處理（絮凝氣浮+臭氧氧化+曝氣生物濾池BAF+過濾吸附）+除鹽”工藝基本可以滿足回用的要求。同時，此氣化廢水處理工藝不僅適于我公司煤制天然氣項目污水處理回用，也將為煤化工行業類似廢水的處理提供極具參考價值的借鑒。
參考文獻：
[1] 蘭書彬.中國煤制天然氣產業發展研究[D].華東理工大學，2011年中國碩士學位論文.
[2] 周愛麗，江楊.淺談魯奇爐所產含酚氨廢水處理新工藝[J].中國化工貿易，2012（2）.
論文關鍵詞： 煤化工；傳統煤化工；現代煤化工；產能過剩；可持續發展
1 煤化工概述
煤化工是指以煤為原料，經過化學加工使煤轉化為氣體、液體和固體燃料以及化學品的過程，并生產出各種化工產品的工業，簡稱煤化工，主要包括煤的氣化、液化、干餾以及煤焦油加工和乙炔化工等。
煤化工開始于18世紀后半葉，19世紀形成完整的煤化工體系，第二次世界大戰后，由于石油化工發展迅速，石油和天然氣成為很多化學品的生產原料，煤化工的在化學工業中的地位被削弱了。20世紀70年代末以來，由于中東石油危機，世界經濟大國開始重視能源消費結構的調整，進入21世紀后，國際社會對控制溫室氣體排放呼聲日漸高漲，使煤炭的高效和低碳化利用得到越來越多的關注，煤化工再度成為化工產業的發展重點。
現代煤化工也稱新型煤化工是指以煤氣化為龍頭以一碳化工技術為基礎，合成、制取各種化工產品和燃料油等，包括煤制油，煤制烯烴，煤制二甲醚，煤制甲烷氣，煤制乙二醇等，大多屬于現有石化產品的替代品，目前尚處于發展初期。
2 我國煤化工產業的現狀
經過幾十年的努力，我國煤化工產業取得了長足發展，正逐漸從以焦炭、電石、合成氨為主的傳統煤化工向石油替代品為主的現代煤化工轉變。這有利于推動石油替代戰略的實施，保證我國的能源安全，實現能源多樣化，促進后石油時代化學工業可持續發展。
煤化工行業的發展對于緩解我國石油、天然氣等優質能源供求矛盾，促進鋼鐵等相關產業的發展發揮了重要的作用。但是，以煤為原料的煤化工行業在短短幾年內迅速升溫，全國各地擬上和新上的煤化工項目不斷增多，項目規模大小不一。我國煤化工過熱的突出表現就是“逢煤必化”。為謀求把資源優勢轉化為經濟優勢，幾乎所有煤產地甚至煤炭調入地區都要大力發展煤化工，煤化工“大干快上”的勢頭正在不斷謀劃。其中，晉蒙寧陜疆等資源型省區甚至紛紛出臺了煤化工扶持政策，以期成為當地經濟轉型升級的重要依托。
國家發改委曾經在2006年7月、9月，2008年10月三次緊急叫停煤化工項目，但國內煤化工產能仍然增長迅速。規劃將煤化工打造成支柱產業的省份接近20個，其中不乏一些煤炭資源調入大省和一些已被國務院確立為“資源枯竭型轉型城市”的地區。2009年9月底國務院批準并轉發了十部委上報的 《關于抑制部分行業產能過剩和重復建設引導產業健康發展的若干意見》，明確提出今后3年原則上不再安排新的現代煤化工試點項目。然而，僅僅相隔十幾天，國內煤化工投資規模就被刷新。10月19日，山西安澤縣總投資102.5億元，項目包括300萬噸甲醇、200萬噸二甲醚，目標是成為全國最大的煤化工項目。11月3日神華集團與美國陶氏化學公司合建的煤化工項目在陜西榆林奠基，項目一期計劃投資100億美元，將形成年產332萬噸甲醇、122萬噸甲醇制烯烴生產能力，目標是成為世界單體最大的煤化工項目。另外，中電投集團兩大煤制天然氣項目相繼開工建設，總投資額超過500億元。中煤能源集團有限公司除鄂爾多斯300萬噸二甲醚外，還計劃全力進軍煤制烯烴、煤制天然氣等煤化工細分產業。此外還有神寧300萬噸煤炭間接液化等若干特大型煤化工項目緊隨其后。
國內新型煤化工產品的規劃產能更是已達天文數字。據悉，目前煤基二甲醚的在建以及規劃產能達到4000萬噸/年，大約是2008年全年二甲醚表觀消費量的20倍；雖然國內尚無煤制烯烴的大規模商業化運行經驗，但是國內煤制烯烴的在建及規劃產能也已經達到2000萬噸/年。在國家緊急叫停煤制油之后，不少企業轉而發展風險更大的煤制天然氣，目前國家有關部門核準的煤制天然氣項目不過4個，產能110億立方米/年左右，但是跟風而建的煤制天然氣項目達到14個，產能接近550億立方米/年。于是，2010年6月18日，國家發展改革委下發《關于規范煤制天然氣產業發展有關事項的通知》，將地方先前的煤制氣及配套項目的審批權上收。據了解，目前現代煤化工擬建投資加預算，已經超過了1萬億，且投資還在呈逐步增加的態勢。而煤化工作為資金密集型、技術密集型和資源密集型行業，目前其經濟性并沒有得到充分論證和認可，國內當前正在運營的項目，較大部分處于試點階段。 轉貼于
雖然國家屢屢警示，但以央企陣營為代表的各大企業近年來一直沒有放慢投資煤化工的腳步，而地方政府也充分“迎合”了央企“跑馬圈地”的訴求，“拿央企作為地方發展煤化工的擋箭牌”。為什么會出現如此瘋狂的投資沖動和熱情呢？首先，地方政府唯GDP論的政績觀根深蒂固，煤化工產業投資強度大，拉動GDP效應明顯，央企的進入能給當地的GDP增長帶來好處；其次，相關企業風險控制觀念缺失，“以資源為王”觀念根深蒂固。再次，產業發展方向缺乏有效引導。這些問題的存在，對我國經濟、社會持續、健康、穩步發展將產生負面影響。
3 我國煤化工產業該如何發展
我國是一個“缺油少氣富煤”的國家，能源結構以煤為主，在國際原油價格持續走高，原油和煤炭之間的比價逐步被拉大的情形下，利用國內相對豐富的煤炭資源，適度發展現代煤化工產業，部分替代石化產品有其合理性和必然性。
煤化工產業的發展不僅關系我國化學工業發展道路，也涉及國家能源安全。要從國家整體利益出發，站在全局的高度，以戰略的眼光來審視世界化學工業的發展潮流和我國的現實，必須要以科學發展觀為指導，按可持續發展戰略的要求，探索符合中國國情的煤化工發展道路。
對傳統煤化工產業，大力推進產業結構調整，淘汰落后生產工藝，優化原料路線，以節能、降耗、減排為目標，提高工藝技術水平；同時，大力促進企業組織結構調整，通過上大壓小、產能置換等方式，優化產業布局，利用技術進步逐步解決產能過剩問題，實現傳統產業升級和發展模式轉變，提高行業整體競爭力。
現代煤化工是屬于技術密集型和投資密集型的產業，應采取最有利于提高經濟效益的建設及運行方式。現代煤化工的發展要堅持一體化、基地化、大型化、現代化和集約化，真正轉變經濟增長方式。在新形勢下我國煤化工能否可持續發展取決于環境保護和經濟效益兩方面是否都能過關。現代煤化工要立足于可持續發展戰略，有序推進現代煤化工先進技術示范工程建設，同時在具備煤資源、水資源、環境狀況以及交通運輸等條件的地區，適當合理布局以煤氣化為基礎的煤化工多聯產系統示范工程，如煤基甲醇—燃氣聯合循環發電（煤基多聯產IGCC系統）加二氧化碳捕集系統（CCS）等，試點能源-化工-環保一體化循環經濟產業鏈，探索現代煤化工的發展模式。通過集成優化，使能量流、物質流、火用流梯級利用，而且煤基熱電化多聯產這一集資源、能源、環境一體化系統，顯然優于生產某種單一產品的煤化工發展思路，被專家認為是“綜合解決我國能源問題的重要方案”。如果將這一認識拓寬至從煤的開采洗選，通過焦化、氣化、液化等組成的化工產品鏈，與發電、供熱、污水處理、建材等集成優化，就可以形成循環經濟型的煤炭能源化工，將全面實現煤的清潔高效利用。也就是說，科學發展煤化工必須要以煤的清潔高效利用為前提，而不是不顧代價地去獲取終端產品與石油化工產品簡單比價上的盈利性。在水環境和生態環境均十分脆弱的西部富煤地區發展煤化工，尤其應遏制住攫取利潤的原始沖動。
中央政府各部門近期在多個場合表態，“十二五”期間煤化工產業政策的閘門將關的更緊。2011年4月12日，發改委公布了《關于規范煤化工產業有序發展的通知》，對幾乎所有煤化工領域內的細分行業都做出了嚴格的限制。規定在新的核準目錄出臺之前，年產50萬噸及以下煤經甲醇制烯烴項目，年產100萬噸及以下煤制甲醇項目，年產100萬噸及以下煤制二甲醚項目，年產100萬噸及以下煤制油項目，年產20億立方米及以下煤制天然氣項目，年產20萬噸及以下煤制乙二醇項目都將被禁止。 這意味著一度炒得火熱的煤化工投資熱潮將得到遏制，大唐一位煤化工專家稱，發改委的此項政策更加量化，而不像以往那樣“模糊”。 發改委此次之所以明令叫停不符合要求的煤化工項目，是因為國內的煤化工項目投資過熱，導致出現了嚴重的產能過剩現象。業界認為，此舉將進一步提高煤化工行業門檻，對中小煤化工企業以及后來者將樹立更高的門檻和更嚴格的市場環境，而對已具備規模、資源與技術優勢的煤化工企業則是利好。另外，煤炭供應要優先滿足群眾生活和發電需要，嚴禁擠占生活、生態和農業用水發展煤化工，對取水量已達到或超過控制指標的地區，暫停審批煤化工項目新增取水；對不符合產業政策等規定的煤化工項目，一律不批準用地，不得發放貸款，不得通過資本市場融資，嚴格防止財政性資金流向產能過剩的煤化工項目。 轉貼于
業內專家稱解決我國煤化工過熱現象必須從三方面考慮:一要改革現有的政績考核體系，改變唯GDP論成敗的政績觀，并平衡好地方與中央的利益關系，這個問題解決了，地方政府就沒有發展煤化工的沖動和熱情了；二要嚴格煤炭資源配置，不能將屬于全國人民的煤炭資源讓少數企業獨享，只要不給煤炭資源，相信不會有多少企業愿意將大量資金投向“錢景”不明的煤化工項目；三要加大技術創新、加快工業化示范，如果我們能成功開發出更多類似于低碳甲醇制烯烴這樣的技術，企業就有更多的選擇，就不會“一窩蜂”，煤化工產業自然就會健康發展。另外，還應明確煤化工產業定位、發展方向、發展重點和發展步驟，在充分調研論證的基礎上，制定其近期目標和中長期發展規劃，再配套實施細則，指導其發展。
液膜萃取是近現的一種新的萃取方法， 其實質是選用難溶于水的油類（ 如煤油） 制成性能穩定的油包水乳液， 外水相中的溶質（ 如苯酚） 進入油膜后， 立即透過膜與內水相的溶質（ 如氫氧化鈉） 發生反應（ 生成酚鈉） ， 從而去除水相中的污染物（ 苯酚）。因此， 液膜萃取實際上是用煤油從廢水中脫除苯酚， 再用氫氧化鈉溶液從煤油液膜中把苯酚反萃出來， 萃取和反萃取一步操作完成。本研究應用液膜萃取法處理了含酚工業廢水
一、液膜分離原理
液膜分離又叫液膜萃取， 屬于膜分離技術的一種， 它是利用表面活性劑與煤油制成的液體膜進行萃取與反萃取， 從而達到分離與濃縮目的。它包括3 個主要步驟： 制乳、混合傳質與破乳。將含有表面活性劑的煤油與一定濃度的NaOH 水溶液， 經過高強度剪切分散， 形成油包水型的乳化液
在混合傳質設備中， 將制得的乳液分散在需處理的含酚廢水中， 通過外加動力， 讓廢水與乳液充分接觸。內水相為 NaOH 水溶液小球， 外水相為含酚廢水， 中間由煤油與表面活性劑形成的液膜隔開， 乳液在廢水中分散情況。
廢水中的酚易溶于煤油， 擴散進入內水相后與NaOH 反應， 生成酚鈉。酚鈉不溶于煤油， 不能通過煤油液膜返回外水相（ 含酚廢水） 。于是廢水中的酚可連續不斷地通過液膜進入內水相， 以酚鈉的形式富集在內水相中， 從而達到從廢水中除去酚的目的。
完成混合傳質的乳液進入破乳設備， 通過高壓靜電破乳， 分成油相（ 煤油+ 表面活性劑） 與水相（ NaOH+ 酚鈉水溶液）。油相收集可再循環利用； 富含酚鈉的水相， 如酚具備回收利用價值， 可經過再處理回收酚； 若不具備利用價值， 可將水相打入焚燒爐焚燒
二、液膜法萃取含酚廢水實驗
1.試劑與材料煤油（市售）；Span-80（化學純）；氫氧化鈉（分析純）；液體石蠟（化學純）；二異丙醚（化學純）；MIBK（化學純）；其它試劑均為分析純.煤氣化含酚廢水：總酚5110mg/L，其中單元酚含量3530mg/L；COD17230mg/L.
2.儀器與設備剪切乳化攪拌機（上海標本模型廠），數顯測速儀，Zetasizer Nano S90粒度分析儀等。
三、液膜工藝條件及方法
1.制乳將Span-80液體石蠟和煤油按一定比例混合，在攪拌速度100r/min下攪拌5min，然后加入一定濃度的氫氧化鈉溶液，將攪拌速度提高到5000r/min，乳化20min，制成穩定的乳狀液。
2.液膜萃取取一定量的廢水，用鹽酸調pH，用500mL燒杯做乳液和廢水的接觸器，在電動攪拌器攪拌下混合10min，進行液膜萃取。
3.靜置分層將萃取完的乳液和廢水移入分液漏斗中，靜置分層30min。
4.溶劑萃取工藝條件與方法將水樣用鹽酸調好pH，溶劑與水按1：2體積比進行三級錯流萃取，操作溫度為室溫.萃取后，將萃余液在微沸狀態下蒸發掉5%的液量，以脫除溶解的萃取劑，然后用蒸餾水補足蒸發失去的水量，最后進行分析測定。
5.分析方法
總酚測定采用直接溴化法，COD測定用重鉻酸鉀法GB11914-89.
四、結果與討論
1.表面活性劑用量對除酚的影響
由圖 1a可以看出，當表面活性劑的用量為 1%時 ，除酚率低，曲線后段向下彎曲， 表明乳液損失較大 ，表面活性劑用量不足 ；當表面活性劑用量為 3%-5%時 ，除酚率較高 ；當用量為7%時 ，除酚率下降， 這是由于表面活性劑用量過多，油膜粘度過大，遷移速率降低所致 。由圖可見，當表面活性劑用量為 3%-5%， 處理10-20min可得到較高除酚率。
圖 1a表面活性劑用量對除酚率的影響 圖1b NaOH濃度對除酚率的影響
2.NaOH濃度對除酚的影響
足夠濃度的NaOH溶液能保證內水相酚濃度趨于零， 有利于高效除酚 。對于高濃度含酚廢水的處理 ，增水比雖然可保證較高的除酚率 ，但從乳液的回收及循環使用考慮 ， 在保證液膜穩定性的前提下 ，提高內相NaOH的濃度在經濟上更為合理 。圖1b表明 ， 內相 NaOH濃度在5-10%時 ， 均可取得滿意的處理效果。
3.油內比（ Ro i） 的影響
油內比是制備乳狀液時油相與水相的體積比. Span-80 含量為3 % ， 其余條件同上述第二點， 改變油內比， 以確定其最佳值. 實驗結果如下。
由上數據得知： Roi 為 1：1 時， 除酚效果最佳。
五、結論
液膜萃取技術是一項多學科交叉結合的技術，能夠將反應和分離集為一體，從而實現高效、快速的分離 。本文通過液膜法處理含酚廢水的研究發現，利用該法處理含酚廢水，能滿足生化處理對煤氣化含酚廢水的處理要求，具有潛在的社會和經濟效益 ，同時本研究也為進一步進行中試研究提供了理論及數據依據。
參考文獻
1、實施小康家庭能源工程，推進沼氣的集約化經營，促進生物良性循環，建立生態農業。
生態農業的基本特點：充分合理利用自然資源，依靠生物之間的多種物資循環，在良性循環中保持相對平衡，系統內部的物質可以多次重復利用；從時間上和空間上不斷提高太陽能的利用率和生物能的轉化率，求得投入少產出多，達到生產水平較高，土地利用率較高、經濟效益和生態環境質量較好的目的。
生態農業本身就是一種多元能源的農業發展道路，開發農村能源是建設生態農業的戰略措施。以多級循環為主的生態農業，有各種各樣不同模式和類型，其中以沼氣為紐帶的生態模式堪稱是一枝獨秀。沼氣生產過程不僅可以最大限度地利用太陽能，并在沼渣沼液中保持原有的N、P、K等元素和有機質成為生態系統第二循環過程中的優質有機肥料和飼料，大大提高生態系中能流和物流的質量，這就是沼氣生產在生態農業中的起的突出作用。
現在全國已有60%以上的沼氣戶（約300萬農戶）發展以沼氣為紐帶的庭院經濟，農民增加收入9億元以上。湖北省開展沼氣、沼液、沼渣的綜合利用的農戶已超過20萬戶，年增收4000多萬元。“九五”期間，隨著農村產業結構的調整，為農村沼氣發展提供良好機遇，湖北省將新增20-25萬戶農村家用沼氣池用戶，開展“三沼”綜合利用農戶將達到35萬戶以上，種植業、養殖業與沼氣三結合或種植業、養殖業、加工業、沼氣四結合利用類型的模式將進一步推廣普及。為使這種模式在湖北省農村大量發展實施，應該注重選擇各種養殖、種植業專業戶大力舉辦沼氣，以期獲取最好的能源、生態經濟效益，同時提高農民用能質量和水平，充實小康內涵。
2、實施能源--環保工程，推進城鄉有機廢水的厭氧消化處理，獲得環保能源雙效益。
目前，我國工農業有機廢物廢水排放量相當大，據統計，1990年輕工系統僅制糖、食品發酵、皮革等行業排放的高濃度有機廢水就達60億噸，占全國工業廢水排放總量的22%，廢水中含有機物排放量的50%，若利用其中的50%，即125萬噸來制取沼氣，年產沼氣可達12.5億M3，相當于原煤125萬噸，標準煤90萬噸，可發電17.86億KW·h。同時，全國“菜籃子工程”的全面建設，集約化畜禽場的糞便排放量迅猛增加，給環境造成越來越大的壓力。解決這一問題的最優化方案是采用生物質能的厭氧消化技術。以有機廢物廢水和禽糞糞便為原料，興建大中型的沼氣工程，既可以有效地治理環境污染，又能為當地職工和居民提供優質氣體燃料，還可以利用發酵后的沼渣，生產養魚喂豬的顆粒飼料。
近十年來，湖北省的厭氧消化技術經多學科、多部門的科研攻關，取得了較大的進展。在禽畜糞便的處理方面，先后興建了容積分別為200-800立方米的沼氣工程，采用上流式厭氧污泥床處理工藝，中溫發酵，平均產氣率0.5-0.8m3/m3·d。特別是1994年由武漢市能源所負責設計建造的荊門出口豬場能源環保工程，采用上流式厭氧污泥床加固液分離器，后期為射流曝氣好氧處理，使得最后出水達到國家二級排放標準，在工業有機廢水處理方面，共興建了九處工程，首先在淀粉廢水的中試研究上取得成功。為全國淀粉廢水處理首開先河。緊接其后，酒廠的廢水處理進入，先后在七個酒廠興建了沼氣工程，總容積3250立方米，采用中高溫發酵，滯留期4-5天，產氣率3-3.5m3/m3·d。湖北省這些大中型沼氣工程實現了工廠化產氣，商品化供氣，使能源建設上了一個新的臺階。它們有效地處理了酒廠的有機廢水和集約化禽畜場廠的糞便，改善了環境衛生，對保護生態，促進生產，都具有明顯的效益。“九五”期間，湖北省將按照國家制定的計劃，重點在大中城市郊區、“菜籃子”工程基地，實施采用厭氧消化技術，以保護環境，兼取能源回收的能源--環保工程10-20處。近期首先在松滋、天門等地，興建一批發酵工程總容量在1000m3以上的大型工程，實現集中供氣，同時治理環境污染。
大中型沼氣工程，作為一項新興能源--環保工程，具有與其他能源工程（如城市煤氣）不同的優越性的特點；
a、在工程目標上，煤氣工程單純制氣，而沼氣工程除制氣外，又治理污染，并可獲取有機肥料，而且不同的工程有不同的側重點。
b、在制氣原料上，煤氣工程使用煤炭，這些煤炭還需經長途轉運，而沼氣工程使用就地可取的可再生生物質如禽畜糞便、食品、釀造、制藥等企業排放的有機廢水，全部是污染環境的廢棄物。
c、從規模講，煤氣工程一般規模較大，沼氣工程則可因地制宜，大中小并舉，國家計委、農業部曾組織城市生物資源調查，不少中小城市的日排放高濃度有機廢水上萬噸。如按每噸COD5萬毫克/升濃度的廢水計算可產沼氣20立方計算，每天排放1500噸有機廢水所產的沼氣即可供近2萬戶居民使用。如將這些工廠和郊區畜牧場統一規劃，聯片供氣，將對城鎮煤氣化不足起到補充作用。
d、從建設周期來說，新建一個煤氣氣源廠，至少3-5年，而沼氣工程，從動工到產氣不到一年。
e、從投資上看，“六五”期間，平均每戶1500元，政府還要對用戶每人補貼煤氣費4元，現在每增加一個煤氣用戶至少投資2000元。如河北唐山市煤焦制氣廠每增加一個用戶需增加投資1250元，而河北華北制藥廠的沼氣工程，每戶僅需投資563元，還可節約排污罰款每噸1.27元。上海浦東煤氣廠平均每戶基建投資1500元，每千卡煤氣成本3.8×10-5元，而上海前進農場的沼氣站平均每個沼氣用戶投資709元（為浦東煤氣廠的47.3%），制氣成本為每千卡3×10-5元（比浦東煤氣廠低21%）。
目前湖北省的大中型沼氣工程無論其規模，其范圍，其投資額均是遠遠不夠的。一方面大量的糞便，工業有機廢水的排放污染了環境，另一方面，處處在呼吁能源短缺，廣大城鎮居民迫切要求使用優質氣體炊事燃料。這兩大矛盾的最優化解決的辦法就是積極、慎重地興建大中型沼氣集中供氣工程，實踐已反復證明只有這種對生物質能集約化應用的方式可同時做到治理環境污染，回收優質能源的雙重效益。
3、開展生物質固化和氣化的研究與試驗，為農村小康化提供商品性能源。
為適應農村小康發展對用有質量的需求，我們在開展對生物質能利用技術的研究中，應轉變過去那種單純以解決缺燒為目標的觀點，而應以實現小康為目的，把農村的低級能源轉化為高級能源。因此，我們應立即著手進行生物質能固化和氣化的轉化技術研究與試驗，并開展氣化配套設施及用途的研制。如在木材、秸稈較為富余的地區，以這些原料或其它農業廢棄物生產出成型燃料，以供給嚴重缺柴區使用（比燒煤便宜）；同時，湖北省也應對國內生物能利用中極有前途的炭、油、氣綜合轉換技術盡早進行研究及應用試驗，使常規生物質轉化為高品位能源，供農村生產和生活用。湖北省可用作氣化爐原料的生物質資源，除按通常方法所統計的2678萬噸（薪柴799萬噸，秸稈1879萬噸）外，還有大量的農業廢棄物，如木屑、木片、棉殼、稻殼等，據不完全統計，全省可收集的棉殼有26萬噸，稻殼140萬噸。若用這些廢棄物作氣化爐的原料，則所得產品的成本將大幅度下降，產品的市場競爭力也得到提高。從炭、油、氣這三種產品的社會需求來看，潛力是很大的。僅原沙市市，一年的生活用炭和工業用炭量就在5000噸以上，武漢市僅工業用炭量一年就需4700噸；此外，農民也迫切需要以秸稈變為木炭解決冬季取暖，至于木焦油、木質氣、其用途更廣，既可作優質燃料，也可作化工原料（木焦油）。使用炭、油、氣綜合轉換設備主要以產炭為主，在調節爐內熱解溫度后，也能成為以油、氣為主要產品的生產過程。而在以產氣為主的氣化爐中，利用稻殼經氣化后即可得到優質燃氣，據國內外研究試驗表明，用稻殼氣化、發電具有很高的經濟效益，整套設施（包括土建、設備和稻殼灰利用）的投資，在兩年內即可收回。江蘇昆山有我國最大的稻殼發電系統，7套機組共1560千瓦，其發電量已成為糧食工業的主要能源。綜上所述可見湖北省盡早開展生物固化與氣化研究有百利而無一害，有原料、有市場、更有技術，湖北省科技力量雄厚、門類齊全，科技攻關勢在必行。按照全國21世紀議程的規劃，對于生物質的高層次利用技術要在2000年取得突破性進展，湖北省若不立即著手進行必將落伍。因此，湖北省要充分利用自己技術、原料、市場三大優勢對生物固體氣化轉換技術作高起點研究。
關于加快開展我省生物質能集約化應用的建議
綜上所述，既然開發生物質能在湖北省具有重大的戰略意義，是發展生態農業的根本有效措施，而湖北省又具有開發利用生物質能的良好自然資源條件，對生物質能的集約化應用也具有一定的基礎，那么制定規劃，采取措施，加速湖北省生物質能利用技術的發展則是當然之舉。建議如下：
1、將生物質能的應用納入湖北省國民經濟和社會發展“九五”計劃和2010年規劃。
國家十分關心包括生物質能在內的新能源和可再生能源發展，1995年1月5日，國家計委、科委、經貿委辦公廳聯合印發《新能源和可再生能源發展綱要》，提出的今后15年發展總目標是：“提高轉換效率，降低生產成本，增大在能源結構中所占的比例。新技術、新工藝有大的突破，國內外已成熟的技術要實現大規模、現代化生產，形成比較完善的生產體系和服務體系；實際使用數量要達到39000萬噸標準以上（包括生物質能傳統利用方式的利用量），為保護環境和國民經濟持續發展做出貢獻”。根據國家《綱要》精神，結合湖北省實際情況，相應地編制湖北省生物質能“九五”計劃和2010年規劃，并做為湖北省生態農業和能源發展的相關內容，納入湖北省國民經濟和社會發展“九五”計劃和2010年規劃，使這一關系廣大農民切身利益和農村工作重要內容的生物質能發展列上黨和國家重要議事日程，并納入法制軌道。
2、制訂切實可行的優惠政策和支持措施。
生物質能轉換技術是著眼于未來替代能源的、正在研究、探索、發展中的一項高新技術，許多技術的社會效益顯著而經濟效益卻一時難以體現。許多項目是為貧困落實地區廣大人民造福的扶貧事業，是改善生態環境、保障生態平衡的公益事業。為了促進這項戰略措施的發展，建議我國政府也和世界各國一樣，對于新能源的研究開發和推廣應用給予積極的鼓勵和支持，實行免稅、減稅、補貼、無息或低息貸款等優惠政策。比如對于大中型沼氣工程的投資除了政策的部分撥款外，可將所要使用的技術改造貸款等優惠政策。比如對于大中型沼氣工程的投資除了政策的部分撥款外，可將所要使用的技術改造貸款納入政策性銀行，由于大中型沼氣工程同時也是一項環保工程，應采取行政、法制和經濟手段鼓勵甚至強制推廣應用，從環保罰款中還可提留一定的比例作為投資來源之一。還可考慮從各種渠道籌集資金建立湖北省的生物質能研究開發基金，作為有關部門和科研人員從事專題項目的研究經費。
3、抓好示范項目，推選產業建設。
由于生物質能集約化應用，目前主要是面向廣大農村和中小城鎮，因此應以點帶面，抓好示范項目，然后推而廣之，使之形成氣候，推進產業建設，示范項目的選取須注意：技術先進而又成熟，工藝不甚復雜，成本不是很高，能源利用率較高，經濟和社會效益明顯等，近期可以考慮圍繞省柴節煤灶、生物質炭化有條件的地方可將固化氣體裂解等技術綜合使用和沼氣工程等示范項目推進產業建設。
1981年起，國家提倡農村使用省柴節煤灶，注重節約、實用、方便的統一，經過十年努力，便迅速控制了過量燃用生物質資源的嚴峻局面，新型高效爐灶成為農民歡迎的廚具，現在全國有1.2億農戶使用熱效率超過20%的爐灶，較舊式爐灶節些30-50%，1994年我省普及省柴灶已達1000萬戶，目前是，省柴節煤灶正向多功能、商品化方向發展，是農村能源一宗主要產業。
近年來湖北、河北、江蘇、山東、安徽等省將秸稈開發為“生物煤塊”，直接替代煤炭，供鄉鎮企業鍋爐使用，或者進一步炭化，供鄉鎮企業鍋爐使用，或者進一步炭化，制成生物炭，出售給冶金行業或提供出口，這樣每畝秸稈可增值40-50元，壓塊機和生物煤已成為新產業。
另外，大型的沼氣工程集中供氣站在抓沼渣沼液的綜合利用中，也呆派生出飼料、肥料等加工企業，小型戶用沼氣工程也可帶動發展預制模塊，家庭沼氣--養殖等產業。
4、加強技術科研工作并突出重點。
新能源技術是世界新技術革命的支柱技術之一，高效率的利用生物質屬于高科技領域，正在迅速發展，有許多技術難關須要攻克，有許多新產品有待開發研制，有許多成功的新技術要很好地消化吸收和推廣應用，因此，科研工作至關重要，應大力加強，增加投資。
由于小柴爐灶和沼氣工程已基本定型，只是鞏固推廣應用的問題，湖北省在“九五”期間可將生物質的氣化、固化技術列為近期重點科研攻關項目，隨著農村小康目標實現，農民用能水平、質量和設備現代化將成為評價小康內涵的重要內容，可以預見，炊事和采暖用能及其設備最具市場活力，可再生能源產品從研制經中試到商業利潤回收，不同階段應形成自身的梯度構架，即①成熟技術向市場投入一批，商業利潤回收一批；②向市場過渡中試示范投入一批；③重點科技攻關項目起動一批。
“九五”期間逐步開展以下工作；
①進一步研究完善生物質氣化裝置，并擴大功能，開拓市場，進入食品、中藥材、養殖、種植業的烘干供熱領域。
②對生物質固化成型技術，建議兩個面向，即一是制炭，一是制“生物煤”，制炭市場效益高，但對壓制成型技術要求高：比重1.35-1.45，機械彎曲強度38kg/cm2，抗壓強度320kg/cm2，關鍵技術是磨損件的使用壽命和可靠性，低壓成型產品“生物煤”壓制強度低，比重0.5-0.6，做到易燃，可運儲，取代煤和柴。
③生物質熱解液化技術難度較高，但應安排少量科技人員跟蹤國內外動向，做些技術儲備，為下一世紀生物質高品位產品進入市場打下基礎。
以下項目對湖北省農村的現實雖然是較長期的，投資是巨大的，但2010年可能是被接受的產品：
a、熱值達到（9350-450）×4.1868J/m3的可管道輸送的甲烷化煤氣和熱解水煤氣；
b、生物質注氧/蒸汽氣化甲烷化，生產液體燃料替代礦物燃料油；
c、生物質制氫技術。
④重視生物質能軟課的研究，為制定正確研究開發方針，少走彎路，減少失誤，做好工程技術項目的前期準備，提供依據的佐證。
畢業論文（設計）
開題報告
題 目： 煤變石油的研究
姓 名：
學 號：
專業班級： 06級化學系本科班
指導教師：
一、選題依據（包括選擇課題的背景、選題研究的理論及實踐意義）
前一段時間，煤變石油在國內被炒得沸沸揚揚，旋即歸于沉寂。沸沸揚揚反映了人們對其技術內涵并不很熟悉，沉寂則反映出人們對其價值的不了解，擔心水變油的誤導事件在神州大地重演。然而，這回可的的確確是真的，這不僅因為我國已掌握了世界最先進的煤炭液化技術，而且———煤變石油真的離我們并不遙遠。
石油是一種重要的戰略物質，有了它，船艦可以乘風破浪，汽車可以翻山越嶺，飛機可以穿云透霧……然而，近年來國際石油價格飛漲，供需差距越來越大。以我國為例，石油年消費量約為2.5億噸，生產能力僅約15億噸，預計2005年和2015年消費量將超過2.6億噸和3.1億噸，尤其若干年后石油開采枯竭的時候，這些動力和交通工具又該靠什么來運行呢？不必擔心，聰慧的科學家們早已為我們設計了一個煤變石油的方案。
許多勘探資料都表明，全世界煤的可開采資源是巨大的，其能量值相當于石油資源的10倍。煤和石油的形態、形成歷史、地質條件雖然不同，但是它們的化學組成卻大同小異。煤中約含碳80％~85％，含氫4％~5％，平均分子量在2000以上。石油含碳85％，含氫13％，平均分子量在600以內。從組成上看，它們的主要差異是含氫量和分子量的不同，因此，只要人為地改變壓力和溫度，設法使煤中的氫含量不斷提高，就可以使煤的結構發行變異，由大分子變成小分子。當其碳氫比降低到和石油相近時，則煤就可以液化成汽油、柴油、液化石油氣、噴氣燃料等石油產品了。同時還可以開發出附加值很高的上百種產品，如乙烯、丙烯、蠟、醇、酮、化肥等，綜合經濟效益十分可觀。
國際上經典的煤變石油工藝是把褐煤或年輕煙煤粉與過量的重油調成糊狀（稱為煤糊），加入一種能防止硫對催化劑中毒的特殊催化劑，在高壓釜里加壓到20266~70931千帕并加熱到380~500攝氏度的溫度，在隔絕空氣的條件下通入氫氣，使氫氣不斷進入煤大分子結構的內部，從而使煤的高聚合環狀結構逐步分解破壞，生成一系列芳香烴類的液體燃料和烷烴類的氣體燃料。一般約有60％的煤能轉化成液化燃料，30％轉化成為氣體燃料。具體來說，煤變石油的工藝可分為“直接液化”和“間接液化”兩種，從世界范圍來看，無論哪一類液化技術，都有成熟的范例。
“直接液化”是對煤進行高壓加氫直接轉化成液體產品。早在第二次世界大戰之前，納粹德國就注意到了煤和石油的相似性，從戰略需要出發，于1927年下令建立了世界上第一個煤炭直接液化廠，年產量達10萬噸，到1944年達到423萬噸，用來開動飛機和坦克。一些當時的生產技術，今天還在澳大利亞、德國、巴基斯坦和南非等地應用。
“間接液化”是煤先氣化，生產原料氣，經凈化后再行改質反應，調整氫氣與一氧化碳的比例。此項技術主要源于南非，技術已非常成熟，煤變石油成本已低于國際油價，但技術一直嚴格保密。20世紀50年代，南非為了克服進口石油困難，成立了南非薩索爾公司，主要生產汽油、柴油、乙烯、醇等120多種產品，總產量達到700多萬噸。目前，這家公司的3個液化廠，年耗煤4590萬噸，年產合成油品1000萬噸。該公司累計投資70億美元，現在早已回收了全部設備投資。此外，俄羅斯、美國、日本等國也相繼陸續完成了日處理150~600噸煤的大型工業試驗，并進行了工業化生產的設計。
我國的煤炭科學總院對煤變石油的研究已進行了20多年，培養了一支專門從事直接液化技術研究的科研隊伍，建成了具有先進水平的加氫液化、油品加工和分析檢驗實驗室，對幾十種煤樣進行了試驗和評價，篩選了國內十幾種適宜液化的煤種，有良好的技術基礎。1997年，中國科學院山西煤炭化學研究所進行的煤基合成汽油年產2000噸的工業試驗獲得階段性成果，并通過了中科院的技術鑒定，為萬噸級的工業化生產奠定了基礎。其技術上也取得了突破：在催化劑的作用下，可用4~5噸煤，經過一系列工藝流程生產出1噸汽油或柴油。
自1997年至今，經過中德、中美、中日政府間的科技合作，進行了我國煤炭直接液化示范廠的可行性研究，結果表明，在陜西的神府煤田、內蒙古的東勝煤田、云南的先鋒煤田，由于煤炭價格低廉，設備大部分可以國產化，從而可使煤液化油成本大大降低，一桶柴油產品的成本只有15~17美元，遠低于歐佩克規定的每桶22~28美元的價格帶。另一方面，以我們已經掌握的催化劑技術，間接液化合成部分的成本可以降低為原來的六分之一。這就是說，在煤礦坑口建廠，不要中間環節，如果合成油規模達到百萬噸級，按目前市場價，噸油成本將控制在2000元左右，具有很強的市場競爭力。令人欣喜的是，國家發改委已批準在陜西神府煤田和云南先鋒煤田興建兩個煤液化項目，總投資約200億元，年產油200萬噸。國務院也已正式批準神華集團（位于神府煤田）關于煤炭液化的項目建議書，允許其轉入可行性研究階段，并將投資追加到250億元。神華集團也已與掌握煤炭液化關鍵技術的美國HTI公司簽訂了技術轉讓意向性協議，已開始初步設計工作。該項目建成后，年產油250萬噸，每年可創稅收25億元，年實現利潤25億元，對降低石油危機風險有十分重大的意義。
三、研究內容與方法
我國總的能源特征是“富煤、少油、有氣”。2003年我國總能源消費量達11.783億噸油當量，其中，煤炭占67.86%，石油占23.35%，天然氣占2.5%，水電占5.43%，核能占0.83%。我國擁有較豐富的煤炭資源，2000~2003年探明儲量均為1145億噸，儲采比由2000~2001年116年下降至2002年82年、2003年69年。而石油探明儲量2003年為32億噸，儲采比為19.1年。在較長一段時間內，我國原油產量只能保持在1.6~1.7億噸/年的水平。煤炭因其儲量大和價格相對穩定，成為中國動力生產的首選燃料。在本世紀前50年內，煤炭在中國一次能源構成中仍將占主導地位。預計煤炭占一次能源比例將由1999年67.8%、2000年63.8%、2003年67.8%達到2005年50%左右。我國每年燒掉的重油約3000萬噸，石油資源的短缺仍使煤代油重新提上議事日程，以煤制油己成為我國能源戰略的一個重要趨勢。
煤炭間接液化技術
由煤炭氣化生產合成氣、再經費-托合成生產合成油稱之為煤炭間接液化技術。“煤炭間接液化”法早在南非實現工業化生產。南非也是個多煤缺油的國家，其煤炭儲藏量高達553.33億噸，儲采比為247年。煤炭占其一次能源比例為75.6%。南非1955年起就采用煤炭氣化技術和費-托法合成技術，生產汽油、煤油、柴油、合成蠟、氨、乙烯、丙烯、α-烯烴等石油和化工產品。南非費-托合成技術現發展了現代化的Synthol漿液床反應器。薩索爾（Sasol）公司現有二套“煤炭間接液化”裝置，年生產液體烴類產品700多萬噸（薩索爾堡32萬噸/年、塞庫達675萬噸/年），其中合成油品500萬噸，每年耗煤4950萬噸。累計的70億美元投資早已收回。現年產值達40億美元，年實現利潤近12億美元。
我國中科院山西煤化所從20世紀80年代開始進行鐵基、鈷基兩大類催化劑費-托合成油煤炭間接液化技術研究及工程開發，完成了2000噸/年規模的煤基合成油工業實驗，5噸煤炭可合成1噸成品油。據項目規劃，一個萬噸級的“煤變油”裝置可望在未來3年內崛起于我國煤炭大省山西。中科院還設想到2008年建成一個百萬噸級的煤基合成油大型企業，山西大同、朔州地區幾個大煤田之間將建成一個大的煤“煉油廠”。最近，總投資100億美元的朔州連順能源公司每年500萬噸煤基合成油項目已進入實質性開發階段，計劃2005年建成投產。產品將包括辛烷值不低于90號且不含硫氮的合成汽油及合成柴油等近500種化工延伸產品。
我國煤炭資源豐富，為保障國家能源安全，滿足國家能源戰略對間接液化技術的迫切需要，2001年國家科技部”863”計劃和中國科學院聯合啟動了”煤制油”重大科技項目。兩年后，承擔這一項目的中科院山西煤化所已取得了一系列重要進展。與我們常見的柴油判若兩物的源自煤炭的高品質柴油，清澈透明，幾乎無味，柴油中硫、氮等污染物含量極低，十六烷值高達75以上，具有高動力、無污染特點。這種高品質柴油與汽油相比，百公里耗油減少30％，油品中硫含量小于0．5×10－6，比歐Ⅴ標準高10倍，比歐Ⅳ標準高20倍，屬優異的環保型清潔燃料。
山西煤化所進行”煤變油”的研究已有20年的歷史，千噸級中試平臺在2002年9月實現了第一次試運轉，并合成出第一批粗油品，到2003年底已累計獲得了數十噸合成粗油品。2003年底又從粗油品中生產出了無色透明的高品質柴油。目前，山西煤化所中試基地正準備第5次開車，計劃運行6個月左右。目前世界上可以通過”煤制油”技術合成高品質柴油的只有南非等少數國家。山西煤化所優質清潔柴油的問世，標志著我國已具備了開發和提供先進成套產業化自主技術的能力，并成為世界上少數幾個擁有可將煤變為高清潔柴油全套技術的國家之一。據介紹，該所2005年將在煤礦生產地建一個10萬噸／年的示范廠，預計投資12億～14億元，在成熟技術保證的前提下，初步形成"煤制油"產業化的雛形。
據預測，到2020年，我國油品短缺約在2億噸左右，除1.2億噸需進口外，”煤制油”技術可解決6000萬～8000萬噸以上，投資額在5000億元左右，年產值3000億～4000億元，其中間接液化合成油可生產2000萬噸以上，投資約1600億元，年產值1000億元左右。從經濟效益層面看，建設規模為50萬噸／年的”煤制油”生產企業，以原油價不低于25美元的評價標準，內部收益率可達8％～12％，柴油產品的價格可控制在2000元／噸以內。而此規模的項目投資需45億元左右。
目前，包括山西煤化所在內的七家單位已組成聯盟體，在進行”煤制油”實驗對比中實行數據共享；不久將有1.2噸高清潔柴油運往德國進行場地跑車試驗；2005年由奔馳、大眾等廠商提供車輛，以高清潔柴油作燃料，進行從上海到北京長距離的行車試驗，將全面考察車與油料的匹配關系、燃動性及環保性等。目前”煤制油”工業化示范廠的基礎設計工作正在進行之中，預計可在2010年之前投入規模生產。
我國與南非于2004年9月28日簽署合作諒解備忘錄。根據這項備忘錄，我國兩家大型煤炭企業神華集團有限責任公司和寧夏煤業集團有限責任公司將分別在陜西和寧夏與南非索沃公司合作建設兩座煤炭間接液化工廠。兩個間接液化工廠的首期建設規模均為年產油品300萬噸，總投資分別為300億元左右。通過引進技術并與國外合資合作，煤炭間接液化項目能夠填補國內空白，并對可靠地建設“煤制油”示范項目有重要意義。薩索爾公司是目前世界上唯一擁有煤炭液化工廠的企業。從1955年建成第一個煤炭間接液化工廠至今已有50年的歷史，共建設了3個煤炭間接液化廠，年處理煤炭4600萬噸，年產各種油品和化工產品760多萬噸，解決了南非國內40%的油品需求。
中科院與神華集團有關”鐵基漿態床合成燃料技術”簽約，標志著該技術的產業化指日可待。鐵基漿態床合成燃料技術是中科院山西煤化所承擔的”十五”中科院創新重大項目和國家”863”計劃項目，得到了國家和山西省及有關企業的支持。經過兩年多的努力，已經研發出高活性和高穩定性鐵系催化劑、千噸級漿態床反應工藝和裝置等具有自主知識產權的技術。截至2004年10月已完成了1500小時的中試運轉，正在為10萬噸／年工業示范裝置的基礎設計收集數據，已基本形成具有我國自主知識產權的集成性創新成果。與神華集團的合作，將促進對我國煤基間接合成油技術的發展起到積極的作用。
殼牌（中國）有限公司、神華集團和寧夏煤業集團于2004年11月簽署諒解備忘錄，共同開發潔凈的煤制油產品。根據諒解備忘錄，在為期6到9個月的預可行性研究階段，三方將就殼牌煤制油（間接液化）技術在中國應用的可行性進行研究，內容包括市場分析、經濟指標評估、技術解決方案和相關規定審核以及項目地點的確定。據了解，神華集團和寧夏煤業集團將分別在陜西和寧夏各建設一座煤炭間接液化工廠。計劃中的兩個間接液化工廠的首期建設規模均為年產油品300萬噸，初步估計總投資各為300億元左右。
云南開遠解化集團有限公司將利用小龍潭褐煤資源的優勢，建設年產30萬噸甲醇及10萬噸二甲醚項目、年產50萬噸或100萬噸煤制合成油項目，以及利用褐煤間接液化技術生產汽油。該公司計劃于2006年建成甲醇及二甲醚項目，產品主要用于甲醇燃料和二甲醚民用液化氣。煤制合成油項目因投資大、技術含量高，解化集團計劃分兩步實施：2005年建成一套年產1萬噸煤制油工業化示范裝置；2008年建成年產50萬噸或100萬噸煤制合成油裝置。目前，年產2萬噸煤制油工業化示范項目已完成概念性試驗和項目可行性研究報告。該項目將投資7952萬元，建成后將為企業大型煤合成油和云南省煤制油產業起到示范作用。
由煤炭氣化制取化學品的新工藝正在美國開發之中，空氣產品液相轉化公司（空氣產品和化學品公司與依士曼化學公司的合伙公司）成功完成了由美國能源部資助2.13億美元、為期11年的攻關項目，驗證了從煤制取甲醇的先進方法，該裝置可使煤炭無排放污染的轉化成化工產品，生產氫氣和其他化學品，同時用于發電。1997年4月起，該液相甲醇工藝（稱為LP MEOH）開始在伊士曼公司金斯波特地區由煤生產化學品的聯合裝置投入工業規模試運，裝置開工率為97.5%，驗證表明，最大的產品生產能力可超過300噸/天甲醇，比原設計高出10%。它與常規甲醇反應器不同，常規反應器采用固定床粒狀催化劑，在氣相下操作，而LP MEOH工藝使用漿液鼓泡塔式反應器（SBCR），由空氣產品和化學品公司設計。當合成氣進入SBCR，它藉催化劑（粉末狀催化劑分散在惰性礦物油中）反應生成甲醇，離開反應器的甲醇蒸氣冷凝和蒸餾，然后用作生產寬范圍產品的原料。LP MEOH工藝處理來自煤炭氣化器的合成氣，從合成氣回收25%~50%熱量，無需在上游去除CO2（常規技術需去除CO2）。生成的甲醇濃度大于97%，當使用高含CO2原料時，含水也僅為1%。相對比較，常規氣相工藝所需原料中CO和H2應為化學當量比，通常生成甲醇產品含水為4%~20%。當新技術與氣化聯合循環發電裝置相組合，又因無需化學計量比例進料，可節約費用0.04~0.11美元/加侖。由煤炭生產的甲醇產品可直接用于汽車、燃氣輪機和柴油發電機作燃料，燃料經濟性無損失或損失極少。如果甲醇用作磷酸燃料電池的氫源，則需凈化處理。
煤炭直接液化技術
早在20世紀30年代，第一代煤炭直接液化技術—直接加氫煤液化工藝在德國實現工業化。但當時的煤液化反應條件較為苛刻，反應溫度470℃，反應壓力70MPa。1973年的世界石油危機，使煤直接液化工藝的研究開發重新得到重視。相繼開發了多種第二代煤直接液化工藝，如美國的氫-煤法（H-Coal）、溶劑精煉煤法（SRC-Ⅰ、SRC-Ⅱ）、供氫溶劑法（EDS）等，這些工藝已完成大型中試，技術上具備建廠條件，只是由于經濟上建設投資大，煤液化油生產成本高，而尚未工業化。現在幾大工業國正在繼續研究開發第三代煤直接液化工藝，具有反應條件緩和、油收率高和油價相對較低的特點。目前世界上典型的幾種煤直接液化工藝有：德國IGOR公司和美國碳氫化合物研究（HTI）公司的兩段催化液化工藝等。我國煤炭科學研究總院北京煤化所自1980年重新開展煤直接液化技術研究，現已建成煤直接液化、油品改質加工實驗室。通過對我國上百個煤種進行的煤直接液化試驗，篩選出15種適合于液化的煤，液化油收率達50%以上，并對4個煤種進行了煤直接液化的工藝條件研究，開發了煤直接液化催化劑。煤炭科學院與德國RUR和DMT公司也簽訂了云南先鋒煤液化廠可行性研究項目協議，并完成了云南煤液化廠可行性研究報告。擬建的云南先鋒煤液化廠年處理（液化）褐煤257萬噸，氣化制氫（含發電17萬KW）用原煤253萬噸，合計用原煤510萬噸。液化廠建成后，可年產汽油35.34萬噸、柴油53.04萬噸、液化石油氣6.75萬噸、合成氨3.90萬噸、硫磺2.53萬噸、苯0.88萬噸。
我國首家大型神華煤直接液化油項目可行性研究，進入實地評估階段。推薦的三個廠址為鄂爾多斯市境內的上灣、馬家塔、松定霍洛。該神華煤液化項目是2001年3月經國務院批準的可行性研究項目，這一項目是國家對能源結構調整的重要戰略措施，是將中國豐富的煤炭能源轉變為較緊缺的石油資源的一條新途徑。該項目引進美國碳氫技術公司煤液化核心技術，將儲量豐富的神華優質煤炭按照國內的常規工藝直接轉化為合格的汽油、柴油和石腦油。該項目可消化原煤1500萬噸，形成新的產業鏈，效益比直接賣原煤可提高20倍。其副屬品將延伸至硫磺、尿素、聚乙烯、石蠟、煤氣等下游產品。這項工程的一大特點是裝置規模大型化，包括煤液化、天然氣制氫、煤制氫、空分等都是世界上同類裝置中最大的。預計年銷售額將達到60億元，稅后凈利潤15.7億元，11年可收回投資。
甘肅煤田地質研究所煤炭轉化中心自主研發的配煤液化試驗技術取得重大突破。由于配煤液化技術油產率高于單煤液化，據測算，采用該技術制得汽柴油的成本約1500元/噸，經濟效益和社會效益顯著。此前的煤液化只使用一種煤進行加工，甘肅煤炭轉化中心在世界上首次采用配煤的方式，將甘肅大有和天祝兩地微量成分有差別的煤炭以6：4配比，設定溫度為440℃、時間為60秒進行反應，故稱為“配煤液化”。試驗證明，該技術可使煤轉化率達到95.89%，使油產率提高至69.66%，所使用的普通催化劑用量比單煤液化少，反應條件相對緩和。
甘肅省中部地區高硫煤配煤直接液化技術，已由甘肅煤田地質研究所完成實驗室研究，并通過專家鑒定，達到了國際先進水平。同時，騰達西北鐵合金公司與甘肅煤田地質研究所也簽署投資協議，使”煤制油”產業化邁出了實質性一步。為給甘肅省”煤制油”產品升級換代提供資源保障，該省同甘肅煤田地質研究所就該省中部地區高硫煤進行”煤制油”產業化前期研究開發。經專家測定，產油率一般可達到64.63％，如配煤產油率可達69.66％。該項目付諸實施后，將為甘肅省華亭、靖遠、窯街等礦區煤炭轉化和產業鏈的延伸積累寶貴的經驗。
神華集團”煤制油”直接液化工業化裝置巳正式于2004年8月底在鄂爾多斯市開工。這種把煤直接液化的”煤制油”工業化裝置在世界范圍內是首次建造。神華煤直接液化項目總建設規模為年產油品500萬噸，分二期建設，其中一期工程建設規模為年產油品320萬噸，由三條主生產線組成，包括煤液化、煤制氫、溶劑加氫、加氫改質、催化劑制備等14套主要生產裝置。一期工程主廠區占地面積186公頃，廠外工程占地177公頃，總投資245億元，建成投產后，每年用煤量970萬噸，可生產各種油品320萬噸，其中汽油50萬噸，柴油215萬噸，液化氣31萬噸，苯、混合二甲苯等24萬噸。為了有效地規避和降低風險，工程采取分步實施的方案，先建設一條生產線，裝置運轉平穩后，再建設其它生產線。2007年7月建成第一條生產線，2010年左右建成后兩條生產線。神華集團有限責任公司2003年煤炭產銷量超過1億噸，成為我國最大的煤炭生產經營企業。據稱，如果石油價格高于每桶22美元，煤液化技術將具有競爭力。
神華集團將努力發展成為一個以煤炭為基礎，以煤、電、油（化）為主要產品的大型能源企業集團。到2010年，神華集團煤炭生產將超過2億噸；自營和控股發電裝機容量將達到2000萬千瓦；煤炭液化形成油品及煤化工產品能力達1000萬噸／年；甲醇制烯烴的生產能力達到1億噸／年。2020年，其煤炭生產將超過3億噸；電廠裝機容量達到4000萬千瓦；煤炭液化形成油品和煤化工產品能力達3000萬噸／年。
目前，煤炭直接液化世界上尚無工業化生產裝置，神華液化項目建成后，將是世界上第一套煤直接液化的商業化示范裝置。煤炭間接液化也僅南非一家企業擁有工業化生產裝置。美國正在建設規模為每天生產5000桶油品的煤炭間接液化示范工廠。
云南省也將大力發展煤化工產業，并積極實施煤液化項目。云南先鋒煤炭直接液化項目預可行性研究報告已于2004年5月通過專家評估。項目實施后，”云南造”汽油、柴油除供應云南本省外，還可打入省外和國際市場，同時也將使云南成為繼內蒙古后的第二大”煤變油”省份。云南省先鋒煤炭液化項目是我國利用國外基本成熟的煤炭直接液化技術建設的首批項目之一。云南煤炭變油技術將首先在先鋒礦區啟動，獲得成功經驗后在其他地方繼續推廣。即將興建的云南煤液化廠估算總投資103億元，項目建設期預計4年，建成后年銷售額34億元，年經營成本7.9億元，年利潤13.8億元。云南省煤炭資源較為豐富，但是石油、天然氣嚴重缺乏。先鋒褐煤是最適合直接液化的煤種。在中國煤科總院試驗的全國14種適宜直接液化的煤種中，先鋒褐煤的活性最好，惰性組分最低，轉化率最高。液化是一個有效利用云南大量褐煤資源的突破口，潔凈煤技術是發展的方向，符合國家的產業政策。”煤變油”將使云南省煤炭資源優勢一躍成為經濟優勢。一旦”煤變油”工程能在全省推廣，全省150億噸煤就能轉化為30億噸汽油或柴油，產值將超過10萬億元。
結語
潔凈煤技術的開發利用正處方興未艾之勢，我國應加大煤炭氣化技術、煤間接液化和煤直接液化技術的開發和推行力度，并引進吸收消化國外先進技術，將我國潔凈煤技術和應用水平提到一個新的高度，為我國能源工業的可持續發展作出新的貢獻。
發達國家為何不搞煤變油？
據了解，目前南非擁有一套年產800萬噸油品的煤變油工廠，是世界上唯一大規模的煤變油商業工廠，并為該國提供了60％的運輸油料。其實美、德、日等發達國家也都有成熟技術，但它們為什么沒有投入工業化生產？
據介紹，早在上世紀30年代末，由于石油緊缺，德國就開始研究煤制油技術。二戰前，德國已建成17個工廠，生產420多萬噸汽柴油。到了40年代末、50年代初，隨著中東大油田的開采，低成本的石油大量充斥市場，每桶2—10美元。在這種情況下，再搞煤變油在經濟上就很不合算。直到1973年，中東實行石油禁運，油價被炒高，達到每桶30多美元（相當于現在價格80多美元），這時，大規模的煤制油研發又掀起，美、日、德都紛紛投巨資研究，并建設了試驗工廠。但是，在這些國家，煤變油始終沒有真正投入商業運行。這是為什么呢？
據專家測算，當原油價格在28美元以上，煤變油在經濟上就比較劃算；低于這個價格，煤制油就不劃算。因此，上世紀80年代中期至90年代中期，國際油價一直處在低位，煤變油自然不會受到重視。但是，各國技術已相當成熟，可以說倚馬可待，只要市場需要，就可進行大規模工業化。直到最近兩年，國際油價一再攀升，煤制油重新被各國提上議事日程。美國去年起又開始搞間接液化，法國、意大利也開始進行合作研發。但從項目啟動到開工建設，至少需要5年準備時間，而油價頻繁變動，時高時低，人們往往反應滯后，使決策舉棋不定。
中國搞煤變油有優勢，但不會成為油品生產的主方向
專家認為，在我國搞煤變油有著顯著的優勢。我國富煤少油，近年來隨著經濟的發展，進口原油逐年攀升，從1993—2003年10年間，年均遞增15％以上，進口依存度越來越高。10年間，我國進口原油增長9.18倍，每年花去大量外匯。由于油價上漲，2004年進口原油比上年多支付550億元人民幣。因此，專家認為，從我國能源安全的戰略角度考慮，也應該努力想辦法，從多元化出發，解決能源長期可靠供應問題，而煤變油是可行途徑之一。
同時，中國是產煤大國，西部產煤成本（特別是坑口煤）相對較低。神華集團副總經理、神華煤制油公司董事長張玉卓給記者算了一筆賬：噸煤開采成本美國是20.5美元，神華神東礦區不到100元人民幣，很顯然，神華煤很有優勢。
此外，中國投資成本和勞動力成本相對較低。據估算，年產250萬噸柴汽油的生產線，在美國需投資32億美元，而在中國僅需20億美元。
據測算，神華煤制油項目在國際原油價格22—30美元/桶時，即有較強競爭力。而目前國際原油價格長期在50美元/桶以上。
兗礦的煤炭開采成本會高一些，它搞煤變油劃算嗎？據兗礦集團副總經理、煤化工公司總經理張鳴林介紹，兗礦坑口煤炭開采成本約為100元/噸，在國際油價不低于23美元/桶時具有競爭力。
目前，神華在煤制油上已累計投資數十億元。張玉卓透露，神華還準備與南非合作，以間接液化方式生產煤制油，產成品中，將以柴油為主，汽油為輔。今后五六年內，神華將在煤制油上投資數百億元，10年后，煤與油在神華將并駕齊驅。可以看出，神華在煤制油項目上雄心勃勃。
兗礦已累計投入1.3億元，它的工業化項目尚未啟動。兗礦正在瞄準汽油市場，今年計劃再投入1億多元，進行高溫合成工藝技術的中試研究，使產成品中汽油占70％，柴油占25％。
目前，煤變油產業化步伐正在加快。不過，專家認為，并非所有煤炭都適合轉化成柴汽油，特別是直接液化對煤種要求很高，我國只有少數幾個地區的煤炭適合，間接液化對煤種的適應性要寬泛些。因此，煤制油在我國會得到一定發展，但不可能成為油品生產的主方向。
四、研究的主客觀條件
1 煤變油的必要性
迄今為止，人類使用的燃料主要是礦物燃料(也叫化石燃料)，包括石油、油頁巖、煤和天然氣，而用得最多的是石油和煤。自從19世紀中葉和20世紀初在美洲和中東發現大規模的石油礦藏以來，人們廣泛使用石油為能源。隨著工業化程度的提高，石油的用量猛增，僅1968年至1978年這10年間，全世界開采的石油就相當于過去110年的開采量。全世界已經發現的石油蘊藏量大約為4萬億桶，科學家估計，地球上石油和天然氣資源將在100年內枯竭。煤是地殼中儲量最豐富的礦物燃料，全世界煤的可開采量估計要比石油多20~40倍，供應年代遠大于石油。但是，作為燃料，煤有兩大缺點：一是不干凈，煤中所含的硫燃燒生成二氧化硫，造成對大氣和周圍環境的嚴重污染；二是從原子結構上看，煤的氫一碳比(H／C)還不到石油的一半，限制了它的綜合利用。
近年來，隨著石油資源日益減少，國際石油市場動蕩不定，給各國經濟發展帶來不利影響。人們不會忘記1973年及1979~1980年兩次石油危機造成的全球性經濟衰退。同時，由于石油是規模巨大的石油化工的基礎，除用于塑料、纖維、油漆、醫藥等工業外，還用于生產食用油脂、蛋白質、糖類及合成甘油等基本食品，石油資源的枯竭，必將影響到石化工業。因此，從經濟和社會效益來看，煤經過轉化(煤變油)再利用是值得提倡的發展方向。
2 煤變油的可能性
石油是一種氣態、液態和固態碳氫化合物的混合物，也可能是由古代的動植物長期被埋藏在地下而形成的，儲集在地下的多孔性巖石里。石油中碳氫化合物(包括烷烴、吠樘?頭枷閭?占98％以上。
煤是一種碳質巖石，是古代森林由于地殼的變動被埋人地下，經過漫長的地質年代的生物化學作用和地質作用而形成的。按煤化作用程度的不同，可分為泥炭、褐煤、煙煤和無煙煤四大類。它是多種高分子有機化合物和礦物質的混合物，其中有機化合物以碳為主，氫、氧、氮、硫等次之。
由此可見，煤和石油都是主要由碳和氫元素組成的，其主要區別在氫——碳原子比H／C不同。煤的H／C＜0.8，而油H／C>1．8。此外，煤是化學結構十分復雜的復合體，其基本結構是縮合芳烴為主體的帶有側鏈和官能團的大分子。而油大多數是以脂肪族的直鏈烴為主，也有環烷烴類，比煤的結構簡單得多。因此，人類產生了由煤液化轉化為油的想法。
我國是一個產煤大國，合理有效地開發煤資源的綜合利用已經擺在我國科學工作者的面前。另外從國家安全出發，研究開發煤資源的綜合利用，是一項可持續發展的國策，因而發展煤變油技術越發顯得重要。
3 煤變油的關鍵是煤液化技術
要將煤變成油，首先要將煤液化，然后進行分解，因而煤變油的關鍵是煤的液化技術。
所謂煤的液化，就是將煤通過化學加工轉化為液體產品的過程，煤的液化可分為直接液化和間接液化兩個體系
3．1 直接液化
煤直接液化就是把煤直接轉化成液體產品，此項技術20世紀初首先在美國、德國、英國和日本實現。70年生石油危機后，再一次出現煤直接轉化液體燃料油的研究熱潮。到了80年代，煤直接液化的工藝日趨成熟，有的國家已完成了5000噸舊示范廠或2300噸／B生產廠的設計。煤直接液化工藝主要有：
①EDS法(Exxon供氫溶劑法) 是將煤漿在循環的供氫溶劑中與氫混合，溶劑首先通過催化器拾取氫原子，然后通過液化反應器“貢獻”出氫，使煤分解。
②氫一煤法是采用沸騰床反應器，直接加氫將煤轉化成液體燃料的工藝。
③SRC法是將高灰分、高硫分的煤轉化成接近無灰、低硫的液化工藝。先將溶劑與煤粉制成煤漿，再把煤漿與氫混合后送人反應器。
④煤—油共煉將煤與渣油混合成油煤漿，再煉制成液體燃料。由于渣油中含有煤轉化過程所需的大部分或全部的氫，可減少或不用氫氣，從而降低成本
3．2 間接液化
煤的間接液化是先將煤氣化，生產出原料氣，經凈化后再進行改質反應，調整氫碳比而成。它是德國化學家于1923年首先提出的。
煤間接液化的主要方法稱為費托(F--T)合成技術。該方法先把經過適當處理的煤送人反應器，在一定溫度和壓力下通過氣化劑(空氣或氧氣+蒸汽)，以一定的流動方式轉化成CO—H2的合成氣(灰分形成殘渣排出)。如用空氣作氣化劑，可制成低熱值(4．7~5．6兆焦／米3合成氣，用氧氣作氣化劑，可生產中熱值(11．2—13．O兆焦／米3)合成氣。再以合成氣為原料，在催化劑作用下合成碳、氫、氧化合物，例如醇、醛、酮、酯，以及碳氫化合物烴類或液態的烴類。從第二次世界大戰時起到1945年，德國建立了費托合成裝置9套，催化劑由一氧化碳、釷、鎂組成，所得的產物組成為：汽油46％、柴油23％、油3％和石蠟28％。戰后，ARCE公司研制了成分為鐵、硅、鉀、銅的催化劑，所得產物組成為：汽油32％、柴油21％、石蠟烴47％。1955年在貧油的南非SASOL建立了相同工藝的費托合成裝置，并實現了工業化。SASOL公司是世界最大、也是唯一由煤間接氣化再用費托合成技術生產汽油和各種化學品的公司，擁有員工26000多人，年銷售額達25億美元。因工藝所需已擁有法國法液空66900米3／時、氧氣純度為98．5％的空分設備12套，74000米3／B十空分設備1套，總制氧能力達87萬米3／時，號稱世界上最大的制氧站。僅SASOL I裝置，每年氣化1200萬噸煤，需要40萬米3／時、純度為98％的氧氣。而后SASOLⅡ和SASOLⅢ系統先后建成。現在，該公司是世界上最大的商業性煤液化廠，已建成3個廠，采用魯奇氣化爐和F--T合成反應器，年產合成液體燃料和化學品400萬噸，年耗煤2700萬噸以上。
值得一提的是，據美國聯碳公司研究，用煤生產1噸合成燃料，所需氧氣為0.3~1噸；產量為10萬桶／天的合成燃料裝置，需10~20套并聯安裝的2000—2500噸／天制氧機。另據1993年山西省去南非SASOL公司考察，了解到煤的氣化所用氧氣為：1000米3粗煤氣，要用純度99％的氧氣150米3。因而煤氣化及轉化所需的大型空分設備將是很有市場的。
4 煤變油在我國
利用豐富的煤資源，采用直接和間接煤液化技術，人類已經實現了煤轉化為油的夢想。我國對煤的液化及轉化也非常重視，1980年重新開展煤直接液化研究，1983年和1990年兩次從日本和德國引進的煤直接液化技術和設備，至今還在繼續使用和運行，中國煤種液化特性評價和液化工藝的研究及對費托合成的研究也一直在進行。對此，國家從“六五”起都安排攻關項目。經過科研工作者多年的艱苦努力，已有一部分成果接近工業化的前期，有的研究成果具有很強的創新性，處于國際領先地位。
目前我國在煤制取合成氣方面已取得較好的成果，并正向世界一流技術水平進軍。另外在合成氣制含氧化學品的技術和工藝方面也取得了明顯的成果，有的已經是產業化的規模，例如合成氣制二甲醚，合成氣制甲醇及下游產品的開發，合成氣制乙醇，聯產乙醛、乙酸等。特別是改進催化劑制備工藝，制備出有高活性特殊功能、特殊選擇性的催化劑，使煤制得的合成氣得以合成出附加值更高的化工原料和化工產品。例如北京化工大學催化研究室在國家的支持下，經過多年的努力，所研制的新型物種Fe3C納米粒子催化劑，用于合成氣定向控制轉化成丙烯的費托催化反應中，獲得突破性成果。
納米粒子是20世紀80年代問世的一種新材料，由于它的粒徑小，比表面積大，表面原子占有率高，表面具有未飽和鍵、懸空鍵的特殊電子結構和體相結構，使其在光學性質、磁性、導熱以及化學活性等方面具有奇異的特性，引起當代科學界的重視。北京化工大學采用激光熱解法，結合固相反應制備的碳化鐵納米粒子催化劑，粒徑在2nm～3nm，比表面積200m2／g，反應溫度260~320℃，壓力1．5MPa，合成氣空速為600h-1。在無原料氣循環的條件下，在連續加壓漿態 床反應器中對催化劑催化性質測試，結果表 明CO轉化率達98％以上。由于粒子的尺寸效應，丙烯的選擇性達82％。同時，由于 催化系統的高度還原性，完全抑制C02的 生成，打破費托合成SF產物分布的限制，使CO最大限度轉化為高附加值的丙烯，實 現了充分利用資源的月的。因為丙烯是不可 缺少的基礎化工原料，目前大都以石油原料經裂解或煉油兩種方式生產。該研究開辟了 以煤為資源經合成氣一步轉化為丙烯的工藝 路線，用以替代價格日益上漲和資源有限的石油，具有重要戰略意義，也是合理利用地 球資源較好的實例。經成本核算，用此方法 合成的丙烯成本與用石油為原料生產丙烯價格相當或略低，是很有應用前景的生產新工 藝。該研究成果處于國際領先地位，引起了 國內外同行的關注。
我國對煤制甲醇也做了大量工作。甲醇是用含有H2和CO的原料氣制作的，可用 作化工原料、溶劑和燃料。甲醇用作汽車燃 料，可在汽油中摻人5％、15％、25％ (M--5、M--15、M口25)或用純甲醇(M-- 100)。甲醇和異丁烯合成甲基叔丁基醚 (MTBE)，用作無鉛汽油辛烷值添加劑；或 直接合成低碳混合醇(甲醇70％，低碳醇 30％)，用作汽油辛烷值添加劑。甲醇還可制取合成汽油。目前，我國甲醇年產能力超 過60萬噸，其中約20％用作燃料。煤用間 接液化制成燃料甲醇已有了成熟技術。
五、研究進度安排
1。寫可行性報告
2。搜集相關資料
3。開始試驗研究
4。整理研究結果
5。寫試驗總結
六、主要參考文獻
眾所周知，作為燃料，煤相對于石油有兩大缺點：一是不干凈，煤中所含的硫燃燒生成二氧化硫，造成對大氣和周圍環境的嚴重污染；二是從原子結構上看，煤的氫一碳比(H／C)還不到石油的一半，限制了它的綜合利用。于是有許多科學家提出了許多轉化煤和石油的方法，以達到利益最大化，危害最小化。
煤和石油都是主要由碳和氫元素組成的，其主要區別在氫——碳原子比H／C不同。煤的H／C＜0.8，而油H／C>1．8。此外，煤是化學結構十分復雜的復合體，其基本結構是縮合芳烴為主體的帶有側鏈和官能團的大分子。而油大多數是以脂肪族的直鏈烴為主，也有環烷烴類，比煤的結構簡單得多。因此，人類產生了由煤液化轉化為油的想法。
①EDS法(Exxon供氫溶劑法) 是將煤漿在循環的供氫溶劑中與氫混合，溶劑首先通過催化器拾取氫原子，然后通過液化反應器“貢獻”出氫，使煤分解。
②氫一煤法是采用沸騰床反應器，直接加氫將煤轉化成液體燃料的工藝。
③SRC法是將高灰分、高硫分的煤轉化成接近無灰、低硫的液化工藝。先將溶劑與煤粉制成煤漿，再把煤漿與氫混合后送人反應器。
④煤—油共煉將煤與渣油混合成油煤漿，再煉制成液體燃料。由于渣油中含有煤轉化過程所需的大部分或全部的氫，可減少或不用氫氣，從而降低成本
⑤費托(F--T)合成技術。該方法先把經過適當處理的煤送人反應器，在一定溫度和壓力下通過氣化劑(空氣或氧氣+蒸汽)，以一定的流動方式轉化成CO—H2的合成氣(灰分形成殘渣排出)。
⑥北京化工大學采用激光熱解法，結合固相反應制備的碳化鐵納米粒子催化劑，粒徑在2nm～3nm，比表面積200m2／g，反應溫度260~320℃，壓力1．5MPa，合成氣空速為600h-1。在無原料氣循環的條件下，在連續加壓漿態床反應器中對催化劑催化性質測試，結果表 明CO轉化率達98％以上。由于粒子的尺寸效應，丙烯的選擇性達82％。同時，由于催化系統的高度還原性，完全抑制C02的 生成，打破費托合成SF產物分布的限制，使CO最大限度轉化為高附加值的丙烯，實現了充分利用資源利用。
