关于煤化工装置建设几个问题的讨论

2013-12-23唐宏青

化工设计通讯 2013年1期

关键词：水耗煤制油煤气化

唐宏青

（中科合成油工程有限公司，北京 101407）

1 煤化工装置的规模

1.1 煤化工装置的规模越来越大

近年来，煤化工装置的设计规模不断飚升，已经到了环境可以接受的极限。例如，单套装置年产合成氨1 200kt和尿素2 000kt、甲醇1 800kt、煤制油5 400kt、煤制烯烃1 400kt、煤制天然气55×108m3等。

制定这样大的装置规模有客观原因，主要是装置的经济性和可以圈到煤田的规模。其中，装置的经济性与原料和产品的价格有关。

实际上，如果从挖煤开始算起，煤化工装置无一不是盈利的。关键在进入装置的煤价另有算法，进厂煤价的高低决定了产品能否盈利。但是对于一个煤炭集团来说，总体上是盈利的，这在石油集团的身上早已体现，大家心知肚明。

煤制油的装置，情况也不会例外。

因此，煤化工装置的规模越来越大，不惧怕巨额投资。

1.2 过剩的中小装置如何处理

近期，许多人在讨论，目前合成氨和甲醇的产能已经大大过剩，开工率分别只有70%和50%，每年分别有6 000～8 000kt的新合成氨和甲醇装置建成投产，中小规模（300kt／a以下）的装置何去何从？

显然，“关停”会引起社会动荡，积极改造才是出路，如何改造是目前行业内关心的问题。图1是改造的途径，有的地方正在实施。

图1 过剩中小甲醇和合成氨装置的改造

从图中可以看出，改造成甲醛、醋酸、二甲醚，乙二醇、芳烃（MTA）、乙醇或低碳醇，聚烯烃，合成天然气等，都有难度。而改造成汽油、氢气、F－T 合成油品等，在条件许可下是一条出路。

因此，合成油工艺可以大型和小型并举，大型的作为独立的煤制油厂，小型的作为现有合成氨和甲醇装置多元化改造，或者一个综合企业的一条支线。

2 对煤制油评价为“四高”问题的看法

2.1 发展煤制油的阻力

若干年来，煤制油被认为是四高行业，即“高能耗，高排放，高水耗，高投资”，因此，国家有关部门曾三令五申，禁止煤制油项目大发展。

事实上，所有的煤化工项目都是“四高”项目，为什么偏偏要给煤制油戴上“四高”的帽子？

问题在于不恰当的宣传。例如有的学者说，煤制油的能量转化率为28%，以此推论，煤制油该封杀。这些从早期的数据得出的结论，至今仍然被一些学者引用。

一段时间以来，国家发改委给予神华宁煤、伊泰集团、山西潞安，以及兖矿榆林四个煤制油项目路条，共计8 000kt／a产能，要求在 “十二五”期间建成投产，使得煤制油的发展形势得到好转。

但是近期（2012.12.3），中国著名化工媒体刊文强烈反对煤制油，并引用权威人士的话强调：“煤制油不仅能源转化效率低下、产业链短、应对市场变化的能力差，而且面临的环保压力日益增大”，“就能源转化效率来看，煤制油无疑是最低的，绝不能作为煤化工的首选。”［1］

显然，对煤制油仍然存在不同意见。

2.2 煤制油是否 “四高”？

从近年来得到的数据可以看出，在煤化工行业中，煤制油的效果不是最坏的，在煤化工行业算是中等。见表1。

表1 煤化工产品的能耗和能量转化率

例如，有关能量转化率的问题，经过论证，能量转化率不是发展产品的主要指标［3］。但是有人还是要拿能量转化率作为应该发展什么，不应该发展什么的依据，连年纠缠不清。

这里不妨提问：把煤磨成水煤浆，能量转化率在95%以上，是否全国都要把挖出来的煤磨成水煤浆？煤制天然气（甲烷）的能量转化率很高，把煤都做成甲烷合适吗？2011年煤发电能量转化效率全国平均为37.23%，是否不要发电了？这样简单的反证法，可以把能量转化率的作用说明了。表1是煤化工产品的能耗和能量转化率，可以看出，煤制油的能量转化率不算低，比煤发电要高一些。

另以水耗为例，煤制烯烃的水耗设计值为32t／t，煤制油不到其一半，却在这个问题上受责难，很不公平。实际上，水耗是一个设计和投资问题，大幅度增加投资，可以明显降低水耗。

再以投资为例，以吨产品为指标，煤制油的投资为煤制聚烯烃的一半，足以证明发展煤制烯烃更费钱。

又以单位产品排放CO2为例，煤制烯烃的工艺链最长，无疑单位产品能耗最高，煤中的碳排入空气中的CO2比例最高。

表2足以说明问题，煤制油的水耗、万吨产品投资、CO2排放均属于中等。

表2 超大型煤化工装置几个重要数据

因此，应在媒体上积极介绍煤制油特别是费托合成制柴油的经济指标，消除人们对于煤制油的恐惧，为煤制油的发展铺平道路。

3 煤气化方法选择中的几个问题

3.1 运行时间

近年来煤化工的发展，大量体现在煤气化技术的进步上，新的煤气化技术不断成熟，有国外引进的，国内开发的。其中，有些煤气化技术不断成熟，如航天炉气化技术、Shell气化技术、GSP气化技术等，这是大家可以看到的事实。

但是如何衡量煤气化技术的进步，却有不同的方法。目前通用的办法是外商提出的一台炉连续运行多少天，他们认为连续运行100d就标志着这个技术已经过关。这个说法有一半道理，连续开100d确实不易，但与我们传统的设计理念有些不同。传统的设计理念是年操作8 000h，一年停车通常只能是一次。而石油部门远比化工行业苛刻，他们要求连续运行24个月以上。

事实上，煤化工装置连续运行8 000h是不简单的，目前的几种煤气化技术除了水煤浆以外，其他都有难度。航天炉和小型Shell气化炉还好一些，有这个潜力。多数新的气化技术事实上是达不到的，还有待于进一步提高。

因此，我们在选择煤气化技术上，应该更加注重年运行时间，而不要仅仅看一次运行时间。

如果达不到要求，特别是年运行时间在偏离8 000h 较大的情况下，用户一定要用该技术，最好有备炉。

3.2 以煤定炉

在选择煤气化技术的时候，首先要确定煤的品质，这是大家通常采用的方法。煤的品质包括灰熔点、灰含量、粘度、挥发分、内水含量等。但是近年来一些气化技术推销商，过分夸大自己炉子的优点，不断降低技术标准，例如把水煤浆气化的浓度降低至54%，这是不应该的。不适合用这样的炉型就退出，不必勉强。这个原则就叫 “以煤定炉”。

3.3 炉型的匹配

在大型煤化工装置中，可以采用两种不同的气化炉，这是比较合理的。事实上，这往往是气化后流程的需要，也就是激冷流程和废锅流程的组合，使得既能够得到一些中压蒸汽，又可以满足合成气中水气比的要求。

这样做的前提是在这个装置中，气化炉的台数很多。当然，这对企业将来的管理造成麻烦比较多，这也是情理中的事。

4 多联产能量转化率的探讨

4.1 多联产的热情很高

近年来，一些煤电集团在大力发展煤电的同时，大举向化工进军。他们提出的多联产规划，投资大、规模大，是多联产的典型［2］。特别是在迟不出台的 “煤炭产业十二五深加工规划”中，列举了15个项目，其中9个是多联产项目。

按照电力企业多联产的设想，在大型煤矿的坑口，建立全新的化工电能综合企业，将电能企业和化工企业结合起来统一考虑建设，见图2。

图2 多联产概念示意

这种想法有它的道理，但是这样的工程投资大，工期长，建设难度相对较大。为此，可能是先电后化，也可能是先化后电，也可能电化同时实施，一起投产。后者的组织实施、企业管理、人才聚集、知识积累等相当困难，如果在一个环节上没有处理好，就有可能损失巨大。

4.2 多联产的经济性

目前，对于多联产的热情，能源企业重于化工企业。化工企业向电力延伸的问题，早在多年以前已有所考虑，并不感觉到非常迫切。这是因为尽管IGCC声称能量转化率很高，但是产品电力的价格不高，不如化工产品值钱。表3列出，每1GJ能量的煤，转化为电力和化工产品的产值，说明合成气用来发电不如用来生产化工产品（煤制天然气除外）。

这里对表3作出解释：根据全装置吨产品的能耗，或能量转化率，和产品的热值，计算出1GJ能量的煤转化为电力或化工产品的产量，再根据实际产品的单价，计算出1GJ能量的煤转化为电力或化工产品的产值，最后算出万元GDP能耗。

数据说明，煤制油和煤制聚烯烃很合算，煤发电不合算。这里没有叫大家不要发电，煤发电的重要性在中国是无可非议的，只是希望大家对煤制油有一个合理的认识。