从资源环境人与自然和谐看中国煤炭转化成液体能源的安全观.docx

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从资源环境人与自然和谐看中国煤炭转化成液体能源的安全观

从资源环境人与自然和谐看中国煤炭转化成液体能源的安全观

李琼玖申同贺孟仲林王树中廖宗富漆长席周述志赵月兴（四川成都益盛环境工程科技公司成都610012）2007-09-20

1 总论

1.1 我国能源构成与国民经济发展对液体燃料的需求从煤炭转化关系到能源、环境与粮食安全的发展战略

   我国是富煤少油有气人多水力资源丰富的大国，煤炭资源量在数万亿吨，可采储量按1万亿t计，相当于石油5000亿t，还有煤层气30万亿m3，相当石油150亿t。

现年煤炭开采量20亿t计，可采500年，煤炭成为我国主要能源。

我国资源环境与人口增长、经济发展之间的矛盾在20世纪前30年内将是严峻的挑战。

专家预测，到2030年中国人口将达到15～16亿的顶峰，这正是我国资源、粮食和环境状况可以承受的人口极限，一旦可持续发展的问题在此之前没有解决好，整个国家的资源和环境体系将要造成难于逆转的严重后果。

在此期间，我国国民经济要保持高速发展，全面建设人与自然和谐相处的小康和谐社会，对能源、粮食需求与日俱增，而环境问题很大程度上取决于能源的利用，从煤炭转化成清洁液体燃料关系到能源、环境与粮食安全人与自然和谐相处的可持续发展的基础产业。

   市场经济有等同于流通经济，入流物流是经济发展源泉，于是交通运输成为国民经济的重要组成部分，在我国有数亿吨巨大的液体燃料市场缺口严峻，不解决好替代石油能源的供应来源，将会制约现代化的进程，完全依赖进口石油不是长久之计。

在我国现代化建设进程中能源的可持续发展上，石油液体燃料的获取成为能源安全的重大问题，应从国土资源出发，走煤炭转化联产能源石油石化体系来发展替代石油资源生产液体燃料及石化产品是谋求解决能源安全问题所在。

   我国年产20亿t煤炭，相当10亿t石油，采用粉煤气化配入水电解氢合成甲醇液体燃料，可以做到碳元素达99％的利用率，煤中硫化物全部回收成硫磺，且免去巨量CO2排放，甲醇合成弛放气中含N2又可用于合成氨加工成尿素。

甲醇油除作发动机燃料外，还可加工转化成乙、丙烯，又接替短缺的石油化工原料。

从元素物料、热量与化学反应平衡和热能增值利用，同煤炭直接液化比较，1.3t甲醇相当于1t汽油作功，1.3t煤可产1t甲醇，拆成1.69t煤可替代1t汽油。

由煤炭加氢液化大约1t成品油，在煤炭液化加氢制氢用煤约1t多（内蒙古神华建设100万t煤炭直接液化成油品，在加氢用煤气化炉2台2200t／d，若用以生产甲醇可达100万t／a），煤炭成油按煤炭含炭量70％和碳转化率70％计，即用煤1／0.49=2。

04t煤，加合每吨油用煤液化成油品为3.04t，未计入液化过程的动力和能量消耗。

有关资料报导煤炭液化每吨油品耗煤大约在4～5t。

按理论耗煤3.04t计，煤炭能量利用率仅相当甲醇的55.6％，煤炭液化同甲醇比就有44.4％的能量损失，以20亿t煤计，每年就损失8。

88亿t煤，相当4.44t石油，这是一个巨额数字，应成为我国科研人员和工程技术工作者去挖掘，开拓，走创新的工业化技术，今后经历几代人的奋斗，使我国富煤油少的国家，走出从煤炭清洁转化制甲醇逐渐接替石油能源，是保障我国能源、环境和粮食安全的切入点，开发煤炭清洁转化配入水电解氢制甲醇，CO2零排放；甲醇油催化成合成气提高压缩比的甲醇汽车，使1t甲醇油相当1t汽、柴油作功的目标，具有重大的经济、社会、政治意义。

1.2 煤炭液化工艺路线

   煤炭直、间接液化成油晶虽是替代石油资源的途径之一，但煤炭转化流程长，投资大，热能利用率低，环保处理复杂，特别直接液化的含油灰渣难于利用与堆存污染，且对煤源有特定要求，有其局限性。

   煤炭与煤炭转化成液体燃料的可燃物元素组成见表1。

   煤炭直接加氢转化与间接加氢转化都可制得高碳氢液体燃料油。

由于油品中为不含氧的液体燃料，而在煤炭液化过程中煤炭中含的氧又同H2反应生成H2O，于是消耗大量的H2源，且煤炭中元素H元素含量较油品中H不到1／2，而需要由外来补入H而达平衡，于是消耗大量的氢源来满足油品补H和煤炭液化过程自身含的O元素同H反应生成H2O。

一般1000kg煤炭液化需加入140kg氢气，可制得约600kg油品[（折成每吨油品耗氢2613m3（标态），而生产甲醇耗CO+H2为2213m3（标态），每吨煤液化加氢的煤气化CO+H2耗量用以生产甲醇超过1t）。

神华集团在东胜投资约100亿元建设100万t／a煤炭液化装置，就需要建设两套壳牌日处理煤2200t的气化炉制氢装置。

若用来生产甲醇可达100万t／a液体甲醇燃料（每吨甲醇耗煤1.3t计），而从甲醇热值为油品的47％计，相当油品47万t／a，但用于甲醇汽车按1.3t甲醇相当1t汽油作功计，约相当77万t汽油，一般煤炭液化每吨油品耗煤炭4～5t，说明煤炭利用率大大低于煤制甲醇。

若甲醇用作汽油低比例掺烧，基本和目前汽油一样使用（1.3～1.5t甲醇相当汽油作功），其能效更高，用于开发甲醇汽车有望达到作功与汽油相当。

煤炭直接液化虽可取得所需各种油品，但存在大量油灰渣的处理与污染，产1t油晶就有近1t的含油灰渣产生，难于利用和处理，煤直接、间接加氢液化制氢带来巨量CO2排放对大气危害，于是不适于人与自然和谐相处，不适用于中国能源安全发展的途径。

（1）煤转化成油品的氢碳（H、C）平衡

   从煤炭与煤炭转化成液体燃料的元素组成中对汽油的碳氢转化平衡计算，按汽油分子式C7H15的物化特性：

C84.9％（质量分数），H15.1％（质量分数），O0％（质量分数）。

而煤炭按：

C65％（质量分数），H4.3％（质量分数），O14％（质量分数）计，理论上转化成C7H15汽油需要加H量，其中包括补H和与煤中含O转化成水（H2+0.5O→H2O）的脱水耗H两部分计算。

   汽油C为85。

1％相当煤中C仅85.1％／65％=1.31（倍），而1.31倍煤中的H为1.31×4.3％=5。

633％，需配H：

15.1％—5.633％=9。

467％，加上脱去煤中O耗H：

1.31×14％=18.34％，两者合计：

9.467％+18.34％=27。

807％。

理论上转化成1000kg汽油，消耗C851kg，和加入H278kg。

一般1000kg煤炭液化需加入140kg氢气，可制得600kg油品，而1000kg油品加H为140／0.6=233.3（kg），实际耗H多少与煤炭中含O元素量多少有关。

按333.3kgH2计，每1000kg油品加H2量为233.3／0.0893=2613m3（标态），需由煤炭气化制得。

粉煤纯氧气化制氢的煤气中，理论上2[CH]+O2→2CO+H2，由于煤中含有元素H加上煤气化中加入蒸汽调温的水煤气变换（CO+H2O→CO2+H2）平衡，实际壳牌煤气化的煤气中，CO63.3％，H226.7％，其中CO需要变换成H2和CO2，然后脱除CO2而取得H2，于是生产每吨油品加入H2的由煤气化制取就要排放掉CO2=2613×0.7=1820m3（标态）=3592（kg）。

   煤炭转化成液体燃料，在我国煤多油少，能源以煤为主成为保障我国交通运输用液体燃料的能源安全，势在必行。

在煤炭转化成液体液料上，主要的三种：

直接加氢液化，间接加氢液化，煤炭气化合成含氧醇醚液体。

油品液体燃料系由C、H元素构成，煤炭直接或间接液化都需要进行氢化过程，由于煤炭中元素主要是C元素，而H元素很少，于是需要先将煤炭气化制氢以供应氢气。

   在煤炭直接液化中，煤的氢化过程是将粉碎煤放入混合器，同提炼汽油以后剩下的石油残渣混合，将呈软膏状的混合物加热，同时加氢。

在温度500℃和压力20MPa下，煤就变成液体状态。

然后将蒸馏器里自煤中取得的液状燃料再分解出汽油和气体产品，而残渣则同一批新的煤炭混合重复使用。

从1000kg煤炭和140kgH2中，可制得600kg汽油。

此法需耗大量动力去造成高温和高压，由煤氢化法制得汽油，还需消耗大量动力用的燃料煤。

通常用粉煤、油页岩，褐煤和其低级燃料进行氢化对煤种有一定要求。

   直接液化的生产是原料煤直接在一定温度压力下，催化加氢（热裂解、溶剂萃取、非催化液化等），脱出煤中氮、氧、硫，生成液体烃类和少量气体烃类的转化过程。

早在1927年就在德国建成10万t／a直接液化生产装置，1944年德国煤炭直接液化工厂装置总能力已达423万t／a，由于廉价石油的发现而停产。

20世纪70年代，德（IGOR工艺）、美（HTI工艺）、日（NEDOL工艺）等国又开始直接液化新工艺研究（有开发先进的1t煤可生产4～5桶油，操作压力也可降到6～10MPa）。

   间接液化是原料煤经过气化生产合成气（CO+H2）在一定温度和压力下，定向合成烃类燃料油或液体化工原料，实际是煤气化转化路线的延伸，每合成一个C-C键，就要脱掉一分子水，所合成油过程中有大量水生成。

该工艺合成产物的选择性低，需进一步加工处理才能作为汽、柴油使用。

   南非Sasol是世界上唯一以煤为原料，采用F-T合成技术制取液体燃料，现每年总耗煤量410万t／a，生产出71万t／a油晶和相关化学品（每吨油品耗煤5.775t）其成品油产量约50万t／a。

我国20世纪80年代开始在山西煤化所研制煤基合成液体燃料，固定床两段法合成催化剂取得收率高、油品质量好的效果，新型合成催化剂也较大突破。

（2）醇、醚（甲醇、二甲醚）用于发动机燃料

   气体燃料和甲醇、醚燃料的分子量比汽、柴油小得多，对燃料和空气的混合、燃烧、抑制碳烟有利。

醇燃料含氧，可促进燃烧更完全，但其热值也下降：

其辛烷值高，蒸发潜热大，可用来提高发动机的热效率，降低燃烧温度，减少NOx排放量。

   应用燃气汽车对缓解大城市的空气污染起到了积极作用。

但CNG的输送、压缩、储存、携带不便，车辆续驶距离短，建站费用很高。

LPG虽易实行，但国内资源有限，需大量进口。

甲醇由煤制成，成本低，符合我国多煤的国情；它和乙醇一样，可用于汽油机或柴油机。

DME也是由煤制成，十六烷值高，排气不冒烟，是柴油理想代用燃料：

但它在常压下是气体，需要开发特殊的燃料供给系统。

2 从煤炭转化成液体燃料三种途径技术经济分析与我国开发建设情况

   煤直接加氢液化是煤在高温和高压条件下催化加氢直接液化成液态烃类化合物。

煤直接加氢液化工艺条件苛刻，设备要求严格，项目投资大，并以褐煤、长焰煤为宜，受到煤种的制约。

目前大工业技术还不够成熟。

我国有关部门已做了大量的研究开发工作，并在神华集团正建百万吨级的煤直接加氢液化工业化装置，技术经济效果有待生产实践验证。

   煤间接加氢液化是以煤为原料，煤同氧、水蒸气进行化学反应制取合成气（CO2+H2）在一定温度压力下催化合成为烷烃、烯烃类等油品分子或其它化学品。

每合成一个C-C键，就要脱掉一分子水，所以合成油过程中有大量的水生成，能量利用率和元素利用率低，大约5t标准煤可转化为1t烃类燃料。

该工艺合成产物的选择性低，须进一步加工处理才能作为汽、柴油使用，达到一定加工规模才具有经济效益。

当前世界上只有南非有成熟工业装置运行，建厂工业生产装置经验缺乏。

我国山西煤化所正进行千吨级规模的浆态床中试研究，取得了很大进展。

南非SASOL公司是目前世界上惟一的煤炭间接液化生产企业。

南非的煤炭间接炼油是国际社会对其实施严格的石油禁运情况下发展起来的，国家对煤炼油企业进行一定的财政补贴。

为了适应市场变化，提高经济效益，SASOL公司调整了产品结构，适当增加了化工产品的比重。

1999年公司总资产40.2亿美元，销售收入39.3亿美元，税前利润6.2亿美元。

   煤基含氧燃料（醇、醚）是以煤为基础原料，将煤炭气化制取合成气，在一定温度和压力下催化转化合成甲醇、二甲醚的醇醚液体。

煤制含氧燃料元素利用率高，技术成熟、大型工业运行经验丰富，含氧醇醚燃料环保性能好，热效率高，适应性强，应是解决我国能源与环境安全问题的有效途径之一。

   三种煤基液体燃料转化途径技术与经济比较见表2、表3。

   表2为煤直接加氢液化、合成气间接加氢液化和合成气合成醇醚液体燃料三种主要转化途径的技术比较，以醇醚燃料合成技术工艺流程简短，设备大型化，元素利用率高，生产经验成熟可靠。

表3为三种煤炭转化途径的经济性比较，在醇醚燃料具有原料消耗少，成本低，投资少，规模灵活，具有很强的经济实用性。

特别是用作汽油低比例掺烧甲醇，基本和目前汽油一样使用，并可使用现有加油站，但在高比例掺烧和纯甲醇燃料以及二甲醚燃料时，需新建油系统和改造汽车发动机。

山西省经过长达数年的甲醇燃料车队示范运营，已证明甲醇燃料是经济可行的清洁燃料。

   甲醇燃料的安全性及对环境影响：

甲醇本身有一定毒性，而二甲醚既无毒性且不会污染环境。

甲醇作为燃料使用时，向周围环境的排放主要是在储存、运输和添加过程中。

如运输事故、储存渗漏、添加溅洒、甲醇蒸发等才产生甲醇对环境的污染，可采取预防措施。

   甲醇易溶于水，水或土壤中的甲醇会很快稀释，然后发生生物降解。

而汽油则难溶于水，不易扩散，在自然环境中难于降解，发生累积污染。

另外，废水中含有少量甲醇有利于生物降解脱除其中的含N物质。

虽甲醇燃料有一定毒性，但易于在环境中降解，不会造成严重的环境污染。

二甲醚燃料无毒无污染，热值比甲醇燃料高，十六烷值也高，尾气污染物排放量少，是柴油理想的代用燃料，各国正在进行二甲醚燃料车的研究开发，特别是Volvo汽车制造公司。

甲醇制二甲醚需脱掉1／2O2生成水，耗甲醇约1.4t，DME常温常压系气体，液化压力为0.4～0.5MPa，需建1套贮运加注装置。

（1）煤炭直接、间接液化技术的经济性分析

   一般认为，同一煤种在既适合加氢液化工艺又适合煤基间接液化工艺的前提条件下，若两种工艺均以生产燃料油品为主线，则前者的经济效益将明显优于后者。

事实上，液化技术的经济性影响因素很多，诸如工艺特征（投资影响）、原料价格和当地条件及知识产权（成本影响）、产业政策（税收影响）及产品结构和价格（销售影响）等。

因此，不设定时空界限（或条件），简单讨论间接液化和直接液化经济性优劣是没有意义的。

   北京煤化所研究结果表明，现阶段，如果在我国的西部某省份建设1座以生产中间化学品（直链烃）为主、油品为辅的单纯煤基间接液化厂，生产规模1.60Mt／a，采用南非SASOL固定流化床工艺，项目投资约为145亿元左右（其中气化部分约为60亿元，公用工程约为15.8亿元，两项约占总投资的52.3％），项目享受国家的税收优惠政策，内部收益率可以达到11.45％；同样，如果在我国的西部毗邻省份建设1座以生产油品为主、中间化学品（环烷烃、芳烃）为辅的煤直接液化厂，生产规模2.5Mt／a，加氢液化工艺采用美国HTI工艺，项目投资约为160亿元左右（其中气化制氢部分约为35.2亿元，公用工程约为10.4亿元，两项约占总投资的32.3％），也享受国家的税收优惠政策，内部收益率可以达到12.8％。

由此可见，在基本等同的条件下，单纯直接液化工艺的表观经济效益明显优于单纯间接液化工艺。

如果在我国的东部某省份建设1座以生产中间化学品（直链烃）为主、油品、甲醇及电为辅的多联产厂，生产规模1.5Mt／a，其中F-T合成也采用南非SASOL固定流化床工艺，项目总投资约为102亿元左右（其中气化部分约为35.7亿元，公用工程约为6.8亿元，两项约占总投资的41.7％），但不享受国家的税收优惠政策，内部收益率可以达到13.71％。

显见，以F-T合成为主联产工艺的表观经济效益又优于单纯直接液化工艺。

（2）煤间接液化的技术经济性

   煤制油整个装置的投资除与工艺技术的选择相关外，还与基础设施、公用工程、工程设计水平、工程建设管理等综合因素有关。

大致上煤造气装置占总投资的40％～60％，F-T合成装置约占10％左右，产品改质装置约占15％，公用工程15％～20％，由此可见，煤造气装置是制约煤制油装置投资和回报期的主要因素。

在我国采用Texaco和Lurgi气化炉的煤气化技术均有商业装置运行并已基本实现国产化，Shell气化炉正在引进建设中。

采用投资成本相对较低、生产效率较高的合成反应器，同时使用廉价高效的铁催化剂将显著地降低合成油的生产成本，这正是改善合成油技术经济性的关键所在。

   在煤制油工艺中，煤气化生产的合成气H2／CO约为0.5～1.0，这种贫氢合成气可直接进入基于铁催化剂的浆态床反应器中，同时发生F-T合成烃反应和水汽变换反应，而不必在合成装置前设置变换装置，因而铁催化剂浆态床合成油工艺有利于提高煤制油的经济效益。

   煤间接液化可生产高品质柴油，十六烷值达到70～78，且不含硫、氮和芳烃，可作为炼油厂柴油的调和剂，提高其销售价格。

合成软蜡可经过加氢异构化-脱蜡得到粘度指数高达159～163的最高档润滑油；合成硬蜡可加氢精制后得到食品级微晶蜡，其售价是一般油品的4～8倍。

   （3）年产120kt合成油示范厂方案

   本方案是在煤炭丰富的矿区新建以煤为原料的120kt／a级合成油示范厂工程（为百万吨级合成油装置的第一条生产线）。

根据中试试验结果，1m3CO+H2，通过尾气回收、低碳烃重整等措施，可以生成合成油合计165～180g。

对于年产120kt合成油装置，年操作时间为8000h，小时产合成油15000kg。

装置的原料煤消耗为54t／h，吨油耗煤4.5t，吨煤价格80元（现煤价已提高350～500元／t）。

装置投资费约为13亿元（包括试运转费、技术开发、技术支撑的投入）。

示范厂的经济效益较低的原因是规模尚小，运行费用较高造成的。

但在国家投入占总投资的50％以上时，吨油的成本在1600元左右（不含税），在布伦特原油价格在23美元／桶时（现油价已提高65～78美元／桶），能够进入市场运行。

值得说明的是，120kt／a的煤制油厂只是作为示范，不适合中、小型氮肥厂或甲醇厂推广应用，它的运行目的是验证和取得关键的工程放大试验数据，考验F-T合成工业反应器、F-T合成工业催化剂和煤制油工艺软件，示范厂运行一旦成功，即可有把握地建立百万吨级以上大型综合性煤制油商业装置。

   （4）年产百万吨合成油厂方案

   煤制油是一个具有规模经济性的大型综合性产业，要取得明显的经济效益，煤制油生产装置规模应在1Mt／a以上，装置规模越大，吨油投资越少，物料和能量利用率越高，其综合效益越好。

按照Shell气化炉配浆态床反应器和廉价铁催化剂工艺，规模为1Mt／a合成油商业装置估算，总耗煤4.50Mt／a，年折合成油品1.02Mt，吨油品煤耗4.5t，吨油成本（C5+产品）可以达到1600～1700元／t，装置投资105亿元左右，这表明在浆态床技术与煤气化技术合理匹配下，煤间接液化过程可产生明显的经济效益。

应当说明的是，根据不同的气化方案和后续加工过程工艺，吨油耗煤在4.4～5.3t变化，作为复杂的系统工程，不能单从煤耗来决定液化方案，煤液化过程的实际实施还需充分考虑技术的综合可靠性、产品的最后价格等。

根据目前的推算，布伦特原油价格在23美元／桶时，百万吨合成油厂具有抗风险能力。

   煤间接液化在南非已发展成为年产7Mt油品和化学品的大规模盈利产业，在我国也已进行过2000t／a的工业试验，具有较好的工业化基础和技术积累。

由煤基合成气经F-T合成可获得的各种油品和基本有机化学品，如汽油、柴油、煤油、润滑油及乙烯、丙烯等，且生产的油品品质优良，可作为石油炼制生产油晶的调和剂，因此煤间接液化是一种煤洁净高效利用的技术路线。

   1981年起，我国在中科院山西煤炭化学研究所和北京煤炭科学总院煤炭化学研究所重新部署了煤间接液化和煤直接液化技术攻关课题。

1983-1986年中科院山西煤化所开发出将传统的F-T合成与沸石分子筛相结合的固定床两段法合成油工艺，即一段由合成气经F-T合成生产的烃直接经二段分子筛重整后获得成品汽油的工艺，实现了沉淀型铁催化剂和分子筛催化剂的工业生产，1987—1989年在山西代县化肥厂完成100t／a工业中试，1993-1994年在山西晋城第二化肥厂进行了2000t／a工业试验，生产出90号合格汽油，但因当时脱硫技术不过关和后续资金投入不足等原因，未进行长期运行。

 1996-1997年中科院山西煤化所进一步对后续开发的超细铁催化剂进行了3000h的固定床工业单管试验，1999年在浆态床搅拌釜器中完成了近600h的稳定性实验，产品收率和品质得到较大幅度的提高。

随后依据铁催化剂生产成本和固定床合成油的试验结果，中科院山西煤化所进行了煤制油各种万吨级规模的全流程工艺方案设计和技术经济分析，结论是催化剂性能和寿命需提高、催化剂生产成本偏高、固定床技术生产效率偏低、产品结构需调整优化，提出和规划了开发以廉价铁催化剂和先进的浆态床技术为核心的煤间接液化产业化思路，同时开发配套的万吨级煤制油工业软件，以实现煤制油全流程工艺模拟，提高产业化过程放大的成功率。

   1999-2001年加大了对浆态床合成油技术攻关的投入力度，开发出适合浆态床反应器使用的ICC-IA、ICC-IB、ICC-IIA等系列廉价高效铁催化剂，催化剂生产成本大幅度的下降，催化剂的成品率明显增加，产品选择性得到显著提高，在实验室外浆态床装置上，关键技术问题得到解决，并从技术上突破了煤制油过程的技术经济瓶颈，同时开发出第一代煤制油工业软件。

通过浆态床合成油技术的全流程模拟和技术经济分析，在百万吨级合成油厂规模时，合成油成本可降到2000元／t左右。

2000年中科院山西煤炭化学研究所开始筹划建设千吨级浆态床合成油工业中试装置，2001年6月完成中试装置设计，7月开始施工，2002年4月建成千吨级浆态床工业中试装置，到2003年11月累计运行2000h，生产出数十吨合成粗油品。

目前各个技术环节已畅通，2004年进行长期稳定运转，为工业化装置的建设提供工程数据和积累运行经验。

   煤间接液化产业化前景：

从油品供应趋势和技术发展来看，煤制油产业将具有广阔的市场前景。

在未来20年内，从技术产业化的第一步（千吨级中试）到建设和运行工业示范厂（示范厂为50～100kt规模，2003-2008年），根据技术的成熟程度，将会产生巨大的技术和经济效益，在后续百万吨级合成油商业化过程中（2008-2010年），将会产生几十亿元的直接利润，若在2020年煤间接液化产业能解决20Mt油品市场份额，技术本身的直接效益将在150亿元左右，技术对社会的直接贡献体现在每年20Mt洁净液体燃料的供应，年创造产值600多亿元，可实现利润150～200亿元，同时为社会创造至少60万个就业机会（包括间接）。

煤间接液化技术产业化带动性强，技术覆盖面广，与未来燃气联合循环发电等先进洁净煤技术可以实现有机的结合，因此以煤制油技术成为大型综合性煤化工产业。

3 煤炭转化成液体燃料国内外开发生产工艺技术

3.1 煤炭直接加氢液化合成油

   煤直接液化是煤在适当的温度和压力下，直接催化加氢裂化，使其降解和加氢转化为液体油品的工艺过程，煤直接液化也称加氢液化。

煤直接液化技术研究也始于20世纪初的德国，1927年在Leuna建成世界上第一个100kt／a直接液化厂。

1936-1943年，德国先后建成11套直接液化装置，1944年总生产能力达到4Mt／a，为德国在第二次世界大战中提供了近2／3的航空燃料和50％的汽车及装甲车用油。

第二次世界大战结束，美国、日本、法国、意大利及前苏联等国相继开展了煤直接液化技术研究。

1973年，爆发石油危机，煤炭液化技术重新活跃起来。

德国、美国及日本在原有技术基础上开发出一些煤直接液化新工艺，其中研究工作重点是降低反应条件的苛刻度，从而达到降低液化油生产成本的目的。

目前不少国家已经完成了中间放大试验，为建立商业化示范厂奠定了基础。

典型的煤直接液化工艺主要有德国IGOR工艺（装置规模200t