煤制油：油化并舉
作為國家“十二五”煤炭深加工示范項目，陜西未來能源化工有限公司采用兗礦自主知識產(chǎn)權建設的國內首套百萬噸低溫費托合成煤間接液化制油項目自2015年8月在陜西榆林投產(chǎn)以來保持穩(wěn)定運行。
兗礦集團公司煤制油項目二期籌備處副主任董滿祥介紹，運行結果表明，該項目CO+H2總轉化率超過95%，C5+烴類、柴油選擇性分別超過88%和75%，水耗6.5噸/噸油，煤耗3.59噸/噸油，能量轉化效率42.4%。
在此基礎上，兗礦自主開發(fā)的國內首套10萬噸/年高溫費托工業(yè)化示范裝置2018年9月在未來能源建成并一次投料試車成功?！霸撗b置滿負荷運行，1年來產(chǎn)量接近11萬噸。高溫費托合成產(chǎn)物以短鏈烯烴為主，C2~C4烯烴平均含量22%，C4以上的α-烯烴含量高達28.13%，可以生產(chǎn)石油化工路線難以獲得的高附加值化工產(chǎn)品?！倍瓭M祥說，該裝置對費托合成產(chǎn)物按照“宜油則油、宜化則化”的理念精細化加工，與石油化工深度耦合。
內蒙古伊泰集團有限公司副總裁李俊誠介紹，中國第一條擁有自主知識產(chǎn)權的16萬噸/年煤間接液化示范項目2009年3月在該公司建成投產(chǎn)后，從2012年至今連續(xù)7年滿負荷運行，2018年產(chǎn)量達19.41萬噸。
“如果說煤基清潔油品是煤制油1.0版的話，煤基化工產(chǎn)品就是2.0版，未來方向則是發(fā)展煤基精細化學品和新材料，即3.0版?！崩羁≌\表示，費托合成的油品清潔環(huán)保，而且輕質組分中α-烯烴及正構烷烴含量高，正構組分碳鏈長，可以加工α-烯烴單體、PAO、氯化石蠟和高碳醇等化工產(chǎn)品。
據(jù)介紹，伊泰以該示范裝置作為產(chǎn)品延伸的實驗平臺，開發(fā)高附加值的煤基精細化學品和新材料產(chǎn)品。2017年7月，120萬噸/年精細化學品項目投產(chǎn)；2018年4月，建成5萬噸/年產(chǎn)品深加工裝置，當年11月，伊泰恒吉化工10萬噸/年費托蠟深加工項目投產(chǎn)，生產(chǎn)出系列高熔點蠟、特種蠟。伊泰寧能公司50萬噸/年費托烷烴精細分離項目也剛剛建成，正在投料試車。該項目以費托粗液蠟為原料，生產(chǎn)系列輕質白油、異構烷烴、正葵烷等。
煤制烯烴：達產(chǎn)達效
中天合創(chuàng)能源有限公司的360萬噸/年甲醇和137萬噸/年聚烯烴裝置是中國目前單套規(guī)模最大的煤制烯烴項目。中天合創(chuàng)化工分公司總經(jīng)理褚小華介紹說，該項目2016年9月投料試車、10月打通全流程，產(chǎn)出合格聚烯烴產(chǎn)品，2017年9月轉入商業(yè)運營階段，2018年通過優(yōu)化提升實現(xiàn)全面達產(chǎn)，當年生產(chǎn)MTO級甲醇398萬噸、聚烯烴127萬噸，實現(xiàn)營業(yè)收入113.76億元、利潤22.55億元。
據(jù)介紹，經(jīng)過技術攻關、填平補齊，目前各裝置均穩(wěn)定生產(chǎn)，達標運行。該公司改造煤氣化裝置燒嘴，降低燒嘴壓差低連鎖停車，氣化爐連續(xù)運行達101天；甲醇合成裝置運行負荷達120%，催化劑至今未更換，在業(yè)內同等工藝和規(guī)模的裝置中達到較高水平；MTO裝置優(yōu)化操控，實現(xiàn)長周期穩(wěn)定運行，運行負荷近120%。
中天合創(chuàng)還在重大裝備國產(chǎn)化上進行了探索，DCS、甲醇合成壓縮機組、高壓煤漿泵、大型水冷—氣冷甲醇合成反應器等核心技術和設備實現(xiàn)了國產(chǎn)化?！拔覀兂浞掷媚茉?，廣泛應用空冷等節(jié)能技術，MTO凈化水用于煤漿制備，對礦井水深度處理，消耗大幅降低，目前單位聚烯烴產(chǎn)品耗水10噸，單位甲醇產(chǎn)品綜合能耗1474千克標煤，單位烯烴產(chǎn)品綜合能耗達3000千克標煤，均優(yōu)于國標先進值，居國內煤制烯烴行業(yè)前列?！瘪倚∪A說。
在煤制烯烴節(jié)能方面，蒲城清潔能源化工有限責任公司建設的全球首套甲醇制低碳烯烴DMTO二代技術煤制烯烴示范項目，以首個8.7MPa水煤漿加壓國產(chǎn)化氣化爐技術為龍頭，單爐有效合成氣產(chǎn)能達14萬標準立方米/時，實現(xiàn)甲醇等壓合成，能耗較低，乙烯+丙烯收率提高10%以上。
該公司總工程師姚國華介紹，他們根據(jù)工藝裝置用汽情況及富余燃料氣設計了120噸/時中壓燃氣鍋爐及40MW次中壓汽輪發(fā)電機，實現(xiàn)預熱發(fā)電。裝置去年9月建成投運至今，累計發(fā)電2.4億千瓦時；尾氣物料回收方面，在聚乙烯裝置增設深冷分離系統(tǒng)，去年4月改造后至今回收乙烯796噸、1-丁烯908噸、異戊烯596噸，增加經(jīng)濟效益1700萬元。
煤制天然氣：總體虧損
與煤制烯烴企業(yè)盈利截然相反的是，國內已建成投產(chǎn)的4個煤制天然氣項目中，除內蒙古匯能配套LNG保持盈利外，其余項目均處于長期虧損狀態(tài)。
“煤制天然氣企業(yè)‘失血’過多，生存發(fā)展壓力巨大?！贝筇萍瘓F中新能化科技有限公司規(guī)劃計劃部主任劉永鍵坦言，大唐克旗煤制天然氣項目雖然運行穩(wěn)定，近3年產(chǎn)量節(jié)節(jié)攀升，2018年煤制天然氣達到10.9億立方米，主要技術指標接近或優(yōu)于設計值，能源綜合利用效率高達55.4%，但虧損局面仍未扭轉。2016年虧損達11.9億元，近年來逐步減虧，2018年虧損2.84億元，今年上半年減虧至0.49億元。
劉永鍵認為，這雖有項目規(guī)劃布局滯后，早期發(fā)展過熱過快，技術裝備成熟度不高、選型不夠科學，技術人才儲備不足等主觀因素，但包括煤價、氣價兩頭受壓等客觀因素更是主要原因之一。
劉永鍵分析，近年來煤價持續(xù)上漲，而氣價則多次下調，導致煤制天氣生產(chǎn)成本與銷售價格倒掛。而且產(chǎn)品市場單一，管網(wǎng)壟斷運營，煤制氣企業(yè)銷量和售價沒有話語權。比如原煤均價從2016年的151.44元/噸（不含稅）上漲到目前的182.19元/噸，而天然氣售價從項目設計之初的2.75元/立方米，2016年調整為1.81元/立方米，目前降至1.74元/立方米。
“據(jù)我們測算，噸煤價每上漲10元，每年的成本增加約6500萬元；每立方米氣價下降0.1元，年減少收入約1.1億元。”劉永鍵說，目前煤制天氣成本1.5~1.8元/立方米，而售價僅1.44~1.75元/立方米。
《現(xiàn)代煤化工發(fā)展現(xiàn)狀掃描》系列報道，以現(xiàn)代煤化工示范項目、煤制高附加值化學品路徑、氣化爐工藝以及煤制氫等為代表，介紹這四方面的情況。
