一、关于我国能源安全问题的剖析和对策

翻开报刊，打开互联网，到处可看到国内外有关专家都在讨论当前有关中国及世界即将出现的“能源危机”和相应对策，仔细对比可发现各界人士普遍认为过度消耗或浪费资源，能源必然造成资源的枯竭和环境的恶化，影响社会发展，贻害子孙后代，因此，把节能作为当前第一要素，是无可争议的。其次将是化石能源的优化利用，包括煤的洁净利用、石油产品的代用、天然气资源的开发等。

近年来，由于油价飞涨以及国际形势变化所引起的政治因素使人们对石油资源预测及石油代用品的研究更加关注。在这阵热潮中，我们更应冷静应对即将出现的危机，尽可能地延迟危机的到来。因此，需要对石油资源的消耗及石油产品的需求之间的关系有一个确切的了解，能否准确的预测何时将出现石油矿藏枯竭、何时将严重影响国民经济及国防建设，在此基础上方能提出解决问题的对策。对于石油资源可用年限的估算可有不同的算法，最简单的算法使以目前剩余探明可开采储量为60亿吨，已经开采了27亿吨，剩余33亿吨。按目前每年开采2亿吨的速度到2025年后，将无油可采。这种悲观的预测往往被事实所推翻。

早在20世纪初，美国就有专家提出美国的油气资源将在几年或几十年内开采殆尽。但几十年来，经过进一步勘探、开发，石油储量和产量都翻了几番，直到目前美国每年仍生产3亿吨左右。我国的地质勘探虽不及美国先进，但近20年来，在油气勘探、开采方面成绩斐然。中国石油天然气集团公司咨询中心勘探部主任翟光明院士在答记者采访中宣称中国有丰富的油气资源，他说“80年代初和90年代初两次全国油气资源评价都做出了肯定的结论：全国石油资源量940亿吨，其中陆上694亿吨，海域246亿吨；天然气总资源38.14万亿立方米。在940亿吨石油资源储量中，可开采量是160亿吨。中国大多数盆地勘探深度尚处于早中期阶段。50年来仅找到60亿吨可采储量，尚有100亿吨储量尚待进一步勘探发现”。因此他断言21世纪中国石油工业发展是可持续的。从石油工业发展的角度，如果保持每年开采2亿吨的水平，那么100亿吨的探明储量加上目前剩余可开采量（约33亿吨），至少在50年内每年勘探的可采储量与目前的石油加工量可以平衡。这和前面那些认为我国的石油枯竭将在2025年到来的推测相比更乐观些。但是从全国对石油的需求量来讲，2006年已进口超过1亿吨，逐年增长的势头还很大。

根据国家发改委推测，到2010年石油需求为3.5－3.8亿吨，2020年为4.8－5.2亿吨，如按国内油田产量2亿吨/年计算，其缺口将达3.2亿吨（约60％）。根据经济学家分析，一个大国当其原油进口量大于消耗量的50％时，将会对其经济发展及国防安全产生严重的影响。2020年我国预计消耗原油5亿吨，如要避免进入能源安全底线，须限制每年进口量应小于2.5亿吨，换一句话说除进口石油以外，每年必须从煤、天然气、生物质、氢能等资源至少取得7000万吨石油替代燃料，而且这个数量将逐年增加。在本世纪下半页，可再生能源及核能将在石油取代上起重要的角色，到那时煤炭的使用将因资源消耗和环境污染而受到控制。合成油规模将不会再持续增长了。

二、关于石油替代不同路线的分析

根据上述分析的国家石油供需矛盾状况可见，随着石油用量的激增，完全依赖进口石油已不可能保证国民经济可持续发展，因此如何加速石油替代燃料及化学品已经成为当务之急。过去几十年，国内外研究以煤、天然气为主的合成油技术，合成甲醇及其衍生物、生物质利用生产燃料乙醇、生物柴油等技术都得到重视。有许多中间试验结果，但由于价格问题、环境问题的制约，仍未进入大规模生产以替代石油的程度。目前全球各国已形成生产规模的石油替代路线已建成或在建设的生产装置中，生物质燃料乙醇约3000万吨/年（巴西、美国），生物柴油约200万吨/年（欧洲）、煤基合成油760万吨/年（南非SASOL）、天然气合成油近年在各国规划中的规模约3000万吨/年。在中国，如果需求在2020年以前，建成生产规模达7000万吨/年的石油替代品，其原料路线应以煤制油或甲醇较为现实，因此本文重点分析煤制油的路线分析。

三、煤炼油替代石油燃料的可行性

煤的直接液化的研究开发，在国内外都有很长的经历，1944年，德国处于二战期间，不惜成本地开发煤直接液化的油品工艺，其生产能力已达4千万吨/年，但随着二战结束，油价下跌，这些工业处于停产。1973年中东战争，世界发生能源危机，由于政治原因，各国又开展了新一轮的合成油研究高潮，等到新的研究工作接近中间试验阶段时，油价又直线下跌，使这些中试成果处于停顿阶段，煤的间接液化则在南非SASOL有较大的生产规模，并始终保留了技术优势，此外随着天然气的大量开发利用，在天然气产区建立液化厂的（GTL）方法也在蓬勃发展，GTL技术和煤炼油间接气化（CTL）技术有很多相通之处。但从煤制烃类必须加入大量的氢，由煤制氢又须排出更多的CO₂，因此CTL的能效远低于GTL。在天然气富产国家，对CTL是不会重视的，因此国外大公司把过去多年研究而尚未工业化证实的煤炼油过程争相转让，把中国作为煤炼油的一个示范市场。

正因为煤的直接液化和间接液化制汽柴油的技术比较成熟，因此在油价飞涨、煤价偏低的特殊情况下，国内各大煤炭公司，纷纷把煤炼油作为发展和营利的焦点。据了解，仅神华集团一家，2007年将建成第一家大型煤直接液化工艺100万吨/年示范装置，并计划启动600万吨/年的间接液化项目建设。 神华集团合成油2020年合成规模将达到3000万吨/年（直接液化1500万吨、间接液化1500万吨）。

这种情况下，实际上是国外公司把风险直接转嫁中国用户，因此我国用户必须慎重对待，切忌一哄而上，把建设大规模煤油装置作为企业发展、地区发展的唯一道路。

表一、以煤炭为原料的替代能源路线单元规模技术经济数据表

*取自南非浆态床160万吨规模方案

表1取自中国科学院能源战略研究编写的“中国能源可持续发展战略专题研究”，表中比较了四种以煤炭替代能源路线单元规模的技术经济数据，应该指出，其中煤的直接液化和直接合成二甲醚路线均未经工业化生产证实，只能供参考。合成甲醇与间接液化已是成熟的工业过程，其数据比较可靠，表中还列入不同版本规模160万吨合成油的相关数据。从合成油路线来看，假设到2020年建成7000万吨的生产量的煤液化工厂，每座300万吨/年的规模，则需建成23座工厂。每年消耗煤炭3.15亿吨，平均每吨产品耗 约4.5亿吨。值得注意的是合成油的耗水量很大，平均生产每顿产品所耗新鲜水为14－16吨。这对盛产煤炭而严重缺水的西部地区是一个很大的威胁。不解决水源的供应很难达到这个规模。

根据以上分析，煤炼油的优缺点可归纳如下几点：

1、煤炼油可直接代替石油用于各种车辆、飞机及军事装备，是在短期内解决能源安全的有效途径，其技术比较成熟。国内有石油化工产业强大的技术力量和长期积累的研究基础，应以国内研究开发为主，结合技术引进，大力发展先进的合成油新技术示范装置，为中长期发展需要提供自主创新的技术。

2、目前成熟的技术已经足以在几年内在国内建成煤直接液化及煤或天然气间接液化的大规模示范厂，这是我国煤炼油走出的很重要的一步，但在技术经济上是否能在全国推广还有不少问题。首先是以目前的技术单位产品的煤耗量太大，去掉气体产品，每合成一吨油约耗5吨煤，整个能量效率仅20％左右，比火力发电低50％，因此大量推广必须立足于加大煤矿采量的前提，此外在产煤地区一般水资源不足，因此还必须加上运煤的能耗，这些制约因素必将阻碍全国推广的进程。

3、目前许多企业热衷于投资煤炼油工程主要立足于超高的油价及偏低的煤价、油价受国际形势影响很大，煤价以120元/吨的价格计算也很难持续。因此工厂必须在经济上承受很大的风险，少数示范厂，国家可能给予税收优惠或行业补贴，但如大规模推广后，国家能否全面给予优惠就很难说了。

温家宝总理在视察神华煤液化工程时表示：神华集团煤制油技术项目是国家能源安全战略的重要组成部分，也是一次重大的科技探索，要尊重科学规律，先行试点，不可一哄而上。这个指示不但适合于煤直接液化，也应该适合于煤的间接液化以及煤通过甲醇制烯烃等示范项目。

四、油－电联产的优越性和可行性

煤的利用目前主要用于发电、生活用煤、工业用煤等为主，其中大部分为直接燃烧，以发电厂为例，传统的直接燃烧发电功率只有33％，而且废气中SO₂、NO_X、CO₂等排放造成污染已十分严重，新型发电厂采用的方法是把煤先气化，生成合成气，然后脱硫脱氮，再进入燃气轮机或燃料电池发电，其效率可达40－50％。如果采取发电和化工综合利用，即多联产（IGCC）技术，还可提高效率，并联产替代石油的燃料及化工原料。因此，目前普遍认为煤的利用最终方案是先气化，后利用。而在发电的同时，生产石油替代品则可更充分减少能耗，彻底消除污染的排放，多联产IGCC全名为Integrated Gasification Combined Cycle，即整体煤气化联合循环，其典型的系统框图如图1所示。

图1 多联产系统框图

从图中可看到整个流程由多种工业组合，其中煤气化、燃气轮机发电、合成甲醇、合成油、油品加工、化学品加工等都有成熟技术，而膜分离和大规模燃料电池技术还处于研究阶段。

此外，各种技术的集成配套尚无成熟经验，国家已有引进技术示范的规划，但大规模推广，恐怕需要一段时间。目前我所主要研究项目中主要可以结合多联产流程中的合成油技术研究、合成气制乙醇、膜分离技术、以及大容量燃料电池、高温燃料电池（SOFC）研究等。此外基于甲醇的下游产品的开发如MTO技术、二甲醚转化等技术也很重要。

在上节中，可看到单纯合成油技术因能量利用不合理，单位能量低，每吨合成油燃烧排出的CO₂要比天然石油多5倍，这主要是大部分的能量消耗在煤的运输、加工上，另外由于转化过程的选择性不够高，所造成的副产品也要消耗煤，转化率不高需要循环转化，产品不合格还需多段加工，这些复杂的过程都需要消耗电能和热能。这些能量、热量损失如能和燃气轮机发电结合起来，以合成油未转化原料（如过剩的CO）及副产物（如甲烷）等进入气轮机发电，从而取消尾气循环压缩机以减少过程用电，这样不仅可以解决工厂及地区用电，而且可进一步发展成IGCC改造我国发电产业。我国在2002年发电量为13522亿千瓦时。根据国家电网公司预测到2010、2020年，火电发电量分别为22400亿千瓦时和34500亿千瓦时。因此大规模的发电厂将应运而生，如把大型发电厂的建设与煤炼油装置结合起来，将是解决合成油投资过大，能效低下，经济效益风险太大的弊病的一种优化选择。目前有许多文章论述IGCC技术的优化方案，但多数是以提高发电效率为主而以化学合成为辅的方案，这些方案不能满足大规模解决石油替代的需求。

在此，我们换一个角度讨论一下，一种以合成油为主，发电及热电联产为辅的方案：方案一是以南非SASOL及山西煤化所的铁基的低温合成油浆态床为合成技术结合燃气轮机发电和余热利用，其系统图如图2所示；

图2

另一方案是以目前国外迅速发展的天然气制油（GTL）的技术为蓝本的固定床钴基合成和由大连化物所和中石化集团公司合作的一段法合成油技术，其系统图如图3所示。

图3

图2的方案采用铁基催化剂在浆态床中可同时实现F-T合成和CO+H₂O→H₂+CO₂变换发应，可省去原料气变换，但产品质量较差，还需经过一段加氢裂化方可出合格产品。目前已有山西煤化所1000吨/年的铁剂浆态床中试技术知识产权，并正在积极筹建工业规模的示范装置。

图3的方案可采用大连化学物理研究所多年研究的钴剂合成技术，目前已发展2项专利技术，付诸3000吨/年中试规模试验，一项是一段法固定床F-T合成，可生产优质的石油、柴油和石蜡，该项工艺已由中石化主持在镇海炼油厂进行3000吨/年的中试，目前已经取得合成油收率比美国同样规模的中试更好的结果。另一项为国内外首创的鈷－活性炭浆态床催化剂合成油，试验结果证明可通过一段合成生成石脑油和柴油，没有石蜡生成，因此流程更简化，可适用于油－电－热联产技术。钴催化剂合成油的产品质量高，可省去加氢裂化装置，因此用于联合流程中生产汽油、柴油更为合适。

油－电－热联技术的优点可归纳为以下几点：

1、其合成油和燃气轮机发电两者可用相同的龙头，即煤的高压气化生产合成气，这样在煤气化系统中比两者分开建立可节省煤炭运输、加工及制氧设备等投资，实现大规模生产，在人力、物力上都可大幅度减少。

2、简化流程－一段F-T合成因受Sulz-Flory产品分布的约束，很难达到理想的选择性，因此产品分布广，加工流程复杂，而在与燃气轮机结合后，可将副产品同未转化产品一起进入燃气轮机发电，原料在反应器中一次通过可达90％转化率，余下的未转化CO，H₂等可与副产品CH₄、C₂H₆等气体一起进入燃气轮机，这样对机械设备如循环泵、冷却器的需求可大大降低用电用水量

3、热量的利用可得到充分的发挥，F-T合成是一个强放热的反应，过去这部分热量用水冷却，白白损失，现在所产蒸气可与燃气轮机尾气一起加入余热发电设备，其所发的电直接进入电网。如将冷凝热水用于取暖，更可做到油－电－热联产的作用。

五、展望

我国研究合成油已有55年的历史，具有丰富的经验和人力资源。这些人力资源有望在今后几十年中为我国解决能源短缺发展主力军的作用。目前年轻一代在催化、化工、石化、天然气化工、煤化工、电工等领域的工作都面向能源，如能够在重要项目上联合起来，结合国内经济为发展和能源工业发展的需求，同心协力、艰苦奋斗就一定会有所作为。

在煤的洁净利用方面，IGCC无疑是一个最有前途的方向，但充分发挥IGCC的优势，不能停留在纸上谈兵上，应该把适合国情的流程分解、优化各种单元然后在组合试点建成适合我国国情的油－电－热联产技术。本文图2及图3的方案可作为一种构想，此外也可以将其合成油的部分改为合成甲醇再由甲醇生产烯烃的（MTO）流程。其空分制氧部分也可改为无机膜高温透氧膜分离制氧技术；其余热发电部分也可改为燃料电池发电等等，这些技术结合以后，必能发展出一个具有中国特色的煤化工产业。