1.1 煤液化工艺原理对比分析
1.1.1 F-T合成
典型煤基F-T合成工艺包括：煤的气化及煤气净化、变换和脱碳；F-T合成反应；油品加 工等3个纯“串联”步骤。气化装置产出的粗煤气经除尘、冷却得到净煤气，净煤气经CO 宽温耐硫变换和酸性气体（包括H2S和CO2等）脱除，得到成分合格的合成气。合成气进 入合 成反应器，在一定温度、压力及催化剂作用下，H2和CO转化为直链烃类、水以及少量的 含 氧有机化合物。生成物经三相分离，水相去提取醇、酮、醛等化学品；油相采用常规石油炼 制手段（如常、减压蒸馏），根据需要切割出产品馏份，经进一步加工（如加氢精制、临氢 降凝、催化重整、加氢裂化等工艺）得到合格的油品或中间产品；气相经冷冻分离及烯烃转 化处理得到LPG、聚合级丙烯、聚合级乙烯及中热值燃料气。
F-T合成的特点是：合成条件较温和，无论是固定床、流化床还是浆态床，反应温度均低于3 50℃，反应压力2.0～3.0MPa；转化率高，如SASOL公司SAS工艺采用熔铁催化剂，合成气的 一次通过转化率达到60％以上，循环比为2.0时，总转化率即达90％左右。Shell公司的SMDS 工艺采用钴基催化剂，转化率甚至更高；受合成过程链增长转化机理的限制，目标产品的选 择性相对较低，合成副产物较多，正构链烃的范围可从C1至C100；随合成温度的降 低，重 烃类（如蜡油）产量增大，轻烃类（如CH4、C2H4、C2H6、……等）产量减少； 有效产物-CH2-的理论收率低，仅为43.75％，工艺废水的理论产量却高达56.25％；煤消 耗量大，如我国 西部某间接液化项目，生产1tF-T产品，需消耗原料洗精煤3.3t左右（不计燃料煤）；反 应物均为气相，设备体积庞大，投资高，运行费用高；煤基间接液化全部依赖于煤的气化， 没有大规模气化便没有煤基间接液化。
1.1.2 加氢液化
典型的煤直接加氢液化工艺包括：氢气制备、煤糊相（油煤浆）制备、加氢液化反应、油品 加工“先并后串”4个步骤。氢气制备是加氢液化的重要环节，可以采用煤气化、天然气 转化及水电解等手段，但大规模制氢通常采用煤气化及天然气转化。液化过程中，将煤、催 化剂和循环油制成的煤浆，与制得的氢气混合送入反应器。在液化反应器内，煤首先发生热 解反应，生成自由基“碎片”，不稳定的自由基“碎片”再与氢在催化剂存在条件下结合， 形成分子量比煤低得多的初级加氢产物。出反应器的产物构成十分复杂，包括气、液、固三 相。气相的主要成分是氢气，分离后循环返回反应器重新参加反应；固相为未反应的煤、矿 物质及催化剂；液相则为轻油（粗汽油）、中油等馏份油及重油。液相馏份油经提质加工（ 如加氢精制、加氢裂化和重整）得到合格的汽油、柴油和航空煤油等产品。重质的液固淤浆 经进一步分离得到循环重油和残渣。
加氢液化的特点是：液化油收率高，例如采用HTI工艺，我国神华煤的油收率可高达63%～68 ％；煤消耗量小，如我国西部某直接液化项目，生产1t液化油，需消耗原料洗 精煤2.4 t左右（包括23.3％气化制氢用原料煤，也不计燃料煤）；馏份油以汽、柴油为主，目标产 品的选择性相对较高；油煤浆进料，设备体积小，投资低，运行费用低；制氢方法有多种选 择，无需完全依赖于煤的气化；反应条件相对较苛刻，如德国老工艺液化压力甚至高达70MP a，现代工艺如IGOR、HTI、NEDOL等液化压力也达到17～30MPa，液化温度430～470℃；出液 化反应器的产物组成较复杂，液、固两相混合物由于粘度较高，分离相对困难；氢耗量大， 一般在6%～10％，工艺过程中不仅要补充大量新氢，还需要循环油作供氢溶剂， 使装置的生产能力降低。
1.2 液化工艺对煤种的选择性对比分析
煤基间接液化工艺对煤种的选择性也就是与之相适应的气化工艺对煤种的选择性。气化的目 的是尽可能获取以合成气(CO+H2)为主要成分的煤气。目前得到公认的最先进煤气化工艺 是 干煤粉气流床加压气化工艺，已实现商业化的典型工艺是荷兰Shell公司的 SCGP工艺。干煤 粉气流床加压气化从理论上讲对原料有广泛的适应性，几乎可以气化从无烟煤到褐煤的各种 煤及石油焦等固体燃料，对煤的活性没有要求，对煤的灰熔融性适应范围可以很宽，对于高 灰分、高水分、高硫分的煤种也同样适应。但从技术经济角度考虑，褐煤和低变质的高活 性烟煤更为适用。通常入炉原料煤种应满足：灰熔融性流动温度（FT）低于1400℃，高于该 温度需加助熔剂；灰分含量小于20％；干煤粉干燥至入炉水分含量小于2％，以防止干煤粉 输送罐及管线中“架桥”、“鼠洞”和“栓塞”现象的发生。
原料煤的特性对所有加氢液化工艺的影响是决定性的。实践表明，随原料煤煤化程度的增加 ， 煤的加氢反应活性开始变化不大，中等变质程度烟煤以后则急剧下降；煤的显微组分中镜质 组和稳定组为加氢活性组分，惰质组为非加氢活性组分；原料煤中的硫铁矿为良好的加氢催 化剂，矿物质中的碱性物质（如MgO、Na2O、K2O）对液化不利；氧含量高的煤气产率 高， 液体产率相对较低。根据加氢液化的大量试验研究结果，认为原料煤一般应符合以下几个条 件：高挥发分低变质程度烟煤和硬质褐煤，碳元素含量大致在77%～82％之间；惰质组含量 小于15％；灰分含量小于10％；高硫煤对加氢液化有好处，应尽量用高硫煤。
我国煤种资源丰富，调查研究表明，我国既有为数众多的可适合气流床气化的煤种，也有为 数更多的可适合加氢液化的煤种,而且品质较好的可加氢液化煤种多集中在我国油品供应相 对紧张的地区。
1.3 液化产品的市场适应性对比分析
煤基间接液化产物分布较宽，如SASOL固定流化床工艺，C-4以下产物约占总合成产物的 44.1 ％，包括CH49.9％、C2H64.1％、C2H45.0％、C3H612.3％、C3H82.1 ％、C4H88.7％、C4H102 .0％等；C+5以上产物约占总合成产物的49.7％，包括C5～C9馏份29.7％、C10 ～C13馏份10.0％、C14～C18馏份6.0％、C+194.0％等。C -4以下的气态烃类产物经分离及烯烃歧化转化得 到LPG、聚合级丙烯、聚合级乙烯等终端产品。C+5以上液态产物经馏份切割得到石脑油 、α-烯烃、C14～C18烷及粗蜡等中间产品。石脑油经进一步加氢精制，得到 高级乙烯料（乙烯收率可达到37%～39％，普通炼厂石脑油的乙烯收率仅为27%～28％左右） ，也可以重整得到汽油；α-烯烃不经提质处理就是高级洗涤剂原料，经提质处理得到航空 煤油；C14～C18烷不经提质处理也是高品质的洗涤剂原料，通过加氢精制和异 构降凝处理即成为高级调和柴油（十六烷值高达75）；粗蜡经加氢精制得到高品质软蜡。国 内外的相关研究结果表明，现阶段，在我国发展煤基间接液化工艺，适宜定位在生产高 附加值石油延长产品即所谓的中间化学品，如市场紧俏的聚合级丙烯、聚合级乙烯、高级石 脑油、α-烯烃及C14～C18烷等 ；若定位在单纯生产燃料油品，由于提质工艺流程长、主产品（如汽油）的质量差，导致经 济效益难以体现。
加氢液化工艺的柴油收率在70％左右，LPG和汽油约占20％，其余为以多环芳烃为主的中间 产品。由于加氢液化产物具有富含环烷烃的特点，因此，经提质处理及馏份切割得到的汽油 及航空煤油均属于高质量终端产品。另外，加氢液化产物也是生产芳烃化合物的重要原料。 实践证明，不少芳烃化合物通过非煤加氢液化途径获取往往较为困难，甚至不可能。国内外 的相关研究结果同样已经表明，基于不可逆转的石油资源形势和并不乐观的国际政治形势， 在我国发展直接液化工艺，适宜定位在生产燃料油品及特殊中间化学品。不可否认，由于大 量石油进口，导致我国现阶段汽油市场供应相对过剩。但是，随着汽车工业（特别是轿车工 业）在我国的蓬勃发展，预计2010年前后，我国汽油市场的供需平衡将被打破，以后缺口将 日益扩大。另外，汽油汽车柴油化、农用机具及LPG消费群体的迅速增多，使本来就供需关 系紧张的柴油及LPG，在未来市场供需矛盾将比汽油更加突出。
1.4 液化工艺对集成多联产系统的影响对比分析
多联产是新型煤化工的一种发展趋势。所谓多联产系统就是指多种煤炭转化技术通过优化耦 合集成在一起，以同时获得多种高附加值的化工产品（包括脂肪烃和芳香烃）和多种洁净的 二次能源（气体燃料、液体燃料、电等）为目的的生产系统。多联产与单产相比，实现了煤 炭资源价值的梯级利用，达到了煤炭资源价值利用效率和经济效益的最大化，满足了煤炭资 源利用的环境最友好。
间接液化属于过程工艺，是构成以气化为“龙头”的集成多联产系统的重要生产环节（单元 ），也是整个“串联”生产系统中的桥梁和纽带，对优化多联产系统中的生产要素、实时整 合产品结构及产量、保证多联产系统最大化的产出投入比具有重要意义。加氢液化属于目标 （或非过程）工艺，与煤基间接液化相比，与其它技术“串联”集成多联产系统的灵活性相 对较小，通常加氢液化就是整个系统的核心，需要与其它技术互补，来进一步提高自身的技 术经济性。如液化残渣中含有约35％的油，因此，若将油灰渣气化，既避免了油灰渣外排， 又得到加氢液化工艺不可或缺的宝贵氢气。
2 液化技术的经济性对比分析
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2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。
研究结果表明，现阶段，如果在我国西部某省份建设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160万t/a，采用南非SASOL固定流化床 工艺，项目投资约为145亿元（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250万t/a，加氢液化工艺采用美国HTI工艺，项目投资 约为160亿元（其中：气化制氢部分约为35.2亿元，公用工程约为10.4亿元，2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。研究 结果又表明，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150万t/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（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13.7 1％。因此，以F-T合成为主的联产工艺的表观经济效益又优于单纯直接液化工艺。
3 结论
（1）不论是发展煤基间接液化还是直接液化，均没有足够的依据简单定位在取代我国的全 部石 油进口，而在于减轻并最终消除由于石油供应紧张带来的各种压力以及可能对经济发展产 生的负面影响，同时应做到煤化工与石油化工在技术及产品方面的优势互补。
（2）煤基间接液化及煤加氢直接液化不能简单从技术论优劣，也不能简单从经济论优劣， 二者虽有共性的一面，但根本的区别点在于各有其适用范围，各有其目标定位。从历史渊源 、工艺特征、煤种的选择性、产品的市场适应性及对集成多联产系统的影响等多方面分析， 2种煤液化工艺没有彼此之间的排它性。
（3）不论是间接液化还是直接液化，均需加大技术投入，加快发展自主知识产权，特别是 核心技术及关键技术的自主知识产权（如间接液化的合成反应器及高效催化剂、直接液化 的加氢反应器及催化剂等），完全依附于他人，难免受制于人。促进我国自身液化技术的产 业化进程是一项十分紧迫的任务。
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