煤制油发展前景

煤制油发展前景（共7篇）

煤制油发展前景 篇1

自去年下半年以来，国际油价的下降和国内煤价的上涨，让我国煤制油企业体验了“生不逢时”的尴尬，加上环保、水耗、能效等方面的争议，煤制油发展面临一定的压力。

记者近期采访了解到，去年12月以来，我国首批煤直接、间接制油产业化示范项目试车相继成功，产出了高品质柴油、石脑油等产品，显示出煤制油技术的产业化步伐正在加快。专家认为，从长远看，煤制油的前景依然颇具吸引力。

产业化取得重大突破

3月23日内蒙古伊泰集团对外宣布，位于内蒙古准格尔旗的16万吨煤间接制油示范项目试车成功，产出了柴油等目标产品。

据中科院煤转化国家重点实验室副主任兼煤制油项目首席科学家李永旺介绍，这是我国首套试产出油的大规模煤间接制油产业化装置，所产的柴油符合欧Ⅳ标准，标志着我国自主开发的煤间接制油技术产业化已取得重大突破。

就在去年12月31日，神华集团煤直接制油项目首条百万吨级示范生产线也打通了流程，试产出了合格的产品。目前，神华集团正继续调试和完善生产线，努力准备5月份的1000个小时试产。

作为国家能源战略的重要组成部分，神华集团煤直接制油项目位于煤炭资源丰富的内蒙古伊金霍洛旗，于2005年5月开工，工程规划总规模为500万吨，其中一期规划建设三条生产线、年产能320万吨。仅试产成功的首条示范生产线，投产后每年即可转化约350万吨煤，生产柴油、石脑油等产品108万吨，产量相当于一个亿吨级油田。据介绍，神华集团煤直接制油项目试产成功，标志着我国已成为全球首个掌握百万吨级煤直接制油关键技术的国家。

与此同时，其他企业实施的煤制油项目也取得了突破。其中，去年12月22日，山西潞安矿业集团的一座小型煤间接制油装置也合成出了油品，依托中科院山西煤炭化学研究所技术兴建的16万吨煤间接制油项目也在加紧调试，预计近期将试车。

富煤、少油、缺气的资源禀赋，导致煤在我国的能源生产结构中占70%以上。随着经

济发展，我国的石油产需矛盾日趋尖锐。对油荒感触颇深的内蒙古自治区副主席赵双连说，推动煤制油产业化，将“煤田”变为“油田”，可开辟新的液体能源生产渠道，对保障国家能源安全意义重大。

稳步推进初显轮廓

面对石油供求紧张的局面，国家在制订“十一五”期间的煤化工产业发展规划时，提出将有序推进煤炭液化示范工程建设，以奠定产业化发展的基础。正是在这一背景之下，神华集团煤直接制油项目率先启动。

据介绍，如果首条示范生产线进展顺利，神华集团近年内将再建两条百万吨级生产线。李永旺认为，当前我国煤制油有技术，有需求，推动产业化的时机已基本成熟。

伊泰集团董事长张双旺也表示，经过进一步调试和完善，力争今年使示范项目进入稳定、全负荷生产阶段。随后，通过设备、催化剂升级和应用正在中试的新一代煤分级液化技术，生产规模将扩大至60万吨。如果进展顺利，将进一步建设年产500万吨油品的煤制油基地，并炼制乙烯等产品提高附加值。

根据潞安矿业集团公布的初步规划，如果16万吨项目进展顺利，将进一步扩建至300万吨的煤制油工程，单条生产线规模也计划由16万吨放大至40万吨以上。潞安矿业集团计划到2020年左右，建成年产1500万吨的煤制油基地。

与此同时，兖州矿业集团、徐州矿业集团等企业也在筹划煤制油项目。其中，兖州矿业集团在陕西榆林市的100万吨煤间接制油项目于2006年2月启动，环境评价等工作目前已取得突破，正等待国家发改委批准，项目一期规划产能为500万吨，单条生产线为100万吨，并规划建设规模为500万吨的二期工程。

市场眼光应放长远

前几年油价高、供应紧的局面，吊起了企业发展煤制油产业的胃口，除较早启动的项目外，新疆、山东、陕西、贵州、宁夏等10多个省区也不甘落后，纷纷谋划建设煤制油项目，部分专家预计至2020年我国的煤制油产能将达到3000万吨至5000万吨。

然而，去年下半年国际油价突然反转、狂跌，目前每桶仅在50美元左右。为遏制煤制油项目建设、规划“冲动”，2006年国家发改委曾出台政策，规定不批准300万吨以下的煤

制油项目。去年9月，国家发改委再次出台规定，除神华集团煤直接制油项目可继续实施、宁夏宁东煤间接液化项目未获批准不得开工外，其他项目一律停止实施。

油价低迷、政策收紧、资金紧张，使各地的“煤制油热”大大降温。但是通过争取，开工较早的伊泰集团、潞安矿业集团煤制油项目仍获准实施。

据李永旺等专家介绍，煤直接、间接制油示范项目每生产1吨油品，分别耗煤约3.5吨、4.02吨。但是，与项目启动之初相比，目前煤炭价格已升高一倍以上，生产成本随之抬高。因此，近期如有煤制油项目投产，面临一定的赢利压力。

据李永旺介绍，以当前的煤价测算，煤间接制油示范项目的成本每桶在50美元左右。随着生产规模、催化剂升级和煤分级液化技术的应用，每吨油耗煤量将逐步降至约3吨，万吨产能投资将由1.6亿元左右减少约50%，制油成本也将降为每桶约40美元，企业的赢利能力将大大增强。

内蒙古自治区副主席赵双连分析说，作为战略资源，当前国际油价低迷的现象不会持久。此外，兴建煤制油项目的煤炭企业均实力雄厚，项目也都采用煤、油联产模式，市场抵御能力较强。

客观看待科学发展

目前围绕煤制油产业，争议也此起彼伏。有观点认为当前煤制油技术不应产业化，而应作为技术储备。此外，还有的批评煤制油耗水量惊人，能效过低，生产时的污染过大。对此，李永旺等人指出，新技术如果不经过实践检验，很难完善。此外，产业化过程中还可以提高科研、装备制造水平，锻炼和培养人才。此外，煤制油示范项目的吨油水耗在10吨至12吨，煤间接制油达到经济规模后吨油水耗可降至6吨至8吨。相比之下，煤制甲醇的吨水耗约为15吨，煤合成氨的吨水耗在30吨左右。

同时，以煤间接制油为例，规模扩至60万吨及分级液化技术应用后，能效也将由示范阶段不足40%提高到43%至45%左右，已与火电厂的能效相当，如果规模再大还能进一步提高至55%左右。

此外，通过应用回收尾气、余热和捕捉二氧化碳等技术，煤制油示范项目的二氧化碳排放量比火电厂低70%以上。为实现绿色发展的目标，神华集团煤直接制油项目还建设了油渣发电、污水处理和回用等完善的环保设施，污染物接近零排放。伊泰集团煤制油示范项目也配套建设了布袋除尘、污水处理回用、硫回收、余热回收等治污系统。

部分专家和企业界人士建议，首先，对我国而言煤制油仍是新产业，由于投资巨大，技术、经营人才匮乏，市场风险也不容忽视，上马项目应谨慎论证，国家也应在科研、人才培养、市场开拓、税收等方面给予支持。

第二，应严格执行国家政策，科学规划，先小后大，在做好示范的基础上稳步发展。同时，测算显示年产300万吨油品是煤制油产业化项目的经济规模。随着技术、产业化经验的积累，国家应提高技术、规模和环保准入门槛，促进煤制油产业规范发展。

煤制油发展前景 篇2

为了更好地规范煤制油、煤制气项目的发展, 国家能源局日前发布《关于规范煤制油、煤制天然气产业科学有序发展的通知》, 提出“不能停止发展、不宜过热发展, 禁止违背规律无序建设”的要求。

国家能源局指出, 煤炭是我国主体能源, 适度发展煤制油、煤制天然气对保障国家能源安全、适度增加油气替代、实现高效清洁利用具有重要意义。近年来, 随着前期产业化示范和技术进步效果明显, 一些地区发展新建项目的积极性很高, 也出现盲目发展的现象。国家能源局初定的“十三五”末煤制气产量目标是500亿m3/a, 煤制气产业当前计划总规模是其4.5倍。通知明确, 未来要对煤制气项目的审批建设从严管理, 除了年产超过20亿m3的煤制气项目和年产超过100万t的煤制油项目报国务院投资主管部门核准外, 将禁止建设年产20亿m3及以下规模的煤制气项目和年产100万t及以下规模的煤制油项目。

成败煤制油 篇3

“我们力争在2015年5月前顺利投产产油。”兖矿未来能源公司党委书记苗素军指着不远处近6层楼高的气化炉对《财经国家周刊》记者说。

为此，兖矿已等待了8年。2006年2月，兖矿榆林煤制油项目获得国家发改委路条，并和神华集团煤制油项目一同成为国家示范项目。但随后，由于相关政策变化及自身发展战略的犹豫彷徨，兖矿煤制油发展几欲搁浅。直到2014年9月23日，国家发改委正式发文核准了兖矿榆林100万吨/年煤制油项目。

但是，即便神华集团煤制油项目已实现盈利，煤制油较低的经济性仍然是舆论争论的焦点。在国务院发展研究中心企业所研究员周健奇看来，神华煤化工发展得好，凭借的不是煤制油来盈利，而是整合产业链。

但兖矿董事长张新文相信，“发展煤化工是正确战略”。

1号工程

煤制油项目是兖矿集团的“1号工程”，是兖矿的希望所在。

上世纪90年代中后期，兖矿进入快速发展期。彼时，包括神华在内的煤炭企业都视兖矿为标杆企业。即便煤炭黄金10年结束后，兖矿也能顺风顺水。

但从去年开始，兖矿的发展出现波折。2013年，兖矿境外子公司兖煤澳大利亚公司因汇率变动，亏损45.6亿元。同时，由于兖矿榆林项目几经停滞，财务成本几乎消耗了全部前期投资。兖矿营业收入也在煤炭行业排名中下降至第16位。

2013年7月，张新文、李希勇分别从济南高新区与山东能源集团调任兖矿董事长和总经理。他们很快采取“瘦身”计划，仅总部机关，就从58个部门、1200多人，减少到15个部门、216人。

“煤炭价格持续下跌让形势变得更为严峻。”张新文说。按照他最初节流设想，2013年兖矿需要压缩成本50亿元，2014年再压缩50亿元，但仍无法扭转颓势，突破口必须尽快找到。

煤制油项目恰好能增强兖矿产业布局的互补性。当煤价低迷时，可通过煤制油产业链的延长对内部收益进行合理调节。于是，煤制油项目顺理成章地成为兖矿开源的首选。

兖矿也的确具有先天优势。1999年，兖矿合并了当时拥有煤化工黄埔军校之称的鲁南化肥厂。在此基础上，兖矿逐步研制出了拥有自有知识产权的四喷嘴对置式水煤浆气化技术。

此外，兖矿还从南非萨索尔公司邀请到了其首席工程师孙启文的加盟，历时数年之后，开发出了具有自主知识产权的高、低温费托合成技术。

煤制油项目还解决了兖矿旗下陕蒙煤矿资源的外送难题。“当初投资陕、蒙一带煤矿时，失策在于没有参股途经铁路线。”张新文表示，如果单靠汽车运输，兖矿在陕、蒙的煤矿没有任何优势。但借助煤制油项目，不仅契合国家能源安全战略，还能将这些煤炭资源就地转化，解决外送难题。

销售“路障”

目前，兖矿正在紧张建设的100万吨/年间接法煤制油项目只是一期工程的第一条生产线，项目总投资160亿元，年产柴油78.98万吨、石脑油25.53万吨、液化石油气10.02万吨。如果一切顺利，还会继续上马第二、三条生产线，一期工程总计500万吨/年规模。更长远的目标将达到1000万吨，投资规模高达1000亿元以上。

但眼下兖矿亟需解决的是销售问题。作为一家煤炭企业，兖矿在油品销售上毫无经验可言，再加上兖矿并未拥有油品销售资质，如果要实现煤制油规模化发展就必须与大型石化企业进行合作。“这让我们的销售主体变得非常单一，缺乏话语权。”兖矿集团副总经理、未来能源公司总经理孙启文告诉《财经国家周刊》记者。

据了解，兖矿煤制油要进入中石油、中石化的销售体系，一吨柴油就得先交500元代销费用。孙启文表示，柴油销售价格在7500元/吨左右，兖矿煤制油的生产成本在4000元/吨左右，加上950元/吨左右的柴油消费税以及代销费500元/吨，一共是5450元/吨。也就说，利润空间在2050元/吨左右。

前提条件是煤炭价格和石油价格能够维持一定的水平。如果煤价上涨或者油价继续走低，那么煤制油项目的经济性就将大打折扣。据了解，原油期货价格在80美元/桶是煤制油项目的盈亏点。

国内成品油90%的市场被大型石化集团所垄断，10%的市场由地方炼油企业占有。后者的油品质量不稳定，需要高品质的油来提升产品质量，而煤制油的油品质量高于当前最严格的柴油规格要求。简单说，绕开销售障碍，拓展销售渠道，是兖矿短期内突破销售瓶颈的不二选择。

“我们希望国家相关部门能够在税费上，多考虑煤化工与石油化工的不同，制定不同于石油化工的弹性政策。更迫切期待销售端能打破当前的垄断格局。”张新文说。

可以参照的是南非煤制油产业。南非作为全球煤制油最主要的生产国，当国际油价走低时，政府会根据油价的变化和煤制油企业的盈利平衡点，给予煤制油企业一定的补贴。

不过，兖矿并不认为生产成品油是煤制油项目唯一出路。“如果将目光只盯着成品油，那么对于煤制油项目的理解未免有些不够全面。因为除加工出成油品外，还可以合成出大量化工产品的基础材料。”孙启文说。

例如，国内高品质石蜡，价格一般在6万元/吨左右，大部分依赖进口。孙启文说，这属于煤制油衍生产品，无需增加多少投资，效益非常好。根据国外的经验，煤制油衍生产品加起来有近130多种。如果按照他的想法，随着100万吨/年煤制油项目建成后，兖矿还将逐步开发出七八个衍生产品，提高整个项目的收益。

煤制油发展前景 篇4

2008-2010年中国煤基烯烃产业发展形势报告

【中心介绍】

北京华源融智经济信息咨询中心是一家专门从事行业信息咨询、企业竞争情报服务的专业性科研机构。主要依托中国科学技术情报学会和国家统计局，结合十几家行业学会、协会，提供宏观经济信息研究、行业(产业)投资研究报告、企业经营策略信息服务，企业个性化市场调研服务等多种资讯产品。是国内最大的商用信息服务机构之一。

我中心以客户需求为导向，以行业为主线，全面整合行业、市场、企业、用户等多层面数据和信息资源，提供行业研究报告及行业专项调研服务，帮助客户准确把握所关注行业的发展趋势，寻找最佳投资与营销机会。

【报告撰写背景】

传统的乙烯、丙烯的制取路线主要是通过石脑油裂解生产, 其缺点是过分依赖石油。由甲醇制乙烯、丙烯等低碳烯烃是最有希望替代石脑油为原料制烯烃的工艺路线, 目前已趋于成熟。甲醇制烯烃技术的发展, 开辟了由煤炭经气化生产基础有机化工原料的新工艺路线, 有利于优化传统煤炭产业的产品格局, 提高应对市场的竞争能力, 是实现煤化工向石油化工延伸发展的有效途径, 同时对缓解我国石油短缺的矛盾具有重要的战略和现实意义。

目前中国自主研发的MTO(以甲醇为原料生产烯烃)技术已投入商业化运用，这将加速煤基烯烃产业的发展。目前包括神华、中煤集团在内的煤炭巨头都纷纷出动，试图瓜分这个新兴行业的丰厚利润。

【报告主要观点】

我们所指的煤基烯烃产业链实际上是指通过煤气化制成甲醇，然后再由甲醇经MTO工艺合成烯烃。由于我国人均聚烯烃消费量仅为5千克聚乙烯和4.5千克聚丙烯，远低于发达国家水平，因此，中国对聚烯烃产品的需求潜力十分巨大。同时，由于我国目前聚烯烃的对外依存度较高（2005年PE为50.1％，PP为36.7％；而2006年PE为44.69%，PP为34.33%），因此，作为煤制甲醇产业链的直接延伸，煤基烯烃不仅可以有效拓宽甲醇的下游市场需求，而且可以实现我国烯烃生产原料的多元化、提高国内树脂原料的自给水平。

近几年，我国PE生产能力增长迅速，目前全国共有聚乙烯生产企业20多家，装置30套左右，绝大多数引进国外技术。2006年全国聚乙烯树脂产能为722.5万吨，产量达到599万吨，比2005年增长15％，装置平均开工率为88％；表观消费量亦增长迅速，2006年增至1083.4万吨，同比增长3.25％；作为我国五大通用树脂中进口量最多的产品，2006年PE进口量达495万吨，同比下降6.4％，进口占表观消费量的比例为45.7％。

与发达国家相比，我国PP产业尚存在生产企业多、装置规模小、生产成本 联系电话：010—63992108联系人：

高等问题。2006年我国PP产量超过10万吨的企业仅有21家，总产能达到437.3万吨/年，占全国总产能的70％。为填补我国30％的PP供需缺口，2007－2009年我国将新增PP产能约500万吨，且新建装置规模均将超过20万吨/年。如果这些项目都能按时投产，2010年我国PP总产能将达到约1100万吨/年。

我国煤炭资源丰富，甲醇是目前可以大规模生产的煤化工产品之一。当前，甲醇作为石油的补充已成现实。长远看，甲醇亦可成为石油的主要接续资源之一。甲醇制乙烯、丙烯的研究正初现曙光，按目前的油价和烯烃价格，甲醇制烯烃的预期经济效益可以和以石脑油和轻柴油为原料制烯烃大体相近。因此，从我国石油接续资源考虑，适度发展甲醇制烯烃工业具有重要的战略意义。

在原油价格高企的背景下，煤基烯烃具有较明显的成本优势。以神华集团包头煤基烯烃项目来说，该项目选址区距神华万利煤矿仅约90公里，建设内容包括180万吨/年甲醇装置、60万吨/年甲醇制烯烃（MTO）装置、30万吨/年聚乙烯装置、30万吨/年聚丙烯装置等。整个项目年消耗原料煤345万吨、燃料煤128万吨，项目上报总投资达117亿元。据我中心研究人员估算，该项目一期联产乙烯和丙烯各30万吨的烯烃成本为3276元/吨，相当于原油价格30美元/桶，生产成本较石油化工路线具有绝对的竞争力。

比较石油原料乙烯工厂而言，煤基烯烃工厂的投资要高得多。神华包头采用MTO工艺技术的600kt/a煤基烯烃项目及宁夏煤业集团应用德国鲁奇公司MTP工艺技术的520kt/a烯烃工厂总投资均超过百亿元。结合目前云南、内蒙古等地规划的大型煤基烯烃项目，折合吨乙烯产品投资为3-3.5万元。煤基烯烃工厂投资强度更高，总投资约为石油路线的1.5-2倍。

煤基烯烃属于技术、资金和人才密集型产业，对企业的综合实力要求较高；核心技术甲醇制烯烃工艺尚无商业化实例，在项目建设和运行管理上没有现成经验可借鉴；在煤矿坑口发展煤基烯烃项目在水资源、城市依托等方面受到较大限制；煤基烯烃项目远离主要消费市场，产品运输成本较高。因此煤基烯烃行业进入壁垒较高，增大了潜在企业进入行业的风险，进入壁垒高，同样退出也有风险。

煤基烯烃产业涉及面广，工程建设复杂，实施难度大。同时又是新兴产业，发展中还存在着诸多不确定因素和风险。

【数据说明】

我中心与国家统计局、国务院发展研究中心、中国煤炭工业协会、煤炭科学研究总院等权威机构建立了项目合作及数据共享机制。《2008-2010中国煤基烯烃产业发展形势报告》是我中心本主要的研究课题，报告对我国煤基烯烃产业的发展条件和面临的发展机遇进行了深入细致的研究，对当前主要地区和企业的煤基烯烃项目发展动态及技术进行了比较分析，在此基础上对煤基烯烃产业的发展趋势和投资策略提出了我们的看法和建议。在报告形成过程中我中心进行了实地调研，获得了大量一手数据并与上术权威机构进行校对，综合运用定量定性的分析方法和回归预测等模型对行业的发展趋势给予了细致和审慎的预测论证。

其结论和观点力求达到前瞻性、实用性和可行性的统一。报本报告内容严谨、数据翔实，是业内企业、相关投资公司及政府部门准确把握行业发展趋势，洞悉行业竞争格局、规避经营和投资风险、制定正确竞争与投资战略的重要决策依据之一。

【正文目录】

第一章 我国煤基烯烃产业发展环境研究

第一节 我国当前经济环境研究

一、国民经济发展态势良好

二、国内工业利润快速增长

三、固定投资增幅有所回落

第二节 煤基烯烃行业相关政策研究

一、煤化工行业政策有望2007年底出台

二、中国煤炭产业发展政策目标研究

三、解读国务院《关于促进煤炭工业健康发展的若干意见》

四、导读《中国煤化工发展宣言》

第二章 我国煤炭行业经济运行态势分析研究

第一节 煤炭在能源消费结构中的地位

一、煤炭成为需求增长最快的能源

二、“十一五”期间中国煤炭产能扩张应适当控制

第二节 我国煤炭行业经济运行状况分析

一、我国煤炭行业供需形势分析

（一）煤炭生产稳步增加

（二）煤炭需求增速减缓

（三）我国煤炭进出口结构发生改变

二、社会煤炭总库存略有增加，分布更加合理

三、我国煤炭价格走势分析

（一）煤炭价格稳步增长，持续高位运行

（二）煤炭销售收入及效益持续改善

四、我国煤炭输运情况分析

第三章 2007年我国煤化工投资发展状况调查分析

第一节 我国煤化工产业总体投资形势分析

一、煤多油少的能源结构是我国发展煤化工的先决条件

二、高油价促进煤化工的快速发展

三、煤化工细分产业链前景研究

（一）传统煤化工

（二）煤代油

（三）煤深度化工

四、我国煤化工技术支撑分析

第二节 我国主要煤化工省区产业规划研究

第三节 我国主要省区煤化工项目进展情况调查

一、山西省

四、山东省

二、内蒙古自治区

五、河南省

三、新疆自治区

六、云、贵两省

第四章 2008-2010年国内外煤经甲醇制烯烃市场发展形势研究

第一节 国外甲醇市场供需预测

一、国外甲醇生产现状调查

二、国外甲醇消费状况

三、未来几年国外甲醇市场需求预测

第二节 国内煤经甲醇制烯烃市场运行状况分析

一、国内甲醇产能迅速扩张

二、我国甲醇消费状况

三、未来几年我国甲醇市场需求预测

四、国内甲醇生产成本由煤价和装置规模决定

五、国内巨大的甲醇产能对醇制烯烃利好

六、甲醇成本是MTO成本优势的来源

第五章 不同原料制烯烃工艺路线及技术可行性研究

第一节 不同原料经甲醇制烯烃工艺进展形势分析

一、UOP/Hydro公司的甲醇制烯烃工艺

二、大连化物所SDTO工艺

三、Lurgi公司甲醇制丙烯工艺

四、AtoFina/UOP联合开发的Paris工艺

五、甲醇制烯烃技术的工业放大

第二节 煤基烯烃技术路线及技术可行性研究

一、煤基烯烃工艺路线

二、各单元技术来源及可靠性分析

（一）煤气化技术

（二）合成气净化技术

（三）甲醇合成技术

（四）甲醇制烯烃技术

三、煤基烯烃技术路线的经济竞争力研究

第六章我国煤基烯烃项目投资发展状况调查

第一节我国煤基烯烃总体发展形势分析

第二节我国主要省区煤基烯烃项目进展情况调查

一、山西省

四、新疆自治区

二、内蒙古

五、河南省

三、宁夏自治区

六、安徽省

第三节 我国典型煤基烯烃项目分析

一、大唐国际启动煤基烯烃项目

二、陶氏化学参与国内煤基烯烃项目

三、神华煤制稀烃项目落户包头

四、国内最大的煤基烯烃项目落户榆林

第七章 “十一五”期间我国煤基烯烃产业链发展形势研究

第一节 我国未来几年乙烯行业发展前景分析

一、我国乙烯工业生产技术发展状况调查研究

二、乙烯市场发展状况及趋势分析

第二节 我国乙烯下游产品市场发展形势预测

一、聚乙烯(PE)

二、聚氯乙烯（PVC）

三、乙二醇

第三节 “十一五”期间丁烯行业发展前景预测

一、丁烯工艺技术进展

二、我国丁烯的生产现状与生产企业分析

三、我国丁烯拟建和在建设项目调查

四、未来几年我国丁烯市场分析及需求预测

第四节“十一五”期间国内外丙烯行业发展趋势分析

一、我国丙烯市场发展现状

二、2010年丙烯市场发展趋势预测

三、全球丙烯市场特点及发展趋势分析

第八章 主要企业发展形势研究

第一节 神华集团

一、神华集团煤化工项目建设进展状况调查

（一）煤液化项目

（二）煤烯烃项目

二、公司发展煤化工竞争优势分析

三、公司煤化工产能及发展趋势

四、集团煤化工发展战略及面临的发展形势研究

第二节 新疆天富热电

一、2006年经营形势调查

二、煤化工项目建设情况

（一）年产50万吨甲醇制丙烯（MTP）项目

（二）年产30万吨二甲醚（DME）项目

三、企业竞争优势分析

四、集团发展战略研究

五、2007年公司发展形势分析

第三节 兖矿集团

一、2007年集团发展形势分析

二、公司煤化工项目建设进展状况调查

三、公司发展煤化工竞争优势分析

四、集团未来煤化工发展战略研究

第九章 煤基烯烃市场竞争分析及投资风险研究

第一节 我国煤基烯烃市场竞争分析

一、煤基烯烃企业竞争力分析

二、煤基烯烃行业竞争格局剖析

三、煤基烯烃行业SWOT研究

第二节 煤经甲醇制烯烃的市场机会

第三节 煤经甲醇制烯烃面临的风险

煤制油发展前景 篇5

1 现阶段煤间接液化制油技术研究开发情况分析

对于当前技术条件支持下, 煤间接液化制油技术的核心——费托合成技术而言, 按照费托合成反应所处环境温度的差异性表现, 现阶段的煤间接液化制油技术基本可以分为高温费托合成技术以及低温费托合成技术这两大类型。首先, 对于低温费托合成技术而言, 有关低温费托合成煤制油全过程模拟软件以及合成浆态床反应器的研究均取得了比较显著地成果。在相关工业装置的作用之下, 装置所获取的数据信息能够直接用于费托合成反应装置设计当中。对于大部分煤矿企业而言, 费托合成中试装置的粗品油规模应当以5000 (单位:t/a) 为宜, 并且费托合成反应催化剂的设计规模应当以100 (单位:t/a) 为宜。有关于此方面的研究工作我们已取得了具备自主知识产权的加氢提质工艺以及加氢处理工艺, 应用此种低温费托合成反应装置所获取的产品优质且环保, 实现了硫、氮元素的零含量, 芳径元素含量得到了优先控制, 所获取柴油产成品中十六烷值明显提升, 是当前技术条件支持下最为优质的一种乙烯裂解原料。其次, 对于高温费托合成技术而言, 其所涉及到的产品主要包括柴汽油、烯烃以及含氧有机化合物这几大类。在高温环境作用之下, 整个费托合成反应所获取的高质量烯烃产品所占比例比较大。从市场占用角度上来说, 这种高温环境下的费托合成反应较低温环境下的费托合成反应更能够适应整个市场的变化发展需求, 其在整个石油加工市场中的竞争优势较低温费托合成反应表现更加显著。现阶段部分煤矿企业已展开了有关高温费油合成技术的研究工作, 研制成功的高温费托合成催化剂中试装置已经过了实践检验, 相关指标参数均复合标准要求。

2 煤间接液化工业示范项目分析

就整个煤间接液化工业项目而言, 主要的构建步骤可以归纳为两点:第一步:在上文所述低温费托合成技术的作用之间构建100万 (单位:t/a) 规模的间接液化煤制油工业示范装置。在此基础之上, 应用低温费托合成以及高温费托合成技术共同构建一个200万 (单位:t) 的煤间接液化煤制油装置。整个煤间接液化装置的产量得到了年平均500万 (单位:t) 以上。第二步:在第一期建设基础的规模之上, 将有关煤间接液化煤制油装置的制油能力进行扩大, 确保整个项目制油总能力能够达到年平均1000万 (单位:t以上) 。与此同时, 构建含氧化合物、烯烃以及石脑油的下游加工再利用工程, 从而构建一个兼有低温及高温的大规模煤制油, 并涵盖下游煤化工工程的联合生产装置, 这也正是煤间接液化工业示范项目的根本所在。

3 煤制油主要产品市场前景分析

自20世纪90年代初期我国成为石油净进口国以来, 我国对于石油资源的需求持续呈现出较为显著的增长趋势, 整个市场经济在建设发展过程当中对于能源需求的提升直接导致了能源消费速度的增长, 与之相对应的是严重不足的能源储备。据相关统计资料数据显示, 我国现阶段成品油需求量的年平均增长速度以达到了5%以上, 截止2010年, 我国原油需求量以上涨至3.45亿t, 按照此种发展态势, 本年末我国原油需求量将有可能突破4亿t。在我国原油产量较低的背景作用下, 石油供给与石油需求之间的矛盾不断激化, 最终导致我国更加依赖于原油的国外进口。

从我国柴油表观消费量的构成角度上来说, 我国近五年以来的年平均增长速度已达到了10%以上。特别值得注意的一点在于:自2010年以来, 我国国内有关石油资源供应量的需求已开始呈现出随着沿海地区炼油厂新扩建的发展而变化的趋势, 这也就是说, 煤制油技术的应用对于柴油缺口有着比较好的弥补优势。总之, 经由煤制油工艺所获取的柴油产品具备有硫含量低 (小于5ppm) 且馏分轻的优势, 符合柴油相关排放标准规范, 是优质清洁型柴油的一种。与此同时, 这种煤间接液化制油最显著的优势在于其所获取柴油的十六烷值高达70以上, 柴油产成品品质极高, 使用价值高。在实际应用过程当中能够将其同十六烷值为49的普通柴油混兑, 从而提高煤制油的应用价值, 并且能够应用于车用柴油当中, 市场前景广阔。

4 结束语

伴随着现代科学技术的蓬勃发展与经济社会现代化建设进程日益完善, 社会大众持续增长的物质文化与精神文化需求同时对新时期的石油建设行业提出了更为全面与系统的发展要求。可以说, 石油建设行业的发展程度将直接关系到整个国民经济的建设发展程度。受到现阶段石油供应形势的紧缺性影响, 有关煤制油的研究工作开始受到相关工作人员的广泛关注与重视。本文针对煤间接液化工业示范项目与煤制油主要产品的市场前景这一中心问题做出了简要分析与说明, 希望能够为今后相关研究与实践工作的开展提供一定的参考与帮助。

参考文献

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煤制油发展前景 篇6

摘要：随着石油资源的耗竭，石油资源短缺已经引起中国政府的广泛关注，如何新开辟稳定的石油供给渠道、开发石油制品的替代品，已经成为摆在中国政府及企业面前的挑战，文章从石油制品替代角度分析了保证我国未来能源安全的多个途径，在充分发展洁净煤技术的前提下，发展多种可再生的石油制品替代品，将基本可以保证中国能源安全。

关键词：煤制油技术；替代能源

一、煤制油产业现状

二战后前后，由于种种复杂的政治、经济问题，催生了煤制油技术。目前，以煤为原料合成油的工艺主要分为直接液化技术和间接液化技术。直接液化工艺可分为热裂解法、溶剂法和催化加氢法。间接液化技术可分为合成气法和甲醇法。煤的间接液化过程实际上是煤炭气化先产生合成气(CO+H2)，再以合成气为原料合成液体燃料和化学产品。纵观煤制油技术的产业化发展历程，主要可以划分为以下四个阶段：

1 煤制油技术诞生阶段。煤制油诞生于一战后与二战前的德国。德国是一个富煤贫油的国家。二战前，德国工业化进程不断加速，石油短缺严重制约了工业经济的发展。

自20世纪20年代开始，德国许多生产研究机构开始探索开发通过煤液化进行制油的技术。1913年，德国的Breslau工程学院的Friedrich Bergius在高温高压下对煤进行加氢试验研究，结果获得了大量油类产品，但由于成本高昂，又加之技术复杂，该学院最终没有实现产业化，但该技术后来由BASF公司通过固定硫催化剂和两步加氢分解技术达到工业化程度。1936年Scholven氮厂利用IG油漆公司发明的煤制油生产装置以烟煤作为原料生产出了第一批煤制油品一汽油，并在1937年建成了2个煤制油生产厂。在1942年～1945年间，上述三个煤制油生产厂的汽油年生产能力已经达到65万吨，汽油质量基本能够达到普通汽油标准。1935年，英国的比林汉姆建成了一座进行商业化生产的煤炭直接液化厂，将煤炭和杂酚油进行处理。每年可生产15万吨的汽油。煤的间接液化是先将煤气化，生产出原料气，经净化后再进行合成反应，生成油的过程，它是德国化学家于1923年首先提出的。但到二战末，这些煤制油工厂都因为战争遭到破坏而停产，煤制油技术第一阶段的产业化进程由此结束。

2南非较大规模的产业化阶段。该阶段大致处于二战后到20世纪70年代的中东战争前。二战后，由于中东石油的大规模开发。石油供给非常充分，油价如同水价，又加之早期进行煤制油产业化的德国的煤炭价格上涨，这使得投资巨大，工艺流程复杂的煤制油技术产业化进程嘎然而止。随后，西方发达国家对煤制油技术研究陷入低潮。但在此期间，煤制油技术在南非获得继续发展。由于种族问题，到20世纪80年代中期为止，南非受到了30年的贸易禁运。迫使南非大规模采用煤炭液化产品。南非沙索公司从1955年起就以煤为原料制造合成气，通过费一托合成工艺的改进，生产以汽油为主的液体燃料和化工原料。沙索－2厂1980年底建成投产，沙索－3厂1982年投产，规模在不断扩大。如沙索－2厂有36台鲁气炉在运转，日处理煤4万吨。年生产以汽油为主的液体燃料和化学品超260万吨，年。2004年沙索公司产值达40亿美元，实现利润12亿美元。目前，南非60％的运输燃料是由煤炭提供的。

3煤制油技术集中研发阶段。20世纪70年代发生的两次中东石油危机。又给煤制油技术在西方发达国家进行产业化创造了机遇。1973年后。由于在短短的5年时间内爆发了两次中东战争，对石油的价格产生了巨大影。1973年的战争使得原油价格从每桶3.011美元提高到10.651美元，油价猛涨了两倍多。1978年的两伊战争，使得全球石油产量从每天580万桶骤降到100万桶以下，油价在1979年开始暴涨，从每桶13美元猛增至1980年的34美元，从而触发了世界范围内的一场石油能源危机，煤炭液化技术又开始活跃起来。德国、美国、日本等工业发达国家，在原有基础上相继研究开发了一些煤炭直接液化新工艺。不少国家己完成了中间放大试验，为建立大规模工业生产厂打下了基础。具有代表意义的是德国的200吨／年新的二段液化(IGOR)工艺，美国的600吨，年氢煤法H-coal工艺和日本的150吨／年NEDOL工艺。

4煤制油技术产业化方向不确定阶段。经历两次石油危机后，由于世界经济严重衰退，西方石油消费大国对石油需求处于长期疲软期，尽管海湾战争曾使油价骤然回升，但战争结束后，油价又开始回落，1998年的油价跌到了1977年以来的最低水平。油价的起伏不定使得美国的煤炭直接液化研究项目完成后没能如期进入工业化示范阶段就被中断。日本煤直接液化研究项目结束最晚，坚持到2000年完成了日处理150吨煤炭的煤液化中试工厂的项目。中国煤炭研究总院北京煤化工研究分院的煤液化技术研究所依靠20世纪80年代初与日本政府合作得以生存下来至今。迈入新世纪。在中国曾经经历了一场煤制油热捧期，但随着2008的全球金融危机的发生，石油价格又从147美元左右的高点回落到40美元左右，中国掀起的煤制油热潮也迅速降温，能否完成产业化发展具有很大的不确定性。目前在进行煤制油规模化生产尝试的国家还有马来西亚、巴西等第三世界国家，但没有一个国家能超过百万吨的生产能力。

二、煤制油产业化的不确定性：石油替代品多样化

事实上，很多国内外专家学者呼吁大力发展煤制油技术所基于的主要论据是：“如果石油资源耗竭，煤制油品几乎是石油制品的唯一替代品”。事实上，石油制品作为运输燃料，其替代品种类较多，并且产量已经达到一定规模，这必将对煤制油产业化产生重要影响。这里我们将就我国目前能够对石油制品的替代品种类、技术成熟度及其预期产量进行分析，进而估算我国煤制油产业规模，为我国未来能源安全战略的路径选择提供实证数据。目前，能够对石油制品(主要是作为运输燃料)进行替代的产品主要包括：

1气态烃。气态烃燃料主要包括压缩天然气、液化天然气、液化石油气。目前，气态烃燃料已经较为广泛用作运输动力。据实地考察四川、山东及东三省等有较多的公交车及出租车使用气态烃燃料，其他一些省份也在推广使用。在未来的城市运输系统中，气态烃燃料对石油制品的汽油和柴油等产品替代效应较为明显，并具有良好的环保效果。2007，我国能源消费总量约为265583万吨。天然气约占3.5％，大约相当于9295万吨标准煤，若按每公斤汽油约等于1.4714公斤标煤，因此可得我国每年消费的天然气大约相当于6317万吨汽油。而2007年我国交通运输、仓储和邮政业总共消费汽油约为2763.19万吨，其中我国城市交通消耗的能源约占40％，大约为1105.28万吨，若其中30％运输燃料运用天然气，则可节省石油制品约

331.58万吨。可见，如果城市交通消耗通过推广天然气为动力的运输燃料供给，其替代效应几乎等同于未来10年我国煤制油开工企业的年产量。2醇燃料。醇燃料也可以对石油制品进行替代，它主要是通过以粮食、木薯、甘蔗、甜高梁、农作物秸秆等作为原料生产可以用于运输燃料的产品，目前在国内外都已经有一定规模。我国已经开始以粮食和木薯为原料生产燃料乙醇，并达到一定规模。但在“十一五”期间，国家对粮食类乙醇的消耗量控制在1000万吨以内(折合乙醇生产量约为300万吨)，未来中国以粮食为原料生产燃料乙醇的总潜力约为300万吨。因此以粮食为原料生产乙醇对汽油柴油替代效应非常有限。对我国煤制油产业规模影响不大。我国西南部分省区，如广东、广西、福建、云南甚至湖南、四川等地都可以广泛种植木薯，预计到2020年。中国利用木薯生产燃料乙醇有望达到200万吨，利用甘蔗生产乙醇有望达到100万吨／年，利用甜高梁秆为原料生产燃料乙醇有望达到70万吨。以农作物秸秆为原料生产燃料乙醇有望达到70万吨。因此。到2020年，以粮食、木薯、甘蔗、甜高粱、农作物秸秆生产乙醇燃料有望突破700万吨，而到2020年我国煤制油产业规模能否突破700万吨还是个未知数。因此。醇燃料对煤制油品具有明显的替代效应。

根据文献提供的数据，目前全国每年农作物秸秆约有7亿多吨，其中作为农村燃料消耗约2亿吨，若将其余5亿吨用来生产乙醇。可产乙醇7 000万吨。加上木材工业下脚料，制糖造纸业下脚料和城市纤维垃圾，总计可得乙醇8500万吨，是我国当前全国汽油消费总量的3倍左右。因此，如果我国能够在2020年前在利用农作物秸秆生产燃料乙醇的技术和工业化方面取得突破，不仅可以解决我国运输燃料的短缺问题，而且可以改善我国生态生态环境。增加农民收入。近年来，我国各地在收获季节产生的大量农作物秸秆基本都是通过焚烧处理或丢弃，对环境造成了非常严重影响。因此，这项技术突破不光可以确保我国能源安全。而且还可以为农民创收。减少煤炭开采，保护生态环境。

3生物柴油。煤制油油品对石油产品的另一大替代品是柴油。近年来，国内外开始尝试进行规模化的生物柴油产业发展。我国可用于生产生物柴油原料主要包括菜籽油及其下脚料、麻疯树籽、地沟油及其他木卒植物等。其预期产量、原料，产品比率及产业化可行性见表2。

根据上述的分析资料，到2020年，我国石油制品的替代品有望达到3240万吨～3520万吨，其中煤炭液化制品约占60％。

三、我国未来运输能源安全战略的路径选择

我国未来运输能源安全战略的路径选择主要有以下三条：

路径一：工业部门尽可能少用石油，降低石油的开采力度。众所周知，煤制油品对石油制品的主要替代功能是作为运输燃料。但根据我国能源消耗构成的统计资料可以看出。我国石油制品用于运输燃料的比例只有20％～30％，石油制品大部分用于工业生产的能源。对于工业生产来说。如果把石油单纯作为一种能源来对待，那么水力、核能、风能、太阳能等新能源及煤炭都可以对石油进行替代，工业用油尽可能地用电力来替代。因此，这样算下来，我国目前在运输燃料方面根本不存在所谓的短缺问题，所短缺石油主要是工业用油，而且这部分能源大部分也可以用其他能源来替代，因此如果未来只把煤制油品作为运输燃料，其供需缺口将不会十分巨大。

路径二：大力发展洁净煤技术。我国是煤炭生产和消费大国，煤炭开采和消费对生态环境都造成了非常大影响。但我国油贫煤富国情，决定了洁净煤技术是解决我国对进口石油资源依赖的主要途径。从长期来看，洁净煤技术也是解决世界能源短缺的主要途径。例如。美国能源消费大省加州由于对环境要求十分严格，煤电仅占其能源消费总置的1％左右，而美国全国约为50％。但近年来油气价格暴涨，导致电力成本大增，加州也出现了空前的电力危机，甚至出现过多次大面积停电，严重影响了生产和居民生活，目前加州已经开始考虑大规模建设利用洁净煤技术的煤电。我国目前煤制油技术研发主要从四个方面展开：①加工生产燃烧排放污染物更少的燃料煤；②开发洁净燃烧技术，通过改造煤的燃烧流程，降低燃烧过程中的排放物，并对排放物综合利用；③发展煤化工技术，对煤进行液化、气化及转化成燃料电池等深加工；④资源综合利用技术。如矸石回填、发电、制水泥。煤层气抽提利用等技术，尽可能地降低因为煤炭生产和消费所带来的负面生态效应。因此，通过上述洁净煤技术商业化发展。开展以煤代油工作。未来我国石油资源短缺问题有可能得到根本好转。

路径三：大力发展石油制品的替代品。有专家预测，我国石油稳定供给的年限不会超过20年。随着油气供应日趋紧张，煤制油作为接替资源受到普遍关注。我国煤制油研究在1990年代中期被上升到国家战略高度，煤制油技术也取得了重大进展，2001年国家科技部“863”计划和中国科学院联合启动了“煤制油”重大科技项目。1997年。原国家计委决定同时与美国、日本、德国开展煤制油联合研究，云南省政府与德国合作、黑龙省与日本合作、神华集团与美国合作。同时开展预可行性研究。近几年来，随着我国石油对外依存度不断提高，国际油价居高不下和国家能源战略安全的多重压力下，我国煤制油发展进入了一个新的发展阶段。2004年9月，我国与南非签署合作谅解备忘录。成立于2003年6月的神华煤制油公司，获得了国家发改委审批的第一个煤制油项目，开始了煤制油项目的大规模工业化示范。按照中国目前煤制油的项目开展速度，到2020年中国在煤制油项目上将完成4000亿元～5000亿元的投资，形成年产5 000万吨生产能力。将可以彻底改变我国运输燃料的短缺问题。不过正如国家发改委能源局巡视员吴吟所指出一样，除了2002年国家计委批准了神华在内蒙古鄂尔多斯进行年产100万吨煤炭直接液化的立项报告、潞安集团16万吨煤基合成油示范项目、内蒙古伊泰集团规划年产合成油料48万吨，其余只是同意其进行可行性研究。近几年各地盲目上项目势必会导致投资重复、效率低下和高额风险等。所以国家在2006年7月叫停了各地煤制油项目，要求一般不应批准年产规模在300万吨以下的煤制油项目。100万吨以下的甲醇和二甲醚项目。60万吨以下的煤制烯烃项目。因此。2006年后，我国煤制油产业化进程又增添了很多变数。

四、结论

尽管目前煤制油技术能否产业化发展还充满很多不确定性，但不可否认煤制油可以有效延伸煤炭产业链，但在实际操作中应该综合考虑各方面因素。随着石油资源的耗竭及价格上涨，众多专家学者都把注意力投射到发展石油制品的替代品上，特别是煤制油技术。但根据上文分析。尽管煤制油品对石油相关制品有非常好的替代作用，但煤制油项目投资大，受煤炭、石油价格影响大，而且项目运行对水资源消耗也非常巨大。煤间接制油达到经济规模后吨油水耗为6吨～8吨，而我国大多数煤制油项目建设在水资源短缺地区，这对当地生态环境将是非常严峻的考验。从长期来看，通过煤液化制油技术只能够作为能源安全战略的备选方案之一，除非中国因为政治经济等问题受到国际社会的大规模贸易禁运。否则煤制油将不具备大规模产业化发展的条件，这主要由于煤炭也是不可再生资源，而且储量有限，最终也会导致无煤用于制油。另外，近年来，通过可再生资源制乙醇、生物柴油技术发展的较快，并有望在2020年达到一定的产业规模，这将对以不可再生资源生产的煤制油品产生巨大影响。因此，未来我国在发展石油制品替代品方向上都多种选择方案，这导致了煤制油产业化发展具有非常大的不确定性，同时也决定了我国未来煤制油产业只适合于适度发展。

参考文献：

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煤制油宏观喷雾特性试验研究 篇7

液体燃料的混合气形成属于空间雾化混合,燃料喷雾与空气混合的优劣影响后续燃烧过程,进而影响整机的动力性、经济性和排放特性等,因此对燃料喷雾特性的研究一直是内燃机界的主要研究内容。

通过煤间接液化而成的煤制油(coal-to-liquids,CTL)可作为压燃式发动机的一种新型清洁代用燃料[1]。我国煤制油的产业化近十年,早在“十五”期间就把煤制油发动机的开发列入了发展规划,现已具备一定的生产规模。由于煤种的差异,由其生产出煤制油的物化特性也各不相同,这必然影响发动机的燃烧过程。目前已有较多文献报道了煤制油燃料特性对发动机燃烧和排放的影响[2,3],也有文献报道了煤制油对车辆动力性和排放的影响[4,5],而对煤制油喷雾特性进行分析的案例则比较少。

鉴于此,本文在不同喷射背压(pb)、喷油嘴开启压力(pin)和喷孔直径(d)下进行了煤制油的喷雾特性试验,并与柴油的喷雾特性进行了对比,对认识煤制油的燃烧机理及喷雾和燃烧模型的建立奠定理论基础,对燃用煤制油发动机的供油系统和燃烧系统的优化和整机排放特性的改善等都有重要的应用价值。

1 燃料特性

煤制油具有极高的十六烷值、低硫、低芳烃等优点,有利于改善发动机的燃烧和排放特性,并有利于排气后处理催化器和废气再循环(EGR)系统的工作,可以与普通柴油任意比例混合来提高普通柴油的品质;但煤制油的润滑性较差,需添加润滑剂来解决,而且芳香烃含量极低,对浸油弹性体有影响[6]。

试验用煤制油为中科院山西煤化所中科合成油有限公司提供,柴油为国-Ⅲ 0#柴油,两者的主要理化特性见表1。

2 试验装置

图1为喷雾试验装置示意图。整个试验系统主要包括定容喷雾弹、燃料供给系统、电子控制单元、纹影流场显示仪、高速CCD数字摄像机、高压氮气瓶和计算机等。

用铸铁制成的定容喷雾弹内腔为圆柱形,设计耐压为10MPa;顶盖与腔体用螺栓连接,喷油器置于顶盖中央;喷雾弹有两个完全贯通的相对面,分别装有特殊加工的石英玻璃观察窗;由ECU控制的调速电机驱动高压油泵(A型单体泵),使燃油经单孔喷油器喷入到定容喷雾弹内,其中喷孔中心在喷油嘴的轴线上,喷油器针阀的开启压力可调;由喷雾弹顶部的充气阀充入高压氮气来调整喷射环境背压;采用美国REDLAKE公司的MotionXtra HG-100K高速数字摄像机记录燃油喷雾体发展的纹影图像,并定义高速摄像机象素分辨率为320×320,拍摄速率为10 000fps。

该喷雾试验维持喷油量和油泵转速(800r/min)恒定,忽略喷射背压对喷射环境温度的影响。试验假设燃油喷射是在冷态、非蒸发、无气体涡流情况下进行的。

3 试验结果分析

宏观喷雾特性参数包括喷雾贯穿距离和喷雾锥角。通过测量油束的宏观特性参数来研究燃油的喷雾特性及其影响因素。为了提高测量精度,对同一条件下的喷雾进行多次拍摄,对测量数据取平均值作为最终结果。

3.1 喷雾发展历程

使用光学可视化方法拍摄燃油喷雾发展过程,处理和分析拍摄到的油束图像来获取相关宏观喷雾特性参数。图2为所拍摄到的一次完整的煤制油喷雾发展历程(孔径0.29mm,喷嘴开启压力19MPa,背压3MPa)。尽管破碎油滴对光的散射作用使得拍摄到的喷雾轮廓略小于真实喷雾边界[7],但不影响试验的定性分析。

对所拍摄的图片进行测量,得到煤制油喷雾贯穿距和喷雾锥角随喷射时间的变化关系,如图3所示。

从图3可以看到,在给定的喷射条件下,随喷雾持续时间的增加,煤制油的喷雾贯穿距不断增大并趋于平缓,而喷雾锥角呈先增大后缓慢减小的趋势。这是因为油束发展在喷雾初始阶段即分裂长度内,喷油初始速度主要取决于喷射压力,而受背压的影响较小,因而贯穿距随时间的增加几乎直线上升;随着喷雾过程的不断发展,由于喷射环境的阻力作用使得雾注前锋的动能不断降低,因而喷雾贯穿距的增加率不断减小,由煤制油雾注前锋速度变化规律(图4)也可以说明这一点,这与文献[8]喷雾试验及其经验公式相符。从雾注前锋速度的变化趋势可推断,喷嘴喷出的燃油与周围环境介质间产生的摩擦力也呈先增大后缓慢减小的趋势:在喷雾初始阶段,燃油与环境介质间递增的摩擦力足以克服燃油自身的表面张力和黏性力而使得油束向四周扩散,因此喷雾锥角迅速增大;随着喷雾的进行,油束速度受喷射环境阻力的作用而不断衰减,当两者间的摩擦力与燃油扩散阻力平衡时,喷雾锥角达到最大值;在喷雾后期,喷雾贯穿距的继续增大使得雾束与周围介质的接触面积不断增加且相互混合不断增强,使气液交界面处燃油的浓度不断降低,在雾注的外层和前端几乎为蒸气状,即越向雾注外层油滴越细小,而小油滴对光的散射率很高,所以用光学可视化技术拍摄到的喷雾轮廓也较小,最终导致测得的喷雾锥角逐渐减小。

3.2 喷射背压的影响

图5为不同喷射背压下煤制油的喷雾特性及雾注前峰速度。由图5可知,随着背压的升高,各喷雾持续期内煤制油喷雾体的贯穿距离逐渐减小,而喷雾锥角向增大的方向发展。 这是因为背压的升高增大了喷雾环境的密度,喷雾受到的阻力增加,雾注前锋速度降低,进而喷雾油束的动能减小使得贯穿距离减小;而喷射背压越高,油束与周围环境介质间的扰动越强烈,使得喷雾体的推进速度越慢,所以导致横向扩展趋势越大,即喷雾锥角也越大。

(pin=19MPa,d=29mm)

3.3 喷油嘴开启压力的影响

喷油嘴开启压力并不代表喷射压力,一般喷油器开启压力越大喷油峰值压力也越高,后者约为前者的2~4倍,但在一般条件下,其影响可以作为喷射压力对喷雾特性影响的定性说明。

由气动雾化理论可知,喷射压力对喷雾的影响是通过改变喷射初速度而起作用的[9]。在喷射背压不变的情况下,高喷射压力可以获得较大的油束喷射初速度和初动能,气液间的相对速度也较大,其雾化效果也较好。图6为不同喷油嘴开启压力下煤制油的喷雾特性。由图6可见,在2MPa喷射背压条件下,当喷油嘴开启压力在15~23MPa之间变化时,煤制油的喷雾贯穿距和喷雾锥角都变化不大。

(d=0.29mm,pb=2MPa)

借鉴和粟公式(1960 年)、Dent J C公式(1971年)、Hiroyasi公式(1980年)等传统柴油机上单孔喷油器的喷雾宏观参数经验公式[10]可知,喷嘴前后的压差是影响燃油喷雾特性的主要参数之一。尽管喷射背压和喷油嘴开启压力共同决定了压差的大小,但两者对煤制油宏观喷雾特性的影响程度却不尽相同。

图7给出了不同喷射背压和开启压力下煤制油的喷雾特性曲线,选择的开启压力和背压组合见表2。如图中所示,在15MPa和23MPa开启压力下,当喷射背压从2.0MPa增加到3.0MPa时,喷雾贯穿距分别平均增加3.53mm和4.42mm,喷雾锥角增加3.19°和2.4°;而在2.0MPa和3.0MPa的喷射背压下,当开启压力从15MPa增加到23MPa时,喷雾贯穿距离平均分别增加7.1mm和3.71mm,喷雾锥角分别增加1.06°和0.3°。

(d=0.29mm)

图8为喷射背压和油嘴开启压力对煤制油喷雾贯穿距和喷雾锥角的单因素影响关系。从图8可以看到,与开启压力相比,背压对喷雾贯穿距和喷雾锥角的影响曲线更陡,说明喷射背压对煤制油的宏观喷雾特性的敏感度更大,这表明煤制油能够在较低的喷油嘴开启压力下获得较高开启压力的雾化效果,因此燃用煤制油的发动机可以采用较低的喷射压力,从而能过减少驱动燃油喷射系统的耗功,减轻燃油喷射系统的磨损。

3.4 喷孔直径的影响

喷孔直径的大小直接决定了油束喷射的初速度,进而影响燃油的雾化品质,另外长径比(喷孔长度l与直径d之比)对喷雾特性也有影响[10]。

从不同孔径下煤制油的喷雾特性曲线(图9)可以看到,在保持喷孔长度(1mm)不变的情况下,当喷孔直径从0.29mm减小到0.25mm(长径比从3.45增加到4.00)时,煤制油的喷雾贯穿距和喷雾锥角都逐渐减小,尤其是喷雾锥角表现出的规律性更明显。其原因在于相同的喷射初速度条件下,较小的喷孔获得了较小的液滴初始半径,而且单位时间喷出的燃料量减少,煤制油雾注动量的增加慢于空气摩擦阻力的增加,因而液滴具有较小的动量,所以喷雾贯穿相应缩短;而缩小孔径使得煤制油更加集中在轴心,使燃油向周围扩散的速度变慢,所以喷雾锥角也减小。但由传统的雾化研究理论可知,孔径较小的油嘴其喷雾液滴的初始直径较小,其燃油微观索特平均直径(SMD)也较小,即雾化质量较髙,因此实际油嘴喷孔的设计还需要结合宏观喷雾特性和微观喷雾特性,并同时考虑喷嘴结构、加工精度及实际使用特点等原因来确定。

(pin=19MPa,pb=1.0MPa)

3.5 煤制油与柴油喷雾特性比较

图10为油泵转速800r/min、喷孔直径0.29mm、油嘴开启压23MPa、喷射背压3.0MPa时煤制油和柴油的喷雾特性曲线。由图10可以看到:随着喷雾的持续,柴油和煤制油的喷雾特性变化规律基本相同,但煤制油的喷雾贯穿距离较小,喷雾锥角较大;喷雾在1.4ms之前,煤制油和柴油喷雾贯穿距离的差异较小,在1.4ms之后贯穿距的差异逐渐明显;在整个喷射持续期内,煤制油比柴油的喷雾贯穿距离平均缩短约8%,喷雾锥角平均增大约4%。

煤制油和柴油喷雾特性的差异主要是由两种燃料不同的物化特性参数引起的:一方面,煤制油的密度比柴油小,喷雾体的质量也较小,使燃油雾束的动量和动能都较小,这使得喷雾体的横向扩展增大;另一方面,由于煤制油的运动黏度和表面张力(由芳香烃含量决定)远小于柴油,所以在喷雾的过程中,煤制油更容易散裂和气化,这样雾束所遇到的阻力就比较大。这两个方面的原因都使得煤制油的喷雾贯穿距离较小,喷雾锥角较大。

4 结论

(1)在给定喷射条件下,随着喷雾的持续,煤制油的喷雾贯穿距离逐渐增大并趋于平缓,而喷雾锥角呈先增大后减小的趋势,这与柴油的喷雾特性变化规律基本相同。

(2)增大喷射背压使得煤制油的喷雾贯穿距离减小,喷雾锥角增大。而与喷射背压相比,喷油嘴的开启压力对煤制油宏观喷雾特性的影响较小。当喷孔长径比在3.45~4.00范围内时,煤制油的喷雾贯穿距离和喷雾锥角随着孔径的增大不断增大。

(3)在相同的喷雾条件下,煤制油比柴油的喷雾贯穿距离平均缩短约8%,喷雾锥角平均增大约4%。

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