经过十多年技术攻关，国家能源集团鄂尔多斯煤制油分公司近日宣布，我国成功实现百万吨级煤直接制油系列关键装备的国产化。

从20世纪90年代开始，我国尝试发展煤液化工艺生产油品，希望将我国丰富的煤炭资源转化成“油优势”。如今曾经的理想已经成为现实。

煤炭直接液化

所谓煤炭液化，是指将固体煤炭转化为液态产物，获得液态碳氢化合物替代石油及其制品，生产液体燃料和化学品。

国家能源集团鄂尔多斯煤制油分公司总工程师陈茂山向《中国科学报》介绍说，煤炭液化分为煤直接液化和煤间接液化两种完全不同的技术路线。其中，煤炭直接液化是通过加氢使煤中复杂的有机高分子结构直接转化为液体燃料，转化过程是在含煤粉、溶剂和催化剂的浆液系统中进行加氢、解聚；而煤炭间接液化是将煤气化制成合成气（CO+H2），合成气经净化、调整H2/CO比，在催化剂作用下合成为液体燃料。两个工艺产品具有互补性，规模化的组合工艺将使下游产品的开发利用效益、性能和质量等超过石油产品。

“煤直接液化的能源转化率近60%，远高于煤电和其他煤化工40%多的水平，可以实现煤炭资源的就地、清洁、高效转化。”陈茂山指出。

煤液化技术起源于德国，早在19世纪即已开始研究。此后日本、苏联、南非等国家都曾开展了对该技术的研究。第二次世界大战后，随着中东石油的大规模开采，油价下跌，各国对于煤制油的研究热情逐渐冷却。目前，在进行煤制油规模化生产尝试的国家还有马来西亚、巴西等国家，但产能都没超过百万吨。

在我国，煤直接液化于20世纪80年代便被列为科技部“六五”“七五”重大科技攻关项目，也是国家“十五”重点项目之一。

据了解，煤直接液化工艺路线首创高效现代煤直接液化工艺和工程化技术，具有完全自主知识产权。同时，实现了煤直接液化污水近零排放，直接利用配套煤矿矿井水作为煤直接液化生产水源，在污水处理方面，污水回用率达到98%以上。目前吨油水耗比设计值已下降42%。

煤直接液化还实现了关键设备的“中国制造”，终结了“洋货”暴利。据介绍，此前生产线上多个环节的关键部件曾一度依靠进口，寿命短、价格高，长期制约着煤制油的生产效率。在十年攻关中，该公司先后实现了高温高差压减压阀、高温高固耐磨离心泵、煤浆进料泵和耐磨球阀等一系列关键部件的国产化，目前设备国产化率已达到98.39%。

以高差压减压阀为例，它是连接加氢反应器与下游生产环节的“关卡”，对生产线稳定运行至关重要。陈茂山介绍说，最初，生产线上的4套高差压减压阀全部为进口产品，单套购价880万元，阀芯的寿命却只有70个小时左右。

陈茂山介绍了阀芯国产化的过程。他表示：“十几年的时间里，我们联合国内科研机构、生产厂家持续攻关，最终实现了国产化。目前国产阀芯的使用寿命最新纪录达到2700多小时，整套高差压减压阀也已经实现国产化，每套国产产品的价格降低到200多万元。”

二氧化碳的捕集与封存

为应对气候变化对全球环境的影响，二氧化碳的捕集、利用与封存已日渐成为一种重要的碳减排技术手段。鄂尔多斯煤制油分公司百万吨煤直接液化项目首次实现了煤制油化工CO2捕集、陆相低孔低渗咸水层封存、监测预警评价体系为一体的CCS（二氧化碳捕集和封存技术）技术集成，这也是亚洲首套全流程10万吨/年CCS示范工程。

据介绍，煤制油产生的CO2被捕集后，先要去除水、硫、氮、有机物等杂质，将纯度提高到99.9%，再经冷却、加压制成温度为零下20摄氏度的液体CO2，然后用专用罐车运到作业区。

注入井和监测井深2495米，借助压力，CO2被注入地下1500~2500米的咸水层封存。资料显示，自2011年5月9日开始CO2连续注入作业，至2015年4月16日，该项目共试验封存二氧化碳30.26万吨。

因鄂尔多斯盆地的地质结构圈闭性好，电厂、化工厂等企业多，被认为是实施CO2封存的理想区域，CO2的封存总潜力预计在300亿吨以上。

陈茂山介绍说，该项目将开展长期监测，并且受到国内外科研机构的高度关注。近9年的监测数据显示，封存区地下水质、压力、温度和地面沉降、地表二氧化碳浓度等指标没有明显变化，采用示踪技术也未监测到CO2泄漏现象。2019年，他们计划再建一座监测井，进一步提高监测能力。

鄂尔多斯项目是我国首个CCS全流程项目。此后我国还相继开展了一系列碳捕捉及封存项目，极具代表性的示范项目有华能集团的10万吨/年碳捕集示范和3000吨/年碳捕集实验、中电投重庆双槐电厂的10万吨/年捕集示范等。

二氧化碳封存技术目前包括地质封存和海洋封存两种方式，美、英、澳等国已将其列入清洁煤技术的重要战略组成部分。在研发及推广方面，高成本一直是CCS技术商业化的最大问题之一。根据国际能源署的报告，在对各类减排技术长期减排成本进行综合分析后，有专家认为使用CCS技术可降低总减排成本，该技术将成为减排贡献最大的单项技术。