概述
以煤炭为原料的相关化工产业被统称为煤化工，具体是指煤炭经过化学加工处理转化为洁净能源、化工产品和材料的过程，煤化工工艺包括煤的低温干馏、高温干馏(炼焦)、煤的气化、煤的直接液化和间接液化，以及电石乙炔化学、生产甲醇及其衍生煤基化学品等。其中煤焦化、煤合成氨属于传统煤化工，而目前所热议的煤化工实际上是狭义的煤化工，主要是指煤制油、煤制醇醚和煤制烯烃等新型煤化工。
处理技术
1煤制油与以石油为原料的炼油优化组合
受气化炉单炉生产能力、空分能力、单体设备超限等因素的限制，经济规模的商业化煤液化工厂应是5～10万桶液体产品／d，这样规模的液化厂原料煤处理量约为1.5～3.5万t／d。按照最低的处理能力计算，煤液化工厂年煤炭处理约500万t，与当今石油化工厂原油年加工能力一般超过1000万t(20万桶／d)相比，煤液化工厂的生产能力仍然偏低。
1个或数个煤制油产业所产的几百万吨(或者远期的几千万吨)油品从局部企业看是一个极大的数量，而从全国油品消费总量来看仍然是少数。在全国建立煤化工企业独立的油品销售体系和网络是既不现实也无必要的。要打破行业封闭，利用国内现有的油品基础设施进行销售，既可理顺销售渠道又有利于降低销售成本。所以，煤制油项目最好能与石油炼制和石油化工项目联合实施。
1.1可实现原料互补，产品优化调合，公用系统共享
直接液化法所生产的柴油十六烷值过低，而间接液化法所产柴油质量非常好，十六烷值高。间接液化法生产的石脑油是优良的裂解制乙烯原料，直接液化法可生产汽油及芳烃产品。因此，两种煤液化工艺生产的产品各有优缺点，应取长补短。
一个企业同时建设煤炭直接液化和间接液化装置，将增加工厂的投资，使工厂的管理十分复杂，并增加内部产品调配的复杂性。煤液化工厂的产品品种与常规石油化工厂相比比较简单，300万t／a规模的煤液化工厂的下游产品数量，尤其是副产品，难以向经济规模的石油化工产业链延伸，从而影响产业链的整体经济性。
煤制油和常规炼油最有效的联合做法是，直接将煤液化的初级产品输送到附近现有的炼油厂中，作为炼油厂的二次加工原料，或者与炼油厂的产品进行调合。由于煤液化工厂和炼油厂都有许多功能相同的辅助设施，不少公共设施肯定能实现共用。
炼油厂和煤液化工厂的一些单元操作也非常相似，也使得煤液化可能与石油炼制一并规划和实施。煤炭液化和炼油厂的可结合点主要包括：产品调合、产品进一步深加工以及公用工程联合。可共用的单元和部门至少有制氢、空分、发电、蒸汽、制冷、维修、中间产品储罐、产品销售等部门。国外专家评估这样的结合可使每桶液化燃料油的成本降低3--.5美元，同时可以降低002的排放。
1.2 通过煤制氢将炼油厂的渣油深度加工和煤直接液化制油相组合
渣油加工多产轻油和煤制油两类方案仍具有可比性。煤加氢转化和渣油加氢转化是同类工艺，但由于煤的氢含量远低于渣油，以单位油产品计算，煤加氢液化耗氢量和高压设备总重量大约是渣油加氢的5倍。以1000万t／a炼油厂的200万t／a的渣油加工为例。采用渣油加氢路线与采用延迟焦化路线所产轻油相差约12～15万t／a，总投资相差约10～12亿元人民币。由于炼油厂制氢原料靠自产轻烃，导致渣油加氢路线增产轻油较少。如果能从煤化工项目获取廉价的煤制氢气，那末渣油加氢路线节省的部分氢就可转化为轻质油品，使两条路线所产轻油相差约20～22万t／a。渣油加氢路线扣除轻烃制氢装置费用但包含煤制氢装置的总投资将相差约15～18亿元。以上2种方案增产轻油的单位投资额每年每吨均不高于8000元，明显低于单纯的煤制油路线。
以上分析说明，煤制油与以石油为原料的炼油相组合是双赢的结合。
2.GCC与煤制油的优化组合
此组合以IGCC发展思路为基础发展煤化工。先将煤气化转化为合成气；把传统的尾气大量循环回到合成反应器的方式改为一次通过方式，生产合成油或甲醇；不循环的低热值尾气可作为燃气轮机燃料。像常规的燃气轮机联合循环发电机组那样，构成大型发电厂的主体。这样的大联合等于在IGCC中间插入了合成气制化工品单元，称为IpSC—CC联合工艺。煤发电一煤化工联产技术是尚未形成产业化的技术。但它的两大组成环节(IGCC和合成油或合成甲醇)技术都是成熟的，除个别技术处于产业化示范阶段(合成油)外，其余早已产业化。
通常独立的合成油厂是将合成尾气作为一般燃料，却另外使用亚临界燃煤锅炉提供电能和热能。
在煤发电一煤化工联产工厂中是将大量合成尾气用作联合循环燃料，发电效率得以提高，因此联合技术的最大优点是节能。联合技术的综合能量转化效率可达到近60％，高于单独发电(40％左右)或单独合成油(50％)的能量转化效率。
另外，减少温室气体排放是发展煤化工产业必须要考虑的问题。单独IGCC与单独合成油工厂减排CO：的费用与不减排情况的相比，每吨减排Co：付出的费用大约在10～20美元之间，比常规煤粉锅炉发电节省1／2左右。IGCC发电与合成油联合生产减排CO。所节省的资金将部分抵消部分IGCC发电比常规煤粉锅炉发电多付出的投资。
在减少温室气体排放领域，单独IGCC与单独合成油工厂减排CO。的费用及与不减排情况的对比，减排每吨CO。付出的费用大约在10～20美元之间，比常规煤粉锅炉发电节省1／2左右。IGCC发电与合成油联合生产减排CO：所节省的资金，将部分抵消IGCC发电比常规煤粉锅炉发电多付出的投资。
因此，煤发电一煤制油联产的经济效益十分突出。联合生产可以降低工厂投资，当合成油在产品中的能量份额增加时，单位合成油投资就可以下降。
3.煤制氢一煤发电优化组合
采用先进煤发电IGCC技术时，还可以同时考虑联产氢气。对于单系列的少许发电联产氢方案，
采用先进的陶瓷膜氢气分离技术并捕集COz时，综合热效率可由63％提高到75％，投资有所增加，但氢气的生产成本会较大幅度下降；美国能源部实验室(NETL)组织了3家评估公司进行了多方案对比论证，其后又做了补充，认为在高油价情况煤电联产油方案并考虑捕集COz时，仍然具有竞争力。
煤电联产油方案在同样投煤量时综合热效率将提高10％左右，总投资将减少1亿美元左右，相对单一发电方案，C0：排放量大幅度减少。
国内应用和发展
煤炭行业是能源生产主力军，又是国家确定的9个重点高耗能行业之一和污染排放严重的行业之一。2008年，我国煤炭消费27.4亿吨，占能源消费总量的68.7%，这一比例高于世界平均水平1倍以上。以燃煤消耗为主的现有能源体系，使中国成为世界上排污最高的地区之一，对人居环境和全球气候都有重大影响。在紧迫的节能减排中国任务面前，我国煤炭工业压力巨大。
2007年，煤炭行业原煤生产能耗下降5.9%，全年节约200多万吨标准煤，电耗下降5.1%，节电30亿千瓦时，二氧化硫和化学需氧量（COD）排放均有所下降；矿井水利用率达到60%，洗煤厂和煤矸石电厂用水全部采用矿井水；建成矿井瓦斯抽放系统400多套，抽采瓦斯44亿立方米，利用瓦斯13亿立方米，既保证了矿井生产安全，又充分利用了共伴生的瓦斯资源。2009年我国煤炭行业原煤生产综合能耗8.51千克标准煤/吨，比2008年下降9.02%。
供应商信息
北京煤化工研究分院
路易斯安那蒸汽公司
科菲达机器有限公司
美国Pyronics公司
山东博润化工有限公司
郑州泰达矿冶设备有限公司
节能减排经典案例
晋丰煤化：节能减排中国不能临时抱佛脚
来源:中国化工报
11月16日，记者在山西晋丰煤化工股份有限公司调查采访时听到这样的情况：该公司单位合成氨能耗降为1.0064吨标煤，比其他企业少消耗200～400千克，在山西乃至全国同类化肥生产企业中综合能耗名列前茅；就在10月8日，该公司还获得了全国节水型社会建设煤化工节水示范企业称号。然而，就是这样一个节能减排中国的先进企业，最近却屡屡接到当地政府为完成今年和“十一五”节能减排中国目标任务强令停电限产的通知。
“现在，政府为了实现今年节能减排中国目标采取了停电限产，企业面临关停。这对化肥市场供应和价格已经产生了很大影响，并开始波及到化肥企业的经济效益。节能减排中国是一项持久的系统工程，千万不能‘平时不努力，临时抱佛脚’。”当谈到企业如何消化政府为了冲刺节能减排中国目标而停电限产给企业带来的亏损时，山西晋丰煤化工有限公司总工程师、生产技术部部长岳续成深有感触地说。
据介绍，晋丰公司是山西推广应用工艺废水深度处理技术的典型企业，以尿素、甲醇为主要产品。目前已形成65万吨/年总氨、110万吨/年尿素的产能，年消耗百万吨原料煤、燃料煤，也是用电大户。近年来，晋丰公司加强了技术改造力度，运用大量行之有效的新技术、新工艺、新设备，不断淘汰落后技术和设备，节能降耗取得了一定成效。
“化肥企业制造农业生产需要的产品是天职，靠停电限产达到节能减排中国的办法绝对不是长久之计，生产企业没有先进的技术设备作支撑，节能只是无米之炊，无源之水。”山西晋丰煤化工有限责任公司总经理王建武说，公司在技术节能方面大胆创新，坚持依靠技术改造进一步提高能源利用率。通过吸收和采用国家推广的先进节能工艺和装置技术，挖掘装置节能潜力，在资源化、减量化、能源再利用上做文章，使水、电、煤三项主要原料消耗大幅降低。
为充分发挥生产系统的设计余量,该公司合成氨车间新增一台2.5万吨/年氨氮氢压缩机，配套新增14#造气炉、3#C700造气风机，改造其余四台风机叶轮，净化一次脱硫配套新增罗茨风机；脱碳工段新增脱碳泵，并改造了涡轮机；冷冻工段新增了蒸发冷凝器。通过这些改造，每天可多产合成氨75吨，每年可增利润800万元以上。
造气1#、5#鼓风机蒸汽驱动改造，两台汽轮机所需动力来源车间吹风气的低压自产蒸汽，实现低压蒸汽再利用，形成了一个良性循环，仅此项每年可节约电费200万元。为增加气体流速，该公司将原引风机电机由250千瓦改至630千瓦，新增50吨/小时450℃蒸汽过热器。取消高温空气预热器，新增15吨/小时、压力38千克的蒸汽锅炉后，每小时可多产蒸汽15吨，年节约1.35万吨标煤，每年可节约资金1171万元。
该公司合成氨系统新上一套变压吸附装置，不但提高了压缩机的效率，同时增加了压缩机的打气量和合成氨的产量，使合成氨产量每天增产约25吨，每年可增加1350万元的效益。
他们还采取将末煤加工成煤棒，将煤棒作为主要燃料进行燃烧的举措。在保证造气炉发气量保持在每小时6500立方米以上，生产工艺各项指标运行稳定的基础上，3台造气炉每天烧煤棒200余吨。通过将末煤制作成煤棒直接入炉使用，可使吨氨煤棒消耗比块煤消耗成本低56元，每年可增加效益2016万元以上。
“我们企业的节能减排中国并非始于今日，几年来公司已经进行了173项大小技术改造。”王建武表示，现在停电限产，对政府来说虽然是最快速、最有效实现节能减排中国目标的举措，但目前这种外，中更国需要寻找一条转变经济增长的方式，比如推进节能减排中国技术应用，就是实现节能减排中国取得成功的途径之一。”王建武强制性色彩浓重的节能减排中国绝对不是企业实现节能减排中国的合理路径。欲真正节能减排中国，平时就应做足功课。“除停电限产之说。
部分参考文献
[1]梁龙虎.煤化工产业高效节能之路[j].中国煤炭,2009,35(05):5-9.
[2]2010-2015年中国煤炭工业节能减排中国投资分析及前景预测报告.