毕继诚，流化床气化专家、中国煤催化气化技术带头人、中科院山西煤化所煤转化国家重点实验室研究员、博士生导师，科技部973计划综合交叉科学领域专家，河北新奥集团煤基低碳能源国家重点实验室副主任、煤气化首席科学家，长期致力于煤与生物质共气化/共热解、煤催化气化、煤加氢气化、煤催化加氢气化、煤超临界水气化等前沿技术的研究，成功开发了含碳有机物（煤、生物质、废塑料、废轮胎等）在超临界水条件下连续反应转化利用系列技术，首创超临界水氧化连续处理焦化废水技术。
在五大现代煤化工路径中，煤制天然气处境最为尴尬。一方面，国际油气价格的走低和国内天然气价格的下调，使得煤制天然气原本应有的成本优势荡然无存。另一方面，为了从气化气中获得尽可能多的甲烷气，国内建成、在建的煤制天然气项目，大多采用鲁奇炉两步法合成甲烷工艺，该工艺在生产过程中会产生大量含酚、多环芳烃等难以处理的有机废水，不仅大幅增加了项目的环保设施投资和运行费用，而且因废水难以达标排放导致项目无法正常运行，盈利能力低下。
在这种情况下，人们迫切希望能有一种煤转化效率高、气化气中甲烷含量高、废水产生量少且易处理的先进煤气化技术——煤催化气化技术。有这样的技术吗？有。我国煤催化气化领军人物、河北新奥集团煤基低碳能源国家重点实验室副主任毕继诚博士，可以为我们详解煤催化气化技术的前世今生。
多国研发中国完成
记者：请您介绍一下煤催化气化技术的基本情况。
毕继诚：煤催化气化的全称叫做煤催化气化制甲烷技术。其核心是在碱金属/碱土金属催化剂作用下，煤在加压流化床气化炉中，在相对温和的条件下进行气化、变换和甲烷化反应生产甲烷产品。该技术的最大特点是：将吸热的煤气化反应与放热的水煤气变换和甲烷化反应耦合起来，不需脱硫过程，在一个反应器中就可将煤转化为甲烷、氢气和一氧化碳。其中，气化炉出口合成气中甲烷含量约20%，比现有固定床煤气化制甲烷技术的甲烷含量高出近一倍。因此，煤催化气化制甲烷技术也可以说是专门为煤制天然气量身定做的煤气化技术之一。
记者：煤催化气化技术最早是哪个国家开发的？
毕继诚：煤催化气化的概念早在20世纪20年代就有了。但受诸多因素影响，较长时间仅停留在实验室研究阶段。20世纪70年代石油危机爆发后，遭遇了石油短缺之痛的欧美国家开始重视并支持该技术的研究。其中，美国能源部委托美国埃克森美孚公司进行了系列研发，建立了1吨/日的电加热过程开发装置，并进行了5年多的试验开发。但随着石油危机的结束，全球几乎又停止了煤催化气化技术的研发。
进入21世纪，随着石油炼化规模的扩大，石油焦的产量持续大幅增加。如何将数量巨大且令炼化企业头痛的石油焦转化为清洁能源甲烷，成为各大能源巨头关注的焦点。2004年，美国巨点能源公司在埃克森美孚公司研发的基础上，再次建立了1吨/日电加热过程的开发装置，持续对催化气化技术进行攻关和研究，最终开发出以钾钠锂盐作催化剂、以高温高压蒸汽为热源、以石油焦为主要加工对象的煤催化气化技术。由于该技术所需的4.0兆帕、850摄氏度高温高压蒸汽在工业化生产中很难实现其经济性，且气化温度低、反应物停留时间长、还需要较为昂贵的锂作催化剂，导致气化炉规模难以放大，经济性受到质疑，至今并未实现工业化应用。
记者：中国何时开展的煤催化气化技术研究？中国的技术有什么特点？
毕继诚：中国对煤催化气化技术的研究与美国巨点能源公司几乎同步。21世纪以来，新奥集团决定开发煤催化气化制甲烷技术，为未来的煤制天然气探寻技术支撑。2009年，新奥集团在前期研发基础上，与中科院山西煤炭化学研究所共同组建研发团队，申请了科技部国家科技支撑项目和973项目，携手开发加压流化床煤催化气化制天然气技术。
研究团队在认真分析总结国内外研发成果后，提出了针对煤转化的部分氧化/催化气化新概念，设计了分段气化新炉型，开发了集煤热解、催化气化、燃烧于一体的煤催化气化制甲烷新技术。
新技术的气化炉由上中下3部分构成。上端为热解单元、中间为催化气化单元、下端为燃烧单元。整个物料流程如下：来自上端热解单元的半焦+氧气→催化气化→高温粗煤气+残碳；高温粗煤气→上端热解单元（与投入的原煤逆向接触换热）→煤低温热解→甲烷含量20%左右的粗煤气+煤焦油+半焦→油气分离→气体→甲烷化装置→人造天然气；焦油→进一步加工处理生产精细化学品；未被气化的残碳及惰性物质→气化炉下端的燃烧室（+氧气）→部分氧化/气化（燃烧）→为催化气化提供热源。
2013年7月，5吨/日加压流化床气化过程开发装置，在压力3.5兆帕、温度750摄氏度条件下投煤后实现稳定运行106小时，碳转化率达到95%，出口气中甲烷含量22%，催化剂回收率98%。这一成果被中国工程院院士曹湘洪等业内专家鉴定为“达到国际领先水平”。至此，中国历时近5年的煤催化气化耦合技术开发取得成功。
记者：这一技术现在已经开始应用了吗？
毕继诚：在过程开发装置取得成功后，新奥集团、赛鼎工程有限公司合作完成了工业示范项目工艺包的编制，目前正在内蒙古达拉特旗新能化工工业园区建设1500吨/日投煤量、2亿立方米/年天然气工业化示范装置。按照计划，该示范装置将于2018年投料试车。建成后，将成为我国拥有完全自主知识产权、世界上规模最大的煤催化气化制甲烷工业示范装置。
多项性能优于“两步”
记者：与现行煤气化制甲烷技术相比，煤催化气化制甲烷技术有哪些优势？
毕继诚：现行煤气化制甲烷技术，是先将煤在高温高压条件下气化得到氢气、一氧化碳，再进行甲烷合成，俗称两步法。代表技术是鲁奇固定床气化炉，出口气中甲烷含量约10%。由于要经历高温、低温、再高温过程，变换及精脱硫，导致工艺复杂、投资较大、能耗高。且由于只能以块煤作原料，成本较高，项目经济性差。
与两步法相比，煤催化气化技术具有如下优势：一是可采用粉煤（小于5毫米）作原料，不需破碎，原料价格更低、选择范围更广；二是炉内甲烷化过程不需要脱硫，且出口气中甲烷含量高达20%以上，后续甲烷化单元的规模与设备投资大幅压缩；三是不存在无法解决的废水处理难题；四是总体能源利用率高。
记者：鲁奇炉因为气化温度低，易产生大量含酚、焦油等难以处理的有机废水。而煤催化气化的温度更低，同样会产生含酚、焦油的废水，您为何说“不存在无法解决的废水处理难题”？
毕继诚：若采用鲁奇工艺相同的直接水喷淋方式冷却粗煤气，煤催化气化制甲烷技术自然会产生大量含焦油、酚的有机废水。但一方面我们采用间接冷凝技术替代直接水喷淋方式冷却出口煤气，最大限度地减少了有机废水产生量；另一方面将未参与气化反应产生的有机废水引入回收催化剂的水洗工段，溶解回收气体中携带的金属催化剂，再用富含酚、焦油、催化剂的废水浸渍煤，然后对煤干燥。去掉了水分且吸附有酚、焦油、催化剂的煤进入一体化的煤催化气化炉上端的热解单元，进行热解与气化反应。煤干燥过程产生的少量含低沸点有机物废水送入生化废水处理工段或送去配制水煤浆，从而彻底解决了鲁奇炉两步法工艺遇到的有机废水处理难题。结合催化剂回收过程，不仅大幅降低了废水处理难度，而且将废水中的焦油等有机物用于气化，提高了过程的效率和经济性。
记者：煤催化气化技术所用的催化剂是什么？催化剂的使用和回收过程中，是否会大幅增加生产成本并产生新的污染？
毕继诚：我们目前采用的是碳酸钾作为基准催化剂，添加量约为投煤量的10%。由于催化剂的回收率高达98%，而且在催化剂回收过程中利用了废水和低品位热源，从而使催化剂使用以及催化剂回收装置成本被压缩在煤制气生产成本的5%以内。为进一步压缩这笔费用，我们还对更廉价的复合催化剂进行了评价实验，且已经取得了较好的实验结果，后期一旦投入使用，催化剂及回收成本还将进一步降低。
至于因使用催化剂是否会产生新的污染问题，由于水溶性催化剂完全被回收，残留在煤灰中的微量催化剂则与煤灰发生的化学反应十分稳定，因此，不会产生新的污染。
记者：两种技术的投资强度有对比吗？
毕继诚：两步法工艺流程长、甲烷化工段规模大，且该工段所用的甲烷化催化剂、大型甲烷化反应器、高温循环气压缩机全部依赖进口，费用高昂。加之需要投入巨资建设废水处理装置（一个40亿立方米/年煤制气项目，仅废水处理装置的投资就超过10亿元），因此，两步法工艺的投资显著高于煤催化气化技术的投资。赛鼎工程有限公司测算过，同等规模情况下，前者与后者的投资比为10：7。以正在建设的内蒙古达拉特旗新能化工工业园区1500吨/日投煤量、2亿方天然气工业化示范项目为例。如实现20亿方的工业生产，按当地热值4000～5000千卡/千克烟煤现行价格170～230元/吨计算，采用煤催化气化得到的天然气成本约0.92～1.06元/立方米，比此前已经投产的几套煤制气示范项目至少低0.4元/立方米。
工业应用任重道远
记者：既然煤催化气化技术有诸多优势，为何未见大范围推广应用？
毕继诚：煤催化气化工业化技术的成功开发，标志着我国掌握了一项具有自主知识产权的先进新型煤气化制甲烷技术，为我国煤制天然气产业发展提供了较强技术支撑，但这并不意味着该技术会迅速得到推广应用。
一方面，该技术目前还只是通过了过程开发装置验证。只有经过正在建设的内蒙古达拉特旗工业化示范项目运行验证，才能成为真正先进实用可靠的技术，具备大范围工业化应用的基础。工业气化炉的放大过程往往是艰难的，不仅需要解决气化技术问题，而且还需解决大量的工程问题。出现意想不到的困难，还得面对业界和舆论的各种正负评价。
另一方面，所谓煤催化气化技术能耗低、投资低、成本低、环境优好等优势，是相比现有的鲁奇炉两步法技术而言的。但煤制天然气的竞争力如何，最终是要跟国产常规天然气相比的。客观地讲，目前分析，煤催化气化技术与常规天然气相比，其优势并不十分明显，但是可以解决天然气短缺的问题。因此，在工业化示范项目未投入运行、技术本身没有经过工业化装置运行验证的之前，我们也不急于大范围推广应用该技术。
记者：可以看出，您是一位非常务实的科技工作者。那么您如何看待煤化工产业的未来？
毕继诚：首先，我们对现代煤化工的前景充满信心、坚定不移。虽然全球经济发展速度放缓和油气价格的低迷，对煤化工产业产生了巨大冲击和影响，迫使刚刚起步的现代煤化产业发展放缓，但从长远看，油气作为一种不可再生能源资源，其储量是有限的，过低的油气价格将刺激全球油气消费，加速油气资源枯竭，使油气价格在低迷一段时间后，重新进入上升通道，煤化工的成本优势将再度显现。
其次，发展现代煤化工是我国立足于缺油少气富煤的资源禀赋现状和保障能源战略安全的战略抉择。习近平总书记已经从5个方面对煤炭清洁利用提出了要求，而现代煤化工又是公认的煤炭清洁高效利用途径之一，这都决定了中国的现代煤化工不会半途而废。
第三，目前情况下，煤化工项目的竞争力之所以差强人意，除了煤炭本身结构复杂、难以加工转化外，主要还是因为现代煤化工刚刚起步，可供选择的先进、稳定、实用的工艺技术少，尤其尚无系统化集成耦合技术。未来如果可实现煤制天然气技术与煤制油技术的联产或实现煤的多联产技术，整个煤炭利用效率将进一步提高。
因此，要想真正解决煤化工能耗高、排放多、竞争力差的问题，我们不仅不能停滞不前，还要迎难而上，加快技术创新、集成优化，开发出更多先进、实用、可靠、环境友好的新技术。
就新奥集团及我的研发团队而言，“十三五”期间，一方面要加紧煤催化气化工业化示范项目建设，确保其如期投产，并通过建设、试运营总结经验、消除不足、优化工艺布局和设备结构，持续提高装置的节能降耗水平和盈利能力，稳妥地推广应用。另一方面，将加快开发第二代效率更高更廉价的新型催化剂、新型气流床煤加氢气化制甲烷技术，以及其他针对我国不同煤种的先进气化技术，最终通过多种先进技术的单独或耦合使用，实现煤的全价利用，解决煤化工能耗高、水耗高、二氧化碳排放大等问题，全面提升包括煤制天然气在内的现代煤化工的竞争力，促进煤化工产业健康发展。
记者：谢谢您的介绍！