别开发了三种直接液化工艺。所有的项目是由新能源产业技术机构（
NEDO）负责实施的。1983 年，
所有的液化工艺以日产
0.1~2.4t 不同的规模进行了试验。新能源产业技术机构不再对每个工艺单独
支持，相反将这三种工艺合并成
NEDOL 液化工艺，主要对次烟煤和低阶烟煤进行液化。有 20 家公
司合并组成了日本煤油有限公司，负责设计、建造和经营一座
250 吨/天规模的小型试验厂。但是，该
项目于
1987 年由于资金问题搁置。一座 1t/d 的工艺支持单元（PSU）按计划于 1988 年安装投产，项
目总投资
3000 万美元，由于各种原因该项目进展的断断续续。1988 年，该项目被重新规划，中试规
模液化厂的生产能力被重新设计为
150t/d。新厂于 1991 年 10 月在鹿岛开工，于 1996 年初完工。
从
1997 年 3 月~1998 年 12 月，日本又建成了 5 座液化厂。这 5 座液化厂对三种不同品种的煤
（印度尼西亚的
Tanito Harum 煤和 Adaro 煤以及日本的 Ikeshima 煤）进行了液化，没有太大问题。
液化过程获得了许多数据和结果，如
80 天连续加煤成功运转，液化油的收率达到 58wt%（干基无
灰煤），煤浆的浓度达
50%，累计生产时间为 6200 小时。
俄罗斯
FFI 工艺
俄罗斯煤加氢液化工艺的特点为：一是采用了自行开发的瞬间涡流仓煤粉干燥技术，使煤发生
热粉碎和气孔破裂，水分在很短的时间内降到
1.5～2％，并使煤的比表面积增加了数倍，有利于改
善反应活性。该技术主要适用于对含内在水分较高的褐煤进行干燥。二是采用了先进高效的钼催化剂，
即钼酸铵和三氧化二钼。催化剂添加量为
0.02～0.05％，而且这种催化剂中的钼可以回收 85～95％。
三是针对高活性褐煤，液化压力低，可降低建厂投资和运行费用，设备制造难度小。由于采用了钼
催化剂，俄罗斯高活性褐煤的液化反应压力可降低到
6～10 兆帕，减少投资和动力消耗，降低成本，
提高可靠性和安全性。但是对烟煤液化，必须把压力提高。
煤炭和原油都是化石燃料，不同点是煤炭的含碳量高，含氢量低，结构紧密。煤炭一般碳含量
在
60%到 90%，部分无烟煤甚至含碳量高达 95%以上，而氢含量一般在 5%左右。与液体燃料相比，
煤炭不便于处理和运输，最重要的是煤炭不能够直接提供给内燃机和其它的内燃设备直接使用，而
这些设备目前广泛用于各种运输车辆上，用于运输燃料的原油消费量超过了世界石油总消费量的
50%。
液体燃料的广泛用途吸引了各国对
CTO）的研究。美国、日本、英国和德国等主要国家
历史上都曾进行过大型煤炭液化的研发项目，出现了多种煤炭液化的工艺技术，但目前南非仍是唯
一商业化运转煤炭液化的国家。
2004 年以来国际油价的迅速上涨又吸引了包括中国在内的很多国家
对煤化油工业化的兴趣。
煤制油
我国总的能源特征是
“富煤、少油、有气”。2003 年我国总能源消费量达 11.783 亿吨油当量，其中，煤
炭占
67.86%，石油占 23.35%，
2.5%，水电占 5.43%，核能占 0.83%。我国拥有较丰富的煤
炭资源，
2000~2003 年探明储量均为 1145 亿吨，储采比由 2000~2001 年 116 年下降至 2002 年 82 年、
2003 年 69 年。而石油探明储量 2003 年为 32 亿吨，储采比为 19.1 年。在较长一段时间内，我国原油
产量只能保持在
1.6~1.7 亿吨/年的水平。煤炭因其储量大和价格相对稳定，成为中国动力生产的首
选燃料。在本世纪前
50 年内，煤炭在中国一次能源构成中仍将占主导地位。预计煤炭占一次能源比
例将由
1999 年 67.8%、2000 年 63.8%、2003 年 67.8%达到 2005 年 50%左右。我国每年烧掉的重油约
3000 万吨，石油资源的短缺仍使煤代油重新提上议事日程，以煤制油己成为我国能源战略的一个
重要趋势。
煤炭间接液化技术