术；二是变压吸附制氧技术；三是膜制氧技术。首先以深冷制氧技术最为成熟，工业化的应用最多，同时可以制取纯氧和纯氮。其次是变压吸附技术发展迅速，其前景也极为看好，但由于其技术特点一般来讲只适宜于中等纯度的富氧，不适合于制取纯氧。膜分离制氧在工业化上的大规模应用尚存在较多的问题。
深冷制氧技术发展非常迅速，目前国内的技术水平和国外基本相当，考虑到制氧装臵的大部分市场在中国，国内制氧技术水平超过国外是可预期的，近几十年来国内国外制氧技术的进步主要体现在空气压缩机和膨胀机的大型化和效率的提高，规整填料的使用以及制造水平的提高，但是能耗的水平没有大幅度的降低，目前最先进制氧机组，其有效能的效率也只有25%左右，这个效率是很低的，从理论上看有极大的提高的余地，但从实际情况来看，目前无论是通过进一步提高压缩机、膨胀机的效率、保温的改进、规整填料的使用，双塔流程进一步降低能耗的空间并不大，这就需要引起我们深思。
㈣制氧过程的有效能分析
我们已知目前最先进的深冷空分机组的有效能效率仅有25%左右。一般认为，有效能主要损失在空压机的效率损失、阻力损失、热交换不完全、冷损损失、精馏过程塔板阻力以及冷热质交换不完全的损失。通过认真计算可以发现，空压机的效率在75-80%，阻力损失占有效能的5-10%，热交换不完全以及冷损占有效能的10-20%、精馏过部分的效率仅有40-45%。在所有有效能损失中，精馏部分的损失是最大的，其效率最低，因此改进的潜力最大。
目前经典的深冷空分流程采用双塔精馏。教科书对此做了详细的论述，其主要的理由是采用单塔流程虽可以制取纯氧，但由于只制取液空、无法制取液氮作为回流液，因此氧的提取率低，只能达到
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60-70%，能耗是不利的。双塔精馏流程，其下塔的功能主要是两项：一是制取液氮、二是制取液空，其核心功能制取液氮，附带制取液空。那么在单塔流程是否真的无法制取液氮吗？我们认为这是不成立的，只要通过气氮的压缩、并与液氧换热制取液氮是可能的，也是可行的。
㈤单塔流程的组织和优势
以上我们已经论证了单塔流程是可行的，而双塔精馏的效率很低，且改进的余地不大，那么毫无疑问单塔流程将取代双塔流程。单塔流程组织的核心在于气氮的压缩。气氮在复热前压缩，能耗较低，这样空气通过膨胀机的制冷量，除了补偿常规的冷损外，还需要补偿气氮压缩温升所造成的冷损。对于希望大量制取液体产品的方案来说，可以考虑采用气氮复热后，再进行压缩换热，最后与液氧换热制取液氮，这样空气通过膨胀机制取的冷量，除了补偿常规的冷损外，还可用来制取液体产品。无论那个方案，膨胀机后均设臵换热器，用气氮、污氮、气氧和膨胀后的空气换热，以保证膨胀后的空气饱和并部分带液进入精馏塔。
单塔流程有以下几项优势：
⑴全部精馏过程在接近常压的压力下进行，因此可以采用规整填料，阻力较小。
⑵单塔流程比双塔流程能耗低。
⑶制冷过程和精馏过程不再互相干扰，有利于精馏系统的稳定。 ⑷气氧和气氮的纯度只决定于气氮的压缩量，气氮的压缩量增大，则提馏比大、回流比也大，气氧气氮的纯度升高。
⑸可以方便地制取液体产品。
㈥制氧技术发展的思路和展望
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以上我们论述了制氧技术对于能源利用的极端重要性，可以毫不夸张地说，氧气是相对于化石燃料的第二能源，制氧工业是相对能源工业的第二能源工业。如何大幅度地降低制氧的能耗，就是可发第二能源，为此我提出以下三条建议，供各位参考。
⑴尽快解放思想，认真讨论单塔制氧流程的可行性，以及该流程降低能耗的可能性。
⑵加快变压吸附制氧技术的改进，并把变压吸附制氧技术和深冷制氧技术结合起来。
⑶探索结合LNG冷能利用，大幅度降低制氧电耗的可能性。
四、煤气化技术的突破方向 ㈠开发高效清洁煤气化技术的必要性
长期以来，煤炭是我国的主要能源，这是由资源禀赋状况所决定的，也是我国建国后长期处于国际封锁的孤立状态，在此条件下建立的工业基础所形成的路径依赖的结果。煤炭的高效清洁利用关系到我国能源的未来。以技术上看，煤炭气化处于煤炭洁净利用的核心地位。随着煤气化联合循环发电（IGCC）、煤化工和煤制油等技术的发展，新的大型煤气化技术有了长足的发展，同时我国工业民用燃气的用量也有很大的增长，常压的移动床煤气发生炉仍有了3万多台在生产。
在世界范围内，能源技术创新不断涌现。煤气化这一古老的技术在石油危机之后再次得到重视，许多能源专家把石油替代这一重大战略方向瞄向了煤制甲醇、甲醇制烯烃以及煤制油。在此领域我国具有赶超国际水平的条件。
煤炭作为固态的化石能源，在世界化石燃料中处重要地位。我国缺油少气，因此在能源领域煤炭处于主导地位，目前由煤炭提供的一次能源占我国能源总量的70%以上。由于使用和处理的方法的不当，
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以及技术的限制，对环境造成了污染，特别是酸雨、粉尘、灰渣等。同时，随着欧洲低地国家提出的气候变化和碳减排，逐渐成为世界的主流话语和道德高地。相对于石油和天然气，煤炭的利用会产生更多CO2，使其又增加一个新的罪名。最好的办法是通过洁净的煤气化技术将煤变成煤气，再开发使用，这样就可以高效洁净地使用煤，而不会污染人们赖于生存的环境，同时实现煤的污染的资源化，也为CO2的捕集和利用创造了必要的条件。
煤的间接液化是采用煤气化将煤变成煤气，再通过净化、合成液体燃料。煤的直接液化实际上是煤浆高压催化加氢，而氢气也来源于煤气化。煤制化学品中合成氨、甲醇、乙二醇、醋酸其原料气也是通过煤气化开始。
近年来，发达国家开发建设煤气化联合循环发电的示范工厂。它先将煤进行气化，再将净化的煤气用燃气轮机发电，其烟气经废热锅炉回收产生蒸汽进行轮机发电。实际上这些所谓的示范厂都在示范不同的大型煤气化技术、煤气净化技术、燃气轮机和汽机技术以及空分技术，但是这些示范工程碰到了一个最大的困难（从技术的角度完成了示范任务，从商业上却没有使用的价值）。
由美国国能源部牵头，GE公司参加的美国21世纪先进动力系统示范工程，1996建设了坦帕电厂，其目标是以煤炭为燃料，采用GE的水煤浆气化技术，燃气轮机温度1427℃，希望发电效率能达到60%。但从实际运行情况来看，仅有38.5%，和初始设计相去甚远，甚至达不到超临界机组40-45%的发电效率。近期坦帕电厂已被美国能源部下令停止运行，其他IGCC示范工程也大同小异，国内IGCC技术也处于同样的境地。
毫无疑问IGCC联合循环发电将取得比燃煤机组更高的发电效率，也是较大幅度提高燃煤发电效率的唯一出路。但实际运行的情况却极
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大地动摇了这种前景，原因何在呢？除了燃气轮机部存在的一些问题，根本的问题在于煤气化的效率太低。目前IGCC联合循环发电示范工程的煤气化技术，均采用气流床和流化床煤气化技术，其有效能或冷煤气效率均低于70%，这就决定了在目前的条件下，发电效率难以超过40%。加上气流床和流化床氧耗高，无论是投资还是发电效率均无法和超临界机组相比。
㈡煤气化技术的比较与选择 1、传统煤气化效率评定的缺陷
目前国内煤气化技术评价标准主要有以下指标：可靠性、系统运行稳定性、大型化即单炉生产能力、煤种适应性、污染物的排放、气化效率等。其中气化效率是核心指标，目前通用的评价气化效率的指标有：碳转化率、热量利用率、冷煤气效率等。由于煤气化的方法多种多样，有常压、加压、富氧、纯氧等不同方式，运用这些指标来评价，都不能全面反映煤气化的真实投入和产出，因此需要一个综合性的指标来全面反映煤气化过程的投入和产出，从而使各种煤气化方式的比较成为可能。
⑴碳转化率
进入合成气的碳元素量占原料煤中碳元素总量的百分数，碳转化率反映气化过程煤中的碳反应的完成程度，在煤气化过程要求得到的是有效气氢和一氧化碳，若转化为二氧化碳则不仅无益而且有害，同时不同煤气化方法得到的气体组份中的氢和一氧化碳含量也有较大的区别，因此不同气化技术的碳转化率高低与有效气数量消耗碳的数量完全没有对应关系。碳转化用于评价煤气化效率没有意义。
⑵热效率
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