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煤制甲醇工藝總結范文第1篇

【關鍵詞】制氫;煤基甲醇 PSA;甲醇深加工

隨著甲醇產量的增大，甲醇產能已經出現過剩，越來越多的煤制甲醇廠開始考慮甲醇深加工項目，以便提高產品附加值。目前比較多的深加工項目有醋酸、醋酸乙烯、醋酸丁酯及MTO、MTP等，特別是MTO，在神化取得成功后，全國各地掀起了一股甲醇制烯烴的熱潮，初步統計全國在建或擬建的MTO項目有十五六家之多，MTO之后用丙烯、乙烯繼續深加工，走石油化工路線，可以制得環氧丙烷、丙烯酸、低密度聚乙烯等，在石油價格居高不下的今天具有較高的經濟價值。同時以煤基甲醇深加工制烯烴也解決了西部運輸困難的問題，有利于資源合理布置。在MTO及后續深加工工藝中，都屬于石油化工范疇，需要大量的氫氣，并且純度較高（一般大于95%，甚至99%以上），氫氣的制得是一個需要大家考慮的問題。本文主要針對煤制甲醇工藝深加工中氫氣的制取工藝進行討論。

1．煤制甲醇工藝及工業制氫工藝簡介

1.1 煤制甲醇工藝簡介

一般的煤制甲醇工藝流程為煤或水煤漿加壓進入氣化爐然后經碳洗塔洗滌進入變換爐部分變換調節氫碳比后進入凈化脫硫脫碳，之后進入合成塔合成甲醇，一般分為四個單元，氣化、變換、凈化、合成。一般能夠作為富氫氣氣源的有變換氣、凈化氣及合成馳放氣，其一般的氣體成分如下：

變換氣氣體及成分：

H2：44%；CO2：34.4%；CO：19.36%；CH4：0.075%；

N2：0.44%；AR：0.1%；H2S：1.3%；COS：0.063%；

MEOH：0；H2O：0.181%。

凈化氣氣體及成分：

H2：67.7%；CO2：1.88%；CO：29.44%；CH4：0.11%；

N2：0.69%；AR：0.15%；H2S：0；COS：0；

MEOH：0.01；H2O：0。

馳放氣氣體及成分：

H2：77%；CO2：1.62%；CO：5.96%；CH4：2.42%；

N2：9.76%；AR：0.34%；H2S：0；COS：0；

MEOH：0.52；H2O：0。

由上表可以看出，由于氣體成分的不同，需要根據氣源的不同，選擇不同的制氫工藝。

1.2 工業制氫工藝簡介

氫氣提純現已工業化的方法主要有三種：膜分離、低溫法、變壓吸附法。三種方法各有優缺點，膜分離占地面積小、操作簡單、開工率高，并且功耗少，投資省，缺點是氫氣純度只能到98%（二級膜分離99%左右）；低溫法是將氣體冷凍成液體，再利用精餾的方法進行氣體分離，具有氣體純度高，回收率高的優點，缺點是投資高，并且需要考慮與空分或低溫甲醇洗統一設計；變壓吸附利用吸附劑進行吸附再生獲得高純度的氣體，具有產品純度高、回收率高，操作費用低的特點，氫氣純度可達99.5%以上，缺點是閥門切換頻繁，對閥門的性能、自動控制的水平及可靠性要求高。

2.MTO及后續產品對氫氣的質量要求

MTO及石油化工加氫工藝中，對氫氣的要求一般純度要求大于99%，下面為一般的規格要求：

氫氣成分：H2：99.5%；CO+CO2：??10ppm；總烴：??2000ppm；氧：??3ppm；總硫：??0.01ppm。

從三種氫氣提純工藝來看，要滿足MTO及后續深加工工藝的要求，即氫氣純度大于99%，單純的深冷或變壓吸附可以達到，但是能耗相對較大。考慮深冷需要配套冷量，改造中較難實現，因此后續工藝一般采用變壓吸附。但由于變壓吸附是高壓吸收，常壓解析，解析氣如果回收利用加壓重新回到甲醇裝置將需要很大的能耗，這樣預處理就需要考慮全變換或者膜分離，將進PSA裝置的非氫氣成分降至最低，以便節省能耗。

3.煤基甲醇工藝中三種氣源制氫工藝方案介紹

3.1以變換氣為氣源的制氫工藝

變換氣的成分如下：

H2：44%；CO2：34.4%；CO：19.36%；CH4：0.075%；N2：0.44%；

AR：0.1%；H2S：1.3%；COS：0.063%；MEOH：0；H2O：0.181%。

變換氣中含有H2S，需要預處理進行脫硫。由變換氣制氫有兩種工藝路線。方案一：由于氣體中含有大量的CO，在進PSA裝置前需要進行全變換，以便轉化CO，提高進氣氫氣濃度，這樣PSA中的解析氣僅含有少量氫氣和一氧化碳，解析氣可以去燃料管網。整個工藝路線為：

變換氣全變換脫硫脫碳PSA產品氫氣解析氣去燃料管網。

方案二：變換氣經過脫硫后直接進入PSA裝置，由于解析氣含有大量的CO，需要增加壓縮機回收進入合成系統。整個工藝路線為：

變換氣脫硫脫碳PSA產品氫氣 解析氣壓縮機返回舊裝置變換爐前。

由于PSA為常壓解析，變換氣壓力一般為30-50bar，解析氣增壓回收需要大量的能耗，對比可以發現方案二的投資小于方案一，但操作成本會有較大的升高。

3.2 以凈化氣為氣源的制氫工藝

凈化氣的成分如下：H2：67.7%；CO：21.88%；CO：29.44%；CH4：0.11%；N2：0.69%； AR：0.15%；H2S：0；COS：0；MEOH：0.01%；H2O：0。

凈化氣中不含H2S，H2濃度也高于變換氣，總體成分優于變換氣。在以凈化氣制氫的工藝中也提供兩種方案。方案一：凈化氣經水洗后進入變換爐進行全變換，然后進入 PSA裝置，PSA中的解析氣去燃料管網。整個工藝路線為：

凈化氣全變換PSA產品氫氣解析氣去燃料管網。

方案二：凈化氣經過水洗后直接進入PSA裝置，由于凈化氣含有大量的CO，需要增加壓縮機回收進入合成系統。整個工藝路線為：

凈化氣水洗PSA產品氫氣 解析氣壓縮機返回舊裝置變換爐前。

同樣由于解析氣需要回收方案二的操作成本會有較大的升高。

3.3 以合成馳放氣為氣源的制氫工藝

馳放氣的成分如下：

H2：77%；CO2：1.62%；CO：5.96%；CH4：2.42%；N2：9.76%；

AR：0.34%；H2S：0；COS：0；MEOH：0.52%；H2O：0。

馳放氣中不含硫，但含有較高的甲醇，需要進行預處理。在以馳放氣氣制氫的工藝中提供如下方案：馳放氣經過水洗后直接進入PSA裝置，PSA中的解析氣去燃料管網。整個工藝路線為：

馳放氣水洗PSA產品氫氣 解析氣去燃料管網。

4.三種氣源制氫工藝的比較

從上述制氫工藝方案中可以看到，以合成馳放氣直接進入變壓吸附制氫，裝置投資最低，并且操作成本較低。適用于馳放氣壓力小于5MPa的裝置，較高的壓力將導致變壓吸附的可靠性變差。同時如果制氫能力過大，將會對甲醇系統的操作帶來影響，這在PSA裝置事故停車時尤為明顯。由于凈化氣的成分由于變換氣，以凈化氣制氫的工藝明顯由于變換氣，投資更低，進氣濃度更高。其方案一中所述凈化氣經全變換后進入變壓吸附裝置的工藝路線具有投資少，操作簡單可靠、能耗少、成本低的優點，且其開停對后系統的影響較小，是制氫工藝的首選。

煤制甲醇工藝總結范文第2篇

關鍵詞：煤 化工 能源 發展

我國快速的經濟發展在很大程度上依賴于能源，雖然我國的石油儲量較豐富，但是為部分周邊國家所窺視，甚至是公然盜取，我國石油開采技術也稍顯落后，不能快速的進行深海開采，這就使我國的石油面臨緊缺的危險。日益上漲的油價便是最好的佐證。如果不能找到適當的能源替代品，我國的經濟發展勢必深受影響。能替代石油的能源在目前來看只有兩種：煤和可燃冰?？扇急膬α渴遣淮嬖跔幾h性的，然而可燃冰在現階段還處于試驗階段，開采技術尚未解決，使用技術的研究更是沒有開展，可見可燃冰只能作為未來的主要能源，短期內沒法替代石油。而我國是煤儲量相對于石油儲量豐富，開采技術和使用技術都比較發達，可以作為主要能源從石油到可燃冰的中間替代品。

我國既是煤炭資源的生產大國也是煤炭資源的消耗大國，對于煤炭資源的合理、高效、經濟的利用具有很重大的現實意義和戰略意義。煤化工是以煤為基本原理，經焦化、氣化、液化以及化學合成等技術將煤轉化為氣體或者液體以及其他化學生產的過程。未來我國的煤化工將向煤新型材料和煤制油和煤制天然氣等新型清潔能源方面發展。

一、煤化工技術的現狀

世界進入能源緊缺時代后，各國競相加快提高能源利用率。由于儲量等原因，對煤化工技術的研究已經成為了主要研究方向，煤化工技術主要指以下幾個方面：

1.煤液化

煤炭液化技術包括煤炭的直接液化和間接液化。對于煤炭的液化技術，我國尚處于初級階段，但是其液化產品豐富，市場潛力巨大，煤化工技術的一個重要發展方向。直接液化法是指在一定溫度壓強條件下，直接從液化煤中提前液態產品的技術。我國煤炭階級液化產業已經得到了突破性發展，相關單位已經開始建設投產。煤間接液化法是指先在一定條件下對煤氣化生產合成氣，然后在一定溫度壓強和相應的催化劑作用下將合成氣轉化為其他液態產品。這項技術相較于直接液化法稍顯落后。但是其發展空間仍然寬廣。我國也將加快煤的直接液化法和間接液化法的研究步伐，使煤的液化技術趨于成熟。

2.煤焦化

煤焦化技術相對于其他技術更加成熟，其主要研究方向是從煤中提取冶金用的焦炭以及其他化學化工產品。煤炭焦化技術是在隔絕空氣的條件下，在焦爐中對煉焦煤進行加熱，生產焦炭、干餾煤氣、煤焦油以及其他化學化工產品的技術。煤焦化技術在化學化工中占有重要比重，如干餾煤是生產甲醇、合成氨的主要原料；焦炭用于高爐煉鐵、機械鑄造、電石生產、價格鐵合金以及高新科技方面。為解決焦炭和干餾煤供應緊張的問題，煤焦化技術正在朝著大面積、全方位、高效益方向發展。干法熄焦技術、煤氣脫硫技術、煤焦化廢水處理等技術將被大力推廣。一大批的煤焦化工程已經開始投資建設。

3.煤氣化

煤氣化技術是對煤炭深度轉化的技術，在煤化工技術中占有重要比重，也是衡量一國煤化工技術的重要標準。煤氣化的主要幾種方式有以下幾種：

3.1 shell煤氣化

Shell煤氣化技術于20世紀70年代，屬于氣流床技術，工藝流程包括原料煤的預處理、煤的加壓和投料、煤的氣化、除塵脫硫等。該技術具有適應性強，對原料要求低，適用于大型化生產等優點。但是shell煤氣化法裝置建設周期長，煤轉化率較低等缺點也是不容忽視的，目前我國只有部分煤氣化工廠采用此技術。

3.2 兩段式干煤粉加壓氣化

西安熱工研究院早在1994年就開始對干煤粉氣流床氣化技術精心研究，在相關單位和部門的支持下，西安熱工研究院于1997年建成了我國第一套干煤粉加壓氣化試驗裝置并進行了試驗研究。在此研究基礎之上，西安熱工研究院提出了兩段式干煤粉加壓氣化工藝，在我國科技部“十五”863計劃的支持下完成了研究，并通過國家科技部的驗收。兩段式干煤粉加壓氣化技術是具有自主知識產權的加壓氣流床氣化技術，其在國內的應用不受國際的干擾，應用前景廣闊。

3.3 高灰熔點（粉）煤加壓氣化

目前，全國絕大部分小化肥和化工企業仍在采用固定床氣化爐，其技術深受原料的限制，企業的效益也受到較大影響。采用灰熔聚循環流床粉煤氣化技術能很好的解決原料和運輸費用的問題，能在中小企業中大力推廣?；胰劬哿骰卜勖杭夹g具有煤種適用性廣，操作溫度適中，操作穩定，工藝流程簡單等優點。

此外還有航天爐煤氣化、恩德爐煤氣化、多元料漿煤氣化等煤氣化技術。

二、合成甲醇技術

煤制甲醇是在煤氣化的基礎之上進行的，通過煤氣化得到CO、H2為主的合成氣，在一定的穩定、壓強以及催化劑的作用下合成甲醇。甲醇在化學化工技術方面也占有重要地位，在國外主要利用天然氣為原料制作甲醇，考慮到我國的資源問題，我國主要采用煤為原料制作甲醇。目前，煤制甲醇技術在我國技術較成熟，正向大規模和高效率方向發展。未來的研究將使煤制甲醇技術更趨環保、高效。

三、煤化工技術的意義

由于煤是固體燃料，它與空氣接觸比液體和氣體少，容易產生CO等有毒氣體，不利于煤的充分利用，另外，由于煤中含義部分硫、硝等元素，這部分元素與空氣的反應所生成的氣體大都有毒，對環境有很強的破壞性。對煤化工的研究能提高煤的利用率，降低對環境的破壞，同時也能利用煤中的硫硝等化學元素，做到煤資源的充分利用。使煤成為清潔、高效的能源。對煤化工產品的發展也能更低成本地生產化學化工原料，進而推動經濟發展。

四、煤化工的發展趨勢

煤化工以及有近百年的發展歷史了，由上世紀的煉焦技術到本世紀的液化技術與氣化技術，煤化工技術由簡入難，由單一到復雜。煤化工技術緊隨世界是經濟發展而發展，推動著世界經濟的進步。在未來一段時間內，煤化工技術主要集中在以下幾個方面：（1）繼續開發煤炭潔凈氣化技術，為煤炭化工發展提供基礎原料，煤化工技術在現代煤化工技術中占有核心地位，世界各國也將主要研究煤氣化技術；（2）能源安全與環境保護將成為影響煤化工產業的重點。隨著世界各國環境問題的日益嚴重，世界對經濟發展中影響環境的因素也將重點關注，煤化工技術對環境的影響尤為大，社會將重點關注煤化工產業在環境中的影響。（3）煤化工將向以煤化學為產業鏈的化工產業深度發展。新世紀由于石油的枯竭，煤勢必將取得石油在化學方面的地位。

五、總結

煤化工產業在我國經濟發展中占有重要比重，在我國建設社會主義和諧社會，堅持科學發展觀的口號下，煤化工將進行一次新的蛻變。將在我國的經濟發展中起到更重要的作用。煤化工將朝著效益、環保方向發展。

參考文獻

[1]汪家銘.shell煤化氣技術在我國的應用及前景展望.《氮肥技術》.2009年第02期

煤制甲醇工藝總結范文第3篇

畢業論文（設計）

開題報告

 

 

 

 

題    目：   煤變石油的研究  

姓    名：    

學    號：           

專業班級： 06級化學系本科班  

指導教師：                

 

 

一、選題依據（包括選擇課題的背景、選題研究的理論及實踐意義）

 

前一段時間，煤變石油在國內被炒得沸沸揚揚，旋即歸于沉寂。沸沸揚揚反映了人們對其技術內涵并不很熟悉，沉寂則反映出人們對其價值的不了解，擔心水變油的誤導事件在神州大地重演。然而，這回可的的確確是真的，這不僅因為我國已掌握了世界最先進的煤炭液化技術，而且———煤變石油真的離我們并不遙遠。

石油是一種重要的戰略物質，有了它，船艦可以乘風破浪，汽車可以翻山越嶺，飛機可以穿云透霧……然而，近年來國際石油價格飛漲，供需差距越來越大。以我國為例，石油年消費量約為2.5億噸，生產能力僅約15億噸，預計2005年和2015年消費量將超過2.6億噸和3.1億噸，尤其若干年后石油開采枯竭的時候，這些動力和交通工具又該靠什么來運行呢？不必擔心，聰慧的科學家們早已為我們設計了一個煤變石油的方案。

許多勘探資料都表明，全世界煤的可開采資源是巨大的，其能量值相當于石油資源的10倍。煤和石油的形態、形成歷史、地質條件雖然不同，但是它們的化學組成卻大同小異。煤中約含碳80％~85％，含氫4％~5％，平均分子量在2000以上。石油含碳85％，含氫13％，平均分子量在600以內。從組成上看，它們的主要差異是含氫量和分子量的不同，因此，只要人為地改變壓力和溫度，設法使煤中的氫含量不斷提高，就可以使煤的結構發行變異，由大分子變成小分子。當其碳氫比降低到和石油相近時，則煤就可以液化成汽油、柴油、液化石油氣、噴氣燃料等石油產品了。同時還可以開發出附加值很高的上百種產品，如乙烯、丙烯、蠟、醇、酮、化肥等，綜合經濟效益十分可觀。

國際上經典的煤變石油工藝是把褐煤或年輕煙煤粉與過量的重油調成糊狀（稱為煤糊），加入一種能防止硫對催化劑中毒的特殊催化劑，在高壓釜里加壓到20266~70931千帕并加熱到380~500攝氏度的溫度，在隔絕空氣的條件下通入氫氣，使氫氣不斷進入煤大分子結構的內部，從而使煤的高聚合環狀結構逐步分解破壞，生成一系列芳香烴類的液體燃料和烷烴類的氣體燃料。一般約有60％的煤能轉化成液化燃料，30％轉化成為氣體燃料。具體來說，煤變石油的工藝可分為“直接液化”和“間接液化”兩種，從世界范圍來看，無論哪一類液化技術，都有成熟的范例。

“直接液化”是對煤進行高壓加氫直接轉化成液體產品。早在第二次世界大戰之前，納粹德國就注意到了煤和石油的相似性，從戰略需要出發，于1927年下令建立了世界上第一個煤炭直接液化廠，年產量達10萬噸，到1944年達到423萬噸，用來開動飛機和坦克。一些當時的生產技術，今天還在澳大利亞、德國、巴基斯坦和南非等地應用。

“間接液化”是煤先氣化，生產原料氣，經凈化后再行改質反應，調整氫氣與一氧化碳的比例。此項技術主要源于南非，技術已非常成熟，煤變石油成本已低于國際油價，但技術一直嚴格保密。20世紀50年代，南非為了克服進口石油困難，成立了南非薩索爾公司，主要生產汽油、柴油、乙烯、醇等120多種產品，總產量達到700多萬噸。目前，這家公司的3個液化廠，年耗煤4590萬噸，年產合成油品1000萬噸。該公司累計投資70億美元，現在早已回收了全部設備投資。此外，俄羅斯、美國、日本等國也相繼陸續完成了日處理150~600噸煤的大型工業試驗，并進行了工業化生產的設計。

我國的煤炭科學總院對煤變石油的研究已進行了20多年，培養了一支專門從事直接液化技術研究的科研隊伍，建成了具有先進水平的加氫液化、油品加工和分析檢驗實驗室，對幾十種煤樣進行了試驗和評價，篩選了國內十幾種適宜液化的煤種，有良好的技術基礎。1997年，中國科學院山西煤炭化學研究所進行的煤基合成汽油年產2000噸的工業試驗獲得階段性成果，并通過了中科院的技術鑒定，為萬噸級的工業化生產奠定了基礎。其技術上也取得了突破：在催化劑的作用下，可用4~5噸煤，經過一系列工藝流程生產出1噸汽油或柴油。

自1997年至今，經過中德、中美、中日政府間的科技合作，進行了我國煤炭直接液化示范廠的可行性研究，結果表明，在陜西的神府煤田、內蒙古的東勝煤田、云南的先鋒煤田，由于煤炭價格低廉，設備大部分可以國產化，從而可使煤液化油成本大大降低，一桶柴油產品的成本只有15~17美元，遠低于歐佩克規定的每桶22~28美元的價格帶。另一方面，以我們已經掌握的催化劑技術，間接液化合成部分的成本可以降低為原來的六分之一。這就是說，在煤礦坑口建廠，不要中間環節，如果合成油規模達到百萬噸級，按目前市場價，噸油成本將控制在2000元左右，具有很強的市場競爭力。令人欣喜的是，國家發改委已批準在陜西神府煤田和云南先鋒煤田興建兩個煤液化項目，總投資約200億元，年產油200萬噸。國務院也已正式批準神華集團（位于神府煤田）關于煤炭液化的項目建議書，允許其轉入可行性研究階段，并將投資追加到250億元。神華集團也已與掌握煤炭液化關鍵技術的美國HTI公司簽訂了技術轉讓意向性協議，已開始初步設計工作。該項目建成后，年產油250萬噸，每年可創稅收25億元，年實現利潤25億元，對降低石油危機風險有十分重大的意義。

三、研究內容與方法

我國總的能源特征是“富煤、少油、有氣”。2003年我國總能源消費量達11.783億噸油當量，其中，煤炭占67.86%，石油占23.35%，天然氣占2.5%，水電占5.43%，核能占0.83%。我國擁有較豐富的煤炭資源，2000~2003年探明儲量均為1145億噸，儲采比由2000~2001年116年下降至2002年82年、2003年69年。而石油探明儲量2003年為32億噸，儲采比為19.1年。在較長一段時間內，我國原油產量只能保持在1.6~1.7億噸/年的水平。煤炭因其儲量大和價格相對穩定，成為中國動力生產的首選燃料。在本世紀前50年內，煤炭在中國一次能源構成中仍將占主導地位。預計煤炭占一次能源比例將由1999年67.8%、2000年63.8%、2003年67.8%達到2005年50%左右。我國每年燒掉的重油約3000萬噸，石油資源的短缺仍使煤代油重新提上議事日程，以煤制油己成為我國能源戰略的一個重要趨勢。

煤炭間接液化技術

由煤炭氣化生產合成氣、再經費-托合成生產合成油稱之為煤炭間接液化技術。“煤炭間接液化”法早在南非實現工業化生產。南非也是個多煤缺油的國家，其煤炭儲藏量高達553.33億噸，儲采比為247年。煤炭占其一次能源比例為75.6%。南非1955年起就采用煤炭氣化技術和費-托法合成技術，生產汽油、煤油、柴油、合成蠟、氨、乙烯、丙烯、α-烯烴等石油和化工產品。南非費-托合成技術現發展了現代化的Synthol漿液床反應器。薩索爾（Sasol）公司現有二套“煤炭間接液化”裝置，年生產液體烴類產品700多萬噸（薩索爾堡32萬噸/年、塞庫達675萬噸/年），其中合成油品500萬噸，每年耗煤4950萬噸。累計的70億美元投資早已收回。現年產值達40億美元，年實現利潤近12億美元。

我國中科院山西煤化所從20世紀80年代開始進行鐵基、鈷基兩大類催化劑費-托合成油煤炭間接液化技術研究及工程開發，完成了2000噸/年規模的煤基合成油工業實驗，5噸煤炭可合成1噸成品油。據項目規劃，一個萬噸級的“煤變油”裝置可望在未來3年內崛起于我國煤炭大省山西。中科院還設想到2008年建成一個百萬噸級的煤基合成油大型企業，山西大同、朔州地區幾個大煤田之間將建成一個大的煤“煉油廠”。最近，總投資100億美元的朔州連順能源公司每年500萬噸煤基合成油項目已進入實質性開發階段，計劃2005年建成投產。產品將包括辛烷值不低于90號且不含硫氮的合成汽油及合成柴油等近500種化工延伸產品。

我國煤炭資源豐富，為保障國家能源安全，滿足國家能源戰略對間接液化技術的迫切需要，2001年國家科技部”863”計劃和中國科學院聯合啟動了”煤制油”重大科技項目。兩年后，承擔這一項目的中科院山西煤化所已取得了一系列重要進展。與我們常見的柴油判若兩物的源自煤炭的高品質柴油，清澈透明，幾乎無味，柴油中硫、氮等污染物含量極低，十六烷值高達75以上，具有高動力、無污染特點。這種高品質柴油與汽油相比，百公里耗油減少30％，油品中硫含量小于0．5×10－6，比歐Ⅴ標準高10倍，比歐Ⅳ標準高20倍，屬優異的環保型清潔燃料。

山西煤化所進行”煤變油”的研究已有20年的歷史，千噸級中試平臺在2002年9月實現了第一次試運轉，并合成出第一批粗油品，到2003年底已累計獲得了數十噸合成粗油品。2003年底又從粗油品中生產出了無色透明的高品質柴油。目前，山西煤化所中試基地正準備第5次開車，計劃運行6個月左右。目前世界上可以通過”煤制油”技術合成高品質柴油的只有南非等少數國家。山西煤化所優質清潔柴油的問世，標志著我國已具備了開發和提供先進成套產業化自主技術的能力，并成為世界上少數幾個擁有可將煤變為高清潔柴油全套技術的國家之一。據介紹，該所2005年將在煤礦生產地建一個10萬噸／年的示范廠，預計投資12億～14億元，在成熟技術保證的前提下，初步形成"煤制油"產業化的雛形。

據預測，到2020年，我國油品短缺約在2億噸左右，除1.2億噸需進口外，”煤制油”技術可解決6000萬～8000萬噸以上，投資額在5000億元左右，年產值3000億～4000億元，其中間接液化合成油可生產2000萬噸以上，投資約1600億元，年產值1000億元左右。從經濟效益層面看，建設規模為50萬噸／年的”煤制油”生產企業，以原油價不低于25美元的評價標準，內部收益率可達8％～12％，柴油產品的價格可控制在2000元／噸以內。而此規模的項目投資需45億元左右。

目前，包括山西煤化所在內的七家單位已組成聯盟體，在進行”煤制油”實驗對比中實行數據共享；不久將有1.2噸高清潔柴油運往德國進行場地跑車試驗；2005年由奔馳、大眾等廠商提供車輛，以高清潔柴油作燃料，進行從上海到北京長距離的行車試驗，將全面考察車與油料的匹配關系、燃動性及環保性等。目前”煤制油”工業化示范廠的基礎設計工作正在進行之中，預計可在2010年之前投入規模生產。

我國與南非于2004年9月28日簽署合作諒解備忘錄。根據這項備忘錄，我國兩家大型煤炭企業神華集團有限責任公司和寧夏煤業集團有限責任公司將分別在陜西和寧夏與南非索沃公司合作建設兩座煤炭間接液化工廠。兩個間接液化工廠的首期建設規模均為年產油品300萬噸，總投資分別為300億元左右。通過引進技術并與國外合資合作，煤炭間接液化項目能夠填補國內空白，并對可靠地建設“煤制油”示范項目有重要意義。薩索爾公司是目前世界上唯一擁有煤炭液化工廠的企業。從1955年建成第一個煤炭間接液化工廠至今已有50年的歷史，共建設了3個煤炭間接液化廠，年處理煤炭4600萬噸，年產各種油品和化工產品760多萬噸，解決了南非國內40%的油品需求。

中科院與神華集團有關”鐵基漿態床合成燃料技術”簽約，標志著該技術的產業化指日可待。鐵基漿態床合成燃料技術是中科院山西煤化所承擔的”十五”中科院創新重大項目和國家”863”計劃項目，得到了國家和山西省及有關企業的支持。經過兩年多的努力，已經研發出高活性和高穩定性鐵系催化劑、千噸級漿態床反應工藝和裝置等具有自主知識產權的技術。截至2004年10月已完成了1500小時的中試運轉，正在為10萬噸／年工業示范裝置的基礎設計收集數據，已基本形成具有我國自主知識產權的集成性創新成果。與神華集團的合作，將促進對我國煤基間接合成油技術的發展起到積極的作用。

殼牌（中國）有限公司、神華集團和寧夏煤業集團于2004年11月簽署諒解備忘錄，共同開發潔凈的煤制油產品。根據諒解備忘錄，在為期6到9個月的預可行性研究階段，三方將就殼牌煤制油（間接液化）技術在中國應用的可行性進行研究，內容包括市場分析、經濟指標評估、技術解決方案和相關規定審核以及項目地點的確定。據了解，神華集團和寧夏煤業集團將分別在陜西和寧夏各建設一座煤炭間接液化工廠。計劃中的兩個間接液化工廠的首期建設規模均為年產油品300萬噸，初步估計總投資各為300億元左右。

云南開遠解化集團有限公司將利用小龍潭褐煤資源的優勢，建設年產30萬噸甲醇及10萬噸二甲醚項目、年產50萬噸或100萬噸煤制合成油項目，以及利用褐煤間接液化技術生產汽油。該公司計劃于2006年建成甲醇及二甲醚項目，產品主要用于甲醇燃料和二甲醚民用液化氣。煤制合成油項目因投資大、技術含量高，解化集團計劃分兩步實施：2005年建成一套年產1萬噸煤制油工業化示范裝置；2008年建成年產50萬噸或100萬噸煤制合成油裝置。目前，年產2萬噸煤制油工業化示范項目已完成概念性試驗和項目可行性研究報告。該項目將投資7952萬元，建成后將為企業大型煤合成油和云南省煤制油產業起到示范作用。

由煤炭氣化制取化學品的新工藝正在美國開發之中，空氣產品液相轉化公司（空氣產品和化學品公司與依士曼化學公司的合伙公司）成功完成了由美國能源部資助2.13億美元、為期11年的攻關項目，驗證了從煤制取甲醇的先進方法，該裝置可使煤炭無排放污染的轉化成化工產品，生產氫氣和其他化學品，同時用于發電。1997年4月起，該液相甲醇工藝（稱為LP MEOH）開始在伊士曼公司金斯波特地區由煤生產化學品的聯合裝置投入工業規模試運，裝置開工率為97.5%，驗證表明，最大的產品生產能力可超過300噸/天甲醇，比原設計高出10%。它與常規甲醇反應器不同，常規反應器采用固定床粒狀催化劑，在氣相下操作，而LP MEOH工藝使用漿液鼓泡塔式反應器（SBCR），由空氣產品和化學品公司設計。當合成氣進入SBCR，它藉催化劑（粉末狀催化劑分散在惰性礦物油中）反應生成甲醇，離開反應器的甲醇蒸氣冷凝和蒸餾，然后用作生產寬范圍產品的原料。LP MEOH工藝處理來自煤炭氣化器的合成氣，從合成氣回收25%~50%熱量，無需在上游去除CO2（常規技術需去除CO2）。生成的甲醇濃度大于97%，當使用高含CO2原料時，含水也僅為1%。相對比較，常規氣相工藝所需原料中CO和H2應為化學當量比，通常生成甲醇產品含水為4%~20%。當新技術與氣化聯合循環發電裝置相組合，又因無需化學計量比例進料，可節約費用0.04~0.11美元/加侖。由煤炭生產的甲醇產品可直接用于汽車、燃氣輪機和柴油發電機作燃料，燃料經濟性無損失或損失極少。如果甲醇用作磷酸燃料電池的氫源，則需凈化處理。

煤炭直接液化技術

早在20世紀30年代，第一代煤炭直接液化技術—直接加氫煤液化工藝在德國實現工業化。但當時的煤液化反應條件較為苛刻，反應溫度470℃，反應壓力70MPa。1973年的世界石油危機，使煤直接液化工藝的研究開發重新得到重視。相繼開發了多種第二代煤直接液化工藝，如美國的氫-煤法（H-Coal）、溶劑精煉煤法（SRC-Ⅰ、SRC-Ⅱ）、供氫溶劑法（EDS）等，這些工藝已完成大型中試，技術上具備建廠條件，只是由于經濟上建設投資大，煤液化油生產成本高，而尚未工業化?，F在幾大工業國正在繼續研究開發第三代煤直接液化工藝，具有反應條件緩和、油收率高和油價相對較低的特點。目前世界上典型的幾種煤直接液化工藝有：德國IGOR公司和美國碳氫化合物研究（HTI）公司的兩段催化液化工藝等。我國煤炭科學研究總院北京煤化所自1980年重新開展煤直接液化技術研究，現已建成煤直接液化、油品改質加工實驗室。通過對我國上百個煤種進行的煤直接液化試驗，篩選出15種適合于液化的煤，液化油收率達50%以上，并對4個煤種進行了煤直接液化的工藝條件研究，開發了煤直接液化催化劑。煤炭科學院與德國RUR和DMT公司也簽訂了云南先鋒煤液化廠可行性研究項目協議，并完成了云南煤液化廠可行性研究報告。擬建的云南先鋒煤液化廠年處理（液化）褐煤257萬噸，氣化制氫（含發電17萬KW）用原煤253萬噸，合計用原煤510萬噸。液化廠建成后，可年產汽油35.34萬噸、柴油53.04萬噸、液化石油氣6.75萬噸、合成氨3.90萬噸、硫磺2.53萬噸、苯0.88萬噸。

我國首家大型神華煤直接液化油項目可行性研究，進入實地評估階段。推薦的三個廠址為鄂爾多斯市境內的上灣、馬家塔、松定霍洛。該神華煤液化項目是2001年3月經國務院批準的可行性研究項目，這一項目是國家對能源結構調整的重要戰略措施，是將中國豐富的煤炭能源轉變為較緊缺的石油資源的一條新途徑。該項目引進美國碳氫技術公司煤液化核心技術，將儲量豐富的神華優質煤炭按照國內的常規工藝直接轉化為合格的汽油、柴油和石腦油。該項目可消化原煤1500萬噸，形成新的產業鏈，效益比直接賣原煤可提高20倍。其副屬品將延伸至硫磺、尿素、聚乙烯、石蠟、煤氣等下游產品。這項工程的一大特點是裝置規模大型化，包括煤液化、天然氣制氫、煤制氫、空分等都是世界上同類裝置中最大的。預計年銷售額將達到60億元，稅后凈利潤15.7億元，11年可收回投資。

甘肅煤田地質研究所煤炭轉化中心自主研發的配煤液化試驗技術取得重大突破。由于配煤液化技術油產率高于單煤液化，據測算，采用該技術制得汽柴油的成本約1500元/噸，經濟效益和社會效益顯著。此前的煤液化只使用一種煤進行加工，甘肅煤炭轉化中心在世界上首次采用配煤的方式，將甘肅大有和天祝兩地微量成分有差別的煤炭以6：4配比，設定溫度為440℃、時間為60秒進行反應，故稱為“配煤液化”。試驗證明，該技術可使煤轉化率達到95.89%，使油產率提高至69.66%，所使用的普通催化劑用量比單煤液化少，反應條件相對緩和。

甘肅省中部地區高硫煤配煤直接液化技術，已由甘肅煤田地質研究所完成實驗室研究，并通過專家鑒定，達到了國際先進水平。同時，騰達西北鐵合金公司與甘肅煤田地質研究所也簽署投資協議，使”煤制油”產業化邁出了實質性一步。為給甘肅省”煤制油”產品升級換代提供資源保障，該省同甘肅煤田地質研究所就該省中部地區高硫煤進行”煤制油”產業化前期研究開發。經專家測定，產油率一般可達到64.63％，如配煤產油率可達69.66％。該項目付諸實施后，將為甘肅省華亭、靖遠、窯街等礦區煤炭轉化和產業鏈的延伸積累寶貴的經驗。

神華集團”煤制油”直接液化工業化裝置巳正式于2004年8月底在鄂爾多斯市開工。這種把煤直接液化的”煤制油”工業化裝置在世界范圍內是首次建造。神華煤直接液化項目總建設規模為年產油品500萬噸，分二期建設，其中一期工程建設規模為年產油品320萬噸，由三條主生產線組成，包括煤液化、煤制氫、溶劑加氫、加氫改質、催化劑制備等14套主要生產裝置。一期工程主廠區占地面積186公頃，廠外工程占地177公頃，總投資245億元，建成投產后，每年用煤量970萬噸，可生產各種油品320萬噸，其中汽油50萬噸，柴油215萬噸，液化氣31萬噸，苯、混合二甲苯等24萬噸。為了有效地規避和降低風險，工程采取分步實施的方案，先建設一條生產線，裝置運轉平穩后，再建設其它生產線。2007年7月建成第一條生產線，2010年左右建成后兩條生產線。神華集團有限責任公司2003年煤炭產銷量超過1億噸，成為我國最大的煤炭生產經營企業。據稱，如果石油價格高于每桶22美元，煤液化技術將具有競爭力。

神華集團將努力發展成為一個以煤炭為基礎，以煤、電、油（化）為主要產品的大型能源企業集團。到2010年，神華集團煤炭生產將超過2億噸；自營和控股發電裝機容量將達到2000萬千瓦；煤炭液化形成油品及煤化工產品能力達1000萬噸／年；甲醇制烯烴的生產能力達到1億噸／年。2020年，其煤炭生產將超過3億噸；電廠裝機容量達到4000萬千瓦；煤炭液化形成油品和煤化工產品能力達3000萬噸／年。

目前，煤炭直接液化世界上尚無工業化生產裝置，神華液化項目建成后，將是世界上第一套煤直接液化的商業化示范裝置。煤炭間接液化也僅南非一家企業擁有工業化生產裝置。美國正在建設規模為每天生產5000桶油品的煤炭間接液化示范工廠。

云南省也將大力發展煤化工產業，并積極實施煤液化項目。云南先鋒煤炭直接液化項目預可行性研究報告已于2004年5月通過專家評估。項目實施后，”云南造”汽油、柴油除供應云南本省外，還可打入省外和國際市場，同時也將使云南成為繼內蒙古后的第二大”煤變油”省份。云南省先鋒煤炭液化項目是我國利用國外基本成熟的煤炭直接液化技術建設的首批項目之一。云南煤炭變油技術將首先在先鋒礦區啟動，獲得成功經驗后在其他地方繼續推廣。即將興建的云南煤液化廠估算總投資103億元，項目建設期預計4年，建成后年銷售額34億元，年經營成本7.9億元，年利潤13.8億元。云南省煤炭資源較為豐富，但是石油、天然氣嚴重缺乏。先鋒褐煤是最適合直接液化的煤種。在中國煤科總院試驗的全國14種適宜直接液化的煤種中，先鋒褐煤的活性最好，惰性組分最低，轉化率最高。液化是一個有效利用云南大量褐煤資源的突破口，潔凈煤技術是發展的方向，符合國家的產業政策?！泵鹤冇汀睂⑹乖颇鲜∶禾抠Y源優勢一躍成為經濟優勢。一旦”煤變油”工程能在全省推廣，全省150億噸煤就能轉化為30億噸汽油或柴油，產值將超過10萬億元。

結語

潔凈煤技術的開發利用正處方興未艾之勢，我國應加大煤炭氣化技術、煤間接液化和煤直接液化技術的開發和推行力度，并引進吸收消化國外先進技術，將我國潔凈煤技術和應用水平提到一個新的高度，為我國能源工業的可持續發展作出新的貢獻。

發達國家為何不搞煤變油？

據了解，目前南非擁有一套年產800萬噸油品的煤變油工廠，是世界上唯一大規模的煤變油商業工廠，并為該國提供了60％的運輸油料。其實美、德、日等發達國家也都有成熟技術，但它們為什么沒有投入工業化生產？

據介紹，早在上世紀30年代末，由于石油緊缺，德國就開始研究煤制油技術。二戰前，德國已建成17個工廠，生產420多萬噸汽柴油。到了40年代末、50年代初，隨著中東大油田的開采，低成本的石油大量充斥市場，每桶2—10美元。在這種情況下，再搞煤變油在經濟上就很不合算。直到1973年，中東實行石油禁運，油價被炒高，達到每桶30多美元（相當于現在價格80多美元），這時，大規模的煤制油研發又掀起，美、日、德都紛紛投巨資研究，并建設了試驗工廠。但是，在這些國家，煤變油始終沒有真正投入商業運行。這是為什么呢？

據專家測算，當原油價格在28美元以上，煤變油在經濟上就比較劃算；低于這個價格，煤制油就不劃算。因此，上世紀80年代中期至90年代中期，國際油價一直處在低位，煤變油自然不會受到重視。但是，各國技術已相當成熟，可以說倚馬可待，只要市場需要，就可進行大規模工業化。直到最近兩年，國際油價一再攀升，煤制油重新被各國提上議事日程。美國去年起又開始搞間接液化，法國、意大利也開始進行合作研發。但從項目啟動到開工建設，至少需要5年準備時間，而油價頻繁變動，時高時低，人們往往反應滯后，使決策舉棋不定。

中國搞煤變油有優勢，但不會成為油品生產的主方向

專家認為，在我國搞煤變油有著顯著的優勢。我國富煤少油，近年來隨著經濟的發展，進口原油逐年攀升，從1993—2003年10年間，年均遞增15％以上，進口依存度越來越高。10年間，我國進口原油增長9.18倍，每年花去大量外匯。由于油價上漲，2004年進口原油比上年多支付550億元人民幣。因此，專家認為，從我國能源安全的戰略角度考慮，也應該努力想辦法，從多元化出發，解決能源長期可靠供應問題，而煤變油是可行途徑之一。

同時，中國是產煤大國，西部產煤成本（特別是坑口煤）相對較低。神華集團副總經理、神華煤制油公司董事長張玉卓給記者算了一筆賬：噸煤開采成本美國是20.5美元，神華神東礦區不到100元人民幣，很顯然，神華煤很有優勢。

此外，中國投資成本和勞動力成本相對較低。據估算，年產250萬噸柴汽油的生產線，在美國需投資32億美元，而在中國僅需20億美元。

據測算，神華煤制油項目在國際原油價格22—30美元/桶時，即有較強競爭力。而目前國際原油價格長期在50美元/桶以上。

兗礦的煤炭開采成本會高一些，它搞煤變油劃算嗎？據兗礦集團副總經理、煤化工公司總經理張鳴林介紹，兗礦坑口煤炭開采成本約為100元/噸，在國際油價不低于23美元/桶時具有競爭力。

目前，神華在煤制油上已累計投資數十億元。張玉卓透露，神華還準備與南非合作，以間接液化方式生產煤制油，產成品中，將以柴油為主，汽油為輔。今后五六年內，神華將在煤制油上投資數百億元，10年后，煤與油在神華將并駕齊驅?？梢钥闯觯袢A在煤制油項目上雄心勃勃。

兗礦已累計投入1.3億元，它的工業化項目尚未啟動。兗礦正在瞄準汽油市場，今年計劃再投入1億多元，進行高溫合成工藝技術的中試研究，使產成品中汽油占70％，柴油占25％。

目前，煤變油產業化步伐正在加快。不過，專家認為，并非所有煤炭都適合轉化成柴汽油，特別是直接液化對煤種要求很高，我國只有少數幾個地區的煤炭適合，間接液化對煤種的適應性要寬泛些。因此，煤制油在我國會得到一定發展，但不可能成為油品生產的主方向。

 

四、研究的主客觀條件

1 煤變油的必要性

   迄今為止，人類使用的燃料主要是礦物燃料(也叫化石燃料)，包括石油、油頁巖、煤和天然氣，而用得最多的是石油和煤。自從19世紀中葉和20世紀初在美洲和中東發現大規模的石油礦藏以來，人們廣泛使用石油為能源。隨著工業化程度的提高，石油的用量猛增，僅1968年至1978年這10年間，全世界開采的石油就相當于過去110年的開采量。全世界已經發現的石油蘊藏量大約為4萬億桶，科學家估計，地球上石油和天然氣資源將在100年內枯竭。煤是地殼中儲量最豐富的礦物燃料，全世界煤的可開采量估計要比石油多20~40倍，供應年代遠大于石油。但是，作為燃料，煤有兩大缺點：一是不干凈，煤中所含的硫燃燒生成二氧化硫，造成對大氣和周圍環境的嚴重污染；二是從原子結構上看，煤的氫一碳比(H／C)還不到石油的一半，限制了它的綜合利用。

   近年來，隨著石油資源日益減少，國際石油市場動蕩不定，給各國經濟發展帶來不利影響。人們不會忘記1973年及1979~1980年兩次石油危機造成的全球性經濟衰退。同時，由于石油是規模巨大的石油化工的基礎，除用于塑料、纖維、油漆、醫藥等工業外，還用于生產食用油脂、蛋白質、糖類及合成甘油等基本食品，石油資源的枯竭，必將影響到石化工業。因此，從經濟和社會效益來看，煤經過轉化(煤變油)再利用是值得提倡的發展方向。

   2 煤變油的可能性

   石油是一種氣態、液態和固態碳氫化合物的混合物，也可能是由古代的動植物長期被埋藏在地下而形成的，儲集在地下的多孔性巖石里。石油中碳氫化合物(包括烷烴、吠樘?頭枷閭?占98％以上。

   煤是一種碳質巖石，是古代森林由于地殼的變動被埋人地下，經過漫長的地質年代的生物化學作用和地質作用而形成的。按煤化作用程度的不同，可分為泥炭、褐煤、煙煤和無煙煤四大類。它是多種高分子有機化合物和礦物質的混合物，其中有機化合物以碳為主，氫、氧、氮、硫等次之。

   由此可見，煤和石油都是主要由碳和氫元素組成的，其主要區別在氫——碳原子比H／C不同。煤的H／C＜0.8，而油H／C>1．8。此外，煤是化學結構十分復雜的復合體，其基本結構是縮合芳烴為主體的帶有側鏈和官能團的大分子。而油大多數是以脂肪族的直鏈烴為主，也有環烷烴類，比煤的結構簡單得多。因此，人類產生了由煤液化轉化為油的想法。

   我國是一個產煤大國，合理有效地開發煤資源的綜合利用已經擺在我國科學工作者的面前。另外從國家安全出發，研究開發煤資源的綜合利用，是一項可持續發展的國策，因而發展煤變油技術越發顯得重要。

   3 煤變油的關鍵是煤液化技術

  

   要將煤變成油，首先要將煤液化，然后進行分解，因而煤變油的關鍵是煤的液化技術。

   所謂煤的液化，就是將煤通過化學加工轉化為液體產品的過程，煤的液化可分為直接液化和間接液化兩個體系

   3．1 直接液化

   煤直接液化就是把煤直接轉化成液體產品，此項技術20世紀初首先在美國、德國、英國和日本實現。70年生石油危機后，再一次出現煤直接轉化液體燃料油的研究熱潮。到了80年代，煤直接液化的工藝日趨成熟，有的國家已完成了5000噸舊示范廠或2300噸／B生產廠的設計。煤直接液化工藝主要有：

   ①EDS法(Exxon供氫溶劑法) 是將煤漿在循環的供氫溶劑中與氫混合，溶劑首先通過催化器拾取氫原子，然后通過液化反應器“貢獻”出氫，使煤分解。

   ②氫一煤法是采用沸騰床反應器，直接加氫將煤轉化成液體燃料的工藝。

   ③SRC法是將高灰分、高硫分的煤轉化成接近無灰、低硫的液化工藝。先將溶劑與煤粉制成煤漿，再把煤漿與氫混合后送人反應器。

   ④煤—油共煉將煤與渣油混合成油煤漿，再煉制成液體燃料。由于渣油中含有煤轉化過程所需的大部分或全部的氫，可減少或不用氫氣，從而降低成本

   3．2 間接液化

   煤的間接液化是先將煤氣化，生產出原料氣，經凈化后再進行改質反應，調整氫碳比而成。它是德國化學家于1923年首先提出的。

   煤間接液化的主要方法稱為費托(F--T)合成技術。該方法先把經過適當處理的煤送人反應器，在一定溫度和壓力下通過氣化劑(空氣或氧氣+蒸汽)，以一定的流動方式轉化成CO—H2的合成氣(灰分形成殘渣排出)。如用空氣作氣化劑，可制成低熱值(4．7~5．6兆焦／米3合成氣，用氧氣作氣化劑，可生產中熱值(11．2—13．O兆焦／米3)合成氣。再以合成氣為原料，在催化劑作用下合成碳、氫、氧化合物，例如醇、醛、酮、酯，以及碳氫化合物烴類或液態的烴類。從第二次世界大戰時起到1945年，德國建立了費托合成裝置9套，催化劑由一氧化碳、釷、鎂組成，所得的產物組成為：汽油46％、柴油23％、油3％和石蠟28％。戰后，ARCE公司研制了成分為鐵、硅、鉀、銅的催化劑，所得產物組成為：汽油32％、柴油21％、石蠟烴47％。1955年在貧油的南非SASOL建立了相同工藝的費托合成裝置，并實現了工業化。SASOL公司是世界最大、也是唯一由煤間接氣化再用費托合成技術生產汽油和各種化學品的公司，擁有員工26000多人，年銷售額達25億美元。因工藝所需已擁有法國法液空66900米3／時、氧氣純度為98．5％的空分設備12套，74000米3／B十空分設備1套，總制氧能力達87萬米3／時，號稱世界上最大的制氧站。僅SASOL I裝置，每年氣化1200萬噸煤，需要40萬米3／時、純度為98％的氧氣。而后SASOLⅡ和SASOLⅢ系統先后建成?，F在，該公司是世界上最大的商業性煤液化廠，已建成3個廠，采用魯奇氣化爐和F--T合成反應器，年產合成液體燃料和化學品400萬噸，年耗煤2700萬噸以上。

   值得一提的是，據美國聯碳公司研究，用煤生產1噸合成燃料，所需氧氣為0.3~1噸；產量為10萬桶／天的合成燃料裝置，需10~20套并聯安裝的2000—2500噸／天制氧機。另據1993年山西省去南非SASOL公司考察，了解到煤的氣化所用氧氣為：1000米3粗煤氣，要用純度99％的氧氣150米3。因而煤氣化及轉化所需的大型空分設備將是很有市場的。

  

   4 煤變油在我國

   利用豐富的煤資源，采用直接和間接煤液化技術，人類已經實現了煤轉化為油的夢想。我國對煤的液化及轉化也非常重視，1980年重新開展煤直接液化研究，1983年和1990年兩次從日本和德國引進的煤直接液化技術和設備，至今還在繼續使用和運行，中國煤種液化特性評價和液化工藝的研究及對費托合成的研究也一直在進行。對此，國家從“六五”起都安排攻關項目。經過科研工作者多年的艱苦努力，已有一部分成果接近工業化的前期，有的研究成果具有很強的創新性，處于國際領先地位。

   目前我國在煤制取合成氣方面已取得較好的成果，并正向世界一流技術水平進軍。另外在合成氣制含氧化學品的技術和工藝方面也取得了明顯的成果，有的已經是產業化的規模，例如合成氣制二甲醚，合成氣制甲醇及下游產品的開發，合成氣制乙醇，聯產乙醛、乙酸等。特別是改進催化劑制備工藝，制備出有高活性特殊功能、特殊選擇性的催化劑，使煤制得的合成氣得以合成出附加值更高的化工原料和化工產品。例如北京化工大學催化研究室在國家的支持下，經過多年的努力，所研制的新型物種Fe3C納米粒子催化劑，用于合成氣定向控制轉化成丙烯的費托催化反應中，獲得突破性成果。

   納米粒子是20世紀80年代問世的一種新材料，由于它的粒徑小，比表面積大，表面原子占有率高，表面具有未飽和鍵、懸空鍵的特殊電子結構和體相結構，使其在光學性質、磁性、導熱以及化學活性等方面具有奇異的特性，引起當代科學界的重視。北京化工大學采用激光熱解法，結合固相反應制備的碳化鐵納米粒子催化劑，粒徑在2nm～3nm，比表面積200m2／g，反應溫度260~320℃，壓力1．5MPa，合成氣空速為600h-1。在無原料氣循環的條件下，在連續加壓漿態 床反應器中對催化劑催化性質測試，結果表 明CO轉化率達98％以上。由于粒子的尺寸效應，丙烯的選擇性達82％。同時，由于 催化系統的高度還原性，完全抑制C02的 生成，打破費托合成SF產物分布的限制，使CO最大限度轉化為高附加值的丙烯，實 現了充分利用資源的月的。因為丙烯是不可 缺少的基礎化工原料，目前大都以石油原料經裂解或煉油兩種方式生產。該研究開辟了 以煤為資源經合成氣一步轉化為丙烯的工藝 路線，用以替代價格日益上漲和資源有限的石油，具有重要戰略意義，也是合理利用地 球資源較好的實例。經成本核算，用此方法 合成的丙烯成本與用石油為原料生產丙烯價格相當或略低，是很有應用前景的生產新工 藝。該研究成果處于國際領先地位，引起了 國內外同行的關注。

   我國對煤制甲醇也做了大量工作。甲醇是用含有H2和CO的原料氣制作的，可用 作化工原料、溶劑和燃料。甲醇用作汽車燃 料，可在汽油中摻人5％、15％、25％ (M--5、M--15、M口25)或用純甲醇(M-- 100)。甲醇和異丁烯合成甲基叔丁基醚 (MTBE)，用作無鉛汽油辛烷值添加劑；或 直接合成低碳混合醇(甲醇70％，低碳醇 30％)，用作汽油辛烷值添加劑。甲醇還可制取合成汽油。目前，我國甲醇年產能力超 過60萬噸，其中約20％用作燃料。煤用間 接液化制成燃料甲醇已有了成熟技術。

 

五、研究進度安排

1。寫可行性報告

2。搜集相關資料

3。開始試驗研究

4。整理研究結果

5。寫試驗總結

 

六、主要參考文獻

眾所周知，作為燃料，煤相對于石油有兩大缺點：一是不干凈，煤中所含的硫燃燒生成二氧化硫，造成對大氣和周圍環境的嚴重污染；二是從原子結構上看，煤的氫一碳比(H／C)還不到石油的一半，限制了它的綜合利用。于是有許多科學家提出了許多轉化煤和石油的方法，以達到利益最大化，危害最小化。

  

     煤和石油都是主要由碳和氫元素組成的，其主要區別在氫——碳原子比H／C不同。煤的H／C＜0.8，而油H／C>1．8。此外，煤是化學結構十分復雜的復合體，其基本結構是縮合芳烴為主體的帶有側鏈和官能團的大分子。而油大多數是以脂肪族的直鏈烴為主，也有環烷烴類，比煤的結構簡單得多。因此，人類產生了由煤液化轉化為油的想法。

  

    ①EDS法(Exxon供氫溶劑法) 是將煤漿在循環的供氫溶劑中與氫混合，溶劑首先通過催化器拾取氫原子，然后通過液化反應器“貢獻”出氫，使煤分解。

    ②氫一煤法是采用沸騰床反應器，直接加氫將煤轉化成液體燃料的工藝。

    ③SRC法是將高灰分、高硫分的煤轉化成接近無灰、低硫的液化工藝。先將溶劑與煤粉制成煤漿，再把煤漿與氫混合后送人反應器。

    ④煤—油共煉將煤與渣油混合成油煤漿，再煉制成液體燃料。由于渣油中含有煤轉化過程所需的大部分或全部的氫，可減少或不用氫氣，從而降低成本

    ⑤費托(F--T)合成技術。該方法先把經過適當處理的煤送人反應器，在一定溫度和壓力下通過氣化劑(空氣或氧氣+蒸汽)，以一定的流動方式轉化成CO—H2的合成氣(灰分形成殘渣排出)。

    ⑥北京化工大學采用激光熱解法，結合固相反應制備的碳化鐵納米粒子催化劑，粒徑在2nm～3nm，比表面積200m2／g，反應溫度260~320℃，壓力1．5MPa，合成氣空速為600h-1。在無原料氣循環的條件下，在連續加壓漿態床反應器中對催化劑催化性質測試，結果表 明CO轉化率達98％以上。由于粒子的尺寸效應，丙烯的選擇性達82％。同時，由于催化系統的高度還原性，完全抑制C02的 生成，打破費托合成SF產物分布的限制，使CO最大限度轉化為高附加值的丙烯，實現了充分利用資源利用。

煤制甲醇工藝總結范文第4篇

關鍵詞：煤化工業；“十二五”時期；產能過剩

中圖分類號：F264.省略

一、引 言

我國是個富煤、貧油、少氣的國家。截止2010年底，我國對進口原油的依存度高達54%，對天然氣的依存度為5%。如果單純將石油化工業作為發展重點，將會直接威脅國家的能源安全。所以，發展煤化工對我國有著重要的意義。近年來，我國煤化工行業發展保持與國民經濟相同的步伐，呈現平穩上升趨勢，其在國民經濟中所占比重也逐年上升，企業規模和資產實力都有較大幅度增長。然而，目前我國煤化工產業存在著不可忽視的矛盾和問題，即傳統煤化工行業產能過剩與現代煤化工行業發展不成熟共存。從傳統煤化工來看，我國傳統煤化工行業面臨著普遍的產能過剩，如焦炭、電石等行業，嚴重阻礙了行業的健康發展，降低了產品的國際競爭力，同時也造成了大量的資源浪費；從現代煤化工來看，近年來，國內發展以煤炭為原料生產石油代替產品的現代煤化工的積極性很高，但是現代煤化工行業仍處于起步探索階段和示范建設階段，關鍵技術和裝備亟待國產化，且對資源、環境等方面要求較高，產業面臨極大的投資風險。但出于地方財政和稅收的考慮，一些地方政府急于進入該行業，產業布局的盲目性和隨意性，給煤化工行業在“十二五”期間的健康發展埋下新一輪產能過剩的隱患。為了推動煤化工產業按照“十二五”規劃健康地發展，降低我國石油對外依存度，確保國家能源安全，避免重蹈傳統煤化工重復建設和產能過剩的覆轍，有必要探索新時期防范煤化工行業產能過剩的有效途徑［1］。

數據來源：中國統計年鑒（2002-2010年）、國家統計局公告及網站公布數據。

二、我國煤化工行業發展狀況分析

1.傳統煤化工行業存在產能過?，F象

我國是世界上最大的煤化工生產國，煤化工產品種類多、生產規模較大。煤制合成氨、煤制甲醇、電石和焦炭的產量已位居世界第一位，也是世界上唯一大規模采用電石法路線生產聚氯乙烯的國家。

（1）供給狀況。我國傳統煤化工產品主要包括焦炭、電石、合成氨和甲醇等四種產品（見表1所示）。由于國內煤多油少氣貧的資源稟賦，傳統煤化工在我國已有很長的發展歷史，主要產品產量多年位居世界第一。2010年，我國煤化工行業中焦炭產量累計為3.88億噸，同比增長9.13%；電石產量為2 029.3萬噸，同比增長34.99%。合成氨、甲醇產量分別為4 963.12萬噸和1 573.98萬噸。

從國內焦炭的各省區生產情況看，山西依然是我國最為重要的生產區域，2010年，山西省焦炭產量8 476.30萬噸，同比增長11.10%，占全國產量比重是21.87%，產量保持全國第一，但產量比重在下滑。產量僅次于山西省的是河北省，2010年的產量達到4 988.10萬噸，占全國產量比重是12.87%，產量比重也在下降；另外，山東、河南和內蒙古的焦炭產量也較多，占全國的產量比重分別是8.68%、6.63%和5.46%。

表12005―2010年傳統煤化工行業主要產品產量單位：萬噸，%

數據來源：中國統計年鑒（2006―2010年）、國家統計局公告及網站公布數據。

在生產能力上，2009年我國焦炭產能高達4億噸/年以上。2010年，由于《焦化行業準入條件》已成為國內焦化企業自覺遵守的基本行為準則，煉焦落后產能的淘汰進程開展較好。截至2010年底，我國先后有五批（257家）焦化企業符合《焦化行業準入條件》。

2009年我國電石產能達到2 200萬噸/年，合成氨產能6 000萬噸/年，甲醇產能2 600萬噸/年以上。2009年9月出臺的《關于抑制部分行業產能過剩和重復建設引導產業健康發展的若干意見》（國務院38號文）中曾明確指出，“傳統煤化工重復建設嚴重，產能過剩30%，在進口產品的沖擊下，2009年上半年甲醇裝置開工率只有40%左右”。2010年，甲醇產能已經達到3 840萬噸/年。通過對比發現，單純從產量和產能對比角度考慮，電石、合成氨和甲醇的開工率分別為48.73%、82.72%和40.99%，傳統煤化工行業的開工率相對較低，產能利用率相對不足?？梢哉f，煤化工業產能過剩問題并未得到很好地解決。

醋酸是煤氣化后的主要副產品。2005年我國醋酸產量為137萬噸，2010年達到383.9萬噸，增長非常迅速。目前我國醋酸企業超過20家，產能達到480萬噸。雖然國內產能明顯過剩，但不少產能仍在建設中，據不完全統計，國內擬在建醋酸產能達到300多萬噸，預計到2011年底僅江蘇省的醋酸就將超過340萬噸。需求增長無法跟上產能增加，2010年國內醋酸開工率僅6成左右，產能過剩的情況未來一兩年內仍難以扭轉。

（2）需求狀況。2009年，我國焦炭表觀消費量3.526億噸，同比增長約3 700萬噸，增長11.78%；2010年，焦炭表觀消費量達到3.843億噸，增長8.99%，是我國焦炭消費歷史上消費最多的一年。2010年合成氨實物量為4 963.2萬噸，同比下降2.4%。氮肥是合成氨最重要的下游產品，氮肥的產銷情況影響相關煤化工產品的需求。2009年氮肥行業的表觀消費量是4 663.78萬噸，同比增長14.4%。2010年，氮肥產量出現下降，產量為4 666.3萬噸，主要是因為上半年價格過低，而下半年遭遇節能減排政策，導致氮肥企業開工率下降［1］（見表2所示）。

表22003―2010年氮肥產量和消費情況單位：萬噸，%

數據來源：中國統計年鑒（2004―2010年）、國家統計局公告及網站公布數據。

2.現代煤化工產業處于示范建設的起步階段

相對于傳統煤化工，現代煤化工以生產潔凈能源和可替代石油化工的產品為主，如柴油、汽油、航空煤油、液化石油氣、乙烯原料、聚丙烯原料和替代燃料（甲醇、二甲醚）等，它與能源、化工技術結合，可形成煤炭―能源化工一體化的新興產業。因此，現代煤化工主要包括煤制油、煤制二甲醚、煤制烯烴、煤制乙二醇和煤制甲烷等。目前，全國擬建及規劃的煤制烯烴項目規模達到2 590萬噸、煤制油項目規模達到3 370萬噸、煤制乙二醇項目規模達到369萬噸。

（1）煤制油。中國煤制油行業已經領跑世界，目前有6個項目已經投產或即將投產，發展速度遠超過世界其他國家和地區。目前我國在建和擬建煤制油裝置的公司，主要包括神華集團、兗礦集團、潞安礦業集團和內蒙古伊泰集團。其中兗礦、潞安和伊泰采用煤間接液化技術，神華集團采用煤炭直接液化工藝，并在寧夏寧東項目采用間接液化工藝。具體來看，伊泰集團的煤制油項目2009年2月開車投產，設計產能480噸/天，當年實際能達到450―460噸/天，接近達產，截至目前能達到500噸/天以上。山西潞安集團16萬噸煤間接液化項目的產能利用率約60%―65%。2010年，神華集團的直接液化和中科合成油公司的間接液化自主知識產權煤制油技術得到驗證。截至2010年12月，神華煤直接液化裝置累計投煤超過6 200小時，開工率超過70%，主要工藝參數基本達到了設計值，產品達到了設計要求。

在煤制油生產進入長周期運行的同時，產品銷售問題已初步得到解決。2010年2月，內蒙古伊泰成品油銷售有限公司獲得商務部賦予的成品油批發經營資格，這是繼神華煤制油化工有限公司、神華鄂爾多斯煤制油分公司獲得成品油批發經營資格后，我國煤制油行業再次獲得成品油批發經營資格。

隨著運行數據的積累，煤制油示范裝置的成本已經得到確認，而未來建設的大規模商業化煤制油裝置成本將更低。國際油價不斷攀升的趨勢和國內成品油定價機制使煤制油的經濟性更加可觀。

（2）煤制烯烴。2010年我國三個煤制烯烴示范項目已經先后建成，并進入試車階段。其中神華包頭煤制聚烯烴項目于5月建成，8月投料試車成功，實現平穩運行。大唐多倫煤制聚丙烯項目和神華寧煤集團煤制聚丙烯項目都已建成，并全力進行全流程試車工作。隨著上述三個項目在2011年進入商業化運營，我國可以形成158萬噸的煤制聚烯烴產能，其中聚乙烯為30萬噸，聚丙烯為128萬噸，約占中國聚烯烴總產能的7%左右。

煤制烯烴項目的成功驗證了甲醇制烯烴技術的可行性，技術進步帶來產業升級。在此基礎上，我國沿海地區企業計劃利用港口物流條件好、靠近消費市場的優勢，開發外購甲醇制烯烴項目。寧波禾元、大連大化福佳、浙江興興新能源科技、江蘇盛虹集團、正大能源化工等宣布了類似計劃。其中寧波禾元180萬噸甲醇制60萬噸烯烴項目已經得到銀行貸款支持，并已開工建設，計劃于2012年投產。

目前，我國計劃建設的煤制烯烴（含甲醇制烯烴）項目超過20個，總產能超過千萬噸。中國豐富的煤炭資源和煤制烯烴的成本競爭力將改變我國烯烴生產的原料結構，對中國的聚烯烴生產，以及東北亞（日本、韓國和中國臺灣）以石腦油為原料的聚烯烴工業產生深遠的影響。

（3）煤制乙二醇。近年來我國聚酯產業的快速發展大大提升了對主要原料精對苯二甲酸（PTA）和乙二醇的需求，我國乙二醇的巨大供需缺口和良好的盈利前景使煤制乙二醇成為煤化工發展的新熱點。采用中科院福建物構所技術的通遼金煤的煤制乙二醇項目于2009年底打通流程，后通過調整產品方案具備了聯產10萬噸/年草酸的能力，并于2010年5月產出合格的草酸產品。2010年3月，河南煤業與丹化科技等簽訂了排他性合作協議，在洛陽孟津、商丘永城、新鄉獲嘉、濮陽、安陽五地分別建設20萬噸/年煤制乙二醇裝置，預計將在兩年內率先形成100萬噸/年煤制乙二醇產能。目前，國內有近20個煤制乙二醇項目處于計劃中，總產能近400萬噸/年。一旦煤制乙二醇技術在商業化裝置上示范成功，和煤制烯烴一樣，煤制乙二醇也將大幅改變我國乙二醇生產的原料結構。

雖然我國的現代煤化工產業處于剛剛起步的示范建設階段，但是某些新興產業，比如二甲醚、碳酸二甲酯等產業表現出典型的階段性過剩的特點需要引起高度重視。以碳酸二甲酯為例，其一直被西方國家視為最具發展前途的綠色環保產品，但是有關企業應用研究力度不夠，下游市場開發程度不深，使得潛在的市場無法如期轉化為現實的市場需求，大部分企業開工不足，經營慘淡。

資料來源：國務院、國家發改委、國家統計局、國家信息中心等

三、 煤化工行業存在的問題及產能過剩原因分析

1.煤化工業存在的問題分析

（1）產業結構初級化，資產回報率分化明顯。我國煤化工產業結構相對低級，規模與效益不相匹配，資產回報差異明顯。以山西省為例，尿素、甲醇、氯堿等傳統產業占山西省化工行業銷售收入的70%以上，且生產技術裝置相對落后，具有領先水平的大裝置比例偏低。粗苯、焦油加工產品的深度加工不足，精細化工、化工新材料等產業發展力度不大，產業結構初級化特征明顯。2010年山西省化工行業資產占全國化工行業2.3%，列第12位，利潤僅占全國化工行業利潤0.28%，列第27位，資產回報率僅為0.81%，而與山西省產業結構類似的內蒙古化工產業資產回報率達3.8%［2］。

（2）傳統煤化工業產能過剩問題嚴重。我國傳統煤化工產業的產能過剩問題由來已久，自2006年以來，國家發改委曾經在2006年7月和9月、2008年10月及2009年9月四次緊急叫停煤化工項目，但是這些并未從根本上解決產能過剩問題［2］。

中國是世界最大的焦炭生產國，焦炭行業總產能明顯過剩。盡管淘汰落后產能的工作持續進行，小型焦化企業逐步淘汰。但是因為大型焦化項目不斷投產，焦炭產量降不下來，過剩現象仍十分嚴重［3］。產能過剩，加上焦炭處于煤炭行業的下游和鋼鐵行業的上游，受到上游煤炭成本高企和下游鋼鐵價格低迷的雙重擠壓，利潤空間狹小。據國家統計局數據顯示，2004年電石產量僅為204萬噸，6年時間產量增長了10倍，2010年產量躍升到2 029.3萬噸。但由于需求量有限，造成了電石產能過剩。而電石的技術水平低、環境污染等都成為制約行業發展的瓶頸。

目前我國傳統煤化工業的產能過剩多表現為結構性過剩的特點，氮肥產業是結構性過剩特征最為明顯的一個產業，目前我國氮肥產業僅尿素產能就過剩1 000萬噸/年以上，接近20套大氮肥裝置，但是一方面我國仍存在數百家規模較小、物耗較高的小氮肥企業；另一方面，我國的氮肥通用肥多、專用肥少，速效肥多、緩控釋肥少，難以適應現代化農業生產的要求。

（3）園區化水平不高，配套性管理欠缺。目前，我國很多省區已經形成數個集中連片發展的產業集群，建立了一批工業園區，但大多數僅僅是產業簡單集聚，沒有真正形成一體化，園區公用工程、輔助設施不完備。工業基地和生活服務區基礎設施及配套項目仍需不斷完善，諸如，內部路網框架、配套管網設施、綠化亮化工程、配套項目取水口、凈水廠、高壓變電站、污水處理廠、統一灰渣場、特勤消防站和自備鐵路等工程，造成園區基地承載能力相對較低，使其發展潛力受到制約。同時，很多園區的規模及產品結構雷同，合作少、競爭多。各地政府在政策引導、園區建設和管理等綜合配套制度方面還需要進行大量工作。

（4）現代煤化工業發展受到制約。現代煤化工是一個特別龐大的系統工程，對環境、資源、水資源和交通運輸承載能力等要求極高；此外，對技術、投資、資金和外部的配套條件要求也比較高，其面臨幾大制約因素：一是現代煤化工技術研發處于小規模試驗，剛剛進入產業化的階段，大規模發展在工程技術方面受到限制；二是現代煤化工的投資強度大，例如煤制烯烴是石油路線制烯烴投資的兩倍以上，經濟風險巨大；三是煤化工是高耗水的行業，目前的示范項目年耗水在都在2 000―3 000萬噸，而我國煤資源又集中在中西部，中西部發展煤化工面臨水資源匱乏的窘境；四是現代煤化工煤炭消耗多，需要靠近西部地區的煤資源地，而下游一些輕工、紡織產品市場卻都在中東部，產品運輸壓力大，遠距離運輸存在安全隱患，如果煤化工作為主要化工產業，那么很難在全國范圍內發展；五是煤化工產品的轉化率不高，技術仍不成熟；六是現代煤化工碳排放巨大，其發展與生態環境保護矛盾突出。

2.煤化工業產能過剩的原因分析

（1）國內煤多油少氣貧的資源稟賦，傳統煤化工的技術裝備和產品市場都比較成熟，投資又相對較低，易成為追求增長的熱點。同時，由于現代煤化工項目存在著比較大的技術風險和市場系統風險，一旦上馬一個項目，投資可以達到100―200億元，因此出于風險考慮，煤炭資源較為豐富、傳統技術較為成熟的省區偏好于大力發展傳統煤化工行業，造成產能過剩現象的加?。?］。

（2）國際油價波動起伏、總體上升，替代石油產品的技術有所突破。為占領制高點和圈占煤礦資源，現代煤化工頗受投資者的追逐。以內蒙古為例，很多大型企業進入對于內蒙地區財政稅收以及當地就業的拉動作用是有限的；另一方面，卻帶走了大量的本地資源，增加了污染。鑒于此，政府于“十一五”期間提出，外來企業和當地企業如希望進入內蒙古開發煤炭資源，均須將其中的50%就地轉化。這樣可以解決就業，能夠提高煤化工項目的附加值。政策出臺后，難以避免一些企業進入內蒙發展煤化工的真實目的在于劃撥資源。如鄂爾多斯地方政府規定投資20億元配給1億噸煤炭資源，這樣導致了一些央企和地方大型企業進入到鄂爾多斯投資煤化工項目，如：淄博礦業、兗州煤業、神華集團以及中國煙草等。鄂爾多斯地區的煤炭埋藏比較淺，發熱值非常高，低硫分、低灰分。這些企業進入煤化工項目，其目的更多在于煤炭資源。就目前的市場行情分析，煤炭直接銷售的利潤遠遠高于做煤化工項目所得到的利潤。

（3）片面追求增長速度，熱衷于鋪攤子、上項目，全面招商引資，一味地追求將資源優勢轉化為經濟優勢。目前我國規劃將煤化工打造成支柱產業的省份接近20個，其中不乏一些煤炭資源調入大省和一些已被國務院確立為“資源枯竭型轉型城市”的地區。38號文以后，仍有神華陶氏榆林百萬噸煤制烯烴項目、中電投新能察布查爾60億立方米煤制天然氣項目、山西安澤200萬噸二甲醚項目、中煤能源鄂爾多斯300萬噸二甲醚以及中電投霍城60億立方米煤制天然氣項目等一批煤化工項目奠基或者開工。此外，神寧300萬噸煤炭間接液化等若干特大型煤化工項目也緊隨其后［3］。

國內現代煤化工產品的規劃產能更是已達天文數字。目前，煤基二甲醚項目的在建以及規劃產能達到4 000萬噸/年，大約是2008年全年二甲醚表觀消費量的20倍；雖然國內尚無煤制烯烴的大規模商業化運行經驗，但是國內煤制烯烴的在建以及規劃產能也已經達到2 000萬噸/年；目前國家有關部門核準的煤制天然氣項目不過4個，產能110億立方米/年左右，但是聞風而起的煤制天然氣項目達到14個，產能接近550億立方米/年。

四、“十二五”防范煤化工業產能過剩的政策取向和實施對策

1.煤化工業政策取向

在煤化工產業政策選擇和制定上必須充分考慮產業的“十二五”規劃和煤化工產業產能過剩問題的治理和防范。目前，國家發改委和能源局、工信部等部門正在聯合制定《煤炭深加工示范項目規劃》，這一文件被市場視為是煤化工行業的“十二五”規劃。據了解，按照《煤炭深加工示范項目規劃》煤化工領域主要還是以試驗為主。在審批上，項目審批權以投資規模為界，較大的依舊由國家發改委核準或備案，部分審批權被下放地方，而國家能源局和工信部分別根據自己的職責權限，做相關的行業規劃引導工作。同時，缺水省份或地方將首先被限制上馬煤化工項目，而煤炭凈調入的地區也會被嚴格控制發展煤化工產業。同時還將規定，新上煤化工項目，必須嚴格核算從煤炭到最終產品成本和轉換效率，煤價一律按照市場價格計算，同時新項目還必須具備一定的減碳措施。新的規劃鼓勵更大和更長鏈條的煤化工項目。要求煤化工產業實行園區化，建在煤炭和水資源條件具備的地區；上馬煤化工的企業和地方必須有資金、有技術和有資源。原則上，一個企業承擔一個示范項目，有條件發展煤化工的地區在產品和示范項目上也有嚴格的數量限制。工程建成后要嚴格考核驗收總結。

由此可以看出，我國煤化工在“十二五”期間核心任務就是理順行業的發展秩序。在傳統煤化工方面，開展行業內的重組整合，提高行業的準入門檻，鼓勵行業內的技術創新，加快淘汰落后產能，嚴格限制行業的整體產能，提高資源的綜合利用水平，深挖產業鏈的下游，提高產品的科技含量與附加值；在現代煤化工方面，則應該以示范為主，消化和吸收現代煤化工的關鍵性技術，加快行業裝備的國產化程度，通過大量的示范試點工程來驗證項目的可行性與合理性，對于國家規劃的煤炭調入區嚴格限制煤化工的發展，對于煤炭資源豐富的地區，綜合考慮資金、技術和環境等多方面的因素，有規劃的發展現代煤化工。

2.實施對策

（1）從嚴實施產業準入標準政策。按照煤化工業“十二五”規劃，應切實做到單純擴大產能的焦炭、電石項目嚴格限制，不符合準入條件的焦炭、電石項目禁止立項，通過技術改造和設備引進，加快淘汰焦炭、電石落后產能；對合成氨和甲醇實施上大壓小、產能置換等方式，提高競爭力。對于本身就屬淘汰之列的項目，即使已經在建，若達不到立項要求，一律禁止開工建設。同時，應強化市場機制，提高準入門檻，輔以資源稟賦差異化措施，加強環境安全監管，加快淘汰無法達到標準、市場競爭能力差的落后產能。

對于現代煤化工項目的產業準入標準嚴格限制，確保項目的科學性，實現高效率和高效益。示范項目建設要按照相關產業布局原則，實現園區化，建在煤炭和水資源條件具備的地區；項目投資方應同時具有資本、技術和資源等方面優勢，工程建設方案和市場開發方案必須做到資源利用合理、競爭能力強，并經過充分比選論證。

（2）發展現代煤化工產業必須控制產能規模?！笆濉睍r期，我國現代煤化工是處于“商業示范與有序推廣相結合的穩步發展階段”?！笆濉毙袠I發展的控制目標是，甲醇產能5 000萬噸；二甲醚產能1 000萬噸，煤制烯烴產能400―500萬噸，新建4―5套裝置；煤制油產能500―600萬噸，新建3―4套裝置；煤制天然氣產能250―300億立方米，新建1―2套裝置；煤制乙二醇產能100萬噸左右，新建2―3套裝置。因此，在控制現代煤化工業整體產能規模的同時，應合理考慮各個子行業和子項目的產能規模問題。可以考慮采取資源投入額度管理的方式進行控制，如以投煤量為基準，每年批準的主要產品項目的規?？偭啃枰幸粋€上限，接近上限或超過上限時，一律停止審批同類項目。同時，應該對煤炭使用中碳、硫以及渣等主要資源制定利用率考核標準，以經濟手段促進資源利用的同時也可節能減排［5］。

（3）堅持科學規劃，合理布局，統籌資源配置?！笆濉逼陂g，煤炭凈調入地區要嚴格控制煤化工產業，煤炭凈調出地區要科學規劃、有序發展，做好總量控制。重點布局在煤炭調出地區，如山西、陜西、內蒙古、河南、寧夏、甘肅和貴州等調出大省。新上的示范項目要與淘汰傳統落后的煤化工產能相結合，盡可能不增加新的煤炭消費量。同時，應適應區域水資源平衡，堅持“量水而行”的原則。批準煤化工項目立項時，應規定其單位產品的最高能耗和水耗，并作為設計依據和裝置開工后驗收的決定性指標。還應適應市場需求和運輸能力平衡。堅持“一體化、基地化、大型化、現代化”原則。合理配置煤資源。盡量做到煤化工用煤不與發電、民用等其他產業爭奪煤炭資源，盡量利用褐煤、高硫煤等劣質煤為原料［6］。

同時，各省區不應各自為政，合理解決資源區域內水、煤、市場資源的沖突，結合現代煤化工發展趨勢，前瞻性提出煤、電、化綜合一體化的超大型煤化工產業群，嚴格控制新布設獨立的大型火電廠，最終解決能源替代產品與基礎化工產品需求，做到資源充分利用、節能減排，避免因盲目發展導致區域性不可逆的生態環境破壞。

（4）走園區化發展道路，實現規模效益和協同效益。“十二五”時期，煤化工行業抑制產能過剩，實現集約化發展，應堅持走園區化發展道路。走園區化發展道路是確保現代煤化工業健康發展，解決和防范產能過剩問題的有效途徑。以內蒙古準格爾大路煤化工園區為例，大路煤化工基地是規劃的重點工業園區之一，是按照一體化、基地化、大型化、現代化和集約化的原則及節能、降耗、循環經濟理念開發建設的新型煤化工產業基地。規劃控制面積230平方公里，規劃建設面積87平方公里，分為“一區三基地”。北部20平方公里重點為產學研基地及金融商務區和為企業配套的生活服務區，南部35平方公里為煤制油、甲醇、二甲醚和烯烴產業基地，東部15平方公里為精細化工及三廢綜合利用產業基地，西部17平方公里為煤制天然氣及下游深加工產業基地。大路煤化工園區計劃在5年內建設煤制油、天然氣、烯烴、甲醇、二甲醚、乙二醇、尿素合成氨以及煤化工產業廢棄物綜合利用等產業鏈，形成年轉化原煤1.5億噸的深加工能力，建成年產600萬噸煤制油、220萬噸烯烴、200億立方米天然氣、100萬噸二甲醚、100萬噸乙二醇、52萬噸尿素、30萬噸合成氨，以及后續產品、副產品深加工項目。由目前園區建設及各項目運轉上看，大路煤化工園區很好地實現了規模效益和協同效益的結合。

（5）重視加強技術創新，提高技術引進效率?！笆濉逼陂g，我國煤化工行業應繼續優化、完善已成功的工程化技術，實現長周期、滿負荷運行。對引進技術進行宏觀調控，對于同一種比較復雜的煤化工技術，全國應先引進1―2套，進行消化吸收和技術改造后，再決定是否繼續引進。同時不斷加強下游產品鏈開發。繼續突破關鍵共性技術，保持技術的全球領先性。同時，應控制關鍵技術的重復引進，鼓勵具有自主知識產權的技術的推廣與使用。集中技術與資金力量，開發關鍵技術，如經濟可接受的制氫技術，突破煤化工的氫來源制約，將實現煤化工中包括碳在內的主要元素利用和單位產能倍增，達到環保與經濟的雙贏，實現技術方面的重大突破。

（6）開展戰略規劃環評，完善環評審批監督管理機制?！笆濉逼陂g，煤化工產業規劃應進行戰略環評，解決規劃布點、水資源分布與利用、生態環境沖突、環境承載力等問題，對煤炭資源區劃分不宜發展、適度發展、大規模發展等三類區域，明確煤化工發展方向，避免誤導地方。原則上優先在富煤和富水區域，建設坑口煤化工基地，延長煤化工產業鏈，盡可能延伸到市場終端產品，減輕化學品運輸壓力和環境風險；在有一定水資源的富煤區域，量水而行，鼓勵建設大型煤制甲醇項目，可采用甲醇管道運輸至市場區域進行深加工；水資源不豐富的富煤區域，明確不宜發展煤化工行業。從政策層面指導地方健康發展煤化工，確保煤化工發展不擠占居民、農業和生態用水，保護生態環境，做到可持續發展。

同時，進一步完善環評的審批監管機制?，F執行的環發函［2004］164號文，未詳細明確煤制油、煤制烯烴等相關煤化工審批權限，致使目前煤化工行業的環評審批存在漏洞，造成地方加速審批煤化工項目，推高了產能過剩風險。對煤制油、煤制烯烴等缺少工程實例的技術，應嚴格限制各地盲目發展。

（7）建立統一的煤化工行業信息平臺。在“十二五”期間，我國應加大力度建立完善統一的、專門的、全國性的煤化工行業信息平臺，使行業內各企業及時掌握各類煤化工行業產品產量、產能、銷量、庫存、在建項目、在建產能、擬建項目、擬建產能等多項關鍵指標，避免投資決策失誤，從而造成重復建設，加重產能過剩問題。

（8）將治理產能過剩與兼并重組聯系起來，提高煤化工產業集中度。“十二五”時期，應推動我國煤化工行業優勢企業強強聯合、跨地區兼并重組、境外并購和投資合作，提高產業集中度。當前煤化工行業經濟結構存在的突出問題是產業組織結構不合理，產業集中度不高，企業小而分散，社會化、專業化水平較低，缺乏具有規模優勢的大企業集團。而產業集中度低的直接后果是資源配置效率不高，重復研發、重復建設問題嚴重，技術裝備水平和企業管理水平難以提高。落實和完善各項政策措施，改進管理和服務，如兼并重組企業在稅收、土地、債務處理和職工安置等方面。同時應建立健全協調機制，堅持市場化運作，充分尊重企業意愿，引導和激勵企業自愿、自主參與兼并重組［7］。

參考文獻：

［1］ 李寧寧，袁隆華. 剖析產能過剩，解讀政策導向［J］. 化工管理，2010，（4）：45-48.

［2］ 曹建海. 重工企業難過“產能過?！标P［J］. 中國投資，2006，（4）:16.

［3］ 李江濤.“產能過?！奔捌渲卫頇C制［J］. 國家行政學院學報，2006，（5）:32-35.

［4］ 茅于軾. 質疑“產能過?！闭f［J］. 上海經濟，2006，（7）:4-5.

［5］ 胡遷林. 新型煤化工要控制產能規模［N］. 中國化工報，2011-05-30：（6）.

煤制甲醇工藝總結范文第5篇

關鍵詞：全員；成本；目標；管理

一、開展全員成本目標管理的背景

1. 成本管理多由財務部門一手包辦，財務預算與業務工作量預算脫節，預算“拍腦袋”現象普遍存在。

2.成本管理指標浮于表面，沒有按照生產過程設置科學的技術經濟指標體系，成本管理的手段停留在行政命令“硬指標”上。

3. 成本管理的觸角沒有延伸到生產過程的最小單元和每個崗位，職工身上沒壓力，缺乏成本控制主動性。

華北分公司近幾年勘探開發規模快速擴大，油氣產量逐年提高，但同時也面臨百萬噸產能建設投資不斷增加，油氣操作成本逐年增長，效益呈現下滑態勢。面對嚴峻的經營形勢，需要轉變經營管理觀念，推進精細管理，尤其要強化全員參與成本管理，遏制成本快速增長、提高經濟效益，實現降成本、提質量、轉方式、增效益。

二、全員成本目標管理的原則

1、全面管理原則。要堅持“橫向到邊、縱向到底”，從油氣勘探、開發到生產、銷售，所有節點均納入成本管理范疇。

2、目標管理原則。要結合企業生產現狀并分析成本變化趨勢，引導全體員工以成本預算對比為主，橫向與平均水平比差距，縱向與自身比進步，確定奮斗目標。

3、績效考核原則。建立科學合理的成本管理指標評價體系，把核心評價指標和主要評價指標納入年度經營績效考核中，加強考核兌現。

三、實施全員成本目標管理的思路

1、成立組織，落實責任。

健全的組織機構是企業推進工作的先決條件，分公司成立了以總經理為組長，總會計師為副組長，各業務處室負責人為成員的全員成本目標管理領導小組，負責組織全員成本目標管理工作。

2、完善全員成本目標管理體系。

（1）健全成本目標控制責任體系，落實管理責任

根據華北分公司業務門類和管理層級分布的實際情況，按照職責清晰、責權對等的原則，完善分層級和分專業的成本管理責任體系，防止出現職責相互交叉，責任無法落實的情況。

（2）建立成本目標管理指標體系。

分公司層面設立了“五個核心指標、八個主要指標、十二項技術經濟指標”作為全員目標管理的指標體系；各二級單位按照生產板塊、科研板塊、輔助板塊不同管控內容，建立對應的全員成本目標管理指標體系。

（3）建立成本節點監控體系。

建立分公司、二級單位、基層隊、班站四位一體的成本監控體系，設置統一模式、程序及管理措施，建立四級成本節點控制網絡平臺。將成本控制和管理活動落實到每個環節、每個工作日和每個崗位，有效優化成本管理工作流程；實時了解各成本節點控制情況，及時掌握具體工作量實施情況、成本發生情況，對成本節點控制情況做出及時有效的分析；進一步明確基層隊是成本控制的主體，全面推行成本節點控制模式，形成了“千斤重擔眾人挑”的濃厚氛圍，將成本控制和挖潛的動力傳遞到每一個操作點、責任人。

（4）開展“對標、追標、創標”工作。

分級建立“對標、追標、創標”平臺，統一 “對標”口徑，及時、動態公布各項成本管理指標的排名情況，排名規則既考慮絕對水平，也考慮進步情況，發揮和體現“對標”的正向激勵作用。通過對標平臺，讓各單位明確自己努力的方向，激發先進單位繼續努力、落后單位追趕先進，不斷創造出新的先進成本控制標準，全面提升成本目標管理水平。

3、完善成本管理激勵約束機制，全面調動全員成本管理積極性。

通過對各單位核心指標、主要成本指標、技術經濟指標及管理指標考核情況進行綜合排名。促使后進單位在對標中找出差距，剖析原因，在追標中改善管理現狀；先進單位通過總結經驗，形成典型做法。形成“四比”氛圍，比成本預算符合率、比成本節點覆蓋率、比成本分析深化率、比管控措施落實率。

四、近年來成本管理工作取得的成效

1、初步完成分公司全員成本目標管理體系建設。

結合各單位、部門職責和生產經營實際以及試點單位運行情況，以系統節點精細管理為切入點，全面推進全員成本目標管理工作，初步完成系統節點管理體系的建設工作。分公司層面建立了13個管理系統，一級節點48個，二級節點132個，三級節點366個，涵蓋了分公司主要管理環節。

2. 做實系統節點管理，深入挖掘成本壓縮空間。

在成本管理體系運行過程中，細化梳理各過程、各層級成本，著重井下作業、燃料、電力、藥劑、注水、運輸、租賃等過程的成本分析。主要是結合系統節點設置，從成本節點的各個管控環節進行細化分析，在動力結構、藥劑配方、工藝應用結構、作業結構、作業材料結構、注水制度、低效井生產制度等方面進行優化調整，挖掘成本降低空間，合理利用現有資源。截止2012年，累計實現降本1175.76萬元。

3.涌現出一批成本管控先進做法，以點帶面促進分公司整體管理水平提高。

（1）非生產性開支“五嚴五抓”管理法。

嚴制度、抓標準，健全管理制度，硬化支出約束

嚴指標、抓預算，強化預算管理，嚴控非生產性費用

嚴執行、抓過程，多種措施結合，實現非生產性費用過程控制。

嚴標準、抓點控，對關鍵點設置標準和控制措施，強化過程管理

嚴考核，抓評價，落實預算考核，兌現預算超支獎懲

通過落實“五嚴、五抓”管理法，非生產性支出緩慢增加，占收入比例保持在2%以下，且人均非生產性費用增長比例逐年下降，控制在10%以內。通過修舊利廢、強化車輛使用費管理、無紙化辦公等措施，嚴控人均非生產性費用增長幅度，實現節約142萬元。

（2）采氣廠甲醇“全過程”管理辦法 。

針對甲醇消耗量日益增大現狀，采氣廠通過對甲醇使用過程進行深入剖析，總結出“全過程管理法”。

根據甲醇流通的全過程，劃分為“購入―派送―拉運―接收―加注―回收凈化”六個環節，均制定了相應的管理辦法和措施。

峰谷價差、降低甲醇購入成本；庫存上報、合理安排甲醇派送；跟車管理、加強拉運環節監管；優化考核、確保數據真實；多措并舉、提升單井注入效率；工藝優化、提高甲醇回收率。通過甲醇全過程管理，減少甲醇消耗，實現降本124萬元。

（3）紅河油田“四優化三加強”井下作業管理模式。

紅河油田是典型的“三低”油田，針對單井產液量低、井身結構復雜、管桿偏磨嚴重、延9層腐蝕結垢并存，再加上工藝配套技術不成熟，造成油井免修期短，維護作業工作量大的突出問題，不僅嚴重制約了采油廠油田開發管理水平的提高，而且給成本控制與管理帶來了巨大壓力。針對油井維護作業居高不下的突出問題， 2010年以來，紅河采油廠以延長檢泵周期為目標，在系統分析油井倒井關鍵因素的基礎上，創建了“四優化三加強”井下作業管理模式。主要做法為：優化井下作業管理，建立完善項目管理運行機制；優化作業設計管理，從源頭上消除和減少油井故障隱患；優化工藝技術配套，大力推廣應用新技術；優化油藏動態分析與管理，改善油井生產狀況；加強作業監督管理，努力提高作業施工質量；加強油水井基礎管理，大幅度減少了油井躺井；加強作業隊伍管理，建立綜合考評和市場競爭淘汰機制。

通過創新管理模式，探索創建分因素控制管理模式，采取針對性的技術配套和管理措施，努力提高維護作業施工質量和油井管理水平，有效減少了油井倒井和無效低效維護作業，延長了檢泵周期，提高了油田開發管理水平和經濟效益。目前紅河油田平均檢泵周期425天。

（4）全員參與改善經營管理建議活動，“小投入大節約”取得明顯效果。

分公司上下樹立起“所有成本都可控，成本人人都能控”的思想，將全員成本管理落實到每一項生產任務、每一個工作崗位、每一個流程環節，所有員工都積極參與其中、獻計獻策，從成本控制源頭著手，逐步加強成本管理。

結合精細化成本管理，開展深入廣大基層員工層面的合理化建議活動，從成本控制和現場操作的源頭，即現場管理人員和操作人員深入挖掘成本控制合理化建議，體現群策群力，體現全員成本目標管理。如：單井進水套爐平板法更換為截止閥，采納后降低了閥門損耗量；井下節流器井等油管不暢通氣井運用套采泡排進行排液，采納后解決了此類氣井因積液減產的問題，實現增產增效；利用油井伴生氣加熱鍋爐同時利用廢棄油罐用作儲煤罐，降低了煤炭消耗量等。發揮廣大員工的積極性和創造性，實現了單位和個人雙贏的良性循環。2012年接收改善經營管理建議200余項，評審立項49項，完成25項，取得經濟效益166.85萬元。

全員成本目標管理是一個長期的、不斷深入的過程，不是短期行為，更不是搞運動。要把全員成本目標管理與“比學趕幫超”、“勞動競賽”等活動結合起來，以構建完善的成本管理機制為方向，以“建標、對標、追標、創標”為抓手，確保這項工作常態化，通過不斷的總結提升，促進成本管理水平持續提高。（作者單位：中國石油化工股份有限公司華北分公司財務處）

參考文獻：

[1]《持續推進全員成本目標管理實施方案（征求意見稿）》-中石化財務工作會討論資料

[2]《搞好全員目標成本管理應注意的問題》-盧輝生《中國煤炭》2001年12期