煤制甲醇工艺总结
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煤制甲醇工艺总结范文第1篇
【关键词】制氢;煤基甲醇 PSA;甲醇深加工
随着甲醇产量的增大，甲醇产能已经出现过剩，越来越多的煤制甲醇厂开始考虑甲醇深加工项目，以便提高产品附加值。目前比较多的深加工项目有醋酸、醋酸乙烯、醋酸丁酯及MTO、MTP等，特别是MTO，在神化取得成功后，全国各地掀起了一股甲醇制烯烃的热潮，初步统计全国在建或拟建的MTO项目有十五六家之多，MTO之后用丙烯、乙烯继续深加工，走石油化工路线，可以制得环氧丙烷、丙烯酸、低密度聚乙烯等，在石油价格居高不下的今天具有较高的经济价值。同时以煤基甲醇深加工制烯烃也解决了西部运输困难的问题，有利于资源合理布置。在MTO及后续深加工工艺中，都属于石油化工范畴，需要大量的氢气，并且纯度较高（一般大于95%，甚至99%以上），氢气的制得是一个需要大家考虑的问题。本文主要针对煤制甲醇工艺深加工中氢气的制取工艺进行讨论。
1．煤制甲醇工艺及工业制氢工艺简介
1.1 煤制甲醇工艺简介
一般的煤制甲醇工艺流程为煤或水煤浆加压进入气化炉然后经碳洗塔洗涤进入变换炉部分变换调节氢碳比后进入净化脱硫脱碳，之后进入合成塔合成甲醇，一般分为四个单元，气化、变换、净化、合成。一般能够作为富氢气气源的有变换气、净化气及合成驰放气，其一般的气体成分如下：
变换气气体及成分：
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%。
净化气气体及成分：
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。
驰放气气体及成分：
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，由于气体成分的不同，需要根据气源的不同，选择不同的制氢工艺。
1.2 工业制氢工艺简介
氢气提纯现已工业化的方法主要有三种：膜分离、低温法、变压吸附法。三种方法各有优缺点，膜分离占地面积小、操作简单、开工率高，并且功耗少，投资省，缺点是氢气纯度只能到98%（二级膜分离99%左右）；低温法是将气体冷冻成液体，再利用精馏的方法进行气体分离，具有气体纯度高，回收率高的优点，缺点是投资高，并且需要考虑与空分或低温甲醇洗统一设计；变压吸附利用吸附剂进行吸附再生获得高纯度的气体，具有产品纯度高、回收率高，操作费用低的特点，氢气纯度可达99.5%以上，缺点是阀门切换频繁，对阀门的性能、自动控制的水平及可靠性要求高。
2.MTO及后续产品对氢气的质量要求
MTO及石油化工加氢工艺中，对氢气的要求一般纯度要求大于99%，下面为一般的规格要求：
氢气成分：H2：99.5%；CO+CO2：??10ppm；总烃：??2000ppm；氧：??3ppm；总硫：??0.01ppm。
从三种氢气提纯工艺来看，要满足MTO及后续深加工工艺的要求，即氢气纯度大于99%，单纯的深冷或变压吸附可以达到，但是能耗相对较大。考虑深冷需要配套冷量，改造中较难实现，因此后续工艺一般采用变压吸附。但由于变压吸附是高压吸收，常压解析，解析气如果回收利用加压重新回到甲醇装置将需要很大的能耗，这样预处理就需要考虑全变换或者膜分离，将进PSA装置的非氢气成分降至最低，以便节省能耗。
3.煤基甲醇工艺中三种气源制氢工艺方案介绍
3.1以变换气为气源的制氢工艺
变换气的成分如下：
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%。
变换气中含有H2S，需要预处理进行脱硫。由变换气制氢有两种工艺路线。方案一：由于气体中含有大量的CO，在进PSA装置前需要进行全变换，以便转化CO，提高进气氢气浓度，这样PSA中的解析气仅含有少量氢气和一氧化碳，解析气可以去燃料管网。整个工艺路线为：
变换气全变换脱硫脱碳PSA产品氢气解析气去燃料管网。
方案二：变换气经过脱硫后直接进入PSA装置，由于解析气含有大量的CO，需要增加压缩机回收进入合成系统。整个工艺路线为：
变换气脱硫脱碳PSA产品氢气 解析气压缩机返回旧装置变换炉前。
由于PSA为常压解析，变换气压力一般为30-50bar，解析气增压回收需要大量的能耗，对比可以发现方案二的投资小于方案一，但操作成本会有较大的升高。
3.2 以净化气为气源的制氢工艺
净化气的成分如下：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。
净化气中不含H2S，H2浓度也高于变换气，总体成分优于变换气。在以净化气制氢的工艺中也提供两种方案。方案一：净化气经水洗后进入变换炉进行全变换，然后进入 PSA装置，PSA中的解析气去燃料管网。整个工艺路线为：
净化气全变换PSA产品氢气解析气去燃料管网。
方案二：净化气经过水洗后直接进入PSA装置，由于净化气含有大量的CO，需要增加压缩机回收进入合成系统。整个工艺路线为：
净化气水洗PSA产品氢气 解析气压缩机返回旧装置变换炉前。
同样由于解析气需要回收方案二的操作成本会有较大的升高。
3.3 以合成驰放气为气源的制氢工艺
驰放气的成分如下：
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。
驰放气中不含硫，但含有较高的甲醇，需要进行预处理。在以驰放气气制氢的工艺中提供如下方案：驰放气经过水洗后直接进入PSA装置，PSA中的解析气去燃料管网。整个工艺路线为：
驰放气水洗PSA产品氢气 解析气去燃料管网。
4.三种气源制氢工艺的比较
从上述制氢工艺方案中可以看到，以合成驰放气直接进入变压吸附制氢，装置投资最低，并且操作成本较低。适用于驰放气压力小于5MPa的装置，较高的压力将导致变压吸附的可靠性变差。同时如果制氢能力过大，将会对甲醇系统的操作带来影响，这在PSA装置事故停车时尤为明显。由于净化气的成分由于变换气，以净化气制氢的工艺明显由于变换气，投资更低，进气浓度更高。其方案一中所述净化气经全变换后进入变压吸附装置的工艺路线具有投资少，操作简单可靠、能耗少、成本低的优点，且其开停对后系统的影响较小，是制氢工艺的首选。
煤制甲醇工艺总结范文第2篇
关键词：煤 化工 能源 发展
我国快速的经济发展在很大程度上依赖于能源，虽然我国的石油储量较丰富，但是为部分周边国家所窥视，甚至是公然盗取，我国石油开采技术也稍显落后，不能快速的进行深海开采，这就使我国的石油面临紧缺的危险。日益上涨的油价便是最好的佐证。如果不能找到适当的能源替代品，我国的经济发展势必深受影响。能替代石油的能源在目前来看只有两种：煤和可燃冰。可燃冰的储量是不存在争议性的，然而可燃冰在现阶段还处于试验阶段，开采技术尚未解决，使用技术的研究更是没有开展，可见可燃冰只能作为未来的主要能源，短期内没法替代石油。而我国是煤储量相对于石油储量丰富，开采技术和使用技术都比较发达，可以作为主要能源从石油到可燃冰的中间替代品。
我国既是煤炭资源的生产大国也是煤炭资源的消耗大国，对于煤炭资源的合理、高效、经济的利用具有很重大的现实意义和战略意义。煤化工是以煤为基本原理，经焦化、气化、液化以及化学合成等技术将煤转化为气体或者液体以及其他化学生产的过程。未来我国的煤化工将向煤新型材料和煤制油和煤制天然气等新型清洁能源方面发展。
一、煤化工技术的现状
世界进入能源紧缺时代后，各国竞相加快提高能源利用率。由于储量等原因，对煤化工技术的研究已经成为了主要研究方向，煤化工技术主要指以下几个方面：
1.煤液化
煤炭液化技术包括煤炭的直接液化和间接液化。对于煤炭的液化技术，我国尚处于初级阶段，但是其液化产品丰富，市场潜力巨大，煤化工技术的一个重要发展方向。直接液化法是指在一定温度压强条件下，直接从液化煤中提前液态产品的技术。我国煤炭阶级液化产业已经得到了突破性发展，相关单位已经开始建设投产。煤间接液化法是指先在一定条件下对煤气化生产合成气，然后在一定温度压强和相应的催化剂作用下将合成气转化为其他液态产品。这项技术相较于直接液化法稍显落后。但是其发展空间仍然宽广。我国也将加快煤的直接液化法和间接液化法的研究步伐，使煤的液化技术趋于成熟。
2.煤焦化
煤焦化技术相对于其他技术更加成熟，其主要研究方向是从煤中提取冶金用的焦炭以及其他化学化工产品。煤炭焦化技术是在隔绝空气的条件下，在焦炉中对炼焦煤进行加热，生产焦炭、干馏煤气、煤焦油以及其他化学化工产品的技术。煤焦化技术在化学化工中占有重要比重，如干馏煤是生产甲醇、合成氨的主要原料；焦炭用于高炉炼铁、机械铸造、电石生产、价格铁合金以及高新科技方面。为解决焦炭和干馏煤供应紧张的问题，煤焦化技术正在朝着大面积、全方位、高效益方向发展。干法熄焦技术、煤气脱硫技术、煤焦化废水处理等技术将被大力推广。一大批的煤焦化工程已经开始投资建设。
3.煤气化
煤气化技术是对煤炭深度转化的技术，在煤化工技术中占有重要比重，也是衡量一国煤化工技术的重要标准。煤气化的主要几种方式有以下几种：
3.1 shell煤气化
Shell煤气化技术于20世纪70年代，属于气流床技术，工艺流程包括原料煤的预处理、煤的加压和投料、煤的气化、除尘脱硫等。该技术具有适应性强，对原料要求低，适用于大型化生产等优点。但是shell煤气化法装置建设周期长，煤转化率较低等缺点也是不容忽视的，目前我国只有部分煤气化工厂采用此技术。
3.2 两段式干煤粉加压气化
西安热工研究院早在1994年就开始对干煤粉气流床气化技术精心研究，在相关单位和部门的支持下，西安热工研究院于1997年建成了我国第一套干煤粉加压气化试验装置并进行了试验研究。在此研究基础之上，西安热工研究院提出了两段式干煤粉加压气化工艺，在我国科技部“十五”863计划的支持下完成了研究，并通过国家科技部的验收。两段式干煤粉加压气化技术是具有自主知识产权的加压气流床气化技术，其在国内的应用不受国际的干扰，应用前景广阔。
3.3 高灰熔点（粉）煤加压气化
目前，全国绝大部分小化肥和化工企业仍在采用固定床气化炉，其技术深受原料的限制，企业的效益也受到较大影响。采用灰熔聚循环流床粉煤气化技术能很好的解决原料和运输费用的问题，能在中小企业中大力推广。灰熔聚流化床粉煤技术具有煤种适用性广，操作温度适中，操作稳定，工艺流程简单等优点。
此外还有航天炉煤气化、恩德炉煤气化、多元料浆煤气化等煤气化技术。
二、合成甲醇技术
煤制甲醇是在煤气化的基础之上进行的，通过煤气化得到CO、H2为主的合成气，在一定的稳定、压强以及催化剂的作用下合成甲醇。甲醇在化学化工技术方面也占有重要地位，在国外主要利用天然气为原料制作甲醇，考虑到我国的资源问题，我国主要采用煤为原料制作甲醇。目前，煤制甲醇技术在我国技术较成熟，正向大规模和高效率方向发展。未来的研究将使煤制甲醇技术更趋环保、高效。
三、煤化工技术的意义
由于煤是固体燃料，它与空气接触比液体和气体少，容易产生CO等有毒气体，不利于煤的充分利用，另外，由于煤中含义部分硫、硝等元素，这部分元素与空气的反应所生成的气体大都有毒，对环境有很强的破坏性。对煤化工的研究能提高煤的利用率，降低对环境的破坏，同时也能利用煤中的硫硝等化学元素，做到煤资源的充分利用。使煤成为清洁、高效的能源。对煤化工产品的发展也能更低成本地生产化学化工原料，进而推动经济发展。
四、煤化工的发展趋势
煤化工以及有近百年的发展历史了，由上世纪的炼焦技术到本世纪的液化技术与气化技术，煤化工技术由简入难，由单一到复杂。煤化工技术紧随世界是经济发展而发展，推动着世界经济的进步。在未来一段时间内，煤化工技术主要集中在以下几个方面：（1）继续开发煤炭洁净气化技术，为煤炭化工发展提供基础原料，煤化工技术在现代煤化工技术中占有核心地位，世界各国也将主要研究煤气化技术；（2）能源安全与环境保护将成为影响煤化工产业的重点。随着世界各国环境问题的日益严重，世界对经济发展中影响环境的因素也将重点关注，煤化工技术对环境的影响尤为大，社会将重点关注煤化工产业在环境中的影响。（3）煤化工将向以煤化学为产业链的化工产业深度发展。新世纪由于石油的枯竭，煤势必将取得石油在化学方面的地位。
五、总结
煤化工产业在我国经济发展中占有重要比重，在我国建设社会主义和谐社会，坚持科学发展观的口号下，煤化工将进行一次新的蜕变。将在我国的经济发展中起到更重要的作用。煤化工将朝着效益、环保方向发展。
参考文献
[1]汪家铭.shell煤化气技术在我国的应用及前景展望.《氮肥技术》.2009年第02期
煤制甲醇工艺总结范文第3篇
毕业论文（设计）
开题报告
题 目： 煤变石油的研究
姓 名：
学 号：
专业班级： 06级化学系本科班
指导教师：
一、选题依据（包括选择课题的背景、选题研究的理论及实践意义）
前一段时间，煤变石油在国内被炒得沸沸扬扬，旋即归于沉寂。沸沸扬扬反映了人们对其技术内涵并不很熟悉，沉寂则反映出人们对其价值的不了解，担心水变油的误导事件在神州大地重演。然而，这回可的的确确是真的，这不仅因为我国已掌握了世界最先进的煤炭液化技术，而且———煤变石油真的离我们并不遥远。
石油是一种重要的战略物质，有了它，船舰可以乘风破浪，汽车可以翻山越岭，飞机可以穿云透雾……然而，近年来国际石油价格飞涨，供需差距越来越大。以我国为例，石油年消费量约为2.5亿吨，生产能力仅约15亿吨，预计2005年和2015年消费量将超过2.6亿吨和3.1亿吨，尤其若干年后石油开采枯竭的时候，这些动力和交通工具又该靠什么来运行呢？不必担心，聪慧的科学家们早已为我们设计了一个煤变石油的方案。
许多勘探资料都表明，全世界煤的可开采资源是巨大的，其能量值相当于石油资源的10倍。煤和石油的形态、形成历史、地质条件虽然不同，但是它们的化学组成却大同小异。煤中约含碳80％~85％，含氢4％~5％，平均分子量在2000以上。石油含碳85％，含氢13％，平均分子量在600以内。从组成上看，它们的主要差异是含氢量和分子量的不同，因此，只要人为地改变压力和温度，设法使煤中的氢含量不断提高，就可以使煤的结构发行变异，由大分子变成小分子。当其碳氢比降低到和石油相近时，则煤就可以液化成汽油、柴油、液化石油气、喷气燃料等石油产品了。同时还可以开发出附加值很高的上百种产品，如乙烯、丙烯、蜡、醇、酮、化肥等，综合经济效益十分可观。
国际上经典的煤变石油工艺是把褐煤或年轻烟煤粉与过量的重油调成糊状（称为煤糊），加入一种能防止硫对催化剂中毒的特殊催化剂，在高压釜里加压到20266~70931千帕并加热到380~500摄氏度的温度，在隔绝空气的条件下通入氢气，使氢气不断进入煤大分子结构的内部，从而使煤的高聚合环状结构逐步分解破坏，生成一系列芳香烃类的液体燃料和烷烃类的气体燃料。一般约有60％的煤能转化成液化燃料，30％转化成为气体燃料。具体来说，煤变石油的工艺可分为“直接液化”和“间接液化”两种，从世界范围来看，无论哪一类液化技术，都有成熟的范例。
“直接液化”是对煤进行高压加氢直接转化成液体产品。早在第二次世界大战之前，纳粹德国就注意到了煤和石油的相似性，从战略需要出发，于1927年下令建立了世界上第一个煤炭直接液化厂，年产量达10万吨，到1944年达到423万吨，用来开动飞机和坦克。一些当时的生产技术，今天还在澳大利亚、德国、巴基斯坦和南非等地应用。
“间接液化”是煤先气化，生产原料气，经净化后再行改质反应，调整氢气与一氧化碳的比例。此项技术主要源于南非，技术已非常成熟，煤变石油成本已低于国际油价，但技术一直严格保密。20世纪50年代，南非为了克服进口石油困难，成立了南非萨索尔公司，主要生产汽油、柴油、乙烯、醇等120多种产品，总产量达到700多万吨。目前，这家公司的3个液化厂，年耗煤4590万吨，年产合成油品1000万吨。该公司累计投资70亿美元，现在早已回收了全部设备投资。此外，俄罗斯、美国、日本等国也相继陆续完成了日处理150~600吨煤的大型工业试验，并进行了工业化生产的设计。
我国的煤炭科学总院对煤变石油的研究已进行了20多年，培养了一支专门从事直接液化技术研究的科研队伍，建成了具有先进水平的加氢液化、油品加工和分析检验实验室，对几十种煤样进行了试验和评价，筛选了国内十几种适宜液化的煤种，有良好的技术基础。1997年，中国科学院山西煤炭化学研究所进行的煤基合成汽油年产2000吨的工业试验获得阶段性成果，并通过了中科院的技术鉴定，为万吨级的工业化生产奠定了基础。其技术上也取得了突破：在催化剂的作用下，可用4~5吨煤，经过一系列工艺流程生产出1吨汽油或柴油。
自1997年至今，经过中德、中美、中日政府间的科技合作，进行了我国煤炭直接液化示范厂的可行性研究，结果表明，在陕西的神府煤田、内蒙古的东胜煤田、云南的先锋煤田，由于煤炭价格低廉，设备大部分可以国产化，从而可使煤液化油成本大大降低，一桶柴油产品的成本只有15~17美元，远低于欧佩克规定的每桶22~28美元的价格带。另一方面，以我们已经掌握的催化剂技术，间接液化合成部分的成本可以降低为原来的六分之一。这就是说，在煤矿坑口建厂，不要中间环节，如果合成油规模达到百万吨级，按目前市场价，吨油成本将控制在2000元左右，具有很强的市场竞争力。令人欣喜的是，国家发改委已批准在陕西神府煤田和云南先锋煤田兴建两个煤液化项目，总投资约200亿元，年产油200万吨。国务院也已正式批准神华集团（位于神府煤田）关于煤炭液化的项目建议书，允许其转入可行性研究阶段，并将投资追加到250亿元。神华集团也已与掌握煤炭液化关键技术的美国HTI公司签订了技术转让意向性协议，已开始初步设计工作。该项目建成后，年产油250万吨，每年可创税收25亿元，年实现利润25亿元，对降低石油危机风险有十分重大的意义。
三、研究内容与方法
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%，天然气占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
由煤炭气化生产合成气、再经费-托合成生产合成油称之为煤炭间接液化技术。“煤炭间接液化”法早在南非实现工业化生产。南非也是个多煤缺油的国家，其煤炭储藏量高达553.33亿吨，储采比为247年。煤炭占其一次能源比例为75.6%。南非1955年起就采用煤炭气化技术和费-托法合成技术，生产汽油、煤油、柴油、合成蜡、氨、乙烯、丙烯、α-烯烃等石油和化工产品。南非费-托合成技术现发展了现代化的Synthol浆液床反应器。萨索尔（Sasol）公司现有二套“煤炭间接液化”装置，年生产液体烃类产品700多万吨（萨索尔堡32万吨/年、塞库达675万吨/年），其中合成油品500万吨，每年耗煤4950万吨。累计的70亿美元投资早已收回。现年产值达40亿美元，年实现利润近12亿美元。
我国中科院山西煤化所从20世纪80年代开始进行铁基、钴基两大类催化剂费-托合成油煤炭间接液化技术研究及工程开发，完成了2000吨/年规模的煤基合成油工业实验，5吨煤炭可合成1吨成品油。据项目规划，一个万吨级的“煤变油”装置可望在未来3年内崛起于我国煤炭大省山西。中科院还设想到2008年建成一个百万吨级的煤基合成油大型企业，山西大同、朔州地区几个大煤田之间将建成一个大的煤“炼油厂”。最近，总投资100亿美元的朔州连顺能源公司每年500万吨煤基合成油项目已进入实质性开发阶段，计划2005年建成投产。产品将包括辛烷值不低于90号且不含硫氮的合成汽油及合成柴油等近500种化工延伸产品。
我国煤炭资源丰富，为保障国家能源安全，满足国家能源战略对间接液化技术的迫切需要，2001年国家科技部”863”计划和中国科学院联合启动了”煤制油”重大科技项目。两年后，承担这一项目的中科院山西煤化所已取得了一系列重要进展。与我们常见的柴油判若两物的源自煤炭的高品质柴油，清澈透明，几乎无味，柴油中硫、氮等污染物含量极低，十六烷值高达75以上，具有高动力、无污染特点。这种高品质柴油与汽油相比，百公里耗油减少30％，油品中硫含量小于0．5×10－6，比欧Ⅴ标准高10倍，比欧Ⅳ标准高20倍，属优异的环保型清洁燃料。
山西煤化所进行”煤变油”的研究已有20年的历史，千吨级中试平台在2002年9月实现了第一次试运转，并合成出第一批粗油品，到2003年底已累计获得了数十吨合成粗油品。2003年底又从粗油品中生产出了无色透明的高品质柴油。目前，山西煤化所中试基地正准备第5次开车，计划运行6个月左右。目前世界上可以通过”煤制油”技术合成高品质柴油的只有南非等少数国家。山西煤化所优质清洁柴油的问世，标志着我国已具备了开发和提供先进成套产业化自主技术的能力，并成为世界上少数几个拥有可将煤变为高清洁柴油全套技术的国家之一。据介绍，该所2005年将在煤矿生产地建一个10万吨／年的示范厂，预计投资12亿～14亿元，在成熟技术保证的前提下，初步形成"煤制油"产业化的雏形。
据预测，到2020年，我国油品短缺约在2亿吨左右，除1.2亿吨需进口外，”煤制油”技术可解决6000万～8000万吨以上，投资额在5000亿元左右，年产值3000亿～4000亿元，其中间接液化合成油可生产2000万吨以上，投资约1600亿元，年产值1000亿元左右。从经济效益层面看，建设规模为50万吨／年的”煤制油”生产企业，以原油价不低于25美元的评价标准，内部收益率可达8％～12％，柴油产品的价格可控制在2000元／吨以内。而此规模的项目投资需45亿元左右。
目前，包括山西煤化所在内的七家单位已组成联盟体，在进行”煤制油”实验对比中实行数据共享；不久将有1.2吨高清洁柴油运往德国进行场地跑车试验；2005年由奔驰、大众等厂商提供车辆，以高清洁柴油作燃料，进行从上海到北京长距离的行车试验，将全面考察车与油料的匹配关系、燃动性及环保性等。目前”煤制油”工业化示范厂的基础设计工作正在进行之中，预计可在2010年之前投入规模生产。
我国与南非于2004年9月28日签署合作谅解备忘录。根据这项备忘录，我国两家大型煤炭企业神华集团有限责任公司和宁夏煤业集团有限责任公司将分别在陕西和宁夏与南非索沃公司合作建设两座煤炭间接液化工厂。两个间接液化工厂的首期建设规模均为年产油品300万吨，总投资分别为300亿元左右。通过引进技术并与国外合资合作，煤炭间接液化项目能够填补国内空白，并对可靠地建设“煤制油”示范项目有重要意义。萨索尔公司是目前世界上唯一拥有煤炭液化工厂的企业。从1955年建成第一个煤炭间接液化工厂至今已有50年的历史，共建设了3个煤炭间接液化厂，年处理煤炭4600万吨，年产各种油品和化工产品760多万吨，解决了南非国内40%的油品需求。
中科院与神华集团有关”铁基浆态床合成燃料技术”签约，标志着该技术的产业化指日可待。铁基浆态床合成燃料技术是中科院山西煤化所承担的”十五”中科院创新重大项目和国家”863”计划项目，得到了国家和山西省及有关企业的支持。经过两年多的努力，已经研发出高活性和高稳定性铁系催化剂、千吨级浆态床反应工艺和装置等具有自主知识产权的技术。截至2004年10月已完成了1500小时的中试运转，正在为10万吨／年工业示范装置的基础设计收集数据，已基本形成具有我国自主知识产权的集成性创新成果。与神华集团的合作，将促进对我国煤基间接合成油技术的发展起到积极的作用。
壳牌（中国）有限公司、神华集团和宁夏煤业集团于2004年11月签署谅解备忘录，共同开发洁净的煤制油产品。根据谅解备忘录，在为期6到9个月的预可行性研究阶段，三方将就壳牌煤制油（间接液化）技术在中国应用的可行性进行研究，内容包括市场分析、经济指标评估、技术解决方案和相关规定审核以及项目地点的确定。据了解，神华集团和宁夏煤业集团将分别在陕西和宁夏各建设一座煤炭间接液化工厂。计划中的两个间接液化工厂的首期建设规模均为年产油品300万吨，初步估计总投资各为300亿元左右。
云南开远解化集团有限公司将利用小龙潭褐煤资源的优势，建设年产30万吨甲醇及10万吨二甲醚项目、年产50万吨或100万吨煤制合成油项目，以及利用褐煤间接液化技术生产汽油。该公司计划于2006年建成甲醇及二甲醚项目，产品主要用于甲醇燃料和二甲醚民用液化气。煤制合成油项目因投资大、技术含量高，解化集团计划分两步实施：2005年建成一套年产1万吨煤制油工业化示范装置；2008年建成年产50万吨或100万吨煤制合成油装置。目前，年产2万吨煤制油工业化示范项目已完成概念性试验和项目可行性研究报告。该项目将投资7952万元，建成后将为企业大型煤合成油和云南省煤制油产业起到示范作用。
由煤炭气化制取化学品的新工艺正在美国开发之中，空气产品液相转化公司（空气产品和化学品公司与依士曼化学公司的合伙公司）成功完成了由美国能源部资助2.13亿美元、为期11年的攻关项目，验证了从煤制取甲醇的先进方法，该装置可使煤炭无排放污染的转化成化工产品，生产氢气和其他化学品，同时用于发电。1997年4月起，该液相甲醇工艺（称为LP MEOH）开始在伊士曼公司金斯波特地区由煤生产化学品的联合装置投入工业规模试运，装置开工率为97.5%，验证表明，最大的产品生产能力可超过300吨/天甲醇，比原设计高出10%。它与常规甲醇反应器不同，常规反应器采用固定床粒状催化剂，在气相下操作，而LP MEOH工艺使用浆液鼓泡塔式反应器（SBCR），由空气产品和化学品公司设计。当合成气进入SBCR，它藉催化剂（粉末状催化剂分散在惰性矿物油中）反应生成甲醇，离开反应器的甲醇蒸气冷凝和蒸馏，然后用作生产宽范围产品的原料。LP MEOH工艺处理来自煤炭气化器的合成气，从合成气回收25%~50%热量，无需在上游去除CO2（常规技术需去除CO2）。生成的甲醇浓度大于97%，当使用高含CO2原料时，含水也仅为1%。相对比较，常规气相工艺所需原料中CO和H2应为化学当量比，通常生成甲醇产品含水为4%~20%。当新技术与气化联合循环发电装置相组合，又因无需化学计量比例进料，可节约费用0.04~0.11美元/加仑。由煤炭生产的甲醇产品可直接用于汽车、燃气轮机和柴油发电机作燃料，燃料经济性无损失或损失极少。如果甲醇用作磷酸燃料电池的氢源，则需净化处理。
煤炭直接液化技术
早在20世纪30年代，第一代煤炭直接液化技术—直接加氢煤液化工艺在德国实现工业化。但当时的煤液化反应条件较为苛刻，反应温度470℃，反应压力70MPa。1973年的世界石油危机，使煤直接液化工艺的研究开发重新得到重视。相继开发了多种第二代煤直接液化工艺，如美国的氢-煤法（H-Coal）、溶剂精炼煤法（SRC-Ⅰ、SRC-Ⅱ）、供氢溶剂法（EDS）等，这些工艺已完成大型中试，技术上具备建厂条件，只是由于经济上建设投资大，煤液化油生产成本高，而尚未工业化。现在几大工业国正在继续研究开发第三代煤直接液化工艺，具有反应条件缓和、油收率高和油价相对较低的特点。目前世界上典型的几种煤直接液化工艺有：德国IGOR公司和美国碳氢化合物研究（HTI）公司的两段催化液化工艺等。我国煤炭科学研究总院北京煤化所自1980年重新开展煤直接液化技术研究，现已建成煤直接液化、油品改质加工实验室。通过对我国上百个煤种进行的煤直接液化试验，筛选出15种适合于液化的煤，液化油收率达50%以上，并对4个煤种进行了煤直接液化的工艺条件研究，开发了煤直接液化催化剂。煤炭科学院与德国RUR和DMT公司也签订了云南先锋煤液化厂可行性研究项目协议，并完成了云南煤液化厂可行性研究报告。拟建的云南先锋煤液化厂年处理（液化）褐煤257万吨，气化制氢（含发电17万KW）用原煤253万吨，合计用原煤510万吨。液化厂建成后，可年产汽油35.34万吨、柴油53.04万吨、液化石油气6.75万吨、合成氨3.90万吨、硫磺2.53万吨、苯0.88万吨。
我国首家大型神华煤直接液化油项目可行性研究，进入实地评估阶段。推荐的三个厂址为鄂尔多斯市境内的上湾、马家塔、松定霍洛。该神华煤液化项目是2001年3月经国务院批准的可行性研究项目，这一项目是国家对能源结构调整的重要战略措施，是将中国丰富的煤炭能源转变为较紧缺的石油资源的一条新途径。该项目引进美国碳氢技术公司煤液化核心技术，将储量丰富的神华优质煤炭按照国内的常规工艺直接转化为合格的汽油、柴油和石脑油。该项目可消化原煤1500万吨，形成新的产业链，效益比直接卖原煤可提高20倍。其副属品将延伸至硫磺、尿素、聚乙烯、石蜡、煤气等下游产品。这项工程的一大特点是装置规模大型化，包括煤液化、天然气制氢、煤制氢、空分等都是世界上同类装置中最大的。预计年销售额将达到60亿元，税后净利润15.7亿元，11年可收回投资。
甘肃煤田地质研究所煤炭转化中心自主研发的配煤液化试验技术取得重大突破。由于配煤液化技术油产率高于单煤液化，据测算，采用该技术制得汽柴油的成本约1500元/吨，经济效益和社会效益显著。此前的煤液化只使用一种煤进行加工，甘肃煤炭转化中心在世界上首次采用配煤的方式，将甘肃大有和天祝两地微量成分有差别的煤炭以6：4配比，设定温度为440℃、时间为60秒进行反应，故称为“配煤液化”。试验证明，该技术可使煤转化率达到95.89%，使油产率提高至69.66%，所使用的普通催化剂用量比单煤液化少，反应条件相对缓和。
甘肃省中部地区高硫煤配煤直接液化技术，已由甘肃煤田地质研究所完成实验室研究，并通过专家鉴定，达到了国际先进水平。同时，腾达西北铁合金公司与甘肃煤田地质研究所也签署投资协议，使”煤制油”产业化迈出了实质性一步。为给甘肃省”煤制油”产品升级换代提供资源保障，该省同甘肃煤田地质研究所就该省中部地区高硫煤进行”煤制油”产业化前期研究开发。经专家测定，产油率一般可达到64.63％，如配煤产油率可达69.66％。该项目付诸实施后，将为甘肃省华亭、靖远、窑街等矿区煤炭转化和产业链的延伸积累宝贵的经验。
神华集团”煤制油”直接液化工业化装置巳正式于2004年8月底在鄂尔多斯市开工。这种把煤直接液化的”煤制油”工业化装置在世界范围内是首次建造。神华煤直接液化项目总建设规模为年产油品500万吨，分二期建设，其中一期工程建设规模为年产油品320万吨，由三条主生产线组成，包括煤液化、煤制氢、溶剂加氢、加氢改质、催化剂制备等14套主要生产装置。一期工程主厂区占地面积186公顷，厂外工程占地177公顷，总投资245亿元，建成投产后，每年用煤量970万吨，可生产各种油品320万吨，其中汽油50万吨，柴油215万吨，液化气31万吨，苯、混合二甲苯等24万吨。为了有效地规避和降低风险，工程采取分步实施的方案，先建设一条生产线，装置运转平稳后，再建设其它生产线。2007年7月建成第一条生产线，2010年左右建成后两条生产线。神华集团有限责任公司2003年煤炭产销量超过1亿吨，成为我国最大的煤炭生产经营企业。据称，如果石油价格高于每桶22美元，煤液化技术将具有竞争力。
神华集团将努力发展成为一个以煤炭为基础，以煤、电、油（化）为主要产品的大型能源企业集团。到2010年，神华集团煤炭生产将超过2亿吨；自营和控股发电装机容量将达到2000万千瓦；煤炭液化形成油品及煤化工产品能力达1000万吨／年；甲醇制烯烃的生产能力达到1亿吨／年。2020年，其煤炭生产将超过3亿吨；电厂装机容量达到4000万千瓦；煤炭液化形成油品和煤化工产品能力达3000万吨／年。
目前，煤炭直接液化世界上尚无工业化生产装置，神华液化项目建成后，将是世界上第一套煤直接液化的商业化示范装置。煤炭间接液化也仅南非一家企业拥有工业化生产装置。美国正在建设规模为每天生产5000桶油品的煤炭间接液化示范工厂。
云南省也将大力发展煤化工产业，并积极实施煤液化项目。云南先锋煤炭直接液化项目预可行性研究报告已于2004年5月通过专家评估。项目实施后，”云南造”汽油、柴油除供应云南本省外，还可打入省外和国际市场，同时也将使云南成为继内蒙古后的第二大”煤变油”省份。云南省先锋煤炭液化项目是我国利用国外基本成熟的煤炭直接液化技术建设的首批项目之一。云南煤炭变油技术将首先在先锋矿区启动，获得成功经验后在其他地方继续推广。即将兴建的云南煤液化厂估算总投资103亿元，项目建设期预计4年，建成后年销售额34亿元，年经营成本7.9亿元，年利润13.8亿元。云南省煤炭资源较为丰富，但是石油、天然气严重缺乏。先锋褐煤是最适合直接液化的煤种。在中国煤科总院试验的全国14种适宜直接液化的煤种中，先锋褐煤的活性最好，惰性组分最低，转化率最高。液化是一个有效利用云南大量褐煤资源的突破口，洁净煤技术是发展的方向，符合国家的产业政策。”煤变油”将使云南省煤炭资源优势一跃成为经济优势。一旦”煤变油”工程能在全省推广，全省150亿吨煤就能转化为30亿吨汽油或柴油，产值将超过10万亿元。
结语
洁净煤技术的开发利用正处方兴未艾之势，我国应加大煤炭气化技术、煤间接液化和煤直接液化技术的开发和推行力度，并引进吸收消化国外先进技术，将我国洁净煤技术和应用水平提到一个新的高度，为我国能源工业的可持续发展作出新的贡献。
发达国家为何不搞煤变油？
据了解，目前南非拥有一套年产800万吨油品的煤变油工厂，是世界上唯一大规模的煤变油商业工厂，并为该国提供了60％的运输油料。其实美、德、日等发达国家也都有成熟技术，但它们为什么没有投入工业化生产？
据介绍，早在上世纪30年代末，由于石油紧缺，德国就开始研究煤制油技术。二战前，德国已建成17个工厂，生产420多万吨汽柴油。到了40年代末、50年代初，随着中东大油田的开采，低成本的石油大量充斥市场，每桶2—10美元。在这种情况下，再搞煤变油在经济上就很不合算。直到1973年，中东实行石油禁运，油价被炒高，达到每桶30多美元（相当于现在价格80多美元），这时，大规模的煤制油研发又掀起，美、日、德都纷纷投巨资研究，并建设了试验工厂。但是，在这些国家，煤变油始终没有真正投入商业运行。这是为什么呢？
据专家测算，当原油价格在28美元以上，煤变油在经济上就比较划算；低于这个价格，煤制油就不划算。因此，上世纪80年代中期至90年代中期，国际油价一直处在低位，煤变油自然不会受到重视。但是，各国技术已相当成熟，可以说倚马可待，只要市场需要，就可进行大规模工业化。直到最近两年，国际油价一再攀升，煤制油重新被各国提上议事日程。美国去年起又开始搞间接液化，法国、意大利也开始进行合作研发。但从项目启动到开工建设，至少需要5年准备时间，而油价频繁变动，时高时低，人们往往反应滞后，使决策举棋不定。
中国搞煤变油有优势，但不会成为油品生产的主方向
专家认为，在我国搞煤变油有着显著的优势。我国富煤少油，近年来随着经济的发展，进口原油逐年攀升，从1993—2003年10年间，年均递增15％以上，进口依存度越来越高。10年间，我国进口原油增长9.18倍，每年花去大量外汇。由于油价上涨，2004年进口原油比上年多支付550亿元人民币。因此，专家认为，从我国能源安全的战略角度考虑，也应该努力想办法，从多元化出发，解决能源长期可靠供应问题，而煤变油是可行途径之一。
同时，中国是产煤大国，西部产煤成本（特别是坑口煤）相对较低。神华集团副总经理、神华煤制油公司董事长张玉卓给记者算了一笔账：吨煤开采成本美国是20.5美元，神华神东矿区不到100元人民币，很显然，神华煤很有优势。
此外，中国投资成本和劳动力成本相对较低。据估算，年产250万吨柴汽油的生产线，在美国需投资32亿美元，而在中国仅需20亿美元。
据测算，神华煤制油项目在国际原油价格22—30美元/桶时，即有较强竞争力。而目前国际原油价格长期在50美元/桶以上。
兖矿的煤炭开采成本会高一些，它搞煤变油划算吗？据兖矿集团副总经理、煤化工公司总经理张鸣林介绍，兖矿坑口煤炭开采成本约为100元/吨，在国际油价不低于23美元/桶时具有竞争力。
目前，神华在煤制油上已累计投资数十亿元。张玉卓透露，神华还准备与南非合作，以间接液化方式生产煤制油，产成品中，将以柴油为主，汽油为辅。今后五六年内，神华将在煤制油上投资数百亿元，10年后，煤与油在神华将并驾齐驱。可以看出，神华在煤制油项目上雄心勃勃。
兖矿已累计投入1.3亿元，它的工业化项目尚未启动。兖矿正在瞄准汽油市场，今年计划再投入1亿多元，进行高温合成工艺技术的中试研究，使产成品中汽油占70％，柴油占25％。
目前，煤变油产业化步伐正在加快。不过，专家认为，并非所有煤炭都适合转化成柴汽油，特别是直接液化对煤种要求很高，我国只有少数几个地区的煤炭适合，间接液化对煤种的适应性要宽泛些。因此，煤制油在我国会得到一定发展，但不可能成为油品生产的主方向。
四、研究的主客观条件
1 煤变油的必要性
迄今为止，人类使用的燃料主要是矿物燃料(也叫化石燃料)，包括石油、油页岩、煤和天然气，而用得最多的是石油和煤。自从19世纪中叶和20世纪初在美洲和中东发现大规模的石油矿藏以来，人们广泛使用石油为能源。随着工业化程度的提高，石油的用量猛增，仅1968年至1978年这10年间，全世界开采的石油就相当于过去110年的开采量。全世界已经发现的石油蕴藏量大约为4万亿桶，科学家估计，地球上石油和天然气资源将在100年内枯竭。煤是地壳中储量最丰富的矿物燃料，全世界煤的可开采量估计要比石油多20~40倍，供应年代远大于石油。但是，作为燃料，煤有两大缺点：一是不干净，煤中所含的硫燃烧生成二氧化硫，造成对大气和周围环境的严重污染；二是从原子结构上看，煤的氢一碳比(H／C)还不到石油的一半，限制了它的综合利用。
近年来，随着石油资源日益减少，国际石油市场动荡不定，给各国经济发展带来不利影响。人们不会忘记1973年及1979~1980年两次石油危机造成的全球性经济衰退。同时，由于石油是规模巨大的石油化工的基础，除用于塑料、纤维、油漆、医药等工业外，还用于生产食用油脂、蛋白质、糖类及合成甘油等基本食品，石油资源的枯竭，必将影响到石化工业。因此，从经济和社会效益来看，煤经过转化(煤变油)再利用是值得提倡的发展方向。
2 煤变油的可能性
石油是一种气态、液态和固态碳氢化合物的混合物，也可能是由古代的动植物长期被埋藏在地下而形成的，储集在地下的多孔性岩石里。石油中碳氢化合物(包括烷烃、吠樘?头枷闾?占98％以上。
煤是一种碳质岩石，是古代森林由于地壳的变动被埋人地下，经过漫长的地质年代的生物化学作用和地质作用而形成的。按煤化作用程度的不同，可分为泥炭、褐煤、烟煤和无烟煤四大类。它是多种高分子有机化合物和矿物质的混合物，其中有机化合物以碳为主，氢、氧、氮、硫等次之。
由此可见，煤和石油都是主要由碳和氢元素组成的，其主要区别在氢——碳原子比H／C不同。煤的H／C＜0.8，而油H／C>1．8。此外，煤是化学结构十分复杂的复合体，其基本结构是缩合芳烃为主体的带有侧链和官能团的大分子。而油大多数是以脂肪族的直链烃为主，也有环烷烃类，比煤的结构简单得多。因此，人类产生了由煤液化转化为油的想法。
我国是一个产煤大国，合理有效地开发煤资源的综合利用已经摆在我国科学工作者的面前。另外从国家安全出发，研究开发煤资源的综合利用，是一项可持续发展的国策，因而发展煤变油技术越发显得重要。
3 煤变油的关键是煤液化技术
要将煤变成油，首先要将煤液化，然后进行分解，因而煤变油的关键是煤的液化技术。
所谓煤的液化，就是将煤通过化学加工转化为液体产品的过程，煤的液化可分为直接液化和间接液化两个体系
3．1 直接液化
煤直接液化就是把煤直接转化成液体产品，此项技术20世纪初首先在美国、德国、英国和日本实现。70年生石油危机后，再一次出现煤直接转化液体燃料油的研究热潮。到了80年代，煤直接液化的工艺日趋成熟，有的国家已完成了5000吨旧示范厂或2300吨／B生产厂的设计。煤直接液化工艺主要有：
①EDS法(Exxon供氢溶剂法) 是将煤浆在循环的供氢溶剂中与氢混合，溶剂首先通过催化器拾取氢原子，然后通过液化反应器“贡献”出氢，使煤分解。
②氢一煤法是采用沸腾床反应器，直接加氢将煤转化成液体燃料的工艺。
③SRC法是将高灰分、高硫分的煤转化成接近无灰、低硫的液化工艺。先将溶剂与煤粉制成煤浆，再把煤浆与氢混合后送人反应器。
④煤—油共炼将煤与渣油混合成油煤浆，再炼制成液体燃料。由于渣油中含有煤转化过程所需的大部分或全部的氢，可减少或不用氢气，从而降低成本
3．2 间接液化
煤的间接液化是先将煤气化，生产出原料气，经净化后再进行改质反应，调整氢碳比而成。它是德国化学家于1923年首先提出的。
煤间接液化的主要方法称为费托(F--T)合成技术。该方法先把经过适当处理的煤送人反应器，在一定温度和压力下通过气化剂(空气或氧气+蒸汽)，以一定的流动方式转化成CO—H2的合成气(灰分形成残渣排出)。如用空气作气化剂，可制成低热值(4．7~5．6兆焦／米3合成气，用氧气作气化剂，可生产中热值(11．2—13．O兆焦／米3)合成气。再以合成气为原料，在催化剂作用下合成碳、氢、氧化合物，例如醇、醛、酮、酯，以及碳氢化合物烃类或液态的烃类。从第二次世界大战时起到1945年，德国建立了费托合成装置9套，催化剂由一氧化碳、钍、镁组成，所得的产物组成为：汽油46％、柴油23％、油3％和石蜡28％。战后，ARCE公司研制了成分为铁、硅、钾、铜的催化剂，所得产物组成为：汽油32％、柴油21％、石蜡烃47％。1955年在贫油的南非SASOL建立了相同工艺的费托合成装置，并实现了工业化。SASOL公司是世界最大、也是唯一由煤间接气化再用费托合成技术生产汽油和各种化学品的公司，拥有员工26000多人，年销售额达25亿美元。因工艺所需已拥有法国法液空66900米3／时、氧气纯度为98．5％的空分设备12套，74000米3／B十空分设备1套，总制氧能力达87万米3／时，号称世界上最大的制氧站。仅SASOL I装置，每年气化1200万吨煤，需要40万米3／时、纯度为98％的氧气。而后SASOLⅡ和SASOLⅢ系统先后建成。现在，该公司是世界上最大的商业性煤液化厂，已建成3个厂，采用鲁奇气化炉和F--T合成反应器，年产合成液体燃料和化学品400万吨，年耗煤2700万吨以上。
值得一提的是，据美国联碳公司研究，用煤生产1吨合成燃料，所需氧气为0.3~1吨；产量为10万桶／天的合成燃料装置，需10~20套并联安装的2000—2500吨／天制氧机。另据1993年山西省去南非SASOL公司考察，了解到煤的气化所用氧气为：1000米3粗煤气，要用纯度99％的氧气150米3。因而煤气化及转化所需的大型空分设备将是很有市场的。
4 煤变油在我国
利用丰富的煤资源，采用直接和间接煤液化技术，人类已经实现了煤转化为油的梦想。我国对煤的液化及转化也非常重视，1980年重新开展煤直接液化研究，1983年和1990年两次从日本和德国引进的煤直接液化技术和设备，至今还在继续使用和运行，中国煤种液化特性评价和液化工艺的研究及对费托合成的研究也一直在进行。对此，国家从“六五”起都安排攻关项目。经过科研工作者多年的艰苦努力，已有一部分成果接近工业化的前期，有的研究成果具有很强的创新性，处于国际领先地位。
目前我国在煤制取合成气方面已取得较好的成果，并正向世界一流技术水平进军。另外在合成气制含氧化学品的技术和工艺方面也取得了明显的成果，有的已经是产业化的规模，例如合成气制二甲醚，合成气制甲醇及下游产品的开发，合成气制乙醇，联产乙醛、乙酸等。特别是改进催化剂制备工艺，制备出有高活性特殊功能、特殊选择性的催化剂，使煤制得的合成气得以合成出附加值更高的化工原料和化工产品。例如北京化工大学催化研究室在国家的支持下，经过多年的努力，所研制的新型物种Fe3C纳米粒子催化剂，用于合成气定向控制转化成丙烯的费托催化反应中，获得突破性成果。
纳米粒子是20世纪80年代问世的一种新材料，由于它的粒径小，比表面积大，表面原子占有率高，表面具有未饱和键、悬空键的特殊电子结构和体相结构，使其在光学性质、磁性、导热以及化学活性等方面具有奇异的特性，引起当代科学界的重视。北京化工大学采用激光热解法，结合固相反应制备的碳化铁纳米粒子催化剂，粒径在2nm～3nm，比表面积200m2／g，反应温度260~320℃，压力1．5MPa，合成气空速为600h-1。在无原料气循环的条件下，在连续加压浆态 床反应器中对催化剂催化性质测试，结果表 明CO转化率达98％以上。由于粒子的尺寸效应，丙烯的选择性达82％。同时，由于 催化系统的高度还原性，完全抑制C02的 生成，打破费托合成SF产物分布的限制，使CO最大限度转化为高附加值的丙烯，实 现了充分利用资源的月的。因为丙烯是不可 缺少的基础化工原料，目前大都以石油原料经裂解或炼油两种方式生产。该研究开辟了 以煤为资源经合成气一步转化为丙烯的工艺 路线，用以替代价格日益上涨和资源有限的石油，具有重要战略意义，也是合理利用地 球资源较好的实例。经成本核算，用此方法 合成的丙烯成本与用石油为原料生产丙烯价格相当或略低，是很有应用前景的生产新工 艺。该研究成果处于国际领先地位，引起了 国内外同行的关注。
我国对煤制甲醇也做了大量工作。甲醇是用含有H2和CO的原料气制作的，可用 作化工原料、溶剂和燃料。甲醇用作汽车燃 料，可在汽油中掺人5％、15％、25％ (M--5、M--15、M口25)或用纯甲醇(M-- 100)。甲醇和异丁烯合成甲基叔丁基醚 (MTBE)，用作无铅汽油辛烷值添加剂；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剂。甲醇还可制取合成汽油。目前，我国甲醇年产能力超 过60万吨，其中约20％用作燃料。煤用间 接液化制成燃料甲醇已有了成熟技术。
五、研究进度安排
1。写可行性报告
2。搜集相关资料
3。开始试验研究
4。整理研究结果
5。写试验总结
六、主要参考文献
众所周知，作为燃料，煤相对于石油有两大缺点：一是不干净，煤中所含的硫燃烧生成二氧化硫，造成对大气和周围环境的严重污染；二是从原子结构上看，煤的氢一碳比(H／C)还不到石油的一半，限制了它的综合利用。于是有许多科学家提出了许多转化煤和石油的方法，以达到利益最大化，危害最小化。
煤和石油都是主要由碳和氢元素组成的，其主要区别在氢——碳原子比H／C不同。煤的H／C＜0.8，而油H／C>1．8。此外，煤是化学结构十分复杂的复合体，其基本结构是缩合芳烃为主体的带有侧链和官能团的大分子。而油大多数是以脂肪族的直链烃为主，也有环烷烃类，比煤的结构简单得多。因此，人类产生了由煤液化转化为油的想法。
①EDS法(Exxon供氢溶剂法) 是将煤浆在循环的供氢溶剂中与氢混合，溶剂首先通过催化器拾取氢原子，然后通过液化反应器“贡献”出氢，使煤分解。
②氢一煤法是采用沸腾床反应器，直接加氢将煤转化成液体燃料的工艺。
③SRC法是将高灰分、高硫分的煤转化成接近无灰、低硫的液化工艺。先将溶剂与煤粉制成煤浆，再把煤浆与氢混合后送人反应器。
④煤—油共炼将煤与渣油混合成油煤浆，再炼制成液体燃料。由于渣油中含有煤转化过程所需的大部分或全部的氢，可减少或不用氢气，从而降低成本
⑤费托(F--T)合成技术。该方法先把经过适当处理的煤送人反应器，在一定温度和压力下通过气化剂(空气或氧气+蒸汽)，以一定的流动方式转化成CO—H2的合成气(灰分形成残渣排出)。
⑥北京化工大学采用激光热解法，结合固相反应制备的碳化铁纳米粒子催化剂，粒径在2nm～3nm，比表面积200m2／g，反应温度260~320℃，压力1．5MPa，合成气空速为600h-1。在无原料气循环的条件下，在连续加压浆态床反应器中对催化剂催化性质测试，结果表 明CO转化率达98％以上。由于粒子的尺寸效应，丙烯的选择性达82％。同时，由于催化系统的高度还原性，完全抑制C02的 生成，打破费托合成SF产物分布的限制，使CO最大限度转化为高附加值的丙烯，实现了充分利用资源利用。
煤制甲醇工艺总结范文第4篇
关键词：煤化工业；“十二五”时期；产能过剩
中图分类号：F264.省略
一、引 言
我国是个富煤、贫油、少气的国家。截止2010年底，我国对进口原油的依存度高达54%，对天然气的依存度为5%。如果单纯将石油化工业作为发展重点，将会直接威胁国家的能源安全。所以，发展煤化工对我国有着重要的意义。近年来，我国煤化工行业发展保持与国民经济相同的步伐，呈现平稳上升趋势，其在国民经济中所占比重也逐年上升，企业规模和资产实力都有较大幅度增长。然而，目前我国煤化工产业存在着不可忽视的矛盾和问题，即传统煤化工行业产能过剩与现代煤化工行业发展不成熟共存。从传统煤化工来看，我国传统煤化工行业面临着普遍的产能过剩，如焦炭、电石等行业，严重阻碍了行业的健康发展，降低了产品的国际竞争力，同时也造成了大量的资源浪费；从现代煤化工来看，近年来，国内发展以煤炭为原料生产石油代替产品的现代煤化工的积极性很高，但是现代煤化工行业仍处于起步探索阶段和示范建设阶段，关键技术和装备亟待国产化，且对资源、环境等方面要求较高，产业面临极大的投资风险。但出于地方财政和税收的考虑，一些地方政府急于进入该行业，产业布局的盲目性和随意性，给煤化工行业在“十二五”期间的健康发展埋下新一轮产能过剩的隐患。为了推动煤化工产业按照“十二五”规划健康地发展，降低我国石油对外依存度，确保国家能源安全，避免重蹈传统煤化工重复建设和产能过剩的覆辙，有必要探索新时期防范煤化工行业产能过剩的有效途径［1］。
数据来源：中国统计年鉴（2002-2010年）、国家统计局公告及网站公布数据。
二、我国煤化工行业发展状况分析
1.传统煤化工行业存在产能过剩现象
我国是世界上最大的煤化工生产国，煤化工产品种类多、生产规模较大。煤制合成氨、煤制甲醇、电石和焦炭的产量已位居世界第一位，也是世界上唯一大规模采用电石法路线生产聚氯乙烯的国家。
（1）供给状况。我国传统煤化工产品主要包括焦炭、电石、合成氨和甲醇等四种产品（见表1所示）。由于国内煤多油少气贫的资源禀赋，传统煤化工在我国已有很长的发展历史，主要产品产量多年位居世界第一。2010年，我国煤化工行业中焦炭产量累计为3.88亿吨，同比增长9.13%；电石产量为2 029.3万吨，同比增长34.99%。合成氨、甲醇产量分别为4 963.12万吨和1 573.98万吨。
从国内焦炭的各省区生产情况看，山西依然是我国最为重要的生产区域，2010年，山西省焦炭产量8 476.30万吨，同比增长11.10%，占全国产量比重是21.87%，产量保持全国第一，但产量比重在下滑。产量仅次于山西省的是河北省，2010年的产量达到4 988.10万吨，占全国产量比重是12.87%，产量比重也在下降；另外，山东、河南和内蒙古的焦炭产量也较多，占全国的产量比重分别是8.68%、6.63%和5.46%。
表12005―2010年传统煤化工行业主要产品产量单位：万吨，%
数据来源：中国统计年鉴（2006―2010年）、国家统计局公告及网站公布数据。
在生产能力上，2009年我国焦炭产能高达4亿吨/年以上。2010年，由于《焦化行业准入条件》已成为国内焦化企业自觉遵守的基本行为准则，炼焦落后产能的淘汰进程开展较好。截至2010年底，我国先后有五批（257家）焦化企业符合《焦化行业准入条件》。
2009年我国电石产能达到2 200万吨/年，合成氨产能6 000万吨/年，甲醇产能2 600万吨/年以上。2009年9月出台的《关于抑制部分行业产能过剩和重复建设引导产业健康发展的若干意见》（国务院38号文）中曾明确指出，“传统煤化工重复建设严重，产能过剩30%，在进口产品的冲击下，2009年上半年甲醇装置开工率只有40%左右”。2010年，甲醇产能已经达到3 840万吨/年。通过对比发现，单纯从产量和产能对比角度考虑，电石、合成氨和甲醇的开工率分别为48.73%、82.72%和40.99%，传统煤化工行业的开工率相对较低，产能利用率相对不足。可以说，煤化工业产能过剩问题并未得到很好地解决。
醋酸是煤气化后的主要副产品。2005年我国醋酸产量为137万吨，2010年达到383.9万吨，增长非常迅速。目前我国醋酸企业超过20家，产能达到480万吨。虽然国内产能明显过剩，但不少产能仍在建设中，据不完全统计，国内拟在建醋酸产能达到300多万吨，预计到2011年底仅江苏省的醋酸就将超过340万吨。需求增长无法跟上产能增加，2010年国内醋酸开工率仅6成左右，产能过剩的情况未来一两年内仍难以扭转。
（2）需求状况。2009年，我国焦炭表观消费量3.526亿吨，同比增长约3 700万吨，增长11.78%；2010年，焦炭表观消费量达到3.843亿吨，增长8.99%，是我国焦炭消费历史上消费最多的一年。2010年合成氨实物量为4 963.2万吨，同比下降2.4%。氮肥是合成氨最重要的下游产品，氮肥的产销情况影响相关煤化工产品的需求。2009年氮肥行业的表观消费量是4 663.78万吨，同比增长14.4%。2010年，氮肥产量出现下降，产量为4 666.3万吨，主要是因为上半年价格过低，而下半年遭遇节能减排政策，导致氮肥企业开工率下降［1］（见表2所示）。
表22003―2010年氮肥产量和消费情况单位：万吨，%
数据来源：中国统计年鉴（2004―2010年）、国家统计局公告及网站公布数据。
2.现代煤化工产业处于示范建设的起步阶段
相对于传统煤化工，现代煤化工以生产洁净能源和可替代石油化工的产品为主，如柴油、汽油、航空煤油、液化石油气、乙烯原料、聚丙烯原料和替代燃料（甲醇、二甲醚）等，它与能源、化工技术结合，可形成煤炭―能源化工一体化的新兴产业。因此，现代煤化工主要包括煤制油、煤制二甲醚、煤制烯烃、煤制乙二醇和煤制甲烷等。目前，全国拟建及规划的煤制烯烃项目规模达到2 590万吨、煤制油项目规模达到3 370万吨、煤制乙二醇项目规模达到369万吨。
（1）煤制油。中国煤制油行业已经领跑世界，目前有6个项目已经投产或即将投产，发展速度远超过世界其他国家和地区。目前我国在建和拟建煤制油装置的公司，主要包括神华集团、兖矿集团、潞安矿业集团和内蒙古伊泰集团。其中兖矿、潞安和伊泰采用煤间接液化技术，神华集团采用煤炭直接液化工艺，并在宁夏宁东项目采用间接液化工艺。具体来看，伊泰集团的煤制油项目2009年2月开车投产，设计产能480吨/天，当年实际能达到450―460吨/天，接近达产，截至目前能达到500吨/天以上。山西潞安集团16万吨煤间接液化项目的产能利用率约60%―65%。2010年，神华集团的直接液化和中科合成油公司的间接液化自主知识产权煤制油技术得到验证。截至2010年12月，神华煤直接液化装置累计投煤超过6 200小时，开工率超过70%，主要工艺参数基本达到了设计值，产品达到了设计要求。
在煤制油生产进入长周期运行的同时，产品销售问题已初步得到解决。2010年2月，内蒙古伊泰成品油销售有限公司获得商务部赋予的成品油批发经营资格，这是继神华煤制油化工有限公司、神华鄂尔多斯煤制油分公司获得成品油批发经营资格后，我国煤制油行业再次获得成品油批发经营资格。
随着运行数据的积累，煤制油示范装置的成本已经得到确认，而未来建设的大规模商业化煤制油装置成本将更低。国际油价不断攀升的趋势和国内成品油定价机制使煤制油的经济性更加可观。
（2）煤制烯烃。2010年我国三个煤制烯烃示范项目已经先后建成，并进入试车阶段。其中神华包头煤制聚烯烃项目于5月建成，8月投料试车成功，实现平稳运行。大唐多伦煤制聚丙烯项目和神华宁煤集团煤制聚丙烯项目都已建成，并全力进行全流程试车工作。随着上述三个项目在2011年进入商业化运营，我国可以形成158万吨的煤制聚烯烃产能，其中聚乙烯为30万吨，聚丙烯为128万吨，约占中国聚烯烃总产能的7%左右。
煤制烯烃项目的成功验证了甲醇制烯烃技术的可行性，技术进步带来产业升级。在此基础上，我国沿海地区企业计划利用港口物流条件好、靠近消费市场的优势，开发外购甲醇制烯烃项目。宁波禾元、大连大化福佳、浙江兴兴新能源科技、江苏盛虹集团、正大能源化工等宣布了类似计划。其中宁波禾元180万吨甲醇制60万吨烯烃项目已经得到银行贷款支持，并已开工建设，计划于2012年投产。
目前，我国计划建设的煤制烯烃（含甲醇制烯烃）项目超过20个，总产能超过千万吨。中国丰富的煤炭资源和煤制烯烃的成本竞争力将改变我国烯烃生产的原料结构，对中国的聚烯烃生产，以及东北亚（日本、韩国和中国台湾）以石脑油为原料的聚烯烃工业产生深远的影响。
（3）煤制乙二醇。近年来我国聚酯产业的快速发展大大提升了对主要原料精对苯二甲酸（PTA）和乙二醇的需求，我国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为煤化工发展的新热点。采用中科院福建物构所技术的通辽金煤的煤制乙二醇项目于2009年底打通流程，后通过调整产品方案具备了联产10万吨/年草酸的能力，并于2010年5月产出合格的草酸产品。2010年3月，河南煤业与丹化科技等签订了排他性合作协议，在洛阳孟津、商丘永城、新乡获嘉、濮阳、安阳五地分别建设20万吨/年煤制乙二醇装置，预计将在两年内率先形成100万吨/年煤制乙二醇产能。目前，国内有近20个煤制乙二醇项目处于计划中，总产能近400万吨/年。一旦煤制乙二醇技术在商业化装置上示范成功，和煤制烯烃一样，煤制乙二醇也将大幅改变我国乙二醇生产的原料结构。
虽然我国的现代煤化工产业处于刚刚起步的示范建设阶段，但是某些新兴产业，比如二甲醚、碳酸二甲酯等产业表现出典型的阶段性过剩的特点需要引起高度重视。以碳酸二甲酯为例，其一直被西方国家视为最具发展前途的绿色环保产品，但是有关企业应用研究力度不够，下游市场开发程度不深，使得潜在的市场无法如期转化为现实的市场需求，大部分企业开工不足，经营惨淡。
资料来源：国务院、国家发改委、国家统计局、国家信息中心等
三、 煤化工行业存在的问题及产能过剩原因分析
1.煤化工业存在的问题分析
（1）产业结构初级化，资产回报率分化明显。我国煤化工产业结构相对低级，规模与效益不相匹配，资产回报差异明显。以山西省为例，尿素、甲醇、氯碱等传统产业占山西省化工行业销售收入的70%以上，且生产技术装置相对落后，具有领先水平的大装置比例偏低。粗苯、焦油加工产品的深度加工不足，精细化工、化工新材料等产业发展力度不大，产业结构初级化特征明显。2010年山西省化工行业资产占全国化工行业2.3%，列第12位，利润仅占全国化工行业利润0.28%，列第27位，资产回报率仅为0.81%，而与山西省产业结构类似的内蒙古化工产业资产回报率达3.8%［2］。
（2）传统煤化工业产能过剩问题严重。我国传统煤化工产业的产能过剩问题由来已久，自2006年以来，国家发改委曾经在2006年7月和9月、2008年10月及2009年9月四次紧急叫停煤化工项目，但是这些并未从根本上解决产能过剩问题［2］。
中国是世界最大的焦炭生产国，焦炭行业总产能明显过剩。尽管淘汰落后产能的工作持续进行，小型焦化企业逐步淘汰。但是因为大型焦化项目不断投产，焦炭产量降不下来，过剩现象仍十分严重［3］。产能过剩，加上焦炭处于煤炭行业的下游和钢铁行业的上游，受到上游煤炭成本高企和下游钢铁价格低迷的双重挤压，利润空间狭小。据国家统计局数据显示，2004年电石产量仅为204万吨，6年时间产量增长了10倍，2010年产量跃升到2 029.3万吨。但由于需求量有限，造成了电石产能过剩。而电石的技术水平低、环境污染等都成为制约行业发展的瓶颈。
目前我国传统煤化工业的产能过剩多表现为结构性过剩的特点，氮肥产业是结构性过剩特征最为明显的一个产业，目前我国氮肥产业仅尿素产能就过剩1 000万吨/年以上，接近20套大氮肥装置，但是一方面我国仍存在数百家规模较小、物耗较高的小氮肥企业；另一方面，我国的氮肥通用肥多、专用肥少，速效肥多、缓控释肥少，难以适应现代化农业生产的要求。
（3）园区化水平不高，配套性管理欠缺。目前，我国很多省区已经形成数个集中连片发展的产业集群，建立了一批工业园区，但大多数仅仅是产业简单集聚，没有真正形成一体化，园区公用工程、辅助设施不完备。工业基地和生活服务区基础设施及配套项目仍需不断完善，诸如，内部路网框架、配套管网设施、绿化亮化工程、配套项目取水口、净水厂、高压变电站、污水处理厂、统一灰渣场、特勤消防站和自备铁路等工程，造成园区基地承载能力相对较低，使其发展潜力受到制约。同时，很多园区的规模及产品结构雷同，合作少、竞争多。各地政府在政策引导、园区建设和管理等综合配套制度方面还需要进行大量工作。
（4）现代煤化工业发展受到制约。现代煤化工是一个特别庞大的系统工程，对环境、资源、水资源和交通运输承载能力等要求极高；此外，对技术、投资、资金和外部的配套条件要求也比较高，其面临几大制约因素：一是现代煤化工技术研发处于小规模试验，刚刚进入产业化的阶段，大规模发展在工程技术方面受到限制；二是现代煤化工的投资强度大，例如煤制烯烃是石油路线制烯烃投资的两倍以上，经济风险巨大；三是煤化工是高耗水的行业，目前的示范项目年耗水在都在2 000―3 000万吨，而我国煤资源又集中在中西部，中西部发展煤化工面临水资源匮乏的窘境；四是现代煤化工煤炭消耗多，需要靠近西部地区的煤资源地，而下游一些轻工、纺织产品市场却都在中东部，产品运输压力大，远距离运输存在安全隐患，如果煤化工作为主要化工产业，那么很难在全国范围内发展；五是煤化工产品的转化率不高，技术仍不成熟；六是现代煤化工碳排放巨大，其发展与生态环境保护矛盾突出。
2.煤化工业产能过剩的原因分析
（1）国内煤多油少气贫的资源禀赋，传统煤化工的技术装备和产品市场都比较成熟，投资又相对较低，易成为追求增长的热点。同时，由于现代煤化工项目存在着比较大的技术风险和市场系统风险，一旦上马一个项目，投资可以达到100―200亿元，因此出于风险考虑，煤炭资源较为丰富、传统技术较为成熟的省区偏好于大力发展传统煤化工行业，造成产能过剩现象的加剧［4］。
（2）国际油价波动起伏、总体上升，替代石油产品的技术有所突破。为占领制高点和圈占煤矿资源，现代煤化工颇受投资者的追逐。以内蒙古为例，很多大型企业进入对于内蒙地区财政税收以及当地就业的拉动作用是有限的；另一方面，却带走了大量的本地资源，增加了污染。鉴于此，政府于“十一五”期间提出，外来企业和当地企业如希望进入内蒙古开发煤炭资源，均须将其中的50%就地转化。这样可以解决就业，能够提高煤化工项目的附加值。政策出台后，难以避免一些企业进入内蒙发展煤化工的真实目的在于划拨资源。如鄂尔多斯地方政府规定投资20亿元配给1亿吨煤炭资源，这样导致了一些央企和地方大型企业进入到鄂尔多斯投资煤化工项目，如：淄博矿业、兖州煤业、神华集团以及中国烟草等。鄂尔多斯地区的煤炭埋藏比较浅，发热值非常高，低硫分、低灰分。这些企业进入煤化工项目，其目的更多在于煤炭资源。就目前的市场行情分析，煤炭直接销售的利润远远高于做煤化工项目所得到的利润。
（3）片面追求增长速度，热衷于铺摊子、上项目，全面招商引资，一味地追求将资源优势转化为经济优势。目前我国规划将煤化工打造成支柱产业的省份接近20个，其中不乏一些煤炭资源调入大省和一些已被国务院确立为“资源枯竭型转型城市”的地区。38号文以后，仍有神华陶氏榆林百万吨煤制烯烃项目、中电投新能察布查尔60亿立方米煤制天然气项目、山西安泽200万吨二甲醚项目、中煤能源鄂尔多斯300万吨二甲醚以及中电投霍城60亿立方米煤制天然气项目等一批煤化工项目奠基或者开工。此外，神宁300万吨煤炭间接液化等若干特大型煤化工项目也紧随其后［3］。
国内现代煤化工产品的规划产能更是已达天文数字。目前，煤基二甲醚项目的在建以及规划产能达到4 000万吨/年，大约是2008年全年二甲醚表观消费量的20倍；虽然国内尚无煤制烯烃的大规模商业化运行经验，但是国内煤制烯烃的在建以及规划产能也已经达到2 000万吨/年；目前国家有关部门核准的煤制天然气项目不过4个，产能110亿立方米/年左右，但是闻风而起的煤制天然气项目达到14个，产能接近550亿立方米/年。
四、“十二五”防范煤化工业产能过剩的政策取向和实施对策
1.煤化工业政策取向
在煤化工产业政策选择和制定上必须充分考虑产业的“十二五”规划和煤化工产业产能过剩问题的治理和防范。目前，国家发改委和能源局、工信部等部门正在联合制定《煤炭深加工示范项目规划》，这一文件被市场视为是煤化工行业的“十二五”规划。据了解，按照《煤炭深加工示范项目规划》煤化工领域主要还是以试验为主。在审批上，项目审批权以投资规模为界，较大的依旧由国家发改委核准或备案，部分审批权被下放地方，而国家能源局和工信部分别根据自己的职责权限，做相关的行业规划引导工作。同时，缺水省份或地方将首先被限制上马煤化工项目，而煤炭净调入的地区也会被严格控制发展煤化工产业。同时还将规定，新上煤化工项目，必须严格核算从煤炭到最终产品成本和转换效率，煤价一律按照市场价格计算，同时新项目还必须具备一定的减碳措施。新的规划鼓励更大和更长链条的煤化工项目。要求煤化工产业实行园区化，建在煤炭和水资源条件具备的地区；上马煤化工的企业和地方必须有资金、有技术和有资源。原则上，一个企业承担一个示范项目，有条件发展煤化工的地区在产品和示范项目上也有严格的数量限制。工程建成后要严格考核验收总结。
由此可以看出，我国煤化工在“十二五”期间核心任务就是理顺行业的发展秩序。在传统煤化工方面，开展行业内的重组整合，提高行业的准入门槛，鼓励行业内的技术创新，加快淘汰落后产能，严格限制行业的整体产能，提高资源的综合利用水平，深挖产业链的下游，提高产品的科技含量与附加值；在现代煤化工方面，则应该以示范为主，消化和吸收现代煤化工的关键性技术，加快行业装备的国产化程度，通过大量的示范试点工程来验证项目的可行性与合理性，对于国家规划的煤炭调入区严格限制煤化工的发展，对于煤炭资源丰富的地区，综合考虑资金、技术和环境等多方面的因素，有规划的发展现代煤化工。
2.实施对策
（1）从严实施产业准入标准政策。按照煤化工业“十二五”规划，应切实做到单纯扩大产能的焦炭、电石项目严格限制，不符合准入条件的焦炭、电石项目禁止立项，通过技术改造和设备引进，加快淘汰焦炭、电石落后产能；对合成氨和甲醇实施上大压小、产能置换等方式，提高竞争力。对于本身就属淘汰之列的项目，即使已经在建，若达不到立项要求，一律禁止开工建设。同时，应强化市场机制，提高准入门槛，辅以资源禀赋差异化措施，加强环境安全监管，加快淘汰无法达到标准、市场竞争能力差的落后产能。
对于现代煤化工项目的产业准入标准严格限制，确保项目的科学性，实现高效率和高效益。示范项目建设要按照相关产业布局原则，实现园区化，建在煤炭和水资源条件具备的地区；项目投资方应同时具有资本、技术和资源等方面优势，工程建设方案和市场开发方案必须做到资源利用合理、竞争能力强，并经过充分比选论证。
（2）发展现代煤化工产业必须控制产能规模。“十二五”时期，我国现代煤化工是处于“商业示范与有序推广相结合的稳步发展阶段”。“十二五”行业发展的控制目标是，甲醇产能5 000万吨；二甲醚产能1 000万吨，煤制烯烃产能400―500万吨，新建4―5套装置；煤制油产能500―600万吨，新建3―4套装置；煤制天然气产能250―300亿立方米，新建1―2套装置；煤制乙二醇产能100万吨左右，新建2―3套装置。因此，在控制现代煤化工业整体产能规模的同时，应合理考虑各个子行业和子项目的产能规模问题。可以考虑采取资源投入额度管理的方式进行控制，如以投煤量为基准，每年批准的主要产品项目的规模总量需要有一个上限，接近上限或超过上限时，一律停止审批同类项目。同时，应该对煤炭使用中碳、硫以及渣等主要资源制定利用率考核标准，以经济手段促进资源利用的同时也可节能减排［5］。
（3）坚持科学规划，合理布局，统筹资源配置。“十二五”期间，煤炭净调入地区要严格控制煤化工产业，煤炭净调出地区要科学规划、有序发展，做好总量控制。重点布局在煤炭调出地区，如山西、陕西、内蒙古、河南、宁夏、甘肃和贵州等调出大省。新上的示范项目要与淘汰传统落后的煤化工产能相结合，尽可能不增加新的煤炭消费量。同时，应适应区域水资源平衡，坚持“量水而行”的原则。批准煤化工项目立项时，应规定其单位产品的最高能耗和水耗，并作为设计依据和装置开工后验收的决定性指标。还应适应市场需求和运输能力平衡。坚持“一体化、基地化、大型化、现代化”原则。合理配置煤资源。尽量做到煤化工用煤不与发电、民用等其他产业争夺煤炭资源，尽量利用褐煤、高硫煤等劣质煤为原料［6］。
同时，各省区不应各自为政，合理解决资源区域内水、煤、市场资源的冲突，结合现代煤化工发展趋势，前瞻性提出煤、电、化综合一体化的超大型煤化工产业群，严格控制新布设独立的大型火电厂，最终解决能源替代产品与基础化工产品需求，做到资源充分利用、节能减排，避免因盲目发展导致区域性不可逆的生态环境破坏。
（4）走园区化发展道路，实现规模效益和协同效益。“十二五”时期，煤化工行业抑制产能过剩，实现集约化发展，应坚持走园区化发展道路。走园区化发展道路是确保现代煤化工业健康发展，解决和防范产能过剩问题的有效途径。以内蒙古准格尔大路煤化工园区为例，大路煤化工基地是规划的重点工业园区之一，是按照一体化、基地化、大型化、现代化和集约化的原则及节能、降耗、循环经济理念开发建设的新型煤化工产业基地。规划控制面积230平方公里，规划建设面积87平方公里，分为“一区三基地”。北部20平方公里重点为产学研基地及金融商务区和为企业配套的生活服务区，南部35平方公里为煤制油、甲醇、二甲醚和烯烃产业基地，东部15平方公里为精细化工及三废综合利用产业基地，西部17平方公里为煤制天然气及下游深加工产业基地。大路煤化工园区计划在5年内建设煤制油、天然气、烯烃、甲醇、二甲醚、乙二醇、尿素合成氨以及煤化工产业废弃物综合利用等产业链，形成年转化原煤1.5亿吨的深加工能力，建成年产600万吨煤制油、220万吨烯烃、200亿立方米天然气、100万吨二甲醚、100万吨乙二醇、52万吨尿素、30万吨合成氨，以及后续产品、副产品深加工项目。由目前园区建设及各项目运转上看，大路煤化工园区很好地实现了规模效益和协同效益的结合。
（5）重视加强技术创新，提高技术引进效率。“十二五”期间，我国煤化工行业应继续优化、完善已成功的工程化技术，实现长周期、满负荷运行。对引进技术进行宏观调控，对于同一种比较复杂的煤化工技术，全国应先引进1―2套，进行消化吸收和技术改造后，再决定是否继续引进。同时不断加强下游产品链开发。继续突破关键共性技术，保持技术的全球领先性。同时，应控制关键技术的重复引进，鼓励具有自主知识产权的技术的推广与使用。集中技术与资金力量，开发关键技术，如经济可接受的制氢技术，突破煤化工的氢来源制约，将实现煤化工中包括碳在内的主要元素利用和单位产能倍增，达到环保与经济的双赢，实现技术方面的重大突破。
（6）开展战略规划环评，完善环评审批监督管理机制。“十二五”期间，煤化工产业规划应进行战略环评，解决规划布点、水资源分布与利用、生态环境冲突、环境承载力等问题，对煤炭资源区划分不宜发展、适度发展、大规模发展等三类区域，明确煤化工发展方向，避免误导地方。原则上优先在富煤和富水区域，建设坑口煤化工基地，延长煤化工产业链，尽可能延伸到市场终端产品，减轻化学品运输压力和环境风险；在有一定水资源的富煤区域，量水而行，鼓励建设大型煤制甲醇项目，可采用甲醇管道运输至市场区域进行深加工；水资源不丰富的富煤区域，明确不宜发展煤化工行业。从政策层面指导地方健康发展煤化工，确保煤化工发展不挤占居民、农业和生态用水，保护生态环境，做到可持续发展。
同时，进一步完善环评的审批监管机制。现执行的环发函［2004］164号文，未详细明确煤制油、煤制烯烃等相关煤化工审批权限，致使目前煤化工行业的环评审批存在漏洞，造成地方加速审批煤化工项目，推高了产能过剩风险。对煤制油、煤制烯烃等缺少工程实例的技术，应严格限制各地盲目发展。
（7）建立统一的煤化工行业信息平台。在“十二五”期间，我国应加大力度建立完善统一的、专门的、全国性的煤化工行业信息平台，使行业内各企业及时掌握各类煤化工行业产品产量、产能、销量、库存、在建项目、在建产能、拟建项目、拟建产能等多项关键指标，避免投资决策失误，从而造成重复建设，加重产能过剩问题。
（8）将治理产能过剩与兼并重组联系起来，提高煤化工产业集中度。“十二五”时期，应推动我国煤化工行业优势企业强强联合、跨地区兼并重组、境外并购和投资合作，提高产业集中度。当前煤化工行业经济结构存在的突出问题是产业组织结构不合理，产业集中度不高，企业小而分散，社会化、专业化水平较低，缺乏具有规模优势的大企业集团。而产业集中度低的直接后果是资源配置效率不高，重复研发、重复建设问题严重，技术装备水平和企业管理水平难以提高。落实和完善各项政策措施，改进管理和服务，如兼并重组企业在税收、土地、债务处理和职工安置等方面。同时应建立健全协调机制，坚持市场化运作，充分尊重企业意愿，引导和激励企业自愿、自主参与兼并重组［7］。
参考文献：
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［3］ 李江涛.“产能过剩”及其治理机制［J］. 国家行政学院学报，2006，（5）:32-35.
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［5］ 胡迁林. 新型煤化工要控制产能规模［N］. 中国化工报，2011-05-30：（6）.
煤制甲醇工艺总结范文第5篇
关键词：全员；成本；目标；管理
一、开展全员成本目标管理的背景
1. 成本管理多由财务部门一手包办，财务预算与业务工作量预算脱节，预算“拍脑袋”现象普遍存在。
2.成本管理指标浮于表面，没有按照生产过程设置科学的技术经济指标体系，成本管理的手段停留在行政命令“硬指标”上。
3. 成本管理的触角没有延伸到生产过程的最小单元和每个岗位，职工身上没压力，缺乏成本控制主动性。
华北分公司近几年勘探开发规模快速扩大，油气产量逐年提高，但同时也面临百万吨产能建设投资不断增加，油气操作成本逐年增长，效益呈现下滑态势。面对严峻的经营形势，需要转变经营管理观念，推进精细管理，尤其要强化全员参与成本管理，遏制成本快速增长、提高经济效益，实现降成本、提质量、转方式、增效益。
二、全员成本目标管理的原则
1、全面管理原则。要坚持“横向到边、纵向到底”，从油气勘探、开发到生产、销售，所有节点均纳入成本管理范畴。
2、目标管理原则。要结合企业生产现状并分析成本变化趋势，引导全体员工以成本预算对比为主，横向与平均水平比差距，纵向与自身比进步，确定奋斗目标。
3、绩效考核原则。建立科学合理的成本管理指标评价体系，把核心评价指标和主要评价指标纳入年度经营绩效考核中，加强考核兑现。
三、实施全员成本目标管理的思路
1、成立组织，落实责任。
健全的组织机构是企业推进工作的先决条件，分公司成立了以总经理为组长，总会计师为副组长，各业务处室负责人为成员的全员成本目标管理领导小组，负责组织全员成本目标管理工作。
2、完善全员成本目标管理体系。
（1）健全成本目标控制责任体系，落实管理责任
根据华北分公司业务门类和管理层级分布的实际情况，按照职责清晰、责权对等的原则，完善分层级和分专业的成本管理责任体系，防止出现职责相互交叉，责任无法落实的情况。
（2）建立成本目标管理指标体系。
分公司层面设立了“五个核心指标、八个主要指标、十二项技术经济指标”作为全员目标管理的指标体系；各二级单位按照生产板块、科研板块、辅助板块不同管控内容，建立对应的全员成本目标管理指标体系。
（3）建立成本节点监控体系。
建立分公司、二级单位、基层队、班站四位一体的成本监控体系，设置统一模式、程序及管理措施，建立四级成本节点控制网络平台。将成本控制和管理活动落实到每个环节、每个工作日和每个岗位，有效优化成本管理工作流程；实时了解各成本节点控制情况，及时掌握具体工作量实施情况、成本发生情况，对成本节点控制情况做出及时有效的分析；进一步明确基层队是成本控制的主体，全面推行成本节点控制模式，形成了“千斤重担众人挑”的浓厚氛围，将成本控制和挖潜的动力传递到每一个操作点、责任人。
（4）开展“对标、追标、创标”工作。
分级建立“对标、追标、创标”平台，统一 “对标”口径，及时、动态公布各项成本管理指标的排名情况，排名规则既考虑绝对水平，也考虑进步情况，发挥和体现“对标”的正向激励作用。通过对标平台，让各单位明确自己努力的方向，激发先进单位继续努力、落后单位追赶先进，不断创造出新的先进成本控制标准，全面提升成本目标管理水平。
3、完善成本管理激励约束机制，全面调动全员成本管理积极性。
通过对各单位核心指标、主要成本指标、技术经济指标及管理指标考核情况进行综合排名。促使后进单位在对标中找出差距，剖析原因，在追标中改善管理现状；先进单位通过总结经验，形成典型做法。形成“四比”氛围，比成本预算符合率、比成本节点覆盖率、比成本分析深化率、比管控措施落实率。
四、近年来成本管理工作取得的成效
1、初步完成分公司全员成本目标管理体系建设。
结合各单位、部门职责和生产经营实际以及试点单位运行情况，以系统节点精细管理为切入点，全面推进全员成本目标管理工作，初步完成系统节点管理体系的建设工作。分公司层面建立了13个管理系统，一级节点48个，二级节点132个，三级节点366个，涵盖了分公司主要管理环节。
2. 做实系统节点管理，深入挖掘成本压缩空间。
在成本管理体系运行过程中，细化梳理各过程、各层级成本，着重井下作业、燃料、电力、药剂、注水、运输、租赁等过程的成本分析。主要是结合系统节点设置，从成本节点的各个管控环节进行细化分析，在动力结构、药剂配方、工艺应用结构、作业结构、作业材料结构、注水制度、低效井生产制度等方面进行优化调整，挖掘成本降低空间，合理利用现有资源。截止2012年，累计实现降本1175.76万元。
3.涌现出一批成本管控先进做法，以点带面促进分公司整体管理水平提高。
（1）非生产性开支“五严五抓”管理法。
严制度、抓标准，健全管理制度，硬化支出约束
严指标、抓预算，强化预算管理，严控非生产性费用
严执行、抓过程，多种措施结合，实现非生产性费用过程控制。
严标准、抓点控，对关键点设置标准和控制措施，强化过程管理
严考核，抓评价，落实预算考核，兑现预算超支奖惩
通过落实“五严、五抓”管理法，非生产性支出缓慢增加，占收入比例保持在2%以下，且人均非生产性费用增长比例逐年下降，控制在10%以内。通过修旧利废、强化车辆使用费管理、无纸化办公等措施，严控人均非生产性费用增长幅度，实现节约142万元。
（2）采气厂甲醇“全过程”管理办法 。
针对甲醇消耗量日益增大现状，采气厂通过对甲醇使用过程进行深入剖析，总结出“全过程管理法”。
根据甲醇流通的全过程，划分为“购入―派送―拉运―接收―加注―回收净化”六个环节，均制定了相应的管理办法和措施。
峰谷价差、降低甲醇购入成本；库存上报、合理安排甲醇派送；跟车管理、加强拉运环节监管；优化考核、确保数据真实；多措并举、提升单井注入效率；工艺优化、提高甲醇回收率。通过甲醇全过程管理，减少甲醇消耗，实现降本124万元。
（3）红河油田“四优化三加强”井下作业管理模式。
红河油田是典型的“三低”油田，针对单井产液量低、井身结构复杂、管杆偏磨严重、延9层腐蚀结垢并存，再加上工艺配套技术不成熟，造成油井免修期短，维护作业工作量大的突出问题，不仅严重制约了采油厂油田开发管理水平的提高，而且给成本控制与管理带来了巨大压力。针对油井维护作业居高不下的突出问题， 2010年以来，红河采油厂以延长检泵周期为目标，在系统分析油井倒井关键因素的基础上，创建了“四优化三加强”井下作业管理模式。主要做法为：优化井下作业管理，建立完善项目管理运行机制；优化作业设计管理，从源头上消除和减少油井故障隐患；优化工艺技术配套，大力推广应用新技术；优化油藏动态分析与管理，改善油井生产状况；加强作业监督管理，努力提高作业施工质量；加强油水井基础管理，大幅度减少了油井躺井；加强作业队伍管理，建立综合考评和市场竞争淘汰机制。
通过创新管理模式，探索创建分因素控制管理模式，采取针对性的技术配套和管理措施，努力提高维护作业施工质量和油井管理水平，有效减少了油井倒井和无效低效维护作业，延长了检泵周期，提高了油田开发管理水平和经济效益。目前红河油田平均检泵周期425天。
（4）全员参与改善经营管理建议活动，“小投入大节约”取得明显效果。
分公司上下树立起“所有成本都可控，成本人人都能控”的思想，将全员成本管理落实到每一项生产任务、每一个工作岗位、每一个流程环节，所有员工都积极参与其中、献计献策，从成本控制源头着手，逐步加强成本管理。
结合精细化成本管理，开展深入广大基层员工层面的合理化建议活动，从成本控制和现场操作的源头，即现场管理人员和操作人员深入挖掘成本控制合理化建议，体现群策群力，体现全员成本目标管理。如：单井进水套炉平板法更换为截止阀，采纳后降低了阀门损耗量；井下节流器井等油管不畅通气井运用套采泡排进行排液，采纳后解决了此类气井因积液减产的问题，实现增产增效；利用油井伴生气加热锅炉同时利用废弃油罐用作储煤罐，降低了煤炭消耗量等。发挥广大员工的积极性和创造性，实现了单位和个人双赢的良性循环。2012年接收改善经营管理建议200余项，评审立项49项，完成25项，取得经济效益166.85万元。
全员成本目标管理是一个长期的、不断深入的过程，不是短期行为，更不是搞运动。要把全员成本目标管理与“比学赶帮超”、“劳动竞赛”等活动结合起来，以构建完善的成本管理机制为方向，以“建标、对标、追标、创标”为抓手，确保这项工作常态化，通过不断的总结提升，促进成本管理水平持续提高。（作者单位：中国石油化工股份有限公司华北分公司财务处）
参考文献：
[1]《持续推进全员成本目标管理实施方案（征求意见稿）》-中石化财务工作会讨论资料
[2]《搞好全员目标成本管理应注意的问题》-卢辉生《中国煤炭》2001年12期
