与“ 煤化工 ”有关的作文

来源：智文网时间：2026-01-03 10:48:34

《新型煤化工发展影响因素及建议论文》

新型煤化工发展影响因素及建议论文

煤化工属于高排放、高耗能行业，在今后的发展中一方面应加大力度研究先进的技术手段，提高效率，降低污染物排放，另一方面应该建立生态补偿机制，降低环境污染。中国未来煤化工的发展方向是建成技术先进、大规模、多种工艺集成的新型煤化工企业或产业基地。

1我国新型煤化工发展现状

以煤气化技术为龙头，以C1技术为基础，合成、制取化工产品和燃料油的新型煤化工产业，产品可包括煤制天然气、煤制油、煤制烯烃、煤制乙二醇等，大多属于石油化工产品的替代品。

1.1煤制天然气

煤制天然气与其他经煤气化生产煤化工产品相比具有其较大的优势：煤制天然气技术成熟可靠，工艺简单，投资风险低，产生的废水废物相对较少，且易于处理，合成率高且废热能够循环利用。

国家至今已批复4个煤制天然气项目，包括辽宁大唐国际阜新40亿m3/a项目、内蒙古大唐国际克旗40亿m3/a项目、内蒙古汇能16亿m3/a项目和新疆庆华55亿m3/a项目，总产能151亿m3/a,大唐克旗和伊犁庆华煤制天然气项目均在12月底投产。内蒙古汇能采用GE水煤浆气化工艺，其他3个项目均采用碎煤加压气化工艺。

1.2煤制油

煤制油分为煤直接液化与间接液化。直接液化装置规模相对较小、投资较少、原煤消耗较低，液化油收率高，但操作条件苛刻、合成的油品质量较差，而且对煤炭种类依赖性强，只适用于褐煤、次烟煤等；间接液化技术建设投资较高、设备体积庞大、运行费用高，但具有原料适应强、油品质量好等优点，国外已有大规模商业化运营的成功经验。

国际上已开发出的煤加氢液化工艺有10多种，比较有代表性的有德国的IGOR工艺、日本的NEDOL工艺、美国的HTI工艺。以德国的IGOR工艺最为成熟，转化率可达97%.国内神华集团开发出了自己的煤直接液化工艺路线和催化剂合成技术，神华煤制油化工公司鄂尔多斯100万t/a直接液化煤制油项目试车成功，年产油86.5万t.项目第二、第三条生产线计划投资240亿元，预计2018年全部建成投产。

煤炭间接液化技术主要有南非的萨索尔（Sa-sol）费托合成法、美国的Mobil（甲醇制汽油法）和荷兰SHELL的SMDS（以天然气为原料）间接液化工艺，在国外都建有工业化装置。国内的中国科学院山西煤化所经过多年的研究和攻关，年形成了针对低温合成催化的重质馏份合成工艺LTSFTP和针对高温合成催化剂的轻质馏份合成工艺HTSFTP.

兖矿集团高温费托中试装置一次投料开车成功。中石化石科院也致力于费托合成催化剂、反应工程、系统工程等方面的研究工作，并取得一定成绩。

12月22日上午，国内具有自主知识产权的煤基合成油示范项目在山西潞安集团正式出油，这标志着我国煤制油产业化试验取得了阶段性成果和重大突破。目前，我国有3个煤炭间接液化示范项目产出合格油品，分别是神华18万t/a、伊泰和潞安的16万t/a示范装置。

1.3煤制甲醇

世界上大型、超大型甲醇合成专利技术有Lurgi、Davy、Topsoe、Casale等，国内华东理工大学、杭州林达化工技术有限公司在中小型甲醇生产装置方面也有一定的业绩。

国内规模从年产几万吨到上百万吨不等。年产几万吨到几十万吨的煤制甲醇工艺技术基本实现了国产化，但百万吨级以上的甲醇装置主要工艺技术仍需引进。已投产的神华包头DMTO、大唐国际MTP和神华宁煤MTP 3个煤制稀烃项目，煤制甲醇的规模分别为180万t/a、167万t/a和167万t/a,除一氧化碳变换和甲醇精馏技术之外，空分、气化、气体净化和甲醇合成等主要工艺技术均由国外引进。

近年来我国甲醇产量连年增长，甲醇产量突破1000万t突破2000万t,2010年突破3000万t,导致甲醇产能严重过剩。据统计，国内甲醇产能约5200万t/a（包含无效、产粗醇以及新投产装置但未有商品量产能），产量3129万t,煤基单醇产能占甲醇总产能的45.2%,是我国甲醇行业的主导。煤基单醇产量达到1516万t,开工率达到65.1%.

1.4煤制烯烃

煤制烯烃即煤基甲醇制烯烃，包括煤气化、合成气净化、甲醇合成以及甲醇制烯烃4个过程。世界上具有工业化条件的甲醇制烯烃技术主要有美国环球油品公司和挪威Hydro公司共同开发的甲醇制低碳烯烃（MTO）工艺、德国Lurgi公司的甲醇制丙烯（MTP）工艺、中国科学院大连化学物理研究所的甲醇制低碳烯烃（DMTO）工艺、中石化自主研发的SMTO技术。

截至7月份，中国已投入运行7个煤（甲醇）制烯烃项目，分别是神华包头60万t/a项目、神华宁煤50万t/a项目、大唐多伦46万t/a项目、宁波禾元60万t/a项目、中石化中原石油20万t/a项目、惠生（南京）清洁能源股份有限公司30万t/a项目、大唐国际（榆林）60万t/a项目，总产能326万t/a.其中一体化甲醇制烯烃产能216万t/a,部分外购甲醇制烯烃30万t/a,完全外购甲醇制烯烃80万t/a.

1.5煤制乙二醇

目前煤制乙二醇工艺技术，都是从煤制得合成气出发制乙二醇，主要分为直接工艺和间接工艺。直接工艺是由合成气直接进行合成制得乙二醇；间接工艺间接法合成乙二醇是从一氧化碳出发，偶联得到草酸二酯，然后经草酸二酯催化加氢制乙二醇。这一路线是近来被公认为技术性和经济性较好的一种工艺路线。

截至6月，中国已建成7套合成气经草酸酯路线制乙二醇项目，产能共计110万t/a,包括通辽金煤化工一期20万t/a、河南煤化集团3套装置60万t/a、新疆天业5万t/a和华鲁恒升5万t/a、中石化湖北化肥20万t/a.

日本宇部提出的常压气相合成草酸酯技术，以Pd/AL2O3为催化剂，在100℃下通入混合。草酸二甲酯的收率达到98%.国内的技术主要有中科院福建物构所-丹化科技技术、天津大学技术、东华理工-安徽淮化-上海浦景技术、五环工程-华硕科技-鹤壁宝马技术、上海戊正技术、中石化技术等，都取得了不同阶段的中试或工业化成果。

2影响我国新型煤化工发展的重要因素

2.1水资源制约

我国煤化工项目一般都地处煤炭资源丰富、水资源相对缺乏的西部地区，煤化工产品水耗大，吨产品耗水通常在10t以上，大型煤化工项目全年水耗通常高达几千万立方米，煤化工项目的盲目发展将给水资源带来了较大压力。

2.2资源利用率低

煤化工生产工艺路线长，生产条件苛刻，资源耗用量大，与石油路线进行对比，现代煤化工的能效仅为石油路线的50%左右，煤化工碳排放强度比石油化工高出数倍。

2.3环保问题突出

煤炭资源主要分布在生态环境比较脆弱的地区。煤化工产业对生态环境影响较大，生产过程要排出相当数量的废渣、废水和废气。由于煤与石油所含的氢碳比不同，以煤为原料生产石油化工产品都有大量的碳转化为二氧化碳进行排放，每吨烯烃排放11t,1kNm3天然气排放5t,每吨成品油排放8t,每吨乙二醇排放6t.化石能源中所有的碳最终都要转化成CO2,煤化工相当于将煤炭大部分的碳在煤化工产地转化为CO2,将温室气体集中进行了排放。

2.4技术成熟度问题有待提高

现代煤化工是技术密集型产业，产品链可以延长，理论上以石油为原料生产的化工产品都可以用煤来生产，技术是煤化工的核心。经过近10年的示范，我国在煤化工工艺流程、技术集成、全流程设备选择方面积累了大量的经验，但还有待进一步提高。目前有些已投产的煤化工项目，例如大唐煤制天然气项目就因为工程技术问题面临停产，项目的经济性更是有待市场的检验。

2.5标准和技术规范不完善

现阶段我国有关碳排放和环境保护方面的税还没有征收，一旦起征，将会大大增加煤化工项目的成本。例如，对于煤制油项目，如果实施碳捕集及封存（CCS）技术，其成本将增加15%.若加上环境税、水资源费、西部地区资源开发生态补偿税等，其成本将更高。因此煤化工行业迫切需要制订全面的成本收益核算标准以及技术规范。

3我国煤化工发展建议

3.1继续加强新型煤化工示范

煤制油、甲醇制烯烃、煤制二甲醚、煤制天然气等一批示范工程的大规模工业化还面临一定挑战，一方面由于缺乏现成的项目运行管理经验，许多技术的运行稳定性也需要进一步验证；同时煤化工产品（主要是能源和化工产品）受市场供求因素影响较大，项目的经济可行性也有待进一步验证。所以在示范项目大型工业化之前，需对在稳定运行时的技术、能源资源消耗、环境影响、工艺流程进行优化集成。

3.2促进技术的研发与成熟技术的推广

煤化工属于资金和技术密集型行业，具有投资大、单位产品成本和折旧率高、投资回收期长的特点。若完全或大部分依靠进口技术和设备，企业将难以承受巨大的投资。而自主研发技术的不断成熟会降低进口设备的价格，从而降低企业投资成本，我国自主研发的神华煤制油直接液化技术、中科合成油间接液化技术、中科院大连化物所甲醇制烯烃（DMTO）技术、清华大学甲醇制丙烯（MTP）技术等关键技术的成功示范大大促进了我国煤化工产业的发展。因此国内煤化工企业在引进国外先进技术的同时，还需要加快自主技术研发和推广的步伐，而且在煤化工示范项目中还要积极推进资源利用率更高、应用前景更加好的新型煤化工技术的工业化应用，如煤基多联产等。此外，国家应该出台相应政策为企业和科研机构进行自主技术研发保驾护航，例如严格的知识产权保护以及人才的引进等。

3.3建设煤化工综合园区

煤化工园区建设有利于降低煤化工企业投资初期的基础建设成本，减轻煤化工企业的环保压力，同时也为多项煤化工技术耦合与集成，以及不同产业间的循环链接创造条件。例如宁夏宁东煤化工基地就是煤化工综合园区的典范，宁东煤化工基地企业较多，部分甲醇、烯烃等产品园区内部相互利用，进一步转化为聚合物、乙二醇等产品才投放市场，节省了运输费用，提高了经济效益。煤化工综合园区内各企业相互合作，积极挖掘新的'市场增长点，调整产品结构，提高副产品的利用率；园区内各企业可以实现公用工程联用、生产过程中产生的“三废”集中回收处理，各企业各流程实现有效地集成，不仅能够避免产能增长过快、企业之间恶性竞争等问题，而且可以降低园区企业生产成本，提高能源利用率、环保效益和社会效益。

3.4降低能耗

煤化工是高能耗产业，降低能耗、提高资源利用率始终是我国煤化工企业面临的重要课题。一方面，现代煤化工企业根据自身需求在学习、引进国外技术的基础上，以节能减排为目标进行改革创新，提升资源、能源利用效率。神华宁煤在引进GSP气化炉的基础上进行节能降耗创新，自主开发宁煤炉并取得了良好的效果。另一方面，现代煤化工企业可以在进行单设备、单流程改革创新的基础上积极开展多联产、多联供等方面的探索性工作。煤炭利用主要为热工和化工两个途径，将两者整合，不仅可以解决发电过程产生大量高浓度CO2的问题，还可以将化工过程未完全转化的合成气进行燃烧发电，实现节能减排。

3.5改善环保机制

现代煤化工企业对解决环境问题仍然需要投入更多的人力、物力和财力。一方面通过技术创新和严格管理降低污染物排放、提高废弃物处理以及深加工利用能力，例如对含酚液化废水的处理以及深加工利用；另一方面也可以仿效发达国家的先进环保机制，建立排污权有偿使用交易政策体系和生态补偿机制，通过市场化途径降低污染物排放。

3.6完善政策体系

目前煤化工相关的政策主要有《煤炭深加工示范项目规划》（征求意见稿）（简称《规划》）和《煤炭深加工产业发展政策》（征求意见稿）（简称《政策》）。《规划》在全国确定了包括鄂尔多斯3Mt/a煤制二甲醚项目在内的9个省区15个示范项目；《政策》则对 “十二五”煤炭深加工示范项目能效和资源消耗指标提出了更为严格的要求。

为严格管理煤化工项目的建设开工，国家相关部门应该从煤化工项目的审批、开工建设、环保安全等方面予以严格审查。建议对煤化工项目的前期工作程序进行明确，严禁先建后批；同时建议完善煤化工项目三废排放指标，从国家层面出台相应的政策对企业在清洁能源利用方面做出的贡献予以奖励。在煤化工知识产权方面也应给予政策或者法律上的特别关注。同时应鼓励甚至奖励相关煤化工企业引进国外顶尖煤化工科技人才以加强后续煤化工的自主研发能力，而对侵害知识产权的企业项目应予以严惩。

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