煤化工篇1

对煤制天然气废水中酚和氨的处理不仅能够减少资源的浪费，而且能够在一定程度上降低之后的处理难度。一般来说，对煤制天然气废水的预处理主要包括脱酚以及脱酸。

1.1脱酚煤制天然气废水中含有一定量的酚类物质，目前使用较多的是溶剂萃取脱酚技术，如果单一的溶剂萃取脱酚技术不能满足要求的话，可以和水蒸气脱酚法相结合。目前国内溶剂萃取脱酚技术采用的原料主要是二异丙基醚或乙酸丁酯等物质，例如如果采用鲁奇加压气化工艺进行煤制天然气的生产，那么相应的，其溶剂萃取脱酚技术使用的脱酚溶剂应该是异丙基醚。实际情况证明，采用异丙基醚对煤制天然气废水进行脱酚，脱酚后废水中酚的含量能够低于0.6g/L。

1.2脱酸除了对煤制天然气废水进行脱酚以外，其预处理工艺还包括脱酸。脱酸简而言之就是对煤制天然气废水中含有的CO2、H2S等酸性物质进行分离。需要注意的是，在实际的脱酸操作中，一定要考虑到CO2、H2S等酸性分子在遇水后会出现弱电离现象，弱电离会导致煤制天然气废水的脱酸效率下降。因此，在实际的脱酸操作中，排放CO2、H2S等酸性气体时尽量做到向上排放，即将其从脱酸塔顶部进行排出，而且还要对脱酸塔顶部的温度进行控制，这样才能把部分游离的氨分子留在酚水中，将酸性气体排出。

2.生化处理技术

所谓的生化处理技术指的是通过对微生物自身存在的新陈代谢作用加以利用，对污染物进行分解并且对其进行转化，使之最后能够成为二氧化碳等物质。目前我国煤化工废水处理，普遍采用改进后的好氧生化处理技术，主要包括两方面工艺，分别是SBR技术以及PACT技术。由于煤化工废水中存在着联苯等比较难降解的有机物，这些有机物在好氧生化处理技术中难以降解，需要采用厌氧生物处理技术进行处理。此外，一些煤化工废水成分十分复杂，可采用厌氧和好氧工艺相结合的方式处理煤化工废水。

2.1SBR工艺SBR工艺的优势，简单来说就是能够保证整个生物反应器中好氧和厌氧环境不断交替。通过两者不断交替，保证整个生物反应器能够获得较为多样化的生物菌群和耐冲击负荷能力。除此之外，SBR工艺还能够保证生物反应器能够处理一些有毒或者高浓度煤制天然气的能力。以我国中部地区某煤化工业废水处理厂为例，该厂采用的就是SBR工艺。通过对整个生物反应器的相关装置（如：曝气、温度、加碱装置）进行改造，从而提升了鲁奇工艺处理煤制天然气废水的能力。

2.2好氧生物膜法相比SBR工艺，很多煤化工业废水处理厂采用更多的是好氧生物膜法。好氧生物膜法的优势在于菌群的生长方式。通过对优势菌群的筛选，可以实现对煤制天然气废水中污染物的降解，特别是对一些传统工艺降解起来较为困难的有机污染物，其效果更加明显。我国西南某煤化工业废水处理厂采用的就是好氧生物膜法，实践证明，好氧生物膜法能够有效做到对煤制天然气废水中COD、酚以及氨氮污染物的去除，而且其具有较高的缓冲能力。2.2.3深度处理技术在对煤化工废水进行生化处理后，废水中仍然存在一些少量难降解污染物，在一定程度上使色度难以达到排放标准，需要采用深度处理技术。当前主要采用方法包括了混凝沉淀法以及高级氧化法等。

3.煤化工废水处理存在的不足和展望

由于煤化工废水中含有的有机物的浓度比较低，需要采取有效措施对废水的氨氮加以去除，随着排放标准提高，需要对生化水进行深度处理。由此可见，深度处理已经成为未来十分重要的研究方向，在实际深度处理过程中技术选择有十分重要的意义。当前我国进行产业投资的一个重点就是煤制天然气，但是对于煤制天然气废水处理技术的研究还存在着不足，因此相关的人员要加强对于高浓度废水处理技术的研究力度。

4.结语

煤化工篇2

从当前我国的实际情况来看，煤化工的发展是十分迅速的，同时也具备较为迅猛的增长速度，每年煤化工产品的产能都在不断地增长。以甲醇为例，在2014年的时候产能为6861万吨，相比起2013年来说，产能增长率达到了22.74%，产量约为3675.8万吨，产量的增长率也达到了28.89%。虽然到了2015年，甲醇的产能增长率和产量增长率都有减少，但是产能和产量总量依然是在不断增加的。因此，可以看出煤化工产业在我国具有较大的发展前景。与此同时，随着科学技术的不断进步，同时国民的生产理念也在不断地调整，在当前也开始了煤化工产业结构的调整工作。通过产业结构的调整能够淘汰一大批生产经营模式已经僵化，无法适应当前市场的企业，同时还能够积极的引进新型技术和先进的管理理念，使得我国煤化工企业能够更好的适应当前的国内与国外市场，在提高产品的产量与品质同时还能够起到节能减排、保护生态环境的作用，以此更好的实现能源资源的可持续开发和利用，为可持续社会的建设提供帮助。从当前的情况来看，新型煤化工产业相比起传统的煤化工产业无论是在废弃物排放还是能源损耗上，都有了极大的改善。笔者相信，随着当前社会科学技术的不断发展，在未来很有可能实现零排放以及更加充分的资源利用，促进人类社会经济效益的增长同时也能够实现生态环境的保护，为后代创造出一个更加良好的生活环境。

2当前煤化工行业发展中存在的问题

2.1经济效益较低

煤化工项目都属于技术和资金高度密集型的产业。然而，这样一来势必存在着投入以及产出的周期过长，导致获得收益较慢，从而降低了煤化工项目的抗风险能力。特别是在当前全球经济一体化的情况下，任何问题都有可能给煤化工项目带来巨大的风险，导致煤化工的经济效益较低甚至是不稳的情况发展。

2.2传统项目的重复建设

虽然在当前国家政府以及相关部门都开始鼓励进行现代煤化工项目的建设，并且已经取得一定的成绩。然而，从大环境来看，传统煤化工项目还有着较大的影响。然而，传统煤化工项目不仅存在着产能过剩的情况，同时项目的重复建设情况也极为严重。这样一来，不仅不利于现代煤化工项目的发展建设，同时也会加大能源与资源的消耗，对社会的可持续发展毫无帮助。

2.3关键技术的掌握

从当前我国煤化工项目的建设以及发展情况来看，关键技术的掌握一直是一个问题。虽然，在我国许多煤化工企业的生产当中已经开始积极引进国内外的先进技术，希望以此能够帮助企业的生产。然而，在实际的应用过程中，却缺乏对关键技术的掌握。这样一来，就会影响我国煤化工企业的进一步发展，同时对于生产来说也是极为不利的。因此，一定要加快相关技术的研发和改良，将关键技术掌握在煤化工企业自己手中，这样一来才能帮助煤化工企业更好的发展，在生产过程中不会受制于人。

2.4配套技术的不足

从当前的情况来看，虽然我国的煤化工企业在合成塔以及气化炉等生产设备的研发和改良上已经取得了一定的成果。但是，相关的配套技术比如说反应器以及压缩机等却还存在问题，有待研发人员进一步的研究和改良。

3煤化工传统与现代生产技术的介绍

3.1传统生产技术

在传统的煤化工生产技术当中，主要包括了三种不同的技术，分别是合成氨、焦化以及煤制乙炔。这些技术是在18世纪中后期出现，并且在20世纪由于石油价格的提高而得到了飞速的发展。

3.1.1合成氨技术

在传统的煤化工项目当中，合成氨是最主要的生产项目之一。不仅生产历史较长，同时生产技术也较为成熟，相比起其他技术而言，能耗也较低。在合成氨的生产过程当中，主要是先将煤气转化为粗原料气，然后通过对粗原料气进行净化处理生产出纯净的氮气和氢气。最后再采用催化剂与高压的共同作用生产出合成氨。从目前对合成氨生产技术的研究和改良情况来看，重点在于如何提高产量，尽可能实现产量的最大化。而在这个过程中，许多发达国家已经成功研制出了更为高效的方法，并且也已经推出了相关的合成氨设备。

3.1.2焦化技术

所谓的焦化技术，就是指在完全与空气隔绝的情况下，让原料煤经历高温干燥、热解、固化、成型、熔融以及黏结等流程，最终生产出焦化的技术。这一项技术的出现时间非常早，能够追溯到公元十六世纪，并且随着时间的流逝以及全球交流的加强，开始在各个国家推广和应用。焦化技术所生产的产品主要应用在冶金和铸造业当中。从当前焦化技术的实际应用情况来看，我国所使用的技术在世界上已经处于先进行列，并且通过焦化技术的应用以及推广，我国炼焦行业也得到了飞速的发展。

3.1.3煤制乙炔技术

相比起合成氨技术与焦化技术来说，煤制乙炔技术对环境会产生较大的污染。同时，煤制乙炔技术的应用也需要消耗较大的能源和资源，其生产流程所花费的时间也较长。因此，从当前的情况来看，必须要加快煤制乙炔技术的研发和改良，才能帮助我国社会经济更好的发展。

3.2现代生产技术

3.2.1煤制甲醇技术

在煤制甲醇的生产过程中，气化和合成这两个流程是极为重要的，同时也是该项技术实现的保障。因此，在实际的生产过程中，一定要加强对这两个步骤的监督。从当前我国煤制甲醇技术的应用情况来看，技术的推广和应用基本成熟，并且也在进行改善，希望能够形成更加清洁、高效的生产，同时实现大规模的项目建设和发展。

3.2.2煤制烯烃技术

该项技术是基于煤制甲醇技术之上所形成的技术。通过煤制甲醇技术生产出甲醇，然后再进行脱水处理从而得到低碳烯烃。煤制烯烃技术是在20世纪80年代出现，目前已经在全球范围内得到了推广和应用。

3.2.3煤制氢技术

从目前煤制氢技术的实际应用来看，可以分为直接和间接这两种不同的方式来进行应用。所谓的直接，指的就是通过煤的气化和焦化这两种形式直接得到氢气。而间接则是在煤制甲醇技术之上，通过对工艺流程的重新调整来获得氢气。在当前，对于煤制氢技术的创新和改良点主要在工艺的调整与气化工艺的完善。若是能突破这两项技术难点，不仅能够有效降低对能源的消耗，同时还能够提高产量，确保企业在实现经济效益的同时也能够更好的进行自然生态环境的保护，为社会的可持续发展提供更大帮助。

作者:姜永琴单位:新疆轻工职业技术学院

参考文献

[1]王开竹，刘双喜.化工生产技术应用与煤炭的再加工探究[J].城市建设理论研究：电子版，2014（21）：229-231

煤化工篇3

关键词：煤化工；煤炭；新型煤化工技术

1煤化工技术的发展

1.1煤化工技术的发展现状

煤化工技术是将煤作为加工原料，利用一些化学手段将煤转化为气体、液体和固体燃料以及其他用于生产生活的化学品的过程。煤化工主要包括煤气化、煤液化、煤干馏等化学加工方法。煤化工的发展历史比较长，早在18世纪后期，全球已经进入煤化工时代，并且在19世纪煤化工技术已经发展完善形成完整成熟的煤化工体系。虽然，在20世纪时，因为石油、天然气的利用削弱了煤炭化工产业的发展速度和规模，但是随着石油、天然气资源的日渐枯竭，煤炭化工产业又逐渐开始复兴。煤炭能源是我国能源结构中重要的组成部分，是确保我国能源安全以及利用的最重要的基础能源之一。所以，煤化工技术在我国的发展比较成熟，同时，在煤化工技术开发研究中，我国也处于比较先进阶段。我国目前仍以煤炭资源为基础能源的能源利用结构不能在短期内改变，因此，更好地发展探索新型煤炭技术是一个急迫而重要的挑战。如今，我国的煤化工产业发展基本处于集约化发展阶段，这样可以保证我国煤炭技术的充分研究利用，并且能够保证资源的合理有效分配，是适合我国发展实际的煤化工发展方式。

1.2煤化工技术

煤化工技术主要是对煤炭资源的再加工生产过程，主要的加工方式有：（1）煤干馏。其实更准确地说是煤焦化，也就是利用煤进行蒸馏加工后生产的焦炭、焦油以及焦炉气等。这些产品一般在化工、医药、农药等产业广泛应用。（2）煤气化。这是生活中比较常见的一种煤化工产品，没有普及天然气的地区，一般都会用煤气作为重要的燃料满足生活中的燃料需求。（3）煤液化。煤液化主要分为直接液化和间接液化。煤液化是将有机质转化为流质产物，利用煤液化产品的碳氢化合物可以代替石油以及石油相关的产品。因此，目前煤液化技术是新型煤化工技术的主要研究发展方向。

2新型煤化工技术的发展现状和发展前景

新型煤化工技术是在煤化工技术的基础上，利用高新技术，获取洁净能源以及产品的新兴技术手段。新型煤化工不仅可以提高煤炭资源的利用率，并且可以使煤化工产品对环境和空气的污染降至最低，新型煤化工技术最重要的研究探索方向是煤化工产品可以代替石油及其相关产品。

2.1我国新型煤化工技术的发展现状

目前我国的新型煤化工产业发展状况比较好，以煤制油、煤制烯烃和煤制天然气为代表的新型煤化工技术已经实现商业化示范运行，并且在重要工艺阶段以及关键技术拥有完整自主知识产权。根据我国煤化工产业的规划来看，我国的煤化工产业主要集中于新疆、内蒙、陕西省区，因此，这三个重要的煤化工产业地区也是我国新型煤化工技术的重点发展区域。

2.2新型煤化工的发展前景

新型煤化工技术的主要优势就是清洁能源以及有效利用煤炭资源。目前我国的新型煤化工产业发展前景较为乐观主要是因为以下几方面原因：（1）资源丰富。我国的石油和天然气储量虽然相对不足，但是煤炭储量较为丰富，可以满足新型煤化工产业的充足的煤炭资源需求。除此之外，我国的水资源也比较丰富，可以适应煤化工产业的耗水需求。（2）交通便利。目前我国的高速公路、铁路组成的陆上运输网较为广阔，可以保证煤化工产品能够快速方便的运输，而且我国还有专门的煤炭运输铁路，可以确保新型煤化工产业的运输需求。

3结语

新型煤化工技术的发展可以有效利用煤炭资源，并且可以代替石油资源，这在很大程度上可以缓解我国石油资源不足的情况，所以，新型煤化工技术的发展极其重要。随着科学技术的提高，对新型煤化工技术也会有所帮助，能够对煤炭资源进行更充分的利用，这需要我国煤化工技术人员的不停探索和创新。

作者:张洁单位:山东港通工程管理咨询有限公司

参考文献：

煤化工篇4

【关键词】综合；机械化；采煤；工艺

中图分类号：X752文献标识码：A文章编号：

一、前言

综合机械化采煤工艺的诞生意味着我国的采煤工艺有了进一步的提高，综合机械化采煤工艺的使用效果也很理想，所以，进一步的研究综合机械化采煤工艺非常的有现实意义和经济价值。

二、综采所用设备

1．乳化液泵站

乳化液泵站主要用来供给高压液体，供给对象主要是液压支架或别的液压设备。工作面推进时，乳化液泵站也向前移动。

2．移动变电站

移动变电站是变电站的一种，因为工作面推进时，移动变电站也跟着移动而得名。移动变电站的功能是将变电所输来的高压电进行变压，变成适用于设备的电压。主要服务于输送机、采煤机等工作面设备。

3．可伸缩带式输送机

该机器是一种运输设备，主要用于区段运输巷中。在该机器上具有贮带装置，能贮存50米至100米。工作面推进后，输送机长度可以用贮带装置来调节，可以伸长或缩短。一般在工作面推进二十五米至五十米以后，输送机的长度就要进行一次调整。这样做的目的是降低因为缩短输送带而引起的对生产时间的影响，最终适应连续生产和工作面推进速度加快的要求。

4．转载机

转载机实际上是一种输送机，是桥式刮板输送机，安装在工作面下出口区段运输平巷内。它的一端在带式输送机机尾，另一端在和工作面输送机相搭接。工作面首先运出煤，然后经过巷道地板的升高，然后进入可伸缩式输送机。工作面推进时，转载机也跟着推进，推进装置带动整体移动。

5．液压支架

液压支架全称是综采工作面自移式液压支架，主要动力是高压液体，功能是完成采空区处理、推移输送机、支架前移、顶板支护等工序。此外还有一类端口液压支架，这种支架主要专用于维护输送机的机尾、输送机的机头、工作面的下出口、工作面的上出口等，还有一种锚固支架，主要用来锚固输送机的机尾和机头，防止滑动。其工作方式主要有及时支护、滞后支护以及超前支护这三种。在煤层顶板稳定度是中等的时候就采用及时支护，指的是采煤机停止工作之后，先移动液压支架再移动输送机；在煤层顶板稳定度是较好的时候就采用滞后支护，指的是采煤机停止工作之后，先移动输送机再移动液压支架；超前支护工作不同于及时支护和滞后支护，它是在采煤机停止工作之前进行的。

6．工作面输送机

综采工作面所用的输送机是可以弯曲刮板的输送机，要求结构强度够强，铺设长度够长，运输能力够大。作用有三个方面，分别是运煤机械、移动液压支架支点、采煤运行导轨等。

7．采煤机

在采煤工作面落煤时使用，主要有两种，一种是刨煤机，一种滚筒式采煤机。我国各煤矿多数采用双滚筒采煤机，而且可调高。这种采煤机和普采工作面所采用的采煤机在动作原理、结构等方面高度相似，但生产能力、功率等技术特征，前者大于后者。

三、综合采煤工艺的装备要求

近几十年特别是近十年以来，我国综合采煤工艺已经取得了长足的发展，形成了具有中国特色的现代化开采技术与装备体系，特别是煤机装备方面，在电牵引采煤机、系列化液压支架、大型刮板输送机以及大运量、大运距带式输送机开发上取得了显著的突破。

首先，自主研发了适应不同开采条件的智能化、高可靠性煤机装备。比如，不同系列的电牵引采煤机。就目前来说，我国电牵引采煤机形成了割煤高度0.8—7.0m、适应倾角0—60°、总装机功率238—2500kW的系列产品，牵引速度超过20m/min，最大落煤能力达到6000t/h，并且装备了以微处理技术为基础的智能检测、监控与保护系统，采用先进的信息处理技术与传感技术，实现了机电一体化。对于采煤工作面落媒，在我国多数煤矿采用可调高的双滚动采煤机，它的结构以及动作原理和普采工作面采煤机相仿，但是功率上以及生产能力方面的技术特征要大于普采工作面采煤机。

其次，适应大断面巷道快速掘进的要求，研发了大功率掘进机和连续采煤机，采用工作面输送机，液压支架和转载机。我国研发的掘进机可截割单轴抗压强度达到100MPa的半煤半岩巷道，部分重型掘进机不移位截割断面达到35—42㎡，形成了切割功率为50—315kW、总功率达到500kW以上的10余种系列产品，完全满足不同条件下煤岩巷道的掘进要求。连续采煤机截割功率最大达到350kW，总功率达到597kW，满足了超大断面掘进与短壁工作面回采的要求。

四、综合机械化采煤影响因素

1．地质构造的影响

地质构造对综合机械化采煤技术的影响是普遍而多方面的，但影响程度有所不同。地质构造对综合机械化采煤技术的影响主要有以下几方面：

（一）相同落差断层的情况下，逆断层比正断层影响程度大；

（二）支架下限高度过低导致一般综机难以通过断层；

（三）断层面倾角过小对综合机械化采煤技术也有影响。矿井地质构造表现形式是多种多样的，因此应分析掌握矿井构造特征和规律，针对不同情况，对综合机械化采煤技术进行全面规划。

2．煤层厚度的影响

煤层是煤矿开采的对象，其厚度、结构、硬度等的变化直接影响综合机械化采煤技术的产量，效率，采煤机工作机构的最小结构、调高范围、机身高度及过机空间，支架的最小高度和伸缩量。对较薄煤层，由于人员活动空间狭窄，采煤机械化条件比较困难；对煤层厚度变化较大的矿井，应根据煤层厚度变化规律，划分区段，分别进行定量分析评价，为科学选择综合机械化采煤技术采场提供依据。

根据我国采煤机的使用情况，参考采煤机械化成套设备综合技术特征，可按采高将煤层厚度划分为0.65～1.30m；1.10～2.40m；1.70～2.60m；2.50～3.20m；2.50-4.40m几个区间。在具体选择综合机械化采煤技术架型时，应首先把矿井的各个煤层划分出块段，对每个块段的煤层厚度进行方差计算，把块段内计算的煤厚区间与综合机械化采煤技术架型采高区间加以对比，选择合适的架型。

3．煤层项底板的影响

顶板和底板的稳定性和冒藩陛对综合机械化采煤技术有着一定的影响。其中，煤层顶底板稳定性是选择综合机械化采煤技术架型的重要依据，同时也是制定管理措施，及保证安全生产的关键。煤层顶、底板稳定性取决于顶底板岩石的成分、结构、强度、厚度、裂隙发育程度等，因此其稳定性对综合机械化采煤技术的影响也是较大的。顶底板岩石稳定和较稳定时对综合机械化采煤技术是有利的，综机过断层与断层上下盘的煤层顶底板岩性也有密切的关系，如果顶底板岩石为泥岩或炭质泥岩，即使K值小于1，综机也能过断层，但如果顶底板岩石为坚硬的砂岩或砾岩，当K值小于1时，综机过断层困难。老顶与直接顶为厚层坚硬的砂岩、砾岩条件下，岩石坚硬，整体性强，不易冒落，使用综合机械化采煤技术必须对顶板采取一系列措施，因此难冒落的顶板对综合机械化采煤技术是不利的。

五、综合机械化采煤技术发展趋势

在当今社会发展的新形式下，煤矿开采技术的进步和完善始终是采矿学科发展的主题。我国采煤方法已趋成熟，放顶煤采煤的应用在不断扩展，应用水平和理论研究的深度和广度都在不断提高。在发展现代采煤工艺的同时，我国继续发展多层次、多样化的采煤工艺，建立了具有中国特色的采煤工艺理论。比如，我国长壁采煤方法已趋成熟，放顶煤采煤的应用在不断扩展，应用水平和理论研究的深度和广度都在不断提高，急倾斜、不稳定、地质构造复杂等难采煤层采煤方法和工艺的研究有很大的发展空间。

六、结束语

综合机械化采煤工艺还需要我们进行进一步的推广，同时，更加深入的分析其施工的原理和技术，不断提高综合机械化采煤工艺在采煤工作中的使用效果。

【参考文献】

[1]姚金刚，赵超.煤矿综合机械化采煤工艺探析[J].科技信息，矿业论坛，2010（23）.

煤化工篇5

绿色煤化工理念虽然先进,但其中涉及问题繁多,因此实施起来并不是一件容易的事,还存在很多问题。理念和技术问题无论生产企业还是设计院,尚存在对企业发展与节能减排的关系认识不够,重工艺、轻节能减排的老观念。而且传统对能量只从数量上认识,缺乏质量意识,致使在转换、利用、回收过程中效率很低,除无谓损耗外,缺乏在损耗和投资之间权衡的意识以及技术经济优化的意识,靠经验难以达到项目设计方案优化。再是,由于条件的局限,设计中对能量的利用多是分散,孤立考虑的,缺乏系统的观念,也未采用能量综合优化的设计思想,观念和技术。我国缺乏绿色煤化工方面的节能减排导则、标准,增加了企业在具体操作时的难度。设计环节问题在企业方面,有时急于上工程,项目可行性研究看重工艺,轻视能量优化,设计阶段只委托设计院做装置设计,缺乏与全局节能优化的观念;在设计院方面,由于体制和观念的因素,往往在经费和人力保障不够的情况下,急于赶任务,对节能及能量系统优化考虑不够。目前,国家已经意识到这点,现要求年综合能耗2000吨标准煤以上的项目必须编制独立的节能专篇,进行节能评估和审查。节能减排管理弱化发展绿色煤化工是一项系统工程,需要从全局规划的角度对新建、扩产、基建等项目考虑节能减排的职能。节能减排不仅仅是科技、生产、技术或任何一个单独部门的问题,也是牵涉整个企业所有部门,从设计,运行到控制各个层面系统性,全局性的重要工作,目前缺乏系统性的管理和激励机制。绿色煤化工评价体系不健全由于缺乏科学系统的绿色煤化工评价体系,宏观调控上缺乏有效的行政手段,给执行带来了较大困难。对于绿色煤化工还没有系统科学的制度来给以促进、评价及管理,不能以确定的标准来衡量企业的绿色煤化工水平高低。

2绿色煤化工发展的思考

2.1增强绿色煤化工理念

企业负责人要牢固树立“节能减排是煤化工企业生存的生命线”这一理念。增强煤化工管理人员及现场操作人员对绿色煤化工的理解和认同,从思想上提高对能源节约、环境保护的认识,对绿色煤化工和可持续发展理念的认识,真正将绿色煤化工落在实处。坚决取缔先发展、后治理的传统方式和理念,而应通过开源节流、提高资源利用效率,创新体制机制,推行循环经济模式。

2.2源头节能减排

在可研、能评、环评及设计报告中,均应充分考虑节能、节水与环境保护等方案措施。选用先进工艺技术、采购高效节能设备、实施环保“三同时”,作为项目建设期必须坚持的基本原则。主要耗能设备的采购都应经过节能效果评价,杜绝使用国家已明令淘汰的高耗能设备。在运行阶段初期,对整个用能系统进行能量平衡测试,对重点耗能装置与设备进行检测,对污染物源及排放情况进行调查。并以此为依据,制定能耗与环保考核指标,指导操作运行人员优化运行方案,使生产装置在安全、经济、节能、环保的模式下运行。

2.3加强节能减排管理

发展绿色煤化工是一项系统工程,不仅仅是节能环保、科技、生产、技术或任何一个单独部门的问题,而是牵涉整个企业所有部门,是系统性、全局性的重要工作,应借鉴先进企业的成功实践,制定有关促进绿色煤化工的管理制度、建立健全节能减排管理体系和有效的激励机制。增加企业自主实施绿色煤化工的主动性。建立明确的赏罚机制,对达到标准的企业予以奖励,激发绿色煤化工建设的积极性和主动性。

2.4建立绿色煤化工评价体系

建立和完善评价体系是促进绿色煤化工实施和发展的关键之一。绿色煤化工评价体系应保持较强的客观性,因为评价方法主观性太多,会影响人们对其客观性的信心,从而影响评价体系在实践中的推广应用。此外,评价体系还应该有较强的可操作性。在实践操作中,如果评价系统过于复杂,不易操作,不能方便地被采用,也就不能称之为最佳的评价方法。目前,中煤集团正在积极研究该项工作,不仅可以为集团内部企业的绿色评价提供依据,届时也可以为整个煤化工行业提供参考,促使煤化工项目的设计、管理和能源利用等环节,更多地考虑节能、环境因素,引导煤化工绿色发展。

2.5加强绿色煤化工技术研究

与国外相比,中煤集团在绿色煤化工关键技术研发方面还有较大差距,具有自主知识产权的工艺和设备更是缺乏。建立和完善绿色煤化工技术体系是目前亟待解决的问题。

煤化工篇6

十余名当地政商人士翘首以待的，是一位民营企业家，庆华集团董事长霍庆华。2013年8月底，投资120亿元的庆华煤制气并入西气东输管网，成为国内首个投入商业运营的煤制气项目。

该项目位于半山腰，占地6平方公里，铁塔林立、管道纵横的工厂在阳光下反射着耀眼光芒。

拔得头筹的霍庆华却忧心不减。“我把全家老小的性命无限期押在了煤制气上，却没有销售议价权，这让我寝食难安。”他对《财经国家周刊》记者说。

就在同一天，距伊宁直线距离2000多公里外的陕西榆林，山东兖矿集团董事长张新文正兴致勃勃地调研100万吨/年煤制油示范项目的进展情况。他告诉《财经国家周刊》记者，“这是兖矿的1号工程，未来发展的重要支点。”

即便如此，这个项目也未赢得过多掌声。煤化工产业以煤为原料，经化学加工使煤转化为气、油、甲醇、烯烃等产品，属于高能耗、高水耗、高污染的“三高”行业，其发展前景一直争议较大。

中国工程院金涌院士向《财经国家周刊》记者表示，将固体燃料变成气体和液体燃料并不具备经济性，而且水资源合理利用将是煤化工产业发展的生命线。

今年8月底，国家发改委的《西部地区鼓励类产业目录》，删除了煤制烯烃、煤制甲醇等煤化工项目。这意味着，国家层面已开始对该行业发展进行重新梳理。

雪上加霜的是，原油期货价格80美元/桶是煤化工产业的盈亏点，但今年7月底以来，美国原油期货一路下跌，到10月底跌破80美元，此后仍持续下跌，屡创新低。

“煤化工产业到了紧要关头。”霍庆华说。

争议

53岁的霍庆华身材微胖，以煤炭交易起家，推崇军人文化。2009年，他来到伊宁，一眼就看中了地表下的煤和水量充足的伊犁河。120亿元的大手笔煤制气投资，相当于2013年伊宁全市生产总值的3/4。

据统计，2013年中国石油对外依存度已经超过58%，接近能源安全警戒线。预计到2015年，中国天然气对外依存度也将高达35%。这无疑在能源战略层面提升了煤化工的重要性和紧迫性。

同时，煤炭价格一路走低，迫使内蒙古、新疆、宁夏等国内富煤省区的煤企转型，实现煤炭就地加工转化，提高煤炭附加值。工信部原材料工业司石化化工处副处长张凡对《财经国家周刊》记者说，煤炭价格低，煤化工项目便有利可图，这是煤企转型并投身煤化工的最主要因素。

煤化工项目投资额较大，还能解决大量就业，地方政府对煤化工也有相当大的积极性。于是，近十余年来，中国煤化工行业掀起了一波建设高潮。除能源企业外，本与能源毫无关系的联想控股也于2010年9月与山东省枣庄市政府签订战略合作协议，将分两期投资180亿元，建设以百万吨烯烃及精细化工为主业的煤化工产业基地。

截至2014年7月，全国共有10个煤制油商业化或示范装置处于建设或前期准备阶段。到2018年，中国将实现1878万吨/年的煤制油总产能。

煤制气未来数年将迎来井喷式增长。根据国家天然气发展“十二五”规划，2015年中国煤制气产量将达到150亿?180亿立方米，预计2022年煤制天然气产量达到600亿立方米。

但问题接踵而至。由于一些地区盲目上马煤化工项目，结果不仅造成大量的重复建设，而且加大了产业风险。一些项目建成后不能正常生产，设备闲置现象严重。

据公开资料显示，神华集团位于内蒙古鄂尔多斯的煤制油项目，过度抽取地下水，导致该处的农牧地区水位下降近百米，更有违法偷排超标污水。

业内人士介绍，目前内蒙古、陕西等地的煤化工项目，大部分采用与农业用水置换方式来发展煤化工，这并非良策。据了解，1000立方米煤制气约消耗约6吨水、3吨煤;一吨煤制油约消耗10?15吨水、5吨煤，一吨煤制甲醇约消耗10吨水、1.6吨煤，是石油化工项目用水量的3?5倍。

二氧化碳排放也是个大问题。中化化肥有限公司投资管理部原副总经理张金阳向《财经国家周刊》记者介绍，制取每千立方米煤制气，排放二氧化碳约4.5吨?5吨。如果未来煤制气年产量达到1000亿立方米，每年将新增二氧化碳近5亿吨。

2014年11月12日，中美双方共同发表了《中美气候变化联合声明》，中国计划2030年左右二氧化碳排放达到峰值且将努力早日达峰，并计划到2030年非化石能源占一次能源消费比重提高到20%左右。

根据中国工程院推算，到2022年，国内将新增7000多万吨石油消费，如果全用煤制油解决，二氧化碳排放量将再增加4亿吨左右，环境与舆论压力将会较大。同时，煤制油是规模化建设，会对局部地区产生较大影响。

业内机构统计显示，2013年中国石油新增消费量2000万吨左右，二氧化碳排放超过欧盟和美国的总和，达到100亿吨。中国人均碳排放量首次超过欧盟，达到7.2吨。

即使不计前述外部成本，“一拥而上的结果，使部分煤化工产品价格发生跳水式下跌”。兖矿集团水煤浆气化国家工程研究中心主任郭宝贵对《财经国家周刊》记者说，甲醇在2008年最高销售价5000元/吨左右，但现在价格只有3000多元/吨，全国甲醇装置开工率不到6成。

值得一提的是，发展煤化工可以配套煤炭资源已是业内公开的秘密。榆林一位官员曾公开表示，“中央、省里的企业来都是盯着资源，没资源都不会来。”这不仅加剧了煤炭供需矛盾，也直接影响到全国合理控制能源消费总量。

国务院发展研究中心企业所研究员周健奇告诉《财经国家周刊》记者，一些企业没有经过仔细论证，对于一些存在的问题重视不够，困难考虑不足，就盲目上马煤化工项目;一些地方政府出于GDP和投资数字考虑，对此也往往盲目支持鼓励，结果肯定不佳。

成败

乱象与争议之中，监管方出手规范，煤化工很快从“天堂”跌回“人间”。

从2006年至今，国家相关部门相继了多个关于规范煤化工产业发展的政策文件。今年7月中旬，国家能源局对外的《关于规范煤制油、煤制天然气产业科学有序发展的通知》特别提到，年产超过20亿立方米的煤制天然气项目和年产超过100万吨的煤制油项目报国务院投资主管部门核准。体量在其下者，则禁止建设。

政策面的迅速降温并未减少舆论对煤化工的质疑。大唐国际发电股份有限公司在内蒙古克什克腾旗开发的煤制气项目，是令批评人士“谈煤（化工）色变”的典型案例之一。

作为国家发改委核准的全国首个煤制气示范项目，自2009年开工起，大唐克旗项目就因为技术路线问题而屡屡停产。2013年，大唐煤化工板块亏损超过21亿元，负债高达到597亿元。2014年1月，大唐克旗又传出因中毒事故而导致人员伤亡的消息。

“大唐克旗已成为中国煤化工的‘耻辱’。”张金阳归纳了该项目失败的五大原因：电力企业搞化工隔行如隔山;专业技术人才短缺;煤质不适用;公司管理运作不规范;生产流程不顺畅，用电力企业思维运营化工企业。

煤质是其中一个关键问题。不同煤质需要不同的气化炉炉型，简单复制某个样本项目的设备流程和技术是业内公认的误区。张金阳表示，大唐克旗使用的是鲁奇碎煤加压气化技术的气化炉，如果当初选址鄂尔多斯或榆林，使用烟煤而不是现在的褐煤（粉煤），那肯定是另一番景象。

可以对比的是，同样使用鲁奇炉的庆华伊宁煤制气项目，由于选择的是块煤，其能源转换率、单位水耗、单位产品能耗均优于“十二五”煤制气示范项目的指标。

新疆庆华能源集团总经理许忠对《财经国家周刊》记者介绍，常见煤制气生产需将煤炭磨成粉再溶解于水，水的固定碳含量必须超过60%，经过反复试验，庆华决定放弃本身水分就占到40%多的褐煤。通常情况下，块煤多少和开采方式有关，一般露天开采块煤率较高，庆华使用的煤炭块沫比为7：3，井口开采煤炭块沫比为4：6。

不过，大唐克旗项目的管理层人士认为，褐煤与鲁奇炉不匹配的言论属于“无稽之谈”。他向《财经国家周刊》记者表示：“设备有问题就解决，这很正常。我们从3月到8月运行了5个月，没发现什么问题。”

遭到诟病的还有污染问题。据公开报道，在大唐克旗生产期间，由于污水处理不达标，60公里外都会闻到一股刺鼻的嘎斯味道。

煤经气化合成氨、醇、烃等物质的污水中，含有醇、酸、酮、醛、酯等有机物;污水中的化学需氧量和生化需氧量均较高，有的生化降解有很大难度，因此污水处理是煤化工产业发展的一大难题。同时，煤化工项目会排放大量的二氧化碳、二氧化硫和二氧化氮等废气，也给环境蒙上了阴影。

但环境问题并非完全无解。在庆华煤制气项目现场，记者看到成群的野鸭在浓盐水蒸发塘中游弋。其厂区全部生产废水进入生化污水处理系统，最后形成中水，再进入厂区循环使用。为防止中水氨气产生异味，庆华还特意安装了过滤系统。

受访业内人士认为，只要舍得投入，煤化工环保问题是可以解决的。在国外，如南非萨索尔公司的污水治理成本高达40元/吨，处理完的污水可以直接饮用。新疆庆华能源集团常务副总经理朱文坚向《财经国家周刊》记者介绍，为解决污水问题，庆华投入17亿元到环保中，占设备投资的20%左右，污水处理成本26元/吨，形成的中水主要用于厂区绿化和循环用水。

不过，在金涌院士看来，煤化工项目最后剩下的浓盐水毕竟存在污染，理应对其蒸发后的废弃物进行深层矿层掩埋，或者用水泥形成固化池再进行深层掩埋，但相关处理费用很高，因此，目前多数企业采用直接搁置的办法，对当地水源和土壤或将造成一定污染。

此外，他认为，二氧化碳排放无可避免，但只要控制住二氧化硫、二氧化氮，问题就不是很大。

“做好煤化工环保工作，企业必须有足够投入，购置环保设备后，还需要真正运转起来。同时要建立公众监督机制，让公众可以通过互联网进入环保局的实时监控信息平台，最大限度实现全民监督。”霍庆华对环保工作十分自信。他表示，民营企业的社会承压力更弱，更知道钱应该用在何处。

10月中旬，《财经国家周刊》记者在大唐克旗项目了解到，该项目已拒绝非邀请外来人员参观。最新消息是，大唐国际准备在2014年底完成煤化工及相关资产的剥离。此前，雄心勃勃的联想控股、国电也相继传出逐渐退出煤化工产业的消息。

转机

“长期来看，原油期货价格维持在80美元/桶以上的可能性非常大。中国原油紧缺是长期的，不可逆转。”张新文表示，如果规划合理，煤化工产业还是有利可图的。

可以佐证的是美国大平原煤制气项目。该项目自1984年投产，是目前国外唯一投入商业运营的煤制气项目，但投产后遭遇全球天然气价格长期低迷，企业一直处于亏损或微利状态。2003年，国际油气价格大幅上涨后，大平原项目才实现稳定盈利。

除气价因素外，目前大平原项目能保持盈利，还有两个主要原因：煤价较低，吨煤价格约合110元，与神华榆林项目180元/吨煤价成本相比，该项目内部收益率提高了约2个百分点;二氧化碳得到了很好利用，该项目每年副产270万吨二氧化碳，以原油价格的7%出售给油田用于驱油，按照原油价格80美元/桶估算，二氧化碳价格约为40美元/吨，副产的二氧化碳可提高其收入约20%，内部收益率可提高5个百分点。

国内企业也有不俗表现。2008年底，神华集团在内蒙古建成了世界首套煤炭直接液化（汽油）项目。2011年，该项目投产首季即盈利超亿元。

“兖矿榆林项目吨油生产成本约4000元，生产负荷46%为盈亏点。”兖矿集团副总经理孙启文向《财经国家周刊》记者表示，煤价低时，兖矿可以靠煤制油多盈利，如果煤价高，可以通过拉长产业链条调节企业内部收益。因此，兖矿下决心把煤制油项目推上马。

朱文坚表示，按照销售给中石油1.6元/立方米（含税）的煤制气价格计算，庆华一期项目满负荷生产才能保本。

冲击多数人想象力的还有一种产品。2014年7月，由清华大学和山东玉皇化工有限公司合作研发建设的世界首套万吨级聚甲氧基二甲醚工业化装置，经过长期连续稳定运行，通过了中国石油和化学工业联合会组织的部级专家鉴定委员会鉴定。

金涌院士等专家认为，煤化工应着重生产“三烯三苯”，即乙烯、丙烯、丁烯，苯、甲苯、二甲苯，解决此类稀缺产品的供应。根据现状，聚甲氧基二甲醚是煤化工发展的重要方向之一。此举能大幅解决中国新增消费石油难题，又可化解当前的甲醇过剩问题，还十分有利于减排。

据介绍，石化企业生产出来的石油，绝大部分属于重质油，如按一般方法生产轻质油，则会产生大量焦炭。而采用加氢技术，每炼一吨重质油可多生产14%的轻质油，同时大幅减少焦炭的产生。按照中国石油消费每年4亿多吨计算，每年可多增加轻质油5000多万吨。

聚甲氧基二甲醚以甲醇为原料，属于煤基含氧燃料。与煤制油替代原油工艺路线相比，每吨聚甲氧基二甲醚的原煤消耗仅为煤制柴油的一半左右。“如果按20%的比例调和到常规柴油中，每年将替代常规柴油3000多万吨。”清华大学化学工程系教授王金福对《财经国家周刊》记者说，此举可很大程度上解决中国未来新增消费石油难题。

好处非只如此。如果全国推广在常规柴油中添加聚甲氧基二甲醚，在无需改造发动机的前提下，平均能够减少40?70%的机动车污染物排放，能够使全国大气污染排放总量降低12?20%，这将对中国环境改善作出重要贡献。

山东玉皇化工有限公司董事长王金书按目前行情测算，每吨聚甲氧基二甲醚会产生2000多元的效益。

此外，中国烯烃类产品自给能力相对不足，比如，塑料乙烯、己二腈等重要原料都需要从海外大量进口。如果基于煤制甲醇平台，研发攻关此类产品，将会大幅提升煤化工企业的竞争力。

瓶颈

但王金书并不快乐。

2012年5月，神华集团西北油化品销售有限公司在内蒙古包头成立，主要负责鄂尔多斯煤制油与包头煤化工的销售业务。这是中国煤制油项目首次获得成品油批发资质，意味着煤制油正式进入成品油市场。

这让王金书在内的很多煤化工企业负责人羡慕不已。“聚甲氧基二甲醚项目前期投入较大，且终端产品是调和柴油，若依靠单个企业力量很难将新产品市场化。”他迫切希望能与石化企业成立合营公司，但进展缓慢。

中国分别在2004年和2007年开放了成品油零售和批发市场，但大型国有石油集团垄断了90%的国内市场供应，造成市场主体单一，难以跟上国内市场的快速变化，资源不能有效配置，从而导致石油市场供求关系脆弱。

“中国煤化工行业发展遭遇两头难。”孙启文认为，一方面，国家在煤矿开采方面没有政策倾斜，但却按照石油产业标准收取煤化工油气产品的税收。另一方面，由于煤化工企业基本没有油气销售资质，必须进入大型国有石化集团的销售系统，导致缺少话语权。这严重阻碍了煤化工项目的规模化生产。

受访业内人士表示，国内生产的M15甲醇汽油，要为其中使用的85%的汽油缴纳两次消费税。甲醇汽油的增值税率为17%，而不是国家鼓励、推广类产品的13%或零。一吨甲醇加上消费税、增值税，成本要增加1800元，抵消了甲醇燃料的价格优势。

庆华集团将煤制气项目后续发展寄托在油气管网放开上。2014年2月，国家能源局印发的《油气管网设施公平开放监管办法（试行）》明确指出，在有剩余能力的情况下，油气管网设施运营企业应向第三方市场主体平等开放管网设施，这标志着中国油气管网从此进入第三方准入时代。

朱文坚认为，中国进口天然气价格在2.5元?4元/立方米，庆华煤制气销售价格仅为1.6元/立方米。如果国家能源局的这一规定能够得到落实，他们就拥有与终端消费用户直接进行议价的能力，无疑会增加煤制气项目的竞争力和生存空间。

石化企业把控着销售终端，一定程度上决定了煤化工企业选择什么样的项目。金涌院士强调，国家应该制定相关政策，打破石化企业垄断，促进石化企业与煤化工企业之间的紧密合作。

国家标准缺失也是阻碍煤化工产业商业化的重要原因。据业内人士介绍，北京地区的民营加油站油价比国有加油站平均每升优惠0.5?0.6元，还赠洗车等服务，其原因是使用了甲醇汽油。

2009年，中国颁布了《车用燃料甲醇》《车用甲醇汽油（M85）》两个国家标准，为甲醇从化工产品向燃料转变提供了合法依据，扫清了前进道路上的最大障碍。不过，有关车用甲醇汽油（M15）以及产品研发、调配、经营、装卸、试点、示范等各环节的标准直到今年仍未出台，也未设立甲醇燃料监管的机构，严重影响到甲醇燃料的推广速度。

“可以肯定，甲醇汽油国家标准如能及时出台，将在很大程度上缓解甲醇过剩的局面。”郭宝贵说。