煤制烯烃

煤制烯烃（精选8篇）

煤制烯烃 篇1

近几年现代煤化工技术有了突飞猛进的发展, 技术正趋于成熟, 煤制油、煤制天然气、煤制烯烃、煤制乙二醇等已经有了工业化装置和产品生产, 煤制芳烃、煤制乙醇等正在工业化阶段。现代煤化工的发展不仅是合成技术与催化剂的发展与进步, 同时也得益于大型煤气化技术的突破和发展, 气化技术的不断进步也会改变传统煤化工。

随着包头煤制烯烃的顺利投产, 并产生较好的经济效益, 近两年又有一批煤制烯烃 (含甲醇制烯烃, 下同) 项目相继投产, 国家发改委陆续发放一批升级示范项目路条。预计到2020年, 包括已经建成、在建和拟建的项目, 煤制烯烃将达到1 500万t/a左右的产能。

煤制烯烃主要是与石油、天然气开采和加工以及石油化工产品竞争。由于煤制烯烃起步晚, 目前占有市场份额较小, 在市场中没有定价权, 因此煤制烯烃将面临对外与石油化工行业竞争, 对内与行业同类企业竞争。竞争包括技术成熟度、能效、环境、碳排放、资源消耗、经济性等诸多方面, 还有就是我国独特的资源禀赋条件, 富煤地区缺水, 且远离市场, 加之交通瓶颈以及脆弱的生态环境等, 使竞争格局变得异常复杂。本文仅从经济 (财务) 角度分析其竞争性。

1 示范项目经济效益

包头厂自投产试运行以来, 基本按照预想的结果进行投料试车、整改完善、平稳运行, 经济效益较好。宁煤和多伦的项目正在达产过程中, 由于负荷不满, 效益尚不能完全发挥。刚刚投产的甲醇制烯烃项目, 由于受甲醇价格波动, 效益不稳定。所以以包头厂为基础, 简要测算示范项目效益状况。

根据有关资料介绍, 包头项目建设投资 (不含空分) 143亿元, 总投资148亿元。测算按照含空分建设投资为153亿元。

包头原料煤和燃料煤定价按照市场价格, 考虑秦皇岛大客户价格, 减去运费, 作为出厂价, 适当考虑一定品质差价。企业投产、运行以来, 原料煤炭价格在350 ~ 420元/t范围 (热值23.56 MJ/kg) , 燃料煤炭价格在300 ~ 380元/t左右 (热值19.43MJ/kg) , 目前石油价格在100 美元/bbl左右, 产品价格在11 000元/t左右。

以甲醇为原料的烯烃项目, 主要考虑在东部沿海地区, 产品靠近市场, 甲醇外购, 为提高项目经济效益, 需要考虑乙烯和丙烯深度加工产品, 以提高竞争力, 单纯的聚乙烯和聚丙烯存在市场风险。

项目财务效益测算中, 产品价格确定和评价参数选取参照中石化2013年参数和目前市场情况, 考虑运费, 并根据项目具体情况进行适当调整。测算结果见表1。

注:项目热电站方案按照以热定电考虑。未考虑将空分卖出状况, 该状况对效益影响有限。

2 新建煤制烯烃项目效益测算

根据煤制烯烃发展的要求和建设条件, 选取内蒙和新疆两个产煤大区作为测算点。内蒙项目产品销售半径平均按1 000 km, 新疆项目销售半径平均按2 000 km。内蒙以褐煤为原料, 项目建设投资按照185亿元。新疆以长焰煤为原料, 项目建设投资按照185亿元。拟建项目按照自配煤矿, 以粉煤气化为主确定气化技术路线。

煤炭价格按市场定价为原则, 项目建设地点尽可能靠近煤矿。统计近8 年油/ 煤价格比值 (单位热值价格比) , 以秦皇岛煤炭价格为基准, 减去煤产地到秦皇岛的运输价格, 考虑煤炭品质差价等因素, 并结合项目所在地市场价格确定。根据以上定价原则计算, 内蒙褐煤热值按照14.71 MJ/kg, 价格按照180 ~ 200 元/t, 新疆长焰煤热值按照23.56 MJ/kg, 价格按照220 ~250元/t。电价, 内蒙按照0.45元/k W • h, 新疆按照0.40元/k W • h。

项目财务效益测算中, 产品价格确定和评价参数选取参照中石化2013年参数和目前市场情况, 考虑运费, 并根据项目具体情况进行适当调整。测算结果见表2 ~ 3。

注:项目热电站方案按照以热定电考虑。产品运输按照300元/t。

注:项目热电站方案按照以热定电考虑。产品运输按照450元/t。

3 新建甲醇制烯烃项目效益测算

以甲醇为原料的烯烃项目, 主要考虑在东部沿海地区, 产品靠近市场, 甲醇外购。为提高项目经济效益, 需要考虑乙烯和丙烯深度加工产品, 以提高竞争力, 单纯的聚乙烯和聚丙烯存在市场风险。效益测算结果见表4。

4 石油化工项目对比测算

烯烃的生产主要是石油化工路线, 其市场和定价由石油化工生产运营商主宰。煤基烯烃的竞争对手主要是石油化工企业。

原油制烯烃 (简称炼化一体化) 总体工艺过程复杂, 联副产品较多, 是烯烃生产的主要原料路线。部分有条件的特殊企业采用凝析油等轻组分生产烯烃, 由于外购石脑油为原料生产烯烃不是发展方向, 不具有代表性, 因此测算中未选择该模式对比。

注:项目不考虑热电站方案, 按照外购汽和购电考虑。项目建设地为东部沿海地区。

鉴于炼化一体化是大型原油制烯烃项目的主要发展方向, 选择1 000万/1 200万t/a炼油配100万t/a乙烯且产品方案以聚烯烃产品为主的新建炼化一体化项目, 作为典型项目分析。典型项目1建设地假定为东部沿海且具备30万吨级码头条件的地区, 以具有代表性的沙特阿拉伯轻质原油、沙特阿拉伯重质原油各占50%的混合原油1 000万t为原料, 采用近年来典型的全加氢原油加工流程和乙烯蒸汽裂解工艺路线, 装置配置均考虑单系列大型化。典型项目2建设地假定为东北部与俄罗斯接壤且具备管道输送原油条件的地区, 以俄罗斯原油1 200万t/a为原料, 采用近年来典型的全加氢原油加工流程和乙烯蒸汽裂解工艺路线, 装置配置均考虑单系列大型化。

项目财务效益测算中, 产品价格确定和评价参数选取参照中石化2013年参数, 根据项目具体情况调整 (见表5 ~ 8) 。

万t/a

注: (1) 原料为HC石脑油; (2) 含乙烯汽油; (3) 含重整含氢气体PSA。

万t/a

注:项目热电站方案按照以热定电考虑。

注:项目热电站方案按照以热定电考虑。考虑产品运输费用300元/t。

5 中东石油化工项目分析

由于海合会国家乙烯产业大量使用廉价的乙烷为裂解原料, 使得其乙烯成本在世界范围内都具有极强的竞争力。以海合会国家中石化产业规模最大的沙特阿拉伯为例, 其乙烯装置所用乙烷原料价格仅0.75美元/TBtu (折37美元/t) 。据此推算, 其乙烯生产成本仅210美元/t左右, 远低于世界其他地区以石脑油为原料的乙烯成本。

为更好地比较我国与海合会国家乙烯下游产品成本竞争力, 国内一些研究机构对国内采用进口石脑油在东部临港地区新建大型乙烯装置与海合会国家进行不同国际原油价格水平下的乙烯生产成本比较。海合会国家乙烷原料价格暂以沙特阿拉伯长期协议价37美元/t考虑, 石脑油价格则与国际原油价格挂钩;中国石脑油原料价格采用与国际原油价格挂钩的进口石脑油价格。经过分析可以看出, 海合会国家聚烯烃生产成本相当于我国的60% ~ 80%, 相对中国具有一定优势。但考虑到海合会国家凝析油原料的有限性, 今后以凝析油为原料的聚烯烃产品比例将低于20%, 其对市场的冲击有限。

考虑到今后以石脑油为原料生产聚烯烃路线将占主导, 加上其产品出口中国的运杂费等, 其到岸成本相对中国国内生产成本的优势已经较弱。在这种生产成本差距并不明显的情况下, 关税水平对聚丙烯成本竞争力的影响就比较突出。在40美元/bbl的较低原油价格水平下, 以现行关税 (6.5%) 考虑, 国内聚烯烃生产成本与海合会进口产品到岸成本已基本相当。随着原油价格水平走高, 国内生产成本与进口产品到岸成本的差距逐步拉大, 将对我国原油路线生产烯烃产生一定的影响。另外, 我国与海合会签订的零关税条约, 势必会对进口海合会国家石油化工产品价格产生影响。

6 讨论

6.1 与石油化工制烯烃经济性比较

根据经济测算结果, 在目前市场价格形势下, 以及原油价格100美元/bbl时, 煤制烯烃具有较好的经济效益, 且与石油化工相当, 并随着原油价格的提高, 效益明显好于石油化工。从产品竞争力价格看 (成本加投资回报) , 煤化工具有一定优势, 该指标与产品市场价格的差值越大, 盈利空间越高。具体比较见表9。

6.2 经济性分析

煤化工项目投资巨大, 产品成本中固定成本占比较高, 项目对投资较为敏感, 不同建设条件, 对投资的影响巨大。另外, 煤化工项目需要就近配备煤矿, 煤炭应由自己专配的煤矿供应。根据建设条件和煤炭供应等具体情况, 实际项目测算结果会有不同。不同项目财务内部收益率在上下1 个百分点之间波动。

测算项目按照年产60万t烯烃考虑, 项目初步具有规模效益, 建议今后实际操作的项目规模应为80 ~ 100万t/a, 其项目财务内部收益率将会提高2个百分点左右。

测算条件是在企业自配煤矿的前提下, 若从市场采购煤炭, 即使不考虑煤质和供应的稳定性, 仅从价格方面考虑, 也会对项目效益影响1个百分点左右。

以甲醇为原料的烯烃项目, 为规避甲醇价格波动带来的风险, 应利用建厂所在地市场的优势, 延伸产业链, 选择适宜的、有市场的、技术含量更高的碳二、碳三深加工产品, 提高产品附加值。这样做, 在增加投资的同时, 可以提高项目财务内部收率1 ~ 2个百分点。

6.3 考虑碳减排的测算

根据预测, 在未来的若干年我国有可能强制实行碳减排。按照目前世界各国执行情况以及我国可能实行的政策预测, 假设碳减排的费用为10 ~ 100元/t, 按照煤化工每吨烯烃碳排放11 t, 高于石油化工7 t, 每吨烯烃产品将增加成本约110 ~ 1 100元。以此为基准, 测算煤化工项目效益变化情况。结果表明, 煤制烯烃项目效益将下降0.3% ~ 3.0%。甲醇制烯烃项目碳排放较小, 实行碳排放收费后对其影响较小, 但应考虑到实行碳收费后, 甲醇价格会相应提高, 同样对其效益产生一定影响。

从测算可以看出, 实行碳减排后, 初期收取10 元/t时, 在原油100 美元/bbl价格体系下, 煤化工尚可以承受;原油价低于100 美元/bbl时, 项目经济上难以承受。当收取100元/t碳排放税时, 对煤化工影响较大。

6.4 风险分析

煤制烯烃的主要经济风险在于技术成熟度, 关键在于项目建成投产后是否能够顺利达产, 一旦项目达产、达标, 其市场风险基本释放。在高油价情况下, 煤制烯烃对煤炭价格承受能力强, 受市场波动影响小于石油化工。石油化工的主要经济风险在于原油价格波动。由于可变成本比重高, 容易受市场冲击。

需要指出的是, 随着煤制烯烃国内自主技术逐渐成熟, 项目规模可望放大, 相对投资降低, 对其效益产生有利影响;而原油制烯烃虽然规模效应得以充分反映, 但现行成品油定价机制影响了高油价下的效益。在完全市场价格体系下, 原油价格在100美元/bbl左右, 石油化工和煤化工均有较好的经济效益。

在东部沿海地区, 石油化工项目依托港口建设, 靠近烯烃目标市场, 项目具有竞争优势。在煤炭资源比较丰富的西部地区, 选择水资源相对充裕的区域, 靠近煤矿坑口建设煤制烯烃项目, 目标市场确定为中西部地区, 在一定的市场半径内, 煤制烯烃项目具有竞争优势。

煤制烯烃单位产品用水量大、污染物排放多、能耗高, 从环保情况看, 今后政策会更加严厉, 一旦征收污染税 (环保税) 、二氧化碳排放税 (费) , 将对煤制烯烃产生较大不利影响, 其成本的提高远大于石油化工。

7 结论

分析认为, 在目前政策和市场状况下, 在内蒙和新疆等煤炭资源丰富的地区, 具备建设条件和运输条件的情况下, 建设大规模煤制烯烃, 经济上是合适的。问题是, 生产1 t烯烃, 约需要5.5 t左右煤 (褐煤8.5 t以上) , 大规模建设同样带来煤炭和产品运输的压力。另外, 煤化工对水资源的需求巨大, 三废排放对环境要求高。厂址选择时, 应高度重视资源、环境与生态等条件。

在东部沿海地区, 以甲醇为原料制烯烃, 其产品可以就近市场销售, 但项目对甲醇原料价格较为敏感。初步测算, 即使在延伸产品链的情况下, 甲醇价格也应在3 000元/t以下, 超过3 000元/t时, 项目风险较大。

煤制烯烃 篇2

2008-2010年中国煤基烯烃产业发展形势报告

【中心介绍】

北京华源融智经济信息咨询中心是一家专门从事行业信息咨询、企业竞争情报服务的专业性科研机构。主要依托中国科学技术情报学会和国家统计局，结合十几家行业学会、协会，提供宏观经济信息研究、行业(产业)投资研究报告、企业经营策略信息服务，企业个性化市场调研服务等多种资讯产品。是国内最大的商用信息服务机构之一。

我中心以客户需求为导向，以行业为主线，全面整合行业、市场、企业、用户等多层面数据和信息资源，提供行业研究报告及行业专项调研服务，帮助客户准确把握所关注行业的发展趋势，寻找最佳投资与营销机会。

【报告撰写背景】

传统的乙烯、丙烯的制取路线主要是通过石脑油裂解生产, 其缺点是过分依赖石油。由甲醇制乙烯、丙烯等低碳烯烃是最有希望替代石脑油为原料制烯烃的工艺路线, 目前已趋于成熟。甲醇制烯烃技术的发展, 开辟了由煤炭经气化生产基础有机化工原料的新工艺路线, 有利于优化传统煤炭产业的产品格局, 提高应对市场的竞争能力, 是实现煤化工向石油化工延伸发展的有效途径, 同时对缓解我国石油短缺的矛盾具有重要的战略和现实意义。

目前中国自主研发的MTO(以甲醇为原料生产烯烃)技术已投入商业化运用，这将加速煤基烯烃产业的发展。目前包括神华、中煤集团在内的煤炭巨头都纷纷出动，试图瓜分这个新兴行业的丰厚利润。

【报告主要观点】

我们所指的煤基烯烃产业链实际上是指通过煤气化制成甲醇，然后再由甲醇经MTO工艺合成烯烃。由于我国人均聚烯烃消费量仅为5千克聚乙烯和4.5千克聚丙烯，远低于发达国家水平，因此，中国对聚烯烃产品的需求潜力十分巨大。同时，由于我国目前聚烯烃的对外依存度较高（2005年PE为50.1％，PP为36.7％；而2006年PE为44.69%，PP为34.33%），因此，作为煤制甲醇产业链的直接延伸，煤基烯烃不仅可以有效拓宽甲醇的下游市场需求，而且可以实现我国烯烃生产原料的多元化、提高国内树脂原料的自给水平。

近几年，我国PE生产能力增长迅速，目前全国共有聚乙烯生产企业20多家，装置30套左右，绝大多数引进国外技术。2006年全国聚乙烯树脂产能为722.5万吨，产量达到599万吨，比2005年增长15％，装置平均开工率为88％；表观消费量亦增长迅速，2006年增至1083.4万吨，同比增长3.25％；作为我国五大通用树脂中进口量最多的产品，2006年PE进口量达495万吨，同比下降6.4％，进口占表观消费量的比例为45.7％。

与发达国家相比，我国PP产业尚存在生产企业多、装置规模小、生产成本 联系电话：010—63992108联系人：

高等问题。2006年我国PP产量超过10万吨的企业仅有21家，总产能达到437.3万吨/年，占全国总产能的70％。为填补我国30％的PP供需缺口，2007－2009年我国将新增PP产能约500万吨，且新建装置规模均将超过20万吨/年。如果这些项目都能按时投产，2010年我国PP总产能将达到约1100万吨/年。

我国煤炭资源丰富，甲醇是目前可以大规模生产的煤化工产品之一。当前，甲醇作为石油的补充已成现实。长远看，甲醇亦可成为石油的主要接续资源之一。甲醇制乙烯、丙烯的研究正初现曙光，按目前的油价和烯烃价格，甲醇制烯烃的预期经济效益可以和以石脑油和轻柴油为原料制烯烃大体相近。因此，从我国石油接续资源考虑，适度发展甲醇制烯烃工业具有重要的战略意义。

在原油价格高企的背景下，煤基烯烃具有较明显的成本优势。以神华集团包头煤基烯烃项目来说，该项目选址区距神华万利煤矿仅约90公里，建设内容包括180万吨/年甲醇装置、60万吨/年甲醇制烯烃（MTO）装置、30万吨/年聚乙烯装置、30万吨/年聚丙烯装置等。整个项目年消耗原料煤345万吨、燃料煤128万吨，项目上报总投资达117亿元。据我中心研究人员估算，该项目一期联产乙烯和丙烯各30万吨的烯烃成本为3276元/吨，相当于原油价格30美元/桶，生产成本较石油化工路线具有绝对的竞争力。

比较石油原料乙烯工厂而言，煤基烯烃工厂的投资要高得多。神华包头采用MTO工艺技术的600kt/a煤基烯烃项目及宁夏煤业集团应用德国鲁奇公司MTP工艺技术的520kt/a烯烃工厂总投资均超过百亿元。结合目前云南、内蒙古等地规划的大型煤基烯烃项目，折合吨乙烯产品投资为3-3.5万元。煤基烯烃工厂投资强度更高，总投资约为石油路线的1.5-2倍。

煤基烯烃属于技术、资金和人才密集型产业，对企业的综合实力要求较高；核心技术甲醇制烯烃工艺尚无商业化实例，在项目建设和运行管理上没有现成经验可借鉴；在煤矿坑口发展煤基烯烃项目在水资源、城市依托等方面受到较大限制；煤基烯烃项目远离主要消费市场，产品运输成本较高。因此煤基烯烃行业进入壁垒较高，增大了潜在企业进入行业的风险，进入壁垒高，同样退出也有风险。

煤基烯烃产业涉及面广，工程建设复杂，实施难度大。同时又是新兴产业，发展中还存在着诸多不确定因素和风险。

【数据说明】

我中心与国家统计局、国务院发展研究中心、中国煤炭工业协会、煤炭科学研究总院等权威机构建立了项目合作及数据共享机制。《2008-2010中国煤基烯烃产业发展形势报告》是我中心本主要的研究课题，报告对我国煤基烯烃产业的发展条件和面临的发展机遇进行了深入细致的研究，对当前主要地区和企业的煤基烯烃项目发展动态及技术进行了比较分析，在此基础上对煤基烯烃产业的发展趋势和投资策略提出了我们的看法和建议。在报告形成过程中我中心进行了实地调研，获得了大量一手数据并与上术权威机构进行校对，综合运用定量定性的分析方法和回归预测等模型对行业的发展趋势给予了细致和审慎的预测论证。

其结论和观点力求达到前瞻性、实用性和可行性的统一。报本报告内容严谨、数据翔实，是业内企业、相关投资公司及政府部门准确把握行业发展趋势，洞悉行业竞争格局、规避经营和投资风险、制定正确竞争与投资战略的重要决策依据之一。

【正文目录】

第一章 我国煤基烯烃产业发展环境研究

第一节 我国当前经济环境研究

一、国民经济发展态势良好

二、国内工业利润快速增长

三、固定投资增幅有所回落

第二节 煤基烯烃行业相关政策研究

一、煤化工行业政策有望2007年底出台

二、中国煤炭产业发展政策目标研究

三、解读国务院《关于促进煤炭工业健康发展的若干意见》

四、导读《中国煤化工发展宣言》

第二章 我国煤炭行业经济运行态势分析研究

第一节 煤炭在能源消费结构中的地位

一、煤炭成为需求增长最快的能源

二、“十一五”期间中国煤炭产能扩张应适当控制

第二节 我国煤炭行业经济运行状况分析

一、我国煤炭行业供需形势分析

（一）煤炭生产稳步增加

（二）煤炭需求增速减缓

（三）我国煤炭进出口结构发生改变

二、社会煤炭总库存略有增加，分布更加合理

三、我国煤炭价格走势分析

（一）煤炭价格稳步增长，持续高位运行

（二）煤炭销售收入及效益持续改善

四、我国煤炭输运情况分析

第三章 2007年我国煤化工投资发展状况调查分析

第一节 我国煤化工产业总体投资形势分析

一、煤多油少的能源结构是我国发展煤化工的先决条件

二、高油价促进煤化工的快速发展

三、煤化工细分产业链前景研究

（一）传统煤化工

（二）煤代油

（三）煤深度化工

四、我国煤化工技术支撑分析

第二节 我国主要煤化工省区产业规划研究

第三节 我国主要省区煤化工项目进展情况调查

一、山西省

四、山东省

二、内蒙古自治区

五、河南省

三、新疆自治区

六、云、贵两省

第四章 2008-2010年国内外煤经甲醇制烯烃市场发展形势研究

第一节 国外甲醇市场供需预测

一、国外甲醇生产现状调查

二、国外甲醇消费状况

三、未来几年国外甲醇市场需求预测

第二节 国内煤经甲醇制烯烃市场运行状况分析

一、国内甲醇产能迅速扩张

二、我国甲醇消费状况

三、未来几年我国甲醇市场需求预测

四、国内甲醇生产成本由煤价和装置规模决定

五、国内巨大的甲醇产能对醇制烯烃利好

六、甲醇成本是MTO成本优势的来源

第五章 不同原料制烯烃工艺路线及技术可行性研究

第一节 不同原料经甲醇制烯烃工艺进展形势分析

一、UOP/Hydro公司的甲醇制烯烃工艺

二、大连化物所SDTO工艺

三、Lurgi公司甲醇制丙烯工艺

四、AtoFina/UOP联合开发的Paris工艺

五、甲醇制烯烃技术的工业放大

第二节 煤基烯烃技术路线及技术可行性研究

一、煤基烯烃工艺路线

二、各单元技术来源及可靠性分析

（一）煤气化技术

（二）合成气净化技术

（三）甲醇合成技术

（四）甲醇制烯烃技术

三、煤基烯烃技术路线的经济竞争力研究

第六章我国煤基烯烃项目投资发展状况调查

第一节我国煤基烯烃总体发展形势分析

第二节我国主要省区煤基烯烃项目进展情况调查

一、山西省

四、新疆自治区

二、内蒙古

五、河南省

三、宁夏自治区

六、安徽省

第三节 我国典型煤基烯烃项目分析

一、大唐国际启动煤基烯烃项目

二、陶氏化学参与国内煤基烯烃项目

三、神华煤制稀烃项目落户包头

四、国内最大的煤基烯烃项目落户榆林

第七章 “十一五”期间我国煤基烯烃产业链发展形势研究

第一节 我国未来几年乙烯行业发展前景分析

一、我国乙烯工业生产技术发展状况调查研究

二、乙烯市场发展状况及趋势分析

第二节 我国乙烯下游产品市场发展形势预测

一、聚乙烯(PE)

二、聚氯乙烯（PVC）

三、乙二醇

第三节 “十一五”期间丁烯行业发展前景预测

一、丁烯工艺技术进展

二、我国丁烯的生产现状与生产企业分析

三、我国丁烯拟建和在建设项目调查

四、未来几年我国丁烯市场分析及需求预测

第四节“十一五”期间国内外丙烯行业发展趋势分析

一、我国丙烯市场发展现状

二、2010年丙烯市场发展趋势预测

三、全球丙烯市场特点及发展趋势分析

第八章 主要企业发展形势研究

第一节 神华集团

一、神华集团煤化工项目建设进展状况调查

（一）煤液化项目

（二）煤烯烃项目

二、公司发展煤化工竞争优势分析

三、公司煤化工产能及发展趋势

四、集团煤化工发展战略及面临的发展形势研究

第二节 新疆天富热电

一、2006年经营形势调查

二、煤化工项目建设情况

（一）年产50万吨甲醇制丙烯（MTP）项目

（二）年产30万吨二甲醚（DME）项目

三、企业竞争优势分析

四、集团发展战略研究

五、2007年公司发展形势分析

第三节 兖矿集团

一、2007年集团发展形势分析

二、公司煤化工项目建设进展状况调查

三、公司发展煤化工竞争优势分析

四、集团未来煤化工发展战略研究

第九章 煤基烯烃市场竞争分析及投资风险研究

第一节 我国煤基烯烃市场竞争分析

一、煤基烯烃企业竞争力分析

二、煤基烯烃行业竞争格局剖析

三、煤基烯烃行业SWOT研究

第二节 煤经甲醇制烯烃的市场机会

第三节 煤经甲醇制烯烃面临的风险

自主煤制烯烃技术成“香饽饽” 篇3

中国石油化工集团公司乙烯及芳烃处高级工程师姬伟毅指出, 我国是一个富煤贫油的国家, 煤制烯烃是实现我国“以煤代油”的能源战略, 是保证国家能源安全的重要途径之一。长期以来, 我国沿海地区的炼油及烯烃一体化装置或者石脑油制烯烃装置大部分以进口的原油或石脑油为原料, 虽然新建炼油乙烯装置可以增加乙烯和丙烯的产能, 缩小乙烯和丙烯的缺口, 但仍依赖于进口, 并且进口依存度逐年上升。因此, 依托自身煤炭资源优势的煤制烯烃新技术项目, 是我国非油路线制烯烃的重要战略补充, 具有光明的发展前景。

中国石化中原乙烯有限责任公司专家郑庆阳强调, 尽管我国煤制烯烃新技术近几年才刚刚起步, 但我国自主研发的煤制烯烃技术已呈现出风生水起、多点开花的格局。中科院大连化物所开发的具有自主知识产权的甲醇制取低碳烯烃技术 (DMTO) , 用于我国首套年产180万吨甲醇、年产60万吨煤制烯烃工业示范装置, 已于2011年在神华包头投入商业化运营, 其甲醇转化率达到99.9%, 取得了非常好的经济、社会效益。由中国石化上海石油化工研究院、中国石化工程设计院等单位联合开发的甲醇制烯烃技术 (SMTO) , 已于2011年分别在北京燕山石化公司和中原石油化工有限责任公司相继实现了日产100吨甲醇制烯烃中试和年产60万吨甲醇制烯烃工业化装置的稳定运行。由中国化学工程集团、清华大学和淮化集团联合开发的流化床甲醇转化丙烯技术 (FMTP) , 实现了甲醇处理量年产3万吨的FMTP中试, 已于2009年全面打通了系统工艺流程。由此可见, 我国自主创新研发的煤制烯烃新技术已成熟, 其项目技术水平和工业化生产规模均处于国际领先水平。这些新技术为今后我国煤制烯烃的推广、应用和产业化奠定了坚实的基础。

2012年, 受到原料成本大幅上涨及市场需求滞销的双重因素影响, 全国25套以石脑油裂解制烯烃装置的毛利率大幅下降, 甚至在二季度出现全面亏损的局面, 现绝大多数乙烯装置还处于降负荷运行状态。然而以煤制烯烃工艺技术制烯烃的装置却异军突起, 神华包头煤化工公司甲醇制烯烃产品逆市走红, 吨乙烯成本比传统的石脑油裂解工艺技术路线低2000元左右, 今年上半年已实现利润6.1亿元。

据中国神华集团包头煤化工公司专家金海峰介绍, 未来3～5年, 煤制烯烃技术工艺装置将会占据我国烯烃工业装置的半壁江山。据不完全统计, 在近3年内, 国内准备开工建设的煤制烯烃装置有可能突破36套 (含正在试车的装置) , 这些煤制烯烃装置绝大多数拟建在我国西部地区的煤炭大省, 届时煤制烯烃新技术将会彻底改变我国烯烃工业“东富西贫”的格局。据了解, 计划在建的项目内蒙古有7套、陕西7套、新疆4套、宁夏3套、山西3套、河南2套, 另外安徽、贵州、山东、甘肃、浙江、辽宁、大连、青海等省也正在做煤制烯烃项目的前期工作。在上述项目的投资立项建设单位中, 中国神华、中煤集团、大唐国际、中国石化和蒲城清洁能源化工等公司的建设规划设计规模均超出年产180万吨甲醇、60万吨聚烯烃的装置规模, 预计未来3～5年国内建成投产的煤制烯烃新技术装置数将超过我国现有的石脑油裂解制烯烃装置数。

浅谈煤制烯烃项目具有竞争力 篇4

1.1 国际能源状况

截至2010年底,全球原油探明可采储量为1.383 2万亿桶(不含加拿大油砂),石油的全球储采比一直呈上升趋势,自1998年以来一直维持在40年以上,按2010年的年开采速度计算,可开采46.2年。全球常规天然气探明可采储量为187.1万亿立方米,按2010年的年开采速度能满足58.6年的开采。煤炭依然是全世界储量最丰富的燃料,全球探明可采储量为8 609.38亿吨,按2010年的年开采速度可生产118年(见表1)。

数据来源:BP《世界能源统计2011》

1.2 国际能源消费状况

在全球经济复苏的带动下,2010年全球能源消费强劲增长,一次能源年总消费量约为120.02亿吨油当量,其中石油、天然气、煤等化石能源占86%,核能、太阳能、水力、风力、地热等能源仅占14%。

亚太地区继续引领全球能源消费,占世界能源消费总量的38.1%,占全球煤炭消费量的67.1%。在亚太国家中,煤炭是主导性燃料,占能源消费量的52.1%,除欧洲及欧亚大陆外的所有其他地区都以石油为主要燃料,欧洲及欧亚大陆的主要燃料为天然气,是天然气、核能和可再生能源发电的主要消费者。

1.3 中国能源状况

我国化石能源的储量难以支撑我国经济社会可持续发展的现实。截至2010年底,中国原油剩余探明可采储量为148亿桶,仅占全球总量的1.1%,储采比为9.9;天然气剩余探明储量为2.8万亿立方米,仅占全球总量的1.5%,储采比为29.0;煤炭剩余探明储量为1 145亿吨,占全球总量的13.3%,储采比为35。

1.4 中国能源消费状况

2010年中国的一次能源消费量达24.32亿吨油当量,超过美国成为全球第一大能源消耗国,占到全球能源消费总量的20.3%。

上述数据表明,中国一次能源生产和消费一直以煤炭为主,煤炭生产在能源中占的比重为70%~75%,这种状况在今后较长的时间内不会有大的变化,中国石油消费增长很快,原油生产增长缓慢,石油供应面临严峻形势。2010年全年生产2.03亿吨原油,进口原油2.27亿吨,对外依存度达到53%;专家预测到2020年中国自产油对外依存度将达到60%~62%,一旦石油进口受阻,将对中国经济安全和国防安全造成重大影响。因此,国家鼓励通过煤炭的清洁利用发展能源和化工产业,在“十一五”规划纲要中明确提出加强煤炭清洁生产和利用,发展煤化工,促进煤炭深度加工转化;在“十二五”规划纲要推进能源多元清洁发展过程中,有序开展煤制气、煤制液体燃料和煤基多联产研发示范,稳步推进产业化发展。

可喜的是,在现代新型煤化工产业发展方面,中国走在了世界的前列。国外在煤转化各个领域均进行了工业试验或示范,在产业化技术方面完成了技术储备并持续开发。中国在煤直接液化、煤制烯烃率先实现大规模工业化,在煤制液体燃料、煤制化学品等关键工艺、催化剂、装备和系统技术、工程技术等方面达到了世界先进水平。

2 乙烯、丙烯原料结构状况

乙烯、丙烯是石油化工产品的基础和龙头,是衡量一个国家石油化工产业和经济发达程度的标志。

2.1 国外乙烯原料结构状况

国外的乙烯原料中石脑油比例从10年前约占65%左右,降低到55%左右;亚洲、东欧的乙烯原料中石脑油约占80%左右,西欧约占65%左右,北美、中东约占20%左右;加氢尾油在乙烯生产中有所增加,约占10%以上。北美、中东乙烯生产原料主要来自凝析液(NGL)。

2.2 国外丙烯原料结构状况

国外丙烯来源于石脑油蒸汽热裂解生产乙烯过程副产品,约占总产量的丙烯56%左右;约有33%来自重油催化裂化(FCC)等炼油过程副产;约有11%以上的丙烯产品来自丙烷脱氢生产。

国外除了传统的气分和FCC增加丙烯外,还通过烯烃易位或歧化(OCT)和高碳烯烃裂解制丙烯(OCU)。

2.3 国内乙烯原料结构状况

国内乙烯原料中石脑油比例下降,其他原料(甲醇)比例上升。2000年国内乙烯原料中,石脑油所占比例为64.2%。近年来,国内正在通过炼油改造增加加氢尾油在乙烯生产中的比例;对常减压、催化重整、对二甲苯、加氢裂化等装置排放气中回收饱和LPG组分用作乙烯原料。

2.4 国内丙烯原料结构状况

国内丙烯产品主要来源于炼油厂,约占丙烯总产量的90%。其中:乙烯蒸汽裂解和重油催化裂化(FCC)等炼厂气中分离所得约各占50%;约有10%是来自甲醇制烯烃。

3 烯烃产品市场状况

3.1 2000-2011年国内乙烯供需状况

表示数据说明2000-2011年国内乙烯产量年均递增11.4%;表观消费年均递增11.9%;当量消费年均递增10.5%,国内乙烯产能与当量消费相差约50%左右。权威专家预测,到2020年,国内乙烯的供需状况为产能2 410万吨/年,表观消费2 380万吨/年,当量消费万3 870吨/年(见表2)。

表示数据说明2000-2011年国内丙烯产量年均递增11.6%;表观消费年均递增12.3%;当量消费年均递增10.7%,国内丙烯产能增长幅度滞后于当量消费。权威专家预测,到2020年,国内丙烯的供需状况为产能3 120万吨/年,表观消费2 470万吨/年,当量消费2 910万吨/年(见表3)。

1)传统石脑油法,目前产能正在减少,以FCC、DCC、OCT、CPP等增产丙烯为主的工艺最多。

2)煤炭(焦炉气、天然气)制甲醇、烯烃,甲醇制烯烃工艺首先在国内投入生产,已走在世界的前列,虽然国外较早开发出此技术,但落后于我国。

3)烷烃脱氢制烯烃。低碳烷烃(乙烷、丙烷、丁烷)脱氢制丙烯技术主要有:催化脱氢、氧化脱氢、膜反应器脱氢等。但真正投入工业化装置使用的只有催化脱氢技术,其他技术尚处于开发试验阶段。

5 我国甲醇制烯烃概况

虽然石油基烯烃技术较为成熟,产品综合利用率较高,但在国际原油价格高位攀升的情况下,其发展空间将被逐渐压缩,随着烯烃原料轻质化、多元化的推进,尤其是随着中国甲醇制烯烃技术的日趋成熟,非石油基的烯烃产业将成为主流。但仍有需要进一步在实践中研究和改进的地方,如煤制烯烃项目的能耗、能效等需要大幅度优化、下降。按照“十二五”规划对现代煤化工示范项目的示范指标要求:能源转化效率不低于40%、吨烯烃煤耗不高于5.3吨(折标准煤)、吨标准煤新鲜水耗不大于4吨;如果达到先进水平,需要能源转化效率不低于44%、吨烯烃煤耗不高于5吨(折标准煤)、吨标准煤新鲜水耗不大于3吨(见表4)。

注:(1)天然气价1.6元/m 3;(2)天然气价2.5元/m3

从表4的5种示范项目能量转化效率看,煤制天然气>煤制合成油>煤制二甲醚>煤制烯烃>煤制乙二醇。

至今,公布的已建成与正在建设的煤制烯烃项目年产能约1 018万吨,预计可新增产值1 214亿元,拉动投资约2 020亿元,这将对我国石化工业结构的调整产生深远的影响。

1)已建成的煤制烯烃项目装置。

已建成的煤制烯烃项目装置是四套,规模为178万吨/年。其中:神华包头60万吨/年DMTO;神华宁煤一期52万吨/年MTP;大唐多伦46万吨/年MTP;中石化濮阳20万吨/年SMTO。

2)在建的煤制烯烃项目装置14套,装置规模约840万吨/年。

6 烯烃生产成本分析

一般的裂解工艺每产1吨当量烯烃约需3吨石脑油,而MTO(或DMTO)及MTP对甲醇的消耗量约为2.96吨,煤基甲醇的完全成本一般在1 500~2 000元/吨左右。

如果煤制烯烃项目背后有煤矿作支撑,就能大大降低煤制烯烃项目的风险。目前,许多煤化工项目都力争以拥有煤矿为依托。煤制烯烃固定资产投资比较大:上马一个年产60万吨的煤制烯烃装置,总投资约需180亿元;在烯烃原料成本中,甲醇价格的涨价承受能力大于石脑油,原油价格80美元时,石脑油烯烃处于微利状态,当原油价格100美元时,石脑油烯烃处于完全亏损状态,而此时的甲醇制烯烃的赢利在20%以上;说明煤基低碳烯烃在我国的发展已具备了十分重要的战略优势。

7 烯烃产业发展建议

1)中国市场对烯烃的需求增长快、用量大,大量发展石油制烯烃受到石油资源、石油供应不足的制约,因此积极创造条件,在煤炭丰富且开采成本低的区域,上马以煤为原料的大型甲醇装置和MTO、MTP工业装置,按煤矿-甲醇-烯烃-聚烯烃一体化的模式进行上下游产品项目建设,这确实是一个具有核心竞争力的好项目。

2)虽然非石油烯烃生产装置已经进入商业化运行中,但各种消耗及装置配套性还有较大的改进空间;在一体化项目总体设计时,借鉴已投运的生产企业经验,认真、细致地控制好原料及能耗、能效,在源头上降低投资,实现效益最优化,在坚持单项技术发展与系统优化的同时,强化集成创新和协作配套能力,促进产业整体水平提高。随着工艺技术的不断完善和各种消耗的下降,煤制烯烃的生产成本优势更加显现。

摘要：在高油价和能源供应紧张的趋势下,新型煤化工为中国未来油气资源的补充和部分替代开辟了新方向。煤制烯烃的成功商业化,使煤制烯烃的产品真正走向了市场并和国内外石化产品同台竞争,这将对我国能源化工原料供应结构产生深远影响。文章着重分析了我国煤制烯烃项目的概况、建设煤基甲醇制烯烃的理由,得出了煤制烯烃项目具有竞争力。

煤制烯烃 篇5

中国部分企业产业结构单一、抗风险能力差,这种情况在我国电力企业和煤炭企业表现尤为突出。为了积极的调整企业产业结构,进行多元化发展,提高企业核心竞争力,延伸产业链,提高产品附加值。同时,国家为了保障未来能源安全及煤化工产业发展的需要,对大型的新型煤化工企业都配套相应的煤矿资源。为了取得相应的煤炭资源,也促使众多的企业将发展煤化工作为企业转型必要手段之一。

至此大部分新型煤化工示范项目陆续获得路条[1],开始项目建设工作并陆续投产; 此外根据调研情况,许多非示范项目也在积极推进; 在前述多种产品形式中,煤制烯烃项目由于其产品附加值高、工艺路线较成熟、投资回报率高等成为实业资本最青睐的领域。那么,企业如何在煤制烯烃这个新的领域获得一席之地,就需要从项目选址、市场调研、工艺路线选择及风险评估等几个关键因素进行着手。

1煤制烯烃项目选址

1.1投资地域选择

有关我国煤化工基地布局的研究报告提出,将煤化工产业区域布局分为现有供煤区、进煤区、煤炭接续区三大类。原则上在东部进煤区和临近进煤区的地区,不布点大型煤化工基地项目,以保障煤炭供应。仅在少数高硫煤接替开采的煤炭产地,适当考虑建设适合市场需求的深加工项目。大型煤制烯烃项目应主要布局在现有供煤区,同时要求地方政府配套相应的大型煤矿。特别是根据我国化石资源分布特点,首先在石油资源相对缺乏的地区,布点建设煤制烯烃装置。现有供煤区是 “十一五”期间煤化工发展的重点地区。主要包括山西、内蒙、 陕西、贵州、宁夏、新疆等地。

1.2远离城市建设

一个大型煤制烯烃项目对城镇区的影响主要表现在项目产生的废气、粉尘对居住区的大气环境影响,此外还有发生爆炸事故时对居民生命和财产的影响等。虽然先进的煤气化装置的废气、粉尘产生量比焦化、电石等装置少得多,但由于其高压操作,瞬时流量大,爆炸危险性和影响程度比焦化或电石装置高,因此新建的大型煤制烯烃项目位于城市规划区内也是不合适的,并且应尽可能地选择远离城市规划区的区域建设,同时,远离大型的河流和湖泊。

1.3合理的原料煤运输距离

煤制烯烃项目必须能够拥有自备煤矿,或者周围有多个产能300万吨以上的煤矿。项目建设地点距离主要原料煤的运输距离,直接关系到工厂的运行成本及原料供应的稳定性。一般情况下,用汽车运输,不易超过50公里,用火车运输控制在50 ~ 200公里范围内最好。另外,项目选用的煤种必须是项目所在地主产煤种,可防止煤源更换影响装置运行。

1.4丰富的水资源

煤制烯烃项目是消耗水资源较大的项目。对水的消耗,主要体现在,循环冷却水蒸发的损失和外排污水的损失。在投资与水消耗寻找到企业能够接受的平衡点,是必须进行仔细研究的。

1.5便利的交通

煤制烯烃项目周围的交通情况,交通是否便利,不仅影响到项目建设,同时,对项目运营后,原料进厂与产品出厂是否便利,即运费的影响极大。因此要靠近高速公路和铁路建厂。

1.6其他影响因素

厂址的选择一定要有超前意识,不能单纯地考虑投资和经济效益,应把社会、环境、安全等意识放在重要的位置上。充分考虑当地的投资环境、人文因素、地方政府的政策等影响因素。

2煤制烯烃项目市场调研

煤制烯烃项目是指以煤为原料合成甲醇后再通过甲醇制取乙烯、丙烯等烯烃的技术。对煤制烯烃项目下游产品进行充分的市场调研,是保证产品产出后具有核心竞争力力的主要手段。

2.1进行深度市场调研确定产品方案

在项目前期主要针对煤制烯烃下游乙烯、丙烯产品做深度的市场调研,找出企业最终的产品方案和产品定位。乙烯、丙烯产品下游产品的调研方向如下:

乙烯下游产品种类繁多,但经过石油化工行业多年的发展,合成工艺的不断优化,诸如乙醛、乙酸、乙醇等化工产品或中间体已经不再走由乙烯出发点工艺路线,乙醇改为生物技术由玉米产出,或由天然气/合成气直接产出。还有一些乙烯下游衍生物由于市场容量小,工艺路线复杂,属于精细化工范畴,不适合为大规模乙烯装置配套。对于大型煤制烯烃项目可以将目标定位在以乙烯作为主要原料的产品,如聚乙烯、乙二醇/环氧乙烷、а - 烯烃。

丙烯是继乙烯之后的第二大石化原料,丙烯通常有三个级别: 炼厂级丙烯、化学级丙烯和聚合级丙烯,以丙烯为原料可以向下游衍生苯酚 /丙酮、聚丙烯、丙烯腈、丁辛醇、异丙醇、 丙烯酸及酯、环氧丙烷、环氧氯丙烷及汽油添加剂等。对于大型煤制烯烃项目可以将目标定位在以丙烯作为主要原料的产品,如聚丙烯、丁辛醇。

依照各种乙烯、丙烯下游产品在国外和国内的需求情况, 深入研究并确定企业最终的产品方案和产品定位。

2.2依照产品方案进行工艺技术可获得性研究

针对选取确定的产品方案和产品定位,进行产品方案所确定的工艺技术的可获得性分析,产品方案所对应的工艺技术应是成熟、可靠的并且可以找到该工艺技术2 ~ 3家可靠的工艺包供应商。

3煤制烯烃项目工艺技术选择

在煤制烯烃项目的选址和产品方案确定后,煤制烯烃项目工艺技术的选择是决定项目成败的重中之重[2],工艺技术的选择直接影响到今后项目投产后的效益状况,是企业决策方向的关键。也是项目可行性研究阶段的重点工作,选择不同的工艺路线导致的项目经济性、技术可靠性,项目安全性、项目环保情况是完全不同的。这项工作一般由委托编制可行性研究报告的设计单位来做,但是,项目业主要高度重视,深度参与,对采用的每种工艺技术情况,都要充分的调研与交流[3],其关键因素主要决定于以下几点:

3.1煤气化工艺技术的选择

煤气化是煤制烯烃项目工艺技术的龙头,其选择首先要依据项目所在地区的主要煤种,选择出是采用碎煤加压气化技术、水煤浆加压气化技术还是干粉煤气化技术,然后再对各种技术的工业应用成熟度、技术可靠性、关键设备和阀门及控制系统硬件的可靠性、能够实现的运行周期、设备检修的难易情况、启动与停止的操作难易程度、原料消耗情况、投资及经济性等方面进行充分比较来选择确定。其比较典型的工艺技术主要有: GE公司的水煤浆气化技术、华东理工大学的对置式多喷嘴水煤浆加压气化技术、清华大学和盈德公司的水煤浆水冷壁清华炉气化技术、西北化工研究院的多元料浆气化技术、荷兰壳牌 ( SELL) 公司的干粉煤加压气化技术、东德煤科所的GSP干粉加压气化技术、华东理工大学、天辰公司、鲁南化肥厂的新型多喷嘴对置式粉煤加压气化技术。

3.2甲醇制烯烃技术的选择

甲醇制烯烃工艺是煤基烯烃产业链中的关键步骤,根据目的产品的不 同,甲醇制烯 烃工艺分 为甲醇制 乙烯、丙烯 ( MTO) ,甲醇制丙烯 ( MTP) 。MTO工艺的代表技术有环球石油公司 ( UOP) 和海德鲁 公司 ( Norsk Hydro) 共同开发 的UOP / Hydro MTO技术,中国科学院大连化学物理研究所自主创新研发的DMTO技术,中石化上海石化研究院研发的SMTO技术; MTP工艺的代表技术有鲁奇公司 ( Lurgi) 开发的Lurgi MTP技术和我国清华大学自主研发的FMTP技术。

目前,UOP/Hydro MTO技术、DMTO技术、Lurgi MTP均已有成功运行的示范装置,FMTP技术也在安徽淮化集团建成了工业化实验装置。

3.3烯烃产品技术的选择

煤制烯烃项目多建于煤炭富集地区,而烯烃产品的销售区域主要在华东和华南市场,为便于销售和运输,同时综合考虑煤制烯烃项目的特点、市场前景、技术成熟度、经济效益及下游延伸项目的配套条件等情况,大部分煤制烯烃项目的下游产品选聚乙烯和聚丙烯为最终产品。

聚乙烯的工艺技术主要有: Univation公司的Unipol工艺、 INEOS公司的Innovene工艺、Basell公司的Spherilene工艺、英力士公司INNOVENE S淤浆法工艺、埃克森美孚公司的高压管式法工艺、Basell公司的Hostalen工艺。聚丙烯的工艺技术主要有BASELL公司Spheripol工艺、BP Amoco公司Innovene工艺、ABB Lummus Novolen工艺、DOW化学公司Unipol工艺。

以上三点是煤制烯烃项目工艺路线选择的重点内容,气化技术的选型直接决定了项目的长周期满负荷运行的时间,甲醇制烯烃技术的选择直接决定了下游产品的范围。而最终产品工艺技术的选择直接决定了今后产品的市场竞争力。

4煤制烯烃项目风险因素

在企业决定投资煤制烯烃项目时[4],必须有效的规避项目风险因素,降低投资风险,其中存在的风险因素主要有以下几点:

4.1国家宏观政策趋紧的风险因素

发展煤制烯烃项目国家政策总体偏紧,在煤炭调入和基本平衡省区、生态环境脆弱地区、大气联防联控重点区域、主要污染物排放总量超标和节能评估审查不合格的地区,严格限制现代煤化工的发展[5]。提前做好投资地区相关政策的研究,可以为项目稳步推进奠定基础。

4.2环境风险因素

煤制烯烃项目是一个高污染、高安全要求的行业,其运行周期长、工艺流程多且复杂,每个环节都会产生各种污染物, 虽然可以回收,但无法回收的部分大多有毒有害,稍有不慎还可能造成重大环境安全事故。提前做好环境风险评估,选择高效的环保设施,降低环境污染,也是在投资决策过程中必须考虑的环节。

4.3投资风险因素

煤制烯烃项目为资本和技术密集型企业,大型煤制烯烃项目耗资巨大,动辄需要上百亿投资,融资风险较大[6],积极的做好这方面的准备工作,才能让项目稳步推进。

5结论

煤制烯烃 篇6

8~10号BGL气化炉建筑安装工程位于内蒙古鄂尔多斯市乌审旗图克工业园区,是中煤鄂尔多斯能源化工二期项目唯一的一个先建工程。于5月31日完成工程实体移交。10号、8号气化炉先后于6月1日、22日一次点火成功并稳定运行。

该先建工程将为蒙大新能源50万t/a工程塑料项目甲醇原料合成提供合成气。中煤蒙大新能源化工有限公司50万t/a工程塑料项目位于乌审旗乌审召化工项目区,项目将陆续产出合格产品。

煤制烯烃 篇7

神华包头煤制烯烃净水厂是为神华包头煤制烯烃项目服务的配套公用工程之一, 净水厂设计规模1.2×104m3/d, 工程占地约4.6hm2, 约占煤制烯烃项目一期总占地的1.9%。

本工程主要为煤制烯烃项目工业生产提供用水, 采用混凝、沉淀、过滤的处理工艺, 流程为:原水→配水井→管道静态混合器→网格反应池→斜管沉淀池→V型滤池→清水池→泵房→生产管网。排泥水收集至泥水收集池输送至回用水厂处理后回用。为适应原水水质变化情况, 凝聚剂采用投加碱式氯化铝或三氯化铁。

生活用水处理系统将滤后水经活性炭过滤处理、消毒后供给煤制烯烃项目生活用水, 流程为:生活水原水池→砂滤器→活性炭过滤器→生活水罐→生活水泵→生活水管网。

本工程自控系统由霍尼韦尔Experion PKS (DCS) 系统、西门子S7-300 (PLC) 系统、就地控制柜 (箱) 、检测仪表及通讯网络构成的集中监控管理、分散控制和就地控制相结合的控制系统。

2 工艺及自控设计特点

2.1 临近四斗等程排泥

目前国内沉淀池常用重力穿孔管排泥方式, 传统穿孔管排泥方式, 由于排泥管长度较长, 近、远端存在排泥不均衡问题。针对这种弊端, 设计采用在不增加排泥阀门的情况下, 采用临近四斗等程排泥系统, 使四个临近泥斗共用一根排泥管, 排泥水力流程均相同, 可完全解决排泥积泥问题。

2.2 高压消防系统

神华煤制烯烃项目占地面积大于100ha, 消防应按同一时间内两处着火设计。高压消防水量:生产区MTO装置的消防用水量最大, 为1620m3/h (450l/s) , 火灾延续时间按3h计算, 消防水量为4860m3;烯烃罐区的消防水量最大, 为1620 m3/h (450l/s) , 火灾延续时间按6h计算, 消防水量为9720m3;共需消防水量为14580 m3。

供水泵房内设有高压消防水泵四台, 三用一备, 并预留一台泵位, 参数为Q=1300m3/h, H=1.21MPa;同时还设有稳压泵两台, 一用一备, 参数为Q=50m3/h,

H=1.21MPa。

本工程的消防水泵为10kV高压水泵, 功率N=630kw, 目前国内还没有这种高扬程, 大流量, 大功率的高压消防水泵应用的实例。

2.3 DCS自控系统

净水厂DCS系统采用霍尼韦尔的Experion PKS 过程知识系统。Experion PKS 系统是当代最先进的控制系统之一, 包含了霍尼韦尔三十年来在过程控制、资产管理、行业知识等方面积累的经验, 采用最先进的开放平台和网络技术, 为工业企业提供一个统一的、全厂的、自过程控制、设备和资产管理、直至生产管理、集成制造等一体化的知识系统体系结构和全系列的解决方案。Experion PKS 系统能满足各种自动化应用要求, 为过程控制、SCADA应用和批量控制提供一个开放式控制系统, 且满足业界要求的高性能、灵活性、易用性、高可靠性等。

3 净水厂工艺

反应池采用网格絮凝池, 共设置三组六个池子, 单池设计流量0.243m3/s, 反应时间20min, 平面尺寸16.80×11.20m, 有效水深4.1m。

沉淀池采用上向流斜管沉淀池, 共设置三组六个池子, 单池设计参数为:设计流量0.243m3/s, 液面负荷7m3/m2·h, 沉淀时间35min, 采用聚氯乙烯制六边形斜管, 内切圆管径35mm, 水平斜角60°, 斜管长度为1m。平面尺寸16.60×15.80m, 池深6.0m。

反应及沉淀池每个竖井底部设置排泥斗, 排泥采用四斗等程排泥的方式, 斗底斜壁与水平的夹角为59°, 沉淀池内设泥位计, 依靠预先设定的池内泥位和排泥时间间隔与排泥阀联锁, 控制自动排泥。沉淀池排除的泥水汇集到泥水收集池内贮存, 再经泥水泵提升排入厂外的回用水处理系统处理后回用。

滤池采用V型滤池, 设计流量5167m3/h, 设计滤速7.7m/h, 强制滤速8.8m/h, 总过滤面积为672m2, 共分8个单池, 单池面积为84m2。滤料采用单层均粒石英砂滤料, 石英砂滤料有效粒径d10=0.9～1.2mm, K80=1.3, 滤料层厚1.3m (包括0.1m砾石/粗砂承托层) 。滤板采用长柄滤头配水配气系统。反冲洗方式采用气-水反冲洗, 具体过程为气冲洗→气水同时冲洗→水冲洗, 全过程表面扫洗。其中气冲强度为17L/m2·s, 气水同时冲洗时的水洗强度为2L/m2·s, 单独水洗时的水洗强度为4L/m2·s, 表面扫洗强度为2L/m2·s) 。反冲洗时间为10～15min, 其中气冲时间1～2min, 气水同时冲洗为4～5min, 水冲时间为5～8min;反冲洗时间间隔为24～36h。反冲洗采用水泵直接从滤池后出水引水冲洗, 反冲洗水泵共三台, 两用一备, 参数为Q=606m3/h, H=0.16MPa。鼓风机采用罗茨风机两台, 一用一备, 性能参数为Q=92 m3/min,

H=39.2kPa。

滤池进水渠上设有气动闸板阀, 在反冲洗进水管、进气管、反洗排水管上均设有气动蝶阀, 滤池出水管上设有气动调节阀, 在滤池内设有液位计和水头损失仪。滤池运行由PLC控制, 在过滤过程中根据滤池内的水位变化情况, 自动调节滤池出水管上调节阀的开启度。当滤池过滤时间或水头损失达到设定值时, 滤池自动进行反冲洗。滤池反冲洗排水汇入反洗水排水集水池中, 经泵提升后回流至反应池前端的配水井。

生活水系统处理规模为50m3/h, 滤池的一部分出水 (或净水厂原水) 经水泵提升依次至砂滤器和活性碳过滤器过滤后, 再经加氯消毒, 由生活水泵供给各用户。砂滤器采用两台, 一用一备, 过滤能力为50m3/h, 每台过滤器进水、出水、反洗进水、反洗排水管道上设置气动开关阀, 气动开关阀与进出水管道上设置的压差计联锁, 根据过滤器的压差进行过滤器的反洗程序。

活性碳过滤器采用两台, 一用一备, 过滤能力为50m3/h, 每台过滤器进水、出水、反洗进水、反洗排水管道上设置气动开关阀, 气动开关阀与进出水管道上设置的压差计联锁, 根据过滤器的压差进行过滤器的反洗程序。

在活性碳过滤后水管中加氯水, 投加点设在生活水罐的进水管道内, 设计投氯量为1～2mg/L。设置加氯装置一套, 包括2台最大加氯量为1kg/h的全自动真空加氯机, 一用一备, 加氯量根据活性碳过滤器出水流量控制加氯机进行比例投加, 然后再根据余氯检测信号自动调整加氯机的加氯量, 以达到最佳投氯量。

4 自控系统设计

4.1 自控系统结构

DCS1主要完成生活水系统、反洗风机水泵间 (部分设备及参数) 、泵房、清水池、厂区电动阀门等工艺过程的测量参数、设备运行状态的数据采集及控制。

DCS2主要完成进场水、反应沉淀池、加药间、等工艺过程测量参数、设备运行状态的数据的采集及控制。

PLC101主要完成222V105A滤池、反洗风机水泵间 (部分设备及参数) 等工艺过程的测量参数、设备运行状态的数据采集及过滤、反冲洗控制。同时还完成其他滤池冲洗排队控制。

PLC102-PLC108主要完成222V105B-222V105H滤池等工艺过程的测量参数、设备运行状态的数据采集及过滤、反冲洗控制。

二台辅助操作台完成水厂主要工艺参数的超值报警、主要工艺设备的故障报警。在发生火灾时可直接对消防水泵进行手动控制。

该系统完成整个水厂过程控制、工艺流程图显示、报警打印、生产报表打印、事故和操作记录、工艺参数显示以及趋势记录等功能。主要工艺参数、过程控制阀门和动设备的状态等都可以在工艺流程图上实时显示, 并可打印出核算经济数据的班、日、月报表。

4.2 Experion PKS系统组件

控制站 - Experion PKS系统的C300控制器作为DCS主控制器。

操作站 - ES-C操作员站选用Dell工作站WS490平台和霍尼韦尔专用的操作员键盘。

工程师站 - ES-C操作员站, 选用Dell工作站WS490平台和霍尼韦尔专用的操作员键盘。

值班长站- ES-C 操作员站, 选用Dell工作站WS490平台和霍尼韦尔专用的操作员键盘。

OPC服务器 - 系统服务器兼作, 因为Experion PKS 系统的OPC 服务器软件只能安装在系统服务器上。选用Dell PE2950平台。

网络通信系统 - 控制网络采用霍尼韦尔专利权的容错以太网FTE, 由两个CiscoCatalyst 2960交换机组网, 提供100Mb传输速率。DCS控制器、操作员站、服务器/工程师站等设备直接连接到FTE控制网上。

与各种子系统的接口 - 基于Modbus 通讯协议 (Modbus RTU, Modbus ASCII, Modbus (TCP) 和RS422/485, Ethernet等连接方式的原则与PLC等子系统实现集成。为支持这类子系统集成, 在系统软件中配置了Modbus的通讯软件, 支持ModbusRTU, Modbus ASCII, Modbus TCP 等全套Modbus通讯协议。而在硬件上配置了一对8通道的串口网络连接服务器 (Terminal Server) 。对于仅提供串行接口的子系统, 由串口网络连接服务器实现串行接口和标准以太网接口的转换, 串口网络连接服务器本身作为标准以太网设备连接在FTE上。

Hart 设备管理站 - 霍尼韦尔现场设备管理站FDM以及Hart数据信息接口等构成, 提供用于管理Hart 设备的数据库、组态和管理模式、人机界面等。

系统机柜、辅助机柜 (端子/继电器柜, 网络设备柜, 配电柜等)

系统软件;

应用软件;

4.3 通讯网络

Experion PKS系统采用FTE容错以太网, DCS系统的C300控制器、操作员站、工程师站、服务器等设备与FTE网络主交换机连接进行数据通讯, 通讯速率100Mb。

PLC101-PLC108 之间采用PFOFIBUS-DP现场总线进行数据通讯。PLC101作为主站采用BODBUS现场总线与DCS系统进行数据通讯。

加氯系统配套控制柜采用BODBUS现场总线与DCS进行数据通讯。

用于OPC Server软件, 通过FTE交换机与工厂 (PMCC) 信息管理系统进行数据通讯。

4.4 冗余

系统FTE网络和网络交换机等设备均1∶1冗余配置。

C300控制器、控制器防火墙、I/O子系统通讯网络等部件均1∶1冗余配置。

系统机柜电源系统均1:1冗余配置, 辅助机柜电源均1∶1冗余配置。

控制回路和联锁回路的I/O处理器卡件均1∶1冗余配置。

5 净水场运行情况

净水场各水处理构筑物运行稳定, 出水水质各项指标达到国家标准, 运行情况良好, 净水场性能考核达标。考核运行情况证明整个工程技术先进、合理、满足要求且已发挥了良好的效益。

摘要：神华包头煤制烯烃净水厂生产用水采用混凝、沉淀、过滤工艺, 反应沉淀池在不增加排泥阀门的情况下, 采用临近四斗等程排泥系统, 可完全解决穿孔管排泥不均衡导致的积泥问题。自控系统由霍尼韦尔Experion PKS (DCS) 系统、西门子S7-300 (PLC) 系统及通讯网络构成集中监控管理、分散控制和就地控制相结合的控制系统。

关键词：净水,网格絮凝,斜管沉淀,临近四斗等程排泥,高压消防,DCS系统控制,PLC控制

参考文献

[1]上海市建设和交通委员会.室外给水设计规范[M].北京:中国计划出版社, 2006.

[2]中国市政工程西北设计研究院有限公司.神华包头煤制烯烃项目净水场施工图设计[Z].2007.

煤制烯烃 篇8

一、作业成本法简介及相关概念

作业成本法，以作业为中心，根据作业对资源耗费的情况将资源的成本分配到作业中，然后根据产品和服务所耗用的作业量最终将成本分配到产品与服务的成本计算方法。现代企业观认为，企业中存在一系列作业组成的作业链，每完成一项作业都要消耗一定的资源，产品成本实际上就是生产产品的全部作业所消耗资源费用的综合。作业成本法将成本计算的作业点放在作业上，以作业作为核算和管理的对象。

作业成本法涉及概念：1.资源：为了生产产品而发生的各类成本、费用项目。2.作业：为某一目的而进行的耗费资源的工作。3.作业中心：相关作业的集合。4.成本对象：各种产品和半成品。5.成本动因：反映作业所耗用的成本或其他作业所耗用的作业量。分资源动因和作业动因。资源动因指资源消耗量与作业量之间的关系，反映作业中心对资源的耗费情况。作业动因指作业中心的成本分配到成本对象的标准。6.作业成本库：将具有相同的特点，并且与作业间的关系相似的成本账户划分为成本库，即为作业成本库。

二、作业成本法原理及核算程序

作业消耗资源，产品消耗作业。其基本原理可以概述为：依据不同的成本动因分别设置作业成本库，再分别以各种产品所消耗的作业量分摊其在成本库中的作业成本，然后，分别汇总各种产品的作业总成本，计算各种产品的总成本和单位成本。作业成本计算法将着眼点放在作业上，以作业为一种过渡的成本计算对象，依据作业对资源的消耗情况将资源成本分配作业，再由作业依据成本动因追踪到产品成本的形成和积累过程，由此得出最终产品的成本。

作业成本法的核算程序：

(一)直接成本费用的归集。直接成本包括直接材料、直接人工及其他直接费用，其计算方法与传统的成本计算方法一样，直接归集到相应产品成本中。

(二)作业的鉴定。首先要分析确定构成企业作业链的具体作业，这些作业受业务量而不是产出量的影响。实际工作中可能出现的作业类型一般有：启动准备、材料采购、物料处理、设备维修、质量控制、生产计划、工程处理、动力消耗、存货移动、装运发货、管理协调等。

(三)成本库费用归集。确定了企业的作业划分后，就需要以作业为对象，根据作业消耗资源的情况，归集各作业发生的各种费用，并把每个作业发生的费用集合分别列作一个成本库。

(四)成本动因的确定。为各成本库确定合适的成本动因，是作业成本法成本库费用分配的关键，为每一成本库选择一个与成本库费用存在强线性关系的成本动因。

(五)成本动因费率计算。成本动因费率是指单位成本动因所引起的间接费用的数量，成本动因费率=成本库费用/成本库成本动因总量。

(六)成本库费用的分配。即为每种产品的费用分配。

(七)产品成本的计算。生产产品的总成本即生产产品所发生的直接成本与间接费用之和。

三、XX煤制烯烃项目运用作业成本管理分析

XX公司是国有独资煤炭企业，XX煤制烯烃项目是该公司投资建设的现代化化工企业，该项目工艺主要是由煤气化制合成气、合成气制取甲醇、甲醇制烯烃三项技术组成。煤经气化过程生成CO和H2(合成气)，然后合成甲醇，并借助类似催化裂化装置的流化床反应形式，生产低碳烯烃(乙烯和丙烯)。

该企业属于现代化工企业，有自己独特的特点：1.化工生产工序多，过程复杂，生产二十四小时连续运转，具有长周期连续作业的特点。在生产过程中，生产产品要经过多次作业，各作业、工序环环相扣，互通、物料互供、公用工程共享，一个作业或工序故障可能导致全车间乃至全厂停工;2.最终产品聚乙烯、聚丙烯又细分为多种规格的产品，这些规格的产品在同一装置、使用同一原料、采用不同的加工手段加工而成的;3.化工生产的原料、产品到生产作业中所使用的辅助材料均为易燃易爆、有毒有害物质。生产工艺多采用高温高压手段进行，因此对生产作业的安全、环保和劳动保护都有严格的要求。

实施作业成本管理的充要性分析：1.煤化工企业固定资产投资巨大，企业属于资金密集型企业，固定间接费用比重较大，设备折旧费高，属于作业成本法使用的领域;2.辅助生产装置较多，均为甲醇、烯烃装置服务，需要精细核算各辅助生产装置成本;3.作业成本法能提供更准确的成本信息，能够为企业二期扩建等决策提供可靠的依据;4.作业成本管理能建立各责任中心，更有效实现责任会计目标，实现责任考核。

公司目前有甲醇中心、烯烃中心两个基本生产中心，辅助生产装置有：公用工程、热电、分析、机电仪、铁路等。基本生产成本需计算产品及半成品成本有：甲醇中心：粗合成气、合成气、粗甲醇、精甲醇、硫磺;烯烃中心：烯烃混合物、聚合级烯烃、聚乙烯、聚丙烯、C4(副产品)、C5(副产品)。

其中：甲醇中心各半成品原材料、辅助材料、燃料、直接职工薪酬，与传统成本法一致，按照仪表计量数据直接计入各半成品成本。水、电、蒸汽、风等动力，可能无法配置生产仪表，可以按照作业的性质，建立甲醇中心动力成本库，或者甲醇中心水成本库、甲醇中心电成本库、甲醇中心蒸汽成本库、甲醇中心风成本库等，选择合适作业成本动因，进行分配;甲醇中心制造费用能直接计入各半成品的，直接计入该半成品成本，不能划分归属的作为混合制造费用，选取合适的作业动因，建立一项或几项成本库(具体情况需逐项研究决定)，进行作业成本分配。

烯烃中心与甲醇中心类似，其中C4、C5属于副产品，作为聚合级烯烃减项从其成本中扣除，双聚包装对外承包，折旧费按照投资比例在聚乙烯、聚丙烯间分摊，承包费可按包装处理量作业进行分摊。

分析检测中心相关费用，可按分析工作总量作为作业动因，将分析检测中心相关费用进行分摊，亦可以将成本划分为材料成本库、分析仪器成本库、混合制造费用成本库，采用不同的作业进行分配。各项备件、维修材料消耗、保运队伍费，能直接认定用于各产品的，直接计入该产品成本;机电仪中心综合使用的各项大中型工器具、维修用的各项材料、机电仪中心职工薪酬等各项费用，不能直接认定用于各产品的，按照适用的作业动因，建立相应成本库，进行成本分配。

公用工程中心净水场、循环水装置相关成本，与甲醇中心类似，根据各项作业成本分配，计算生产水、循环水成本，并分配至各产品中;污水处理装置，可将处理污水量作为作业动因，将相关成本在各产品、半成品间分配;灰渣场可将处理渣水量作为作业动因，将相关成本在各产品、半成品间分配。