制油技术

制油技术（精选11篇）

制油技术 篇1

从近几年的燃料发展中可以看出, 替代燃料的相关概念受到了人们的高度关注。其中包括煤制油、煤代油和合成油等等。这些名称在专业人士看来差别较大, 但是非专业人士往往会将这些概念混为一谈, 在实际应用的过程中产生较多的错误。其中柴油和汽油是主要的替代品, 二者的质量和成分都有一定的差异。在国内市场中, 采用煤制油技术来提升能源的应用效率是一种比较普遍的技术形式。对于技术人员来说难度较大, 但是发展空间比较广阔。

一、搞煤制柴油的重要性

因为我国的石油产量比较少, 消费的量却相对比较大, 无论是从日常生活方面还是从战备储蓄方面, 我国都有必要适当的搞一些煤制柴油, 在全国各地发展煤制柴油是不合理的, 搞一部分煤制柴油只是作为紧急情况下的补充, 并不能完全替换掉石油。在国际上, 我国属于石油贫乏的国家, 我国的石油产量明显不能满足我国现在的发展速度的需要, 可是在外国采购原油也受到西方一些国家的重重阻碍与各种各样的限制, 所以我国必须发展煤制柴油技术。虽然在外国采购石油和天然气的非常艰难, 但是中国秉着与世界合作共赢的理念, 尽最大的努力与石油和天然气产量大的国家合作, 共同开发与采购。目前我国应该尽量保存国内的煤矿, 尽量利用高科技合成油在部分领域代替石油的用量, 再以煤制柴油做补充保证我国的高速发展。我国可以指定国内部分煤制柴油生产厂家的柴油作为石油的补充能源, 满足我国的能源供应。

二、煤制油发展历程

1建国后的发展。从我国的煤制油发展历程上看, 建国后的发展状态具有一定的研究价值。新中国成立之后, 煤油研究人员逐渐对煤制油的装置进行改进和完善, 采用水煤气炉来造气。进入三大改造时期, 煤制油的机械设备生产效率得到了高效提升, 每年可以获得较高的利润。全国不同地区都纷纷进行了煤制油的实验, 并且取得了良好的成绩。在工业生活生产中可以采用本国的柴油, 不再需要大量的进口。

2新时期煤制油的开发。20世纪80年代, 我国加大了对煤制油的开发利用力度, 科学院的研究人员在采用传统煤制油技术的基础上, 结合现如今的制备工艺, 研制出了分子催化剂等成分。在煤制油产业发展的过程中无论是柴油还是汽油的合格率都有所提升。从某种程度上还促进了工业的高效发展。90年代也是煤制油开发的黄金时期, 在这一阶段, 研究实验中可以大量地应用催化剂材料, 对柴油和煤油进行提纯, 同时产生较高的煤油附加值。在经济效益和社会效益上得到了明显的提升。这一阶段所使用的催化剂类型主要是以Fe-Mn超细催化剂为主。经过连续的运转和开发, 汽油的收率和品质都得到了高效的提升。在具体的合成工程中, 采用的是高品质的柴油技术以及煤制油工业软件的形式, 成功率相对较高。随着社会的不断发展, 量子化学计算原理在催化机理和流体力学的计算原理方面也得到了高效的应用, 研究人员的研究力度也在不断提升。经过多次试验, 工业设计数据的精准度逐渐增强。在研究过程中形成了煤基液体燃料合成浆态床工业化技术。我国在煤制油催化剂的应用和控制上已经达到了国际同类研究的标准。而且在某一方面还具有突出的优势。

3煤制油费托合成开发过程。在煤制油行业发展的过程中, 很多大型的企业也逐渐加入到其中。对液化煤制油的开发技术进行了优化, 并且通过了低温浆态床技术的成果鉴定。这是煤制油行业在发展的过程中取得的最高成绩。在这研究过程中, 出现了很多专业的人才, 为煤制油的发展做出了重要的贡献。在以后的发展中, 逐渐朝着产业化和专业化的方向发展。无论是在应用效率还是应用成分上都体现出明显的成效。煤制油技术的开发和应用达到了现代化的标准, 而诶技术的应用日臻成熟, 得到了高效的推广。

三、间接液化的技术关键和发展趋向

间接液化关键技术主要是指浆态床等温反应器和催化剂的应用。

1等温反应器。反应器包含固定床、流化床、浆态床等等。反应器的具体功能和构造如图1所示。这种反应器的特点主要可以表现在以下几个方面的内容:第一, 温度相对较低, 可以采用内锅式控制系统来直接对温度进行控制, 可见其灵活性相对较强。而且, 反应液床层温度的波动程度比较小。可以完全满足国内任何类型煤制油发展的需求。

2催化剂。费托合成催化剂是合成油的关键技术, 它是一个复杂的体系, 近上百年来, 人们对它不断地研究, 性能在不断提高。我国在费托催化剂的研究方面, 已经有20多年的历史, 近年来这方面的研究十分活跃, 国内的一些科研机构、大学对这类催化剂进行了大量的研究。有的单位对这些在研的催化剂进行分代标记, 说明这些在研的催化剂在不断进步, 性能在不断提高。

结论

(1) 目前国内的柴油是不够的, 汽油是过剩的。费托合成制汽油是不被推荐的, 原因是汽油的替代办法已经很多。 (2) 合成油示范厂的运行状态表明, 国内开发的新一代费托合成技术 (包括反应器、催化剂等全套技术) , 已经受了初步的工业化考验, 基本上达到“安、稳、常、满”的要求, 技术日趋成熟, 具备推广和适当扩大再生产的条件。 (3) 国内可以自行建设成套百万吨级规模化的煤制柴油装置。

参考文献

[1]中国煤制油技术实现重大突破[J].石油化工设计, 2013 (01) .

[2]中国煤制油技术研发向更广领域延伸[J].中国煤炭, 2012 (03) .

[3]煤制油技术产业化获突破性进展[J].煤炭科技, 2014 (01) .

制油技术 篇2

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9月20日，兖矿集团正式对外宣布其110万吨煤制油项目投产。

从去年下半年以来，油价历经暴跌，油价仍在地位震荡。9月27日，布伦特油价报收于48.17美元/桶。

根据中国石油与化学联合会的测算，在当前条件下，油价需达到65美元-75美元/桶，煤制油才能达到盈亏平衡点。

无疑，兖矿煤制油项目面临严峻的经济性挑战，外界质疑也由此而发。

兖矿煤制油项目生不逢时。但对兖矿集团来说，这却是一个必须的选择。

一、技术及项目管理的成功

在8月23日，兖矿煤制油项目就实现了全流程打通，产出了合格油品。到9月20日对外宣布，项目已经持续运行近1个月，负荷稳定在70%。

从技术角度来看，这是一个不错的成绩。

一般而言，化工生产要求在3年内达到满负荷运行，第一年负荷70%、第二年85%、第三年100%，这就可被视为正常。

兖矿的煤制油项目是国内首个百万吨级煤间接液化项目，并没有可模仿的对象。之前仅有3个10万吨级煤间接液化项目运行。兖矿煤制油项目，采用的是兖矿自主开发的煤间接液化技术，此前仅有5000吨的中试。

从这个角度看，目前兖矿煤制油项目能取得的成绩，来之不易。

兖矿煤制油项目由未来能源化工有限公司投资建设、运营。未来能源由兖矿集团、兖州煤业、延长石油集团按50%：25%：25%出资设立。

未来能源总经理孙启文介绍，目前项目不能满负荷运行，原因出自空分，有一套空分装置不能运行，限制了整体项目负荷。空分装置采用第三方供气模式，由美国AP公司投资、运营并供气给煤制油项目，责不在兖矿。

按化工生产安全、稳定、长周期、满负荷、优质运行标准，兖矿煤制油项目下一步，要挑战长周期运行。

孙启文说，原计划将持续运行目标时间为150天，从目前情况看，这一目标还可以延长。

另外，这个项目实际投资低于概算投资，近年来，煤化工投资屡屡超概算，兖矿实际投资低于概算投资，不容易。

兖矿投产的煤制油项目，为项目一期第一条生产线，包括一条年产115万吨油品的煤制油生产线，及配套煤矿。后续还有400万吨的产能项目，以及二期的另500万吨产能。

目前这项目投产的第一条煤制油生产线，包括煤制油项目、金鸡滩煤矿和催化剂项目合计概算投资214.09亿元。

其中，煤制油项目概算投资164.06亿元，预计完成投资139.06亿元，节约投资25亿元。金鸡滩煤矿，概算投资46.34亿元，实际完成投资39.42亿元，节约投资6.92亿元。煤制油配套催化剂项目概算投资3.69亿元，投资额为2.73亿元，节约0.968亿元。

这说明兖矿在技术研发、项目管理上比较出色。

二、战略失误错失宝贵时间

兖矿煤制油项目历经近10年才投产，错失掉宝贵的时间。

从项目层面看。

兖矿最初规划，3年开发煤间接液化技术，同步进行工业吨项目的规划，再三年投产。

到2004年7月，兖矿技术开发就完成了，具备了工业化的条件，同期兖矿也在进行工业项目的规划。

2004年8月，兖矿煤制油项目建议书通过了陕西省发改委评审，并上报给国家发改委。2015年12月完成了可研报告。2006年2月8日，国家发改委同意项目开展前期工作。

兖矿煤制油项目被列入了煤炭工业“十一五”规划中，原本有希望在“十一五”期间就获得核准。

比如，同列入煤炭工业“十一五”规划的，还有神华108万吨煤直接液化项目，2009年这个项目顺利投产。

但兖矿决策者前后态度不一致。

兖矿煤制油战略是在原兖矿董事长赵经彻任上定下。赵经彻卸任后，由耿加怀担任兖矿集团董事长。

耿加怀实际是支持煤制油项目的，但山东省委希望兖矿放缓对外扩张步伐。赵经彻在任时，曾定下在省外再造“三个兖矿”的战略。山东省委更希望兖矿可以在省内投资。

兖矿煤制油项目由此放缓了步伐，仍保持项目筹备组的组织架构，留下部分人员进行项目前期文件的报批。

2008年，煤制油政策环境变化。发改委加强对煤制油管理，除神华鄂尔多斯煤直接液化项目、神华宁煤煤间接液化项目外，一律停止实施其他煤制油项目。

这对兖矿是沉重一击。

煤制油项目放缓在耿加怀任上。但耿加怀实际是有功劳的。

一，发改委禁令出来后，兖矿煤制油项目停顿，神华借力挖角，要求孙启文加盟神华。孙启文是兖矿煤制油的灵魂人物，孙若出走，兖矿煤制油将土崩瓦解。是耿加怀挽留住了孙启文，给兖矿留下了煤制油的火种。

二、兖矿集团内部对煤制油仍争论不休。多年以来，煤制油仍以项目筹备处身份运行，时刻有夭折的风险。耿加怀离任前夕，推动了未来能源的成立，由兖矿集团、兖州煤业、延长石油三方加入，保证了煤制油得以持续下去。

王信时期，兖矿煤制油项目仍然前景不明。

转机出现在2013年，张新文上任兖矿董事长后。兖矿当时陷入巨额亏损，张新文危局赴任，梳理兖矿战略后，将煤制油项目列为兖矿“一号工程”，与陕西省委沟通，牵头推动，加速了核准过程。

至此，2014年9月23日，历经3任国家能源局长、前后8年时间，兖矿煤制油项目才终于获得核准。次年项目投产，但不得不面对低油价。

从技术输出层面看。

煤间接液化技术输出，有过几次机遇。

一是神华宁煤集团400万吨煤间接液化项目。

这个项目原计划引用南非沙索公司技术。但沙索要价很高，不但要求技术入股，还要求恒定收益率，与中方的谈判一度陷入僵局。

2009年底，神华宁煤集团向发改委递交了以沙索技术为基础的宁煤项目可行性报告。但煤间接液化技术格局已经改变，沙索不再是唯一技术提供商。

这给国内的煤间接液化技术商提供了机会。

但是到了2009年底，兖矿已不是一枝独秀。兖矿分别于2004年、2006年完成低温、高温费托合成煤间接液化工艺，并各自完成了了5000吨的中试。

而山西煤化所煤间接液化技术团队到2004年年中，才完成了千吨级中试。这段时间，兖矿煤间接液化技术还处于前列。

2006年4月，山西煤化所煤间接液化研究团队与伊泰集团合作，成立了中科合成油技术有限公司。

在伊泰的支持下，开始10万吨级别煤间接液化项目。中科合成油技术在工业化走在了前列。

2008年往后，采用中科合成油开发的煤间接液化技术，国内陆续建立起3套煤间接液化装置，分别为潞安集团18万吨煤间接液化装置、神华鄂尔多斯18万吨煤间接液化装置，以及伊泰鄂尔多斯16万吨煤间接液化装置。

神华集团依托自己的技术团队，在采用中科合成油技术基础上，开发了自己的煤间接液化技术。

2009年底，中咨公司对国内3种煤间接液化技术进行了调研，认为中科合成油技术最为成熟，即使与沙索技术相比，也各具优势，随后沙索出局，神华宁煤煤制油项目选定中科合成油技术。

第二波机遇是，2012年，煤制油开闸，潞安集团、神华宁煤集团煤制油项目相继获得发改委“路条”。

2014年2月份，国家能源局还小范围通报煤制油初步规划：到2020年，实现煤制油产能3000万吨。

由于在技术工业化上走在前列，中科合成油大获成功。

除神华鄂尔多斯108万吨煤直接液化项目，二、三条生产线仍采用煤直接液化技术，兖矿煤制油项目采用兖矿能源科技的技术，其他国内在建、规划的煤制油项目，均采用中科合成油的技术。

近年来，煤间接液化领域又加入了新的玩家。

中科院大连物化所开发了一种煤间接液化工艺，经历了5000吨的中试。山西煤化所也重新开发了新的煤间接液化工艺，并与潞安集团合作建设了1万吨中试项目。

但随着兖矿百万吨级项目的投产，兖矿能源科技煤间接液化技术暂时占据了竞争优势。采用中科合成油技术的数个百万吨级项目正在建设之中，后续也将陆续投产。

但随着油价下跌，煤制油的投资热潮已经过去。原计划投资煤制油的企业无限期冻结了计划。兖矿能源科技煤间接液化技术经历百万吨项目的验证，具有更高的成熟度，但面临着无煤制油项目可技术输出的尴尬局面。

三、必须的选择

早在世纪初，赵经彻任上，就定下了“煤与非煤”并重的战略。非煤产业中，煤化工又是重中之重。

兖矿煤化工板块以传统煤化工为主，有尿素、醋酸、甲醇等四大类近30个品种。但问题是，一没有技术门槛，二市场有限。

很快，随着大量资本进入，这些煤化工产品很快陷入了产能过剩的局面。

煤制油恰恰解决了这两个问题。第一，具备技术门槛，原来仅有南非沙索公司掌握技术，如今国内也不过区区数家，二、国内油品对外依存度逐年上升，油品市场接近无限。

另外，兖矿本部山东，面临资源枯竭威胁。早在十多年前，兖矿集团就做过测算，本部煤矿可采年限不会超过20年。经历了煤炭黄金十年的普遍超采，这一历程或还要进一步缩减。

通过在陕北榆林投资煤制油项目，兖矿获得了宝贵的当地煤炭资源。兖矿煤制油一期的第一条生产线，地方政府为其“配套”了金鸡滩煤矿。随着后续400万吨煤制油项目的推进，兖矿还将获得西红墩煤矿。

配套煤矿转让价格非常低廉。金鸡滩煤矿储量18.7亿吨，设计可采储量9.8亿吨，兖矿付出的资源价款仅为16.6亿元。

可做对比的是，兖矿集团2011年竞标获得鄂尔多斯转龙湾煤矿，总资源储量5.48亿吨，耗资78亿元。同年，兖矿以67.26亿元收购昊盛公司股权的51%部分，对应控制鄂尔多斯石拉乌素煤矿8.38亿吨储量。

目前，陕西煤正逐渐体现出竞争力。金鸡滩煤矿矿长张传昌透露，金鸡滩是兖矿集团效益最好的煤矿。今年煤制油项目规划生产30万吨油品，预计消耗煤炭150万吨，剩余煤炭销售，还能盈利六七亿元。

未来，西红墩煤矿规划年产能将达到3000万吨，金鸡滩煤矿年产能将达到1000万吨！除了供应煤制油项目外，还承担转移兖矿本部工人的战略任务。

素，甲醇，醋酸等4大类28个煤化工品种

所以兖矿通过煤制油项目，一是提升了自身的煤化工板块的质，同时获得了关键的煤炭资源，这个决策具有其合理性。

四、经济性的挑战

根据中国石化联合会的测算，在当前的条件下，油价需维持在65-75美元/桶，煤制油项目才能达到盈亏平衡点。

兖矿的测算与此略有不同，孙启文透露，兖矿煤制油项目可行性研究报告按煤价220元/吨，油价40美元/桶测算，项目内部收益率为12.7%。

兖矿内部预测，如以当前煤价、油价计算，预计年可实现销售收入42.86亿元，实现利润1.46亿元。

但实际上，兖矿陕北煤制油项目，采用厂矿一体模式，金鸡滩煤矿的原煤，直接运往煤制油工厂。但在兖矿内部，未来能源公司是作为独立企业进行单独考核的，今年的盈利目标是10亿元，孙启文坦言“压力巨大”。

一方面，兖矿在向销售端拓展。因为煤间接液化油品，硫含量，可达0.1PPM以下，油品各项参数优于欧Ⅴ标准。

目前，由于今年时间已过去大半，兖矿生产的油品，均售给了延长石油集团作为调和油。

但未来兖矿准备自建销售渠道。目前兖矿正在申请办理山东省内油品销售资质，拟建设自己的加油站等，准备将自己清洁的合成油品，一是售给山东地炼，做调合油，获得溢价。二是向下游销售端延伸，提升经济性。

更大的希望在减免税负上。

兖矿集团正在呼吁减免煤制油税负。

孙启文介绍，按年产115万吨油品计算，每年需缴纳消费税16.61亿元，如果全额免征消费税，将增加企业利润18.6亿元。

目前由工信部原材料司牵头，正在关注煤制油产业界的这一诉求。工信部原材料司副司长潘爱华透露，国家税务总局正在调研这一情况。

近日，国家能源局总工程师李冶也表示，国家能源局将会同有关部门，研究适用于煤制油的增值税、消费税。

但具体何时出台，尚无时间表。

五、日趋严厉的环评的影响

目前兖矿准备继续推进后续400万吨煤制油项目。

孙启文说，兖矿会参照沙索模式，二期将生产更多的精细化学品，可以提升项目经济性，抵御油价波动风险。

这一后续项目开展前期工作的申请报告已经上报国家发改委，项目可行性研究报告已于2015年3月编制完成；配套的西红墩煤矿可研报告于2014年11月编制完成。

兖矿集团正在考虑进一步借助资本市场，解决二期项目的资金来源。但目前尚未确定未来能源公司是单独上市，还是会打包进入兖州煤业。

但二期最关键还是如何通过环评。

国内有31个大型煤化工项目，全部受阻于环评不能落地。

煤化工项目，环保状况最好的，如中煤图克项目，神华煤直接液化项目，后端废水经生化处理、中水回用后，盐水浓缩后，生产高浓盐水，经多效蒸发后，产生大量杂盐。

关于杂盐的处理，还没有一个经济可行的办法。这也是目前煤化工项目过环评的最大阻碍之一。

秸秆制油，做环保达人 篇3

一位海归女孩巧妙解决了这个问题，她将其做成“压缩干粮”卖给热电厂发电；还用秸秆制油变废弃物为绿色能源，短短5年就赚到3000多万元。

小试牛刀尝到“绿色甜头”

80后张丽是一位性格开朗的合肥女孩，23岁从中国农业大学毕业后，她又到法国KDJTRNBV大学学习农业与环境专业。

在法国小镇，张丽发现这里的农场主每家都种植着七八百亩小麦和玉米，管理得井井有条。庄稼收割后，他们用打包机把农作物秸秆压缩成一块一块的，拉回去或作为饲料喂养牲畜，或卖给工厂加工成环保材料，做成质量很棒的门窗、电脑桌和婴儿床等。

2005年的一天，张丽到一位农场主朋友家去玩，看到她女儿正用麦秸秆编织工艺品，仔细一看是一只装宠物的手提篮。

“在外边买一个手提篮要20多欧元呢！” 女孩自豪地告诉张丽。

法国人非常喜欢养宠物，近年来用农作物秸秆编织出来的宠物用品销路特别好。张丽眼睛一亮：国内手工编织的技术更好，而且人工费用更低，应该是一个前景看好的商机。

于是，张丽和里昂市的一位经销商签订协议，由对方提供设计方案，她根据图纸规定的尺寸和款式联系国内的朋友，请他们组织生产。在安徽阜阳做编织加工，原料和技术都不是问题。不到两个月的时间，5000件用稻草和小麦秸秆编织的猫咪筐和狗狗凉帽就发了过来。法国老板看后很是满意，接着又和张丽签订了3万件的订货合同。

阜阳的农民用一公斤的秸秆就可编织一件宠物用品，卖出去可以赚50元。手快的人一天可以编出3个，每月可赚4000多元，比外出打工强多了。很快就有7个村的2000个农户成了张丽的“员工”。

一位大嫂在电话里告诉张丽：“我们家有3亩地，一亩地每年能有近500公斤的麦秸，原来都是在地头上直接烧掉，分文不值，现在一亩地的秸秆却可以卖到一两万块钱。这都是您的功劳啊！”大嫂淳朴的话让张丽感到一种神圣的责任感。

作为“老板”，张丽的收入也非常可观。短短的两年时间，她还未走出校门，靠做经纪人就淘到了人生中的第一桶金——400万元！

一部纪录片“刺激”女孩回国创业

2007年春天，张丽在学校看了一部法国人在中国河南省拍摄的纪录片。片中讲述了一个农民把一袋袋小麦装上机动三轮车后，顺手掏出打火机，点着了田里的一堆堆麦秸，于是灾难发生了：因为天气干燥，麦秸见火就着，转眼间火苗变成一条条火龙向四周快速蔓延，凶猛的火势完全失控，引燃了邻家尚未收割的麦田，空中浓烟滚滚，地上变成了一片火海。等几辆消防车鸣笛赶到时，上百亩麦子已化为灰烬。

更可怕的镜头还在后面：麦收季节，由于山东、湖北、江苏等地农民大量焚烧秸秆，造成严重空气污染。“雾霾”引发一系列车祸，还有人甚至被烧死。“这些中国农民真野蛮！”听着外国学生如此议论自己的同胞，张丽的心被深深刺痛了。

随后她了解到，秸秆的焚烧问题中国政府有关部门每年都下禁令，但收效甚微。主要是农民嫌从田间把秸秆拉到家里太麻烦，而且确实没什么用。张丽认识到，要想改掉焚烧秸秆这种陋习，关键要有利益驱动才行。这就需要挖掘出这种“废弃物”的经济价值，如果庄稼秸秆能换成钞票，相信大家就都舍不得烧了。

2007年取得硕士学位后，张丽本可以进一家法国著名食品公司当白领，可她却不顾男友劝阻，决定回家乡合肥创业。她誓言要把令人头疼的秸秆变成值钱的宝贝！

虽然秸秆可以编织手工艺品，但销量终究有限。张丽通过实地考察发现，最好的办法就是将其收集起来统一卖给热电厂——一个装机容量为25MW的机组，年耗秸秆30万吨以上，热电厂往往是有多少收购多少，而且当天就能结清货款。

但是，靠每家每户农民自己捆草运草不现实，而热电厂到田头收集秸秆成本又太高。

张丽琢磨出一种“经纪人贩运秸秆模式”：她选聘的经纪人都是家里有拖拉机，在当地又吃得开的农民。她给每人配送一台秸秆打包机，在田头捆束秸秆，现场过秤，每公斤收购价0.3元，村民几乎不用动手，就能拿到钱。如果一家农户种有10亩小麦，秸秆就能卖1500元左右，这相当于增产1500斤粮食。

对热电厂来说，每两吨秸秆的热值就相当于一吨中等优质煤，秸秆燃烧后产生的草灰含有丰富的钾、镁、磷和钙等，可用作高效农业肥料。此外，用秸秆每发一度电，还能享受0.2元的政府补贴。

张丽通过经纪人在安徽设立了众多秸秆收购处理站，每到农作物收割季节，她带领公司的200多名员工异常忙碌，30多台全自动秸秆成型设备昼夜运转，一天的加工量就有1300多吨。除去运输和人工成本等，每吨纯利润150元。虽然毛利率不算高，但由于数量很大，所以公司收入相当可观。

2008年，因有效地控制了当地的秸秆焚烧和环境污染，根据有关政策，张丽获得了国家农林部颁发的50万元奖励。

秸秆制油大赚绿色钞票

2009年6月，张丽从网上看到一条消息，山东滨州市一家企业掌握了用棉花秸秆制造生物质油的技术，而且这种油因价格远远低于柴油，在市场上供不应求。

张丽敏锐地意识到，秸秆制油是个很大的商机。于是，她马上带人到滨州考察，并且立即采购了一套年产万吨的生物质油热解液化设备。工厂于当年9月在合肥郊区建成并顺利投产。

张丽说，他们生产出来的粗油可以替代重油、柴油和煤焦油等，也可以作为燃料直接燃烧使用，比如可用作燃油锅炉和工业窑炉燃料。这种从秸秆里提取的棕黑色生物质油，闻起来有一股稻草灰的味道，不似柴油那么呛鼻。生物质油的第二大优点是操作更简单、更安全，必须通过燃烧器雾化才能燃烧，不属于危化品，只按普通物品运输，守着它抽烟都没问题。

2010年，张丽把这种油以每吨2000元的价格卖给中原油田，而当时的原油价格高达每吨5800元。凭借价格优势，“秸秆柴油”在市场上颇受青睐。一些供热公司、大型玻璃厂沥青搅拌站、熔块厂、发电厂等，都争相订购张丽的产品。

随着秸秆应用越来越多，其价格也水涨船高。比如，3年前稻壳的价格是每吨450元，现在已涨到每吨780元。农民因为额外增加了收入而笑逐颜开。

中国科技大学教授朱锡锋听到张丽的创业项目后非常高兴，他认为这是一个充满朝气的产业。他说，我国每年仅农作物秸秆和农产品谷壳等就有7亿多吨，如果20%的秸秆用来转化，就能得到一亿吨的生物油，可替代5000万吨的重油或是柴油。

编辑 魏光

制油技术 篇4

一、商业模式的内涵及结构

商业模式第一次出现在20世纪50年代，不过直到90年代才开始被广泛使用和传播。蒂默斯(Timmers:1998, 1999)在商业模式研究中，指出商业模式是一个复杂的包含多方面内容的复合概念，他对商业模式的定义包含三个方面，分别是产品、服务和信息流的体系结构;商业活动参与者潜在利益的描述;以及收入来源的描述。威尔和威泰尔(Weill&Vitale, 2001)将商业模式描述成为公司的客户、同盟者和供应商之间角色和关系。KMLab公司(2000)认为，商业模式是关于公司在市场中想要如何创造价值的一个描述，它包括公司的产品、服务、形象和营销等的综合，以及基础的人员组织和运营基础设施。

简单地说，在某种程度上，商业模式就是在社会价值体系中寻找到价值所在，然后将从供应商那里获得的原材料转换成客户需要的产品或服务。目前世界主要煤制油项目发展情况见下表，本研究我们根据煤制油产业参与者性质不同进行商业模式的分析。

二、煤制油商业模式的三种类型

煤制油产业发展过程中涉及政府、科研院所、国有及民营企业。根据这些组织在煤制油商业化过程中的主导作用性质不同，可以将商业化模式划分为以下三种模式：政府主导企业参与的商业化模式、研制企业主导商业化模式和企业主导的商业模式。需要说明的是随着产业发展各种模式之间也在发生变化，并非绝对不变的模式体系。

(1) 政府主导企业参与型商业模式。政府主导企业参与型商业模式是以政府或公共部门为煤制油商业化运行主体，各类研发、私人部门为辅助，高校和社会力量共同参与的运行模式。在这种模式下，政府通过中央和地方直接投资，国家所有的方式，推动煤制油商业化运行的项目建设、实施和发展。根据政府在商业化过程中的组织管理方式不同可以将政府主导型划分为政府直接主导型和政府间接主导型。所谓政府直接主导型就是政府自己全部通过财政拨款进行投资，并指定政府的某些职能部门直接参与煤制油商业化运行的组织和管理工作，类似于我国的中央直属企业。政府间接主导型模式是由政府财政拨款，然后委托国有企业实施煤制油的商业化运行的组织和管理。也就是政府对商业化运行提供部分资金，但是并不直接参与经营，即政府为所有者充当委托人角色，而国有企业为代理人，即具体经营管理者，类似于我国传统的国有企业。

(2) 研制企业主导型商业模式。研制企业主导型商业模式是指煤制油商业化的组织和管理由科研机构担任，在这种模式下由煤制油科研机构投资进行煤制油商业化运作，即将其技术直接进行产业化，向创新产业链下游移动。同样，根据研制型企业对煤制油商业化运作的组织管理方式不同，研制企业主导型模式又可分为研制企业直接主导型和委托—代理型。研制企业直接主导型模式是指煤制油技术开发企业通过组建煤制油企业自己来进行技术产业化，而委托—代理型则通过科研企业委托第三方企业进行煤制油的商业化运行。目前，国内的研究企业一般还不具备直接投资煤制油项目的能力，大多采取技术转让或技术入股的形式参与煤制油项目的建设。

(3) 企业主导型商业模式。这种商业模式实际上是技术购买型的，这些企业不管是国有还是民营企业，并不研发煤制油技术，其煤制油技术主要是通过购买自煤制油技术研发企业。这类企业从项目申报、审批到投资运营，都由企业自身独自操办，并严格按照市场经济的原则办事，自负盈亏、自主经营。此外，在投资商也有是采用多元投资方式吸收其他资金进入，在煤制油的组织管理方式上按照现代企业的经营管理模式进行。在这种模式下，政府可以通过财政和税收政策支持煤制油企业的发展，同时也可以为企业技术引进起协调作用，另外，制定相关的产业规划和产品标准。目前国内参与这种商业模式的主要有潞安矿业集团、徐州矿业集团等国有企业的煤制油项目。此外，浙江、广东等地的某些民营企业也在积极开展煤制油项目。

三、不同煤制油商业模式的优缺点和适用条件分析

1. 煤制油商业化特点分析

概括起来煤制油商业化的特点主要体现在以下几个方面：第一，产业受国际油价波动大。煤制油商业化将直接受国际油价的影响，油价在45美元/桶就可保本运营，国际油价高升，已经间断性地突破140美元，因此，目前煤制油技术商业化具有广阔的利润空间。第二，商业化规模效益显著，投资巨大。研究表明煤制油项目至少年产规模要达到100万吨油品才能有效益，而这个规模投资需100个亿以上。第三，技术风险大。直接液化和间接液化都有风险。第四，对资源和设备依赖性强。煤制油项目需要大量的优质煤炭资源和水资源作保证，在设备上需要超大型特殊装置，并对设备质量安全提出很高要求。第五，煤制油项目商业化参与主体多。煤制油项目实施需要煤制油研发机构、金融机构、政府、公共部门、煤炭企业、技术设备企业和电力公司、石油公司通力合作才能有效推进煤制油商品化。

2．煤制油商业模式的优缺点分析

(1) 政府主导型商业化模式的优缺点。从政府主导型的优点来看，第一，在商业化初期，由于煤制油项目的技术并不成熟，同时，投资巨大，需要各方面的协调，对于产业化的前景并不明朗，在这种情况下政府主导型可以发挥政府资金优势和协调能力优势，担负煤制油项目的组织运营，这样可以促进煤制油商业化运行的实施和快速发展，最终形成煤制油产业发展。第二，在煤制油商业化运行期间，由于煤制油的中试环节复杂，成本较高，如果没有政府财力支持，那么企业要克服较长时间的中试，试生产过程是很困难的。第三，由于煤制油项目的风险太大，投资收益周期长，这样导致企业投资经济激励受到制约，投资不足，所以，这时采用政府主导型可以起到资金示范作用和杠杆作用，吸引更多资金投入到煤制油商业化中来。从政府主导型的缺点来看，巨额的财政资金投入会增加政府财政负担，使得政府的融资压力增大，同时，政府参与会伴随运行效率的低下，相比市场而言这种弊端先天注定的。另外，由于政府投资，收益归属政府所有，不利于商业化运行成果快速市场化。

(2) 研制企业主导型商业化模式的优缺点。研制型企业的优点在于：第一，研制型企业可以充分利用技术优势，和科技人员优势担当煤制油商业化的责任者，保证商业化过程中的技术支持，并能够根据项目运行情况及时解决各种技术问题。第二，拓宽了融资渠道，减轻了政府压力，成熟技术往往可以直接转化成资本，即技术入股。第三，在煤制油项目运营过程中，各种设备仪器的维修工作能够及时跟上，保障项目稳定运转。研制企业主导型商业模式的缺点是，一方面，很难保证国家利益和企业利益的结合。发展煤制油从很大程度上考虑的是国家能源安全的战略发展需要，尤其在一些特定政治背景下，这种需要具有长期意义，但是研制型企业可能因为投资周期长，资金额大，收益不明朗而降低商业化的积极性。另一方面，商业化后煤制油企业的运营更多体现一种商业行为，而研究机构未必能够提供这种运营的人才需求，另外，科研机构的资金有限，筹资能力也常不高，所以不一定能够保障煤制油商业化所需要的巨额资金需求和持续不断投入。

(3) 企业主导型商业化模式的优缺点。技术购买企业主导煤制油商业化的优点在于以下三个方面：第一，可以发挥企业的资金优势和融资优势。第二，通过企业的规范化经营可以提高煤制油项目的经济效益，在成本控制、人员管理和信息获取等方面可以发挥现代企业的独特优势。第三，由企业来处理政府、科研结构、高等学校及其他参与者的关系，可以将这种协调关系建立在利益同盟基础上，使得关系更加牢固。尤其是商业化之后的产业化发展更能展示私人企业主导模式的优势。企业主导型的缺点在于，煤制油项目商业化过程中增加了对技术和政策的依赖性，从而增加了项目风险，尤其是商业化初期。另外，企业主导型商业模式还可能因为缺乏政府资金的支持陷入僵局，尤其在初期更是如此。

3. 煤制油商业模式的适用条件比较分析

政府主导型模式适用于煤制油商业化初期，规模较小阶段，在这种模式下可以充分利用政府强大的资金优势和协调沟通能力，推动煤制油项目快速实现商业化发展。研制企业主导型模式适合于企业研究能力强，技术发育充分，商业化过程中对技术依赖的初期阶段，或者急需提升煤制油产业技术装备水平期间，另外，也可以适用于具有长期规划的煤制油项目的商业化。企业主导型模式则适用于具有一定的资金优势，并具有较为充足的煤炭、水资源优势的企业，或者具有一定运营能力经营的公司，在煤制油商业化后期比较适合于采用这种模式，提高煤制油产业的发展速度，以及产业效率，尤其在政府财力不强，市场发育完善，融资渠道畅通的情况下更适合。需要说明的是，以上三种模式各有特点和适用环境，应该结合各国经济发展阶段、整体生态环境、技术进步状况以及资源情况等灵活应用，也可以在商业化不同阶段分别采取不同的商业化模式。

四、南非煤制油商业模式的实践和对我国的启示

1. 南非煤制油商业模式实践

南非煤制油商业化主要划分为3个阶段，第一阶段是1950之前的政府规划制定阶段，第二阶段是1950—1978年，在这一阶段主要依靠政府资金支持，属于政府主导，1979年至今为第三阶段，在这阶段主要由煤制油企业主导。

(1) 第一阶段，筹备规划阶段。第一次世界大战后，南非经济主要依赖进口，后因20世纪二三十年代严重的政治、经济及社会问题，南非放弃自由的贸易政策，实施关税保护，促进国内工业产业发展。1946年CTL通过南非政府融资论证，一年后液体燃料和石油法案通过，随即成立液体燃料委员会，规划煤制油项目的发展。An glo-Vaa在1949年获得南非政府许可开始进行煤制油项目，拟投资1300万英镑，先开发一个新的煤矿，以确保稳定的供应。

(2) 政府主导阶段。1950年初，Anglo-Vaal公司由于前期投入太大陷入资金困境，这时政府开始进入，成立南非石油天然气总公司。到了1964年，情况发生了变化，南非的种族隔离主义遭到了国际反对，石油出产国对南非开始实行石油禁运，科威特取消了所有南非出口计划，1974—1978年的石油危机进一步促进了沙索公司的事业发展，煤制油项目的经济性得以进一步体现，比如在1979年末期，沙索公司生产的油品为30英镑每桶，而同期世界价格为40英镑每桶。这种经济性的显现也刺激了南非加大对煤制油项目的投入，1976南非在S e cu nda建立了沙索Ⅱ项目，1980年在同一地区又新建了沙索Ⅲ，使用技术同样采用了费-托方法。

(3) 煤制油企业主导阶段。经过近30年的努力，南非煤制油项目的经济效果初见端倪，在这种情况下，南非政府认识到只有将煤制油项目社会化，采用遵照国际惯例的企业经营模式才可能更好地推动煤制油产业发展，向国内外投资者开放。经过这一股权结构的调整，公司走向企业化经营的道路，并在以后发展中显示了威力。1984年起，沙索三个工厂一起投产，日产量为11.2万桶石油，几乎能够满足南非当时能源需求的一半。

2. 南非煤制油商业模式对我国煤制油商业模式选择的启示

同属于发展中国家，中国和南非在能源结构方面有着很多相似之处，对比南非煤制油商业化的模式和过程，我们可以得到以下几点启示，这种启示将为发展中的煤制油项目商业化提供有益借鉴。

(1) 煤制油项目的商业化周期较长，在南非从提出煤制油规划到20世纪80年代发展壮大花了近50年的时间，在这个时间内必须由政府主导提供充足的资金支持和政策帮助。前期的政府扶持是必不可少的，而且必须保证资金链不断裂。

(2) 煤制油产业发展可以吸收社会多方力量参与，不单纯依靠政府力量，各类投资机构、企业、研究机构及金融保险公司进入是加快商业化进程的重要力量。

(3) 煤制油商业化的不同阶段必须辅以不同的商业化模式，初期以政府主导型为主，后期以私人部门主导为主。科研主导型在充分的资金和经营人才支持下也不失为一种重要的商业化模式。

(4) 煤制油项目不单纯产出油品，更重要的是不断扩大产品范围，向石油下游产品衍生，可以通过产业链的完善增强煤制油的抗风险性。

(5) 我国煤制油产业发展过程中应该有一个统筹规划和产业布局，不能一哄而上，更不能遍地开花，煤制油对资源的依赖性强，必须在结合资源状况条件下，坚持协调发展的原则，对市场进入严格控制。

(6) 南非的煤制油产业发展充分利用了德国的技术和国际资金，同时也广泛接纳上游煤炭企业及石油企业为合作伙伴，这样可以保障产业供应稳定，产品多样，增加效益。

摘要：油价飙升及能源短缺直接引发了各国政府对煤制油项目的关注, 许多国家开始高度重视煤制油项目, 这也掀起了中国煤制油项目的热潮。煤制油项目属于高风险性投资活动, 对技术、经济、资源、设备条件要求苛刻, 对商业模式的选择依赖性也很强, 恰当的商业模式将大大降低项目实施风险, 加快煤制油商业化进程。本文介绍了几种商业化模式及各种模式的优缺点和使用条件, 在此基础上讨论了南非沙索公司的商业化模式及对我国煤制油商业化的启示。

关键词：煤制油,商业模式,南非沙索公司,对比分析

参考文献

[1]胡社荣.煤成油理论与实践[M].北京:地震出版社, l998:1-l97.

制油技术 篇5

安全工作汇报材料

尊敬的指挥部、项目部各位领导，兄弟单位各位同仁：

我代表中化三建煤制油空分项目部，向各位领导汇报我们中化三建在进入神华宁煤400万吨煤制油现场以来，围绕“建设标准化工程，实现零事故”的本安生产管理目标，学习贯彻“11311”本安发展模式，健全完善现场安全生产管理体系，实施现场安全管控的一些做法体会。

—、强化安全理念对接，增强本安生产理念

中化三建煤制油空分项目部，承建了神华宁煤400万吨/年煤制油项目空分装置B标段工程。神华宁煤煤制油项目被列为我公司今年重点一号工程。中化三建神宁煤制油项目部自成立起，就把建立健全与神华宁煤集团项目建设“11311”安全发展模式实现无障碍对接的现场安全生产管理体系，作为规范现场管理，开展创建文明施工标准化工地的一项重要基础工作。首先我们对到现场的每一个管理人员提出的第一项培训学习要求，就是进入神华宁煤煤制油工程开始工作前，首要任务是在思想认识观念、理念上，实现与神华宁煤人在企业安全发展文化理念的无缝对接。通过多层次密集灌输方式，强化与神华宁煤企业文化理念接轨意识，强化责任意识、行为规范意识和标准程序、制度意识。在现场管理中，严格执行贯彻神华宁煤煤制油建设项目工程管理规定，自觉将中化三建神华宁煤现场施工管理体系，统一于神华宁煤煤制油项目建设“11311”的安全发展模式之内。

抓好安全教育，重点是本质安全理念和安全行为规范的教育培训。根据当前施工人员以农民工为主的实际，强调安全培训、教育宣传的针对性、实效性，强调直观、通俗易懂，提高培训宣传效果。多层次、多渠道、多种形式，突出针对性、直观性，经常性、制度化的进行安 全意识、安全制度、安全隐患识别及安全防护知识培训，促进现场各级人员增强本质安全理念，规范现场行为，提高自我安全防护意识和能力。

二、强化落实安全生产责任制、筑牢“四道安全防线”。建立健全以现场项目经理为现场安全管控第一责任人，包括责任制度、资源配备、施工过程、监控检查等现场安全管控体系，对安全管控责任目标进行逐级分解落实到岗位到人头。从制度程序上，保证安全管控责任的落实，从空间上、时间上消除管控责任落实的死角。层层落实现场施工管理、作业活动的责任和义务，遵循“谁主管谁负责”，“谁的区域谁负责”的原则，做到一级对一级负责，形成责权分明、运作有序、互相支持、互相保证的安全责任体系。强调责任落实体现在现场安全管控5个落实到位：安全技术交底到位、安全措施防护到位、安全隐患排查整改到位、责任目标明确落实到位，监督检查及时到位。

三、加强过程监督控制，实施隐患整改PDCA化

现场不间断巡查监控，加强现场隐患排查整治力度。实行定期和不定期隐患排查机制，即指挥部每月定期检查、项目部每半月定期检查、项目队每周定期检查、安全员日常安全巡检、各种验收性检查，对检查发现的隐患，按“六定”原则落实整改，当天能完成的当天完成，当天不能治理完成的，制定隐患监控措施，限期整改完毕，保证隐患查处的闭环管理。隐患整改完毕后，由项目部安全管理人员对隐患整改情况进行验收，保证隐患整改的效果。隐患整改必须举一反三，从隐患产生的源头方面加强隐患治理，防止隐患重复发生。开工以来我们项目部组织进行了“施工三宝——安全带、安全帽、安全网”专项治理、现场吸烟及烟头治理、围护栏杆搭设、管道内焊接安全、吊装作业、脚手架搭设、临边洞口防护等专项整治工作，消除现场存在的隐患，并做到随查随纠，立即整改，不流于形式。截至目前共排查 各类隐患439项，整改417项，整改率达95%，对未整改的项目进行跟踪处理。通过这些活动的实施给项目安全生产打下了坚实的基础。

四、强化实施现场管理标准化，保持良好的安全文明施工环境。整洁、规范、有序的现场工作环境，是保证现场安全生产的基础。为提升现场管理标准化水平，我们积极推行首件样板示范引路活动。结合工程实际进展，实施了脚手架搭设、围护栏杆搭设、临边洞口防护等有关安全的首件样板，在施工现场后续重复工序中推广和优化。按照有关标准统一安装位置，统一制作标准化的安全标识标牌，明确人员的资质和身份、工器具和设备设施的使用状态、以及作业区域的危险状态。达到提示危险和方便现场管理的目的。以“物流有序、纪律严明、设备完好、摆放整齐、信息畅通“为现场文明施工目标，严格依据文明施工管理标准制度要求，合理规划布置现场施工设施。现场材料堆放，车辆道路、水电布置使用，必须经过职能部门批准后，方可实施，这样才能保证现场规划布置方案实施的严肃性。

建立定期不定期检查考核责任办法，专人（施工经理）负责组织、检查、考核，分级分区域管理，岗位班组要做到“当班工作日清化”，每日工作结束后，进行作业区域清理、工具、材料整理回收，各专业项目队长组织班组长检查、施工经理带领职能部门进行巡查，项目部配备文明施工专员，对公共区域、道路进行随时清理，切实做到保持现场整洁、畅通、卫生的良好形象。

五、加强现场检查考核，不断总结完善，推动现场本质安全生产管理运行体系的持续改进。

我们中化三建进入煤制油现场以来，在现场管理过程中，项目指挥部领导、各部门以及监理公司，都给予我们有力指导、帮助和支持，同时我们也向现场兄弟施工单位学习借鉴了许多好的经验作法，使我们受益匪浅。但是，我们也清醒的认识到，工程现在还处于土建、地管的施工阶段，随着项目安装施工逐步展开，高空作业、立体交叉作 业越来越多，安全生产环境将更加严峻复杂，现场安全文明施工管理难度将逐步加大。但是，我们有决心有意志，在神华宁煤煤制油建设指挥部的倾力指导和支持下，进一步深入全面学习神宁企业先进文化理念，学习神宁人的认真、规范、创新、积极进取的精神，进一步健全完善中化三建神华宁煤煤制油项目现场安全生产管理体系，不断提高现场安全管控水平，携手神华宁煤人为实现“建设标准化工程，实现零事故、零伤害”的美好愿景，而努力奋斗。

以上是我们中化三建神华宁煤煤制油项目现场，建立健全现场安全管控体系，创建文明施工标准化现场活动的一些做法和体会，不足之处敬请各位领导批评指正。

制油技术 篇6

随着经济的快速增长以及社会的不断进步，我国在能源方面面临的挑战日益严峻，能源需求激增与供给不足之间的矛盾日益突出，严重制约我国经济社会的进一步发展。在这种背景下，开发利用新能源成为解决我国能源供需矛盾、实现可持续发展的有效途径。在诸多可供选择的新能源技术中，燃料电池汽车以及煤制油能够充分利用我国相对丰裕的煤炭资源，符合我国贫油、少气、多煤的能源禀赋特征，因此得到了更多的关注。

发展现状

在诸多新能源技术中，燃料电池汽车以其环境污染小与能源效率高等特征备受青睐，各国政府纷纷扩大资金投入，增强研发力量，通过政府采购、税收减免、加速折旧、宣传推广等多项措施加快燃料电池汽车技术研发与商业化进程。我国也较早开始相关技术的研究工作。在“十五”、“十一五”期间，科技部分别启动了国家863电动汽车重大专项、国家863节能与新能源汽车重大项目，迄今为止共投入科研资金10亿多元。1998年，清华大学研制出中国第一辆燃料电池汽车，其燃料电池由北京富源燃料电池公司提供；1999年北京富源燃料电池公司与清华大学合作开发出燃料电池乘用车；2001年，北京绿能公司与清华大学和北京工业学院合作，研制出以燃料电池为动力的出租车、客车和12个座位的公共汽车；2004年，国家甲醇燃料汽车示范工程在长治正式启动并通过了国家验收；2005年，上海神力科技有限公司研制的绿色燃料电池游览车投入试运，总行驶里程达1.2万公里，无故障运行时间达2000 小时；2006年，由同济大学等单位共同研发“超越三号”燃料电池轿车在第八届“比比登清洁能源汽车挑战赛”中表现抢眼，四项比赛评分均为“A”，并在两个单项比赛中获得第一，标志着我国燃料电池汽车技术已经处于国际先进水平。

在燃料电池汽车的实际应用方面，我国于2003年与2007年分别启动了两期燃料电池公共汽车商业化示范项目。其中，在上海开展的中国燃料电池商业化二期示范项目通过国际化招标方式，采购3~6辆适合上海城市公交状况的燃料电池公共汽车，进行为期二年的示范运行，累计行驶里程不少于15万公里，采集示范运行时的燃料电池汽车及氢气加注站的相关数据，不断积累经验，促进技术提升。

在煤制油方面，从上世纪90年代开始，中国煤炭科学研究院、神华集团、中科院山西煤炭化学研究所、兖矿集团等企业或科研单位陆续研发煤制油技术。2002年，国家批准神华直接液化可行性研究报告，并将其列入国家863计划，由神华集团、中国煤炭科学研究总院等四家机构共同开发拥有自主知识产权的煤直接液化技术。2005年，神华集团宣布突破核心技术，迈出了向产业化发展的关键一步。但这并不等于我国煤制油技术已经成熟，国内煤制油技术仍处于试验阶段。

在实际应用方面，与燃料电池汽车的顺利发展相比，煤制油则几经波折。2004年8月，神华煤直接液化示范工程开工建设，目前，百万吨能力生产线已经建成，正在进行设备调试，预计不久后投产，年产油品100万吨，这将是世界上第一个煤直接液化工业化项目。但是，在国际高油价的推动下，一些地方政府争相规划煤制油项目，出于对这一状况的担忧，2006年7月，国家发改委下发《关于加强煤化工项目建设管理、促进产业健康发展的通知》，提出在煤化工产业发展规划编制完成之前，暂停所有煤化工项目审批；鼓励企业采用拥有自主知识产权的先进技术；一般不应批准年产规模在300万吨以下的煤制油项目。2008年4月7日，具有自主知识产权的中温煤焦油轻质化项目生产出合格油品，预计年产油品46.5万吨、液化气2.9万吨、石油焦7万吨。2008年9月4日，发改委又发出《关于加强煤制油项目管理有关问题的通知》，认为“我国煤制油仍处于示范工程建设阶段，不能一哄而起、全面铺开”，宣布除了神华集团公司煤直接液化项目以及其与南非沙索公司合作的宁夏宁东煤间接液化项目（在获得批准前不能擅自动工）之外，其他煤制油项目一律停止实施。

存在的问题

燃料电池汽车技术已经比较成熟，但是，由于成本较高、相关配套设施及技术人才缺乏，燃料电池汽车大规模产业化尚需时日。这些制约因素在氢源燃料电池汽车上表现得尤为明显。首先，由于要使用贵金属铂，氢源燃料电池汽车费用较高，目前每辆氢源燃料电池汽车的成本一般在100~200万美元；其次，由于使用燃料的特殊性，氢源燃料电池汽车需要氢站等配套设施，同时，如何提高氢站安全性、降低制氢成本也是应当考虑的问题；最后，我国在电池燃料汽车方面的专业人才还比较缺乏，如何培养一批诸如氢站运作人员、维修人员的技术人才还需要进一步探索。

与燃料电池汽车相比，煤制油存在的问题更多。首先是技术风险较大。神华集团的直接液化技术到目前为止还没有正式投入生产，而其与南非萨索尔公司合作的间接液化技术也仅停留在探索阶段。即便是在国际上，尽管美国、日本与德国的技术已经比较成熟，大规模商业化发展的只有南非萨索尔一家企业。其次是资源利用率较低。资料显示，每生产1吨煤制油需要消耗3～5吨煤，如果按照石油与标准煤的热当量比测算，这意味着，在煤间接液化制油过程中，煤的热能利用率只有28.6%，即便是采用煤直接液化制油，煤热能利用率也仅仅为47.6%。同时，煤制油还需要大量消耗水资源，每生产1吨油需要5～7吨水，如果再考虑到我国煤炭资源与水资源的逆向分布性，煤制油消耗的资源将会更多，资源使用率也更低。再次是投入资金巨大。煤制油是一项技术集成度很高的项目，据专家估计，年产300万吨煤制油项目的规划需要投资500多亿，由此推算，年产100万吨的项目至少需要投资160~170个亿。最后是环境污染较为严重。在煤制油的过程中会产生大量废渣、废水与废气。据估计，年产100万吨的项目每年将产生50万吨废渣、2000～3000万吨生产生活污水以及大量含硫工业废气，如果这些废渣、废水与废气不能得到妥善处置，将会给当地的生态环境带来严重危害。

投资前景

目前，石油短缺已成为各国家经济发展面临的主要难题。对于我国而言，石油短缺问题更为严峻。自1993年成为石油净进口国以来，我国石油进口量迅速增长，2003年突破1亿吨，2007年突破2亿吨。中国已成为世界第二大能源消费国，据国际能源机构（IEA）预测，到2030年，中国石油消耗量的80%需要依靠进口。我国石油供需之间的巨大缺口为燃料电池汽车与煤制油的发展提供了可能性。

由于技术较为成熟、能源利用效率较高、环境污染较小，燃料电池汽车在我国大规模发展的可能性更容易转变为现实。同时，一系列政策的出台也为燃料电池汽车的产业化和商业化提供了重要保障，有利于规范燃料电池汽车行业，促进该行业持续健康发展。2006年3月，燃料电池汽车国家标准编制前期研讨工作启动，包括《燃料电池汽车整车术语》和《燃料电池汽车整车安全要求》的两项基础性标准将于今年完成。2007年11月，国家发改委出台《新能源汽车生产准入管理规则》，使包括燃料电池汽车在内的新能源汽车生产准入有章可循。2008年北京奥运会与2010年上海世博会则为燃料电池汽车的发展提供了难得的机遇。据报道，在不久前结束的北京奥运会上，有595辆新能源汽车参与奥运车队，其中包括20辆燃料电池轿车，同时有5辆燃料电池大客车进行了示范运行。上海则计划为2010年世博会提供上千辆氢燃料电池车，在世博园区内实现公共交通零排放，这将为中国发展燃料电池汽车带来前所未有的发展机遇。

在具体的区位选择上，华北山东地区被认为是发展甲醇燃料电池汽车的最佳地区，这是因为：首先，该地区人口众多，交通便利，公路和高速公路多；其次，该地区汽车保有量和年新增汽车分别为400万辆与60万辆，约占全国30%，今后5年可能分别增长至700万和100万辆左右，是全国最集中的汽车使用区；最后，山西和山东是重要的甲醇生产基地，而且，在目前成熟的甲醇合成方案中，经济性最好的3种甲醇合成所需的资源在山西几乎都能找到。另外，山西省政府还制定了一系列产业政策，推进甲醇燃料的使用以及甲醇汽车的产业化与商业化。

与燃料电池汽车相比，煤制油在我国石油短缺形势下实现大规模产业化发展的现实性要小得多。正如上文提到的，煤制油存在技术风险较大、资源利用率较低、投入资金巨大、环境污染较为严重等问题。进一步看，煤制油仅仅是将一种稀缺能源煤转化为另一种稀缺能源石油，而且，我国煤炭资源丰富仅仅是相对石油而言的，从人均探明储量来看，我国只有世界人均水平的70%。即便是人们经常津津乐道的经济性（国际油价若高于40美元/桶，煤制油将有利可图），也由于煤炭价格的不断上涨以及国际石油价格的剧烈波动而充满不确定性。因此，煤制油在一定时期内无法直接有效地解决能源短缺问题，而更适于作为一种战略储备，其大规模产业化前景还有待于进一步观察。

制油技术 篇7

通常煤制油废水的CODCr浓度为4000-6500mg/L、氨氮浓度为180-210mg/L、酚浓度为40-50mg/L等。煤制油废水的大量排放及废水成分复杂、难以生物降解的特点成为困扰我国煤制油行业的一个重大难题。

1 酸化法

酸化法即将废水调节至酸性, 利用酸性条件下产生的质子中和废水中胶体的双电层, 从而使废水达到破乳除油降低COD的目的。

煤制油废水中一般含有大量的表面活性剂, 这些活性剂能与废水中的油类等污染物形成一种稳定的乳化液。酸性条件下, 废水中的阴离子表面活性剂, 如皂类、高级脂肪酸盐类很容易被电性中和而失去稳定性, 乳化液中原有的平衡状态被打破, 从而破乳。另外, 酸性条件可以使废液中的乳化剂转变成乳化性能差且不溶于水的脂肪酸类, 从废水沉降出来, 从而达到破乳、降低COD的目的。

酸化法一般不单独使用, 而是作为预处理和其它工艺联合应用, 如:酸化-混凝法、酸化-Fenton法、酸化-SBR法等。酸化法的特点如下:

(1) 处理工艺简单, 占地面积小, 基建费用低;

(2) 操作简单, 有机物去除稳定且反应迅速;

(3) 酸性条件下对构筑物腐蚀严重, 增加构筑物防腐成本;

(4) 酸化过程所用强酸容易对操作人员造成伤害。

2 酸化-Fenton法

酸化-Fenton法是利用Fe2+和H2O2快速反应生成的氧化性很强的-OH来氧化分解废水中难生物降解有机物的一种水处理方法。酸化-Fenton法的机理是:过氧化氢与亚铁离子反应自身分解生成高氧化性的羟基自由基 (-OH) 和氢氧根离子 (OH-) 。其基本反应作用原理如下:

利用上述系列反应, 废水中的有机物RH被最终氧化生成CO2和H2O, 从而使废水中的有机物得以氧化分解, COD值大大降低。酸化-Fenton法在废水处理过程中有如下几个特点:

(1) Fenton试剂可以降解废水中的各种有机物, 可有效地氧化降解各种有机废水, 例如醇、醚、氯酚、除草剂、多聚芳香化合物废水等, 适用范围广泛;

(2) Fenton试剂为环境友好材料, 在处理过程中生成H2O、CO2、O2和氢氧化铁, 无二次污染;

(3) Fenton试剂对有机污染物降解彻底、快速, 多用于废水的深度处理;

(4) 酸化-Fenton法通过自由基反应可提高有机污染物的可生化性, 可为后续的生物降解提供有利的条件;

(5) 酸化-Fenton法也存在处理费用较高的问题。

3 盐析法

盐析法的原理是压缩油粒与水面界面处双电层, 使油粒脱稳。但该法由于操作简单, 费用较低, 所以使用较多, 作为初级处理应用广泛。

目前, 通常把盐析和反渗透相结合处理乳化油废水, 取得很好效果, 其要点是在含油废水中加入1%-4.5%的聚铝或水溶性盐, 在p H值2-5范围内混合均匀, 静止0.5-1h, 油分上浮, 除去漂浮油, 过滤, 此时油分去除率高达99%。而后用反渗透处理含铝盐或铁盐的水溶液, 盐几乎100%去除。透过水可以循环使用, 浓缩水在油水分离中循环。该方法不产生污泥、不排放浓盐水且处理费用比较低。

4 吸附法

吸附法是利用吸附剂吸附废水中某种或几种污染物, 从而使废水得到净化的方法。根据固体表面吸附力的不同, 吸附可分为物理吸附、化学吸附和离子交换吸附三种类型。物理吸附是指吸附剂与吸附物质之间是通过分子间引力 (范徳华力) 而产生的吸附。化学吸附是指吸附剂与被吸附物质之间发生化学反应, 依靠所生成化学键引起的吸附。吸附阶段主要有颗粒外部扩散阶段、孔隙扩散阶段和吸附反应阶段。

吸附剂是决定高效能的吸附处理过程的关键因素, 理论上一切固体都具有吸附能力, 但是只有多孔物质或磨得极细的物质才能作为吸附剂。常用吸附剂主要有活性炭、吸附树脂、腐植酸类吸附剂、改性淀粉类吸附剂、改性纤维素类吸附剂等。在废水处理中, 吸附法多利用吸附剂的多孔性和高比表面积, 将废水中的溶解油以及其它溶解性有机物吸附在吸附剂的表面, 达到油水分离的目的。活性炭中的泥炭可用于去除废水中的乳化油, 所以在处理含乳化液废水中可作为破乳剂。有机吸附剂可分为天然改性和人工合成两类。有机吸附剂一般比无机吸附能力强, 二者可单独使用也可以混合使用。吸附剂的再生方法主要有加热再生法、药剂再生法、化学再生法、湿式氧化再生法和生物再生法等。加热再生法处理活性炭时, 炭的损失率高, 而且再生成本也较高。药剂再生法不但处理成本高而且易造成二次污染。因此, 化学再生法、生物再生法和湿式氧化再生法是今后活性炭再生方法的发展方向。

5 气浮法

气浮法也称“浮选法”, 其原理是设法使水中产生大量的微气泡, 以形成水、气、及被去除物质的三相混合体, 在界面张力、气泡上升浮力和静水压力差等多种力的共同作用下, 促进微细气泡粘附在被去除的微小油滴上后, 因粘合体密度小于水而上浮到水面, 从而使水中油粒被分离去除。气浮法在煤化工废水预处理中的作用是除去其中的油类并回收再利用, 此外对后续的生化处理还起到预曝气的作用。

6 化学混凝法

化学混凝法是向废水中加入混凝剂, 使之水解产生氢氧化物胶体及水合配离子, 中和废水中有机物表面所带的电荷, 并使这些带电物质发生凝集。混凝法一般作为预处理或后处理配合生物降解法使用。

6.1 混凝剂和助凝剂

水处理混凝剂应具有价廉易得、使用方便、混凝效果好且对人体健康无害的特点。混凝剂主要分无机盐类混凝剂和高分子混凝剂两大类。无机盐类混凝剂目前主要有铁盐和铝盐。铝盐中主要有硫酸铝、明矾及硫酸铝和硫酸钾的复盐。无机铁盐中主要有硫酸铁和氯化铁等。

高分子混凝剂主要包括无机和有机两类。聚合氯化铝、聚合硫酸铁是使用较广泛的无机高分子混凝剂。人工合成的聚合氯化铝对各种水质适应性较强, 适用的p H值范围较广, 对低温水效果也较好, 形成的絮凝体粒大而重, 投量约为硫酸铝的1/2-1/3。目前, 无机高分子混凝剂成为混凝剂开发的一个热点, 如聚合硅酸铁 (PFSi C) 、聚合硅酸铝 (PASi C) 等新型混凝剂, 与聚合铝相比, 其效能可提高10%-30%, 且价格相对较低, 应用前景广阔。有机高分子混凝剂有天然和人工合成两种, 它们都具有巨大的线性分子, 每一大分子有许多链节组成, 链节间以共价键结合。

6.2 混凝反应的机理

水的混凝涉及很多因素至今仍未完全清楚, 比如水中杂质的成分和浓度、水温、p H值、碱度以及絮凝剂种类和用量等都会影响混凝的效果。水中投加铝盐或铁盐絮凝剂后发生了水解和聚合反应, 水解和聚合的产物与水中胶体污染物进行上述四种作用生成了粗大絮凝体。同种胶体颗粒表面带有同种电荷, 这些胶体会受到静电作用而相互排斥, 排斥力和排斥能的大小随着颗粒间的距离和电荷数量而变化。颗粒间排斥能越大就越难靠近, 也就越不利于絮凝沉淀。加入电解质后, 水中的电解质离子可以和部分颗粒表面电荷发生中和反应, 从而减小扩散层厚度并降低排斥能, 形成絮凝体。目前得到广泛认同的混凝机理包括:压缩双电层、吸附电中和作用、吸附架桥作用和网捕作用。

7 结束语

总之, 随着煤制油行业的不断发展, 煤制油废水的排放量越来越大, 同时煤制油废水难于处理, 给环境带来了很大的压力。因此, 研究煤制油废水的处理工艺使之达标排放对于保护水环境和人体健康具有重要意义。

参考文献

[1]李豪, 汪晓军.Fenton-曝气生物滤池深度处理焦化废水[J].净水技术, 2009 (05) .

煤制油液化化工工艺探讨 篇8

1 煤制油的概念和发展历程

近年来随着地质勘探技术的日益发达, 我国的能源储备情况的勘察力度也在逐渐加强, 就目前而言, 我国的能源储备情况大致可以用一句话来概括, 那便是“煤多、油少、天然气够用”。根据调查情况显示, 2003年我国煤炭储量大概在1145亿吨, 并且以平均每年300亿吨左右的勘探量在不断增加, 2013年新增煤炭储量达到了512亿吨左右。而石油储量在2003年尾32亿吨, 每年仅以10亿吨左右的数量增加, 可见我国煤炭储量和石油储量之间的差距, 因此利用煤炭作为原材料转化成石油的技术就受到了我国研究者的热捧。

煤制油技术就是以煤炭作为原材料, 经过化工加工的手段, 将其转化为原油类产品的过程。在运用过程中一般分为两大类技术, 其中一种就是煤炭直接液化技术, 另外一种是煤炭间接液化技术。其中煤炭的直接液化需要在高温高压的条件下才能够实现, 还需要通过添加催化剂脱离煤炭中所含的硫、氮以及氧等离子。因为我国的煤炭储量较大, 因此这种工艺也成为了我国目前比较受欢迎的一种能源转化方式。

2 煤制油液化的化工工艺概述

随着煤制油技术的不断改革和完善, 目前已经有了两大类制备工艺, 其主要包括直接液化和间接液化工艺。简单来说, 直接液化工艺就是采用物理和化学手段将煤炭直接转化为液体形态;而间接液化工艺则是先采用物理手段将煤炭转化为气体, 再通过化学方式通过催化剂将气体转化为液体, 然后将两种工艺所得到的液体经过化学反应后制成原油类产品。

(1) 煤炭直接液化工艺通常情况下, 将煤炭直接液化工艺称之为加氢液化工艺, 这也就是对这项工艺的最关键步骤进行了解释。其制备工艺步骤为:首先, 将煤炭进行物理碾压, 将其碾压成粉末状;然后, 通过物理加温和加压的方式粉末状煤炭进行处理;第三步是加入氢气和催化剂对其进行理化反应, 这样就能够使煤炭转化为液体的原油类产品。

当粉末状煤炭被加热超过300摄氏度时, 其碳分子间的结构力就会减弱, 碳分子间的化学键会出现断裂的情况, 这就使得煤炭结构的固态结构被破坏, 产生了大量的自由基。而这些自由基与催化剂和氢原子进行反应, 就会使得碳离子自由基转化为原油类物质, 例如原油分子、沥青分子等。当继续在反应中添加氢原子时, 各原油类物质就会继续分裂, 进而将其中的硫、氧等杂志原子去除, 从而得到高质量、低杂质含量的原油类产品。

当利用煤炭直接液化技术生产原油类产品时, 其对于原材料——煤炭的质量要求较为严格, 需要利用特殊种类的煤炭才能够完成, 一般情况下选用的是褐炭或长焰炭作为原材料, 在加工前还需要对原材料进行干燥处理, 以免水分过多影响加工时的化学反应。在对煤炭进行加温的过程中要采取持续加热的方法, 这样才能够促进碳离子的稳定分裂, 如果在加热过程中中断加热则可能会导致碳离子之间重聚或发生其它变化。目前我国所采用的直接液化工艺能够使原油类产品的产出量达到近70%, 同时由于生产品的残渣中仍有氢原子, 因此还可以进行循环利用, 将氢气提纯后二次应用于生产。

(2) 煤炭间接液化工艺煤炭间接液化工艺与直接液化工艺的区别就在于其转化过程, 间接液化工艺也是以煤炭作为原材料, 但首先通过物理方式将其转化为气体, 然后通过化学和物理方法将其转化为液体。这种工艺技术首先是由南非地区的国家进行研究的, 目前在我国也有着一定程度的应用。通过这种技巧进行生产, 首先需要将煤炭转化为一氧化碳, 然后利用氢气对其进行脱硫、脱氧等处理, 最后通过催化剂和氢气的作用转化为液态煤炭, 此过程也需要在高温高压环境下进行。

在采用煤炭间接液化技术时, 其对于原料的要求较低, 目前我国绝大部分煤炭种类均可以被进行利用。在气化煤炭之后还需要进行气体净化处理, 去除气体中所含的灰尘杂质, 以免造成反应过程中的其它化学反应。该技术与直接液化技术不同, 其所需要的高温环境为250摄氏度左右, 气压达到15~40个大气压即可。

3 结语

原油的缺少使得我国经济发展受限, 因此必须要提高对于转化原油类产品的技术, 不断完善煤制油的工艺, 提升对于资源的有效利用率。

摘要：随着我国社会经济结构的不断变化, 改革开放工作的不断深入, 我国对于能源的需求量也在日益增大。目前, 能源问题不仅在我国, 在全世界范围内都成为了最受人关注的问题。我国属于世界能源消耗大国, 能源储量也位居世界前列, 但我国对于能源的使用还存在着较多的问题。煤制油是一种全新的能源利用方式, 其应用效果比较好, 能够给人类带来更好的效益。本文通过对煤制油概念的简述, 分析煤制油液化化工工艺的具体步骤, 并提出了部分改进方式, 以期能为相关工作提供参考。

关键词：煤制油,化工工艺,技术

参考文献

[1]杨仁俊.煤制油技术总数与分析[J].赤峰学院学报:自然科学版, 2012 (10) :54-56.

MTG工艺煤制油分析 篇9

关键词：煤气化,煤液化,MTG工艺,甲醇

MTG煤制油工艺利用“三高劣质煤”作为主要原料, 制取甲醇, 再由甲醇合成油, 所得合成油品, 经山西省产品质量监督检验所检测各项指标合格, 品质优良, 具有低烯烃、无铅、无硫、无残留物、诱导期长, 并且动力性好、节油性好的特点, 达到国Ⅲ标准, 既可以作为优质汽油调和剂, 也可以作为一种高清洁的车用燃料。晋煤集团是世界第一套煤基甲醇合成油装置, 文章研究操作条件的改变对汽油产量的影响及粗汽油分离系统经过改造后对轻汽油产量及质量的影响。计算结果表明, 粗汽油分离系统经过由板式塔改造为填料塔以后, 生产规模可以扩大30%, 轻汽油品质提升, 能耗降低, 产量增加。

1 国内煤化工现状

煤化工分传统和新型两种, 传统的涉及煤焦化, 煤电石, 煤合成氨等领域, 新型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、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。目前, 国内传统煤化工已有很长的历史, 新型煤化工才刚刚起步。

1.1 煤化工行业现状

化学工业是国家基础行业, 而石油、煤 (天然气的比例较小) 对化学工业具有两大功能:燃料、化工原料。化学工业是能源大户, 所以国家战略调整、能源结构调整等宏观环境的变化都会不同程度地影响煤化工的发展进程。

1.2 以煤为主化工产业的地位

在“十一五”规划已经明确我国能源发展的总体战略:“坚持节约优先、立足国内、煤为基础、多元发展, 优化生产和消费结构, 构筑稳定、经济、清洁、安全的能源供应体系”。国家经济战略的可持续发展, 使得煤化工必然是在今后的长期发展中占据越来越重要的地位。

2 生产技术

有机化工行业发展大致经过农业化工、煤化工, 石油化工三个阶段。随着技术进步和原料成本的比较优势, 三个阶段依次推进。如果仅从产品替代关系, 不从经济性、技术角度考虑, 则煤化工能够完全取代石化产品。煤化工主要包括传统的焦化和电石乙炔化工、煤气化和煤液化。三条产业链中煤化油技术壁垒最高, 而煤气化应用最广泛, 几乎是所有煤化工产业的基础。

2.1 煤气化

煤气化是煤化工产业的核心所在, 应用广泛、发展成熟。即在缺氧条件下使煤炭不完全燃烧成为气体, 该气体中主要含有一氧化碳、氢气和二氧化碳等, 可以用为化工原料。而真正降低煤化工产品成本的重中之重是获得便宜的甲醇, 而具有煤炭优势和先进煤气化技术是降低甲醇成本的主要手段。

国内甲醇装置多以煤炭为原料, 与国际上以天然气为主的格局不同, 但目前计划开工的项目在1500万吨以上, 预计2011年的消费量为760万吨, 正常需求增长在15%左右, 从2012年开始甲醇产能面临严重过剩的压力。

2.2 煤液化

煤间接液化, 先将煤炭气化成合成气, 然后再通过费-托反应以及蒸馏分离得到石脑油、柴油和汽油等终端产品。另外一条煤利用途径是煤炭的直接液化工艺, 目前国际上已经开发出多种直接液化工艺, 原理上都比较类似:即在高温高压条件下, 在溶剂中将较高比例的煤溶解, 然后加入氢气和催化剂进行加氢裂化反应, 在通过蒸馏分离出油品。直接液化和间接液化技术互补极强, 直接和间接一体化装置是煤制油产业化的最佳选择。在这项技术上, 并无成型经验可以借鉴。

由于煤制油技术具有很高的壁垒, 预计国家政策将适当推广煤制油技术, 先行企业能够在未来可预期的30余年高油价下受益。中短期内, 煤制油装置可能的煤炭需求占煤炭总需求的比例较小, 不会导致煤价的大幅度上扬。长期看在生物能源及天然气的竞争下煤化工也不会被石油化工替代。

3 晋煤MTG工艺的开发

目前煤炭在我国能源结构中占高达70%的比例, 这是由我国的现状决定的, 但并不说明我国能源结构是优化的, 以石油中心转向以煤中心是适宜的。山西省煤炭保有储量为2600多亿吨, 其中三高煤占20%~40%。在“三高煤”储量中, 晋煤集团具有采矿权登记的及经过资源整合的总量为35亿吨, 如果能实现“三高煤”洁净化综合利用, 增加了宝贵的能源资源, 变废为宝, 符合节约型社会的基本原则。企业要合理开发利用“三高煤”资源, 延长衰老矿井服务年限, 盘活固定资产, 促进矿区的安定, 于2006年建设了世界第一座10万吨/年煤基甲醇合成油 (MTG) 的示范工厂××煤制油公司, MTG工艺, 是鉴于甲醇产量大量过剩大力发展起来的甲醇制汽油工艺。MTG工艺对原料的纯度要求不高, 无需将粗甲醇中其它含氧化合物除去就可以用作MTG工艺的原料;副产物液化石油气和高热值燃料气的价值高;产品作为汽油使用时, 性能优良, 其中, 一部分为芳香族烃, 大部分被甲基化, 另一部分是支链烃类占多数的脂肪族烃类。在无四乙基铅的情况下, 产物汽油的辛烷值达90~95。探索煤化工发展的新途径, 促进我国煤制油的技术路线向多元化发展, 缓解国家石油资源紧张的局面。晋煤集团在巩固煤炭主业的同时, 不断延伸产业链, “基础化工、精细化工、煤制油品”三箭齐发, 打造全国最大的煤化工企业集团发展战略中的关键一环。

4 可持续发展

发展煤化工产业拥有几项优势:首先政府从战略上考虑, 会提高准入门槛, 以避免盲目投资, 但为鼓励在能源替代技术和装备等方面有所创新, 会对行业内企业有所优惠, 先行企业有望受益并长期保持。其次煤化工成本远低于石化产品, 具有经济可行性。再次, 煤化工可以减少二氧化碳的排放, 如若能降低水消耗, 完全有替代石化产品的可能。再次国内企业积累和储备了相关技术, 在引进的基础上, 可以通过技术改造建立核心竞争力, 改变在高端石化产品的劣势局面。再次由于煤化工建设费用高, 但有很好的发展前景, 可以吸引大量民间和国外资本投资, 降低资金流动性, 改善国内经济环境。

参考文献

[1]曹永坤.甲醇制汽油、甲醇制烯烃技术进展及工业应用[J].煤化工, 2010, 38 (4) :25-27

[2]应卫勇, 曹发海, 房鼎业.碳-化工主要产品生产技术[M].北京:化学工业出版社, 2004, 21-42.

[3]朱建华.HZSM-5沸石上的Mo Cl5负载及催化甲醇制汽油反应[J].石油学报, 1998, 14 (1) :46-51.

煤制油废水零排放实践与探索 篇10

废水的“零排放”是解决环境问题与生产矛盾的最有效的方法。我国废水“零排放”的概念是在2005年颁布的《中国节水技术政策大纲》中首次提出;2007年颁布的《国家环境保护“十一五”规划》更明确要求在钢铁、电力、化工、煤炭等重点行业推广废水循环利用, 努力实现废水少排放或零排放;2008年颁布的标准《工业用水节水术语》中对“零排放”解释为企业或主体单元的生产用水系统达到无工业废水外排[2]。

1 煤制油废水来源及分类

1.1 煤制油废水来源

煤制油就是通过物理化学方法将固态的煤转化为聚乙烯、聚丙烯、汽油、柴油等液态燃料和化工产品的方法。在煤制油的过程中发生化学反应剩余的水和生成水、对产品的清洗过程中剩余的水、蒸馏过程中的冷凝水、油罐车等试验设备清洗所产生的水是煤制油过程中废水的主要组成部分。

1.2 煤制油废水分类

煤制油工艺中产生的废水大体可分为高浓度含酚工业废水和低浓度的含油工业废水两类。根据废水产生的原因和水中污染物的成分, 又可细分为含硫污水、含酚污水、高浓度有机污水、低浓度含油污水、含盐污水和催化剂污水。

2 煤制油废水处理的常用方法

目前, 我国煤制油工业中常用的废水处理方法为气浮法、混凝土法、生物氧化法、吸附法。

2.1 气浮法

气浮法就是让含油废水暴晒或者采用加入药剂的方法使水中产生气体, 并根据实际需要加入混凝土剂或悬浮剂, 使废水中的悬浮颗粒和乳化油随着气泡一起上浮出水面从而处理水的。利用油的疏水性, 使油与非极性的空气结合在一起, 油滴与空气结合在一起后气泡会迅速上升, 从而可以高效率地分离油和水。根据气泡产生的原因, 可以分为加压气浮法、电解气浮法和鼓气气浮法三种方式。

加压气浮法就是通过在增加压强来提高空气在水中的溶解性, 使空气大量溶解在水中, 在压强回复后, 溶解在水中的空气大量释放, 产生大量气泡, 从而分离污染物;电解气浮法是利用水的电解原理, 用电解槽将水电解, 将污染物利用电解成氢气和氧气泡带出水面;鼓气气浮法是利用水泵吸水管和空气压缩机将空气注入水中, 从而产生气泡。

目前, 由于加压气浮法的设备简单、耗电量少、处理效果好的特点, 已经广泛应用于石油化工废水的处理。电解气浮法具有占地面积小、操作简单以及处理效果好等优点, 但是它存在阳极金属消耗量大、需要大量的辅助药剂如一些盐类, 而且运行费用较高等缺点。

2.2 混凝法

在乳化液废水中, 溶液中的胶体粒子和微小悬浮物由于受水合作用、布朗运动及微粒之间的静排斥力的作用, 在水中长期保持悬浮分散的状态而不发生分层。在处理乳化液中的废水时, 应首先投放混凝剂来破坏其胶体的稳定性, 使胶体可以相互聚集, 再利用过滤、沉降等方法进行去除。常用的混凝剂有聚合硫酸铝、复合型絮凝剂XG977等。

2.3 生物氧化法

微生物可以将含油废水中的油分解氧化成为二氧化碳和水。煤制油废水的处理分为生物过滤法和活性污泥法两种。生物过滤法, 是将附着有微生物的载体放入生物滤池中, 让废水从上往下逐渐渗透, 在渗透过程中废水中的油被载体表面的微生物氧化分解破坏;活性污泥法是让精华微生物附着在流动状态的絮凝体上, 在曝气池中对废水中的有机物进行分解。由于生物氧化法的环保性, 近年来发展迅猛, 相继出现了纯氧曝气、深井曝气和循序间歇式生物处理等新方法, 这些方法有效地提升了含油废水的处理效率。

2.4 吸附法

吸附法是将利用吸附剂对废水中的油和其它有机物进行吸附。活性炭是一种优良的吸附剂, 但是由于吸附量有限且不可再生的特点, 常常被用来作为废水的深度处理中。目前, 为满足工业发展的需要, 专家学者正在研究和寻找新的吸附剂[3]。

3 煤制油废水“零排放”存在问题及建议

目前, 煤制油废水的“零排放”在我国依然处于起步阶段, 存在各种各样的问题, 主要包含经济、技术、环境和管理四个方面。

3.1 成本巨大

煤制油的废水处理设备价格十分昂贵, 实现煤制油废水的“零排放”需要足够的资金支持。国内在煤制油废水处理领域具有领先地位的神华煤炭公司不仅没有实现真正意义上的废水“零排放”, 废水的处理成本十分高昂。在试运行期间, 每吨有机废水的处理成本达到了5元, 每吨含盐废水处理成本达到38元。巨大的经济成本是制约煤制油废水“零排放”发展和普及的根本。

3.2 技术的不完善

目前, 煤制油废水的“零排放”是只存在于理论上的理想状态。在实际的废水处理过程中, 还存在许多制约处理效果的技术瓶颈。对于含油废水而言, 在循环系统中含油废水的结晶、腐蚀、沉淀均有可能导致管道的堵塞、设备的腐蚀等问题。同时, 对于含油废水处理的工艺流程较长、难度较大且系统很杂, 容易产生连带影响, 一个小环节出错都会影响以后的各个环节。因此, 在废水处理时应时刻关注压力、水温、物料平衡等问题, 对技术的精度有很大的要求。当前阶段, 政府和相关企业应该加大技术投入, 鼓励科学研发和科技创新, 积极研发切实可行的技术, 推动我国煤制油工业含油废水“零排放”的发展[4]。

3.3 容易产生次生环境污染

煤制油工业中含油废水的处理不当, 可能造成对环境的二次污染和非正常工况下的环境隐患。由于现阶段废水很难实现真正意义上的“零排放”, 如果经过处理后的废水不能保证真正意义上的无污染, 继续将处理后的水投入生产生活中, 极有可能再次污染环境。同时, 在含油废水处理的各个环节中产生的废料和废水, 如果不能够妥善处理, 而是直接排入地下水中, 也将会造成地下水和土壤的污染。

3.4 规划管理不科学

实现煤制油工业含油废水的“零排放”, 一个重要的因素就是需要具有充足的水资源。我国煤制油产业主要集中在缺水的北方地区, 在规划煤制油产业时如果不能正确考虑当地的水资源和水环境, 就会因为规划不合理而制约废水“零排放”。

同时, 管理人员不能够准确把握工厂中水量的平衡。管理人员在策划煤制油项目的水平衡方案时, 往往是在一定的假设条件下进行精密的计算而得出的水平衡方案。但是, 在实际的废水处理过程中往往由于各方面的因素而出现偏差, 导致处理后的废水不能循环利用, 造成经济和环境上的损失。

因此, 在当前的废水处理工艺下, 实现废水“零排放”面临着很大的困难。巨大的经济成本、不完善的技术、对环境影响的不确定性以及规划管理上经验的缺失, 都是发展废水“零排放”必须要克服的困难。如何优化处理技术并在考虑经济、环境等因素的影响下做出正确规划, 仍然需要新的技术理论和长期的经验总结。

摘要：随着近年来我国煤化工行业的快速发展, 生产中需求的大量的生产用水和产生的大量的废水对环境的污染越来越严重。为了保护环境, 节约水资源我国先后颁布了各项法律法规要求煤化工行业实现废水的“零排放”。首先分析了煤制油工业中废水的来源并对其进行了分类, 然后阐述了工业中常用的含油废水处理方法以及实现煤制油“零排放”所遇到的经济、技术、环境和管理上的困难。

关键词：煤制油,废水,零排放

参考文献

[1]魏江波.煤制油废水零排放实践与探索[J].工业用水与废水, 2011.

[2]曲风臣.煤化工废水零排放技术要点及存在问题[J].化学工业, 2013.

[3]纪钦洪, 于广欣, 张振家.煤化工含盐废水处理与综合利用探讨[J].水处理技术, 2014.

鲁奇炉在煤制油中的应用 篇11

1 鲁奇炉构造和工艺原理

1.1 鲁奇炉构造

我公司采用的是是MarK-IV鲁奇炉, 它由炉体、煤锁、灰锁及其辅助设备组成。炉体的主要是将提供煤和气化剂加压气化的场所, 使煤与气化剂逆向接触发生化学反应生产粗煤气。炉体内炉篦为塔式结构。在炉篦下部装有三把刮刀、以便将气化后的灰渣排除。炉体的辅助设备主要为煤斗、煤锁、灰锁等组成。煤定期地靠重力通过连接在煤仓二个出口的煤锁供煤溜槽, 进入溜槽下部的煤锁中, 煤锁为压力容器, 拥有顶部和底部液压锥阀, 煤锁容积为12 m3, 灰锁与气化炉的底部法兰直接连接, 有效容积8 m3。

1.2 鲁奇炉工艺原理

鲁奇炉加压气化的实质是一部分煤与大部分氧气发生氧化反应, 反应中放出的热提供给水蒸气与碳、二氧化碳等发生还原反应。反正生产出H2、CO、CH4、CO2等气体, 即所谓的粗煤气。炉内工艺过程为:原料煤通过煤锁加入气化炉内, 气化炉压力约为3.0 MPa, 煤自上而下依据物理、化学反应依此可分为干燥层、干馏层、还原层、氧化层灰层。气化剂自下而上经灰渣层预热后进入氧化层和还原层, 生成的煤气显热用于煤的干馏和干燥[2]。其主要的化学反应发生在还原层与氧化层内, 同时发生一些物理、化学反应得到焦油和酚类物质。

1.3 原料的工艺参数

鲁奇炉对气化原料的要求如下:块煤, 粒度在5～50 mm之间, 低于5 mm或高于50 mm煤的比例均不超过5%, 含矸石率15.7%。

2 鲁奇炉运行情况及技术改造

2.1 鲁奇炉运行存在的问题

我公司自2008年正常投产运行, 并不断进行技术改造。但灰锁下阀密封圈, 煤锁上阀密封圈在运行过程中还是出现了一系列问题。

2.2 原因分析及改进措施

2.2.1 灰锁部分

自2008年正常投产运行后, 出现多次因灰锁出现问题而停车的事故。

(1) 因灰锁下阀密封面不严造成停车事故。由于灰锁温度基本维持在400℃左右, 排灰时温度急剧下降, 同时给膨胀冷凝器充水时过多, 经受温度剧烈变化, 同时又由于长期受到灰渣和蒸汽的冲刷, 导致密封面不断接受高温、低温、高压、常压的考验。其密封面一般使用不超过3个月。后选用硬度高、耐磨、耐高温的材料, 使其寿命增加至五个月左右。

(2) 因灰锁膨料而停车。在冷态试车是灰锁能装6转的煤, 但是由于灰渣和煤炭的密度、粒度, 在正常运行时灰锁最多不能超过4转的灰。

2.2.2 煤锁部分

煤锁定期地靠重力通过连接在煤仓两个出口的煤锁供煤溜槽, 进入溜槽下部的煤锁中, 煤锁为压力容器, 拥有顶部和底部液压锥阀, 煤锁容积为12 m3。

由于煤锁是控制大法兰温度的关键, 常常由于煤锁操作人员的失误导致气化炉联锁停车, 为了减少法兰超温而造成的停车事故, 于2011年采用自动加煤技术, 通过调节煤锁温度进行煤锁的定期加煤, 大大改善了煤锁操作人员的劳动强度, 降低了因超温而联锁停车事故次数。

对于煤锁上下阀运行周期短、上阀为橡胶密封圈, 容易泄漏。后改为硬质合金材料。如发生泄漏, 可在最短的时间内有效解决, 减少由于密封圈泄漏而引起的停车事故。同时增加了密封圈使用寿命。

2.2.3 轴套高温润滑

主轴下套工作温度在320℃～430℃。在保证密封的条件下, 随着耐高温润滑技术的快速发展, 对主轴采用耐高温润滑, 减少了机械磨损, 提高轴套使用寿命。

3 存在的技术难题及发展方向

3.1 灰锁上下阀、煤锁上下阀使用寿命

灰锁上、下阀的使用寿命对气化炉能否正常运行起着关键性作用, 通过改造其寿命增加到6个月左右, 虽然领先于国内其它厂, 但与国外使用一年的水平相差甚远。主要原因是煤种的不同, 其次炉体内相关部件容易脱落, 最后原料煤中有废铁等杂质。煤锁上、下阀的密封圈通过技术改进增加了使用寿命, 但仍需要进一步的探索与改进。

3.2 出口温度波动较大

2012年我厂对于鲁奇炉出口温度波动较大进行了专题研究, 采用配煤的方式进行。试验开始试烧型煤与屯留矿煤大致以1∶3的比例进行试烧, 试烧24小时内出口温度维持相对平稳, 但48小时后, 工况持续恶化, 被迫停车处理。

3.3 灰中残炭问题

理论灰中残炭的设计值应小于7%, 但我厂炉灰中的残炭指标合格率仅为40%左右。虽然经专家组和公司领导的提出的低转速、调整汽氧比等一系列措施后, 灰中残炭非但没有改善, 反而工况持续恶化, 难以控制。

4 应用展望

鲁奇炉在初期仅限于生产城市煤气, 后来南非将其用于合成油、蜡等化工产品。南非萨索尔早在1955年兴建了第一座煤变油工厂, 技术实力雄厚, 经验丰富, 其气化应用技术遥遥领先于我国, 目前国内应用于城市煤气和合成氨较多, 主要以河南义马气化厂、解放军化肥厂为代表。随着政策的逐步跟进, 我国煤化工产业正在迅速发展, 煤制油、甲醇、二甲醚等项目纷纷上马。国家西部大开发战略的开展, 西气东输送工程的实施, 目前在新疆等地兴建了大批气化工厂。

5 结语

鲁奇炉已经在我厂运行了近5年, 对于它操作、运行、管理、维护已基本掌握, 对于一些技术改进也在有步骤的进行。因受国家能源结构的影响, 应用鲁奇用煤制气仍将有广阔的前景。加强鲁奇炉技术改进, 对我国煤的煤化工事业是十分必要的。

摘要：本文主要介绍潞安煤基合成油有限公司利用鲁奇炉制油运行的状况及出现的问题。总结2008年以来, 鲁奇炉在运行中存在的问题以及相应的技术改造, 并对鲁奇炉发展方向进行分析和展望。

关键词：鲁奇炉,加压气化,煤化工

参考文献

[1]雷利军.国内外几种主要煤制气技术的发展现状及利弊简介[J].安徽化工, 2003 (1) :10-11.