新型煤制油技术（精选5篇）
新型煤制油技术 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) .
未来能源：中国煤制油巨头崛起 篇2
专家简介：
孙启文，研究员。现任兖矿集团有限公司副总经理，陕西未来能源化工有限公司总经理，煤液化及煤化工国家重点实验室主任，“醇醚酯化工清洁生产国家工程实验室”副理事长，华东理工大学、厦门大学、青岛科技大学兼职教授，“十一五”国家“863”计划重大项目“以煤气化为基础的多联产示范工程”总体专家组成员，“十二五”国家科技部“洁净煤技术”重点专项总体专家组成员。
主要从事反应工程、甲醇合成和F-T合成的研究。主持开发成功了具有我国自主知识产权的低温与高温费托合成煤间接液化技术，包括费托合成催化剂、费托合成工艺、三相浆态床与固定流化床费托合成反应器及其内件、费托合成产品加氢提质工艺及催化剂等。
大漠孤烟直，长河落日圆。莽莽苍苍的毛乌素沙漠，驻留着这样一群执着的追梦人，他们的梦想就是要成功建设全国第一套百万吨级煤间接制油示范项目，成为中国煤炭高效利用转化的引领者，为集团公司转型发展、跨越发展注入强大动力，全力打造兖矿重新崛起的新名片。
十年磨一剑，十年圆一梦！
2015年6月，以成功安装全球最大的费托合成反应器为标志，陕西未来能源化工有限公司如期建成中国第一套百万吨级煤间接制油示范装置。“三年三大步”，未来能源公司实现了从无到有、从小到大、从平凡到辉煌、从创业开拓者到示范引领者的完美蜕变。
巨轮起航——
能源安全呼唤煤制油战略
要认识煤制油的战略意义，首先还得要从我国“富煤贫油”的能源特征说起。
2011年8月3日，我国的工业和信息化部最新公布数据显示：我国原油对外依存度首次超过了美国，达到55.2%。
“富煤少气贫油”，一直以来都是我国能源的一大标签。特别是随着我国经济化进程加快，自20世纪90年代以来，我国原油对外依存度几成直线上升的趋势。到2012年，对外依存度为58%，2013年为58.8%，2014年超过59.5%，逼近六成。
“煤炭的清洁高效开发利用既是支撑经济社会发展的内在要求，也是走低碳发展道路的必然选择。站在国家层面，能源危机呼唤煤制油项目。”2015年9月12日，在陕西榆林煤液化及煤化工国家重点实验室学术委员会二届一次会议上，中国工程院院士谢克昌说道，“在这种客观条件下，兖矿煤制油项目充分利用自主研发技术，为国家的战略需求和国家能源储存做出了重大贡献。”
作为国家能源安全的重要发展战略，兖矿煤制油项目的发展可追溯至14年前。
2002年年底，南非沙索公司首席工程师孙启文从约翰内斯堡飞抵上海，加盟兖矿集团。彼时，南非沙索公司是全球唯一拥有商业运行煤间接液化装置的公司。作为未来兖矿集团煤制油项目的掌舵人，孙启文的加盟，为兖矿研发煤间接液化技术注入了灵魂。
从2002年加盟兖矿开始，孙启文便全身心投入到煤间接液化技术的自主创新，很快便建立起一支高素质研发团队，并亲自主持高效费托合成催化剂的研制和应用、费托合成反应器与工艺流程的设计优化和分离技术等煤间接液化关键技术研发。
2004年和2006年，孙启文带领研发团队分别成功进行了低、高温费托合成万吨中试，成为全国唯一一家同时掌握高低温费托合成技术的公司。
2008年经国家科技部批准在上海能源科技研发有限公司建立煤液化及煤化工国家重点实验室，系统开展了煤间接液化基础理论与工业化应用研究工作。在项目研发过程中，孙启文带领团队先后承担了国家“863”计划课题5项、国家“973”计划课题2项，建设了国内中试规模最大的5000吨/年浆态床低温费托合成中试装置和国内唯一的4500吨/年固定流化床高温费托合成中试装置，开发成功了拥有自主知识产权的以油品为主的低温费托合成技术和联产油品、烯烃、精细化学品的高温费托合成技术，在研发过程中已申请专利50项，已获授权煤间接液化技术发明专利34项，取得国家级科技成果9项，低温费托合成技术与国内外同类技术相比，具有柴油选择性高、吨油品催化剂消耗低、费托合成反应器生产强度大、能量利用效率高等优点，主要关键技术达到国际领先水平。
2011年2月，兖矿集团出资50%，兖州煤业和延长石油各出资25%，注册资本54亿元，组建陕西未来能源化工有限公司，落地榆林建设百万吨级煤间接制油项目和千万吨级煤矿，为中国煤制油产业化发展领航示范。
2012年，未来能源项目被国家发改委列为“十二五”期间“煤炭深加工示范项目”，正式驶入发展建设快车道。
2015年七八月份，未来能源项目仅用23天就打通全流程，一次投料试车圆满成功。百万吨级煤制油示范项目的试车成功，实现了煤间接液化制油的产业化生产，开启了我国煤清洁高效利用技术产业发展史上的新篇章，这是我国煤清洁高效利用技术产业发展史上重要的里程碑，对保障国家能源安全、实现国家能源多元化发展战略具有重要的战略意义。
示范领航——
树立煤制油行业标杆
新世纪以来，煤制油项目几经波折。一方面，把煤转化为油的技术契合我国富煤贫油的能源格局，有利于能源安全；另一方面，“高耗水、高排放、高污染”又让其颇具争议。
然而，如今，未来能源公司通过自主技术攻关、高效严格的管理手段，已有效地解决了煤制油的“先天缺陷”。
为了确定最终生产出来的是非常洁净的油，从研发到生产，每一个环节孙启文都控制得非常严格。在百万吨级煤制油示范项目建设阶段，项目的研发、设计、建设者和全体员工按照“一抓一控三保”（抓管理、控投资、保安全、保质量、保进度）工作总体要求，不断强化项目管理，科学组织项目建设，克服施工期短、制约因素多等重重困难，实现了项目建设优质、快速、高效推进。在项目开车阶段，全体开车人员，精益求精，严格规程，优化操作，于2015年7月31日22时16分首台气化炉投料试车成功，8月21日3时16分核心装置费托合成顺利接气，8月23日0时19分全流程打通，产出优质油品，各项参数完全符合要求，达到欧Ⅴ标准。endprint
“我们的油品品质非常好，不含硫，不含氮，不含芳香组的化合物，十六烷值非常高。”孙启文说，兖矿项目产出的油品符合欧洲五号标准，含硫量只有0.1个ppm，远低于100ppm的国家标准。
同时，相比火电厂污水，现代煤化工的污水更难处理。而未来能源公司煤制油项目却创造了污水近零排放的惊叹成就。
“每小时产生污水100立方米左右，上设备做达标处理，1立方米要多花25元，一年就得上千万，但这钱肯定得花。”孙启文表示，处理污水是企业职责所在，绝不会偷工减料。
而为煤制油项目配套的金鸡滩煤矿，设计年产能800万吨，概算投资48亿元，可采储量10亿吨，属低灰、低硫、低磷、高发热量、高挥发分的优质煤。
此外，百万吨级煤制油示范项目采用多喷嘴对置式水煤浆气化、一氧化碳耐硫变换、低温甲醇洗气体净化、低温浆态床费托合成及油品加氢提质等技术生产柴油、石脑油、液化石油气等产品。建设内容包括4套8.5万标准立方米/小时空分装置、8台（6开2备）日处理煤量2000吨的多喷嘴对置式水煤浆加压气化炉、3套一氧化碳变换装置、3套处理气量为27万标准立方米/小时低温甲醇洗装置、2套硫回收装置、1套费托合成装置、1套费托合成油品加工装置、1套尾气制氢装置、3台480吨蒸汽/小时高压煤粉锅炉、3台50兆瓦蒸汽发电机组、1台42兆瓦燃气轮机发电机组、3000吨/年费托合成催化剂生产装置以及储运、消防、供水、水处理、铁路、灰渣场等辅助和厂外工程。按投资额度计算，项目装备自主化率达到82%以上；按台套数计算，项目装备自主化率达到92%以上，项目综合能源利用效率为45.9%，水重复利用率达到98.26%，全部符合或优于国家相关标准。
同时，催化剂是煤制油合成技术的核心，能否成功生产出优质催化剂，直接关系到煤制油的成功与否。
2014年9月6日23时36分，我国煤间接制油规模化建设取得标志性成果，国家煤制油示范项目——陕西未来能源化工有限公司配套的催化剂制备生产系统贯通，首次投料试车即取得成功，顺利产出优质的催化剂产品。这项完全具有我国自主知识产权的煤间接液化催化剂取得成功，宣告我国彻底打破国外企业技术垄断和封锁。
“我们花了十年时间研究煤制油技术”谈及煤制油技术优势，孙启文如数家珍，“一是催化剂效率好，活性好，选择性好，催化剂的消耗低；二是反应器的设计合理，单体生产强度大，生产能力是国际上同位反应器的1.5倍左右；三是整体工艺设计比较优化，比较短，一方面节约投资，另一方面加工效率大大提高，整体能效为43%左右，国际是39%，我们上了一个台阶；四是全厂的热效率非常高；五是从建成的角度来看，项目在环境问题方面考虑非常周到，水、气体、固废的处理问题等，都下了很大功夫。所以这个项目建成之后我相信可以起到非常的好的标杆示范引领作用，这些都是处在国际领先水平。”
未来能源——
乘风破浪 奋勇争先
“煤制油，将是未来中国煤化工发展方向之一，也是兖矿未来的希望所在，可以说，兖矿的未来在未来能源，未来能源的未来在煤制油。”兖矿集团领导掷地有声。
但因项目核准拖延了8年之久，以致兖矿集团煤制油“起了个大早”，却“赶了个晚集”。更令人担忧的是，未来能源项目甫一投产，便赶上了国际油价跌至历史低位，面临着严峻挑战。
“尽管是在油价如此低迷的时候，我们的项目仍然有账可算。”对此，孙启文肯定地说道，“即使在当前的低油价下，如果没有过重的税负，煤制油示范项目仍有较好的盈利能力，这表明煤制油的发展是可行的，现在急需的就是相对宽松的空间继续自我完善、创新发展。”
他表示，自国际原油价格下跌以来，我国已连续三次上调成品油消费税。在低油价时期提高成品油消费税，以抑制石油过度消费，促进环境治理、节能减排和能源替代，可以理解。但是，煤制油作为煤炭清洁利用的新兴产业，作为肩负保障国家能源安全重要责任的示范产业，受到高税收的“伤害”则说不过去。
“煤制油项目目前生产每吨柴油的消费税在1411元左右，每吨石脑油的消费税在2105元左右。不仅如此，增值税、城建税等其他税种也‘水涨船高。而目前柴油、石脑油的售价却只有4000?5000元。也就是说，每吨油品售价的一半都交了税。在此情况下，多数煤制油项目陷入亏损。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。”孙启文不无焦虑地说道，“征收油品消费税的一大功能是抑制石油的过度消费，但煤制油却是以煤为原料，比照石油炼制企业收税的做法不合理。应当充分考虑煤制油产业的特殊性，改变煤制油企业税收参照石油企业税收的做法，实行差别化较低税收政策。”
作为肩负保障国家能源安全重要责任的示范产业，煤制油项目才刚刚起步，正处于示范试点阶段。由于产业技术、管理、环保等方面的不成熟，加之受到来自国际原油价格走低的冲击，这些在艰难中破土的幼苗更加需要国家产业政策的呵护、扶持。
“刚刚起步的中国煤制油产业，正处于示范试点阶段，对国家能源安全的战略意义大于经济意义。”孙启文表示。
同时，“以项目换资源”，未来能源项目获取了大批煤炭资源，也因此缓解了山东本部的资源枯竭危机。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。
而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，将有效缓解山东本部的资源枯竭危机。
目前，未来能源项目每年约用500万吨原煤，可生产115万吨油品及化工产品，主要包括79万吨柴油、25万吨石脑油等，为目前世界上最大的煤间接液化单体系统。孙启文表示，2015年，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。
新型煤制油技术 篇3
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.
新型煤制油技术 篇4
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) .
新型煤制油技术 篇5
为了更好地规范煤制油、煤制气项目的发展, 国家能源局日前发布《关于规范煤制油、煤制天然气产业科学有序发展的通知》, 提出“不能停止发展、不宜过热发展, 禁止违背规律无序建设”的要求。
国家能源局指出, 煤炭是我国主体能源, 适度发展煤制油、煤制天然气对保障国家能源安全、适度增加油气替代、实现高效清洁利用具有重要意义。近年来, 随着前期产业化示范和技术进步效果明显, 一些地区发展新建项目的积极性很高, 也出现盲目发展的现象。国家能源局初定的“十三五”末煤制气产量目标是500亿m3/a, 煤制气产业当前计划总规模是其4.5倍。通知明确, 未来要对煤制气项目的审批建设从严管理, 除了年产超过20亿m3的煤制气项目和年产超过100万t的煤制油项目报国务院投资主管部门核准外, 将禁止建设年产20亿m3及以下规模的煤制气项目和年产100万t及以下规模的煤制油项目。