煤化工范文

导语：如何才能写好一篇煤化工，这就需要搜集整理更多的资料和文献，欢迎阅读由公务员之家整理的十篇范文，供你借鉴。

篇1

在乌拉盖水库以东10公里处，占地30平方公里的乌拉盖能源化工基地灯火通明，这为漆黑寂寥的原野带来些许暖意。依托当地的煤矿资源，这个基地内已建成年产110万吨合成氨、200万吨大颗粒尿素生产线和300万吨甲醇生产项目。在水库与基地之间，贯穿着一条深宽均为4米的引水渠；其犹如一条鲜活的动脉，日夜不停地向基地内输水，以保障基地年均4000万方的用水需求。

伴随大量煤化工项目的规划和落地，快速增加的工业用水以及可能带来的环境问题已无法回避。在许多区域，传统的农牧文化与工业文明激烈交互，居民、农业与化工用水时有冲突。在“逢煤必化”的风向里，地方生态系统以及资源承载能力正面临新的考量。

水养煤

无疑，资源禀赋在很大程度上决定了地方经济的发展路径；巨量的煤储成为一些资源城市的造富资本。

内蒙古曾依托草原下的“黑金”，连续数年稳坐中国GDP增速的头把交椅。2009年，自治区的一位领导曾向外界表示，“世界增速最快的是中国，中国增速最快的是内蒙，内蒙增速最快的是鄂尔多斯。现在，鄂尔多斯的人均GDP已超香港。”自豪之情溢于言表。

时过境迁之后，“热烈欢迎各位企业家到内蒙古考察、投资、创业、发财”的金牌项目，已不再是直接开采资源，而是“煤化工”。

11月初，《英才》记者从相关人士处获悉，煤化工行业发展的指导性文件——《煤炭深加工示范项目规划》及《煤炭深加工产业发展政策》已获得多方认可，可能于年底或明年初出台。

根据相关规划，我国“十二五”期间要重点建设14个大型煤炭开采基地，包括山西、陕北、内蒙、新疆、河南、云贵等地，计划在此范围内打造煤电一体化开发建设16个西部大型煤电基地。而来自于中国石油和化工联合会统计显示，“十二五”期间，我国煤化工基地建设投资近2万亿人民币。

煤化工项目的建设，首先要有煤炭资源保障，二则需要大量的水，两者不可或缺。根据相关统计，目前生产一吨煤制油的耗水量约为9吨，煤制烯烃约为20吨，煤制二甲醚约为12吨，煤制天然气（甲烷）耗水量约为6吨，煤制乙二醇约为9吨。

据石油和化学工业规划院院长顾宗勤介绍，一个典型的20亿立方米/年煤制天然气项目，年耗水量约为1400万吨，如果要实现600亿立方米/年的煤制气产能，将需要每年4.2亿吨的水资源供应。

由中国科学院地理所编制的《煤电基地开发与水资源研究》显示，“十一五”期间32个在建或投产煤化工重大项目，以及“十二五”15个新建重大项目的需水量合计约为每年11.1亿立方米。如果在研究结果上再增加10%的需水总量调整系数，那么预计到2015年我国煤化工产业的需水量约为12.22亿立方米，折算后每天为334.68万立方米。

让投资者和地方政府皱眉的现实掣肘在于，煤炭与水两种资源在地理空间分布上的明显“相逆”。除云南和贵州外，许多富煤地区地处干旱的西北，水资源匮乏。即多煤的地区缺水，有水的地方少煤。煤化工项目的水源问题由此凸显。煤多水足的、“特别适合上大型化工项目”的宝地少之又少。

纵观地图，宁夏、陕西、山西、内蒙、河南等国内大多富煤地区皆处黄河流域之内，黄河由此成为很多大型煤化工项目最主要的水源。随着一个个资源依赖型城市崛起于在黄河之滨；呼啸前行的工业文明，犹如索求无度的孩子，以前所未有的饥渴姿态寻求“母亲河”的喂养。

根据国家有关规划，需要黄河水资源提供支撑的巨型能源基地有：宁夏宁东能源基地、内蒙古呼包鄂“金三角”经济圈、乌海市及乌斯太工业能源基地、陕西陕北榆林能源工业基地和山西离柳煤电基地。

绿色和平气候与能源项目主任孙庆伟博士告诉《英才》记者，过去十年，黄河流域内水资源的开发利用率已高达60%，远远超过国际上公认40%的警戒线。

水权置换

目前，不止在内蒙古，山西、新疆、陕西等地的一些煤化工项目，就因为没有充足的水资源可用，被迫停工。

每年国家分配给黄河沿岸各省市自治区的水量指标有明确的限定，对于超出的指标需求，各地则可以采取水权置换的方法，解决煤化工待批项目用水。所谓水权置换，就是工业企业为了取得用水指标，投资在国家黄河水利委员会确定的某一灌区内，实施农田节水改造工程，但据记者了解，水权置换亦有指标和底线，其获取水量也不足以满足全部项目的用水需求。

内蒙古发改委某官员告诉《英才》记者，目前内蒙古着力在呼和浩特、包头、鄂尔多斯三市黄河流域，打造以煤化工为主导产业的“沿黄经济带”。为了舒缓用水压力，政府鼓励水资源缺乏而煤炭资源富集地区与黄河沿岸地区进行产业协作，变此前的“调水”为“输煤”，以期实现水、煤资源跨区域优化组合。

目前，鄂尔多斯市投资10亿元以上的30个项目就急需落实3亿立方米的用水量，而该地区可置换的工业用水指标仅为1.3亿立方米。为解决这些项目今后的用水困局，一些煤化工企业想到了另一种解决措施——投资水库。

在内蒙古克什克腾旗，大唐国际投资建设了克旗大石门子水库，库容1.9亿立方米，以保证大唐国际煤制天然气项目有充足水源；甘肃华亭中煦煤化工有限责任公司投资建设了石堡子水库，该水库总库容710万立方米，以保证60万吨甲醇项目的投产运营；新疆广汇新能源有限公司为保证伊吾县淖毛湖工业区的甲醇、二甲醚和煤制天然气项目有可靠水源，投资2亿元修建了伊吾县峡沟水库，水库库容1400万立方米。

篇2

对于已规划的煤化工业务，大唐集团已经投入了近千亿元的资金，但至今无一项目正式投产。

作为五大发电集团中煤化工产业最具影响力的一家，大唐集团内蒙古多伦煤制聚丙烯、克什克腾煤制天然气和辽宁阜新煤制天然气三大项目，支撑起了大唐集团“七大板块”之一的煤化工板块，也是大唐集团成为“煤电化综合生产企业”的重要一环。

近年来因煤价高涨，电价管制造成的发电主业巨额亏损，是大唐这样的传统发电企业谋求转型的强大推手。

“市场不成熟，交易成本高，企业自然就会进行结构调整，向上下游延展。”一位五大发电集团人士对《财经国家周刊》记者表示。

而作为最早布局煤化工业务的大唐集团，其管理层认为，“产业结构战略调整，成败在此一举。”

然而，大唐煤化工业务的进展并不如预期的那样顺利，“现在煤化工板块对公司盈利还没有任何贡献。”上述煤化工三大项目的母公司大唐国际发电股份有限公司（SH：601991）（以下简称“大唐发电”）有关人士表示。

与此同时，政府主管部门国务院国资委对煤化工的态度也颇为复杂：一方面，国资委官员表示，大唐煤化工项目代表了现代煤化工产业的发展方向，煤的清洁利用符合国家能源战略；另一方面，从国有资产保值增值的角度，国资委年内已经向包括大唐在内的五大发电集团发文，要求谨慎对待煤化工产业。

面对主管部门的要求，已经投入了千亿元的大唐煤化工业务，作为集团公司的总经理，陈进行该如何决策？是进还是退？

多伦泥潭

在大唐集团的煤化工战略布局中，设计年产46万吨聚丙烯的多伦项目，可以称得上是“明星项目”。它是国内煤化工产业烯烃类（MTP）示范性项目，也是全球首例大规模利用低热值褐煤生产聚丙烯的示范项目，是大唐发电实现多元化发展战略的核心项目之一。

然而，多伦煤化工项目从2006年3月正式开工，至今没有正式运行，而2007年9月开工建设的神华包头的煤制烯烃项目已试运行了近两年的时间。同样采用甲醇制烯烃工艺的神华宁东煤基烯烃项目比多伦开工要晚，也已经在2010年全面建成，而大唐多伦项目从2012年3月16日转入试生产后，至今还处于磨合期。

多伦煤化工项目试运行的拖延，除了内陆高寒地区交通不便、建设周期漫长之外，试运行过程也遭遇了各种预料之外的困难。

“目前负荷已经达到了75%左右，不过要稳定下来，还需一段时间观察。”中国石油和化学工业联合会信息与市场部副主任祝昉曾赴多伦调研。

大唐发电方面对《财经国家周刊》表示，煤化工生产流程较多，要做到万无一失，现在还没有正式投产的时间表。

对于多伦项目如此旷日持久的原因，大唐发电有关人士认为和煤质有关，“神华集团包头煤制烯烃装置用的是由神华鄂尔多斯布尔台煤矿供应的6790大卡的优质烟煤，而大唐能源多伦煤制烯烃装置用的是由内蒙古东胜利2号煤矿供应的2700大卡的劣质褐煤”。神华的煤质好，技术成熟、造价低，而大唐用的是劣质褐煤，是别人没有做过的，要调整参数，反复摸索。

此前，多伦煤化工项目的核心技术虽然经过了中试，但还没有商业化，多伦项目将规模放大了几百倍，是世界首例工业化应用，挑战是前所未有的；多伦煤化工单台气化炉可处理干燥后的原煤2800吨，为世界最大规模。

上述人士认为，这样能效会高一些，但运行起来才发现比想象的难，主要是气化环节稳定不下来。

在大唐集团的煤化工项目里，“最棘手的就是多伦项目，时间拖得长，我们也着急。”大唐发电有关人士表示。

管网遇阻

如果说多伦煤化工项目是困于技术和运行环节，那么，大唐的煤制天然气项目遇到的问题更加复杂微妙。

其实，煤制气项目和多伦煤制烯烃项目相比，技术更成熟，工艺相对简单，更好驾驭。作为首个由国家发改委核准的大型煤制天然气示范项目，年产40亿立方米的克什克腾煤制天然气项目于2009年8月动工，目前已完成试车。

“72小时冲击95%左右负荷率的大负荷试车8月底就完成了。”大唐发电有关人士对《财经国家周刊》记者表示。

2010年3月开工的另一个同等规模煤制天然气项目——辽宁阜新煤制天然气及输气管线项目一期，阜新至沈阳主干线也即将建设完成。“阜新至沈阳分输站再有6公里就将全线合龙”，大唐方面表示，阜新项目明年年底前能具备向大沈阳经济圈供气的条件。

但克什克腾旗煤制气项目原定于2012年8月底建成供气的计划已经被推迟了，这个项目的目标市场是北京市，现在北京市政府限制的竣工时间是2012年年底。

据大唐发电内部人士透露，工期延迟的主要原因是管道问题。“现在克什克腾项目生产没问题，但管道不通。我们负责的管道都修好了，就等中石油负责修建的进京管道了。”

上述人士向《财经国家周刊》记者透露，“这个项目本来没有中石油的事儿，是他们硬来的。”

按照原计划，克什克腾项目的天然气直接接入北京燃气管网，卖给北京燃气集团。但2011年下半年，“中石油从市场端暗渡陈仓抢滩管网，事情就发生了变化，”原定的天然气进京线路是经密云接入北京燃气管网，全程由大唐方面负责修建，现在则改为大唐方面只负责把管线从克什克腾修到古北口，之后要接入中石油的陕京四线延长线。也就是说，从古北口到北京市的管网，长度约115公里，由中石油负责修建。

本来的直供气项目，现在因中石油的加入而增加了管网环节。由于管网的自然垄断属性，克什克腾项目生产的天然气，只能卖给中石油，由他们统一调配。大唐发电相关人士表示，实际上这一段大唐自己也可以修，距离也不用这么长。

阜新煤制气项目的产品主要在沈阳和管线途径地区就近消化，情况相对简单些。因辽宁省之前没有统一的天然气管网，所以大唐修建的管道就占了先机，但这并不意味着风平浪静。当地也在做下一步的统一规划，相关企业也想借机拿下输气管网，锁定利益格局，对潜在竞争对手进行封杀。

有业内观察家表示，油气管道的问题和电网的问题性质类似。像大唐这样的发电企业，是化工行业的新生力量，是传统石油石化巨头的竞争者，受到阻击是必然的。垄断力量很强大，和有关方面又有各种利益纽带，这种利益格局很难打破。

资金困境

从地图上看，东部的锡林浩特、多伦、克什克腾三地，地域相连互相倚靠，组成一个三角形，和稍远的辽宁阜新连成一线。立足锡林浩特的褐煤资源和附近较丰富的水资源，大唐发电投资巨大，苦心经营多年，力图构建“锡多克阜”（锡林浩特、多伦、克什克腾旗、阜新）能源化工效益基地。

而在这样的版图中，有地方政府的一部分“功劳”。

一些煤化工项目开始并不是企业愿意做的，而是为了拿到煤炭资源，应地方政府要求做的。大唐发电内部人士调侃，他们是“被化工”。地方政府不希望央企把资源拿走而什么都没给当地留下。现行分税制背景下，财力向中央政府集中，项目能够带来多少财政收入是地方政府考虑的重要问题。

相对于地方政府的积极，国资委则更为谨慎，他们认为煤化工产业投资大、技术不成熟，一再重申突出主业，控制风险。

尽管是“被化工”，大唐的煤化工项目不能算无准备之战。石化工业协会信息与市场部副主任祝昉介绍，多伦项目上马前，他们曾经为大唐提供了一份详细的聚丙烯产品市场前景报告。

这份报告对国内的聚丙烯市场进行了深入分析，各种数据表明，当时国内聚丙烯市场缺口达50%以上。“聚丙烯有多少进口、从哪里来、有哪些牌号、下游消费市场是哪里以及消费结构、未来变化、哪些品种需求比较好等，都有数据。”祝昉表示，“他们做聚丙烯，生产哪些牌号，往哪里销售，心里要有数。”

大唐集团高层也曾与熟悉化工行业的石油和化学工业联合会领导交换过意见。大唐发电旗下大唐能化的多位中高层管理者，都是“化工战线红旗”中石油吉化集团出身。大唐多伦煤化工公司的规章制度，也是借鉴吉化而来，甚至有些制度比吉化还要严格。

但超出预计的漫长周期，让资本密集型的煤化工项目盈利不确定性倍增。祝昉对《财经国家周刊》记者表示，现在化工行业成本上升的重要推手就是基建项目的银行贷款，神华的项目有很多自有资金在里面，相对好一些，而大唐的基本建设投资了这么多年，每拖后一个月，包袱就会增加一些。

这种资金压力已经有了佐证。11月初，大唐能化的母公司大唐发电宣布：透过委托贷款安排，向多伦煤化工提供为期36个月不超过30亿的人民币贷款，主要用于多伦煤化工偿还银行及其他借款。根据多伦项目的情况，克什克腾和阜新项目追加资金的可能性也很大。

提起此事，大唐发电有关人士感慨：“大唐本来是有实力去做煤化工的，但大唐做这个事情的时候，正好赶上国家对电价的管制，煤炭价格又上涨，集团发电主业几乎被摧垮。本来希望以发电主业养大辅业，然后辅业再支撑主业发展，没想到会出现这种局面。”

大唐在煤化工领域遇到的困难和问题，既有市场层面，又有非市场层面。有些后来者已悄然选择了另一种路线。同为发电企业的国电集团公司，9月底与中石化签署了煤电一体化项目合作框架协议，通过组建合资公司的方式，开展煤矿、热电、煤基多联产化工项目等方面的合作。显然，他们意图借助老牌石油石化企业生产技术、人才及下游市场渠道的优势。

“搞煤化工，大唐给我们上了一课。”一位五大发电集团人士回忆起当年大唐上马煤化工项目的情景，还记忆犹新，“当时觉得他们很有魄力，有远见卓识，谁会想到至今都没搞出来。”

篇3

【关键词】煤化工；技术发展；新型煤化工技术；能源

煤炭资源是世界上储存量最丰富的能源，同时也是非常重要的化工原料。随着社会经济的飞速发展，社会对它的需求量越来越大，但是其对环境所造成的污染也越发严重，如雾霾等，已经造成人们出行的困难。因此，响应国家对保护环境的号召，及时调整资源结构，发展新型煤化工技术具有十分重大的意义。

1煤化工技术的发展

1.1煤气化

煤炭借助相关的化学试剂在高温加热下产生化学反应将固态的煤炭转化为不同的气体的混合物，例如碳氢化合物、水蒸气和二氧化碳等气化剂都可以与煤炭发生相应的碳反应。另外，煤炭经过热分解后的气态物，例如：烃类、水蒸气和二氧化碳等也能够和热碳发生化学反应。采取不同的气化方法，将煤炭的性质和除了气化的其他外在条件等进行一定的改变，所得到的气体成分也是不尽相同的。依照不同的煤气炉内的不同特点，可以把煤气炉从下到上分为氢化带、还原带、干馏带、干燥带和灰层。在干燥带和干馏带中，煤炭是会回到高温加热，从而放出水分并将水分蒸发掉。剩下的物质就是焦炭在氧化反应中所得到的产物。通过气化后的产物是粗煤气，经过净化加工后，就能到各种化学品。

1.2煤焦化

煤焦化也就是煤干馏，是将煤炭与空气隔离开，再加上强热得外在条件，进行分解的过程。煤化工包含了一次、二次化学加工和深度化化学加工的过程，所产生的产品有气化产品、液化产品、焦化产品以及合成气化工产品、电石乙炔和焦油化工产品等。这些化工产品在与人们生活息息相关的工农业等行业内被广泛的使用，其中许多产品都必不可少的。

1.3煤液化

煤液化是将煤炭中的有机物分解为流质产物的过程，使得可以利用所得到的流质的碳氢化合物取代石油和相关的制品。煤液化涵括了直接液化和间接液化两种技术，具有广阔的发展前景，提高了相关的工艺和技术的水准，将引领新型煤化工和相关产业的重大转变。

直接液化：这项技术在1913年就被德国的科学家发明出来了。在熔剂和高温的作用下，使得气态氢和煤炭进行反应，通过这个反应就提高煤炭的氢含量，最后生产出液体。在1927年，这项技术被科学家改进，将硫化钨和硫化铜作为催化剂时，液化过程被分为了互相加氢和气相加氢两个阶段，并开始建设大型的煤炭直接液化厂，随着科技的进步，目前出现了许多没直接液化的企业。

间接液化：在1923年间接液化的方法问世了，煤炭作为原料，通过气化合成出CO2+H2，并把这种气作为原料，在使用催化剂，合成出液态的烃类。

由于能源危机的影响，世界上的国家都开始重视煤炭直接液化技术的发展，许多科研机构加紧了对其的开发研究，开发出了多种工艺技术，现在最常见的是：供氢溶剂法（EDS）、溶剂精制煤工艺（SRC）、氢煤法（H-Coal）等。

2新兴的煤化工技术

2.1利用煤提炼出甲醇及各种化工产品

现在天然气是生产甲醇的主要材料，但是我国的煤碳储存远远大于天然气和石油的储存量，因此很长时间内是利用煤炭作为生产甲醇的主要原料。甲醇同样也是重要的化工原料，通过羟基化后还可以制取出的是，醋酸、草酸、甲酸以及醋酸酐等多种化工产品。

2.2煤气化技术

煤气化技术所使用的炉子大部分都是鲁奇、壳牌和德士古等炉型，我国都引进过上面所提及的几种炉型并且成功的生产合成化工产品。这种技术采用了多组分的催化剂，经过化学合成，生产出了包含约占40%的甲醇和约占60%异丁醇的混合物，以生产的异丁醇经过脱水处理制取异丁烯，于此同时，所合成气也可以制成甲基叔丁基醚，这种新型的技术就是用煤炭以及天然气作为原料，从而制成高辛烷值的添加剂。

2.3利用煤合成各类烃类物

经过科学奖多年的刻苦研究，我国中科院的相关技术得到了很大的提升，已经领先于世界水平，逐渐实现可把甲醇裂解，从中制取出烯烃的科学技术。制出烯烃的成功率达到了百分之一百，但是其选择性只有百分之八十五到百分之九十，这项技术中还存在着一些得无法解决，从而影响了整个过程中生产出的产品的纯度和产量。因此，还需要花费些时间对这项技术进行改进。例如，利用Pd催化原料，草酸可以由亚硝酸和甲醇反应形成，这项技术提供新的草酸合成技术。还有一些公司把CO和甲醇在乙烷等催化剂的作用下，进行加压产生羟基化反应，最终得到甲酸甲酯（HCOOCH3）。

3 结束语

伴随着世界的发展，经济的进步，人们消耗了大量的能源满足日常的生活需要。煤炭作为世界上储存量最多的化石能源，关系到生活的方方面面，因此，对煤化工技术的研究、提高是必然的。新兴的煤化工技术和产品具有较好的发展前景，同时也可以解决化石产品的无法满足日常需求的问题。由此可见，对煤化工技术的改革已经是迫在眉睫，同时也可以很好的经济效益，使得我国能源匮乏能够得到很好的解决，促进我国建立资源节约型、环境保护型社会。

参考文献：

[1]李秀峰.新型煤化工技术和经济竞争力分析[J].山西化工，2012，32（2）：49-51，57

[2]黄云兵.新型煤化工技术进展[J].企业科技与发展，2009，（12）：31-33

[3]李哲.煤化工技术的发展与新型煤化工技术探讨[J].科技创新与应用，2013，（21）：104-104

篇4

对发展现代煤化工产业存在的认识误区

1对新型煤化工的认识简单化且传统化

煤化工产业包括传统煤化工和现代煤化工。有不少人认为，新型煤化工与传统煤化工并无多大的区别，也无非就是煤的焦化、煤制化肥以及电石化工等初级产品。新型煤化工主要是煤炭转化，经过气化，深加工为醚醇燃料，以生产洁净能源和可替代石油化工产品为主，包括煤制油、甲醇、二甲醚、烯烃等4种。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。在后石油时代，新型煤化工产业有望替代石油产业，支撑未来经济社会的持续发展。与传统煤化工产业相比，新型煤化工产业具有装置规模大、科技含量高、能耗低、环境友好、原料来源广泛、产品附加值高等特点。目前，煤化甲醇、二甲醚技术已经相当成熟，转化效率相当高，且成本相当低。甲醇在作为新能源燃料应用的同时，以其为原材料生产的二甲醚已经是国际公认和重点发展的新能源材料，我国二甲醚的生产技术与国际基本同步，部分技术甚至高于国外。

2认为新型煤化属于高耗能与高污染行业

长期以来，传统煤化工产业的粗放型发展积累的矛盾日益突出。一是行业内部结构不尽合理，初级产品多，精细产品少。二是整体装备水平偏低，缺少具有国际先进水平的特大型煤化工装置。三是产业布局不合理，还没有形成具有明显循环经济特征的大型煤化工园区。四是环境、水资源压力较大，节能减排任务艰巨。当前，越来越严格的产业政策和环保政策也要求新型煤化工产业的发展必须以循环经济为依托，延伸产业链条。针对以上问题，山西省政府要求分阶段、分步骤实施技术改造，以层层递进的方式促进产业升级，并在节能减排方面明确提出以下要求：万元产值综合能耗要控制到2.8t标煤；工业余热、余压利用率要达到80％以上；焦炉煤气、工业固体废弃物综合利用率分别要达到90％以上；工业污水回用率要达到90％以上；万元产值二氧化硫排放量控制在8kg以下；万元产值化学需氧量控制在3.5kg以下；万元产值废水排放量控制在10t以下；新型煤化工装置能耗水平和“三废”排放达到国内同行业先进水平。

3对新型煤化工产品认识单一化

新型煤化工产品通常指煤制油、甲醇、二甲醚、烯烃4种，主要用作化肥、塑料、合成橡胶、合成纤维、炸药、染料、医药等多种重要化工原料，还是工业上获得芳香烃的一种重要途径。据统计，新型煤化工的基本产品有32种，各项目直接延伸加工的产品有58种，各项目资源横向结合可安排的产品有22种。不少人认为，新型煤化工就是简单的生产甲醇，认为甲醇目前的产能已严重过剩。其实甲醇在作为一种化学燃料的同时也是一种化工原料，仅甲醇的衍生物项目就有甲醛、聚甲醛、酚醛树脂、醋酸等数种，在甲醇制烯烃产业链中可以用甲醇生产乙烯，进而生产聚乙烯。

发展现代煤化工项目的必要性

1保障国家能源安全的重要手段

我国能源赋存结构的特点是富煤、贫油、少气。从1993年开始，我国开始成为石油净进口国，到2007年我国原油对外依存度达到46％，到2010年已达到54％。因此，以丰富的煤炭资源为基础发展现代煤化工，对于平衡我国能源结构、缓解油气资源短缺、保障国家能源安全有着十分重大的意义。

2提高县域经济抗风险能力的重要举措

阳城县的工业经济是以煤炭为主导的经济，可以说因煤而兴，同时又因煤而困。当前，全国煤炭产量的54％用于发电，焦炭行业用煤量占到24％，水泥行业用煤量占到12.7％，其他行业占到2.3％，而化工行业仅占到7％左右。由于当前国家产业政策对火力发电、水泥等高能耗产业实行区域限批，“十二五”期间火电装机容量以及水泥产量等并没有明显的增长，而煤炭产量随着大量资源整合矿井的建成投产，煤炭产量到“十二五”末将成倍增长，因此发展现代煤化工对保障县域经济平稳可持续发展以及提高县域经济抗风险能力有着重要意义。

阳城县发展现代煤化工产业的比较优势

1水资源丰富

阳城县境内河流纵横，主要有以沁河、获泽河、芦苇河等为主的四大河流和八小河流，与华北其他煤炭主产地相比，阳城县属于相对富水区。根据2005年第二次水资源评价，阳城县水资源总量为3.37亿m3，其中可开发利用量为2.04亿m3。人均水资源1050m3，相当于全晋城市人均量的近两倍。芹池工业园年可利用水资源5000万m3，并且在园区东侧留有配水口，分别是张峰水库（3000万m3）、望川水源（1500万m3）、五龙沟水源（500万m3）、芦苇河截潜流工程（200万m3）。远期可用水量将达到0.8亿m3～1.0亿m3。

2煤炭资源丰富

资源整合后，全县共有29座煤矿，总产能2475万t/a，再加上现有的亚美大宁400万t/a矿井和在建的龙湾400万t/a矿井以及现有部分煤矿的提升扩能，全县到“十二五”末，煤炭总产能将达到3500万t/a的规模。仅芹池化工园区周边就有9座煤矿，总生产能力达到1000万t/a，还有产能达300万t/a的15号煤资源。

3电力供应充足

全县现有总装机容量达到330万kW，电网已初步形成220kV/110kV/35kV主网架。已竣工的阳城北500kV输变电工程，距园区直线距离约3km，将作为化工园区的主力电源。4.4交通物流发达此外，阳城县区位优势明显，交通物流发达。专为园区配套设计的大宁铁路专用线扩建工程设有狐尾坡专用装车站，距园区南侧仅2km，距北侧5km，可实现1500m整列装车。同时,抓住新一轮土地修编的机遇，完成了芹池化工园区530hm2土地修编，再加上芹池镇330hm2可利用地，芹池化工园区周边可利用地达860hm2。

篇5

关键词：煤化工；低温干馏；半焦；影响因素

引言：

目前，化学工业中石油化工发展比较快，占据主导地位，煤化工的工业生产所占比重不大。因为目前石油还供过于求，价格低廉，但石油储量有限，总有一天要枯竭，按目前耗用速度，石油使用年限估计为几十年，而且那些开采容易，生产费用低的油田均已发现并在开采。在以后的年代里，石油的开采将逐渐转移到条件艰难的地方，开采费用也将大大提高，因而迫使人们寻求新的能源和化工原料来代替石油，于是人们开始重视了煤化工。

1.煤化学工业的简介

煤化学工业是以煤为原料经过化学加工实现煤综合利用的工业，简称煤化工。煤化工包括炼焦化学工业、煤气工业、炼制人造石油工业、煤制人造石油工业、煤制化学品工业以及其他煤加工制品工业等[1]。

2.煤的低温干馏

煤在隔热空气条件下，受热分解生成煤气、焦油、粗苯和焦炭的过程，成为煤干馏。按加热终温的不同，可分为三种：低温干馏、高温干馏、中温干馏。煤低温干馏过程仅是一个加热工过程，常压生产，不用加氢，不用氧气即可制的煤气和焦油，实现了煤的部分气化和液化。低温干馏的气化或液化工艺过程简单，加工条件温和，投资少，生产成本底，煤低温干馏生产在经济上也是有竞争能力的。褐煤、长焰煤和高挥发分的不黏煤等低价煤，适于低温干馏加工。褐煤半焦反应性好，适于作还原反应的煤料。半焦含硫比原煤低，低硫半焦燃料有利于环境保护。低阶煤无粘结性，有利于在移动床或流化床干馏炉中处理。最佳热解温度均随煤阶降低而降低，低阶煤开始热解温度低[2]。

2.1低温干馏产品

煤低温干馏产物的产率和组成取决于原料煤性质、干馏炉结构和加热条件。一般焦油产率为6-25%；半焦产率为50-70%；煤气产率为80-200m3/t。

2.2 半焦

低温干馏半焦的空隙率为30-50%，反应性和比电阻都比高温焦炭高得多。原料煤的煤化度越低，半焦的反应能力和比电阻越高。半焦强度一般不高，低于高温焦炭。半焦可用于电炉冶炼和化学反应等过程，这些用途对于燃料机械强度要求不高，半焦的快度和强度可以满足要求。半焦块度与原料煤的快度、强度和热稳定性有关，也与低温干馏炉的结构、加热速度以及温度梯度有关。一般移动床干馏炉用原料煤块度为20-80mm。

低温干馏半焦应用较广，其中一部分用作优质的民用和动力用燃料，因为半焦燃烧时无烟，加热时不形成焦油，而多数煤受热时有焦油生成，表现燃烧时冒黄烟。此外，半焦反应性好，燃烧的热效率高于煤。民用半焦应当有一定块度，并且应当均匀。气化用半焦用于移动床气化炉时，也要求有一定的块度[1-2]。

2.3 干馏产品的影响因素

低温干馏产品的产率和性质与原料煤性质、加热条件、加热速度、加热终温以及压力有关。干馏炉的形式、加热方法和挥发物在高温区地停留时间对产品的产率和性质也有重要影响。煤加热温度场地均匀性以及气态产物二次热解深度对其也有影响。

第一个影响方面是原料煤。不同种类褐煤低温干馏的焦油产率差别较大，可变动于4.5-23%。烟煤低温焦油产率与煤的结构有关，气值介于0.5-20%，由气煤到瘦煤，随着变质程度增高焦油产率下降。其中肥煤例外，当加热到600度时，它生成的焦油量等于或高于气煤的。腐泥煤低温干馏焦油产率一般较高。原料煤对低温干馏焦油的组成影响显著，因原料煤的性质不同，所产的低温焦油组成有较大差异；第二影响因素是加热终温。煤干馏终温是产品产率和组成的重要影响因素，也是区别干馏类型的标志。随着温度升高，使得具有较高活化能的热解反应有可能进行，与此同时生成了多环芳烃产物，具有较高的热稳定性。不同煤类开始热解的温度不同，煤化度地煤的开始热解温度也低。煤的块度对热解产物有很大影响，一般煤块的块度增加，焦油产率降低。因为煤的导热系数小，煤块内外温差大，外高于内，快内热解形成的挥发物由内向外导出时经过较高温度的表面层，在此一次焦油发生二次热解，组成发生变化，生成气态和固态产物。此外，挥发物由煤块内部向外部析出时受到阻力作用，在高于生成温度的区间停留也加深了二次热解的程度；第三个影响因素。煤低温干馏的加热速度和供热条件对产品产率和组成有影响。提高煤的加热速度能降低半焦产率，增加焦油产率，煤气产率稍有减少。加热速度慢时，煤质在低温区间受热时间长，热解反应的选择性较强，初期热解使煤分子中较弱的键断开，发生了平行的和顺序的热缩聚反应，形成了热稳定性好的结构，自高温阶段分解少，而在快速加热时，相应的结构分解，所以慢速加热时固体残渣产率高；第四个影响因素是压力。压力对煤的低温干馏有影响。一般，压力增大焦油产率减少，半焦和气态产物产率增加。压力增加不仅半焦产率增多，而且其强度也提高，原因是挥发物析出困难使液相产物之间作用加强，发展了热缩聚反应[2]。

2.4 低温干馏主要炉型

干馏炉是低温干馏生产工艺中重要组成设备，他应保证过程效率高，操作方便可靠。其中主要要求干馏物料加热均匀，干馏过程易控制，可用的原料类别宽，原料煤粒尺度范围大，到出的挥发物二次热解作用较小等。干馏炉的供热方式可分为外热式和内热式。外热式炉供给煤料是由炉墙外部传入的。煤料装在干馏室内，热量通过炉墙导入，炉墙外部燃烧加热。一般外式干馏炉的煤气燃烧和加热是在燃烧室内进行的，燃烧室由火道构成，燃烧室位于干馏室之间，供入煤气和空气于火道中燃烧。由于干馏室和燃烧室不相通，干馏挥发物与燃烧烟气不想混合，保证了挥发产物不被稀释。但是外热式供热方式带来了严重缺点，由于导热系数小，煤料加热不均匀，导致半焦质量不均匀。内热式炉借助热载体吧热量传给煤料，气体热载体直接进入干馏室，穿过块粒状干馏料层，吧热量传给料层。气体热载体一般是燃料煤气燃烧的烟气，热载体也可以是固体，近年来，内热式方法得到广泛利用。

结束语：

煤化工的发展始于18世纪后半叶，19世纪形成了完整的煤化学工业体系。进入20世纪，许多有机化学品多以煤为原料生产，煤化学工业成为工业的重要组成部分。

参考文献：

篇6

论文的选题要注意什么呢？首先选题时要结合自己的学习还实践经验，还有论文的选题宜大不宜小，再次就是论文选题时多查看文献资料。下面是学术参考网的小编整理的关于煤化工论文选题参考，欢迎大家阅读借鉴。

1.我国现代煤化工产业发展现状及对石油化工产业的影响

2.实现我国煤化工、煤制油产业健康发展的若干思考

3.中国石化煤化工技术最新进展

4.煤化工反渗透浓水浓缩的研究现状

5.煤化工中焦化废水的污染、控制原理与技术应用

6.低碳理念指导的煤化工产业发展探讨

7.我国现代煤化工跨越发展二十年

8.煤化工浓盐水“零排放”处理技术进展

9.煤化工技术的发展与新型煤化工技术

10.理性发展现代煤化工行业的思考——基于防范产能过剩风险的视角

11.煤化工废水“零排放”技术要点及存在问题

12.煤化工大型缠绕管式换热器的设计与制造

13.风电–氢储能与煤化工多能耦合系统及其氢储能子系统的EMR建模

14.中国煤化工现状与发展思考——写在“十三五”之前

15.煤化工废水零排放的制约性问题

16.煤化工含盐废水处理与综合利用探讨

17.煤化工产业发展趋势及其对煤炭消费的影响

18.煤化工废水处理技术进展及发展方向

19.我国煤化工的产业格局以及应对低碳经济的发展策略

20.影响我国煤化工产业发展的因素分析

21.我国煤化工的技术现状与发展对策

22.现代煤化工企业的废水处理技术及应用分析

23.我国煤化工发展主要问题分析及政策性建议

24.中国西北某煤化工区土壤中砷的人体健康风险及其安全阈值

25.我国新型煤化工发展思路探讨

26.新型煤化工废水零排放技术问题与解决思路

27.煤化工产业现状及技术发展趋势

28.中国煤化工发展的思考

29.浅谈煤化工废水处理存在的问题及对策

30.现代煤化工产业基地发展模式与实例分析

31.我国煤化工产业的发展趋势及对策研究

32.中国煤化工发展现状及对石油化工的影响

33.试论我国煤化工发展中的环境保护问题

34.对我国现代煤化工(煤制油)产业发展的思考

35.煤化工行业氮氧化物排放系数研究

36.关注煤化工的污染及防治

37.国内外新型煤化工及煤气化技术发展动态分析

38.论煤化工废水处理的常用工艺与运行

39.现代煤化工技术经济及产业链研究

40.低温甲醇洗技术及其在煤化工中的应用

41.利用蒸发塘处置煤化工浓盐水技术

42.国内大型能源企业发展现代煤化工产业的机遇分析

43.世界煤化工发展趋势

44.煤化工行业CO_2的排放及减排分析

45.煤化工废水处理关键问题解析及技术发展趋势

46.煤化工废水处理技术试验研究

47.煤化工发展中的水质污染及处理

48.新型煤化工废水处理技术研究进展

篇7

【关键词】煤化工工艺技术 发展现状 问题对策 研究

由于我国是一个石油、天然气资源匮乏的国家，而对于煤炭资源的生产和消费均在世界前列。但是由于针对煤炭的充分利用率极低，仅仅不到其热值的20%，不仅大大浪费了煤炭资源，而且还导致了大气层的严重破坏，造成大气污染。因此，充分解决煤炭资源的利用，发展现代化煤化工的研发以及生产煤制能源刻不容缓。通过如此改造，既实现了煤炭资源的综合利用，提高了其经济效益，又节约了我国的煤炭资源以及减少大气污染的破坏。

一、我国煤化工工艺技术发展现状

由于我国现代煤化工工艺技术仍然处于一种低端建设阶段，现代煤化工技术的显著特点就是其装置规模较大、技术集成度高以及资源利用高于传统煤化工等。中国的煤化工技术是有老式的UGI煤间歇气化向世界先进的粉煤加气化工艺过渡的，而在此时，我国自主创新的新型煤气化技术得以迅速发展，并得到社会煤化工界的一度好评。而对于国内外先进大型的洁净煤气化技术已经开始投入使用，其中采用水煤浆气化技术的装置就有：鲁南煤化工装置；渭河煤气化装置；淮南煤气化装置等等。通过对煤气化引进的技术进行改造并使之成为国产化，我国在煤气化技术方面取得了重要的进展和发展方向。并且，我国也研制了自己特有的国产水煤浆气化喷嘴，在中国煤炭业运用开来。早期发展，我国就研发了许多煤气化工艺技术，实现工业化的煤气化技术的有碎煤加压气化、水煤泵气化以及干粉压气化等技术的研发和使用。

二、我国煤气化工艺技术流程以及问题特点

煤气化的主要用途是用于生产燃料煤气，通过不同的气化方法，以满足于钢铁工业、化学工业、发电公司以及市民用途的广泛运用；对于合成氨、合成油、以及甲醇的合成具有一定的研究价值，并且煤气化制氢也是未来能源经济的主要技术手段。

（一）水煤浆气流床气化技术的使用以及产生原理

水煤浆气流床气化的研发最具有代表性的要数美国的德士古发展公司研发的水煤浆加压气化技术以及道化学公司研发的两段式水煤浆气化技术和中国自制研发的多喷嘴煤浆气化技术。所谓水煤浆气流床气化是指煤或者焦类等固体碳氢化合物，以水煤浆或水碳浆形成的煤浆气化工技术，经过气化剂的高速运转，通过喷嘴喷出浆料并在气化炉内进行非催化反应而产生氧化反应的一种工艺过程。其主要原理及特点是：水煤浆气化反应是一个很复杂的化学反应以及物理反应的一种过程。当水煤浆和氧气喷入气化炉后瞬间将煤浆升温进而产生水分的蒸发、煤热解的挥法、残炭的气化和气体的化学反应过程，最终生成了一氧化碳（CO）和氢气（H2）。

（二）水煤浆气流床气化技术的优劣特点

水煤浆气流床气化技术在气化原料上应用广泛，对于褐煤和无烟煤都可采用此项技术进行气化，以及气化石油焦、半焦、沥青等等。而在技术隐患方面，相对于干粉进料，水煤浆进料更安全、更易控制等优势。此工艺技术流程简单方便、设备安全、运转率高、可操作弹性大，并且在气化过程当中碳转化率都达到98%以上。水煤气流床技术在气化过程当中，污染更少且环保性能也好。经过高温、高气压产生的废水所含有害物体极少，经过简单的生化处理后即可排放，大大的提高了环境保护和降低大气层的破坏。

但是由于对于炉内耐火砖严重的侵蚀，选用的耐火砖需要在2年以内就要更换，使生产成本聚以增加。而且水煤气流气化的喷嘴使用寿命短，约在2-3月以内就要更换，不仅对于生产运行时更换喷嘴产生高负荷的影响，而且还需要一定的备炉设施，大大的增加了建设投资。一般情况下，对于水煤浆的含水量不能太高，否则冷媒气效率和煤气中的一氧化碳（CO）和氢气（H2）偏低，造成了耗氧、耗煤的浪费资源现象。总之，水煤浆气化技术相对于其他技术的使用有着其明显的优势，在当前仍然被投入使用，是新一代先进煤气化技术之一。

三、煤气化工艺技术的对策研究及发展展望

煤化工行业是一个资源密集、技术密集、资金密集的大型基础产业，其产生的环境影响也是巨大的，煤气化工业应该本着环境友好型方向进行发展，做到协调经济与环境并存的发展模式。因此，针对于煤气化工艺技术发展方向提出以下三个研究对策：①从国内外煤气化工艺发展趋势来看，氧气气化必然代替空气气化，在中国投入使用的空气气化炉型目前只有U.G.I 炉。该炉早在国外40多年前已被停止使用，而在中国还是煤气化主力炉型，产量竟占煤质合成气的九成以上。为推动煤气化工艺的技术进步，Shell、灰熔聚等第二代炉型的研发，逐渐的淘汰U.G.I 炉的使用，从而更好的提高煤气化工艺水平。②利用粉煤气流床代替固定床是气化工艺的必然趋势，也是适应现代采煤成块率低的主要现状。③Shell炉、Texaco炉虽属先进炉型，但是由于其投资太高，对于企业的承受范围还是很大，且氧耗高、成本高、煤种适应性差也是必须改进的问题。降低造价的办法是采用国内专利、走国产化之路，这对于国内科研研究单位提出了更高的要求，对于煤化工技术的发展将是一个挑战。

四、总结

新型煤化工技术涉及领域广、技术含量高、投资金额大，因此，我们必须支持煤化工企业电联产业、余热余能的开发研究项目。对于新型的煤化工企业，国家给予支持和鼓励，通过土地、煤油、电量、环保等实现煤、气、电、化一体化的综合发展。最大限度的降低资源的浪费，节约能源，减少环境污染，从而致力于技术的研发和运作上，给社会和国家带来最大化的经济效益，使新型煤工产业链得以开发和利用。

参考文献：

[1]张东亮.中国煤气化工艺（技术）的现状与发展[J].煤化工，2004.

篇8

8月13日，大有能源再次公告称：公司控股股东义煤集团于2013年8月12日收到河南省人民政府国有资产监督管理委员会下发的《省政府国资委关于将义马煤业集团股份有限公司国有股权无偿划转至河南煤化集团的通知》。根据通知，河南省国资委将持有义煤集团的220490590股（持股比例为65.79%）无偿划转至河南煤化工持有。

至此，河南煤化工对义煤集团的重组逐渐拉开了序幕。虽然此次整合稍显突然，但对于疲软的河南煤炭行业不失为一针强心剂。业内人士普遍认为此举将在行业内产生重要影响，对于河南煤化工与义煤集团而言，双方有望在此基础上迎来更大发展机遇。

国内第三大煤炭集团诞生

据相关媒体报道，两大集团战略重组工作将分重组整合和内部深度融合两个阶段进行。河南省国资委将在河南煤化工成为义煤集团控股股东后对其更名，组建新的大型能源化工集团，预计9月正式挂牌成立。新集团为国有独资企业，由省政府授权省国资委履行出资人职责，届时集团资产规模约2700亿元，年销售收入约2500亿元，预计2013年年底煤炭产量将超过1亿吨。这意味着新集团不仅将成为国内第8家年度煤炭产量过亿吨的企业，还将在产量方面跻身行业前三甲，仅次于中国神华和中煤能源。

河南煤化工成立于2008年，是河南省在第一批煤企整合中，在省委、省政府批准下，由原永煤集团、焦煤集团、鹤煤集团、中原大化集团、河南煤气集团5家企业重组而来。在2013年《财富》世界500强榜单中，河南煤化成为河南省唯一上榜企业，以2012年营业收入1806.77亿元排名第404位。当时进行合并的还有平煤集团与神马集团，即现在的平煤神马集团。

虽然义煤集团也曾是组建河南煤化工的公司之一，但最终选择退出。继组建平煤神马能源化工集团、河南煤化集团两大煤化工航母后，河南第三家特大型煤炭企业也一度成为关注点，义煤、郑煤等大型集团的兼并重组在当时被认为只是时间和方式问题。

虽然义煤与郑煤也曾有合并意向，但随着2011年义煤集团借壳欣网视讯上市，使得筹划近三年之久的义煤与郑煤合并方案告吹。

对于义煤集团两次退出整合，有报道称：时任义煤集团董事长的武予鲁一直有独立运营的想法，这点和政府主导的统筹全局思想显然不一致。而在整合的浪潮中，武予鲁更希望义煤集团成为整合的主导者，而非被兼并一方。

7月29日，大有能源公告称武予鲁被河南省纪委，在仅仅过去两周后便传出了义煤集团被河南煤化工兼并的消息，这不禁让人浮想联翩。

对此河南省国资委相关负责人表示：“战略重组早几年就在运作了，与义煤董事长被没有关系，可能就是一种巧合。这是强强联合，具体举措将会在9月底以前明朗化，河南煤企重组工作将来还会推动。”

在河南煤化工和义煤集团重组敏感时刻，河南省新任副省长张维宁于8月14日到义煤集团调研，这也是其出任副省长一个多星期后走访的第一家企业。

推动煤炭资源整体上市

随着河南煤化工和义煤集团重组进行，大有能源将成为新集团唯一煤炭业务上市平台，受此影响，大有能源股票也水涨船高。

有分析师表示，重组的新集团未来将借助大有能源实现煤炭业务整体上市，大有能源也将受益于河南煤化集团所掌控的超大煤炭资源量，中长期成长性得到进一步强化。

“大有能源未来资产注入值得期待。”招商证券研究报告指出，随着河南煤化集团重组义煤集团，并承诺未来将公司作为煤炭业务的资本运作平台，公司平台价值显著提升。未来新集团的资产注入预期更强。

其实早在2011年，银鸽投资成为河南煤化集团旗下公司后不久，就传出了河南煤化借该公司“壳”上市的消息，借壳上市失败后，又传出其欲通过IPO的方式上市，但最终不了了之。

目前，组建的新集团只有大有能源一个上市平台。根据公告，合并后的企业将加快资产和业务整合，尽快形成产业和产品优势。其中煤炭板块以上市公司为平台，通过增发等形式，逐步实现煤炭业务整体上市，提高资产证券化率。

正所谓“几家欢乐几家愁”，就在众人一致看好大有能源股份的同时，河南煤化旗下另一家公司永煤股份却遭遇了沉重一击。8月16日，证监会网站《发行监管部首次公开发行股票审核工作流程及申报企业情况》，在终止审查企业名单中，“永煤股份”赫然在列，终止审查日期为2013年6月7日。

这就意味着从2007年开始冲击IPO的永煤股份，在努力6年之后，最终梦断IPO。

记者从知情人士处了解到，永煤股份被终止审查的真正原因是河南煤化工重组义煤集团完成后，其与义煤集团旗下大有能源在煤炭业务上存在同业竞争问题。而此次重组也预示着永煤股份单独上市已无可能。

虽然如此，但对于身处河南煤化工之下的永煤股份来说，登陆资本市场的路却并非完全没有。

河南某上市公司高管表示：“河南煤化工重组大有能源，极有可能出现的结果是，包括永煤、鹤煤、焦煤在内的河南煤化工旗下的煤炭类资源会划至大有能源旗下，届时，大有能源将成为河南省最大的煤炭类上市企业。”

8月15日晚间，大有能源收购报告书摘要称，此次收购尚需获得国务院国资委的审核批准后实施。

优势互补

在这次战略重组中，河南煤化工业务多样，具有整体上市需求，但旗下上市平台寥寥，而义煤集团旗下大有能源的最新定位，亦正好替河南煤化工寻觅到了煤炭业务的上市平台。

相对于大有能源而言，河南煤化工同样带来了意外惊喜。有关研究报告指出，重组后新集团总资源储量将达450亿吨左右，为目前大有能源9 亿吨储量的50倍。

除此之外，大有能源还将受益于多元化的煤种。河南煤化工本省的煤炭资源中，永成矿区和焦作矿区均出产无烟煤，鹤壁矿区以喷吹煤为主，在贵州和新疆的资源，分别主要为无烟煤和瘦精煤。而目前义煤旗下的煤炭资源，动力煤占比约70%，焦煤约25%，剩余为无烟煤。重组后，大有能源预计将优先获得河南煤化工的优质焦煤资源，从而进一步提高公司的整体盈利能力和利润率水平。

相关专家表示，煤炭行业疲态尽显，未来几年的盈利前景不容乐观，煤企若想实现可持续发展必须考虑转型。从产业整合角度来看，义煤集团和河南煤化工的合体对双方而言都是巨大利好，战略重组后或能迎来更大发展机遇。

值得注意的是，由于目前煤炭市场遭遇了前所未有的困境，而脱离困境还遥遥无期，河南煤化工的煤制气公司和义煤集团旗下的开祥化工同处于义马市的煤化工产业园区。因此，有分析师认为，两公司合并后，煤化工业务或将是发展重点。

篇9

关键词：煤化工；环保工作；产业优化

改革开放以来，我国的经济发展迅速，尤其是作为基础能源生产开发行业的煤化工行业更是在能源需求大量增加的促动下实现了产量的连年翻倍。然而，由于将经济效益摆在了第一位，以至于忽视了对自然环境的保护工作。这不仅已经影响到了能源开发的高效运作，还对生态环境产生了严重的不良影响。因此，加强煤化工企业的环保工作已经成为了煤化工行业产业结构优化的重点内容。

1 煤化工企业环保工作的必要性

煤化工主要是指：将煤作为生产原材料，借助各种化学加工手段将煤转化为各种成品或者半成品，进而进一步转化为化工或者能源产品的一系列过程。这些化工产品在生产以及后期的使用过程中，都会对生态环境产生严重的破坏。煤化工环保工作不仅能够对煤炭资源进行高效利用，还能够为人类自身提供一个更为健康、可持续的生态环境，从而实现经济的健康、可持续发展。

2 煤化工企业的环保工作

2.1 加强煤化工环保理念

煤化工企业的管理者要始终坚持“节能减排，保护环境”的可持续生产理念。不仅仅是领导要加强自身的环保理念，还要帮助管理人员以及一线的生产人员对环保理念有所认同，并在实际的操作中有所展现。同时，要将传统的“先污染，后治理”理念彻底摒弃，积极探寻“开源节流”的有效方式，尽可能借助产业结构的优化升级，实现煤炭资源的高效利用，从而有效地实现工业生产与环境保护的协调、可持续发展。

2.2 做好源头出的“节能减排”

无论是在研究工作还是能源以及环境评价过程中，都应该对环保节能给予充分地考虑。积极采用各类节能环保措施。同时，还要对原有的耗能设备进行节能改造与更换，确保使用设备的环保功能。系统运行初期，管理人员要对整个用能系统进行全面而系统的能量平衡测试，尤其是一些重点的耗能装置要进行重点检测，将污染物源以及排放状况作为调查的重点内容。检测之后，要将检测结果进行认真分析，并将检测结果作为系统优化的重要参考依据，从而有效地保证生产装置能够真正地实现经济、安全、节能和环保。

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 构建煤化工环保评价体系

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。煤化工环保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，国内的众多煤化工企业集团正在积极研究该项工作，不仅可以为集团内部企业的环保评价工作提供依据，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，引导煤化工环保发展。

2.5 加强煤化工环保技术研究

与国外相比，国内煤化工行业在煤化工环保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。建立和完善煤化工环保技术体系是目前亟待解决的问题。

2.6 加强政府与市场结合功能

对于煤化工环保发展来说首要的那就是应该坚持政府和市场紧密结合的发展路线。具体而言，政府将煤化工环保发展技术的研究作为政府工作中的重点扶持项目，可以在煤化工环保发展的资金投入和政策等方面给予一定的保障和激励。另外，政府可以通过相关政策的改革而达到消除当前的煤化工环保技术研究过程中一些不合理因素，为煤化工环保发展技术的研究创造出良好环境，为其技术的使用奠定坚实的基础着力搞好煤化工产业规划和监管。对于当前的煤化工产业来说，这是目的在于为了提高煤炭资源的利用效率的技术性新兴产业，我国目前煤化工的产业基本处于一个起步的阶段，没有玄创享的基础，因此，政府应该做好宏观的调控对该项产业进行严格的管理设置产业加工进行的高起点、高技术以及高标准落实好煤化工环保发展的规划以及相关问题进行合理的规范，防止社会导航的投机型公司和企业上低社会效益的煤化工加工的项目，防止煤炭等资源浪费以及环境亏染，从而确保煤化工环保行业的健康有序发展。

3 结束语

构建和谐社会，实现人与自然的协调、可持续发展已经成为产业结构优化升级的重要目标。在这一理念的推动下，我国的工业革命取得了更多的社会公益效益。然而，在多元化价值观的影响下，国内的很多煤化工企业仍是遵循着“经济效益优先”的经营原则。这使得我国的生态环保工作仍是受到很多阻碍。为了更好地推动我国煤化工行业的健康、可持续发展，文章中就煤化工企业的环保工作进行了重点探索，希望能够对有关的管理人员有所帮助。

参考文献

[1]关于枣庄煤化工产业发展的建议[J].今日科苑，2011（10）.

[2]杨志英.甘肃省煤化工产业发展现状研究及对策建议[J].甘肃科技，2010（18）.

[3]刘利.太原高新区煤化工技术研发产业发展探讨[J].科技情报开发与经济，2010（27）.

[4]李丹丹.安徽省发展新型煤化工产业的认识和思考[J].安徽科技，2008（5）.

篇10

关键词：硫回收；煤化工；克劳斯反应；浓缩硫化氢酸性气；节能减排

1 前言

我国煤炭储量丰富，国家对煤碳资源的开发力度利用不断加大，以煤为原料生产化肥、甲醇等化工产品的煤化工产业进入了一个快速发展的阶段迅速，随着对煤化工下游产品产业链的延伸开拓，煤化工产业的发展将会进入新的发展阶段仍将继续保持快速发展的势头。硫回收是煤化工装置不可缺少的工段，主要是处理工艺过程中分离出的含H2S酸性气，利用不同的工艺原理和技术将原料中的组分硫转化成硫磺或硫酸等化工产品。

随着人类科技文明和工业化程度的不断提高，环境污染及气候变化问题也越来越突出，已成为世界性的难题，人类利用地球资源的同时，必须加强对地球环境、自然气候的保护；煤化工领域硫回收技术对减少装置有害气体的排放，保护环境有着重要意义，符合国家节能减排政策，因此加强利用和优化硫回收工艺技术对保护人类生存环境意义重大。

2 硫回收工艺原理

目前煤化工装置硫回收技术非常广泛，主要以克劳斯制硫工艺为主导，另外还有碱吸收法制硫、WSA制硫酸工艺等。技术专有商包括荷兰JOCABS、德国鲁奇、美国洛凯特、美国KPS、美国壳牌康世富、丹麦托普索等，国内专业硫回收技术公司主要有山东三维等。

2.1 克劳斯硫回收工艺

煤化工装置低温甲醇洗工段分离的含H2S酸性气制硫磺工艺基本是在克劳斯技术基础上发展起来的。克劳斯硫回收工艺主要分为酸性气燃烧反应、酸性气催化反应、反应尾气处理三个部分。

2.2 碱吸收（生物脱硫或络合铁法）工艺LoCAT及生物制硫

该工艺用溶液（碱液）吸收的方式脱除硫化氢，然后通过铁变价法或生物法将碱液再生。美国洛凯特（LO-CAT）和壳牌生物脱硫均属于该类工艺。

该工艺特点是工艺简单，回收率高。可直接处理H2S 浓度很低的合成气。缺点是再生反应器尺寸较大，操作费用较高。

这两种工艺手上资料有限，仅作介绍。

2.3 WSA制酸工艺

该法是将来自低温甲醇洗的含H2S酸性气全部燃烧生成二氧化硫，二氧化硫通过催化氧化生成三氧化硫，与水结合生成硫酸。

3 硫回收工艺技术特点

硫回收因产品不同，工艺流程有所差异，硫磺因其易储存运输，用量大，所以多数煤化工装置硫回收均采用制硫工艺；如果工厂本身需要使用硫酸，硫回收工段采用制酸工艺更为适宜。

这里着重分析克劳斯制硫工艺。

（1）酸性气预处理：目前克劳斯制硫工艺酸性气进入燃烧段前均设有甲醇分离工序，用于脱除酸性气中含有的甲醇组分，一般都设有甲醇分液罐，有的技术还设有甲醇洗涤塔，荷兰JOCABS公司对于甲醇对后续反应的影响提出过甲醇在燃烧过程中会生成噻吩使后续催化反应的催化剂积碳而影响催化剂性能，但没有明确的验证和文章解释。

（2）酸性气燃烧：根据酸性气中H2S含量不同，通常采用部分燃烧法和分流法。酸性气浓度较高时采用部分燃烧法，酸性气浓度较低时常采用分流法。目前酸性气燃烧多采用分流工艺，即一定比例的酸性气在烧嘴进行燃烧反应，另一部分气分流至燃烧炉后段，比例约3：1，这样可保证烧嘴燃烧温度在1000℃以上以及火焰的稳定性。

（3）自燃烧炉出来的工艺气经过废锅冷凝将硫分离出来，进入克劳斯催化反应工序前需要将温度升至230℃以上，有些工艺采用预热器如荷兰JOCABS，也有采用高温掺和阀（鲁奇、山东三维）引一股燃烧炉的高温工艺气与冷凝后工艺气混合达到反应要求温度；因掺和温度高，所以对高温掺和阀的制造加工要求高，在鲁奇工艺包中，该阀属于专供设备；山东三维也将该阀作为专利设备随工艺包附带。高温掺和阀因热应力及冲刷腐蚀制造难度大，推荐换热器预热型式。

（4）在催化反应阶段降低温度对化学平衡有利，但为了保证有机硫水解，一级催化反应器宜适当提高反应温度，缩短反应达到平衡转化率的时间，从而提高转化率。

克劳斯反应催化剂主要有：

（5）通过不同催化剂的相互组合，达到理想的反应转化率，但通过二级或三级克劳斯催化反应，尾气中硫含量是不能达到规范要求的指标，需要进一步处理。

（6）硫回收制硫工艺进行归纳可分为三大类：克劳斯延伸型工艺：包括超级克劳斯工艺、超优工艺等；克劳斯尾气处理型工艺，即尾气加氢还原+溶剂吸收：胺吸收法及低温斯科特等均属于该类工艺；另外还有碱吸收工艺：包括上文所述生物脱硫和络合铁工艺。

3 结论

通过对对于煤化工项目硫回收装置工艺技术分析，我们看到，在满足国家环保要求，技术先进可靠，同时要求投资和操作费用又较低的前提下，克劳斯延伸型工艺是我国目前煤化工领域硫回收装置的最佳工艺选择。随着国家对环保要求的进一步提高，克劳斯反应尾气的处理将会由延伸型工艺向尾气处理型工艺和节能环保型工艺转变。

参考文献

[1] 覃泰岭，孙秀英. 硫回收装置在煤化工行业中的选择. 科技信息，2009，（23）：815.

[2] 俞志兴. WSA 工艺在酸性气体中的应用及问题探讨. 硫酸工业， 2006，（ 6）： 19～23.

[3] 张峰. WSA 湿法制酸工艺及其在我国的应用. 硫磷设计与粉体工程， 2011，（4）：3.

[4] B Johnson，C T Lankford，E Jensen，et al. WSA 工艺在煤气化超高硫回收中的应用. 硫酸工业，2008，（ 3） ； 26～28.

[5] F Jensen，A Kristiansen. 用于低含硫气体处理的托普索WSA工艺. 硫酸工业，2005，（4）： 1～6.

[6] 肖生科，廖忠陶，刘 强. 硫磺回收装置优化运行技术策略. 石油炼制与化工， 2010，41（4）： 23.

作者简介

自2003年太原理工大学毕业后从事煤化工项目设计工作已有10年，积累了丰富的经验，任职经历