煤气化行业前景十篇

煤气化行业前景篇1

一、煤炭行情不景气的具体原因

目前我国煤炭企业的煤炭销售市场疲软，大部分煤炭企业销售价格是前几年的50%左右，短期评估煤炭企业的行情不会出现非常快速的恢复，这最要是全球经济发展迟缓和国内煤炭企业产量过剩双重原因造成的结果。

（一）煤炭供大于求

虽然近年我国各煤炭企业主动下降煤炭的产量，但全国煤炭产量仍然达到40多亿吨，而我国全国煤炭消费量却只有30多亿吨，煤炭供给明显大于需求。短期内这种供大于求的难以改变，而且可能加剧，这种局面直接影响了煤炭的行情。

（二）宏观经济增长放缓

进入二十一世纪后，全国经济增速变缓，许多西方发达国家宏观经济还出现倒退。我国的宏观经济也由高速增长向稳步增长转变，增长速度和幅度明显回落。虽然最近我国加大基础建设和内需调控，但整体上经济形式仍然以回归合理发展为基准。宏观经济的增长放缓明显影响了煤炭行情。

（三）进口煤炭低廉

随着全球经济的放缓，许多产煤大国产量过剩，大量的过剩煤炭拥入中国。全世界一致认为中国仍然是发展速度最快、煤炭需求量最大的发展中国家。近年我国煤炭进口量明显上升，严重打击了我国国内的煤炭市场，影响了煤炭行情。

当然我国煤炭行情不景气也有其它方面的原因，随着我国经济的发展，环境污染越来越严重。我国大跨步开展环境保护和雾霾治理，迫使部分企业采用其它替代能源，影响煤炭行情。

二、煤炭行情不景气对煤炭企业的影响

（一）战略影响

煤炭行情不景气制约了煤炭企业的战略。一直以来，我国大部分煤炭企业进行大规模的、盲目的、激进的扩张，收购了许多矿山，甚至进行跨国并购。这种大规模的并购加大了企业的负债率。随着煤炭行情的不景气，这些大规模的煤炭行业出现了严重的产量过剩，截止2015年，我国煤炭企业的产量储备已达万亿级。煤炭行情不景气告知煤炭企业不应该盲目扩张，应该充分考虑煤炭企业的可持续发展，而不是简单的累加，应是优势资源的互补。

（二）财务影响

煤炭行情不景气影响了煤炭企业的财务状况。因为煤炭价格的连年下滑，大多数的煤炭企业营业收入出现了大幅下滑，同样的产量，因为价格的下降，煤炭企业的总收入呈现停止增长。总收入的下降，自然而然就影响到了煤炭企业的赢利水平，大多数的煤炭企业呈现亏本的局面。在煤炭价格一路走高的情况之下，煤炭企业基本上都是现款现货，甚至是提前回收销售款项，但是煤炭价格下降导致煤炭企业销路不畅，赊销比重越来越高，增加了企业回收账款的压力。

（三）管理影响

煤炭行情不景气也影响了煤炭企业的管理水平。长期以来，煤炭企业作为高风险作业行业，煤炭安全管理一直比较严格，但随着煤炭行情不景气，许多煤炭企业没有金钱来加强企业的管理，煤炭企业管理水平低下。同样煤炭行情不景气影响了煤炭企业的财务管理、成本管理、安全管理。在煤炭不景气带来收人不断下降的情况下，一些煤炭企业安全投人有所减少，安全管理形势严峻。

三、煤炭行情不景气时煤炭企业的管理策略

煤炭行情不景气可以仍然需要持续一段时间，煤炭企业应该调整公司的经营管理策略，通过拓展经营业务，推进成本管理以及加强人才管理来最大限度的化解煤炭行情不理想所带来种种负面影响。

（一）实施多元化发展

针对煤炭行情低迷，煤炭企业要实施多元化的发展策略，从而分散煤炭价格下跌所带来冲击，在煤炭企业多元化经营战略的实施中，煤炭企业可以实施纵向多元化以及横向多元化的战略。从纵向多元化战略来看，可以依托煤炭开采，切人煤炭深加工领域，举例而言，煤化工、煤发电等，横线多元化是指进人非煤领域，例如进人金融行业、进人旅游行业等等。

（二）加强成本控制

成本管理也是有煤炭企业有效应对煤炭行情不佳的重要手段，煤炭企业在成本管理方面还有很大的潜力可挖，因此煤炭企业要在成本管理不断发力，推进全面成本管理模式，尽力降低企业煤炭生产能本，将成本控制在一定的水平，从而提升利润水平，帮助企业度过行业不景气周期。

（三）强化人才管理

煤炭企业经营管理者要树立人力资源是煤炭企业最重要资源的经营理念，在煤炭企业竞争加剧的情形下，人力资源是煤炭企业发展的根本所在，这就要求煤炭企业要加强人才管理，通过构建完善的人才管理模式，提升员工工作积极性，进而带动企业的生产效率的提升，确保企业核心竞争力进一步增强，更好的应对的行业危机。

煤气化行业前景篇2

关键词：新型煤化工；煤气化；煤制甲醇

科学技术是第一生产力，合理地运用科学技术可以减少资源能源浪费，在拉动经济增长的同时减少对环境的污染和伤害。不断开发新技术对发展我国的化工产业有着重要意义，运用高科技能够将资源的有效利用最大化，特别是化工领域，可以减少工业污染，从而造福人类。

一、新型煤化工产业发展背景和现状

煤化工产业是指以煤为原料，通过多种技术联合生产多种清洁燃料、化工原料以及电能、热力等产品的产业，是一个资金和技术密集型产业，风险较大，而新型煤化工面临的问题较传统要更多，它是指以清洁能源和化学品为目标产品，结合煤炭资源开发和煤炭生产建设的发展，建成若干的大型产业基地或基地群，应用煤转化高新技术，建成未来新兴煤炭-能源化产业；主要分为煤制气、煤制油、煤制烯烃、煤制芳烃和煤制乙二醇。

新型煤化工产业首先面临着巨大的投资问题，其次是各项技术的不完善，加上要在环保问题上有所突破，事实上情况并不乐观。

我国的能源现状仍是贫油、少气、富煤，这就决定了我国的能源以煤为主，煤炭资源作为我国能源结构的重要组成部分直接关系到国家的能源战略发展规划，因此必须正确认识我国煤化工产业发展现状。

二、我国煤资源利用情况

我国煤炭资源总量为5.6万亿吨，其中已探明储量为1万亿吨，占世界煤炭资源总量的11%，是世界第一产煤大国。从我国煤炭资源分布上来看，基本上处于“西多东少，北富南贫”的格局，煤炭在能源生产和消费中的比例平均高达70%以上，这无疑说明了煤炭在我国的需求量是巨大的。但是我国的人均煤炭资源可采储量仅为世界平均水平的一半，资源开采规模偏小，加上开采技术和设备的不成熟，开采过程中造成严重资源浪费，机械化程度不高等问题，都导致目前能用于规模建设的煤炭资源供给能力相对低下。

煤炭的加工利用率低下，资源综合利用率低下也是制约我国煤炭资源高效利用的一个因素，此外我国煤炭的无效运输也非常严重，每次花在煤炭资源运输上的费用并不是个小数目，长此以往很可能会入不敷出。这些问题都是摆在面前亟待解决的。

三、煤制甲醇生产工艺的基本流程

煤制甲醇生产工序简单来说主要是原料气制备、变换和脱碳、气体净化、气体压缩、甲醇合成、粗甲醇精馏以及涉及安全环境保护（如废催化剂回收、水处理）几道工序。

原料气制备的方法主要是煤气化法、天然气转化法、焦炉煤气法；原料气处理、精制、压缩工艺的生产跟传统的生产合成氨相似；甲醇合成工艺则有：ICI低压甲醇合成工艺、低压甲醇合成工艺、TEC的新型反应器以及正趋向成熟的液相法甲醇合成工艺。

四、煤气化及煤制甲醇发展概况

（一）煤气化

煤的气化是煤或焦炭在高温下发生化学反应使煤或焦炭中的有机物转变为煤气的过程，根据技术大类可分为地面气化和地下气化，按照传热方式可分为外热式、内热式等等。

煤气化工艺开始于18世纪后半叶，在19世纪形成了比较完整的煤化工体系，进入20世纪以后随着人类社会的发展，科学技术水平整体提高，对煤炭资源的开发和利用水平也得到改善和发展，加上家庭用煤的需求量不断提高，把煤气化推到我国化工产业的重要地位。第二次世界大战之后，在科学技术发展日新月异的形势下，人们逐渐把眼光从传统的煤炭资源转移到石油、天然气等原料，各种化工产品也多以石油、天然气为原料进行生产。各种新型能源、清洁能源逐渐被发现、被开采、被利用，严重削弱了煤化工在整个化工产业中的地位。

（二）煤制甲醇

甲醇是最简单的饱和醇，具有醇的通性，是优良的有机溶剂，在化工产业中必不可少。

国内甲醇生产始于1957年，由于技术水平不达标，导致多数联醇装置规模小、生产成本高，因此缺乏竞争力。而发展至今，我国现有甲醇生产企业有200多家，其中约70%的厂家是以煤炭为主要生产原料。由于甲醇的利润较高，很多投资者对此尤为关注，不断投入研发新科技，完善设备等，使煤制甲醇的前景还算乐观。

五、我国煤化工产业的发展趋势

我国的煤化工产业发展前景广阔，而这个行业想要实现更好的发展甚至有所突破是跟政府政策和投资者的支持密切相关的。

首先国家加大了对甲醇的行业规范，加强了对甲醇的产业保护，2009年并实施了《车用燃料甲醇》和《车用甲醇汽油（M85）》，以此为依据对甲醇行业的发展进行有效规范。当地政府适度进行宏观调控对煤化工产业发展有重要意义。其次，2009年国务院同期出台了《关于抑制部分行业产能过剩和重复建设引导产业健康发展的若干意见》，继续通过大力发展科技，优化煤化工产业的工艺技术、提高资源能源转化率，实现对资源能源的高效利用、最大限度减少资源能源浪费，积极开发新能源，响应“节能减排”的号召，实现经济增长与环境保护同步进行。

未来，煤炭气化将在煤化工产业中占据主导地位，我国煤化工将会继续把新进的煤气化技术运用在新型煤化工领域，因此不断开发新的先进的煤气化技术对发展煤炭行业有重要意义。我们应当始终坚持，“科学技术是第一生产力”，不断发展科学技术，提高水平，从而实现煤化工产业的良好发展。

根据国家的《煤化工要长期发展规划（征求意见稿）》，预计到2020年，全国将形成黄河中下游、蒙东、黑东、苏鲁豫皖、中原、云贵和新疆七大煤化工产区。这也充分显示着我国煤化工产业的发展极具活力，未来的发展前景很好。

参考文献：

[1]关于煤化工产业发展背景，[OL]中国投资咨询网http：//.c11.

煤气化行业前景篇3

【关键词】低浓度瓦斯 LNG 提纯 液化 发展前景

1 引言

煤层气是一种以吸附状态赋存于煤层中的非常规天然气，也称煤矿瓦斯，其主要成份是甲烷。根据甲烷浓度的高低，可以将煤层气分为三类：甲烷含量大于80%的那部分气体，称为煤层气；甲烷含量小于80%的那部分气体，称为煤矿瓦斯，其中，甲烷含量大于30%小于80%的称为高浓度瓦斯，甲烷含量小于30%的那部分气体，称为低浓度瓦斯；甲烷含量小于0.75%的那部分气体，称为乏风，又称煤矿风排瓦斯。

本文主要针对低浓度瓦斯进行研究，并探讨低浓度瓦斯制LNG的技术进展和发展前景。

2 低浓度瓦斯制LNG的技术进展

低浓度瓦斯制LNG的关键技术为低浓度瓦斯提纯技术及天然气液化技术。

2.1 LNG的概念解析

天然气是一种混和物，主要成分有甲烷、氮及C2～C5的饱和烷烃，另外还含有微量的氦、二氧化碳及硫化氢等。在常压下，当冷却至约-162℃时，天然气则由气态变成液态，称为液化天然气（Liquefied Natural Gas，简称LNG）。通过制冷液化后，LNG就成为含甲烷（96%以上）和乙烷（4%）及少量C3～C5烷烃的低温液体。换句话来说，LNG是由天然气转变的另一种能源形式。

2.2 低浓度瓦斯提纯技术

对于低浓度瓦斯的提浓，目前，在实验性生产装置上获得成功的方法有膜分离法、变压吸附法（PSA）和真空变压吸附法（VPSA）等。

膜分离法是用高分子中空纤维膜作为选择障碍层，利用膜的选择性（孔径大小），以膜的两侧存在的能量差作为推动力，允许某些组分穿过而保留混合物中其它组分，从而达到分离目的的技术。该方法缺点是在处理煤矿瓦斯时，需要对处于爆炸极限范围的瓦斯进行加压，自5kPa左右加压至0.6MPa以上，很容易发生爆炸。

变压吸附法（PSA）是利用吸附剂对不同物质的吸附能力、速度和容量的不同，以及吸附剂对混合气体中各种组分的吸附容量随压力而变化的物理特性，采用自动控制阀门开关，自动实现升压吸附、降压解析的气体分离技术。该技术仍需对原料气进行升压，也不适合用于煤矿瓦斯提纯。

真空变压吸附法（VPSA）是利用固体吸附剂对气体组份吸附的明显选择和扩散性的差异，通过气源在接近常压下做周期性、在不同的吸附器中循环变化，其解吸（或再生）采用真空抽吸的方式来实现气体的分离技术。该技术对原料气不需要加压，在进行瓦斯提纯时，低浓瓦斯在常压下被吸附后，采用抽真空方式提高瓦斯纯度，即利用抽真空的办法降低被吸附组分的分压，使被吸附的组分（CH4）在负压下解吸出来。目前在制富氧、制CO2等工业装置上有成功的应用。

煤矿低浓度瓦斯提纯一般采用真空变压吸附法（VP-SA），一般，经过二级提浓后，CH4浓度可以达到90%以上。可以送至天然气液化装置生产LNG。

2.3 天然气液化技术

天然气液化主要有阶式制冷循环、混合冷剂制冷循环和膨胀机制冷循环这几种工艺。阶式制冷技术适合于大规模的液化项目，膨胀机制冷技术适合于小规模的液化项目，混合冷剂制冷循环技术则适用于中小型的项目。混合冷剂制冷技术工艺简单，设备少，能耗低，适应性强，操作灵活，开停车方便，技术先进、成熟，在我国在建和已建成的天然气制LNG项目中得到了普遍应用。

煤矿瓦斯液化与煤层气液化有所不同的是，煤矿瓦斯经过净化处理之后，可以使用分离出来的氮气作为单一冷剂来实现制冷循环的目的。

3 低浓度瓦斯制LNG技术的应用

2011年4月12日，由中国煤炭科工集团重庆研究院、重庆能源集团松藻煤电公司、中国科学院理化技术研究所三家单位共同建设的国内首套低浓度瓦斯深冷液化工业化试验装置在松藻煤电公司逢春煤矿建成，该装置采用国际先进的MRC混合制冷工艺（深冷精馏法），在-182度的低温和0.3MP的低压下同步进行含氧瓦斯的分离和液化，每天能处理甲烷含量为29%～31%的低浓度瓦斯（瓦斯）4800立方米，生产液化甲烷气（LNG）1.1吨。瓦斯液化提纯后，其体积缩小为原来的1/625，甲烷浓度达到99%以上，达到工业和民用使用标准。甲烷回收率98.75%，综合电耗为2.8kWh/m3。该项目创新性地提出并形成了一套以湿法脱碳、分子筛脱水，以混合冷剂制冷、在低温低压下同时液化与分离含氧瓦斯中的CH4、O2和N2的技术方法，研制出了4800m3/d低浓度瓦斯含氧液化中试装置和含氧瓦斯液化冷箱等关键设备。

2010年8月2日，盘江煤电（集团）有限责任公司关于实施低浓度瓦斯提纯利用工业化示范项目的请示得到了贵州省能源局（黔能源发[2010] 437号）的批复。该项目总投资为4500万元。项目工艺技术方案采用真空变压吸附（vpsa）法，对16%以上浓度煤矿瓦斯进行脱氧提纯。本项目采用煤矿瓦斯气一段提浓，二段提浓和储存三个工序，确保产品质量。项目建成后，低浓度瓦斯耗量约9600万Nm3/a（经脱氧提纯后形成纯CH4 1536万Nm3/a）；主要产品为符合国家天然气标准GB17820-1999要求、烃含量≥95%（v）的工业天然气，产能为1428.4万Nm3/a天然气，约合10541.6t/a。

2012年9月，全国首套“低浓度瓦斯提纯制LNG”项目――山西瑞阳煤层气公司含氧煤层气液化5万吨/年LNG项目一期“低浓度瓦斯提纯制CNG”项目在山西省昔阳县寺家庄矿一次性试运行成功，各项指标均达到或超过设计标准。该项目是阳煤集团低浓度瓦斯开发利用的创新项目，是山西省国资委监管的2012年重点项目。

4 低浓度瓦斯制LNG技术的发展前景

天然气作为一种清洁能源在我国的能源消费中的比例逐渐提高，未来我国天然气的供应缺口非常大，发展低浓度瓦斯制LNG技术具有较好的市场前景。

甲烷气体被液化后，体积将缩小为原来的1/625，运输成本比压缩气体低，与管道输送相比，液化运输更为灵活和方便。

虽然目前我国低浓度瓦斯制LNG技术已经达到了国际先进水平，但离大规模应用还有一定距离。要积极关注中试装置和工业化示范装置的运行，积累经验，稳步推进低浓度瓦斯制LNG的工业化大规模应用。积极发展低浓度瓦斯制LNG技术，不仅可以充分利用能源，减少环境污染，而且对煤矿企业也能产生较好的经济效益。

5 结语

利用低浓度瓦斯生产LNG是提高低浓度瓦斯利用率的一条新的利用途径。低浓度瓦斯制LNG技术先进，前景较好。应结合工业化示范装置的运行经验，稳步推进低浓度瓦斯制LNG的工业化大规模应用。

参考文献

[1] 龙伍见.我国煤矿低浓度瓦斯利用技术研究现状及前景展望[J].矿业安全与环保，2010（8）

煤气化行业前景篇4

实施绿色营销是我国实现环境、经济协调发展面临的一项重要的任务,更是煤炭行业在提高企业经济效益的同时,提高社会效益,从根本上消除煤矿的重大安全隐患和煤矿生产对矿区环境的破坏所必需的选择,大力推进洁净煤技术的利用则是煤炭企业顺利开展绿色营销的有效对策。

生产和消费安全高效的洁净煤是未来煤炭发展的大趋势,京津唐地区从1998年开始就明令禁止含硫量高于0.8%的煤炭进入,高硫、高灰煤都属于限制煤种。上海市政府由于西气东输管道的开通,也明确提出了自己的能源发展方针与目标:以天然气建设为中心,扩大电力、燃气消费,优化能源结构,保障能源安全。青岛、杭州等争相效仿,纷纷禁止各种高污染煤种的进入。中国政府在《中国21世纪议程》中,更将发展洁净煤技术作为实施中国可持续发展战略实施的重要组成部分,上述这些都对煤炭企业提出了挑战,由此看来,发展洁净煤技术已势在必行。

二、我国洁净煤技术发展概况

洁净煤技术是指煤炭在开发和利用过程中旨在减少污染与提高利用效率的运输、加工、转化及污染控制等技术,是使煤作为一种能源达到最大限度潜能的利用,而释放的污染物控制在最低水平,达到煤的高效、清洁利用的技术,其开发应用的宗旨是“提高效率、控制污染、促进发展”。

按照《中国洁净煤技术“九五”计划和2010年发展纲要》的内容,我国洁净煤技术包括四个领域、十四个方面的技术:煤炭加工领域(选煤、型煤、水煤浆);煤炭的高效洁净燃烧领域(循外流化床发电技术、增压流化床发电技术、整体煤气化联合循环发电技术);煤炭转化领域(煤炭气化、煤炭液化、燃料电池);污染排放控制与废弃物处理领域(烟气净化、电厂粉煤灰综合利用、煤层气的开发利用、煤矸石和煤泥水的综合利用率、工业锅炉和窑炉)。

1.煤的物理加工

(1)煤的洗选

发达国家原煤入洗比重都很高,不仅炼焦煤全部入洗,动力煤也大都入洗。但在我国由于政策及技术等原因,煤炭入洗比例仍比较低(20%～30%)。当前的发展趋势是,重视细粒煤的深度降灰脱硫,研制洁净煤,争取以煤代油。我国适用于大、中型洗煤厂(60-700万t/a)的跳汰、重介和浮选的“三大选”成套工艺设备已经全部具备。适用于地方煤矿简易洗煤厂的五套洗煤工艺设备(斜槽分选机、水介质旋流器、跳汰机、螺旋该动分选机和小型三产品重介旋流器)也已研制成功。

(2)型煤技术

我国民用型煤加工已有成熟技术,民用型煤普及率为65%,其中80%以上是蜂窝煤,其余为煤球和其他成型煤。工业型煤分为化肥造气型煤和锅炉燃料型煤,但由于技术、价格、市场等原因,锅炉燃料型煤工业化推广较慢。今后的发展重点是,以发展高固硫率工业燃料型煤和气化型煤为主。

2.煤转化技术

(1)煤的气化技术

目前,若干气化工艺已达到或接近商业化水平,如Texaco、GasLurgi、Kellog、Shell、Prenflo和HTW等。我国大城市民用燃料气主要是焦炉气,其次为气化煤气,中小城市和矿区采用常压水煤气,已开发出常压水煤气部分甲烷化工艺,正在开发的有常压循环流化床和常压固定床两段水煤气炉工艺等。工业燃料气,目前则采用常压固定床一段气化(发生炉煤气)。

(2)煤的液化技术

a.煤直接液化。“煤直接液化技术研究”列入了国家“六五”和“七五”科技攻关计划,并得到联合国和原西德资助。

b.煤间接液化。我国在20世纪50年代末在锦州石油六厂曾建成F-T合成装置,于60年代初停止运转。

3.煤炭燃烧及其后处理

(1)煤的流化床燃烧技术

流化床燃烧可利用劣质煤,而且能有效地控制污染物的排放,流化床(FBC)分泡床(BFBC)和循环床(CFEC)两类,常压(AFBC)和增压(PFBC)两种。AFBC技术已经完全成熟,实现商业化应用,PFBC尚处于示范阶段。

(2)煤道气净化技术

煤道气净化包括除尘、脱SO2和脱NOx等部分。旋风分离器除尘效率可达99%以上,但投资较大。烟气脱流常用石灰石法,烟气脱氮有多种方法,如LY-WS燃煤锅炉烟气脱氮技术、TiO_2光催化烟气脱氮技术等。

国内烟气净化技术基础研究和中小锅炉烟气净化技术也取得一定进展。为提高脱硫剂的脱硫效率,在Ca(OH)2中加入易潮解盐和碱或用燃烧飞灰和Ca(OH)2的水合物作吸着剂;或用活性焦或活性炭作吸附剂,在实验室研究中都取得一定成果。适合中小型锅炉的网膜塔除尘脱硫系统、双击式除尘脱硫工艺等也取得了初步成效。

4.煤炭开发利用中的污染控制

(1)煤层气资源开发利用

世界天然气储量的70%-80%都是煤层气,我国煤层气资源接近常规天然气的一半。煤层气(甲烷)对大气环境的温室效应产生严重影响(一个甲烷分子的温室效应作用约为CO2分子的21倍)。在采煤时将煤层瓦斯预抽出来并加以利用,既可减少甲烷向大气中的排放量,又可消除矿井瓦斯的灾害隐患,同时还得到了廉价的能源。联合国开发计划署(UNDP)利用全球环境基金(GEF)援助中国实施“中国煤层气资源开发”项目,目前正在执行中。

(2)矸石

我国煤矸石利用总的说来可分为两个方面:一是利用煤矸石中的热值部分(发展以煤矸石和劣质煤为主的流化床燃烧技术),二是利用煤矸石的矿物成分(发展以煤矸石和炉渣为原料的建材利用技术以及以高硫煤矸石(洗矸)为原料提取硫磺或制取硫酸技术)。

三、洁净煤技术的发展前景

据美国权威机构预测,2010年世界石油、天然气价格将是煤炭价格的8倍以上,安全、可靠、清洁、廉价的能源是世界经济发展和变革的动力,洁净煤将扮演这个角色,届时洁净煤技术市场总值将达2700亿美元。

煤炭是我国的主要能源,面向21世纪的能源和生态环境,要保持国民经济持续高速健康发展的势头,把发展洁净煤技术作为发展的重大战略目标,消除环境因素对大规模使用煤炭的制约,这对我国具有特别重大的意义,更是煤炭企业实施绿色营销战略的必由路径。

我国是发展中的大国,在相当长的时期内要把发展放在首位。因此,发展洁净煤技术一定要从我国国情出发,根据发展与环保统一和社会环境效益与经济效益并重的原则,把发展洁净煤技术重点首先要放在采用和开发实用、先进和经济有效的技术上,同时积极研究开发有前景的高新技术,使我国洁净煤技术及时进入世界先进水平。

参考文献:

[1]王爱华,等.洁净煤技术进展与展望[J].节能,2004,(5).

[2]时思.洁净煤技术是中国能源发展的必然选择[J].昆明冶金高等专科学校学报,2005,(5).

[3]甘正旺,许振良.洁净煤技术及其发展前景[J].辽宁工程技术大学学报,2005,(4).

[4]龚义年.浅谈煤炭企业的绿色营销战略[J].煤炭经济研究,2002,(5).

煤气化行业前景篇5

2010年12月中旬，国家发改委副主任彭森在国务院新闻会上宣布：国务院已正式批准山西“资源型经济转型综合配套改革试验区”（下称“综改区”），山西获得资源改革转型“先行先试”权。作为“综改区”重要改革内容之一，煤层气开采“气随煤走、两权合一”的方案有望获批。

此前，商务部、发改委等四部委联合发文，新增中国石油天然气集团公司（下称“中石油”）、中国石油化工集团公司（下称“中石化”）、河南省煤层气开发利用有限公司，获得煤层气对外合作专营权，打破了中联煤层气有限责任公司（下称“中联煤”）的独家垄断。

矿权、气权之争和对外合作专营权的垄断，多年来被视为困扰煤层气产业发展的两大顽疾。

“政府的政策思路在变，从有害气体治理转到煤层气产业的发展，煤层气发展的前景非常大。十二五规划产能目标达到每年200亿立方米，比十一五翻了一番。”山西能源产业集团有限公司董事长张亮表示。

良好预期之下，油企与煤企、央企与地方企业、企业与政府之间，争相上演着合纵连横大戏。

山西“新大庆”

煤层气俗称瓦斯，是煤炭的一种伴生矿资源，主要成分为甲烷。当矿井下空气中瓦斯浓度达到5%~16%时，遇明火就会爆炸，这是煤矿事故的重要根源。为此，煤层气亦被称为“煤矿第一杀手”。

过去数年间，煤层气仅被视为煤矿的有害气体来治理，而不是一种有价值的资源，在众多矿区被“点天灯”烧掉。中国每年为采煤排放的煤层气约200亿立方米，若用来发电可发出600亿度电能，相当于三峡水电站一年的发电量。

随着利用价值的逐步显现，各地煤矿猛然看清了被弃如敝屣的煤层气宝藏。但是，由于国家对煤层气开发实行一级管理，国土资源部直接负责矿权登记和发证，而煤炭矿权则按矿井规模分别由省、部两级国土部门登记发证。

采煤、采气主体的分离，煤炭、煤层气的血肉不分，造就了采煤企业与采气企业纠纷不断。这在山西尤为典型。

在山西，中石油、中联煤登记了2.8万平方公里左右的煤层气矿权，约占全省含煤面积的60％以上。没有采气权的山西本地煤企，则以治理瓦斯为名在矿区内抽采煤层气，双方的矛盾一度到了爆发的边缘。

山西晋城无烟煤矿业集团有限责任公司（下称“晋煤集团”）和中联煤的施工队伍曾经多次持械对峙，双方多次上书、诉至地方法院，都未能有效解决。

获批“综合配套改革试验区”，让山西看到了寻求上级政策支持的绝好时机。在上报的综改区方案第一项内容中，山西即请求中央继续支持山西煤炭工业可持续发展，包括财政返还、煤层气开采、旧有煤矿用地审批权等方面的政策优惠。

对此，山西省煤层气行业协会一位高层人士向《财经国家周刊》证实：虽然综改区已经获批，但先试先行权的具体落实还没定论。“煤层气两权合一的问题还没有完全解决，但报上去后应该会批下来，现在已经差不多了。”

在政策明确之前，山西省煤矿企业已在气权上取得了国家有关部门的支持。2010年5月，晋煤集团成功获得了成庄和寺河（东区）区块煤层气采矿许可证；10月，山西兰花煤炭实业集团获国土资源部批准，取得沁水煤田伯方区块煤层气探矿权，成为获得煤层气探矿许可证的第一家地方国企。

山西取得的突破，为当地煤层气产业的发展带来重大政策利好。公开资料显示：山西省是全国煤层气资源最为丰富的地区之一，大约在10万亿立方米以上，占全国的1/3。且分布集中、埋藏浅、甲烷含量高，大规模开发前景广阔。

“山西煤层气产业大有可为。光沁水盆地，预计煤层气储量就有6.8万亿立方米。我们将加大力度开发，规划建设年产气500亿方的能力，这相当于大庆油田的油气当量，等于是在山西建设一个新大庆。”张亮说。

不过，山西的突破，对已经登记矿权的外地企业而言则是利空。如果矿权、气权两权合一，山西省煤炭企业不仅能够天然拥有了自身矿区内未登记煤层气区块的矿权，甚至有可能拿回已经被登记过的区块矿权。

中联煤层气公司经营管理部主任李良对山西的做法表示明确反对。他认为，搞采煤采气一体化、气随煤走，是地方保护主义的典型表现，与现行的《矿产资源法》不符。这不仅不利于煤层气产业的发展，也不利于煤炭产业的发展。

合作专营权破冰

煤层气行业千丝万缕的利益争夺，注定了山西的“夺权”意图不会轻易得手。在对外合作专营权的获取上，山西方面已经遭受了挫折。

所谓对外合作专营权，是指国内企业开发煤层气时拥有的引进外资合作的权利。1996年，国务院批准组建了全国惟一的煤层气开发企业――中联煤。该公司为中石油与中国中煤能源集团公司（下称“中煤”）50：50合资，垄断了对外合作专营权。

2008年底，中石油与中联煤分道扬镳，撤出在中联煤的全部股权，并带走了50%的煤层气区块。分家后，中石油能否顺利拿到对外合作专营权，一度成为外界关注的焦点。

虽然中石油也带走了14个对外合作项目，但政府有关方面始终没有对中联煤之外的企业对外合作专营权予以明确认定。

2010年12月3日，商务部、发改委等四部委联合下发通知，宣布进一步扩大煤层气开采对外合作，新增了中石油、中石化以及河南省煤层气开发利用有限公司三家企业作为第一批试点单位。至此，中联煤垄断的对外合作专营权正式被打破。

“对外合作权的放开，能够引进合作的范围将加大，有利于引进更多的国外技术和资金来共同开发。煤层气要想取得产量的大突破，需要大量的勘探工作和资金投入，迫切希望民营和外资企业能够进来。”中石油煤层气有限责任公司总地质师李景明告诉《财经国家周刊》。

在本次新增的三家企业中，出现了地方企业的面孔：河南省煤层气开发利用有限公司。该公司官网显示，公司成立于2007年1月，由河南省人民政府出资并管理，股东为全省6家国有重点煤炭企业和5家煤炭企事业单位，负责对全省煤层气资源统一登记探矿权，统一安排全省煤层气的勘查、开发和综合利用。

地方企业的出现，为煤层气对外合作专营权的放开赋予了一层特殊的含义。河南企业的出现，某种程度上也为山西获取对外合作专营权提供了示范。

前述山西省煤层气行业协会高层人士告诉《财经国家周刊》说：河南早在几年前，就由政府出面收回了中联煤、中石油登记的区块，解决了矿权、气权纠纷的问题，所以这次很顺利就拿到了专营权。山西也上报了十多家企业，但都没有获批。

“山西存在的纠纷比较多，央企在这里的介入太强了。他们要求不能授予山西企业对外合作专营权，上级部门也不希望由此引发新的纠纷。”该高层人士说。

对企业来讲，获取对外合作专营权的一个直接好处是，可以引进国外的资金和技术。在美国等地，煤层气开发技术相对成熟，在上世纪80年代即实现煤层气商业化生产，90年代产量就占到天然气总产量增长的60%。拥有了对外合作专营权，就可以直接引进国外成熟的煤层气开采技术。

此外，业内心照不宣的一个好处是，可以直接拿合作区块对外招标来赚取收益。中联煤曾先后跟18家外国公司签订了30个煤层气资源开采产品分成合同，但截至2007年上半年，仅仅有两个项目进入开发，中联煤已在这些合作中收益颇丰。

李景明认为：对外合作专营权的放开有着更深一层的意义。在中国，常规油气控制严格，外资、地方企业和民资进入的可能性不是很大；而煤层气的放开在非常规油气开发上起到了很好示范，预示着将来页岩气等非常规油气也有望打破资源的封闭和限制。

逐鹿煤层气

公开资料显示，中国埋藏2000米以下的煤层气资源总量为36.81万亿立方米，与陆上常规天然气相当，仅次于俄罗斯、加拿大位列世界第三位。截止2009年四季度，全国煤层气探明储量达到1700亿立方米。

煤层气产业的发展，可以为严重缺气的中国提供有效气源补充。

据相关部门预测，到2015年我国天然气消费将达到2400亿立方米，缺口为500亿至600亿立方米，2020年缺口将进一步扩大到900亿立方米。从这个角度看，煤层气产业市场前景可期。

随着政策纠葛的逐步理顺，煤层气产业引得各方力量蠢蠢欲动。在中石油、中石化两大巨头之外，中国海洋石油总公司（下称“中海油”）也加入了战团。

《财经国家周刊》获悉，中海油正与中联煤紧张谈判“再嫁”事宜。中海油希望出资12亿元，收购后者50%的股权，从而一次性拿到中联煤约500亿立方米的探明储量。目前，中海油正在对中联煤资产进行评估，交易预计在2011年内敲定。

与此同时，中海油的海外布局也在进行中。2010年12月9日，中海油宣布与澳大利亚爱克索玛能源股份有限公司签署协议，投资5000万澳元（约合3.26亿元人民币）购得后者位于昆士兰加里里盆地5个煤层气区块的50%直接权益。内外并举之下，中海油希望能够后来居上、弯道超车。

在传统油气领域的“霸主”中石油，则在加速推进煤层气开发，力图以最快速度确立自己的领军地位。

在和中煤分手之后，中石油在2009年投入30亿元用于煤层气开发，一年投资额就相当于中联煤在过去12年间总投资额的10倍。公开资料显示，中石油已经累计找到煤层气三级储量约4200亿立方米，其中探明460亿立方米，二者分别占到全国资源总量的60%和34.3%。

李景明告诉《财经国家周刊》，中石油总部已经将煤层气确立为“主营业务的新增长点”，力争要做大、做强这块业务。“中石油规划，到十二五，煤层气产量要占到全国的50%以上，到十三五，要占到全国的75%以上。”

不过，中石油的宏伟计划很可能遭遇“后院起火”。山西方面正在积极活动，试图拿回被中石油登记的一些煤层气区块。山西区块，对中石油煤层气开发举足轻重，在其四大重点开发区域中，三个在山西，分别是沁水盆地、临汾地区和山西黄河边三角地区；山西一旦如愿，中石油将遭受重创。

“资源都是国家的，央企不能说登记了就霸占着不让。有很多区块，已经登记了好几年却一直没有开发，这就需要问一问原因。山西经济需要发展，煤层气产业也需要发展。按照相关法规，占而不开的应该收回矿权。”张亮表示。

煤气化行业前景篇6

在中国煤层气行业摸爬滚打20余年后，亚美能源控股有限公司（AAG Energy Holding Limited，下称亚美能源或亚美）第二次赴港IPO终于成功。6月23日，亚美能源在香港联交所主板开始交易，股票代号为2686。

上市后的亚美能源，是中国煤层气产业成功上市的第一只股票。这对处于发展瓶颈期的中国煤层气产业来说，算得上是一桩提振行业信心的好事；对于亚美能源自身来说，上市之后也能带来更充足的资金和更完善的公司治理。

不过，囿于技术和成本等方面的难题，煤层气在中国仍处于开发前期，而且前期投资相对较大，大多数生产商还没有进入商业开发期。事实上，国内也有其他煤层气公司早有上市的计划，但至今仍未实现。

在这样的产业背景下，亚美能源的发展前景自然备受关注。上市之后，亚美能源的发展道路如何走下去？由于中国地质条件和美国大不相同，亚美能否根据不同地质条件采用不同技术并取得成功，令人关注。

亚美能源的招股说明书显示，该公司去年纯利润1.95亿元人民币（以下若无明确标明，货币单位均为人民币）。通过此次上市，它集资所得的款项净额预计约为21.4亿港元，将为其今后的发展筹得充沛的资金。

潘庄带来的第一桶金

亚美能源进入中国的时间最早可追溯到1994年。在那之后，该公司先后在山西、东北等地区进行了煤层气勘探、开发和运营。2003年，中联煤层气有限责任公司（下称中联煤）和亚美大陆煤层气有限公司签订协议，双方开始在煤层气开采方面展开合作。

其后，亚美先后获得了对其来说最重要的两大煤层气区块。2004年，亚美获得马必区块的产品分成合同；2006年，亚美通过收购美中能源获得潘庄区块的外方权益。

潘庄和马必两大煤层气区块均位于山西省沁水盆地南部，目前亚美在这两大区块的合作伙伴分别为中联煤和中石油。

与中联煤合作的潘庄区块是中国至今唯一一个总体开发方案获得国家发改委批准，并进入全面商业开发的中外合作煤层气区块。

潘庄区块近三年来煤层气产量的快速增长为亚美带来了丰厚的回报，也使亚美在中国煤层气产业获得了真正的第一桶金。

亚美披露的招股说明书显示，潘庄2012年总产量为1亿立方米，2014年增长至3.8亿立方米，复合年均增长率达到92.3%。

2012―2014年产量高速增长的同时，潘庄区块所产煤层气的平均销售价格随着中国天然气价格的上涨也逐年上涨，分别达到了每立方米1.37元、1.49元、1.73元。从2013年开始，亚美实现盈利，2013和2014年利润分别为0.40亿和1.95亿元。

而在2013年开始全面盈利前，亚美能源在2012年就首次提出了计划上市，但当时被搁置了。亚美能源董事长邹向东日前在香港的记者会上解释说，2012年的上市计划未能落实主要因为当时的市场情况不够理想，而且公司价值被低估，故搁置上市计划。

有了2013年和2014年的盈利后，亚美能源第二次赴港IPO终于成功，成为了中国煤层气产业首只上市的外资公司。亚美能源一位高管接受《能源》记者采访时表示，登陆资本市场将为公司提供一个新的融资平台，可以通过并购新的资产或业务扩大公司的运营规模及实力。未来，亚美将借鉴潘庄开发的成功经验全面开发马必项目以及其他新项目。

业内人士对亚美的上市大多持乐观态度。安迅思天然气资深分析师钱莉对《能源》记者分析说，潘庄项目和马必项目均位于中国最具煤层气商业化开发潜质的山西沁水盆地。亚美能源通过此次资本化运作，能够加大资金募集能力，更有利于其在煤层气领域的开发力度，也能够帮助行业快速发展。

亚美上市的背后也离不开其大股东的助力。自2010年3月起，华平分批对亚美能源进行了近2亿美元的投资。目前华平在亚美能源持股约为30%，是其最大的机构股东。

“在决定对亚美投资之前，我们的能源团队花了大约半年的时间，考察了亚美的所有项目，最终确定了分批投资方案，以配合亚美在不同阶段的发展需要。投资亚美能源以来，我们陆续为其引进了在美国煤层气领域具有丰富的开采技术和运营能力的高管。”华平中国一位负责人接受《能源》记者采访时表示：“事实表明，亚美的团队能够借鉴美国煤层气和页岩气开发的先进技术，使产量快速提升，并使生产成本低于同业水平。 ”

产量增长潜力几何

对于一家油气企业来说，资源储量是立足之本，产量是发展的最关键因素。

亚美能源手中的两大煤层气区块未来产量增长如何，是决定其未来业绩的首要因素。潘庄区块于2011年开始进入商业开发阶段，而且是国内迄今为止唯一取得发改委商业开发许可的区块。

马必区块的总体开发方案一期已于2013年11月获得国家能源局的前期批复。据亚美上市资料披露，该项目一期方案涵盖总面积131.7平方公里，建设规模为10亿立方米/年。

在资源储量方面，亚美能源的招股说明书显示，潘庄区块的证实储量（1P）为1079亿立方英尺，马必区块尚无1P储量，其概略储量（2P）为6901亿立方英尺。亚美在这两个区块所占的权益分别为80%和70%。

从目前情况来看，潘庄区块近几年产量增长迅速，而马必区块目前还没有可准确计算的商业产量。那么，两大区块未来的产量增长潜力到底怎样呢？

有业内人士对亚美的两大区块产量前景持谨慎态度。接近亚美能源的某位煤层气产业资深人士对《能源》记者透露说，亚美能源通过改进技术和设施装置，的确使潘庄区块达到了快速增产的效果，但是这种增长方式未来能否长时间保持就比较难说了。

据亚美招股书披露，随着潘庄生产规模的扩大，该区块的成本在逐步下降。2014年12月潘庄区块平均单井日产量2.8万立方米，在全国煤层气区块中处于最高水平。截止2014年，潘庄的单位生产成本从2012年的0.97元/立方米下降到0.31元/立方米。

而受益于天然气价格市场化的改革，潘庄2012-2014年平均销售价格逐年上涨，分别达到了每立方米1.37元、1.49元、1.73元。从2013年开始，亚美已经实现盈利，2013和2014年利润分别达到0.40亿和1.95亿元人民币。由于潘庄区块煤层气产量的不断提升，亚美能源的收入及盈利能力得到大幅增长。

上述业内人士还表示，马必区块比起潘庄区块来说勘探开发难度更大，亚美现在只制定出了一期的总体开发方案，马必区块更全面、更准确的商业产量，以及其增产速度有待验证。

有证券研究机构也认为亚美区块的产量增长存在一定风险。香港证券公司财通国际的研报称，亚美能源未来一两年内的产量可能全部来自潘庄，但其2P储量有限，按2015年预测总产量计，仅能维持约不足13年，产量增产具有一定风险。

亚美的招股书风险提示部分也指出了公司存在的风险，包括：潘庄区块产量增长缓慢、马必区块产量未能提高、煤层气售价未能提高等方面。

上述亚美能源的高管接受《能源》记者采访时回应说，马必区块总面积898.2平方公里，远大于潘庄区块的67.4平方公里，是后者面积的十余倍，其勘探难度和复杂程度自然也是大很多。但从另一方面来看，未来马必区块一旦进入商业化开发阶段，产量规模和盈利水平也很有可能超过潘庄区块。

也有业内人士对此态度比较乐观。一位官方背景的地质勘探专家对《能源》记者表示，亚美所拥有的区块位于中国煤层气资源最富集的沁水盆地，如果总体开发方案研制得当，马必区块也很有可能会成为产业中的黑马。不排除其未来产量仍然保持高速增长的可能。

煤层气产业风险

成也萧何败萧何。亚美受益于煤层气开发而走上了发展壮大并且上市的道路，可是也由于中国煤层气产业一路发展的磕磕绊绊，亚美能源的发展前景也将成为煤层气行业的风向标。

在过去的几年里，中国的煤层气产量几乎每年都少于原先制定的规划目标。今年2月国家能源局颁发的《煤层气勘探行动计划》中指出，到2020年煤层气（煤矿瓦斯）抽采量力争达到400亿立方米。资讯机构安讯思认为，若按目前速度发展下去，实现2020年的开采目标具有挑战。

上述地质勘探专家对《能源》记者表达了国内煤层气产量增长的担忧。他说，美国只用了几年时间就使煤层气产量达到了井喷式增长，但后来就一蹶不振，如今美国的煤层气产量已从高峰期大幅下跌。我国的煤层气产业一直没能达到理想的快速发展期，未来如何还很难说。

安迅思调研多个煤层气开采企业后总结认为，探矿权重叠、勘探不足、地质条件不理想、技术瓶颈、成本倒挂等多个问题，导致了多年来煤层气开采一直不理想。煤层气若要加快发展，仍需政策助力。

而0.2元/立方米的煤层气补贴政策从2007年起就已开始实施的，已经较大地促进了煤层气产业勘探开发的积极性。2012-2014年地面煤层气产量从27亿立方米增长到37亿立方米，复合年均增长率达到17.1%。

对于煤层气的补贴政策，上述亚美能源的高管说道：“我们理解并欢迎国家为扶持煤层气行业发展而实行的补贴和税收优惠政策。我们认为除政府补贴和税收优惠之外，技术的进步、市场化价格改革是推动煤层气产业整体进一步快速发展的重要因素。”

同时，该高管认为，在天然气需求不断增长，基础设施投资增加，开采技术提升，以及中国政府一系列煤层气优惠政策的鼓励下，相信中国煤层气行业的增长将不断提速。

如果说技术和成本是企业自身可控的内部因素，矿权重叠因素则是煤层气企业难以把控的外部难题。煤层气属于国家一级管理矿种，由国土资源部管理，探矿权由国土资源部授予；而煤炭资源开采权则由国土资源部以及资源所在省授予，属于二元管理体制。

煤气化行业前景篇7

关键词：天然气　煤　甲醇　利弊分析

一、天然气制甲醇与煤制甲醇各自的利弊

经济飞速发展的当下，甲醇以及其下游、上游产品的需求量在不断的增加，制甲醇的方法工艺也日渐增多，然而煤制甲醇和天然气制甲醇这两种工艺依旧是最主要的制造生产甲醇的重要工艺手段。这两种生产工艺可以说是各有千秋。本文就从生产工艺、建设成本、生产成本、产品质量以及发展前景对这两个主要制甲醇工艺予以比较。

在生产工艺方面，煤制甲醇总体是一个气化、变换、低温甲醇洗、甲醇合成及精馏、空分装置地过程。煤制甲醇，是以煤和水蒸气为原料生产甲醇，在这个过程中得先把煤制成煤浆，通过加入碱液调整煤浆的酸碱度，使用棒磨机或者球磨机对原煤进行煤浆气化，相比之下球磨机磨出的煤浆粒度均匀，筛下物少，在这个过程中排出的废水中含有一定量的甲醇和甲醇精馏废水 ，这些废水可以充分利用在磨浆水；气化就是煤浆与氧气部分氧化制的粗合成气，在这个过程中会产生CO、CO2等有害气体；接下来是灰水处理；变换的过程就是把CO转化成H2；在这个过程会产生大量的杂质；低温甲醇洗，这一过程是把制的甲醇的硫化物和杂质等脱除；甲醇合成及精馏的过程其实就是把制的甲醇进行再次净化和优化。煤制甲醇工艺整个过程相对于复杂，在生产过程中产生的杂质比较多，操作难度比较大，杂质多就导致甲醇纯度相对比较低，合成的粗甲醇中杂质种类和量都比天然气甲醇多，因此精馏难度也较大。 天然气制甲醇的主要原料是天然气，甲烷是天然气的主要部分，此外还存在少量的烷烃、氮气 与烯烃。以非催化部分氧化、蒸汽氧化等方法进行生产甲醇，蒸汽转化法作为应用最广的生产方法，它的生产环境是管式炉中在常压或者加压下进行的，在催化剂的催化下，甲烷与水蒸气进行反应，生成甲醇以及二氧化碳等混合气体。目前我国主要采取的是一段炉采用蒸汽转化、两段炉串联工艺，可以更高效直接的生产出甲醇。这些工艺手段简单高效，生产过程中不会产生大量的有害物质，清洁燃料莫过于这种生产工艺。

煤制甲醇工艺的建设成本，从以上的制造工艺中不难看出，该种制造工艺复杂，每一道工序需要的设备比较多，成本自然而然会比较高；天然气制甲醇工艺流程相对比较简单，所需设备一般都是高效的质量保证的设备，经过工序少，建设成本不高。

在生产成本上，煤碳的消耗是固定的，它的消耗量也受设备装置和生产工艺的影响，此外煤制甲醇还需要电力的支持。煤炭、电力费用在经济日益发展的当前费用也在日益增加，根据相关部门的数据显示，在煤制甲醇中，甲醇成本在1411元每吨时，原料煤的价格是350元，甲醇成本在1941元每吨时，原料煤价在600元；而在天然气制甲醇的过程中，天然气制造成本一般都在2000元每吨，生产成本一度在2200到2600元每吨左右徘徊，高额的天然气价格使得用天然气制造出来的甲醇价格也一路飙升，再加之国家相关政策的颁布天然气制甲醇的成本在与日俱增。所以以煤为原料生产甲醇的成本都比较低，但是在生产过程由于设备的大量采用，其生产成本也在提升甚至高于天然气制甲醇，但是从最终的产品来看，煤制甲醇的成本还是比天然气制甲醇的低出很多。

在产品质量上不得不提倡使用天然气制甲醇。天然气制甲醇通过一段炉采用蒸汽转化、两段炉串联工艺，把生产过程中产生的一氧化碳等混合气体通过化学转化成无害气体水、二氧化碳，再通过天然气与二氧化碳催化转化，在催化剂催化作用下把生成的一氧化碳转化为碳，继续用于生产过程。这样既减少了二氧化碳的排放量，也提高了甲醇的浓度，提取了甲醇中的杂质，使甲醇的浓度达到一定的高度。而煤制甲醇过程复杂，而且设备精确度不高，产生的混合气和杂质比较多，这就影响和降低了甲醇的纯度，并且也对环境造成一定的污染和煤炭资源的一定程度的浪费。所以在产品质量上，天然气制甲醇的纯度远远高于煤制甲醇工艺。

从发展前景来看，就不得不探讨下煤炭和天然气的存贮量。天然气相对于煤炭资源来说是一种稀缺资源，而且因为地域分布极不均匀。所以国家颁布相关政策，对于天然气制甲醇工艺进行限制，目的就是为了保证天然气的贮存量，不致使天然气因过度使用而消耗殆尽。而对于煤炭来说，国家目前的煤炭资源相对来说还是比较丰富，有原材料的保证，国家倾向于煤制甲醇工业会更多一些。再者，煤甲醇在市场竞争中有价格优势，虽然质量相比与天然气还有一定差距，但是经济技术的开发，只要把相关技术予以改良，煤甲醇的质量会进一步的提升。现行阶段下，煤制甲醇工艺与煤氨装置进行联产，对于生产成本也是一种有效的节约。所以，煤制甲醇产业的发展前景还是比较客观的。

二、天然气与煤炭混合制甲醇发展前景

由于天然气资源的短缺性，以及其甲醇浓度高的优点，与煤炭资源制甲醇原材料丰富和生产效率低污染环境进行有机结合，达到优势互补的效果。例如冬季是供暖的高峰时节，此时也是天然气供求关系最为紧张的时候，此时的天然气供应量并不能满足其实际使用量，所以用40%来填补天然气不足是必然会采取的补救缓解矛盾的措施，这样对于60%天然气负荷使用量的现状也是一种缓解。这样做，可以降低成本提高行业竞争力。天然气和煤气化制甲醇的新鲜气氢/碳比分别在3.0和1.2左右，将二者按照一定比例混合，最佳氢碳比2.05到2.10就会产生，这样做可观的经济效益显而易见，对于天然气和煤气也是一个优势互补的过程。由此看来，这样混合共同制甲醇的发展前景在国内是可观的。

参考文献

[1]李绪华，天然气制甲醇现状及竞争力分析[J]，甲醇生产与应用，2010（2）.

[2]佚名，天然气制甲醇合成气及进展[J]，化工时刊，2007.5.

[3]佚名，煤气化制甲醇工艺流程简述[J] ，中国化工报，2010.6.

[4]宁鲁生，甲醇生产成本，化工，2008.8.

煤气化行业前景篇8

关键词：煤制油　化学原理　应用前景

新型的煤化工主要是生产干净的能源与可以代替石油的化工产品为主，如，汽油、柴油等，它和能源以及化工的技术相融合，能够产生煤炭和能源化工统一化的创新型产业。煤炭的能源化工在未来的发展中会在能源可持续应用过程里充当着关键的角色，并且它对我国避免其他燃料对环境造成污染，减轻我国对进口能源的依靠都有着非常重要的意义。

一、煤制油和煤化工

近几年来，煤变成油经常会出现在人们的生活中，会让人们将科学误认为是迷信。煤变油事实上是煤制油，采用煤作为原材料，通过科学地加工生产出来的产品，这才是真正的科学理论。

从化学的角度来看，煤制油其实是属于煤炭化学中的一个重要部分，被称作煤化工。煤化工和石油化工的化学过程是不一样的。煤化工属于碳一化学部分，将把煤当作原材料，并且将含有一个碳煤气当作原材料来生产相关的多碳型化合物，有的时候还是高分子化合物的加工过程。石油化工是把多碳的化合物通过重新调整、裂化或是合成的工艺方式来得到新型多碳组成化合物的程序。从理论的角度来看，通过石油与天然气作为原材料，在经过工艺而制作出的产品也能够将煤作为原材料，经过煤化工的工艺进行生产。

从能源的安全方面来分析，找寻可以代替石油能源与原材料已经是未来发展的必然趋势。煤炭和石油的化学成分非常地相似，通过一些技术方面的改造就能够产生很大的交集，会变成比较优先研究使用的资源。并且根据我国的实际情况来分析，我国的煤资源要比石油资源多，进口大量的石油，要投入不小的资金，所以，煤制油技术的发展可以在很大的程度上解决这一问题。

二、煤制油的化学原理

煤所含有化学成分里面的氢元素含量是5%，而碳的含量非常高，成品油里面的氢元素含量是12~15%，碳的含量偏低，并且油产品是没有含氧元素的液体燃料。因此，煤制油是经过煤炭添加氢元素或者是添加氢元素之后提取了混合烃的液体油与甲醇。进行煤制油的生产过程里要添加氢元素，从而消耗了很多的氢资源。通常一千千克的煤炭需要添加一百四十千克的氢气，能够生产出六百千克的油制品。现在应用得成熟的方法有两种，一种是通过煤炭来获得甲醇，另一种是通过煤炭来获得混合烃。

1.通过煤炭来制成甲醇的化学原理

1.1煤炭的纯氧化，生成的氢元素与一氧化碳的比例是一比二。

1.2生成二甲醚，或是通过合成气体来获得，反应物中的氢元素与一氧化碳的比例是二比一。

1.3 生成甲醇，由一氧化碳和氢元素反应，而它们的比例是一比二。

1.4 生成乙烯，或是通过合成的气体来获得，而反应物中的氢元素与一氧化碳的比例是二比一。

1.5 通过甲醇来合成丙烯。

2.煤制油的制作原理

煤制油的技术是根据德国化学家的理论为制作基础的，制作煤制油首先就是把煤转变成合成气，也就是一氧化碳与氢气的混合气体，再把合成气体经过高温与高压、催化剂的环境生成混合烃。

三、煤制油应用的前景

在能源比较紧缺的情况之下，我们不得不在战略上选择煤制油的替代方式。煤制油的技术对于解决能源紧缺和石油匮乏的危机有着非常重要的作用。我国对石油的进口数量会超过百分之五十，如果一旦出现石油危机，那么后果将不堪设想。因此，研制出来煤制油的技术，如果在急需石油的情况下，就能够马上开始制作，通过煤炭的原材料来获得石油，就能够渡过难关。

把煤炭制作成石油，在技术的角度来看尽管比较复杂，但是这项技术已经在不断进步。有了煤制油的技术，并且还有了一些生产规模，在石油的价格很高、煤炭的生产费用不改变的情况下，从经济方面来看是非常有实际意义的。采用添加氢的技术方式，大概3.5吨的高质量煤就能够制作出来一吨石油，而这一吨石油生产的成本费用大概是两千人民币。那么，根据质量与体积的计算，如果国际石油价格高于35美元每桶，就能够创造合理的经济利益。

但煤炭与石油都属于不能够再生的资源，煤制油的技术也只可以作为石油能源的补充部分。煤制油技术是使用一种比较少的资源来替代另一种比较缺少的资源方式，从能源的方面来分析，这是一种消耗能源比较高的工程，能源的效率也是很低的，在转化的过程中还消耗了很多的资源。现在，我国的非直接转化的技术，制出一吨的油会消耗四到五吨的煤炭，就算是转换效率非常高的项目也需要消耗三吨高质量的煤。煤制油技术的能源转换效率还不足50%，这就成了负能量的转换方式，是对高质量资源的浪费。实际上，现在世界上煤制油生产的国家里，进行这个项目操作的只有南非，而别的国家也只是停留在研究和实验的部分。煤制油技术也只是进行能源存储以备不时之需的技术储备，并不是真正的用煤来代替油。并且，在煤制油的过程里需要的水资源也非常大。生产一吨的甲醇需要消耗十七吨的水，生产一吨的二甲醚需要先后十四吨的水，生产一吨的煤制油就需要先后5~12吨的水。

四、总结

本文通过对煤制油技术的化学原理与它的未来应用前景进行了分析，发现它和能源及化工的技术相融合，能够产生煤炭和能源化工统一化的创新型产业。煤炭的能源化工在为了的发展中会在能源可持续应用过程里充当着关键的角色，并且它对我国避免其他燃料对环境造成的污染，减轻了我国对进口能源的依靠都有着非常重要的意义。但是在煤制油的技术中也存在着一些弊端，如，需要消耗大量的煤资源和水资源，会释放出一些对环境和空气造成污染的二氧化碳或是二氧化硫等。

参考文献

[1]朱心奇，张运成，煤制油的化学原理及其应用前景[J]，化学教育，2010（6）.

[2]马海龙，栾秋琴，项曙光，我国煤液化制烯烃研究进展[J]，化学工业与工程技术，2008,29（2）.

[3]张玉卓，中国神华煤直接液化技术新进展[J]，中国科技产业，2006（32）.

煤气化行业前景篇9

今日投资个股安全诊断星级：

开滦股份（600997）

事件：

公司公布08年半年度报告，上半年公司实现营业收入47.12亿元，利润总额10.57亿元，归属于母公司股东的净利润6.51亿元，与上年同期相比分别增长了103.75%、233.20%和210.70%。实现每股收益1.16元。

评论：

公司业绩快速推进。业绩超出初期，其中，煤炭采选业和炼焦业分别实现销售收入15.17亿元和34.98亿元，同比分别增长44.06%和122.78%。煤炭采选业和炼焦业的毛利率分别为48.75%和20.99%，同比增加8.98和13.08个百分点。

业务结构继续调整。从2007年开始，公司的炼焦业代替煤炭采选业，成为贡献销售收入的第一大产业，2008年上半年这一趋势继续强化。炼焦业贡献销售收入69.75%，比2007年提高7.15个百分点，同期煤炭采选业的销售收入所占比例则降至30.25%。值得注意的是，煤炭采选业虽然退居第二主营业务，但是该项业务仍然贡献了50.18%的毛利润，是公司利润的最主要来源。

主营业务盈利能力显著增强。08年上半年煤炭采选业和炼焦业的毛利率分别达到48.75%和20.99%，比2007年提高了5.18和10.28个百分点。尤其是焦化业务，由于焦炭价格上涨幅度超过焦煤成本涨幅，盈利水平大幅提高。

外销精煤比例提升，公司综合盈利能力得到保证。2008年上半年公司外销精煤比例由2007年的60%提高到75%。由于洗精煤业务（49.84%）相对于冶金焦炭（24.8%）的毛利率高很多，因此公司综合毛利率由2007年的25.75%提升至31.41%。

主要产品产量稳步增长。2008年上半年，公司生产原煤386.18万吨，同比增加1.33%，生产精煤134.97万吨，同比增加7.12%，外销精煤101万吨，同比大幅增长37.41%。上半年生产焦炭164.1万吨，销量164.39万吨，同比分别增长15.97%和21.76%。上半年生产和销售甲醇3.45万吨和3.58万吨。

主要产品价格和成本显著提升。经过计算，精煤内外销的平均销售价格在2008年上半年为975.71元/吨，同比提升50.84%；焦炭销售价格达到1776.29元/吨，同比提升100.63%。同期，精煤和焦炭生产成本分别为489.42元/吨和1338.19元/吨，同比分别增长25.39%和60.6%。

大力发展煤-焦-化业务。根据公司发展战略，焦化业务将是未来发展的重点。目前公司拥有煤炭产能780万吨/年。全资控股子公司山西中通投资有限公司（控股比例41%）控股的山西介休倡源煤炭有限责任公司负责建设的金山坡煤矿改扩建项目，正处于前期的基础投资阶段，投产还需约2年时间。焦炭项目来自唐山中润焦化一期和迁安中化焦化二期项目，权益产能320万吨/年。为建设煤化工项目，开滦股份拟以公开增发方式募集资金11亿元，分别投资200万吨/年焦化一期工程干熄焦节能改造、京唐港200万吨/年焦化二期项目、20万吨/年焦炉煤气制甲醇二期项目、10万吨/年粗苯加氢精制项目和30万吨/年煤焦油加工项目。

资源+运输优势：肥煤资源储备丰富，属于稀缺煤种。随着钢铁行业高炉大型化趋势的推进，对炼焦用的主焦煤需求量还将大幅增加，高粘结性的肥煤未来发展看好。公司地处唐山市，是我国重要的钢铁生产基地，靠近下游消费企业；同时公司周边公路、铁路网发达，又临近港口，运输条件优越。

焦化业务周期性强，存在产能过剩风险。焦炭业务直接受钢铁行业景气周期影响，行业波动剧烈。今年焦炭行业高度景气，焦炭价格出现飞涨，但是随着钢铁行业的景气回调，同时焦煤价格存在上涨预期，未来公司的焦炭业务不容乐观。

存在风险：

宏观层面：宏观经济发展放缓风险。行业层面：下游行业景气回调，煤炭价格增幅放缓；焦炭业务成本存在较大压力；公司层面：在建项目进度存在风险，公司下半年股票增发存在不确定性。

煤气化行业前景篇10

关键词:燃煤火电厂;工业废弃地;景观设计;生态

燃煤火电厂是利用煤作为燃料生产电能的工厂。中国燃用煤一半以上是烟煤，贫煤次之，无烟煤在10!以下。中国污染物排放量居世界第二的原因是由于国内长期以煤炭为主的能源消费结构所造成的，河北省、山东省等地区在冬季长期形成危害性雾霾天气的主要原因也是由于二氧化硫和烟尘为主的煤烟型大气污染所导致。煤炭的燃烧阶段产生污染，煤炭生产、运输过程及存放过程中以及煤炭燃烧后的灰渣均会造成对环境的二次污染［1］。2013年，北京市人民政府办公厅印发了加快压减燃煤和清洁能源建设工作方案的通知;2014年，北京市完成首钢原厂区热力和生活区电力替代，关停高井燃煤热电厂以及石景山燃煤热电厂和国华燃煤热电厂停机备用;2015年，北京市关停了石景山燃煤热电厂和国华燃煤热电厂;2016年，北京市又关停华能燃煤热电厂，这仅仅是一个开端。另一方面，国际上燃煤火电厂的运行年限一般为40年，目前，建国后建成的燃煤火电厂已经接近或者超过退役年限，如果一座电厂即将退役，那么安装脱硫等尾气治理装置的成本不光是昂贵，也是一种浪费，因此国内的燃煤火电厂即将面临关闭、旧址重新规划的严峻形势。工业废弃地也称为“棕地”。这名称产生是相对于“绿地”的概念。棕地是废弃的、闲置或没有充分利用的工业及商业用地和设施，由于场地自然环境遭到一定程度的破坏，利用率极低，同时大量的工业构筑物及废弃物遗留在场地中，在土地开发和利用过程中，存在着客观上和意想中的环境污染比其他开发过程更为复杂［2］。

一、燃煤火电厂工业废弃地的污染特征

燃煤火电厂工业废弃地的污染除来自燃煤所产生的Hg、Pb、Zn、Ni、Cd、Cu等重金属污染外，还包括溶剂以及一些如砷和铅类的重金属［3］。这些元素通过高温燃烧气化挥发进入烟气，然后随粉煤灰颗粒一起向烟囱运移并逐渐降温，被粉煤灰颗粒吸附，再经冲灰渣水排至贮灰场，其土壤重金属的主要来源是未燃烧尽的粉煤灰及贮灰场的扬尘［4］，这些吸附重金属离子的粉煤灰伴随着燃烧和扬尘不断向厂区周围扩散，逐渐在电厂周围形成土壤中形成污染性的沉淀层。以某燃煤电厂为例，表1所示为某燃煤电厂内的土壤重金属含量，从表1可以看出，电厂周边土壤Cr和Zn含量超高，包括氯化物、硫化物和氧化物等重金属离子，属于交叉污染性质。图1是电厂平面布局以及周边土壤重金属污染综合评价图，从图1可以看出，电厂及周围区域土壤全部处于中度或者重度污染水平。除燃煤电厂周围的地皮，粉尘、污染的水体对周边区域的居民生活构成了直接或潜在的威胁外，高大废弃的设施也严重影响了城市的整体形象。因此，恢复燃煤场地的自然生态景观系统，对废旧工业设施精心设计进行再利用，最大利用此类废弃地自身潜力作为区域经济增长的引擎，从而增加场地与周边社区的联系，提供休憩和娱乐功能［5］。成为此类工业废弃地改造的首要目标。

二、燃煤火电厂废弃地改造技术框架

与其他种类的工业废弃地不同，制定燃煤火电厂废弃地设计措施和导则首先需要关注的是通过治理来稳定土壤的质量问题，对场地所在区域大的环境进行分析评估除了依据遗留设施、场地地形、植被条件、所在区域气候条件外，还要关注场地遗留的潜在污染以及破坏性等元素进行分析。(1)土壤污染分析及治理方案的研究工作。火电厂土壤污染多为交叉性污染，包括酸碱化学品、重金属等。当下主要的修复法包括粉煤灰土壤修复法和生物修复法，相对于传统的化学和物理清除方法，这两种方法运用更为广泛、经济。粉煤灰就地取材方便，对于改变土壤理化性质、提高土壤养分，去废弃，钝化重金属离子有显著效果。在整个工业废弃地的设计策略中，根据土壤污染程度对区域进行分类规划，为了达到水体净化，为植物、微生物再生的基本条件，对于不可恢复性污染土壤常见的方法是对重金属和有毒化合物的进行挖掘进行深埋处理，在其原地铺设了一层新的土壤，以此为喜氮、耐污染的草本植物提供基本生活环境，通过植物吸收、微生物分解降低污染物的浓度及气味［6］。针对污染沉淀而导致的硬质化区域，主要通过长期恢复场地的自然生态功能和和结构，运用生态空间复杂性、适应性逐步恢复成自然生态空间。生物修复法和植物修复法对环境更为友好且长期效果更佳。除利用微生物分解、吸收外，植物的生长吸收地下水的过程中，对土壤中的As、Zn、Cu等重金属污染具有富集和吸收作用，也可用于土壤长期性的生物修复。(2)水体污染程度调研及治理方案的研究工作。水体污染的废水设施污染是发电厂非常严重的问题，主要表现在以下两个方面。第一，早期的燃煤火电厂大多利用渗井、渗坑、裂隙和溶洞排放、倾倒含有毒污染物的废水，污染物伴随着雨水逐步渗透到地下水，进而形成更大面积的污染。随着自然沉降，这些污染物会集聚在水体的底部，形成沉积物，这种水体沉积物是水体多种营养物、污染物的汇和源，是多种污染物在环境迁移中转化的载体、归宿和蓄积库［7］。Zn、Ni、Cd、Cu等污染物在火电厂水体的主要归宿就是这种沉积物，在与底部的泥土结合之后，伴随自然水体的迁移、转化，并对水、土、物产生生态效应导致二次污染或异地污染(污染转移)。第二，发电厂温排水对周围滩地植被、浮游生物、底栖动物造成的影响，其中，余氯对排放区域中的浮游生物有致命的威胁，对其他物种无明显影响，但存在一定的潜在影响［8］。考虑到水体净化的水生植物配置，可以利用植物根系富集和吸收的作用，结合景观效果进行规划。在维持场地水体生态系统的基础上，以净化能力的乡土植物为主，可利用地形形成多级人工净化系统，并对污水进行可控循环，高效率的降低污水中的生化需氧量、悬浮固体、营养物质和病原体，发挥水质净化功能［9］。在尽可能不干扰环境的前提下，引入新的物种，建立新的生态环境，丰富并优化生态系统结构，增加系统的抵抗力，逐步完成水体治理［10］。(3)研究火电厂场地生态恢复应建立在区域背景环境的基础上，遵守生态恢复和自然景观优先原则，提倡生物多样性及异质性。如果原始生态系统未超过承载力的破坏，设计师要尊重现有生态环境，坚持设计生态种植、生态治水、生态保护的理念，在规划设计中尽可能在不影响原生生物生存的前提下，消除对于系统的不利影响。如果生态环境被完全破坏，景观设计师规划设计要结合所在场地的生态安全，对周边生态系统的影响框架下，从整个生态体系的能量流、物质流、信息流等需求来建立新的生态系统。在考虑整个陆生生态系统到水生生态系统结构功能过渡的连续性、适应性时，可通过引入一些新物种用以丰富生态系统。(4)火电厂废弃材料利用与景观再生。工业废弃的厂房、集水池、洗煤场等废弃材料和设施的再利用有两点好处:一是有利于降低景观设计成本;二是有利于以记录场地的记忆和历史内涵，通过修复和保留，从场地历史，人文遗产的角度出发，保持其独特的历史工业环境。比如将具有代表性的工业遗迹改造为场地的标志物，形成整个场地的景观中心等，废旧材料多用在地面、墙体的铺装，或用以填充重污染土壤，比如粉煤灰，再有粗糙的材料能够增加土壤的渗透能力，比如砾石、矿渣等。

三、结语