煤化工示范项目情况和存在问题

煤化工示范项目情况

2.1项目概况

2.1.1煤制油示范项目

2.1.1.1神华鄂尔多斯直接液化项目 1技术路线：直接液化；

2规模：108万吨/年（500万吨/年一期）；

3运行情况：第一条生产线于2004年开工建设，2008年12月工程竣工，2008年12月30日首次投煤试车，打通全流程后经不断试车及改造完善，2010年下半年实现稳定运行，2011年转入商业化生产。目前，年均负荷约85%。项目营业收入为50多亿元，利润9亿元，税费13亿元左右，生产吨油

品需用2.5吨标煤、6吨水，排放6吨CO、2.3千克SO、2.2千克NO、0.68千克粉尘以及少量COD

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和氨氮。

2.1.1.2伊泰鄂尔多斯煤制油项目 1技术路线：水煤浆气化、国内费托合成； 2规模：16万吨/年；

3运行情况：2009年3月建成投产，目前负荷106%，生产油品17万吨，营业收入12亿元，上缴税费3亿元，净利润1.5亿元。全长能效为40.5%，生产吨油品需用3.5吨标煤、13.5吨水，排放6.2吨CO、3.1千克SO、1.2千克NO、0.31千克粉尘以及少量COD和氨氮。

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2.1.1.3潞安集团煤制油示范项目

1技术路线：固定床气话、国内费托合成、尾气制氨，联产IGCC发电； 2规模：16万吨/年，18-30合成氨尿素

3运行情况：2009年7月建成投产，目前负荷约85%，营业收入13亿元，已实现微利。全厂能效为40.0%，生产吨油品需用3.8吨标煤、15.1吨水，排放9吨CO、0.4千克SO、1.5千克NO、1.13

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千克粉尘以及少量COD和氨氮。

2.1.2煤制天然气示范项目 表1 示范项目准入条件要求

表2 煤制天然气示范项目

已生产的大唐克旗煤制天然气项目选址于内蒙古赤峰市克什克腾旗达日罕乌拉苏木锡腾海，建设规模为日产1200万立方米煤制天然气。要求项目2012年具备年产13.3亿立方米天然气的生产能力，2013年年产26.7亿立方米天然气，2014年达到设计年产40亿立方米天然气。大唐克旗煤制天然气示范项目在四个方面取得了技术突破。

一是取得气化技术的重大突破。大唐克旗煤制天然气项目在气化炉型选择时充分考虑到褐煤煤种的特性，通过多次技术论证和炉型比较，将气化炉的工作压力由3.0兆帕提高至4.0兆帕，并增大了炉子体积，此设计属世界首创。

二是开发出可靠的废水处理技术方案。大唐以自有的化工技术研究院为依托，专门成立了废水处理攻关组，在国家科技部的大力支持下，将“碎煤加压气化废水处理及回用技术”列入国家“863”计划，在总结国内外经验的基础上，提出活性焦吸附与生化处理相结合的新工艺，开发出流程短、技术可靠稳定的废水处理新工艺。

三是甲烷合成工艺和催化剂生产技术取得积极进展。大唐集团依托克旗煤制天然气示范项目积极开展科技创新和技术研发，成立了甲烷化成套工艺技术开发和甲烷化催化剂开发与工业示范生产研发组。目前，研发工作已取得阶段性成果。甲烷化工业化试验装置工艺包基本完成；催化剂已完成8000小时稳定性试验，各种技术指标达到国际先进水平。

四是解决了沙基防渗技术难题。专门成立了克旗煤制天然气项目“三场一塘”即“贮灰场、危废填埋场、生产垃圾填埋场、高盐水蒸发塘”系列防渗防污工程建设，重点就“沙漠地区建设蒸发塘的防渗研究”进行专项攻关并取得成果。目前，“三场一塘”已在克旗煤制气项目建成并投入使用。

2.1.3煤制烯烃示范项目 表3 2013我国部分煤制烯烃项目

2.1.3.1神华包头煤制烯烃项目

1技术路线：水煤浆气化、DMTO、聚乙烯、聚丙烯； 2规模：60万吨/年；

3运行情况：2007年5月开工建设，2010年5月建成投产，2011年商业化运行，负荷约为95%，年营业收入57亿元，上缴税收约6亿元，利润11亿元。实际生产全厂能效为33.8%，生产吨烯烃需用5.1吨标煤、32吨水，排放10吨CO2、4.4千克SO2、8.1千克NOX、0.35千克粉尘以及少量COD和氨氮，2014年6月项目竣工验收。

图1 神华包头煤制烯烃项目工艺图

2.1.3.2神华宁煤煤制烯烃项目

1技术路线：GSP粉煤气化、鲁奇MTP、聚丙烯；

2规模：50万吨/年；

3运行情况：2011年投产，2013年商业化运行，2013年生产聚丙烯约45万吨，营业收入57亿元，上缴税费5亿多元，利润约12亿元。项目实际生产全厂能效为31.2%，生产吨油品需用5.5吨标煤、64吨水，排放5.1吨CO、4.8千克SO、41.6千克NO、2.5千克粉尘以及少量COD和氨氮。

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2.1.3.3大唐多伦煤化工项目

1技术路线：壳牌粉煤气化、鲁奇MTP、聚丙烯； 2规模：46万吨/年；

3运行情况：2012年投产，试运行

2.2项目运行情况总结

2.2.1验证了关键工艺技术的可行性

“十一五”建设的首批煤炭深加工示范工程打通了工艺流程，实现了连续稳定运行，具有一定的经济效益，验证了关键工艺（大型煤气化、气体净化、甲醇制烯烃、甲烷化、直接液化、费托合成等）、技术和装备的可行性，为今后煤炭深加工产业规模化发展打下了基础。

2.2.2验证了经济效益的可行性

“十一五”示范项目投产后，煤炭产能过剩造成煤价较低，而石油、天然气等清洁能源价格维持高位，现代煤化工的效益高于石油化工，也优于发电。

2.2.3验证了煤化工的环保优势

实际运行数据表明煤化工是比直接燃煤和火电更清洁的煤炭利用方式。煤化工装置的污染物排放主要来自于配套的热电站锅炉排放。

表4 煤炭利用方式的环保比较

2.3项目存在的问题

2.3.1主要技术指标有待进一步提高

为降低技术风险，首批示范项目重点验证大型煤气化、煤加氢、费托合成、甲醇制烯烃等关键单元技术的可行性，对技术集成、系统优化以及环境保护方面的考虑不足，主要技术指标还有较大的提升空间。

因此，可在现有基础上开展升级示范项目建设，通过提高规模效益，提高单项技术参数，优化换热和用水网络，加强化工装置与公用工程的匹配，改善污染物治理措施等途径进一步提高产业技术水平，主要是能效、煤耗、水耗等方面。

2.3.2须重视工程问题，提高设计建设水平

首批示范项目建成后，均经过1-2年的试生产阶段，在进行多次消除缺陷和技术改造后，才逐步实现连续稳定生产。实际生产数据往往与设计值存在差异。也碰到一些问题：如煤的腐蚀问题，部分装置低于设计能力的问题，浓盐水排放，超大型项目建设施工设备制造等方面的问题等。通过首批示范项目的实施，企业积累了大量经验和教训，不断对原有设计和建设工作进行校正，提高了工程设计、建设和运营水平。

2.3.3迫切需要继续提高环保水平

煤化工项目多建设在西部地区，当地环境承载力差。2011年，国家重新修订了火电厂大气污染物排放标准，对水污染物治理也提出更高要求，首批示范项目与新的标准和西部严格的环境要求相比还存在较大差距，迫切需要采取新的减排技术和措施，妥善处置污染物排放，提高产业环保水平。

图2 煤制天然气项目三废排放