煤气化工艺论文大全11篇

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中图分类号：TF526+.4文献标识码： A

一、煤气化技术的选择

煤气化是煤化工的龙头和基础，在相当程度上影响煤化工项目的效率、成本和发展。我国从70年代开始，先后引进了鲁奇、德士古、壳牌等技术，国内各大专院校和科研院所联合相关企业在引进技术消化吸收的基础上开发了各种不同特色的煤气化技术，取得了长足进步，有些技术指标已经很先进，但核心技术没有大的突破。

与鲁奇气化技术相似的有常压固定床和熔渣气化BGL等；与GE气化技术相似的有四喷嘴对置炉、清华炉等；与壳牌气化技术相似的有GSP、航天炉、五环炉等；与熔渣流化床技术相似的有灰熔聚炉等；与非熔渣流化床技术相似的有TRIG炉以及正在发展的褐煤提质炉等。煤气化技术是一个复杂的技术组合体，涉及到煤炭科学和煤炭化学，材料科学和材料应用科学，工程设计和装备制造。而工厂的组织和管理是确保煤气化装置正常运行的关键。煤气化技术的发展应在提高转化率和煤种适应性上下功夫。积极开发和研究对高水分、高灰分、高硫分低热值的低阶煤的高效转化利用。应以碳转化率、冷煤气效率、单位一氧化碳加氢气气化岛投资、氧耗、电耗、水耗、等综合能耗指标来评价煤气化技术的相对优劣。另外煤气化技术的安全性、清洁性、可操控性和检修维护费用的高低也很重要。选择什么样的煤气化技术很关键。目前世界上还没有万能的气化炉或气化技术，各种煤气化技术都有其优缺点，都有一定的适应范围。因此，在选择煤气化技术时，要结合自身实际情况，也就是使用的煤种，中间和最终产品，地域的环境和水资源状况等进行综合分析。尤其要对煤的性质要有足够的了解，选择最适合自己的煤气化技术。选择本身就是个困难的过程，择其利而避其害很不容易，一定要慎之再慎。这方面成功的例子不多，反倒是教训不少。尤其是在煤化工产业大力发展，装置不断大型化，产品更加多元化的时候，煤化工技术的选择尤为重要。因此对煤气化技术来说，没有最好的，只有最适用的。

二、传统煤气化的出路

传统煤化工产能过剩严重，结构调整是未来发展趋势。传统煤化工包括煤炼焦产业链、煤经合成氨制化肥产业链以及煤经电石制PVC产业链。由于技术门槛较低，国内传统煤化工行业产能过剩较为严重，综合经济效益不好。只有个别企业和石油化工关联度较高，产品新型、多样的发展生存的较好，但仍然面临产能过剩，竞争加剧的格局。

10多年以来，焦炉煤气的加工一度是煤化工的亮点，但最近也因焦炭市场疲软导致气源不足，面临装置开工不足的困境。最近针对低阶煤的开发利用，国内外科研院所和相关企业做了很多工作，有不少炉型和技术正在示范和建设。最近几年，以合成氨、甲醇、聚氯乙烯等为代表的传统煤化工产品重复建设也很严重。这说明绝大部分传统煤化工还没有摆脱只靠上项目求发展的思路。不过也有一些传统煤化工企业这几年的精力主要放在了技术创新和技术集成上。通过努力，合成氨装置的能力提高了，综合能耗下降了，装置的自动化水平和本质安全度大幅提高，废水实现了综合利用，废气实现了达标排放。这些企业的实践告诉我们，只要做到控制产能、淘汰落后工艺、合理利用资源、减少环境污染，传统煤化工产业同样大有前途。

三、新型煤化工的核心

1、严格的指标体系

新型煤化工是属于技术密集型和投资密集型的产业，应采取最有利于提高经济效益的建设及运行方式。新型煤化工的发展要坚持一体化、基地化、集约化、大型化、新型化，真正转变经济增长方式。

进入“十二五”以来新型煤化工发展迅速，目前国家有关部门共收到全国各地上报的煤化工项目104个，如果申请项目全部在“十二五”期间开工建设，投资规模将高达2万亿元。将形成更大范围的资源浪费和产能过剩。目前，新型产品煤化工多集中在煤制油，煤制烯烃，煤制天然气，煤制乙二醇等项目上，还是传统的老观念，只注重了产品的市场需求而忽略了资源和能源的高效清洁转化和利用。我们不应该简单地以产品来划分新型煤化工与传统煤化工。新型煤化工的概念不能仅仅只是新的煤气化技术；也不仅仅只是煤制油、煤制烯烃、煤制天然气、煤制乙二醇这几种煤化工产品；我们更不应简单地以装置规模为准入门槛，而应有严格的指标体系。

这一指标体系应包括以下要素：资源的清洁高效转化和利用，优先使用劣质资源就地加工转化，选用先进、适用、可靠的煤气化技术，环境友好，产生的污染物少，且容易处理和回收利用，装置规模、技术经济合理。

煤化工技术的核心是煤气化，所以应优先就气化岛构建指标体系。气化岛不论采用的是什么煤气化技术，应相对比较其单位一氧化碳加氢气综合能耗和单位一氧化碳加氢气投资这一指标，当然，污染物排放达标和资源的综合利用也应是高水平的。

2、原料的选择

气化岛比较完成后，应根据其最终产品和工艺路线比较其最终的资源、能量转化效率和二氧化碳排放量。发展的最终产品是为替代能源和石化产品的煤化工路线，不应该以牺牲优质煤炭为代价。

原料的选择以低阶煤为主，能量转化效率高，最终消费品二氧化碳排放少。应优先进行示范装置的建设，不应大规模冒进。只有在煤炭的清洁高效转化和利用技术上有所突破，才算得上是真正的新型煤化工。

结束语

我国是世界上最大的发展中国家，但是我国的石油资源相对比较匮乏。为了满足国民经济发展的需要，我国的石油大都是依托从其他国家进口，因此，深入了解新型煤化工的核心，加大煤化工技术的开发与研究，充分利用好我国丰富的煤炭资源，这些对于我国的经济发展具有很大的现实意义。同时，注意煤化工所带来的诸如资源或者环境等方面的负面效应，在煤化工业的发展中，尽量降低其所带来的风险，虚心学习发达国家的先进技术，取长补短，合理定位，并从我国实际国情出发，使得煤化工业真正为我国的经济发展和社会的长治久安注入更强的动力。我们有理由相信，煤化工在我国将拥有广阔的前景。

参考文献

[1]雍永祜. 中国煤化工发展的思考[J]. 煤化工,2007,05:1-8.

[2]王基铭. 中国煤化工发展现状及对石油化工的影响[J]. 当代石油石化,2010,06:1-6+49.

篇（2）

引言

化工行业发展的历史久远，种类繁多，生产的工艺技术含量也愈加高，但是化工行业生产材料本身的性质，使得生产过程中会产生许多污染物质，为保护环境增加了困难[1]。煤化工是以煤炭为原料进行化学工艺处理，在这一化学反应过程中会产生一些气态的、液态的、固态的产品以及副产品，在此基础上进行深加工，会进一步转换成化工产品和能源。煤化工产品在我们的日常生活中非常普遍，例如液化气、洗衣粉、衣服布料等都是煤化工的产物。

一、煤化工行业的发展现状

煤化工行业是我国煤炭产业链中的一个重要环节，是能源供给的重要来源之一。近年来，随着我国对能源需求的增加，煤化工产业迎来了巨大的发展机遇。生态环境保护是当今世界的一个共同主题，而解决好煤化工行业的环境保护问题是煤化工行业的重要课题，强化节能减排，创建资源节约型、环境友好型企业则是煤化工行业的发展方向，也是我国经济发展的一大趋向。只有勇于探索，不断进行行业技术革新，才能实现煤化工行业的可持续发展。

（一）传统煤化工的发展现状

传统的煤化工产业是我国国民经济的一项支柱产业，我国的合成氨、焦炭等化工产品的的产量是全球最高的，广泛应用于农业、工业的各个领域。随着经济社会的不断发展和科学技术日新月异的变化，传统煤化工产业受到了巨大的影响，特别是我国环境保护意识的加强使日益落后的传统煤化工产业面临着巨大的挑战。

（二）新型煤化工的发展现状

新型煤化工主要包括煤制烯烃、煤制油、煤制天然气、煤制乙二醇等，我国新型煤化工的发展目前仍然处于起步阶段，其主要包括的技术有空分技术、气化技术、合成技术等[2]。虽然新型煤化工产业的发展时间还不长，但是基于传统煤化工产业的资源和经验的支持，在我国“十一五”期间得到了较大的发展，取得了煤化工领域的世界性突破，在全球首次实现了煤基路线烯烃的生产。

二、煤化工产生的环境问题及对策

（一）煤化工产生的环境问题

煤炭中含有无机物和有机物，在煤化工的气化、焦化、液化的过程中，会产生废气、废水、废渣等很多废弃物，这些废弃物会污染空气、土壤以及水资源。煤化工的流程比较复杂，在生产过程中会不可避免地产生一些环境污染的问题。例如，在焦化时，装运煤炭的过程会产生粉尘污染，这些在户外产生的粉尘很难实现收集利用，它们飘散在空气中，会损害到附近作业人员的身体。在炼化过程中，会产生有毒气体和废水，虽然经过了澄清和分离之后再排放，但是仍然含有有害的残留物，很难彻底清除。气化是将固体燃料和液体燃料在气化剂的作用下合成能源的一个过程，在气化的过程中也会产生不同程度的污染。相对来说，液化的过程产生的废气物较少[3]。

（二）对策

在生产过程中，如何保护环境，归根结底需要减少污染物的排放，同时加强对污染的治理。因此，除了在煤化工的污染物排放上下功夫外，还要在各个环节上加强预防和治理，最好能从循环利用的角度出发，加强回收利用，努力变废为宝，重要不仅能减少环境污染，还能节约能源，增加效益。

创建环境友好型产业可分五个阶段：源头预防阶段、过程控制阶段、污染治理阶段、循环利用阶段、环境管理阶段。源头预防是指保证煤化工生产达到一定的清洁标准，从源头上就开始防治污染。过程控制则是在生产过程中对产品、半产品、副产品以及废弃物进行监测，在保证产品质量的同时，使排放的废弃物符合排放标准。污染治理阶段仍然是一个很关键的环节，要求煤化工排放的废物符合国家规定的指标，为后面的循环利用环节奠定基础。循环利用阶段是至关重要的一环，在这个阶段主要是将物质流、水流和能流整合，经过处理并合理利用，使整个生产环节实现系统的有机循环，这样既做到了节约成本，又实现了环境保护的双重目的[4]。环境管理阶段除了管理排放物、产品和流程外，还要培养和管理工作人员的环保意识，加大节能减排、低碳生态的宣传。

三、煤化工生产工艺节能减排技术分析

（一）煤炭高效洁净利用的化工技术

加强研究煤炭加工、燃烧、转换和污染控制等化工技术，加大对煤气化、液化、气化联产技术等洁净煤利用的核心技术研发，推动多种煤炭转化技术开发，通过对化工和热工过程的集成优化，实现煤基多联产，同时，获得脂肪烃、芳香烃等多种高附加值的化工产品和气体燃料、液体燃料、电等多种洁净的二次能源，既达到低污染排放，又使化工产品或清洁燃料的生产过程耗能更低，使煤炭资源达到梯级综合性利用，为洁净煤产业提供技术支持。

（二）煤焦油深度加工及产品多元化技术

对于煤焦油加工工艺落后、环境污染严重、加工深度不够等一系列现实问题，要进一步加强分离技术研究，加快新技术的转化应用，延长煤焦油加工产业链条，向精细化工、医药等方面的高附加值深加工产品方面发展。研究采用冷热流体换热、低温减压蒸馏、多级循环水、热量回收利用等新技术，降低煤焦油加工中的能源消耗量。加强研发焦油加工过程中产生的废弃物的处理技术。

（三）煤层气、焦炉煤气洁净转化及优化利用

加强研发煤层气化工技术，推进煤层气非催化转化制甲醇技术，完善煤层气转化制合成气技术。开发煤层气生产合成氨及其相关产品、合成油及甲烷氯化物等有机化学品、合成甲醇及其下游产品，以及煤层气深加工技术的研发。通过对脱硫、脱氰、除尘等焦炉煤气洁净利用技术革新，推进焦炉煤气制备天然气工艺创新，集净化、合成、分离为一体的工艺，以及焦炉煤气高温热裂解制氢与部分氧化重整制氢技术，焦炉煤气用于生产化肥、甲醇及其衍生物化学品技术。

（四）现代化工过程强化新技术及其节能环保新技术

以改造生产设备、降低能耗、减少污染、资源回收为目标，结合煤化工的特点，加强研究化工过程强化技术，一是开发新型反应器、热交换器以及新型塔板等化工装备技术。二是强化生产工艺过程，如反应和分离的耦合、分离过程的耦合，研究推广煤化工过程的新技术、新工艺，从而实现节能、环保的目标。

四、结语

综上所述，煤化工是我国的一项支柱性产业，与我们生活密不可分，煤炭化工行业在生产出大量的工业和生活产品的同时，也造成了很大程度的污染，给我国脆弱的生态环境增加了很大的负担，为生态环境保护带来了极大的压力。因此，在煤化工产业快速发展的同时，怎样解决好环境污染问题，从而实现经济发展与环境保护同时进行，成为了当前的重要课题。按照科学发展的要求，促进煤化工行业的可持续发展，实现经济发展与环境保护的双赢，努力创建资源节约型和环境友好型的煤化工产业。

参考文献

[1]张国恩.发展循环经济，努力实验煤炭企业的可持续发展[J].破产保护与利用，2009，100（5）：4-6.

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关键词：余热回收；螺杆膨胀机；实例分析

Key words： waste heat recovery；screw expander；example analysis

中图分类号：TM617 文献标识码：A 文章编号：1006-4311（2013）11-0085-02

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作者简介：范刚（1993-），男，湖北孝感人，郑州大学化工与能源学院2010级本科生，过程装备与控制工程专业；（1991-），女，河南开封人，郑州大学化工与能源学院2010级本科生，热能与动力工程专业；王留阳（1991-），女，河南南阳人，郑州大学化工与能源学院2010级本科生，制药工程专业。

0 引言

针对一些低品位的能源，比如蒸汽，汽水混合物，如果直接排放掉的话，会造成能源的浪费，而这些工况不够稳定的低品位能源用汽轮机来发电的话还是比较浪费，所以就需要开发一种新的方法，将这些低品位的能源来进行回收利用。本文介绍了螺杆膨胀机回收化工、冶金、建材和电力等行业中所产生的余热资源的回收利用，在生产安全的前提下，将这些余热资源再次利用，不仅提升了能源的利用效率，还达到节能的目的。

1 现有余热蒸汽回收发电技术的比较

现有主要的余热发电系统根据利用方式一般分为两种：单循环系统、双循环系统[1]。两种系统比较如表1。由表1可知，目前的余热发电利用技术均存在不同程度的缺陷。

2 基于螺杆膨胀机的新型高效余热发电系统设计

本蒸汽余热梯级回收发电系统对蒸汽的回收主要分为两个阶段：

第一阶段中，将余热蒸汽直接通过螺杆膨胀机，使其膨胀做功并带动发电机发电，利用过的蒸汽通过排气口排出；第二阶段中，第一阶段中排出的乏汽与低沸点工质换热，使低沸点工质吸热沸腾为蒸汽，再将该蒸汽引入螺杆膨胀机进行做功，并带动发电机发电。

3 系统的应用实例计算

在煤气化行业中，煤气化后出口煤温一般在600℃左右，之后采用间接水循环冷却方式需要将其冷却后储存，这样就使得一部分水在冷却高温煤的过程中获得热量，并转变为大量约100℃～200℃的蒸汽，使得很大一部分热量在冷却塔中流失，既造成了能源的浪费，水资源的浪费，同时又对环境造成了热污染。

据调查，河南某煤化工有限公司现有一处放散蒸汽热源，蒸汽压力0.8MPa（全文均为绝对压力），温度170℃，流量为50t/h。基于如此大量中温的余热蒸汽源，本论文设想通过运用本系统的基于螺杆膨胀机发电的低温余热梯级利用发电方式回收这部分热量，发出的电可并入企业的电网直接利用。

3.1 系统方案

3.1.1 已知参数 本文主要是针对煤气化余热蒸汽源的余热发电利用，发电系统的基本设计参数如下：①第一阶段进口蒸汽参数：压力：0.8Mpa，蒸汽温度：170℃蒸汽流量：50t/h。②第二阶段：蒸发器中蒸汽的进口温度为111℃，蒸汽流量30t/h。冷却水温度取当地环境年平均水温：25℃。

3.1.2 技术方案 本文提出的发电系统分为两个阶段：第一阶段中，蒸汽直接进入螺杆膨胀机机组，并膨胀做功带动发电机发电，发电机发出的电能，由电站厂房内的同期开关并网，通过电站侧联络开关输送至380V母线。第二阶段中，阶段一中排出的利用后的乏汽通过换热器将低沸点有机工质R141b加热蒸发，得到高温高压蒸汽，再由高温高压蒸汽来推动螺杆膨胀机做功发电，从而利用未被阶段一完全利用的蒸汽余热发电。此阶段发电机发出的电能，亦由电站厂房内的同期开关并网，通过电站侧联络开关输送至380V母线。（图1）

此方案对工厂的煤气化工艺不会产生任何影响。此发电系统装置结构紧凑，在现有厂房的基础上比较容易布置。同时，可实现全自动无人值守。

3.1.3 设备选型 本节主要参照查阅相关的设备选型手册，根据余热利用发电系统的已知参数计算出系统设备的各项设计所需参数，从而选择适合本实例的相关设备。

①系统第一阶段的发电系统。设计将50t/h的富余蒸汽直接进入三套螺杆膨胀发电机组（并联安装）。经初步计算，可装机3套×900KW的螺杆膨胀发电机组，额定发电功率为3×830kw。

1）螺杆膨胀动力机设计参数（单台）

进汽压力：0.7MPa；进汽温度：167℃；

进汽流量：16.7t/h；排汽压力：0.12MPa；

排汽温度：111℃；排气干度：0.94；

额定功率：830KW；机型：SEPG500-900-2400-1.65-C。

2）方案主体设备清册（表2）

②系统第二阶段的发电系统。第二阶段的螺杆膨胀机有机朗肯循环发电系统设计方案中，主要设备有：预热蒸发器、螺杆膨胀机、冷凝器、发电机、储液罐、工质循环泵、冷却塔以及相关的泵、管道、阀门等。本文主要针对系统的主要设备加以选型，设备的选型结果见表（表3）。

3.2 系统的具体效益 系统每年按照工作8000h计算，在此项目中本系统的节能及经济效益分析如表4所示。

由上表可知，该系统运行一年可为企业发电2043.2 万KW・h，年发电效益为1021.6万元/年，年节约煤量为7151.2吨，每年可减少排放15447吨。与目前将余热蒸汽通过汽轮机直接发电的技术相比，本系统每年可多发22.2%的电能。

综上所述，本系统提供的余热发电解决方案，采用先进的螺杆膨胀发电技术和完善的技术方案，在减少企业热污染的同时提高了企业能源的利用效率。因此该解决方案是非常适宜的。本期技改工程在原有厂址内建设，因此可达到投资省、速度快和效益高的效果，该工程项目是可行的。

4 结论

螺杆膨胀动力发电机余热梯级回收发电系统可充分利用余热余压资源，将其转换为动力发电或直接带动工业中常用水泵或风机，有效节约了能源，减轻了污染。对于国民经济的可持续发展、走能源节约型的发展道路意义重大。

参考文献：

[1]张大海，魏新利，孟祥睿等.低温余热发电有机朗肯循环工质选择[J].广东化工，2011，38（9）：152-153.

[2]蒋祥军，胡达等.采用螺杆膨胀动力机技术有效降低发电厂的厂用电率[J].热力发电，2006.

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“十二五”节能减排综合性工作方案

油田注水系统节能经济运行的研究与实践

氯碱行业“十一五”节能减排回顾及“十二五”展望

节能型水溶液全循环尿素生产技术的开发与应用

莫尔液节能环保技术

采用燃气发电技术充分利用电石炉炉气

实施综合改造实现节能目标

冷却系统空冷器的节能改造

热泵技术在辽河油田欢三联合站原油加热中的应用

氯气液化装置的安全生产与节能

酮苯脱蜡脱油联合装置的节能改造

永胜能源化工以技术支撑节能减排

推行成本精细管理的实践与探索

推行系统优化和管理实现炼油厂节能降耗

国外节能服务体系建设经验及启示

油气田温室气体排放测试与评估方法

第二届石油和化学工业节能技术交流大会即将召开

沧州大化节能减排工作受河北省委省政府表彰

《石油和化工节能》征稿启事

国务院关于进一步加大工作力度确保实现“十一五”节能减排目标的通知

国务院召开全国节能减排工作电视电话会议

炼厂节能技术和系统全局综合优化方法

油气田生产企业的能耗对标分析

胜利油田孤东采油厂用能现状分析及对策

节能环保的仪表电伴热系统

增效节能型流量计的原理及应用

乙二醇蒸气喷射泵节能新技术

油田35kV变电所何时可投单台主变

聚乙烯醇车间醋酸系统能量优化

100万吨/年重油催化裂化装置节能分析

中原石化裂解炉的综合节能

合成氨脱碳系统的节能改造

中国海油提前完成“十一五”节能减排目标

双星集团闯出节能减排新路子

日本百年节能史及其对中国节能的启示

专利信息

独山子石化实现甲醇利用回收废气生产

晋煤集团煤化工再获重大突破

第九次石油和化工节能论文征集与评选启事

国资委关于印发《中央企业节能减排统计监测报表》的通知

中国-印尼第三次能源论坛举行

国家发改委关于降低成品油价格的通知

环保部确定今年节能减排重点

山东将实行节能产品强制采购

固定床煤气化工艺的节能技术措施

濮城油田油气集输系统优化改造项目的节能评价

游梁式抽油机电动机配套选择模板研究

水动风机冷却塔节电技术

溴化锂机组低温余热制冷技术

芳烃加热炉节能减排技术应用

谐波污染与无功补偿装置改进治理效果分析

燃气加热炉在铝粉装置节能改造中的应用

甲醇系统三塔精馏的优化运行

平衡18万吨合成氨综合节能项目节能测算

依靠管理和技术创新推进企业节能减排工作

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[中图分类号] TQ54 [文献码] B [文章编号] 1000-405X（2013）-7-266-1

0引言

重工业是支撑国民经济的基础产业，其中化工行业发展的历史久远，种类繁多，生产的工艺技术含量也愈加高，但是化工行业生产材料本身的性质，使得生产过程中会产生许多污染物质，为保护环境增加了困难[1]。而煤化工行业，则是以煤炭为原料的，经过化学工业的处理，过程中产生的各类物质以及副产品的工业，在化学反应过程中可能产生的气态的、固态的以及液态的产品或半产品都是煤化工产业的经济效益来源，在此基础上，再进行深加工，进一步转换成化工产品以及能源等。煤化工产品在我们生活中的应用很多，日常生活中的燃气、液化气等等很多都是煤化工的产出物。

1煤化工行业的发展现状

煤化工行业是煤炭产业链中的一环，是承接着煤炭和化工生产的中间环节，也是我国现今市场中能源供给的重要来源。随着对能源需求的不断上升，对煤化工产业的发展提供了巨大机遇的同时，也提出了更多的要求。

1.1传统煤化工的发展现状

传统煤化工产业是我国国民经济的重要支柱，一直以来，我国在合成氨、焦炭等传统化工产业产品的生产中都为世界产量最高，被广泛应用于农业、钢铁锻造和建筑建材以及轻工业等。但是金融危机以后，对传统煤化工产业产生了不小的影响，而环境保护意识的加强和新兴技术的发展也使得产业结构落后的传统煤化工面临巨大的挑战。

1.2新型煤化工的发展现状

我国新型煤化工的发展时间并不长，仍然处于起步阶段，只建设了一些示范单位。新型煤化工的内容主要包括煤制烯烃、煤制油、煤制天然气和煤制乙二醇等，其主要包括的技术有空分技术、气化技术、合成技术等[2]。新型煤化工产业虽然是个年轻的产业，但是因为“站在巨人的肩膀上”，基于我国传统煤化工产业的资源和经验的支持，在“十一五”期间得到了长足的发展，并取得了世界范围的煤化工领域内的突破，首次实现了煤基路线烯烃生产，相信在日后的发展中，在得到更广泛应用的同时也会有更高层次的突破。

生态发展和环境保护是当今世界共同的时代主题，保证煤化工行业健康、无污染、可持续的发展是煤化工行业的发展方向，节能减排，创建资源节约型和环境友好型“两型”企业是国际经济发展的方向，更是中国经济发展的政策要求。只有不断进行技术创新，勇于探索，才能实现煤化工企业的快速良好的发展。

2煤化工行业产生的环境问题

煤炭是由有机物和无机物共同构成的，在煤化工生产的焦化、气化、液化过程中，都会产生大量的废弃物，包括废气、废水、废渣等，排放的废气物对空气、土壤以及水资源都有较大的污染。而煤化工工业的流程复杂，设备相对石化也并不甚完善，在回收环节时无法做到尽善尽美，不可避免地会产生环境问题。

在焦化时，装煤和运送环节产生粉尘，因为在户外作业，较难实现收集和除尘，直接飘散在空气中，对作业人员的身体带来很大的损伤，而炼化过程中产生的有毒气体和废水，经过澄清和分离后排放依旧有残留，因为成分复杂，工艺繁复，投入资金多，很多煤化工企业的投入也不到位。

气化主要是将固体的燃料和液态的燃料在气化剂的作用下合成能源的过程，气化后的煤渣和有害气体的产生是不可避免的。相对来说，液化的过程产生的废气物较少[3]。这些生产过程中，产业链上出现的问题是环境污染的重要来源，也是煤化工企业保护环境头痛的环节，至今尚未找到较好的解决问题的方法。

3对策

保护环境归根结底是治理污染，只有从源头上切断污染环境的“罪魁祸首”，“斩草除根”方能一劳永逸，永绝后患。因此，除却在煤化工的废物排放上下功夫之外，最主要的是在各个环节上，预防和治理相结合，从循环利用的观念出发，变废为宝，一方面有效减缓了环境污染的问题，另一方面也为煤化工行业增加效益。

循环利用，创建环境友好型产业，分为五个阶段，即源头预防阶段，过程控制阶段，污染治理阶段，循环利用阶段，环境管理阶段。

源头预防即是保证煤化工生产时要达到一定的清洁标准，从源头开始防治污染。而过程控制阶段则是根据相关规定，在生产过程中对产品、半产品、副产品以及废弃物进行实时监测，一方面保证了产品的质量，另一方面也使得需要排放的废气物符合清洁和环境承受力的排放标准。污染治理阶段是关键的一环，在此过程中，要求煤化工产业排放的废物在国家规定指标之内，方便后期的环境管理环节，也为后面的循环利用环节打下良好的基础。而循环利用阶段是所有环节中的重中之重，这一阶段主要是将整个生产过程中的物质流、水流、能流进行整合，经过处理后得到合理的利用，合理资源的配置，形成整个生产环节的循环，做到即节约成本又能实现环境保护[4]。最后的环境管理，除却对排放物和产品以及流程的管理，还有对人员的环境保护意识的培养和管理，加大环境保护、节能减排、生态低碳意识的宣传。

4结语

综上所述，煤化工是我国重点发展的产业，也是我们生活中密不可分的工业，但是不得不注意到的是，煤炭化工行业在生产出大量产品的前提下，也产生了很多污染物，对越来越脆弱的环境增加了负担，与生态环保的时代主题不相符合，所以，在大力发展煤化工产业的同时，如何解决污染问题，实现经济发展与环境保护两全的发展模式，是当务之急。按照科学发展的要求，适度地发展煤化工行业，促进煤化工行业的可持续发展，实现经济发展与环境保护双赢和社会的和谐稳定，创建资源节约型和环境保护型的“两型”煤化工产业。

参考文献

[1]张国恩.发展循环经济，努力实验煤炭企业的可持续发展[J].破产保护与利用，2009，100（5）：4-6.

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1 煤化工概述

煤化工是指以煤为原料，经过化学加工使煤转化为气体、液体和固体燃料以及化学品的过程，并生产出各种化工产品的工业，简称煤化工，主要包括煤的气化、液化、干馏以及煤焦油加工和乙炔化工等。

煤化工开始于18世纪后半叶，19世纪形成完整的煤化工体系，第二次世界大战后，由于石油化工发展迅速，石油和天然气成为很多化学品的生产原料，煤化工的在化学工业中的地位被削弱了。20世纪70年代末以来，由于中东石油危机，世界经济大国开始重视能源消费结构的调整，进入21世纪后，国际社会对控制温室气体排放呼声日渐高涨，使煤炭的高效和低碳化利用得到越来越多的关注，煤化工再度成为化工产业的发展重点。

现代煤化工也称新型煤化工是指以煤气化为龙头以一碳化工技术为基础，合成、制取各种化工产品和燃料油等，包括煤制油，煤制烯烃，煤制二甲醚，煤制甲烷气，煤制乙二醇等，大多属于现有石化产品的替代品，目前尚处于发展初期。

2 我国煤化工产业的现状

经过几十年的努力，我国煤化工产业取得了长足发展，正逐渐从以焦炭、电石、合成氨为主的传统煤化工向石油替代品为主的现代煤化工转变。这有利于推动石油替代战略的实施，保证我国的能源安全，实现能源多样化，促进后石油时代化学工业可持续发展。

煤化工行业的发展对于缓解我国石油、天然气等优质能源供求矛盾，促进钢铁等相关产业的发展发挥了重要的作用。但是，以煤为原料的煤化工行业在短短几年内迅速升温，全国各地拟上和新上的煤化工项目不断增多，项目规模大小不一。我国煤化工过热的突出表现就是“逢煤必化”。为谋求把资源优势转化为经济优势，几乎所有煤产地甚至煤炭调入地区都要大力发展煤化工，煤化工“大干快上”的势头正在不断谋划。其中，晋蒙宁陕疆等资源型省区甚至纷纷出台了煤化工扶持政策，以期成为当地经济转型升级的重要依托。

国家发改委曾经在2006年7月、9月，2008年10月三次紧急叫停煤化工项目，但国内煤化工产能仍然增长迅速。规划将煤化工打造成支柱产业的省份接近20个，其中不乏一些煤炭资源调入大省和一些已被国务院确立为“资源枯竭型转型城市”的地区。2009年9月底国务院批准并转发了十部委上报的 《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》，明确提出今后3年原则上不再安排新的现代煤化工试点项目。然而，仅仅相隔十几天，国内煤化工投资规模就被刷新。10月19日，山西安泽县总投资102.5亿元，项目包括300万吨甲醇、200万吨二甲醚，目标是成为全国最大的煤化工项目。11月3日神华集团与美国陶氏化学公司合建的煤化工项目在陕西榆林奠基，项目一期计划投资100亿美元，将形成年产332万吨甲醇、122万吨甲醇制烯烃生产能力，目标是成为世界单体最大的煤化工项目。另外，中电投集团两大煤制天然气项目相继开工建设，总投资额超过500亿元。中煤能源集团有限公司除鄂尔多斯300万吨二甲醚外，还计划全力进军煤制烯烃、煤制天然气等煤化工细分产业。此外还有神宁300万吨煤炭间接液化等若干特大型煤化工项目紧随其后。

国内新型煤化工产品的规划产能更是已达天文数字。据悉，目前煤基二甲醚的在建以及规划产能达到4000万吨/年，大约是2008年全年二甲醚表观消费量的20倍；虽然国内尚无煤制烯烃的大规模商业化运行经验，但是国内煤制烯烃的在建及规划产能也已经达到2000万吨/年。在国家紧急叫停煤制油之后，不少企业转而发展风险更大的煤制天然气，目前国家有关部门核准的煤制天然气项目不过4个，产能110亿立方米/年左右，但是跟风而建的煤制天然气项目达到14个，产能接近550亿立方米/年。于是，2010年6月18日，国家发展改革委下发《关于规范煤制天然气产业发展有关事项的通知》，将地方先前的煤制气及配套项目的审批权上收。据了解，目前现代煤化工拟建投资加预算，已经超过了1万亿，且投资还在呈逐步增加的态势。而煤化工作为资金密集型、技术密集型和资源密集型行业，目前其经济性并没有得到充分论证和认可，国内当前正在运营的项目，较大部分处于试点阶段。 转贴于

虽然国家屡屡警示，但以央企阵营为代表的各大企业近年来一直没有放慢投资煤化工的脚步，而地方政府也充分“迎合”了央企“跑马圈地”的诉求，“拿央企作为地方发展煤化工的挡箭牌”。为什么会出现如此疯狂的投资冲动和热情呢？首先，地方政府唯GDP论的政绩观根深蒂固，煤化工产业投资强度大，拉动GDP效应明显，央企的进入能给当地的GDP增长带来好处；其次，相关企业风险控制观念缺失，“以资源为王”观念根深蒂固。再次，产业发展方向缺乏有效引导。这些问题的存在，对我国经济、社会持续、健康、稳步发展将产生负面影响。

3 我国煤化工产业该如何发展

我国是一个“缺油少气富煤”的国家，能源结构以煤为主，在国际原油价格持续走高，原油和煤炭之间的比价逐步被拉大的情形下，利用国内相对丰富的煤炭资源，适度发展现代煤化工产业，部分替代石化产品有其合理性和必然性。

煤化工产业的发展不仅关系我国化学工业发展道路，也涉及国家能源安全。要从国家整体利益出发，站在全局的高度，以战略的眼光来审视世界化学工业的发展潮流和我国的现实，必须要以科学发展观为指导，按可持续发展战略的要求，探索符合中国国情的煤化工发展道路。

对传统煤化工产业，大力推进产业结构调整，淘汰落后生产工艺，优化原料路线，以节能、降耗、减排为目标，提高工艺技术水平；同时，大力促进企业组织结构调整，通过上大压小、产能置换等方式，优化产业布局，利用技术进步逐步解决产能过剩问题，实现传统产业升级和发展模式转变，提高行业整体竞争力。

现代煤化工是属于技术密集型和投资密集型的产业，应采取最有利于提高经济效益的建设及运行方式。现代煤化工的发展要坚持一体化、基地化、大型化、现代化和集约化，真正转变经济增长方式。在新形势下我国煤化工能否可持续发展取决于环境保护和经济效益两方面是否都能过关。现代煤化工要立足于可持续发展战略，有序推进现代煤化工先进技术示范工程建设，同时在具备煤资源、水资源、环境状况以及交通运输等条件的地区，适当合理布局以煤气化为基础的煤化工多联产系统示范工程，如煤基甲醇—燃气联合循环发电（煤基多联产IGCC系统）加二氧化碳捕集系统（CCS）等，试点能源-化工-环保一体化循环经济产业链，探索现代煤化工的发展模式。通过集成优化，使能量流、物质流、火用流梯级利用，而且煤基热电化多联产这一集资源、能源、环境一体化系统，显然优于生产某种单一产品的煤化工发展思路，被专家认为是“综合解决我国能源问题的重要方案”。如果将这一认识拓宽至从煤的开采洗选，通过焦化、气化、液化等组成的化工产品链，与发电、供热、污水处理、建材等集成优化，就可以形成循环经济型的煤炭能源化工，将全面实现煤的清洁高效利用。也就是说，科学发展煤化工必须要以煤的清洁高效利用为前提，而不是不顾代价地去获取终端产品与石油化工产品简单比价上的盈利性。在水环境和生态环境均十分脆弱的西部富煤地区发展煤化工，尤其应遏制住攫取利润的原始冲动。

中央政府各部门近期在多个场合表态，“十二五”期间煤化工产业政策的闸门将关的更紧。2011年4月12日，发改委公布了《关于规范煤化工产业有序发展的通知》，对几乎所有煤化工领域内的细分行业都做出了严格的限制。规定在新的核准目录出台之前，年产50万吨及以下煤经甲醇制烯烃项目，年产100万吨及以下煤制甲醇项目，年产100万吨及以下煤制二甲醚项目，年产100万吨及以下煤制油项目，年产20亿立方米及以下煤制天然气项目，年产20万吨及以下煤制乙二醇项目都将被禁止。 这意味着一度炒得火热的煤化工投资热潮将得到遏制，大唐一位煤化工专家称，发改委的此项政策更加量化，而不像以往那样“模糊”。 发改委此次之所以明令叫停不符合要求的煤化工项目，是因为国内的煤化工项目投资过热，导致出现了严重的产能过剩现象。业界认为，此举将进一步提高煤化工行业门槛，对中小煤化工企业以及后来者将树立更高的门槛和更严格的市场环境，而对已具备规模、资源与技术优势的煤化工企业则是利好。另外，煤炭供应要优先满足群众生活和发电需要，严禁挤占生活、生态和农业用水发展煤化工，对取水量已达到或超过控制指标的地区，暂停审批煤化工项目新增取水；对不符合产业政策等规定的煤化工项目，一律不批准用地，不得发放贷款，不得通过资本市场融资，严格防止财政性资金流向产能过剩的煤化工项目。 转贴于

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合成甲醇是煤化工技术在能源转换背景下研究开发的，其宗旨是以水煤气为原料，扩大炭资源的使用范围，缓和石油危机。随着天然气资源的大量开发，加之天然气转换合成气技术日益成熟，使以天然气为原料经合成气合成的甲醇比以煤炭为原料经合成气合成的甲醇在市场上更具竞争力。因此在合成甲醇的原料中，用得最多的是天然气。70年代，大型甲醇厂均以天然气为合成甲醇的原料。但是到80年代末，随着生产规模的日益扩大，以煤合成甲醇的成本大幅度降低，与天然气合成甲醇相当，所以在近几年来又有回到煤合成甲醇的趋势，预计未来甲醇合成工业仍以煤炭资源为主。

一、氯甲烷水解

在常压、温度为573～620K 的操作条件下，氯甲烷在碱性溶液中可以水解制取甲醇。

氯甲烷的转化率为98%，甲醇得率为67%。该工艺虽然简单，同时又是令人所期望的常压操作，甲醇产率和氯甲醇的转化率也比较理想，但是迄今为止此法尚未得到工业应用。其原因是氯甲烷是以氯化钙的形式损失，成本太高。尽管如此，这还是实验室制备甲醇的一种常用方法。

二、甲烷氧化工艺

甲烷可以直接氧化合成甲醇， 在热力学上是可行的， 分为催化选择性氧化和非催化氧化两种方法。

1.催化氧化法

目前催化氧化的工艺技术是基于天然气蒸汽转化即部分氧化成甲醇后再部分氧化成合成气。但是，由于活化甲烷分子比较困难，所以氧化甲烷的条件很苛刻。鉴于甲烷氧化为甲醇后又极容易再度氧化成二氧化碳和氢气，所以从热力学上考虑，目的产物甲醇是不稳定的。因此，选择甲烷氧化制甲醇的催化剂必须具备高的选择性，同时又具有较好的稳定性[1]。一般的催化剂随温度的升高，甲烷的转化率升高，而甲醇的选择性则降低。典型的较理想的催化剂的转化率只有5%，甲醇的选择性只有50%，其他产物主要是甲醛、甲酸，约占40%。

2.间接氧化法

甲烷无催化剂直接选择氧化制甲醇的研究始于1980年，Francis[4]Michael[5]等人作了大量的工作，他们在1992年分别各自研究了没有催化剂存在条件下，如何控制甲烷部分氧化成甲醇。他们认为，该法能够大量降低投资和能耗，但控制条件较为苛刻。原料中不宜存在某些烃类，否则将降低转化率，氧含量宜在8%左右，过小则转化率降低，过大则氧化过度，操作条件在644～755K，9Mpa，宜采用小直径反应器。所得甲醇收率（摩尔分数）为217%， Hunter 等人在温度为723K、6MPa的压力操作条件下，所得收率（摩尔分数），可达8～9%。据报道经济可行的转化率（摩尔分数）为10～15%。

三、生物催化氧化法

除了甲烷选择控制催化制取甲醇外，国内中科院兰化所尉迟力[8]等对甲烷生物催化氧化制甲醇进行了研究，据报道加氧酶的活性可为1kg酶1h生产2.02kg甲醇。他认为，由于大部分甲醇被甲醇脱氢酶继续氧化、代谢掉，寻找更好的抑制甲醇继续氧化的抑制剂，提高酶稳定性减少，酶活性的损失是甲烷生物催化氧化制甲醇的关键。

四、煤、气、油综合利用工艺

采用煤气化、天然气转化、渣油裂解（DCC）装置的副产气（CH4和H2 ）作为生产甲醇的原料，经成分配比后生产甲醇，实现了原料的优势互补，多种能源的综合利用，达到了循环经济的目的。

五、CO2 加氢工艺

近年来，CO2 加氢制取甲醇引起了各国科学家的兴趣，成为甲醇合成的一个新的研究方向。环境问题日益引起人们的警惕，据悉全世界大约每年向大气排放35亿t的CO2 （以每年消耗10亿t标准煤计算），CO2 引起的温室效应，已经影响到全世界的气候变化。欧共体、 日本等1990年在135个国家和地区参加的会议上承诺控制和减CO2 的排放量，美国答应每年提供7500万美元用于CO2 综合开发和利用[9]。用CO2 制取甲醇便成为甲醇合成的新课题，尤其是近年来连续发现CO2 大气田以及CO2 矿源，把这一课题又赋予新的意义。

由于二氧化碳的惰性以及热力学上的不利因素，使用二氧化碳难以活化还原，一般催化剂都存在甲醇选择性不高、 CO2 转化率低的不足。开发新型催化剂， 提高催化剂的活性和甲醇选择性是目前O2 加氢制甲醇的研究重点。

不少学者对这一课题进行了大量的实验研究，取得了可喜的成就，到目前为止已经有了中试装置。例如， 80年代初，HolderTopsUe公司利用炼油厂的废气中的H2 和CO2 直接合成甲醇，开发了一种CO2 加氢催化剂，仍以Cu-Zn为主，已完成中试。实验结果表明，在280e、120MPa的操作条件下，将H2 、CO2 通过催化剂绝热反应即可得到燃料用的或有机合成用的甲醇，还有醚、酯等少量副产物。东京瓦斯公司古田博贵等人用 CO2 和H2 在Cu-Zn-Al催化剂上合成甲醇，压力3～9Mpa，温度250～300e，空速5200～14000h-1，原料气中H2与CO2 的摩尔比为3～416，CO2 转化率为20%。

篇（8）

引言

大唐国际多伦煤化工项目是我国“十二五”规划重大化工项目之一，它横跨气化、变换、低温甲醇洗、甲醇压缩合成四大工段，涵盖三项世界之最，项目从2008年开始建设。然而，进行前述工序的前提就是将褐煤干燥。通过国外调研，发现德国ZEMAG（泽玛克）的管式干燥机运行安全可靠，干燥程度深，在褐煤气化中广泛应用，遂决定采用管式干燥机。由于管式干燥机进口费用大（是国产费用的3倍），我厂在大唐国际的应邀下从2006年开始研发设计管式干燥机。管式干燥机是一个倾斜的多管式回转圆筒，筒体外径5.3m，长度8.0m，倾角12°，干燥管数量1548根，干燥管通过前后端管板固定，整体重量达225t。筒体中心由长约10.3m的轴支撑在两端的轴承座上，大齿圈安装在干燥机前端，电机通过减速器带动小齿轮，小齿轮和大齿轮啮合传动，干燥机额定转速8rad/min，下图为管式干燥机结构外形图。根据输煤车间设计布置，干燥机前端安装在11m钢梁平台，后端安装在9m平台[1]。

图1 管式干燥机结构外形图

1-进料口 2-进汽管路 3-进料端轴承箱 4-大齿圈 5-传动装置 6-筒体

7-带螺旋片的换热管 8-载湿气体出口 9-出汽管路 10-出料端轴承箱 11-出料口 12-轴

1.干燥机组装方案的确定

由于干燥机单机重量大，整体直径达5.3m，若在制造厂内组装后再运输到现场能节省不少现场安装费用，并且组装工器具较为齐全，但是整体直径加运输车体高度达6m，超过我国公路运输限高的要求。经过开会讨论决定干燥机分中心轴、干燥管、管板、筒体（分三段）、进出料装置、进出汽管路、传动装置七部分厂内加工好，运输到现场再组装。[2]

1.1中心轴组装方案选择[3]

根据受力分析，干燥机载荷全部传递到干燥机中心轴前后端，中心轴组装好坏直接关系到干燥机的平稳运行。关于中心轴的组装主要有两种工法，第一种：将中心轴制造成一根整轴进行热处理和机加工，这样能保证干燥机轴颈有较好的同轴度。根据国外干燥机制造调研，就是将中心轴做成一根整轴，它要求制造厂具备大型轴类设备机加工能力。但是，此方案造成孔板同轴的环焊缝为立焊，增加了操作难度，消除焊接应力难度较大。第二种，通过干燥机受力分析，得知干燥机荷载主要集中在中心轴前后端轴颈，这样将中心轴分为三段制造，再现场组焊。前端轴颈、后端轴颈采用ZG35GrMo高合金钢制造。此种方案中心轴同轴度的调整、空心轴内外焊接消除应力是关键控制工序。根据我厂目前加工能力不够、现场组装情况决定采用第二种方法将中心轴进行组装。

图2 中心轴组装划分

1.2管板组装方案选择[3]

管板的制造和组装也是干燥机安装重大工序。在一个5.3m直径，厚90mm的16MnR钢板上如何加工出1548个孔成为关键问题。最初方案拟采用三块120°料进行拼接。后根据受力分析，干燥机在转动时，转矩通过管板传递到干燥管上，干燥管数量多，所以转动力矩也大，采用此方法，会引起管板强度下降。通过讨论最终决定采用一块长方形板，宽大于1.4m（在中间开出φ1400的圆），另外用两块钢板补缺，拼成整圆。然后通过车床采用模具定位加工出1548个小孔，然后再阔孔到设计尺寸。这样加工复杂，但保证了管板的整体性。

图3 管板组装方案对比

1.3干燥机组装流程[4]

干燥机前端横梁安装中心轴组装管板焊接、组装对中、校准同轴度焊接筒体穿管焊接出汽管路组装水压试验安装前后端轴承箱、轴承座干燥机运输、吊装干燥机后端横梁安装调标高及倾斜度安装驱动装置对中、校准传动部件安装干燥机进、出料装置安装进汽管路安装保温层

2.干燥机吊装方案

干燥机吊装属于超过一定重量的分部分项工程，所以施工前进行了吊装专项方案的论证。根据在国外考察管式干燥机时，看到在每台干燥机下面有一小车，后经分析得知此小车是用来托起干燥机，检修干燥机轴承的。对此技术人员提出采用“拖排”就位干燥机的方案[5]。根据厂房设计，干燥机安装在厂房B列到D列之间，进料端标高11.0m，出料端标高9.0m。吊装步骤如下：

（1）支撑架基础设计时应根据总的吊装荷载设计，不小于360t;运输滑道总荷载按310t考虑。

（2）根据设备尺寸及厂房结构制作专用于干燥机吊装的支撑架、行走架、吊装扁担、运输滑道等工具，准备4台100t液压提升装置及钢绞线、猫爪等附属工具，准备1台10t卷扬机和1对30t滑轮组。

（3）安装液压提升装置及其支撑架、行走架、运输滑道，穿钢绞线，采用钢丝绳进行连接吊装扁担与干燥机、运输滑道与支撑架。

（4）15台干燥机组装后运输至现场，采用1台500t履带吊将干燥机起吊至9.5m，然后用一台30t汽车吊斜拉其进入厂房内，平稳安放在支撑架上。

（5）采用卷扬机拖动行走架至厂房内干燥机就位位置，采用4台100t液压提升装置调整干燥机位置，安装支撑梁后落下干燥机就位。

3.干燥机组装

3.1中心轴、管板组装

将分为三段的中心轴对准后进行焊接，然后整体加工到设计尺寸，这样保证了轴的同轴度。然后将孔板装在两个胎具上和中心轴组装在一起，用胎具保证孔板和中心轴的垂直度和同轴度，用螺栓和钢管将胎具和中心轴锁固，使中心轴和两块管板牢牢连接在一起。焊接环焊缝，再焊接筒体。

3.2 筒体卧式组对及找正工装

（1）直线度测量[6]

筒体环缝采用卧式组对，为方便筒体组对，可制作外夹胎具，如图4。将外胎具放在自制的平台上，利用外胎具控制筒体的整体组对后直线度Δδ≤4mm。筒节0°、90°、180°、270°四个方向焊上定位块，定位块要经过加工。用0.5 mm钢丝绳进行测量钢丝绳放在90度直角槽中，靠M10的螺丝孔来拉紧钢丝。

图4 筒体直线度测量示意图

（2）激光四点找正[6]

筒体组对质量是整个设备能否正常运转的关键，它包括所有附件为同步加工，它们的同轴度应具有一致性。采用四点激光透光找准的方法来保证机身的同轴度，可在筒体4个胀圈中焊接固定环，固定环的内圆与筒体外圆同心。固定环的内圆在加工筒节坡口时同时进行，保证同心度不大于0.2 mm。在固定环的中间套上一个定位快，定位快的中心加工1 mm的穿透孔，利用激光直线传播的特点，保证四个定位快的中心孔在同一直线上。如此来保证筒体的直线度、同心度，找正示意图如图5。

图5 激光四点找正示意图

（3）干燥机穿管焊接[7、8]

根据在国外考察，管式干燥机干燥管同管板是采用胀接连接的，但我国目前胀接技术落后，难以保证连接强度（干燥管是在管板带动下转动的），只能采用焊接。由于干燥管数量较多，人工焊接耗时大，焊接质量难以保证。经过讨论提出采用不填丝自动钨极氩弧焊工艺，电源采用直流正接，较高且持续时间较短的脉冲（峰值电流）和较小的基值电流（维弧电流），这样稳定了电弧也减少了焊缝夹钨缺陷。

图6 干燥管、管板焊接

4.干燥机水压试验

管式干燥机属于低压容器，根据压力容器设计规范，在使用前应对其进行水压试验。由于工期紧张，现场组装量大，干燥机安装决定着下一工序。针对此局面有人建议：将干燥机组装、吊装就位后，再进行水压试验。由于此方法试验时，干燥机以12°安装在钢架上，进行水压试验需向筒体内注水约60t。这样增加了干燥机轴承受力，干燥机弯曲挠度增加，影响干燥机同轴度[9]，轴同轴承箱密封间隙增大，使其运行时轴承箱漏油增大。最终决定将干燥机组装后，在地面对其进行水压试验，筒体两端安放在与筒体相同弧度的凹槽内。试压过程如下：

（1）干燥机筒体中充满水、筒体内的气体排净，筒体外表面保持干燥，当筒体壁温与水温接近时，缓慢升压至设计压力0.5MPaG，确认无漏后继续升压至试验压力0.625MPaG，稳压30分钟，然后降到0.5MPa，保压足够时间进行检查。检查期间压力应保持不变，不得采用连续加压来维持试验压力不变。

（2）设定安全溢流阀压力值为0.625MPa。

（3）检查中若无破裂、变形及漏水现象，则视水压试验合格。

（4）试压过程中如出现漏点，先做好标记，视情况决定是否需要立即停止加压，但不得带压处理和带水处理，消缺后重新进行试压。

（5）在试压过程中，记录表1、表2的压力值，读数以压力表2为准。

图7 水压试验示意图

1-带阀门的排气管 2-盲法兰 3-丝堵 4-托架 5-水箱

6-打压水泵 7-带孔法兰 8-装有压力表的丝堵 9-带出气阀的法兰

5.结论

通过对大唐国际多伦煤化工管式干燥机组装分析，得出了管式干燥机主要安装注意事项：

（1）干燥机荷载主要集中在中心轴前后端轴颈，将中心轴分为三段（前端轴颈、后端轴颈采用ZG35GrMo高合金钢，中心采用16Mn）制造，再现场组焊;解决了不具备大长轴加工能力的问题。

（2）筒体采用卧式组对，通过制作外夹胎具控制筒体的直线度Δδ≤4mm，采用四点激光透光找准的方法来保证机身的同轴度

（3）干燥管同管板焊接采用不填丝自动钨极氩弧焊工艺，通过试焊对焊接参数进行调整，保证了干燥机整体性强度。

（4）干燥机吊装采用主吊和辅吊（斜拉作用），先吊至预定的拖排支撑架上，采用卷扬机拖动行走架至厂房内干燥机就位位置。

篇（9）

开题报告

 

 

 

 

题    目：   煤变石油的研究  

姓    名：    

学    号：           

专业班级： 06级化学系本科班  

指导教师：                

 

 

一、选题依据（包括选择课题的背景、选题研究的理论及实践意义）

 

前一段时间，煤变石油在国内被炒得沸沸扬扬，旋即归于沉寂。沸沸扬扬反映了人们对其技术内涵并不很熟悉，沉寂则反映出人们对其价值的不了解，担心水变油的误导事件在神州大地重演。然而，这回可的的确确是真的，这不仅因为我国已掌握了世界最先进的煤炭液化技术，而且———煤变石油真的离我们并不遥远。

石油是一种重要的战略物质，有了它，船舰可以乘风破浪，汽车可以翻山越岭，飞机可以穿云透雾……然而，近年来国际石油价格飞涨，供需差距越来越大。以我国为例，石油年消费量约为2.5亿吨，生产能力仅约15亿吨，预计2005年和2015年消费量将超过2.6亿吨和3.1亿吨，尤其若干年后石油开采枯竭的时候，这些动力和交通工具又该靠什么来运行呢？不必担心，聪慧的科学家们早已为我们设计了一个煤变石油的方案。

许多勘探资料都表明，全世界煤的可开采资源是巨大的，其能量值相当于石油资源的10倍。煤和石油的形态、形成历史、地质条件虽然不同，但是它们的化学组成却大同小异。煤中约含碳80％~85％，含氢4％~5％，平均分子量在2000以上。石油含碳85％，含氢13％，平均分子量在600以内。从组成上看，它们的主要差异是含氢量和分子量的不同，因此，只要人为地改变压力和温度，设法使煤中的氢含量不断提高，就可以使煤的结构发行变异，由大分子变成小分子。当其碳氢比降低到和石油相近时，则煤就可以液化成汽油、柴油、液化石油气、喷气燃料等石油产品了。同时还可以开发出附加值很高的上百种产品，如乙烯、丙烯、蜡、醇、酮、化肥等，综合经济效益十分可观。

国际上经典的煤变石油工艺是把褐煤或年轻烟煤粉与过量的重油调成糊状（称为煤糊），加入一种能防止硫对催化剂中毒的特殊催化剂，在高压釜里加压到20266~70931千帕并加热到380~500摄氏度的温度，在隔绝空气的条件下通入氢气，使氢气不断进入煤大分子结构的内部，从而使煤的高聚合环状结构逐步分解破坏，生成一系列芳香烃类的液体燃料和烷烃类的气体燃料。一般约有60％的煤能转化成液化燃料，30％转化成为气体燃料。具体来说，煤变石油的工艺可分为“直接液化”和“间接液化”两种，从世界范围来看，无论哪一类液化技术，都有成熟的范例。

“直接液化”是对煤进行高压加氢直接转化成液体产品。早在第二次世界大战之前，纳粹德国就注意到了煤和石油的相似性，从战略需要出发，于1927年下令建立了世界上第一个煤炭直接液化厂，年产量达10万吨，到1944年达到423万吨，用来开动飞机和坦克。一些当时的生产技术，今天还在澳大利亚、德国、巴基斯坦和南非等地应用。

“间接液化”是煤先气化，生产原料气，经净化后再行改质反应，调整氢气与一氧化碳的比例。此项技术主要源于南非，技术已非常成熟，煤变石油成本已低于国际油价，但技术一直严格保密。20世纪50年代，南非为了克服进口石油困难，成立了南非萨索尔公司，主要生产汽油、柴油、乙烯、醇等120多种产品，总产量达到700多万吨。目前，这家公司的3个液化厂，年耗煤4590万吨，年产合成油品1000万吨。该公司累计投资70亿美元，现在早已回收了全部设备投资。此外，俄罗斯、美国、日本等国也相继陆续完成了日处理150~600吨煤的大型工业试验，并进行了工业化生产的设计。

我国的煤炭科学总院对煤变石油的研究已进行了20多年，培养了一支专门从事直接液化技术研究的科研队伍，建成了具有先进水平的加氢液化、油品加工和分析检验实验室，对几十种煤样进行了试验和评价，筛选了国内十几种适宜液化的煤种，有良好的技术基础。1997年，中国科学院山西煤炭化学研究所进行的煤基合成汽油年产2000吨的工业试验获得阶段性成果，并通过了中科院的技术鉴定，为万吨级的工业化生产奠定了基础。其技术上也取得了突破：在催化剂的作用下，可用4~5吨煤，经过一系列工艺流程生产出1吨汽油或柴油。

自1997年至今，经过中德、中美、中日政府间的科技合作，进行了我国煤炭直接液化示范厂的可行性研究，结果表明，在陕西的神府煤田、内蒙古的东胜煤田、云南的先锋煤田，由于煤炭价格低廉，设备大部分可以国产化，从而可使煤液化油成本大大降低，一桶柴油产品的成本只有15~17美元，远低于欧佩克规定的每桶22~28美元的价格带。另一方面，以我们已经掌握的催化剂技术，间接液化合成部分的成本可以降低为原来的六分之一。这就是说，在煤矿坑口建厂，不要中间环节，如果合成油规模达到百万吨级，按目前市场价，吨油成本将控制在2000元左右，具有很强的市场竞争力。令人欣喜的是，国家发改委已批准在陕西神府煤田和云南先锋煤田兴建两个煤液化项目，总投资约200亿元，年产油200万吨。国务院也已正式批准神华集团（位于神府煤田）关于煤炭液化的项目建议书，允许其转入可行性研究阶段，并将投资追加到250亿元。神华集团也已与掌握煤炭液化关键技术的美国HTI公司签订了技术转让意向性协议，已开始初步设计工作。该项目建成后，年产油250万吨，每年可创税收25亿元，年实现利润25亿元，对降低石油危机风险有十分重大的意义。

三、研究内容与方法

我国总的能源特征是“富煤、少油、有气”。2003年我国总能源消费量达11.783亿吨油当量，其中，煤炭占67.86%，石油占23.35%，天然气占2.5%，水电占5.43%，核能占0.83%。我国拥有较丰富的煤炭资源，2000~2003年探明储量均为1145亿吨，储采比由2000~2001年116年下降至2002年82年、2003年69年。而石油探明储量2003年为32亿吨，储采比为19.1年。在较长一段时间内，我国原油产量只能保持在1.6~1.7亿吨/年的水平。煤炭因其储量大和价格相对稳定，成为中国动力生产的首选燃料。在本世纪前50年内，煤炭在中国一次能源构成中仍将占主导地位。预计煤炭占一次能源比例将由1999年67.8%、2000年63.8%、2003年67.8%达到2005年50%左右。我国每年烧掉的重油约3000万吨，石油资源的短缺仍使煤代油重新提上议事日程，以煤制油己成为我国能源战略的一个重要趋势。

煤炭间接液化技术

由煤炭气化生产合成气、再经费-托合成生产合成油称之为煤炭间接液化技术。“煤炭间接液化”法早在南非实现工业化生产。南非也是个多煤缺油的国家，其煤炭储藏量高达553.33亿吨，储采比为247年。煤炭占其一次能源比例为75.6%。南非1955年起就采用煤炭气化技术和费-托法合成技术，生产汽油、煤油、柴油、合成蜡、氨、乙烯、丙烯、α-烯烃等石油和化工产品。南非费-托合成技术现发展了现代化的Synthol浆液床反应器。萨索尔（Sasol）公司现有二套“煤炭间接液化”装置，年生产液体烃类产品700多万吨（萨索尔堡32万吨/年、塞库达675万吨/年），其中合成油品500万吨，每年耗煤4950万吨。累计的70亿美元投资早已收回。现年产值达40亿美元，年实现利润近12亿美元。

我国中科院山西煤化所从20世纪80年代开始进行铁基、钴基两大类催化剂费-托合成油煤炭间接液化技术研究及工程开发，完成了2000吨/年规模的煤基合成油工业实验，5吨煤炭可合成1吨成品油。据项目规划，一个万吨级的“煤变油”装置可望在未来3年内崛起于我国煤炭大省山西。中科院还设想到2008年建成一个百万吨级的煤基合成油大型企业，山西大同、朔州地区几个大煤田之间将建成一个大的煤“炼油厂”。最近，总投资100亿美元的朔州连顺能源公司每年500万吨煤基合成油项目已进入实质性开发阶段，计划2005年建成投产。产品将包括辛烷值不低于90号且不含硫氮的合成汽油及合成柴油等近500种化工延伸产品。

我国煤炭资源丰富，为保障国家能源安全，满足国家能源战略对间接液化技术的迫切需要，2001年国家科技部”863”计划和中国科学院联合启动了”煤制油”重大科技项目。两年后，承担这一项目的中科院山西煤化所已取得了一系列重要进展。与我们常见的柴油判若两物的源自煤炭的高品质柴油，清澈透明，几乎无味，柴油中硫、氮等污染物含量极低，十六烷值高达75以上，具有高动力、无污染特点。这种高品质柴油与汽油相比，百公里耗油减少30％，油品中硫含量小于0．5×10－6，比欧Ⅴ标准高10倍，比欧Ⅳ标准高20倍，属优异的环保型清洁燃料。

山西煤化所进行”煤变油”的研究已有20年的历史，千吨级中试平台在2002年9月实现了第一次试运转，并合成出第一批粗油品，到2003年底已累计获得了数十吨合成粗油品。2003年底又从粗油品中生产出了无色透明的高品质柴油。目前，山西煤化所中试基地正准备第5次开车，计划运行6个月左右。目前世界上可以通过”煤制油”技术合成高品质柴油的只有南非等少数国家。山西煤化所优质清洁柴油的问世，标志着我国已具备了开发和提供先进成套产业化自主技术的能力，并成为世界上少数几个拥有可将煤变为高清洁柴油全套技术的国家之一。据介绍，该所2005年将在煤矿生产地建一个10万吨／年的示范厂，预计投资12亿～14亿元，在成熟技术保证的前提下，初步形成"煤制油"产业化的雏形。

据预测，到2020年，我国油品短缺约在2亿吨左右，除1.2亿吨需进口外，”煤制油”技术可解决6000万～8000万吨以上，投资额在5000亿元左右，年产值3000亿～4000亿元，其中间接液化合成油可生产2000万吨以上，投资约1600亿元，年产值1000亿元左右。从经济效益层面看，建设规模为50万吨／年的”煤制油”生产企业，以原油价不低于25美元的评价标准，内部收益率可达8％～12％，柴油产品的价格可控制在2000元／吨以内。而此规模的项目投资需45亿元左右。

目前，包括山西煤化所在内的七家单位已组成联盟体，在进行”煤制油”实验对比中实行数据共享；不久将有1.2吨高清洁柴油运往德国进行场地跑车试验；2005年由奔驰、大众等厂商提供车辆，以高清洁柴油作燃料，进行从上海到北京长距离的行车试验，将全面考察车与油料的匹配关系、燃动性及环保性等。目前”煤制油”工业化示范厂的基础设计工作正在进行之中，预计可在2010年之前投入规模生产。

我国与南非于2004年9月28日签署合作谅解备忘录。根据这项备忘录，我国两家大型煤炭企业神华集团有限责任公司和宁夏煤业集团有限责任公司将分别在陕西和宁夏与南非索沃公司合作建设两座煤炭间接液化工厂。两个间接液化工厂的首期建设规模均为年产油品300万吨，总投资分别为300亿元左右。通过引进技术并与国外合资合作，煤炭间接液化项目能够填补国内空白，并对可靠地建设“煤制油”示范项目有重要意义。萨索尔公司是目前世界上唯一拥有煤炭液化工厂的企业。从1955年建成第一个煤炭间接液化工厂至今已有50年的历史，共建设了3个煤炭间接液化厂，年处理煤炭4600万吨，年产各种油品和化工产品760多万吨，解决了南非国内40%的油品需求。

中科院与神华集团有关”铁基浆态床合成燃料技术”签约，标志着该技术的产业化指日可待。铁基浆态床合成燃料技术是中科院山西煤化所承担的”十五”中科院创新重大项目和国家”863”计划项目，得到了国家和山西省及有关企业的支持。经过两年多的努力，已经研发出高活性和高稳定性铁系催化剂、千吨级浆态床反应工艺和装置等具有自主知识产权的技术。截至2004年10月已完成了1500小时的中试运转，正在为10万吨／年工业示范装置的基础设计收集数据，已基本形成具有我国自主知识产权的集成性创新成果。与神华集团的合作，将促进对我国煤基间接合成油技术的发展起到积极的作用。

壳牌（中国）有限公司、神华集团和宁夏煤业集团于2004年11月签署谅解备忘录，共同开发洁净的煤制油产品。根据谅解备忘录，在为期6到9个月的预可行性研究阶段，三方将就壳牌煤制油（间接液化）技术在中国应用的可行性进行研究，内容包括市场分析、经济指标评估、技术解决方案和相关规定审核以及项目地点的确定。据了解，神华集团和宁夏煤业集团将分别在陕西和宁夏各建设一座煤炭间接液化工厂。计划中的两个间接液化工厂的首期建设规模均为年产油品300万吨，初步估计总投资各为300亿元左右。

云南开远解化集团有限公司将利用小龙潭褐煤资源的优势，建设年产30万吨甲醇及10万吨二甲醚项目、年产50万吨或100万吨煤制合成油项目，以及利用褐煤间接液化技术生产汽油。该公司计划于2006年建成甲醇及二甲醚项目，产品主要用于甲醇燃料和二甲醚民用液化气。煤制合成油项目因投资大、技术含量高，解化集团计划分两步实施：2005年建成一套年产1万吨煤制油工业化示范装置；2008年建成年产50万吨或100万吨煤制合成油装置。目前，年产2万吨煤制油工业化示范项目已完成概念性试验和项目可行性研究报告。该项目将投资7952万元，建成后将为企业大型煤合成油和云南省煤制油产业起到示范作用。

由煤炭气化制取化学品的新工艺正在美国开发之中，空气产品液相转化公司（空气产品和化学品公司与依士曼化学公司的合伙公司）成功完成了由美国能源部资助2.13亿美元、为期11年的攻关项目，验证了从煤制取甲醇的先进方法，该装置可使煤炭无排放污染的转化成化工产品，生产氢气和其他化学品，同时用于发电。1997年4月起，该液相甲醇工艺（称为LP MEOH）开始在伊士曼公司金斯波特地区由煤生产化学品的联合装置投入工业规模试运，装置开工率为97.5%，验证表明，最大的产品生产能力可超过300吨/天甲醇，比原设计高出10%。它与常规甲醇反应器不同，常规反应器采用固定床粒状催化剂，在气相下操作，而LP MEOH工艺使用浆液鼓泡塔式反应器（SBCR），由空气产品和化学品公司设计。当合成气进入SBCR，它藉催化剂（粉末状催化剂分散在惰性矿物油中）反应生成甲醇，离开反应器的甲醇蒸气冷凝和蒸馏，然后用作生产宽范围产品的原料。LP MEOH工艺处理来自煤炭气化器的合成气，从合成气回收25%~50%热量，无需在上游去除CO2（常规技术需去除CO2）。生成的甲醇浓度大于97%，当使用高含CO2原料时，含水也仅为1%。相对比较，常规气相工艺所需原料中CO和H2应为化学当量比，通常生成甲醇产品含水为4%~20%。当新技术与气化联合循环发电装置相组合，又因无需化学计量比例进料，可节约费用0.04~0.11美元/加仑。由煤炭生产的甲醇产品可直接用于汽车、燃气轮机和柴油发电机作燃料，燃料经济性无损失或损失极少。如果甲醇用作磷酸燃料电池的氢源，则需净化处理。

煤炭直接液化技术

早在20世纪30年代，第一代煤炭直接液化技术—直接加氢煤液化工艺在德国实现工业化。但当时的煤液化反应条件较为苛刻，反应温度470℃，反应压力70MPa。1973年的世界石油危机，使煤直接液化工艺的研究开发重新得到重视。相继开发了多种第二代煤直接液化工艺，如美国的氢-煤法（H-Coal）、溶剂精炼煤法（SRC-Ⅰ、SRC-Ⅱ）、供氢溶剂法（EDS）等，这些工艺已完成大型中试，技术上具备建厂条件，只是由于经济上建设投资大，煤液化油生产成本高，而尚未工业化。现在几大工业国正在继续研究开发第三代煤直接液化工艺，具有反应条件缓和、油收率高和油价相对较低的特点。目前世界上典型的几种煤直接液化工艺有：德国IGOR公司和美国碳氢化合物研究（HTI）公司的两段催化液化工艺等。我国煤炭科学研究总院北京煤化所自1980年重新开展煤直接液化技术研究，现已建成煤直接液化、油品改质加工实验室。通过对我国上百个煤种进行的煤直接液化试验，筛选出15种适合于液化的煤，液化油收率达50%以上，并对4个煤种进行了煤直接液化的工艺条件研究，开发了煤直接液化催化剂。煤炭科学院与德国RUR和DMT公司也签订了云南先锋煤液化厂可行性研究项目协议，并完成了云南煤液化厂可行性研究报告。拟建的云南先锋煤液化厂年处理（液化）褐煤257万吨，气化制氢（含发电17万KW）用原煤253万吨，合计用原煤510万吨。液化厂建成后，可年产汽油35.34万吨、柴油53.04万吨、液化石油气6.75万吨、合成氨3.90万吨、硫磺2.53万吨、苯0.88万吨。

我国首家大型神华煤直接液化油项目可行性研究，进入实地评估阶段。推荐的三个厂址为鄂尔多斯市境内的上湾、马家塔、松定霍洛。该神华煤液化项目是2001年3月经国务院批准的可行性研究项目，这一项目是国家对能源结构调整的重要战略措施，是将中国丰富的煤炭能源转变为较紧缺的石油资源的一条新途径。该项目引进美国碳氢技术公司煤液化核心技术，将储量丰富的神华优质煤炭按照国内的常规工艺直接转化为合格的汽油、柴油和石脑油。该项目可消化原煤1500万吨，形成新的产业链，效益比直接卖原煤可提高20倍。其副属品将延伸至硫磺、尿素、聚乙烯、石蜡、煤气等下游产品。这项工程的一大特点是装置规模大型化，包括煤液化、天然气制氢、煤制氢、空分等都是世界上同类装置中最大的。预计年销售额将达到60亿元，税后净利润15.7亿元，11年可收回投资。

甘肃煤田地质研究所煤炭转化中心自主研发的配煤液化试验技术取得重大突破。由于配煤液化技术油产率高于单煤液化，据测算，采用该技术制得汽柴油的成本约1500元/吨，经济效益和社会效益显著。此前的煤液化只使用一种煤进行加工，甘肃煤炭转化中心在世界上首次采用配煤的方式，将甘肃大有和天祝两地微量成分有差别的煤炭以6：4配比，设定温度为440℃、时间为60秒进行反应，故称为“配煤液化”。试验证明，该技术可使煤转化率达到95.89%，使油产率提高至69.66%，所使用的普通催化剂用量比单煤液化少，反应条件相对缓和。

甘肃省中部地区高硫煤配煤直接液化技术，已由甘肃煤田地质研究所完成实验室研究，并通过专家鉴定，达到了国际先进水平。同时，腾达西北铁合金公司与甘肃煤田地质研究所也签署投资协议，使”煤制油”产业化迈出了实质性一步。为给甘肃省”煤制油”产品升级换代提供资源保障，该省同甘肃煤田地质研究所就该省中部地区高硫煤进行”煤制油”产业化前期研究开发。经专家测定，产油率一般可达到64.63％，如配煤产油率可达69.66％。该项目付诸实施后，将为甘肃省华亭、靖远、窑街等矿区煤炭转化和产业链的延伸积累宝贵的经验。

神华集团”煤制油”直接液化工业化装置巳正式于2004年8月底在鄂尔多斯市开工。这种把煤直接液化的”煤制油”工业化装置在世界范围内是首次建造。神华煤直接液化项目总建设规模为年产油品500万吨，分二期建设，其中一期工程建设规模为年产油品320万吨，由三条主生产线组成，包括煤液化、煤制氢、溶剂加氢、加氢改质、催化剂制备等14套主要生产装置。一期工程主厂区占地面积186公顷，厂外工程占地177公顷，总投资245亿元，建成投产后，每年用煤量970万吨，可生产各种油品320万吨，其中汽油50万吨，柴油215万吨，液化气31万吨，苯、混合二甲苯等24万吨。为了有效地规避和降低风险，工程采取分步实施的方案，先建设一条生产线，装置运转平稳后，再建设其它生产线。2007年7月建成第一条生产线，2010年左右建成后两条生产线。神华集团有限责任公司2003年煤炭产销量超过1亿吨，成为我国最大的煤炭生产经营企业。据称，如果石油价格高于每桶22美元，煤液化技术将具有竞争力。

神华集团将努力发展成为一个以煤炭为基础，以煤、电、油（化）为主要产品的大型能源企业集团。到2010年，神华集团煤炭生产将超过2亿吨；自营和控股发电装机容量将达到2000万千瓦；煤炭液化形成油品及煤化工产品能力达1000万吨／年；甲醇制烯烃的生产能力达到1亿吨／年。2020年，其煤炭生产将超过3亿吨；电厂装机容量达到4000万千瓦；煤炭液化形成油品和煤化工产品能力达3000万吨／年。

目前，煤炭直接液化世界上尚无工业化生产装置，神华液化项目建成后，将是世界上第一套煤直接液化的商业化示范装置。煤炭间接液化也仅南非一家企业拥有工业化生产装置。美国正在建设规模为每天生产5000桶油品的煤炭间接液化示范工厂。

云南省也将大力发展煤化工产业，并积极实施煤液化项目。云南先锋煤炭直接液化项目预可行性研究报告已于2004年5月通过专家评估。项目实施后，”云南造”汽油、柴油除供应云南本省外，还可打入省外和国际市场，同时也将使云南成为继内蒙古后的第二大”煤变油”省份。云南省先锋煤炭液化项目是我国利用国外基本成熟的煤炭直接液化技术建设的首批项目之一。云南煤炭变油技术将首先在先锋矿区启动，获得成功经验后在其他地方继续推广。即将兴建的云南煤液化厂估算总投资103亿元，项目建设期预计4年，建成后年销售额34亿元，年经营成本7.9亿元，年利润13.8亿元。云南省煤炭资源较为丰富，但是石油、天然气严重缺乏。先锋褐煤是最适合直接液化的煤种。在中国煤科总院试验的全国14种适宜直接液化的煤种中，先锋褐煤的活性最好，惰性组分最低，转化率最高。液化是一个有效利用云南大量褐煤资源的突破口，洁净煤技术是发展的方向，符合国家的产业政策。”煤变油”将使云南省煤炭资源优势一跃成为经济优势。一旦”煤变油”工程能在全省推广，全省150亿吨煤就能转化为30亿吨汽油或柴油，产值将超过10万亿元。

结语

洁净煤技术的开发利用正处方兴未艾之势，我国应加大煤炭气化技术、煤间接液化和煤直接液化技术的开发和推行力度，并引进吸收消化国外先进技术，将我国洁净煤技术和应用水平提到一个新的高度，为我国能源工业的可持续发展作出新的贡献。

发达国家为何不搞煤变油？

据了解，目前南非拥有一套年产800万吨油品的煤变油工厂，是世界上唯一大规模的煤变油商业工厂，并为该国提供了60％的运输油料。其实美、德、日等发达国家也都有成熟技术，但它们为什么没有投入工业化生产？

据介绍，早在上世纪30年代末，由于石油紧缺，德国就开始研究煤制油技术。二战前，德国已建成17个工厂，生产420多万吨汽柴油。到了40年代末、50年代初，随着中东大油田的开采，低成本的石油大量充斥市场，每桶2—10美元。在这种情况下，再搞煤变油在经济上就很不合算。直到1973年，中东实行石油禁运，油价被炒高，达到每桶30多美元（相当于现在价格80多美元），这时，大规模的煤制油研发又掀起，美、日、德都纷纷投巨资研究，并建设了试验工厂。但是，在这些国家，煤变油始终没有真正投入商业运行。这是为什么呢？

据专家测算，当原油价格在28美元以上，煤变油在经济上就比较划算；低于这个价格，煤制油就不划算。因此，上世纪80年代中期至90年代中期，国际油价一直处在低位，煤变油自然不会受到重视。但是，各国技术已相当成熟，可以说倚马可待，只要市场需要，就可进行大规模工业化。直到最近两年，国际油价一再攀升，煤制油重新被各国提上议事日程。美国去年起又开始搞间接液化，法国、意大利也开始进行合作研发。但从项目启动到开工建设，至少需要5年准备时间，而油价频繁变动，时高时低，人们往往反应滞后，使决策举棋不定。

中国搞煤变油有优势，但不会成为油品生产的主方向

专家认为，在我国搞煤变油有着显著的优势。我国富煤少油，近年来随着经济的发展，进口原油逐年攀升，从1993—2003年10年间，年均递增15％以上，进口依存度越来越高。10年间，我国进口原油增长9.18倍，每年花去大量外汇。由于油价上涨，2004年进口原油比上年多支付550亿元人民币。因此，专家认为，从我国能源安全的战略角度考虑，也应该努力想办法，从多元化出发，解决能源长期可靠供应问题，而煤变油是可行途径之一。

同时，中国是产煤大国，西部产煤成本（特别是坑口煤）相对较低。神华集团副总经理、神华煤制油公司董事长张玉卓给记者算了一笔账：吨煤开采成本美国是20.5美元，神华神东矿区不到100元人民币，很显然，神华煤很有优势。

此外，中国投资成本和劳动力成本相对较低。据估算，年产250万吨柴汽油的生产线，在美国需投资32亿美元，而在中国仅需20亿美元。

据测算，神华煤制油项目在国际原油价格22—30美元/桶时，即有较强竞争力。而目前国际原油价格长期在50美元/桶以上。

兖矿的煤炭开采成本会高一些，它搞煤变油划算吗？据兖矿集团副总经理、煤化工公司总经理张鸣林介绍，兖矿坑口煤炭开采成本约为100元/吨，在国际油价不低于23美元/桶时具有竞争力。

目前，神华在煤制油上已累计投资数十亿元。张玉卓透露，神华还准备与南非合作，以间接液化方式生产煤制油，产成品中，将以柴油为主，汽油为辅。今后五六年内，神华将在煤制油上投资数百亿元，10年后，煤与油在神华将并驾齐驱。可以看出，神华在煤制油项目上雄心勃勃。

兖矿已累计投入1.3亿元，它的工业化项目尚未启动。兖矿正在瞄准汽油市场，今年计划再投入1亿多元，进行高温合成工艺技术的中试研究，使产成品中汽油占70％，柴油占25％。

目前，煤变油产业化步伐正在加快。不过，专家认为，并非所有煤炭都适合转化成柴汽油，特别是直接液化对煤种要求很高，我国只有少数几个地区的煤炭适合，间接液化对煤种的适应性要宽泛些。因此，煤制油在我国会得到一定发展，但不可能成为油品生产的主方向。

 

四、研究的主客观条件

1 煤变油的必要性

   迄今为止，人类使用的燃料主要是矿物燃料(也叫化石燃料)，包括石油、油页岩、煤和天然气，而用得最多的是石油和煤。自从19世纪中叶和20世纪初在美洲和中东发现大规模的石油矿藏以来，人们广泛使用石油为能源。随着工业化程度的提高，石油的用量猛增，仅1968年至1978年这10年间，全世界开采的石油就相当于过去110年的开采量。全世界已经发现的石油蕴藏量大约为4万亿桶，科学家估计，地球上石油和天然气资源将在100年内枯竭。煤是地壳中储量最丰富的矿物燃料，全世界煤的可开采量估计要比石油多20~40倍，供应年代远大于石油。但是，作为燃料，煤有两大缺点：一是不干净，煤中所含的硫燃烧生成二氧化硫，造成对大气和周围环境的严重污染；二是从原子结构上看，煤的氢一碳比(H／C)还不到石油的一半，限制了它的综合利用。

   近年来，随着石油资源日益减少，国际石油市场动荡不定，给各国经济发展带来不利影响。人们不会忘记1973年及1979~1980年两次石油危机造成的全球性经济衰退。同时，由于石油是规模巨大的石油化工的基础，除用于塑料、纤维、油漆、医药等工业外，还用于生产食用油脂、蛋白质、糖类及合成甘油等基本食品，石油资源的枯竭，必将影响到石化工业。因此，从经济和社会效益来看，煤经过转化(煤变油)再利用是值得提倡的发展方向。

   2 煤变油的可能性

   石油是一种气态、液态和固态碳氢化合物的混合物，也可能是由古代的动植物长期被埋藏在地下而形成的，储集在地下的多孔性岩石里。石油中碳氢化合物(包括烷烃、吠樘?头枷闾?占98％以上。

   煤是一种碳质岩石，是古代森林由于地壳的变动被埋人地下，经过漫长的地质年代的生物化学作用和地质作用而形成的。按煤化作用程度的不同，可分为泥炭、褐煤、烟煤和无烟煤四大类。它是多种高分子有机化合物和矿物质的混合物，其中有机化合物以碳为主，氢、氧、氮、硫等次之。

   由此可见，煤和石油都是主要由碳和氢元素组成的，其主要区别在氢——碳原子比H／C不同。煤的H／C＜0.8，而油H／C>1．8。此外，煤是化学结构十分复杂的复合体，其基本结构是缩合芳烃为主体的带有侧链和官能团的大分子。而油大多数是以脂肪族的直链烃为主，也有环烷烃类，比煤的结构简单得多。因此，人类产生了由煤液化转化为油的想法。

   我国是一个产煤大国，合理有效地开发煤资源的综合利用已经摆在我国科学工作者的面前。另外从国家安全出发，研究开发煤资源的综合利用，是一项可持续发展的国策，因而发展煤变油技术越发显得重要。

   3 煤变油的关键是煤液化技术

  

   要将煤变成油，首先要将煤液化，然后进行分解，因而煤变油的关键是煤的液化技术。

   所谓煤的液化，就是将煤通过化学加工转化为液体产品的过程，煤的液化可分为直接液化和间接液化两个体系

   3．1 直接液化

   煤直接液化就是把煤直接转化成液体产品，此项技术20世纪初首先在美国、德国、英国和日本实现。70年生石油危机后，再一次出现煤直接转化液体燃料油的研究热潮。到了80年代，煤直接液化的工艺日趋成熟，有的国家已完成了5000吨旧示范厂或2300吨／B生产厂的设计。煤直接液化工艺主要有：

   ①EDS法(Exxon供氢溶剂法) 是将煤浆在循环的供氢溶剂中与氢混合，溶剂首先通过催化器拾取氢原子，然后通过液化反应器“贡献”出氢，使煤分解。

   ②氢一煤法是采用沸腾床反应器，直接加氢将煤转化成液体燃料的工艺。

   ③SRC法是将高灰分、高硫分的煤转化成接近无灰、低硫的液化工艺。先将溶剂与煤粉制成煤浆，再把煤浆与氢混合后送人反应器。

   ④煤—油共炼将煤与渣油混合成油煤浆，再炼制成液体燃料。由于渣油中含有煤转化过程所需的大部分或全部的氢，可减少或不用氢气，从而降低成本

   3．2 间接液化

   煤的间接液化是先将煤气化，生产出原料气，经净化后再进行改质反应，调整氢碳比而成。它是德国化学家于1923年首先提出的。

   煤间接液化的主要方法称为费托(F--T)合成技术。该方法先把经过适当处理的煤送人反应器，在一定温度和压力下通过气化剂(空气或氧气+蒸汽)，以一定的流动方式转化成CO—H2的合成气(灰分形成残渣排出)。如用空气作气化剂，可制成低热值(4．7~5．6兆焦／米3合成气，用氧气作气化剂，可生产中热值(11．2—13．O兆焦／米3)合成气。再以合成气为原料，在催化剂作用下合成碳、氢、氧化合物，例如醇、醛、酮、酯，以及碳氢化合物烃类或液态的烃类。从第二次世界大战时起到1945年，德国建立了费托合成装置9套，催化剂由一氧化碳、钍、镁组成，所得的产物组成为：汽油46％、柴油23％、油3％和石蜡28％。战后，ARCE公司研制了成分为铁、硅、钾、铜的催化剂，所得产物组成为：汽油32％、柴油21％、石蜡烃47％。1955年在贫油的南非SASOL建立了相同工艺的费托合成装置，并实现了工业化。SASOL公司是世界最大、也是唯一由煤间接气化再用费托合成技术生产汽油和各种化学品的公司，拥有员工26000多人，年销售额达25亿美元。因工艺所需已拥有法国法液空66900米3／时、氧气纯度为98．5％的空分设备12套，74000米3／B十空分设备1套，总制氧能力达87万米3／时，号称世界上最大的制氧站。仅SASOL I装置，每年气化1200万吨煤，需要40万米3／时、纯度为98％的氧气。而后SASOLⅡ和SASOLⅢ系统先后建成。现在，该公司是世界上最大的商业性煤液化厂，已建成3个厂，采用鲁奇气化炉和F--T合成反应器，年产合成液体燃料和化学品400万吨，年耗煤2700万吨以上。

   值得一提的是，据美国联碳公司研究，用煤生产1吨合成燃料，所需氧气为0.3~1吨；产量为10万桶／天的合成燃料装置，需10~20套并联安装的2000—2500吨／天制氧机。另据1993年山西省去南非SASOL公司考察，了解到煤的气化所用氧气为：1000米3粗煤气，要用纯度99％的氧气150米3。因而煤气化及转化所需的大型空分设备将是很有市场的。

  

   4 煤变油在我国

   利用丰富的煤资源，采用直接和间接煤液化技术，人类已经实现了煤转化为油的梦想。我国对煤的液化及转化也非常重视，1980年重新开展煤直接液化研究，1983年和1990年两次从日本和德国引进的煤直接液化技术和设备，至今还在继续使用和运行，中国煤种液化特性评价和液化工艺的研究及对费托合成的研究也一直在进行。对此，国家从“六五”起都安排攻关项目。经过科研工作者多年的艰苦努力，已有一部分成果接近工业化的前期，有的研究成果具有很强的创新性，处于国际领先地位。

   目前我国在煤制取合成气方面已取得较好的成果，并正向世界一流技术水平进军。另外在合成气制含氧化学品的技术和工艺方面也取得了明显的成果，有的已经是产业化的规模，例如合成气制二甲醚，合成气制甲醇及下游产品的开发，合成气制乙醇，联产乙醛、乙酸等。特别是改进催化剂制备工艺，制备出有高活性特殊功能、特殊选择性的催化剂，使煤制得的合成气得以合成出附加值更高的化工原料和化工产品。例如北京化工大学催化研究室在国家的支持下，经过多年的努力，所研制的新型物种Fe3C纳米粒子催化剂，用于合成气定向控制转化成丙烯的费托催化反应中，获得突破性成果。

   纳米粒子是20世纪80年代问世的一种新材料，由于它的粒径小，比表面积大，表面原子占有率高，表面具有未饱和键、悬空键的特殊电子结构和体相结构，使其在光学性质、磁性、导热以及化学活性等方面具有奇异的特性，引起当代科学界的重视。北京化工大学采用激光热解法，结合固相反应制备的碳化铁纳米粒子催化剂，粒径在2nm～3nm，比表面积200m2／g，反应温度260~320℃，压力1．5MPa，合成气空速为600h-1。在无原料气循环的条件下，在连续加压浆态 床反应器中对催化剂催化性质测试，结果表 明CO转化率达98％以上。由于粒子的尺寸效应，丙烯的选择性达82％。同时，由于 催化系统的高度还原性，完全抑制C02的 生成，打破费托合成SF产物分布的限制，使CO最大限度转化为高附加值的丙烯，实 现了充分利用资源的月的。因为丙烯是不可 缺少的基础化工原料，目前大都以石油原料经裂解或炼油两种方式生产。该研究开辟了 以煤为资源经合成气一步转化为丙烯的工艺 路线，用以替代价格日益上涨和资源有限的石油，具有重要战略意义，也是合理利用地 球资源较好的实例。经成本核算，用此方法 合成的丙烯成本与用石油为原料生产丙烯价格相当或略低，是很有应用前景的生产新工 艺。该研究成果处于国际领先地位，引起了 国内外同行的关注。

   我国对煤制甲醇也做了大量工作。甲醇是用含有H2和CO的原料气制作的，可用 作化工原料、溶剂和燃料。甲醇用作汽车燃 料，可在汽油中掺人5％、15％、25％ (M--5、M--15、M口25)或用纯甲醇(M-- 100)。甲醇和异丁烯合成甲基叔丁基醚 (MTBE)，用作无铅汽油辛烷值添加剂；或 直接合成低碳混合醇(甲醇70％，低碳醇 30％)，用作汽油辛烷值添加剂。甲醇还可制取合成汽油。目前，我国甲醇年产能力超 过60万吨，其中约20％用作燃料。煤用间 接液化制成燃料甲醇已有了成熟技术。

 

五、研究进度安排

1。写可行性报告

2。搜集相关资料

3。开始试验研究

4。整理研究结果

5。写试验总结

 

六、主要参考文献

众所周知，作为燃料，煤相对于石油有两大缺点：一是不干净，煤中所含的硫燃烧生成二氧化硫，造成对大气和周围环境的严重污染；二是从原子结构上看，煤的氢一碳比(H／C)还不到石油的一半，限制了它的综合利用。于是有许多科学家提出了许多转化煤和石油的方法，以达到利益最大化，危害最小化。

  

     煤和石油都是主要由碳和氢元素组成的，其主要区别在氢——碳原子比H／C不同。煤的H／C＜0.8，而油H／C>1．8。此外，煤是化学结构十分复杂的复合体，其基本结构是缩合芳烃为主体的带有侧链和官能团的大分子。而油大多数是以脂肪族的直链烃为主，也有环烷烃类，比煤的结构简单得多。因此，人类产生了由煤液化转化为油的想法。

  

    ①EDS法(Exxon供氢溶剂法) 是将煤浆在循环的供氢溶剂中与氢混合，溶剂首先通过催化器拾取氢原子，然后通过液化反应器“贡献”出氢，使煤分解。

    ②氢一煤法是采用沸腾床反应器，直接加氢将煤转化成液体燃料的工艺。

    ③SRC法是将高灰分、高硫分的煤转化成接近无灰、低硫的液化工艺。先将溶剂与煤粉制成煤浆，再把煤浆与氢混合后送人反应器。

    ④煤—油共炼将煤与渣油混合成油煤浆，再炼制成液体燃料。由于渣油中含有煤转化过程所需的大部分或全部的氢，可减少或不用氢气，从而降低成本

    ⑤费托(F--T)合成技术。该方法先把经过适当处理的煤送人反应器，在一定温度和压力下通过气化剂(空气或氧气+蒸汽)，以一定的流动方式转化成CO—H2的合成气(灰分形成残渣排出)。

篇（10）

北大著名经济学家张维迎指出：核心竞争力即企业所具有的独特资源和能力，这种独特性具体表现为“偷不去，买不来，拆不开，带不走，溜不掉”。“偷不去”，即别人很难模仿你，如你拥有的自主知识产权，尤其是独有的品牌和企业文化等；“买不来”，即你所拥有的资源不能从市场上买到，因为你能买到的东西别人也能买到；“拆不开”，即企业的资源和能力具有互补性和整体性，合起来才值钱，分开就不值钱，比如鞋子，左只和右只具有互补性，别人拿走一只是没用的，所以你看好一只就行了；“带不走”，是指资源的组织性，个人的技术和才能是可以带走的，而整合企业的资源所形成的竞争力，才是企业的核心竞争力；“溜不掉”，是指企业的持久竞争力，今天拆不开、偷不走的资源，明天就可能被拆开、偷走，所以企业家真正的工作不是管理而是不断创造新的竞争力。

这段表述生动形象地阐明了核心竞争力的基本内涵和外延特征。如果非要给核心竞争力界定一个学院派的定义，那么，综合目前国内外学术界有关核心竞争力概念的各种论述，笔者认为，核心竞争力是企业管理尤其是战略管理研究的理论和实践发展的新阶段；是企业持续有效地优化整合各种资源，以适应日益复杂多变的内部和外部环境的独特能力；是企业所独有的，以创造超额价值来保持市场竞争优势的处于核心地位的关键能力和资源。

电力施工企业核心竞争力的构成要素

不同行业、不同企业之间，其核心竞争力的基本内涵并没有实质性差异，但核心竞争力外延的具体表现和构成要素会存在明显的个性差异。这是企业核心竞争力的独有性或独特性所决定的。因此，电力施工企业核心竞争力的构成要素自然会有自身的行业和专业特征。

市场信誉。市场实践证明，电力工程的投资和运营商选择承包商的首要因素就是承包商的市场信誉，因为建设市场的信誉是承包商综合实力的体现，是承包商经过长期市场竞争洗礼所形成的行业和社会认可度。选择市场信誉高的承包商可以有效降低投资和运营商的风险成本。电力施丁企业的市场信誉主要决定于其技术实力的综合管理水平；工程实体的质量、工艺水平；安全健康、环境保护的职业意识和专业管理水平；全员、全过程、全方位的服务意识和服务质量。

企业文化。企业文化已经成为企业核心竞争力的基础，是核心竞争力中无形的“润物细无声”的“软功”。企业文化的功能表现在：第一，凝聚力。企业文化是一种“黏合剂”，可以把全体员工紧紧地凝聚、团结在一起；第二，导向力。是企业该做什么、怎么做的价值导向和行为导向；第三，约束力。是对企业员工不该做什么、不能做什么的具有免疫功能的“软约束”；第四，激励力。优秀的企业文化是一种精神激励，能够有效激发员工的潜在能量。企业要想获得真正成功，赢得广泛信誉，就必须营造独特的企业文化。

技术创新能力。技术创新能力是企业核心竞争力的“核心”，它越来越成为企业在市场竞争中能否生存发展的决定性因素。电力工业是技术密集型产业，随着信息技术、网络技术、新材料技术、先进制造技术等在电力工业领域的产业化应用，电力工业正向信息化、数字化、网络化、市场化方向发展。作为电力工作物质基础的创造者，电力施工企业必须满足电力工业技术进步、产业升级的要求，切实强化技术创新能力，以技术创新提高核心竞争力，以技术创新开辟新的空间，以技术创新促进企业全面发展。

人才的凝聚力。人是一切的出发点和归宿点。人力资源是比设备、资金更重要的第一战略资源，是推动企业发展的决定性因素。在福利待遇、工作环境等方面处于绝对劣势的电力施工企业，必须结合21世纪知识经济时代对“人才”的更高要求，结合电力施工行业的特殊性对“人才”的特殊要求，针对性地制定“人才战略”：树立“以人为本”的观念，从以物为中心转到以人为中心，充分挖掘人才的潜能，最大限度地调动和发挥员工的积极性与创造性，为员工实现个人价值最大化创造条件；营造培育人才、吸引人才、凝聚人才的氛围和机制，使人才资源充分发挥整体效能。

企业管理体制与机制。企业管理的体制与机制是企业管理的中心内容，是始终保持核心竞争力的基础。人才资源是企业的第一资源，但人才本身并不是核心竞争力，因为别人可能用比你更高的开价将其挖走。只有形成一种能使人才自主、自发地尽其才、尽其用的人才管理机制，才能使人才发挥最大效能并为企业创造核心价值，从而真正形成核心竞争力。同样，先进的技术也只有通过适宜的管理机制，才能以最高的效率转化为生产力，从而将技术优势转化为竞争优势。因此，只有形成各种资源发挥最大效能并持续完善的管理体制与机制，才能为核心竞争力提供一个激活、催化、进发的通道和平台。

电力施工企业核心竞争力的培育途径

1．充分发挥人力资源的整体效能

建立学习型组织。电力施工企业应按学习型组织的理念、方法和目标，通过持续不断的强化培训，造就一大批具有技术专长又善经营管理的高层次、复合型、外向型人才。目前，电力施工企业的当务之急是要加紧对决策层和管理层进行WT0相关知识，国际经贸知识和惯例，工商管理、金融、法律、信息网络等知识的系统培训和计算机、外语技能的强化培训，全面提升决策层和管理层的综合素质；并在全体员工中形成共同的愿景，树立与时俱进、终身学习的观念，从而奠定企业坚实的人才基础；培育企业人才的“再造”机制，使企业成为“人才”的生产线和大熔炉。

此外，要大力推进“工人阶级”的素质结构重塑工程。作为“产业工人”主要载体的国有企业，尤其是“产业工人”比例较高的电力施工企业，必须尽快重塑“产业工人”的素质结构，即通过多种途径，多种方式，多种渠道的持续有效的教育培训和终身自我学习，使“蓝领”变为“白领”，提高“白蓝率”，使企业人力资源的知识总量和开发度增加，组织的整体学习能力增强，最终提高企业的核心竞争力。

锐意改革，建立新型的人力资源管理体系。知识经济时代，人的科学文化素质普遍提高，生活目标、生活方式日益个性化发展。企业员工将变为“自我实现人”，即人们工作的价值在于实现“自我价值”。因此，“以人为本”的思想就必然成为新世纪管理哲学的指导思想。在野外作业，工作环境和条件艰苦，报酬不高的电力施工

企业要想吸引人才，留住人才，在人力资源管理方面就更需要树立新的观念，建立新的管理体制和机制。

第一，大力营造尊重知识，尊重人才，尊重所有人的企业“软环境”。人力资源管理的关系就是营造平等、融洽、协调的企业“软环境”。物质条件较差的电力施工企业，就更加需要以感情留住人，以事业留住人，以共同的价值实现留住人，以良好的“软环境”弥补“硬环境”先天不足。

第二，积极探索新型人才资源管理体制和机制。电力施工企业与其他国有企业一样，国有体制仍然是人力资源管理的制约瓶颈。从2l世纪知识经济的发展方向看，平等竞争与自由雇佣是必然的趋势。企业与员工将在全球范围内统一的人力资源市场中双向选择，“人才流”的“流动率”上升。但是，企业的生产经营又需要一定的连续性，客观上需要“核心业务”人员的稳定性。因此，应大胆探索，进一步引入竞争机制，对大量的“非核心”业务所需的劳动力则实行短期或临时合同雇佣。

第三，积极探索绩效评估和价值分配的机制。价值分配应从单一的“按劳分配”转向“按资分配”和“按知分配”(用技术入股、技术产出的比例回报)。操作层主要实行劳动定额承包制，以按劳分配为主，再加上个人股权的“按资分配”。管理层和决策层则主要实行按资分配、“按知分配”和“年薪制”等。工作绩效考核评估也要引入国际先进的测评考核指标体系，定性与定量相结合，静态与动态相结合，形成目标管理的激励与约束机制。

2．技术创新

加大R&D费用(政府或企业研究和开发费用)投入。

发达国家企业的R&D费用平均达5％～10％。而我国企业R&D费用投入占销售额的比例，全国企业平均只有0．5％左右。就电力施工企业而言，据统计全行业R&D费用仅占施工总产值的0．4％左右，低于全国企业平均水平。从一个侧面反映了电力施工企业技术创新实力的不足。根据目前电力施工企业的经营状况，当前可提高到l％左右，“十一五”期间则逐步提高3％-5％，应是可行的战略选择。

技术创新占领市场竞争的制高点。

第一，火电施工企业应重点对600MW以及上高参数、大容量、主效率火电机组的施工技术、施工工艺和配套施工技术装备、工器具的研究，因为这是其核心业务市场。加紧对循环硫化床(DFBC)，整体煤气化联合循环(ICCC)等洁净发电技术的研究，应先掌握洁净煤发电技术、火电机组的施工安装技术和调试技术，占领行业技术发展制高点。

第二，送变施工企业应重点研究全国联网工程中大电网直流背靠背联网技术，直流输电技术，750KV及1000KV特高压输电技术实施中的新设备、新工艺、新材料等应用技术。认真研究电力自动化，通讯网络技术的最新发展，迅速掌握电网技术发展的实施过程中的“过程技术”，以迅速占领电网建设这一核心市场领域的技术制高点。

第三，针对电力工程施_丁的“过程技术”特点，特别注重对施工工艺过程的改进，施工工器具的研发改进等现场施工技术的研究。要切实强化对质量管理技术、安全管理技术和环保技术的深入研究，因为安全和质量管理水平已成为电力施工企业市场竞争的焦点。

第四，根据电力工程施工技术“跟进性”特点，即电力行业技术的不断进步，反映在其技术装备的不断升级与改进上，而电力施工企业则必须不断采用新的施工工艺来“跟进性”地满足这种技术装备的升级与改进。

第五，电力施工企业的技术创新必须注重其实用性和及时性。即必须强化技术成果向生产力的转化工作，将有限的研发资金用在能迅速转化为现场施工技术的项目上，强调技术创新的经济效益。

3．管理创新

电力施工企业的管理创新就是要根据新世纪管理变革的趋势，结合电力工业体制改革的要求和企业的现状，围绕建立现代企业制度的总体目标进行体制创新。顺应市场经济和知识经济的要求，建立内部高效能的机制和运行机制。

第一，根据国发[2002]5号文精神，不断深化我国电力体制改革，目前已经到了电力设计、修造、施工等“辅”企业如何改革的最困难也是最关键的环节。因此，电力施工企业单一的公有制体制改革从外部政策支撑上看，现在已成熟。电力施工企业应积极主动地研究国家电力体制改革方案的实质精神，主动出击，以谋求最佳的改革方案。

第二，整合企业内的人才流、物流、资金流和信息流，形成“四流合一”的高效的内部资源共享最大化机制。打破目前电力施工企业最普遍的职能处室管理组织机构模式，削减管理中间环节，逐步实现组织的“扁平化”和“网络化”。与国际接轨，按FIDIC条款(国际工程师联合会出版的“土木工程施工合同条件”)实行“项目法施工”，建立并规范以工程项目实施为主线的内部激励与约束机制。

第三，要适应新的市场变化，强化质量、安全管理和工程综合管理的创新，这是电力施工企业市场竞争的主要领域和竞争对手之间直接较量的关键环节，是市场信誉的主要来源。

第四，建立企业信息中心，设立CIO(首席信息官)，以加快网络化、信息化建设为切入点，推进企业管理的现代化和国际化。强化对网络化信息流的疏导、筛选和管理，构筑可靠的企业信息安全防护墙，实现企业信息共享的最大化和安全化的统一。

4．企业文化建设

电力施工企业普通缺乏深厚的内在企业文化底蕴和鲜明的外显企业形象。由于电力施工企业的特点，所以其企业文化建设具有一定的特殊性。那么如何营造电力施工企业的“文化场”呢?

构筑个性鲜明的CIS(企业形象识别系统)。CIS是企业文化的外显表现，是企业文化的“硬件”部分。CIS是企业社会识别的第一印象。醒目完美、寓意深刻的企业标志、商标、企业标志性建筑等，往往成为企业的代名词。因此，电力施工企业应对CIS进行系统性的策划，并借助各种现代化手段，如设立企业网站、多媒体宣传展示等，对CIS进行多种方式、多种渠道、更大范围的宣传扩散，树立企业个性鲜明的外显形象。