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中国煤化工发展对石油化工的影响

2014/8/11 8:19:45      点击:

  1 在高油价下中国煤化工产业具有竞争力,将成为石油化工产业的有益补充

  1。1 世界油气资源紧缺、煤炭资源较为丰富,为煤化工的发展创造了条件

  在2008年全球金融危机爆发之前的几年间,在全球经济稳步增长的推动下,全球一次能源需求呈现稳步增长的态势。2002-2008年,全球一次能源需求年均增长3。0%,石油和天然气分别年均增长1。4%和3。0%,煤炭年均增长5。4%。到2008年底,全球煤炭消费连续六年成为消费增长最快的一次能源。煤炭需求增长已成为推动一次能源需求增长的主要动力。相对于石油、天然气资源,世界煤炭资源较为丰富。据统计,2008年全球原油探明储量约为1 708亿吨,储采比为42年;天然气探明储量约为185。02万亿立方米,储采比为60年;而煤炭的探明储量约为 8 260亿吨,储采比为122年。据BP公司统计,2008年,全球一次能源消费结构中,石油占34。6%,煤炭占29。1%,天然气占24。0%,核能、水电等约占12。3%。由此可见,相对丰富的煤炭资源为煤化工的发展提供了资源条件。就中国而言,缺油少气富煤的资源特征十分显著。据2009年全国油气矿产储量通报,截至2008年底,中国原油剩余经济可采储量约为20。90亿吨,储采比为11。8年;天然气剩余经济可采储量约26 511亿立方米,储采比为34年;煤炭储量约为1 145亿吨,储采比约为41年。

  近年来,随着国民经济的平稳较快发展,中国能源消费保持较快增长趋势,特别是交通运输燃料快速增长和石化产品需求的大幅增长,使得油气资源紧缺的矛盾更加突出。2003-2009年,中国一次能源消费年均增长17.3%。2009年,一次能源消费达30亿吨标准煤。其中,煤炭约占70%,石油和天然气约占20%,核电、风电及水电约占10%。在此期间,中国石油消费以年均7.1%的速度增长,而原油产量年均增长仅1.8%,中国原油对外依存度已经超过50%。发展替代资源,减少对石油资源的依赖,客观上为中国煤化工产业的发展创造了机遇。

  1.2 原油价格持续高位,煤化工产业的竞争力日益显现

  在金融危机爆发之前,在全球石油供应链遇到“瓶颈”,加上美元贬值、地缘政治因素及投机因素的多重作用下,国际油价持续高位震荡。例如,布伦特原油价格从2005年的平均55美元/桶上升到2007年的72美元/桶,2008年7月竟达到了147美元/桶的历史最高点,2010年原油价格则一直在80美元/桶上下高价位区间波动。低成本的驱动,使得包括煤化工在内的替代燃料产业的竞争力日益显现。在高油价的推动下,中国煤化工技术加快了自主开发的进程。煤气化装置不断向大型化、清洁化发展,煤直接液化工业示范装置和煤制乙二醇工业示范装置的成功投产,煤基甲醇制烯烃、制二甲醚等技术的商业化,都为煤化工产业的发展提供了有力的技术支撑。随着煤化工技术的不断成熟与完善,生产效率的不断提高,环保技术的不断提升,必将促使其生产成本不断降低,从而使煤化工产业在高油价下相对常规石油资源具有一定的竞争能力,将成为油气资源的有益补充。

  2 中国煤化工发展现状

  尽管国外的煤化工产业起步较早,20世纪40年代以来,德国、美国、日本等先进国家,在煤液化、煤制烯烃、煤制二甲醚、煤制乙二醇、煤制天然气等领域先后建成过实验装置,开发了有关的工艺技术,但由于受到资源、技术、环境、油价、投资等因素的影响,真正实现工业化的寥寥无几。目前,只有南非萨索尔公司的煤间接液化工厂和美国大平原煤制天然气工厂。而中国煤化工产业在近几年则获得了较快发展。

  2.1 传统煤化工总体呈现产能过剩的局面

  早在20世纪40年代,中国也开始拥有传统煤化工产业,但规模很小、产品单一,产品主要包括焦炭、合成氨、电石和甲醇等。近年来,随着中国地方经济的迅速发展和资源丰富地区的崛起,传统煤化工和部分产品产能较快增长。从产品的供需来看,中国传统煤化工总体上呈现产能过剩的局面。2009年,中国焦炭消费量约3.4亿吨,产能约为3.8亿吨/年,装置平均开工率约91%;电石消费量约1 500万吨,总产能约2 200万吨/年,装置平均开工率低于70%;甲醇消费量约1 660万吨,总产能高达3 000万吨/年左右,装置平均开工率仅37.4%。

  值得注意的是,在中国的甲醇生产中,70%以煤为原料,甲醇作为新型煤化工的重要中间体,近年来受到了众多投资者的青睐。据统计,目前在建和拟建的甲醇项目产能达2 500万吨/年左右,预计到2012年,中国甲醇总产能将达到5 000万吨/年以上,而届时的甲醇需求量最乐观预计也仅增加到3 100万吨左右,产能过剩将进一步加剧。

  2.2 新型煤化工呈现较快发展势头

  近年来,在高油价的推动下,我国新型煤化工产业得到了较快发展,在煤液化合成油、煤基甲醇制烯烃、煤基甲醇制二甲醚、煤制乙二醇等方面取得了突破性进展。

  1)煤直接液化首条百万吨级工业示范生产装置已建成投产

  中国的煤直接液化技术最早由中国煤炭科学研究总院和中国石化洛阳工程公司合作,在消化吸收国外技术的基础上自主创新开发成功。中国神华集团在内蒙古鄂尔多斯市的伊金霍洛旗,分两期投资建设总规模为500万吨/年的煤直接液化工程。2008年12月30日,一期工程的先期工程100万吨/年煤直接液化合成油装置一次投料试车成功,生产出合格油品和化工品。该工程由中国石化工程建设公司承担EPC总承包。这标志着中国已经掌握了百万吨级煤直接液化关键技术。

  2)煤间接液化示范工程成功建成

  国内从事煤炭间接液化技术研发的单位主要有中科院山西煤炭化学研究所和兖矿集团。20世纪80年代以来,山西煤化所在消化吸收国外工艺的基础上,自主开发成功了煤间接液化技术。目前,山西煤化所研发的煤间接液化工艺已经应用到山西潞安集团、内蒙古伊泰集团、神华集团等三套16万吨/年示范项目中,目前已相继投产。神华宁夏煤业集团与南非萨索尔公司合资的宁东煤炭间接液化项目已经上报国家发改委核准。

  3)煤制烯烃工业示范装置正在建设

  目前国内拥有煤制烯烃技术的研究机构主要有中国科学院大连化学物理研究所和中国石油化工集团公司。

  “八五”期间,中国科学院大连化物所开发的甲醇制低碳烯烃技术(DMTO)完成了中试。2005年,大连化物所与陕西新兴煤化工科技发展有限公司以及中国石化集团洛阳石化工程公司合作,在陕西建设了规模为1.5万吨/年(以原料甲醇计)的工业试验装置。2006年2月,装置投料试车,8月通过了国家级鉴定。这项技术实现了约99.18%的甲醇转化率,双烯(乙烯+丙烯)碳基选择性达78.71%。目前,神华集团采用这项技术,由中国石化工程建设公司承担EPC+M,于2010年5月31日在内蒙古包头建成了60万吨/年(以双烯计)MTO装置。

  中国石化上海石化研究院开发的具有自主知识产权的甲醇制烯烃(SMTO)技术,目前已在燕山石化建成了甲醇进料规模为3.6万吨/年的中试装置,并进行了累计116天的工业试验。中试结果显示,乙烯+丙烯选择性平均达80.51%,甲醇转化率平均为99.74%。目前已完成了180万吨/年(以甲醇计)的SMTO装置工艺包设计,并在中原石化建设60万吨/年(以甲醇计)SMTO装置,计划2011年底建成投产。

  中国石化上海石化研究院从2003年起就开始进行甲醇制丙烯(MTP)技术(固定床工艺)的研究,目前已完成了中试。中试结果表明甲醇转化率大于99%,丙烯单程选择性为45.6%,达到国际先进水平。这项工艺在2010年进行工业侧线试验,同时开展大型工业化装置工艺包研发。

  清华大学、中化集团和安徽淮化联合开发了流化床甲醇制丙烯(FMTP)技术,其规模为3万吨/年甲醇进料的试验装置连续运行了470小时,甲醇转化率为99.9%,丙烯选择性67.3%,吨丙烯消耗甲醇3.39吨。

  4)开发出拥有自主知识产权的煤气化技术煤气化技术是煤化工的基础技术,煤气化装置作为煤化工产业链中的龙头装置,具有投入大、可靠性要求高等特点,是整个产业链的关键技术。

  近年来,为降低化肥原料成本,国内石化企业引进德士古和壳牌公司的煤气化技术,用于生产合成氨等煤化工产品。值得一提的是,德士古和壳牌公司煤气化技术的大型化工装置是在中国石化建设的生产装置中成熟起来,并得到大量应用的。在建设和试生产运行过程中,中国石化不仅解决了很多工艺技术放大过程中的工程技术问题,还采取很多独创性改进措施实现了装置的长周期安全稳定生产。目前,国内在消化吸收国外气化技术的基础上,已经开发出多种拥有自主知识产权的煤气化技术,包括四喷嘴气化技术、非熔渣-熔渣分级气化技术、两段式干粉气化技术、航天炉气化技术、多元料浆气化技术、单喷嘴粉煤气化技术及灰熔聚煤气化技术等。其中,四喷嘴气化技术、非熔渣-熔渣分级气化技术已成功应用于工业化装置中,前者有兖矿国泰化工、华鲁恒升化工等,后者有山西丰喜肥业集团等。

  5)煤制乙二醇进入商业化应用

  20世纪80-90年代,国家组织开展了一氧化碳氧化偶联技术研究。2009年,由中国科学院福建物质结构研究所与江苏丹化集团有限责任公司、上海金煤化工新技术有限公司三方联合研发的煤制乙二醇技术,通过了万吨级工业示范装置的成果鉴定。2009年12月底,采用该技术的通辽金煤一期20万吨/年煤制乙二醇项目成功实现了工业化生产。

  6)一步法甲醇转化制汽油的工业示范工程正在建设

  目前,中科院山西煤炭化学研究所与化学工业第二设计院共同研发出一步法甲醇转化制汽油工艺,采用自主研发的ZSM-5分子筛催化剂,汽油选择性达到37%~38%,可以生产辛烷值(RON)在93 以上、低烯烃、低苯含量、无硫的优质汽油产品。2009年,该技术在山西晋城取得万吨级试验装置的成功运行。目前,云南煤化集团正在建设20万吨/年的MTG装置。

  7)煤制二甲醚产能过剩

  中国二甲醚产能已从2006年的44。5万吨/年猛增到2007年的220万吨/年,2008年又几乎翻了一番,达到432万吨/年。预计到2012年,二甲醚的产能将增加到940万吨/年左右。从消费来看,国内90%左右的二甲醚用于掺入液化石油气作为民用燃料,2008年的消费量在150万吨左右,预计2012年将增加到580万吨。国内二甲醚产业已经面临产能过剩局面。

  8)IGCC发电得到较快发展

  近年来,随着环境保护和节能减排要求的日益严格,IGCC技术得到较快发展。

  2005年底,中国石化将IGCC装置作为公用工程的核心装置,应用于福建炼油乙烯一体化工程之中,已在2009年建成投产。兖矿集团也建有IGCC联产甲醇和醋酸的示范装置,拥有80MW的装机容量、30万吨/年甲醇和22万吨/年醋酸的联产能力。从2006年起,各大发电集团也积极开展IGCC技术在国内的发展和应用。

  尽管近年来诸多煤化工技术的突飞猛进,推动了国内煤化工项目的建设。但在看到煤化工产业取得的进步和成绩的同时,我们必须清醒地注意到以下四个问题。

  一是多数煤化工技术尚不十分成熟,还存在诸多风险。在建的煤液化、煤制烯烃等项目,在全球范围内都属同类装置中规模最大的首套工业装置,有的项目尚未进行工业放大,就直接进入工程应用;有的虽投料试车成功,但还有待安全稳定长周期生产的检验。因此,必须清醒认识到项目建设中仍存在着较多的不确定因素和较大的工程风险。应在示范项目工程问题充分暴露,并得到切实有效的妥善解决之后再进一步推广发展,一定要防止盲目建设、一哄而上。

  二是必须注意到煤化工发展对环境带来的影响。煤炭中氢的含量少,而煤化工产品中氢 / 碳比例高,因此,在煤的转化过程中必将有大量的碳要以二氧化碳的形式排放出来。比如以煤为原料生产1吨甲醇,要排放出3。85吨的二氧化碳;而生产1吨烯烃,排放出的二氧化碳高达11。63吨(见图3)。因此,发展煤化工必须重视二氧化碳的排放问题,相应解决碳的封存和捕集(CCS)问题。妥善解决二氧化碳的出路是发展煤化工的关键问题,不然,与低碳经济是背道而驰的。

  三是我国是水资源短缺的国家,而且煤炭资源与水资源的分布大体呈逆向分布,有效解决水资源问题是发展煤化工的又一基本条件。煤化工的发展需要大量的水资源支持,比如生产1吨直接液化的油品需要耗水10吨左右,生产1吨间接液化合成油需要耗水11吨左右,不采用空气冷却的甲醇装置生产1吨甲醇也要耗水5吨左右。而国内煤炭资源丰富的地区多数缺乏水资源,如果不考虑水资源平衡盲目发展煤化工,必将会对当地的水资源以及环境带来破坏性的影响。因此,发展煤化工,不仅要注意建设地点的环境承载能力,更要注意水资源的合理利用和节水技术的开发应用。

  四是煤化工项目具有较高的投资强度。以100万吨/年煤液化项目为例,每万吨油品的建设投资高达1亿元以上。而建设一座规模为1 000万吨/年、以生产成品油为主的炼油厂,每万吨油品的建设投资仅1 500~1 900万元。因此,较高的投资强度决定了煤化工产品大多具有较高的固定成本。在低油价下,煤化工将难以与石油化工竞争。只有在高油价下,才具有一定的生命力。

  3 煤化工发展对石油化工的影响

  为提高资源利用效率,充分发挥石油化工和煤化工的优势,煤化工的发展已不再游离于石油化工之外,正逐步实现与传统石油化工产业的结合。对石油化工产业,无论在原燃料结构、产品结构,还是环境影响等方面都产生了一定的影响。

  3.1 煤化工的发展将有利于实现石油化工的原料、燃料结构多元化

  我国煤炭资源较为丰富,煤化工的发展为优化石化工业原料和燃料结构、提高能源利用效率、提升经济效益创造了条件。同时,原料和燃料的多样化,也有利于缓解我国对进口石油的需求,为保障能源安全提供有效途径。煤化工对石化工业原料、燃料结构的优化主要体现在以下三个方面。

  一是发展煤化工,不仅可以生产成品油、石脑油、LPG等石油产品,还可以生产乙烯、丙烯等石化产品。煤合成天然气可以作为炼厂或石化厂的重要燃料,为实现炼油与石化工业的原料燃料多元化提供有效途径。尤其是在高油价下,煤基原料更显示其经济的竞争性。

  二是石化企业采用煤制氢有利于降低生产成本。为降低原油成本,增加劣质原油加工量已成为炼厂高油价下降本的重要措施,由此带来了对氢气的大量需求。如何获得廉价氢已成为炼厂降低成本提高竞争力的关键。经测算,当原油价格在60美元/桶时,采用炼厂干气制氢,每吨氢气的成本达16 000元左右;若采用石脑油制氢,1吨氢气的成本将高达20 000元左右。当煤炭价格为700元/吨时,每吨氢气的成本仅约12 000元。高油价下,煤制氢比石油基原料制氢具有较好的经济性。

  三是煤炭作为一种较为廉价的燃料,采用IGCC联产化工产品的方式,不仅能够清洁、高效地为石化企业供热、供电、供蒸汽,还能够联产化工产品,同时提供氧气、氮气和氢气,有利于减少二氧化硫的排放量。以IGCC为核心形成的炼厂公用工程岛已经越来越多地在国内外新建的大型炼厂中使用。

  3.2 煤化工有利于降低产品成本,丰富产品品种

  由于煤合成气中含氧较多,适合生产甲醇、醋酸、乙二醇、丁辛醇等含氧化合物。因此,发展煤化工生产含氧化合物,对弥补石油化工产品在含氧化合物领域的不足,实现产品多元化和多样化,提供了有效的手段。

  3.3 发展煤化工,有利于促进石化产业结构调整

  随着煤化工技术的不断进步,尤其是在高油价下,煤化工生产的石化产品将凭借其成本优势,成为石化产业的有益补充。目前,中国石化在南京地区已经初步形成了以金陵、扬子、南化为核心的油、煤、天然气一体化发展的大型石化企业群。金陵公司实现了所需氢气全部由煤制氢提供,从而成为中国石化加工劣质原油能力最强的企业之一。金陵公司富余的氢气还通过管道供给扬子石化公司,不仅降低了扬子石化公司的制氢成本,也顶替出了大量的石脑油用作乙烯原料。南化公司生产的合成氨等产品也都是以煤为原料,这对降低生产成本、提升竞争力起到了重要作用。由此可见,随着煤化工技术的发展,煤化工产业与石油化工产业的有机结合,将有利于我国石化产业的结构调整与优化,有利于提高石化产业综合竞争力。在看到煤化工产业发展给石化工业发展带来的正面影响的同时,我们也应清醒地看到煤化工发展将对石化工业发展带来的冲击。一是煤化工产品必然会在一定程度上挤占传统的石油石化产品市场,给石油化工产业的发展带来市场冲击;二是在高油价下,低成本的煤化工产品将给传统的石油石化产品带来成本冲击。

  4 中国煤化工发展展望

  4.1 国家支持煤化工有序健康发展

  近年来,在国际油价不断上涨的推动下,国内煤化工产业呈现出过热的发展趋势。为规范和鼓励煤化工产业发展,我国政府相继出台了一系列政策法规和配套措施。 2006年7月,国家发改委发布《关于加强煤化工项目建设管理促进产业健康发展的通知》,提出了国内煤化工发展的准入门槛:煤制油项目规模在300万吨/年、甲醇和二甲醚项目规模在100万吨/年以上,煤制烯烃项目规模在60万吨/年(指烯烃含量)以上。 2007年1月,国家发改委颁布了《煤炭工业“十一五”规划》,提出“有序推进煤炭转化示范工程建设,推进煤炭液化示范工程建设”,要求“十一五”期间完成煤炭液化和煤制烯烃的工业化示范,为以后十年产业化发展奠定基础。同年4月,国务院通过《能源发展“十一五”规划》,提出“十一五”要加快发展煤基液体燃料和煤化工技术,统筹规划,有序建设重点示范工程。11月,国家发改委出台《煤炭产业政策》,强调指出要在水资源充足、煤炭资源富集地区适度发展煤化工产业。 2008年8月,为规范国内煤制油发展,国家发改委发布《关于加强煤制油项目管理有关问题的通知》,严格控制煤制油项目。 2009年4月,国家出台了《石化产业调整和振兴规划》,再次明确提出,要稳步开展煤化工示范,坚决遏制煤化工盲目发展势头,积极引导煤化工行业健康有序发展。总之,中国在煤化工领域将采取积极稳妥的发展方针,推进煤化工产业发展。

  4。2 开发自主技术,占领煤化工领域的技术制高点

  中国煤化工产业经过多年来的自主创新与发展,在吸取国外先进经验的基础上,已经形成了自主创新技术开发体系。中国煤化工产业将在已有基础上,继续加大自主研究开发,有效解决各种工艺在工业化过程中面临的技术瓶颈,占领煤化工领域的技术制高点。

  4.3 稳步有序推进煤化工健康发展

  近年来国内煤化工产业的迅猛发展,一是得益于煤化工技术的突飞猛进;二是得益于国际油价的持续攀升;三是得益于各级政府的大力支持。展望未来,中国煤化工产业将坚持以科学发展观为指导,统筹考虑区域经济发展以及煤化工发展对水资源以及环境等因素的影响,坚持控制总量、淘汰落后工艺、保护生态环境、发展循环经济以及煤化结合的方针,大力加强自主创新,在未来三年中重点抓好现有煤制油、煤制烯烃、煤制二甲醚、煤制天然气、煤制乙二醇等五类示范工程,实现煤化工健康有序发展。

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