针对煤化工技术发展状况与趋势的分析

煤化工产业是我国能源建设中重要的组成部门,我国当前经济发展速度迅速,社会对能源的需求量相对较大,因此在能源的利用量方面每年都在成倍的增长。当前煤化工行业在发展中主要有煤炭气化技术、煤炭焦化技术以及煤炭液化技术等。     

煤炭地下气化产业与技术发展的主要问题及对策

煤炭地下气化可实现煤炭资源清洁开采和利用,催生新的战略替代能源。国外自20世纪30年代开始了煤炭地下气化技术研究和现场试验,主要采用巷道式及浅层钻井式煤炭地下气化工艺。目前,浅层钻井式煤炭地下气化前端工艺基本成熟,但规模化开发技术尚未突破,受环保政策、资源条件、技术局限等因素限制,工业化进展缓慢,还需要在地质评价和选址、基础实验、气化炉建造、气化运行控制工艺、粗煤气综合利用、井下工程技术、规模化开发技术等方面取得进一步突破,并解决温室气体排放及项目经济性等问题。煤炭地下气化未来将由浅层向中深层发展,粗煤气处理技术将由单一发电向深加工、综合利用方向发展。大型石油企业具有发展煤炭地下气化的战略需求、资源基础和技术条件,应发挥上下游一体化综合优势,建立科研、试验、生产及工程技术服务一体化运营模式,加快推进煤炭地下气化商业化开发进程,引领产业发展。     

人工制氢及氢工业在我国“能源自主”中的战略地位

全球正经历从化石能源向氢能等非化石能源过渡的第三次能源体系重大转换期。为给我国实现能源体系转型和"能源自主"战略目标提供参考,综述了国内外氢工业的发展现状和发展趋势,探讨了人工制氢、储氢技术的发展途径,明确了氢工业的战略地位。研究结果表明:(1)发展氢工业,是优化能源结构、保障国家能源安全的战略选择,在实现我国"能源自主"的战略中占有重要地位;(2)全球氢工业发展初具规模,人工制氢仍主要依靠化石资源,煤炭地下气化制氢符合我国的国情,具有较大的发展潜力;(3)与氢工业相结合的新能源,将是未来能源消费的主体;(4)电解水制氢将贯穿于氢工业发展的全过程;(5)安全、高效储运氢技术是氢能实用化的关键,液态储氢将是未来主要的储氢方式。结论和建议:(1)氢工业基础设施建设处于起步阶段,但发展迅速;(2)我国发展氢工业,近期应在煤炭地下气化制氢方面取得突破,初步形成产业链;(3)中期促使氢工业成为新的经济增长点和新能源战略的重要组成部分;(4)远期力推氢能成为我国能源生产与消费结构的重要组成部分,力争实现"氢能中国",依靠新能源等实现国家"能源自主"。     

煤炭地下气化及对中国天然气发展的战略意义

基于国内外煤炭地下气化技术发展现状与趋势,提出了煤炭地下气化基本概念、机理与模式,指出目前面临的挑战、发展潜力与发展路径。煤炭地下气化这一革命性技术能够实现"人工制气",且符合煤炭清洁利用方向,在新能源达到规模化供应之前,可开辟中国特色的有效供甲烷与氢气战略新途径。中国含油气盆地煤系发育,仅超出煤炭企业井工开采深度、埋深1 000～3 000 m的煤炭资源量即为3.77×10~(12) t,初步预计可气化煤炭折合天然气资源量为(272～332)×10~(12)m~3,是常规天然气资源量的3倍,与非常规天然气资源量的总和基本相当。根据煤炭地下气化反应机理和产物组分的差别,初步将煤炭地下气化分为"浅层富氢、中深层富甲烷、深层超临界极富氢"3种开发模式。石油石化企业可在煤炭企业井工开采范围之外,发挥自身技术、管道、市场等一体化优势,根据不同需求和相应技术成熟度,优选路径发展煤炭地下气化业务,可将大量煤炭资源进行有效清洁开发利用,缓解天然气供应紧张局面,还可结合产出氢气就近利用以及在邻近油区开展CO_2驱油与埋存,打造石油石化循环经济净零排放示范区,为"氢经济"时代到来储备资源和技术,更为中国"清洁、低碳、安全、高效"的现代能源体系建设开辟新的途径。     

中国煤与煤层气共采理论技术现状及发展趋势

在国家大力推进生态文明建设的背景下,快速发展清洁的煤层气资源来代替对国民生命安全与自然环境影响恶劣的煤炭能源的需求变得越来越迫切。为此,通过分析中国煤层气开发模式与资源产量、煤矿区煤层气抽采技术发展历史、煤与煤层气协调开发模式及相应的煤层增透理论和开发技术现状,指出了煤与煤层气共采形势与理论技术发展趋势,并提出了促进实现煤与煤层气高效开发的建议。研究结果表明：(1)需进一步原始创新支撑其安全高效共采的基础关键理论,并完善煤矿区煤层增透、煤层气集输与综合利用、煤炭地下气化—煤层气联采等关键技术;(2)提升煤炭领域与石油领域学科交叉理论技术攻关和行业合作力度,形成优势理论技术与产业配置互补发展,搭建基于多领域学科融合的创新产业发展模式;(3)完善国家和地方在煤与煤层气共采领域的政策保障体制,鼓励煤炭企业与石油企业合作以促进其规模化发展。结论认为,煤炭资源平稳缩减是中国经济高质量发展的重要能源保障策略,由此推行煤与煤层气共采对于确保煤矿生产安全,缓解清洁能源短缺和降低碳排放等均具有重要的现实意义。     

油气开采企业开展深层煤炭地下气化业务的前景分析

我国主要含油气盆地深层煤炭资源蕴藏量丰富,但长期以来未能得到有效开发利用。煤炭地下气化技术（UCG）属于煤炭资源清洁高效开发和利用的范畴,符合国家“能源革命”的相关要求,国内外的发展经验已经初步证实,UCG在技术、经济和市场方面均是可行的。分析结果认为,油气企业在推动深层UCG发展的进程中具有很大的优势,具体表现在以下方面：①国家政策层面大力支持UCG工业化;②油气开采企业具有一定的资源优势;③油气开采企业具有明显的工程技术优势;④油气开采企业具有类似的生产控制经验;⑤油气开采企业具有市场保障优势和天然气替代效益驱动;⑥油气开采企业具有利用深层UCG建设地下储气库的综合优势。综合宏观的国际形势及UCG业务发展所面临的困难,提出了对我国深层UCG可持续发展的建议：可以由油气开采企业牵头,煤炭开采企业和燃气发电企业参与,集中各家优势力量,实现互利共赢。结论认为,发展深层UCG业务可以将原来无法开发利用的深层煤炭资源转化为现实的、长期的清洁能源供应,这将有力推动中国“能源独立”的进程。     

煤炭高效利用与绿色化工国际学术论坛暨新型煤化工与能源材料产业研讨会通知

正为推动煤炭高效利用与绿色化工国际学术创新暨新型煤化工与能源材料产业发展,促进相关学科与技术革新与进步,由省部共建煤炭高效利用与绿色化工国家重点实验室发起的"煤炭高效利用与绿色化工国际学术论坛暨新型煤化工与能源材料产业研讨会"定于2019年8月23～26日在塞上明珠—宁夏银川举行。会议结合新型煤化工和     

我国化石能源勘探、开发潜能与未来

当前我国正处在快速工业化、经济腾飞,并步入一个世界科技大国向世界科技强国迈进的前夜,需要大量的资源和能源乃必然的发展轨迹。然而,我国地大但物并不博。为此,在我国快速发展中、在多元共享世界能源的同时,必须立足本土,建立起可靠的、稳定的且能保障长期供给的能源战略后备基地已刻不容缓。研究与分析当今世界和我国油、气、煤等化石能源发展的历程,结果表明:(1)第二深度空间(5 000～10 000 m)化石能源勘探和开发乃21世纪中叶前后的重要领域,此类能源是一次性能源消费的主体;(2)非常规油气、特别是页岩油气藏在最大限度地减少污染、强化高新科技应用于降低成本前提下,大力勘探、开发、利用乃未来化石能源发展的必然轨迹;(3)煤炭、煤层气与煤能转化,制油、煤制气,地下燃烧发电和煤化工产业的研发在能源结构中的主导地位不会改变。基于上述认识,在21世纪中叶前后乃至更长时期内,我国的能源匹配模式应为"第二深度常规油气"+"煤层气与煤能转换"+"非常规页岩气"。     

一种模型不确定的煤炭地下气化控制算法研究

煤炭地下气化(Underground Coal Gasification, UCG)实现了地下固体煤炭转为气体能源的封闭开发，可形成天然气能源的战略接替，是保障国家能源安全的重要策略，也是实现国家新时代能源高质量发展的有力手段。由于煤炭地下气化反应过程具有时变性和大滞后的特点，且无法得到精确的数学模型，给煤炭地下气化控制带来较大挑战。为改善煤炭地下气化的控制效果，在研究煤炭地下气化工艺的基础上，根据煤炭地下气化过程工程数据对煤炭地下气化过程进行了数学建模，设计了针对煤炭地下气化控制的内模控制算法。仿真结果表明，设计的控制算法与传统的PID控制以及Smith预估控制相比较，内模控制算法在模型失配时控制效果更好，更适合于对模型不确定的煤炭地下气化过程的有效控制。研究结果可为煤炭地下气化实际生产过程的相关研究提供参考。     

煤炭地下气化装备自动控制模拟系统研制

为促进煤炭地下气化技术系列成果从实验室、现场试验向产业化应用转变，依据煤炭地下气化技术现场应用需求，将连续管技术与煤炭地下气化技术进行了结合。建立了煤炭地下气化稳定燃烧控制物理模型，分析了煤炭地下气化过程同心连续管受力状况，形成基于温度的模糊PID随动控制方案，研制了煤炭地下气化装备自动控制模拟系统；同时基于Unity 3D开发连续管控制仿真模拟软件，形成了对煤炭地下气化过程中作业数据实时监测，以及连续管不同速度起出、下入的自动控制，实现了丛式井气化采煤远程集中控制，形成了基于温度的煤炭地下气化超低速拖动控制技术，并验证了其合理性。该自动控制系统的研制为煤炭地下气化技术的现场应用奠定了设备基础，为实现集中无人化气化采煤提供了技术方向。     

我国中深层煤炭地下气化商业化路径

全球已开展的煤炭地下气化(UCG)矿场试验绝大多数都是在浅煤层进行的,受环境保护因素的制约很大;而中深煤层UCG项目环保优势突出、发展前景好于浅煤层,但选址因素却更加复杂、地下工程难度更大。为了实现我国中深层UCG技术的商业化,在调研国内外UCG技术发展现状的基础上,分析归纳了UCG技术商业化所面临的主要问题,进而探析了中深层UCG项目商业化的路径。现有的问题包括:①浅煤层气化存在着较大的环保风险;②中深煤层气化工程难度较大;③在目前的技术水平条件下,UCG项目投资的经济性较差;④选址和系统配套等条件对于UCG项目的竞争力影响较大。研究结果表明:①从投资经济性的角度来考虑,中深层UCG项目单个地下气化单元(UGU)设计需要实现较高的日产气量和累计产气量,同时也需要较长的气化通道来控制大量的煤炭资源,还要解决好气化通道堵塞和破坏失效等问题;②中深层UCG属于资金和技术密集型项目,项目选址不仅要考虑地下条件因素,而且还要充分考虑产品市场和公用工程系统配套等条件。结论认为,我国可以优先考虑在新疆准东、哈密、三塘湖,内蒙古鄂尔多斯、二连、海拉尔等煤炭资源条件优越的油气产区建设UCG试验基地、部...     

造气-联合循环发电工艺技术探讨

论述了造气-联合循环发电（IGCC）工艺技术的应用现状和经济性以及环保效应，并对炼油厂采用重油造气-联合循环发电和渣油深度转化两个方案进行了比较。     

中国煤层气发展战略探讨——以中石油煤层气有限责任公司为例

近年来我国煤层气产业增速放缓,为了促进产业发展,亟需围绕做大做强我国煤层气产业这一重大课题开展研究工作。为此,以中石油煤层气有限责任公司为例,系统研究和总结了该公司自2008年成立以来在鄂尔多斯盆地东缘煤层气产业基地建设、新疆地区煤层气勘探开发等方面取得的技术进展和成果,分析了我国煤层气产业发展面临的机遇与挑战。在此基础上,提出了有利于煤层气产业发展的5大主攻方向:①突出加快新疆地区中低煤阶煤层气战略接替规模突破;②持续攻关已开发区增产和提高采收率技术,大幅度提升开发效益;③强化深部煤层气及煤系地层天然气综合开发,提高资源综合利用率;④建立基于人工智能和大数据的煤层气田智能信息技术,提升煤层气田开发水平;⑤开展煤层气效益开发创新管理体系研究,为煤层气效益开发提供科学的制度保障。结论认为:①鄂尔多斯盆地东缘煤层气的规模开发为国家提供了宝贵的清洁能源,为煤矿安全生产、节能减排提供了新路径、做出了新贡献;②应持续推进管理创新和技术创新,突出加快在新疆地区建设我国第3个煤层气产业基地,促进我国煤层气产业加快发展。     

间/对混酚分离技术的研究进展

间/对甲酚沸点十分接近,难以通过常规方法分离,这一问题已成为制约煤焦油粗酚精制发展的瓶颈.为此,笔者系统介绍了近年来常用的间/对混酚分离提纯技术,包括烷基化法、络合分离法、结晶分离法、模拟移动床吸附分离技术及膜分离技术等.通过对不同分离技术的优点和缺点进行分析和评估提出:烷基化法是目前最成熟的间/对混酚分离工业化方案,...     

IGCC在石化行业中的应用及关键技术发展的分析

集成气化及联合循环（IGCC—Integrated Gasification Combined Cycle）是目前化石（如煤、石油、渣油、沥青等）燃料燃烧发电中环保性能最佳的系统,作为上世纪70年代西方国家对石油危机的战略技术储备,随着当今世界温室气体排放加剧,节能减排形势日益严峻,IGCC受到了更多的关注。文章介绍了IGCC系统的基本原理及特点,阐述了其在石化行业节能、制氢及捕集CO2中的重要性。总结了IGCC系统中关键的空分单元、煤气化单元及CO2捕集单元的技术特点。     

能源革命:从化石能源到新能源

为了预测世界总体能源发展的态势,从分析能源发展历史入手,明确了能源利用方式将在木柴向煤炭、煤炭向油气之后经历油气向新能源的第三次重大转换。尽管全球化石能源供应量总体比较充足,但关键技术突破和生态环境保护需求加快并推动了化石能源向新能源的转换。世界能源消费正在迈入石油、天然气、煤炭和新能源"四分天下"的时代,其在一次能源消费结构中的比例分别为32.6%、23.7%、30.0%和13.7%,中国能源消费也将由煤炭独大,逐步进入煤炭、油气和新能源"三足鼎立"的时代。对全球能源发展的预判结果表明:①石油迈入"稳定期",产量高峰将出现在2040年前后,高峰年产量约45×10~8 t;②天然气步入"鼎盛期",产量高峰将出现在2060年前后,高峰年产量约4.5×10~(12)m~3(40.5×10~8 t油当量),将在未来能源可持续发展中发挥支柱作用;③世界煤炭产量稳中有降,煤炭发展进入高效清洁化"转型期",污染物排放量将大幅降低,其占一次能源消费结构的比重也将有所下降;④新能源开发利用渐入"黄金期",占一次能源消费结构的比重将大幅提升。结论认为:①我国能源生产和消费具有自身特点,能源发展需从国情实际出发,加强煤炭资源清洁高效利用是解决我国能源环境问题的关键;②我国石油产量需达2×10~8 t,以保障国家能源安全;③加快致密气和页岩气等非常规资源开发步伐,力争实现2030年我国天然气产量超3 000×10~8 m~3的目标;④加强新能源资源的开发利用,2030年我国有可能实现非化石能源占一次能源消费结构比重20%的目标。     

中国东南沿海发展煤制天然气的可行性

随着近年来煤制天然气(SNG)技术的发展,国内呈现出积极开发SNG项目的热潮,但输送距离成为坑口建厂模式与天然气市场之间的巨大沟壑。通过在西部煤矿坑口建厂与在东南沿海地区建设SNG工厂的技术与经济可行性分析,认为沿海SNG工厂在价格和风险承受等方面更富竞争力,同时对于东南沿海地区掌握自主气源的意义重大。尤其对于国内石油公司而言,SNG相比在沿海建设的液化天然气项目,是一种更为可靠的资源和价格对冲工具,而且沿海SNG项目在获取煤炭资源方式上有更多的灵活性。在提高经济性方面,资源与运输费用的长期锁定、褐煤的坑口提质处理都是必要的,但在污染物排放、废水处理及废渣利用方面,应进行审慎的风险评估和措施论证,确保其成为受欢迎的新型能源项目。     

以部分氧化工艺为核心的IGCC技术进展

综述了国内外以部分氧化（POX）工艺为核心的整体煤气化联合循环（IGCC）技术的进展,并从气化原料、工艺技术、流程组合、装置投资、建设业绩、运行成本、操作可靠性、环保特性等方面进行了比较分析;提出了在大型炼油化工装置中采用以POX为核心的IGCC系统进行氢、氧、氮、汽、电集成多联产能源系统的技术建议;指出基于POX的煤（焦）气化技术已经日臻完善,IGCC技术将在炼油化工中发挥重要的作用,并成为今后发展的重要方向。     

加快技术进步 转变增长方式 促进我国焊管业又好又快发展

随着我国钢铁工业的飞速发展,以钢带产品为原料的焊管工业也迅速发展。我国焊管产量的大幅增长建立在焊管机组数量急剧增加的基础之上,进入21世纪以来,这种单纯依靠数量增长的模式受到了市场的严重制约,转变这种增长方式势在必行。我们应该加快技术进步,从节能降耗、开发高附加值ERW焊管产品、加强螺旋埋弧焊管生产线技术改造、适度增加高水平直缝埋弧焊管生产能力几方面着手来转变这种增长方式。随着我国西气东输二线等管线建设高潮的来临,应该抓住机遇,提高焊管技术装备水平,促进我国焊管业又好又快的发展。