煤化项目范文

煤化项目范文（精选11篇）

煤化项目 第1篇

陕西陕化煤化工有限公司大型化工项目, 建设内容包括两套30万t/a合成氨、配套52万t/a尿素生产装置及配套辅助装置、公用工程等。全厂DCS控制系统主体和框架采用横河CENTUM VP控制系统, 介绍DCS的整体架构, 以及系统硬件和控制逻辑组态软件的设计与应用。

1 系统工艺

1.1 工艺流程

该项目以煤为原料, 采用多元料浆加压气化技术制备粗合成气, 经耐硫变换、低温甲醇洗净化、液氮洗后得到满足要求的N2和H2, 再经高压合成反应得到液氨, 液氨和CO2气体反应得到尿素。

1.2 生产装置

该项目工艺过程主要由煤气化、变换、低温甲醇洗、液氮洗、硫回收、氨合成、氨冷冻、尿素等生产装置组成, 还包括空分、热电站、尿素及成品储运设施、水源地等生产辅助设施。

1.3 生产技术

煤气化采用西北化工研究院多元料浆气化技术, 低温甲醇洗采用大连理工工艺包, 低温液氮洗采用杭氧工艺包, 硫回收采用丹麦拓普索 (TOPSOE) WSA工艺包, 氨合成采用丹麦拓普索 (TOPSOE) S-250 (两塔三废锅) 工艺包, 尿素采用荷兰斯塔米卡帮 (STARMICAR-BON) UREA 2000 PLUS CO2气提法工艺包技术。

1.4 设备装置

该项目配置3台260t/h煤粉炉热电系统 (2开1备) 、4台气化炉 (3开1备) 、2套变换装置、2套低温甲醇洗、2套低温液氮洗、2套氨压机、1套二氧化碳压缩机组。

2 控制系统的组成

3台260t/h锅炉系统DCS软件采用杭州和利时的holly macsv系统, 硬件采用FM系列, 主要完成合成氨及尿素项目的供热控制, 如图1所示。该项目的气化、变换、低温甲醇洗、液氮洗、硫回收、氨合成、尿素等工艺主装置采用一套横河CENTUM VP DCS控制系统。全厂设计为4个控制室:中央控制室, 主要负责气化、变换、低温甲醇洗液氮洗、硫回收、氨合成、氨冷冻、尿素的监控和操作, OPS站27台, ITCC操作站2台 (其中2台氨合成机组1台, 1套尿素机组1台) , ESD操作站1台, 工程师站5台, 3台横河系统工程师, 1台黑马系统工程师站, 1台ITCC的工程师站;锅炉控制室, 主要负责锅炉控制系统监视和操作, 设立9个OPS站, 3个工程师站;污水处理控制室, 29个OPS站, 1个工程师站;空分控制室, 1工程师站, 4台OPS站。目前, 该项目已实现空分和中央控制室光纤通信, 未来, 根据工艺需要, 其它控制室的参数也会通过通信上传到中央控制室。

3 CENTUM VP系统配置

CENTUM VP系统结构如图2所示。

3.1 控制器配置

根据项目规模, 全厂DCS设计为单域系统, 根据工艺和生产检修需要, 冗余控制站分配如下:气化工段4套冗余;净化工段3套;合成工段2套;尿素工段2套;从安全角度考虑, 气化、净化、合成工段可燃和有毒气体监测系统配置成独立1套冗余控制站;尿素工段可燃和有毒气体监测点较少, 不配置控制站, 测点信号直接进入本地、远程节点的独立卡件通道。

3.2 机柜设计

机柜整体设计采用混排原则。控制单元及节点单元放在机柜正面, 正面空余部分, 可布置对外端子;背面布置模拟量信号隔离栅或对外端子。安全栅和对外端子数量与本柜内的卡件通道对应, 以减少柜间接线, 开关量安全栅和端子板混装, 单独成柜。模拟量信号为压接端子型连接, 数字量信号为KS电缆连接, 现场信号进线方式:本安模拟量输入点, 现场安全栅卡件;非本安模拟量输入点, 现场普通端子卡件;数字量点, 现场安全栅普通端子板卡件, 现场继电器端子板卡件。

3.3 系统电源设计

对于中控室和各就地机柜间, 提供1路电380VAC 60k VA UPS, 控制系统内部自平衡三相220V UPS电源用于DCS控制系统 (包括系统外仪表供电) , 并留有ESD电源供电 (气化就地机柜间、压缩控制室、尿素机柜间) 及ITCC电源供电 (压缩控制室) , 另提供1路220VAC 50Hz稳压市电用于DCS控制系统冗余供电、柜子照明、风扇等供电。

3.4 与第三方系统的通信

第三方系统或设备与CENTUM VP系统通过RS-485通信接口, 以Modbus协议进行信息通信。C ENTUM VP系统的通信卡件为ALR121, 其上有2个通信接口, 连接方式为RS-422或RS-485, 通信协议为Modbus RTU协议, 通信速率1200~115.2k bps, 每个通信接口最多可以串接30个通信设备, 最大通信距离是1200m。通信卡件可以是单独配置, 也可以冗余配置。在冗余配置时, 当其中一个卡件出现故障, 将无扰动地立即切到另一个卡件上, 不会丢失通信数据, 同时, 在操作员站上将发出声光报警, 提醒操作员系统卡件故障。

3.5 控制策略

3.5.1 卡件类型

控制卡件类型及全厂点数如表1所示。

3.5.2 网络特点

CENTUM VP系统底层控制 (该层网络主要采用V-NET和RIO总线, 实现底层数据的采集、处理和分析等功能) , 主要完成生产过程中数据的采集、初步处理、显示、记录和报警、生产操作, 执行对生产过程的连续调节控制和逻辑控制。CENTUM VP系统上层控制 (该层主要是人机接口的层面, 网络采用V-NET和Ethernet, 实现人机监视和数据存储、报表输出等功能) , 主要完成过程数据设定、操作指导、控制计算、数据处理及存储。控制系统中各个单元通过V-NET、RIO总线和Ethernet通信。V网用于将FCS与其它站连接起来, 采用双重化的冗余通信。Ethernet用于工程师、操作站、控制站以及上位机之间信息数据的传输。每个控制站硬件冗余配置。

3.5.3 软件类型

软件包括:工程师软件包 (含标准操作监视功能的软件包LSH1100-V11、标准组态功能软件包LSH5100-V11、流程图组态功能软件包LSH5150-V11、报表软件包LSH6530-V11、电子手册软件包LSH5495-V11) 、操作站软件包 (含标准操作监视功能的软件包LSH1100-V11、报表软件包LSH6530-V11) , 以及分布式数据库程序等。

3.5.4 复杂控制回路

除了一些简单的单回路控制外, 还需设计复杂控制回路, 以增强系统的稳定性和精确性, 节约成本, 包括:

(1) 锅炉汽包液位三冲量前馈串级调节。系统首先检测汽包液位、锅炉进水流量及锅炉出蒸汽流量, 汽包液位与进水量构成串级调节回路, 蒸汽流量为前馈量, DCS根据液位设定值调节进水量, 当液位达到控制值时, 进水量与蒸汽流量保持平衡。

(2) 低温液氮洗分子筛, 其12个程控阀采用程控顺序执行, 在程控投入模式下, 顺序自动执行, 在工艺正常流程下, 无需人工干预。

(3) 分程控制, 如图3所示。

调节器PIC-26004输出到分程块SLTPTC26004中, 当输出在0~50%时从第一路PIC-26004-1中控制阀门1, 输出在50%~100%时从第二路PIC-26004-2中控制阀门2;另外分程输出到功能块MLD-SW中进行选择, 若MLD-SW在自动状态, 分程输出直接到阀门中进行控制, 若为手动状态时, 可以直接手动控制各自的阀门, 这种模式是分程控制的典型模式, 既能分程控制又能手动控制。

(4) 串级调节, 如图4所示。

4 抗干扰措施

(1) 采用双路稳定的UPS电源输入, UPS输出中性点接地。

(2) 对DCS单独设计接地系统, 严格分开系统接地与常规接地。

(3) 所有来自现场的信号和电气信号均采用信号隔离器和中间继电器隔离。

(4) 对从外界敷设的电缆均进行分屏加总屏, 且屏蔽线缆在控制室接地。

5 结语

中国煤化工八大产业链及代表项目 第2篇

为加深大家对煤化工产业链的认知，在对煤化工八大产业链进行说明的同时将国内目前已投运或正在建设的代表（类似）项目一并开出。

1、煤化电热一体化（多联产、IGCC）

代表项目：华能天津IGCC电站示范工程

2、煤炭液化（直接液化、间接液化）

代表项目：中国神华煤制油化工有限公司鄂尔多斯煤制油分公司煤直接液化项目一期工程（年产各灰油品100万吨）

3、煤制天然气（合成气甲烷化工艺、地下煤气化）

代表项目：内蒙古大唐国际克什克腾年产40亿立方米煤制天然气工程、新疆庆华能源集团有限公司一期年产13.75亿立方米煤制天然气工程

4、煤制烯烃（MTO、MTP）

代表项目：神华包头60万吨/年煤制烯烃工程、神华宁煤集团烯烃有限公司46万吨/年煤制烯烃（丙烯）工程、大唐内蒙古多伦煤化工有限责任公司46万吨/年煤制烯烃（丙烯）工程

5、煤制合成氨-尿素、煤-甲醇

代表项目（合成氨/尿素）：云天化呼伦贝尔金新化工有限公司年产45万吨合成氨/80万吨尿素工程、乌兰煤炭集团有限公司产135万吨合成氨/240万吨尿素工程

代表项目（甲醇）：陕西兖矿榆林能化60万吨/年甲醇工程、河南煤化集团龙宇煤化工50万吨/年甲醇工程

6、煤制乙二醇（直接法、草酸酯法）

代表项目：河南煤化集团永金化工投资管理有限公司5×20万吨/年煤制乙二醇工程（分别位于永城、安阳、濮阳、新乡、洛阳）、通辽金煤化工有限公司年产20万吨乙二醇工程

7、煤炭分质利用（褐煤提质、低阶煤洁净转化）

代表项目：华电集团呼伦贝尔2*600万吨/年褐煤热解多联产工程、神华煤制油化工公司呼伦贝尔1000万吨/年褐煤提质工程

8、煤制芳烃（合成气直接制芳烃、甲醇芳构化、烯烃联产芳烃）

煤化项目 第3篇

项目建设现场，叶冬松首先听取了安化公司负责人关于企业基本情况、“十二五”发展规划和项目建设有关介绍，对安化公司加快重点项目建设进度，促进产业结构调整，搞好资源综合利用，减少资源消耗，减轻环境污染，发展循环经济的政策导向给予了高度评价。

在义马气化厂的醋酸项目工地，张大卫首先听取了项目负责人对工程建设情况的汇报，并对项目建设给予了高度评价。他说，能源做化工是产业结构调整高精化发展方向。义马气化厂以科学发展为统领，发挥煤炭资源综合利用技术优势，不断拉长产业链条，发展下游产品，提高产品附加值和科技含量，做出了很大努力，促进了区域经济建设。从参观的情况看，义马气化厂醋酸项目技术含量高，集约化发展，项目平均每亩投资千万元以上，土地利用率很高，这种做法非常值得称赞。(眉萱钱骏驹)

再接再厉创新佳绩——郑煤集团副总经理李保方猃叠芦沟矿安全生产

大年初二，郑煤集团公司副总经理李保方来到到芦沟矿检查节日期间的安全生产。李保方对芦沟矿2010年生产组织和节日期间的安全管理工作给予充分肯定。矿董事长、党委书记张胜金表示：芦沟矿一定会再接再厉，扎实做好春节期间的值带班和安全生产管理，抓好节后职工收心工作，力争实现新年首季开门红，再创新佳绩。(通讯员费松波石朝彬)

裴沟矿喜获“省级卫生居民小区”称号

近日，从郑煤集团裴沟矿传来好消息，该矿被河南省爱国卫生运动委员会授予“省级卫生居民小区”荣誉称号，成为河南煤化集团公司第一家获此殊荣的单位。

河南省爱国卫生运动委员会根据各省辖市申报，按照考核管理办法，对2194个申报的村、单位、小区进行了评审，报经省爱卫会研究，同意命名裴沟矿北山生活区成为省级卫生居民小区。自此，该矿生活区和郑州大河龙城、森林半岛等15个小区一起荣登省级卫生居民小区榜单。(通讯员龙建峰王强尚书焕)

以质促销以销促产——义煤集团提质增效动真格

团采取强力措施，要求必须全面完成集团公司提出的“提质、促销、增收、降库存”这一既定目标。

一是继续认真抓煤质工作的宣传教育活动，组织煤质、销售战线上的工作人员深入井下一线，利用采掘开区队进班会、群众会讲形势、讲任务，将“保煤质=保饭碗”这一理念贯彻到每一位职工的脑海中。较好解决了“重生产，轻质量”、“重产量，认为销售与我无关”的思想，真正形成了“人人抓煤质”的良好气氛。

二是由生产部门牵头，继续做好采煤队放煤工的理论培训工作。月初组织讲课，课时不少于2个小时，月底组织考试，成绩与工资挂钩。运销部门在上车、装车前必须弄清用户动向，及时反馈给调度室，确保装车商品煤满足用户的质量要求，否则因自身问题造成质量纠纷，都按矿煤质管理办法有关规定进行经济处罚。

三是煤质部门加强人工选矸工作，确保块煤含矸率不超过5％，违者按有关规定处罚煤质科相关人员及手选工。(本刊记者钱海山通讯员吴高峰)

河南省煤层气开发公司领与访问河南煤化集团

2月15日，河南省煤层气开发利用有限公司总经理王思鹏，党委副书记杜国纳、副总经理胡殿明一行到河南煤化集团公司走访。集团公司常务副总经理刘魁景会见了客人，并就企业发展和小煤矿兼并重组等情况进行了座谈。

刘魁景首先对王思鹏一行的到来表示欢迎，并简要介绍了集团公司的情况。他说，河南煤化集团重组两年来，按照河南省委、省政府“六统一”的要求推进深度融合，形成了产业布局和管理的双“4+3”模式。2010年，河南煤化集团资产总额和营业收入双双突破1400亿元，煤炭产量突破7400万吨，较重组之初均接近翻番。同时，安全管理达到了国际一流的水平，有望安全高效挺进世界企业500强。刘魁景说，长期以来，河南煤化集团与河南省煤层气公司保持了友好的关系，希望双方今后一如既往地加强交流合作，促进两家企业又好又快发展。

王思鹏对集团公司重组两年来取得的发展成就表示钦佩，他说，河南煤化集团的成功经验让我们耳目一新，这次交流让我们感到很有收获。我们将认真学习借鉴，让河南煤化集团的先进经验在河南省煤层气公司的发展中开花结果。(本刊记者钱海山通讯员程凯)

义煤集团拟“借壳”上市

省管企业在资本市场亮出大动作：义煤集团将“借壳”上市公司欣网视讯，完成在A股市场的上市。

近日从河南省国资委获悉，义煤集团“借壳”欣网视讯的重组方案将分两步实施：首先，南京欣网视讯科技股份有限公司拟向大股东出售资产预估值约为1.18亿元，其现有员工将遵循“人随资产走”的原则：其次，欣网视讯拟以每股11.66元的价格向义煤集团非公开发行股票，以收购后者拥有的千秋煤矿、常村煤矿、跃进煤矿等资产。经初步预估，拟出售资产值约81.28亿元。

此次重组完成后，义煤集团将因持有欣网视讯6.97亿股而成为控股股东，河南省国资委则将成为实际控制人。

目前，重组方案已获河南省国资委预核准，但尚须相关部门和股东大会的批准。(通讯员吴高峰)

抓好施工现场管理确保安全生产——河南煤田地质局局长翦保平赴煤田地质科技中心建设工地检查指导工作

2011年1月25日，河南煤田地质局局长翦保平一行，冒着凛冽寒风，前往紧张施工的河南煤田地质科技中心建设工地检查指导工作，详细了解了工程进展、施工难点、质量安全管理等情况。

在施工现场，卓越公司总经理尚照顺、党总支书记张跃亭首先向翦保平局长简要介绍了公司成立一年来的生产经营以及2010年对外签订施工合同情况。施工现场负责人就河南煤田地质科技中心主体工程基础施工进度、施工难点、采取的措施等情况向翦局长进行了详细汇报。翦局长对卓越公司当前的工作和重点工程进度情况表示了肯定。

翦局长指出，科技中心作為煤田地质局的重点工程，必须全面抓好施工现场管理，抓好安全生产，确保施工安全和工程质量；要积极与郑东新区管委会、监理等各方加强协调和配合，确保工程基础建设如期完工；要切实关心工地职工的生产生活。(通讯员张伟)

创新发展观念理清监管思路强力推进安全生产工作——郑州市管城区多措并举保安全

郑州市管城回族区面对安全生产发展的新形势、新环境，创新发展观念，理清安全监管思路，采取九项制度和措施，强力推进安全生产各项工作。

以“三个百分百”为抓手，全面开展安全生产工作。区委书记法建强多次对全区

安全生产工作作出指示：一是落实安全生产党政同责制度。各级、各部门特别是党政领导干部思想上要高度重视，增强抓好安全生产工作的紧迫感、责任感和使命感。二是把安全生产工作列入各级党委、党组、支部议事日程，党政一把手要亲自抓安全生产，并建立安全生产工作日志。三是要明确职责，各司其职，突出重点，防治结合，遏制重大生产安全事故，减少一般事故的发生。四是要求安全生产工作必须达到“三个百分之百”，即安全生產目标责任书层层签订率达100％；安全生产检查、督察到位率达100％；事故隐患整改消除率达到百分之百。

实施安全关口前移的理念，倡导思想关口要前移。大力倡导思想关口前移的理念，明确各单位应做到“两个不允许”和“四个重在”。即在安全生产工作中，不允许发现不了问题和隐患，不允许发现问题和隐患，解决不了又不上报；在事故隐患排查治理中，按照“目标责任书签订率达100％，安全检查、督察率达100％，事故隐患整改消除率达100％”等“三个百分百”的要求做到重在排查，重在落实，重在执法，重在效果。排查要全面，落实要具体，执法要严格，效果要真实，做到早发现早处理，早报告早安排，早制定早预防、早预防早落实。

整合部门资源，创“三位一体”安全社区管理模式。以社区建设为平台，整合部门资源，创建了安全、巡防、消防“三位一体”的社区安全管理模式，把以前“条块分割”的部门资源整合为“条块结合”的共享资源，社区安全员、社区民警和社区巡防队员24小时不问断巡逻检查，实现了资源共享，优势互补，由静态管理转变为全时段、全天候的动态管理。形成区级、安监部门、街道、社区“四级联动”的安全管理运行机制。同时，投入近千万元建设安全生产电子监控中心，实现了盲点变亮点、单一变综合、间接变直接、静态变动态的“四个变”目标。

坚持“抓大放小”原则，突出工作重点和难点。在公众聚集场所、危险化学品、特种设备、建筑施工、旅游、烟花爆竹等领域，对重点单位、重大活动和重大安全隐患，实行乡(镇)、街道，行业监管部门和企业“三责归一”的监管和整治，抓具体，抓落实；一般单位诸如小工厂、小作坊，由乡(镇)、街道办事处实施监管和隐患治理，进一步明确了各级各部门的责任，形成了重点单位重点抓、抓深抓细，非重点工作有人抓、抓得好的良好局面。

创新安全宣传教育形式，推进“安全六进”活动。树立统一思想认识、领导一致重视、关口一律前移的观念，不断创新安全宣传教育形式。在企业醒目位置设置安全宣传橱窗，宣传安全法律法规，明确企业主体责任；建立校园安全教育基地，开设安全教育课程，宣讲安全知识，开展逃生演练；利用街道大屏幕、社区(村)电子监控中心，楼院安全宣传栏等，在社区(村)、楼院、家庭开展安全知识宣传教育；建立8支应急抢险专业队伍和93支单位分队，现场处置抢险救灾。全面推进安全进企业、进校园、进村庄、进社区、进楼院、进家庭“安全六进”活动，提高全社会抵御灾害风险和自我保护能力。

创新安全监管手段，推行联席会议制度。为有效加强对商贸流通业的安全监管，管城区创新“政府搭建平台，企业自主唱戏”的安全监管手段，在该区域行业推行安全生产联席会议制度，实现了资源共享安全监管模式。联席会议由商场、市场轮流任主席单位，同时吸纳工商、安监、质监、消防和辖区街道参与，定期召开座谈会，自主交流、自主查找问题、自主监督评比，自我完善规章制度，互相攀比安全投入，相互人员培训交流，互相监督纠正问题，统一协调组织演练以及抢险救援，实现了信息资源共享，优势互补共赢。

重大事故隐患治理，实施“双向消除验收”制度。坚持“政府统一领导，隐患单位负责，监管部门执法，社会舆论监督”的原则，按照分级排查、隐患认定、等级划分、归口治理，整改措施，限期整改的程序，进行事故隐患排查和重大事故隐患治理。同时，实施“双向消除验收重大事故隐患”制度，即隐患整改消除必须由隐患单位所在地乡(镇)、街道办和行业监管部门同时确认隐患已落实整改到位，由区政府备案，才能通过验收，验收必须做到标准不降低，关停整顿不松口。

掌握安全发展动态，强力推行四级安全生产例会制度。集中力量推行区、乡(镇、办)、社区(村)和企业四级安全生产例会制度，通过定期、不定期召开安全生产例会，掌握安全状况和动态，研究分析安全形势，制定并组织实施安全发展计划。

采取“一对一”工作方法，开展三项行动“打非”。由区安委会对口乡(镇)、街道办事处和负有监管职责的部门明确责任和任务；由乡(镇)、街道办事处和负有监管职责的部门对非法生产经营单位确定取缔的时限和取缔标准。开展区级4个巡查组每月巡查，乡、办一级“打非”典型案例及法规每月宣传，非法生产经营建设行整改“三项行动”，已排查99个非法生产经营建设行为，96个企业已完成整改落实，3家非法生产经营企业被查处取缔。(通讯员魏良平)

管理催艳乌金花——龙门煤业助推安全周期延长探秘

作为永煤首家资源整合的子公司，龙门煤业近年来依据自身发展的优势和特点，走出一条安全和谐发展的不平凡道路。2010年，该公司消灭了重伤以上人身事故和二级以上非伤亡事故，龙门煤矿连续安全生产超过6周年，“成绩来之不易，可喜可贺。现在安全形势非常严峻，我们要保持好这一大好态势，力挺大集团冲刺世界企业500强”。近期，永煤控股副董事长、总经理唐远游来该公司检查时专门提出表扬。

技术创新释放“四两拨千斤”能量

该公司所属两矿地处偃龙煤田，属于“三软”煤层，地质条件及水文地质条件异常复杂，给安全管理带来了很大难度。为此，该公司严抓技术管理创新，助推安全周期延长。

月度安全质量评比雷打不动。该公司全年不间断开展月度采掘质量标准化评比竞赛活动和示范精品头面创建工作。活动使各单位比产量、比进度、比质量标准化的大干热潮此起彼伏，大干促使工作标准一再提高，其中采煤工作面产量标准改变了3次，由2.2万吨提到2.3万吨，现已提高到2.8万吨。评比竞赛开展以来，累计奖励200余万元。

作业规程评比力度不减。为提高专业技术人员的素质，每月召开一次技术例会，总结当月及安排下月技术管理工作。对两矿作业规程采用每月一评比，奖优罚劣。

多措并举提高煤化工项目施工质量 第4篇

一、煤化项目施工进度方面

(一) 高质量的决策管理。

煤化项目决策的决策环节是项目正式开工前所必须完成的工作。项目决策包括项目方案、项目选址、项目投入、项目进程预算等。决策管理是对项目的可行性、必要性进行的研究。其中项目可行性研究报告、项目环境影响报告、项目建议等是工作的重点。这些报告的直接目的是为了项目能够报批成功, 更重要的是对项目进行一个全方位的研究, 为日后项目的施工打下坚实的基础, 使得项目能够符合环境要求、技术要求、安全要求、质量要求。

(二) 高质量的设计管理。

决策管理是从大的方向对项目进行把握, 设计要求则是涉及项目的细节, 直接关系到项目的具体施工方案和施工进程。设计管理包括基础设计、初步设计、工程组织规划大纲、施工招标、施工图设计、采购组织等六个部分。基础设计和初步设计为施工图的设计制作以及涉及施工日程计划和设备订购提供了依据;工程组织计划则是对施工过程中的主要建设节点以及总计划进行规划的;施工招标不仅仅是考虑工程报价, 更是综合考虑施工单位的资金状况、设计能力、施工资质等;施工设计则是确定具体的施工详细图、设备安装位置、路线走向等;采购组织是为具体施工准备所需的材料, 高质量的采购组织为施工的顺利进行提供了物质保障。优秀的设计统筹全局, 将物质、时间、资金的使用效率做到最大。

(三) 高质量的生产准备。

生产准备为施工的顺利进行打下坚实的基础。生产准备包括人员、设备、技术、资金、物资、管理制度的准备。生产准备不仅仅涉及施工前, 还包括施工整个过程。各部分所需及时到位是施工进度顺利进行的保障。施工是一个非常细致的工作, 哪一部分不到位都会影响施工进度。如同短板效应一样, 无论哪一部分没有达到要求就会影响整体的进度。

(四) 有效的监管措施。

具体在设计环节, 施工进度, 施工计划等都会做得非常详细, 通常采用甘特图的形式。但是实际的施工过程中需要有效的监管, 控制好主要的施工节点, 使得施工能够按照预期的进度进行。要完成好监管工作, 需要在施工任务、施工人员、施工工具等方面下功夫。

二、煤化项目施工质量层次

施工质量直接影响到企业后期的运转以及运转的质量。煤化工企业技术复杂, 环境影响大, 生产设备巨大的特点直接导致煤化工项目在施工过程中必然存在投入巨大, 施工周期长的特点。保证项目的施工质量是项目是否达标的重要指标。

(一) 设计环节的质量保证。

设计环节是所有工作开展的前提。一是设计承包商必须达到所需要的设计登记, 无证或级别不够的应该坚决予以否决。二是工程勘测设计必须符合工程要求。三是实际施工之前必须对施工图纸进行现场审核, 确保设计图纸在实际中具有可操作性。四是工程中所采用的新技术、新工艺、新设备必须经过严格的认证, 符合要求之后才能够在实际施工中得到应用。五是设计环节的各种设计方案和设计图纸, 都要进行严格的档案管理, 以便在实际施工中能够有参照和监督管理。

(二) 设备、材料的质量保证。

一是在设计环节应该对于所需要使用的设备和材料有着明确的型号、质量、标准要求。在实际的购买环节要对供货商的实力、诚信、业绩以及提供材料的质量进行重点审查, 确保供货商和供货材料设备符合要求。二是应该做好设备材料的运输和存放工作。确保有资质、有能力的运输单位进行运输, 防止在运输途中对材料的损坏。材料设备入库之后应该做好仓储工作, 防止设备由于雨水等原因造成质量的损耗, 并且还要定期对设备进行检查和维护。如果出现质量问题应该及时处理, 减少对施工进程和施工质量的影响。

(三) 对施工单位的施工质量要严格要求。

参与施工的施工单位必须达到工程的施工要求。施工要求体现在施工单位的施工资质、施工组织能力、施工人员管理能力以及施工设备等。在实际合同中应该明确施工单位, 防止工程被转包, 使得工程质量大打折扣。在实际的施工过程中, 施工单位应该定期汇报工程进度。并且还要对施工质量进行定期检查, 确保质量达标。在施工验收环节对质量的要求也非常重要, 应该组织相关专家在施工单位的自检报告的基础上进行联合验收。

在实际的施工过程中如果出现质量事故要及时采取相应的措施, 首先解决事故造成的负面影响, 然后及时地针对事故造成的原因制定相应的措施。对于违反施工规范的问题要及时处理并且防范类似的事件发生。

三、煤化项目施工安全层面

安全施工是煤化项目施工必须面对的重要问题。任何一个事故都会对施工的进程、质量造成巨大的影响。对于安全问题要做到防范于未然, 出现安全事故之后要马上进行科学有效的处理, 将损失和影响降到最小。对于安全问题将从以下几个方面进行说明。

(一) 制定健全的安全施工、安全管理制度, 完善其他相关制度。

科学有效的制度保障能够施工安全高效的运行。在进行工程设计阶段, 就应该设立科学的、有效的、健全的安全制度。这一块需要专业人士进行制定, 结合工程的实际, 制定切实可行的方案。明确规定施工过程的规范性活动, 违反安全施工的应该给予明令禁止。煤化工由于其行业的特点, 会有很多与水、电、气以及其他的化学物质打交道, 在施工过程中应该有专业人员进行指导。另外应该成立明确的安全生产委员会, 有明确的人员, 每人都有相应的明确的职责, 做到谁主管谁负责的工作原则。

(二) 从技术层面确保项目安全。

技术复杂化是煤化工项目施工的一个非常突出的特点。面对复杂的设备和各种化学物质, 技术层面的安全要求必须达标。在实际施工之前就应该由专业的工程师对施工技术方面进行严格把关, 确保技术在实际的施工过程中可行、可靠, 将由技术不过关可能造成的影响降到最低。煤化工系统中会涉及到多种多样的物质运输, 对水、电、温度等等有着特殊的要求, 施工方要在确保施工安全的前提下完成施工。例如烟囱作为热电装置的重要建筑, 其建设与锅炉的建设、厂房建设以及烟囱筒身和内筒的建设基本处于同一时期, 应该提前做好施工顺序设计以及安装技术设计。

(三) 加强安全施工的宣传。

通过各种形式进行安全施工的宣传, 营造安全生产的氛围, 使工人们做到安全警钟长鸣。可以通过粘贴标语、安全例会、广播播放、安全讲座、安全施工有奖竞答等多种形式进行安全教育。

煤化企业施工管理不仅仅影响到工程的完成进度、质量, 还对工程完成之后的实际运转经营环节有着深远的影响, 做好煤化企业施工的管理工作意义重大。

摘要：煤化工项目施工是一项极其复杂和庞大的工程, 施工管理过程中要考虑的因素成百上千, 如何提高煤化工项目的施工质量意义重大。本文将着重从项目施工的进度、质量、安全等三个方面对如何提高煤化工项目的质量进行分析。

关键词：煤化项目,施工管理,施工进度,施工安全,施工质量

参考文献

[1] .苏小云.加强化肥安全生产管理的一些对策[J].江西化工, 2012

[2] .郁红.化工施工企业:不畏远征难[J].化工管理, 2012

煤化项目 第5篇

一、项目名称

桐梓循环经济型煤化工生态工业基地二期工程

二、项目建设可行性条件

（一）区位优势

桐梓县位于贵州省北部，地理坐标： 东经106°25′-107°17′，北纬27°57′-28°54′。东邻绥阳、正安

桐梓煤化工循环经济二期工程项目简介

一、项目名称

桐梓循环经济型煤化工生态工业基地二期工程

二、项目建设可行性条件

（一）区位优势

桐梓县位于贵州省北部，地理坐标： 东经106°25′-107°17′，北纬27°57′-28°54′。东邻绥阳、正安县，南接汇川区、仁怀市，西界为习水县、重庆市綦江县，北连重庆南川市、万盛区。全县辖24个镇（乡），国土面积3200平方公里，占全省面积的1.83%，全市面积的10.4%。全县总人口为68万人，人口密度为200人/平方公里。耕地总面积36632公顷，人均占有耕地面积0.86亩。

桐梓县位于云贵高原北东部、大娄山脉中段，南北最长处81公里，东西最宽处52公里的县域，处于川黔南北向构造带与北东向构造带的交接复合部位，北与新华夏系第三沉降带的四川盆地连接，南与古生代的黔中隆起衔接。全境基本上呈中山峡谷地貌，间有少许山原、深丘、宽谷及山间盆地。由于桐梓河、松坎河、羊磴河三大河流的强烈切割，构成了沟壑纵横、山峦重叠、坡陡谷深的奇特地貌景观。总体上是西高东底、南高北低，呈阶梯状。全县平均海拔1100米，海拔最高（狮溪镇柏芷山牛角寨）2227米，海拔最低（坡渡镇羊磴河入重庆谷口）310米，相对最大高差1917米。境内属亚热带高原季风湿润气候，冬无严寒、夏无酷暑、雨量充沛、水热同季、无霜期长(265.5天)，多年平均降雨量1012mm，多年平均气温12-18摄氏度。根据《建筑抗震设计》规范(GB50011-2001)，本县地震烈度为Ⅵ度。

桐梓县地理位置和区位优势较为突出，自古为川黔大道必经之处，山高谷深、地势险峻，素称“川黔钥匙”。县城位于重庆——宜昌的长江沿岸能源材料开发区结合部，是沿江开放城市重庆与内陆开放城市贵阳的开发辐射交汇点，是四川省与重庆市通往云、贵、粤、桂及东南亚的南下走廊，是贵州北上的跳板及参加沿江经济开发的桥头堡。南北政治、经济、文化的发展，将带动与促进桐梓县经济与社会的快速发展。县城北距重庆246公里，南距遵义60.5公里、贵阳246公里；以G050崇遵高速公路、川黔电气化铁路、G210国道纵贯南北为骨干网，结合全县十五规划完成的“三纵四横一连线”的公路建设总体规划，届时公路里程覆盖所有的镇（乡）及村，里程由2001年494公里增加到703公里；县境内12个火车客运站，4个火车货运站，内河航道40公里（航运可直达重庆）。

境内有同属长江流域的以桐梓、羊磴、松坎河流为骨干的大于20平方公里流域的河流57条，总长度831.48公里；地下暗河24条，总长度137.15公里；河流总落差303.16米，总迳流量18.487亿立方米；水能蕴藏量20.33万千瓦，可供开发量9.7万千瓦，占全省总量（1683万千瓦）的0.6%、遵义市总量（428万千瓦）的2.3%，开发量至2000年为0.89万千瓦，占可开发量的9.2 %，至2005年将达到4.93万千瓦。森林、植被覆盖率为31.5%，动、植物种类多，其中属国家重点保护的珍稀植物11种，占我省总数的15.3%，其中一级2种，占全国总数的1/4，占贵州总数的1/2。更有丰富的旅游资源，以奇山、秀水、原始森林等自然风光为特色，如柏箐方竹林自然保护区、黄莲原始森林保护区、娄山关风景区、小三峡风景区、凉风垭森林公园、天门河水库风景区等，著名的遗迹如娄山关战斗遗址、周西成故居等，以及历史文物古迹如古人类遗址、古墓、亭、碑、桥、寺庙、石刻等，使该区旅游资源十分丰富。

（二）资源优势

1、煤资源

桐梓县是全国100个产煤大县之一，境内煤炭资源总量达42.72亿吨，品种齐，既有无烟煤，又有烟煤。其中：无烟煤储量40.34亿吨，烟煤储量2.38亿吨，低硫煤储量19.8亿吨。煤炭资源分布集中，煤层赋存稳定，发育较好，埋藏较浅，适宜机械化开采，块煤占比达40%以上。

根据贵州省煤矿设计研究院编制的《桐梓县煤炭开发规划》，全县矿区内建设规模总能力为1184万吨/年～1354万吨/年。全县现有矿井生产能力达300万吨/年，并正在加速扩能技改，目前桐梓县通过招商引资新建矿井17对，生产能力达300万吨/年。此外桐梓县还规划拟建生产规模达30万吨/年～180万吨/年的矿井13对，生产能力达885万吨/年。到2014年将达到1000万吨以上，可确保煤化工项目的用煤需求。具体原材料供应如下：

（1）吉源井田：吉源井田位于桐梓矿区南部，距县城南面约21km处，勘探范围走向长约12.7km，倾斜宽约3.5km，井田面积45.7km2，煤炭资源量约20587万吨，可采储量7514.2万吨。设计生产能力90万吨/年，矿井设计服务年限为59.6年，目前正在建设中。

（2）官仓井田：官仓井田位于桐梓矿区南部，距县城南面约26km处，勘探范围走向长约8.3km，倾斜宽约2.2km，井田面积16.4km2，煤炭资源量约6979万吨，可采储量2917.3万吨。设计生产能力45万吨/年，矿井设计服务年限为46.3年，目前正在建设中。

（3）容光井田：容光井田位于桐梓矿区西部，距县城西面约68km处，勘探范围走向长约7.8km，倾斜宽约1.1～3km，井田面积17km2，煤炭资源量约18836万吨，可采储量8740.6万吨。设计生产能力120万吨/年，矿井设计服务年限为52年，目前已建成投产。

（4）花秋一井田：花秋一井田位于桐梓矿区西南部，距县城西南面约60km处，勘探范围走向长约10.5km，倾斜宽约2.4km，井田面积25.5km2，煤炭资源量约34810万吨，可采储量13104万吨。设计生产能力150万吨/年，矿井设计服务年限为62.4年。

（5）花秋二井田：花秋二井田位于桐梓矿区西部，距县城西面约47km处，勘探范围走向长约11.4km，倾斜宽约3.6km，井田面积41.2km2，煤炭资源量约58696万吨，可采储量21920万吨。设计生产能力180万吨/年，矿井设计服务年限为86.9年，目前已建成投产。

（6）大河坝井田：大河坝井田位于桐梓矿区中部，县城北部约30km处，勘探范围走向长约12.5km，倾斜宽约2.0km，井田面积23.0km2，煤炭资源量约15034万吨，可采储量7206.3万吨。可采煤层3层，其中主要可采煤层只有1层。大河坝井田设计规划矿井生产能力90万吨/年～150万吨/年，矿井设计服务年限为57.2年。

（7）松坎井田（松南、水柴坝、大竹坝、铜锣台）：这一区域包括乐坪背斜、松坎向斜及新站向斜北翼井田的煤炭资源，位于桐梓矿区北部，距县城北部约70km处，这一块井田勘探程度较低，目前已启动煤矿建设，煤炭资源量约10亿吨，规划中矿井生产能力约为180万吨/年～270万吨/年。

（8）茅坝井田（狮子山、螺丝田）：位于桐梓县茅石乡境内，距县城20km，煤炭资源量约5-7亿吨，规划中矿井生产能力约为30万吨/年～60万吨/年。

2、煤种及煤质

（1）煤种：从煤质分析数据看，本项目所采5个煤样中除了木瓜镇万顺煤矿所产为焦煤外，其余均为贫煤或年轻无烟煤。

对于本区域内的这部分焦煤（资源量约2亿吨），目前在木瓜镇当地有一个小型焦化厂，将来这部分焦煤资源仍将用于焦化，故不在本规划考虑范围内。除此之外的贫煤及无烟煤资源均可以作为基地 煤化工项目的用煤来源。

（2）煤质：本地区煤的全水分（Mt）含量在1.3%～3.7%左右；灰分(Ad）一般在10%～15%之间（新站桐河煤矿例外），属低灰煤；挥发分（Vdaf）一般在10%～15%之间，属低挥发分煤；煤种属贫煤或年轻无烟煤，不具或具弱粘结性。

本地区原煤硫分含量（St,d）较高，一般在2%～4%之间（新站桐河煤矿例外），属中高硫或高硫煤，硫的赋存形态以黄铁矿硫为主，有机硫次之，硫酸盐硫最少。分析新站桐河煤矿煤样，其硫分含量超高（达到13.89%），灰分也远高于其他煤样（达到24.25%），灰成分中Fe2O3含量超高（达到64.08%），初步认为该煤样在采集过程中可能采到黄铁矿含量很高的样品，不足以代表该地区的真实煤质情况。

原煤发热量（Qgr,ad）在30MJ/kg左右，属特高热值煤。

原煤灰成分中以SiO2为主，其次是Al2O3、Fe2O3、CaO和少量MgO等，其中Al2O3的含量并不太高，只有23%～30%，Al2O3+SiO2总含量也只有65%左右，而有助于降低灰熔点的Fe2O3+CaO含量则占有一定比例（约为23%～33%），这种煤灰组成决定了煤灰熔融性温度（ST）适中，在1110℃～1370℃之间，为较低或中等软化温度煤，适合多种气化方式选择。原煤反应活性较好，1100℃时的反应性在70%左右。

本地区煤的可磨性好，为易磨煤；可选性较好，硫分中黄铁矿硫占绝大比例，通过洗选可有效脱除大部分黄铁矿硫；筛分结果表明原煤的出块率较高，6mm～25mm的块煤率在30%～40%之间。

总的来说，本地区煤属低灰、中高硫、高发热量、中低灰熔融性的易洗选煤，是良好的动力用煤和气化用煤。

3、石灰石资源

桐梓现有已进行详查工作的大型矿区1个（东山岗石灰岩矿区），资源储量为23000万吨。规划矿区开采规模为水泥用石灰岩开采量170万吨/年，制碱、化工、电石等用石灰岩100万吨/年，砖瓦、建筑用石灰岩及其它辅助原料矿产650万吨/年。

（1）石灰石资源分布：石灰岩在县境内分布极广，厚度大，厚几十米至数百米，资源丰富，总量达100多亿吨，碳酸钙含量达95%以上，氧化钙含量达54%以上，而且开采条件好，露采为主。以二叠系下统茅口组和三叠系下统茅草铺组地层中之石灰岩质量最佳，大部分达到化工、水泥、玻璃和冶金用石灰岩Ⅰ、Ⅱ级标准。现已进行详查工作的大型矿区1个（东山岗石灰岩矿区），资源储量为23000万吨。

（2）石灰石储量：现已完成详查工作的大型矿区1个（东山岗石灰岩矿区），位于桐梓县城东北8公里，川黔铁路与川黔公路并行通过矿区边缘，离凉风垭火车站3公里。矿体产出层位属下三迭统，矿体长1200米，宽400～600米,厚度191～217米,呈单斜层状产出，倾角55～660，化学成份平均含量Ca051.26%，MgO1.08%，SiO24.23%，Al2O31.2%，Fe2O30.61%，烧失量40.35%。开采技术条件好。资源储量为A+B+C级23000万吨。

（3）石灰石开发现状及规划：水泥用石灰岩，砖瓦、建材原料等矿山155个，其中水泥用石灰岩36万吨。规划矿区开采规模为水泥用石灰岩开采量170万吨/年，制碱、化工、电石等用石灰岩100万吨/年，砖瓦、建筑用石灰岩及其它辅助原料矿产650万吨/年。

4、硫铁矿资源

桐梓县硫铁矿储量经探明的有1.5亿吨，远景储量达5亿吨，主要分布在大河镇以南的娄山关镇、楚米镇、燎原镇、花秋镇、九坝镇、官仓镇等乡镇。其中燎原矿区储量5000万吨，为中低品位硫铁矿（Ts8.82—21.03%），官仓矿区储量5000万吨（Ts16.65—20.09%），容光矿区储量5000万吨（Ts17.23—24.60%）。目前有开采矿山3座，官仓硫精砂洗选厂生产能力为3万吨/年，设计总开采规模为10万吨/年。

5、水资源

桐梓县城区域主要有天门河、漆溪河等主要河流，在县城官渡桥汇流后称官渡河，经葫芦坝流至蟠龙洞洞口，蟠龙洞口以上流域面积478km2，年径流总量25600万m3。漆溪河与天门河汇口以上漆溪河流域面积177km2，年径流总量9500万m3，多年平均流量2.79m3/s；汇口以上天门河流域面积238km3，年径流总量13687万立方米，多年平均流量4.34m3/s。目前，已完工的天门河水库坝址以上流域面积203km2，年径流总量12050万m3，多年平均流量3.82m3/s，坝高46.50m，总库容2560万m3，正常蓄水位库容1270万m3，死库容320万m3，兴利库容950万m3。已完成初可研的天门河上游新桥水库为混凝土重力坝，最大坝高47.8m，坝址以上流域面积74.7km2，年径流总量4550万m3，总库容2500万m3，正常库容1960万m3，死库容96万m3。

打秋坝水库是县城防洪体系中的“上蓄”关键工程之一，其坝址以上流域面积42.5km2，年径流总量2110万m3，坝型为单曲拱坝，最大坝高48.5m，总库容750万m3，正常库容723万m3，打秋坝水库以供水为主，并能兼顾灌溉。

煤化工基地位于县城南面，地处官渡河下游，紧靠蟠龙洞口，流域面积478km2，其水资源年径流总量25600万m3，多年平均流量7.87m3/s，最小年平均流量4.23m3/s。厂址河段p=97%枯水流量0.79m3/s。

6、电力供应

桐梓位于贵州北部电网，电网建设已初具规模，电力充足，目前境内有220kV变电站1座，主变容量63+150MVA。110kV变电站6座，变电站容量分别为2x50MVA+2x30 MVA+31.5 MVA+2x20 MVA+2x20 MVA+63 MVA。35kV变电站9座，容量总计81.3MVA。已开工新建容量为2×600MW的大型火力发电厂，专为基地提供电力供应，加上煤化工一期基地自建的100MW的热电站与煤化工二期基地自建的175MW的热电站，因此，煤化工一、二期基地的电力供应非常可靠。

（三）交通优势

桐梓县交通区位优势明显，介于重庆、贵阳之间，距两大城市在230km-210km之间，现兰州至海口高速公路横穿其中（途经成都、重庆、贵州、广西、广东，到海口），桐梓县城到重庆和贵阳均在两小时左右，交通水陆并举，十分便捷。陆路可依托纵贯全境的川黔铁路、即将开工建设的黔渝高速铁路、210国道和兰州至海口高速公路直达重庆、成都和“两广”，是南上北下、通江达海的大通道；水路因三峡工程的建成并投入使用，万吨级货轮可直抵重庆，形成黄金水道，将大大方便货物进出。桐梓县交通运输主要以公路、铁路为主体，G210国道、GZ50国道主干线和川黔电气化铁路均纵贯桐梓县南北，交通优势明显。

1、铁路

桐梓县境内有川黔铁路93km，沿途12个车站，其中设有桐梓站、凉风垭车站和松坎站三个煤炭集运车站。目前，桐梓火车站货场将出现有的10万吨/年吞吐量扩容为70万吨；即将扩建的元田坝铁路货场年吞吐量将达300万吨，能够运输危险物品。即将开工建设的黔渝高速铁路，计划2011年开工建设，设计时速为每小时250公里。

由于煤化工一、二期工程规模较大，配套建设直通厂区的专线铁路，已经铁道部门同意。建成专用铁路线后，本项目的原材料及产品运输将更加便捷。

2、公路

桐梓县境内主要有G210国道101.6km；GZ50国道主干线(兰海高速公路)境内段80.55km；桐赤公路40km(县道省养)；县道桐花、桐官、桐绥、松小公路183.3km，列养公路15条206.6km，桐茅公路公路12.5km。

G210国道由遵义市汇川区娄山关入境，经桐梓、楚米、大河、新站、松坎、天坪6个乡镇进入綦江县的崇溪河。其中(K2098-K2162)为二级公路和城市道路，水泥混凝土路面，其余路段为三级公路，沥青路面。

省道S303东段，县境内33km，为部颁三级沥青路面。规划建设中的桐梓至仁怀公路、S302，桐梓县境内里程分别为74km、98km，为三级公路（其中：桐梓至容光段为二级运煤公路，全长60km），现已建成通车。

三、项目概况

桐梓煤化工二期工程厂址拟选在燎原镇，距桐梓县城7公里，整个区域范围内地形较缓，距GZ50国道主干线5.6公里，已建设的煤电公路穿过该区，交通便捷。

本项目主要建设装置有甲醇转制烯烃、高效复合肥，热电联产装置，废料综合利用，凝石水泥生产装置，煤渣制砖生产装置。以桐梓县丰富的煤炭作为起点，形成以煤气化为龙头，多品种联产为核心的循环模式。除在每一个装置的生产流程构成一个环以外，还将各种废弃物的处理、回收、节约与产业链“融”起来，再叠加成一个个圆环，在产业链上实现“吃干榨净”。

（一）动力车间作为整个产业链的核心部分，将利用传统意义上的废物——煤矸石和中煤作为原料进行发电（以汽定电），既解决了煤矸石的堆放问题，又解决了环保问题。产出的电和蒸汽供该厂址内各装置作为生产用汽；待规模进一步扩大后，还可以实现对周边居民冬季供暖；动力车间在产出的同时，还将吸收煤制气、合成氨等装置在生产过程中产生的废热、废气作为锅炉燃料，使废热、废汽在产业链中得到循环利用。燃煤燃烧后所产生的废渣粉煤灰和烟囱灰，将送往砖厂或水泥厂作为原料。

（二）煤制气装置作为基地整个产业链的龙头产业，将分别按煤制合成气——合成氨——尿素——复合肥、煤制合成气——甲醇——烯烃两条工艺路线发展，煤气化后所得的合成气将为液氨、甲醇等下游产品的生产提供合格的原料气。在煤制气过程中还将利用动力车间背压发电后抽取的蒸汽作为热源。同时利用化工装置生产过程中产生的废热制取蒸汽供动力车间进行发电。煤炭燃烧后产生的大量废渣——粉煤灰，将送入砖厂或水泥厂作为原料或配料，对废渣进行彻底的利用，改变过去陈旧的生产工艺，使之符合循环经济的生产模式。

（三）合成氨是煤制尿素——复合肥产业链的最核心部分。本次规划将直接利用上游装置煤制气产生的煤气（CO、H2）作为原料气，经空分、低温甲醇洗、变换、合成等工序得到中间产品液氨，将其作为下游尿素产品生产原料使用。将液氨经增压、压缩、合成等工序形成最终产品尿素，为下游复合肥的生产提供原料。

在合成氨废气循环链中，废气主要来源于合成氨装置的弛放气和放空气，经处理后将作为燃气产品，供城镇居民生活用气。

（四）复合肥将直接利用上游装置的产品尿素作为主要原料，经过挤压造粒等工序形成高浓度复合肥，生产所需热源仍然来自动力车间的蒸汽。

（五）甲醇装置作为煤制甲醇——烯烃及废渣副产建材产业链中的中心环节，利用处理后的合成气作为原料气，经压缩、合成、精馏等工序形成产品精甲醇，待规模进一步扩大后，将利用MTO工艺技术将上游产品甲醇转变为附加值更高的低碳烯烃产品，实现产品的增值。甲醇的合成过程属于强放热过程，驰放气、闪蒸汽这部分热值较高的气体可送入余热锅炉作燃料，副产蒸汽作动力车间的部分热源；甲醇生产更换的废催化剂将同合成氨装置中产生的废催化剂一同送回催化剂厂家进行回收利用。

（六）水泥厂、砖厂作为产业链的一个最下游产业，在产业链的发展中扮演“吃废渣”的角色，为解决厂区内的环保压力起到极为重要的作用，在产业链中动力车间、煤制气等装置产生的工业废渣都将送往水泥厂、砖厂作为制原、配料。

通过对上述方案的具体实施预计基地运营后每年将回收硫磺产品4.5万吨，减少排放粉煤灰146万吨，基地总用水量为182620m3/h,其中循环水量为180320m3/h，循环水利用率达98.74%。

四、项目建设规模

（一）项目建设规模：复合肥80万t/a，甲醇180万t/a，烯烃60万t/a，水泥100万t/a，砖3.5亿块/a，热电联产100MW。

（二）项目建设内容：厂房土建工程、设备购置安装，配套基础设施建设等。

五、项目投资规模及投资来源

（一）项目投资规模：本项目估算总投资110亿元人民币。

（二）项目投资来源：投资企业自筹44亿元人民币（40%）资本金，投资企业申请银行贷款或合资66亿元人民币（60%）。

六、市场前景分析

中国石油和化学工业联合会副会长周竹叶近日指出：“加快培育具有自主知识产权的煤化工核心技术，做好商业化示范装置建设和运行，是发展煤化工的根本途径。”其中，煤气化技术是发展煤基化学品、煤基液体燃料、联合循环发电、多联产系统等过程工业的基础，是这些行业的关键技术和龙头技术，对我国经济发展和保障能源安全具有重要意义。但由于我国在煤气化技术方面的研发起步较晚，被迫自上世纪80年代就开始引进国外的煤气化技术。由于引进的煤气化技术并不都是完善技术，使得我国成为国外气化技术的“试验场”。

煤气化指煤在特定设备内，在一定温度及压力下使煤中有机质与气化剂蒸汽或氧气发生一系列的化学反应，将固体煤转化为含有CO、CH4等可燃气体和CO2、N2等非可燃气体的过程。煤气化时，必须具备气化炉、气化剂、供给热力三个条件。其中，煤气化炉是煤气化技术的核心。煤气化技术在很大程度上决定了全系统装置能否长周期、安全、稳定地运行，也决定了成本效益。

华陆工程科技有限责任公司相关人士介绍：“煤气化炉技术发展，就是由开始只能利用较单一的优质煤、所产的煤气只能用于某一方面，所产气体有效成分不高、对环境有一定污染的第一代煤气化炉技术向煤种适用范围宽、能利用劣质煤、气化效率高、所产气体有效成分高、能量利用合理、一气多用、环境友好、消耗低的第二、三代煤气化技术发展的历史。”

据了解，我国从上世纪90年代开始发展清洁煤技术，缩小了与国际差距，从实验室走向工业化示范，使得我国煤气化技术水平得到整体提高。但由于一些国内煤气化技术缺少大型商业化示范装置，不具备大规模推广条件，因而还难以支撑新型煤化工的发展。中国石油和化学工业规划院院长顾宗勤表示：“一些煤化工项目所在地的煤种，与项目所选用的煤气化技术不相适应，反映出当前国内煤气化技术适合煤种范围窄的问题。新型煤化工技术的煤种适应性还存在提升进步的空间。”

目前，包括煤制气、煤制油、煤制烯烃等在内的新型煤化工正处于发展的前夜。同时，煤发电也是煤气化技术的潜在市场。因此，煤气化技术在我国正面临着前所未有的发展机遇。据中国工程院院士、清华大学教授倪维斗介绍，到2020年，我国对煤气化炉的需求量将达到2250套。届时，我国将成为世界上最大的煤气化炉市场。

面对这一机遇，在国家相关部门的支持下，国内煤气化技术研究稳步推进，目前正在研究的技术有四喷嘴水煤浆气化技术、两段式干煤粉加压气化技术、灰融聚流化床气化技术等，这些技术正在从工业化试验装置阶段稳步进入示范厂建设阶段，有的已经投产。同时，国产煤气化炉等装备也取得突破，已成功应用于工业化生产。

不同煤种适合于不同的煤气化技术，各种技术都有适用性。同时，煤气化技术不是任何一种都可以随便拿来使用，应结合具体情况进行比较选择。业界专家还表示，我国煤气化技术改进的方向主要有：简化流程，显著降低煤气化装置投资的技术；提高煤炭综合利用效率，提高气化装置稳定性；扩大气化煤种和粒度的适应范围，突破现有成熟煤气化技术的限制；扩大单炉生产能力，达到环保要求等。

新型煤化工持久战 第6篇

在过去三十多年中，我国传统煤化工产品结构愈发不合理，综合经济效益也逐渐下降。而随着煤炭市场的动荡和煤炭价格的低迷，寻找煤炭能源体系的“升级”就成为当务之急。而在这个过程中，新型煤化工则为我国煤炭资源的合理开发提供了新的途径，并为煤化工的产业升级找回了应有的自信。尽管转型之路倍加艰辛，但新型煤化工解决结构性矛盾的应用趋势已经势不可挡。

传统煤化工产能严重过剩

煤炭走进中国人的生活已经有3000年以上的时间。直到现在，煤炭依然是我国很多地区的主要燃料，而在许多煤炭资源丰富的地方，煤炭更是当地经济发展和腾飞的支柱。相关数据显示，目前我国煤炭消费分类占比是：发电用煤51%，钢铁行业消费16%，建材行业11%，化工用煤约5%，其他行业及居民生活消费11%。从某种程度上说，煤炭是我国经济赖以正常运行的重要保证之一。

然而，煤炭并不是只能从燃烧中获得能量和价值。煤炭的价值还体现在它可以转化为多种化工产品。也正是如此，煤炭的化工利用也早早地成为关注的焦点。其中在上世纪80年代，我国就开始着手煤化工的研究与应用。传统煤化工主要包括焦炭、电石、合成氨等领域。在我国，煤炭焦化是最早且至今仍然使用的方法，其主要目的是制取冶金用焦炭，同时产煤气和苯、甲苯、二甲苯、萘等芳烃；此外，煤的其他直接化学加工，包括焦油加工和电石乙炔化工，以及生产褐煤蜡、磺化煤、腐植酸及活性炭等，仍有小规模的应用。

不过随着石油化工技术的升级，传统煤化工日益衰微。比如曾一度是亮点的焦炉煤气加工行业，现如今也因市场疲软，陷入难以继续发展的困境。由于国内传统煤化工技术低下，综合经济效益日渐下降。虽然仅有个别企业和石油化工联系密切，产品多样新颖，发展状况较好，但仍然存在产能过剩，竞争加剧的难题。

中国石油和化工行业联合会副会长周竹叶表示，淘汰落后产能成为传统煤化工结构调整的必然，传统煤化工中焦炭、电石等项目重复建设严重，产能过剩30%。所以从总体上看，传统煤化工产能严重过剩，对其进行结构调整是发展的必然趋势。2009年，全国焦化行业关停淘汰落后小（老）焦炉产量近2300万吨，新建投产焦炉产能约3700万吨，目的是实现以自动化、大型化、清洁环保化的大中型焦炉产能对落后产能的置换，传统煤化工的改造也日益成为煤炭产区重点的工作之一。

而随着风电、光伏、水电、核电、燃气发电等其他电源加快增长，煤电和发电用煤需求增长也在受到抑制。从2012年开始，告别了煤炭产业的“黄金十年”，全国煤炭行业陷入困境。随着煤价大幅回落，我国产煤大省的煤老板们也开始思考煤炭产业的去向。在这种情形下，人们不禁要问，传统的煤炭初加工生产模式已经难以为继，拥有煤炭资源优势的众多地区和企业该如何实现化工产业的转型升级？

新型煤化工：今后20年的重要发展方向

煤化工是以煤为原料，经过化学加工使煤转化为气体、液体、固体燃料及化学品，生产出各种化工产品的工业。据了解，煤化工包括传统煤化工和新型煤化工。传统煤化工包括煤焦化、生产煤电石、煤合成氨（化肥）等，产品附加值较低；新型煤化工包括煤制烯烃、煤制天然气、煤制乙二醇和煤制油等，产品附加值较高，并将在我国能源可持续利用中扮演重要角色，是今后20年的重要发展方向。

那么传统煤化工和新型煤化工究竟有什么区别和联系呢？

在2013年亚洲石化科技大会上，中国石油和化学工业规划院副院长白颐介绍，现代煤化工和传统煤化工既有区别又密切联系，传统煤化工生产石化产品，现代煤化工则正在朝清洁能源和石化产品并重方向发展。现代煤化工以传统煤化工为基础，在规模和技术水平上有了大规模提升，现代煤化工产业发展将带动传统煤化工转型升级。

从其技术延展来看，新型煤化工拓展了原有的煤炭焦化、煤气化——合成氨——化肥的传统煤化工技术路线，向着煤炭液化、煤炭气化、煤制甲醇、煤制烯烃等技术，以及集煤转化、发电、冶金、建材等工艺为一体的煤化联产和洁净煤技术方向发展。

具体来说，新型煤化工是以煤炭为基本原料，以化工技术为基础，以国家经济发展和市场急需的产品为方向，采用高技术，优化工艺路线，充分注重环境友好，有良好经济效益的新型产业。新型煤化工以煤气化为基础，合成各种替代石油、天然气的清洁燃料和化工产品，目前主要产品路线有煤制油、煤制气、煤制烯烃、煤制乙二醇、煤制二甲醚等。

而除了环境友好和良好的经济效益，我国发展新型煤化工还有一个深层的原因，就是我国的煤炭能源的战略安全选择。

从上世纪70年代出现了两次石油危机开始，让很多国家都开始思考如何来减少对石油的依赖，包括我国在内的许多国家都开始了寻找替代燃料的历程。

经过了约20年的实践论证，美国各州先后推广使用10%～15%的甲醇汽油，欧洲则将一部分精力转向了核能等新型能源。此外，欧洲和美洲在乙醇燃料和生物燃料领域迅速占据了有利位置。然而，受制于技术能力和经济发展的巨大需求，我国却一直没有找到合适的石油替代燃料。虽然国家加强了能源开发和能源消费总量控制，并且积极推进国际能源合作，推动建立国际能源新秩序，但从80年代开始，随着我国经济的腾飞，我国石油消费开始快速增长，进口量也随之快速攀升。

我国现代煤化工项目产业发展探讨 第7篇

1 我国的现代煤化工项目产业发展现状

我国陆续出台的《石化产业调整和振兴规划》、《关于规范煤制天然气产业发展有关事项的通知》等规划, 将煤制油、煤制天然气、煤制二甲醚、煤制乙二醇、煤制烯烃明确定义为现代煤化工的代表。下同对目前我国现代煤化工项目产业发展现状进行深入剖析。

1.1 传统煤化工产业呈现产能总体过剩局面

从20世纪40年代始, 我国的传统煤化工产业即取得一定进展, 产品以焦炭、甲醇、电石和合成氨等产品为主, 但产品单一、规模较小的问题始终与之相随。

近年来, 伴随着我国地方经济迅猛发展, 以及资源丰富地区的快速崛起, 传统煤化工产品产能飞速增长, 呈现出总体产能过剩的不良局面。以传统煤化工生产焦炭为例:至2012年, 中国焦炭产能达到5.6亿吨/年左右, 而消费量大约只有3.8亿吨上下, 在装置开工率降至68%的前提下, 产量约为4.2亿吨, 仍然远超资源的总体需求量。甲醇、电石等传统煤化工产业产品也和焦炭一样面临产能严重过剩的局面。

1.2 现代煤化工产业呈现较快发展势头

在高油价推动下, 我国现代煤化工项目产业取得了较快发展, 在煤制油、煤制天然气、煤制乙二醇和煤制烯烃等方面均取得了突破性的进展。

1.2.1 煤制油首条百万吨级工业生产装置投产并实现长周期运行

2008年末, 位于内蒙古鄂尔多斯市, 神华集团投资建设的总规模500万吨/年的煤直接液化油工程的先期工程100万吨/年煤直接液化合成油装置投料试车成功, 所生产的油品与化工品均合格。截至目前, 该装置实现了连续稳定长周期运行。该项目的成功建设, 表明我国成为世界首个建成工业化大规模煤直接制油项目的国家。

1.2.2 煤间接液化工程建成投产

我国采用自主开发技术的煤间接液化工程示范项目也已建成投产。其中, 2009年3月份, 位于内蒙古伊泰的16万吨/年煤间接液化项目成功试车, 这是我国成功运行的首个煤间接液化项目, 生产的产品主要有柴油、LPG和石油脑等产品。此外, 山西潞安集团的16万吨/年煤间接液化项目和神华鄂尔多斯18万吨/年煤间接液化项目均于2009年成功投入运行。

1.2.3 煤制天然气项目建设也取得了较大进展

目前, 我国的部分煤制天然气项目已获得国家发改委正式核准, 如投资额达257亿元的大唐内蒙古赤峰40亿立方米/年项目、投资额245.7亿元的大唐辽宁阜新40亿立方米/年项目、总投资278亿元的庆华新疆伊犁55亿立方米/年项目等。在上述项目建成投产后, 我国即成为继美国之后第二个建设煤制天然气项目的国家。

此外, 煤制甲醇、具有自主知识产权的煤气化技术和煤制乙二醇装置也都取得了明显进展, 这里就不一一赘述了。

2 推进我国现代煤化工项目产业发展的有效措施

2.1 正视我国现代煤化工项目产业发展机遇与挑战并存的现

状

我国现代煤化工项目产业取得了较大发展, 但也必须正视煤化工项目产业面临的机遇与挑战。

2.1.1 现代煤化工项目发展面临的机遇

现代煤化工项目发展面临的机遇主要体现在: (1) 在国际油价始终居高不下, 国内原油资源相对短缺、煤资源较为丰富的条件下, 发展现代煤化工产业, 是发挥煤炭资源优势, 满足市场对化工产品需求的有效措施, 是保障国家能源安全的必然选择, 符合我国长远利益, 对促进国民经济可持续发展也具有重要意义。 (2) 目前, 工业现代化的发展, 以及我国城镇化的推进, 对煤化工产品需求量需求不断增加, 各种现代煤化工产品具有广泛的市场需求。 (3) 随着能源和化工原料多元化时代的来临, 以煤炭为原料生产化学品和通过转化生成高效洁净能源电力、燃料油等技术的不断进步, 必然促使煤化工与石油、天然气化工形成竞争趋势, 面临新的发展机遇。

2.1.2 我国现代煤化工项目发展面临机遇的同时, 也不可避免地面临一些挑战, 主要体现如下:

首先, 传统煤化工产品的产能过剩, 产业集中度较低, 布局分散, 大多数企业的竞争力较弱, 对产业的健康发展构成不利影响;其次, 低碳经济已成为国际经济新的增长点和竞争焦点, 其高能效、低能耗、低排放发展模式是核心。煤化工产业高资源消耗、高环境排放, 必然面临资源、环境的约束与节能减排的巨大压力。

此外, 现代煤化工在世界范围内尚无完全成熟的科学技术与成功的工业化发展经验可资借鉴, 还需要进一步地探索和验证。

2.2 推进我国现代煤化工项目产业发展的有效措施

现代煤化工属于技术和投资密集型产业, 应采取有利于提高经济效益的建设及运行方式。发展过程中要坚持一体化、大型化、现代化和集约化的原则, 真正实现转变经济增长方式的目的。

现代煤化工产业能否取得可持续发展, 与环境保护和经济效益两方面密切相关, 现代煤化工产业应立足于可持续发展战略, 推进现代煤化工工程有序建设, 同时在具备煤资源、交通运输和环境状况等条件的区域, 适当合理地布局以煤气化为基础的煤化工多联产系统示范工程, 探索现代煤化工的发展模式。通过集成优化, 使能量流、物质流得到合理利用, 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。

总之, 现代煤化工产业的健康发展, 还应明确煤化工产业定位、发展方向、发展重点和发展步骤, 在充分调研论证的基础上, 制定其近期目标和中长期发展规划, 再配套实施细则, 以指导其发展。

结束语

现代煤化工项目产业发展是能源与化工技术的有机结合, 是目前缓解我国化工产口需求的有效手段。推动我国现代煤化工项目产业取得健康发展具有重要的意义, 值得我们深入地探讨。

摘要：目前国际原油长期维持在较高价格区间, 石油和煤炭两种资源间的比价相对较大。在我国富煤少气缺油, 能源结构以煤为主的大背景下, 合理利用相对丰富的国内煤炭资源, 推动现代煤化工项目产业适度发展, 替代部分石化产品无疑具有其必然性和合理性。而随着现代煤化工产业发展不断升温, 深入探讨煤化工这一对我国经济发展影响越来越大的重要产业发展问题, 推动现代煤化工项目产业健康、持续、稳定发展具有重要的现实意义。

关键词：现代煤化工,产业发展,现状,推进措施

参考文献

[1]马奉奇.国内煤化工的现状及发展[J].河北化工, 2011 (1) .[1]马奉奇.国内煤化工的现状及发展[J].河北化工, 2011 (1) .

煤化工项目地下水环境影响因素识别 第8篇

1.1 煤化工项目发展

我国对石油、天然气能源的需求量正不断增长。目前, 我国仍有100亿m3的天然气缺口。根据预测, “十一五”末期的天然气缺口将达200亿m3以上。我国石油需求量在2010年已达到3.93亿吨, 产量却不及需求量的一半 (1.895亿吨) , 而增速则在6%左右。因此, 寻找新型替代性能源是保证我国经济可持续发展的必经之路。我国油气资源缺乏, 但煤炭储量丰富, 因此发展新型煤化工替代性能源具有相当大的市场前景。随着石油、天然气价格的不断高攀, 煤化工项目在近些年迅速升温, 掀起了煤化工项目建设的热潮。在条件具备的地方发展煤化工项目, 将煤化工产品作为油、气资源的补充, 可以缓和国内天然气的供需矛盾, 提高我国的天然气自给率, 符合我国国情。

煤化工项目在生产过程中, 会产生含有多种污染物的废水、废渣, 若处理不当, 废水以及废渣渗滤液会渗入地下, 对地下水环境造成污染。此外, 项目营运期若发生事故致使防渗层遭破坏, 生产过程中产生的废液会直接渗入到地下而污染地下水[1]。煤矿区的地下水资源相对贫乏, 在这些地区发展煤化工项目, 可能会对当地的地下水资源环境产生影响。虽然发生事故概率较小, 但一旦发生, 将会对周围地下水环境造成很大影响。

1.2 我国煤化工项目地下水环境影响评价研究现状

我国对煤矿区地下水已开展了较多研究, 主要包括对煤矿开采区地下水的水位、流场的影响以及煤矿排渣、排水对地下水水质的影响[2]。对地下水水位、流场的研究主要基于频发的矿井突水事故, 其中涌水量预测是近些年研究的热点。对于煤矿开采区的地下水水质研究, 目前普遍采取地下水水质现状分析, 对采集的样本进行检测, 部分研究中利用多年水质监测资料对地下水水质进行趋势分析。煤化工项目对地下水产生的影响, 主要来自项目生产过程中对地下水水质的污染。上述的研究主要针对于煤矿开采区, 即对煤化工项目的原料开采区的研究。煤化工项目生产区地下水环境影响分析, 目前国内有针对性的研究还较为缺乏, 可查阅的资料也十分有限。

1.3 研究目的

进行地下水环境影响评价, 首先应明确污染源及其污染特点 (如污染因子、污染方式) 。这里将污染源及污染特点统称为地下水环境影响因素。在准确识别影响因素的前提下, 才能更好地对地下水环境因子进行有针对性的监测、对可能发生的地下水污染进行预测, 从而提出有效的应急预案和防治措施。

2 煤化工项目地下水环境影响因素识别

2.1 煤化工项目的组成

根据煤化工项目生产特点, 煤化工项目组成一般包括厂区和厂外区。厂区包括主体工程生产装置、辅助生产工程、公用工程、储运工程、环保工程、依托工程等, 还包括不同类型项目的其他功能区, 如热电站、动力岛等。厂外一般包括事故灰场 (或填埋场) 、火炬及事故水池 (或蒸发塘) 依不同项目而异。

2.2 煤化工项目地下水环境污染源识别

国家环保总局环境工程评估中心的专家指出, 煤化工项目产业的发展应当处理好与环境的关系, 尤其是项目建设生产与当地水资源之间的关系。煤化工项目在生产过程中, 各环节都会产生污染物。若这些污染物回收或管理不当, 很有可能造成重大环境安全事故。固体废弃物的综合利用和填埋, 以及废水的回收和处理尤其应当引起足够重视。填埋场、污水池必须做防渗措施。因为污染物一旦进入地下水, 将造成非常严重的后果。煤化工项目可能对地下水产生的污染主要来自生产运营过程中所产生的含污染物固体和液体。固体污染物包括:来自厂区生产区 (生产装置区、储罐区、危废对存区) 的固体废弃物, 以及厂外灰场的灰渣。液体污染物主要来源于厂区生产区 (生产装置区、储罐区、危废对存区) 的液体, 以及排放到厂外事故水池、蒸发池的污水。煤化工项目产生的固体污染物主要包括灰渣、废催化剂、废吸附剂以及污泥。

2.2.1 灰渣

灰渣产生于气化、液化或废水焚烧环境, 成分主要为碳、盐;催化剂应用于制烯烃以及硫回收环节, 成分包括Co、Mo、Ni、Al2O3等。灰渣的处理方式一般为综合利用或灰渣场填埋。

2.2.2 污泥

污泥主要产生于含盐污水处理过程中, 成分为无机盐。最终会输送至项目配套建设的危险废物处置中心。

2.2.3 催化剂

部分废催化剂由厂家回收, 不会产生污染。未被回收的催化剂和废吸附剂送至项目配套的危险废物处置中心暂时存放。灰渣场底部若不进行防渗处理或处理不达标, 灰渣中的盐分由于淋滤作用会进入到地下, 对地下水水质产生影响。危险废物处置中心底部会做良好的防渗措施, 正常情况下不会对地下水造成污染;事故状态下, 若防渗层失效 (如出现裂缝或防渗材料发生老化) , 污染物可能进入地下从而污染地下水。煤化工项目产生的污染液体包括生活污水、地面冲洗水、初期雨水以及各种生产污水。1生活污水、地面冲洗水及初期雨水。生活污水、地面冲洗水和初期雨水均送至污水处理厂, 不会对地下水产生影响。 (2) 生产污水。生产过程中产生的废水主要包括气化、液化过程中的各种含盐废水、含尘废水以及其它废水, 主要污染物包括BOD、COD、氨、酚、石油类、醛、酯、氰化物等[3]。正常情况下循环利用或降级利用。发生事故时, 工艺装置区或储罐区内的物料及污染的消防水由管道收集后贮存于事故水池内储存, 送污水处理设施处理。事故水池以及管道的泄漏, 可能导致污染物进入地下污染地下水。

2.3 煤化工项目对地下水污染特点识别

2.3.1 污染方式

包括点源污染、线源污染和面源污染。 (1) 点源污染。点源污染主要来自厂外污水管线某点发生断裂, 造成污水泄漏, 并以该泄露点为中心向四周扩散, 多呈现圆形或椭圆形的污染面。 (2) 线源污染。线源污染可能来自于厂区埋地管线纵向开裂发生泄漏, 使得管内污染物泄漏至地下水, 污染物以开裂线为源向四周泄露, 多呈现长椭圆或近似矩形的污染面。 (3) 面源污染。面源污染可能来自厂内储罐区泄漏、油罐爆裂、厂外事故水池等装置, 如爆炸产生缺口, 或底层防护措施老化使污染物缓慢深入地下水。污染物呈面状补给。

2.3.2 污染因子

煤化工项目生产过程中对地下水产生的污染因子及其来源见表1。

3 煤化工项目地下水污染治理

地下水流动速度相对于地表水十分缓慢, 若发生污染不易被及时发现, 具有滞后性和隐蔽性。因此对地下水污染的防治首先应从源头上加以控制, 严禁污染物进入地下水体。此外, 由于地下水潜水往往与地表水联系紧密, 其污染途径可来自地表水的入渗和大气降水补给入渗 (如灰渣场通过天然降水的淋滤作用将可溶污染物浸入地下水) 。因此阻隔受污染的地表水以及大气降水携污染物进入地下水的途径也是从源头控制的手段之一。具体来讲, 在项目建设过程中, 严防液体的“跑冒滴漏”, 做好工程防渗措施, 加强对地下水环境的保护意识, 都是从源头控制的有效方法。其次, 地下水环境监测也十分重要。正是因为地下水污染具有隐蔽性, 建立起完善的地下水监测机制, 才能随时关注地下水各化学组分是否发生明显变化。这是防患于未然的第二层保障。第三应制定严格有效的应急预案, 在发生地下水污染事故时能够做出迅速反应, 使受影响区域内的损失降低到最小。第四, 若地下水已经受到污染, 应立刻采取相应措施进行处理。目前针对不同性质的地下水污染物研究出了多种治理方法。传统的地下水治理技术包括物理法、水动力法、抽出法和原位法[5]。但这些方法往往对水文地质条件有着严格要求并非所有地区都适用。目前, 人们正致力于改善这些方法的实用性和处理效果, 如土壤改良法、可渗透反应墙、生物技术修复等[6], 有望改善地下水污染难治理的现状。

4 结论

4.1煤化工项目组成一般包括厂区和厂外区。厂区的生产区产、厂外的事故水池或蒸发池以及事故灰场, 都是煤化工项目可能产生地下水污染的来源。

4.2煤化工项目产生的固体污染物主要包括灰渣、废催化剂、废吸附剂以及污泥。煤化工项目产生的液体污染物包括生活污水、地面冲洗水、初期雨水以及各种生产污水。事故状态下, 固体和液体污染物均可能成为地下水的污染源。

4.3煤化工项目一旦对地下水产生污染, 其方式概化为点源污染、线源污染和面源污染。污染因子包括盐类、重金属、氨、酚、COD等。

4.4针对煤化工项目的地下水污染, 应从源头控制, 加强监测。若发现污染, 及时采取相应措施进行处理。

煤化工项目的潜在环境污染因素是不容忽视的。若施工能够按照设计标准进行, 切实做好防护措施, 在正常工况下煤化工项目对地下水基本不会造成污染。但若发生风险事故, 则可能对地下水造成影响。因此, 对煤化工项目进行风险事故预测分析, 对可能造成的地下水污染进行预测评价, 对于项目周边地区的自然生态环境保护以及居民生产生活安全都有着重要意义。

参考文献

[1]袁宵梅, 李光, 陈永胜.浅析煤矿开采对环境的影响及对策[J].煤矿开采, 2008, 13 (6) :33-35.

[2]董东林, 王存社, 陈书客, 宋颖霞等.典型煤矿地下水运动及污染数值模拟[M].北京:地质出版社, 2010.

[3]Pan Liansheng.Pollution Prevention and Treatment in the Coal Chemical Industry[J].China Chemical Reporter.2009, (10) :14-16.

[4]沈诚, 罗维, 佘朝霞.贵州省南北盘江流域地下水污染现状研究[J].云南地理环境研究, 2011, 23 (4) :91-93.

[5]陈秀成, 曹瑞钰.地下水污染治理技术的进展[J].中国给排水, 2001, 17 (4) :23-26.

大庆首个大型煤化工项目8月开工 第9篇

据介绍,该项目总投资约152亿元,分两期进行,其中,一期建设年产600万t煤炭分质清洁利用项目及配套设施,主要装置有60万t/a乙二醇装置、3×50 MW背压式汽轮发电机组自备电站等,预计年产值43亿元。二期建设900万t/a煤炭分质清洁利用项目及配套设施。目前项目准备工作正在顺利推进,计划在2016年8月底前开工建设。

大庆市市长韩立华欢迎神雾集团来大庆投资合作。他说,大庆正在着力构建多元产业体系,尤其要以“油头化尾”、“气头化尾”、“煤头化尾”为抓手,更好释放各类生产要素潜力,把化工产业往深往细了做。该项目作为大庆“煤头化尾”的第一个大型项目,必将成为大庆新能源和煤化工重要增长板块,对加快培育壮大接续产业意义重大。希望双方协调快速高效推进项目,争取早开工、早投产、早达效。

北京神雾集团公司董事长吴道洪表示,该项目落户大庆,是北京神雾集团寻求发展的重要布局,是集团科技成果转化的示范工程。他们将充分发挥在工艺技术、人才和资金等优势,加快推进项目落地见效,实现共赢。

煤化项目 第10篇

现代新型煤化工产业工艺技术复杂、一体化程度高,建设规模大、建设周期长,工程投资大的特点决定了其工程项目需求专业全面,设计、采购、施工接口关系复杂,投资风险大[1]。因此,煤化工工程项目管理模式成为工程建设项目管理的核心问题,成为项目建设成败与否的关键,传统项目建设管理模式已经无法满足安全、进度、费用、质量等控制需求,在原有传统工程项目管理模式的基础上,国内外煤化工项目建设根据不同规模、不同工艺等特点,衍生出不同的管理模式,这些管理模式更多的适用于大型化项目建设需求,对于中小型投资项目建设,存在一定的难度。本文通过对大型煤化工项目管理模式的比较及IPMT+(EP+C)+监理项目管理模式的成功应用,为煤化工项目建设管理模式的选择,提供参考依据。

1 煤化工项目管理主要模式及特点

1.1 工程建设项目传统的承包管理模式

由表1可以看出,传统项目建设管理模式,无论是EP+C还是EPC,均存在不同程度的缺陷[2,3,4,5,6]。对于业主而言,一则是管理难度大,所需要非生产技术等专业人员多,造成项目建成投产后,非专业管理人员多,需要进行分流。二是由于业主经验不足,项目实施过程介入少,工程质量控制难度大,造成项目投产后,稳定运行难度大。

1.2 国内外项目管理模式的探索与创新

国外特别是西方国家的大型石化工程建设大多采用“PMC+EPC”管理模式。PMC+EPC模式是PMC(Project Management Contracting)模式和EPC模式在工程建设项目中的结合使用,指工程建设项目可行性研究完成以后,业主选择(可以通过招标的方式)技术力量较强、有丰富工程管理经验的工程公司或咨询公司对项目进行全过程的管理,实现专业化的工程建设项目管理[1,2]。

由于我国法律强制实行工程监理制度,该管理模式的问题是照搬到国内则暴露不少问题。一是监理的功能与PMC承包商的职能有重叠,有可能产生责任不清或重复管理的现象,导致施工过程中缺少对EPC承包商和各分承包商的过程监督[1]。二是PMC采用“成本加酬金”的合同方式,合同执行时间越长,成本越高,PMC承包公司赚钱越多,而效率降低。

神华集团、中煤能源等国有大型企业在项目工程建设管理模式上也不断改进与创新,形成了“IPMT+EPC+工程监理”、“IPMT+EPC+监理”、“IPMT+(EP+C)+监理”等项目管理模式。即适合我国工程管理法规,也克服了PMC+EPC管理模式的不足。存在的不足之处在于:一是虽然组建了经验能力较强的IPMT管理团队,但由于EPC承包模式本身所限,管理者对工程实施过程参与度低。二是EPC承包商为了利益最大化,在其承包范围内进行所谓的“设计优化”,过度的节约设备材料成本,造成装置建成后操作运行缺陷多,给装置生产运行带来不便。二是由于专业人员介入相对较少,项目进入试生产阶段,对于有经验的熟练专业人员数量要求高,否则很难实现施工与生产的无缝对接,无疑增加了人力成本。因此,这一项目管理模式适合于项目投资大且业主具有较大的相关生产操作人才队伍。

2“IPMT+(EP+C)+监理”创新项目管理模式

中煤远兴能源化工60万吨/年煤制甲醇项目厂址位于内蒙古鄂尔多斯市乌审旗纳林河项目园区,由于项目地处毛乌素海港腹地,同时,受金融危机影响,项目停工时间较长,经验丰富的专业人员高薪都难以聘用,公司项目建设队伍年轻,经验欠缺,为了保证项目建设有序保质进行,克服队伍年轻,项目于2011年6月复工后,项目采取IPMT+EP+C+监理管理模式,项目于20116月开工2013年11月如期投产并实现稳定运行,项目建设取得很大成功。采取的工程建设管理模式(IPMT+(EP+C)+监理),以业主生产技术专业人员为主,PMC专业项目管理人员组成的管理团队负责项目建设期HSE、质量、进度、费用管理及EP承包商与C承包商之间的协调。业主只和PMC、EP总承包商及施工总承包商签订合同,减少了业主面对的承包商数量,减少了业主的管理工作,给业主带来了很大的方便。IPMT团队在EP承包商与施工承包商之间的充分介入,实现了项目建设实施过程中的过程管控。

2.1 规避项目建设质量风险,确保项目按时保量投运

项目施工质量管理和控制贯穿施工的全过程,事先控制、事中控制、事后控制的三阶段承包商把重点强调事先控制、事中控制作为基本原则。IPMT团队通过发挥业主在生产操作技术专业优势,与管理团队承包商在质量控制方面的经验:一是根据本工程的内容,建立砼搅拌、起重机械、锅炉、压力容器、工艺设备、工艺管道、电仪安装质量保证体系等专业质量保证体系。二是每月召开一次现场质量会议,重点检查当月质量体系运行及质量计划执行情况,检查质量管理及工程质量上存在的问题并制定改进措施,落实整改时间及责任人,并确定下一步质量管理工作重点。三是严格“三阶段”、“三工序”质量控制,即施工准备阶段施工质量控制、施工期的施工质量控制、竣工阶段的施工质量控制。四是利用在EP承包商与C承包商协调接口,通过业主生产专业技术人员优规避影响稳定生产、安全操作的不合理设计,通过管理团队控制施工质量。

2.2 实现资源科学合理使用,确保项目有条不紊推进

利用项目管理承包商丰富的项目建设管理经验,根据项目建设进度计划,统筹安排人员、机具、设计图纸、资金的使用及生产准备工作,一是采用关键路径法分3级编制装置的进度计划。各级进度计划将按业主规定的工作分解结构及组织分解结构原则进行编制。进度计划层次由低一级向高一级汇总。二是项目进度控制与评价采用“赢得值”原理进行控制,将计划估算权重BCWS与相对应的工作项已完工作量的估算权重BCWP进行比对,评估和测算其工作进度的执行效果,确保进度计划执行情况评价数据可靠,为计划的纠偏、考核提供有力保障,保证了项目从施工到投产建设期(除去冬季停工期)为24个月。三是充分利用承包商所拥有国际、国内先进的项目管理软件,实现进度计划执行的实时监督与纠偏。四是IPMT提出的科学准确的进度报告,合理安排生产操作人员的招聘与培训,为企业节约人力资源成本。四是管理团队定期提出实际费用消耗状况和发展趋势的报告,以便项目组及时分析和纠正偏差,保证控制指标的完成的同时,更优化了业主资金使用效率。

2.3 提升业主HSE管理水平,确保施工试车HSE目标

以业主HSE管理部门为主,与管理承包商经验丰富的HSE管理专业人员形成项目建设期间HSE管理团队,在中煤远兴公司60万吨煤制甲醇项目从准备到施工、生产未发生一起人身伤害事故。一是克服了企业建设期安全管理经验不足的缺点,强化了项目实施过程HSE管理。二是建立健全了业主项目实施过程中的HSE管理体系,明确了各承包商HSE职责与考核,提高了过程HSE管理水平。三是通过共同工作与经验学习,为公司培育了一支专业化的HSE管理团队,为项目投产后的安全管理打下基础。

2.4 实现人才队伍精干高效,确保施工生产无缝对接

项目建成投产后,公司人员总编制控制在了458人,其中生产技术、职能管理人员及高管共计69人,与设计编制805人相比,人员数量减编347人,与同规模企业相比,减编制300人左右,而且与同行业同规模相比,年产60万吨煤制甲醇装置试车初期部分中控主操及班组长都为熟练人员,而我公司班组长及以下人员都是新招大学生经培训后上岗,建设期及试生产期人员成本大幅降低。一是以业主为主的IPMT团队,为公司补充了项目建设相关管理精英,克服了企业从施工转向生产后,部分项目建设专业人员分流问题。二是IPMT团队中公司的生产、技术骨干在项目设计、施工、试生产过程中全程参与,在此过程中不仅增加了他们对装置的熟悉程度,保证施工生产无缝对接,而且通过项目建设过程中施工组织、管理学习,提高了生产组织能力,为后续稳定生产打下坚实基础。

3 小结

“IPMT+EPC+监理”与“IPMT+(EP+C)+监理”结合我国煤化工工程建设实际在项目管理模式上的探索与创新,是国外先进工程管理理论与我国工程建设实践相结合的成果。比较而言,“IPMT+EPC+监理”目管理模式适合于项目投资大,建设规模大且项目实施过程环节多的煤化工项目,同时,业主方需具有大批熟练的生产操作人才队伍来做好施工生产的衔接。实践表明,“IPMT+(EP+C)+监理”可以充分发挥管理承包商经验丰富的优势,加强项目实施过程管控,有助于建设方管理人员培育而达到精干高效的目标,更好的实现施工与生产的无缝对接,对于中型煤化工项目建设管理,“IPMT+(EP+C)+监理”管理模式是一种更佳适合的选择。

摘要：煤化工项目技术集成度高,质量要求高的特点,决定了项目实施过程控制管理的难度,笔者通过煤化工项目工程建设特点阐述,分析了工程建设传统承包管理模式EP+C与EPC、国际上通用PMC+EPC管理模式、IPMT+EPC+(工程)监理、IPMT+(EP+C)+监理项目管理模式的优缺点,并论述了IPMT+(EP+C)+监理项目管理模式在年产60万吨煤制甲醇项目工程建设上的成功应用,提出了煤化工工程建设项目管理模式的选择建议。

关键词：项目管理,煤化工,EP+C,IPMT,煤制甲醇

参考文献

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[6]姚忠厚.煤化工项目EPC总承包管理的实践和探索[J].建设监理,2010(4).

煤化项目 第11篇

煤化工是以煤为原料, 经过化学加工使煤转化为气体、液体、固体燃料及化学品, 生产出各种化工产品的工业。煤化工包括传统煤化工和新型煤化工。传统煤化工包括煤焦化、煤电石、煤合成氨 (化肥) 等领域;新型煤化工包括煤制甲醇、煤制烯烃、煤制天然气、煤制乙二醇和煤制油等。传统煤化工由于存在能耗高、污染重、规模工艺技术落后等局限, 其发展正面临着原料供应、环境保护、新兴产业冲击等多方面的挑战;与传统煤化工产业相比, 新型煤化工装置规模大、科技含量高、综合能耗相对较低、原料适应性强、产品附加值高, 代表了煤化工产业的发展方向。目前, 拟建及在建的大型煤化工项目主要为新型煤化工项目。

煤炭资源的支撑能力及分布特点决定了煤化工产业发展规模和布局的重要基础条件。由于原料的制约, 目前大型煤化工项目主要布局在煤炭资源产地。我国是世界第一产煤大国, 煤炭产量约占世界总产量的40%。这是我国煤化工产业发展的根本有利条件。同时, 我国煤炭资源地域分布差异较大, 主要特点是“北多南少、西多东少”, 煤炭储量主要分布在昆仑山秦岭大别山以北地区, 大兴安岭太行山雪峰山以西地区, 以新疆、山西、陕西、内蒙古、宁夏、贵州等省区的储量最为集中, 而目前规划和建设的大型煤化工项目主要集中在该区域。《煤炭深加工示范项目规划》 (征求意见稿) 规划的煤化工示范项目大多分布在上述省区。

与煤炭资源的分布及煤化工产业的布局对应, 我国水资源的分布则呈现逆向分布大量淡水资源集中在南方。根据水资源统计年报, 新疆、山西、陕西、内蒙古、宁夏、贵州等六省区水资源量仅占全国水资源总量的10%左右, 而且由于地域广阔, 单位面积土地上水资源更为紧张 (见表1) 。由于大型煤化工产业耗水量大, 除了少数获得国家核准的项目外, 目前国内规划建设的大多数煤化工项目水资源并没有真正落实。因此, 水资源的制约已经成为我国煤化工产业发展过程中必须要解决的核心问题之一。在此背景下, 大型煤化工项目通过采取节水措施, 减少取水量, 是项目生存乃至发展的必然选择。

2 大型煤化工项目主要用水点分析

大型煤化工项目主要是通过煤气化产出合成气, 将合成气进行变换、脱酸等工序后, 进一步合成最终产品。从用水点分析, 主要包括冷却水系统补充水、除盐水补充水及生活和市政杂用直接用新鲜水。根据大型煤化工项目的用水特点, 在全厂水平衡中直接取用的新鲜水在总用水中所占比例较低。新鲜水主要用于补充冷却水及制取脱盐水, 具体比例见表2。

数据来源:国家统计年鉴。

2.1 冷却水系统

煤化工项目中, 冷却系统是工艺生产过程中的重要环节, 工艺装置中无用的余热需要冷却水带走, 透平设备中无用的乏汽需要冷却水冷凝后循环利用。为节约用水, 这部分冷却水通过换热 (以水或空气为换热介质采用强制对流换热) 降温后循环利用, 即构成了循环冷却水系统。煤化工项目中, 循环冷却水系统补水量最多, 用水所占比例最高, 循环冷却水系统的节水效果对于全厂总用水影响最大。对具体项目而言, 冷却水用量由于工艺方式的不同而有所不同。这主要是由气化技术的选择及最终产品的合成方式决定的。表3以甲醇为最终产品, 分析应用不同气化技术所需的冷却水量。

数据来源:戴月秀等.新型节水装置闭式空冷循环冷却水系统的工业应用。

表3中数据为全部冷却设备均采用水冷工况下冷却水用量。在该工况下, 180万t/a甲醇装置冷却水用量均在10万m3/h以上, 考虑循环使用后冷却水系统补水量超过1 500万m3/a。由此可见, 冷却水系统节水是煤化工整体节水体系中重中之重的环节。

2.2 脱盐水系统

煤化工项目工艺过程中流体需要通过换热来调节温度, 透平设备需要蒸汽来驱动, 其中所需的蒸汽主要通过锅炉及余热回收装置供应, 而生产蒸汽的介质主要为脱盐水 (除氧水) 。在煤化工项目中, 制备脱盐水所需的新鲜水是仅次于冷却水系统的第二大用水点 (见表4) 。

*目前新建煤化工项目中碎煤气化主要应用于SNG项目, 此处为折算甲醇当量计算。

表4中数据为不考虑凝液回收时各煤气化工艺脱盐水用量。在该工况下180万t/a甲醇装置脱盐水用量1 500 m3/h左右 (约1 200万m3/a) 。由此可见, 减少脱盐水用量也是煤化工项目节水的主要措施。

3 开式循环冷却水系统节水技术

3.1 主要技术进展及应用

开式循环冷却水系统节水主要通过提高循环水的浓缩倍数实现。该系统冷却塔冷却过程中将空气中的灰尘、微生物及溶解氧带入系统, 造成冷却水质恶化, 而循环水浓缩倍数的提高会导致冷却水中有害成分成倍增加。因此, 在循环冷却水系统运行中, 除排除一部分废水、补充新鲜水来降低水中有害物质浓度外, 主要通过在系统中投加药剂来维持系统的正常运行。因此, 循环冷却水浓缩倍数的提升主要依赖新型药剂的开发与推广。目前, 循环冷却水系统的技术进步主要围绕以下四个方面[2,3,4]展开。

3.1.1 抑制腐蚀

目前常用的水处理防腐药剂巯基苯并噻唑 (MBT) 、苯并三唑 (BTA) 和甲基苯并三唑 (TTA) 等。水处理缓蚀剂有N7359 (Zn-P混合物和有机物) 和铜缓蚀剂N1336 (异噻啉酮) 两种药剂, 能够在设备表面形成致密的保护膜 (Ca CO3、Ca3 (PO4) 2、Zn (OH) 2、Ca-HEDP及TT) , 达到抑制腐蚀的目的。

3.1.2 控制结垢

控制结垢的机理是通过螯合与分散作用达到缓蚀阻垢的目的。螯合作用是由于阻垢剂带有的基团能与金属离子形成配位键, 生成一种环状螯合物, 将易结垢离子在未析出之前稳定在水中, 阻止晶核长大, 而起到阻垢作用。分散作用则是由于高分子阻垢剂带有很多负电基团, 可吸附碳酸钙及硫酸钙等细小微粒, 阻止晶核继续生长。

目前使用的阻垢剂包括有机磷类、聚天冬氨酸类、聚环氧琥珀酸类、木质素磺酸钠类、丙烯酸及丙烯酰胺类。有机磷类应用广泛, 具有较好的缓蚀和阻垢作用, 但二次污染严重, 降低其二次污染是今后研究重点。高分子缓蚀阻垢剂发展迅速, 其效果好、毒性小、热稳定性好, 可在较高温度下使用, 是高效阻垢剂的发展趋势。另外, 阻垢剂目前很多都采用单体投加使用, 若与其他缓蚀阻垢剂相结合, 或不同阻垢剂复配使用, 将会取得更好的效果。

3.1.3 控制黏泥

循环冷却水的水温和p H均适宜微生物生长。微生物主要是菌藻类, 能与其它有机或无机杂质构成黏垢附着、沉积在系统内, 增加了水流阻力, 严重降低了换热 (冷) 设备的传热效率。黏垢妨碍缓蚀剂发挥其防腐蚀功能, 会促进腐蚀加剧。目前常用的控制黏泥的办法是投加氯类等氧化性杀生剂。中国石化齐鲁股份有限公司塑料厂采用氧化性杀菌剂氯气 (Cl2) 和非氧化性杀菌剂季铵盐类复合药剂 (ZY-446) 交替使用的方法, 控制微生物繁殖及生物黏泥的大量生成。两种杀菌剂联合使用, 取长补短, 有效地减轻了因微生物的生长而对循环水水质造成的各种负面影响, 降低了循环水的消耗量和新鲜水的补充量。

3.1.4 旁滤设备的应用

目前开式循环冷却水系统普遍采用旁滤设备, 通过过滤掉循环冷却水的部分浊度及悬浮物, 实现改善冷却水水质, 控制微生物黏泥无序增长的目的, 同时提高了冷却水的循环倍数。目前设计及运行中, 循环水旁滤设备处理水量为冷却水总用量的5%, 实际应用中, 通过设置旁滤设备, 冷却水水质得到改善, 为浓缩倍数的提高创造了有利条件。

3.2 应用前景分析

目前国内建设及拟建的大型煤化工项目循环冷却水浓缩倍数普遍在4~5之间, 继续提高难度较大, 主要原因如下:

(1) 我国煤化工项目主要集中在西北地区, 除新疆布局的煤化工项目外, 大部分集中在黄河沿岸, 主要以黄河水或黄河支流作为水源。从目前项目反馈情况, 黄河水氯离子含量较高, 根据统计通常在80~260 mg/L之间波动, 采用常规的净水工艺并不能有效去除氯离子, 造成项目新水氯离子含量较高。由于循环冷却水的水质要求中, 采用不锈钢设备氯离子质量浓度要小于700 mg/L, 采用碳钢设备氯离子质量浓度要小于1 000 mg/L, 取用黄河水采用常规处理工艺制备的新水补充循环冷却水系统, 浓缩倍数很难进一步提高。

(2) 循环水浓缩倍数为5时, 循环水系统的补水率为1.8%左右, 进一步提高浓缩倍数, 补水率提升幅度逐步降低, 但相应的运行费用则快速提升, 并且由于水质的持续恶化, 长时间稳定运行在更高的浓缩倍数在技术及操作上也存在难度。

(3) 在目前循环冷却水水质处理技术基础上, 为提高整体浓缩倍数, 只能通过控制新水水质, 即将原水经软化脱盐处理后再补充到循环冷却水系统, 但由于开式循环冷却水系统不可避免地需要与空气接触换热, 长时间运行后水质同样会恶化, 进而导致浓缩倍数逐步降低。

综合以上分析, 煤化工项目循环冷却水系统在以地表水作为水源的供水体系下, 4~5倍的浓缩倍数已经是实际能够达到的较高水平, 进一步提高浓缩倍数在经济性与实际效果之间将难以达到平衡。因此, 进一步提高冷却系统的节水水平, 需要采用空冷等替代技术来完成。

4 空冷技术

空冷是利用自然界的空气来对工艺流体进行冷却 (冷凝) 的大型工业用热交换设备。现有的空冷技术分为直接空冷及间接空冷。间接空冷包括采用混合式凝汽器的间接空冷系统和采用表面式凝汽器的间接空冷系统。目前全世界空冷机组的装机容量中, 直接空冷机组的装机容量占60%, 间接空冷机组约占40%, 主要应用于大型电站[5]。空冷相对于传统的水冷, 具有节水效果好、介质来源广泛、运行维护费用低等优点。但由于空气比热小, 直接空冷通常不能把工艺流体冷却到环境温度, 并且受地形、环境温度及周边建筑物分布等因素影响大, 应用受到一定的限制。间接空冷则结合了直接空冷与水冷的特点, 解决了这一问题。

大型煤化工项目中, 冷却工段主要包括大型蒸汽透平设备的冷却及工艺流体的冷却。透平设备的冷却与电站冷却流程类似, 利用直接空冷即可达到冷却效果。由于工艺过程对流体温度的要求较高, 工艺流体的冷却采用间接空冷的方式更为合理。虽然空冷系统发展较为成熟, 但主要应用领域仍为电站, 在大型煤化工项目的应用近些年才开始推广, 特别是间接空冷技术在大型煤化工项目中的应用更是少之又少。

4.1 直接空冷技术

4.1.1 主要工艺原理

典型的直接空冷器由管束、风机、百叶窗、风箱、构架和其他附件组成, 热流体从管束顶端流入, 底部流出, 冷空气从底部流入, 顶部流出, 实现对流换热[6]。同时, 通过调节百叶窗可以对管束内的冷空气量进行调节以适应不同工况。直接空冷器以空气作为介质, 不需要消耗水资源, 是应用广泛、性能优良的节水设备。

4.1.2 节水效果分析

煤化工项目中, 适宜采用直接空冷的设备主要为大型蒸汽透平设备, 包括发电机组、空压机、冷冻站压缩机、各工艺设备的压缩机等。对于煤化工项目整体而言, 大型透平设备所需冷却水量约占全部冷却水用量的30%~50%, 也即煤化工项目蒸汽透平设备如全部采用直接空冷, 可以减少30%~50%的冷却水量。

以某大型煤制天然气项目为例, 在该项目设计中蒸汽透平设备全部采用直接空冷。原设计全部采用水冷需要冷却水量约20万m3/h, 采用空冷设计后冷却水用量约11万m3/h, 减少了约9万m3/h冷却水量, 折算新鲜水约节水1 350 m3/h。

4.1.3 主要技术进展及应用

目前规划和设计的大型煤化工项目广泛采用了直接空冷技术。已建成的大型煤化工项目中, 神华包头煤制烯烃项目460 000 m3/h空分装置蒸汽透平采用直接空冷器, 每个空冷器设置一套空冷器, 每套空冷器9个110 k W风机, 空冷系统总占地7 200 m2[7]。目前该装置运行基本正常, 达到了预期的设计效果。其节水效果显著, 年节水约576万m3;节约电能约39%, 年节电18.864 GWh。但直接空冷系统的一次性投资高, 投资约为相同能力水冷系统的10倍。但由于其优异的节水及节能效果, 通常3~4 a即可收回投资。

4.1.4 应用前景分析

大型直接空冷技术在国内引进较晚, 且主要在电厂上应用, 在煤化工项目中的应用才处于初期探索阶段。考虑国内煤化工项目主要布局在西北地区, 水资源短缺, 气温适宜直接空冷技术的推广使用。直接空冷技术具有良好的节水、节能效果, 在煤化工领域应用前景广阔。在直接空冷技术的设计及建设过程中, 需注意以下问题:

(1) 大风影响。直接空冷系统受不同风向和不同风速影响比较敏感, 风速超过3 m/s以上时, 对空冷系统散热效果就有一定影响;当风速达到6 m/s以上时, 不同的风向会对空冷系统形成热回流, 降低风机效率。为了最大程度的降低大风的影响, 设计中必须对高温时段最大风速频率进行充分研究, 并在装置布置时采取措施进行回避。

(2) 热风再回流。空冷系统运行时, 冷空气通过散热器排出的热气上升, 呈现羽流状。当大风从炉后吹向平台散热器, 风速超出8 m/s, 羽流状被破坏, 而出现热风再回流。热气上升气流回流后, 风压低至钢平台以下。这样, 热风又被风机吸入, 形成热风再循环, 甚至最外侧风机出现反向转动。在工程上主要通过增设挡风墙来克服热风再循环, 挡风墙高度需根据实际工况通过设计确定。

(3) 冬季低温防护。直接空冷系统的防冻是影响其安全运行的一个重要问题, 尤其是在北方的一些省份, 冬季的最低气温可达零下20~40℃以下。冬季汽轮机低负荷暖机时, 易造成管束结冰冻裂的情况。设计时, 应结合所在地温度情况采取必要的防冻措施, 如采用蒸汽管线伴热等, 来保证装置冬季低温工况下正常运行。

4.2 间接空冷技术

直接空冷技术在温度适应性、降温效果等方面受外环境限制较大, 而工艺装置对温度的稳定性要求较高, 因此煤化工项目工艺装置不适宜直接应用直接空冷技术。国内公司开发的闭式水膜空冷循环技术根据间接空冷的基本原理, 结合煤化工工艺装置的特点进行了优化, 目前在部分煤化工项目中得到了应用。

4.2.1 工艺原理

闭式水膜空冷循环水技术采用软水、脱盐水进行闭路循环, 以联合型蒸发冷凝 (冷却) 器为核心设备进行热交换。冷却介质 (软水或脱盐水) 先进入翅片空气预冷管束, 进行部分冷却, 然后进入蒸发冷却管束, 进一步冷却。空气从下部向上进入蒸发冷却管束, 再向上进入翅片空气预冷管束, 风机置于设备顶部。在翅片空气预冷管束和蒸发冷却管束之间, 设有喷淋水系统, 以备在夏季白天气温较高时进行喷淋蒸发, 确保闭路循环水的给水温度。

这种冷却塔将水的蒸发与空气冷却、传热与传质过程融为一体, 利用空气冷却的翅片预冷段和水膜蒸发段相结合强化换热, 热效率高, 并具降温保证性。由于增加了空气预冷段后, 降低流体进入蒸发段的温度、进一步减小了湿式管束的负荷, 达到了节约工业用水的目的。一般气候条件下, 可停开部分联合式空冷器的喷淋水, 甚至全部不用水, 相当于直接空冷。由此可见, 该设备在全年平均温度较低的北方地区节水效果可观。

4.2.2 节水效果分析

闭式水膜空冷循环技术由于冷却水内部循环, 外循环通过水膜与空气联合降温, 节水效果较好。目前国内煤化工项目设计中, 采用此系统冷却水补水率约1%左右, 相较传统的开式水冷技术节水效果显著。具体见表5。

4.2.3 主要技术进展及应用

闭式水膜空冷循环水技术在国内煤化工项目的应用处于初期阶段, 化工企业应用较为成熟的是晋城兰花清洁能源有限公司。晋城兰花清洁能源有限公司主要产品为20万t/a甲醇及10万t/a二甲醚。该地年平均温度为11.7℃, 工业循环水10 500 t/h (不包括气化循环水) , 进水温度40℃, 出水温度32℃。闭式水膜空冷循环水系统采用24台612节能型水膜式空冷器, 布置在4.5 m高的房顶。

根据该装置实际运行状况, 夏季冷却水进出口温差可以达到8℃, 进出口压差0.2~0.24 MPa, 外循环 (喷淋循环冷却水系统) 平均新鲜水补水率0.01%, 外循环冬季喷淋可停水3个月, 年节水约71万m3, 冷却水节水率约45%, 达到了良好的节水效果。

运行过程中, 该技术体现如下优点:

(1) 与敞开式循环水冷却相比, 采用水膜式联合空冷的方式大大降低了水的蒸发损耗;

(2) 喷淋水系统对补充水质要求降低, 节约了处理成本;

(3) 采用脱盐水密闭冷却循环可将冷却设备运行中出现的常见问题 (结垢、腐蚀) 转移至喷淋水系统中, 便于在外部集中处理。

4.2.4 应用前景分析

闭式水膜空冷循环水技术尽管目前在化工系统应用较少, 但在煤化工节水减排大趋势及国家对煤化工项目水耗要求下, 目前部分筹备建设的煤化工项目在设计中采用了该技术。由于目前规划及建设的大型煤化工项目体量庞大, 在大规模工业化应用中还应注意以下问题:

(1) 温度的影响。温度对闭式水膜空冷循环水技术应用的影响主要体现在两方面, 一是温差不足导致冷却水量加大, 二是夏季高温下系统的稳定运行。

通常开式循环冷却水系统设计温差为10℃, 闭式水膜空冷循环水系统在夏季高温时温差通常为8℃左右。此工况下, 冷却水量需增加10%~20%, 冷却水系统设计上要考虑充分的余量以适应工况的变换。

另外, 在设计工作中, 通常在环境温度5℃以上时外喷淋系统开放, 环境温度较高时, 空冷系统发挥的冷却效果有限, 介质冷却主要依靠外喷淋完成。此工况下, 节水效果有限。因此, 闭式水膜空冷循环水技术在年均温度较高的煤化工项目布点地区的适用性受限。

(2) 冷却水水质控制。闭式水膜空冷循环水技术冷却水介质 (内循环) 采用水质较好的软水或脱盐水。在循环过程中, 由于不与外环境接触, 水质基本维持稳定, 只需要补充由于跑冒滴漏等泄漏的冷却水量。但根据兰花清洁能源有限公司实际运行工况:软水内循环实测p H 8.6, 电导率150, 浊度较高。分析其原因, 主要是因为内循环水质受频繁加减负荷和开停车影响, 水质较差。闭式循环装置运行对工况变化的适应性不强, 尤其是浊度指标的波动大, 在技术改进及应用过程需采取措施, 对内循环流程进行优化。

(3) 大规模循环水站的操作适应性。由于温控要求及空冷介质扩散条件的限制, 目前闭式水膜空冷循环水技术的核心装置水膜空冷器单台处理能力最大为600 m3/h, 空冷器数量多, 与之对应的风机及喷淋水泵数量也较多, 增加了维护及检修的难度。另外, 多台空冷器集中布置, 易形成局部热岛, 影响系统整体冷却效果, 同样需要在设计及建设过程对布置方案进行优化。

总之, 闭式水膜空冷循环水技术作为新兴的节水技术, 在煤化工大发展的背景下, 发展前景广阔。通过不断积累经验, 改进工艺技术, 未来有望成为大型煤化工项目节水的主要技术之一。

5 闭式冷凝液回收技术

化工生产中的冷凝液包括透平冷凝液和蒸汽冷凝液。透平冷凝液主要是蒸汽对外做功冷凝后产生的, 污染较轻;而工艺冷凝液主要来自于工艺生产过程中不同压力蒸汽的换热冷凝, 冷凝液中会混有一定量的气体及其他污染物质, 需要进一步处理后才能回用。

目前, 大型煤化工项目冷凝液产生量约占项目所需脱盐水总量的60%左右, 冷凝液回收利用对降低煤化工项目整体水耗至关重要。国内大型煤化工项目设计中均采用了凝液回收系统, 但在实际操作中, 凝液回收效率不高, 造成了水资源的浪费。目前, 国内开发的密闭式冷凝液回收系统为提高冷凝液回收率提供了技术支持。

5.1 主要工艺原理

密闭式冷凝水回收系统指的是冷凝水在回收利用的过程中不与大气接触的系统。一般来说, 该系统处于高于大气压力的运行状态, 因而明显体现出了优于开放式回收系统的节能效果和综合效益。闪蒸损失的大大减少和冷凝水的及时输送, 使冷凝水本身的热量得到比较充分的利用;冷凝水与空气的隔离状态使得水质保持较好的软化状态, 并使得回水管道和附件减轻腐蚀;系统的可靠运行同时带来整个供热系统的平稳运行, 既减少了热排放的环境污染, 又减少了锅炉的负荷压力。

5.2 主要技术进展及应用

5.2.1 透平冷凝液回收中的应用

大型煤化工装置中透平冷凝液主要来自供热锅炉。闭式冷凝液回收技术目前主要应用在电厂及大型石化装置。由于目前国内大部分大型煤化工项目均在建设及设计中, 尚没有完整的运行经验, 下面以石化企业透平冷凝液回收为例说明透平冷凝液闭式回收技术的特点。

以南京化工厂为例, 南京化工厂自备电站对汽轮机汽封加热器蒸汽冷凝水进行回收利用。他们在汽轮机轴伸出汽缸的两端以及自动主汽门、调速汽门和旋转隔板等处留有适当的间隙。由于这些间隙的前后都有压力差存在, 所以通过这些间隙必然要发生漏汽, 进而造成损失。漏汽使汽轮机的效率降低。为了减少这些漏汽, 确保汽轮机的安全、经济运行, 在上述发生漏汽的部位均装有汽封装置。而汽封加热器其实就是一种表面式热交换器, 即将上述漏汽集中起来, 用进除氧器的化学除盐水作冷却水, 经过热交换, 使漏汽经过冷却后变为冷凝水, 水温一般在80~90℃, 且为合格的化学除盐水。运行表明, 该方案不增设泵、电机和贮罐, 经济效益良好。

5.2.2 工艺冷凝液回收中的应用

工艺冷凝液由于凝点多, 系统复杂, 是提高凝液回收率的难点。齐鲁石化塑料厂利用闭式凝液回收技术对苯乙烯、聚乙烯、聚丙烯等6套装置的凝液系统进行了改造, 回收凝液用作脱盐水供全厂使用。工程实施后, 回收凝液16.38 m3/h。蒸汽冷凝液回收系统不仅节约了17 m3/h左右的新鲜水, 冷凝液回收的能耗为57.24 MJ/m3, 远低于脱盐水的标准能耗96.30 MJ/m3。该技术的节水、节能降耗作用非常明显, 按脱盐水价格11.7元/m3, 新鲜水价格2.0元/m3, 每年操作时间8 000 h计, 每年可增经济效益为143.23万元。扣除循环水及用电成本后, 可实现经济效益约110万元/a。

5.3 应用前景分析

由于目前在建及拟建的大型煤化工项目体量逐步扩大, 冷凝液回收系统规模也逐步扩大, 且更加复杂。在这种情况下, 闭式冷凝液回收技术还需要解决装置扩大化及多体系协同等问题, 并需要针对煤化工项目工艺特点不断优化、完善。根据实际运行经验, 闭式冷凝液回收技术进一步推广应用过程中需注意如下问题。

5.3.1 疏水阀的选用

蒸汽疏水阀能够从蒸汽系统中有效排除冷凝水 (同样也能排除空气和不凝性气体) , 使蒸汽在用汽点尽可能干燥, 且经济、有效地得到利用, 是凝液回收系统中非常重要的组件。从实际运行看, 众多的疏水阀的可靠性不足造成部分疏水阀出现漏汽。而密闭系统疏水阀的漏汽难以判断。漏汽后造成该部疏水阀后的背压升高, 将导致其它工况的疏水阀难以正常工作, 影响回收装置的正常运行。

在项目的设计和运行过程中, 为避免疏水阀因素影响回收效果, 可以从以下几方面着手:第一, 选型配置正确;第二, 进一步提高产品质量;第三, 将疏水阀纳入设备管理的范畴, 当作设备来管理建立维护保养制度, 定期检测、检查及维护保养。有问题时, 可用疏水阀检测仪测试是否堵塞及泄漏, 并及时处理。

5.3.2 管道配置

冷凝水是通过回收管道进入管廊后, 再汇入总管。长距离输送时, 还可能会跨越公路或翻越坡地。背压低的冷凝液, 可能难以进入回收装置。大型煤化工项目规模大, 管线复杂, 为了解决上面的问题, 应该在车间附件配置凝结水回收器, 通过凝结水泵输送至回收装置。

5.3.3 高温工艺凝结液回收

目前, 工艺凝结液回收难点主要是高温凝结水的回收。高温凝结水在收集及输送过程中, 特别是在凝结水收集主管道中易引起管道水力条件变化, 影响收集效果。对于工艺装置排放的高温凝结水, 建议先通过空冷进行冷却。水温仍达不到输送要求时, 则通过水冷进一步冷却, 冷却到合适温度后, 再通过凝结水泵输送至回收装置。

6水的梯级利用及重复利用水夹点技术的应用

煤化工是不同工艺技术单元组合而成的过程工业, 耗水量大, 与之对应废水量也较大。因此, 充分利用好这部分废水, 通过水梯级利用及重复利用, 能够充分降低项目水耗, 同时减少排污量。

从目前煤化工项目实际建设和运行情况看, 废水回用效果并不理想, 主要原因在于没有充分认识到不同废水水质的差异及可能的用途, 而是人为将所有废水进行混合后处理, 造成水质的复合污染, 实际上加大了废水处理的难度。因此, 在煤化工项目设计及运行管理中, 有必要引入水夹点技术进行全系统的分析, 对不同污染程度的污水进行有计划的分类收集与分质利用, 以提高水系统整体运行效率, 实现节水减排的目标。

水夹点技术实际上是过程理论在节水技术中的应用, 目前在石化系统得到了广泛应用, 并取得良好的节水效果。水夹点技术将全厂水系统各个部分作为一个整体, 采用过程系统集成的原理和技术对用水系统进行优化调度, 按品质需求逐级用水, 一水多用, 实现新鲜水消耗量和废水排放量同时减少[8]。由于大型煤化工项目严苛的用水要求及环保要求, 水夹点技术的在节水的同时减少了终端废水处理量, 对于减轻后续污水处理与回用系统的压力大有裨益。

6.1 工艺装置内水梯级利用与重复利用

大型煤化工项目尽管最终产品不同, 但所有项目的“龙头”及“核心”均为煤气化装置。因此, 气化装置的选择是后续工艺高效稳定运行的基础。对于水系统, 由于气化装置以煤为头, 以气为尾, 涉及从固态的煤变成气态的合成气的全过程。该过程用水点分散, 水质要求不尽相同, 是最适宜进行水梯级利用的装置。

6.1.1 水煤浆气化工艺

根据水煤浆激冷流程工艺特点, 主要用水点包括磨煤、制浆、激冷及合成气洗涤, 其中磨煤工序、合成气洗涤工序对水质要求不高;激冷工序需要采用脱盐水。结合上述水质要求, 水煤浆气化工序中可以采取如下措施实现水的梯级利用。

(1) 自气化炉、洗涤塔排出的黑水经过闪蒸降温、沉降、除氧等处理后, 返回作为洗涤塔补水、锁斗冲洗水以及磨煤系统补水等循环使用。减少气化装置外补新鲜水的消耗量。

(2) 低温甲醇洗工序中, 甲醇/水分离塔的甲醇蒸汽, 不经冷凝直接进入热再生塔, 既减少了热再生塔的汽提蒸汽消耗, 又节省了冷却水消耗。

(3) 变换及热回收工序中, 工艺冷凝水直接送煤气化装置回收利用。

6.1.2 干粉煤气化工艺

干粉煤气化包括激冷流程及废锅流程。按照煤化工项目的特点, 激冷流程用于化工生产更为合适。根据采用激冷流程干粉煤气化工艺特点, 主要用水点为激冷与合成气洗涤。其中, 激冷工段需要水质较好的脱盐水, 合成器洗涤工段对水质要求相对较低, 可以利用气化工艺系统内部回用水。结合上述要求, 干粉煤气化工序中, 可以采用如下措施实现水的梯级利用。

(1) 各装置采用节能型工艺流程, 减少冷却负荷, 降低冷却水消耗量, 从而间接节约用水。

(2) 变换工艺冷凝液经汽提处理后供煤气化装置循环利用, 减少生产用水消耗量。

(3) 温度较高的冷凝液可先采用空冷系统, 后采用水冷, 减少循环水用量, 节约新鲜水。

6.2 污水的分类处理与分质回用

污水的回用实际上主要有两种方式:污水不经处理直接回用;污水经处理后回用于用水系统。由于不同工段对水质要求不尽相同, 而不同污水的污染程度也不同。可根据不同工段水质要求, 对不同污染程度的污水进行有针对性的处理与回用, 能够提高污水的回用效率, 同时降低终端污水处理系统的处理量与处理难度, 达到节水与减排的双重效果。

下面以一实例来分析分类处理与分质回用的过程及效果。

图1所示为某大型煤化工项目分质处理与回用示意图。该项目废水根据水质特点可划分为低污染污水 (MTA污水) 、中度污染污水 (气化及其他废水) 、重度污染污水 (PTA废水) , 通过对系统用水特点及不同污水水质特点的分析采用了图1所示的处理回用方式。采用该种方式可达到如下效果:

(1) 降低了后续污水处理与回用的难度。三股废水中, 最易于处理的污水简单生化处理后直接回用;气化污水水质相对复杂, TDS含量较高, 进入项目主生化处理单元及后续的回用单元;PTA废水水质复杂, 有机物浓度高, 不经处理直接回用于磨煤系统后在气化工段焚烧并无害化。由于本项目污水系统建设要求实现零排放, 采用图1所示的处理与回用方式, 实际需要深度处理并最终通过蒸发结晶干化的污水只有气化及其他污水, 不仅水量仅为全部水量的一半左右, 处理难度也大为降低。

(2) 降低了污水处理与回用系统投资与运行费用。MTA废水处理流程简单, PTA废水不需处理, 因此整个污水处理系统相比全部混合后处理费用大幅降低。

6.3 废水零排放技术

由于我国煤化工项目主要布局在西北地区, 上述地区水资源缺乏, 并且缺乏可以接收污水的纳污水体。在此背景下, 从行业发展、水资源及生态环境保护等角度考虑, 废水零排放技术是在上述地区建设大型煤化工项目的必然选择。

根据前述分析, 煤化工项目生产污水排放系数在0.2~0.3之间, 清净废水排放量与生产污水大致相当。从节水角度出发, 废水零排放通过将生产污水及清净废水全部收集处理后回用至工艺系统, 是对新鲜水的有效补充。煤化工项目如果废水能够全部回收, 将减少30%~50%的新鲜水取用, 节水效果显著。

我国大型煤化工项目建设过程中, 废水零排放技术一直是技术难点, 目前主要的问题集中在以下三方面:高浓度酚氨废水的长期稳定达标;含盐废水处理过程中设备的污堵腐蚀及系统的盐平衡优化;高浓盐液的安全处置等[9,10,11]。上述问题还需要在今后的项目建设进程中不断加以解决。

7 展望

我国大型煤化工项目的发展经历了曲折的过程。在发展过程中克服了主要工艺技术被国外垄断、主要装置大型化及长期运行经验缺乏、国内外经济形势变化、水资源利用及环境保护压力等一系列严峻的挑战, 从无到有, 从弱变强, 实现了跨越式发展。随着前期建设的示范装置不断建成投产, 不断涌现出设计阶段未考虑到的问题。通过实际问题的解决, 使我国煤化工整体技术水平不断提升, 并为煤化工项目的大规模建设积累了宝贵的经验。

对于大型煤化工项目建设中遇到的水资源难题, 各行业的专业技术人员群策群力, 联合攻关, 节水技术不断进步, 节水水平不断提高, 新工艺、新技术不断涌现, 煤化工项目整体水耗不断降低。

尽管目前大型煤化工项目在冷却水节水、废水零排放等新技术的推广应用上尚存在一定的问题, 但随着示范装置的逐步稳定运行及工艺技术的不断调整优化, 相信上述问题一定能够得到解决。

伴随着煤化工产业的发展, 行业节水管理水平也不断提升, 从过去对具体工艺及技术的硬性要求逐步发展为目前对项目整体水耗的控制, 实际上鼓励煤化工企业根据自身特点选择合理的节水方式, 对于促进节水技术的全面进步大有裨益。

总之, 煤化工产业作为国家能源安全及产业安全的重要保障, 未来发展空间广阔, 而煤化工节水技术也会伴随产业的发展不断进步, 为煤化工项目保驾护航的同时也将极大地提高我国工业行业整体节水技术水平, 促进资源节约型、环境友好型社会的建设。

参考文献

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