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        新型煤化工五路徑誰能走得更遠?

        2014-12-19 10:18:28

                7月以來,國際原油價格暴跌20%。有機構研究認為,本輪油價下跌遠未見底,后期仍有下跌空間。若參照煤炭及主要大宗商品近幾年的跌幅,預計國際原油價格最低將探至70美元/桶,并將長期在70~90美元/桶波動。石油價格的大幅波動,必將引發煤化工與油氣化工產品競爭力此消彼長,使剛剛起步的新型煤化工競爭力面臨新的考驗。那么,五大新型煤化工到底會遭遇怎樣的挑戰和考驗?其前景如何?怎樣才能實現穩健發展?

          煤制烯烴:依然具有競爭力只怕油價跌跌不休

          煤制烯烴堪稱新型煤化工的典型代表。這不僅因為中國成功開發了代表當代先進水平的甲醇制烯烴、甲醇制烯烴二代技術,而且因為中國最早實現了甲醇制烯烴技術的工業化應用,于2010年5月28日建成投產了全球首套煤經甲醇制烯烴工業化示范裝置—神華包頭180萬噸/年煤制甲醇、60萬噸/年甲醇制烯烴項目,并很快實現了商業化運營,產生了良好的經濟與社會效益。在示范項目成功刺激下,全國煤制烯烴項目建設提速。截至2014年9月30日,國內已經有9套甲醇制烯烴項目投產,合計烯烴產能436萬噸/年。四季度還將有陜煤化蒲城清潔能源化工公司70萬噸、聯想控股山東神達化工公司37萬噸、山東陽煤恒通化工公司30萬噸、富德能源(常州)化工發展公司33萬噸等四套合計170萬噸/年甲醇制烯烴項目投產。到年底,國內煤經甲醇制烯烴(或甲醇制烯烴)總產能將達606萬噸/年。

          另據了解,全國在建和已經開始前期工作的甲醇制烯烴項目有29個,合計產能1300萬噸;規劃的甲醇制烯烴項目合計產能1500萬噸。上述項目若全部按期投產,中國甲醇制烯烴產能將達3400萬噸/年,與2013年中國乙烯+丙烯總和相當。

          “煤制烯烴(或甲醇制烯烴)之所以被熱捧,緣于投資者看好其前景。”陜煤化蒲城清潔能源化工有限公司副總經理姚繼峰說。

          一方面,煤制烯烴產品市場廣闊。目前,國內乙烯當量自給率50%左右,對外依存度超過40%。雖然隨著眾多煉化一體化項目的建成投產,國內烯烴產能大幅提升,但隨著經濟社會的發展和人民生活水平的提高,國內乙烯需求量繼續保持快速增長。加之中國是一個富煤貧油少氣的國家,隨著家庭轎車的普及和汽車擁有量的增加,國內成品油消費量大幅攀升。而目前國內絕大多數乙烯裝置又以石腦油為原料,乙烯產能擴張與汽車爭油的矛盾愈演愈烈,使得石油路線乙烯面臨原料緊缺和成本不斷抬高的雙重制約,產能無法持續大幅擴張,從而為煤制烯烴留下了較大的發展空間。

          另一方面,石油價格近幾年持續高位運行,抬高了石油路線乙烯生產成本。而煤炭及甲醇價格的下行,又降低了煤制烯烴(或甲醇制烯烴)成本,此消彼長,煤制烯烴產品競爭力顯著提升。

          更為重要的是,乙烯被稱為工業之母,烯烴的衍生品多達幾十上百種,廣泛應用于國民經濟各個領域,這使得投資煤制烯烴項目的市場風險大為降低,相關企業尤其國有企業更樂意在該領域投資,以期取得良好的經濟與社會效益。

          延長石油集團總經理助理李大鵬贊同姚繼峰的看法。他說,神華包頭60萬噸/年DMTO示范項目商業化運營以來的實踐表明,與石油路線相比,西部地區煤制烯烴項目具有絕對的成本優勢——當國際原油價格在100美元/桶左右波動、煤炭價格300元/噸時,DMTO裝置噸烯烴完全成本不足7000元,而石油路線噸烯烴完全成全已高達9600元,煤制烯烴的成本優勢顯而易見。

          “由于相比石油路線,煤制烯烴具有絕對的成本優勢,后期,即便國內烯烴真的出現產能過剩,首先關停的也必然是石油路線乙烯裝置。從這個層面講,在現有的五大新型煤化工路徑中,煤制烯烴前景最好、風險最小。”姚繼峰樂觀地表示。

          但陜煤化集團黨委書記華煒、陜煤化集團常務副總經理尤西蒂對此有不同看法。他們表示:后期石油價格的走勢難以把握。一旦石油價格繼續下跌,甚至跌破70美元/桶,而國內煤炭價格受綜合生產成本高企支撐跌無可跌,甚至可能反彈。那么,煤制烯烴與石腦油制乙烯競爭力就會發生微妙變化,甚至出現逆轉。因此,在沒有對石油市場中長期走勢做出準確判斷前,不宜對煤制烯烴前景過分樂觀,更不能一窩蜂上項目。尤其不能只拿高成本的石腦油制乙烯與煤制烯烴相比。因為中國經濟已經融入全球經濟,世界上除了石腦油裂解制乙烯副產丙烯外,還有中東廉價乙/丙烷制烯烴和北美天然氣凝析液制烯烴等多種工藝路徑,煤制烯烴有無競爭力還要面臨上述兩種工藝的挑戰。

          兩位專家提醒:上馬煤制烯烴項目必須通盤考慮國內外多種資源與工藝路徑,慎重決策。由于目前國內在建擬建煤制烯烴規模已經很大,有過剩風險,建議已經完成前期工作的項目繼續推進外,那些規劃但未開始實施的煤制烯烴項目最好暫緩推進。對于那些已經建成和在建項目,則應盡快謀劃烯烴下游產品,通過產品多元化、產業長鏈條,不斷增加產品附加值和項目競爭力,防止后期陷入產能過剩泥潭無法自拔。

          煤制氣:技術成熟市場看好但環保關難過

          如果說,業內對煤制烯烴的前景總體看好的話,對于煤制天然氣的前景,看法則大相徑庭。

          中國化工學會理事賀永德是看好煤制氣前景的專家代表。他看好煤制氣有三大理由:

          一是富煤地區建設煤制氣項目具有成本優勢。當煤炭價格在400~500元/噸時,煤制天然氣的制造成本約1.8~1.9元/立方米,而進口氣到達中國口岸價普遍超過2元/立方米,入管網價在2.48元/立方米以上,前者比后者擁有0.5元/立方米的成本優勢。如果采用陜西榆林地區優質煙煤(平均發熱量6000大卡/千克)作原料,生產1立方米天然氣,原料煤+動力煤消耗僅2~2 .3千克。目前榆林地區煤炭售價僅300元/噸,折算煤制氣原料成本不足0.7元/立方米,與進口管道天然氣相比,優勢擴大至1元/立方米以上;若與進口LNG相比,煤制氣優勢更擴大到1.5元/立方米以上。

          二是無產能過剩之憂。中國是一個富煤貧油少氣的國家,天然氣資源量和產量都十分有限,而需求增長卻異常迅猛。2000~2010年,中國天然氣消費量年均增長16%;2005年~2013年,中國城市天然氣消費量年均增長25.2%。據中國石油經濟技術研究院預計:2014年,中國天然氣需求量將達2061億立方米,而國產天然氣(常規天然氣、煤層氣、煤制氣)產量預計為1325億立方米,算上全年可能進口的600億立方米天然氣,總缺口仍達136億立方米,比2013年放大1倍。

          后期,隨著居民天然氣用量的進一步增加、各地煤改氣工程的推進,以及政府為改善大氣質量推動的天然氣發電項目的增多,以及交通運輸領域油改氣范圍的擴大,都將推動中國天然氣消費量持續大幅增長。預計到2020年,國內天然氣消費量將達3600億立方米,20年內年均需求增長將保持10%以上,無產能過剩之憂。

          第三,煤制氣對改善城鎮空氣質量和節能減排效果明顯。煤制氣由于采用了現代化氣化、凈化、合成工藝,以及先進高效的脫硫、脫硝、除塵與廢水處理技術,能大幅減少污染物排放。尤其我國煤制氣項目大多布局于新疆、內蒙古等煤炭資源豐富、運輸條件受限地區,通過煤制氣項目將所得天然氣通過管道輸送到京津唐魯及東部省份,即為上述地區提供了清潔能源、緩解了其環境壓力。又相當于通過管道將本來難以輸送的資源低成本地輸送到全國各地,減少了運輸過程的能源消耗和排放污染。

          “有人擔心加征碳稅后會削減煤制氣的競爭力。事實上,目前包括法國、加拿大在內的一些發達國家都取消了碳稅。不少國家對加征碳稅爭議很大。在這種背景下,中國`十三五`期間能否如期加征碳稅存在較大變數。即便真的加征碳稅,按10元/噸CO2計算,1000立方米煤制氣所繳碳稅不過45元,與進口天然氣相比,同樣具有競爭力。”賀永德信心滿滿地對記者說。

          但包括美國杜克大學教授楊啟仁、國土資源部礦產資源評價中心主任張大偉等專家卻不看好煤制氣前景。

          楊啟仁表示,國內眾多煤制氣項目在進行前期論證時,大多以美國大平原煤制氣項目為例描繪項目前景及上馬的必要性。但事實上,大平原項目是個多輸的結局------投產后10年累計虧損13億美元?,F在之所以有少許利潤,主要得益于新股東在接手該廠時無須償還95%以上的建廠費用,且實現了多元化經營。

          據了解,2011年,美國國家能源科技實驗室以大平原廠為參考,評估北達科州褐煤為原料生產天然氣的經濟可行性。結果發現:建設一個15億立方米/年的煤制氣工廠,總投資額高達42億美元,合成氣生產成本約21美元/百萬英熱單位。而近幾年美國天然氣價格始終在2.5~8美元/百萬英熱單位徘徊,最終認為煤制氣無獲利可能。

          “無論從經濟效益、環保要求還是能源利用效率考慮,煤制氣項目都沒有前景。”延長石油集團總經理助理李大鵬說。

          據他介紹,根據美國大平原廠的經驗,煤炭轉換成合成氣再發電,能源轉換效率僅30%。而一般大型燃煤電廠能源轉換效率可達40%以上。同樣發1千瓦時電,煤制氣發電耗煤量較煤直接發電多1/3。

          另外,目前國內煤制氣項目為了使粗合成氣中盡量增加甲烷,普遍選用魯奇爐。該工藝最大的問題是易產生大量含酚等難處理的廢水。試想,一個40億立方米煤制氣工廠,將有48臺煤氣化爐矗在那兒,形成一排“爐林”,即便正常運行,產生的廢水和廢氣、廢渣也是驚人的。若遇工藝不正?;蜷_停車倒爐,其產生的污染量會更大,甚至可能會使項目所在地形成鋪天蓋地的煙霾。

          “不少煤制氣項目上馬時,喜歡以進口天然氣價格甚至進口液化天然氣價格作參照,說明煤制氣具有較好的成本和價格優勢。但這一點并不現實。”國土資源部礦產資源評審中心主任張大偉提醒。

          他說,目前進口天然氣到達中國口岸價均超過2元/立方米,進口液化天然氣價格更高達3元/立方米左右。照此推斷,以目前的煤炭價格計算,煤制氣項目似乎均有競爭力。然而事實是,隨著天然氣供應量的增加,價格承受力較強的民用領域將趨于飽和。工業、化工及發電領域雖然需求巨大,也是西方國家天然氣消費大戶,但中國上述企業如果全部使用高昂的進口天然氣,將會全面巨額虧損。導致上述領域用不起或不敢使用天然氣,最終導致國內天然氣供大于求,價格下行,相關煤制氣企業在計入高額的財務成本后,根本無利可圖。

          也許正是綜合考慮了煤制氣項目的潛在風險,2013年以來17個喜獲“路條”的煤制氣項目,絕大多數至今仍在等待觀望。“十三五”期間,我國煤制氣規模將控制在300億立方米/年以內,比業內預計的規模壓縮了一倍多,表明國家層面對煤制氣項目的態度再度發生微妙變化,對其可對帶來的影響與風險保持警惕。

                煤制乙二醇:若不能進入聚酯市場成本優勢無意義

          中國服裝業的持續快速發展,對聚酯纖維的需求不斷增加,繼而推動生產聚酯的原料乙二醇需求激增。由于中國乙二醇產能有限,巨大的供需缺口只能通過進口填補。2010年~2013年,中國進口乙二醇分別達664萬噸、727萬噸、796萬噸和825萬噸,對外依存度始終保持在70%左右。國內乙二醇市場嚴重的供不應求,不僅推高乙二醇市場價格一度突破9000元/噸關口,也刺激煤制制乙二醇項目投資不斷升溫。

          據了解,截至2014年9月底,國內已經有10套煤(或合成氣)制乙二醇裝置投產,合計產能150萬噸/年;在建項目12個,合計產能317萬噸/年;擬建項目4個,合計產能180萬噸/年;規劃中的煤制乙二醇項目3個,合計產能90萬噸/年。預計到2015年底,中國煤制乙二醇產能將達420萬噸/年;2017年將達467萬噸/年;2020年將達557萬噸/年。即便算上現有以及在建和規劃中的石油路線乙二醇項目產能,到“十三五”末,我國乙二醇自給率也只有60%,對外依存度仍高達40%。另據測算,當煤炭價格250~300元/噸、國際石油價格100美元/桶時,煤制乙二醇相比乙烯法擁有1400~1600元/噸的成本優勢。

          一方面市場缺口較大,產品銷路沒問題;另一方面,與主流的乙烯路線相比具有明顯的成本優勢。投資煤制乙二醇豈不等于抱了“金娃娃”?“錢景”十分光明?

          但業內專家提醒:煤制乙二醇有市場未必有錢景。

          中國化學理事會理事賀永德表示:一方面,受全球經濟不景氣影響,中國服裝出口已經并將繼續面臨較大壓力,減少了滌綸需求并打壓其價格下行,聚酯需求增速因此放緩、價格下移,最終將導致乙二醇價跌量減,壓縮其利潤空間。

          另一方面,國內93%的乙二醇用于聚酯生產,3%用于聚氨酯生產,3%用于防凍液生產,1%用于其他領域。所謂的乙二醇供需缺口,主要指能滿足生產滌綸長絲、滌綸短纖,以及瓶級聚酯的乙二醇。而目前國內已經投產的煤制乙二醇裝置,只有新疆天業5萬噸/年合成氣制乙二醇等少數裝置的產品被上游聚酯企業接受。其余大多數廠家的煤制乙二醇產品尚未被聚酯企業完全接受,只能銷往樹脂及防凍液等領域,既限制了需求,也削減了煤制乙二醇的盈利能力。

          后期,如果國際石油價格繼續下跌,而煤炭價格企穩并反彈,將縮小煤制乙二醇與乙烯路線乙二醇的成本優勢。若屆時煤制乙二醇企業仍不能保證裝置安穩長運行并徹底解決產品質量不穩定等問題,則煤制乙二醇企業只能望著巨大的聚酯市場興嘆。

          “若不能順利進入聚酯市場,煤制乙二醇就沒有前景,其與乙烯法相比所謂的成本優勢也毫無意義,只會誤導投資者。”延長石油集團總經理助理李大鵬說。

          他說,國內企業在考察投資項目時,大多屬“理想主義者”:把可能的需求當作現實需求;把理論上的競爭優勢當作真實競爭力;高估生產成本的比較優質而忽略財務費用及其他成本上升的負面影響;重視項目可行性而忽略其不可行性;眼光只盯國內市場很少放眼國際大環境……這會導致項目論證缺乏應有的客觀公正性,以致于許多論證時錢景廣闊的項目,投產之日就開始虧損。煤制乙二醇就是一個典型的例子。目前,所有上馬煤制乙二醇的企業,眼光只盯著國內巨大的供需缺口,卻避而不談全球乙二醇實際已經過剩;只將低煤價時的煤制乙二醇與高油價時的乙烯路線乙二醇相比,卻忽略了北美頁巖氣革命、中東石化業崛起,以及全球經濟增長放緩將導致國際石油價格下跌、煤制乙二醇與乙烯路線成本差距縮小的可能性,使項目潛在的風險加大。

          中宇資訊分析師于曉紅亦表示:煤制乙二醇的質量尚無法滿足聚合級對原料的性能要求,這將長期制約該產業發展。如果后期國際石油價格跌破80美元/桶并長期在90美元/桶以下波動,而煤制乙二醇又無法在短期內解決質量不穩定難題,則其前景遠未預想的樂觀。

          國內首套煤制乙二醇工業化示范裝置——通遼金煤化工公司20萬噸/年裝置近幾年的表現也讓業內對煤制乙二醇的錢景疑慮重重。

          公開資料顯示:該項目自2011年投產以來,不僅鮮有盈利,反而成為其母公司丹化科技股份公司的虧損大戶。2013年,更以虧損1.92億元拖累丹化科技業績由盈轉虧。今年前三季度,雖然帳面上顯示項目已經盈利,但扣除通遼經濟技術開發區管委會給予的6000萬元自主創新獎勵資金、內蒙古自治區給予的550萬元科技經費撥款等共計6790萬元政府獎勵撥付資金,乙二醇裝置對企業的利潤貢獻微乎其微。

          渭化集團副總經理張小軍則表示,今年上半年,雖然我國服裝出口總量增速下滑7.2%,但化纖制服出口量逆勢增長24.8%,對乙二醇行業拉動明顯。盡管如此,國內乙二醇價格仍出現大幅下跌,表明全球乙二醇過剩已經對中國市場產生沖擊。后期,一旦中東、北美低成本乙二醇裝置陸續投產并打入中國市場,尤其美國一家公司研發的二氧化碳電化法與水、氫氣合成乙二醇新技術取得實質性突破并工業化應用后,其僅125美元/噸的生產成本,將對現在看來頗具優勢的煤制乙二醇行業產生巨大沖擊。他建議國內企業加快煤制乙二醇關鍵技術攻關,盡快推出先進、實用、低能耗技術,而非一味擴大產能,以應對未來競爭。

          煤制油:項目表現良好但“高大上”投資引風險

          中國日益增大的成品油需求與資源量及產量有限的矛盾,使得原油進口量連年大幅增加,石油對外依存度連續數年維持在55%以上的國際超高警戒線。這一狀況嚴重威脅著中國能源戰略安全。為此,穩妥地發展煤基油品燃料不僅成為能源專家的呼聲,也引起國家層面關注。以致于“十一五”以來,國家每次在規范煤化工產業健康發展時,都要特別點到煤制油。

          而從神華寧煤400萬噸/年煤間接液化項目獲得批準,到兗礦榆林110萬噸/年、伊泰鄂爾多斯200萬噸/年、潞安集團150萬噸/年、貴州渝富能源開發公司200萬噸/年等數個煤制油項目獲得國家發改委“路條”不難看出,國家層面對煤制油,尤其已經被幾套16萬噸/年工業化示范項目初步驗證的煤間接液化項目的管控悄然松綁。

          據了解,即便不再增加新的業主,僅上述幾家煤制油企業規劃的項目全部實施后,中國每年就將新增煤基油品6080萬噸。如果算上延長石油集團規劃的煤油共煉、陜西煤業化工集團規劃的煤炭分質利用制油項目,以及全國其他企業在建和規劃的約800萬噸煤焦油加氫制取燃料油項目,2020年前后,中國煤基油品規模將超過8000萬噸/年。

          “眾多企業之所以在國家嚴格管控下熱上煤制油項目,主要還是認為煤制油的前景比較樂觀。”內蒙古伊泰煤制油有限責任公司董事長齊亞平表示。

          他以伊泰16萬噸/年煤制油項目為例。該裝置于2012年底首次達產后,2013年全年生產油品18.2萬噸,裝置平均負荷達108%,油品綜合成本平均每噸降低5%,實現了消耗低、效益好的預期目標。雖然齊亞平并未透露煤間接液化產品的利潤到底有多高,但公開資料顯示:2013年1~9月,伊泰煤間接液化項目生產各類油品和化工品13.2萬噸,上繳稅費2.06億元,實現凈利潤1.2億元。照此推算,煤間接液化的液體產品凈利潤高達909元/噸。

          而據了解,2013年以來,包括神華百萬噸煤直接制油、18萬噸/年煤間接液化、潞安16萬噸/年煤間接液化、陜煤天元50萬噸/年煤焦油輕質化、陜煤富油12萬噸/年煤焦油全餾分加氫、以及寶泰隆煤公司的10萬噸/年高溫煤焦油加氫制取燃料油等煤基油品項目,均取得了可觀收益。

          “我國石油對外依存度一度接近60%,發展煤基油品已經成為中國確保能源安全的戰略選擇。從這個層面講,煤制油項目擁有一定的民意、政策與政治基礎。加上巨大的消費需求與良好的盈利等市場手段推動,煤制油的前景十分光明。”中科合成油技術有限公司技術顧問唐宏青尤其看好煤間接液化的前景。

          但也有專家認為煤制油的前景遠沒那么樂觀。

          “根據國家稅務總局2012年第47號公告,納稅人以原油或其他原料生產加工的在常溫常壓條件下呈液態狀(瀝青除外)的產品,將分別加征1元/升(石腦油)和0.8元/升(燃料油)消費稅,這等于將煤制油綜合成本增加了20%。以一個100萬噸/年煤制油項目為例,每年上繳消費稅高達10億元,極大地壓縮煤制油項目的利潤空間。后期,如果國際油價進一步下跌引發成品油價格下跌,煤制油項目是否還能盈利存在懸念。”陜西省決策咨詢委員會委員賀永德提醒說。

          投資強度大、污染大、資源利用效率低則是延長石油集團總經理助理李大鵬不看好煤制油前景的三大理由。

          他說,建設一個500萬噸/年煉油廠,只需200億元投資;而建設一個在煤制油路徑中還算投資強度較低的相同規模的煤間接液化項目,總投資額高達600億元。超高的投資強度,必然導致煤制油項目財務成本居高不下,影響其產品市場競爭力。而從產品收率和資源利潤效率看,煤直接制油的液體收率不足35%,能源轉化率僅33%;煤間接液化噸產品耗水超過7噸……在中國經濟發展受資源與環境約束越來越明顯的情況下,煤制油的上述弊端將嚴重影響其綜合效益,甚至會影響產業健康發展。

          “中國應以全球視權衡自身的能源安全,并重新考慮發展煤制油的緊迫性、必要性與重要性”。李大鵬建議。

          他說,既然經濟已經全球化了,就應有資源分配全球化的視野。中國缺油不等于其他地區也缺油,我們完全可以憑借充足的外匯儲備,以及不斷上升的綜合國力和國際地位,利用政治、外交、經濟等手段,大量利用境外油氣資源,實現外油中用,何必急于發展投資強度大、資源消耗高、污染排放大的煤制油產業。況且,近兩年一些煤制油項目之所以取得較好收益,是國際油價高位運行、國內汽車業快速發展助推成品油需求猛增,以及煤炭價格大幅下跌等多種因素共同作用的結果,是一種特殊情況,并不能代表煤制油項目本身的競爭力。后期一旦煤炭價格觸低回升,國際油氣價格再度回調。尤其中國汽車工業增速放緩,成品油需求減少后,煤制油的錢景將難言樂觀。

          “即便要發展煤制油,也應打破煤直接或間接制油等單一模式,而應采取煤炭分質利用方式,在條件允許的情況下,先對煤進行干餾提油,再將提油后的潔凈焦炭通過煤直接或間接制油等途徑制油,或與其他化工、電力、鋼鐵、建材等裝置對接,實現煤的`兩頭見油`和產品多元化,提升項目的資源利用效率和抗風險能力。”陜煤化集團常務副總經理尤西蒂這樣表示。

          一位專家透露:正是綜合考慮了國內、國際環境與資源供需格局變化,以及煤制油項目的利弊與業內的不同意見,國家高層初步決定:“十三五”期間,我國煤制油規模將控制在1000萬噸/年以內,而非此前傳言的4000萬噸/年。

          煤制芳烴:技術看上去都很美推廣應用卻不易

          據清華大學教授魏飛介紹,全球95%以上芳烴來自石油煉化裝置的催化重整、裂解汽油加氫抽提。即常壓石腦油和減壓石腦油,分別通過連續重整和加氫裂化,再經芳烴抽提獲得苯、甲苯和二甲苯等。甲苯選擇性岐化、烷基化轉移后生成二甲苯,二甲苯異構化后轉化為PX(對二甲苯)。隨著石油資源的減少和價格的攀升,以及原油重質化程度的加劇,石油路線獲取高純PX的成本越來越高,加之中國本身富煤貧油少氣,獲取PX的難度日益增大。

          為此,國內科研院所紛紛組織團隊,鍥而不舍地開發非石油路線PX技術,先后有中科院山西煤化所的固定床一步法甲醇制烴類技術、陜煤化集團與中科院大連化物所聯合開發的甲醇甲苯制PX聯產低碳烯烴循環流化床技術,以及中石化自主開發的甲苯甲醇甲基化制取PX等技術問世。

          2013年1月13日,由中國華電集團與清華大學合作開發的萬噸級甲醇制芳烴工業試驗裝置一次投料成功并生產出合格PX,這也是世界首套原料僅為甲醇的甲醇流化床制PX裝置。其芳烴單程收率達55%~65%,烯烴80%轉化為芳烴,芳烴總收率達80%,是目前最先進的非石油路線芳烴生產工藝。至此,中國分別掌握了固定床、流化床甲苯甲醇制PX和甲醇直接制PX等多項技術,且全部通過了中試或工業化運行驗證,煤制芳烴整體技術世界領先。

          “但仔細梳理上述技術,發現均不同程度地受到限制,投資者很難長期獲得良好收益。”陜煤化集團副總工程師何迎慶如是說。

          比如,山西煤化和賽鼎工程公司合作開發的固定床一步法甲醇制烴類技術,雖然具有能靈活生產芳烴與烯烴的優勢,但因采用的是固定床,存在規模難放大、設備投資多、占地大、工藝流程長、催化劑需經常倒爐活化(或更換)等弊端;另兩種甲醇甲苯制PX技術,雖然使用了甲醇減少了甲苯消耗,但依然需要甲苯作原料。而國內甲苯資源本來就短缺,以致許多企業因甲苯來源無保證而不愿上馬新項目;清華大學的技術最好,可以完全以甲醇為原料生產芳烴,但其80%芳烴總收率所得的是混合芳烴,并非市場真正緊俏的、前景向好的純PX,導致項目盈利預期大打折扣。

          蒲城清潔能源化工公司副總經理姚繼峰亦不看好煤制芳烴的前景。他說,由于原料全部采用甲醇,清華大學開發的FMTA技術是真正意義的煤制芳烴技術,也最具工業化推廣應用的條件。但一方面,其所得產品80%為苯+甲苯+二甲苯,屬混合芳烴(而非價格高出烯烴20%~30%的純PX),這種混合芳烴市場價僅7000~8000元/噸。根據工業化中試結果,每生產1噸混合芳烴,需消耗3噸甲醇,而同樣3噸甲醇,采用DMTO技術能生產1噸烯烴。目前,烯烴售價10000元/噸以上,煤制芳烴與煤制烯烴的經濟性誰優誰劣一目了然。這也正是眾多企業寧肯一窩蜂上馬煤制烯烴項目,而不愿涉足煤制芳烴的根源。

          另一方面,目前煤制芳烴尚無一套大型工業化示范裝置運行,存在一定的工業化風險。尤其近幾年因PX被妖魔化后,各地民眾紛紛拒絕PX項目,更增加了煤制芳烴項目的成本、難度和風險,使這一先進技術難以推廣應用。

          而據中國科學院院士何鳴元介紹,芳烴的重要來源和用途為:原油煉制—石腦油—MX(混二甲苯)—PX(對二甲苯)—PTA(精對苯二甲酸)/MEG(乙二醇)—PET(聚酯)—滌綸長絲/短纖—紡織面料—服裝。因此,無論石油路線PX還是煤基PX,最好能與下游PTA、PET建成聯合裝置,并接近化纖與紡織服裝市場。由于我國大多數煉廠分布在東南沿海,這些地區又是化纖與服裝業最集中的地區,從而很容易形成PX上下游一體化產業集群,彰顯良好的經濟與社會效益。煤制芳烴主要是要利用西部廉價的煤炭與甲醇資源,顯然不具備建設靠近終端消費市場的PX上下游產業鏈的條件,也即不能實現各環節利益最大化,最終將削弱項目總體收益。

          專家們認為,在石油價格高位運行、煤炭價格持續下跌、國內PX貨緊價揚等有利形勢下,煤制芳烴尚因種種原因沒有獲得投資者追捧,那么一旦國際石油價格繼續下跌,國際PX價格下挫,則煤制芳烴的成本優勢將會減弱,產業發展的道路將曲折而漫長。

          魏飛卻表示,清華大學聯手中國華電集團開發的FMTA工業化技術,不足3噸甲醇即可生產一噸混合芳烴,混合芳烴收率達80%以上,且90%的混合芳烴最終都能轉化為市場急需的PX。當烯烴價格在10000元/噸時,純PX售價一個度高達14000元/噸,照此推斷,煤制芳烴經濟效益并不遜于煤制烯烴。況且,由于石油中芳烴含量較少,我國又是一個富煤貧油少氣的國家,煤制芳烴既是中國的無奈之舉也是戰略選擇,又怎么能簡單地以經濟效益衡量其前景?至于說會否遭遇類似石油路線PX風波導致該技術難以推廣的擔心,則完全沒有必要。因為“PX斷子絕孫說”本身不僅荒謬,而且帶有一定政治目的,是一些所謂的專家學者在替國外利益集團誤導甚至愚弄中國老百性。目前京、滬、穗等地應用的國Ⅴ汽油,其中芳烴含量為40%,將來國Ⅴ汽油還要在全國推廣。如果照某些所謂專家的說法,全世界都別用汽油了。因此,FMTA技術絕不會因為所謂的環境風險而無法推廣應用。

          上海新佑能源科技有限公司董事長韓保平則建議采用煤焦油加氫路徑獲取芳烴。

          他說,由于石油側鏈多,經常壓蒸餾得到的石腦油中,芳烴僅占45%;而煤焦油中的側鏈組分少,用其加氫制得的石腦油中,芳烴含量超過70%。目前大多數煤焦油要么只經簡單加工處理,獲得葸、萘等初級產品;好一點的企業將煤焦油加氫制取調和燃料油,這兩種方法顯然均未做到對資源的最大化利用。如果我們在有條件的地區建設大型煤炭提質裝置,將獲得的煤焦油加氫生產石腦油+柴油,再用高含芳烴的石腦油制取芳烴,無論經濟、環境還是節能減排效益都將十分顯著,其投資強度也將明顯低于煤-甲醇-芳烴一體化裝置。

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