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1.2.7图表要求
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参考文献(小5号宋体)
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煤化工论文范例欣赏：
煤化工及甲醇生产技术探索
摘要：甲醇是一种有机化工原料，它的用途非常广泛，普遍运用于燃烧材料、合成金属、工程涂料、医学消毒、日常生火等多个方面，在甲醇的制造方面，一般都遵循着煤气化碳――变换气体物质――精细蒸馏三大工序，在化工厂生产活动中一般将生产甲醇的工序称为“工段”。难点在于如何去调控操作所需的参数，本文通过对煤化工作的特性解析来引申出甲醇生产的要点，同时对生产技术进行一个流程上的模拟，更全面地去了解甲醇生产中需要多加注意的关键。
关键词：煤化工；甲醇；温度；化学反应；化学式
中图分类号：Q946文献标识码：A
1煤气化原理
在甲醇生产的流程中，煤气化是第一步，它是一种化学反应，将气化剂和煤炭资源中的可燃物质放置在一个高位环境下，然后使其发生中和反应，产生一氧化碳、氢气等可燃气体。在煤气化工段里使用的气化剂包括水蒸气、氧气等，在加入这些气化剂后，煤炭就会发生一系列化学反应，从而生成所需的气体。煤炭在加入气化剂后，经历了干燥、热裂解等热力反应，该反应中生成的气体包括一氧化碳、二氧化碳、氢气、甲烷等，这些化学反应的速度取决于煤气化工段中的温度、热压、气化炉质量以及煤炭的种类，以下是煤气化过程中会出现的化学式：
吸收热量：C-H2OCO+H2C+CO22CO
发散热量：C+O2CO2C+12O2CO
变换反应：CO+H2OCO2+H2
从大体上来说，煤气化反应是化学中的强吸热效应，如果以动力和热力的角度来解析这类中和现象，重点在于对温度的把握，温度过高会造成气体流失，温度过低则无法产生完整的化学反应，导致生成的气体数量少、质量差。同时在增压方面应该适当地增加对煤炭的压力值，这样可以使化学反应的速度提高，对甲醇的生产效率起积极作用。
2变换工段
甲醇产品在合成时，一般调整碳元素与氢元素的比例的方法是通过一氧化碳的变换反应来实现的，在甲醇生产的流程中，碳元素与氢元素的分离都在催化剂的影响下进行，在此需要注意的是，碳氧分离工序对水蒸气的需求量相当大，水蒸气的生产成本在这道工段中会激增不少，所以，如何最大限度地利用水蒸气，节约生产成本，这将直接考验生产部门的气体生产技术和操作人员的工作效率。在变换工段中，煤气化之后的煤气物质含有大量的一氧化碳和水蒸气，在催化剂的效果影响到位之后，就可以生成氢与二氧化碳，在此时还会有小部分的一氧化硫转化为氰化硫，此时化学式表现如下：
CO+H2OCO2+H2
这是一个主要反应式，但是在主反应进行的同时，还有一部分副反应也会产生，生成甲醇的副产品，这些化学反应包括：
2CO+2H2CO2+CH
2COC+CO2
CO+3H2CH4+H2O
CO+H2C+H2O
CO2+4H2CH4+2H2O
CO2+2H2C+2H2O
化学反应在化工产业中要求平衡，在主要变换的化学反应中是一种发散热量反应的类型，这里的化学反应会使煤气化后的温度降低，温度适当降低有利于化学反应的平衡作用，但是如果温度太低，就会导致化学反应时间过长，效率越低，当煤气化工段的生成气体慢慢消耗殆尽时，就会浪费前一道工段的时间和成本，造成浪费。同时，温度还与催化剂的适应性挂钩，如果温度没有调整到位，催化剂的效力就无法发挥到最大值，这就会造成碳氧分离程度不足，必须加大催化剂的剂量，这也会增加生产成本。
3甲醇生产中的注意事项
1.)气化压力的大小在其他的生产条件没有变化的情况下，如果改变气化压力，就会产生非常细微但是关键的变化。通常气压定格在2MPa以上的范围时，在煤气化工段里基本上不会产生影响，但是如果气压低于2MPa就会使气化炉的气化效果变低。所以，在煤气化工段中，一定要保证气化压力控制在2MPa以上，而且可以视实际情况适当提高，这样可以增加气体数量，提高生产效率。
2.)氧气与煤量的比例氧煤比例的提高，指的是在煤炭中氧气流量的增多，直观反映为在煤炭高温加热时，煤炭的燃烧反应量明显提升。同时因为氧气流量的增加，使气化炉的温度也得以升高，煤炭的气化反应会更加强烈，一氧化碳和氢气的数量会增加不少，但是生成的气化产物中，二氧化碳和水分的含量占了很大比例，而一氧化碳和氢气的含量会变少，所以，如果不仔细控制氧煤比例，就会使气化炉中的气化反应过强而导致生产甲醇所需的气体成分变少。
4甲醇生产工艺模拟
传统的烧煤方式已经不能满足人们对甲醇的需求量，而且单纯的燃烧煤炭既是对资源的浪费，也会造成环境污染。所以，当务之急是要尽快找到新的甲醇提取方法和更快捷有效的甲醇生产技术，在这方面，煤气化生产流程已经被初步运用于各大化工厂中，作为目前提取甲醇的有效方式，煤气化工段还需要更多的模拟和分析来增强其效率，简化其工序。
在模拟中我们假设煤浆和高压后的氧气依照固定比例放置在气化炉中，然后在高温作用下因气温及气压生成各种气体，其中包括一氧化碳、氢气、二氧化碳等，其中高压后的氧气进入气化炉可以通过设置烧嘴的中心管道和外环管道，而煤浆可以通过烧嘴的中环管道进入气化炉。在模拟环境下，我们还设置了激冷室，位于气化炉下段，激冷室主要是处理煤炭中的灰份。在煤气化工段进行到末尾后，会残留一些灰份物质，这些物质会在气化炉的高温中熔融，熔渣和热量汇聚，合成了气体，然后结合离开气化炉的燃烧室部分，经由反应室，进入气化炉下段的激冷室。这些气体在激冷室中将被极寒温度降低到200摄氏度左右，熔渣会立即固体化，然后生成大量的水蒸气，经水蒸气饱和后带走了灰份，从激冷室的排出口派排
出。
需要进行变换的水煤气在预热器中加入一部分进行换气和换热步骤，然后进入模拟的变换炉，这部分水煤气在经过煤气化工段后，自身携带了不少的水蒸气，变换炉中的催化剂进行催化作用进行变换反应，在第一部分结束后，另一部分的水煤气也进入变换炉，变换炉这时就会需要新的高温气体，模拟的变换工段里加入了预热装置，提前储存并加热生成高温气体，然后连入变换炉中与另一部分的水煤气进行变换反应，然后进入气液分离器进行分离，分离成功后的气体将进入低压蒸汽室内降温，再次进入气液分离器进行分离，再喷入冷水来清洗掉气体中的三氢化氮，最后气体进入净化系统，生产气态甲醇。
精馏工段的流程为四塔工作方式，首先甲醇气态材料在预热器中进行高温加热，再传输进预塔中部，在这里去除粗甲醇里的残留溶解气体与二甲醚等，这些属于低沸点物质。在加热后，气体进入冷却器进行气体降温，形成甲醇蒸气后进入预塔的回流管道。甲醇蒸气在经过回流后进入换热器，加热后进入加压塔，甲醇在加压塔中进行冷凝化处理，其中小部分送回加压塔顶部作为回流液。剩余的甲醇气体进入精度甲醇管道，最后由加压塔提供压力与热量，将冷凝的高精度甲醇视需求定制成液态或固态储存，然后将杂质或者甲醇残留物通过排污口排入废水处理器进行净化提取处理。
参考文献：
[1]韩雅楠.煤制甲醇的研究进展与发展前景分析[J].中国科技投资.2013(17)：229.
[2]刘喜宏.浅谈煤制甲醇的前景与工艺流程[J].中国石油和化工标准与质量.2013(10)：22.
[3]陈倩，李士雨，李金来.甲醇合成及精馏单元的能效优化[J].化学工程.2012(10)：1-5.
【关键词】煤炭资源；煤制气；工艺技术；发展前景
1.我国煤制气发展前景
煤制气项目是以煤炭为主要原料生产化工和能源产品，传统煤化工主要包括合成氨、甲醇、焦炭和电石四种产品，现代煤制气是指替代石油或石油化工的产品，目前主要包括煤制油、煤制烯烃、二甲醚、煤制天然气等。煤制气是非石油路线生产替代石油产品的一个有效途径。从有关资料看，煤制气的能源转化效率较高，比用煤生产甲醇等其他产品高约13%，比直接液化高约8%，比间接液化项目高约18%。
煤制气前景看好，相对于传统煤化工已经日益明显的“夕阳”特征，而在材料和燃料两个新型煤化工发展方向上，煤质烯烃和煤质乙二醇等煤基材料的发展前景要好于煤制油等新型煤基清洁能源的煤基燃料方向。
2.煤制天然气概述
煤制天然气是以煤为原料，采用气化、净化和甲烷化技术制取的合成天然气。天然气（natural gas）又称油田气、石油气、石油伴生气。开采石油时，只有气体称为天然气；石油和石油气，这个石油气称为油田气或称石油伴生气。天然气的化学组成及其理化特性因地而异，主要成分是甲烷，还含有少量乙烷、丁烷、戊烷、二氧化碳、一氧化碳、硫化氢等。无硫化氢时为无色无臭易燃易爆气体，密度多在0.6～0.8g/cm3，比空气轻。通常将含甲烷高于90%的称为干气，含甲烷低于90%的称为湿气。天然气是一种优质、清洁能源，煤制天然气的耗水量在煤化工行业中是相对较少，而转化效率又相对较高，因此，与耗水量较大的煤制油相比具有明显的优势。此外，煤制天然气过程中利用的水中不存在有无污染物质，对环境的影响也较小。
3.煤制天然气工艺流程
煤制SNG可以高效清洁地利用我国较为丰富的煤炭资源，尤其是劣质煤炭；还可利用生物质资源，拓展生物质的利用形式，来生产国内能源短缺的天然气，然后并入现有的天然气长输管网；再利用已有的天然气管道和NGCC电厂，在冬天供暖期间，将生产的代用天然气供给工业和用作为燃料用于供暖；在夏天用电高峰时，部分代用天然气用于发电；在非高峰时期，可以转变为LNG以作战略储备；从而省去了新建燃煤电厂或改建IGCC电厂的投资和建立铁路等基础设施的费用，并保证了天然气供应的渠道和实现了CO2的减排。由此可见，煤制SNG是一举数得的有效措施，有望成为未来劣质煤炭资源和生物质资源等综合利用的发展方向。本文以某厂煤制SNG项目为例，首先对总工艺流程进行了简要描述，并对其中甲烷化技术进行了介绍。其次对流程进行了模拟计算，得出客观可靠数据。最后对煤制SNG在节能减排方面的优势进行了分析。
3.1工艺简介
煤制SNG技术是利用褐煤等劣质煤炭，通过煤气化、一氧化碳变换、酸性气体脱除、高甲烷化工艺来生产代用天然气。本文所研究项目的工艺流程如图1所示，其中气化采用BGL技术，并配有空分装置和硫回收装置。主要流程为：原煤经过备煤单元处理后，经煤锁送入气化炉。蒸汽和来自空分的氧气作为气化剂从气化炉下部喷入。在气化炉内煤和气化剂逆流接触，煤经过干燥、干馏和气化、氧化后，生成粗合成气。粗合成气的主要组成为氢气、一氧化碳、二氧化碳、甲烷、硫化氢、油和高级烃，粗合成气经急冷和洗涤后送入变换单元。
粗合成气经过部分变换和工艺废热回收后进入酸性气体脱除单元。粗合成气经酸性气体脱除单元脱除硫化氢和二氧化碳及其它杂质后送入甲烷化单元。在甲烷化单元内，原料气经预热后送入硫保护反应器，脱硫后依次进入后续甲烷化反应器进行甲烷化反应，得到合格的天然气产品，再经压缩干燥后送入天然气管网。
图1 煤制SNG总工艺流程示意图
3.2甲烷化技术
煤制SNG工艺流程中主要包括煤气化、变换、酸性气体脱除、甲烷化等工艺技术，其中高甲烷化技术为关键技术之一。
3.2.1托普索甲烷化技术
丹麦托普索公司开发甲烷化技术可以追溯至20世纪 70年代后期，该工艺已经在半商业规模的不同装置中得到证明，在真实工业状态下生产200m3/h～3000m3/h的SNG。在TREMPTM工艺中，反应在绝热条件下进行。反应产生的热量导致了很高的升，通过循环来控制第一甲烷化反应器的度。TREMPTM工艺一般有三个反应器，第二和第三绝热反应器可用一个沸水反应器（BWR）代替，虽投资较高，但能够解决空间有限问题。另外，在有些情况下，采用四个绝热反应器是一种优化选择，而在有些条件下，使用一个喷射器代替循环压缩机。除了核心技术外，因为生产甲烷的过程要放出大量的热量，如何利用和回收甲烷化热量是这项技术的关键。托普索工艺可以将这些热量再次利用，在生产天然气的同时，产出高压过热蒸汽。
3.2.2 Davy甲烷化技术
20世纪90年代末期，Davy工艺技术公司获得了将CRG技术对外转让许可的专有权，并进一步开发了 CRG技术和最新版催化剂。Davy甲烷化工艺技术除具有托普索TREMPTM工艺可产出高压过热蒸汽和高品质天然气特点外，还具有如下特点：催化剂具有变换功能，合成气不需要调节H/C比，转化率高。催化剂使用范围很宽，在230℃～700℃范围内都具有很高且稳定的活性。
3.2.3鲁奇甲烷化技术
鲁奇甲烷化技术首先由鲁奇公司、南非沙索公司在20世纪70年代开始在两个半工业化实验厂进行试验，证明了煤气进行甲烷化可制取合格的天然气，其中CO转化率可达100%，CO2转化率可达98%，产品甲烷含量可达95%，低热值达8500kcal/Nm3，完全满足生产天然气的需求。
4.总结
煤制气项目对工业快速发展具有一定的必要性；对于人们生活质量的提高也具有重要的意义。特别是煤制天然气项目，它具有广阔的发展空间和光明的发展前景。从技术上说：煤制气技术中，KBR制氨技术效率高而且环保，在煤制天然气技术上我国也有所突破。随着市场油价的增长，煤制天然气发展空间很大，同时国家政策又给予有利的鞭策及支持，这使煤制气更“健康而茁壮成长”例如：2010年6月，国家发改委《关于规范煤制天然气产业发展有关事项的通知》，进一步加强对煤制天然气产业的规范和引导，促进煤制天然气行业健康发展。所以发展煤化工的煤制气项目具有发展前景。
【参考文献】
[1]钱伯章，朱建芳.煤化工发展中的前景与问题[J].西部煤化工，2008，（2）
[2]王永炜.中国煤炭资源分布现状和远景预测[J].煤，2007，（05）.
[3]刘志光，龚华俊，余黎明.我国煤制天然气发展的探讨[J].煤化 工，2009，14（2）：1-5.
Abstract： According to the characteristics of medium and low temperature waste heat steam resources， this project presents the solutions by using single-loop and double-loop combined power generation system， and designs a effective waste heat steam resource recycling and generation system based on screw expander.
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.
[3]魏文荣，杨明友.螺杆膨胀机在低温余热发电中的应用.水泥，1995，（9）：12～14.
论文的选题要注意什么呢？首先选题时要结合自己的学习还实践经验，还有论文的选题宜大不宜小，再次就是论文选题时多查看文献资料。下面是学术参考网的小编整理的关于煤化工论文选题参考，欢迎大家阅读借鉴。
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39.现代煤化工技术经济及产业链研究
40.低温甲醇洗技术及其在煤化工中的应用
41.利用蒸发塘处置煤化工浓盐水技术
42.国内大型能源企业发展现代煤化工产业的机遇分析
43.世界煤化工发展趋势
44.煤化工行业CO_2的排放及减排分析
45.煤化工废水处理关键问题解析及技术发展趋势
46.煤化工废水处理技术试验研究
47.煤化工发展中的水质污染及处理
48.新型煤化工废水处理技术研究进展
关键词： 碎煤加压炉废水； 水处理； 工艺污水
中图分类号： X703.1 文献标识码： A 文章编号： 1009-8631（2012）09-0057-02
我公司煤制天然气项目受地理环境、环保要求和工艺选择等的限制，气化废水的处理面临着处理难度大、处理要求高的双重难题。为此，项目前期开展了大量工作，优化出了一条较为合理、完善、能够满足公司零排放目标的工艺路线。
一、碎煤加压炉废水处理工艺路线的选择
我公司煤制天然气项目气化单元采用国产碎煤加压气化技术，产生的气化废水经煤气水分离进入酚氨回收装置，经脱酸、脱氨回收气化废水中的酸性气体和氨，再利用二异丙基醚经过液萃取，脱除并回收废水中的酚，出水进入污水处理单元进行处理与回收，实现污水回用，同时产生的浓水进一步减量化多效蒸发后最终排入蒸发塘，达到零排放。污水主要为工艺污水、含盐污水。工艺污水主要为煤气化污水，生活污水、地面冲洗水以及初期雨水。这部分污水 CODcr 浓度高，属有机污水，含有氨、氮和酚，有一定的色度，特点为：污水中有机物浓度高，CODcr 为3500mg/L，B/C 值 0.33，可采用生化处理工艺；污水中含有难降解有机物，如单元酚、多元酚等含苯环和杂环类物质，有一定的生物毒性，在好氧环境下分解较困难，需要在厌氧/兼氧环境下开环和降解；污水中氨氮浓度为125mg/L，有机氮浓度为100mg/L，处理难度较大，需要选用硝化和反硝化能力均很强的处理工艺；污水中含有浮油、分散油、乳化油类和溶解油类物质，溶解油主要组分为苯酚类的芳香族化合物，乳化油需要采用气浮方式去除，溶解性苯酚类物质需要通过生化、吸附方法去除；含毒性抑制物质，毒性抑制物质，需通过驯化提高微生物抗毒能力，需选择合适的工艺提高系统抗冲击能力；污水色度较高。公司在对污水水质充分认识的基础上，经过深入的考察、交流与论证，结合我公司实际情况形成了如下的工艺路线：（1）工艺污水采用：匀质—隔油沉淀池—气浮池—酸化水解池—一级生化池—中淀池—二级生化池—二淀池—混凝气浮—臭氧氧化—曝气生物滤池—碳吸附为主体的生化处理工艺路线和技术。（2）工艺污水回用装置采用：软化—核桃壳过滤器—气水反冲滤池—超滤—反渗透为主的除盐工艺技术。（3）含盐污水回用装置采用：软化—气水反冲滤池—超滤—反渗透除盐工艺技术。（4）反渗透浓盐水采用：多效蒸发工艺技术。
二、工艺路线选择原则
（一）达到回用水质要求。此工艺路线对水质变化适应能力强、技术先进、运行可靠，确保各项出水指标达到规定的指标。尤其满足回用要求，鉴于项目整体水平衡设计需要，废水经过处理后要全部用于循环水的补充和动力除盐水系统。根据项目要求，我公司在此基础上提出了更为严格的控制指标。即：COD≤20mg/L，氨氮2mg/L，挥发酚≤5mg/L，TDS溶解性固体量尽量控制在300mg/L。
（二）操作灵活、稳定、满足长周期运行要求。该工艺运行灵活、易于操作、便于管理，确保各项出水指标达到规定的指标，兼顾高负荷和低负荷下运行的经济性，根据进水水质水量，能对工艺运行参数和操作进行适当调整。工艺单元采用多系列布置，确保检修时污水处理装置的连续运行。
（三）符合各项环保要求。工艺执行国家环境保护政策、法规，采用先进的清洁生产工艺，减少三废排放，外排“三废”达到国家和当地环保排放标准的要求。
三、碎煤加压炉废水处理工艺流程说明
（一）工艺污水处理工艺流程，如图1
来自工艺装置区酚回收的生产工艺污水进入污水匀质罐，污水在罐内进行隔油、水量水质调节，起到均匀水量水质的作用。待水质正常后，将调节池水用泵小流量打入污水匀质罐。来水不均匀时，污水匀质罐的水量可流入污水调节池。通过隔油沉淀池处理，可去除绝大部分油类、悬浮物质和少部分 CODcr、色度，减轻后续生化系统的处理负荷。隔油沉淀池的出水进入气浮池去除乳化油，与投加的絮凝剂和助凝剂在反应池内混合反应，通过气浮去除乳化油。气浮出水流入中间水池；厂区生活污水、其他工艺水也进入中间水池；曝气生物滤池反洗水、过滤吸附反洗水以及生化回用装置反洗水也分别通过泵提升至中间水池。上述几股污水在中间水池内通过水力搅拌混合。中间水池的混合污水经提升至酸化水解池。酸化水解工艺可改善污水生化性能，提高 BOD5/CODcr 比值。酸化水解池出水进入一级生化池（即一级 A/O 池），在 A/O 池内发生生物脱碳、脱氮反应。在 A/O 池内，充分利用缺氧生物和好氧生物的特点，使污水得到净化。污水经臭氧处理后进入曝气生物滤池；经臭氧改性后的污水，生化性能提高，经过 BAF 处理后，COD、NH3-N 会进一步降低。BAF 需要的氧由鼓风机供给，BAF 设气反冲、水反冲系统。反冲污水进入反冲污水池，用泵送至酸化水解池前端的中间水池。BAF 出水提升至一级过滤吸附池，过滤吸附池填装有具有吸附功能的吸附剂，污水中的有机物和色度得到进一步去除，吸附饱和的吸附剂通过水力提升至再生间进行再生。若一级吸附池的出水能达到进回用装置指标，则直接切换至工艺回用水装置，若一级吸附出的出水不能满足，则将一级过滤吸附池的出水流入二级过滤吸附池。二级过滤吸附池同样填装有吸附剂。
（二）生化污水回用工艺流程，如图2
经过生化处理后的出水中主要包括悬浮物、盐分、菌体、CODcr、油类等，故回用水单元在流程设置上充分考虑对这些污染物质的去除能力和适用性。通过降低水中的含盐量，使之达到回用要求。设置软化处理主要用于去除水中硬度。生化污水经生化装置处理后出水首先进入澄清池，向池中投加石灰，对水中的碳酸盐和重碳酸盐硬度进行软化去除。澄清池的上清液流入吸水池，经泵提升至核桃壳过滤器，去除水中可能含有少量的油，核桃壳过滤器设置定时反洗。核桃壳过滤器的出水自流进入气水反冲滤池，气水反冲滤池采用均质滤料，截留水中的颗粒、胶体等污染物，降低污染指数，使水质能满足进入超滤装置的要求，气水反冲滤池定时采用水、气反洗。出水流入滤池产水池，经超滤给水泵提升，首先经过自清洗过滤器，对水中可能残留的颗粒、悬浮物进行截留，起到保安作用，经自清洗过滤器后进入超滤装置，实现了去除废水中的生物污染物、颗粒物、胶体、细菌等，满足反渗透系统的进水水质，超滤装置的产水率为 90%，定时清水反洗和加药反洗，每隔 3～6 月对膜进行一次化学清洗，清除膜表面污堵。超滤装置的产水进入超滤产水池，经给水泵提升，水泵出口设置管道混合器，向其投加还原剂和阻垢剂，还原水中的氧化剂，避免其伤害反渗透膜，投加阻垢剂避免水中的盐在膜表面结垢；加药后的水经过高压泵和保安过滤器后进入一级反渗透膜堆，一级反渗透膜堆产水进入产品水池、浓水进入浓水池；反渗透水回收率为75%，脱盐率大于97%。产生的浓水经泵提升至多效蒸发间进行蒸发结晶处理。
（三）含盐废水回用工艺流程，如图3
循环水站、电厂以及脱盐水站排出的含盐污水首先进入界区内的匀质罐，与超滤、过滤等反洗水混合。匀质罐出水进入澄清池，向澄清池中投加石灰，对水中的碳酸盐和重碳酸盐硬度进行软化，去除水中的硬度。澄清后的上清液流入吸水池，经泵提升至滤池，截留水中的颗粒、悬浮物、胶体等污染物，降低污染指数，使水质能满足进入超滤装置的要求。超滤装置的产水进入超滤产水池 ，经给水泵提升，水经过保安过滤器后进入一级反渗透膜堆。产品水经除盐水泵提升送至界区外，最终送至循环水站。浓水反渗透产生的浓水经泵提升至多效蒸发间进行蒸发结晶处理。
（四）多效蒸发工艺流程，如图4
采用四效降膜顺流蒸发，蒸发终点溶液浓度为25%，蒸发器残液送至蒸发塘。
四、工艺路线论证
在与内外知名的水处理工程公司及研究机构进行多次深入的技术交流，并到一些类似废水处理的实际工程中，或调研整体工艺，或考察其中的部分工艺段，结果表明该工艺对于达到公司处理要求是较为完善、可行可靠的。公司多次组织专家论证会，邀请行业内专家，包括院士、高校教授、研究院、工程公司、设计院专家等针对气化废水工艺选择进行方案论证，经过历次专家论证，最终形成了最终的工艺路线。通过专家论证意见表明，我公司选择的“预处理（沉淀隔油+气浮工艺）+生化处理（水解酸化+一段采用A/O选用鼓风曝气式氧化沟工艺、二段选择常规的前置反硝化A/O工艺）+深度处理（絮凝气浮+臭氧氧化+曝气生物滤池BAF+过滤吸附）+除盐”工艺基本可以满足回用的要求。同时，此气化废水处理工艺不仅适于我公司煤制天然气项目污水处理回用，也将为煤化工行业类似废水的处理提供极具参考价值的借鉴。
参考文献：
[1] 兰书彬.中国煤制天然气产业发展研究[D].华东理工大学，2011年中国硕士学位论文.
[2] 周爱丽，江杨.浅谈鲁奇炉所产含酚氨废水处理新工艺[J].中国化工贸易，2012（2）.
论文关键词： 煤化工；传统煤化工；现代煤化工；产能过剩；可持续发展
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
业内专家称解决我国煤化工过热现象必须从三方面考虑:一要改革现有的政绩考核体系，改变唯GDP论成败的政绩观，并平衡好地方与中央的利益关系，这个问题解决了，地方政府就没有发展煤化工的冲动和热情了；二要严格煤炭资源配置，不能将属于全国人民的煤炭资源让少数企业独享，只要不给煤炭资源，相信不会有多少企业愿意将大量资金投向“钱景”不明的煤化工项目；三要加大技术创新、加快工业化示范，如果我们能成功开发出更多类似于低碳甲醇制烯烃这样的技术，企业就有更多的选择，就不会“一窝蜂”，煤化工产业自然就会健康发展。另外，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，指导其发展。
液膜萃取是近现的一种新的萃取方法， 其实质是选用难溶于水的油类（ 如煤油） 制成性能稳定的油包水乳液， 外水相中的溶质（ 如苯酚） 进入油膜后， 立即透过膜与内水相的溶质（ 如氢氧化钠） 发生反应（ 生成酚钠） ， 从而去除水相中的污染物（ 苯酚）。因此， 液膜萃取实际上是用煤油从废水中脱除苯酚， 再用氢氧化钠溶液从煤油液膜中把苯酚反萃出来， 萃取和反萃取一步操作完成。本研究应用液膜萃取法处理了含酚工业废水
一、液膜分离原理
液膜分离又叫液膜萃取， 属于膜分离技术的一种， 它是利用表面活性剂与煤油制成的液体膜进行萃取与反萃取， 从而达到分离与浓缩目的。它包括3 个主要步骤： 制乳、混合传质与破乳。将含有表面活性剂的煤油与一定浓度的NaOH 水溶液， 经过高强度剪切分散， 形成油包水型的乳化液
在混合传质设备中， 将制得的乳液分散在需处理的含酚废水中， 通过外加动力， 让废水与乳液充分接触。内水相为 NaOH 水溶液小球， 外水相为含酚废水， 中间由煤油与表面活性剂形成的液膜隔开， 乳液在废水中分散情况。
废水中的酚易溶于煤油， 扩散进入内水相后与NaOH 反应， 生成酚钠。酚钠不溶于煤油， 不能通过煤油液膜返回外水相（ 含酚废水） 。于是废水中的酚可连续不断地通过液膜进入内水相， 以酚钠的形式富集在内水相中， 从而达到从废水中除去酚的目的。
完成混合传质的乳液进入破乳设备， 通过高压静电破乳， 分成油相（ 煤油+ 表面活性剂） 与水相（ NaOH+ 酚钠水溶液）。油相收集可再循环利用； 富含酚钠的水相， 如酚具备回收利用价值， 可经过再处理回收酚； 若不具备利用价值， 可将水相打入焚烧炉焚烧
二、液膜法萃取含酚废水实验
1.试剂与材料煤油（市售）；Span-80（化学纯）；氢氧化钠（分析纯）；液体石蜡（化学纯）；二异丙醚（化学纯）；MIBK（化学纯）；其它试剂均为分析纯.煤气化含酚废水：总酚5110mg/L，其中单元酚含量3530mg/L；COD17230mg/L.
2.仪器与设备剪切乳化搅拌机（上海标本模型厂），数显测速仪，Zetasizer Nano S90粒度分析仪等。
三、液膜工艺条件及方法
1.制乳将Span-80液体石蜡和煤油按一定比例混合，在搅拌速度100r/min下搅拌5min，然后加入一定浓度的氢氧化钠溶液，将搅拌速度提高到5000r/min，乳化20min，制成稳定的乳状液。
2.液膜萃取取一定量的废水，用盐酸调pH，用500mL烧杯做乳液和废水的接触器，在电动搅拌器搅拌下混合10min，进行液膜萃取。
3.静置分层将萃取完的乳液和废水移入分液漏斗中，静置分层30min。
4.溶剂萃取工艺条件与方法将水样用盐酸调好pH，溶剂与水按1：2体积比进行三级错流萃取，操作温度为室温.萃取后，将萃余液在微沸状态下蒸发掉5%的液量，以脱除溶解的萃取剂，然后用蒸馏水补足蒸发失去的水量，最后进行分析测定。
5.分析方法
总酚测定采用直接溴化法，COD测定用重铬酸钾法GB11914-89.
四、结果与讨论
1.表面活性剂用量对除酚的影响
由图 1a可以看出，当表面活性剂的用量为 1%时 ，除酚率低，曲线后段向下弯曲， 表明乳液损失较大 ，表面活性剂用量不足 ；当表面活性剂用量为 3%-5%时 ，除酚率较高 ；当用量为7%时 ，除酚率下降， 这是由于表面活性剂用量过多，油膜粘度过大，迁移速率降低所致 。由图可见，当表面活性剂用量为 3%-5%， 处理10-20min可得到较高除酚率。
图 1a表面活性剂用量对除酚率的影响 图1b NaOH浓度对除酚率的影响
2.NaOH浓度对除酚的影响
足够浓度的NaOH溶液能保证内水相酚浓度趋于零， 有利于高效除酚 。对于高浓度含酚废水的处理 ，增水比虽然可保证较高的除酚率 ，但从乳液的回收及循环使用考虑 ， 在保证液膜稳定性的前提下 ，提高内相NaOH的浓度在经济上更为合理 。图1b表明 ， 内相 NaOH浓度在5-10%时 ， 均可取得满意的处理效果。
3.油内比（ Ro i） 的影响
油内比是制备乳状液时油相与水相的体积比. Span-80 含量为3 % ， 其余条件同上述第二点， 改变油内比， 以确定其最佳值. 实验结果如下。
由上数据得知： Roi 为 1：1 时， 除酚效果最佳。
五、结论
液膜萃取技术是一项多学科交叉结合的技术，能够将反应和分离集为一体，从而实现高效、快速的分离 。本文通过液膜法处理含酚废水的研究发现，利用该法处理含酚废水，能满足生化处理对煤气化含酚废水的处理要求，具有潜在的社会和经济效益 ，同时本研究也为进一步进行中试研究提供了理论及数据依据。
参考文献
1、实施小康家庭能源工程，推进沼气的集约化经营，促进生物良性循环，建立生态农业。
生态农业的基本特点：充分合理利用自然资源，依靠生物之间的多种物资循环，在良性循环中保持相对平衡，系统内部的物质可以多次重复利用；从时间上和空间上不断提高太阳能的利用率和生物能的转化率，求得投入少产出多，达到生产水平较高，土地利用率较高、经济效益和生态环境质量较好的目的。
生态农业本身就是一种多元能源的农业发展道路，开发农村能源是建设生态农业的战略措施。以多级循环为主的生态农业，有各种各样不同模式和类型，其中以沼气为纽带的生态模式堪称是一枝独秀。沼气生产过程不仅可以最大限度地利用太阳能，并在沼渣沼液中保持原有的N、P、K等元素和有机质成为生态系统第二循环过程中的优质有机肥料和饲料，大大提高生态系中能流和物流的质量，这就是沼气生产在生态农业中的起的突出作用。
现在全国已有60%以上的沼气户（约300万农户）发展以沼气为纽带的庭院经济，农民增加收入9亿元以上。湖北省开展沼气、沼液、沼渣的综合利用的农户已超过20万户，年增收4000多万元。“九五”期间，随着农村产业结构的调整，为农村沼气发展提供良好机遇，湖北省将新增20-25万户农村家用沼气池用户，开展“三沼”综合利用农户将达到35万户以上，种植业、养殖业与沼气三结合或种植业、养殖业、加工业、沼气四结合利用类型的模式将进一步推广普及。为使这种模式在湖北省农村大量发展实施，应该注重选择各种养殖、种植业专业户大力举办沼气，以期获取最好的能源、生态经济效益，同时提高农民用能质量和水平，充实小康内涵。
2、实施能源--环保工程，推进城乡有机废水的厌氧消化处理，获得环保能源双效益。
目前，我国工农业有机废物废水排放量相当大，据统计，1990年轻工系统仅制糖、食品发酵、皮革等行业排放的高浓度有机废水就达60亿吨，占全国工业废水排放总量的22%，废水中含有机物排放量的50%，若利用其中的50%，即125万吨来制取沼气，年产沼气可达12.5亿M3，相当于原煤125万吨，标准煤90万吨，可发电17.86亿KW·h。同时，全国“菜篮子工程”的全面建设，集约化畜禽场的粪便排放量迅猛增加，给环境造成越来越大的压力。解决这一问题的最优化方案是采用生物质能的厌氧消化技术。以有机废物废水和禽粪粪便为原料，兴建大中型的沼气工程，既可以有效地治理环境污染，又能为当地职工和居民提供优质气体燃料，还可以利用发酵后的沼渣，生产养鱼喂猪的颗粒饲料。
近十年来，湖北省的厌氧消化技术经多学科、多部门的科研攻关，取得了较大的进展。在禽畜粪便的处理方面，先后兴建了容积分别为200-800立方米的沼气工程，采用上流式厌氧污泥床处理工艺，中温发酵，平均产气率0.5-0.8m3/m3·d。特别是1994年由武汉市能源所负责设计建造的荆门出口猪场能源环保工程，采用上流式厌氧污泥床加固液分离器，后期为射流曝气好氧处理，使得最后出水达到国家二级排放标准，在工业有机废水处理方面，共兴建了九处工程，首先在淀粉废水的中试研究上取得成功。为全国淀粉废水处理首开先河。紧接其后，酒厂的废水处理进入，先后在七个酒厂兴建了沼气工程，总容积3250立方米，采用中高温发酵，滞留期4-5天，产气率3-3.5m3/m3·d。湖北省这些大中型沼气工程实现了工厂化产气，商品化供气，使能源建设上了一个新的台阶。它们有效地处理了酒厂的有机废水和集约化禽畜场厂的粪便，改善了环境卫生，对保护生态，促进生产，都具有明显的效益。“九五”期间，湖北省将按照国家制定的计划，重点在大中城市郊区、“菜篮子”工程基地，实施采用厌氧消化技术，以保护环境，兼取能源回收的能源--环保工程10-20处。近期首先在松滋、天门等地，兴建一批发酵工程总容量在1000m3以上的大型工程，实现集中供气，同时治理环境污染。
大中型沼气工程，作为一项新兴能源--环保工程，具有与其他能源工程（如城市煤气）不同的优越性的特点；
a、在工程目标上，煤气工程单纯制气，而沼气工程除制气外，又治理污染，并可获取有机肥料，而且不同的工程有不同的侧重点。
b、在制气原料上，煤气工程使用煤炭，这些煤炭还需经长途转运，而沼气工程使用就地可取的可再生生物质如禽畜粪便、食品、酿造、制药等企业排放的有机废水，全部是污染环境的废弃物。
c、从规模讲，煤气工程一般规模较大，沼气工程则可因地制宜，大中小并举，国家计委、农业部曾组织城市生物资源调查，不少中小城市的日排放高浓度有机废水上万吨。如按每吨COD5万毫克/升浓度的废水计算可产沼气20立方计算，每天排放1500吨有机废水所产的沼气即可供近2万户居民使用。如将这些工厂和郊区畜牧场统一规划，联片供气，将对城镇煤气化不足起到补充作用。
d、从建设周期来说，新建一个煤气气源厂，至少3-5年，而沼气工程，从动工到产气不到一年。
e、从投资上看，“六五”期间，平均每户1500元，政府还要对用户每人补贴煤气费4元，现在每增加一个煤气用户至少投资2000元。如河北唐山市煤焦制气厂每增加一个用户需增加投资1250元，而河北华北制药厂的沼气工程，每户仅需投资563元，还可节约排污罚款每吨1.27元。上海浦东煤气厂平均每户基建投资1500元，每千卡煤气成本3.8×10-5元，而上海前进农场的沼气站平均每个沼气用户投资709元（为浦东煤气厂的47.3%），制气成本为每千卡3×10-5元（比浦东煤气厂低21%）。
目前湖北省的大中型沼气工程无论其规模，其范围，其投资额均是远远不够的。一方面大量的粪便，工业有机废水的排放污染了环境，另一方面，处处在呼吁能源短缺，广大城镇居民迫切要求使用优质气体炊事燃料。这两大矛盾的最优化解决的办法就是积极、慎重地兴建大中型沼气集中供气工程，实践已反复证明只有这种对生物质能集约化应用的方式可同时做到治理环境污染，回收优质能源的双重效益。
3、开展生物质固化和气化的研究与试验，为农村小康化提供商品性能源。
为适应农村小康发展对用有质量的需求，我们在开展对生物质能利用技术的研究中，应转变过去那种单纯以解决缺烧为目标的观点，而应以实现小康为目的，把农村的低级能源转化为高级能源。因此，我们应立即着手进行生物质能固化和气化的转化技术研究与试验，并开展气化配套设施及用途的研制。如在木材、秸秆较为富余的地区，以这些原料或其它农业废弃物生产出成型燃料，以供给严重缺柴区使用（比烧煤便宜）；同时，湖北省也应对国内生物能利用中极有前途的炭、油、气综合转换技术尽早进行研究及应用试验，使常规生物质转化为高品位能源，供农村生产和生活用。湖北省可用作气化炉原料的生物质资源，除按通常方法所统计的2678万吨（薪柴799万吨，秸秆1879万吨）外，还有大量的农业废弃物，如木屑、木片、棉壳、稻壳等，据不完全统计，全省可收集的棉壳有26万吨，稻壳140万吨。若用这些废弃物作气化炉的原料，则所得产品的成本将大幅度下降，产品的市场竞争力也得到提高。从炭、油、气这三种产品的社会需求来看，潜力是很大的。仅原沙市市，一年的生活用炭和工业用炭量就在5000吨以上，武汉市仅工业用炭量一年就需4700吨；此外，农民也迫切需要以秸秆变为木炭解决冬季取暖，至于木焦油、木质气、其用途更广，既可作优质燃料，也可作化工原料（木焦油）。使用炭、油、气综合转换设备主要以产炭为主，在调节炉内热解温度后，也能成为以油、气为主要产品的生产过程。而在以产气为主的气化炉中，利用稻壳经气化后即可得到优质燃气，据国内外研究试验表明，用稻壳气化、发电具有很高的经济效益，整套设施（包括土建、设备和稻壳灰利用）的投资，在两年内即可收回。江苏昆山有我国最大的稻壳发电系统，7套机组共1560千瓦，其发电量已成为粮食工业的主要能源。综上所述可见湖北省尽早开展生物固化与气化研究有百利而无一害，有原料、有市场、更有技术，湖北省科技力量雄厚、门类齐全，科技攻关势在必行。按照全国21世纪议程的规划，对于生物质的高层次利用技术要在2000年取得突破性进展，湖北省若不立即着手进行必将落伍。因此，湖北省要充分利用自己技术、原料、市场三大优势对生物固体气化转换技术作高起点研究。
关于加快开展我省生物质能集约化应用的建议
综上所述，既然开发生物质能在湖北省具有重大的战略意义，是发展生态农业的根本有效措施，而湖北省又具有开发利用生物质能的良好自然资源条件，对生物质能的集约化应用也具有一定的基础，那么制定规划，采取措施，加速湖北省生物质能利用技术的发展则是当然之举。建议如下：
1、将生物质能的应用纳入湖北省国民经济和社会发展“九五”计划和2010年规划。
国家十分关心包括生物质能在内的新能源和可再生能源发展，1995年1月5日，国家计委、科委、经贸委办公厅联合印发《新能源和可再生能源发展纲要》，提出的今后15年发展总目标是：“提高转换效率，降低生产成本，增大在能源结构中所占的比例。新技术、新工艺有大的突破，国内外已成熟的技术要实现大规模、现代化生产，形成比较完善的生产体系和服务体系；实际使用数量要达到39000万吨标准以上（包括生物质能传统利用方式的利用量），为保护环境和国民经济持续发展做出贡献”。根据国家《纲要》精神，结合湖北省实际情况，相应地编制湖北省生物质能“九五”计划和2010年规划，并做为湖北省生态农业和能源发展的相关内容，纳入湖北省国民经济和社会发展“九五”计划和2010年规划，使这一关系广大农民切身利益和农村工作重要内容的生物质能发展列上党和国家重要议事日程，并纳入法制轨道。
2、制订切实可行的优惠政策和支持措施。
生物质能转换技术是着眼于未来替代能源的、正在研究、探索、发展中的一项高新技术，许多技术的社会效益显著而经济效益却一时难以体现。许多项目是为贫困落实地区广大人民造福的扶贫事业，是改善生态环境、保障生态平衡的公益事业。为了促进这项战略措施的发展，建议我国政府也和世界各国一样，对于新能源的研究开发和推广应用给予积极的鼓励和支持，实行免税、减税、补贴、无息或低息贷款等优惠政策。比如对于大中型沼气工程的投资除了政策的部分拨款外，可将所要使用的技术改造贷款等优惠政策。比如对于大中型沼气工程的投资除了政策的部分拨款外，可将所要使用的技术改造贷款纳入政策性银行，由于大中型沼气工程同时也是一项环保工程，应采取行政、法制和经济手段鼓励甚至强制推广应用，从环保罚款中还可提留一定的比例作为投资来源之一。还可考虑从各种渠道筹集资金建立湖北省的生物质能研究开发基金，作为有关部门和科研人员从事专题项目的研究经费。
3、抓好示范项目，推选产业建设。
由于生物质能集约化应用，目前主要是面向广大农村和中小城镇，因此应以点带面，抓好示范项目，然后推而广之，使之形成气候，推进产业建设，示范项目的选取须注意：技术先进而又成熟，工艺不甚复杂，成本不是很高，能源利用率较高，经济和社会效益明显等，近期可以考虑围绕省柴节煤灶、生物质炭化有条件的地方可将固化气体裂解等技术综合使用和沼气工程等示范项目推进产业建设。
1981年起，国家提倡农村使用省柴节煤灶，注重节约、实用、方便的统一，经过十年努力，便迅速控制了过量燃用生物质资源的严峻局面，新型高效炉灶成为农民欢迎的厨具，现在全国有1.2亿农户使用热效率超过20%的炉灶，较旧式炉灶节些30-50%，1994年我省普及省柴灶已达1000万户，目前是，省柴节煤灶正向多功能、商品化方向发展，是农村能源一宗主要产业。
近年来湖北、河北、江苏、山东、安徽等省将秸秆开发为“生物煤块”，直接替代煤炭，供乡镇企业锅炉使用，或者进一步炭化，供乡镇企业锅炉使用，或者进一步炭化，制成生物炭，出售给冶金行业或提供出口，这样每亩秸秆可增值40-50元，压块机和生物煤已成为新产业。
另外，大型的沼气工程集中供气站在抓沼渣沼液的综合利用中，也呆派生出饲料、肥料等加工企业，小型户用沼气工程也可带动发展预制模块，家庭沼气--养殖等产业。
4、加强技术科研工作并突出重点。
新能源技术是世界新技术革命的支柱技术之一，高效率的利用生物质属于高科技领域，正在迅速发展，有许多技术难关须要攻克，有许多新产品有待开发研制，有许多成功的新技术要很好地消化吸收和推广应用，因此，科研工作至关重要，应大力加强，增加投资。
由于小柴炉灶和沼气工程已基本定型，只是巩固推广应用的问题，湖北省在“九五”期间可将生物质的气化、固化技术列为近期重点科研攻关项目，随着农村小康目标实现，农民用能水平、质量和设备现代化将成为评价小康内涵的重要内容，可以预见，炊事和采暖用能及其设备最具市场活力，可再生能源产品从研制经中试到商业利润回收，不同阶段应形成自身的梯度构架，即①成熟技术向市场投入一批，商业利润回收一批；②向市场过渡中试示范投入一批；③重点科技攻关项目起动一批。
“九五”期间逐步开展以下工作；
①进一步研究完善生物质气化装置，并扩大功能，开拓市场，进入食品、中药材、养殖、种植业的烘干供热领域。
②对生物质固化成型技术，建议两个面向，即一是制炭，一是制“生物煤”，制炭市场效益高，但对压制成型技术要求高：比重1.35-1.45，机械弯曲强度38kg/cm2，抗压强度320kg/cm2，关键技术是磨损件的使用寿命和可靠性，低压成型产品“生物煤”压制强度低，比重0.5-0.6，做到易燃，可运储，取代煤和柴。
③生物质热解液化技术难度较高，但应安排少量科技人员跟踪国内外动向，做些技术储备，为下一世纪生物质高品位产品进入市场打下基础。
以下项目对湖北省农村的现实虽然是较长期的，投资是巨大的，但2010年可能是被接受的产品：
a、热值达到（9350-450）×4.1868J/m3的可管道输送的甲烷化煤气和热解水煤气；
b、生物质注氧/蒸汽气化甲烷化，生产液体燃料替代矿物燃料油；
c、生物质制氢技术。
④重视生物质能软课的研究，为制定正确研究开发方针，少走弯路，减少失误，做好工程技术项目的前期准备，提供依据的佐证。
毕业论文（设计）
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)。
⑥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利用。
