CCSI技术：煤炭清洁利用新思路？
“CCSI、CCMI、KSY都是现代煤化工技术的重大创新和突破，使煤炭资源高效清洁利用，产品附加值大大提升。要通过技术创新不断总结完善，加快工业示范步伐。”2月中旬，中国石油和化学工业联合会会长李寿生在陕西考察调研时，对延长石油集团碳氢高效利用技术研究中心开发的这些新技术给予充分肯定。
近日，国家能源局印发的《煤炭深加工产业示范“十三五”规划》，明确将煤提取煤焦油与制取合成气一体化(CCSI)产业项目作为低阶煤分质利用的新建示范项目，通过油品、天然气、化学品和电力的联产，实现煤炭使用价值和经济价值的最大化。
CCSI即煤提取煤焦油与制取合成气一体化技术，CCMI技术是煤提取煤焦油与制甲烷一体化，KSY即超大型粉煤流化床气化技术。它们到底有什么技术优势？为何能入围国家能源规划并得到行业的认可？为煤化工带来了哪些福音？记者进行了调查采访。
科技引领示范带动
“煤炭燃料原料化即依靠技术创新，将煤炭热解气化一体转化，先将煤炭高效转化成气(工业燃气或合成气)、液(低温煤焦油)产物，再做高附加值的油品、化工品或绿色发电及供热，构建新型的煤油电化热多联产，通过清洁工业燃气或合成气的后续加工利用，实现煤炭的高效清洁利用。”延长石油集团首席煤化工专家、碳氢高效利用技术研究中心主任李大鹏对记者说，煤热解/煤干馏技术可以实现煤炭分质分级利用，最大限度地兼顾煤炭的原料属性及燃料属性，但此前一些关键技术仍未攻克。国内已产业化的煤热解技术普遍存在焦油收率低、焦油与粉尘分离难、反应系统能源利用效率低、废气废水污染治理、半焦转化利用难、附加值不高等难题。
对此，延长石油碳氢利用研究中心在借鉴石油化工理念的基础上，自主开发的煤提取煤焦油与制取合成气一体化(CCSI)技术，以空气作为气化，可将粉煤一步法转化为高品质的中低温煤焦油和合成气，吨煤可产生煤焦油150千克及粗合成气约3500 Nm3。其中煤焦油收率超过15%，以煤价350元/吨计算，生产成本约为18.5美元/桶，深度转化后可转变为高附加值的精细化工产品或清洁燃料油品;合成气热值1200大卡/Nm3、有效气含量>35%，可直接作为燃煤锅炉的燃料，也可以经脱硫、除尘净化后作为燃气轮机的燃料进行发电。实现了煤炭资源利用率、转化效率和附加值的最大化，成为现代煤化工新的技术路线。
CCSI及KSY技术工业试验装置
据介绍，该技术核心是在同一个反应器内完成煤的热解反应及半焦的气化反应，以空气与水蒸汽作为气化剂，煤粉在上端的热解区进行快速热解生成煤焦油、半焦末，半焦末返回到下端的气化区气化成合成气。由于反应器内独特的流化状态和温度梯度分布，加快热解反应产物的扩散速率、饱和不稳定自由基、减少焦油二次反应，焦油收率大幅提升;创新开发产物分离工艺和专用设备，解决热解油、气、尘的在线分离的世界性难题，将煤炭分质分级利用技术提升到更高水平。
2012年10月以来，延长石油碳氢中心经过两年小试研究，2014年又在冷态模拟试验装置上开车试验 38 次。2015年8月，万吨级CCSI技术工业试验装置在陕西兴平建成中交，该中心先后进行了5次投煤试验，装置累计实现了772小时连续稳定运行，获得了大量试验数据，为产业化奠定了坚实基础。
去年年底，中国石油和化学工业联合会组织的72小时现场考核标定，结果显示煤焦油收率达17.12%(格金干馏收率158%)，能源转化效率高达82. 58%，合成气有效气(CO+H2+CH4+烃类)含量分别为35.11%(采用空气气化)、47.07%(采用30%富氧气化)，各项指标均达到或超过设计指标。专家认为技术路线新颖，创新性强，能量和物料互补，将多工艺、多产业耦合集成，最大化提高能源转化效率、资源利用率和产物附加值，大幅降低能耗和废物排放，实现煤炭高效清洁转化，建议加快技术产业化开发推广应用。
石油和化学工业规划院总工程师李君发认为，CCSI技术将热解与气化过程有机结合在一起，设计理念先进，系统高度集成。原料粉煤几乎全部转化为合成气与煤焦油，既获得煤炭资源中所含的油品组分，也保证了半焦合理利用，将煤炭资源吃干榨尽，物尽其用。同时热解与气化耦合在一起，合成气潜热可以为粉煤热解提供部分能量，热能得到有效利用，减少高温合成气换热降温过程，提高能源转化效率。
据悉，CCSI技术已引起了国内煤化工、电力等行业的广泛关注，一些企业纷纷向延长石油伸出了合作之手。投煤量3600吨/天的 CCSI工业装置成套技术工艺包目前已编制完成，准备在陕西榆林建设工业化示范装置。同时开展CCMI、KSY技术攻关，CCMI技术试验已完成，投煤量5000吨/天的KSY技术工业化示范装置工艺包正在编制。
构建新型联产模式
李大鹏认为，由于煤炭的成分非常复杂，多分子聚合物结构的化学特征，决定了将其深度转化加工为综合附加值更高的精细化工产品，并按照煤、油、化、电、热一体化的发展理念进行整体布局。CCSI技术能够与制取液体燃料、化学品、发电等多产业跨界耦合集成，通过构建绿色清洁燃气发电与煤焦油深度加工转化新型煤油电化多联产模式，与传统的直接燃煤发电模式相比，实现了煤炭资源分质、分级与梯级利用，使系统内能量耦合、系统物料耦合、衍生产业链跨界耦合。
基于CCSI技术的煤基多元产业耦合产业链
投煤量3600吨/天的CCSI工业装置煤焦油产品为18万吨/年，还可配套1个30万千瓦的亚临界机组或1个40万千瓦的燃气机组，形成集煤炭清洁高效转化—煤焦油深加工—绿色发电一体化的新型煤电油多联产模式。经过核算， CCSI所产生粗合成气、煤焦油的完全成本分别约为0.1222元/Nm3、929.9元/吨。以煤价350元/吨、电价0.36元/千瓦时计算，吨煤炭的终端收入可分别达到1600元和1800元左右。
煤焦油中含有丰富的芳烃资源，很多化工原料甚至不能直接通过石油化工获取而只能从煤焦油中提取。在CCSI技术开发过程中，延长石油碳氢中心根据低温煤焦油的性质特点和市场需求，创新地提出了“宜油则油、宜化则化、分级转化”的深加工理念，集成煤焦油综合加工利用成套技术的整体解决方案，即使在低油价的当下，竞争力也较强。
按照该方案，一是实现分级转化：将<230℃轻馏分油中含量高、易分离的酚类物质提取出来，将难转化的>360℃重馏分油(沥青质、胶质含量 高)进悬浮床高效转化，230℃-360℃的中间馏分油与脱酚的轻馏分油、轻组分油一起加工，不仅减少了酚类物质在加氢过程中的氢气消耗和废水产生量，还有效降低投资成本。二是实现产品附加值最大化：分离出的苯酚、甲酚产品价格较高，收益较好;悬浮床和固定床组合加工出来的液体产物具有芳潜高、热比重高、环烷烃组分高等特点，除了生产优质成品油，可进一步加工制芳烃、航空燃料、润滑油等产品，丰富产业链、提高附加值。
而CCSI装置产生的中低热值合成气，最佳利用途径就是发电。目前可采用两种联产模式，一是改造现有的亚临界火电燃煤锅炉，粗合成气作为燃煤锅炉的燃料进行发电，实现“以气代煤”，综合能效提高到42.29%;另一种是将粗合成气经脱硫、除尘等处理后，进燃气轮机燃烧发电，综合能效48.32%。
经中国华能集团清洁能源技术研究院有限公司测算，以采用CCSI技术改造300MW级亚临界燃煤机组为例，整个项目改造完成后，年产油化产品15万吨，发电量22.71～23.6亿千瓦时。与300MW级亚临界燃煤机组相比，供电效率由37～38%提高到41.93～42.29%、供电煤耗由323.26～331.99克标煤/千瓦时下降到307.4～318.89克标煤/千瓦时。而且经济效益“双丰收”，即每上网销售1千瓦时电的同时，获得煤焦油深加工产品收入0.45～0.47元，综合收入由10.23～10.51亿元/年增加到18.94～19.21亿元/年。
若将CCSI技术与燃气轮机发电相耦合，以新建3600吨/天CCSI装置和配套的GE公司9F型燃气发电机组为例，装置总投资约24亿元，年产油化产品15万吨，发电量30.43～32.63亿千瓦时。技术上超过了超超临界机组水平，也领先于当前的IGCC，供电效率高达50.6～54.4%、煤耗降至225.81～242.76克标煤/千瓦时。经济效益倍增：每上网销售1千瓦时电的同时，获得煤焦油深加工产品收入为0.32～0.35元，投资强度由15000元/千瓦下降到6000元/千瓦左右，煤炭增值率为416.08%~434.97%。
同样，煤提取煤焦油与制甲烷一体化(CCMI)技术，也是在一个反应器中完成热解、气化反应及部分甲烷化反应，一步法将煤转化成气、液两相产物，构建以生产天然气为主的新型煤油气多联产模式，1台5000吨/天CCMI装置(单套规模全球最大)可以配套1个年产约6亿方天然气的生产装置，同时可年产25万吨煤焦油用于深加工。与常规煤制天然气相比，该模式投资强度可降低35%以上，更易于大规模化生产，同时煤焦油经深加工后经济效益明显，可从中拿出部分利润补贴天然气，天然气生产成本控制在1元/方。
李大鹏表示，通过煤炭燃料原料化，将加快推进我国能源革命，促进煤炭加工与炼油、化工、发电、建材、供热等多产业深度耦合集成，形成新的能源化工产业集群。比如将20亿吨煤炭转变为清洁能源，可在石油、天然气、煤炭、新能源消费组成不变的情况下，清洁能源比例由17.9%上升到49.9%，完成能源结构优化调整;同时可产约3亿吨低成本的煤焦油，不仅有效弥补我国石油缺口、保障能源安全，还能大幅提升油品、化工品市场竞争力，增加经济效益。
组合技术治污减霾
近年来，我国空气污染程度日益恶化，尤其是每年进入冬季采暖季后，北方地区频现重度雾霾污染天气。有专家指出，这与现有的能源消费结构不无关系。我国使用了全世界一半的煤炭,而且近80%为直接燃烧,这是雾霾问题的第一相关要素。在我国已探明的化石能源储量中，煤炭约占94%，石油和天然气约占6%。虽然近年来煤炭在一次能源消费中的比重逐步降低，但基于我国的能源资源禀赋，在相当长的时期内煤炭在主体能源的地位不会变化。要减少燃煤产生的大气雾霾，唯一出路就是坚持煤炭清洁高效绿色转化。
不同发电方式主要污染物排放对比
李大鹏说，采用燃料原料化的新技术、新模式，可应用在煤炭消费的绝大部分领域，涉及的转化煤量预计30亿吨以上，如CCSI技术主要解决燃煤机组绿色发电和燃气机组商业化应用问题，CCMI技术解决了煤基天然气替代民用散烧煤问题，低成本、智能化的流化床气化(IFG)技术解决建材领域煤基燃气工业供热问题，KSY技术解决大型化工园区(煤化工项目)合成气原料集中供给、煤焦油综合利用等问题。通过这些技术创新“组合拳”，既极大提高了能源利用效率，又可从源头治污减排，实现绿色清洁燃气发电，将增加电力企业的盈利水平，实现经济效益和环境保护协同发展，从源头上解决雾霾顽疾。
据介绍，煤炭经过CCSI装置进行热解转化后，最大限度阻滞了煤炭分子中的有机硫、有机氮向气相中转移，相当于实现了燃烧前“脱硫脱硝”，与传统的直接燃煤发电方式相比，单位发电量的污染物的减排效果非常明显。比如硫元素以不同的化学形态存在于粗合成气、灰渣及煤焦油中，其中合成气中硫元素主要以H2S的形式存在;煤焦油中硫元素主要以噻吩官能团、缩合芳基硫化物及大分子硫醇的形式存在;而在灰渣中，硫元素要以非挥发性的无机硫化物形式存在。
经测算， CCSI热解处理后粗合成气有效组分只有CO和H2，进锅炉燃烧后所产生的NOX浓度仅相当于燃煤烟气中的20%～25%。粗合成气进锅炉燃烧发电，烟气中的烟尘、SO2、NOX等污染物大幅降低，分别削减99.95%、80%、71%以上，进入燃机发电可直接达到超净环保排放标准。
此外，在煤炭燃烧过程释放出的更难治理的铅、汞、砷等重金属污染物，在高温条件下以固态化合物、单质的形式吸附在粗颗粒煤灰中。而CCSI技术的分级转化，煤炭中的重金属主要以有机络合物及凝聚态的形式分别存在于煤焦油与灰渣中。由于热解温度只有550～600℃，迁移至气相中的重金属比例非常小，燃烧烟气中颗粒物浓度非常低。
具有多项专利支撑的IFG技术也是以空气做气化剂，以末煤为原料生产工业燃气，单套气化炉每天处理煤量从几百吨到3000吨均可。相比其它气化技术，省去空分系统，不仅降低投资和操作难度，还节省了人工和能耗。可采用该技术生产低成本的工业燃气，再以气代煤进入工业窑炉、中小型工业锅炉中燃烧供热。与直接燃煤相比，基本解决了烟尘等细颗粒物，大幅减少SO2、NOX的排放量，有效缓解环保压力。
专家观点：
中国石油和化学工业联合会副秘书长兼科技装备部部长胡迁林：这些技术无一不是通过创新推动煤炭资源高效转化，将产生能源消费革命，引领产业健康发展。可促进煤化工与炼油、发电、供热等多产业深度耦合集成，形成新的化工产业集群，大幅提升油品、化工品等终端产品竞争力，增加经济效益，提升能产业整体水平。可以预见，未来这些新技术将在发电、煤基天然气民用、煤焦油综合利用等领域获得应用。
石油和化学工业规划院总工程师李君发：CCSI技术充分利用煤炭资源中的原有组成和化学结构，最大限度地提取煤中具有高附加值的富氢液体产品，实现煤炭洁净高效综合利用，可显著提高加工利用过程中的经济效益和环保效益，实现了煤炭资源由目前单一转化利用向热解气化耦合多联产转变，可极大地推进国内煤炭资源深层次利用与高效清洁转化，为国内煤化工产业发展做出了重要贡献。应用前景十分广阔，与现有甲烷化技术相结合，可联产油品及天然气，与现有煤制气比较具有良好的经济性和环境效益;与现有F-T合成技术相结合，可实现两段出油，降低投资，提高油品收率和能源转化效率;与现有燃煤电厂结合，在实现电厂燃气化发电的同时，副产大量的油品组分，有利于提高电厂经济效益。
中国石化联合会煤化工专委会专家、陕西省化工学会名誉理事长贺永德：目前我国热解和气化技术都比较成熟，但CCSI技术将二者有机结合为一体是最大的亮点，实现了煤炭资源高效转化。尤其是首创的三段式煤焦油与气化一体化反应器，针对中间过渡段物料输送及温度难以控制，停留时间长焦油分解收率降低等技术难题，延长石油实现智能化精准控制温度场、流化场，使物料互供、能量互补及反应器内热量自平衡，同时物料循环均匀，工艺流程短，气固、液固分离效率高。建议采用富氧甚至纯氧气化，增加操作压力，更好地与化工和发电配套。
陕西省决策咨询委员会委员胡海峰：榆林地区的煤炭非常适合热解，既得到了半焦(兰炭)，又可提取煤焦油后联产油品。但目前业内为了拿焦油而大量新建热解项目，导致兰炭产能大幅增长并过剩，实不可取。同时焦油收率低、焦油与粉尘分离难等技术问题还未有效解决。CCSI技术主要创新点是利用了大量的难以利用的粉煤，也解决了粉焦出路问题，同时焦油收率和能源转化效率较高，与燃煤电厂结合后经济性和环保性优势明显。
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目 录
一、综述篇
“十三五”我国煤炭行业发展形势分析及建议
1 “十二五”国内煤炭行业回顾
1.1 “十二五”取得的成绩
1.2存在的问题
2 “十三五”煤炭行业发展趋势分析
2.1发展机遇
2.2面临的挑战
2.3发展趋势
3 “十三五”煤炭行业发展方向与应对
3.1发展思路
3.2发展原则
3.3主要任务
4煤炭清洁高效利用进展及展望
5建议
5.1向整合兼并重组方向调整
5.2向上下游特别是煤—电一体化的方向调整
5.3向煤炭清洁化利用和深度加工转化调整
“十二五”我国现代煤化工项目（含示范项目）建设回顾及“十三五”重点发展建议
1“十二五”煤化工发展回顾
1.1煤制油产业
1.1.1 已投产煤制油示范工程运行概况
1.1.2 拟在建煤制油工程概况
1.1.3 甲醇制汽油项目概况
1.2煤制天然气产业
1.2.1 部分煤制天然气企业投产运营概况
1.2.2 部分煤制天然气企业示范工程建设概况
1.3煤制烯烃产业
1.3.1 部分煤制烯烃企业生产运营概况
1.3.2部分煤制烯烃企业示范工程建设概况
2“十二五”我国现代煤化工存在的主要问题
2.1煤化工布局问题
2.2水资源瓶颈制约问题
2.3产品同质化问题
2.4环保三废排放及综合利用问题
3 “十三五”我国现代煤化工产业发展重点建议
3.1扎实做好已投产的示范工程达标达产
3.2适时推进升级示范工程的有序建设
3.2.1 煤炭直接液化
3.2.2 煤炭间接液化
3.2.3 煤制天然气
3.2.4 煤制烯烃
3.2.5 煤制乙二醇
3.3大力提升装备国产化能力
3.4大力提高清洁生产和碳利用水平
3.5加快完善标准化工作体系
“十三五”我国煤化工产业发展升级与技术突破重点
1统筹推进煤炭清洁转化技术升级
2完善清洁能源产品技术升级
3推进大型洁净煤气化技术升级
4提升大型气体净化技术降低，能耗、消耗
5开发大型甲醇合成工艺，突破大型装备制造瓶颈
6开发耦合集成技术，不断优化工艺参数
7开发低阶煤分级分质低温热解技术
8开发提升煤焦油精炼与制备技术
9加大环保排放控制技术创新力度，突破核心工艺技术要有突破
我国焦化行转型升级进展综述及发展建议
1中国炼焦行业发展特点
1.1炼焦业焦化产品产量巨大，已成为我国最重要的煤炭资源化转化产业
1.2中国钢铁工业对焦炭需求出现了不可逆转的下降
1.3焦炭产能向西中部富煤地区和钢铁生产发达省区转移加剧
1.4产能过剩显现，行业竞争惨烈，产能结构调整和布局调查步伐加快
1.5企业大型化发展加快
1.6 “行业准入”使炼焦行业技术进步与结构调整进程加快
1.7炼焦行业科技进步取得新突破
1.7.1 炼焦煤气资源化利用是对世界炼焦技术发展的重大贡献
1.7.2 煤焦油、焦化苯加工技术发展加快
1.8行业节能减排取得新进展
1.9增产不增效，焦化企业效益持续分化
2炼焦行业由传统煤化工向为现代煤化工提供优质碳源转变
2.1做好为钢铁生产服务，拓展为现代煤化工提供优质“碳源”和社会民用清洁焦的新发展空间
2.1.1炼焦企业必须全力为炼铁生产服务
2.1.2加强褐煤长烟煤等低阶煤种利用，为化工生产提供优质廉价碳质原料
2.1.3生产全清洁民用焦，拓展行业发展空间
2.2焦炉煤气资源化开发已成为炼焦行业新的经济增长点
2.2.1中国现阶段炼焦煤气利用主要形式与特点
2.2.2对焦炉气生产天然气的建议
2.3煤焦油的出路在于产品“独特精”和煤沥青拓展使用
2.3.1 中国煤焦油加工的主要企业与产品
2.3.2 高度关注煤焦油悬浮床加氢技术的突破
2.3.3 煤沥青的出路仍然是必须破解的难题
2.4焦化苯精制要注重产业链建设
2.5实现绿色转型，赢得生存与发展空间
3 结束语
“十二五”我国甲醇及甲醇产业链行业发展回顾与前景展望
1甲醇行业发展现状
1.1主要成绩
1.1.1 产业规模持续增长
1.1.2 大型化、集约化成绩显著
1.1.3 结构调整取得积极进展
1.1.4 产业布局更加优化
1.1.5 生产技术水平迈上新台阶
1.1.6 国产甲醇市场主体地位日益巩固
1.1.7 下游产品开发取得可喜进展
1.1.8 节能减排取得明显成效
1.2主要问题
2甲醇行业进出口现状
3甲醇消费现状和下游需求途径进展
3.1甲醇消费现状
3.2甲醇能源途径
3.2.1 甲醇制汽油（MTG）
3.2.2 甲醇掺烧汽油（M15，M85，M100）
3.2.3 二甲醚
3.2.4 聚氧醚
3.2.5 甲醇工业燃料
3.2.6 甲醇船用燃料
3.3甲醇有机原料途径
3.3.1 甲醇（煤）制烯烃
3.3.2 醋酸
3.3.3 甲醛
3.3.4MTBE
4甲醇价格情况
5我国甲醇发展前景展望
我国煤基精细化学品应用领域探索
1煤基精细化学品概述
2重点煤基化学品应用领域
2.1超低密度聚乙烯（ULDPE）
2.2丙丁共聚聚丙烯树脂
2.3聚丁烯
2.4 2-丙基庚醇
2.5异壬醇
2.6三羟甲基丙烷
2.7季戊四醇
2.8新戊二醇
2.9费托合成精细产品
2.10氧化法环氧丙烷
2.11聚醚多元醇
2.12甲基丙烯酸甲酯
2.13丙烯腈
2.14联合尼龙产品
2.15超高分子量聚乙烯
2.16乙丙橡胶
2.17顺丁橡胶
2.18丁二烯（氧化法）
2.19微藻制油
2.20 CO2高效转化制甲烷
2.21 CO2生产柴油
2.22 CO2制降解塑料
2.23 CO2制甲醇
2.24 CO2制PC技术（非光技术）
2.25 CO2制聚酯多元醇技术
现代煤化工发展面临的环保形势和要求
1国家对生态环境保护的总要求
2国家对现代煤化工建设项目的环保要求
2.1规划布局
2.2项目选址
2.3厂址比选
3现代煤化工项目污染防治
3.1废气污染防治措施
3.2废水污染防治措施
3.3固体废物污染防治措施
3.4地下水污染防治措施
3.5噪声治理措施
3.6清洁生产
4环境风险防控
4.1工程安全措施
4.2水污染风险防控措施
4.3大气风险防控措施
4.4风险应急预案要求
5防护距离的设置
6污染物排放总量控制
7公众参与
8全过程环境管理
9碳排放情况
10结束语
利用资本运作的财务协同效应推进大型现代煤化工项目建设
1资本运作的财务协同效应
1.1横向并购的财务协同效应
1.1.1 生产、管理的规模经济
1.1.2 营销经济性与研发经济性
1.1.3 资产与资金规模经济
1.2纵向并购的财务效应
1.2.1 原料供应上的优势
1.2.2 销售经营优势
1.2.3 减少交易成本
1.2.4 有利于企业再造价值链
1.3混合并购财务效应
1.3.1 自由现金流量的充分利用
1.3.2 关联混合并购
1.3.3 多向性多样化混合并购
1.4三种并购均具有的财务效应
1.4.1 避税效应
1.4.2 减少资本需求量
1.4.3 预期效应分析
1.5财务协同效应的前提条件
2资本运作的案例
3煤化工项目的特点与组织实施建议
3.1煤化工项目的特点
3.1.1 技术方面
3.1.2 资源方面
3.1.3 资金方面
3.1.4 管理方面
3.1.5 营销方面
3.1.6 产业协同方面
3.2组织实施建议
3.2.1 股份化
3.2.2 股东方应有的素质
3.2.3 煤化工项目实现与条件
4结束语
当前油价下的煤化工经济性分析
1测算条件及方法
1.1测算方法选取与说明
1.2总体测算条件
1.3具体测算条件
1.3.1 煤制烯烃
1.3.2 煤制天然气
1.3.3 煤制油
1.3.4 煤制乙二醇
1.3.5 煤制化肥（尿素）
1.3.6 焦煤制乙醇
1.3.7 焦粉气化制甲醇
1.3.8 粉煤提质
2财务测算结果与经济性分析
2.1煤制烯烃
2.2煤制天然气
2.3煤制油
2.4煤制乙二醇
2.5煤制化肥
2.6焦煤制乙醇
2.7焦粉气化制甲醇
2.8粉煤提质
3竞争力与风险分析
3.1竞争力分析
3.1.1 煤制烯烃
3.1.2煤制天然气
3.1.3煤制油
3.1.4煤制乙二醇
3.1.5煤制化肥（尿素）
3.1.6粉煤提质与煤焦利用
3.2风险分析
3.1竞争力分析
3.2.1 煤制烯烃
3.2.2煤制天然气
3.2.3煤制油
3.2.4煤制乙二醇
3.2.5煤制化肥（尿素）
3.2.6粉煤提质与煤焦利用
4影响因素和实现条件
4.1影响财务效益的因素
4.1.1 政策因素
4.1.2 技术因素
4.1.3 区域因素
4.1.4 碳减排
4.1.5 生态环境
4.1.6 投资者实力
4.2财务实现的条件
5结束语
现代煤化工碳排放形势和碳利用技术进展分析
1我国现代煤化工行业碳排放形势
2现代煤化工主要节能措施
2.1工艺技术节能
2.1.1 煤气化节能
2.1.2 变换节能
2.1.3 净化节能
2.1.4 合成节能
2.1.5 空分节能
2.1.6 大型机组驱动节能
2.1.7 工艺余热优化节能
2.2设备节能
2.3自动控制节能
2.4全厂热能综合利用
2.5工厂总图布置节能
2.6其它工程性节能措施
3现代煤化工二氧化碳利用途径分析
3.1二氧化碳驱油
3.2碳汇林
4现代煤化工响应碳交易的策略分析
4.1碳交易基本规则
4.2现代煤化工对碳交易的应对策略
二、分质分级利用篇
低阶煤分级分质利用全产业链路径探析
1概述
2热解基本原理
3低温热解参数选择
3.1煤热解温度
3.2煤粒度及热解炉型
3.3热解产品
3.3.1 热解目标产品选择确定热解工艺
3.3.2 低阶煤热解的发展趋势
4低温热解现状分析
4.1长周期稳定性
4.2高温油气/粉尘分离难
4.3热解废水处理难
4.3.1 难降解废水
4.3.2 焦化热解废水
4.3.3 低温热解废水
4.4大型化及一体化
4.5焦油精制高附加值产品
4.5.1 大型化热解焦油精制
4.5.2 焦油深加工发展
4.5.3 高附加值化学品制取
5低温热解全产业链路径
褐煤干燥成型及水分回收利用技术综述
1褐煤概述
2褐煤干燥技术及应用情况
2.1蒸发脱水工艺
2.1.1 滚筒式烟气直接加热工艺
2.1.2 管式蒸汽间接干燥工艺
2.1.3 流化床蒸汽干燥工艺
2,1.4蒸汽空气联合干燥工艺
2.1.5 管式气流床烟气直接干燥工艺
2.1.6 床混式干燥工艺（BMD）
2.1.7 带式干燥工艺
2.18振动流混流干燥工艺
2.2非蒸发脱水工艺
2.2.1 热水干燥工艺
2.2.2 热压脱水工艺（MTE）
2.2.3D-K 干燥工艺
2.2.4UBC 热油干燥工艺
2.2.5 K燃料（K-Fuel）干燥工艺
2.2.6 冷干（Colddry）干燥工艺
2.2.7 液化二甲醚（DME）固体干燥工艺
3褐煤成型技术
3.1褐煤成型机理研究
3.2褐煤成型条件研究
3.3褐煤成型粘结剂
3.4褐煤成型机的应用
4褐煤干燥水分回收利用技术
4.1褐煤干燥水分回收利用研究进展
4.2褐煤干燥水分回收利用的影响因素
5结束语
中低温煤焦油加工技术进展与最新发展动态
1 技术现状
2 应用状况
2.1投建及在建焦油加工项目
2.2产业化示范项目
2.3经济效益分析
3 存在问题
4 发展动向
5 建议
6 最新动态
低阶煤干燥技术进展与应用概况
1 技术现状
1.1德国泽玛格（Zemag）回转管式干燥技术
1.2德国RWE 蒸汽流化床干燥技术
1.3热压脱水工艺（MTE工艺）
1.4床混式干燥工艺(BMD)
1.5振动混流干燥技术
1.6多回程滚筒干燥技术
1.7澳大利亚怀特能源有限公司BCB技术
1.8中国神华HPU技术和低变质烟煤混流干燥技术
1.9蒸汽空气联合干燥工艺
1.10液化二甲醚固体脱水法
1.11山东天力干燥设备有限公司内加热流化床过热蒸汽干燥工艺
1.12管式间接干燥工艺技术
2 应用状况
2.1概况
2.2建设地点】
2.3规模及产品方案
2.4技术工程内容
2.5投资规模
3 存在问题
4 发展动向
5 小结
低阶煤提质技术进展与应用概况
1 技术现状
1.1国外技术状况
1.1.1 内热式气体热载体法
1.1.2 内热式固体热载体法
1.1.3Encoal 公司的LFC工艺
1.1.4ETCH 粉煤干馏多联产工艺
1.2国内技术状况
1.2.1 SJ型干馏炉
1.2.2 北京柯林斯达褐煤干燥改性提质技术和兰炭技术
1.2.3 DG法煤热解技术
1.2.4 浙江大学循环流化床热—电—气—焦油多联产工艺
1.2.5 直立炉褐煤干馏技术
1.2.6 天成油电公司褐煤低温热解技术
1.2.7 国电富通的低温热解技术
1.2.8 北京蓝天三联产技术
1.2.9 大唐华银LCC技术
1.2.10 中科院煤拔头技术
1.2.11 多段回转炉热解技术
2 应用状况
2.1 概况
2.2 建设地点
2.3 产品方案
2.4技术路线及工程内容
2.5投资规模
3 存在问题
4 发展动向
5 小结
三、散煤治理和洁净型煤推广篇
民用煤质量控制及相关标准研究进展
1民用煤燃烧及污染物排放概况
2民用煤质量控制和优质煤替代
3已发布的相关政策法规和地方标准
3.1政策法规
3.2地方标准
4民用煤质量国家标准的研究与制定
4.1民用煤国家标准是商品煤质量标准体系中的重要组成部分
4.2民用煤国家标准的编制原则
4.3民用煤国家标准的主要技术内容
5结束语
我国（含京津冀）民用散煤治理现状及政策性建议
1民用散煤来源
2民用散煤治理
2.1政府治理措施
2.2民用散煤质量标准
3民用洁净型煤生产
4民用炉具
5清洁能源
6存在的问题
7建议
7.1加强煤炭质量监管
7.2建立民用煤统配平台
7.3维持财政补贴政策
7.4型煤产业清洁化生产
洁净型煤技术在散煤燃烧治理发挥的作用及建议
1洁净型煤的优势
2洁净型煤的生产情况
2.1陕北神木
2.2河北
2.3甘肃
2.4宁夏
3洁净型煤推广效果
4洁净型煤推广存在的问题
4.1洁净型煤成本高、价格贵，生产企业和用户负担均较重
4.2洁净型煤生产技术存在不足，产品质量良莠不齐
4.3洁净型煤供应能力不足
4.4洁净型煤与炉具配套性较差
4.5缺乏洁净型煤降低排放、降低成本的标准
4.6洁净型煤优势的宣传力度不够
5 对我国洁净型煤推广的建议
5.1加强政府宏观调控，完善政策支持力度
5.2健全补贴机制，确保补贴落实到位
5.3加大生产洁净型煤系列技术的研发，推广配套节能环保炉具
5.4延长生产季节，提高企业经济效益
5.5加强专业协会的专业指导作用，确保洁净煤质量和推广任务的完成
世界散煤治理经验及对我国散煤治理的启示
1世界散煤治理经验
1.1英国
1.2日本
1.3德国
2我国散煤治理现状
2.1北京市减煤换煤政策
2.2河北省确保优质煤源配送
2.3天津市实现洁净煤全替代
2.4太原市推进民用洁净焦炭应用
3对我国散煤治理的启示
4结束语
我国散煤洁净燃烧技术简述与建议
1洁净型煤概况
2洁净型煤核心技术
2.1普通民用洁净型煤技术
2.2特有民用型煤技术——半焦型煤
2.3半焦型煤的使用情况分析
3建议
兰炭减霾优势分析
1兰炭产业发展情况
1.1兰炭特性
1.2兰炭产业发展现状
1.3兰炭生产技术
2兰炭减霾优势分析
2.1兰炭替代民用及直接分散用煤的减霾效果（以榆林兰炭为例）
2.2兰炭在炼铁领域的减霾效果
2.3兰炭在建材行业的减霾效果
2.4兰炭在电煤掺烧领域的减霾效果
3结束语
四、深加工技术篇
煤气化技术与应用最新发展动态
1我国引进国外煤气化技术概况
1.1引进固定床加压气化技术
1.1.1 鲁奇(Lurgi)固定床加压气化技术
1.1.2BGL固定床加压气化技术
1.2引进流化床气化技术
1.2.1U-gas 流化床气化技术
1.2.2TRIG 循环流化床气化技术
1.3引进气流床气化技术
1.3.1 壳牌（Shell）干煤粉加压气化技术(SCGP)
1.3.2GSP干粉加压气化技术
1.3.3 科林粉煤气化（CCG）技术
1.3.4 GE水煤浆气化技术
1.3.5E-GAS 水煤浆气化技术
2国内开发煤气化技术概况
2.1固定床加压气化技术
2.1.1 碎煤加压气化技术
2.1.2 云煤炉（YM）煤气化技术
2.2 ICC灰熔聚气化技术
2.3气流床气化技术
2.3.1 多喷嘴对置式水煤浆气化技术
2.3.2 航天炉（HT-L）粉煤加压气化技术
2.3.3 多元料浆气化技术（MCSG）
2.3.4 两段式干煤粉加压气化技术（两段炉）
2.3.5 水煤浆水冷壁气化技术（清华炉）
2.3.6 单喷嘴冷壁式粉煤气化技术（SE东方炉）
2.3.7宁煤炉气化技术（宁煤炉）
2.4国内自主开发煤气化技术应用状况
2.5国内自主开发煤气化技术的工艺比较
3各类煤气化技术在我国的运行现状
3.1固定床气化技术运行现状
3.2流化床气化技术运行现状
3.3气流床气化技术运行现状
3.3.1水煤浆气化技术运行现状
3.3.2干煤粉气化技术运行现状
4对改进、提升煤气化技术水平的建议
煤液化技术进展与最新发展动态
1 技术现状
2 煤直接液化
3 煤间接液化
4 应用状况
5 存在问题
6 发展动向
煤制天然气技术与应用最发展动态
1概述
2甲烷化技术
2.1国外甲烷化技术
2.1.1 Tops 0e(拓普索)TREMP甲烷化
2.1.2 英国Davy(戴维)CRG甲烷化工艺
2.1.3 德国Lurgi公司(鲁奇)甲烷化工艺
2.2国内甲烷化技术
2.2.1中科院大连化学物理研究所
2.2.2西南化工研究院
2.2.3华福联合体甲烷化技术
3煤制天然气水处理技术方案
3.1煤制天然气工厂废水种类及特性
3.2煤制天然气工厂废水处理装置功能设置
3.2.1废水处理站
3.2.2回用水处理站
3.2.3浓水反渗透装置
3.2.4高浓度盐水蒸发装置
4煤制天然气项目主要指标
4.1煤制天然气示范项目技术指标要求
4.2煤制天然气项目主要技术指标计算
4.2.1计算范围
4.2.2计算方法
4.3主要技术指标计算结果
4.4不同流程方案煤制天然气项目主要技术指标分析
4.4.1能效
4.4.2煤耗
4.4.3水耗
5小结
甲醇制汽油技术进展与应用概况
1 甲醇制汽油技术现状
1.1Mobil的MTG技术
1.2中科院山西煤化所MTG技术
1.3中石化炼化工程股份有限公司和埃克森美孚新一代流化床甲醇制汽油技术
1.4云南煤化集团公司一步法制甲醇汽油技术
2 应用状况
2.1 概况
2.2 规模及产品方案
2.3 技术路线
2.4 工程内容
2.5 投资规模
3 存在问题
4 发展动向
5 最新发展动态
甲醇制烯烃技术进展与应用概况
1 技术现状
1.1UOP公司MTO技术
1.2大连化物所DMTO技术
1.3中国石化S-MTO技术
1.4Lurgi公司MTP技术
1.5中国化学/清华大学FMTP技术
1.6惠生工程专有分离技术
2 应用状况
3 存在问题
4 发展动向
4.1优化系统设计
4.2提高操作压力
4.3优化烯烃分离流程
4.4加强C4综合利用
煤制芳烃技术进展与最新发展动态
1 技术现状
1.1煤基合成气直接制芳烃技术
1.2甲醇制芳烃技术
1.2.1甲醇芳构化
1.2.2甲苯甲基化技术
2 应用状况
3 甲醇制芳烃的经济性
4 问题与动向
煤制乙醇技术进展与最新发展动态
1 技术现状
1.1合成气生物法制乙醇
1.2合成气经醋酸加氢及醋酸酯加氢制乙醇
2 应用状况
3 问题与动向
4 最新动态
煤制乙二醇技术进展与最新发展动态
1 技术现状
1.1直接合成法
1.2间接合成法
1.2.1草酸酯合成法
1.2.2伊士曼/戴维甲醛氢甲酰化法
1.2.3WHB煤制聚合级乙二醇新技术
1.2.4高化学集团CTEG合成气制乙二醇技术
2 应用状况
3 存在问题
3.1技术
3.2运输及物流
3.3与中东产品的竞争
4 发展动向
5 最新动态
甲烷化技术进展与应用概况
1 甲烷化技术现状
1.1国外甲烷化技术现状
1.1.1鲁奇公司甲烷化技术
1.1.2Davy公司甲烷化技术（CRG）
1.1.3拓普索循环节能甲烷化工艺（TREMPTM）
1.1.4美国巨点能源公司直接甲烷化技术
1.2国内甲烷化技术现状
1.2.1中科院大化所技术现状
1.2.2西北化工研究院技术现状
1.2.3新奥甲烷化技术
1.2.4西北化工研究设计院有限公司煤制天然气甲烷化技术
1.2.5中国石化工程建设有限公司技术
1.2.6大唐国际化工技术甲烷化专利技术
2 应用状况
2.1美国太平原煤制天然气项目
2.1.1概况
2.1.2规模及产品方案
2.1.3工艺技术路线
2.2大唐克旗煤制天然气项目
2.2.1概况
2.2.2建设地点
2.2.3规模及产品方案
2.2.4技术方案
2.2.5投资规模
3 存在问题
4 发展动向
5 甲烷化技术最新动态
5.1苏新能源和丰有限公司40亿m3/a煤制天然气项目
5.2内蒙古北控京泰能源发展有限公司40亿m3/a煤制天然气项目
5.3 山西大同低变质烟煤清洁利用示范项目
五、煤化工环保篇
煤化工装置挥发性有机物VOCs现状及防治措施
1煤化工VOCs 污染排放源分析
2 VOCs污染末端治理技术现状
2.1吸附技术
2.2焚烧与催化燃烧技术
2.3生物技术
2.4冷凝技术
2.5吸收技术
2.6光催化技术
2.7膜分离技术
3 VOCs控制技术与要求
4结束语
煤化工水资源综合利用技术发展趋势及应对措施
1矿井疏干水的综合利用
2循环冷却水系统节水
2.1开式循环水节水措施
2.1.1提高浓缩倍数
2.1.2控制腐蚀结垢
2.1.3控制微生物生长
2.1.4采用适合的旁滤技术
2.2闭式循环水系统节水措施
2.2.1增湿型湿空冷器
2.2.2喷淋蒸发型空冷器
2.2.3表面蒸发空冷器
2.2.4干湿联合空冷器
3密闭式冷凝液的回收利用
4废水的分类收集和梯级利用
5废水近“零”排放技术
6煤化工节水技术发展展望
7小结
现代煤化工废水排放现状及深度处理技术方向
1 高级氧化技术
1.1 臭氧催化技术
1.2电解催化氧化技术
1.3 湿式空气氧化
1.4 超临界水氧化技术
2 膜分离技术
2.1 高效反渗透
2.2 正渗透
2.3 震动膜
2.4 碟管式反渗透膜
3 蒸发结晶技术
3.1 多效蒸发
3.2 热力蒸汽再压缩蒸发
3.3 机械蒸发
3.4 结晶盐的资源化利用技术
4 煤化工废水排放现状及存在问题
5 小结
煤化工高浓度难降解有机废水处理技术
1 煤化工行业高浓度有机废水的水质特征
1.1 煤气化废水
1.2 煤液化废水水质特征
2 煤化工行业高浓度有机废水处理技术
2.1 预处理技术
2.1.1酚氨回收技术
2.1.2油类和悬浮物额去除
2.1.3氰根的去除
2.1.4难降解有机物的去除
2.2 生化处理技术
2.2.1组合An/O工艺
2.2.2间歇多循环活性污泥工艺
2.2.3膨胀颗粒污泥床工艺
2.2.4高效生物反应器技术
2.3 深度处理技术
2.3.1生化处理
2.3.2高级氧化技术
3 小结
煤化工高浓盐水的处理技术与应用最新进展
1背景
1.1节约用水催生煤化工废水“零排放”工艺
1.2煤化工高浓盐水的水质特点
1.3环保部门对煤化工含盐废水处理要求越来越严
2国家对杂盐废物管理的标准和处理要求
2.1环保部对现代煤化工项目的环境准入要求
2.2 “零排放”的杂盐处理问题产生与发展
3全过程控制煤化工高浓盐水中的有机物及盐含量技术措施
3.1预处理过程中的有机物控制技术措施
3.1.1废水酚回收技术
3.1.2废水氨回收技术
3.2生化处理过程控制技术
3.3深度处理采取的控制技术
3.3.1高级氧化法
3.3.2吸附法
3.3.3膜处理技术
3.4浓盐水处理中的控制技术
3.5蒸发结晶杂盐技术
3.5.1自然蒸发结晶
3.5.2机械蒸发+结晶
4机械压缩蒸发结晶技术的发展
4.1蒸发结晶技术的应用和发展
4.2机械压缩蒸发技术在国内的工程应用
4.2.1GE的RCC公司技术应用
4.2.2威立雅HPD技术
4.2.3AquaCHEM技术
5机械蒸汽再压缩降膜循环蒸发器技术
5.1工艺技术概况
5.1.1GE公司技术
5.1.2阿奎特公司技术
5.1.3威立雅公司技术
5.2设备结构特点
5.2.1蒸发器布水方式
5.2.2蒸发器除雾设计
5.2.3蒸发器再循环浓水管道设计
5.2.4结晶器结构设计特点
6国内在煤化工浓盐水浓缩和结晶方面的技术探索
6.1钝化络合吹脱屏蔽分离分部结晶制取单质盐技术
6.2高盐废水高级氧化、再浓缩、分盐、资源化工艺的解决方案
6.3高效盐浓缩电渗析器（SED）技术
6.4煤化工浓盐水制取氯化钠和盐硝的专有技术
7结束语
六、产品市场篇
甲醇市场现状分析及预测
1甲醇主要性质及用途
2甲醇供需现状
2.1世界甲醇供需现状
2.2中国甲醇供需现状
3甲醇供需预测
3.1世界甲醇供需预测
3.2中国
二甲醚市场现状分析及预测
1二甲醚主要性质及用途
2二甲醚供需现状
2.1世界二甲醚供需现状
2.2中国二甲醚供需现状
3二甲醚供需预测
3.1世界二甲醚供需预测
3.2中国二甲醚市场预测
醋酸市场现状分析及预测
1醋酸主要性质及用途
2醋酸供需现状
2.1世界醋酸供需现状
2.2中国醋酸供需现状
3醋酸供需预测
3.1世界醋酸供需预测
3.2中国醋酸供需预测
苯酚/丙酮市场现状分析及预测
丁/辛醇市场现状分析及预测
1，4-丁二醇市场现状分析及预测
丙烯酸及酯市场现状分析及预测
聚氯乙烯市场现状分析及预测
电石市场现状分析及预测
合成氨市场现状分析及预测
尿素市场现状分析及预测
汽油市场现状分析及预测
柴油市场现状分析及预测
液化石油气市场现状分析及预测
乙烯市场现状分析及预测
丙烯市场现状分析及预测
聚乙烯市场现状分析及预测
聚丙烯市场现状分析及预测
乙二醇市场现状分析及预测
环氧丙烷市场现状分析及预测
纯苯市场现状分析及预测
对二甲苯市场现状分析及预测
丙烯腈市场现状分析及预测
己内酰胺市场现状分析及预测
丁二烯橡胶市场现状分析及预测
丁苯橡胶市场现状分析及预测
乙丙橡胶市场现状分析及预测
七、文件汇编篇
《关于推进煤炭工业“十三五”科技发展的指导意见》
国务院关于煤炭行业化解过剩产能实现脱困发展的意见
国家能源局关于印发《煤炭清洁高效利用行动计划（2016—2020年）》的通知
国家发展改革委国家能源局关于印发《能源技术革命创新行动计划（2016—2030年）》的通知
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