7月21~22日，由中国化工信息中心主办，《中国化工信息》杂志、《现代化工》杂志承办的2016中国新型煤化工产业技术发展论坛在合肥顺利召开。来自煤化工业主单位、煤气化技术供应方、工程设计单位，煤化工废水处理、VOCs环保处理等相关单位的100余位代表围绕煤化工未来的发展以及重点技术进展进行了深入的探讨和交流。
中国工程院院士金涌、石油和化学工业规划院院长顾宗勤、环保部评估中心石化处主任助理刘志学、大唐集团煤炭产业部左玉帮博士、东华工程科技股份有限公司副总经理吴越峰、安徽省化肥工业协会名誉理事长夏英彪等20余位专家，就我国新型煤化工行业“十三五”规划、相关环保政策、产业发展、关键技术和工艺的突破、水处理及VOCs治理等问题进行了深入的分析和展望。
初具规模
未来更需精细化发展
“近年来，我国煤化工产业发展速度很快，无论在技术应用还是产业规模方面都处于全球领先地位。但同时，煤化工发展也面临低油价、环保等诸多挑战。”中国化工信息中心副主任任国琦在致辞中表示：“‘十三五’期间，我国煤化工将进入升级示范阶段，环保和水资源将是制约今后煤化工发展的最大制约瓶颈。产品差异化、高端化是煤化工的发展方向。”
我国煤化工发展已初具规模。石油和化学工业规划院院长顾宗勤在报告中指出，截至2015年年底，我国投入运行的煤制油产能258万吨，煤炭转化能力约900万吨；煤制天然气产能31.05亿立方米，煤炭转化能力约1400万吨；煤制烯烃产能404万吨（不包括甲醇制烯烃），煤炭转化能力约1700万吨；煤制乙二醇产能约160万吨，煤炭转化能力约287万吨。
我国煤化工示范项目运行水平不断提高，自主技术装备和自主煤气化技术得到广泛应用，先进合成技术取得重大突破，大型空分、超高压固体输送泵、高压液浆泵、耐腐蚀泵、低温泵、排渣泵、高差压减压阀、低温阀等关键装备实现国产化。但当前煤化工也存在工艺技术尚需进一步优化、煤化工项目配套条件高、布局难、争议大，环境保护和碳排放压力大、盈利能力受能源价格影响大等问题。顾宗勤表示：“十三五”期间，煤化工行业要扎实做好已投产的示范工程达标达产、适时推进升级示范工程的有序建设、加快完善标准化工作体系等工作。
谈及煤化工的发展方向，中国工程院院士金涌认为，煤炭分质利用是未来煤炭工业的重要方向；当前，煤变油面临的问题比较多，能量利用率低，碳排放高，投资大，耗水大。到2015年，我国煤制油的产能200多万吨，与当前我国5亿多吨的石油需求量相比，这一产能无疑杯水车薪，因此将煤变油作为改变对外依存度现状问题的国家战略需要是不现实的。推广电动车将减少对石油的消费。而在煤变液体燃料的途径方面，煤制清洁柴油添加剂组份——聚甲氧基二甲醚技术（DMMn）的推广将充分利用我国甲醇产能，一定程度上替代石油资源，具有突出的战略意义：短链DMMn低凝点和低冷凝点，适合作为寒冷地区和高原地区的产油战略替代燃料。对煤制气的发展，金涌认为主要在于利用路径的选择。从清洁角度来讲，煤改气发电没有价值。发展甲烷化工投资少，流程短，清洁，是十分珍贵的化工原料，如天然气制乙炔、天然气合成反应制苯等，但目前我国甲烷化工还缺少高端技术的支撑。大连理工大学教授李晓莲在报告中也指出，煤制天然气应与下游精细有机合成结合发展。
煤制油：面临众多挑战
煤制油（Coal-to-liquids, CTL）包括煤直接液化、煤间接液化和甲醇制汽油三种技术路线。我国自助开发的煤制油技术于2008年产业化，截至目前，我国建成项目14个，总产能446万吨。当前我国建成的直接和间接煤制油项目均实现了高负荷、长周期运行，煤制油技术性得到了验证。
尽管如此，我国煤制油的发展面临众多问题和挑战。中国化工信息中心咨询事业部高级咨询师桑建新指出，长期以来，煤制油项目被视为高耗水、高耗能、高污染、高排放的代名词，一直备受争议；此外，煤制油投资巨大，1万吨煤制油产能的投资1.2亿~1.6亿元，而同等规模的传统炼油1万吨产能仅需1200万元投资。煤制油以石油替代为目的，因此其产品链都必须与石油路线的产品相竞争；而油价是左右煤制油企业喜忧最重要的砝码，2015年前后随着油价的持续下跌，煤制油项目经历了从获利颇丰到亏损的滑铁卢；此外，国内最近连续两次上调成品油消费税，让煤制油企业的税费压力进一步加大；碳税征收的压力加大。而项目环评的日趋严格，也使得煤制油环保投入大增。
桑建新建议，未涉足煤制油的企业应密切关注、谨慎行动。而煤制油企业应降低环境污染，节水节能是低油价下提高项目经济性的技术改进方向。同时煤制油企业需在下游产品开发上多下功夫。
煤制乙二醇：下游逐步认可
2015年，我国乙二醇需求量1282万吨，其中，国内生产402万吨，进口880.2万吨，对外依存度约69%，成为我国有机化学品进口量最多的产品之一。据东华工程科技股份有限公司副总经理吴越峰介绍，降低乙二醇生产成本是关键。目前乙二醇的生产路线主要包括煤经合成气制乙二醇法、MTO法，电石炉尾气法，乙烯法、伴生气、石脑油-乙烯法等。其中，煤制乙二醇成本具有较好的竞争力。其成本（以煤价220元/吨计）仅次于电石炉尾气（尾气以0.2元/m3）和沙特伴生气法（以相当于原油11美元/桶计）。
据统计，2015年我国煤制乙二醇约有41万吨产品进入市场。目前已有多家聚酯企业正在使用合成气制乙二醇生产短纤、长丝、瓶片。其中，不少企业已经长期使用合成气制乙二醇。如浙江双兔新材料有限公司目前煤制乙二醇使用比例已经达到60%~70%。
煤制天然气：甲烷化是核心
煤制天然气技术是空分、气化、变换、净化、甲烷化等技术的系统集成与优化。中国大唐集团煤炭产业部左玉帮博士认为，对于煤制天然气项目来讲，气化技术是龙头，甲烷化技术是核心。
据左玉帮介绍，目前，国外已经有12万立方米等级的空分设备，我国也已经攻克了10万立方米等级空分设备的技术难点。国内甲烷化技术已经具备了工业化应用条件：大唐集团牵头的国家863计划重点项目“煤气化甲烷化关键技术开发与煤制天然气示范工程”2010年获得科技部立项，开发的甲烷化催化剂与工艺通过了长周期验证，HTREM 甲烷化技术通过了科技成果鉴定，开发完成了13亿m3合成气甲烷化工艺包；中石化开发的13亿m3、20亿m3甲烷化技术工艺包通过评审；西南院开发的甲烷化中试技术通过了科技成果鉴定。
“十三五”期间，12万m3等级空分设备以及与6万~10万m3等级空分配套压缩机组将实现国产化；甲烷含量较高、煤质适应性较好、环境相对友好的气化技术将被应用；国内净化技术具备配套能力；甲烷化技术实现国产化；相关标准将不断完善；节能减排、剩余物质处理技术将更加具有针对性；天然气与油品等联产将会产业化；污染物排放标准不断升级带来了成本增加和技术难题。此外，“一步法”技术也会取得一定突破。
环保：废水处理待突破
随着环保政策的日趋严格，环保问题已经成为现代煤化工发展的主要挑战之一。高耗水、高污染，废水处理设施不能长期、稳定运行等环保问题亟待解决。
环保部环境评估中心石化处主任助理刘志学在会上指出，现代煤化工行业对废水处理技术的重视程度还不够，个别研究机构只对某个单元技术研究较深，缺乏全流程专业研究机构，未能形成统一认识；此外，项目对废水处理也不重视，单纯为过环评而环评，盲目夸大废水处理效果，掩盖某些技术缺陷，与实际工程不符。同时，关于废水处理技术，行业组织的技术交流少，研讨会很难要求到有现场运行经验的技术人员，但是讲出的困难反而作为环保处罚的把柄。此外，部分单元还缺乏行业标准，项目发展经常遇到无法可依。对此通达咨询管理有限公司董鹏认为：在管理标准方面，应研究国内外煤炭深加工产业政策、技术水平、环保政策，建立煤炭深加工能量限额标准、取水标准、安全标准体系；在产品标准方面，研究煤炭深加工示范项目核心技术，产品质量指标、消耗定额、应用范围、包装运输等内容，形成煤炭深加工产品标准体系；在质检、计量标准方面，研究煤炭深加工产业的质检、计量标准，建立公正、公平的市场环境标准体系。此外，在与现有政策的适应性方面，应研究所形成的标准体系与现有的相关政策、规划、法规、条例、强制性标准等文件的适应性和关系。
在谈及废水处理最新技术进展方面，刘志学介绍了宝安垃圾焚烧厂渗滤液项目、海南金海浆纸业黑液蒸发项目、北京国典富通杂盐提纯试验、上海东硕结晶盐中试等蒸发结晶技术的应用情况。对高盐废水深井灌注处置的废水处理技术，刘志学强调，深井灌注作为一种处置方式在美国已经有了成功应用，尽管从技术层面而言，深井灌注可行，但考虑到我国地质结构的复杂性，仍应深入开展相关研究，重点关注区域地下饮用水层，矿产资源安全和地址安全及所产生的环境风险。此外，由于我国相关法律政策和制度的欠缺，缺乏相应的制约手段，未来应推进法律、政策和管理等相关方面的研究工作，因此，应谨慎对待深井灌注。