我国煤化工的市场调查报告
煤化工的市场调查报告我国对煤资源对煤化工的资源介绍：1 我国煤炭资源1.1 储量 我国煤炭资源相对丰富，预测总资源量为55697亿t，查明资源储量为10430亿t，基础储量3326亿t，可直接经济利用储量为1842亿t。位列世界煤炭探明储量第3名国家。但我国人均煤炭资源量才800t，为世界平均的55％，资源大国的10％。我国在世界煤炭探明储量前7位国家中储采比最低。前6位分别是俄罗斯(500)，德国(322)，澳大利亚(236)，印度(230)，南非(207)和美国(192)。我国储采比才69。而且，我国煤炭资源分布很不均匀。分布特点是：北多南少，西多东少。储量＞10000亿t新疆、内蒙两个省区；储量在1000亿～10000亿t的省区有山西、陕西、宁夏、贵州四省区；安徽、云南、河北、山东四省区储量在500亿～1000亿t。我们必须要珍惜和合理利用我国的煤炭资源，提高煤炭利用效率。发展煤化工，将有限的煤炭资源转化为附加值较高的化工原料是我国煤炭资源合理的利用途径之一。从我国煤炭资源分布特点出发，煤化工产业宜在富煤地区发展，特别是煤资源丰富的后备煤炭资源产地，可充分发挥煤化工产品运费相对较低的优势，对现有的煤炭市场影响也比较小。 1.2 分品种资源量 我国煤种分布比较齐全。煤资源品种中，褐煤保有资源量3194亿t，占5.74％，主要分布在蒙东、黑东、云南；低变质烟煤(长焰煤、不粘煤、弱粘煤)28535亿t，占51.23％，主要分布于新疆、陕西、内蒙古、宁夏等省区；中变质烟煤(气煤、肥煤、焦煤和瘦煤)资源量15993亿t，占28.71％，主要分布于华北；高变质煤资源量为7968亿t，占14.31％，主要分布于山西、贵州和四川南部。
总体来说我国煤资源具有以下特点：
(1)中高灰煤多。在尚未利用资源量8260.41亿t，其中特低灰(灰分小于5％)、低灰(灰分小于10％)的煤1786.76亿t，占尚未利用资源量的21.63％；低中灰(灰分大于10％～20％)的煤3626.67亿t，占尚未利用资源量的43.90％；中高灰(灰分大于20％～30％)的煤2698.85亿t，占尚未利用资源量32.67％。
(2)硫分适中。特低硫和低硫煤为4160.01亿t，占尚未利用资源量的50.37％；低中硫、中硫煤2823.30亿t，占尚未利用资源量的34.18％；硫分大于2.00％的煤占15.45％。就地域而言，内蒙古、陕西、新疆三省区特低硫、低硫煤3225.77亿t，占全国的39.05％；山西、陕西、内蒙古三省区低中硫、中硫煤2243.77亿t，占全国的27.16％。
(3)发热量较高。全国尚未利用储量中煤的发热量＞20MJ／kg(4700kcal)的中高热值煤占91.80％，低热值煤少，主要是分布于云南和内蒙古东部的褐煤。
归纳起来，煤炭资源的种类齐全，包括了从褐煤到无烟煤各种不同煤化阶段的煤；数量和分布极不均衡。褐煤和低变质烟煤资源量占全国煤炭资源总量的50％以上，动力燃料煤资源丰富。而中变质煤即传统意义的“炼焦用煤”数量较少，特别是焦煤资源更显不足；低变质烟煤煤质优良，是优良的燃料、动力、化工用煤；高变质煤(无烟煤)硫分高。
从煤资源储量看，我国适合煤气化的资源储量较大，可以满足煤化工发展的要求。
煤炭资源的优化利用与煤种密切相关，低变质煤种的分子结构主要是直链烃类，作为生产油品的原料相对较好，而高变质煤种主要是复杂的芳烃类，打断分子链能耗较高。从煤资源合理利用角度，低变质煤种宜采用焦化和温和气化(干馏)的方法，可将煤中的烃类转化为高附加值的油品。目前的气化一般是煤的深度转化，是将煤完全转化为CO和H2，完全打破了煤原有的分子结构。
我国煤气化技术的研究开发还应关注中高灰份煤的问题。如何用经济的方法气化中高灰份煤，目前尚没得到很好地解决，如果大规模应用目前较为成熟液态排渣的气流床气化技术气化中高灰分煤，使大量的灰渣在熔融状态排出，必然会带来氧耗高、能耗高的问题，经济上是不合理的。适用于中高灰份煤的经济、合理气化技术还需另辟蹊径。1.3 煤炭供需关系 煤炭在我国能源结构中一直占主导地位，煤炭消费量也与国民经济同步增长。2000年，我国煤炭产量为9.9亿t。2007年达到25.36亿t。年均增长率达到14％，同时我国GDP年均增长也达到14％，煤炭产销量保持了与GDP同步的增长速度。
我国煤炭消费结构中，电力、钢铁、建材、化工为四大煤炭消费大户，分别占国内消费总量的53％、13％、15％、5％。化工行业在煤炭消费中所占比例并不高，但是煤化工产业是煤炭消费量中增长最快的。预计到2010年，化工用煤将由2005年的1.04亿t增长到4亿t左右，占到煤炭总消费量的11.5％，由于煤化工产业主要依托后备煤炭资源和其它产业不能采用的高硫煤、低质煤为原料，因此，煤化工产业的快速发展对煤炭供需平衡影响不大，煤化工用煤从供应方面也是可以保证的。
2 煤气化技术发展概况 中国是一个 "多煤，缺油，少气"的国家，煤资源丰富，超过10000亿t，按采取率50%汁，成品煤5000O亿t，可资用100多年。煤既是能源，又是重要的化工原料，在国家
"十一五"规划中，煤化工将成为一个新的支柱产业，叹次于钢铁工业。作为化工原料，煤可制乙烯、甲醇、氢、二甲醚、烯烃以及含成氨，均需先将煤汽化。煤汽化装置是煤化工的龙头。煤气化实际上的煤的部分燃烧(部分氧化)，即煤与气化剂(氧气和／或蒸汽)反应生产含CO和H2、CH4等产品和副产品的过程。煤气化与燃烧的不同体现在目的产物和工艺过程的不同。气化的反应时，C转化为CO和H2，S转化为H2S；目的是为了获得更多的合成气；而煤炭燃烧的目的是将C转化为热量；反应获得更多热量。可见，气化过程追求的是冷煤气产率，而煤炭燃烧追求的是热效率。我们在选择煤气化技术时应更多地关注冷煤气效率，而这一点常常在进行煤气化技术的选择和比较时被忽视。一些关于气化热效率和碳转化率的夸大宣传常常误导了用户。
煤气化过程采用的气化炉炉型，目前主要有以下3种：
固定床(UGI、鲁奇)；流化床(灰熔聚、UGAS(SES)、鲁奇CFB、温克勒、KBR、恩德等)；气流床(GE－TEXACO、SHELL、GSP、PRENFLOW、国产新型水煤浆、二段干煤粉、航天炉等)。2.1 固定床气化技术2.1.1 常压固定层床间歇气化 该技术成熟、工艺可靠、投资较低、不需要空分制氧装置。但气化需要无烟块煤或焦炭，对煤块大小要求严格。固定床间歇气化技术目前在我国的合成氨及工业煤气行业仍应普遍应用，目前有数千台气化炉在运转。环保和效率的改进及粉煤成型技术使固定层间歇气化技术的生命力得到了提高。如造气污水闭路循环工程，可以基本使造气污水达到零排放，废气治理工程，可以显著降低废气中的粉尘和硫化物排放。因此对间歇固定层气化技术也不宜“一刀切”，应制定严格的环保标准，使现有的固定层气化技术的水平逐步提高，允许符合新环保标准的固定层气化技术发展。2.1.2 鲁奇加压气化 鲁奇碎煤加压气化技术是一项古老的气化技术，采用5mm以上的碎煤为原料，其气化炉型从工艺原理上是设计合理，至今仍具有较强的生命力，而且仍在不断地发展之中。鲁奇炉气化技术的特点是：
(1)氧耗低，鲁奇炉气化工艺是目前各种采用纯氧为气化剂中氧化最低的。
(2)冷煤气效率高，冷煤气效率代表了煤中的热量转化为煤气中热量的程度，加上气化副产物，鲁奇炉冷煤气效率最高可达93％，高于其它的煤气化技术。
(3)但是，其污水排放中含有较多的焦油、酚类和氨，需要配备较复杂的污水处理装置，环保处理费用较高，但副产品的价值增加已抵消了其费用。鲁奇煤气化技术近年来也在某些方面有所改进，如排渣系统的改进(熔渣气化技术)、三废处理技术的改进等，鲁奇煤气化技术仍是一个先进适用的技术。鲁奇气化炉的发展情况见表2。
2.2 流化床气化技术 流化床气化通过流化状态增强气化炉的传热和传质，从而改善气化效率和气化速度，提高碳转化率，并通过重力达到煤渣分离的效果。
流化床气化技术有以下4种：灰熔聚流化床气化；恩德粉煤气化；鲁奇循环流化床(CFB)；
SES(原UGAS)。2.2.1 灰熔聚流化床气化炉 该技术是中国科学院山西煤化所在20世纪80年代初开发的。其气化炉气化压力有常压和加压(1.0～1.5MPa)，采用空气或氧气作气化剂。该工艺根据射流原理，在流化床底部设计了灰团聚分离装置，形成床内局部高温区，使灰渣团聚成球，借助重量的差异达到灰团的分离，提高碳利用率。
2002年，陕西城化股份公司一台气化炉建成投产(年产2万t合成氨)。天津碱厂建设2套年产4万t合成氨气化炉，2006年建成投产。河南平顶山化肥厂2台4万t气化炉，2007年建成投产。山西丰喜集团15万t／a合成氨加压气化炉，2007年建成投产。在示范工程上遇到很多问题，基本上属于工程化方面，目前正在逐步解决和成熟。但是由于烟煤价格上涨，削弱了常压灰熔聚气化技术的竞争力，目前示范工程还缺乏长期运转的经验。加压气化和大型化的炉型更有待进一步开发。灰熔聚气化技术仍处于工业示范阶段。2.2.2 恩德粉煤气化炉 该技术是温克勒气化炉的改进。我国已有结合国情完善、开发的专利技术，设备已完全实现了国产化。该技术主要特点是：可采用劣质粉煤；气化强度大，单台炉生产能力4万m3/h(折合成标准状态合成气，相当于9万t／a合成氨)；操作弹性大，运行可靠，投资省；可根据合成气的要求采用空气、氧气或富氧空气作气化剂；技术成熟。由于该技术具有以上特点，而且投资省，被国内一些中小企业看中。目前已有较丰富的使用和运行经验，该气化炉存在的优缺点也比较明确，恩德粉煤气化炉应用业绩见表3。
该技术的缺陷是只能适应高活性的煤种，在我国分布范围窄，上部灰分排放量大、炉灰含碳量高。造气工段排放物对环境有一定污染。2.2.3 鲁奇循环流化床气化(CFB)技术 鲁奇常压循环流化床气化技术是德国鲁奇公司20世纪80年代初针对小型的、多种原料的气化而开发的，属高循环倍率的流化床。该技术原料适应性广，可以采用生物体、煤、石油焦、垃圾等多种原料，气化剂可采用空气、氧气加蒸汽、氧气和二氧化碳(生产CO)等。该技术气化效率高，废水处理简单，具有较高的灵活性。CFB气化于1986年在奥地利投运了第一套商业化装置，采用树皮制取低热值燃料气。其后建设了一些小型的发电或燃料气装置，尚未见到生产合成气的报道。CFB气化技术目前在国内尚没有商业化装置。2.2.4 埃新斯循环流化床技术(SES) 埃新斯循环流化床是在原UGAS流化床技术的基础上进一步开发的，目前国内正由外商独资在山东枣庄建设一套工业化示范装置。利用枣庄地区中煤和煤矸石资源为原料，将洗煤厂在洗煤过程中产生的副产品(中煤和煤矸石)气化，气体净化后提供给山东海化公司用于生产甲醇，供气量为1.76亿m3／a。2006年开始建设，预计2008年投产。2.3 气流床气化技术气流床气化技术温度、压力较高，气化炉生产能力大，作为合成气的质量较好。但是氧耗较高，气化高灰煤种所需代价较大。2.3.1 水煤浆气化技术 水煤浆气化技术是目前最为成熟的气流床气化技术，采用类似于油的煤浆进料，加煤和控制系统较简单，操作容易。水煤浆气化技术的优势是：(1)技术成熟，可靠；(2)投资较省；(3)气化压力高。该技术的不足是：(1)对煤种有限制；(2)耐火砖更换麻烦；(3)国内仅有激冷流程。该技术在国内应用较广，采用水煤浆气化技术的国内企业见表4。
2.3.2 国产新型多喷嘴水煤浆气化 该技术具有以下所述优势：(1)单炉生产能力大；(2)气化效率高；(3)氧耗、煤耗低。在国内已有多家工业应用实例，国产新型多喷嘴水煤浆气化工业应用业绩见表5。该技术的不足之处是：(1)控制较复杂；(2)设备投资较高。
以上两种水煤浆气化技术国内都有广泛的建设、运行经验，对于投资、消耗都可做到心中有数。水煤浆气化技术今后的发展方向一是废锅流程，二是固态排渣技术。由于水煤浆气化对于联合循环发电项目的效率稍低，有必要开发废锅流程，提高热效率，使之能适用于IGCC流程的要求。固态排渣工艺开发也有重要的意义，可以适应我国高灰、高灰熔点煤种较多的要求。2.3.3 壳牌干粉煤气化技术
国内近几年引进的壳牌炉较多，其中已有5套装置已建成投产，在工程化方面遇到很多问题。从建设运行的情况看，可以初步判断壳牌技术有以下的优缺点：
壳牌干粉煤气化技术的优势是：(1)气化效率高，煤的转化率和热效率都比较高；(2)单台炉能力大；(3)环境友好。
该技术的不足：(1)系统复杂，抗干扰能力差，对原料、操作控制的要求很高；(2)投资大，显著高于水煤浆气化技术；(3)仅有废锅流程；(4)单台炉无备用，灵活性较差。
单台炉无备用是采用壳牌技术的化工厂较严重的问题，虽然单炉已达100天的运行周期，对于气化系统已经很不易了，但还达不到化工厂长周期运转的要求。但是如果增加备用炉，投资增加太多，经济上不合理。对壳牌气化技术，考虑适当的冗余是必要的。因此，壳牌技术更适合一些大型或超大型煤化工装置使用。采用壳牌干粉煤气化技术的国内企业列于。
序号引进企业名称建设地点单炉投煤量(吨／日)投产时间
1岳阳中国石化壳牌煤气化有限公司湖南岳阳20002003年9月合同生效，2006年12月开车
中石化湖北化肥分公司湖北枝江20002003年9月合同生效，2006年12月开车
3中石化安庆分公司安徽安庆20002003年9月合同生效，2006年11月开车
4湖北双环科技股份有限公司湖北应城9302001年5月合同生效，2006年5月开车
5柳州化工股份有限公司广西柳州11002003年9月合同生效，2007年1月开车
6云天化集团天安有限公司云南安宁27002004年1月合同生效，2008年6月开车
7云维集团沾化分公司云南曲靖21002004年2月合同生效，2008年5月开车
8河南开祥化工有限公司河南义马11002004年9月合同生效，2008年开车后停车
9永城煤电（集团）有限责任公司河南永城21002004年4月合同生效，2008年4月开车
10中国神华煤制油有限公司内蒙古鄂尔多斯2×22002004年5月合同生效，2008年4月开车，目前停车
11河南中原大化集团河南濮阳21002004年6月合同生效，2008年5月开车
12辽宁大化集团有限责任公司辽宁大连11002004年1月合同生效，在建,预计2009年10月开车
13 大唐国际发电股份有限公司内蒙古多伦3×40002005年11月合同生效，预计2009年8开车
2.3.4 其它气流床气化技术 其它国内正在工业化的气流床包括GSP－科林、航天炉和两段炉等。这些技术的共同特点是：(1)采用干粉煤气化；(2)气化炉水冷壁结构；(3)单喷嘴或多喷嘴；(4)热回收方式为激冷或废锅。这些技术走向成熟还有一段较长的道路。但是在工程化实践成功后前景广阔。
3 选择煤气化技术考虑因素3.1 对原料煤的要求
在选择煤气化技术时，首先要研究煤。煤种的特性对今后气化炉的操作是至关重要的。我国现有的煤炭分类指标是按照炼焦用煤的要求来制定的，煤气化指标体系有所不同，特别是不同类型气化炉在指标要求上也有所不同。一般包括煤的种类、灰分、水份含量、灰熔点、气化活性、可磨指数和灰渣特性。3.2 目标产品 选择煤气化技术应考虑到终端产品和配套的下游工艺。不同的下游工艺对合成气的指标要求有所差异。图2列出了各工艺强调的合成气质量指标。下游产品也关系到煤气化技术选择的经济性。
3.3 后续流程
为了向下游产品提供合格的原料合成气，还需配套后续流程，精制合成气。选择煤气化技术也应考虑要配套的后续流程的投入和运行成本(见图3)。一些技术从气化过程看是合理的，但对于全系统并不一定是合理的。
目前国内应用比较多的SHELL和德士古的区别一，Shell 煤气化工艺的特点
主要优点：
1 ，干煤粉进料
煤种适应性比较广，从无烟煤、烟煤、褐煤到石油焦均可气化，对煤的灰熔融性温度范围的要求比其他气化工艺较宽一些。对于较高灰分、较高水分、较高含硫量的煤种也同样适应。但是，实际使用时，还是尽量选择比较好的煤为宜。粉煤用密封料斗法升压（即间断升压），常压粉煤经变压仓升压进入工作仓（压力仓），其压力略高于气化炉，粉煤用氮气或CO2 夹带入炉（经喷嘴）。
2， 气化温度高
气化温度约1400℃～1600℃，压力3.0MPa，碳转化率高达99%以上
3， 氧耗低
4， 喷嘴
干煤粉下喷式喷嘴，并有冷却保护，Shell公司专利气化喷嘴设计保证寿命为8000h。
5， 气化炉
Shell 煤气化炉的单炉生产能力大，日处理煤量已达1000t～2000t。该煤气化炉采用水冷壁结构，无耐火砖衬里，维护量少，运转周期长，无需备炉。
6， 高温煤气激冷和冷却
气化形成的混合粗煤气气流夹带部分液渣（～40%），为避免液渣在凝固时粘壁，需用急冷法固化液渣，使炉温瞬间降至灰渣软化温度（ST）以下，在气化炉上部经激冷冷却至900℃左右，使其中夹带的熔融态灰渣颗粒固化。
7， 废热锅炉
采用废锅法（水管式）回收高温煤气显热，要承受高温高压和粉尘的冲刷，操作条件比较恶劣。
8， 热效率高
煤中约83%的热能转化为合成气，约15%的热能被回收为高压或中压蒸汽，总的热效率为98%左右。
Shell 煤气化工艺存在的问题
虽然Shell 煤气化技术是目前国际上最先进的煤气化技术之一，但是这种工艺不是十全十美的。
1， 这种炉型在国外虽然有成功经验，但国内业绩少，在设备选型、流程配置、施工管理以及从试车到正常运行等方面，也都要有一个认识过程。
2， 煤气化的三大关键设备(即煤气化炉、输气导管、废热锅炉)的内件在国外制造，工期较长；喷嘴、煤粉阀、渣阀、灰阀等完全依赖进口；其他大型设备，即飞灰过滤器、高压氮气缓冲罐的运输和吊装比较困难。
3， Shell 公司在设计上比较保守，在选材上很苛刻，要求进口的设备太多。装置控制的自动化程度很高，采用串级、前馈、分程、比值及顺序控制和逻辑控制，通过DCS、ESD、PLC 实现生产过程的集中控制和管理。有20 多个停车联锁，一旦操作中出现问题就联锁停车，因此对配套工程、操作、设备检修、设备性能的要求很高。
4， 为保持水冷壁管的水量均匀分布，有的水冷壁管内径仅7mm，对锅炉给水的水质要求高，同时对水汽系统配管、设备安装及试车的要求也高。
5，高压氮气和超高压氮气的用量过大，部分抵消了其节能的优势。
6，煤质要求
研究表明，并不是所有的煤种都适于Shell气化法。要选用灰熔融性温度低、活性好、灰分含量较低的适于Shell 气化的好煤种,能够确保长周期安全稳定运行、可操作性强。实际运行表明,灰分质量分数在8%～15%为最佳。同时，必须通过试烧,方能准确地进行工业装置的设计。这与一些报道不一样，应该引起注意。
7，除尘问题
有关Shell 煤气化工艺中陶瓷除尘器的能力问题，目前是一个焦点问题。据称，陶瓷除尘器后，气体中的微粒不大于2μm。对于化工来说，这个问题很严重。这个微粒带到变换催化剂中，会产生什么影响？如果能够穿过变换催化剂，到低温甲醇洗中，又会产生什么影响？这些问题，只有在长时间的运行后，才能知道。
Texaco水煤浆气化的技术特点
Texaco水煤浆气化已进入第二代煤气化法，与干法气化相比较，具有其独特的优越性。
Texaco水煤浆气化方法的优点
1，气化炉结构简单，没有水冷系统，结构简单，初投资较小。
2，原料适应性强，可以处理废旧轮胎等。
3， 压力范围宽，气化压力高，单炉生产能力大，对下游工艺也非常有利。
4， 自动控制水平高，采用了一系列自控系统，以DCS计算机控制。
5， 该工艺在高温、高压下反应，气化效率较高、Texaco生成煤气洁净煤气中有毒物质少、无焦油等高分子有机物，煤气净化系统简单，三废污染少，大部分工艺水回收循环使用，排出废水少，几乎无废气排放，废渣可用于制水泥、建筑材料，全厂的灰水可综合利用，除去大渣和细灰的水也在制浆系统中循环使用。
6， 进料系统简单，水煤浆以高压煤浆泵进料，比干进料系统安全，易于控制，气化炉采用单喷嘴运行，所有的气化物料都从一个喷嘴喷入水煤浆可连续供料，从而使操作更为稳定。
7， 有效气体成份高，通常CO+H2约为80%，非常适于制氨、甲醇、醋酸等产品，H2/CO有较宽幅度可调性。
8， 负荷变化适应性强，可在设计能力50%～100%负荷下操作，且可在短时间内把负荷加上去，高低负荷比大，加量快。
9， 显然与其它气化炉相比，Texaco气化炉大容量商业运行的台数和经验更丰富。
Texaco水煤浆气化工艺存在的问题:
1， 碳的转化率难于做得很高 一般只有96～98%，这会影响气化效率的提高。
2， 冷煤气效率比较低，一般只有0.70～0.76，因而热煤气显热的回收任务比较重。
3， 气化所需的耗氧量较多，需要专门的制氧系统。
4， 湿煤气中的水蒸气含量较多，热煤气效率的提高要靠较复杂的显热回收设备，致使IGCC的供电效率要比干法供煤者略低一些。
5， 炉膛耐火砖的寿命短，价格高，更换时间长，耐火砖每4年要全部更换一次，每次耗时21天。
6， 水煤浆泵和喷嘴易于磨损，平均1--2个月要更换一次喷嘴。
4、煤气化技术下游产品的工艺：合成氨：1.合成氨的工艺流程(1)原料气制备 将煤和天然气等原料制成含氢和氮的粗原料气。对于固体原料煤和焦炭，通常采用气化的方法制取合成气；渣油可采用非催化部分氧化的方法获得合成气；对气态烃类和石脑油，工业中利用二段蒸汽转化法制取合成气。(2)净化 对粗原料气进行净化处理，除去氢气和氮气以外的杂质，主要包括变换过程、脱硫脱碳过程以及气体精制过程。 (3)氨合成 将纯净的氢、氮混合气压缩到高压，在催化剂的作用下合成氨。甲醇：合成天然气：乙二醇：煤制油煤炭液化是把固体煤炭通过化学加工过程，使其转化成为液体燃料、化工原料和产品的先进洁净煤技术。根据不同的加工路线，煤炭液化可分为直接液化和间接液化两大类：
一、直接液化
直接液化是在高温（400℃以上）、高压（10MPa以上），在催化剂和溶剂作用下使煤的分子进行裂解加氢，直接转化成液体燃料，再进一步加工精制成汽油、柴油等燃料油，又称加氢液化。
１、发展历史
煤直接液化技术是由德国人于1913年发现的，并于二战期间在德国实现了工业化生产。德国先后有12套煤炭直接液化装置建成投产，到1944年，德国煤炭直接液化工厂的油品生产能力已达到423万吨/年。二战后，中东地区大量廉价石油的开发，煤炭直接液化工厂失去竞争力并关闭。
70年代初期，由于世界范围内的石油危机，煤炭液化技术又开始活跃起来。日本、德国、美国等工业发达国家，在原有基础上相继研究开发出一批煤炭直接液化新工艺，其中的大部分研究工作重点是降低反应条件的苛刻度，从而达到降低煤液化油生产成本的目的。目前世界上有代表性的直接液化工艺是日本的NEDOL工艺、德国的IGOR工艺和美国的HTI工艺。这些新直接液化工艺的共同特点是，反应条件与老液化工艺相比大大缓和，压力由40MPa降低至17～30MPa，产油率和油品质量都有较大幅度提高，降低了生产成本。到目前为止，上述国家均已完成了新工艺技术的处理煤100t/d级以上大型中间试验，具备了建设大规模液化厂的技术能力。煤炭直接液化作为曾经工业化的生产技术，在技术上是可行的。目前国外没有工业化生产厂的主要原因是，在发达国家由于原料煤价格、设备造价和人工费用偏高等导致生产成本偏高，难以与石油竞争。
２、工艺原理
煤的分子结构很复杂，一些学者提出了煤的复合结构模型，认为煤的有机质可以设想由以下四个部分复合而成。
第一部分，是以化学共价键结合为主的三维交联的大分子，形成不溶性的刚性网络结构，它的主要前身物来自维管植物中以芳族结构为基础的木质素。
第二部分，包括相对分子质量一千至数千，相当于沥青质和前沥青质的大型和中型分子，这些分子中包含较多的极性官能团，它们以各种物理力为主，或相互缔合，或与第一部分大分子中的极性基团相缔合，成为三维网络结构的一部分。
第三部分，包括相对分子质量数百至一千左右，相对于非烃部分，具有较强极性的中小型分子，它们可以分子的形式处于大分子网络结构的空隙之中，也可以物理力与第一和第二部分相互缔合而存在。
第四部分，主要为相对分子质量小于数百的非极性分子，包括各种饱和烃和芳烃，它们多呈游离态而被包络、吸附或固溶于由以上三部分构成的网络之中。
煤复合结构中上述四个部分的相对含量视煤的类型、煤化程度、显微组成的不同而异。
上述复杂的煤化学结构，是具有不规则构造的空间聚合体，可以认为它的基本结构单元是以缩合芳环为主体的带有侧链和多种官能团的大分子，结构单元之间通过桥键相连，作为煤的结构单元的缩合芳环的环数有多有少，有的芳环上还有氧、氮、硫等杂原子，结构单元之间的桥键也有不同形态，有碳碳键、碳氧键、碳硫键、氧氧键等。
从煤的元素组成看，煤和石油的差异主要是氢碳原子比不同。煤的氢碳原子比为0.2～1，而石油的氢碳原子比为1.6～２，煤中氢元素比石油少得多。
煤在一定温度、压力下的加氢液化过程基本分为三大步骤。
（1）、当温度升至300℃以上时，煤受热分解，即煤的大分子结构中较弱的桥键开始断裂，打碎了煤的分子结构，从而产生大量的以结构单元为基体的自由基碎片，自由基的相对分子质量在数百范围。
（2）、在具有供氢能力的溶剂环境和较高氢气压力的条件下、自由基被嘉庆得到稳定，成为沥青烯及液化油分子。能与自由基结合的氢并非是分子氢（H2），而应是氢自由基，即氢原子，或者是活化氢分子，氢原子或活化氢分子的来源有：①煤分子中碳氢键断裂产生的氢自由基；②供氢溶剂碳氢键断裂产生的氢自由基；③氢气中的氢分子被催化剂活化；④化学反应放出的氢。当外界提供的活性氢不足时，自由基碎片可发生缩聚反应和高温下的脱氢反应，最后生成固体半焦或焦炭。
（3）、沥青烯及液化油分子被继续加氢裂化生成更小的分子。
3、工艺过程
直接液化典型的工艺过程主要包括煤的破碎与干燥、煤浆制备、加氢液化、固液分离、气体净化、液体产品分馏和精制，以及液化残渣气化制取氢气等部分。氢气制备是加氢液化的重要环节，大规模制氢通常采用煤气化及天然气转化。液化过程中，将煤、催化剂和循环油制成的煤浆，与制得的氢气混合送入反应器。在液化反应器内，煤首先发生热解反应，生成自由基“碎片”，不稳定的自由基“碎片”再与氢在催化剂存在条件下结合，形成分子量比煤低得多的初级加氢产物。出反应器的产物构成十分复杂，包括气、液、固三相。气相的主要成分是氢气，分离后循环返回反应器重新参加反应；固相为未反应的煤、矿物质及催化剂；液相则为轻油（粗汽油）、中油等馏份油及重油。液相馏份油经提质加工（如加氢精制、加氢裂化和重整）得到合格的汽油、柴油和航空煤油等产品。重质的液固淤浆经进一步分离得到重油和残渣，重油作为循环溶剂配煤浆用。
煤直接液化粗油中石脑油馏分约占15％－30％，且芳烃含量较高，加氢后的石脑油馏分经过较缓和的重整即可得到高辛烷值汽油和丰富的芳烃原料，汽油产品的辛烷值、芳烃含量等主要指标均符合相关标准（GB17930-1999），且硫含量大大低于标准值（≤0.08％），是合格的优质洁净燃料。中油约占全部直接液化油的50％－60％，芳烃含量高达70％以上，经深度加氢后可获得合格柴油。重油馏分一般占液化粗油的10％－20％，有的工艺该馏分很少，由于杂原子、沥青烯含量较高，加工较困难，可以作为燃料油使用。煤液化中油和重油混合经加氢裂化可以制取汽油，并在加氢裂化前进行深度加氢以除去其中的杂原子及金属盐。
4、工艺特点
（1）液化油收率高。例如采用HTI工艺，神华煤的油收率可高达63％－68％；
（2）煤消耗量小，一般情况下，1吨无水无灰煤能转化成半吨以上的液化油，加上制氢用煤，约3－4吨原料产1吨液化油。
（3）馏份油以汽、柴油为主，目标产品的选择性相对较高；
（4）油煤浆进料，设备体积小，投资低，运行费用低；
（5）反应条件相对较苛刻，如德国老工艺液化压力甚至高达70MPa，现代工艺如IGOR、HTI、NEDOL等液化压力也达到17－30MPa，液化温度430－470℃；
（6）出液化反应器的产物组成较复杂，液、固两相混合物由于粘度较高，分离相对困难；
（7）氢耗量大，一般在6％－10％，工艺过程中不仅要补充大量新氢，还需要循环油作供氢溶剂，使装置的生产能力降低。
5、国内技术发展
我国从70年代末开始煤炭直接液化技术研究。煤炭科学研究总院北京煤化所对近30个煤种在0.1吨/日装置上进行了50多次运转试验，开发了高活性的煤液化催化剂，进行了煤液化油的提质加工研究，完成了将煤的液化粗油加工成合格的汽油、柴油和航空煤油的试验。“九五”期间分别同德国、日本、美国有关部门和公司合作完成了神华、黑龙江依兰、云南先锋建设煤直接液化厂的预可行性研究。
在开发形成“神华煤直接液化新工艺”的基础上，我公司建成了投煤量6t/d的工艺试验装置，于2004年10月开始进行溶剂加氢、热油连续运转，并于2004年12月16日投煤，进行了23小时投料试运转，打通了液化工艺，取得开发成果。
经过近一年的时间进行装置的改造，装置于2005年10月29日开始第二次投煤试验，经过近18天（412小时）的连续平稳运转，完成了预定的试验计划，于11月15日顺利停车，试验取得了成功。经统计，试验期间共配制煤浆206吨，共消耗原煤105吨（其中干燥无灰基煤85吨）；共制备863催化剂油浆44吨。
我公司位于鄂尔多斯的使用神华自己技术的直接液化项目的先期工程于2004年8月25日正式开工建设。
二、间接液化
煤的间接液化技术是先将煤全部气化成合成气，然后以煤基合成气（一氧化碳和氢气）为原料，在一定温度和压力下，将其催化合成为烃类燃料油及化工原料和产品的工艺，包括煤炭气化制取合成气、气体净化与交换、催化合成烃类产品以及产品分离和改制加工等过程。
１、发展历史
1923年，德国化学家首先开发出了煤炭间接液化技术。40年代初，为了满足战争的需要，德国曾建成9个间接液化厂。二战以后，同样由于廉价石油和天然气的开发，上述工厂相继关闭和改作它用。之后，随着铁系化合物类催化剂的研制成功、新型反应器的开发和应用，煤间接液化技术不断进步，但由于煤炭间接液化工艺复杂，初期投资大，成本高，因此除南非之外，其它国家对煤炭间接液化的兴趣相对于直接液化来说逐渐淡弱。
煤炭间接液化技术主要有三种，即的南非的萨索尔（Sasol）费托合成法、美国的Mobil甲醇制汽油法）和正在开发的直接合成法。目前，煤间接液化技术在国外已实现商业化生产，全世界共有3家商业生产厂正在运行，它们分别是南非的萨索尔公司和新西兰、马来西亚的煤炭间接液化厂。新西兰煤炭间接液化厂采用的是Mobil液化工艺，但只进行间接液化的第一步反应，即利用天然气或煤气化合成气生产甲醇，而没有进一步以甲醇为原料生产燃料油和其它化工产品，生产能力1.25万桶/天。马来西亚煤炭间接液化厂所采用的液化工艺和南非萨索尔公司相似，但不同的是它以天然气为原料来生产优质柴油和煤油，生产能力为50万吨/年。因此，从严格意义上说，南非萨索尔公司是世界上唯一的煤炭间接液化商业化生产企业
南非萨索尔公司成立于50年代初，1955年公司建成第一座由煤生产燃料油的Sasol-1厂。70年代石油危机后，1980年和1982年又相继建成Sasol-2厂和Sasol-3厂。3个煤炭间接液化厂年加工原煤约4600万t，产品总量达768万t，主要生产汽油、柴油、蜡、氨、乙烯、丙烯、聚合物、醇、醛等113种产品，其中油品占60%，化工产品占40%。该公司生产的汽油和柴油可满足南非28%的需求量，其煤炭间接液化技术处于世界领先地位。
此外，美国SGI公司于80年代末开发出了一种新的煤炭液化技术，即LFC（煤提油）技术。该技术是利用低温干馏技术，从次烟煤或褐煤等非炼焦煤中提取固态的高品质洁净煤和液态可燃油。美国SGI公司于1992年建成了一座日处理能力为1000t的次烟煤商业示范厂。
２、工艺原理
费托合成（Fisher-Tropsch Sythesis）合成是指CO在固体催化剂作用下非骏相氢化生成不同链长的烃类（C1～C25）和含氧化合物的反应。该反应于1923年由F.Fischer和H.Tropsch首次发现后经Fischer等人完善，并于1936年在鲁尔化学公司实现工业化，费托（F-T）合成因此而得名。
费托合成反应化学计量式因催化剂的不同和操作条件的差异将导致较大差别，但可用以下两个基本反应式描述。
（1）烃类生成反应
CO+2H2→(-CH2-)+H2O
（2）水气变换反应
CO+ H2O→H2+ CO2
由以上两式可得合成反应的通用式：
2CO+H2→(-CH2-)+ CO2
由以上两式可以推出烷烃和烯烃生成的通用计量式如下：
（3）烷烃生成反应
nCO+(2n+1)H2→CnH2n+2+nH2O
2nCO+(n+1)H2→CnH2n+2+nCO2
3nCO+(n+1)H2O→CnH2n+2+(2n+1)CO2
nCO2+(3n+1)H2→CnH2n+2+2nH2O
（4）烯烃生成反应
nCO+2nH2→CnH2n+nH2O
2nCO+nH2→CnH2n+nCO2
3nCO+nH2O→CnH2n+2nCO2
nCO2+3nH2→CnH2n+2nH2O
间接液化的主要反应就是上面的反应，由于反应条件的不同，还有甲烷生成反应，醇类生成反应（生产甲醇就需要此反应），醛类生成反应等等。
3、工艺过程
煤间接液化可分为高温合成与低温合成两类工艺。高温合成得到的主要产品有石脑油、丙烯、α－烯烃和C14～C18烷烃等，这些产品可以用作生产石化替代产品的原料，如石脑油馏分制取乙烯、α－烯烃制取高级洗涤剂等，也可以加工成汽油、柴油等优质发动机燃料。低温合成的主要产品是柴油、航空煤油、蜡和LPG等。煤间接液化制得的柴油十六烷值可高达70，是优质的柴油调兑产品。
煤间接液化制油工艺主要有Sasol工艺、Shell的SMDS工艺、Syntroleum技术、Exxon的AGC-21技术、Rentech技术。己工业化的有南非的Sasol的浆态床、流化床、固定床工艺和Shell的固定床工艺。国际上南非Sasol和Shell马来西亚合成油工厂已有长期运行经验。
典型煤基F－T合成工艺包括：煤的气化及煤气净化、变换和脱碳；F－T合成反应；油品加工等3个纯“串联”步骤。气化装置产出的粗煤气经除尘、冷却得到净煤气，净煤气经CO宽温耐硫变换和酸性气体（包括H2和CO2等）脱除，得到成分合格的合成气。合成气进入合成反应器，在一定温度、压力及催化剂作用下，H2S和CO转化为直链烃类、水以及少量的含氧有机化合物。生成物经三相分离，水相去提取醇、酮、醛等化学品；油相采用常规石油炼制手段（如常、减压蒸馏），根据需要切割出产品馏份，经进一步加工（如加氢精制、临氢降凝、催化重整、加氢裂化等工艺）得到合格的油品或中间产品；气相经冷冻分离及烯烃转化处理得到LPG、聚合级丙烯、聚合级乙烯及中热值燃料气。
4、工艺特点
（1）合成条件较温和，无论是固定床、流化床还是浆态床，反应温度均低于350℃，反应压力2.0－3.0MPa；
（2）转化率高，如SASOL公司SAS工艺采用熔铁催化剂，合成气的一次通过转化率达到60％以上，循环比为2.0时，总转化率即达90％左右。Shell公司的SMDS工艺采用钴基催化剂，转化率甚至更高；
（3）受合成过程链增长转化机理的限制，目标产品的选择性相对较低，合成副产物较多，正构链烃的范围可从C1至C100；随合成温度的降低，重烃类（如蜡油）产量增大，轻烃类（如CH4、C2H4、C2H6、……等）产量减少；
（4）有效产物－CH2－的理论收率低，仅为43.75％，工艺废水的理论产量却高达56.25％；
（5）煤消耗量大，一般情况下，约5～7t原煤产1t成品油。
（6）反应物均为气相，设备体积庞大，投资高，运行费用高；
（7）煤基间接液化全部依赖于煤的气化，没有大规模气化便没有煤基间接液化。
5、国内技术发展
我国从50年代初即开始进行煤炭间接液化技术的研究，曾在锦州进行过4500t/年的煤间接液化试验，后因发现大庆油田而中止。由于70年代的两次石油危机，以及“富煤少油”的能源结构带来的一系列问题，我国自80年代初又恢复对煤间接液化合成汽油技术的研究，由中科院山西煤化所组织实施。
“七五”期间，山西煤化所开的煤基合成汽油技术被列为国家重点科技攻关项目。1989年在代县化肥厂完成了小型实验。“八五”期间，国家和山西省政府投资2000多万元，在晋城化肥厂建立了年产2000吨汽油的工业试验装置，生产出了90号汽油。在此基础上，提出了年产10万吨合成汽油装置的技术方案。2001年，国家863计划和中科院联合启动了“煤变油”重大科技项目。中科院山西煤化所承担了这一项目的研究，科技部投入资金6000万，省政府投入1000万和本地企业的支持，经过一年多攻关，千吨级浆态床中试平台在2002年9月实现了第一次试运转，并合成出第一批粗油品，低温浆态合成油可以获得约70％的柴油，十六烷值达到70以上，其它产品有LPG(约5％～10％)、含氧化合物等。其核心技术费托合成的催化剂、反应器和工艺工程也取得重大突破。
目前，万吨级煤基合成汽油工艺技术软件开发和集成的研究正在进行，从90年代初开始研究用于合成柴油的钴基催化剂技术也正处在试验阶段。经过20年的开发和研究，目前我国已经具备建设万吨级规模生产装置的技术储备，在关键技术、催化剂的研究开发方面已拥有了自主知识产权。可以这样讲，我国自己研发的煤炭液化技术已达到世界先进水平。
中科院山西煤化所与连顺能源有限公司就共同组建合成油品实验室达成协议，连顺公司为山西煤化所技术研究和开发出资1500万元，用于关键技术的研究和有关技术的开发，并最终用3－5年时间在山西朔州建一个年产15万t合成液化油的间接液化生产厂。中科院和山西省政府签署了“发展山西煤间接液化合成油产业的框架协议”，根据这个协议，在今后5－10年内，山西省将以自己的煤炭资源优势为依托，借助产业化部门的加盟，通过国家投资和社会融资方式，在朔州和大同几个大煤田之间建成一个以百万吨煤基合成油为核心的、多联产特大型企业集团。
在技术开发的同时，国内煤炭企业对引进成熟技术、建设煤间接液化工厂做了大量工作。平顶山煤业集团、宁夏煤业集团以及我公司就建设间接液化商业化示范工厂进行了煤种评价试验和建厂预可行性研究，并就引进技术、投融资、立项等做了大量前期工作，目前项目正在论证阶段煤直接液化和煤间接液化即煤制油是二十一世纪国家重点发展的一项新技术，己列人国家““十一五””计划。l0000万级的中试装置运行取得成功数据显示原油价格不低于30美元桶，煤制油技术上具有优势。国家己批准的项目有☆神华在内蒙古建设500万吨煤直接液化项目，第一条100万吨生产线计划2008年底试运行。☆山东究矿煤间接制油规模600万吨，第一期工程300万吨。☆山煤化所在内蒙尹泰建设16万佣试验装置☆山西煤化所在山西潞安建设16万吨年试验装置，成功后发展至300万吨年
5、煤化工——设计院1、原化工部一院（天津，天辰工程公司）：TEXCO水煤浆气化技术，代表业绩山东鲁化（合成氨、甲醇）
2、原化工部二院（太原，华泰工程公司）：Lurgi块煤气化技术，代表业绩山西天脊（合成氨），义马气化厂（甲醇）
3、原化工部三院（合肥，东华工程公司）：TEXCO水煤浆气化技术，代表业绩安徽淮化（合成氨、甲醇）
4、原化工部四院（武汉，五环工程公司）：shell干煤粉气化技术，代表业绩河南永城（甲醇）、湖北双环（合成氨）
5、原化工部五院（宁波，中石化宁波工程公司）：shell干煤粉气化技术，代表业绩湖北枝江（合成氨）、安徽安庆（合成氨）
6、原化工部六院（西安，华陆工程公司）：TEXCO水煤浆气化技术，代表业绩陕西渭化（合成氨、甲醇）
7、中石化南京设计院，做过天然气制合成气装置，代表作是：扬巴一体化石化基地的合成气装置。另：中石化上海工程公司（SSEC），正在做神华包头MTO装置基础设计。
8、原化工部八院（成都，成达工程公司）：主要是天然气制甲醇，代表业绩四川泸天化（合成氨、甲醇）
9、原化工部北京设计院（北京，寰球工程公司）：GSP气化，宁东MTP在建
煤化工设计院的主要优势煤气化
GE水煤浆气化
PDP：GE
基础设计：天辰、华陆、东华、
详细设计：天辰、华陆、东华、
SHELL干煤粉气化
PDP/BDEP：SHELL
基础/详细设计：五环、宁波
固定床气化
基础设计/详细设计：赛鼎
变换
基础设计/详细设计：天辰、华陆、五环、宁波、东华
甲醇洗
PDP：林德、鲁奇、大连理工
基础设计/详细设计：天辰、华陆、五环、宁波、东华、
硫回收
专利商：山东三维SSR工艺、荷丰（Hofung Technologe）SUPERCLAUS工艺（含PDP）、托普索WSA工艺、壳牌SCOT工艺
基础设计/详细设计：天辰、华陆、五环、宁波、东华重点煤化工设计院与兖矿其他（转）1、关于天辰公司：
天辰公司前身为化工部第一设计院，始建于1953年，具有多项工程设计、总承包甲级资质和进出口经营权，有年龄结构比较合理的设计技术队伍，能够承担石油化工、煤化工等的项目规划、可行研究、工程设计、设备材料采购、施工管理和工程监理，可按国际通用的模式提供项目实施全过程服务。2、关于规模及技术路线：
1）目前国内起步规模多选60万吨/年，（内蒙久泰90万吨/年）兼顾了经济规模、投资、工期、设备制作和运输等各个方面，属已经工业化成熟的规模。
2）气化技术的选择：以陕北煤为原料首选水煤浆加压气化，目前单炉设计能力达30万吨/年（投煤量1500台/天），二开一备，配置合理，技术成熟可靠，装置可实现单系列配置。GE，国内多元料浆、国内多喷嘴气化技术皆可供选择，推荐使用多喷嘴。
3）后续净化（大连理工大）、合成、硫回收（山东三维）、空分（8-9万Nm3/年空分也好配置）等工序国内技术已经成熟完备，应较多考虑采用国内技术。
4）建议气化灰水处理系统尽量简单点，满足工艺要求、可靠性好、维护方便简单。
5）变换工序由工程设计完成，无专利技术问题。
6）锅炉和热电，要注意符合国家政策要求。
7）煤质分析及评价数据是工艺软件包、工程设计必需的基础数据，应慎重对待。
3、关于设计及工程实施：
1）关于设计周期：设计合同生效后，初步设计需要3-4个月，如对概算等要求不是太准确，可提前至两个月。初步设计主要解决：①工程量、投资及计划；②设计总图确定、布点详勘;③长周期设备定货等。其间先做技术询价书、出订货及初步谈判条件和及相关数据，优先满足技术谈判、定材料及定设备要求，并优先考虑现场大设备基础设计以节约时间。施工图设计大约需6-10个月。
2）引进技术部分带有很大的不确定性：一般设计院在一个月左右出技术巡价书，两月内商家报价结束，开始谈判，最快也需一个月内谈判结束，第五个月左右签订引进技术合同，同时完成关键设备询价及引进合同签订（包括材料和设备制作）。专利商作气化工艺软件包大约需3-5个月。上述被称为是工程最困难的问题和不确定因素。
3）施工图设计阶段：重要设备在订货后，一般厂家也需3-4个月、大机组甚至要半年的设计时间，才能出具图纸并开始制作（如空压机国外主要有西门子、曼透平等少数几家生产商，时间很难提前），设计院要在设备图纸从厂家返回后才能做相关工程设计，大约2个月出相关施工图纸。
4）项目建设的关键控制点，整体控制环节：①空分空压机不管空分选用国内还是国外技术，一般都须进口，交货周期大约24个月，必须优先考虑；②气化炉、低温甲醇洗、合成塔等仅特材订货就需8个月左右（保守需要10个月），制造在材料进厂后需要6个月，也必须尽量提前考虑；③从现场桩基结束，长周期设备订货完成后开始算起来，项目建设最少需约两年时间，这之前的工作最少也需要6-8个月左右，考虑到冬季施工及设备制作延期等因素，必须尽量加快工作进度，科学统筹安排。
二、兖矿国泰（山东藤州）公司情况：
1、关于兖矿国泰：
兖矿国泰公司装置规模为24万吨/年甲醇、24MW热电/年、20万吨/年醋酸。2003年开工建设，2005年底建成投产，建设周期约24个月，总投资约30亿元，定员约840人；07年甲醇产量达27万吨、醋酸产量21.6万吨，目前甲醇产能980吨/天，醋酸产能870吨/天。气化：最初采用两台华东理工大学、 水煤浆气化及煤化工国家工程研究中心（依托单位兖矿鲁南化肥厂）、中国天辰化学工程公司共同承担开发的新型多喷嘴对置式水煤浆气化炉，2007年新增一台拱顶加高约1米的多喷嘴对置式水煤浆气化炉，三台气化炉直径皆为φ3200，设计投煤量1150吨/天/台，压力4.0MPa(实际操作3.85MPa)。空分：采用一套法液空(杭州)有限公司生产的6.0万Nm3/h液氧泵内压缩流程空分装置，空气压缩机、空气增压机采用一台40MW全凝式蒸汽轮机驱动，是我国煤化工系统中目前投入运行最大的一套空分装置（成套投资约3亿元，交货期为14个月，据说目前要24个月）。变换：采用部分耐硫变换流程。净化：采用兖矿鲁南化肥厂开发应用的NHD脱硫脱碳工艺，压力3.5MPa。硫回收：采用Claus硫磺回收技术。冷冻工艺：采用氨吸收制冷技术。
2、关于气化技术选择：
作为新型多喷嘴对置式水煤浆气化技术的示范装置，用户比较推崇多喷嘴对置式气化技术，认为：
1）同比多喷嘴能比单喷嘴有效气体成分提高2-3个百分点，现最大炉型单炉投煤量可达2000吨/天，同时其专利费用约为GE的1/3。
2）多喷嘴气化炉在GE基础上改进，能耗、 灰水系统等好于GE；如气体水洗净化效果好，粗煤气粉尘少，对变换工序压力减小（称有企业texaco气化工艺有被迫在变换前加预变换的情况）。
3）运行稳定性提高：原来存在的拱顶烧蚀磨损快的问题在加高1米后改善，采用国产耐火砖（河南新乡等），运行周期超过4300小时；烧嘴运行最高可达3个月，单炉稳定运行最高达89天。
4）国内已有××神华宁煤等多家采用多喷嘴气化技术。
三、兖矿国宏公司（山东邹城）情况：
1、关于兖矿国宏
兖矿国宏公司装置规模为50万吨/甲醇，03年8月与GE开始谈判，05年5月正式开工建设，07年11月29日打通流程进入试生产阶段，是目前投产的单套规模最大的水煤浆气化制甲醇装置；
2、关于技术路线选择等：
1)气化：建议不去考虑粉煤气化技术（适用于高灰熔点、高灰分的劣质煤，运行问题多）。推荐选择单喷嘴水煤浆加压气化技术：GE和多元料浆十分相似，都可选；国宏当时选择GE是因为兖矿集团是国际上市公司，为了规避专利纠纷； GE专利费用高（国宏530万美元）；对于多喷嘴，也不推荐使用：认为①单喷嘴技术更成熟，管理操作维护简单可靠，而且已经实现大型化；②投资省，多喷嘴比GE硬件投资要多2000多万元；③对于多喷嘴提出的气化效率高的说法，认为主要与操作和温度控制以及煤质有关，并不一定由于多喷嘴设计，而且认为对就近富煤地区的生产企业来讲，主要追求的是长周期稳定运行所产生的效益，而非简单的效率指标；⑤对于多喷嘴在激冷、灰水处理及碳洗塔方面做的一些改进，认为不是什么复杂和实质性的变化，主要是为了避开GE专利；⑥多喷嘴安装复杂，对中要求高，安装精度不当或单嘴故障极易引起炉墙及烧嘴烧坏，设计多喷嘴必要性不大，是把简单问题搞复杂了；⑦拱顶砖烧蚀磨损快不易解决，且其检修工作量和难度也远远大于渣口砖的更换。
2)空分：建议采用国外成套技术，单套更好，每年大约可节约10%的操作费用，运行很稳定，投资几年内即可收回。国内杭氧技术最强。同时建议空分冷却系统单独搞。
3）净化：建议采用国内大连理工大学低温甲醇洗（类似林德技术），选择一个好的工程设计单位来完成设计。国宏选择国外技术是因为：①大连理工大学当时没有知识产权（现在已申请专利）；②不承诺承担技术风险。大连理工大学只能做一个简单的工艺软件包，需要富有设计经验的工程设计单位配合。
4)硫回收：建议也采用国内山东三维技术（类似荷兰Claus技术），完全可以满足要求。
5)喷嘴：国内山西、河北等有生产厂家，以西北化工研究院作为技术支撑，价格在48万元/台，河北公司制作质量相对好一点。
3、关于设计院的选择：
1）天辰公司业绩多，经验丰富，应能够较好解决气化设计中的一些细节问题，化六院有实力但设计较不太注意细节，设计队伍年龄结构也不太合理。
2）净化部分五环化学工程公司（化四院）实力最强，活比较多。
3）兖矿国宏没选天辰，是因为当时天辰公司当时活太多，没有积极参与。
四、西北化工研究院情况：
1、关于西北化工研究院：
西北化工研究院是原化工部以煤气化及煤气净化为主的科研单位，院内建有煤质分析、料浆制备及煤气化实验室和湿法加压气化模型试验和中间试验装置
2、关于气化技术专利费用比较
多元料浆 GE 多喷嘴
技术许可费 4元 1.5-1.8美元 5-6元
工艺软件包 免费 70-80万美元 免费
专有设备 甲方采购 2000万元 甲方采购
技术服务 免费 100美元每人每时 免费
3、关于煤质分析评价：
对榆林煤煤质及成浆性初步比较：
煤1 煤2
灰分 12% 6-8%
硫含量 2% 0.5%
水分 7-8% 8-10%
成浆浓度 62% 60%
灰熔点 〉1300℃ 1260℃
煤质分析和成浆性能评价是煤气化工艺软件包及工程设计重要的基础数据，针对我公司气化用煤种短期内不能明确的实际情况，为了能及时完成此项工作，与西北院交流建议：①就近目标煤矿按规范取生产煤样；②同时取榆神、榆横两组煤样；③煤质分析包括：成分分析，成浆性能试验，气化性能评价；10个以内的样品，西北院45天完成。
6、煤化工对金属密封球阀的需求：煤汽化装置主要有下列工艺: 1德国士古工艺(TEXACO)，水煤浆输送，进入中国较早，工艺相对比较成熟。2壳牌工艺(SHEEL) ，干煤份输送，近两年国内应用较多。3德国GSP工艺，干煤粉输送，国内应用刚开始。
这些装置需要金属密封球阀作为:1锁渣阀 (LOCKSLAGVALVE)。2高温蒸汽阀 (HlGH TEMPERATURESTEAM VALVE)。3高压氧气阀 (OXYGENVALVE)。4灰阀(DUSTVAALVE)。
中国现有大型煤汽化一合成氯企业50家，中型企业1000余家，年产300万t以上装置30套，中型装置55套，4万t以下的700套。汽化炉的拥有量约4000套。
最近几年，新建壳牌工艺汽化炉20余套，如湖北应城、广西柳州、湖南岳阳和云南的大犁合戊氯厂，湖北枝江、辽宁大连、河南永城、新乡和义马的煤制甲醇，安徽安庆、内蒙神华的煤制氢。新建德士古工艺汽化炉10套。拟建中的项目58套，主要的硬密封阀门供货商如德国ARGUS和BERRIN,芬兰NELES,北美VELAN等。
在这些新建装置中，每套装置需要金属密封球阀约7000万套，其中氧阀约2000万套，锁斗阀、锁渣阀 等约3500万套，其他煤粉输送阀约1500万套。按每年投产4套装置计，年需求金属密时球阀约2.8亿元。煤直接液化和煤间接液化即煤制油是国家重点发展的一项新技术，己列为国家 "十一五"计划。l0000万几级的中试装置运行取得成功数据显示原油价格不低于30美元/桶，煤制油成本上具有忧势。国家己批准的项目有:1.神龙在内蒙古建设500万t煤直接液化项目，第一条100万t生产线计划2008年底试运行。2.山东究矿煤间接制油规模600万t，第一期工程300万t。3.山煤化所在内蒙伊泰建设16万t/a试验装置.4.山西煤化所在山西潞安建设16万t/a试验装置，成功后发展至300万t/a。 装置中，大量需求金属密封球阀，压力力等级Class300~450OLb,通经1-166in,温度290~540C介质为粒径煤粉油、氢气市场对阀门要求耐磨、耐冲刷、抗热冲击以及8000h的连续使用寿命。
在神华第一条100万t生产线煤加氧裂化和煤气化金属密封球阀从德国ARGUS和美国MOGAS采购约3亿元，煤制氢工段金属密封球阀国内采购约5000万套，备煤系统金属密封球阀国内采购约5000万套，其他催化剂制备、煤浆输送、液化分馏系统等约3000万元，总需求约4.3亿元。
为解决天然气供需平衡，沿海城市正往兴建液化天然气站，如上海洋山倦投资1500亿元，珠侮投资1000亿元，福州300亿元，其他如中石油投资三套在天津、南通、如皋，均需要 -46~-196C低温球阀，每年需求额约2亿元。
中国焦化工业的市场需求进人相对平稳的状态,全国有700多家炼焦企业，1900多座焦怕，生产能力达到17OMt/a，是生产、使用、出口大国。每年金属密其球阀备件内需求额约0.3亿元。
2006年国家发改委制定不《煤化工产业中长期二展规划》。按照这一规划在未来15年我国煤化工总投资将超过10000亿元。平均每年750亿元，其中装备按总投资的70%考虑，约500亿元。其阀门投资约占工程总投资的8%.，为40亿元。金属密封球阀市场按阀门总需求量15%考虑，每年煤化工行业对金属密封球阀的需求额约为6亿元。
7、煤化工里面主要的阀门及市场情况煤汽化装置主要有下列工艺 :☆德国士古工艺(TEXACO)(TEXACO)，水煤浆输送，☆壳牌工艺(SHELL)(SHELL)，干煤粉输送，☆德国GSPGSP工艺，干煤粉输送这些装置需要金属密封球阀作为 :☆锁渣阀(LOCKSLAG VALVE)(VALVE)☆高温蒸汽阀(HIGH TEMPERATURE STEAM VALVE)(VALVE)☆高压氧气阀(OXYGEN VALVE)(VALVE)☆灰阀(DUST VALVE)(VALVE)•最近几年，新建壳牌工艺汽化炉20余套，如湖北应城、广西柳州、湖南岳阳和云南的大犁合成氯厂，湖北枝江、辽宁大连、河南永城、新乡和义马的煤制甲醇，安徽安庆、内蒙神华的煤制氢。新建德士古工艺汽化炉10套。拟建中的项目58套，主要阀门供货商如芬兰NELES,德国BERRIN·ARGUS,北美NVELAN和十国企业。在这些新建装置中，每套装置需要金属密封球阀约7000万套，其中氧气阀约2000万套，锁斗阀、锁渣阀等约3500万套，其他煤粉输送阀约1500万套。按每年投产套装置计，年需求金属密封球阀约2.8亿元锁渣阀：锁斗系统主要由渣罐、锁渣阀、排渣阀、冲洗水罐等组成,并设置了一套复杂的自动循环控制系统,用于定期收集炉渣。在排渣时锁斗和气化炉隔离锁斗循环分为减压、清洗、排渣和充压部分,每个循环约30min,保证在不中断气化炉运行的情况下定期排渣。锁斗系统一般由4台阀门形成一组,其中2台阀门用于进口集渣和锁渣,一台阀门用于出口排渣,一台用于锁斗冲洗水切断。在集渣时需给渣罐充压,渣罐压力与气化炉接近时打开锁渣阀。集渣后,关闭锁渣阀门,对渣罐卸压,排到常压后打开排渣阀门。排渣结束并冲洗完渣罐后,关闭排渣阀,然后对渣罐充压,依次重复循环。在整个循环过程中运行的工艺介质一般为占20%固体颗粒的渣水混合物,混合物中固体颗粒最大的粒度可达50mm。阀门入口压力一般为4·4MPa (最高达8·4MPa),温度为140~260℃。 (1)工况系统4·4~8·4MPa压力所形成的高速流体对阀门内件,如阀座、阀杆和关闭件等造成极大冲击,极易对内件表面快速冲蚀,使内件损坏。
(2)渣水混合物中具有无数大大小小的硬质颗粒掺杂在高速流体中流动,对阀门内件撞击并冲刷,使阀杆与轴孔、阀座与关闭件接触表面间产生严重摩擦,从而发生剧烈磨损,使阀门打不开或关不严。
(3)渣水混合物本身具有一定的腐蚀性,容易腐蚀被固体颗粒介质冲击破坏而暴露的新鲜表面,从而使阀门加速损坏。
(4)渣水混合物的灰渣极易积沉并粘附在关闭件表面,微小的灰渣甚至会侵入阀座组件的内部,造成阀座活动失效,使阀门泄漏甚至无法使用。
(5)锁渣阀的口径一般为DN300及以上,口径较大,在高压力流体介质的作用下,对阀门密封面将形成较大的密封比压。同时,阀门在高压状态下开启,而固体颗粒介质的摩擦阻力较大,容易造成阀门卡阻现象,因而阀门实际开启力矩远远大于一般流体介质在相同压力下的力矩。德士古工艺中锁渣阀有业绩的是NELES、MOGAS、ARGUS、PERRIN，NELES在600LB上有竞争优势和较多应用业绩；MOGAS应用口碑最好，只是体积大了点，东西贵是主要缺点，不太与穷企业费打交道；ARGUS自南京金陵第一个使用.应用效果可以；德士古工艺里是MOGAS 和NELES使用业绩好，当然ARGUS、PERRIN、KINGDER也有业绩，但是一般。SHELL工艺里只有BURGMANN 和ARGUS的业绩。GSP工艺目前只有神华宁煤，大锁渣为MOGAS，小锁渣为NELES。国产的锁渣阀的品牌有：1、 上海开维喜阀门有限公司2、 上海弘盛特种阀门厂3、 浙江超达阀门股份有限公司4、 五洲阀门有限公司5、 陕西万通阀门其中万通和宏盛的阀门在国内的业绩和口碑都比较好，此工况阀门据称可以使用一年半。而进口这块的品牌通过设计院和业主反映，一般用个一年半到2年就要整体维修。而进口的价格基本上是国产的三倍左右。以一个28万吨合成氨项目合成氨的项目为例：9台的锁渣阀几个品牌在报价如下：ARGUS：930万、MOGAS：870万、neles：976万、PERRIN：989万、上海弘盛特种阀门厂：364、陕西万通阀门320万.浙江超达阀门股份有限公司：365万、上海开维喜阀门有限公司：335.7万锁渣阀出问题只会造成锁斗程控停止运行，不会影响到整个气化炉的连锁停车。
煤浆阀根据煤气化技术工况条件,适用于高温、高压、强腐蚀性以及含颗粒的浆料粉末等介质的新型硬密封球阀具有很多特点。
(1) 耐高温 能长期工作在425℃的高温状态下,适用于大多数高温工况条件要求。
(2) 耐高压 能在25MPa的工况压力等级下长期工作。
(3) 耐腐蚀 能满足大部分石油、化工等特殊行业对腐蚀性能的特殊要求。
(4) 耐磨损 能满足像有机硅等(硅粉颗粒硬度为52HRC)特殊介质的耐磨性要求。(5) 双向密封 能保证阀门的双向密封,使阀门的密封性能得到提高,为阀门在线紧急抢修提供 了保证。同时也保证了介质逆向流动时的密封性 能,为防止介质倒流提供了必要的保障。
(6) 耐冲蚀 在球体密封面上不仅是采用了耐高温、耐腐蚀性能好的镍基合金,而且还在里面加入了具有高耐磨性的碳化钨,使球体密封表面硬度达到65HRC。这种镍基合金和碳化钨(WC)调配百分比能使喷焊层与基体材质有较高的结合强度,如此 高的结合强度,使喷焊层能承受强烈的机械冲击及热冲击而不会产生脱落。阀座密封面采用堆焊STL
合金,合金层加工后,厚度≥2mm,硬度> 55HRC。这样使阀门具有了更高的耐磨性能和耐冲蚀性能。
3 技术难点
相对普通的硬密封球阀来说,水煤浆工况用硬密封球阀要适用于高温、高压、强冲蚀、强腐蚀等工况条件,在设计和制造过程中存在不少技术难点。
(1)密封比压高 水煤浆工况用硬密封球阀由于采用金属材料为密封面,所需要的密封比压比软密封要高得多,因此如何从设计上保证适当的密封比压,提高零件的形位公差以及提高表面光洁度要求是十分重要的。
(2)球体表面硬度高 煤粉颗粒的硬度较高,此工况情形下,在阀门关闭的状态时要求球体表面硬度层有较高的硬度,否则,当阀门开启的过程中会有煤粉颗粒镶嵌在球体表面上,从而破坏球体表面,以至于影响到阀门的整体密封性能。
(3)喷焊层结合强度高 煤粉在管线中的流动速度很快,因此要求球体密封面必须有较高的硬度和强度,同时还要求所喷焊的密封材料和基体材料有较高的结合强度,以及基体材料本身的强度较好,这样喷焊层才不能从基体表面脱落,而失去密封性能。
(4)自洁功能 煤浆的吸附性较强,容易粘在球体表面上。在阀门启闭过程中,介质颗粒被带到阀座与球体的密封面之间,破坏了球体与阀座之间的密封副,从而影响阀门的密封性能,使阀门的使用寿命大大缩短。这就要求阀门具有很好的“自洁”功能,从而保证球体和阀座密封副不被破坏。
氧阀和煤浆阀任意一个出问题都会造成气化炉连锁停车，重要性不言自明了目前煤浆却断阀的使用寿命跟锁渣阀的寿命差不多，所用品牌同样的是进口NELES、MOGAS、ARGUS、PERRIN、TYCO这几个品牌，对于国产来说投标的几个厂家还是：上海开维喜阀门有限公司、上海弘盛特种阀门厂、浙江超达阀门、五洲阀门，不过根据煤化工的项目的大小，和设计院的不同，煤浆切断阀的数量也有所不一样。像天辰院设计的60万吨甲醇项目所用的水煤浆阀门有38台，而化三院（东华有限公司）设计的28万吨的合成氨项目所用的水煤浆阀门只有6台，不过口径都差不多是DN125，为双向的4级密封。所有水煤浆切断阀的故障位置为关位（即 FC）同时保证在任何情况下阀门从全开位置到全关位置或全关位置到全开位置的行程时间应小于 3 秒；还有就是差压很高，最小是7.6MPa，最大为15MPa提供28万吨的合成氨项目的现场报价情况：6台的锁渣阀几个品牌在报价如下：ARGUS：239万、MOGAS：258万、TYCO：243万、PERRIN：989万、上海弘盛特种阀门厂：104万、陕西万通98万,浙江超达阀门：96万
冲洗水阀根据项目的大小和设计院的不同，对于冲洗水阀的分类有些不一，但主要冲洗水阀包含以下工矿的阀门进锁斗渣水（也叫锁渣第二切断阀，口径一般也在DN300以上）、锁斗冲洗水（灰水、口径在DN250以上）、锁斗循环泵入口（黑水）、锁斗循环泵入出口回路（黑水）、锁斗泄压阀（黑水）、锁斗冲压阀（灰水）、锁斗泄压管线（灰水）、进烧嘴冷却水切断阀（脱盐水）、出烧嘴冷却水切断阀（脱盐水）、除了进锁斗渣水（也叫锁渣第二切断阀，口径一般也在DN300以上）、锁斗冲洗水（灰水、口径在DN250以上）的阀门其他的阀门为DN25~DN150左右，双向的压差为7MPa~8.4MPa。大口径的基本上一个炉子都是1台，其他小口径的进烧嘴冷却水切断阀（脱盐水）、出烧嘴冷却水切断阀（脱盐水）为一个炉4台。提供28万吨的合成氨项目的现场报价情况：24台的冲洗阀几个品牌在报价如下：ARGUS：962万、MOGAS：797万、TYCO：698万、、上海弘盛特种阀门厂：318万、浙江超达阀门：298万,陕西万通阀门280万
黑水角阀 黑水角阀用于煤浆化工程中的煤浆或黑水介质，含有大量特硬固体颗粒且易结垢，所以要求球体、阀座密封面采用超音速火焰喷涂碳化钨，确保密封面硬度HRC≥52，涂层厚度≥0.3mm，泄漏要求CLASS Ⅳ。该类阀门是煤化工装置的关键设备。目前进口这块的黑水角阀主要有：Fisher、梅索尼兰、国产的用的比较好的有：上海大通自控设备有限公司、北京航天石化技术装备工程公司 以下是陕西煤化100万吨/年煤基二甲醚一期工程黑水角阀（高压）采购的数据和数量1、洗涤塔出口黑水流量调节 数量3台 口径 6" 角阀 ANSI CLASS 9002 气化炉出口黑水流量调节 数量3台 口径10" 角阀 ANSI CLASS 9003 气化炉出口黑水流量调节 数量3台 口径10" 角阀 ANSI CLASS 9004 气液分离器出口黑水液位调节 数量3台 口径8" 角阀 ANSI CLASS 9005 来自气化炉黑水压力调节 数量3台 口径10"-16" 角阀 ANSI CLASS 9006 来自气化洗涤塔黑水压力调节 数量3台 口径6"-8" 角阀 ANSI CLASS 9007 气化高温热水器出口黑水调节 数量3台 口径12"- 24" 角阀 ANSI CLASS 1508 洗涤高温热水器出口黑水调节 数量3台 口径6"- 12" 角阀 ANSI CLASS 1509 低温热水器出口黑水调节 数量3台 口径12"- 28" 角阀 ANSI CLASS 150在现场招标的国产中，黑水角阀和进口的角阀价格相差比较大，从28万吨的合成氨项目的现场报价情况来看，来竞争黑水阀的厂家相对其他标段还少，现场报价如下：梅索尼兰：1297万、浙江超达阀门股份有限公司：215.66万、上海大通自控设备有限公司：363.48万、北京航天石化技术装备工程公司228.57万。由于价格相差较大，这块的阀门会根据用户的经济条件做出选择，有可能是一部分用国产，一部分用进口的形式。
氧气切断阀氧阀和煤浆阀任意一个出问题都会造成气化炉连锁停车，再加上氧气的助燃性，所以对氧阀的要求相应的会很高，主要的特殊要求如下：1、氧气开关阀阀体与法兰必须整体铸造或锻造2、阀门附件经过TUV认证达到SIL3级水平3、阀门内腔应光滑，无毛刺，并进行钝化处理4、阀门必须进行脱脂处理，详细说明脱脂程序，并提供脱脂处理试验报告5、阀杆填料应该是火灾安全型。金属材料或者无油石墨（编织的或柔性的）或者石墨派生系填料是可以接受的，所有柔性石墨填料材料应该包含以下成分：适当的腐蚀抑制剂，没有粘合剂，高于95%的纯碳6、阀体和阀内件都是用INCONEL6257、双向零泄露
氮气吹扫阀 一般用金属硬密封球阀，双向零泄露，最大压差达到15MPa，口径都相对比较小，一般在DN15~DN40左右。数量根据项目的大小而定，由于差压较大，进口的使用此工矿的价格也较贵，但是由于技术没有特殊性，竞争在这块也变的十分激烈，国产和进口的很多品牌都能做这块。就是国产的对于双向的零泄露会比较困难，所以这块一般都是被进口的价格低的会占有比较大的优势。
深冷球阀 深冷球阀也叫低温球阀，主要分布于合成氨项目的甲醇洗和液氮洗及其分子晒，一般的低温切断球阀这块主要有5~7台。总价值大约在130万~200多万左右，主要的品牌有：TYCO、DAFARM、ARGUS、SSV、NELES、德国佩林，美国SSV、和NELES的价格在这块会相应的有优势，PENTA由于主要在于这块的业绩，从价格的竞争优势这块，跟SSV和NELES也有一定的竞争优势。 飞灰阀这个工况的三院和四院的技术人员都谈过，目前有用的是偏心旋转阀和球阀，主要的参数：200的口径，压力600磅，介质飞灰。在壳牌这块是开关控制，在德士古的工艺上是调节如果用球阀的话主要会存在背压问题，由于背压造成的阀门的阀杆扭曲和阀门卡堵。用偏心旋转阀由于耐磨和泄漏的问题。再加上这块的阀门一个工况有用两台进行连锁控制，相对于客户来说安全系数会比较高，再加上以前老出现问题，所以这块是他们比较可以大胆使用的一个工况。如果是德士古工艺的话，一个项目有用8台左右，壳牌的话根据项目的不等，以神华举例，有用64台，清一色的福斯产品。
煤化工行业阀门的调查分析 从4月初到六月底从业主那边的调查来看，主要有以下的情况：1、 壳牌的工艺的运行情况没有德士古和四喷嘴等工艺的运行情况好，而且所应用的阀门情况没有其他工艺的阀门用的好2、 壳牌工艺新建的厂用的进口的阀门比其他工艺的阀门用进口的普遍较多。3、 壳牌上主要主要的阀门和品牌和情况：1）特殊开关阀（加压煤粉输送、飞灰、渣水）：Argus。制造水平无可挑剔，应用起来一般。
2）氧气开关阀，高温：Argus，低温：KTM。应用起来一般
3）煤粉流量调节阀：SCHUF。使用情况良好。
4）煤粉线三通阀：BCH。偶有卡滞。
5）火炬放空阀：NELES。一般。
由于德士古等工艺的技术和运用情况都比较成熟，所以在这些工艺上所应用的阀门品牌就比较的多样话，相对于壳牌来说，更加趋向国产化。从德士古工艺的厂家反映，磨损目前不是他们主要的问题，产品出问题的主要情况集中在堵塞上面。目前的磨损情况，对于业主来说是不可避免的，但是应用于一段时间后，有出现磨损的，好多的厂家可以修补。但是出现卡堵的情况无法监控。4、小规模的项目不管是壳牌的工艺和德士古及其它的工艺在备品备件这块是个趋势。5、盘阀目前主要应用在煤渣系统那块，一般的是DN80、DN100的口径，一般的材料都是采用锻造碳化钨的材质，盘阀在大口径这块，材质全部采用碳化钨的成本也很高，而且盘阀的结构对应用于渣水这样有腐蚀和耐磨的工况也不一定很好，煤尘DN300，压力600磅的口径上，而国产的富泰斯则第一次报了120万性价比比较低，还不如用国产的球阀。
6、上海富泰斯的滑板阀已经应用于河南濮阳二化煤粉传送的位置上，用了一年多从业主反映出来的情况良好。7、一般的煤化工企业，从定备品备件的程序来看，超过百万必须要老总审批签字。
8、目前国内生产煤化工用金属硬密封球阀的厂家有浙江超达、陕西万通、上海宏盛、浙江五洲、上海KVC、纽威、承德高中压、山东阿伐流控、重庆白市驿，其中浙江超达领先其他几家，做的最好；宏盛以轨道阀为主，不适合含渣结构工况；五洲以软密封大口径为主，一般；承德和kVc现在算是刚开始作，技术实力稍逊，重庆白市驿以维修为主，技术实力也很强；纽威，作为中国目前最大的阀门制造商，加工实力很强，但密封面处理一般，在兖矿国泰、鲁南化肥都有表层脱落现象。
9、进口的球阀的价格在一般相对比较小的煤化工项目中，价格都比较适中，有些都相对比较低，但是在大的企业（比如神华等）所报的价格都偏高。所以针对每个用户和每个工况，甚至到备件这块，不能以其它的品牌的价格为因素，只能根据用户的具体情况来分析。不过一般进口球阀的价格还是国产球阀的3倍左右。
10、虽然国家有针对煤化工的项目进行整改和喊停的政策，但是煤化工在几年的时间内还是会有比较大的发展。目前煤化工新上的企业主要还是集中在西部地区。由于西部的煤炭资源比较发达，再加上运输的成本和运输的困难，所以西部的煤加工企业就会比较的多。
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