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煤制甲醇工艺概况范文1
国内现代煤化工产业概况及特点
目前我国煤化工产业有以下核心技术，如图1所示。图1现代煤化工产业方向1煤直接液化是将煤制成油煤浆，并在合适的温度及压力下催化加氢，生成液化油，加工成柴油、汽油及其他化工产品的技术。2煤间接液化是将煤气化，并制得合成气CO、H2等气体，然后通过F－T合成技术，得到发动机燃料油和其他化工产品的过程。3大型先进煤气化是指煤在特定的设备内，在一定温度及压力下使煤中有机质与气化剂(如蒸汽/空气或氧气等发生一系列化学反应，将固体煤转化为含有CO、H2、CH4等可燃气体和CO2、N2等非可燃气体的过程。4一步法合成二甲醚技术是以合成气为原料通过一步法合成二甲醚的技术。该技术与甲醇为原料两步法制取二甲醚相比，具有效率高、生产成本低、工艺环节少的优点。二甲醚可以作为民用燃料替代LPG。也可以代替柴油用作发动机燃料。5煤化工联产系统是利用不同技术途径的优势和互补性，将不同工艺优化集成，如煤焦化与直接液化联产、F－T合成与甲醇合成联产。6以煤气化为核心的多联产系统是以煤、渣油、石油焦等为气化原料，生产的煤气作为合成液体燃料、化工品及发电的原料或燃料的过程。其中，煤直接液化是煤化工领域的高新技术，我国煤直接液化技术已完成基础研究，正在工程化开发之中，但是该项技术对煤质的要求相当挑剔，沙井子矿区煤炭的灰分、挥发分及煤的镜质组平均透光率均达不到要求，目前不具备发展条件。若发展其他工业路线，也存在三个问题。一是耗水量大。水资源是建设新型煤化工工程的重要基础条件。据调查目前煤化工技术的耗水量情况如下:生产一吨煤制烯烃的耗水量约为20t，煤制乙二醇耗水量约为9t，煤制二甲醚耗水量约为12t，煤制天然气(甲烷耗水量约为6t。二是建设资金投入巨大。据了解，煤气化制甲醇工艺转化过程中:2t煤生产1t甲醇;3t甲醇生产1t聚烯烃;4～5t煤液化1t油。煤化工大、中型项目的概略投资，焦炭(含甲醇配套项目:约1200万元/万t;煤制甲醇:约4000万元/万t;煤制乙烯:约2亿元/万t;煤炭液化:约1亿元/万t(仅指设备投资。三是技术及工程管理水平高。新型煤化工工程建设和生产运行是应用多领域高新技术和实施大规模工程相结合的复杂系统工程，工程管理和技术水平要求高，因此必须注重组织管理和培育高素质的技术队伍，实行先进、科学、高效的经营和管理模式。
环县沙井子矿区煤化工技术路线规划
综上所述，与煤制烯烃、煤制油、煤制乙二醇等技术相比，煤制天然气示范项目在经济合理的前提下，适度、规模化发展煤制天然气项目问题相对要少一些，沙井子矿区适合发展以煤制天然气为主的煤化工产业。其理由如下:1我国正处于经济发展的快速通道，天然气在我国能源消费中的地位必将越来越重要，同时在环境保护转变能源结构的大背景下天然气的消费将长期处于上升趋势。国家能源局对中国能源需求的预测显示:基准情景下2020年、2030年我国能源需求总量将分别达到44.3亿t标煤、54.3亿t标煤，如果届时天然气占一次能源的比例达到8%和10%，则2020年天然气需求量约为2900亿m3、2030年为4500亿m3。目前我国进口天然气的数量逐年增长，据预测，2015年之后，如果没有新增进口资源，2020年天然气供应将出现400亿m3左右的缺口。国际局势风云变幻，一定程度上会因为政治、资源、价格等多方面的原因对我国的能源供应构成风险，大力发展煤制天然气是我们实现能源自给的必由之路。2煤制天然气产业可以定位为洁净煤转化的“新兴能源产业”。该产业具有二氧化碳等温室气体排放量少、资源利用充分、能源利用率高等众多优势，成为煤化工产业未来发展的重要领域。据专家测算，“新兴煤化工产业”单位产品能耗往往要比传统煤化工降低20%以上，“三废”排放减少一半以上，如果加以科学设计与管理，还可实现“三废”的资源化利用甚至“零”排放。是未来我国解决能源和环境问题的一条现实途径，特别是对实现具备条件的偏远地区的煤炭资源转化具有重要意义，符合国家煤炭和电力发展要求，且属于鼓励项目。3据报道，目前20亿Nm3/a煤制天然气项目建设期投资144亿元，生产期成本1.07元/Nm3。随着天然气价格的不断上涨，将使煤制天然气项目具备成本低、具有较好的经济效益的特点，适合于沙井子矿区发展。4庆阳市水资源十分匮乏，环县更是干旱少雨的缺水地区，按照庆阳市水资源保护配置总体思路，庆阳市水务局全县内没有大的河流通过，编制的《甘肃省庆阳市水资源中长期利用规划》，对煤化工项目在内的能源化工产业水资源保障进行了统一规划。并将陕甘宁盐环定扬黄续建工程进行续建，可为环县、庆城工业用水提供战略资源。但是基于西部能源化工基地对水资源的大量需求，水资源依然是阻碍煤炭工业发展的瓶颈，耗水量小的煤化工工艺是首选。煤制天然气(甲烷耗水量是煤化工中耗水量最小的项目，相比较而言对陇东地区更适合。5专业人才有保障。华能集团作为国内大型能源企业集团，其总部设在庆阳市，有着众多的专业人才，可通过在国内招聘或与大型化工企业合作开发等形式，保障庆阳煤化工项目技术人才需求。另外，庆平两地的唯一高等院校陇东学院开办煤化工专业，旨在为陇东培养大批的高等技能型人才。庆阳市境内有多家化工企业，其中规模较大的有中石油庆阳石油炼化公司和原庆阳市化肥厂，庆阳石化公司有加工原油150万t/a的生产能力。在20世纪70－90年代，两户企业曾经分别兴建过7500t/a合成氨、3000t/a合成氨、6300t/a硝酸铵、12000t/a碳酸氢铵的生产线，两厂化肥产量最高年份达到2万多t，拥有化工行业工程众多的高中级专业技术人员。6技术水平有保障。沙井子矿区是新建矿区，现代化程度高，在考察配套煤化工项目时，均采用国内及国际上较为先进的煤化工工艺及设施设备及管理方式，能够满足此工艺的多项需求。7随着我国西气东输等管道工程项目的竣工，目前管网已经覆盖我国30个省市，陇东矿区发展煤制天然气项目可以就近接入国网、省网，管网投资较小。
本文作者：余岚工作单位：陇东学院能源工程学院
煤制甲醇工艺概况范文2
关键词:煤气化技术 发展及应用
煤化工产业作为化学工业的极为重要的组成部分,是以煤为主要原料生产化工产品的产业,包括煤热解、煤气化、煤焦油加氢、煤气化制合成氨、煤气化制甲醇、煤气化制乙二醇、煤制油、煤制烯烃、煤气化制SNG液化生产LNG等行业,其产品涵盖合成氨、甲醇、尿素、油品、乙二醇、乙烯、丙烯、液化天然气等。而煤气化是煤化工产业的龙头技术。在目前的社会条件下,根据其是否可以作为大型工业化运行的技术,可以将煤气化技术分为固定床气化技术、流化床气化技术和气流床气化技术。
1、固定床气化技术的发展及应用
1.1 常压固定床煤气化技术
在常压下,将空气、蒸汽等作为气化剂,将煤转化为煤气的过程就是常压固定床煤气化。这个技术较为成熟可靠,具有简单的操作流程、较少的投资和较短的建设周期,因此在被广泛应用于国内冶金、机械等行业的燃气制取工作中;同时在中小型合成氨厂、甲醇厂的合成气制取中都有极其广泛的应用[1]。但是,这种煤气化技术对原料煤有比较高的要求,而且单炉具有较小的生产能力、较高的渣中残碳和在气化为常压煤气时较高的的压缩功耗。随着社会经济和技术的飞速发展,煤气化技术也得到了较大的发展。又由于国家提高了对煤化工准入生产规模的要求,因此,这种技术已经很少在新建的大型煤化工装置中使用了。
1.2 加压固定床煤气化技术
加压固定床气化技术的典型代表是鲁奇加压气化技术。该气化技术的原料具有较广的适应范围,除了具有较强黏结性的烟煤不能气化之外,可以气化包括具有较高的可气化灰分的劣质煤在内的从褐煤到无烟煤的所有煤。鲁奇气化炉中的煤和气化剂运动方向是相反的,具有较低的炉温,采用固态排渣。鲁奇加压气化技术较为成熟可靠,具有较高的气化效率、碳转化率等,同时,在各类气化工艺中,它消耗的氧气量较低,而且具有极其简单的原料制备和排渣处理工艺,在城市煤气生产中得到了极其广泛的应用。其缺点是废水量大,水处理系统庞大。目前Lurgi公司推出的MarkⅣ和Mark+有了较大改进;另外采用熔融液态排渣的BGL炉,气化能力大大提高,氧耗、蒸汽耗大幅度降低,废水量显着减少,经处理可实现污水零排放。在我国一些大型的褐煤气化制天然气项目多采用鲁奇炉,BGL炉正在推广应用阶段,前景看好。
2、流化床气化技术的发展及应用
流化床气化是以碎煤为原料、以氧气及水蒸气等为气化剂的一项技术,又可以称为沸腾床气化。其气化过程为以一个既定的流速从气化炉底部鼓入气化剂,致使炉内的粉煤沸腾起来,在粉煤和气化剂均匀地混合在一起后,物料就具有较快的传热和传质速率了。目前,流化床技术已经发展成为了一种较为成熟的工业技术。该技术采用较简单的备煤工艺和较均匀的炉内气化温度,工作人员可以比较容易地控制其过程,因此我国的中小型化工企业会广泛采用这种气化技术。其典型的炉型为德国的高温温克勒(HTW)和Lurgi公司开发的循环流化床气化炉(CFBG)。
2.1 温克勒流化床气化技术
温克勒气化是流化床气化技术的代表。温克勒常压流化床气化技术操作的状态是常压,需要900~950度的气化温度,具有简单的工艺和操作流程,但狭窄的煤种使用范围和较大的耗氧量严重阻碍了其发展。同时,该技术气化时的温度较低,因此在炉的出口处会有较多的气体带出物,从而导致较低的碳转化率和生产能力。针对上述缺点,一项新的气化技术,高温温克勒(HTW)加压气化技术,被温克勒公司开发出来。该项技术将气化的温度提高到了950~1100度。为了不造成各项污染,该技术将高温旋风分离器设置在了气化炉的后面,使带出物得到了分离,然后又重新返回炉内,从而污染排放减少了,碳的转化率和生产能力也得到了提升[2]。
2.2 循环流化粉煤气化技术
上世纪七十年代,Lurgi公司开发出了循环流化粉煤气化技术(CFB),性能非常接近与恩德炉的工艺,但对于旋风分离器的设计却十分独特。这种旋风分离器分离出来的粉尘可以在气化炉的顶部直接进行外循环,同时内循环也可以在喇叭状的炉床内形成,从而促进多重循环的形成,这些循环反复气化物料,极大地提高了碳的转化率。与此同时,较低的固体流速与较高的气体流速之间的差异又延长了物料和气化剂之间的接触时间,从而使他们得到更加充分的混合,使炉底排灰和飞灰之中有少于3%的碳含量,极大提高了气化效率。
3、气流床气化技术的发展及应用
在对流化床气化炉进行进一步改造的基础上,制造出了气流床气化炉。该技术使用<100mm粒子的更细粒度和1350~1500℃的更高的温度,使反应速度成倍地增加,从而使碳达到了98%~99%极高的转化率,同时也使单台气化炉达到了500~2500吨煤/日的处理能力。到目前为止,由于气流床气化技术具有的独特优势,它被世界上已经商业化的250MW以上的IGCC大型电站广泛应用。它们是以水煤浆为原料的Texaco、多喷嘴对置和以干粉煤为原料的shell、GSP、新型两段式干煤粉加压气化炉。
3.1 两段式干煤粉加压气化技术
我国自主研发了两段式干煤粉加压气化技术,该项技术是由西安热工研究院开发的,是一项我国拥有自主知识产权的煤气化技术。该项技术采用大量的冷煤气循环,从而起到有效的急冷降温效果,克服了传统煤气化技术中的各项技术缺陷。
3.2 GSP的气化技术
德国的德意志燃料研究所(DBI)开发研究出了GSP的气化技术。该项技术以利用高灰分褐煤来生产民用煤气为最初的目的,但后来在弗莱堡(Freibrug)[3],该技术的基础研究和基础工艺验证工作得到了圆满的完成。所有这一切试验的完成都是以一套3MW的中试装置为基础的。
3.3 壳牌(shell)气化技术
壳牌国际石油公司开发出了Shell气化工艺,它是一种干法粉煤加压气流床气化技术。利用该技术,荷兰Buggenum在1993年建成了日投煤两千吨的大型商业化装置,在联合循环发电方面得到广泛的运用。目前,该装置仍具有良好的运行能力,发电效率达到了43%,尽管近年来人们对环保的要求相当苛刻,但该技术下的排放物已经完全满足了现时的环保要求。Shell煤气化对废锅流程进行了合理的应用,可以将更多地蒸汽生产出来,在联合循环发电中被广泛应用。但是,由于废锅流程用于生产化工产品时还需要将蒸汽变换加上,因此它在化工行业并没有明显的优势。目前,我国有十多台已经建成或正在建设的Shell炉,从洞氮、双环、枝江、安庆着四家单位的运行情况中我们可以看出,虽然连续运行时间正在慢慢增加,但仍然有一些问题存在,要想使其长时间连续运行,我们还需要将其进一步完善。
3.4德士古(Texaco)气化技术
美国德士古公司开发出了德士古气化技术。该技术将煤磨成水煤浆,然后将添加剂、助溶剂等加入形成8Pa·S~1.OPa·S黏度的、煤浆质量分数在60%以上的浆状物,将这些浆状物加压后喷入炉内,使其在纯氧中燃烧,发生部分氧化反应后,在1300~1400℃的高温中气化,从而促进合成原料其的生产。目前,在全世界范围内,该技术已经被广泛应用于几十套工业化装置的运行,我国有二十多套,包括安徽淮南化肥厂、上海焦化厂三联供装置、山东鲁南化肥厂等。安徽淮南化肥厂每年可以产出30万吨的合成氨和52万吨的尿素,气化压力是.5MPa。将激冷流程进行合理的应用,有3台气化炉,目前仍然保持良好的运行状态;上海焦化厂三联供装置的气化压力是4.OMPa,有4台气化炉,将激冷流程进行合理的应用,从而促进甲醇的生产。山东鲁南化肥厂将该项技术用于生产合成氨的原料气,同样将激冷流程进行合理的应用,操作压力是3.OMPa。由于该技术具有较高的专利费,而国内已经成功开发出了拥有自主知识产权的水煤浆气化技术,因此,预计未来国内技术在水煤浆气化装置的新建中会得到广泛的应用。
4、结语
随着社会的发展,人们越来越关注煤气化技术。我国拥有多种多样的煤炭种类和千差万别的煤化工规模,煤气化技术发展不平衡。因此,各个煤化工企业在对煤气化技术进行选择的时候,应该严格根据本厂自身的实际,因地制宜,全面地综合分析所投资的项目,同时全面地了解项目的原料、技术、环保等多方面的问题,然后处理时多加综合优化。只有这样做才能把企业的投资风险降低到最低限度,从而提高企业的经济效益和社会效益。
参考文献
[1]汪家铭.Shell煤气化技术在我国的应用概况及前景展望[J].化工管理,2009,(03).
煤制甲醇工艺概况范文3
1水系统概况
内蒙古某煤化工项目以褐煤为主原料，采用碎煤加压气化技术，通过一系列煤气净化、变换、合成过程，最终产出合格的甲烷气。项目补水水源为地表水，各系统给排水线路简图如图1所示。如图1所示，全厂水系统主要包括废水处理与回用单元、循环水系统、凝结水处理系统、蒸发结晶系统和蒸发塘。其中，废水处理与回用系统包括生化处理、深度处理、膜处理与回用、浓盐水处理等单元；当上述系统中工况不稳定或事故时，部分废水将排入蒸发塘。
2废水处理与零排放现状
在碎煤加压气化炉反应过程中，用于制气的原料煤中有部分成分未完全分解，随煤气夹带出来，在冷却和洗涤过程中生成煤气化废水，其特点是有机物含量高、成分复杂且难生化处理，废水经酚氨回收处理后进入废水处理与回用系统，主工艺流程如图2所示。如图2所示，来自酚氨回收工段的煤气化水、全厂生活及化验污水、初期雨水在调节池混合后经生化、吸附及曝气生物滤池（BAF）处理后进入膜处理单元，超滤出水作为循环系统补水、反渗透出水作为生产水分别回用，废水处理工艺后段设置了超滤、纳滤、反渗透和蒸发结晶处理设施对反渗透浓水、循环排污水进行除盐，并得到脱盐水回用，各主要处理单元的运行及废水回用单元工况如下。
2.1主生化处理单元本项目中，废水首先经水解酸化单元（升流式厌氧污泥床，UASB）及缺氧/好氧（A/O）单元进行有机物降解，COD、总酚变化如图3所示。图3所取废水处理设施运行时间为2014年6月中旬至7月底，主生化处理单元进水COD为1200mg/L-2567mg/L，平均为2020mg/L,总酚为268mg/L-426mg/L,平均为365mg/L；二沉池出水COD为207mg/L-316mg/L，平均为269mg/L，总酚为8mg/L-72mg/L,平均为36mg/L。
2.2废水回用单元废水经主生化单元、吸附和曝气生物滤池（BAF）单元处理后，进入浸没式超滤单元，超滤出水部分作为循环补水，部分进入后段反渗透单元进行除盐，反渗透出水作为生产水补水。超滤产水与部分生产水作为循环系统的补水，循环系统典型水质如表1所示。循环系统控制浓缩倍数为4-5倍，系统排污水和回用段反渗透浓水排入浓盐水膜浓缩系统的预处理单元，对结垢离子进行去除。
2.3浓盐水膜浓缩单元系统包括预处理单元、超滤、纳滤和反渗透单元，设计回收率为70%。各膜系统进水水质如表2所示。反渗透浓水经一级高压反渗透处理后回收部分淡水，其浓水与纳滤浓水排入蒸发结晶单元。
2.4蒸发结晶单元蒸发结晶系统采用三效蒸发，第三效蒸发器排出的浓盐水通过旋流分离器和晶种投加进行结晶，通过离心机分离结晶盐与水。单位蒸汽消耗比设计值为0.35。蒸发系统进出水水质如表3所示。
3废水处理与零排放工作分析与建议
现结合本项目与其他企业水处理设施的设计和运行现状，对影响煤化工废水处理与回用及零排放工作的相关因素进行分析。
3.1水处理工艺及设施废水处理系统能否稳定运行取决于煤气化废水进水水质的稳定性和生化处理系统工艺参数的控制。煤气化废水中酚类、氨氮和生物有毒及抑制性物质多，当生化系统受冲击后，易影响硝化菌的代谢过程，造成出水氨氮偏高，调节工艺的进水流量或改变容积负荷是更为简捷、快速和有效的途径。煤气化废水收到酚氨回收工艺的影响，水温偏高，研究表明温度超过35℃，污泥衰老速度增快，造成污泥松散，导致二沉池漂泥，出水有机物超标，污泥松散与流失易会影响硝化菌浓度，致使氨氮去除效率降低。硝化过程需要较充足的溶解氧，pH宜控制在6.8-7.5，不宜过高。当生化系统参数控制不满足要求时，必然影响废水处理效果。
3.2废水回用及蒸发结晶设施在煤化工企业中，多采用膜处理工艺达到废水回用目的，且回用水多做为循环系统补水，由于循环系统多为开放体系，水体易滋生微生物，这对回用水的处理及循环水系统参数控制提出了更高的要求。
3.2.1废水回用在本项目中，超滤产水做为循环补水，循环排污水经预处理、超滤、纳滤和反渗透系统进行处理。在其他类似化工企业中，循环水系统曾经出现过严重的生物粘泥滋生问题，另研究认为浊循环系统易因废水中的有机物而造成循环水系统的腐蚀，增大了换热器腐蚀，缩短系统使用寿命。结合循环水系统结垢、腐蚀和微生物滋生控制要求，提出以下观点：（1）充分计算水平衡及盐平衡的基础上，将超滤产水经由纳滤处理后做为循环水补水，充分截留进入循环水系统的有机物及结垢因子，减轻循环水系统压力；对循环排污水进行水质研究，充分应用混凝等预处理手段将水中悬浮物及部分有机物去除，应用超滤、反渗透系统对其进行浓缩是可行的。（2）循环系统浓缩倍数不宜过高，应重视换热器泄露问题，特别是酸性气的泄露问题，需建立日常及定期检测机制。（3）在类似废水回用的化工企业中，当循环水系统异常，出现浊度增大时，旁滤系统往往不能满足除浊要求，在控制加药的基础上，需研究建立固定或移动的预处理水处理装置，增大循环水排污量，尽快去除污染因素，避免恶性循环。
煤制甲醇工艺概况范文4
一、2013年行业经济运行概况
主要经济指标基本实现增长预期。国家统计局数据显示，1～11月，全行业规模以上企业28303家，实现主营收入约12.0万亿元，同比增长9.0%，占全国规模主营收入的13.0%；利润总额7761.4亿元，增长9.0%，占同期全国规模利润总额的14.6%；上缴税金8122.2亿元，增长4.9%；完成固定资产投资1.84万亿元，增长19.0%，占全国工业投资总额的11.2%；资产总计9.91万亿元，增幅12.2%。前11个月，实现进出口总额5883.6亿美元，同比增长1.4%，占全国进出口总额的15.6%，其中出口1634.3亿美元，增长3.9%，占全国出口总额的8.2%。1～11月，全国石油天然气总产量（油当量）同比增长3.9%；主要化学品总产量增幅约5.8%。
预计2013年主营收入约13.3万亿元，同比增长9.2%；利润总额约8900亿元，增长8.8%；出口总额1805.6亿美元，增长4.0%。
石油天然气开采业 1～11月，石油和天然气开采业规模以上企业277家，实现主营收入1.21万亿元，同比增长1.6%；利润总额3585.2亿元，下降6.8%；上缴税金2124.3亿元，下降4.5%；完成固定资产投资2559.6亿元，增长27.6%；行业资产总计2.08万亿元，增长6.1%。前11月，全国原油产量1.90亿吨，同比增长1.6%；天然气产量1020.2亿立方米，增长8.9%。
原油加工业 1～11月，原油加工业规模以上企业1320家，实现主营收入3.15万亿元，同比增长3.8%；利润总额343.4亿元，去年同期为亏损129.8亿元；上缴税金3764.0亿元，同比增长7.8%；完成固定资产投资1950.1亿元，同比增长27.4%；资产总计1.51万亿元，同比增长11.4%。前11个月，全国原油加工量4.36亿吨，同比增长3.6%；成品油产量（汽、煤、柴油合计）2.70亿吨，增长4.7%。
化学工业 1～11月化工行业规模以上企业25321家，实现主营收入7.29万亿元，同比增长12.6%；利润总额3598.5亿元，增长12.1%；上缴税金2131.7亿元，同比增长10.3%；完成固定资产投资1.29万亿元，同比增长15.4%；资产总计6.25万亿元，同比增长12.6%；进出口总额3003.4亿美元，同比增长3.0%，其中出口1323.6亿美元，增长4.3%。前11月，全国乙烯产量1475.4万吨，同比增长8.4%；烧碱产量2603.3万吨，增长5.9%；化肥产量6926.2万吨，增长5.5%；合成树脂产量5306.5万吨，增长10.9%；轮胎外胎产量8.79亿条，增长7.5%。
预计全年主营收入约8.07万亿元，同比增长12.5%；利润总额约4270亿元，同比增长11%。
专用设备制造业 1～11月，行业规模以上企业1385家，实现主营收入3447.8亿元，同比增长14.4%；利润总额234.3亿元，同比增长21.5%；上缴税金102.3亿元，同比增长11.2%；完成固定资产投资969.9亿元，同比增长33.1%；资产总计3399.1亿元，同比增长14.7%。前11月，生产石油钻井设备41.9万台（套），同比增长18.2%；炼化专用设备190.4万吨，下降2.8%。
二、经济运行主要特点
（一）经济实现平稳增长
2013年，石油和化工行业经济克服了诸多不利因素，实现了平稳增长。前11月，全行业增加值同比增长9.4%，其中化工行业增幅12.2%。从运行走势上看，上半年行业经济有较明显波动，下半年转入平稳增长。统计局数据显示，一季度全行业增加值同比增长9.0%，上半年为9.1%，其间最低月累计增幅为8.8%；1～7月上升至9.4%，此后一直稳定在这一增长幅度。预计全年增幅9.4%，高于去年约1.1个百分点。其中，化工行业增长12.2%，与上年持平。
主营业务收入增长基本平稳。一季度全行业收入增幅最高，同比达9.5%，上半年为9.3%，前三季度为9.0%，1～11月为9.3%，预计全年增长9.2%，较上年回落约1.5个百分点。其中，化学工业前11月主营收入增幅12.6%，全年预计为12.5%，增幅与上年持平。
（二）产业结构调整继续深化
2013年，行业继续扎实推进产业结构调整，取得明显成效。
一是投资结构继续优化。2013年1～11月，全行业固定资产投资增长19.0%，基本符合预期。三大投资领域中，对化学工业的投资明显减缓。前11月，油气开采、炼油业投资增幅分别达27.6%和27.4%，均较上年大幅加快；而化学工业增速只有15.4%，为历史最低增幅之一，也是近些年来首次低于油气开采和炼油业增长。
从化工各行业看，有机化学原料、涂（颜）料制造等精细化学品和合成材料投资增长较快。1～11月，上述三个子行业投资增幅分别达到30.1%、25.9%和19.2%，大大高于化工行业平均增速；占该行业投资比重分别为19.7%、6.0%和13.0%，均较上年上升，投资继续向技术含量较高、附加值较高的领域倾斜。同时，一些过剩行业投资持续回落。前11月，无机酸行业投资增幅只有1.7%，无机碱则是下降3.2%，磷肥行业投资降幅更是超过32%。
二是产品结构调整加快。数据显示，产业链长、技术含量和附加值较高、市场前景看好的产品产量增长较快，在行业中所占比重大幅上升。从上游能源生产领域看，页岩气、煤层气、煤制气等非常规油气产量大幅增长，所占比重持续攀升。2013年，天然气产量占油气比达到32.6%的历史新高，比上年提高1个百分点。炼油领域，成品油结构发生明显变化。汽、煤油在生产和消费中的占比持续增加，2013年的产量比重分别达到33.2%和8.5%，比上年提高1.3和1个百分点。在下游化工领域，新材料、新技术、新型煤化工等产品产量快速增长。2013年，合成材料产量增幅达到9%，在主要化工产品中占比超过21%，同比分别提高2和1个百分点；有机化学品增幅7%，占主要化工产品的比重近12%，同比提高1.2和0.6个百分点。其中，特别值得关注的是，代表新型煤化工的标志性产品――甲醇，在“甲醇汽车”、甲醇制烯烃技术推动下，近年来飞速增长。2010年以来，平均增幅超过21%，2013年在统计局公布的主要有机原料产量中占比达到51%，比2010年提高逾10个百分点。此外，轮胎行业产品结构调整和技术进步继续加快，引领橡胶制品业结构升级。国家统计局数据显示：2013年子午胎产量增速达到18%，占比较上年提高近10个百分点。
三是技术结构进一步优化。资源类产品在经济增长中的比重呈现持续下降、技术类产品保持上升的趋势。2013年，无机化学原料、化肥等传统化工产品在经济增长中的占比持续下降，有机原料、专用化学品、合成材料等呈上升趋势。2013年，无机化学原料和化肥行业主营收入占化工行业比重分别较上年下降了0.5和0.8个百分点；而有机化学原料和专用化学品则上升了2和0.6个百分点。
一批核心技术取得突破。2013年，石油和化工行业在传统行业技术升级加快，如化肥行业的煤气化技术装备的发展，染料生产工艺的突破与创新；在页岩气的开发也取得技术和产量的突破；在化工装备领域，国产化装备取代了国外进口设备等等。其中，最值得一提出的是现代煤化工技术取得新的进展。
2013年，我国现代煤化工行业发展稳步前行，煤化工技术也不断取得新的突破。煤气化技术国产化进程稳步推进，以航天炉为代表的具有自主知识产权的气化炉技术正在行业内得到广泛认可，与国外引进技术“水土不服”的情况相比，国产气化炉更加“接地气”。另外，在工艺路线方面也进行了新的尝试和探索，如煤制芳烃和煤-油混炼新技术的首次尝试，煤制乙二醇全流程打通并生产合格产品，以及焦油加氢煤炭分质利用新工艺等，这些工艺路线的尝试和探索，都为我国现代煤化工行业发展积累了宝贵的经验。在技术和工艺路线取得新进展的同时，对现代煤化工产品的开发也收获了新的果实。甲醇蛋白的生产不仅开拓了现代煤化工下游产品，还填补了我国在这一领域的技术空白，成为国际上为数不多的掌握此项生产技术的国家之一。甲醇蛋白的开发，为解决饲料供应和提高农畜养殖率提供了新的可能。
（三）经济效益明显改善
2013年，石油和化工行业利润和收入基本实现同步增长，而上年利润则为负增长。同时，企业亏损状况也有显著好转，盈利能力稳中回升，行业整体效益明显改善。
利润同步增长，炼油业贡献最大。2013年1～11月，全行业利润增幅9.0%，与收入增幅持平，预计全年增长8.8%，利润总额约8900亿元。其中，炼油业由上年亏损转为盈利，利润总额约400亿元，对利润增长的贡献率最大，达70%；化工行业贡献率次之，超过60%；由于利润下降，占比最大的油气开采业利润贡献率为负值。利润增长的结构正在改善。
化工行业中，农药、橡胶制品、涂（颜）料和专用化学品等精细化学品利润增速较高。1～11月，农药制造业利润同比增幅35.2%，位居化工各大子行业增幅之首；橡胶制品业利润增幅22.2%，居第二；涂（颜）料和专用化学品利润增速分别为17.1和16.9%，排名第三和第四位。从对化工行业利润增长的贡献率看，专用化学品、基础化学原料（主要为有机原料）和橡胶制品占前三位，分别达到38.2%、27.3%和25.5%；占化工行业利润总额的比重分别为28.6%、21.2%和15.2%。
亏损企业亏损状况持续好转。前11月，全行业亏损企业亏损额同比下降14.5%，亏损面由年初的21.3%缩小至13.7%。其中，油气开采业亏损企业亏损额同比增长28%，亏损面为21.7%；炼油业亏损企业亏损额同比下降43.4%，亏损面为18.3%；化工行业亏损企业亏损额同比增长9.4%，亏损面为13.5%。
盈利能力回升。1～11月，全行业主营收入利润率6.47%，同比持平，比1～6月提高0.21个百分点。其中，化工行业主营收入利润率4.94%，同比持平，比1～6月上升0.42个百分点。进入下半年后，行业毛利率也出现明显企稳回升趋势。前11月为16.25%，比前三季度回升0.2个百分点。其中化工行业毛利率12.44%，比前三季度回升0.3个百分点。
（四）行业出口逆势增长
2013年，面对世界贸易增长放缓，贸易壁垒和摩擦加剧等复杂严峻的外贸形势，行业出口实现逆势增长。海关数据显示，1～11月，全行业进出口总额5883.6亿美元，同比增长1.4%。其中，出口1634.3亿美元，增长3.9%，比上年同期加快3.5个百分点，占全国出口总额的8.2%。预计全年出口增长4.0%，2008年以来，出口增长首次超越进口。
橡胶制品出口一枝独秀。1～11月，橡胶制品出口金额430.9亿美元，同比增长8.9%，增幅比上年提高1.7个百分点，占石油和化工行业出口总额的26.4%，是行业贸易顺差的主要来源。在其它主要出口产品中，农药和成品油出口额大幅增长。增速分别达到32.1%和33.4%，分别占全行业出口总额的2.1%和9.2%，均较上年明显上升。前11月化肥出口1758.5万吨（实物量），同比增长12.0%，出口总额57.2亿美元，下降10.5%。
中、西部地区出口增速相对较快。1～11月，东部地区进出口总额5142.9亿美元，同比增长2.1%，其中出口1365.5亿美元，增幅3.8%；中部地区进出口总额284.3亿美元，下降10.1%，其中出口146.1亿美元，增长4.4%；西部地区进出口总额456.5亿美元，增长1.6%，其中出口122.7亿美元，增幅4.1%。中、西部地区出口增速持续加快，占出口比重也有上升的趋势。
贸易国进一步拓展，区域结构继续改善。近年来，石油和化工行业对外出口地不断扩展，2013年，上升至230个国家和地区，较上年又增加5个，遍布全球各地。在贸易面拓展的同时，区域贸易结构也得到改善。传统出口最大目的地美国、中国香港、日本等国家和地区占比继续下降，金砖国家和其他发展中国家占比持续上升。数据显示，2013年对美出口额占比为14.5%，较上年下降0.3个百分点；对香港地区出口额占比7.3%，同比下降0.6个百分点；对日出口额占比降至5.9%，降幅最大，达0.8%。对金砖国家出口占比保持稳中上升趋势，2013年占比首次超过11%，较上年提高0.2个百分点。2013年出口增量主要来自其它地区和发展中国家。
（五）区域经济结构继续改善
东中西部产业布局进一步优化，特别是西部的原材料产业和东部的高技术产业发展加快。2013年，东部地区纯苯产量占全国比重达到70%，子午胎占比超过82%，合成纤维单体超过92%，产品加快向中高端、精细化发展；中部地区根据自身优势，大力发展化肥、精细化学品等产业。其中，尿素占全国总产量的39%，化学试剂占29%，农药占31%；西部地区天然气产业、煤化工等发展迅速。2013年，西部地区天然气产量占全国比重达82%，电石产量达88%，甲醇占比近50%。各区域的优势和特点进一步显露。
西部地区投资增速继续领先。国家统计局数据显示，石油和化工行业投资重点继续向中、西部地区倾斜。前11月，西部地区投资增幅达24.5%，东部和中部地区投资增幅分别为20.7%和12.9%，西部地区增速明显领先；中西部地区投资额占全行业比重保持在51%以上，投资继续向中西部地区倾斜。
区域经济增长趋于平衡。1～11月，东部11省市主营收入7.92万亿元，增长9.6%；中部8省主营收入2.10万亿元，增长8.4%；西部12省市区主营收入1.97万亿元，增幅7.2%。在区域经济条件差别较大、宏观经济形势艰难的背景下，地区收入增长保持了基本同步，中、西部地区经济在行业中的占比保持稳中上升趋势，地区经济发展更趋协调、平衡。
三、当前行业经济运行中的主要问题
一是部分行业产能过剩问题依然突出。今年以来，部分行业产能扩张仍在继续，装置开工率持续走低，市场竞争激烈，价格长期低位徘徊。最新数据显示，2013年，尿素产量装置平均利用率维持在80%左右，即便如此，由于产能释放过大，供需失衡，市场竞争十分激烈，价格持续走低。监测显示，尿素市场年均价只有1920元/吨，三年来最低，同比跌幅达13.4%；受此影响，氮肥行业效益大幅下滑，利润同比降幅达65%。无机盐、无机碱行业市场竞争更为残酷，价格连连下挫。全年烧碱装置平均利用率在75%左右，纯碱装置平均利用率80%上下；烧碱（片碱）市场年均价为2650元/吨，同比下跌18.4%，液碱（32%离子膜）均价706元/吨，跌幅23.3%；纯碱（重灰）市场年均价1440元/吨，同比下跌7.1%，轻灰均价为1340元/吨，跌幅8.7%。1～11月，无机碱行业利润在去年同期大幅下降的基础上，再度下降4%，无机盐行业降幅为5%。数据还显示，2013年聚氯乙烯装置利用率不足65%，甲醇更低，不足60%，聚氯乙烯和甲醇价格长期低位徘徊，行业处于亏损边沿。部分行业的产能过剩，已成为影响全行业结构调整和经济平稳运行的突出风险。
二是成本管理差距较大。这一问题在化工行业表现尤为突出。尽管化工行业自身进步明显，但与其它行业相比，成本管理差距较大。统计数据显示，1～11月，化工行业100元主营收入成本87.56元，同比增加0.61元，高出全国规模工业100元主营收入成本近2元，差距很大。盈利能力也明显低于全国规模工业平均水平。前11月，化工行业主营收入利润率为4.94%，全国规模工业为5.77%，低了0.83个百分点。
三是创新能力还不能适应产业结构调整的要求。近年来，行业的创新能力虽然稳步提高，但与产业和产品结构调整的要求仍有很大差距。面对快速发展变化的市场，难以应对，一些畅销产品，很快变得过时、过剩，又不得不大量进口。海关数据显示，1～11月，我国净进口有机化学品达2420万吨，同比增长10.5%；净进口合成树脂2428万吨，比去年同期小幅下降3%，但却是同期国内合成树脂总产量的45.7%。两者之和接近5000万吨，如此巨大市场，我们却长期徘徊在。从进口来源地看，主要来自中东地区的伊朗、沙特，以及周边的韩国、日本和我国台湾地区。我产品无论是在质量，还是在品种、档次上与上述国家和地区都存在很大差距，尤其是有机化学原料领域，质量和技术差距近年来有扩大的趋势。关键在于国内不少企业创新意识、创新能力较差，这种现况应引起行业内的高度重视与反思。
四是安全环保形势严峻。2013年，有关行业安全生产和环境责任事故频发，据不完全统计，仅下半年来较大事故就多达15起，给人民生命财产造成巨大损失，也给行业发展带来不利影响。日前，工信部又了对《石化和化学工业节能减排指导意见》公开征求意见。《意见》提出，到2017年底，石化和化学工业万元工业增加值能源消耗比 2012 年下降 18%，重点产品单位综合能耗持续下降，全行业化学需氧量、二氧化硫、氨氮、氮氧化物排放量分别减少 8%、8%、10%和 10%，单位工业增加值用水量降低 30%，废水实现全部处理并稳定达标排放，水的重复利用率提高到 93%以上，新增石化和化工固体废物综合利用率达到75%，危险废物无害化处置率达到 100%。为达成上述目标，《意见》还提出，2015年底前要淘汰200万吨/年及以下常减压装置、380 万吨电石落后生产能力；控制氮肥、磷肥、“三酸两碱”、电石等高耗能、大宗基础化学品的总量，淘汰或改造其中部分能耗高、污染重的产能和装置，提高新建项目的能效和环保门槛。短期内，安全环保将会大幅提高行业的运营成本，并对经济增长产生重大影响；但长远看，对行业转型升级，提高经济运行质量意义深远。
四、2014年主要市场和经济增长指标预测
展望2014年，尽管宏观经济运行还存在下行风险，但是，促进行业经济平稳运行的有利条件仍大于不利因素。党的十三中全会描绘了我国社会经济两个一百年的宏伟发展蓝图。随着全面改革的不断深化，新型城镇化建设和农业现代化的推进，以及环保产业的崛起和国家创新驱动战略的实施，都将为石油和化工行业提供新的需求，创造新的经济增长点。内需将是石油和化学工业保持长期平稳较快发展的不竭动力。
根据当前宏观经济发展状况以及行业经济运行趋势，预计2014年石油和化工主要产品市场需求将保持适度增长，行业价格总水平较今年持平或有所反弹；行业经济运行总体保持平稳。
（一）国际原油市场
2013年，世界原油价格总水平虽较上年有所回落，但仍维持在100美元/桶上方，自2011年突破100美元后，连续第三年保持高位。主要市场中，WTI原油年均价（普氏现货，下同）为97.8美元/桶，同比涨幅3.6%；布伦特原油年均价108.6美元/桶，同比跌幅2.7%；大庆原油均价104.1美元/桶，同比跌幅8.4%。三地原油平均价格为103.5美元/桶，同比下跌2.9%，是2009年以来的第二次下跌。
全球原油消费保持低速增长。BP能源报告显示，2012年世界原油消费量41.31亿吨，增幅1.2%。根据全球经济增长和原油消费情况，预计2013年世界原油消费量在41.71亿吨上下，增幅1.0%；2014年世界原油消费增幅约为1.2%，略有加快。全球石油消费增长进入一个相对较缓、相对平稳的时期。
2014年国际油价将保持大体稳定。目前，国际石油供需基本平衡，供给相对宽松，热点地区局势总体趋向缓和，美国能源自给率快速上升，这些为未来国际油价保持基本稳定奠定了基础。根据当前市场情况及油价运行走势，预计2014，国际原油现货价格总水平与上年大致持平。其中，WTI原油均价在95美元～100美元/桶上下；布伦特原油均价在105美元～110美元/桶左右；大庆原油均价大约在100美元～105美元/桶之间。
（二）国内油品市场
截至2013年末，我国一次性原油加工能力逾7亿吨/年，已显现出过剩的迹象。2006～2012年，我国原油表观消费量年均增幅为6.8%。随着宏观经济增长放缓及新能源的开发利用、能源效率的提高，国内油品的市场需求增速减缓将成为长期趋势。根据目前我国宏观经济增长与能源消费之间的变化情况，预计2013年国内原油表观消费量约4.89亿吨，同比增长约3%；天然气表观消费量约1645亿立方米，增长15.5%；成品油表观消费量约2.87亿吨，增长3.5%，其中柴油表观消费量约1.70亿吨，与上年大致持平。2014年，原油表观消费量约5.1亿吨，同比增长4%；天然气表观消费量约1880亿立方米，增幅15%；成品油表观消费量约为3.02亿吨，增幅4.5%。
2014年国内成品油价格主要随国际原油价格波动。根据对2014年国际油价的基本判断，以及近10年来成品油价格运行特征，预计国内成品油价格总水平大致与2013年持平。其中，0#柴油年均价在8510元/吨上下，同比持平；93#汽油均价约9950元/吨，涨幅0.2%。
（三）农用化学品市场
2013年，受天候、科学施肥技术推广等综合因素影响，化肥市场消费增速较上年显著回落，预计全年化肥表观消费量约为7370万吨（折纯，下同），增幅为4%，其中尿素表观消费量约2850万吨，增长5%。2014年，国家对“三农”的政策扶持力度将继续加强，农业对化肥的需求将保持平稳增长，预计化肥表观消费量约7700万吨，增幅4.5%左右，基本接近常年平均增长水平。
2014年在消费增长相对平稳的情况下，化肥的市场价格主要取决于成本（煤炭、天然气价格）、产能释放程度、出口增长情况等三大因素。当前，化肥市场供需总体上严重失衡，市场跟踪显示，化肥生产企业平均开工率越高（超过85%），市场竞争就越激烈，价格也越低。分析认为，化肥行业产能的释放程度将是决定2014年市场价格走势的最主要因素。如果行业产能利用率控制在80%以内，将会对产品价格形成支撑，在此条件下，预计尿素年均市场价格将重返2000元/吨上方，涨幅4%左右；磷酸二铵年均价在3100元/吨上下，涨幅约3.5%；国产氯化钾均价在2700元/吨左右，涨幅约8%。化肥行业的整体效益也将会好于上年。
（四）基础化学原料市场
2013年，基础化学原料市场需求增长总体上较上年略有加快。其中，无机原料表观消费量增幅约6%，同比提高0.5个百分点；有机原料表观消费量增幅约7%，比上年加快1个百分点。预计主要基础化学原料中，乙烯表观消费量约1785万吨，增长9.5%；甲醇表观消费量约3300万吨，增长5%；烧碱表观消费量约2690万吨，增幅6%。2014年，基础化学原料市场需求总体上将会延续平稳增长态势。预计无机化学原料表观消费量增幅约为6%，与上年基本持平；有机化学原料增幅约8.5%，较上年有所加快。其中，乙烯表观消费量约1945万吨，增长9%；甲醇表观消费量约3550万吨，增长7.5%；烧碱表观消费量约2850万吨，增幅6%。
2014年，根据目前市场走势判断，我国无机化学原料市场受成本支撑会有所反弹，由于上年深度下跌，所以显得反弹力度稍有大些，但在产能过剩重压之下，市场竞争激烈，整体上仍将是相对低迷的局面；有机原料市场总体将继续稳中趋升的格局，价格主要随国际大宗商品价格走势而波动。预计烧碱（片碱）的市场年均价格在2800元/吨上下，涨幅5.5%；纯碱（重灰）年均价在1550元/吨左右，涨幅7.5%；电石均价约3100元/吨，涨幅6%；丙烯市场均价约为10400元/吨，微涨0.6%；纯苯（石油级）年均价约为9500元/吨，与上年大致持平；甲醇（一级，净水）年均价约2900元/吨，涨幅4%。基础原料市场总体上可能好于2013年。
（五）合成材料市场
2013年，我国合成材料表观消费总量约为1.41亿吨，增幅3%，同比回落2个百分点，需求增长减缓。其中，合成树脂表观消费量约8500万吨，增长6.5%；合成纤维单（聚合）表观消费量约5100万吨，降幅2%。预计2014年，我国合成材料表观消费总量约为1.47亿吨，增幅4.5%，虽较上年有所加快，但仍是历史的较低增幅之一。其中，合成树脂表观消费量约9100万吨，增幅7.5%。
2014年我国合成材料市场进口依存度较高，市场潜力较大。目前，合成树脂进口依存度超过30%，合成纤维单体达到35%左右，合成橡胶超过24%。我国通用合成材料市场面临周边和中东地区的严峻挑战，竞争异常激烈。展开差异化竞争，巩固通用料市场，重点争夺中高端市场，是我国合成材料产业未来发展的必然战略取向。根据目前市场走势和未来原油价格的判断，预计2014年合成材料市场价格总体或稳中趋升。其中，聚氯乙烯（LS-100）年均价在7200元/吨左右，涨幅约3%；高密度聚乙烯（5000s）均价在11600元/吨上下，涨幅约0.5%；聚丙烯（F401）均价约为11400元/吨，涨幅约2.5%；己内酰胺均价可能回升至19000元/吨，涨幅约3.5%；丙烯腈回升幅度稍大，约为7%，均价达14000元/吨左右；丁苯橡胶（1500）均价可能反弹至14500元/吨上下，涨幅5%；顺丁橡胶均价约为15000元/吨，升幅6%。
（六）2014年主要经济增长指标预测
初步预测，2014年石油和化工行业主营收入约14.56万亿元，同比增长9.5%；其中，化学工业主营收入约为8.91万亿元，增长10.5%，
2014年，预计全行业利润总额约9800亿元，增幅约10%。其中，化工行业利润总额约4800亿元，增幅约12%；
2014年，预计原油表观消费量约5.1亿吨，同比增长4%；天然气表观消费量约1880亿立方米，增幅15%；成品油表观消费量约为3.02亿吨，增幅4.5%。预计主要化工产品表观消费总量增幅约5%。其中，化肥表观消费量约7700万吨，增幅4.5%；乙烯表观消费量约1945万吨，增长9%；甲醇表观消费量约3550万吨，增长7.5%；烧碱表观消费量约2850万吨，增幅6%；合成材料表观消费总量约为1.47亿吨，增幅4.5%，其中合成树脂表观消费量约9100万吨，增幅7.5%。
五、2014年行业重点工作
2014年是全面贯彻落实党的十八届三中全会精神、全面深化改革的第一年，也是完成十二五规划至关重要的一年。石油和化工行业要继续坚持稳中求进的总基调，紧紧抓住调结构、转方式这根主线，抓住机遇，迎难而上，把各项工作推向新的高度。
（一）切实做好农用化学品市场的保障服务工作
2013年，我国农业粮食生产连续实现了“十连增”，农用化学品的保障功不可没。中央经济工作会议将“切实保障国家粮食安全”作为2014年工作第一要务。刚刚召开的中央农村工作会议也明确提出，要坚持以我为主的国家粮食安全战略，中国人的饭碗任何时候都要牢牢端在自己手上。维护我国农业稳定、持续发展，做好农用化学品的保障工作，是石油和化工行业的首要任务。
一要坚决保证国内市场化肥、农药、农膜等重点农资产品的充裕供应，促进供需平衡，稳定市场价格。2014年国内化肥、农药的产能还会增加，结构性过剩仍将存在，而且运价、水价、人工等成本上升，气价上涨，供应季节性短缺等，都将对企业的生产经营产生较大影响；随着国家环保力度进一步加大，生产企业的压力也会继续增加。从需求看，2014年，国内化肥农药的需求仍将保持稳定增长；国际农化品市场需求将进一步复苏。不久前，国家降低了2014年化肥产品的出口关税，预计化肥农药的出口将继续加快。因此，明年国内农化产品企业需认真组织安排好生产经营，合理调节出口比重。联合会将积极引导企业生产销售，及时反映企业诉求，协助解决生产、销售中的矛盾和问题；做好国内市场供需监测和协调工作，力求资源总体平衡，价格基本稳定。
二要加快推进化肥农药产品的技术进步和结构调整。引导、鼓励企业发展增值肥料、缓控释肥、生物有机肥料、高效低毒农药以及测土配方技术等，积极向农业部等主管部门建议，将尿素硝酸铵溶液等的推广、使用纳入水肥一体化工程中，在施肥设施建设方面给予必要扶持，降低或免征新型生态高效化肥、农药的增值税。支持鼓励生产企业发挥创新主体作用，重视现有生产工艺、装备等的技术改造，节能减排技术措施的优化和提升。
三要继续加大打假力度，净化市场，保护好农民利益。农资打假不仅关乎企业和农民的切身利益，也是关乎食品安全、农业持续稳定发展的全局问题。因此，我们要从战略高度加强这方面的工作，积极配合政府相关部门，采取有效措施，严厉打击制售假冒伪劣农资等违法犯罪行为，规范市场秩序，确保农资供应质量可靠，从源头上提高农产品质量安全水平。
（二）加快推进以化解产能过剩为重点的产业结构调整工作
产能过剩是影响当前行业经济平稳运行的一个不可忽视的因素。2013年，我们在化解产能过剩方面做了大量工作，年初成立了由各专业协会、相关研究机构、企业组成的专题工作组，通过实地调研分析、与企业深入交流，对行业进行把脉会诊，完成了《化解产能过剩矛盾专题研究报告》的编制工作，并将炼油、氮肥、磷铵、氯碱、纯碱、电石、甲醇、氟硅等八个行业化解产能过剩的对策建议上报国家发改委、工信部、国家能源局、国资委等相关部门，抄送地方行业主管部门及协会。这八行业目前在整个石化行业中产能过剩问题比较突出，是未来我们化解产能过剩工作的重点。
应当看到，部分行业的产能过剩问题，是在过去长期快速发展中形成的，原因也很复杂。因此，必须紧密结合行业发展实际，认真贯彻落实中央提出的“尊重规律，分业施策，多管齐下，标本兼治”的方针，努力化解产能过剩。一要积极配合政府加强产业政策和标准的制定、修订，提高准入门槛，完善产业政策。要充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，坚持通过市场机制解决产能过剩问题。二要利用产能过剩契机，加快推进产业结构调整。产能过剩也为产业转型升级提供了方向和动力。三要强化对过剩行业产能情况的监测预警，对出现的新情况、新问题及时提出对策建议。通过化解产能过剩矛盾，实现产业结构的优化，创新能力的突破，产品的脱胎换骨，竞争力的全面升华。
（三）全面提升安全环保工作水平
2014年我们要把安全环保管理和生态文明建设放在更加突出的位置，抓实抓好，抓出新成效。一是要严格安全环保管理，采取有效措施，防止和减少重大安全生产和环保事故，努力提高全行业安全生产和环保管理水平。二是要进一步加大对责任关怀宣传的力度，进一步提高企业对责任关怀与SHE安全管理体系的认识，集中力量开展责任关怀与绿色石油化工的宣传活动，引导企业深入实施责任关怀，把安全环保工作从围墙内扩展到围墙外。三是继续推进和完善行业能效“领跑者”制度，增加一批产品企业行业的能效“领跑者”，推进企业能源管理中心建设，培养一批企业责任关怀典型，创建一批“化工清洁生产绿色园区”。
（四）积极培育新的经济增长点
近年来，随着宏观经济增速放缓，结构调整加快，石油和化工行业中的传统产业和产品需求出现放缓趋势，特别是一些大宗类的石油和化工产品，收入增速降低，效益明显下滑，很大程度上影响到行业整体增速。培育新的增长点，成为行业实现经济持续平稳健康运行的关键所在。
首先，要紧跟需求结构变化，大力发展战略性新兴产业。十报告指出，要“推动战略性新兴产业、先进制造业健康发展。” 目前我国经济正处在增长阶段转换和寻求新平衡的关键时期，处在传统竞争优势逐渐削弱、新兴优势逐渐形成的过程中，石油和化学工业要由大变强，必须抓住这个机遇，赢得主动。当前和今后一个时期，高端化、差异化和专用性化学品的终端消费市场增长势头强劲，环保、航空航天、汽车制造、计算机、电子产品等领域急需的特种、高端化学品供给严重不足。我们的结构调整，要紧紧盯住市场发展的前沿，围绕工业化、城镇化、农业现代化建设的配套需求，主动调整产业和产品结构，加快企业转型升级，发现和培育新的增长点。一是大力发展化工新材料，二是加快发展高端专用化学品，三是配套发展新能源产业，四是积极发展生物技术替代传统工艺。
其次，要大力发展生产业，特别是能够为行业的结构调整、产业升级、清洁生产、节能减排等提供技术支撑的服务业，如科研创新、工艺优化、设备升级、能源合同管理服务等。现阶段及今后时期，行业对这些方面的服务需求会越来越大，一方面我们要通过鼓励企业加强投入，自主创新；但另一方面，我们也要积极培育市场力量，推进创新服务体系建设，搭建战略合作联盟等平台，强化知识产权的创造、运用、保护和管理，加强对外科技交流与合作，大力培育和发展中介性的生产服务组织和机构，注重引进技术的消化吸收再创新，更好地支撑行业由大变强。
（五）创新经济运行监测工作
煤制甲醇工艺概况范文5
关键词：40吨级非公路天然气车； 露天矿； 使用分析
中图分类号：U473文献标识码： A
一、龙化公司概况及燃气车应用背景
中煤龙化公司是中煤能源集团公司所属，集露天煤矿开采、煤化工、城市燃气生产与输送于一体的大型煤炭化工企业，下属企业主要有一厂一矿，现年生产原煤360万吨、剥岩2800万立方米、煤制甲醇25万吨、煤制天然气一亿标准立方米。2010年以来，为降低运输成本，提高经济效益，龙化公司凭借自产煤制天然气的优势，开展了全方位的“油改气”工作研究与实践，购进了40吨级非公路CNG天然气自卸车145台，其中机械挡燃气车45台、自动挡燃气车100台，用于露天矿剥岩运输； 25吨级公路CNG 燃气自卸车70台用于露天矿原煤运输和辅助运输，燃气牵引车20台用于甲醇、火烧岩等外运。2012年，加大了油改气工作力度，将50台燃油公务用车改装成油气两用车，2013年购置7台皮卡油气两用车，龙化公司燃气车数量达到292台。各类燃气车都取得了良好的经济效益。其中，40吨级非公路燃气自卸车是龙化公司“油改气”项目的主要车辆，原特雷克斯燃油车型的更新换代产品，承担龙化公司露天矿运输岩石任务，为龙化公司创造了很好的经济效益。
二、40吨非公路燃气车主要设计指标
40吨燃气车包括机械挡和自动挡两种车型。龙化公司与一汽集团合作，经过现场试验，最终40吨机械挡燃气车要求出车率达到70%。在运距2公里，单车年运量12.5万m3，单车年周转量为25万m3km，在年运行300天时，单车月周转量2.5万m3km； 40吨自动挡燃气车要求出车率达到80%，在运距2公里，单车年运量18万m3，单车年周转量为36万m3km，在年运行300天时，单车月周转量3.6万m3km。
三、40吨燃气车出车率逐年对比情况
表一燃气车出车率逐年对比表
时间 车型 设计出车率（%） 实际出车率（%）
2011年 机械挡 70 82
2012年 机械挡 70 71.6
自动挡 80 84
2013年 机械挡 70 65.7
自动挡 80 78.1
2014年上半年 机械挡 70 71.2
自动挡 80 85.1
（一） 2011年龙化公司经过现场试验、考察及商务谈判，购进380马力40吨级机械挡燃气车45台。经过现场运行，45台机械挡燃气车出车率为82%，超过了设计指标。
（二） 2012年龙化公司将燃气车剥岩运输工作作为重点效益型工作来抓，购进420马力自动挡燃气车100台，出车率为84%，原45台机械挡燃气车出车率为71.6%，均超过了设计指标。
（三） 2013年龙化公司在前几年的工作经验基础上制定并实施了多项技术措施，自动挡燃气车在出保的情况下运行350天，100台自动挡燃气车出车率达到78.1%，略低于设计指标，但比2012年实际出车率明显降低，主要原因是燃气车车况下降，5月份前在质保期内，厂家维修、配件供应存在严重不及时现象，影响了出车率。45台机械挡燃气车出车率为65.7%，未达到设计指标，主要原因是车况下降，发动机故障频繁的难题没能解决。
（四） 2014年上半年（1月份停产），自动挡燃气车100台运行149天，出车率85.1%，45台机械挡燃气车出车率为71.2%，均超过了设计指标。主要原因是加强车辆运行管理，加大维修力度，机械挡发动机故障频繁的难题通过加大瓦片和磨轴配瓦的方法得到了解决。
通过对各年40吨燃气车出车率统计数据分析，可以看出，2013年由于外部原因影响，出车率未达到设计指标，其它年份均达到了设计指标。
四、40吨燃气车单车月周转量逐年对比情况
表二 单车月均周转量对比
时间 车型 单车月运量（万 m³） 平均运距（ km） 单车月周转量设计值（万 m³km） 单车实际月周转量（万 m³km）
2011年 机械挡 1.01 2.0 2.5 2.02
2012年 机械挡 0.85 2.35 2.5 2.00
自动挡 1.50 2.66 3.6 3.99
2013年 机械挡 0.64 2.91 2.5 1.86
自动挡 1.38 2.60 3.6 3.59
2014年上半年 机械挡 0.41 3.44 2.5 1.41
自动挡 1.56 2.55 3.6 3.98
（一） 2011年机械挡燃气车在平均运距2公里的情况下，单车月运量1.01万m3 ，单车月周转量为2.02万m³km，未达到设计指标2.5万m³km。主要原因是，380马力机械挡燃气自卸车发动机功率小，爬坡能力低，车速慢，运岩趟数少，致使周转量低。该车型不适合用于我公司长大陡坡、运行需频繁倒档的露天坑下使用。因40吨机械挡燃气车效率低，龙化公司与一汽厂家经过对40吨机械挡燃气车辆技术规格优化，最终将40吨机械挡燃气车优化为发动机420马力，变速箱采用自动挡变速箱。
（二）2012年自动挡燃气车在平均运距2.66公里的情况下，月运量1.5万 m3/台。单车月周转量3.99万m³km ，超过设计指标3.6万m³km；机械挡燃气车在平均运距2.35公里的情况下，单车月运量0.85万m3 ，单车月周转量为2万m³km，未达到设计指标2.5万m³km。
（三） 2013年自动挡燃气车在平均运距2.6公里的情况下，月运量1.38万m3/台，单车月周转量3.59万m³km。单车月周转量基本达到设计指标3.6万m³km机械挡燃气车在平均运距2.91公里的情况下，单车月运量0.64万m3 ，单车月周转量为1.86万m³km，未达到设计指标2.5万m³km。
（四） 2014年上半年自动挡燃气车在平均运距2.55公里的情况下，月运量1.56万 m3/台。单车月周转量3.98万m³km，超过设计指标3.6万m³km。机械挡燃气车在平均运距3.44公里的情况下，单车月运量0.41万m3 ，单车月周转量为1.41万m³km，未达到设计指标2.5万m³km。
从对历年40吨燃气车周转量统计数据，可以看出，40吨机械挡燃气车均未达到设计指标。40吨自动挡燃气车均达到设计指标。
四、40吨自动挡燃气车逐年经营指标对比情况
表三40吨燃气车生产成本对比表
时间 车型 年运量（万m3） 平均运距（km） 单位成本（元/m3km） 节约成本（万元）
年度计划指标 特雷燃油车单位成本 年度实际指标
2011 机械挡 244 2.0 4.42 5.0 4.10 439.2
2012年 机械挡 384.5 2.35 4.42 5.0 4.43 515.08
自动挡 1266.6 2.66 4.09 5.0 4.09 3065.9
2013年 机械挡 286.8 2.91 4.42 5.0 5.41 -341.4
自动挡 1582.4 2.60 4.09 5.0 3.94 4361.1
2014年上半年 机械挡 185.2 3.44 4.22 5.0 4.24 494
自动挡 780.9 2.55 4.09 5.0 3.96 2070.9
合计 4730.4 10604.78
（一） 特雷克斯燃油车以2011年满负荷运行全年实际数据统计为基础，生产成本5元/ m³km。
（二） 如果针对100台自动挡燃气车从2012年3月陆续到货投入运行至今，运岩总量为3629.9万m³，平均运距2.6公里，与特雷克斯燃油车比，取得经济效益为9497.9万元。
（三） 如果针对145台燃气车从2011年投入运行以来至今运岩总量为4730.4万m³，节约成本总计10604.78万元。其中：
2011年燃气车运岩总量为244万立方米，节约成本439.2万元。
2012年燃气车运岩总量为1651.097万立方米，节约成本3580.98万元。
2013年燃气车运岩总量为1869.275万立方米，节约成本4019.7万元。
2014年上半年，145台40吨燃气车共完成运岩966.13万m3。与燃油车相比，节约成本2564.9万元。
经统计40吨机械挡燃气车单位平均成本4.61元/ m³km，比燃油车降低0.39元/ m³km，节约率8%，40吨自动挡燃气车单位平均成本4.00元/ m³km，比燃油车降低1.00元/ m³km，节约率20%，40吨燃气车单位平均成本4.14元/ m³km，比燃油车降低0.86元/ m³km，节约率17%
五、运岩车辆“油改气”工作采取的主要措施
（一）与车辆制造厂家结成战略合作伙伴关系
为了促进剥岩运输油改气工作推进与确保预期目标的实现，龙化公司与制造厂家形成战略合作伙伴关系，建立起了龙化公司与一汽解放公司高层定期会晤、中层随时沟通的机制。自运岩车辆“油改气”以来，龙化公司与燃气车生产厂家、主要配套厂商高层的互访、交流达到12次，中层交流互访达到40余次，积极推进剥岩运输油改气项目。
（二）将剥岩运输油改气工作做为日常重点工作来抓
坚持龙化公司党政班子月度听汇报，职能部室半月进行专题调研与检查，所属企业每周组织使用单位、车辆制造厂家、车辆售后服务站、配套厂家等单位的技术人员召开燃气车专题协调会议，确保了燃气车辆故障能随时发现、随时解决。
（三）建立设备性能改进良性循环
龙化公司与车辆制造厂家共同对提高车辆的性能、质量、可靠性进行研究，龙化公司针对使用情况提出问题，生产厂家研究解决方案，不断解决提高车辆装备使用性能。通过高层定期会晤，中层随时技术交流，从解决车辆运行中存在的问题入手，形成快速发现问题、快速反馈问题、快速研究问题、快速解决问题的良性循环，促进制造厂家不断提升产品质量与服务质量，确保了车辆性能不断得到改进。
（四）协调厂家推进影响车辆运行关键问题的解决
龙化公司针对露天矿采区作业面深度大，坡度陡，弯道多，运距长等不利因素，通过与厂家交流会晤，研究车辆存在问题解决方案，确定责任部门、责任人，解决措施，时间节点，如期攻克一系列重大课题，满足了车辆运行要求。
1．针对自动挡燃气车集中出现发动机高温、无力现象，龙化公司与汽车制造厂家有关人员专题研究，探讨解决办法，通过更换更高质量的火花塞、点火线圈和调整气门间隙及加装辅助水箱、风扇的方法得到了基本解决；
2．协调生产厂家将车窗玻璃更换为安全夹胶风挡玻璃，确保了驾驶员在运行中的安全。
3．针对后大箱翘尾短、坡角小出现的撒货问题，协调厂家落实整改，现达到了安全使用及现场运行要求；
（五）狠抓小改小革，确保车辆的安全高效使用
1．针对燃气车后侧视线不良存在的安全隐患，在驾驶室内部为燃气车设计并加装举斗声光报警装置，弥补了举升设计缺陷，减少了事故发生；
2．针对露天矿道路条件差而经常出现油底壳刮漏现象，通过安装油底折叠护板，解决了设计缺陷，保证了坑下运行过程中发动机油底安全；
3．针对衡轴支架孔磨损严重、螺栓经常断裂，且维修更换用时较长问题，通过加大螺栓直径，提高螺栓强度的办法使问题得到解决；
4．针对潍柴发动机故障频繁的问题，采取了使用加大瓦片和磨轴配瓦的方法，使问题得到解决，目前潍柴发动机运行比较稳定；
5．针对底盘故障高的现象，对整车前悬挂系统进行改造，将原来铰接式后支点改为滑板式支点，取得了明显的效果，降低了该部位的故障率，综合出车率提高了3%。
（六）实时跟踪燃气车使用情况
按月份对燃气车生产运行进行统计分析，总结管理和使用经验。为持续改进打牢基础。通过实验――发现问题――解决问题――性能提升――再一次试验循环管理，实现了设备性能的持续提升。