6月12-13日，“第十三届洁净煤论坛2014”在北京召开，本届大会以“亚洲新能源局势下的洁净煤产业动态聚焦”为主题，来自中国煤炭协会、发改委能源研究所、美国能源部、中国华能集团、中石化经济技术研究院等国内外嘉宾集聚一堂，探讨国际洁净煤产业趋势解析与展望、大型燃煤发电项目建设新进展及产业新规划、煤炭深加工与综合利用产业前沿技术聚焦、前沿洁净煤技术聚焦及案例分享等热点问题。煤炭信息研究院项目主任孙超和中国石化经济技术研究院高级专家闵剑分别做了关于煤化工方面的发言。下面是由北极星节能环保网整理的会上发言：
煤化工行业CO2捕集现状与发展
孙超（煤炭信息研究院项目主任）
煤化工行业发展现状：1.煤炭逐步由燃料为主向燃料和原料并举过渡；2.近些年来，基于煤炭气化的新型煤化工得到了快速发展；3.“十一五”期间，在煤炭液化、煤制烯烃、煤制乙二醇、煤制天然气等方面的示范工程取得了阶段性成果。
我国煤制天然气项目进展：大唐克旗项目2013年12月底开始向北京供应煤制合成天然气。
庆华项目于2013年12月底向中石油伊霍支线供气。另据不完全统计，2013年至少有13个煤制天然气项目获得国家发改委路条（允许进行项目前期工作函）。
新型煤化工产业发展存在的资源环境影响：1.能源转换效率偏低；2.煤炭资源和水资源消耗量大；3.巨大的温室气体排放压力。
煤化工的未来发展：“十二五”期间，国家将在煤制天然气、煤制烯烃、煤炭液化等新型煤化工方面部署重大示范项目；新型煤化工将集中在新疆、内蒙、陕西、山西等地区；从产业规模和环境角度提升准入门槛；温室气体排放已经引起重视；推进煤化工行业CCUS一体化示范。
煤化工项目CO2排放特征：由于煤的氢/碳原子比较低，以煤为原料生产油品和化学品的过程中一般都伴随着氢/碳原子比的调整，从而排放一定量的CO2。1.低浓度排放源：尾气排放，包括燃料气燃烧、自备电厂排放、部分燃料煤燃烧排放；2.高浓度排放源：酸性气体脱除环节（即粗气净化环节，如低温甲醇洗）。合成粗气变换后净化环节（通常为低温甲醇洗）具有排放占总量比例高，排放浓度高的特点，是煤化工项目中实施二氧化碳捕集的重点。与其他工业过程相比，CO2脱除过程本身就是煤化工项目工艺过程的必要的一部分，排放浓度高，可减少额外的投入，大大降低捕集成本，这也是煤化工项目开展CO2捕集的优势之一。
煤化工行业的主要捕集技术：1.典型碳捕集示范项目中采用的CO2分离技术（化学溶剂胺吸收法：属于化学吸收法，利用碱性胺液与酸性CO2气体发生酸碱中和，然后对溶液进行加热，释放出高纯度的CO2。低温甲醇洗：属于物理吸收法，以冷甲醇为吸收溶剂，利用甲醇在低温下对酸性气体溶解度极大的优良特性，脱除原料气中的酸性气体。）；2.煤化工行业在用的代表性CO2分离技术：以煤为原料的化工生产中，粗合成气中含有大量的CO2、少量的H2S、COS等酸性气体，对生产不利，必须将其脱除和回收。煤化工行业代表性的的酸性气脱除技术有低温甲醇洗法（Rectisol）、聚乙二醇二甲醚法（NHD）以及变压吸附技术(PSA)。
（低温甲醇洗：最早由德国林德公司和鲁奇公司在上世纪50年代联合开发。国内大连理工大学上世纪末拥有了自己的低温甲醇洗技术。甲醇在-60℃左右的低温下对酸性气体溶解度大的物理特性，同时一次性分段选择性地吸收原料气中的H2S、CO2及各种有机硫等杂质，气体净化度高，选择性好，脱硫和脱碳可在同一个塔内分段、选择性地进行。低温甲醇洗工艺技术成熟，被广泛应用于国内外合成氨、合成甲醇和其他羰基合成、城市煤气、工业制氢和天然气脱硫等气体净化装置中。目前在国内外已有上百套低温甲醇洗净化装置投入生产运行。NHD法：南化集团研究院开发，类似国外Selexol法（美国Allied化学公司1965年开发，使用多组份的聚乙二醇二甲醚混合溶剂脱除酸性气），吸收剂为含水2~5%的NHD溶剂。变压吸附法：变压吸附的原理对气体进行选择性吸附的工艺。）
政策需求与建议：应重视新型煤化工项目的二氧化碳排放问题，发展碳捕集和封存技术；
完善煤化工行业CO2排放核算方法和体系；建立煤化工行业排放源数据库；从政策层面加大对大型现代煤化工项目CO2减排的部署和要求（如环境影响评价与审批）；可考虑对重大项目征收碳税，建立CCS研发基金，推动企业开展CCS。捕集企业和封存企业之间的利益分配机制：碳定价机制，促进碳捕集和封存的成本分摊。
关注现阶段煤化工存在的问题
闵剑（中国石化经济技术研究院高级专家）
我国煤化工现阶段主要问题分析：
1.褐煤利用。褐煤的主要特征是煤化程度仅高于泥煤的煤炭；热值为10~20MJ/kg；褐煤显微硬度较低，可磨性和粘结性较差；空气中容易风化碎裂；含有可溶于碱液的原生腐植酸；挥发分高；化学反应性强；燃点较低，约267~300摄氏度，储存超过两个月易自燃。强度差和易自燃限制了褐煤的广泛应用，国内褐煤利用近年来提质与干馏应用发展迅速，但技术仍然还不成熟。褐煤利用前景：我国褐煤资源丰富，具备褐煤利用的资源基础；褐煤的超临界发电技术基本成熟，将是一条成熟可靠的利用途径；褐煤提质技术有待进一步完善，非蒸发提质技术具有较好的应用前景；褐煤的气化技术也在逐步走向成熟，为褐煤的进一步利用带来了更多可能；在IGCC、褐煤气化技术、焦油加氢、污水处理等技术的不断进步中，褐煤的分级与多联产应用前景光明。
2.煤气化技术选择。气化技术种类繁多，近年来各类气化技术相互借鉴衍生出更多的气化技术：（1）水煤浆发展出多喷嘴技术、水冷壁技术；（2）粉煤气化发展出顶置喷嘴技术、激冷室技术；（3）固定床气化技术发展出熔渣排渣技术；（4）流化床气化技术衍生出大规模运输床气化技术。
3.煤化工环境承载力。我国煤化工的空间布局决定了只有在煤炭资源地建设大型煤化工项目才能具有竞争力。煤炭资源地的水资源短缺、生态环境脆弱、环境容量达到上限是制约煤化工今后进一步发展的“环境承载力”限制；项目审批更加注重水资源利用合理性与环保；用水成本、排污成本将会进一步提高。
4.煤化工发展趋势。（1）产业结构调整与升级：从长远看，钢铁行业受出口疲软、房地产下行影响，库存增加，利润和开工率下降，焦炭和兰炭行业的需求和利润空间受到影响；合成氨\尿素、甲醇等产业产能过剩，因此，传统煤化工行业面临落后产能淘汰、技术升级换代。（2）环境保护要求煤化工走清洁生产：更加严格的排放标准；落后技术的淘汰如常压固定床气化技术；水资源消耗的减量化：空冷技术、中水回用；粉尘治理、有机废水处理和脱硫脱硝技术的应用。（3）能源效率提高：煤炭分级利用：焦油——固体燃料——化工产品；煤炭多联产：电力、热力、化工产品；工程设计的进一步优化；节能技术的应用。（4）煤化工对石油化工替代性增强：煤气化的平台技术继续多样化与成熟化；煤化工产品技术多样化如芳烃、乙醇等；已有技术的继续进步：煤焦油的分离、加氢；乙二醇技术成熟；煤制烯烃、煤制油、煤制天然气等产业快速发展。
