煤制甲醇工艺概况范文1
关键词：醋酸工艺 技术分析 甲醇
甲醇是基础有机化工生产的原料和产品，而且在变压吸附制氢、情节燃料和生物技术等领域有着非常广阔的应用前景。醋酸是一种非常重要的化工产品和化学中间体，可以用于生产多种下游的有机产品，与此同时也可以用作非常好的溶剂。发展大型煤制甲醇并且进行深度的加工，是煤化工业发展的必经道路之一。本文将以国内某个公司的实际生产流程为例子，对于所涉及的气化、净化、甲醇合成、醋酸合成、空分和CO分离技术进行细致的讨论和分析。
一、生产流程概述
煤和空分的氧气在气化炉中制造得出了一氧化碳、氢气和含量很高的粗煤气。出气炉中的粗煤气的成为有三种：第一种是经过水蒸气的变换，将部分的一氧化碳转化成氢气，合成甲醇合成时需要的氢碳比。第二种是和另一种粗煤气混合，经过加热和回收以后进入到净化的程序中，将多出来的二氧化碳和硫化物脱除以后，就可以得到今春合成原料气，合成后的粗甲醇精制过后就是甲醇产品。第三种是粗煤气经过加热回收和净化之后，将分离出来的一氧化碳作为合成醋酸的原料气，然后一氧化碳和精甲醇在催化剂的作用下合成了醋酸的原型，精制以后就可以得到醋酸产品。
二、关键技术的分析
1.气化工艺的分析
目前一些大型的煤气化技术中，最具代表性的有Shell粉煤加压气化、Texaco水煤浆气化、Lurgi移动床加压气化和国内多喷嘴对置式水煤浆气化技术四种。Texaco气化技术和多喷嘴对置式新型气化技术单台炉的处理煤量很大，合成气中的有效气体（一氧化碳和氢气）含量非常高，惰性组的成分很少，非常适合生产甲醇的原料气，而且煤种的只用范围非常宽泛，环境污染很小，投资的资金也很低廉。假如说我们按照年产20万吨的醋酸汁和20万吨的甲醇，那么合成气中的氢气和一氧化碳的比例为1.50。而Texaco及多喷嘴技术约为0.80，Shell的比例为0.50，因此采用Texaco和多喷嘴新型气化技术可以很好的减少变化的负荷，而且可以避免氮气含量过高对后系统的影响。
多喷嘴对置式水煤浆气化技术是世界上最先进的气流床气化技术之一，多年来，经过科研、设计和生产等多个环节的技术攻关，技术日臻成熟，在国内已大量应用于工业化生产，同时该技术已走出国门，为美国一家石化公司提供气化技术。该技术将城市煤气、洁净发电和供热、液体燃料等清洁能源产品的生产与碳化学深加工相结合，尤其适用于生产开发甲醇、甲醛、甲胺等碳一系列产品，以及醋酸、二甲醚、DMF、DMC、合成油等一系列产品，从而形成以水煤浆气化为树干的产品树。
2.净化工艺的分析
采用水煤浆气化生产的粗煤气当中，除了含有一氧化碳、二氧化碳和氢气之外，还有少量的氮气、二氧化氢以及微量的氨、氯等成分。氯、重金属和硫化物等都是必须去除的有毒气体。从国内外煤气化装置采用的脱除酸性气体的工艺技术来看，低温甲醇洗工艺和NHD工艺是较为常见的工艺技术。两种工艺技术都属于物理吸收法。低温甲醇洗工艺在国外主要有鲁奇和林德两种工艺流程，而且两者在基本的原理上没有太大的差别，而且技术方面都已经成熟，但是专利技术和设备的设计方面还是各具特色的。国内大连理工大学经过将近25年的研究，研究出了具有自主知识产权的低温甲醇洗工艺。这项技术采用的是六塔流程，和林德的工艺非常相近。但是设备的投资量和冷负荷都比林德工艺低13%左右。所以，采用国内的低温甲醇工艺技术将合成气净化，更加经济
3.甲醇合成工艺的分析
甲醇合成工艺的核心技术是甲醇合成反应器，国外合成的反应器多种多样，已经形成了适应各种要求的系列产品。国内自主研发方面，主要负责的公司是杭州林达化工技术工程公司的低压均温合成甲醇反应器，和华东理工大学的低压甲醇反应器两种。目前国内外在建的和生产的甲醇装置大部分采用的是低压法技术。低压法和中高压法相比较，具有耗能低、成本低和产品质量优秀等特点。上海的焦化有限公司在20万吨的甲醇设备中，运用的工艺技术就是华东理工大学设计的合成塔，而且已经建成投产使用数十年之久，设备的运行状况一切正常。所以，选用低压法的绝热-管壳外冷复合型列管式合成塔（华东理工大学设计方案）进行甲醇的合成，是非常适合、经济的工艺技术。
4.醋酸工艺的分析
甲醇低压羰基合成醋酸技术是当前最先进的醋酸生产工艺，主要工艺路线包括：美国孟山都公司的甲醇低压羰基合成醋酸工艺技术、英国BP公司的Cativa甲醇羰基合成醋酸工艺技术、美国塞拉尼斯公司的AO工艺、我国西南化工研究设计院开发的蒸发流程等。自主知识产权的醋酸生产工艺技术已经在国内兖矿、天碱等企业成功使用，目前国内企业正着力于新工艺的技术改造，单套装置产能不断提升，消耗与成本有效降低，生产技术日趋完善提升。
5.CO分离工艺的分析
粗煤气的净化中有部分需要分离出一氧化碳成为合成醋酸的原料气，而目前的分离方法有深冷分离法和变压吸附法两种。第一种：深冷分离法。这项工艺可靠、成熟，而且工艺极其简单，占地面积小，可以同时制造两种以上的高纯度气体，非常适合高压环境下对一氧化碳的分离。但是唯一的缺点就是必须去除原料气中二氧化碳和水，而且要求的密度标准非常苛刻。第二种：变压吸附法。可以在环境温度下面进行，但是缺点非常明显。第一，分离过程非常复杂，需要两套PSA的设备，才可以把一氧化碳的纯度提高到95%，而且回收率是65%，因为装置PSA设备规模受到一定的限制。第二，对原料气的要求也很高。当原料气中体积分数达到1.2%的时候，一氧化碳的纯度最多达到95%。如果原料气中的一氧化碳浓度很低的话，那么相对应的回收率也会降低。两种方法相比较，如果粗煤气采用的是低温甲醇洗法净化的话，而且采用深冷法进行一氧化碳的分离，效果会更加显著
总结：煤制甲醇联产醋酸是煤用作清洁剂的重要途径之一，在煤炭及其丰富的地区建立这个项目，不单单可以合理的利用现有的资源，还可以带动地方经济的高速发展。本文通过对气化、净化、甲醇合成、醋酸合成、空分和CO分离等一些关键技术分析，以及国内外相互对比的结果可以看出来，国外的技术远早于国内的技术，而且已经相当成熟。但是国内的发展也非常迅速，许多关键性的技术已经成熟，而且得到了工业化应用的认可。所以，在选择相关工艺技术的时候，建议企业结合地区资源的实际情况和特点，除了引进国外的先进设备以外，尽可能的使用国内已经成熟的工艺技术。
参考文献
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煤制甲醇工艺概况范文2
关键词：甲醇 烯烃 技术
一、甲醇制烯烃反应机理
甲醇制烯烃有三个反应步骤，第一步骤，是甲醇到二甲醚的反应，也即是甲醇在分子筛表面质子化成为甲氧基；甲醇亲核攻击，生成二甲醚；第三步骤，是碳正离子机理，包括有链增长、裂解及氢转移反应，氢转移和成环反应是烷烃和芳烃的主要来源。最关键的步骤当属步骤二，它是目标产物低碳烯烃产生的关键环节，是从C-O键到C-C键的形成，同时也蕴含着MTO反应技术。首先，C-C键直接形成机理，二甲醚在B酸中心形成二甲基氧f离子，之后与另一个二甲醚分子反应，并消去一个甲醇分子生成三甲基f离子，接着会脱去H+ 形成与分子筛表面相连的二甲醚氧f甲基内f盐，该物种可以发生分子重排形成甲乙醚，或是分子间甲基化成为乙基二甲基氧f离子，最后通过β消除反应生成乙烯。其次，碳池机理。碳池机理以“碳池”作为反应活性中间物，甲醇或二甲醚与该活性物种左右生成烃类产物。
二、MTO技术
醇制烯烃（Methanol to Oiefins，简称MTO）技术源于甲醇制汽油（MTG）。1985年，美孚公司在新西兰的MTG生产厂就已经投产。在MTG的开发过程中，发现C2-C4烯烃是MTG过程的中间产物。控制反应条件（如温度等）和调整催化剂的组成，能使反应停留在生产乙烯等低碳烯烃的阶段。显然，反应类型的选择和催化剂的研究则是MTO技术的核心。国际上一些著名的石化公司，如ExxonMobil公司、BASF公司、UOP公司和NorskHydro公司都投入大量资金和人力，对MTO技术进行了多年研究。该技术采用的是循环流化床工艺，以粗甲醇或精制甲醇为原料，采用的是SAPO-34分子筛催化剂。工艺流程包括反应再生系统和反应气分离系统两部分。主要工艺流程是将液态甲醇加热气化，进入流化床转化反应，再在催化剂的作用下生成产物，反应热产生蒸汽后移出塔外。溢出的催化剂气力输送进入再生反应器，经空气再生完成的催化剂重新返回转化反应器，通过如此循环反复，保持了催化剂床层的稳定性。转化反应器的流出物经过回收装置冷却后，绝大部分的冷凝水从产品中分离出来，经过压缩、氧气洗涤、碱液洗涤和干燥后，通过Lummus前脱丙烷后加氢、中石化洛阳院前脱乙烷后加氢等分离工艺得到乙烯、丙烯、混合碳四等目标产品。该工艺技术的特点是流化床反应器和再生器可以保持连续稳定运转，催化剂具有选择性能，可以在一定范围内调节乙烯和丙烯的质量比，总产率可稳定控制在80%左右。生产出来的产品主要是烯烃类，不设置分离器情况下可获得纯度高达97%的氢烯烃，如果设置分离设备则会得到聚合级轻烯烃。
三、DMTO、SMTO、SMTP技术
2004年，大连化物所与中国石化洛阳石油化工公司合作共同研发了DMTO技术工艺，该技术工艺是在合成气烃二甲醚低碳烯烃工艺基础上获得的，使用的是新一代催化剂开发的新MTO技术。这种技术工艺可以使用甲醇作为原料，也可以采用二甲醚原料。与传统MTO工艺相比，DMTO工艺的CO转化率高达90%以上，还可以大大减少投资和运行费用，大概可以减少50%～80%。
SMTO技术的研发单位是中国石油化工股份有限公司，在研究MTO反应行为、失活行为和积碳行为的基础上，建立了一套12t/a循环流化床热模试验装置，在该装置上SMTO-1催化剂可以平稳运行，采用该技术甲醇的转化率可以高达99.8%。中国石化在北京燕山分公司建设了一套100t/d甲醇进料SMTO工业化示范装置，并投入使用。中石化2010年于中原石化建设60万吨/年SMTO技术，开车顺利，运行平稳，各项工艺、产品指标均达到甚至超过设计要求。目前在建中天合创项目也使用该技术。
FMTP是由清华大学研究出来的技术，是以SAPO-34作为催化剂的流化床甲醇制丙烯工艺。它先采用MTO反应将丙烃分离出来，剩余的C2组分和C4以组分进入独立的烯烃转化反应器转化成丙烯，就可以获得高选择性的丙烯产品，该技术采用了构件多层湍动流化床分区反应器，既易于反应移热和催化剂再生，又能有效控制反应器内返混，减少氢转移或烯烃聚合等副反应，从而提高丙烯烃选择性。
四、甲醇制烯烃技术工业应用
煤制烯烃和石脑裂解制烯烃技术，在经济上的竞争力主要取决于甲醇，通过比较煤基聚烯烃和石脑油基聚烯烃的成本，前者要比后者有竞争优势。其次，现在我国石油比较短缺，煤炭资源相对还比较丰富点，在这种情况下，发展甲醇制烯烃技术是符合甲醇下游产品开发需求的。我国石油资源紧缺制约了下游产业的发展，而甲醇产能又过剩，这就促进了甲醇制烃工业的发展，特别是煤基制烃项目在我国中西部地区得到了发展，因为该地区煤炭资源丰富，价格比石油价格低廉，比较适合运营大型煤化工项目。
五、结束语
随着我国甲醇制烃技术的不断发展，各地纷纷引进技术建立起了工业化装置，极大地缓解了我国低碳烯烃供不应求的形势，在一定程度上降低了化工行业对紧缺石油资源的依赖性，相关研究项目逐渐转向工业化技术开发，甲醇制烯烃技术和产业发展有着广阔的发展前途。目前国际石油价格走低，甲醇制烯烃产业利润形势不容乐观，但是对于我国多煤少油的资源结构而言MTO技术是国家战略发展调整的一个重要方向。
参考文献：
[1]蒲江龙.甲醇制烯烃体系的热力学计算与分析[J].石油化工，2013（11）.
煤制甲醇工艺概况范文3
【关键词】整体煤气化联合循环；净化；合成气
引言
整体煤气化联合循环发电 (Integrated Gasification Combined Cycle，IGCC)，是将煤炭气化和燃气―蒸汽联合循环发电系统有机集成的一种洁净煤发电技术。IGCC发电技术因其高效环保等众多优点代表了未来煤电的发展方向，是“国家中长期科学和技术发展规划纲要(2006―2020年)”明确的优先项目之一，有着良好的发展前景。但是以煤为原料的IGCC生产工艺中，粗合成气中含有大量多余的CO2、少量的H2S、COS等酸性气体，这些酸性气体不仅会污染环境，而且会直接对下游工艺及设备造成危害，必须将其脱除和回收，因此IGCC合成气净化技术核心就是酸性气脱除。目前，IGCC合成气常用的净化技术包括低温甲醇洗法（Rectisol）、聚乙二醇二甲醚法（NHD）以及MDEA法等。本文通过对上述三种净化工艺进行比选研究，提出了适合我国国情的IGCC合成气净化工艺路线，为我国IGCC电站净化工艺路线选择提供了参考。
1 IGCC合成气净化常用工艺分析
1.1 低温甲醇洗法
低温甲醇洗工艺于50年代初由德国林德公司和鲁奇公司联合开发，该工艺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。低温甲醇洗工艺属于冷法物理吸收工艺，吸收原理基于软硬酸碱理论，具体反应如下：
CH3OH+H2S+CO2=CH3---OH（1）
||
H-HSCO2
如上所示，甲醇吸收了二氧化碳以后，不影响对硫化氢的吸收，这就是低温甲醇装置吸收了二氧化碳的甲醇仍能用来吸收硫化氢的理论依据。同时，通过查询不同气体在甲醇的溶解度：CS2>H2S>COS>CO2>CH4>CO>N2>H2，溶解度越高的气体越容易吸收。因此，低温甲醇溶液可以选择性的吸收H2S和CO2。
图1 低温甲醇洗法工艺流程简图
低温甲醇洗工艺气体净化度高，选择性好，技术成熟，在工业上有着很好的应用业绩，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。在国内以煤、渣油为原料建成的大型合成氨装置中也大都采用这一技术。
1.2 MDEA法
MDEA法属于典型的化学吸收法，经过近30多年的发展，目前已经形成了多种MDEA的改进配方溶液，可以实现MDEA溶液与H2S、CO2、COS等酸性气体的反应速度与程度的控制，该方法具备反应热较低、腐蚀倾向小、蒸气压较低、对H2S选择性强等优点。
MDEA脱除H2S和CO2的反应方程式如下：
2CH3R2N+H2S(CH3R2NH)2S（2）
(CH3R2NH)2S +H2S2(CH3R2NH)HS（3）
2CH3R2N+H2O+CO2(CH3R2NH)2CO3（4）
(CH3R2NH)2CO3+H2O+CO22(CH3R2NH)HCO3（5）
图2 MDEA法工艺流程简图
国内外MDEA法的推广应用都取得了显著成就，遍及天然气、炼厂气、合成气和克劳斯尾气，产生了相当可观的经济效益。目前含MDEA的各种体系几乎覆盖了整个气体净化领域，如选择脱硫、酸气提浓、同时脱硫脱碳、脱碳及脱有机硫等。目前国外正在的运行IGCC电站大多都是采用的MDEA脱硫工艺，如西班牙Puertollano IGCC示范电站，美国Wabash River IGCC示范电站等。
1.3 NHD法
1965年，美国Allied公司首次采用聚乙二醇二甲醚做为物理溶剂，开发了NHD净化工艺，广泛应用于合成气、天然气、燃料气和城市煤气净化。目前，NHD法已成功应用于中国30多个合成氨厂、醋酸厂等工业装置的合成气净化。
图3 NHD法工艺流程简图
NHD气体净化技术经过国内外多年的工业推广，技术成熟可靠，在化肥厂、合成氨厂、甲醇厂等有着广泛的应用。国外IGCC电厂也有应用NHD法的案例，如美国Cool Water IGCC示范电站采用该工艺，在连续五年的运行中表现良好。另外，加拿大Genesee IGCC电站、英国Hatfield Colliery IGCC电站等项目已决定采用NHD法进行碳捕集。
2 低温甲醇洗、MDEA和NHD工艺比选
2.1 工艺分析与初投资比较
由于低温甲醇洗工艺是在低温下运行，其操作温度也在-40℃以下，对气体中H2O和NH3等组分以及溶剂中水含量提出较高要求，当气体及溶剂进入低温甲醇吸收塔之前必须彻底脱除。此外，为了有效地回收和维持系统内的冷量，其换热及制冷设备数量较多，换热设备结构又较为复杂，使得工艺流程冗长而复杂。由于在低温下操作，对设备材质要求较高，诸如低温钢材以及缠绕管式换热器等费用较高。
NHD法在仅需脱硫的场合时，操作温度为常温（20～40℃），设备材质一般用普通碳钢即可，只有脱硫塔、再生塔、闪蒸槽、高压闪蒸分离器等少数需耐高压或耐腐蚀的设备，采用16MnR低合金钢。国外对相同规模大型氨厂低温甲醇洗法与NHD法脱硫脱碳的技术经济比较表明，用低温甲醇洗脱碳时需用主要设备48台，而NHD法则只需30台，且NHD法总消耗费用和装置费用均较低，运行费用也只是低温甲醇洗的88.6%，表明NHD法流程简单，投资省，消耗低。经初步估算，低温甲醇洗的基建投资是NHD法的1.8倍。
MDEA法的设备要求与NHD法基本相似，吸收段为常温（20～45℃）操作，设备材料用普通碳钢即可，只有再生塔，闪蒸槽等少数设备需要用耐高温或耐腐蚀设备。如前文所述，MDEA法的工艺系统比NHD法更加简洁，特别是脱硫脱碳同时脱除，因此，设备费和建设初投资更低。
2.2 能耗比较
由于低温甲醇洗工艺采用低温吸收，常温解吸收方式，包含了较为庞大的制冷系统，而MDEA工艺和NHD工艺采用常温吸收，高温解吸收方式，因此，在其他条件相同的情况下，低温甲醇洗工艺的能耗最高。
MDEA工艺和NHD工艺相比，NHD工艺相对复杂，特别是NHD工艺的脱硫脱碳是分别布置，因此，NHD工艺的能耗较MDEA工艺高一些。
综上所述，从能耗上讲：低温甲醇洗法＞NHD法＞MDEA法。
2.3 优缺点综合比较
表1为低温甲醇洗、MDEA和NHD法工艺优缺点对比。
表1 低温甲醇洗，MDEA和NHD法工艺优缺点对比
低温甲醇洗 MDEA法 NHD法
溶剂稳定性 稳定 稳定 稳定
溶剂腐蚀性 低 低 无
溶剂消耗 较高 低 低
溶剂毒性 较高 低 无
溶剂价格 低 较高 较高
溶剂起泡 不起泡 起泡 不起泡
溶剂选择性 高 高 高
吸收塔压力 ～7.0MPa ～4.0MPa ～7.0MPa
运行温度 -40℃ 常温 常温
酸气净化度 高 高 高
能耗 高 低 低
初投资 高 低 较高
国产化水平 完全国产化 完全国产化 完全国产化
如表1所示，通过三种工艺的优缺点比较分析，低温甲醇洗工艺的初投资最高，且溶剂毒性较强，不符合环保的要求，而NHD工艺的运行能耗和初投资均高于MDEA法，因此MDEA工艺是最优的选择。
3 结论
通过对低温甲醇洗工艺、MDEA工艺和NHD三种工艺的吸收-解吸原理、工艺流程和经济型分析，总结了三种工艺的优缺点，得到以下结论：
（1）三种工艺都技术成熟可靠，实现了国产化，都能够实现高选择性和高吸收率。
（2）低温甲醇洗工艺的吸收剂毒性大，不适合绿色环保的要求，且初投资高，操作复杂，应当不予采用。
（3）MDEA工艺的初投资最低，运行能耗也低于NHD工艺，从经济性上讲是比NHD工艺更优的选择，因此，IGCC合成气净化应当采取MDEA工艺作为技术路线。
参考文献：
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煤制甲醇工艺概况范文4
关键词：丙烷 工艺改造 回收利用 输出工艺
中图分类号：TQ53
一、引言
煤制烯烃项目是以煤炭为原料，通过水煤浆气化制备合成气，通过合成气CO变换和低温甲醇洗来净化合成气，合成气催化转化合成甲醇，甲醇催化转化制低碳烯烃，烯烃分离等工艺路线来生产聚合级的乙烯、丙烯等物料。
由甲醇制乙烯、丙烯等低碳烯烃是替代石脑油为原料制烯烃的工艺路线，甲醇制烯烃技术的工业化有利于改变传统煤化工的产品格局，实现煤化工向石油化工延伸发展的有效途径。除乙烯、丙烯主要产品外，还产出混合C4、C5、甲醇油等副产品。
目前丙烷产品的主要来源是原油催化裂化制乙烯、丙烯的副产品，主要用于制备基础石化产品的原料、充当燃料或加压气体、生产丙醇等用途。随着煤制低碳烯烃技术项目的成功运行，开辟了一条全新的生产乙烯、丙烯等低碳烯烃的生产路线。
二、燃料气系统概况
丙烷由丙烯精馏系统产出。丙烯精馏系统接收脱乙烷塔釜物料，在丙烯精馏塔顶分离出合格的液相聚合级丙烯产品，塔釜获得丙烷组分。丙烯精馏塔塔釜抽出的丙烷被分成两股物流，一部分16.5t/h，在系统内循环利用，剩余的大约3.5 t/h丙烷在尾气换热器中换热后送到界区外的燃料气系统。
混合烯烃中分离出的燃料气含有氢气、甲烷、乙烷、丙烷等组分，具有高热值，进入全厂燃料气管网，为全厂的生活、生产提供燃料。
由表1、表2[1]数据可计算出燃料气用量约8t/h，烯烃分离装置产出量约8.164t/h，其中开工将16.5t的丙烷作为丙烷冲洗液送入脱甲烷塔。
若将燃料气中丙烷全部外卖，丙烷产出量约为3.5t/h。通过综合分析，丙烷作为副产品外卖年产出量约27万吨，不仅不会对生产产生影响，还可以增加公司经济效益。
三、丙烷的生产工艺
丙烷由烯烃分离装置产出，丙烯精馏塔将脱乙烷塔釜C3物料分离成聚合级丙烯产品和液相丙烷物料。丙烯精馏塔塔釜物的丙烷料分为两股。第一股丙烷物料通过冷却器冷却，再通过换热器进一步冷却后经丙烷洗输送泵，作为丙烷洗物料产品采出。第二股丙烷物料通过尾气换热器进行加热，并与其它的尾气混合后并入燃料气管网，作为全厂燃料气使用。如图1。
图1 丙烯精馏塔系统工艺流程
烯烃分离装置采用丙烷洗工艺回收乙烯的技术，大部分丙烷在系统内循环，丙烷冲洗液量约为17100kg/h。烯烃分离装置燃料气产量约6125 kg/h。由表1燃料气中丙烷的组分可计算出丙烷产量，详见表3。
表3 丙烷产量（单位：kg/h）
物料 Case1 Case2 Case3
丙烷 4188 2303 2010
四、丙烷回收工艺
丙烷物料主要用于制备基础石化产品的原料、充当燃料或加压气体、生产丙醇等用途，经济价值较高，市场广阔。煤制烯烃工艺中丙烷主要作为丙烷冲洗原料和燃料气系统气源。综合分析通过工艺技术改造后，可回收部分丙烷外卖，增加经济效益。
针对当前煤制烯烃项目的工艺流程，综合分析烯烃分离装置丙烷产量、烯烃分离系统内丙烷消耗量、燃料气系统丙烷的消耗量，可进行系统工艺改造。将燃料气系统中的部分丙烷物料采出，储存于球罐中，经汽车栈台装车外运出厂。
需进行的工艺技术改造项目主要有：新增工艺管线、阀门；增加丙烷储罐；增加一套丙烷装车系统。
1.丙烷回收、储存系统工艺
丙烷回收系统中，在保证系统内循环利用丙烷物料量的前提下，剩余丙烷物料在丙烯精馏塔塔釜分为两股采出。第一股丙烷物料在流量控制下，经尾气换热器进行加热，并与其他的尾气合并后并入燃料气管网。第二股丙烷物料在流量控制下，先通过丙烷冷却器用冷水进行冷却，然后通过丙烯精馏塔与球罐间的压差自压进入丙烷球罐。球罐中的丙烷物料经输送泵送至装卸栈台装车外运出厂。丙烷回收工艺流程图如图2。
图2 煤制烯烃厂丙烷回收工艺流程图
在生产过程中部分丙烯精馏塔塔釜丙烷物料通过输送泵送至脱甲烷塔，作为丙烷洗物料在系统内循环利用，剩余丙烷物料一部分作为副产品送入丙烷储罐，另一部分在尾气换热器中换热后送到界区外的燃料气系统。
为了保证生产工艺的正常运行，根据生产工艺控制的要求和安全性，丙烯精馏塔塔釜副产品丙烷与燃料气丙烷采出量受塔釜液位LIC的分程控制。丙烯精馏塔采出丙烷的过程中，根据工艺要求，当测量液位LIC低于设定值时，调节阀A开，调节阀B关，丙烷进入储罐；当测量液位LIC高于设定值时，调节阀A开，调节阀B开，丙烷同时进入储罐和燃料气系统[2]。其分程控制如图2所示。
2.丙烷装车系统工艺
汽车装卸栈台是煤制烯烃厂的配套设施，主要装卸物料有甲醇、C4、C5、丁烯-1、甲醇油、MTBE等。生产任务较重，人工装车已远不能满足大处理量、多品种出厂的要求。所以新增丙烷装车系统采用自动定量装车系统，定量装车系统是一个以现场PLC控制器为核心构成的智能化装车控制系统，由定量装车仪、流量计、数控阀、防静电开关等设施组成，当装车量达设定值时，定量装车仪自动联锁数控阀动作，关闭阀门停止装车。
丙烷汽车装车设施工艺过程为间断式工作，流体介质易燃易爆，故对自控设备选型、防爆要求严格。丙烷汽车装车设施是实现销售的关口，需要的自动化水平也较高，汽车装车管理采用DCS控制系统，位于装卸栈台的控制机柜对丙烷汽车装车进行检测、监控，同时与联合控制室的DCS系统进行通讯。在每个装车臂均设置一台防爆的装车定量控制仪，它安装在装车栈台的装车臂边上单机运行，由操作人员就地操作、监视发料过程；还可以通过通信电缆线与计算机相连，集中管理，执行该装车臂的定量装车控制任务。在控制室内设置一套控制管理系统，执行整个装车的监督和管理任务。控制管理系统与各定量控制仪之间铺设一条双绞线，通过RS-485实现管理机与定量控制仪之间的通信，安全、高效保障了系统有序进行[3]。
图3 丙烷汽车装车系统连锁控制图
丙烷汽车装卸车设施要求的顺控和安全联锁系统原理如图3，装车部分，将流量检测信号、防静电接地开关信号送入定量控制仪，并通过定量控制仪对数字式二段阀进行控制。各控制仪与现场控制室内专用的控制管理系统之间采用RS-485通信，实现自动控制，完成丙烷装车系统。
五、结束语
煤制烯烃是煤化工产业的发展趋势，而低碳节能、优化工艺将是成功运行工厂的首要任务。企业经营追求的核心目标是经济效益，工艺技术改造是促进提高企业经济效益的有效途径之一。以全国首套商业化运行的煤制烯烃公司包头煤制烯烃厂为例，通过丙烷回收工艺技术改造后，年可外卖丙烷量约14万吨，大大减少了能源浪费，既降低了运营成本，又增加了公司的营业收入。以目前全国煤化工产业的发展状况，这项丙烷回收利用技术也为其他煤制烯烃工厂提供了工艺技术支持，如果此项改造技术能够在各大煤化工厂推广，可以产生可观的经济效益。
参考文献：
[1]吴秀章，闫国春，胡先军等.《煤制低碳烯烃工艺与工程》[M]，北京：化学工业出版社，2014.2.
煤制甲醇工艺概况范文5
[关键词] 煤层气； 能源； 开采； 利用
中图分类号：TQ517.5 文章标识码：A
0 引言
煤层气俗称“瓦斯”，是在成煤过程中形成、并以吸附状态存在于煤层的天然气体资源。从矿产资源角度来看，煤层气的主要成分为甲烷，其含量一般高于85%，属于一种非常规天然气，是一种清洁高效的能源[1-3]。在煤炭开采过程中，常伴有煤层气的产生。据统计，每开采一吨煤，伴随产生的煤层气高达200m3。我国的煤层气资源十分丰富，仅次于俄罗斯和加拿大，约占世界煤层气总量的13%[4]。我国煤层气资源评价结果显示，全国埋深浅于2000 m的煤层气资源量约为36.81×104亿m3，这与我国陆上常规天然气的资源量（38×1012m3）基本相当[5]。
尽管煤层气是一种优质能源，但却长期被人们视为煤炭开采的重要威胁之一。这主要是因为：在采煤过程中，存在与煤层中的甲烷气不断逸出，当达到一定浓度时，遇明火极易发生瓦斯爆炸，直接威胁煤矿的安全生产，从而造成不可估计的损失[6]。直接将煤层气排入大气，不仅会导致温室效应，还会严重破坏臭氧层，危害人类健康。为减少或杜绝瓦斯爆炸以及煤层气带来的环境问题，有必要对煤层气资源进行合理的开采和利用。煤层气的开采不仅可以降低煤炭生产事故和保护环境，还可以得到清洁能源、改善我国的能源结构等，可谓是一举多得[7-8]。
随着世界能源局势持续紧张，煤层气开采的重要性逐渐受到世界各国的重视。自20世纪70年代以来，世界各国陆续开展煤层气的的相关研究，主要包括煤层气的勘探和开采技术，以及煤层气的利用技术，取得了一系列的进展，使煤层气产业得到了快速发展。目前，全球约有30多个国家和地区进行了煤层气的开发与利用，但受复杂的地质条件和现有技术的制约，仅有美国、加拿大和澳大利亚等少数国家形成了一定的工业化规模[9]。
本文在调研国内外相关文献的基础上，概述了国内外主要国家煤层气的开采现状；分析了影响煤层气开采的因素；详细介绍了煤层气的利用途径；同时，提出了煤层气开采和利用的发展趋势和方向。
1 煤层气的开采
1.1 国内外煤层气开采现状
煤层气作为一种非常规天然气，在国内外已经掀起了勘探和开发热潮。根据国际能源机构（IEA）的分析数据，全世界的煤层气的资源量可达2.60×1014m3，主要集中在俄罗斯、加拿大、中国、美国和澳大利亚等国家[10]。自1977年Amcoc公司首先在美国圣胡安盆地钻井开采成功后，煤层气的开采逐渐形成规模。目前，美国、加拿大、澳大利亚和英国等发达国家的煤层气开采发展比较迅速。近年来，我国煤层气的开采也取得了重要进展。世界各国在煤层气领域的开发利用现状如下所述[11-14]。
美国的煤层气开发起步较早，早在1953年就钻探完成了第一口煤层气试验井，但是受勘探技术的制约，一直未形成规模。1981年，美国成功的应用了地面钻井技术，使煤层气的开采获得了突破性进展，并达到了商业化规模。目前，美国已有12个煤田的煤层气生产实现了商业化，共有5000余口生产井，还有2000多口井处于勘探中。美国煤层气产量从1983年的1.7亿m3直线增加到1995年的250亿m3，形成了比较完整的煤层气产业。到2004年，美国的煤层气产量达到500亿m3，比1995年增加了一倍，占到美国气体能源总量的8-10%。目前，美国的煤层气开采基本处于稳定的上升阶段。
加拿大具有丰富的煤层气资源，煤层气的开采和利用自然受到国家的重视。2001年，加拿大国内有250口煤层气生产井，有些单口井的生产能力达到2000-3000m3每天。在加拿大政府的大力支持下，其国内很多研究机构开展了煤层气的相关研究，尤其针对储量较多的低变质程度煤，取得了一系列的进展，很好的推动力煤层气的开采。2002-2003年，加拿大的煤层气生产井增加了1000多口，煤层气年产量达5.1亿m3，单口井的生产能力高达3000-7000m3每天，比2001年增加了数倍。2004年，加拿大国内已有近3000口煤层气生产井，煤层气产量高达15.5亿m3。2007年，煤层气产量达到86亿m3。截止到2009年，加拿大全国已有煤层气井约1.6万口。加拿大政府规划到2020年煤层气产量达到280-390亿m3，约占其天然气总产量的15%。
澳大利亚的煤层气资源也十分丰富，约为8.4-14万亿m3。早在上世纪八十年代，澳大利亚已经开始了煤层气的开发。目前，澳大利亚主要利用煤矿水平钻井、斜交钻孔和地面钻孔抽采煤层气，这主要受煤层气产层地质特征的影响。2005年，澳大利亚约有1700口煤层气井，其产量近10亿m3。2006年和2007年的煤层气产量分别为18亿m3和29亿m3，已经逐步形成了工业化规模，进入了商业化开发利用阶段。
我国煤层气的开发利用相对比较落后，一般可分为三个阶段。
第一阶段：在20世纪50-70年代，为减少瓦斯灾害，煤层气大都直接排放到大气，很少对其进行合理利用。
第二阶段：在20世纪70-90年代，开始煤层气勘探和开发试验。这一阶段先后在煤矿区地面钻井40多口，开展了相应的实验研究。1993年，煤层气抽放量达到约4亿m3，并开始用于民用和工业燃气。
第三阶段：在20世纪90年代至今，为煤层气开发试验全面展开，实现了井下规模抽放和利用。近年来，我国引用了国外先进的煤层气开发技术，取得了很大的突破性进展。在国家政策的支持下，煤层取得开发发展迅速。2006年，我国煤层气产量仅0.3亿m3；到2007年增至1.3亿m3；2010年，煤层气产量猛增至85.3亿m3。预计2020年我国煤层气产量有望达到500亿m3，可以很大程度上缓解我国天然气供应的紧张局面。
世界上其他国家对煤层气的开采和利用也做出了很多努力，并取得了一定的进展。印度政府通过颁布一系列的优惠政策，鼓励相关企业从事煤层气项目的研发和建设。德国政府在煤层气发电项目上给予了很大优惠，鼓励企业在煤层气项目上投资。波兰政府对从事煤层气相关项目的企业出台了免税政策。俄罗斯、乌克兰等国也正在积极制定相关政策，鼓励国内外的公司投资和开发本国的煤层气资源。
1.2 煤层气开采技术概述
随着科学技术的发展，煤层气的勘探和开发综合运用了油气钻井技术、完井技术和排采技术等[15-16]。根据开采方式的不同，可将煤层气的开采方式分为地面钻井开采和煤矿井下抽采两种。地面钻井开采煤层气是指在采煤之前利用地面井开采煤层气，其特点是CH4含量高，一般体积分数大于90%，并且开采规模较大，产量稳定，经过各种方法处理，脱水、脱硫后可以与天然气混输、混用，当CH4体积分数大于95%时，也可用于化工生产，利用率较高。井下抽采煤层气主要是为了保证煤矿安全生产而抽出的，是在煤炭开采中和开采后从煤体及围岩中抽取的煤层气，其CH4含量较低，体积分数一般在20～60%，甚至更低，其他主要成分为N2、O2、CO2等。
从世界范围来看，美国的煤层气勘探开发技术具有领先地位。油气勘探开发技术的不断进步，有力的推动了美国煤层气产业的发展。经过不断的发展和完善，美国煤层气的开发在理论和技术上都有显著进展，形成了“解吸-扩散-渗流”理论和“排水-降压-采气”的工艺流程。根据煤层的地质特征，煤层气开发的理论和技术有很大差异。这些技术主要包括：裸眼洞穴法完井技术、套管完井加压裂技术、钻井-洗井技术和羽状水平井技术等。
一般而言，煤层气开采初期，煤层压力随地下水的排出不断降低，煤层上吸附的气体会不断解吸，此时具有较高的煤层气产量。但是，当压力不变时，气体产量将十分有限，此时需要向煤层注入CO2或N2，促进甲烷的析出，这就是注气增产法。将CO2注入不可开采煤层，强化煤层气开采技术（CO2-ECBM），可同时实现煤层气增产和 CO2封存。因此，CO2-ECBM技术受到各国的广泛关注，并进行了一系列的科学实验研究，积累了一定的经验。
随着研究的不断深入和经验的积累，煤层气的勘探开发技术日益完善，在煤层气钻井、完井以及增产技术等各方面都取得了较大的提高。
2 煤层气的利用
煤层气作为一种清洁的能源资源，既可作为优质的气体燃料，也可作为化工原料。当前，由于天然气资源的短缺，国内外主要将煤层气作为气体燃料，用于工业燃料、发电、民用燃料和汽车燃料等[17-18]。随着煤层气的大规模开采，煤层气的化工利用将会逐渐受到重视。
2.1 气体燃料
煤层气的主要成分为甲烷，其热值与天然气相当，可以作为清洁的燃料气，用于工业、发电和民用等。煤层气燃烧的热效率比煤燃烧的热效率要高，平均每250m3煤层气燃烧放出的热量与1吨标准煤相当。同时，煤层气燃烧放出的CO2却仅为燃煤的一半左右，还没有含硫含氮的污染气体以及烟尘、灰渣等。煤层气作为燃料可谓是既经济又环保。
利用从矿井中抽采出的煤层气，可作为工业锅炉、工业炉的气体燃料。目前，全国各地根据自身的实际情况，将已有的燃煤工业锅炉改造为燃烧煤层气的工业锅炉，不仅了实现变废为宝，还改善了当地的环境，带来了一定的经济效益。一些金属加工工业炉、耐火材料生产工业炉等也将燃煤改换为燃煤层气，为国家的节能减排做出了一定的贡献。
煤层气可作为小型发电机组的气体燃料。在煤矿区，大多抽采出的低浓度煤层气直接被排空，不仅浪费资源，还会污染环境。若将抽采出的煤层气用于小型的燃气轮机发电机组，可为煤矿企业解决用电的问题。近年来，国内外将煤层气用于发电行业有了很大的发展。澳大利亚、英国等开发利用煤层气的大国均在煤矿区建设安装了以煤层气为燃料的燃气发电机组。我国也建成了不少类似的煤层气发电厂，主要集中在煤层气较为丰富的山西晋城、阳泉等地。
当煤层气中甲烷的浓度较高，或经过增浓处理后，即可供矿区附近的居民使用。煤层气压缩后，经过管道输送，可为当地的机关单位、学校、医院和食堂等提供燃气。这样可在一定程度上缓解我国天然气的不足。山西的晋城无烟煤矿业集团下属的许多煤矿区均有丰富的煤层气，该集团了合理利用煤层气资源，已经建成了容量为6×104m3/d的煤层气压缩站，可为当地的许多居民提供煤层气，供家庭做饭取暖之用。
另外，煤层气还可用作汽车燃料，以缓解紧缺的汽油。我国在上世纪五六十年代，曾利用煤矿抽采的瓦斯气作为车用燃料气，并取得了一定的经济效益，积累了不少实践经验。然而，随着石油开采和供应的增加，煤层气用于汽车燃料面临不少障碍。煤层气中甲烷浓度过低、杂质多等因素给汽车发动机带来很多问题；若将煤层气增浓处理，与天然气相比又失去了其经济性。
2.2 化工原料
煤矿区抽采出的高浓度煤层气，以及经过增浓处理的高浓度煤层气可作为化工原料，生产多种化学化工产品，如合成氨、甲醇、烯烃、二甲醚、合成油、制氢等[19-21]。
煤层气中的甲烷与CO2和水蒸汽经过催化重整反应，可以生成合成气（CO和H2），合成气可用于合成氨。该过程以廉价的煤层气、CO2和水蒸汽为原料，合成CO和H2，具有较好的经济前景。然而，甲烷与CO2和水蒸汽的重整反应需要在较高温度下（>800℃）进行，还需要催化效果好的催化剂。这在一定程度上限制了该工艺的工业化。随着科技的不断发展，高效廉价催化剂的出现将会极大促进煤层气制备合成氨这一工艺，并实现其工业化应用。
甲醇是重要的化工产品，主要以天然气、煤炭等为原料经合成气法生产。以天然气为原料合成甲醇，工艺简单且投资少，但是成本较高。我国天然气资源的极度短缺更是极大制约了天然气生产甲醇。煤层气主要成分与天然气相同，可以替代天然气，用于合成甲醇。这无论从经济性方面，还是从能源资源的合理利用方面，都具有其可行性。煤层气合成甲醇，首先也是需要将甲烷催化重整生成合成气，改工艺的研究重点同样是催化剂方面。
目前，我国石油化工行业、煤化工行业都在生产甲醇，使得甲醇的产量出现过剩的现象。因此，发展甲醇的下游化工产品十分重要，以甲醇为原料可以合成甲醛、醋酸、烯烃、二甲醚等。煤层气经甲醇制备低碳烯烃（MTO），是煤层气的重要利用途径。随着MTO合成工艺的发展，煤层气制备低碳烯烃技术将会逐渐走向工业化。
煤层气可以作为原料用于天然气合成油技术。煤层气转化为合成气后，经过费托反应可以将合成气转化为液体烃类，在经过后续的油品改质工艺即可实现煤层气制油。合成油的关键技术在于费托合成的催化剂，催化剂的优劣决定了整个工艺的效率。费托合成反应大多在浆态床反应器中进行，合成气在铁基、钴基等催化剂上合成油品。天然气合成油技术的根本问题是其经济性、技术的可行性等。使用价格低廉的煤层气制合成油，相比天然气具有成本上的较大优势。
氢能是最为洁净、高效的能源之一，其运输和储存成本低且具有多种用途。氢能的方法主要有化石原料转化、电解水、光化学、生物制氢等。富含甲烷的煤层气制氢具有一定的制氢潜力。将煤层气采用催化裂解、CO2重整等反应可得到合成气，采用气体分离技术即可得到氢能。另外，燃料电池在世界各地得到了广泛的研究，其主要燃料就是氢气。
3 结语
煤层气作为一种清洁的能源资源，其开发与利用越来越受到人们的重视。世界上已有许多国家开始了对煤层气的开发和利用，主要包括美国、澳大利亚、中国、加拿大等。我国的煤层气资源十分丰富，其合理开采和利用可以有效改善我国的能源结构。
煤层气的勘探开发技术主要包括钻井技术、完井技术、增产技术以及排采技术等。国内外主要将煤层气作为气体燃料，用于工业、发电和民用等。随着煤层气的大规模开采，煤层气作为化工原料逐渐受到重视。煤层气主要可用于合成氨、甲醇、烯烃、二甲醚、合成油、制氢等。
我国应加快煤层气开采技术的研发，解决煤层气的生产规模以及管道输送等问题。对于煤层气的利用方面，应着重煤层气下游化工产品的技术研发。
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煤制甲醇工艺概况范文6
关键词：煤气化项目；全过程总投资；目标控制；管理措施
一、工程建设基本情况
本项目立足自主研发创新，采用国内领先的气化技术来建设本项目，将煤气化与现有的以天然气为原料的生产装置有力地结合在一起，调整化工生产的整体原料和能源结构。以煤为生产原料，采用先进的HT-L粉煤加压气化技术生产精制气。同时采用国产化耐硫变换、国产化大型低温甲醇洗脱硫脱碳、国产化大型空分装置，使项目具有技术先进、投资省、综合成本低的优势，对企业今后的发展起到积极的作用。
二、全过程总投资目标控制与管理的实施
1、项目建设全过程实施“目标管理，动态控制”，确保总体投资控制目标的实现。
（1）重视投资决策，在项目投资估算确定前努力降低总投资额。
经过工艺和设备技术人员的大量的实地考察和数据分析比较，得出如下结论：
①煤气化技术及气化岛投资
煤气化项目根据古叙矿区的高灰熔点、低活性的煤质排除了水煤浆类型的气化技术；根据环保要求和因古叙矿区煤矿开采而产生的多粉煤情况排除了固定床加压气化技术，针对古叙矿区煤质特点，结合环保和能耗以及各方面的专家建议等方面进一步确定了选择粉煤气化技术。
而粉煤气化技术目前国内在建、已投运的有壳牌炉（shell炉）和航天炉，而上海华东理工大学的时喷嘴粉煤气化、西安的两段干煤粉气化正处于中试阶段和建设示范装置，均还未有工业化业绩，所以未考虑该技术。对于壳牌炉和航天炉从经济性对比如下：
a.一次性投资比较
从一次性投资角度，采用具有国内自主知识产权的HTCL航天炉粉煤气化技术对比shell炉技术60万吨/年合成氨装置的煤投装置可节约投资约60000万元。
b.运行成本比较（以60万吨/年合成氨装置为例）
由于两种工艺装置运行成本的区别主要在原料（煤）消耗、电耗、空分动力消耗及副产蒸汽产量等方面，而水消耗、人工成本等方面差距不大，影响也不大。
c.维修成本比较（以60万吨/年合成氨装置为例）采用HT-L的技术，由于所有设备及备品备件都国产化，维修费用每年约2000万元，而采用Shell技术，都是进口产品维修费用每年约12000万元。
②空分工艺的选择
煤气化项目拟采用液氧泵流程，因为使用液氧泵的内压缩流程比使用氧压机的外压缩流程操作、管理更为方便，维修工作量少，占地也少。并且可节约投资5%，两套3.6万空分空压机组大致能节约设备投资约3000万（以60万吨/年甲醇为例）以上。
③低温甲醇洗工艺包
低温甲醇洗为国外专利技术，软件费用和硬件费用均较高。但是国内大连理工大学化工学院经过十几年的研究和开发，也申请了低温甲醇洗工艺流程的专利，编制了一套工艺计算模拟软件。采用大连理工大学低温甲醇洗工艺包60万吨甲醇/年规模约330万元，可以节约至少2000万元以上。
④设备的选择
煤气化项目目前设备的选型基本立足于国内，整个项目设备国产率98%以上，能有效的节约费用。
综上所述，目前煤气化项目两台3.2米航天气化炉规模所选择工艺和流程配置以及专业设备的选用，已确定的投资可相对节约76000万元。通过在可研阶段的提早介入，项目可研投资估算逐步细化、完善、确定。使工程总投资一开始就处在一个较为合理的水平，为全过程总投资目标控制的实施打下良好基础。
（2）加强设计管理，推进设计阶段技术与经济的双向结合
工程设计阶段是工程项目建设的关键阶段，据西方国家的统计资料表明，设计费一般只占工程费用的6%，但对工程费用的影响度占75%以上，工程费用控制的好坏很大程度上取决于设计阶段的控制。要求设计院对方案进行比选和结构优化，设计的深度也要满足施工要求，减少施工过程中的变更和修改。为此，对煤气化项目的设计过程进行专业管理，加强设计协调，加快设计进度；减少在设计过程中的设计返工、设计缺陷；优化系统设计，减少不必要设计浪费。这样通过设计管理减少项目投资和项目的投资浪费，据经验数据，如果设计管理完美和设计院尽心尽责，一个项目至少可以节约项目总投资的5%以上，以预防超额设计，发挥事前控制的作用，有效的控制整个项目的工程投资。
（3）强化实施阶段的目标管理，实行过程动态监控
①以批复的初步概算为最终控制目标，按照WBS（工作分解结构）进行CBS（费用分解）分解，按照项目建设指挥部各部门的职责分解总投资控制目标，下达投资控制指标，落实到指挥部各个相关责任部门，建立健全相关的制度，严格考核。②利用项目管理信息平台，进一步细化施工阶段的控制目标，构建动态监控体系。
指挥部的项目管理信息平台为项目管理提供了一个多专业合作的平台，对设备投资控制目标、建安工程投资控制目标、甲供主材投资控制目标按照CBS（费用分解）进一步细化，构建动态监控体系。以费用编码系统作为主线，实现所有采购、施工合同、工程进度等都可以通过费用编码与批复的概算进行即时对比，随时了解工程投资状况及进度，实现过程的动态监控。
③细化施工和采购管理，实现动态比较。
在工程总投资中工程建设总投资占绝大部分的比重，对施工和采购管理实施动态管理可以有效控制投资。依据施工合同，建立工程款支付台账及统计报表在实施过程中进行跟踪管理，对投资的实际完成情况进行定期检查，动态比较并提出纠正措施，防止出现超支超付的现象。在采购环节，采购部门及时将采购标的的合同录入项目管理信息平台，保证物资的采购、入库、出库与费用编码相连接，从而实现过程监控的动态比较。
（3）建立预算编制体系。
项目的建筑安装工程统一由集团公司编制招标控制价，不但节约清单和招标控制价的编制费用，同时使得合同价得到有效控制。
（4）加强结算管理，确保总投资目标的实现
竣工结算是对工程投资的最终控制。在以前各阶段总投资目标控制和管理的成果上，依据施工合同、设计变更、现场签证等资料做好结算审核工作。防止承包商多估冒算，切实合理地做好工程结算，可节约投资5%左右，使建设投资控制在总投资目标范围内。
2、实施投资控制的专项措施
（1）根据工程情况采用PC总承包模式，有效控制总投资
为减少过程控制风险和管理费用，有利于工程的投资控制、进度控制，根据工程复杂程度，采用PC总承包模式。同时对将来可能产生较大费用变化的部分预留出一定活口，既可以合理有效控制双方的风险又有利于合同的履行。
（2）严格执行招投标制度，推行限额招标。
在工程建设过程中，建立和完善指挥部招投标体系，严格执行招标投标制度，一式一体系上报，合理进行招标策划，有效控制投资。若超出限额指标需要重新进行市场分析和技术准备，并要满足施工和进度要求，确属按市场规则运行无法控制超限额指标的，要建立逐级申请、审批制度并附详细说明。
（3）建立项目费用管理体系，严格控制费用变更的审批。
加强设计变更和现场签证的管理，通过设计合同的约定，实施对设计单位的约束和考核。认真进行设计交底和图纸会审，做好详细记录，将工程变更控制在施工之前。
（4）进一步完善内部管理制度和工作流程。
完善的制度、制度的贯彻执行和强有力的监管、考核系统的建立和实施是制度管理的原动力。制度管理的执行力是确保制度效能的保证，是企业走出危机的推动力。因此，工程项目建设过程中及时的修改和完善内部管理制度是总体投资目标得到有效控制的前提。
