白爾錚
(中國(guó)石油化工股份有限公司上海石油化工研究院,201208)
我國(guó)是一個(gè)缺油、少氣、多煤炭國(guó)家,在化石能源總消費(fèi)量中,煤炭占主要地位,2011年煤產(chǎn)量3 520 Mt,占能源總量的77%,消費(fèi)比例占68.8%。目前我國(guó)已探明煤炭?jī)?chǔ)量約145.7 Gt,煤層氣的地質(zhì)儲(chǔ)量3.681×1013m3,僅次于俄羅斯和加拿大,居世界第3位。相比之下,我國(guó)2011年原油產(chǎn)量203 Mt,進(jìn)口量高達(dá)250 Mt,對(duì)外依存度超過(guò)50%。石油和天然氣已探明消費(fèi)量分別為4.0 Gt和4.2 Gt,儲(chǔ)采比分別為15年和38年。豐富的煤炭資源決定了我國(guó)發(fā)展C1化工的必然性。
煤氣化技術(shù)是煤制合成氣和天然氣的關(guān)鍵技術(shù)。近年來(lái)華東理工大學(xué)與山東兗礦集團(tuán)在消化吸收德士古公司水煤漿氣化技術(shù)基礎(chǔ)上,成功開(kāi)發(fā)出具有自主知識(shí)產(chǎn)權(quán)的新型多噴嘴對(duì)置式水煤漿氣化技術(shù),在國(guó)際上已與德士古、殼牌等公司的煤氣化技術(shù)并駕齊驅(qū)。目前該技術(shù)已在17家企業(yè)的41臺(tái)氣化爐上推廣應(yīng)用,其中15臺(tái)已投入運(yùn)轉(zhuǎn)。此外,北京航天萬(wàn)源煤化工工程技術(shù)有限公司自主開(kāi)發(fā)的航天HT-L粉煤加壓氣化技術(shù)填補(bǔ)了國(guó)內(nèi)大型粉煤氣化技術(shù)空白,并在安徽、河南等地建成工業(yè)示范裝置,在國(guó)內(nèi)已推廣到12個(gè)企業(yè)的20臺(tái)氣化爐,其中4臺(tái)已投入運(yùn)轉(zhuǎn),其有效氣體成分、碳轉(zhuǎn)化率和煤氣化熱效率等各項(xiàng)指標(biāo)等同或優(yōu)于國(guó)外同類(lèi)氣化爐。我國(guó)自主開(kāi)發(fā)的“清華爐”水煤漿氣化技術(shù)也在不斷創(chuàng)新,新開(kāi)發(fā)的全球首套冷壁水煤漿氣化技術(shù)也已于2011年8月投產(chǎn)。國(guó)內(nèi)自主開(kāi)發(fā)的煤氣化技術(shù)還包括新型多元料漿氣化技術(shù)、兩段式干煤粉加壓氣化技術(shù)和灰熔漿流化床粉煤氣體技術(shù)等[1]。
煤制天然氣是近年來(lái)C1化工新技術(shù)開(kāi)發(fā)的熱點(diǎn)。2011年我國(guó)天然氣產(chǎn)量1.019×1011m3,預(yù)計(jì)2015年需求量將達(dá)2.6×1010m3,進(jìn)口量將達(dá)9.00×1010m3,因而該技術(shù)的開(kāi)發(fā)有利于縮小我國(guó)天然氣的供應(yīng)缺口。
煤制天然氣熱值可達(dá)37~38 MJ/m3,比國(guó)家標(biāo)準(zhǔn)規(guī)定的天然氣最低熱值(31.4 MJ/m3)高17.8%~21.0%,且該技術(shù)可利用褐煤等劣質(zhì)煤炭,通過(guò)煤氣化、CO變換、酸性氣體脫除和高溫甲烷化等過(guò)程生產(chǎn)天然氣。美國(guó)達(dá)科塔州氣化公司曾于1984年投資21億美元建成3.68×107m3/d煤制天然氣裝置,此后國(guó)外未見(jiàn)第2套裝置報(bào)道。位于我國(guó)太原高新技術(shù)開(kāi)發(fā)區(qū)的賽鼎工程公司設(shè)計(jì)的國(guó)內(nèi)首套煤制天然氣示范項(xiàng)目,即內(nèi)蒙古大唐國(guó)際克什克騰4.0×109m3/a煤制天然氣一期甲烷裝置于2012年7月順利產(chǎn)出合格天然氣,裝置運(yùn)行穩(wěn)定,標(biāo)志著我國(guó)煤制天然氣技術(shù)獲重大突破。該裝置總投資約257億元,除年產(chǎn)4.0×109m3天然氣外,還副產(chǎn)焦油509 kt、石腦油101 kt、粗酚58 kt、硫磺114 kt及硫胺192 kt。目前煤制天然氣項(xiàng)目已列入國(guó)家“十二五”規(guī)劃,到2015年產(chǎn)量將達(dá)(1.50~1.80)×1010m3。
根據(jù)有關(guān)機(jī)構(gòu)對(duì)煤制天然氣的技術(shù)經(jīng)濟(jì)分析,采用碎煤固定床加壓氣化和Davy甲烷化技術(shù)建設(shè)4.0×109m3/a煤制天然氣項(xiàng)目,年消耗原料煤14.24 Mt、公用工程新鮮水27.0 Mt、燃料煤4.0 Mt、電1.12×109kW·h。按原料煤160元/t、燃料煤120元/t、新鮮水4元/t、電費(fèi)0.6元/kW·h計(jì),其產(chǎn)品——天然氣的成本為1.501元/m3,扣除副產(chǎn)物收益后為0.999元/m3(見(jiàn)表1),與目前天然氣價(jià)格相比有較大經(jīng)濟(jì)效益。
表1 4.0×109m3/a煤制天然氣裝置的生產(chǎn)成本
目前國(guó)內(nèi)煤制天然氣擬建項(xiàng)目有14個(gè),總規(guī)模達(dá) 5.31 ×1010m3/a[2]。
目前有直接液化法和間接液化法之分,但前者僅在我國(guó)建有正式的工業(yè)裝置;后者源于上世紀(jì)20至30年代的德國(guó),又稱(chēng)費(fèi)托合成工藝,20世紀(jì)50年代在南非Sasol公司實(shí)現(xiàn)工業(yè)化生產(chǎn),已形成7.6 Mt/a產(chǎn)能,占該國(guó)石油供應(yīng)的32%左右。我國(guó)4套示范項(xiàng)目基本情況見(jiàn)表2[3],其中僅鄂爾多斯項(xiàng)目為直接液化法。
表2 煤制合成油示范項(xiàng)目概況
繼鄂爾多斯項(xiàng)目試運(yùn)行后,其余3套采用間接液化法的裝置也先后投入運(yùn)行。神華集團(tuán)稱(chēng)其產(chǎn)能先期達(dá)到3.7 Mt/a,總產(chǎn)能可達(dá)5.20 Mt/a;潞安集團(tuán)計(jì)劃在山西建設(shè)產(chǎn)能5.24 Mt/a的裝置,其中一期1.8 Mt/a裝置位于山西長(zhǎng)治;伊泰集團(tuán)就新疆伊犁地區(qū)5.4 Mt/a煤制油聯(lián)產(chǎn)項(xiàng)目于2012年初與山東兗礦集團(tuán)簽訂了多噴嘴對(duì)置式水煤漿氣化技術(shù)轉(zhuǎn)讓合同;山東兗礦集團(tuán)目前正與美國(guó)Accelergy公司就在內(nèi)蒙古開(kāi)展3.0 Mt/a直接液化、間接液化聯(lián)合制油及微藻吸收CO2制生物配料項(xiàng)目進(jìn)行可行性研究。
國(guó)內(nèi)乙二醇供需缺口和中東低價(jià)乙二醇對(duì)國(guó)內(nèi)市場(chǎng)的沖擊引發(fā)了業(yè)界對(duì)煤制乙二醇的關(guān)注。截至2011年9月,國(guó)內(nèi)擬建裝置達(dá)22套,總產(chǎn)能達(dá)5.25 Mt/a。經(jīng)濟(jì)評(píng)估表明:當(dāng)煤價(jià)在133元/t時(shí),煤制乙二醇生產(chǎn)成本為3 822.7元/t(見(jiàn)表3)[4]。不過(guò)當(dāng)煤價(jià)超過(guò)133元/t時(shí),與石油路線(xiàn)相比(約為6 300元/t)仍有較強(qiáng)競(jìng)爭(zhēng)力。然而,迄今為止正在運(yùn)行的裝置仍有許多技術(shù)問(wèn)題尚待解決,其中草酸酯加氫催化劑的壽命問(wèn)題使得裝置難以正常連續(xù)運(yùn)行。
表3 草酸酯路線(xiàn)煤制乙二醇的生產(chǎn)成本
塞拉尼斯公司較早從事乙酸直接制乙醇工藝的開(kāi)發(fā),采用以氧化硅、石墨、硅酸鈣或鋁硅酸鹽為載體的Pt催化劑,在汽相250℃下直接選擇加氫制乙醇。塞拉尼斯在美國(guó)得克薩斯州的乙醇基地于2011年6月16日破土動(dòng)工,擬于2012年投入運(yùn)行。公司還宣布在中國(guó)南京和珠海分別建造400 kt/a裝置。這個(gè)被稱(chēng)為T(mén)CX的乙醇工藝可使生產(chǎn)的乙醇價(jià)格相當(dāng)于在60美元/桶原油價(jià)格下生產(chǎn)的汽油價(jià)格,而在美國(guó),乙醇已被大量用作汽油替代品。
我國(guó)索普集團(tuán)30 kt/a合成氣制乙醇的成套技術(shù)研發(fā)項(xiàng)目已經(jīng)開(kāi)工,并全面進(jìn)入工業(yè)示范實(shí)施階段,以盡快形成300 kt/a裝置工藝軟件包。開(kāi)發(fā)者認(rèn)為從煤炭資源出發(fā)經(jīng)合成氣生產(chǎn)乙醇的技術(shù)對(duì)替代傳統(tǒng)糧食發(fā)酵路線(xiàn)意義重大,可緩解石油資源緊缺的矛盾,提高我國(guó)能源安全性。
2011年我國(guó)甲醇產(chǎn)能48.23 Mt,同比增長(zhǎng)18.7%;產(chǎn)量21.05 Mt,同比增長(zhǎng)33.7%;消費(fèi)量25.70 Mt。主要下游產(chǎn)品對(duì)甲醇的需求如下:
甲醛 8.58 Mt,占 33.4%;二甲醚 6.0 Mt,占23.4%;乙酸2.38 Mt,占9.2%;二甲基甲酰胺(DMF)817 kt,占3.2%;甲基叔丁基醚(MTBE)1.39 Mt,占 5.4%;烯烴 1.99 Mt,占 7.7%;甲醇燃料 2.24 Mt,占 8.7%;其 他 2.30 Mt,占9.0%[6]。
我國(guó)甲醇生產(chǎn)以煤為主要原料,2010年229家煤制甲醇企業(yè)總產(chǎn)能達(dá)20.68 Mt/a;焦?fàn)t氣制甲醇21家,總產(chǎn)能2.79 Mt/a。
未來(lái)甲醇制烯烴和二甲醚將是甲醇的主要消費(fèi)領(lǐng)域,而甲醇合成技術(shù)的進(jìn)步又將進(jìn)一步推動(dòng)包括制烯烴和二甲醚在內(nèi)的甲醇衍生物產(chǎn)業(yè)的健康發(fā)展。
目前國(guó)內(nèi)二甲醚產(chǎn)能已超過(guò)10 Mt/a,2011年實(shí)際產(chǎn)量?jī)H3.96 Mt,消耗甲醇6.0 Mt。市場(chǎng)低迷的原因很多,但總體來(lái)看發(fā)展醇醚燃料仍是石油天然氣戰(zhàn)略替代的重要方向之一。據(jù)不完全統(tǒng)計(jì),目前國(guó)內(nèi)處于規(guī)劃階段的二甲醚項(xiàng)目已超過(guò)60個(gè),產(chǎn)能合計(jì)為37.00 Mt/a[6]。四川天一科技有限公司是我國(guó)燃料二甲醚的主要技術(shù)提供者,該公司在2008年完成200 kt/a裝置模擬數(shù)據(jù)驗(yàn)證的基礎(chǔ)上,編制了產(chǎn)能分別為400 kt/a、500 kt/a及1.0 Mt/a的工藝軟件包,其中大型二甲醚裝置的二甲醚生產(chǎn)成本見(jiàn)表4。
表4 大型二甲醚裝置二甲醚生產(chǎn)成本
煤制烯烴已成為我國(guó)低碳烯烴的主要來(lái)源之一。2011年我國(guó)共有28套乙烯裝置,總產(chǎn)能15.19 Mt/a,產(chǎn)量 15.20 Mt,而同年丙烯產(chǎn)能17.20 Mt/a,煤制丙烯產(chǎn)能為1.36 Mt/a,因此煤制烯烴是烯烴生產(chǎn)多元化的途徑之一。國(guó)內(nèi)正在運(yùn)行的3套煤制烯烴裝置基本情況見(jiàn)表5[3]。
表5 3套煤制烯烴裝置基本情況
除上述3套裝置外,采用中國(guó)石化上海石油化工研究院開(kāi)發(fā)的SMTO技術(shù)的600 kt/a裝置于2010年4月在中國(guó)石化中原石油化工有限責(zé)任公司建成并投入正常運(yùn)行。中國(guó)化學(xué)工程集團(tuán)公司聯(lián)合清華大學(xué)、安徽淮化集團(tuán)經(jīng)過(guò)3年多艱苦攻關(guān),已將小試成果放大,建成了30 kt/a流化床甲醇制丙烯(FMTP)工業(yè)試驗(yàn)裝置。
2012年受原料成本大幅上揚(yáng)以及市場(chǎng)需求疲軟的雙重影響,全國(guó)25套以石腦油為裂解原料的乙烯裝置毛利大幅下降,大多數(shù)裝置處于降負(fù)荷運(yùn)行狀態(tài)。與此同時(shí),煤制烯烴卻異軍突起。以神華包頭項(xiàng)目為例,乙烯成本比傳統(tǒng)石腦油路線(xiàn)低2 000元/t左右,于2011年正式進(jìn)入商業(yè)化運(yùn)行后負(fù)荷率達(dá)85%以上,同年生產(chǎn)聚乙烯和聚丙烯共500 kt,實(shí)現(xiàn)銷(xiāo)售收入50多億元;2012年生產(chǎn)目標(biāo)為聚烯烴550 kt,利潤(rùn)爭(zhēng)取達(dá)到12億元。
據(jù)統(tǒng)計(jì),目前國(guó)內(nèi)擬建、在建以及處于規(guī)劃階段的煤制烯烴項(xiàng)目近30個(gè),其中處于建設(shè)階段有10個(gè),烯烴產(chǎn)能合計(jì)超過(guò)20 Mt/a,總投資近6 400億元。
煤制烯烴裝置存在投資額較高的問(wèn)題,其原因主要是:項(xiàng)目所有設(shè)施均需配套建設(shè);引進(jìn)技術(shù)較多,設(shè)備制造和運(yùn)輸費(fèi)用高。由于工程總投資在180億~190億元,遠(yuǎn)高出原先的估算,相對(duì)而言,投入產(chǎn)出比明顯偏低。此外,與石油路線(xiàn)相比,煤制烯烴項(xiàng)目每生產(chǎn)1 t產(chǎn)品要多排放7 t碳,所以一旦國(guó)家征收環(huán)境稅,生產(chǎn)成本將增加2 000元/t。
甲醇合成技術(shù)進(jìn)展主要體現(xiàn)在反應(yīng)器和催化劑2個(gè)方面,其中甲醇合成反應(yīng)器是甲醇合成技術(shù)的關(guān)鍵。近年來(lái)國(guó)內(nèi)大型甲醇裝置更多地采用國(guó)內(nèi)自主開(kāi)發(fā)技術(shù),其中杭州林達(dá)公司可提供3~7.5 kt/d甲醇裝置的6種反應(yīng)器選擇方案,包括:JW氣冷均溫型甲醇塔、管內(nèi)副產(chǎn)蒸汽低壓甲醇塔、氣冷-水冷管殼式聯(lián)合反應(yīng)器、氣冷-水冷(管內(nèi)水)聯(lián)合反應(yīng)器、氣冷-水冷串聯(lián)聯(lián)合反應(yīng)器和林達(dá)新型管殼水冷合成塔。該公司還承接了7.5 kt/d煤制甲醇合成技術(shù)開(kāi)發(fā)項(xiàng)目,并完成了技術(shù)方案、數(shù)學(xué)模型和計(jì)算模擬軟件開(kāi)發(fā)。林達(dá)與華東理工大學(xué)合作為山西大洋集團(tuán)建設(shè)的600 kt/a焦?fàn)t氣制甲醇項(xiàng)目通過(guò)了專(zhuān)家評(píng)審。民營(yíng)科技型企業(yè)南京國(guó)昌公司開(kāi)發(fā)的水冷折流板徑向甲醇反應(yīng)器技術(shù)提高了反應(yīng)器的傳熱系數(shù)。這種反應(yīng)器的內(nèi)件結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單、設(shè)備維修費(fèi)較低,而徑向魚(yú)鱗板分布器技術(shù)又減少了系統(tǒng)阻力,能更有效地發(fā)揮催化劑的活性。國(guó)昌公司現(xiàn)已建成14臺(tái)100~200 kt/a GC軸徑向低壓甲醇合成塔,另有10臺(tái)在建,單套產(chǎn)能360 kt/a裝置即將開(kāi)車(chē)[1]。
在新催化劑開(kāi)發(fā)方面,西南化工研究院開(kāi)發(fā)的XNC-98性能超過(guò)ICI-51-7(見(jiàn)表6),達(dá)到ICI-51-8水平。據(jù)稱(chēng)該催化劑以晶粒極細(xì)的Zn-Al尖晶石為特殊載體,Cu等活性組分高度分散在載體上,從而延緩了Cu晶粒的長(zhǎng)大和遷移,并使催化劑具有很高活性和穩(wěn)定性,溫度和水蒸氣變化對(duì)其影響很小,而且在高CO2濃度情況下活性仍十分穩(wěn)定。最近,該院又開(kāi)發(fā)了活性和選擇性更好、壽命更長(zhǎng)、堆積密度更小、使用范圍更寬的新一代C312系列催化劑,原料氣的適用范圍包括合成氣、富CO2合成氣和CO2/H2;反應(yīng)器適用范圍包括列管式、徑向式、均溫型和絕熱型反應(yīng)器等。
表6 XNC-98與國(guó)外同類(lèi)催化劑性能比較
中國(guó)石化南京化學(xué)工業(yè)有限公司研究院除開(kāi)發(fā)NC309型新催化劑外,其新建的2 kt/a甲醇合成催化劑生產(chǎn)線(xiàn)首次采用了自動(dòng)控制系統(tǒng)和反滲透純水裝置,能夠最大限度減少環(huán)境污染,提高水的利用率,還能大幅減輕勞動(dòng)強(qiáng)度,提高產(chǎn)品質(zhì)量和穩(wěn)定性,減少能耗和物耗,從而更好地服務(wù)于新型煤化工。
(1)發(fā)展C1化工是解決我國(guó)液體燃料和石化產(chǎn)品供應(yīng)問(wèn)題的重要途徑之一。隨著我國(guó)經(jīng)濟(jì)社會(huì)的發(fā)展,石油及石化產(chǎn)品需求持續(xù)增長(zhǎng),油氣供求矛盾將長(zhǎng)期存在。預(yù)計(jì)2020年我國(guó)原油自給率僅40%,烯烴和民用液化氣自給率分別只有60%和70%。如果每年有0.1 Gt煤基液體燃料來(lái)替代0.1 Gt原油,那么石油對(duì)外依存度便能從70%下降至58%。
(2)環(huán)保和資金問(wèn)題將是C1化工發(fā)展的重要制約因素。就環(huán)保而言,以神華集團(tuán)包頭甲醇制烯烴項(xiàng)目為例,裝置能效為35.2%,生產(chǎn)1 t烯烴排放 CO210.8 t、氨氮 6.4 t、CS2819.8 g、氮氧化物800 g。就已投產(chǎn)的160~200 kt/a煤制油項(xiàng)目而言,裝置能效水平約38% ~41%,每生產(chǎn)1 t油品排放 CO28 ~8.5 t、CS2600 g、氮氧化物476 g。煤制天然氣項(xiàng)目估計(jì)能效在50%左右,每生產(chǎn)1 000 m3天然氣排放CO24.8 t。以上數(shù)據(jù)表明,現(xiàn)代煤化工技術(shù)的能效僅為石油路線(xiàn)的50%左右。其次是資金,包括1.8 Mt/a煤制甲醇在內(nèi)的600 kt/a烯烴裝置總投資達(dá)195億元,投入產(chǎn)出比偏低。當(dāng)國(guó)際原油價(jià)格出現(xiàn)大幅波動(dòng)或石化行業(yè)處于景氣周期低谷時(shí),裝置的競(jìng)爭(zhēng)力和經(jīng)濟(jì)性將面臨考驗(yàn)。此外還有水資源問(wèn)題,因?yàn)樯a(chǎn)1 t直接液化油耗水7 t,生產(chǎn)1 t間接液化油耗水12 t。1套600 kt/a甲醇裝置的用水相當(dāng)于十幾萬(wàn)人的用水量,因而不是每個(gè)富煤地區(qū)都能發(fā)展煤化工。
(3)采用進(jìn)口甲醇發(fā)展烯烴生產(chǎn)有利于節(jié)省投資和降低生產(chǎn)成本。由于國(guó)外甲醇以低價(jià)天然氣(0.5~1.0美元/MMBTU,相當(dāng)于0.15~0.30元/m3)為原料,甲醇生產(chǎn)成本較低。目前國(guó)內(nèi)進(jìn)口甲醇比國(guó)產(chǎn)甲醇每噸低500元左右。如果與外商簽訂長(zhǎng)期供應(yīng)合同,建設(shè)烯烴裝置不必同時(shí)建設(shè)煤制合成氣部分,投資至少節(jié)省一半,因此在交通發(fā)達(dá)的沿海地區(qū)采用進(jìn)口甲醇發(fā)展烯烴生產(chǎn)更具經(jīng)濟(jì)性。
(4)企業(yè)一哄而上有可能帶來(lái)更大風(fēng)險(xiǎn)。由于國(guó)內(nèi)煤制烯烴、煤制天然氣等示范項(xiàng)目的成功運(yùn)行,一些企業(yè)急于擴(kuò)大規(guī)?;蛐陆ㄑb置,其中在建和擬建天然氣項(xiàng)目共39個(gè),總產(chǎn)能達(dá)1.62×1011m3/a;而煤制油項(xiàng)目總產(chǎn)能超過(guò)20 Mt/a。
有學(xué)者認(rèn)為煤制油效率低下,產(chǎn)業(yè)鏈短,市場(chǎng)發(fā)展能力差,只可作為技術(shù)儲(chǔ)備,不宜盲目放大,更不能成為拉動(dòng)國(guó)內(nèi)生產(chǎn)總值(GDP)的產(chǎn)業(yè)。南非Sasol公司認(rèn)為煤制油受油價(jià)和煤價(jià)影響很大,當(dāng)國(guó)際油價(jià)低于80美元/桶時(shí),煤制油便缺乏經(jīng)濟(jì)性。目前新疆?dāng)M建煤制天然氣項(xiàng)目的總規(guī)模超過(guò)1.5×1011m3/a,用管道輸送到沿海地區(qū),投資大,資金回報(bào)周期長(zhǎng),盈利很難得到保證。即使是盈利較好的煤制烯烴項(xiàng)目,如果國(guó)家征收碳排放稅(最高可達(dá)2 000元/t)的話(huà),很可能無(wú)成本優(yōu)勢(shì)可言。因此業(yè)內(nèi)人士認(rèn)為,當(dāng)前應(yīng)在示范項(xiàng)目成功運(yùn)行的基礎(chǔ)上,繼續(xù)轉(zhuǎn)型升級(jí),除向大型化、規(guī)?;⒓s化方向發(fā)展外,還應(yīng)積極開(kāi)發(fā)各種節(jié)能減排、CO2捕獲和污水回用技術(shù),從而進(jìn)一步推動(dòng)我國(guó)C1化工持久健康發(fā)展。
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