1. 工作感想
何春阳 2013. 7. 20
一：参与徐矿专题工作的感触
自从三月初进入五环公司培训至六月底，我参与了徐矿专题的数据整理和细
节修订工作，对此段的工作产生了一些感触。
1. 从全流程比选方案的编制过程来看，三月底徐矿专题初步完成，经过四月初
的会议对部分总体条件提出修改，六月初完成修改，编制效率较低，自我感
觉走了不少的弯路，内容还有一些不到位的地方。
2. 由于公司工作思路以等待路条为主，导致设计院对目前编制专题的工作重视
不够。从我对我们工作的理解来说，对于这种受国家控制的大型项目而言，
路条的获批也许会关系到我们项目什么时候能够快速引进工艺包和进入施
工阶段，但对于徐矿集团铁定心要上的项目，煤制天然气工艺方案的确定与
路条是否拿到并没有直接的关系，而我进入公司到现在已经一年的时候，项
目在工艺方案确定方面一直没有实质性的进展，工艺方案在七月份才基本敲
定。对于这样的大项目，可以定好工艺方案等路条，但不能让路条等方案，
不然方案就会定的比较匆忙。这种局面也与之前主要的人员配备不够齐全有
关，导致对项目的总体进展规划没有清晰地定位和认识。
3. 对于此次专题方案的编制过程中的审查工作，公司没有充分利用我们的人员
优势，对于我们专题方案审查中，像上次和设计院的会议时关于冷却选用空
冷还是水冷的问题，这个我们当然还没有这么高的认识角度，领导或专工定
这种方案非常合适，但其中的数据核对和有关计算，我认为我们这些新入职
的毕业生员工更具有优势，更能发现其中的问题，并且我们刚好在设计院里，
审核和更改这些细节问题会更加方便和快捷，能够及时通过和设计院沟通使
不合理的数据及时更正。但从我对方案结果的学习来看，我们的审查做的不
够到位，部分细节问题没有被审查出来或被忽略了。如果能调动技术部包括
我们这些毕业生员工的积极性，利用我们的人员优势共同参与方案审查和监
督，也许效率和准确度会更快更高，至少对于我们这些新手也能从中积累一
些东西。
4. 在 Lurgi, BGL, E-GAS, Shell 四种气化技术方案的比较中，我们公司对四种方
案采用的煤质数据把关不严或没有认识到煤质对方案评比的重要性，其他三
个气化技术用的是嘎顺煤质做的方案，然而设计院在做 BGL 的方案时，采
用的煤气组成为云煤给我们做方案时的数据，这个数据是配煤（嘎顺：三矿
六矿=2:1）的煤气组成，如果按照当时配煤的煤质根据碳守恒推算嘎顺煤的
用量的话，BGL 给出 1406 t/h 的用煤量是不够的，估计每小时还的增加一百
多吨的量，由此也会导致配套设施规模的增加以及公用工程运行量的增大。
这种情况做出来的方案不但会对项目的投资造成一定的影响，也会对全厂的

2. 能耗和能效有较大的影响，这也是五月份为什么我们觉得专题报告中 BGL
能效太高的主要原因。而且根据 BGL 的总体设计来看，气化渣锁所需燃料
气作为外供原料气也应算入能耗中，燃料气加入到计算当中也会使能效降低
约 0.5%。
5. 由 BGL 所用数据造成的能效高，水耗低的问题，做出整改时不是通过纠正
煤质数据按照嘎顺煤设计方案数据，而是通过人为的增加水平衡中进入热电
工序的用水量，人为的改变锅炉负荷，气化用气量，减少甲烷化的产蒸汽量
等方式来降低能效和增加水耗。按照空分的配置，Lurgi 气化技术的用氧量
最低，Shell 最高，所以空分循环水用量也应如此，但我们的水平衡表中，空
分的循环水量却高的和 Shell 的循环量一样高，这个数据应该比 BGL 还低的，
所以因为这个数据的错误，使生产用水多了 300 多吨每小时。对于水平衡中
脱盐水站的脱盐水消耗量，此消耗量应该是蒸汽平衡中除氧器所需补充脱盐
水量和工艺消耗的脱盐水量的总和，但是我们的水平衡中，脱盐水站的脱盐
水消耗量却比蒸汽平衡中的补充脱盐水量还低，这是不合理的，针对这些问
题，我曾向设计院提出疑问和修改意见，五环的也说这些数据有问题，但这
个平衡表是东华公司给做的，所以最终这个问题依旧没有更改。
6. 对于专题报告中，气化装置主要技术指标对比表，从单台炉产有效气的量、
KNm3
(CO+H2+CH4)的氧耗、KNm3
(CO+H2+CH4)的煤耗对气化炉的性能进行
对比评价，这些数据对于不同类型的气化炉而言，几乎没有任何参考价值可
言。如果利用 Shell 技术，干燥势必和气化炉配套形成气化装置；利用 E-GAS
技术，制浆（甚至包括我们方案中的提质）与气化炉配套形成气化装置；利
用 Lurgi 和 BGL 技术，由于没有干燥和制浆的要求，所以气化工艺模块形成
气化装置（但如果上型煤装置的话，型煤装置也应计入气化装置内部）。这
种组合方式的气化装置做出来的技术指标才能说明采用此气化技术工艺的
优劣。而且在比较有效气含量时，由于有的气化炉没有甲烷产出，即便有甲
烷产出的装置甲烷含量差别也较大，这种情况下，把 1 份 CH4 看成消耗 4 份
(CO+H2)才是比较合理的评价机制。因此，基于这种组合式的气化装置，列
出气化炉台数，单炉有效气(CO+H2+4CH4)产量，总投煤量，单炉耗煤量，
吨煤产有效气量和吨煤产副产品量，吨煤水耗，吨煤蒸汽耗，吨煤电耗，碳
转化率，冷气效率和热效率，能量转化率和能效等指标才能较好的说明一套
气化装置的优劣性。
7. 对于四种方案(Lurgi, BGL, Shell, 提质+E-Gas)的比较中，并没有把 E-Gas 放
在和其他三种方案同等基础条件上，而是先加入了提质工艺，这势必对四种
气化技术的比较造成一定的概算和效益偏差。尽管我们的煤成浆性能相对较
差，但利用直接成浆(而不是前面加提质)做技术比较，能够让四种气化技术
站在同样的平台上比较，也能较好的体现出此技术是否具有优越性。当然把
提质技术放进去也不排除五环公司为了推广他们的技术，即使是这种情况，
他们也可以多比较一种方案(Lurgi, BGL, Shell, E-Gas, 提质+E-Gas)，这样才
能真正为我们业主进行炉子选型负责，也能体现他们的提质技术是否优越，

3. 同时也能为我们将来气流床技术的选择提供一个好的依据。以目前他们做的
比较方案，将来我们如果想比较 E-gas 方案是否可行的话，现在的 E-gas 比
选方案数据也无法作为我们将来考虑问题的依据。
8. 对于概算这一块，附件中主要列出了建设总投资，而总平均成本中运行成本
的情况并未明确给出，从方案内容中一些化学品的用量并没有统计进去或者
价格并没有标出（比如二异丙基醚，甲醇，三甘醇，冷冻液氨用量或价格，
燃料气价格，石灰石价格等），所以如果有个总成本的比较详细的列表的话，
我们也能够知道一些参数是否真的列入其中了，这样的概算才更有说服力。
二：对全厂配置的几点想法
1. 煤质问题
为了项目的长远发展，现在我们需要把我们煤化工计划需要用煤的各个
煤矿的煤质搞清楚，这为下一步能更好的工作提供有效的依据。自从我进入
公司的一年里，我们想采用的煤炭资源一直在变化，从规划来看，我们将来
可能需要用到 10 个矿左右的煤炭资源。2012.8.22，我们还专门就煤质对煤
化工项目的重要性专门开了一次小范围会议，并做了会议纪要。从目前来看，
我们现在仅有三四个矿的煤质数据。煤质分析情况对气化炉的选型至关重要，
配煤对于多个煤质资源的煤化工项目也许是不可避免的。因此提前了解各个
矿的煤质数据，做到充分的前期分析是气化炉选型的关键。
我们同时面临的一个问题就是在备煤过程中，粉煤比例较大，型煤技术
不成熟，因此这些粉煤对于固定床来说没法消化。在今后一段时间内，关注
和考察型煤技术的发展的可靠性和经济性。另一种模式就是双炉型模式，采
用流化床或气流床技术解决粉煤问题，流化床投资较低，但目前的流化床技
术多在低压下运行，个别具备高压能力的流化床技术为 U-GAS 气化技术和
KBR 气化技术，U-GAS 气化炉 10 bar 压力的工业化装置现在正在义马煤业
集团甲醇项目试运行，是否能达到设计要求还需这两年的运行调试；KBR 的
TRIG 气化炉 40 bar 压力的工业化装置目前正在中国东莞天明电力公司的
IGCC 项目，博源投资集团内蒙古苏尼特碱业公司的乙二醇项目以及美国南
方公司的 IGCC 项目中建设，但听说因为经济方面的原因，各个项目进展都
比较缓慢，尽管如此我们仍可以关注这两种气化技术，如果这两种气化技术
能够获得顺利进展，也将会是我们未来几期项目建设的良好选择。目前气流
床技术已经很成熟，国外的 Shell，E-GAS, GSP, Texaco 以及国内的航天炉，
华东理工的四喷嘴等技术都有了很好的应用，但相对于固定床和流化床而言
气流床的投资较高，对于煤制天然气的来说利润相对较低。但是气流床和流
化床能很好的解决粉煤问题，而且由于没有焦油，酚等副产品的产生，工艺
流程和水处理工艺都相对简单。

4. 2. 原煤试烧
我们一期采用的是成熟的 Lurgi 气化炉，对于在鲁奇煤质数据库范围内
的煤质数据来说，试烧的意义不大：首先，我们将来设计压力是 40 bar，我
们试烧的话几乎不可能会运到大唐克旗或者新疆庆华试烧，所以如果试烧的
话也只可能是一些运用 Lurgi 炉相当久的企业，比如义马气化厂，山西潞安
或者哈气化等企业，他们的炉子要么压力（30 bar）等级达不到我们的设计
压力要求，要么是鲁奇的 Mark3 气化技术，所以即便我们试烧了，所得的数
据也不能作为 40 bar 压力下的设计数据，所以得出来的数据对于我们项目没
有参考价值，仅会给设计院的 30 bar 数据库里多一组参考数据而已；第二：
根据广汇甲醇项目气化炉的问题，他们的原煤也拉到了义马气化厂进行了试
烧，试烧情况良好，但他们的气化炉仍旧出了问题，检测原因说是氯离子的
问题，所以这仍然是设计的时候没有充分考虑煤质分析数据或者气化炉所用
材质较差造成的，试烧并没有给他们带来什么便利之处。当然我们的煤质分
析数据如果在他们的设计数据库之外的话，为了数据的可靠性试烧也是必要
的，但目前我们设计压力下的气化炉还不具备让我们试烧的条件。
3. 目前我们已经决定选用 Lurgi 气化炉作为我们煤制气技术的龙头，那么我们
就需要关注这几方面的内容：
1) 美国大平原是世界上唯一一座运行时间长达 20 多年的煤制天然气项目，
因此关注 2006 年 4 月出版的美国大平原 20 年运行经验报告(Practical
Experience Gained During the First Twenty Years of Operation of the Great
Plains Gasification Plant and Implications for Future Projects)，将对我们项
目的规划和 260 亿 Nm3
天然气项目的长远发展奠定良好的基础。
2) 原料煤供给：对于 Lurgi 炉而言，它属于固定床加压固态排灰技术，反
应温度在煤灰熔点以下，具有较高灰熔点的原料煤对于 Lurgi 炉工艺本
身更有利。而我们现在初步计划用嘎顺煤作为 Lurgi 气化原料煤，此种
煤的灰熔点 1120℃(ST)、1150℃(DT)、1170℃(HT)、1210℃(FT)，这样
的灰熔点对于 Lurgi 炉来说，在反应过程中需要较高的蒸汽/氧气配比，
消耗更多的蒸汽，副产品量也会有所增加，进而增加煤气水及酚氨回收
工艺的难度。当然灰熔点太高的话也不利于煤炭的转化或会降低我们目
标产品 SNG 的产量。我们的项目如果完全开起来，按照计划可能需要
10 个煤矿的原料煤供给，所以对于我们项目来说配煤也许是我们将来必
须要面对的问题。因此拿出一个合理的原料煤方案也许能进一步降低能
耗和节约成本，也能从长远上解决我们因为原料煤带来的问题。
3) 国内除了解放前后引进的一些鲁奇炉外，后来所上项目都是二院消化外
国技术后的国产化炉子，可以说二院已经垄断了国内 Lurgi 气化炉市场。
虽说国产化使投资成本大大降低，但吸收消化这么多年负荷方面并没有
什么改进。Lurgi 公司的 Mark4 气化技术已经发展到 40 bar，产气量也

5. 已经达到 65000 Nm3
/h；Mark5 的炉径进一步扩大，产气量达到 90000
Nm3
/h；最新设计的 Mark+技术是基于具有成熟经验的 Mark4 与 Mark5
工业炉, 以及压力达到 100 bar 的中试气化装置，设计压力 60 bar，产气
量 120000 Nm3
/h。虽说此技术还没有真正运行过，但从鲁奇公司在德国，
美国，南非萨索尔公司的五六十年成功运行和实践中获得了丰富的经验，
此技术并非一个完全创新技术，而是原有技术的放大和整合，这就同国
内的煤制天然气项目一样，是由各个成熟的工艺组合在一起的，使用风
险相对来说是比较小的，而且各种设计参数也非常有利于煤制气技术的
发展。目前中海油也已经采用了此项技术。化工企业本着安全求稳的理
念，虽然我们一期没有考虑此项技术，但他的发展我们需要及时关注。
如果中海油能够顺利开车，我们也可以使用此项技术，为我们项目的技
术革新和节能降耗提供有利的条件，这也符合集团公司关于 260 亿 Nm3
煤制气项目高起点高规划，技术成熟先进的战略理念。
4) 鲁奇炉虽然是用蒸汽的大户，但实际转化耗水量并不比 BGL 大，只是此
部分蒸汽为了控制气化炉的温度不高于原料煤的灰熔点，以至于蒸汽用
量较大，也因此导致水处理负荷增加了，但从方案比选水平衡数据来看，
此举并没有导致原水消耗量的增加，所以对于固定床气化技术而言，以
此问题作为否定或质疑 Lurgi 气化炉是不确切的，而且对于煤制气项目，
要从全厂的技术经济综合比较做出的结论才更有说服力。对于 Lurgi 和
BGL 而言，化工废水如何比较经济的处理回用这个问题解决不掉，先前
曾经讨论的 BGL 用水量少也不能成为选择的优势。更确切的说，目前已
经工业化的气化炉，从固定床、流化床到气流床，任何一套工业化的气
化炉都可以用于煤制天然气项目，从技术的角度来说，不存在任何问题，
然而对于企业而言，更重要的就是从经济的角度考虑气化炉的选型。
4. 煤锁充泄压问题：
1) 泄压：有三种途径可以实现煤锁泄压气的利用：一、去气柜再压缩进煤
气管网；二、去锅炉作燃料；三、用蒸汽直接把煤锁气压入气化炉内后，
再对煤锁进行泄压。大多数企业目前沿用第一种模式，此种模式需要大
量的压缩功把气体再次压入变换冷却后的煤气总管。第三种模式用于哈
气化的煤锁气利用中，这种模式在泄压之前需要用高压蒸汽把煤锁中的
煤气压入炉内，然后在进行泄压，省去了煤锁气气柜，也就省去了煤锁
气再利用的压缩功，但也消耗了高压蒸汽，所以第一、三模式的经济性
需要比较后得知。第二种模式应用于美国大平原的煤锁气利用模式中，
上次从陈兵陈总那里了解到他在国内经历过的一个项目也有应用此模式
的。根据我的理解，第二种模式更适用于目前煤化工行业的发展，此种
模式不但可以在不增加压缩机的情况下把煤气利用掉，而且还可以把全
厂的闪蒸气和煤锁气整合在一起送入锅炉燃烧产汽，加强了全厂闪蒸气
的综合利用，进一步降低了压缩功。

6. 2) 充压：对于 Lurgi 或者 BGL 炉煤锁的充压在国内有两种提法：常规方法
是运用煤气进行两次充压，先用冷却工段的煤气进行一次充压，然后通
过气化炉本身对煤锁进行二次充压，此技术本身已经很成熟，而且经过
了长期运行的考验。另一种提法是用 CO2 进行充压，对于这种充压模式，
虽然技术上可行，但我认为是不经济的。第一：充压的 CO2 从净化过来，
对于 CO2 中甲醇的含量有严格的限制；第二：净化工段的 CO2 压力低，
所以需要增加压缩机对其进行压缩，并达到或超过煤锁压力；第三：在
煤锁内，根据气体混合时，热气流上升冷气流下降以及煤锁卸煤的时间
和粗煤气一直上升的动力，在打开煤锁下阀后，煤锁依旧会被粗煤气所
占据，大部分的 CO2 仍将随粗煤气进入下游装置，煤锁泄压时出来的仍
然是煤气而不是 CO2 这样就会再次增加这部分 CO2 在净化工段分离所需
要的能量；第四：即便是我们利用哈气化充蒸汽的模式来充 CO2，那么
在煤锁下阀打开后卸煤到下阀完全关闭时我们要一直充 CO2 用来压制上
升的粗煤气进入煤锁，这种方式下 CO2 压缩需要的压缩功不但高于煤锁
气压缩到管网所需的功，而且还会导致卸煤时带入大量的 CO2 增加净化
的负荷和增加 CO2 的分离耗能，此种方法唯一的好处也许是会降低压缩
机和煤锁的腐蚀程度而已，因此我认为这种充压方法用于固定床并不可
取。当然对于气流床来说这种提法是完全可取的，它的作用主要是用 CO2
代替 N2 作为气力输送，这样对于煤制气，煤制甲醇等项目来说不会引入
N2，同时 CO2 能在气化炉内反应掉一部分，并且相对于 N2 而言，没反
应掉的 CO2 在低温甲醇洗工段也能容易的分离掉，也有利于产品纯度的
提高。
5. 气化、CO 变换与煤气水分离之间高压喷射煤气水问题：
在这一块有个大循环和小循环的叫法，大循环：经过煤气水分离后的酚
水以及酚氨回收后的一部分洁净废水首先加压通入冷却工段对变换后的粗
煤气进行冷却洗涤，然后洗涤后的煤气水再次被送到气化炉出口的洗涤冷却
器对粗煤气进行洗涤降温，达到二次利用的目的，然后再回到煤气水分离工
段进行再次油水分离实现大循环。小循环：煤气水分离后的酚水其中的两部
分，一部分直接加压送入气化炉出口的洗涤冷却器洗涤冷却粗煤气，另一部
分加压后送到冷却工段进行洗涤冷却，然后这两部分洗涤后的煤气水都被送
入煤气水分离装置。由于进变换的煤气已经相对较纯净，所以在冷却工段经
过洗涤冷却后的高压喷射煤气水依旧是比较纯净的，可以满足气化炉出口洗
涤冷却器所需高压喷射煤气水的要求，而且在此工段高压喷射煤气水本身也
得到了加热，而几乎不需要像小循环那样先进行加热再送入废锅前的洗涤冷
却器，总的来说相对于小循环，大循环是一个相对好的选择方式。
6. 硫回收尾气、闪蒸气等排放气的处理问题：

7. 将膨胀闪蒸气体，煤气水驰放气，硫回收尾气通过管道经煤锁气气柜水
封和煤锁气一起进入煤锁气气柜，这种混合后的气体统一被压缩送入冷却工
段后的粗煤气管网，使含少量硫化氢的闪蒸汽在系统内循环，在硫回收处分
离，避免了硫回收尾气的氧化再处理问题；另一种解决方式就是把这部分气
体送到锅炉中，提供锅炉产蒸汽所需的热量。另外在气化炉试车或开车期间，
由于开车是一台或几台炉而不是一次性全开的，停车一般也是按单台或系列
停的，所以这部分气体可以部分的通入到锅炉中，以减少开停车气体直接排
放到火炬所造成的污染和能量过多的损失。以这种集中的废气处理模式可有
效的降低污染物的排放及处理成本，这样也可以减少低浓度的酸性气体进入
硫回收原料气中，更容易使来自低温甲醇洗酸性气的浓度达到硫回收原料气
的要求。
7. 甲烷化改进构思：
目前的甲烷化工艺和天然气压缩工艺是分开的。根据我的理解，先前在
开发甲烷化工艺时并没有想过后续仍需加压等工艺，因此目前的甲烷化工艺
为了控制第一反应器的温度，采用了从第二甲烷化反应器分出一股气体作为
循环气通过压缩再循环回第一反应器，通过生成气体中的甲烷来稀释原料气
用以控制第一反应器的温升来保护催化剂。尽管现在的催化剂设计温度已经
达到了耐 700℃甚至 750℃，但第二甲烷化反应器循环回第一反应器的循环
量依旧占了很大的比例。压缩机本身可以实现中间抽气的目的，因此如果把
甲烷化压缩工段的压缩气从压缩机某段抽取一部分压力略高于第一甲烷化
反应器的压缩气循环回第一甲烷化反应器,同样可以起到稀释原料气降低温
升的作用，循环气量也会降低。用这样的大循环代替内部小循环还可节省设
备投资并降低能耗。
8. 空分制氧能力：
根据大唐克旗压力提升后负荷能很快达到要求，以及国外同类型同压力
的气化炉产气能力比国内高，并且 40 bar 级的设计在国内开车成功的大唐克
旗尚属首例，所以个人认为国内设计的气化炉产气能力是相对保守的；另外，
美国大平原经过 20 多年的运行经验，他们的产气能力也有了大幅度的提升，
由原来设计能力 14 台（12+2）Lurgi 气化炉产 12 亿 Nm3
/y 天然气到 2006 年
时的 16 亿 Nm3
/y 制天然气能力，所以我建议我们的空分制氧量在设计负荷
110%的基础上有所放大，这也许能够为我们适当的提高负荷提供有力的帮助。
9. 热电构思：
考虑到我们要上 160~260 亿 Nm3
的煤制天然气项目，综合考虑备煤和热
电项目的分配是很有必要的。以热定电的模式能基本上满足我们煤化工项目
的需求，但我们依旧需要外购较多的电，这部分外购电相对于自发电来说也

8. 是一个相当高的投资。对于这样的大型煤化工项目，第一：实行供电和供汽
分离，这样可以集中化的建立发电装置和供汽装置，这样把整个大项目的备
煤，供电，供热分三块并集中布局，建设一个能供 160~260 亿 Nm3
煤制气项
目需求的电厂，实现集中供电，集中资源配置，供整个大项目几期的需要；
另外选择一种合适的锅炉用于烧粉煤、含尘焦油、煤锁气和各种闪蒸排放气，
用以满足煤化工用蒸汽的需要。第二：发展煤制气+IGCC 的模式也是一个不
错的选择，现在国际上对环境的要求越来越高，IGCC 发电也成了一种趋势。
单独的 IGCC 发电相对于粉煤发电来说成本很高，但随着煤气化多联产模式
的开展，现在煤气化多联产的发电成本在逐步降低，从原来的单纯依靠气流
床气化技术发电发展到现在可以用固定床或气流床发电，公用工程等装置联
合使用，这些都归功于煤气化多联产理念的推出。由于煤气化多联产，好多
工艺以及发电可以共用公用工程系统和运用较低成本的气化炉，使得相对成
本逐渐降低，因此如此模式也是一个较好的选择。
10. 多产品化发展：
为满足大型化工项目发展的需要，利用煤化工自身的优势提供自给自足
的化学品是非常必要的，如冷冻所需的 NH3，低温甲醇洗所需要的甲醇，这
样可以节约购买和运输化学品所需成本也能有助于煤化工企业产品调峰。特
别是对于我们规划的 160 亿甚至 260 亿的煤制气项目来说，在一期项目或二
期项目投产后适时的加入合成氨装置与甲醇合成装置，以满足厂区化学品消
耗和调峰的需要将会是一个很好的选择。对于新疆最近两年上的大量煤制天
然气项目而言，有效的利用我们工艺的副产品将有利于我们效益的提高和市
场的竞争性，采用合理的方案对焦油，中油，石脑油，粗酚等副产品进行深
加工，提高副产品的竞争力。
11. 成长平台：
培养工艺人员的全厂理念，在掌握好自己所在工艺的同时，适时了解全
厂，这对将来我们工艺技术的优化以及自己将来的职业生涯规划都有很大的
好处。对于我们新入职且没有实战经验的员工来说，如此一个大型的煤化工
的项目，如果我们能够参与到项目技术会议当中，不论是主工艺还是公用工
程，这些都是工艺人员应该了解的，通过项目开展期间对项目技术进展的全
面了解，才能让大家的理念跳出单个工艺的局限性，也只有经历了项目初期
的技术研讨，才能在将来后续项目的发展中更好更快的发挥我们的优势，所
以我也希望我们技术部在每次技术会议后能够向我们通报一下会议的有关
情况或者让我们了解一下会议纪要等，让我们这批新员工能够及时了解项目
的进展情况，特别是在我们在外实习期间，我们几乎不知道项目的任何进展
细节，这样的话我们感觉有种无法融入到项目中去，也不能尽快的成长成项
目需要的人才。如果公司给我们提供一个更好的平台，我们能更快的成长。

9. 至少对于我本人来说，我很希望能够参与到我们今后这段时间的一些技术谈
判与交流中，不论是主工艺还是辅助工程，我想通过这种机会，我也能很快
的提升自己，也希望领导能给予我多参加旁听的机会。
12. 公司网站：
尽快构建我们公司的中英文网站，使国内外同行关注我们项目的发展，
也促进我们项目的开放性交流，这样更有利于我们与国内外项目的交流与合
作，扩大我们的企业影响力和未来项目的合作与发展，最近韩国的项目也很
希望能有机会和我们进行交流和保持长期的联系，我们也能借助他们的项目
了解 E-gas 的有关情况与进展。