发展低投资、低成本的煤制天然气产业势在必行.docx

1、发展低投资、低成本的煤制天然气产业势在必行李志坚(石油和化学工业税划院.北京100013)摘要：近年来，煤制天然气项目遇到投资大幅度增加；由于天然气使用季节性峰-谷差，项目产能季节性闲置；能源效率低和二氧化碳排放的障例，文中对此瓶颈制约进行r分析，提出提高煤制天然,项目效益只能在降低投资和提高操作负荷上下功夫的判断。指出设备标准化，技术国产化；多联产提高操作负荷；工艺流程创新是降低投资、提高操作负荷的途径。提出了煤制天然气工艺流程创新三步骤的设想。关键词：煤制天然气；煤化工；技术经济效果；可行性研究文章编号：1673-9647(2010)11-0001-04中图分类号：TQ54文献标识码：A煤

2、制天然代是近年来我国煤化工产业发展的热点之一。20092010年，国家陆续核准了大唐内蒙克旗、大唐辽宁阜新、内蒙古汇能、新飙庆华4套煤制天然气项目，总规模达151亿n?/a。国内拟建和规划的项目较多，项目个数超过20套，总规模超过500亿m3/a,初步估计的总投资达到3000亿元以上。煤制天然气发展正在形成热潮。1煤制天然气技术成熟，可适度规模化发展应该说，发展煤制天然气较适应了我国人民生活水平提高对清洁能源的迫切需求，具有广阔的发展前景。有关部门提出，到2020年，我国天然气市场规模达到4000亿n?/a,也仅占我国能源消费总量的6%左右，远低于当前世界平均24%的水平。在4000亿m

3、9;/a总量中，以国产气供应量2500亿013外，进门气供应虽1500亿n?/a计，进口气占天然气市场份额接近40%,国家天然气供应也将承担较大的风险。如果我国煤制天然气产业能发展到400亿800亿m3/a的水平，占到我国天然气总消费量的10%20%,年转化煤炭折合成标煤1亿2亿t,占我国煤炭总产量的3%6%,从弥补我国天然气资源缺口、保证能源安全、清洁使用煤炭等多个角度看，是适度的、可行的。不少企业和部门对煤制天然气的技术成熟程度仍有疑问。笔者认为，现阶段的煤制天然气工艺技术，采用的是煤气化-变换-净化-甲烷化的路线，其中前三个过程是在合成氨、甲醇生产中已有长期的运行经验.高浓度的甲烷化技术

4、实际上是甲烷蒸汽裂解(如天然气一段转化炉)的逆反应。在甲烷化反应温度下，CO和氧气合成甲烷基本上属于不可逆反应，CO、CO2平衡浓度极低，因此在工艺原理、催化剂等方面上没有难度，仅需解决大型化、工程化的问题。我国在甲烷蒸汽裂解和低浓度甲烷化生产管理，及中、高浓度的甲烷化技术研发方面也有丰富的经验。因此，煤制天然气属于成熟技术的组合，和现有甲醇、合成氨等煤化工装肯相比，仅是规模上的放大，不需要技术上大突破。况且美国大平原气化厂已有20多年的运行经验，因此煤制天然气技术上基本不存在风险。与煤制烯炷、煤制油、煤制乙二醇等技术尚未成熟、需要通过工业化示范来验证相比，煤制天然气示范项目的意义主要是在经济

5、上、运行管理上，而技术问题相对少一些。在经济合理的前提下，适度、规模化发展煤制天然气项目是可行的。2煤制天然气产业发展中存在的重大问题从当前的煤制天然气项目建设和前期工作情况来看，主要是投资增长太多。2006年，笔者参与编制国家煤化工中长期发展规划时，曾首次提出在国内建设煤制天然气项目的设想，并设计了工艺技术路线，初步测算了效益和投资，当时考虑10亿nP/a的规模，全厂总投资约在30多亿元。收稿日期：2010-10-14作者简介：李志坚(1968-),男，安徽省人，教授级商工，从事化肥及相关产业的规划工作，多次参加国家化肥煤化工、石化等产业政策规划研究匚作。以此推算，40亿m，/a的项目投资应

6、在120亿140亿元，以天然气价格1.0元/n?推算，可承受的原料煤价格应该在150元/t左右。根据我国煤炭资源的分布情况，提出了在部分煤炭价格较低或不便外运的地区，建设煤制天然气项目，满足城市燃气需求，兼顾气、电调峰的目标。这个设想和建设方案为我国煤化工产业发展提出了一条新的途径。但是，近年来煤制天然气项目在实际操作中碰到r三大障碍。首先是投资大幅增加。由于通货膨胀等多种因素的影响，一套20亿nP/a的煤制天然气项目，其投资达到150亿元以上。即使在煤炭价格低至150元/t的新勰地区，以满负荷年操作8000h测算，项H投资内部收益率仅能达到8%左右，从经济上已儿乎不可行。如果按照此模式，我国

7、将找不到可以发展煤制天然气的地区，煤制天然代产业发展也就走向了死胡同。其次是调峰困难。我国天然气使用的季节性峰-谷差较大，如果煤制天然气项目需承担调峰任务，年生产负荷将达不到8000h,项目产能将出现季节性闲置.目前计算的经济效益将进一步下降。三是能源效率和二氧化碳排放问题，这也是当前所有煤化工项目发展中遇到的重大问题。目前煤制天然气项目的能源转化效率，根据不同的原料性质、工艺技术和热-电组合方案，约在50%66%,虽然在当前的煤化工产品中效率较高，但仍低于炼油厂90%、天然气化工75%左右的效率。以当前的技术水平，一个40亿nP/a的煤制天然气厂排放CO?约2000万乃，如果全国煤制天然气X

8、见模达到400亿m3/a,CO?排放量将达到2亿t/a.对我国实现节能减排也是-个不小的压力c3对发展煤制天然气产业的建议国家关于煤制天然气产业的发展尚无明确的发展战略。笔者认为，媒制天然气产业可以定位为洁净煤转化的“新兴能源产业”来发展，特别是对实现具备条件的偏远地区的媒炭资源转化其有重要意义。但是，煤制天然气产业的发展必须解决好经济效益和碳排放问题，使项目在市场经济的条件下具备竞争力和自我发展能力，而不必通过各种优惠政策的扶持来发展。当前的煤制夭然气成本中，与煤炭（原料煤、燃料煤）价格相关的成本费用及工资等其他费用约占50%,与投资相关的制造费用（包括折旧等费用）约占50%,开工率也是影响

9、效益的重要因素。煤炭价格对成本的影响虽然重要，实际降低煤价的空间不大。目前我国煤制天然气项目都是由能源企业承担，可行性研究中测算的煤价都是按煤炭开采保本微利或成本价计算的，几乎没有按市场价的，随着今后煤炭资源税、安全环境成本的增加，只能上涨，不可能下降（煤炭市场价格则另当别论，还受到需求的影响），再降低煤价几无可能。因此，提高煤制天然气效益只能在降低投资和提高操作负荷两方面下功夫，特别是节省投资，对效益影响非常显著。可以说，节省投资就是创造利润。实际生产中创造10亿元的利润非常困难，而对一个投资200亿元的项目，节约10亿元的投资（占5%）还是有可能的。为突破煤制天然气产业发展的瓶颈制约，提出

10、以下的发展建议和设想。3.1设备标准化，技术国产化我国现在很多煤制天然气项目都是采用引进技术来建设的，主要是欧美技术。我国采用的煤气化技术可谓“百花齐放”，有SHELL、GSP、BGL、GE、E-GAS、U-GAS等多种技术，大型低温甲斡洗非林德即鲁奇，甲烷化技术也出不了戴维、托普索等公司，加上成套引进的大型空分，其投资高企也就很正常了。在降低投资方面，煤制天然气应该向小觐肥和电力行业学习，通过设备标准化、技术国产化来降低投资。化肥产业市场化改革过程中，我国一批小氮肥企业虽然规模小、实力弱、资源条件差，但在市场竞争中，逐步发展壮大，甚至达到大化肥的规模.却仅花了大化肥1/2到1/3的投资，主要

11、靠的就是标准化、国产化。如中小化肥的三大关键设备气化炉、压缩机、合成塔，已基本形成系列定型产品，实现批量制造生产，技术上完全实现了国产化，专利费用与国外不在一个数量级，大大降低了投资。电力行业也是通过标准化、国产化降低投资的典型，如超-超临界锅炉和汽轮机的开发，都是在引进首套后实现国产化开发和系列化制造，显著降低了我国煤电项目的投资，千瓦投资从6000多元下降到4000多元。政府体制改革、化学工业部撤销后，通过政府来强制实现煤化工的标准化、国产化难度较大.主要还应通过市场化手段实施。煤制天然气项目需要标准化的可能是气化炉、低温甲醇洗系列设备、甲烷化炉、空分等大型关键设备。气化炉应以国内技术为基

12、础，设计系列化的标准炉型，具体项目可根据煤种情况微调；低温甲醇洗以处理气址为基础，设计儿套不同压力下、对应不同炉型的成套设备；甲烷化炉像合成塔-样设计成标准设备，通过系列并联方式实现大型化。空分设备已基本成套化，但国内外设备投资差距较大，重点是大型空分成套设备的国产化。通过设备系列化、技术国产化，加上方案优化和采购管理，在现有的基础上降低煤制天然气项目20%左右的投资是可能的，这将显著提高项目的经济效益。3.2多联产提高操作负荷解决煤制天然气项目的负荷和碳排放的主要途径可能是多联产。煤制天然气、费-托合成油、甲醇、IGCC等广义的煤化工项目，其气化、变换、净化工段基本相同，相同部分约占投资的7

13、0%,差别在于合成及后加工，约占投资的30%,因此具备了发展多联产的基础。另外，40亿m'/a煤制天然气项目的动力负荷约466MW(其中电负荷、蒸汽透平的动力负荷分别为285MW和181MW),相当于一个中等规模的发电厂。真正用于工艺上的热负荷并不多，其效率损失的关键是热动系统。为提高可靠性，当前煤化工项目配套的动力系统多为小型锅炉和小型凝汽式透平.其效率要低于大型超临界和超-超临界发电机组，在当前工艺技术水平下，提高动力系统效率是提高煤化工系统能效的关键。根据测算，如果集成大型超-超临界电站和煤制天然气项目，煤制天然气的能源效率最高可达到66%,比常规项目提高约810个百分点。提高煤

14、制天然气效率是节能减排和降低CO2排放的根本。目前的各种CO?利用措施规模都太小，仅达万吨级，而我国CO?排放量将达百亿吨级，因此大多数CO?利用措施不能从根本上解决减排问题，而且CO?利用所需的原料另外增加了能耗及碳排放，有些得不偿失；CO?回注、封存在我国实施难度也很大，成本代价高，估计规模最多达到千万吨级，也难解决问题。我国作为发展中的人口大国，做些示范工程尚可，似不应在CO?终端利用上花太大的代价，也没有必要承担过多的CO?减排义务，而应将工作重点放在经济效益和社会效益都可行的节能上。气-电联产就是一项很好的节能减排措施。以IGCC代替常规发电后，KC()2排放将显著降低，宏观上将补偿

15、煤化工碳排放的增加。IGCC达到一定规模后，甚至会“中和”掉煤化工的CO?排放。按规模和可行性，设想煤制天然气的多联产模式可以分为以下三种。一是产气为主，配套联合循环热动系统。一套40亿mVa煤制天然气项目所需动力负荷为466MW,刚好等于一套IGCC电厂的规模，可以将两者集成，以1GCC代替普通的锅炉和热电，并适当放大发电规模，实现“一头两尾”，在气-电之间适度调节。二是产电为主，产Y为辅。建设大规模的1GCC电厂(如4000MW),产气作为发电季节性峰-谷的调节措施。由于电厂本身的利用小时为5000-6(XX)h,与天然气互为调节可以更好地利用全厂的产能。三是气-油联产。我国费-托合成油技

16、术已实现产业化，合成油耗合成气约5500m3/t,是所有化工产品合成中气耗量最大的，且油品单位能值高，贮存容易，市场容量大，流程也比较简单，作为天然气调峰是可能的。对一个40亿n?/a的煤制天然气项目，可增加一套百万吨级费-托合成工序，约占总产能的1/3,也有益于提高全厂经济效益。多联产牵涉不同产业，可以有不同的组合模式，但协调难度较大，需要组织各部门力量:，在工程化方面做好扎实工作。3.3工艺流程的创新、简化媒制天然气的本质是把煤转化为便于输送和使用的气体燃料。由于天然气(甲烷)管网完备、使用设施齐全、运行经验丰富，因此把煤转化为甲烷易实现与现有系统的对接，产业发展基础设施条件好。基于现有技

17、术水平的煤制天然气项目的工艺路线设计，还是如甲醇、合成油等煤化工项目-样走合成路线，即先把煤气化为CO和1原经过一系列的净化和调整，再把C()和昭合成甲烷。从数量上看，合成1000m3甲烷需400()m3合成气(C0+1L),产品价格不到2000元/n?；每吨甲醇需2300m3合成气，每吨合成氨需2100m3合成气，氨、醇产品价格都在2500元/t左右°因此.走合成路线时，煤制天然气经济上即“先天不足”。要提高竞争力，还得从工艺流程上下功夫，即提高气化炉甲烷含最、简化流程，这就需要对煤制天然气的流程进行创新。笔者设想我国煤制天然气的创新步骤可能分成以下三步走：第一步是在现有成熟流程上

18、的完善和国产化。即如图1所示的流程。原料煤甲烷粗煤气六='变换气s元二净化气中!止气化变换）冷化A甲烷化图1设想的煤制天然气第一步创新的工艺流程首先要解决甲烷化技术、装备的国产化问题，同时实现大型低温甲醇洗净化、气化、空分等关键技术的国产化、标准化；在现有多种技术的基础上进一步开发、完善高甲烷含量的气化炉型；降低煤制天然气项目的投资。根据国内的工程技术水平和设备制造能力，第一步开发是可以实现的。煤制天然气第二步技术开发建议的流程如图2。原料煤一二气化甲烷化一净化一A甲烷图2建议第二步开发的煤制天然气工艺流程即气化炉出来的粗煤气，直接送入甲烷化工序，在甲烷化工序同时完成CO、CO2和H2

19、生成甲烷、及过最的co部分变换的问题。合成气完成甲烷化后，再送低温甲醇洗脱除硫化氢和co?,最终得到甲烷气。该方案的净化负荷大大降低，独立变换流程可以省去，将可降低-些投资。诙流程的关键是耐硫甲烷化催化剂（同时兼变换）的开发，这方面我国有一定的基础，是可能实现的。煤制天然气的第三步技术开发将是直接生成甲烷的加氢气化技术的开发，流程如图3所示。原料煤一A气化一净化甲烷图3建议第三步开发的煤制天然气工艺流程在此流程中，煤与氧气、蒸汽、氢气等反应，在气化炉中实现气化、变换、甲烷化等反应，直接生成甲烷，生成的气体在净化工序脱除C02、11我后得到纯净的甲烷。该流程将大大简化煤制天然气的流程，但气化炉开发的难度较大。4结束语本文提出了在我国发展低投资、低成本煤制天然气产业的技术进步与开发的建议和设想，希望国内有关工程技术开发单位能投入力鼐，在此领域开展攻关，为我国煤制天然气产业的发展开辟出新模式。DevelopmentofCoalBasedSNGbyLowerInvestmentandLowerCostLIZhi-jian(Chi