煤制天然气与煤制甲醇产业分析

煤制甲醇与煤制天然气产业分析1、政策分析我国能源结构富煤、贫油、少气的特征决定了煤炭在一次能源中的重要地位，主要的化工产品完全由石油作原料生产是不现实的，发展煤化工是符合我国实际的发展方向。早在2006年，国家发改委《关于加强煤化工项目建设管理促进产业健康发展的通知》（发改工业【2006】1350号）中明确“在有条件的地区适当加快以石油替代产品为重点的煤化工产业的发展，按照上下游一体化发展思路，建设规模化煤化工产业基地”同时还指出“民用燃料和油品市场为导向，支持有条件的地区，建设大型煤化工项目”。去年发布的《中华人民共和国国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》又一次明确要求“有序开展煤制天然气、煤制液体燃料和煤基多联产研究示范，稳步推进产业化发展，最终构建安全、稳定、经济、清洁的现代能源产业体系”。受国家产业政策的影响，地方政府为了促进当地经济的发展和盲目追求GDP，很多不符合要求的煤化工项目被纷纷批准建设，我国传统煤化工产品生产规模均居世界第一，甲醇、电石和焦炭产量分别占全球产量的43%、95%和71%，造成焦炭、电石等传统煤化工因产能较大而出现了严重的产能过剩，而煤制甲醇、二甲醚则是由于后续应用技术没有完善，因而出现产能大于需求的现状。针对以上现状，国务院《关于抑制部分行业产能过剩和重复建设引导产业健康发展的若干意见》（国发【2009】38号）和国家发改委《关于规范煤化工产业有序发展的通知》（发改产业【2011】635号）中指出我国传统煤化工产业长期粗放发展，初级产品多、深加工产品少，整体技术和装备水平偏低，资源消耗大，能源转化效率低，产能过剩严重，甲醇产能过剩约50%，原则上今后三年停止审批单纯扩大产能的焦炭、电石等煤化工项目，原则上不再安排新的煤化工试点项目，重点抓好现有煤制油、煤制烯烃、煤制二甲醚、煤制天然气、煤制乙二醇等五类示范工程，探索煤炭高效清洁转化和石化原料多元化发展的新途径，将严格执行煤化工产业政策，遏制传统煤化工盲目发展。为此，《煤炭工业发展“十二五”规划》指出稳步推进煤炭深加工示范项目建设，在内蒙古、陕西、山西、云南、贵州、新疆等地选择煤种适宜、水资源相对丰富的地区，重点支持大型企业开展煤制天然气等升级示范工程建设，加快先进技术产业化应用。即将发布的《煤炭深加工示范项目规划》中指出“十二五”期间，开展煤制天然气升级示范，进一步提高技术水平和示范规模。依托示范项目，实现甲烷化关键技术国产化和进一步示范高效污水处理和回用技术，降低污水处理成本。从以上政策来看，国家鼓励符合科学发展观的煤化工产业的健康发展，尤其是鼓励以煤制天然气为代表的新型煤化工的发展，而焦炭、电石、煤制甲醇等产能过剩的传统煤化工的发展将受到一定程度的限制。2、市场及价格分析2.1、市场分析近年来我国甲醇产能一直处于过剩状态，“十一五”期间我国甲醇产能平均利用率在51%左右，其中2010年甲醇产能利用率51%，2011年产能利用率上升至58.1%。2012年甲醇制烯烃项目或将有较大突破的投产。2012年甲醇国内新增装置产能将在500万吨上下，其中包含中石化四川维尼纶厂和中科院、嘉兴市政府两个180万吨/年的甲醇制烯烃项目，以及新疆广汇120万吨/年甲醇装置，并且广汇2期120万吨甲醇装置目前在建。但预期投产的甲醇装置多顺带下游烯烃项目，以配套装置为主。此外，甲醇传统下游装置的增加已无力支撑目前现有的甲醇产能，现有的开工负荷有足够的上升空间，2012年国内甲醇企业整体平均开工负荷依旧不会上冲至6.5成以上，多维持在6成左右震荡。因此，甲醇产能过剩问题将在很长一段时期内存在，并将长期影响甲醇市场价格。近几年，我国甲醇的传统消费市场如甲醛、醋酸、MTBE、二甲醚等行业稳步发展，甲醇消费量因此逐步增长。随着甲醇应用技术的发展，国内对二甲醚掺烧液化气的推动，对甲醇燃料汽油的提倡，甲醇制烯烃等新领域不断涌现，且产能规模不断扩大，为甲醇开拓了广阔的新兴消费市场。2010年，随着《车用甲醇汽油(M15)》标准的正式出台，我国甲醇汽油的应用也进入实质性阶段；2011年5月，上海、山西和陕西进行了由国家工信部直接参与的高比例甲醇汽油(M85、M100)推广计划。2010年我国汽柴油消费量为1.42亿吨，按15%比例计算，当年我国燃料用甲醇的需求量为614万吨。随着国际原油价格的高涨，甲醇汽油的市场份额将不断扩大，其需求潜力巨大。同时甲醇制烯烃项目也在建设当中，2010年我国甲醇制烯烃总产能达到1800万吨，预计该领域的甲醇需求量约为4620万吨。随着甲醇汽油和甲醇制烯烃行业的进一步发展，甲醇产能将逐步释放，其产能利用率也会随之不断提高。目前，在甲醇的后续应用技术没有完善的情况下，甲醇生产企业将继续受到产能过剩问题的困扰。随着我国城市化进程的继续推进，对天然气的需求将持续攀升。而我国天然革试点的通知》（发改价格【2011】3033号）采用“市场净回值”定价方式为最终实现天然气的市场化迈出了“实质性”的一步。因此。国内天然气价格的市场化进程中，价格必然受到国际市场天然气价格的影响，将会有较大幅度的上升空间。3、节能、节水和二氧化碳排放分析3.1、节能分析煤制天然气项目甲烷化可以等压合成。无压缩功耗，系统压降小。甲烷化采用绝热式反应器，合成气循环比小，循环机功耗低。甲烷化装置副产大量的高压蒸汽，可用于驱动空分透平，减少锅炉和燃料煤的数量。在甲烷化装置部分。几乎84％的废热以高压蒸汽的形式得到回收，而仅有0.5％的废热用冷却水冷却，使得整个甲烷化系统热量回收效率非常高。以下采用中华人民共和国行业标准《石油化工设计能量消耗计算方法》SH/T3110—2001对煤制天然气项目进行能耗计算。结果如下：（1）以长焰煤为原料，热值为28170kJ/kg，采用水煤浆气化、低温甲醇洗、甲烷化等技术的煤制天然气项目的能耗计算结果为75800MJ/km3(单位产品综合能耗为2.586kg标煤/m3)，能量效率为45.98％。单位产品综合水耗为6.84t/km3。（2）以褐煤为原料，热值为14400kJ/kg，采用鲁奇气化、低温甲醇洗、甲烷化等技术的煤制天然气项目的能耗计算结果为65836MJ/km3（单位产品综合能耗为2.246kg标煤/m3），能量效率为52.6％，扣除热电站外输电能、管网输送用能等后，能量效率可达59％。单位产品综合水耗为5.63t/km3。煤制甲醇和煤制天然气的能量效率列于表2。表2煤制甲醇和煤制天然气的能量效率类型单位热值③/MJ单位能耗/MJ能量效率/%甲醇/t202594619343.86天然气①/km3348787585245.98天然气②/km3346126583652.57注：①采用水煤浆气化技术的煤制天然气项目；②采用鲁奇炉气化技术的煤制天然气项目；③低热值。从表2数据可以看出，能量效率甲醇(43.86％)<煤制天然气(45.98％～52.57％)，煤制天然气的能量效率比煤制甲醇高，是有效的煤炭利用方式。煤制天然气不但可以大幅降低煤炭的消耗，同时还减少了S02、CO2的排放。另外，在产品输送环节，煤制天然气可以大规模管道输送，节能、环保、安全，输送费用低，而甲醇是易燃易爆的液体产品，运输难度大、费用高，运输安全值得关注，因此,从产品输送方面来看,煤制天然气更具优势。3.2、节水分析煤制甲醇和煤制天然气的水耗列于表3。表3煤制甲醇和煤制天然气的水耗类型单位产品水耗/t单位热值水耗/t·GJ-1甲醇/t15.000.740天然气①/km36.840.196天然气②/km35.630.160注：①采用水煤浆气化技术的煤制天然气项目；②采用鲁奇炉气化技术的煤制天然气项目。从单位热值水耗来看，每GJ耗水量由低到高为煤制天然气(0.160t～0.196t)<甲醇(0.740t)。单位热值耗水量煤制天然气较煤制甲醇低,是节水的能源产品，这对于富煤缺水的西部地区发展煤化工产业具有十分重要的意义。3.3、二氧化碳排放分析不同煤制能源产品的C02排放量列于表4。表4煤制甲醇和煤制天然气的单位热值CO2排放量t·GJ-1工艺CO2排放公用工程CO2排放总CO2排放甲醇0.0990.0600.159天然气①0.1150.0190.134天然气②0.0770.0490.126注：①采用水煤浆气化技术的煤制天然气项目；②采用鲁奇炉气化技术的煤制天然气项目。从工艺装置单位热值CO2排放量来看，煤制天然气②（褐煤原料）的C02排放较低（0.077t/GJ），煤制甲醇和煤制天然气①在0.099t/GJ～0.115t/GJ之间，煤制天然气①的排放量最高，达0.115t/GJ。值得注意的是，上述数据仅为工艺装置的排放量，并不包括锅炉、发电的排放量，因此，仅从工艺装置排放量的角度得出结论是片面的。由于煤制天然气项目中。甲烷化装置可以副产大量的高压蒸汽(或中压蒸汽)，用于驱动空分透平或用于煤气化。锅炉仅需补充少量的高压蒸汽，减少了锅炉燃煤量，同时大量富余的低压蒸汽可以用于发电，二者都可以大大降低锅炉和发电产生的CO2排放量，而煤制甲醇装置中，空分所需高压蒸汽几乎全部由锅炉供给，而且基本没有富余的低压蒸汽。因此，C02排放量应从项目整体来评价。通过计算，从整个项目C02排放量来看，由低到高的次序为天然气②(0.126t/GJ)<天然气①(0.134t/GJ)<甲醇(0.159t/GJ)。煤制天然气C02排放量最低，与能量效率相吻合。通