煤制天然气产业发展前景分析

我国天然气供不应求的局面将长期存在,而利用煤炭资源相对丰富的特点发展煤制天然气产业,是缓解我国天然气供求矛盾的一条有效途径。煤制天然气产品的低热值比国家天然气质量标准规定的低热值高17.8%～21%,能量转化效率高。当石油价格为80美元/bbl时,与进口天然气、进口LNG相比,煤制天然气价格具有竞争力。固定床鲁奇炉加压气化技术是煤制天然气较好的选择,而耐硫变换、低温甲醇洗、硫回收、丙烯制冷、压缩干燥等工艺单元不存在技术问题。如果我国企业开发的低温甲烷化技术获得成功,那么煤制天然气项目就可以完全实现国产化,使我国煤制天然气技术居于世界前列。利用低品质的褐煤、采用碎煤固定床鲁奇炉加压气化技术,粗煤气中含有8%～12%的甲烷,气化单元投资仅为气流床气化技术的一半,电耗低,同时可实现焦油、轻油、酚、硫磺、硫酸铵等多联产。但对于排出的"黑水"问题,应采取积极措施尽快予以解决。煤制天然气项目最好在示范装置取得圆满成果之后,特别是环境保护问题解决之后,再进行项目的研究和建设。厂址最好设在坑口或煤炭产地附近,并且要考虑输送问题。     

我国发展煤制天然气误区分析

从煤炭中的C转化成CH4,需要进行煤气化、脱硫、CO变换、脱除CO2,然后甲烷化反应。在这一生产过程中,碳的利用率和热能转换率均约为1/3,制取1000m3的CH4要放出约3.34t的二氧化碳。按照我国拟建和在建的煤制天然气规模360×108m3/a、碳的利用率1/3计,将浪费煤炭5664×104t标煤,排放二氧化碳1.2×108t,总投资需2100亿元。据测算,煤制天然气生产成本约为3元/m3CH4,与管输进口天然气相比,价格上没有竞争性,并带来环境污染。由于煤制天然气投资费用高(1000m3/a天然气的投资费用约合5833元)、碳与热能利用率低、污染源处理费用高,所以煤制天然气不应该是煤清洁利用的发展方向。我国常规天然气储量和产量迅速增加,预计到2020年天然气产量将达到2000×108m3(约合2×108t油当量),而有关机构预测我国2020年天然气消费量为1.46×108t油当量,国产常规天然气产量就可满足国内燃料消费需求,为此我国完全没有必要大规模建煤制天然气项目。     

我国天然气供需现状及煤制天然气工艺技术和经济性分析

我国天然气消费市场持续增长,2008年天然气消费量达807×10^8m3,比上年增长10．1％;2020年天然气需求将增至2500×10^8m3,供应缺口达1000×10^8m3。与国际天然气价格相比,我国天然气价格水平仍然偏低。煤制天然气可以作为液化石油气和常规天然气的替代和补充,缓解我国天然气供应缺口。其竞争力主要源于可采用低价劣质煤．需要选择的主要是煤气化及甲烷化技术。含水含灰高、低热值的褐煤比较适于碎煤加压固定床或流化床气化。鲁奇煤气化工艺是煤制天然气项目首选的煤气化技术,此外还有流化床气化炉技术、BGL块／碎煤熔渣气化技术。鲁奇甲烷化技术是世界上首个商业化业绩,此外还有托普索公司甲烷化循环工艺技术和Davy甲烷化技术。以某年产10×10^8m3（标准）煤制天然气项目为例,其投资利润率16．16％（平均）,全部投资内部收益率16．21％（所得税后）,投资回收期7．72年,在经济上是可行的。目前一些地方和企业对煤制天然气项目的风险认识不足,首先应正确评价煤制天然气的能源效率和CO2排放,过分强调和夸大煤制天然气这个单一过程的高能源效率是不客观的：其次应认识到原料煤及产品价格是制约煤制天然气项目的关键因素;同时此类项目产品关联度低,并会受到天然气管网建设和管理的制约。     

中国发展煤制天然气的必要性与竞争优势

叙述了目前国内外煤制天然气项目进展情况,中国发展煤制天然气（SNG）的必要性及煤制天然气与煤制其他能源产品的竞争优势,指出了煤制天然气行业面临的主要问题,提出了中国发展煤制天然气的相关建议。     

采用燃气—蒸汽联合循环冷热电三联供能源系统在焦炉煤气制液化天然气工厂的应用研究

日益恶化的全球环境问题,要求中国天然气消费与生产保持高速增长,资源的特征决定了须从多种渠道解决天然气来源问题,焦炉煤气制液化天然气作为煤制天然气的一个路线,也将逐步地成为一个新兴的行业而快速成长与发展,国家已将此技术列入了近年重点示范推广的关键技术。在这个生产过程中冷热电能消耗都比较大,本文研究的是运用燃气轮机,进行燃气—蒸汽联合循环,实现"冷热电"三联供的典型分布式能源系统,使系统的循环效率从22～23%提高到40%以上。     

燃用煤制柴油的进气加热温度分析

本文通过进气加热温度对柴油机发大性能影响的研究，论述了煤制柴油的性能及用进气加热助燃法在Ｌ－１９５型柴油机上的试验情况，并对进气加热温度同柴油机的负荷、转速间关系进行了深入分析。     

进退之间——中国煤制天然气再认识

在当前“能源革命”语境下,煤制天然气到底是“革命”的题中之义,还是既污染环境又浪费资源的无益之举？这一产业已经进入到一个“进”与“退”博弈的历史关键期。     

燃用燃制柴油的进气加热温度分析

本文通过进气加热温度对柴油机发火性能影响的研究，论述了煤制柴油的性能及用进气加热助燃法在Ｌ－１９５型柴油机上的试验情况，并对进气加热温度同柴油机的负荷，转速间关系进行了深入分析。     

无须甲烷化制天然气技术

煤制天然气必须经过甲烷化,但甲烷化投资通常高达百亿元人民币。生物质项目受运距制约规模不大,甲烷化不适用于生物质项目,国内外无生物质制天然气先例。而二元反应法制天然气无须甲烷化,使合成天然气比费托反应法节省投资70%,降低运行成本55%。它使生物质合成天然气总投资几千万元就可以生产出合格天然气,热利用率由垃圾发电的13%提高到48%,由秸秆直燃发电的17%提高到74%,经济效益好,投资回收期为3~4年,而且高温焚烧无烟囱,无二噁英,不产生NOx和SO_2,焦油比现有气化技术约低1万倍。     

天然气合成液体燃料研究进展

根据国外多家公司已工业化和开发中的GTL技术特点,论述了GTL研究技术的发展趋势,并指出了在我国开展GTL技术研究的必要性和紧迫性。     

浅析天然气价格改革

本文分析了天然气价格改革的现状,较系统全面地分析了天然气价格改革对天然气产业链造成的影响,包括天然气供应增加,中间配送无太大变化,终端用户差异明显,尤其对天然气化工用户负面影响突出。同时,提出了在今后改革过程中应该注意的几个主要问题,如更多地关注公平、改革进程,注重循序渐进、合理分配改革成本、适当的政府监管。     

天然气开发不同阶段合理储采比探讨

从国家和石油公司角度出发,为了保证长期稳定供气,天然气勘探开发规模应控制在一定范围内。储采比是衡量资源基础与生产规模关系的一个关键指标。我国天然气工业处于大发展的初期,确定不同发展阶段的合理储采比对于整个天然气工业的持续健康发展有着重大指导意义。对天然气不同开发阶段进行了定义,分析了俄罗斯、伊朗、美国、英国等多个国家不同阶段的储采比变化规律,结果显示快速上产期储采比均大于20,稳产期介于30～15,递减期低于15。并通过分析国内典型气区(西南油气田)的开发历程,对比国内外的储量特点,结合国内气田类型和战略储备情况,确定了国内天然气近期储采比应控制在25以上,进入稳产期后,储采比应控制在15~20左右。该研究结果对国内天然气开发规划及长远战略的制定具有重要的指导意义。     

海南省天然气发电竞争力分析

天然气发电有利于优化我国能源结构,对我国天然气市场发展具有重要的支撑作用,对改善电力供应结构和提高电网的安全性具有重要意义。本文分析了海南省发展天然气发电与天然气分布式能源的环境的支撑关系,并剖析天然气发电对海南省建立低碳经济、改善能源供应结构和用电调峰等方面的积极作用。     

1990～2009年世界油、气、煤价格变化分析

1990～2009年世界原油、天然气、煤炭价格发生巨大变化,1990～1999年世界油、气、煤价格整体平稳,2000年以后出现大幅上涨,其中油价增长最快,煤价增长最少。2008年油、气、煤价格达到历史最高位,与1990～1999年10年均价相比分别上涨445%、256%、168%。油、气、煤价格比发生较大变化,油与气、煤价格差距拉大,煤/气价格比小幅下降。由于近10年来油、气、煤价格与消费量上涨,造成世界油、气、煤消费成本大幅上涨,1990～2008年世界油、气、煤消费成本年均增长率分别为7.0%、7.6%和6.6%,其中价格上涨是主要原因。未来油价将继续引领气、煤等能源价格的上涨。2009年,美国能源价格与1990～1999年均价相比,油、气、煤净进口成本仅增加1563亿美元,能源价格上涨的实际影响有所减弱;日本油、气、煤总进口成本上涨了869亿美元,能源价格上涨的实际影响较大;中国油、气、煤总成本上涨3059亿美元,考虑到国内生产份额,净进口成本仅增加617亿美元,能源价格上涨的实际影响较小,但未来能源价格上涨对我国的影响将日益增加。中国应深化能源市场体制改革,完善价格机制,积极参与国际合作。     

天然气锅炉烟气换热特性的分析

天然气锅炉的排烟温度一般在160～240℃，烟气中水蒸汽约占20％，它是烟气热量的主要携带者，若回收烟气余热，锅炉效率可大大提高。在回收余热过程中，由于凝结换热的存在，在不同换热截面上烟气侧换热系数及物性参数发生很大的变化，导致换热性能改变。利用传热传质理论对烟气倒换热进行研究，提出了新的换热系数计算方法。通过与实验值及文献数据的比较，获得满意的结果，为强化换热及设计出高效换热器提供了依据。图9参11     

加快上海天然气利用的建议

本文试就目前上海能源结构状况与80年代韩国相比较有类似之处,介绍韩国在开发利用天然气方面经验和应用领域,前瞻未来上海西气东输天然气市场,提出如何加快我国天然气市场定价机制改革意见。     

天然气水合物开采技术研究进展

天然气水合物以其储量大、能量密度大、分布广的特点被认为是一种非常具有潜力的替代能源。勘测数据表明迄今已至少在全球116个地区发现了天然气水合物。天然气水合物广泛存在于冻土区和海底沉积物中。但目前实现实际试开采的区域仅有四处,分别位于：美国的阿拉斯加北坡地区、俄罗斯的西伯利亚玛索亚哈气田、加拿大西北部的麦肯齐三角洲及日本的南海海槽。目前主要的开采技术研究主要集中于实验室模拟阶段。美国、德国、日本、中国分别建立了自己的水合物模拟开采实验装置并且进行了相关研究。提出了不同的水合物开采方案,并且对水合物开采过程中的关键技术问题进行了研究。     

天然气下游市场和终端用户定价机制亟待规范

为保障我国“十二五”的经济发展并满足节能减排的要求,需要快速拓展天然气市场.然而与世界发达国家相比,由于经济发展程度不同以及货币汇率差等原因,导致中国天然气各类下游市场用户对天然气价格的承受能力不同,上网电价和天然气价格倒挂成为天然气市场拓展的主要制约因素.掌控中国天然气上、中游的供气价格,首先要尽可能快速增加国产天然气、特别是非常规天然气的产量,以较低的价格对冲较高的进口气价;同时要掌控基于门站价的下游用户终端气价,这就需要尽可能减少从门站到终端用户的下游供气成本,而其关键在于降低交易成本.目前中国天然气下游市场存在许多亟待解决的问题,鉴于此,建议要明确各省“门站”和省天然气“门站价”的定义;“省内管网”应是省内国家主干管网与在其基础上“完善和延伸管线”的总和;省管网公司不应是一级交易平台,而是一个管理机构;规范城市燃气公司特许经营权范围,“终端大用户”和城市燃气管网终端用户适用不同的天然气价格;按照市场机制理顺天然气下游不同用户价格.如此就有可能使占下游市场份额60％的大用户市场快速开拓.     

浙江省天然气利用现状与前景展望

自2004年引进西气东输天然气以来,浙江省天然气市场快速发展。本文介绍了浙江省天然气利用的现状,从供应和价格两个方面分析了浙江省天然气利用的前景及将面对的诸如交叉补贴、价格承受力、气电上网等问题,最后提出若干建议。