国内

发展改革委:重点解决雾霾等影响群众健康的环境问题国家发展改革委表示,今年将重点解决影响群众身体健康的大气、水、重金属等突出环境问题,将采取"压煤、上气、控车、监管"等措施解决大气污染特别是雾霾严重问题。其中"压煤",就是减少煤炭的使用,推进煤炭清洁利用。"上气",就是加大天然气、煤制甲烷等     

煤制甲烷基础研究和工艺开发进展

介绍了国内外煤制甲烷的基础研究和工艺开发及应用进展。煤制甲烷技术分为间接甲烷化和直接甲烷化两大类。间接甲烷化工艺以耐硫催化剂的研究开发为主,合成气耐硫甲烷化工艺正在产业化。而煤的直接甲烷化研究是目前洁净煤技术研发的新热点。     

基于Aspen Plus加压甲烷化工艺流程模拟与研究

以辽宁大唐国际阜新煤制天然气加压甲烷化工艺为例,介绍加压甲烷化流程。利用Aspen Plus流程模拟软件,对其进行全流程模拟,将模拟结果与设计数据进行对比。通过研究反应器压力与甲烷收率关系、除盐水加热器出口温度与甲烷收率关系、循环比与产品甲烷纯度关系,得出最佳碳氢比。     

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。     

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。     

载热部份气化——半焦循环床燃烧煤气、热、电联产新工艺

本文叙述了煤炭制气利用的深远意义,提出了气热电联产的新工艺系统,论述了煤裂解制气的技术难点及有需的研究工作,并介绍了煤气—蒸汽联产工业性试验装置。     

BCTG生物煤层气技术与发展前景

生物煤层气技术(BCTG)是一种新型的煤的生物转化技术,它主要以地下煤层中的挥发分为生物原料,运用化学和工程手段,激活并促进煤层中产甲烷菌的生长和代谢,通过微生物作用将煤中的小分子有机化合物转化为甲烷,人为实现在煤层"造气"。该技术的工艺核心在于通过泵使煤层水在注射井和产气井之间循环流动,在循环煤层水中加注营养液。相比传统的煤制天然气技术,生物煤层气技术具有生产成本低、安全、环保、对原生煤层利用率高、能耗少等优势,而且该技术特别适用于褐煤等低阶煤。生物煤层气技术的研究工作起步于国外,中国近几年才开始对该技术进行有针对性的研究。2012年在云南玉溪华宁开展试验工程项目,已经顺利实现产气。云南省计划未来5~10年开发建设不少于1000个生物煤层气生产单元,预计年产气量不少于20×108m3,实现工业产值50亿元。中国具备发展生物煤层气的有利条件,丰富的褐煤资源为该技术的广泛应用提供了一个宽广的平台,政府对煤层气产业的政策性支持为其营造了良好的发展环境,对天然气需求的日益增长为该技术的发展提供了保障。     

矿业公司发出中国最大的Jenbacher燃气发动机订单

正据《Gas Turbine World》2015年11~12月刊报道,GE正在向山西晋城采煤集团供应12台它的3.35 MW J620燃气发动机,用于在山西省晋城市成庄煤矿发电项目,该然气发动机是以煤矿甲烷气作为燃料的。该项目是GE在中国提供Jenbacher燃气发动机的最大单笔订单,它将支持中国为减少煤生产对环境影响所做的努力。     

焦炉气加氢净化工艺及催化剂问世

以煤制合成气合成甲醇在我国发展迅速，为了降低甲醇生产成本及寻找更廉价的原料，现在人们又把目光投向了焦炉气，而焦炉气制甲醇技术的关键是净化处理及高效转化。近日从西北化工研究院获悉，该院在加氢脱硫系列催化剂研究的基础上，开发成功焦炉气加氢净化工艺及催化剂，使焦炉气制甲醇合成气实现了工业化。     

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。     

日本开发成功干法制水煤浆新工艺

据日本《日刊工业新闻》报道,伊藤忠商事公司、电力中央研究所和MJP开发公司共同开发一种煤和水混合燃料的干法制造技术,制造成本只有湿法的60%.目前国内外都用湿法制水煤浆.干法制造煤浆的办法是先将干燥的煤粉碎,加工成微细的煤粉,然后用混气喷射泵,在     

小城市煤气化实施方案的分析

本文针对低热值煤气热值低，一氧化碳含量高的问题，论述了用于民用，技术上是可行的，经过对几种制气方法的投资和运行成本的比较，说明低热值煤气系统更适合小城市实施；论述小城市建设低热值煤气系统可以采取的几种途径，认为利用已有的氮肥厂联产城市煤气是投资少、建设周期短的最佳方案，并讨论了泰州市发展煤气的实施途径。     

煤制天然气过程催化甲烷化的数值模拟

两步法煤制天然气的第一步反应主要生产粗煤气CO和 H2,调整CO与 H2的比值后进行甲烷化反应。在计算软件HSC中分别控制反应温度、压力和CO与H2比例,计算了甲烷化产物变化规律,得到第二步甲烷化反应最适条件是1．8 M Pa、700℃;通过在计算软件FL U EN T 中进行一步对催化甲烷化反应的模拟,0．1 M Pa、720℃时的催化甲烷化即可达到无催化高压条件的甲烷摩尔产率,甲烷化产率最高时对应的n（H2）∶ n（C O ）比值为1．8。     

中原地区建设煤制天然气项目前景分析

我国"缺油、少气、多煤"的能源禀赋特点决定了在今后较长时期内,国内能源消费结构将以煤为主,发展洁净煤气化、洁净煤代油技术对我国的能源安全战略和环境保护具有重要意义。从中原地区的煤炭赋存、水资源、煤炭售价、市场容量、项目经济性等实际情况出发,以20×10~8m~3/a煤制天然气项目为例,分析了在中原地区建设煤制天然气项目的前景。研究表明,由于高煤价、低油价和低气价,在中原地区建设煤制天然气项目经济性较差,盈利困难;同时中原地区对天然气的消费量有限,新建产能需要入网销售,受制于管道商。另外,中原地区环境容量有限,水资源缺乏,这些都严重制约高耗煤、高耗水、三废量大的煤制天然气项目落户中原地区。按照原料煤450元/t、燃料煤280元/t、天然气2.01元/m~3计算,在中原地区建设该项目年亏损近15亿元。     

关于电力企业发展氢能产业的建议

发展氢能业务已成为国内外能源公司清洁低碳发展的共识.通过分析发现,以可再生能源电力电解制氢为核心的电转气模式和以燃料电池发电为核心的气转电模式,是国内外电力企业在氢能产业上布局的重点.电解水制氢技术是电转气系统的关键,目前电解水制氢的平均投资成本和氢气成本明显高于传统的甲烷重整制氢和煤制氢,随着技术的进步、可再生能源发...     

甲烷浓度对天然气与煤共热解的影响

天然气与煤共转化技术是一种新的合成气工艺。利用热天平比较研究了在甲烷气氛和氮气气氛下褐煤的热失重规律,研究发现在350℃~650℃之间,甲烷气氛下煤热解的失重速率要高于氮气气氛下的失重速率,表明由于甲烷的存在促进了煤的热解。通过不同甲烷浓度下常压固定床褐煤的热解气相产物分析表明,甲烷的存在不仅使煤的热解发生变化,而且甲烷浓度的变化对碳氢组分的析出规律也有较大影响,C2、C3、C4的析出在400℃~500℃温度区间内最为强烈,而随着甲烷浓度的增大,轻质烃的析出浓度基本呈上升趋势。     

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。     

德国采用电转气技术实现低碳化

德国成功采用可再生能源电力转换氢、甲烷(电转气,Pt G)技术,成为世界CO2减排和可再生能源利用最成功的国家。Pt G技术是可再生能源电力制氢或合成甲烷的技术,它所采用的都是成熟技术,包括电解水制氢技术和甲烷化技术,后者是把电解水制得的氢与CO2反应生成甲烷的反应(Sabatier反应),以及电解水和Gt L(气转液)技术合成燃料,有F-T合成(生成直链烃、烯烃、醇类)和甲醇合成。德国现有天然气管网超过100m/km2,Pt G制的氢或甲烷可注入原有天然气管网,大量的氢或甲烷可储存到德国已具备的大规模天然气地下储存设施。变动性可再生能源的电力储存可采用氢电力储存系统,该系统由水电解制氢装置、储氢装置和氢燃料电池等组成。目前德国包括计划和在建的Pt G项目有20个以上,欧洲Pt G总项目30个以上。建议我国大力发展Pt G技术,解决当前弃风、弃光难题。     

小化肥厂的余热回收

小化肥厂能耗高的主要原因是造气炉燃烧时要消耗一部分煤,制气时需要由锅炉供给蒸汽,锅炉还要消耗一部分煤。造气炉消耗的这部分煤是省不掉的。但是,造气炉吹风排烟时温度很高,在900℃以上,既浪费能源,又污染环境。如将这部分排烟中的余热进行回收,可以获得大量有用的能量。将这部分热量中的一部分通过热管余热锅炉加热水产生温度为120℃的饱和蒸汽,然后去     

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。