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。     

影响我国煤化工产业发展的因素分析

近年我国各地纷纷掀起煤化工项目建设热潮,但水资源短缺、气化技术对原料煤要求苛刻、能耗高、水耗大、环保技术滞后、效率低等问题制约了我国煤化工产业的快速发展。其中耗水量大是最大制约因素,常见产品的单位耗水量在12~45m~3/t,而我国煤水却逆向分布。推广空冷、新型循环水处理、废水湿法磨煤水煤浆气化技术可减少水耗,但已建成的煤制烯烃等示范项目普遍注重吨产品能耗。忽视了从降低水耗的角度优化全局工艺。气化技术尚不能大规模高效地"消化"高水、高灰粉煤,导致我国大量的劣质煤资源长期呆滞。另外,煤化工能源效率在20%~30%、能耗约为石油和天然气化工的1.3倍、碳排放因子为2~6、动辄投资近百亿、三废排放量大等也严重制约我国煤化工的发展。煤化工项目在设计时就要考虑优化全局工艺和技术选择,达到节能和节水目的,同时注意环保技术的开发,开发煤种适应性广、能量利用率高、碳转化率高的煤气化技术,开展煤化工工艺系统的集成节能环保研究,是改变我国煤炭利用方式单一、提高煤炭利用率、降低原料消耗、实现煤化工产业可持续发展的必由之路。     

煤制天然气的竞争力分析

通过煤炭气化将部分煤炭转化成天然气是我国一项重要的战略选择.煤制天然气项目的经济性要考虑多方面因素.煤制天然气的热值高于国家质量标准17.8%-21%,其他指标也高于或满足国家标准.对不同工艺煤制天然气生产成本的分析表明,生产成本中原材料和燃料动力费用所占比例高达60%左右,折旧和修理费用所占比例约为22%-30%,说明煤炭价格是影响天然气生产成本的最敏感因素,投资对生产成本的影响也较大.再考虑到管道输送等因素,建议煤制天然气项目应重点布局在新疆、内蒙古东部等地区.但无论是在新疆、内蒙古或其他地区的煤制天然气项目都难以与西气东输一线和陕京线国产天然气相竞争.新疆煤制天然气的竞争力高于土库曼斯坦进口天然气.内蒙古、山东的煤制天然气项目可与西气东输二线进口天然气竞争.此外,新疆、内蒙古和山东等地区的煤制天然气可与新增进口LNG(石油价格在80美元/bbl时)相竞争.从新疆到达华南地区的煤制天然气竞争力强于进口LPG.     

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。     

四川广元市苍溪天然气化工基地规划方案

四川广元市苍溪利用超大储量天然气田的优势可发展天然气化工基地。乙烯生产工艺路线有石油乙烯路线即石脑油裂解制乙烯、煤制甲醇生产烯烃路线和天然气制甲醇生产烯烃路线。石油制烯烃路线需与大炼厂相结合,工艺流程及环境治理复杂,设备多造成投资费用大、能耗高,而且原料石油价格昂贵。乙烯生产由石油乙烯向天然气或煤炭制甲醇生产乙烯转变已成为今后的工艺技术发展方向。四川广元市苍溪天然气化工基地规划方案为:建天然气为原料制50×104t/a甲醇的装置共4套(共生产甲醇200×104t/a),天然气制甲醇生产乙、丙烯40×104t/a的装置共两套(共产乙、丙烯80×104t/a)。基地总年用天然气16×108m3/a,用电10×104kW,总投资约100亿元,总年产值约92亿元,利税约26.5亿元。甲醇生产采用国内开发已成功用于大规模生产的节气减排CO2的二段炉纯氧自热转化合成甲醇工艺;甲醇脱水制乙、丙烯技术也采用国内开发已实现工业化生产的新工艺。规划设计采用的工艺技术先进、能耗低、投资省、效益好、天然气中碳元素充分利用。天然气制乙、丙烯的生产成本比以石油为原料的低,且无环境污染,产品有竞争力。     

大型煤制甲醇项目落户哈尔滨

黑龙江省鹤岗矿业集团公司与大连华丰企业集团公司煤制甲醇合作项目签约仪式日前在哈尔滨举行。此次合作的煤制甲醇项目是利用大连华丰企业集团公司的资金优势和黑龙江省鹤岗丰富的煤炭资源及矿区优越的建厂条件 ,建设年产 12 0万t甲醇项目。该煤制甲醇项目将分二期实施 ,一期工程 6 0万t/a ,建设工期二年 ,总投资 2 5亿元 ;二期投资 15亿元 ,项目建成投产后 ,年产值 18亿元 ,利税 7 5亿元 ,将成为我国大型煤制甲醇项目大型煤制甲醇项目落户哈尔滨     

我国煤炭清洁利用战略探讨

中国在一定时期内能源结构仍将以煤为主,而煤炭的清洁利用将是我国未来能源战略的关键问题。目前煤炭清洁利用单元技术主要有整体煤气化联合循环(IGCC)、煤炭地下气化技术(UCG)以及以煤气化为龙头,以碳一化工技术为基础,合成、制取化工产品和燃料油的现代煤化工。现代煤化工包括煤制油、煤制天然气、煤制烯烃、煤制乙二醇、煤制乙炔等,其产品大多属于石油化工产品的替代品。现代煤化工在世界范围内还没有完全成熟的技术和成功的工业化经验可借鉴,尚处在探索、验证阶段,发展前景仍存在不确定性。为此有学者提出,煤化工项目应与IGCC发电等一起发展多联产系统,从而实现经济效益最大化、环境污染最小化。煤基多联产比单纯的IGCC发电具有更好的经济性、更高的能量效率以及更加灵活的操作性,而作为先进的洁净煤技术,IGCC将成为未来能源系统的核心技术和重要基础之一。煤气化是IGCC的核心技术,煤炭地下气化技术开辟了煤炭高效、清洁、低碳开发利用的新途径,是从根本上解决传统开采方法存在的一系列技术和环境问题的重要途径。近年来,我国现代煤化工产业发展迅速,但同时也呈现出过热和无序发展态势。目前煤化工的经济性并没有得到充分论证和认可,国内当前正在运营的项目较大部分仍处于试点阶段。以煤气化为龙头的IGCC多联产是我国煤炭清洁利用的战略方向。目前我国IGCC和多项现代煤化工技术已具备技术推广的条件,国家应该从管理体制、政策法规、融资等方面给予大力扶持。     

中国能源发展报告2016

正报告预测2017年我国一次能源生产总量将达36.5亿t标准煤,较2016年有所提高,其中原煤产量36亿t、天然气产量约1500亿m~3,原油约2.0亿t、一次电力约1.9万亿kWh。此外报告指出:在新能源方面,弃风、弃光、弃水"三弃"问题恶化。报告建议通过合理布局、加快送出通道建设、加强电力系统调峰能力建设等方式,提升可再生能源消纳能力,解决"三弃"问题。     

从燃煤热电联产到天然气冷热电联供——中国工业和建筑物从一次能源到终端利用模式的战略转型

燃煤热电联产(CHP)与天然气冷热电联供(DES/CCHP)是非常重要的能源系统技术。CHP着眼于一次能源转换效率的提高,但能采用CHP的工业有限,而建筑物用能中也只有冷季节的供暖,加之碳减排的压力,进一步压缩了燃煤CHP的发展空间。天然气的快速发展和科技进步催生了DES/CCHP技术,它以"高能高用、低能低用,温度对口、梯级利用"理论指导能源领域全过程的系统优化、能效提高,目标是高能效、经济性和碳减排。中国发展燃煤CHP和天然气CCHP都比世界迟了几十年,燃煤CHP仍将继续发挥作用,而加快发展天然气CCHP无疑更为重要。"十二五"期间新增GDP的相当大一部分是在新开发的工业园区和新城区,如果新区新增1200×108m3/a天然气用量,把发电和供冷、热、汽集成在一起,建设几百个百兆瓦级的区域型DES/CCHP,就能替代3×108t标煤/a,可比传统利用途径多替代约1×108t标煤/a。如何付诸实现,首先必须转变观念,要从能源全局和战略高度规划天然气CCHP;其次有关部门应尽快把提高能效、碳减排和碳排放份额指标分解落实到位;还要制定各种政策、法规给予支持。     

百万吨天然气甲醇制乙烯技术改造

天然气制甲醇原料合成气生产技术经历了常压工艺和加压工艺,现在已发展到高压转化工艺。同时实现了天然气与空气中提取的纯氧在5.5~8.5MPa压力下的自热转化工艺。而甲醇合成工艺的合成压力则从30MPa降到5~8MPa。因此采用自热转化工艺用天然气制取的合成气可在等压下合成甲醇,这样可省去动力巨大的合成气压缩机,并将自热转化气与甲醇合成副产的蒸汽分级利用。这是天然气(或页岩气)制合成气生产甲醇的创新生产技术。该技术甲醇原料单耗低[800m~3/t(标准)]、不耗电、不排放CO_2。用该创新技术改造内蒙古博源联化的大型系列化210×10~4t/a甲醇装置,再加工成80×10~4t/a乙丙烯,成为我国重化工工业结构调整、绿色发展、创新发展的示范技术。博源联化经技术改造建成天然气为原料的节气减排CO_2的210×10~4t/a甲醇(4套合计),用其中200×10~4t/a加工生产80×10~4t/a(2套40×10~4t/a装置)乙、丙烯的特大型天然气甲醇乙烯化工基地。基地年总用天然气17×10~8m~3/a,用水电10×104k W·h,乙、丙烯年总产值约64亿元,利税约21.4亿元,总投资约80亿元,投产后4年左右可回收投资。产品乙、丙烯再综合利用深度加工,产值还可翻番,投入产出比为1∶0.80。该技术改造项目的建成投产将推动我国潜在天然气、页岩气、煤层气等资源的开发利用,具有广泛的示范作用。     

新能源辅助燃煤混合发电系统性能分析

新能源与化石能源互补发电模式可有效缓解节能减排压力。建立了由太阳能、生物质能组成的辅助系统作用于加热器汽侧的热经济性分析模型,以300MW和600MW机组为例,对辅助系统分别作用于回热系统高加侧和低加侧时混合发电系统减排CO2及降低燃煤成本等节能减排潜力进行了分析。结果表明:300MW机组节能减排潜力高于600MW机组;辅助系统作用于高加侧的热经济性高于低加侧;作用于1号高加时,混合发电系统的热经济性最好;完全排挤汽轮机抽汽工况下,热经济性指标达最大值,CO2减排节约成本达2 001.56万元/年,并随标准煤价格升高,煤炭节约成本增大,当标准煤价格为1 000元/t时煤炭节约成本达3 294.11万元/年。     

发展我省的洁净煤技术

1 洁净煤技术的由来 煤炭是世界上储量最丰富的矿物燃料资源。根据有关资料,1990年末世界化石能源的探明储量,煤炭为10392亿吨,石油为1348亿吨,天然气为128.89万亿m~3,而石油、天然气在一次能源中的消费比重远高于其储量的比重,若没有新的探明储量补充,石油、天然气30～40年后即将用尽,而煤炭可供应200～300年。我国煤炭储量也很丰富,至1993年底煤炭实际保有储量为5564亿吨,我国实际产煤量1993年为11.51亿吨,预计到2000年可产煤14亿吨。在一次能源消费中煤炭占70％左右,因此其重要地位是显而易见的。     

能源局禁建年产20亿m3以下煤制气项目

7月22日，国家能源局公布《关于规范煤制油、煤制天然气产业科学有序发展的通知》（以下简称《通知》），能源局将对煤制气的发展作进一步规范，禁止建设年产20亿m3及以下规模的煤制天然气项目和年产100万t及以下规模的煤制油项目。     

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。     

从战略高度看待分布式能源——解决中国未来20年低碳发展面临的重大战略问题

以冷热电联供为特色的分布式能源系统(DES/CCHP)是实现低碳发展的重要途径之一,是中国继续和完成工业化、城市化的能源供应保障,也是促进天然气产业链上、中、下游均衡、快速、健康发展,推动中国加速一次能源结构转型的动力。提高占总能耗50%的工业能效的关键,是以工业园区DES/CCHP替代分散的小锅炉。通过DES/CCHP项目可提高占总能耗30%的商住能效,根据估算,每年可有0.3×1012kW·h原用于生活热水的电耗被节省下来。另外,通过减少长距离输电设施的投资建设费用和输变电损耗,可以节省输电投资4160亿元,还可节省煤矿建设投资1500亿元。到2020年,中国每年天然气消耗量将在4000×108m3左右,如果其中2700×108m3都用于与电网调峰相结合的工业、商住DES/CCHP,粗略估算,可替代动力煤9.7×108t,仅此一项就可使全国总能效提高6.8个百分点。再加上其他措施,使总能效提高到接近目前世界平均水平(50%)是很有可能的,同时有可能使2020年中国的煤炭消耗总量降回到30×108t/a的水平。相应还可以减排二氧化碳19×108t/a,加上优化产业结构、提高建筑物和交通能效等方面的贡献,到2020年中国的二氧化碳排放量有可能回落到74×108t/a左右。天然气DES/CCHP路线在社会总投资方面也是低于"以煤为主"路线的,如果以解决中国的能效和碳减排问题为战略目标来看待和发展分布式能源系统,必须着眼于大型项目。发展DES/CCHP的制约因素不是技术和资金,而是各级政府的能源战略观念。     

煤制气产业:新手开车上路

正对雾霾治理的急迫,使作为清洁能源的天然气供不应求。年前,国家发展改革委曾预警今冬"气荒",其中北京市因煤改气步伐加快,预计今冬采暖季高峰日需求将超过8000万立方米,创历史新高,而去年北京的高峰日需求为6466万立方米。在这样的背景下,将高污染、高排放的煤转化为天然气的产业成为业界的焦点。发展势头不错2013年初以来,大部分新型煤化工示范项目陆续获得"路条",开始项目的前期工作。在多种产品形式中,煤制天然气项目由于单位产品投资低、技术流程短等特点,成为实业资本最青睐的领域。根据国泰君     

中国分布式供能产业发展的几个问题

中国自2004年开始发展分布式冷热电联供(DES/CCHP),但进展缓慢,根源恐怕是现行生产关系束缚了新的生产力发展。DES/CCHP发展的外部经济边界条件主要是天然气与电的比价,驱动力是在市场机制下以提高能效而获得经济效益。中国天然气终端售价3元/m~3,CCHP项目发电燃料成本已超过0.6元/(k W·h),而上网电价仅0.5元/(k W·h)多一点,天然气与上网电的价格比与市场机制倒挂。国内天然气消费价格脱离市场经济规律的根源在于行政定价制约了上游开采的积极性,多层垄断大幅推高了中游的输配费用,利益博弈和行政干预推高了终端消费价格。而国内上网电价违背经济规律的症结在于,完全垄断电力输配的电网公司其眼前利益左右了电力价格的形成机制。另外,现行管理体制的核心是DES/CCHP项目由政策主导,驱动力是"示范项目"的财政补贴。行政管理机制不仅制约了DES/CCHP产业的发展,也束缚了我国DES/CCHP技术自主创新和系统优化的空间。DES/CCHP未来将成为以可再生能源为主的智慧能源网络的基本供能单元,将成为向低碳能源转型的主战场。未来15~20年间,应在新开发的工业园区和城区普遍推广天然气DES/CCHP,以天然气CCHP替代既有城市终端燃煤,促进互联网+智慧能源建设。     

煤制气是中国环境问题的最好选择？

按照国际能源署的最新预测,世界煤炭消费量将很难在短时间内出现下降。这个消息对于中国这样的国家来说并不是一个很好的消息。不过中国也已经打算自己解决煤炭消费量过高的问题,其中一个途径就是煤制天然气。     

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。