煤制天然气发展到底行不行? - 液市
煤制天然气发展到底行不行?
煤制天然气

煤制天然气发展到底行不行?

我国能源供应“以我为主、以煤为主”在相当长一段时间内不会改变。随着石油、天然气资源的日渐短缺,煤炭的重要性逐渐提升,但由于煤炭的自然属性,常规的煤炭转化技术的资源、环境负荷大,且对运输能力要求高。为满足能源需求、促进节能减排,发展煤制天然气是未来煤炭清洁利用的必然选择。

目前,煤制天然气产业技术已比较成熟,世界上有多套煤制气工业化生产装置在稳定运行,技术风险小。因此发展煤制天然气产业是有效补充我国石油、天然气资源不足、保障能源安全的重要途径,将有利于缓解我国天然气供需矛盾,促进社会经济均衡发展。但是,中国煤制气产业发展在业内一直存有争议。有企业人士分析指出,煤制气项目投资金额巨大,投资动辄一两百亿,且高耗煤、高耗水、高耗电。即使天然气作为清洁能源,煤制天然气从产品全生命周期来看,似乎并不清洁。在目前国家天然气管网和市场被大型石油公司垄断的背景下,煤制天然气的后续销售也是问题。再加上,2015年开始全球经济下滑,国际油价大幅下跌,天然气价格也随之下跌,需求增速逐渐放缓。这些都导致煤制气项目投资回报预期不明朗,业内观望情绪浓烈。这也是现在项目批多建少,推进缓慢的主要原因之一。

项目运行存在的问题

1、经济性较差

在煤制气生产成本构成中,煤炭所占比重达60%,煤炭价格的波动对煤制气的成本影响较大,风险性较高。另外,根据示范项目运行状况看,煤制气实际生产成本很高,仅低于进口气(进口气享受国家补贴),因此煤制气在生产成本方面几无优势。而在销售价格方面,目前管道输送及液化制LNG,煤制气的销售价格均高于当地天然气门站价格,竞争力较小。

2、气化技术选择存在问题

目前已投产煤制气项目气化技术主要分为两种,碎煤加压气化技术以及水煤浆气化技术。其中,碎煤加压气化技术应用较为普遍,占比达89.48%;水煤浆气化技术占比为10.52%。两种技术各有优劣势,但在技术的应用过程中都不同程度出现了问题。碎煤加压气化技术出现的主要问题是废水处理困难、污染环境,而水煤浆气化技术的问题则是气化工艺能耗不符合示范项目指标标准。可见,单一气化技术的应用给项目运行带来风险。

3、水资源和污水排放问题

煤制气项目耗水量巨大,但目前的项目大多分布于水资源贫乏的内蒙、新疆等地区。这些地区生态脆弱,土壤自净能力较弱,而且这些地区大多是沙化严重的荒漠和沙漠,缺少纳污水体,对项目产生的污水几乎没有一点承载能力。近年关于企业污水污染沙漠的事件频发,造成了不少环境问题。为了杜绝此类事件的发生,要求企业在污水处理上有更高的投入,实现污水零排放。但是,污水零排放是个世界性难题,目前还没成熟的技术可以应用。这是制约项目发展的,影响项目收益的主要问题。

煤制天然气市场分析

煤制天然气项目的发展前景可以从天然气市场供需总平衡得到。根据前面的分析,天然气消费总量与供应总量比例逐年攀升,需求大于供应,煤制天然气作为补充,其发展空间非常可观。目前已投产运行的煤制天然气产能约40亿m3/a,主要是大唐内蒙古克什克腾旗、新疆庆华、汇能鄂尔多斯、新疆广汇以及云南解化的煤制油联产甲烷项目。截至2014年12月,在建和审批通过的项目高达1162(1215)亿m3/a(源自中国化工报),预计在2018年后逐渐投入市场。伴随着广大社会对改善空气环境的热切渴望,国家将不断推进清洁能源的使用,越来越多的城市和居民将使用天然气,未来天然气将成为与用电和用水一样普遍,这无疑是一个巨大的市场。

煤制天然气经济性分析

煤制天然气项目采用的工艺技术不同,其投资和经济效益存有一定差异。现以40亿m³/a天然气项目为例进行计算。

该项目拟在内蒙古鄂尔多斯某地建设,气化采用GSP粉煤气化和(MK+鲁奇气化技术);变换采用低水/汽比的耐硫变换工艺;脱硫脱碳采用低温甲醇洗技术;甲烷化采用国外先进技术,项目建设总投资约256亿元。项目每年产出:天然气40亿m3,硫磺8万t,液氨5万t,粗酚4.5万t,硫铵2.5万t,石脑油8万t,柴油18万t,加氢尾油0.2万t;年耗煤量(5~50mm)原料煤702万t,(0~5mm)原料煤400万t,燃料煤83万t;耗水1970万t。

2015年2月28日,国家发改委发布通知,国内非民用气中的增量气最高门站价格下调0.44元/m³,存量气上调0.04元/m³,最终实现价格并轨。根据通知,鄂尔多斯天然气门站价格2.04元/m3,故天然气价格测算区间定为(1.8~2.1)元/m3。在此气价区间,天然气工厂达到内部收益率 11%时测算对应原料煤价格,其他经济评价参数参考相关规定。可以测算出,达到11%内部收益率时对于的不同气价和原料煤价格(见图3)。

煤制气

图3所示,当天然气价格一定,煤炭价格处于直线左方时,项目内部收益率高于行业基准收益率,项目在经济上是可行的。反之,项目内部收益率低于行业基准值,项目经济上是不可行的。

煤制天然气优劣势分析

1、煤制天然气优势

煤制天然气节能减排优势

低碳发展已成为新一轮国际经济增长点和竞争焦点,其核心是建立高能效、低排放的发展模式。与煤制油、煤制甲醇相比,煤制天然气在二氧化碳排放方面最具有优势,因此,发展煤制天然气产业是最有利于减排目标的实现,符合现代煤化工发展的要求。

煤制天然气高能效优势

煤作为能源,利用路线主要有直接燃烧发电、转化制油、制天然气、制甲醇、制烯烃等技术,其中煤制天然气效率最高,理论上可超过60%。因此,从综合能源利用效率看,煤用于转化成天然气作为清洁能源是最高效节能的。

2、煤制气项目存在问题

目前我国煤制天然气产业呈现过度和无序发展的现象,国家能源局[2015]69号文件《关于规范煤制燃料示范工作的指导意见》提出,在深入评估已建示范项目经验和问题的基础上,统筹规划、科学布局、严格准入、稳步推进煤制燃料产业化示范,主要任务是围绕能效、环保、节水及技术装备自主化等内容开展产业化工程示范,要求坚持“示范先行、量水而行”的基本原则,但是目前尚未出台具体产业政策及设计规范,还有很多问题需要进一步研究。

气化技术的选型问题

气化技术的可靠性直接影响煤制天然气项目的安全稳定运行和公司效益,煤气化是煤制天然气核心技术。各种煤气化技术各自有优缺点,不存在一种“万能”的煤气化技术。气化技术的选择取决于原料煤的性质及产品方案。表3列出了在建或拟建煤制天然气项目所选煤质与气化技术及存在的主要问题。

碎煤加压气化技术在煤制天然气工厂中应用比较普遍,其优点主要体现在适应煤种广泛、投资成本低、能效高、原料气中甲烷含量高、副产酚和油品、国产化率100%,按照单条生产线10亿m3/a照单条生产能力,其投资水平是目前所有煤制气化技术中最低的;缺点是以粒径5~50mm块煤为原料,粒径小于5mm粉煤无法消耗、蒸汽分解率低,含酚废水处理量大,环保压力大、单台炉处理能力偏小。

水资源问题

与其他能源化工产品相比较, 煤制天然气项目的能源利用效率和水资源利用率都是最高的, 但由于其规模巨大, 因而用水量也是巨大的。一个年产40亿m3的煤制天然气项目用水量约2000万t/a。这对煤炭资源丰富的西部缺水地区来说难度较大。煤制天然气项目最大的耗水装置是循环冷却水系统,其次是生产用水、跑冒滴漏、化验、生活、绿化等用水无法回收。

因此, 煤制天然气工厂节约用水的关键是节约循环冷却水耗水量。循环冷却水最主要和有效的节水措施是采用闭式循环水和多采用空冷器等措施;同时,煤矿疏干水、城市污水和中水进行回用、完善设计、优化技术以及提高企业管理水平等措施进行节水,已成为满足大型的现代化工业产业的发展趋势。

工业化园区问题

工业园区之间产业定位相互攀比、规模脱离实际,没有根据客观的产业集聚条件来定位,招商引资无序竞争,譬如国内某工业园区现有煤制油、合成氨尿素、甲醇、二甲醚、乙二醇运行生产的企业,远景的规划中新增120亿m3/a某煤制气项目,其运输网络的建设和管理将面临很多问题,表4中仅估算120亿m3/a煤制气项目需要配套的园区运载能力。

2

从表4中可以看出,年耗煤量约4000万t采用铁路运输,每小时需要1.25列(每列67节车厢)运转,年产生灰渣约400万t采用汽车运输,目前灰渣运输普遍采用汽运,按照20t承载车辆,则每小时需要25辆汽车,加上物料的装卸时间,以及生产过程中部分原材料和生产的副产品的运输,将形成非常庞大的运输网络,如此庞大的运输网络,管理和运输及运输网络建设将面临着不可逾越的困境,如项目邻近坑口,则煤炭运输可通过皮带输送满足生产,但是生产过程中产生灰渣的运载量终将成为园区和企业发展的瓶颈。

所以园区必须合理规划,整体布局,按照循环经济的原则,进行煤炭资源的综合开发和有效利用,发挥规模效益优势,将项目做大做强,实现煤炭资源就地转换。

经济效益问题

首先,我国煤制天然气产业发展受国际能源结构变化,特别是未来石油价格长期在低位徘徊等影响,其经济竞争力和经济效益将受到严重削弱。油价下跌将间接导致天然气价格在未来出现下调趋势。2014年6月份以来,国际原油价格整体下滑趋势严重,未来回调空间有限。加上天然气进口量的逐步攀升,将进一步加剧我国天然气市场竞争,市场同质竞争冲击加大。

其次,国家对煤制天然气项目环保要求和成本投资要求逐步加大。国家已明文规定氮氧化物和二氧化硫的排放指标,及废水实现“零排放”,环保要求比以往更为严格,项目环保设备设施投资占比加大,从目前已投产的煤制天然气示范项目看,未来面临的环保压力巨大,企业的经济效益堪忧。

再次,天然气增气量和存气量实现价格并轨机制终将成为事实,增量气与存量气的并轨,使得市场公平度提升,削弱了天然气市场的竞争优势;直供用户门站价格的放开,将显著提升下游大用户在市场交易中的话语权,势必造成供气企业进一步降低制气成本,维持企业生存。

随着2013年底中缅天然气管道的投运,中俄进口天然气大单的签订,以及沿海进口接收站逐步投运,进口天然气资源将大为丰富,与此同时,中国整体经济增速放缓,天然气需求增速随之下降。可以预见,未来将出现各种气源充分竞争的局面,煤制天然气的竞争较为激烈。

国内煤制天然气项目发展建议

近10年来,天然气产业不仅实现了快速发展,而且形成了比较完整的工业体系。天然气开发利用不仅对我国能源保障具有重要意义,而且对改善能源结构,促进清洁能源发展也具有重大意义。我国政府高度重视天然气的发展,始终将天然气发展摆在国民经济发展的战略位置,所以我国发展煤制天然气是必然的。但随着世界石油市场格局发生深刻变化,油价下行、国内GDP增速放缓,我国天然气市场发展的内外部条件正在发生变化。未来我国煤制天然气的发展将面临机遇和挑战将并存的局面,所以必须科学合理地发展煤制天然气。

1、合理选择煤气化技术

根据煤质选择合适的煤气化技术尤为关键;煤制天然气项目工艺技术选择与配套煤种特性密切相关,配置稳定的生产原料煤是未来煤制气安全生产、稳定、环保的根本保证。国内几个煤制气项目,均曾因生产原料煤质变化较大,先后出现气化炉不能正常生产、甚至损坏的事故,导致装置停工和设备改造等巨大经济损失。因此,煤质是煤气化技术最关切的核心问题。

煤质确定的基础上组合气化技术是最优的搭配,以固定床加压气化制天然气技术为例,该技术已经非常成熟,为了更有效地处理生产过程中产生的难降解含酚废水和生化污泥,更合理地利用粉煤,实现节能降耗、环保达标,双气头互补组合气化技术是个不错的选择,而选择搭配粉煤气化或者水煤浆气化技术取决于煤质。例如:某煤种的热稳定性较好、粘温特性较好、落下强度大于78%,灰熔点约1250℃,成浆质量分数约60%。该煤种较优地适用固定床熔渣气化和水煤浆气化技术,以年产40亿m3天然气为例,假设采用固定床熔渣气化和水煤浆气化技术各50%,生产天然气,入厂原料煤块/粉比例1:1,块煤用于固定床熔渣气化,粉煤用于水煤浆气化和锅炉,而固定床熔渣气化工艺制天然气路线生产过程中产生的难降解含酚废水可替换部分原料水全部用于制浆,产生的生化污泥可作为原料掺入煤浆掺烧,实现了难降解的含酚废水和生化污泥的资源化利用、无害化处理,块煤和粉煤的合理利用;从而降低了企业投资和运行成本,节水、环保方面也有很大的改善。

2、以水资源为纲合理规划

因地制宜,合理规划,科学论证水资源和环境承受能力的合理性;煤制天然气过程中要消耗大量的水资源,而煤炭大量开采对脆弱的生态环境也会带来巨大影响。目前,我国煤制天然气项目大部分集中在内蒙古、新疆等西部煤炭资源丰富、水资源贫乏地区,发展煤制天然气会对当地本来就很脆弱的生态环境产生较大的负面影响。因此,严重缺水地区必须在水约束的刚性前提下谋划煤制天然气发展。从国家能源战略安全和技术储备的角度出发,在充分考虑环境和水资源承载能力的基础上,利用相对丰富的低品质煤炭资源,适度发展煤制天然气是必要的。随着我国新环保法的即将实施,国家对煤制天然气发展的政策已表现出对环境问题的担忧,已逐步转向谨慎支持煤制天然气的发展,譬如苏新能源和伊犁新天煤制天然气环评批示中明确提出水资源和环境容量等问题要求进一步论证,因此发展煤制天然气必须合理规划、科学论证、量水而行。

3、注重煤炭高效、清洁利用

充分把握煤制天然气全局形势,完全结合并执行国家规划与政策,有计划、有把握、有信心地“煤气化”,从而科学地实现煤炭就地转化。同时,企业通过不断的技术创新和工艺优化、节能、降耗、减排、节水等多方面措施改善环境,降低成本,提高企业内部收益率,达到企业、政府和环境的多赢局面,使得煤炭综合、清洁、高效利用。

(文章来源:煤炭深加工现代煤化工)