煤变气大戏可开锣

   煤制合成天然气就是煤经过气化产生合成气，再经过净化处理，最后甲烷化合成热值大于8000卡/立方米的代用天然气。其清洁性已是众所周知，煤制天然气的热值达到37兆~38兆焦尔/标准立方米（高热值），与国家天然气质量标准规定的最低热值31.4兆焦尔/标准立方米（高热值）相比，热值高出17.8%~21%；在二氧化碳、硫化氢、总硫等指标方面也高于国家标准，产品中几乎不含一氧化碳。
      近期，随着天然气价格的上涨，煤制天然气项目的经济性凸显，其发展技术和前景也引起了业内的广泛关注。
      业内专家指出，当前，我国煤制天然气技术虽然已逐渐成熟，但仍需创新，如果能够采用新的煤气化技术+甲烷化等温反应器，将有望降低煤制天然气的能耗。
      据悉，我国“西气东输”、“川气东送”等天然气骨干管网已初步形成，这也为煤制天然气提供了发展机遇和发展空间，同时，煤制天然气也为低品质褐煤的增值利用开辟了潜力巨大的市场。
技术成熟
       目前，在国内的煤制天然气项目中，除了甲烷化装置中的个别设备需要引进外，其他技术装备均已实现了国产化，可以保证项目技术先进、成熟可靠。
    　正在建设中的内蒙古赤峰市40亿立方米规模的煤制天然气项目，以低品质褐煤为原料，采用赛鼎公司的碎煤加压气化和低温甲醇洗技术，引进天然气合成工艺技术催化剂和工艺包，预计于2012年建成，将经管道向北京输送煤制天然气。此外，国产化天然气合成工艺技术和催化剂也在加紧研发之中。
    　国内煤制甲烷气技术现已成熟，工艺跟合成氨基本相同。煤气化和净化以及甲烷化的技术我国都有，只不过现成的甲烷化工艺装置是小型装置，没有煤制天然气所要求的那么大的实际生产运行装置。笔者认为，如果国内现在开始进行放大试验，完全可以取得成功，只是需要时间。
    　目前，世界上已经有用煤气化合成天然气的工厂——位于美国北达科他州的美国大平原公司，这也是全世界惟一一家煤制合成天然气企业。如果我国在短期内新上煤制天然气项目，可以考虑从美国引进大型甲烷化技术。因此，煤制合成天然气在技术上不存在问题。
    　值得一提的是，煤制合成天然气企业可以借用“西气东输”的管线。国家正在建设的“西气东输”二期工程，把天然气从新疆一直输送到广东，沿线的各个城市都能使用。现在，有很多企业想把煤制合成天然气并入“西气东输”的管线，以解决合成天然气的运输问题；也有企业离城市比较近，可以自建管线。当然，这些都要先经过技术和经济分析，怎么可行怎么做。
仍存争议
        有关专家算了一笔账：每生产10亿立方米的煤制天然气就需要50亿元的投资，40亿立方米左右的项目需投入200亿元，那么，近20个项目将是很大的一笔投资。
　　大手笔或许会催生出一个新的产业，但近两年来，煤制天然气虽发展迅猛，然而，这个戴着“清洁能源”高帽的新兴产业应该如何发展？这个问题仍处于争论的漩涡之中。
　　——技术之争。时下，生产煤制天然气常用3种技术，即：碎煤固定床加压气化工艺、水煤浆气化工艺和粉煤加压气化工艺。其中，碎煤固定床加压气化工艺的生产成本最低，而水煤浆气化工艺的生产成本最高。
　　假设在新疆或内蒙古东部地区，采用碎煤固定床加压气化工艺建设煤制天然气项目，生产规模为年产40亿立方米天然气，原料煤、燃料煤均为褐煤，价格为170元/吨，测算得到的天然气单位生产成本为1.059元/立方米(已扣除副产品收入)。
　　在生产成本（未扣除副产品）中，原材料费用占41.4%，燃料动力费用占18.2%，二者合计为59.6%，这说明煤价是影响生产成本的最敏感因素；折旧和修理费用占28%，表明投资对生产成本的影响也较大，煤制天然气项目要严格控制煤炭价格和投资规模，从而降低生产成本，提高项目的竞争力和抗风险能力。
　　另外，由于碎煤固定床加压气化工艺会副产出大量的焦油、石脑油、粗酚等价值较高的副产品，副产品的销售收入达0.468元/立方米，对天然气的生产成本和项目的经济效益产生了重大影响。
　　假设在内蒙古或陕西等地区采用水煤浆气化工艺建设煤制天然气项目，生产规模为年产16亿立方米天然气，原料煤为长焰煤，价格为300元/吨，燃料煤为煤矸石，价格为50元/吨，测算得到的天然气单位生产成本为1.591元/立方米(已扣除副产品收入)。
　　假设在山东或河南地区采用粉煤加压气化工艺建设煤制天然气项目，生产规模为年产40亿立方米天然气，原料煤、燃料煤均为洗中煤，价格为400元/吨，测算得到的天然气单位生产成本为2.151元/立方米（已扣除副产品收入）。
　　——成本困惑。目前，“西气东输”一线天然气主要由塔里木气田供给，供气价格为0.522元/立方米；陕京一、二线主要由长庆气田供给，供气价格为0.681元/立方米。而由上文可知，煤制天然气项目的生产成本都在1.0元/立方米以上，在保证项目基本内部收益率的情况下，煤制天然气的销售价格更高，显然，煤制天然气难以与“西气东输”一线和陕京线国产天然气相竞争。
　　如果在新疆建设煤制天然气项目，天然气单位生产成本为1.059元/立方米，管输费参照“西气东输”二线全线平均管输费1.08元/立方米计算，到华南地区城市门站的价格为2.139元/立方米，这显然无法与近年来进口的液化天然气相竞争。
　　考虑到天然气易于大规模管道输送等因素，笔者建议，煤制天然气项目重点布局在新疆、内蒙古东部等地区，这些地区地理位置偏远，煤炭难以外运，因此价格较低，有利于降低生产成本。
　　虽然在新疆、内蒙古或其它地区建设煤制天然气项目难以与“西气东输”一线和陕京线国产天然气相竞争。但是，如果在新疆建设煤制天然气项目，天然气单位生产成本为1.059元/立方米，与“西气东输”二线霍尔果斯门站价2.2元/立方米（石油价格为80美元/桶时）相比，煤制天然气的竞争力明显高于土库曼斯坦进口的天然气。在内蒙古、山东建设煤制天然气项目，天然气单位生产成本分别为1.591元/立方米和2.151元/立方米，都可以和“西气东输”二线进口天然气竞争。另外，从新疆到达华南地区的煤制天然气其竞争力也远强于进口液化石油气。
　　或许正因如此，大批能源企业纷纷把煤制天然气项目落户新疆。中电投新能察布查尔和中电投霍城2个60亿立方米煤制天然气项目已于近期在新疆伊犁哈萨克自治州开工建设。
　　2010年，我国天然气需求量将达到1000亿立方米~1100亿立方米，而同期的天然气产量却只能达到900亿立方米~950亿立方米。国家发展改革委能源所研究员宋武成预测，20年后，我国天然气消费年缺口将达到1075亿立方米~1765亿立方米。而据有关机构预计，2015年，我国将形成200亿立方米/年的煤制天然气产能，约占天然气消费量的10%左右。
尚待创新
      虽然近期煤制天然气的经济性开始凸显，然而，目前，我国正在建设的煤制甲烷装置基本上沿用以往的鲁奇气化+绝热循环稀释甲烷化技术。业内专家指出，当前，我国煤制天然气技术虽然已逐渐成熟，但仍需创新，如果能够采用新的煤气化技术+甲烷化等温反应器，将有望降低煤制天然气的能耗。
    　专家指出，煤制天然气最关键的技术是煤气化。由于煤制天然气企业美国大平原公司采用的鲁奇气化技术已经取得了20多年的生产经验，因此，国内普遍主张在煤制甲烷的流程中采用鲁奇气化技术。该技术气化出口的甲烷含量比较高，可以降低甲烷合成工序的负荷和氧气的消耗量，同时，投资比较低，可使用褐煤作原料。但该技术也有缺点，主要体现在副产物的量太大，占全部产值的15%左右，这些副产物需要后加工。此外，该技术在环境保护上也有难度，每生产1000标准立方米的甲烷，要产生1.7吨难处理的含酚污水。
　　从技术工艺、煤利用率、产品成本和环保上来综合考虑，水煤浆和干煤粉的气化工艺也有其优势，选择煤化工工艺应该因地制宜。在我国，对水煤浆技术的运用已经很成熟，在煤质允许的条件下，采用水煤浆制取甲烷也是可以考虑的，没有必要完全仿效美国以前的煤气化工艺，也就是说，鲁奇气化工艺不是惟一的选择。目前，可以采用的煤气化方法比较多，可以根据不同的煤种，采用不同的煤气化方法。
　　据介绍，煤制天然气的另一个关键技术是甲烷化。甲烷化反应强度较大，反应物起始组成中一氧化碳的浓度较高，因此，要将甲烷化反应分成几段来进行，分段用废热锅炉回收反应热，产出高压过热蒸汽。美国大平原公司用甲烷化反应后的循环气来稀释合成原料气以控制甲烷化反应器的出口温度，然后用废热锅炉回收反应产生的热量得到高压蒸汽。由于进入反应器的气体流量明显增加，从而降低了反应气体中一氧化碳+二氧化碳的浓度，但此技术有能量损耗。若通过技术创新，可以使煤制天然气甲烷化实现等温合成，无压缩功耗，系统压降小，以此降低过程能耗。

文章来源:中国矿业网