煤制合成天然气过程能量转换分析

煤制合成天然气过程能量转换分析

张建洲

华港燃气集团有限公司河北沧州061001

摘要：中国实施天然气能量计价已势在必行,计量单位和计价方法的选择就显得十分重要,实施方案应具有可操作性。为此,提出天然气按能量计价的实施方案以及全产业链各个环节如何适应从按量(体积)计价向按质(能量)计价的过渡。最后提出了相应的措施建议。该天然气能量计价实施方案可为国家有关政府部门制定相关政策提供依据,也可为天然气生产供应企业、天然气销售和消费企业、广大天然气用户实施天然气能量计价提供认识指导。

关键词:煤制合成天然气；加压气；甲烷化；分析；能量转换

1.国家客观条件

我国是一个“富煤少油缺气”的国家。在世界已探明的化石能源储量中，中国的煤炭占世界总量的15％，石油占2.7％，天然气占0.9％。这种化石能源资源的特点决定了我国是世界上少有的以煤为主要能源的国家。2004年煤炭在能源消费中的比重为67.7％。专家预测，到2020年即使将煤炭在一次能源消费中的比例降至60％，其总量也将超过25亿吨。

2.具体问题及措施

2.1原料

随着Ｏ２当量比增加，合成天然气中ＣＨ４摩尔分数减少，天然气低位发热量和能量转换率下降。（２）蒸汽进料比对合成天然气中ＣＨ４摩尔分数、天然气低位发热量和能量转换率影响不大，但随着蒸汽进料量的增加，合成天然气中ＣＨ４摩尔分数、天然气低位发热量和能量转换率仍有下降趋势。（３）增加压力、降低温度有利于提高天然气中ＣＨ４摩尔分数、天然气低位发热量和能量转换率。随着温度的降低，压力的影响减弱。（４）Ｏ２当量比为０．３５，蒸汽进料比为０．５，甲烷化温度为２５０℃，甲烷化压力为０．５ＭＰａ时，所得合成天然气组成（摩尔分数）为ＣＨ４８７．８％、ＣＯ２２．９％、Ｈ２２．３％、Ｎ２７．１％，沃伯指数为４５．９０ＭＪ／ｍ３，高位发热量为３４．９８ＭＪ／ｍ３，满足ＧＢ１７８２０－２０１２二类天然气质量要求。由以上结论可知，固体垃圾气化生成合成天然气。

所以说，如果以自有煤炭为原料，合成天然气的生产成本将明显低于进口天然气。尤其在煤炭运输成本较高的新疆和内蒙古等地，煤制天然气具有充分的市场竞争力。另外煤制天然气项目技术成熟，产品市场容量巨大而且稳定，在国内许多大中城市，许多车辆已改用天然气作燃料，煤制天然气项目也是非石油路线生产替代石油产品的一个有效途径。

2.2原材料及经营成本估算

本工艺除了生产10亿m3的天然气以外，还副产11.5万t的焦油、2.4万t的石脑油、1.3万t的粗酚和0.9万t液氨等，这些副产品按照当前的价格，折合收入能够有5.1亿元，对于煤制天然气的经济性有很大的帮助。另外副产250万t二氧化碳，如果能够作为采油的驱油剂，将大大提高煤制天然气的经济效益。

2.3盈利分析

根据我们的计算，煤制天然气的制造成本在1.42元/m3，其中主要的成本项目是煤炭成本（含原料煤和动力煤）及折旧。考虑到副产品的收入在0.51元/m3，完全成本为1.12元/m3，只要井口价在1.13元以上，这一项目就能盈利。煤制天然气的生产成本中，原料煤的价格对天然气的生产成本影响巨大。从利害分析中中可以看出，如果天然气出厂价格为2元/m3，利润将非常可观。

3煤制天然气存在主要问题及解决方法

3.1煤制天然气气化技术

目前示范投产的五套煤制天然气装置除汇能采用水煤浆气化技术外，其余均采用国内改良的鲁奇技术——碎煤加压气化技术。从使用情况可以看出，气化废水量大、难处理是目前此类天然气生产技术亟需解决的问题。以大唐克旗13.3亿方煤制天然气项目为例，单炉废水量40吨/小时，气化废水量640吨/小时，含有氨酚等大量有机物，氨酚回收、煤气水分离装置投资高达6亿元，后续污水处理成本高。煤气化废水问题成为影响项目经济性，环境达标稳定生产的关键问题。

目前解决该类问题有两种方法。第一种升级气化技术，减少废水排放，BGL干法排渣碎煤加压技术为鲁奇升级技术，甲烷含量6%~8%，废水量为鲁奇炉的1/4、蒸汽消耗为1/5，可大大降低蒸汽消耗与废水的排放。第二种是通过气化技术组合，实现废水分级处理。将固定床技术与水煤浆技术组合，高浓度废水作为水煤浆气化的补水，置换出低浓度废水，降低处理难度，大幅降低投资及处理成本。

3.2资源问题

煤制天然气项目资源消耗量大，吨千方天然气耗标煤2~2.5吨，吨标煤水耗2.5~3吨。以20亿方天燃气项目为例，需标煤约400~500万吨，水约1200~1500万吨，其中煤炭占总成本50%以上，是成本的敏感因素。因此煤制天燃气项目建设需选择煤炭、水资源丰富，煤炭价格合理的地方。国家政策指出：严禁在煤炭净调入省发展煤制气，优先在新疆、内蒙等煤炭资源丰富，综合配套条件好的地区发展。煤制天然气项目建设选址宜在煤炭坑口，水资源丰富地区，项目规摸量水而行，是保证项目盈利的首要条件。

3.3管输及调峰问题

天然气销售是影响项目经济性的关键。煤制天然气销售有两种方式，第一种进入管道以气体形式销售；第二种天燃气液化后槽车运输分销，主要作为销售的辅助方式或调峰方式。煤制天然气管输是首选，调峰是管输销售面临的最大问题。中国化工报[2]文章中指出解决调峰问题有四种方法：(1)采用生产部分液化天然气进行调节；(2)利用高压天然气管网压力调节；(3)在管网间建设大型储气库；(4)采用化工联产，在消费淡季联产甲醇等化工产品。天然气管输冬夏调峰比高达10∶1，煤制天然气项目主要面临夏季调峰生产负荷过低问题。笔者认为，天然气联产化工产品，采取共建模式，在天然气消费淡季生产化工产品，是解决煤制天然气冬夏调峰的较有效方式，这样即提高了装置的利用率，也保证了项目的经济性

4.结论

１）通过对规模为１４亿ｍ３／ａ的煤制合成天然气设计工艺的主要工段进行分析，得出气化工段的普遍效率最低，为８４．７５％，低温甲醇洗工段的普遍效率最高，为９８．９０％；在整个工艺中气化工段的损失所占比例最大，为７７．７８％，降低气化工段的损失是提高整个工艺能量利用率的关键．２）甲烷化工段目的效率最高，为６３．９３％，气化工段次之，为２４．５０％．就气化工段而言，通过提高副产蒸汽参数增加效率效果不明显，提高气化工段效率应着重改善气化炉和洗涤冷却器的操作条件，如气化温度、汽氧摩尔比以及洗涤冷却的方式和条件等；就甲烷化工段而言，增加蒸汽压力能明显提高目的效率，同时也会增加副产蒸汽量。我国富煤缺气的能源结构和环保压力的日趋增加使发展煤制天然气产业成为我国解决能源和环境问题的一条现实途径，不断上涨的天然气价格将使煤制天然气项目具备较好的经济效益。

参考文献：

［1］中华人民共和国国家统计局．中国统计年鉴２０１４［Ｍ］．北京：中国统计出版社，２０１５．

［2］王晶博，张静，胡超，等．城市生活垃圾原位水蒸气气化制氢研究［Ｊ］．可再生能源，２０１４，３２（１０）：１５４４－１５５０