煤制天然氣展望

第3期煤質(zhì)技術(shù)2011年5月爆化工煤制天然氣展望谷紅偉1,邢秀云2(1.中國神華能源股份有限公司煤炭銷(xiāo)售中心,北京10001;2.國家煤炭質(zhì)量監督檢驗中心,北京100013摘要:闡迷了天然氣賚源短缺的現實(shí)與開(kāi)發(fā)煤制天然氣的可行性,簡(jiǎn)介了煤制天然氣的技術(shù)途與經(jīng)濟可行性,指出合理的天然氣生產(chǎn)布局及其開(kāi)發(fā)的必要性,建議加強對直接甲烷化、甲烷化催化劑及多聯(lián)產(chǎn)產(chǎn)業(yè)的開(kāi)發(fā)力度。關(guān)鍵詞:煤制天然氣;甲烷化;煤炭氣化中圖分類(lèi)號:TQ536文獻標識碼:A文章編號:1007-7677(2011)03-0050-04The prospects in coal-tor-nature gasGU Hong-wei, XING Xiu-yunCoal Sales Department Corporation, Shenhua Group Cor poration Ltd. Beijing 100011, China2. China Supervision and Test Center of Coal Quality, Beijing 100013, China)Abstract: The shortage of natural gas resource and the feasibility of developing coal-to-nature gas were discussed, and technologyways and economic feasibility of coal-to-nature gas are also introduced in brief. The rational production distribution andevelopment were necessary. The study on direct methanation and methanation catalyst and poly-generation should bestrengthened.Key words: coal-to-nature gas; methanation; coal gasification0前言選擇另建其它天然氣管線(xiàn)向歐洲供氣,之后俄國又與白俄羅斯發(fā)生因提高天然氣價(jià)格導致的爭端。對隨著(zhù)我國國民經(jīng)濟長(cháng)期持續穩步增長(cháng),對能源于烏克蘭和白俄羅斯兩國既是天然氣用戶(hù)又是向西需求量也逐年不斷增大。在我國不斷推進(jìn)城市化進(jìn)歐供氣管道過(guò)境國來(lái)說(shuō),在事件中十分被動(dòng)6。程的形勢下,對優(yōu)質(zhì)、高效、低碳的清潔能源——天顯然,出于國家能源安全之需,立足國內資源然氣的需求量亦不斷攀升。近年來(lái)采取了一系列開(kāi)乃為上策。然而,國內天然氣資源儲量雖經(jīng)近年來(lái)源與節流的措施,諸如2007年國家發(fā)改委頒布加大勘探力度,可采資源量逐年增加,但仍然極其《天然氣利用政策》,禁止天然氣制甲醇、限制有煤匱乏。除采用資源節流外,仍難以滿(mǎn)足天然氣國內炭資源的地區用天然氣發(fā)電等措施;另外,除加強消費量不斷地、連續地逐年增長(cháng)。而煤炭可采儲量天然氣資源勘探與生產(chǎn)開(kāi)發(fā)之外,自2006年開(kāi)始高居化石能源可采儲量的71.2%,2009年煤炭產(chǎn)即從國外進(jìn)口天然氣,如從俄羅斯西伯利亞和薩哈量29.73億t,2010年煤炭產(chǎn)量超過(guò)33億t。正由林進(jìn)入東北地區的天然氣管線(xiàn);從中亞三國即哈薩于大量使用煤炭,導致煤煙型環(huán)境污染及溫室氣體克斯坦、土庫曼斯坦與烏茲別克斯坦鋪設天然氣管CO2排放量位居世界前列。出于切實(shí)承擔減排CO2線(xiàn);我國東部和南部福建、廣東、浙江和上海等地溫室氣體對氣候變化影響的歷史使命的需要,我國的港口引進(jìn)澳大利亞、印度尼西亞和馬來(lái)西亞的液已將節能減排納入“十一五”發(fā)展規劃綱要,“十化天然氣(LNG)-別。受?chē)H政治風(fēng)云變幻,地五”末我國節能減排業(yè)已達到預訂目標,但未來(lái)緣政治多變的影響,進(jìn)口天然氣存在一定程度的風(fēng)之路仍中國煤化工險。例如:俄國與烏克蘭天然氣之爭,導致歐洲冬天在化石能源季用氣高峰時(shí)停氣,供熱系統一片混亂。最后俄國中最低CNMH放是燃煤的第3期煤質(zhì)技術(shù)2011年5月1481分之一、SO2排放是燃煤的700分之一,無(wú)2.1煤制天然氣的煤炭資源豐富疑天然氣是潔凈的優(yōu)質(zhì)能源。立足于我國豐富煤炭除煉焦用煤(約占煤炭總儲量的24%)以外,資源,發(fā)展煤制天然氣既可提高國家能源安全供其它非煉焦用煤種(約占煤炭總儲量的76%)即,又可解決節能減排的發(fā)展目動(dòng)力用煤,理論上均可作為煤制天然氣的原料,1天然氣資源及消費煤炭經(jīng)氣化制取合成氣,再經(jīng)甲烷化合成天然氣在我國煤炭資源中,不黏煤和長(cháng)焰煤儲量約占近二十多年來(lái),分別在1986年、1994年和30%,產(chǎn)量約占1/4,主要集中于華北和西北地2004年先后進(jìn)行了3次全國石油及天然氣資源評區,又以?xún)让蓶|勝和陜西神府煤田最為集中,儲量估。全國天然氣資源量達到47萬(wàn)億m3,最終可采達到3000億t以上;褐煤約占煤炭總儲量的1/8儲量14萬(wàn)億m。資源主要分布于中西部地區,約主要分布于內蒙東部與東北三盟相連地區,多屬老占資源總量地80%,東部占8%,海域占12%。年褐煤。云南褐煤則屬于低階褐煤。由于褐煤水分盡管如此,天然氣在化石能源資源中僅占不到3%高于其它煤種,只能作動(dòng)力煤使用,又不宜于遠距的比例。進(jìn)入21世紀以來(lái),一次能源消費增長(cháng)較離長(cháng)途運輸,最適于就地利用。此外,邊遠地區,快,2000年~2008年一次能源消費年平均增長(cháng)率如新疆自治區則有更豐富的動(dòng)力煤資源,可供利用如圖1所示1。的煤種多為不黏煤和長(cháng)焰煤。2.2煤制天然氣工藝技術(shù)煤制天然氣與其它煤制能源產(chǎn)品(如煤制油、二甲醚和甲醇)相比,具有轉化率和選擇性高,CO和H2的轉化率接近100%、單位熱值投資成本和水耗較低、廢熱利用率高、總熱效率最高。顯石油大然氣煤炭核能水電然,此特點(diǎn)對地處華北、西北水資源少的地區發(fā)展能源類(lèi)型煤制天然氣是有利的。數據來(lái)源:BP世界能源統計20092.2.1煤制天然氣工藝技術(shù)圖12000年~2008年中國一次能源消費年均增長(cháng)率(1)直接甲烷化制天然氣。美國巨點(diǎn)能源公司由圖1可知,天然氣消費年平均增長(cháng)率達到開(kāi)發(fā)的一步法技術(shù),即催化煤甲烷化,又稱(chēng)蘭氣技15.9%,僅次于核能的20.1%,居第二位,明顯高術(shù)。優(yōu)點(diǎn)在于工藝簡(jiǎn)單、設備造價(jià)低、節能節水。于煤炭和石油。據2009年能源統計年鑒統計,天然美國 EXXON公司的催化蒸汽氣化法,煤與蒸氣年消費量2000年僅245億m,全部自給。2006年汽經(jīng)催化劑催化生產(chǎn)甲烷,理論熱效率71.9%。561億m3,當年開(kāi)始進(jìn)口天然氣達到9.5億m3;加氫氣化,以氫氣作氣化劑將煤轉化成甲烷2008年消費812億m3,進(jìn)口達到46億m3。預期理論熱效率79.62010年天然氣消費量將超過(guò)1100億m3,上述諸法均處于研發(fā)階段,目標為進(jìn)一步提高五”期間逐年遞增已成定局。截至2008年全國有煤制天然氣的競爭力280多個(gè)城市建立和應用天然氣,天然氣民用領(lǐng)域(2)間接甲烷化制天然氣。亦稱(chēng)二步法煤制甲人口接近1.1億,供氣量約300億m3,約占當年烷工藝。煤首先經(jīng)氣化制取合成氣,再經(jīng)催化甲烷天然氣供應總量的45%?；a(chǎn)天然氣。其一,德國魯奇法。碎煤(粒度為2煤制天然氣6mm~50mm)在移動(dòng)床(亦稱(chēng)固定層)氣化爐氣化生產(chǎn)合成氣,經(jīng)凈化、脫羧后,通過(guò)變換調整出于國家能源安全、進(jìn)口天然氣的地緣政治風(fēng)合成氣中的H2/CO比為31~33摩爾比,再在甲險以及長(cháng)輸管線(xiàn)高額費用等影響因素的考慮,為解烷化反應器內經(jīng)催化反應生產(chǎn)甲烷,合成氣轉化率決天然氣供需矛盾,基于煤炭資源儲量及生產(chǎn)量不小于98%。1984年投產(chǎn)的美國北達科達州大平在國內開(kāi)展煤制天然氣是可行的,并已被提到議事原( Great plain)煤制代用天然氣工廠(chǎng),采用魯奇日程。此舉可作為石油液化氣、液化天然氣及常ⅣV中國煤化工產(chǎn)代用天然天然氣的補充和調峰氣源,以緩解供應缺口。氣CNMHG5td,以及第3期煤質(zhì)技術(shù)2011年5月CO2、焦油、苯酚等化工產(chǎn)品。大平原煤制代用天種氣化工藝做過(guò)對比,由于流化床氣化壓力低,大然氣廠(chǎng)一直生產(chǎn)至今。建成后曾因天然氣市場(chǎng)飽和型化生產(chǎn)仍有問(wèn)題,干式加料氣流床氣化(如而虧損,2000年后扭虧為盈0Shel法)雖然氣化指標優(yōu)于水煤漿氣流床(如德(3)甲烷化技術(shù)。甲烷化是煤制天然氣的關(guān)鍵士古法),但其投資大,長(cháng)期穩定運行尚待驗證。技術(shù)。在加壓下有利于甲烷的生成,因為化學(xué)合成最后確定選擇魯奇(干式排灰)、液態(tài)排渣氣化總向體積減少的方向進(jìn)行。除魯奇法外,尚有英國(BGL)和水煤漿氣化。三者均為加壓氣化,前DAVY和丹麥 TOPSOE的甲烷化技術(shù)居于世界領(lǐng)者為移動(dòng)床,后一種為氣流床。三種氣化工藝及設先。雖然后兩者技術(shù)在合成氣轉化率優(yōu)于魯奇法,備均可在國內制造。其中BGL正在云南解放軍化但其工業(yè)化程度落后于魯奇法。肥廠(chǎng)進(jìn)行工業(yè)化示范開(kāi)發(fā)階段。評價(jià)對比以建廠(chǎng)規2.2.2氣化工藝技術(shù)及選擇模均為20億m3/a為基礎煤氣化是煤制天然氣的核心。氣化爐類(lèi)型可分每1000m3合成天然氣三種氣化工藝能量消為移動(dòng)床、流化床、氣流床三類(lèi)。國內專(zhuān)家曾對三耗及轉化效率對比見(jiàn)表1表1每1000m3合成天然氣三種氣化工藝能量消耗及轉化效率對比項目單位耗能/移動(dòng)床干排渣工藝移動(dòng)床液態(tài)排渣工藝水煤漿氣流床工藝名稱(chēng)消耗量能耗/GJ消耗量/t能耗/GJ消耗量/t能耗/GJ原料煤(ar)/t2.256汽8MP,530℃/4.28×1031.797.700.7482005MPa,158℃/t3.756×1030.31639.8×1030.42粗酚/t19.7×1030.0080.16液氨/t0.007-0.11硫磺/t0.010.090.010.0911.8×10M/Wh267.8213,4新鮮水/t2.51M/t0.00855.30脫鹽水/t4.23MJ/t總計能耗53.0551.7762.04天然氣/m334.534.5總能轉換率/%66.655.6將表1的數據進(jìn)行能耗分析得知奇法。水煤漿法最差,是BGL法的1.47倍和魯奇①工廠(chǎng)總能轉換率為主要綜合指標,預示節能法的1.37倍。減排、經(jīng)濟效益、環(huán)境效益和社會(huì )效益的優(yōu)劣。此通過(guò)上述對比,國內專(zhuān)家推薦BGL法。并認指標以BGL法最高,達到66.6%.其次為魯奇法為該工藝在國內仍在示范階段。故采用應謹慎為65.0%。水煤漿法氣化只為55.6%,每年比魯筆者認為當前應以魯奇氣化為基礎,開(kāi)展煤制奇法將多耗煤88萬(wàn)t天然氣的開(kāi)發(fā)示范試點(diǎn);甲烷化技術(shù)可引進(jìn)。同時(shí)②煤炭占總能耗:以魯奇法最低為85.3%積極研究煤氣化技術(shù)、直接甲烷化的技術(shù)及其催化③蒸汽占總能耗:以水煤漿氣化最低,僅為劑,以便未來(lái)立足國內,但魯奇法對環(huán)境的污染4.9%,BGL居次為127%,魯奇法為16.7%大,采用該法時(shí)應加強對環(huán)境污染的改善。④電占總能耗:魯奇法是58%,BGL法為4.85%及水煤漿法為7.2%H中國煤化工通過(guò)對比,投資額以BGL法最低,其次是魯自煤制汕。xCNMHG生產(chǎn)項目,灬嗎天然氣項目第3期煤質(zhì)技術(shù)2011年5月相繼出現,詳見(jiàn)表2。潔、有效的現代潔凈煤技術(shù)模式,探索出一條跨行業(yè)、多聯(lián)產(chǎn)、集團化發(fā)展之路。表2近期在建和擬建的煤制天然氣項目建設單位建設地點(diǎn)規模/億m3:a神華集團內蒙鄂爾多斯天然氣進(jìn)口量逐年增加,對外依存度亦與日俱大唐國際發(fā)電內蒙克什克旗增。全世界天下太平遠未到來(lái),如在天然氣進(jìn)口上大唐國際發(fā)電大唐華銀電力內象鄂爾多斯4060063依然步進(jìn)口石油之后塵,則會(huì )出現能源安全與否取新疆廣匯新能源新疆伊吾決于國外的局面。出于國家能源安全之考慮,發(fā)展山東新汶礦業(yè)新疆伊犁煤制天然氣實(shí)乃上策中國海洋石油、山西大同煤業(yè)山西大同發(fā)展煤制天然氣既可作無(wú)天然氣供應地區的氣內蒙匯能媒化工內蒙鄂爾多斯源,又可作管道天然氣的補充氣源和調峰氣源。神東天隆集團新疆煤化工新疆吉木薩爾旦多聯(lián)產(chǎn)開(kāi)發(fā)成功和應用,則必將最終實(shí)現跨行業(yè)、多聯(lián)產(chǎn)、集團化發(fā)展之路如表2所示,表中的9個(gè)項目多以豐富的廉價(jià)煤制天然氣的布局與開(kāi)發(fā)步驟需依可利用煤炭的不黏煤和長(cháng)焰煤(大同為弱黏結煤)為原料,采資源的分布,建廠(chǎng)地點(diǎn)的可利用水資源、電力、周用成熟技術(shù),大部分設備國內自給少量引進(jìn),生產(chǎn)邊城市對天然氣的需求而統籌考慮。成本低,利潤空間較大。參考文獻:(2)煤制天然氣生產(chǎn)成本的影響因素。煤制天然氣生產(chǎn)廠(chǎng)的經(jīng)濟規模應在年產(chǎn)10億m3以上。[l]許紅星,我國能源利用現狀與對策[J],中外能由于采用美國大平原模式,有焦油、輕油、粗酚、源,2010(1)液氨、元素硫等副產(chǎn)品,其收入可從總生產(chǎn)成本中[2]陸家亮,中國天然氣工業(yè)發(fā)展形勢及發(fā)展建議[扣除,對魯奇法和BGL法而言分別占總成本的3%和38%(大平原廠(chǎng)處于虧損年度,即以精加[3]田基本,制天然氣氣化技術(shù)選擇[]·煤化工工的副產(chǎn)品收入維持經(jīng)濟平衡)。煤成本約占總成2009(5)本的50%,副產(chǎn)品收入可抵消煤成本的60%左右。[4]汪家銘,煤制天然氣技術(shù)發(fā)展概況與市場(chǎng)前景[J(3)布局及開(kāi)發(fā)步驟。煤制天然氣生存的重要天然氣化工,2010,35(1)因素是買(mǎi)方市場(chǎng),即天然氣極度短缺,生存空間巨[5]徐原,低碳經(jīng)濟與城市天然氣的發(fā)展[].煤氣與熱力,2010,30(6)大。目前布局與開(kāi)發(fā)設點(diǎn)宜統籌考慮,僅鄂爾多斯[6]殷建平,黃輝,從俄烏天然氣爭端談中國的天然地即有三項目,而阜新的資源即將采完。當前任安全[J]務(wù)是煤制天然氣是新項目,尚缺乏實(shí)際管理、運行[]李大南,媒制合威天然氣工藝技術(shù)經(jīng)濟分析Ⅱ經(jīng)驗,將現有的項目完成長(cháng)期穩定運行之后,恐需煤化工,2010(2)數年之久,再審時(shí)度勢繼續開(kāi)發(fā)和擴展規模[8]付國忠,陳超,我國天然氣供需現狀及煤制天然氣至于甲烷化催化劑,應在已有開(kāi)發(fā)的基礎上重工藝技術(shù)和經(jīng)濟分析[J,中外能源,2010(6)點(diǎn)投入進(jìn)行自主研發(fā),開(kāi)發(fā)出具有自主知識產(chǎn)權可[9]張文輝,以煤為原料合威天然氣技術(shù)發(fā)展前景分析實(shí)際應用的催化劑系列J].煤,2009(9)直接甲烷化工藝在煤制天然氣領(lǐng)域更具優(yōu)越[10]劉志光,龔華俊,余黎明,我國煤制天然氣發(fā)展的性,可進(jìn)行布局研發(fā),借以提高企業(yè)競爭力和擴大探討[],煤化工,2009(生存空間。[11]湯亞利,徐文滿(mǎn),中國天然氣市場(chǎng)面臨的一次洗牌].天然氣工業(yè),2008(1)(4)積極研發(fā)多聯(lián)產(chǎn)工藝。多聯(lián)產(chǎn)工藝是由煤炭的多種加工工藝串聯(lián)或并聯(lián)而成的一種新工藝流作者簡(jiǎn)介:谷紅偉(1974-),男,遼南商丘人,高級工程師程。具有可實(shí)現物流、能量的梯級利用,實(shí)現廢物公回餾光銷(xiāo)虛山的從事科研管理工作零排放。有利于提高能源利用效率、節能減排、改中國煤化工善環(huán)境。最終實(shí)現煤炭利用的集約化、大規模、清CNMHG