发展低投资、低成本的煤制天然气产业势在必行VIP免费

发展低投资、低成本的煤制天然气产业势在必行摘要：近年来，煤制天然气项目遇到投资大幅度增加；由于天然气使用季节性峰-谷差，项目产能季节性闲置；能源效率低和二氧化碳排放的障碍。文中对此瓶颈制约进行了分析，提出提高煤制天然气项目效益只能在降低投资和提高操作负荷上下功夫的判断。指出设备标准化，技术国产化；多联产提高操作负荷；工艺流程创新是降低投资、提高操作负荷的途径。提出了煤制天然气工艺流程创新三步骤的设想。关键词：煤制天然气，煤化工，技术经济效果，可行性研究煤制天然气是近年来我国煤化工产业发展的热点之一。2009-2010年，国家陆续核准了大唐内蒙克旗、大唐辽宁阜新、内蒙古汇能、新疆庆华4套煤制天然气项目，总规模达151亿m3/a。国内拟建和规划的项目较多，项目个数超过20套，总规模超过500亿m3/a，初步估计的总投资达到3000亿元以上。煤制天然气发展正在形成热潮。1煤制天然气技术成熟，可适度规模化发展应该说，发展煤制天然气较适应了我国人民生活水平提高对清洁能源的迫切需求，具有广阔的发展前景。有关部门提出，到2020年，我国天然气市场规模达到4000亿m3/a，也仅占我国能源消费总量的6%左右，远低于当前世界平均24%的水平。在4000亿m3/a总量中，以国产气供应量2500亿m3/a，进口气供应量1500亿m3/a计，进口气占天然气市场份额接近40%，国家天然气供应也将承担较大的风险。如果我国煤制天然气产业能发展到400亿-800亿m3/a的水平，占到我国天然气总消费量的10%-20%，年转化煤炭折合成标煤1亿-2亿t，占我国煤炭总产量的3%-6%，从弥补我国天然气资源缺口、保证能源安全、清洁使用煤炭等多个角度看，是适度的、可行的。不少企业和部门对煤制天然气的技术成熟程度仍有疑问。笔者认为，现阶段的煤制天然气工艺技术，采用的是煤气化-变换-净化-甲烷化的路线，其中前三个过程是在合成氨、甲醇生产中已有长期的运行经验，高浓度的甲烷化技术实际上是甲烷蒸汽裂解（如天然气一段转化炉）的逆反应。在甲烷化反应温度下，CO和氢气合成甲烷基本上属于不可逆反应，CO、CO2平衡浓度极低，因此在工艺原理、催化剂等方面上没有难度，仅需解决大型化、工程化的问题。我国在甲烷蒸汽裂解和低浓度甲烷化生产管理，及中、高浓度的甲烷化技术研发方面也有丰富的经验。因此，煤制天然气属于成熟技术的组合，和现有甲醇、合成氨等煤化工装置相比，仅是规模上的放大，不需要技术上大突破。况且美国大平原气化厂已有20多年的运行经验，因此煤制天然气技术上基本不存在风险。与煤制烯烃、煤制油、煤制乙二醇等技术尚未成熟、需要通过工业化示范来验证相比，煤制天然气示范项目的意义主要是在经济上、运行管理上，而技术问题相对少一些。在经济合理的前提下，适度、规模化发展煤制天然气项目是可行的。2煤制天然气产业发展中存在的重大问题从当前的煤制天然气项目建设和前期工作情况来看，主要是投资增长太多。2006年，笔者参与编制国家煤化工中长期发展规划时，曾首次提出在国内建设煤制天然气项目的设想，并设计了工艺技术路线，初步测算了效益和投资，当时考虑10亿m3/a的规模，全厂总投资约在30多亿元。以此推算，40亿m3/a的项目投资应在120亿-140亿元，以天然气价格1.0元/m3推算，可承受的原料煤价格应该在150元/t左右。根据我国煤炭资源的分布情况，提出了在部分煤炭价格较低或不便外运的地区，建设煤制天然气项目，满足城市燃气需求，兼顾气、电调峰的目标。这个设想和建设方案为我国煤化工产业发展提出了一条新的途径。但是，近年来煤制天然气项目在实际操作中碰到了三大障碍。首先是投资大幅增加。由于通货膨胀等多种因素的影响，一套20亿m3/a的煤制天然气项目，其投资达到150亿元以上。即使在煤炭价格低至150元/t的新疆地区，以满负荷年操作8000h测算，项目投资内部收益率仅能达到8%左右，从经济上已几乎不可行。如果按照此模式，我国将找不到可以发展煤制天然气的地区，煤制天然气产业发展也就走向了死胡同。其次是调峰困难。我国天然气使用的季节性峰-谷差较大，如果煤制天然气项目需承担调峰任务，年生产负荷将达不到8000h，项目产能将出现季节性闲置，目前...