我国煤制天然气技术渐趋成熟

　　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。煤制天然气是资源、资金、技术密集型产业，项目建设需要的外部配套支持条件较多。目前，我国煤制天然气技术装备已基本实现了国产化，但仍存争论。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。

　　据了解，中国“西气东输”、“川气东送”等天然气骨干管网已初步形成，这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。

　　我国煤制天然气技术装备已国产化

　　目前国内在煤制天然气项目中，除了甲烷化装置中的个别设备需要引进外，其他技术装备均为国产化，可以保证项目技术先进、成熟可靠。

　　碎煤移动床纯氧压力气化是唯一能实现油、合成天然气、甲醇、酚、氨、硫酸(或硫磺)联产的气化工艺，其投资仅为气流床气化的一半，电耗仅为气流床气化的1/20～1/10。甲烷化装置副产大量的高压蒸汽，可用于驱动大型压缩机，减少锅炉和燃料煤用量。采用空冷代替水冷还可以进一步节水。

　　目前正在建设中的内蒙古赤峰市40亿立方米煤制天然气项目，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2012年建成，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。

　　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。

　　国内煤制甲烷气技术是成熟的，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。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。

　　目前世界上已经有采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。这也是全世界唯一一家煤制合成天然气企业。如果我国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。

　　现在，国内发展煤制合成天然气的条件已基本成熟。因为居民经济水平提高了，消费承受能力强了，可以接受高一点的天然气价格。而且居民使用天然气可以改善城市环境，不像过去一家一户都用煤炉子，污染城市空气。此前，北京为了迎接奥运会，治理城市环境很重要的一个措施就是让陕北天然气进京。也正因如此，国家近年来重点建设西气东输工程。

　　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，这样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管线，以解决合成天然气的运输问题。不过，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。

　　煤制天然气技术仍存争论

　　作为新兴的清洁能源，煤制天然气近两年来虽发展迅猛，却一直处在争论的漩涡中。

　　有关专家算了一笔账：每10亿立方米就需要50亿元的投资，一般1个项目是40亿立方米左右，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。然而，这个戴着“清洁能源”高帽的新兴产业应该如何发展?却一直处于争论的漩涡之中。

　　技术之争。煤制天然气的清洁性是众所周知的，煤制天然气的热值达到37-38兆焦尔/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。

　　时下常用三种技术，碎煤固定床加压气化工艺、水煤浆气化工艺、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/t，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%，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副产大量的焦油、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的影响。

　　而采用水煤浆气化工艺，假设在内蒙或陕西等地区，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/t，燃料煤为煤矸石，价格为50元/t，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)。

　　采用粉煤加压气化工艺，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40亿立方米天然气时，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。

　　按照西气东输二线与国际油价挂钩的定价公式，计算出当国际石油价格为80美元/桶时，在霍尔果斯的边境完税价格为2.20元/立方米。按照全线平均管输费1.08元/立方米计算，城市门站平均价格达到3.28元/立方米。如果按照递远递增方式确定管输费，预计沿海地区的价格将更高。

　　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。显然无法与近年来进口的lng(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，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。

　　在新疆、内蒙古和山东等地区建设煤制天然气项目完全可以与新增进口lng(液化天然气)相竞争。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lpg(液化石油气)。

　　或许，正是因此，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近期在新疆伊犁哈萨克自治州开工建设。

　　亚化咨询预计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。

　　另外，中国城市燃气协会人士表示，国际上天然气在一次能源消费中已达到25%，而我国的3%明显滞后。2010年我国天然气需求量将达到1000亿—1100亿立方米，而同期天然气产量却只能达到900亿—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—1765亿立方米。

　　煤制天然气技术仍需创新

　　近期随着天然气价格的上涨，煤制天然气的经济性凸显，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鲁奇气化技术已经取得了二十多年的生产经验，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，在环境保护上也有难度，每生产1000Nm3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，鲁奇气化工艺不是唯一的选择。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CO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CO+CO2的浓度，但此办法有能量损耗。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。