我国煤制天然气发展的探讨

1.1 宏观政策分析

　　在国家“十一五”规划以及西部大开发规划中，关于西部地区产业发展布局部分，均强调“支持资源优势转化为产业优势，大力发展特色产业，加强清洁能源、优势矿产资源开发及加工”；国家发改委1350号文件“关于加强煤化工项目建设管理促进产业健康发展的通知”中明确“在有条件的地区适当加快以石油替代产品为重点的煤化工产业的发展；按照上下游一体化发展思路，建设规模化煤化工产业基地”；同时还指出“民用燃料和油品市场为导向，支持有条件的地区，建设大型煤化工项目”。

　　国家《“十一五”十大重点节能工程实施意见》和《能源发展“十一五”规划》中，都强调“以煤炭气化替代燃料油和原料油；在煤炭和电力资源可靠的地区，适度发展煤化工替代石油化工”。

　　从国家宏观经济政策来看，国家鼓励符合科学发展观的煤化工产业的健康发展，尤其是鼓励以煤为原料发展石油替代产品，以减轻石油进口压力，保障国家能源安全。

1.2 产业政策分析

　　国家发改委1350号文件中的技术政策是“各地区要加大结构调整力度，促进产业优化升级。鼓励企业采用拥有自主知识产权的先进技术。一般不应批准规模在300万t／a以下的煤制油项目、100万t／a以下的甲醇和二甲醚项目、60万t／a以下的煤制烯烃项目”。

　　一般煤制天然气单系列的经济规模在8亿m3／a～10亿m3／a，相当于125万t／a～160万t／a甲醇当量规模，完全符合产业政策以及1350号文件中技术政策的相关规定。

　　在煤制天然气项目中，除了甲烷化采用国外先进技术外，其他部分基本为国产化技术，使得国产与引进相结合，保证项目技术先进、成熟可靠，具有很强的竞争能力。另外在技术装备上，甲烷化装置仅引进高压蒸汽过热器、循环气压缩机等个别设备，其余绝大部分均为国产化设备，如甲烷化反应器等，符合国家技术引进政策和装备政策。

2 市场及价格分析

2.1 市场分析

　　近年来我国天然气产量、消费量迅速增长，并已显示出继续增长的巨大潜力。截止到2006年底，全国剩余天然气可采储量约3.09×104亿m3，陆上天然气储量增长地区主要集中在塔里木和四川盆地等气区，海上天然气的储量增长海域集中在南海海域和渤海海域。

　　随着我国天然气基础设施建设的开展，我国天然气供应能力增长迅速。2000年，我国天然气产量为277.3亿m3，2007年达到693亿m3，年均增长率为14.0%。近年来，我国天然气消费量大幅增长，城市燃气增长最快。根据《BP世界能源统计报告2008》，2000年国内天然气消费量为238亿m3，2007年达到673亿m3，2000年～2007年期间年均增长率为16.0%。

　　目前，我国天然气利用领域主要包括城市燃气、工业燃料、天然气发电和天然气化工。在1996年～2006年期间，随着我国城市化进程的加快和环境保护力度的提高，我国天然气消费结构逐渐由化工和工业燃料为主向多元化消费结构转变。到2006年我国城市燃气占天然气消费总量的32.4%，主要原因是燃气对居民燃煤、城市煤气的取代。

　　随着我国“西气东输”、“川气东送”等工程的建成、海上天然气登陆和沿海地区LNG进口，我国天然气工业进入一个快速发展的时期，消费市场迅速成长。

　　未来中国天然气消费的发展趋势，一是需求量大幅度增长；二是利用方向将发生变化，消费结构将进一步优化。随着国内可持续发展战略和加强环保等政策的实施，国内对天然气的需求将与日俱增。预计2010年我国天然气的需求量将达到1000亿m3～1100亿m3，同期的天然气产量只能达到900亿m3～950亿m3；预计2020年我国天然气的需求量将达到2000亿m3，同期的天然气产量只能达到1400亿m3～1600亿m3。因此，我国天然气供求矛盾的问题，除了立足国内现有资源外，还必须多渠道、多方式扩大资源供给，满足日益增长的市场需求。

2.2 价格分析

　　国际天然气价格和原舳价格相关性较强，而我国长期采用政府定价的天然气价格政策，同时受天然气资源分布的影响，我国天然气价格呈现南高北低、东高西低的状况，2007年国内主要城市天然气价格情况列于表1。

　　由表1可以看出，从行业分类价格来看，车用天然气的售价最高，基本都在3元／m3以上，主要原因是与油品价格的关联比较紧密；其次是公共服务用天然气；由于政府限价的原因，民用天然气价格最低。

　　从地区分布来看，非资源产地的天然气价格较高，价格普遍在2.0元／m3～3.6元／m3之间，而资源产地的价格基本在1.2元／m3～2.0元／m3之间。

　　为促进节约用气，保证国内天然气市场供应，《天然气利用政策》中明确表示要合理调控价格，完善天然气价格形成机制，逐步理顺天然气价格与可替代能源价格的关系。因此，国内天然气价格的市场化进程中，价格必然受到国际市场天然气价格的影响，将会有较大幅度的上升空间。

3 甲烷化技术分析

　　甲烷化技术成熟可靠，在化肥行业广泛用于脱除CO；在城市煤气行业，用于提高热值。20世纪70年代，鲁奇公司、南非萨索尔公司开始进行煤气甲烷化生产合成天然气的研究和试验，经过两个半工业化试验厂的试验，证实可以生产合格的合成天然气。甲烷化反应CO的转化率可达100%，CO2转化率可达95%，低热值为35588 kJ／m3。

　　20世纪70年代的能源危机，促使美国考虑能源自主供应问题，在北达科他州大平原上建成了大平原合成燃料厂(GPSP)。该厂于1984年投产，至今仍在正常运行。该厂采用鲁奇固定床加压煤气化和甲烷化技术，年消耗褐煤量为600多万t，生产出合成天然气540亿ft3(相当于15亿m3)，还生产化肥、苯酚、CO2和其他化学品。

3.1 托普索甲烷化循环工艺(TREMPTM)技术

　　托普索公司开发甲烷化技术可以追溯至20世纪70年代后期，该公司开发的甲烷化循环工艺(TREMPTM)技术具有丰富的操作经验和实质性工艺验证，保证了这一技术能够用于商业化。

　　该工艺已经在半商业规模的不同装置中得到证明，在真实工业状态下生产200 m3／h～3000 m3／h的合成天然气(SNG)产品(意味着反应器直径是唯一的规模放大参数)。

　　托普索公司开发的MCR-2X催化剂在托普索中试装置和德国Union Kraftstoff Wesseling(UKW)的中试装置中，均进行了独立测试。在中试时，最长的运行时间达到了10000 h，证明MCR-2X是一种具有长期稳定性的催化剂。MCR-2X催化剂累计运行记录超过了45000 h。

　　在TREMPTM工艺中，反应在绝热条件下进行。反应产生的热量导致了很高的温升，通过循环来控制第一甲烷化反应器的温度。MCR-2X催化剂无论在低温下(250℃)还是在高温下(700℃)都能稳定运行。反应器在高绝热温升下运行的可能性使循环气体量减少，降低循环机功耗。

　　TREMPTM工艺一般有3个反应器，第二和第三绝热反应器可用一个沸水反应器(BWR)代替，投资较高，但能够解决空间有限问题。另外，在有些情况下，采用4个绝热反应器是一种优化选择，而在有些条件下，使用1个喷射器代替循环压缩机可能会更合适。

　　除了核心技术外，因为生产甲烷的过程要放出大量的热量，如何利用和回收甲烷化热量是这项技术的关键。托普索公司可以将这些热量再次利用，在生产天然气的同时，产出高压过热蒸汽，这些蒸汽可以用于驱动空分透平。

　　托普索TREMPTM工艺的特点如下：

　　(1)单线生产能力大，根据煤气化工艺不同，单线能力在10万m3／h～20万m3／h天然气之间。

　　(2)MCR-2X催化剂活性好，转化率高，副产物少，消耗量低。

　　(3)MCR-2X催化剂使用温度范围很宽，在250℃～700℃范围内都具有很高且稳定的活性。催化剂允许的温升越高，循环比就越低，设备尺寸和压缩机能力就越小，能耗就越低。托普索TREMPTM工艺循环气量是其他工艺的十分之一。

　　(4)MCR-2X催化剂在高压情况下，可以避免羰基形成，保持高活性、寿命长。

　　(5)可以产出高压过热蒸汽(8.6 MPa～12.0 MPa，535℃)，用于驱动大型压缩机，每1000 m3天然气副产约3 t高压过热蒸汽，能量效率高。

　　(6)冷却水消耗量极低(每生产1 m3产品气，冷却水消耗低于1.8 kg)。

　　(7)高品质的替代天然气，甲烷体积分数可达94%～96%，高位热值达37260 kJ／m3～38100 kJ／m3，产品中其他组分很少，完全可以满足国家天然气标准以及管道输送的要求。

　　(8)甲烷化进料气的压力高达8.0 MPa，可以减少设备尺寸。

3.2 DAVY公司甲烷化技术(CRG)

　　CRG技术最初是由英国燃气公司(BG公司)在20世纪60年代末期和70年代初开发的，是将容易获取的液体馏分作为原料来生产低热值城市煤气的工艺流程中的一部分。原料石脑油和蒸汽经过绝热的CRG催化剂床层，石脑油在低温下进行转化而生产出富含甲烷的气体。为了弥补天然气来源的不足，采用CRG技术在英国建造了许多的SNG装置。

　　从20世纪70年代末期和80年代初期，BG公司开发了使用CRG催化剂的工艺，将来自煤气化炉的氢气和一氧化碳气体进行甲烷化反应。

　　美国大平原煤制天然气装置使用了与BG公司相类似的工艺，并且CRG催化剂已在该装置上成功地使用了很多年，充分证明了CRG催化剂在商业化规模的煤制SNG装置上的适用性。

　　后来BG公司又开发出高温性能更好的新型号CRG催化剂，即CRG-H催化剂。20世纪80年代的初期，在其位于苏格兰的西田煤气化炉上进行了试验，在真实环境中对CRG-H催化剂的适用性进行测试，试验结果验证了该催化剂在甲烷化反应中具有很好的高温性能。

　　20世纪90年代末期，Davy工艺技术公司获得了将CRG技术对外转让许可的专有权，并进一步开发了CRG技术和催化剂，向市场推出了最新版的CPO催化剂，即CEG-LH催化剂。

　　Davy甲烷化工艺技术除具有托普索TREMPTM工艺第(5)、(7)特点外，还具有如下特点：

　　(1)CEG-LH催化剂已经经过工业化验证，拥有美国大平原等很多业绩。

　　(2)CEG-LH催化剂具有变换功能，合成气不需要调节H／C比，转化率高。

　　(3)CEG-LH催化剂使用范围很宽，在230℃～700℃范围内都具有很高且稳定的活性。

　　(4)甲烷化压力高达3.0 MPa～6.0 MPa，可以减少设备尺寸。

　　另外，鲁奇公司也拥有甲烷化技术，美国大平原的装置就是由该公司设计的，最初采用的是BASF公司的催化剂，后改用Davy公司的催化剂。

　　甲烷化用于生产天然气，国外的美国大平原年产15亿m3的工厂自80年代初一直商业化运行，国内对甲烷化技术相当熟悉，在合成氨生产中，甲烷化广泛用于脱除CO，而化肥行业有大量的甲烷化装置，由此可以看出，甲烷化技术是成熟可靠的，工艺技术风险很小，而且是可以控制的,。

4 节能、节水和二氧化碳排放分析

4.1 节能分析

　　煤制天然气项目甲烷化可以等压合成，无压缩功耗，系统压降小。甲烷化采用绝热式反应器，合成气循环比小，循环机功耗低。甲烷化装置副产大量的高压蒸汽，可用于驱动空分透平，减少锅炉和燃料煤的数量。在甲烷化装置部分，几乎84%的废热以高压蒸汽的形式得到回收，而仅有0.5%的废热用冷却水冷却，使得整个甲烷化系统热量回收效率非常高。

　　以下采用中华人民共和国行业标准《石油化工设计能量消耗计算方法》SH／T3110-2001对煤制天然气项目进行能耗计算，结果如下：

　　(1)以长焰煤为原料，热值为28170 kJ／kg，采用水煤浆气化、低温甲醇洗、甲烷化等技术的煤制天然气项目的能耗计算结果为75800 MJ／km3(单位产品综合能耗为2.586 kg标煤／m3)，能量效率为45.98%。单位产品综合水耗为6.84 t/km3。

　　(2)以褐煤为原料，热值为14400 kJ／kg，采用鲁奇气化、低温甲醇洗、甲烷化等技术的煤制天然气项目的能耗计算结果为65836 MJ／km3(单位产品综合能耗为2.246 kg标煤／m3)，能量效率为52.6%，扣除热电站外输电能、管网输送用能等后，能量效率可达59%。单位产品综合水耗为5.63 t／km3。

　　目前国内将煤炭转化为能源产品的方式有发电，煤制油、煤制甲醇、煤制二甲醚、煤制天然气等。不同煤制能源产品的能量效率列于表2。

　　从表2数据可以看出，能量效率由低到高为间接煤制油(34.89%)＜二甲醚(37.84%)＜甲醇(43.86%)＜发电(～45%)(扣除自用电后仅38%左右)＜煤制天然气(45.98%～52.57%)，煤制天然气的能量效率最高，是最有效的煤炭利用方式，是煤制能源产品的最优方式，不但可以大幅降低煤炭的消耗，同时还减少了SO2、CO2的排放。另外，在产品输送环节，煤制天然气可以大规模管道输送，节能、环保、安全，输送费用低，而甲醇、二甲醚(加压液化)、油品都是易燃易爆的液体产品，运输难度大、费用高，运输安全值得关注，因此，从产品输送方面来看，煤制天然气更具优势。

4.2 节水分析

　　不同煤制能源产品的水耗列于表3。

　　从单位热值水耗来看，每GJ耗水量由低到高为煤制天然气(0.160 t～0.196 t)＜间接煤制油(0.375 t)＜二甲醚(0.775 t)＜甲醇(0.740 t)。单位热值耗水量煤制天然气最低，是最节水的能源产品，这对于富煤缺水的西部地区发展煤化工产业具有十分重要的意义。

4.3 二氧化碳排放分析

　　不同煤制能源产品的CO2排放量列于表4。

　　从工艺装置单位热值CO2排放量来看，间接煤制油和天然气(褐煤原料)的CO2排放较低(0.077 t／GJ)，煤制甲醇、二甲醚和煤制天然气，均在0.099 t／GJ～0.115 t／GJ之间，天然气的排放量最高，达0.115 t／GJ。

　　值得注意的是，上述数据仅为工艺装置的排放量，并不包括锅炉、发电的排放量，因此，仅从工艺装置排放量的角度得出结论是片面的。

　　由于煤制天然气项目中，甲烷化装置可以副产大量的高压蒸汽(或中压蒸汽)，用于驱动空分透平或用于煤气化，锅炉仅需补充少量的高压蒸汽，减少了锅炉燃煤量，同时大量富余的低压蒸汽可以用于发电，二者都可以大大降低锅炉和发电产生的CO2排放量，而煤制甲醇、二甲醚和合成油装置中，空分所需高压蒸汽几乎全部由锅炉供给，而且基本没有富余的低压蒸汽，因此，CO2排放量应从项目整体来评价。

　　通过计算，从整个项目CO2排放量来看，由低到高的次序为天然气(0.126 t／GJ)＜天然气(0.134 t／GJ)＜煤制油(0.143 t／GJ)＜甲醇(0.159 t／CJ)＜二甲醚(0.160 t／GJ)。煤制天然气CO2排放量最低，与能量效率相吻合。

　　通过上述分析可以得出结论，煤制天然气项目由于能源利用率高，决定了其综合CO2排放较其他煤制能源产品低，符合国家节能减排的方针政策。

5 发展方式分析

5.1 煤制天然气的消费应定位于城市燃气市场

　　目前，国内天然气消费主要在城市燃气、工业燃料、天然气发电和天然气化工等方面，鉴于以煤为原料可以直接发电或生产合成氨、甲醇、二甲醚等化工产品，因此，煤制天然气用于发电和天然气化工是不合理的。

　　在国家发布的《天然气利用政策》中，明确指出“确保天然气优先用于城市燃气”，因此，煤制天然气市场的合理定位是城市燃气市场，如民用燃气、公共服务燃气、车用燃气等，煤制天然气的发展必须与国家相关产业政策相一致。

5.2 适度发展煤制天然气，作为天然气资源的补充，缓解国内天然气供求的矛盾

　　随着我国经济社会持续快速发展，天然气需求大幅度增长，国内天然气生产不能完全满足市场需求，供需矛盾突出。国家已经采取了很多措施增加天然气的供给，如“西气东输二线”引进土库曼斯坦的天然气，干线管道设计输气规模300亿m3／a，建设深圳、福建、大连等LNG工程，加大力度，利用国外资源满足国内市场需求。但近年来，由于国际天然气市场价格大幅波动，利用境外资源难度增大，使得国内天然气供需矛盾将会进一步加剧。

　　我国能源结构的特点是缺油、少气、富煤，立足于能源结构特点，发展煤制天然气，作为扩大资源供给的方式之一是可行的。但由于煤化工耗水量大、投资高、CO2排放量大，因此，富煤缺水的西部地区应量力而行，要以水资源和生态环境承载力为基础，合理确定产业规模，避免盲目发展。

5.3 通过合理优化建设方案，煤制天然气可以成为城市燃气的重要调峰手段

　　目前，我国城市燃气的用气非常不均衡，北方地区冬季用量大，非采暖季节用气少，调峰问题非常严重。如2006年北京市的用气结构中，采暖制冷用气占总用气量的52%，预计2012年采暖用气仍将占50%左右，约38亿m3～40亿m3，如此大的季节需求差，除了采用地下储气库、燃气调峰发电或LNG等调峰手段外，不妨尝试用煤制天然气工厂进行调峰，也就是说煤制天然气工厂冬季生产天然气，其他季节可以联产一部分甲醇等产品，由于生产工艺大同小异，只需增加少量设备就可以实现调峰的目的。

　　煤制天然气项目不但可以弥补天然气供气量不足，同时可以作为储备气源，也可以作为调峰措施之一，保证北京等大城市的用气安全。

6 结束语

　　国家一直鼓励通过煤炭的清洁利用发展替代能源和化工产业，煤制天然气正是立足于国内能源结构的特点，通过煤炭的高效利用和清洁合理转化，生产清洁能源。煤制天然气技术成熟，能量效率高，单位热值耗水量和CO2排放量均较低，是煤制能源产品最有效的利用方式，符合国家节能减排的方针政策。以城市燃气为目标市场，适度发展煤制天然气，作为天然气资源的补充，可以起到缓解国内天然气供求矛盾的作用，同时还可以作为城市燃气的重要调峰手段之一。