内蒙古大唐国际克什克腾煤制天然气有限责任公司内蒙古赤峰市025350
摘要：随着人们生活水平的提高，对居住环境的要求也日益提高，在这个背景下人们对优质清洁能源天然气的需求也急剧攀升，其在能源结构中的比例迅速增加。中国天然气储量不足、产能有限的能源现状，导致天然气供需矛盾日益突出。地缘政治和国际天然气的运输及价格严重制约着中国天然气的供应。因此，发展煤制天然气具有缓解国内天然气供需矛盾，保障中国能源安全的重要作用。本文分析了煤制天然气技术路线的全生命周期。
关键词：煤制天然气；技术路线；生命周期；
近年来中国提倡的节能减排，促使国内对清洁能源天然气需求巨大，加上中国“气少煤多”的特点，引发煤制天然气领域的投资热潮，项目争相开工，在建和拟建项目多达30多个。新疆和内蒙古煤储量丰富，开采难度小，成本低，但外运困难，煤炭企业需要将开采的煤就地转化为易于运输的产品，才能获得经济效益，而煤制天然气可通过管道输送，运输成本低，成为煤转化的首选，因而煤制天然气项目多集中在新疆和内蒙古。
一、技术现状
煤制天然气的工艺路线主要分为直接法和间接法两大类。直接法是碎煤经循环载体加入气化反应器中，在催化剂的作用下，将气化反应制取的CO，CO2或H2直接反应得到甲烷混合气。间接法是煤经气化后，再经甲烷化得到合格产品气。目前，直接法尚无工业化应用案例，国内外工业化煤制天然气装置全部采用间接法。煤制天然气间接法工艺路线主要包括煤气化、变换、净化、甲烷化以及空气分离和废水处理，其工艺过程中的两大核心技术是煤气化工艺技术和甲烷化工艺技术，工业化难点主要在于甲烷化。目前，甲烷化技术来源主要有鲁奇甲烷化技术、戴维甲烷化技术和托普索甲烷化技术。目前，行业内普遍采用的气化技术有粉煤气化、水煤浆加压气化和鲁奇碎煤加压气化，煤制天然气项目主要采用水煤浆加压气化技术和鲁奇碎煤加压气化技术。目前，国内外仅汇能煤制天然气项目采用水煤浆气化，原因是汇能集团出产的煤大多是低黏结性或弱黏结性的优质动力煤，此类煤的成浆性好，适用于水煤浆气化，且采用水煤浆气化技术可大幅降低环保投入。煤制天然气技术的合理运用是弥补我国天然气不足的有效途
径。全文通过对国内外煤制天然气工艺分析认为煤制天然气产业化已达到了应用阶段，但其核心工艺技术主要由公司掌握，如何加快发展具有自主知识产权的甲烷化工艺技术是一项迫在眉睫的任务。因而需要总结对比国内外煤制天然气技术发展的特点、差距，以便早日开发出具有独立自主知识产权的甲烷化工艺技术，为我国煤制天然气的发展奠定坚实基础。
二、煤制天然气技术路线的全生命周期分析
1.在国内方面，截止至目前，国家发改委共核准了4个煤制天然气示范项目，分别是大唐发电辽宁阜新40亿m3/a天然气项目、大唐发电内蒙古赤峰克旗40亿m3/a天然气项目、内蒙古汇能鄂尔多斯20亿m3/a天然气项目和新疆庆华集团伊犁55亿m3/a天然气项目，合计产能为155亿m3/a。项目采用鲁奇碎煤固定床干法排灰加压气化工艺，原料为褐煤，开车初期曾因气化炉烧穿而停产，后经抢修恢复生产。其主要原因:一是本地煤炭资源产量(10Mt/a)不足以支撑该项目的生产，关键配套项目巴新铁路至今尚未竣工;二是该项目原料、设备、设施与大唐发电内蒙古赤峰克旗项目几乎一致，国内四大煤制天然气示范项目中唯一采用水煤浆加压气化技术的生产线，产品气中甲烷含量最高，环境污染最小。但该项目自投产以来，产品售价长期在5000元/t以下徘徊，低于成本价，企业长期处于亏损状态。其他煤制天然气项目基本处于前期工作阶段，尚未进入大规模开工建设阶段。
2.在我国发展煤制SNG,各项常规技术已有较广泛的应用和发展,如水煤浆气化和干煤粉气化、空分、耐硫变换、脱硫脱碳、锅炉和汽机等技术。甲烷化反应器及催化剂在传统应用中也取得了一定的经验,而大规模应用可以借鉴国外成熟技术。为此,扎实稳步的在中国推进煤制SNG发展路线,无论是对新技术储备,还是对已有技术推广,都将具有积极的推动意义。在冬天供暖期间,将生产的SNG供给工业和民用作为燃料用于供暖;在夏天用电高峰时,部分SNG用于发电;在非高峰时期,可以转变为LNG以作战略储备;从而省去了新建燃煤电厂或改建IGCC电厂的投资和建立铁路等基础设施的费用,并保证了天然气供应的渠道和实现了CO2的减排。煤制SNG可以高效清洁的利用我国较为丰富的煤炭资源,尤其是劣质煤炭;还可利用生物质资源,拓展生物质的利用形式;使得SNG具有作为中小城市民用燃料的可行性,这对提升城市现代化建设水平、提高人民生活质量具有一定的推动作用,并为集中收集分散的CO2排放源提供了技术可行性。根据我国国情和国外经验,建立煤制SNG工厂从选址、风险和规模上应具有一定的选择,并由于其具有CO2减排优势和提高能源安全作用,故可以争取政策上的扶持。
3.煤制天然气是煤经过气化生产合成气，再经过净化处理，最后甲烷化合成代用天然气，这是一个能源转化率较高的过程。但是煤制天然气的过程“高效”并不等同于整体效果高效，因为气体长距离输送损失较大，同时，煤制天然气的下游常用的几个领域如餐饮、采暖，都存在以煤炭出发的竞争性替代途径，这些路线在不同环节效率差异较大，只有对这些技术路线逐一开展生命周期评价才能有一个准确的判断。而考虑到天然气一旦进入长输管道，无法精确控制该部分天然气的具体终端用途，因此，按照目前城市燃气的终端消费结构推算煤制天然气竞争性利用方式的节能潜力是一个合理选择。可以比天然气运输距离为400km的煤制天然气技术路线节约能源消耗30%，比天然气运输距离为4200km的煤制天然气技术路线(如新疆地区的煤制天然气项目)节约能源消耗33%。即使是采用电网平均发电水平(600MW燃煤机组，发电效率为33.1%)，辅以电磁炉灶具，该替代技术路线的能耗比煤制天然气技术路线低10%～15%。而对于获得采暖蒸汽来说，在天然气和原煤的运输距离均为400km的情况下，直接燃煤技术路线要比煤制天然气路线节约能源消耗45%以上。要获得1MJ电力，国内普通燃煤发电技术可以比煤制天然气技术路线节约24%的能源消耗，燃煤超超临界发电技术可以比煤制天然气技术路线节约48%的能源消耗，就北京地区而言，直接燃煤路线可以比煤制天然气路线节约33%以上的能源消耗。以某项目为例，该项目计划向北京市提供煤制天然气的项目产能接近100亿m3/a，每年大约消耗3300万t煤炭。因此，国内是否进一步大力发展SNG项目，应该详细分析其优势、劣势，结合多方因素，根据我国国情慎重选择。
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，不仅涉及煤炭开采与转化、水资源保障、环境承载力，需要配套建设天然气管网，是一个复杂的系统工程，必须在国家层面上统筹考虑、合理布局。
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