以煤制天然气技术方案.docx

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以煤制天然气技术方案

**公司以煤制

6万吨/年液化甲烷项目方案

1.概述

1.1项目名称

煤制6万吨/年液化天然气项目。

1.2建设地点

四川省泸州市叙永县。

1.3产品方案及生产规模

根据叙永县周边市场需求及装置投入—产出的经济性，按以下规模建设一套煤制液化天然气装置是合理、可行、经济的。

年产液化天然气：

6万吨

年生产小时：

8000小时

1.4水煤气规格

组分

H2

CO

CO2

CH4+N2

体积百分比%

54%

35%

6%

5%

流量

43605Nm3/h

1.5装置消耗指标（吨液化天然气）

序号

名称

单位

消耗量

1

原煤

吨

3.49

2

电

Kwh

304

3

循环水

t

620

4

脱盐水

t

1.8

5

脱硫剂

Kg

0.9

6

分子筛

Kg

0.2

7

变换催剂

Kg

0.05

8

甲烷化催化剂

Kg

0.1

9

燃料煤

Kg

40

1.6项目建设的必要性

叙永县系产煤大县，近年来紧紧抓住国家实施西部大开发、电力体制改革等这些难得机遇，以市场为导向，积极推进煤炭产业、煤电转化和煤炭气化及煤化工项目建设。

这便给小氮肥行业提供了足够的选择余地。

叙永县在小氮肥生产的“三要素”，水、电、煤供给方面，占有得天独厚的资源优势：

永宁河四季有水，从未断流，且山溪水温度低，硬度也低。

只要处理好浊度问题，便是小氮肥很理想的生产用水。

小氮肥的用煤标准：

固定碳≥65%；全硫0.7%≤（如装置设二次脱硫可提高到1.5%左右），挥发份7%左右（上述指标匀指分析基），这种要求在当地很容易满足，入炉价约580元/吨。

供电局将约20000KVA负荷生产用电送至新界区内，均价0.37元/KW-h完全能满足生产要求。

叙永县与贵州、重庆毗邻，贵州虽然煤资源较丰富，但缺少天然气，重庆虽然天然气储量较多，但受开采权影响，能够使用的量却很少，同时消费量很大，所以天然气缺口较大。

故在叙永县建一个煤制液化天然气装置，将产品销往周边市场，是很有必要的，是大有利可图的。

2.煤制天然气的前景分析

2.1市场需求分析

近年来，随着世界经济的持续增长，石油、天然气供需矛盾越来越突出，原油、天然气价格飞涨，全球政治家、科学家、企业家的目光都投向了油、天然气替代能源的开发。

因此煤的洁净利用，加工成油、天然气、化工产品，以减少对石油、天然气的依赖成为国内外大型能源公司竞相开发的重要课题。

从中国的常规能源资源（包括煤、油、气和水能）总量看，大致占世界同类资源总量的10％～11％。

在中国常规能源中，煤占88.5％、油占3.7％、天然气占1.4％、水能6.4％。

另外还有核能、生物质能、太阳能及风能等，但短期内这些能源所占份额不会有较大幅度上升。

因此，在一个相当长时期，我国仍不得不以煤炭为主要能源，这就为煤炭气化生产代用天然气提供了可能。

而从能源安全角度考虑，进口天然气也确实存在供应、运输及价格等风险，如目前从印尼进口的LNG价格已从最初的25美元／桶上调至38美元／桶，因此也有必要发展煤基天然气。

另外煤制天然气项目技术成熟，产品市场容量巨大而且稳定，在国内许多大中城市，许多车辆已改用天然气作燃料，煤制天然气项目也是非石油路线生产替代石油产品的一个有效途径。

我国天然气价格一直受政府控制，目前天然气价格远低于国际价格，在国际上石油天然气价格比为：

1：

0.6，而国内石油和天然气价格比为1：

0.24，同时作为民用燃料的液化石油气价格高达6000元每吨，折合每公斤6元。

15公斤液化石油气热值基本相当于20标准立方米天然气热值，但15公斤液化石油气出厂价为90元，而20标准立方米天然气进入长输管道价在16元。

对于终端用户来讲，每月一罐液化石油气价格达到100元以上，而20标准立方米天然气在北京等城市基本在40元左右。

现在规划的国外进口的天然气价格到达各城市的门站价格不会低于3.5元每标准立方米，在这种国内能源产品价格极度不合理情况下，国内天然气价格上调仅仅是时间问题，因为国内今后消费天然气中，进口天然气比重越来越大，迫使国内天然气价格最重要和国外接轨。

《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，在市场化进程中将会有较大幅度的上升空间。

因此，煤制天然气项目的财务盈利能力预期会更好。

2.2价格分析

　　国际天然气价格和原油价格相关性较强，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下表。

 由上表可以看出，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。

2.3产业政策分析

国家发改委1350号文件“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；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”。

煤制天然气技术成熟可靠，其工艺与合成氨基本相同。

煤气化和净化以及甲烷化的技术我国都有。

符合国家相关技术国产化政策。

《石化产业调整和振兴规划》中强调“坚决遏制煤化工盲目发展势头，积极引导煤化工行业健康发展”，“重点抓好现有煤制油、煤制烯烃、煤制二甲醚、煤制甲烷气、煤制乙二醇等五类示范工程，探索煤炭高效清洁转化和石化原料多元化发展的新途径”。

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据报道“全国能源工作会议”已经提出“适度发展煤制天然气”。

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。

2.4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35588kJ／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。

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。

2.5节能、节水和二氧化碳排放分析

（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。

甲烷化采用等温式反应器，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。

　　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下表：

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。

（2）节水分析

　　 根据相关资料分析的单位热值水耗来看，每GJ耗水量由低到高为煤制天然气（0.160t～0.196t）＜间接煤制油（0.375t）＜二甲醚（0.775t）＜甲醇（0.740t）。

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。

（3）二氧化碳排放分析

　　不同煤制能源产品的CO2排放量列于下表：

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（0.077t／GJ），煤制甲醇、二甲醚和煤制天然气，均在0.099t／GJ～0.115t／GJ之间，天然气的排放量最高，达0.115t／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），用于驱动透平压缩机或用于煤气化，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（0.126t／GJ）＜天然气（0.134t／GJ）＜煤制油（0.143t／GJ）＜甲醇（0.159t／CJ）＜二甲醚（0.160t／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。

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。

3.国内外煤制天然气发展概况

在国内天然气供应紧张和国际油价、天然气价格连续上涨情况下，国内外许多公司将目光转向用煤生产天然气的项目，煤气化生产合成气，合成气通过一氧化碳变换和净化后，通过甲烷化反应生产天然气的工艺在技术上是成熟的，煤气化、一氧化碳变换和净化是常规的煤化工技术，甲烷化是一个有相当长应用历史的反应技术，工艺流程短，技术相对简单，对于合成气通过甲烷化反应生产甲烷这一技术和催化剂在国际上有数家公司可供选择。

对于解决国内能源供应紧张局面的各种非常规石油和非常规天然气技术路线进行综合比较后判断，煤气化生产合成气、合成气进一步生产甲烷（代用天然气）项目是一种技术上完全可行的项目，在目前国际和国内天然气价格下，这个项目在财务上具有很好的生存能力和盈利能力。

另外，作为天然气产品，依赖国内日趋完善的国家、地区天然气管网系统进行分配销售，使得天然气产品的市场空间巨大。

充分利用国内的低热值褐煤、禁采的高硫煤或地处偏远运输成本高的煤炭资源