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煤制气仅是“过渡性资源”

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摘要:煤制气仅是“过渡性资源”

尽管近期煤炭市场处于低迷状态,但煤制甲烷仍处于“火热”状态。

不能回避的是,煤制甲烷的争议始终没有停止,特别是2014年7月17日国家能源局发布《关于规范煤制油、煤制天然气产业科学有序发展的通知》,再一次将煤制甲烷发展定位的争论和思考推向高潮。

据2014年7月“绿色和平”煤制气产业发展利弊研讨会最新发布数据,截至2014年6月,全国煤制甲烷项目总计计划产能已经达到2250亿立方米/年。

其中,已投产产能仅27.05亿立方米/年,建设中产能143.95亿立方米/年,前期工作项目产能662亿立方米/年,计划中项目产能637亿立方米/年,新近签约项目产能780亿立方米/年。计划建设的项目规模是已投产和建设中规模的12倍。

我国发展煤制甲烷项目可以说已经走到了“十字路口”,作为天然气的“替代品”,需要从能源、天然气、环境等“大空间”中分析,煤制甲烷何去何从,需要业内人士及国家主管部门尽快研究,制定相关政策。

“傍大款”显示底气不足

煤制甲烷的名称称谓多种,如:煤制气、煤制天然气、煤制合成气等,目前用的比较多的是前两种称谓,这可能是由于天然气是清洁能源,按照国家应对气候变化战略研究和国际合作中心主任李俊峰的说法,是为了“傍大款”。其实,应该从煤制甲烷的反应原理和生产过程入手分析,探究煤制甲烷的具体称谓。

煤制甲烷的工艺技术方案主要是以煤为原料,采用加压粉煤气化或水煤浆气化、变换、低温甲醇洗气体净化、硫回收、甲烷化、煤气水分离等工艺技术生产主要产品甲烷和副产品硫磺、石脑油、焦油、粗酚、液氨等。从反应过程可以看出,其原料是煤炭和水,主要产品是甲烷,以及二氧化碳排放物。

可见,此类项目就是一个煤化工项目,在与其它煤化工项目在取名时应类似,比如煤生产合成氨、甲醇、合成气(CO+H2)等,被称为“煤制甲烷”是合适的。

应适度发展

一个国家是否要要发展煤制甲烷主要取决于三方面因素:能源发展目标、环境容量、天然气供需形势。因此,我国的能源发展目标决定应适度甚至控制煤制甲烷发展。

世界上大多数国家的能源革命基本上通过能源结构调整和提高能源效率或节约能源来实现,在这个过程中通常是煤炭比例下降和天然气比例上升。我国的能源发展目标是控制能源总量和能源结构调整,能源消费革命路线图之一是节约能源。在实现能源发展目标中,煤制甲烷并不具备这样的功能,主要因为发展煤制甲烷不能调整一次能源结构。

煤制甲烷之所以发展,可能其中最主要的提法就是将非清洁能源——煤炭转化为清洁能源——天然气(主要组成是甲烷),即所谓的煤炭清洁化。然而,煤制甲烷实际上就是煤化工的一种,主要是以煤为原料。

基于此,无论从供应端和消费端,尤其是供应端,煤制甲烷仍然没有摆脱煤炭,对于一次能源来说没有改变能源结构,消费的仍然是煤。预测2020年我国一次能源消费总量为43.2亿吨,若2020年煤制甲烷规模1000亿立方米,那么消费煤炭3.2亿吨,占一次能源消费总量的7%,比例比较大,对我国一次能源结构调整是个考验。

同时,尽管煤制甲烷具有相对能效,但存在二次利用能效降低问题。目前国内将煤炭转化为能源的方式发电、煤制油、煤制甲醇、煤制***醚、煤制甲烷,其中煤制甲烷的能效利用率最高,单位热值耗水量最低,项目综合二氧化碳排放较少等优势,如果与其他煤制能源方式相比,煤制甲烷具备一定优势。

但是这只说明了煤炭一次利用的能耗问题,如果考虑煤炭甲烷在生活生产中需要进行二次利用,利用流程加长,那么煤制甲烷在节能上不一定具备优势。以煤发电为例为,如果煤炭直接发电,目前最先进的工艺技术综合能耗可以达到40%。

而煤制甲烷的综合能耗为52%,如果再发电,目前最先进的天然气发电综合能耗可以达到58%,两次利用的综合能耗仅有30%。我国《能源发展“十二五”规划》提出,2015年国家能源综合效率提高到38%,煤制甲烷用于发电的综合能耗远低于此,与能源消费革命路线图中关于节约能源的目标存在一定冲突。

未来应定位西部地区

未来我国天然气行业继续保持高速发展的态势,而在一段时期内,市场仍存在供小于求的情况,煤制甲烷作为天然气资源的补充气源,承担着催化市场发展的作用。因此应该从供应规模、项目布局、利用方向等角度进行评判,进而确定较为合理、可行的煤制甲烷定位。

从煤制甲烷的供应规模来看,对所有煤制甲烷项目进行逐一排产分析,考虑煤制甲烷项目的开工率,未来我国煤制甲烷发展规模较先前预测的水平有所降低。

预计2015年煤制甲烷供应量约为50亿立方米,年均增长25亿立方米,小于《天然气发展“十二五”规划》150~180亿立方米的目标;2020年供应量约为500亿~700亿立方米,2015~2020年年均增长90~130亿立方米,是煤制甲烷高速发展期。

2020年之后,随着非常规气资源的增长,煤制甲烷增速将进一步放缓,预计2025年供应量约为800~1100亿立方米,年均增长60~80亿立方米,2030年供应量约为1200~1600亿立方米/年,年均增长80~100亿立方米,低于2250亿立方米的总计划产能。

从煤制甲烷项目的布局分析,根据煤制甲烷的原理,1吨煤可生产250~333立方米煤制天然气,煤含碳量按70%计算,产生1.28吨二氧化碳。若煤制甲烷规模500亿立方米,若没有有效的碳捕捉、封存和利用工艺(CCS),将会产生二氧化碳2亿吨。若2020年我国二氧化碳排放总量以33亿吨计算,则生产煤制甲烷产生的二氧化碳将会占据6%的排放份额。我国煤制甲烷项目主要集中在新疆、内蒙古等地区,上述两省地理面积大,环境容量相对较大,对于我国中东部地区,如安徽等省份,环境容量较小,不建议在该地区发展煤制甲烷项目。

从煤制甲烷的利用方向看,煤制甲烷生产的气与一次能源生产的天然气一样,可以用于城市燃气、工业燃料、化工和发电。然而由于煤炭直接用于做化工原料和发电燃料,经济上更可行,因此煤制甲烷若再用于发电和化工从经济上来说就不合理。

这样的话,那么煤制甲烷生产的天然气比较合理地只有用于城市燃气和工业燃料。但未来在我国西部,特别是新疆不能大规模的消费天然气,那么多余的天然气只有东输。因此建议煤制甲烷从能源流向来看是在西部消费煤炭,而将煤制甲烷生产的天然气流向了东部。

外输和调峰短板

我国天然气供需形势将逐渐转变为供大于求,在保证国产气生产、进口气合同前提下,煤制甲烷产能将最先受到挑战。目前煤制甲烷计划总产能已经达到2250亿立方米,随着煤制甲烷建设进度加快,已经在局部地区产生过热情况。未来将面临外输和调峰短板:一是现有的管网规划无法满足资源的外输,二是其占2030年我国天然气资源资源总量的三分之一,影响我国天然气市场调峰安全。

从管道输送来看,因为煤制甲烷资源主要集中在新疆、内蒙地区,目前已建成接入管道主要有大唐煤制甲烷外输管道,在建管道有西三线,规划管道包括新粤浙、鄂安沧、中海油煤制甲烷外输管道以及煤制甲烷项目自建的外输管道等,总体走向为自东向西、自南向北,与我国常规气资源流向相同。

上述管道总输气能力接近1400亿立方米/年,除输送其他天然气资源外,可以输送煤制甲烷1000亿立方米/年,无法满足2025年高限资源供应的安全保障,更无法满足2250亿立方米煤制甲烷总计划产能,煤制甲烷资源外输存在一定问题。

从调峰能力来看,煤制甲烷从本质上属于煤化工项目,化工项目工艺技术上其中一个特点是连续稳定生产,同时受到设备等方面因素,化工设备需有检修期。基于此,煤制甲烷项目不仅要满足下游用户的调峰需要,而且由于自身的检修,需要其它设施进行调峰。

以一个年产40亿立方米的煤制甲烷项目为例,相当于日产1000万立方米天然气。当此煤制甲烷项目向北部一个城市集中供应天然气时,消费市场同样40亿立方米,由于下游用气的波动性,假设高峰用气1800万立方米,低谷用气为800万立方米倍,那么煤制甲烷项目同样也得和常规天然气一样,寻求配套的调峰设施。

另外,当煤制甲烷项目检修时,借鉴其它煤化工的经验,每年有15~30天的检修时间(尽管有业内专家提出可以通过多系列避免这个问题,可是如果系列越多,单体规模越小,达不到经济规模,能耗越大),在此期间,每天停产1000万立方米的天然气,下游用气如何解决,必须有其它气源来配合,也是一个难题。

由此可见,我国发展煤制甲烷应适度,对局部地区的煤制甲烷大热现象,有关主管部门应尽快进一步严格核准和管理,从国家总体层面规划布局,既要避免先斩后奏,又要合理控制产能。

其次,我国天然气总体供应格局仍然是以国产气为主,以扩大常规气勘探开发、实现非常规气资源大发展为目标。因此无论煤制甲烷项目怎么发展,煤制甲烷主要定位仍然是天然气供应的接替资源,是发展天然气产业的一个阶段性资源,不能作为未来的主力气源,而我国天然气总体供应格局的发展产生影响。

最后,我们应协调发展煤制甲烷项目、管道运输及下游市场,处理好三者之者关系,尤其是共同研究调峰问题。

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