中国煤制天然气发展概况

中国煤制天然气发展概况前言：随着我国工业化和城镇化进程的加快，我国天然气消费量快速增长、供应出现短缺。

2001年到2011年，我国天然气消费总量从274亿立方米增长到了1307亿立方米，消费年均增长16.9%，2012年天然气消费总量1471亿立方米，2013年达到了1676亿立方米，计2020年我国天然气需求将达到3604亿立方米。

自2009年成为天然气净进口国以来，我国天然气消费的缺口逐年增大，2011年天然气进口量280亿立方米，2012年进一步增长到了428亿立方米，2013年为515亿立方米。

为缓解天然气供需矛盾，除加大国内天然气勘探开发力度、扩大进口渠道外，加速发展国内其他形式的供应渠道也成为一个重要选择。

我国2012年底出台的《天然气发展“十二五”规划》中明确提出，到2015年国产天然气供应能力达到1760亿立方米左右。

其中，煤制天然气约150亿~180亿立方米，占国产天然气的8.5%—10%。

这也是煤制天然气产业首次被列入发展规划。

一、煤制天然气技术煤制天然气是指以煤为原料经过加压先气化生产合成气，合成气再通过一氧化碳变换和净化处理后，得到的甲烷化合成值大于33.36Mj/m3的代用天然气（Substitute Natural Gas）。

该生产过程的工艺可分为两种：煤气化转化技术和直接合成天然气技术。

1、煤气化转化技术煤气化转化技术是以煤炭为原料，经气化、净化、变换以后，在催化剂的作用下发生甲烷化反应。

该工艺的核心是煤气化技术和甲烷化技术。

从技术上划分可分为传统的两步法甲烷化工艺和一步法甲烷化工艺（将气体转换单元和甲烷化单元合并为一个单元）。

两步法典型代表主要有Lurgi技术、托普索技术和DAVY 技术，国内的中科院物化所和新奥集团已进行工业中试。

其中Lurgi固定床的气化工艺是当前最成熟最经济的工艺流程，步骤如图1所示。

一步法典型代表主要有HICOM 工艺，Comflux工艺和液相甲烷化工艺。

图1 蒸汽与纯氧气化的生产工艺流程2、直接合成天然气技术直接合成天然气技术是将煤气化和甲烷化合并为一个单元直接由煤生产富甲烷气体，分为加氢气化工艺和催化气化工艺。

典型代表为美国巨点能源公司的蓝气技术。

它通过使用新的催化剂来打断碳键，并将煤变成清洁燃烧的甲烷（天然气）。

这种一步法制造甲烷的技术又被称做催化煤甲烷化。

通过在煤气化装置中加入催化剂，在加压流化气化炉中一步合成煤基天然气，可以降低汽化装置的操作温度，在温和的催化条件下，直接催化反应并生产出甲烷。

其具有煤种适应性广泛、工艺简单、设备造价低、节能、节水、环保等优点，除了褐煤、次烟煤等煤基能源外，沥青砂、石油焦和渣油等低成本碳也可作为原料，生产出的天然气符合管道运输规格。

相比较而言，直接合成天然气技术不需要空分装置，但催化剂分离困难，且容易失活；煤气化转化技术虽然需要设备较多，但技术非常成熟，甲烷转化率高，技术复杂度略低，因此应用更加广泛，是煤制天然气中的主流工艺，主要采用固定床反应器和镍系催化剂。

二、我国煤制天然气项目发展情况1、国内产业现状煤制天然气项目是我国鼓励发展的包括煤制油、煤制烯烃、煤制乙二醇、煤制二甲谜在内的五大类新型煤化工示范项目之一。

我国化石能源禀赋的特点是“富煤、少油、贫气”，利用丰富的煤炭资源发展煤制天然气，让煤制天然气成为一种供应来源，在一定程度上可以增加天然气的供应。

又因为对原料煤的质量要求低，如劣质的褐煤等，增加了煤制天然气的市场竞争力。

通过多种煤炭利用途径技术指标对比，也可以看出煤制天然气的能量转化效率最高，可达55%~60%，是最有效的煤炭利用方式，也是煤制能源产品的最优方式，得到的产品低热值比国家天然气质量标准规定的低热值高17.8%~21%，发展前景看好。

表1多种煤炭利用途径技术指标对比煤制天然气主要以煤为主要原料，用煤量大，一个年产能为40亿立方米的项目一年需要消耗褐煤大约1200万吨~1500万吨，需要拥有年开采能力在2000万吨以上的煤矿。

煤制天然气项目同时也需要消耗大量的水资源。

即使在项目设计十分完善合理、水资源得到有效利用的状态下，40亿立方米产能的项目一年需要消耗新鲜水约1600万吨。

另外，项目的经济性受到煤炭价格市场化和天然气价格改革滞后的影响。

煤制天然气生产过程中煤炭成本占成本约60%左右，因而煤制气成本对煤炭价格异常敏感。

输送管网设施的不足也是煤制天然气发展的限制因素。

煤制天然气厂多建在矿场附近，远离市场。

若规模较小可就地销售，但如果规模较大，就得通过管网输送。

比如要将新疆或内蒙古的煤制天然气输送到东部沿海省份，需要利用主干管网如西气东输管线，或者建设配套的长达数百公里甚至数千公里的长输管道。

2、部分项目概况2013年9月23日，国家发改委同意中国石化新疆准东煤制天然气示范项目开展前期工作。

该项目规划5个气源点工程，建产规模达300亿立方米/年，明确所产天然气通过新疆煤制气外输管道输送。

中国石化拟与新疆投资发展（集团）有限责任公司、浙江省能源集团有限公司等，在新疆当地注册组建中国石化新疆煤制天然气外输管道有限责任公司，实现就地纳税。

外输管道包括一条干线和六条支线，全长8372公里，管道用钢量421万吨，投资估算1396亿元。

2013年10月17日，中电投霍城煤制天然气项目进入正式工程实施阶段。

该项目采用伊宁矿区煤作为项目的原料煤和燃料煤，采用先进环保的GSP粉煤气化工艺生产，不仅满足伊犁地区对天然气的需求，还将通过西气东输管道输往我国东部，满足沿海省市对天然气的需求。

项目报批总投资477亿元，年产60亿立方米天然气，分三期建设。

一期项目投资20亿元，于2016年投产。

2013年12月18日，由国家发改委核准、中国大唐集团公司建设的我国首个煤制天然气示范项目—大唐内蒙古克什克腾旗煤制天然气示范项目投运，正式向中石油北京段天然气管线输送清洁的煤制天然气产品。

这是煤制天然气首次进入天然气供应体系。

该项目于2009年8月通过核准，总投资313亿元，分三个系列滚动建设，每个系列13.3亿立方米，达产后，年产煤制天然气40亿立方米。

项目所产天然气主要供应北京市场，从北京市密云县经中石油输气管路并入北京天然气管网，线路全长430千米。

2013年12月30日，随着西气东输霍尔果斯首站煤制天然气流量计阀的开启，新疆庆华集团煤制天然气项目（一期）生产的煤制天然气产品开始输入国家西气东输二线主管网，该项目一期转入稳定输气阶段，正式实现商业化运行。

该项目年产能为55亿立方米，由煤粉化、气化、预处理、甲烷化、压缩、干燥等工段组成。

甲烷化产出的天然气中甲烷含量达到98%，经干燥后送出外界。

表2截至2011年年底国内已开工的煤制天然气项目三、我国煤制天然气发展需解决的问题石油替代品如煤制天然气生产主要包括如下几个基本原则：（1）有足够原料保障；（2）对环境生态不产生非常大的破坏和影响；（3）能大规模工业化生产；（4）经济上有可行性；（5）产品要与现有产品可以直接衔接，便于运输储存；（6）有利于推动经济社会的发展。

我国的煤制天然气产业正处于初始发展阶段，虽然有较大的市场需求促进其发展，但同时也有诸多问题需要解决。

1、选择合适的煤制天然气工艺。

中国低阶煤储量占煤炭总储量的56．7%，尤其是目前规划的煤制天然气项目主要分布地区—新疆和内蒙古主要的煤种就是褐煤和低变质程度的烟煤，这些低阶煤出矿价格低，是生产SNG的理想原料。

从技术煤的利用效率和生产成本考虑，目前的Lurgi气化炉更适合于此品质煤炭。

2、合理选择建设地点，尽量降低生产成本。

煤炭价格和管道投资决定了SNG 生产企业的经济效益。

因此，煤制天然气建设必须实现煤炭原料本地化，厂址必须选择在煤炭资源丰富煤炭价格低的地区，能够满足每年上千万吨的用煤需求，同时还要有充足的水资源作保证。

此外，建设地点要尽量靠近终端目标消费市场，配套输送管道的建设应同步进行，同时也可以考虑有效利用现有天然气管道，就近输入天然气管网，开发更多的终端用户，这需要国家与相关的单位部门统一规划协调，解决SNG的运输问题，实现煤制天然气产业的可持续发展。

3、在项目建设中全面采用节水技术，提高水资源重复利用。

煤制天然气的生产需要大量的水资源，给环境带来巨大负担。

应优化工艺流程和生产工艺用水方式，将产品生产过程中产生的废气、废水以及固体废弃物加以回收利用，最大限度地减少用水，少排水、不排水，尽量规避因环境污染和资源消耗高而带来的各种风险。

由于煤炭资源分布的不均性且较多分布在西部，目前我国的煤制天然气主要集中在新疆及内蒙古等生态环境较弱区域，煤化工对于环境承载力，可能需要一笔看不到的成本。

4、实现与其他煤化工项目、副产品的联产。

煤制天然气生产过程中的二氧化碳、焦油、粗酚、硫磺、液氨和石脑油等具有附加值的副产品应进行回收，充分利用其经济价值。

另外，煤制天然气可以与其他以煤为原料，经过煤气化生产化工油品的煤化工工艺实现联产，以及利用甲烷化反应放热副产大量的高压蒸汽发电等。

通过副产品和多联产产品取得经济效益，提高企业抵抗市场风险的能力。

5、提高工艺装置用能效率，建立高效的能源管理体系，实现全系统的能量梯级利用与热网络集成。

目前煤制天然气装置能量利用效率依然有提升的空间，特别是合理选择关键的单元过程技术，同时，不仅要提高各单元的工艺装置用能效率，更重要的是在合理评估煤制天然气用能特点的基础上，考虑系统能量梯级利用和进行全工艺换热网络的集成；最后是需要建立高效的能源管理体系，以保障节能减排成果。

结语煤制天然气作为页岩气、煤层气等非常规天然气的重要一种，在国内进行此类项目的技术已经具备，时机也已成熟。

我国作为传统的煤业大国，大力发展煤制天然气是满足不断增长得天然气需求的良策。

我们应充分发挥示范工程项目的标杆引导作用，制定明确的产业发展政策和规划，指导该产业的有序、健康发展。