新型煤化工五大产业链技术经济全分析
来源:中国化工报作者
|
作者:jewelry-60
|
发布时间: 2016-09-04
|
1491 次浏览
|
分享到:
“煤经不同方式转化后，可以获得石油化工所能生产的一切产品，但就能源转化效率来看，煤制油无疑是最低的。”中国工程院院士金涌对记者说。他以国内目前已经工业化运行的煤转化装置的实际数据为例，采用费托合成工艺生产油品（即煤间接制油），1吨标准煤可获得266千克柴油，燃烧后得到11.87吉焦热量。再将这些油品用于柴油车燃料，按目前柴油发动机能量转化效率30%计算，可获得3.56吉焦的轴机械功。同样的道理，1吨标煤直接液化可获得263千克柴油，最终只能转换为3.3吉焦轴机械功。
煤制油：重在夯实技术基础
-新型煤化工项目五大产业链技术经济性分析之一
在已经确定的5个新型煤化工路径中，煤制油争议最大。
反对者认为：煤制油能耗高、水耗大、污染重、产品全生命周期能量转化效率低，项目的经济、技术、环保风险都较大。
“煤经不同方式转化后，可以获得石油化工所能生产的一切产品，但就能源转化效率来看，煤制油无疑是最低的。”中国工程院院士金涌对记者说。他以国内目前已经工业化运行的煤转化装置的实际数据为例，采用费托合成工艺生产油品（即煤间接制油），1吨标准煤可获得266千克柴油，燃烧后得到11.87吉焦热量。再将这些油品用于柴油车燃料，按目前柴油发动机能量转化效率30%计算，可获得3.56吉焦的轴机械功。同样的道理，1吨标煤直接液化可获得263千克柴油，最终只能转换为3.3吉焦轴机械功。
但如果用1吨标煤生产天然气，则可获得460立方米甲烷，燃烧后得到16.56吉焦热量。这些甲烷用作汽车燃料，可转换超过4.7吉焦的轴机械功；若用同等数量的煤生产甲醇，可获得698千克甲醇，燃烧可获得15.82吉焦热量，这些甲醇用作汽车燃料，按汽油发动机26%效率计算，可获得4.13吉焦轴机械功；如果用1吨标煤通过超超临界发电，可获得13.2吉焦电能，再按电机效率70%推算，可转换为9.24吉焦轴机械功。“显而易见，如果目标产品是车用燃料，煤制油的能量转化效率和资源利用效率十分低下，不宜规模发展。”金涌表示。
“煤直接液化会产生大量渣油，需重新加工处理才能得到柴油馏分，导致其能耗尤其氢气消耗居高不下。而且，所得的柴油十六烷值不足40，又含有一定的氮、硫组分，必须调和处理后才能使用，综合效益并不理想。”中国工程院院士杨启业尤其不看好煤直接液化项目。
然而，煤制油路径也不乏支持者。他们认为：随着石油资源的减少，我国获取石油的难度和成本越来越高。中国又是迈步工业化的发展中国家，对石油资源的需求仍将持续增加。如果不根据我国富煤贫油少气的资源禀赋特点，提前培育发展煤制油产业，一旦国际风云变化，比如马六甲海峡或霍尔木兹海峡因地缘政治或战争而航运受阻，中国的能源安全将受到极大的威胁。
“将不同路径与不同产品生产过程的能源转化效率进行比较毫无意义，现实情况不是中国想不想发展煤制油，而是脆弱的石油保证能力迫使我们必须发展煤制油。况且，已经投产的煤间接液化与煤直接液化装置实际运行效果表明，煤制油项目具备较强的盈利能力和较好的社会效益。”中科合成油股份公司高级工程师唐宏青认为。
他向记者介绍：神华108万吨/年煤直接液化装置，经过连续的技术攻关和工艺优化，现已实现长周期高负荷运行，去年下半年至今产生了较好的经济效益。与神华煤直接液化项目相比，煤间接制油的效果更好。目前，采用中科合成油股份公司费托合成技术建设的神华18万吨/年、潞安16万吨/年、伊泰16万吨/年三个煤间接制油项目，均实现了长周期满负荷稳定运行，获得了良好的经济效益。从国外看，南非沙索公司半个世纪以来良好的财务报表和社会形象，也足以证明煤间接制油具有强大的生命力和广阔的前景。
“从油品质量看，煤间接液化获得的柴油，其十六烷值达65，高于国家标准（45），且不含硫、氮、磷以及重金属离子，能满足欧Ⅳ甚至欧Ⅴ油品质量要求。这样的油品不仅能直接用于车用燃料，还成为不少加油站增加油品十六烷值的首选调和油，是真正意义的高热值清洁燃料。”内蒙古伊泰煤制油有限公司董事长齐亚平说。
中国工程院院士陈俊武在接受记者采访时亦表示：中国发展煤制油具有现实意义与战略意义。但煤制油项目的经济规模应在100万吨/年以上，且应由国家规划输油管网。同时，应根据煤制油品的特点，重点开发航空煤油、润滑油基础油等高附加值产品，避免与炼油行业在低端市场恶性竞争。
也许正是综合考虑了业内对煤制油的不同意见，除神华百万吨示范项目外，国家至今未再批准新的煤直接液化项目，也未给予任何煤直接液化项目“路条”，但不久前批准了潞安集团150万吨/年煤间接制油项目。加上此前已经获批的神华宁煤400万吨/年项目，“十二五”期间，我国将有2个百万吨级煤间接制油项目建成投产。
“现阶段，煤制油主要还是以示范验证为主，不宜盲目扩大规模。”国家能源局能源节约与科技装备司司长李冶表示，从保证国家能源战略安全考虑，我国必须要有自己的煤制油工业化成套技术。但煤制油又属技术、资金、资源密集型项目，尤其对水资源需求巨大，还伴有大量二氧化碳排放，其经济性也受到国内外石油价格及能源价格波动的影响。在这种情况下，国家对煤制油项目的审批十分慎重。
目前，采用我国完全自主知识产权的神华集团百万吨煤直接液化工业化装置已经实现了较高负荷运行，并在进行二氧化碳捕集与封存试验。今后，将继续通过不断调整和优化，探索出煤直接制油以及“三废”处理与资源化利用成套工业化技术体系。伊泰等3套煤间接制油装置虽然实现了长周期满负荷运行，并取得了较好经济效益。但我国自主开发的费托合成油技术，能否放大到百万吨甚至更大规模，仍需示范装置进行验证，其相关参数也需放大后持续改进和优化，以便为国家提供先进、可靠、实用的技术，夯实我国煤代油战略的技术基础。因此现阶段，煤制油仍将以示范为主。
煤制烯烃“钱景”未必乐观
-新型煤化工项目技术经济性分析之二
煤制烯烃（含外购甲醇制烯烃及煤制丙烯，下同）是国家层面比较认可的第二个新型煤化工路径。除已经建成投产的神华包头60万吨/年、中原石化20万吨/年、浙江禾元60万吨/年3个MTO项目，以及大唐多伦46万吨/年、神华宁煤50万吨/年2个MTP项目外，今年以来，又有中石化贵州织金60万吨/年、中石化河南60万吨/年、中煤陕西榆林60万吨/年、甘肃华鸿汇金平凉60万吨/年4个MTO项目获得国家发改委“路条”。另外，正在建设的徐州海天化工60万吨/年、惠生（南京）公司29.5万吨/年2个MTO项目，以及甘肃华亭煤业20万吨/年MTP等项目均计划于今年下半年投产。
“截至3月底，DMTO技术已经对外许可19套，合计烯烃产能1500万吨/年。其中，9个在建项目2015年底前将全部投产。”中国石化洛阳石化工程公司副总工程师梁龙虎对记者说。
记者了解到，已经获得国家发改委“路条”的中石化贵州与河南两个60万吨/年煤制烯烃项目，将采用中石化自己开发的SMTO技术；甘肃华亭煤业20万吨/年等MTP项目，将引进德国鲁奇公司MTP技术。粗略统计，到2015年，我国煤制烯烃总产能将达1450万吨/年。2017年底前，我国煤制烯烃总产能将达1950万吨/年。
煤制天然气的成败取决于长距离管输
-新型煤化工项目技术经济性分析之三
虽然国内目前尚无一套商业化运营的煤制天然气装置，但煤制气的技术经济性显然已经得到国家层面的认可。专家指出，煤制气项目在解决了技术瓶颈、保证了市场需求之后，管输问题成为项目成功的关键。
继“十一五”批准大唐克旗40亿立方米/年、大唐阜新40亿立方米/年、庆华伊犁55亿立方米/年、汇能鄂尔多斯16亿立方米/年四个煤制气项目之后，今年以来，又有中电投霍城60亿立方米/年、山东新汶矿业伊犁40亿立方米/年、国电兴安盟40亿立方米/年等8个煤制气项目获得国家发改委“路条”，从而使煤制气成为获批项目最多的新型煤化工路径。
“这主要因为煤制气已不存在悬而未决的技术难题，国内需求旺盛，同时能解决新疆、内蒙古等西部富煤地区的煤炭深加工问题，促进地方经济发展。”陕西省决策咨询委员会委员贺永德告诉记者。他说，德国鲁奇、英国戴维和丹麦托普索公司目前均掌握了甲烷化成套技术，其中鲁奇公司的技术在日处理褐煤1.85万吨的美国大平原煤制气工厂经过了30多年的验证。为确保项目成功，“十一五”获批的四个煤制气项目，全部采用国外技术；今年获得“路条”的8个煤制气项目，大多也将引进国外技术。中科院大连化物所自行设计的5000立方米/日煤制天然气甲烷化中试装置已在河南义马气化厂实现了长周期稳定运行，国产甲烷化技术也趋于成熟，煤制气项目已经基本不存在技术难题。
煤制天然气的市场前景同样被业内看好。据了解，“十一五”以来，我国天然气产量和消费量持续快速增长，供需缺口不断拉大。2012年，全国天然气产量1077亿立方米，消费量1471亿立方米，供需缺口达394亿立方米。据权威机构预测：受居民消费快速增长推动，今后5~10年，我国天然气需求量仍将持续大幅增长。2015年，我国天然气需求量将达2600亿立方米，2020年将超过3200亿立方米；然而，国内天然气产量（含煤层气）届时将分别不会超过1850亿立方米和2200亿立方米，供需缺口高达750亿立方米和1000亿立方米。“如此大的供需缺口，给煤制气项目提供了巨大的发展空间，5~10年内煤制气不会遭遇产能过剩困扰。”贺永德说。
石油和化学工业规划院副院长白颐对煤制气的经济性给予了肯定。她说，以新疆、内蒙古目前的煤炭价格计算，在当地建设煤制气项目，生产成本在1.2~1.5元（每立方米，下同）。按照全线平均管输费1.2元计算，城市门站均价为2.4~2.7元。与西气东输二线相比，煤制气具有0.5元以上的优势。若与进口LNG相比，煤制气有2元以上的优势。后期如果天然气价格上调，则煤制气的价格优势会更加明显。
“在国家确定的几大新型煤化工示范路径中，煤制气的能量转化效率相对较高，但二氧化碳排放强度也很大。考虑到日益加剧的环境约束和排碳压力，煤制气项目不宜独立布局，而应通过煤分质利用，先热解提取煤焦油，对煤焦油深加工，同时将热解气中甲烷提取,并用半焦造气生产甲烷气。同时建设余热发电、‘三废’处理、二氧化碳捕集与利用等配套设施，借助煤基多联产，大幅提高能源、资源利用效率，提升项目综合竞争力。”国家能源煤炭分质清洁转化重点实验室主任、陕煤化集团副总经理尚建选表示。
中科合成油公司高级工程师唐宏青等专家则提醒说，煤制气项目虽然没有技术难题，短期内也无产能过剩之虞，并具有生产成本优势，但若不能解决管输问题，同样会面临巨大风险。
这是因为，综合考虑各种因素，煤制气宜集中在新疆、内蒙古等地建设。但上述地区距离天然气主要消费市场遥远，如果不能借助方便、低成本的管道输送，而是将制得的天然气压缩后再通过铁路或公路运至中东部地区，不仅会大幅增加项目投资，还要支付高昂的运费（液化天然气从新疆、内蒙古运往中东部地区，吨产品运费少则500~600元，多则上千元），且无法保证天量天然气安全、顺利、快捷地运输销售。上述任何一种情况的发生，都将使项目原本拥有的成本优势荡然无存，经济效益与社会效益大打折扣。甚至可能使投资者进退维谷，引发连锁反应，继而毁掉整个煤制气产业。据透露，已有一个煤制气项目因管输问题没有落实到位而推迟了投产期，使企业蒙受了巨大损失，在建拟建的众多项目，应以此为鉴，不可重蹈覆辙。
“目前中国天然气管网主要由中石油、中石化经营，煤制气又必须通过管网输送才能盈利。而要想顺利入网，煤制气企业就得在价格上做出让步，使盈利项目变得微利。”石油和化学工业规划院无机化工处处长李志坚这样表示。
对此，唐宏青提出了四点建议：一是国家层面要集中布局煤制气项目，且一个地区的规模至少应在100亿立方米以上，以便集中管输；二是在布局煤制气项目时，要同步规划管输工程，确保项目一投产即能通过管道方便、快捷、安全地输送到目标市场；三是综合考虑投资、运行与环保费用，煤制气项目最好以褐煤为原料，采用气流床气化和绝热甲烷化工艺，以及高镍催化剂；四是要对煤制气实施总量控制，防止后期页岩气规模化开发导致国内天然气供应格局改变对项目带来冲击和影响。
煤制乙二醇商机与风险同在
-新型煤化工项目技术经济性分析之四
“五大新型煤化工路径中，最科学合理也最具前景的当属煤制乙二醇。”陕煤化集团副总经理尚建选在接受记者采访时表示，无论是煤经合成气一步法生产乙二醇还是两步法生产乙二醇，都是将煤这种大分子物质变成高附加值的小分子物质，技术路线合理，工艺流程短，整体能耗优于石油路线。并且，国内乙二醇长期供不应求。相比新型煤化工的其他路径，煤制乙二醇的技术经济性最好，前景最为广阔。
有关统计数据似乎也印证了尚建选的看法。2001年，我国乙二醇产能、产量、表观消费量和进口量分别为100.94万吨、80.75万吨、240.23万吨和169.70万吨，十年后即2011年，上述数据分别增至385.9万吨、320万吨、1047万吨和727万吨，年均分别增长28.23%、29.63%、33.58%和32.84%。2012年，我国乙二醇表观消费量进一步增至1160万吨，进口量794万吨，然而自给率却仅为31.3%。
“主要原因一是核心技术被国外控制，二是市场被国内石油巨头垄断。”分析国内乙二醇自给率持续低位的原因，DMTO首席科学家、中科院大连化物所副所长刘中民说。
煤制芳烃：市场呼唤规模化
-新型煤化工项目技术经济性分析之五
作为五大新型煤化工路径之一，煤制芳烃因国内几个对二甲苯（PX）项目难以按期实施而更加受到社会关注，其前景也普遍被业内看好。专家指出，煤制芳烃无论技术、经济效益还是市场前景，都有良好的发展基础和潜力，能否发展壮大，取决于能否加快技术的工业化推广应用，能否尽快建成数套几十万乃至上百万吨的工业化项目。简而言之，煤制芳烃能否形成气候，关键要看项目能否顺利实施且形成一定规模。
首先，煤制芳烃的关键技术已经攻克。
目前，全球95%以上芳烃是通过炼油企业的芳烃联合装置得到的。随着石油资源减少、价格攀升以及原油重质化程度加剧，石油路线获取高纯PX的成本越来越高，且因原料供应趋紧无法满足需求。为此，从上世纪80年代起，国内外开始煤制芳烃技术的研究。其中，埃克森美孚、际特、BP以及中科院山西煤化所、大连理工大学、中石化上海石化研究院等先后开发出固定床甲醇制芳烃技术；德国伍德、中科院大连化物所、清华大学等单位则成功开发出流化床甲醇制芳烃技术。
2012年2月6日，内蒙古庆华集团采用中科院山西煤化所固定床一步法甲醇制烃类技术，建成10万吨/年工业化装置，经工艺优化和调节，所得产品中芳烃占比超过80%。2012年7月，陕煤化集团与中科院大连化物所成功完成甲醇甲苯制PX联产低碳烯烃循环流化床技术百吨级工业化试验，并于当年10月23日通过了石化联合会组织的成果鉴定。该技术甲苯转化率达18%~35%，PX在二甲苯异构体中的选择性≥98%，乙烯和丙烯在C1~C5中的选择性达81%，具有综合能耗低、PX收率高、成本低的特点。
与大化所相比，中国石化的甲苯甲醇生产PX工业化进程更快一些。2012年12月27日，由中石化自行设计的20万吨/年甲苯甲醇甲基化制取PX装置完成工业运行试验。该装置依托扬子石化原有20万吨/年甲苯择形歧化装置改造而成，以石油产品之一的甲苯和煤化工产品之一的甲醇为原料生产PX，开辟出煤炭、石油资源相结合的新资源利用途径。
2013年1月13日，由中国华电集团与清华大学合作开发的万吨级甲醇制芳烃工业试验装置一次投料成功并生产出合格PX，这也是世界首套原料仅为甲醇的甲醇流化床制PX装置。
至此，中国分别掌握了固定床、流化床、甲苯甲醇制PX和甲醇直至此，中国分别掌握了固定床、流化床、甲苯甲醇制PX和甲醇直接制PX四项技术，且全部通过了中试或工业化运行验证，煤制芳烃的技术水平世界领先。
（来源：中国化工报作者：陈继军）
-新型煤化工项目五大产业链技术经济性分析之一
在已经确定的5个新型煤化工路径中，煤制油争议最大。
反对者认为：煤制油能耗高、水耗大、污染重、产品全生命周期能量转化效率低，项目的经济、技术、环保风险都较大。
“煤经不同方式转化后，可以获得石油化工所能生产的一切产品，但就能源转化效率来看，煤制油无疑是最低的。”中国工程院院士金涌对记者说。他以国内目前已经工业化运行的煤转化装置的实际数据为例，采用费托合成工艺生产油品（即煤间接制油），1吨标准煤可获得266千克柴油，燃烧后得到11.87吉焦热量。再将这些油品用于柴油车燃料，按目前柴油发动机能量转化效率30%计算，可获得3.56吉焦的轴机械功。同样的道理，1吨标煤直接液化可获得263千克柴油，最终只能转换为3.3吉焦轴机械功。
但如果用1吨标煤生产天然气，则可获得460立方米甲烷，燃烧后得到16.56吉焦热量。这些甲烷用作汽车燃料，可转换超过4.7吉焦的轴机械功；若用同等数量的煤生产甲醇，可获得698千克甲醇，燃烧可获得15.82吉焦热量，这些甲醇用作汽车燃料，按汽油发动机26%效率计算，可获得4.13吉焦轴机械功；如果用1吨标煤通过超超临界发电，可获得13.2吉焦电能，再按电机效率70%推算，可转换为9.24吉焦轴机械功。“显而易见，如果目标产品是车用燃料，煤制油的能量转化效率和资源利用效率十分低下，不宜规模发展。”金涌表示。
“煤直接液化会产生大量渣油，需重新加工处理才能得到柴油馏分，导致其能耗尤其氢气消耗居高不下。而且，所得的柴油十六烷值不足40，又含有一定的氮、硫组分，必须调和处理后才能使用，综合效益并不理想。”中国工程院院士杨启业尤其不看好煤直接液化项目。
然而，煤制油路径也不乏支持者。他们认为：随着石油资源的减少，我国获取石油的难度和成本越来越高。中国又是迈步工业化的发展中国家，对石油资源的需求仍将持续增加。如果不根据我国富煤贫油少气的资源禀赋特点，提前培育发展煤制油产业，一旦国际风云变化，比如马六甲海峡或霍尔木兹海峡因地缘政治或战争而航运受阻，中国的能源安全将受到极大的威胁。
“将不同路径与不同产品生产过程的能源转化效率进行比较毫无意义，现实情况不是中国想不想发展煤制油，而是脆弱的石油保证能力迫使我们必须发展煤制油。况且，已经投产的煤间接液化与煤直接液化装置实际运行效果表明，煤制油项目具备较强的盈利能力和较好的社会效益。”中科合成油股份公司高级工程师唐宏青认为。
他向记者介绍：神华108万吨/年煤直接液化装置，经过连续的技术攻关和工艺优化，现已实现长周期高负荷运行，去年下半年至今产生了较好的经济效益。与神华煤直接液化项目相比，煤间接制油的效果更好。目前，采用中科合成油股份公司费托合成技术建设的神华18万吨/年、潞安16万吨/年、伊泰16万吨/年三个煤间接制油项目，均实现了长周期满负荷稳定运行，获得了良好的经济效益。从国外看，南非沙索公司半个世纪以来良好的财务报表和社会形象，也足以证明煤间接制油具有强大的生命力和广阔的前景。
“从油品质量看，煤间接液化获得的柴油，其十六烷值达65，高于国家标准（45），且不含硫、氮、磷以及重金属离子，能满足欧Ⅳ甚至欧Ⅴ油品质量要求。这样的油品不仅能直接用于车用燃料，还成为不少加油站增加油品十六烷值的首选调和油，是真正意义的高热值清洁燃料。”内蒙古伊泰煤制油有限公司董事长齐亚平说。
中国工程院院士陈俊武在接受记者采访时亦表示：中国发展煤制油具有现实意义与战略意义。但煤制油项目的经济规模应在100万吨/年以上，且应由国家规划输油管网。同时，应根据煤制油品的特点，重点开发航空煤油、润滑油基础油等高附加值产品，避免与炼油行业在低端市场恶性竞争。
也许正是综合考虑了业内对煤制油的不同意见，除神华百万吨示范项目外，国家至今未再批准新的煤直接液化项目，也未给予任何煤直接液化项目“路条”，但不久前批准了潞安集团150万吨/年煤间接制油项目。加上此前已经获批的神华宁煤400万吨/年项目，“十二五”期间，我国将有2个百万吨级煤间接制油项目建成投产。
“现阶段，煤制油主要还是以示范验证为主，不宜盲目扩大规模。”国家能源局能源节约与科技装备司司长李冶表示，从保证国家能源战略安全考虑，我国必须要有自己的煤制油工业化成套技术。但煤制油又属技术、资金、资源密集型项目，尤其对水资源需求巨大，还伴有大量二氧化碳排放，其经济性也受到国内外石油价格及能源价格波动的影响。在这种情况下，国家对煤制油项目的审批十分慎重。
目前，采用我国完全自主知识产权的神华集团百万吨煤直接液化工业化装置已经实现了较高负荷运行，并在进行二氧化碳捕集与封存试验。今后，将继续通过不断调整和优化，探索出煤直接制油以及“三废”处理与资源化利用成套工业化技术体系。伊泰等3套煤间接制油装置虽然实现了长周期满负荷运行，并取得了较好经济效益。但我国自主开发的费托合成油技术，能否放大到百万吨甚至更大规模，仍需示范装置进行验证，其相关参数也需放大后持续改进和优化，以便为国家提供先进、可靠、实用的技术，夯实我国煤代油战略的技术基础。因此现阶段，煤制油仍将以示范为主。
煤制烯烃“钱景”未必乐观
-新型煤化工项目技术经济性分析之二
煤制烯烃（含外购甲醇制烯烃及煤制丙烯，下同）是国家层面比较认可的第二个新型煤化工路径。除已经建成投产的神华包头60万吨/年、中原石化20万吨/年、浙江禾元60万吨/年3个MTO项目，以及大唐多伦46万吨/年、神华宁煤50万吨/年2个MTP项目外，今年以来，又有中石化贵州织金60万吨/年、中石化河南60万吨/年、中煤陕西榆林60万吨/年、甘肃华鸿汇金平凉60万吨/年4个MTO项目获得国家发改委“路条”。另外，正在建设的徐州海天化工60万吨/年、惠生（南京）公司29.5万吨/年2个MTO项目，以及甘肃华亭煤业20万吨/年MTP等项目均计划于今年下半年投产。
“截至3月底，DMTO技术已经对外许可19套，合计烯烃产能1500万吨/年。其中，9个在建项目2015年底前将全部投产。”中国石化洛阳石化工程公司副总工程师梁龙虎对记者说。
记者了解到，已经获得国家发改委“路条”的中石化贵州与河南两个60万吨/年煤制烯烃项目，将采用中石化自己开发的SMTO技术；甘肃华亭煤业20万吨/年等MTP项目，将引进德国鲁奇公司MTP技术。粗略统计，到2015年，我国煤制烯烃总产能将达1450万吨/年。2017年底前，我国煤制烯烃总产能将达1950万吨/年。
煤制天然气的成败取决于长距离管输
-新型煤化工项目技术经济性分析之三
虽然国内目前尚无一套商业化运营的煤制天然气装置，但煤制气的技术经济性显然已经得到国家层面的认可。专家指出，煤制气项目在解决了技术瓶颈、保证了市场需求之后，管输问题成为项目成功的关键。
继“十一五”批准大唐克旗40亿立方米/年、大唐阜新40亿立方米/年、庆华伊犁55亿立方米/年、汇能鄂尔多斯16亿立方米/年四个煤制气项目之后，今年以来，又有中电投霍城60亿立方米/年、山东新汶矿业伊犁40亿立方米/年、国电兴安盟40亿立方米/年等8个煤制气项目获得国家发改委“路条”，从而使煤制气成为获批项目最多的新型煤化工路径。
“这主要因为煤制气已不存在悬而未决的技术难题，国内需求旺盛，同时能解决新疆、内蒙古等西部富煤地区的煤炭深加工问题，促进地方经济发展。”陕西省决策咨询委员会委员贺永德告诉记者。他说，德国鲁奇、英国戴维和丹麦托普索公司目前均掌握了甲烷化成套技术，其中鲁奇公司的技术在日处理褐煤1.85万吨的美国大平原煤制气工厂经过了30多年的验证。为确保项目成功，“十一五”获批的四个煤制气项目，全部采用国外技术；今年获得“路条”的8个煤制气项目，大多也将引进国外技术。中科院大连化物所自行设计的5000立方米/日煤制天然气甲烷化中试装置已在河南义马气化厂实现了长周期稳定运行，国产甲烷化技术也趋于成熟，煤制气项目已经基本不存在技术难题。
煤制天然气的市场前景同样被业内看好。据了解，“十一五”以来，我国天然气产量和消费量持续快速增长，供需缺口不断拉大。2012年，全国天然气产量1077亿立方米，消费量1471亿立方米，供需缺口达394亿立方米。据权威机构预测：受居民消费快速增长推动，今后5~10年，我国天然气需求量仍将持续大幅增长。2015年，我国天然气需求量将达2600亿立方米，2020年将超过3200亿立方米；然而，国内天然气产量（含煤层气）届时将分别不会超过1850亿立方米和2200亿立方米，供需缺口高达750亿立方米和1000亿立方米。“如此大的供需缺口，给煤制气项目提供了巨大的发展空间，5~10年内煤制气不会遭遇产能过剩困扰。”贺永德说。
石油和化学工业规划院副院长白颐对煤制气的经济性给予了肯定。她说，以新疆、内蒙古目前的煤炭价格计算，在当地建设煤制气项目，生产成本在1.2~1.5元（每立方米，下同）。按照全线平均管输费1.2元计算，城市门站均价为2.4~2.7元。与西气东输二线相比，煤制气具有0.5元以上的优势。若与进口LNG相比，煤制气有2元以上的优势。后期如果天然气价格上调，则煤制气的价格优势会更加明显。
“在国家确定的几大新型煤化工示范路径中，煤制气的能量转化效率相对较高，但二氧化碳排放强度也很大。考虑到日益加剧的环境约束和排碳压力，煤制气项目不宜独立布局，而应通过煤分质利用，先热解提取煤焦油，对煤焦油深加工，同时将热解气中甲烷提取,并用半焦造气生产甲烷气。同时建设余热发电、‘三废’处理、二氧化碳捕集与利用等配套设施，借助煤基多联产，大幅提高能源、资源利用效率，提升项目综合竞争力。”国家能源煤炭分质清洁转化重点实验室主任、陕煤化集团副总经理尚建选表示。
中科合成油公司高级工程师唐宏青等专家则提醒说，煤制气项目虽然没有技术难题，短期内也无产能过剩之虞，并具有生产成本优势，但若不能解决管输问题，同样会面临巨大风险。
这是因为，综合考虑各种因素，煤制气宜集中在新疆、内蒙古等地建设。但上述地区距离天然气主要消费市场遥远，如果不能借助方便、低成本的管道输送，而是将制得的天然气压缩后再通过铁路或公路运至中东部地区，不仅会大幅增加项目投资，还要支付高昂的运费（液化天然气从新疆、内蒙古运往中东部地区，吨产品运费少则500~600元，多则上千元），且无法保证天量天然气安全、顺利、快捷地运输销售。上述任何一种情况的发生，都将使项目原本拥有的成本优势荡然无存，经济效益与社会效益大打折扣。甚至可能使投资者进退维谷，引发连锁反应，继而毁掉整个煤制气产业。据透露，已有一个煤制气项目因管输问题没有落实到位而推迟了投产期，使企业蒙受了巨大损失，在建拟建的众多项目，应以此为鉴，不可重蹈覆辙。
“目前中国天然气管网主要由中石油、中石化经营，煤制气又必须通过管网输送才能盈利。而要想顺利入网，煤制气企业就得在价格上做出让步，使盈利项目变得微利。”石油和化学工业规划院无机化工处处长李志坚这样表示。
对此，唐宏青提出了四点建议：一是国家层面要集中布局煤制气项目，且一个地区的规模至少应在100亿立方米以上，以便集中管输；二是在布局煤制气项目时，要同步规划管输工程，确保项目一投产即能通过管道方便、快捷、安全地输送到目标市场；三是综合考虑投资、运行与环保费用，煤制气项目最好以褐煤为原料，采用气流床气化和绝热甲烷化工艺，以及高镍催化剂；四是要对煤制气实施总量控制，防止后期页岩气规模化开发导致国内天然气供应格局改变对项目带来冲击和影响。
煤制乙二醇商机与风险同在
-新型煤化工项目技术经济性分析之四
“五大新型煤化工路径中，最科学合理也最具前景的当属煤制乙二醇。”陕煤化集团副总经理尚建选在接受记者采访时表示，无论是煤经合成气一步法生产乙二醇还是两步法生产乙二醇，都是将煤这种大分子物质变成高附加值的小分子物质，技术路线合理，工艺流程短，整体能耗优于石油路线。并且，国内乙二醇长期供不应求。相比新型煤化工的其他路径，煤制乙二醇的技术经济性最好，前景最为广阔。
有关统计数据似乎也印证了尚建选的看法。2001年，我国乙二醇产能、产量、表观消费量和进口量分别为100.94万吨、80.75万吨、240.23万吨和169.70万吨，十年后即2011年，上述数据分别增至385.9万吨、320万吨、1047万吨和727万吨，年均分别增长28.23%、29.63%、33.58%和32.84%。2012年，我国乙二醇表观消费量进一步增至1160万吨，进口量794万吨，然而自给率却仅为31.3%。
“主要原因一是核心技术被国外控制，二是市场被国内石油巨头垄断。”分析国内乙二醇自给率持续低位的原因，DMTO首席科学家、中科院大连化物所副所长刘中民说。
煤制芳烃：市场呼唤规模化
-新型煤化工项目技术经济性分析之五
作为五大新型煤化工路径之一，煤制芳烃因国内几个对二甲苯（PX）项目难以按期实施而更加受到社会关注，其前景也普遍被业内看好。专家指出，煤制芳烃无论技术、经济效益还是市场前景，都有良好的发展基础和潜力，能否发展壮大，取决于能否加快技术的工业化推广应用，能否尽快建成数套几十万乃至上百万吨的工业化项目。简而言之，煤制芳烃能否形成气候，关键要看项目能否顺利实施且形成一定规模。
首先，煤制芳烃的关键技术已经攻克。
目前，全球95%以上芳烃是通过炼油企业的芳烃联合装置得到的。随着石油资源减少、价格攀升以及原油重质化程度加剧，石油路线获取高纯PX的成本越来越高，且因原料供应趋紧无法满足需求。为此，从上世纪80年代起，国内外开始煤制芳烃技术的研究。其中，埃克森美孚、际特、BP以及中科院山西煤化所、大连理工大学、中石化上海石化研究院等先后开发出固定床甲醇制芳烃技术；德国伍德、中科院大连化物所、清华大学等单位则成功开发出流化床甲醇制芳烃技术。
2012年2月6日，内蒙古庆华集团采用中科院山西煤化所固定床一步法甲醇制烃类技术，建成10万吨/年工业化装置，经工艺优化和调节，所得产品中芳烃占比超过80%。2012年7月，陕煤化集团与中科院大连化物所成功完成甲醇甲苯制PX联产低碳烯烃循环流化床技术百吨级工业化试验，并于当年10月23日通过了石化联合会组织的成果鉴定。该技术甲苯转化率达18%~35%，PX在二甲苯异构体中的选择性≥98%，乙烯和丙烯在C1~C5中的选择性达81%，具有综合能耗低、PX收率高、成本低的特点。
与大化所相比，中国石化的甲苯甲醇生产PX工业化进程更快一些。2012年12月27日，由中石化自行设计的20万吨/年甲苯甲醇甲基化制取PX装置完成工业运行试验。该装置依托扬子石化原有20万吨/年甲苯择形歧化装置改造而成，以石油产品之一的甲苯和煤化工产品之一的甲醇为原料生产PX，开辟出煤炭、石油资源相结合的新资源利用途径。
2013年1月13日，由中国华电集团与清华大学合作开发的万吨级甲醇制芳烃工业试验装置一次投料成功并生产出合格PX，这也是世界首套原料仅为甲醇的甲醇流化床制PX装置。
至此，中国分别掌握了固定床、流化床、甲苯甲醇制PX和甲醇直至此，中国分别掌握了固定床、流化床、甲苯甲醇制PX和甲醇直接制PX四项技术，且全部通过了中试或工业化运行验证，煤制芳烃的技术水平世界领先。
（来源：中国化工报作者：陈继军）
让我们更近一些，您可以
您还可以留言
现在就向客服顾问咨询您要了解的问题
马上拨打企业专线 客服顾问正在在线等您
联系在线客服
021-58943063