新疆煤制天然气发展前景良好
□ 中国五环工程有限公司 张宗飞
我国是个贫油、少气、煤炭资源相对丰富的国家。“富煤、贫油、少气”的资源禀赋决定了煤炭在我国一次能源消费结构中占有基础性的地位。整个工业体系对煤炭消费过分依赖，加之环保措施缺乏，大气污染逐年加剧，煤炭清洁利用将是未来发展的重点方向。
我国政府对于煤化工的态度经历了偏紧、从紧、适度宽松的阶段。目前，出于能源安全和稳增长等角度综合考虑，政府对资金密集型新型煤化工项目的态度相对有所缓和。以煤制气、煤制油为代表的新型煤化工，是煤炭清洁利用的重要手段，随着相关技术的逐渐成熟，新型煤化工将加速发展。
市场空间巨大
中国天然气市场已经进入快速发展期。2012年天然气消费量为1471亿立方米（同期产量为1077亿立方米），天然气消费量占一次能源中的比重由2000年的2.4%提高到2010年的4.4%、2011年的5.0%、2012年的5.4%，目前该数据的世界平均水平为24%，欧美国家更是高达34%。见表1。
可以看出，中国天然气消费市场巨大，为煤制天然气项目提供了巨大的市场空间。
表1 2011~2013年我国天然气市场供求统计 亿立方米
内容 2011年 2012年 2013年 2015年 2020年
全年天然气表观消费量 1290 1471 1650 2300 3500
国内天然气生产量 1012 1077 1120 1760 1800～2200
进口天然气总量 314 428 530 935 1300
天然气对外依存度/% 24 29 32 ～35 ～50
天然气占一次能源消费的比重/% 5.0 5.4 5.8 7.6 9.8
注：2015年天然气市场供求量为预测值，数据来自《天然气发展规划》。2020年预测数据来源于新华社——金融信息平台
新疆地区发展煤制天然气条件得天独厚
煤炭资源和水资源 煤作为煤制气项目原料尤为关键，特别是对于大规模的煤制天然气项目而言，以40亿立方米/年煤制气为例，全年需要原料煤和燃料煤约为1000万吨，新疆地区作为我国主要资源集中地之一，资源尤为丰富，特别是煤炭，根据目前勘探数据表明：新疆煤炭资源量与探明储量分别为2.19万亿吨和2295亿吨，占全国的39%和23%。拥有准东（昌吉）、吐哈（吐鲁番和哈密地区）、伊犁、库拜（库车县和拜城县）四个大型煤炭基地，具有较好煤化工发展基础条件的地区为伊犁和准东。伊犁地区号称塞外江南，煤化工基地水资源丰富。准东煤化工基地通过东延供水工程来解决基地内工业用水，另外由于准东地区离自治区首府乌鲁木齐较近，交通条件较为便利，配套条件相对较好。目前在建或已规划的煤制天然气项目大部分集中在这两个煤炭基地。
管网资源 新疆地区煤制天然气项目具有独特的管网优势，疆内已建成投入使用的有西气东输一线（西一线）、西气东输二线（西二线）。另外，西气东输三线（西三线）也即将启动。同时，在“十二五”期间，自治区将启动新粤浙煤制天然气出疆管线。
西一线主要任务是将新疆塔里木盆地的天然气送往豫皖江浙沪地区，年设计输量120亿立方米。全长约3200千米。
西二线西起霍尔果斯，南至广州、深圳和香港。其主要气源来自土库曼斯坦、哈萨克斯坦等中亚国家的天然气，国内气源作为备用和补充气源。设计年输量大约有300亿立方米。
正在建设的国内首条煤制气专用管线——中石油西三线伊宁-霍尔果斯煤制气支线的西三线与西二线并行，首站与西二线霍尔果斯首站相邻而建。设计年输量大约有300亿立方米。该支线首站设在伊犁地区首府伊宁，末站为霍尔果斯西三线首站，全厂约70千米。主要作用是将伊犁地区煤制气注入西三线。对于伊犁地区富余的煤制气则通过煤制气出疆规划管线送至内地，规划管线走向为伊宁～北天山～精河～中卫，全长约2402千米。
除以上三线外，新疆准东地区的煤制气则通过自治区规划的新粤浙煤制天然气出疆管线解决该地的煤制气外输问题。该管线设计输量为300亿立方米/年。包括一条干线、五条支线，长8280千米，总投资将达1590亿元，年输气能力300亿立方米。公开信息表明，项目共建设五彩湾、大井、西黑山、喀木斯特、和丰5个气源点工程。上述“五彩湾”气源点对应华能、河南能化龙宇和中煤位于新疆准东的煤制气项目，“大井”气源点对应中国石化位于准东奇台县大井工业区的80亿方/年煤制气项目，“西黑山”气源点对应浙能集团准东西黑山矿区的60亿方/年煤制气项目，“喀木斯特”气源点对应新疆广汇阿勒泰地区富蕴县喀木斯特区域的40亿立方米/年煤制气项目，“和丰”气源点对应苏新能源位于新疆伊犁塔城地区和丰县的40亿立方米/年煤制气项目。
综上，从目前已投产、在建或规划的天然气管网来看，新疆煤制气的外输障碍已基本扫清，相比较其他省市、地区的煤制天然气项目来讲，具有很大的管网优势。
技术经济分析
新疆地区由于拥有大量的煤炭资源，作为最大成本的原燃料煤相对较为便宜，所以煤制天然气具有一定的优势，图1为某机构为大唐克旗煤制天然气项目成本结构图。
对于煤制天然气的利润而言，以庆华新疆伊犁煤制气项目为例，其采用固定床气化，原料为4700千卡/千克的长焰煤，根据相关机构估算，原料煤200元/吨的条件下，其送到西气东输二线的含税成本为1.72元/立方米（副产品价值抵扣后）。2013年我国管道天然气平均进口价格为2.47元/立方米（含增值税），如果庆华煤制气也能按照此价格结算，则每年将可实现41.25亿元的税前利润。
但由于天然气输送管网的管输费定价权掌握在少数垄断型国企手中，实际很难达到预期的利润。且煤制天然气投资较高，以40亿立方米/年的煤制天然气项目为例，总投资高达270亿以上。
可实现与环境友好发展
目前国家对化工项目环保要求日益严格，煤制天然气项目规模很大，“三废”排放量也很大，以下选择了三个不同气化技术（固定床Lurgi气化、干粉GSP气化、E-GAS水煤浆气化）从环保的角度简要分析：
（1）废气
煤制天然气项目排放废气主要是酸性气体脱除排放的CO2、锅炉排放的CO2和SO2，排放SO2满足国家环保指标要求。表2列出上述三种典型煤气化技术生产合成天然气排放CO2量。
（2）废渣
煤制天然气项目排放废渣主要是煤气化和锅炉的废渣，通过渣场填埋处理，其中Lurgi污水处理的产生的淤泥较难处理，E-GAS气化产生的炭黑和焦粒需回用处理，GSP气化无其它废渣。
（3）废水
Lurgi气化产生的废水量大且组份复杂，其特性为高氨氮、高COD、高酚、高石油类，处理复杂，污水治理流程最长，投资高且很难达到长期稳定的达标排放。E-GAS和GSP气化产生的黑水较多，黑水处理流程较长，易于处理达标。
从以上分析可以看出，煤制天然气项目基本可实现废渣、废水及废气资源化利用或无害化处理，实现与环境友好发展。
表2 煤制天然气项目CO2排放量 Nm3/Nm3SNG
煤气化技术 Lurgi GSP E-Gas
CO2排放量 2.465 2.603 2.261
风险和建议应对措施
1.新疆煤种风险分析
新疆拥有的四大煤炭基地（准东、吐哈、伊犁及库拜）中以伊犁和准东的基础条件较好。这两个地区的煤质都有煤灰中碱性金属含量较高的特点，如Na2O，K2O等，而煤灰中碱性金属的含量如Na2O，K2O等对带有废锅的气化工艺影响较大，通常Na2O，K2O含量较高的煤在气化或是燃烧过程中容易结灰，且对固定床气化炉有腐蚀性。
以新疆某煤制甲醇项目为例，从2012年6月打通流程后5台气化炉（鲁奇炉）的内夹套发生严重腐蚀，一直运行不正常，后在夹套内壁上焊接了一层304不锈钢板，但仅能维持5天。腐蚀主要发生在高温的灰层、燃烧层、气化段，低温部分没腐蚀。后通过增加捣打高铬材料作为耐火材料对气化炉进行了修复才得到解决。
且如气化原料为Na2O，K2O含量较高的煤，不推荐采用带有废锅流程的煤气化技术，以免发生废锅堵塞。
2.天然气管网和下游利用
作为油气领域的重要环节，我国油气管网设施建设、运营主要集中于少数大型央企，主干油气管网处于高度垄断经营状态。煤制天然气的生产企业面临的主要问题在于产品市场，主要集中于管网分输和下游利用两个方面。
国家能源局于2014年2月13日正式印发了《油气管网设施公平开放监管办法（试行）》，旨在促进油气管网设施公平开放，提高管网设施利用效率，保障油气安全稳定供应，规范油气管网设施开放相关市场行为，在目前油气行业纵向一体化的体制下，解决上、下游多元化市场主体的开放需求问题。该办法强调现有管网在能力许可的情况下，要向其他市场主体公平开放。这一办法的出台，为煤制气的管网并入问题提供了一些保障和支持。
3.调峰方案
煤制天然气工厂本质上是以煤为主要原料的化工生产装置，要求生产装置的长周期和满负荷运行，才能实现较好的经济效益。但是占天然气总消费量50%以上的城镇居民用天然气消费具有明显的季节特征，特别是我国北方地区，夏季和冬季消费量差别较大。因此，煤制天然气工厂必须根据产品销售和运输方式，合理地安排调峰方案。
对于设有储气库、LNG加工站的煤制天然气项目，一般不需要设置调峰方案。但是对于一些自建输气管道的煤制天然气工厂，由于目标市场相对单一，且大部分项目位于北方地区，因此季节调峰的要求很高。此类煤制天然气工厂在调峰方面一般采取以下几种手段：
· 设置可独立停车的多系列生产装置，在必要的时候，可以暂停部分生产线，降低生产负荷；
· 建设调峰装置，在用气低谷的时候，用合成气生产其他化工产品，如甲醇、烯烃等；
· 增加LNG加工装置。
4.双气化炉配置
煤气化单元是煤制天然气项目的核心装置，约占装置投资的20%。气化炉的稳定和高效运行，对于整个煤制气系统的“安稳长满优”具有重要意义。
通过对目前已公布气化炉选型的煤制气装置考察，可以发现固定床、水煤浆气流床和干粉气流床都有使用，但一个项目通常只会采用一种气化技术。如大唐阜新、新疆庆华、大唐克旗采用的固定床气化技术，内蒙汇能采用水煤浆气化技术。
但近年来，随着采煤机械化程度的不断提高，粉煤在原煤中所占的比例越来越大。对于配套煤矿同时出产块煤和粉煤的煤制气项目，如果只采用固定床气化炉，粉煤在用于自备电厂燃煤锅炉之余，还有大量过剩。对于运输不便，粉煤价格较低的地区，会造成资源浪费。为了充分利用自有煤矿出产的块煤和粉煤资源，组合使用固定床和气流床气化炉正在成为中国煤制天然气行业的新趋势。
以中国五环工程有限公司进行设计苏新和丰、新蒙能源等项目为例，均采用了双气化的煤气化工艺，前者为固定床+干粉气流床的组合方式，而后者采用固定床+水煤浆气流床的组合方式。
结论和展望
在产业政策方面，伴随着我国能源格局的调整和升级以及加强环境保护等政策的实施，特别是中央给予新疆差别化的产业政策，国家发改委近期也明确表示，对新疆煤制气项目给予必要支持，尽最大可能实现资源就地转化。
从市场前景来看，近年来随着我国天然气需求快速增长，国内天然气需求缺口进一步扩大，天然气价格的上涨，以煤炭清洁利用为前提的煤制天然气项目将加速发展，这使得煤制天然气项目的开展有着较大的市场供需推动力，具有良好的市场前景。
在资源利用方面，新疆地区煤炭资源丰富资源，通过提高工业水的利用率，降低水耗等可解决煤制天然气项目发展的基本问题。
在技术保障方面，国内已建成和在建多个煤制天然气项目，实际运行表明在技术层面已无较大问题，大部分技术及设备均可实现国产化，技术风险较小。
在环保方面，煤制天然气项目基本可实现废渣、废水及废气资源化利用或无害化处理，实现与环境友好发展。
在天然气管网方面，新疆地区可以使用历年来已建成和在建的天然气管网，外输障碍已基本扫清，相对其他地区有较大的管网优势。
综上所述，利用新疆地区煤制天然气用于替代天然气或城市煤气符合国家发展政策，同时市场需要量大，工艺技术成熟，加之新疆地区相对其他地区有较大的资源和管网优势，尽管受部分煤种含有高碱性金属，管网和下游季节对用气量的需求影响，但可以通过选择双气化技术、对气化炉进行炉内加工修复处理和通过调峰手段解决。
因此，总体而言，新疆地区煤制天然气具有良好的发展前景，对于缓解国内天然气短缺，保障我国能源安全，促进经济发展具有重要意义。