煤炭地下气化技术深层利用

煤炭地下气化项目地面系统优化研究课题2018年12月13日中国寰球工程有限公司北京分公司二、煤制天然气一、研究概要煤炭地下气化项目地面系统优化研究课题三、煤制氢气四、IGCC发电五、煤制其它化工品六、研究结论一、研究概要依据集团公司规划计划部于2018年7月16日向中国寰球工程有限公司发出的《关于委托开展煤炭地下气化项目地面系统优化研究的通知》，寰球公司北京分公司组织开展了相关工作，形成本课题研究报告。一、研究概要研究报告目录1.

研究概要2.产品方案3.全厂工艺方案4.主要技术经济指标5.投资估算6.天然气完全成本测算7.地下煤气化和地面煤气化制气比较8.研究结论9.特别说明10.参考文献研究报告附件附件1煤化工技术和行业分析附件2中国煤制天然气行业发展分析附件3关于炼厂制氢原料结构调整建议附件4地下煤气化主产天然气联产氢气初步分析附件5地下煤气化用于IGCC发电初步分析附件6全国及北方省份天然气市场分析一、研究概要地下煤气化生产的粗煤气属于富含甲烷的合成气，含有CH4、H2、CO、低碳烃等有效组分。随着地下气化深度增加和气化压力提高，粗煤气中CH4组分含量逐渐增加、H2组分含量逐渐减少。详见下表。规格深度气化压力Barg组成%vCH4H2COCO2C2+N2200m158375N.A.N.A.N.A.690m512417.512.643.72.10.011400m9137155412N.A.地下气化的粗煤气（干基）典型规格地下煤气化涉及煤层钻完井、气化监测控制、地面集输系统、化工装置等多领域，只有多领域协同发展，实现集约化和规模化，才能形成整体技术优势和具有竞争力。为实现规模化和产业化，产品路线必须大宗化，且产品运输成本可控。一、研究概要《国务院打赢蓝天保卫战三年行动计划的通知》（国发〔2018〕22号）要求：抓好天然气产供储销体系建设，原则上不再新建天然气热电联产和天然气化工项目。按照国家天然气产业政策，地下煤气化生产的粗煤气中的CH4组分，应用于民用清洁燃料，不应用于天然气化工、消耗更多能源转化为化工产品。粗煤气中的合成气组分（H2和CO），可用于合成天然气（SNG）和生产化工产品。概括地说，粗煤气中的合成气组分（H2和CO）可用于生产天然气（SNG）、氢气、合成氨/尿素、甲醇、乙醇、乙二醇、合成油、聚烯烃、发电等。中国现代煤化工的发展是符合中国国情的必然选择，煤化工产品已经成为传统石油化工产品市场中的重要一极。近十几年，煤化工产业的投资热度和投资收益跟随油价几起几落。2018年在60-86美元/桶波动。目前，煤化工产业再次迎来快速发展时期。一、研究概要甲烷合成（甲烷化）F-T合成羰基合成加氢法乙烯+丙烯芳烃燃气-蒸汽联合循环(IGCC)备煤煤煤气化CO变换合成气净化空分空气硫回收煤化工产业链框图柴油/汽油乙二醇电力、热力煤炭直接加氢液化柴油/石脑油煤热解煤焦油/兰炭/热解气

合成气甲醇合成MTPMTOMTA乙醇丙烯SNGPSA氨合成氢气合成氨草酸二甲酯加氢法合成气规模

万Nm3/h28067750201313煤制合成气一、研究概要煤气化是整个煤化工产业的龙头。煤气化是以煤炭为原料、以氧气为主要气化剂、蒸汽作为辅助气化剂，在气化炉内高温下通过部分氧化反应将煤炭转化为气体的过程。生成以CO、H2、CO2、CH4、H2S为主的粗合成气，煤炭中的灰分以渣和灰形式排出。煤炭地下气化技术集建井、采煤、气化三大工艺为一体，变传统物理采煤为化学采煤，综合成本较低，理应在煤气化技术中，占有一席之地和产气量份额。以年产20亿立方米煤制气为例，按本研究设定的煤炭价格400元/吨（低热值23MJ/kg），地下煤气化煤制气项目相比地面气化煤制气项目，每年节约气化用煤的开采、运输、采购等成本约16.2亿元。地下煤气化大幅降低了气化煤的费用和废水废渣处理费用，生产成本比地面气化具有竞争力。一、研究概要序号主项中深层地下煤气化地面碎煤加压固定床气化1气化占地煤田面积广，并不断延伸。气化炉集中固定布置，占地小。2气化区边界质量传递有，热损高无，热损低3气化过程控制复杂、困难。简单、容易。4煤气化压力大于50barg。下游装置投资低，节省压缩功。30-40barg。下游装置投资高，加压功耗大。5粗煤气甲烷含量高于20%v，做天然气产品优势更大。10–12%v，做天然气产品比气流床气化有相对优势6气化煤粒径要求煤层钻井、就地气化。>10mm的碎煤和块煤，煤价高。需要备煤装置预处理气化用煤。7气化煤渣气化煤的废渣留在地下，没有环保压力和处置费用。气化废渣需要场地堆存，污染环境。8管道集输系统有、高投资。没有。9粗煤气预处理复杂。简单。10空分、低温甲醇洗规模空分制氧规模高出约30%。空分、低温甲醇洗等单元投资高、运行费用高。11甲烷化、变换规模甲烷化规模高出约70%。甲烷化、变换等单元投资高、运行费用高。12污水处理废水含有大量的酚类、芳香烃类、杂环化合物等难降解有机化合物，以及高浓度的油、氨氮、盐，可生化性差，处理难度大。污水初步处理后，回注地下。没有地表外排污水。污水处理深度和费用可控。废水具有生化毒性及抑制性物质高，污水处理问题影响全厂生产。污水零排放，成本极高。含盐废水分盐，产品无销路。氯化钠被视为危险废物。13煤制气完全成本不考虑CO2不埋存，1.1233元/标方（含税价）。未考虑厂外天然气长输、铁路运输、水源地取水等厂外工程投资。实际生产成本1.7-1.9元/标方，CO2没有埋存，含全部厂外投资。二、煤制天然气当前，我国天然气对外依存度已接近40%，煤制天然气作为国家能源战略技术储备和产能储备，在保障国家能源安全方面有积极意义。在中国能源结构条件下，煤制气是接替常规气的一条出路。我国煤制气产业发展已近10年，通过技术改造和攻关，逐个突破瓶颈，现已实现了安全、稳定、长周期、高负荷运行。但至今仍处于“惨不忍睹”的示范阶段。我国现有4个煤制气项目投运，总产能51.05亿立方米/年。2018年前三季度总产量为20.06亿立方米。预计四季度受冬季需求旺盛影响，全年总产量有望突破31亿立方米。其中，大唐克旗、庆华伊犁、新疆新天等，使用碎煤加压固定床气化技术，深陷上游煤炭成本高企、中游运输管网垄断、下游气价低迷等困境，出现长期亏损，无力实现良性发展；内蒙古汇能4亿方/年煤制气，使用水煤浆气化技术，产品为液化天然气，无需通过管网运输而实现盈利。二、煤制天然气天然气实际生产成本在1.7-1.9元/立方米，远高于项目可研报告的1.2-1.4元/立方米。克旗2017年生产10.34亿方，报亏6.5亿元。新天生产16亿方，报亏13亿元。先行者们的这些遭遇，导致整个行业在观望情绪中踌躇不前。对于地下中深层气化和超深层气化，甲烷含量高，非常适合于生产天然气产品。产品气中的CH4有76%-88%来自于地下气化，其余部分CH4由H2和CO合成，所建的甲烷化装置规模远小于地面煤制气的甲烷化装置。同时，地下中深层气化和超深层气化相比浅层气化的效率高、可控性好，对地下水资源污染小。本研究依据中深层（690米深）地下煤气化设计指标，按粗煤气制20亿方/年天然气规模，设计工艺流程，评估技术经济指标。二、煤制天然气由于超深层气化的设计数据不全，本研究无法评估其技术经济指标。显然，超深层气化压力更高、粗煤气中的甲烷含量更高，粗煤气用于制天然气时，将比中深层气化更具有技术经济优势。对于煤气化产生的高浓度CO2，考虑直接排放、或回收埋存，项目投资和运行成本存在明显差异。本研究测算了CO2排放和埋存两套技术经济指标指标。其中，CO2直接排放时，天然气完全成本为1.0212元/标方（不含税价）；CO2埋存时，天然气完全成本为1.1782元/标方（不含税价）。两者相差0.157元/标方。每年可回收煤气化产生的高浓度CO2约615万吨，每吨CO2回收成本约51元。项目建设投资139.2亿元（CO2排放）和145.2亿元（CO2埋存）。二、煤制天然气参考文献提供的粗煤气组分含有低碳烃，可回收约17万吨/年。低碳烃副产品降低天然气成本0.214元/标方（不含税价）。对于项目配套燃煤锅炉排放的CO2，直接排放煤气化产生的高浓度CO2时，年排放量约123万吨；回收煤气化产生的高浓度CO2时，年排放量约147万吨。如果捕集锅炉烟气中的浓度9.6%v的CO2，必需配套化工脱碳装置，每吨CO2的回收成本约三百元。现阶段，所有涉及燃煤锅炉的工业行业，均无法承担锅炉烟气的CO2捕集成本。假设今后每吨CO2排放收取45元碳税，煤制天然气成本增加约0.17元/标方。未来地下气化项目宜根据国家相关政策和CO2长输和驱油成本，决策是否回收埋存煤气化产生的高浓度CO2。二、煤制天然气此成本测算未考虑厂外天然气长输、二氧化碳长输、铁路运输、供电、水源地取水等厂外工程。假设厂外工程固定资产投资增加10亿元，天然气成本将增加0.0542元/标方（不含税价）。二、煤制天然气煤制天然气工艺方框流程图三、煤制氢气目前，全世界每年消耗氢气约5000万吨，国内每年消耗的氢气超过1000万吨，居世界首位。其中，90%以上用于石油炼制加氢、合成氨和合成甲醇。制氢工艺有轻烃类水蒸气重整制氢(SMR)、重油、渣油、煤焦等部分氧化制氢(POX)、水电解、甲醇裂解等路线。对炼厂而言，制氢原料路线的选择，主要取决于原料资源的可得性、原料成本、装置规模等因素。国内炼厂制氢原料主要有炼厂干气、天然气、轻石脑油、重油、石油焦和煤等。近十年，越来越多的炼厂基于降本增效，采用煤制氢路线。炼厂原材料成本中，氢气成本是第二大成本项。降低制氢成本是炼化企业降本增效的有效途径。寰球公司对炼厂制氢装置进行了研究，以制氢规模6万方/小时（4.5万吨/年氢气）为例，煤制氢相比天然气制氢，每年节省成本1亿元，具有显著优势。炼油厂配套煤制氢装置，同时副产炼厂三、煤制氢气所需燃料气，可节省炼油厂制氢和燃料用油气资源，节省出来的油气用于提高炼油厂经济效益。中石油所属的抚顺石化、大庆石化和乌鲁木齐石化公司均为炼化一体化装置，其所处地域也有煤炭供应。建议进一步结合炼厂实际情况，研究采用煤（石油焦）制氢替代天然气制氢的可行性。氢能是能源革命重要的探索方向。氢能的大规模商业应用还有待解决以下关键问题：（1）廉价的制氢技术。因为氢是一种二次能源，它的制取不但需要消耗大量的能量，而且目前制氢效率很低。因此，寻求大规模的廉价制氢技术是全球关心的问题。（2）安全可靠的贮氢和输氢方法。由于氢易气化、着火、爆炸、分子量小，如何妥善解决氢能的贮存和运输问题也就成为开发氢能的关键。三、煤制氢气地下煤气化生产的粗煤气中的氢气组分可以通过深冷工艺分离出来，获取低成本氢气。但是，如果地下煤气化项目远离炼厂用户和氢燃料电池车用户，氢气储运费用将抵消地下煤气化制氢的成本优势。本研究对于地下煤气化用于联产天然气和氢气路线，做出初步技术经济分析。不考虑CO2不埋存，设定天然气完全成本为1.0212元/标方（不含税价），则氢气完全成本为0.3444元/标方（不含税价）。项目建设投资145.9亿元，天然气年产15.3亿立方米，氢气年产18.56亿立方米。四、IGCC发电我国的发电能源以电煤为主。2017年，煤电发电量约为42000亿千瓦时，在发电量中约占66.7%，其他任何能源在今后相当长时间内还不可能完全取代煤电在电源结构中的核心地位。从装机容量来看，2017年，煤电装机总量约为10.2亿千瓦，占发电装机总量的58%。研究表明，中国煤电装机总量将于2025年前后达到峰值，峰值在11.5亿~12.0亿kW。十三五期间，国家明确要确保非化石能源发电，彻底解决弃风、弃光、弃水等非化石能源利用问题，国家能源局颁布了一系列煤电去产能政策，严控煤电发展规模。从政策角度而言，煤电要控制发展。IGCC（IntegratedGasificationCombinedCycle）即整体煤气化联合循环发电系统，是将煤气化技术和高效的联合循环相结合的先进动力系统。四、IGCC发电IGCC由两部分组成，即煤的气化与净化部分和燃气/蒸汽联合循环发电部分。第一部分的主要设备有气化炉、空分装置、煤气净化设备（包括硫的回收装置）；第二部分的主要设备有燃气轮机发电系统、余热锅炉、蒸汽轮机发电系统。IGCC技术把洁净的煤气化技术与高效的燃气/蒸汽联合循环发电系统结合起来，既有高发电效率，又有极好的环保性能。国外现有5座IGCC电厂在运行。国内有1座IGCC电站，即位于天津滨海新区的华能天津GreenGen电站示范工程，2012年年底建成投产。电站装机容量为265兆瓦，投资30亿。不考虑折旧成本和财务费用，发电成本为0.4元/千瓦时（含税价）。四、IGCC发电华能天津绿色煤电IGCC中控室四、IGCC发电本研究分析了地下煤气化生产的粗煤气用于I