仇登可

(南京延長反應(yīng)技術(shù)研究院有限公司，江蘇 南京 210000)

眾所周知，我國的能源結(jié)構(gòu)是“富煤、貧油、少氣”，煤炭在能源消費總量中占有主體地位。根據(jù)國家能源局統(tǒng)計，2019年中國能源消費總量約48.6億t標(biāo)準(zhǔn)煤，其中煤炭消費占比57.7%。隨著國家環(huán)保政策的不斷升級，以及天然氣需求量的急劇增加，為了充分利用現(xiàn)有煤炭資源，保證天然氣的需求供應(yīng)，人們正在不斷尋求新的渠道[1]。目前，我國天然氣對國外還存在較大的依賴度，據(jù)統(tǒng)計，2019年天然氣消費總量約3 082億m3，其中進(jìn)口天然氣約1 430億m3，對外依賴度高達(dá)46.4%。因此，要想解決我國天然氣的供應(yīng)問題，必須大力發(fā)展天然氣的替代能源[2]；而且，根據(jù)國家《煤炭深加工產(chǎn)業(yè)示范“十三五”規(guī)劃》綱要，發(fā)展煤制天然氣產(chǎn)業(yè)已被列為國家能源戰(zhàn)略產(chǎn)能儲備和技術(shù)儲備。

“十二五”以來，雖然較多煤制天然氣項目獲得批準(zhǔn)，但實際投產(chǎn)的企業(yè)僅有4家，分別為新疆伊犁新天(20億m3/a)、新疆慶華能源(13.75億m3/a)、大唐內(nèi)蒙克旗(13.3億m3/a)、內(nèi)蒙古匯能(4億m3/a)。煤制天然氣一方面存在投資大、能耗低等問題，另一方面受煤炭價格上漲、天然氣門站價格下跌、產(chǎn)品單一、國家環(huán)保壓力增加等多方面因素的影響，嚴(yán)重制約了煤制天然氣產(chǎn)業(yè)的健康發(fā)展[3，4]。

隨著國家能源結(jié)構(gòu)比重調(diào)整，煤化工的低碳、高效、清潔、高附加值成為其主要發(fā)展方向，針對煤制天然氣產(chǎn)品單一的問題，實現(xiàn)結(jié)構(gòu)轉(zhuǎn)化成為急需解決的問題[5]。本文以某年產(chǎn)13.3億m3煤制天然氣項目為例，提出煤制天然氣聯(lián)產(chǎn)甲醇和乙二醇的技術(shù)工藝路線，通過煤制天然氣聯(lián)產(chǎn)化學(xué)品的工藝系統(tǒng)優(yōu)化，不僅可以提高盈利能力，還能進(jìn)一步增強企業(yè)的市場抗風(fēng)險能力。

1 煤制天然氣工藝技術(shù)

該煤制天然氣項目的原料為褐煤，設(shè)計規(guī)模為13.3億m3/a，煤制天然氣的工藝流程見圖1。該項目通過碎煤加壓氣化來生產(chǎn)粗煤氣后，再通過部分變換冷卻使CO2轉(zhuǎn)化為CO，將H2/CO的比值調(diào)節(jié)至約3.0，然后將調(diào)整好比例的粗煤氣通過低溫甲醇洗技術(shù)，脫除粗煤氣中的CO2和H2S等酸性氣體變?yōu)閮艋瘹?，最后?jīng)過甲烷化技術(shù)和壓縮脫水工藝生產(chǎn)出合格天然氣；除生產(chǎn)主產(chǎn)品天然氣外，同時副產(chǎn)粗酚、混合苯、焦油、硫銨以及硫磺。

圖1 煤制天然氣工藝流程

煤制天然氣項目的主要裝置包括動力、空分、煤氣化、變換、低溫甲醇洗、甲烷化以及硫回收等裝置，其規(guī)模及能力見表1。

表1 工藝主要裝置生產(chǎn)和處理能力

煤制天然氣技術(shù)是以煤為原料，經(jīng)過煤氣化、低溫甲醇洗制取合成氣，再經(jīng)過甲烷化合成天然氣。在煤制天然氣聯(lián)產(chǎn)甲醇、乙二醇生產(chǎn)過程中，前段與煤制天然氣工藝相同，也是需要煤氣化及低溫甲醇洗過程制取合成氣，再通過深冷分離工藝提取出CO和H2等合成氣制取化工產(chǎn)品，兩種工藝路線僅在后端有所不同，這就為現(xiàn)有的煤制天然氣項目聯(lián)產(chǎn)甲醇、乙二醇提供了有利條件。煤制天然氣中，碎煤加壓氣化生成的粗煤氣組成見表2[6]。天然氣的主要成分是甲烷，其中，煤氣化裝置直接產(chǎn)生約45%甲烷，甲烷化裝置反應(yīng)合成約55%。因此，在煤制天然氣聯(lián)產(chǎn)甲醇、乙二醇工藝中，即使取消了原來的甲烷化裝置，也可以通過深冷分離裝置將煤氣化過程中45%的甲烷分離出來，保證天然氣的穩(wěn)定供應(yīng)。且煤氣化產(chǎn)生的H2和CO的含量為52%～64%，H2/CO約2.7，而合成甲醇和乙二醇的最佳H2/CO為2.0左右。因此，由原煤氣化裝置產(chǎn)生的粗煤氣滿足甲醇、乙二醇合成要求，不需要調(diào)整變換反應(yīng)氫碳比。

表2 碎煤加壓氣化粗煤氣組成

綜上可知，采用煤制天然氣聯(lián)產(chǎn)甲醇、乙二醇方案，一是減少調(diào)整氫碳比而產(chǎn)生的碳損失，二是合成氣中存在氫資源富余，可以利用低溫甲醇洗裝置產(chǎn)生的高純度CO2作為甲醇的原料氣，提高綜合資源利用率。

2 天然氣聯(lián)產(chǎn)甲醇、乙二醇工藝

煤制天然氣聯(lián)產(chǎn)甲醇、乙二醇的市場需求和技術(shù)可行性分析參見文獻(xiàn)[7-11]。天然氣聯(lián)產(chǎn)甲醇、乙二醇工藝是通過在低溫甲醇洗裝置后引入深冷分離裝置，將合成氣中的CH4分離出來，作為合成天然氣產(chǎn)品，經(jīng)壓縮后送入天然氣管網(wǎng)。CO和H2作為合成甲醇和乙二醇的原料，分別送入甲醇裝置和乙二醇裝置生產(chǎn)化學(xué)品。天然氣聯(lián)產(chǎn)甲醇、乙二醇工藝流程見圖2。煤制天然氣聯(lián)產(chǎn)甲醇、乙二醇是對原煤制天然氣裝置的改建，新增裝置包括深冷分離裝置、PSA裝置、乙二醇裝置和甲醇裝置，其規(guī)模及能力見表3。

表3 新增工藝主要裝置規(guī)模

圖2 煤制天然氣聯(lián)產(chǎn)甲醇、乙二醇工藝流程

3 天然氣聯(lián)產(chǎn)甲醇、乙二醇成本分析

3.1 單獨煤制甲醇生產(chǎn)成本

甲醇生產(chǎn)路線主要包括焦?fàn)t氣制甲醇、煤制甲醇和天然氣制甲醇3種工藝，分別占比8%、66%和26%；國內(nèi)不同工藝路線生產(chǎn)成本對比見表4。

表4 不同工藝路線的甲醇生產(chǎn)成本

由表4可知，由各地煤炭價格不同，造成煤制甲醇的生產(chǎn)成本相差較大。在煤炭價格為202元/t時，甲醇生產(chǎn)成本約為1 684元/t，當(dāng)煤質(zhì)好、煤價較低時，煤制甲醇的生產(chǎn)成本會更低，相比天然氣制甲醇生產(chǎn)成本1 896元/t，煤制甲醇具有更強的競爭力。焦?fàn)t氣價格決定了焦?fàn)t氣制甲醇的生產(chǎn)成本，在焦?fàn)t氣為0.4元/m3時，甲醇生產(chǎn)成本為1 552元/t，但焦?fàn)t氣制甲醇規(guī)模較小，難以體現(xiàn)規(guī)模效益。總體來說，國內(nèi)煤制甲醇能夠產(chǎn)生明顯的規(guī)模效益，相比其他路線具有較強的成本優(yōu)勢。

3.2 單獨煤制乙二醇生產(chǎn)成本分析

乙二醇生產(chǎn)工藝主要包括乙烯制乙二醇和煤基乙二醇兩條路線。乙烯法的生產(chǎn)成本取決于乙烯價格，乙烯主要來源于石腦油裂解、甲醇制烯烴、煤制烯烴和乙烷裂解；煤制乙二醇的成本取決于煤炭價格。

3.2.1乙烯法制乙二醇生產(chǎn)成本

乙烯工藝主要包括石腦油制乙烯、煤制乙烯和甲醇制乙烯，占比分別為72%、15%和13%，乙烯法制乙二醇的生產(chǎn)成本見表5。

表5 乙烯法制乙二醇的生產(chǎn)成本分析

3.2.2 煤制乙二醇生產(chǎn)成本

在30萬t/a合成氣制乙二醇項目中，若以內(nèi)蒙古原料煤和燃料煤的價格338元/t(含稅)測算，合成氣制乙二醇的成本約4 110元/t，生產(chǎn)成本見表6。

表6 內(nèi)蒙古合成氣制乙二醇成本測算

隨著煤制乙二醇工藝不斷成熟以及開工率提升、規(guī)模效應(yīng)逐步顯現(xiàn)，使得單噸產(chǎn)品的投資、綜合消耗降低，生產(chǎn)成本持續(xù)下降，與石腦油路線相比，市場競爭力得到進(jìn)一步提升。例如通遼金煤、華魯恒升、河南永金大部分乙二醇生產(chǎn)裝置噸成本控制在4 100元左右，能夠與45～55美元/桶區(qū)油價間內(nèi)的石油路線競爭。

3.3 天然氣聯(lián)產(chǎn)甲醇、乙二醇生產(chǎn)成本分析

該煤制天然氣項目聯(lián)產(chǎn)方案的原料成本低，較不同地區(qū)和行業(yè)內(nèi)均有較好的優(yōu)勢，產(chǎn)品甲醇、乙二醇和天然氣能夠靈活調(diào)整生產(chǎn)比例，在某一產(chǎn)品價格受到?jīng)_擊后，可以迅速調(diào)整產(chǎn)品策略，避免成本風(fēng)險。在甲醇和乙二醇供應(yīng)缺口逐步減小、市場競爭加劇的情況下，單一生產(chǎn)甲醇或乙二醇，受原料煤(或石油)價格上漲沖擊較大，同時受市場價格波動影響較大，所以，單一生產(chǎn)甲醇或乙二醇市場抗風(fēng)險和競爭能力較差；煤制氣項目經(jīng)濟效益受煤炭和天然氣兩方面影響，而煤制天然氣聯(lián)產(chǎn)甲醇、乙二醇項目受煤炭、天然氣、石油三方面影響，使得煤炭、天然氣分?jǐn)傦L(fēng)險系數(shù)降低，具有較強的競爭力。因此，調(diào)峰項目的“一頭雙尾”流程特點，可根據(jù)產(chǎn)品價格靈活調(diào)整產(chǎn)量，具有更強抵御天然氣和化學(xué)品價格波動的能力?！耙活^雙尾”可以提升原料利用率及裝置產(chǎn)能，實現(xiàn)企業(yè)效益最大化。天然氣聯(lián)產(chǎn)甲醇/乙二醇成本測算見表7。

綜上所述，單一煤制甲醇成本價約1 700元/t，聯(lián)產(chǎn)甲醇成本約1 459元/t；單一煤制乙二醇成本價4 110元/t，石油基乙二醇成本價5 586元/t(原油65美元/桶)，聯(lián)產(chǎn)乙二醇的成本價約3 460元/t。因此，相比單獨煤制甲醇/乙二醇，天然氣聯(lián)產(chǎn)方案甲醇、乙二醇更具有明顯的成本優(yōu)勢。

4 天然氣聯(lián)產(chǎn)甲醇、乙二醇經(jīng)濟指標(biāo)分析

該項目采用聯(lián)產(chǎn)方案后需增加投資35.6億元，主要包括設(shè)備購置費、材料費、安裝工程費、建筑工程費以及其他建設(shè)費，每個分項的占比見圖3。

圖3 煤制天然氣聯(lián)產(chǎn)甲醇、乙二醇的投資費用

若聯(lián)產(chǎn)方案折舊按照15年計算，煤炭到廠含稅價370元/t，化學(xué)品原料合成氣、其余燃料動力及公用物料價格按照原裝置成本價上浮10%計算；產(chǎn)品甲醇、乙二醇按照近3年均價核算，甲醇含稅價為1 950元/t，乙二醇含稅價為4 750元/t。通過經(jīng)濟核算，若單一煤制天然氣，企業(yè)將處于虧損狀態(tài)；若天然氣聯(lián)產(chǎn)甲醇、乙二醇整體核算，內(nèi)部收益率2.8%，年均利潤2.5億元；若聯(lián)產(chǎn)方案獨立核算，內(nèi)部收益率24.3%，年均利潤8億元。因此，煤制天然氣聯(lián)產(chǎn)甲醇和乙二醇的內(nèi)部收益率大于化工項目基準(zhǔn)收益率，在經(jīng)濟上是可行的，同時建設(shè)聯(lián)產(chǎn)化學(xué)品方案，在目前的原料和產(chǎn)品價格下，企業(yè)可以實現(xiàn)扭虧為盈。

表7 煤制天然氣聯(lián)產(chǎn)方案中甲醇、乙二醇的生產(chǎn)成本

5 結(jié)語

在當(dāng)前煤炭價格上漲、天然氣門站價下調(diào)以及石油價格低迷的背景下，煤制天然氣企業(yè)由于產(chǎn)品結(jié)構(gòu)單一、市場受限，時刻面臨虧損的局面，企業(yè)要改變這種不利局面，需要利用現(xiàn)有煤制天然氣裝置，開發(fā)下游具有高附加值化學(xué)品的工藝路線，創(chuàng)造新的盈利空間。通過實施天然氣聯(lián)產(chǎn)甲醇、乙二醇方案，不僅可以使原有煤制天然氣項目扭虧為盈，還能實現(xiàn)企業(yè)產(chǎn)品結(jié)構(gòu)多樣化，提高企業(yè)的市場抗風(fēng)險能力。因此，天然氣聯(lián)產(chǎn)甲醇、乙二醇技術(shù)是煤制天然氣企業(yè)較好的發(fā)展路線。