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新型煤化工五大產業鏈技術經濟全分析

新型煤化工五大產業鏈技術經濟全分析

 

煤制油:重在夯實技術基礎

 

-新型煤化工項目五大產業鏈技術經濟性分析之一

 

    在已經確定的5個新型煤化工路徑中,煤制油爭議最大。

  反對者認為:煤制油能耗高、水耗大、污染重、產品全生命周期能量轉化效率低,項目的經濟、技術、環保風險都較大。

  “煤經不同方式轉化后,可以獲得石油化工所能生產的一切產品,但就能源轉化效率來看,煤制油無疑是最低的!敝袊こ淘涸菏拷鹩繉τ浾哒f。他以國內目前已經工業化運行的煤轉化裝置的實際數據為例,采用費托合成工藝生產油品(即煤間接制油),1噸標準煤可獲得266千克柴油,燃燒后得到11.87吉焦熱量。再將這些油品用于柴油車燃料,按目前柴油發動機能量轉化效率30%計算,可獲得3.56吉焦的軸機械功。同樣的道理,1噸標煤直接液化可獲得263千克柴油,最終只能轉換為3.3吉焦軸機械功。

  但如果用1噸標煤生產天然氣,則可獲得460立方米甲烷,燃燒后得到16.56吉焦熱量。這些甲烷用作汽車燃料,可轉換超過4.7吉焦的軸機械功;若用同等數量的煤生產甲醇,可獲得698千克甲醇,燃燒可獲得15.82吉焦熱量,這些甲醇用作汽車燃料,按汽油發動機26%效率計算,可獲得4.13吉焦軸機械功;如果用1噸標煤通過超超臨界發電,可獲得13.2吉焦電能,再按電機效率70%推算,可轉換為9.24吉焦軸機械功!帮@而易見,如果目標產品是車用燃料,煤制油的能量轉化效率和資源利用效率十分低下,不宜規模發展!苯鹩勘硎。

  “煤直接液化會產生大量渣油,需重新加工處理才能得到柴油餾分,導致其能耗尤其氫氣消耗居高不下。而且,所得的柴油十六烷值不足40,又含有一定的氮、硫組分,必須調和處理后才能使用,綜合效益并不理想!敝袊こ淘涸菏織顔I尤其不看好煤直接液化項目。

  然而,煤制油路徑也不乏支持者。他們認為:隨著石油資源的減少,我國獲取石油的難度和成本越來越高。中國又是邁步工業化的發展中國家,對石油資源的需求仍將持續增加。如果不根據我國富煤貧油少氣的資源稟賦特點,提前培育發展煤制油產業,一旦國際風云變化,比如馬六甲海峽或霍爾木茲海峽因地緣政治或戰爭而航運受阻,中國的能源安全將受到極大的威脅。

  “將不同路徑與不同產品生產過程的能源轉化效率進行比較毫無意義,現實情況不是中國想不想發展煤制油,而是脆弱的石油保證能力迫使我們必須發展煤制油。況且,已經投產的煤間接液化與煤直接液化裝置實際運行效果表明,煤制油項目具備較強的盈利能力和較好的社會效益!敝锌坪铣捎凸煞莨靖呒壒こ處熖坪昵嗾J為。

  他向記者介紹:神華108萬噸/年煤直接液化裝置,經過連續的技術攻關和工藝優化,現已實現長周期高負荷運行,去年下半年至今產生了較好的經濟效益。與神華煤直接液化項目相比,煤間接制油的效果更好。目前,采用中科合成油股份公司費托合成技術建設的神華18萬噸/年、潞安16萬噸/年、伊泰16萬噸/年三個煤間接制油項目,均實現了長周期滿負荷穩定運行,獲得了良好的經濟效益。從國外看,南非沙索公司半個世紀以來良好的財務報表和社會形象,也足以證明煤間接制油具有強大的生命力和廣闊的前景。

  “從油品質量看,煤間接液化獲得的柴油,其十六烷值達65,高于國家標準(45),且不含硫、氮、磷以及重金屬離子,能滿足歐Ⅳ甚至歐Ⅴ油品質量要求。這樣的油品不僅能直接用于車用燃料,還成為不少加油站增加油品十六烷值的首選調和油,是真正意義的高熱值清潔燃料!眱让晒乓撂┟褐朴陀邢薰径麻L齊亞平說。

  中國工程院院士陳俊武在接受記者采訪時亦表示:中國發展煤制油具有現實意義與戰略意義。但煤制油項目的經濟規模應在100萬噸/年以上,且應由國家規劃輸油管網。同時,應根據煤制油品的特點,重點開發航空煤油、潤滑油基礎油等高附加值產品,避免與煉油行業在低端市場惡性競爭。

  也許正是綜合考慮了業內對煤制油的不同意見,除神華百萬噸示范項目外,國家至今未再批準新的煤直接液化項目,也未給予任何煤直接液化項目“路條”,但不久前批準了潞安集團150萬噸/年煤間接制油項目。加上此前已經獲批的神華寧煤400萬噸/年項目,“十二五”期間,我國將有2個百萬噸級煤間接制油項目建成投產。

  “現階段,煤制油主要還是以示范驗證為主,不宜盲目擴大規模!眹夷茉淳帜茉垂澕s與科技裝備司司長李冶表示,從保證國家能源戰略安全考慮,我國必須要有自己的煤制油工業化成套技術。但煤制油又屬技術、資金、資源密集型項目,尤其對水資源需求巨大,還伴有大量二氧化碳排放,其經濟性也受到國內外石油價格及能源價格波動的影響。在這種情況下,國家對煤制油項目的審批十分慎重。

目前,采用我國完全自主知識產權的神華集團百萬噸煤直接液化工業化裝置已經實現了較高負荷運行,并在進行二氧化碳捕集與封存試驗。今后,將繼續通過不斷調整和優化,探索出煤直接制油以及“三廢”處理與資源化利用成套工業化技術體系。伊泰等3套煤間接制油裝置雖然實現了長周期滿負荷運行,并取得了較好經濟效益。但我國自主開發的費托合成油技術,能否放大到百萬噸甚至更大規模,仍需示范裝置進行驗證,其相關參數也需放大后持續改進和優化,以便為國家提供先進、可靠、實用的技術,夯實我國煤代油戰略的技術基礎。因此現階段,煤制油仍將以示范為主。

 

煤制烯烴“錢景”未必樂觀

 

-新型煤化工項目技術經濟性分析之二

 

    煤制烯烴(含外購甲醇制烯烴及煤制丙烯,下同)是國家層面比較認可的第二個新型煤化工路徑。除已經建成投產的神華包頭60萬噸/年、中原石化20萬噸/年、浙江禾元60萬噸/3MTO項目,以及大唐多倫46萬噸/年、神華寧煤50萬噸/2MTP項目外,今年以來,又有中石化貴州織金60萬噸/年、中石化河南60萬噸/年、中煤陜西榆林60萬噸/年、甘肅華鴻匯金平涼60萬噸/4MTO項目獲得國家發改委“路條”。另外,正在建設的徐州海天化工60萬噸/年、惠生(南京)公司29.5萬噸/2MTO項目,以及甘肅華亭煤業20萬噸/MTP等項目均計劃于今年下半年投產。

“截至3月底,DMTO技術已經對外許可19套,合計烯烴產能1500萬噸/年。其中,9個在建項目2015年底前將全部投產!敝袊尻柺こ坦靖笨偣こ處熈糊埢τ浾哒f。

記者了解到,已經獲得國家發改委“路條”的中石化貴州與河南兩個60萬噸/年煤制烯烴項目,將采用中石化自己開發的SMTO技術;甘肅華亭煤業20萬噸/年等MTP項目,將引進德國魯奇公司MTP技術。粗略統計,到2015年,我國煤制烯烴總產能將達1450萬噸/年。2017年底前,我國煤制烯烴總產能將達1950萬噸/年。

 

煤制天然氣的成敗取決于長距離管輸

 

-新型煤化工項目技術經濟性分析之三

 

雖然國內目前尚無一套商業化運營的煤制天然氣裝置,但煤制氣的技術經濟性顯然已經得到國家層面的認可。專家指出,煤制氣項目在解決了技術瓶頸、保證了市場需求之后,管輸問題成為項目成功的關鍵。

  繼“十一五”批準大唐克旗40億立方米/年、大唐阜新40億立方米/年、慶華伊犁55億立方米/年、匯能鄂爾多斯16億立方米/年四個煤制氣項目之后,今年以來,又有中電投霍城60億立方米/年、山東新汶礦業伊犁40億立方米/年、國電興安盟40億立方米/年等8個煤制氣項目獲得國家發改委“路條”,從而使煤制氣成為獲批項目最多的新型煤化工路徑。

  “這主要因為煤制氣已不存在懸而未決的技術難題,國內需求旺盛,同時能解決新疆、內蒙古等西部富煤地區的煤炭深加工問題,促進地方經濟發展!标兾魇Q策咨詢委員會委員賀永德告訴記者。他說,德國魯奇、英國戴維和丹麥托普索公司目前均掌握了甲烷化成套技術,其中魯奇公司的技術在日處理褐煤1.85萬噸的美國大平原煤制氣工廠經過了30多年的驗證。為確保項目成功,“十一五”獲批的四個煤制氣項目,全部采用國外技術;今年獲得“路條”的8個煤制氣項目,大多也將引進國外技術。中科院大連化物所自行設計的5000立方米/日煤制天然氣甲烷化中試裝置已在河南義馬氣化廠實現了長周期穩定運行,國產甲烷化技術也趨于成熟,煤制氣項目已經基本不存在技術難題。

  煤制天然氣的市場前景同樣被業內看好。據了解,“十一五”以來,我國天然氣產量和消費量持續快速增長,供需缺口不斷拉大。2012年,全國天然氣產量1077億立方米,消費量1471億立方米,供需缺口達394億立方米。據權威機構預測:受居民消費快速增長推動,今后5~10年,我國天然氣需求量仍將持續大幅增長。2015年,我國天然氣需求量將達2600億立方米,2020年將超過3200億立方米;然而,國內天然氣產量(含煤層氣)屆時將分別不會超過1850億立方米和2200億立方米,供需缺口高達750億立方米和1000億立方米!叭绱舜蟮墓┬枞笨,給煤制氣項目提供了巨大的發展空間,5~10年內煤制氣不會遭遇產能過剩困擾!辟R永德說。

  石油和化學工業規劃院副院長白頤對煤制氣的經濟性給予了肯定。她說,以新疆、內蒙古目前的煤炭價格計算,在當地建設煤制氣項目,生產成本在1.2~1.5元(每立方米,下同)。按照全線平均管輸費1.2元計算,城市門站均價為2.4~2.7元。與西氣東輸二線相比,煤制氣具有0.5元以上的優勢。若與進口LNG相比,煤制氣有2元以上的優勢。后期如果天然氣價格上調,則煤制氣的價格優勢會更加明顯。

  “在國家確定的幾大新型煤化工示范路徑中,煤制氣的能量轉化效率相對較高,但二氧化碳排放強度也很大?紤]到日益加劇的環境約束和排碳壓力,煤制氣項目不宜獨立布局,而應通過煤分質利用,先熱解提取煤焦油,對煤焦油深加工,同時將熱解氣中甲烷提取,并用半焦造氣生產甲烷氣。同時建設余熱發電、‘三廢’處理、二氧化碳捕集與利用等配套設施,借助煤基多聯產,大幅提高能源、資源利用效率,提升項目綜合競爭力!眹夷茉疵禾糠仲|清潔轉化重點實驗室主任、陜煤化集團副總經理尚建選表示。

  中科合成油公司高級工程師唐宏青等專家則提醒說,煤制氣項目雖然沒有技術難題,短期內也無產能過剩之虞,并具有生產成本優勢,但若不能解決管輸問題,同樣會面臨巨大風險。

  這是因為,綜合考慮各種因素,煤制氣宜集中在新疆、內蒙古等地建設。但上述地區距離天然氣主要消費市場遙遠,如果不能借助方便、低成本的管道輸送,而是將制得的天然氣壓縮后再通過鐵路或公路運至中東部地區,不僅會大幅增加項目投資,還要支付高昂的運費(液化天然氣從新疆、內蒙古運往中東部地區,噸產品運費少則500~600元,多則上千元),且無法保證天量天然氣安全、順利、快捷地運輸銷售。上述任何一種情況的發生,都將使項目原本擁有的成本優勢蕩然無存,經濟效益與社會效益大打折扣。甚至可能使投資者進退維谷,引發連鎖反應,繼而毀掉整個煤制氣產業。據透露,已有一個煤制氣項目因管輸問題沒有落實到位而推遲了投產期,使企業蒙受了巨大損失,在建擬建的眾多項目,應以此為鑒,不可重蹈覆轍。

“目前中國天然氣管網主要由中石油、中石化經營,煤制氣又必須通過管網輸送才能盈利。而要想順利入網,煤制氣企業就得在價格上做出讓步,使盈利項目變得微利!笔秃突瘜W工業規劃院無機化工處處長李志堅這樣表示。

對此,唐宏青提出了四點建議:一是國家層面要集中布局煤制氣項目,且一個地區的規模至少應在100億立方米以上,以便集中管輸;二是在布局煤制氣項目時,要同步規劃管輸工程,確保項目一投產即能通過管道方便、快捷、安全地輸送到目標市場;三是綜合考慮投資、運行與環保費用,煤制氣項目最好以褐煤為原料,采用氣流床氣化和絕熱甲烷化工藝,以及高鎳催化劑;四是要對煤制氣實施總量控制,防止后期頁巖氣規;_發導致國內天然氣供應格局改變對項目帶來沖擊和影響。

 

煤制乙二醇商機與風險同在

 

-新型煤化工項目技術經濟性分析之四

 

  “五大新型煤化工路徑中,最科學合理也最具前景的當屬煤制乙二醇!标兠夯瘓F副總經理尚建選在接受記者采訪時表示,無論是煤經合成氣一步法生產乙二醇還是兩步法生產乙二醇,都是將煤這種大分子物質變成高附加值的小分子物質,技術路線合理,工藝流程短,整體能耗優于石油路線。并且,國內乙二醇長期供不應求。相比新型煤化工的其他路徑,煤制乙二醇的技術經濟性最好,前景最為廣闊。

有關統計數據似乎也印證了尚建選的看法。2001年,我國乙二醇產能、產量、表觀消費量和進口量分別為100.94萬噸、80.75萬噸、240.23萬噸和169.70萬噸,十年后即2011年,上述數據分別增至385.9萬噸、320萬噸、1047萬噸和727萬噸,年均分別增長28.23%、29.63%、33.58%32.84%。2012年,我國乙二醇表觀消費量進一步增至1160萬噸,進口量794萬噸,然而自給率卻僅為31.3%。

“主要原因一是核心技術被國外控制,二是市場被國內石油巨頭壟斷!狈治鰢鴥纫叶甲越o率持續低位的原因,DMTO首席科學家、中科院大連化物所副所長劉中民說。

 

 

煤制芳烴:市場呼喚規;

 

-新型煤化工項目技術經濟性分析之五

 

  作為五大新型煤化工路徑之一,煤制芳烴因國內幾個對二甲苯(PX)項目難以按期實施而更加受到社會關注,其前景也普遍被業內看好。專家指出,煤制芳烴無論技術、經濟效益還是市場前景,都有良好的發展基礎和潛力,能否發展壯大,取決于能否加快技術的工業化推廣應用,能否盡快建成數套幾十萬乃至上百萬噸的工業化項目。簡而言之,煤制芳烴能否形成氣候,關鍵要看項目能否順利實施且形成一定規模。

  首先,煤制芳烴的關鍵技術已經攻克。

  目前,全球95%以上芳烴是通過煉油企業的芳烴聯合裝置得到的。隨著石油資源減少、價格攀升以及原油重質化程度加劇,石油路線獲取高純PX的成本越來越高,且因原料供應趨緊無法滿足需求。為此,從上世紀80年代起,國內外開始煤制芳烴技術的研究。其中,?松梨、際特、BP以及中科院山西煤化所、大連理工大學、中石化上海石化研究院等先后開發出固定床甲醇制芳烴技術;德國伍德、中科院大連化物所、清華大學等單位則成功開發出流化床甲醇制芳烴技術。

  201226日,內蒙古慶華集團采用中科院山西煤化所固定床一步法甲醇制烴類技術,建成10萬噸/年工業化裝置,經工藝優化和調節,所得產品中芳烴占比超過80%。20127月,陜煤化集團與中科院大連化物所成功完成甲醇甲苯制PX聯產低碳烯烴循環流化床技術百噸級工業化試驗,并于當年1023日通過了石化聯合會組織的成果鑒定。該技術甲苯轉化率達18%~35%,PX在二甲苯異構體中的選擇性≥98%,乙烯和丙烯在C1~C5中的選擇性達81%,具有綜合能耗低、PX收率高、成本低的特點。

  與大化所相比,中國石化的甲苯甲醇生產PX工業化進程更快一些。20121227日,由中石化自行設計的20萬噸/年甲苯甲醇甲基化制取PX裝置完成工業運行試驗。該裝置依托揚子石化原有20萬噸/年甲苯擇形歧化裝置改造而成,以石油產品之一的甲苯和煤化工產品之一的甲醇為原料生產PX,開辟出煤炭、石油資源相結合的新資源利用途徑。

  2013113日,由中國華電集團與清華大學合作開發的萬噸級甲醇制芳烴工業試驗裝置一次投料成功并生產出合格PX,這也是世界首套原料僅為甲醇的甲醇流化床制PX裝置。

至此,中國分別掌握了固定床、流化床、甲苯甲醇制PX和甲醇直至此,中國分別掌握了固定床、流化床、甲苯甲醇制PX和甲醇直接制PX四項技術,且全部通過了中試或工業化運行驗證,煤制芳烴的技術水平世界領先。

 

    (來源:中國化工報  作者:陳繼軍)

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