【正文】 源十分缺乏。到2009年,我國原油進口超過2億噸,對外依存度超過50% 21世紀(jì)以來,中國內(nèi)地城市化進程加快,我國天然氣市場進入大規(guī)模發(fā)展階段,天然氣消費量增長迅速。我國天然氣需求展望 根據(jù)國家統(tǒng)計局?jǐn)?shù)據(jù),%。 根據(jù)中石油人士預(yù)計,未來我國天然氣市場仍將保持每年需求2020年將達到35004000億立方米。國產(chǎn)氣也將包括常規(guī)天然氣、煤層氣、頁巖氣等非常規(guī)天然氣和煤制天然氣。 我國天然氣主要分布在內(nèi)蒙古、四川和新疆。 據(jù)中國石油人士預(yù)計,2015年全國常規(guī)天然氣產(chǎn)量約1400億立方米。 頁巖氣的商業(yè)生產(chǎn)在我國尚未開始,2010年中美雙方簽署了《美國國務(wù)院和中國國家能源局關(guān)于中美頁巖氣資源工作行動計劃》,通過和西方公司的合作,預(yù)計2015年我國將初步實現(xiàn)10億立方米/年的頁巖氣產(chǎn)能。2020年達到170200億立方米。 截至2010年底,我國已經(jīng)在廣東、福建和上海建成三座LNG接收站,另有8個LNG接收站項目開工建設(shè),預(yù)計2015年以前全部建成,屆時11個LNG接收站的一期工程將形成3180萬噸/年的能力。一期接收來自土庫曼斯坦的天然氣,總供氣能力為400億立方米/年。2010年111月,。 2010年,中國緬甸(中緬)油氣管道工程開工建設(shè),中緬油氣管道將通過天然氣和原油雙線并行,管線全長約1100公里,設(shè)計輸送能力為原油2200萬噸/年、天然氣120億立方米/年。中國石油人士預(yù)計2015年管道天然氣進口量為400500億立方米。到2020年,我國天然氣對外依存度將達到50%左右。中國擬建、在建煤制天然氣項目(產(chǎn)能單位:億Nm3/a)裝置所在地 公司名稱 進度 設(shè)計產(chǎn)能 2015年產(chǎn)能 2020年新增產(chǎn)能 總計產(chǎn)能內(nèi)蒙古鄂爾多斯 內(nèi)蒙古匯能煤化工有限公司 在建 20 20 0 20內(nèi)蒙古鄂爾多斯 神華集團 在建 20 20 0 20內(nèi)蒙古鄂爾多斯 中海油 計劃 80 40 40 80內(nèi)蒙古呼倫貝爾市 華電呼倫貝爾能源有限公司 計劃 40 0 40 40內(nèi)蒙古呼倫貝爾市 華電伊敏煤電公司 計劃 40 0 40 40內(nèi)蒙古赤峰市 大唐集團北京燃氣集團天津津能 在建 40 40 0 40內(nèi)蒙古興安盟 國電內(nèi)蒙古電力有限公司 前期 100 20 80 100內(nèi)蒙古呼和浩特市 北京控股集團 計劃 40 40 0 40陜西榆林 北京控股集團 計劃 80 40 40 80山西大同市 中海油、同煤集團 前期 40 40 0 40山西朔州 山西國際電力集團惠生工程 計劃 40 40 0 40新疆伊犁 中國電力投資集團新汶礦業(yè)集團 在建 60 20 40 60新疆伊犁 中國電力投資集團 在建 60 20 40 60新疆伊犁 潞安集團 計劃 40 0 40 40新疆伊犁 永煤集團 計劃 60 0 60 60新疆伊犁 中煤集團 計劃 40 0 40 40新疆伊犁 慶華集團 在建 55 55新疆昌吉州 神東天隆集團 前期 13 13 0 13新疆昌吉州 華能集團 在建 40 40 0 40新疆昌吉州 河北煤業(yè)化工集團 計劃 40 0 40 40新疆昌吉州 中煤能源集團 計劃 40 0 40 40新疆昌吉州 華電集團 計劃 40 0 40 40新疆昌吉州 開灤集團 計劃 40 0 40 40新疆阿勒泰地區(qū) 新疆廣匯集團 計劃 40 0 40 40新疆塔城地區(qū) 徐礦集團 計劃 40 0 40 40安徽省淮南市鳳臺縣 安徽省能源集團國投新集能源股份有限公司 計劃 20 0 20 20遼寧省阜新市 大唐能源化工公司 在建 40 40 0 40江蘇新沂市 江蘇國信集團山西晉煤集團 計劃 40 0 40 40四川省瀘州市 四川煤氣化有限責(zé)任公司 計劃 20 20 0 20 截至2010年12月,上表所列項目中已經(jīng)獲得國家發(fā)改委審批的煤制天然氣項目共4個,分別是大唐赤峰項目、大唐遼寧阜新項目、慶華新疆伊犁項目和內(nèi)蒙古匯能鄂爾多斯項目。與石油和天然氣進 口戰(zhàn)略通道不同的是,新型煤化工是基于中國油氣匱乏,煤炭相對豐富的資源稟賦特點,并依靠技術(shù)革新的力量,實現(xiàn)石油和天然氣資源的補充和部分替代。在當(dāng)前和未來的國際油價發(fā)展趨勢下,相比非常規(guī)天然氣和進口天然氣,在煤制天然氣具有成本優(yōu)勢,將與其競爭市場空間。包括太倉、昆山和常熟等地擬進行的燃煤機組改造成燃氣輪機熱電聯(lián)供機組,預(yù)計2015年以前用于電廠的煤制天然氣年需要量達35億立方米。 ,。有關(guān)煤化工方面的內(nèi)容是:“重點抓好現(xiàn)有煤制油、煤制烯烴、煤制二甲醚、煤制甲烷氣、煤制乙二醇等五類示范工程”。 煤制天然氣要落實和天然氣管網(wǎng)以及市場銜接。在此之前,國家沒有制定明確的產(chǎn)業(yè)政策和行業(yè)規(guī)劃,也沒有明確項目審批權(quán)限,部分項目在各地自治區(qū)和省級發(fā)改委備案后即開工建設(shè)。這些技術(shù)大都有以下特征:可以采用品質(zhì)較低的煤炭為原料。采用高效的脫硫、脫碳工藝,充分回收原料煤帶來的硫作為副產(chǎn)物。包括太倉、昆山和常熟等地擬進行的燃煤機組改造成燃氣輪機熱電聯(lián)供機組,預(yù)計2015年以前用于電廠的煤制天然氣年需要量達35億立方米。原料路線的選擇 本項目擬建地址位于江蘇省,公路及內(nèi)河運輸網(wǎng)相當(dāng)發(fā)達,具有完善的港口設(shè)施,可以充分利用國際、國內(nèi)的煤炭兩種供應(yīng)渠道,保障項目的原料煤的供應(yīng)。煤氣化工藝技術(shù)煤氣化工藝技術(shù)概況 以煤炭為原料,采用空氣、氧氣、CO2和水蒸氣為氣化劑,在氣化爐內(nèi)進行煤的氣化反應(yīng),可以生產(chǎn)出不同組分不同熱值的煤氣。 由于國內(nèi)“多煤、少油、缺氣”的現(xiàn)狀,沒有石油、天然氣為原料的競爭壓力,所以國內(nèi)煤氣化技術(shù)的發(fā)展就有著強烈的市場需求的推動,發(fā)展速度非?？?。 煤氣化技術(shù)的發(fā)展,總的方向是:氣化壓力由常壓向中高壓發(fā)展。固定床、流化床、氣流床等幾種不同類型的煤氣化技術(shù)均取得了較大的進展和較好的效果。操作條件為:溫度800~1000℃。 常壓固定床間歇式氣化爐(UGI) 常壓固定床氣化技術(shù)是一項古老的煤氣化技術(shù),國際上20世紀(jì)30年代開始采用。煤氣冷卻洗滌塔排出的污水含有焦油、酚類及氰化物,污水處理的成本很高。氣化爐已定型多種型號(Mark 1~Mark Mark +),。 氧耗低。冷煤氣效率代表了煤中的熱量轉(zhuǎn)化為煤氣中熱量的程度,魯奇爐最高可達93%。單爐能力偏小,大型裝置需要并列的臺數(shù)較多,會引起投資增加。如以煙煤為原料用于生產(chǎn)合成氣,要設(shè)CH4蒸汽轉(zhuǎn)化工段(例如山西潞城引進裝置)。 BGL煤氣化爐 BGL煤氣化技術(shù)由英國煤氣公司(British Gas)開發(fā)完成,并獲得德國魯奇公司(Lurgi)的協(xié)助。 粗氣的出口溫度僅為300~550 ℃,提高了氣化過程的熱效率,節(jié)省了氧氣消耗,大幅度降低了廢熱回收的需求和設(shè)備成本。與這些技術(shù)相比,BGL熔渣氣化技術(shù)的冷煤氣效率最高(89%)、碳轉(zhuǎn)化率最高(%)、熱效率最高、氧耗最低。經(jīng)過冷凝,脫焦和油后,分離出一定量的廢水。 粗氣中分離的焦油?輕油等即可做為有價值的副產(chǎn)品商業(yè)化外售,也可經(jīng)回路管道經(jīng)氣化爐噴嘴與氣化劑混合后噴入爐中重新參與氣化。位于德國的黑水泵廠即是在制作型煤過程中,將含水量55%的褐煤干燥到含水量僅12%,不加添加劑,高壓制成氣化爐用的型煤,實現(xiàn)高效氣化。 流化床氣化爐 流化床技術(shù)特點:爐內(nèi)氣體流速較大,煤粒懸浮于氣流中作相對運動,呈沸騰狀,有明顯床層界限,停留時間數(shù)分鐘。原料煤種適應(yīng)性強。 氣化爐設(shè)備本體的結(jié)構(gòu)比較簡單,沒有固定床復(fù)雜的爐箅和攪拌破粘結(jié)構(gòu),也沒有氣流床的高溫煤粉(或煤漿)燒嘴,沒有內(nèi)部件、移動件和膨脹節(jié)。 綜合能源系統(tǒng)有限公司(“SES”)是專門從事流化床煤氣化技術(shù)開發(fā)和推廣的一家技術(shù)型公司。如使用印度尼西亞的褐煤,每臺粗煤氣產(chǎn)量為158534Nm3/h。褐煤、煙煤、次煙煤,各類生物質(zhì)能使用比無煙煤年輕的