唐凤金 张宗飞 晏双华 王光友 姜赛红 杨 珂 游 伟 章卫星

中国五环工程有限公司 武汉 430223

煤制天然气属于新型煤化工产业，通常指采用已开采原煤，经过气化工艺制取天然气。煤制天然气的能源转化效率较高，技术已基本成熟，是生产石油替代产品的有效途径。近年来，我国天然气的供需矛盾突出。

我国煤制天然气起步较晚，目前煤制天然气的示范项目包括大唐国际内蒙克什克腾旗项目、大唐国际辽宁阜新项目、神华集团内蒙古鄂尔多斯项目等。煤制天然气项目还未全面铺开，天然气供不应求的局面将会长期存在。在此形势下，煤制天然气作为液化石油气和天然气的替代和补充，对于缓解天然气供求矛盾、保障能源安全具有重要意义，有发展前景。

1 市场

根据新一轮油气资源评价和全国油气资源动态评价，我国常规天然气地质资源量为52 万亿立方米，可采资源量约32 万亿立方米，主要分布在西北、西南和近海地区。近年来，随着我国经济持续快速增长，节能减排工作力度不断加强，市场对天然气的需求大幅度增加。过去13年中，中国天然气消费量年均增长约16%，2013年天然气消费量为1676 亿立方米，比2000年增长7.4 倍;天然气消费量占一次能源的比重也由2000年的2.4%上升到2013年的5.9%。统计数据表明我国已成为世界第三大天然气消费国。

2010年天然气需求1100 亿Nm3，市场缺口约200 亿Nm3，2012年天然气市场缺口约394 亿Nm3，2013年天然气市场缺口约467 亿Nm3，预计2015年天然气需求2600 亿Nm3，市场缺口约800亿Nm3，到2020年天然气消费比重占到10%的时候，天然气的需求量或将达到3800 亿Nm3。

国产常规天然气产量稳定增加，但近年约12%以下的产量增速赶不上近20%的国内天然气消费量增速，常规天然气短期内的增长满足不了国内的消费需求。虽然非常规天然气相对于常规天然气储量大，但其开发难度更大，我国在这方面的开发才刚起步。

综上所述，国产天然气整体供给增速在短期内很难跟得上需求的增速，为填补市场需求缺口，进口和代用天然气的生产是必然趋势。利用我国煤炭资源相对丰富的特点发展煤制天然气产业，应是缓解我国天然气供求矛盾的有效途径。

2 政策

国家发改委发改办工业［2006］2452 号文《对煤化工产业中长期发展规划》指出: “我国天然气资源不足，市场需求量大，近年民用燃气增长较快，不仅供需矛盾突出，而且调峰压力越来越大。在煤炭价格较低的地区生产煤制天然气，通过管道送至天然气市场，有利于缓解天然气供给和调峰压力。”

2007年8月30日，国家发改委颁布了《天然气利用政策》，将天然气利用领域分为四大类:城市燃气、工业燃料、天然气发电和天然气化工。其中，居民生活用气等城市燃气为优先类，政策给予支持和保障;而天然气化工、部分地区的天然气发电等项目被列为限制类和禁止类。

2009年9月，国务院同意发改委等部门《关于抑制部分行业产能过剩和重复建设引导产业健康发展的若干意见》，并下发通知要求各部委及地方政府认真贯彻执行。

从国家的产业政策来看，对于一哄而上的煤化工项目有保有压，但是对煤制天然气，没有采取特别的抑制政策，其主要原因是中国对清洁能源的需求没有出现产能过剩的情况。

2010年5月31日，国家发改委发出关于提高国产陆上天然气出厂基准价格的通知 (发改电〔2010〕211 号)。通知提出适当提高国产陆上天然气出厂基准价格，取消价格“双轨制”。各油气田(含西气东输、忠武线、陕京线、川气东送)出厂(或首站)基准价格每千立方米均提高230 元，另外理顺车用天然气与汽油比价关系。按照与90 号汽油最高零售价格不低于0.75∶1 的比价关系，理顺车用天然气价格，保持车用气的合理比价。

近年来，国内天然气需求快速增长，激发了各地投资建设煤制天然气项目的热情。由于煤制天然气是新兴产业，国家尚未制定明确的产业政策，项目示范工作正在进行。国发［2009］38 号文件对煤制天然气产业发展有关事项进行了规定，煤制天然气项目必须在国家能源规划指导下统筹考虑、合理布局;在国家出台明确的产业政策之前，煤制天然气及配套项目由国家发改委统一核准。

2013年9月出台的《大气污染防治行动计划》，“制定煤制天然气发展规划，在满足最严格的环保要求和保障水资源供应的前提下，加快煤制天然气产业化和规模化步伐。”

根据《中华人民共和国国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要》的总体要求，为扩大天然气利用规模，促进天然气产业有序、健康发展，发改委、能源局组织编制了《天然气发展“十二五”规划》。

为缓解一些地区天然气供需紧张的情况，国务院办公厅于2014年4月23日转发国家发改委《关于建立保障天然气稳定供应长效机制若干意见》的通知，明确我国将建立保障天然气稳定供应长效机制，增加天然气供应，到2020年天然气供应能力达到4000 亿立方米，并力争达到4200 亿立方米。

国家曾一度收紧煤制气审批，在2011年之前，国家发改委仅核准了大唐内蒙古赤峰、大唐辽宁阜新、汇能鄂尔多斯和庆华新疆伊犁等4 个煤制气项目，年产能共计151 亿立方米。2013年下半年有7 个煤制气项目获得发改委批准。包括总投资1830 亿元的新疆准东煤制天然气示范项目。据统计，截止2013年9月，国家发改委共计审批煤制天然气项目19 个，年产能达771 亿立方米，远远超过《天然气发展“十二五”规划》中“150 亿～180 亿立方米”的规划要求。这些项目中，2013年以后审批的产能高达620 亿立方米，占总产能的80%以上。如果把各地建成、在建或拟建的煤制气项目加在一起，到2014年4月，一共有60 多个，年总产能达到2700 多亿立方米。

3 工艺技术

煤制天然气是煤炭经气化、净化(变换和低温甲醇洗)和甲烷化等工艺转化成具有高甲烷含量(94% ～96%)的燃气，亦称替代天然气。主要工艺流程:煤炭与来自空分的氧气经过气化产生粗煤气，经过变换和低温甲醇洗处理制备合成气，再经过甲烷化处理，生产代用天然气(SNG)，干燥、压缩后并入管网或者液化成LNG。

从单个工艺装置来看，空分、变换及低温甲醇洗是在煤制合成氨、煤制甲醇及煤制油等煤化工项目中已得到广泛应用的成熟技术，因此对煤制天然气而言，需要选择的主要是煤气化及甲烷化技术。

3.1 煤气化工艺技术

3.1.1 概述

国外煤气化技术至今已有200 多年历史，先后研发100 多种气化炉，实现工业化的有10 余种，如GE、Shell、GSP、Lurgi、KBR、U - Gas、Prenflo 等。而我国煤气化技术起步晚，最早于20 世纪30年代大连、南京UGI 炉合成氨。但我国煤气化技术发展较快，国内开发的煤气化技术也已经在煤化工的多个方面发挥作用，如碎煤加压气化、四喷嘴、航天炉、多元料浆、二段炉、灰融聚、东方炉、清华炉等。国内外这些煤气化技术都有可能成为煤制天然气的工艺技术。

煤气化工艺选择应考虑的因素:①煤质;②最终产品及用途;③装置规模;④可靠性及环保要求。可供选择的煤气化技术较多，按主要类型可分为固定床、流化床和气流床3 大类。

(1)固定床工艺特点

固定床煤气化工艺典型代表是碎煤加压气化工艺，其特点:①一般采用5 ～50 mm 的块煤进料，要求煤的反应性好、无粘结性和弱粘结性、机械强度较高、灰熔融性温度较高。适宜的煤种为褐煤、次烟煤、贫煤和无烟煤，对一些水分较高(20 ～30%)和灰分较高(如30%)的劣质煤也适用。与气流床工艺相比，碎煤加压气化采用碎煤为原料，入炉煤的处理费用低;②粗煤气中含有大量CH4，达10%左右，可有效减少甲烷化装置的负荷、投资和操作费用;③气化为干法排灰，适用纯氧气化，采用较高汽氧比，防止结渣。因此，氧耗较低，约为气流床氧耗的70%，节省空分制氧设备上的投资;④工艺流程复杂，主要是副产品回收、废水处理的工艺过程复杂且技术难度较大;⑤固定床气化为多联产工艺，主要为合成天然气，另外还副产大量焦油、油、酚、氨、硫等。焦油、油经简单加氢脱硫后可作为燃料油销售，氨可作为生产硫铵的原料。

(2)流化床工艺特点

流化床煤气化工艺典型代表是KBR 气化工艺，其特点:①加压气化，操作温和。操作压力34 ～40bar，操作温度900 ～1000°C;②适合高灰份和高水份的低阶煤，如褐煤、次烟煤等;③粗煤气中有一定含量的CH4，一般在5%左右，适合于生产城市煤气和代用天然气;④较低的水耗量和氧耗量，且废热锅炉副产大量高品位的过热高压蒸汽。

(3)气流床工艺特点

气流床煤气化工艺典型代表有荷兰Shell、德国GSP 干法粉煤加压煤气化工艺和美国GE 湿法水煤浆加压煤气化工艺，其特点:①高温、高压、富氧气化。气化炉的压力为2.0 ～8.0 MPa，要求采用90% 以上颗粒小于100 μm 的煤粉，采用纯氧+水蒸汽作为气化剂，气化炉炉膛中心的火焰温度可达2000℃，气化炉出口温度可高达1200 ～1400℃;②粗煤气中有效气CO +H2≥90% ，基本不含CH4，常用于合成氨装置及甲醇装置的合成气;③由于是高温气化，粗煤气中焦油、酚、氨、萘、HCN、碳氢化合物及粉尘极少。粗煤气的净化及污水处理流程简单，环境友好;④单炉生产能力大，碳转化高达96% ～99%;⑤煤种适应性方面，GSP 气化工艺和Shell 气化工艺对煤种适应性较为宽泛，而GE 气化工艺要求煤的成浆性好，煤浆的质量分数要求在60% ～65%之间，故其煤种适用范围相对较窄。

3.1.2 典型煤气化技术比较

近期，随着国家有关政策倾向及天然气市场需求不断扩大，国内煤制天然气升温。煤气化技术供应商也不断升级和优化其气化技术抢占国内市场。鲁奇公司推出MK+气化技术，Shell 推出投煤量3000 t/d 激冷炉型，GSP 推出投煤量为3000 t/d 的炉型，国内航天炉及东方炉也借势开拓市场。表1 为以烟煤为原料年产20 亿方天然气、采用以上的技术经济比较。

表1 典型煤气化技术用于SNG 项目的比较

(1)投资。Shell 投资较高，碎煤加压、KBR、航天炉及东方炉投资较低，Mark +及GSP 炉投资居中。

(2)技术。碎煤加压气化技术及Shell 技术在国内运行多年，技术成熟可靠。MK +鲁奇在MKV基础上升级的炉型，技术先进，但在国内还没有实际运行经验。KBR 在国内的东莞IGCC 及苏尼特乙二醇项目仍在建设，在美国的4000 t 级装置尚未开车运行。GSP 的2000 t 级的炉型在神华宁煤烯烃项目有5 台在运行，运行逐渐稳定。航天炉750t级的炉型在国内运行业绩较多，运行稳定可靠，1500 t 级的炉型已在国内开车运行，正在优化其技术。东方炉在扬子石化建设的1000 t/d 示范装置于2014年1月底开车，经过调试从3月19日连续运行至今，中安煤制烯烃项目采用7 台(5 +2)日投煤量1500 t/d 的东方炉目前已经完成总体设计，气化炉正在制造，运行稳定性有待验证。

(3)产品需要及安全环保。固定床碎煤加压气化及MK + 气化技术，粗合成气中甲烷含量较高，达到10%左右，流化床中的KBR 气化技术中甲烷含量也较高，达到5%左右，对于煤制天然气项目来说，这是其优势。但固定床气化后污水排放较多，难处理，处理成本较高。而流化床气化对环境污染相对较小，污水少，且易处理。因此，若要采用固定床加压气化技术，必须要注意污水处理问题。

(4)国产化。国产化率也是引进气化技术时需要重点考虑的因素，因为在国家层面，对工厂设备的国产化率有严格的要求。GSP 国产化最低，Shell 设备已基本实现国产化，部分阀门及关键设备需进口。

3.1.3 SNG 气化技术应用情况

目前成熟的煤制天然气气化技术主要:碎煤固定床加压气化技术、水煤浆气化及粉煤加压气化，国内目前上马的煤制气项目除内蒙古汇能项目采用多元料浆气化技术外，其余如大唐克旗和新疆庆华55 亿Nm3/a 的煤制气项目(一期13.3亿Nm3/a)均采用的是碎煤固定床加压气化技术，该技术优势是生产成本较低，但劣势是大量含酚废水难以处理。

对于长焰煤和褐煤这样的低阶煤(水分和灰分均在30% ～40%)，煤种成浆性差，水煤浆气化就不合适;采用干粉气化，需要设置预干燥系统，后续变换和甲烷化投资增大，占地庞多，总投资较大。另外，煤种灰分太高，也不利于干粉气化操作，企业可能会采用折中选择固定床加压气化工艺。若煤种合适，宜首选洁净高效、稳定运行的气流床气化技术。

3.2 甲烷化工艺技术

用于煤制天然气的大规模甲烷化工艺，国内研究起步较晚，目前国内已投产和在建的煤制天然气项目均引进国外工艺包和甲烷化催化剂。

随着煤制天然气项目的增加，国内对于该技术的研发速度加快，包括大连化物所、西南化工研究院、中国五环工程有限公司等在内的相关单位对用于煤制天然气的大规模甲烷化技术及催化剂也进行了大量的研究，并取得实质性进展。

3.2.1 国外

丹麦托普索公司、英国戴维公司及德国鲁奇都拥有甲烷化技术。

(1)托普索公司

托普索公司开发甲烷化技术可以追溯至20 世纪70年代后期，该公司开发的甲烷化循环工艺(TREMPTM)技术具有丰富的操作经验和实质性工艺验证，保证了这一技术能够用于商业化。该工艺已经在半商业规模的不同装置中得到证明，在真实工业状态下生产200 ～2000 Nm3/h 的合成天然气。

托普索的甲烷化催化剂主要有高温MCR 催化剂及PK-7R 低温催化剂。MCR 于1973年开始研发，1979年开始投入生产，在上世纪80年代德国的Julich 的SNG 项目中，其装置能力为48000 Nm3/d，在超过750℃温度稳定运行超过8000h。PR-7K 催化剂最初于1994年用于合成氨装置的甲烷化中。目前托普索在国内项目中使用的均为以上两种催化剂，其最高的设计温度为750℃。新疆庆华及中电投伊南SNG 项目选用了托普索甲烷化工艺及催化剂。

(2)戴维公司

CRG 技术最初是由英国燃气公司(BG 公司)在20 世纪60年代末期开发的，70年代初开始应用于将廉价的烃类馏份(石脑油等)或LPG 作为原料来生产低热值的城市煤气。

1964年第一个运用CRG 催化剂的商业化装置开车。在上世纪60年代，英国燃气公司建设和运行了30 个生产城市煤气的工业装置，均采用CRG催化剂。

从20 世纪70年代末期和80年代初期，BG 公司开发了使用CRG 催化剂的工艺，将来自煤气化炉的氢气和一氧化碳气体进行甲烷化反应。后来ICI 公司又开发出高温性能更好的新型号CRG 催化剂，即CRG-H 催化剂。

从20 世纪八十年代中期起，CRG 催化剂开始使用于美国大平原Dakata 装置，充分证明了CRG催化剂在商业化规模的煤制SNG 装置上的适用性。该装置在2008年进行了催化剂的更换，换上了Davy/JM 的最新一代的CRG 催化剂，提高了装置的产能。

在20 世纪90年代后期，Davy 工艺技术公司获得了将CRG 技术对外转让许可的专有权，并对CRG 技术和催化剂做进一步开发，向市场推出了最新型的CPO 催化剂，即CEG-LH 催化剂，该催化剂具有特别的高温稳定性。CRG 催化剂由Davy的母公司Johnson Matthey 生产。

戴维CRG 甲烷化催化剂最初用于石脑油低温下生产甲烷化气体，上世纪80年代开始研发高温催化剂。其高温催化剂在美国大平原SNG 项目的甲烷化装置成功运行多年。近年来针对降低催化剂的阻力及耐温性也做了大量改进。

目前，国内大唐克旗，大唐阜新、新汶及苏新能源煤制天然气项目选择Davy 的CRG 甲烷化技术。

(3)鲁奇公司

鲁奇公司最早开始研究用于大规模甲烷化的技术。世界上第一个煤制天然气工程(美国大平原煤气化制合成天然气项目)即由鲁奇公司设计，该项目于已于1984年投产运行，目前该工艺已经过多次改造。近年来鲁奇公司在甲烷化工艺及市场上也投入了大量的工作。

鲁奇甲烷化工艺采用BASF 公司提供的甲烷化催化剂，与以上两种催化剂相比，该催化剂的最高设计温度只能达到450℃，近两年来BASF 对其催化剂也在耐温性等做了大量研究，据报道其甲烷化最高使用温度也可以达到650℃。该工艺目前还没有合同业绩。

3.2.2 国内

近年来，为了适应我国能源消费结构的调整优化以及天然气消费的迅速增长，国内煤制天然气项目的兴起，直接促进了国产甲烷化工艺及催化剂的发展。

目前中国五环工程有限公司在结合上世纪城市煤气甲烷化工艺的基础上，通过吸收国内外类似工艺的先进经验，在甲烷化工艺的开发上取得了实质性进展，已获得多项专利技术，为实现工业化生产打下了基础。

大连化物所在多年的常压部分甲烷化催化剂及技术的研究积累基础上，全面开展了煤制天然气高温高压催化剂及应用技术的研究和开发，目前已初步研发了2 个系列的完全甲烷化催化剂，并进行了长时间(8000 h)的催化剂活性评价实验，初步证实了其研制的甲烷化催化剂的良好催化活性和苛刻条件下的耐受性。其开发的甲烷化催化剂也已经过了实验室7500 h 的稳定测试，各项性能完全满足工业示范要求。

另外国内在以焦炉煤气等原料生产天然气的甲烷化工艺上也已经取得了实质性进展，并实现了工业化。

4 结语

随着国内可持续发展战略和加强环保等政策的实施，国内天然气消费市场将持续扩张。多渠道、多方式地扩大天然气资源供给，完善气源结构成为优化我国能源结构的重要战略。煤制天然气作为液化石油气和天然气的替代和补充，既实现了清洁能源生产的新途径，优化了煤炭深加工产业结构，又具有能源利用率高的特点，符合国内外煤炭加工利用的发展方向和产业政策，对于缓解国内天然气短缺，保障我国能源安全具有重要意义。

1 王双生. 煤气化技术应用于煤制天然气比较与选择［J］.河南科技，2013 (11):38 -39.

2 吴 萍. 20 亿m3/a 煤制天然气项目气化工艺方案的选择［J］. 化肥设计，2013，51 (5):15 -19.

3 晏双华，双建永，胡四斌. 煤制合成天然气工艺中甲烷化合成技术［J］. 化肥设计，2010，48 (2):19 -22.