张斌

摘 要：随着社会的发展，我国的各行各业建设发展也有了进步，煤矿行业的发展尤为突出。为应对碳排放权交易体系启动对煤制合成天然气项目经济性的影响，以中海油大同40亿m3/a煤制合成天然气项目为例，根据《中国化工生产企业温室气体排放核算方法与报告指南（试行）》的规定，核算了该项目的碳排放量，根据历史强度下降法，预测了该项目碳排放配额缺口，测算了碳排放成本。结果显示，该项目温室气体排放总量为1729.1764万t CO2当量/a，项目进入稳定期后碳配额缺口为85万t CO2当量/a，碳排放成本为7899万元/a;生命周期内碳配额缺口均值为65万t CO2当量/a，碳排放成本均值为5557万元/a，对企业经济效益将有较大影响。

关键词：煤制天然气;全生命周期;碳排放核算研究

我国是一个富煤、贫油、少气的国家，适度发展煤制天然气，可以有效增加国内天然气供给，降低对外依存度，提高国家能源安全保障。目前，国内已建成的大型煤制天然气工厂碳排放量高，仅原料煤的碳排放率就超过70%，与全球低碳发展理念不吻合，需要对现有煤制天然气工艺进行创新改进，以降低其CO2排放。

1 现有煤制天然气工艺

煤造气装置的工艺目的是将原料煤在气化剂的作用下进行气化处理，生产富含CO、H2的粗合成气;煤造气装置可以根据原料煤的特性等因素选择多种气化工艺;CO变换装置的工艺目的是通过CO变换反应调节粗合成气中H2与CO的比例，使其满足甲烷合成对H2与CO比例的要求，通常采用耐硫宽温变换工艺;酸性气体脱除装置的工艺目的是脱除变换气中的H2S、COS、多余的CO2等杂质，对变换气进行净化处理，满足甲烷合成的要求，通常采用低温甲醇洗工艺;甲烷合成装置是将净化合成气中的CO以及少量的CO2与H2反应生成CH4，是天然气的反应生成装置，一般使用镍基催化剂，采用部分气体循环的多段绝热反应工艺;天然气压缩及天然气干燥是将甲烷合成单元生成的甲烷气体进行压缩及干燥处理，以满足天然气输送的要求，天然气压缩一般采用多级离心压缩，天然气干燥一般采用三甘醇脱水工艺。

煤造气装置将原料煤中的碳元素在气化剂作用下绝大部分转化为CO和CO2，仅少部分以固体碳形式残留在灰渣中。以大部分粉煤加压气化技术为例，原料煤的碳转化率高达99%。煤造气装置生产的粗煤气中有效气（CO+H2）成分碳多氢少，故粗煤气中大量CO需要在一氧化碳变换装置通过变换反应得到H2，以满足甲烷合成H2/CO为3：1的要求。变换反应在生成H2的同时生成等摩尔的CO2气体，变换反应生成的CO2以及煤造气装置生成的CO2作为无效气体在酸性气体脱除装置从工艺气中脱除。由于变换气中CO2含量不高（低于40%），难以实现液态分离（或液态分离单位成本太高），且气态CO2缺少广泛用途，故目前煤制天然气工厂酸性气体脱除装置的CO2大都通过尾气排放至环境大气，形成大量的CO2排放。

根据计算，原料煤中有超过70%的碳元素在此过程中最终被以CO2的形式排放至大气中，而只有不到30%的碳元素以CO的形式作为有效气去合成CH4。以4.0×109Nm3/a的煤制天然气工厂为例，仅工艺装置每年就需要向大气排放CO2的量约为9.2×109Nm3，合约18070kt。18070kt的CO2排放量相当于占全国国土面积12.28%，森林覆盖率为20%的内蒙古森林固碳能力1.32×108t的13.69%。若煤制天然气工艺不能大幅降低CO2排放量，而只是将煤炭作为能源利用的碳排放由终端用户转移提前至煤制天然气工厂进行排放，则煤制天然气作为煤炭清洁利用的作用将大打折扣，其虽然可以解决能源供给，助力经济发展，却带来了巨大的环境问题，仍不宜大力發展。

2 煤制天然气发展现状

我国大力支持煤制天然气的发展，2013年审批通过的煤制天然气项目数量迅速增长。截至2014年，政府准许开展前期工作并获得“路条”的煤制天然气项目已达18个。有60多个煤制天然气项目已立项，年产能总计可达2300亿m3。2015年，低油价和低气价使得我国煤制天然气项目在经济性和环保性方面遭受双重挑战。2016年4个煤制天然气项目接连审批通过，苏新能源40亿m3/a的项目成为首个获批核准的煤制天然气项目。2017年国家标准化管理委员会批准正式发布《煤制合成天然气》（GB/T33445-2016），该标准是煤制天然气领域的第一个国家标准，该标准的制定使得煤制天然气在管道运输、混合运输及终端消费过程中有法可依，将极大促进我国煤制天然气产业稳定发展。

随着政府对煤制天然气产业发展的不断引导，从“十

一五”、“十二五”到“十三五”时期，我国煤制天然气在各阶段显现出不同的特征和趋势。虽然我国煤制天然气发展迅速，但仍存在关键技术薄弱、专业技术人才缺乏、行业准入程序严格、项目经济性存在风险及碳减排压力巨大等问题。在我国当前的能源结构制约下，发展煤制天然气项目有其必要性，对煤制天然气进行基于全生命周期的碳排放核算，将为煤制天然气发展提供政策及投资依据。

3 煤制天然气全生命周期碳排放核算

3.1 企业边界

根据《指南》要求，生产设施范围包括直接生产系统、辅助生产系统、以及直接为生产服务的附属生产系统。对国内某煤制天然气项目来讲，以项目范围为边界，核算边界内所有生产设施产生的温室气体排放。主要包括如下三部分：直接生产系统：包括空分装置、煤气化装置、低温甲醇洗装置、甲烷化装置、硫回收装置等;辅助生产系统：包括动力装置、给排水及消防、分析化验、维修、库房、罐区、运输等;附属生产系统包括生产调度中心和厂前区为生产服务的部门与单位。

3.2 引入生态补偿机制，碳税政策和碳排放交易机制

煤制天然气项目具有巨大的碳排放能力和环境负外部性。为实现煤制天然气可持续发展，可以引入生态补偿机制。利用环境税--碳税联合效应改革，提高煤制天然气行业准入门槛，执行环保标准，鼓励煤炭清洁利用关键技术的研发与示范，走新型绿色、低碳、高效现代煤制气发展道路，才能真正有效减少煤制气污染物的排放，而不是仅仅形成天然气利用的缺口补充。鼓励引导企业从重视短期利润，到重视长期、可持续与利润、环境成本的平衡发展。不断主动研发煤制气技术和产业化应用，采用先进、能耗低、节水型绿色工艺和技术，实现不断低碳和高效的煤炭清洁利用。

3.3 建立完善煤制天然气碳排放评价机制

强化对碳排放源的监督管理，明确企业碳排放来源，从而加大对大气环境监管和水资源监管力度，为实施生产全过程碳排放控制提供依据。政府应建立完善煤制天然气碳排放评价机制，综合考虑上中下游的配套条件，包括资源承载量、能源消耗量、环境容纳度、管道设备设施等，协调管网、运输和市场环节，尽快研究出一套适合中国煤制天然气发展现状的碳排放评价方法学，建立适用于我国的碳排放清单指南，指导煤制天然气企业全面掌握和管理碳排放，明晰减排目标和方向，稳定健康地发展煤制天然气。

4 结语

①由于本文核算煤制天然气项目一期尚未投产，气化装置中产生的含尘焦油与污水处理单元产生的污泥的成分无法实际检测，因此文中未考虑含尘焦油及污水处理单元产生的污泥中所含的碳，会造成计算的温室气体排放量较投产后实际排放值偏高，待项目投产后，还需根据实际检测值对此部分数据进行补充完善;

②对于采用固定床干法排灰纯氧碎煤加压气化技术的煤制天然气项目来讲，其温室气体排放主要是CO2的排放。对于C和CO2摩尔质量来讲，选择先进的技术，优化工艺流程，降低公用工程物料消耗，源头控制碳的转化率，可以更好的降低二氧化碳的排放，减少企业温室气体排放量。

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