肖 维1，康宇洁2，杨 磊1
（1.贵州省煤矿设计研究院，贵阳 550025；2.中国运载火箭技术研究院 航天材料及工艺研究所，北京 100000）
摘要：近年来由于煤炭价格持续低迷、全社会对燃煤污染的高度重视以及对未来天然气市场的良好预期，煤制气项目得到了快速发展，然而，煤制气属于高水耗、高能耗项目，且伴随有废水量大、难以治理等环境问题。贵州煤炭资源丰富，但生态环境较为脆弱，地表水环境容量小，不宜大规模发展煤制气项目。结合贵州实际，对发展煤制气项目的优势及存在问题进行了全面分析，提出适度发展的建议，为今后全省煤化工产业规划提供参考和依据。
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关键词 ：煤化工；煤制天然气；煤炭；产业发展
中图分类号：F427 文献标识码：A 文章编号：１００８－９５００（２０15）07－００５7－０４
收稿日期：２０15－０5－03
作者简介：肖 维（１９84－），女，湖北孝感人，硕士，从事环境规划与管理及环境影响评价工作。
煤制天然气是煤化工最核心的技术之一，其原理是在高温条件下借助气化剂作用将固体碳转化为可燃气体或气体混合物的热化过程［1］。受我国“富煤贫气”资源赋存特征的约束、以及大气污染防治要求不断加强，天然气将变得更为稀缺，供不应求现象将长期存在。因此近年来一些化工企业在富煤区建设煤制天然气项目，随着煤炭价格日益下滑，煤制气的生产成本已明显低于管道天然气或LNG，这一核心优势加大了煤制气项目建设的热情。
1煤制天然气发展现状
煤制气是一种新型煤化工技术，属于煤炭深加工方式之一。相对于其他方式——煤制油、煤制烯烃、煤制乙二醇、煤制二甲醚等而言，由于其能量转化率较高，单位能量水耗低、投资小，工程建设简单成熟、制气成本低。且随着天然气需求量不断增加，全国富煤地区均在积极推进煤制气项目建设。
随着国家《天然气“十二五”规划》及《煤炭工业十二五规划》出台，其中明确指出富煤地区应发展煤制气项目作为管道天然气的气源补充。据石化行业相关统计资料显示，截止2014年12月，处于计划之中的煤制气项目全国有60多个，获发改委核准建设的约17个，主要分布于新疆、内蒙等区，其规划总产能可达1 162亿m3/a。然而，目前已投入商业运行的项目仅有1家——大唐国际克旗煤制天然气公司。其余项目均处于工程建设或前期手续论证阶段，且随着环保要求愈加严格，受环境容量、水资源等条件的约束，部分项目未能获得国家环保部的批准，随着公众对环保的关注不断加强，未能获得环保部批准的项目已经放慢了建设进程。
由此可见，我国煤制气尚处于初步发展阶段，2011年~2013年发展较快，自2014年以来，随着煤制气存在的技术风险、资源消耗大、能源转化效率低、环保压力大等方面质疑声逐渐增大，其发展速度严重受阻。
2贵州省发展煤制气的意义
贵州属于富煤区，尽管煤层气含量丰富，但由于甲烷浓度含量低、集中开采利用成本较高，始终难以形成规模化。而贵州受产能过剩及用电量下降的影响，目前，大部分矿井存在“堆煤难售”的现象。在此背景下，引进煤制气项目一方面可消耗大量煤炭以扶持煤炭企业渡过难关，另一方面，高硫煤通过煤制气项目可减少对大气环境的污染。然而煤制气项目存在的水耗大、废水治理难等环境问题在生态环境相对脆弱的贵州显得更加突出。因此，在贵州发展煤制气需要更充分的论证。
2.1煤炭工业发展的需要
贵州煤炭资源赋存丰富，有“西南煤海”之称。煤炭工业一直是贵州省主要支柱产业之一，经过2002~2012年10年间的快速发展，贵州各地（尤其是六盘水、毕节、黔西南、遵义等富煤地区）社会经济实力得到了极大的提升，但与此同时对煤炭行业的依存度也随之增加。随着国家经济发展速度放缓、产业结构的优化升级，以及安全生产成本不断攀升等因素影响，煤炭产业受到了较大的冲击。贵州半数以上煤炭企业面临生存困难，同时对地方财政收入、就业稳定等方面也造成了一定的不利影响。从根本上看，贵州煤炭产能过剩的问题依然严重，而电厂耗煤有所减少。因此，原煤外售已然成为限制贵州煤炭工业健康发展的关键环节。
煤制气项目耗煤量较大，且适宜于高硫煤、低热值煤。以40亿m3/a项目为例估算，年消耗原煤1 424万t/a，相当于1~2个县的全部产煤量。由此可见，发展煤制气对于地方的煤炭工业发展有积极意义。
2.2煤化工产业发展的重要选择
现阶段，贵州煤化工生产企业仍以传统的煤焦化、合成氨（化肥）、乙炔为主，生产规模小、产品单一、工艺设备落后、能源资源浪费严重、环境污染大等问题较为突出。因此，贵州省在十二五期间规划了3个煤化工基地，即毕清煤化工基地、六兴基地、黔北基地，拟发展新型煤化工。截止2015年3月，贵州省共引进大型项目5个。
贵州新型煤化工项目建设情况见表1。
不论从国家能源战略调整，还是产业结构升级的要求看，新型煤化工都将成为助推煤化工产业新一轮快速发展的必然趋势。而煤气化技术是新型煤化工最核心技术之一，一方面，乙二醇、烯烃等产品均需通过煤制气生成甲醇后制得，另一方面，煤制气可作为原料为化工企业提供天然气，因此，煤制气也是贵州发展煤化工的关键。
2.3天然气的市场前景
随着能源结构的升级改造，天然气的需求量将不断增长，供不应求的状况将长期存在。贵州天然气主要由中缅油气长输管线与中卫-贵阳联络管线供给。目前，贵阳、遵义、安顺、都匀等4个城市支线管网已基本全部覆盖，规划至2020年建设管网覆盖全省9个地州市。然而，目前中缅管线天然气进口价格约合2.68元/m3，考虑输气成本后，到贵阳境内其用气成本约3.2元/m3，高昂的用气成本以及气源受制于人可能存在的能源安全隐患，使得煤制气更具比较优势。以现有规划建设的煤制气项目估算统计［7］，在煤价为500元/t时，煤制天然气生产成本约2.49元/m3。而目前贵州省煤炭价格平均不到350元/t，预计同规模生产成本不足2元/m3，从投入产出看，贵州发展煤制气的经济效益相当可观。
2.4有利于原煤清洁利用
根据火电厂及锅炉污染物排放标准可知，煤制天然气作为清洁能源利用，其主要污染物SO2、NOＸ以及烟尘的排放量相对直接燃煤较小，对大气环境保护有积极意义。
热能不同利用方式主要污染物排放标准见表2。
贵州以无烟煤和烟煤为主，高硫煤所占比例较高，而煤制气项目可通过酸性气体脱除回收硫磺，不仅可实现煤的清洁利用，还能获得副产品，以提升煤炭附加值。此外，还可通过碳补集与封存（CSC）技术大大减少CO2的排放，对于减排温室气体有较好的效果。
3贵州发展煤制气存在的问题
3.1水资源不足且分布不均
煤化工属于高水耗行业，煤制气项目也不例外。根据《国家“十二五”煤化工示范项目能效和能源目标》可知，煤制气单位水耗不得超过6.9 t/km3，以年产25亿m3煤制气项目为例估算，其日耗水量高达2 156 m3/h。
从地表水系分布看，贵州省相较东部区域而言，西部地区水资源相对匮乏，尤其在枯水期。而贵州煤炭资源多覆层于中西部，如安顺、六盘水、毕节、遵义、黔西南等地。富煤地区主要地表河流为：黔南及六盘水市北盘江，毕节地区三岔河及六冲河，贵阳北部乌江，遵义地区赤水河，以及这些河流的一级支流。其中赤水河大部分河段为长江珍稀鱼类保护区、且部分河段涉及茅台酒厂上游取水保护区范围，三岔河、六冲河及下游的鸭池河（乌江）大部分河段涉及黔中水利枢纽工程，其水环境十分敏感，在该流域发展煤化工项目在环保上不可行；而北盘江常年径流量相对较小，且水质较差。由此可知，富煤地区水资源量相对较小。
3.2环境风险高、管理难度大
煤制气项目最大的环保问题是废水治理呈现“两高两难”态势——即废水排放量大，处理难度大，污染物浓度高，运行成本高。煤气化生产废水主要来源于洗涤、冷凝和分馏工段，其中主要污染物COD浓度高达3 000~5 000 mg/L、总酚600~900 mg/L、氨氮200~500 mg/L、TOC浓度1 000 mg/L、TDS浓度2 000~4 000 mg/L，油类150~200 mg/L，此外，还含有氰化物、生化有毒物质及抑制性生化物质，属于典型的高浓度、高污染、有毒、难降解的工业有机废水。由于废水中含有大量难降解的多环、杂环化合物，对微生物具有一定的毒性抑制作用，造成可生化性差；氨氮浓度高，造成油水分离困难；表面活性剂使得废水易发泡、污染物处理效果差［10－11］。目前国内生产企业及科研院所虽然研发了一些可适应性的处理方案，但尚未有稳定成熟的处理工艺，这将极大地增加环保管理风险。
贵州生态环境较为脆弱，水土流失及石漠化问题较为突出，矿井聚集区域地表河流污染较为严重，且大部分河流流量小，环境容量有限；而对于煤制气项目而言，水环境承载能力是其能否建设的重要衡量指标，因此，地表水环境容量将成为在贵州发展煤制气的主要约束因素。此外，煤制气项目还将产生大量灰渣，其堆存可能对岩溶地区地下水环境造成较大的污染影响。而煤炭多分布于喀斯特区域，如毕节、黔北等地，地下岩溶十分发育，这势必给灰渣场的选择以及环保管理方面增加压力。
3.3节能减排压力大
３．３．1能源有效利用率比较分析
煤直接发电的热能有效利用率为40%~43%，若仅用于供热，其热能利用率约54%。按照国家标准，煤制气的热能有效利用率不低于52%，煤制气用于供热的热能利用效率为85%，而煤转气再用于供热（蒸汽），其热能有效利用率仅为44.2%；若用于发电，其综合能效仅30%。
原煤能源利用方式效率比较见表3。
由表3可知，煤制气不论作为供热或是发电，煤的热能转换效率均相对较低。有关专家指出［12］，煤化工的方向是材料而不是燃料，这是煤化工发展的必然选择。由此可见，煤制气作为天然气的补充不宜大力鼓励或支持。
３．３．2碳排放比较分析
现有煤制气主要的生产工艺基本都需要CO 变换、酸性气体脱除、高温甲烷化等环节，而这一环节将排放大量的CO2。Chi-Jen Yang等人研究表明［13］，煤制气的全生命周期 GHG 排放是常规天然气开采的7倍。Paulina Jaramillo等人研究发现［14］，与利用煤炭直接发电方式相比，煤制气与项目的温室气体及污染物排放有所差别。
煤制气与原煤直接利用（发电）主要污染排放比较见表4。
由表4可知，煤制气项目单位热值CO2排放量比煤炭直接利用发电高；此外，由于煤制气项目中碳的转化率较高，为减少CO2直接外排，目前均采用较为成熟稳定的工艺——CCS（CO2 Capture and Storage），以实现CO2的捕捉与封存。然而，在贵州多数地区轻工业、新技术的研发与应用配套设施均相对落后，CO2实现大规模利用的可能性较小。
因此，从减少温室气体排放角度看，煤制气项目不利于贵州地区大气减排。
4结论与建议
4.1结论
随着天然气的需求矛盾增加，煤炭价格持续下降，煤层储层丰富地区均加大了煤制天然气项目建设的热情。贵州属于富煤区，煤炭工业是其经济发展的重要支柱，在贵州发展煤制气不仅有利于气源得到充分保障，也有利于缓解煤炭企业原煤难以销售的困难局面，同时还有利于煤炭的清洁利用，减少大气污染物排放。然而，煤制气项目水耗高、污水处理难度高、环境风险管理难度大，能源利用率低、CO2排放量大等问题，严重的制约了该类项目在贵州大范围推广。因此，贵州不适宜大规模发展煤制气项目。
4.2建议
根据矿井集中分布及煤炭运输、天然气现有供应情况、水资源的丰富程度、地表水环境容量，地下水环境是否敏感等多个条件，从明确规划适宜发展区域，严格把控项目选址。如赤水河流域的仁怀地区，岩溶发育的织金、黔西等地，均不适宜发展该类项目；而北盘江流域的水城、盘县等地相对合适。
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（责任编辑／陈军）
