《1 前言》

1 前言

《1.1 我国面临的能源环境问题》

1.1 我国面临的能源环境问题

能源不仅关乎国民经济命脉,还与生活环境,国际安全等问题紧密相关。去年我国多地笼罩在雾霾之中,环保部发布的公报显示:2013年,首批74个实施新空气质量标准监测城市中仅3个城市达标。北京等华北地区雾霾尤为严重,雾霾已经危害到人类生命健康。另外,CO2 、SOx 、NOx 以及重金属污染物排放都对环境造成巨大破坏。根据《BP世界能源统计年鉴 2014》,2013 年中国 CO2 排放量为9.524 3×109 t,比2012年增加4.2 %,占世界CO2 排放量的 27.1 %。根据《2012 年环境统计年报》,2012年,全国氮氧化物排放量2.337 8×107 t,全国CO2 排放量2.117 6×107 t,全国烟(粉)尘排放量1.234 3×107 t。其中电力、热力生产和供应业的氮氧化物排放量和SO2 排放量占绝大部分。

《1.2 我国能源消费现状》

1.2 我国能源消费现状

根据《BP世界能源统计2013》(见表1),不难看出与欧美发达地区相比,中国能源消费极其不合理,煤炭占一次能源消费比例过重,这与中国能源分布富煤贫油少气特点紧密相关。2013年我国能源消费总量3.75×109 t标准煤,其中煤炭消费总量2.475×109 t标准煤,石油消费总量6.9×108 t标准煤,天然气(NG)消费总量2.18×108 t标准煤,水电、核电、风电消费总量3.68×108 t标准煤。

《表1》

表1 能源消费比例

Table 1 Energy consumption ratio

在我国煤炭消费中,约有50 %用于燃煤电站,国家对电站锅炉监管非常严格,根据中国电力企业联合会的统计,2013年当年投运火电厂烟气脱硫机组容量约3.6×107 kW;截至2013年底,已投运火电厂烟气脱硫机组容量约7.2×108 kW,占全国现役燃煤机组容量的91.6 %。2013年当年投运火电厂烟气脱硝机组容量约2×108 kW;截至2013年年底,已投运火电厂烟气脱硝机组容量约4.3×108 kW,占全国现役火电机组容量的50 %。截至2013年年底,火电厂袋式除尘器、电袋复合式除尘器装机容量超过1.6×108 kW,占全国燃煤机组容量的20 %以上;其中,袋式除尘器容量约7×107 kW,占全国燃煤机组容量的 9 %;电袋复合式除尘器机组容量超过 9×107 kW,占全国燃煤机组容量的11.5 %以上。由于环境污染及雾霾问题的出现,国家进一步对火电厂污染物排放进行严格管制。就我国目前的煤电发展水平来说,无论是从火电运行效率还是污染物排放情况来说,都已处于国际领先水平。

考虑到工业燃煤锅炉对环境的巨大影响,煤改气工程在国内稳步推进,根据《2013年中国环境状况公报》,2013年全国各地煤改气工程新增用气量2.6×109 m3 ,替代原煤4.9×106 t,减少SO2 排放量3.9×104 t。尽管如此,2013年我国天然气消费量占能源消费总量的比例仍然只有5.1 %,远低于国际平均水平。

我国目前至未来几十年以煤炭为主的能源消费方式不会有太大改变,这与我国能源资源国情紧密相关。我国石油、天然气储量较少,每年生产量也较小,2013年原油对外依存度已达到57.39 %,非常接近61 %的红线,2013年天然气对外依存度也超过30 %。根据《BP 2030世界能源展望》估算,2030年中国每日消费 460 亿立方英尺天然气,约为4.754×1013 m3 /a。为了应付国内外能源、安全局势,避免局部地区冲突造成的能源供应紧张局面,我国采取了多地域多通道能源进口的战略。2014年5月21日,中俄政府和能源公司在上海分别签署《中俄东线天然气合作项目备忘录》和《中俄东线供气购销合同》。双方商定从2018年起,俄方通过修建东线管道每年向中方供应不少于3.8×1010 m3 天然气,历时30年,供应协议总价值4 000亿美元。

《1.3 新能源与传统能源结合》

1.3 新能源与传统能源结合

煤炭现在乃至将来50年时间都是我国最主要的能源资源,煤炭的清洁化利用是摆在我国未来发展的首要任务。解决我国洁净能源供给紧张矛盾的方法,除了加强对石油、天然气资源的勘探,增加石油、天然气的进口渠道外,开展煤制油、煤制天然气(SNG)技术等洁净煤技术也是解决我国能源环境问题的一个有效手段。天然气不仅是清洁能源,也是未来解决我国食品安全的一个不可或缺的重要原料,发展甲烷制生物蛋白,不仅可以解决人类的营养来源问题,更重要的是甲烷制生物蛋白具有更高的安全性。

传统煤制天然气是一个高水耗、高能耗、高CO2排放的产业;将新能源与传统能源进行嫁接,如利用风电发电电解水,不仅能够将具有波动性、调节困难的风电高效利用,减少风电投资成本 [1,2] ,同时能够减少煤制天然气生产过程中CO2 的排放,对风电和煤制天然气行业发展都具有积极意义。但是风电/煤制天然气耦合作用下的经济性和CO2 排放特性的研究较少,本文以年产1×109 m3 煤制天然气项目为对象,研究不同风电/煤制天然气耦合生产过程的经济性和CO2 排放特性进行研究。

《2 风电/煤制天然气工艺路径》

2 风电/煤制天然气工艺路径

《2.1 传统煤制天然气工艺》

2.1 传统煤制天然气工艺

煤制天然气工艺可以分为一步法和两步法两种;一步法一种是煤与水蒸气在催化剂条件下反应生成富CH4 合成气,该方法典型代表是美国巨点公司的蓝气技术,目前尚未有实际应用报道;另外一种是煤炭加氢气化法,由于需要单独制氢单元,该工艺仍处于研究阶段,尚未推广应用 [3,4]

煤制天然气典型工艺是两步法制取天然气,首先,将煤炭气化生成合成气,合成气经过水煤气变换反应,使得H2 ∶CO的比例约为3,然后再通过甲烷化反应生成CH4 。典型的工艺流程图如图1所示。

《图1》

图1 两步法煤制天然气流程

Fig. 1 Two step coal-to-SNG process

其中,气化反应发生在气化炉内,主要反应包括 [5]

由于出气化炉合成气中H2 比例较低,一般通过水煤气变换(WGS)来增加合成气中H2 比例,水煤气变换反应为 [5]

经过调配的合成气中H2 /CO≈3[6] ,合成气经过脱硫、脱CO2 后,进入甲烷合成器反应,生成甲烷和CO2 ,反应为 [7]

煤制天然气过程产生CO2 的环节包括气化反应阶段和水煤气变换阶段。气化炉的气化剂为O2 和少量水蒸气(一般调节炉温),不同气化方式,出气化炉合成气成分比例不同。由于进甲烷反应器合成气中的H2 /CO比例要满足约等于3。根据C守恒原则,C转化为CH4 和CO2 ,H来源于H2O,则以纯氧作气化剂时,C转换为CH4 的总平衡反应为

以纯水蒸气作气化剂时,C转换为CH4 的总平
衡反应为

从上述反应方程式可以看出,采用水蒸气为气化剂时至少有1/2的C要转变为CO2 ;当采用纯氧为气化剂时至少有2/3的C要转变为CO2 。尽管在C转变为CO2 的过程中会放出大量热量,这部分热量可以利用,从能量平衡角度来看,这部分能量并没有浪费,但从大量的CO2 排放,无论是碳捕获和碳封存(CCS)的成本,还是从煤炭的利用率上都造成巨大的成本浪费。减少这部分CO2 的排放,才能真正意义上做到煤制天然气的低碳排放。目前来说,由于气化反应和水煤气变换都是在高压环境下进行的,同时采用气体分离技术,排放的CO2 浓度较高,非常有利于采用碳捕集技术,毫无疑问,巨大的CO2排放量采用CCS技术会造成巨大的能源浪费。

唐宏青 [8] 指出典型煤化工装置中水的去向中循环水蒸发占53 %,而工艺过程分解水只占总水的4 %。根据煤制天然气新鲜水耗6.6 t/km3 [9] 可知,折算成单位质量水耗约9.2 t/t (天然气),而分解水量约为2.25 t。除去工艺分解用水是必须消耗用水外,其他方向用水都应该或者尽可能循环利用,这样,煤制天然气就有了很大的节水空间。

《2.2 风电/煤制天然气工艺》

2.2 风电/煤制天然气工艺

风场的随机性、波动性给风力发电并网带来一系列的的影响,随着风电并网的增加,对电网系统的安全性、稳定性及经济性的影响愈加明显。非并网风电是指风电系统终端负荷不再是传统的单一电网,而是直接应用于一系列能适应风电特性的高能耗产业及其他特殊领域,主要适应于0.5~10 GW以上大规模风电场 [1] 。非并网风电采用直流供电,回避风电上网电压差、相位差、频率差难以控制等问题;提高风能利用效率,简化风力机结构和风电并网运行时所需大量辅助设备,大幅度降低风电场的制造成本和风电价格 [10]

为了实现煤制天然气的低碳排放,需要提供低碳排放的制氢系统。风电/煤制天然气耦合系统即利用风电电解水制得氢气和氧气,用来完全或者部分代替空分系统和水煤气变换系统。由于电解氢气的加入,极大地减少了水煤气变换系统过程中所产生的CO2 量,实现煤制天然气系统真正意义上的低碳环保。邵迪等 [11] 对风电/煤制天然气系统的CO2减排特征进行分析,指出当氧气集成度达到15 %时,年产 1×109m3 的天然气产业可实现 CO2 减排6.983×105 t。图2给出两种风电/煤制天然气耦合系统:图2a中,风电电解制氢、氧系统完全替代传统煤制天然气系统中的空分系统和水煤气变化系统,简称为完全耦合系统;图2b中,风电电解制氢、氧系统完全代替了传统煤制天然气系统中的空分系统,部分取代水煤气变换系统,简称为部分耦合系统。

《图2》

图2 风电/煤制天然气耦合系统

Fig. 2 Wind power/coal-to-SNG coupled system

《3 风电/煤制天然气耦合系统与传统煤制天然气系统比较》

3 风电/煤制天然气耦合系统与传统煤制天然气系统比较

以年产1×10m3 煤制天然气项目为研究对象,对风电/煤制天然气耦合系统与传统煤制天然气系统经济性、碳排放特性进行比较。表2 给出典型褐煤工业分析和元素分析 [12] ,表3给出典型Shell干粉气化技术合成气的组分 [13]

《表2》

表2 典型褐煤工业分析和元素分析

Table 2 Typical lignite industrial analysis and elemental analysis

《表3》

表3 典型Shell干粉气化技术合成气组分

Table 3 Typical component of synthesis gas produced by Shell gasification

以表1给出的褐煤为原料,采用Shell干粉气化技术来生产SNG,气化炉合成气组成假设见表3,假设水煤气变换CO转化率为99 %,甲烷化反应中合成气中不含CO2 ,H2 /CO比例为3.05,假设空分制得每立方米O2 的电耗为0.4 kW·h。根据元素守恒,计算获得图1(工况1)和图2(工况2a、工况2b)所需要的煤耗、空分电耗、WGS水蒸气消耗、CO2 排放以及副产氧气量。其中,假设气化炉产生的少量CO2 用于煤粉输送,因此只给出WGS产生的CO2 排放。

由表4可知,由于电解水制氢的加入,可以完全或者部分替换煤制天然气系统中的水煤气变换系统,大大节约系统的水蒸气消耗,即节约了工厂的煤炭消耗,同时由于省掉水煤气变换系统,大大地减少了煤制天然气系统的CO2 排放,完全省略空分和水煤气变换系统时,工艺实现了CO2 的零排放;当风电部分耦合时,工程总排放CO2 是传统工艺CO2排放量的49.6 %。同时,WGS反应需要提供过量的水蒸气来与CO反应,当电解水制氢提供甲烷化合成所需要的全部或者部分氢气时,即全部省略WGS或者部分替代WGS,都能节约一部分能量。

《表4》

表4 不同煤制天然气工艺投入与产出特性比较

Table 4 The comparation of consumption of output between three coal-to-SNG processes

注:水蒸气消耗为WGS消耗水蒸气量减去WGS变换副产蒸汽量

假设原煤价格为150 元/t,蒸汽价格为120 元/t,空分用电平均电价为 0.5 元/(kW· h),碳排放税按20 元/t计算,氧气价格按照空分制氧成本0.52 元/m3出售计算,则不同工艺(从气化至水煤气变换)年平均运行费用见表5。从表5可看出,完全耦合工艺由于富余氧气的销售会给企业带来巨大的经济利益。

《表5》

表5 不同煤制天然气工艺年平均运行费用

Table 5 The average annual operating cost of three coal-to-SNG processes

设备投资由式(1)来计算 [14] ,设备投资成本按照文献计算 [12] 。风电投资成本为4 900 元/kW,风电年运行小时数为2 900 h(采用低风速风机,非并网风电投资成本比传统风电投资成本下降30 %,风电效率提高12 %),电解水电耗为4.5 kW· h/m3 氢气(碱性水电解),计算3种工况的设备投资见表6。

式(1)中,I 1I 2 为老厂设备和新厂设备投资;P 1P 2 为老厂设备和新厂设备规模。

《表6 》

表6 3种不同煤制天然气工艺投资比较

Table 6 The investment of three different coal-to-SNG processes

目前已有33个国家以及18个地区实施了碳排放税,澳大利亚碳税从2013年的23 美元/t调整至现在的24.15 美元/t,随着全球变暖所带来的极端天气加剧、环境问题,可以肯定越来越多的国家会开始征收炭税。采用传统煤制天然气工艺,由水煤气变换反应产生的CO2 量为3.338×106 t,若碳排放税从20 元/t 上升至 100 元/t,则每年需上交碳排放税从0.67亿元上升至3.34亿元。

假设煤制天然气厂、风电场和电解水系统设计寿命都为25年,定义年平均投资为设备折旧和年运行费用总额之和,如图3所示为原煤价格从120 元/t至280 元/t、碳税为20 元/t时,3种工艺的年平均投资。完全耦合工艺的年平均投资额度在3种工艺中最低;传统工艺的年平均投资额度最高,随着煤价增长,年平均投资增长最快。图 4 为碳排放税从 20 元/t至150 元/t,原煤价格为150 元/t时3种工艺的年平均投资。由于完全耦合工艺没有CO2 排放(忽略气化炉产生的CO2 ),所以其年平均投资不随碳排放税变化而变化,其年平均投资额度在3种工艺中最低;传统工艺的年平均投资在3种工艺中最高,随着碳排放税增加,其增长幅度也最快。

《图3》

图3 褐煤价格对3种工艺年平均投资影响

Fig. 3 The effect of lignite price on the average investment per year of three different coal-to-SNG processes

《图4》

图4 碳排放税对3种工艺年平均投资的影响

Fig. 4 The effect of carbon tax on the average investment per year of three different coal-to-SNG processes

同时,由于风电电解水产生氢气的引入,使得合成气总量下降,气化炉的规模也可减小,这样气化炉的投资也会相应降低,相应的管路,动力设备规模也会减小,同时动力设备电耗也会降低。因此总的来说,完全耦合和部分耦合工艺年平均投资还有进一步下降空间。但是,这里忽略氧气储罐和氢气储罐的投资,以及利息的影响,这样年平均投资会有小幅升高。

《4 结语》

4 结语

将新能源嫁接到传统能源上,如利用风电/煤制天然气耦合实现真正意义上的煤炭的低碳排放,同时提高风电的利用效率,节约风电投资成本,为我国煤炭清洁化利用开辟一条新的路径。本文以年产1×109 m3 煤制天然气项目为例,分析采用典型褐煤和Shell干粉气化技术来制得替代天然气,通过对比风电/煤制天然气耦合工艺与传统煤制天然气工艺比较,得出如下结论。

1)随着风电/煤制天然气耦合程度提高,煤制天然气的CO2 排放量可以快速减少,当风电电解水系统完全取代传统煤化工中的空分和水煤气变换系统时,工艺的CO2 排放量几乎为零。

2)尽管风电/煤制天然气耦合系统中风电的一次性投资相当大,如完全耦合系统风电场一次性投资达到154.17亿元,但是完全耦合系统的年平均运行费用却最低,由于煤耗量较小,同时几乎没有CO2排放,其受煤炭价格和碳排放税影响也较小。

3)传统煤制天然气行业受到煤炭价格和碳税价格影响较大,且其年平均投资最高,经济性最差。

4)风电/煤制天然气工艺无论从低碳经济考虑,还是年平均运行费用上都具有比传统煤制天然气更大的优势。