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神华集团鄂尔多斯煤制天然气调运方案设计1.鄂尔多斯煤制天然气项目背景和目的近年来我国经济持续稳步增长，能源需求量不断增大。随着国内可持续发展战略和环境保护政策的实施，作为优质高效的清洁能源，天然气消费市场持续增长，加之“富煤、缺油、少气”的资源禀赋，我国天然气供需矛盾日益突出。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，可以拓展清洁能源生产的新途径，优化煤炭深加工产业结构，丰富煤化工产品链，符合国内外煤炭加工利用的发展方向，对于缓解国内天然气供应短缺，保障我国能源安全具有重要的意义。2002年以来，我国天然气产量不断增加。2012年，我国天然气的探明地质储量达到5.16万亿立方米，同比增长33%达到我国历史最高水平。全年，天然气产量达1067.3亿立方米，同比增长6.7%。四大天然气产区鄂尔多斯盆地、四川盆地、塔里木盆地和南海海域的合计探明剩余技术可采储量占到全国的78%左右，产量占全国的73%左右，是我国未来增储上产的重要地区。随着我国油气勘探领域的不断拓展，非常规天然气产量不断增加，2005年，我国非常规天然气产量为49亿立方米，2012年已达到107亿立方米，增长了2倍以上，未来非常规油气将逐渐成为我国后石油时代的重要战略补充能源。神华集团鄂尔多斯煤制天然气项目2012年4月10日开始进行场平施工，该项目位于内蒙古自治区伊金霍洛旗乌兰木伦镇马家塔，毗连已建成投产的煤直接液化工厂，建设规模为年产20亿立方米天然气。项目占地69公顷，总投资约160亿元，预计于2015年底建成投产。煤制天然气项目依托鄂尔多斯丰富的煤炭资源。通过煤、电、化一体化的建设模式，采用成熟可靠的生产工艺，建设煤气化、净化、甲烷化、空分、硫回收等工艺装置以及动力站、循环水厂、污水处理厂、中央控制室等公用工程和生产辅助设施，共计30个单元。全部装置建成后，可年消耗原煤680万吨，生产替代天然气l7-3亿立方米、合成气12.1亿立方米，同时每年副产硫磺1.89万吨、粗酚2.76万吨、石脑油4.84万吨、焦油24-36万吨和液氨2.64万吨等，成为国内大型煤制天然气生产基地。煤制天然气生产并不存在悬而未决的技术难题，主要的流程就是煤气化，然后净化，最后是甲烷化，就得到纯度较高的天然气。煤制天然气的市场似乎也不必担心。国内目前对天然气的需求极为旺盛，东部沿海的燃气电厂常常为气源而与地方政府协调。如今中央主管政府和地方政府都迫切于煤改气，而煤层气和页岩气的开发还有待攻关，所以天然气的供应任务将会困扰这个行业。行业人士预测至少10年内，煤制天然气不会遭遇产能过剩的困扰。总而言之，煤制天然气最大的问题在于运输。煤制天然气集中在新疆、内蒙古等地建设，但是这些地方离天然气消费市场过远。迫于强大的管道“玻璃门”，有人提议可以将煤制得的天然气压缩后再通过铁路或公路运输至东部地区。这样一来，项目将会增加压缩环节的投资，这部分投资花费不菲，而且还要支付高昂的运费，铁路运输和公路运输还有一个问题，就是无法保证大量天然气安全、快捷地运输销售。运输的解决路径还是回到了原点，必须借助油气管道。设计合理的运输路线和运输方式是项目能够获得成功的很重要的因素，神华集团鄂尔多斯煤制天然气项目的主要供应区域是京津唐等地区。本文研究在安全性和方便性的前提下，设计最合理的煤制天然气运输路线。2.运输需求现状与预测随着居民能源消费结构的不断优化，以及一系列节能环保措施的有效实施，未来一段时期天然气消费总量将迅猛增加，天然气供需矛盾也会日益突出。据国家有关部门预计，到年我国天然气需求量将超过亿立未找到目录项。方米，占能源需求总量的以上，全国天然气需求量缺口达到亿立方米，天然气市场供不应求的形势将更为严重，加之天然气价格持续上涨的因素，煤制天然气项目拥有良好的市场预期和广阔的发展空间。全国各大城市的天然气业务发展十分迅速，随着区域输气管网的不断完善，城乡居民能源消费结构进一步优化，天然气消费量将持续攀升，全国天然气市场整体呈供不应求态势。2013年，我国天然气产量为1744亿立方米，其中进口量为534亿立方米，对外依存度达30.62%到。据有关部门预测，2015年，我国天然气消费量将超过2300亿立方米，净进口量超过900亿立方米，对外依存度将上升至39.1%，资源供给形势将更加严峻。北京市政府为了治理首都大气环境污染、还首都一片蓝天．大力推广使用清洁燃料．逐步改善了北京市的能源结构．天然气在北京市一次能源消费结构中所占的比例由1997年的0．5％上升到2002年的5％，大大改善了北京市的大气环境质量。北京市快速稳步的经济发展及2008年奥运会在北京举行，拉动了高效洁洁能源一天然气需求的持续增长。2008年之前．北京市天然气利用有一个飞跃式的发展。与此同时，北京周边地区的天津、山东、河北，山西随着经济的发展、人民生活水平的提高，天然气需求也在不断增长。北京市现有供气源中，华北油田由于产气量有限，通过永清一潘家庙、永清一北京焦化厂两条管道每年只能供北京3×108m3的天然气；长庆气区由于陕京一线输气能力制约，每年只能供北京30×108m3／a的天然气；现役系统最大供气能力合计36×108m3，已不能满足北京市2008年58×108m3、2015年120×108m3天然气的需求。京津唐地区冬天然气供应基本能够保障。但监管发现采暖季供气紧张、调峰能力不足等问题，并建议进一步理顺天然气价格机制。京津冀地区天然气供应存在几方面问题。首先是储气设施建设滞后，调峰能力不足。目前北京市最大峰谷差已达10：1，唐山最大峰谷差也达7：1，急需利用储气设施进行调峰。目前京津唐地区主要靠天津大港和华北永清地下储气库调峰，但该储气库调峰能力只有23亿方，无法满足京津唐地区冬季高峰时期调峰需求。同时，随着京津唐地区大气污染治理行动的实施，各地“煤改气”任务较重，气源落实压力较大。总体上看，京津唐地区“煤改气”工作由政府主管部门按资源情况有序推进，未出现明显的“一哄而上”和供需失衡现象，但天津市、河北省“煤改气”气源落实工作仍略显粗放。随着“煤改气”的实施，京津唐对天然气的需求会急剧膨胀，2014年京津冀地区天然气用气量约为201．5亿方，神华集团鄂尔多斯煤制天然气项目建成后煤制天然气的年生产量大约是20亿立方米。这些产量完全能够被充分利用，所以设计经济合理的调运方案至关重要。3.煤制天然气运输方式分析在21世纪初的几十年中,随着西气东输等工程相继投产,天然气在我国能源结构乃至整个国民经济中的地位将不断提高。运输是天然气供应链中的重要环节,在很大程度上影响着天然气供应和消费的经济性。和天然气相同，煤制天然气具有3个基本特点。(1)在常温、常压下为气体,且能量密度低。(2)可压缩性很强。(3)流动性好。这些特点决定了管道是运输煤制天然气的最合适方式。事实上,目前世界上的天然气运输基本上是由管道承担的,特别是在陆上,管道几乎是天然气的唯一运输方式。然而,在某些特殊条件下,利用车船等运载工具以CNG(压缩天然气)或LNG方式运输天然气作为天然气供应链中的重要环节,运输方式的选择将在很大程度上影响天然气供应和消费的经济性。。煤制天然气的运输方式主要有以下三种：1.长距离输气管道运输2.LNG运输3.CNG运输3.1长距离输气管道运输一条长距离输气管道一般由输气管段、首站、压气站、中间气体接收站、中间气体分输站、末站、清管站、干线截断阀室、线路上各种障碍(水域、铁路、地质障碍等)的穿跨越段等部分组成。天然气本身的固有特性决定了管道是其最合适的运输方式,它适用于整个天然气供应链上的每一个运输环节。作为连接气源和输配气系统的纽带,长距离输气管道具有距离长(一般从几百公里到几千公里)、管径大(一般在400mm以上)、输量大、输送压力高(一般高于4MPa)、可以连续运行、投资规模大等主要特点。长距离输气管道的输送成本在很大程度上取决于其输送能力和输送距离。一般而言,在距离一定的条件下,管道输送能力越大,其满负荷运行的输送成本就越低。在满负荷运行的前提下,输气管道的最大经济输送距离与输送能力密切相关,输送能力越大,最大经济输送距离就越长。因此输气管道特别适用于大运量的天然气运输。随着运量减小,输气管道的最大经济输送距离可能小于实际运输距离,此时采用CNG或LNG散装运输方式有可能比管道运输更经济。3.2LNG运输在常压下,当温度降至-163℃时,天然气由气体转化为液体,即所谓的LNG。LNG是一种无毒、无色、无气味的液体,在-163℃下的密度约为425kg/m3。LNG的最主要优点是体积缩小到标准状态下气态体积的1/600左右,因此在某些特定条件下,以LNG形式进行天然气储运可能比气态天然气更经济。采用LNG形式供应天然气的过程称为LNG供应链,它包括天然气液化、LNG储存、LNG运输和装卸、LNG再气化等环节。文献资料介绍,当海底管道和陆上管道的运距分别超过1400km和3800km时,其输送天然气的成本将高于采用LNG船运方式的综合运输成本(包括天然气液化、储存、装卸和再气化的费用)。LNG内陆运输包括罐车运输和内河航运。在国外,内陆运输主要是作为LNG接收站到卫星站的一种转运方式。这种卫星站具有LNG接收、储存和再气化设施,它既可以独立地向分散的工业用户、中小城镇或居民小区供气,也可以作为大型供气系统的调峰设施。从目前情况看,LNG内陆运输在我国有较大的市场。随着几个进口LNG接收站、国内新的基本负荷型液化厂的建成投产以及市场范围的扩大,预计我国的LNG内陆运输将会获得较快的发展,而且可能从目前单一的汽车运输发展成汽车、火车、内河航运并举的局面。3.3CNG运输CNG是指以高压状态储存于专用储罐中的气态天然气,其压力一般为20～25MPa。CNG主要有两种应用方式,其一是作为汽车燃料,其二是作为民用或工业气源。在第一种方式中,既可直接在CNG母站给CNG汽车加气,也可利用专用钢瓶拖车将CNG运输到各个加气子站。在第二种方式中,首先在母站将天然气压缩到CNG专用拖车上的高压瓶组中,然后将其运至配气站,最后在配气站将瓶组中的CNG减压并输入到配气管网或储气罐中。CNG专用拖车的基本结构是在平板拖车上安装高压储气瓶组。储气瓶组有两种类型,一种是由许多类似于氧气瓶的小容积气瓶组合而成,每个气瓶的几何容积为80L;另一种是由容积较大的导管式储气瓶组合而成,每个气瓶的几何容积为2m3。CNG拖车的装运能力为3000～5000m3,运输成本为0.15～0.20元/(100km·m3)。与管道输送方式相比,以CNG形式运输天然气具有灵活性强、投资少等特点,特别适合于用气量不大、用户距气源及输气干线较远的情况。通过对上述几种天然气运输方式的对比,可以得到以下基本结论。(1)长距离输气管道是天然气运输的最主要方式,适应范围广,特别适用于长距离、大运量的天然气运输。(2)在具备海运条件,且管道运距很长的情况下,LNG远洋运输船的经济性可能优于输气管道。当运距超过7000km时,前者可能是惟一经济的运输方式。(3)LNG和CNG内陆运输是输气管道的有益补充,主要适用于运量较小和分散供气的情况。这两种运输方式与管道运输的经济界限还有待于进一步的系统研究。4.煤制天然气调运方案的选择与评价煤制天然气产品运输方案与项目所在的区位密切相关，主要有以下四种方式：1.多来源天然气长输主干管网运输。2.煤制天然气专用长输管道运输。3.自建输气管道，就近供应城镇用户。4.液化后销售LNG。下面分别阐述。4.1进入多来源天然气长输主干管网目前天然气管网主要是中石油和中石化经营，全国大部分的天然气需要利用这些管道运输。中石化的“西气东输”管道，是我国距离最长、口径最大的输气道管，西起塔里木盆地的轮南，东至上海。全线采用自动化控制，供气范围覆盖中原、华东、长江三角洲地区。自新疆塔里木轮南油气田，向东经过库尔勒、吐鲁番、鄯善、哈密、柳园、酒泉、张掖、武威、兰州、定西、宝鸡、西安、洛阳、信阳、合肥、南