我国石油替代燃料发展研究

我国石油替代燃料发展研究作者：马敬昆蒋庆哲宋昭峥柯明王瑾瑜点击次数：41受资源的影响，我国原油供求矛盾日益突出，从1993年以来，我国从原来的石油出口国转变为石油进口国，且石油的进口数量逐年上升。对于本世纪石油资源的远景判断，总的来说，大部分石油地质学家、石油经济学家都同意石油产量的峰值理论[1]，也就是说常规石油的产量在本世纪中叶前后将达到最高点，以后石油总产量可能出现下降。因而，从国家能源安全出发，必须积极寻找石油替代能源。开发石油替代燃料并使之形成一个新兴的能源产业是解决本世纪内石油资源枯竭的主要方法之一。现阶段的节约替代石油、燃料油的途径主要是煤代油、气代油以及生物质燃料的开发和利用。在这一背景下，本文对石化行业替代燃料和原料几种主要途径进行了简介以及可行性分析。1.发展洁净煤技术节约和替代燃料油1.1煤液化制油我国是产煤大国，煤炭是我国主要能源，在已探明的化石能源储量中煤炭占94.3%，石油、天然气仅占5.7%。“缺油、少气、富煤”是我国的基本国情。在我国发展以煤为原料的化工产品及煤液化燃料油品，逐步实施以煤液化油品替代石油能源，将成为未来我国煤炭洁净利用的重要发展途径[2]。2006年初，国家发展和改革委员会初步规划，到2015年通过煤液化工艺路线制取燃料成品油6000万t/年，投资达到4200亿元。1.1.1煤液化技术简介煤炭液化（CTL）有直接液化和间接液化2种技术路线[3]。直接液化是煤在适当的温度、压力和临氢条件下，催化加氢裂化生成液体烃类及少量气体烃，脱除煤中氮、氧和硫等杂原子的转化过程。具有代表性最先进的直接液化技术有德国的IGOR工艺[4]，美国的HTI工艺[5]，日本的NEDOL工艺[6]，以及第三代油煤共炼工艺（COP）等；间接液化就是先经气化完全破坏煤的分子结构生产合成气（H2+CO），再通过费一托合成生产合成油，合成油再通过进一步加工改质生产清洁油品和高价值化学品。间接液化技术虽然投资相对较高，但其对原料和生产方案均具有较强的灵活性，技术比较成熟，能够生产超清洁燃料和高附加值产品，国外已有大规模工业化生产经验，具有代表性的有南非SASOL公司间接液化工艺[7]，ShellSMPS工艺[8]，MobHMTC间接液化工艺[9]以及Methanex公司的MTG工艺等。1.1.2影响我国煤制油产业发展的主要因素我国《煤炭工业“十一五”发展规划》提出，未来煤制油发展方向是采用国内开发的工艺和技术，建成有规模经济产能的煤炭直接液化示范工程。发展煤炭液化产品是我国“十一五”节能十大重点工程中节约和替代石油工程的重要项目之一。目前我国企业已经拥有自主知识产权的煤炭直接液化工艺，并已在进行工业规模示范厂建设。截至2006年底，在建和规划中的煤制油项目规模达到4017万t/a。有专家预测，到2020年，中国煤制油产业将形成5000万t/a产能的规模[10]。虽然目前煤炭液化已经突破一系列技术难关，就技术层面而言可用于大规模生产，但工业示范过程还存在一系列未知问题，国际上还没有较大规模的生产经验。除技术因素外，影响煤制油产业发展的因素依然很多，环境因素以及建设投资、原料成本、能耗等经济性因素的制约是目前遇到的主要障碍。（1）环境因素二氧化碳的排放是煤制油最受诟病的一个问题，经研究发现，如不考虑回收与存储，相比于石油制柴油，煤制油单位排放量每吨柴油要多出6～9tCO2，我国是《京都议定书》的签字国，尽管不受温室气体排放限制，但在减缓全球气候变暖的国际共识下，CO2减排问题必须在产业发展中予以考虑。煤制油产能增排的CO2加剧了我国减排的严峻形势。因此，煤制油项目的CO2实际排放量必须在示范过程中认真检验；另一方面，如果到2020年煤制油实现产能5000万t，间接液化法的年耗水将达到3.5～6.5亿t。按人均年用水20t计算，相当于2个千万人口城市的耗水量。这无疑增大了环境的负荷以及经济的投入。（2）经济因素中国工程院院士李大东认为：当前煤制油的投入产出比仅从设备来讲，生产1万t油就需要1亿元的投资，而沿海炼油厂扩建的投入产出比是每增产100万t油投资不超过10个亿，也就是说，每1万t的投入是1000万元，由此带来的巨大差异使投资方压力倍增。从原料成本来看，煤制油项目启动至今，原煤的价格一路看涨，原煤产地的价格已经达到550元/t以上，翻了几倍，而此期间原油的价格则是大起大落，以目前的煤价为基础制得的油品在市场中不一定有竞争力，这也使煤制油项目经济上的不确定性大大提高。表1煤制油与炼油项目投资对比表万元项目煤液化项目炼油项目建设投资1579104277917固定资产1389930243077装置部分1176020182192系统及辅助工程21391060885无形资产389055800递延资产110341400预备费13923527640流动资金2713543062建设期利息12065115916总投资1726890336895表1和表2分别为投资年产成品油250万t的煤制油项目（直接液化）和炼油项目的投入对比。可以发现，煤制油资金及水、电、燃料投入均远高于同等规模炼厂投入。表2煤制油与炼油项目公用工程消耗项目煤液化项目炼油项目新鲜水/万t.a一11516235电/万kwh.a一114913618900燃料/万t.a一1煤76，燃料气34，燃料油6.5燃料气26总体来讲，煤液化制油产业是一个高技术、高投入和高风险的新兴产业，其发展道路必须走规模化和集约化的模式。目前，国家需要对其实行宏观控制，集中各方力量，循序渐进。对煤制油项目的选择，既要考虑项目本身的效益和生存能力，又要考虑产业的总体布局；而作为具有战略意义的示范性项目，更应考虑以最低的成本、最大限度地实现技术的消化吸收、设备的本地化、知识产权的自主化[11]。1.2水煤浆替代燃煤燃油1.2.1水煤浆简介水煤浆（CWM）俗称液态煤，是在20世纪70年代石油危机时产生的一种煤基流体代油燃料。它是选用含硫质量分数0.5%以下低硫洗选动力煤粉与水和添加剂大致按65:34:1的比例掺混，经过加工制成的一种新型液体燃料。作为目前我国替代燃油的理想燃料，水煤浆的应用具有不少优势[12]：它具有与重油相似的流动性和稳定性，安全可靠性优于煤粉和重质燃料油；燃烧效率高，一般可达95%～98%以上，且储存和运输也是密闭操作的，几乎没有什么损耗，节能效果显著；同时，其排放的烟尘和SO2、CO、CO2及氮氧化物等也远低于燃煤，具有一定的环保优势；而我国丰富的煤资源也为水煤浆的生产和应用提供了充足的原料保证。1.2.2水煤浆作为替代燃料的可行性基于水煤浆的应用优势，在我国开发和应用水煤浆技术的前景十分看好。目前，全国水煤浆生产能力已超过1200万t/a（不包括气化用水煤浆），其中3万t/a以上规模的水煤浆生产厂家有30多个，生产能力超过900万t/a（不包括炉前制浆生产线）[13]。但发展水煤浆产业也存在着一些问题。集中表现在技术要求和市场开发两个方面。水煤浆技术包含水煤浆的制备、运输、应用和环境处理等方面，是跨行业多学科的复杂系统工程[14]。水煤浆锅炉配套设备较多，设备投资大是该锅炉推广应用的一个瓶颈。虽然水煤浆市场潜力巨大，但由于在水煤浆厂的建设和燃烧使用方面，国家缺乏正确的引导机制，使水煤浆市场发育不够完善，仍呈初级状态。用户和投资者互存顾虑，对水煤浆替代燃油或持谨慎和观望态度。水煤浆的经济性有许多可变因素，其经济性是相对于燃油、燃气用户而言，一般2一2.2t水煤浆可替代1t燃料油，分析实际工程项目运行结果，与燃重油或天然气锅炉相比，水煤浆锅炉所节约的运行成本，一般只要连续运行半年到一年，就可以收还水煤浆锅炉建设的全部投资[15]。综合各方面因素，水煤浆的应用在实际经济运行、企业投资成本和环保政策因素等方面都具有很高的综合性价比，是替代燃油最有竞争力的新型燃料，其市场发展前景非常广阔。要促进水煤浆市场的健康发展，国家必须在政策方面进行引导，结合我国国情，在技改贷款、投资、税收等方面给予优惠政策，同时，指导企业在投资体制、合作方式、营销服务等方面有所创新[16]。2.天然气替代工业燃料和石化原料天然气是当今世界的理想能源，大力发展天然气，既符合世界能源结构发展趋势，也是提高能源效率和缓解环境压力的重要途径之一。2.1天然气简介天然气组成以气态低分子烃为主（主要成分是甲烷，同时也含有非烃气体），相对密度0.65，具有无色、无味、无毒、可燃的特性。天然气有比其他矿物能源更多的优点：一是纯净，天然气在燃烧过程中要产生许多二氧化碳，但与石油相比却少50%，与煤炭相比要少75%，且不产生灰渣，基本不排放有毒气体；二是使用方便，既可液化，又可经管道直接输送；三是经济，开采成本低，维修和防止污染所需设备费用也小。因此，这种与石油同时孪生的古生能源，也就成为石油、煤炭等一次性能源的强有力竞争对手。2.2我国天然气利用的总体情况我国是世界上最早利用天然气的国家之一，天然气可采储量为22万亿m3[17]。2008年，全国天然气产量约为774.74亿m3，比2007年增加81.11亿m3，增幅约为12％。随着我国经济的持续增长，天然气输送干线网络工程的投入运营，我国天然气年均消费增长率保持15%左右。“十一五”以来，我国从能源结构调整、加强环保、构建和谐和可持续发展等基本国策出发，将大力发展天然气开发利用作为一项长期的战略，推出了一系列支持和鼓励发展国内天然气、进口国外天然气的政策，为天然气产业快速发展创造了良好的环境。同时，我国天然气资源比较丰富，基础设施逐步完善，市场需求前景广阔，已经具备加快天然气发展的基本条件[18]。表3给出了我国天然气20年消费结构的发展目标的变化，可以看到2020年发电用天然气将由2000年的48×108m3增至650×108m3，发展迅速；民用天然气将由110×108m3增至500×108m3；化工原料用天然气将保持稳定发展，由110×108m3增至290×108m3。表3我国天然气发展目标和消费结构项目2000年/108m32010年/108m32020年/108m32000年/%2010年/%2020年/%发电48250650163041民用燃料110310500383832化工原料110170290382118煤油制氢155070564汽车燃料104080355总计29382015901001001002.3天然气在石油石化企业的利用目前在石油石化企业，比较实际的是用天然气替代工厂系统的供热、发电锅炉燃料油，以及以天然气做化工原料合成氨和甲醇等[19]。这些应用在技术和环保上均可行，需要研究的关键问题是气源供应是否连续可靠和经济上是否合理。2.3.1天然气替代燃煤燃油天然气作为动力燃料，可替代当前的煤炭、煤气和燃料油，替代煤炭从经济效益和用户承受能力来看不可行，煤气在工业领域的用量也不大，因此天然气作为动力燃料主要用来替代燃料油。随着生活水平的不断提高，对城市环境保护的要求也日益高涨，加之产品能耗成本降低的紧逼和使用绿色能源的趋势，原先一些自产焦炉煤气、发生炉煤气和水煤气的工业用户，尤其是大型工业用户纷纷拆掉原有的能耗大、污染大的发生炉、焦炉，对燃烧设备进行技术改造，使用燃烧热值高、无污染、排放量少的天然气。炼厂自用燃料油大部分用于炼厂自备热电系统及锅炉所需燃料，另外炼厂生产装置的加热炉所需燃料，大部分由炼油生产过程中副产品大量干气来平衡，同时需补充部分燃料油和液化石油气，燃料油的消费量约占炼厂自用燃料的10%，这部分燃料油是煤炭不可能替代的。利用天然气替代燃料油，只需增加一套天然气管路和喷嘴即可，投资少，改造容易进行[20]。以气代油改造可以优化能源结构、改善环境质量，缓解地区能源供需矛盾；还可以提高产品的附加值，产生经济效益。据估计，到2010年工业燃料用气将达到天然气总量的30%左右[21]。现阶段，我国工业上大规模应用天然气替代燃料油的主要限制条件是天然气价格缺乏竞争力[22]，高开采成本以及产地远离消费市场是主要原因。天然气的工业燃料用户能承受