LNG替代石油燃料和原料的可行技术及经济性分析

替代石油燃料和原料的可行技术及经济性分析截止到2003年1月1日，中国剩余探明石油可采储量估计仅为24.9亿吨，目前年产1.6亿吨已基本达到顶峰，不断扩大石油进口规模已成定局。因而，从国家能源安全出发，必须积极寻找石油替代能源。根据我国富煤贫油的资源结构和天然气有待大规模开发的具体现状，以煤为主的能源结构仍是中国今后一段时间可持续发展的安全之策。燃料油产品来源于原油加工，也可以直接进口。国内的生产量一直满足不了实际需要，2002年仍然进口了1600万吨左右。近期在技术可行、经济有效和环保达标的前提下，采用洁净煤、高硫焦和天然气替代用于发电供热的锅炉燃料油和化肥原料轻油及燃料重油，远期发展煤和天然气液化（CTL和GTL）替代石油，通过互补使煤化工、天然气化工和石油化工逐步走向融合，以便减少对进口石油的依赖。因此，现阶段我国节约和替代石油燃料和原料有利于贯彻实施“保障供给、节约优先、优化结构、有益环境”的可持续发展战略，同时也是一项合理利用石油资源、提高企业经济效益和竞争力、有利于我国能源结构调整、保障国家经济安全的重大战略措施。下面仅对石油石化行业目前节约和替代石油燃料和原料可行技术的经济性进行初步分析，展望用煤和天然气替代石油发展合成油的前景。1.节代油技术方案及经济性分析1.1发展洁净煤技术节约和替代燃料油。1.1.1采用水煤浆替代锅炉燃料油水煤浆是一种选用含硫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，它具有与重油相似的流动性和稳定性，其安全可靠性优于煤粉和重质燃料油。同时也具有一定的环保优势。我国自80年代初开始水煤浆技术的研究工作。在制浆工艺与装备、添加剂、贮存、运输、燃烧技术等方面均取得了多项成果。目前已建成多座制浆厂，年总生产能力达到数百万吨，且开发了具有中国特色的浮选精煤制浆技术，取得了良好的效果。我国近20年来，针对煤质的特点，开发了价低质优可以替代进口并能满足制浆和燃烧需要的添加剂，并形成了一定的生产能力。可以认为，我国从制浆、输送到燃烧技术等方面已达到了国际先进水平。水煤浆的用途主要有两个方面。一是做燃料。多年来，水煤浆已先后成功地在电厂锅炉、工业窑炉和一般的工业锅炉上进行燃烧取得了成功。如：山东的白杨河电厂锅炉(320t／h)是燃煤改燃油后又改烧水煤浆的锅炉，已稳定燃烧多年；二是做化工原料。我国80年代引进了比较先进的以水煤浆为进料的德士古气化技术，生产的合成气用于生产化肥。该技术最先在山东鲁南化肥厂得到应用，以后又在上海焦化厂、首钢等单位得到应用，金陵石化化肥厂煤代油改造即将采用。目前我国自主开发的新型水煤浆气化炉仅完成日处理煤15吨的中试考核，技术上还有一定差距。燕山分公司和胜利油田是近年来中石化集团公司成功的应用水煤浆替代锅炉燃料油的两个典型例子。其中燕山石化在中日合作实施的220吨/时脱硫型水煤浆（CWN）系统示范工程项目上（日本新能源和工业技术开发组织[NEDO]绿色援助计划之一）燃用水煤浆，在以下三个方面达到了世界先进水平：（1）改进了日立公司提供的关键设备水煤浆烧嘴。使用周期由1000小时提高到3000小时，锅炉效率由原来的88%提高到90.76%，灰渣可燃物含量由90%降到10%，飞灰中可燃物含量由30%降到4%。（2）革新改造了灰渣系统，实现了排渣污水100%循环回用，达到了零排放，减少了水耗，解决了排渣污水对环境的污染。（3）实现了正常运行不用燃油支持，全部使用水煤浆燃烧。另外，胜利油田在小型水煤浆锅炉上开发一种悬浮-流化-高效-低污染燃烧技术代表了洁净煤燃烧技术的新进展。据称可以较好的解决常规水煤浆锅炉雾化燃烧技术存在的高温结渣的难题。但是，由于加入脱硫剂的炉内脱硫率达不到原设计50%（炉内脱硫剂由碳酸钙改为氢氧化钙脱硫率也只能由34%提高到40%），烟气中SO2、NOX排放浓度达不到北京地区二阶段（2005年）在用燃煤锅炉规定的SO2不超过100mg/m3和NOX不超过250mg/m3的要求，因而就必须考虑再上其它可行的烟气脱硫设施。1.1.2经济性分析水煤浆的经济性对于燃油改烧水煤浆而言则很好。在燕山石化，大约用2吨水煤浆替代1吨燃料油，如按2001年每吨燃料油1408元、每吨水煤浆实际到厂价340元测算，那么每替代1吨燃料油大约可以节约燃料成本费用700元。胜利油田在自用电站锅炉和采暖供热锅炉上使用替代原油，按2001年实际每吨水煤浆425元、每吨胜利原油1447元（折合21.8$/桶）计，每替代1吨原油节约成本大约600元。如按2002年加权平均油价1962元/吨计，则成本节约的更多。燃用水煤浆对替代燃煤用户而言，经济性则很差。以精煤的价格220元／t计算，将同样的煤加工成的水煤浆即使按340元／t计算，水煤浆的浓度按70％计算，则相当于所用精煤的价格为486元／t。因此，对于燃煤用户而言，改用水煤浆就不会有积极性。1.1.3结论和建议（1）水煤浆替代锅炉燃料油是洁净煤应用的可行途径，虽然对煤源、煤质有一定的限制，但在具有资源优势的我国仍有广阔的市场空间和发展前景，对煤炭的洁净利用和规模化生产有一定的推动作用，而用以替代煤粉炉燃料煤则经济性很差。（2）通过发展洁净煤气化技术和进一步采用先进的燃气、蒸汽联合循环发电系统（IGCC）可将燃煤发电效率由目前的40%提高到52%以上，排放的SO2可低于10mg/m3，这是洁净煤利用的发展方向之一。（3）在浆厂的建设布局、运输和使用上要纳入产业化管理，要注意浆厂建设的经济规模和合理的运输半径，做到合理布局、避免盲目投资和重复建设，并尽快制定统一的水煤浆产品国家标准，以便更好的规范市场，对水煤浆技术的发展和创新在政策上国家应给予鼓励和支持。1.2用煤替代化肥原料轻油和燃料重油的技术方案及经济效果预测煤气化技术在我国洁净煤技术体系中占有非常重要的地位。对解决我国煤炭利用过程中存在的资源与环境问题，实现经济、能源、环境的可持续发展具有重要的现实意义。煤炭转化为煤气（即合成气）后，不仅可以明显提高煤炭资源的利用价值和利用效率，而且能够大幅度减少煤炭利用过程中的污染物排放，同时还给输送和后续利用以及进一步加工转化带来极大的方便。煤气既可用作各种用途的燃料气，也可用作多种化工合成工艺的原料气，还可用作冶金行业的还原气。众所周知，国内以轻油和重油为原料的大化肥由于原料和产品价格倒挂长期处于严重亏损状态难以为继。由于煤价相对低廉，资源丰富，在国内目前还无大规模先进的煤造气技术情况下，引进先进的煤气化（水煤浆或粉煤）技术，替代大化肥原料轻油和燃料重油，使以轻油为原料的大化肥企业扭亏增盈势在必行。中石化洞庭氮肥厂和湖北氮肥厂采用先进的Shell粉煤加压气化技术，金陵石化化肥厂采用德士古水煤浆加压气化技术（均为气流床纯氧气化）进行煤代油改造，经中国国际咨询公司评估均可取得较好的煤代油改造效果。以日处理2000吨煤粉、年产合成氨43.56万吨（尿素64.42万吨、商品液氨6万吨）的洞庭氮肥厂煤代油改造项目为例，采用和Shell公司合资方式并购买其先进的造气技术，在煤价为215元/吨、尿素1200元/吨的情况下，合成煤气加工费为0.26元/吨，合资厂年均利润为14216万元，内部收益率（税后）为14.1%；配套厂年均利润为891万元，增量内部收益率为30.01%；有项目全投资内部收益率为10.5%，中方年获利15107万元，内部收益率（税后）为11.55%，效益是好的。目前这些项目正在进行中。1.3天然气替代石化原料和工业燃料技术1.3.1天然气利用的发展趋势天然气是优质洁净能源和宝贵的化工原料。在石油资源大量消耗的今天，天然气替代石油的步伐加快。从世界天然气利用总体发展趋势并结合我国实际，综合考虑资源、技术、经济和环境因素，近期天然气的使用方向首先是做民用燃料，其次是做化工原料，然后是做工业燃料。由于集中用气量大，有利于下游市场开发，今后天然气发电将成为天然气利用的重要选择，尤其在采用燃气轮机与蒸汽轮机联合循环发电技术以及天然气价格具有竞争力的情况下，天然气发电利用大有增长之势。直接用液化天然气（LNG）做车用清洁燃料也有所发展。天然气液化（GTL）替代石油生产清洁油品，随着环保趋严和技术进步及经济性改善将来也有可能发展。据2001年第9期《中国投资报告》预测，2000～2020年我国天然气利用分类消费量见表1：表1我国天然气利用分类消费量亿立方米项目2000年2010年2020年消费量比例%消费量比例%消费量比例%发电3312.523529.763540.7化工11041.817021.529018.6炼油制氢155.7506.4704.5城市燃气9536.229537.448531.1汽车燃料103.8405805.1合计26310079010015601001.3.2天然气代油技术方案目前在石油石化企业，比较实际的是用天然气替代化肥原料、燃料，用天然气替代炼油制氢所需轻油原料以及替代工厂系统的供热、发电锅炉燃料油，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。国外天然气制氨技术是成熟的，有KBR、Topsoe和Linde等公司的先进技术。国内目前尚无大型化的天然气制氨技术完全国产化的业绩，仍需引进国外技术与国产化相结合来完成。国内已掌握大型化的天然气制氢技术，并得到广泛应用。1.3.3天然气代油方案的经济性分析国内外天然气资源分布情况表明，天然气产地往往远离经济发达的消费市场。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。例如目前我国的天然气价格大约是美国的2.2～2.4倍，为加拿大的4.1～4.5倍（表2为终端价）。一般来说，在热值相当的情况下，合理的气价为同热值煤价的2倍，为电价的1/3～1/4。但目前我国气价比同热值的煤价平均高4倍，而有些地方用电比用气还便宜，这是不合情理的，无疑这将会抑制天然气市场的进一步开拓和不利于天然气市场的发育。因此，大力发展天然气产业，降低开采和运输成本进而降低天然气售价是关键。针对石油石化行业，不同的用途和替代对象对气价有不同的承受能力，因而也就会有不同的选择。粗略测算气价的限值为：（1）天然气替代炼油厂制氢装置石脑油原料：当石脑油价格在1800元/吨以内，气价的限值为2元/m3；按石脑油入世接轨价2238元/吨（按照每桶布伦特原油23$预测）计，气价的限值为2.4元/m3；（2）天然气替代大化肥原料石脑油：以湖北化肥厂为例，由于化肥市场价格的制约，测算可以承受的西气东输管网来的天然气最高限价为0.69元/m3，有一定竞争力的气价为0.62元/m3。按目前我国天然气市场价格，在气源上游（天然气田附近）的气代油方案可行，远离气田的中、下游（华中、华南、华东）用户，同样的气代油方案就不可行（气价1～2元/m3）。（3）天然气替代锅炉燃料油：比照目前的燃料油价格水平，最高可以承受的气价为1.1元/m3；总之，气价超过上述水平，天然气替代燃料油或石脑油方案在经济上就是不可行的。表2中国与其它国家天然气价格比较，美分/m3国别1997年1998年1.美国①9.047.432.加拿大①4.865.073.英国①7.256.864.中国：北京②22.05④-城市民用③20.05④-注：①根据BPAmocoWorldEnergyStatisticalReview，1999.②北京为1997年各类用户加权平均价，1.83元/m3；③城市民用为7城市平均价，1.7元/m3；④按1美元=8.3元人民币折算。1.4.高硫石油焦替代燃料油技术1.4.1技术方案发展高硫焦或高硫焦与煤混烧的CFB锅炉技术替代燃油锅炉在我国是一种具有竞争潜力的环保清洁的先进的燃烧技术，目前我国已经基本掌握。该技术在加工含硫原油的企业得到广泛的应用。它在采用延迟焦化工艺加工含硫渣油时，有疏通后路的作用。此外，发展高硫焦气化制氢技术以替代轻油制氢可以大大降低制氢成本，这也是高硫焦综合利用的技术发展方向之一。低温燃烧是CFB锅