煤制气质量指标比较分析①

邢承治 胡兆吉 郝 鹏 祝逢栋

(1.中海油新能源投资有限责任公司 2. 南昌大学环境科学与工程学院 3.伊犁新天煤化工有限公司)

我国能源资源结构的基本特征是“富煤、少油、贫气”。在天然气消耗量增势持续攀升及分布严重失衡的形势下，天然气在能源消费结构中正在实现由配角向主角的逐步转变。研究报告预计，“十二五”期间，年均新增天然气消费量超过200×108m3，天然气消费量到2015年将达到2 300×108m3[1]，2020年将超过3 700×108～4 000×108m3，市场缺口将达到900×108m3。将富煤地区的煤炭资源就地转化成清洁燃气，经管道长输供气将成为继煤炭发电、煤制油、煤制烯烃之后煤化工领域的又一重要战略选择。截至2013年6月，国内获批或在建煤制气项目达10余个，合计产能接近500×108m3/a。不同于天然气，煤制气是煤气净化后通过高温完全甲烷化而得，C2及以上烃类、硫化物、O2在高温甲烷化过程中被转化吸收殆尽，残留微量的CO2和极微量的惰性气体(N2+Ar)，主要成分CH4的含量高于传统天然气，其气体组分、发热量的不同造成沃泊指数、燃烧势上的差异，这给煤制气的并网及终端燃具的互换性匹配造成一定的影响。本文采用目前国内在建煤制气项目中煤制气质量指标较低的数据，从气体成分、发热量、互换性指标及水露点方面对煤制气及天然气进行综合比较分析，旨在研究煤制气与天然气互换性及并网输气存在的问题，为煤制气质量标准的编制提供了一定的分析基础。

1 气体组分的比较分析

迄今，世界上唯一商业化运行的煤制气工厂是美国大平原煤气化厂(Great Plain Gasification Plant,以下简称GPGP)，位于美国西北的Dakota州，1980年7月动工，1984年4月完工并投入试运转，1984年7月28日并网送气，迄今已运行近30年，其建设运行经验给国内在建或规划的煤制气项目提供了良好的借鉴[2]。其煤制气成分指标也为煤制气项目煤制气质量标准的确定提供了宝贵的参考。GB 17820-2012《天然气》及GB/T 13611-2006《城镇燃气分类和基本特性》是目前国内天然气最新的实施标准，是煤制气并网最重要的参考依据。另外，我国天然气质量标准不断发展健全，逐渐与国际标准接轨，ISO 13686-1998《天然气质量指标》也是煤制气质量标准制定的重要参考依据[3-4]。

以下对国内某煤制气项目煤制气组分与GB 17820-2012、ISO 13686-1998、GPGP的煤制气组分指标进行了对比分析，见表1。

(1) 国内某煤制气项目煤制气中CH4体积分数最低为94%，高于ISO 13686-1998的最低指标(体积分数78.2%)，接近于GPGP生产的煤制气中CH4体积分数(设计值为95.3%)，这与煤制气完全甲烷化的特点相吻合。

表1 煤制气与天然气组分指标对比一览表

(2) 煤制气中CO2、CO及H2含量与甲烷化进气模数M直接相关，煤制气进气模数M推导基于以下甲烷化方程的反应平衡[5]：

3H2+CO=CH4+H2O

4H2+CO=CH4+2H2O

2H2+O2=2H2O

2H2+C2H4=2CH4

H2+C2H6=2CH4

根据以上反应平衡，所需H2的物质的量的关系式为：

H2=3CO+4CO2+2O2+2C2H4+C2H6

H2-CO2+O2+C2H4+2C2H6=3(CO+CO2+

O2+C2H4+C2H6)

模数的定义式为：

若模数值偏低，则CO及CO2含量过高，未反应的CO以CO或CO2的形式残留在煤制气中，导致CO或CO2含量偏高。为了提高煤制气的品质，国内某煤制气项目煤制气组分中拟定CO体积分数低于100×10-6，CO2体积分数低于1%。

若模数值偏高，则原料气中H2含量过高，会造成在煤制气组分中H2含量偏高。GPGP确定煤制气中H2体积分数的设计值不高于6.5%，而生产运行中H2体积分数维持在4%左右，国内某煤制气项目拟定煤制气中H2体积分数<4%，充分借鉴了GPGP多年的运行数值。

(3) 煤制气中H2含量偏高会给长途管道的输送造成一定影响，参照纳尔逊曲线，经与天然气输送管道设计公司确认，体积分数为5%以下的H2在常温、10 MPa(G)总压下对管道的临氢影响可忽略不计，这在GPGP 近30年的并网管道输送中得到了充分验证。

(4) CO2含量偏高也会给煤制气长途管道的输送造成一定困难。如果长输管道温度低于水露点，则会发生凝析酸性腐蚀现象。压缩干燥的设计中必须充分考虑输送压力下的水露点问题，控制煤制气长输管道中水含量，避免露点腐蚀现象。GB 17820-2012规定一类天然气中CO2摩尔分数不高于2%，也表明如果将水分控制到一定的水平，煤制气中CO2的含量不会造成长输管道的酸性腐蚀而影响管道的安全使用寿命。

(5) 煤制气是高温甲烷化合成产品。C2及以上烃类、O2在高温甲烷化过程中会转化成CH4和水，而硫化物绝大部分经精脱硫吸收，即使残存有极微量的硫，也会在甲烷化反应过程中残留在催化剂中。煤制气基本不含有C2及以上烃类、O2和硫化物[6]，在洁净程度上优于常规天然气。

2 高位发热量的比较分析

目前，我国天然气基本以立方米体积为单位定价，并未结合各地发热量差异平衡考虑，存在一定的不合理性。欧美各国的天然气定价机制以市场调节为主，充分考虑发热量差异，通常采用以热量结算的方式。我国天然气发热量在各地区分布存在较大差异，新疆天然气的高位发热量为38.32 MJ /m3，比陕甘宁天然气的约高6.10 MJ/m3。各地突出的发热量差异以及与其不匹配的价格将成为天然气定价机制改革重点考虑的问题。考虑到日后与天然气管道的并网及统一输送供应问题，国内煤制气发热量的确定也必须统一到国内天然气发热量指标的修订工作中。

以下对GB 17820-2012、国内某煤制气项目的煤制气、美国天然气、英国天然气以及GPGP的煤制气的高位发热量进行了对比分析，见表2。

表2 煤制气与天然气高位发热量对比一览表

(1) 煤制气发热量的有效组分为H2、CO、CH4，高位发热量由有效组分的高位发热量与其体积含量经公式换算而得[2]。采用国内某煤制气项目煤制气指标较低的典型组分(φ(H2)= 4%、φ(CO)=0.014%、φ(CH4)=94%)，经公式换算高位发热量为35.39 MJ/m3，略低于GB 17820-2012中一类天然气高位发热量，又明显高于二、三类天然气；同时略高于GPGP的煤制气发热量标准，接近于美国天然气的发热量标准。

(2) 煤制气中的核心组分为CH4，含量明显高于天然气，其发热量低于天然气中C2及以上的轻烃组分，因此煤制气高位发热量通常略低于GB 17820-2012的一类天然气标准。但从下游终端用户需求考虑仍不失为高品质的清洁燃气，完全满足CNG、LNG等工业及民用要求。

3 互换性指标的比较分析

燃气主要互换性指标包括：沃泊指数(Wobbe Index，以下简称W)与燃烧势(Combustion Potential, 以下简称CP)，是实现燃气应用互换的基础[7]。根据国内某煤制气项目煤制气组分指标与高位发热量，计算出W为48.77 MJ/m3，达到了GB /T 13611-2006规定的12T标准(45.67 ～ 54.78 MJ/m3)[8]。一般规定，W的变化不超过5%～10%时,两种燃气可以互换[9]。在沃泊指数上，煤制气完全可以实现与常规天然气的互换。计算出的CP为43.63，达到了GB/T 13611-2006的12T标准(36.3 ～69.3)，在燃烧势上分析，煤制气也可以实现与天然气的互换。

4 水露点比较分析

煤制气是经高温甲烷化合成而得的，不含轻烃类组分，故不需考虑烃露点问题，而只需考虑水露点问题。天然气水露点的适用国家标准目前有两个相关规定，即：GB 50251-2003《输气管道工程设计规范》规定水露点应比输送条件下最低环境温度低5 ℃；GB 17820-2012规定在天然气交接点的压力下，水露点应比最低环境温度低5 ℃。

煤制气在长途输送前通常需加压干燥，一般采用先加压后脱水的工艺，以降低脱水能耗及装置的规模。目前，煤制气首站的输送压力一般达到10 MPa(G)，是业内较高的天然气输送压力等级。加压后的脱水装置一般采取三甘醇(TEG)脱水，脱水后水露点可达到-20 ℃左右[10]，在内蒙、新疆、东北等地区冬季极端最低温度低于-40 ℃时，则必须采取分子筛脱水，脱水后水露点最低可达-100 ℃。煤制气水露点要求与天然气一样，需依照最新规范要求，综合考虑环境温度、天然气温度及管道节流等影响因素而定，以达到输送管道内无游离水析出为前提，保障煤制气沿长途敷设管道的长期安全输送。

5 结 论

综上所述，参考目前实施的国际及国内天然气质量标准，结合国内外煤制气质量指标数值经验，通过对煤制气组分、发热量、互换性及水露点等质量指标的逐一对比分析，完成了煤制气与天然气的质量指标综合比较，得出了以下结论：

(1) 煤制气是净化煤气经高温完全甲烷化合成的产品，与天然气相比，甲烷含量高，CO2含量低，不含C2及以上烃类、氧及硫化物，高位发热量略低，清洁品质占优。

(2) 从煤制气与天然气的燃气互换性指标(沃泊指数、燃烧势)分析，互换性良好，并网输气及工业、民用终端利用不存在风险因素。

(3) 在长途管道输送的安全性方面，与天然气相比，煤制气的安全重点关注水凝析问题，将输送环境下的水露点控制至规定值以下是煤制气长输管道长期安全运行的保障条件。

参考文献

[1] 国家发展改革委.天然气发展“十二五”规划[EB/OL].2012-10-22 [2012-12-03].http://www.sdpc.gov.cn/zefb.

[2] U.S. Department of Energy Office of Fossil Energy. Practical Experience Gained during the First Twenty Years of Operation of the Great Plains Gasification Plant and Implications for Future Projects[R]. 2006: 1-2.

[3] 罗勤,李晓红,许文晓,等.国际标准《ISO 13686天然气质量指标》修订浅析[J].石油与天然气化工,2010, 39 (1)：68-71.

[4] ISO 13686-1998 Natural gas-quality designation[S].1998: 16-17.

[5] 胡大成,高加俭,贾春苗,等.甲烷化催化剂及反应机理的研究进展[J].过程工程学报,2011, 11 (5)：880-893.

[6] 张成.CO与CO2甲烷化反应研究进展[J].化工进展,2007, 26 (9)：1269-1273.

[7] 国家质量技术监督局. GB/T 11062-1998天然气发热量、密度、相对密度和沃泊指数的计算方法[S]. 北京:中国标准出版社,1998.

[8] 国家质量技术监督局. GB/T 13611-2006城镇燃气分类和基本特性[S]. 北京:中国标准出版社,2006.

[9] 马晓茜. 天然气燃烧特性及其与其它燃气的互换性分析[J].冶金能源,2001, 20(3):33-37.

[10] 何茂林,梁政,李永生. 天然气三甘醇脱水装置的国产化研究[J]. 钻采工艺,2007,30 (4)：102-103.