煤制天然气与煤发电全生命周期对比研究

张 松，程一步，安 福，孟宪玲

（中国石油化工集团公司经济技术研究院，北京100029）

随着国内天然气缺口的不断扩大，近年来煤制天然气成为国内关注的热点。据统计，截至2017年末，我国煤制天然气已有4个项目投产，生产能力51亿立方米/年。按照《煤炭深加工产业“十三五”规划》，“十三五”期间规划新建项目产能182亿立方/年。与此同时，对煤制天然气是否是煤炭清洁利用的有效途径也面临着较大争议。为对这些争议加以论证，我们以在新疆建设煤制天然气项目和煤炭发电项目各自输送到华东地区利用为例进行了对比研究。

1 比较路线的设定

煤制天然气和煤炭发电2条路线均以新疆作为起点，以华东地区的上海作为目标用户（距离约4 000 km），对比在终端利用获取单位热值的差异。

路线1：新疆煤制气输送到华东地区供终端利用（民用、工业、发电等）。

天然气消费结构参照统计数据按民用30%、工业50%、发电20%平均水平考虑；煤制天然气效率取国家准入标准56%；管输损耗按新建管道6%考虑；民用灶效率按国家灶具能效要求取57%；天然气联合循环发电取目前燃气发电实际先进指标58%，水耗取342 g/MJ；煤制天然气水耗、污染物排放、二氧化碳排放、成本数据取自新疆煤制天然气项目可研报告；天然气热值约为34.485 MJ/Nm3。

路线2：新疆煤超超临界发电输送到华东地区供终端利用（民用、工业）。

电力消费结构参照统计数据按工业用74%，民用（含农业及其他）26%考虑；煤发电效率取国内先进的1 000 MW水冷机组效率44.5%；长输电效率按1 000 kV特高压输电线路送电4 000 km考虑取90%；民用电效率按民用电器效率（电磁炉）取82%；工业电机效率和电锅炉效率按常用设备效率90%和98%考虑；煤发电水耗，1 000 MW超超临界水冷机组设计指标为583 g/MJ，600 MW超临界空冷机组设计指标为94 g/MJ；污染物排放按照国家烟气排放标准；二氧化碳排放取2016年西北电力排放因子0.93千克/度；煤发电成本按照1 000 MW机组测算；1度电＝3 600 kJ。

2 对比分析结果

2.1 综合能源利用效率对比

煤制天然气的能源利用效率可达56%以上，利用天然气分布式发电，冷、热、电联供，效率可达82%～85%。这样用煤，整体能源利用效率可达45.9%～47.6%，这是目前各种煤炭利用方式中能效最高的。从加权综合能效来看，煤制气约为38.06%，高于煤炭发电的综合能源利用效率35.22%，详见表1，表2。

2.2 单位终端利用产品水耗对比

煤制天然气与煤炭发电获取单位热值的水耗对比如表3所示。由表3可见，从获取单位热值的水耗来看，煤制天然气用于民用的水耗低于1 000 MW超超临界水冷机组，高于600 MW超临界空冷机组；煤制气用于工业用途的水耗低于1 000 MW超超临界水冷机组，高于600 MW超临界空冷机组；煤制气用于发电，到达使用终端的单位水耗为369 g/MJ，低于1 000 MW超超临界水冷机组的648 g/MJ，高于600 MW超临界空冷机组的104 g/MJ。按照电力和天然气消费结构加权测算，煤制气的单位热值水耗仍低于1 000 MW超超临界水冷机组，高于600 MW超临界空冷机组。

表1 煤制气利用综合效率计算 %

表2 煤发电利用综合效率计算 %

表3 煤制气与煤发电终端利用单位热值水耗 g/MJ

新疆地区水资源分布不均，煤发电机组主要为空冷机组，因此，煤制天然气到终端利用获取单位热值的水耗要高于煤发电的水耗。

2.3 污染物排放对比

煤制天然气可将污染物集中处理利用，减少煤炭分散燃烧带来的空气污染。新疆电站锅炉SO2、NOx、烟尘排放按浓度限值分别为50 mg/Nm3、100 mg/Nm3、30 mg/Nm3；工业、民用用户锅炉NOx排放浓度限值100 mg/Nm3、燃机发电烟气NOx排放浓度限值50 mg/Nm3；煤制天然气按照新疆80亿立方米/年煤制天然气可研报告数据，SO2、NOx、烟尘排放量分别为1 178吨、3 502吨和1 067吨，折算到单位天然气分别为222 mg/Nm3、438 mg/Nm3、133 mg/Nm3。按照上述参数分别计算获取单位热值所排放的污染物数量，对煤制天然气利用与煤发电进行对比，结果表明，煤制天然气的几种终端应用获取单位热值的污染物排放均低于煤发电的应用，按照电力和天然气消费结构加权平均测算，煤制气获取单位热值污染物排放仍低于煤发电，见表4。

表4 煤制气与煤发电单位热值污染物排放 mg/MJ

2.4 二氧化碳排放对比

根据煤制气可研报告测算，煤制天然气扣除主副产品、煤渣中带走的碳，每千方天然气产生二氧化碳约6.99吨。煤制天然气因为生产过程碳排放量较大，使得终端应用获取单位热值碳排放高于煤发电终端应用，按照电力和天然气消费结构，其加权平均单位热值碳排仍高于煤发电的单位碳排，见表5。但煤制气生产环节产生的二氧化碳纯度高、排放集中，非常有利于CCS和CCUS。

表5 煤制气与煤发电终端利用单位热值碳排放 kg/MJ

2.5 终端利用成本对比

煤制气与煤发电终端利用获取单位热值成本比较见表6、表7。获取相同的热值，煤制天然气用于民用和工业锅炉的成本均低于煤炭发电利用成本；而用煤制天然气，天然气再去发电，其成本高于煤炭直接发电。

按照电力和天然气消费结构，利用煤制气获取单位热值的加权平均成本约为0.109元/MJ，低于煤发电获取单位热值的加权平均成本约0.156元/MJ。

综上所述，在新疆建设煤制天然气项目，其在民用和工业应用方面的综合效率、污染物排放、终端利用成本均优于煤炭发电；水耗则低于1 000MW超超临界水冷机组，高于600 MW空冷机组；二氧化碳排放高于煤炭发电。由此可见，利用我国丰富的煤炭资源在新疆生产天然气可以实现煤炭清洁转化，大大减少污染物排放，而且有利于提高煤炭的利用效率。但同时也应该关注到煤制天然气二氧化碳排放量偏高问题，应采取措施，如通过对二氧化碳的捕集和利用来解决这一问题。

表6 煤制气终端利用单位热值成本

表7 煤发电终端利用单位热值成本

3 相关建议

1）煤制天然气对实现我国煤炭清洁利用，保障能源安全具有重大意义，应从国家战略层面稳步推进。我国天然气市场存在较大的缺口，需要依赖进口。煤制天然气可实现煤炭资源的清洁利用，其与进口气相比具有成本优势。发展煤制天然气产业有利于加大我国低成本的天然气资源供应，平抑进口天然气价格，保障我国能源安全，建议国家从战略层面予以稳步推进。

2）合理布局煤制天然气，避免遍地开花。发展煤制天然气除必须具备煤炭资源和水资源外，还须在坑口建设和同时配套建设输送管线。而且只有具有低廉煤炭价格的地区才有比较优势，同时要具有较大的环境容量。因此，建议尽可能在新疆、内蒙古等地布局煤制天然气项目，避免遍地开花。

3）量水而行，适度发展。煤制天然气的水耗在几种新型煤化工中处于较低水平，但仍需消耗大量的水资源。在我国西部地区发展煤制天然气产业一定要量水而行，适度发展。

4）严格产业准入标准，避免一哄而起。煤制天然气是资金密集、技术密集、人才密集型产业，对生产和输送安全管理要求高，对建设运营主体要求较高，“三废”处理专业性要求高。因此，要严格产业准入标准，选择有相当实力的企业发展煤制天然气，避免一哄而起。

5）煤制天然气应定位于民用和工业用气。煤制天然气用于发电，其利用效率远低于煤直接发电效率，而以煤制天然气供天然气汽车，其效率也低于以煤发电为能源的电动汽车，因此从能源系统综合利用效率来考虑，煤制天然气的利用方向应定位于城市燃气和工业燃料，替代分散燃烧的煤炭，有效减少煤燃烧带来的污染。

6）煤制天然气二氧化碳排放量较大，应完善应对措施。煤化工发展不仅要考虑煤炭资源、水资源、工艺技术和投资效益等，二氧化碳减排也是制约煤化工发展的瓶颈之一，应引起充分重视。发展煤制天然气产业要做好二氧化碳减排工作，应从清洁生产、资源化利用和CCUS等方面予以重视。