煤制天然氣項目調峰必要性及可行方式比較

周漢雄 張琳 趙亮

摘 要：介紹了煤制氣項目存在的調峰問題，梳理了項目實際的調峰需求，提出了儲氣庫、LNG、煤制甲醇、下游大用戶調峰等方式，并從技術應用、投資規模、經濟效益三方面進行了對比分析，認為煤制甲醇調峰是最為可行且經濟效益最好的方式。

關鍵詞：煤制天然氣;調峰;儲氣庫;LNG;甲醇

作為對國產常規天然氣供應的有效補充，煤制天然氣近年來在得到了長足發展，通過一些項目的實踐取得了相應技術成果，建成的內蒙古大唐克旗項目、內蒙古匯能項目、新疆慶華項目等均可穩定產氣。但由于缺乏自主調峰手段，在市場用氣低谷時受制于限產要求，導致項目效益受到較大影響，所以如何調峰是煤制氣項目亟需解決的問題。

1 調峰的必要性

1.1 項目的實際需求

裝置穩定連續運行是所有大型工程效益最大化的關鍵要素，煤制氣項目同樣如此，產品天然氣是連續生產并注入管網的。但下游的用氣規律卻是不均衡的，尤其是北方冬夏季需求差巨大。目前建成煤制氣項目基本是躉售給中石油，產品直接注入中石油長輸管網，但在用氣需求低谷時，中石油依然會要求限制產量并增加調峰管理費用（約0.3元/m3），這就對上游天然氣生產企業造成很大的運行壓力。目前已知大唐克旗、新疆慶華等項目由于缺乏自主調峰能力，均計劃增設相關裝置以解決調峰問題。

1.2 調峰規模需求

以大唐克旗項目為例，項目目標市場北京市近年的調峰比例約25%，并呈逐年升高趨勢，中石油近年淡季對大唐克旗項目一期日產限供氣量約300萬m3，即生產負荷限產25%。由此計算，年產40億m3煤制天然氣項目調峰規模約為10億m3/年。

2 煤制天然氣調峰方式

2.1 儲氣庫調峰

地下儲氣庫是公認的儲量大、經濟性好且適用范圍廣的調峰方式，但受地質條件以及管控機制等因素影響，儲氣庫建設速度遠跟不上天然氣消費量增漲速度，現有儲氣庫能力明顯不足。目前利好消息是國家油氣管網公司成立已經勢在必行，儲氣庫將實現統一管理，預計未來將發揮更大的作用。

2.2 LNG調峰

近年來LNG調峰已經廣泛的應用于城市燃氣中。目前，煤制天然氣項目還沒有LNG調峰應用案例，但內蒙古匯能煤制氣項目一期產品全部為液化天然氣，且運行情況良好，這也印證了增設液化路徑進行調峰的可行性。但LNG調峰較適用于小規模裝置，且同樣存在淡季銷售問題，是否能解決煤制氣項目較大規模調峰問題還需要進一步研究。

2.3 甲醇調峰

以煤基生產化學品的工藝路線在前端氣頭部分基本相同，以煤制甲醇和煤制天然氣為例，在氣化、變換、凈化等工藝單元基本相似，區別僅為末端甲醇化和甲烷化單元，即以生產甲醇作為煤制氣調峰是對原項目調整最小的方式。

3 各類調峰方式對比

3.1 技術應用

3.1.1 LNG調峰

根據《煤制合成天然氣》GB/T 33445-2017可知，煤制氣與常規氣的指標基本相同，可采用通用的液化方式，即串聯液化裝置，同時生產SNG和LNG產品。根據建成項目經驗，LNG調峰適用于規模較小項目。

3.1.2 甲醇調峰

當甲醇調峰運行時，煤制氣氣化、變換、凈化、空分、硫回收等裝置運行均無變化，僅需調整粗煤氣的氫碳比即可滿足從甲烷產品到甲醇產品的轉換，即在凈化工序后，與甲烷化并聯甲醇化裝置，可同時生產SNG和甲醇產品。

3.1.3 大用戶調峰

按建成項目經驗，想實現直接與下游用戶聯通，需自行建設輸氣管線，如大唐克旗項目自籌資金建設320公里管線。具體管線路由及長度需根據用戶位置確定，有一定不可控制性。

3.2 投資規模

以40億Nm3/年煤制氣項目為例，調峰規模為10億Nm3/年。采用儲氣庫調峰，不需增加工程量及投資;采用LNG調峰，需增設300萬Nm3/天液化裝置，投資約增加10億元;采用甲醇調峰，需增設200萬噸/年甲醇裝置，投資約增加10億元;采用下游大用戶調峰，預計需建設專用輸氣管線，根據建成項目經驗，投資約1000萬元/公里。

3.3 經濟效益

為了便于比較，運用某稅后內部收益率為9%的40億Nm3/年煤制氣項目的財務測算模型，按10億Nm3/年的調峰規模，將不同調峰方式所增加的投資、收入、成本等信息輸入并進行測算。測算稅后財務內部收益率變化結果為：采用儲氣庫調峰（調峰費按0.3元/m3計算）下降0.5個百分點為8%;采用LNG調峰（按3個月生產LNG，取平均市場銷售價格計算）上升0.2個百分點，達到8.7%;采用甲醇調峰（按3個月生產甲醇，取平均市場銷售價格計算）上升0.6個百分點，達到9.1%;采用大用戶調峰（按建設100公里管線，不繳納管輸費用）下降1個百分點為7.5%。

綜上所述，煤制氣項目設置調峰措施是十分必要的，否則在天然氣需求淡季項目效益將會受到較大影響。從技術應用、新增投資額、項目效益等多方面考慮，利用增加甲醇路徑進行調峰是最為可行方式。

參考文獻：

[1]覃軍，邢承治.煤制天然氣調峰方式探討[J].煤化工，2018，4 （46）：16-19.