煤不僅是一種常規(guī)能源，也是用于化工生產(chǎn)的原料。煤制天然氣工程是以煤為原料，經(jīng)過(guò)化學(xué)加工使之轉(zhuǎn)化為天然氣的過(guò)程。近年來(lái)，由于我國(guó)對(duì)天然氣需求的快速發(fā)展，同時(shí)也由于環(huán)境進(jìn)一步改善的需要，有人大力倡導(dǎo)煤制天然氣(SNG)，以補(bǔ)充我國(guó)天然氣氣源。

    環(huán)境毒物學(xué)和化學(xué)學(xué)會(huì)提出生命周期評(píng)價(jià)(LCA)，用于評(píng)估產(chǎn)品與過(guò)程的能量和物質(zhì)利用以及廢物排放對(duì)環(huán)境的影響，進(jìn)而尋求改善環(huán)境影響的機(jī)會(huì)以及如何利用這種機(jī)會(huì)。本文采用LCA方法對(duì)煤制天然氣方案及其替代方案進(jìn)行了評(píng)價(jià)，揭示了煤制天然氣全生命周期各環(huán)節(jié)的環(huán)境效應(yīng)，為煤利用和天然氣的利用提供定量依據(jù)。

  一、生命周期評(píng)價(jià)的目標(biāo)定義和范圍界定

  本文將對(duì)比研究煤制天然氣、俄羅斯進(jìn)口管道天然氣(PNG)以及澳大利亞進(jìn)口液化天然氣(LNG)的生命周期能源使用和環(huán)境排放。選擇的功能單位為1000立方米天然氣。

  2．研究目標(biāo)和系統(tǒng)邊界

   研究目標(biāo)：分析煤制天然氣、俄羅斯進(jìn)口PNG以及澳大利亞進(jìn)口LNG等各種來(lái)源的天然氣的不同生命周期階段的資源消費(fèi)、能源消費(fèi)與環(huán)境排放。考慮到本文是對(duì)比研究3種不同來(lái)源的天然氣，最終產(chǎn)品都是天然氣，雖然最終產(chǎn)品的熱值可能有所差別，但對(duì)結(jié)論的影響不大，因此，忽略了產(chǎn)品使用階段的環(huán)境排放。系統(tǒng)邊界包括主要原材料生產(chǎn)、運(yùn)輸。

   選擇的煤制天然氣用煤為山西、內(nèi)蒙古等地的褐煤，天然氣生產(chǎn)地選定為山西北部，生產(chǎn)的天然氣通過(guò)管道輸送往北京，以補(bǔ)充北京的天然氣氣源。

煤制天然氣流程如圖1。從汽化爐來(lái)的激冷合成氣送入水煤氣變換反應(yīng)器，以調(diào)整甲烷合成所需要的氫碳比，再進(jìn)入脫硫、脫碳單元收集高純度C02，并回收單質(zhì)硫，干凈的合成氣送入甲烷化反應(yīng)器以生產(chǎn)天然氣，小部分合成氣作為干燥煤用的燃料，甲烷化過(guò)程放出的大量熱用于產(chǎn)生高壓蒸汽，可以驅(qū)動(dòng)蒸汽輪機(jī)發(fā)電供空分系統(tǒng)。

圖1  煤制天然氣流程圖

  在本文的計(jì)算中，煤制天然氣用煤選擇為褐煤(灰分50％，熱值取13．48MJ／kg)，每生產(chǎn)1t原煤耗電13．9kW．h。每1000m3主產(chǎn)品(煤制天然氣)消耗氧2．17t、蒸汽6．43t、電力11．4kW．h、鍋爐給水2．7t、褐煤6．6t，通過(guò)對(duì)甲烷化過(guò)程的熱量利用可副產(chǎn)蒸汽2．4t，并回收高純度C02 3．8t、單質(zhì)硫0．01t。煤制天然氣項(xiàng)目生產(chǎn)規(guī)模6×10~n3／a，設(shè)計(jì)年限為25a。

  煤制天然氣在山西北部產(chǎn)煤區(qū)域生產(chǎn)，然后通過(guò)管道運(yùn)輸方式送往北京，俄羅斯進(jìn)口PNG采用全程管道輸送北京，澳大利亞進(jìn)口LNG首先采用船運(yùn)至天津沿海碼頭再汽化通過(guò)管道輸送北京，因此3種方案都涉及管道輸送，而本文的目的在于比較3種方案的環(huán)境排放、經(jīng)濟(jì)成本狀況，因此為簡(jiǎn)化計(jì)算，忽略煤制．天然氣從山西北部送往北京以及澳大利亞進(jìn)口LNG從天津送往北京的管道輸送，而俄羅斯進(jìn)口PNG的管輸距離取為2500km，管道壽命取為30a。澳大利亞進(jìn)口LNG船運(yùn)距離取為5000km，單船運(yùn)輸量100000m3，油輪的單位載重單位里程燃料消耗量為0．0062kg／(t·km)。建設(shè)階段所耗用鋼材的C02排放因子取為5．09t／t，S02排放因子取為0．0596t／t，建設(shè)階段所耗用水泥的C02排放因子取為0．312t／t，S02排放因子取為0．0002t／t。生產(chǎn)lt LNG的動(dòng)力及公用設(shè)施耗電量約為850kW．h，在LNG接收站，一般又將LNG通過(guò)汽化器汽化后使用，汽化時(shí)釋放出大量的冷能量，其值大約為830kJ／kg。因此，各方案生命周期清單見(jiàn)表1。

 

表1各方案生命周期清單1000立方米LNG

 

       Energy and material

Project       consumption   CO2/t    SO2/t

                    

construc

   SNG           steel :6567 X lO的3次方t        2229     O. 0026

                 cement : 13950 X lO的3次方t     O. 29    O. 0016

   PNG           steel :5.2t                     2. 964   O. 035

   LN6           steel : 1980t                   1. 008   O. 012

   mine

   SN6           power:91. 8kW/h                 O. 054   O. 0005

   LNG           power :850kW/h                  0.441    O. 0044

produce

                 wood coal : 6. 6t

                 feed water:2.7t

                 steam : 6. 43t                 O. 7847   O. 02

  SN6

                 power :11.4kW/h                O. 003

                 oxygen: 2. 17t                 0.58      0.0058

                 by product steal: 2. 4t        -0. 29    -0. 008

                 by product C02:3. 84t          -4. 27

                 by product sulfur:O. Ollt

  LNG            by product cool:203kW/h        -0. 1197  -0.0012

transport

   LN6           diesel oi1:35.27               0.53    0.006

  total

  SNG                                           7. 9207   O. 0225

  PNG                                           2. 964    O. 035

  LNG                                           1. 859    O. 021

 

    由表1可知，建設(shè)階段是煤制天然氣主要的環(huán)境排放階段，生產(chǎn)階段次之，煤的開(kāi)采階段產(chǎn)生的C02排放量和S02排放量都遠(yuǎn)小于生產(chǎn)階段。俄羅斯進(jìn)口PNG建設(shè)階段管道建設(shè)所消耗的鋼材的生命周期排放是俄羅斯進(jìn)口PNG方案主要的環(huán)境排放。澳大利亞進(jìn)口LNG建設(shè)階段造船用材料的生命周期排放是澳大利亞進(jìn)口LNG方案生命周期主要的環(huán)境排放階段，進(jìn)口

LNG的運(yùn)輸階段產(chǎn)生的環(huán)境排放次之。

    煤制天然氣的副產(chǎn)品C02可以用在油田以增加產(chǎn)油量，但即使不考慮這部分的C02排放，煤制天然氣方案仍舊在3種方案中具有最高的C02排放量和S02排放量。為了減少成本，煤制天然氣項(xiàng)目一般都建設(shè)在產(chǎn)煤區(qū)域附近，每生產(chǎn)1t原煤產(chǎn)生3．5t礦井水，處理費(fèi)用約每噸1．12元，0．6t洗煤水，處理費(fèi)用約每噸0．8元。每生產(chǎn)1t原煤產(chǎn)生煤矸石130kg，每百萬(wàn)噸煤矸石占地3公頃，導(dǎo)致土地?fù)p失及地下水的污染。每萬(wàn)噸標(biāo)準(zhǔn)煤的生產(chǎn)引起的地表塌陷面積為4公頃，處理每噸原煤引起的地表塌陷的費(fèi)用約為0．3元。因此，產(chǎn)煤區(qū)域一般也都是生態(tài)環(huán)境相對(duì)脆弱的區(qū)域，在產(chǎn)煤區(qū)域再發(fā)展大規(guī)模的煤制天然氣項(xiàng)目必定會(huì)加重產(chǎn)煤地區(qū)的環(huán)境壓力。

此外，值得注意的是，煤制天然氣整個(gè)生命周期內(nèi)的C02排放和S02排放都發(fā)生在國(guó)內(nèi)，而澳大利亞進(jìn)口LNG項(xiàng)目中，生產(chǎn)階段中冷卻天然氣所消耗的能源和因此而產(chǎn)生的環(huán)境排放都發(fā)生在環(huán)境承受能力遠(yuǎn)遠(yuǎn)優(yōu)于中國(guó)的澳大利亞，冷能的回收利用卻發(fā)生在國(guó)內(nèi)。

    從熱力學(xué)第二定律角度，用一種能源制備另一種能源勢(shì)必要產(chǎn)生額外的能量耗散。不考慮天然氣的使用環(huán)節(jié)時(shí)，煤制天然氣項(xiàng)目生命周期的熱能的轉(zhuǎn)換率僅有35％，與燃煤火力發(fā)電的能源利用效率相當(dāng)，如果考慮煤制天然氣的再次燃燒利用所產(chǎn)生的能量耗散，則可以斷定煤制天然氣產(chǎn)業(yè)鏈的能源效率不如燃煤火力發(fā)電。

  四、煤制天然氣項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)競(jìng)爭(zhēng)力分析

  煤制天然氣可利用熱值低的褐煤，但近來(lái)褐煤的價(jià)格上升較快，煤制天然氣的經(jīng)濟(jì)性也受到較大的挑戰(zhàn)。假如煤制天然氣方案的投資費(fèi)用為0．188元每立方米，蒸汽價(jià)格120元／t，電價(jià)0．61元／(kw．h)，硫磺700元／t，副產(chǎn)C02售價(jià)75元／t，其他費(fèi)用0．35元每立方米(包括副產(chǎn)C02的封存費(fèi)用)，不考慮副產(chǎn)C02排放(封存)，表2給出了煤制天然氣方案項(xiàng)目在碳價(jià)分別為O和100元／t兩種情況下，不同的褐煤價(jià)格所對(duì)應(yīng)的產(chǎn)品(天然氣)的出清(零利潤(rùn))價(jià)格。

表2煤制天然氣方案項(xiàng)目出清(零利潤(rùn))價(jià)格

Coal price  Carbon price  Carbon price   100

  (CNY/t)    (0 CNY/t)   (I00 CNY/t)

    1.36       1.72        150     1.69

    2.05          200           2. 02      2.38

    250          2. 35           2. 71       300

    2.68         3. 04           350       3. O1

    3.37

 

    從表2可以看出，褐煤的價(jià)格波動(dòng)對(duì)產(chǎn)品的定價(jià)影響很大。在碳價(jià)為0的情況下，褐煤價(jià)格為100元／t時(shí)，天然氣出清價(jià)格為1．36元每立方米，而當(dāng)褐煤價(jià)格為350元／t時(shí)，天然氣出清價(jià)格為3．01元每立方米。，上升了一倍多。在碳價(jià)為100元／t的情況下，褐煤價(jià)格為100元／t時(shí)，天然氣出清價(jià)格為1．72元每立方米，而當(dāng)褐煤價(jià)格為350元／t時(shí)，天然氣出清價(jià)格為3．37元每立方米，上升了96％。

    但是，2007年8月國(guó)家發(fā)展和改革委員會(huì)宣布天然氣提價(jià)0．5元／m。后，北京民用天然氣價(jià)格才1．5元每立方米左右，因此表2各情況下的煤制天然氣的出清價(jià)格均已超過(guò)了北京現(xiàn)有天然氣價(jià)格。另外，目前西氣東輸一線到上海的門站價(jià)為1．4元／m3，據(jù)估計(jì)中亞天然氣的口岸價(jià)約1．7-1．8元每立方米。，如果以此基準(zhǔn)推算，加上長(zhǎng)途管道運(yùn)輸，俄羅斯進(jìn)口PNG到北京的價(jià)格不會(huì)超過(guò)3元每立方米。。

    在目前的人民幣對(duì)美元的匯率下，新簽訂的LNG長(zhǎng)期合同折合人民幣的到岸價(jià)可能會(huì)維持在7．21-9．11$／GJ之間，即天然氣價(jià)在1．9-2．4元每立方米之間。加上船運(yùn)和LNG接受站線的汽化、管輸?shù)荣M(fèi)用，一般會(huì)再增加0．5元每立方米。左右。再加上LNG公司

的利潤(rùn)0．1元每立方米，門站價(jià)在2．5-3．0元每立方米左右。考慮運(yùn)費(fèi)和站線建設(shè)、運(yùn)營(yíng)成本以及LNG汽化時(shí)冷能的利用程度，這個(gè)費(fèi)用還有0．1元每立方米。以上的降低空間，即門站價(jià)有可能維持在2．4-2．9元每立方米。左右。如果國(guó)際油價(jià)像今年初那樣走低，那么LNG合同價(jià)還會(huì)低到6．64$／GJ以下。由此可見(jiàn)，與俄羅斯進(jìn)口PNG和澳大利亞進(jìn)口LNG項(xiàng)目相比較，隨著褐煤價(jià)格的上漲，煤制天然氣項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)性將受到較大的挑戰(zhàn)。

五、結(jié)  論

    ①3種方案中，煤制天然氣的C02等環(huán)境排放最高，而且煤制天然氣的環(huán)境排放都發(fā)生在國(guó)內(nèi)環(huán)境承載力比較弱的產(chǎn)煤地區(qū)。因此，在山西北部生產(chǎn)煤制天然氣，然后將天然氣輸往北京使用的煤制天然氣方案雖然減少了北京的燃煤排放，但加重了山西的環(huán)境排放，是一種以鄰為壑的不科學(xué)的發(fā)展模式。

    ②煤制天然氣生命周期熱能的轉(zhuǎn)換率不高，因此，雖然煤制天然氣可以使用褐煤這種低質(zhì)能源，但能源效率的低下加重了環(huán)境的代價(jià)。煤制天然氣對(duì)原材料價(jià)格的承受能力低下，近來(lái)褐煤價(jià)格上漲較快，隨著褐煤價(jià)格的上漲，煤制天然氣項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)性將受到較大的挑戰(zhàn)。

    ③由于不同區(qū)域的環(huán)境容量不同，同樣數(shù)量的排放物在環(huán)境容量大的區(qū)域造成的損失遠(yuǎn)遠(yuǎn)小于在環(huán)境容量小的區(qū)域造成的損失。煤制天然氣整個(gè)生命周期內(nèi)的C02排放和SOz排放都發(fā)生在國(guó)內(nèi)，生產(chǎn)過(guò)程中產(chǎn)生的環(huán)境排放更是發(fā)生在環(huán)境相對(duì)脆弱的產(chǎn)煤地區(qū)，造成的損失****。澳大利亞進(jìn)口LNG項(xiàng)目中，生產(chǎn)階段中冷卻天然氣所消耗的能源和因此而產(chǎn)生的環(huán)境排放都發(fā)生在人均能源量高、環(huán)境承受能力又遠(yuǎn)遠(yuǎn)優(yōu)于中國(guó)的澳大利亞，冷能的回收利用卻發(fā)生在中國(guó)國(guó)內(nèi)，經(jīng)濟(jì)效益也優(yōu)于煤制天然氣項(xiàng)目，因此，從澳大利亞進(jìn)口LNG不但緩解了我國(guó)的能源壓力，環(huán)境排放所造成的損失也最小。同樣的優(yōu)勢(shì)也適用于俄羅斯進(jìn)口天然氣項(xiàng)目。