ag体育官方网_(04月20日)陕西该不该发展煤制天然气?

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【ag体育官方网】中国化学工业报于去年11月15日生产运营了陕西第一个天然气紧急储备调整高峰项目——陕西煤气集团杨凌液化天然气紧急储备调整高峰项目。 (本报记者李军摄影)现代煤化工关于补充“煤气”记者,在现代煤化工产业中,目前陕西省享有煤制油、煤制烯烃、煤制芳烃、煤制乙二醇技术,全部在建设或工业化中只是煤制天然气至今还是陕西现代煤化工产业的空白。 据去年9月陕西省政府与中国石化签订的《战略合作协议》报道,中石化在陕西发展煤制气和油气勘探开发、供气管道建设等。

这次合作只是双方的意向,但我看到陕西省煤制天然气发展的期待。 许多行业专家对这个项目寄予厚望,建议推迟执行。 “国家计划到2020年供应4200亿立方米以上的天然气,随着气化管网延伸到中小城市和城镇,天然气的潜在市场需求不会迅速下降,将来推迟煤制天然气的发展是必然的趋势。 陕西省煤炭资源非常丰富,位于中国地理布局的中心,周边省市有非常大的天然气市场需求,这个项目有很好的前景。

”。 化学工业专家陕西省决策咨询委员会办公室主任郭卫东告诉记者,从供给外侧的观点来看,天然气的供给依然是未来广阔时期的短板。 今后煤炭的低价格化可能会持续下去,对降低煤制煤气的生产成本非常不利,可以提高我国煤制天然气的国际竞争力。

有关部门修改了审查程序和环节,使这个项目尽快过渡到前期,成为国家推进重大项目审查改革的模板,成为接近零排放、清洁废气和煤炭分级利用和多联产的模板项目陕西省决策咨询委员会完成的《关于建议“十三五”我省将现代煤化工作为战略产业持续做到大做到强劲的调研报告》显示,天然气作为清洁能源消费量迅速增加,构成了城市燃气、车用燃料、工业原料较多的消费结构。 预测中国天然气市场的需求将大幅放缓,十年后的年总需求可能超过5000亿立方米。

现在,由于大多数城市燃气管网还没有关系,油价暴跌,进口昂贵的液化天然气竞争力上升,中俄东西天然气管道的竣工燃气供应和国内煤制天然气项目相继生产后,供求矛盾得到了减轻。 但是,中国工业化、城市化进程加快,缩短煤的气体能源结构调整,天然气市场需求差距继续扩大。

从未来的市场需求来看,“十三五”乃至今后更长的时期我国天然气依然有很大的发展空间。 预计到2020年天然气需求量将超过2500亿立方米,市场缺口将达到1500亿立方米。 《陕西省“十三五”发展规划纲要》认为,“优煤、稳定油、扩气”是陕西省“十三五”的能源发展思路,坚决主张常规和异常天然气资源的研究开发,不断扩大天然气产量。

发表的《陕西省前进现代化工产业五年行动计划(20162020)》也明确了今后5年陕西省将坚决认真常规和异常天然气资源的研究开发,逐步扩大天然气产量,到2020年可以分别生产约500亿立方米/年和40亿立方米/年大企业强烈希望利用成熟技术发展煤制天然气及其下游精细化工产业,掌握开工建设计划的煤制天然气项目,实现陕西省向华东、华中、华南铺设天然气长输管道。 多年来,陕西省发展煤制天然气的呼声一直没有停止,陕西煤化集团、陕西煤气集团、榆林能源集团等计划新建煤制煤气项目。 优势显着这一点,“气”记者在采访时必须理解陕西省发展煤制天然气的优势显着。

一是煤炭资源非常丰富。 陕西煤储量和产量居全国第三,其中陕北榆林煤属于低硫、低灰、低发热量优质侏罗纪煤,条件较好。
煤制天然气成本仅为1.5元/立方米,不利于消除煤炭短缺的生产能力。

另外陕西省是我国天然气主产区之一,大部分供给华北等地。 二是技术不断创新。

西北化学研究院结合自主开发的碳氢化合物废气制造天然气技术、催化剂及反应器等,建设山西集源碳化有限公司竣工年1.2亿立方米的焦炉煤气制天然气工业模板装置,2014年底构建了唯一的工艺搬入该技术也适用于用煤气化制造天然气的工艺路线。 西北化院分担的煤天然气表气化制合成气技术开发项目也于去年竣工检查合格。 该技术使同一反应器的煤和天然气气化生成合成气,构建煤和天然气的烃资源秩序和能源秩序,弥补了煤制合成气“碳多氢少”和天然气制合成气“氢多碳少”的严重不足。

三是市场需求有差距,天然气管道网络比较完善。 现在陕西省从竣工靖边到西安一、二、三线,从咸阳到宝鸡,从西安到渭南,从宝鸡到汉中、关中环线,从西安到商洛,从汉中到安康的11条天然气长输管道,总行驶距离近3000公里,年送气能力130亿立方米。

随着国家“一带一路”战略的前进,中亚天然气、西气东胜六线、七线等干线管道建设为陕西煤制天然气的发展提供了良好的机遇。 去年7月,陕西省天然气管道设施产业联盟正式成立,陕西鼓集团、石油缩短、陕西天然气公司、华陆科技等机构充分发挥陕西天然气长管道装备制造等优势,整合企业资源积极战略合作、技术研究开发随着“气化陕西”工程的放宽实施,所有县和重点乡镇、园区天然气管网铺设完成后,陕西天然气市场需求差距也在扩大,10年内年需求量可能超过300亿立方米以上。

陕西省决策咨询委员会建议,利用陕北兰煤企业的荒气和焦炭企业的焦炉煤气资源制造天然气,构筑副产品并有效利用。 将价格优势显着的煤粉和劣质煤优先转化为制天然气,提高煤粉和劣质煤的使用率,以低成本构建煤制天然气的竞争优势。 陕西省开发的新一代煤粉焦炭技术、煤加氢气化联产芳烃和甲烷新技术相结合,计划建设天然气、焦油和芳烃深度分离、发电和废物资源化利用为一体的煤制天然气多联产模板项目。 虽然谨慎评价生产“煤气”,但也有专家指出,中国“十三五”现代煤化工仍有很多模板,煤制天然气必须谨慎发展。

煤制天然气不是清洁能源的补充,必须谨慎耐心地发展,避免头脑短路。 陕西省煤炭资源非常丰富,也需要保护性的研究开发。 受现在石油价格暴跌引起的天然气竞争力上升的冲击,煤制气投资的热度显着下降。

中国石油化工联合会副秘书长胡迁林解释说,到2015年中国煤制天然气的总生产能力为31.05亿立方米/年,但产量只有16亿立方米,运转率为51.5%。 胡迁林指出,“十三五”期间现代煤化工面临的环境错综复杂,机遇挑战共存,低油价冲击小,利润空间小。 天然气依然存在缺口,发展煤制天然气是其有效的补充。 但是自律技术的比重不低,“十三五”重点是加强关键技术和装备的创造性,攻击订单集中的13亿~30亿立方米/年甲烷化反应器和催化剂,构建甲烷化工程的规模。

记者在采访时得知,煤制天然气依然面临很多风险,制约的瓶颈包括技术、经济性、水资源制约、环境保护废气、天然气输送地下通道设施等。
中国石油化工联合会煤化工专业委员会专家、陕西省化工学会名誉理事长贺永德告诉他,煤制天然气技术的核心是甲烷化催化剂和大型甲烷化反应器,主要技术和重要设备依赖国外引进。 煤制天然气中的甲烷制造技术已经工业化的是丹麦托普索、英国大卫、德国卢奇等技术,其技术的核心是甲烷化催化剂和大型甲烷化反应器。

已经竣工运营的煤制天然气项目,核心技术大多在国外使用,我国催化剂、大型化反应器及重要设备材料等依靠进口,面临专利转让费低、催化剂和设备便宜的现实。 今后不要放慢国内技术和产业化的步伐,尽快构建国产化。

陕西省决策咨询委员会委员胡海峰对记者说,中国页岩气储存条件不如美国,大规模开发利用还需要时间,短期内会冲击天然气。 煤制天然气潜力极大,是最重要的调节补充,也是确保可靠的战略。 但是煤制天然气项目的再利用投资小,生产成本高,利润空间不太大。

同时CO2废气问题不能有效地解决问题。 贺永德也指出,煤制天然气投资大,耗水量大,污水处理的游乐性大。

例如,40亿立方米/年煤制天然气项目投资达240亿元,年耗水量达4000万~5000万吨。 煤制天然气多使用鲁奇炉气化,但鲁奇炉气化温度低,产生的合成气体中含有10%~13%的甲烷,气体清洗冷却水中含油有机化合物多,污水处理非常困难,成本高。 40亿立方米/年的天然气生产装置超过近零排放的话,光污水处理投资就需要10亿元以上。 外热式浸渍气体不含35%左右的甲烷,煤浸渍制天然气也可以根据需要发展。

在郭卫东,明确了煤制天然气的下一个障碍是含盐废渣的资源化利用问题。 去年年底环境保护部实施的《现代煤化工建设项目环境准入条件(全面推行)》无疑提高了环境保护的门槛。

苏新能源和丰公司40亿立方米/年煤制天然气项目的一些环评中驳回的波折非常引人注目。 记者认为,环境保护部在中海油山西大同煤制天然气项目环境影响报告书国家发展改革委员会中,除了明确提出拒绝大气、废水、固体废弃物等废气外,还具体加强了无组织挥发性有机污染物和臭味废气的污染防止,对设备的实施各项环境风险防范措施,有效防范环境风险。

我国天然气输气管网主要受“两桶油”控制,煤制天然气项目都不同程度地被输气管网限制,几乎没有优势。 例如大唐克旗煤制煤气项目自2012年7月切断工艺的搬入以来,由于中油气管线的建设相当滞后,要求1年半后生产塞音。 之后,因为输气管网经常影响长时间的生产。 国家发改委能源研究所研究员、中国能源研究会常务副理事长周大地表示,中国能源消费高速增长期已经结束,“十三五”此后保持了短距离的快速增长,能源供给的主要矛盾是优质低碳能源供给的严重调整能源结构,缓和绿色低碳发展,提高能源系统效率,重视能源投资和运营经济效益是今后能源发展的主要目标。

他指出现代煤化工整体风险依然很高,严格控制煤制煤气等,允许将其作为技术模板和储备。 行业专家表示,陕西煤制天然气的发展必须充分考虑这些因素。

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