主要工艺

煤制天然气的工艺可分为煤气化转化技术和直接合成天然气技术。两者的区别主要在于煤气化转化技术先将原料煤加压气化，由于气化得到的合成气达不到甲烷化的要求，因此需要经过气体转换单元提高H2/CO 比再进行甲烷化（有些工艺将气体转换单元和甲烷化单元合并为一个部分同时进行）。直接合成天然气技术则可以直接制得可用的天然气。

煤气转化技术

煤气化转化技术可分为较为传统的两步法甲烷化工艺和将气体转换单元和甲烷化单元合并为一个部分同时进行的一步法甲烷化工艺。直接合成天然气的技术主要有催化气化工艺和加氢气化工艺。其中催化气化工艺是一种利用催化剂在加压流化气化炉中一步合成煤基天然气的技术。加氢化工艺是将煤粉和氢气均匀混合后加热，直接生产富氢气体。

流程

煤制天然气整个生产工艺流程可简述为：原料煤在煤气化装置中与空分装置来的高纯氧气和中压蒸汽进行反应制得粗煤气；粗煤气经耐硫耐油变换冷却和低温甲醇洗装置脱硫脱碳后，制成所需的净煤气；从净化装置产生富含硫化氢的酸性气体送至克劳斯硫回收和氨法脱硫装置进行处理，生产出硫磺；净化气进入甲烷化装置合成甲烷，生产出优质的天然气；煤气水中有害杂质通过酚氨回收装置处理、废水经物化处理、生化处理、深度处理及部分膜处理后，废水得以回收利用；除主产品天然气外，在工艺装置中同时副产石脑油、焦油、粗酚、硫磺等副产品。主工艺生产装置包括空分、碎煤加压气化炉；耐硫耐油变换；气体净化装置；甲烷化合成装置及废水处理装置。辅助生产装置由硫回收装置、动力、公用工程系统等装置组成。

国内天然气供应的缺口正逐年加大，对外依存度更是呈快速上升之势。据有关数据预测，到2020年，国内天然气缺口将达1000亿立方米。2011年，中国天然气对外依存度达24%，与2010年12.8%相比，呈成倍增长态势。这从客观上加大了对非常规天然气及替代天然气的需求力度，除页岩气开发力度加大外，煤制天然气在国家“十二五”战略中也被寄予厚望。

随着煤化工行业的蓬勃发展和天然气消费量的大幅增长，我国煤制天然气行业取得长足发展，成为煤化工领域投资热点。2009年，神华集团鄂尔多斯20亿立方米煤制天然气项目奠基，大唐集团阜新40亿立方米/年煤制天然气项目通过了环保部的环评，中海油同煤集团40亿立方米/年煤制天然气项目正式启动，新汶矿业集团伊犁能源年产100亿立方米煤制天然气一期工程开工建设……。一批投资数额巨大的煤制气项目陆续上马，我国煤制天然气领域呈现良好发展势头。

部分数据显示，未来我国天然气供不应求的局面将长期存在，而利用煤炭资源相对丰富的特点发展煤制天然气产业，是缓解我国天然气供求矛盾的一条有效途径。煤制天然气产品的低热值比国家天然气质量标准规定的低热值高17.8%-21%，能量转化效率高。当石油价格为80美元/bbl时，与进口天然气、进口LNG相比，煤制天然气价格具有竞争力。

目前国内天然气进口量逐年增加，对外依存度亦与日俱增。全世界天下太平远未到来，如在天然气进口上依然步进口石油之后尘，则会出现能源安全与否取决于国外的局面。出于国家能源安全之考虑，发展煤制天然气实乃上策。发展煤制天然气既可作无天然气供应地区的气源，又可作管道天然气的补充气源和调峰气源。一旦多联产开发成功和应用，则必将最终实现跨行业、多联产、集团化发展之路。自煤制油的新项目叫停后，煤制天然气项目相继出现。随着我国工业化、城镇化的发展和人民生活水平的提高，对清洁能源天然气的需求量迅速增长，天然气供不应求的局面将会长期存在。利用我国煤炭资源相对丰富的特点发展煤制天然气产业，补充天然气资源的不足，是一条缓解我国天然气供求矛盾的有效途径，有着广阔的发展前景。

用褐煤等低品质煤种制取甲烷（即天然气主要成分）气体，可利用现有和未来建设的天然气管网进行输送。煤制天然气的耗水量在煤化工行业中是相对较少，而转化效率又相对较高，因此，与耗水量较大的煤制油相比具有明显的优势。此外，煤制天然气过程中利用的水中不存在污染物质，对环境的影响也较小。

概念

是指煤经过气化产生合成气，再经过甲烷化处理，生产代用天然气（SNG）。煤制天然气的能源转化效率较高，技术已基本成熟，是生产石油替代产品的有效途径。

中国资源禀赋的特点是“富煤、缺油、少气”。环渤海、长三角、珠三角三大经济带对天然气需求巨大，而内蒙古、新疆等地煤炭资源丰富，但运输成本高昂。因此，将富煤地区的煤炭资源就地转化成天然气，成为继煤炭发电、煤制油、煤制烯烃之后的又一重要战略选择。

市场分析

2010年以来，随着进口天然气价格上涨，我国煤制天然气市场持续升温。2010年3月，总投资257亿元的辽宁大唐国际阜新煤制天然气项目在阜新市开工建设。2010年5月，新疆庆华煤化工循环经济工业园煤制天然气一期工程建设全面展开，工程建成后，天然气将输送到西气东输二线。

随着国内可持续发展战略和加强环保等政策的实施，国内天然气消费市场将持续扩张。多渠道、多方式地扩大天然气资源供给，完善气源结构成为优化我国能源结构的重要战略。煤制天然气作为液化石油气和天然气的替代和补充，既实现了清洁能源生产的新途径，优化了煤炭深加工产业结构，又具有能源利用率高的特点，符合国内外煤炭加工利用的发展方向，对于缓解国内天然气短缺，保障我国能源安全具有重要意义。

从长远来看，我国天然气价格逐步上涨的趋势是确定的，因此，煤制天然气的成本优势将逐渐显现，经济效益十分可观，中国煤制天然气行业发展前景广阔。

煤制天然气是另一个煤化工的重要方向，天然气的国内需求量大，技术也较为成熟。但是受制于天然气管道、国内的天然气价格较低等因素的制约，天然气的建设相对较为规范。我国的煤制天然气的发展定位为天然气战略的补充，不会作为天然气的主要供应来源。据产业信息网整理：目前国内在建的煤制天然气项目4个，批准总规模为151亿立方米/年，在建规模为43亿立方米/年，预计2013～2014年期间投产。

“在当前的技术水平下，我国应谨慎发展煤制天然气产业，或限制和有条件地发展，切不可不计后果、一拥而上地盲目发展，否则这种产业体系一旦形成，将长期固化下去，并对我国能源供应体系建设、应对气候变化和环境保护带来不可估量的负面影响。”李俊峰强调。他对我国煤制天然气的发展提出了以下建议。

一是煤制天然气具有一定示范性，但不宜作为国家战略。从全生命周期看，煤制天然气的一次能耗和二氧化碳排放均高于被替代的传统能源和技术，在水资源消耗和污染物排放方面也没有明显优势。可以说，煤制天然气对终端消费地区的能源结构优化和温室气体减排，其实是以全局一次能源消费增加为代价的，从全局来看，其与能源体系的低碳化发展方向是相悖的。

二是煤制天然气必须量水而行，不宜过度集中在严重缺水地区。煤制天然气生产过程的耗水量约占全生命周期的42%，而我国煤制天然气项目大部分集中在内蒙古、新疆等西部水资源贫乏地区，发展煤制天然气会对当地本来就很脆弱的生态环境产生较大的负面影响，同时挤占了这些地区发展其他产业和人民生活水平提高的水资源空间。因此，严重缺水地区必须在水约束的刚性前提下谋划煤制气发展。

三是从控制温室气体排放峰值和控制能源消费总量的角度考虑，我国不应大规模发展煤制天然气。煤制天然气替代其他技术都会产生更高的能源消耗和温室气体排放，发展煤制天然气将挤占各地的能源消费总量和碳排放空间，增加我国能源消耗总量和温室气体排放总量。综合评估各项能源技术的一次能耗、环境效益和温室气体排放，煤制天然气产业的发展，从某种程度上来说，是以整体一次能源消费和温室气体排放来换取部分地区的能源结构优化，并不适宜作为清洁化、低碳化措施在全国大规模推广。

四是从能源安全和能源国际化的角度考虑，不宜大规模发展煤制天然气。除中国之外，世界上还没有任何一个国家大规模发展煤制天然气。目前国际石油和天然气市场供应相对宽松，除考虑可暂时缓解个别地区天然气短缺而发展少量煤制天然气外，长远看我国应考虑与国际能源体系接轨，充分利用两种资源、两个市场，重点发展常规和非常规天然气生产。

五是有关部门应统筹考虑我国优化能源结构、控制环境污染和应对气候变化三方面的压力和要求，制定清洁和低碳能源发展目标，并将煤制天然气等相关问题作为“十三五”的重大课题，予以重视。应从全生命周期的角度，综合评估各项能源技术的能源、环境和经济指标。一方面利用价格杠杆，将环境、资源等外部成本内部化，对能源的发展进行合理引导;另一方面，大力推动国内清洁能源和可再生能源供应，并积极加强国际能源合作，通过能源国际化道路，推动我国能源的清洁化和低碳化发展进程。详情查看《中国煤制天然气行业市场前瞻与投资战略规划分析报告》2100433B

实务分析

煤化工与基础化工虽同属化工行业，但从保险市场对风险的选择和识别上来看，煤化工与传统化工企业还是存在一定的差异。为了更好地支持新技术领域和战略新兴产业的发展（山西省已将新现代煤化工列为战略性新兴产业），我们有必要对现代煤化工项目进行风险分析，以利于保险公司对煤化工项目的核保和费率厘定，为“十二五”和战略新兴产业的发展贡献力量。

煤化工已在建的项目有十几个，本文将结合内蒙古大唐国际克什克腾煤制天然气及输气管线工程进行风险分析。

内蒙古大唐国际克什克腾煤制天然气及输气管线工程总投资257亿元，将建设主干线为359公里的天然气输送管线，主要向北京供气。

对煤制天然气项目建设期

风险的认识

（一）煤制气项目建设期风险分析

1．煤化工项目建安期间主要风险

物质损失风险；第三者责任；货物运输风险；技术风险；工程对现场施工人员和管理人员的人身伤害风险；工程延误完工风险(或利润损失风险)；其他政策、商业、财务等方面风险。

2．主要风险来源

（1）物质损失、第三者责任、雇主责任等风险的主要来源

不良自然条件；不合理的设计方案；新技术、新材料、新工艺和新装备应用风险（新技术推广应用初期，会有或多或少的不确定因素存在，这些不确定的因素可能给工程项目带来不利影响）；不合理的现场施工方案；不良的项目管理和现场施工管理；施工人员违章作业、误操作等；突发性的意外事故。

（2）延误完工风险的主要来源

自然灾害影响；意外事故的影响；原材料供应缺乏或延误；关键设备采购、供应、运输、到货延误；资金短缺；政策变化等。

（3）其他政策、商业、财务等方面风险

政策、商业、财务等方面风险来源较为复杂，非保险可保风险。

3．主要风险因素分析

（1）技术风险分析

国内煤制天然气技术仍未完成产业化过程。当前，煤制天然气项目技术上的风险在于“过程”，即从技术到大规模生产的过程中产生的风险。一项技术必须经过“实验－半工业实验－工业化示范－大规模工业化示范－商业化大规模生产”这样一个过程，才能最终推广。这一过程中很多风险是难以预测的，此外还有一些非常现实的技术问题没有暴露或尚未有良好的解决方法。

（2）试车风险分析

工程设计是否合理，设备制造或安装是否有缺陷，设备是否匹配，质量是否合格，控制系统是否有效，工人、技术人员是否有足够经验和熟练程度等都需要在试车期进行检验，此时工程价值达到了最大值，各种风险十分集中，一旦发生事故将造成严重损失。

对输气管线工程项目建设的

风险分析

以大唐内蒙古项目为例，输气管线工程项目横贯北京北部，北起内蒙古克什克腾旗达日罕乌拉，经锡盟、赤峰、承德、密云至北京。途经3个省、（区）市。工程管线全长448公里，全线多次穿越大型河流、干线铁路、干线公路。沿线将经草原、高原、太行山等地形区。其主要风险特点是：

一是投资金额大、施工期长、工程进度要求高。煤制天然气项目工程投资200多亿元人民币，施工周期为3年左右时间，施工周期较长，由于是国家建设项目中重点的重点，对于工程各项进度要求比较高。

二是材料供应环节多、难度大。输气管线工程项目物料采购和运输任务繁重，如何保证及时供货并安全、及时运抵工地，也十分重要。

三是管径大、自重大、工艺复杂、对承包商要求高。本项目一个重要特点是管径大，而从风险管理的角度看，管径大小与风险是成正比的关系；自重大，为运输、稳定管理带来一定困难。

四是地质环境和气象条件复杂多变。管道全长400多公里，贯穿中国北部，沿线的地质条件和气象条件差异很大，涉及诸多河流的穿越，都将给施工造成一定的麻烦。沿线还将经过干旱区、雷暴区、暴雨密集区以及生态保护区、文物保护区、煤矿采空区，这些也将给施工带来一定的风险。

五是管道全线试运营风险较高。火灾、爆炸是天然气管道的最主要风险事故。

综上所述，该工程项目所面临风险绝不仅仅是自然灾害，而且还有意外事故。特别是在进入试车期以后，意外事故有时造成的损失非常巨大，既给工程本身造成严重损失，也给周围的人身、财产安全带来严重威胁。

风险管理需求与保险

风险管理就是组织对面临的各种风险进行识别、评估、分析，确定恰当的风险控制方法并予以实施，以可确定的管理成本替代不确定的风险成本，并以最小经济代价获得最大现实保障的活动。煤化工项目的具体保险需求可归纳如下：

1．风险存在于煤制天然气及输气管线项目的各个施工阶段。其中，一些风险可以在严格的设计、施工或合同中有效的加以规避；还有一些风险可以通过保险的方式加以转移；其他的风险，则需要业主自己承担，相应要采取有效的防范和预备措施。

2．风险存在于工程的每一个施工标段之中。工程沿线的难工险段无疑是关注的重点，但是，如果将便于施工和没有风险等同起来，从风险管理角度来看是十分危险的。因此，在重视难工险段施工风险的同时，也不能忽视便于施工地段的风险转嫁问题。

3．业主、承包商、监理工程师构成了煤制天然气工程施工过程中的主要关系方。对这三方权利义务关系的分析，可以更好地在风险转嫁方面分清责任，达到有效转嫁风险、降低保险支出成本的目的。

保险是转移风险的有效方法之一，因为煤制气项目的投资规模较大，且比较分散，建议按以下几点进行保险方案设计：

多采取共保的方式；免赔率和免赔额相对于一般建筑、安装工程一切险更高；保险费率也相对较高；发生大型保险事故的损失金额较大，如果可能要做好超赔保障；保险金额较高，对保险公司的单一风险单位承保能力要求较高，且很难划分风险单位；工程险保险期限较长，故应设计合理的保险保证期。

新型煤气化技术及煤制天然气发展研讨会在河北廊坊举行

在中国石油和化学工业联合会煤化工专业委员会主办的新型煤气化技术及煤制天然气发展研讨会上，来自煤化工领域的专家学者和企业代表们给出了自己的观点。

4月18日，新一届国家能源委员会首次会议在京召开

一直以来重视煤炭洁净化利用技术研发、储备的新奥集团，凭借其四大煤制天然气技术，实现了煤炭洁净化利用的同时，凸出了成本低、转化率高等核心竞争优势，深受业内关注。

《中国煤制天然气产业市场前瞻与投资战略规划分析报告》显示，我国煤制天然气行业真正起步时间较晚，2009年至2013年，国家发展改革委先后核准的煤制天然气的示范项目包括：神华集团内蒙古鄂尔多斯煤制天然气项目、大唐国际内蒙克什克腾旗煤制天然气项目、大唐国际辽宁阜新煤制天然气项目、新汶矿业新疆伊犁煤制天然气项目等。截至2013年，我国已获批建设的9个煤制天然气项目年总产能为375亿立方米。而除了这些已得到核准的项目之外，目前正在开展前期工作和规划中的煤制天然气项目还有10多个，年总产能已达到1600亿立方米。

第1章 总论

1.1 煤制天然气基本概念

1.1.1 直接煤制天然气技术

1.1.2 间接煤制天然气技术

1.2 我国发展煤制天然气的背景

1.2.1 煤炭在我国未来一次能源结构中仍将占主导地位

1.2.2 煤炭资源利用与传输的新途径

1.2.3 煤炭利用新方式

1.2.4 天然气供应新渠道

1.2.5 煤制天然气是我国优化能源结构和保障能源安全的重要手段

1.2.6 世界上已有运行多年的煤制天然气工厂

1.3 我国发展煤制天然气的可行性

1.3.1 技术可行性

1.3.2 经济可行性

1.3.3 市场空间方面

1.3.4 其他方面

1.4 我国煤制天然气项目现状

1.4.1 煤制天然气备受关注

1.4.2 存在的问题

1.5 煤制天然气工厂概念设计研究的意义

1.6 研究内容与技术路线

1.7 本章小结

参考文献

第2章 煤制天然气工厂设计的需求分析

2.1 功能性需求

2.2 运营性需求

2.2.1 原料煤资源特点

2.2.2 煤制天然气装置特点

2.2.3 煤制天然气产品特点

2.2.4 我国天然气供应和消费特点

2.2.5 城镇用户的天然气消费特点及用气规律

2.2.6 面向城镇用户的煤制天然气供应链上存在的矛盾分析

2.3 约束性需求

2.3.1 强制性约束

2.3.2 非强制性约束

2.4 本章小结

参考文献

第3章 煤制天然气技术现状及发展趋势

3.1 空分技术现状及发展趋势

3.1.1 空分原理及工艺流程

3.1.2 国内外空分技术发展情况

3.1.3 主要空分技术比较

3.1.4 国内外主要空分制造商发展现状

3.1.5 空分配套机组发展现状

3.2 气化技术现状及发展趋势

3.2.1 煤气化基本原理

3.2.2 煤气化技术分类

3.2.3 主要气化工艺技术

3.2.4 气化技术对比

3.2.5 褐煤气化进展

3.2.6 气化技术选择

3.3 变换技术现状及发展趋势

3.3.1 变换催化剂

3.3.2 变换工艺流程与设备

3.3.3 变换技术选择

3.4 净化技术现状及发展趋势

3.4.1 脱硫技术

3.4.2 脱碳技术

3.4.3 聚乙二醇二甲醚法

3.4.4 低温甲醇洗法

3.4.5 净化技术选择

3.5 甲烷化技术现状及发展趋势

3.5.1 技术原理与发展历程

3.5.2 甲烷化催化剂

3.5.3 甲烷化工艺技术

3.6 天然气脱水技术现状及发展趋势

3.6.1 脱水技术简介

3.6.2 三甘醇脱水工艺流程与设备

3.6.3 三甘醇脱水工艺的国内工程应用

3.7 固体废物处理技术

3.7.1 固体废物的来源

3.7.2 治理措施

3.8 废气处理技术

3.8.1 废气的来源

3.8.2 废气的组分及治理措施

3.8.3 硫黄回收技术

3.8.4 烟气脱硝技术

3.8.5 二氧化碳的捕集与利用

3.9 废水处理技术

3.9.1 煤气化废水的来源

3.9.2 典型煤气化技术的废水特点

3.9.3 碎煤加压气化废水处理方法

3.9.4 煤气化废水“零排放”现状及趋势

3.10 深加工技术现状及发展趋势

3.10.1 煤焦油深加工

3.10.2 典型煤化工项目副产品利用情况

3.11信息技术在煤化工中的应用现状及发展趋势

3.11.1 信息化建设内容

3.11.2 信息化实施范围

3.11.3 煤化工企业信息化发展趋势

3.12 本章小结

参考文献

第4章 煤制天然气工厂设计的技术策略

4.1 煤源稳定策略

4.1.1 实施煤源稳定策略的重要原因

4.1.2 煤制天然气工厂应注重采用低阶煤

4.2 单元技术成熟策略

4.2.1 采用成熟可靠技术有利于工厂稳定可靠运行

4.2.2 采用成熟技术并不排斥新技术

4.3 装置多系列设置策略

4.3.1 采用装置多系列设置策略的原因

4.3.2 装置系列数的确定原则

4.4 装备本地化策略

4.4.1 装备本地化的含义

4.4.2 实施装备本地化策略的意义

4.4.3 装备本地化应进行评估

4.5 储气调峰策略

4.5.1 天然气供应调峰的种类

4.5.2 煤制天然气工厂的调峰方式

4.5.3 天然气供应调峰方式

4.5.4 煤制天然气工厂宜采取储气调峰方式

4.5.5 储气调峰策略应注意的问题

4.6 综合先进策略

4.6.1 综合先进策略的含义

4.6.2 采用有效的环境保护控制技术

4.6.3 实施清洁化生产工艺

4.6.4 采用新工艺、新技术、新设备、新材料支撑

4.6.5 采用先进控制与信息技术

4.6.6 采用先进的给排水技术

4.6.7 采用先进的安全与消防技术

4.6.8 先进的工厂总图布置以及装置联合布置技术

4.7 工厂基地化策略

4.8 本章小结

参考文献

第5章 煤制天然气工厂构想

5.1 基于碎煤加压气化技术的煤制天然气工厂方案

5.1.1 加工原料及总工艺流程

5.1.2 主要装置组成及规模

5.1.3 节能措施

5.1.4 支撑本构想的关键技术

5.1.5 储气调峰配套设施

5.1.6 自动控制及信息化

5.1.7 工厂总平面布置

5.1.8 给排水

5.1.9 供电

5.1.1 0环境保护

5.1.1 1园区建设

5.2 基于碎煤加压气化与水煤浆气化联合技术的煤制天然气工厂设计方案

5.2.1 加工原料及规模

5.2.2 总工艺流程

5.2.3 主要装置组成及规模

5.2.4 废水防治措施

5.3 基于碎煤加压气化与粉煤气化联合技术的煤制天然气工厂设计方案

5.3.1 加工原料及规模

5.3.2 总工艺流程

5.3.3 主要装置组成及规模

5.3.4 废水防治措施

5.4 单一气化与联合气化设计方案比较

5.4.1 碎煤加压气化优点、缺点

5.4.2 水煤浆气化优点、缺点

5.4.3 粉煤气化优点、缺点

5.4.4 基于碎煤加压气化和水煤浆气化联合技术的煤制天然气工厂方案优点

5.4.5 基于碎煤加压气化和粉煤气化联合技术的煤制天然气工厂方案优点

5.4.6 能源转化效率和装置综合能耗

5.5 本章小结

第6章 结论与建议2100433B

《取水定额—第39部分：煤制合成天然气》（GB/T 18916.39-2019）规定了煤制合成天然气取水定额的术语和定义、计算方法和取水定额。《取水定额—第39部分：煤制合成天然气》（GB/T 18916.39-2019）适用于以煤为原料制取合成天然气的现有、新建和改扩建煤制合成天然气企业取水量的管理。