煤制天然气项目调峰必要性及可行方式比较
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摘 要：介绍了煤制气项目存在的调峰问题，梳理了项目实际的调峰需求，提出了储气库、LNG、煤制甲醇、下游大用户调峰等方式，并从技术应用、投资规模、经济效益三方面进行了对比分析，认为煤制甲醇调峰是最为可行且经济效益最好的方式。
关键词：煤制天然气;调峰;储气库;LNG;甲醇
作为对国产常规天然气供应的有效补充，煤制天然气近年来在得到了长足发展，通过一些项目的实践取得了相应技术成果，建成的内蒙古大唐克旗项目、内蒙古汇能项目、新疆庆华项目等均可稳定产气。但由于缺乏自主调峰手段，在市场用气低谷时受制于限产要求，导致项目效益受到较大影响，所以如何调峰是煤制气项目亟需解决的问题。
1 调峰的必要性
1.1 项目的实际需求
装置稳定连续运行是所有大型工程效益最大化的关键要素，煤制气项目同样如此，产品天然气是连续生产并注入管网的。但下游的用气规律却是不均衡的，尤其是北方冬夏季需求差巨大。目前建成煤制气项目基本是趸售给中石油，产品直接注入中石油长输管网，但在用气需求低谷时，中石油依然会要求限制产量并增加调峰管理费用（约0.3元/m3），这就对上游天然气生产企业造成很大的运行压力。目前已知大唐克旗、新疆庆华等项目由于缺乏自主调峰能力，均计划增设相关装置以解决调峰问题。
1.2 调峰规模需求
以大唐克旗项目为例，项目目标市场北京市近年的调峰比例约25%，并呈逐年升高趋势，中石油近年淡季对大唐克旗项目一期日产限供气量约300万m3，即生产负荷限产25%。由此计算，年产40亿m3煤制天然气项目调峰规模约为10亿m3/年。
2 煤制天然气调峰方式
2.1 储气库调峰
地下储气库是公认的储量大、经济性好且适用范围广的调峰方式，但受地质条件以及管控机制等因素影响，储气库建设速度远跟不上天然气消费量增涨速度，现有储气库能力明显不足。目前利好消息是国家油气管网公司成立已经势在必行，储气库将实现统一管理，预计未来将发挥更大的作用。
2.2 LNG调峰
近年来LNG调峰已经广泛的应用于城市燃气中。目前，煤制天然气项目还没有LNG调峰应用案例，但内蒙古汇能煤制气项目一期产品全部为液化天然气，且运行情况良好，这也印证了增设液化路径进行调峰的可行性。但LNG调峰较适用于小规模装置，且同样存在淡季销售问题，是否能解决煤制气项目较大规模调峰问题还需要进一步研究。
2.3 甲醇调峰
以煤基生产化学品的工艺路线在前端气头部分基本相同，以煤制甲醇和煤制天然气为例，在气化、变换、净化等工艺单元基本相似，区别仅为末端甲醇化和甲烷化单元，即以生产甲醇作为煤制气调峰是对原项目调整最小的方式。
3 各类调峰方式对比
3.1 技术应用
3.1.1 LNG调峰
根据《煤制合成天然气》GB/T 33445-2017可知，煤制气与常规气的指标基本相同，可采用通用的液化方式，即串联液化装置，同时生产SNG和LNG产品。根据建成项目经验，LNG调峰适用于规模较小项目。
3.1.2 甲醇調峰
当甲醇调峰运行时，煤制气气化、变换、净化、空分、硫回收等装置运行均无变化，仅需调整粗煤气的氢碳比即可满足从甲烷产品到甲醇产品的转换，即在净化工序后，与甲烷化并联甲醇化装置，可同时生产SNG和甲醇产品。
3.1.3 大用户调峰
按建成项目经验，想实现直接与下游用户联通，需自行建设输气管线，如大唐克旗项目自筹资金建设320公里管线。具体管线路由及长度需根据用户位置确定，有一定不可控制性。
3.2 投资规模
以40亿Nm3/年煤制气项目为例，调峰规模为10亿Nm3/年。采用储气库调峰，不需增加工程量及投资;采用LNG调峰，需增设300万Nm3/天液化装置，投资约增加10亿元;采用甲醇调峰，需增设200万吨/年甲醇装置，投资约增加10亿元;采用下游大用户调峰，预计需建设专用输气管线，根据建成项目经验，投资约1000万元/公里。
3.3 经济效益
为了便于比较，运用某税后内部收益率为9%的40亿Nm3/年煤制气项目的财务测算模型，按10亿Nm3/年的调峰规模，将不同调峰方式所增加的投资、收入、成本等信息输入并进行测算。测算税后财务内部收益率变化结果为：采用储气库调峰（调峰费按0.3元/m3计算）下降0.5个百分点为8%;采用LNG调峰（按3个月生产LNG，取平均市场销售价格计算）上升0.2个百分点，达到8.7%;采用甲醇调峰（按3个月生产甲醇，取平均市场销售价格计算）上升0.6个百分点，达到9.1%;采用大用户调峰（按建设100公里管线，不缴纳管输费用）下降1个百分点为7.5%。
综上所述，煤制气项目设置调峰措施是十分必要的，否则在天然气需求淡季项目效益将会受到较大影响。从技术应用、新增投资额、项目效益等多方面考虑，利用增加甲醇路径进行调峰是最为可行方式。
参考文献：
[1]覃军，邢承治.煤制天然气调峰方式探讨[J].煤化工，2018，4 （46）：16-19.
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