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城市燃气

城市燃气

  综述

  中国城市燃气由人工制气(包括煤制气、油制气)、液化石油气、天然气(包括矿井气)等3种气源供给。1994年,中国共有城市622个,其中有燃气供应的城市为524个, 占84%。其中一些城市还有两种以上的气源。

  表5.21中国城市燃气气源基本概况

人工制气类别

气源或制气设备

燃气热值/MJ/m3

使用燃气的城市

焦炉煤气

大容积(6m高)及58型、66型、80型

14~19

北京、上海、沈阳、太原等20城市

立箱炉煤气

 

16~20

北京、鹤岗、平朔

水平炉煤气

 

13 ~14

大连、舟山、崇明

直立炭化炉煤气

W-D型、JLH-D型、考柏斯型

16~17

大连、上海、宁波、大同等14城市

水煤气两段炉煤气

φ1.6~3.6m

12~13

秦皇岛、阜新、威海、保定、石河子、新汶

水煤气

φ2.74m,φ2.26m

11~12

上海、厦门、大连等

发生炉煤气

W~G型及3AⅡ~13型

5.2

一般焦化厂、直立炉厂用作炉加热或掺混

鲁奇加压气化煤气

φ1.8~2.8m

 

云南解化、哈尔滨、兰州、第一汽车厂民用

重油催化裂解气

催化裂化炉

18~21

北京、天津、沈阳、上海、大连、广州、丹东、吉林

液化石油气

   

全国400多城市



  1981-1994年,我国燃气的总消费量从2.8Mt标煤增长到22.6Mt标煤,增长7倍多,年均递增17.4%,其中天然气增长7倍,年均递增17.4%;液化气增长10倍多,年均递增20.3%;人工制气增长5.4倍,年均递增15.3%。

  对城市居民用燃气,1981到1994年,居民用燃气总量增长7.1倍,年均递增17.5%;其中天然气增长最快,居民用天然气增长16倍,年均递增24.4%;居民用液化气增长8倍,年均递增18.6%;居民用人工制气增长最慢,增长3.6倍,年均递增12.5%。居民总用气人口从16.7百万人增长到106.4百万人,年均递增15.3%。城市居民家庭人均用气水平低。1987-1994年,人均用气有用能为3.76~5.02MJ/(人·d)。

  城市居民民用燃气中液化气的比例一直最高,占民用燃气总量的45%~55%,所以民用燃气以液化气为主;人工气的比例呈下降趋势,从41%下降到23%;天然气占的比例为10%~31%,基本是上升趋势,但有波动。

  天然气供应

  1994年在有燃气供应的524个城市中,有天然气供应的城市50个,占9.5%。

  世界各国在30~50a内均以天然气作为城市燃气发展的主要方向,其原因是天然气长期保持较低而平稳的价格,其资源相当丰富。

  中国燃气气源种类的选择大趋势也是相同的。我国天然气的前景十分良好,1991年后的几年中,每年增加的探明储量均在1000亿m3左右,比前10年提高近4倍,新发现的大、中型气源有15个。重点气区在四川老气区、陕甘宁盆地、新疆塔里木盆地和莺歌海气区。近海天然气气源勘探开发,继崖城13-1气田(1995年12月1投产)后,莺歌海盆地已探明东方1-1和乐东15-1气区。

  除积极开发利用本国天然气资源外,中国还将积极考虑从周边国家进口管道天然气和在少数沿海城市进口液化天然气(LNG),中国正在探讨与若干国外跨国石油公司和地方省政府合作,统筹进行国外LNG潜在气源的确定和选择,LNG接收和气化终端、输气干管、发电厂和城市供气的规划建设。

  预计本世纪末,天然气供应量将占燃气总供应量的35%左右,2010年,将进口天然气800亿m3。

  液化气供应

  液化石油气(LPG)也是一种优质的低碳能源,其产量随石油产量和炼制量增长而增长。中国1990年直接用于居民生活的液化石油气量已接近其总消费量的60%。有液化气供应的城市为504个,占有燃气供应城市的96%;使用液化气的人口为64.75百万人,占总用气人口的61%,居民液化气的消费量占民用燃气消费量的55%。

  由于中国的石油生产和炼制量的增长有限,不能满足国内市场的需要。如不考虑进口,未来居民生活用液化石油气的增长量将只能与石油炼制量的增长相对应。从1982年深圳开始进口LPG以来,进口量逐年增长。到1995年沿海地区已建成75座LPG进口码头。深圳、汕头、茂名、宁波、上海金山和唐山等地现正在建设96万t的LPG低温贮存设施和码头。1994年全国进口LPG 400万t以上,预计本世纪末将进口750万t,下世纪初(2010年)将进口950万t。本世纪末民用液化石油气的总供应量仍将占民用燃气总供应量的40%左右。

  因为液化石油气的运输与使用较为方便,远期主要用于煤气和天然气管网不能覆盖的地区和一些中小城市,也有一部分液化石油气将为农村居民所使用。

  人工制气

  中国人工制气中,煤制气占据主导的地位,基本上建立了比较完整、门类俱全的生产体系。未来中国人工制气的发展速度将减缓,特别是在沿海地区。但由于中国煤炭资源丰富,能源消费结构以煤为主的格局相当长时期不会改变,且地域辽阔,人口众多,燃气需求量巨大,因此为解决全国燃气化的问题还必须因地制宜,适当发展煤制气。

  到目前为止,已经研究开发出的煤炭气化技术有百余种,已经商业化或不久可商业化应用的也有几十种,因此选择的余地是较大的。我们研究开发与应用煤气化技术首先必须从国情出发,煤炭气化技术的选择应遵循以下两个原则: ① 节能与环保并重,应在提高煤炭利用效率的前提下,寻求环境效益好的煤气化技术;② 发展经济有效的适用技术。中国发展煤气化技术,资金是关键的限制因素,因此必须优先选择经济适用的技术。在中国目前的技术与经济条件下,应选择如下城市民用煤制气技术:

  (1) 中小型城市煤气化技术

  选择水煤气炉气化配常压部分甲烷化、水煤气两段炉气化配常压部分甲烷化两种技术。

  (2) 大型城市煤气化技术

  选择鲁奇加压气化技术。

  (3) 炼焦技术

  选择捣固炼焦技术。

  (4) 发展煤气联产工艺

  在有条件的地方,可以利用焦炉煤气,包括用两段炉煤气等顶替焦炉自用煤气,增加焦炉的外供煤气量。

  中国还正在进行煤气、电、供热三联供技术的研究,以提高煤制气工艺的经济效益。

  减排技术综合评价

  从表5.22可以看到,天然气、液化气、炼焦制气的单位成本最低,其它3种煤制气成本要高出4~5倍。

  表5.22 中国各种燃气的技术经济参数(1992年价)

技术

平均热值

/MJ/Nm3

单位成本

/元/Nm3

元/MJ

炼焦制气

16.75

0.25

0.015

水煤气部分甲烷化

11.72

0.6~0.8

0.05~0.068

两段炉水煤气部分甲烷化

12.74

0.8~1.0

0.062~0.078

鲁奇炉

14.7

0.7~1.0

0.048~0.068

天然气*

38.92

0.485

0.0125

液化气(LGP)**

50.18

 

0.014


  * 天然气为陕甘宁气田的全部成本,包括勘探、开发和运行的全部成本;

  **液化气为只考虑炼制投资和成本,1990年价。

  1992-1993前后,中国3种燃气售价中天然气最便宜(不包括议价LPG)。煤制气是3种燃气中最贵的。煤制气的平均成本价约为0.85元/Nm3,即0.07元/MJ左右。但全国煤气的平均售价只有0.6元/Nm3,因此大部分煤制气厂家亏本经营,这是政策性亏损,煤制气厂靠国家补贴过日子。

  表5.23 中国燃气的销售价格(1992—1993年)

燃气种类

调查的公司数

价格范围

/元/Nm3,元/kg

平均价格

/元/Nm3,元/kg

/元/MJ

平价LPG

75

0.53~3.9

1.75

0.035

议价LPG

75

1.2~4.8

2.5

0.05

天然气

21

0.3~1.55

0.79

0.02

煤制气

50

0.21~1.4

0.6

0.043


  注:此表燃气热值按表5.15计算。

  表5.24 (a)新建气源方案比较

序号

项目

单位

水煤气甲烷化

水煤气变换增热

重油催化裂解

1

主要装置

 

φ2.26水煤气炉9台,7开2备,甲烷化反应器10台

φ2.26水煤气炉5台,3开2备,LPG掺混装置2套

5万m3/d,台油炉3台,2开1备

2

供气规模

(相当于3500kcal/m3规模)

万m3/d

万m3/d

16

16

16

16

8.7

16

3

燃气热值

MJ/m3

kcal/m3

14.65

3500

14.65

3500

27.20

6500

4

制气原料用量

万t/a

万t/a

9.3(无烟煤)

4.1(无烟煤)

0.84(CPG)

3.8(重油)

5

动力消耗

蒸气

t/d

kW·h/a

t/h

3000

30×106

15

2500

20×106

17

3000

8×106

20

6

职工人数

350

300

300

7

占地

hm2

8

6

6

8

建设周期

a

2

2

2

9

新建气源投资推算(不包括征地费)

万元

7100

5000

6800

10

气源生产成本(折3500kcal/m3成本)

元/m3

元/m3

1.10

1.10

1.02

1.02

2.74

1.15

11

装置水平

 

一般

一般

一般

12

环境状况

 

一般

一般

污染较重


  表5.24(b)新建气源方案比较

序号

项目

单位

轻油催化裂解

LPG气化

液化气(与空气)混气

1

主要装置

 

15万m3/d,台 装置2台,1开1备

LPG小区气化站3个,每站设2t/h的气化器3台,2开1备

4.4t/h气化器4台,LPG 混气装置4台,3开1备

2

供气规模 (相当于3500kcal/m3)

万m3/d

万m3/d

14.8

16

2.105

16

4.25

16

3

燃气热值

MJ/m3

kcal/m3

15.91

3500

111.4

<26594(进口气)

55.7

13297(进口气)

4

制气原料用量

万t/年

1.98

1.93(LPG)

1.93(LPG)

5

动力消耗

蒸气

t/d

kW·h/a

t/h

1000

4×106

10

100

0.6×106

100

3×106

6

职工人数

职工人数

150

90

60

7

占地

hm2

6

1.8

4

8

建设周期

a

2

1~1.5

1~1.5

9

新建气源投资推算

(不包括征地费)

万元

5000(其中外汇200万)

3900(其中外汇100万)

3200(其中外汇120万)

10

气源生产成本(折3500kcal/M3成本)

元/m3

元/m3

1.3

1.2

6.7

0.88

3.53

0.93

11

装置水平

 

较高

12

环境状况

 

污染少

无污染

无污染



  * 基准:共20万人口、5.72万户及相应公建,工业用户。

  中国煤制气的成本也无法与进口液化气竞争。1993年10月份国际LPG涨价,沙特LPG的离岸价约为160~170美元/t,按目前进口运输方法,到岸价为260~270美元/t,加进口税6%和13%增值税后为310~325美元/t,约为2600~2700元人民币/t。供气经营成本为400元/t,则共计3100元/t,即为0.06元/MJ,低于煤制厂的合理售价。我国正在建设的河南义马坑口鲁奇炉气化厂,预计煤气出厂成本为0.65元/m3(热值为13.8MJ/m3),到郑州市的长输管线输气价为0.25元/m3,加上市内管网经营费后,共计120元/m3,即为0.087元/MJ,无法与进口液化气竞争。必须指出的是,LPG价格已与国际接轨,较稳定,而煤制气的成本与煤价密切相关,我国煤价尚未与国际接轨,煤价会逐年上涨,直到与国际接轨(现为250元/t左右)。煤制气的成本也将随之上涨,因此煤制气的亏损靠提价难以解决。

  应用前景

1994年全国城市用气人口已过1亿人,到2000年全国用气人口将翻一番,达2亿人以上,居民生活燃气需求量将达到26.00Mtce,约为1990年的5倍,年均递增17%左右(1981年到1994年年均递增18%)。到2010年全国用气人口将又翻一番,超过4亿以上,城市非农业居民85%实现燃气化,农村居民气化率达5%,则全国居民燃气总需求量将达到52.00Mtce。

  注: 与1990年燃气消费量相比较。

  表5.26吨油当量的煤、油、天然气污染物排放量比较

燃料种类

CO2

CO

SO2

NO2

未燃烧烃

飞灰

4800

6

11

4.5~20

0.3

220

1.4

3100

20

6

6~30

6~30

0.5

 

天然气

2300

 

4

0.5~3

0~0.45

   


  表5.27液化石油气灶与蜂窝煤和煤球炉污染情况的测试比较g/kg(燃料)

燃烧方式

CO

总烃

烟度

NOx

SO2

液化气灶(煤气)

0.34

0.02

<1%

0.14

0.18

普通蜂窝煤

61.65

1.34

 

0.71

 

相差倍数

181.3

67.0

 

5.1

 

削减率

99.9%

98.5%

 

80.1%

 

煤球炉

96.9

2.4

30~40

0.54

1.11

相差倍数

285

120

30~40

3.9

6.17

削减率

99.9%

99.2%

96.6~97.5%

74.1%

83.8%



  表5.28液化气灶和蜂窝煤炉的飘尘与致癌物苯并(a)芘的污染情况

燃烧方式

飘尘

/mg/m3

苯并(a)芘

/μg/mg(尘)

/μg/100m3

液化气灶

0.23(0.16~0.35)

1.6

0.07

普通蜂窝煤炉

1.57(1.20~2.14)

17.8

0.117

相差倍数

6.8

11.1

1.7

削减率

85.3%

91.0%

40.2%



  政策建议

  中国是一个能源资源比较齐全的国家,煤炭储量丰富,针对国家幅员辽阔,能源资源分布不均,各地能源结构、品种、数量不一的特点发展城市燃气事业,从实际出发,采取因地制宜,合理利用能源,多气源、多途径的方针。城市燃气气源和制气技术的选择范围不仅包括国内,而且应包括国际能源市场。

  (1) 要做好天然气发展前期的准备工作,加快天然气的开发,适当进口天然气和液化天然气。中国现有的天然气使用方向不尽合理,应调整使用结构。

  (2) 要重视油田和矿井伴生气的回收和利用,凡是超级瓦斯矿,甲烷含量大于30%的可供矿区职工和附近城市使用。

  (3) 城市附近的冶金、机械、化工等行业产生的焦炉气、化工尾气应尽可能向城市提供。

  (4) 液化石油气中烷烃部分作为城市燃料是合理的,供民用比供工业窑炉作燃料节能效果显著,应调整工矿企业工业窑炉烧掉的液化石油气供城市使用。

  (5) 重油制气作为特大城市的调峰、增热手段以及缺能重点城市的气源是适宜的。

  (6) 要加块城市煤气厂的技术改造,针对薄弱环节,应用新技术、新工艺、新材料、新设备,要引进适合中国国情的成熟技术和装备。

  (7) 各类燃气行业的经营状况和扩大再生产的能力取决于它的成本、销售价格及各种燃气的相对价格、环境效益、资源可得性等。应适当调整燃气对煤的相对价格,使优质的燃气生产厂有自身发展和扩大再生产的能力,以满足日益增长的燃气需求。

  资料摘自:《中国气候变化国别研究》

  本书版权由清华大学出版社所有

时间:2002-08-28