液化天然氣、管道天然氣與

    煤不僅是一種常規能源，也是用于化工生產的原料。煤制天然氣工程是以煤為原料，經過化學加工使之轉化為天然氣的過程。近年來，由于我國對天然氣需求的快速發展，同時也由于環境進一步改善的需要，有人大力倡導煤制天然氣(SNG)，以補充我國天然氣氣源。

    環境毒物學和化學學會提出生命周期評價(LCA)，用于評估產品與過程的能量和物質利用以及廢物排放對環境的影響，進而尋求改善環境影響的機會以及如何利用這種機會。本文采用LCA方法對煤制天然氣方案及其替代方案進行了評價，揭示了煤制天然氣全生命周期各環節的環境效應，為煤利用和天然氣的利用提供定量依據。

  一、生命周期評價的目標定義和范圍界定

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

  2．研究目標和系統邊界

   研究目標：分析煤制天然氣、俄羅斯進口PNG以及澳大利亞進口LNG等各種來源的天然氣的不同生命周期階段的資源消費、能源消費與環境排放。考慮到本文是對比研究3種不同來源的天然氣，最終產品都是天然氣，雖然最終產品的熱值可能有所差別，但對結論的影響不大，因此，忽略了產品使用階段的環境排放。系統邊界包括主要原材料生產、運輸。

   選擇的煤制天然氣用煤為山西、內蒙古等地的褐煤，天然氣生產地選定為山西北部，生產的天然氣通過管道輸送往北京，以補充北京的天然氣氣源。

煤制天然氣流程如圖1。從汽化爐來的激冷合成氣送入水煤氣變換反應器，以調整甲烷合成所需要的氫碳比，再進入脫硫、脫碳單元收集高純度C02，并回收單質硫，干凈的合成氣送入甲烷化反應器以生產天然氣，小部分合成氣作為干燥煤用的燃料，甲烷化過程放出的大量熱用于產生高壓蒸汽，可以驅動蒸汽輪機發電供空分系統。

圖1  煤制天然氣流程圖

  在本文的計算中，煤制天然氣用煤選擇為褐煤(灰分50％，熱值取13．48MJ／kg)，每生產1t原煤耗電13．9kW．h。每1000m3主產品(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，通過對甲烷化過程的熱量利用可副產蒸汽2．4t，并回收高純度C02 3．8t、單質硫0．01t。煤制天然氣項目生產規模6×10~n3／a，設計年限為25a。

  煤制天然氣在山西北部產煤區域生產，然后通過管道運輸方式送往北京，俄羅斯進口PNG采用全程管道輸送北京，澳大利亞進口LNG首先采用船運至天津沿海碼頭再汽化通過管道輸送北京，因此3種方案都涉及管道輸送，而本文的目的在于比較3種方案的環境排放、經濟成本狀況，因此為簡化計算，忽略煤制．天然氣從山西北部送往北京以及澳大利亞進口LNG從天津送往北京的管道輸送，而俄羅斯進口PNG的管輸距離取為2500km，管道壽命取為30a。澳大利亞進口LNG船運距離取為5000km，單船運輸量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lt LNG的動力及公用設施耗電量約為850kW．h，在LNG接收站，一般又將LNG通過汽化器汽化后使用，汽化時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，建設階段是煤制天然氣主要的環境排放階段，生產階段次之，煤的開采階段產生的C02排放量和S02排放量都遠小于生產階段。俄羅斯進口PNG建設階段管道建設所消耗的鋼材的生命周期排放是俄羅斯進口PNG方案主要的環境排放。澳大利亞進口LNG建設階段造船用材料的生命周期排放是澳大利亞進口LNG方案生命周期主要的環境排放階段，進口

LNG的運輸階段產生的環境排放次之。

    煤制天然氣的副產品C02可以用在油田以增加產油量，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，煤制天然氣項目一般都建設在產煤區域附近，每生產1t原煤產生3．5t礦井水，處理費用約每噸1．12元，0．6t洗煤水，處理費用約每噸0．8元。每生產1t原煤產生煤矸石130kg，每百萬噸煤矸石占地3公頃，導致土地損失及地下水的污染。每萬噸標準煤的生產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用約為0．3元。因此，產煤區域一般也都是生態環境相對脆弱的區域，在產煤區域再發展大規模的煤制天然氣項目必定會加重產煤地區的環境壓力。

此外，值得注意的是，煤制天然氣整個生命周期內的C02排放和S02排放都發生在國內，而澳大利亞進口LNG項目中，生產階段中冷卻天然氣所消耗的能源和因此而產生的環境排放都發生在環境承受能力遠遠優于中國的澳大利亞，冷能的回收利用卻發生在國內。

    從熱力學第二定律角度，用一種能源制備另一種能源勢必要產生額外的能量耗散。不考慮天然氣的使用環節時，煤制天然氣項目生命周期的熱能的轉換率僅有35％，與燃煤火力發電的能源利用效率相當，如果考慮煤制天然氣的再次燃燒利用所產生的能量耗散，則可以斷定煤制天然氣產業鏈的能源效率不如燃煤火力發電。

  四、煤制天然氣項目的經濟競爭力分析

  煤制天然氣可利用熱值低的褐煤，但近來褐煤的價格上升較快，煤制天然氣的經濟性也受到較大的挑戰。假如煤制天然氣方案的投資費用為0．188元每立方米，蒸汽價格120元／t，電價0．61元／(kw．h)，硫磺700元／t，副產C02售價75元／t，其他費用0．35元每立方米(包括副產C02的封存費用)，不考慮副產C02排放(封存)，表2給出了煤制天然氣方案項目在碳價分別為O和100元／t兩種情況下，不同的褐煤價格所對應的產品(天然氣)的出清(零利潤)價格。

表2煤制天然氣方案項目出清(零利潤)價格

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，褐煤的價格波動對產品的定價影響很大。在碳價為0的情況下，褐煤價格為100元／t時，天然氣出清價格為1．36元每立方米，而當褐煤價格為350元／t時，天然氣出清價格為3．01元每立方米。，上升了一倍多。在碳價為100元／t的情況下，褐煤價格為100元／t時，天然氣出清價格為1．72元每立方米，而當褐煤價格為350元／t時，天然氣出清價格為3．37元每立方米，上升了96％。

    但是，2007年8月國家發展和改革委員會宣布天然氣提價0．5元／m。后，北京民用天然氣價格才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格均已超過了北京現有天然氣價格。另外，目前西氣東輸一線到上海的門站價為1．4元／m3，據估計中亞天然氣的口岸價約1．7-1．8元每立方米。，如果以此基準推算，加上長途管道運輸，俄羅斯進口PNG到北京的價格不會超過3元每立方米。。

    在目前的人民幣對美元的匯率下，新簽訂的LNG長期合同折合人民幣的到岸價可能會維持在7．21-9．11$／GJ之間，即天然氣價在1．9-2．4元每立方米之間。加上船運和LNG接受站線的汽化、管輸等費用，一般會再增加0．5元每立方米。左右。再加上LNG公司

的利潤0．1元每立方米，門站價在2．5-3．0元每立方米左右。考慮運費和站線建設、運營成本以及LNG汽化時冷能的利用程度，這個費用還有0．1元每立方米。以上的降低空間，即門站價有可能維持在2．4-2．9元每立方米。左右。如果國際油價像今年初那樣走低，那么LNG合同價還會低到6．64$／GJ以下。由此可見，與俄羅斯進口PNG和澳大利亞進口LNG項目相比較，隨著褐煤價格的上漲，煤制天然氣項目的經濟性將受到較大的挑戰。

五、結  論

    ①3種方案中，煤制天然氣的C02等環境排放最高，而且煤制天然氣的環境排放都發生在國內環境承載力比較弱的產煤地區。因此，在山西北部生產煤制天然氣，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，但加重了山西的環境排放，是一種以鄰為壑的不科學的發展模式。

    ②煤制天然氣生命周期熱能的轉換率不高，因此，雖然煤制天然氣可以使用褐煤這種低質能源，但能源效率的低下加重了環境的代價。煤制天然氣對原材料價格的承受能力低下，近來褐煤價格上漲較快，隨著褐煤價格的上漲，煤制天然氣項目的經濟性將受到較大的挑戰。

    ③由于不同區域的環境容量不同，同樣數量的排放物在環境容量大的區域造成的損失遠遠小于在環境容量小的區域造成的損失。煤制天然氣整個生命周期內的C02排放和SOz排放都發生在國內，生產過程中產生的環境排放更是發生在環境相對脆弱的產煤地區，造成的損失****。澳大利亞進口LNG項目中，生產階段中冷卻天然氣所消耗的能源和因此而產生的環境排放都發生在人均能源量高、環境承受能力又遠遠優于中國的澳大利亞，冷能的回收利用卻發生在中國國內，經濟效益也優于煤制天然氣項目，因此，從澳大利亞進口LNG不但緩解了我國的能源壓力，環境排放所造成的損失也最小。同樣的優勢也適用于俄羅斯進口天然氣項目。