淘金焦爐煤氣制LNG

范珊珊

焦爐煤氣制LNG成了焦煤業低迷行情下的一大亮點，這一技術在有效補充我國天然氣不足的同時，帶來了可觀的經濟效益，但目前存在的技術瓶頸和原料困局仍待突破。

在鋼鐵行業大幅走跌的影響下，近兩年來，此前賺得盆滿缽滿的焦炭老板們生意遭遇了“滑鐵盧”。和2010年火爆行業相比，處于盈虧邊緣的焦炭商們開始減產甚至停產，一些堅持生產的大型焦炭企業也在苦苦支撐。

就在焦炭行業一路走低的背景下，一條新的技術路徑也開始受到焦炭老板們的關注——焦爐煤氣制LNG。焦爐煤氣（簡稱COG），又稱焦爐氣，是指用幾種煙煤配制成煉焦用煤，在煉焦爐中經過高溫干餾后，在產出焦炭和焦油產品的同時所產生的一種可燃性氣體，是煉焦工業的副產品。一般而言，生產1噸焦炭可產430方焦爐氣，其中焦爐氣主要成分是甲烷、氫氣、一氧化碳和二氧化碳，這些成本含量加一起接近40%。

伴隨著大型煤化工項目特別是煤制氣項目在國內的投產，大規模甲烷化技術已經得到了生產驗證，因而，利用焦爐氣中氫和碳元素，通過甲烷化流程生產天然氣也成為了現實。

而在此前很長一段時間內，焦爐煤氣利用處于較低水平，一般企業回收自用或者放空燃燒，一些中大型焦化企業因為氣量大投資深加工項目，產品主要是甲醇和尿素。

據統計，2012年我國焦炭產量4.43億噸，焦爐煤氣產量高達1905億方。考慮已經利用的焦爐煤氣和LNG項目所需的必要規模，全國LNG項目有效可利用的焦爐煤氣量為412億方，按照35%的產出比例，大約可生產144億方LNG。且我國焦化廠分布主要集中于山西、內蒙、山東等省份，靠近消費市場，生產LNG不失為一條最佳路徑。一方面提高了焦化的附加值，另一方面可以是國內天然氣市場的有效補充，特別是近幾年來天然氣需求不斷上升且價格不斷上漲。

據黑貓集團總工郝春來介紹，2012年12月，首例焦爐煤氣甲烷化LNG項目在云南曲靖和內蒙古恒坤投產。截至2014年5月，正在建設的有近20個項目。“現在焦化同行見面都問：‘你的LNG上了嗎？。”

一時間，“以氣補炭”成為了行業焦點，此前一直未被重視的副產品焦爐煤氣成為了稀缺資源。焦爐煤氣的加工帶來的可觀效益，吸引了除了焦化企業之外，各種身份的第三方投資方，其中不乏石油巨頭、環保企業以及投資基金等。

重現商機

“目前我們跟蹤項目有幾十個，其中進入到合同談判有一些。大家對這項新技術熱情比較高，甚至有一些項目投資主體還沒有。比較靠譜項目是業主自身擁有焦化廠或者和投資方已經成立合資公司。” 托普索新能源部經理趙勤聰告訴《能源》雜志記者。

作為一家提供甲烷化工藝包和催化劑的企業，托普索在短短幾年內斬獲了6個焦爐煤氣制LNG訂單，投資方中即有中石油和中海油這樣的傳統油氣企業，也有環保企業三聚環保及一家香港投資公司。

頻繁奔波于山東、山西、內蒙的趙勤聰，在尋找潛在的客戶。而這項技術真正受到焦炭企業重視，是目前最大的單體項目——由中國石油昆侖能源華油天然氣有限責任公司投資建設的烏海市焦爐煤氣節能減排綜合利用項目。

據烏海華油天然氣有限責任公司總經理高勤介紹，該項目總體布局為“兩廠一線”。“二廠”是在烏海市海勃灣區千里山工業園區和海南區西來峰工業園各建設一座每小時15.6萬標準立方米凈化裝置、10萬標準立方米焦爐煤氣甲烷化裝置以及4萬標準立方米合成天然氣液化裝置。年處理焦爐煤氣30億標準立方米，年產LNG 50萬噸。

去年底西來峰二期貫通試車成功，2014年1月出液。

這項總投資47億的項目，在焦爐煤氣制LNG行業備受矚目。它的成功通車，也給行業增加了信心。

“華油天然氣有限責任公司主營業務中包括LNG加氣站。內蒙物流比較發達，我們在內蒙建設了很多加氣站。而烏海焦煤儲量占內蒙古自治區儲量60%以上，單在這一區域規劃1900萬噸焦炭生產規模，有多個百萬噸以上的焦化企業。我們正是看中這一龐大的焦爐煤氣產量，2010年和當地政府簽訂投資協議，利用當地焦化企業相對集中條件，建設焦爐煤氣制LNG項目。”高勤向記者回憶道。

除了看中當地大規模的原料氣，華油還算了一筆經濟賬。華油的項目原料主要來自于兩個工業園區周邊的十余家百萬噸規模的焦炭企業，當時簽訂合同是以0.25元/方價格收購焦爐煤氣。據可研報告計算，成本2元/方，銷售價格2.2元/方。“巴彥淖爾華油天然氣有限責任公司在內蒙古巴彥淖爾市磴口工業園區建設的磴口用管道天然氣制LNG項目，銷售價格大概為4800元/噸，而我們2.2元/方價格折合成LNG相當于3000多元/噸。”高勤說。

2013年5月，河南京寶新奧焦爐氣制LNG項目投產。在運行一年多時間內，生產4.2萬噸LNG，折合天然氣大約6000萬方。作為一個新建焦化項目，平煤神馬集團在規劃建設京寶焦炭項目時，就找到了新奧集團，希望建設配套焦爐氣利用項目。據河南京寶新奧新能源有限公司總經理徐東回憶，當時兩家一拍即合，在眾多技術路線中選擇了焦爐氣制LNG技術路線，主要是看中天然氣比較好的市場前景，并依托新奧自主研發的技術。

事實上，新奧集團下屬單位新地能源工程技術有限公司自2006年就開始從事焦爐氣合成天然氣的研發工作，歷經小試、中試和工業實踐的系統開發，在焦爐氣凈化、甲烷合成催化劑、甲烷合成反應器、甲烷合成工藝及合成氣液化分離等研究取得了一系列實踐成果。

而河南京寶新奧焦爐氣制LNG項目，也是對新奧技術的工業化檢驗。更為重要的是，其蘊藏著不可小覷的經濟收益。

毫無疑問，這是一項有競爭力的投資。“總體而言，焦爐煤氣制LNG比焦爐煤氣制甲醇投資略少，投資回收期大概2-4年。對于年產1億方企業而言，也就是幾個億的投資。”趙勤聰說。

而在實際運營中，陸續投產的項目并沒有想象中那么美好，遇到了曾未預料的一些困難。

技術瓶頸

由于在過去兩年間受到熱捧，快速上馬項目暴露的一些問題也開始顯現。在國內，焦爐煤氣制甲醇起步較早，和焦爐煤氣制LNG相比，前端流程基本一致，只是在甲醇合成階段由甲烷化替代。

在華油烏海項目成功開車之前，國內也陸續有一批項目投產。特別是最早開車的一些項目，在工藝流程、催化劑以及設備可靠性等方面都頻頻爆出問題。據上述業內人士介紹，國內有些項目出現催化劑完全失活，有的項目甚至反應塔發生爆炸。去年初投產的內蒙恒坤項目，雖然是我國最早投產的一個工業化項目，但是開車不久就停車，直到去年底才開車，在一些工藝流程階段出現了問題。

焦爐煤氣制LNG工藝流程中，主要包括三大系統，分別是：升壓凈化、甲烷化、低溫液化。

在行業內存在這樣一種誤區，認為在焦爐煤氣制LNG技術流程中，前端凈化以及后端液化過程技術都相對成熟。相對于大型煤制氣項目而言，焦爐煤氣制LNG規模較小，普遍認為甲烷化過程較為容易。造成的結果是，可供選擇的廠家很多，比較混亂。投資者在相對復雜的市場環境中，選擇一家可靠的技術也比較困難。

事實上，對于系統工程而言，每一環節都要仔細研究。據上述業內人士介紹，相較于煤制氣，焦爐氣本身成分很復雜，雜質很多，富含有機物、烴類等，凈化非常關鍵。特別是硫的含量要凈化到5ppb以下水平，過高會讓甲烷化流程中的催化劑失活。

而在傳統焦爐氣制甲醇的前端凈化中，對硫的含量要求不高于100ppb，這也就意味著焦爐煤氣制LNG對硫的凈化標準嚴格了近20倍。在第二階段甲烷化過程中，結合焦爐氣特點，合成完成的同時兼具凈化功能，讓后一階段低溫液化正常進行。雖然低溫液化在傳統天然氣液化中多有應用，和傳統管道天然氣液化不一樣的是，焦爐氣含有氮氣和氫氣，需要低溫精餾，才能達到甲烷含量99%以上的純度。

這也就意味著，任何一個環節出現問題，都會給后續流程帶來極大的麻煩，對于全系統的研究尤為重要。

“一套成功的生產裝置，應切實注意設計、制造、建設和使用單位的有機結合，主機和輔機的有機結合，工藝技術裝備和隊伍素質的有機結合。” 中國煉焦行業協會會長崔丕江說。

原料困局

除了技術選擇存在誤區，對于目前投資者更大的困難在于原料問題。今年年初投產的烏海華油項目，雖然設計了世界上最大的單體焦爐煤氣制LNG產能，但從目前運轉情況看，并不理想。

目前，采購的原料氣量大概占工廠設計規模的30%，造成工藝流程負荷較低勉強開車。“受宏觀經濟影響，鋼鐵企業減產或者淘汰，對焦化企業影響很大。已經投產的焦化企業在大量減產，負荷在50%-60%，比如百萬噸規模的焦化廠一年能產5億方叫焦爐煤氣，一半用于回用，一半外供，大量減產后，自用氣量減少不多，外供氣量大幅減少。”高勤說。

造成的結果是，原本和華油簽訂供氣協議的十幾家企業，只剩下4-5家企業供氣。“有一些剛剛建成的企業，不投產了。還有一些在建的基本停工。” 高勤無奈地說。

事實上，烏海華油項目規劃是在2010年，彼時也是焦化企業經營最好的時期，現在的情況是讓投資方始料未及的。

而在趙勤聰看來，這不是華油一家的特有現象。供氣不足是行業內普遍的問題，一些投產的焦爐煤氣綜合利用項目都或多或少會遇到這一情況，不僅是在焦爐煤氣制LNG領域。

據郝春來介紹，焦爐煤氣制甲醇裝置是從2004年12月28日的第一套（云南曲靖）至2013年底，共投產88套，合計產能1170萬噸/年。2013年由于焦爐減負荷致使甲醇產量只有546.34萬噸，占全國甲醇產量2878萬噸的18.98%。

在華油的工藝流程規劃中，凈化、甲烷化（焦爐氣的一氧化碳、二氧化碳和氫氣做成甲烷）過程之后，還有一部分氫氣和氮氣無法利用。于是，在此基礎上，修建了一條從烏海到銀川長達227公里的富氫焦爐煤氣集輸管線，將氫氣輸送到寧夏石化，作為其合成氨的原料。

頗為尷尬的是，雖然管道已經建成且項目投產已經半年時間，但是由于負荷太低，無法向其輸送，這條管道基本處于閑置狀態。“現在的氣量還不能滿足自身生產的需要，如果是滿負荷，大概40%的氣送給寧夏石化。”高勤介紹說。

事實上，由于經營模式的問題，華油烏海在原料供給方面的緊張情況，表現的也較為突出。

華油進入焦爐煤氣制LNG市場的時間較早，受到當時焦炭行業火爆市場的影響，選擇了買斷的方式。而4年時間過后，一方面焦化企業減產造成了氣量減少，另一方面，一些第三方投資方找到了焦化廠，提出出資建廠，焦化廠以入股的方式進行利潤分成。

在焦爐煤氣似乎成為一種稀缺資源之后，一些焦化企業寧愿撕毀合同，也不想以較低的價格賣出。

因而，在市場中出現了一批合資形式存在的焦爐煤氣制LNG項目。在山東菏澤，富海焦化廠每年可生產2.7億方焦爐煤氣，中海油看中這一資源，由中海油山東新能源有限公司負責投資建設中海油山東菏澤焦爐尾氣制LNG項目。值得注意的是，中海油山東新能源有限公司由中海石油氣電集團有限責任公司、菏澤富海能源發展有限公司、天津昂科投資有限公司出資組建。

同樣，河南京寶新奧焦爐氣制LNG項目也是由河南京寶新奧新能源有限公司投資以及管理運營。該公司是中平能化集團河南京寶焦化有限公司和新奧燃氣控股有限公司合作的股份制企業，其中河南京寶焦化有限公司占股51%，新奧燃氣控股有限公司占股49%。在該項目投產的一年多時間內，京寶焦化項目產生的焦爐煤氣直接進入焦爐煤氣制LNG工藝流程，利潤由兩家公司分成。這樣也保證了從項目開始運行到現在，負荷基本保持在70%-80%之間，對于焦化企業的營收是一個很大的補充。

“這種組建合資公司的一體化模式好一些，焦炭廠和投資方聯系更加緊密。我們的項目有點脫節，焦炭廠受到市場影響，可能多供或者少供。”高勤評價道。