煤制天然气与燃煤发电环保利弊分析及建议

梁睿 童莉 刘志学 周学双

煤制天然气与燃煤发电环保利弊分析及建议

梁睿 童莉 刘志学 周学双

我国煤制天然气和燃煤发电行业的发展均面临着资源环境约束。通过对煤制天然气和燃煤发电在生产、输送和使用等环节进行环保对比，得到以下基本认识：煤制天然气在资源利用和大气污染物排放方面优势明显，但废水和固废处置是煤制天然气发展面临的主要环境瓶颈；建议通过实现环境保护早期介入、协调煤制天然气与煤电用煤结构、严格煤制天然气环境准入、提高煤制天然气和煤电发展质量等措施，进一步加强我国煤炭开采利用的环境管理，促进煤炭利用行业可持续发展。

煤制天然气；燃煤发电；资源利用；废水处置；环境管理

长期以来，煤炭燃烧发电是我国煤炭利用的最主要方式。近期，随着国内天然气需求的不断增长和煤化工技术的发展，煤制天然气产业成为新的投资风潮。《大气污染防治行动计划》提出，在满足最严格的环保要求和水资源保障的前提下，加快煤制天然气产业化和规模化步伐。煤炭、天然气、电力均为关系我国安危的战略能源，结合我国国情，煤制天然气和燃煤发电的产品均具有不可替代性，但两种煤炭利用方式中对大气环境、水环境产生的影响，以及煤、水资源消耗和能量转化效率各有利弊。从环保角度分析两种煤炭利用方式的利弊，对调整不同煤质煤炭利用比例、优化产业结构、促进我国煤炭资源绿色利用具有重要意义。

我国煤炭资源特点及利用概况

我国煤炭分布总体呈西北多、东南少的特点，且煤炭与水资源分布互逆。煤种类型齐全但储量不均衡，褐煤及中、低变质煤储量多，其中长焰煤、不粘煤、褐煤、气煤储量最多，保有资源量均在1 000亿吨以上，而以无烟煤为代表的优质高变质煤储量少。

煤炭约占我国一次能源消费的70%。2013年，我国煤炭消费总量约36.1亿吨，主要作为燃料（约80%）和工业原料（约20%）。其中，电煤约占煤炭消费总量的55%，煤电约占电力生产总量的75.6%。作为工业原料用于现代煤化工的比例微乎其微，据估算，目前已批复建设的煤制天然气项目年耗煤量占煤炭消费总量的比例不足1.5%。但另一方面，2013年我国天然气生产总量约1 210亿立方米，进口534亿立方米，对外依存度约为30.6%。

2009年至2013年，我国共上马200多个煤电项目，总装机容量约24.2万兆瓦。煤电项目主要分布于东部经济发达地区，但已显现出依托大型煤炭基地建设逐步西移的趋势。同期仅有5个煤制天然气项目开工建设，总产能仅约170亿立方米/年。2013年以来，获批开展前期工作的煤制天然气项目预期总产能已达到约700亿立方米/年。

根据我国国情特点，天然气、电力消费需求均具有不可替代性。结合“富煤、缺油、少气”的能源禀赋特点，我国社会经济的发展离不开煤，也绕不开煤，合理有序发展煤制天然气是保证天然气供应的有效手段。尽管《能源发展“十二五”规划》提出实行能源消费总量控制，但随着电力需求的不断增加，近年新建或扩能的燃煤发电建设项目有增无减，大气污染防治形势不容乐观，且此类项目有向新疆、内蒙古等水资源缺乏、水环境容量不足或无排污去向地区转移的趋势。与煤制天然气项目一样，如无序发展，其高水耗、高排放可能引发区域生态环境问题。

煤制天然气与燃煤发电环保对比

煤制天然气与燃煤发电在生产、输送和使用等环节的环境影响各不相同，但在生产环节均面临较大的环保压力。我国煤制天然气与燃煤发电等煤炭开发产业往往将煤炭资源作为布局的首要考虑因素，选择在煤矿附近布局。由于煤炭资源和水资源逆向分布的特征，以新疆、内蒙古等为代表的煤炭资源丰富地区，已无纳污水体或水环境容量不足。大量煤制天然气及煤电项目布局于西部生态环境脆弱的地区，水资源短缺的矛盾更为突出，并有可能引发一系列区域性生态环境问题和社会问题。在输送和使用环节，与管道输送天然气相比，电网覆盖范围更广，电能更易被输送至用户，输电环境风险略小，但也存在输送损耗高的问题。此外，燃烧天然气将不可避免的产生CO2，用电则不产生温室气体，更为清洁。

煤制天然气与燃煤发电的环保优势对比

煤制天然气在褐煤等低变质烟煤资源的利用方面具有一定优势。我国储量较大的褐煤等低变质煤种，气化反应性高、含水率高、燃烧效率较低、不便于长途运输，将其用于煤制天然气可以有效利用褐煤资源。据估算，采用常规“水冷”技术的煤电吨标煤耗水约为6.6吨，而煤制天然气吨标煤耗水约为3吨，显著低于前者。尽管如此，采用“空冷”技术的燃煤电厂水耗则优于煤制天然气。此外，燃煤发电的能量转化效率一般为40%～45%，运行条件较好的煤制天然气项目可高于燃煤发电约10个百分点，但产品天然气再用于发电的综合能源转化率低[1]，不具合理性，因此煤制天然气产品气原则上不应再用于发电。

与燃煤发电相比，煤制天然气在大气污染物排放方面具有明显优势。从工艺原理方面分析，煤制天然气是将煤作为工业原料，在950～1 300℃、纯氧气化、还原气氛下发生气化反应，SO2、NOx、烟尘和重金属排放量很低，可有效回收硫黄资源，避免二次污染，且容易捕集封存高浓度的CO2。而燃煤锅炉完全将煤炭资源作为燃料燃烧，煤中的S元素大部分被氧化为SO2排放或经脱硫生成石膏等固体废物，空气中的N2被氧化成为NOx。目前，燃煤发电机组末端已有3～4级的烟气处理装置，降低了燃煤电厂的能效，尽管烟气治理技术得到快速发展和应用，但其燃烧原理决定了污染物排放不容乐观。据统计，2012年我国火电行业SO2、NOx、烟尘排放量分别为883万吨、948万吨、151万吨，成为这3类污染物排放最大的行业。今后，随着我国环保要求的进一步提高和履行碳减排国际公约的需要，相关政策可能进一步增加对脱CO2、脱汞的要求，燃煤电厂的环保设施投入和能耗水平也将进一步提高。

煤制天然气与燃煤发电的主要制约因素分析

废水处置是煤制天然气发展面临的主要环境制约因素。煤制天然气，尤其是采用碎煤加压固定床气化技术的项目，废水成分复杂，处置难度非常大，个别项目高有机物、高含盐废水每吨处理成本高达百元，是国际煤化工行业普遍面临的难题。我国西部地区受自然环境限制，即使通过增加投资和能耗解决了废水处理的技术问题，由于缺少排污去向，不能回用废水的最终处置去向成为煤制天然气最重要的制约问题之一。国内一些地方为推动煤制天然气项目在本辖区内上马，提出所谓的废水“零排放”方案，即将高盐废水通过结晶或蒸干的形式转化为固态盐，或以蒸发塘方式处置，但由于设计、运行和系统管理经验的缺乏，大部分已投运项目至今仍难以实现长周期稳定的废水不外排。尽管没有一家煤化工企业真正实现“零排放”，但目前已获批开展前期工作的大部分煤制天然气项目仍准备采用废水“零排放”方案。实际上，包括循环冷却水在内的含盐废水的处置问题是化工行业面临的普遍问题，但由于煤制天然气项目集中布局在没有纳污水体的西部地区，这一问题才显得格外突出。

燃煤电厂大部分生产废水处理难度相对较小，尽管火电行业普遍提出可以做到废水“零排放”，但其“零排放”的概念与煤化工行业并不相同，绝大多数电厂将含盐废水以“清净下水”的名义外排，未纳入污水监管。近年来，我国煤电项目向西部煤电基地转移的趋势明显，西部煤电项目也将面临排污去向难寻的类似问题。

此外，煤制天然气与燃煤发电均存在固体废物环境制约问题。煤电产生的锅炉底渣、粉煤灰、脱硫石膏（或硫酸铵）等大宗固体废物，以及煤制天然气产生的气化灰渣等，综合利用率有待提高，露天堆放除占用土地外，容易引发扬尘、地下水污染等环境风险。较大规模的煤化工企业每年产生上万吨杂盐，其综合利用价值不大，处置不当易引起二次污染，并复溶于雨水或进入地下水。

加强煤炭资源利用管理的建议

在满足日益增长的天然气和电力需求的同时，为保证煤炭资源利用的环境经济效益最大化，建议通过实现环境保护早期介入、协调煤制天然气与煤电用煤结构、严格煤制天然气环境准入、提高煤制天然气和煤电发展质量等措施，有序发展煤制天然气和燃煤发电产业。

加强环境保护早期介入，强化产业布局合理性

一是环境保护早期介入煤制天然气和煤电发展规划，统筹煤炭开发和利用，加快开展煤炭深加工战略环评和规划环评。二是结合大气污染严重城市的需求，以改善区域大气环境质量为前提，以煤制天然气替代民用分散燃煤为供应目标，科学测算和规划煤制天然气行业产能，列出燃煤替代的先后顺序，优先满足大气污染防治重点地区的天然气供应。三是应以稀缺的生态环境资源作为行业发展的主导因素和制约因素[2]，选择西部水资源相对丰富、具备排污去向、同时具备风能和太阳能等可再生资源的地区，优先布局煤制天然气和燃煤发电项目。四是结合常规天然气、非常规天然气和液化天然气的发展规划，进行天然气管网的合理规划和建设，进而确定项目气源点选址布局方案，科学统筹制定煤制天然气的发展与布局规划，确保项目选址的环境合理性和目标市场的可达性。

协调煤制气与煤电用煤结构，提高煤炭利用效率

局部地区煤炭消费强度过高，煤炭利用方式过于分散，消费结构不合理，是导致能源效率低下，造成酸雨、颗粒物污染和灰渣堆积的重要原因。应结合不同煤种的分布、结构特性，因地制宜，科学合理分质利用，协调煤制天然气与煤电用煤结构，提高煤炭资源的利用效率。一是将燃烧技术经济性不佳的褐煤和低变质烟煤优先用于先进煤气化项目；二是改变高硫煤开采利用政策，将高硫煤优先作为原料用于煤化工，以回收硫黄资源并减少燃烧带来的SO2排放，并对煤化工回收硫资源同样予以国家财政补贴；三是在具有优质动力煤的小型煤矿附近，就近发展燃煤发电，而在具有适宜煤种的大型煤炭基地，优先发展煤化工。

严格煤制气环境准入，源头预防生态环境问题

尽管美国大平原煤制天然气项目也采用褐煤做原料、固定床气化技术为工艺并成功实现废水“零排放”，但在目前我国已建的3个类似煤制天然气示范项目（采用褐煤和长焰煤做原料、国产化碎煤加压固定床气化技术为气化工艺）的调试运行中，暴露出诸多问题，主要表现为煤种研究不透、工程设计和管理经验不足，导致设备运行不稳定，废水处理和回用困难，“零排放”难以实现。目前，我国已有14个煤制天然气项目获得国家发改委开展前期工作的批复，总产能超过700亿立方米/年，近半提出废水“零排放”示范。建议在以上问题未得到彻底解决前，慎重批准类似煤制天然气项目开展前期工作，严格限制无环境容量或无排污去向地区上马煤制天然气和煤电废水“零排放”项目，严格煤制天然气环境准入，从源头预防可能引发的生态环境问题。

提高煤化工和煤电发展质量，培育产业集群试点

一是通过发展现代煤制天然气，逐步替代工业分散燃煤和传统煤化工中的小规模合成气，调整和淘汰分散的传统煤化工项目。二是大幅降低煤电行业煤耗[3]，并在大气污染防治重点区域建设满足燃气排放标准或超低排放的大型燃煤电站，并推行纯凝供热机组，替代分散的工业锅炉。三是在有条件地区的煤化工项目推广“空冷”系统，减少水资源用量；对于黄河中上游等重点地区的燃煤电厂，推动废水回用要求，提高水资源重复利用率。四是通过培育产业集群模式试点，示范建设煤、电、化、热、冶、建材等多产业的综合一体化煤基多联产大型能源基地[4]，向大气污染防治形势严峻的地区输电输气，推动重点区域环境质量大幅改善。

[1] 朱琪. 中国煤制气发展利弊分析[J].能源与节能, 2014(5):1-3.

[2] 童莉,周学双, 段飞舟, 等. 我国现代煤化工面临的环境问题及对策建议[J]. 环境保护, 2014, 42(7): 45-47.

[3] 杨勇平, 杨志平, 徐钢,等.中国火力发电能耗状况及展望[J].中国电机工程学报, 2013, 33(23):1-10.

[4] 唐宏青. 现代煤化工新技术[M]. 北京: 化学工业出版社, 2009.

X78

A

2095-6444(2014)06-0005-03

2014-10-21

周学双，环境保护部环境工程评估中心教授级高级工程师；童莉，环境保护部环境工程评估中心高级工程师；梁睿，环境保护部环境工程评估中心；刘志学，环境保护部环境工程评估中心、内蒙古大唐国际克什克腾煤制天然气有限责任公司。