低浓度煤层气提质制压缩天然气技术经济性分析

李 雪 飞

(1.煤炭科学技术研究院有限公司煤化工分院,北京 100013;2.煤炭资源高效开采与洁净利用国家重点实验室,北京 100013;3.国家能源煤炭高效利用与节能减排技术装备重点实验室,北京 100013)

0 引 言

煤层气是以吸附状态赋存于煤层中的非常规天然气,主要成分是甲烷[1]。甲烷引发温室效应的能力是CO2的21倍。如果将煤层气有效处理并加以利用,其燃烧热值与天然气相当,而且洁净不产生废气[2]。结合煤炭生产布局开展的煤层气开发活动称为瓦斯区煤层气开发,开发方式包括地面预抽、井下预抽、采煤过程中抽和采煤后抽等[3]。截至 “十二五”末期,我国煤层气(煤矿瓦斯)抽采量180亿m3、利用量86亿m3,其中井下瓦斯抽采量136亿m3、利用量48亿m3,利用率35.3%。地面煤层气产量44亿 m3、利用量38亿 m3,利用率86.4%[4]。

目前,针对井下抽采瓦斯按浓度可分为3种利用方式,即高浓度瓦斯利用(甲烷含量30% ～90%)、低浓度瓦斯利用(甲烷含量＜30%)、乏风瓦斯利用(甲烷含量＜8%)[5]。高浓度瓦斯利用主要包括直接发电[6-8]、民用和工业燃料[9]、提纯制压缩天然气(CNG)和液化天然气(LNG)[10-13]等;低浓度瓦斯利用主要以发电、提纯利用为主[14-19];乏风瓦斯利用主要是蓄热氧化利用[20-21]。为提高低浓度煤层气利用率,需要开发不同浓度范围的煤层气利用技术,同时进行技术经济分析,以提高其竞争性和市场应用前景。本文针对低浓度煤层气浓缩提质制CNG技术,以年产2 000万Nm3压缩天然气项目为例,进行了技术经济分析评价,为该技术的推广应用提供指导。

1 技术选择

煤炭科学技术研究院有限公司经过“十一五”和“十二五”的小试研发、中试放大验证及工业示范,成功开发了低浓度煤层气提质利用技术,工艺流程如图1所示。

图1 低浓度煤层气提质制压缩天然气工艺流程Fig.1 Process of CNG production with coal-bed methane

新鲜原料气经过安全输送系统后进入混合压缩净化系统,与二级变压吸附装置返回的气体混合,混合后原料气进入煤层气压缩机,排气压力0.4～0.5 MPa,压缩后气体经过滤装置、冷干机和活性炭罐进行除尘、除水、除油处理,净化后的煤层气依次进入两级变压吸附装置浓缩分离,变压吸附系统可将原料气CH4从35%提浓至90%以上,提浓气体压力0.3 MPa。尾气中CH4含量小于5%。提浓后的煤层气进入CNG制备系统,经脱水处理后进入压缩机压缩至25 MPa。CNG产品进入储气罐储存供给CNG母站或子站。

工艺技术特点：① 深度脱氧。一次吸附脱氧率90%以上,O2体积分数可从12%～14%降至约1%,后续浓缩安全可靠。② 一次压缩多级浓缩。可降低能耗20%以上,减少压缩设备投资。③ 浓缩后气体带压。压力不浪费,CNG或LNG再加工能耗低。④吸附剂效率高。装填量小,吸附塔体积小,吸附剂总价相对便宜。⑤ 浓缩效率高。甲烷体积分数从约30%浓缩至90%以上,吸附剂原料气处理能力高,具有良好的抑爆及导静电能力,吸附容量大,分离效率高。⑥ 产品方案灵活。带压浓缩气可生产CNG、LNG,提高了项目的经济性及抗风险能力。

2 工艺方案

2.1 设计基础条件

原料气总量7 500 Nm3/h,压力2～3 kPa,温度≤40℃,其组成为：CH430%,O212%,CO21%,N257%。

2.2 产品设计指标

产品气压力25 MPa,温度为常温,总量2 500 Nm3/h,其 组 成 为： CH495.00%,O20.4%,N24.60%。

2.3 主要设备选型

主要设备选型见表1。安全输送系统主要设备有水封阻火泄爆装置、气体计量撬、全自动反清洗过滤器。混合压缩净化系统主要设备有混合器、煤层气压缩机、过滤器、冷干机和活性炭过滤器。变压吸附浓缩系统主要设备有一、二级吸附塔、缓冲罐和真空泵。CNG制备系统主要设备有天然气压缩机、调压计量撬、加臭机和单枪加气柱等。公用工程及辅助设施主要有冷却塔、空压机和软水装置。

2.4 公用工程消耗

公用工程消耗见表2。公用工程消耗主要包括压缩机和真空泵等动力设备电耗,压缩机和真空泵等设备冷却用循环冷却水以及补充用新鲜水,仪表阀门用仪表空气。

2.5 占地及劳动定员

总占地面积约18 000 m2。工程生产装置和辅助生产设施均为连续化生产,生产操作实行“四班三运转”制,劳动定员共24人。

3 投资及经济成本分析

3.1 工程投资

工程投资估算结果见表3。总投资7 846万元,其中建设投资6 990万元,建设期借款利息590万元,流动资金266万元。

3.2 经济评价及成本估算

3.2.1 经济评价数据

1)原辅材料、动力燃料用量及价格(含税)。煤层气用量1 900万Nm3,折纯价格0.25元/Nm3;用电量 1 562.56 万 kWh,电价 0.65 元/kWh;新鲜水用量2.672万 t,水价10元/t。

2)工人工资及福利费。人均工资及福利费按5万元/a计。

3)产品价格。压缩天然气(CNG)产品价格按2.6 元/Nm3计。

表1 主要设备一览Table 1 List of major production equipment

表2 公用工程消耗指标Table 2 Consumption index of utility

表3 工程投资估算Table 3 Estimation of project cost 万元

3.2.2 经济评价结果

经济评价结果见表4。项目总投资7 846万元,其中建设投资6 988万元,建设期利息590万元,流动资金266万元。项目年均销售收入5 294万元,总成本费用2 683万元,利润总额2 177万元,净利润1 633万元。工程投资财务内部收益率(所得税后)为31.87%,投资回收期(所得税后)为 4.44 a(含1.5 a建设期)。项目技术经济可行。

3.2.3 生产成本估算

结合经济评价结果,工程投资财务从原材料、动力、工资及福利费、修理费、折旧、摊销、利息等方面对单位产品成本进行核算,其结果见表5。

表4 经济评价指标Table 4 Index of economic analysis

从表5可以看出,单位产品完全成本为1.32元/Nm3。CNG产品出厂价按2.6元/Nm3计,尚有1.28元/Nm3的盈余。折合每立方低浓度煤层气(非折纯)经过加工提纯后,可实现0.457元的收益,年收益2 560万元(含销售税金附加及增值税),在达到煤矿瓦斯综合治理要求的同时实现收益。

表5 单位产品成本核算Table 5 Cost accounting of production

4 结 论

1)低浓度煤层气提质利用技术,可以将原料CH4含量从35%提高到90%以上,O2含量从12%降低至1%以下。原料气一次压缩多级浓缩,能耗低。产品方案灵活,可以制备CNG、LNG。

2)年产2 000万Nm3压缩天然气项目,总投资为7 846万元,其中建设投资6 990万元,建设期借款利息590万元,流动资金266万元。工程投资财务内部收益率(所得税后)为31.87%,投资回收期(所得税后)为4.44 a(含 1.5 a建设期)。

3)单位产品完全成本1.32元/Nm3,CNG产品出厂价按 2.6元/Nm3计,尚有 1.28元/Nm3的盈余。折合每立方低浓度煤层气(非折纯)经过加工提纯后,可以实现0.457元的收益,年收益达2 560万元。

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