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1、替代石油燃料和原料的可行技术及经济性分析截止到 2003年 1 月 1 日，中国剩余探明石油可采储量估计仅为24.9 亿吨，目前年产 1.6 亿吨已基本达到顶峰，不断扩大石油进口规模已成定局。因而，从国家能源安全出发，必须积极寻找石油替代能源。根据我国富煤贫油的资源结构和天然气有待大规模开发的具体现状，以煤为主的能源结构仍是中国今后一段时间可持续发展的安全之策。燃料油产品来源于原油加工，也可以直接进口。国内的生产量一直满足不了实际需要，2002年仍然进口了 1600 万吨左右。近期在技术可行、经济有效和环保达标的前提下，采用洁净煤、高硫焦和天然气替代用于发电供热的锅炉燃料油和化肥原料轻油及燃料
2、重油，远期发展煤和天然气液化（CTL和 GTL ）替代石油，通过互补使煤化工、天然气化工和石油化工逐步走向融合，以便减少对进口石油的依赖。因此，现阶段我国节约和替代石油燃料和原料有利于贯彻实施“保障供给、节约优先、优化结构、有益环境”的可持续发展战略，同时也是一项合理利用石油资源、提高企业经济效益和竞争力、有利于我国能源结构调整、保障国家经济安全的重大战略措施。下面仅对石油石化行业目前节约和替代石油燃料和原料可行技术的经济性进行初步分析，展望用煤和天然气替代石油发展合成油的前景。1. 节代油技术方案及经济性分析1.1 发展洁净煤技术节约和替代燃料油。1.1.1 采用水煤浆替代锅炉燃料油水煤浆是
3、一种选用含硫0.5%以下低硫洗选动力煤粉与水和添加剂大致按65：34：1 的比例掺混，经过加工制成的一种新型液体燃料，它具有与重油相似的流动性和稳定性，其安全可靠性优于煤粉和重质燃料油。同时也具有一定的环保优势。我国自 80年代初开始水煤浆技术的研究工作。在制浆工艺与装备、添加剂、贮存、运输、燃烧技术等方面均取得了多项成果。目前已建成多座制浆厂，年总生产能力达到数百万吨，且开发了具有中国特色的浮选精煤制浆技术，取得了良好的效果。我国近20年来，针对煤质的特点，开发了价低质优可以替代进口并能满足制浆和燃烧需要的添加剂，并形成了一定的生产能力。可以认为，我国从制浆、输送到燃烧技术等方面已达到了国际
4、先进水平。水煤浆的用途主要有两个方面。一是做燃料。多年来，水煤浆已先后成功地在电厂锅炉、工业窑炉和一般的工业锅炉上进行燃烧取得了成功。如：山东的白杨河电厂锅炉 (320t h)是燃煤改燃油后又改烧水煤浆的锅炉，已稳定燃烧多年； 二是做化工原料。 我国 80 年代引进了比较先进的以水煤浆为进料的德士古气化技术，生产的合成气用于生产化肥。该技术最先在山东鲁南化肥厂得到应用，以后又在上海焦化厂、首钢等单位得到应用，金陵石化化肥厂煤代油改造即将采用。目前我国自主开发的新型水煤浆气化炉仅完成日处理煤15 吨的中试考核，技术上还有一定差距。燕山分公司和胜利油田是近年来中石化集团公司成功的应用水煤浆替代锅炉
5、燃料油的两个典型例子。其中燕山石化在中日合作实施的220 吨/ 时脱硫型水煤浆（ CWN ）系统示范工程项目上（日本新能源和工业技术开发组织 NEDO 绿色援助计划之一）燃用水煤浆，在以下三个方面达到了世界先进水平：（1）改进了日立公司提供的关键设备水煤浆烧嘴。使用周期由1000 小时提高到 3000 小时，锅炉效率由原来的 88% 提高到 90.76%，灰渣可燃物含量由90% 降到 10% ，飞灰中可燃物含量由30% 降到 4% 。（2）革新改造了灰渣系统，实现了排渣污水100% 循环回用，达到了零排放，减少了水耗，解决了排渣污水对环境的污染。（3）实现了正常运行不用燃油支持，全部使用水煤浆
6、燃烧。另外，胜利油田在小型水煤浆锅炉上开发一种悬浮- 流化- 高效- 低污染燃烧技术代表了洁净煤燃烧技术的新进展。据称可以较好的解决常规水煤浆锅炉雾化燃烧技术存在的高温结渣的难题。但是，由于加入脱硫剂的炉内脱硫率达不到原设计50% （炉内脱硫剂由碳酸钙改为氢氧化钙脱硫率也只能由 34% 提高到 40% ），烟气中 SO2、NOX排放浓度达不到北京地区二阶段（2005年）在用燃煤锅炉规定的SO2不超过 100mg/m3和 NOX不超过 250 mg/m3的要求，因而就必须考虑再上其它可行的烟气脱硫设施。1.1.2 经济性分析水煤浆的经济性对于燃油改烧水煤浆而言则很好。在燕山石化，大约用2 吨水煤
7、浆替代 1 吨燃料油，如按 2001 年每吨燃料油 1408 元、每吨水煤浆实际到厂价340 元测算，那么每替代1 吨燃料油大约可以节约燃料成本费用 700 元。胜利油田在自用电站锅炉和采暖供热锅炉上使用替代原油，按2001年实际每吨水煤浆425 元、每吨胜利原油1447元（折合 21.8$/ 桶）计，每替代 1 吨原油节约成本大约600元。如按 2002年加权平均油价 1962 元/ 吨计，则成本节约的更多。燃用水煤浆对替代燃煤用户而言，经济性则很差。以精煤的价格220 元t 计算，将同样的煤加工成的水煤浆即使按 340 元t 计算，水煤浆的浓度按70计算，则相当于所用精煤的价格为486 元
8、t 。因此，对于燃煤用户而言，改用水煤浆就不会有积极性。1.1.3 结论和建议（1）水煤浆替代锅炉燃料油是洁净煤应用的可行途径，虽然对煤源、煤质有一定的限制，但在具有资源优势的我国仍有广阔的市场空间和发展前景，对煤炭的洁净利用和规模化生产有一定的推动作用，而用以替代煤粉炉燃料煤则经济性很差。（2）通过发展洁净煤气化技术和进一步采用先进的燃气、蒸汽联合循环发电系统（IGCC ）可将燃煤发电效率由目前的 40% 提高到 52% 以上，排放的 SO2可低于 10 mg/m3，这是洁净煤利用的发展方向之一。（3）在浆厂的建设布局、运输和使用上要纳入产业化管理，要注意浆厂建设的经济规模和合理的运输半径，
9、做到合理布局、避免盲目投资和重复建设，并尽快制定统一的水煤浆产品国家标准，以便更好的规范市场，对水煤浆技术的发展和创新在政策上国家应给予鼓励和支持。1.2 用煤替代化肥原料轻油和燃料重油的技术方案及经济效果预测煤气化技术在我国洁净煤技术体系中占有非常重要的地位。对解决我国煤炭利用过程中存在的资源与环境问题，实现经济、能源、环境的可持续发展具有重要的现实意义。煤炭转化为煤气（即合成气）后，不仅可以明显提高煤炭资源的利用价值和利用效率，而且能够大幅度减少煤炭利用过程中的污染物排放，同时还给输送和后续利用以及进一步加工转化带来极大的方便。煤气既可用作各种用途的燃料气，也可用作多种化工合成工艺的原料气
10、，还可用作冶金行业的还原气。众所周知，国内以轻油和重油为原料的大化肥由于原料和产品价格倒挂长期处于严重亏损状态难以为继。由于煤价相对低廉， 资源丰富， 在国内目前还无大规模先进的煤造气技术情况下，引进先进的煤气化 （水煤浆或粉煤）技术，替代大化肥原料轻油和燃料重油，使以轻油为原料的大化肥企业扭亏增盈势在必行。中石化洞庭氮肥厂和湖北氮肥厂采用先进的Shell 粉煤加压气化技术，金陵石化化肥厂采用德士古水煤浆加压气化技术（均为气流床纯氧气化）进行煤代油改造，经中国国际咨询公司评估均可取得较好的煤代油改造效果。以日处理2000 吨煤粉、年产合成氨43.56 万吨（尿素 64.42 万吨、商品液氨 6
11、 万吨）的洞庭氮肥厂煤代油改造项目为例，采用和Shell 公司合资方式并购买其先进的造气技术，在煤价为215元/ 吨、尿素1200元/ 吨的情况下，合成煤气加工费为0.26 元/ 吨，合资厂年均利润为14216 万元，内部收益率（税后）为 14.1%；配套厂年均利润为891万元，增量内部收益率为30.01% ；有项目全投资内部收益率为10.5%，中方年获利 15107 万元，内部收益率（税后）为11.55%，效益是好的。目前这些项目正在进行中。1.3 天然气替代石化原料和工业燃料技术1.3.1 天然气利用的发展趋势天然气是优质洁净能源和宝贵的化工原料。在石油资源大量消耗的今天，天然气替代石油的
12、步伐加快。从世界天然气利用总体发展趋势并结合我国实际，综合考虑资源、技术、经济和环境因素，近期天然气的使用方向首先是做民用燃料，其次是做化工原料，然后是做工业燃料。由于集中用气量大，有利于下游市场开发，今后天然气发电将成为天然气利用的重要选择，尤其在采用燃气轮机与蒸汽轮机联合循环发电技术以及天然气价格具有竞争力的情况下，天然气发电利用大有增长之势。直接用液化天然气（LNG ）做车用清洁燃料也有所发展。天然气液化（ GTL ）替代石油生产清洁油品，随着环保趋严和技术进步及经济性改善将来也有可能发展。据 2001 年第 9 期中国投资报告预测，20002020年我国天然气利用分类消费量见表1：表
13、1 我国天然气利用分类消费量亿立方米项目2000 年2010 年2020 年消费量比例% 消费量比例% 消费量比例% 发电33 12.5 235 29.7 635 40.7 化工110 41.8 170 21.5 290 18.6 炼油制氢15 5.7 50 6.4 70 4.5 城市燃气95 36.2 295 37.4 485 31.1 汽车燃料10 3.8 40 5 80 5.1 合计263 100 790 100 1560 100 1.3.2 天然气代油技术方案目前在石油石化企业，比较实际的是用天然气替代化肥原料、燃料，用天然气替代炼油制氢所需轻油原料以及替代工厂系统的供热、发电锅炉燃料
14、油，这些应用在技术和环保上均可行，需要研究的关键问题是气源供应是否连续可靠和经济上是否合理。国外天然气制氨技术是成熟的，有KBR 、Topsoe和 Linde 等公司的先进技术。国内目前尚无大型化的天然气制氨技术完全国产化的业绩，仍需引进国外技术与国产化相结合来完成。国内已掌握大型化的天然气制氢技术，并得到广泛应用。1.3.3 天然气代油方案的经济性分析国内外天然气资源分布情况表明，天然气产地往往远离经济发达的消费市场。我国工业上大规模应用天然气替代燃料油的主要限制条件是天然气价格缺乏竞争力。例如目前我国的天然气价格大约是美国的2.2 2.4 倍，为加拿大的 4.1 4.5 倍（表 2 为终端
15、价）。一般来说，在热值相当的情况下，合理的气价为同热值煤价的 2 倍，为电价的 1/3 1/4 。但目前我国气价比同热值的煤价平均高4 倍，而有些地方用电比用气还便宜，这是不合情理的，无疑这将会抑制天然气市场的进一步开拓和不利于天然气市场的发育。因此，大力发展天然气产业，降低开采和运输成本进而降低天然气售价是关键。针对石油石化行业，不同的用途和替代对象对气价有不同的承受能力，因而也就会有不同的选择。粗略测算气价的限值为：（1）天然气替代炼油厂制氢装置石脑油原料：当石脑油价格在1800 元/ 吨以内，气价的限值为2 元/m3；按石脑油入世接轨价2238 元/ 吨（按照每桶布伦特原油23$预测）计
16、，气价的限值为2.4 元/m3；（2）天然气替代大化肥原料石脑油：以湖北化肥厂为例，由于化肥市场价格的制约，测算可以承受的西气东输管网来的天然气最高限价为0.69 元/ m3，有一定竞争力的气价为0.62 元/ m3。按目前我国天然气市场价格，在气源上游（天然气田附近）的气代油方案可行，远离气田的中、下游（华中、华南、华东）用户，同样的气代油方案就不可行（气价12 元/ m3）。（3）天然气替代锅炉燃料油：比照目前的燃料油价格水平，最高可以承受的气价为1.1 元/m3；总之，气价超过上述水平，天然气替代燃料油或石脑油方案在经济上就是不可行的。表 2 中国与其它国家天然气价格比较，美分/ m3国别1997年1998年1. 美国9.04 7.43 2. 加拿大4.86 5.07 3. 英国7.25 6.86 4. 中国：北京22.05- 城市民用20.05- 注：根据 BP Amoco World Energy Statistical Review ，1999. 北京为 1997年各类用户加权平均价，1.83 元/ m3；城市民用为 7 城市
