淘金焦炉煤气制LNG

范珊珊

焦炉煤气制LNG成了焦煤业低迷行情下的一大亮点，这一技术在有效补充我国天然气不足的同时，带来了可观的经济效益，但目前存在的技术瓶颈和原料困局仍待突破。

在钢铁行业大幅走跌的影响下，近两年来，此前赚得盆满钵满的焦炭老板们生意遭遇了“滑铁卢”。和2010年火爆行业相比，处于盈亏边缘的焦炭商们开始减产甚至停产，一些坚持生产的大型焦炭企业也在苦苦支撑。

就在焦炭行业一路走低的背景下，一条新的技术路径也开始受到焦炭老板们的关注——焦炉煤气制LNG。焦炉煤气（简称COG），又称焦炉气，是指用几种烟煤配制成炼焦用煤，在炼焦炉中经过高温干馏后，在产出焦炭和焦油产品的同时所产生的一种可燃性气体，是炼焦工业的副产品。一般而言，生产1吨焦炭可产430方焦炉气，其中焦炉气主要成分是甲烷、氢气、一氧化碳和二氧化碳，这些成本含量加一起接近40%。

伴随着大型煤化工项目特别是煤制气项目在国内的投产，大规模甲烷化技术已经得到了生产验证，因而，利用焦炉气中氢和碳元素，通过甲烷化流程生产天然气也成为了现实。

而在此前很长一段时间内，焦炉煤气利用处于较低水平，一般企业回收自用或者放空燃烧，一些中大型焦化企业因为气量大投资深加工项目，产品主要是甲醇和尿素。

据统计，2012年我国焦炭产量4.43亿吨，焦炉煤气产量高达1905亿方。考虑已经利用的焦炉煤气和LNG项目所需的必要规模，全国LNG项目有效可利用的焦炉煤气量为412亿方，按照35%的产出比例，大约可生产144亿方LNG。且我国焦化厂分布主要集中于山西、内蒙、山东等省份，靠近消费市场，生产LNG不失为一条最佳路径。一方面提高了焦化的附加值，另一方面可以是国内天然气市场的有效补充，特别是近几年来天然气需求不断上升且价格不断上涨。

据黑猫集团总工郝春来介绍，2012年12月，首例焦炉煤气甲烷化LNG项目在云南曲靖和内蒙古恒坤投产。截至2014年5月，正在建设的有近20个项目。“现在焦化同行见面都问：‘你的LNG上了吗？。”

一时间，“以气补炭”成为了行业焦点，此前一直未被重视的副产品焦炉煤气成为了稀缺资源。焦炉煤气的加工带来的可观效益，吸引了除了焦化企业之外，各种身份的第三方投资方，其中不乏石油巨头、环保企业以及投资基金等。

重现商机

“目前我们跟踪项目有几十个，其中进入到合同谈判有一些。大家对这项新技术热情比较高，甚至有一些项目投资主体还没有。比较靠谱项目是业主自身拥有焦化厂或者和投资方已经成立合资公司。” 托普索新能源部经理赵勤聪告诉《能源》杂志记者。

作为一家提供甲烷化工艺包和催化剂的企业，托普索在短短几年内斩获了6个焦炉煤气制LNG订单，投资方中即有中石油和中海油这样的传统油气企业，也有环保企业三聚环保及一家香港投资公司。

频繁奔波于山东、山西、内蒙的赵勤聪，在寻找潜在的客户。而这项技术真正受到焦炭企业重视，是目前最大的单体项目——由中国石油昆仑能源华油天然气有限责任公司投资建设的乌海市焦炉煤气节能减排综合利用项目。

据乌海华油天然气有限责任公司总经理高勤介绍，该项目总体布局为“两厂一线”。“二厂”是在乌海市海勃湾区千里山工业园区和海南区西来峰工业园各建设一座每小时15.6万标准立方米净化装置、10万标准立方米焦炉煤气甲烷化装置以及4万标准立方米合成天然气液化装置。年处理焦炉煤气30亿标准立方米，年产LNG 50万吨。

去年底西来峰二期贯通试车成功，2014年1月出液。

这项总投资47亿的项目，在焦炉煤气制LNG行业备受瞩目。它的成功通车，也给行业增加了信心。

“华油天然气有限责任公司主营业务中包括LNG加气站。内蒙物流比较发达，我们在内蒙建设了很多加气站。而乌海焦煤储量占内蒙古自治区储量60%以上，单在这一区域规划1900万吨焦炭生产规模，有多个百万吨以上的焦化企业。我们正是看中这一庞大的焦炉煤气产量，2010年和当地政府签订投资协议，利用当地焦化企业相对集中条件，建设焦炉煤气制LNG项目。”高勤向记者回忆道。

除了看中当地大规模的原料气，华油还算了一笔经济账。华油的项目原料主要来自于两个工业园区周边的十余家百万吨规模的焦炭企业，当时签订合同是以0.25元/方价格收购焦炉煤气。据可研报告计算，成本2元/方，销售价格2.2元/方。“巴彦淖尔华油天然气有限责任公司在内蒙古巴彦淖尔市磴口工业园区建设的磴口用管道天然气制LNG项目，销售价格大概为4800元/吨，而我们2.2元/方价格折合成LNG相当于3000多元/吨。”高勤说。

2013年5月，河南京宝新奥焦炉气制LNG项目投产。在运行一年多时间内，生产4.2万吨LNG，折合天然气大约6000万方。作为一个新建焦化项目，平煤神马集团在规划建设京宝焦炭项目时，就找到了新奥集团，希望建设配套焦炉气利用项目。据河南京宝新奥新能源有限公司总经理徐东回忆，当时两家一拍即合，在众多技术路线中选择了焦炉气制LNG技术路线，主要是看中天然气比较好的市场前景，并依托新奥自主研发的技术。

事实上，新奥集团下属单位新地能源工程技术有限公司自2006年就开始从事焦炉气合成天然气的研发工作，历经小试、中试和工业实践的系统开发，在焦炉气净化、甲烷合成催化剂、甲烷合成反应器、甲烷合成工艺及合成气液化分离等研究取得了一系列实践成果。

而河南京宝新奥焦炉气制LNG项目，也是对新奥技术的工业化检验。更为重要的是，其蕴藏着不可小觑的经济收益。

毫无疑问，这是一项有竞争力的投资。“总体而言，焦炉煤气制LNG比焦炉煤气制甲醇投资略少，投资回收期大概2-4年。对于年产1亿方企业而言，也就是几个亿的投资。”赵勤聪说。

而在实际运营中，陆续投产的项目并没有想象中那么美好，遇到了曾未预料的一些困难。

技术瓶颈

由于在过去两年间受到热捧，快速上马项目暴露的一些问题也开始显现。在国内，焦炉煤气制甲醇起步较早，和焦炉煤气制LNG相比，前端流程基本一致，只是在甲醇合成阶段由甲烷化替代。

在华油乌海项目成功开车之前，国内也陆续有一批项目投产。特别是最早开车的一些项目，在工艺流程、催化剂以及设备可靠性等方面都频频爆出问题。据上述业内人士介绍，国内有些项目出现催化剂完全失活，有的项目甚至反应塔发生爆炸。去年初投产的内蒙恒坤项目，虽然是我国最早投产的一个工业化项目，但是开车不久就停车，直到去年底才开车，在一些工艺流程阶段出现了问题。

焦炉煤气制LNG工艺流程中，主要包括三大系统，分别是：升压净化、甲烷化、低温液化。

在行业内存在这样一种误区，认为在焦炉煤气制LNG技术流程中，前端净化以及后端液化过程技术都相对成熟。相对于大型煤制气项目而言，焦炉煤气制LNG规模较小，普遍认为甲烷化过程较为容易。造成的结果是，可供选择的厂家很多，比较混乱。投资者在相对复杂的市场环境中，选择一家可靠的技术也比较困难。

事实上，对于系统工程而言，每一环节都要仔细研究。据上述业内人士介绍，相较于煤制气，焦炉气本身成分很复杂，杂质很多，富含有机物、烃类等，净化非常关键。特别是硫的含量要净化到5ppb以下水平，过高会让甲烷化流程中的催化剂失活。

而在传统焦炉气制甲醇的前端净化中，对硫的含量要求不高于100ppb，这也就意味着焦炉煤气制LNG对硫的净化标准严格了近20倍。在第二阶段甲烷化过程中，结合焦炉气特点，合成完成的同时兼具净化功能，让后一阶段低温液化正常进行。虽然低温液化在传统天然气液化中多有应用，和传统管道天然气液化不一样的是，焦炉气含有氮气和氢气，需要低温精馏，才能达到甲烷含量99%以上的纯度。

这也就意味着，任何一个环节出现问题，都会给后续流程带来极大的麻烦，对于全系统的研究尤为重要。

“一套成功的生产装置，应切实注意设计、制造、建设和使用单位的有机结合，主机和辅机的有机结合，工艺技术装备和队伍素质的有机结合。” 中国炼焦行业协会会长崔丕江说。

原料困局

除了技术选择存在误区，对于目前投资者更大的困难在于原料问题。今年年初投产的乌海华油项目，虽然设计了世界上最大的单体焦炉煤气制LNG产能，但从目前运转情况看，并不理想。

目前，采购的原料气量大概占工厂设计规模的30%，造成工艺流程负荷较低勉强开车。“受宏观经济影响，钢铁企业减产或者淘汰，对焦化企业影响很大。已经投产的焦化企业在大量减产，负荷在50%-60%，比如百万吨规模的焦化厂一年能产5亿方叫焦炉煤气，一半用于回用，一半外供，大量减产后，自用气量减少不多，外供气量大幅减少。”高勤说。

造成的结果是，原本和华油签订供气协议的十几家企业，只剩下4-5家企业供气。“有一些刚刚建成的企业，不投产了。还有一些在建的基本停工。” 高勤无奈地说。

事实上，乌海华油项目规划是在2010年，彼时也是焦化企业经营最好的时期，现在的情况是让投资方始料未及的。

而在赵勤聪看来，这不是华油一家的特有现象。供气不足是行业内普遍的问题，一些投产的焦炉煤气综合利用项目都或多或少会遇到这一情况，不仅是在焦炉煤气制LNG领域。

据郝春来介绍，焦炉煤气制甲醇装置是从2004年12月28日的第一套（云南曲靖）至2013年底，共投产88套，合计产能1170万吨/年。2013年由于焦炉减负荷致使甲醇产量只有546.34万吨，占全国甲醇产量2878万吨的18.98%。

在华油的工艺流程规划中，净化、甲烷化（焦炉气的一氧化碳、二氧化碳和氢气做成甲烷）过程之后，还有一部分氢气和氮气无法利用。于是，在此基础上，修建了一条从乌海到银川长达227公里的富氢焦炉煤气集输管线，将氢气输送到宁夏石化，作为其合成氨的原料。

颇为尴尬的是，虽然管道已经建成且项目投产已经半年时间，但是由于负荷太低，无法向其输送，这条管道基本处于闲置状态。“现在的气量还不能满足自身生产的需要，如果是满负荷，大概40%的气送给宁夏石化。”高勤介绍说。

事实上，由于经营模式的问题，华油乌海在原料供给方面的紧张情况，表现的也较为突出。

华油进入焦炉煤气制LNG市场的时间较早，受到当时焦炭行业火爆市场的影响，选择了买断的方式。而4年时间过后，一方面焦化企业减产造成了气量减少，另一方面，一些第三方投资方找到了焦化厂，提出出资建厂，焦化厂以入股的方式进行利润分成。

在焦炉煤气似乎成为一种稀缺资源之后，一些焦化企业宁愿撕毁合同，也不想以较低的价格卖出。

因而，在市场中出现了一批合资形式存在的焦炉煤气制LNG项目。在山东菏泽，富海焦化厂每年可生产2.7亿方焦炉煤气，中海油看中这一资源，由中海油山东新能源有限公司负责投资建设中海油山东菏泽焦炉尾气制LNG项目。值得注意的是，中海油山东新能源有限公司由中海石油气电集团有限责任公司、菏泽富海能源发展有限公司、天津昂科投资有限公司出资组建。

同样，河南京宝新奥焦炉气制LNG项目也是由河南京宝新奥新能源有限公司投资以及管理运营。该公司是中平能化集团河南京宝焦化有限公司和新奥燃气控股有限公司合作的股份制企业，其中河南京宝焦化有限公司占股51%，新奥燃气控股有限公司占股49%。在该项目投产的一年多时间内，京宝焦化项目产生的焦炉煤气直接进入焦炉煤气制LNG工艺流程，利润由两家公司分成。这样也保证了从项目开始运行到现在，负荷基本保持在70%-80%之间，对于焦化企业的营收是一个很大的补充。

“这种组建合资公司的一体化模式好一些，焦炭厂和投资方联系更加紧密。我们的项目有点脱节，焦炭厂受到市场影响，可能多供或者少供。”高勤评价道。