液化天然气、管道天然气与

    煤不仅是一种常规能源，也是用于化工生产的原料。煤制天然气工程是以煤为原料，经过化学加工使之转化为天然气的过程。近年来，由于我国对天然气需求的快速发展，同时也由于环境进一步改善的需要，有人大力倡导煤制天然气(SNG)，以补充我国天然气气源。

    环境毒物学和化学学会提出生命周期评价(LCA)，用于评估产品与过程的能量和物质利用以及废物排放对环境的影响，进而寻求改善环境影响的机会以及如何利用这种机会。本文采用LCA方法对煤制天然气方案及其替代方案进行了评价，揭示了煤制天然气全生命周期各环节的环境效应，为煤利用和天然气的利用提供定量依据。

  一、生命周期评价的目标定义和范围界定

  本文将对比研究煤制天然气、俄罗斯进口管道天然气(PNG)以及澳大利亚进口液化天然气(LNG)的生命周期能源使用和环境排放。选择的功能单位为1000立方米天然气。

  2．研究目标和系统边界

   研究目标：分析煤制天然气、俄罗斯进口PNG以及澳大利亚进口LNG等各种来源的天然气的不同生命周期阶段的资源消费、能源消费与环境排放。考虑到本文是对比研究3种不同来源的天然气，最终产品都是天然气，虽然最终产品的热值可能有所差别，但对结论的影响不大，因此，忽略了产品使用阶段的环境排放。系统边界包括主要原材料生产、运输。

   选择的煤制天然气用煤为山西、内蒙古等地的褐煤，天然气生产地选定为山西北部，生产的天然气通过管道输送往北京，以补充北京的天然气气源。

煤制天然气流程如图1。从汽化炉来的激冷合成气送入水煤气变换反应器，以调整甲烷合成所需要的氢碳比，再进入脱硫、脱碳单元收集高纯度C02，并回收单质硫，干净的合成气送入甲烷化反应器以生产天然气，小部分合成气作为干燥煤用的燃料，甲烷化过程放出的大量热用于产生高压蒸汽，可以驱动蒸汽轮机发电供空分系统。

图1  煤制天然气流程图

  在本文的计算中，煤制天然气用煤选择为褐煤(灰分50％，热值取13．48MJ／kg)，每生产1t原煤耗电13．9kW．h。每1000m3主产品(煤制天然气)消耗氧2．17t、蒸汽6．43t、电力11．4kW．h、锅炉给水2．7t、褐煤6．6t，通过对甲烷化过程的热量利用可副产蒸汽2．4t，并回收高纯度C02 3．8t、单质硫0．01t。煤制天然气项目生产规模6×10~n3／a，设计年限为25a。

  煤制天然气在山西北部产煤区域生产，然后通过管道运输方式送往北京，俄罗斯进口PNG采用全程管道输送北京，澳大利亚进口LNG首先采用船运至天津沿海码头再汽化通过管道输送北京，因此3种方案都涉及管道输送，而本文的目的在于比较3种方案的环境排放、经济成本状况，因此为简化计算，忽略煤制．天然气从山西北部送往北京以及澳大利亚进口LNG从天津送往北京的管道输送，而俄罗斯进口PNG的管输距离取为2500km，管道寿命取为30a。澳大利亚进口LNG船运距离取为5000km，单船运输量100000m3，油轮的单位载重单位里程燃料消耗量为0．0062kg／(t·km)。建设阶段所耗用钢材的C02排放因子取为5．09t／t，S02排放因子取为0．0596t／t，建设阶段所耗用水泥的C02排放因子取为0．312t／t，S02排放因子取为0．0002t／t。生产lt LNG的动力及公用设施耗电量约为850kW．h，在LNG接收站，一般又将LNG通过汽化器汽化后使用，汽化时释放出大量的冷能量，其值大约为830kJ／kg。因此，各方案生命周期清单见表1。

 

表1各方案生命周期清单1000立方米LNG

 

       Energy and material

Project       consumption   CO2/t    SO2/t

                    

construc

   SNG           steel :6567 X lO的3次方t        2229     O. 0026

                 cement : 13950 X lO的3次方t     O. 29    O. 0016

   PNG           steel :5.2t                     2. 964   O. 035

   LN6           steel : 1980t                   1. 008   O. 012

   mine

   SN6           power:91. 8kW/h                 O. 054   O. 0005

   LNG           power :850kW/h                  0.441    O. 0044

produce

                 wood coal : 6. 6t

                 feed water:2.7t

                 steam : 6. 43t                 O. 7847   O. 02

  SN6

                 power :11.4kW/h                O. 003

                 oxygen: 2. 17t                 0.58      0.0058

                 by product steal: 2. 4t        -0. 29    -0. 008

                 by product C02:3. 84t          -4. 27

                 by product sulfur:O. Ollt

  LNG            by product cool:203kW/h        -0. 1197  -0.0012

transport

   LN6           diesel oi1:35.27               0.53    0.006

  total

  SNG                                           7. 9207   O. 0225

  PNG                                           2. 964    O. 035

  LNG                                           1. 859    O. 021

 

    由表1可知，建设阶段是煤制天然气主要的环境排放阶段，生产阶段次之，煤的开采阶段产生的C02排放量和S02排放量都远小于生产阶段。俄罗斯进口PNG建设阶段管道建设所消耗的钢材的生命周期排放是俄罗斯进口PNG方案主要的环境排放。澳大利亚进口LNG建设阶段造船用材料的生命周期排放是澳大利亚进口LNG方案生命周期主要的环境排放阶段，进口

LNG的运输阶段产生的环境排放次之。

    煤制天然气的副产品C02可以用在油田以增加产油量，但即使不考虑这部分的C02排放，煤制天然气方案仍旧在3种方案中具有最高的C02排放量和S02排放量。为了减少成本，煤制天然气项目一般都建设在产煤区域附近，每生产1t原煤产生3．5t矿井水，处理费用约每吨1．12元，0．6t洗煤水，处理费用约每吨0．8元。每生产1t原煤产生煤矸石130kg，每百万吨煤矸石占地3公顷，导致土地损失及地下水的污染。每万吨标准煤的生产引起的地表塌陷面积为4公顷，处理每吨原煤引起的地表塌陷的费用约为0．3元。因此，产煤区域一般也都是生态环境相对脆弱的区域，在产煤区域再发展大规模的煤制天然气项目必定会加重产煤地区的环境压力。

此外，值得注意的是，煤制天然气整个生命周期内的C02排放和S02排放都发生在国内，而澳大利亚进口LNG项目中，生产阶段中冷却天然气所消耗的能源和因此而产生的环境排放都发生在环境承受能力远远优于中国的澳大利亚，冷能的回收利用却发生在国内。

    从热力学第二定律角度，用一种能源制备另一种能源势必要产生额外的能量耗散。不考虑天然气的使用环节时，煤制天然气项目生命周期的热能的转换率仅有35％，与燃煤火力发电的能源利用效率相当，如果考虑煤制天然气的再次燃烧利用所产生的能量耗散，则可以断定煤制天然气产业链的能源效率不如燃煤火力发电。

  四、煤制天然气项目的经济竞争力分析

  煤制天然气可利用热值低的褐煤，但近来褐煤的价格上升较快，煤制天然气的经济性也受到较大的挑战。假如煤制天然气方案的投资费用为0．188元每立方米，蒸汽价格120元／t，电价0．61元／(kw．h)，硫磺700元／t，副产C02售价75元／t，其他费用0．35元每立方米(包括副产C02的封存费用)，不考虑副产C02排放(封存)，表2给出了煤制天然气方案项目在碳价分别为O和100元／t两种情况下，不同的褐煤价格所对应的产品(天然气)的出清(零利润)价格。

表2煤制天然气方案项目出清(零利润)价格

Coal price  Carbon price  Carbon price   100

  (CNY/t)    (0 CNY/t)   (I00 CNY/t)

    1.36       1.72        150     1.69

    2.05          200           2. 02      2.38

    250          2. 35           2. 71       300

    2.68         3. 04           350       3. O1

    3.37

 

    从表2可以看出，褐煤的价格波动对产品的定价影响很大。在碳价为0的情况下，褐煤价格为100元／t时，天然气出清价格为1．36元每立方米，而当褐煤价格为350元／t时，天然气出清价格为3．01元每立方米。，上升了一倍多。在碳价为100元／t的情况下，褐煤价格为100元／t时，天然气出清价格为1．72元每立方米，而当褐煤价格为350元／t时，天然气出清价格为3．37元每立方米，上升了96％。

    但是，2007年8月国家发展和改革委员会宣布天然气提价0．5元／m。后，北京民用天然气价格才1．5元每立方米左右，因此表2各情况下的煤制天然气的出清价格均已超过了北京现有天然气价格。另外，目前西气东输一线到上海的门站价为1．4元／m3，据估计中亚天然气的口岸价约1．7-1．8元每立方米。，如果以此基准推算，加上长途管道运输，俄罗斯进口PNG到北京的价格不会超过3元每立方米。。

    在目前的人民币对美元的汇率下，新签订的LNG长期合同折合人民币的到岸价可能会维持在7．21-9．11$／GJ之间，即天然气价在1．9-2．4元每立方米之间。加上船运和LNG接受站线的汽化、管输等费用，一般会再增加0．5元每立方米。左右。再加上LNG公司

的利润0．1元每立方米，门站价在2．5-3．0元每立方米左右。考虑运费和站线建设、运营成本以及LNG汽化时冷能的利用程度，这个费用还有0．1元每立方米。以上的降低空间，即门站价有可能维持在2．4-2．9元每立方米。左右。如果国际油价像今年初那样走低，那么LNG合同价还会低到6．64$／GJ以下。由此可见，与俄罗斯进口PNG和澳大利亚进口LNG项目相比较，随着褐煤价格的上涨，煤制天然气项目的经济性将受到较大的挑战。

五、结  论

    ①3种方案中，煤制天然气的C02等环境排放最高，而且煤制天然气的环境排放都发生在国内环境承载力比较弱的产煤地区。因此，在山西北部生产煤制天然气，然后将天然气输往北京使用的煤制天然气方案虽然减少了北京的燃煤排放，但加重了山西的环境排放，是一种以邻为壑的不科学的发展模式。

    ②煤制天然气生命周期热能的转换率不高，因此，虽然煤制天然气可以使用褐煤这种低质能源，但能源效率的低下加重了环境的代价。煤制天然气对原材料价格的承受能力低下，近来褐煤价格上涨较快，随着褐煤价格的上涨，煤制天然气项目的经济性将受到较大的挑战。

    ③由于不同区域的环境容量不同，同样数量的排放物在环境容量大的区域造成的损失远远小于在环境容量小的区域造成的损失。煤制天然气整个生命周期内的C02排放和SOz排放都发生在国内，生产过程中产生的环境排放更是发生在环境相对脆弱的产煤地区，造成的损失****。澳大利亚进口LNG项目中，生产阶段中冷却天然气所消耗的能源和因此而产生的环境排放都发生在人均能源量高、环境承受能力又远远优于中国的澳大利亚，冷能的回收利用却发生在中国国内，经济效益也优于煤制天然气项目，因此，从澳大利亚进口LNG不但缓解了我国的能源压力，环境排放所造成的损失也最小。同样的优势也适用于俄罗斯进口天然气项目。