2018年第6期

山西晋城无烟煤市场出路

 

随着科学技术的进步、国家产业政策的调整与环保要求的严苛，使用晋城无烟煤的传统UGI气化技术成本居高不下，处境困难。由于“五高四低”的煤质特性（抗碎强度高、热稳定性高、固定碳高、灰分较高、灰熔点高；可磨指数低、内水低、反应活性低、粘温特性差），晋城无烟煤不能适应以烟煤为设计煤种的新型煤气化技术。

从整个合成氨产业来看，2003-2010年，以无烟煤为原料的合成氨产能持续增长，在合成氨产能占比中持续维持65%左右的高位；2010年之后，以无烟煤为原料的合成氨产能占比持续下降。

以三个关键节点2003、2010、2017来说明：2003年，全国合成氨总产能5000万吨；以煤为原料合成氨产能3000万吨，占比60%；以无烟煤为原料合成氨产能2800万吨，占总产能的58%，占煤头产能的93%。2010年以无烟煤为原料合成氨产能4200万吨，达到历史高峰。2017年全国合成氨总产能6500万吨；以煤为原料的合成氨产能5200万吨，占比80%；以无烟煤为原料的合成氨产能2410万吨，占总产能的37%，占煤头产能的46.3%。15年来，全国合成氨总产能增长30%，而无烟煤为原料的合成氨产能则下降14%。

传统UGI气化炉逐步退出合成氨的原因主要有两方面：

一方面是技术进步。新型煤气化技术主要包括水煤浆和干粉煤，以低价普通的末煤为原料，成本更低；系统压缩功耗更低，能耗更小；反应温度高，碳转化率高，环保更好；单炉处理量大，更适应产业发展趋势。

另一方面是煤炭价格。晋城无烟煤长期形成的高价格造成以无烟煤为原料的合成氨企业成本高、经济效益差。

上述两个因素不解决，无烟煤为原料的合成氨产能占比下降的趋势将不可逆转。

随着新型煤气化技术的继续大规模推广，UGI气化技术在煤化工产业中的比例将继续下降。氮肥行业“十三五规划”指出：到2020年，以常压无烟煤为原料的合成氨产能占比由2015年的51%下降至41%，下降至2400万吨。2017年的统计数据说明该规划目标已经提前三年完成。

未来三年（2018-2020年）据统计，如晋煤集团煤化工板块就将陆续退出UGI炉253台，由718台减少至465台；合成氨产能减少407万吨，由1233万吨减少至826万吨；块煤年需求量将减少530万吨，由1100万吨减少至570万吨。

煤化工企业退出UGI炉的步伐更快，包括鲁西、瑞星、华昌等企业纷纷退出UGI，改用其他气化技术。据统计：2015-2017年，分别有347.5万吨、347万吨，388万吨外部UGI合成氨产能退出。这对无烟煤的外部市场造成了巨大冲击。

如果不能开发出以无烟煤为原料的新型煤气化技术，无烟煤的化工利用将持续减少。

为了应对UGI炉由于受到国家政策和新型煤气化技术的冲击，面临淘汰，晋城无烟块煤消费受到冲击的问题，据了解，晋煤集团煤化工研究院联合大连金重、华东理工大学、全国煤化工设计中心等单位，共同研究了无烟煤加压固定床（JC炉）气化技术，对鲁奇炉进行针对性的改进优化，使该技术能够更好的气化晋城无烟块煤，体现无烟块煤作为鲁奇炉气化原料的优势，满足旧厂UGI系统升级与新建块煤气化需求。

该项目已列入2016年第一批科技重大专项核准计划中，且已在晋煤集团公司旗下多家单位开展了前期工作。但由于示范地点迟迟未落实，同时在经济性、环保处理成本原因和配套建设资金未投入，该项目处于搁浅状态。

 

各种气化技术合成氨经济性（以300ktNH₃/a为例）

 

气化技术		UGI	鲁奇炉	JC炉 （UGI炉改型）	航天炉		水煤浆
所用煤种		无烟 块煤	无烟 块煤	无烟块煤	神木煤	无烟 末煤	神木煤
物料消耗	比煤耗 Kg/kNm3有效气	600	450	450	580	670	550
	比氧耗 Nm3/kNm3有效气	0	166	166	320	380	390
	蒸汽耗 Kg/kNm3有效气	905	566	402	200	250	0
30万吨/年合成氨成本比较	总成本(元/t)	2640	2400	2340	2039	2174	2061
	可变成本(元/t)	2090	2375.5	2315	1330	1465	1347
	原料煤耗（t/t）	1.2	1.65	1.65	1.32	1.41	1.34
	原料煤(元/t)	1440	1765.5	1765.5	805	860	817
	燃料煤耗（t/t）	0	0.8	0.69	0.6	0.7	0.6
	燃料煤(元/t)	0	440	379.5	330	385	330
	电耗（KW·h/t）	1200	260	260	310	360	300
	用电成本(元/t)	600	130	190	155	180	150
	辅料(元/t)	50	40	40	40	40	50
	固定成本(元/t)	550	602	602.5	709	709	714
	副产品收入(元/t)	0	-577.5	-577.5	0	0	0
备 注	1、原料煤到厂价格：块煤1200元/吨、碎煤1070元/吨、无烟末煤610元/吨。神木煤610元/吨； 2、燃料煤价格：550元/吨； 3、电价：0.5元/吨； 4、投资：UGI为10亿；鲁奇炉12.5亿；JC炉12.6亿；航天炉15.6亿；四喷嘴水煤浆15.8亿； 5、固定成本含：人员工资、折旧、财务费用、销售费用、管理费用等。其中，人员工资按人均工资8万元计；折旧以15年计；财务费用按70%的贷款，4.9%的利息计； 6、副产品主要为CH4气外售收入。以吨氨产250Nm3 CH4气体，每Nm3计CH4按2.31元计。

 

东昱炉一次开车成功 工业经济型水煤浆气化技术问世

 

5月28日，中国东方电气集团中央研究院与江西昌昱产学研合作开发的东昱炉工业试验装置一次开车成功，产出合格的粗煤气产品，经过72小时连续稳定运行，碳转化率等各项指标全部达到设计要求。这标志着东昱炉在市场化推广运用方面迈出了坚实而关键的一步，新一代经济型水煤浆气化技术取得重大突破。

2016年，东方电气中央研究院在多年的研究成果、原创专利技术、小试试验、中试试验基础上，与江西昌昱强强联合，充分发挥其优秀的技术转化能力、工程经验以及在煤化工行业丰富的市场开拓能力与资源，在煤气化领域建立了全面的产学研合作关系，决定共同开发工业经济型水煤浆气化技术及装备。经过两年努力，成功研制出东昱炉。

据昌昱公司负责人郑小伦介绍，东昱炉以经济性为突破口，可将先进的水煤浆气化技术理念应用于改造和提升传统煤化工产业，气化炉主系统投资比市场主流水煤浆气化炉低约20%～30%，解决了传统煤化工原料路线改造过程中的投资高、性能指标高、环保要求高的“三高”难题。

目前，我国传统煤化工、有色、冶金、石油、石化、轻工、建材等行业已经到了转型发展的关键时期，环保政策日趋严格，要求企业必须通过技改来降低生产成本，增强企业抵御市场风险能力。东昱炉将在这一转型发展中发挥出自身的巨大优势，大幅降低企业投资与生产成本，提升装置环保性能，大幅提高企业盈利水平。

东昱炉开发成功是东方电气自主煤气化技术从实验室研究迈向工程化乃至产业化关键的一步，同时也是研究院积极开展产学研合作，探索科技成果产业化途径的一次新的尝试。

东昱炉对煤化工、精细化工、炼油、制药、造纸、有色冶金等行业制气和高难处置的有机废液处理具有重要意义，开创了中小企业煤气化技改新路径。截至目前，东昱炉具有完全自主知识产权，取得了多段式气化炉炉膛结构、应用于气流床气化炉的新型排渣口结构、应用于气流床气化炉的急冷环、喷淋式气化炉激冷装置、烧嘴冷却水系统等专利27项。

据介绍，该技术装置煤种的适应性广泛；择优选配自主研发的水冷壁、对流和辐射废锅还能副产蒸汽，能效水平高；所产生的高湿度水煤气在变换工序不需要外加蒸汽，节省蒸汽费用；东昱炉的气化操作压力宽泛，工艺流程简单，适合老厂原有气头改造，原厂只需改变前端流程，后端流程中设备可以利用，投资更少。

东昱炉气化室与激冷室设计成独立结构，大幅降低了气化炉制造、运输与安装难度，整套气化装置紧凑完善，项目土建、钢构及系统造价大幅降低，运行、维护及检修方便；气化炉采用特殊炉膛结构，强化了气化物料在炉膛内的“三传一反”过程，气化反应指标优异，碳转化率≥99%，有效气（CO+H₂）含量≥81.5%，H₂/CO有较宽幅度的可调性，非常适于制氨、甲醇、氢气等化工产品。比煤耗560～580kg/kNm³（CO+H₂），比氧耗360～390Nm³/kNm³（CO+H₂），反应温度1200℃～1500℃，气化强度高，大于5200Nm³/m²•h（CO+H₂，2.5MPa），单台东昱炉可替代多台固定床气化炉，节省占地，可减少维护成本。

东昱炉根据不同项目要求以及煤种气化反应特性，对烧嘴与气化炉型进行匹配开发，提供科学的设计依据，确保气化装置稳定运行、指标优异的同时，节省了固定投资与运行维护费用；污水无焦油易处理，可循环使用，排渣对环境无污染，炉渣和灰可用作水泥掺合剂或道路建造材料。

在自动化应用方面，该装置监测调控均采用DCS，节约了人工成本；同时，还采用自主研发的DLS分散剂配套新型制浆工艺，可有效利用废水制备性能优良的高浓度水煤浆。水煤浆在气化炉内高温状态下充分反应，将有害物质变废为宝，可处理废水量0.3-0.4t/kNm³（CO+H2），节约了污水处理费用，每年每万吨废水节省费用30万元以上，大大提高企业环保与经济效益。（姜小毛）

现代煤化工产品产能、产量知多少？

 

截止到2018年5月底，现代煤化工产品，包括煤制油、煤制天然气、煤制烯烃、煤制乙二醇、煤制乙醇、煤制芳烃的产能如下：

 

截止到2018年5月现代煤化工在产、在建产能统计

 

 

截止到2017年底，现代煤化工产品产能、产量统计

 

 

2016 年

煤制油：2016年底神华宁煤400万吨煤间接液化项目投产，煤制油总产能增至738万吨，增幅118%；产量198万吨，同比增长53.5%；产能利用率58.6%(不含新增产能)，比上年提高20个百分点。

煤制天然气：产能维持在2015年31.05亿立方米/年的水平；产量同比增长35%，达到21.6亿立方米；产能利用率69.6%，比上年提高18.1个百分点。

煤制烯烃：新增产能298万吨，总产能增至818万吨，增幅58%；产量525万吨，增幅139万吨，同比增长36%；按全年有效产能591万吨计，有效产能利用率88.8%，比上年提高13.7个百分点。

煤制乙二醇：新增产能20万吨，总产能增至250万吨，增幅8.7%；产量约100万吨，同比增长66.7%；产能利用率40%，比上年增加13.5个百分点。

2017 年

煤制油：2016年煤制油产能为738万吨，2017年新增产能228万吨/年，达到了966万吨。产量较上年度增加167.9万吨，达到365.9万吨，产能利用率40%。

煤制天然气：2016年产能为31.5亿立方米/年，2017年新增产能20亿立方米/年，达到了51.5亿立方米；产量较上年度增加5.21亿立方米，达到26.81立方米；产能利用率64.1%。

煤制烯烃：2016年产量为525万吨，2017年产量较上年度增加170.5万吨，达到695.5万吨；产能利用率87.4%，比上年提高20个百分点。

煤制乙二醇：2016年产能为250万吨，2017年新增产能20万吨/年，达到了270万吨；2016年产量为100万吨，2017年产量较上年度增加54.2万吨，达到154.2万吨；产能利用率59.1%，比上年提高19个百分点。

甲醇：产能增加620万吨/年；产量同比增长900万吨；产能利用率73.6%，提高5.8个百分点；进口814.5万吨，出口12.7万吨，表观消费量6948万吨，同比增长13.6%。

PX（指石油路线）：产能仍维持在上年水平；受PTA产业需求拉动，产量同比增长2.6%；产能利用率提高0.7个百分点，达到71.6%。国内供应缺口继续扩大，2017年进口量高达1405万吨，同比增长169万吨。

中讯视点

一、煤制天然气

天然气定价与进口燃料油及LPG挂钩，而二者又和原油相关性极强。在目前原油价位水平下，煤制天然气严重亏损。投资需谨慎。

二、煤制油

煤制油的主产品为柴油、石脑油及精细化工品，这些产品无一例外与原油相关性很强，原油低价位、投资强度较大、高消费税以及国家严格管控下，进入企业较少，在产企业运行艰难。重点关注原油运行走势！

三、煤制烯烃

烯烃项目大量上马引发新一轮投资热，包括煤制烯烃、乙烷裂解制乙烯以及目前大炼油配套乙烯。预计2018-2020年，国内将新增丙烯产能超过500万吨/年，2020-2025年新增产能1200万吨/年。2020-2025年主要下游产品如聚丙烯、聚乙烯、环氧丙烷等进口量将大幅减少，其中聚丙烯可能将出现供过于求情况，特别是聚烯烃中低端产品竞争将更加激烈。

四、煤制乙二醇

煤制乙二醇投资相对较小、不受国家管控、进口依存度较大等诸多利好因素下，煤制乙二醇项目建设一直是行业的热点。目前在产+在建+规划项目能力已经大大超出了目前的需求，且项目受限于下游聚酯的应用瓶颈。警惕过剩！

五、煤制芳烃

对二甲苯与乙二醇都是目前我国进口依存度较大的产品，于是催生了煤制芳烃的研发与推进。但截止到目前，国内无一工业示范项目，技术经济性暂无从验证。同时，随着“十三五”期间，国内在建、拟建PX项目较多，新建大型炼化一体化项目均配套较大规模PX装置。“十四五”时期，PX进口量将大幅减少，国内PX市场将由目前的自给率严重不足转变成供过于求的可能性很大。及时跟踪，警惕过剩！

六、煤制乙醇

面临关键问题：一是国家政策是否强制推进？二是当地区域的实际需求？燃料乙醇的使用涉及成品油以及汽车，不是单纯的化工产品，存在一定的销售壁垒。（中讯视点）