工业用户“煤改气”点供方案

简述工业用户“煤改气”的解决方案 背景： 近年来，我国雾霾天气日益严重，环境污染矛盾愈发突出，2016年中国的空气质量排名倒数第二，属空气污染的重灾区，清洁能源与新能源的应用推广成为治理污染的最佳选择之一。 我国大气污染的主要来源是工业上煤或石油燃烧排放的大量有害物质，2016年数据显示，我国工业锅炉中以散煤为燃料的工业锅炉约有50万台左右，年燃用散煤7亿多吨，约占全国煤炭消费总量的20%。年排放烟尘约410万吨、二氧化硫约570万吨、氮氧化物约200万吨，分别占全国污染物排放总量的40%、27%、9%左右，这是我国大气雾霾治理的重点领域之一。 在经济增速换档、资源环境约束趋紧的新常态下，能源绿色转型要求日益迫切，能源结构调整进入油气替代煤炭、非化石能源替代化石能源的更替期，优化和调整能源结构还应大力提高天然气消费比例。十八大提出大力推进生态文明建设,对加大天然气使用具有积极促进作用。《巴黎协定》的实施，将大大加快世界能源低碳化进程，同时，国家大力推动大气和水污染防治工作，对清洁能源的需求将进一步增加。 天然气作为一种清洁能源，以其安全、环保、供量稳定等诸多优点，成为替代燃煤的首选。液化天然气(Liquefied Natural Gas，简称LNG)，主要成分是甲烷，被公认是地球上最干净的化石能源，无色、无味、无毒且无腐蚀性。到 2020 年，天然气在一次能源消费结构中的占比力争达 到 10%左右，地下储气库形成有效工作气量 148 亿立方米。到 2030 年，力争将天然气在一次能源消费中的占比提高到 15%左右，地下储气库形成有效工作气量 350 亿立方米以上。 在国家天然气十三五规划中，从国家层面提出关于大力发展天然气的指导思想，明确指出要树立创新、协调、绿色、开放、共享的发展理念，以能源供给侧结构性改革为主线，遵循“四个革命、一个合作”能源发展战略思想，紧密结合“一带一路”建设、京津冀协同发展、长江经济带发展战略，贯彻油气体制改革总体部署，发挥市场配置资源的决定性作用，创新体制机制，统筹协调发展，以提高天然气在一次能源消费结构中的比重为发展目标，大力发展天然气产业，逐步把天然气培育成主体能源之一，构建结构合理、供需协调、安全可靠的现代天然气产业体系。 2013年9月国务院印发《大气污染防治行动计划》，计划要求加强工业企业大气污染综合治理。全面整治燃煤小锅炉。加快推进集中供热、“煤改气”、“煤改电”工程建设，到2017年，除必要保留的以外，地级及以上城市建成区基本淘汰每小时10蒸吨及以下的燃煤锅炉，禁止新建每小时20蒸吨以下的燃煤锅炉； 2014年6月份，国家能源局与京津冀三省市、两桶油分别签订《“煤改气”用气保供协议》。进一步落实大气防治污染计划，推动“煤改气”有序实施。为应对天然气新增需求压力，2014年6月5日，财政部对进口天然气出台扶持政策，新增1240万吨液化气项目可以享受税收优惠政策。 2016年10月，京津冀及周边地区大气污染防治协作小组提出将在北京、天津、保定、廊坊建设国家“禁煤区”。提出京津冀核心区重点治理燃煤污染。北京、天津、保定、廊坊将有序加快建设国家“禁煤区”，基本淘汰城镇地区10蒸吨及以下燃煤锅炉。国内各地陆续出台政策，促进“煤改气”战略落地实施。 一、“煤改气”介绍 1、“煤改气”的环保与社会效益 大气污染的首要污染物为二氧化硫，其次是可吸入颗粒，大部分地区处于国家环境空气质量三级到四级标准，三项主要污染物指标在采暖季均高于非采暖季，环境质量极其恶劣。主要是冬季采暖燃煤造成。严重的环境污染对市民的工作、生活、生产和社会发展造成不利影响。 燃料(每吨） 二氧化碳（吨） 硫化物（kg） 天然气 2.75 0 油品 3.0~3.5 1~2 无烟煤 3.2~4.0 20~30

工业锅炉每燃烧一吨标准煤,就产生二氧化碳2500公斤,二氧化硫7.5公斤，氮氧化物3.7公斤，粉尘、废渣的排放量，废渣为200kg。1蒸吨锅炉小时耗煤（标准煤）量为86kg,耗气量70Nm³。 排放物 二氧化碳（kg） 二氧化硫（kg） 氮氧化物（kg） 粉尘、废渣（kg） 煤炭 2253.2 7.5 3.7 172 天然气 1372 0 0.6 0 减少比例 40.9% 100% 84% 100% 2、“煤改气”的整体优势 类型 燃气设备 燃煤设备 燃油设备 用电设备 能源种类 天然气 煤炭 柴油 电

热值 8600 大卡/立方米 4000 大卡/千克 10200 大卡/千克 860 大卡/度

能效比 90% 60% 90% 95%

燃料价格 5 元/立方米 0.8 元/千克 8 元/千克 0.9 元/度

消耗燃料合计 56 立方米 167 千克 44 千克 490 度

燃料费用合计 280 元 134 元 352 元 441 元

人工费用 （2100元/月） 0 元/日 70 元/日 0 元/日 0 元/日

日常维护费用 （暂无具体数据） 很低 很高 很低 很低

日运行总费用 280 元/日 204 元/日 352 元/日 441 元/日

年运行总费用 10.08 万元/年 7.35 万元/年 12.68 万元/年 15.88 万元/年

从以上表中，我们可以的出结论：

1、在未明确的日常维护费用数据的基础上，煤的燃料费用是最低的； 2、燃煤设备的日常维护成本远远高于燃气设备，如果把日常维护费用计算在内，燃气设备的年运行费用将远低于燃煤设备，为四种类型中运行成本最低的； 3、燃煤设备的人工费用要视生产情况而定，如果昼夜生产，则必须实行倒班制度，两个人是最少选择，这将会大大增加燃煤锅炉的年运行费用。 因此，在各类燃料的年运行费用上，燃气依然是最有潜在优势的一种选择。 锅炉种类 价格 使用年限 折旧率 与燃气锅炉价格比较 与燃气锅炉 折旧率比较

燃气 1T/h 23万元 20年 1.15万元/年 / /

2T/h 35万元 20年 1.75万元/年 / / 3T/h 53万元 20年 2.65万元/年 / / 4T/h 76万元 20年 3.80万元/年 / /

燃煤 1T/h 25万元 5年 5.00万元/年 多2万元 多损失3.85万元/年

2T/h 37万元 5年 7.40万元/年 多2万元 多损失3.25万元/年

3T/h 5年

4T/h 53万元 5年 10.60万元/年 少23万元 多损失6.80万元/年

燃油 1T/h 23万元 10年 2.30万元/年 多0万元 多损失1.15万元/年

2T/h 35万元 10年 3.50万元/年 多0万元 多损失1.75万元/年

3T/h 53万元 10年 5.30万元/年 多0万元 多损失2.65万元/年

4T/h 76万元 10年 7.60万元/年 多0万元 多损失3.80万元/年

从上表中所给数据可以看出：

1、在1T、2T、3T的锅炉中，燃气锅炉、燃油锅炉的初始固定投资是最少的；在4T的锅炉中，燃煤锅炉的初始固定投入是最少的； 2、在锅炉的使用寿命中，燃气锅炉一般为20年，是各种类型锅炉中寿命最长的； 3、在锅炉的折旧率中，1T、2T、3T、4T的燃气锅炉均远远低于同等规格的其它类型的锅炉，无形之中减少了固定资产的流失。 因此，在各种类型燃料固定资产的投资方面，投资于使用燃气设备无疑是一种更好的选择。 二、“点对点式供气”方案介绍 由上面的分析得知，使用天然气在环保效益和经济效益两方面都具有显著优势。但我国天然气发展目前仍处于初级阶段，燃气管道的覆盖能力严重不足，大部分工业用户位于郊区，燃气管网在短时间内难以满足工业用户需求。 “LNG点对点式供气”作为新兴的供气模式，具有投资少、占地小、投产快、安全性高等特点，解决燃气管道在短时间内不能覆盖区域工业用户使用天然气的需求，且使用LNG相较使用管道气，具有极大的价格优势。下面对LNG点供方案进行简要介绍： 1、“煤改气”LNG点供方案的设计思路 在用户厂区内，采用自建LNG储备站集中供气的模式，保证用户24小时不间断用气。按用户实际需求（预计日用气量），配备相应规格的储存设备（LNG储罐，容量规格需满足用户3-5天使用）。 按用户每小时用气量的峰值，配备对应规格的气化设备。且要一开一备来提高设备在使用过程中的稳定性，减少因设备故障因素对用户造成的影响。然后从气源的稳定性、运输能力、天然气的储备、供气模式和及时灵活的调配等方面来保障用户的安全用气，全力保障不发生断供情况。 2、工艺流程 LNG通过低温槽车从LNG液化工厂运至用气LNG气化站（建设于工业用户厂区内），通过站内卸车台设置的卧式专用卸车增压气化器为槽车储罐增压，利用压差将LNG送至气化站低温LNG储罐内。 工作条件下，储罐增压器将储罐内的LNG增压到0.6Mpa。增压后的LNG进入空温式气化器，与空气换热后转化为气态天然气并升高温度，出口温度约比环境温度低10℃，压力为0.45-0.60Mpa（当空温式汽化器出口的天然气温度达不到5℃以上时，通过水浴式加热器升温），最后经调压（调压器出口压力调制为客户所需要的使用压力）、计量、加臭后送给工业用户。 ➢ 图1：”LNG点供”流程图

三、主要设备及投资 本项目主要设备有：LNG气化站、调压站、场地基建费用等。 点供设备明细如下表所示：