低浓度煤层气提质制压缩天然气技术经济性分析
李 雪 飞1,2,3
(1.煤炭科学技术研究院有限公司煤化工分院,北京 100013;2.煤炭资源高效开采与洁净利用国家重点实验室,北京 100013;3.国家能源煤炭高效利用与节能减排技术装备重点实验室,北京 100013)
摘 要：为了提高煤矿区低浓度煤层气的利用率,扩大低浓度煤层气的利用途径,针对开发的低浓度煤层气提质制压缩天然气技术,以年产2 000万Nm3压缩天然气项目为例,进行了设备选型,计算了公用工程消耗、项目投资,分析了项目的经济性及成本。结果表明,项目用电1 562.56万kWh,用水2.672万t,用气96万Nm3,用地18 000 m2。项目总投资7 846万元,建设投资6 990万元,其中工程费用5 621万元,其他费用2 225万元。压缩天然气销售价格为2.6元/Nm3时,项目的财务内部收益率为31.87%(税后),投资回收期为4.44 a(含1.5 a建设期),单位产品成本为1.3元/Nm3。
关键词：低浓度煤层气;提质;压缩天然气;技术经济性
0 引 言
煤层气是以吸附状态赋存于煤层中的非常规天然气,主要成分是甲烷[1]。甲烷引发温室效应的能力是CO2的21倍。如果将煤层气有效处理并加以利用,其燃烧热值与天然气相当,而且洁净不产生废气[2]。结合煤炭生产布局开展的煤层气开发活动称为瓦斯区煤层气开发,开发方式包括地面预抽、井下预抽、采煤过程中抽和采煤后抽等[3]。截至 “十二五”末期,我国煤层气(煤矿瓦斯)抽采量180亿m3、利用量86亿m3,其中井下瓦斯抽采量136亿m3、利用量48亿m3,利用率35.3%。地面煤层气产量44亿 m3、利用量38亿 m3,利用率86.4%[4]。
目前,针对井下抽采瓦斯按浓度可分为3种利用方式,即高浓度瓦斯利用(甲烷含量30% ～90%)、低浓度瓦斯利用(甲烷含量＜30%)、乏风瓦斯利用(甲烷含量＜8%)[5]。高浓度瓦斯利用主要包括直接发电[6-8]、民用和工业燃料[9]、提纯制压缩天然气(CNG)和液化天然气(LNG)[10-13]等;低浓度瓦斯利用主要以发电、提纯利用为主[14-19];乏风瓦斯利用主要是蓄热氧化利用[20-21]。为提高低浓度煤层气利用率,需要开发不同浓度范围的煤层气利用技术,同时进行技术经济分析,以提高其竞争性和市场应用前景。本文针对低浓度煤层气浓缩提质制CNG技术,以年产2 000万Nm3压缩天然气项目为例,进行了技术经济分析评价,为该技术的推广应用提供指导。
1 技术选择
煤炭科学技术研究院有限公司经过“十一五”和“十二五”的小试研发、中试放大验证及工业示范,成功开发了低浓度煤层气提质利用技术,工艺流程如图1所示。
图1 低浓度煤层气提质制压缩天然气工艺流程
Fig.1 Process of CNG production with coal-bed methane
新鲜原料气经过安全输送系统后进入混合压缩净化系统,与二级变压吸附装置返回的气体混合,混合后原料气进入煤层气压缩机,排气压力0.4～0.5 MPa,压缩后气体经过滤装置、冷干机和活性炭罐进行除尘、除水、除油处理,净化后的煤层气依次进入两级变压吸附装置浓缩分离,变压吸附系统可将原料气CH4从35%提浓至90%以上,提浓气体压力0.3 MPa。尾气中CH4含量小于5%。提浓后的煤层气进入CNG制备系统,经脱水处理后进入压缩机压缩至25 MPa。CNG产品进入储气罐储存供给CNG母站或子站。
工艺技术特点：① 深度脱氧。一次吸附脱氧率90%以上,O2体积分数可从12%～14%降至约1%,后续浓缩安全可靠。② 一次压缩多级浓缩。可降低能耗20%以上,减少压缩设备投资。③ 浓缩后气体带压。压力不浪费,CNG或LNG再加工能耗低。④吸附剂效率高。装填量小,吸附塔体积小,吸附剂总价相对便宜。⑤ 浓缩效率高。甲烷体积分数从约30%浓缩至90%以上,吸附剂原料气处理能力高,具有良好的抑爆及导静电能力,吸附容量大,分离效率高。⑥ 产品方案灵活。带压浓缩气可生产CNG、LNG,提高了项目的经济性及抗风险能力。
2 工艺方案
2.1 设计基础条件
原料气总量7 500 Nm3/h,压力2～3 kPa,温度≤40℃,其组成为：CH430%,O212%,CO21%,N2 57%。
2.2 产品设计指标
产品气压力25 MPa,温度为常温,总量2 500 Nm3/h,其 组 成 为： CH495.00%,O20.4%,N2 4.60%。
2.3 主要设备选型
主要设备选型见表1。安全输送系统主要设备有水封阻火泄爆装置、气体计量撬、全自动反清洗过滤器。混合压缩净化系统主要设备有混合器、煤层气压缩机、过滤器、冷干机和活性炭过滤器。变压吸附浓缩系统主要设备有一、二级吸附塔、缓冲罐和真空泵。CNG制备系统主要设备有天然气压缩机、调压计量撬、加臭机和单枪加气柱等。公用工程及辅助设施主要有冷却塔、空压机和软水装置。
2.4 公用工程消耗
公用工程消耗见表2。公用工程消耗主要包括压缩机和真空泵等动力设备电耗,压缩机和真空泵等设备冷却用循环冷却水以及补充用新鲜水,仪表阀门用仪表空气。
2.5 占地及劳动定员
总占地面积约18 000 m2。工程生产装置和辅助生产设施均为连续化生产,生产操作实行“四班三运转”制,劳动定员共24人。
3 投资及经济成本分析
3.1 工程投资
工程投资估算结果见表3。总投资7 846万元,其中建设投资6 990万元,建设期借款利息590万元,流动资金266万元。
3.2 经济评价及成本估算
3.2.1 经济评价数据
1)原辅材料、动力燃料用量及价格(含税)。煤层气用量1 900万Nm3,折纯价格0.25元/Nm3;用电量 1 562.56 万 kWh,电价 0.65 元/kWh;新鲜水用量2.672万 t,水价10元/t。
2)工人工资及福利费。人均工资及福利费按5万元/a计。
3)产品价格。压缩天然气(CNG)产品价格按2.6 元/Nm3计。
表1 主要设备一览
Table 1 List of major production equipment
表2 公用工程消耗指标
Table 2 Consumption index of utility
表3 工程投资估算
Table 3 Estimation of project cost 万元
3.2.2 经济评价结果
经济评价结果见表4。项目总投资7 846万元,其中建设投资6 988万元,建设期利息590万元,流动资金266万元。项目年均销售收入5 294万元,总成本费用2 683万元,利润总额2 177万元,净利润1 633万元。工程投资财务内部收益率(所得税后)为31.87%,投资回收期(所得税后)为 4.44 a(含1.5 a建设期)。项目技术经济可行。
3.2.3 生产成本估算
结合经济评价结果,工程投资财务从原材料、动力、工资及福利费、修理费、折旧、摊销、利息等方面对单位产品成本进行核算,其结果见表5。
表4 经济评价指标
Table 4 Index of economic analysis
从表5可以看出,单位产品完全成本为1.32元/Nm3。CNG产品出厂价按2.6元/Nm3计,尚有1.28元/Nm3的盈余。折合每立方低浓度煤层气(非折纯)经过加工提纯后,可实现0.457元的收益,年收益2 560万元(含销售税金附加及增值税),在达到煤矿瓦斯综合治理要求的同时实现收益。
表5 单位产品成本核算
Table 5 Cost accounting of production
4 结 论
1)低浓度煤层气提质利用技术,可以将原料CH4含量从35%提高到90%以上,O2含量从12%降低至1%以下。原料气一次压缩多级浓缩,能耗低。产品方案灵活,可以制备CNG、LNG。
2)年产2 000万Nm3压缩天然气项目,总投资为7 846万元,其中建设投资6 990万元,建设期借款利息590万元,流动资金266万元。工程投资财务内部收益率(所得税后)为31.87%,投资回收期(所得税后)为4.44 a(含 1.5 a建设期)。
3)单位产品完全成本1.32元/Nm3,CNG产品出厂价按 2.6元/Nm3计,尚有 1.28元/Nm3的盈余。折合每立方低浓度煤层气(非折纯)经过加工提纯后,可以实现0.457元的收益,年收益达2 560万元。
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Technical and economic analysis of compressed natural gas production with coal-bed methane
LI Xuefei1,2,3
(1.Coal Chemistry Branch of China Coal Research Institute,Beijing 100013,China;2.State Key Laboratory of Coal Mining and Clean Utilization,Beijing 100013,China;3.National Energy Technology&Equipment Laboratory of Coal Utilization and Emission Control,Beijing 100013,China)
Abstract：In order to increase the utilization rate and extend the utilization routes of low concentrated coal-bed methane,the equipments selection,utility consumption and project investment as well as economy and cost were calculated on the basis of as-developed low concentrated coal bed methane(CBM)upgrade to compressed natural gas(CNG)technology,with an annual output of 20 million standard cubic meters natural gas project as example.The results shows that the electricity consumption is 15.625 6 million kWh;the water consumption is 26.72 thousand tons;the gas consumption is 0.96 million Nm3;the floor area is 18 thousand m2.The total investment of this project is¥78.46 million;while the construction investment is ¥69.9 million.The construction cost is ¥56.21 million and the other costs are¥ 22.25 million.Accordingly,when the selling price of CNG is ¥ 2.6 per Nm3,financial internal rate of return of the project is 31.87%(after tax);while the investment recovery period is 4.44 years(including 1.5 years construction period).And the unit product cost is¥ 1.3 per Nm3.
Key words：low concentration coal-bed gas;upgrading;compressed natural gas;technical and economic
中图分类号：TF526.4
文献标志码：A
文章编号：1006-6772(2018)02-0127-07
收稿日期：2017-09-07;
责任编辑：李柏熹
DOI：10.13226/j.issn.1006-6772.2018.02.023
基金项目：国家科技重大专项资助项目(2016ZX05045-005)
作者简介：李雪飞(1980—),男,黑龙江哈尔滨人,副研究员,硕士,主要从事煤层气利用技术的研究,E-mail:lixfeilove@qq.com
引用格式：李雪飞.低浓度煤层气提质制压缩天然气技术经济性分析[J].洁净煤技术,2018,24(1)：127-133.LI Xuefei.Technical and economic analysis of compressed natural gas production with coal-bed methane[J].Clean Coal Technology,2018,24(1)：127-133.
