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1、?*本研究为国家重点基础研究发展规划资助项目(No.G1999022301)。?作者简介:张斌,见本刊 2004 年第 1 期。地址:(100084)北京市清华大学热能工程系动力机械及工程研究所。电话:(010)62795738。E-mail:zb00 考虑减排 CO2的几种大规模制氢系统技术经济分析(下)*张 斌?倪维斗(中国工程院院士)?李 政(北京清华大学热能工程系)?张斌等.考虑减排 CO2的几种大规模制氢系统技术经济分析(下).天然气工业,2004;24(2):104 108?摘?要?面对由温室效应导致的日益严重的全球气候灾难,二氧化碳减排已经刻不容缓。氢气作为理想的清洁能源,在应用
2、环节可以实现零排放。然而要实现全生命周期的 CO2减排,必须考虑在用化石燃料制氢环节中回收并处理 CO2。考察了几种目前常用的大规模制氢方法?天然气蒸汽重整(SMR)、自热重整(ATR)、部分氧化和煤气化制氢的工艺流程,用 Aspen PlusTM对这几种制氢工艺流程进行模拟仿真,并进行了能量和经济性分析。指出对中国减排 CO2而言,煤气化激冷-高温净化方案是最经济可行的,并可进一步发展为以煤气化为核心的多联产系统,对我国的可持续发展具有重要意义。?主题词?制氢系统?工艺流程?模拟?二氧化碳?回收?能量分析?投资?成本?经济评价经济性分析假定?经济性分析的基本假定条件,见表 1。?这里取折旧年
3、限和全厂服役年限相同,采用直线折旧法。由于一般情况下,固定资产净残值占资产 原值的比例很小?6?,本文直接用资产原值除以折表 1?经济性分析假定?1 6?投?资?假?定运?行?维?护?假?定总投资固定投资直接投资主设备总建设投资辅助设施主设备建设投资的 20%1)主设备建设投资的 35%2)间接投资业主费主设备建设投资的 15%应急费用主设备建设投资的 15%营运资本、启动资金等主设备建设投资的 7%中国区域因子0.6(美国为 1)全厂分析假定服役年限(折旧年限)25 年建设期3 年建设期投资情况第一年 45%第二年 40%第三年 15%试车费用固定投资的 7%退役费用固定投资的 3%1)固定
4、投资的 2%2)净利润的税率33%兖州煤价300 元/t天然气价格1.5 元/m3电?价0.3 元/kW?hCO2埋存费用124 元/t年均利用率90%人均年薪11.1 万元工作班数4人员数10/班1)20/班2)监督费用人力费用的 20%管理/一般间接费用人力费用的 60%维护费主设备建设投资的 2%消费品年耗量(全能力生产时)主设备建设投资的 4%1)主设备建设投资的 2%2)消费品库存量30 天煤库存量30 天天然气库存无?注:1)以天然气为原料的制氢方案;?2)以煤为原料的制氢方案。?104?经营管理?天?然?气?工?业?2004 年 2 月旧年限来计算年折旧额。投 资 分 析?从表
5、1 可以看出,投资分析的关键是各流程主设备总建设投资的估算。一般投资估算是将已发表的文献中相似案例中相同设备的投资按照式(1)?7?所示的方法折算成要研究方案的设备投资(如果得到设备制造商的报价则是最好不过了,但这种商业机密通常是得不到的)。Cl1,t1,s1=Cl0,t0,s0fl1fl0It1Il0S1S0?其中:Cl1,t1,s1t 和Cl0,t0,s0分别是研究方案中设备和参考设备的建设投资;fl1和 ft0是研究设备和参考设备的投建地的区域因子(表 1 中中国区域因子取为 0.6,美国区域因子为 1?4?);It1和 It0是时间性因子,用于消除考察时刻与参考时刻这段时期内由于经济增
6、长、物价、通货膨胀等经济因素引起投资费用的差异,可采用国民生产总值(GDP)或具有针对性的经济性指标作为时间因子。对化工厂而言,一般采用化工厂投资费用指数(这个指数是很多设备、工程建设、劳动力等指数的加权平均值,见文献?8?),本文将考虑的各种设备投资都折算到 2001年。S1和 S0分别是研究设备和参考设备的规模参数,如气化炉的给煤量、空分设备的氧气产量等。n是设备的规模缩放指数,不同的设备数值不同,如果不清楚某种设备的数据,可取文献?9?中推荐的平均值 0.67。?根据文献?1,4,10 14?选取相应参考设备的建设投资,估算出本文各流程中主要设备的建设投资,然后按照表 1 的假定条件计算
7、出总投资,结果见表2。表 2 表明,无论减排 CO2与否,总投资都以天然气自热重整方案为最小,而煤气化煤气冷却器?常表 2?各方案总投资情况天然气蒸汽重整天然气自热重整天然气部分氧化煤气化激冷?高温净化煤气化煤气冷却器?常温净化减排 CO2?否是否是否是否是否是总投资(亿元)7.459.806.707.4311.4212.1419.0920.3022.7624.22温净化方案最大。减排 CO2时总投资的增加量,天然气蒸汽重整方案最高,约增加了 31.5%,而其余四个方案增幅则为 6%11%。原因是天然气蒸汽重整方案中,减排 CO2时增加了一乙醇胺(MEA)分离设备及 CO2干燥和压缩系统。而其
8、它四个方案中由于流程的需要,在未减排 CO2时就需要有 Selexol 分离设备,因此只增加了 CO2干燥和压缩系统的投资。?煤气化方案的总投资均大大高于以天然气为原料的三种方案,这是其主要缺点。而其中煤气化激冷?高温净化方案的总投资又比煤气冷却器?常温净化方案低 16%左右,原因是采用不同冷却形式的德士古气化炉的投资差别很大,激冷式气化炉的投资比采用辐射和对流换热器的气化炉低很多。氢气最低卖价及 CO2减排成本分析?本文采用文献?15?中介绍的现金流分析方法,逐年考虑运行维护费用、产品销售收入、利润、税收等各项收支情况。设定煤、天然气等原料价格,贴现率等条件如表 1,按照净现值(NPV)为零
9、的原则,即可计算出此时的产品氢的最低要求卖价(净现值为零时的贴现率即为内部收益率 IRR?6?,这里取 IRR=15%进行分析),结果见表 3。其中 CO2减排成本的定义是:CO2减排成本=氢气价格减排CO2-氢气价格未减排CO2CO2排放量未减排CO2-CO2排放量减排CO2(2)表 3?IRR=15%的氢气最低要求卖价(制氢成本)方?案天然气蒸汽重整天然气自热重整天然气部分氧化煤气化激冷?高温净化煤气化煤气冷却器?常温净化CO2减排?(减排率)否是(90%)否是(83%)否是(82%)否是(87%)否是(83%)排放量(kgCO2/kgH2)10.061.019.991.7810.721.
10、8819.452.5820.033.43氢气最低要求卖价(元/kg)9.0211.719.2110.7410.9012.488.6811.5410.4913.52CO2减排成本(元/t)297.24186.36178.73169.53182.53?105?第 24 卷第 2 期?天?然?气?工?业?经营管理?结果表明:未减排 CO2时,制氢成本最低的是煤气化激冷?高温净化方案(8.68 元/kg),其次是天然气蒸汽重整方案(9.02 元/kg),天然气部分氧化方案成本最高(10.90 元/kg)。煤气化方案虽然总投资较以天然气为原料的方案大很多,但由于按等热值算,中国的天然气价格要比煤价高很多
11、,导致很高的年均营运成本(表 1 选用的价格推算成热值价格为:天然气 35.42 元/GJ 高位热值,煤 10.52 元/GJ 高位热值)。?减排 CO2时,则以天然气自热重整方案制氢成本最低(10.74 元/kg),其次是煤气化激冷?高温净化方案(11.54 元/kg),煤气化煤气冷却器?常温净化方案最高(13.52 元/kg)。天然气自热重整方案投资小的优点显现出来。而 CO2减排成本最低的是煤气化激冷?高温净化方案(169.53 元/t),其次是天然气部分氧化方案(178.73 元/t),天然气蒸汽重整方案成本最高(297.24 元/t)。原因是煤气化方案CO2的减排量很大,每生产 1
12、kg 氢气的减排量约为天然气方案的两倍左右;天然气方案中,部分氧化方案一方面减排量较大,另一方面减排 CO2时制氢成本增加量较少,因此在单位 CO2减排成本方面脱颖而出。灵敏度分析?在上述分析的基础上,本文分别对原料(煤和天然气)价格、CO2埋存费用、内部收益率和电价等进行灵敏度分析(分析时只变动该项参数,其他条件仍不变),考察制氢成本和 CO2减排成本,见图 1 6。?图 1 中,各曲线的左上方是收益区间,对应于氢气卖价高于制氢成本或当地原料价格低于确定的氢气卖价对应的原料价格时的情形。根据当地具体行情,图 1 可用来权衡合适的制氢/减排 CO2方案。例如,如果当地煤价为 100 元/t,则
13、减排 CO2时,天然气方案中以自热重整制氢成本最低,和煤气化激冷方案相比,天然气价格必须低于 1.33 元/m3才有竞争力;不减排 CO2时,天然气方案中蒸汽重整制氢成本最低,此时天然气价格须低于 1.12 元/m3,经济性才优于煤气化激冷方案。?由于各方案减排和不减排 CO2时的曲线均为等距线性变化,所以各方案 CO2减排成本是不变的,见表 3。?如果只从 CO2埋存费用对制氢成本的影响来看,煤气化方案的灵敏度较高(图 2 中煤气化制氢成本曲线斜率较大),原因是煤气化方案中 CO2减排量图 1?原料价格对制氢成本的影响?注:?天然气蒸汽重整?不减排 CO2;?天然气蒸汽重整?减排CO2;?天
14、然气自热重整?不减排;?天然气自热重整?减排;?天然气部分氧化?不减排;?天然气部分氧化?减排;?煤气化激冷方案?不减排;?煤气化激冷方案?减排;?煤气化煤气冷却器?不减排;?煤气化煤气冷却器?减排较大,埋存支出对制氢成本的影响比重较大。然而就 CO2减排成本来看,由于综合了制氢成本和 CO2减排量两个因素,所以各方案灵敏度相差不大。图 2也表明了减排 CO2时天然气自热重整方案制氢成本最低,而煤气化激冷?高温净化方案减排成本最低。图 2?CO2埋存费用对制氢成本及 CO2减排成本的影响?注:?天然气蒸汽重整?制氢成本;?天然气自热重整?制氢成本;?天然气部分氧化?制氢成本;?煤气化激冷方案?
15、制氢成本;?煤气化煤气冷却器?制氢成本;?天然气蒸汽重整?减排成本;?天然气自热重整?减排成本;?天然气部分氧化?减排成本;?煤气化激冷方案?减排成本;?煤气化煤气冷却器?减排成本?内部收益率对制氢成本和 CO2减排成本的影响是非线性的。图 3 反映了投资收益的情况。此时制?106?经营管理?天?然?气?工?业?2004 年 2 月氢成本相对于内部收益率的灵敏度和总投资的关系较大,煤气化方案总投资很大(无论减排 CO2与否),因此灵敏度较高。图 4 则体现了各方案减排 CO2时的总投资增量和 CO2减排量的综合影响,CO2减排成本相对于内部收益率的灵敏度与前者成正比,而和后者成反比关系。本文天
16、然气蒸汽重整方案总投资增量较大,CO2减排量相对于煤气化方案较小,因此灵敏度最高;而虽然煤气化方案减排 CO2时总投资增量较大,但是同样较大的 CO2减排量抵消了投资增加的影响,所以和其他两种天然气制氢方案灵敏度差不多。?如果确定了制氢成本,图 3 和图 4 还可用来根据内部收益率最大的原则,选择减排或不减排 CO2时的最佳方案。内部收益率最大原则详见文献?6?。图 3?内部收益率对制氢成本的影响(图例同图 1)图 4?内部收益率对 CO2减排成本的影响(图例同图 2)?电价对制氢成本的影响同各方案流程的剩余电功率的大小有关。结合图 5 和本文第一部分的表 3可以看出,剩余电功率较大的方案,制
17、氢成本相对电价的灵敏度较大。同样,CO2减排成本相对于电价的灵敏度,是减排 CO2时各方案剩余电功率的减少量,和该方案 CO2减排量的综合体现(灵敏度和功率减少量成正比,和 CO2减排量成反比),参考图 6 和本文第一部分的表 3。?由于各流程剩余电功率都不是很大,因此,同以上分析的其它因素比较,电价的影响相对较小。图 5?电价对制氢成本的影响(图例同图 1)图 6?电价对 CO2减排成本的影响(图例同图 2)结?论?本文从经济角度考察了各方案减排和不减排CO2时的制氢成本和 CO2减排成本,并就两者相对于原料价格、内部收益率等经济条件的灵敏度进行了分析,可得如下结论:?1)不减排 CO2时制
18、氢成本最低的是煤气化激冷?高温净化方案,其次是天然气蒸汽重整方案,原因是中国天然气价格较高;减排 CO2时,总投资最小的天然气自热重整的制氢成本最低,其次是煤气化?107?第 24 卷第 2 期?天?然?气?工?业?经营管理激冷?高温净化方案。就 CO2减排成本而言,则煤气化激冷?高温净化方案最低(以天然气为原料的方案中,部分氧化方案的减排成本较低)。?2)本文所作的制氢成本和 CO2减排成本的灵敏度分析,对于各地根据具体行情,确定大规模制氢/减排 CO2的方案具有一定的指导意义和参考价值。?通过本文的分析可以看出,对中国减排 CO2而言,煤气化激冷?高温净化方案是最经济可行的(CO2减排成本
19、最低),并且该系统可进一步发展为以煤气化为核心的多联产系统?16?,对我国的可持续发展具有重要意义。参?考?文?献1?Simbeck D R,Chang E.Hydrogensupply:Cost estimate forHydrogen pathways?scoping analysis.Report presented byNREL,available at website of USDOE,20022?Foster Wheeler Inc.Decarbonization of fossil fuels.Reportto IEA Greenhouse Gas R&D Programme,1
20、9963?Foster Wheeler Inc.Precombustion decarbonization.Reportto IEA Greenhouse Gas R&D Programme,19984?Personal communication with Eric Larsson,Princeton Uni?versity.20025?Rinard I H.Estimating the profitability of a chemical plant.Available at http:/www-che.engr.ccny.cuny.edu?De?partment of Chemical
21、 Engineering of City College of theCUNY,19996?傅家骥,仝允恒.工业技术经济学.北京:清华大学出版社,19967?Garrett D E.Chemical engineering economics.New York:Van Nostrand Reinhold,19898?Vatavuk W M.Updating the CE plant cost index.ChemicalEngineering,2002;(1):62 709?Brown T R.Capital cost estimating.Hydrocarbon Process?ing,20
22、00;(10):93 10010?Choi G N,Kramer S J,Tam S S.Baseline design/eco?nomics for advanced Fischer?Tropsch technology.BechtelCorporation:Pittsburgh,199811?Personal communication with Tom Kreutz,Princeton Uni?versity,200312?廖启芳,刘丹平.烟道气回收 CO25 万吨/年生产装置.化工环保,2000;20(3):6213?Shelton W,Lyons J.Texaco gasifier
23、IGCC base cases.Re?port presented by NETL,200014?Gas Turbine World 2001 2002 Handbook.Vol.22.USA:Pequot Publishing Inc.,200115?Ulrich G D.A guide to chemical engineering process designand economics.New York:John Wiley&Sons Inc.,198416?倪维斗,李政.煤的超清洁利用?多联产系统.节能与环保,2001;19(5):16 21(收稿日期?2003?09?23?编辑?赵?
24、勤)?108?经营管理?天?然?气?工?业?2004 年 2 月PRIMARY STUDY ON STABILITY OF SUPER AB?SORBABILITYPOLYMER?PROPANE?WATERTERNARY BLEND SYSTEM1)?Yu Xili,Zhang Baohua,ZhangJiangqiu(Shanghai University).NAT UR.GAS IND.v.24,no.2,pp.98 100,2/25/2004.(ISSN1000-0976;In Chinese)?ABSTRACT:To find a way to keep gas hydrate und
25、er lowpressure and high temperature,with stability study of gas hy?drate involved by network high molecular,it is investigated forthe feasibility to take the network high molecular as the stableagent of gas hydrate during storage and transportation.Underthe conditions of-22?and 0.2 Mpa.,the super ab
26、sorbentpolymer?propane?water can form gas hydrate.The stability ofthe ternary system at 0?and 5?under common pressure hasbeen studied.It is found that the super absorbability polymerprovides the 3-D network system,and can involve the gas hy?drate to make the gas hydrate more stable under the same co
27、ndi?tions,but is unfavorable for hydrate formation.?SUBJECT HEADINGS:Naturalgas,Hydrate,Formation,Injectivity,Resin,Propane,Stability?Yu Xili,born in 1977,is studying for his Master?s degree.?Add:20?818 Chengzhong Rd.,Jiading District,Shanghai(201800),China?T el:(021)69982829?E?mail:arlee so?SIMULAT
28、IONOFHYDRATEPLUGGINGINHIGH PRESSURE GAS WELLS OF SHANBEI GASFIELD1)?Liu Qipeng,Feng Quanke(Energy and PowerEngineering College of Xi?an Jiaotong University),Fan Youhong(E&D Research Institute of ChangqingOil Field).NAT UR.GAS IND.v.24,no.2,pp.101 103,2/25/2004.(ISSN1000-0976;In Chi?nese)?ABSTRACT:Du
29、ring production testing of Shanbei highpressure gas wells,the tubing is often plugged by gas hydrate,which influences the normal operation of the gas wells seriously.Identifying the location where the hydrate first forms is veryimportant for the inhibitor injecting position,volume,andway.With the re
30、lative theories of hydrodynamics and diather?mancy,combining van der Waals?Platteeuw assume of idealsolid solution,a mathematical model is developed to predict thebeginning location where the hydrate plugs the tubing.Thefield testing shows that the model has the characteristics of highaccuracy,simpl
31、e calculating,and convenient applying.Themodel can meet the engineering requirements.?SUBJECT HEADINGS:High pressure,Gas well,Naturalgas,Hydrate,Plugging,Prediction,Mathematicalmodel,Cal?culating method?Liu Qipeng,born in 1974,is studying for doctoral degree.?Tel:(029)2675220?E?mail:liuqp TECHNICAL
32、AND ECONOMICAL ANALYSIS OFSEVERAL LARGE?SCALE HYDROGEN?PRODUC?ING SYSTEMS OF MITIGATINGCO2DISCHARGE(2)2)?Zhang Bin,Ni Weidou?Academician of ChinaEngineering Academy?and Li Zheng(Department ofThermal Engineering,Qinghua University,Bei?jing).NAT UR.GAS IND.v.24,no.2,pp.104108,2/25/2004.(ISSN1000-0976;
33、In Chinese)?ABSTRACT:It is very urgent to mitigate CO2dischargewith the more and more global climate disasters resulted fromgreen house effect.Zero emissions could be reached in applica?tion sector in the case of taking hydrogen as the idealclean ener?gy resources.However,CO2must be recovered in the
34、 sector ofhydrogen?producing from fossil fuels to realize the life cycle CO2mitigation.In this paper,several technological processes of hy?drogen?producing are simulated with Aspen PlusTM,and theirsenergy and economics were analysed after investigating thetechnological processes of large scale hydro
35、gen?producing meth?ods such as steam methane reforming(SMR),auto?thermal re?forming(ATR),partial oxidation and cool gasification in com?mon use at present.It is pointed out that the configuration ofcoal gasification with quenching and hot gas feasibility,andcould be further expanded into poly?genera
36、tion systems based oncoal gasification,which is very significant for China?s sustain?able development.?SUBJECT HEADINGS:Hydrogen?producingsystem,Technological process,Simulation,CO2,Recovery,Energyanalysis,Investment,Cost,Economic evaluation12?NAT URAL GAS INDUSTR Y/Feb.,2004?Zhang Bin(Doctor),born
37、in 1979.?Add:Qinghua Uni?versity,Beijing(100084),China?Tel:(010)62795738?E?mail:zb00 mails.tsinghua.edu.cTWO?SHIFT SYSTEM GAS PIPELINE TRANS?PORTATION COST AND ITS SIMPLIFIED CAL?CULATION METHOD?Liu Mingke(Sales Management Department ofSouthwestOil andGasFieldBranch,PCL).NA T UR.GAS IND.v.24,no.2,pp
38、.109 112,2/25/2004.(ISSN1000-0976;In Chinese)?ABSTRACT:In China,a tied?up price being bound?upwith the producer price is still adopted for calculating the gaspipeline transportation cost at present.When the gas volumeconsumed actually by the users is less than the one predicted,the gas pipeline comp
39、any can?t be guaranteed for taking backthe investment and obtaining the reasonable profits.T he two?shift system gas pipeline transportation cost collecting method isnow applied to many countries.By use of such a method,theproper rights and interests of both the gas pipeline company andthe users wil
40、l be protected under the fair principles.On the ba?sis of analyzing the formation mechanism and shape of the gaspipeline transportation cost,the method of calculating thetwo?shift system gas pipeline transportation cost abroad is in?troduced in the paper.Finally,a simplified method of calculat?ing t
41、his cost is put forward in the paper also.?SUBJECT HEADINGS:Natural gas,Pipeline transporta?tion,Cost,Calculation method?Liu Mingke(senior economist,MBA),born in 1952,hasbeen engaged in natural gas technical economic study,enterprisemanagement for a long time.He has taken part in research onthe prob
42、lems relevant to domestic and foreign gas technical eco?nomics for many times.Now he is the head of the Sales Man?agement of Southwest Oil and Gas Field Branch,PCL.?Add:No.3,Section 1,Fuqing Road,Chengdu,Sichuan(610051),China?Tel:(028)86011783?E?mail:liumk 翻译?刘方槐1)马迪生编辑?2)王中必13NAT URAL GAS INDUSTR Y/Feb.,2004?