云顶集团:节能项目为何成了跷跷板

云顶集团:节能项目为何成了跷跷板。:国六条:的推行将对化肥行业产生重大影响,但不同企业所受影响的差异很大。
具体而言,大型气头化肥企业将是政策实施后的最大受益者,其次是采用新型煤气化技术的化肥企业,再其次是与煤炭企业联姻的化肥企业。而那些规模小,技术落后,能耗高,且没有资源优势的中小化肥企业,处境将更加艰难。
气头化肥企业的成本优势十分明显。按大型化肥企业合成氨消耗天然气平均970立方米/吨计算,目前,气头化肥企业的原料成本仅780~1170元/吨,加上水、电等费用,合成氨综合加工成本约1600~1800元/吨,比国内合成氨平均成本低300~500元/吨。
新型煤气化化肥企业竞争力较强。新型煤气化技术所用原料为烟煤,其价格只有无烟块煤的一半,具有了较明显的成本优势。目前,按吨合成氨消耗1.5吨原料煤、0.9吨动力煤计算,新型煤气化化肥企业的合成氨原料成本为1000~1400元/吨,加上水、电等其他费用,其合成氨的综合加工成本约1700~1900元/吨,比国内合成氨平均成本低200~400元/吨。
拥有煤炭资源或与煤炭企业联姻的化肥企业也有一定的优势。这些企业可获得质优价廉的原料煤。目前,无烟块煤市场平均价950元/吨,但这些企业可以750~850元/吨的优惠价买到。按吨合成氨消耗1.45吨无烟块煤计算,其原料成本约1100~1300元/吨,加上水、电等其他费用,吨氨综合加工成本在2000元/吨左右,较全国平均成本低100元/吨。
中小企业劣势显现。中小化肥企业技术落后,能耗高,安全环保压力大,原料和产品靠公路运输,成本居高不下。即便在目前原料价格大幅下挫的情况下,其吨氨综合加工成本仍然高达2300元/吨以上,比全国平均成本高200元/吨以上。化肥价格放开后,虽然优惠政策未变,但要与大型企业在同一价格水平上竞争,其劣势就十分明显。随着时间的推移,会有很多小企业因资金链断裂或无法承受巨亏重压而纷纷停产倒闭。腾出的市场份额会让优势企业来分享,继而推动我国化肥产业结构不断调整和优化。

今年以来,无烟煤价格一直处于高位,全年平均到厂价在1000元/吨以上。除山西省外,其他无烟煤生产基地,如内蒙古、河南、安徽、宁夏等省区的无烟煤价格也呈上涨趋势。而且受煤炭企业整顿、春节放假的影响,未来国内煤炭供应将出现短期紧张态势,加之因煤炭行业机采率提高使块煤率降至20%和冬季肥煤运力紧张,从目前到明年4月的无烟煤价格总体将呈上涨趋势。
从记者调研的情况看,那些采用了新型煤气化技术,采用烟煤、粉煤、褐煤等多煤种进行生产的化肥企业都有效益,但仅以无烟煤为原料,采用固定层间歇气化工艺生产的肥企却因煤价攀升导致成本上扬,生存艰难。因此,以无烟煤为原料的企业只有下决心改变原料路线才有出路,而且这种调整宜早不宜迟。
据了解,今年以来,烟煤、粉煤、褐煤的价格仅为无烟煤价格的一半左右,有时甚至更低,拥有新型技术,能够采用这些煤种生产的肥企竞争力体现得越来越充分。在以无烟煤为原料的企业停产30%之时,这些企业也能保证一定的效益。
记者从山西天脊煤化工集团股份有限公司了解到,该厂合成氨装置的煤气化技术从德国鲁奇公司引进后,经过多年消化创新,在国际上首创了“鲁奇炉气化贫瘦煤”和“鲁奇炉造气生产合成氨”技术,使该公司可以采用贫瘦煤为原料。与优质无烟煤相比,吨氨可节约500元左右。
山东鲁西化工集团股份有限公司表示,他们原来的煤气化装置采用的都是固定床工艺,缺少成本优势。他们新建成的年产20万吨合成氨、30万吨尿素装置采用航天炉后,由于可以使用多煤种,原料煤成本降低了近50%,缓解了公司的成本压力。
山东华鲁恒升化工股份有限公司依托自有的四烧嘴对置水煤浆加压气化工艺技术,采用价格较低的烟煤做原料,吨氨比使用无烟煤节约成本600元左右。到今年第三季度公司已实现净利润3.31亿元,预计全年可实现净利润4.5亿元。
江苏灵谷化工有限公司采用多喷嘴水煤浆煤气化技术的年产45万吨合成氨、80万吨尿素技改扩能项目,可使用烟煤为原料,使尿素成本下降了30%,年可节约标煤9.13万吨、节电3亿千瓦时。
云南解化集团有限公司开发成功具有自主知识产权的碎煤加压熔渣煤气化技术,使用当地褐煤为原料,吨合成氨降低成本450元左右。
此外,陕西渭河煤化工集团有限责任公司、黑龙江浩良河化工有限公司、安徽淮化集团有限公司、广西柳州化工股份有限公司、云南天安化工有限公司、湖北双环科技股份有限公司等,也因为实施了原料煤技术改造,今年拥有了明显的成本优势,装置负荷率一直很高,保持了较好的盈利。
然而,山西丰喜华瑞煤化工有限公司的技术负责人告诉记者,目前国内采用新型煤气化技术的肥企只占到化肥企业总数的5%,使用固定层间歇气化工艺的企业仍占绝大多数,还有4000多台气化炉需要改造。
该负责人提醒企业:尽管固定层间歇气化工艺近年来也有了新的发展,但综合能耗还是比先进煤气化技术高出20%~30%,所用原料煤并没有改变,现在国家已明令禁止新上该工艺。从长远出发,该工艺本身受到原料、技术及环保问题的制约,最终肯定要被新型煤气化技术所替代。虽然中国国情决定了这个过程可能需要10年甚至更长时间,但新上项目不再允许上固定层间歇气化炉的禁令,已成为预警。企业应主动调整原料煤路线,尽快采用洁净煤气化和能源梯级利用技术,迅速实现原料煤多元化,迎接资源性产品价格改革的挑战。

随着“十二五”环保压力的增大,国内很多化工企业目前都在实施节能减排改造项目。但最近记者在调查采访中却发现一个极为奇怪的现象:有些节能项目成了跷跷板,这头落,那头翘。
节了电,费了煤
氮肥生产企业是用电大户,吨氨耗电量为1300~1500千瓦时。为节约耗电量,很多氮肥企业都采用了变压吸附脱碳技术。该技术也因节电效果明显、技术成熟,在2006年被中国氮肥工业协会列为《氮肥生产节电200千瓦时工程》的8项先进技术之一。但记者最近通过采访了解到,该技术存在一些缺陷。
山东联盟化工股份有限公司总经理刘在靖向记者介绍,用变压吸附脱碳,吨氨可节省电量30~80千瓦时。但这种技术有个缺陷,就是会造成水煤气中有效气体的损失。采用该技术,如果有效气体损失在2%以内,节电是划算的。但是,目前国内有的变压吸附脱碳装置有效气体损失为3%,甚至高达4%以上。而这损失的3%有效气体,按碳含量算,相当于30千克煤。也就是说,节约了30千瓦时电,但浪费了30千克煤。
“还有,目前化肥用电价格一般为每千瓦时0.4元,如果节约30千瓦时电,那么相当于节约了12元;但目前无烟煤到厂价格为1700元/吨,这等于说,损失了30千克煤,就相当于损失了51元。两相比较,30千克煤比30千瓦时电的成本要高多了。”刘在靖分析说。
省了电,费了蒸汽
同样的情况也出现在热功联产和热功电联产。据记者了解,化工生产中会使用大量蒸汽,而且各生产工艺环节所使用的蒸汽压力等级不同。由于不同生产工艺要使用不同压力的蒸汽,大量蒸汽必须通过阀门或减温减压装置将其减到合适的压力。为回收生产工艺环节中的蒸汽压力能及余热、余能,很多化工企业实施热功联产或热功电联产,即利用汽轮机替代电机,拖动水泵、风机、压缩机等动力设备。由于该技术可提高企业生产的热能综合利用效率,又大幅减少企业对电的需求,也被通俗地称为“汽”代“电”,在近几年受到很多化工企业的欢迎。
但中科合成油工程有限公司高工唐宏青在谈起“汽”代“电”时表示,有的企业在进行改造后,运行并不合理,也不经济。浙江新化化工股份有限公司合成氨分厂厂长贾建红也向记者介绍,“汽”代“电”后,有的企业汽轮机背压出来的低品位蒸汽用不完,所以就直接排放掉了。这样就造成了一个后果——前面省了电,但后面却浪费了蒸汽。山东联合丰元化工有限公司副总经理高修家表示,有的企业认为,“汽”代“电”是利用工艺介质显热,节省的蒸汽和电是白捡的,所以浪费部分低压蒸汽也无所谓。其实,工艺介质显热也是煤加热加压燃烧出来的,不用也是浪费能源。贾建红还给记者算了一笔账:1吨蒸汽200元,如果每小时产生10吨蒸汽,1小时就是2000元。如果浪费了,不但不能节能,而且等于比用电机拖动更耗能。对此,贾建红表示,热功联产和热功电联产,首要条件就是用汽平衡,汽轮机出来的低压蒸汽要完全使用掉,才能真正实现节能。
因此,目前国内有些企业也对“汽”代“电”抱谨慎态度。河南安阳中盈化肥有限公司富余蒸汽不多。所以他们公司的80万吨/年尿素装置就并没有采用“汽”代“电”设备。该公司副总经理张德凯向记者介绍,用电机驱动压缩机,生产1吨合成氨,压缩机耗电800多千瓦时,以电价0.5元/千瓦时计算,成本为400元。但如果“汽”代“电”,生产1吨合成氨需要耗蒸汽3吨多,而1吨蒸汽价格为150~180元,成本要达450多元。“因此,经过仔细的权衡比较后,我们企业还是选用了电机驱动。”张德凯说。
煤省了,能耗高了
随着煤炭价格的上涨,很多化工企业开始把目光投向型煤和劣质煤。因为价格便宜,也是节能的一种方式。但记者发现,这一方式也并不是适用于所有化工企业。
“使用型煤能耗肯定会增加。”上海达门化工工程技术有限公司总经理于子方、山东联合丰元化工有限公司副总经理高修家都这样告诉记者。他们认为,型煤和劣质煤渣多、灰多,加热的温度高,消耗的热量也高,并且产出的有效气不一样。因此,如果是同样的气化量,能耗就会增加。
据记者了解,山东一家合成氨企业上马了年产30万吨/年的煤棒造气生产线,在造气原料中,煤棒占到了总煤消耗量的70%。据该企业公布的数据,使用煤棒后吨氨煤耗为1.2吨。但业内人士指出,如果不按标煤而是按照实际入炉煤来算,吨氨耗煤量肯定要比企业公布的数据高。虽然无法定量,吨产品的总能耗一定也会高。山东明水大化总工程师周大明向记者介绍,使用型煤不仅会造成综合能耗高,而且会造成气体质量差、设备损坏,直接导致成本上升。这样,虽然降低了生产原料煤的入炉成本,但是最后煤、电、汽等综合能耗却增加了。
有专家具体分析,型煤加工能耗高、有效组分低,气化炉生产强度低、气体质量差。以型煤为原料生产合成氨,单位产品能耗会较优质无烟煤高出20%左右。周大明表示,正常情况下,如果块煤和粉煤差价在40%以上,企业还是有效益账可算的,否则就没有意义了。
多种原因所致 为什么节能减排项目会成了跷跷板?
体制原因是其中最重要的原因。水煤浆气化及煤化工国家工程研究中心总工程师张鸿林表示,一方面,目前我国的煤价已经市场化,按市场走势看,多年来其价格一直比电要高很多;另一方面,我国的电价还没有市场化,仍依靠行政调控,这么多年来一直保持在一个较低的水平。因此,煤电之间的矛盾直接体现在了节能减排中。企业在进行节能改造时,经常是节约了电,但多消耗了煤或蒸汽,付出的煤或蒸汽成本反而比节约的电还要高。
除了体制原因,也有技术上的原因。刘在靖向记者介绍,变压吸附技术发展这么多年,在应用于脱碳上,有效气体损失一直没有明确的数据。脱碳有效气体损失的计算都是技术服务商根据经验估算出来的,数据也比较模糊,没有太大的实用价值。
企业节能没有全局观念也是原因之一。上海国际化建工程咨询公司总经理杨震东表示,目前化工企业的节能减排改造项目,大都是局部改造、局部优化,他们没有从整个系统上考虑过系统平衡。有的节能项目,单个的进行改造确实是节能,但放到整个系统里,能量利用就显得不合理了。有个很典型的例子。近年来,有不少甲醇企业上马甲醇分离器,把循环气中夹带的甲醇雾沫分离回收,但是运行后才发现,分离器内件阻力高,反而增加了循环机的压缩功耗。
不同设计单位之间标准不统一也是原因之一。杨震东认为,我国很多化工项目能量合理利用存在先天不足。比如现在的煤化工项目,气化、变换、低温甲醇洗等各个工段,都是不同的设计院来做。这样,能量合理利用与回收就欠缺。比如,有些系统产生的蒸汽高压不够、低压过多。在一些企业,冬天就会看到大量放空蒸汽。这就是没有从整个系统上进行平衡与优化的结果。
期待专业机构
企业要搞节能减排,首先应该进行能耗分析和测定。但目前很多化工企业都没有搞,国内似乎也没有这样的专门机构。其实能耗测定结果对企业意义很大。因为这对企业来说是本效益账,比如使用煤棒,煤价降了多少,能耗达到了多少,成本增减了多少等等。企业希望能有专业的机构来帮他们做这个事情。
全国硫酸工业信息站主任黄新表示,有的新设备和新技术气速高了、效率高了、投资少了,但能耗却增加了。这就需要业主在这几者之间寻求一个平衡点。但这需要专业机构。国外有很多这样的机构,但目前国内还没有一个机构来做系统的平衡和比较。
据了解,节能减排工作仍是我国在“十二五”期间的重点。国家正在加大节能减排的工作步伐。国家重点监测考核的企业数量可能由“十一五”期间的1000家调整到3000家甚至5000家。对此,于子方建议,有条件的企业应当和高校等机构联合,组织能耗测定,通过测定搞清楚各生产工序的能耗情况,这对企业实施节能减排有好处。

“甘肃华亭煤业集团年产量达1800万吨,但在其下属十几家矿井中,只有一个矿井所产煤的各项指标能满足渭化集团水煤浆加压气化用煤需求,年产量仅200多万吨。”渭化集团常务副总经理尹润生向记者证实。

最后,垄断格局形成加剧化工用煤紧张局面。根据规划,“十二五”期间,煤炭生产将以大型煤炭企业、大型煤炭基地和大型现代化煤矿为主。到2015年,全国将形成10个亿吨级、10个5000万吨级特大型煤炭企业,千万吨煤矿达到60处,煤炭总产量控制在37亿吨以内,煤矿企业数量控制在4000家以内,大型煤矿产量占总产量的2/3以上。资源整合与大型煤矿企业的增加和崛起,在提高我国煤炭资源开发与利用率,提升煤炭行业安全技术水平的同时,将形成新的垄断群体。少数大型煤炭企业将通过控制煤炭供应,推高煤炭价格,加大包括化工企业在内的煤炭下游用户的成本。甚至不排除人为制造“煤荒”的可能。

“各产煤省区煤炭就近转化率的提高,必然导致商品煤供应量减少,远离煤炭产区的化工企业煤炭供应将日趋紧张。”中国煤炭长安网副总编陈雁肯定地说。

其次,化工用煤的特殊要求制约了原料煤供应。对于近几年采用先进洁净煤气化技术建设的大型现代煤化工企业而言,其原料煤供应也不富裕。与电煤、民用和建筑用煤不同,这些企业对原料煤的挥发份、灰份、硫含量、灰熔点等指标均有较严格的要求。虽然包括壳牌粉煤气化技术在内的国内外先进煤气化技术供应商,均声称对煤种的适应性十分广泛,但实践证明,目前国内外任何煤气化技术也无法对煤种“通吃”。在我国使用最广泛的新型煤气化技术—水煤浆加压气化技术(包括美国GE、华东理工大学多喷咀、西北化工研究院多元料浆等技术),就要求煤的灰分含量不得超过13%,灰熔点温度不得高于1350℃,内水含量不能大于8%。这样一限制,真正适用的煤种就只有朱罗纪和少部分三叠纪的煤了。

去年12月以来,全国化工用煤空前紧张,部分化工企业甚至遭遇了无煤可用、无煤可买的尴尬。业内专家指出,受多种因素制约,今后化工用煤供应将持续紧张,煤头化工企业对此应有清醒认识。

第四,煤炭企业煤化一体化步伐加快,将大幅减少优质无烟块煤的社会供应量,加剧化工用煤供需矛盾。以国内主要无烟煤生产企业山西晋煤集团和阳煤集团为例,晋煤集团每年无烟块煤产量1000多万吨。近几年,通过兼并重组、收购参股或投资建厂,该公司化工产品生产规模不断扩张,2010年,其合成氨产量已经达到660万吨,甲醇产量也突破240万吨,基本消耗了自产的无烟块煤。阳煤集团虽然有400多万吨/年的无烟块煤产量,但由于优先供给河北正元化工有限公司等下属化肥、甲醇企业及山西省重点化工企业,外销无烟块煤数量亦十分有限。

据了解,山东华鲁恒升化工股份有限公司、河南中原大化集团、广西柳州化工股份有限公司、陕西咸阳化学工业公司,以及神华内蒙古煤制油项目,无不经过了反复遴选,有的甚至屡遭失败后,才找到适合自身工艺技术的煤种。化工生产对原料煤品质的特殊要求,决定了即便我国煤炭产量今后连年大幅增长,仍难解化工用煤紧张状况。

不仅如此,晋煤、阳煤集团煤化一体化经营模式取得的巨大成功,还将刺激其他煤炭企业效仿,挺进煤化工领域。随着相关煤炭企业在煤化工领域布局的完成,煤炭企业自身用煤量将大幅增加,对外供应减少。

首先,无烟块煤供应量开始减少。我国化工原料煤主要用来生产合成氨、甲醇以及电石,另外就是近几年新兴的煤制油、煤制气和煤制乙二醇。目前,全国60%左右的合成氨及甲醇产能采用无烟块煤作原料,年消耗无烟块煤约7000万吨。2009年,全国无烟煤产量5.028亿吨,2010年达到5.04亿吨。表面上看,无烟煤产量可完全满足化工生产需求。但实际上,随着煤炭行业资源整合力度加大,以及机采率的提高,无烟块煤产率正在大幅下降。2010年,全国无烟块煤产率已经由2009年的35%锐减至16%。根据煤炭行业“十二五”规划,到2015年,全行业机采率将提升至75%以上,预示着今后块煤产率将大幅降至12%左右。依目前产量计算,化工生产所需的原料无烟块煤供应量只有6000万吨左右,缺口达1000万吨。

第三,煤炭就近转化率提高,将减少化工用煤供应。产煤省份为促进地方经济增长,正在加大煤炭就近转化力度。刚刚闭幕的陕西省第十一届人大四次会议传来消息,陕西省计划“十二五”期间,煤炭就近转化率将达到50%以上。另外,山西、山东、内蒙古、甘肃、贵州、河南、河北、黑龙江等主要产煤省区,确定的“十二五”煤炭就近转化率均超过40%。

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