中国各地区煤层气利用潜力分析

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一、中部区煤层气利用潜力分析

中部区盆地主要为沁水盆地、鄂尔多斯盆地、四川盆地、大同盆地、宁武盆地和阴山盆地。其中大部分煤层气丰度较大的煤层气富集区都位于或靠近经济比较发达的地区。如煤层气资源富集的沁水盆地在山西南部,经济较为发达,交通便利;鄂尔多斯东部,有西气东输管线穿过煤层气富集区;鄂尔多斯南部靠近西部最大的城市陕西省会西安市;四川盆地,人口众多,经济发达。根据中部人口密集,工业较发达的实际情况,该区煤层气利用前景广阔。可以考虑如下几方面对该区煤层气资源进行利用。

(一)煤层气民用

沁水盆地现在煤层气已经有一定的产量,在当前产气量较小、产量不太稳定的情况下,供应沁水、高平、陵川3县(市)城镇居民使用;晋城煤层气综合开发利用项目是将阳城、沁水部分煤矿输送到晋城市市区及部分县区的煤层气和山西能源产业集团有限公司及晋煤集团车载输送的压缩煤层气作为气源,建设晋城6县(市、区)的城市煤气管网,供工业和民用。该工程建设期为3年,即2005~2008年。2006年市区居民即用上煤层气。

中国各地区煤层气利用潜力分析

鄂尔多斯盆地南缘靠近西安市,位于煤层气1类资源附近的居民总数超过2800万人。西安市天然气管道已经在全市范围内组成天然气管网。而且在其他地区也已经具有相当规模的天然气网络,因此生产出的煤层气可以直接输入管道进行民用。

四川盆地人口密集,民用天然气需求量大。目前,重庆市天然气供应面临着一场危机。尽管重庆是全国最大的天然气产地,年产气量64×108m3,占全国总产量的1/5左右,但重庆天然气需求与供给的矛盾已经非常突出。用气危机产生的原因主要是中石油提供给重庆市的天然气用量不能满足需求。虽然现在重庆市主动对重点用气项目进行了几度压缩,使2007年重庆天然气的总需求没有超过45×108m3。但重庆市与中石油经过多次协商,达成的协议也只是中石油承诺在2004年用气量29.8×108m3的基础上,每年增加3.3×108m3,即2007年提供40×108m3天然气给重庆使用。但这对于重点用气项目来说,还是存在着天然气需求量缺口问题。同时,气不足已经对重庆经济的发展产生了一定的影响。一些急需用气的企业不得不限产或停产。同时,煤层气可以作为汽车的燃料。到2000年底,四川、重庆已有CNG站90余座,已有CNG汽车24080辆,是1998年末3204辆的7.5倍。2001年已建成CNG站145座,累计改车36833辆,其中,四川128座,累计改车34333辆;重庆17座,累计改车2500辆,CNG产业已进入快速发展的轨道。川渝地区仅现有出租车、公交车(含中巴)、环卫车、公务用车等可供CNG改装的各类汽车近110多万辆。重庆规划到2010年建CNG加气站450座,CNG汽车9万辆;四川省规划到2010年建CNG加气站300座,改车10万辆。CNG汽车如能与汽车制造业结合,必将有更快的发展。

大同市冬季漫长,居民采暖需要消耗大批煤炭,并且还会造成大气污染。利用煤层气取暖不仅可以解决大气污染的问题,减少废渣排放,而且能够充分利用煤层气热效能高的特点为居民的生活服务。2005年11月,经过近两年施工的金沙滩—大同天然气长输管线已全线贯通,天然气供气管网工程的主要干线和环城干线及大部分支线也已建成竣工,整个天然气利用工程24日点火通气。金沙滩—大同输气管道是山西天然气(煤层气)管网规划的重要组成部分,也是该省继临汾—河津、盂县—阳泉两条省级天然气管道建成运营之后,又一条建成运行的省级天然气输气管道。2010年将完成二期工程建设后,御东区、矿区、城区等都将使用上净洁、高效的天然气,这将为大同煤层气的开发提供机遇,使生产的煤层气可以直接输入天然气管道。

(二)煤层气发电

在沁水盆地,利用阳泉煤业集团三矿和新景矿现有的煤层气抽放量,建设一座11MW煤层气电厂,供矿区自用。本项目建设期1年,总投资6460万元(778万美元),年供电7326×104kW·h。项目全部投资的35%由阳泉煤业集团提供,其余65%通过向金融机构贷款或由国外投资来解决。初步经济分析表明,项目净现值1495万元(180万美元),内部收益率为23%,投资回报期为7年。阳泉煤业集团拟于2002年底启动该项目,并于2003年底建成投产。

鄂尔多斯盆地煤炭资源丰富,因此火力发电厂也较多,如韩城发电厂、西安南郊热电厂、铜川电厂等。这些地区已经有成规模的火力发电的基础。显然利用天然气发电与煤发电发展起来比较容易,这是鄂尔多斯盆地煤层气利用的重要途径之一。

大同是华北地区重要的电力生产基地,全市电力工业装机总容量138×104kW·h。大同三角区的神头一、二电厂,大同一、二电厂,丰镇电厂共同组成中国最大的输变电网,向京津唐地区供电,每年向京、津、唐地区输电超过60×108kW·h,担负着首都1/4的供电量,使国家电力东调的战略性计划得以实现。大同具有良好的电力生产发展基础,境内仍有继续建设火力发电厂的各种资源条件,用煤层气发电可向东部地区提供成本更低的电力资源。

(三)煤层气工业燃料和原料

鄂尔多斯南缘生产的煤层气可直接运到西安市,进行深加工。经过几十年的发展,西安已形成了以机械设备、交通运输、电子信息、航空航天、生物医药、食品饮料、石油化工为主的门类比较完整的工业体系,成为中国目前重要的中高压输变电成套设备。全市现有工业企业46243户,资产总额1054.36亿元,其中市属工业企业净资产约499.42亿元。煤层气在该地区既可以用于化工和制药的原料,也可以用于合成化肥和甲醇等。

四川盆地天然气终端消费价格水平低于全国水平,正是这种优质低价的天然气,使当地许多暂时困难的优势企业成功地实现解困过渡。由于天然气价格较低、气质好,可以生产出优质产品,吸引了外地许多使用天然气做原燃料的企业入川兴业,这些企业涉及电子、轻工、陶瓷、IT等产业,带动了内地经济的发展。例如在四川盆地的眉山—夹江—乐山一线形成了建陶生产基地,这些企业大都来自广东省。然而由于天然气的相对紧缺,这些企业的燃料问题成为制约企业发展和增加经济效益的主要问题,这为煤层气的利用提供了广阔的市场前景和应用前景。

大同全市主要工业有煤矿、机械、建材、化学、电力、粮食加工等。大同矿务局年产原煤超过2700×104t,占全市原煤年产值的3/4,居全国首位。此外,山西柴油机厂、大同水泥厂、大同机车厂等,都是规模宏大、机械化程度较高的骨干工业。这些工业企业现在所用燃料以煤炭为主,这样给大同市和周边地区带来大量的污染源。大同煤层气的开发利用可以通过煤层气利用管线直接提供给这些企业作为燃料。

二、西部区煤层气利用潜力分析

西部区主要盆地为准噶尔盆地、天山盆地(群)、塔里木盆地、柴达木盆地、吐哈盆地和三塘湖盆地。其中准噶尔盆地南缘煤层气勘探最有利目标区与乌鲁木齐市相邻。吐哈盆地西有哈密市,南有吐鲁番市,人口相对密集。但总体上西部人口相对稀少,工业相对落后。因此,西部煤层气的利用以输出为主,其次为发电与民用。

(一)通过管线或交通网输送到经济发达区

随着国家对能源结构进行战略性调整,实施“以气补油”计划,大规模开发利用天然气。同时,国家经济贸易委员会亦提出对西北地区工业结构做重大调整,三大调整思路之首就是集中力量扶持石油天然气工业和化学工业,要求加快塔里木、准噶尔、吐哈、柴达木盆地的天然气(煤层气)勘探开发。为解决资源与市场分割的矛盾,国家已开始全国天然气管网的大规模建设,特别是作为西部大开发标志性工程的“西气东输”管网建设项目的竣工和“西气东输二线”工程的建设。

西部生产的煤层气可以向上海及沿线的其他省市等供气。现在,克拉2气田、牙哈气田的产量基本满足了西气东输目前的需求,但对于上海等9大城市天然气需求量随着国民经济的增长需要而不断提高,这对天然气开发提出了新的挑战,而煤层气的勘探开发利用将会补充天然气相对不足的缺陷,为9大城市的需求量提高供气保障。

(二)开展就地天然气发电与外销发电相结合

利用塔里木地区较为丰富的天然气资源和煤层气资源,在当地建设天然气发电厂,并借鉴“西气东输”的思路建设电网输电管线,将发电厂的电销售到距离该区较近的企业或者作为距离较近城市的民用电。也可以直接通过输气管线将产出的天然气和煤层气输送到天然气开发有限公司和天然气发电厂,从而为发达地区的发电工业提供燃料。

乌鲁木齐供热企业所用燃料比较单一,主要燃料还是依赖原煤,大气污染具有典型北方城市煤烟型污染特征,空气中主要污染物是总悬浮颗粒物,空气污染冬春两季重于夏秋两季,采暖期重于非采暖期,因此要尽快改变目前的状况,采用煤层气、天然气多种洁净能源,帮助改善市区的大气环境。在以气代油方面,乌鲁木齐市公交公司取得了一定成效,2001年已投入改装用天然气汽车1164辆,年耗天然气1272×104m3。另外,社会中巴车和出租车改装用液化石油气作动力的汽车2800辆,年耗液化石油气18291t,到2005年共改装燃气汽车22500辆,年供压缩天然气7200×104m3、液化石油气8.64×104t。通过降低对汽油燃料的依赖性,减轻对石油需求的压力,从而对保证该区能源安全、保护大气环境具有重大战略意义。

柴达木盆地北缘的鱼卡区煤层气的利用也可以通过发电的方式向外输送。鱼卡煤层气发电项目可以建设在鱼卡地区。鱼卡位于柴达木盆地西北部,属马海、大柴旦、锡铁山、绿草山、滩间山、冷湖、涩北工业开发区的重点地区。该地区工业较为发达,煤矿较多,建议对该地区煤层气的开采采用采煤采气一体化的方式。发电后可就近向西部工业开发区供电,可接入青海乌兰—格尔木330kV输变电网。

三、东部区煤层气利用潜力分析

东部区的主要盆地为二连盆地、海拉尔盆地与三江-穆棱河盆地。其中二连盆地的周边霍林河地区城市较为发达,人口相对密集,并且靠近东北三省,有较为发达的化工工业与制药业等;相对二连盆地,海拉尔盆地呼和湖和扎赉诺尔地区人口稀少,且呼和湖和扎赉诺尔浅部煤炭资源已进行了开发利用,能源资源在当地供过于求。因此这两个地区的煤层气利用前景有所差别。但总体来说,霍林河地区煤层气以就地民用及发电为主,而海拉尔盆地煤层气以向经济发达地区输送为主。

(一)煤层气民用

霍林河地区下游条件整体较好,靠近乌兰浩特市、霍林郭勒市、白城市、通辽市。其中乌兰浩特市总人口29万,公路、铁路四通八达,111国道、302国道、省际大通道纵贯全境;铁路开通了直达北京、长春、哈尔滨等大城市的客运和旅游列车。霍林郭勒市是内蒙古自治区直辖的一座新兴的草原煤城,现辖1个苏木、1个镇、3个街道办事处、12个嘎查村,全市有汉、蒙、回、满等17个民族,总人口7万。白城市全市总人口313662人,其中城镇人口为147881人,乡村人口为165781人。该区附近人口众多,并且现在民用燃料主要以煤炭为主,污染严重。如果改用煤层气作为民用燃气,不但可以减少煤炭燃烧所带来的污染,而且可以降低煤矿瓦斯带来的安全隐患。

(二)煤层气发电

霍林河地区现在已经建立了以煤炭为主的火力发电厂,并且中国电力投资集团公司与霍林河煤业集团公司合作正在建设坑口电厂。该区已经有很强的火力发电基础,容易建立煤层气发电站。并且电能可以直接输入东北电网,这样可以缓解吉、辽省间主干电网的北电南送输送压力。

海拉尔地区集中供热源主要有海拉尔热电厂、东海拉尔发电厂和海拉尔热电厂南郊分厂3处,集中供热面积达415.5×104m2。2009年东海拉尔发电厂扩建两台50MW机组,供热负荷可增加208×104m2,同时铺设了一条14.7km长、直径为920mm的热网管线,沿途建设14个换热站,保证新老用户的供暖。该区的煤层气资源可以用来发电或者作为供热燃料之一试用。在煤电一体化建设方面,呼伦贝尔市伊敏煤电公司一期发电通过东北电网销售约50×108kW·h,伊敏煤电公司二期2×600MW、三期4×600MW机组,宝日希勒电厂4×600MW机组等发电后也要通过东北电网输出。因此,在争取东北电网公司的支持,保证电厂和输电线路同步建设的同时,大力开发清洁可接替的煤层气资源来补充或者优化发电燃料,是加快该区资源优势向经济优势转化的重要环节。

四、南方区煤层气利用潜力分析

南方区的主要盆地为滇东黔西、萍乐盆地。其中滇东黔西地区煤层气资源量大,资源丰度高,是华南最有利的勘探地区之一。该区下游条件整体较好,靠近大中城市,该地区人口在30万以上的大中城市有20多个,总人口近6000万,该地区在2010年天然气需求量将达到230×108m3。萍乐盆地所在的江西省能源缺乏严重,进入20世纪80年代后,由煤炭调出省变为调入省,能源生产的增长与国民经济的发展很不适应,已成为制约江西国民经济进一步发展的突出矛盾,地方对用气具有很大的积极性。根据南方区能源缺乏的特点,该区煤层气的利用以综合加工、民用及发电为主。

(一)煤层气综合加工工业

随着滇东黔西经济的高速发展,甲醇需求量仍将保持较高速度的增长,滇东黔西甲醇生产能力约为20×104t/a,其中以常规天然气为原料的占12%,煤层气几乎为零,这为煤层气的利用提供了广阔的发展空间。

江西已建立了汽车、机械、电子、化工、冶金、建材、食品、纺织、医药等多门类工业体系,一批工业企业和优势产业发展迅速,已成为国民经济的主导力量。萍乐盆地煤层气富集区丰城距南昌市仅60km,因此煤层气综合加工工业前景广阔。

(二)煤层气民用

《贵州省城市燃气发展规划》将全省划分4个区域、81个气化区发展燃气。中部为天然气气化区,计划引进川渝天然气,在川渝南线选择合江站为接入口,经赤水、仁怀、遵义、贵阳,延伸至安顺、凯里、都匀,共18个市县,形成“一横一竖”输气格局,2003年开始建设,以2010年规模为基础估算,总投资27.5亿元;东部、南部为液化气气化区,计划引进省外液化气,以液化气为主导气源,严格控制煤制气,覆盖范围48个市县;西部为煤制气控制气化区,将充分利用本地煤炭资源,以煤制气为可以或优先考虑的气源,以液化气为补充气源,不排除其他气源形式,覆盖范围17个县市;充分利用六枝煤矿矿井气地下抽放系统,在六枝特区发展矿井气,并以液化气为补充气源,成为独立气化区。该方案提出,在本地天然气(包括煤层气)资源开发条件成熟时,西部和南部作为天然气就近供应气化区域,远景与中部天然气管联网,并考虑向云南和两广地区供气。

根据人口变动情况抽样调查统计,萍乐盆地所在的江西全省总人口为4185.77万。其中,城镇人口1272.89万人,占30.4%;乡村人口2912.88万人,占69.6%。民用燃料需求量大,并且以煤炭为主。现在江西部分城市已经铺设天然气管道,如赣州2005年6月已经建设成江西最大的天然气管道系统。这样从丰城生产的煤层气可以直接输入天然气管道系统,因而民用是其煤层气利用的重要途径。

(三)煤层气发电

天然气发电是滇东黔西地区煤层气利用的重要途径之一。贵州水城矿业(集团)有限责任公司利用科技手段开发煤层气资源,变废为宝,利用煤层气发电,形成了“以用促抽、以抽促安全”、以发电促生态建设的良性循环新局面,重特大安全事故得到有效遏制。2003年水矿集团从胜利油田引进天然气发电机组,把过去向空中排放的煤层气资源充分利用起来发电,取得了良好的社会效益和经济效益。水矿集团建设的大湾矿一期6×500kW煤层气发电厂,成为贵州省第一个煤层气发电站,煤层气发电机组装机22×500kW,容量达到1.1×104kW,每台机组的实际运行功率在400kW左右,每天可供电15×104kW·h时左右。一台煤层气发电机组投入资金100万元左右,每台按400kW输出功率连续运转,每年可运行250~300天,所发电量供矿区自用,每千瓦时成本仅0.08~0.10元,投资回收期2年。

煤矿供电系统的要求供电电压等级及确定原则,煤矿常用电压等级及用途

智能电网投资额占比逐步提升

在国家规划的推动下,我国智能电网的投资额也开始逐步提升。根据规划,2009-2010年、2011-2015年以及2016-2020年三大阶段我国电网计划投资额分别是5510亿元、15000亿元和14000亿元,其中智能电网计划投资额为341亿元、1750亿元和1750亿元,投资额占比从6.19%提升至12.5%。

然而,在实际投资中,我国电网总投资远超计划投资额。根据国家电网有限公司披露的社会责任报告,2016-2019年,我国电网实际投资额已经突破19000亿元,远超计划投资14000亿元。

因此可以合理预计,我国智能电网投资额也应大于规划额度,以12.50%的比例测算,2019年我国智能电网投资额为559.1亿元。

安全、智能、科技是智能电网重要趋势

如今,智能电网已经成为我国电网智能化建设的必要方向。随着人工智能、5G通信、大数据等技术在电网中得到广泛深入的应用,并与传统电力技术有机融合,智能电网必将持续深入的向安全性、智能化、科技化方向发展;此外,智能电网的发展也有助于推动我国能源向低碳化、清洁化、高效化提升,成为能源转型的关键支撑。

——以上数据及分析均来自于前瞻产业研究院《中国智能电网行业市场前瞻与投资战略规划分析报告》。

根据1986年版《煤矿安全规程》中规定,井下配电电压高压不应超过7000V。而这一规定与电力部门采用10kV作为城乡及工矿企业和农业排灌的供电电压相矛盾。1992年版《煤矿安全规程》中规定,井下配电电压高压不应超过10000V,为发展10kV电压直接下井供电创造了条件。由于目前煤矿井下供电绝大多数采用6kV电压供电,因此很有必要在经济上和技术上分析一下发展煤矿10kV电压直接下井供电的意义。

1 从技术上分析10kV电压下井的意义

1.1 提高输电能力

10kV线路输送的三相有功功率为:

6kV线路输送的三相有功功率为:

设:Z10=Z6,cosψ10=cosψ6

得:P10/P6=U210/U26=102/62=2.8

即在线路阻抗与负荷功率因数相等的条件下,10kV线路的输电能力是6kV线路的2.8倍。

1.2 降低电能损耗

10kV线路的有功损耗为:

ΔP10=3I210R10=(P10/U10cosψ10)2R10

6kV线路的有功损耗为:

ΔP6=3I26R6=(P6/U6cosψ6)2R6

设:P10=P6,cosψ10=cosψ6,R10=R6

得:ΔP10/ΔP6=U26/U210=62/102=0.36

即在输送功率、线路阻抗与负荷功率因数相等的条件下,10kV线路的有功损耗仅为6kV线路的36%,且同理可得两种线路的无功损耗比较结果。

1.3 简化电气接线

简化电气接线,可提高供电可靠性,减少投资和运行等费用,且能和电力系统采用的供电电压保持一致。

对一些中小型矿井,由于负荷较小,一般可不设35kV变电所,电源就近取自电力系统的10kV电网。因而供电系统大为简化,且提高了供电可靠性,同时节约了大量投资和运行费用。特别是近几年来,煤矿第三产业的蓬勃兴起,很多矿井办起了热电厂,其宗旨是:自发自用,多余上网,但往往在热电厂接入系统的问题上与电力部门发生矛盾,他们有时要求我们的热电厂采用10kV系统并网,因而我们矿井只能再新建10kV升压站,这样就增加了变电环节,造成了大量浪费。比如,我们设计并已投运的岭子热电厂和临沂矿务局热电厂,根据矿井热电厂“自发自用”的原则,我们设计了6kV系统;又根据矿井热电厂“多余上网”的原则,我们设计了10kV上网系统。这样就增加了许多电器设备及土建设施,经粗略计算,多投资约500万元,这还不包括这些设备的运行费用及其它。

1.4 减少电网短路电流

10kV系统短路电流为:

I10=IB10/X*.10

6kV系统短路电流为:

I6=IB6/X*.6

设 SB10=SB6,X*.10=X*.6

得 I10/I6=IB10/IB6=5.5/9.16=60%

即在同一地点和相同短路容量的条件下,10kV电网的短路电流只是6kV电网短路电流的60%,这使得10kV系统的电气设备的动稳定、热稳定校验都优于6kV系统的电气设备。

1.5 对于单相接地电容电流的分析

根据《煤矿安全规程》中规定 :矿井高压电网的单相接地电容电流不得超过20A。因此,这个电流值越大,对井下安全越是不利。这在大型矿井中尤为突出。由于单相接地电容电流与电网电压和电网中电缆和架空线路的长度近似成正比。如果在相同负荷条件下,一回10kV线路可以代替几回6kV线路,从而使电网中线路长度减少,抵消了由于电压升高所引起的单相接地电容电流的增加。但是,计算10kV系统的单相接地电容电流还应包括10kV电源进线的对侧10kV母线所带的其它10kV线路,因此,要根据不同情况作具体的分析计算。

1.6 能提高供电质量

频率和电压是标志电能质量的两个基本指标,虽然它们主要是由电网来调整,但对用户来说,供电质量主要是指供电末端的电压质量,即线路电压损失百分值要小,末端电压与首端电压的相位差要小。

图1 电压相量图

图1表示了以受端电压UM6、UM10为参考轴而画出的电压相量图,假设两种系统在线路阻抗、负荷电流、负荷功率因数都相等的条件下,则两种系统的电压损失有效值相等,即:

ΔU10=ΔU6=IRcosψ+IXsinψ

10kV线路电压损失百分值为

ΔU10%=(ΔU10/U10)×100%

6kV线路电压损失百分值为

ΔU6%=(ΔU6/U6)×100%

可见,即使在输送功率提高了1.7倍情况下,10kV线路的电压损失百分值是6kV线路的60%,从而相对来说减少了线路的电压损失。

此外,从图中可得:

sinθ10=c′b′/U10

sinθ6=cb/U6

cb=c′b′

sinθ10/sinθ6=0.6

2 从经济上分析10kV电压下井的意义

从以上分析可以看出,10kV系统供电比6kV系统供电有着许多优点,尤其在节能和供电系统的年运行费上更显示其优越性。当然,10kV系统的电气设备要比6kV系统电气设备费用高约10%~15%;10kV的用电设备费用比6kV的用电设备高约20%~30%。可见应根据实际情况做经济技术方案比较。下面举例分析,年产45万吨的泗河煤矿,全矿Pjs=2319kW,Qjs=661kVAR,S=2411kVA。

表1为泗河煤矿供电方案经济技术比较表,可以看出,该矿建设10kV变电所,且采用10kV向井下供电,技术合理,经济效益显著,相信它将在矿井投产后发挥重要作用。

表1 泗河煤矿供电方案经济技术比较表

项 目 Ⅰ方案

10kV变电所

Ⅱ方案

10/6kV变电所 Ⅲ方案

35/6kV变电所

电力负荷(kW) 2319 2319 2319

设备投资(万元) 308 350 530

建筑投资(万元) 52 60 95

一次投资(万元) 360 410 625

年运行费(万元) 78 85 101

占地面积(m2) 1200 1700 2000

综上所述,10kV系统在可靠性、经济投资、输送容量、电能损耗、电压质量、与电力部门的电网并网等诸方面均优于6kV系统。整套用于矿井的10kV矿用成套电气设备,1986年列入国家“七五”攻关项目,于1991年2月通过能源部技术鉴定。1990年能源部以能源技(1990)176号文,向全国煤矿通报推广10kV下井供电技术。可见,采用10kV电压直接下井供电将是煤矿井下供电的发展方向,矿井采用10kV下井供电不仅是必要的,也是完全可行的。

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