我国煤制天然气发展的探讨

我国煤制天然气发展的探讨 刘志光 龚华俊 余黎明 （石油和化学工业规划院，北京 100013） 收稿日期：2009-01-18 作者简介 ：刘志光 （1963— ），男 ，1985年毕业于华南理工 大学化学工程系化学工程专业 ，副总工程师 ，教授级高级 工程师，主要从事煤化工、天然气化工、基本有机原料等行 业的产业规划、市场研究、项目前期等方面的工作。 摘 要 了煤制天然气相关产业政策情况、国内天然气市场状况和甲烷化技术。 煤制天然气项目具有 能量效率高、单位热值耗水量低和 CO2排放量低等特点，是煤制能源产品最有效的利用方式之一。立足于国内能 源结构，统筹考虑水资源及生态环境承载力，以城市燃气为目标市场，在某些富煤地区适度发展煤制天然气，可 以缓解国内天然气供求矛盾，并且通过合理优化项目建设，还可作为城市燃气的重要调峰手段。 关键词 煤制天然气 市场分析 甲烷化 能量效率 CO2排放 文章编号：1005-9598(2009)-02-0001-05中图分类号：TQ54文献标识码：A 1 政策分析 1.1 宏观政策分析 在国家“十一五”规划以及西部大开发规划中，关 于西部地区产业发展布局部分 ，均强调 “支持资源优 势转化为产业优势，大力发展特色产业 ，加强清洁能 源、优势矿产资源开发及加工 ”；国家发改委 1350号 文件“关于加强煤化工项目建设管理促进产业健康发 展的通知”中明确“在有条件的地区适当加快以石油 替代产品为重点的煤化工产业的发展；按照上下游一 体化发展思路，建设规模化煤化工产业基地”；同时还 指出“民用燃料和油品市场为导向 ，支持有条件的地 区，建设大型煤化工项目”。 国家 《“十一五 ”十大重点节能工程实施意见 》和 《能源发展“十一五”规划》中，都强调“以煤炭气化替 代燃料油和原料油； 在煤炭和电力资源可靠的地区， 适度发展煤化工替代石油化工”。 从国家宏观经济政策来看，国家鼓励符合科学发 展观的煤化工产业的健康发展，尤其是鼓励以煤为原 料发展石油替代产品，以减轻石油进口压力 ，保障国 家能源安全。 1.2 产业政策分析 国家发改委 1350号文件中的技术政策是“各地区 要加大结构调整力度，促进产业优化升级。 鼓励企业 采用拥有自主知识产权的先进技术。一般不应批准规 模在 300万 t/a以下的煤制油项目 、100万 t/a以下 的甲醇和二甲醚项目 、60万 t/a以下的煤制烯烃项 目”。 一般煤制天然气单系列的经济规模在 8亿 m3/a~ 10亿 m3/a，相当于 125万 t/a~160万 t/a甲醇当量规 模， 完全符合产业政策以及 1350号文件中技术政策 的相关规定。 在煤制天然气项目中，除了甲烷化采用国外先进 技术外，其他部分基本为国产化技术 ，使得国产与引 进相结合，保证项目技术先进、成熟可靠，具有很强的 竞争能力。 另外在技术装备上，甲烷化装置仅引进高 压蒸汽过热器、循环气压缩机等个别设备 ，其余绝大 部分均为国产化设备，如甲烷化反应器等 ，符合国家 技术引进政策和装备政策。 2 市场及价格分析 2.1 市场分析 近年来我国天然气产量 、消费量迅速增长 ，并已 显示出继续增长的巨大潜力。截止到 2006年底，全国 剩余天然气可采储量约 3.09×104亿 m3，陆上天然气 储量增长地区主要集中在塔里木和四川盆地等气区， 海上天然气的储量增长海域集中在南海海域和渤海 海域。 随着我国天然气基础设施建设的开展，我国天然 气供应能力增长迅速。 2000年， 我国天然气产量为 第 2期(总第 141期) 2009年 4月 煤 化 工 Coal Chemical Industry No.2(Total No.141) Apr. 2009 2009年第 2期煤 化 工 277.3亿 m3，2007年达到 693亿 m3， 年均增长率为 14.0%。 近年来，我国天然气消费量大幅增长，城市燃 气增长最快。根据《BP世界能源统计报告 2008》，2000 年国内天然气消费量为 238亿 m3，2007年达到 673亿 m3，2000年~2007年期间年均增长率为 16.0%。 目前， 我国天然气利用领域主要包括城市燃气、 工业燃料 、 天然气发电和天然气化工 。 在 1996年~ 2006年期间， 随着我国城市化进程的加快和环境保 护力度的提高，我国天然气消费结构逐渐由化工和工 业燃料为主向多元化消费结构转变。 到 2006年我国 城市燃气占天然气消费总量的 32.4%，主要原因是燃 气对居民燃煤、城市煤气的取代。 随着我国 “西气东输”、“川气东送” 等工程的建 成 、 海上天然气登陆和沿海地区 LNG进口 ， 我国天 然气工业进入一个快速发展的时期 ， 消费市场迅速 成长。 未来中国天然气消费的发展趋势，一是需求量大 幅度增长；二是利用方向将发生变化 ，消费结构将进 一步优化。随着国内可持续发展战略和加强环保等政 策的实施，国内对天然气的需求将与日俱增。 预计2010 年我国天然气的需求量将达到 1000亿m3~1100亿 m3， 同期的天然气产量只能达到 900亿 m3~950亿 m3；预 计 2020年我国天然气的需求量将达到 2 000亿 m3， 同期的天然气产量只能达到 1 400亿m3~1 600亿 m3。 因此，我国天然气供求矛盾的问题 ，除了立足国内现 有资源外，还必须多渠道、多方式扩大资源供给，满足 日益增长的市场需求。 2.2 价格分析 国际天然气价格和原油价格相关性较强，而我国 长期采用政府定价的天然气价格政策，同时受天然气 资源分布的影响， 我国天然气价格呈现南高北低、东 高西低的状况 ，2007年国内主要城市天然气价格情 况列于表 1。 由表 1可以看出 ，从行业分类价格来看 ，车用天 然气的售价最高 ，基本都在 3元 /m3以上 ，主要原因 是与油品价格的关联比较紧密；其次是公共服务用天 然气；由于政府限价的原因，民用天然气价格最低。 从地区分布来看 ， 非资源产地的天然气价格较 高，价格普遍在 2.0元 /m3~3.6元 /m3之间，而资源产 地的价格基本在 1.2元 /m3~2.0元 /m3之间。 为促进节约用气，保证国内天然气市场供应，《天 然气利用政策》中明确表示要合理调控价格 ，完善天 然气价格形成机制，逐步理顺天然气价格与可替代能 源价格的关系。 因此，国内天然气价格的市场化进程 中，价格必然受到国际市场天然气价格的影响 ，将会 有较大幅度的上升空间。 3 甲烷化技术分析 甲烷化技术成熟可靠，在化肥行业广泛用于脱除 CO；在城市煤气行业 ，用于提高热值 。 20世纪 70年 代，鲁奇公司、南非萨索尔公司开始进行煤气甲烷化 生产合成天然气的研究和试验，经过两个半工业化试 验厂的试验，证实可以生产合格的合成天然气。 甲烷 化反应 CO的转化率可达 100%，CO2转化率可达 95%， 低热值为 35 588kJ/m3。 20世纪 70年代的能源危机，促使美国考虑能源 自主供应问题，在北达科他州大平原上建成了大平原 合成燃料厂（GPSP）。该厂于 1984年投产，至今仍在正 常运行。该厂采用鲁奇固定床加压煤气化和甲烷化技 术，年消耗褐煤量为 600多万 t，生产出合成天然气 540亿 ft3（相当于 15亿 m3），还生产化肥 、苯酚 、CO2 和其他化学品。 3.1 托普索甲烷化循环工艺（TREMPTM）技术 托普索公司开发甲烷化技术可以追溯至 20世纪 70年代后期， 该公司开发的甲烷化循环工艺（TREMPTM） 技术具有丰富的操作经验和实质性工艺验证，保证了 这一技术能够用于商业化。 表 1 2007 年国内主要城市天然气价格 地区 北京市 天津市 上海市 石家庄市 沈阳市 南京市 济南市 青岛市 郑州市 武汉市 长沙市 重庆市 成都市 西安市 包头市 呼和浩特市 鄂尔多斯市 乌鲁木齐市 民用 天然气 2.05 2.20 2.50 2.20 2.40 2.20 2.40 2.40 — 2.30 2.36 1.40 1.43 1.75 1.57 1.57 1.52 1.37 公共服 务业用 2.55 2.40 3.30 2.40 3.60 3.00 2.82 3.60 2.40 3.28 2.55 2.21 1.72 1.75 1.82 1.92 1.67 1.88 工业用 天然气 2.35 2.40 2.90 2.10 3.00 2.30 — 3.60 — 2.20 — 1.24 1.66 1.75 1.67 1.67 1.42 — 元/m3 车用 天然气 — 3.60 3.58 2.80 — 3.28 3.08 — 3.32 — 3.28 1.98 2.70 3.08 — 2.17 2.08 2- - 2009年 4月 该工艺已经在半商业规模的不同装置中得到证 明 ， 在真实工业状态下生产 200m3/h~3 000m3/h的合 成天然气 （SNG）产品 （意味着反应器直径是唯一的规 模放大参数）。 托普索公司开发的 MCR-2X催化剂在托普索中试 装置和德国 Union Kraftstoff Wesseling（UKW）的中 试装置中，均进行了独立测试。在中试时，最长的运行 时间达到了 10 000h，证明 MCR-2X是一种具有长期稳 定性的催化剂。 MCR-2X催化剂累计运行记录超过了 45 000h。 在 TREMPTM工艺中，反应在绝热条件下进行。 反应 产生的热量导致了很高的温升，通过循环来控制第一 甲烷化反应器的温度。 MCR-2X催化剂无论在低温下 （250℃）还是在高温下（700℃）都能稳定运行。反应器 在高绝热温升下运行的可能性使循环气体量减少，降 低循环机功耗。 TREMPTM工艺一般有 3个反应器，第二和第三绝热 反应器可用一个沸水反应器（BWR）代替，投资较高，但 能够解决空间有限问题。 另外，在有些情况下，采用 4 个绝热反应器是一种优化选择， 而在有些条件下，使 用 1个喷射器代替循环压缩机可能会更合适。 除了核心技术外，因为生产甲烷的过程要放出大 量的热量，如何利用和回收甲烷化热量是这项技术的 关键。 托普索公司可以将这些热量再次利用，在生产 天然气的同时，产出高压过热蒸汽 ，这些蒸汽可以用 于驱动空分透平。 托普索 TREMPTM工艺的特点如下： （1）单线生产能力大，根据煤气化工艺不同，单线 能力在 10万 m3/h~20万 m3/h天然气之间。 （2）MCR-2X催化剂活性好，转化率高 ，副产物少 ， 消耗量低。 （3）MCR-2X催化剂使用温度范围很宽，在 250℃~ 700℃范围内都具有很高且稳定的活性。 催化剂允许 的温升越高，循环比就越低 ，设备尺寸和压缩机能力 就越小，能耗就越低。托普索 TREMPTM工艺循环气量是 其他工艺的十分之一。 （4）MCR-2X催化剂在高压情况下 ，可以避免羰基 形成，保持高活性、寿命长。 （5）可以产出高压过热蒸汽 （8.6MPa~12.0MPa， 535℃），用于驱动大型压缩机，每 1 000m3天然气副产 约 3t高压过热蒸汽，能量效率高。 （6）冷却水消耗量极低（每生产 1m3产品气，冷却 水消耗低于 1.8kg）。 （7）高品质的替代天然气，甲烷体积分数可达 94%~ 96%，高位热值达 37 260kJ/m3~38 100kJ/m3，产品中其 他组分很少，完全可以满足国家天然气以及管道 输送的要求。 （8）甲烷化进料气的压力高达 8.0MPa，可以减少 设备尺寸。 3.2 DAVY 公司甲烷化技术（CRG） CRG技术最初是由英国燃气公司(BG公司)在 20 世纪 60年代末期和 70年代初开发的，是将容易获取 的液体馏分作为原料来生产低热值城市煤气的工艺 流程中的一部分。 原料石脑油和蒸汽经过绝热的 CRG 催化剂床层，石脑油在低温下进行转化而生产出富含 甲烷的气体。 为了弥补天然气来源的不足，采用 CRG 技术在英国建造了许多的 SNG装置。 从 20世纪 70年代末期和 80年代初期 ，BG公司 开发了使用 CRG催化剂的工艺，将来自煤气化炉的氢 气和一氧化碳气体进行甲烷化反应。 美国大平原煤制天然气装置使用了与 BG公司相 类似的工艺，并且 CRG催化剂已在该装置上成功地使 用了很多年，充分证明了 CRG催化剂在商业化规模的 煤制 SNG装置上的适用性。 后来 BG公司又开发出高温性能更好的新型号 CRG催化剂， 即 CRG-H催化剂。 20世纪 80年代的初 期， 在其位于苏格兰的西田煤气化炉上进行了试验， 在真实环境中对 CRG-H催化剂的适用性进行测试，试 验结果验证了该催化剂在甲烷化反应中具有很好的 高温性能。 20世纪 90年代末期，Davy工艺技术公司获得了 将 CRG技术对外转让许可的专有权，并进一步开发了 CRG技术和催化剂，向市场推出了最新版的 CRG催化 剂，即 CEG-LH催化剂。 Davy甲烷化工艺技术除具有托普索 TREMPTM工艺 第(5)、(7)特点外，还具有如下特点： （1）CEG-LH催化剂已经经过工业化验证 ，拥有美 国大平原等很多业绩。 （2）CEG-LH催化剂具有变换功能 ，合成气不需要 调节 H/C比，转化率高。 （3）CEG-LH催化剂使用范围很宽，在 230℃~700℃ 范围内都具有很高且稳定的活性。 （4）甲烷化压力高达 3.0MPa~6.0MPa，可以减少 设备尺寸。 另外 ，鲁奇公司也拥有甲烷化技术 ，美国大平原 的装置就是由该公司设计的， 最初采用的是 BASF公 司的催化剂，后改用 Davy公司的催化剂。 甲烷化用于生产天然气，国外的美国大平原年产 刘志光等：我国煤制天然气发展的探讨 3- - 2009年第 2期煤 化 工 表 4 不同煤制能源产品的单位热值 CO2排放量 工艺 CO2 排放 0.099 0.099 0.077 0.115 0.077 甲醇 二甲醚 间接煤制油 天然气 1) 天然气 2) 注：1）采用水煤浆气化技术的煤制天然气项目； 2）采用鲁奇炉气化技术的煤制天然气项目。 公用工程CO2 排放 0.060 0.061 0.066 0.019 0.049 总CO2 排放 0.159 0.160 0.143 0.134 0.126 表 2 不同煤制能源产品的能量效率 单位热 值 3)/MJ 20 259 28 405 42 642 34 878 34 612 甲醇 /t 二甲醚 /t 间接煤制油/t油品 天然气 1)/km3 天然气 2)/km3 15亿 m3的工厂自 80年代初一直商业化运行，国内对 甲烷化技术相当熟悉，在合成氨生产中 ，甲烷化广泛 用于脱除 CO，而化肥行业有大量的甲烷化装置，由此 可以看出，甲烷化技术是成熟可靠的 ，工艺技术风险 很小，而且是可以控制的。 4 节能、节水和二氧化碳排放分析 4.1 节能分析 煤制天然气项目甲烷化可以等压合成，无压缩功 耗，系统压降小。甲烷化采用绝热式反应器，合成气循 环比小，循环机功耗低。 甲烷化装置副产大量的高压 蒸汽，可用于驱动空分透平 ，减少锅炉和燃料煤的数 量。 在甲烷化装置部分，几乎 84%的废热以高压蒸汽 的形式得到回收，而仅有 0.5%的废热用冷却水冷却， 使得整个甲烷化系统热量回收效率非常高。 以下采用中华人民共和国行业标准《石油化工设 计能量消耗计算 》SH/T3110-2001对煤制天然气 项目进行能耗计算，结果如下： （1）以长焰煤为原料 ，热值为 28 170kJ/kg，采用 水煤浆气化、低温甲醇洗 、甲烷化等技术的煤制天然 气项目的能耗计算结果为 75 800MJ/km3（单位产品综 合能耗为 2.586kg标煤 /m3），能量效率为 45.98%。 单 位产品综合水耗为 6.84t/km3。 （2）以褐煤为原料 ，热值为 14 400kJ/kg，采用鲁 奇气化、低温甲醇洗、甲烷化等技术的煤制天然气项 目的能耗计算结果为 65 836MJ/km3（单位产品综合能 耗为 2.246kg标煤 /m3），能量效率为 52.6%，扣除热 电站外输电能 、 管网输送用能等后 ， 能量效率可达 59%。 单位产品综合水耗为 5.63t/km3。 目前国内将煤炭转化为能源产品的方式有发电， 煤制油、煤制甲醇、煤制二甲醚、煤制天然气等。 不同 煤制能源产品的能量效率列于表 2。 从表 2数据可以看出，能量效率由低到高为间接 煤制油 （34.89%）＜二甲醚 （37.84%）＜甲醇 （43.86%） ＜发电 （~45%）（扣除自用电后仅 38%左右）＜煤制天 然气（45.98%~52.57%），煤制天然气的能量效率最高 ， 是最有效的煤炭利用方式，是煤制能源产品的最优方 式， 不但可以大幅降低煤炭的消耗 ， 同时还减少了 SO2、CO2的排放。 另外，在产品输送环节，煤制天然气 可以大规模管道输送，节能、环保、安全，输送费用低， 而甲醇、二甲醚（加压液化 ）、油品都是易燃易爆的液 体产品，运输难度大、费用高，运输安全值得关注 ，因 此，从产品输送方面来看，煤制天然气更具优势。 4.2 节水分析 不同煤制能源产品的水耗列于表 3。 从单位热值水耗来看，每 GJ耗水量由低到高为煤 制天然气（0.160t~0.196t）＜间接煤制油（0.375t）＜ 二甲醚（0.775t）＜甲醇（0.740t）。单位热值耗水量煤 制天然气最低，是最节水的能源产品 ，这对于富煤缺 水的西部地区发展煤化工产业具有十分重要的意义。 4.3 二氧化碳排放分析 不同煤制能源产品的 CO2排放量列于表 4。 从工艺装置单位热值 CO2排放量来看 ，间接煤制 油和天然气 2）（褐煤原料）的CO2排放较低（0.077t/GJ）， 注：1）采用水煤浆气化技术的煤制天然气项目； 2）采用鲁奇炉气化技术的煤制天然气项目； 3）低热值。 单位能 耗 /MJ 46 193 75 063 122 213 75 852 65 836 能量效 率 /% 43.86 37.84 34.89 45.98 52.57 表 3 不同煤制能源产品的水耗 单位产品 水耗 /t 15.00 22.00 16.00 6.84 5.63 甲醇 /t 二甲醚 /t 间接煤制油/t油品 天然气 1)/km3 天然气 2)/km3 注：1）采用水煤浆气化技术的煤制天然气项目； 2）采用鲁奇炉气化技术的煤制天然气项目。 单位热值 水耗 /t·GJ-1 0.740 0.775 0.375 0.196 0.160 t·GJ-1 4- - 2009年 4月 煤制甲醇、 二甲醚和煤制天然气 1） 均在 0.099t/GJ~ 0.115t/GJ之间， 天然气 1） 的排放量最高， 达 0.115 t/GJ。 值得注意的是 ， 上述数据仅为工艺装置的排放 量，并不包括锅炉、发电的排放量，因此 ，仅从工艺装 置排放量的角度得出结论是片面的。 由于煤制天然气项目中，甲烷化装置可以副产大 量的高压蒸汽（或中压蒸汽），用于驱动空分透平或用 于煤气化，锅炉仅需补充少量的高压蒸汽 ，减少了锅 炉燃煤量， 同时大量富余的低压蒸汽可以用于发电， 二者都可以大大降低锅炉和发电产生的 CO2排放量， 而煤制甲醇、二甲醚和合成油装置中 ，空分所需高压 蒸汽几乎全部由锅炉供给，而且基本没有富余的低压 蒸汽，因此，CO2排放量应从项目整体来评价。 通过计算 ，从整个项目 CO2排放量来看 ，由低到 高的次序为天然气 2）（0.126 t/GJ）＜天然气 1）（0.134 t/GJ）＜煤制油 （0.143 t/GJ）＜甲醇 （0.159 t/GJ）＜ 二甲醚（0.160 t/GJ）。煤制天然气 CO2排放量最低，与 能量效率相吻合。 通过上述分析可以得出结论，煤制天然气项目由 于能源利用率高，决定了其综合 CO2排放较其他煤制 能源产品低，符合国家节能减排的方针政策。 5 发展方式分析 5.1 煤制天然气的消费应定位于城市燃气市场 目前 ，国内天然气消费主要在城市燃气 、工业燃 料、天然气发电和天然气化工等方面 ，鉴于以煤为原 料可以直接发电或生产合成氨 、甲醇 、二甲醚等化工 产品，因此，煤制天然气用于发电和天然气化工是不 合理的。 在国家发布的 《天然气利用政策 》中 ，明确指出 “确保天然气优先用于城市燃气 ”，因此 ，煤制天然气 市场的合理定位是城市燃气市场 ，如民用燃气 、公共 服务燃气、车用燃气等 ，煤制天然气的发展必须与国 家相关产业政策相一致。 5.2 适度发展煤制天然气，作为天然气资源的补充， 缓解国内天然气供求的矛盾 随着我国经济社会持续快速发展，天然气需求大 幅度增长， 国内天然气生产不能完全满足市场需求， 供需矛盾突出。国家已经采取了很多措施增加天然气 的供给 ，如 “西气东输二线 ”引进土库曼斯坦的天然 气，干线管道设计输气规模 300亿 m3/a，建设深圳、福 建、大连等 LNG工程，加大力度，利用国外资源满足国 内市场需求。 但近年来，由于国际天然气市场价格大 幅波动，利用境外资源难度增大 ，使得国内天然气供 需矛盾将会进一步加剧。 我国能源结构的特点是缺油、少气、富煤，立足于 能源结构特点，发展煤制天然气 ，作为扩大资源供给 的方式之一是可行的。 但由于煤化工耗水量大、投资 高、CO2排放量大 ，因此 ，富煤缺水的西部地区应量力 而行，要以水资源和生态环境承载力为基础 ，合理确 定产业规模，避免盲目发展。 5.3 通过合理优化建设方案， 煤制天然气可以成为 城市燃气的重要调峰手段 目前 ，我国城市燃气的用气非常不均衡 ，北方地 区冬季用量大，非采暖季节用气少 ，调峰问题非常严 重。如 2006年北京市的用气结构中，采暖制冷用气占 总用气量的 52%，预计 2012年采暖用气仍将占 50%左 右 ，约 38亿 m3~40亿 m3，如此大的季节需求差 ，除了 采用地下储气库 、 燃气调峰发电或 LNG等调峰手段 外，不妨尝试用煤制天然气工厂进行调峰 ，也就是说 煤制天然气工厂冬季生产天然气，其他季节可以联产 一部分甲醇等产品，由于生产工艺大同小异 ，只需增 加少量设备就可以实现调峰的目的。 煤制天然气项目不但可以弥补天然气供气量不 足，同时可以作为储备气源 ，也可以作为调峰措施之 一，保证北京等大城市的用气安全。 6 结束语 国家一直鼓励通过煤炭的清洁利用发展替代能 源和化工产业，煤制天然气正是立足于国内能源结构 的特点，通过煤炭的高效利用和清洁合理转化 ，生产 清洁能源。煤制天然气技术成熟，能量效率高，单位热 值耗水量和 CO2排放量均较低，是煤制能源产品最有 效的利用方式，符合国家节能减排的方针政策。 以城 市燃气为目标市场，适度发展煤制天然气 ，作为天然 气资源的补充，可以起到缓解国内天然气供求矛盾的 作用，同时还可以作为城市燃气的重要调峰手段之一。 主要参考文献： [1]王家诚,赵志林,闫长乐,等.2007年中国能源发展报 告[M].北京：中国水利水电出版社，2007.123-136. [2]吴鹤峰，王抚华，徐明善，等.化学工程[M].北京: 化学工业出版社,1984.259-262. [3]李希宏 ，何祚云 ，毛加祥 ，等.中国石油石化产业经济 研究年度报告[M].北京:中国石化咨询公司,2008. 97-171. （下转第 13 页） 刘志光等：我国煤制天然气发展的探讨 5- - 2009年 4月 Joint Products by Inter-Industries in an Way of Efficiency and Energy Conservation for Coal-based Chemical Development Chen Junwu and Chen Xiangsheng (Luoyang Petrochemical Engineering Corporation of SINOPEC, Luoyang 471003) Abstract This paper discusses the energy consumption and economic benefits of products by means of different tech- nologies such as coal-based chemical products, coal and power joint products and coal-power-chemical joint products. In or- der to take full advantage of coal resource in China, it is suggested that coal-based chemical producers for petroleum pro- ducts, low carbon olefin and SNG joint with oil refining and thermal power producers to obtain good effects such as low in- vestment and energy consumption, optimized management and reduced reduction emission of greenhouse gas like CO2. Key words Coal-based chemical industry, joint product, energy conservation, greenhouse gas ��������������������������������������������� （上接第 8 页） SNG Development in China Liu Zhiguang, Gong Huajun and Yu Liming (National Petroleum & Chemical Industry Planning Institute, Beijing 100013) Abstract This paper discusses the natural gas market in China as well as the industrial policy related to SNG and the methanation technology. SNG technology features the best utilization mode in the way of coal to energy due to high energy efficiency, low water consumption and CO2 emission in unit calorific value. The conclusion comes out of this paper that SNG development in China is centering on town gas market in China, and SNG is also one of the peak adjustment method for town gas application. Key words coal to substitute natural gas (SNG), market analysis, methanation technology, energy efficiency, CO2 emission （上接第 5 页） Simulation and Analysis by PRO/II on Pure Oxygen Catalytic Reforming for COG to Methanol Technology Ye Xin, Gong Wanfu and Lv Jianning (Wison Shanghai Chemical Engineering Co., Ltd., Beijing 100102) Abstract The pure oxygen catalytic reforming process for coke oven gas (COG) to methanol technology was analyzed and simulated by PRO/II in this paper. A model of the catalytic reaction was established as well. Process conditions and limitations of COG as the feedstock were exposed as well. In addition, it is proposed in this paper that coal to methanol projects be constructed so as to enhance comprehensive utilization of coal. Key words coke oven gas, pure oxygen catalytic reformation, PRO/II simulation, methanol 叶 鑫等：焦炉气催化纯氧转化的 PRO/II模拟计算及分析 IIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIIII 13- -