分享煤层气的液化及应用

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一、意义及必要性
     我国煤层气资源极为丰富，但是由于开发较少，因此几乎没有工业上的应用。据了解，每年排入大气的煤层气在100亿立方米以上，是很大的资源浪费。煤层气也称非常规天然气，特点是，单井产量不很高。除就地使用外，铺设管道外输常常不合算，因此浪费很严重。如果采用低温制冷的方法，把煤层气液化，其体积将缩小600多倍，便于运输和利用。与管道输送相比，液化运输更为灵活，可以随着气源和用户的变化而变化。而且，在气量不大的情况下（每天几万至几十万标方），液化运输的成本更低。
二、液化流程
    液化天然气（包括液化煤层气，简称LNG）的流程主要有：1、利用天然气自身压力膨胀制冷的液化循环，2、利用外部气体膨胀制冷的液化循环，3、混合制冷剂制冷的液化循环。我国的气体制冷和液化的研究工作，从建国初期就开始了。空气分离和液化装置的生产早已实现了产业化。从二十世纪九十年代起，又开展了液化天然气的工作。曾采用前两种液化循环的方法，分别建成了两台小型的天然气液化装置。此后，在上海浦东又委托法国索菲公司，采用混合制冷剂制冷的液化循环进行设计，建成了一套每天液化10万标方天然气的LNG调峰装置。在中原油田，又与法国合作，建成了一套带预冷的天然气节流膨胀制冷的LNG装置，液化能力为每天15万标方天然气。因此，目前国内对各种LNG的循环已基本掌握，具有了自主开发液化天然气和煤层气装置的能力。对于那种在采煤的同时从坑下矿井中强风抽采的煤层气（阳泉模式），由于其燃气含量低（仅在50%左右，其余主要是氮和氧），需要在流程中增加分馏装置，把氮和氧分离出来，这在技术上也是成熟的，并不存在困难，只须注意由于有氧的存在所带来的安全性问题。
三、可行性
1、 经济性分析。
    曾作过多次比较和测算，天然气和煤层气的液化加工成本（不算原料气价）约在0.4-0.6元/标方天然气，因原料气的组分及压力的不同而有所不同。对于在采煤的同时从矿井中强风抽采的煤层气，由于其燃气含量低，液化加工成本就会略高一些，约在每标方天然气0.6-0.7元。陆上LNG槽车的运输成本，约为每标方天然气、每100公里0.05-0.06元。由此可以知道，经济上是可行的。例如，某矿区采煤时强风抽采放空的煤层气（含50%空气），如将其定价为每标方0.20元，则每标方燃气价实际为0.4元，加上液化加工成本费0.65元，假设运输距离为500公里，则运输费将为0.3元，到用户所在地时，共计成本为每标方燃气（已去除空气）1.35元。根据目前小城镇供气的价格水平，会有一定的利润，投资回收期将为5年左右。近年来，随着基础产业改革力度的加大，燃气行业发生了巨大的变革，小城镇的小区气化十分活跃。由于LNG的运输比管道输送更为灵活，因此中原油田15万标方/天的LNG装置建成后，每天生产的LNG供不应求。开展煤层气液化的工作，将不仅能够充分利用我国的资源，同时也能满足我国城镇小区的供气需要。此外，利用LNG做汽车燃料和内燃机燃料，更加具有价格优势和显著的经济效益。因此，有广阔的市场前景。
2、 技术可行性
    前文已说过，我国在气体制冷和液化技术方面，已经有很好的基础。中国科学院理化技术研究所（前身为中国科学院物理所五室，中国科学院低温技术实验中心）低温系统关键技术组是我国最早从事气体制冷和液化的研究单位，曾在我国最早实现了氢、氦的液化，有丰富的低温工程的经验。曾参与氦液化装置的设计，并负责了我国航天KM3, KM4透平氦制冷低温系统的设计和研制。从二十世纪九十年代起，曾先后最早研制了两种小型的LNG装置，并参与了中原油田LNG装置的设计，还应邀对上海LNG装置（法国索菲公司设计）进行了技术评估，提出了混合制冷剂替代方案等改进意见。因此，我们对各种LNG流程已经有较深入地了解。此外，我国数家大的空分设备厂，都具有较强的设备制造能力。对个别关键部件也可选用国外的先进产品。这样，主要依靠我们自己的力量来开展煤层气液化的工作，是完全可行的。'
   2005-2006年，成功地开发了一种含氧煤层气的低温分离液化技术，现正在投入使用。