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煤层气的液化及应用

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煤层气的液化及应用



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。

 

发表于 2010-4-23 16:13:23

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多谢,不需下载付费,够无私

 

发表于 2011-2-12 09:14:51

 

 

 

Peterpaul彼得保罗
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有没有关于小型LNG液化工艺的分析啊?!

 

发表于 2018-4-16 20:31:53

回复

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