中科院理化所开发成功煤层气分离和液化工艺

中科院理化技术研究所开发成功煤层气分离和液化流程，处理后的液化天然气纯度可达99％以上，排放气中甲烷含量小于1％，解决了煤层气利用难题。     

含氧煤层气液化流程安全性分析与措施

矿下抽采的煤层气由于混有空气而在液化中存在爆炸危险。通过将HYSYS对常规液化分离流程的模拟结果与爆炸极限理论相结合进行分析计算得出:爆炸危险主要集中在冷凝终了处和精馏塔顶部。进而提出降低压缩机出口压力或提高最终冷凝温度;严格控制精馏塔塔顶气相CH4含量在爆炸上限之上,塔顶气用N2惰化后再与液氮逆流接触以进一步回收CH4。计算表明,当N2注入比达0.6(摩尔比),气相CH4含量曲线将绕过临界点进入安全区。采取措施后CH4有较高收率且液化流程安全性得以提高。     

船用BOG再液化工艺对比分析

与陆用BOG再液化系统相比,船用BOG再液化系统的设计更加侧重于安全性与紧凑性两方面.本文对BOG再液化技术及研究进展进行了总结;从能效、液化能力与占地面积、安全性与稳定性等方面对不同的技术进行了对比分析,认为现有的BOG再液化工艺存在设计负荷大时占地面积大的问题.因此,如何将不同再液化工艺与高效紧凑的BOG自膨胀工艺...     

含氧煤层气液化HYSYS模拟及安全性分析

设计了一种混合制冷剂和氮节流共同制冷的含氧煤层气液化精馏工艺,模拟结果显示,该工艺可以较为彻底地去除氮气、氧气等,对x(CH_4)为40%的煤层气进料,获得LNG产品纯度高达99.91%,甲烷回收率为97.12%,LNG生产能耗为0.94k W·h/m~3(STP)。对该工艺进行了爆炸安全性分析,表明煤层气仅在精馏塔顶部有爆炸可能性。采用往精馏塔通入氮气降低塔内氧含量的方法来保证操作安全,并对通入氮气的流量和位置进行了优化。结果表明从精馏塔内气体中氧的物质的量分数大于8%的最下层塔板处通入与煤层气同流量的氮气,对氧气稀释效果最好,在保证高纯度LNG产品和甲烷回收率的同时,生产能耗升高30%。     

高效煤层气储运及低温液化技术可行性研究

对比分析煤层气几种潜在储运方法的优缺点,结合煤层气特点及发展利用现状,指出小型煤层气液化是我国煤层气开发利用较为合理的选择。在国内外小型煤层气液化技术的基础上,分析了混合制冷剂流程和氮气透平膨胀机液化流程各自特点,并提出一种新型安全高效煤层气液化工艺。     

山西沁水煤层气液化HYSYS软件计算模型

我国是世界上煤层气资源最丰富的国家之一。2 000 m以浅地质资源量约36×1012m3,目前已探明储量1 130×108m3,山西沁水地区已实施20×108m3建设工程。煤层气的液化也是煤层气的储运方式之一。由于煤层气的组成主要是甲烷和氮气,因此煤层气的液化较常规的天然气液化困难。给出了煤层气混合冷剂液化的HYSYS软件的计算模型,供设计时参考。     

低浓度煤层气液化技术及其应用

针对大庆庆深煤层气气源条件，提出采用液化精馏的方法处理含有大量氮氧的低浓度煤层气，生产LNG。定义了适用于低浓度煤层气液化系统的煤层气气源中甲烷摩尔分数为30%~87%；该方法中的净化单元采用MEA溶液化学吸收酸性气体，液化单元采用具有高效率的混合工质制冷剂液化流程，低温部分采用精馏塔脱除氮氧组分提高LNG中甲烷含量；运用大型数值分析软件对液化系统进行了模拟计算与比较分析，分析了混合制冷剂中CH₄、C₂H₆、C₄H₁₀及N₂等组分对液化单元换热器内部最小温差的影响。分析结果显示：合理的制冷工质配比能够有效地降低换热温差，减少不可逆损失，提高换热效率。LNG中的含氧量随着精馏塔理论塔板数的增加而降低，但精馏塔的高度相应地增加。因此，应适当增加理论板数以有效地提高LNG中甲烷的浓度。计算结果将有助于低浓度煤层气液化装置的国产化应用与推广。     

国内最大煤层气液化项目全面启动

中联煤层气有限责任公司与中国联盛投资集团有限公司，就煤层气销售及利用等事项达成共识，并于2007年8月3日在京举行沁水盆地煤层气购销合同签字仪式。此举标志着国内日产规模最大的煤层气液化项目全面启动，也标志着中联煤层气公司煤层气商业化利用步人大规模发展阶段。此项合同签订后，日产50万立方米能力的2条煤层气液化生产线将正式开工建设，计划2007年年底竣工，[第一段]     

我国含氧煤层气分离液化成功

含氧煤层气分离液化2007年8月5日在山西省阳泉市阳煤集团实验成功。不仅可以清除煤矿爆炸的祸根，而且将其变成接替能源中的新宠。     

沁水盆地煤层气田与苏里格气田的集输工艺对比

我国煤层气蕴藏量丰富,沁水盆地煤层气田是我国煤层气田开发建设条件最好的地区之一,目前地面集输工程一期已基本建成。为了更深入地了解该盆地煤层气田地面集输工艺特点,通过与已取得成功经验的苏里格气田天然气集输工程的对比,分析了该盆地煤层气田开发方案所提供的气井基本参数、地面建设采用的井场、采集系统、集气站场及处理厂工艺。进而提出了如下建议：我国煤层气田开发建设还应加强集输工艺、气田动力供应方式、采出水处理工艺的研究工作,合理选择采集气管线材质,加快煤层气田开发的标准化工作。     

煤炭与煤层气资源勘查技术体系对比研究

在进行地质勘查过程中,需要利用现代化的资源开发技术对煤炭资源和煤层气资源进行有效开发,为了能够有效节省工作时间,通常情况下会采用共用勘查技术来勘查当地的煤炭资源和煤层气资源,从而有效提高其工作效率。通过分析当前煤炭与煤层气资源勘查技术体系的对比,找出两者在实际勘查过程中的共同点,从而为后期的资源开发奠定基础。     

含氧煤层气的液化及杂质分离

煤层气是一种新型清洁能源,但是大部分含氧煤层气由于加工处理技术的限制没有被合理利用,而是直接被放空,不仅造成了资源的浪费,而且还会严重污染大气环境。为了更好地合理利用含氧煤层气,针对大庆庆深气田含氧煤层气气源条件和组分特点,设计了一种新型的煤层气液化及杂质分离工艺流程,采用精馏塔在低温条件下脱除煤层气中的氧气和氮气,精馏塔塔顶冷凝器和塔底再沸器的能量都分别取自于流程中的制冷剂冷却系统和煤层气液化系统,且从塔顶流出的低温杂质气体返回换热器进行冷量回收。采用流程处理软件HYSYS模拟计算的结果表明,所设计的工艺流程能耗较低,精馏塔脱氧脱氮彻底,产品中甲烷纯度高,甲烷回收率较高,该工艺流程的气源适应性和操作安全性都较好。该液化工艺流程的设计为含氧煤层气的液化及杂质分离提供了一种参考方法。     

我国含氧煤层气分离液化成功

含氧煤层气分离液化在山西省阳泉市阳煤集团实验成功。不仅可以清除煤矿爆炸的祸根，而且将其变成接替能源中的新宠。中国科学院理化技术研究所的专家介绍说，成功地将含氧煤层气分离液化，即将煤层气中的甲烷等可燃性气体和空气分离，并将提纯后的煤层气液化，这在我国乃至国际上都是第一次。     

含氧煤层气低温脱氧液化工艺及安全分析

国内煤层气井下抽采利用率低,造成大量的煤层气资源排空浪费。针对含甲烷浓度低(以甲烷摩尔分数40%为例)的含氧煤层气,提出含氧煤层气开发利用的低温脱氧液化工艺流程,并给出流程计算结果和液化系统单位能耗;通过HYSYS对含氧煤层气低温脱氧液化工艺流程进行模拟,结合爆炸三角形理论,对工艺流程的安全性进行分析,指出含氧煤层气采用低温脱氧液化技术可能存在的安全隐患,并通过分析提出消除安全隐患的方法和措施,指导含氧煤层气低温脱氧液化工艺设计。     

含氧煤层气液化精馏提纯技术模拟研究

煤矿开采过程中产生的煤层气由于含有氧气,很难加工利用,绝大部分被放空。本文针对典型的含氧煤层气气源,设计了一种液化精馏工艺流程,并采用流程处理软件HYSYS对流程进行模拟分析。结果表明,该工艺总能耗低,可彻底除去氧、氮杂质,获得高纯的液态甲烷产品。     

天然气液化工艺探讨

天然气液化工艺的选择是LNG装置生产至关重要的环节,本文通过流程模拟分析对三种天然气液化工艺进行了比选,最终选择了合适的液化工艺。     

开采湘黔煤层气，液化供应珠三角（一）

据专家介绍，我国煤层气产业目标存在不少“瓶颈”制约，如勘探开发不足、风险投资过高，煤炭企业自身难以支付等。还有一个重要的问题就是煤层气的下游市场与上游开发脱节，即上、下游之间断流，凡开采煤层气的地方往往没有利用市场，其市场往往在千里之外。如山西煤层气的主要消费市场是北京和上海地区，而贵州煤层气的主要消费市场是珠三角地区。[编者按]     

开采湘黔煤层气，液化供应珠三角（二）

四、煤层气的各种储运方式简介 1、煤层气的八种储运方式简介煤层气（或天然气）由于其物理特性难于储存，也难于运输．需要高压和低温来增大其聚集密度，这与石油不同．石油能够储存在结构简单、价格低廉的储气罐里面就能够运输．煤层气（或天然气）储存的困难导致了它需要快速地从气田转移到目的地：然而另一方面．石油常常比天然气难于从矿藏中收回投资，而且富矿越来越少．越来越多的矿藏被遗弃，由于石油的开发期越来越短，经济价值不断下降。     

天然气液化工艺技术比较分析

近期LNG工业快速增长再次刺激了LNG工艺的技术发展,使得一些传统的LNG生产工艺得到了关注,尤其是混凝土结构的、驳船型、浮式LNG装置等小规模LNG项目的应用。根据工作实践并查阅大量国内外资料,较系统地从LNG产量、功耗和生产线效率等方面对5种基本负荷型LNG工艺进行了比较分析,包括丙烷/混合制冷工艺、复迭式制冷工艺、双混合制冷工艺、单混合制冷工艺和带预冷的氮气膨胀工艺。其中,单混合制冷工艺流程、氮气膨胀制冷循环流程工艺简单,设备数量少,装置占地面积小;丙烷/混合制冷工艺流程、双复迭式制冷工艺流程、双重混合制冷工艺流程工艺较复杂,设备数量多,装置占地面积较大。在热带地区建造大型LNG装置采用丙烷/混合制冷工艺最好;氮气膨胀制冷循环流程因其工艺简单,设备数量少,制冷剂易获得和补充,较适合用于边远地区和海上小型天然气处理工厂。     

利用吸附余压预冷的煤层气氮膨胀液化流程

煤层气液化是对煤层气进行开发利用的一种有效方式。而由于受抽采技术的限制,煤层气中常含有较多的氮气。因此在预净化处理后,还须在液化前进行变压吸附或液化后进行低温精馏实现氮和甲烷的分离,从而提高甲烷浓度。为此,构建了一种新型的吸附-液化一体化的氮膨胀液化流程,将吸附后排出的带余压氮气直接膨胀对浓缩后的煤层气进行预冷。通过HYSYS模拟计算考察了不同含氮量和不同吸附余压下系统单位产品液化功的变化情况,并与不带预冷的普通氮膨胀液化流程及丙烷预冷氮膨胀液化流程进行比较。结果表明,高含氮量下,一体化的流程能够大大降低系统功耗。