國(guó)內(nèi)外煤層氣的轉(zhuǎn)化利用技術(shù)綜述

1、國(guó)內(nèi)外煤層氣的轉(zhuǎn)化利用技術(shù)綜述前言煤層氣又稱煤層甲烷( coalbed methane)，是與煤伴生、共生的天然氣資源，是一種潛在的儲(chǔ)量巨大的潔凈能源。煤層氣開發(fā)利用具有重要的戰(zhàn)略意義，它將改善我國(guó)的能源結(jié)構(gòu) ，促進(jìn)我國(guó)以煤為主的能源體系逐步向?qū)Νh(huán)境無害的可持續(xù)發(fā)展的模式轉(zhuǎn)變，形成潔凈能源新產(chǎn)業(yè)。同時(shí)，煤層氣的地面開發(fā)預(yù)抽了賦存在煤層中的瓦斯，可有效降低或杜絕煤礦生產(chǎn)過程中的瓦斯災(zāi)害，改善煤礦安全生產(chǎn)條件，減少煤層氣排放所導(dǎo)致的溫室效應(yīng)，保護(hù)全球大氣環(huán)境。另外，煤層氣可作為煤炭的接續(xù)能源，為資源枯竭型城市的經(jīng)濟(jì)轉(zhuǎn)型提供能源保證。本文將簡(jiǎn)要介紹國(guó)內(nèi)外煤層氣的轉(zhuǎn)化利用技術(shù)。1.國(guó)內(nèi)外煤層氣開發(fā)利用

2、現(xiàn)狀1.1世界煤層氣資源分布據(jù)國(guó)際能源機(jī)構(gòu) (IEA)估計(jì)，全球陸上煤田埋深于2 km的煤層氣資源量約為26×1013m3，是常規(guī)天然氣探明儲(chǔ)量2倍多；全球可采煤層氣儲(chǔ)量已達(dá)13.78×1013m3。其中，俄羅斯、 加拿大、 中國(guó)、 美國(guó)、 澳大利亞等國(guó)煤層氣儲(chǔ)量均超過 10×1012m3（見表1）。1.2國(guó)內(nèi)外開發(fā)利用現(xiàn)狀1.美國(guó) 美國(guó)是世界上煤層氣商業(yè)化開發(fā)最為成功、產(chǎn)量最高的國(guó)家。美國(guó)煤層氣工業(yè)起步于20世紀(jì)70年代，大規(guī)模開發(fā)始于80年代。美國(guó)有完善的天然氣管道系統(tǒng)，生產(chǎn)的煤層氣大部分進(jìn)入天然氣管網(wǎng)銷售給燃?xì)夤荆V井抽放的煤層氣有的直接供給坑口發(fā)電廠，或

3、與煤混合燃燒作為鍋爐燃料。2.加拿大 加拿大的煤層氣開發(fā)起步比較晚，2000年以前由于市場(chǎng)價(jià)格、生產(chǎn)技術(shù)等原因，曾把煤層氣列為無經(jīng)濟(jì)開采價(jià)值的資源，19872001年，加拿大僅有250口煤層氣生產(chǎn)井。2000年以后，在加拿大政府的支持下，一些研究機(jī)構(gòu)根據(jù)本國(guó)以低變質(zhì)煤為主的特點(diǎn)，開展了一系列的技術(shù)研究工作，多分支水平井、連續(xù)油管壓裂等技術(shù)取得了重大進(jìn)展，降低了煤層氣開采成本，使一些公司有了積極性，2003年Encana和MGV公司合作，鉆了1015口煤層氣井，試采氣5.1×108m3，2006年煤層氣井超過7700口，產(chǎn)量55×108m3。3.澳大利亞 煤層氣的勘探始于19

4、76年。20世紀(jì)末，充分吸收美國(guó)煤層氣資源評(píng)價(jià)和勘探、測(cè)試方面的成功經(jīng)驗(yàn)，針對(duì)本國(guó)煤層含氣量高、含水飽和度變化大、原地應(yīng)力高等地質(zhì)特點(diǎn)，成功開發(fā)和應(yīng)用水平井高壓水射流改造技術(shù)， 使鮑恩盆地煤層氣勘探開發(fā)取得了重大突破。澳大利亞的一些礦井已廣泛應(yīng)用水平鉆孔、斜交鉆孔和地面采空區(qū)垂直鉆孔抽放技術(shù)。1998年澳大利亞煤層氣產(chǎn)量只有0.56×108m3，而到2006年底就達(dá)到18×108m3，現(xiàn)已形成商業(yè)化開發(fā)。4.德國(guó) 在煤層氣發(fā)電利用上較為成功，主要技術(shù)特點(diǎn)是模塊化燃?xì)獍l(fā)電機(jī)組，采用集裝箱式設(shè)計(jì)，便于拆裝、運(yùn)輸，對(duì)30%濃度以上甚至略低于30%甲烷濃度的氣體進(jìn)行發(fā)電利用，實(shí)現(xiàn)了

5、電熱聯(lián)產(chǎn)。5.中國(guó) 2008年，我國(guó)煤礦井下煤層氣抽采量53×108m3，地面煤層氣開采量7.5×108m3；至2009年，我國(guó)已建成地面煤層氣產(chǎn)能 25×108m3。2010年地面煤層氣產(chǎn)能力爭(zhēng)達(dá)到35×108m3， 產(chǎn)量2×109m3。 規(guī)劃2020年產(chǎn)量3×1010m3； 2030年產(chǎn)量5×1010m3，與美國(guó)現(xiàn)階段產(chǎn)量相當(dāng)。在煤層氣地面開采利用方面，中國(guó)石油天然氣集團(tuán)公司已經(jīng)率先在山西沁水將地面開采的煤層氣送入西氣東輸主干線，年產(chǎn)能 6×108m3，實(shí)現(xiàn)煤層氣與天然氣共輸共用。其他地面開采的煤層氣主要用于礦

6、區(qū)及周邊地區(qū)民用燃料、工業(yè)燃料以及汽車燃料、 生產(chǎn)炭黑等。山西太原、晉城、長(zhǎng)治等地已經(jīng)建成多座煤層氣加氣站，部分出租車已改用壓縮煤層氣( CNG )。此外，近幾年來，我國(guó)煤層氣發(fā)電特別是用低濃度煤層氣(CH4體積分?jǐn)?shù)為6%以上)發(fā)電技術(shù)進(jìn)展較快，2009年全國(guó)瓦斯發(fā)電機(jī)組已超過1200臺(tái)，總裝機(jī)容量達(dá)到92×104kw，其中，國(guó)產(chǎn)發(fā)電機(jī)組占70%，進(jìn)口機(jī)組占30%。世界最大規(guī)模、總裝機(jī)容量12 ×104kW的山西晉城煤業(yè)集團(tuán)公司寺河瓦斯發(fā)電廠，年利用煤層氣1.8×108m3(折純)。2.煤層氣的主要轉(zhuǎn)化利用技術(shù)從資源利用的角度，煤層氣用途非常廣泛，可以用作民用、工

7、業(yè)、發(fā)電、汽車燃料和化工原料等。1m3煤層氣約相當(dāng)于1kg燃油、1.3kg標(biāo)準(zhǔn)煤、9.5度電、3m3水煤氣、1.1 1.3升汽油。且煤層氣燃燒所產(chǎn)生的污染，大體上只有石油的1/40，煤炭的1/800，燃燒后生成二氧化碳和水，不產(chǎn)生一氧化碳等有毒氣體。2.1用作民用及工業(yè)燃料煤層氣作為民用燃料，和煤炭比較具有熱值高、污染小、使用安全等特點(diǎn)，不需龐大的凈化處理裝置，不腐蝕、不堵塞輸氣設(shè)備。在美國(guó)，一般將開采的煤層氣經(jīng)加壓后輸入天然氣管道，然后輸向全國(guó)各地。煤層氣允許進(jìn)入天然氣管道的條件是甲烷濃度要高于95%。煤層氣還可以作為玻璃廠和冶煉廠的潔凈燃料。目前玻璃廠熔爐主要還是以煤炭作燃料，用煤層氣作燃

8、料不僅低，熱值高，而且有利于改善廠區(qū)環(huán)境，提高產(chǎn)品質(zhì)量，大幅度提高玻璃廠、冶煉廠的經(jīng)濟(jì)效益。煤層氣也可用作汽車燃料，汽車用壓縮天然氣的技術(shù)指標(biāo)為甲烷濃度必須達(dá)到90%100%，乙烷以上的烷烴含量不超過6.5%。煤層氣中甲烷成分占絕對(duì)優(yōu)勢(shì)，濃縮后甲烷濃度可達(dá)95%以上，乙烷以上的烷烴含量極少。因此，煤層氣非常適合于生產(chǎn)汽車用壓縮天然氣，還可以與柴油混合制成車用混合燃料。2.2用于發(fā)電 煤層氣發(fā)電是煤層氣資源利用的最佳途徑之一，發(fā)電設(shè)備主要有大中型燃?xì)廨啓C(jī)、微型燃?xì)廨啓C(jī)和內(nèi)燃機(jī)，其中在燃?xì)廨啓C(jī)技術(shù)的基礎(chǔ)上可發(fā)展熱電聯(lián)產(chǎn)。2.2.1煤層氣發(fā)電利用流程 煤層氣發(fā)電是指利用從礦井抽出的煤層氣，采用瓦斯發(fā)

9、電機(jī)組，實(shí)現(xiàn)煤層氣發(fā)電、制熱，變廢為寶，開辟綜合利用的新途徑。煤層氣發(fā)電利用過程各個(gè)環(huán)節(jié)的關(guān)系如圖1所示。圖1 電各子系統(tǒng)關(guān)系2.2.2煤層氣發(fā)電技術(shù)及設(shè)備1.大中型燃?xì)廨啓C(jī)簡(jiǎn)單的大中型燃?xì)廨啓C(jī)裝置由空氣壓縮機(jī) 、燃燒室 、動(dòng)力透平和一個(gè)發(fā)電機(jī)組成。簡(jiǎn)單的結(jié)構(gòu)示意圖見圖2。圖2 大中型燃?xì)廨啓C(jī)結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)圖 大中型燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電的特點(diǎn)有：(1)裝機(jī)容量范圍寬，從500kW25MW均可；(2)工作效率為30%左右；(3)可采用熱電聯(lián)產(chǎn)技術(shù)；(4)十分適合礦井煤層氣，可利用中等質(zhì)量的煤層氣(甲烷含量35%70%)，有的制造廠家甚至已經(jīng)研制出可利用品質(zhì)煤層氣(甲烷含量<7.5%)的燃?xì)廨啓C(jī)；(5)技術(shù)

10、成熟：德國(guó)、英國(guó)、日本、澳大利亞等國(guó)都已經(jīng)成功的利用煤層氣作為燃?xì)廨啓C(jī)的燃料來發(fā)電。近幾年的技術(shù)發(fā)展使燃?xì)廨啓C(jī)的效率更高，壽命更長(zhǎng)，維持費(fèi)用也更低了；(6)需要配置壓縮機(jī)：燃?xì)廨啓C(jī)要求介質(zhì)壓力為18個(gè)大氣壓，而抽放出來的煤層氣壓力約為一個(gè)大氣壓，因此需要配置壓縮機(jī)，會(huì)消耗一部分電力。(7) 燃燒所需空氣量由裝機(jī)功率決定，對(duì)于簡(jiǎn)單循環(huán)的燃?xì)廨啓C(jī)來說，每kW安裝功率每小時(shí)需要空氣約10m3(對(duì)于1100MW的燃?xì)廨啓C(jī))。循環(huán)方式越復(fù)雜，需要的空氣流量越小。2.微型燃?xì)廨啓C(jī)微型燃?xì)廨啓C(jī)技術(shù)由航空技術(shù)發(fā)展而來。微型燃?xì)廨啓C(jī)系統(tǒng)由一個(gè)空冷的小型燃?xì)廨啓C(jī)連接到高速發(fā)電機(jī)和單軸壓縮機(jī)上組成。結(jié)構(gòu)示意圖見圖3

11、。圖3 微型燃?xì)廨啓C(jī)結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)圖 微型燃?xì)廨啓C(jī)有以下特點(diǎn)：(1)裝機(jī)容量為302000kW；(2)簡(jiǎn)單的結(jié)構(gòu)使其有較高的輸出能力，噪音小，效率高；(3)緊湊的結(jié)構(gòu)使其可以放在窄小的地方，但維護(hù)費(fèi)用較高；(4)產(chǎn)生電力主要用于提供地區(qū)用電，不并入電網(wǎng)。3.內(nèi)燃機(jī)目前的內(nèi)燃機(jī)按點(diǎn)火方式主要分為兩類：一類是以電火花為點(diǎn)火方式的，它的結(jié)構(gòu)特點(diǎn)有一套點(diǎn)火系統(tǒng)，缸蓋上裝有火花塞。另一類是以柴油為點(diǎn)火方式的，它是在柴油發(fā)動(dòng)機(jī)的基礎(chǔ)上增加一套供氣系統(tǒng)后構(gòu)成的，這種發(fā)動(dòng)機(jī)通常稱為 “燃?xì)?柴油雙燃料發(fā)動(dòng)機(jī)”，它的結(jié)構(gòu)特點(diǎn)是有兩套燃料供給系統(tǒng)和油氣轉(zhuǎn)換 裝置。內(nèi)燃機(jī)有以下特點(diǎn)：(1)裝機(jī)容量104000kW；(2)模

12、塊化設(shè)計(jì),體積小巧，若煤層氣消耗完時(shí)可輕易的重新安裝在其他地方；(3)對(duì)氣體濃度變化適應(yīng)性強(qiáng)；(4)燃料消耗量：每天消耗甲烷約100m3；(5)氣體人口壓力低，不需要壓縮機(jī)。4.熱電聯(lián)產(chǎn)及聯(lián)合循環(huán)結(jié)合燃?xì)廨啓C(jī)，可發(fā)展熱電聯(lián)產(chǎn)技術(shù)，利用燃?xì)廨啓C(jī)尾氣為煤礦供應(yīng)熱能，用于煤炭加熱、烘干等。圖4 熱電聯(lián)產(chǎn)系統(tǒng)簡(jiǎn)圖熱電聯(lián)產(chǎn)技術(shù)有以下特點(diǎn)(1)裝機(jī)容量500kW500MW；(2)利用中等質(zhì)量的煤層氣發(fā)電效率可超過80%；(3)可以為礦井提供足夠的坑口電力供應(yīng)；(4)獲得的熱量可供應(yīng)煤炭的加熱或烘干所需。此外也可采用燃?xì)庹羝?lián)合循環(huán)。燃?xì)庹羝?lián)合循環(huán)憑借其高效、低污染的優(yōu)點(diǎn)越來越得到重視，它有以下優(yōu)點(diǎn)：(1

13、)高效率：聯(lián)合循環(huán)電廠的熱效率可高58；(2)電廠用水少：與燃煤電廠相比，聯(lián)合循環(huán)燃?xì)鈾C(jī)組耗水量約為同等容量 燃煤機(jī)組的5060，十分適合煤層氣蘊(yùn)藏量豐富又缺水的西部地區(qū)使用；(3)污染物排放量小，幾乎無灰塵的排放，采用低NOx燃燒技術(shù)，NOx排放量低。5.聯(lián)合燃燒技術(shù)聯(lián)合燃燒技術(shù)是用煤層氣和煤同時(shí)作為鍋爐的燃料，產(chǎn)生的蒸汽推動(dòng)蒸汽輪機(jī)發(fā)電。只需將傳統(tǒng)的燃煤經(jīng)過改造即可投人使用，增加燃?xì)夤?yīng)系統(tǒng)，燃?xì)恻c(diǎn)火裝置和加熱器。圖5 聯(lián)合燃燒系統(tǒng)簡(jiǎn)圖這種發(fā)電方式的特點(diǎn)有：(1)降低SO2、NOx、CO2和飛灰的排放量：估計(jì)加入每1的甲烷可降低NOx的排放5%，降低SO2排放1%5%，基本無飛灰排放；(2

14、)燃料多樣化：可使用低熱值廉價(jià)的煤，氣體在燃料中的比例可從10%100%，具體數(shù)值取決于鍋爐的設(shè)計(jì)，氣體性質(zhì)和用戶的需要，一旦供應(yīng)不了煤層氣，可直接燃煤；(3)改善系統(tǒng)功率，與用油點(diǎn)火相比更經(jīng)濟(jì)；可促進(jìn)炭的燃燒，所需過量空氣少；(4)投資少，技術(shù)風(fēng)險(xiǎn)??；(5)對(duì)水質(zhì)的要求高；(6)耗氣量大：裝機(jī)容量600MW，甲烷占燃料的3%時(shí)，每天消耗煤層氣約10萬m3。6.各種發(fā)電方式的比較發(fā)電方式優(yōu)點(diǎn)缺點(diǎn)大中型燃?xì)廨啓C(jī)裝機(jī)容量范圍廣，適用于大中型電廠，熱效率較內(nèi)燃機(jī)高，可使用中等質(zhì)量煤層氣一次性投入大，要求燃?xì)鉂舛群统煞址€(wěn)定，只能采取固定式微型燃?xì)廨啓C(jī)裝機(jī)容量小，適用于單個(gè)礦井。噪音小，體積小，便于安裝

15、和移動(dòng)主要用于移動(dòng)式發(fā)電，應(yīng)用范圍不廣，要求燃?xì)獬煞旨皾舛确€(wěn)定內(nèi)燃機(jī)適用于中型發(fā)電廠，模塊化設(shè)計(jì)，結(jié)構(gòu)緊湊，移動(dòng)方便，對(duì)燃料濃度的變化適應(yīng)性強(qiáng)效率較燃?xì)廨啓C(jī)稍低，運(yùn)行費(fèi)用較燃?xì)廨啓C(jī)高熱電聯(lián)產(chǎn)及聯(lián)合循環(huán)熱效率高，利用多種能量?jī)H適用于大型電站聯(lián)合燃燒在燃煤鍋爐上改進(jìn)后即可使用，投資費(fèi)用少對(duì)水質(zhì)要求高，僅適用于大型電站7.煤層氣發(fā)電的發(fā)展在20世紀(jì)80年代后期，美國(guó)、英國(guó)、澳大利亞等國(guó)家開始利用煤礦瓦斯發(fā)電。發(fā)電設(shè)備主要為燃?xì)廨啓C(jī)，瓦斯體積分?jǐn)?shù)一般在40%以上。我國(guó)第1個(gè)煤層氣發(fā)電示范項(xiàng)目是遼寧撫順礦物局的老虎臺(tái)電站，采用引進(jìn)的功率為1500kW的 KGZ3C燃?xì)廨啓C(jī) ,瓦斯體積分?jǐn)?shù)為 40.4%。

16、晉城礦業(yè)集團(tuán)的寺河礦區(qū)采用2臺(tái)功率為2000kW的燃?xì)廨啓C(jī)，瓦斯體積分?jǐn)?shù)為55%65%。國(guó)內(nèi)第1個(gè)內(nèi)燃機(jī)瓦斯發(fā)電項(xiàng)目是在山西五里廟煤礦電站，采用的是勝動(dòng)集團(tuán)的功率為 400 kW的瓦斯發(fā)電機(jī)組 ,瓦斯體積分?jǐn)?shù)在30%以上。在中國(guó)低濃度瓦斯發(fā)電機(jī)組生產(chǎn)廠家勝田動(dòng)力機(jī)械集團(tuán)公司，可以生產(chǎn)利用低濃度瓦斯(6%25%)發(fā)電機(jī)組。2005年淮南礦業(yè)集團(tuán)與勝利油田動(dòng)力機(jī)械集團(tuán)在淮南礦區(qū)謝一礦建設(shè)了低濃度瓦斯發(fā)電進(jìn)行低濃度瓦斯細(xì)水霧輸送機(jī)發(fā)電技術(shù)工業(yè)性試驗(yàn)。改變了瓦斯?jié)舛仍?0%以上才能利用,煤礦大量的低于30%的瓦斯都排放到大氣中的現(xiàn)狀。2.3用作工業(yè)原料2.3.1生產(chǎn)甲醇 含氧煤層氣用非催化轉(zhuǎn)化制甲醇，

17、煤層氣可全部直接利用，硫化物回收成硫磺，整個(gè)工藝過程原料煤層氣元素接近100%利用，而且可實(shí)現(xiàn)有毒有害氣體零排放，避免了對(duì)環(huán)境的危害，是一種理想的清潔生產(chǎn)利用途徑。而且產(chǎn)品甲醇是常溫常壓下液體產(chǎn)品，儲(chǔ)存運(yùn)輸方便，大量的可用管道轉(zhuǎn)輸，少量可裝槽車用火車或汽車運(yùn)，較靈活，也可用作化工原料。煤層氣中的甲烷采用高溫轉(zhuǎn)化工藝轉(zhuǎn)化成甲醇合成氣。甲烷可在任何壓力下進(jìn)行高溫轉(zhuǎn)化，高溫轉(zhuǎn)化的轉(zhuǎn)化氣中CH4含量低，高壓轉(zhuǎn)化可使原料氣制備與合成甲醇在等壓下進(jìn)行，這樣可大大降低壓縮動(dòng)力消耗。但由于煤層氣含較多的 O2，進(jìn)行壓縮容易爆炸，不安全，所以采用常壓高溫轉(zhuǎn)化，用鼓風(fēng)機(jī)或煤層氣壓力送入轉(zhuǎn)化器，并向轉(zhuǎn)化器內(nèi)加入來自

18、空分的氧，煤層氣于13501450時(shí)轉(zhuǎn)化成CO+H2甲醇合成氣。工藝流程圖見圖6。圖6 煤層氣非催化轉(zhuǎn)化低壓合成甲醇生產(chǎn)工藝流程流程說明：煤層氣由收集氣柜用鼓風(fēng)機(jī)增壓換熱后入燒嘴同空分(用深冷空分)制得的氧經(jīng)換熱后并加入蒸汽，在燒嘴內(nèi)混合噴出，在轉(zhuǎn)化爐內(nèi)進(jìn)行非催化轉(zhuǎn)化將CH4 轉(zhuǎn)化成 CO+H2 合成氣，經(jīng)廢鍋回收高溫?zé)崃扛碑a(chǎn)蒸汽，一部分用于轉(zhuǎn)化，一部分用于凈化和甲醇精餾，合成氣再經(jīng)冷卻送凈化。脫硫采用濕法串干法，根據(jù) H2S 含量而定，凈化后合成氣進(jìn)入壓縮機(jī)，加壓至5MPa同循環(huán)氣匯合入甲醇合成塔合成甲醇，出塔合成氣經(jīng)換熱冷卻甲醇分離而得粗甲醇，再經(jīng)精餾制得精甲醇產(chǎn)品。分離出甲醇的合成氣由于

19、惰性氣體積累增加，須要弛放一部分分離甲醇后的弛放氣，以維持甲醇合成氣中的惰性氣體量。弛放氣可用PSA 或中空纖維回收H2或用作蒸汽鍋爐燃料。 經(jīng)弛放一部分弛放氣后的合成氣再經(jīng)循環(huán)機(jī)加壓送回甲醇合成塔進(jìn)行甲醇合成。根據(jù)國(guó)內(nèi)有關(guān)單位對(duì)利用鄂爾多斯煤層氣生產(chǎn)甲醇(2套50萬t/a裝置)設(shè)計(jì)結(jié)果，采用煤層氣非催化部分氧化合成甲醇工藝，每 t甲醇消耗煤層氣1750m3(折純)，計(jì)入各項(xiàng)費(fèi)用，若煤層氣價(jià)格按0.5元/m3，則甲醇生產(chǎn)成本為1020元/ t。按照目前甲醇2300元/t計(jì)，具有一定的贏利空間。該裝置每年(操作時(shí)間按8000h計(jì))消耗 CH4體積分?jǐn)?shù)為80%煤層氣14×108m3，可見

20、只有充足的煤層氣原料才能維持裝置穩(wěn)定運(yùn)行。2.3.2生產(chǎn)低碳烯烴、二甲醚等下游產(chǎn)品與天然氣一樣，煤層氣也可作為經(jīng)甲醇制低碳烯烴(MTO )的原料。目前，采用天然氣的MTO工藝已經(jīng)實(shí)現(xiàn)工業(yè)化。其代表性技術(shù)主要有以乙烯為主產(chǎn)物的 UOP /Hydro- MTO 工藝和以丙烯為主產(chǎn)物的Lurgi-MTP工藝以及Mobil-MTP工藝。二甲醚主要用于替代LPG和柴油，生產(chǎn)工藝分為二步法(首先用合成氣合成甲醇、然后甲醇脫水生成二甲醚 )和一步法 (由合成氣直接合成二甲醚)，目前二步法較為成熟。山西沁水地區(qū)以煤層氣為原料經(jīng)甲醇生產(chǎn)液體燃料二甲醚( 30萬 t/a)和化工產(chǎn)品項(xiàng)目已經(jīng)通過國(guó)家發(fā)改委批準(zhǔn)立項(xiàng)，

21、該項(xiàng)目生產(chǎn)1t二甲醚的煤層氣消耗量可達(dá)1082m3的先進(jìn)指標(biāo)，裝置年用煤層氣量3.2×108m3。2.3.3生產(chǎn)合成油天然氣合成油 (GTL)技術(shù)完全適用于煤層氣。以生產(chǎn)中間餾分油為主要產(chǎn)品的GTL轉(zhuǎn)化技術(shù)，包括天然氣轉(zhuǎn)化制合成氣，通過費(fèi)托反應(yīng)將合成氣轉(zhuǎn)化為液體烴，產(chǎn)品改質(zhì)三部分。目前GTL工藝采用的合成氣，絕大部分是以天然氣為原料生產(chǎn)的。其中以Haldor Topsoe公司的自熱轉(zhuǎn)化技術(shù)為主，由于反應(yīng)溫度低、耗氧少，生成的H2/CO比為2，適合合成油反應(yīng)的需要，水碳比為0.6，比其他自熱轉(zhuǎn)化技術(shù)低得多，因而裝置投資低、效率高，是目前首推的合成氣生產(chǎn)技術(shù)，也是未來大型GTL廠合成氣生

22、產(chǎn)的基礎(chǔ)技術(shù)。由于費(fèi)托合成新型鈷基催化劑和淤漿床反應(yīng)器技術(shù)的進(jìn)步，近年來GTL的投資和操作費(fèi)用已經(jīng)有所降低。GTL技術(shù)最根本的問題是其經(jīng)濟(jì)性，技術(shù)的可行性依賴于成本低廉的天然氣作原料；另外合成氣生成和后續(xù)轉(zhuǎn)化之間能源整合的優(yōu)化，也是提高經(jīng)濟(jì)性的關(guān)鍵之一。因此使用廉價(jià)煤層氣制合成油比天然氣具有成本上的優(yōu)勢(shì)。2.4煤層氣的液化利用低溫液化后的煤層氣體積縮小625倍，1臺(tái)35m3的標(biāo)準(zhǔn)液化氣槽車可運(yùn)輸 21000 Nm3煤層氣。2000 年以來，隨著低溫深冷技術(shù)的成熟和發(fā)展，美國(guó)等西方發(fā)達(dá)國(guó)家針對(duì)煤層氣的特點(diǎn)也相繼研發(fā)了小型液化系統(tǒng)，綜開發(fā)和利用煤礦區(qū)煤層氣。美國(guó)近兩年已經(jīng)研制成功液化氣量在1000

23、10000加侖/d的天然氣液化系統(tǒng)，并大力推廣這項(xiàng)新技術(shù)。西南化工研究設(shè)計(jì)院提出了煤層氣脫氧制LNG技術(shù)方案。思路是：結(jié)合成熟的天然氣凈化與液化等單元技術(shù)以降低技術(shù)風(fēng)險(xiǎn)，將研究重點(diǎn)放在“煤層氣脫氧工藝與催化劑”關(guān)鍵技術(shù)上；在技術(shù)路線的設(shè)計(jì)上，將脫氧放在首個(gè)環(huán)節(jié)，保障了后續(xù)分離工藝的安全運(yùn)行；脫氧后的氣體再經(jīng)脫碳、脫水、脫氮等凈化工藝，最后提濃甲烷，制得LNG。由于煤層氣脫氧后氮?dú)夂枯^高，因此在深冷單元需要考慮氮?dú)獾拿摮Ｕ麄€(gè)工藝流程分為脫氧、脫碳、脫水、深冷分離液化四個(gè)單元，如圖7所示。圖7 煤層氣脫氧深冷制LNG工藝流程煤層氣脫氧制LNG工藝路線具有較好的經(jīng)濟(jì)性，以采用脫氧、脫碳、脫水、深

24、冷分離液化工藝，每天處理40萬Nm3原料煤層氣為例，裝置性能指標(biāo)見表2。表2 煤層氣脫氧液化裝置指標(biāo)性能指標(biāo)脫氧制LNG工藝原料氣(甲烷含量35%) Nm3/h17000產(chǎn)品氣(折純甲烷) Nm3/h4780固定資產(chǎn)投資 萬元12000總電耗 kWh6111能耗 kWh/Nm3(純甲烷)1.033. 煤層氣轉(zhuǎn)化利用的新技術(shù)3.1三重整工藝制合成氣 三重整工藝，即CH4水蒸氣O2混合轉(zhuǎn)化反應(yīng)(指在同一個(gè)反應(yīng)器內(nèi)同時(shí)進(jìn)行 CO2轉(zhuǎn)化、CH4水蒸氣轉(zhuǎn)化以及CH4部分氧化3種反應(yīng)，即三重整反應(yīng))，具有過程能效高、合成氣H2 /CO值適宜、緩解催化劑積炭的優(yōu)點(diǎn)。由于井下抽放煤層氣中含有大量的 CH4、空

25、氣以及少量的CO2，因此，可直接以煤層氣為原料，輔以少量的水蒸氣進(jìn)行 CH4 三重整反應(yīng),以實(shí)現(xiàn)廉價(jià)合成氣的生產(chǎn)。但由于該反應(yīng)是在較高的溫度 (850)下進(jìn)行，反應(yīng)過程中涉及復(fù)雜的氧化與還原反應(yīng)，催化劑本身在高溫反應(yīng)時(shí)會(huì)逐漸發(fā)生變化，因此要實(shí)現(xiàn)工業(yè)化應(yīng)用還有很多工作要做。3.2甲烷氧化菌降解瓦斯制甲醇 甲烷在甲烷氧化菌內(nèi)存在的甲烷單加氧酶(MMO)的催化作用下轉(zhuǎn)化為甲醇，生成的甲醇在醇脫氫酶的作用下轉(zhuǎn)化為甲醛，甲醛在醛脫氫酶作用下轉(zhuǎn)化為甲酸，甲酸在酸脫氫酶作用下轉(zhuǎn)化為CO2和H2O，即CH4CH3OHHCHOHCOOHCO2。如果提高M(jìn)MO活性，并抑制甲醇脫氫酶的活性就可以控制反應(yīng)進(jìn)度、提高甲

26、醇的積累，研究表明EDTA、鄰二氮雜菲和雙毗啶等可以防止甲醇的繼續(xù)氧化。因此，該方法為由煤層氣制甲醇提供了另一新思路。3.3煤層用作燃料電池燃料燃料電池大體分為以下5類：堿性燃料電池(AFC)、磷酸鹽燃料電池(PAFC)、熔融碳酸鹽燃料電池(MCFC)、高溫固體燃料電池(SOFC)和聚合物電解質(zhì)燃料電池(PEFC)，其PAFC和SOFC特別適合以煤層氣作為燃料。利用煤層氣開發(fā)燃料電池的關(guān)鍵問題就是要對(duì)煤層氣進(jìn)行預(yù)處理，清除掉其中少量的污染物質(zhì)，主要是硫及其他鹵素元素，使其進(jìn)入燃料電池之前體積分?jǐn)?shù)小于0.0003%，但目前存在包括陽極積炭、反應(yīng)機(jī)理、陽極材料(催化劑)、反應(yīng)熱效應(yīng)匹配和熱平衡等許

27、多難題有待解決。4.利用煤層氣時(shí)的安全性問題甲烷的爆炸極限為5%16%，由于在開采煤層氣時(shí)，難免混入部分空氣，且部分地區(qū)開采的煤層氣甲烷濃度較低，有些甚至處于其爆炸極限范圍之內(nèi)，因此，在運(yùn)輸利用煤層氣時(shí)，必須考慮其安全性問題。研究表明，壓力 溫度對(duì)煤層氣爆炸極限范圍影響較大，因此要使煤層氣達(dá)到安全要求 可以從以下幾點(diǎn)考慮：(1)降低煤層氣的壓力、溫度。通壓力對(duì)煤層氣爆炸極限范圍的影響情況可知：壓力降低，爆炸極限范圍減?。粶囟冉档?，爆炸極限范圍亦減小。在有其它可行方案來確保安全的前提下，為了保證輸送工藝要求，一般不建議采取降低壓力的方法來降低爆炸極限范圍。(2)煤層氣提純。采用煤層氣提純技術(shù)也可以提高煤層氣的安全性，使煤層氣中甲烷含量高于的爆炸上限，并且留有一定的安全裕量。變壓吸附工藝目前是煤層氣提純的首選技術(shù)，它可將N2、O2與甲烷分離，處理能力可達(dá)5.7萬m3/d28.3萬m3/d，根據(jù)中科院山西煤化所提供的資料采用成熟的變壓吸附技術(shù)可以使煤層氣中甲烷含量達(dá)到