《煤层气在生活及化工中的利用.doc》由会员分享，可在线阅读，更多相关《煤层气在生活及化工中的利用.doc（29页珍藏版）》请在三一办公上搜索。
1、目录第一章 我国煤层气资源现状第二章 煤层气的处理1:煤层气的预处理1) 煤层气预处理系统功能要求2) 工艺流程及工作原理2:煤层气的液化1) 装置的设计条件2) LNG 产品技术性能3) 装置的物料平衡4) 工艺流程描述5) 仪表控制系统第三章 煤层气的应用1: 煤层气的综合利用2: 煤层气在生活及化工中的利用第一章 我国煤层气资源现状山西省是我国煤层气资源大省。全省含气面积达3.9万平方公里，2000米以浅的煤层气资源储量约10.39万亿立方米，约占全国同类煤层气总资源量的三分之一。2004年12月国家发改委批复了中联煤在山西沁水盆地进行煤层气的开发试验，由此，煤层气的开发便在全国拉开了帷
2、幕。经过多年的努力，目前山西已经建成全国规模最大的煤层气开发利用基地；在山西，集中了全国各类煤层气开发主体，从中央到地方，再到港企、外企及其它民营企业，他们共同推动着山西煤层气开发即将进入大规模商业化开发的快车道。然而，有发展必然会产生矛盾，再加上煤层气赋存的特殊地质条件，一直以来， “盲目开发”、 “采煤采气的矿业权纷争”、“ 体制不顺、监管缺位”等问题在山西省煤层气开发的过程中表现尤为突出。山西省的煤层气产业堪称整个中国煤层气产业的缩影。山西煤层气资源：分布集中 埋藏浅 含气量高在山西省的六大煤田中，除大同煤田属贫甲烷区外，沁水、河东、西山、霍西、宁武等煤田均有煤层气赋存。山西省煤层气资源
3、赋存特点为：分布集中，93.4%的资源集中分布于沁水煤田和河东煤田；埋藏浅，易开发，70%的资源分布于埋深1500米以浅的地层；含气量高，94.1%的资源分布于含气量大于8立方米/吨煤的区域，其中甲烷含量的纯度达到98%以上，具有大规模商业化开发的资源条件。（详见图表1山西省煤层气资源分布情况）从上世纪90年代以来，为了促进煤层气产业的发展，我国相继制定颁布了一系列法规政策。如国务院颁布的关于加快煤层气(煤矿瓦斯)抽采利用的若干意见，国家发改委、财政部和国家税务总局、国土资源部四部委颁布的关于煤层气(煤矿瓦斯)发电工作实施意见、关于加快煤层气抽采有关税收政策问题的通知和关于加强煤炭和煤层气资源
4、综合勘查开采管理的通知等。与此同时，国家还编制了首部煤层气(煤矿瓦斯)抽采利用“十一五”规划。在2009年年初的全国能源工作会议明确提出，要组织开展包括煤层气产业发展“十二五”能源建设规划的前期研究与编制工作，制定和完善相应的法律法规和产业政策。同时还把山西境内的沁水盆地南部和柳林、河东等区域，确定为整装开发区，力争在全国建成12个煤层气地面开发利用示范区。据业内权威人士介绍，自我国从国家层面上关注煤层气开发以来，截至目前，国家已在山西省境内设置煤层气探矿权29个，总面积约2.5万平方公里。其中，中石油占14个，总面积约1.3万平方公里 ；中石化2个，总面积约1000平方公里 ；中联煤占11个
5、，总面积约1万平方公里。煤层气采矿权共4个，总面积近400平方公里。其中，中石油2个，总面积约250平方公里，中联煤公司1个，面积约51平方公里。山西煤层气资源已登记的区块基本覆盖了全省所有煤炭规划矿区。截止目前，山西境内已建成地面煤层气抽采井3000余口，形成地面抽采能力24亿立方米，钻井和抽采量分别占全国的90%和40%，是全国最大的煤层气气源地。在井下抽采方面，全省约有170座矿井均已建成瓦斯抽放系统，其中，地面固定抽放系统120多套，井下移动抽放系统约为50套，井下瓦斯抽放量达到20亿立方米。在大规模开发煤层气的同时，诸如瓦斯发电、压缩、液化以及管网输送等也取得了很大进展。晋城、阳泉两
6、市大部分居民生活用上了煤层气；经压缩、液化处理的煤层气也已远销于河南、河北等地。随着各种配套设施的逐步建成和投入使用，煤层气利用率也在逐步提高，2009年全省煤层气利用率可达40%左右，利用水平在全国处于领先地位。煤层气俗称“瓦斯”，主要成分是甲烷，是煤层伴生气体。一种以吸附状态赋存于煤层中的非常规天然气,甲烷含量大于90%,它是天然气最现实的接替能源.自从 20世纪30年代美国在比格郎气田的匹兹堡煤层先后打出3口煤层气自流。当矿井内空气甲烷浓度达到至时，遇明火便发生爆炸。煤层气爆炸是井下事故主要原因之一.第二章 煤层气的处理一 煤层气的预处理为确保燃气内燃机燃料的供应要求，必须对煤层气进行净
7、化预处理，选择合理预处理系统，以满足内燃发电机组使用要求，保障机组安全运行。煤层气属于易燃易爆的气体，设计应采用安全第一，兼顾可靠性、经济性的原则。根据内燃发动机的状态提供合适的流量、压力，温度，湿度的气体。预处理系统应具备以下功能：1)除湿脱水功能，降低气体水分含量，自动排水。2)过滤功能，降低气体粉尘杂质含量。3)自动增压和超压保护功能，稳定系统气体的出口压力、温度和流量。4)在线监测、报警功能，保证系统安全可靠的长期运行。5)全自动运行，具备自身数据采集、显示和远程通讯的功能。2 工艺流程及工作原理煤层气预处理系统的主要作用是将储气柜来的煤层气进行脱水、除湿、除尘、加压使之满足燃气内燃机
8、进口对瓦斯品质的要求，同时对煤层气的流量、温度、压力、浓度进行控制，使其适应机组在各工况下运行的要求。工程实例中机组额定燃气耗量为：8000Nm h，预处理系统应留有15 富裕能力，则预处理系统设计最大能力确定为92 Nm h。煤层气预处理系统主要由过滤分离器、制冷机组、水泵、冷凝除湿设备、升压风机、精密过滤器、阻火器等组成，系统工艺流程见图1。各环节工作原理如下：21 煤层气的脱水、除湿进入预处理系统的煤层气气体为过饱和状态，相对湿度超过100RH，系统采用冷凝脱水、回温降湿的方法进行脱水处理。设计选用风冷式冷水机组，首先制备氟利昂冷冻水，再采用列管式水一煤层气换热器，将进口温度为常温的煤层
9、气降低到较低的温度，再通过风机回温，使系统出口温度不大于6O 时，相对湿度小于60RH，并在管路出口段取温度信号反馈控制制冷压缩机，以控制冷冻水在冷凝器中的流量以及换热量，保证供气相对湿度小于60RH且温度在l0 6O之间，满足发电机组对进气温度、湿度的要求。饱和状态的煤层气在水一气换热器中经冷却，从常温降到10以下，将有大量的冷凝水析出。经过液气分离器，将液态水与瓦斯气分离开来，经除湿后的干气进入后续设备；而经分离出的冷凝水依靠自身的重量汇集在旋风分离器的底部，通过自动疏水器进行自动排水。22 增压、稳压经过脱水、除湿后的煤层气体要求采用罗茨风机进行增压处理，考虑管路损失，风机出口压力应满足
10、发电机组进口2535kPa的压力要求，风机的升压能力达到50kPa即可。系统在管路出口段取压力信号反馈给风机变频器控制风机转速，以保证供气压力均匀稳定。罗茨风机采用防爆型电机，为了降低噪声，在风机的出口处加装消音器，罗茨风机采用独立闭式水冷却系统直接冷却风机，在风机轴端安装轴温探头用来监测轴温，监测装置具有轴温报警功能。23 除尘、过滤过滤系统包括初效过滤、中效过滤和精密过滤(凝聚过滤)在内的三级过滤器，逐级过滤煤层气中不同粒径的颗粒物。初效过滤器主要是将大颗粒的灰尘除去，精度达到101m；中效过滤与液气分离器合为一体，内置不锈钢丝网板，对液气分离时产生的泡沫进行拦截，提高分离效果；精密过滤器
11、(凝聚过滤)可将较小粒径的杂质除去，精度可达到1I-tm。在三级过滤装置旁均设有旁路系统，以便故障检修时不影响系统供气。经三级过滤后的含尘粒度和浓度完全满足发电机组的进气要求。24 流量调节罗茨风机作为输送气体风机，选用两用一备，拖动采用变频控制技术，改变风机转速，以满足在要求的供气压力下发电机组用气量随发电量变化的要求。正常情况下，两台风机并联运行，一台风机备用，每台风机的设计出为4000Nm h，最大出力为4600Nm h，适配的电动机功率为150kW。25 自动排水系统内的煤层气在管道和设备中遇冷后会产生凝结水，因此在整个系统的管路和设备中都有汇集凝结水的可能，需要及时予以排除。系统采用
12、自动疏水器实现自动排水，可实现在线连续排水且无瓦斯泄漏的功能。整个系统的排水被集中收集，然后排往厂区的排水系统。四 工艺流程描述整个工艺主要分为进口计量系统、原料气压缩系统、醇胺脱酸系统、分子筛干燥系统、液化冷箱系统、混合冷剂压缩系统及氨压缩系统。原料气经过进口计量系统以保证恒定的入口气体压力及流量，通过原料气过滤分离器以脱除原料气中含有的较大颗粒和液体。原料气压缩系统提高原料气压力，以利于后续的制冷进行。醇胺脱酸系统和分子筛脱水系统分别将原料气中CO2 含量脱除至50ppm、水含量减小至小于0.5ppm，此时的天然气可进行液化。天然气进入冷箱前将经过氨预冷，预冷至-21左右的天然气进入冷箱，
13、利用冷箱内混合制冷剂释放的大量冷量被液化至LNG，利用压差进入LNG 储罐。氨和混合制冷剂压缩系统进行压缩、制冷循环。4.2 进口计量分离系统装置的入口处有一个紧急切断阀，在紧急情况下可以中止向整个装置供应原料气。原料气将流经一个入口压力控制阀，原料气压力由该阀门调节至恒定。接着原料气流入过滤分离器以分离所携带的液体和颗粒。之后是一个压力/温度补偿流量变送器，用于测量和记录装置的入口气体流量。为了利用原料气的低温，在分离和过滤后原料气被送入气-气换热器冷却胺洗塔出口气体，由于酸气与胺液反应生热，该出口气体温度有39，并且其中含有饱和水。脱酸气体在进入分子筛脱水系统之前通过原料气冷却会冷凝出45
14、%的饱和水，并将此部分冷凝水作为胺系统的补充水。4.3 原料气压缩系统原料气经过原料气初分离器和精细过滤分离器脱除天然气中较大液滴和颗粒；经过原料气压缩机的三级压缩，原料气压力增至约5.9MPa,温度43。每一级的原料气压缩机前置入口分离器和后置冷却器，前置入口分离器分离出压缩产生的液滴，后置冷却器降低压缩后的天然气温度。4.4 醇胺脱碳系统CO2 最大含量为3.0%（摩尔百分比）原料气首先被送入胺洗塔的底部，胺洗塔是一个浮阀塔盘式蒸馏塔，气体向上流动与塔内向下流动的浓度为40%（质量百分比）的CS-2020 MDEA 胺溶液直接反应。气体从胺洗塔的顶部出来，CO2 浓度将减至小于50ppm（
15、体积百分数），同时利用特殊的胺溶液设计，可以把H2S 脱除到1ppm，满足装置对总硫的要求，出醇胺装置的气体水分为饱和态。对于不同的装置处理量和原料气中CO2 不同含量，胺液循环量有所不同。本套装置中安装有两台100%胺液循环泵。富胺液经由一个水位调节阀离开胺洗塔底部，经过调节阀时压力会降低，然后进入胺液分离器以闪蒸出所夹带的气体。来自胺液分离器的闪蒸气将被送入BOG 回收罐，以便下游的燃料使用及回收。富胺液向下经过蒸馏塔，CO2 被脱除并夹带少许胺从塔的顶部流出。位于塔顶部的气体在胺冷凝器中被冷却至约46，然后流入胺液回流罐。罐内收集的液体被胺液回流泵作为回流送返至胺蒸馏塔的顶部。未被冷凝的
16、气体主要为CO2，会在塔顶被安全排放。已经从富液转化为贫液的胺液在胺蒸馏塔底部聚集然后流入胺液重沸器进行加热。胺液重沸器（直燃式）利用少量的干燥天然气燃烧所释放热量，被加热至约160。重沸器内分离出的蒸汽将被送回胺蒸馏量。两个分子筛干燥器周期运行，当装置运行在正常设计处理量时，其中一个干燥器处于干燥吸收，另一个处于加热再生以及冷却阶段。系统完全自动化运行，通过比较装置的处理量，可以调整循环时间使装置达到最大效率。取自干燥气流的再生气在分子筛再生气电加热器中被加热至290。热的再生气被送入分子筛床加热分子筛，去除吸附水实现分子筛的再生。来自加热和再生中的分子筛床的再生气被送入分子筛再生气冷却器凝
17、结出所含水分。分离出水分后，湿的再生气返回到原料气压缩系统入口。来自分子筛再生气分离器的被分离出的水可_以作为胺液补充水重新利用。加热再生结束后，分子筛再生气加热器将被关掉，被加热的分子筛床开始冷却过程。干燥后的气体在进入脱汞床去除所有的汞之前，会先流经一个分子筛灰尘过滤器脱除所有的分子筛灰尘。脱汞床将确保其出口处气体的汞含量小于0.01g/Nm3，从而保护下游的钎焊铝制换热器。本脱汞床按原料气中汞的含量3 g/Nm3 进行设计。灰尘过滤器#2 被安装在脱汞床出口处以阻止灰尘进入下游的气体液化系统。酸气、水、汞从原料气中脱出之后，该气体现在可以进行液化。4.6 天然气液化系统离开分子筛干燥器的
18、干气首先经过主换热器中通道A 后达到-64左右，冷凝入一个“冷箱”。冷箱中充填有珠光砂用于保冷，用持续的氮气对冷箱进行吹扫以防止水分进入。4.7 混合制冷剂制冷循环（MR 循环）MR 循环经设计使得压缩能耗达到最小，该定制的装置设计中MR 循环通过采用包括氮、甲烷、乙烯、乙烷和丙烷的特定制冷剂混合物得以优化。LNG 储罐的BOG 可以作为制冷剂中甲烷的补充。所有其它的制冷剂，如氮、乙烯、乙烷和丙烷需从工厂以外购买。MR 制冷循环从混合制冷剂压缩机（MRC）开始，该压缩机为电机驱动的压缩机，出口设置冷却器，MR 分离器被安装在冷箱框架的顶部。来自MR 分离器的气体和液体制冷流体在主换热器中通过一
19、个单独的通道。MR分离器被安装在冷箱框架的顶部的适合高度，可以使得气体和液体在重力和虹吸作用下得到正确分配。从通道中出来的混合制冷剂流体被冷却至-135.7，然后节流至103Kpag、-144.44.8 氨预冷循环氨预冷系统由氨压缩机和换热器组成。氨压缩机把氨压缩到1450kPag 后经过冷却器进行冷却，冷却后氨变成液氨，然后节流进入换热器冷却MR 和干燥后的天然气至-21.77，MR 和天然气在被冷却的同时，氨液气化，气化后的氨返回到压缩机进口，完成氨循环。五 仪表控制系统5.1概述为了确保能有效地监控成套设备生产过程，确保运行可靠，操作维护方便，其仪控系统设计范围包括：集散控制系统(DCS
20、)、紧急停车系统(ESD)、以及切合工艺要求的高精确度仪表（包括质量流量计、分析仪、温度、压力、阻力、流量等）等。该仪控系统采用就地控制和中控室DCS 控制相结合的原则，重要工艺参数的显示、控制、报警、逻辑联锁保护控制均由DCS 系统完成。当生产装置出现紧急情况时，由ESD 发出保护联锁信号，对现场设备进行安全保护。只要实际可行，所有安装在危险区内的控制仪表设备宜选择本质安全，符IEC60079 标准，并安装适合信号接口性能好的齐纳安全栅（MTL）。如采用其它保护的任何设备需满足危险地区等级和态显示等功能。DCS 系统为整个系统的核心，工艺过程的所有常规控制或逻辑控制均可由DCS 完成，当工艺
21、参数越限时，能记忆、显示、打印并报警。DCS 系统除成套提供的液化装置工艺点外，还包括公用工程内重要的工艺参数，其余工艺装置区内单机成套控制系统、火灾检测报警及消防系统通过通讯与DCS 连接。5.2.1.1 配置原则1）DCS 系统配置能够满足机组任何工况下的监控要求(包括紧急故障处理)，CPU 及通信总线负荷率控制在设计规定的指标之内并留有20%裕度。2）主要控制器采用100%冗余配置，带控制调节的I/O 点采用非同一板件的冗余配置，每个I/O 机架有20%的在线I/O 备用量。DCS 系统容量：在以上成套设备基础上再增加100 点。3）系统电源设计有可靠的后备手段(采用UPS 电源)，备用
22、电源的切换时间小于5ms(保证控制器不能初始化)。系统电源故障在控制室内设有独立于DCS 之外的声光报警。4）主系统及与主系统连接的所有相关系统(包括专用装置)的通信负荷率不大于50%，其接口设备(板件)稳定可靠。5）DCS 的系统接地严格遵守技术要求，有良好的单端接地。8）操作站3 台，其中1 台兼做工程师站，打印机1 台。5.2.1.2 技术要求1）设计原则提供的控制、互锁和保护系统的安全性和整体性符合以下原则：n 单个组件故障不给整个系统造成损失。n 单个组件故障不给整个系统造成直接风险或系统跳闸。n 单个组件故障不造成整个系统完全瘫痪。n 当单个组件故障时，操作员有足够的时间和信息，通
23、过手动干预，能够避免系统跳闸或系统运行构成风险。2）故障安全控制系统和有关设备的接口的设计依据在各个系统级别故障安全运行原则。故障安全运行是指失去信号，失去动力来源及任何组件故障时不应造成危险情况，同时阻止故障跳闸的发生。3）系统监测和自我诊断系统设计有自我诊断和监测功能以确保系统的健康状态被报道，保障信号和控制安全，避免任何隐藏的故障。4）通讯工厂另有其他控制设备PLC 系统的重要工艺参数通过通讯送和容器方面的环保意识和环保措施。n 有关设计应符合环保的原则，即节约能源和资源保护。n 设计系统时避免或减少对环境的大气污染、噪音污染和土壤污染。6）温升要求冷却系统的设计是指：在所有门关闭，所有
24、盖子盖上，所有内部设备正确安装且正常运转的情况下，温度不应升高到环境温度以上10C。否则，需征得业主同意。所选的控制仪表设备在采暖通风与空调故障的情况下，其任何组件的运行温度超过制造商的限定温度的运行时间为至少2 个小时。适用于外部环境温度为25C，整个工厂正常运转，门和柜关闭的情况。对于装有风扇冷却的设备，提供超温设备和风扇故障报警。当强迫制冷系统与空气过滤器相连时，在过滤器需要更换时提供指示。7）供电通用条款：n 关键控制回路中所采用的所有控制仪表设备由一个冗余的直流电源供电或UPS 供电。任何控制仪表设备没有冗余的直流电源供电或UPS 供电的，需征得业主同意。n 所有控制仪表设备分别由单
25、独的保险丝保护。如果出现任何设备直流或UPS 电源保险故障时，提供报警接触器，用以指示特殊供电故障。n 供电不采用并联。如果设备需要双电源供电，提供带供电指示模式转换装置。n 优先采用110V.AC 供电原则，如供货厂家不支持，则采用220V.AC 供电。供电电压变化：n 为了满足所有供电的可能，所有电力和电子设备，其中电机除外，在实际服役条件下应能连续运行，实际服役条件即为频率为4851Hz，供电电压与正常电压的偏差为-10%+6%，频率为4748Hz 的持续时间15 分钟内，当供电电源的总谐波失真小于等于3%时，控制仪表设备能运行。8）电磁干扰(EMI)，射频干扰(RFI)和雷电干扰DCS
26、 控制系统设计免受存在强电和强电磁区域的影响。第三章 煤层气的应用一煤层气的综合利用途径（见图1所示） 总体看，我国煤矿瓦斯抽采利用迈入了一个新的发展阶段，井下瓦斯抽采技术已经形成体系，并在高瓦斯矿井全面应用。2005年，全国煤矿抽采瓦斯23亿m3，利用瓦斯超过10亿m3。阳泉、淮南、水城、盘江、松藻、晋城、抚顺等7个矿区年抽采瓦斯量超过1亿m3。地面煤层气开发已通过示范工程建设，进入商业化开发阶段。2005年，全国施工煤层气井328口，超过历史累计施工井数(截至2004年施工煤层气井287口)总和。2005年12月底。淮南煤矿低浓度瓦斯输送及安全发电技术通过专家鉴定。二煤层气的化工应用煤层气
27、与天然气的利用途径基本相同，大多用在民用燃气和燃气发电，而煤层气的化工利用途径也和天然气相仿，用作化工原料开发天然气化工、一碳化工系列产品：合成氨及其相关产品，合成油及有机化学品，合成甲醇及其下游产品(乙烯、丙烯、二甲醚MTBE、碳酸二甲酯、醋酸等)。三煤层气制氢 目前我国大量煤层气是井下抽放的，主要保证煤矿的安全生产。由于井下抽放技术落后，得到的煤层气甲烷体积分数不高，仅为3060，且随开采环境的变化而发生波动，对于大量中等甲烷体积分数(3060)的煤层气通常可以用作民用燃料、公用事业用气和发电。由于民用量有限，发电效率较低，所以抽出来的煤层气大都排入大气，既浪费了资源，又污染了环境。为了扩
28、大此类煤层气的其他用途，往往通过变压吸附法或低温法提高甲烷浓度。由于煤层气中含有氧，在甲烷浓缩之前必须加以脱除，以排除爆炸危险，同时还必须脱硫、脱碳。无论用何种分离方法投资都较大，运行成本较高。由于煤层气中的甲烷是一种优良的制氢原料，可将煤层气转化为氢气产品，即利用煤层气中的氧与甲烷的燃烧反应热，使甲烷与水蒸气发生转化反应，得到含氢、CO、CO2和氮(煤层气中原有的)的混合气，然后通过变压吸附法一次除去所有杂质而得到纯氢。在煤层气中，甲烷浓度与氧浓度相反，即甲烷浓度愈低则氧浓度愈高，反之，甲烷浓度高则氧浓度就低。对甲烷浓度低的煤层气，由于氧浓度相对较高，提供的燃烧热可使甲烷的转化率达到90以上
29、。反之，当甲烷浓度高时，氧浓度低，提供的燃烧热较少，甲烷的转化率仅在30左右，此时需提供外热进一步进行甲烷蒸汽转化反应，使其甲烷转化率达到95以上。对于甲烷浓度低的煤层气，当煤层气中的甲烷体积分数为30左右时，其工艺组合可以为：自热转化+变压吸附纯氢产品(工艺1)，或者为自热转化+CO变换+变压吸附纯氢产品(工艺2)。对于甲烷体积分数为30左右的煤层气，通过自热反应转化后，甲烷体积分数可小于2，氢气体积分数可大于45，如再通过变换，氢气体积分数可增加35百分点。对于甲烷浓度较高的煤层气，当煤层气中甲烷体积分数在40以上时，其工艺组合可以为：自热预转化+甲烷蒸汽转化+变压吸附纯氢产品(工艺3)，
30、或者为自热预转化+甲烷蒸汽转化+CO变换+变压吸附纯氢产品(工艺4)以上工艺均为成熟工艺，表1给出了以上4种组合工艺的产氢量对比。H: W$ R, ( b( X5 R9 $ V1 V M# 四 煤层气制甲醇 作为一个新的研究方向，以煤层气为原料制甲醇正引起各国科学家的兴趣。甲醇合成一般由造气、净化、合成及精馏4个主要工艺构成。为了克服传统工艺CO单程转化率低、循环比高、能耗较大的特点，近年来国内外一些大公司一直致力于新工艺的开发。世界上甲醇生产技术主要有中压法和低压法2种，以低压法为主。低压气相法甲醇合成工艺主要有英国ICI、德国Lurgi、丹麦Topse、日本三菱(Mitsubishi)等公
31、司的工艺，以前2种工艺为主。Lurgi低压气相法的具体工艺流程为：首先对煤层气进行压缩和变压吸附处理，进一步压缩后进行甲烷转化，之后与水煤气混合，经过脱炭、精脱硫、压缩，最后合成甲醇。目前甲醇原料主要有2种：一是煤气化合成气再生产甲醇，其原料生产成本较低，但投资高，需有规模才能产生好的效益；二是以天然气为原料生产甲醇，总投资低，但其生产成本受天然气价格影响较大。煤气化工艺需利用粉煤气化产生合成气方能生产甲醇，如以煤层气为原料生产甲醇不需大量气化的过程，只需要小型的气化炉即可，无需煤气化工艺的巨大投资。而且，煤层气价格低于天然气，再加上国家对煤层气开发给予的相关优惠政策，使得以煤层气为原料制甲醇
32、的生产成本比天然气的低。甲醇合成要求原料合成气中H2CO比率(体积比，下同)为2.02.1，而煤层气转化后的气体中H2CO比率为2.66，显然气体中富H2，为使调配原料气中H2CO比率达到甲醇合成的要求，必须进行配气。以煤层气为原料生产甲醇具有以天然气为原料生产甲醇的低投资、高利润的优点，又具有以煤为原料制甲醇的低成本、大规模的优势。表2为以天然气、石脑油、渣油和煤4种原料制甲醇的成本比较。表3为煤层气制甲醇工艺技术经济指标五利用使用煤层气的燃料电池发电; f7 Q: H: f- R: K 众所周知，传统的燃煤发电过程中，燃料燃烧只有一部分能量(低于40)转换成电能，其余的能源则以不可避免的方
33、式损耗。燃料电池由于没有机械和热的中间媒介，具有效率高、污染低、系统运行噪音低等特点；根据用途的不同，其利用率可达90以上，而NOx的排放量不足4mgm3。燃料电池的结构基本上是由2个电极和电解质组成，燃料和氧化剂分别在2个电极上进行电化学反应，电解质则构成电池的内回路。燃料电池大体分为以下5类：碱性燃料电池(AFC)、磷酸盐燃料电池(PAFC)、熔融碳酸盐燃料电池(MCFC)、高温固体燃料电池(SOFC)和聚合物电解质燃料电池(PEFC)，其中PAFC和SOFC特别适合以煤层气作为燃料。利用煤层气开发燃料电池的关键问题就是要对煤层气进行预处理，清除掉其中少量的污染物质，主要是硫及其他卤素元素
34、，使其进入燃料电池之前体积分数小于0.0003。一种简化的燃料电池预处理过程如图2所示，它包含清除H2S、冷却、冷凝、干燥、再冷却、碳氢化合物分离及过滤几个环节。其步骤是先对H2S和水蒸气进行清除和分离，使活性炭能在较低的温度和湿度下一并清除含量较高的其他污染物。预处理包括3个子过程，即燃气净化过程、再生过程和冷却过程。从本质上说，燃料电池是一个固态发电机，能把经过处理的燃料(煤层气)的化学能转化成电能和热能，主要包括3个单元：燃料处理单元、发电单元和电流转换单元。燃料处理单元主要用于将含高浓度甲烷的煤层气转化成富氢燃料，然后和来自空气中的氧在催化剂作用下在发电单元中发生电化学反应，产生直流电；未反应的燃料连同回热中的水蒸气重新循环到燃料处理单元。电流转换单元是把燃料电池产生的直流电转换成交流电，连同发电单元中产生的热量提供给用户。然而，燃料电池面临的主要问题是使用寿命短、造价高。目前认为，只要燃料电池的寿命达到4万h，造价在1 5002 000美元kW(对于500k2MW)，即比常规发电费用高出5倍左右就可走向工业化。在达到大规模商业化之前，还必须克服一些技术上的障碍。在此过程中，只有不断地深化基础研究，才能克服燃料电池工业化过程中遇到的障碍。
