【关键词】：放空天然气；回收利用技术；现状；发展趋势
中图分类号：C35文献标识码：A
气田开发过程中，天然气放空不可避免，尽管放空的天然气都进行了点燃，对环境的污染降到了最低，但资源没有得到充分的利用，也存在着一定的安全隐患，合理回收利用放空天然气资源已成为当务之急。
1我国主要油田放空天然气回收利用情况
目前，我国较为大型的油田有胜利油田、大港油田、大庆油田等，这些油田为我国提供了优质的石油能源与天然气资源，对我国社会建设与经济发展具有重要的促进作用。在油田的经营管理过程中，不仅需要加强对石油生产的控制，同时，还需要对放空天然气的回收利用进行严格的监管。这些油田明天放空的天然气量各不相等，其中以胜利油田放空天然气量最多。在进行放空天然气的回收利用过程中，主要采用燃气发电、分子筛脱水、CNG压缩等措施，并伴有液化石油气、压缩天然气、轻烃化合物等产物出现，为相关工业用户提供可靠的燃料，另外，这些回收产物还可以用于发电，以便最大化地提高放空天然气的回收利用效率。虽然，我国大部分油田已经将放空天然气的回收利用作为重要的工作对待，但是受到技术、资金等的限制，对放空天然气的回收利用效率还有待提高，需要相关技术人员创新思路，积极研究新型技术，以最大化提高放空天然气的回收利用效率。
2放空天然气回收利用技术现状
目前，放空天然气回收利用技术主要包括以下几个方面：压缩天然气(CNG)、液化天然气(LNG)、吸附天然气(ANG)、水合物(NGH)、天然气发电（GTW）、溴化锂直燃机等。
2.1CNG装卸技术
根据气田天然气生产的特点和井场条件，在道路交通状况较好的情况下，采用CNG装卸技术回收放空天然气。放空的天然气在井口经过处理后，用压缩机将其增压，再充装到CNG罐车并拉运至卸气站，通过卸气工艺将压缩的天然气卸入已建集气管线，从而实现回收利用。
2.1.1CNG充装技术
CNG充装主要是完成天然气脱水与增压的过程，即将天然气脱水达到CNG运输标准后，通过压缩机增压后充装到CNG拖车中。按照脱水装置在工艺流程中的位置分为前置脱水工艺和后置脱水工艺，一般国内生产工艺采用后置脱水较
多。
2.1.2CNG卸气技术
CNG拖车将增压的零散井天然气运至CNG卸气站。通过卸气柱，将拖车中增压的天然气减压后输入输气干线，同时水套炉对减压系统进行加温，防止减压后管道出现低温情况。当拖车压力和输气管道压力平衡后，自动启动CNG卸气压缩机，将拖车中低于管线压力的剩余天然气增压后，再输入输气干线。
放空天然气CNG回收技术是目前油气田开发过程中对偏远零散井实施放空天然气回收的有力途径，无需大量投资建设输气管网，建设周期短，受其余已建设施和场地的限制小。此项技术所需的各类设备均可采用分合撬的方式，将各工艺设备分为相对独立又有密切关系的多个单元，每个小撬能实现一个工艺要求，并可根据不同需求进行拆分、组合、调换，组成一个完整的放空天然气回收处理站，当放空量递减后可将各橇装设备调迁到其余零散井重复利用。
2.2液化天然气(LNG)
LNG的储存必须要将气态天然气经过净化处理，即脱水、脱烃、脱酸性气体等工艺处理后，再经一连串的超低温液化工艺处理成为液态，一般采用丙烷预冷的混合制冷液化技术。使用LNG技术回收放空天然气，其优点是较CNG的存储量大，相对于CNG在储存、运输与使用等方面都有显著的优势。但由于净化、液化工艺复杂，设备投资较大，运行费用较高。
LNG技术还存在几个难题：即由于组分差异和温度差异造成的LNG分层而产生的涡旋，涡旋会引起LNG内部能量势的改变，从而导致LNG储存失稳，产生重大安全隐患；其运输方式一般采用高压超低温工况，对储罐的材料性能要求高，因此，在生产和储运过程中有很高的危险性。
2.3吸附天然气(ANG)
ANG技术是在储罐中装入一种具有丰富的微孔结构和巨大内表面积的吸附剂，这种吸附剂比表面积高，在常温、中压工况下可将天然气吸附存储其中。与CNG相比，ANG技术应用在放空天然气回收领域时，其优点就是在较低的压力（3.5～6.0MPa）即可以达到高压（20MPa）时CNG的存储密度，其投资和操作费较低，仅为CNG的一半，储罐形状和材质多样化，选择余地大、质轻、低压，安全性能更好，对储气设备耐压性能要求不高，投资费用低，使用方便等优点。
目前，ANG技术还存在以下几个技术难题：（1）在相同储存容积下的有效储气密度，相对于CNG及LNG的吸附存储量低得多，分别为CNG的约2/3、LNG的约1/5；（2）天然气吸附与释放过程中所产生的热效应问题尚未取得突破性进展；（3）天然气中的重组分在释放过程中的滞留问题尚未得到解决；（4）活性碳类材料吸附剂的研发处于瓶颈阶段，至今尚未取得明显效果。
2.4天然气水合物(NGH)
天然气水合物(NGH)是由天然气与水在高压低温条件下形成的物质，是一种具有笼形化学结构、外观类似于冰的结晶化合物。在标准状况下，1m3的天然气水合物相当于标况时150～200m3的天然气。利用NGH回收储存放空天然气，对天然气的预处理要求低，安全可靠、费用低；具有储存空间小的优点，而且它较气态、液态天然气更安全；存储条件容易满足，能够在标准温度-10～0℃和压力0.1～1MPa的条件下保存。
目前，NGH技术还存在的技术难题是：水合物的大规模快速生成、固化成型、集装和运输过程中的安全问题，以及如何寻找适合实际工业生产且经济合理的工艺流程，从而满足NGH的高密度、高储能特性。
2.5天然气发电技术
在油田开采生产过程中，利用天然气进行发电，已经是一种较为纯熟的技术。目前，对放空天然气的回收利用也可以采用天然气发电技术，即是将放空天然气进行充分地燃烧，并通过相关余热回收装置对高温烟气进行回收，以供发电之用。这种技术投入成本较低，工艺简单，同时有效地降低了对原油的消耗，能够大大地提高油田的经济效希。
2.6溴化锂直燃机
溴化锂直燃机可以天然气为能源，以溴化锂-水为二元工质，利用吸收器-发生器组实现吸收式制冷循环原理，以达到制取冷热水、供夏季制冷和冬季采暖用或同时供冷水和热水的目的。利用溴化锂直燃机回收利用放空天然气，天然气直接在溴化锂吸收式机组的高压发生器中燃烧产生高温火焰作为热源，具有以下几个优点：（1）在真空状态下运行，没有高压爆炸危险，安全可靠；（2）制冷、采暖和热水供应兼用，一机多功能；（3）用户不需要另设锅炉房或蒸汽外网，只需少量电耗和冷却水系统；（4）结构紧凑，机房占用面积小，使用操作方便。
目前，溴化锂直燃机技术还存在以下几个问题：气密性要求高，漏入微量的空气也会影响冷水机组的性能；腐蚀性强，需要开发更加耐腐蚀的材料；需配用冷却能力较大的冷却塔，配套设施复杂。
3放空天然气回收利用技术的发展趋势
3.1放空天然气回收利用技术朝着信息化的方向发展
针对如上关于目前我国油田所使用的放空天然气回收利用技术的描述可知，目前放空天然气回收利用技术已经逐渐普及至石油的各个方面及领域，因此，笔者认为，该技术的发展前景是非常好的。然而，就目前的发展来看，该技术主要是以手动的控制为主，那么随着信息网络技术日益发展与更新，笔者认为，放空天然气回收利用技术应该与信息化技术连接起来，这样可以为人们带来极大的方便。笔者在此就设计出了一个原理，就是将该技术与信息技术相结合运行。首先要借用计算机的一个软件，即VPN。VPN的意思是“虚拟专用网络”，它是“VirtualPrivateNetwork”的缩写。VPN技术指的就是一种运用身份验证、密码以及隧道协议等在公共网络上构建专用性的网络的技术。这样的网络既可以是某一个区域内的局域网，又可以是整个因特网。在这样的网络中，大家互相通信，在通信时，并不需要光缆等有线的物理线路的铺设，而是在一种具有动态作用的资源下进行运转和工作。这就使得VPN可以节省很多材料（主要是光缆），创造出高效益，并可以使局域网逐渐扩展为远程网络及远程计算机。天然气放空回收利用技术与计算机技术进行一定的结合与联系，能够在很大程度上使得天然气放空回收利用技术数字化，为实际的工作带来了极大的便捷。
3.2放空天然气回收利用技术朝着脱烃工艺技术发展
笔者根据相关的工作经验以及查阅相关文献资料了解到，目前放空天然气之中还存在着多烃基类化合物，这会影响到天然气的使用性能。那么，放空天然气回收利用技术朝着脱烃工艺技术而发展，这对提高天然气的性能以及回收率起到了十分重要的作用。目前常用的脱烃技术为外冷脱烃和膨胀制冷脱烃。塔里木油田XXX作业区采用的是分子筛脱水和J-T阀制冷工艺。可以生产出合格的液化气和轻烃。而冀东油田XXX装置采用分子筛脱水、丙烷外冷+膨胀制冷脱烃(温度为-84℃)生产合格的液化气和轻烃
4结语
随着世界能源格局不断变化，传统石油石化能源日益枯竭，以及国家对节能环保措施的不断深化，回收利用放空天然气技术已经取得了初步成效，但节能环保工作任重道远，对戈壁、沙漠中仍在放空的大量油田伴生气应抓紧进行回收。一方面，科研工作者应不断寻求探索新技术应用于该领域，大胆创新，使用新方法、新技术、新设备，不断完善现有技术工艺设备，提高天然气利用率；另一方面，国家应采取相应政策鼓励有能力的企业进军戈壁、沙漠，积极投入到回收、利用放空天然气的工作当中，不断完善天然气集输系统，减少天然气放空，创造可观的经济效益的同时，减少环境污染，获得良好的社会效益。
参考文献：
[1]许维秀，李其京.天然气的非管输储运技术与展望[J].油气储运，2007，26(2)
关键词：天然气液化装置；液化工艺；分析
前言
天然气是石油的伴生物同时也是一种重要的清洁能源，每年全世界都需要消耗大量的天然气。现今我国每年都会进口大量的天然气.为方便天然气的运输与储藏可以采用将天然气液化的方式来减少天然气的体积。为更好的得到并利用液化天然气（LNG），需要在液化天然气（LNG）制取工艺特点的基础上做好液化天然气（LNG）制取技术的分析和生产设备的选择。
1液化天然气（LNG）的特点
液化天然气（LNG）相对于压缩天然气（CNG）具有以下特点：（1）相对于压缩天然气，液化天然气（LNG）密度更高，能够更好的降低运输与储存的成本。（2）燃烧释放的热量较大。（3）液化天然气（LNG）清洁环保，污染低。现今我国对于天然气的需求量巨大，除了使用天然气管道从陆上进行运输外，每年所进口的液化天然气（LNG）多采用的是由专用的LNG船进行运输，各主要液化天然气的接收站都主要分布在沿海大型的港口码头，为提高天然气的使用效率，需要做好天然气的液化天然气的制取。文章在分析液化天然气制取工艺特点的基础上对一种新型的液化天然气生产装置进行分析阐述。
2液化天然气生产装置的工艺流程及设备分析
某调峰型LNG生产装置设计天然气利用为50万立方米/天，设计年产液化天然气10万吨，在液化天然气的生产制备装置采用的是国外先进的单循环混合制冷剂的液化方式，相较于传统的级联式天然气液化方式以及其他的混合制冷剂液化方式，在能源消耗、制取成本以及运行维护方面都有着较大的提升，同时采用单循环混合制冷剂的液化方式能够极大的减少仪表的数量，从而使得液化天然气的生产装置生产、运行成本大为降低。在液化天然气的制备工艺中主要分为三个阶段，分别为：（1）预处理阶段，在这一阶段中主要是为了去除天然中所含有的二氧化碳、水等的杂质，对天然气进行脱酸干燥。（2）完成了预处理后进入天然气的液化分离阶段，在此阶段中通过使用氮气及其他多分子烃类物质所组成的制冷剂对天然气进行液化分离得到所需要的液化天然气。（3）将液化后的天然气进行储存和运输并补充前一阶段所消耗的制冷剂。
2.1天然气的脱碳脱酸工艺流程及设备
在液化天然气的制备之初需要对普通天然气进行脱碳和脱酸处理用以去除天然气中所含有的水分和二氧化碳等杂质，避免此类杂质在后期冷却中冻结堵塞天然气液化设备。在整个液化天然气设备的预处理工作中主要分为两个部分，首先普通天然气以4.0-4.5MPa的压力进入过滤分离器中去除天然气中所含有的锈渣和砂石等的杂质，而后将完成过滤的后的天然气通入到胺液处理区，通过其天然气在胺接触塔内自下而上与甲基二乙醇MDEA溶液吸收剂进行充分的接触，从而将天然气中所含有的二氧化碳吸收去除，完成处理后的天然气温度从进入装置后的常温20℃升到了40.7℃，而后需要将天然气经过冷却降温，经过处理后的天然气中的浓度将大幅下降，天然气的压力将下降到3.9MPa。在工序处理中，吸收二氧化碳的富胺液从胺接触塔中流出进入闪蒸罐减压，在闪蒸罐内完成胺液与二氧化碳的分离，完成胺液的循环利用。减少天然气液化的生产成本。完成再生后的胺液再将其重新泵入胺接触塔中，而后继续使用其完成对于二氧化碳的吸收。整个天然气的二氧化碳吸收系统不断循环，并通过自动控制系统确保脱碳装置安全、可靠运行。
2.2液化天然气生产预处理中的脱水流程及设备
在液化天然气生产预处理脱水中主要采用的是两套分子筛干燥床系统完成对于天然气的干燥，从而有效的将天然气中所含有的水分含量降低到1ppmv以内，确保液化天然气后续工序的正常进行。在天然气脱水工序中，首先将完成脱碳后的天然气通入到分子筛过滤分离器中以除去天然气中所携带的胺液杂质，而后对完成过滤的天然气使用两组分子筛干燥器对其进行干燥，而后将干燥后的天然气依次通过粉尘过滤器、汞脱离器、汞脱离粉尘后即可进入下一步的天然气液化环节，需要注意的是在天然气的脱水环节还可以通过调节奥比特开关阀来控制分子筛的再生，其主要原理是通过使用少量的再生气来完成分子筛中的水分的吸收，从而使得分子筛可以重新在此得以利用，通过这一环节可以很好的降低天然气液化的成本。
2.3天然气的液化流程与设备
在完成了对于天然气的前期预处理后，将完成预处理的天然气导入到液化阶段，天然气首先进入冷箱进行冷却，冷箱采用的是高效铝制板翅型换热器，能够最大限度的提高换热效率，减少能源浪费。冷箱内采用的是混合型冷却剂（由氮气、甲烷、乙烯等组成）来进行制冷，在这一环节，纯净的天然气从前期净化后的常温迅速冷却至-161℃实现液化，而后将液化后的天然气送至LNG储藏罐进行存储，以上时天然气液化的流程。在天然气液化的过程中需要注意混合冷却剂的制备和压缩，其对于天然气的迅速冷却效果有着极为重要的影响。
冷剂吸收罐是天然气液化工艺中的第一个设备，其中的制冷剂组分别来自甲烷、氮气以及丙烷、乙烯和其他混合烃，其中所使用的甲烷主要来自于脱水阶段，主要用于分子筛脱水的再生气，其被引入冷却剂吸收罐。氮气在制冷的过程中主要通过界区外进行引入吸收进冷却吸收罐中，丙烷则是通过与天然气进行混合、干燥后进入冷却剂吸收罐。冷却剂引入对于确保冷却效果极为重要，在冷却的过程中需要将多余的制冷剂进行回收并引入到冷剂吸收罐中进行重复利用，以达到节能增效的目的。在冷却的过程中，还会混杂有一些从冷却压缩机的一级压缩出后所引出的气态冷却剂会进入到冷却罐中，这些冷剂主要实现吹扫的作用。同以上冷剂的分组共同进入冷剂吸收罐中并进行充分的混合即可完成对于天然气液化中所使用的冷却剂（气态）的制备。在完成了对于冷剂的气态制备后还需要将其转变为低温液态才能为天然气的急速冷却提供充足的冷量，为了制备低温液态的冷却剂需要使得常温气态冷剂经过压缩-冷凝-冷却-膨胀的一系列的流程，并在膨胀的过程中与原料气进行热交换，从而使得纯净的天然气能够迅速的凝结为超低温的液体。在对于液态制冷剂的制备上为达到良好的制备效果，需要采用两级压缩的压缩机，其工作排量需要达到60000立方米/小时。在冷剂压缩的过程中，首先经过的第一级压缩，使得制冷剂的压力与温度都得到提升，而后将压缩后的制冷剂进入到一级冷却器中冷却至气液混合的状态，而后将这一混合状态的气液混合相经过气液分离，将其中的液相部分导入到一级冷剂增压泵中进行增压，而气相部分则从一级气液分离器中的顶端溢出，并将其导入到冷剂压缩机中进行再次的压缩，以得到高压气态冷剂，而后将高温气态冷剂与高温液态冷剂在共同管路中进行混合，使两者形成混合，而后将这一混合态的气液相导入到二级冷凝器与二级气液分离器中重复上述步骤，将二级气液分离器顶部所溢出的气态冷剂导入到冷箱中，而将分离的液态冷剂经过增压后导入到重烃热交换器中进行急速降温，对于完成降温后的液态冷剂将其导入到冷箱中，通过以上的环节即可使得天然气液化所需要的冷剂的制备趋于完成。在整个天然气液化的工艺流程中，其是一个复杂的循环体，上述流程仅是对天然气液化流程的简要描述，为控制这一复杂的流程还需要做好对于天然气液化的自动化控制，以提高天然气液化的效率与效果。
2.4天然气液化工艺流程中所使用的制备设备
在天然气液化的工艺流程中涉及到大量复杂的设备，根据设备的功用及运动情况可以将其分为：动、静设备和其他设备几种。在天然气液化中所使用的静设备主要包括有干燥器、分子筛、冷箱、液态天然气储藏罐以及天然气液化过程中所使用的各种罐储容器、冷却交换器等。在天然气液化中所使用的动设备主要包括有：制冷剂压缩机（其主要使用氮气、甲烷、乙烯以及混合烃等所组成的混合制冷剂）、低压蒸发气压缩机、高压蒸发气压缩机以及各种配套的泵系统。天然气液化装置中的其他各类配套装置主要指的是：各种连接用的工艺管道、天然气液化自动控制系统，以及各种规格的压力仪表、阀门和分析仪等，在天然气液化流程中所使用的各种连接工艺管道为确保其连接效果需要使用大量的耐压钢管并配套有相应管径的法兰、接头等，由于管道的工况较为恶劣，需要确保天然气液化中所使用的各种钢管、法兰以及接头等具有良好的耐腐蚀、耐低温以及防锈效果，确保天然气液化的安全生产。天然气液化工程量大且复杂，为提高天然气液化过程中的自动控制的效果，在天然气液化过程中的自动控制中采用的是分布式的DCS集散控制系统，以提高其的控制效果与可靠性。在天然气液化装置所使用的铺筑装置中，需要使用大量的一次仪表和DCS二次仪表，如温度计、压力表、液位计、温度变送器、压力变送器等的装置和设备，为确保天然气液化装置的安全可靠的运行提供准确的测量数值。
3天然气液化系统所使用的其他辅料
在天然气液化装置所使用的原料气需要控制其质量，以提高天然气液化后的质量和效率，实现节能增效。在天然气液化过程中所使用的辅料主要指的是天然气液化工艺中所需要用到的各种原料组分，对于所使用的胺液MDEA和分子筛干燥剂需要使用进口原料，其他辅料则采用的是国产品牌。在天然气液化中的公共装置中所使用的燃料则主要由本天然气液化装置中的甲烷。在天然气液化装置中还需要做好装置的防雷和防静电处理，为确保天然气液化装置的顺利运行，需要在天然气液化装置的设备、管道以及构架等区域设置好专用的防静电装置，以避免静电感应造成安全事故。新型天然气液化装置采用单循环混合制冷剂液化方式，在能耗与效率方面都有了较大的进步。能够更好实现天然气液化生产。
4结束语
天然气是一种极为重要的优质能源，通过对天然气进行液化可以使得存储和运输更为方便。文章在介绍一种新型天然气液化制取装置及配套工艺和设施的基础上对该天然气制取装置中的节能增效的设置进行了分析阐述，其采用先进的换热器、使用循环再生气以及合理布局管道等的方式来减少能量的浪费，能够在天然气液化制备中取得良好的效果。
参考文献
[1]林畅，等.大型天然气液化技术与装置建设现状与发展[J].化工进展，2014（11）：2916-2922.
一、节流膨胀制冷
利用焦耳-汤姆逊效应，属于不对外做功的“绝热膨胀”，它是一个等焓过程。采用节流膨胀制冷，轻烃凝液的回收量主要取决于节流前天然气的温度以及节流阀前后的压差：节流前自身温度越低、节流阀前后压差越大，则轻烃凝液的回收量就越多。此法依靠天然气自身压力制冷，不外加能量，工艺设备简单，易操作实施。但由于节流后天然气压力要满足外输要求，所以此法一般采用于天然气自身压力较高的油气集输场所。
二、膨胀机制冷
通常利用透平膨胀机进行对外做功的“绝热膨胀”，它是一个等熵过程。主要原理是利用有一定压力的气体在透平膨胀机内进行绝热膨胀对外做功而消耗气体本身的内能，从而使气体自身强烈地冷却而达到制冷的目的。天然气通过透平膨胀机膨胀后制冷，从而获得其中的轻烃凝液，并回收部分能量为外输天然气增压。在膨胀机制冷工艺过程中，凝液冷量全部由膨胀机提供，膨胀比大，则膨胀机出口压力低，可为装置提供充足的冷量，C3+收率高，但装置能耗高；膨胀比小，则膨胀机出口压力高，C3+收率低，干气增压的能耗低。因此在实际操作中，选用膨胀机制冷一般要求操作弹性大，原料气与销售气之间存在较大压差，尽量避免因气体增压而带来的附加费用。
三、外加冷源制冷
利用制冷剂制冷直接提供冷量，制冷剂的温度直接影响轻烃凝液的回收量，通常采用制冷剂：丙烷、氨等。外加冷源制冷通常可采用单级制冷、多级制冷和混合制冷。多级制冷和单级制冷相比，能获得较多的轻烃凝液量，且制冷级数越多，轻烃冷凝量也越多，但增加设备费用越高，人工成本也越高。混合制冷是几种制冷剂按照不同比例混合构成，这种混合制冷剂由于含有不同沸点的制冷剂，因此只要确定天然气各个组分的含量，就能匹配出与该天然气降温曲线相符合的制冷剂蒸发曲线，从而确定混合制冷剂中各个制冷剂的比例。此法能获得较高的轻烃凝液量，设备投资小，但缺点是混合剂的选择较难，且混合剂的制备需要消耗较多能量。
四、超音速分离器制冷（SuperSonicSeparator，简称3S）
1.效率高
发生在超音速喷管中的膨胀降压、降温、增速过程，以及发生在扩压器中的减速、升压、升温过程，都是气体的内部能量转换，不存在能量损失。因此，超音速分离装置不仅比等焓节流膨胀制冷的J-T阀效率高，而且还比等熵膨胀的膨胀机制冷的效率高。天然气流在扩散器内压力回升，使超音速分离技术进出口压差小于超音速喷嘴的进出口压差，因此超音速分离技术与传统的、通过天然气自身压力膨胀降温的制冷设备（J-T阀和膨胀机）相比，通过实验数据我们得出：在相同压差情况下，超音速分离技术可使天然气产生更大的温降，如图1所示。
2.能耗低
与J-T阀制冷相比，在NGL收率相同的情况下，超音速分离装置减少压缩机电力消耗50～70%；用超音速分离装置代替膨胀机，在NGL收率相同的情况下，可减少15～20%的压缩功率。特别是，当膨胀机由于技术原因（诸如进口压力太高）或因在中小油气田用膨胀机制冷不经济的场合下，超音速分离的优势将更加突出。更大的温降就能使天然气有更低的水露点和烃露点。例如：进口压力为10MPa，温度为20℃的天然气，在超音速分离技术中只需降低17-20%的压力，就可使出口天然气的水露点和烃露点达到－10℃；如果降低22～25%的压力，就可达到－15℃的水露点和烃露点。另外，在制冷温度相同的情况下，超音速分离技术具有更高的NGL收率，如图2所示。根据不同用途，超音速分离技术还可以采用次音速或超音速连接口，可采用不同的旋流器和扩散器，而且还可以回收液体。
图1超音速喷管进出口压差与温差关系图
图2超音速喷管的制冷温度与液烃收率关系图
3.其他特点
此外，3S还有以下特点：无活动部件、系属静设备，因此运转更加安全可靠；工艺过程和设备简单，投资省；本身无消耗，因此运行成本低；检修工作量小，因此维修费用低；无废水、废液排出，因此对环境无影响；体积小，所以占地和占有的空间小。但3S相比其他设备，其设备成本高于普通节流膨胀阀和膨胀机，且噪音较大。
4.超音速分离器现场应用
塔里木油田牙哈凝析气处理站是国内第一个使用超音速分离器进行生产的单位，投用3S之前，该处理站采用的是J-T阀节流膨胀制冷获取轻烃凝液，日产液化气80吨。投用3S后，我们通过每两小时记录凝液闪蒸罐烃腔液相自动调节阀开度大小，判断出投用3S能获得更过的轻烃凝液量，如图3。
图3投用J-T阀和3S轻烃凝液量比较图
五、总结
天然气自身压力高，可采用操作成本低，节流膨胀制冷，若想获取更多的轻烃凝液量，可采用超音速分离技术获取轻烃凝液；天然气自身压力不高，可采用增压技术，用膨胀机制冷，也能获取较高的轻烃凝液量。
参考文献
【关键词】能量回收；透平泵；天然气净化；贫液；富液
引言
液力透平能量回收技术是把流体压力能转化为机械能或电能的装置，凡是存在液体压力差的地方，都有能量可以回收利用。工业生产中的余压能是可再生能源，用液力透平代替减压阀，避免了余能的浪费。通常把液力透平能量回收装置叫做能量回收透平泵（HydraulicTurbocharger）。充分回收余压能、提高装置的能量回收效率到达节能的目的是人们普遍关心的问题。
1能量回收透平泵工作原理
来自高压端的液体进入透平泵的透平壳体内冲击透平叶轮高速旋转，将高压端的液体能量转化成泵轴的旋转机械能，直接驱动水泵叶轮，水泵叶轮把低压端液体增压后泵入高压端，从而实现把高压端的能量直接转换成低压端的能量，达到能量回收之目的。
透平泵内只有一个旋转部件，透平泵的透平叶轮和透平泵的泵叶轮共用一根转动轴，水泵的转数和透平转数相同，高速旋转。
2能量回收透平泵在国内外应用
液力透平能量回收技术的应用已有数十年历史。我国天然气、石油化工、合成氨等行业利用液力透平能量回收技术回收余压能，普遍采用透平+离合器+全扬程电泵共轴这种组合式能量回收系统，取得良好业绩。而松南气田天然气净化装置则采用了透平增压泵+前置半扬程电泵的分体式能量回收系统主要考虑回收效率较高，投资较少，供货周期短等因素。以下案例为类似分体式透平能量回收系统的应用：
2.1国内应用案例
此类能量回收透平泵装置在国内多用于海水淡化或水处理等行业，典型的大唐王滩电厂就是对反渗透中浓水排水的余压能进行能量回收，从而配合一台功率较小的高压产水泵，来节约电能的。根据大唐王滩电厂两年的运行经验，分体式液力透平能量回收器回收效率基本上保持在70-75%。
2.2国外应用案例
美国德克萨斯州的DukeEnergy采用了该套装置，它的主要工艺参数是吸收塔的MDEA胺液循环量为63.6m3/h（280gpm），吸收塔压力50barg（730psi），液位调节阀的压力损失3.4barg（50psi），富液闪蒸压力5.5barg（80psi）。
透平增压泵的扬程22barg（322psi）出口压力54.6barg（792psi），进口压力32.4barg（470psi），前置供液泵的扬程为41.37barg（600psi），流量118.9m3/h（524gpm）
该公司应用这套装置的节能效益：每小时节约电能60.2KW，每年操作按8000小时计算，电费按每度电$0.07计算，年节约费用$33712。
3能量回收透平泵在松南气田的应用
3.1工艺流程
松南气田脱碳系统中溶液循环动力提供来源有两个渠道，一个是1400KW/h的贫液泵，另一个则是能量回收透平泵串联一台710KW/h的贫液增压泵。由于液力透平是将液体流体中的压力能转换为机械能的机械设备，它可以利用系统自身的能量回收利用起来，达到应用机械能驱动机械设备的效果，大大的减低了生产成本，实现节能。
从吸收塔出来的高压8MPa富液MDEA将能量传递到透平泵的增压端，通过涡轮减压后的溶液进入运行压力在1MPa的闪蒸罐，再生后的低压贫液MDEA通过贫液增压泵增压至4MPa进入透平泵的水泵端，水泵端回收增压端提供的动力，进一步增压，使溶液能够进入吸收塔完成循环，此流程与贫液泵等效。
3.2投用中遇到的问题及解决方案
3.2.1溶液洁净程度不足。通过多次的透平调试结果可以看出，溶液洁净程度不足使石墨材质的推力平衡盘产生划痕，并且平衡盘液过滤器压差大，透平装置不能连续稳定运行。因此将推力平衡盘材质改为陶瓷材质，改变液的来源，以尽量提高液质量，降低杂质数量。对系统再生气分离器内的酸性水取样化验，化验结果显示其洁净程度满足透平装置使用，将再生气分离器内的溶液导出作为透平泵推力平衡盘液使用是极佳方案。
3.2.2解决吸收塔液位调节问题。在松南气田脱碳装置透平投用的过程中应用原液位调节阀进行吸收塔的液位调节，在调节过程中该阀开度较小，对阀杆本身的损伤比较严重。同时，出现了吸收塔液位不稳定及液位不方便调节的情况。因此在该阀旁路增设DN50的自控阀，专门应用于透平调试过程中吸收塔液位的调节。在松南气田脱碳装置液力透平能量回收技术的应用中，可以看到这种分体式的透平装置对通过的介质洁净程度要求较高。解决上述问题后，可保证透平装置持续稳定运行，从而达到节约电能的目的。
4结论
在日益激烈的市场竞争当中越来越多的企业，尤其是高能耗企业，越来越把降低能耗，节约能源，作为降低成本的重要手段之一，要充分对其生产工艺进行改造，利用透平机组对废热、废气、余压等资源回收余压能量，并且对设备结构方式进行改造利用，就会为企业创造巨大的效益。
参考文献
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[5]赵月刚.气体净化富液余压能量回收液力透平泵在我厂的改造应用[J].化工设计通讯，2009.35（3）.
摘要：液化天然气LNG一种节能高效、安全方便的清洁能源，它不仅热值高、污染少，而且储运方便，受到世界各地人们的青睐。现在越来越多的国家把液化天然气作为首选的燃料，导致它在全球的生产量越碓酱螅贸易活动也越来越频繁。现在天然气在能源供应中的比例增加迅猛，已成为稀缺类清洁型能源。本文将简要说明液化天然气的一些特性及基本用途。
关键词：液化天然气；液化天然气的特性；液化天然气；用途
1.液化天然气的发展
2000年2月，第一座天然气液化厂投入生产，这标志着我国液化天然气的大规模使用开始。2006年6月，第一座大型液化天然气接收站建成.开始引进澳大利亚的液化天然气来供应广东等沿海城市使用。经过几年的发展，液态天然气已经在中国占据一定的地位，并且成为一个具有很大发展空间的新型产业，而且还大量引进国外资源，互为补充，平衡发展。到2008年，我国液化天然气的使用量已经超过300万吨，预计未来每年国产的液态天然气将达到350万吨左右，每年进口的液态天然将达到5000万吨，尽管现在天然气在我国还没有形成一丁点规模，但是液态天然气的特点已经决定了它将在未来取得非常迅猛的发展。
2.液化天然气的基本特性
液化天然气（LNG），即liquefiednaturalgas的缩写。液化天然气的采集过程相对复杂，首先是在气田中自然开采出可燃气体，再将这些可燃进行净化操作，最后经过-162℃的超低温装置将其凝洁成液体，即采用低温工艺，将从地下刚开采出来的天然气经过净化处理后，在0.1Pa压力的条件下降温到-162℃左右，使之液化从而获得液态天然气。液化天然气的主要成分是甲烷，它具有无色，无味，无毒，无腐蚀性，热值大、性能高等特点。另外，液化天然气的体积不到等量气态天然气体积的百分之一，它的重量也不到等体积水的一半，相比天然气有着节约储运空间和降低成本的优点，但是现在液态天然气在我国却没有得到平衡的利用。从天然气在中国的发展形势来看，天然气的资源是十分有限的，它在中国能源中所占的比例很小很小，它的国有产量远远小于国内需求，供需缺口越来越大。
3.液化天然气的优良性
液化天然气就是天然气的液态存在，一般来说，液化天然气比气态天然气具有更好的优良性，并且液态天然气的某些特性也使它比气态天然气有着更广泛的应用。首先液态天然气是一种安全的清洁能源，非常环保。由于LNG的相对密度比空气小，大概是0.47，所以即使有一点液态天然气泄漏，也能马上扩散开，不至于达到能遇明火爆炸的浓度。全世界的生态环境污染都在日益加重，液化天然气可以优化能源消费结构，帮助改善大气环境，为实现可持续发展做出突出贡献，所以我们提倡优先选用液态天然气这种即清洁又高效的能源。另外，据调查分析，LNG代替汽油作为汽车的燃料，汽车尾气的综合排放量大概降低四分之三，噪声降低近一半，而且排放物没有铅等致癌物，基本没有硫化物排除，所以液态天然气具有非常环保的性能。其次，液态天然气具有经济高效的特点，LNG液化后体积不到气态天然气的五百分之一，所以它储存的成本也不到气态天然气的五分之一，占地面积少、储存能量的效率高，还节约了储存资金。一般可以通过专门的槽车或轮者船可以把液态天然气运输到管道运不到的地方去，这种运输方式不仅节省了投资，运输的风险也非常小，而且灵活便捷，不受地理环境的影响限制。重要的是，液态天然气的运输储存装置不仅比地面高压储气罐和地下储气库建设节省土地，还在某一方面节省了资金，这对那些自身能源不足的国家来说，即方便又经济的解决了液化天然气了进口问题。
4.有关液化天然气的安全技术
虽然液态天然气的发展历史相对较短，但却需要较高的技术含量来生产储存运输，LNG从生产到被使用需要经历多个复杂的环节，产业链不仅长而且相互间的联系密切，各个生产环节相互依存，需要多次进行液态、气态间的转换，而且生产过程中易燃易爆，其中的安全管理问题错综复杂，所以必须深入研究液态天然气产业链的安全技术，为更好的促进行业稳妥发展做出贡献。在开采方面，它的开采过程涉及到很多安全技术问题，开采安全主要包括钻井建造和井口设施正常运行的安全技术问题；净化处理及液化过程主要包括设备正常运行的安全问题；在LNG的低温特性方面，有必要采取一些安全技术措施。在液态天然气的存储运输方面，也要注意很多安全问题，一般采用低温罐车、火车或者轮船等方式来运输液态天然气。想要安全带存储液态天然气，就要时刻防止出现分层和翻滚的现象出现，还要有效抑制储罐内天然气由液态转换成气态。
5.液态天然气的应用
液态天然气有很多的用途，比如用作应急气源，有点时候输配管网会发生紧急事故，当抢修管道的时候不得不中断抢修段后用气区域的供气，这时我们就可以用液化天然气槽车拉运移动式气化器提供液态天然气，临时给用气区供气。这种补救方法简单快捷方便，是目前最适合应急的补救措施。还可以用作主气源，把刚从船上卸下来的液态天然气直接存入到接收站储罐中，把它气化后导入到输配管网中供用户使用。液态天然气也可以用做调峰气源，由于我国土地面积巨大人口众多，城市之间天气温度存在很大差别，城市间的用气高峰也存在差别，所以需要的调峰气量也很大，我们可以提前将液化天然气储存起来，当用气高峰时再把它经气化后用作调峰气源输送到输配管网内供用户使用。有的液态天然气也用作过渡气源，有的地方地处偏僻、人口稀少，输气管道没有敷设好，可以先建设一个临时的液化天然气气化站，用气槽车运来存在储罐内的液化天然气，把它气化后送入管网供用户使用，度过管道铺设的过渡期。
结束语：随着社会的发展进步，我国对能源的需求量也在不断增长，引进液态天然气势在必行，这不仅能够优化我国的能源结构，解决能源供应与生态环境不冲突的问题，还为社会的可持续发展做出突出的贡献。
参考文献
[1]施林圆，马剑林.LNG液化流程及管道输送工艺综述[J].天然气与石油.2010（05）.
关键词：煤化工；煤炭；新型煤化工技术
1煤化工技术的发展
1.1煤化工技术的发展现状
煤化工技术是将煤作为加工原料，利用一些化学手段将煤转化为气体、液体和固体燃料以及其他用于生产生活的化学品的过程。煤化工主要包括煤气化、煤液化、煤干馏等化学加工方法。煤化工的发展历史比较长，早在18世纪后期，全球已经进入煤化工时代，并且在19世纪煤化工技术已经发展完善形成完整成熟的煤化工体系。虽然，在20世纪时，因为石油、天然气的利用削弱了煤炭化工产业的发展速度和规模，但是随着石油、天然气资源的日渐枯竭，煤炭化工产业又逐渐开始复兴。煤炭能源是我国能源结构中重要的组成部分，是确保我国能源安全以及利用的最重要的基础能源之一。所以，煤化工技术在我国的发展比较成熟，同时，在煤化工技术开发研究中，我国也处于比较先进阶段。我国目前仍以煤炭资源为基础能源的能源利用结构不能在短期内改变，因此，更好地发展探索新型煤炭技术是一个急迫而重要的挑战。如今，我国的煤化工产业发展基本处于集约化发展阶段，这样可以保证我国煤炭技术的充分研究利用，并且能够保证资源的合理有效分配，是适合我国发展实际的煤化工发展方式。
1.2煤化工技术
煤化工技术主要是对煤炭资源的再加工生产过程，主要的加工方式有：（1）煤干馏。其实更准确地说是煤焦化，也就是利用煤进行蒸馏加工后生产的焦炭、焦油以及焦炉气等。这些产品一般在化工、医药、农药等产业广泛应用。（2）煤气化。这是生活中比较常见的一种煤化工产品，没有普及天然气的地区，一般都会用煤气作为重要的燃料满足生活中的燃料需求。（3）煤液化。煤液化主要分为直接液化和间接液化。煤液化是将有机质转化为流质产物，利用煤液化产品的碳氢化合物可以代替石油以及石油相关的产品。因此，目前煤液化技术是新型煤化工技术的主要研究发展方向。
2新型煤化工技术的发展现状和发展前景
新型煤化工技术是在煤化工技术的基础上，利用高新技术，获取洁净能源以及产品的新兴技术手段。新型煤化工不仅可以提高煤炭资源的利用率，并且可以使煤化工产品对环境和空气的污染降至最低，新型煤化工技术最重要的研究探索方向是煤化工产品可以代替石油及其相关产品。
2.1我国新型煤化工技术的发展现状
目前我国的新型煤化工产业发展状况比较好，以煤制油、煤制烯烃和煤制天然气为代表的新型煤化工技术已经实现商业化示范运行，并且在重要工艺阶段以及关键技术拥有完整自主知识产权。根据我国煤化工产业的规划来看，我国的煤化工产业主要集中于新疆、内蒙、陕西省区，因此，这三个重要的煤化工产业地区也是我国新型煤化工技术的重点发展区域。
2.2新型煤化工的发展前景
新型煤化工技术的主要优势就是清洁能源以及有效利用煤炭资源。目前我国的新型煤化工产业发展前景较为乐观主要是因为以下几方面原因：（1）资源丰富。我国的石油和天然气储量虽然相对不足，但是煤炭储量较为丰富，可以满足新型煤化工产业的充足的煤炭资源需求。除此之外，我国的水资源也比较丰富，可以适应煤化工产业的耗水需求。（2）交通便利。目前我国的高速公路、铁路组成的陆上运输网较为广阔，可以保证煤化工产品能够快速方便的运输，而且我国还有专门的煤炭运输铁路，可以确保新型煤化工产业的运输需求。
3结语
新型煤化工技术的发展可以有效利用煤炭资源，并且可以代替石油资源，这在很大程度上可以缓解我国石油资源不足的情况，所以，新型煤化工技术的发展极其重要。随着科学技术的提高，对新型煤化工技术也会有所帮助，能够对煤炭资源进行更充分的利用，这需要我国煤化工技术人员的不停探索和创新。
作者:张洁单位:山东港通工程管理咨询有限公司
参考文献：
关键词：天然气净化脱硫技术应用
目前，我国国内天然气开采时，会面临着酸性气体，尤其是硫化氢物质危害严重的问题，给实际开采工作造成了困难，对其进行脱硫净化具有重要意义。目前传统式的脱硫技术主要包含了醇胺法、砜胺法与LO-CAT法，新型脱硫技术主要包含了微生物法、纳米光催化法和膜分离法。通过各类技术的综合应用，可以有效提高脱硫工作质量。
一、传统式脱硫技术在天然气净化中的应用
1.醇胺法脱硫技术
该方法在现有天然气净化工作实践中获得了广泛使用，具有久远历史。主要使用醇胺类溶剂同天然气进行反应，吸收酸性气体，实现脱硫。使用较多的醇胺类溶剂包括一乙醇胺（MEA）、二乙醇胺（DEA）、二异丙醇胺（DIPA）以及甲基二乙醇胺（MDEA）等等。
以往使用EMA及DEA两种溶剂较多，具有反应快、碱性强的特点，脱硫效果明显。但一定程度上，由于溶剂反应时会出现吸热降解，一定程度上腐蚀了设备，故逐渐使用DIPA及MDEA两类溶剂取而代之，具有较好的脱硫效果。目前该技术逐渐由单类的溶剂脱硫向复合型多种类溶剂脱硫转变，可操作性及应用效果有效提高。
2.砜胺法脱硫技术
砜胺法将醇胺法作为基础，适当在溶剂内加入物理溶剂，使用混合溶液对天然气进行脱硫，此方法能够综合吸收物理脱硫和化学脱硫技术的优点，在酸性气体分压较高情况下，仍然具有显著脱硫效果，且有效降低了溶液的循环量。故具有显著的脱硫节能作用。
需要注意的是，这一方法并不能对气体进行深度脱硫，而只能进行表面状态下的脱硫，所以需要同其他脱硫技术相互配合。
3.LO-CAT脱硫技术
这一脱硫技术，主要是硫化氢在碱性溶液中因络合铁氧化作用，转化为元素硫，在将被还原的催化剂使用空气进行再生，此过程中Fe2+逐渐氧化为Fe3+，而LO-CAT技术有效避免了在反应过程中，铁离子处于碱性溶液中，因不稳定性而析出的问题。通过研发配置两类螯合剂，分别对二价和三价的络合铁离子进行牢固，有效提高了脱硫工作质量。
针对天然气含硫量为中低程度等特殊情况，一般使用醇胺法无法取得较好的脱硫效果，此时除使用LO-CAT法脱硫外，还可以使用以N-甲酰吗啉作为脱硫剂（Morphysorb法）及克劳斯法等办法。将以上各类脱硫方法进行对比，其适用情况如下表所示：
表1：各类传统天然气脱硫技术适用效果对比
原料气内潜流含量
（t・d?t）是否回收硫磺脱硫技术种类
>25回收醇胺法
>25不回收N-甲酰吗啉法
二、新型脱硫技术在天然气净化中的应用
1.微生物脱硫技术
此方法主要将含有Fe3+离子的氧化亚铁硫杆菌溶液作为脱硫溶液，通过氧化吸收反应，从而将混合天然气内的硫化氢彻底脱出。此方法一定程度上具有原材料价格相对较低、操作简单、条件要求相对宽松、能源消耗少以及环保等优点，在现有的天然气脱硫工作当中处于不断研究完善状态。
微生物脱硫技术的大致步骤为：先利用脱硫液内所含的Fe3+氧化作用，吸收天然气内所含的H2S，而氧化亚铁硫杆菌液中所含的微生物能够不断再生Fe3+，从而实现循环式生产。另外，该方法还可以将脱硫完成后的H2S进一步进行反应，并转变为硫磺，从而使得天然气脱硫净化的最终产品均为环保绿色型。通过借助Fe3+极强的氧化活性，将其作为脱硫剂，从而可以把H2S快速氧化脱除，产生单质硫。
对此脱硫技术进行间歇式的脱硫实验，并循环多次，采用鼓泡式气液反应设施，进行脱硫实验以及氧化亚铁硫杆菌再生Fe3+实验，并将两类实验结果进行整合。实验结果显示，当气液反应设施内Fe3+含量在85%-95%的情况下，平均0.5h下的脱硫率可以达到87%以上；而在氧化亚铁硫杆菌培养阶段，接种量在100%-300%状态下，氧化亚铁硫杆菌的再生过程最短需要1.16h。另外，在此次试验中，溶液的PH值也呈现缓慢下降状态，且Fe2+的浓度也出现小幅波动。实验结果现实，生物脱硫技术能够在天然气净化时发挥巨大作用，有效提高天然气综合利用率。
2.膜分离脱硫技术
这一方法，灵活利用了半渗透膜的选择性渗透性质，通过选择性的渗透，最终完成天然气脱硫工作，具体原理是利用半渗透膜两侧的能量差，从而将天然气内的H2S以及CO2等成分进行分离。
影响膜分离技术脱硫效果的主要因素，包含了膜的材料、性能以及膜分离设备的构成。此技术将传统的物理吸附、化学吸收以及低温精馏等方法进行了整合，实用性较好。
现有的膜分离脱硫技术，投资费用及设备运输费用相对较低，同传统脱硫技术对比，投资至少降低了50%，生产成本减少了25%。以聚丙烯中空纤维膜（PP膜）作为膜分离基础设备，配合质量分数2.5%的NaOH溶液作为吸收液，选择某天然气油田进行脱硫实验，实验结果显示其有效脱硫率达到了96%以上。
（下转第页）
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3.纳米光催化脱硫技术
这一脱硫技术中，主要使用纳米光催化剂，将催化剂加入天然气，利用常温环境下的的氧化反应，处理天然气内的硫化物，最终达到脱硫效果，同样属于新型的天然气脱硫技术，应用空间较为大。
以某天然气厂中的纳米光催化脱硫技术实践应用为例，此次主要是用到了综合性能较好的纳米催化剂――TiO2作为主要脱硫制剂。该纳米催化剂内的纳米微粒，比表面积相对较大，通过光催化作用，其表面能以及张力会因为粒径的缩小而相对迅速变大，与常规例子的物理性质完全不同。纳米微粒具有较为明显且独特的表面稳定性，且还具有热稳定性以及光催化性等性质。
本次试验中使用到的纳米TiO2催化剂，价格相对较低，具有良好的化学稳定性，且不会对环境造成污染。当然也存在较为明显的问题，比如此次选择的纳米粒子TiO2的光谱范围较窄，只能对紫外线光产生反应，对太阳能的综合利用率还相对较低，不宜大规模使用。
目前，针对纳米催化剂脱硫技术的改进，主要利用“掺杂改性“法对原有纳米粒子的性质进行完善，通过提高其相变温度，相应增加其比较面积，最终实现其光谱范围的扩展。完善后的纳米粒子，其综合太阳能利用率有效提高，催化性能也显著提升，在实验中，每0.715%Fe―TiO2的催化剂，处于500℃焙烧情况下，其脱硫率达到了92.8%。
三、结束语
现有的天然气净化工作中，传统与新型脱硫技术的综合运用才是提高脱硫质量的有效方法，因而还需要根据实际需求，适当调整脱硫方案，实现天然气净化工作的最优化。
参考文献：
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[关键词]天然气；处理；工艺技术；应用效果分析
中图分类号：X383文献标识码：A文章编号：1009-914X（2017）05-0017-01
0引言
天然气处理通常是为了满足以下三种应用的要求：即到LNG（液化天然气）厂进行原料气处理、NGL（天然气凝析液）厂的液相处理和使天然气达到销售管输标准的处理。天然气中所含杂质的种类及含量影响着三种不同应用的处理成本。
1天然气中所含的杂质
工业上常用的天然气脱水方法有：①吸收（三甘醇脱水）；②吸附（分子筛或硅胶）；③冷冻（投加甘醇/甲醇）；④渗透（薄膜）。前两种方法是利用液体吸收剂（三甘醇）或固体干燥剂（分子筛、硅胶等）的吸水性；第三种方法采用冷却法，将水分子冷凝成液相，加甘醇或甲醇抑制剂的作用是防止水合物形成和结冰；第四种方法是利用水分子和烃分子穿过半透性聚合物膜速度差别来实现分离。气体经过冷却脱除游离水后，采用分子筛（3A或4A类型）吸附可进一步将净化气的含水量降至渐下降，一般使用2～4年就要进行更换。如能对分子筛的吸附、生和老化机理进行详细研究，优化装置的操作参数，就可以实现真正意义上的降本。
2凝液相处理的工艺
天然气凝液液相处理与炼油厂的液烃处理和凝析液处理相似。一般采用胺溶剂工艺可将H2S和COS脱至适当的指标（H2S为10mg/kg，COS为5mg/kg）。液烃要进一步水洗，以回收其中携带的胺。目前各种常用的碱法脱硫工艺可达到深度脱硫，烃相产品也必须水洗以降低碱含量。通常液烃必须用分子筛干燥，以防止COS和水重新转化成H2S。当前新工艺的研究主要集中在开发新型接触装置和减少污染物的排放方面。
3天然气气相处理工艺的选择
对可使用溶剂处理工艺的，技术和操作方面的原则体现在经济因素上，即这种处理要求选择最佳的溶剂。现分别论述如下：
（1）酸馔殉工艺的基本要求是使处理后的净化气符合产品指标要求。
（2）在净化气合格的前提下，另一个主要指标是可靠性。在溶剂气体处理工艺中，溶剂起泡是一个关键问题。起泡的原因多种多样，其对各种酸气脱除工艺的影响程度与所采用的设备有关。结垢、腐蚀等问题与采用的溶剂（胺的类型）、操作管理水平和材料选择有关。若装置的设计和操作适当，运行期间几乎不会发生重大的腐蚀或结垢问题。
（3）为了降低设备投资和操作成本，总是希望溶剂能够保持较高的酸气负荷。实际上酸气负荷取决于最大平衡负荷并且受溶剂腐蚀程度的制约。在含CO2的原料气中选择性脱H2S时，溶剂对H2S和CO2的吸附能力有明显的不同。如果溶剂要同时脱除硫醇，也可以据此确定溶剂的循环量。
（4）随着工艺技术的改进，许多装置的溶剂替换量明显减少。减少新鲜溶剂补充的负面影响是降解产物积累，特别是酸性成分和重质降解产物积累，已成为气体厂的一大难题。中和只能使杂质沉淀。若溶剂的质量降到无法避免腐蚀和结垢的程度时，补救措施是更换溶剂，或就地再生溶剂。
（5）混合溶剂可以脱除大量的有机硫，但水基（纯化学）溶剂却不能。若在主吸收工艺中采用水基溶剂，必须为分子筛再生气设计一套单独的混合溶剂或物理溶剂流程。
（6）由于溶剂携带烃类造成损失也是影响工艺选择的一个经济因素。若胺再生系统排出的酸气中含有硫组分，那么酸气中烃的含量将决定着酸气是否需要焚烧。若含硫量高，所含的烃类将影响后续硫回收装置的设计。
4天然气脱碳工艺处理
4.1膜分离工艺处理
天然气的膜分离工艺处理使在二十世纪七十年代开发出一门比较成熟的膜分离技术。与传统的冷却分离技术相比，该膜分离技术操作比较简单、节能、高效，并且在使用空气分离与天然气脱碳处理过程总，膜分离工艺处理就是利用各种气体组分在高分子聚合物中的溶解扩散程度不同，因此膜分离工艺叫技术在分压的作用下通过纤维进行不同速度的分离。
4.2湿法脱碳工艺处理
该工艺主要采用了膜分离工艺处理方法，其中的脱离二氧化然是最常用的处理方法。脱离二氧化碳的工艺技术主要是基于含有二氧化然的天然气与溶剂通过接触之后进行吸收二氧化碳的再生将其去除的方法。所有的溶剂吸收除了吸收二氧化碳的工艺技术处理之外，还采用的脱碳工艺流程与设备处理。因此，该天然气工艺处理技术的发展主要是根据各种溶剂与溶剂的改进与选择。
4.3MDEA脱碳工艺处理
MDEA脱碳工艺处理有很大有点，主要是能耗低、处理能力比较大，使天然气中的二氧化碳的天然气脱碳工艺处理按照含量进行调节。并且在吸收过程中，在压力比较低的情况下，对二氧化碳进行净化程度比较高。因为MDEA溶液的腐蚀性能比较好，因此不需要加入其它的缓蚀剂。该处理工艺是天然气脱碳工艺处理的关键技术之一。总之，天然气脱碳工艺处理是提高天然气质量的关键所在。
5天然气净化工艺
5.1胺法
常用的醇胺类溶剂有一乙醇胺（MEA）、二乙醇胺（DEA）、二异丙醇胺（DIPA）、甲基二乙醇胺（MDEA）等。
MEA在各种胺中碱性最强，与酸气反应最迅速；对H2S和CO2两种酸气之间没有选择性，都可脱除。
5.2混合胺工艺
混合胺工艺是用MDEA/DEA脱除高含CO2天然气。将原来采用的DEA溶剂置换为MDEA/DEA混合胺溶剂，结果表明，用MDEA/DEA混合胺净化的产品气中H2S和CO2浓度均可达到管输标准，更为重要的是改用混合胺后，在没有增加设备的基础上大大提高了装置的处理能力和效率。
5.3Benfield法工艺
Benfield溶剂是碳酸与催化剂、防腐剂的多组分水成混合物。供气压力在7Mpa以上，酸性气体超过50%的工作条件，它都可以适应。
5.4Sulfinol法工艺
砜胺法净化天然气的工艺流程与醇胺法相同，差别仅仅是使用的吸收溶液不同。由于砜胺法兼有物理吸收法和化学吸收法二者的优点，现在已成为天然气脱硫的重要方法之一。
5.5低温甲醇洗工艺
低温甲醇洗法用于天然气净化过程具有以下特点：溶解度高，甲醇在低温高压下，对CO2、H2S、COS和H20有较大的溶解度，是热钾碱溶液的10倍。
5.6膜分离工艺
从天然气中脱除H2S、CO2、H2O是利用由于各种气体通过膜的速率各不相同这一原理，从而达到分离的目的。膜分离技术适合处理原料气流量较低、含酸气浓度较高的天然气，对原料气流量或酸气浓度发生变化的情况也同样适用，但不能作为获取高纯度气体的处理方法。
6结论
天然气净化的工艺多种多样，我们要依据生产的实际情况来选择最佳的净化工艺流程，在天然气处理工艺中，应用溶剂处理技术的范围比较广。随着含硫量的增加，选择经济有效的处理系统的范围明显变窄。此外必须考虑环保对废弃物的限制。对于每个气体开发新项目关键是进行工艺选择研究，以设计出经济适用的处理系统。
关键词：液化天然气；绿色能源；可持续利用；液化工艺
中图分类号：TQ033文献标识码：A
1概述
绿色环保理念已经在众多行业得到了应用和推广，包括现在的能源供应，煤和石油由于对于环境的污染大并且数量在不断减少，所以天然气的市场渐渐开放起来，并得到了广泛的推崇，国际上都希望将天然气能够成为能源消费中的领军者，能够带动其他行业的发展，经济效益和社会效益都能优化实现。目前，天然气的发展情况在消费结构中的占有率变得越来越多，渐渐能够赶上石油的应用量。因为一些技术性问题需要探讨。从2003年起，国际燃气联盟（IGU）成立了LNG问题的计划委员会（PGCD）,并将与其它国际组织（如世界LNG会议，美国燃气工艺研究院(IGT)和国际冷冻组织(IIR)等）合作进行工作。追踪并全面研究世界上发展LNG的经验。同时，我国能源消费总量占世界能源消费总量的11.1%，属世界第二位，在能源消费大国中，我国能源消费总量中煤炭比重最高，是全球平均水平的2.9倍，而天然气比重最低（仅占2.8%），只是全球平均水平的7.2%。从资源开发和保护工作角度来说，能够促进西部经济的发展，并且节约传统能源的利用，并且协调资源与资源之间的关系，资源与环境之间，环境与经济发展之间的矛盾，使得可持续发展真正能够提上日程。
2国内研究现状
上世纪六十年代天然气的发展规划和实际工作都投入了实际运营阶段。四川石油管理局威远化工厂拥有国内最早的天然气深冷分离及液化的工业生产装置，除生产He外，还生产LNG。1991年该厂为航天部提供30tLNG作为火箭试验燃料。由于面临的情况和可利用的方法不同。因此与国外研究的重点也不同，大多是对于定点的液化天然气工程的研究，研发出了较为实用的装置，现在就将这些装置介绍如下：
2.1四川液化天然气装置
由中国科学院北京科阳气体液化技术联合公司与四川简阳市科阳低温设备公司合作研制的300l/h天然气液化装置，是用LNG作为工业和民用气调峰和以气代油的示范工程。该装置于1992年建成，为LNG汽车研究提供LNG。
此装置是以天然气自然产生的压力为基础，使天然气的液化工作得以有效实施，使得天然气的生产和存放工艺得到改进，并且工艺较为科学，使用气体膨胀机，对于水电能源的消耗能力较低。节省成本和能源，但是效率也较低，只能得到1/10，这是有一定的原则性的。
2.2吉林油田液化天然气装置
由吉林油田、中国石油天然气总公司和中科院低温中心联合开发研制的500l/h撬装式工业试验装置于1996年12月整体试车成功，该装置采用以氮气为冷剂的膨胀机循环工艺，整个装置由10个撬块组成，全部设备国产化。
能够应用此技术分离出内部的水分和二氧化碳。操作十分的简便轻巧。采用纯度极高的N2作为工作的基础点，因此比其他方式的循环功率要好得多，但是对于天然气自身拥有的压力利用不足，耗费的能源较大。所以装置的资源利用较多，但是受到的效果好比上一种装置要好一些。各部门可根据自己的需要来选择天然气的使用。
2.3陕北气田液化天然气
1999年1月建成投运的2×104m3/d“陕北气田LNG示范工程”是发展我国LNG工业的先导工程，也是我国第一座小型LNG工业化装置。该装置采用天然气膨胀制冷循环，低温甲醇洗和分子筛干燥联合进行原料气净化，气波制冷机和透平膨胀机联合进行低温制冷，燃气机作为循环压缩机的动力源，利用燃气发动机的尾气作为加热分子筛再生气的热源。该装置设备全部国产化。装置的成功投运为我国在边远油气田上利用天然气生产LNG提供了经验。
2.4哈尔滨燃气工程设计研究院与哈尔滨工业大学
LNG系统主要包括天然气预处理、天然气的低温液化、天然气的低温储存及天然气的气化和输出等。经过处理的天然气通过一个多级单混冷凝过程被液化，制冷压缩机是由天然气发动机驱动。LNG储罐为一个双金属壁的绝热罐，内罐和外罐分别是由镍钢和碳钢制成。
循环气压装置利用天然气能源作为使用能源，能够少投入多收回，快速收回投入的成本，在结构设计上要尽量避免使用药剂，这可以防止剂进入到天然气内部将其成分改变，采用装有电子速度控制系统的透平，而且新型透平的最后几级叶片用钻合金制造，改善了机械运转。安装于透平压缩机上的新型离合器是挠性的，它的运行稳定，空间的调整也较为灵活。
3国内LNG的应用现状
和发达国家对于天然气的投资力度和发展规模来看，中国的差距还较大。我国的第一个商业天然气公司是中原油田。该厂能够充分发挥自身的优势，将天然气开采的价格降到了最低，将其用作投入到居民使用和汽车等方面。与此同时，上海石油天然气总公司在东海气田的天然气通过海底管线输送到上海供工业和民用后，也建设了LNG调峰站，把东海天然气经加工深冷成LNG储存起来，作为后备利用，当时机合适的时候变为城市天然气使用的后备军，作为临时断气时的储备工作，促使天然气工作平稳发展。
国家计划在2001年－2007年实施几项大的天然气开发项目，即西气东输、进口俄罗斯天然气工程。而比较大的项目是我国广东在2002年确定的进口300万吨/年LNG项目，该LNG接收站建成后，将能把LNG汽化后通过管道输至广州、深圳、佛山、番禺、东莞、惠州等城市，用于发电及作为工业和民用清洁燃料，成为我国第一个真正意义上的LNG应用工程。福建、青岛等也都在规划或建设LNG接收站，从国外进口LNG，用于发电、石油化工、工业、民用燃料。同时，在东北地区以及四川、陕西、山西、江苏、云南、贵州等地相继发现新的天然气储量可供开发利用，将各地的天然气工程联合起来，将大的部门与小的部门之间的工作相互配合，共同为天然气事业的发展和利用带来收获，并将天然气开采利用基础提高到一个相当的水平。
总体说来，我国的发展势头是比较好的。能够在未来的几年内实现天然气进口国家的愿望，并能够与国际市场融合良好。所以天然气市场实际上市目前较为有利和有前途的行业之一，我国的资源和环境问题都能够通过天然气来得到改善，因此必须将合理开发落到实处。
天然气的优势有耗能低，成本低，盈利高，污染损伤小，运量好等，能够代替石油等行业变成领先行业，在管理方式上也要发挥其优势，将一些阻碍发展的因素合理得调配到一起，促进其向着更好更快的方向发展，促进西部开发事业的全面发展。
参考文献
[1]李猷嘉.液化天然气(LNG)及其应用[J].城市燃气:2003，4(VOL.338).
关键词：上游天然气；凝析物；分配计量；基本方法
中图分类号：U473.2+4文献标识码：A文章编号：
近几年来，随着我国工业建设的不断发展，天然气凭借着自身燃烧后无废渣、无废水且使用安全和洁净等诸多优势在工业生产建设中得到了广泛的应用，已经逐步代替了煤炭和是由等能源，为工业生产带来了更大的效益。可见，在未来的时间里，天然气必然会越来越普遍的应用的工业和各个领域当中，为了能够使天然气流量量值达到全局的统一和准确的传递流量精度，确保天然气工业生产、输配、销售等各个环节都能做到准确计量，恰当分配与调度，合理解决计量纠纷。相关工作人员就必须要对上游天然气及凝析物分配计量的基本方法和要点进行充分的了解和掌握，从而使天然气的分配系统能够达到全面、完善。
一、国内外天然气及凝析物分配计量的研究现状
目前，随着工业生产对计量、节能和控制等方面要求的不断提高，因此，对分配计量的基本方法和要点的掌握将会直接影响了分配计量工作的效果。多相流计量技术作为一种先进的分配计量方法，无论是其开发还是应用均取得了良好的发展。
在国外，能够提供凝析天然气流量技术的企业并不是很多。多相流量计中公开声称能够用于凝析天然气计量的流量计仅有Solarton、TEA、McCrometer、PECO、Agar五家企业的产品，然而在这五家企业中，只有Solartron公司的Dual-StreamⅡ流量计已有现场成功应用的报道，其余企业的产品均处在正在进行现场试验或者还处在实验室研发与改进阶段。
在国内，由于技术发展欠缺，因此，对于多相流量技术的研制仍处于起步阶段，所推出的产品中还存在着许多有待改进的问题，还不能够算作已经拥有真正的凝析天然气流量技术。就我国目前对凝析天然气流量技术的应用现状来看，虽然许多单位对天然气流量技术都有过或者正在进行相应的研究工作。但是，除兰州海默公司和西安交通大学两家能够提供商品化的多相流量计，胜利油田稠油所与西安交通大学合作、辽河油田与清华大学合作研制的饱和蒸汽流量计有部分应用之外，其他单位的研究并没有明显的研究成果。
二、凝析天然气计量技术的基本方法及要点
国内在对凝析天然气计量的基本方法研究方面，主要采用的是一次传感元件以文丘里管或者文丘里管的改进型为主，技术中充分利用了文丘里管压降低、流量系数对气液相的流动结构不敏感等特点；结合多相流动模型与数字信号处理技术，对测量值进行运算后得到气液相流量。
2.1McCrometer的V-CONE系列流量计
V-CONE系列的流量计其采用的主要方法是在一段直管的中心位置固定一个特殊形状的阻力件，从而导致管道流通的面积发生一定的变化，产生类似于文丘里管的节流作用。这种流量计本身所具有的最大的特点就是对其传感器结构的优化。优化之后的传感器不仅不能够提升V-CONE的测量范围，而且能够在很大程度上提高其测量的精度。实践证明，这种此类型流量计在实际应用中，其测量范围和精度等指标都远远超过了文丘里管。
凝析天然气的流型主要以光滑分层流、分层波浪流和环状流为主，流型的特点主要是液相成分集中在管壁附近，气相成分均匀分布在管道中心与水平管的上半部分。在这种情况下，孔板、文丘里管、喷嘴等节流装置在用于凝析天然气流量测量的时候，就会出现由于缩颈而引起的液相断续通过节流件的情况，从而产生很大的附加阻力和差压波动，这样就会对测量的精度产生很大程度的影响。V-CONE系列流量计能够使凝析气中的自由液体成分在沿管壁流过的时候，不会受到任何因素的阻拦，从而大大的减少了这种影响，使差压的测量值更加平稳、准确；同时也减少了流量计本身对流体流型的影响，减少了其它测量参数的波动。
2.2Solartron公司的凝析天然气流量计
这种天然气流量计所采取的测量元件主要是“混合器＋双文丘利管”的形式，在此结构当中，混合器所起到的作用是尽可能将气液相之间的速度差减少，将管道截面的气液相分布均匀，利用多相流体力学的均相流模型对不同流量系数的文丘里管上得到的差压信号进行运算，获得气相质量含率，然后由所测混合物总质量流量计算得到气液相分相流量，同时对气液流量进行温度、压力补偿。
2.3PECO公司的凝析气流量计
这种流量计所采用的技术是，美国联邦能源与环境实验室二者共同开发的加长文丘里管测量气液两相流技术，将文丘里管入口与喉部之间的差压以及加长段的压降两个差压信号分别取出，然后结合多相流模型进行运算，从而得到相应的气相质量含率，进一步得到两相流量。虽然其测量的原理与Solarton公司的产品如出一辙，但二者在传感器的结构选择上却存在着不同。由于文丘里管入口在此流量计中同样能够起到了混合器的作用，因此，二者在测量的精度方面，并没有存在很大的差别。
2.4TEA公司的VEGA流量计
这种流量计所采取的技术主要是一种部分分离计量技术，测量的主要流程是通过一种结构紧凑的高效气液对相关装置实现分离，然后将凝析天然气分离成气液两相，分别利用文丘里管、涡轮等单相计量仪表测量气相和液相流量，分离后气相中夹带的少量液相成分通过一定的经验关系式或者理论模型进行修正。据调查，这种流量计目前已经成功完成了工业现场试验。
2.5Agar公司的在线多相流量计与凝析天然气流量计
Agar-301多相流量计的设计，主要包括一个涡轮流量计和两个文丘里管，将这些设备按照一定的顺序安装在竖直向上流动的管线上，二次仪表根据3个传感器的输出信号计算得到气体和液体的体积流量；如果还需要测量液相中的含水率，可以通过附加一个Agar公司的微波含水监测仪来完成，这种流量计不能用于凝析天然气计量。Agar－401是部分分离型多相流量计，结构比较复杂，整个流量计由一个小型分离器、孔板流量计、控制阀和一台Agar－301多相流量计组成，可以测量凝析天然气。
结语：
综上所述，随着我国经济建设的不断以及对节能要求的不断提高，合理分配天然气已经成为了一项重要的工作，相关工作人员一定要在掌握分配计量的基本方法和要点的基础上，对其进行合理的应用，从而从根本上促进我国经济建设的可持续发展。
参考文献：
[1]PhilipALawrence.上游天然气及凝析物分配计量的基本方法及要点[J].《石油与天然气化工》.2012(41)
[2]耿艳峰,马叔初,郑金吾,关丹庆,吕勇杰.凝析天然气计量技术[J].《自动化仪表》.2005(08)
[3]耿艳峰,马叔初,郑金吾,李玉星.基于槽式孔板的凝析天然气计量技术[J].《仪器仪表学报》.2006(08)
在生态文明建设的过程中，贵阳城市公交通过新能源改革，在新型工业化和生态建设之间实现了双赢，成为具有典型示范意义的“全国样本”。
数据显示，自2005年开始尝试“油改气”项目以来，截至今年7月底，贵阳公交已有2227辆公交车用上了液化天然气（LNG）清洁燃料，为大公交车辆总数的92.2%，其余7.8%的大公交车辆和841辆出租车，也使用了M100高比例甲醇燃料，此外还有220台比液化天然气更环保、更节能的全新气、电混合动力公交车也已上路运行，成为贵阳路面上的一道绿色风景。
从“喝油”到“吸气”
多年前，贵阳公交车大部分采用的是柴油发动机，虽然动力好，但尾气排放会产生大量颗粒物，被市民们戏称为“冒烟车”，不仅影响后续车辆行驶视线，还会排放对人体有害的细颗粒物。
在此背景下，如何减少尾气排放、净化城市空气成为贵阳公交的“心头事”。经过比较，贵阳公交选择了当今世界普遍公认的车用清洁燃料液化天然气。
液化天然气是一种多成分的混合气体，主要成分是甲烷。在燃烧过程中，与汽油、柴油相比，天然气产生的能影响人类健康的物质（如一氧化碳、氮氧化物、碳氢化合物）大幅降低，产生的二氧化碳仅为煤的40%左右，基本不产生苯硫类物质和颗粒物，具有使用安全、热值高、洁净等优点。
“车辆‘燃油改液化天然气’是一项新技术，早在上世纪90年代国家就提出大力推广车辆燃料清洁化的意见，但由于缺乏相关标准和改装技术，在全国均没有可借鉴的成功范例。”贵阳市公共交通集团有限公司董事长李涌泉说，没有“国标”，贵阳公交决定自己创立企业标准。
“当我们提出拟将柴油发动机改造成液化天然气发动机时，一些专家表示质疑，认为这与发动机工作原理背离，是不可能取得成功的。”李涌泉说。
然而，贵阳市公交公司没有轻易放弃自己的梦想，而是集中力量，对车辆改装技术进行30多次实验、分析，最终改装成功，并获得两项国家专利技术。
同时，对于将液化天然气气瓶安装在车尾还是车顶，市公交公司结合贵阳道路和车辆状况多次反复论证，最终确定了顶置技术。目前，该技术的安全性已在全国城市公交系统得到广泛认可，贵阳公交的“油改气”被全国不少客车生产企业所采用。
国务院参事、科技部党组成员石定寰认为，“油改气”的成功体现了“敢为人先的贵阳精神，讲求实效的贵阳作风，有所创新的贵阳技术”；国家科技部“863”计划项目技术验收专家组组长王秉刚对此评价：“贵阳公交液化天然气车辆应用数量如此之大，不仅在贵阳，在全国乃至世界上都是少有的。”
“油改气”工程的完成，让贵阳公交创造了5个“领先”——建成利用工业废气回收生产液化天然气领先的工厂，建成国内领先的液化天然气的地面标准式、地埋式、半地埋式加气站，成为将柴油发动机改造成液化天然气发动机领先技术的单位，领先成功开发M100甲醇燃料在化油器式发动机的运用，成为在全国乃至世界上使用液化天然气公交车数量领先的城市。
“过去公交车烧汽油、柴油，车里常常能闻到油味儿，一天跑下来，鼻子里都是黑乎乎的。”贵阳市311路公交车驾驶员刘师傅说，改用液化天然气后，“车里再也闻不到油味儿，车外头也看不到‘黑尾巴’了。”
回收工业废气实现“双向减排”
“油改气”虽然取得了成功，但是对于“缺气少油”的贵州来说，首先必须解决燃料问题。
2009年9月，贵阳市公交公司与开磷集团合作，将开磷集团合成氨过程中的尾气（驰放气、放空气）回收、分离、液化成液化天然气供给车用，实现了合成氨尾气和车辆尾气“双向减排”。
项目成功后，很多省外企业前来参观取经。他们认为，此项目是工业化进程中“节能减排”技术运用的典范。
贵阳公交公司副总经理胡翔成介绍：“开磷集团每年产生的合成氨尾气高达1800万立方米，是当地主要的污染源之一。我们回收之后，每年可以生产出约1万吨液化天然气，而贵阳公交天然气年使用量在3.5万吨左右。”
“无论是算环境账，还是算经济账，‘油改气’的全面实施，都让贵阳成为实践的受益者。”胡翔成说。
过去，贵阳公交车的主要燃料是汽油和柴油，每年向空中排放废气达5万多吨，污染物净排放量达到4000多吨。有关研究显示，与同功率的传统燃油汽车相比，天然气汽车尾气中的碳氢可下降90%，一氧化碳可下降约80%，氮氧化物下降约40%，并且没有苯、硫和铅污染，每年度减排的总量可达1.22万吨。
随着“油改气”技术的日趋成熟，市公交公司全面推广这一技术后也迅速发挥了经济效益。
“天然气单价比汽油、柴油低，如果按一辆公交车每天运行200公里，每天消耗约70升油或80立方米气来计算，到去年年底，随着液化天然气公交车增加到1850辆，节约燃料费每年可达3746.3万元。目前运营的公交车有2227辆，今年算下来节省的钱会更多。”胡翔成在给记者细算这笔“经济账”时，言语中流露出欣喜。
探索无止境
在完成“油改气”工程之后，贵阳公交公司又联合国内知名的汽车生产企业，针对贵阳市的地理条件和道路状况，开发出了气、电混合动力城市公交客车，成为又一项具有重大意义的探索尝试。
就在各地纷纷大规模采购液化天然气公交车时，3月4日，贵阳传来消息，新增气、电混合动力公交车200辆，目前已陆续投放运营。已开通的有8路、9路、11路、16路、19路，观山湖区1路、2路等10余条线路。
据中标的郑州宇通客车相关负责人介绍，这批车气耗已从原来的每百公里54～58立方米，下降到41～44立方米。气、电混合动力公交车带来的节能减排效果比原使用液化天然气更为明显。
气、电混合动力公交的特点在于其在短暂停靠时多处于怠速和低速运行状态，这时由电动机直接驱动，发动机不工作，不消耗燃料，因此不产生排放污染物，属于“零排放”阶段，而且还能大幅降低行驶噪音。
胡翔成告诉记者，到2012年底，贵阳公交车全面完成“油改气”工程。按一辆公交车每天行驶200公里、平均载客800人计算，消耗燃油约为75升，而使用新能源气、电混合动力公交车后，每天节气率按20%计算，每天可节气15立方米，全年每辆气、电混合动力车可节气约4吨。
关键词：现代煤化工；煤制油；煤制烯烃；煤制乙二醇；煤制天然气
中图分类号：F426文献标识码：A文章编号：1001-828X（2012）08-0-01
目前在业内引起关注的现代煤化工，主要是指煤制油、煤制烯烃和煤制乙二醇、煤制天然气等。下面分别上述项目从政策、市场、技术、经济性四个方面进行分析，仅供参考。
一、煤制油
1.政策。国家禁止建设100万吨及以下煤制油项目，100万吨以上的须报经国家发展改革委核准。
2.市场。国内原油长期依赖进口，2010年进口2.39亿吨；近年进口依存度长期维持在50%以上。
3.技术。煤制油主要指煤直接和间接液化。直接液化技术全球只有神华一套108万吨工业化装置，目前处于运行改进阶段（2011年产量79.26万吨，连续稳定运行6720小时，利润4.05亿元）；间接液化技术南非沙索技术成熟，但能耗及水耗较大；国内中科合成油公司已转让两套16万吨装置，目前运行良好。但直接液化柴油产品十六烷值低，只能作为调和油使用；间接液化柴油产品十六烷值较高，市场容量较大。
4.经济性。与炼油相比，原油价格100美元/桶时，相对应煤价约600元/吨；吨产品直接液化投资约1.2万，间接液化投资约1.6万元；间接液化柴油完全成本约6434元/吨。
二、煤制天然气
1.政策。国家规定在新的核准目录出台之前，禁止建设20亿立方米及以下煤制天然气项目，对于20亿立方以上规模的，必须报经国家发改委核准。
2.市场。2011年中国天然气消费1350亿立方，进口316亿立方；预计到2015年消费量将达2700亿立方，进口量850亿立方，未来市场前景广阔。
3.技术。技术较成熟，国外美国大平原项目，已投产20余年，且14亿方项目运行稳定。国内大唐克旗采用DAVY甲烷化技术项目已于2012年7月份投产。
4.经济性。以西部地区20亿方/年煤制天然气为例，原燃料煤按5000大卡计，碎煤加压气化。煤价150-600元/吨时，千方天然气生产成本+10%收益约1600～3300元。固定成本比例53.9～26.2%、可变成本在5.3～54.0%。可以看出其经济指标变化因素决定于煤炭价格势和天然气价格的上涨力度。
三、煤制乙二醇
1.政策。目前国家禁止20万吨及以下煤制乙二醇项目，对于20万吨以上规模的，必须报经国家发改委核准。
2.市场。2011年中国乙二醇产能为400万吨，消费量850万吨，进口量720万吨，预计2015年进口量750万吨以上，缺口较大。
3.技术。目前采用国内中科院物构技术的通辽金煤20万吨装置2011年7月，通过科技部组织的专家验收。根据其装置运行情况看，仍存在催化剂选择性不稳定、飞温、制造成本昂贵及产品精制能耗高等关键技术问题；丹化科技新乡、濮阳的两个项目目前已打通全流程，位于永城、安阳的2个项目也将于今年陆续建成并开始试生产；日本宇部、上海浦景、上海戊正、湖北化学所等各自开发了乙二醇生产技术，并正在进行示范装置建设，但均未投产，技术有待进一步验证。
4.经济性。当国际油价在80美元/桶时，乙二醇预测价格为8400元，在内部收益率为12%的情况下，可承受煤价为710元/吨左右。
四、煤制烯烃
1.政策。国家禁止建设50万吨/年及以下煤制烯烃项目，要求加强审批管理，统筹规划，试点示范；目前国家正在进行“十二五”煤制烯烃升级示范，为新一代煤制烯烃项目提供了发展契机。
2.市场。2010年我国乙烯、丙烯产量分别为1419万吨和1350万吨，当量消费量分别为2960万吨和2150万吨；预计到2015年，缺口分别为1500万吨和800万吨。“十二五”期间烯烃供需仍保持较快增长态势，下游产品结构调向高端进军。
3.技术。甲醇制烯烃技术主要有UOPMTO、DMTO、SMTO技术，DMTO、SMTO已具有成功的商业化实例，是制乙稀、丙烯技术的首选。甲醇制丙烯技术主要有鲁奇MTP、清华FMTP技术，鲁奇MTP较成熟，FMTP技术有待商业化验证。
4.经济性。在原油价格80美元/桶时，相对应的煤炭价格约272元/吨；原油价100美元/桶时，对应煤价421元/吨。近年来，国内乙烯价格受国际油价影响处于相对高位，煤制烯烃具有较强竞争力。
综上所述，我们认为煤制油项目更可能适合作为战略性的技术储备，对其大规模产业化持谨慎态度；煤制天然气技术相对成熟，但其经济性与煤价关联度较大。我们认为在重点地区适度、规模化发展煤制天然气项目是可行的；煤制乙二醇的生产成本、工艺技术的可靠性以及装置能否实现稳定运行将是决定其竞争力的关键；煤制烯烃具备产业化条件，经济效益较好，产品市场前景广阔，将会成为石油基制烯烃产业的有效补充。
参考文献：
[1]李君发.中国新型煤化工产业竞争力分析及发展模式探讨[R].石油和化学工业规划院，2011.