石油天然气化工工艺范文

导语：如何才能写好一篇石油天然气化工工艺，这就需要搜集整理更多的资料和文献，欢迎阅读由公务员之家整理的十篇范文，供你借鉴。

篇1

1优化输气干线阀室的主要作用

阀室是天然气长输管道干线中的重要设施，通常情况下无人值守，工艺流程相对简单（图1）。为便于进行长输管道的维修，缩短放空时间，减少放空量，避免事故扩大化，在输气干线上间隔一定距离修建阀室，并安装线路截断阀[4-6]。阀室在天然气长输管道中的主要作用有：①当阀室上、下游管道突然发生事故时，管道内天然气的压力将会在短时间内骤降，则线路截断阀可以根据预先设定的允许压降速率自动关闭阀门，切断上下游天然气，防止事态进一步扩大；②在进行管道维修等生产作业时，通过关闭作业段管道上下游阀室，切断上下游气源，排除不安全隐患，便于生产作业安全、顺利进行。

2生产作业中阀室的常见问题

在役的天然气长输管道中由于建设初期各种因素影响，存在部分输气干线阀室未设置注氮口及新增用户供气接口，给后期的生产运行管理带来诸多不便，其中主要表现在以下两个方面。

2.1无法从阀室直接完成干线氮气置换

据不完全统计，在陕西省天然气长输管道每年的生产作业中，涉及到“氮气置换”的约占91%，其中主要包括新建管道的投气置换作业、输气干线改线碰口作业、接气碰口作业以及输气干线附属设施的拆装更换作业等。在生产作业前期，科学合理地选取注氮点则成为工艺调整中的重要环节[7]。从历年的大型生产作业情况来看，常常由于输气干线阀室未设置注氮接口，而只能通过拆卸作业管段上下游各侧场站、阀室的放空阀、排污阀或其他阀门来连接注氮设备进行置换作业，常常由于所拆卸阀门的尺寸与注氮设备接口的尺寸不匹配而无法直接进行注氮，还需通过在两者之间连接变径短管进行注氮。这既延误了作业时间，又额外增加了氮气置换的风险，给生产作业带来较大不便。

2.2无法从阀室直接向用户接气

随着下游市场的开发，用户对天然气的迫切需求愈来明显，每年新增的直接或间接用户数稳步上升。据统计，2012年陕西省天然气公司用户总数为48家，截止2013年底，公司用户总数已达68家，比上一年增加20家，增长率高达41.7%。当然，随之而来的就是频繁的新增用户接气碰口作业，根据用户的不同，可将碰口作业分为以下3类：①通过输气场站预留供气口直接接气；②通过阀室预留供气接口直接接气；③输气干线上开口接气。由于部分阀室未预留新增用户供气分输接口，且用户距离输气场站较远，难以通过第①类、第②类方式直接进行连头接气，这样就给新用户的接气碰口作业带来诸多不便。在长输干线上开口接气或在阀室内进行开口连头作业，其前期准备工作较为繁琐，工程量较大，耗费大量的人力物力的同时还需进行复杂的工艺调整，并常常会影响到正常的输气工作。与此同时，在施工过程中繁琐的操作步骤极易埋下安全隐患，从而引起事故的发生。

3阀室工艺改造的可行性分析

针对生产作业中上述两大问题，通过对阀室工艺进行改造，合理设置标准注氮口及预留口，既可实现从阀室注氮口直接对作业段干线进行氮气置换，又能满足新增用户直接从预留口连头接气的需求，保证生产作业顺利、安全进行，确保各用户用气不受影响。

3.1方案设计

在进行阀室工艺改造设计时，阀室的原有功能，即在紧急状态下关断的功能和管道检修作业时切断气源的功能不能改变。在阀室原有设备工艺的基础上，增加标准注氮接口，应使其满足既能向上游注氮，又能向下游注氮；增设预留供气分输接口，应满足既能从长输管道上游向用户供气，又能从长输管道下游向用户供气，且要求注氮作业和用户正常供气二者互不影响（图2）。当作业点位于阀室下游一侧时，只需拆除注氮口8阀后盲板，将注氮设备与阀室标准注氮接口8用法兰连接起来，同时确认阀门1、2、5、6、7、9、10、11关闭，确认阀门3打开，缓慢打开阀门8，控制注氮速度，向阀室下游开始注氮，对作业管段进行氮气完全置换，当检测到管道内气体中O2含量低于2%、CH4组分含量低于天然气爆炸下限的25%（25%LEL）且持续20min检测合格后，则停止注氮[9]，关闭阀门3、8，拆除注氮设备，恢复注氮口8阀后盲板封堵。与此同时，确认阀门4打开，利用阀室上游来气继续向用户供气，这样既可保证下游检修时注氮作业正常进行，同时保证了用户用气不受影响。当作业点位于阀室上游一侧时，将注氮设备与标准注氮接口8用法兰连接后，确认阀门1、3、4、6、9、10、11关闭，确认阀门2、7打开，缓慢打开阀门8，控制注氮速度，向阀室上游开始注氮，注氮合格后，关闭阀门2、7、8，拆除注氮设备，恢复盲板封堵。在向上游注氮的同时，确认阀门5打开，利用长输管道下游来气继续向用户供气，保证用户用气不受影响。

3.2阀室工艺

HAZOP分析危险与可操作性分析（HAZOP）是一种用于辨识设计缺陷、工艺过程危害及操作性问题的结构化、系统化的定性风险评价方法[10]，将其应用于改造后阀室工艺的风险评估中，根据阀室工艺改造的现场情况，按照改造后的阀室工艺流程可划分HAZOP分析节点：正输供气并向下游进行干线注氮作业工艺流程，反输供气并向上游进行干线注氮作业工艺流程。针对改造后的两种阀室工艺流程进行HAZOP分析（表1），分别考虑6种偏差，最终提出将改造后阀室工艺纳入管道SCADA系统中进行实时监控，并在作业过程中增加气体泄漏检测装置及检测频次等运行管理建议，便于新工艺的顺利实施，最大限度的保障安全生产。

3.3方案实施

对已建成的管道、场站、阀室进行全面排查，梳理阀室工艺状况，秉着“安全第一”的原则，根据地区不同、市场差异，对存在缺陷的阀室在条件允许的情况下逐步进行整改。在此次工艺改造过程中，每个阀室需增加阀门6个、法兰盲板1个、对焊焊口9道（图2b）。通过对阀室工艺进行升级改造，增设预留供气分输接口简化输气干线碰口作业流程，加装标准注氮接口，保证氮气置换作业安全、高效，便于设备的管理，提高设备的互换性，简化了氮气置换的操作步骤，节约作业成本，减小工程量，消除了在拆装其他无关设备阀门时的不安全因素。针对长输管道干线开口接气的碰口作业，生产部门应与下游用户洽谈协商，建议其通过就近分输场站或阀室的供气预留口接气，通过法兰连接进行连头碰口，避免大型动土作业、割管焊接动火作业等危险操作，避免复杂的工艺调整，极大地缩短工期，节约物资成本，并有效避免管道原防腐材料、阴保设施等遭到破坏，保障下游用户用气不受影响，确保管道安全、平稳运行的同时保证管道的完整性[11]。针对此改造方案，建设单位会同设计单位多次进行沟通，对于新建、改建、扩建的项目，在设计之初就考虑到未来下游市场的发展及管道检修等生产作业的需要，充分发挥阀室在整个天然气管道中的节点作用，全面科学设计阀室工艺，合理设置标准注氮接口以保证生产作业安全经济进行，合理预留供气分输接口以满足下游市场发展的需要。例如陕西天然气公司所辖西商线、汉安线、靖西三线、关中环线等，在管道设计建设中，阀室均采用了此方案，并取得了良好的应用效果。

4结论

篇2

[关键词]新疆 煤制气 资源 优势

中图分类号：F407.22 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）21-0093-01

作为中国重要的能源供应基地和输送通道，新疆并不满足于天山以南城镇进入燃气时代。4年后，所有县市区政府所在城镇全部实现燃气化，距天然气干线管网较近、人口相对集中的乡镇八成以上实现燃气化。新疆将在南疆天然气利民工程、北疆供气环网、城市燃气管网等现有燃气工程的基础上，采取多元化供应策略。

1、国家及地区资源与政策

1.1 国家十二五煤化工规划

为规范引导煤化工行业健康发展，国家发改委、能源局及工信部等联合起草“十二五”煤化工规划，即《煤炭深加工示范项目规划》，期间，将在煤炭液化、煤制气、煤制烯烃等7大板块部署重大示范项目，未来五年将扩大煤制烃、煤制天然气两个示范项目的范围，针对能耗和水耗低的技术和项目加大推广力度，同时鼓励在新疆、内蒙、陕西、宁夏及河南等资源突出省份扩大现代煤化工试点范围，确保示范项目达到高效、节水、环保的目标。

新疆的煤炭资源极其丰富，是国家重要的煤炭能源基地，预测资源量达2.19万亿吨，占全国总量的40%以上，位居全国首位。煤炭资源中的长焰煤、不粘煤和弱粘煤占总量的90%，具有建设煤炭液化、气化项目的资源条件。因此，大力发展以煤层气、煤制油、煤炭气化作为石油天然气的补充和接续气源，将会为“西气东输”提供后续资源保障。目前各大型企业充分利用新疆的资源优势，建设大型煤电基地，实现煤电联营，变运煤为输电，达到向东部地区输送能源的目的。2009年6月30日，新汶矿业集团的煤制天然气（SNG）项目在新疆伊犁举行奠基仪式，意味着其年产100亿m3SNG的一期工程正式启动，使得以煤变气成为现实。如今，“一主两翼”运煤专线的建设，也为新疆煤炭的大开发提供了更加便利的条件。

2、新疆地区煤制气天然气项目的管网优势

西三线与西二线并行，设计年输送能力300亿立方米/年。目前国内首条煤制气专用管线中石油西三线伊宁霍尔果斯煤制气支线已在建设，首站设在伊宁，末站为霍尔果斯西三线首站，全长约70km，主要作用是将伊犁地区煤制气注入西三线。准东地区煤制天然气则通过自治区规划的新粤浙煤制天然气出疆管线解决煤制气外输问题，该管线设计输量为300亿立方米/年，相比较其他省市、地区的煤制天然气项目来讲，新疆煤制天然气项目管网优势明显，输送渠道相对落实。

3、煤制天然气的技术分析

3.1 煤制天然气的工艺技术

煤气化技术的选择对煤制天然气项目的配置及消耗等具有很大影响。以新疆长烟煤为例，分别采用三种典型不同的煤气化技术生产合成天然气：

①碎煤加压气化（Lugri）工艺；

②GSP干粉煤气化工艺；

③E-Gas水煤浆气化工艺；

3.2 煤制天然气的技术分析

①采用以上三种典型的气化技术生产的合成天然气，其煤耗基本能达到国家“十二五”煤化工示范项目的基本要求，但是与先进值还有一定差距。

②采用以上三种典型的气化技术生产的合成天然气，尽管采用了先进的节水措施，其中的采用GSP及E-GAS气化技术，其新鲜水耗能达到“十二五”规划中关于新鲜水耗先进值的要求。而采用Lugri气化技术水耗将不能满足基本要求。

③从能量转换效率来看，采用Lugri及E-GAS气化技术的能效可满足“十二五”规划的要求，究其原因主要是Lurgi气化副产品量较大，气化粗合成气中CH4含量较高。E-GAS气化的粗合成气中也含少量CH4，同时，付产了大量的高压蒸汽。而对于采用GSP干粉煤气化技术生产SNG的，由于气化是激冷流程，高位热能没能合理的利用，这也是所有干粉煤气化激冷流程需面对的能效问题。此外，对于含水量高或“含油”高的原煤，可先将煤进行分级综合利用，采用LCC技术提质，可以将能量转换效率整体提高2～4%。

4、新疆地区煤制天然气发展与展望

从长远看，煤层气有可能改变国内天然气的供需前景，因此，需要对国内煤层气的储量及开发经济可行性进行进一步的研究。由中石化和新疆共同出资注册的新疆能源化工有限公司科研基地日前在乌鲁木齐市高新区开工建设，这将成为准东80亿方煤制天然气项目的“神经中枢”。

中石化集团公司将在国内最大的整装煤田―准东建设2座年产1500万吨的煤矿和1套80亿立方米/年的煤制天然气装置，总投资700亿元，计划2017年投产，主产品天然气将通过配套建设的新粤浙输气管道送出。新粤浙管道连接新疆伊犁、准东煤制气资源，与长三角、珠三角及广西用气市场，总长7929公里，输气能力300亿方/年。在中石化现有的6个煤化工项目中，准东煤制天然气项目规模最大、投资最多，预计实现年销售收入150亿元。

中央新疆工作座谈会召开以来，国家支持新疆发展的一系列重大政策陆续出台，尤其在煤化工方面，国家提出支持新疆重点发展煤制气，适时建设煤制油示范工程，稳步发展煤制醇醚燃料产业。新疆煤化工发展具备非常明显的竞争优势，从市场需求、输送渠道等各方面考察，煤制天然气优势最突出。首先，新疆煤炭资源丰富，资源分布集中且煤质较好，开采条件良好，竞争优势突出。其次，新疆具备建设大型煤化工项目的供水、用地条件。新疆水资源总量832 亿立方米，平均年降水总量2544 亿立方米，水资源可利用总量为596 亿立方米，众多的高山冰川、湖泊和河流，为项目开发创造了有利条件。新疆土地资源丰富，未利用土地居多，适合建设大型煤化工基地的厂址。再次，煤化工产品的外送通道正在逐步形成。西气东输一线和西气东输二线正在运营，中石油正在建设西气东输三线工程，多家煤制气企业的天然气已获准进入西气东输管网。

5、近年中国煤制天然气发展情况

中国是个富煤缺油少气的国家，天然气资源人均占有率不到世界平均水平的10%，而清洁能源利用观念正在形成，天然气应用越来越广泛。天然气短缺现象凸显，吸引了更多资本涌入煤制天然气项目，行业投资涌动，局部过热的迹象开始显现。中国虽然还不是一个天然气消费大国，但随着城市化进程的加快，天然气消费也进入了一个快速增长期，天然气消费近5 年的平均增速达到了17.6%。据国家发改委能源研究所预测，到2020 年中国天然气的消费量将达到2500 亿立方米。即使国内天然气产能高速增长，产能缺口仍将在400 -800 亿立方米之间。巨大供需缺口致使越来越多的企业对煤制天然气产业前景做出向好预测。中国相对比较充足的煤炭资源，吸引了包括民营、国企甚至国外资本投资中国的煤制天然气产业。国内煤制天然气产业起步于2007 年，目前国家已经批准的项目总规划不超过200 亿立方米。其中包括大唐发电克旗煤制天然气项目和辽宁阜新的煤制天然气项目、庆华集团的煤制天然气项目等。在新疆地区已批准和待批准的煤制天然气项目广汇新能源新疆伊吾、新汶集团新疆伊犁、中电投新疆伊犁等。

考虑资源承载、能源消耗、环境容量、天然气管网、区域市场容量等配套条件，合理布局煤制天然气气源点，优先安排煤炭调出区煤制天然气项目；鼓励采用自主知识产权技术和国产化设备项目；鼓励节能节水降耗新工艺、新技术的应用，贯彻循环经济理念，做好环境保护工作；发展煤、电、气、化多联产，最大限度地提高能效；与天然气管道规划衔接，落实外输通道和天然气销售市场，大力开发和推广天然气终端高效利用方式。以上思路体现出国家对煤制天然气产业的政策倾向：煤制天然气要整体规划，说明煤制天然气已引起了政府的重视，预计在“十二五”期间，政府会进一步出台相关产业政策，为我国煤制天然气产业的健康发展提供重要保障。

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关键词：科技进步；工业；循环经济

中图分类号：F42 文献标识码：A

原标题：科技进步推动石化工业循环经济发展――以新疆巴州为例

收录日期：2013年6月23日

一、巴州石化工业经济现状

在巴州工业经济发展中，石油天然气开采占本地工业的主导地位，短期内这种工业格局仍将继续。2011年巴州主要大宗工业品原油产量584.12万吨，天然气开采量1，721，723万立方米，2009～2011年石油、天然气企业的利润率仍保持继续增长态势，分别为48.38%、49.78%、49.84%。2012年石油天然气工业增加值占巴州工业增加值的75%，石油天然气工业的主导地位预计在今后几年仍难以撼动。几年来，当地通过科技进步发展石化工业循环经济虽取得一定成效，但压力巨大。因此，无论从经济质量还是从环境承载能力看，加快科技进步，运用先进适用技术改造传统工业，特别是提升石油天然气等化工主导产业，是巴州发展工业循环经济、实现可持续发展的迫切选择。

二、科学技术在推进巴州石化工业循环经济发展中的作用和问题

（一）发展石化工业循环经济对科学技术提出了新的战略性需求。2011年全州万元生产总值综合能耗、电耗，规模以上工业万元增值综合能耗等各项指标较上年同期已有所下降，但与其他地市相比，还很不理想。2012年巴州工业发展取得了骄人的业绩，但还存在一些不容忽视的问题。石油工业所占比过高，受到国际经济大环境因素影响较大，地方难以左右，因而在经济运行中不确定、不稳定因素较多。石油天然气产业中所运用的新材料、新技术、新能源等产业规模小，贡献偏低。对经济增长和结构调整有明显带动作用的大项目、好项目偏少。劳动力等要素成本增加造成石油天然气生产成本上升，压缩了利润空间，生产效益下降。通过发展循环经济可以提高产业效率，延长产业链，提升产业的利润率，但这同时需要科学技术的进步来推动。

（二）巴州石化产业结构不合理，产品技术和附加值低。巴州石油天然气主要靠数量增加的粗放式发展模式，走以质取胜的集约化发展之路。近年来，巴州通过科技创新发展石化工业循环经济成效已初步显现，但总体形势不容乐观。一是运用新技术改造提升传统产业成效初显，但整体产业结构的调整还有一个较长过程。科学技术的创新运用对巴州石化工业领域节能降耗、工艺改进、污染减排等影响非常明显，但还需进一步提高；二是巴州运用新技术改造传统产业虽然在节能降耗、废物利用等点上取得了初步成效，但从面上情况来看，整体产业结构不合理，不仅缺少高新技术产业，而且传统产业不大不强。石油天然气等总量比较大的行业门类，也只是依赖1～2个产业，且一个产业又往往依赖个别大企业，产业基础很不稳定。加之区域特色不明显，县区之间产业同构现象比较突出，影响了区域竞争力的提高。

（三）工业增长方式仍然比较粗放，在石化工业循环经济中科技创新不足。2011年，巴州石油、天然气开采业用电量为118，261.00千瓦，比重占全社会用电量的17.34%。2011年巴州每万元工业增加值能耗高于全疆平均水平，居全疆倒数第二位；每亿元工业增加值废水、废气、固体废物排放分列全疆倒数第四、第二、第三位。由于石油石化产业中的科技创新不足，科技投入不够，许多石化工业循环经济的关键技术，重点节点得不到突破。由环境污染导致的事件时有发生，将会对环境带来极大的、无法弥补的破坏。粗放式的生产模式，造成能源巨大的浪费，在能源生产的过程中也存在技术落后，管理不到位，进行简单开采，造成能源基地的污染、浪费和环境破坏。造成环境巨大的代价，生产大量投入，能耗水平高，环境压力大，社会和谐稳定问题不容忽视。循环经济可以解决能耗和污染的诸多问题，发展的好还可以降低能耗水平、提升企业效益，产生新的增加值，但这需要在科技创新上投入更多的资金和技术，来解决石化工业循环经济中存在的难点问题。

因此，我们发展石化工业循环经济，不仅仅是解决企业生产问题，更应通过规划引导、政策扶持、科技推动，在巴州石油天然气行业、重点领域形成一批符合可持续发展的示范区、工业园等等，以逐步形成巴州特色的工业循环经济发展模式。

三、对加快巴州科技进步发展工业循环经济的对策建议

发展工业循环经济是一项科学性、技术性、经济性和战略性很强的决策。对我们政府管理部门而言，要发挥“看得见这只手”的作用，为工业循环经济的发展创造良好的社会生态环境。对于企业来说，要以政府为主导、市场为导向发展工业循环经济产业。循环经济不可能在现有低技术水平上得到可持续发展，科技创新是工业循环经济发展的必由之路。

（一）强化规划引导，促进产业结构向石化循环经济调整升级。按照巴州已有的工业发展规划和生产力布局规划，加快产业结构调整，鼓励开发高技术含量、高附加值、低能耗产品，促进传统产业优化升级，提高石油天然气中高新技术产业在工业中的比重。特别是在招商引资工作中，有意识地根据现有产业结构与石油天然气产业定位有选择的招商。对石油、石化上下游产业招商给予支持，特别是能接通石化上下游的产业、产品、生产工厂和技术要积极引进，鼓励用各种新技术来解决上下游在循环经济利用上的瓶颈和难题，落实循环经济所需的各项要求。

（二）科学分析当前形势，进一步加大科技创新在巴州石化工业循环经济中的投入。我们发展新型工业化的优势条件就是拥有资源，这是巴州实现工业加快发展的现实基础。这为巴州发展石油天然气化工、特色工业产业提供了很好的资源条件。一是库尔勒区域中心城市建设进一步加快，城市功能不断完善，影响力和吸引力都明显增强；二是自治州相继出台了实施“工业强州”的意见和加快工业发展的指导意见，进一步加大推进新型工业化发展的支持力度，形成良好的政策环境；三是随着自治州“创新发展环境”活动的深入开展，大大改善了巴州的投资环境，有力地促进了招商引资工作的开展。这也为加大科技创新在石化循环经济的投入奠定了一定的基础。

（三）发挥好政府的协调职能，加大对石化工业循环经济的支持。除了借助政策手段进行间接调节，巴州地方政府和各级主管部门要转变职能，加强和石油天然气企业的沟通与联系，排除企业顾虑及消极思想，为企业利用创新技术发展循环经济出谋划策，加大对石化工业循环经济的支持。发展和改革委员会、工业经济、科技、环保等部门要进一步强化主动服务意识，积极创造条件，为区域间的技术经验交流与合作提供平台。可尝试建立资源循环利用新技术项目库，积极为企业收集、提供最新科技信息。组织消化吸收和创新，促成国内外已有科研成果向生产力的转化。充分运用市场机制将企业培育成为技术运用与推广的主体，将有利于巴州石油、石化循环经济发展的产业和技术落地给予更多的支持。

（四）探索扶持机制，营造发展循环经济的政策环境。巴州对鼓励推广新技术运用的各项制度已初步建立，但系统技术创新体系有待健全和完善。巴州制定出台了部分政策措施，指导工业循环经济的发展，但从总体来讲，促进工业循环经济发展的政策体系还不够完善，配套措施不全，缺少有效的激励政策、资金支持、回收处理体系和合理费用机制来鼓励企业发展循环经济。

我们需要通过深化改革，形成有利于促进石油天然气循环经济发展的体制条件和政策环境。综合运用财税、投资、信贷、价格等政策手段，调节和影响企业主体行为，建立自觉节约资源和保护环境的机制。调整和落实投资政策，加大对石化循环经济发展的资金支持。除对一些重大项目作为政府投资的重点进行直接投资外，对一些符合国家环境和资源综合利用的项目，可通过积极组织科学技术项目、科技贴息项目、节能减排示范项目和国债项目等，争取国家预算内专项资金支持；对有利于促进循环经济发展的重点项目，也可引导各类金融机构给予贷款支持。

（五）坚持科技创新与资源环境保护相结合，坚持发展循环经济，实现可持续发展。近年来，巴州坚持把发展循环经济、建设节约型社会作为调整产业结构、加快增长方式转变的重要抓手；坚持优势资源开发与资源环境保护相结合，实现可持续发展；坚持协调发展和重点突破相结合，集中精力优先发展支柱产业；坚持大企业大集团战略与促进中小企业发展相结合。坚持新型工业化和城市化相结合；坚持新型工业化与科技创新相结合；坚持新型工业化和扩大就业相结合。制定了节能降耗和清洁生产工作目标，坚持把工业领域的循环经济发展作为构建节约型社会的抓手。目前，巴州发展工业循环经济工作已取得初步成效。需要把保持良好的生态环境作为巴州最突出的竞争优势之一，遵循先规划后开发的原则，科学合理地进行产业布局和石油天然气资源开发，坚决防止无序开采资源，绝不走先污染后治理的老路。推进石化重点领域节能减排和环境综合整治，加强石油天然气资源的科学管理，加大科技创新力度，加大科技创新在石化产业的投入，加大科技创新在循环经济的投入，利用循环经济促进石油石化产业的进一步升级。

主要参考文献：

[1]依靠科技进步促进甘肃工业循环经济发展[M].甘肃科技，2011.

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关键词：煤炭 地下气化 历史 中国 前景

1、煤炭地下气化的基本概念

煤炭地下气化（Underground Coal Gasification）就是向地下煤层中通入气化剂，将煤炭进行有控制的燃烧，通过对煤的热作用及化学作用而产生可燃气体，然后将产品煤气导出地面再加以利用的一种能源采集方式。[1]

2、煤炭地下气化技术概况

2.1开发历史与技术比较

2.1.1国外的历史

前苏联自30年代初开始地下煤气化技术试验，至50年代末达到工业化生产，所生产的煤气用于发电或工业燃料气。目前有关工作基本停顿。气化方法包括 “有井式”和“无井式”(钻孔法)。

6个欧共体成员国于1988年组成欧洲地下煤气化研究工作组，其长远目标在于通过现场试验和半商业运行，论证欧洲典型煤层商业应用地下煤气化的可行性。第一个西班牙现场联合试验自1991年10月开始至1998年12月结束， 气化总共进行301h。采用的主要技术是利用石油天然气工业的定向钻井技术。实验成功表明：欧洲煤可在500m深气化并生产高质量煤气；气化过程稳定并可控制。[2]

2.1.2国内的历史

我国采用“长通道、大断面、两阶段”煤炭地下气化工艺，1994年完成徐州新二号井半工业性试验、1996完年唐山刘庄矿工业性试验、2000年完成山东新汶矿孙村煤矿产业化示范工程，2001年进行了山东新汶协庄煤矿、鄂庄煤矿、肥城曹庄煤矿和山西昔阳煤化公司的推广利用。

我国自1958年到1962年，先后在新汶、鹤岗、大同、皖南、沈北等许多矿区进行过自然条件下的煤炭地下气化试验；1987年中国矿业大学在徐州马庄煤矿报废矿井进行无井式气化，试验进行3个月，产气16万m ，煤气平均热值4．2MJ／m 。马庄试验表明，矿井遗弃煤炭地下气化是可行的，但所采用的无井式气化工艺必须改进。

2.2 对煤炭地下气化技术的评述

煤炭地下气化被誉为新一代采煤方法。早在1979年联合国“世界煤炭远景会议”就曾明确指出，煤炭地下气化是从根本上解决传统煤炭开采和使用方法存在的一系列技术和环境问题的重要途径。

煤炭地下气化所得的煤气主要有以下用途：①用于发电；② 用于工业燃气；③ 提取纯氢，进一步用作还原气和精细化工产品；④ 用于城市的民用煤气；⑤用于合成甲烷，进入天然气管网；⑥ 用于化工合成原料气，通过煤气可合成甲醇、氨气、二甲醚、石油等 。[3]

3、煤炭地下气化在中国的前景

3.1发展煤炭地下气化技术的原因

其一，煤炭工业是重要的基础产业，然而煤炭开采成本随着开采强度的加大而不断提高，东部煤炭后备资源愈发不足。煤炭地下气化技术是一项从根本上改造传统的煤炭生产与利用工艺的技术，因此从国家产业政策和技术政策的角度来看，应该支持煤炭地下气化工艺的发展。

其二， 由煤矿地下生产的煤气可广泛应用于燃料气、发电、煤化工和提取氢等清洁燃料高附加值的生产领域(当然还有许多研究开发工作要做)，由此大大提高煤炭工业的经济效益，促进煤炭工业技术和产品结构升级。煤炭地下气化的发展有可能成为煤炭工业的新的经济增长点，应引起高度重视。这一新的经济增长点是伴随着煤炭资源的合理、综合和有效利用而来，我国已有的关于资源综合利用的优惠政策也应该向这一新技术的开发与应用倾斜。

其三，从原则上说，地下煤气化技术是比常规地面煤气化清洁煤技术还要清洁的一项清洁煤技术。煤炭地下气化技术是一项从煤炭开采利用源头预防和治理污染的清洁生产(CP)技术，亦即环境无害化技术(EST)。

3.2对于煤炭地下气化在中国的前景的展望

我国正处于工业化、城市化、现代化加快推进的进程中，能源需求快速增长，大规模基础设施建设不可能停止。据统计，2000 后我国的能源消费年平均增长率高达9.7%，2007 年，我国能源生产总量达到23.7 亿tce，能源消费达到26.5 亿tce，位居世界第二[4]。“富煤、少气、缺油”的资源条件，决定了中国能源结构以煤为主，低碳能源资源的选择有限。我国电力中，水电占比只有20%左右，火电占比达77%以上，“高碳”占绝对的统治地位。尽管太阳能、风能等可再生能源在大力发展中，但一时都很难充当主角。

因此，我国能源结构以煤炭为主的局面在短时间内还难以改变。让煤的开采和使用变得干净、少污染，将煤炭资源低碳化利用成为当务之急。发展煤炭地下气化是我国解决上述问题的最佳途径。随着我国煤层气产业的发展，煤层气与煤炭地下气化的综合开发和利用也必将降低成本、提高煤炭地下气化的经济效益。[5]

4、对于中国煤炭地下气化的建议

对于煤炭地下气化技术，应加强不同煤层赋存条件下稳定气化工艺参数及控制技术的研究；煤炭地下气化燃空区动态监测可视化及控制技术的研究；煤炭地下气化污染物控制及资源化技术的研究；煤炭地下气化煤气综合利用技术的研究。

另外，为发展我国煤炭气化产业，要积极鼓励企业和居民使用煤气，周家应制定相关政策，对使用煤气提高能源转化效率，减少污染的企业实行优惠政策，如减免税收。[6]

设立煤炭地下气化科技投资总公司，以对煤炭地下气化技术进行规划管理与运作，促进其工业化和产业化的进程。同时，使煤炭地下气化技术与金融相结合，获取更大效益，最终迎击未来全球能源危机的挑战。

在经济发达地区扩大实验，可考虑把淮海经济区建成国家级“煤炭地下气化战略试验区”。徐州、新汶都有很好的基础和科研能力，较强的社会经济需求，建立试验区可以扩大西气东输气源供应，优化淮海经济区产业结构。

国家应把煤气地下气化列入十二五规划，把煤地下气化与西部大开发结合起来，与西气东输管道结合起来，与发电、制氢、化工等产业结合起来。[7]

参考文献:

[1]黄温钢,辛林,吴俊一,马晓光.从低碳经济看我国煤炭地下气化的前景.中国科技论文在线

[2]马驰,余力,梁杰.中国煤炭地下气化技术的发展.中国能源.2003,2.

[3]柳少波，洪峰，梁杰.煤炭地下气化技术及其应用前景. 天然气工业.2005，8.

[4]张玉卓.从高碳能源到低碳能源――煤炭清洁转化的前景[J]．中国能源，2008，30（4）：20-22.

[5]初茉,李华民,余力等. 煤炭地下气化――回收报废矿井中煤炭资源的有效途径[J].中国煤炭， 2001，27（1）：22-29.

篇5

【关键词】燃气工程设计、基础建设、关键环节

1 抓好信息化基础建设，提高计算机集成系统应用水平

在“十五”期间，各燃气设计单位必须提高计算机应用水平，实现可持续发展，提高计算机集成系统应用水平以适应信息时代，知识经济的发展。2005年前建成以网络为支撑，专业CAD 技术应用为基础，工程信息管理为核心，工程项目为主线，使设计与管理初步实现一体化的集成应用系统。甲级设计院要达到国际接轨型或国内先进型水平，乙级设计院要达到国内先进型或发展提高水平。

2 建立有效的质量体系，使工程设计质量处于受控状态工程设计质量受控

主要包括下列环节：

2.1 做好设计策划，使设计有良好开端

对于每项燃气工程设计均应编制计划，应委派具有相应资格的人员担任项目负责人和专业负责人，并配备充分的资源。

2.2 保证接口畅通，提高设计的整体质量

燃气工程设计，特别是大型燃气工程，技术复杂，专业众多，组织和技术接口纵横交错，在整个设计过程中，与设计有关的各种信息的传递直接影响设计质量和设计输出，因此，不同部门之间在组织和技术接口的控制就显得十分重要 。

2.3 形成设计输入文件，对要求的适宜性进行评审

设计输入的要求是设计方确定与产品有关的输入要求，包括适用的法令和法规要求，需要形成文件，并评审其是否适应。对不完善的、含糊的或矛盾的要求，应会同业主方一起解决。

2.4 组织设计评审，评价其能否满足质量要求

设计项目在预可行性研究、可行性 研究、初步设计阶段均应采用设计评审，设计评审方式一般是召开设计评审会，它在很大程度上体现一个设计院的技术实力和技术水平。施工 图文件评审采用逐级校审的评审。

2.5 做好设计更改，确保消除新的质量问题所有的设计更改和修改在实施之前都应由设计人员加确定，形成文件，对更改后的通知单或设计文件，应按原程序进行校审，以确保不因设计更改而带来新的质量问题。

3 提高天然气工程设计质量的关键环节

3.1 合理选择城镇燃气输配系统的压力级制

输配系统压力级制的确定直接影响着城镇燃气系统的功能和投资。一个合理和优化的输配系统不仅应该考虑管材、设备的选择问题，还应该考虑到城市的发展、燃气应用领域的拓宽等因素。要用发展的眼光、远近结合的思路、以近期为主的观念来进行输配系统压力级制的选择。应明确区分设计压力与运行压力的概念，在管材和设备的选择及计算上需要充分留有升压和发展的余地。

3.2 合理确定工艺流程

工艺流程的合理性是城镇燃气系统安全、可靠供气的保证。输配系统工艺流程的合理性取决于城市门站、储配站、调压站等设施的工艺流程的合理性。

在调压站设计工作中，要考虑过滤器、流量计是集中布置为好还是与调压流程结合布置为好。如何选择则要取决于设备的类型、性能、价格、安装尺寸等多种因素。调压器的选择则更为重要，其类型的选择决定其性能参数，其性能参数决定调压站的调压流程数，而其调压流程数则直接影响着调压站的占地和投资。

在调压站调压流程的设计工作中，如何选定调压方式，则要根据用户的性质、用户的重要程度、设备的性能、投资方的实力、调压站的运行管理模式以及监控系统的设计水平等多种因素的综合来确定。

在储配站设计工作中，除上述调压站设计工作中应该注意的问题外，还应重视储存和调峰工段的工艺流程设计。目前国内解决日不均匀和时不均匀供气的主要手段还是采用球罐储气，而如何发挥球罐储气的调峰作用是一个值得重视的问题。如果工艺流程设计中将球罐作为同压力级管网的局部扩容装置，将极大地削弱球罐储气的调峰作用。正确的流程应该是供气低蜂时，球罐从管网取气至最大储存压力，进、出口阀门关闭。在供气高峰时，出口阀门打开，通过调压流程将储存气体供人下一级管网或下下级管网，以最大限度发挥球罐储气的调峰作用。

在城市门站设计工作中，除上述调压站设计工作中应该注意的问题外，则应更加重视过滤、计量和加臭等问题过滤设施将上游带来的杂质过滤掉，起到保护门站本身设备和下游厂站设备的作用。

3.3 合理选择管材与设备

管材与设备是影响燃气工程投资规模的两个主要方面。管材的选择应该考虑以下原则：

（1） 技术原则

管材的选择应依据工程的规模、压力级制、管道敷设条件、使用地区等因素进行，同时满足国家现行标准、法规和强制性条文的规定。比如设计压力高于1.6N Pa的管道，根据 《输气管道工程设计规范》，所选用钢管应符合国家现行标准 《石油天然气输送管道用螺旋缝埋弧焊钢管》等的有关规定，若选用标准以外的钢管和管件，其材质应是镇静钢，并应满足下列基本要求 ：

①屈服强度与抗拉强度之比不应大于0.85;

②含碳量不应大于0.25%，碳 当量不应大于0.45%;

③材料熔炼 分析含硫量不应大于0.035%;含磷量不应大于0.04%。同时，应 该根据规范的规定对管道和管道附件进行强度计算和壁厚计算。

（2） 经济原则

对于同等压力、同等管径的管材，如果材质不同，其材料价格和运输费用相差较大，施工方式和费用也有很大的区别，如钢管与塑料管。管道附件对工程投资的影响也不容忽视，尤其是对于设计压力高于1.6N Pa的管道来讲，其各类附件均有具体的要求和限制。同时，塑料管在防腐和电保护方面的优势和经济性也是应该考虑的一个因素。

3.4 确保管道防腐工程质量

埋地钢管采用外防腐层与电法保护是延长管道运行寿命，减少管道运行故障的有效手段。70年代初，自美国首次立法开始，一些国家相继立法，规定埋地管道必须采用防腐涂层与阴极保护的双重保护措施。近年来，国内对埋地管道的双重保护问题日渐重视，各地就埋地管道的腐蚀与防护问题召开各种专题研讨会，对管道进行阴极保护的必要性和可行性进行了深入细致的研讨，并在管道保护的理论和实践方面发展了许多新技术、新工艺和新产品。每种防腐涂料和每种阴极保护方案都有其优缺点，但它们有一个共同特点，就是对埋地管道给予保护。而它们对管道的保护效果又取决于从选料至管槽回填施工的各个工序质量。如果在各个阶段均按照标准、规范的要求进行，那么无论哪种外防腐层、哪种阴极保护方案，都会对埋地管道起到一定的保护作用。相反，不论多么优质的涂料，多么先进的防腐手段，花费多高的投人，也不能确保对埋地管道起到应有的保护作用。当然，涂料和阴极保护设计方案的选择要结合工程实际情况，经过科学的技术、经济论证才能确定。

4 结束语

天然气工程设计是一个体系性的工程，因此对其质量的管理和控制同样也是一个系统工作，对于安全性的考虑要从工程开始之间就进行，通过一系列的安全控制体系的完善对工程的质量进行保障，令整个工程开始设计一直到竣工都可以有序的顺利进行，才能确保日后安全用气。

参考文献

[1]雍瑞生，谭斌，王科.天然气化工的技术进展与发展机遇[J].天然气化工，2009 （34） .

[2]贺明.天然气长输管道施工技术浅析[J].中国井矿盐，2012，2.

篇6

人们常称21世纪是天然气世纪，中国天然气黄金时代就要到来。“天然气经济效应”将推动我国的能源革命、环保革命、产业革命向着一个崭新的发展。

我国政府推出一系列支持和鼓励发展国内天然气、引进天然气和引进液化天然气的政策，为加促我国能源革命向天然气转换，提供了有力的保证。

最近中国政府出台了天然气产业上中下游全环节对外开放的政策，鼓励外商参与从天然气的勘探开发、基础设施、天然气发电、大中城市燃气的建设与经营的整个天然气产业链。

天然气的广泛应用、合理利用和天然气的长期、稳定供应，为大力发展我国燃气空调，开展区域制冷和化工精炼过程提供了可靠的基础条件。

二、大力发展天然气产业是调整我国能源结构的需要

1、落后的一次能源消费结构

（1）中国一次能源消费结构：煤炭62.1%、石油27.7%、水电7%、天然气2.7%、核能0.5%。

（2）世界一次能源消费结构：石油40.03%、煤炭24.98%、天然气24.72%、核能7.64%、水电2.63%。

2、我国能源资源短缺的压力

从1993年起，中国已成为石油净进口国，2002年进口石油7000万吨以上。2003年进口石油9000万吨以上，2004年超过1亿吨，2005年中国石油消费量达到2.6亿吨/年左右。到2015年中国将成为世界上最大的石油消费国。

2 001年中国天燃气消费量250亿立方米，2005年消费量300亿立方米，在一次能源消费结构中还不到3%。

到2020年，中国天然气产量将由目前的340亿立方米增加到本1200亿立方米，而需求量要增加到2000亿立方米，缺口800亿立方米需由进口来弥补。据有关资料分析，2006年将进口LNG320万吨，2010年达1900万吨，2015年达3300万吨。

目前，我国人均占有能源储量还不到世界人均占有量的一半。在能源资源中，煤炭占60%以上，人均煤炭资源占有量大约是世界人均的一半，而石油天然气的人均占有量不到世界平均水平的十分之一。

第二次世界大战之后，一切国际重大战争或冲突的根源就是为了抢夺有“黑金”之称的石油。2003年伊拉克战争，不仅是对国际能源地缘政治格局的一次重新洗牌，也使得世界石油市场格局产生了巨大的影响。

能源资源短缺，对我国经济的发展带来了巨大的压力。

3、我国环境严重污染的压力

长期以来，我国能源资源以煤为主，城市煤气、工业窑炉、发电都以燃煤为主。燃烧产物中的硫化物、二氧化碳、氮氧化物，以及大量烟尘污染，使城市空气质量严重恶化。

1998年联合国公布了世界空气污染最严重的十大城市，排名为：太原、米兰、北京、乌鲁木齐、墨西哥、兰州、重庆、济南、石家庄、德黑兰。只有中国、南非、波兰、和北朝鲜，煤炭使用率超过60%。

据权威部门检测显示：烟尘排放量的70%，二气化硫的90%来自烧煤的结果。按我国目前烧煤炭比重高达70%的能源结构测算，每年排放二氧化硫2000多万吨，工业烟尘1000多万吨，酸雨控制面积达40%，环境污染非常严重。

面对环境严重污染的现象，扩大国内天然气生产、加促引进国外天然气和液化天然气改变我国能源结构已成为迫不可待和需要认真研究的重要课题。

4、建设环保城市和生态城市的迫切要求

第二次世界大战之后，科学技术的突飞猛进、经济高速增长、城市规模迅速膨胀、农村城市化进程不断加快，以大气污染和水资源环境恶化为特征的“城市病”不断在漫延，不断在报复人类，引起了各国政府的高度重视，大力支持环保城市的建设和生态城市的建设，用最清洁的能源不断取代污染性的能源是当代城市建设者们的一项重要任务。

5、天然气是当今世界的理想能源

天然气是当今世界的理想能源，天然气的合理利用和优化利用，特别是广泛应用在燃气空调、燃气联合循环发电和区域制冷对优化我国能源结构、优化生态城市建设、优化理想人居空间，创造人和自然的和谐环境都具有非常重要的意义。

第一、高效。绝大部分燃煤机组发电效率为30%左右，最高的亚临界点发电效率也不超过38%；天然气联合循环发电效率高达60%；如果采用功热联产技术应用天然气，能源利用效率可达80%以上。

第二、洁净。天然气的主要成份为甲烷，1分子CH4燃烧产物为2分子H2O和1分子CO2，每立方米天然气燃烧产物含2公斤水。CO2的总排放量远远小于燃煤，也小于燃烧液化石油气。

液化天然气（LNG），是天然气从气井开采出来之后，经净化，除去杂质在低温下液化的产物，其燃烧产物非常干净，基本不含硫化物和氮氧化物。

第三、方便。液化天然气（LNG）在接收基地气化以后，通过高压管线输送到门站，降低压力后送至城市居民用户和工商用户，与管道天然气一样再不要后处理，既方便又省事。总的经济效益和社会效益远远大于用煤和其他燃料。这是天然气在全球能耗比例中增长最快的主要原因。

三、我国天然气的发展策略

国家发改委最近提出我国天然气发展策略是：立足国内、利用海外、西气东输、北气南下、海气登陆、就近供应，走国内生产与国外进口相结合的LNG发展道路。预计至2020年投资2200亿人民币用于天然气基础设施建设。就是建设5万公里天然气管线，引进千万吨级液化天然气接收站，形成百万吨级的液化天然气运输能力。将在长三角、环渤海地区、泛珠三角地区建设10个左右的LNG接收站，到2020年形成进口5000万吨规模LNG接收设施。使天然气在一次能源消费中达到12%。

针对资源短缺将成为中国经济发展的重要瓶颈的问题，国家能源局将采取五大措施加以解决：

一是组织探明我国资源储量，增加石油产量；

二是通过替代燃料和提高燃油经济型标准来减少工业和民用机动车的耗油量；

三是大力开发天然气资源，力争在5年内产量翻两翻；

四是鼓励企业走出去，利用境外资源；

五是规范市场建设，面对电力短缺，采取错峰用电，跨区域用电，用价格杠杆调节市场。实行多元化、多国化资源开发战略，增强中国有效使用世界资源和保护国内资源的能力。

四、引进国外天然气的经济意义和社会意义：

第一、今后几年我国电力将严重短缺

随着我国经济建设的持续快速发展以及人民生活生平的不断提高，对电力用量急剧增长的需求，就是采取西电东送和加速建设火力发电厂，也很难使缺电的局面得到缓解。

据国家电网公司透露，今冬公司经营区域内电力缺口为2983万KW，其中华北缺747万KW，华东缺2078万KW，华中缺158万KW，浙江省就缺880万KW。

因此，引进天然气，对增加电网调峰手段，改善环境污染都具有非常重要的意义。

第二、引进天然气为开发功热联产技术提供保证

引进天然气为我国热电联产技术的发展，广泛建立区域能源站，充分提高能量利用效率提供了非常有利的条件。对我国的供电安全也有重大作用。9.11事件和非典事件以后，发达国家都在加速建立区域制冷系统的步伐，避免由于意外事故造成大面积中断供电事故，保障供电安全。

第三、大量引进天然气有利于石化原料的结构调整

大量引进天然气占领民用燃气市场以后，可以把目前每年消耗的1500万吨的民用液化石油气顶替出来，回到石油化工原料市场上去，进一步优化我国石油产品的分布结构、优化乙烯和各种石化产品的原料结构，降低能耗，提高总体经济效益。

第四、参与迅速发展的世界LNG贸易

美国联邦储备局局长阿兰.格林斯潘在参加今年四月战略和国际研究中心举行的能源会议时表示：

1、为防止未来急剧上升的燃气价格给美国经济造成损失，美国需要扩展天然气领域在全球范围内的贸易；

2、近年来，石油和燃气六年交货价格的急剧上涨必然会对美国经济产生影响；

3、去年进口的液化天然气只占美国市场总量的2%，部分原因是环境和安全隐忧限制了美国具备处理液化天然气能力的港口数量或LNG运输；

4、未来天然气的高价格已经让我们将天然气进口当作更有吸引力的选择；

5、目前世界能源进口中，石油比例为57%，天然气仅为23%，这显示了天然气贸易的巨大潜力；

6、为了缓解目前的价格压力，格林斯潘呼吁通过液化天然气终端设施的扩展和海岸LNG接收和重气化新技术的发展努力扩大全球供应；

7、随着LNG液化和运输技术的发展和安全隐忧的减少，美国进口能力正在逐渐加强。

五、天然气高效利用的途经分析

1、用作民用燃料和锅炉燃料

天然气用来烧水做饭，虽说是一种非常理想的清洁燃料，但就其热量利用效率来说是极其不合算的。利用天然气产生的高温烟气来加热热水，达到80至100℃，从热力学第二定律计算可知其利用效率极低。作为民用燃料又不得不使用。随着电磁灶的出现和普及，天然气炉灶会被遂步顶替。作为工业燃料直接烧锅炉，将大量热能浪费在烟气中，更是极不经济的做法。

2、用作直燃空调燃料

利用天然气燃烧的高温烟气作为溴化锂制冷机组的热源，使制冷机产生冷量，随着国防环境意识的增强和溴化锂制冷技术的不断成熟，燃气中央空调在世界各地得到了越来越广泛的应用。在日本，燃气空调每年增长60多万冷吨，并以13.6%的速度增长，比电空调以8.7%的速度增长快得多。目前在日本，5000平方米以上的现代建筑，有70%以上使用吸收式制冷机。科学工作者正在研究5KW、2.7KW甚至更小的别墅和家庭用的小型吸收式燃气空调。但就天然气在直燃式燃气空调的利用来论，其热力学效率还是比较低的。

3、用作联合循环发电燃料

燃气轮机是一种布来顿循环的新型发动机，目前喷气式飞机的发动机都是燃气轮机，属轻型燃气轮机。而发电厂用的是重型燃气轮机，规模可达几十万KW。燃气轮机发电技术发展非常快，20年前的发电效率只有20%左右，现在的大型燃气轮机一次发电效率已经超过40%。

联合循环发电就是燃气轮机和蒸汽轮机联合发电，天然气先在燃气轮机里发电，排出的400至600℃的高温烟气通入余热锅炉，产生400℃的高温和4MPa的高压蒸汽，进入蒸汽轮机发电，两者发电效率总和可达60%以上。

4、用作区域能源站燃料

天然气通过燃气轮机发电以后，高温烟气或用作制冷，或进入热锅炉产生蒸汽，这些蒸汽或用来发电，或用作其他工艺热源利用，比单用来烧锅炉的效率要高得多。因为天然气在燃气轮机发电利用了30~40%的效率之后，余热产生的蒸汽再发电或供热或制冷，这就是所谓的电热冷联产效应，热效率可达到80%以上。

因为燃烧的烟气不含二氧化硫，产生的水蒸汽冷凝潜热，还可以得到利用，使燃气轮机的最终排气温度可低至38℃，几乎90%的热量都被利用了。这是一种最高效的热量利用途径，国外用得很多，发展也很迅速。

采用热电冷三联供系统，一次能源利用率可高达1.49的比值，比热电冷分供要高一倍，标准气耗则降低一半。预计到2020年，楼宇能源的最主要的形式将会有一半被热电冷三联供的形式代替，这是21世纪能源的发展方向。

六、天然气在区域能源站的高效利用

1、电热冷三联产节能原理

天然气作为能源利用的最高效率是电热冷三联产。从热力学第一定律来说，它的节能原理就是能把能量吃光榨尽。

天然气在燃气轮机里就有30-40%的能量转化为电能，一次转化的效率就高于一般火电厂的锅炉蒸汽轮机机组的效率。再加上排出高温烟气产生的高温高压蒸汽进入蒸汽轮机发电，使能量利用率达到60%以上。剩余的能量还可以用来制冷，产生热水，用于各种不同能级的用户，系统能量梯级充分利用，使能量利用率达到80%以上的最高境界。这便是天然气电热冷三联产的供能价格比烧煤还有竞争力的根本原因。

能源产业的一场革命，大电网与微小型发电机并存，被全球专家认为投资省、能耗低、可靠性高的能源系统，是21世纪的发展方向。

2、国外区域能源站的迅速发展

区域能源站，在国外有称区域冷暖中心，区域燃气制冷系统，区域制冷系统、分布式能源站。

区域能源站技术从七十年代末期以后开始发展起来，目前美国已有6000多座区域能源站，仅大学校园就有200多座。据美国有关资料统计，商用建筑采用热电冷三联产后节能效果达到46%以上。美国政府计划在2010年有20%新建商用或办公用建筑使用热电冷三联产，有5%现有的商用和办公楼宇改用热电冷三联产，25%美国能源部的项目改用热电冷三联产。至2020年，计划有一半以上新建办公或商用建筑采用热电冷三联产。并有15%的现有建筑改用热电冷三联产。英国只有5000多万人口的国家，就有1000多座区域能源站。俄罗斯采用热电联产的比例占总能耗的33%，美国占50%。

区域制冷系统是大城市的理想制冷系统，世界上先进的国家如美国、欧洲和日本，使用得非常普遍和广泛，技术十分成熟可靠，发展也十分迅速。

1991年1月投入运行的日本东京都新宿都心区冷暖中心，制冷规模达到了59000RT，供冷面积为2200000m2，为15栋摩天大厦和东京市政厅提供了良好的供电、供冷、供热水服务。远远超过美国纽约原世界贸易中心大厦49000RT的冷暖房，成为世界最大规模的区域冷暖中心。

冷暖中心系统的功能：

（一） 发电照明

利用天然气燃烧的热量推动燃气透平发电机发电输入电网，或直接供应办公照明。

（二） 提供冷气

利用天然气燃烧的热量使水管式锅炉产生4Mpa，400℃的高压蒸汽，通过背压透机组，进入吸收式冷冻机，再到轮机式冷冻机，制造出4℃的冷冻水，送入制造冷源的空调机为办公室提供冷气，温度升高至12℃的冷冻水送入循环系统循环使用。

（三） 提供暖气

将水管锅炉房的4Mpa，400℃的高压蒸汽减压至0.7 Mpa，送进暖气空调机产生暖气送办公室取暖。

篇7

一、发展煤化工的现实意义

（一）发展煤化工是优化能源结构，保证能源安全的必然选择

富煤贫油少气是我国能源结构的基本特点。在探明的化石能源储量中，煤炭占94．3％，石油天然气仅占5．7％。煤炭保有储量为1万亿吨，可直接利用的煤炭储量1886亿吨，可以开采100多年，而石油仅可开采20多年，天然气仅可开采37年。上世纪80年代以来，我国石油开发后备资源不足的问题日趋明显，品位不断下降，陆上主力油田大部分处于产量递减、采油成本上升状态。自1993年开始，我国由石油出口国转变为石油进口国，12年来，石油进口量年均递增15％以上， 2004年石油净进口已达1．4亿吨，对外依存度达到45％。据专家预测，在今后20年内，我国原油年产量基本维持在1．6―2亿吨，到2020年，中国石油需求将达4．5亿吨，将产生2．5亿吨的缺口。石油产品总体供应形势日趋紧张，已成为经济发展的瓶颈因素，对国外依存度的不断提高，更影响到了国家经济安全。由此来看，利用丰富的煤炭资源，大力发展煤化工产业，对补充石油缺口具有重要的现实和长远意义。

（二）发展煤化工有利于煤炭企业产业结构的战略调整和优化升级

世界煤炭工业的发展历史，是一个由单一煤炭生产到综合发展的过程，而煤化工在综合发展中占据重要位置。目前，世界上绝大多数大型跨国煤炭企业通过大力发展煤化工，已基本上完成了产业结构的调整和优化升级，煤炭在企业内部直接进行消化和深加工，大幅度减少了煤炭直接进入市场的数额。尽管他们的煤炭规模很大，但煤炭收入所占总收入的比例并不高，主要是深加工和相关产业规模扩大。大部分跨国煤炭公司煤炭收入的比例仅为30％左右。积极发展煤化工，扩大产品增值空间，则是有效提高企业效益、加快发展的重要举措。据统计，烟煤制成焦炭可增值50％，提取焦油可增值10倍，制成合成染料可增值1500倍。

（三）发展煤化工是走循环经济的必由之路

循环经济是一种以资源的高效利用和循环利用为核心，以“减量化、再利用、资源化”为原则，以低消耗、低排放、高效率为基本特征，强调资源的再使用和再循环，充分利用自然资源的内在价值，提高各类紧缺资源的利用效率。煤炭企业通过发展煤化工，拉长了产品链条，使煤炭资源就此转化为清洁高附加值的产品，实现了综合利用，减少了铁路运力，减少了废物排放，减轻了环境污染，增加了企业效益。煤炭企业可以通过发展煤化工产业，将煤化工、发电、建材等相结合，在产品方面形成化学品、液体燃料、电力、热力、煤气、建筑材料等关联生产，达到资源、能源的充分利用和循环生产及环境最优化、经济效益最大化的目的。

二、我国已经具备大力发展煤化工的基础备件

发展煤化工，应具备的条件主要是资源和技术。我国作为世界第一产煤大国，资源条件的优势是显而易见的。利用我国丰富的煤炭资源，发展煤化工，再把资源优势转化为经济优势。从技术方面讲，我国煤化工经过几十年的发展，有的已经比较成熟，甚至达到了世界先进水平，有的正在进行示范性建设。

（一）焦化技术应用最早，发展最为成熟

从20世纪80年代起，随着我国钢铁工业的不断发展，炼焦生产得到逐步发展。特别是近年来，由于受国民经济快速发展的拉动作用，焦炭产量迅猛增长。2004年，我国焦炭产量达到2．24亿吨，占全球产量的56％。全国有各类机械化焦炉约1000多座，年产焦炭约1．8亿吨，其中炭化室高度为4―5．5米以上的大、中型焦炉产量占80％。目前，我国炼焦工业技术已进入世界先进行列，炭化室高6米的大容积焦炉已实现国产化，炼焦附产品的精制技术也已达到或接近世界先进水平。新建焦化项目基本上都是技术先进、配套完善的大型焦炉。

（二）煤气化是一种较为成熟的技术

煤气化技术是煤炭在气化炉内经过高温与气化剂反应，由固体转化为气体燃料的工艺。长期以来，我国非常重视煤气化技术的研究与开发，从“六五”到“九五”，在这个领域中安排了一批技术攻关项目，有些已实现工业化生产，并广泛应用于化工、冶金、机械、建材和生产城市煤气等，特别是近年来，我国不断引进新技术，用于生产合成氨、甲醇和城市煤气。同时进一步加大科研攻关力度，自行开发了22吨／天多喷嘴水煤浆气化炉中试装置，并进行了考核试验，煤气化技术又取得了新的突破性进展。2004年11月，平煤集团建成了我国第一套“焦炉气非催化转化制成氨原料气”装置，利用焦化厂富余煤气替代煤炭生产化肥。

（三）煤炭液化技术具备了进行工业示范建设和运行的水平

煤炭液化即煤变油，主要分为直接液化和间接液化。直接液化技术是通过对煤加热、加压氢化直接获得液体燃料的煤炭加工利用技术。我国从上世纪70年代末开始煤炭直接液化技术研究，完成了将煤的液化粗油加工成合格的汽油、柴油试验。煤炭间接液化技术是以煤为原料经过气化生成合成气，然后用合成气来制取油品的技术。煤炭间接液化技术已比较成熟，工业程度比较高。我国中科院山西煤化所已经掌握了煤炭间接液化的关键技术，并在某些方面拥有完全自主知识产权，具备了进行工业示范建设和运行的技术条件。部分煤炭企业对引进成熟技术、建设煤间接液化工厂也做了大量工作。

三、煤化工产业前景广阔

去年国务院出台的《能源中长期发展规划纲要》，把煤化工列入我国中长期能源发展战略的重点，并初步提出将煤化工作为“十一五”期间以及今后一个时期国家重点发展的12个重要产业之一。可以说无论从政策因素讲，或是从市场因素讲，当前和今后一个时期都是发展煤化工产业的重要战略机遇期。

（一）煤炭液化具有巨大的市场潜力

由于国际石油价格持续大幅度上涨和国内石油供应不足的问题日趋加重，国家决定实施“煤变油”计划，通过大力发展和推广洁净技术等途径，改善能源结构，大大减少对石油的依赖性，加快建设商业性的煤炭液化示范厂已列入国家有关部门的议事日程。煤直接液化技术是国家“863”高科技术发展计划的内容之一。目前，神华已开发出具有自主知识产权的“中国神华煤直接液化工艺”，初步形成了煤液化技术创新体系。研究表明：建成1座年产油品100万吨的煤直接液化项目，每吨成品油成本为1500―1800元，如果国际原油价格每桶在25美元左右，我国建设煤直接液化商业化工厂就有一定的获得空间，而且这相对目前每桶50多美元的国际市场油价而言，利润不言而喻。煤间接液化技术国外一直有大规模工业化生产厂在运行。因此，引进关键技术在我国建设商业化生产厂的技术风险很小。据测算，建成1座年产100万吨成品油的煤间接液化项目，消耗煤炭约是直接液化的1．2―1．4倍，每吨成品油的平均生产成本为1600―2000元。“煤制油”产业有着光明的发展前景。

（二）煤气化产品市场需求旺盛

煤气化的主要产品是甲醇、二甲醚和化肥等。发展煤化工，实现煤转化，第一位就是发展甲醇。二甲醚是甲醇脱水后的化工产品，甲醇作为燃料，可利用汽柴油已有的储备、运输及分配的设施，投资少，效益好，受到了全世界的重视，确立了甲醇可替代汽油的重要地位，美国各洲普遍使用掺烧10―15％的甲醇汽油。一般情况下，1．5―1．6吨煤可制一吨甲醇，甲醇的生产成本比较低，一般生产成本为800―1200元。因此，充分利用廉价的高硫煤制作甲醇，既有利于环境保护，又为高硫煤找到了销售渠道，能充分体现资源综合利用和改善大气质量的循环经济特征。近年来，我国甲醇生产进入了较快的发展时期，技术工艺不断改进，生产能力逐年提高。2004年甲醇产量450万吨左右，进口量为100多万吨，总消费量达到550多万吨，预计到2010年市场需求可能达到900―1000万吨。甲醇的巨大潜在新增市场主要在于油品替代，用于汽车燃料。受国内石油和天然气资源制约，以煤为原料生产合成氨是今后化肥行业重要的发展方向。同时，与建设大中型合成氨项目相配套，煤气化技术也将取得较大的进步和发展。

（三）焦化产业进入了新的发展时期

随着国内焦炭市场的持续有效整顿，现有的土焦、改良焦将彻底取缔，并开始实施严格的行业准入标准，焦炭市场将逐步合理有序，焦炭企业竞争会越来越规范。同时，从国际方面来讲，发达国家的炼焦工业在不断收缩，从国内方面来讲，我国机焦产量仍有近4000万吨的缺口，国际国内焦炭需求旺盛，发展环境总体呈现宽松态势。这都为发展污染小、效率高、容积大的现代化大型机焦生产提供了新的机遇。煤炭企业具有原料、运输等优势，特别是拥有优质炼焦煤资源的企业，具有发展较大规模、生产优质或特色冶金焦、铸造焦的条件，可以抓住当前机遇，高起点、高水平地推动焦化工业的发展。

四、发展煤化工应注意的几个问题

（一）搞好科学决策

煤化工工程是一个庞大的系统工程，建设周期长，投资风险大，稍有不慎就会造成无可挽回的损失，必须建立决策支持系统和风险规范机制，关键是借用外脑，把项目咨询论证工作做深做细做扎实，同时，又要周密组织，精心安排，确保各项工作有条不紊地向前推进。

（二）注重技术创新

现代煤化工的发展必须寄希望于技术开发先行，形成具有自主知识产权的新技术。当前，我国煤化工技术水平与西方发达国家相比还有一定差距，仍需大量从国外引进先进技术。但引进是手段，目的是要增强自主创新能力，形成具有自主知识产权的新技术。我们要认识到，一流核心技术是引不进来的，“以市场换技术”也不可能换来。只有坚持引进技术和自主创新相结合的原则，加大自主创新力度，走出一条从技术引进、消化吸收进而自主创新的路，不断实现煤化工技术的新突破。

（三）实施强强联合

煤化工工程属技术资金密集型和资源密集型项目，煤炭企业要加快煤化工项目建设步伐，就必须坚持以资源引资金、以存量带增量，加强与相关行业优势企业的资本合作，建立资本运营体系，多渠道筹集资金，引进更多的战略投资者参与煤化工项目建设。

（四）积极争取政策

现代煤化工是能源发展的新方向，但有的项目却处于探索阶段。如甲醇和二甲醚作为汽车燃料，虽然是新型环保的洁净燃料，但在目前的生产技术水平下，到达用户的全成本要大于煤基合成油（煤间接液化），同时要代替汽油和柴油也有相关技术问题需要进一步研究。因此，煤炭企业要努力争取政府支持，使政府在资金、税收等方面给予一定的政策扶持。

（五）力戒低水平重复建设

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关键词：油气储运；安全节能；措施

中图分类号： TU714文献标识码： A

引言

油气储运主要包括有油和气的储存以及运输。在石油工业内部它则是联接产、运以及销各个环节之间的桥梁，主要包括有矿场油气集输以及处埋、油气的长距离运输、各转运枢纽的储存和装卸、终点分配油库（或配气站）的营销、炼油厂以及石化厂上的油气储运等等。

油气是重要的能源之一，有效实现油气资源的安全节能发咋喊，是油气资源有效利用的重要前提。随着我国经济社会现代化进程的加快，对油气能源的需求始终保持持续增长的态势，再加上油气储运技术的进步与发展，油气储运事业面临着重要的发展机遇与严峻的挑战。为了构建安全、环保、节能的油气储运体系，实现油气资源的高效安全使用，我们有必要在对现有的油气储运技术进行研究的基础上，不断整合、利用同时提高当前的技术研发能力，坚持吸收借鉴、自主研发与储运实践相结合的技术创新方向，不断推动油气储运事业的发展。

1、关于我国能源战略的论述

1.1、多渠道进口原油

多渠道进口原油有助于减少由于供油国国内出现变故或供油通道出现事端造成供油中断的风险。

1.2、不断加强我国领土范围内的油气勘探以及开发工作

近些年来，在三大石油公司之间的协作之下，也加大开发的力度，使用尖端的技术，以及初步得到了一定的成就，一些国内外的专家预测，全球陆上石油在将来很难满足人类的需求，这样就逐渐转向海上延伸。在早期海上钻探范围一般小于200m水深，逐渐扩展到300m。在技术进步的推动之下，也会转向1000m水深。并且沿海均为经济发达地区，海上油、气田的商业价值变得更高。

2、油气储运的安全节能的重要性

油气作为一种不可再生的能源资源，比如说石油、天然气及其产品在世界经济之中占据着相当重要的地位，这些资源的有效生产以及运输不仅仅对于生产效率产生相当重要的影响，同时对于保护环境也是十分重要的。“碳”就是石油、煤炭等由碳元素构成的自然资源，油气化使用的“碳”耗用得越多，也使得地球变得暖化“二氧化碳”制造也就越多。

但是油气种种产品被广泛的使用到冶金、造船、化工、石油、航空、医疗、、电子、照明、玻璃、生化、制药、食品等行业，并且倡导低碳生活的我国，天然气也已经成为城市燃气的主要气源，液化石油气是天然气的有益补充同时稳步发展。石油天然气的储运以及城市、居民安全之间有着密切的关系，石油天然气管道这是确保能源供给、关系国计民生的基础性设施。

3、油气储运系统的节能措施

3.1油气储运系统节能的两大基本原则

3.1.1、降低油气的储量油气储运系统的节能研究计划中主要包括三部分，即油气的使用、油气的回收、利用这三个主要环节。降低油气的储量，不仅可以大幅度的降低油罐和管线所产生的能耗，还能减少整个企业对于整体运输的成本、资金投入，并使得储罐的占地面积最小化，使得能源配置结构更加合理化，同时也为增加设备以及市场与生产规模的拓展奠定了坚实的基础，提供了有力的保障。只有不断降低原油的储量，联系市场的供应需求情况，企业应当将原有的储量最小化，适当的进行低价存油，储存量能够保障在意外情况发生时的所需量即可。同时，还应当严格控制成品油的储量，将成品油的储量尽可能的最小化。一方面，可以通过改革原油的加工技术，创新、提高工艺技术，采取深加工的方式降低重质油产品的百分比，从而提高柴油的产率，增加产量。另一方面，通过使用质量仪表和先进的检测技术，不但降低了油气储运系统的能耗量，而且使得资源配置更优化，节省了人力以及物力。

3.1.2、改善加热方式油罐的加热方式一般主要采用热媒水。通过加热并维持储罐底部的蒸汽盘管，依靠1MPa蒸汽传热，加上管外油品的传热系数偏低，从而高能低用。因此，只要将油品携入显热，通过热媒水的使用，达到盘管换热的方式，确保传热量足够，从而保证了能量的梯级使用。在使用抽吸式加热装置时，应当通过储罐出口以及泵入口设置的抽吸式加热装置，对部分抽出的油品进行加热，只需达到油泵对输送介质的粘度标准即可。也就是说，在平时只需保持相对较低的温度，待到外送时才开始加热。这样一来，不但降低了整体的油气储运能源消耗量，而且还确保了油气在输送时所需的粘度标准。

3.2、油气储运系统的四大节能措施

3.2.1、油气混输方法当前石油企业使用较多、较为普遍的技术是油气混输技术。油气混输技术指的是通过将油、气、水等多种介质，在未进行分离的状态下，将海底管道泵通过混输泵输送到油、气、水等多种介质的混合物中。油气混输与传统的旧运输方式不同，油气混输直接使用独立的混输泵以及混输管道即可独立输送油气，而传统的运输方式是先将混合介质进行采集处理，使用三相分离器、原油外输泵、天然气压缩机和条独立的海底分输管道，才能实现油气的管道运输。新型的油气混输方式不但降低了整体耗能量，而且提高了整体的生产效率以及整体的经济效益。

3.2.2、输油泵机组变频调速节能方法油气储运系统的节能计划中，输油泵机组的变频调速技术在其中发挥巨大作用。通过输油泵机组的变频调速节能技术，依照离心泵的特点，采取调节流量的方式来控制输油情况。采用调节输油泵的变频方式从而对输油泵的工况进行调节，既快速、有效又简洁方便。输油泵机组的变频调速节能技术主要是通过改革阀门节流工况的调节方式，制作成为输油泵独有的变频调速方式。不仅避免了输油泵出口阀过大而造成的损失与浪费，而且方便易于操作，提高了经济效益。与此同时，该种节能技术还降低了机器运行时产生的摩擦所造成的噪音以及损坏，使得输油泵机组更易于维修，使其使用寿命加长。

3.2.3、油气常温运输方法原油含水的原油输送主要采用油气常温运输技术。当含水的原油井产液的温度达到一定的程度上，及时未达到转相点，只要井口的油温高于允许的最低集输温度值时，就可以采用常温运输技术。常温运输方式主要包括单管常温集油、双管常温集油、掺低温水常温集油等方式。首先，单管常温集油是将原有的掺水管线停掺扫线，根据油井生产时所产生的自身压力以及温度，通过集油管线将液体输送到计量间。其次，双管常温集油是停掺原有掺水管线，修改为集油管线，把井口和计母间进行改造，做到主管与副管能同时刻出油。再次，掺低温水环状常温集油是指将整座计量阀组间中的几口油井同时由一条集油管线串联成一个环状的集油方式，环的一端计量阀组间负责进行掺水。另一个端口就负责将油井生产的油、水、气集合运输到计量阀组间的汇管中。这种常温运输方式在整个油气输送系统的节能计划中取得了显著的效果，大大降低了整体的能耗量，而且使得加热与保温系统更精简，降低了整体的成本投入，同时使得整个石油运输企业管理难度大大降低，提高了整体经济效益。

3.2.4、降低蒸汽能耗量在石油化工企业中，由于蒸汽能耗占据整个油气储运系统能耗中的80%以上，降低蒸汽的能耗量在整个节能计划中的位置至关重要。为了合理控制蒸汽的能耗量，可以采取以下三方面措施：

①降低油气的存储温度。严格控制油气的存储温度，根据标准的存储温度进行实际操作，保证油气输送时的温度适当，确保油气的输送功率与热能都最小化。

②对油罐进行适当的保温。严格按照油罐的保温措施，确定好油罐的最佳保温材料。保温材料应当严格按照国家和各大检测机构所规定的技术性标准以及方法来筛选。对于油罐的保温材料筛选标准，应当采用物理性、化学性都较为稳定的材料，而且对金属无腐蚀性，并属于非燃烧材料。其中最重要的一个标准是保温材料应当选用最高安全使用温度高于储罐平时需要的操作温度，以此才能发挥并保证油罐的最大效用。切实做好油罐的保温控制工作。

③重视油罐的清洁。要加强企业的生产经营状况检测，注重油罐的日常存储环境以及清洁工作，切实保障油罐内的油气存储质量，以便降低油气储运系统的整体能耗量

4、结语

在我国社会主义经济体制改革的逐渐的深化，不断转变经济增长方式的前提之下，应该建立起资源节约型、环境友好型社会则就变成当前以及未来我国社会经济发展的主要方向。石油化工企业应该加大对于油气储运系统节能技术的开发以及应用，应该注重提高节能技术的水平，这样才可以不断促进和推动油气储运系统做到低碳、节能、高效、环保的方向而发展。

参考文献：[1]郑伟.油气储运安全节能发展探析[J].中国石油和化工标准与质量,2013,02:271

[2]刘敏,时微微.油气储运安全节能发展探析[J].民营科技,2012,02:4

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一、资源状况和开发利用情况

（一）资源状况

柴达木地区地质结构和土壤结构复杂，盐湖资源、油气资源，有色金属资源及其他非金属资源十分丰富，目前已初步探明的50多种，上《青海省矿产储量表》的39种，其中十多种矿产资源储量居全国前十位，钾、钠、镁、锂、总储量居全国第一位。察尔汗盐湖面积为5856平方公里，是我国最大的钾镁盐矿床，已探明钾盐总储量为5.4亿吨，镁盐总储量40亿吨，钠盐总储量555亿吨，其潜在价值巨大。

东台吉乃尔湖、西台吉乃尔湖拥有丰富的盐湖资源，其中钾盐总储量2256万吨，镁盐总储量1.4亿吨，钠盐总储量36.8万吨，锂323万吨。随着盐湖集团、藏格钾肥等企业的迅速发展壮大，有大批尾盐亟待综合利用，每年生产尾盐可达千万吨。已探明石油地质储量3亿多吨，远景储量可达10亿吨，涩北天然气田探明储量3000亿立方米，远景储量可达5000亿立方米，是我国四大天然气田之一。各类资源潜在经济价值15.5万亿元。占全省矿产资源潜在价值的90%以上，并且有矿产资源成矿条件好、类型全、品位、储量大和产业关联度强的特点，非常适合建立循环产业链。与此同时，在周边地区还广泛分布有煤炭，有色金属等资源，资源组合状况之好，在全国独一无二。这为柴达木盆地合理配置各种生产要素，加快发展关联产业，进一步延伸产业链条，加速推进产业间的相互融合，大力发展循环经济提供了资源保证。

（二）矿产资源的开发利用情况

1. 盐湖资源的开发利用情况。以盐湖资源为主要开发力量的整个盐湖地区，目前钾肥总产量已达350万吨以上，而且已进入到稳定成熟发展阶段，综合利用已全面建设。在“十一五”期间，盐湖集团将投入90多亿，分两期建设85万吨尿素、49万吨合成氨、22万吨PVC、10万吨甲醇、12万吨氢氧化钾等项目。现在正式启动盐湖综合利用三期项目，总投资250多亿，重点建设镁系列产品项目。建成后产值收入将达170亿元、利润60多亿、利税20多亿元。

2. 石油天然气开发利用情况。目前资源评价石油资源21.5亿吨，天然气资源量2.5亿立方米。1999年油气产量为210万吨，2003年迈上了300万吨台阶，2005年突破了450万吨，2006年油生产量达223万吨，天然气产量25.25 亿立方米，2008年已达到485万吨。同时，油气下游业务的综合开发利用工作也不断延伸，2007年格尔木炼油加工原油100多万吨，生产汽油40多万吨，柴油50多万吨，炼油综合商品率 91%，生产甲醇25万吨，聚乙烯5万吨。

3. 其他矿产资源开发利用情况。青海的石棉，滑石等建筑材料开发起步较早，近几年不断加强勘探开发力度，产量稳步提升，市场形势较好。

4. 冶金类资源开发利用情况。几年来，青海冶金行业依托资源优势，利用先进技术提高资源的综合利用水平，取得了较好的经济效益。2007年全省冶金行业的工业增加值占全部工业增加值的五分之一。

二、实施柴达木循环经济与可持续性开发问题条件分析

（一）有利条件

1．外部条件

（1）实线科学发展观为柴达木制定循环经济发展全面推进矿产资源可持续开发提供了强大的推动力。目前，柴达木矿产资源开发正处于转型时期，落实省委省政府制定的方针是青海闯出实线科学发展的成功之路，必须在转变经济发展方式上解放思想，推进资源节约型发展。一是通过提高思想认识，提高对柴达木矿产资源可持续开发的认识，推动思想解放。青海省经济发展的根本是什么，进一步发展经济的增长点，在哪些方面，矿产资源开发在青海经济发展中占据着什么地位，这些年来开发水平如何，开发过程存在那些问题，有哪些经验可总结，应该寻找一种什么样的新开发模式等等，这些认识上的问题将直接影响着决策和工作思路。二是通过深入实践，提高解决循环经济中矿产资源可持续开发的效率和效果问题。目前循环经济还只是实施摸索阶段，大企业形成机制还没有确立，政策环境还不成熟，如果这个问题能够得到统筹解决，柴达木矿产资源开发转型将会顺利实现。

（2）用好科学发展观为柴达木循环经济的发展全面推进矿产资源可持续开发提供了良好的机遇。青海省委、省政府近几年运用科学发展观的理论和实践成果，围绕柴达木资源开发推出了一系列的正确思路。一是提出坚持培育壮大特色工业，在建设新型工业化道路上取得新突破的新思维。立足于能源和矿产资源优势和产业基础，进一步做强电力、石油、天然气、盐湖化工、有色金属等支柱产业。二是提出必须依靠科技创新和体制创新加快循环经济工作的开展，加大重点技术瓶颈领域的关键技术的研发，引进和集成力度。形成多产融合，相互促进，共生组合的产业体系，发展壮大特色优势产业。三是提出大力发展循环经济坚持可持续性发展，建设资源节约型和循环友好型社会的思路，把发展循环经济作为优化产业结构和转变增长方式的主攻方向上，以柴达木国家级循环经济示范区为主要载体，大力推进资源的综合开发，有效配置，循环利用，加速延伸产业链。推动产业融合发展，构建资源精深加工和横向扩展相结合的循环工业体系。以上这些思路符合柴达木矿产资源开发实际，而且必须在科学发展观中得到落实，从而为制定柴达木循环经济，促进矿产资源可持续性开发提供了良好的机遇。

2．内部条件

（1）提高资源保障程度，加大资源整合力度。近年来，柴达木资源开发在相关部门的不懈努力下，开发秩序逐步得到规范，资源优势逐步向经济优势产业优势转化。但由于历史体制机制等原因在资源开发中掠夺式开采一矿多开，大矿小开，占而不采，无证开采，以采代探，滥挖滥采，采富弃贫等现象，仍不同程度的存在。这已成为制约资源规模开发集中利用做大做强的重要障碍，成为影响安全生产和社会稳定的重要隐患。所以，应进一步提高对资源整合重要性和紧迫性的认识。坚决排除一切主力和干扰，在已有的问题基础上进一步加大资源整合力度，着力优化资源配置工作，努力促进资源向优势企业和骨干企业集中，实现资源规模化、集中化、规范化开发。

（2）健全保障体系，推进制度改革。把环境保护作为经济社会发展的目标，按照生态学原理制定和完善工业园区入主项目的环保准入制度、清洁生产制度、废弃物循环利用制度等。对不符合园区产业发展规范的项目要坚决拒之门外，防止园区出现入住企业“大杂烩”的现象。深入推进资源配置市场化改革，建立能够反映资源稀缺市场供求变化的资源价格体系。更多地运用税收价格等经济手段，促进发展方式转变，形成有利于节能降耗，治污减排的工作机制，对清洁生产技术和循环经济试点企业给予大力支持，坚持鼓励于限制相结合，加强执法监督、强化排污收费、运用经济激励和惩罚等经济杠杆，推动企业开展清洁生产和发展循环经济。

（二）制约因素

1．内部因素

（1）矿产资源循环利用与可持续开采面临严峻挑战。矿产资源在整个自然资源系统及社会发展中均具有重要作用，决定了其开发和利用过程，必须实现循环利用和可持续性发展。因此矿产资源发展的同时应该做到合理的开发利用，不断提高矿产资源的开发利用水平及能力。力求形成一个科学的矿产资源的开发体系，通过加强矿区环境保护改善矿产生态环境，来维护矿产资源系统的良性循环，实现矿产资源和矿产经济生态环境的发展，目前柴达木矿产资源开发水平低，能力弱，开发体系尚未形成。矿区生态环境受到严重影响，矿产资源与矿产经济生态环境不协调，面临严峻挑战，已成为进一步开发的制约要素。

（2）矿产企业规模能力水平上的不平衡，对矿产资源开发产生了严重的影响。当前，柴达木资源开发中，大企业与小企业并存，有能力的与没能力的并存，立足长远开发与短期行为开发的并存，精细加工的与破坏性开采的并存，延长产业链与粗浅单一产品的并存，投入大的与投入少的并存，这些情况既影响了大企业的发展。更重要的是对柴达木矿产资源的科学开发，合理利用，循环开发，永续利用等可持续开发产生了极不利的影响。

（3）矿产品开采水平低，资源浪费严重及深加工不够。青海的矿山企业的规模多为小型，其资源开发利用方面的技术工艺落后，设备破旧，矿山“三率”（开采回收率，选矿回收率，采矿贫化率）低下。资源浪费严重，据统计，全省多数已开发的矿产资源总回收率不足60%，少数矿产甚至低于30%，不少企业在资源开采上采富弃贫，采厚弃薄，多数企业的伴生老化矿实行单一开采，还停留在卖初级原料。一些小型矿山开发者，只重视眼前利益，掠夺式开采，以资源的过渡损耗来换取短期的经济效益，严重影响了循环经济的建立和矿产资源的可持续开发利用。除此之外，矿业“三废”排放量大，利用程度低，青海自然生态环境及其脆弱，并且治理难度大。矿区土壤盐化，地下水资源短缺等问题日益突出，还有小矿山企业的安全设施严重投入不足，导致事故频发。

2．外部因素

（1）矿产勘查程度低可采储量所占比例小。柴达木矿产资源自然资源丰富找矿潜力巨大，但地质勘察面积大自然条件恶劣。并且资金长期投入不足，导致基础地质研究落后，资源勘查程度低，矿产可采储量在保有储量中所占的比例小。目前已发现的3900多处矿产地带中，经过深入查明储量的仅占约18.5%，绝大部分仅处于预查和普查阶段，由于矿产勘察程度低，大部分探明储量不能用做矿山开发设计的依据。

（2）矿产资源无论是勘探还是矿产企业都缺乏较为完善的市场机制和严格管理。矿产企业一旦进入就很难通过市场方式遭到淘汰，矿权垄断，拍卖以及企业间的购并，还缺乏政策性支持.以至于占有了采矿权的不一定有能力开采，而有实力开采的得不到采矿权。另外还缺乏合理的税收管理，出现税收政策的不公平等，一般大企业都是照章纳税，税务部门管的也少，而小矿山企业通过财务调账，政府几乎都收不到税。除此之外，资金投入短缺和人才缺乏已成为制约青海矿产资源开发的两大因素，尤其是柴达木资源开发已进入到了新一轮深度，精细加工阶段，这也是提升青海矿产资源开发水平的标志，除了少数大型企业有资金实力和技术人才充足外，很多中小型企业都严重缺乏，成为矿业企业制约的短板。长此下去不但会影响柴达木循环经济的实施，而且对矿产资源的可持续性开发造成更大的隐患。

三、培育特色产业构建循环经济与可持续性开发的基本思路

（一）围绕盐湖资源综合开发构建循环型盐化产业

一是稳步扩大钾系列产品生产能力。在稳步提高氯化钾、硫酸钾镁肥等钾肥产品产量的同时，积极发展氢氧化钾、碳酸钾、硝酸钾高氧酸钾等钾系列产品生产能力，使柴达木成为中国最大的钾系列产品基地。二是突出抓好盐湖镁资源的综合利用。重点解决盐湖卤水提钾后的镁资源利用问题，以氯化镁，硫酸镁为原料，大力开发镁系列产品，将柴达木打造成为中国最大的镁工业基地。三是加快钠锂资源的综合开发。大力发展具有竞争力的二碱（纯碱，氯碱）产业，进一步做大做强，积极拓展锂系列产品开发，在现有碳酸锂产品开发的基础上积极开发铝锂合金、镁锂合金、锂电池等下游产品，建设中国西部锂工业基地。

（二）围绕石油天然气资源开发，构建循环型石化产业

稳步扩大石油天然气开采规模，促进就地转化和深度开发，重点生产本区域所需的高品质汽油、柴油和航空煤油，开展甲醇、聚乙烯、聚丙烯、三氯乙烯、聚氯乙烯等下游产品，建设中国西部重要的石油天然气化工基地。

（三）围绕有色金属资源开发，构建循环型冶金产业

考虑柴达木盆地内以及周边地区的有色金属资源，合理规划布局冶金项目，积极发展铁、铝、锌、铜等冶炼项目和下游产品，建设中国西部新兴冶金工业基地。积极培育以石材加工水泥、聚氯乙烯(PVC)等为主的建材产业链，以矿泉水、农用浸种液、美容液等产品为主的轻产业链，以中藏药、绿色食品、保健品、生物制品相结合的农畜产品开发利用产业链，形成多产融合，相互促进，共生组合的产业体系，发展壮大特色优势产业。

四、发展循环经济，实现生态、环保、节约是柴达木资源开发与可持续性发展的重大主题

（一）发展循环经济是可持续发展的一条必由之路

紧紧围绕青海省“十一五”规划的经济发展和生态环境总体目标，坚持以科学发展观为指导，实现环境经济与社会的协调发展。坚持走新型工业的道路，以节约资源综合利用资源为重点，推进资源的综合开发，有效配置循环利用和永续利用。坚持以技术和制度创新为动力，强化节约资源和保护资源环境意识，完善政策支持努力构建资源循环型经济发展模式。坚持以企业为主体，政府调控市场引导，公共参与相结合，形成有利于促进循环经济发展的政策环境和社会氛围。在发展机制，招商引资，工程配套，项目建设中努力体现循环经济的要求，提高工业产值绿色化程度，减少消耗和废弃物排放，积极引进建设废弃物资源化再消耗无害化项目，实现变废为宝，从根本上缓解资源约束矛盾，减轻环境压力，落实科学发展观，是实现可持续发展的根本途经和必由之路。

（二）依托柴达木矿产资源优势，制定循环经济发展和可持续性开发战略

以柴达木现有的石油天然气、盐湖化工、有色金属、煤炭等工业为基础。加快发展焦炭、复合肥、多聚甲醛、PVC、烧碱、钾盐、金属镁精细化工产品等下游产品。延长产品链，努力提高资源的精深加工度和综合利用水平，建立完善的发展循环经济的技术支撑体系，鼓励和支持技术创新，加强引进开发制约柴达木地区资源综合利用的关键工艺技术。积极推进资源综合开发，到2020年前后，要把柴达木循环境经济作为全国性的实验室，建成我国循环经济示范区，建立较完整的循环经济发展框架，运行体制，政策法规体系和科技支撑体系。建成一批符合循环经济要求的典型企业和生态工业区，使柴达木地区资源利用率明显提高，单位产值的资源消耗明显降低，废物排放明显减少，环境质量明显改善，实现工业产值的绿色化，从而真正使循环经济和可持续发展战略在柴达木资源开发中得到实施。

参考文献：

[1]冯之浚.中国循环经济高端论坛.北京人民出版社，2005.

[2]国家发改委宏观经济研究院课题组.我国循环经济发展战略研究报告.北京高等教育出版社，2005.

[3]青海矿产资源信息网. 《青海推进矿产开发规模化》.

[4]青海矿产资源信息网. 《青海省矿产资源规划》.

[5]青海矿产资源信息网. 《青海省能源矿产介绍》.

[6]潘文灿.《西部地区矿产资源勘察与开发》.北京地质出版社，2001.

[7]盐湖研究院.《对青海盐湖资源优势转化为经济优势的思考》，盐湖研究院.

[8]孟赤兵，苟在坪.循环经济要览.北京航空工业出版社，2005.

篇10

【关键词】LNG场站；建设；问题；对策

中图分类号：C35文献标识码： A

一、前言

LNG场站是液化气加气站的简称，对于我国的能源改善有非常重要的作用，由于技术和设备的改善，目前我国LNG场站在建设已经取得了非常大的进步，但是和标准化的LNG场站相比，无疑存在非常大的差距。

二、LNG场站建设前期常见的问题及对策

LNG场站建设主要包括工程建设、消防系统、电气系统和自控系统。由于天然气是易燃易爆的危险气体，液化天然气的储存、气化和输配涉及低温作业、高压作业，所以，对于建设、经营LNG储配站，国家也有系列手续来保证单位的合格性。有些公司可能还未取得相关单位的批文或相应的许可，那么在后续施工过程中将可能出现施工作业受阻、验收条件欠缺等问题。如果相关部门不能有效协调，就会影响施工进度与施工质量。鉴于此，LNG场站建设必须按照国家有关建设规定和建设程序进行报建审批，做好LNG场站建设的前期准备工作。

管道铺设手续难办，铺设成本高 。由于管道难免经过城市建成区，道路已经修建完毕，此时修建管道避免不了需要进行挖掘，建设前进入行政管理部门审批环节，从政府层面考虑，若不批准则管道无法建设，若批准新修道路就被破坏，则既面临上级领导压力，也面临老百姓的骂声。因此，燃气公司办理建成区破挖手续，往往审批环节多，繁琐。道路修复成本也高，一条De250的管线若全部在已建成道路开挖铺设，单位公里投资达到60万元乃至80万元均有可能，无形之中增加了燃气公司经营负担。

三、LNG场站建设中常见问题及对策

1、工程建设

LNG场站土建主要是指相关设备的基础建设、仪器设备安装、管道连接等工作。建设过程要符合《城镇燃气设计规范》《石油天然气建设工程施工质量验收规范》，但在细节方面，可使用改进或创新后的设计和施工工艺，将风险降到最低，使场站更加规范、美观。在LNG场站的建设过程中，常见问题主要有：①仪器设备的连接问题。例如BOG加热器采用M12×100 的膨胀螺栓固定导致其稳定性不符合要求、不同材质的管道直接焊接、不锈钢管与碳钢对焊导致管道的防腐性能降低。②建设的规范性和美观性。例如，空温式气化器表面未用铝皮包裹处理，导致基础防冻不到位；储罐基础无沉降观测点；误操作的危害；LNG场站围堰等辅助生产构筑物表面处理粗糙、未做防雨处理会影响场站的整体美观，也有一定的危险性。③设备和管道等的防腐措施不彻底。例如，设备与基础之间连接的螺栓未做防腐处理；管道之间连接处的法兰未用锡箔纸包裹进行防腐处理，使得这些连接处更易被腐蚀，导致整体防腐性能下降。④施工完成后警示标志不完整，使场站后期运行过程操作不便，人员的安全意识降低，还会对场站工作人员和外来人员的人身安全造成威胁。

2、燃气场站选址不易、征地难，时间跨度长

不论燃气公司规模大小，燃气场站是一个项目必须所具备设施之一，而燃气场站作为易燃易爆场所，选址局限性大，往往理想位置政府出于安全或土地利用整体规划考虑不给予批准。最终选址位置多数不够理想，即便确定了位置，征地工作涉及环节多，若为熟地（即已征收土地）相对容易一些，若为生地（尚未征收土地）则需完成征收程序，在当前和谐社会背景下，与老百姓做工作洽谈征地补偿难度非常大，若碰到“钉子户”，则更是难上加难。一旦政府要求燃气公司自己去完成与老百姓补偿工作，那么结果可想而知，碰壁、遭遇漫天要价时常发生，最后把征地协议签订完毕补偿到位整个过程让燃气公司征地工作负责人疲惫不堪，整个时间跨度长达三个月甚至半年或更长。

2、电气系统

天然气场站为易燃易爆场所，电气系统应严格按照相关规范执行。站内金属构件必须接地、防雷、防静电，所有立式安装的金属构件必须与地下避雷网连接。可用百叶窗增加发电机房的通风面积，以满足通风要求。对于重要用房，应设置应急照明。

3、 自控系统

为了检测控制场站设备的运行状态，需要有较完善的自控系统。场站主要设有压力、温度、流量、液位、可燃气泄露、火宅探测等检测仪表和系统，主要控制设备有气动阀、联动阀、安全紧急截断阀、电动阀等。站控系统（DCS）和火气系统（FGS）逻辑及因果符合要求，同时，人机界面系统内参数设置相符，可查询、修改权限设定。使用自控系统应注意以下几个问题：①安防系统有盲区，因此，在安装监控设备时，除考虑合适的类型相搭配外，还应考虑360°无死角监控。②将储罐液位计的安放位置调整至易于观察的高度。③压力、温度、液位等变送器无防浪涌功能易造成设备损坏，因此，要采用外置方式添加相应模块，以增加防浪涌功能。④操作多台消防泵时，消防泵的控制器缺少选路器，导致泵启动混乱或同时启动。对此，可增设有主备泵的选路器，当任意一台主泵启动失效时，备用泵就会自动投运。

四、LNG加气站建设项目环境风险问题

1、LNG危险性分析

LNG作为液态深冷轻烃(-162℃)的特殊商品,其危险性主要来自储运过程中的沸腾与翻滚、泄漏引起的低温冻伤、麻醉、窒息以及可能引起的火灾。在LNG生产、储存、装运和接收的过程中，由于运行操作不当、设备故障及自然或人为因素等，有可能导致LNG储罐、管路和连接部件处发生LNG的泄漏。LNG泄漏流至地面或水面蔓延时，由于大量吸收环境热量，会剧烈沸腾和蒸发，蒸发气体沿地面形成一个扩散流层，与大气混合至下游。蒸发气从环境中吸收热量逐渐扩散的同时还将周围环境空气冷却至露点以下，形成可见的蒸气云团移动。在讨论蒸气云团扩散危害问题时，通常采用一定的计算模型来确定蒸气云扩散范围(安全距离)。若蒸气云前端被点燃,火焰将快速向泄漏源(浓度高)方向回烧，当前端浓度大于15%时，有可能短时烧向下游，阻挡物可使火焰回卷。当“大量”高浓度蒸气云团被点燃时可能形成“火球”，但维持时间很短(几秒钟)，一般不会有加速爆炸燃烧,因为形成的压力波强度较小(mbar级)。燃烧速率与泄漏量和大气条件等因素有关，火焰内部热通量为150~340kW・m-2，火焰表面辐射强度为220~280kW・m-2。通常通过热辐射强度来计算确定LNG火灾的危害范围。

2、LNG场站设施安全标准规范

加在LNG场站选址、设计、建造和运行管理中遵循相关的安全性标准是规避LNG安全风险的关键点之一。国内外标准对于LNG场站设置的安全性要求主要涉及如下几方面:①LNG溢出或泄漏的防护性要求，要对LNG拦蓄区、引流及储液池等的设置和技术要求进行规范；②设定安全距离的要求，主要包括储罐间的距离、储罐区内相邻设施和工作场所间的距离，场内LNG设施与站外相邻的生活、工作和各种活动场所的距离要求；③消防安全和防火设施的要求，如高密度泡沫发生器、消防栓和水幕设备以及干粉灭火器等设置要求。

3、消防设施的设置

加气站内消防设施的具体设置应执行现行国家标准《建设灭火器配置设计规范》GBJ140-90（1997年局部修订条文）的有关规定。在加气站内设置消火栓、消防水池、地上卧式贮罐设置水消防，地下贮罐不设水消防。地上贮罐四周设非燃烧实体的防护墙。在贮罐、卸车点、加气岛、泵房处设置干粉灭火器。

4、贮罐设置

加气站内贮罐宜采用卧式贮罐。贮罐应按照现行国家标准《钢制压力容器》GB150，《钢制卧式容器》JB4731和《压力容器安全技术监察规程》的有关规定进行工程设计和加工制造。贮罐内允许充装的液化石油气质量应按《城镇燃气设计规范》GB50028-2006执行。在液化石油气贮罐及管道上都应设置安全阀；还应在加气岛等危险场所和泄漏点设置探头，及时将信息传输到报警仪上。

根据《汽车用燃气加气站技术规范》CJJ84-2000的有关规定设置液化石油气贮罐与站内，外建构筑物及设施的防火间距。在液化石油气贮罐安全防火间距之内，应设置很醒目的禁火标志和安全宣传标志，严禁火种进入，并严禁随意搭建建构筑物和乱堆乱放物品，保证消防通道畅通无阻。

依据现行国家标准《城镇燃气设计规范》GB50028-2006的有关规定，地上贮罐应设置固定喷淋装置，地下贮罐消防水量，一级站不应小于20L/S，二级站不应小于15L/S，三级站不应小于10L/S。

5、设备及管线布置需满足以下要求

所有设备均选用防爆型，储罐液相出口管上应装置紧急切断阀，储罐、泵、压缩机、加气机、卸车柱等附近应设置可燃气体报警仪；汽车加气站的管线宜直埋地敷设，其外表面不得低于加强级防腐，每台加气机应单独设置进液管，设备、管线应有可靠接地，接地电阻不大于10欧姆，站内应配备相应数量和种类的灭火器材，消防水量应满足消防要求。

五、结束语

总之，对于LNG场站建设需要对LNG厂址的地理环境进行全面考虑，除此之外对于LNG场站的安全性建设是目前LNG场站建设中存在的最大问题，相关建设单位需要重点对安全隐患进行追踪和解决。

参考文献