专利摘要

本实用新型公开了一种基于热声技术的含氧煤层气制取LNG的系统。系统包括顺次相连的增压单元、净化单元、多级变压吸附单元、低温液化单元、LNG储运单元；还包括与低温液化单元相连的热声发动机单元，其利用热声技术，燃烧部分煤层气驱动脉管制冷机工作，提供低温液化单元所需的冷量。液化部分完全不需要外部供电，且既提高了煤层气回收效率，又克服了传统液化工艺混合制冷剂配比困难、变负荷工况适应性差等因素，尤其适用于分散性煤矿或油气井少或无电力供应的工况。此外，在多级变压吸附单元里面可选地引入LNG，强化吸附效果；将LNG储运单元产生的蒸发气换热后用于吸附式净化器的再生，进一步降低系统能耗，减少污染物排放。

权利要求

1.一种基于热声技术的含氧煤层气制取LNG的系统，其特征在于，包括顺次相连的增压单元、净化单元（4）、多级变压吸附单元（5）、低温液化单元、LNG储运单元；还包括热声发动机单元，与低温液化单元相连；

所述的增压单元，用于增压煤层气，包括依次相连的稳压罐（1）、增压机（2）和冷却器（3），所述稳压罐（1）进口直接与煤层气井场出口相连通；

所述的净化单元（4），用于去除煤层气中的酸性气体、水及杂质，得到只含氮、氧和甲烷的常温高压净化煤层气，即含氧煤层气；

所述的多级变压吸附单元（5），包括多个吸附塔，用于吸附和脱附，提高含氧煤层气中的甲烷浓度得到气态天然气；

所述的低温液化单元，包括依次相连的高效换热器（6）和脉管制冷机（8），用于液化气态天然气；

所述的LNG储运单元，包括LNG储罐（9）和LNG槽车（10）；

所述的热声发动机单元，进口直接与煤层气井场出口相连通，出口直接与所述的低温液化单元中的脉管制冷机（8）相连通，利用热声技术，通过燃烧部分煤层气驱动脉管制冷机（8）工作，从而提供低温液化单元所需的冷量。

2.根据权利要求1所述的系统，其特征在于，所述增压单元、净化单元（4）、多级变压吸附单元（5）、低温液化单元、热声发动机单元及LNG储运单元均为便于移动的撬装化结构。

3.根据权利要求1所述的系统，其特征在于，所述净化单元（4）包含至少一组吸附式净化器。

4.根据权利要求1所述的系统，其特征在于，所述多级变压吸附单元（5）可采用自动控制技术，实现自动化吸附和脱附过程。

说明书

技术领域

本实用新型涉及含氧煤层气制取LNG的技术领域，具体的为一种基于热声技术的含氧煤层气制取LNG的系统。

背景技术

煤层气的合理开发和利用，不仅可以在一定程度上补充天然气资源，缓解油气资源不足，而且能够减少温室气体的排放，改善煤矿生产安全，具有重要的经济效益和社会效益。

煤层气可分为中高浓度煤层气（甲烷含量大于30%）、低浓度煤层气（甲烷含量在10%-30%）、极低浓度煤层气（甲烷含量1%-10%）及风排瓦斯（甲烷含量小于1%），其分别占我国煤层气排放总量的6%、11%（包括低浓度和极低浓度）和83%。目前针对中高浓度煤层气的利用技术较为成熟，极低浓度煤层气及风排瓦斯甲烷含量低、利用技术难度大，基本被排空，而低浓度煤层气大部分用于就地发电或者细水雾输送，部分提浓后民用，但发电效率仅有30-40%，而且不需要发电时存在严重浪费的状况，此外，细水雾输送技术成本高、风险大，严重制约着我国煤层气的利用效率。因此，结合我国煤矿“偏远、分散、单井产量小”的特点，考虑将低浓度煤层气提纯后液化制取LNG，然后外输利用，提高煤层气回收效率。

针对含氧煤层气制取LNG的问题，CN101922850A和CN101929788A分别公布了一种利用含氧煤层气制取液化天然气的方法和含氧煤层气制取液化天然气的装置，二者制冷工艺均采用了混合制冷剂制冷结合节流制冷。CN103146449A公开了一种含氧煤层气变压吸附加深冷液化提纯制取LNG工艺，首先通过变压吸附工艺将含氧煤层气中甲烷含量由10-28%提升至35-45%，再利用深冷液化技术分离甲烷制取LNG，液化所需冷量由制冷循环提供。

上述含氧煤层气制取LNG方法中，液化所需冷量由外部制冷循环提供，主要的液化流程包括混合制冷剂液化流程和带膨胀机的液化流程，前者换热器制造难度大、混合制冷剂合理配比困难，后者设备投入量大、能耗高，且二者均需外部供电，对于偏远无电力供应地区则使用不便。此外，传统的液化工艺主要处理中高浓度煤层气，对于低浓度煤层气，若直接采用低温精馏方式，因为大量氮的存在，所以导致能耗巨大。

实用新型内容

为解决现有含氧煤层气液化工艺中流程复杂、能耗巨大、混合制冷剂配比困难、变负荷工况适应性差及需要外部电力供应等问题，本实用新型的目的在于提供一种基于热声技术的含氧煤层气制取LNG的系统。煤层气从矿井中开采出来后依次经过增压、净化、多级变压吸附、低温液化后进入LNG储罐；还采用了热声发动机单元，其利用热声技术，通过燃烧部分煤层气驱动脉管制冷机工作，提供低温液化单元所需的冷量；另外，将LNG储罐中产生的蒸发气在不同温度区间与多种介质换热，充分回收利用低温冷量，然后用于吸附式净化器的再生，最后将无法再利用的部分送入热声发动机单元燃烧；将LNG储运单元的部分LNG可选地输送至多级变压吸附单元，利用其低温冷量加强吸附效果（可根据实际情况确定LNG的引入量）。通过这些措施，既提高了煤层气回收效率，又节约了天然气液化部分的电耗，还降低了系统能耗，减少了污染物排放。

本实用新型提供如下技术方案：

一种基于热声技术的含氧煤层气制取LNG的系统，包括顺次相连的增压单元、净化单元、多级变压吸附单元、低温液化单元、LNG储运单元；还包括热声发动机单元，与低温液化单元相连；

所述的增压单元，用于增压煤层气，包括依次相连的稳压罐、增压机和冷却器，所述稳压罐进口直接与煤层气井场出口相连通；

所述的净化单元，用于去除煤层气中的酸性气体、水分及杂质，得到只含氮、氧和甲烷的常温高压净化煤层气，即含氧煤层气；

所述的多级变压吸附单元，包括多个吸附塔，用于吸附和脱附，提高含氧煤层气中的甲烷浓度得到气态天然气；

所述的低温液化单元，包括依次相连的高效换热器和脉管制冷机，用于液化气态天然气；

所述的LNG储运单元，包括LNG储罐和LNG槽车；

所述的热声发动机单元，进口直接与煤层气井场出口相连通，出口直接与所述的低温液化单元中的脉管制冷机相连通，利用热声技术，通过燃烧部分煤层气驱动脉管制冷机工作，从而提供低温液化单元所需的冷量。

所述增压单元、净化单元、多级变压吸附单元、低温液化单元、热声发动机单元及LNG储运单元均为便于移动的撬装化结构。

所述净化单元包含至少一组吸附式净化器。

所述多级变压吸附单元可采用自动控制技术，实现自动化吸附和脱附过程。

本实用新型的有益效果是：利用热声技术，通过燃烧部分煤层气驱动脉管制冷机工作，提供低温液化单元中液化气态天然气所需的冷量，与传统的液化方式相比，既提高了煤层气回收效率，又不需要外部供电，尤其适合分散性煤矿或者油气井少或者无电力供应的工况。对LNG储罐产生的蒸发气进行能量与物质的再利用，不仅降低了系统能耗，还减少了废气排放；将部分成品LNG引入多级变压吸附单元，利用其低温冷量加强吸附效果。此外，系统各单元采用可移动的撬装化结构，便于开发“储量小、分散、偏远”的煤层气资源，扩大煤层气开采范围。

附图说明

图1是本实用新型的基于热声技术的含氧煤层气制取LNG系统框图：

图2是本实用新型的基于热声技术的含氧煤层气制取LNG系统的结构示意图；

其中，稳压罐1、增压机2、冷却器3、净化单元4、多级变压吸附单元5、高效换热器6、热声发动机单元7、脉管制冷机8、LNG储罐9、LNG槽车10、第一管路11、第二管路12、第三管路13、第四管路14、第五管路15、第六管路16、第七管路17、第八管路18、第九管路19、第十管路20、第十一管路21、第十二管路22、第十三管路23、第十四管路24、第十五管路25、第十六管路26。

具体实施方式

下面结合附图对本实用新型做进一步阐述。

如图1、2所示，本实用新型提供的基于热声技术的含氧煤层气制取LNG的系统，其包括顺次相连的增压单元、净化单元4、多级变压吸附单元5、低温液化单元、LNG储运单元；还包括热声发动机单元，与低温液化单元相连。

所述的增压单元，用于增压煤层气，包括依次相连的稳压罐1、增压机2和冷却器3，所述稳压罐1进口直接与煤层气井场出口相连通；

所述的净化单元4，用于去除煤层气中的酸性气体、水及杂质，得到只含氮、氧和甲烷的常温高压净化煤层气，即含氧煤层气；

所述的多级变压吸附单元5，包括多个吸附塔，用于吸附和脱附，提高含氧煤层气中的甲烷浓度得到气态天然气；

所述的低温液化单元，包括依次相连的高效换热器6和脉管制冷机8，用于液化气态天然气；

所述的LNG储运单元，包括LNG储罐9和LNG槽车10。

所述的热声发动机单元，进口直接与煤层气井场出口相连通，出口直接与所述的低温液化单元中的脉管制冷机8相连通，利用热声技术，通过燃烧部分煤层气驱动脉管制冷机8工作，从而提供低温液化单元所需的冷量。

所述增压单元、净化单元、多级变压吸附单元、低温液化单元、热声发动机单元及LNG储运单元均为便于移动的撬装化结构。

所述净化单元4包含至少一组吸附式净化器。

所述多级变压吸附单元5可采用自动控制技术，实现自动化吸附和脱附过程。

一种基于热声技术的含氧煤层气制取LNG的方法，其包括如下步骤：

1）从矿井采出的煤层气首先进入增压单元的稳压罐1，再由稳压罐1经增压机2增压，然后进入冷却器3冷却，冷却后进入净化单元4进行净化，去除其中的酸性气体、水及其它杂质，成为只含氮、氧和甲烷的常温高压净化煤层气即含氧煤层气；

2）净化后的含氧煤层气进入多级变压吸附单元5，经过不断交替地吸附和脱附，甲烷含量提升至天然气浓度，提浓后的煤层气经过解吸得到气态天然气；

3）气态天然气进入低温液化单元，在该单元内经降温冷却，成为液化天然气，然后进入LNG储运单元的LNG储罐9内，之后由LNG槽车10运出；

4）将从矿井中开采出来的煤层气的一部分直接引入热声发动机单元7，进入的煤层气进行燃烧，利用热声技术驱动脉管制冷机8工作，提供低温液化单元中液化气态天然气所需的冷量；

5）LNG储运单元产生的BOG通过管路输送至低温液化单元，在低温液化单元中BOG与进入的气态天然气进行换热回收冷量；换热后温度升高的BOG通过管路进入净化单元4，在净化单元4中BOG被加压后作其中吸附式净化器的再生气使用，然后进入热声发动机单元7进行燃烧，驱动脉管制冷机8工作；

6）将LNG储运单元的部分LNG可选地输送至多级变压吸附单元5，利用其低温冷量加强吸附效果（可根据实际情况确定LNG的引入量），然后进入低温液化单元的高效换热器6与提浓后的煤层气换热，最后输送至脉管制冷机8的冷端换热器液化为成品LNG。

实施例1

如图2所示，煤层气从井场出来后，用于制取LNG部分的煤层气经第一管路11进入增压单元的稳压罐1中，然后依次流经增压机2及冷却器3进行增压和冷却，之后经第三管路13进入净化单元脱除酸性气体、水及其它杂质达到净化标准，成为高压常温净化煤层气；经过净化后的高压常温煤层气通过第四管路14进入多级变压吸附单元5，经过不断交替地吸附和脱附，甲烷含量最终被提升至天然气浓度，提浓后的煤层气经第五管路15进入低温液化单元的高效换热器6与来自第九管路19的BOG及第十四管路24的气态天然气换热，然后通过第六管路16进入脉管制冷机8的冷端换热器被液化成为液化天然气，产生的LNG经第七管路17进入LNG储运单元的LNG储罐9进行临时储存，最后经第八管路18输送至LNG槽车10运输。

从井场出来的另一部分煤层气经第二管路12直接进入热声发动机单元7进行燃烧，通过第十二管路22驱动脉管制冷机8工作，提供低温液化单元中液化气态天然气所需的冷量。

LNG储罐9中产生的BOG通过第九管路19输送至低温液化单元的高效换热器6中，在高效换热器6中BOG与进入的气态天然气进行换热回收冷量，换热后温度升高的BOG通过第十管路20进入净化单元4，在净化单元4中被加压后用作其中吸附式净化器的再生，最后通过第十一管路21输送至热声发动机单元7燃烧，通过第十二管路22驱动脉管制冷机8工作，提供低温液化单元所需的冷量。

LNG储罐9中的部分LNG通过第十三管路23输送至多级变压吸附单元5，利用其低温冷量加强吸附效果（可根据实际情况确定LNG的引入量），然后进入低温液化单元的高效换热器6与提浓后的煤层气换热，再通过第十五管路25输送至脉管制冷机8的冷端换热器液化为成品LNG，最后经第十六管路26进入LNG储罐。

本实用新型各单元的各组件均为便于移动的撬装化结构；利用热声技术，通过燃烧部分煤层气驱动脉管制冷机工作，提供低温液化单元所需的冷量，液化部分完全不需要外部供电，有利于开发“储量小、分散、偏远”的煤层气资源，扩大煤层气开采范围。

一种基于热声技术的含氧煤层气制取LNG的系统专利购买费用说明

Q：办理专利转让的流程及所需资料

A：专利权人变更需要办理著录项目变更手续，有代理机构的，变更手续应当由代理机构办理。

1：专利变更应当使用专利局统一制作的“著录项目变更申报书”提出。

2：按规定缴纳著录项目变更手续费。

3：同时提交相关证明文件原件。

4：专利权转移的，变更后的专利权人委托新专利代理机构的，应当提交变更后的全体专利申请人签字或者盖章的委托书。

Q:专利著录项目变更费用如何缴交

A：（1）直接到国家知识产权局受理大厅收费窗口缴纳,（2）通过代办处缴纳，（3）通过邮局或者银行汇款,更多缴纳方式

Q：专利转让变更，多久能出结果

A：著录项目变更请求书递交后，一般1-2个月左右就会收到通知，国家知识产权局会下达《转让手续合格通知书》。