【关键词】低浓度瓦斯LNG提纯液化发展前景
1引言
煤层气是一种以吸附状态赋存于煤层中的非常规天然气，也称煤矿瓦斯，其主要成份是甲烷。根据甲烷浓度的高低，可以将煤层气分为三类：甲烷含量大于80%的那部分气体，称为煤层气；甲烷含量小于80%的那部分气体，称为煤矿瓦斯，其中，甲烷含量大于30%小于80%的称为高浓度瓦斯，甲烷含量小于30%的那部分气体，称为低浓度瓦斯；甲烷含量小于0.75%的那部分气体，称为乏风，又称煤矿风排瓦斯。
本文主要针对低浓度瓦斯进行研究，并探讨低浓度瓦斯制LNG的技术进展和发展前景。
2低浓度瓦斯制LNG的技术进展
低浓度瓦斯制LNG的关键技术为低浓度瓦斯提纯技术及天然气液化技术。
2.1LNG的概念解析
天然气是一种混和物，主要成分有甲烷、氮及C2～C5的饱和烷烃，另外还含有微量的氦、二氧化碳及硫化氢等。在常压下，当冷却至约-162℃时，天然气则由气态变成液态，称为液化天然气（LiquefiedNaturalGas，简称LNG）。通过制冷液化后，LNG就成为含甲烷（96%以上）和乙烷（4%）及少量C3～C5烷烃的低温液体。换句话来说，LNG是由天然气转变的另一种能源形式。
2.2低浓度瓦斯提纯技术
对于低浓度瓦斯的提浓，目前，在实验性生产装置上获得成功的方法有膜分离法、变压吸附法（PSA）和真空变压吸附法（VPSA）等。
膜分离法是用高分子中空纤维膜作为选择障碍层，利用膜的选择性（孔径大小），以膜的两侧存在的能量差作为推动力，允许某些组分穿过而保留混合物中其它组分，从而达到分离目的的技术。该方法缺点是在处理煤矿瓦斯时，需要对处于爆炸极限范围的瓦斯进行加压，自5kPa左右加压至0.6MPa以上，很容易发生爆炸。
变压吸附法（PSA）是利用吸附剂对不同物质的吸附能力、速度和容量的不同，以及吸附剂对混合气体中各种组分的吸附容量随压力而变化的物理特性，采用自动控制阀门开关，自动实现升压吸附、降压解析的气体分离技术。该技术仍需对原料气进行升压，也不适合用于煤矿瓦斯提纯。
真空变压吸附法（VPSA）是利用固体吸附剂对气体组份吸附的明显选择和扩散性的差异，通过气源在接近常压下做周期性、在不同的吸附器中循环变化，其解吸（或再生）采用真空抽吸的方式来实现气体的分离技术。该技术对原料气不需要加压，在进行瓦斯提纯时，低浓瓦斯在常压下被吸附后，采用抽真空方式提高瓦斯纯度，即利用抽真空的办法降低被吸附组分的分压，使被吸附的组分（CH4）在负压下解吸出来。目前在制富氧、制CO2等工业装置上有成功的应用。
煤矿低浓度瓦斯提纯一般采用真空变压吸附法（VP-SA），一般，经过二级提浓后，CH4浓度可以达到90%以上。可以送至天然气液化装置生产LNG。
2.3天然气液化技术
天然气液化主要有阶式制冷循环、混合冷剂制冷循环和膨胀机制冷循环这几种工艺。阶式制冷技术适合于大规模的液化项目，膨胀机制冷技术适合于小规模的液化项目，混合冷剂制冷循环技术则适用于中小型的项目。混合冷剂制冷技术工艺简单，设备少，能耗低，适应性强，操作灵活，开停车方便，技术先进、成熟，在我国在建和已建成的天然气制LNG项目中得到了普遍应用。
煤矿瓦斯液化与煤层气液化有所不同的是，煤矿瓦斯经过净化处理之后，可以使用分离出来的氮气作为单一冷剂来实现制冷循环的目的。
3低浓度瓦斯制LNG技术的应用
2011年4月12日，由中国煤炭科工集团重庆研究院、重庆能源集团松藻煤电公司、中国科学院理化技术研究所三家单位共同建设的国内首套低浓度瓦斯深冷液化工业化试验装置在松藻煤电公司逢春煤矿建成，该装置采用国际先进的MRC混合制冷工艺（深冷精馏法），在-182度的低温和0.3MP的低压下同步进行含氧瓦斯的分离和液化，每天能处理甲烷含量为29%～31%的低浓度瓦斯（瓦斯）4800立方米，生产液化甲烷气（LNG）1.1吨。瓦斯液化提纯后，其体积缩小为原来的1/625，甲烷浓度达到99%以上，达到工业和民用使用标准。甲烷回收率98.75%，综合电耗为2.8kWh/m3。该项目创新性地提出并形成了一套以湿法脱碳、分子筛脱水，以混合冷剂制冷、在低温低压下同时液化与分离含氧瓦斯中的CH4、O2和N2的技术方法，研制出了4800m3/d低浓度瓦斯含氧液化中试装置和含氧瓦斯液化冷箱等关键设备。
2010年8月2日，盘江煤电（集团）有限责任公司关于实施低浓度瓦斯提纯利用工业化示范项目的请示得到了贵州省能源局（黔能源发[2010]437号）的批复。该项目总投资为4500万元。项目工艺技术方案采用真空变压吸附（vpsa）法，对16%以上浓度煤矿瓦斯进行脱氧提纯。本项目采用煤矿瓦斯气一段提浓，二段提浓和储存三个工序，确保产品质量。项目建成后，低浓度瓦斯耗量约9600万Nm3/a（经脱氧提纯后形成纯CH41536万Nm3/a）；主要产品为符合国家天然气标准GB17820-1999要求、烃含量≥95%（v）的工业天然气，产能为1428.4万Nm3/a天然气，约合10541.6t/a。
2012年9月，全国首套“低浓度瓦斯提纯制LNG”项目――山西瑞阳煤层气公司含氧煤层气液化5万吨/年LNG项目一期“低浓度瓦斯提纯制CNG”项目在山西省昔阳县寺家庄矿一次性试运行成功，各项指标均达到或超过设计标准。该项目是阳煤集团低浓度瓦斯开发利用的创新项目，是山西省国资委监管的2012年重点项目。
4低浓度瓦斯制LNG技术的发展前景
天然气作为一种清洁能源在我国的能源消费中的比例逐渐提高，未来我国天然气的供应缺口非常大，发展低浓度瓦斯制LNG技术具有较好的市场前景。
甲烷气体被液化后，体积将缩小为原来的1/625，运输成本比压缩气体低，与管道输送相比，液化运输更为灵活和方便。
虽然目前我国低浓度瓦斯制LNG技术已经达到了国际先进水平，但离大规模应用还有一定距离。要积极关注中试装置和工业化示范装置的运行，积累经验，稳步推进低浓度瓦斯制LNG的工业化大规模应用。积极发展低浓度瓦斯制LNG技术，不仅可以充分利用能源，减少环境污染，而且对煤矿企业也能产生较好的经济效益。
5结语
利用低浓度瓦斯生产LNG是提高低浓度瓦斯利用率的一条新的利用途径。低浓度瓦斯制LNG技术先进，前景较好。应结合工业化示范装置的运行经验，稳步推进低浓度瓦斯制LNG的工业化大规模应用。
参考文献
[1]龙伍见.我国煤矿低浓度瓦斯利用技术研究现状及前景展望[J].矿业安全与环保，2010（8）
实施绿色营销是我国实现环境、经济协调发展面临的一项重要的任务,更是煤炭行业在提高企业经济效益的同时,提高社会效益,从根本上消除煤矿的重大安全隐患和煤矿生产对矿区环境的破坏所必需的选择,大力推进洁净煤技术的利用则是煤炭企业顺利开展绿色营销的有效对策。
生产和消费安全高效的洁净煤是未来煤炭发展的大趋势,京津唐地区从1998年开始就明令禁止含硫量高于0.8%的煤炭进入,高硫、高灰煤都属于限制煤种。上海市政府由于西气东输管道的开通,也明确提出了自己的能源发展方针与目标:以天然气建设为中心,扩大电力、燃气消费,优化能源结构,保障能源安全。青岛、杭州等争相效仿,纷纷禁止各种高污染煤种的进入。中国政府在《中国21世纪议程》中,更将发展洁净煤技术作为实施中国可持续发展战略实施的重要组成部分,上述这些都对煤炭企业提出了挑战,由此看来,发展洁净煤技术已势在必行。
二、我国洁净煤技术发展概况
洁净煤技术是指煤炭在开发和利用过程中旨在减少污染与提高利用效率的运输、加工、转化及污染控制等技术,是使煤作为一种能源达到最大限度潜能的利用,而释放的污染物控制在最低水平,达到煤的高效、清洁利用的技术,其开发应用的宗旨是“提高效率、控制污染、促进发展”。
按照《中国洁净煤技术“九五”计划和2010年发展纲要》的内容,我国洁净煤技术包括四个领域、十四个方面的技术:煤炭加工领域(选煤、型煤、水煤浆);煤炭的高效洁净燃烧领域(循外流化床发电技术、增压流化床发电技术、整体煤气化联合循环发电技术);煤炭转化领域(煤炭气化、煤炭液化、燃料电池);污染排放控制与废弃物处理领域(烟气净化、电厂粉煤灰综合利用、煤层气的开发利用、煤矸石和煤泥水的综合利用率、工业锅炉和窑炉)。
1.煤的物理加工
(1)煤的洗选
发达国家原煤入洗比重都很高,不仅炼焦煤全部入洗,动力煤也大都入洗。但在我国由于政策及技术等原因,煤炭入洗比例仍比较低(20%～30%)。当前的发展趋势是,重视细粒煤的深度降灰脱硫,研制洁净煤,争取以煤代油。我国适用于大、中型洗煤厂(60-700万t/a)的跳汰、重介和浮选的“三大选”成套工艺设备已经全部具备。适用于地方煤矿简易洗煤厂的五套洗煤工艺设备(斜槽分选机、水介质旋流器、跳汰机、螺旋该动分选机和小型三产品重介旋流器)也已研制成功。
(2)型煤技术
我国民用型煤加工已有成熟技术,民用型煤普及率为65%,其中80%以上是蜂窝煤,其余为煤球和其他成型煤。工业型煤分为化肥造气型煤和锅炉燃料型煤,但由于技术、价格、市场等原因,锅炉燃料型煤工业化推广较慢。今后的发展重点是,以发展高固硫率工业燃料型煤和气化型煤为主。
2.煤转化技术
(1)煤的气化技术
目前,若干气化工艺已达到或接近商业化水平,如Texaco、GasLurgi、Kellog、Shell、Prenflo和HTW等。我国大城市民用燃料气主要是焦炉气,其次为气化煤气,中小城市和矿区采用常压水煤气,已开发出常压水煤气部分甲烷化工艺,正在开发的有常压循环流化床和常压固定床两段水煤气炉工艺等。工业燃料气,目前则采用常压固定床一段气化(发生炉煤气)。
(2)煤的液化技术
a.煤直接液化。“煤直接液化技术研究”列入了国家“六五”和“七五”科技攻关计划,并得到联合国和原西德资助。
b.煤间接液化。我国在20世纪50年代末在锦州石油六厂曾建成F-T合成装置,于60年代初停止运转。
3.煤炭燃烧及其后处理
(1)煤的流化床燃烧技术
流化床燃烧可利用劣质煤,而且能有效地控制污染物的排放,流化床(FBC)分泡床(BFBC)和循环床(CFEC)两类,常压(AFBC)和增压(PFBC)两种。AFBC技术已经完全成熟,实现商业化应用,PFBC尚处于示范阶段。
(2)煤道气净化技术
煤道气净化包括除尘、脱SO2和脱NOx等部分。旋风分离器除尘效率可达99%以上,但投资较大。烟气脱流常用石灰石法,烟气脱氮有多种方法,如LY-WS燃煤锅炉烟气脱氮技术、TiO_2光催化烟气脱氮技术等。
国内烟气净化技术基础研究和中小锅炉烟气净化技术也取得一定进展。为提高脱硫剂的脱硫效率,在Ca(OH)2中加入易潮解盐和碱或用燃烧飞灰和Ca(OH)2的水合物作吸着剂;或用活性焦或活性炭作吸附剂,在实验室研究中都取得一定成果。适合中小型锅炉的网膜塔除尘脱硫系统、双击式除尘脱硫工艺等也取得了初步成效。
4.煤炭开发利用中的污染控制
(1)煤层气资源开发利用
世界天然气储量的70%-80%都是煤层气,我国煤层气资源接近常规天然气的一半。煤层气(甲烷)对大气环境的温室效应产生严重影响(一个甲烷分子的温室效应作用约为CO2分子的21倍)。在采煤时将煤层瓦斯预抽出来并加以利用,既可减少甲烷向大气中的排放量,又可消除矿井瓦斯的灾害隐患,同时还得到了廉价的能源。联合国开发计划署(UNDP)利用全球环境基金(GEF)援助中国实施“中国煤层气资源开发”项目,目前正在执行中。
(2)矸石
我国煤矸石利用总的说来可分为两个方面:一是利用煤矸石中的热值部分(发展以煤矸石和劣质煤为主的流化床燃烧技术),二是利用煤矸石的矿物成分(发展以煤矸石和炉渣为原料的建材利用技术以及以高硫煤矸石(洗矸)为原料提取硫磺或制取硫酸技术)。
三、洁净煤技术的发展前景
据美国权威机构预测,2010年世界石油、天然气价格将是煤炭价格的8倍以上,安全、可靠、清洁、廉价的能源是世界经济发展和变革的动力,洁净煤将扮演这个角色,届时洁净煤技术市场总值将达2700亿美元。
煤炭是我国的主要能源,面向21世纪的能源和生态环境,要保持国民经济持续高速健康发展的势头,把发展洁净煤技术作为发展的重大战略目标,消除环境因素对大规模使用煤炭的制约,这对我国具有特别重大的意义,更是煤炭企业实施绿色营销战略的必由路径。
我国是发展中的大国,在相当长的时期内要把发展放在首位。因此,发展洁净煤技术一定要从我国国情出发,根据发展与环保统一和社会环境效益与经济效益并重的原则,把发展洁净煤技术重点首先要放在采用和开发实用、先进和经济有效的技术上,同时积极研究开发有前景的高新技术,使我国洁净煤技术及时进入世界先进水平。
参考文献:
[1]王爱华,等.洁净煤技术进展与展望[J].节能,2004,(5).
[2]时思.洁净煤技术是中国能源发展的必然选择[J].昆明冶金高等专科学校学报,2005,(5).
[3]甘正旺,许振良.洁净煤技术及其发展前景[J].辽宁工程技术大学学报,2005,(4).
[4]龚义年.浅谈煤炭企业的绿色营销战略[J].煤炭经济研究,2002,(5).
关键词：天然气煤甲醇利弊分析
一、天然气制甲醇与煤制甲醇各自的利弊
经济飞速发展的当下，甲醇以及其下游、上游产品的需求量在不断的增加，制甲醇的方法工艺也日渐增多，然而煤制甲醇和天然气制甲醇这两种工艺依旧是最主要的制造生产甲醇的重要工艺手段。这两种生产工艺可以说是各有千秋。本文就从生产工艺、建设成本、生产成本、产品质量以及发展前景对这两个主要制甲醇工艺予以比较。
在生产工艺方面，煤制甲醇总体是一个气化、变换、低温甲醇洗、甲醇合成及精馏、空分装置地过程。煤制甲醇，是以煤和水蒸气为原料生产甲醇，在这个过程中得先把煤制成煤浆，通过加入碱液调整煤浆的酸碱度，使用棒磨机或者球磨机对原煤进行煤浆气化，相比之下球磨机磨出的煤浆粒度均匀，筛下物少，在这个过程中排出的废水中含有一定量的甲醇和甲醇精馏废水，这些废水可以充分利用在磨浆水；气化就是煤浆与氧气部分氧化制的粗合成气，在这个过程中会产生CO、CO2等有害气体；接下来是灰水处理；变换的过程就是把CO转化成H2；在这个过程会产生大量的杂质；低温甲醇洗，这一过程是把制的甲醇的硫化物和杂质等脱除；甲醇合成及精馏的过程其实就是把制的甲醇进行再次净化和优化。煤制甲醇工艺整个过程相对于复杂，在生产过程中产生的杂质比较多，操作难度比较大，杂质多就导致甲醇纯度相对比较低，合成的粗甲醇中杂质种类和量都比天然气甲醇多，因此精馏难度也较大。天然气制甲醇的主要原料是天然气，甲烷是天然气的主要部分，此外还存在少量的烷烃、氮气与烯烃。以非催化部分氧化、蒸汽氧化等方法进行生产甲醇，蒸汽转化法作为应用最广的生产方法，它的生产环境是管式炉中在常压或者加压下进行的，在催化剂的催化下，甲烷与水蒸气进行反应，生成甲醇以及二氧化碳等混合气体。目前我国主要采取的是一段炉采用蒸汽转化、两段炉串联工艺，可以更高效直接的生产出甲醇。这些工艺手段简单高效，生产过程中不会产生大量的有害物质，清洁燃料莫过于这种生产工艺。
煤制甲醇工艺的建设成本，从以上的制造工艺中不难看出，该种制造工艺复杂，每一道工序需要的设备比较多，成本自然而然会比较高；天然气制甲醇工艺流程相对比较简单，所需设备一般都是高效的质量保证的设备，经过工序少，建设成本不高。
在生产成本上，煤碳的消耗是固定的，它的消耗量也受设备装置和生产工艺的影响，此外煤制甲醇还需要电力的支持。煤炭、电力费用在经济日益发展的当前费用也在日益增加，根据相关部门的数据显示，在煤制甲醇中，甲醇成本在1411元每吨时，原料煤的价格是350元，甲醇成本在1941元每吨时，原料煤价在600元；而在天然气制甲醇的过程中，天然气制造成本一般都在2000元每吨，生产成本一度在2200到2600元每吨左右徘徊，高额的天然气价格使得用天然气制造出来的甲醇价格也一路飙升，再加之国家相关政策的颁布天然气制甲醇的成本在与日俱增。所以以煤为原料生产甲醇的成本都比较低，但是在生产过程由于设备的大量采用，其生产成本也在提升甚至高于天然气制甲醇，但是从最终的产品来看，煤制甲醇的成本还是比天然气制甲醇的低出很多。
在产品质量上不得不提倡使用天然气制甲醇。天然气制甲醇通过一段炉采用蒸汽转化、两段炉串联工艺，把生产过程中产生的一氧化碳等混合气体通过化学转化成无害气体水、二氧化碳，再通过天然气与二氧化碳催化转化，在催化剂催化作用下把生成的一氧化碳转化为碳，继续用于生产过程。这样既减少了二氧化碳的排放量，也提高了甲醇的浓度，提取了甲醇中的杂质，使甲醇的浓度达到一定的高度。而煤制甲醇过程复杂，而且设备精确度不高，产生的混合气和杂质比较多，这就影响和降低了甲醇的纯度，并且也对环境造成一定的污染和煤炭资源的一定程度的浪费。所以在产品质量上，天然气制甲醇的纯度远远高于煤制甲醇工艺。
从发展前景来看，就不得不探讨下煤炭和天然气的存贮量。天然气相对于煤炭资源来说是一种稀缺资源，而且因为地域分布极不均匀。所以国家颁布相关政策，对于天然气制甲醇工艺进行限制，目的就是为了保证天然气的贮存量，不致使天然气因过度使用而消耗殆尽。而对于煤炭来说，国家目前的煤炭资源相对来说还是比较丰富，有原材料的保证，国家倾向于煤制甲醇工业会更多一些。再者，煤甲醇在市场竞争中有价格优势，虽然质量相比与天然气还有一定差距，但是经济技术的开发，只要把相关技术予以改良，煤甲醇的质量会进一步的提升。现行阶段下，煤制甲醇工艺与煤氨装置进行联产，对于生产成本也是一种有效的节约。所以，煤制甲醇产业的发展前景还是比较客观的。
二、天然气与煤炭混合制甲醇发展前景
由于天然气资源的短缺性，以及其甲醇浓度高的优点，与煤炭资源制甲醇原材料丰富和生产效率低污染环境进行有机结合，达到优势互补的效果。例如冬季是供暖的高峰时节，此时也是天然气供求关系最为紧张的时候，此时的天然气供应量并不能满足其实际使用量，所以用40%来填补天然气不足是必然会采取的补救缓解矛盾的措施，这样对于60%天然气负荷使用量的现状也是一种缓解。这样做，可以降低成本提高行业竞争力。天然气和煤气化制甲醇的新鲜气氢/碳比分别在3.0和1.2左右，将二者按照一定比例混合，最佳氢碳比2.05到2.10就会产生，这样做可观的经济效益显而易见，对于天然气和煤气也是一个优势互补的过程。由此看来，这样混合共同制甲醇的发展前景在国内是可观的。
参考文献
[1]李绪华，天然气制甲醇现状及竞争力分析[J]，甲醇生产与应用，2010（2）.
[2]佚名，天然气制甲醇合成气及进展[J]，化工时刊，2007.5.
[3]佚名，煤气化制甲醇工艺流程简述[J]，中国化工报，2010.6.
[4]宁鲁生，甲醇生产成本，化工，2008.8.
关键词:燃煤火电厂;工业废弃地;景观设计;生态
燃煤火电厂是利用煤作为燃料生产电能的工厂。中国燃用煤一半以上是烟煤，贫煤次之，无烟煤在10!以下。中国污染物排放量居世界第二的原因是由于国内长期以煤炭为主的能源消费结构所造成的，河北省、山东省等地区在冬季长期形成危害性雾霾天气的主要原因也是由于二氧化硫和烟尘为主的煤烟型大气污染所导致。煤炭的燃烧阶段产生污染，煤炭生产、运输过程及存放过程中以及煤炭燃烧后的灰渣均会造成对环境的二次污染［1］。2013年，北京市人民政府办公厅印发了加快压减燃煤和清洁能源建设工作方案的通知;2014年，北京市完成首钢原厂区热力和生活区电力替代，关停高井燃煤热电厂以及石景山燃煤热电厂和国华燃煤热电厂停机备用;2015年，北京市关停了石景山燃煤热电厂和国华燃煤热电厂;2016年，北京市又关停华能燃煤热电厂，这仅仅是一个开端。另一方面，国际上燃煤火电厂的运行年限一般为40年，目前，建国后建成的燃煤火电厂已经接近或者超过退役年限，如果一座电厂即将退役，那么安装脱硫等尾气治理装置的成本不光是昂贵，也是一种浪费，因此国内的燃煤火电厂即将面临关闭、旧址重新规划的严峻形势。工业废弃地也称为“棕地”。这名称产生是相对于“绿地”的概念。棕地是废弃的、闲置或没有充分利用的工业及商业用地和设施，由于场地自然环境遭到一定程度的破坏，利用率极低，同时大量的工业构筑物及废弃物遗留在场地中，在土地开发和利用过程中，存在着客观上和意想中的环境污染比其他开发过程更为复杂［2］。
一、燃煤火电厂工业废弃地的污染特征
燃煤火电厂工业废弃地的污染除来自燃煤所产生的Hg、Pb、Zn、Ni、Cd、Cu等重金属污染外，还包括溶剂以及一些如砷和铅类的重金属［3］。这些元素通过高温燃烧气化挥发进入烟气，然后随粉煤灰颗粒一起向烟囱运移并逐渐降温，被粉煤灰颗粒吸附，再经冲灰渣水排至贮灰场，其土壤重金属的主要来源是未燃烧尽的粉煤灰及贮灰场的扬尘［4］，这些吸附重金属离子的粉煤灰伴随着燃烧和扬尘不断向厂区周围扩散，逐渐在电厂周围形成土壤中形成污染性的沉淀层。以某燃煤电厂为例，表1所示为某燃煤电厂内的土壤重金属含量，从表1可以看出，电厂周边土壤Cr和Zn含量超高，包括氯化物、硫化物和氧化物等重金属离子，属于交叉污染性质。图1是电厂平面布局以及周边土壤重金属污染综合评价图，从图1可以看出，电厂及周围区域土壤全部处于中度或者重度污染水平。除燃煤电厂周围的地皮，粉尘、污染的水体对周边区域的居民生活构成了直接或潜在的威胁外，高大废弃的设施也严重影响了城市的整体形象。因此，恢复燃煤场地的自然生态景观系统，对废旧工业设施精心设计进行再利用，最大利用此类废弃地自身潜力作为区域经济增长的引擎，从而增加场地与周边社区的联系，提供休憩和娱乐功能［5］。成为此类工业废弃地改造的首要目标。
二、燃煤火电厂废弃地改造技术框架
与其他种类的工业废弃地不同，制定燃煤火电厂废弃地设计措施和导则首先需要关注的是通过治理来稳定土壤的质量问题，对场地所在区域大的环境进行分析评估除了依据遗留设施、场地地形、植被条件、所在区域气候条件外，还要关注场地遗留的潜在污染以及破坏性等元素进行分析。(1)土壤污染分析及治理方案的研究工作。火电厂土壤污染多为交叉性污染，包括酸碱化学品、重金属等。当下主要的修复法包括粉煤灰土壤修复法和生物修复法，相对于传统的化学和物理清除方法，这两种方法运用更为广泛、经济。粉煤灰就地取材方便，对于改变土壤理化性质、提高土壤养分，去废弃，钝化重金属离子有显著效果。在整个工业废弃地的设计策略中，根据土壤污染程度对区域进行分类规划，为了达到水体净化，为植物、微生物再生的基本条件，对于不可恢复性污染土壤常见的方法是对重金属和有毒化合物的进行挖掘进行深埋处理，在其原地铺设了一层新的土壤，以此为喜氮、耐污染的草本植物提供基本生活环境，通过植物吸收、微生物分解降低污染物的浓度及气味［6］。针对污染沉淀而导致的硬质化区域，主要通过长期恢复场地的自然生态功能和和结构，运用生态空间复杂性、适应性逐步恢复成自然生态空间。生物修复法和植物修复法对环境更为友好且长期效果更佳。除利用微生物分解、吸收外，植物的生长吸收地下水的过程中，对土壤中的As、Zn、Cu等重金属污染具有富集和吸收作用，也可用于土壤长期性的生物修复。(2)水体污染程度调研及治理方案的研究工作。水体污染的废水设施污染是发电厂非常严重的问题，主要表现在以下两个方面。第一，早期的燃煤火电厂大多利用渗井、渗坑、裂隙和溶洞排放、倾倒含有毒污染物的废水，污染物伴随着雨水逐步渗透到地下水，进而形成更大面积的污染。随着自然沉降，这些污染物会集聚在水体的底部，形成沉积物，这种水体沉积物是水体多种营养物、污染物的汇和源，是多种污染物在环境迁移中转化的载体、归宿和蓄积库［7］。Zn、Ni、Cd、Cu等污染物在火电厂水体的主要归宿就是这种沉积物，在与底部的泥土结合之后，伴随自然水体的迁移、转化，并对水、土、物产生生态效应导致二次污染或异地污染(污染转移)。第二，发电厂温排水对周围滩地植被、浮游生物、底栖动物造成的影响，其中，余氯对排放区域中的浮游生物有致命的威胁，对其他物种无明显影响，但存在一定的潜在影响［8］。考虑到水体净化的水生植物配置，可以利用植物根系富集和吸收的作用，结合景观效果进行规划。在维持场地水体生态系统的基础上，以净化能力的乡土植物为主，可利用地形形成多级人工净化系统，并对污水进行可控循环，高效率的降低污水中的生化需氧量、悬浮固体、营养物质和病原体，发挥水质净化功能［9］。在尽可能不干扰环境的前提下，引入新的物种，建立新的生态环境，丰富并优化生态系统结构，增加系统的抵抗力，逐步完成水体治理［10］。(3)研究火电厂场地生态恢复应建立在区域背景环境的基础上，遵守生态恢复和自然景观优先原则，提倡生物多样性及异质性。如果原始生态系统未超过承载力的破坏，设计师要尊重现有生态环境，坚持设计生态种植、生态治水、生态保护的理念，在规划设计中尽可能在不影响原生生物生存的前提下，消除对于系统的不利影响。如果生态环境被完全破坏，景观设计师规划设计要结合所在场地的生态安全，对周边生态系统的影响框架下，从整个生态体系的能量流、物质流、信息流等需求来建立新的生态系统。在考虑整个陆生生态系统到水生生态系统结构功能过渡的连续性、适应性时，可通过引入一些新物种用以丰富生态系统。(4)火电厂废弃材料利用与景观再生。工业废弃的厂房、集水池、洗煤场等废弃材料和设施的再利用有两点好处:一是有利于降低景观设计成本;二是有利于以记录场地的记忆和历史内涵，通过修复和保留，从场地历史，人文遗产的角度出发，保持其独特的历史工业环境。比如将具有代表性的工业遗迹改造为场地的标志物，形成整个场地的景观中心等，废旧材料多用在地面、墙体的铺装，或用以填充重污染土壤，比如粉煤灰，再有粗糙的材料能够增加土壤的渗透能力，比如砾石、矿渣等。
三、结语
在中国煤层气行业摸爬滚打20余年后，亚美能源控股有限公司（AAGEnergyHoldingLimited，下称亚美能源或亚美）第二次赴港IPO终于成功。6月23日，亚美能源在香港联交所主板开始交易，股票代号为2686。
上市后的亚美能源，是中国煤层气产业成功上市的第一只股票。这对处于发展瓶颈期的中国煤层气产业来说，算得上是一桩提振行业信心的好事；对于亚美能源自身来说，上市之后也能带来更充足的资金和更完善的公司治理。
不过，囿于技术和成本等方面的难题，煤层气在中国仍处于开发前期，而且前期投资相对较大，大多数生产商还没有进入商业开发期。事实上，国内也有其他煤层气公司早有上市的计划，但至今仍未实现。
在这样的产业背景下，亚美能源的发展前景自然备受关注。上市之后，亚美能源的发展道路如何走下去？由于中国地质条件和美国大不相同，亚美能否根据不同地质条件采用不同技术并取得成功，令人关注。
亚美能源的招股说明书显示，该公司去年纯利润1.95亿元人民币（以下若无明确标明，货币单位均为人民币）。通过此次上市，它集资所得的款项净额预计约为21.4亿港元，将为其今后的发展筹得充沛的资金。
潘庄带来的第一桶金
亚美能源进入中国的时间最早可追溯到1994年。在那之后，该公司先后在山西、东北等地区进行了煤层气勘探、开发和运营。2003年，中联煤层气有限责任公司（下称中联煤）和亚美大陆煤层气有限公司签订协议，双方开始在煤层气开采方面展开合作。
其后，亚美先后获得了对其来说最重要的两大煤层气区块。2004年，亚美获得马必区块的产品分成合同；2006年，亚美通过收购美中能源获得潘庄区块的外方权益。
潘庄和马必两大煤层气区块均位于山西省沁水盆地南部，目前亚美在这两大区块的合作伙伴分别为中联煤和中石油。
与中联煤合作的潘庄区块是中国至今唯一一个总体开发方案获得国家发改委批准，并进入全面商业开发的中外合作煤层气区块。
潘庄区块近三年来煤层气产量的快速增长为亚美带来了丰厚的回报，也使亚美在中国煤层气产业获得了真正的第一桶金。
亚美披露的招股说明书显示，潘庄2012年总产量为1亿立方米，2014年增长至3.8亿立方米，复合年均增长率达到92.3%。
2012―2014年产量高速增长的同时，潘庄区块所产煤层气的平均销售价格随着中国天然气价格的上涨也逐年上涨，分别达到了每立方米1.37元、1.49元、1.73元。从2013年开始，亚美实现盈利，2013和2014年利润分别为0.40亿和1.95亿元。
而在2013年开始全面盈利前，亚美能源在2012年就首次提出了计划上市，但当时被搁置了。亚美能源董事长邹向东日前在香港的记者会上解释说，2012年的上市计划未能落实主要因为当时的市场情况不够理想，而且公司价值被低估，故搁置上市计划。
有了2013年和2014年的盈利后，亚美能源第二次赴港IPO终于成功，成为了中国煤层气产业首只上市的外资公司。亚美能源一位高管接受《能源》记者采访时表示，登陆资本市场将为公司提供一个新的融资平台，可以通过并购新的资产或业务扩大公司的运营规模及实力。未来，亚美将借鉴潘庄开发的成功经验全面开发马必项目以及其他新项目。
业内人士对亚美的上市大多持乐观态度。安迅思天然气资深分析师钱莉对《能源》记者分析说，潘庄项目和马必项目均位于中国最具煤层气商业化开发潜质的山西沁水盆地。亚美能源通过此次资本化运作，能够加大资金募集能力，更有利于其在煤层气领域的开发力度，也能够帮助行业快速发展。
亚美上市的背后也离不开其大股东的助力。自2010年3月起，华平分批对亚美能源进行了近2亿美元的投资。目前华平在亚美能源持股约为30%，是其最大的机构股东。
“在决定对亚美投资之前，我们的能源团队花了大约半年的时间，考察了亚美的所有项目，最终确定了分批投资方案，以配合亚美在不同阶段的发展需要。投资亚美能源以来，我们陆续为其引进了在美国煤层气领域具有丰富的开采技术和运营能力的高管。”华平中国一位负责人接受《能源》记者采访时表示：“事实表明，亚美的团队能够借鉴美国煤层气和页岩气开发的先进技术，使产量快速提升，并使生产成本低于同业水平。”
产量增长潜力几何
对于一家油气企业来说，资源储量是立足之本，产量是发展的最关键因素。
亚美能源手中的两大煤层气区块未来产量增长如何，是决定其未来业绩的首要因素。潘庄区块于2011年开始进入商业开发阶段，而且是国内迄今为止唯一取得发改委商业开发许可的区块。
马必区块的总体开发方案一期已于2013年11月获得国家能源局的前期批复。据亚美上市资料披露，该项目一期方案涵盖总面积131.7平方公里，建设规模为10亿立方米/年。
在资源储量方面，亚美能源的招股说明书显示，潘庄区块的证实储量（1P）为1079亿立方英尺，马必区块尚无1P储量，其概略储量（2P）为6901亿立方英尺。亚美在这两个区块所占的权益分别为80%和70%。
从目前情况来看，潘庄区块近几年产量增长迅速，而马必区块目前还没有可准确计算的商业产量。那么，两大区块未来的产量增长潜力到底怎样呢？
有业内人士对亚美的两大区块产量前景持谨慎态度。接近亚美能源的某位煤层气产业资深人士对《能源》记者透露说，亚美能源通过改进技术和设施装置，的确使潘庄区块达到了快速增产的效果，但是这种增长方式未来能否长时间保持就比较难说了。
据亚美招股书披露，随着潘庄生产规模的扩大，该区块的成本在逐步下降。2014年12月潘庄区块平均单井日产量2.8万立方米，在全国煤层气区块中处于最高水平。截止2014年，潘庄的单位生产成本从2012年的0.97元/立方米下降到0.31元/立方米。
而受益于天然气价格市场化的改革，潘庄2012-2014年平均销售价格逐年上涨，分别达到了每立方米1.37元、1.49元、1.73元。从2013年开始，亚美已经实现盈利，2013和2014年利润分别达到0.40亿和1.95亿元人民币。由于潘庄区块煤层气产量的不断提升，亚美能源的收入及盈利能力得到大幅增长。
上述业内人士还表示，马必区块比起潘庄区块来说勘探开发难度更大，亚美现在只制定出了一期的总体开发方案，马必区块更全面、更准确的商业产量，以及其增产速度有待验证。
有证券研究机构也认为亚美区块的产量增长存在一定风险。香港证券公司财通国际的研报称，亚美能源未来一两年内的产量可能全部来自潘庄，但其2P储量有限，按2015年预测总产量计，仅能维持约不足13年，产量增产具有一定风险。
亚美的招股书风险提示部分也指出了公司存在的风险，包括：潘庄区块产量增长缓慢、马必区块产量未能提高、煤层气售价未能提高等方面。
上述亚美能源的高管接受《能源》记者采访时回应说，马必区块总面积898.2平方公里，远大于潘庄区块的67.4平方公里，是后者面积的十余倍，其勘探难度和复杂程度自然也是大很多。但从另一方面来看，未来马必区块一旦进入商业化开发阶段，产量规模和盈利水平也很有可能超过潘庄区块。
也有业内人士对此态度比较乐观。一位官方背景的地质勘探专家对《能源》记者表示，亚美所拥有的区块位于中国煤层气资源最富集的沁水盆地，如果总体开发方案研制得当，马必区块也很有可能会成为产业中的黑马。不排除其未来产量仍然保持高速增长的可能。
煤层气产业风险
成也萧何败萧何。亚美受益于煤层气开发而走上了发展壮大并且上市的道路，可是也由于中国煤层气产业一路发展的磕磕绊绊，亚美能源的发展前景也将成为煤层气行业的风向标。
在过去的几年里，中国的煤层气产量几乎每年都少于原先制定的规划目标。今年2月国家能源局颁发的《煤层气勘探行动计划》中指出，到2022年煤层气（煤矿瓦斯）抽采量力争达到400亿立方米。资讯机构安讯思认为，若按目前速度发展下去，实现2022年的开采目标具有挑战。
上述地质勘探专家对《能源》记者表达了国内煤层气产量增长的担忧。他说，美国只用了几年时间就使煤层气产量达到了井喷式增长，但后来就一蹶不振，如今美国的煤层气产量已从高峰期大幅下跌。我国的煤层气产业一直没能达到理想的快速发展期，未来如何还很难说。
安迅思调研多个煤层气开采企业后总结认为，探矿权重叠、勘探不足、地质条件不理想、技术瓶颈、成本倒挂等多个问题，导致了多年来煤层气开采一直不理想。煤层气若要加快发展，仍需政策助力。
而0.2元/立方米的煤层气补贴政策从2007年起就已开始实施的，已经较大地促进了煤层气产业勘探开发的积极性。2012-2014年地面煤层气产量从27亿立方米增长到37亿立方米，复合年均增长率达到17.1%。
对于煤层气的补贴政策，上述亚美能源的高管说道：“我们理解并欢迎国家为扶持煤层气行业发展而实行的补贴和税收优惠政策。我们认为除政府补贴和税收优惠之外，技术的进步、市场化价格改革是推动煤层气产业整体进一步快速发展的重要因素。”
同时，该高管认为，在天然气需求不断增长，基础设施投资增加，开采技术提升，以及中国政府一系列煤层气优惠政策的鼓励下，相信中国煤层气行业的增长将不断提速。
如果说技术和成本是企业自身可控的内部因素，矿权重叠因素则是煤层气企业难以把控的外部难题。煤层气属于国家一级管理矿种，由国土资源部管理，探矿权由国土资源部授予；而煤炭资源开采权则由国土资源部以及资源所在省授予，属于二元管理体制。
今日投资个股安全诊断星级：
开滦股份（600997）
事件：
公司公布08年半年度报告，上半年公司实现营业收入47.12亿元，利润总额10.57亿元，归属于母公司股东的净利润6.51亿元，与上年同期相比分别增长了103.75%、233.20%和210.70%。实现每股收益1.16元。
评论：
公司业绩快速推进。业绩超出初期，其中，煤炭采选业和炼焦业分别实现销售收入15.17亿元和34.98亿元，同比分别增长44.06%和122.78%。煤炭采选业和炼焦业的毛利率分别为48.75%和20.99%，同比增加8.98和13.08个百分点。
业务结构继续调整。从2007年开始，公司的炼焦业代替煤炭采选业，成为贡献销售收入的第一大产业，2008年上半年这一趋势继续强化。炼焦业贡献销售收入69.75%，比2007年提高7.15个百分点，同期煤炭采选业的销售收入所占比例则降至30.25%。值得注意的是，煤炭采选业虽然退居第二主营业务，但是该项业务仍然贡献了50.18%的毛利润，是公司利润的最主要来源。
主营业务盈利能力显著增强。08年上半年煤炭采选业和炼焦业的毛利率分别达到48.75%和20.99%，比2007年提高了5.18和10.28个百分点。尤其是焦化业务，由于焦炭价格上涨幅度超过焦煤成本涨幅，盈利水平大幅提高。
外销精煤比例提升，公司综合盈利能力得到保证。2008年上半年公司外销精煤比例由2007年的60%提高到75%。由于洗精煤业务（49.84%）相对于冶金焦炭（24.8%）的毛利率高很多，因此公司综合毛利率由2007年的25.75%提升至31.41%。
主要产品产量稳步增长。2008年上半年，公司生产原煤386.18万吨，同比增加1.33%，生产精煤134.97万吨，同比增加7.12%，外销精煤101万吨，同比大幅增长37.41%。上半年生产焦炭164.1万吨，销量164.39万吨，同比分别增长15.97%和21.76%。上半年生产和销售甲醇3.45万吨和3.58万吨。
主要产品价格和成本显著提升。经过计算，精煤内外销的平均销售价格在2008年上半年为975.71元/吨，同比提升50.84%；焦炭销售价格达到1776.29元/吨，同比提升100.63%。同期，精煤和焦炭生产成本分别为489.42元/吨和1338.19元/吨，同比分别增长25.39%和60.6%。
大力发展煤-焦-化业务。根据公司发展战略，焦化业务将是未来发展的重点。目前公司拥有煤炭产能780万吨/年。全资控股子公司山西中通投资有限公司（控股比例41%）控股的山西介休倡源煤炭有限责任公司负责建设的金山坡煤矿改扩建项目，正处于前期的基础投资阶段，投产还需约2年时间。焦炭项目来自唐山中润焦化一期和迁安中化焦化二期项目，权益产能320万吨/年。为建设煤化工项目，开滦股份拟以公开增发方式募集资金11亿元，分别投资200万吨/年焦化一期工程干熄焦节能改造、京唐港200万吨/年焦化二期项目、20万吨/年焦炉煤气制甲醇二期项目、10万吨/年粗苯加氢精制项目和30万吨/年煤焦油加工项目。
资源+运输优势：肥煤资源储备丰富，属于稀缺煤种。随着钢铁行业高炉大型化趋势的推进，对炼焦用的主焦煤需求量还将大幅增加，高粘结性的肥煤未来发展看好。公司地处唐山市，是我国重要的钢铁生产基地，靠近下游消费企业；同时公司周边公路、铁路网发达，又临近港口，运输条件优越。
焦化业务周期性强，存在产能过剩风险。焦炭业务直接受钢铁行业景气周期影响，行业波动剧烈。今年焦炭行业高度景气，焦炭价格出现飞涨，但是随着钢铁行业的景气回调，同时焦煤价格存在上涨预期，未来公司的焦炭业务不容乐观。
存在风险：
宏观层面：宏观经济发展放缓风险。行业层面：下游行业景气回调，煤炭价格增幅放缓；焦炭业务成本存在较大压力；公司层面：在建项目进度存在风险，公司下半年股票增发存在不确定性。