用于煤层气发电与天然气产品生产的系统和方法与流程

本申请涉及煤层气的综合利用，特别是涉及一种利用煤层气来进行发电和天然气产品生产的系统和方法。
背景技术：
：我国每年因采煤向大气中排放的煤层气折合成纯甲烷达到200亿m3以上，利用率低，造成了极大的资源浪费和环境污染。我国能源消费量大，但油气资源蕴藏量低，作为天然气的重要补充，煤层气的开发利用前景十分广阔。然而，我国绝大多数煤矿采用边采煤边抽放煤层气的开采方式，致使煤层气中混入部分空气，氧含量较高，存在安全隐患。此外，由于煤层气浓度和流量在较大范围内波动，而且煤层气前处理不足(如粉尘含量大，夹带液滴等)，导致低浓度煤层气发电机组维修量大，部件损耗严重。另外，许多煤矿还存在着低浓度煤层气过量，无法合理利用而不得不进行定期排放的问题，这在造成资源浪费的同时也污染环境。另一方面，我国很多地区存在能源结构不合理的问题。例如，许多采煤区所需的天然气产品必须通过远程传输供应。因此，急需开发新的装置、系统和方法来解决煤层气的不合理利用所带来的资源浪费、环境污染和能源结构不合理等问题。技术实现要素：鉴于以上所述现有技术的缺点，本申请的目的在于提供了一种用于煤层气提浓、发电和联产天然气产品的系统和方法，充分利用了现有资源，减少了生产过程对环境的污染，并且对资源的综合利用更加合理和高效。本申请的一个方面涉及一种用于煤层气发电和天然气产品联产的方法。所述方法可以包括将原料煤层气与惰性气体混合而得到经稀释的煤层气，其中所述经稀释的煤层气中氧的含量不高于约12％(v/v)。所述方法还可以包括使所获得的所述经稀释的煤层气经至少第一预处理而得到预处理后的煤层气流股，所述预处理后的煤层气流股中粉尘浓度为不高于约1ppm、硫含量为不高于约5ppm。所述方法还可以包括使所述预处理后的煤层气流股经甲烷提浓处理而得到储备气和第一通过流股，所述储备气中甲烷的浓度为储备浓度且不低于约20％(v/v)。可使所述储备气的至少一部分经天然气产品加工单元处理以获得天然气产品和第二通过流股。可使所述第一通过流股的至少一部分经氧分离处理而获得发电流股和第三通过流股，所述发电流股中包含至少约0.5％(v/v)的甲烷，且所述第三通过流股中包含至少约95％(v/v)的惰性气体以及少于约3％(v/v)的氧。可将所述发电流股的至少一部分经发电单元处理而用于发电。可将所述第三通过流股的至少一部分作为所述惰性气体的至少一部分与所述原料煤层气混合。所述天然气产品可以为液化天然气和/或压缩天然气。本申请的所述方法可进一步包括使所述经稀释的煤层气在所述第一预处理之后经第二预处理而得到预处理后的煤层气流股。所述预处理后的煤层气流股中粉尘浓度可以不高于约1ppm，硫含量可以不高于约5ppm，水蒸汽含量可以不高于约10ppm,且二氧化碳含量可以不高于约5ppm。在本申请的方法中，所述发电流股中可以包含至少约20％(v/v)的氧。在本申请的方法中，与原料煤层气混合的所述惰性气体可以包含氮气。在某些实施方式中，所述惰性气体的至少一部分由不同于所述第三通过流股的来源提供。在某些实施方式中，所述第一预处理包括使所述经稀释的煤层气经除尘、膜分离和/或吸附处理，而使所述预处理后的煤层气流股中粉尘浓度为不高于约1ppm，且硫含量为不高于约5ppm。在某些实施方式中，所述第二预处理包括使经所述第一预处理的煤层气经膜分离和/或吸附处理，而使所得到的预处理后的煤层气流股中粉尘浓度为不高于约1ppm，硫含量为不高于约5ppm，水蒸汽含量为不高于约10ppm,且二氧化碳含量为不高于约5ppm。在某些实施方式中，所述甲烷提浓处理包括使所述预处理后的煤层气流股经受变压吸附处理而使所述储备气中甲烷的浓度达到所述储备浓度。在某些实施方式中，所述天然气产品加工单元能够将所述储备气加工成为液化天然气和/或压缩天然气。在某些实施方式中，所述氧分离处理包括使所述第一通过流股经受变压吸附处理而使所述第三通过流股中的氧含量不高于约3％(v/v)。在某些实施方式中，在所述变压吸附处理中使用吸附剂，所述吸附剂包括选自下组的一种或多种物质：活性炭、炭分子筛、天然沸石、改性沸石、硅铝基分子筛、介孔分子筛、钛基分子筛、金属有机框架材料、以及它们的混合物。在某些实施方式中，在使所述发电流股的至少一部分经发电单元处理而用于发电的步骤中，将所述发电流股的至少一部分与所述储备气的至少一部分进行混合得到混合发电流股，而将所述混合发电流股的至少一部分经发电单元处理用于发电。在某些实施方式中，动态调节所述混合发电流股中储备气的含量而使得所产生的混合发电流股的流量以及其中甲烷的含量基本上保持恒定。在某些实施方式中，所述方法进一步包括使经所述天然气产品加工单元处理后产生的所述第二通过流股的至少一部分经发电单元处理而用于发电。在某些实施方式中，所述储备浓度为不低于约40％(v/v)。在某些实施方式中，在进行所述甲烷提浓处理之前还包括下述步骤：测定所述预处理后的煤层气流股中的甲烷含量，当该甲烷含量低于约5％时，不进行甲烷提浓处理而将所述预处理后的煤层气流股与所述储备气的至少一部分和/或所述发电流股的至少一部分进行混合得到混合发电流股，将所述混合发电流股的至少一部分经发电单元处理用于发电。在某些实施方式中，动态调节所述混合发电流股中储备气的含量而使得所产生的混合发电流股的流量以及其中甲烷的含量基本上保持恒定。在某些实施方式中，所述天然气产品加工单元运转所需能量的至少一部分由经所述发电单元产生的电能提供。另一方面，本申请提供一种用于煤层气发电和天然气产品联产的系统。所述系统可以包括混合单元，所述混合单元用于将原料煤层气与惰性气体混合而得到经稀释的煤层气，所述经稀释的煤层气中氧的含量不高于约12％(v/v)。所述系统还可以包括第一预处理单元，所述第一预处理单元与所述混合单元流体联通，并且使所述经稀释的煤层气经第一预处理而得到预处理后的煤层气流股，所述预处理后的煤层气流股中粉尘浓度为不高于约1ppm、硫含量为不高于约5ppm。所述系统还可以包括甲烷提浓单元，所述甲烷提浓单元与所述预处理单元(例如，第一和/或第二预处理单元)流体连通，并且使所述预处理后的煤层气流股经甲烷提浓处理而得到储备气和第一通过流股，所述储备气中甲烷的浓度为储备浓度且不低于约20％(v/v)。所述系统还可包括储罐，所述储罐用于接收和/或储存所述储备气并且与所述甲烷提浓单元流体连通。所述系统还可包括天然气产品加工单元，所述天然气产品加工单元与所述储罐流体连通，并且使所述储备气的至少一部分经加工产生天然气产品和第二通过流股。所述系统可包括氧分离单元，所述氧分离单元与所述甲烷提浓单元流体连通，并且使所述第一通过流股的至少一部分经氧分离处理而产生发电流股和第三通过流股，所述发电流股中包含至少约0.5％(v/v)的甲烷，且所述第三通过流股中包含至少约95％(v/v)的惰性气体以及少于约3％(v/v)的氧。所述系统还可包括发电单元，所述发电单元与所述氧分离单元、所述储罐和/或所述天然气产品加工单元流体连通，并且使所述发电流股的至少一部分经处理而产生电能。在本申请的系统中，所述氧分离单元可与所述混合单元流体连通，并且所述第三通过流股的至少一部分可作为所述惰性气体的至少一部分与所述原料煤层气混合而得到经稀释的煤层气。所述天然气产品可以为液化天然气和/或压缩天然气。在某些实施方式中，所述系统还包括第二预处理单元，所述第二预处理单元与所述第一预处理单元流体连通，并且使经所述第一预处理的煤层气经第二预处理而得到预处理后的煤层气流股，所述预处理后的煤层气流股中粉尘浓度为不高于约1ppm，硫含量为不高于约5ppm，水蒸汽含量为不高于约10ppm,且二氧化碳含量为不高于约5ppm。在某些实施方式中，所述发电流股中包含至少约20％(v/v)的氧。在某些实施方式中，与原料煤层气混合的所述惰性气体包含氮气。在某些实施方式中，所述系统还包括惰性气体储罐，所述惰性气体储罐与所述混合单元流体连通，并且用于提供与所述原料煤层气混合而形成经稀释的煤层气的所述惰性气体的至少一部分。在本申请的系统中，所述第一预处理单元可以包含除尘、膜分离和/或吸附处理装置，从而使得所述预处理后的煤层气流股中粉尘浓度为不高于约1ppm，且硫含量为不高于约5ppm。在本申请的系统中，所述第二预处理单元可以包含除尘、膜分离和/或吸附处理装置，而使所得到的预处理后的煤层气流股中粉尘浓度为不高于约1ppm，硫含量为不高于约5ppm，水蒸汽含量为不高于约10ppm，且二氧化碳含量为不高于约5ppm。在本申请的系统中，所述甲烷提浓单元可以包含变压吸附装置，用于使所述预处理后的煤层气流股经受变压吸附处理而使所述储备气中甲烷的浓度达到所述储备浓度。在本申请的系统中，所述天然气产品加工单元能够将所述储备气加工成为液化天然气和/或压缩天然气。在本申请的系统中，所述氧分离单元可包含变压吸附装置，所述第一通过流股可经受变压吸附处理而使所产生的第三通过流股中的氧含量不高于约3％(v/v)。所述变压吸附装置可包含吸附剂，所述吸附剂包括选自下组的一种或多种物质：活性炭、炭分子筛、天然沸石、改性沸石、硅铝基分子筛、介孔分子筛、钛基分子筛、金属有机框架材料、以及它们的混合物。本申请的系统可进一步包括发电混合单元，所述发电混合单元与所述储罐、所述氧分离单元以及所述发电单元流体连通。可在所述发电混合单元中将所述发电流股的至少一部分与所述储备气的至少一部分进行混合而得到混合发电流股，所述混合发电流股的至少一部分可经所述发电单元处理用于发电。可动态调节所述混合发电流股中储备气的含量而使得所产生的混合发电流股的流量以及其中甲烷的含量基本上保持恒定。在本申请的系统中，所述天然气产品加工单元可与所述发电单元和/或所述发电混合单元流体连通，且所述第二通过流股的至少一部分经所述发电单元处理而用于发电和/或所述第二通过流股的至少一部分在所述发电混合单元中作为所述混合发电流股的一部分。在本申请的系统中，所述储备浓度可为不低于约40％(v/v)。本申请的系统还可包括甲烷浓度测试单元，其可与所述第一预处理单元和/或所述第二预处理单元流体连通并用于测定所述预处理后的煤层气流股中的甲烷含量，当该甲烷含量低于约5％时，不进行甲烷提浓处理而将所述预处理后的煤层气流股与所述储备气的至少一部分，所述发电流股的至少一部分，和/或所述第二通过流股的至少一部分进行混合得到混合发电流股，所述混合发电流股的至少一部分而经所述发电单元处理用于发电。可动态调节所述混合发电流股中储备气的含量而使得所产生的混合发电流股的流量以及其中甲烷的含量基本上保持恒定。在本申请的系统中，所述天然气产品加工单元运转所需能量的至少一部分可由经所述发电单元产生的电能提供。本领域技术人员能够从下文的详细描述中容易地洞察到本公开的其它方面和优势。下文的详细描述中仅显示和描述了本公开的示例性实施方式。如本领域技术人员将认识到的，本公开的内容使得本领域技术人员能够对所公开的具体实施方式进行改动而不脱离本申请所涉及发明的精神和范围。相应地，本申请的附图和说明书中的描述仅仅是示例性的，而非为限制性的。附图说明本申请所涉及的发明的具体特征如所附权利要求书所显示。通过参考下文中详细描述的示例性实施方式和附图能够更好地理解本申请所涉及发明的特点和优势。对附图简要说明书如下：图1显示了本申请所提供的系统的一个实例的示意图。图2显示了本申请中的天然气产品加工单元中换热器的一个实例。图3显示了本申请的系统中预处理单元的一个实例。具体实施方式以下由特定的具体实施例说明本申请中发明的实施方式，熟悉此技术的人士可由本说明书所揭露的内容轻易地了解本申请发明的其他优点及功效。本申请中根据不同原料煤层气的浓度和产品性质，对原料煤层气进行稀释处理、预处理和提浓处理，并将经所述处理的天然气用于生产天然气产品(包括液化天然气(lng)和压缩天然气(cng))和/或发电，从而实现煤层气发电和天然气产品的联产。在本申请中，“爆炸极限”通常指甲烷爆炸极限(也叫爆炸界限)，即在封闭系统中，甲烷与其他气体混合后遇明火能引起爆炸的浓度范围，一般用甲烷在混合气体中的体积百分比表示。可能发生爆炸的最低浓度为爆炸低限，可能发生爆炸的最高浓度成为爆炸高限。在不同压力、温度下，甲烷的爆炸极限有所不同。本领域技术人员可根据经稀释的煤层气的组分、压力和温度等条件确定其对应的爆炸极限，例如，在空气中，常温、常压条件下甲烷爆炸低限约为5％(v/v)，爆炸高限约为16％(v/v)；在200℃和1.0mpa条件下甲烷的爆炸低限约为4.05％(v/v)，爆炸高限约为25.6％(v/v)。例如，可以通过调整所述混合气体中惰性气体的含量而使得所述经稀释的煤层气中甲烷的含量不高于爆炸极限。在本申请中，“氧的安全限值”通常指含可燃气体的混合气体中氧气的含量不高于引起燃烧和/或爆炸的限值。例如，在包含甲烷的混合气体中，氧的安全限值可以为不高于约15％，不高于约14％，不高于约13％，不高于约12％，不高于约11.5％，不高于约11％，不高于约10.5％，不高于约10％，不高于约9.5％，不高于约9％，不高于约8％，不高于约7％，不高于约6％，不高于约5％，不高于约4％，不高于约3％，不高于约2％，不高于约1％，不高于约0.5％或更低。例如，可以通过调整所述混合气体中惰性气体的含量而使得所述经稀释的煤层气中氧的含量不高于安全限值。在本申请中，“液化天然气”通常是指天然气经压缩、冷却至其沸点温度后获得的液体天然气产品。在本申请中，“压缩天然气”通常是指压缩到压力大于或等于约10mpa且不大于约25mpa的气态天然气。在本申请中，“原料煤层气”通常是指赋存在煤层中以甲烷为主要成分、以吸附在煤基质颗粒表面为主、部分游离于煤孔隙中或溶解于煤层水中的烃类气体，其成分以甲烷为主，是煤的伴生矿产资源。煤层气的化学组成通常包括烃类气体和非烃类气体，烃类气体可以包括例如甲烷、乙烷、丙烷、丁烷、异丁烷等，非烃类气体可以包括例如n2、co2、co、h2s、h2、o2、水蒸汽等。在一实施方式中，所述原料煤层气为煤矿井下抽排系统抽出的煤层气。所述煤矿井下抽排系统抽出的煤层气可以包含例如，甲烷、水蒸汽(h2o)、co2、o2、n2等。在本申请中，“惰性气体”通常是指不易与煤层气和/或空气中的主要成分(例如甲烷、氧气等)发生化学反应的气态物质。例如，所述惰性气体可包括但不限于：氮气、co2、氦气、氖气、氩气、氪气、或氙气等，或者它们的任意组合。在本申请中，“粉尘”通常是指悬浮于煤层气中的固体颗粒。在本申请中，“旋风式过滤”通常指利用离心原理分离气相和固相物质的分离方法。在本申请中，“滤芯过滤”通常指采用滤芯对气体进行过滤，分离悬浮在气体中的固相物的分离方法。在本申请中，“膜分离处理”通常指利用具有选择性分离功能的膜实现混合物中不同组分的分离、纯化、浓缩的技术。在本申请中，“变压吸附”通常是利用吸附剂对于混合物(例如气体混合物)中不同组分的吸附能力的差异在压力变化时发生改变的特性而实现分离的方法。例如，变压吸附可以包括基于平衡效应的变压吸附，基于动力学效应的变压吸附以及基于位阻效应的变压吸附等。基于平衡效应的变压吸附通常是利用不同组分分子在吸附剂上平衡吸附量的差异进行分离。基于动力学效应的变压吸附通常是是根据不同组分分子扩散进入吸附剂孔内的速率不同，适当选择吸附时间控制目标组分和非目标组分的吸附量来实现分离。基于位阻效应的变压吸附通常是利用吸附剂颗粒内微孔对各组分分子的位阻效应的不同而实现分离。在本申请中，“变温吸附”通常是利用吸附剂对于混合物(例如气体混合物)中不同组分的吸附能力的差异在温度变化时发生改变的特性而实现分离的方法。在本申请中，术语“约”通常是指在指定数值以上或以下0.5％-1.5％的范围内。在本申请中，“流体连通”通常指在装置之间可将一装置中的流体引入另一装置中，“流体”通常指有固定质量而无固定形状的物体，如液体和气体。用于煤层气发电和天然气产品联产的方法一方面，本申请提供了一种用于煤层气发电和天然气产品联产的方法。该方法可以包括将原料煤层气与惰性气体混合而得到经稀释的煤层气，其中所述经稀释的煤层气中各组分的组成和含量使得不超过甲烷的爆炸极限。在某些实施方式中，所述经稀释的煤层气中氧的含量不超过氧的安全限值。例如，所述经稀释的煤层气中氧的含量为不高于约15％，不高于约14％，不高于约13％，不高于约12％，不高于约11.5％，不高于约11％，不高于约10.5％，不高于约10％，不高于约9.5％，不高于约9％，不高于约8％，不高于约7％，不高于约6％，不高于约5％，不高于约4％，不高于约3％，不高于约2％，不高于约1％，不高于约0.5％或更低。例如，可以通过调整所述混合气体中惰性气体的含量而使得所述经稀释的煤层气中氧的含量不高于安全限值。本申请的所述方法还可以包括使获得的所述经稀释的煤层气经至少第一预处理而得到预处理后的煤层气流股。在某些实施方式中，经所述第一预处理后的煤层气流股适于进行后续步骤(例如，压缩和/或提浓，如cng生产中的压缩和/或提浓)。例如，经所述第一预处理后的煤层气流股中粉尘浓度为不高于约10ppm,不高于约9ppm，不高于约8ppm，不高于约7ppm，不高于约6ppm，不高于约5ppm，不高于约4ppm，不高于约3ppm，不高于约2ppm，不高于约1.9ppm，不高于约1.8ppm，不高于约1.7ppm，不高于约1.6ppm，不高于约1.5ppm，不高于约1.4ppm，不高于约1.3ppm，不高于约1.2ppm，不高于约1.1ppm，不高于约1ppm，不高于约0.9ppm，不高于约0.8ppm，不高于约0.7ppm，不高于约0.6ppm，不高于约0.5ppm，不高于约0.4ppm，不高于约0.3ppm，不高于约0.2ppm，不高于约0.1ppm，不高于约0.05ppm，不高于约0.01ppm，或更低。经所述第一预处理后的煤层气流股中的硫含量可以为不高于约5ppm，例如不高于约4ppm，不高于约3ppm，不高于约2ppm，不高于约1ppm，不高于约0.9ppm，不高于约0.8ppm，不高于约0.7ppm，不高于约0.6ppm，不高于约0.5ppm，不高于约0.4ppm，不高于约0.3ppm，不高于约0.2ppm，不高于约0.1ppm，不高于约0.05ppm，不高于约0.01ppm或更低。在某些实施方式中，使所述经稀释的煤层气在所述第一预处理之后经第二预处理而得到预处理后的煤层气流股。经第二预处理的所述预处理后的煤层气流股除满足经所述第一预处理的煤层气流股的条件外，其中水蒸汽的含量不高于约10ppm，且二氧化碳的含量不高于约5ppm。例如，在某些实施方式中，经第二预处理的所述预处理后的煤层气流股中粉尘浓度为不高于约1ppm，硫含量为不高于约5ppm，水蒸汽含量为不高于约10ppm,且二氧化碳含量为不高于约5ppm。经第二预处理的所述预处理后的煤层气流股中水蒸汽的含量可以为不高于约10ppm，不高于约9ppm，不高于约8ppm，不高于约7ppm，不高于约6ppm，不高于约5ppm，不高于约4ppm，不高于约3ppm，不高于约2ppm，不高于约1ppm，不高于约0.9ppm，不高于约0.8ppm，不高于约0.7ppm，不高于约0.6ppm，不高于约0.5ppm，不高于约0.4ppm，不高于约0.3ppm，不高于约0.2ppm，不高于约0.1ppm，不高于约0.05ppm，不高于约0.01ppm或更低。经第二预处理的所述预处理后的煤层气流股中二氧化碳的含量可以为不高于约50ppm，不高于约40ppm，不高于约30ppm，不高于约20ppm，不高于约10ppm，不高于约5ppm，不高于约4ppm，不高于约3ppm，不高于约2ppm，不高于约1ppm，不高于约0.9ppm，不高于约0.8ppm，不高于约0.7ppm，不高于约0.6ppm，不高于约0.5ppm，不高于约0.4ppm，不高于约0.3ppm，不高于约0.2ppm，不高于约0.1ppm，不高于约0.05ppm，不高于约0.01ppm或更低。在某些实施方式中，例如当所生产的天然气产品为液化天然气时，所述经稀释的煤层气可经所述第一预处理和所述第二预处理而得到预处理后的煤层气流股。在某些实施方式中，例如当所生产的天然气产品为压缩天然气时，所述经稀释的煤层气可仅经所述第一预处理、不经所述第二预处理而得到预处理后的煤层气流股。本申请的所述方法还可以包括使获得的所述预处理后的煤层气流股经甲烷提浓处理而得到储备气和第一通过流股，所述储备气中甲烷的浓度为储备浓度且不低于约20％(v/v)。所述第一通过流股是指经所述甲烷提浓处理后未成为储备气的剩余气体部分。例如，所述储备气中甲烷的浓度可以为不低于约25％(v/v)，不低于约30％(v/v)，不低于约31％(v/v)，不低于约32％(v/v)，不低于约33％(v/v)，不低于约34％(v/v)，不低于约35％(v/v)，不低于约36％(v/v)，不低于约37％(v/v)，不低于约38％(v/v)，不低于约39％(v/v)，不低于约40％(v/v)，不低于约41％(v/v)，不低于约42％(v/v)，不低于约43％(v/v)，不低于约44％(v/v)，不低于约45％(v/v)，不低于约50％(v/v)，不低于约60％(v/v)，不低于约70％(v/v)，不低于约80％(v/v)或更高。在本申请中，“储备浓度”通常是指能够使包含甲烷的气体或气体混合物较稳定地在容器中储存一段合理时间的所述混合气体中甲烷的浓度。本申请的所述方法还可以包括使所述储备气的至少一部分经天然气产品加工单元处理以获得天然气产品和第二通过流股。所述天然气产品包括但不限于液化天然气和压缩天然气。例如，所述天然气产品可以是液化天然气和/或压缩天然气。所述第二通过流股是指经所述天然气产品加工单元处理后没有成为天然气产品(例如，液化天然气或压缩天然气)的一部分的剩余气体，例如包含液化天然气生产中的不凝性气体。本申请的所述方法还可以包括使所述第一通过流股的至少一部分经氧分离处理而获得发电流股和第三通过流股。所述发电流股中可以包含至少约0.5％(v/v)的甲烷，且所述第三通过流股中可以包含至少约95％(v/v)的惰性气体以及少于约3％(v/v)的氧。所述发电流股中可以包含不少于约0.1％(v/v)的甲烷。例如，所述发电流股中可以包含不少于约0.2％(v/v)的甲烷，不少于约0.3％(v/v)的甲烷，不少于约0.4％(v/v)的甲烷，不少于约0.5％(v/v)的甲烷，不少于约0.6％(v/v)的甲烷，不少于约0.7％(v/v)的甲烷，不少于约0.8％(v/v)的甲烷，不少于约0.9％(v/v)的甲烷，不少于约1.0％(v/v)的甲烷，不少于约1.1％(v/v)的甲烷，不少于约1.2％(v/v)的甲烷，不少于约1.3％(v/v)的甲烷，不少于约1.4％(v/v)的甲烷，不少于约1.5％(v/v)的甲烷，不少于约2.0％(v/v)的甲烷，不少于约2.5％(v/v)的甲烷，不少于约3.0％(v/v)的甲烷，不少于约3.5％(v/v)的甲烷，不少于约4.0％(v/v)的甲烷，不少于约4.5％(v/v)的甲烷，不少于约5.0％(v/v)或更多的甲烷。在某些实施方式中，所述发电流股中可以包含至少约20％(v/v)的氧。例如，所述发电流股中可以包含至少约21％(v/v)的氧，至少约22％(v/v)的氧，至少约23％(v/v)的氧，至少约24％(v/v)的氧，至少约25％(v/v)的氧，至少约26％(v/v)的氧，至少约27％(v/v)的氧，至少约28％(v/v)的氧，至少约29％(v/v)的氧，至少约30％(v/v)的氧，至少约31％(v/v)的氧，至少约32％(v/v)或更多的氧。在某些实施方式中，所述发电流股中水蒸汽的含量可以为不高于约10ppm，不高于约9ppm，不高于约8ppm，不高于约7ppm，不高于约6ppm，不高于约5ppm，不高于约4ppm，不高于约3ppm，不高于约2ppm，不高于约1ppm，不高于约0.9ppm，不高于约0.8ppm，不高于约0.7ppm，不高于约0.6ppm，不高于约0.5ppm，不高于约0.4ppm，不高于约0.3ppm，不高于约0.2ppm，不高于约0.1ppm，不高于约0.05ppm，不高于约0.01ppm或更低。在本申请的一些实施方式中，所述第三通过流股中包含至少约95％(v/v)的惰性气体，例如至少约96％(v/v)的惰性气体，至少约97％(v/v)的惰性气体，至少约98％(v/v)的惰性气体，至少约99％(v/v)的惰性气体，至少约99.1％(v/v)的惰性气体，至少约99.2％(v/v)的惰性气体，至少约99.3％(v/v)的惰性气体，至少约99.4％(v/v)的惰性气体，至少约99.5％(v/v)的惰性气体，至少约99.6％(v/v)的惰性气体，至少约99.7％(v/v)的惰性气体，至少约99.8％(v/v)的惰性气体，至少约99.9％(v/v)或更高的惰性气体。在本申请的一些实施方式中，所述第三通过流股中包含少于约3％(v/v)的氧，例如，少于约2％(v/v)的氧，少于约1％(v/v)的氧，少于约0.9％(v/v)的氧，少于约0.8％(v/v)的氧，少于约0.7％(v/v)的氧，少于约0.6％(v/v)的氧，少于约0.5％(v/v)的氧，少于约0.4％(v/v)的氧，少于约0.3％(v/v)的氧，少于约0.2％(v/v)的氧，少于约0.1％(v/v)或更少的氧。本申请的方法还可以包括使所述发电流股的至少一部分经发电单元处理而用于发电。本申请的所述方法还可以包括使所述第三通过流股的至少一部分作为所述惰性气体的至少一部分与所述原料煤层气混合。在本申请的方法中，对于所述经稀释的煤层气的第一和/或第二预处理可以包括例如，除尘(即除去粉尘)、膜分离和/或吸附处理。所述除尘处理的方法可以包括，例如湿式除尘和/或旋风式过滤等。“湿式除尘”通常是使含尘气体与液体密切接触，利用液滴和颗粒的惯性碰撞及其他作用捕集颗粒或使颗粒增大的方法。旋风式过滤通常是利用离心原理分离气相和固相物质。膜分离处理通常是利用具有选择性分离功能的膜实现混合物(例如混合气体)中不同组分的分离、纯化和/或浓缩。在本申请中，所述“吸附处理”可以包括，例如变压吸附、变温吸附和/或变温变压吸附等，如本申请中其它部分所详述的。在吸附处理中，可以使用的吸附剂包括但不限于，例如活性炭、炭分子筛、天然沸石、改性沸石(例如硅铝基分子筛)、介孔分子筛、钛基分子筛、金属有机框架材料、以及它们的混合物。在本申请的方法中，可以通过多种手段使得经预处理的煤层气中的硫含量达到本申请中所述的要求。例如，可以通过用改性活性炭和/或zno处理经稀释的煤层气而降低含硫化合物(例如h2s等)的含量。在本申请的方法中，可以对所获得的预处理后的煤层气流股进行甲烷提浓处理，以富集煤层气流股中的甲烷组分，从而获得储备气和第一通过流股。经过甲烷提浓处理所获得的储备气可直接用于后续步骤中，或储存于储罐中以便在需要时使用。所述甲烷提浓处理可以包括例如，通过膜分离，强吸附组分的置换分离方法，变压吸附，变温吸附，或变温变压吸附等对预处理后的煤层气流股进行处理。在一些实施方式中，通过变压吸附步骤对预处理后的煤层气流股进行处理而实现甲烷提浓。例如，可在低温、高压的条件下使用吸附剂吸附煤层气流股中的甲烷组分，而获得的未吸附的组分作为第一通过流股，并在高温、低压的情况下脱附而可获得储备气，所述储备气中甲烷的浓度为储备浓度且不低于约20％(v/v)，不低于约25％(v/v)，不低于约30％(v/v)，不低于约31％(v/v)，不低于约32％(v/v)，不低于约33％(v/v)，不低于约34％(v/v)，不低于约35％(v/v)，不低于约36％(v/v)，不低于约37％(v/v)，不低于约38％(v/v)，不低于约39％(v/v)，不低于约40％(v/v)，不低于约41％(v/v)，不低于约42％(v/v)，不低于约43％(v/v)，不低于约44％(v/v)，不低于约45％(v/v)，不低于约50％(v/v)，不低于约60％(v/v)，不低于约70％(v/v)，不低于约80％(v/v)或更高。在所述甲烷提浓处理中可使用的吸附剂包括但不限于，例如活性炭、炭分子筛、天然沸石、改性沸石、硅铝基分子筛、介孔分子筛、钛基分子筛、金属有机框架材料、以及它们的混合物。本申请的方法中，所述储罐可以为适用于甲烷储存和/或接收的气体储存装置，可包括金属储罐、非金属储罐和金属非金属复合储罐等。例如，所述金属储罐可包括碳钢储罐、不锈钢储罐和铝储罐等，所述非金属储罐可包括塑料储罐、陶瓷储罐和玻璃钢储罐等，所述金属非金属复合储罐可包括钢衬四氟储罐、钢衬聚乙烯储罐、钢衬聚烯烃储罐、钢衬胶储罐等。还可以在确定储存装置所需的储存压力、储存时间、储存容积等参数以后确定储存装置的具体参数，如根据gb150-2011确定钢制压力容器的具体参数。在本申请的方法中，所述天然气产品加工单元能够将所述储备气加工成为天然气产品，例如，所述天然气产品加工单元可包括本领域中各种适用于液化气冷却和/或液化的热交换装置，可适用的热交换装置包括但不限于间壁式热交换装置、蓄热式热交换装置等。本申请中，所述“间壁式热交换装置”通常指以封闭在壳体中管束的壁面作为传热面，通过管内外流体的温度不同实现热交换的热交换装置；所述“蓄热式热交换装置”通常指通过位于装置内的用以贮蓄热量的固体填充物而实现换热的热交换设备。所述热交换装置产生使天然气液化的低温，使被引入热交换装置中的储备气冷却、液化，以制备获得天然气产品，同时，未液化的部分作为热交换设备产出气，即第二通过流股。在某些实施方式中(例如，当所述天然气产品为液化天然气时)，所述天然气产品加工单元还可以包括一个或多个精馏塔和/或闪蒸罐。所述精馏塔可以包括塔顶冷凝器和塔底再沸器。在所述精馏塔中，经蒸发产生的气相可从塔底进入，其与下降液进行逆流接触，两相接触中，下降液中的易挥发(低沸点)组分不断地向气相中转移，气相中的难挥发(高沸点)组分不断地向下降液中转移，气相愈接近塔顶，其易挥发组分浓度愈高，而下降液愈接近塔底，其难挥发组分则愈富集，从而达到组分分离的目的。在某些实施方式中，可使高压高温下的流体混合物(例如，气体混合物)经过减压，使其沸点降低而进入闪蒸罐。这时，流体混合物的温度高于该压力下的沸点，使得所述流体混合物在闪蒸罐中迅速沸腾汽化，并进行两相分离。在某些实施方式中，所述天然气产品加工单元可包括吸附处理设备，在低温、高压的条件下使用吸附剂吸附储备气中的甲烷组分，并可获得未吸附的组分作为第二通过流股，还可以在高温、低压的情况下对吸附剂上吸附的甲烷进行脱附，可获得高甲烷浓度的产品气，所述产品气可进一步用于天然气产品的制备(例如，cng)或供用户直接使用。例如，所述高甲烷浓度的产品气中甲烷的浓度可以为至少约80％(v/v)，例如至少约82％(v/v)，至少约84％(v/v)，至少约86％(v/v)，至少约88％(v/v)，至少约90％(v/v)，至少约95％(v/v)或以上。本申请中，所述天然气产品可以为液化天然气、压缩天然气和/或天然气凝液等。液化天然气可指被转化为液体形态的天然气，压缩天然气可以指压缩后的气态天然气，压缩天然气的组分与液化天然气的组分可以基本相同。所述压缩天然气可以为压力不小于0.2mpa，例如压力不小于0.5mpa，不小于1mpa，不小于5mpa，不小于10mpa的气态天然气。在一些实施方式中，所述压缩天然气为压力范围为10-25mpa的气态天然气。天然气凝液可以是从天然气生产过程中回收到的液烃混合物，包括乙烷、丙烷、丁烷、戊烷等烃类。在本申请的方法中，所述氧分离处理可以包括例如膜分离处理和/或吸附分离处理等。在一些实施方式中，所述氧分离处理包括变压吸附处理，如本申请中其它部分所详述的。在所述吸附处理中，所使用的吸附剂可包括但不限于：活性炭、炭分子筛、天然沸石、改性沸石、硅铝基分子筛、介孔分子筛、钛基分子筛、金属有机框架材料、以及它们的混合物。在本申请的方法中，所述发电流股的至少一部分还可与储备气的一部分进行混合，获得混合发电流股，该混合发电流股可经发电单元处理用于发电。在本申请的方法的某些实施方式中，还可以对经所述第一预处理和/或第二预处理的煤层气流股中的甲烷含量进行测定，当该甲烷含量高于约3％(v/v)时(例如，高于约3.5％(v/v)，高于约4％(v/v)，高于约4.5％(v/v)，高于约5％(v/v)，高于约5.5％(v/v)，高于约6％(v/v)，高于约6.5％(v/v)，高于约7％(v/v)高于约7.5％(v/v)，高于约8％(v/v)，高于约8.5％(v/v)，高于约9％(v/v)，高于约9.5％(v/v)，高于约10％(v/v)，高于约10.5％(v/v)，高于约11％(v/v)，高于约11.5％(v/v)或更高时)，使所述预处理后的煤层气流股经受第二预处理和/或经受甲烷提浓处理。在一些实施方式中，当经所述第一预处理和/或第二预处理的煤层气流股中的甲烷含量低于约3％(v/v)时(例如，低于约5％(v/v)，低于约4.5％(v/v)，低于约4％(v/v)，低于约3.5％(v/v)，低于约3％(v/v)，低于约2.5％(v/v)，低于约2％(v/v)，低于约1.5％(v/v)，低于约1％(v/v)或更低)时，可不进行第二预处理和/或甲烷提浓处理，而将进行过所述预处理的煤层气流股的至少一部分与所述储备气的至少一部分和/或所述发电流股的至少一部分进行混合，得到混合发电流股而经发电单元处理用于发电。不欲被理论所束缚，由于原料气浓度和流量经常在较大范围内波动，这会导致低煤层气发电机组维修量大，损耗高。因此，需要获得流量和甲烷浓度稳定的发电流股。在一些实施方式中，通过动态调节所述混合发电流股中储备气的含量可使得所产生的混合发电流股中甲烷的含量基本上保持恒定。所述动态调节可以通过下述完成，例如，在确定了混合发电流股中甲烷的目标含量(例如，至少约1％(v/v)，至少约1.5％(v/v)，至少约2％(v/v)，至少约2.5％(v/v)，至少约3％(v/v)，至少约3.5％(v/v)，至少约4％(v/v)，至少约4.5％(v/v)，至少约5％(v/v)，至少约5.5％(v/v))后，根据混合发电流股中的实时组分含量，计算混合发电流股中所需储备气的含量，使得混合发电流股中的甲烷含量能够达到目标含量；当发电流股和/或储备气的组分含量发生变化时，也对储备气的含量进行相应调整，使混合发电流股中甲烷的含量基本上保持恒定。所述混合发电流股中各组分的含量以及所述动态调节可以通过计算机控制系统实现。所述使混合发电流股中甲烷的含量基本上保持恒定可以是，例如保持混合发电流股中甲烷的含量在目标值的约-20％(v/v)至约+20％(v/v)的范围内，例如，在目标值的约-15％(v/v)至约+15％(v/v)的范围内，约-10％(v/v)至约+10％(v/v)的范围内，约-9％(v/v)至约+9％(v/v)的范围内，约-8％(v/v)至约+8％(v/v)的范围内，约-7％(v/v)至约+7％(v/v)的范围内，约-6％(v/v)至约+6％(v/v)的范围内，约-5％(v/v)至约+5％(v/v)的范围内，约-4.5％(v/v)至约+4.5％(v/v)的范围内，约-4％(v/v)至约+4％(v/v)的范围内，约-3.5％(v/v)至约+3.5％(v/v)的范围内，约-3％(v/v)至约+3％(v/v)的范围内，约-2.5％(v/v)至约+2.5％(v/v)的范围内，约-2％(v/v)至约+2％(v/v)的范围内，约-1.5％(v/v)至约+1.5％(v/v)的范围内，约-1％(v/v)至约+1％(v/v)的范围内，约-0.5％(v/v)至约+0.5％(v/v)的范围内，或约-0.1％(v/v)至约+0.1％(v/v)的范围内。所述天然气产品加工单元运转所需的能量的至少一部分可以由经所述发电单元产生的电能提供，从而实现能量的循环利用。在本申请的方法中，所获得的第三流股的至少一部分可循环地作为惰性气体与原料煤层气混合，以使经稀释的煤层气不超过甲烷的爆炸极限，和/或使经稀释的煤层气中的氧含量不高于氧的安全限值。在一些实施方式中，所述惰性气体的一部分可以由所述第三通过流股提供，另一部分可以由第三通过流股以外的来源提供，例如可以通过从外部引入的惰性气体获得。在本申请的方法中，经所述天然气产品加工单元处理后产生的第二通过流股的至少一部分可被引入发电单元，经发电单元处理而用于发电。在一些实施方式中，可将经所述天然气产品加工单元处理后产生的第二通过流股的至少一部分混合到所述混合发电流股中，经发电单元处理而用于发电。用于煤层气发电和天然气产品联产的系统在另一个方面，本申请提供了一种用于煤层气发电和天然气产品联产的系统。所述系统可以包括混合单元，所述混合单元可用于将原料煤层气与惰性气体混合而得到经稀释的煤层气，其中所述经稀释的煤层气中各组分的组成和含量使得不超过甲烷的爆炸极限。在某些实施方式中，所述经稀释的煤层气中氧的含量不超过氧的安全限值。例如，所述经稀释的煤层气中氧的含量为不高于约15％，不高于约14％，不高于约13％，不高于约12％，不高于约11.5％，不高于约11％，不高于约10.5％，不高于约10％，不高于约9.5％，不高于约9％，不高于约8％，不高于约7％，不高于约6％，不高于约5％，不高于约4％，不高于约3％，不高于约2％，不高于约1％，不高于约0.5％或更低。所述混合单元可以包括，例如气柜、气泵、风扇、鼓风机、气体混合装置等，以将输入的原料煤层气与惰性气体充分混合，而获得经稀释的煤层气。所述惰性气体可以包含氮气。所述系统还可以至少包括第一预处理单元，所述第一预处理单元可以与所述混合单元流体联通，从而使所述经稀释的煤层气能够流体地进入所述第一预处理单元。在某些实施方式中，经所述第一预处理单元处理的煤层气流股适于进行后续步骤(例如，压缩和/或提浓，如cng生产中的压缩和/或提浓)。例如，经所述第一预处理单元处理后的煤层气流股中粉尘浓度为不高于约10ppm,不高于约9ppm，不高于约8ppm，不高于约7ppm，不高于约6ppm，不高于约5ppm，不高于约4ppm，不高于约3ppm，不高于约2ppm，不高于约1.9ppm，不高于约1.8ppm，不高于约1.7ppm，不高于约1.6ppm，不高于约1.5ppm，不高于约1.4ppm，不高于约1.3ppm，不高于约1.2ppm，不高于约1.1ppm，不高于约1.0ppm，不高于约0.9ppm，不高于约0.8ppm，不高于约0.7ppm，不高于约0.6ppm，不高于约0.5ppm，不高于约0.4ppm，不高于约0.3ppm，不高于约0.2ppm，不高于约0.1ppm，不高于约0.05ppm，不高于约0.01ppm，或更低。经所述第一预处理单元处理后的煤层气流股中的硫含量可以为不高于约5ppm，例如不高于约4ppm，不高于约3ppm，不高于约2ppm，不高于约1ppm，不高于约0.9ppm，不高于约0.8ppm，不高于约0.7ppm，不高于约0.6ppm，不高于约0.5ppm，不高于约0.4ppm，不高于约0.3ppm，不高于约0.2ppm，不高于约0.1ppm，不高于约0.05ppm，不高于约0.01ppm或更低。在某些实施方式中，本申请的系统还可包括第二预处理单元。所述第二预处理单元与所述第一预处理单元流体连通，并且使经所述第一预处理的煤层气经第二预处理而得到预处理后的煤层气流股。经第二预处理的所述预处理后的煤层气流股除满足经所述第一预处理的煤层气流股的条件外，其中水蒸汽的含量不高于约10ppm，且二氧化碳的含量不高于约5ppm。例如，经所述第二预处理单元处理后得到的所述预处理后的煤层气流股中粉尘浓度为不高于约1ppm，硫含量为不高于约5ppm，水蒸汽含量为不高于约10ppm,且二氧化碳含量为不高于约5ppm。经第二预处理单元处理的所述预处理后的煤层气流股中水蒸汽的含量可以为不高于约10ppm，不高于约9ppm，不高于约8ppm，不高于约7ppm，不高于约6ppm，不高于约5ppm，不高于约4ppm，不高于约3ppm，不高于约2ppm，不高于约1ppm，不高于约0.9ppm，不高于约0.8ppm，不高于约0.7ppm，不高于约0.6ppm，不高于约0.5ppm，不高于约0.4ppm，不高于约0.3ppm，不高于约0.2ppm，不高于约0.1ppm，不高于约0.05ppm，不高于约0.01ppm或更低。经第二预处理单元处理的所述预处理后的煤层气流股中二氧化碳的含量可以为不高于约50ppm，不高于约40ppm，不高于约30ppm，不高于约20ppm，不高于约10ppm，不高于约5ppm，不高于约4ppm，不高于约3ppm，不高于约2ppm，不高于约1ppm，不高于约0.9ppm，不高于约0.8ppm，不高于约0.7ppm，不高于约0.6ppm，不高于约0.5ppm，不高于约0.4ppm，不高于约0.3ppm，不高于约0.2ppm，不高于约0.1ppm，不高于约0.05ppm，不高于约0.01ppm或更低。在某些实施方式中，例如当所生产的天然气产品为液化天然气时，所述系统可包括第一预处理单元和第二预处理单元，以便得到预处理后的煤层气流股。在某些实施方式中，例如当所生产的天然气产品为压缩天然气时，所述系统可仅包括第一预处理单元而不包括所述第二预处理单元，从而得到预处理后的煤层气流股。所述第一和/或第二预处理单元可以包括例如除尘装置、膜分离装置和/或吸附处理装置。所述除尘装置可以包括，例如湿式除尘装置和/或旋风式过滤设备等。“湿式除尘”通常是使含尘气体与液体密切接触，利用液滴和颗粒的惯性碰撞及其他作用捕集颗粒或使颗粒增大的方法。旋风式过滤通常是利用离心原理分离气相和固相物质。膜分离处理通常是利用具有选择性分离功能的膜实现混合物(例如混合气体)中不同组分的分离、纯化和/或浓缩。所述膜可由任何合适的材料制成，例如，所述膜可以是聚合物制成的有机薄膜，选择性渗透膜等。在一些实施方式中，所述膜可以是二氧化碳分离膜。所述“吸附处理装置”可以包括，例如变压吸附装置、变温吸附装置和/或变温变压吸附装置等。所述吸附处理装置中可以包含任何合适的吸附剂，所述吸附剂具备吸附容量大、组分间分离系数大和/或机械强度高等特点。可以使用的吸附剂包括但不限于，例如活性炭、炭分子筛、天然沸石、改性沸石、硅铝基分子筛、介孔分子筛、钛基分子筛、金属有机框架材料、以及它们的混合物。所述第一和/或第二预处理单元中可包含用于降低含硫化合物(例如h2s)含量的物质，例如可使用改性活性炭和/或zno作为吸附物质来处理经稀释的煤层气。图3显示了本申请所述的预处理单元的一个实例300。所述预处理单元300可包含一个或多个流体相连的变温吸附装置或变压吸附装置以及可选的加热器306。在一些实施方式中，所述预处理单元可包括用于脱除粉尘、硫、水分(例如，液滴水和/或水蒸汽)和/或co2的变温吸附装置。待处理的气体(例如，经稀释的煤层气)304可以顺次经彼此流体相连的吸附设备301、303和302处理而得到经预处理的气体305。其余组分可作为尾气307排出或用于其它用途。本申请所述的系统还可以包括甲烷提浓单元，所述甲烷提浓单元可以与所述预处理单元流体连通，并且使所述预处理后的煤层气流股经甲烷提浓处理而得到储备气和第一通过流股。经所述甲烷提浓单元处理而获得的储备气可直接用于后续步骤，和/或储存于储罐中而在需要时使用。所述甲烷提浓单元可以包括例如，膜分离装置，强吸附组分的置换分离装置，变压吸附装置，变温吸附装置，和/或变温变压吸附装置等。在一些实施方式中，所述甲烷提浓单元包括变压吸附装置。例如，该变压吸附装置可在低温、高压的条件下使用吸附剂吸附预处理后的煤层气流股中的甲烷组分而未吸附的组分可作为第一通过流股流出，然后，可在高温、低压的情况下脱附被吸附的组分而获得储备气。所述储备气中甲烷的浓度为储备浓度且不低于约20％(v/v)，例如不低于约25％(v/v)，不低于约30％(v/v)，不低于约31％(v/v)，不低于约32％(v/v)，不低于约33％(v/v)，不低于约34％(v/v)，不低于约35％(v/v)，不低于约36％(v/v)，不低于约37％(v/v)，不低于约38％(v/v)，不低于约39％(v/v)，不低于约40％(v/v)，不低于约41％(v/v)，不低于约42％(v/v)，不低于约43％(v/v)，不低于约44％(v/v)，不低于约45％(v/v)，不低于约50％(v/v)，不低于约60％(v/v)，不低于约70％(v/v)，不低于约80％(v/v)或更高。所述甲烷提浓单元中可包含吸附剂，包括但不限于，例如活性炭、炭分子筛、天然沸石、改性沸石、硅铝基分子筛、介孔分子筛、钛基分子筛、金属有机框架材料、以及它们的混合物。本申请所述的系统还可以包括储罐，所述储罐用于接收和/或储存所述储备气并且与所述甲烷提浓单元流体连通。所述储罐可以为适用于甲烷储存和/或接收的气体储存装置，可包括金属储罐、非金属储罐和金属非金属复合储罐等。例如，所述金属储罐可包括碳钢储罐、不锈钢储罐和铝储罐等，所述非金属储罐可包括塑料储罐、陶瓷储罐和玻璃钢储罐等，所述金属非金属复合储罐可包括钢衬四氟储罐、钢衬聚乙烯储罐、钢衬聚烯烃储罐、钢衬胶储罐等。还可以在确定储存装置所需的储存压力、储存时间、储存容积等参数以后确定储存装置的具体参数，如根据gb150-2011确定钢制压力容器的具体参数。本申请所述的系统还可以包括天然气产品加工单元。所述天然气产品加工单元可与所述储罐流体连通，并且使所述储备气的至少一部分经加工产生天然气产品和第二通过流股。所述天然气产品加工单元能够将所述储备气加工成为天然气产品，例如，所述天然气产品可以为液化天然气和/或压缩天然气。如本申请中其它部分所详述的，所述天然气产品加工单元可包括本领域中各种适用于液化气冷却和/或液化的热交换装置(可适用的热交换装置包括但不限于间壁式热交换装置、蓄热式热交换装置等)以及一个或多个精馏塔和/或闪蒸罐等，如本申请其它部分所详述的。在某些实施方式中，所述天然气产品加工单元包括吸附处理设备。例如，其可在低温、高压的条件下使用吸附剂吸附储备气中的甲烷组分，并可获得未吸附的组分作为第二通过流股。所述吸附处理设备还可以在高温、低压的情况下对吸附剂上吸附的甲烷进行脱附，而获得高甲烷浓度的产品气(例如，cng)，所述产品气可进一步用于天然气产品的制备或供用户直接使用。例如，所述高甲烷浓度的产品气中甲烷的浓度可以为至少约80％(v/v)，例如至少约82％(v/v)，至少约84％(v/v)，至少约86％(v/v)，至少约88％(v/v)，至少约90％(v/v)，至少约95％(v/v)或以上。本申请所述的系统还可以包括氧分离单元，所述氧分离单元与所述甲烷提浓单元流体连通，并且使所述第一通过流股的至少一部分经氧分离处理而产生发电流股和第三通过流股。所述发电流股中可包含至少约0.5％(v/v)的甲烷，且所述第三通过流股中包含至少约95％(v/v)的惰性气体以及少于约3％(v/v)的氧。经所述氧分离单元处理而产生的所述发电流股中可以包含不少于约0.1％(v/v)的甲烷。例如，所述发电流股中可以包含不少于约0.2％(v/v)的甲烷，不少于约0.3％(v/v)的甲烷，不少于约0.4％(v/v)的甲烷，不少于约0.5％(v/v)的甲烷，不少于约0.6％(v/v)的甲烷，不少于约0.7％(v/v)的甲烷，不少于约0.8％(v/v)的甲烷，不少于约0.9％(v/v)的甲烷，不少于约1.0％(v/v)的甲烷，不少于约1.1％(v/v)的甲烷，不少于约1.2％(v/v)的甲烷，不少于约1.3％(v/v)的甲烷，不少于约1.4％(v/v)的甲烷，不少于约1.5％(v/v)的甲烷，不少于约2.0％(v/v)的甲烷，不少于约2.5％(v/v)的甲烷，不少于约3.0％(v/v)的甲烷，不少于约3.5％(v/v)的甲烷，不少于约4.0％(v/v)的甲烷，不少于约4.5％(v/v)的甲烷，不少于约5.0％(v/v)或更多的甲烷。在某些实施方式中，所述发电流股中可以包含至少约20％(v/v)的氧。例如，所述发电流股中可以包含至少约21％(v/v)的氧，至少约22％(v/v)的氧，至少约23％(v/v)的氧，至少约24％(v/v)的氧，至少约25％(v/v)的氧，至少约26％(v/v)的氧，至少约27％(v/v)的氧，至少约28％(v/v)的氧，至少约29％(v/v)的氧，至少约30％(v/v)的氧，至少约31％(v/v)的氧，至少约32％(v/v)或更多的氧。在某些实施方式中，所述发电流股中水蒸汽的含量可以为不高于约10ppm，不高于约9ppm，不高于约8ppm，不高于约7ppm，不高于约6ppm，不高于约5ppm，不高于约4ppm，不高于约3ppm，不高于约2ppm，不高于约1ppm，不高于约0.9ppm，不高于约0.8ppm，不高于约0.7ppm，不高于约0.6ppm，不高于约0.5ppm，不高于约0.4ppm，不高于约0.3ppm，不高于约0.2ppm，不高于约0.1ppm，不高于约0.05ppm，不高于约0.01ppm或更低。在本申请的一些实施方式中，所述第三通过流股中包含至少约95％(v/v)的惰性气体，例如至少约96％(v/v)的惰性气体，至少约97％(v/v)的惰性气体，至少约98％(v/v)的惰性气体，至少约99％(v/v)的惰性气体，至少约99.1％(v/v)的惰性气体，至少约99.2％(v/v)的惰性气体，至少约99.3％(v/v)的惰性气体，至少约99.4％(v/v)的惰性气体，至少约99.5％(v/v)的惰性气体，至少约99.6％(v/v)的惰性气体，至少约99.7％(v/v)的惰性气体，至少约99.8％(v/v)的惰性气体，至少约99.9％(v/v)或更高的惰性气体。在本申请的一些实施方式中，所述第三通过流股中包含少于约3％(v/v)的氧，例如，少于约2％(v/v)的氧，少于约1％(v/v)的氧，少于约0.9％(v/v)的氧，少于约0.8％(v/v)的氧，少于约0.7％(v/v)的氧，少于约0.6％(v/v)的氧，少于约0.5％(v/v)的氧，少于约0.4％(v/v)的氧，少于约0.3％(v/v)的氧，少于约0.2％(v/v)的氧，少于约0.1％(v/v)或更少的氧。所述氧分离单元可以与所述混合单元流体连通，并且所述第三通过流股的至少一部分可以作为所述惰性气体的至少一部分与所述原料煤层气混合而得到经稀释的煤层气。本申请所述的系统还可以包括发电单元。所述发电单元可以与所述氧分离单元、所述储罐和/或所述天然气产品加工单元流体连通，并且使所述发电流股的至少一部分经处理而产生电能。本申请所述的系统还可以包括惰性气体储罐。所述惰性气体储罐可以与所述混合单元流体连通，并且用于提供与所述原料煤层气混合而形成经稀释的煤层气的所述惰性气体的至少一部分。例如，所述惰性气体的一部分可以由所述第三通过流股提供，而另一部分可以由所述惰性气体储罐提供。本申请所述的系统还可以包括发电混合单元，所述发电混合单元可与所述储罐、所述氧分离单元和/或所述发电单元流体连通，且可在所述发电混合单元中将所述发电流股的至少一部分与所述储备气的至少一部分进行混合而得到混合发电流股，所述混合发电流股的至少一部分可经所述发电单元处理用于发电。在一些实施方式中，通过动态调节所述混合发电流股中储备气的含量而使得所产生的混合发电流股的流量以及其中甲烷的含量基本上保持恒定。例如，所述系统可包括计算机监控和调节系统，用于控制所述储罐中气体的流入和/或流出。所述计算机监控和调节系统还可用于检测所述混合发电流股中各组分的含量。在本申请所述的系统中，所述天然气产品加工单元可与所述发电单元和/或所述发电混合单元流体连通，且所述第二通过流股的至少一部分可经所述发电单元处理而用于发电和/或所述第二通过流股的至少一部分可在所述发电混合单元中作为所述混合发电流股的一部分。例如，天然气产品加工单元产生的第二通过流股的至少一部分可经发电单元处理而用于发电。在一些实施方式中，所述第二通过流股的至少一部分可在发电混合单元中与储备气和/或发电流股混合而形成混合发电流股，该混合发电流股的至少一部分可经发电单元处理用于发电。本申请所述的系统还可以包括甲烷浓度测试单元，其可与所述第一预处理单元和/或所述第二预处理单元流体连通并用于测定所述预处理后的煤层气流股中的甲烷含量。例如，当该甲烷含量低于约5％时，可不进行第二预处理和/或甲烷提浓处理而将所述预处理后的煤层气流股与所述储备气的至少一部分，所述发电流股的至少一部分，和/或所述第二通过流股的至少一部分进行混合得到混合发电流股，而所述混合发电流股的至少一部分经所述发电单元处理用于发电。例如，当该甲烷含量高于约3％(v/v)时(例如，高于约3.5％(v/v)，高于约4％(v/v)，高于约4.5％(v/v)，高于约5％(v/v)，高于约5.5％(v/v)，高于约6％(v/v)，高于约6.5％(v/v)，高于约7％(v/v)高于约7.5％(v/v)，高于约8％(v/v)，高于约8.5％(v/v)，高于约9％(v/v)，高于约9.5％(v/v)，高于约10％(v/v)，高于约10.5％(v/v)，高于约11％(v/v)，高于约11.5％(v/v)或更高时)，使所述预处理后的煤层气流股经受第二预处理和/或经受甲烷提浓处理。在一些实施方式中，当该甲烷含量低于约5％(v/v)时(例如，低于约4.5％(v/v)，低于约4％(v/v)，低于约3.5％(v/v)，低于约3％(v/v)，低于约2.5％(v/v)，低于约2％(v/v)，低于约1.5％(v/v)，低于约1％(v/v)或更低)时，可不进行第二预处理和/或甲烷提浓处理，而将进行过所述预处理的煤层气流股的至少一部分与所述储备气的至少一部分，所述发电流股的至少一部分，和/或所述第二通过流股的至少一部分进行混合得到混合发电流股，经发电单元处理用于发电。在本申请所述的系统中，可动态调节所述混合发电流股中储备气的含量而使得所产生的混合发电流股的流量以及其中甲烷的含量基本上保持恒定。例如，可使所述混合发电流股中的甲烷含量基本上保持在约5％(v/v)左右。在本申请所述的系统中，所述天然气产品加工单元运转所需能量的至少一部分可由经所述发电单元产生的电能提供。在一些实施方式中，所述系统可以包括一台或多台水分离器用于分离水份，一台或多台吸附器(例如变压吸附器)，一台或多台置换废气缓冲罐以用于缓冲通过流股，一台或多台吸附废气罐以用于储存或接收吸附处理后产生的通过流股，一台或多台逆放气缓冲罐用于逆放气过程中气体的缓冲，一台或多台产品缓冲罐用于接收、储存和/或缓冲所产生的产品，一台或多台混合罐用于物料的混合，一台或多台废气罐用于接收和/或储存所产生的废气(例如，一种或多种通过流股的至少一部分)，一台或多台除油器用于除去所产生的油，一台或多台干燥器用于气体或产品的干燥，一台或多台中间缓冲罐用于缓冲所产生的中间产物，一台或多台稀释气罐用于接收或储存经稀释的气体，一台或多台真空罐，一台或多台气柜(例如双膜气柜)用于接收或储存混合后的气体，一台或多台原料气螺杆压缩机用于原料气的压缩，一台或多台浓缩气的螺杆压缩机用于经提浓后的气体混合物的压缩，一台或多台真空泵用于产生真空，一台或多台置换压缩机，一台或多台主换热器，一台或多台蒸发器，和/或一台或多台螺杆空压机。所述压缩机可以包括容积式压缩机和/或速度式压缩机。例如，速度式压缩机包括，例如离心式压缩机。容积式压缩机包括，例如活塞式压缩机或螺杆式压缩机。离心式压缩机主要靠高速叶片将能量传递给管道中连续流动的气体使之获得极大的速度，同时提高压力。螺杆式压缩机属容积型回旋式压缩机中的一种，由于不出现余隙容积中剩余气体的再膨胀过程，在转子和机壳之间具有很小的间隙，相互之间没有滑动摩擦，所以内效率和机械效率都比较高。活塞式压缩机是传统型容积式压缩机，为本领域技术人员所了解。在本申请所涉及的各方面中，所述变压吸附处理和/或装置可包括一台或多台(例如，2、3、4、5、6或更多台)吸附器，以及一个或多个程序控制阀门等。在一些实施方式中，每台吸附器在不同时间依次经历吸附、一次或多次均降、逆放、置换、抽空、升压、一次或多次均升、终充等步骤。而被吸附的组分可通过逆放、抽空被解吸(即脱附)出来作为产品气(例如，储备气，发电流股等)。吸附废气可作为通过流股。在本申请所述的吸附装置中，可使用热导池气相色谱仪，填充5a分子筛和/或poraoakq色谱柱。此外，可使用外标法进行定量来分析各混合气体(例如，稀释后的煤层气、经预处理的煤层气、混合发电流股等)中的组分和组成。在本申请所涉及的各方面中，所述变压吸附处理和/或装置可采用下述中的一种或多种：多次均压工艺以提高回收率；多步交错冲洗工艺以提高吸附剂再生效果；搭接抽真空工艺，使解吸气系统压力更加稳定，使抽真空效率有效提高，操作更加方便；自适应优化控制，以根据原料组成、流量、压力及产品气中杂质含量的变化，自动调整吸附时间，而吸附时间的变化可自动改变终充及顺放调节阀的设定值，使终充及顺放调节阀在新的设定值下自动调整，使终充到位，冲洗再生彻底。这也可保证装置在原料工况变化时仍能优化、稳定运行；计算机专家故障诊断系统，通过工艺步骤压力及阀检回讯信号联锁判断程控阀故障，提高诊断故障的准确性，实现多塔变压吸附装置任意切换，进行在线维修，保证装置长期连续稳定地运行；逆放及冲洗过程随原料负荷变化自动调整，以使通过流股(即尾气)系统流量稳定。在本申请任何方面所涉及的变压吸附装置和/或处理中，通过流股(也可称为尾气)系统可以采用两级缓冲工艺，其中缓冲罐及混合罐内排气管可依据高度设计孔径大小不同的排气孔，使排出变压吸附装置的解吸气压力更平稳，组成更加均匀，热值更稳定。在本申请所涉及的各方面中，所述变压吸附装置可以包含一个或多个程控阀。所述程控阀密封性能可具备长周期运行不出现内外泄漏的特性。此外，所述装置的吸附塔、原料总管、均压总管、真空总管、产品气总管上均可包含一个或多个安全阀，以防发生意外时保护设备和管道。原料气总管上还可包含水封保护。此外，可在本申请任何方面中所涉及的变压吸附装置的原料总管、放空总管和/或产品气总管上设置阻火器，以防止发生意外时对煤层气抽排站产生影响而引起更大事故。可在所有置于室外危险场所的仪表中采用本安结构，在因故不能构成本安回路时可选用隔爆型仪表并按dⅱct4防爆级别考虑。所述装置还可包括一个或多个可燃气体检测报警仪表。当出现意外事故时，所述变压吸附装置中控制系统的故障保护系统会自动使装置处于安全状态。所述变压吸附装置中可包括事故诊断专家系统，所述事故诊断专家系统可包括计算机控制系统，所述计算机控制系统可包含整合了本领域专家经验和合理的正逆向推理系统的控制中心，从而实时地为本申请所述的系统和方法进行实时诊断。由此，操作人员可对系统波动(如晃电、短时间的停电、停风、停汽、停水等)对所述系统造成的影响、吸附剂床层压降异常、吸附压力异常、解吸气串压等异常情况进行实时诊断，及时发现问题，并采用系统提供的专家处理方案，将异常过程在其发展的初期加以处理和解决，预防和防止装置事故的发生，为装置安全优化生产提供保障。在本申请所涉及的各方面中，所述天然气产品加工单元可包括液化天然气(lng)生产单元。所述液化天然气生产单元可以为，例如小型lng装置(如小型可撬装lng装置)。所述小型可撬装lng装置可采用混合制冷剂循环技术。在一些实施方式中，所述lng生产单元可包括液化系统，所述液化系统可以包括：制冷剂压缩机，压缩机润滑系统，冷却装置，主换热器，膨胀阀，和/或驱动装置(例如发动机或电机)等。所述lng生产单元还可以包括，例如甲烷浓缩单元，脱水单元，脱co2单元，和/或lng储罐等。所述lng生产单元可以将混合制冷剂压缩到需要的压力，然后将由制冷剂压缩机压缩产生的热混合制冷剂通过空气冷却或水冷等方法冷却到接近室温，再将经冷却的混合制冷剂通过节流膨胀(例如j-t阀)来产生使天然气液化的低温。所述lng生产单元可采用单个紧凑的热交换器来实现甲烷的冷却和液化，其中涉及的设备很大程度上和工业上常用的制冷设备中的设备相同。在一些实施方式中，所述lng生产单元利用多种成分的混合制冷剂的循环方式来实现制冷。所述混合制冷剂能够在热交换器内使进入的天然气的温度在一个单程内降到其液化温度，例如，低于-162摄氏度(-260华氏)。所述混合制冷剂可以含有氮气，甲烷，乙烷，异丁烷，戊烷或其中一种或多种的组合物。每种成份可以具有不同的沸点。通过控制不同成份在换热器的相应部位的蒸发可产生天然气液化所需要的冷却温度和冷量。例如，通过一个紧凑型换热器就可以将天然气的温度从常温降低到其液化温度。可以根据不同的产量和不同来源的天然气源来调节所述混合制冷剂中各成份的最佳配比。例如，所述混合制冷剂可包含(按摩尔百分比计)例如约5％-约25％氮气，约5％-约50％甲烷，约5％-约35％乙烷，约5％-约20％异丁烷，和约5％-约20％戊烷。在一个实施方式中，所述混合制冷剂可包含(按摩尔百分比计)约17％氮气，约40％甲烷，约21％乙烷，约15％异丁烷，和约7％异戊烷。在另一个实施方式中，所述混合制冷剂可包含(按摩尔百分比计)约9.43％氮气，约37.70％甲烷，约29.64％乙烷，约8.60％异丁烷，和约14.63％异戊烷。在一个实施方式中，所述混合制冷剂可包含(按摩尔百分比计)约6.90％氮气，约39.71％甲烷，约28.45％乙烷，约10.82％异丁烷，和约14.12％异戊烷。所述lng生产单元中可以采用蒸发式凉水塔来冷却被压缩的制冷剂。所述lng生产单元中可包括三回路换热器。图2显示了可使用的三回路换热器200的一个实例。经冷却的高压制冷剂蒸汽206从顶部进入冷箱203中的换热器后，在下行过程中在进入膨胀阀201之前被冷却到-144℃而液化。然后制冷剂通过膨胀阀膨胀成气液混合物。该混合物从底部进入蒸发回路。在上行的过程中液体蒸发提供天然气液化所需的冷量。在蒸发器底部，甲烷和氮气首先蒸发，其他的组分沿着上行的回路依次气化来逐渐降低从顶部进入的天然气204。在天然气下行冷却液化过程中，当其中的较高沸点组分开始冷凝析出时，下行流为气液双相流。可以通过将这股液体202引出到一个闪蒸分离罐实现轻烃的分离回收。上行的制冷剂混合物205最后离开所述冷箱203。本申请的所述天然气产品加工单元可以包括cng生产单元。所述cng生产单元可以包括顺次流体连接的原料气预分离器、压缩装置、制冷分离装置、分馏装置、抽真空装置和/或cng压缩装置等。图1显示了本申请的用于煤层气发电和天然气产品联产的系统的一个实例。该系统包括混合单元8，所述混合单元用于包含将原料煤层气111与惰性气体125混合而得到经稀释的煤层气124，所述经稀释的煤层气124中氧的含量不高于安全限值(例如，约12％(v/v))。该系统还包括第一预处理单元1和第二预处理单元1’。所述第一预处理单元1与所述混合单元8流体联通，并且使所述经稀释的煤层气124经第一预处理而得到预处理后的煤层气流股127，经所述第一预处理后的煤层气流股127中粉尘浓度为不高于约1ppm、硫含量为不高于约5ppm。所述第二预处理单元1’与所述第一预处理单元1流体连通并且使经所述第一预处理的煤层气127经第二预处理而得到预处理后的煤层气流股112，经所述第二预处理后的煤层气流股112中粉尘浓度为不高于约1ppm，硫含量为不高于约5ppm，水蒸汽含量为不高于约10ppm,且二氧化碳含量为不高于约5ppm。所述系统还包括甲烷提浓单元2，所述甲烷提浓单元2可与所述第二预处理单元1’(在某些实施方式中，甲烷提浓单元2可与所述第一预处理单元1)直接或间接地流体连通，并且使所述预处理后的煤层气流股112经甲烷提浓处理而得到储备气116和第一通过流股113，所述储备气116中甲烷的浓度为储备浓度且不低于约20％(v/v)。所述系统还包括储罐4，所述储罐4用于接收和/或储存所述储备气116并且与所述甲烷提浓单元2流体连通。所述系统还包括天然气产品加工单元5，所述天然气产品加工单元5与所述储罐4流体连通，并且使所述储备气116的至少一部分经加工产生天然气产品气121(存储于产品罐7中)和第二通过流股120。此外，所述系统包括氧分离单元3，所述氧分离单元3与所述甲烷提浓单元2流体连通，并且使所述第一通过流股113的至少一部分经氧分离处理而产生发电流股115和第三通过流股114，所述发电流股115中包含至少约20％(v/v)的氧和不少于约0.5％(v/v)的甲烷，且所述第三通过流股114中包含至少约99.5％(v/v)的惰性气体以及少于约0.5％(v/v)的氧。所述系统还包括发电混合单元11，所述发电混合单元11与所述储罐4及所述氧分离单元3流体连通，且在所述发电混合单元11中将所述发电流股115的至少一部分与所述储备气117的至少一部分进行混合而得到混合发电流股119。所述系统还包括发电单元6，所述发电单元6与所述发电混合单元11流体连通，所述混合发电流股119的至少一部分经所述发电单元6处理用于发电。所述氧分离单元3与所述混合单元8流体连通，并且所述第三通过流股114的至少一部分作为所述惰性气体的至少一部分与所述原料煤层气111混合而得到经稀释的煤层气124；其中所述天然气产品罐7中的产品为液化天然气和/或压缩天然气。所述混合单元8也可用于储存气体，或用于平衡气体需用量，具体可采用的装置如气柜等，所述“气柜”通常指用于储存各种气体，同时也用于平衡气体需用量的不均匀性的一种容器设备。所述系统还可以包括甲烷浓度测试单元9，其可与所述第一预处理单元1和/或所述第二预处理单元1’流体连通并用于测定所述预处理后的煤层气流股127和/或112中的甲烷含量，当该甲烷含量高于约5％时，可将甲烷含量高于约5％的预处理后的煤层气流股126引入甲烷提浓单元2进行甲烷提浓处理，当该甲烷含量低于约5％时，可不进行甲烷提浓处理而使甲烷含量低于约5％的预处理后的煤层气流股122进入发电混合单元11，得到混合发电流股119而经所述发电单元6处理用于发电。本申请所提供的系统还可包括惰性气体储罐10，其可用于储存不同于第三通过流股114的惰性气体流股123，以形成惰性气体125。例如，惰性气体125的一部分可由第三通过流股114提供，另一部分可由惰性气体流股123提供。所述天然气产品加工单元5处理后产生的第二通过流股120的至少一部分可引入发电混合单元11形成发电混合流股119用于发电。本申请所提供的用于煤层气发电和天然气产品联产的方法和系统可选用各种不同浓度和组分的原料煤层气，通过对原料煤层气的稀释、预处理和提浓处理，可获得产品质量可控的天然气产品，并可进一步将提浓处理产生的通过流股进行氧分离处理以获得用于发电的经氧分离处理的发电流股，发电所得能源可进一步用于高气量密度天然气产品(例如，lng)的生产，不但可以降低运输配售成本，还可以实现煤层气发电和天然气产品的联产。此外，所述方法和系统中，提浓处理过程中获得的储备气可储存在储罐内，一部分可用于生产液化气产品，另一部分可用于调节氧分离处理获得的低浓度煤层气发电气源(经氧分离处理的发电流股)，使该气源保持浓度和流量基本上稳定。提浓处理后获得的储备气在热交换过程中，热交换系统产出的气相冷量回收后，可与经氧分离处理获得的发电流股一起用于低浓度煤层气发电，从而进一步提升煤层气发电和天然气产品的联产的效率。本申请还涉及下列具体实施方式：1、一种用于煤层气发电和天然气产品联产的方法，所述方法包括：a)将原料煤层气与惰性气体混合而得到经稀释的煤层气，其中所述经稀释的煤层气中氧的含量不高于约12％(v/v)；b)使由步骤a)获得的所述经稀释的煤层气经至少第一预处理而得到预处理后的煤层气流股，所述预处理后的煤层气流股中粉尘浓度为不高于约1ppm、硫含量为不高于约5ppm；c)使由步骤b)获得的所述预处理后的煤层气流股经甲烷提浓处理而得到储备气和第一通过流股，所述储备气中甲烷的浓度为储备浓度且不低于约20％(v/v)；d)使由步骤c)获得的所述储备气的至少一部分经天然气产品加工单元处理以获得天然气产品和第二通过流股；e)使由步骤c)获得的所述第一通过流股的至少一部分经氧分离处理而获得发电流股和第三通过流股，所述发电流股中包含至少约0.5％(v/v)的甲烷，且所述第三通过流股中包含至少约95％(v/v)的惰性气体以及少于约3％(v/v)的氧；f)使由步骤e)获得的所述发电流股的至少一部分经发电单元处理而用于发电；以及g)使由步骤e)获得的所述第三通过流股的至少一部分作为步骤a)中所述惰性气体的至少一部分与所述原料煤层气混合；其中所述天然气产品为液化天然气和/或压缩天然气。2、根据实施方式1所述的方法，其进一步包括使所述经稀释的煤层气在所述第一预处理之后经第二预处理而得到预处理后的煤层气流股，所述预处理后的煤层气流股中粉尘浓度为不高于约1ppm，硫含量为不高于约5ppm，水蒸汽含量为不高于约10ppm,且二氧化碳含量为不高于约5ppm。3、根据实施方式1-2中任一项所述的方法，其中所述发电流股中包含至少约20％(v/v)的氧。4、据实施方式1-3中任一项所述的方法，其中所述惰性气体包含氮气。5、根据实施方式1-4中任一项所述的方法，其中所述惰性气体的至少一部分由不同于所述第三通过流股的来源提供。6、根据实施方式1-5中任一项所述的方法，其中所述第一预处理包括使所述经稀释的煤层气经除尘、膜分离和/或吸附处理，而使所述预处理后的煤层气流股中粉尘浓度为不高于约1ppm，且硫含量为不高于约5ppm。7、根据实施方式2-6中任一项所述的方法，其中所述第二预处理包括使经所述第一预处理的煤层气经膜分离和/或吸附处理，而使所得到的预处理后的煤层气流股中粉尘浓度为不高于约1ppm，硫含量为不高于约5ppm，水蒸汽含量为不高于约10ppm,且二氧化碳含量为不高于约5ppm。8、根据实施方式1-7中任一项所述的方法，其中所述甲烷提浓处理包括使所述预处理后的煤层气流股经受变压吸附处理而使所述储备气中甲烷的浓度达到所述储备浓度。9、根据实施方式1-8中任一项所述的方法，其中所述天然气产品加工单元能够将所述储备气加工成为液化天然气和/或压缩天然气。10、根据实施方式1-6中任一项所述的方法，其中所述氧分离处理包括使所述第一通过流股经受变压吸附处理而使所述第三通过流股中的氧含量不高于约3％(v/v)。11、根据实施方式1-10中任一项所述的方法，其中在所述变压吸附处理中使用吸附剂，所述吸附剂包括选自下组的一种或多种物质：活性炭、炭分子筛、天然沸石、改性沸石、硅铝基分子筛、介孔分子筛、钛基分子筛、金属有机框架材料、以及它们的混合物。12、根据实施方式1-11中任一项所述的方法，其中在步骤f)中，将所述发电流股的至少一部分与所述储备气的至少一部分进行混合得到混合发电流股，所述混合发电流股的至少一部分经发电单元处理用于发电。13、根据实施方式12所述的方法，其中动态调节所述混合发电流股中储备气的含量而使得所产生的混合发电流股的流量以及其中甲烷的含量基本上保持恒定。14、根据实施方式1-13中任一项所述的方法，进一步包括：h)使经所述天然气产品加工单元处理后产生的所述第二通过流股的至少一部分经发电单元处理而用于发电。15、根据实施方式1-14中任一项所述的方法，其中所述储备浓度为不低于约40％(v/v)。16、根据实施方式1-15中任一项所述的方法，其中在进行步骤c)的所述甲烷提浓处理之前还包括下述步骤：测定所述预处理后的煤层气流股中的甲烷含量，当该甲烷含量低于约5％时，不进行甲烷提浓处理而将所述预处理后的煤层气流股与所述储备气的至少一部分和/或所述发电流股的至少一部分进行混合得到混合发电流股，将所述混合发电流股的至少一部分经发电单元处理用于发电。17、根据实施方式16所述的方法，其中动态调节所述混合发电流股中储备气的含量而使得所产生的混合发电流股的流量以及其中甲烷的含量基本上保持恒定。18、根据实施方式1-17中任一项所述的方法，其中所述天然气产品加工单元运转所需能量的至少一部分由经所述发电单元产生的电能提供。19、一种用于煤层气发电和天然气产品联产的系统，所述系统包括：混合单元，所述混合单元用于将原料煤层气与惰性气体混合而得到经稀释的煤层气，所述经稀释的煤层气中氧的含量不高于约12％(v/v)；第一预处理单元，所述第一预处理单元与所述混合单元流体联通，并且使所述经稀释的煤层气经第一预处理而得到预处理后的煤层气流股，所述预处理后的煤层气流股中粉尘浓度为不高于约1ppm、硫含量为不高于约5ppm；甲烷提浓单元，所述甲烷提浓单元与所述预处理单元流体连通，并且使所述预处理后的煤层气流股经甲烷提浓处理而得到储备气和第一通过流股，所述储备气中甲烷的浓度为储备浓度且不低于约20％(v/v)；储罐，所述储罐用于接收和/或储存所述储备气并且与所述甲烷提浓单元流体连通；天然气产品加工单元，所述天然气产品加工单元与所述储罐流体连通，并且使所述储备气的至少一部分经加工产生天然气产品和第二通过流股；氧分离单元，所述氧分离单元与所述甲烷提浓单元流体连通，并且使所述第一通过流股的至少一部分经氧分离处理而产生发电流股和第三通过流股，所述发电流股中包含至少约0.5％(v/v)的甲烷，且所述第三通过流股中包含至少约95％(v/v)的惰性气体以及少于约3％(v/v)的氧；以及发电单元，所述发电单元与所述氧分离单元、所述储罐和/或所述天然气产品加工单元流体连通，并且使所述发电流股的至少一部分经处理而产生电能；其中所述氧分离单元与所述混合单元流体连通，并且所述第三通过流股的至少一部分作为所述惰性气体的至少一部分与所述原料煤层气混合而得到经稀释的煤层气；其中所述天然气产品为液化天然气和/或压缩天然气。20、根据实施方式19所述的系统，其还包括第二预处理单元，所述第二预处理单元与所述第一预处理单元流体连通，并且使经所述第一预处理的煤层气经第二预处理而得到预处理后的煤层气流股，所述预处理后的煤层气流股中粉尘浓度为不高于约1ppm，硫含量为不高于约5ppm，水蒸汽含量为不高于约10ppm,且二氧化碳含量为不高于约5ppm。21、根据实施方式19-20中任一项所述的系统，其中所述发电流股中包含至少约20％(v/v)的氧。22、根据实施方式19-21中任一项所述的系统，其中所述惰性气体包含氮气。23、根据实施方式19-22中任一项所述的系统，其还包括惰性气体储罐，所述惰性气体储罐与所述混合单元流体连通，并且用于提供与所述原料煤层气混合而形成经稀释的煤层气的所述惰性气体的至少一部分。24、根据实施方式19-23中任一项所述的系统，其中所述第一预处理单元包含除尘、膜分离和/或吸附处理装置，从而使得所述预处理后的煤层气流股中粉尘浓度为不高于约1ppm，且硫含量为不高于约5ppm。25、根据实施方式20-24中任一项所述的系统，其中所述第二预处理单元包含除尘、膜分离和/或吸附处理装置，而使所得到的预处理后的煤层气流股中粉尘浓度为不高于约1ppm，硫含量为不高于约5ppm，水蒸汽含量为不高于约10ppm，且二氧化碳含量为不高于约5ppm。26、根据实施方式19-25中任一项所述的系统，其中所述甲烷提浓单元包含变压吸附装置，用于使所述预处理后的煤层气流股经受变压吸附处理而使所述储备气中甲烷的浓度达到所述储备浓度。27、根据实施方式19-26中任一项所述的系统，其中所述天然气产品加工单元能够将所述储备气加工成为液化天然气和/或压缩天然气。28、根据实施方式19-27中任一项所述的系统，其中所述氧分离单元包含变压吸附装置，所述第一通过流股经受变压吸附处理而使所产生的第三通过流股中的氧含量不高于约3％(v/v)。29、根据实施方式19-28中任一项所述的系统，其中所述变压吸附装置包含吸附剂，所述吸附剂包括选自下组的一种或多种物质：活性炭、炭分子筛、天然沸石、改性沸石、硅铝基分子筛、介孔分子筛、钛基分子筛、金属有机框架材料、以及它们的混合物。30、根据实施方式19-29中任一项所述的系统，其进一步包括发电混合单元，所述发电混合单元与所述储罐、所述氧分离单元以及所述发电单元流体连通，且在所述发电混合单元中将所述发电流股的至少一部分与所述储备气的至少一部分进行混合而得到混合发电流股，所述混合发电流股的至少一部分经所述发电单元处理用于发电。31、根据实施方式30所述的系统，其中动态调节所述混合发电流股中储备气的含量而使得所产生的混合发电流股的流量以及其中甲烷的含量基本上保持恒定。32、根据实施方式19-31中任一项所述的系统，其中所述天然气产品加工单元与所述发电单元和/或所述发电混合单元流体连通，且所述第二通过流股的至少一部分经所述发电单元处理而用于发电和/或所述第二通过流股的至少一部分在所述发电混合单元中作为所述混合发电流股的一部分。33、根据实施方式19-32中任一项所述的系统，其中所述储备浓度为不低于约40％(v/v)。34、根据实施方式19-33中任一项所述的系统，其还包括甲烷浓度测试单元，其与所述第一预处理单元和/或所述第二预处理单元流体连通并用于测定所述预处理后的煤层气流股中的甲烷含量，当该甲烷含量低于约5％时，不进行甲烷提浓处理而将所述预处理后的煤层气流股与所述储备气的至少一部分，所述发电流股的至少一部分，和/或所述第二通过流股的至少一部分进行混合得到混合发电流股，所述混合发电流股的至少一部分而经所述发电单元处理用于发电。35、根据实施方式34所述的系统，其中动态调节所述混合发电流股中储备气的含量而使得所产生的混合发电流股的流量以及其中甲烷的含量基本上保持恒定。36、根据实施方式19-35中任一项所述的系统，其中所述天然气产品加工单元运转所需能量的至少一部分由经所述发电单元产生的电能提供。下面通过实例对本申请的发明予以进一步说明，但并不因此而限制本申请的范围。实施例1液化天然气与煤层气发电联产首先，将原料煤层气与氧分离单元排出的通过流股或外部n2混合后进入气柜缓冲，混合采用在线监控方式将混合气体中的氧含量控制在安全限值以下，解决运行的安全隐患，同时气柜可以起到缓冲气量波动的作用，经过气柜缓冲的混合气进一步进行预处理以基本上去除粉尘，并将水、co2和硫的浓度分别控制在<0.1ppm,<5ppm,和<1ppm，获得经预处理的煤层气(组分如表1所示)，随后进入螺杆压缩机，增压至0.5mpa，温度≤40℃下，经气液分离器进入变压吸附系统。混合气首先进入变压吸附单元1，变压吸附单元1为甲烷提浓单元，采用4-2-2/rp&v工艺流程：其是由4台吸附器和一系列程序控制阀门构成的变压吸附系统，吸附材料为活性炭分子筛。在变压吸附系统中，每台吸附器在不同时间依次经历吸附(a)、一均降(e1d)、二均降(e2d)、逆放(d)、置换(rp)、抽空(v)、升压(r)、二均升(e2r)、一均升(e1r)、终充(fr)；被吸附的组分通过逆放、抽空解吸出来作为浓缩后的储备气(变压吸附1解吸气)，用于天然气产品生产和/或发电。变压吸附单元1部分所产生的第一通过流股(即变压吸附1废气)(组分如表1所示)作为变压吸附单元2(氧分离单元)的原料气。变压吸附单元1废气进入变压吸附单元2系统，变压吸附单元2是由3台吸附器和一系列程序控制阀门构成的变压吸附系统，吸附材料为活性炭分子筛，通过3个塔吸附器交替进行吸附，经提纯的气体为第三通过流股(即变压吸附2提浓气)，其中n2的含量较高，经增压后与原料气混合进入缓冲气柜，并随后进入变压吸附单元1。所获得的解吸气为发电流股(即变压吸附2废气)。原料气和变压吸附系统各工段的气体信息如表1所示。表1将含约40％(v/v)甲烷的储备气(变压吸附1解吸气，组分见表1)用于生产液态天然气和调节发电流股(变压吸附2废气，组分见表2)中的甲烷浓度和流量。液化天然气的生产采用小型天然气液化设备，这种小型液化设备利用多种成分的混合制冷剂的循环方式来实现制冷，混合制冷剂配比如表2所示。表2混合物组分摩尔百分比氮气17甲烷40乙烷21异丁烷15异戊烷7采用表2中的混合制冷剂配比，通过控制混合制冷剂的不同成份在多股流换热器中被选择性地冷冻和蒸发来实现冷凝。冷却到78°f(25℃)的高压制冷剂蒸汽(200psig)从顶部进入冷箱中的换热器后，在下行过程中在进入膨胀阀之前被冷却到大致–228°f(-144℃)而液化。然后制冷剂通过膨胀阀膨胀成–247°f，15psig的气液混合物。这个混合物从底部进入蒸发回路，在上行的过程中液体蒸发提供天然气液化所需的冷量，在热交换器内使进入的天然气温度在一个单程内温度降到低于-162摄氏度(-260°f)。在蒸发器底部，甲烷和氮气首先蒸发，其他的组分沿着上行的回路依次气化来逐渐降低从顶部进入的天然气的温度。在天然气下行冷却液化过程中，当其中的较高沸点组分开始冷凝析出时，下行流为气液双相流。可以通过将这股液体引出到一个闪蒸分离罐实现轻烃的分离回收，此部分产品可作为天然气凝液。热交换器底部冷凝获得液化天然气。液化设备塔顶产出气冷量回收后，与变压吸附发电流股(变压吸附2解吸气)一起用于低浓度煤层气发电，低浓度煤层气发电所获得的电能可供天然气液化设备使用，从而实现煤层气发电和天然气产品的联产。实施例2压缩天然气与煤层气发电联产将原料煤层气与99.8％的氮气混合，获得经稀释的煤层气。随后预处理所述经稀释的煤层气，以去除其中的粉尘、液滴水和硫。将经预处理的煤层气在压力0.5mpa，温度≤40℃下，经气液分离器进入变压吸附系统。变压吸附甲烷提浓系统由两部分组成，即变压吸附单元1和变压吸附单元3。变压吸附单元1采用8-2-3/rp&v工艺流程：其是由8台吸附器和一系列程序控制阀门构成的变压吸附系统。在变压吸附系统中，每台吸附器在不同时间依次经历吸附(a)、一均降(e1d)、二均降(e2d)、三均降(e3d)、逆放(d)、抽空(v)、升压(r)、三均升(e3r)、二均升(e2r)、一均升(e1r)、终充(fr)；被吸附的组分通过逆放、抽空解吸出来作为产品甲烷气。通过流股(即吸附废气)进入中间罐与空气混合后作为变压吸附单元2的原料气。变压吸附单元1通过流股(即变压吸附1废气)进入变压吸附单元2系统，变压吸附单元2是由4台吸附器和一系列程序控制阀门构成的变压吸附系统，通过4塔吸附器交替进行吸附、置换、放压和抽真空等不同工作步骤，使氧氮分离，将纯度为99.8％的氮气(包含在变压吸附2制氮气中)在放压和抽空步骤时排出吸附塔进入缓冲罐。一部分氮气经置换压缩机加压至0.4mpa后返回吸附塔作为置换气，置换后的废气用于再生干燥剂，另一部分氮气经增压后与原料煤层气混合进入变压吸附单元1。变压吸附单元2的通过流股(变压吸附2废气)可作为发电流股用于煤层气发电。变压吸附单元3(即压缩天然气产品加工单元)由是由8台吸附器和一系列程序控制阀门构成的变压吸附系统，来自变压吸附单元1的解吸气(相当于储存气)进入变压吸附单元3而再次浓缩甲烷。在变压吸附单元3的系统中，每台吸附器在不同时间依次经历吸附(a)、多级均降(eid)、置换(rp)、逆放(d)、抽空(v)、多级均升(eir)、终充(fr)；被吸附的甲烷组分通过逆放、抽空得到cng产品(产品气)，同时吸附塔等完成解吸过程。逆放和抽空的气体大部分作为产品输出界区(变压吸附3废气)，少部分加压至0.15mpa后作为置换气(变压吸附3净化气)。置换气被送入原料气压缩机入口经压缩后再进入变压吸附单元1。表3前述详细说明是以解释和举例的方式提供的，并非要限制所附权利要求的范围。目前本文所列举的优选的实施方案的多种变化对本领域普通技术人员来说是显而易见的，且保留在所附的权利要求和其等同方案的范围内。当前第1页12