煤炭地下氣化技術

煤炭地下氣化技術

Underground Coal Gasification

河南省神源煤炭氣化科技發展有限公司

目 錄

引 言3

1 煤炭地下氣化基本原理4

1.1 氧化區4

1.2 還原區5

1.3 幹餾幹燥區5

1.4 地下氣化爐的類型6

1.4.1 有井式6

1.4.2 無井式7

1.4.3 混合式7

1.5地下氣化和煤層氣開采的區別7

2 煤炭地下氣化影響因素7

2.1 氣化爐溫度場8

2.2 鼓風速率8

2.3 水湧入速率9

2.4 氣體通道的長度和斷麵9

2.5 操作壓力11

2.6 煤層厚度11

2.7 空氣動力學條件和氣化爐結構11

2.8 煤質對氣化的影響12

3 國外煤炭地下氣化技術的發展12

3.1 國外技術發展13

3.1.1 早期的有井(筒)式氣化工藝13

3.1.2 UCG描述13

3.1.3 貫通技術14

3.1.4 煤層勘測和模型研究15

3.1.5 氣化過程控製15

3.1.6 環境影響評價及防治技術15

3.2 美國的CRIP氣化工藝15

3.3 國外重要UCG項目16

3.3.1 俄羅斯南阿賓斯克氣化站16

3.3.2 美國漢那地下氣化試驗16

3.3.3 美國羅林斯地下氣化試驗17

3.3.4 美國森特雷利亞地下氣化試驗17

3.3.5 比利時圖林煤炭地下氣化試驗17

3.3.6 西班牙特魯埃爾煤炭地下氣化試驗18

3.4 結論18

4 國內煤炭地下氣化技術的發展20

5 煤氣綜合利用前景21

5.1化工合成聯產22

5.1.1 合成氨22

5.1.2 合成二甲醚22

5.1.3 合成油23

5.2 提取純氫23

5.3 地下氣化煤氣聯合循環發電24

5.4 經濟效益分析25

5.5幾個工程實例的效益分析26

6 國家對發展煤炭地下氣化技術的政策27

7 幾個比較關心的問題30

8 本公司技術人員對該項目的研究與發明專利34

引 言

中國一次能源消費總量中煤炭占65%以上(美國23%)，是世界上最大的煤炭生產國和消費國。中國已經探明煤炭可采儲量約1900億噸，但總儲量估計可能高達四萬億噸，如果加緊查清資源家底，運用先進科技合理化開發，可望維持供應一百甚至數百年之久。

中國要初步實現現代化，至少需要人均一個千瓦的電力，以15億人口計，將有15億千瓦的需求，為現有發電能力的三倍以上。根據“十六大”提出的到2020年GDP翻兩番，達到四萬億美元的經濟發展目標估計，屆時全國約需發電裝機容量為8～9億千瓦左右。但來自政府部門的信息顯示，到2020年，預計水電總容量可達1億千瓦，核電總容量達3600萬千瓦。風能和生物能都隻有約2千萬千瓦，太陽能僅1百萬千瓦，加上其他各種可能資源提供的電力，不到總發電能力的20%。據此，今後整個“能源峽穀”時期中國電力供應必然主要依靠火力發電，由於石油、天然氣資源即將見底，除了主要指望煤炭，別無選擇。

近年中國煤炭產量上去了，但技術裝備和管理水平相當落後，全國采煤機械化程度僅為45%;為數相當多的小煤礦，技術手段和開采方式尤其落後，難以保障安全經濟運行。

中國煤礦事故頻繁，礦工死亡率是美國的百倍，已成不可承受之痛。據查全國有安全保障的煤炭生產能力僅為12億噸，去年約有7.5億噸是在不具備安全生產條件下生產出來的，其中相當一部分是非法違規生產的煤炭。在這種情況下，中國現在年產近20億噸，實際上已經大大超過了安全生產容許的極限。

中國煤礦資源極為浪費嚴重，目前資源回收率僅在30%左右，小煤礦回收率隻有15%左右，可以比擬為“猴子吃蘋果”——咬一口就扔。估計1980年到2000年，全國煤炭資源浪費280億噸，扔掉的煤炭幾乎是被利用資源的兩倍。長此以往，到2020年，全國將有560億噸煤炭資源被浪費，實際上相當於每年耗用50億噸煤炭。在這種極端粗放型暴殄天物的同時，精查儲量卻一直上不去，不消四十餘年，已知可采儲量就會消耗殆盡。

煤炭行業現狀，顯示現行能源戰略部署同客觀需求大有南轅北轍之勢，前景極其堪憂。

同時，傳統煤炭開采涉及一係列環境問題及健康問題，如：地麵沉陷，礦工的健康和安全，脫硫、灰塵的汙染，廢物(水)的排放等。

煤炭加冕第一，不是簡單重複早年粗放、肮髒、低效的利用方式，必須極大地提高能量轉化效率，減少環境汙染，並轉變為可以方便運用的其他能源形態，作為充分合理利用寶貴的煤炭資源，維持社會可持續發展的必要基本政策。

煤炭地下氣化集建井、采煤、地麵氣化三大工藝為一體，變傳統的物理采煤為化學采煤，省去了龐大的煤炭開采、運輸、洗選、氣化等工藝的設備，具有安全性好、投資少、效益高、汙染少等優點，深受世界各國的重視，被譽為第二代采煤方法。

與傳統采煤和地麵氣化相比，煤炭的地下氣化技術有以下優勢：

(1)可以回收傳統方法開采不經濟和無法開采的煤炭資源;

(2)由於煤炭無須人工開采，地下氣化最大限度的減少了礦工的健康和安全問題;

(3)減少了地麵沉陷，以及固體廢物排放很少;

(4)減少了對社會經濟的影響;

(5)投資省，煤氣成本低。

江澤民總書記曾題詞：“煤炭地下氣化試驗，從煤炭資源的充分利用以及經濟效益來講值得進一步研究”。著名科學家錢學森曾說：“煤炭地下氣化的試驗成功，無疑是煤炭工業的巨大革命”。隨著煤炭地下氣化技術的推廣應用，一個以煤炭地下氣化為“龍頭”的大型煤、電、化工聯合企業將展現在世人麵前。對保障國民經濟的可持續發展具有十分重要的戰略意義。

鑒於煤炭地下氣化技術的顯著優點，前蘇聯、英國、美國、德國、法國等世界許多國家相繼投入了大量的人力和物力進行研究和使用，取得了豐碩的成果。我國也由實驗室試驗研究、現場試驗研究，逐步向工業化生產邁進。

1 煤炭地下氣化基本原理

煤炭地下氣化就是將處於地下的煤炭進行有控製的燃燒，通過對煤的熱作用及化學作用而產生可燃氣體的過程。該過程主要是在地下氣化爐的氣化通道中實現的，如圖1.1所示。

1.1 氧化區

由進氣孔鼓入氣化劑(空氣、O2和H2O(g)) ，並在進氣側點燃煤層，氣化劑中的O2遇煤燃燒產生CO2，並釋放大量的反應熱，燃燒區稱為氧化區，當氣流中O2濃度接近於零時，燃燒反應結束、氧化區結束。主要反應列式如下:

氧化反應(燃燒反應)：

C+O2 == CO2 +393.8 MJ/kmol

碳的部分氧化反應(不完全燃燒反應) ：

2C+ O2 == 2CO + 221.1 MJ/kmol

CO氧化反應(CO燃燒反應)：

2CO+ O2 == 2CO2 + 570.1 MJ/kmol

1.2 還原區

氧化區結束後，則進入還原區，氧化區使還原區煤層處於熾熱狀態，在還原區CO2與熾熱的C還原成CO，H2O(g)與熾熱的C還原成CO、H2等，由於還原反應是吸熱反應，使煤層和氣流溫度逐漸降低，當溫度降低到使還原反應程度較弱時，還原區結束。主要反應列式如下:

CO2還原反應(發生爐煤氣反應) ：

CO2+C == 2CO — 162.4 MJ/kmol

水蒸汽分解反應(水煤氣反應)：

H2O+C == H2+CO — 131.5 MJ/kmol

水蒸汽分解反應 ：

2H2O+C == 2H2+CO2 — 90.0 MJ/kmol

CO變換反應：

CO+ H2O == H2+CO2 + 41.0 MJ/kmol

碳的加氫反應 ：

C+2 H2 == CH4 + 74.9 MJ/kmol

1.3 幹餾幹燥區

還原區結束後，氣流溫度仍然很高，對下流即幹餾幹燥區煤層進行加熱，釋放出熱解煤氣，同時產生甲烷化反應。主要反應列式如下:

煤熱解反應 ：

煤------ CH4 + H2 + H2O +CO+CO2+……

甲烷化反應 ：

CO+3H2 == CH4 + H2O + 206.4 MJ/kmol

2CO+2H2 == CH4 + CO2 + 247.4 MJ/kmol

CO2+4H2 == CH4 +2 H2O + 165.4 MJ/kmol

圖1.1 煤炭地下氣化原理示意圖

從化學反應角度來講，三個區域沒有嚴格的界限，氧化區、還原區也有煤的熱解反應，三個區域的劃分隻是說在氣化通道中氧化、還原、熱解反應的相對強弱程度。經過這三個反應區以後，生成了含可燃組分主要是H2、CO、CH4的煤氣，氣化反應區逐漸向出氣口移動，因而保持了氣化反應過程的不斷進行。由此可見可燃氣體的產生主要來源於三個方麵：即煤的燃燒熱解、CO2的還原和水蒸汽的分解，這三個方麵作用的程度，正比於反應區溫度和反應比表麵積，同時也決定了出口煤氣組分和熱值。

1.4 地下氣化爐的類型

1.4.1 有井式

有井式氣化建爐先從地麵開鑿井筒，然後在地下開拓平巷，用井筒和平巷把地下煤氣發生爐和地麵聯接起來，在平巷裏將煤層點燃，從一個井筒鼓風，通過平巷，由另一個井筒排出煤氣。

圖1.2 有井式煤炭地下氣化示意圖

1.4.2 無井式

利用鑽孔揭露煤層，並利用特種技術在煤層中建立氣化通道而構成的地下煤氣發生爐叫無井式地下氣化爐。無井式氣化爐從進排氣點和氣化通道相對位置來分可把它們分為幾種基本爐型，即V型爐、盲孔爐、U型爐等。

圖1.3 無井式地下氣化爐示意圖 圖1.4 混合式地下氣化爐示意圖

1.4.3 混合式

由地麵打鑽孔揭露煤層或利用井筒輔設管道揭露煤層，人工掘進的煤巷作為氣化通道，利用氣流通道(人工掘進的煤巷)連接氣化通道和鑽孔或管道，所構成的氣化爐為混合式氣化爐。

1.5地下氣化和煤層氣開采的區別

煤層氣的開采是通過“井下抽采”與“地麵鑽采”的方式，把煤中吸附的瓦斯抽出，受煤層中瓦斯氣存量的影響，風險很大;往往是鑽孔達到煤層後氣量很少，抽采時間不長就沒氣了，造成鑽孔等費用的巨大損失;而煤炭地下氣化是通過熱作用，把煤炭轉化成煤氣采出，隻要地下有煤炭資源，就能產出煤氣，煤炭資源越多，煤氣采出越多，生產周期越長;

煤炭地下氣化也包括“井下巷道開采”和“地麵鑽采”兩種生產方式，與煤層氣的“井下抽采”相比，地下氣化的“井下巷道開采”工程簡單，投資少。在“地麵鑽采”方麵，地下氣化的鑽孔直徑較大，一般都在500mm以上，從而保證了煤氣的大量生產。

另外，通過煤炭地下氣化技術，不僅把煤炭轉變成了煤氣，同時，煤層中原有的瓦斯氣也同時被采出，成為煤氣中重要組分。

2 煤炭地下氣化影響因素

煤的地下氣化係非常複雜的物理和化學過程，影響煤氣質量的因素很多，既有地下氣化所采用的工藝措施，又有煤層自身的特性及煤層頂地板的移動狀態。一般來講，影響煤炭地下氣化過程的主要因素包括以下幾個方麵：

2.1 氣化爐溫度場

煤炭地下氣化過程實際上是一個自熱平衡過程，依靠煤燃燒產生的熱量使地下氣化爐內建立起理想的溫度場，進而發生還原反應和分解反應，產生煤氣。因此，在地下氣化過程中起關鍵作用的是爐內的溫度場，尤其是對於生產高熱值水煤氣的兩階段地下氣化更是如此。兩階段氣化是一種循環供給空氣和水蒸氣的地下氣化方法，每個循環由兩個階段組成，第一個階段為鼓空氣燃燒蓄熱生產空氣煤氣，第二個階段為鼓水蒸氣生產地下水煤氣，隻有第一階段積蓄足夠量的熱能以後才能使第二階段水蒸氣的分界反應得以順利進行，從而產生高熱值地下水煤氣，同時，煤層熱分解的程度以及熱解煤氣的產量，完全取決於煤層內的溫度分布。

2.2 鼓風速率

氣化過程的穩定主要決定於單位時間內起反應的碳量，又決定於固體碳和二氧化碳的化學反應速度，決定於二氧化碳向固體碳表麵的擴散速度。前者與氣化帶的溫度有關，後者則與送風流的速度(鼓風量)有關。氣流運動速度越大，擴散速度也越大。煤的氣化強度增加;另外，鼓入風速的增加，初級產物一氧化碳的燃燒可以部分避免，而從氧化區帶走，從圖可以看出，提高鼓風速度可以相應地提高煤氣熱值。

煤層中水的湧入速率很難控製，但可通過改變鼓風速率來抑製水湧入所造成的影響，在相同水湧入速率的情況下，鼓風速率越高，氣化區溫度越高，煤氣中水含量越少。

無論在什麼條件下，鼓風速率的增加都是有限的，過高時係統壓力增大，煤氣熱值隨著鼓風速率的增加而提高，但超過一定數值，煤氣熱值反而降低，而二氧化碳含量卻增加，這說明部分氣化產物被燃燒了，所以應選擇適宜的流速和壓力，以避免煤氣的泄漏和一氧化碳被氧化。

一般認為變空氣鼓風為富氧鼓風可以大大提高煤氣的熱值，令人意外的是CO/CO2比率並不隨著鼓風中氧含量的增加而有明顯的變化。雖然燃燒區的溫度由於鼓風中氧含量的增加而升高，但因為氧的旁路或附加的水蒸氣轉換CO為CO2的反應並不完全。

2.3 水湧入速率

氣體煤層中水的來源有：1.煤本身的含水量2.在熱分解中產生的水分3.圍岩的含水量4.地下水的滲入5.人為注入的水

煤氣含水量反映出地下水從煤層周圍湧入氣化區域的速率，水湧入速率是由圍岩的滲透率和整段地帶的靜水壓力所決定的。通常條件下，靜水壓力隨時間變化緩慢，基本上是穩定的。判明水湧入的實際軸向分布範圍一般比較困難，而其分布情況對煤氣組成有很大影響。

氣化爐中存在少量的水，對氣化過程的進行是有利的，在高溫下水被分解，使煤氣中富含CO和H2，同時又能適當降低煤的燃燒溫度，從而降低了煤灰的熔融溫度，保證了良好的析氣條件。如果水湧入量比較大，即超過一定的限度，高溫氣流的冷卻作用及CO/CO2平衡轉換占優勢，可燃組分相對減少，從而使煤氣熱值降低，此外，水湧入量增加，容易使孔道內形成水層，堵塞狹窄的氣流通道。在煤炭地下氣化現場試驗過程中，我們一般從兩個方麵來抑製水湧入的影響：一是適當提高鼓風壓力，而是在操作係統中始終保持氣化通道足夠高的溫度，以蒸發所湧入的水，使所有湧入的水均以煤氣中的水蒸氣或水與煤之間反應物等形式出現。

地下水的存在，直接影響煤層的含水(充水)程度，其對地下煤層貫通和氣化影響在於：在貫通時貫通通道的空間小，內部表麵不大，隻有比較少的地下水進入貫通的通道，影響不大;但在氣化通道貫通以後，煤層開始氣化，氣化的空間迅速增大，因而進入地下煤氣爐係統地水量也增大，將嚴重影響著氣化過程的進行。當煤層中的水分含量超過一定限度時，還原帶的溫度及氣化過程遭到強烈的破壞，同時在反應區中燃料的燃燒熱分配不當，化學熱降低而物理熱升高，造成很大的熱損。

在進行地下氣化的準備工作時，地下水，特別是流砂層常會給打鑽工作帶來困難，並且常因地下水改變鑽孔內煤層的物理化學性質而妨礙貫通工作的進行。據地質鑽探方麵資料可知：在一般含水量的情況下，對鑽孔工作沒什麼困難，而影響鑽孔工作的主要是流砂層，特別是含水的礫岩層，在這種岩石中鑽進，不但時常發生漏水現象，而且往往因鑽孔壁陷落妨礙鑽進。

2.4 氣體通道的長度和斷麵

可燃氣體的產生在氣化通道中經曆了三個不同的反應區，當氣化通道較長時，氧化區、還原區、幹餾區均能得到充分的發育，有利於一些可燃氣體生成反應的進行，使煤氣中的H2，CO，CH4等成分增加，煤層熱值提高。若氣化通道過短，隻有氧化區和還原區得到發育，幹餾區很短或消失，這樣煤熱解反應減弱，煤氣中CH4含量降低，煤氣熱值降低，因此，建立足夠長的氣化通道是提高煤氣質量必不可少的措施之一。

對於國內外氣化通道長度短、斷麵小的試驗，其產量小，地下煤氣中可燃組分含量少，熱值低。比利時由於加大了氣化通道的長度和斷麵，其煤氣質量明顯得到改善。我國一改20世紀50年代的建爐模式，采用有井推進式大型爐結構，通道長，斷麵大，使產品煤氣中可燃組分大幅度增高，煤氣熱值提高。分析其原因，主要包括以下幾方麵：①大型爐煤體燃燒後，形成大而穩定的高溫場，氧化帶和還原帶的範圍擴大，可燃組分增多，從而使煤氣熱值提高;②由於通道長、斷麵大，所以幹餾煤氣產量大， CH4含量高;③因由較長的幹餾幹燥帶，煤氣顯熱大多用於加熱煤層，故熱效率高;④大型爐為兩階段地下氣化創造了良好的條件。

但是氣化通道亦不可過長，蘇聯的操作表明，過長的氣化通道則因煤氣被冷卻，CO/CO2之比率降低，而甲烷在過低溫度下生成速率很小，易發生如下反應：

2CO+H2O→CO2+H2+41.03KJ/g·moL

2CO→CO2+ C+172.5 KJ/g·moL

所以，對於某一特定的氣化煤層來說，氣化通道應滿足各反應區長度的要求。

2.5 操作壓力

在傾斜、緩傾斜或近水平煤層中進行地下氣化時，氣化劑僅限於在貫通通道內流動，而不能提供有效燃燒氣化所需要的大反應表麵。實踐證明，通過改變操作係統的運作方式，可以得到較大程度的補償，即通過周期性變化的操作壓力可以提高煤氣的質量。

模型試驗和現場試驗均表明，在壓力周期變化條件下，流體主要以對流方式傳遞給煤層熱量，這樣，一方麵對氣化反應帶前某一距離內的煤層起到預熱作用，有利於煤層的燃燒與氣化;另一方麵增加了熱解的產物，且避免了熱解氣體的燃燒。

Mohtadi(1981)使用無煙煤分別在恒壓和周期變化的壓力下進行了試驗，其結果如表2-2所示。從下表可以看出，周期變化壓力條件下，熱損失減少約60%，熱效率和氣化效率分別為恒壓時的1.4倍和2倍，產品煤氣的熱值約提高1倍。由此證明了在壓力變化的條件下，氣化過程得到了較大程度的改善。

2.6 煤層厚度

在地下氣化過程中，燃燒區和煤氣不僅因水的湧入而被冷卻，而且其中一部分熱量散失到煤層和圍岩(底板、頂板等)中去。當煤層厚度小於2m時，圍岩的冷卻作用劇烈變化對煤氣熱值影響甚大。對於較薄煤層，增加鼓風速率或富氧鼓風可以提高煤氣熱值，蘇聯Lischansk地下氣化站在小於2m的煤層中進行試驗時，即采用富氧鼓風。

後煤層進行地下氣化不一定經濟，一般以1.3～3.5m厚的煤層進行地下氣化比較經濟合理，煤層的傾斜度對其氣化難易也有影響，一般說來急傾斜煤層易於氣化，但開拓條件鑽孔工作較困難。試驗證明，煤層傾角為35℃時，便於進行煤的地下氣化。

2.7 空氣動力學條件和氣化爐結構

現行的地下煤氣發生爐的運轉經驗表明：在地下氣化爐的不同工作階段，均勻地向煤層反應表麵鼓風，是氣化爐內穩定析氣的主要條件。在氣化過程中，氣化通道的大小、形狀、位置都隨著煤層和頂板的冒落而不斷發生變化。因此，氣化工作麵的大小、形狀、位置和空氣動力學條件也在不斷地發生變化，從而影響氣化過程的穩定。順利送風於反應的煤表麵，從而保證一定的空氣動力學條件是氣化過程的穩定基礎，因此必須設計結構合理的氣化爐，以實現這一目的。

2.8 煤質對氣化的影響

氣化反應過程與煤的性質和組成有著密切的關係，又與煤層情況和地質條件有關，如無煙煤由於透氣性差，氣化活性差，脆性很高，在外力作用下最容易分解，因此一般不適於地下氣化;而褐煤最適於地下氣化方法，由於褐煤的機械強度差，易風化，難於保存，且水分大，熱值低等特點，不宜於礦井開采，而其透氣性高，熱穩定差，沒有粘結性，較易開拓氣化通道，故有利於地下氣化。

影響氣化過程穩定性的因素還有許多，如圍岩受熱變形、塌裂、擴展的影響，煤質煤層賦存條件的影響等。這些因素對氣化盤區的選擇和氣化爐的建立過程影響較大，對於氣化過程控製煤氣成分和熱值的影響不大。煤層頂底板岩石的性質和結構對地下氣化有重要影響，要求臨近岩層完全覆蓋氣化煤層。當氣化過程進行到一定程度時頂板往往在熱力、重力和壓力的作用下破碎而垮落，造成煤氣大量泄漏，影響到氣化過程的有效性和經濟性。

綜上所述，氣化爐溫度場、鼓風速率、氣化通道長度、煤層湧水量是影響氣化過程穩定性的主要因素。因此，將通過模擬計算和現場試驗，研究這些因素的變化規律以及對氣化過程穩定性的影響程度，從而認識地下氣化過程的一般規律，並研究合理的氣化爐結構和工藝措施，實現對氣化過程的控製，已達到穩定生產的目的。

3 國外煤炭地下氣化技術的發展

1868年，德國科學家威廉·西蒙斯首先提出了煤炭地下氣化(UCG)的概念。1888年，俄羅斯 化學家門捷列夫提出了地下氣化的基本工藝。1907年，通過鑽孔向點燃的煤層注入空氣和蒸 汽的UCG技術在英國取得專利權。1933年，前蘇聯開始進行UCG現場試驗。1940～1961年建成 5個試驗性氣化站。其中規模較大的是俄羅斯的南阿賓斯克氣化站和烏茲別克斯坦的安格連 斯克氣化站。這2個氣化站都采用無井(筒)氣化工藝。前蘇聯的試驗性氣化站，生產的煤氣 熱值低，產量不穩定，成本高。1977年,安格連斯克等氣化站被關閉。南阿賓斯克氣化站氣 化煙煤，到1991年累計產氣90億m3，煤氣平均熱值3.82MJ/m3(1600kcal/m3)。安格連 斯克氣化站氣化褐煤，1987年恢複運行，生產低熱值燃料氣供發電。

20世紀50年代，美、英、日、波、捷等國也都進行UCG試驗，但成效不大。到50年代末都停止了試驗。70～80年代，除前蘇聯外,美國、德國、比利時、英國、法國、波蘭、捷克、日本等國都進行試驗。

美國UCG研究試驗投入大量資金。勞倫斯·利弗莫爾、桑迪亞國家實驗等研究機構，應用高 技術進行UCG的實驗室研究和現場試驗。到20世紀80年代中期，共進行29次現場試驗，累計 氣化煤 炭近4萬t，煤氣最高熱值達14MJ/m3。勞倫斯·利弗莫爾國家實驗室開發成功的受控注入 點 後退(CRIP)氣化新工藝，是UCG技術的一項重大突破，使美國UCG技術居世界領先地位。美國 UCG試驗，證實了UCG的技術可行性，但產氣成本遠高於天然氣，據美國能源部1986年評估報 告，地下氣化成本為4.8美元/MBtu，而天然氣井口價僅1.7美元/MBtu(1989年，1MBtu=28m 3天然氣)，漢那商業性地下氣化站設計預估成本高達10.4美元/MBtu。 

西歐國家(英國、德國、法國、比利時、荷蘭、西班牙)深度1000m以下和北海海底煤炭儲量 很大。石油危機後，這些國家試圖采用UCG技術從不能用常規方法開采的深部煤層取得國產 能源。1976年，比利時和原西德簽署了共同進行深部煤層地下氣化試驗的協議，1979年在比利時成立了地下氣化研究所，進行UCG實驗室研究和現場試驗。1978～1987年，在比利時的圖林進行現場試驗。氣化煤層厚2m，傾角15°，深860m。第一階段采用反向燃燒法，試驗失敗。後來采用小半徑定向鑽孔和CRIP工藝，試驗基本成功。1988年，6個歐盟成員國組成歐洲煤炭地下氣化工作組，進行驗證深部煤層地下氣化可行性的商業規模示範。1991年10月到1998年12月，在西班牙特魯埃爾進行現場試驗。氣化煤層厚2m，深500～700m，采用定向鑽孔和CRIP工藝。

羅馬尼亞正在日烏河穀煙煤煤田進行UCG試驗，目的是彌補天然氣供應不足。

除上述國家外，計劃進行UCG試驗或建設氣化站的國家有：印度、巴西、泰國、保加利亞、 新西蘭。

3.1 國外技術發展

3.1.1 早期的有井(筒)式氣化工藝

UCG試驗采用有井(筒)式工藝，需要開鑿井筒、掘進巷道，或利用老礦的井巷。這違背了地下氣化的基本宗旨是避免井下開采作業的初衷，而且準備工作量大，產氣量小。1935年以後，發展無井(筒)式工藝，即從地麵向煤層鑽孔。過去50年，國外所有UCG試驗和可行性研究都采用無井(筒)式工藝。

3.1.2 UCG描述

最簡單的UCG工藝是按一定距離向煤層打垂直鑽孔，再使孔間煤層形成氣化通道。然後通過一個鑽孔把煤層點燃，注入空氣或氧/蒸汽，煤炭發生熱解、還原和氧化等氣化反應。蒸汽 提供反應所需的氫，並降低反應溫度。產生的煤氣從另一個鑽孔引出，煤氣的主要成分是H 2 、二氧化碳、CO、CH4和蒸汽，各種組分的比例取決於煤種、氣化劑和氣化效率。注入空氣和蒸汽產生低熱值煤氣(3.9～6.3MJ/m3);注入氧和蒸汽可得中熱值煤氣(8.2～11.0MJ/m3)。 低熱值煤氣可就地發電或做工業燃料;中熱值煤氣可作燃料氣或化工原料氣，原料氣可轉化成汽油、柴油、甲醇、合成氨和合成天然氣等產品。UCG的關鍵技術問題是連續鑽孔的方法，即貫通技術、煤層勘測和氣化過程的控製。

3.1.3 貫通技術

迄今已試驗5種貫通方法：電力貫通，爆炸破碎，水力壓裂，反向燃燒，定向鑽孔。隻有後兩種方法證明是可行的。

(1)電力貫通。這是早期采用的方法，因煤層電阻大，耗電太多，而效果不好，早已淘汰 。

(2)爆炸破碎法。70年代，美國試驗爆炸破碎法，未能使煤層產生足夠的滲透性，而且難以控製。

(3)水力壓裂。水力壓裂是從鑽孔向煤層注入帶支撐劑(砂子等)的高壓水，使煤層壓裂， 排水後砂子留在煤層裂隙中，從而提高煤層滲透性。美國、法國、比利時、德國等都曾進行水力壓裂試驗，均以失敗告終。1980年法國進行水力壓裂試驗，煤層深1170m，壓力達750ba r，結果水砂倒流，發生堵塞。

(4)反向燃燒。反向燃燒是從甲孔點火，從乙孔鼓風，燃燒麵的推進方向與氣流方向相反 ，煤氣從甲孔引出。美國ARCO煤炭公司在懷俄明州吉利特附近進行試驗，煤層厚34m，深213 m，為次煙煤。注入空氣，煤氣熱值達7.9MJ/m3。

(5)定向鑽孔。定向鑽孔是石油工業開發的一種鑽井新技術，它是從地麵打垂直鑽孔，鑽 到一定深度後，鑽孔可以拐彎，變成水平方向鑽進，形成水平孔。定向鑽孔有兩種方法：一是逐漸拐彎，一般每30m拐3~6°，不需特製的鑽具，曲率半徑約500m。另一種是小半徑拐彎鑽進，需采用撓性鑽具和孔內導向裝置，曲率半徑可小到15m。英國采用天然伽瑪射線傳感器導向，在厚度和傾角變化的煤層中進行定向鑽孔試驗，水平孔長達500m。比-德地下氣化研究所在比利時圖林大深度煤層UCG試驗中，采用垂直鑽孔、逐漸彎鑽孔和小半徑拐彎鑽孔相結合的設計方案。

此方案可用一個逐漸拐彎鑽孔聯接若幹垂直鑽孔，在氣化幾個煤層時尤其方便，而且垂直孔與層內水平孔的交接比較精確，兩者距離可控製在小於煤層厚度的範圍內。英國設想用定向鑽孔技術氣化北海海底煤層，水深25～130m，煤層厚12m，從地麵或近海鑽井平台打定向鑽孔。

3.1.4 煤層勘測和模型研究

待氣化煤層的精細勘測和氣化反應帶的預測和監測，是UCG能否成功的關鍵要素。在煤層勘測方麵，已采用鑽孔溫差電偶、孔間地震儀等進行三維精細勘測。在地麵用電阻率方法進行勘測也能取得良好效果，而且成本較低，有效深度約1000m。深部煤層用高頻電磁波進行勘測，已證明是一種有效而經濟的方法。

目前，UCG試驗通常都采用計算機模型模擬氣化過程，已開發出多種模型。應用這些模型，有可能相當精確地模擬氣化反應過程，預測能夠氣化的煤量、煤氣的產量和質量，以及生產成本。美國能源國際公司采用UCG經濟性模型和現場試驗數據，對擬建的懷俄明州漢那商業性氣化站設計方案的經濟性進行預測和優化。

3.1.5 氣化過程控製

UCG是受多種因素影響的複雜的物理化學過程，難以控製。主要影響因素包括：煤層地質條件，煤質特征，湧水量，礦山壓力，氣化劑及其注入壓力和流量等。

氣化過程控製的主要問題是冒落矸石對氣流的影響，以及氣化效率隨氣化帶的推進而降低。美國在地下氣化機理和氣化過程方麵進行大量的研究開發工作，包括氣化過程監測、自控和搖感技術，應用聲學、地震學和電子技術，取得化學、熱力學和地質學等方麵的數據。

3.1.6 環境影響評價及防治技術

美國和歐盟重視UCG對健康和環境影響的評價以及防治技術的研究。主要問題是氣化區地麵 塌陷，地下水汙染，煤氣淨化係統排放物對環境的影響。

美國能源部對懷俄明州70年代末進行試驗的地下氣化站對健康和環境的影響進行專項評估。對氣化站附近地下水中的異丙基苯含量進行測量，並采用生物技術(需氧菌群)進行分解苯的示範試驗，結果地下水中的苯含量下降80%。

3.2 美國的CRIP氣化工藝

美國勞倫斯·利弗莫爾國家實驗室1976年開始研究UCG，在模擬研究和實驗室研究的基礎上，1976～1979年在懷俄明州吉利特附近進行了6次現場試驗，先後采用爆炸破碎、反向燃燒和定向鑽孔貫通技術，注入空氣和氧/蒸汽。這些試驗除爆炸破碎效果不佳外，煤氣熱值都超過4MJ/m3，最高達10.3MJ/m3，但都發生冒頂、漏氣和水流入等問題。為解決這些問題， 提高氣化效率，該實驗室研究開發出受控注入點後退氣化工藝(CRIP)。這種新工藝把定向鑽 進和反向燃燒結合在一起，定向鑽孔先打垂直注入孔和產氣孔，到達煤層後，從注入孔沿煤層底板繼續打水平孔，直到與產氣孔底部相交，然後在鑽孔中下套管;開始氣化時，用移動點火器在靠近產氣孔的第一個注入點燒掉一段套管，並點燃煤體，燃燒空穴不斷擴展，一直燒到煤層頂板，待頂板開始塌落時，注入點後退相當於一個空穴寬度的距離，再用點火器燒 掉一段套管，形成新的燃燒帶，如此逐段向垂直注入孔推進。

1983年，在美國華盛頓州森特雷利亞附近的韋特柯煤礦進行首次全規模現場試驗。氣化煤層厚11m，氣化上部的6m，煤質為高灰分(20%)、低滲透性次煙煤。試驗曆時30天，開始注入空氣和蒸汽，第14天注入氧和蒸汽，氣化煤量為1814t，煤氣熱值9.5MJ/m3。CRIP工藝的最大優點是氣化過程能夠有效地得到控製。因為水平注入孔位於煤層底部，氣化過程在受控條件下由注入點後退逐段進行。這一特點使它特別適用於大深度煤層和特厚煤層。氣化大深度煤層時，一個產氣孔可連接一組垂直注入孔，煤氣可通過已燒過的空穴流動，解決了在極高的岩層壓力下保持通道的問題。氣化厚煤層時，當空穴擴大並發生大冒頂時，可保持垂直注入孔的完整性。CRIP工藝的另一個突出優點是產氣量大，還有可能回收因發生大冒頂從旁路逸出的煤氣。CRIP工藝的主要缺點是點火操作比較複雜。CRIP工藝在美國試驗成功以後，國外所有地下氣化試驗或可行性研究項目都采用這種新工藝。

3.3 國外重要UCG項目

國外UCG試驗和商業性示範項目主要有俄羅斯的南阿賓斯克氣化站，美國的漢那、羅林斯和森特拉利亞氣化試驗，以及比利時的圖林和西班牙的特魯埃爾氣化試驗。

3.3.1 俄羅斯南阿賓斯克氣化站

南阿賓斯克氣化站位於俄羅斯庫茲巴斯礦區。煤層厚2～9m，傾角55～70°，深50～300 m，煤種為氣肥煤。1955年建成試驗性氣化站，設計年產氣能力5億m3，采用井(筒)氣化工藝。到1991年累計氣化煤炭3Mt，產氣90億m3，煤氣平均熱值3.82MJ/m3(1600Kcal/ m3)。煤氣供附近12個工礦企業用作燃料。

3.3.2 美國漢那地下氣化試驗

1972～1979年，美國能源部拉勒米能源技術中心在懷俄明州漢那附近進行地下氣化試驗。氣化煤層為次煙煤，厚9m，深49～122m。首次采用反向燃燒法，注空氣，氣化煤炭15741t，煤氣熱值4.0～6.6MJ/m3。1987～1988年，勞倫斯·利弗莫爾國家實驗室采用CRIP工藝在漢那進行試驗，獲得成功。

3.3.3 美國羅林斯地下氣化試驗

1979～1981年，Gulf研究與發展公司在懷俄明州羅林斯附近的一個急傾斜煤層進行地下氣化試驗。氣化煤層厚7m，傾角63°，深30m，煤種為次煙煤，鑽孔貫通。試驗分3個階段進行。第一階段注空氣，煤氣熱值5.9MJ/m3;第二階段注氧氣，煤氣熱值9.8MJ/ m3;第一、 第二階段的注入壓力為485～795kPa;第三階段注氧氣，最大壓力提高到1100kPa，煤氣熱值12.9MJ /m3，有19天平均達14MJ/m3。累計氣化煤炭7766t。這是美國最成功的一次地下氣化試驗。

3.3.4 美國森特雷利亞地下氣化試驗

1983年，勞倫斯·利弗莫爾國家實驗室在華盛頓州森特雷利亞附近進行地下氣化試驗。氣 化煤層厚11m，氣化上部6m，煤層深75m。采用CRIP工藝，運行30天，氣化煤炭13315t，煤氣熱值9.5MJ/m3。

3.3.5 比利時圖林煤炭地下氣化試驗

這是比利時和德國深部煤層地下氣化試驗合作項目。試驗地點在比利時波利納日煤田的圖林。氣化煤層厚4m，深860m，煤種為瘦煤。1978～1980年打了4個鑽孔，呈星形布置，2號孔居中，1、3、4號孔沿圓周布置，與2號孔相距35m。第一階段采用反向燃燒法進行貫通試驗，由1號孔注入高壓空氣(最大壓力260bar)。由於地層壓力高達200bar，煤層剛被燒通，周圍煤體即在高壓作用下產生蠕動，將通道封死，注入孔底附近的煤層發生自燃，試驗失敗。

1983年改用小曲率半徑定向鑽進技術進行貫通試驗。采用多節撓性鑽管，依靠鑽孔中的導向裝置導向，使垂直注入孔逐漸轉向，進入煤層中繼續鑽進，鑽到距垂直生產孔2～4m處停止，用175bar高壓水打通，完成貫通。曲率半徑僅15m。1986年定向鑽孔順利完成。氣化試驗采用美國的CRIP工藝。為適應深部煤層，對此工藝作了一些修改。從垂直注入孔下套管，在套管中用350bar壓力推入蛇管。蛇管內裝有3根熱電偶電線和2根可燃的空心管，一根空心管用來輸氧，另一根空心管用來輸送三乙基硼和甲烷。蛇管端部固定點火器。氣化時，通過熱電偶點火，使鋼管和蛇管一起反向燃燒，第一段燒掉11m，然後以80bar壓力、7000 m3/h流量注入空氣，待氣化約10t煤以後，壓力降至20～30bar。第二段和第三段再從注入點分別後退11m，第二段注入40%氧氣、30% 二氧化碳和40% N2混合氣體，第三段注入40%氧氣、60%二氧化碳混合氣體，壓力均為25bar，流量2000 m3/h。最後階段以25bar壓力、10000 m3/h流量注入空氣，若溫度太高，注入1200 m3/h的N2。氣化劑采用氧氣和二氧化碳，不用蒸汽。因為蒸汽要在 250℃下輸送，成本高，而且在到達氣化帶前會因岩層的熱交換而冷凝。采用氧氣和二氧化碳注入孔不用絕熱，孔徑可減少35%。

3.3.6 西班牙特魯埃爾煤炭地下氣化試驗

1988年，6個歐盟成員國組成歐洲煤炭地下氣化工作組，進行驗證歐洲典型煤層地下氣化可行性的商業規模示範。項目選定西班牙特魯埃爾礦區中等深度煤層進行現場試驗。

該項目實施時間7年零3個月，從1991年10月到1998年12月。氣化煤層為次煙煤，厚約2m，深500～700 m，硫分高達7.26%。采用CRIP工藝。用潛孔鑽機進行小半徑定向鑽進，注入孔和生產孔相距150m，注入管和點火器與圖林項目基本相同，在地麵用特製的滾筒使其在注入孔內移位。氣化試驗從1997年6月30日開始，共進行3次(即注入點後退3次)，到10月6日結束。氣化劑為氧 和水。氣化過程對氣化劑流量、產氣孔壓力、煤氣流量和組分等進行監測和分析。根據參與氣化的元素質量平衡測量氣化煤量、煤氣損失量和地下水湧入量，用示蹤氣體氦監測煤層空穴的擴展動態。

氣化試驗完成後，在地麵鑽孔並取芯，勘測氣化空穴的形狀和氣化殘留物。對氣化區周圍地下水中的汙染物以及煤氣輸送管道的腐蝕進行取樣分析。

試驗結果表明：定向鑽孔適於建立氣化通道，CRIP工藝效果良好，運行順利;煤氣產出率隨注氧量增加而增大，反應靈敏，因此有可能使氣化過程暫停幾天時間，這對發電很有利;煤氣熱值達10.9MJ/ m3，與地麵氣化相當，約為天然氣的1/3;煤炭地下氣化的環境影響應引起重視。

這次試驗解決了一係列技術問題。如果現有的技術問題得以解決，並證明經濟合理，煤炭地下氣化可在10～15年內實現商業化，這是歐洲利用自有煤炭資源發電的戰略選擇。此外，歐洲地下氣化技術還有良好的出口前景，包括鑽井、完井所用特種鋼，氣化工程技術等。

3.4 結論

(1)發展UCG的基本宗旨。開發利用本土能源資源、從根本上杜絕礦井傷亡事故以及減少煤炭開采和利用對環境的損害，是各國發展UCG共同追求的目標。最初提出UCG的一個根本出發點，就是使煤炭直接在地下轉化成氣體燃料，完全取消井下作業，從根本上杜絕礦井傷亡事故和井下作業導致的職業病。

因此，雖然早期的UCG試驗曾采用有井(筒)式工藝，但1935年以後就開始發展無井(筒)式工藝。過去60多年國外所有UCG試驗和可行性研究，都采用無井(筒)工藝路線。經濟合作與發展組織/國際能源機構 (OECP/IEA)1999年出版的《非常規開采》認為：有井(筒)式工藝違背了UCG避免井下作業的初衷，采用油氣工藝的定向鑽進技術解決了氣化通道的貫通問題。

(2)UCG不能替代常規采煤方法。國外普遍的看法是UCG不能替代常規采煤方法，隻可用來開采常規方法不可采或開采不經濟的煤層，包括大深度煤層、高灰高硫劣質煤、急傾斜煤 層和薄煤層，成為提供潔淨能源的一種可供選擇的途徑。

(3)UCG煤氣有多種用途。氣化過程注入空氣和蒸汽，生產低熱值煤氣(3.9～6.3MJ/m3) ，可就地發電或用作工藝燃料。注入氧和蒸汽可得中熱值煤氣(8.2～11.0MJ/m3)，可用作燃料氣或化工原料氣，原料氣可轉化成汽油、柴油、甲醇、合成氨和合成天然氣等產品。

(4)UCG是一項涉及多種學科的高技術。多項高技術的應用，是歐美國家UCG研究試驗取得重大進展的關鍵。這些技術包括：應用聲學、地質學、地震學、化學、熱力學和電子技術，研究地下氣化機理;UCG計算機模型，模擬氣化過程，測算煤氣產量和質量、生產成本;待氣化煤層的精細勘探、三維勘測技術;氣化過程自動監測和控製技術;耐高溫、抗腐蝕特種合金鋼管和特種泥漿;適於UCG的先進燃氣-蒸汽聯合循環發電技術;UCG環境監測和防治技術。

(5)UCG技術尚不成熟。UCG雖已證實技術和工程可行性，但技術尚不成熟，存在一係列有待解決的問題，主要是氣化過程很難控製;冒頂可能嚴重幹擾氣化過程，地下水進入氣化帶;煙煤加熱膨脹產生塑性變形，會阻塞氣化通道，煤氣中的固體顆粒和焦炭會堵塞和腐蝕管道。

(6)目前沒有發展新一代UCG技術的研究開發活動。定向鑽孔和CRIP氣化工藝是UCG技術的重大突破。但是國外近年UCG技術的研究開發活動，致力於改進現有工藝和設備，解決氣化和環保等方麵的技術問題，沒有發展新一代UCG技術的研究計劃。

(7)UCG要解決一係列環境問題。UCG的優點是不排放矸石，粗煤氣經淨化處理後成為一種潔淨的燃料。但UCG對環境的損害也是尚待解決的一個重大問題，美國能源部把解決環境問題作為UCG商業化的前提條件。首先是氣化殘留物中的有害有機物和金屬汙染地下水。其次是氣化區會產生地麵塌陷，需采取複田等措施。第三是粗煤氣淨化係統的排放物對環境的影響，必須加以處理。

(8)需要國際合作。UCG技術研究開發和示範是高投入高風險大型項目，加強國際合作對促進其商業化是十分重要的。西班牙深部煤層地下氣化試驗是一個高難度項目，也是20世紀90 年代國外唯一的大型UCG試驗項目，技術上取得了重大進展，這是持續20年的國際合作的成果。這次試驗的成功，增強了歐盟成員國深部煤層地下氣化商業化的信心，並使歐盟在這一高技術領域的國際競爭中處於有利地位，為出口相關技術提供了機會。

(9)UCG的前景。預測UCG商業化的前景是困難的。國外大多數專家仍把它看作長期的目標，關鍵在於能否和何時解決技術上存在的問題(包括氣化工藝和環境損害防治)，以及何時能夠同石油天然氣相競爭，政府的政策也是一個重要因素。因此，各國的情況是不同的。歐盟煤炭地下氣化工作組1999年的報告認為，若能解決現存的技術問題而且經濟上可行，UCG有可能在10～15年內實現商業化。

4 國內煤炭地下氣化技術的發展

我國於上世紀五十年代、在學習前蘇聯煤炭地下氣化技術的基礎上，開始了我國煤炭地下氣化技術的研究，1958年到1962年，我國先後在大同、皖南、沈北等許多礦區進行過自然條件下煤炭地下氣化的試驗，取得了一定的成就。鶴崗地下氣化試驗是在1960年進行的，首先是用電貫通方法建立一個10米的通道，然後通過火力滲透，建立一個20米的通道(包括電貫通的10米) ，並連續采用此通道氣化20餘天，生產出可燃煤氣，但受當時技術、經濟條件的限製，未能將這一工作堅持下去。80年代後，中國礦業大學(北京校區)針對我國能源供應緊張、礦井遺棄煤炭資源多、傳統的煤炭資源開采、運輸、使用過程中環境汙染較大的特點，提出了利用煤炭地下氣化技術開采我國傳統煤炭開采技術難以開采或開采經濟性、安全性差的煤層的技術路線，並成立了煤炭工業地下氣化工程研究中心，開始對無井式、有井式地下氣化進行深入地研究，建立了具有世界先進水平的炭地下氣化實驗室。通過多年的基礎研究、實驗室研究、國際合作研究，首創了“長通道、大斷麵、兩階段”煤炭地下氣化新工藝，先後完成了完成了江蘇省“七五”攻關項目—徐州馬莊礦煤炭地下氣化試驗、國家“八五”重點科技攻關項目—徐州新河二號井煤炭地下氣化半工業性試驗、河北省重點科技攻關項目—唐山劉莊煤礦煤炭地下氣化工業性試驗和山東“新汶孫村煤礦煤炭地下氣化技術研究與應用”項目，並進行了民用及內燃機發電。2002年承擔了國家高技術研究發展計劃(863計劃)----煤炭地下氣化穩定控製技術的研究，對不同煤種(褐煤、煙煤、無煙煤)、不同厚度(薄煤層、中厚煤層、厚煤層)、不同傾角(近水平、緩傾斜、急傾斜)的煤層進行了試驗研究。在此基礎上申請了5項國家專利，並在山東新汶、肥城、山西昔陽等地建立了6座工業化應用地下氣化站。

煤炭地下氣化新工藝

利用現有的礦井巷道或煤層中新開拓的巷道，進行煤炭的地下氣化，是一項非常具有應用前景的煤炭開采技術，可以消除傳統的煤礦開采以及運輸存儲等環節對環境的汙染;通過煤炭的地下氣化，變采煤為采氣，實現煤炭開采的自動化，實現煤礦向煤化工企業的轉變。同時，煤炭地下氣化技術尤其適合人工無法開采或人工開采不經濟的煤層，回收遺棄資源。

國內外進行了很多次煤炭地下氣化的現場試驗，但運行時間都不長，沒有實現正常的煤炭地下氣化生產，遇到的主要技術問題是無法穩定地控製氣化過程，一是氣化劑在氣化通道的一端鼓入，使得在全部通道空間內，氣化劑肆意流動，即氣化通道兩側所有的煤壁都暴露在空氣中，煤壁上的燃燒區快速地逆風而上，造成氣化周期變短，氣化煤量減少，同時，氣化產生的部分煤氣和通道中流動的空氣接觸燃燒，使出口煤氣品質變壞，氣化效率降低;二是沒有很好的辦法對燃空區進行充填，導致地表塌陷，同時，通道內的大量氣流直接從塌落的頂板處排出，而不接觸氣化通道兩側未燃燒氣化的煤層，使得地下氣化過程狀況惡化。

北京中創科能煤炭地下氣化技術研究中心，在中國礦業大學(北京)煤炭地下氣化研究實驗室的基礎上注冊成立，是國內煤炭地下氣化技術專家交流的平台，本中心在國內外煤炭地下氣化現場試驗的實踐基礎上，總結提出了一項新的煤炭地下氣化工藝(專利號：2008101329059)，本工藝實現了氣化劑注氣點的後退，使煤層中的燃燒區有控製地緩慢有序向上移動;氣化劑高速噴向煤壁，強化氣化過程，在橫向上，使可氣化煤層加深;實現了燃空區的充填，阻斷頂板塌落部位的氣流通道，迫使氣化劑或煤氣從通道兩側的煤層中通過，使氣化過程繼續進行。

以該專利技術(專利號：2008101329059)為基礎的煤炭地下氣化項目可行性研究報告已經通過了專家的評審(《山西呂梁離石區霜霧都煤炭地下氣化工業性試驗可研報告》，2008年10月8日，由呂梁市政府組織，在太原迎澤賓館舉行專家論證會)，獲得了各專家高度評價。

5 煤氣綜合利用前景

與地麵氣化煤氣相比，地下氣化煤氣具有成本低、質量優等優點，而合理利用地下氣化煤氣，是進一步提高煤炭地下氣化經濟效益的重要途徑。根據煤氣成分和應用條件，地下氣化煤氣可用於聯合循環發電、提取純H2以及用作化工原料氣、工業燃料氣、城市民用煤氣等。地下氣化煤氣綜合利用途徑如圖所示。

5.1化工合成聯產

煤氣化是煤炭轉化的重要形式之一，它在各類生產過程中起著承前啟後的作用。煤製化工合成原料氣在煤化工中有著重要的地位。國內外正在把煤化工發展成為以煤炭氣化基礎的C1化學工業，使煤化工由能源型轉向化工型。煤氣化製得的合成氣(CO+H2)用作化學工業的基本原料，在與石油化工的竟爭中不斷發展和提高。但煤化工要與石油化工和以開然氣為原料的化工合成相竟爭，必須有能耗低、投資小的氣化技術為基礎。而煤炭地下氣化技術正是具有這樣的特點，通過煤炭地下氣化生產合成氣，可以充分發揮煤炭地下氣化的技術優勢，為煤化工的發展提供新的擴展空間。

在利用地下氣化煤氣合成化學產品的工藝流程中，原料煤無需處理，煤氣出口溫度一般較低，使整個合成路線趨於簡化。但大部分煤種氣化後甲烷含量較高，需要經過富集及變換處理，使之轉化為有效組分。由於針對不同煤層賦存條件、不同煤種和不同的地下氣化工藝，地下氣化煤氣的組成有一定差別，因此在工業生產中，需要根據具體情況調整工藝參數，優化工藝流程，保證地下氣化煤氣中一氧化碳和氫氣的含量，且使其比例符合具體的化工合成要求。目前我們正配合現場進行這方麵的模型實驗。

5.1.1 合成氨

合成氨是一項成熟的煤氣化及化工合成聯產項目。但傳統的煤氣化工藝普遍采用常壓固定床間歇氣化法，成本高，技術落後，企業效益差，急代改造。七十年代以來，我國先後引進了魯奇爐、德士古爐、U-gas爐，但這些目前較先進的氣化技術又存在著投資大、運行費用高等缺點，導致氨及後續化工產品缺乏市場竟爭力。若采用煤炭地下氣化提供合成氨原料氣，則可使產品成本大大降低。 “昔陽煤炭地下氣化暨合成氨聯產”示範工程的現場試驗表明，采用富氧-水蒸汽作氣化劑，可以獲得合格的合成氨原料氣((H2+CO)在60%左右)。

5.1.2 合成二甲醚

二甲醚(DEM)作為21世紀的世界清潔能源已引起人們的普遍關注。DEM由於其許多獨特的性質，在製藥、燃料、農藥等化學工業中有許多獨特的用途。它可以替代氟裏昂用作汽溶膠噴射劑和製冷劑;高濃度的二甲醚可用作麻醉劑，也可以作為化工和燃料電池的原料。此外，二甲醚還可作為優質的民用燃料及車用燃料。隨著工業和科學技術的發展，DEM的用途越來越廣泛，需求量也越來越大。新型的一步法合成二甲醚法可以顯著降低生產成本，使其在市場中具有竟爭性。

二甲醚合成氣要求H2與CO的比例為1.5 : 2，水煤氣消耗定額為4500m3/噸二甲醚。地下氣化模型實驗表明，采用富氧-水蒸汽氣化工藝，可以提供廉價的合成氣，為煤炭轉化及二甲醚合成開創新的途徑。

5.1.3 合成油

以氣體原料合成油技術(煤的間接液化)在世界許多國家都已經進行了工業化生產，合成工藝包括F-T直接合成及Mobil工藝通過甲醇間接合成。其中的地麵煤氣化通常采用魯奇爐或溫克勒法。采用煤炭地下氣化工藝隻需將合成氣的供給由地麵氣化變為地下氣化，而其他成熟技術都可以保持不變。表1給出了幾種以純氧-水蒸汽為氣化劑的煤炭氣化方法所得煤氣的組成比較。可以看出，地下氣化煤氣從組成上與魯奇爐加壓氣化法及其它先進氣化工藝所產煤氣有效成分相當，因而可以作為合成油原料氣應用於生產。

表1　幾種以純氧-水蒸汽為氣化劑的煤炭氣化方法的比較

LurgiK-TTexacoKRWHTWShellUCG水煤氣

CO15.262.249.243.253.061.546.7

H242.126.835.731.833.730.624.5

CO230.98.712.217.59.01.718.8

CH49.4---0.45.83.1---9.01

N20.31.31.01.20.84.80.9

5.2 提取純氫

氫能源是替代現有能源的一種綠色能源。氫能源燃燒後隻生成水，對環境沒有汙染，且不影響大氣中CO2的循環。目前，氫氣已被廣泛應用於石油化工、電子工業、治金工業及用作高能燃料等。基於燃料電池的氫能發電及民用是氫氣的未來市場。

氫氣的生產方法包活電解水製氫、石油裂解製氫等，但均具有規模小、成本高等缺點，而目前尚無大規模廉價製氫的方法。兩階段煤炭地下氣化的產品主要是高含氫量的地下水煤氣，其氫含量達50%以上，可用於提取不同純度的氫。表2給出了新河兩階段地下氣化試驗所得水煤氣組分表。地下水煤氣與其它能源燃料的氫碳比比較如表3所示。與現有的製氫技術相比，地下氣化製氫具有成本低(氫氣成本僅為0.5元/m3)、質量優、可規模化生產等優點。因此，煤炭地下氣化製氫將形成的新的以氫為載能體的綠色能源係統。

表2 新河二號井水煤氣組分、熱值及產量

序號煤氣組分 (%)煤氣熱值煤氣流量m3/h

H2COCH4CO2N2MJ/m3

158.298.599.2819.634.2112.221920

258.3810.3514.3213.383.5714.451400

357.1011.6614.8913.852.5014.701500

462.0714.4310.1311.072.3013.781650

554.2515.7210.6515.264.1213.141810

664.0711.319.9411.133.5513.571900

760.4216.579.5412.520.9513.611550

864.6312.479.6511.701.5513.691850

表3　各種能源燃料的氫碳摩爾比

煤石油天然氣地下水煤氣

H : C0.86:11.76:13.71:14.76:1

5.3 地下氣化煤氣聯合循環發電

地下氣化煤氣用於燃氣---蒸汽聯合循環發電是合理使用地下氣化煤氣熱能的有效途徑。自20世紀50年代實現燃氣—蒸汽聯合循環發電方案以來，聯合循環獲得了突飛猛進的發展，特別是近年來，發展的趨勢更加明顯。它使用天然氣做燃料時聯合循環的供電效率已經達到55～60%，遠遠領先於其它任何形式的發電設備，並能裝備成為承擔基本負荷的大功率電站，加上這種設備的投資費用比較低，設備簡單，占地麵積小，建設周期短，因而更加具有廣泛使用的潛力。不過目前這種聯合循環的主要燃料為石油產品和天然氣，加有小部分煤氣，而煤氣聯合循環發電則是21世紀煤炭潔淨利用的主要方向之一。整體煤氣化燃氣——蒸汽聯合循環發電(簡稱IGCC)是在70年代西方國家石油危機時期開始研究的一種潔淨煤發電技術，其技術要領和路線是：使煤在氣化爐中氣化成為中熱值或低熱值煤氣，然後通過處理，把粗煤氣中的灰分、含硫化合物(主要是H2S和COS)等有害物質除淨，供到燃氣——蒸汽聯合循環中去做功，借以達到以煤代油(或天然氣)的目的，這樣，就能間接地實現在供電效率很高的燃氣—蒸汽聯合循環中燃用固體燃料煤的願望。

煤炭地下氣化產生煤氣發電，在俄羅斯已應用近50年，先後在莫斯科近郊等煤田建立5座地下氣化站，生產700-1000kcal/m3的低熱值煤氣用來燒鍋爐或發電，積累了豐富的經驗。而我國使用煤氣發電則始於90年代，先後有鐵嶺焦化廠等使用由航空發動機改型燃氣輪機用焦爐煤氣發電，97年11月，世界首台低熱值煤氣(780kcal/m3)發電設備在上海寶山鋼鐵廠自備電站投入運行，該機組裝機容量為150MW，目前運行狀況良好。另外其它一些鋼鐵廠也正準備利用高爐煤氣發電，某些焦化廠也準備使用焦爐煤氣發電。

從燃氣輪機情況看，生產燃氣輪機的公司有GE公司、ABB、西門子、三菱公司等企業，目前我國南京汽輪機廠、上海汽輪機廠已與GE公司等開始合作生產燃氣輪機。

從目前地下氣化煤氣的生產狀況來看，低熱值空氣煤氣的生產最為普遍，但其應用很受局限。因此，采用富氧-水蒸汽氣化工藝生產中熱值煤氣用於燃氣輪機發電是地下氣化煤氣發電應用的必然途徑。

由於燃氣輪機屬於高技術、高精密設備，為保證其使用壽命，對煤氣的淨化度要求比較苛刻，同時希望煤氣供應量和煤氣組成穩定，含水量低。表4為一般燃氣輪機對煤氣中雜質的要求。

表4 燃氣輪機對煤氣中雜質含量的要求

項目含塵量含硫量堿金屬含量鹵化物

單位PpmwPpmw(Na+K),ppbm(HCL+HF),ppmw

數值<6<50<80<2.45

5.4 經濟效益分析

美國專家曾對煤氣化及利用過程進行經濟分析後指出，地下氣化與地麵氣化生產相同下遊產品相比成本可下降：(1)生產合成氣為43%;(2)生產天燃氣代用品為10-18%;(3)發電?