煤炭地下气化技术
Underground Coal Gasification
河南省神源煤炭气化科技发展有限公司
目 录
引 言 ............................................................................................................................. 4 1 煤炭地下气化基本原理 ......................................................................................... 5 1.1 氧化区 ................................................................................................................. 6 1.2 还原区 ................................................................................................................. 6 1.3 干馏干燥区 ......................................................................................................... 6 1.4 地下气化炉的类型 ............................................................................................. 8 1.4.1 有井式 .......................................................................................................... 8 1.4.2 无井式 .......................................................................................................... 8 1.4.3 混合式 .......................................................................................................... 8 1.5地下气化和煤层气开采的区别 ......................................................................... 8 2 煤炭地下气化影响因素 ......................................................................................... 9 2.1 气化炉温度场 ..................................................................................................... 9 2.2 鼓风速率 ............................................................................................................. 9 2.3 水涌入速率 ....................................................................................................... 10 2.4 气体通道的长度和断面 ................................................................................... 11 2.5 操作压力 ........................................................................................................... 12 2.6 煤层厚度 ........................................................................................................... 12 2.7 空气动力学条件和气化炉结构 ....................................................................... 13 2.8 煤质对气化的影响 ........................................................................................... 13 3 国外煤炭地下气化技术的发展 ........................................................................... 14 3.1 国外技术发展 ................................................................................................... 15 3.1.1 早期的有井(筒)式气化工艺3.1.2 UCG描述3.1.3 贯通技术
................................................................. 15
............................................................................................... 15 ................................................................................................ 15
............................................................................ 16
3.1.4 煤层勘测和模型研究3.1.5 气化过程控制
........................................................................................ 16
3.1.6 环境影响评价及防治技术 .................................................................... 17
3.2 美国的CRIP气化工艺 .................................................................................... 17 3.3 国外重要UCG项目 ........................................................................................ 18 3.3.1 俄罗斯南阿宾斯克气化站 ........................................................................ 18 3.3.2 美国汉那地下气化试验
........................................................................ 18
3.3.3 美国罗林斯地下气化试验 ........................................................................ 18 3.3.4 美国森特雷利亚地下气化试验 ................................................................ 18 3.3.5 比利时图林煤炭地下气化试验 ................................................................ 19 3.3.6 西班牙特鲁埃尔煤炭地下气化试验 ........................................................ 19 3.4 结论 ................................................................................................................... 20 4 国内煤炭地下气化技术的发展 ........................................................................... 22 5 煤气综合利用前景 ............................................................................................... 23 5.1化工合成联产 ................................................................................................... 23 5.1.1 合成氨 ........................................................................................................ 24 5.1.2 合成二甲醚 ................................................................................................ 24 5.1.3 合成油 ........................................................................................................ 25 5.2 提取纯氢 ........................................................................................................... 25 5.3 地下气化煤气联合循环发电 ........................................................................... 26 5.4 经济效益分析 ................................................................................................... 27 5.5几个工程实例的效益分析 ............................................................................... 28 6 国家对发展煤炭地下气化技术的政策 ............................................................... 29 7 几个比较关心的问题 ........................................................................................... 32 8 本公司技术人员对该项目的研究与发明专利 ................................................... 36
引 言
中国一次能源消费总量中煤炭占65％以上（美国23％），是世界上最大的煤炭生产国和消费国。中国已经探明煤炭可采储量约1900亿吨，但总储量估计可能高达四万亿吨，如果加紧查清资源家底，运用先进科技合理化开发，可望维持供应一百甚至数百年之久。
中国要初步实现现代化，至少需要人均一个千瓦的电力，以15亿人口计，将有15亿千瓦的需求，为现有发电能力的三倍以上。根据“十六大”提出的到2020年GDP翻两番，达到四万亿美元的经济发展目标估计，届时全国约需发电装机容量为8～9亿千瓦左右。但来自政府部门的信息显示，到2020年，预计水电总容量可达1亿千瓦，核电总容量达3600万千瓦。风能和生物能都只有约2千万千瓦，太阳能仅1百万千瓦，加上其他各种可能资源提供的电力，不到总发电能力的20％。据此，今後整个“能源峡谷”时期中国电力供应必然主要依靠火力发电，由于石油、天然气资源即将见底，除了主要指望煤炭，别无选择。
近年中国煤炭产量上去了，但技术装备和管理水平相当落后，全国采煤机械化程度仅为45％；为数相当多的小煤矿，技术手段和开采方式尤其落后，难以保障安全经济运行。
中国煤矿事故频繁，矿工死亡率是美国的百倍，已成不可承受之痛。据查全国有安全保障的煤炭生产能力仅为12亿吨，去年约有7.5亿吨是在不具备安全生产条件下生产出来的，其中相当一部分是非法违规生产的煤炭。在这种情况下，中国现在年产近20亿吨，实际上已经大大超过了安全生产容许的极限。
中国煤矿资源极为浪费严重，目前资源回收率仅在30%左右，小煤矿回收率只有15%左右，可以比拟为“猴子吃苹果”——咬一口就扔。估计1980年到2000年，全国煤炭资源浪费280亿吨，扔掉的煤炭几乎是被利用资源的两倍。长此以往，到2020年，全国将有560亿吨煤炭资源被浪费，实际上相当于每年耗用50亿吨煤炭。在这种极端粗放型暴殄天物的同时，精查储量却一直上不去，不消四十余年，已知可采储量就会消耗殆尽。
煤炭行业现状，显示现行能源战略部署同客观需求大有南辕北辙之势，前景极其堪忧。
同时，传统煤炭开采涉及一系列环境问题及健康问题，如：地面沉陷，矿工的健康和安全，脱硫、灰尘的污染，废物（水）的排放等。
煤炭加冕第一，不是简单重复早年粗放、肮脏、低效的利用方式，必须极大地提高能量转化效率，减少环境污染，并转变为可以方便运用的其他能源形态，作为充分合理利用宝贵的煤炭资源，维持社会可持续发展的必要基本政策。
煤炭地下气化集建井、采煤、地面气化三大工艺为一体，变传统的物理采煤为化学采煤，省去了庞大的煤炭开采、运输、洗选、气化等工艺的设备，具有安全性好、投资少、效益高、污染少等优点，深受世界各国的重视，被誉为第二代采煤方法。
与传统采煤和地面气化相比，煤炭的地下气化技术有以下优势： （1）可以回收传统方法开采不经济和无法开采的煤炭资源；
（2）由于煤炭无须人工开采，地下气化最大限度的减少了矿工的健康和安全问题； （3）减少了地面沉陷，以及固体废物排放很少； （4）减少了对社会经济的影响； （5）投资省，煤气成本低。
江泽民总书记曾题词：“煤炭地下气化试验，从煤炭资源的充分利用以及经济效益来讲值得进一步研究”。著名科学家钱学森曾说：“煤炭地下气化的试验成功，无疑是煤炭工业的巨大革命”。随着煤炭地下气化技术的推广应用，一个以煤炭地下气化为“龙头”的大型煤、电、化工联合企业将展现在世人面前。对保障国民经济的可持续发展具有十分重要的战略意义。
鉴于煤炭地下气化技术的显著优点，前苏联、英国、美国、德国、法国等世界许多国家相继投入了大量的人力和物力进行研究和使用，取得了丰硕的成果。我国也由实验室试验研究、现场试验研究，逐步向工业化生产迈进。
1 煤炭地下气化基本原理
煤炭地下气化就是将处于地下的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的过程。该过程主要是在地下气化炉的气化通道中实现的，如图1.1所示。
1.1 氧化区
由进气孔鼓入气化剂(空气、O2和H2O(g)) ，并在进气侧点燃煤层，气化剂中的O2遇煤燃烧产生CO2，并释放大量的反应热，燃烧区称为氧化区，当气流中O2浓度接近于零时，燃烧反应结束、氧化区结束。主要反应列式如下:
氧化反应(燃烧反应)： C+O2 == CO2 +393.8 MJ/kmol
碳的部分氧化反应(不完全燃烧反应) ： 2C+ O2 == 2CO + 221.1 MJ/kmol CO氧化反应(CO燃烧反应)： 2CO+ O2 == 2CO2 + 570.1 MJ/kmol 1.2 还原区
氧化区结束后，则进入还原区，氧化区使还原区煤层处于炽热状态，在还原区CO2与炽热的C还原成CO，H2O(g)与炽热的C还原成CO、H2等，由于还原反应是吸热反应，使煤层和气流温度逐渐降低，当温度降低到使还原反应程度较弱时，还原区结束。主要反应列式如下:
CO2还原反应(发生炉煤气反应) ： CO2+C == 2CO — 162.4 MJ/kmol 水蒸汽分解反应(水煤气反应)： H2O+C == H2+CO — 131.5 MJ/kmol 水蒸汽分解反应 ：
2H2O+C == 2H2+CO2 — 90.0 MJ/kmol CO变换反应：
CO+ H2O == H2+CO2 + 41.0 MJ/kmol 碳的加氢反应 ：
C+2 H2 == CH4 + 74.9 MJ/kmol 1.3 干馏干燥区
还原区结束后，气流温度仍然很高，对下流即干馏干燥区煤层进行加热，释放出热解煤气，同时产生甲烷化反应。主要反应列式如下:
煤热解反应 ：
煤------ CH4 + H2 + H2O +CO+CO2+…… 甲烷化反应 ：
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
图1.1 煤炭地下气化原理示意图
从化学反应角度来讲，三个区域没有严格的界限，氧化区、还原区也有煤的热解反应，三个区域的划分只是说在气化通道中氧化、还原、热解反应的相对强弱程度。经过这三个反应区以后，生成了含可燃组分主要是H2、CO、CH4的煤气，气化反应区逐渐向出气口移动，因而保持了气化反应过程的不断进行。由此可见可燃气体的产生主要来源于三个方面：即煤的燃烧热解、CO2的还原和水蒸汽的分解，这三个方面作用的程度，正比于反应区温度和反应比表面积，同时也决定了出口煤气组分和热值。
1.4 地下气化炉的类型 1.4.1 有井式
有井式气化建炉先从地面开凿井筒，然后在地下开拓平巷，用井筒和平巷把地下煤气发生炉和地面联接起来，在平巷里将煤层点燃，从一个井筒鼓风，通过平巷，由另一个井筒排出煤气。
图1.2 有井式煤炭地下气化示意图
1.4.2 无井式
利用钻孔揭露煤层，并利用特种技术在煤层中建立气化通道而构成的地下煤气发生炉叫无井式地下气化炉。无井式气化炉从进排气点和气化通道相对位置来分可把它们分为几种基本炉型，即V型炉、盲孔炉、U型炉等。
图1.3 无井式地下气化炉示意图 图1.4 混合式地下气化炉示意图
1.4.3 混合式
由地面打钻孔揭露煤层或利用井筒辅设管道揭露煤层，人工掘进的煤巷作为气化通道，利用气流通道(人工掘进的煤巷)连接气化通道和钻孔或管道，所构成的气化炉为混合式气化炉。
1.5地下气化和煤层气开采的区别
煤层气的开采是通过“井下抽采”与“地面钻采”的方式，把煤中吸附的瓦斯抽出，受
煤层中瓦斯气存量的影响，风险很大；往往是钻孔达到煤层后气量很少，抽采时间不长就没气了，造成钻孔等费用的巨大损失；而煤炭地下气化是通过热作用，把煤炭转化成煤气采出，只要地下有煤炭资源，就能产出煤气，煤炭资源越多，煤气采出越多，生产周期越长；
煤炭地下气化也包括“井下巷道开采”和“地面钻采”两种生产方式，与煤层气的“井下抽采”相比，地下气化的“井下巷道开采”工程简单，投资少。在“地面钻采”方面，地下气化的钻孔直径较大，一般都在500mm以上，从而保证了煤气的大量生产。
另外，通过煤炭地下气化技术，不仅把煤炭转变成了煤气，同时，煤层中原有的瓦斯气也同时被采出，成为煤气中重要组分。
2 煤炭地下气化影响因素
煤的地下气化系非常复杂的物理和化学过程，影响煤气质量的因素很多，既有地下气化所采用的工艺措施，又有煤层自身的特性及煤层顶地板的移动状态。一般来讲，影响煤炭地下气化过程的主要因素包括以下几个方面： 2.1 气化炉温度场
煤炭地下气化过程实际上是一个自热平衡过程，依靠煤燃烧产生的热量使地下气化炉内建立起理想的温度场，进而发生还原反应和分解反应，产生煤气。因此，在地下气化过程中起关键作用的是炉内的温度场，尤其是对于生产高热值水煤气的两阶段地下气化更是如此。两阶段气化是一种循环供给空气和水蒸气的地下气化方法，每个循环由两个阶段组成，第一个阶段为鼓空气燃烧蓄热生产空气煤气，第二个阶段为鼓水蒸气生产地下水煤气，只有第一阶段积蓄足够量的热能以后才能使第二阶段水蒸气的分界反应得以顺利进行，从而产生高热值地下水煤气，同时，煤层热分解的程度以及热解煤气的产量，完全取决于煤层内的温度分布。 2.2 鼓风速率
气化过程的稳定主要决定于单位时间内起反应的碳量，又决定于固体碳和二氧化碳的化学反应速度，决定于二氧化碳向固体碳表面的扩散速度。前者与气化带的温度有关，后者则与送风流
的速度(鼓风量)有关。气流运动速度越大，扩散速度也越大。煤的气化强度增加；另外，鼓入风速的增加，初级产物一氧化碳的燃烧可以部分避免，而从氧化区带走，从图可以看出，提高鼓风速度可以相应地提高煤气热值。
煤层中水的涌入速率很难控制，但可通过改变鼓风速率来抑制水涌入所造成的影响，在相同水涌入速率的情况下，鼓风速率越高，气化区温度越高，煤气中水含量越少。
无论在什么条件下，鼓风速率的增加都是有限的，过高时系统压力增大，煤气热值随着鼓风速率的增加而提高，但超过一定数值，煤气热值反而降低，而二氧化碳含量却增加，这说明部分气化产物被燃烧了，所以应选择适宜的流速和压力，以避免煤气的泄漏和一氧化碳被氧化。
一般认为变空气鼓风为富氧鼓风可以大大提高煤气的热值，令人意外的是CO/CO2比率并不随着鼓风中氧含量的增加而有明显的变化。虽然燃烧区的温度由于鼓风中氧含量的增加而升高，但因为氧的旁路或附加的水蒸气转换CO为CO2的反应并不完全。 2.3 水涌入速率
气体煤层中水的来源有：1.煤本身的含水量2.在热分解中产生的水分3.围岩的含水量4.地下水的渗入5.人为注入的水
煤气含水量反映出地下水从煤层周围涌入气化区域的速率，水涌入速率是由围岩的渗透率和整段地带的静水压力所决定的。通常条件下，静水压力随时间变化缓慢，基本上是稳定的。判明水涌入的实际轴向分布范围一般比较困难，而其分布情况对煤气组成有很大影响。
气化炉中存在少量的水，对气化过程的进行是有利的，在高温下水被分解，使煤气中富含CO和H2，同时又能适当降低煤的燃烧温度，从而降低了煤灰的熔融温度，保证了良好的析气条件。如果水涌入量比较大，即超过一定的限度，高温气流的冷却作用及CO/CO2平衡转换占优势，可燃组分相对减少，从而使煤气热值降低，此外，水涌入量增加，容易使孔道内形成水层，堵塞狭窄的气流通道。在煤炭地下气化现场试验过程中，我们一般从两个方面来抑制水涌入的影响：一是适当提高鼓风压力，而是在操作系统中始终保持气化通道足够高的温度，以蒸发所涌入的水，使所有涌入的水均以煤气中的水蒸气或水与煤之间反应物等形式出现。
地下水的存在，直接影响煤层的含水(充水)程度，其对地下煤层贯通和气化影响在于：在贯通时贯通通道的空间小，内部表面不大，只有比较少的地下水进入贯通的通道，
影响不大；但在气化通道贯通以后，煤层开始气化，气化的空间迅速增大，因而进入地下煤气炉系统地水量也增大，将严重影响着气化过程的进行。当煤层中的水分含量超过一定限度时，还原带的温度及气化过程遭到强烈的破坏，同时在反应区中燃料的燃烧热分配不当，化学热降低而物理热升高，造成很大的热损。
在进行地下气化的准备工作时，地下水，特别是流砂层常会给打钻工作带来困难，并且常因地下水改变钻孔内煤层的物理化学性质而妨碍贯通工作的进行。据地质钻探方面资料可知：在一般含水量的情况下，对钻孔工作没什么困难，而影响钻孔工作的主要是流砂层，特别是含水的砾岩层，在这种岩石中钻进，不但时常发生漏水现象，而且往往因钻孔壁陷落妨碍钻进。 2.4 气体通道的长度和断面
可燃气体的产生在气化通道中经历了三个不同的反应区，当气化通道较长时，氧化区、还原区、干馏区均能得到充分的发育，有利于一些可燃气体生成反应的进行，使煤气中的H2，CO，CH4等成分增加，煤层热值提高。若气化通道过短，只有氧化区和还原区得到发育，干馏区很短或消失，这样煤热解反应减弱，煤气中CH4含量降低，煤气热值降低，因此，建立足够长的气化通道是提高煤气质量必不可少的措施之一。
对于国内外气化通道长度短、断面小的试验，其产量小，地下煤气中可燃组分含量少，热值低。比利时由于加大了气化通道的长度和断面，其煤气质量明显得到改善。我国一改20世纪50年代的建炉模式，采用有井推进式大型炉结构，通道长，断面大，使产品煤气中可燃组分大幅度增高，煤气热值提高。分析其原因，主要包括以下几方面：
①大型炉煤体燃烧后，形成大而稳定的高温场，氧化带和还原带的范围扩大，可燃组分增多，从而使煤气热值提高；②由于通道长、断面大，所以干馏煤气产量大， CH4含量高；③因由较长的干馏干燥带，煤气显热大多用于加热煤层，故热效率高；④大型炉为两阶段地下气化创造了良好的条件。
但是气化通道亦不可过长，苏联的操作表明，过长的气化通道则因煤气被冷却，CO/CO2之比率降低，而甲烷在过低温度下生成速率很小，易发生如下反应：
2CO+H2O→CO2+H2+41.03KJ/g·moL 2CO→CO2+ C+172.5 KJ/g·moL
所以，对于某一特定的气化煤层来说，气化通道应满足各反应区长度的要求。 2.5 操作压力
在倾斜、缓倾斜或近水平煤层中进行地下气化时，气化剂仅限于在贯通通道内流动，而不能提供有效燃烧气化所需要的大反应表面。实践证明，通过改变操作系统的运作方式，可以得到较大程度的补偿，即通过周期性变化的操作压力可以提高煤气的质量。
模型试验和现场试验均表明，在压力周期变化条件下，流体主要以对流方式传递给煤层热量，这样，一方面对气化反应带前某一距离内的煤层起到预热作用，有利于煤层的燃烧与气化；另一方面增加了热解的产物，且避免了热解气体的燃烧。
Mohtadi(1981)使用无烟煤分别在恒压和周期变化的压力下进行了试验，其结果如表2-2所示。从下表可以看出，周期变化压力条件下，热损失减少约60%，热效率和气化效率分别为恒压时的1.4倍和2倍，产品煤气的热值约提高1倍。由此证明了在压力变化的条件下，气化过程得到了较大程度的改善。
2.6 煤层厚度
在地下气化过程中，燃烧区和煤气不仅因水的涌入而被冷却，而且其中一部分热量散失到煤层和围岩(底板、顶板等)中去。当煤层厚度小于2m时，围岩的冷却作用剧烈变化对煤气热值影响甚大。对于较薄煤层，增加鼓风速率或富氧鼓风可以提高煤气热值，苏联Lischansk地下气化站在小于2m的煤层中进行试验时，即采用富氧鼓风。
后煤层进行地下气化不一定经济，一般以1.3～3.5m厚的煤层进行地下气化比较经济合理，煤层的倾斜度对其气化难易也有影响，一般说来急倾斜煤层易于气化，但开拓条件钻孔工作较困难。试验证明，煤层倾角为35℃时，便于进行煤的地下气化。 2.7 空气动力学条件和气化炉结构
现行的地下煤气发生炉的运转经验表明：在地下气化炉的不同工作阶段，均匀地向煤层反应表面鼓风，是气化炉内稳定析气的主要条件。在气化过程中，气化通道的大小、形状、位置都随着煤层和顶板的冒落而不断发生变化。因此，气化工作面的大小、形状、位置和空气动力学条件也在不断地发生变化，从而影响气化过程的稳定。顺利送风于反应的煤表面，从而保证一定的空气动力学条件是气化过程的稳定基础，因此必须设计结构合理的气化炉，以实现这一目的。 2.8 煤质对气化的影响
气化反应过程与煤的性质和组成有着密切的关系，又与煤层情况和地质条件有关，如无烟煤由于透气性差，气化活性差，脆性很高，在外力作用下最容易分解，因此一般不适于地下气化；而褐煤最适于地下气化方法，由于褐煤的机械强度差，易风化，难于保存，且水分大，热值低等特点，不宜于矿井开采，而其透气性高，热稳定差，没有粘结性，较易开拓气化通道，故有利于地下气化。
影响气化过程稳定性的因素还有许多，如围岩受热变形、塌裂、扩展的影响，煤质煤层赋存条件的影响等。这些因素对气化盘区的选择和气化炉的建立过程影响较大，对于气化过程控制煤气成分和热值的影响不大。煤层顶底板岩石的性质和结构对地下气化有重要影响，要求临近岩层完全覆盖气化煤层。当气化过程进行到一定程度时顶板往往在热力、重力和压力的作用下破碎而垮落，造成煤气大量泄漏，影响到气化过程的有效性和经济性。
综上所述，气化炉温度场、鼓风速率、气化通道长度、煤层涌水量是影响气化过程稳定性的主要因素。因此，将通过模拟计算和现场试验，研究这些因素的变化规律以及对气化过程稳定性的影响程度，从而认识地下气化过程的一般规律，并研究合理的气化炉结构和工艺措施，实现对气化过程的控制，已达到稳定生产的目的。
3 国外煤炭地下气化技术的发展
1868年，德国科学家威廉·西蒙斯首先提出了煤炭地下气化(UCG)的概念。1888年，俄罗斯 化学家门捷列夫提出了地下气化的基本工艺。1907年，通过钻孔向点燃的煤层注入空气和蒸 汽的UCG技术在英国取得专利权。1933年，前苏联开始进行UCG现场试验。1940～1961年建成 5个试验性气化站。其中规模较大的是俄罗斯的南阿宾斯克气化站和乌兹别克斯坦的安格连 斯克气化站。这2个气化站都采用无井(筒)气化工艺。前苏联的试验性气化站，生产的煤气 热值低，产量不稳定，成本高。1977年,安格连斯克等气化站被关闭。南阿宾斯克气化站气 化烟煤，到1991年累计产气90亿m3，煤气平均热值3.82MJ/m3(1600kcal/m3)。安格连 斯克气化站气化褐煤，1987年恢复运行，生产低热值燃料气供发电。
20世纪50年代，美、英、日、波、捷等国也都进行UCG试验，但成效不大。到50年代末都停止了试验。70～80年代，除前苏联外,美国、德国、比利时、英国、法国、波兰、捷克、日本等国都进行试验。
美国UCG研究试验投入大量资金。劳伦斯·利弗莫尔、桑迪亚国家实验等研究机构，应用高 技术进行UCG的实验室研究和现场试验。到20世纪80年代中期，共进行29次现场试验，累计 气化煤 炭近4万t，煤气最高热值达14MJ/m3。劳伦斯·利弗莫尔国家实验室开发成功的受控注入 点 后退(CRIP)气化新工艺，是UCG技术的一项重大突破，使美国UCG技术居世界领先地位。美国 UCG试验，证实了UCG的技术可行性，但产气成本远高于天然气，据美国能源部1986年评估报 告，地下气化成本为4.8美元/MBtu，而天然气井口价仅1.7美元/MBtu(1989年，1MBtu=28m 3天然气)，汉那商业性地下气化站设计预估成本高达10.4美元/MBtu。
西欧国家(英国、德国、法国、比利时、荷兰、西班牙)深度1000m以下和北海海底煤炭储量 很大。石油危机后，这些国家试图采用UCG技术从不能用常规方法开采的深部煤层取得国产 能源。1976年，比利时和原西德签署了共同进行深部煤层地下气化试验的协议，1979年在比利时成立了地下气化研究所，进行UCG实验室研究和现场试验。1978～1987年，在比利时的图林进行现场试验。气化煤层厚2m，倾角15°，深860m。第一阶段采用反向燃烧法，试验失败。后来采用小半径定向钻孔和CRIP工艺，试验基本成功。1988年，6个欧盟成员国组成欧洲煤炭地下气化工作组，进行验证深部煤层地下气化可行性的商业规模示范。1991年10月到1998年12月，在西班牙特鲁埃尔进行
现场试验。气化煤层厚2m，深500～700m，采用定向钻孔和CRIP工艺。
罗马尼亚正在日乌河谷烟煤煤田进行UCG试验，目的是弥补天然气供应不足。 除上述国家外，计划进行UCG试验或建设气化站的国家有：印度、巴西、泰国、保加利亚、 新西兰。 3.1 国外技术发展
3.1.1 早期的有井(筒)式气化工艺
UCG试验采用有井(筒)式工艺，需要开凿井筒、掘进巷道，或利用老矿的井巷。这违背了地下气化的基本宗旨是避免井下开采作业的初衷，而且准备工作量大，产气量小。1935年以后，发展无井(筒)式工艺，即从地面向煤层钻孔。过去50年，国外所有UCG试验和可行性研究都采用无井(筒)式工艺。 3.1.2 UCG描述
最简单的UCG工艺是按一定距离向煤层打垂直钻孔，再使孔间煤层形成气化通道。然后通过一个钻孔把煤层点燃，注入空气或氧/蒸汽，煤炭发生热解、还原和氧化等气化反应。蒸汽 提供反应所需的氢，并降低反应温度。产生的煤气从另一个钻孔引出，煤气的主要成分是H 2 、二氧化碳、CO、CH4和蒸汽，各种组分的比例取决于煤种、气化剂和气化效率。注入空气和蒸汽产生低热值煤气(3.9～6.3MJ/m3)；注入氧和蒸汽可得中热值煤气(8.2～11.0MJ/m3)。 低热值煤气可就地发电或做工业燃料；中热值煤气可作燃料气或化工原料气，原料气可转化成汽油、柴油、甲醇、合成氨和合成天然气等产品。UCG的关键技术问题是连续钻孔的方法，即贯通技术、煤层勘测和气化过程的控制。 3.1.3 贯通技术
迄今已试验5种贯通方法：电力贯通，爆炸破碎，水力压裂，反向燃烧，定向钻孔。只有后两种方法证明是可行的。
（1）电力贯通。这是早期采用的方法，因煤层电阻大，耗电太多，而效果不好，早已淘汰 。
（2）爆炸破碎法。70年代，美国试验爆炸破碎法，未能使煤层产生足够的渗透性，而且难以控制。
（3）水力压裂。水力压裂是从钻孔向煤层注入带支撑剂(砂子等)的高压水，使煤层压裂， 排水后砂子留在煤层裂隙中，从而提高煤层渗透性。美国、法国、比利时、德
国等都曾进行水力压裂试验，均以失败告终。1980年法国进行水力压裂试验，煤层深1170m，压力达750ba r，结果水砂倒流，发生堵塞。
（4）反向燃烧。反向燃烧是从甲孔点火，从乙孔鼓风，燃烧面的推进方向与气流方向相反 ，煤气从甲孔引出。美国ARCO煤炭公司在怀俄明州吉利特附近进行试验，煤层厚34m，深213 m，为次烟煤。注入空气，煤气热值达7.9MJ/m3。
（5）定向钻孔。定向钻孔是石油工业开发的一种钻井新技术，它是从地面打垂直钻孔，钻 到一定深度后，钻孔可以拐弯，变成水平方向钻进，形成水平孔。定向钻孔有两种方法：一是逐渐拐弯，一般每30m拐3~6°，不需特制的钻具，曲率半径约500m。另一种是小半径拐弯钻进，需采用挠性钻具和孔内导向装置，曲率半径可小到15m。英国采用天然伽玛射线传感器导向，在厚度和倾角变化的煤层中进行定向钻孔试验，水平孔长达500m。比-德地下气化研究所在比利时图林大深度煤层UCG试验中，采用垂直钻孔、逐渐弯钻孔和小半径拐弯钻孔相结合的设计方案。
此方案可用一个逐渐拐弯钻孔联接若干垂直钻孔，在气化几个煤层时尤其方便，而且垂直孔与层内水平孔的交接比较精确，两者距离可控制在小于煤层厚度的范围内。英国设想用定向钻孔技术气化北海海底煤层，水深25～130m，煤层厚12m，从地面或近海钻井平台打定向钻孔。 3.1.4 煤层勘测和模型研究
待气化煤层的精细勘测和气化反应带的预测和监测，是UCG能否成功的关键要素。在煤层勘测方面，已采用钻孔温差电偶、孔间地震仪等进行三维精细勘测。在地面用电阻率方法进行勘测也能取得良好效果，而且成本较低，有效深度约1000m。深部煤层用高频电磁波进行勘测，已证明是一种有效而经济的方法。
目前，UCG试验通常都采用计算机模型模拟气化过程，已开发出多种模型。应用这些模型，有可能相当精确地模拟气化反应过程，预测能够气化的煤量、煤气的产量和质量，以及生产成本。美国能源国际公司采用UCG经济性模型和现场试验数据，对拟建的怀俄明州汉那商业性气化站设计方案的经济性进行预测和优化。 3.1.5 气化过程控制
UCG是受多种因素影响的复杂的物理化学过程，难以控制。主要影响因素包括：煤层地质条件，煤质特征，涌水量，矿山压力，气化剂及其注入压力和流量等。
气化过程控制的主要问题是冒落矸石对气流的影响，以及气化效率随气化带的推进
而降低。美国在地下气化机理和气化过程方面进行大量的研究开发工作，包括气化过程监测、自控和摇感技术，应用声学、地震学和电子技术，取得化学、热力学和地质学等方面的数据。
3.1.6 环境影响评价及防治技术
美国和欧盟重视UCG对健康和环境影响的评价以及防治技术的研究。主要问题是气化区地面 塌陷，地下水污染，煤气净化系统排放物对环境的影响。
美国能源部对怀俄明州70年代末进行试验的地下气化站对健康和环境的影响进行专项评估。对气化站附近地下水中的异丙基苯含量进行测量，并采用生物技术(需氧菌群)进行分解苯的示范试验，结果地下水中的苯含量下降80％。 3.2 美国的CRIP气化工艺
美国劳伦斯·利弗莫尔国家实验室1976年开始研究UCG，在模拟研究和实验室研究的基础上，1976～1979年在怀俄明州吉利特附近进行了6次现场试验，先后采用爆炸破碎、反向燃烧和定向钻孔贯通技术，注入空气和氧/蒸汽。这些试验除爆炸破碎效果不佳外，煤气热值都超过4MJ/m3，最高达10.3MJ/m3，但都发生冒顶、漏气和水流入等问题。为解决这些问题， 提高气化效率，该实验室研究开发出受控注入点后退气化工艺(CRIP)。这种新工艺把定向钻 进和反向燃烧结合在一起，定向钻孔先打垂直注入孔和产气孔，到达煤层后，从注入孔沿煤层底板继续打水平孔，直到与产气孔底部相交，然后在钻孔中下套管；开始气化时，用移动点火器在靠近产气孔的第一个注入点烧掉一段套管，并点燃煤体，燃烧空穴不断扩展，一直烧到煤层顶板，待顶板开始塌落时，注入点后退相当于一个空穴宽度的距离，再用点火器烧 掉一段套管，形成新的燃烧带，如此逐段向垂直注入孔推进。
1983年，在美国华盛顿州森特雷利亚附近的韦特柯煤矿进行首次全规模现场试验。气化煤层厚11m，气化上部的6m，煤质为高灰分(20％)、低渗透性次烟煤。试验历时30天，开始注入空气和蒸汽，第14天注入氧和蒸汽，气化煤量为1814t，煤气热值9.5MJ/m3。CRIP工艺的最大优点是气化过程能够有效地得到控制。因为水平注入孔位于煤层底部，气化过程在受控条件下由注入点后退逐段进行。这一特点使它特别适用于大深度煤层和特厚煤层。气化大深度煤层时，一个产气孔可连接一组垂直注入孔，煤气可通过已烧过的空穴流动，解决了在极高的岩层压力下保持通道的问题。气化厚煤层时，当空穴扩大并发生大冒顶时，可保持垂直注入孔的完整性。CRIP工艺的另一个突出优
点是产气量大，还有可能回收因发生大冒顶从旁路逸出的煤气。CRIP工艺的主要缺点是点火操作比较复杂。CRIP工艺在美国试验成功以后，国外所有地下气化试验或可行性研究项目都采用这种新工艺。 3.3 国外重要UCG项目
国外UCG试验和商业性示范项目主要有俄罗斯的南阿宾斯克气化站，美国的汉那、罗林斯和森特拉利亚气化试验，以及比利时的图林和西班牙的特鲁埃尔气化试验。 3.3.1 俄罗斯南阿宾斯克气化站
南阿宾斯克气化站位于俄罗斯库兹巴斯矿区。煤层厚2～9m，倾角55～70°，深50～300 m，煤种为气肥煤。1955年建成试验性气化站，设计年产气能力5亿m3，采用井(筒)气化工艺。到1991年累计气化煤炭3Mt，产气90亿m3，煤气平均热值3.82MJ/m3(1600Kcal/ m3)。煤气供附近12个工矿企业用作燃料。3.3.2 美国汉那地下气化试验
1972～1979年，美国能源部拉勒米能源技术中心在怀俄明州汉那附近进行地下气化试验。气化煤层为次烟煤，厚9m，深49～122m。首次采用反向燃烧法，注空气，气化煤炭15741t，煤气热值4.0～6.6MJ/m3。1987～1988年，劳伦斯·利弗莫尔国家实验室采用CRIP工艺在汉那进行试验，获得成功。3.3.3 美国罗林斯地下气化试验
1979～1981年，Gulf研究与发展公司在怀俄明州罗林斯附近的一个急倾斜煤层进行地下气化试验。气化煤层厚7m，倾角63°，深30m，煤种为次烟煤，钻孔贯通。试验分3个阶段进行。第一阶段注空气，煤气热值5.9MJ/m3；第二阶段注氧气，煤气热值9.8MJ/ m3；第一、 第二阶段的注入压力为485～795kPa；第三阶段注氧气，最大压力提高到1100kPa，煤气热值12.9MJ /m3，有19天平均达14MJ/m3。累计气化煤炭7766t。这是美国最成功的一次地下气化试验。 3.3.4 美国森特雷利亚地下气化试验
1983年，劳伦斯·利弗莫尔国家实验室在华盛顿州森特雷利亚附近进行地下气化试验。气 化煤层厚11m，气化上部6m，煤层深75m。采用CRIP工艺，运行30天，气化煤炭13315t，煤气热值9.5MJ/m3。
3.3.5 比利时图林煤炭地下气化试验
这是比利时和德国深部煤层地下气化试验合作项目。试验地点在比利时波利纳日煤田的图林。气化煤层厚4m，深860m，煤种为瘦煤。1978～1980年打了4个钻孔，呈星形布置，2号孔居中，1、3、4号孔沿圆周布置，与2号孔相距35m。第一阶段采用反向燃烧法进行贯通试验，由1号孔注入高压空气(最大压力260bar)。由于地层压力高达200bar，煤层刚被烧通，周围煤体即在高压作用下产生蠕动，将通道封死，注入孔底附近的煤层发生自燃，试验失败。
1983年改用小曲率半径定向钻进技术进行贯通试验。采用多节挠性钻管，依靠钻孔中的导向装置导向，使垂直注入孔逐渐转向，进入煤层中继续钻进，钻到距垂直生产孔2～4m处停止，用175bar高压水打通，完成贯通。曲率半径仅15m。1986年定向钻孔顺利完成。气化试验采用美国的CRIP工艺。为适应深部煤层，对此工艺作了一些修改。从垂直注入孔下套管，在套管中用350bar压力推入蛇管。蛇管内装有3根热电偶电线和2根可燃的空心管，一根空心管用来输氧，另一根空心管用来输送三乙基硼和甲烷。蛇管端部固定点火器。气化时，通过热电偶点火，使钢管和蛇管一起反向燃烧，第一段烧掉11m，然后以80bar压力、7000 m3/h流量注入空气，待气化约10t煤以后，压力降至20～30bar。第二段和第三段再从注入点分别后退11m，第二段注入40％氧气、30％ 二氧化碳和40％ N2混合气体，第三段注入40％氧气、60％二氧化碳混合气体，压力均为25bar，流量2000 m3/h。最后阶段以25bar压力、10000 m3/h流量注入空气，若温度太高，注入1200 m3/h的N2。气化剂采用氧气和二氧化碳，不用蒸汽。因为蒸汽要在 250℃下输送，成本高，而且在到达气化带前会因岩层的热交换而冷凝。采用氧气和二氧化碳注入孔不用绝热，孔径可减少35％。 3.3.6 西班牙特鲁埃尔煤炭地下气化试验
1988年，6个欧盟成员国组成欧洲煤炭地下气化工作组，进行验证欧洲典型煤层地下气化可行性的商业规模示范。项目选定西班牙特鲁埃尔矿区中等深度煤层进行现场试验。
该项目实施时间7年零3个月，从1991年10月到1998年12月。气化煤层为次烟煤，厚约2m，深500～700 m，硫分高达7.26％。采用CRIP工艺。用潜孔钻机进行小半径定向钻进，注入孔和生产孔相距150m，注入管和点火器与图林项目基本相同，在地面用特制的滚筒使其在注入孔内移位。气化试验从1997年6月30日开始，共进行3
次(即注入点后退3次)，到10月6日结束。气化剂为氧 和水。气化过程对气化剂流量、产气孔压力、煤气流量和组分等进行监测和分析。根据参与气化的元素质量平衡测量气化煤量、煤气损失量和地下水涌入量，用示踪气体氦监测煤层空穴的扩展动态。
气化试验完成后，在地面钻孔并取芯，勘测气化空穴的形状和气化残留物。对气化区周围地下水中的污染物以及煤气输送管道的腐蚀进行取样分析。
试验结果表明：定向钻孔适于建立气化通道，CRIP工艺效果良好，运行顺利；煤气产出率随注氧量增加而增大，反应灵敏，因此有可能使气化过程暂停几天时间，这对发电很有利；煤气热值达10.9MJ/ m3，与地面气化相当，约为天然气的1/3；煤炭地下气化的环境影响应引起重视。
这次试验解决了一系列技术问题。如果现有的技术问题得以解决，并证明经济合理，煤炭地下气化可在10～15年内实现商业化，这是欧洲利用自有煤炭资源发电的战略选择。此外，欧洲地下气化技术还有良好的出口前景，包括钻井、完井所用特种钢，气化工程技术等。 3.4 结论
（1）发展UCG的基本宗旨。开发利用本土能源资源、从根本上杜绝矿井伤亡事故以及减少煤炭开采和利用对环境的损害，是各国发展UCG共同追求的目标。最初提出UCG的一个根本出发点，就是使煤炭直接在地下转化成气体燃料，完全取消井下作业，从根本上杜绝矿井伤亡事故和井下作业导致的职业病。
因此，虽然早期的UCG试验曾采用有井(筒)式工艺，但1935年以后就开始发展无井(筒)式工艺。过去60多年国外所有UCG试验和可行性研究，都采用无井(筒)工艺路线。经济合作与发展组织/国际能源机构 (OECP/IEA)1999年出版的《非常规开采》认为：有井(筒)式工艺违背了UCG避免井下作业的初衷，采用油气工艺的定向钻进技术解决了气化通道的贯通问题。
（2）UCG不能替代常规采煤方法。国外普遍的看法是UCG不能替代常规采煤方法，只可用来开采常规方法不可采或开采不经济的煤层，包括大深度煤层、高灰高硫劣质煤、急倾斜煤 层和薄煤层，成为提供洁净能源的一种可供选择的途径。
（3）UCG煤气有多种用途。气化过程注入空气和蒸汽，生产低热值煤气(3.9～6.3MJ/m3) ，可就地发电或用作工艺燃料。注入氧和蒸汽可得中热值煤气(8.2～11.0MJ/m3)，可用作燃料气或化工原料气，原料气可转化成汽油、柴油、甲醇、合成氨
和合成天然气等产品。
（4）UCG是一项涉及多种学科的高技术。多项高技术的应用，是欧美国家UCG研究试验取得重大进展的关键。这些技术包括：应用声学、地质学、地震学、化学、热力学和电子技术，研究地下气化机理；UCG计算机模型，模拟气化过程，测算煤气产量和质量、生产成本；待气化煤层的精细勘探、三维勘测技术；气化过程自动监测和控制技术；耐高温、抗腐蚀特种合金钢管和特种泥浆；适于UCG的先进燃气-蒸汽联合循环发电技术；UCG环境监测和防治技术。
（5）UCG技术尚不成熟。UCG虽已证实技术和工程可行性，但技术尚不成熟，存在一系列有待解决的问题，主要是气化过程很难控制；冒顶可能严重干扰气化过程，地下水进入气化带；烟煤加热膨胀产生塑性变形，会阻塞气化通道，煤气中的固体颗粒和焦炭会堵塞和腐蚀管道。
（6）目前没有发展新一代UCG技术的研究开发活动。定向钻孔和CRIP气化工艺是UCG技术的重大突破。但是国外近年UCG技术的研究开发活动，致力于改进现有工艺和设备，解决气化和环保等方面的技术问题，没有发展新一代UCG技术的研究计划。
（7）UCG要解决一系列环境问题。UCG的优点是不排放矸石，粗煤气经净化处理后成为一种洁净的燃料。但UCG对环境的损害也是尚待解决的一个重大问题，美国能源部把解决环境问题作为UCG商业化的前提条件。首先是气化残留物中的有害有机物和金属污染地下水。其次是气化区会产生地面塌陷，需采取复田等措施。第三是粗煤气净化系统的排放物对环境的影响，必须加以处理。
（8）需要国际合作。UCG技术研究开发和示范是高投入高风险大型项目，加强国际合作对促进其商业化是十分重要的。西班牙深部煤层地下气化试验是一个高难度项目，也是20世纪90 年代国外唯一的大型UCG试验项目，技术上取得了重大进展，这是持续20年的国际合作的成果。这次试验的成功，增强了欧盟成员国深部煤层地下气化商业化的信心，并使欧盟在这一高技术领域的国际竞争中处于有利地位，为出口相关技术提供了机会。
（9）UCG的前景。预测UCG商业化的前景是困难的。国外大多数专家仍把它看作长期的目标，关键在于能否和何时解决技术上存在的问题(包括气化工艺和环境损害防治)，以及何时能够同石油天然气相竞争，政府的政策也是一个重要因素。因此，各国的情况是不同的。欧盟煤炭地下气化工作组1999年的报告认为，若能解决现存的技
术问题而且经济上可行，UCG有可能在10～15年内实现商业化。
4 国内煤炭地下气化技术的发展
我国于上世纪五十年代、在学习前苏联煤炭地下气化技术的基础上，开始了我国煤炭地下气化技术的研究，1958年到1962年，我国先后在大同、皖南、沈北等许多矿区进行过自然条件下煤炭地下气化的试验，取得了一定的成就。鹤岗地下气化试验是在1960年进行的，首先是用电贯通方法建立一个10米的通道，然后通过火力渗透，建立一个20米的通道(包括电贯通的10米) ，并连续采用此通道气化20余天，生产出可燃煤气，但受当时技术、经济条件的限制，未能将这一工作坚持下去。80年代后，中国矿业大学（北京校区）针对我国能源供应紧张、矿井遗弃煤炭资源多、传统的煤炭资源开采、运输、使用过程中环境污染较大的特点，提出了利用煤炭地下气化技术开采我国传统煤炭开采技术难以开采或开采经济性、安全性差的煤层的技术路线，并成立了煤炭工业地下气化工程研究中心，开始对无井式、有井式地下气化进行深入地研究，建立了具有世界先进水平的炭地下气化实验室。通过多年的基础研究、实验室研究、国际合作研究，首创了“长通道、大断面、两阶段”煤炭地下气化新工艺，先后完成了完成了江苏省“七五”攻关项目—徐州马庄矿煤炭地下气化试验、国家“八五”重点科技攻关项目—徐州新河二号井煤炭地下气化半工业性试验、河北省重点科技攻关项目—唐山刘庄煤矿煤炭地下气化工业性试验和山东“新汶孙村煤矿煤炭地下气化技术研究与应用”项目，并进行了民用及内燃机发电。2002年承担了国家高技术研究发展计划（863计划）----煤炭地下气化稳定控制技术的研究，对不同煤种(褐煤、烟煤、无烟煤)、不同厚度（薄煤层、中厚煤层、厚煤层）、不同倾角(近水平、缓倾斜、急倾斜)的煤层进行了试验研究。在此基础上申请了5项国家专利，并在山东新汶、肥城、山西昔阳等地建立了6座工业化应用地下气化站。
煤炭地下气化新工艺
利用现有的矿井巷道或煤层中新开拓的巷道，进行煤炭的地下气化，是一项非常具有应用前景的煤炭开采技术，可以消除传统的煤矿开采以及运输存储等环节对环境的污染；通过煤炭的地下气化，变采煤为采气，实现煤炭开采的自动化，实现煤矿向煤化工企业的转变。同时，煤炭地下气化技术尤其适合人工无法开采或人工开采不经济的煤层，回收遗弃资源。
国内外进行了很多次煤炭地下气化的现场试验，但运行时间都不长，没有实现正常的煤炭地下气化生产，遇到的主要技术问题是无法稳定地控制气化过程，一是气化剂在气化通道的一端鼓入，使得在全部通道空间内，气化剂肆意流动，即气化通道两侧所有的煤壁都暴露在空气中，煤壁上的燃烧区快速地逆风而上，造成气化周期变短，气化煤量减少，同时，气化产生的部分煤气和通道中流动的空气接触燃烧，使出口煤气品质变坏，气化效率降低；二是没有很好的办法对燃空区进行充填，导致地表塌陷，同时，通道内的大量气流直接从塌落的顶板处排出，而不接触气化通道两侧未燃烧气化的煤层，使得地下气化过程状况恶化。
北京中创科能煤炭地下气化技术研究中心，在中国矿业大学（北京）煤炭地下气化研究实验室的基础上注册成立，是国内煤炭地下气化技术专家交流的平台，本中心在国内外煤炭地下气化现场试验的实践基础上，总结提出了一项新的煤炭地下气化工艺（专利号：2008101329059），本工艺实现了气化剂注气点的后退，使煤层中的燃烧区有控制地缓慢有序向上移动；气化剂高速喷向煤壁，强化气化过程，在横向上，使可气化煤层加深；实现了燃空区的充填，阻断顶板塌落部位的气流通道，迫使气化剂或煤气从通道两侧的煤层中通过，使气化过程继续进行。
以该专利技术（专利号：2008101329059）为基础的煤炭地下气化项目可行性研究报告已经通过了专家的评审（《山西吕梁离石区霜雾都煤炭地下气化工业性试验可研报告》，2008年10月8日，由吕梁市政府组织，在太原迎泽宾馆举行专家论证会），获得了各专家高度评价。
5 煤气综合利用前景
与地面气化煤气相比，地下气化煤气具有成本低、质量优等优点，而合理利用地下气化煤气，是进一步提高煤炭地下气化经济效益的重要途径。根据煤气成分和应用条件，地下气化煤气可用于联合循环发电、提取纯H2以及用作化工原料气、工业燃料气、城市民用煤气等。地下气化煤气综合利用途径如图所示。 5.1化工合成联产
煤气化是煤炭转化的重要形式之一，它在各类生产过程中起着承前启后的作用。煤制化工合成原料气在煤化工中有着重要的地位。国内外正在把煤化工发展成为以煤炭气化基础的C1化学工业，使煤化工由能源型转向化工型。煤气化制得的合成气（CO＋H2）
用作化学工业的基本原料，在与石油化工的竟争中不断发展和提高。但煤化工要与石油化工和以开然气为原料的化工合成相竟争，必须有能耗低、投资小的气化技术为基础。而煤炭地下气化技术正是具有这样的特点，通过煤炭地下气化生产合成气，可以充分发挥煤炭地下气化的技术优势，为煤化工的发展提供新的扩展空间。
在利用地下气化煤气合成化学产品的工艺流程中，原料煤无需处理，煤气出口温度一般较低，使整个合成路线趋于简化。但大部分煤种气化后甲烷含量较高，需要经过富集及变换处理，使之转化为有效组分。由于针对不同煤层赋存条件、不同煤种和不同的地下气化工艺，地下气化煤气的组成有一定差别，因此在工业生产中，需要根据具体情况调整工艺参数，优化工艺流程，保证地下气化煤气中一氧化碳和氢气的含量，且使其比例符合具体的化工合成要求。目前我们正配合现场进行这方面的模型实验。 5.1.1 合成氨
合成氨是一项成熟的煤气化及化工合成联产项目。但传统的煤气化工艺普遍采用常压固定床间歇气化法，成本高，技术落后，企业效益差，急代改造。七十年代以来，我国先后引进了鲁奇炉、德士古炉、U－gas炉，但这些目前较先进的气化技术又存在着投资大、运行费用高等缺点，导致氨及后续化工产品缺乏市场竟争力。若采用煤炭地下气化提供合成氨原料气，则可使产品成本大大降低。 “昔阳煤炭地下气化暨合成氨联产”示范工程的现场试验表明，采用富氧－水蒸汽作气化剂，可以获得合格的合成氨原料气（（H2＋CO）在60％左右）。 5.1.2 合成二甲醚
二甲醚（DEM）作为21世纪的世界清洁能源已引起人们的普遍关注。DEM由于其许多独特的性质，在制药、燃料、农药等化学工业中有许多独特的用途。它可以替代氟里昂用作汽溶胶喷射剂和制冷剂；高浓度的二甲醚可用作麻醉剂，也可以作为化工和燃料电池的原料。此外，二甲醚还可作为优质的民用燃料及车用燃料。随着工业和科学技术的发展，DEM的用途越来越广泛，需求量也越来越大。新型的一步法合成二甲醚法可以显著降低生产成本，使其在市场中具有竟争性。
二甲醚合成气要求H2与CO的比例为1.5 : 2，水煤气消耗定额为4500m3/吨二甲醚。地下气化模型实验表明，采用富氧－水蒸汽气化工艺，可以提供廉价的合成气，为煤炭转化及二甲醚合成开创新的途径。
5.1.3 合成油
以气体原料合成油技术（煤的间接液化）在世界许多国家都已经进行了工业化生产，合成工艺包括F－T直接合成及Mobil工艺通过甲醇间接合成。其中的地面煤气化通常采用鲁奇炉或温克勒法。采用煤炭地下气化工艺只需将合成气的供给由地面气化变为地下气化，而其他成熟技术都可以保持不变。表1给出了几种以纯氧－水蒸汽为气化剂的煤炭气化方法所得煤气的组成比较。可以看出，地下气化煤气从组成上与鲁奇炉加压气化法及其它先进气化工艺所产煤气有效成分相当，因而可以作为合成油原料气应用于生产。
表1 几种以纯氧－水蒸汽为气化剂的煤炭气化方法的比较
CO H2 CO2 CH4 N2 Lurgi 15.2 42.1 30.9 9.4 0.3 K-T 62.2 26.8 8.7 --- 1.3 Texaco 49.2 35.7 12.2 0.4 1.0 KRW 43.2 31.8 17.5 5.8 1.2 HTW 53.0 33.7 9.0 3.1 0.8 Shell 61.5 30.6 1.7 --- 4.8 UCG水煤气 46.7 24.5 18.8 9.01 0.9 5.2 提取纯氢
氢能源是替代现有能源的一种绿色能源。氢能源燃烧后只生成水，对环境没有污染，且不影响大气中CO2的循环。目前，氢气已被广泛应用于石油化工、电子工业、治金工业及用作高能燃料等。基于燃料电池的氢能发电及民用是氢气的未来市场。
氢气的生产方法包活电解水制氢、石油裂解制氢等，但均具有规模小、成本高等缺点，而目前尚无大规模廉价制氢的方法。两阶段煤炭地下气化的产品主要是高含氢量的地下水煤气，其氢含量达50％以上，可用于提取不同纯度的氢。表2给出了新河两阶段地下气化试验所得水煤气组分表。地下水煤气与其它能源燃料的氢碳比比较如表3所示。与现有的制氢技术相比，地下气化制氢具有成本低（氢气成本仅为0.5元/m3）、质量优、可规模化生产等优点。因此，煤炭地下气化制氢将形成的新的以氢为载能体的绿色能源系统。
表2 新河二号井水煤气组分、热值及产量 序号 1 2 3 4 煤气组分 (%) H2 58.29 58.38 57.10 62.07 CO 8.59 10.35 11.66 14.43 CH4 9.28 14.32 14.89 10.13 CO2 19.63 13.38 13.85 11.07 N2 4.21 3.57 2.50 2.30 煤气热值 MJ/m3 12.22 14.45 14.70 13.78 煤气流量m3/h 1920 1400 1500 1650
5 6 7 8 54.25 64.07 60.42 64.63 H : C 15.72 11.31 16.57 12.47 煤 0.86:1 10.65 9.94 9.54 9.65 15.26 11.13 12.52 11.70 石油 1.76:1 4.12 3.55 0.95 1.55 天然气 3.71:1 13.14 13.57 13.61 13.69 1810 1900 1550 1850 地下水煤气 4.76:1 表3 各种能源燃料的氢碳摩尔比 5.3 地下气化煤气联合循环发电
地下气化煤气用于燃气---蒸汽联合循环发电是合理使用地下气化煤气热能的有效途径。自20世纪50年代实现燃气—蒸汽联合循环发电方案以来，联合循环获得了突飞猛进的发展，特别是近年来，发展的趋势更加明显。它使用天然气做燃料时联合循环的供电效率已经达到55～60%，远远领先于其它任何形式的发电设备，并能装备成为承担基本负荷的大功率电站，加上这种设备的投资费用比较低，设备简单，占地面积小，建设周期短，因而更加具有广泛使用的潜力。不过目前这种联合循环的主要燃料为石油产品和天然气，加有小部分煤气，而煤气联合循环发电则是21世纪煤炭洁净利用的主要方向之一。整体煤气化燃气——蒸汽联合循环发电（简称IGCC）是在70年代西方国家石油危机时期开始研究的一种洁净煤发电技术，其技术要领和路线是：使煤在气化炉中气化成为中热值或低热值煤气，然后通过处理，把粗煤气中的灰分、含硫化合物（主要是H2S和COS）等有害物质除净，供到燃气——蒸汽联合循环中去做功，借以达到以煤代油（或天然气）的目的，这样，就能间接地实现在供电效率很高的燃气—蒸汽联合循环中燃用固体燃料煤的愿望。
煤炭地下气化产生煤气发电，在俄罗斯已应用近50年，先后在莫斯科近郊等煤田建立5座地下气化站，生产700-1000kcal/m3的低热值煤气用来烧锅炉或发电，积累了丰富的经验。而我国使用煤气发电则始于90年代，先后有铁岭焦化厂等使用由航空发动机改型燃气轮机用焦炉煤气发电，97年11月，世界首台低热值煤气(780kcal/m3)发电设备在上海宝山钢铁厂自备电站投入运行，该机组装机容量为150MW，目前运行状况良好。另外其它一些钢铁厂也正准备利用高炉煤气发电，某些焦化厂也准备使用焦炉煤气发电。
从燃气轮机情况看，生产燃气轮机的公司有GE公司、ABB、西门子、三菱公司等企业，目前我国南京汽轮机厂、上海汽轮机厂已与GE公司等开始合作生产燃气轮机。
从目前地下气化煤气的生产状况来看，低热值空气煤气的生产最为普遍，但其应用
很受局限。因此，采用富氧－水蒸汽气化工艺生产中热值煤气用于燃气轮机发电是地下气化煤气发电应用的必然途径。
由于燃气轮机属于高技术、高精密设备，为保证其使用寿命，对煤气的净化度要求比较苛刻，同时希望煤气供应量和煤气组成稳定，含水量低。表4为一般燃气轮机对煤气中杂质的要求。
表4 燃气轮机对煤气中杂质含量的要求 项目 单位 数值 含尘量 Ppmw <6 含硫量 Ppmw <50 碱金属含量 (Na+K),ppbm <80 卤化物 (HCL+HF),ppmw <2.45 5.4 经济效益分析
美国专家曾对煤气化及利用过程进行经济分析后指出，地下气化与地面气化生产相同下游产品相比成本可下降：(1)生产合成气为43%；(2)生产天燃气代用品为10-18%；(3)发电为27%。据前苏联列宁格勒火力发电设计院计算，地下气化热力电厂与燃煤电厂相比：(1)厂房空间可减少50%；(2)锅炉金属耗量可降低30%；(3)运行人数可减少37%。
表5是地下气化与地面气化投资和成本比较表，表6给出了分别以地下气化煤气和地面气化煤气为气源合成甲醇（合成油的中间产品）的成本比较。
表5 地下气化和地面气化投资与成本比较
项 目 基建投资（元/m3） 成本（元/m3） 生产工艺 环境保护 项 目 原料气（元/Nm3） 耗材等（元） 其它（元） 副产品回收（元） 甲醇生产成本（元/吨 ） 地面气化 350—450 0.4—0.6 备煤、选煤 有灰渣排放 地面气化 0.25 435.10 59.76 10.4 1282.51 地下气化 120—150 0.15—0.25 地下煤炭资源 无灰渣、污染物少 地下气化 0.20 327.44 39.76 10.4 677.6 表6 地下气化与地面气化合成甲醇成本比较表 可以看出，地下气化与地面气化相比，基建投资降低53-66%。地下气化煤气生产成本仅为0.2元/m3，大大低于地面气化煤气成本。如果利用地下气化煤气生产甲醇，则成本可降低47.17%。
5.5几个工程实例的效益分析
1、山西吕梁市煤炭地下气化工业性试验项目（通过专家评审）
日产富氧煤气15万方，煤气热值8～11MJ/m3,（井下巷道基本完好，煤层埋深100米左右，煤层厚度2～3米，地质条件中等复杂，运行周期5年）
项目总投资：2967万元；煤气成本：0.14元/立方；市场售价按：0.35元/方；工程正常生产年的销售收入为1916.25万元，年利润总额为801.82万元；投资回收期为2年。项目的总成本费用及损益见附表1和附表2。
2、河南义马煤炭地下气化试验工程（比较简易的试验，数据来源为义马项目鉴定材料）
和义马煤气厂生产的粗煤气对比 ·对比直接生产成本
义马煤气厂2003年粗煤气实际的直接生产成本为0.35元/Nm3， 本性目生产的煤气生产成本为0.16元/Nm3；
为了有可比性，把本项目生产的煤气加压到可以进入煤气厂净化系统（3MPa），耗电0.2kwh/Nm3，电按煤气厂的生产成本0.2元/kwh计算，为0.04元/Nm3，即成本变为0.16＋0.04＝0.20元/Nm3；
对比之下，矿井气化煤气生产成本低0.15元/Nm3，即低43％。 ·仅对比入炉煤一项；
义马气化厂目前入炉块煤价格为300元/t，摊到粗煤气的成本里为0.20元/Nm3； 本项目煤价为零，摊入加压电费60元/t煤，即0.04元/ Nm3； 煤的差价对比，本项目光煤一项煤气生产成本低80％。 •其他对比
义马煤气厂气化炉生产过程中要排灰渣，要污染环境；矿井气化灰渣留在井下，不对环境造成污染。
义马煤气厂气化炉生产过程中，灰锁、煤锁要不断地开启和关闭，开关过程中就要释放部分煤气，对大气造成污染；矿井气化就没有这一过程，不对大气造成污染。
3、前苏联安格林煤炭地下气化站（至今在正常运行）
安格林规模相同的地下气化与地下开采技术经济指标对比见下表：
项目 基建总投资 每吨煤投资 建设时间 生产成本 生产效率 资源回收率 安全 系统 环保 占地面积 地下开采 2500万卢布 71.4卢布 2～3年 18～22卢布 70～80% 较差 复杂 差 大 地下气化 550万卢布 15.7卢布 1～2年 增减数 --1950万卢布 --55.7卢布 缩短一年 +135吨/月人 +10%以上 升降(%) 降78 降78 降61～63 升300 7.8～8卢布 --11～14卢布 90%以上 好 简单 好 小 40～45吨/月人 180吨/月人 注: 数据来自于前苏联煤炭地下气化试验报告。 6 国家对发展煤炭地下气化技术的政策
1、2007年11月23日，国家发改委《煤炭产业政策》
2007年11月23日，国家发改委出台中国第一部《煤炭产业政策》，明确鼓励煤炭地下气化示范工程的建设。
2、“863计划”—煤炭地下气化稳定控制技术研究
项目名称：煤炭地下气化稳定控制技术的研究 课题编号：2001AA529030 起止时间：2002年至2005年
3、国务院关于促进煤炭工业健康发展的若干意见
国发〔2005〕 18 号
五、加强综合利用与环境治理，构建煤炭循环经济体系
（十九）推进洁净煤技术产业化发展。发展改革委要制定规划，完善政策，组织建设示范工程，并给予一定资金支持，推动洁净煤技术和产业化发展。大力发展洗煤、配煤和型煤技术，提高煤炭洗选加工程度。积极开展液化、气化等用煤的资源评价，稳步实施煤炭液化、气化工程。加快低品位、难采矿的地下气化等示范工程建设，带动以煤炭为基础的新型能源化工产业发展。采用先进的燃煤和环保技术，提高煤炭利用效率，减少污染物排放。
4、历史上的今天（中央政府门户网站 2006年05月18日 来源：新华社）
１９９６年５月１８日，中国第一个煤炭地下气化工业性试验基地——唐山刘庄煤矿两座地下气化炉点火成功。这标志中国在煤炭地下气化这一领域已跻身世界前列。煤炭地下气化属于洁净煤技术，是使地下煤炭转化为可燃气体的高新技术，被誉为“采煤史上的一次革命”和“第二代采煤法”。
5、国家计委关于印发国民经济和社会发展第十个五年计划科技教育发展专项规划（高技术产业发展规划）的通知
计规划〔2001〕712号 (二)重大工程和重点专项
“十五”期间国家要重点组织实施十二大高技术建设工程，推动发展20个战略性重点领域(重点专项)。集中部分国家经济资源和科技资源，重点突破，培育新的经济增长点，带动高技术产业的整体发展，增强综合国力。
1、十二大高技术工程 洁净煤技术应用示范工程
煤炭在今后相当长的时期内都将是我国能源的主体。“十五”期间，要重点建设大型循环流化床应用工程、水煤浆加压气化技术应用工程、整体煤气化燃气—蒸汽联合循环发电示范工程、增压流化床—蒸汽联合循环发电示范工程、水煤浆应用示范工程、煤
地下气化示范工程、煤层气开发利用示范工程等，要加速大型超临界发电机组的产业化，达到大型化、自主化和商业化运行的目标。
6、关于发布《“十五”工业结构调整规划纲要》的通知
国经贸行业〔2001〕1125号 三、结构调整重点 (一)国有经济布局调整 3.能源工业
加快改造一批大型煤矿，实现集中、高效、安全生产。对依法开办的小煤矿实施联合改造。加快在建项目建设进度，适时开工建设一批大型现代化矿井。发展对全国煤炭供需平衡和参与国际竞争起关键作用的大公司和企业集团。以煤为基础，依托矿区其它资源，延伸煤炭产业链，大力发展坑口电站。发展洁净煤技术，推进洁净煤技术产业化。加快建设煤炭液化、地下气化、煤层气开发与利用等示范项目。加强矿区环境综合治理和安全生产建设。
7、国家计委、科技部关于印发当前优先发展的高技术产业化重点领域指南 （2001 年度）的通知
计高技〔2001〕2392号
82、洁净煤技术
我国的石油资源十分紧缺，煤炭作为基础能源地位长期不会动摇，而燃煤是我国大气污染的主要来源，发展洁净煤技术是解决能源与经济、环境协调发展问题的根本出路。洁净煤技术包括煤的生产加工、清洁燃烧、转化和污染控制等方面。近期产业化的重点是：先进的煤炭洗选装置；大型水煤浆生产装置，水煤浆应用专用设备及高性能水煤浆添加剂；型煤加工与利用设备；大型煤炭气化及煤、化、电多联产装置；结合百万吨级煤炭液化示范工程的建设，加快对引进技术的消化吸收；加强增压循环流化床联合循环发电、煤炭地下气化及整体煤气化联合循环发电等技术的产业化前期工作。 8、1965-1967年科学技术发展远景规划纲要（修正草案）
第19项：可燃矿物作为燃料及化工原料的综合利用
必须研究我国煤（包括油页岩）和天然气的基本性质及其合理利用。对各种工业用煤，特别是炼焦用煤，应制定分类方案。为适应钢铁工业的迅速发展，尚需要改进现有
的炼焦方法，并研究配煤与炼焦新技术。结合我国资源情况，研究各种煤的高效能气化方法及天然气的加工技术，以扩大可燃矿物综合利用的范围与经济作用。
固体可燃矿物的物质组成级为复杂，各国的煤炭分类方法至今仍不一致。研究煤的物理化学性质，结合煤岩学的研究与煤化学地质图的编制，不仅可研究我国煤质的分布与变化规律，也可为分类方法提供科学依据和确定经济的利用方案。从胶体体系和高分子化合物观点出发，用各种近代的实验方法，可研究煤和油母的组成结构及其在热解过程中的转化原理与各种现象。从而可探讨成焦理论，改进配煤与炼焦方法和提高化学产品质量。
苏、德等国利用低级煤粉，用加压成型、流体化、两段炼焦等方法，创造了新炼焦技术。研究改进现有炉型与操作条件及掌握新炼焦技术，将促进炼焦工业的生产改革。
应用氧气、加热空气、加压和常压气化以及流动床沸腾床等气化法，在各国都在不断改进和发展。研究我国各种煤的气化机理和反应动力学，掌握先进的高效能气化设备的技术，是发展我国煤气工业的重要步骤。对地下气化技术，也需要进行探索性的研究。天然气的加工技术，如制氢、制合成氨与气化热解制乙炔等在国外已工业化。通过反应机理和其它化学加工方法的研究，可确定我国天然气的工业用途。
9、我国“十五”能源发展重点专项规划 三、“十五”能源发展重点
洁净煤技术开发 “十五”期间应对先进的洁净煤技术抓好典型示范，作好技术储备及商业化推广。根据项目前期工作进度和技术经济条件，\"十五”时期初步考虑建设陕西神东、云南先锋和黑龙江依兰等煤炭液化工厂，同时还要在辽宁抚顺、河南鹤壁、甘肃华亭和山东新汶等建设煤炭地下气化示范工程。
7 几个比较关心的问题
问题一：煤炭地下气化是将处於地下的煤炭进行有控制地燃烧,通过对煤的热作用及化学作用产生可燃料气体,集建井、采煤、气化工艺等技术。对初具规模的煤炭地下气化，以多大的规模为佳？
到底拟建的煤炭地下气化工程规模有多大，受以下几方面因素的影响（主要的）： 可气化的煤炭资源储量：以日产10万立方水煤气来说，一年气化煤炭约为2.6万吨左右；
生产出的煤气用途：煤气可以用来发电（最好），合成甲醇、合成二甲醚、合成氨、提取氢气、城市天然气掺混等；比如：1立方的水煤气（2500大卡左右）发1度电（假设电厂效率38％），150万m3/天的煤气产量，可以供6.2万千瓦时的发电机组，煤气和煤粉参混比率50％的话，配套发电厂最好是2台5万千瓦时的机组。
问题二：在我国所有的煤田是不是都可以进行煤炭地下气化？对煤层的开采需要选择具备哪些条件、基本要求素的煤矿才可以进行开采？比如：地质储量、煤层厚度、煤层赋存状态等。
不是所有的煤层都可以做地下气化工程：
煤种：试验表明从低变质程度的褐煤、中变质程度的烟煤，到高变质程度的无烟煤都可以进行地下气化，但气化反应过程与煤的性质和组成有着密切的关系，如无烟煤由于透气性差，气化活性差，脆性很高，在外力作用下最容易分解，因此地下气化建炉时，应考虑煤层疏松方案；而褐煤最适于地下气化方法，由于褐煤的机械强度差，易风化，且水分大，透气性高，热稳定差，反应活性高，没有粘结性，较易开拓气化通道，并容易实现火力贯通，故有利于地下气化。随着煤层变质程度的增加，产气率降低。
煤中灰分：煤层的灰分含量越小，顶板的影响就越强。因为灰分量不大时，甚至在灰渣被破碎很好的情况下，灰分也不能形成透气的支撑体，此时顶板的塌落将破坏气化过程；当灰分含量超过20％时，顶板的影响就减小了，因为气流能通过支持部分塌陷顶板的渣堆流过。多灰分燃料气化时，应要在足够高的温度下进行，该温度可以熔化渣，及藉冷风造成碎粒。
煤层厚度：在地下气化过程中，燃烧区和煤气不仅因水的涌入而被冷却，而且其中一部分热量散失到煤层和围岩(底板、顶板等)中去。当煤层厚度小于2m时，围岩的冷却作用剧烈变化对煤气热值影响甚大。对于较薄煤层，增加鼓风速率或富氧鼓风可以提高煤气热值，苏联Lischansk地下气化站在小于2m的煤层中进行试验时，即采用富氧鼓风。
特厚煤层进行地下气化不一定经济，一般以2.5m～5厚的煤层进行地下气化比较经济合理。
煤层倾角：任何倾角的煤层都可以用地下气化方法开采，缓倾斜和近水平煤层在顶板容易错动及不稳定的条件下，困难增大。急倾斜煤层易于气化，但开拓条件钻孔工作较困难。试验证明，煤层倾角为35℃时，便于进行煤的地下气化。
断层区域：煤炭地下气化技术优点之一就是可用于断层多、结构复杂的煤层开采，但要求连续的煤层可以建一个气化炉，并留有足够的隔离煤柱，防止气流泄漏，终断气化过程。
岩层性质：岩层最好要求完全覆盖气化煤层，一般岩层是页岩、泥质页岩，偶有石灰岩。石灰岩在气化过程中，可分解成CO2和CaO，它们是有益的，因为CaO可以吸收含有硫的一些物质。
分枝和复合的矿床：煤层存在分枝现象，会影响气化过程的进行，要保证气化过程不中断，必须采取一些特殊技术。极厚煤层的分枝，可使几个煤层同时气化。
地表及表土状态：地表地形应有利于钻进钻孔和地面设备的安装，表土层要保证在高压气化时，没有气流泄漏。
问题三：煤炭地下气化工程成本投资效益分析。比如说我现在拥有一块煤田储量在1000万吨做煤炭地下气化需要多大投资？一吨煤可产气多少立方气体，每立方气总成本价是多少？每立方气体商品价是多少？就是说煤炭地下气化的成本投资预期效益如何？能否举例：经何方合作的煤矿基地比较成功的成本分析资料。
不同煤种的地下气化煤气产率（m3/kg）
典型煤种富氧-水蒸汽气化煤气组分、热值、产气率模型试验结果见下表：
UCG工程举例：
（1）主要建设内容
（2）项目主要经济指标: 工程占地：5公顷
建设规模：六座地下气化炉（5运1调），日产富氧水煤气150万m3，煤气低位发热量8.5～10.5MJ/m3；
服务年限：首期气化资源可气化年限为11年，接续区资源可气化年限50年以上。首区气化站设备使用寿命约15年。
产品用户：（电厂、化工厂等） 工程静态总投资：19000万元（自有） 建设工期： 24个月 全厂劳动定员：42人
经济评价：该项目财务内部收益率为17.27％（所得税后），高于行业基准收益率10％；投资利润率为13.03％；投资回收期（包括建设期）为6.07年（税后），经济效益好，投资风险小。
该项目煤气成本约为0.03~0.05元/m3,售价约0.30元/m3（注：依气化剂及煤种的不
同，1吨煤约产气2000～4500m3）。
8 本公司技术人员对该项目的研究与专利
发明专利：
1、一种煤炭地下气化系统及其生产工艺
专利（申请）号：200810132905.9 发明人：李文军 2、一种提高煤炭地下气化煤气品质的催化装置 专利（申请）号：200920105771.1 发明人：李文军 3、一种煤炭地下气化钻孔内温度的测量装置
专利（申请）号：200920106324.8 发明人：李文军 4、分离控制注气点煤炭地下气化炉及其工艺方法
专利（申请）号：200510134205.X 发明人：梁杰 徐传州 李文军 5、电熔翻板式注气点控制器
专利（申请）号：200520144344.6 发明人：梁杰 李文军 孙家亮
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