季浩卿煤地下气化开采现状及发展.docx
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季浩卿煤地下气化开采现状及发展
能源与动力工程学院科研训练报告
煤地下气化开采现状及发展
专业班级环境82
姓名季浩卿
学号08039039
指导教师李荫堂
摘要：
本文主要将介绍煤炭地下气化开采的基本原理，国内外的发展历史、开采现状，以及未来的发展前景等方面。
关键词：
煤炭地下气化，“长通道、大断面、两阶段”，发展现状，清洁利用
前言
煤炭地下气化，又被称为“地下煤改气”，是有别于传统的采煤工艺的一种理想的采煤方法。
它是将处于地下的煤炭进行有控制的燃烧，通过热作用及化学作用而产生可燃气体输出地面的一种能源采集方式。
煤炭地下气化，可以最大限度地利用煤炭资源，输出的煤气产品属于洁净能源，可以广泛应用于发电、煤化工和燃气供应。
煤炭地下气化技术在安全、环保和经济方面都具有明显技术优势，积极探索研究和推广煤炭地下气化技术，从提高煤炭资源利用率角度、社会经济发展角度和国家能源安全角度考虑，都是非常必要的。
1煤炭地下气化开采的发展历史
1.1世界煤炭地下气化开采发展史
1888年俄国化学家门捷列夫设想：
“随着时间的推移，这样的时代可能要实现，即煤不从地下开采出来，而是在地下直接转化为可燃气体，……。
”
前苏联是世界上进行地下气化现场试验最早的国家，也是地下气化工业应用成功的唯一国家。
1932年在顿巴斯建立了世界上第一座有井式气化站；至1967年，相继建立了,5座地下气化站，到60年代末已建站12座。
统计到1994年，共烧掉1600万t煤，生产500亿m3低热值煤气，其中，南阿宾斯克站连续工作40年，安格林站连续工作38年，所生产的煤气主要用于发电或工业锅炉燃烧。
1949～1964年，苏联从事地下气化的研究单位有全苏地下气化研究所和地下气化设计院等18个单位，从事开发和生产的工程技术人员达3000余人。
目前俄罗斯正在筹建8～10座日产100万m3以上的气化站。
美国地下气化试验始于1946年，首先在亚拉马州的浅部煤层进行试验，利用有井式施工，采用空气、水蒸气、富氧空气等不同气化剂进行试验，煤气热值为0.9～5.4MJ/m3，后因煤气漏失严重告终。
70年代，因能源危机，美国组织了29所大学和研究机构，在怀俄明州进行大规模有计划的试验，获得了工业性气体，用于发电和制氨。
1987～1988年，洛基山-1号试验获得了加大炉型、提高生产能力、降低成本、提高煤气热值等方面的成果，为煤炭地下气化技术走向工业化道路创造了条件。
美国能源部宣称，一旦发生能源危机，美国将广泛使用该技术生产中热值煤气，以解决国家之急需。
德国拥有大量的煤炭储量，但其特点是埋藏深，且处于海底。
其深层煤的储量高达1万亿t，延伸至北海的广大煤田深度>5000m，用现行的采煤方法无法开采。
因此，德国特别重视煤炭地下气化技术的研究，成立了第二代采煤技术研究学会。
1979年，德国与比利时在图林联合搞了一次试验，试验深度达860m，煤层厚6m，试验获得了良好效果。
英国、法国、捷克和西班牙等国也先后结合本国煤层赋存特点，对煤炭地下气化技术进行了研究。
1988年，6个欧盟成员国就煤炭地下气化组织了一个工作小组，并于1991年10月至1998年12月，持续7年多在西班牙Terul地区的Ohiete-Arino煤矿搞了一次野外试验，耗资1200万英镑，试验在中等深度（500m～700m）煤层中进行。
该试验成功地采用了钻孔后退式供风调控方案，气化总时间达301h。
该试验解决了许多技术问题，同时证实了欧洲中等深度煤层实施地下气化技术的可行性。
1.2我国煤炭地下气化开采发展史
煤炭地下气化在我国的试验始于1958年。
当时，研究人员以空气为气化剂，在山西大同胡家湾等地获得了热值为833～1322kcal／m3的地下煤气。
直至1984年，中国矿业大学又重新开始研究，并于同年在徐州马庄矿完成了煤炭地下气化现场试验。
1990年，煤炭地下气化半工业性试验被列入国家“八五”科技攻关项目。
1990年年底，著名科学家钱学森在《人民日报》上发表文章指出：
“苏联在50年代做了很多煤炭地下气化的工作。
我们要研究这个技术。
这个技术一旦做了，就会使我们整个生产技术大为改观。
”
1992年，原国家科委颁布我国科学技术中长期发展钢要白皮书，其中明确规划：
到2020年的战略目标和关键技术是完成煤炭地下气化试验研究并建立商业性煤炭地下气化站。
1994年在徐州新河二号井完成了半工业性试验；1996年在唐山刘庄煤矿完成了工业性试验，采用了有我国特色的“长通道、大断面、两阶段煤炭地下气化新工艺”，大大提高了煤气的热值，所建的地下煤气站已连续工作2年多，所产煤气用于烧锅炉和供煤气公司使用。
数十年来，在有关部门的大力支持下，我国工作人员在徐州、唐山、新汶等10多个矿区进行了煤炭地下气化试验。
煤炭地下气化技术研究及项目建设也被列入了国家“十五”及“十一五”规划。
目前，我国已初步实现了地下气化从试验到应用的突破。
煤炭地下气化炉已在我国不同煤层地质条件下完成了工业性试验及初步的商业化推广应用，所生产的低热值、中热值的煤气以及水煤气已服务于民用、工业锅炉及内燃机组发电。
今年7月，国家发改委、科技部、工信部第6部委联合发布的《中国资源综合利用技术政策大钢》也明确提出，“十二五”期间，国家将推进煤炭地下气化技术的产业化。
2煤炭地下气化开采的原理
煤炭地下气化（UndergroundCoalGasification，UCG）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，集建井、采煤、气化工艺为一体的多学科开发洁净能源与化工原料的新技术，其实质是只提取煤中含能成分，变物理采煤为化学采煤，被誉为第二代采煤法。
与一般煤炭气化一样，是把煤炭的固体有机物通过热力和化学作用变为可燃气体，其区别在于这种变化过程是在地下进行，而不需把煤炭开采出来。
煤炭不加氧进行加热，只能使煤炭有机物在高温下强烈地分解出挥发物——煤气和焦油蒸气。
这种部分气化法，仅能获取很少量的煤炭热能。
剩余留下的碳和灰这两种主要成分组成的焦碴，在高温下采用氧或水蒸汽对其进行化学处理，能使可燃固体变成可燃气体。
其化学反应过程是：
送氧时碳进行氧化，其化学反应式为：
C+O2→CO2+Q（热能）
在高温下二氧化碳与碳发生还原反应，产生可燃气体一氧化碳，其化学反应式是：
C+C02→2CO-Q
在高温下加入水蒸汽时，则可产生氢气，其化学反应式为：
C+2H20→2H2+C02-Q
据此原理，地下气化炉工作面必须完成煤炭的氧化和还原的化学反应，才能生成可燃气体一氧化碳；在高温条件下加水蒸汽，才能生成氢气。
所以气化工作面（气化通道）应由氧化带、还原带、干馏干燥带三部分构成。
地下煤气发生系统原理如图1所示，从地面向煤层打钻孔1和2，设法将两孔连通，在连通的空腔中将煤点燃，形成气化通道，空气从孔1压入，生成的煤气从孔2排出。
整个气化通道沿长度分成3个区：
氧化区（Ⅰ）：
这是气化通道初始一段长度，煤中的碳和氢与空气中的氧燃烧生成二氧化碳和水蒸气，产生大量的热，温度可达2000℃，使煤层炽热与蓄热。
还原区（Ⅱ）：
气流继续向前流动，二氧化碳与水蒸气在灼热的煤层表面分别还原成一氧化碳和氢。
其反应速度取决于还原区的温度，还原区的温度大约为1200℃。
干馏干燥区（Ⅲ）：
当无氧的高温气流进入干馏干燥区时，热作用使煤中的挥发物析出，形成焦炉煤气。
干馏干燥区的温度大约为800℃。
经过上述3个反应区后，就生成了主要组分是CO、H2、CH4的可燃气体，其温度为300～500℃。
从排气孔输出的气体，经地表冷却、洗涤和脱硫等，变成可燃的气体直接经管道供煤气用户使用；所得动力气体可供涡轮机发电用；所得合成气体经化工厂再处理获得氢、甲醇、硫代硫酸钠等化工原料。
地下气化的物质基础是地下气化炉，组成地下气化炉的四个要素是：
进气孔、排气孔、气化通道和气化煤层。
地下气化炉按施工方法不同分为有井式和无井式。
有井式是指气化炉的施工都在地下进行，进、排气孔是井筒，气化通道是人工掘进的煤巷。
无井式则是所有建炉工作都在地面进行，进、排气孔由地面打钻施工。
通过对煤炭地下气化方面的资料分析表明，影响煤炭地下气化工艺的主观因素有：
煤层开拓方式、进气孔和排气孔的分布密度、地下气化炉的布置方式和规模、鼓风方式、气化剂的成分等。
影响煤炭地下气化工艺的客观因素有：
煤岩组成、煤的牌号和煤质、围岩的矿物组成及其物理力学性质、煤层赋存条件、瓦斯含量及水文地质条件等。
3煤炭地下气化开采的现状
3.1国外煤炭地下气化开采的现状
近年来，各国在煤炭地下气化技术研究方面都进行了大量投入。
美国、德国等主要产煤国取得了大量的科研成果。
据不完全统计，从上世纪70年代至今，美国政府投入地下气化的资金超过数十亿美元。
美国的煤炭地下气化技术也因此全球领先。
其他发达国家也不甘落后。
今年2月，加拿大阿尔伯塔省政府宣布，今年将继续投资2.85亿加元，建设一个煤炭地下气化项目。
同时，加拿大天鹅山合成燃料公司在建的地下气化项目，这是世界上目前最深的煤炭地下气化工程，总投资为15亿加元。
该国政府用于煤炭地下气化的资金也累计达到数十亿加元。
国外对于UCG发展的现状及观点主要如下：
（l）UCG不能替代常规采煤方法。
国外普遍地认为UCG不能替代常规采煤方法，应主要用于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。
（2）UCG是一项涉及多种学科的高技术。
在过去20年里，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；应用计算机模型、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。
（3）UCG技术尚不完全成熟。
UCG虽已证实技术和工程可行性，但技术尚不成熟，仍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；烟煤加热膨胀产生的塑性变形阻塞气化通道；煤气中的固体颗粒和焦炭堵塞和腐蚀管道。
解决这些技术问题目前还存在很大难度。
（4）新的研究开发计划尚未提出。
定向钻孔和CRIP气化工艺是UCG技术的重大突破。
目前，美国的UCG技术居世界领先地位，欧盟也取得了很大进展。
国外近年UC技术的研究开发活动，主要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，尚未提出发展新一代UCG技术的研究计划。
（5）UCG经济上尚无竞争力。
经济性是UCG技术发展缓慢的关键因素。
美国能源部认为，若能进行长期大规模试验，UCG可在l0年内商业化。
虽然美国UCG技术明显领先，但因为造价太高，而且美国还有其他能源可供利用，所以不会首先建成商业性气化站。
欧洲UCG试验也表明，UCG煤气比天然气贵得多，无经济可行性。
因此，总的来说，在目前国际市场油气价格条件下，UCG研究开发难以有大的进展。
（6）UCG的发展需要国际合作。
UCG技术研究开发和示范建设是高投入、高风险的大型项目，加强国际合作对促进其商业化开发是十分重要的。
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。
3.2我国煤炭地下气化开采的现状
目前国内UCG的发展正在试验阶段，具有以下特征：
一是重视科学研究的指导作用，实验室模型和地面模拟试验为UCG试验提供了可靠的工艺参数，为半工业性、工业性试验成功打下了良好基础；二是现场试验与国内煤炭资源及开发状况相结合，注重解决井下难以开采的薄煤层、深部煤层、“三下”压煤和报废矿井的残留煤问题，已实施的气化项目集中指向报废矿井残留煤和“三下”压煤的开采上；三是现场试验与煤炭企业产业结构调整相结合，重视UCG产品的商业化应用和开发。
目前，UCG生产的煤气作为燃料应用已经取得了一定的进展，作为化工原料气的产品开发工作也在准备之中。
去年底，内蒙古新奥煤炭地下气化项目成功实现煤炭地下气化燃烧发电。
该项目技术研发由乌兰察布新奥气化采煤技术有限公司和中国矿业大学共同展开。
按照规划，到2012年前，该项目还计划利用地下煤炭气化技术建成年产2万t甲醇生产线。
今年11月中旬，山西壶关县与山西三元煤业股份有限公司也与北京大学签订了地下煤炭原位气化技术服务合同。
该项目计划用地下气化技术制造氢气、甲烷及其他煤气产品，最终进行地下气化煤气联合循环发电、合成氨、合成二甲醚、合成油、提取纯氢。
同时，在山东新汶矿业集团有孙庄、协庄、鄂庄3个地下气化站，有6座地下“气化炉”，日产气量达到20万m3，形成了全国最大的煤炭地下气化工业生产基地，鄂庄煤矿煤炭地下气化工程是新汶矿业集团“十一五”期间的重点攻关项目，现1号“气化炉”、2号“气化炉”均建成点火投产。
目前，气化站两座“气化炉”每天平均产气量为5万m3。
再就是在新疆、陕西等地不少企业有利用煤炭地下气化技术发展煤化工项目的规划或打算。
更有专家建议，把淮海经济区建成国家级煤炭地下气化战略试验区。
徐州、新汶都有很好的基础和科研能力，较强的社会经济需求，建立试验区可以扩大西气东输气源供应，优化淮海经济区产业结构。
目前，我国UCG存在的主要问题主要有以下几个方面：
（1）气源稳定性差。
即煤气产量、煤气热值、煤气组分难以实现长期连续稳定的供给。
从当前结果看，低热值空气煤气多数被放空，中热值煤气呈间歇生产状态，煤气组分变动幅度大，无疑使得UCG煤气的燃气应用和化学原料气的产品开发受到制约。
（2）缺乏对有害物质的监测和环境效益评价。
据调查，UCG开采的环境影响评价是当前的薄弱环节，现场试验及各种鉴定报告只是强调UCG对地面污染减少的效益，而未对地下燃烧废弃物有毒成分和废弃物对地下水等环境质量影响进行检测。
据了解，各地在试验中对地下环境的监测是间断且不全面的，也很少采取相应的防护和治理措施。
（3）大量低热值空气煤气放空增加了CO2的排放，与国家可持续发展的方针政策相悖。
（4）UCG技术发展尚未成熟。
现有的UCG技术，无论哪种技术模式都不成熟，还需要进一步改进和完善，要达到产业化生产要求，还需攻克一些关键技术，主要有：
燃空区动态监测及对产气稳定性的影响；不同煤种、煤质及围岩结构条件下工艺参数的定量化；低成本、连续稳定生产中热值煤气的工艺技术；UCG污染物转化机理和动态监测控制技术。
其中，稳定生产中热值煤气是当前的重点问题。
（5）距产业化开发尚有一定距离。
影响UCG发展的主要因素是国内目前的技术水平还不能适应产业化生产的要求，无论是UCG工艺技术，还是气化产品应用和开发技术都存在着一定的差距。
UCG应用开发技术的差距主要有：
低热值煤气燃烧技术落后，国内没有开发出相应的燃烧装置；与国际先进水平相比，国内煤化工业技术落后，主要是煤炭气化产品延伸开发技术和生产装置落后。
国内UCG的下游产品大多设计在初级化工原料阶段、产品延伸开发力度小、档次低、品种少、规模小、竞争力低，这是影响UCG产业化发展的重要因素
（6）缺乏多学科协作攻关。
UCG产业化生产技术涉及许多技术领域，是集高新技术与传统技术为一体的技术体系，要尽快解决产业化生产问题，必须组织多学科联合攻关。
4煤炭地下气化开采未来发展前景
2009年我国一次能源消费总量达31．4亿tce，其中原煤消费量30.2亿t，折合21.6亿tCe，占一次能源消费总量的68.7％。
“十二五”及今后相当长的一段时期内，煤炭仍将是我国的主力能源和基础能源。
以煤炭为主的能源消费结构不仅是我国能源的基本特征，也是客观条件的必然选择，我们面临着以高碳能源为主的能源结构和以重化工业为主的产业结构与绿色、低碳发展迫切需求之间的矛盾。
因此，我国能源发展战略的重点应该是在“加快新能源开发”的同时，“推进传统能源清洁高效利用”。
UCG技术可大大提高煤炭资源的利用率和利用水平，对充分发挥我国煤炭资源的优势、生产清洁能源、调整我国能源结构与保障能源安全供应其有十分重要的战略意义。
该技术是我国开展节能减排、调整能源结构和发展绿色经济的重要途径。
我们应立足于国情，积极推进UCG技术的研究和示范应用及产业化发展。
合理利用煤炭地下气化所产生的煤气，是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，煤炭地下气化所产生的煤气，可用于联合循环发电、工业燃气、民用煤气等。
也可作为化工原料气或提取纯氢。
煤炭地下气化也具有较好的环境效益，它采取了充填技术，减少或避免了地表环境破坏，无固体物质排放，这是其它洁净煤技术无法比拟的。
由于对地下气化煤气能集中净化，实现洁净燃烧，避免了大气污染，还可以将CO2分离出来贮存或作其它用途，实现了温室气体减排。
根据试验结果，煤炭地下气化可以获得氢含量在50％以上的煤气，该煤气在地面稍作处理后，可作为合成甲醇等化工产品的原料气或用于提取纯氢。
目前，地下气化煤气利用有以下几大方向：
1、合成氨
合成氨是一项成熟的煤气及化工合成联产项目，但传统的煤气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，急待改进。
引进国外先进的气化技术又存在投资大、运行费用高等缺点。
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。
2、合成二甲醚
二甲醚作为21世纪的世界清洁能源已引起人们的普遍关注。
由于它具有独特的性质，在制药、燃料、农药等化学工业中有许多用途，如果利用煤炭地下气化产生的煤气为原料，可以大大降低成本，提高产品的市场竞争能力。
3、合成油
以气体为原料合成油技术（煤的间接液化），在世界许多国家都已进行过工业化生产。
根据有关资料介绍，如果由煤炭地下气化提供煤气，利用SASOL技术和装置，经高温（或低温）催化合成，可生产汽油、柴油、氨、烯烃、醇类和其它化工产品。
若采用煤炭地下气化工艺合成油提供原料气，只是将合成气的供给由地面气化变为地下气化，其它成熟技术都可以保持不变。
试验表明，地下气化煤气从组成上和其它先进工艺产生的煤气有效成分相当，完全可以作为合成油燃料气应用于生产。
4、发电
煤炭地下气化所产生的粗煤气经过净化处理，可以驱动燃气轮发电机发电，余热可加热无水锅炉生产蒸汽驱动汽轮机发电。
5、燃料气应用
煤炭地下气化产生的煤气，能作为工业燃气和城市燃气使用。
可以结合天然气开发利用和焦炉煤气开发利用，规划城市燃气管网布局，统筹解决工业和城市民用燃料的清洁化问题。
UCG技术在世界上已有几十年的研究经验，由工业性试验进入到实现产业化还需要一段时间，但随着科学技术的迅猛发展一定会缩短这段进程，特别是可供开采的石油天然气资源在今后将逐渐减少，作为一次性能源煤炭的合理利用，在环境保护要求洁净煤技术高度发展的今天，煤炭的地下气化与综合利用更具有现实意义。
结语：
煤炭地下气化开采不仅可以实现煤炭的能源转化，还可以回收矿井残留煤柱，开发利用难采煤层、高灰、高硫煤层及可燃矸石资源，提高煤炭资源的回收率。
同时，它将环境保护的重点放在源头，是一项符合可持续发展原则的环境绿色技术，符合科学发展观的指导思想。
相信煤炭地下气化开采技术在未来会拥有越来越广阔的前景。
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