4.2　煤炭地下气化的前景良好

4.2.1　煤炭地下气化原理

煤炭地下气化是煤炭开发技术之一，是将处于地下的煤进行有控制的燃烧，通过煤的热及化学作用产生可燃气体的过程，变物理采煤为化学采煤，实现“采煤不见煤”的能源洁净开采和利用。煤炭地下气化集建井、采煤及转化等多种工艺为一体，不仅可以回收老矿井遗弃的煤炭资源，而且可以用于开采井工矿难以开采的或开采经济性和安全性差的薄煤层、深部煤层和“三下”压煤，以及高硫、高灰、高瓦斯煤层等。煤炭地下气化大大提高了煤炭资源的利用效率和利用水平，深受世界各国重视，被誉为新一代采煤方法，是从根本上解决传统开采方法存在的一系列技术和环境问题的主要途径。

4.2.2　国内外产业研究进展

4.2.2.1　国外煤炭地下气化研究进展

煤炭地下气化的设想首次由门捷列夫于1888年提出，随后众多学者及研究机构在煤炭地下气化领域做了大量的基础性工作。截至目前，国外实施的地下气化项目有30多个，主要集中在俄罗斯、美国、澳大利亚、南非、加拿大和欧洲地区。

（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。气化煤层厚2~9m，深50~300m，煤种为气肥煤。1955年建成试验性气化站，设计年产气能力为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）。煤气为附近12个工矿企业供应燃料。

（2）乌兹别克斯坦安格兰气化站。

安格兰气化站的设计能力为200×104t，相当于每天消耗1900t褐煤，煤气供火力发电锅炉使用，燃气热值为3.18~3.56MJ/m3。该站于1961年投产，煤层厚度为2~30m，埋深为120~200m。该气化站直至目前仍在生产中，国内新奥集团参股该地下气化站。

（3）欧洲国家煤炭地下气化研究。

欧洲主要致力于深层煤炭地下气化技术研发，并与碳捕捉与存储（CCS）等产业发展相结合。数值模拟表明，煤炭在高温（高于1000℃）、高压（高于10MPa）气化条件下，更倾向于选择甲烷化反应，CH₄比例大幅增加，CO和H₂比例大幅减少，由于对地面CO变换和甲烷化装置的需求降低，地面装置能耗大幅下降，与地面煤制气相比，成本显著下降。不过，深层煤炭地下气化项目容易实现这种高温高压条件，浅层煤炭地下气化项目则无法达到这个条件。20世纪80年代的比利时图林试验项目（埋深860m）、90年代的西班牙特鲁埃尔试验项目（埋深500~700m）等多个矿场试验已经取得重大突破，证实与浅层相比，深层煤炭地下气化（800m以深）的气化效率更高，单井产气量更高，产气品质更高，环境影响更小。

2009年，英国政府批准了福斯湾河口深层煤炭地下气化项目（埋深1000~2000m），计划从海岸钻大位移水平井，在陆地上进行地面处理，并将CO₂通过天然气管道输送到北海气田或福斯湾深处进行封存。

在欧盟煤和钢铁研究基金程序（RFCS）支持下，保加利亚东北多布罗加（Dobrudzha）煤田煤炭地下气化+碳捕捉与存储项目于2014年完成了基础研究，力求针对埋深1200m以下煤层建立深层煤炭地下气化+碳捕捉与存储技术经济可行的商业模型。同期，欧盟资助的煤炭地下气化制氢第二阶段研究也已经完成，大幅度提高氢气产量用于燃料电池发电，将对未来欧洲能源结构产生巨大影响。总体来看，欧洲深层煤炭地下气化技术研究和试验已经取得了丰富的经验，现代钻完井和气化过程测控等技术已实现商业化应用，余下的障碍主要来自公众态度和碳排放约束等因素。

（4）美国煤炭地下气化试验。

在20世纪七八十年代，美国的劳伦斯国家实验室等科研部门在几个项目基地进行了38次试验，研究出了“后退式煤炭地下气化”技术。

其间，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，煤层厚度为9m，埋深为49~122m。气化试验首次采用反向燃烧法，注空气，气化煤炭15741t，煤气热值为4.0~6.6MJ/m3。

此外，美国罗林斯煤炭地下气化试验和森特雷利亚煤炭地下气化试验也已获得成功。

（5）加拿大煤炭地下气化试验。

在加拿大艾伯塔省政府资助下，2011—2012年，天鹅山煤炭地下气化矿场试验项目利用欧洲相关技术，在平均埋深1400m的煤层成功进行了高压气化试验。该试验项目U型井水平段长1600m，采用L-CRIP工艺，纯氧气化，实现了粗煤气稳定日产量约11万m3，其中CH₄含量最高达到37%。该项目首次验证了在地下10~12MPa压力下的烟煤气化反应能够比浅层低压气化增加约2倍的CH₄含量，投资经济性得到明显提升。

加拿大公司地下气化技术基本代表了目前西方国家地下气化技术的主流，并已直接或间接应用到澳大利亚、南非、印度、中国等国家的地下气化试验中。加拿大公司自称已经实现了该技术的工业化。

（6）澳大利亚煤炭地下气化试验。

澳大利亚煤炭地下气化工作是在引进加拿大技术的基础上发展起来的。截至目前，澳大利亚的煤炭地下气化工业性试验的产业链相对完整，代表项目有Linc公司的庆奇拉地下煤气化制油项目。

英国北海深层煤炭地下气化项目工程方案示意见图4-2。

美国首创的两种水平井地下建炉方案示意见图4-3。

4.2.2.2　国内煤炭地下气化研究进展

中国早在20世纪50年代就开始相关研究，90年代开始积极开展相关研究试验，在国家“八五”科技攻关项目、“863”课题支持下连续开展了十几个浅层煤炭地下气化矿场试验项目，但多在人工采煤巷道和浅煤层进行。

新汶矿业集团从1999年开始进行自然条件下煤炭地下气化试验的研究。2000年3月，孙村气化站点火出气；同年7月，正式向1万户居民供应生活用燃气，日产气30000m3，且所产煤气除民用之外，在工业利用方面也取得突破。至2005年，新汶矿业集团成为首家将煤炭在地下一次性气化后大规模投入民用及工业的集团。

2006年，新奥集团和中国矿业大学（北京）开始合作进行无井式煤炭地下气化技术研究。2007年4月，国内第一个气化采煤发电／甲醇甲烷联产工业性试验项目在乌兰察布开工建设，于当年10月实现了点火并稳定出气。2008年，试验项目遭遇煤层渗水、气化通道堵塞、煤层顶板冒落等难题，成为推行项目进展的瓶颈。合作双方经共同攻关克服了上述困难，日产煤气15m3，稳定运行两个月以上，富氧煤气运行达一周。2009年6月16日，试验项目实现了低热值煤气示范性发电，至今500kW发电机一直稳定运行，每月发电量约为11×104kW·h。该项目标志着中国煤炭地下气化技术取得突破性进展，为中国开展无井式煤炭地下气化技术研究提供了良好示范。该项目极具成本优势，造气成本仅为地面气化造气的40%左右，具有较高的经济效益。

4.2.3　煤炭地下气化能效及经济性

4.2.3.1　煤炭地下气化能效分析

煤炭地下气化（UGG）的主要产品为CO和H₂，所以该技术在提高资源回收率的同时，还可以有效提高能量的转化效率。相关研究表明，煤炭常规开采和常规发电仅得到了约23%的综合能效，即使采用超超临界机组，其综合能量转化率也仅为30%；若采用UCG-IGCC方式，在采矿回收率大大提高的同时，燃气联合循环发电能效也能进一步提高，理论综合能效可提高到50%；若能充分发挥碳—化工的优势，UCG—煤化工理论综合能效将达到63%，是超超临界机组综合效率的两倍多（见表4-2）。根据预测，未来几十年，世界47%的能源将以电能的形式被消费，若能解决IGCC前端制煤气过程中的环境污染问题，便可进一步实现综合能效的提高。

煤炭地下气化物料平衡表见表4-3。

4.2.3.2　中国煤炭地下气化经济性分析

采用煤炭地下气化技术，煤炭无须开采、运输，也不需要使用地面洗选、加工、转化设备，可节约大量的井建、采煤、选煤工程投资，大大减少煤炭运输费用，减少地面建气站设施的投资。据统计，与地面气化生产相同下游产品相比，地下气化成本大幅下降：生产合成气成本下降43%；生产天然气代用品成本下降10%~18%；发电成本下降27%。据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，厂房空间可减少50%，锅炉金属耗量降低30%，运行人数减少37%。

从投资、收入、资源利用率及发展方式几个方面比较，在100万t产能的原煤销售、原煤发电、地下气化发电、气化后CH₄化这几种能源利用方式中，煤炭地下气化发电的建设成本只占原煤销售和原煤发电的50%~75%，气化后CH₄化也仅仅与销售原煤的投资相当，而能源利用率明显优于原煤销售或原煤发电，并可充分发挥滚动投资的优势。就单位投资的收益而言，气化发电及气化后CH₄化的收入明显优于原煤销售或原煤发电。宏观投资回报的分析也进一步证明，规模化煤炭地下气化具有良好的经济前景（见表4-4）。

4.2.4　煤炭地下气化市场前景

中国“缺油、少气、煤炭资源相对丰富”的资源禀赋，决定了现阶段以煤为主体的能源结构，能源供应安全保障、能源结构转型升级都离不开煤炭资源的清洁开采和利用。从2017年中国矿产资源报告数据看，以热值当量计算，中国煤炭总资源量规模为石油和天然气资源量总和的14倍，已查明资源则为142倍，煤炭产量约为油气总产量的8倍。2014年自然资源部重大项目“全国煤炭资源潜力评价”成果显示，全国埋深2000m以浅的煤炭资源总量达5.9万亿t，其中鄂尔多斯盆地煤炭资源量约2万亿t，约占全国总量的35%。目前，中国仅对埋深1500m以深的煤炭资源进行了不同程度的勘察，且详查和勘探面积比例很小。根据鄂尔多斯盆地油气勘查钻遇煤层资料初步估算，全盆地埋深4000m以浅的煤炭预测总资源量高达6.9万亿t，其中埋深1000~3000m的资源量为4.4万亿t。可见，全国深层煤炭资源量规模可能远超出目前的认识。

仅以鄂尔多斯盆地4.4万亿t深层煤炭资源量为例，按照保守的资源查明率30%，筛选其中适宜进行地下气化的探明储量5%，按照气化率60%、吨煤转化250m3CH₄初步测算，相当于10万亿m3天然气可采资源量，已超过鄂尔多斯盆地常规和非常规天然气可采资源量的总和。若以每年2000亿m3CH₄计算，足够连续生产50年。如果全国的巨量深层煤炭资源得到有效解放，则有望逐步替代进口天然气，实现天然气自给自足，甚至可以有效替代原油消费，降低原油对外依存度，实现“能源独立”。

地面煤制气项目需要依赖煤炭井工开采或露天开采，而煤炭地下气化项目，尤其是对井工开采无法触及的深层煤炭而言，不仅可以大幅增加煤炭可采资源量，创造资源价值，而且能够避免地表塌陷、浅层地下水污染等环境风险。

众多研究表明，煤炭地下气化项目与地面煤制气相比，具有很多明显优势。这些优势包括但不限于以下五方面：一是深层煤炭资源量巨大，煤质适应性广，可节省煤炭井工开采成本，而且不与煤电、煤化工争煤；二是可用地层盐水进行气化，淡水消耗很少，基本不受水资源限制；三是不破坏、不污染浅层地下水，没有灰渣等固体污染物排放，环境友好；四是地面配套设施简单，对于同等规模项目，资本性支出可以降低到地面煤制气项目的1/3；五是气化形成的煤穴空间无须回填，并可以用来埋藏大量CO₂，对于优质煤穴还可以极低成本建设天然气储气库，不仅库容大，而且运行成本低廉。

若煤炭地下气化产业化能够实现，必将有力促进和推动中国新一轮煤化工的发展，有可能成为实现煤炭资源综合利用的一种新方法和新途径。