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煤炭地下气化技术现状及产业发展分析

发稿时间:2016-05-20 14:07:00来源:澳中能源 【浏览次数:

煤炭地下气化技术现状及产业发展分析

煤炭地下气化(underground coal gasification)是将地下赋存的煤在煤层内燃烧、气化成煤气,输送到地面,作为能源或化工原料,特别适用于常规方法不可采或开采不经济的煤层,以及煤矿的二次或多次复采,产品气可以经过处理通过管道输送,也可以直接使用煤气发电或化工合成。煤炭地下气化(UCG)是一门融多学科为一体的综合性能源生产技术,牵涉到地质学、水文学、钻井技术、点火燃烧控制技术、产品气加工利用技术、生态环境保护技术等一系列技术,其复杂程度远超地面气化,这也使其风险程度增加。目前,煤炭地下气化(UCG)技术在少数国家已经实现了少量的商业化应用,俄、美、英、德国、澳大利亚、日本和中国等国家已不同程度地掌握了该领域的一些关键技术。

1 煤炭地下气化(UCG)基本原理及相关技术
1.1 基本原理
从地面向煤层钻鼓风和排气钻孔,底部贯通,形成初始气化通道。在通道一端点燃煤层,从鼓风钻孔压入空气或氧气,有时须鼓入部分水蒸气,以改善气化反应,提高煤气热值。煤气自排气钻孔排出(见图1),沿气化通道分为:①氧化带,生成大量CO2、CH4、CnHm和部分水蒸气、H2、CO等,并放出大量热能。②还原带,CO2和水蒸气被还原成CO和H2,部分煤炭热解生成CH4及CnHm,并吸收部分热能。③干馏干燥带,放出挥发性混合气体。气化生成的煤气,从排气钻孔排出,其主要成分有CO、H2、CH4和CnHm,并混有部分O2、N2、H2S和SO2等。气化通道的煤壁(气化工作面)不断燃烧,向前推进,剩余的灰分和残渣遗留在采区。  




1.2 关键技术类型
1)有井式气化技术。该法又称巷道式地下气化炉技术(图2)。就是在开采或废弃的煤矿井中建地下气化炉,以人工掘进的方式在煤层中建立气化巷道,并在进气孔底部巷道筑一道密闭墙(促使定向燃烧煤层),然后便可将密闭墙前面的煤炭点燃气化。       
 




此种方式中的单套地下气化炉由气化通道进气孔、辅助孔和出气孔组成,气化通道在同一煤层内连通各孔,但由于受煤层地应力和温度制约,因此人工竖井部分深度有限。  此法须进行井下施工,作业环境和安全性差,这对其应用带来不利。 
2)无井式气化技术。该法采用常规的油气钻井技术钻孔(图3)。相比于“有井式”气化炉,“无井式”气化建炉具有工艺简单、建设周期短的特点,适用于整装煤田的大规模地下气化,也可用于深部及水下煤层气化。
  




无井式煤炭地下气化法从地面向煤层打直径150~400mm、间距10~40m的一系列钻孔,两钻孔之间贯通形成气化通道,点火气化。双孔式气化技术中两孔间的贯通方法常用的有低压火力渗透贯通法、高压火力渗透贯通法、电力贯通法、水力压裂贯通法以及定向钻孔贯通法5种。
这种煤炭气化方式,很好地发挥了石油企业的钻井技术优势,免去了巷道式建地下气化炉的条件限制。但因钻孔孔径受限,制约了单套炉的气化规模,有待进行单套炉多进气孔、多气化通道、多出气孔、大井眼钻进和扩眼完井等技术攻关。
1.3 产气率及产品气组成
1)产气率。产气率与煤质、赋存条件以及采用的气化剂种类等有关(表1)。一般来说,气化烟煤时,如果采用空气作为气化剂,煤气热值1200kcal/Nm3,产气效率大约为3830Nm3/t,若采用富氧水蒸气作为气化剂,煤气热值2200kcal/Nm3,产气效率大约为2100Nm3/t。
  




2)产品气的组成。煤炭地下气化产品气的组分与煤阶、气化剂类型以及工程技术等因素相关,与地面煤炭气化产品气组成基本一致,不同煤阶、气化剂所对应的产品气组分如表2所示。
  




2 国内外煤炭地下气化(UCG)技术发展现状
2.1 国外主要技术现状
1)前苏联UCG技术。前苏联是世界上进行煤炭地下气化试验研究最早的国家,也是地下气化工业应用最成功的国家之一,我国目前比较先进的煤炭地下气化技术主要是在前苏联技术基础上发展起来的。
前苏联最初试验于1933年,到20世纪60年代初期,在莫斯科近郊、顿巴斯和库兹巴斯已有5个商业规模的地下气化试验区,利用气化技术已回收了约1500万t煤,生产煤气超过500亿m3,所生产的煤气用于发电或工业燃料。1942年苏联在莫斯科近郊煤田又试验成功无井式地下气化炉,同时还发展了各种贯通技术,由过去的渗透技术转向定向钻孔贯通技术,以求得长距离贯通。在气化技术上,他们对气化剂进行了试验,由过去的鼓入空气得到低热值煤气转向鼓入氧气得到中热值煤气,大大提高了煤炭地下气化技术的水平,从而在苏联和世界各国得到推广。
该地下气化技术的优点表现在:a逆向火力燃烧 +定向钻进,形成渗滤气化通道;b采用 U型结构实现煤层预热,减小热损,提高气化效率;c实现多点移动注气、多孔稳定出气,保证煤气产量;d实现中等规模生产。
缺点表现在:a气化钻孔比较多,气化炉成本高;b对地质水文要求比较高;c缺少富氧和纯氧运行经验。
2)北美 CRIP (controlledretractioninjectionpoint,受控注入点后退气化)工艺。美国劳伦斯•利弗莫尔国家实验室 1976年开始研究地下煤气化,在模拟研究和实验室研究的基础上,研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。
该地下气化技术的优点表现在:a注气点移动实现气化工作面控制;b热解带减小,气化效率提高,减少了通道堵塞及钻孔堵塞;c从事了富氧试验。
缺点表现在:a点火操作比较复杂;b气 化 规 模 小,生产不连续不适用于规模生产。
3)加拿大 εUCGTM技术。成立于 1994年的加拿大 ErgoExergyTechnologies公司的地下煤气化技术是目前最受关注的技术之一,近年其专有的εUCGTM技术已被多个国家的多个公司选用来建设试验装置 (表 3)。
  




该方法基于前苏联地下煤气化开采技术,利用煤层中已存在的天然通道并对其进行改良,建立连接注入井和生产井之间的通道来解决无法建立有效贯通通道问题。
2.2 国内技术现状
我国煤炭地下气化试验研究起步也较早,但技术的发展主要在20世纪80年代以后。1958~1962年,我国就先后在大同、皖南、沈北等多个矿区建立了16个实验点,进行自然条件下煤炭地下气化的试验,取得了一定的成果。但由于当时整体技术水平低、效益不佳以及成本过高而被迫中止。1985年,中国矿业大学在徐州马庄矿遗弃煤柱中进行了现场试验,此后,中国矿业大学研究并提出了适用于我国矿井煤炭资源地下气化的“长通道、大断面、两阶段”煤炭地下气化新工艺,先后完成了徐州新河二号井煤炭地下气化半工业性试验和河北唐山刘庄煤矿煤炭地下气化工业性试验。1992年,国家科委颁布的我国科学技术中长期发展纲要“白皮书”已经作出规划,其中关于煤炭地下气化技术发展方向明确规定:“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”。2000年以后“长通道、大断面”煤炭地下气化新工艺在山东新汶孙村、协庄、张庄、鄂庄和肥城曹庄,山西昔阳,辽宁铁法和阜新,四川、江苏、河北等地取得了较好的应用效果,气化煤气用于居民燃气、发电、合成氨和甲醇等。其中孙村气化站目前日产气量6×104m3,除供1万多户居民民用外,还建成400 kW发电机2座,平均月发电量18×104kWh;协庄气化站日产气量4×104m3,供6000多户居民民用;张庄气化站,设计日产气量15×104m3,规划采用一步法合成二甲醚新技术,建设年产2000 t二甲醚项目;鄂庄气化站一期工程日产气量l×104m3,供矿区1000多户居民民用及建成的1台400 kW发电机组使用。
目前工业示范情况比较好的是新矿集团(有井式技术)和新奥集团(无井式技术),它们都与中国矿业大学进行合作。
1)新矿集团 “有井式”UCG技术。
新矿集团地下煤气化自1999年开始试验研究工作,2000年3月点火成功,同年7月正式向1万余户居民供生活用燃气。2000年9月项目通过了山东省科技厅组织的技术鉴定。在此基础上新矿集团又进一步完善了气化技术,在对炉体结构、钻孔布置、隔离密闭、控制系统等进行了优化改进的基础上,于2001~2002年又相继建成了协庄气化站、鄂庄气化站(一期),并一次点火成功。目前日产气量达到10万立方米,煤气热值达到11.26MJ/m3。为近2万户居民、陶瓷窑炉和蒸汽锅炉连续提供燃气,并进行了400kW的内燃机发电试验,现运行的400kW内燃机发电组3台。 2002年地下煤层气化申报了国家“863”计划“煤炭地下气化稳定控制技术的研究”课题,获得科技部批准并被列入中国“863”计划和试验基地。
2)新奥集团 “无井式”UCG技术。
新奥集团投入了大量的人力和物力进行地下煤气化技术的开发,为此还成立了专门的公司——新奥气化采煤有限公司。作为新奥集团煤基清洁能源产业链中的能源生产环节,该公司承担着为能源转化提供原料,为能源分销提供气源的重任。主要从事无井式煤炭地下气化技术的研发,对低品位和地质条件复杂的地下整装煤田进行开发利用。公司以产业化技术研发为核心,以开发完整、成熟、成套的气化解决方案为目标,以战略联盟为保障。公司在国内与中国矿业大学(北京)合作,签订了战略联盟合作协议,共同开发地下气化技术,分别在河北廊坊、北京、内蒙古乌兰察布、通辽等地设有研发与试验基地。在国际上与乌兹别克斯坦、美国、澳大利亚、南非、欧盟等进行广泛的技术交流与合作,积极拓展气化采煤国际业务渠道。公司整合了国内外最先进的煤炭地下气化技术,搭建技术平台,迅速形成自有知识产权,已申报国家技术专利9项;2007年在内蒙古自治区成功实施了重大科技攻关项目,10月24日,我国首套日产15万方煤气的无井式煤炭地下气化试验系统和生产系统一次点火成功,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,成为推进项目进展的瓶颈,直接影响到试验进度,公司决策层结合试验遇到的问题,适时召开技术分析会,听取专家意见,及时调整思路,进一步明确研发方向,组织专题攻关,有效解决了试验中遇到的一系列技术难题;2008年5月16日,乌兰察布气化采煤技术有限公司被内蒙古自治区科学技术厅认定为“自治区煤炭地下气化工程技术研究中心”的依托单位;同年9月10日,新奥气化采煤有限公司通过国家科技部等部门组织的国际科技合作项目评审;2009年1月13日顺利通过内蒙古自治区科技厅组织的乌兰察布无井式煤炭地下气化科技成果鉴定,这项研究创新地构建了“L型后退面扩展”的全新结构地下气化炉,创造性地开发了“气化通道贯通技术”、“气化通道疏通技术”和“无井式气化炉点火技术”,解决了气化过程中的有关技术难题,同时开发了燃烧区探测技术,建立了无井式气化过程参数测控系统,实现气化工艺参数的准确测量、远程传输、数据分析处理等功能;2010年“绿色煤气化国家重点实验室”获国家科技部评审通过。目前低热值煤气示范性发电,500kW发电机稳定运行,月发电量11万度,同时实现了燃气锅炉供暖。今后规划利用地下气化合成气发展甲醇生产等。该集团最近还提出了“泛能网”概念。泛能网主要通过地下气化采煤技术、气电联产技术和微藻生物吸碳技术等生成清洁煤电、生物柴油和煤制燃气,同时与可再生能源风电和太阳能汇集于储能单元,并通过智能控制平台向用户提供洁净能源。截止到 2011年年底,新奥集团乌兰察布气化站已连续运行四年,第三个试验炉稳定运行 900天,热值和组分稳定,发电机连续运行 780天,空气连续气化生产气量 30万 m3/d,富氧连续气化生产气量15万 m3/d,达到了工业化生产要求。


2.3 世界主要 UCG项目
1)澳大利亚Chinchilla项目。澳大利亚煤炭资源丰富,包括Linc能源公司、CarbonEnergy有限公司在内的多家企业在开发UCG项目,其中Linc能源公司是最主要的UCG项目公司,其位于澳大利亚昆士兰的Chinchilla项目是迄今西方国家中运行成功的最大试验项目,技术采用加拿大ErgoExergyTechnologies公司的 εUCGTM技术。该项目于1999年 12月 26日开始进行商业示范,2003年 4月示范装置停运。期间共钻了9口工艺井,煤层厚 10m,深约 140m,共气化煤35000t,最大产气量约 80000Nm3/h,相当于 70MW电力。最近Chinchilla的4号 UCG发生器已投运,同时计划建设5号发生器。Linc能源公司以空气为气化剂获得的合成气低热值约为 5MJ/Nm3、压力 110kPa、温度 300℃,典型组成 (剔除氮气后计算) 为 H2 32%,CO 17%,CH4 18%。H2/CO摩尔比为 1:81,很适合用于通过 GTL工艺合成油。
2007年 Linc公 司收购了乌兹别克斯坦的Angren地下煤气化厂 (目前唯一运转的工业化装置),并获其相关知识产权。Linc的 Chinchilla UCG装置所产气体主要用作发电机组的燃料,其规模将来可能扩大到 400MW。正在与美国合成石油公司合作开展煤制油,计划建设一个大的煤制油装置。2009年12月与英国的燃料电池技术公司 AFC Energy Plc签订独家协议,对使用煤炭地下气化生产的氢元素在AFC燃料电池技术上的应用进行测试。
2)安格连斯克 (Angren)UCG项目。该项目位于乌兹别克斯坦,于 1961年投产,至今一直在生产,是世界上最老的UCG厂。企业的主要目的是应用安格连褐煤矿的褐煤生产合成气,用于安格连热电站发电。考虑了技术、经济及采矿的地质条件是不适合地下和露天开采的情况下,地下煤气化的方法允许获得工业大规模的发电的燃气。主采煤为褐煤,煤层厚度 4~24m,煤灰分含量 25% ~28%,含水 31% ~35%,热值3650kcal/kg,煤层倾角 5°~15°,深 110~250m,井间距 25m。系统压力 156kPa(平均)。设计规模 14亿 m3/a,最大年产气量达 14.1亿 m3(1965年)。产品气热值为 800~850kcal/m3。目前已被澳大利亚 Linc能源公司收购,日产合成气 100万 m3。
煤地下气化许多优点超过了从坑道和采石场采煤方法:
• 煤地下气化站的建造与坑道采矿的建设相比,资本投资低2.5倍;
• 劳动生产率与露天开采相同,而比坑道开采高4倍,然而最终生产成本与露天开采相同,比坑道开采低3-4倍;
• 大大减轻了矿工地下劳动的艰苦和危险,工作条件显著变好,并且生产过程能够完全机械化和自动化控制;
• 废除了煤的运输、装载和卸载生产环节,在运输到用户过程中没有燃料的丢失,以及没有大气被煤灰污染问题;
• 不需要大面积的空地存放废物和灰渣的垃圾场,并且允许转换成固体肥料。土地复耕的成本比常规煤提取的方法要低5倍。煤地下气化方法允许在不宜地下坑道开采(或露天开采)煤矿进行开采,这就可充分利用煤资源;
• 与煤燃烧不同,煤地下气化没有地表灰土和炉渣的堆积,对环境没有严重污染,因为气体(一氧化碳、硫和氮的氧化物)燃烧产物不产生固体的尘埃。
安格连煤地下气化与发电生产的结合是前苏联技术的继续与发展,也是当今世界煤地下气化技术成功的范例。安格连又获得Linc的资金与新技术的支持,使其有了新的发展。由于Linc能源公司的努力,由乌兹别克安格连到澳大利亚的钦奇拉,赢得了西方世界第一个煤地下气化的商业化的成功。
3)南非 MajubaUCG项目。该项目由 Eskom Holdings公司实施,采用 ErgoExergy公司的 εUCGTM技术。UCG-IGCC 结合是解决温室气体、酸雨的最根本措施之一。 无论从经济成本还是环境效应方面, UCG-IGCC 明显优于煤地面气化的 IGCC。 目前世界上正建或已建的 UCG 电厂有 25 座以上,其中规模最大的是南非马久巴的 2100 MW 电站。 煤在南非的一次能源中占87. 68% 。 由于南非煤系地层被后期辉绿岩侵入所切割,因此,3 / 4 的煤资源不能用机械开采,但可应用煤炭地下气化开采。 2002 年 11 月开始对马久巴煤田作了全面研究。2003 年 12 月预可行性研究报告确认了马久巴煤田的价值。2005 年 7 月确认了 UCG 项目的具体位置。 2007 年 1 月 20 日在艾斯康(Eskom)点火。启 动 1 座 3000 ~ 5000 Nm 3 / h 试验厂。 2007 年 5 月 31 日使用煤炭地下气化的合成气供电站发电。 2010 年 6 月新的气体处理厂开始生产。 2010 年 10 月 28 日 15000 Nm 3 / h UCG 的合成气与煤火(指气、 煤 2 种燃料) 供给马久巴电厂 4 个锅炉使用。 从 2007 年 1 月 20 日至 2011 年 1 月 20 日。连续运行 53 个月。煤炭地下气化指标如下:耗煤量约 34663 t、产气总量 13 亿 m 3 、平均热值为 4.2 MJ/ Nm 3 、平均效率 72% ( 煤 20 GJ/ t); 当前产气速率为 11500 m 3 / h、平均井温 168 ℃ 、最大温度 430 ℃ 、平均耗水 0.858 L / kg。 今后工作是设计和研究 1 座 UCG - OCGT 电厂。产气能力 250 000 Nm 3 / h。供给 100 ~ 140 MW 的气体透平发电厂; 设计和启动 1 座 UCG 供气流量为 3 800 000 Nm 3 / h。用以供给 2 100 MW 的 UCG-CCGT 电厂。该项目计划在 2020—2022 年建成。
3 煤炭地下气化 (UCG)产业综合分析
3.1 与传统煤炭利用相比的优点
与其他煤清洁利用技术相比 (表 4与表 5),煤炭地下气化 (UCG)技术主要具有以下优点:
 
1)污染少。煤炭地下气化燃烧后的灰渣留在地下,采用充填技术,大大减少了地表下沉,无固体物质排放,因此煤炭地下气化减少了废物和粉煤灰堆放面积及对地面环境的破坏,这是其他洁净煤技术无法比拟的。
与传统采煤加地面燃烧相比,UCG可减少 CO2排放,并有利于进行碳捕捉和储存。CO经地面变换后,采用分离技术将 CO2分离出来储存或作其他用途,从而得到洁净煤气,因此,地下气化技术有利于解决大气污染问题。
2)煤炭地下气化技术提高了煤炭资源的利用率。煤炭地下气化技术可大大提高资源回收率,使传统工艺难以开采埋藏太深的煤、边角煤、“三下”压煤、已经或即将报废矿井遗留的保护性煤柱和按国家环保规定不准开采的高硫高灰
劣质煤得到开采,大大提高了煤炭资源的利用率。
3)安全性好。煤炭地下气化技术由于实现了井下无人、无设备生产煤气。因此具有较好的安全性,可避免传统采煤的煤矿塌陷、透水、瓦斯突出等事故。
4)投资少、经济效益好。与矿井和矿场建设相比,建设地下煤气化站的投资低 2.5倍,与地面气化相比投资显著降低。
5)劳动生产率高。生产管理操作简单,用人少,效率高,成本低,利润高,比井工开采可提高工效 3倍以上,节约成本一半多,而且生产安全性好。
6)省去了煤的运输和装卸。由此没有运输过程中的燃料损失和煤尘等污染物排放,并减少相应的费用。
3.2 存在的不足
综上所述,尽管地下煤气化相对于地面煤气化具有基本建设投资省、建站周期短、工艺简单、生产效率高、煤的回收率高、生产成本低、没有三废外排问题等很多优点,但技术上仍存在多种局限,距离广泛工业化推广任重道远。
1)很难控制气化过程中在地下产生的种种反应,合成气成分波动过大,不能达到像地面煤气化的程度,诸如水注入速度、气化区中反应物分布、孔穴增长速度,只能通过测量温度和产品气的质量和数量进行估计。
2)不排除会对地下及地表环境造成重大影响,比如地下蓄水层污染和地表塌陷,同时地下煤层燃烧可能存在造成地表植物干枯的风险。一旦火焰从地缝窜出,将会对人类在该区域的地表活动产生较严重的影响,甚至埋下安全隐患。
3)受煤层和地质影响大,容易造成井井之间相互漏水、通气等情况。
4)经济性有较大的不确定性,目前运行效益较好的煤炭地下气化项目均有适当数量的配套电厂或化工厂,产品气直接用于煤气联合循环发电或化工合成联产。
5)对很多煤资源来说地下煤气化可能技术上是可行的,但是适合地下煤气化的煤层地质条件比较苛刻,因为一些煤层的地质和水文特征会大大增加环境及工程风险性。


4 结语
我国是一个 “富煤、少气、缺油”的国家,在很长一段时间内我国能源结构仍将以煤为主,低碳能源资源的选择十分有限。国家能源局在 “天然气发展十二五规划”中明确指出,要大力发展煤制气等清洁能源,改变传统的煤炭生产和消费模式,促使煤炭行业转型,解决我国日益突出的能源安全和环境问题。因此,笔者认为发展煤炭地下气化(UCG)是一项有效的能源政策和很有前景的技术途径,为进一步提高天然气在我国一次能源消费结构中的比重,大幅减少 CO2等温室气体和细颗粒物(PM2.5)等污染物排放,实现节能减排、改善环境起到关键作用,这既是我国实现优化调整能源结构的现实选择,也是强化节能减排的迫切需要。