煤炭地下氣化是我國化石原料供給側創新方向

毛　飛

四川發展（控股）有限責任公司

?

煤炭地下氣化是我國化石原料供給側創新方向

毛飛

四川發展（控股）有限責任公司

毛飛. 煤炭地下氣化是我國化石原料供給側創新方向. 天然氣工業, 2016,36(4):103-111.

摘 要中國能源需求量巨大，在富煤、貧油、少氣、可再生能源總量有限且增速較慢的能源格局下，如何安全、清潔、高效開采和利用煤炭已成為討論的焦點。為此，剖析了當前煤化工及整體煤氣化聯合循環發電系統（IGCC）等煤炭利用方式所面臨的問題，提出煤炭地下氣化技術是一種符合現實需求的選擇。研究結果認為，煤炭地下氣化技術在安全與環境、優勢資源綜合利用、經濟可行性等多個方面都具有優勢，可作為煤化工和IGCC的前端支撐和保障。在當前的發展形勢下，應從以下幾個環節入手，推動煤炭地下氣化技術的發展：①加強技術產品的研發，建立可行性研究綜合評價體系，制訂產業化行業的相關標準；②給予煤炭地下氣化產品精準的市場定位，關注產品全流程綜合經濟指標，先技術可行，后經濟優化；③建立完善的運作及管理模式，嚴格把控高效、環保、安全、和諧、簡潔的產業鏈目標。結論認為，實現煤炭地下氣化的規?；瘜⒂辛ν苿游覈瞎┙o側的優化創新。

關鍵詞中國 煤炭地下氣化 化石原料 供給側創新 潔凈化石能源 煤化工 IGCC 能源安全

2014年中國能源供應量占全球的19％，而消費量則占全球的23％， 天然氣消費量增長率為8.6％，石油消費量增長率為3.3％，進口原油3×108t、天然氣583×108m3，油、氣對外依存度分別為61％ 和30％。在全球經濟低迷的情況下，2015年中國天然氣消費量仍繼續增長，達到1 800×108m3，占全球消費總量的5％～6％。預測結果表明，中國將在2020年代中期超過俄羅斯成為全球第二大天然氣消費國，在2030年前后超過美國成為世界上最大的石油消費國[1]。到2030年中國天然氣總消費量將達到5 800×108m3，占全球總用量的10％，人均年天然氣用量約450 m3，是當前消費量的3倍，雖然基本達到目前的世界平均水平，但仍不及美國當前人均用量的20％。加大天然氣利用的比例已成為國家和全社會的共識，這從中國近年來天然氣消費量、進口量及其增速[2]、燃氣消費量及其增速[3]的實際數據及國家對天然氣的規劃和引導報告中都可以得到進一步的印證[4]。

相對于中國每年巨大的能源需求量，除了煤炭產量能夠滿足、儲采比也相對較高外，其他常規化石能源的儲采比則嚴重不足，其中石油僅為11.9年，天然氣僅為25.7年，且當前新增油氣儲量探明率嚴重低于消費量增長率[1]。預測到2030年國內油氣類清潔化石原料的自給率不足40％，其供需矛盾相當突出。這樣龐大的化石原料供應缺口，在全世界范圍內也是不可忽視的。歷史上日本、歐洲和現在烏克蘭的多次遭遇已經證明，能源自給率太低會給發展帶來極大的掣肘和切膚之痛[5]，如果中國化石能源的供給過多地寄希望于國際供應，價格的穩定性和供給的可持續性都將得不到保障，這類不確定性因素甚至會威脅到國家安全。在我國富煤、貧油、少氣、可再生能源總量有限且增速較慢的能源格局下，討論的重點已經不再是是否使用煤炭，而更多的則是如何安全、清潔、高效開采和利用煤炭。在當前的形勢下，煤炭地下氣化是一種符合現實需求的選擇。

1 煤炭地下氣化及其研究現狀

煤炭地下氣化是煤炭開發技術之一，是將處于地下的煤進行有控制地燃燒，通過煤的熱及化學作用產生可燃氣體的過程，變物理采煤為化學采煤，實現“采煤不見煤”的能源潔凈開采和利用。

1.1 產業歷程

1.1.1 國外研究進展

自1888年門捷列夫提出煤炭地下氣化的設想以來，多個國家在煤炭地下氣化領域做了大量的研究工作。截至目前，國外實施的地下氣化項目約有33個，主要集中在蘇聯地區、美國、澳大利亞、南非、加拿大和歐洲地區。

美國在20世紀70～80年代，由當時的勞倫斯國家實驗室等科研部門在幾個項目基地進行了38次試驗，研究出了“后退式煤炭地下氣化”技術[5]。美國將該項技術定位為國家能源安全緊急時期的技術儲備，在國家能源遇到危機時啟用，對其技術的經濟效益方面沒有再展開系列優化研究。

蘇聯地區：由Skochinsky國家礦業研究院研發了地下氣化技術，已經將該項技術應用于蘇聯范圍內的多個礦井中，也被證明了其技術可行。截至目前，在蘇聯地區已經實施的地下氣化項目6個[6]，其中烏茲別克斯坦的安格林項目[7]是全世界唯一還在運行的煤炭地下氣化項目。

加拿大公司在與美國公司合作并借鑒后者地下煤炭氣化技術的基礎上，通過不斷地自我研發和現場實驗，研發出εUCG技術[8]。該項技術基本代表了目前西方國家地下氣化技術的主流，并已直接或間接應用到澳大利亞、南非、印度、中國等國家的地下氣化試驗中。加拿大公司自稱已經實現了該技術的工業化。

澳大利亞煤炭地下氣化工作是在引進加拿大技術的基礎上發展起來的。截至目前，澳大利亞的煤炭地下氣化工業性試驗的產業鏈相對是最全的，代表項目有Linc公司的慶奇拉[9]地下煤氣化制油項目。

南非多年前就開展了煤制油項目，有一定的煤化工基礎，但是煤炭地下氣化項目技術基本是直接或者間接引進加拿大的εUCG技術。2006—2012年南非在Eskom等地[9]進行了相關的工業性試驗，并計劃實施更大規模的工業性試驗，但是截至目前也沒有展開實質性的工作。

目前正在準備進行煤炭地下氣化技術研究的國家的有英國、巴基斯坦、保加利亞、越南和波蘭等；歐盟、印度等國家和地區則在關注這一技術的發展。英國自從1912年起率先在全世界開展第一次地下氣化試驗后，最近再次在北海盆地批準了61 274×104m2的煤炭礦權供地下氣化研究。波蘭中央礦業研究所與澳大利亞Linc公司合作承擔歐盟的HUGE2地下氣化項目，該項目是對歐盟深部煤層氣化HUGE項目的后續研究。印度政府正在起草煤炭地下氣化政策，巴基斯坦與中國礦業大學合作在首都以北360 km的沙漠中進行了初步試驗。

從實施效果來看，安格林及慶奇拉項目最能體現行業的綜合水平。安格林煤炭地下氣化站建于1961年，采用無井式，該氣化站是把地下的褐煤氣化成動力煤氣，供給安格林熱力發電站與重油摻燒發電使用，該氣化站的生產能力為100×104m3/d。慶奇拉項目于1999年就開始示范，截至2013年因爭執了多年、但無法證明對環境無影響而全面停止，該項目的技術特點之一是實現了負壓氣化且直接將氣化的煤氣制成合成油，是全球第一個形成煤炭氣化—煤氣凈化—合成石油的代表項目。

1.1.2 國內研究現狀

中國礦業大學的余力[10]、王作棠[11]、梁杰[12]、楊蘭和[13]、劉淑琴[14]，以及國家煤礦安監總局的柴兆喜[15]、華北科技學院李文軍等研究人員及其團隊，在引進和吸收蘇聯、美國、澳大利亞等國的技術后，先后在徐州、唐山、新汶、中梁山、華亭、烏蘭察布等地開展了試驗，基本以有井式氣化為主。最具代表性的是原新汶礦務局所屬的孫村、協莊和鄂莊煤礦所承擔的國家“863計劃”地下氣化項目。

從技術階段來看，20世紀80年代以前，中國以吸收消化蘇聯技術為主；20世紀90年代開始引進美國技術；21世紀初吸收消化西方和蘇聯技術的同時有所創新，逐漸形成了以“長通道、大斷面、兩階段、正反向”（簡稱LLTS-UCGP）和逆向燃燒氣化為代表的理論和技術。我國在20世紀50年代就曾先后在鶴崗、撫順、皖南進行煤炭地下氣化研究，直至1985年在徐州的馬莊礦和新河礦才有了明顯的技術突破。中國礦業大學在馬莊礦厚度1.15 m、傾角68°的煤層條件下，將埋深80 m的殘留煤柱進行了氣化，獲取了日產16×104m3熱值為4 MJ/m3的煤氣；在新河的試驗中，通過對2～4 m厚的急傾斜煤層氣化，獲取了日產20×104m3熱值在3.2～5.6 MJ/m3煤氣的成果。1995年中國礦業大學在河北唐山劉莊礦建立了2個氣化爐進行工業性試驗，并獲得高產氣流，但后來因存在裂隙導致氣體漏失嚴重而不得不降低氣化壓力運行，該項目運行了4年后因煤炭耗盡而停爐。1999年山東新汶礦業集團與中國礦業大學合作在三對物理開采礦井利用殘留煤柱進行為期13年的氣化試驗，該項目首次嘗試在2.5 m厚的緩傾斜氣肥煤中試驗，通過不斷摸索注入空氣和富氧水蒸氣所產出煤氣的產量、成分、熱值等數據，研究不同爐型、不同氣化面長度和寬度，探索煤氣熱值在地面供熱、供氣、發電等項目上的綜合利用。該項目為中國煤炭地下氣化積累了大量數據和經驗，為后續項目的進一步優化提供了系統、科學的依據。2007年重慶中梁山煤電氣有限公司在3.5 m厚的急傾斜焦煤中試驗，該項目成功點火，但因煤氣中含大量H2S污染環境而停止。2010年華亭煤業集團有限責任公司在煤柱中進行的試驗取得成功，并進一步摸索了富氧水蒸氣氣化后發電的經濟性問題。由新奧集團、中國礦業大學（北京）等幾家單位聯合組建的煤炭地下氣化公司，聘請了烏茲別克斯坦煤炭地下氣化項目的總工程師、氣化車間主任作為首席專家，首次在中國進行無井式、近水平地下氣化技術探索，該煤層埋深280 m，煤厚6～8 m，鉆孔間距30～40 m，2007年10月實現點火并穩定出氣，形成日產空氣煤氣30×104m3、日產富氧煤氣15×104m3、日氣化煤炭100 t的規模，2009年6月項目實現低熱值煤氣示范性發電，裝3臺500 kW的發電機組，發電783天，由于未作煤氣利用的進一步規劃，導致富余煤氣排空。項目于2014年底完成其試驗功能后停止產氣，目前正考慮優化后再做規?；芯?。規劃第一期產LNG 為2×108m3/a，一爐八面，共7個爐，日產合成氣340×104m3，總投資15億元～20億元；規劃第二期產LNG為5×108m3/a。

中國近期實施的項目包括：2015年剛結題的、由新奧集團承擔的國家“863計劃”“煤炭地下氣化產業化關鍵技術”項目；由中國節能環保集團公司與重慶中梁山煤電氣有限公司合作、2015年12月開鉆的“中梁山急傾斜薄煤層群煤層氣抽采與煤炭地下氣化一體化”項目。目前正在準備實施的項目包括：貴州盤江精煤股份有限公司與中國礦業大學合作的貴州省重大科技專項山腳樹煤礦地下氣化項目，重慶能源集團與澳大利亞Linc公司合作的三匯三礦地下氣化項目等。綜上可知，中國是當前地下氣化試驗場地最多、研究最為活躍的國家之一，但在規模化關鍵技術及產業鏈延伸方面還有待于深入研究。

1.1.3 國內外代表性研究項目分析及趨勢

通過總結國內外部分具有代表性的煤炭地下氣化項目可知（表1），國外基本以無井式為主，無井式可充分體現其建礦靈活、成本低、速度快等優點，但也暴露出鉆孔數量多，單孔氣化煤量有限、資源利用率低等缺點；國內基本以有井式為主，其建井成本高，但后期巷道、鉆孔成本低，資源利用率相對較高，對復雜地質條件適應性更好，尤其能體現其利用生產礦井已有設施、設備、系統的優勢，目前國內已實施的有井式項目基本都是利用老礦井的基礎設施。在鉆井及控制技術日益成熟、成本逐步降低的情況下，針對新的、埋深較大煤炭資源將會更多地使用無井式地下氣化；針對已有礦山的深部資源或現有煤柱，將更多地采用有井式地下氣化。

表1　國內外部分煤炭地下氣化代表項目煤氣產品參數表

無論是無井式還是有井式，煤氣熱值主要與注入氣化劑的水、氧含量有關。數據表明（表1），注空氣產出的煤氣（簡稱空氣煤氣）熱值均偏低，基本在3～7 MJ/m3，而注入“富氧水蒸氣”產出煤氣（簡稱富氧水煤氣）的熱值基本在9～14 MJ/m3之間。為提高單位熱值、實現規模氣化，使用“富氧水蒸氣”氣化劑是今后煤炭地下氣化技術發展的主要方向。

從煤氣成分來看，有用氣體主要是H2、CO、少量的CH4和CmHn。可通過調節注入氣中O2和H2O的比例來滿足市場對產品氣成分中H2/CO比值的要求。也可以通過工藝調控，像慶奇拉項目一樣實現采CH4與煤炭地下氣化結合，甚至未來可能實現當前歐盟實驗中已證明、在高壓環境下實現盡可能多生成CH4的目標。

通過對國內外項目研究分析可知，有限的工程案例證明地下氣化理論和技術是可行的，但所有的工作基本都是“為氣化而氣化”，行業內只有個別初級的產業鏈案例，均沒有形成連續、規模化、經濟可行的項目。近期因歐洲受國際關系影響，而我國受環境容量限制，加之該技術具有的巨大前景，多個國家和地區都對該技術表示了關注或開展了研究，很多企業和研究機構都在謀劃推動煤炭地下氣化的產業化。

1.2 已經解決的問題

1.2.1 煤炭氣化相關理論基礎問題

借助煤炭學、煤質學、煤化學、燃燒學、采礦學等學科的發展，已經基本驗證了煤炭地下氣化的燃燒及煤氣化工合成理論，掌握了大量的煤炭氣化及煤氣化工合成的技術，總結了很多的經驗。美國能源部宣稱，一旦發生能源危機，將廣泛使用煤炭地下氣化技術生產煤氣，以解決國家急需。

1.2.2 規?；a基礎配套

地質、采礦、化工、材料、機械、信控等行業的發展，為地下氣化工程實施中所需要的評價、氣化劑、建爐、測控、煤氣集輸等提供了部分類似裝備供研究和改進，為進一步研發提供了基礎配套。以澳大利亞煤炭地下氣化聯合地面制油項目為代表的煤炭地下氣化項目的成功實施，證明地下氣化技術路線和工藝設備是可行可用的。

2 煤炭地下氣化技術的相對優勢

2.1 煤炭地下氣化的安全與環境優勢

受現有的采礦方法和技術限制，傳統煤炭開采無法克服瓦斯、頂板、水害、火災、放炮、機電、運輸等事故及矽肺等職業病，若不能從開采原理上變革，將難以從根本上杜絕該類事故的發生。中國煤炭每百萬噸死亡率從2004年的3.08人降低到了2015年的0.157人，雖然取得了明顯的成效，但該值仍然是美國的8～10倍。而受傷、硅肺病、職業中毒、噪聲聾等慢性病的社會損失也比較大。煤炭地下氣化由于其變物理采煤為化學采煤，大大減少了從業人員的數量，有限的氣化操作人員基本不需要直接與煤體接觸，產出煤氣通過管道運輸到地面，從而從根本上避免了上述事故和職業病的發生。

煤炭開采過程中還導致我國出現地表塌陷（30×108m2）、矸石壓占并污染土地（1.2×108m2）、水土流失、破壞水資源、溫室氣體CH4釋放等問題，而儲、裝、運過程中有可能導致煤塵污染和運輸事故，燃煤也會造成大量煤煙型污染。數據表明我國CH4排放量約占全世界的60％，燃煤釋放煙塵、CO2、 NOx、SO2分別約占全國總排放量的60％、71％、67％和87％[16]。到2035年，中國碳排量放將占全球30％，全面超過經濟合作與發展組織的國家。

為破解環境承載能力不足，近十年來中國審批了80多個相對環保的地面煤化工項目，目前我國已經建成和在建的煤制天然氣能力為114×108m3/a，正在前期論證的產能有680×108m3/a；已投產的煤制烯烴產能有1 136×104t/a，建設中的產能有1 439×104t/ a；已投產的煤制乙二醇產能有332×104t/a，建設中的有245×104t/a，處于前期工作和規劃中的項目產能有650×104t/a；上述煤化工項目涉及的總資金量達到1.3萬億元人民幣。

現有的地面煤化工和IGCC盡管較傳統煤化工及燃煤電廠有所改善，但由于沒有從根本上改變煤炭采選、運輸、在地面氣化、液化等前端的諸多環節。因此無法從根本上改善在此過程帶來的安全和環境問題。這也導致很多煤化工項目和為數不多的IGCC項目因高鹽廢水等環保問題，在建設甚至運行中被緊急叫停，開工率極低。

煤炭地下氣化過程中只將氣體帶出地面，而將大量灰渣、重金屬鹽等物質留在原地，將大量的水蒸氣和余熱又循環利用，將難處理的SO2和NOx變成易處理的H2S和N2及含N化合物。這既降低了地表沉降量，又最大限度地不擾動地下巖石圈和水圈，還節約了大量的尾礦占地，更是將物理開采排放的CH4、H2S等充分利用，在大大減少了運輸量的同時還減少了粉塵等有害物的排放。

2.2 煤炭地下氣化的資源綜合利用及能效優勢

截至2013年中國探明的煤炭儲量為1.48×1012t，其中國家禁止常規開采的高硫煤量占探明量的8％，難利用的低品位褐煤占12％以上。據2013年統計數據，遺棄的煤炭超過300×108t，埋深超過1 000 m的煤炭資源量約2.7×1012t。若計入目前已經開工、運行及物理開采中大量呆滯涉煤投資，全社會涉煤呆滯資金數額更加龐大。同時，如何把已經獲得的高硫、煤與瓦斯突出、開采難度大的呆滯資源和已有設施盤活利用起來，仍是當前煤炭產業應思考的重大方向性問題。

煤炭地下氣化既能開發常規煤炭可開采的煤層，也能安全、高效、環保地開采高硫煤、低品位褐煤和瓦斯、水害嚴重等難開發煤炭，更能夠回收物理開采礦井遺棄的煤炭和未開發的深部煤炭資源。在地下氣化的過程中，能綜合循環利用礦井水實現零排放，也能將煤中的硫和煤氣熱能回收利用，還能回收煤焦油等更高價值的產品，做到資源分類、循環利用的同時又保護了環境。

我國煤炭資源與水資源是逆向分布的，富煤區往往缺水，國家在地面煤化工政策上基本是“以水定產”。若通過UCG破解煤化工前端制煤氣過程中耗水量大、排放大量雜鹽廢水等瓶頸問題，將為煤化工的綠色、可持續發展帶來機遇。

筆者經過理論結合試驗數據測算（表2），以年氣化原煤14×104、56×104、140×104t這3種規模來計算，分別能獲取3.78×108、15.12×108、37.80×108m3煤氣，最終可分別獲取23.73×108、94.93×108、237.34×108MJ的熱能，噸煤耗氧量307 m3，噸煤耗水量0.25 t。這些數據表明其能效較傳統的開發具有很大的優勢。

表2　煤炭地下氣化物料平衡表

煤炭地下氣化在提高資源回收率的同時，因其主要產品為CO和H2，可以有效提高能量的轉化效率。從表3可知，煤炭物理開采和常規發電僅得到了約23％的綜合能效，即使采用超超臨界的方式，其綜合能量轉化率也僅為30％；若采用UCG-IGCC方式，在采礦回收率大大提高的同時，燃氣聯合循環發電能效也能進一步提高，理論綜合能效可提高到50％；若能充分發揮碳一化工的優勢，UCG—煤化工理論綜合能效將達到63％，是超超臨界機組綜合效率的兩倍多。根據預測，未來20年世界47％的能源將以電能的形式被消費，若能進一步解決IGCC前端制煤氣過程的環境污染問題，實現綜合能效的提高，則IGCC將具有更廣泛的產業前景。

能源供給側結構現狀表明，中國更適合走煤炭深加工利用的路徑。但目前的煤化工和IGCC因技術經濟合理性欠佳，同時存在（尤其是與水）環境相關的重大問題，在煤的清潔利用方面尚未找到較為合理的出路。在綜合考慮各類資源供給的可持續性、能效、環境、安全、技術可行性、國家現有的產業基礎和布局等重大因素后，筆者認為新型煤化工和IGCC是中國化石原料供給的方向。而煤炭地下氣化技術恰好可作為IGCC和現代煤化工的前端給予支撐和保障，是中國可持續化石原料供給的出路之一，在改善環保，引領煤炭、煤化工、火電產業升級等方面可起到重要作用。

表3　煤炭物理開采和地下氣化各自后續過程能量轉化效率對比表

2.3 煤炭地下氣化的經濟可行性

在上述能效分析的基礎上，進一步分析煤炭地下氣化的經濟可行性。通過實地調研和分析部分國內已經實施的項目，以現有物理開采礦山建設成本為參照，采用最簡單的產品利用（發電）方式估算其經濟性。其中，煤炭資源成本同物理開采一樣按照傳統勘探成本計，發電綜合熱效率按36％計，電產品單價按0.44元/（kW·h）計，建礦成本參照現行井工煤礦計算。從投資來看，在前述3種規模下，投資成本分別約為3.4×108、9.6×108和23.1×108元，各類準入建設成本占5.41％～12.6％，制氧裝備建設成本占21％～49％，礦建成本占72.84％～37.86％。由表4可知，噸煤總建設成本在2 442～1 653元之間（其中發電成本為1 060元/t），但規模超過56×104t/ a后，建設成本下降有限，說明60×104～150×104t/a的氣化規模是經濟合理的。從運營成本來看，噸煤發電成本都在203元/t，前述3種規模下氣化成本分別為292元/t、224元/t、214元/t，噸煤利潤分別為48元/t、116元/t、126元/t，靜態投資回收期分別約為12.2年、7.7年、7.2年。

表4　煤炭地下氣化直接發電方案投資回報分析表

在上述單項目計算的基礎上，對比100×104t產能的原煤銷售、發電、地下氣化發電、氣化后CH4合成幾種能源利用方式的投資、收入、資源利用率及發展方式可知（表5），煤炭地下氣化發電相對于原煤銷售和發電而言，建設成本只有50％～75％，氣化后CH4化也僅僅與銷售原煤的投資相當，而能效利用率明顯優于原煤銷售或發電，并可充分發揮滾動投資的優勢。就單位投資的收益而言，氣化發電及氣化后CH4化的收入明顯優于原煤銷售或發電。宏觀投資回報的分析也進一步證明，規?；禾康叵職饣哂辛己玫慕洕熬?。

表5　煤炭不同利用方式的概略投資收益比較表

總之，無論是物料平衡、單項目財務分析還是煤炭的不同利用方式分析均表明，若能解決規?；a的問題，煤炭地下氣化技術將具有良好的經濟和社會前景。

3 當前存在的難點及下一步發展的建議

3.1 當前存在的難點

盡管理論研究和試驗性工程案例表明煤炭地下氣化技術可行，但當前的研究既沒攻克規?；禾康叵職饣年P鍵技術，也沒有實現規?；徒洕尚械墓I化目標。因此這一技術還處于工業性試驗階段，沒有實現產業化，也沒有形成完整的產業鏈。

已經試驗項目基本僅停留在“工業性試驗”階段，除安格林項目外，沒有其他項目單井長期年氣化煤炭利用規模超過5×104t，更談不上連續規?；\行。截至目前，全世界既沒有有賬可查的規?；椖?，也沒有形成行業的工藝技術規范和標準，更沒有成熟的成套煤炭地下氣化集成裝備可用。

相對于一般性工程試驗而言，煤炭地下氣化屬于資源、技術、資金、人才、市場密集型項目，導致能做的試驗數量有限。因此在氣化規模、工業化指標的獲取、造爐裝備、集輸裝備、安全環保及循環節能等方面研究不足。實踐已經證明了其“理論可行”，當前重點需要解決“技術合理”和“安全高效”這兩大類問題，從而實現規?；?。

3.1.1 技術問題

當前技術方面最主要的問題是產品氣質量和控制不穩定。目前對地下氣化爐的控制基本處于盲燒狀態，荒煤氣質量不穩定；氣化規模小，需要克服氣化燃燒影響的寬度小和推進長度短等瓶頸問題，從而提高氣化煤量；氣化劑成本高，以O2、水蒸氣為主的氣化劑是煤氣產品的重要原料之一，其成本占比大，需要以更加低廉的成本獲取、高效利用高濃度O2和高溫水蒸氣等氣化劑原料；當前鉆孔/巷道工程量大，導致成本居高不下，而現有的人工技術造爐成本過高，缺乏良好的機械造爐技術和高精度裝備；無成熟規?；斚到y，未系統性考慮高溫、高壓、高毒、易燃易爆、高腐蝕、長距離、大流量荒煤氣的安全與節能集輸；安全環保節能儲備不足，煤氣產品成分復雜，含有大量多種有益、有害物質，同時具有大量的熱能，這些荒煤氣及其熱能用好了是寶貴的資源，反之則是浪費甚至是污染，需要統籌規劃、精細分類、分別利用，而目前這方面的研究還不夠明晰。

3.1.2 產品結構與經濟性

常規的煤氣化工系統其建設投資大，當前地下氣化項目因其產量和品質均不穩定，其高附加值利用受限，導致對荒煤氣產品的處理及利用較為粗放和單一。已實施的項目中，煤氣基本都直接用作加熱或小裝機容量燃氣機組發電，因受其成本、價格及利用效率的制約，根本無法發揮煤氣產品中多種成分細分后可做高附加值原料的優勢，其經濟效益還不理想，這直接導致企業缺乏信心和動力。

目前的研發僅考慮了氣化直接投入與直接產出的問題，既沒有從盆地和井田礦藏開發、礦井系統安全、其他建設投入減少、生產成本降低、環保等方面統籌考慮，也沒有針對物理開采高瓦斯及突出煤層礦井作為保護層開采等拓展功能用途的規劃，更沒有利用好地下氣化所帶來的其他收益。

3.1.3 組織管理

該項目涉及礦業、化工、機械、材料、信控、地質、鉆井等幾大行業中眾多學科的聯合，需要企業與研究機構緊密配合；也需要相關部門、礦權人、科研院所、裝備供應商緊密配合，協同攻關；更需要為項目的研發、實施、成果轉化提供資金、人才、時間、試驗基地乃至權益保障，而一般的單位不具備這樣系統性的能力、實力和毅力。在筆者走訪調研中也反映出，目前關注煤炭地下氣化的市場主體較多，但敢于繼續深入的不多。

3.2 發展建議

3.2.1 技術研發重點方向

煤炭地下氣化技術研發的重點方向包括：①建立可行性研究綜合評價體系。采用系統評價法，對煤質、煤層、水文及地質等進行技術、經濟、安全、環?？尚行詤翟u價，以指導項目的抉擇，獲得科學、全面、實用、快速地下氣化評價系統和優選的項目，降低項目決策風險。②研發同機空氣分離多種氣體產品綜合利用技術及裝備。研究空氣分離技術理論、產品市場、技術經濟方案及裝備，實現空氣分離氣體的綜合利用。③研發導向高效一體化造爐技術及裝備。研究以γ射線為首選的高精度地質導向儀，井下高精度、長距離、大扭矩、可回拖擴孔、防噴孔、多角度、安全、快速鉆進造爐裝備，高熔點低成本管材，耐高溫監測設備，快速建爐技術及工藝，爐體堵漏技術，從而快速、高精度、低成本造出密封的大型地下氣化爐。④研發爐內高溫、快速氣化監測及控制技術。研究高溫、快速氣化理論，氣化劑與煤質、產品結構，爐型、氣化系統與安全、效率的關系，安全便捷點火及熄火技術，爐內外綜合監測及控制，煤層群氣化與保護層開采結合技術，氣化速度與煤氣熱值及其穩定性關系，閉爐工藝技術，從而掌握快速氣化理論和系列技術，實現規?；禾康叵職饣哪繕?。⑤研發隔熱、保溫、封閉、加壓荒煤氣集輸裝備。研發高溫、高壓、耐腐、防泄漏的管材、管件、泵等材料和裝備，開發氣體監測、防泄漏裝置，設計安全、應急裝備，最終滿足井下安全集輸荒煤氣的目標。⑥實現固液氣循環及安全節能環保綜合利用。研究高溫荒煤氣中熱交換效率及設備，催化劑種類、數量、工藝等與硫、氮等賦存形式及反應機理，地下水、氣遷移及重金屬、有機物污染機理，高溫巖石熱作用機理與地表沉降、地下水位的關系，建立集控系統及數據綜合分析反饋系統，最終實現余熱基本利用、固硫固氮、重金屬和有機物的遷移可控、地表基本無變形、地下水位不受影響的目標。⑦氣化產品高附加值與市場設計。通過研究不同添加劑與不同煤質參數在氣體產品結構方面的關系、荒煤氣高效凈化分離的技術和工藝、荒煤氣不同產品市場需求及其對應的技術工藝，最終實現大規模、低成本、產品穩定、附加值高的經濟目標。⑧制訂產業化行業相關標準。通過上述研究和實踐，力爭盡早形成煤炭地下氣化技術的一系列標準。

3.2.2 產品市場定位及經濟性

地下氣化企業可充當初級原料煤氣供應商及煤氣管道運輸商。煤炭地下氣化技術前端通過各類爐型和工藝的目標與地面煤氣化及IGCC一樣，獲取的有用成分基本為CO、H2、CH4，含有少量焦油、烴類等物質的荒煤氣，經過凈化去除CO2、N2、O2、H2S、水蒸氣、粉塵等無用和有害物質后，像天然氣一樣通過煤氣管網直接供用戶使用。根據市場需求、技術水平及投資規模，下游用戶可自行選擇通過提氫做燃料電池（AFC）或通過碳一化工合成CH4、甲醇、二甲醚、乙酸、乙酐、甲醛及其后續產品。而市場供應盈余部分，地下氣化企業可考慮就近實施潔凈煤氣發電或碳捕獲與存儲（UCG-IGCC-CCS）。

在技術經濟方面，關注產品全流程綜合經濟指標，先技術可行，后經濟優化?？紤]全產品綜合利益，從安全風險、環保代價、運輸效率、能效、廢物再利用等多方面綜合權衡利弊。當前重點解決技術方案的優化、技術的穩定和可控性以及裝備的產業化，實現產品合格、項目規模化平穩運行的目標，從而通過規模化效應以大幅度降低成本。

3.2.3 運作及管理模式

在行業準入方面，嚴格把控高效、環保、安全、和諧、簡潔的產業鏈目標，不再重蹈地面煤氣化的覆轍。要認識到地下氣化已從根本上顛覆了原來的采煤、洗煤技術，乃至原料的運輸方式，因此具體的行業管理方式也要摸索創新；同時也要考慮因煤炭地下氣化去掉了大量中間環節，將傳統采礦過程中涉及的諸多環節和各種利益博弈減輕甚至化解，這可能帶來新的安全、質量、產權等問題。

要實現煤炭地下規模氣化的目標，可從國家層面組建產、學、研一體的創新攻關聯合載體，破解上述技術研發與規模化運營管理等問題。建議相關部門及早做好調研和規劃，形成上游（石化、煤炭）產業與下游（發電、煤化工及其他終端化石原料用戶）產業聯合，煤氣集輸、輸變電企業參與共建，科研院所和裝備供應商等協助的股權運營模式。

4 結論

中國在中長期內將面臨潔凈化石原料供應嚴重短缺的局面。因國內產能不足，國際供應體系存在諸多不確定性而威脅國家安全，如何安全、環保、高效、經濟地用好煤炭，是化解供需矛盾的出路之一。煤炭地下氣化技術經過國內外多年的研究和實踐，表明其具有安全、環保、能效高、并能充分綜合利用資源等優勢，是地面煤化工和IGCC前端的有力支撐，若能實現規?；?，將具有良好的經濟性。目前需要進一步加強技術研究，克服煤炭地下氣化產業存在的技術、產品定位、管理和運作方面的問題，以實現我國化石原料供給側優化創新的目標。

參 考 文 獻

[1] BP. BP Energy Outlook 2035[R]. London: BP, 2015.

[2] 國家統計局能源統計司. 中國能源統計年鑒—2014[M]. 北京:中國統計出版社, 2015. Department of Energy Statistics, National Bureau of Statistics. China's energy statistical yearbook 2014[M]. Beijing: China Statistics Press, 2015.

[3] 中國能源報. 天然氣時代 創新液化石油氣運營模式[EB/OL]. (2015-12-10) [2016-01-04]. http: //news.xinhuanet.com/energy/2015-12/10/c_128517458.htm. China Energy News. To explore an innovative LPG industry operating pattern in the natural gas era[EB/OL]. (2015-12-10) [2016-01-04]. http://news.xinhuanet.com/energy/2015-12/10/ c_128517458.htm.

[4] 國務院發展研究中心資源與環境研究所. 中國氣體清潔能源發展報告2015 [M]. 北京: 石油工業出版社, 2015. Resources and Environment Research Institute, The State Council Development Research Center. China's energy development report 2015: Natural gas as a clean energy resource[M]. Beijing: Petroleum Industry Press, 2015.

[5] Burton E Friedmann J, Upadhye R. Best practices in underground coal gasification[R]. Livermore: Lawrence Livermore National Laboratory, 2006.

［6］ Zamzow KL. Underground coal gasifcation： History， environmental issues, and the proposed project at Beluga, Alaska[R]. Bozeman: Center for Science in Public Participation, 2010.

[7] Klimenko AY. Early ideas in underground coal gasification and their evolution[J]. Energies, 2009, 2(2): 456-476.

［8］ Ergo Exergy Technologies Inc. εUCG is the new source of energy[EB/OL]. [2016-03-11]. http://www.ergoexergy.com/eucg.htm.

［9］ Wikipedia. Underground coal gasifcation［EB/OL］. （2015-12-02）[2016-01-04]. https://en.wikipedia.org/wiki/Underground_coal_ gasifcation.

[10] 余力. 我國廢棄煤炭資源的利用——推動煤炭地下氣化技術發展[J]. 煤炭科學技術, 2013, 41(5): 1-3. Yu Li. Utilization of abandoned coal resources to promote the development of underground coal gasifcation technology in China[J]. Coal Science and Technology, 2013, 41(5): 1-3.

[11] 王作棠, 王建華, 張朋, 黃溫鋼, 辛林, 段天宏. 華亭煤地下氣化與固定床氣化指標對比研究[J]. 煤炭工程, 2013(1): 99-101. Wang Zuotang, Wang Jianhua, Zhang Peng, Huang Wengang, Xin Lin, Duan Tianhong. Study on index comparison between underground coal gasifcation in Huating mine and fxed bed coal gasifcation［J］. Coal Engineering， 2013（1）： 99-101.

[12] 梁杰, 崔勇, 王張卿, 席建奮. 煤炭地下氣化爐型及工藝[J].煤炭科學技術, 2013, 41(5): 10-15. Liang Jie， Cui Yong， Wang Zhangqing， Xi Jianfen. Gasifer type and technique of underground coal gasifcation［J］. Coal Science and Technology, 2013, 41(5): 10-15.

[13] 楊蘭和, 劉淑琴, 梁杰. 煤炭地下氣化動態溫度場及濃度場數值分析[J]. 中國礦業大學學報, 2003, 32(4): 349-353. Yang Lanhe, Liu Shuqin, Liang Jie. Numerical analysis of dynamic temperature feld and concentration feld in the process of underground coal gasifcation［J］. Journal of China University of Mining & Technology, 2003, 32(4): 349-353.

[14] Liu Shuqin, Li Jinggang, Mei Mei, Dong Donglin. Groundwater pollution from underground coal gasifcation［J］. Journal of China University of Mining & Technology, 2007, 17(4): 467-472.

[15] 柴兆喜, 董雙干, 聶世瑄, 楊秀東. 我國礦井氣化采煤技術的試驗及其產業化研究[J]. 中國煤炭, 2002, 28(12): 11-13. Chai Zhaoxi, Dong Shuanggan, Nie Shixuan, Yang Xiudong. Underground coal gasification technology in China: Experiments and research on its industrialization[J]. China Coal, 2002, 28(12): 11-13.

[16] 胡予紅, 孫欣, 張文波, 張斌川, 孫慶剛. 煤炭對環境的影響研究[J]. 中國能源, 2004, 26(1): 32-35. Hu Yuhong, Sun Xin, Zhang Wenbo, Zhang Binchuan, Sun Qinggang. Study of impact of coal industry on environment[J]. Energy of China, 2004, 26(1): 32-35.

(修改回稿日期 2016-03-11 編 輯 陳 嵩)

Underground coal gasifcation （UCG）: A new trend for the supply-side economics of fossil fuels

Mao Fei
(Sichuan Development Co., Ltd., Chengdu, Sichuan 610041, China)

NATUR. GAS IND. VOLUME 36, ISSUE 4, pp.103-111, 4/25/2016. (ISSN 1000-0976; In Chinese)

Abstract:China has a huge demand for energy. Under the present energy structure of rich coal, lean oil, less gas, limited and low-risingrate renewable energy, discussion focus is now on the high-efficient mining of coal as well as its clean-and-low-carbon use. In view of this, based on an analysis of the problems in the coal chemical industry and the present coal utilization ways such as Integrated Gasification Combined Cycle (IGCC), this paper proposes that underground coal gasification (UCG) technology is a realistic choice. By virtue of its advantages in many aspects such as safety & environment, integrated use of superior resources, economic feasibility, etc. this technology can serve as the front-end support and guarantee for coal chemical industry and IGCC. Under the present situation, the following proposals were presented to promote the development of this technology. First, R&D of technical products should be strengthened, a comprehensive feasibility study assessment system should be established, and the relevant criteria in the industry should be formulated. Second, precise market positioning of UCG products should be made with much concern on the integrated economic indicators of each product’s complete flow scheme, following the principle of “Technical Feasibility First, Economic Optimization Followed”. Third, a perfect operation and management pattern should be established with strict control over high-efficient, environmentally-friendly, safe, harmonious & compact objectives in the whole industry chain. In conclusion, to realize the large-scale UCG commercial production will strongly promote the optimization and innovation of fossil fuels supply-side economics in China.

Keywords:China; Underground coal gasification (UCG); Supply-side economics; Fossil fuel energy; Coal chemical industry; Integrated Gasification Combined Cycle (IGCC); Energy safety

DOI:10.3787/j.issn.1000-0976.2016.04.016

作者簡介：毛飛，高級工程師，博士；主要從事能源及礦產新技術研發工作。地址：（610041）四川省成都市高新區交子大道177號。ORCID:0000-0002-4149-011X。E-mail:woowww@163.com