煤炭地下氣化和地面化工協同發展探索

解政鼎，夏 潔，王秋楓，張煥照，林 燦

（中國寰球工程有限公司，北京 100012）

自1868年威廉·西門子提出煤炭地下氣化（Underground Coal Gasification，以下簡稱UCG）的概念起，UCG已經發展了100余年，其特點是以化學采煤取代傳統物理采煤，實現了煤炭地下密閉開發，可獲得富含CH4、CO和H2的粗煤氣，無固體廢棄物排放，是集建井、采煤、氣化三大工藝為一體的變固體煤炭為氣體清潔能源的技術，具有安全性好、投資少、效益高、污染小等優點。早在1979年聯合國“世界煤炭遠景會議”就指出，發展UCG是世界煤炭開采的研究方向之一[1]。

UCG是非常復雜的物理和化學過程，影響煤氣質量的因素很多，既有地下氣化所采用的工藝技術，又有煤層自身的特性及煤層頂底板的賦存狀態。目前，UCG生產的粗煤氣主要作為燃料氣使用，沒有有效利用其中富含的H2、CO和CH4等組分，因此本文進行了將UCG和地面化工流程組合的探索，并分析了不同埋深的煤炭地下氣化后的產品開發利用路徑，研究有助于我國能源結構轉型和提高相關化工產品的市場競爭力。

1 UCG技術概況

UCG技術可以利用不適合露天開采或井工開采的煤炭資源。與露天開采和井工開采相比，其投資降低2.5倍；最終生產成本與露天開采相當，比井工開采低3～4倍；勞動強度大幅降低；省去煤的運輸、裝載和卸載工序，污染大幅減少[2]。

大多數UCG項目副產的粗煤氣用作燃料氣發電或者直接燃燒放空，如烏茲別克斯坦安格連UCG電廠所產的粗煤氣用于發電，已穩定運行50余年。國內外重點UCG項目統計見表1。

由表1可以看出，國際上淺層UCG技術已經基本成熟，但是受市場、安全、環保等外部因素影響，產業化進展緩慢。同時，國外的石油和天然氣開采成本低，石油化工和天然氣化工得到了充分發展，以煤氣化為龍頭的煤化工行業不受重視；而我國“富煤、貧油、少氣”的資源稟賦，使得現代煤化工產業得到了空前發展，許多煤化工工藝技術已達到了世界先進水平，為國內發展UCG產業、實現UCG粗煤氣綜合利用提供了有力的技術支持。

表1 國內外重點UCG項目統計[3]

采用不同的氣化劑，UCG得到的粗煤氣組分分布趨勢是相近的[1]。UCG的粗煤氣屬于富含甲烷的合成氣，是非常好的化工合成原料。通過優化組合地面化工流程，可實現低碳和循環發展；大幅提高我國CH4和H2的供給能力；分離得到的CO2可用于驅油或者作為其他化工原料；生產高附加值的化工產品，顯著增加UCG的經濟效益并提高產品的競爭力。

2 UCG粗煤氣綜合利用途徑

UCG是通過對煤的熱作用及化學作用產生可燃氣體的工藝過程。它以氧、空氣、水蒸氣作為氣化劑，將固體燃料轉化為以CO、H2、CH4為主要成分的氣體燃料。不同于焦化，UCG在脫揮發分過程中生成的揮發分和煤焦，均可進一步轉化為氣態產物，直至剩下灰燼；不同于燃燒，UCG是不完全燃燒的過程，其目標產物是CO、H2、CH4，而不是CO2和H2O[1]。UCG和典型煤氣化、焦化、天然氣組成的對比見表2。

表2 UCG和典型煤氣化、焦化、天然氣組分比較

由表2可知，UCG與地面煤氣化組分種類相同，部分組分含量相近，含有CH4和少量C2+組分這一特點與碎煤加壓固定床氣化組分類似。UCG壓力主要取決于煤層深度，深度1 500 m以內，氣化壓力1.5 MPa（G）～10 MPa（G）；地面各類煤氣化技術中，固定床氣化壓力通常不超過4 MPa（G），干煤粉氣化一般是4.0 MPa（G），最高可達6.5 MPa（G），水煤漿氣化可達到8.7 MPa（G），基本覆蓋了UCG的壓力范圍。因此，UCG的粗煤氣后續處理利用工藝可以借鑒地面煤化工的技術路線。UCG粗煤氣綜合利用路徑示意圖見圖1。

圖1 UCG粗煤氣綜合利用路徑示意圖

3 UCG產品路徑分析

3.1 淺層和中深層UCG產品的利用

根據UCG粗煤氣的特點，規劃的淺層和中深層UCG產品路徑示意圖如圖2所示。

圖2 淺層和中深層UCG產品路徑示意圖

不同埋深的煤層UCG得到的粗煤氣組成不同。對于淺層UCG而言，其產物以富含氫為特征，可以作為化工合成原料，或者用來制氫。

加拿大Swan Hills項目表明，中深煤層氣化壓力更高、粗煤氣中的CH4含量也更高。在深度1 400 m進行氣化，產物組成（體積分數）為CH437%、H25%、CO 5%、CO241%，與淺層煤炭氣化相比，CH4含量顯著提高。這意味著中深層UCG（深度在500 m～2 200 m）用于制天然氣時，將比淺層氣化更具有技術經濟優勢。主要體現在：（1）原料粗煤氣中CH4含量高，最終天然氣產品中CH4體積分數有76%～88%來自于地下氣化生成，其余的CH4由H2和CO合成；（2）所建的甲烷化裝置規模遠小于地面煤制氣的甲烷化裝置；（3）與淺層氣化相比，地下中深層煤氣化和超深層煤氣化效率高、可控性好，對地下水資源污染小。

UCG與石化產業相關性強，通過“UCG-石化煉廠用氫/清潔燃料利用-CO2提高原油采收率及埋存”產業鏈打造石化循環經濟凈零排放示范區[4]，不僅可將大量地層深部閑置煤炭資源清潔化利用，緩解天然氣供應緊張局面，還能有效解決由煤炭燃燒排放CO2引起的環境問題，為我國“清潔低碳、安全、高效”的現代能源體系建設開辟新路徑。

以國內某油田為例，目前該油田工業用熱環節為聯合站脫水及外輸加熱、注汽站加熱、計量站加熱、轉油站加熱和部分單井井口加熱，每年需外購天然氣近20億m3，花費約50億元。根據該油田的需求進行了UCG制天然氣項目規劃，建設一個UCG制20億m3/a天然氣項目，可為其穩定供應天然氣。

UCG制得的粗煤氣經變換調節氫碳比、凈化脫除CO2和H2S后，進入甲烷化裝置，CO和H2轉化為CH4，與粗煤氣原有CH4一并作為天然氣產品。產品天然氣可送往聯合站、注氣站作為燃料；副產的CO2按70%用于驅油，可實現驅油91萬t/a（按3 t CO2換1 t油估算），空分副產的多余氮氣按50%用于驅油（空分制氧規模為16.5×104m3/h），實現驅油91萬t/a（按2 000 m3氮氣換1 t油估算）；可發電量約為30億kWh，除去油田自用，可上網電量為4.08億kWh。

實施UCG后，年可節省天然氣支出費用36.1億元，增產原油182萬t，按40美元/桶折算，協同增產可增加產值5.31億美元（約合37.9億元人民幣，按當前美元比人民幣匯率為1∶7.15計，1 t原油約合7.3桶）。

3.2 極深層超臨界制氫

近年來，煤在超臨界水中氣化制氫工藝得到了關注，以超臨界水為氣化制氫的反應介質，可實現煤的熱解、氣化、凈化、變換和分離過程。超臨界水反應需要較高的溫度和壓力，而深層UCG提供了超高壓環境，二者相結合既能實現大規模制氫，又利用了難以開采的極深層煤炭資源[5]。

目前的地面實驗結果表明[6-7]，超臨界制氫的粗煤氣（干基）中，H2體積分數占50%以上，其余組分主要為CO2和CH4，且隨著實驗中煤質量分數的不斷上升，H2產率會逐漸下降。

煤超臨界水氣化制氫技術是一種新型、高效的能源轉化和利用技術。目前，研究人員對煤超臨界水氣化制氫技術的反應機理和影響因素已經有了一定的認識，建立了動力學模型，通過模擬揭示了反應特征與氣化規律[8]。但該技術還存在一系列問題，如超臨界水的腐蝕、能量回收利用等，需要繼續進行深入的研究。

目前的實驗研究普遍采用電加熱管式反應器來為蒸汽重整（C+H2O=CO+H2）提供能量。這與煤氣化截然不同，煤氣化是以空氣/純氧燃燒放熱為氣化過程各類反應提供熱量。對于超臨界水氣化制氫而言，如果直接通入O2，將和H2反應生成水，大大降低了H2產量，失去了制氫的意義。因此，如何實現超臨界水制氫所需的反應溫度以及理想的水和煤比例，將是超臨界制氫在UCG領域應用面臨的難題。

3.3 UCG中CO2的回收利用

UCG的產物中CO2含量較多，尤其是中深層UCG產物中大量副產品CO2在我國“雙碳”戰略目標的背景下如何有效利用顯得尤為重要。當前，CO2回收利用主要有三個方向：CO2封存、CO2轉化和循環利用。

3.3.1 CO2封存

UCG可以得到體積分數在98.5%以上的CO2產品氣，壓縮后通過管道進行超臨界輸送至目的地，實施驅油或咸水層封存。美國有7 000 km的CO2長輸管網，每年輸送超過6 000萬t CO2用于驅油，這種技術已經非常成熟，CO2驅油會是UCG大規模應用推廣后的首選碳減排途徑。

咸水層封存CO2的成本比CO2驅油低，且封存容量更大，但咸水層封存不產生收益，會降低UCG整體的經濟效益，未來有望通過出售CO2排放交易額度來彌補。

3.3.2 CO2轉化

目前CO2轉化主要包括CO2催化轉換生成甲醇、醋酸、二甲醚、烴類、合成氣等基礎化工原料；CO2和環氧化合物共聚制可降解塑料、聚醚聚碳酸酯、多元醇等新材料。

利用CO2制高附加值的化學品，既可以實現CO2資源化利用，又可以起到CO2減排作用。近年來，中國企業和科研機構在CO2制甲醇、綠色航煤、可降解塑料等高價值化學品方面取得一系列進展。

3.3.2.1 CO2制甲醇

通過CO2制備甲醇，可以依托現有的碳一化工體系來實現化工品的綠色制造，因此甲醇有望成為CO2資源化利用的重要的方向。目前研究較多的CO2制甲醇技術路線分為：二氧化碳電催化還原制甲醇和二氧化碳加氫制甲醇，后者目前已有工業化應用。CRI公司在冰島建成一套甲醇產量為4 000 t/a的工業化裝置，河南順利環保公司利用該技術制取綠色低碳甲醇聯產LNG項目年內有望投產。其他如莊信萬豐公司、Topsoe公司、大連化物所、上海高研院等同樣掌握該技術；大連化物所和上海高研院已有千噸級工業示范裝置。

3.3.2.2 CO2制綠色航煤

綠色航煤是指從非化石資源而來的C8～C15液體烴類燃料，是目前世界航空運輸業公認降低CO2排放的可行路線。歐洲航空安全局（EASA）明確CO2+綠氫制得的燃料屬于可持續再生燃料（Sustainable Aviation Fuel）。

莊信萬豐公司擁有HyCOgenTM技術，可將捕獲的CO2和綠氫轉化為可持續航空燃料(SAF)。其采用逆水煤氣變換技術，利用綠氫將CO2轉化為CO，CO與綠氫制得高質量的合成燃料，CO2轉化率達到95%。清華大學化工系魏飛-張晨曦團隊設計指向含芳環航煤餾分(C8～C15)為目標產物的工藝路線，從熱力學上實現了CO2加氫的自發反應，催化劑已完成百噸級中試試驗，目前萬噸級工業試驗項目正在開展。

3.3.2.3 CO2制可降解塑料

生物可降解材料是解決傳統塑料污染的主要途徑，預計市場需求將持續提升。PPC是性能優異的生物可降解材料，以CO2和環氧丙烷（PO）為原料，與其他生物可降解材料相比，PPC具阻隔性好、透明度高等優點，是理想的一次性薄膜材料，可替代傳統的不可降解材料，尤其在替代傳統地膜材料方面具備較大的市場發展潛力。

目前，我國開發成功的CO2降解塑料技術主要有2種，即中科院長春應用化學研究所的以稀土配合物、烷基金屬化合物、多元醇和環狀碳酸酯組成的復合催化劑為核心的高效脂肪族聚碳酸脂制備技術；廣東中山大學的以高效納米催化劑為核心的環氧丙烷高效合成聚碳酸亞丙酯樹脂技術。

3.3.3 CO2循環利用

CO2循環利用是指利用CO2的物理特性來實現資源化利用，比如用CO2制干冰、滅火劑、制冷劑、食品添加劑及超臨界萃取劑等。CO2在氣體保護焊接、煉鋼、冷凍、油氣井操作等行業有廣泛應用。CO2超臨界萃取技術和跨臨界CO2取代氟利昂作為空調介質也是目前正在研究的重要應用。但這些應用中CO2的需求量比較小，難以在UCG CO2減排的場景中實施。

4 結 語

UCG技術集建井、采煤、氣化三大工藝為一體，變傳統物理采煤為化學采煤，綜合成本較低，可實現非常規資源的開發利用。與常規地面氣化相比，UCG利用了難以露天開采或井工開采的煤炭資源，節省了煤炭開采過程的投資和能耗；原料成本低，配套投資?。坏吞紵N副產物多，公用工程消耗低；氣化過程中無廢固排放。焚燒后形成的地下空腔可以用作天然氣儲氣庫、CO2封存場所，甚至是大規模壓縮空氣儲能的“容器”，應用場景廣闊。

UCG的化工產品應結合項目所在區域市場產品供需情況，適銷對路，并做到運輸成本可控。如內陸地區，交通不便利，可以獲取天然氣產品，送入天然氣管網，或制LNG產品；東部地區，交通便利，經濟發達，可以制取大宗化學品或高附價值化工品出售。