煤炭地下气化的零碳排放能量转换技术研究

王创业，刘 猛，葛藤泽，徐小虎，檀晓改，樊玉光，袁淑霞，熊 惠

（1.中石油煤层气有限责任公司，北京 100028；2.西安石油大学，陕西 西安 710065）

煤炭地下气化（Underground Coal Gasification，简称 UCG）是一项新的能源开采方式，是指通过适当的工艺技术，利用注入井、水平井、生产井，在地下创造适当的煤炭反应工艺条件，使煤炭在地下原位发生有控制的燃烧反应与化学反应，通过煤的热解，以及煤与氧气、水蒸汽发生的一系列反应，生成氢气、一氧化碳和甲烷等可燃气体及二氧化碳气体，是集建井、采煤、气化三大工艺为一体的煤炭清洁利用技术[1]。

煤炭地下气化可有效避免因采煤引起的安全和生态环境问题，提高资源利用效率，变物理采煤为化学采气，有效缓解我国“富煤”和“天然气不足”之间的矛盾。我国埋深1000～3000m的可气化煤炭，折合天然气资源量为272×1012～332×1012m3[2-3]，是常规天然气资源量的3倍，与非常规天然气资源量的总和相当，开发潜力巨大。由于煤炭地下气化的能量密度、产气速度和效率均远高于目前开发的非常规气田，该技术将引领中国“天然气革命”，实现天然气产量跨越式增长，有望开辟具有中国特色的快速有效供气的战略新途径[4-5]。

煤炭地下气化对环境的影响主要是大量二氧化碳的排放。处理产出气中的二氧化碳，是煤炭地下气化规模化生产后必须面对的一个环境问题。结合石油石化工业的开发实践，二氧化碳在地面进行捕集处理后有3种处理途径：一是用于邻近低渗油田的驱油并埋存，实现煤炭地下气化，提高原油采收率与埋存净零排放；二是就近在合适的地层（或者地下气化腔）中直接埋存，实现煤炭地下气化的净零排放；三是提纯后直接利用，一般用于食品行业，制成干冰用于制冷，以及开展 CO2超临界萃取等。

目前，国家对做好碳达峰和碳中和工作提出了目标、要求，完善能源消费总量和强度的双控制度，以及重点控制化石能源消费的相关政策。以低碳排放或者零碳排放的方式，在地下原位将煤炭气化或者氧化生产能源的新能源开发技术，符合我国未来能源发展消费的趋势。本文在理想热力学条件下，分析了整个气化过程中零碳排放能量的转换和利用。

1 氢能利用零碳排放系统

氢能利用零碳排放系统，即碳在地下经过一系列的反应后，最终生成CO2、H2及能量，将H2和能量进行收集，在碳达峰和碳中和的要求下，将反应产生的CO2用于生产化工产品或重新注入地下的煤炭已反应区，液态CO2进行封存或转化为固定碳(CaCO3)储存起来，以实现碳中和。如图1所示，整个过程可分为3个部分：地面原料制备过程，地下反应过程以及地面出口气体能量收集和回注封存过程。各物质状态流程如图2所示。

图1 氢能利用零碳排放系统简图

图2 氢能利用零碳排放系统各物质状态流程图

1.1 地下反应过程

反应所用的氧气采用空气分离装置制备，地下初始状态参数见表1，参与反应的相对原子/分子质量见表2。

表1 地下初始状态参数

1.1.1 H2生成计算

以1mol碳为计量基准，按照理想热力学条件计算反应过程。整个过程涉及多个反应，包括C的完全燃烧反应、C与CO2的反应、C与H2O的反应、CO与H2O的反应以及CO的氧化反应，即：

1.1.2 H2反应计算

产生的H2部分被氧化为H2O(g)，部分与C反应生成CH4，即：

其中，CH4完全燃烧反应生成CO2和H2O(g)，H2O(g)与CH4反应生成CO和H2，H2再与O2反应生成2H2O(g)，CO更易与2H2O(g)反应，如式(4)、(8)、(9)。

考虑到不同的温度、压力对气体体积的影响，按照温度1000K、气化压力4MPa计算理想气体状态方程，得到H2为0.037mol，CO2为0.093mol。以1mol碳为标准，各物质生成/消耗总计见表3。

表3 各物质生成/消耗总计

由表3可知，消耗1mol碳可产生0.093mol的CO2。以某4kW·h·m-3、10MPa的加压泵为例，将CO2回注地下需耗能1.34kJ，该过程需要纯氧1mol。以某0.9kW·h·m-3的空分装置为例，分离出纯氧需耗能3.24kJ。

1.2 氢能利用零碳排放系统的能量转化利用分析

理想情况下，1mol碳完全燃烧反应可释放热量393.5kJ，不计气体从地下到地面过程中的热量损失，可获得能量342.78kJ，碳能利用率可达91.5%。其中，可收集氢气0.037mol，若不包括氢气产生的能量，碳能利用率可达87.2%。

2 能量回收零碳排放系统

能量回收零碳排放系统，即最终从出口出来的只有CO2和燃气产生的能量。收集煤炭地下燃烧反应产生的高温高压燃气的能量，在碳达峰和碳中和的要求下，将反应产生的CO2用于生产化工产品或重新注入地下煤炭已反应区，液态CO2进行封存或转化为固定碳(CaCO3)储存起来，以实现碳中和。该过程简图如图3所示，各物质状态流程如图4所示。

图3 能量回收零碳排放系统简图

图4 能量回收零碳排放系统各物质状态流程图

2.1 地下反应过程

在地面原料的制备过程中，使用空气分离装置制备O2。初始反应状态参数及参与反应的相对分子质量见表2、表3。

2.1.1 H2生成计算

相比氢能利用零碳排放系统，能量回收零碳排放系统可将产生的所有可燃物在地下完全燃烧，最后仅产生CO2和能量。以1mol碳为计量基准，按照理想热力学条件计算反应过程，涉及到的化学反应有：

2.1.2 H2反应计算

H2部分被氧化为H2O(g)，部分与C反应生成CH4，CH4完全燃烧反应生成CO2和H2O(g)，H2O(g)与CH4反应生成CO和H2，H2再与O2反应生成2H2O(g)，如式(15)～(17)。

考虑到不同的温度及压力对气体体积的影响，按照温度1000K、气化压力4MPa计算理想气体状态方程，得到CO2为0.093mol。以1mol碳为标准，各物质生成/消耗总计见表4。

表4 各物质生成/消耗总计

由表4可知，消耗1mol碳可产生0.093mol的CO2。以某4kW·h·m-3、10MPa的加压泵为例，将CO2回注地下需耗能1.34kJ，该过程需要纯氧1mol。以某0.9kW·h·m-3的空分装置为例，分离出纯氧需耗能3.24kJ。

2.2 能量回收零碳排放能量的转化利用计算分析

在理想情况下，1mol碳完全燃烧反应释放热量393.5kJ，不计气体从地下到地面过程中的热量损失可获得能量364kJ，碳能利用率可达92.5%。

3 结论

1）在碳达峰和碳中和的要求下，将煤炭地下气化与二氧化碳捕集利用及封存（CCUS）相结合，可以实现“氢能利用零碳排放”和“能量回收零碳排放”。

2）按照理想热力学条件进行计算，氢能利用零碳排放的碳能量利用率可达91.5%，能量回收零碳排放的碳能量利用率可达92.7%，可形成非常有价值的零碳排放的能源供应技术。

3）煤炭的地下燃烧和气化过程极其复杂（包括一些可逆的化学反应），属于多学科集成技术体系，生产过程对技术和工艺要求较高[6]，涉及地下地质、钻完井、装备制造、高温高压燃气能量回收、氢气地面处理、二氧化碳捕集（CCUS）与回注等相关的诸多技术。

4）中石油公司具有完整的地质综合评价技术、地球物理探测技术系列（地震、测井）、中深层钻井与水平井钻完井技术[7]、氢气处理、二氧化碳捕集与回注（CCUS）技术的整体优势，有望推动中深层及深层煤炭地下气化项目取得实质性进展。

5）利用煤炭地下气化“地下、高温、流体”等属性，与石油石化企业现有的油气产业链、氢能产业链、石化产业链相融合，协同发展，可实现煤炭资源的立体综合开发及利用。实施煤炭地下气化产业与油气产业的跨界融合技术示范，能够打造未来技术应用场景，加速形成零碳排放的若干氢能与储能等未来产业。