有关煤炭地下气化项目的规模.doc

有关煤炭地下气化项目的规模(中国庆华集团的项目说明)煤炭地下气化不仅能回收人工无法开采或开采不经济的煤炭资源，而且是一种重要的低碳利用方式；经过近百年的研究，该技术取得了丰富的科技成果。特别是前苏联，其1955年投产的“南阿宾斯克”气化站正常运行了40年，而1961年投产的乌兹别克“安格林”气化站，至今还在商业化运营。近十年来，地下气化又被重视起来。1999年开始，澳大利亚的Cougar、Carbon以及Linc等三家能源公司，相继在该国的昆士兰州建立了煤炭地下气化现场试验项目，生产的煤气用来联合循环发电，其中Cougar能源公司建立了5MW的地下气化联合循环发电试验站，该公司的目标是建立发电规模为20MW甚至是300MW的发电项目。所以，钻孔式煤炭地下气化技术可行性没有问题，但是，所产煤气的热值低、组分不稳定，特别是煤气中的氧含量波动的范围比地面气化要难控制的多，这些因素均限制了地下气化煤气在合成甲醇、合成天然气以及生产其他化工产品方面的运用。世界上还没有出现能正常运行的此类装置。但是，地下气化煤气用于高效、低碳的联合循环发电已没有太大的难题。国内很多钢厂建立的低热值高炉煤气联合循环发电系统运行平稳、效果显著；高炉煤气的热值也就在800大卡/立方米左右，和地下气化煤气的热值相当；并且，地下气化煤气中氢气含量较高，比高炉煤气更适合上述的联合循环发电系统。同时，煤炭地下气化联合循环发电（UGCC）与传统的煤粉蒸汽锅炉发电相比，无论是发电成本还是CO2减排，都具有很大的优势。数据分析表明，UGCC系统的CO2排放量仅为0.81kg/kwh，比传统的煤粉蒸汽锅炉发电方式减少了13%；UGCC的发电成本约为0.19元/kwh，比传统的发电方式降低了13.6%。现在，减少CO2排放，发展低碳经济，是谁也无法忽视的国家产业导向，国家正不惜人力和巨资推动CO2的减排。所以，我们无论建立多大规模的煤炭地下气化联合循环发电系统，只要能正常运行，都将是国家煤炭产业转型和低碳经济的一大亮点，同时，企业自身也获得了很好的经济效益，地下气化合成天然气也一样。当前，煤炭地下气化技术还处于示范阶段，产业化进程正在推进，因而是高投入、高风险、高收益的产业。我们的洪涝池勘探区有急倾斜、低变质的烟煤资源约4亿吨，从煤质及其赋存条件来看，都是很适合地下气化开采的。初期我们可以建立发电规模为100MW的UGCC联合循环发电站，虽然规模较小，但这种生产方式有别于传统的燃煤电厂，它是当前国家大力支持的“绿色煤电”、低碳经济的重点产业。我们可以和当前的整体煤地面气化联合循环发电（简称IGCC）来进行一下比较。IGCC技术当前也是处于示范阶段的发电技术，由于IGCC发电在节能减排上大有优势，近年来得到了国家的大力支持，要重点发展。但已批准的IGCC示范工程的初期装机容量与传统的燃煤电厂规模相比也是不大的，以华能绿色煤电天津IGCC电厂为例，一期工程装机容量为1250MW级，二期工程规划装机容量为2400MW级，其绿色煤电计划的总体目标是研究开发、示范推广。我们的煤炭地下气化联合循环发电（UGCC）比IGCC更有优势，无论是从政策支持力度还是环境效益、经济效益来说，UGCC都有很大的优势。分析表明，UGCC相比IGCC，CO2排放量降低了20%，发电成本降低了34.4%。我们在洪涝池勘探区一期工程计划建立100MW的联合循环发电站，等到一期工程稳定运行后，我们会获得大量的技术突破，那将是世界性的突破，届时我们也将拥有世界一流的，甚至是独一无二的UGCC技术；那时，我们再建立更大规模的二期电厂工程，以洪涝池勘探区的资源量，二期工程规模就是达到2000MW,也可运行20年以上。一期工程100MW的规模，需要100个钻孔同时点火气化，才能满足100MW电站的运行，更要指出的是，这100个钻孔只能运行1年多，之后就报废了；所以，我们每年都要打100个钻孔（钻孔的深度从100米到1000米都有），为下一年气化做准备。不说打钻孔工程量的大小，就是这100个钻孔的气化控制都是前无古人的，有很大的挑战性。因而，一期工程100MW的规模，对于还处于示范阶段的地下气化技术而言，意义已经相当重大。再说说煤炭地下气化合成天然气。前面说过，地下气化煤气合成天然气还存在很高的风险，但这并不意味着我们不可以去做，因为只有去做才有突破，才有进步。再者，和地下气化联合循环发电一样，合成天然气也是国家政策支持的，需要大力发展的技术。因而，我认为，