地下煤气化.doc

河南理工大学毕业论文键入文字摘 要矿山开采又引发了一系列生态环境问题，导致矿区生态退化与环境污染，严重制约了可持续发展战略。由于矿藏的不可移动性，以致矿山开采长期占用、破坏、污染土地，改变了区域土壤以及水系结构，破坏了动植物区系，引发一系列社会经济与生态环境问题，成为全球环境与发展面临的焦点问题之一。改变传统采煤方式，发展高科技新型采煤技术是我国资源枯竭型城市持续发展的重中之重的核心工作。 在我国，煤炭是我国的重要能源，占一次性能源的70%左右，煤炭资源开采造成的土地、生态破坏是巨大的。煤炭地下气化技术是一种高新的化学采煤技术，即是将埋藏在地下的煤炭就地进行有控制的燃 才烧，通过对煤的化学反应与热作用产生可燃气体输送出来。其以井下无人、无设备，集建井、采煤、气化三大工艺合为一体的三合一工艺特点，被誉为第二代采煤法，深受世界各国的重视。关键词: 新技术采煤法; 煤气化; 矿区地下煤气化实验探讨1前言土地是人类赖以生存的资本，珍惜和合理利用每一寸土地，切实保护好耕地是我国的基本国策之一。我国人多地少，人均占有的耕地仅为0.08公顷，然而，目前因资源开发、民用建筑、市政工程建设、风水侵蚀等人为或自然界的影响，大量耕地被占用，致使仅有的耕地面积逐年减少。面对土地问题的严峻现实及土地被破坏而引起的生态不平衡及环保问题，世界各国政府都给予了高度重视。随着我国经济与社会快速发展，可持续发展战略越来越引起各级政府高度重视，近年来，我国的土地破坏和生态环境的恶化已达到惊人的程度。特别是我国是一个矿业大国，矿产资源开发已成为我国国民经济增长的重要手段，但矿山开采又引发了一系列生态环境问题，导致矿区生态退化与环境污染，严重制约了可持续发展战略。由于矿藏的不可移动性，以致矿山开采长期占用、破坏、污染土地，改变了区域土壤以及水系结构，破坏了动植物区系，引发一系列社会经济与生态环境问题，成为全球环境与发展面临的焦点问题之一。改变传统采煤方式，发展高科技新型采煤技术是我国资源枯竭型城市持续发展的重中之重的核心工作。 在我国，煤炭是我国的重要能源，占一次性能源的70%左右，煤炭资源开采造成的土地、生态破坏是巨大的。煤炭地下气化技术是一种高新的化学采煤技术，即是将埋藏在地下的煤炭就地进行有控制的燃烧，通过对煤的化学反应与热作用产生可燃气体输送出来。其以井下无人、无设备，集建井、采煤、气化三大工艺合为一体的三合一工艺特点，被誉为第二代采煤法，深受世界各国的重视。1979年联合国召开世界煤炭远景会议提出：“发展煤炭地下气化是世界煤炭开采的研究方向” 。1992年确定的我国科学技术发展纲要把“完成煤炭地下气化研究试验和建立商业性煤炭地下气化站”定为战略目标和关键技术。江泽民主席于1994年亲自批示：“煤炭地下气化试验，从煤炭资源的充分利用以及经济效益来讲，值得进一步研究。”钱学森认为：“等这项试验圆满成功之日，我们的资源概念也将革命了，是真正的新世纪了。”“十五”计划纲要的报告中又明确指出“积极推进大型煤矿改造，建设高产高效矿井，重视洁净煤的开发利用”。燃煤造成的大气污染已成为重要的社会问题，解决锅炉尾气脱硫等更是难题，而煤气能集中净化，实现洁净燃烧，基本根除大气污染，大大改善生态环境。煤炭的运输、储存和加工利用会给环境造成较大污染，如污水、煤尘及有害气体的排放。矸石自燃会散发出大量烟尘及SO2、CO、H2S等有害气体，严重污染大气环境。矸石堆存达39亿吨，占地1.2万公顷，且每年仍以1.3亿吨外排。传统井工采煤会造成地表塌陷，全国约有30万公顷因此塌陷的土地，且每年还要新增1.32.0万公顷。而煤炭地下气化燃烧后的灰渣留在地下，减少了地表下沉量，若再加以充填可作到基本不下沉，且无固体废物排放产生的占地与污染。煤气化生产比井工开采可节省投资三分之二并缩短工期一半以上；比地面气化站可节省大量设备和占地。生产管理操作简单，用人少效率高，成本低利润高，比井工开采可提高功效3倍以上，节约成本一半左右；而且生产安全性好。可实现煤、热、电、化、能的综合开发利用和多种经营，使煤炭价值和产业的经济效益提高。我国煤矿矿区都有大量的遗留及丢失的煤柱和开采不经济的煤层以及劣质煤、高硫煤、“三下”压煤等，造成大量的煤炭资源呆滞甚至损失。由于煤炭地下气化燃烧后灰渣全部留在地下，加上遗留的未充分气化的丢煤，其体积占燃空区的50%左右，大大减少了气化后留下的空间与地面的下沉量，减轻了对地面与建筑物的破坏影响，一般情况下能维护地面建筑物安全正常使用。所以，遗留及丢失的煤柱和大量“三下”压煤等，均可通过地下气化回收出来，变废为宝，充分利用煤炭资源。2煤炭地下气化技术国内外发展现状21国外煤炭地下气化技术研究与发展现状1868年，德国科学家威廉西蒙斯首先提出了煤炭地下气化(UCG)的概念。1888年，俄罗斯化学家门捷列夫提出了地下气化的基本工艺。1907年，通过钻孔向点燃的煤层注入空气和蒸汽的UCG技术在英国取得专利权。1933年，前苏联开始进行UCG现场试验。19401961年建成5个试验性气化站。其中规模较大的是俄罗斯的南阿宾斯克气化站和乌兹别克斯坦的安格连斯克气化站。这2个气化站都采用无井(筒)气化工艺。前苏联的试验性气化站，生产的煤气热值低，产量不稳定，成本高。1977年，安格连斯克等气化站被关闭。南阿宾斯克气化站气化烟煤，到1991年累计产气90亿m3，煤气平均热值3.82MJ/ m3 (1600 Kcal/m3)。安格连斯克气化站气化褐煤，1987年恢复运行，生产低热值燃料气供发电。20世纪50年代，美、英、日、波、捷等国也都进行UCG试验，但成效不大。到50年代末都停止了试验。7080年代，除前苏联外，美国、德国、比利时、英国、法国、波兰、捷克、日本等国都进行试验。美国UCG研究试验投入大量资金。劳伦斯利弗莫尔、桑迪亚国家实验等研究机构，应用高技术进行UCG的实验室研究和现场试验。到20世纪80年代中期，共进行29次现场试验，累计气化煤炭近4万t，煤气最高热值达14 MJ/ m3。劳伦斯利弗莫尔国家实验室开发成功的受控注入点后退(CRIP)气化新工艺，是UCG技术的一项重大突破，使美国UCG技术居世界领先地位。美国UCG试验，证实了UCG的技术可行性，但产气成本远高于天然气，据美国能源部1986年评估报告，地下气化成本为4.8美元/MBtu，而天然气井口价仅1.7美元/ MBtu (1989年，1 MBtu=28m3天然气)，汉那商业性地下气化站设计预估成本高达10.4美元/ Mbtu。西欧国家(英国、德国、法国、比利时、荷兰、西班牙)深度1000m以下和北海海底煤炭储量很大。石油危机后，这些国家试图采用UCG技术从不能用常规方法开采的深部煤层取得国产能源。1976年，比利时和原西德签署了共同进行深部煤层地下气化试验的协议，1979年在比利时成立了地下气化研究所，进行UCG实验室研究和现场试验。19781987年，在比利时的图林进行现场试验。气化煤层厚2m，倾角15，深860m。第一阶段采用反向燃烧法，试验失败。后来采用小半径定向钻孔和CRIP工艺，试验基本成功。1988年，6个欧盟成员国组成欧洲煤炭地下气化工作组，进行验证深部煤层地下气化可行性的商业规模示范。1991年10月到1998年12月，在西班牙特鲁埃尔进行现场试验。气化煤层厚2m，深500700m，采用定向钻孔和CRIP工艺。罗马尼亚正在日乌河谷烟煤煤田进行UCG试验，目的是弥补天然气供应不足。除上述国家外，计划进行UCG试验或建设气化站的国家有：印度、巴西、泰国、保加利亚、新西兰。22我国煤炭地下气化技术研究与发展现状我国从开展地下气化工程以来，就采取了适合国情的有井方式。1958年到1962年，我国先后在大同、皖南、沈北等许多矿区进行过自然条件下煤炭地下气化的试验，取得了一定的成就。我国还在黑龙江伊兰煤矿、00000三矿、新密煤田下庄河煤矿进行了矿井式气化方法的试验研究，取得了可喜的成果。中国矿业大学1985年开始进行煤炭地下气化的研究，使煤炭地下气化技术在我国具备了一定的技术基础，但是现场试验表明，由于煤层赋存条件的不同，要达到产业化生产的要求长期、连续、稳定、大规模生产和应用，还存在着一些技术问题，主要包括：1.燃空区动态监测及对产气稳定性的影响；2.工艺参数定量化；3.有害物质转化机理及控制。23产业带动关联性分析根据国内外的情况，地下气化煤气可用于联合循环发电、化工原料气、工业燃料气、城市民用煤气和提纯H2等，从而带动相关产业的发展。煤炭地下气化及其与其他产业的关联性见图2-1。 图2-1地下气化煤气综合利用示意图煤炭地下气化综合利用优势：提取氢气：利用地下气化煤气制取的氢气成本约为0.450.55元/m3（按1万m3/天的规模），而电解制氢成本约为2.003.50元，天然气蒸汽转化制氢成本为0.801.50元/m3(按240万Nm3/天的规模，相应的天然气价格为1.255元/Nm3及2.994元/Nm3)，煤炭地下气化制氢的成本优势非常明显。氢气用途非常广泛，随着燃料电池商业化进程的加快，10年后中国氢燃料汽车产业有望初具规模，氢能市场前景广阔。IGCC联合循环发电：地下气化煤气用于燃气蒸汽联合循环发电是合理使用地下气化煤气热能的有效途径，低热值煤气不适合远距离输送，就地转变成电能，除提供气化站所需的电力外，电力还可以外送。制取甲醇：地下气化每吨甲醇生产成本大约为677.6元，其他的煤基制甲醇的成本约为8001000元/吨，天然气制取甲醇的成本约为1300元/吨（天然气价格按0.60元/Nm3计算），甲醇市场价为2300元/吨左右（2006年8月23日价格）。随着甲醇汽油及车用燃料甲醇标准的不断出台，甲醇的市场预期非常好，预计“十一五”末期甲醇产能将达到2000万吨/年左右，其中大部分产能将用于甲醇汽油和制乙烯。制取二甲醚：地下气化每吨二甲醚生产成本大约为1010元，其他的煤基制二甲醚的成本约为18002000元/吨，天然气制取二甲醚的成本约为2500元/吨（天然气价格按0.60元/Nm3计算），二甲醚市场价为45005000元/吨左右（2006年8月23日价格）。二甲醚可以直接代替石油液化气使用，在民用燃气市场前景广阔，另外二甲醚在车用燃料领域极具发展潜力。现在国内二甲醚的生产能力为20万吨/年。城市煤气：目前我国大城市，如北京、上海等，民用都是以天然气为主，热值为89千大卡/m3，北京、上海等大城市在使用天然气前，作为民用气的热值为4千大卡/m3，89千大卡/m3天然气作为民用是非常不合理的，为了环境保护的要求，目前东欧一些国家，在天然气中掺入30的氢气，降低热值又有利于环保，起名为Ecogas。现在北京市每天的用气量约为1000万m3，若将热值为1000大卡/m3左右低热煤气参10的比例天然气中，其掺入量为100万m3/天，既解决了民用燃气热值过高而浪费的问题，又延长了天然气的使用周期。煤炭地下气化煤气热值均在1000大卡/m3以上，且成本低廉，非常适合天然气掺入气。3试验内容与工艺技术路线31 试验内容1、对矿二1煤层进行气化，研究浅部煤层气化的特点,获得浅层煤气化的最佳设计方案；2、研究无烟煤地下气化的特点；3、研究空气连续气化工艺稳定产气阶段煤气的组成、热值、产气量最佳工艺操作参数，为产业化生产气化炉设计、工艺选择提供基础数据。4、研究地下气化煤层气化的温度场发展规律及煤气组成随气化炉温度场及气化时间的变化规律。5、监测、研究地下气化造成的地表沉陷。6、测定煤气中焦油、粉尘、硫化氢、NOX、苯、萘等污染物的含量；进行煤气冷凝水的水质分析，测定其中BOD、COD、有机酚、氰化物的含量，评价其对周围水环境的影响。7、对已燃烧完毕的地下气化炉进行解剖，研究灰渣含碳量、气化后焦渣特性、气化效率，确定燃空区的扩展规律。研究地下气化对周围煤体、岩体的热力学影响程度；测定气化炉内残留物中污染物的组成和含量，确定污染物的分布规律，并研究污染物蒸汽清扫方案。32工艺技术路线及课题分解321工艺技术路线煤炭地下气化技术的关键是气化过程稳定控制技术。煤炭地下气化过程稳定性是指煤气热值、煤气组分以及煤气流量的相对稳定。影响煤气质量和产量稳定性的因素很多，既有地下气化所采用的工艺措施，又有煤层参数及煤层顶底板的移动状态。项目实施在解决关键技术的同时，实现现场生产。因此本项目总体技术路线是，通过现场试验进一步加强动态监控技术并优化气化炉结构，同时形成煤炭地下气化经济和环境评价体系，为产业化生产奠定基础。项目实施总体技术路线见图3-1。44 图3-1 项目实施技术路线框架4鹤壁矿区建炉方案与控制工艺41 站址选择井田边界范围，主要以构造边界划定井田范围，东部以-40米大煤底板等高线为界。5个点的坐标如下：坐标点XY13952382385141002395236038514800339521313851471843951918385145355395160038513754本试验工程地面工程场地建设，主要有空气风机房、净化区（包括空喷塔、填料塔、脱硫箱、焦炭过滤器、水泵房、煤气风机房、补给水池、消防水池、集水池、循环水池等）、煤气柜、锅炉房、配电室、控制室、化验室、仓库以及办公楼等。42 地形地貌及水系本区总的地貌为丘陵地形，西部为低山区，无河流发育，仅荆沟村南部有一较大冲沟，其它冲沟均不大。整个来看是由西向东平均倾角2倾斜的斜坡地形。43 气象条件本区属温带大陆性干燥型气候，年平均气温12.514.6，年降雨量一般在500800毫米，多集中在7、8、9三个月。44地质与煤层条件441 地层井田内大面积为第三，四系地层覆盖，仅个别冲沟内有上二叠系上石盒子组露头。据钻孔揭露，区内地层自下而上有：奥陶系中统、石炭系中统本溪组、上统太原组、二叠系下统山西组、下石盒子组及第三、四系。现将各组分述如下：一、奥陶系中统马家沟组（O2m）岩性主要为灰色中厚层状泥晶灰岩，灰白色白云质灰岩，夹灰黄色薄层白云岩，本层厚度大，溶洞发育，厚度400米左右，本区西部山区有大面积出露。 二、石炭系（C）（一）中统本溪组（C2b） 下部为浅灰色、灰黄色层状铝土质泥岩，中部为深灰色灰岩，薄层状，方解石脉发育，上部为浅灰色、灰黄色铝质泥岩。本组平均厚度16.62米左右。与下伏地层呈平行不整合接触。 （二）上统太原组（C3t）由灰深灰色、黑色泥岩、沙质泥岩、砂岩、石灰岩或膏质角砾岩、石膏及煤层组成。一般含石灰岩14层，单层石灰岩厚度可达11.13米，一般较薄。据ZK303钻孔揭露，本组地层大部分为膏质角砾岩和角砾状石膏。据ZK502钻孔揭露，本组地层厚度50.2米，含煤两层，其中下架煤（一1煤）厚度1.34米可采，与下伏本溪组呈整合接触。三、二叠系（P） (一)下统山西组（P1sh）据钻孔揭露，该层厚度99.14123.02米，平均111.08米，由灰深灰色、灰黑色泥岩、砂质泥岩、中、细粒砂岩及粗粒砂岩及煤组成，含有煤二层，只有二1煤层，全区发育，普遍可采。下部以L2灰岩与C3分界，中部大占砾岩构成大煤的间接顶板。该组上部泥岩常具紫色花斑状。（二）中统下石盒子组（P1X）井田内有零星出露，据钻孔揭露厚度67.3米，由浅灰、灰绿、灰白色粗粒砾岩，浅灰灰色泥岩、砾质泥岩，紫红色鲮状铝土泥岩和暗紫斑泥岩组成。底部为砂锅窑砂岩、粗粒，由石英长石及暗色矿物组成，厚度1.598.81米，下距二1煤层92.8121.9米，是本区主要标志层之一。该组顶部为灰绿灰色铝土质泥岩，具紫斑，含棕褐色，肉红色菱铁质鲮粒。该组以砂锅窑砂岩底界面与下伏山西组地层呈整合接触。四、第三、四系（Q+R）主要由黄土、砂质粘土及砾石组成，砾石主要成分为石灰岩、白云质灰岩、白云岩及石英砂岩。厚度10.078.3米，与下伏地层呈角度不整合接触。442 地质构造特征荆沟井田的大地构造位于新华夏体系的第二沉降带与第二隆起带之间的过渡地带，太行山复背斜东麓，井田东部有青羊山大断层。 区内基本构造形态为向斜的一翼，即单斜构造，倾向北东，倾角14。向斜的轴部被F2断层及荆沟断层切割，构成井田的南部边界。井田内的断层较发育，现分述如下：F1断层：位于井田西部边界，走向北东，倾向东，落差约50米以上。仙淡岗南断层：位于井田北部边界，走向近东西，倾向南，倾角70左右，落差有待进一步查明。F2断层：位于井田南部，走向73，倾向南，倾角70左右，落差4050米，东西两端分别与荆沟断层和F1断层相交，由煤矿井下巷道控制，该断层导水。荆沟断层：为井田南部的边界断层，走向由65转为75，倾向南，落差50130米，由ZK303、ZK304钻孔间接控制。据ZK502钻孔揭露，大煤以上26.2米处有6.1米的闪长岩侵入，呈灰绿色，而南部钻孔均没有发现岩浆岩侵入，且没有发现岩浆岩侵入煤层的现象。然而，岩浆岩侵入上部地层，影响了煤层的变质程度，对本井田无烟煤的形成起到了重要作用。443 煤层的结构、厚度和一般特征本区为石炭、二叠系含煤建造，含煤地层总厚度约为180米，含煤三组（即O煤组、一煤组、二煤组），其中一1煤、二1煤为全区发育煤层，二1煤层普遍可采，一1煤层大面积可采。本项目气化煤层为山西组二1煤层。二1层位于山西组下部，厚度2.084.48米，平均厚度3.4米，煤层结构简单，不含夹矸，二1煤直接顶板为深灰色、灰黑色泥岩及砂质泥岩，含较多植物化石，层厚615米，平均10米。二1煤直接底板为灰、深灰色泥岩及砂质泥岩，富含植物根化石，层理面多含炭薄膜，厚度一般11.5米。煤层产状与井田构造形态有关系，倾向东或北东，倾角1220，平均倾角14。 煤层厚度较稳定，从现有钻孔资料来看，有从南至北煤厚逐渐增厚的趋势（即从2.08米逐渐变为4.48米）。通过搜集临近井田煤质资料，基本确定二1煤层的物理性质及一般工艺性能，该煤属低中灰分，低硫的优质无烟煤。可作一般动力用煤及民用燃料。444 水文地质该井田位于太行山东麓断裂沉降带附近，西部是奥陶系灰岩构成的中低山区，井田处于山前倾斜平原地段，地表为剥蚀残丘地形。可采煤系地层隐伏于第三、四系之下，东部为洪积与冲积平原，大气降水一部分沿地表冲沟汇入淇河，流入卫河入海；一部分经孔隙、裂隙、岩溶和构造带渗入地下，是矿区地下水的主要补给源，由于近NNE向断裂发育，构成了沿倾向由西向东逐级下降的，一些交替出现的近南北向狭长的地垒、地堑，破坏了基层地下水连续性，因而阻隔了来自西侧的O2岩地下水的正常运移，被多次中断。改变了地下水的正常排泄条件，形成了一条条独立的，补给条件不同的一级水文地质单元。主要含（隔）水层划分：1、奥陶系马家沟组灰岩含水层西部山区广泛出露，向井田方向倾斜，有利于地下水向井田汇集。该含水层袭隙、岩溶发育，含丰富的裂隙、岩溶承压水，属低矿化的HCO3-Ca-Mg型水。本含水层厚度400米以上。一般对二1煤开采影响不大，但是，一旦构造与本含水层沟通，就成为矿井开采时的最大威胁。2、太原群灰岩含水层（组）本层由灰岩和砂岩、泥岩、砂质泥岩等组成，其中主要含水层是L2 、L8两层灰岩，其中L2灰岩厚度达11.13米，岩溶发育，L8灰岩厚度4.99.42米，本层含水砂岩及石灰岩厚度平均34.14米，岩溶承压含水层，是开采二1煤层时底板间接充水的主要来源。3、二1煤层底板隔水层本层由泥岩、砂质泥岩、砂岩和薄层灰岩组成，一般厚度35米左右，本段厚度大，而且稳定，其中砂岩抗压强度较高。本层是阻隔L8灰岩水进入二1煤矿坑的重要隔水层。4、二1煤顶板（60米范围内）中、粗砂岩含水层本层只考虑二1煤顶板冒落裂隙带的影响高度，只限于一1煤以上60米范围内中粗粒砂岩。总共18层，厚度1540.2米，以大占砂岩为主，富水性较弱，它是开采二1煤层顶板直接充水含水岩层，一般涌水量不大，且以静储量为主，初期放顶时有淋水，随时间逐渐减少。5、石盒子组隔水层本层指前述二1煤反含水层以上，直到基岩剥蚀面，由泥岩、砂岩、砂质泥岩组成，对阻隔地表水和第三、四系潜水充入矿坑具有重要作用。6、第三、四系孔隙含水层主要为冲洪积层，其上部为019.5米的黄土层，下部分为066.3米厚的砾石层及白矸土，砾石主要为砂岩、灰岩卵石层，分选性差，常为粘土，白矸土分隔。因此，也对水的下渗有阻隔作用，本层沉积厚度受基岩风化面和地形控制，含一定的季节性潜水。由于井田西、北部煤层埋藏浅、开采二1煤层时，极易使第三、四系潜水含水层导入矿坑，但由于白矸石和粘土的良好阻隔作用，预计涌水量不很大，对煤层的开采有一定的影响。45其他开采技术条件1、从沉积、构造结合含水层与隔水层的组合关系，本井田二1煤层顶板为裂隙含水层，水文地质简单。因底板隔水层厚度较大，下伏L8灰岩含水层裂隙，岩溶不发育，补给条件较差，富水性较弱，水头压力较小，其水文地质条件本应属于较简单型矿床，但由于断层切割底板，很可能沟通与下伏灰岩的直接水力联系，致使成为较复杂型矿床。例如，该井田内70年代开凿的煤矿井巷道遇F2断层后发生突水，造成淹井至今。2、矿井涌水量预测正常情况下，矿井主要充水因素是二1煤层顶板砂岩水，根据临近矿井（庙口煤矿）开采情况，采用地质比拟法，预测矿井正常涌水量50立方米/小时，最大涌水量100立方米/小时。但遇断层沟通下伏灰岩含水层突水情况除外。3、岩石工程地质特征煤层直接顶板大部分为黑色泥岩及砂质泥岩，工程地质条件属较差稳定型顶板，对于局部岩石薄弱段和断裂带，必须加强支护管理。煤层底板为黑色，灰色泥岩，一般无伪底，工程地质条件属较差稳定型。4、气化工程施工中的技术问题（1）本层地质总结是在资料不足的情况下进行的，建议补充适量勘探钻孔，进一步查明地质情况。（2）断层导水是本井田开采二1煤时的最大威胁，对已查明的断层，均应留足防水煤柱，防备顶底板水，特别是底板灰岩水沿破碎带充入矿坑，造成淹井事故。（3）开采中遇地质构造变化要探水前进，坚持“有疑必探，先探后掘”原则，并加强顶底板的支护管理。46气化炉建设方案461 建设方案总说明本着稳妥、可靠的原则，本试验工程在建业煤矿二1煤层构建4座煤炭地下气化炉，单炉产量约10万m3/d，煤气总产量为40万m3/d，；气化工艺采用空气水蒸汽连续气化，煤气热值9001600Kcal/m3。462 地下气化炉开拓充分利用现有的井巷进行煤炭地下气化炉的开拓。在回风下山巷以北30米，11021回采工作面下顺槽以东10米区域共布置四座地下气化炉，整个气化盘区由联络通风巷包围，联络通风巷的南、北以及东侧巷均位于煤柱线上，气化炉气流及气化通道与联络通风巷之间均留有保护煤柱。每座煤炭地下气化炉采用“一进一回”两巷布置，在地下气化炉的一侧布置一条进气流通道，另一侧布置一条出气流通道，两条气流通道间用一条气化通道（煤炭地下气化炉气化起始点）连通。气化炉通道与其他巷道间均由密闭墙隔断。1#、2#和3#气化炉可气化煤炭量为12.3万吨，4#气化炉为9.2万吨。每座气化炉气化通道的最低点设有排水巷（内设水封装置），排出的水在联络通风巷的南巷最低点汇集，通过集中排水巷排入矿井水仓。所有巷道净断面约4.6m2，荒断面约6m2。每座气化炉各有两个联通地面的钻孔，用于气化剂的进入和煤气的排出。钻孔情况如表4-1所示。 表4-1地下气化炉钻孔数据表钻孔坐标深度（m）断面直径（mm）夹套管（mm）XYZK1-1395229838514280100500377壁厚为8mm的螺旋缝焊接钢管ZK1-2395228438514380116ZK2-1395228438514396120ZK2-2395227238514500133ZK3-1395227238514516137ZK3-2395226038514616154ZK4-1395226038514632157ZK4-2395225238514734179 注：ZK3-2兼做地下气化炉信号线出线孔。(续表4-1)463 气流通道、气化通道设计气流通道是连接进排气孔与气化通道的联络通道，气化炉服务时间内必须保持气流通畅。气流通道可视煤层的倾斜长度而定。气流通道净断面约4.6m2，荒断面约6m2。气流通道采用锚网喷混合支护或采用1.51.5m半圆拱干碴片石支护，并用黄泥抹面。所有与通风巷相邻的通道，在靠近保护煤柱侧，喷混凝土浆（厚约100mm）。气流通道每支护2m，留间隔0.2m，用黄泥填满，并在通道内每隔15m交错布置蓄热降尘墙。气流通道掘进时，如地压过大，可考虑在气流通道内铺设耐火花管，耐火花管规格为5002000mm，其壁厚为200mm，净断面积为0.2m2。气化通道的顶板和靠近煤柱侧采用锚网喷混合支护，并喷混凝土浆（厚约100mm）；靠气化煤层侧不做处理。在气化通道内每隔10米布设一个煤堆，强化气化过程。气流和气化通道中每隔10米设置一个热电偶，测量通道内气流温度；在通道中央开挖宽20cm,深50cm沟槽，用于埋设热电偶信号传输线，并用珍珠岩等隔热材料填埋。5气化工艺的选择煤炭地下气化工艺有两阶段间歇气化工艺和连续气化工艺两种，其中连续气化又分为空气连续气化、富氧连续气化和富氧水蒸汽连续气化多种。两阶段煤炭地下气化工艺，是一种循环供给空气(或纯氧、富氧空气)和水蒸汽的地下气化工艺，第一阶段鼓空气(氧气)燃烧蓄热，生产空气（氧气）煤气和热解煤气，第二阶段鼓水蒸汽，生产热解煤气和水煤气。采用该工艺所生产的煤气质量和产量稳定性差，且操作复杂、可控性能较差。空气连续气化是一种连续供给空气，生产空气煤气的地下气化工艺，该工艺以空气作为气化剂，通过气流通道（开拓的巷道）直接输送至燃烧工作面进行燃烧和还原反应。空气煤气的成本较低，最能体现煤炭地下气化的经济效益，但生产的煤气热值较低。富氧连续气化是一种连续供给富氧空气（或纯氧），生产富氧煤气的地下气化工艺，采用此工艺生产出的煤气产量大，且热值随氧气浓度的增加而有所提高，而且由于炉内的温度较高，因此极大的保证了生产的连续性和煤气的质量。富氧水蒸汽连续气化是一种连续供给富氧水蒸汽（或纯氧水蒸汽），生产中热值半水煤气的地下气化工艺。富氧水蒸汽气化工艺具有炉温高、煤炭燃烧气化率高、改善产气品质、提高煤气热值等优点。该工艺生产出来的煤气产量大、热值较高。鉴于空气连续气化工艺的低成本，结合本矿的具体情况，本项目采用空气连续气化工艺。6 地面生产设施地面生产系统通过设备及管道系统为地下气化炉稳定燃烧提供所需要的气化剂，并将地下气化炉产生的煤气通过管路和设备输送到净化处理设备及输送到用户，同时，通过阀门、仪器、仪表测控系统进行监测和控制气化炉的连续、稳定生产。地面生产系统中的设备选型必须技术可靠、性能先进、经济合理，这是保证地下气化炉连续稳定生产的重要内容。61气化剂供给系统本项目采用的是空气连续气化工艺，间歇注入水蒸汽，同时，水蒸汽还用来吹扫气化炉以及煤气净化等系统，所以，必须配备空气鼓风机以及蒸汽系统。煤气的用途是供给水泥厂锅炉燃用，净化要求较低，系统方案有降温净化后送至水泥厂厂锅炉或热煤气直接送至水泥厂锅炉两种，方案比较见表3-1。按照技术可靠优先及经济性综合比较，确定采用煤气降温净化后送至水泥厂锅炉方案。供风的最大工作阻力，按一个孔进风，一个孔出煤气时的工作状态为选择鼓风阻力的依据：(1)供风管道沿程阻力损失计算公式： L沿程管道长度，m；g重力加速度，m/s2；沿程阻力损失系数；D管道内径，mm；空气比重；V气体流速，m/s；计算得：进气孔v10 m/s，进气孔阻力损失为：h18503Pa排气孔v12 m/s，排气孔阻力损失为：h23245Pa 表6-1降温净化与热煤气直送方案比较表降温净化方案热煤气直送方案优点1、有较多工程实例，技术可靠。2、煤气降温后单位体积缩小，输送管径小，输送风机功率小。3、输送风机、阀门等不用耐高温，易选择，价格低。3、可设调节储柜，有利于锅炉稳定运行。4、焦油、粉尘等杂质提前清除不再堵塞阀门、管路等处。5、减轻锅炉后烟气处理负担。1、无净化设备，投资较少、占地小。2、利用煤气温度焓值，节能。缺点1、净化设备投资高、占地大。2、煤气温度焓值损失了。1、工程实例少，技术可靠差。2、煤气温度高、单位体积大，输送管径大，输送风机功率大。3、输送风机、阀门等需耐高温，不易选择，价格高。4、难设调节储柜，不利于锅炉稳定运行。5、焦油、粉尘等杂质易堵塞阀门、管路等处。6、锅炉后烟气处理负担大。(2)气化炉阻力损失计算公式： 膨胀参数；空气动力学系数，kgS2/m4；L通道长度，m；Q供风量，m3/s；T通道里气流平均温度，；S气化通道有效断面，m2；因气化通道有效断面等参数是不断变化的，故气化炉阻力损失也是不断变化的,取初点火状态计算：h320kPa考虑弯头、阀门等阻力损失、系统压力，供风管路阻力损失：h1.5(h1+ h3 )=42754Pa选用型号为L74WD三叶罗茨风机3台。蒸汽系统选用SZS6-7Q型6t/h锅炉两套（包括鼓风机、引风机、燃烧室、离子交换器、储水罐、给水泵、化盐池以及盐水泵）。地面管网空气管路选用3776螺旋缝焊接钢管，水蒸汽管路选用2196螺旋缝焊接钢管。62 煤气的净化煤气净化系统的任务就是清除煤气中有害的杂质，降温并获得有用的副产品。因此，煤气净化不但关系到煤气本身的质量，同时关系到整个气化过程的经济效益。煤气净化一般有四重目的：（1）降温；（2）脱水；（3）回收有价值副产品；（4）除去不需要的有害杂质。工程为试验工程，简化煤气净化流程，粗煤气先经过洗涤、冷却、脱硫、脱焦油后，送煤气柜供用户使用。净化站工艺系统分为洗涤冷却工序、脱硫工序焦油、脱除工序三个部分。（1）洗涤冷却工序 从地下气化炉引出的荒煤气温度高达200，且含有大量的粉尘以及焦油、水蒸汽、硫化物等有害物质，为了清除有害化合物保障系统的正常运行，应首先将荒煤进行气冷却，其原因和目的如下：风机和储气罐等设备需要在较低的温度(40)下才能保证安全运行和较高的效率。 含有大量水蒸汽的高温煤气体积大，输送煤气时所需要的管道直径增大，因而初投资大，运行费用也不经济。煤气在洗涤冷却过程中，不但有水蒸汽凝结和绝大部分粉尘从煤气中洗掉；而且部分焦油和萘被分离出来，部分硫化物和氰化物等腐蚀性介质也溶于凝液中，从而可减少对设备、管道的堵塞和腐蚀，有利于提高锅炉的燃气质量和副产品的回收。煤气的冷却方式有间接冷却、直接冷却和间直混合冷却三种。间接冷却流程产生的污水量少，冷却后的煤气相对干燥，但冷却效果较差；直接冷却流程煤气的冷却效果较好，所需设备体积小，但产生的污水量较多；混合冷却流程冷却效果好，能满足大幅度降低温度的要求，但设备多工艺繁投资大。依据本项目煤气处理量大和煤气的使出要求，设计采用直接冷却方式。设空喷塔一座，塔径3米，高8米。 （2）焦油脱除工序荒煤气中的焦油在洗涤冷却工序中，除大部分进入冷凝液中，仍有一部分焦油雾以焦油气泡或粒径17微米的焦油雾滴悬浮于煤气气流中。煤气温度降低时，气泡中煤气体积缩小气泡壁加厚，而焦油外壳的粘度增大，使焦油气泡不易破裂，焦油气泡重量非常小表面积大，故又轻又小的焦油雾滴被煤气带走，这样在冷却器之后煤气中的焦油含量还相当高。为保证输送管道和净化系统的正常运行，需对煤气中的焦油进行脱除处理。清除焦油雾的设备类型较多，主要有旋风式捕焦油器、钟罩式捕焦油器、文氏管捕焦油器和电捕焦油器等。电捕焦油器有效率高、处理煤气量大等诸多优点，但也存在着煤气中含氧量大于1%时不能正常工作缺陷。根据新汶矿业集团孙村煤矿煤炭地下气化站净化系统运行情况看，煤气中含氧量大于1%的情况时有发生，电捕焦油器常因煤气中含氧量高而不能正常工作。其他几种捕焦油器因脱焦油效率低、操作检修不方便而淘汰或很少使用。经调查研究和与有关技术科研单位座谈，拟采用适合于地下煤气特点的洗涤式捕焦油器，该捕焦油器在填料式洗涤塔的基础上，采用一种专用脱焦油瓷环作填料改进而成，以解决地下煤气的焦油的脱除问题。经过两级降温洗涤脱除灰尘、焦油以及有害化合物的过程，煤气中含有较多的水滴需要脱除，因此设有捕滴器将大量的水滴分离出来，随后进入下道工序。设填料塔一座，直径3米，高8米，内部填充鲍尔环填料。（3）后期脱硫工序气化区煤中含硫量较高，为确保锅炉烟气不超标，煤气在进行后续利用前须将硫化物脱除。煤炭地下气化炉所生产的煤气中的硫是以各种形态含硫化合物存在的，如硫化氢、硫化碳、二氧化硫等，其主要成分以硫化氢为主。硫化氢在常温下是一种带臭鸡蛋味的无色气体，有毒，在空气中含有1%时就能使人致命，因此在净化过程中必须将其脱除。煤气的脱硫方法可分为两大类：干法脱硫和湿法脱硫。湿法脱硫是能生产纯元素硫的脱硫方法，在脱硫过程中煤气的含硫量不受限制，即脱硫能力较大。湿法脱硫按溶液的吸收和再生性质又可分为氧化法、化学吸收法和物理吸收法三类。湿法脱硫工艺复杂、投资大。干法脱硫具有工艺设备简单，成熟可靠的特点，除能脱除煤气中的硫化氢外，还能脱除氰化物及焦油等杂质。干法脱硫的净化程度较高，此外对除去煤气中的氧化氮也有较好的作用；但干法脱硫也存在着脱硫剂更换时，劳动强度大、污染环境、占地面积多、反应速度较慢等缺点。本工程依据该项目的特点综合考虑后期拟采用干法脱硫，净化系统设脱硫箱两座。63 煤气的储存与输送1. 煤气的储存地下气化炉因受地质条件的变化、地面控制系统的精确度、送风量及温度等诸多因素的影响，所生产的煤气的压力、温度、产量、组分、热值都可能发生较大的变化，而水泥厂锅炉的燃烧需要煤气在一定范围内稳压稳量供应，因此，必须设煤气储存装置。设计考虑到本工程没有居民用气，全部为工业（水泥厂）供气的实际情况，为节省投资和维修管理费用，选用一座10000m3储气罐，作为缓冲稳压调节之用。煤气储罐入口压力：ha4500Pa煤气管道阻力损失计算得：hl5600Pa故引风总阻力：h1.2(ha hlh2)16014（Pa）选用煤气增压鼓风机三台。型号为MQ90-1700。煤气管路选用3776螺旋缝焊接钢管。2. 煤气的输送煤气站内设置输送机房一座，安装三台MQ90-1700煤气增压风机。输送煤气管道采用螺旋缝焊接钢管。煤气管道干管采用地下敷设，局部架空敷设。地下敷设管道应埋设在土壤的冰冻线以下，本设计取净尺寸0.5m，并采用阳极区阴极接地的方法防止埋地钢管的腐蚀。为了补偿管道由于温差产生的伸缩量，采用波纹管热力补偿器对管道进行伸缩补偿。管道敷设坡度按0.005设计，每隔一定距离设一处泄除凝结水及渣滓装置，以便管道正常运行。在热力补偿器和泄除凝结水、渣滓装置处设置检查井，以便运行和检修。7测控方案为了及时、准确的了解地下气化炉状态，并能及时实现各种操作工艺，地下气化测控系统的设计是至关重要的。地下气化测试系统主要包括，地下气化炉系统监控，气化剂供给系统监控，煤气组分采集系统，净化系统监控，和工艺分析与决策专家系统。下图显示了整个测控系统的组成：系统数据库中控机色谱工作站局域网冗余色谱工作站站冗余中控机485总线IO模块IO模块IO模块传感器控制器传感器控制器传感器控制器决策系统整个系统中，中控室通过工业以太网，将中控机，色谱工作站，决策系统，系统数据库连接在一起。其中，中控机完成地下气化炉系统的监控，气化剂供给系统的监控以及净化系统的监控，并将数据存入系统数据库中；同时，色谱工作站完成煤气组分的检测，也将数据存入系统数据库中；而决策系统定期对系统数据库中的数据，进行分析并对气化过程做出预测，同时也存入系统数据库中。现场采用485总线，使用分布式IO模块，采集各种传感器上的数据，同时进行控制，这样可以进一步提高系统可靠性。考虑到系统中的安全性，中控机在线检测现场的数据，所以，对中控机进行冗余配置，当中控机出现故障时，冗余中控机会自动切换为主机，继续对现场的设备进行监控，维护数据完整性。另外，色谱工作站也进行了冗余配置，保证煤气组分检测的可靠性。下面就各个监控系统进行详细的介绍：71地下气化炉系统监控地下气化炉系统的监控包括温度场边界参数的采集以及气化通道点火过程的监视系统、泄水巷道可燃性气体检测。（1）温度场边界参数的采集煤炭地下气化温度场是地下气化过程中最为重要的信息，通过温度场的分析，可以获得气化工作面的推进情况，燃空区的发展情况，气化效率的高低等等，所以，气化炉内温度测点的布置至关重要。布置情况见气化炉测点布置图。在系统中，温度采集使用目前流行的分布式模块Adam4018+热点偶输入模块，该模块支持6路差分，2路单端，故障与过压保护，内置看门狗定时器。下图显示了温度采集系统图：485总线热电偶采集模块RS232/485中控机热电偶采集模块热电偶采集模块热电偶采集模块测控系统中采用485总线，通过8个Adam4018采集模块，采集62个温度传感器的温度数据。Adam4520是RS232/RS485接口，通过该接口，前置机可以实现与Adam4018通讯，巡检周期小于10秒。由于温度场传感器是镍镉镍硅型热点偶。该类型的温度上限是1200，地下气化的最高温度已经超过了该上限，所以在气化过程中，热点偶的温度有可能失效，温度数据自然会存在很高偏差，这使得温度场的分析就会失真。因此前置机需要对采集的数据进行滤波处理。常见滤波算法有RC，Gauss和Spline滤波算法，而其中样条滤波有着较好的传输特性曲线。所以，前置机采用样条滤波进行数据处理。（2）气化通道点火过程的监视系统气化通道点火过程是整个气化过程的关键，系统中增加了摄像探头，用于监视点火和气化过程初期中的煤炭燃烧情况。系统中采用高温摄像头，智能冷却系统及云台控制器，可以实现初期气化通道的全过程监测。系统图如下： 1号炉摄像头云台控制器分屏器冷却系统2号炉摄像头云台控制器冷却系统3号炉摄像头云台控制器冷却系统4号炉摄像头云台控制器冷却系统显示器由于井下气化过程中，会有大量的热量产生，所以，摄像头需要耐高温，同时，需要配置相应的冷却系统，进一步保证摄像头的有效工作；云台控制器可以调整摄像头的角度，以全方位的观察气化通道的燃烧变化情况。（3）泄水通风巷道可燃性气体检测在气化通道到的最低点设有泄水通道，用于排放井下的积水。但由于气化通道中是主要的气化工作面，会产生大量的煤气，所以，有可能煤气会随泄水通道进入泄水巷道，为此，必须在泄水巷道中进行可燃性气体检测。布置情况见气化炉测点布置图。测控方案图如下：中控机CO传感器485总线瓦斯传感器CO传感器瓦斯传感器采集模块采集模块采集模块采集模块RS485/RS232可燃性气体传感器接入到分布式模拟量采集模块上，然后通过485总线，将数据送到前置机，巡检周期小于10秒。72 气化剂供给系统监控煤炭地下气化过程中，气化剂是重要的控制因素，所以，气化剂供给系统的监控也至关重要。该系统提供的气化剂主要有空气，根据气化过程的需要，可以调节气化剂的供给情况，在气化剂的管路上安装了涡街流量计，涡街流量计的信号进入监控系统，最后气化剂进入地下气化系统。下图显示了气化剂的监控系统图:中控机流量传感激485总线采集/控制模块RS485/RS232变频器流量传感激采集/控制模块变频器流量传感激采集/控制模块变频器系统数据库系统流量传感器用于监测每一气化炉的气化剂的流量参数，变频器用于根据工艺要求，调节气化剂流量，同时对风机的起停进行控制。所有流量数据都保存到系统数据库中。73 煤气组分采集系统煤炭地下气化工程中，煤气是最终的产品，它的组分情况，决定了气化工作面的工作是否有效。所以，煤气组分需要进行可靠有效的检测。该系统中，有四个气化炉，每一个气化炉的结构不完全相同，所以，气化工作面生产出的煤气组分也会有相当大的差异，所以，需要对每一气化炉的煤气进行有效检测，然后，来确定该炉的煤气是否放空，还是进入净化系统，作为产品气体；同时，还需要检测产品气体的煤气组分。由于需要检测每一个气化炉的生产煤气，而每一个气化炉的煤气都是粗煤气，其中，含有大量的焦油，硫化物，水蒸气等组分，这些都会导致检测系统长期工作失效。所以，每一个炉体的煤气的检测，需要经过一个简