地下煤炭气化技术.docx

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地下煤炭气化技术

煤炭地下气化技术

目录

引言3

1煤炭地下气化基本原理4

1.1氧化区4

1.2还原区5

1.3干馏干燥区5

1.4地下气化炉的类型6

1.4.1有井式6

1.4.2无井式7

1.4.3混合式7

1.5地下气化和煤层气开采的区别7

2煤炭地下气化影响因素7

2.1气化炉温度场8

2.2鼓风速率8

2.3水涌入速率9

2.4气体通道的长度和断面9

2.5操作压力11

2.6煤层厚度11

2.7空气动力学条件和气化炉结构11

2.8煤质对气化的影响12

3国外煤炭地下气化技术的发展12

3.1国外技术发展13

3.1.1早期的有井（筒）式气化工艺13

3.1.2UCG描述13

3.1.3贯通技术14

3.1.4煤层勘测和模型研究15

3.1.5气化过程控制15

3.1.6环境影响评价及防治技术15

3.2美国的CRIP气化工艺15

3.3国外重要UCG项目16

3.3.1俄罗斯南阿宾斯克气化站16

3.3.2美国汉那地下气化试验16

3.3.3美国罗林斯地下气化试验17

3.3.4美国森特雷利亚地下气化试验17

3.3.5比利时图林煤炭地下气化试验17

3.3.6西班牙特鲁埃尔煤炭地下气化试验18

3.4结论18

4国内煤炭地下气化技术的发展20

5煤气综合利用前景21

5.1化工合成联产22

5.1.1合成氨22

5.1.2合成二甲醚22

5.1.3合成油23

5.2提取纯氢23

5.3地下气化煤气联合循环发电24

5.4经济效益分析25

5.5几个工程实例的效益分析26

6国家对发展煤炭地下气化技术的政策27

7几个比较关心的问题30

8本公司技术人员对该项目的研究与发明专利34

引言

中国一次能源消费总量中煤炭占65％以上（美国23％），是世界上最大的煤炭生产国和消费国。

中国已经探明煤炭可采储量约1900亿吨，但总储量估计可能高达四万亿吨，如果加紧查清资源家底，运用先进科技合理化开发，可望维持供应一百甚至数百年之久。

 中国要初步实现现代化，至少需要人均一个千瓦的电力，以15亿人口计，将有15亿千瓦的需求，为现有发电能力的三倍以上。

根据“十六大”提出的到2020年GDP翻两番，达到四万亿美元的经济发展目标估计，届时全国约需发电装机容量为8～9亿千瓦左右。

但来自政府部门的信息显示，到2020年，预计水电总容量可达1亿千瓦，核电总容量达3600万千瓦。

风能和生物能都只有约2千万千瓦，太阳能仅1百万千瓦，加上其他各种可能资源提供的电力，不到总发电能力的20％。

据此，今後整个“能源峡谷”时期中国电力供应必然主要依靠火力发电，由于石油、天然气资源即将见底，除了主要指望煤炭，别无选择。

 近年中国煤炭产量上去了，但技术装备和管理水平相当落后，全国采煤机械化程度仅为45％；为数相当多的小煤矿，技术手段和开采方式尤其落后，难以保障安全经济运行。

 中国煤矿事故频繁，矿工死亡率是美国的百倍，已成不可承受之痛。

据查全国有安全保障的煤炭生产能力仅为12亿吨，去年约有7.5亿吨是在不具备安全生产条件下生产出来的，其中相当一部分是非法违规生产的煤炭。

在这种情况下，中国现在年产近20亿吨，实际上已经大大超过了安全生产容许的极限。

 中国煤矿资源极为浪费严重，目前资源回收率仅在30%左右，小煤矿回收率只有15%左右，可以比拟为“猴子吃苹果”——咬一口就扔。

估计1980年到2000年，全国煤炭资源浪费280亿吨，扔掉的煤炭几乎是被利用资源的两倍。

长此以往，到2020年，全国将有560亿吨煤炭资源被浪费，实际上相当于每年耗用50亿吨煤炭。

在这种极端粗放型暴殄天物的同时，精查储量却一直上不去，不消四十余年，已知可采储量就会消耗殆尽。

煤炭行业现状，显示现行能源战略部署同客观需求大有南辕北辙之势，前景极其堪忧。

同时，传统煤炭开采涉及一系列环境问题及健康问题，如：

地面沉陷，矿工的健康和安全，脱硫、灰尘的污染，废物（水）的排放等。

煤炭加冕第一，不是简单重复早年粗放、肮脏、低效的利用方式，必须极大地提高能量转化效率，减少环境污染，并转变为可以方便运用的其他能源形态，作为充分合理利用宝贵的煤炭资源，维持社会可持续发展的必要基本政策。

煤炭地下气化集建井、采煤、地面气化三大工艺为一体，变传统的物理采煤为化学采煤，省去了庞大的煤炭开采、运输、洗选、气化等工艺的设备，具有安全性好、投资少、效益高、污染少等优点，深受世界各国的重视，被誉为第二代采煤方法。

与传统采煤和地面气化相比，煤炭的地下气化技术有以下优势：

（1）可以回收传统方法开采不经济和无法开采的煤炭资源；

（2）由于煤炭无须人工开采，地下气化最大限度的减少了矿工的健康和安全问题；

（3）减少了地面沉陷，以及固体废物排放很少；

（4）减少了对社会经济的影响；

（5）投资省，煤气成本低。

江泽民总书记曾题词：

“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”。

著名科学家钱学森曾说：

“煤炭地下气化的试验成功，无疑是煤炭工业的巨大革命”。

随着煤炭地下气化技术的推广应用，一个以煤炭地下气化为“龙头”的大型煤、电、化工联合企业将展现在世人面前。

对保障国民经济的可持续发展具有十分重要的战略意义。

鉴于煤炭地下气化技术的显著优点，前苏联、英国、美国、德国、法国等世界许多国家相继投入了大量的人力和物力进行研究和使用，取得了丰硕的成果。

我国也由实验室试验研究、现场试验研究，逐步向工业化生产迈进。

1煤炭地下气化基本原理

煤炭地下气化就是将处于地下的煤炭进行有控制的燃烧，通过对煤的热作用及化学作用而产生可燃气体的过程。

该过程主要是在地下气化炉的气化通道中实现的，如图1.1所示。

1.1氧化区

由进气孔鼓入气化剂（空气、O2和H2O（g）），并在进气侧点燃煤层，气化剂中的O2遇煤燃烧产生CO2，并释放大量的反应热，燃烧区称为氧化区，当气流中O2浓度接近于零时，燃烧反应结束、氧化区结束。

主要反应列式如下:

氧化反应（燃烧反应）：

C+O2==CO2+393.8MJ/kmol

碳的部分氧化反应（不完全燃烧反应）：

2C+O2==2CO+221.1MJ/kmol

CO氧化反应（CO燃烧反应）：

2CO+O2==2CO2+570.1MJ/kmol

1.2还原区

氧化区结束后，则进入还原区，氧化区使还原区煤层处于炽热状态，在还原区CO2与炽热的C还原成CO，H2O（g）与炽热的C还原成CO、H2等，由于还原反应是吸热反应，使煤层和气流温度逐渐降低，当温度降低到使还原反应程度较弱时，还原区结束。

主要反应列式如下:

CO2还原反应（发生炉煤气反应）：

CO2+C==2CO—162.4MJ/kmol

水蒸汽分解反应（水煤气反应）：

H2O+C==H2+CO—131.5MJ/kmol

水蒸汽分解反应：

2H2O+C==2H2+CO2—90.0MJ/kmol

CO变换反应：

CO+H2O==H2+CO2+41.0MJ/kmol

碳的加氢反应：

C+2H2==CH4+74.9MJ/kmol

1.3干馏干燥区

还原区结束后，气流温度仍然很高，对下流即干馏干燥区煤层进行加热，释放出热解煤气，同时产生甲烷化反应。

主要反应列式如下:

煤热解反应：

煤------CH4+H2+H2O+CO+CO2+……

甲烷化反应：

CO+3H2==CH4+H2O+206.4MJ/kmol

2CO+2H2==CH4+CO2+247.4MJ/kmol

CO2+4H2==CH4+2H2O+165.4MJ/kmol

图1.1煤炭地下气化原理示意图

从化学反应角度来讲，三个区域没有严格的界限，氧化区、还原区也有煤的热解反应，三个区域的划分只是说在气化通道中氧化、还原、热解反应的相对强弱程度。

经过这三个反应区以后，生成了含可燃组分主要是H2、CO、CH4的煤气，气化反应区逐渐向出气口移动，因而保持了气化反应过程的不断进行。

由此可见可燃气体的产生主要来源于三个方面：

即煤的燃烧热解、CO2的还原和水蒸汽的分解，这三个方面作用的程度，正比于反应区温度和反应比表面积，同时也决定了出口煤气组分和热值。

1.4地下气化炉的类型

1.4.1有井式

有井式气化建炉先从地面开凿井筒，然后在地下开拓平巷，用井筒和平巷把地下煤气发生炉和地面联接起来，在平巷里将煤层点燃，从一个井筒鼓风，通过平巷，由另一个井筒排出煤气。

图1.2有井式煤炭地下气化示意图

1.4.2无井式

利用钻孔揭露煤层，并利用特种技术在煤层中建立气化通道而构成的地下煤气发生炉叫无井式地下气化炉。

无井式气化炉从进排气点和气化通道相对位置来分可把它们分为几种基本炉型，即V型炉、盲孔炉、U型炉等。

图1.3无井式地下气化炉示意图图1.4混合式地下气化炉示意图

1.4.3混合式

由地面打钻孔揭露煤层或利用井筒辅设管道揭露煤层，人工掘进的煤巷作为气化通道，利用气流通道（人工掘进的煤巷）连接气化通道和钻孔或管道，所构成的气化炉为混合式气化炉。

1.5地下气化和煤层气开采的区别

煤层气的开采是通过“井下抽采”与“地面钻采”的方式，把煤中吸附的瓦斯抽出，受煤层中瓦斯气存量的影响，风险很大；往往是钻孔达到煤层后气量很少，抽采时间不长就没气了，造成钻孔等费用的巨大损失；而煤炭地下气化是通过热作用，把煤炭转化成煤气采出，只要地下有煤炭资源，就能产出煤气，煤炭资源越多，煤气采出越多，生产周期越长；

煤炭地下气化也包括“井下巷道开采”和“地面钻采”两种生产方式，与煤层气的“井下抽采”相比，地下气化的“井下巷道开采”工程简单，投资少。

在“地面钻采”方面，地下气化的钻孔直径较大，一般都在500mm以上，从而保证了煤气的大量生产。

另外，通过煤炭地下气化技术，不仅把煤炭转变成了煤气，同时，煤层中原有的瓦斯气也同时被采出，成为煤气中重要组分。

2煤炭地下气化影响因素

煤的地下气化系非常复杂的物理和化学过程，影响煤气质量的因素很多，既有地下气化所采用的工艺措施，又有煤层自身的特性及煤层顶地板的移动状态。

一般来讲，影响煤炭地下气化过程的主要因素包括以下几个方面：

2.1气化炉温度场

煤炭地下气化过程实际上是一个自热平衡过程，依靠煤燃烧产生的热量使地下气化炉内建立起理想的温度场，进而发生还原反应和分解反应，产生煤气。

因此，在地下气化过程中起关键作用的是炉内的温度场，尤其是对于生产高热值水煤气的两阶段地下气化更是如此。

两阶段气化是一种循环供给空气和水蒸气的地下气化方法，每个循环由两个阶段组成，第一个阶段为鼓空气燃烧蓄热生产空气煤气，第二个阶段为鼓水蒸气生产地下水煤气，只有第一阶段积蓄足够量的热能以后才能使第二阶段水蒸气的分界反应得以顺利进行，从而产生高热值地下水煤气，同时，煤层热分解的程度以及热解煤气的产量，完全取决于煤层内的温度分布。

2.2鼓风速率

气化过程的稳定主要决定于单位时间内起反应的碳量，又决定于固体碳和二氧化碳的化学反应速度，决定于二氧化碳向固体碳表面的扩散速度。

前者与气化带的温度有关，后者则与送风流的速度（鼓风量）有关。

气流运动速度越大，扩散速度也越大。

煤的气化强度增加；另外，鼓入风速的增加，初级产物一氧化碳的燃烧可以部分避免，而从氧化区带走，从图可以看出，提高鼓风速度可以相应地提高煤气热值。

煤层中水的涌入速率很难控制，但可通过改变鼓风速率来抑制水涌入所造成的影响，在相同水涌入速率的情况下，鼓风速率越高，气化区温度越高，煤气中水含量越少。

无论在什么条件下，鼓风速率的增加都是有限的，过高时系统压力增大，煤气热值随着鼓风速率的增加而提高，但超过一定数值，煤气热值反而降低，而二氧化碳含量却增加，这说明部分气化产物被燃烧了，所以应选择适宜的流速和压力，以避免煤气的泄漏和一氧化碳被氧化。

一般认为变空气鼓风为富氧鼓风可以大大提高煤气的热值，令人意外的是CO/CO2比率并不随着鼓风中氧含量的增加而有明显的变化。

虽然燃烧区的温度由于鼓风中氧含量的增加而升高，但因为氧的旁路或附加的水蒸气转换CO为CO2的反应并不完全。

2.3水涌入速率

气体煤层中水的来源有：

1.煤本身的含水量2.在热分解中产生的水分3.围岩的含水量4.地下水的渗入5.人为注入的水

煤气含水量反映出地下水从煤层周围涌入气化区域的速率，水涌入速率是由围岩的渗透率和整段地带的静水压力所决定的。

通常条件下，静水压力随时间变化缓慢，基本上是稳定的。

判明水涌入的实际轴向分布范围一般比较困难，而其分布情况对煤气组成有很大影响。

气化炉中存在少量的水，对气化过程的进行是有利的，在高温下水被分解，使煤气中富含CO和H2，同时又能适当降低煤的燃烧温度，从而降低了煤灰的熔融温度，保证了良好的析气条件。

如果水涌入量比较大，即超过一定的限度，高温气流的冷却作用及CO/CO2平衡转换占优势，可燃组分相对减少，从而使煤气热值降低，此外，水涌入量增加，容易使孔道内形成水层，堵塞狭窄的气流通道。

在煤炭地下气化现场试验过程中，我们一般从两个方面来抑制水涌入的影响：

一是适当提高鼓风压力，而是在操作系统中始终保持气化通道足够高的温度，以蒸发所涌入的水，使所有涌入的水均以煤气中的水蒸气或水与煤之间反应物等形式出现。

地下水的存在，直接影响煤层的含水（充水）程度，其对地下煤层贯通和气化影响在于：

在贯通时贯通通道的空间小，内部表面不大，只有比较少的地下水进入贯通的通道，影响不大；但在气化通道贯通以后，煤层开始气化，气化的空间迅速增大，因而进入地下煤气炉系统地水量也增大，将严重影响着气化过程的进行。

当煤层中的水分含量超过一定限度时，还原带的温度及气化过程遭到强烈的破坏，同时在反应区中燃料的燃烧热分配不当，化学热降低而物理热升高，造成很大的热损。

在进行地下气化的准备工作时，地下水，特别是流砂层常会给打钻工作带来困难，并且常因地下水改变钻孔内煤层的物理化学性质而妨碍贯通工作的进行。

据地质钻探方面资料可知：

在一般含水量的情况下，对钻孔工作没什么困难，而影响钻孔工作的主要是流砂层，特别是含水的砾岩层，在这种岩石中钻进，不但时常发生漏水现象，而且往往因钻孔壁陷落妨碍钻进。

2.4气体通道的长度和断面

可燃气体的产生在气化通道中经历了三个不同的反应区，当气化通道较长时，氧化区、还原区、干馏区均能得到充分的发育，有利于一些可燃气体生成反应的进行，使煤气中的H2，CO，CH4等成分增加，煤层热值提高。

若气化通道过短，只有氧化区和还原区得到发育，干馏区很短或消失，这样煤热解反应减弱，煤气中CH4含量降低，煤气热值降低，因此，建立足够长的气化通道是提高煤气质量必不可少的措施之一。

对于国内外气化通道长度短、断面小的试验，其产量小，地下煤气中可燃组分含量少，热值低。

比利时由于加大了气化通道的长度和断面，其煤气质量明显得到改善。

我国一改20世纪50年代的建炉模式，采用有井推进式大型炉结构，通道长，断面大，使产品煤气中可燃组分大幅度增高，煤气热值提高。

分析其原因，主要包括以下几方面：

①大型炉煤体燃烧后，形成大而稳定的高温场，氧化带和还原带的范围扩大，可燃组分增多，从而使煤气热值提高；②由于通道长、断面大，所以干馏煤气产量大，CH4含量高；③因由较长的干馏干燥带，煤气显热大多用于加热煤层，故热效率高；④大型炉为两阶段地下气化创造了良好的条件。

但是气化通道亦不可过长，苏联的操作表明，过长的气化通道则因煤气被冷却，CO/CO2之比率降低，而甲烷在过低温度下生成速率很小，易发生如下反应：

2CO+H2O→CO2+H2+41.03KJ/g·moL

2CO→CO2+C+172.5KJ/g·moL

所以，对于某一特定的气化煤层来说，气化通道应满足各反应区长度的要求。

2.5操作压力

在倾斜、缓倾斜或近水平煤层中进行地下气化时，气化剂仅限于在贯通通道内流动，而不能提供有效燃烧气化所需要的大反应表面。

实践证明，通过改变操作系统的运作方式，可以得到较大程度的补偿，即通过周期性变化的操作压力可以提高煤气的质量。

模型试验和现场试验均表明，在压力周期变化条件下，流体主要以对流方式传递给煤层热量，这样，一方面对气化反应带前某一距离内的煤层起到预热作用，有利于煤层的燃烧与气化；另一方面增加了热解的产物，且避免了热解气体的燃烧。

Mohtadi（1981）使用无烟煤分别在恒压和周期变化的压力下进行了试验，其结果如表2-2所示。

从下表可以看出，周期变化压力条件下，热损失减少约60%，热效率和气化效率分别为恒压时的1.4倍和2倍，产品煤气的热值约提高1倍。

由此证明了在压力变化的条件下，气化过程得到了较大程度的改善。

2.6煤层厚度

在地下气化过程中，燃烧区和煤气不仅因水的涌入而被冷却，而且其中一部分热量散失到煤层和围岩（底板、顶板等）中去。

当煤层厚度小于2m时，围岩的冷却作用剧烈变化对煤气热值影响甚大。

对于较薄煤层，增加鼓风速率或富氧鼓风可以提高煤气热值，苏联Lischansk地下气化站在小于2m的煤层中进行试验时，即采用富氧鼓风。

后煤层进行地下气化不一定经济，一般以1.3～3.5m厚的煤层进行地下气化比较经济合理，煤层的倾斜度对其气化难易也有影响，一般说来急倾斜煤层易于气化，但开拓条件钻孔工作较困难。

试验证明，煤层倾角为35℃时，便于进行煤的地下气化。

2.7空气动力学条件和气化炉结构

现行的地下煤气发生炉的运转经验表明：

在地下气化炉的不同工作阶段，均匀地向煤层反应表面鼓风，是气化炉内稳定析气的主要条件。

在气化过程中，气化通道的大小、形状、位置都随着煤层和顶板的冒落而不断发生变化。

因此，气化工作面的大小、形状、位置和空气动力学条件也在不断地发生变化，从而影响气化过程的稳定。

顺利送风于反应的煤表面，从而保证一定的空气动力学条件是气化过程的稳定基础，因此必须设计结构合理的气化炉，以实现这一目的。

2.8煤质对气化的影响

气化反应过程与煤的性质和组成有着密切的关系，又与煤层情况和地质条件有关，如无烟煤由于透气性差，气化活性差，脆性很高，在外力作用下最容易分解，因此一般不适于地下气化；而褐煤最适于地下气化方法，由于褐煤的机械强度差，易风化，难于保存，且水分大，热值低等特点，不宜于矿井开采，而其透气性高，热稳定差，没有粘结性，较易开拓气化通道，故有利于地下气化。

影响气化过程稳定性的因素还有许多，如围岩受热变形、塌裂、扩展的影响，煤质煤层赋存条件的影响等。

这些因素对气化盘区的选择和气化炉的建立过程影响较大，对于气化过程控制煤气成分和热值的影响不大。

煤层顶底板岩石的性质和结构对地下气化有重要影响，要求临近岩层完全覆盖气化煤层。

当气化过程进行到一定程度时顶板往往在热力、重力和压力的作用下破碎而垮落，造成煤气大量泄漏，影响到气化过程的有效性和经济性。

综上所述，气化炉温度场、鼓风速率、气化通道长度、煤层涌水量是影响气化过程稳定性的主要因素。

因此，将通过模拟计算和现场试验，研究这些因素的变化规律以及对气化过程稳定性的影响程度，从而认识地下气化过程的一般规律，并研究合理的气化炉结构和工艺措施，实现对气化过程的控制，已达到稳定生产的目的。

3国外煤炭地下气化技术的发展

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。

1940～1961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（1600kcal/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。

70～80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14MJ/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，1MBtu=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。

1978～1987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500～700m，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。

3.1国外技术发展

3.1.1早期的有井（筒）式气化工艺

UCG试验采用有井（筒）式工艺，需要开凿井筒、掘进巷道，或利用老矿的井巷。

这违背了地下气化的基本宗旨是避免井下开采作业的初衷，而且准备工作量大，产气量小。

1935年以后，发展无井（筒）式工艺，即从地面向煤层钻孔。

过去50年，国外所有UCG试验和可行性研究都采用无井（筒）式工艺。

3.1.2UCG描述

最简单的UCG工艺是按一定距离向煤层打垂直钻孔，再使孔间煤层形成气化通道。

然后通过一个钻孔把煤层点燃，注入空气或氧/蒸汽，煤炭发生热解、还原和氧化等气化反应。

蒸汽提供反应所需的氢，并降低反应温度。

产生的煤气从另一个钻孔引出，煤气的主要成分是H2、二氧化碳、CO、CH4和蒸汽，各种组分的比例取决于煤种、气化剂和气化效率。

注入空气和蒸汽产生低热值煤气（3.9～6.3MJ/m3）；注入氧和蒸汽可得中热值煤气（8.2～11.0MJ/m3）。

低热值煤气可就地发电或做工业燃料；中热值煤气可作燃料气或化工原料气，原料气可转化成汽油、柴油、甲醇、合成氨和合成天然气等产品。

UCG的关键技术问题是连续钻孔的方法，即贯通技术、煤层勘测和气化过程的控制。

3.1.3贯通技术