CN101122259A - 煤层气与整体联合循环多联产发电系统 - Google Patents

Abstract

本发明的目的在于提供一种将煤炭、煤化工、整体联合循环发电、能源勘探、煤层气抽放、煤层气利用、煤炭气化等技术。有机的融合形成：煤层气与整体联合循环发电系统。以保护生命、节约资源、保护环境的理念，坚持“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，自主创新，加大煤矿瓦斯抽采与通风瓦斯利用力度，保障煤矿生产安全，增加清洁能源供应，减少对生态环境的污染，促进煤炭工业可持续发展。地面抽采与井下抽采相结合、自主开发、就近利用、余气外输相结合；该系统贯彻了能量梯级利用、最大程度减少污染物二氧化碳温室气体的排放，环保、高效利用。系统发电功率可达到300－600MW以上，联合循环发电系统净效率已达到58％，可望超过60％。随着燃气初温的进一步提高，净效率能达到60％或更高。化工产品数十万吨的环保燃料，减排CO₂数百万吨的规模化系统。

Description

煤层气与整体联合循环多联产发电系统

一、技术领域：

本发明属于煤炭和能源领域，主要涉及煤炭、煤化工、发电、能源勘探、煤层气抽放、煤层气利用、煤炭气化、气体分离技术等。

二、技术背景：

我国有着极为丰富的煤层气资源，据估算，埋深2000m以浅的煤层气资源量达30～35万亿m³，以可采系数50％折算，其可采资源量为15～17.5万亿m³，相当于131.9～153.9亿t原油，按现有原油开采速度，可供我国开采100年以上。因此，我国煤层气开发前景巨大。煤层气俗称“瓦斯”，大量存在于煤层中，属于非常规天然气，主要成分为甲烷。同时煤层气是造成煤矿井下事故的主要原因之一。

煤层气是一种热值高、无污染的新能源，可用于发电燃料、工业燃料、化工原料和居民生活燃料。如果对其合理利用，则可以弥补能源短缺。与此同时，对煤层气的回收利用还有助于保护环境，因为煤层气随着煤炭开采泄漏到大气中会加剧全球温室效应。但在采煤之前第一部分先采出煤层气，可以使煤矿生产中的瓦斯涌出量降低70％到95％。由于1t甲烷的温室效应相当于21tCO₂，因此甲烷直接燃烧与直接排空相比，温室效应减少94％。随着《京都议定书》正式生效，各国更注重对煤层气的回收利用，以减少温室气体排放。

近年来，中国煤层气的勘探开发有了实质性进展，国家有关部门和地方政府都在积极参与这项工作，已经把煤层气的开发列入《中国21世纪议程优先项目计划》，力争趋利避害，使煤层气成为中国新的替代能源。《京都议定书》规定了各国的温室气体减排量，如果某个国家达不到这一规定，它可以向额度尚有富余的发展中国家购买剩余配额，从而保证全球总体减排量达标，而支付的资金可以作为国际基金，帮助这些发展中国家实施具有环保意义的项目。

由于煤层气主要成分为甲烷，燃烧后产生水蒸气和温室气体二氧化碳，比起燃煤发电其二氧化碳排放量大为减少。抽取煤层气的做法，不但发了电，还解决了安全问题和温室气体排放问题，因此，它对煤矿企业是很有益的在世界许多主要产煤国中煤层气是潜在的重要能源。世界范围内，相当数量的煤层气被开采，其中大部分气体是从生产深井中开采出来的，只有少量的煤层气是从报废矿井回收的煤层气是一种清洁燃料，只要不混入空气和其它不可燃矿山气体，其性质和天然气差不多。煤层气可以用以下方法从煤层中回收：

从生产矿井中抽排(CMM)

从报废矿井中抽放(AMM)

从未开采的煤中通过地面钻孔生产(VCBM)

煤层气储集源的比较

储集源	优    点	缺    点
			未采区煤层气	·煤层气纯度很高·采气作业独立于采煤·在采煤之前先采气，可改善矿井安全·有很高的调节能力，没有环境排放的风险	·钻井和完井成本高·钻井和生产现场需征地·需大量钻孔及与之配套的地面集气管网
矿井瓦斯	·通过现有的基础设施在固定场所将矿井瓦斯输送到地面。瓦斯作为废气进行回收，且以矿井安全为主要目的。·矿井瓦斯的利用是通过甲烷转变为低危害性的CO2而减少了温室气体的排放。·可实现较高的产气量	·气纯度可变(中等纯度至低纯度)·供气可能会受采煤作业的影响，使用储气罐可在一定程度上得到缓解·没有调节能力·可能需要通过外部燃料供应维持瓦斯利用过程不中断
			报废矿井瓦斯	·利用以前的巷道和钻孔进入瓦斯储集层·在某些情况下，可以在用户现场安装采气钻孔·减少关闭矿井中温室气体的排放·产气量高，气纯度相对稳定(从高到低)·可在确定的范围内调节供气量以适应需求	·可能需要做矿井修补工作以充分密封地面通道·矿井水位的升高使可进入的瓦斯储层的体积逐渐缩小·可能需要不断地用泵抽出矿井水

煤层气是一种以吸附状态为主、生成并储存于煤层及其围岩中的甲烷气体，发热量大于8100大卡/m₃，与常规天然气相比主要异同如下：

煤层气与常规天然气相比相同点：

1；气体成分大体相同：煤层气主要由95％以上的甲烷组成，另外5％的气体一般是CO₂或N₂；而天然气成分也主要是甲烷，其余的成分变化较大。

2；用途相同：两种气体均是优质能源和化工原料，可以混输混用。

煤层气与常规天然气相比不同点：

1；煤层气基本不含碳二以上的重烃，产出时不含无机杂质，天然气一般含有含碳二以上的重烃，产出时含无机杂质；

2；在地下存在方式不同，煤层气主要是以大分子团的吸附状态存在于煤层中，而天然气主要是以游离气体状态存在于砂岩或灰岩中；

3；生产方式、产量曲线不同。煤层气是通过排水降低地层压力，使煤层气在煤层中解吸-扩散-流动采出地面，而天然气主要是靠自身的正压产出；煤层气初期产量低，但生产周期长，可达20-30年，天然气初期产量高，生产周期一般在8年左右；

4；煤层气又称煤矿井斯，是煤矿生产安全的主要威胁，同时煤层气的资源量又直接与采煤相关，随着采煤过程煤层气就排放到大气中。表格归纳如下：

各  项	常规天然气藏	煤层气储层
			1、埋深	有深有浅，一般大于1500米	一般小于1500米
2、资源量计算	不可靠	较可靠
			3、勘探开发开发模式	滚动勘探开发或先勘探后开发	滚动勘探开发
4、储气方式	圈闭，游离气	吸附于煤系地层中(大部分)
			5、气成分	烃类气体，主要是C1-C4	95％以上是甲烷

6、储层孔隙结构	多为单孔隙结构，	双孔隙结构，微孔和裂隙发育
			7、渗透性	渗透率较高，对应力不敏感	渗透率较低，对应力敏感
8、开采范围	在圈闭范围内	大面积连片开采
			9、井距	大，可采用单井，一般用少量生产井开采	小，必须采用井网，井的数量较多
10、储层压力	超压或常压	欠压或常压
			11、产出机理	气体在自然压力下向井筒渗流，井口压力大	需要排水降压，气体在压力下降后解吸，在微孔中扩散，然后经裂隙渗流到井筒
12、初期单井产量	高	低
			13、增产措施	一般不需要	一定需要
14、钻井及生产工艺	较简单	较复杂，需要人工提升排水采气。

据有关统计，我国每年随煤炭开采而减少资源量190亿m³以上，而天然气资源量受其他采矿活动影响较小。我国煤层气治理和利用技术发展由于对煤层气的治理技术研究工作起步较晚，所以与美国等发达国家相比有一定程度的差距。我国煤层气的主要处理方法是采用综合抽放技术。经过几十年的发展，我国煤矿煤层气抽放技术历经“高透气性煤矿煤层气抽放”、“邻近层卸压煤层气抽放”、“低透气性煤层强化煤层气抽放”和“综合抽放煤层气”等4个阶段的发展，无论是煤层气抽放方法，还是抽放装备等均达到较先进的水平。目前的平均煤层气抽放率仅有23％，而俄罗斯、美国、澳大利亚等主要采煤国家的平均煤层气抽放率均在50％以上。

煤层气治理存在的问题：

1；基础理论研究的滞后性；有关煤层气生成、运移、富集规律的地质理论、煤层气勘探理论、煤层气在地球物理场中的流动理论等基础研究还显薄弱。缺乏完善和成熟的理论指导。

2；技术国产化程度较低；由于我国煤层气治理技术主要是借鉴常规油气和引进美国等技术发展起来的。所以，许多技术针对性不强，不适合我国的具体国情。

3；煤层气抽放率低，安全隐患大、煤层气抽放技术是采用压力衰竭技术，即通过排水降压来开采煤层气。但是由于降压的幅度受到各种因素的限制，煤层气的采收率低，煤层气井的生产周期很，造成煤层气开发的经济效益差，阻碍煤层气的发展，目前治理矿井安全的重要措施，但由于我国煤炭行业效益低下，很多企业无力投资井下煤层气的抽放，从而导致绝大部分矿井抽放率小于30％。从而带来了很大的生产安全隐患。

4；利用率低导致资源浪费和环境污染；总体上讲，我国煤层气治理与利用尚处于初级阶段，煤层气综合利用技术仅在民用燃料和电厂发电等小范围内得以应用，而且利用规模明显偏小，大量的煤层气排向大气中，不仅造成资源的浪费，而且导致严重的环境问题。

5；上下游发展不协调；与我国巨大的煤层气储量相比，煤层气的开采与利用并未引起高度的重视，目前，我国尚未实现大规模地面开采煤层气的实际。即便如此，主要工作也只是集中在煤层气的勘探与开采方面，而对于煤层气治理与应用，主要是通过被动地对煤矿瓦斯进行井下抽放，来改善煤矿的安全生产条件，而对于主动利用煤层气实现治理的重视程度远远不够。一旦我国煤层气勘探与开采取得重大突破，下游利用的薄弱将成为制约煤层气产业发展的瓶颈。

整体煤气化联合循环

(1GCC-Integrat-ed Casification combined Cycle)

整体煤气化联合循环发电技术是将煤气化技术和高效的联合循环相结合的先进动力系统。它由两大部分组成，即煤的气化与净化部分和燃气-蒸汽联合循环发电部分

第一部分的主要设备有气化炉、空分状置、煤气净化设备(包括硫的回收装置)，

第二部分的主要设备有燃气轮机发电系统、余热锅炉、蒸汽轮机发电系统。典型的IGCC发电系统如附图1

IGCC的工艺过程如下：煤经气化成为中低热值煤气，经过净化，除去煤气中的硫化物、氮化物、粉尘等污染物，变为清洁的气体燃料，由于它采用了燃气-蒸汽联合循环，大大地提高了能源的综合利用率，实现了能的梯级利用，提高了整个发电系统的效率，更重要的是它较好地解决了常规燃煤电站固有的污染环境的问题。

(1)；高效率，且具有提高效率的最大潜力IGCC的高效率主要来自联合循环，燃气轮机技术的不断发展又使它具有了提高效率的最大潜力。现在，燃用天然气或油的联合循环发电系统净效率已达到58％，本世纪初可望超过60％。随着燃气初温的进一步提高，IGCC的净效率能达到50％或更高。

(2)；煤洁净转化与非直接燃煤技术使它有极好的环保性能先将煤转化为煤气，净化后燃烧，克服了由于煤的直接燃烧造成的环境污染问题，其NO_x和SO₂的排放远低于环境污染排放标准，脱硫率98％，除氮氧化物率可达90％。废物处理量少，副产品还可销售利用，能更好地适应本世纪火电发展的需要。

(3)；耗水量少比常规汽轮机电站少30-50％，这使它更有利于在水资源紧缺的地区发挥优势，也适于矿区建设坑口电站。

(4)；易大型化单机功率可达到300-600MW以上。

(5)；能够利用多种先进技术使之不断完善IGCC是一个由多种技术集成的系统，煤的气化、净化技术、燃气轮机技术以及汽轮机技术等的发展都为它的发展提供了强有力的支撑。

(6)；能充分综合利用煤炭资源适用煤种广，能和煤化工结合成多联产系统，能同时生产电、热、燃料气和化工产品。

煤碳气化系统：

利用高压煤气化技术生产合成煤气，以取代天然气作为燃料，是发展IGCC技术的一个重要内容。目前IGCC采用的气化炉；主要要求是高的碳转化率η。和冷煤气效率η₁、大容量(尽可能做到单炉电站)以及与发电设备运行的匹配性好等。流化床气化炉以空气做为气化剂时，可省去复杂空分系统，但煤气热值低，不利于燃烧；但采用纯度高的氧气要比用空气为气化剂时冷煤气效率高，却增大了厂用电率，

煤气净化系统：

从气化炉产生的粗煤气含有大量有害杂质，无法满足燃气轮机安全可靠运行和环保法规的要求，必须预先净化处理，以除去粗煤气中的硫化物、粉尘、氮化物以及碱金属与卤化物等有害物质。现多采用常温湿法除尘脱硫工艺，相对成熟。由于在净化前，先要将高温煤气冷却降温，虽然可以回收部分煤气显热，但由于能量的品位降低，必将影响到IGCC整体的效率。因此，人们正致力于研究开发高温干法脱硫技术，它与煤气低温净化技术相比能使IGCC的净效率提高0.7-2.0％。

余热锅炉及蒸汽轮机系统：

性能先进的IGCC离不开高效率的蒸汽循环，余热锅炉和蒸汽轮机系统不可避免要与煤气化、净化系统等进行质量、能量交换，因此IGCC蒸汽系统的联结、匹配与优化要比一般的联合循环复杂得多、也重要得多。为了充分地吸收各子系统的余热、废热，目前IGCC系统中。一般根据燃气轮机排气温度，合理地选择蒸汽循环流程，当燃气轮机排气温度T₃低于538℃时，不采用再热循环方案；当高于580℃时，采用多压再热方案。对余热锅炉初温的提高，IGCC中蒸汽循环完全有可能采用更高蒸汽参数，设计亚临界、甚至超临界的IGCC蒸汽系统。

变压吸附(PSA)技术：

PSA技术是60年代发展起来的一种气体分离技术，它是以固定床吸附，在连续改变体系平衡的热力学参数(压力)下，使吸附和解吸再生循环进行，既具有固定床吸附的优点，又是一种循环过程。它广泛用于石油、天然气、化工的气体分离工业，例如H₂、O₂、N₂、He和Ar等气体，以及CH₄、C₂H₄、C₂H₂、nCnH_2n+2、H₂O、CO₂和CO等组分的分离、回收和精制。PSA装置最大处理能力已达到10万m₃/h

PSA分离过程的优点为：

(1)；产品纯度高；

(2)；在室温和低压(0.05～3.00MPa)下操作，不需外加热源，设备简单；

(3)；可单级操作，原料气中的几种组芬可在单组中脱除，原料气中的水分和CO₂等不需要预处理；

(4)；吸附剂寿命长，对原料气质量要求不高，装置操作容易，操作弹性大；

(5)；自动化程度高，操作费用低，节能降耗显著。

PSA技术在煤层气开发中的应用

PSA技术在煤层气钻井中的应用

针对我国煤层气储层属于低渗透、压力封闭型。在大规模开发煤层气时采用水平井技术。水平井的主要优点是垂直于煤体的最大渗透方向，可增加煤层气的产量。但是，在钻水平井时必须考虑钻井液对煤层的污染问题，否则将得不偿失，煤层气增产(ECBM)N₂和CO₂可用于清除煤裂隙中的甲烷，降低甲烷的分压，以提高煤储层的解吸作用。因为CO₂能优先吸附在煤的表面，将甲烷从其吸附的地方置换出来，所以起的作用更大。现场测试已证实，注入CO₂能获得甲烷高产。保留在煤中的CO₂的体积比产出的甲烷的体积多2-3倍。注入氮气比注CO₂在经济上更合算，因为氮气可以回收循环使用，而CO₂却保留在煤中。煤层气开发中的应用煤层气钻井，提高煤层气采收率提高煤层气采收率，

煤层气净化与浓缩：

煤层气净化，轻烃回收煤层气净化，由煤层气构成的以甲烷为主的有害气体。包括生产井、采动区、采空区、报废矿井的瓦斯，因瓦斯气体中混入部分空气，采取抽放措施其甲烷浓度20-80％以上。  煤矿开采过程中放出的瓦斯，经风流排至地面大气中。含有大量的空气，甲烷浓度较低。对抽放瓦斯-→脱硫、脱水、脱CO₂、使其甲烷浓度90％以上，压缩增压

三、发明内容：

本发明的目的在于提供一种将煤炭、煤化工、整体联合循环发电、能源勘探、煤层气抽放、煤层气利用、煤炭气化等技术。有机的融合形成：煤层气与整体联合循环多联产发电系统。以保护生命、节约资源、保护环境的理念，坚持“安全第一、预防为主、综合治理”的方针，自主创新，加大煤矿瓦斯抽采与利用力度，加快煤层气产业发展，保障煤矿生产安全，增加清洁能源供应，减少对生态环境的污染，促进煤炭工业可持续发展。地面抽采与井下抽采相结合、自主开发、就近利用、余气外输相结合；

该系统贯彻了能量梯级利用、最大程度减少污染物二氧化碳温室气体的排放，环保、高效利用。系统发电功率可达到300-600MW以上，联合循环发电系统净效率已达到58％，可望超过60％。随着燃气初温的进一步提高，净效率能达到60％或更高。化工产品数十万吨的环保燃料，减排CO₂数百万吨的规模化系统

煤层气是一种热值高、无污染的新能源，可用于发电燃料、工业燃料、化工原料和民用燃料。对煤层气的回收利用，使用煤层气与整体联合循环发电的系统技术，不但生产环保的化工厂品，同时发了电，还有助于保护环境，因为煤层气随着煤炭开采泄漏到大气中会加剧全球温室效应。抽取、利用煤层气的做法，还解决了安全问题和温室气体排放问题，在采煤之前先采出煤层气，可以使煤矿生产中的瓦斯涌出量降低70％到95％。同时在联合循环后产生的烟气与煤层气提纯的副产品N₂和CO₂注入煤层气的抽放井中，N₂可以回收循环使用，而CO₂却保留在煤中。提高了煤层气采收率。实施步骤如下：

在选择开采煤层群、突出危险性比较严重的矿区，开采年抽采量可达到5亿立方米以上井田中；煤层气利用量达到4.5亿立方米，煤矿产量达年产百万吨以上附近；建设安全高效开采的瓦斯综合治理与利用示范工程，开发煤矿瓦斯综合抽采与利用技术煤层气。煤层瓦斯压力降到0.74兆帕以下，各项指标达到煤层无突出危险。利用本发明系统，见附图2

首先，煤层气①通过采用(CMM)、(AMM)、(CVBM)方式将煤层气抽放②至变压吸附(PSA)系统中，将煤层气抽放时的甲烷含量20％-80％的气体脱硫、脱水、脱CO₂、③使其甲烷浓度90％以上满足增压时的安全性一部分通过增压⑤进入燃气轮机燃烧发电⑧产生的高温烟气进入⑥余热锅炉⑦与气化炉产生的低热值煤气，利用低热值高效的自预热循环低NOx高温燃烧系统一起对余热锅炉进行完全补燃产生高温、高压蒸汽带动亚临界、甚至超临界的蒸气轮机发电。烟气中含有的N₂达80％左右、CO₂达10％左右与②变压吸附(PSA)系统中产生的N₂和CO₂与共同注入煤层气的抽放井中，N₂可以回收循环使用，而CO₂却保留在煤中。提高了煤层气采收率。利用煤矿生产的煤⑨采用高温高压流化床气化炉，以空气做为气化剂生产低热值煤气⑩通过高温净化，一部分用于余热锅炉的补燃，另一部分与甲烷一起用于④化工生产甲醇、二甲醚等环保产品。

具体方法及控制：

①-在煤层气的的抽放；根据井田的地质状况、煤炭储量、埋藏深度、煤层的相对煤层气涌出量，煤的煤层气(瓦斯)含量达到下列数值处：长焰煤1.0～1.5 m₃/t(C.M.)，气煤1.5～2.0m₃/t(C.M.)，肥煤与焦煤2.0～2.5m₃/t(C.M)，瘦煤2.5～3.0m₃/t(C.M.)，贫煤3.0～4.0m₃/t(C.M.)，无烟煤5.0～7.0m₃/t(C.M.)(此处的C.M.是指煤中可燃质既固定碳和挥发分)影响煤层瓦斯含量的因素，确定抽放方式从生产矿井中抽排(CMM)、从报废矿井中抽放(AMM)、从未开采的煤中通过地面钻孔生产(VCBM)及产量。据年抽采量达到5亿立方米以上井田中；煤层气利用量达到4.5亿立方米，等基础数据，确定井口的数量方式。同时要考虑N₂和CO₂注入后的增加量。

②-PSA装置处理能力选择为5-10万m₃/h，将煤层气抽放时的甲烷含量20％-80％的气体脱硫、脱水、脱CO₂、使其甲烷浓度90％以上，满足燃气轮机使用时甲烷增压时的安全特性。同时又为生产甲醇、二甲醚环保燃料提供质量保证。

⑤-燃气轮机：选择机组热效率高、比投资低、排污指标低的燃气轮机

⑦-余热锅炉：蒸汽系统采用三压再热方式，同时利用低热值高效的自预热循环低NOx高温燃烧系进行完全补燃，为汽轮机提供更高蒸汽参数，设计成亚临界、甚至超临界的蒸汽轮机系统，热效率达到35％以上。锅炉有高(HP)、中(1P)、低(LP)3种压力蒸汽，中压具有中间再热。汽轮机在结构设计上具有以下特点：高压缸采用圆筒型，无水平中分面，结构紧凑；中低压缸具有水平中分面，轴向排汽等优化设计；用反动式设计，中压叶片采用全三元、高效串的弓形叶片。转子采用不同材料焊接而成，高温区采用具有优良的高温持久强度材料，低温区离心应力大，采用高韧性、优良的抗腐蚀性能以及低FATT材料。在发电后的低压蒸气为气化炉提供必要的蒸汽。

⑩-气化炉：采用高温高压流化床气化炉，煤以空气及变压吸附(PSA)系统中产生的O₂做为气化剂生产低热值煤气，产量能力与在系统的配置化工产品种类所需的原料以甲烷浓度与净化后的低热值煤气按比例使用，同时满足余热锅炉与燃气轮机所排烟气中的含氧量利用低热值高效的自预热循环低NOx高温燃烧系统一起对余热锅炉进行完全补燃所需。-烟气中的N₂含量达80％左右、CO₂含量达10％左右与②变压吸附(PSA)系统中产生的N₂和CO₂混合后共同注入煤层气的抽放井中，N₂可以回收循环使用，而CO₂却保留在煤中。达到提高煤层气2-3倍采收量。

附图一为IGCC的系统图，附图2是本发明的系统图。

Claims (7)

1.一种煤层气与整体联合循环多联产发电方法，其特征在于将煤炭、煤化工、整体联合循环发电、能源勘探、煤层气抽放、煤层气利用、煤炭气化等技术融合形成：煤层气的回收利用，使用煤层气与整体联合循环发电的系统技术，不但生产环保的化工厂品同时发了电。系统发电功率可达到300-600MW以上，联合循环发电系统净效率已达到58％，可望超过60％。随着燃气初温的进义步提高，净效率能达到60％或更高。化工产品数十万吨的环保燃料，减排CO₂数百万吨的规模化系统。

2.利用在联合循环后产生的烟气与煤层气提纯的副产品N₂和CO₂诸如煤层气的抽放井中，N2可以回收循环使用，而CO2却保留在煤钟。提高了煤层气采收率。

3.将煤层气抽放后利用变压吸附法将甲烷含量20％-80％的气体脱硫、脱水、脱CO₂、使其甲烷浓度达到90％以上满足增压时的安全性，一部分通过增压进入燃气轮机燃烧发电，另一部分与甲烷一起用于化工生产甲醇、二甲醚等环保产品。统净效率已达到58％，可望超过60％。随着燃气初温的进义步提高，净效率能达到60％或更高

4.利用燃气轮机燃烧发电产生的高温烟气进入余热锅炉与气化炉产生的低热值煤气，利用低热值高效的自预热循环低NOx高温燃烧系统一起对余热锅炉进行完全补燃产生高温、高压蒸汽带动亚临界、甚至超临界的蒸气轮机发电。使煤层气与整体联合循环发电系统发电功率可达到300-600MW以上，系统净效率已达到58％，可望超过60％。随着燃气初温的进义步提高，净效率能达到60％或更高

5.烟气中含有的N₂达80％左右、CO₂达10％左右变压吸附系统中产生的N₂和CO₂共同注入煤层气的抽放井中，N₂可以回收循环使用，而CO₂却保留在煤中。提高了煤层气采收率。

6.利用煤矿生产的煤，采用高温高压流化床气化炉，以空气做为气化剂生产低热值煤气，通过高温净化。一部分用于余热锅炉的补燃，另一部分与甲烷一起用于化工生产甲醇、二甲醚等环保产品。

7.余热锅炉：蒸汽系统采用三压再热方式，利用低热值高效的自预热循环低NOx高温燃烧系进行完全补燃，为汽轮机提供更高蒸汽参数，设计成亚临界、甚至超临界的蒸汽轮机系统，热效率达到35％以上。

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