煤层气(煤矿瓦斯)综合利用途径及现状分析

罗申国

(煤炭工业太原设计研究院，山西 太原 030001)

煤层气(煤矿瓦斯)是指赋存在煤层中以甲烷为主要成分，以吸附在煤基质颗粒表面为主、部分游离于煤孔隙中或溶解于煤层水中的烃类气体，是煤的伴生矿产资源，属非常规天然气，是近一二十年在国际上兴起的洁净、优质能源和化工原料。我国埋深2 000 m以内浅煤层气地质资源量约36.81万亿m3，居世界第3位，煤层气资源相当丰富。

1 煤层气(煤矿瓦斯)利用现状

1.1 煤层气利用量和利用率显著提高

近年来，政府部门制定了一系列有关煤层气政策措施，强力推进煤层气开发利用，使煤层气利用范围不断拓展，广泛应用于城市民用、汽车燃料、工业燃料、瓦斯发电等领域，抽采利用量逐年大幅度提升，大批瓦斯电厂、乏风氧化供热和发电试点项目、提纯工厂、液化站、压缩站和集输管道建成投产。预计到“十二五”末，煤层气利用量将达到84亿m3/年，利用率达60%以上;民用超过320万户，瓦斯发电厂总装机容量超过285万kW，相当于节约标准煤1 016万t，减排二氧化碳12 600万t，一年的利用量就与“十一五”期间的总利用量持平。可见，煤层气利用量逐年增加，利用率显著提高，节能减排效果明显。

1.2 煤层气(煤矿瓦斯)利用政策框架初步形成

国务院办公厅印发了《关于进一步加快煤层气抽采利用的意见》(国办发〔2013〕93号)，国家能源局印发了《煤层气勘探开发行动计划》(国能煤炭〔2015〕34号)，山西省人民政府出台了《关于加快推进煤层气产业发展的若干意见》(晋政发〔2013〕31号)，有关部门出台了煤炭生产安全费用提取、煤层气抽采利用企业税费减免、财政补贴、瓦斯发电上网及加价、人才培养等扶持政策，初步形成了煤层气开发利用政策框架。各企业开发利用煤层气，中央财政补贴0.2元/m3，煤层气发电上网补贴后电价0.509元/kWh，初步建立了煤层气勘探、开发、安全等标准体系，发布了低浓度瓦斯输送和利用等行业标准。

1.3 CDM遭遇历史低谷，乏风氧化项目受挫

瓦斯发电项目符合清洁发展机制(CDM)要求，可以申报CDM项目，获得碳减排收益。从2005年开始，CDM在我国迅速发展，截至2011年6月底，中国政府共批准3 051个清洁发展机制项目，其中455个成功签发，中国CDM项目的数量和年减排量居世界第一。当初，国家发改委规定CDM碳减排量价格不低于8欧元/t，瓦斯发电项目的碳减排收益与发电上网收益相当;目前，受全球金融危机和欧债危机影响，CDM价格跌至不足1欧元/t，导致部分乏风氧化减排项目停滞或取消。

1.4 构建国内碳交易政策框架形成碳交易市场

中国作为全球“卖碳”大国，由于缺乏国内政策体系，碳交易市场一直都依赖国外市场，国际买家往往到欧洲BlueNext市场及美国证券交易所进行碳交易，这使得中国对碳交易的价格完全没有话语权。中国政府已经充分意识到这一问题，从2011年开始，正在有序搭建自己的交易体系和政策框架。2011年11月9日，国务院通过《“十二五”控制温室气体排放工作方案》，方案要求十二五期间将探索建立碳排放交易市场;11月17日我国出台了《国务院关于加强环境保护重点工作的意见》，提出推进环境税费改革，开展排污权交易试点;11月14日，国家发改委在北京召开了国家碳排放交易试点工作启动会议，北京、广东、上海、天津、重庆、湖北和深圳七省市被确定为首批碳排放交易试点省市，并提出2013年中国将全面启动以上区域的总量限制碳排放交易。

2012年9月11日，广东省碳排放权交易试点正式启动，中国首例碳排放权配额交易在广州碳排放交易所完成，这标志着广东引入市场机制倒逼节能减碳实现新突破。

2 煤层气利用途径

在煤炭开采过程中，根据开发的形式不同，煤层气可以分成3类:地面钻井抽采煤层气、煤矿井下抽放瓦斯和矿井通风中排出的风排瓦斯。

地面钻井抽采的高浓度煤层气，甲烷浓度大于90%，热值与天然气相当，可以长距离管道输送、压缩(CNG)和液化(LNG)运输等多种输送形式，例如山西晋城、阳泉等地已建成多座煤层气液化站、压缩站及长距离输送管网。

煤矿井下抽采的瓦斯，甲烷浓度一般在5% ～55%，不适宜长距离输送，主要有以下几种利用途径:

途径一:直接燃烧供热，用于民用和矿井瓦斯锅炉等。

途径二:提纯液化，用于汽车燃料、化工生产原料等。

途径三:建设坑口瓦斯电站发电。

上述3种瓦斯利用途径中，途径一是直接燃烧供热，要求瓦斯浓度＞30%，不含液态水，供气压力10～30 kPa，需要设置加压风机，由于矿井瓦斯锅炉耗气量较小，民用具有时段性，该利用途径不能作为瓦斯的主要利用途径，通常与其他利用方式相结合，如晋煤集团建有瓦斯输送管网，供矿井瓦斯锅炉、民用和瓦斯发电使用，便于协调供气平衡。途径二是提纯液化，由于煤矿井下抽采的瓦斯浓度一般在5%～55%，液化前需要进行提纯，工艺系统复杂，安全性差，成本较高，经济效益不好，在国内应用不多，目前阳煤和晋煤集团已建有瓦斯提纯液化项目。途径三是建设坑口瓦斯电站发电，是目前国内瓦斯利用较为普遍的方式，若矿井抽放的瓦斯浓度＞30%，则通常选用发电效率高、年运行时间长、维修量少的进口机组，若抽放瓦斯浓度介于8% ～30%，则选用价格便宜、订货周期短、对瓦斯品质要求低的国产低浓度瓦斯发电机组，无论是进口机组还是国产机组，技术都比较成熟，在全国各地都有成功使用用户。

矿井通风中的风排瓦斯量虽巨大，但浓度极低，煤矿安全规程规定甲烷浓度＜0.75%，一般排放浓度均不超过0.50%，目前，主要有直接氧化供热、作为辅助燃料和与低浓度瓦斯混合后氧化余热发电3种利用方式。风排瓦斯氧化机组维持自身热反应的甲烷浓度为0.25% ～0.30%，大于0.30%才能供热，再加上目前没有CDM碳减排收益，单纯的乏风氧化项目只能为矿井供热，存在投资大、收益小的问题，很难大面积实施，目前，已建成的只有重庆松藻、山西焦煤东曲矿羊圈港风井和屯兰矿石家河风井等几个乏风氧化供热项目。乏风用作辅助燃料，国外有乏风用作内燃机发电燃烧空气的项目，国内还正在开展研究工作，未有投产项目。风排瓦斯与井下抽放的低浓度瓦斯混合后氧化余热发电利用方式是近年来乏风利用的新趋势，通过低浓度瓦斯与乏风混合，将瓦斯浓度提升至1.0% ～1.2%，再经风排瓦斯氧化机组氧化，回收余热产生过热蒸汽，拖动蒸汽轮机发电，输出电力和热力，获得经济收入，解决了风排瓦斯浓度低难利用、没有经济效益及井下抽放8%以下浓度瓦斯不能发电的问题，目前，已建成了陕西彬长和山西高河煤矿乏风氧化发电项目。

由此可见，煤矿抽放的各种浓度瓦斯均可加以利用，技术上能实现煤矿瓦斯零排放。

3 煤层气利用过程中存在的问题

目前，矿气产权分离、煤矿建设与瓦斯利用脱离、项目审批手续繁琐和煤层气利用相关政策不完善等诸多因素制约瓦斯开发利用。绝大部分煤炭资源采矿区的煤层气资源矿业权属于非煤炭企业，矿井井田的煤炭采矿权与煤层气采气权分置，严重制约煤炭企业“先抽后采”及煤层气利用的自主性和积极性。大多数煤矿在前期设计、规划的过程中并未充分考虑配套瓦斯利用项目的实施，后期部分煤层气项目管道建设等配套工程滞后，下游市场不完善，区域煤矿抽放瓦斯管网未形成，使得瓦斯利用项目受到限制，再加上建设项目审批需编制项目申请报告、可研报告、节能、环保、安全、职业卫生等专篇，并经相关部门审查通过，取得专篇批复意见后，才能通过项目核准。项目审批过程中，由于煤层气开发利用项目的审批和立项政策暂无统一的标准，各级政府之间、政府各部门之间缺乏有效的协调沟通机制，在项目各种行政许可的办理政策上尚未统一，审批环节繁琐。煤层气产业具有高投入、高风险的特征，国家及地方政府对煤层气开发利用的补贴偏低，不能激发煤层气开发利用企业积极性，给煤层气利用工程项目的立项、审批和实施造成了很大困难，大多数煤矿对抽出的煤层气利用积极性不高，使得大量瓦斯直接排空，造成资源浪费和环境污染。

4 提高煤层气利用率的建议

为了充分利用煤层气这一清洁能源充分利用，一是需要政府部分优化资源配置，深化矿权管理改革，对登记面积大、勘探开发缓慢区块，建议参照建设用地开发期限规定，予以约束和规范，并结合央企的资源量优势，促进和鼓励行业内企业优势互补、合作共赢，引导采煤和采气主体间信息沟通和资料共享，协调好同一区域气、煤项目建设时序衔接和无害化开发。二是加大政策扶持力度，建立健全煤层气开发利用法规体系，简化行政审批环节，开辟“绿色通道”，对综合利用项目在用地、环评等环节上予以便利。三是鼓励国内外企业及风险投资主体参与煤层气开发，与大型煤炭企业优先合作开发煤矿生产区及规划区煤层气资源。四是整合煤层气产业的人才资源并吸收、引进高层次人才，构建统一管理、统一配置的煤层气勘探开发和利用的专业技术团队。五是鼓励区域联网、加大低浓度瓦斯和风排瓦斯利用扶持力度。六是煤矿在前期设计、规划的过程中，统一考虑瓦斯利用项目用地、电源、水源、生活福利设施等，便于后期瓦斯利用项目的实施，将抽放瓦斯尽早利用，减少资源浪费和环境污染，以提高煤层气综合利用率。

5 结语

煤层气对煤矿安全生产是重大威胁，但加以利用又是优质清洁能源。大力开展煤层气综合利用对实现煤矿转型跨越发展战略、优化能源结构、发展清洁能源、保障煤矿安全生产、节能减排和保护生态环境具有十分重要的意义。