煤矿区煤层气利用技术研究进展

张志刚，霍春秀

(1.瓦斯灾害监控与应急技术国家重点实验室，重庆 400037；2.中煤科工集团重庆研究院有限公司，重庆 400039)

煤层气是近20余年在国际上崛起的洁净、优质能源和化工原料，全球煤层气资源量超过260万亿m3。我国埋深2 000 m以浅的煤层气资源量达36.8万亿m3，与陆上常规天然气资源总量相当。对煤层气进行综合利用能够调整能源结构，同时可以减少环境污染、促进煤矿安全生产。在我国，煤层气开发与利用受到了极大关注。2006年，国务院办公厅发布《关于加快煤层气(煤矿瓦斯)抽采利用的若干意见》，提出煤气共采，鼓励煤层气利用，国家科技部通过“大型油气田及煤层气开发”国家科技重大专项等项目连续支持煤层气开发，2008 年以来在煤层气开发利用领域投入数百亿元，不断地提高了我国煤层气开发利用技术水平[1-5]。2020年，全国煤层气抽采量达到185.64亿m3，其中地面开发57.67亿m3，井下抽采127.97亿m3；煤层气(煤矿瓦斯)利用量达到110.4亿m3，其中地面开发煤层气利用量53亿m3，井下抽采煤层气利用量 57.37 亿m3。与油气开发专项实施前的 2007 年相比，地面和井下煤层气开发/抽采量分别增长27.5倍和2.9倍。煤矿区煤层气利用技术取得了重大进展，初步形成了以含氧煤层气深冷液化、低浓度煤层气提质、低浓度煤层气发电提效、超低浓度瓦斯蓄热氧化综合利用等为核心技术的煤矿区煤层气全浓度利用技术体系，为提高煤矿抽采瓦斯利用率提供了技术支撑，助推了煤矿区能源结构转型、清洁低碳能源发展。另一方面，作为人为甲烷排放量最大来源的煤矿区煤层气，减排潜力巨大。但是，煤矿区煤层气气源分散性高、气量波动大、瓦斯浓度低、集输利用经济性差等难题依旧突出，迫切需要煤层气利用技术装备的进步和完善。笔者在总结“十三五”以来煤矿区煤层气利用技术成果、分析推广应用存在问题的基础上，结合双碳目标对煤矿瓦斯“零”排放的要求，提出了煤矿区煤层气利用技术优化与发展方向的建议，以期为煤层气的高效利用提供参考。

1 煤层气利用技术研究进展

随着国家加强煤矿瓦斯抽采管理及煤炭产能的提升，煤矿瓦斯抽采目的已从最初的保障煤矿安全生产转变为采气采煤一体化的综合开发；瓦斯抽采技术也由本煤层抽采和采空区抽采的单一技术逐步发展为井上下立体抽采、井下各种抽采技术组合应用的综合抽采技术。在“十三五”期间，我国加快关闭资源枯竭、灾害严重、与生态环境敏感区重叠的煤矿；推动煤矿向资源富集地区集中；部分高瓦斯、煤与瓦斯突出矿井关闭或进入收缩性开采，全国煤矿瓦斯抽采量趋于稳定，进入平台期，煤矿瓦斯抽采量每年维持在130亿m3左右。

受煤层气开发方式及开发阶段差异的影响，煤矿区煤层气浓度(甲烷体积分数，下同)分布范围广(0.8%～90.0%)，分段利用成为了必然需求[6]。依托“大型油气田及煤层气开发”国家科技重大专项项目，我国在煤矿区煤层气利用技术方面取得了长足的进步，初步形成了浓度大于30%的煤层气采用深冷液化提纯技术、浓度为8%～30%的采用煤层气发电技术、浓度小于8%的采用煤层气蓄热氧化技术的全浓度利用技术体系，如图1所示。

图1 煤层气全浓度利用技术体系图

1.1 含氧煤层气深冷液化技术

液化煤层气具有储存效率高、运输灵活方便的优点，对储气调峰具有重要的意义。其中，高浓度煤层气(甲烷体积分数φ(CH4)>90%)催化脱氧深冷液化技术已经成熟，并在国内外得到了大规模的应用[7-8]。但是煤矿区煤层气甲烷浓度低、氧含量高，采用催化脱氧深冷脱氮液化工艺，甲烷回收率低，项目经济性差[9]。

依托国家科技重大专项的持续支撑，煤矿区煤层气(φ(CH4)>30%)含氧深冷液化技术研究取得了重大进展，形成了以低能耗控制和精馏塔安全保障为核心的成套工艺技术[10-11]。其技术原理是利用煤层气中不同气体组分在操作压力下的沸点差，在低温低压状态下通过精馏直接分离甲烷和氧、氮成分，工艺系统主要包括原料气过滤与计量、原料气压缩与净化、制冷与液化、LNG储运等环节。将气柜输送来的煤层气脱水除尘后，加压送至净化装置，脱除二氧化碳等酸性气体；压缩净化后的原料气，送入冷箱，依次经过多级板翅式换热器组与返流冷流体进行热交换，使气体温度逐级降低，降温后原料气进入精馏塔，在精馏塔顶部原料气被部分冷凝为液体，液体在精馏塔中由上向下流动，从精馏塔底部引出的液体即为LNG。

该技术采用氮循环与混合冷剂循环耦合制冷的方式，对冷箱内部各制冷温区进行合理的冷量分配，在低温低压下同时液化分离甲烷与氧、氮组分，同规模能耗可降低18%以上；精馏塔采用防雷击、防静电、防火源等特殊结构设计确保无火源；开发出具有特殊抑爆性能的规整填料和先进的装填工艺，实现了含氧煤层气直接液化的压缩、净化、液化与分离各流程的安全运行[12]。

在贵州盘州山脚树煤矿建成了煤层气直接液化制LNG工业应用示范工程。该工程于2015年12月开工，总投资6 700万元(不含LNG储罐)，2016年12月完成联合调试及试车。装置设计原料气混合处理量10万m3/d(标准状态下，下同)，满负荷LNG日产量21 t，操作弹性65%～110%，LNG产品总烃含量大于99.6%，甲烷的回收率超过98%。

1.2 低浓度煤层气变压吸附浓缩技术

变压吸附浓缩技术具有能耗低、操作灵活方便、常温下可连续运行等优势，已广泛应用于钢铁、冶金、石油化工领域。该技术的关键是选取性能优良的吸附剂，不同吸附剂对甲烷和氮、氧等组分的吸附特性不同，决定了低浓度煤层气不同的浓缩工艺[13-14]。

近年来，科研人员对低浓度煤层气(φ(CH4)=20%～30%)的短流程变压浓缩吸附技术进行了大量研究。依托煤基质高性能碳分子筛开发了原料气适用范围较宽的低压短流程提质利用工艺技术，可将φ(CH4)为20%～30%的煤层气，经过二级或者三级变压吸附浓缩至90%以上，回收率达 90%。浓缩产品气中O2含量(体积分数)控制在1%以下，较常规技术降低能耗 15%～20%。其工艺流程如图2 所示。

图2 短流程变压吸附浓缩工艺流程

2018年，在山西华阳新材料科技集团新景矿神堂嘴建设了以甲烷浓度为35%左右的煤层气为原料、经三级变压吸附提质浓缩制压缩天然气(CNG)项目，产品气热值达到33.47 MJ/m3，装置产能达到2 119 m3/h，扩展了低浓度煤层气安全集输利用途径。

1.3 低浓度煤层气发电提效技术

煤层气发电因其有政策补贴成为目前最主要的煤层气利用方式，高浓度煤层气发电技术较低浓度煤层气发电技术混配稳浓相对容易，发电效率也更高。低浓度煤层气发电技术是将甲烷浓度为8%～30%的煤层气稳浓脱水处理后送入发电机组通过燃烧发电进行利用，低浓度煤层气的温度、甲烷浓度稳定性差和液态水含量较高是导致低浓度煤层气发电机组发电效率低、故障率高及增压器等关键部件寿命短的主要原因[15-16]。近年来针对低浓度煤层气气源稳浓、除尘及深度脱水的技术研究取得了重大突破，该技术以高精度智能混配控制和原料气深度脱水提质两项技术为核心，低浓度煤层气发电提效工艺流程如图3所示。

图3 低浓度煤层气发电提效工艺流程

由图3可见，研发的分布式激光甲烷检测装置，可实现8路同时检测，传感器气室采用光纤准直器透射形式，响应时间从50 s减到9.1 s，测量误差降低到±2.1%；研发了超声波气体流量计，采用超声波自干涉驱动和互相关算法提高了测量精度，示值误差最大-0.46%，不确定度为0.43%，测量精度达到了0.5级；研发了前馈加后反馈的智能调节工艺，可实现原料气分段式流量、浓度自动混配控制，保持原料气甲烷浓度稳定。研发了余热降温与机械联合脱水成套装备，利用发电机组尾气作为热源，通过溴化锂制冷机组制取冷水，降低瓦斯气源温度，析出冷凝水并通过机械脱水装置脱除；通过发电机组缸套水对瓦斯气体复温，使进入发电机组的瓦斯气体不含液态水，实现了原料气的低能耗深度脱水提质。

该技术在山西晋城小西瓦斯电站得到了试验应用。应用结果表明，与采用原混配、机械脱水技术相比，本装置发电效率提升了12.67%，发电机组的开机率提高约24%。

1.4 低浓度瓦斯安全燃烧技术

低浓度瓦斯燃烧技术是将甲烷浓度大于6%的瓦斯气体直接燃烧进行利用，根据不同下游用户使用场景可制备生活用热水或发电用高温蒸汽，烟气余热可通过烟气换热器或溴化锂制冷设备进行回收利用。国内外对有机废气燃烧利用的研究较成熟，但低浓度瓦斯具有易燃易爆特性，在低浓度瓦斯燃烧利用时会存在回火、爆炸等安全隐患，其技术研究进展缓慢。近年来，随着抽采瓦斯利用力度的逐步加强，国内部分研究机构及企业单位逐步加强了低浓度瓦斯直接燃烧利用技术研究及试验工作。低浓度瓦斯燃烧器主要基于金属纤维燃烧和多孔介质稳燃2种原理进行设计。

依托国家重大专项支撑，中煤科工集团重庆研究院有限公司基于金属纤维燃烧技术研究了低浓度瓦斯直接安全燃烧技术，对金属纤维燃烧器和阻火器的阻火阻爆机理进行了研究和试验，研究表明在合理的设计参数下，金属纤维燃烧器能够有效阻火、隔热，阻断瓦斯爆炸火焰和冲击波的传播，将瓦斯爆炸转变为安全燃烧。在此基础上，研发了处理能力为2 000 m3/h的低浓度瓦斯工业化燃烧试验系统，并在重庆松藻石壕矿完成了工业性试验，验证了该技术具有较好的安全性和可靠性。

安徽理工大学与北京君发公司合作研究了多孔介质稳燃技术，研制的单向燃烧器采用迷宫式温度场(如图4所示)，解决了点火困难、点火爆炸、回火爆炸、熄火及点火延迟等技术难题，增加了点火、熄火、回火、尾气可燃物含量超限、阀门泄漏、停电保护，快速切断气源等多重保护功能。

(a)单向燃烧器

1.5 极低浓度瓦斯蓄热氧化技术

低浓度煤层气蓄热氧化技术是将甲烷浓度小于8%的煤层气通过混配稳浓等技术处理后送入蓄热氧化装置氧化产生的热能加以利用的技术，是目前唯一能较好地利用极低甲烷浓度煤层气的技术。为提高瓦斯蓄热氧化利用技术的经济性，“十二五”以来，我国进行了抽采低浓度瓦斯与矿井乏风混配气体进行蓄热氧化利用技术的研究，近年来该技术逐步完善，逐渐成为矿井乏风瓦斯等极低浓度瓦斯的主流利用技术。该技术以低浓度煤层气输送保障技术、不同浓度煤层气智能混配技术、综合安全控制技术、多床式低浓度煤层气蓄热氧化装备等为核心，通过智能混配技术实现了瓦斯气体自动、均匀混配，解决了瓦斯浓度波动大的难题[17-19]；通过多床式低浓度煤层气蓄热氧化装备解决了蓄热氧化装置换向时憋气、串气和氧化床内煤层气浓度波动大的难题，提高了蓄热氧化装置运行的稳定性，平均甲烷氧化率可达98%以上，单位处理量能耗降低了10.67%；通过综合安全控制技术实现了瓦斯浓度超限、炉膛超温、抽采泵站憋压等异常状况的紧急处置，保证了蓄热氧化系统及抽采泵站的安全；通过远程监控及故障专家诊断提升了系统自动化运行水平，实现了减人提效。基于Internet的远程监控系统功能如图5所示。

图5 基于Internet的远程监控系统功能框架图

2 煤层气利用技术应用现状

“十三五”期间，煤矿井下抽采煤层气利用率稳步提升，2018年首次突破了40%，2020年达到了44.83%，利用量达57.37亿m3，其中山西省和贵州省是瓦斯利用的主力省份，两省瓦斯利用量约占全国瓦斯利用量的72.2%。2010—2020年煤矿井下煤层气抽采利用情况如图6所示。

图6 2010—2020年井下煤层气抽采利用量变化

发电仍是目前煤矿抽采瓦斯利用的主要技术途径。截至2019年底，全国煤矿瓦斯发电总装机容量突破了200万kW。2018年，山西省利用瓦斯量27.6亿m3，利用率为42.8%，其中瓦斯发电利用瓦斯量18.7亿m3，占比为67.8%；煤矿瓦斯民用30.4万户，民用瓦斯量5.2亿m3，占比为18.7%；矿井瓦斯锅炉等其他瓦斯用量3.7亿m3，占比为13.5%。甲烷浓度大于30%的高浓度瓦斯利用量为16.9亿m3，利用率为63.2%，主要用于瓦斯发电、居民生活、瓦斯锅炉、氧化铝焙烧等；低浓度瓦斯利用量为10.7亿m3，利用率为29.2%，全部用于瓦斯发电。

极低浓度煤层气蓄热氧化利用产业发展迅速。随着国家《“十三五”控制温室气体排放工作方案》《国家应对气候变化规划(2014—2020年)》的实施，山西潞安、阳泉和安徽淮南等矿区先后建设运行了20余个瓦斯蓄热氧化利用项目，年处理煤矿乏风瓦斯及抽采低浓度瓦斯总量超过3亿m3，氧化产热被应用于蒸汽轮机发电、供热、冷热电联供及煤泥烘干等，在有效减少低品位煤层气直接排放的同时，缓解了煤矿清洁能源紧张的局面。

低浓度瓦斯安全燃烧技术的应用近年来也在快速实施。2020年7月，山西铭石煤层气利用股份有限公司采用金属纤维燃烧器，在晋煤集团成庄矿白沙风井建设了1 MW低浓度瓦斯直燃制热一体化系统，替代原来的燃气锅炉，为白沙风井工区建筑物供暖、风井保温及职工洗浴等服务，该系统采用甲烷浓度为6%～30%的抽采瓦斯作为燃料直接燃烧利用。航天科工山西科技发展集团有限公司采用多孔介质稳燃技术在吕梁市柳林金家庄煤矿建设了瓦斯直接燃烧供热示范项目，截至2022年6月已运行2年。

煤层气提纯制LNG/CNG技术的推广则比较缓慢。一方面，煤层气利用产业经过10余年的高速发展，气量和甲烷浓度同时满足提纯项目规模化需求条件的气源较少；另一方面，煤层气提纯项目受LNG/CNG销售价格影响较大，影响了提纯技术的推广。

3 煤层气利用技术发展方向

随着我国煤炭生产集中度日益提高，千万吨级矿井将成为煤炭供应的主体；废弃矿井数量急剧增加，其赋存的煤层气资源高效开发利用也将成为煤层气利用的重要一环；同时，现有煤矿大多位于偏远地区，煤层气开发规模小、利用率低等问题依然存在。煤矿区煤层气甲烷浓度低、气源不稳定、集中度低、经济性差等难题短期内无法根本解决，同时“碳达峰、碳中和”目标下煤矿瓦斯“零排放”是对煤层气利用提出的新要求。未来煤层气利用技术优化与发展的方向应集中在以下方面：

1)基于风排瓦斯低能耗经济氧化利用技术。我国煤矿乏风瓦斯年排放量约200亿m3，乏风瓦斯利用潜力(减排压力)巨大。针对矿井乏风瓦斯甲烷浓度低但相对稳定的特点，结合智能化矿山建设，优化蓄热氧化装置结构、简化控制系统等附属设施，以实现风排瓦斯智能化低能耗氧化利用或销毁。

2)分布式煤层气经济利用成套技术。研究撬装式煤层气浓缩液化成套技术，研制小规模瓦斯抽采发电一体化装备，满足废弃矿井煤层气开发输送的需求；研究低浓度煤层气安全燃烧热能利用工业化应用技术，重点解决因瓦斯流速、浓度变化等引起的燃烧器脱火问题，以及脱火瓦斯积聚产生的安全隐患、燃烧器损坏或回火准确监测等问题，从而解决甲烷浓度大于5%的小规模分散煤层气的经济利用难题[20-21]。

3)低浓度煤层气规模化提质利用工艺技术。随着低阶煤集约化、高强度开采，煤矿区低浓度煤层气产量将会大幅提升，优化煤层气提纯制LNG/CNG工艺，提高技术的经济性，解决低浓度煤层气规模化经济利用的难题。

4 结语

“十三五”以来，煤矿区煤层气利用技术发展迅速，含氧煤层气深冷液化技术、低浓度煤层气变压浓缩吸附技术、低浓度煤层气发电提效技术和极低浓度煤层气蓄热氧化利用技术为提高煤矿区煤层气利用率提供了强有力的技术支撑。但煤矿区煤层气利用技术及产业发展总体上处于起步阶段，随着煤矿集约化高强度开采快速推进、智能化矿山建设快速实施，应加大风排瓦斯低能耗经济氧化利用技术、分布式煤层气经济利用成套技术、低浓度煤层气规模化提质利用工艺技术的研究力度，为煤矿瓦斯“零排放”提供技术及装备支撑，助力“碳达峰、碳中和”目标的如期顺利实现。