0 引 言
瓦斯，是从煤层及其顶底板围岩中逸出的以 CH4为主，含有 CO2、N2、H2 S 等其他组分的气体，无色、易燃、易爆，是煤矿生产的重要危险因素之一。 低浓度瓦斯中甲烷体积分数在5%～16%时具有爆炸危险，体积分数7%～8%时最易爆炸，体积分数9.5%时爆炸威力最强，其燃烧速度可达2 000 ～3 000 m/s，同时产生巨大能量[1]，而低浓度瓦斯发电机组即利用了这一特性。 因此，煤矿抽采的低浓度瓦斯有着广泛的利用空间。
对于煤层中赋存的丰富瓦斯资源，国内外学者对其产出、利用方式进行了深入研究，其产出途径包括煤层气地面钻井抽采、井下钻孔抽采、矿井通风排放，与其产出途径差异而得到不同浓度的瓦斯，其利用方式也分为蓄热氧化、发电、提浓、CNG 等。 总体来看，煤矿瓦斯中风排瓦斯量与利用技术难度大、利用率极低[2]。
由于高瓦斯及煤矿瓦斯突出矿井多分布于煤层含气量高、渗透率低的华北、云贵等石炭—二叠系高煤阶煤矿区，同时也是我国煤炭主产区，因此针对高煤阶煤矿区的瓦斯抽采利用技术研究及应用进展较快，形成了经典的“三区联动”抽采模式[3-4]，但针对含气量中等、渗透性较好的西北地区侏罗系中低煤阶煤矿区的瓦斯抽采、利用技术研究相对薄弱。
根据“压缩东部、限制中部和东北、优化西部”的全国煤炭开发总体布局，“十三五”时期新疆的煤炭开采目标为2.50 亿 t/a，从“实行保护性开发”改为“有序推进大型煤炭基地建设”，新疆煤炭开采规模获得快速提高。 与此同时，新疆的煤矿瓦斯抽采利用却相对滞后，抽采量、利用率明显低于全国平均水平，利用方式单一。 笔者将新疆煤矿瓦斯抽采利用情况与全国其他地区进行对比分析，剖析存在的问题、预判未来形势，提出适合本区煤矿瓦斯抽采、利用技术与开发模式的科学方案。
1 新疆煤矿瓦斯抽采利用现状
1.1 新疆煤矿井分布与生产情况
根据国家发改委于2014 年的规划批复，新疆成为国家第14 个大型煤炭基地，是我国的能源战略后备基地和煤炭生产力西移的重要承接区。 新疆大型煤炭基地由吐哈、准噶尔、伊犁、库拜4 大区组成，包括大南湖、三道岭、沙尔湖、五彩湾、阜康等36 个矿区，保有查明煤炭资源储量超过4 500 亿t。
目前，新疆的煤炭生产集中于准东、大南湖、和什托洛盖-沙吉海、托克逊黑山、库拜、乌鲁木齐、硫磺沟、伊宁、巴里坤等地(图1)，2016、2017、2018 年的煤炭总产量分别达到 1.50 亿、1.67 亿、1.90 亿 t，递增趋势明显(图2)。 2018 年，新疆煤炭产量稳居全国第4，占全国总产量(35.46 亿t)的5.36%。
1.2 煤矿瓦斯抽采量与利用率
目前，大黄山豫新煤业一号井、国家能源新疆公司、新疆焦煤集团、徐矿集团新疆公司、兖矿新疆能化是新疆煤矿瓦斯抽采的重点企业，现有瓦斯抽采煤矿井40 余处，集中分布于准南、艾维尔沟、库拜、和什托洛盖等煤田。 随着高瓦斯煤矿井的部分停产，2016、2017 年的煤矿瓦斯抽采量较“十二五”时期大幅降低32.50%，仅占全国总抽采量(128×108 m3)的0.42%，利用率大幅提高至17.08%，但较全国平均利用率(38.20%)仍严重偏低(表1)。
表1 新疆煤矿瓦斯历年抽采、利用数据统计
Table 1 Annual data of coal mine gas drainage and utilization statistics in Xinjiang
年度 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017抽采量/104m3 6 590 8 889 6 321 7 224 8 600 5 520.46 5 329.78利用量/104m3 505.00 634.00 — 514.00 414.00 524.37 910.47利用率/% 7.66 7.13 — 7.12 4.81 9.50 17.08
1.3 煤矿瓦斯利用方式
新疆煤矿瓦斯利用方式以瓦斯发电为主、矿区供热为辅。 瓦斯利用企业主要有大黄山豫新煤业、科林思德及徐矿集团新疆公司(图3)，瓦斯发电装机容量总计16 MW。 2017 年，瓦斯发电利用瓦斯约570×104 m3，总发电量达到 2 300×104 kW·h。
图1 新疆地区煤田、煤炭主产区与瓦斯抽采矿井分布
Fig.1 Distribution of coal field，main coal producing area and gas drainage mine in Xinjiang Region
图2 新疆地区历年煤炭产量趋势
Fig.2 Trend chart of annual coal production in Xinjiang Region
2 新疆煤矿瓦斯抽采利用技术方向
瓦斯抽采方式直接导致瓦斯中甲烷浓度的高低，间接影响其利用技术途径。 多数学者根据瓦斯中甲烷浓度的自高而低将其划分为3 级：高浓度瓦斯、低浓度瓦斯、乏风[5-7]，但低浓度瓦斯的甲烷浓度范围过大，导致其利用技术与乏风、高浓度瓦斯有部分重叠。
图3 新疆煤矿瓦斯发电站
Fig.3 Gas power station in Xinjiang coal mine
笔者根据不同浓度瓦斯的利用技术途径差异来精确分级，将瓦斯浓度合理划分为五级：煤层气、高浓度瓦斯、低浓度瓦斯、特低浓度瓦斯、乏风(超低浓度)，相应梯级利用方式包括直接利用、提纯、燃气内燃机发电、掺混气源发电、蓄热氧化及热泵等。甲烷浓度越低，其利用技术难度越大、经济效益差，因此特低浓度瓦斯及乏风的总体利用率极低(表 2)。
表2 煤矿瓦斯浓度分级与利用技术
Table 2 Concentration grading and utilization technology of coal mine gas
瓦斯分级 甲烷体积分数/% 来源 利用途径 利用率/% 技术成熟度(超低浓度) ≤0.75 矿井风排 蓄热氧化、提浓＋蓄热氧化＋供热/发电、助燃空气、热泵 ≤2 技术较成熟乏风特低浓度瓦斯 0.75～5.00 高瓦斯矿井风排/抽采瓦斯 稀释＋蓄热氧化＋供热/发电、催化贫燃燃气轮机发电 ≤2 技术较成熟低浓度瓦斯 5～30 抽采瓦斯 瓦斯发电＋余热利用、提纯制民用燃气 20～30 技术成熟工业应用高浓度瓦斯 30～80 钻孔抽采瓦斯/地面瓦斯治理井 瓦斯发电、化工原料、提浓制CNG/LNG ≥60 技术成熟工业应用煤层气 ≥80 地面开发井 民用、CNG、LNG ≥80 技术成熟广泛应用
新疆煤矿区所产出的瓦斯主要为乏风、巷道瓦斯钻孔抽采的特低浓度-低浓度瓦斯，库拜、阜康、艾维尔沟等高瓦斯矿区抽采瓦斯的甲烷体积分数在10%～25%，其他区域抽采瓦斯的甲烷体积分数在3%～8%。 根据其甲烷体积分数特征与利用技术的综合分析，新疆煤矿区的乏风、特低浓度-低浓度瓦斯的科学利用技术方向为乏风蓄热氧化及热泵供暖、低浓度抽采瓦斯内燃机发电、超低浓度抽采瓦斯掺混乏风蓄热氧化发电。
2.1 乏风瓦斯利用技术
准南、库拜等地区煤矿井乏风的基本特点是通风量大、甲烷体积分数低(0.10%～0.75%)。 由于新疆地区高瓦斯、瓦斯突出矿井主要分布于天山南、北两侧的山前逆冲推覆带，中低煤阶煤层的含气量中等、基质渗透性差、构造裂隙发育，瓦斯分布的非均质性极强，导致矿井乏风的风量及浓度变化范围大，难以直接利用，目前均直接排放到大气。 由于乏风瓦斯约占煤矿瓦斯排放总量的60%以上，蓄热氧化发电将是新疆煤矿乏风最有前景的规模化利用技术。
2.1.1 乏风蓄热氧化发电技术
蓄热氧化发电技术是利用蓄热式热氧化器(简称RTO)在高温(≥880 ℃)条件下进行瓦斯氧化放热反应产生高温废气，并通过余热锅炉换热带动汽轮机发电或矿区供热，进行热能回收再利用的技术，是国内唯一通过现场工业性试验的技术成果，在工业有机废气环保处理领域应用广泛。 该技术能够处理的乏风瓦斯体积分数0.2%～1.2%、风量0.5×104 ～20×104 m3/h，由于甲烷体积分数＜0.4%时，蓄热氧化装置仅能维持自身热平衡，因此需将乏风瓦斯与抽采的特低浓度瓦斯掺混使甲烷体积分数控制在1%左右，保证氧化装置的连续运行与供热能力。
目前，乏风蓄热氧化技术在陕西彬长、长治高河、阜新王营、重庆松藻等煤矿获得应用，2011—2013 年的项目主要通过联合国清洁发展机制(CDM)下的碳排放权交易获益，而当前项目主要通过蓄热氧化发电获利[8]。 在国际、国内碳排放交易平台逐步正常化运营后，新疆地区煤矿通过乏风蓄热氧化销毁、掺混特低浓度瓦斯后蓄热氧化发电将是乏风瓦斯处理的最有效手段。
2.1.2 乏风热泵技术
热泵技术利用乏风风量大、温度稳定的特点，冬季利用乏风蕴含的余热经朗肯循环原理集热用于矿区供暖，夏季则作为冷源制冷用于矿井降温。 该技术近年来发展迅速，国内部分煤矿企业已用于替代燃煤锅炉供热。 新疆地区井工开采煤矿井多位于低山区，冬季寒冷，利用直蒸式深焓取热技术，取热后乏风温度由7 ℃降到1 ℃，供水温度可稳定在45 ℃左右，实现煤矿区的清洁供暖。
2.1.3 助燃风技术
由于乏风的甲烷浓度低，可作为辅助燃料代替空气用于锅炉、燃煤电站、内燃机等动力设备的进气，以节约主燃料。 新疆地区煤矿乏风的流量、甲烷浓度经常大幅波动，对动力设备安全稳定性产生风险，且仅适用于距离煤矿通风井较近的坑口电站，因此其大规模应用前景受限。
2.2 特低-低浓度瓦斯利用技术
新疆煤矿区井下瓦斯钻孔抽采的瓦斯主要为甲烷体积分数3%～25%的特低-低浓度瓦斯，由于其甲烷浓度与爆炸极限叠合，必须借助安全输送技术进行输送。 低浓度瓦斯的科学利用途径为燃气内燃机发电，特低浓度瓦斯一般作为掺混气源与乏风掺混后蓄热氧化发电利用。
2.2.1 低浓度瓦斯安全输送技术
低浓度瓦斯输送技术以水为阻燃介质，通过细水雾或输送管道内壁水流环来防止输送管道内产生火源、抑制火焰传播，由此形成细水雾输送、气水二相流输送这2 类安全输送技术。 细水雾输送系统已通过瓦斯防爆安全试验并正式运行，细水雾发生器在管道内设置间距小于20 m、雾珠直径小于400 μm(图4)。
图4 低浓度瓦斯发电专用插入式细水雾发生器
Fig.4 Plug-in water mist generating device for low-concentration methane power generator
准南、库拜等山前地区的煤层呈急倾斜状，致使单个煤矿的生产规模偏小、抽采瓦斯量低，借助细水雾输送系统，可将多个煤矿井抽采的低浓度瓦斯安全输送至大型瓦斯发电站予以集中利用，提高综合利用效率。
2.2.2 低浓度瓦斯发电技术
低浓度瓦斯发电主要有燃气锅炉带蒸汽轮机发电、燃气内燃机发电、燃气轮机发电等技术，目前应用最广泛的是燃气内燃机发电。 由于瓦斯燃烧做功的热效率一般不超过45%，为提高能源利用效率，利用余热锅炉将内燃机、燃气轮机所产生的高温尾气进行换热，形成热蒸汽驱动汽轮机发电或制热水用于矿区供热，使能效再提高30%～40%，综合能效可提高至75%以上。
燃气内燃机的优势在于单台机组功率范围大(100～2 000 kW)、可靠度高、启停时间短、机组运行稳定性好、能效高(30%～40%)，分布式发电系统的集装箱式内燃机组能够满足煤矿分散、单矿井气量中等～偏小的气源特点(图5)，所利用的甲烷体积分数为5%～25%，因瓦斯浓度波动易导致停机，一般需将甲烷体积分数控制在8%以上。
图5 集装箱式低浓度瓦斯发电机组
Fig.5 Container type low-concentration methane generator set
综合分析，库拜、阜康、艾维尔沟等地区煤矿抽采的低浓度瓦斯适宜采用燃气内燃机发电技术，而抽采瓦斯浓度偏低且浓度波动较大的其他地区适宜将特低-低浓度瓦斯作为掺混气源与乏风掺混后蓄热氧化发电利用。
2.2.3 低浓度瓦斯提纯技术
低浓度瓦斯提纯技术利用煤矿瓦斯中CH4、CO2、N2的液化温度、吸附性、分子直径等物理特性差异，有变压吸附法(PSA)、真空变压吸附法(VPSA)、气体膜分离法、深冷液化分离法。 变压吸附法具有耗能低、操作方便、灵活可靠、常温下连续运行等优点，成为最受关注的瓦斯提纯技术。
目前，国内外甲烷提纯技术主要用于沼气、垃圾填埋气、低浓度瓦斯的提纯(图6)，低浓度瓦斯真空变压吸附法提浓、PSA 法沼气提纯、垃圾填埋气气膜分离提纯技术均已获得工业化应用，提纯后可供民用燃气，深冷液化提纯因设备复杂、能耗高、产品气纯度高，主要用于高浓度瓦斯液化制LNG[9-11]。 新疆地区煤矿规模小且较分散，抽采的低浓度瓦斯量总体偏小，目前仍不适宜瓦斯提纯技术的大规模应用。
图6 变压吸附法沼气提纯集装箱式变频双螺杆压缩机组
Fig.6 Container type variable frequency twin screw compressor unit of biogas purification
3 新疆煤矿瓦斯抽采利用形势与展望
3.1 瓦斯抽采利用形势
3.1.1 煤矿瓦斯治理的现实需求
以往瓦斯治理经验表明，煤矿井下瓦斯治理具有很大局限性，主要表现在：①井下瓦斯治理须以巷道为依托，存在“先开掘巷道”和“先治理瓦斯”的时序矛盾；②矿井空间狭小，抽采钻孔长度多小于100 m，且抽采钻孔施工会严重影响煤炭掘进效率，井下钻孔施工时存在瓦斯涌出问题[12]。
随着新疆急倾斜煤层的采深迅速加大、瓦斯急剧升高，对于煤矿区的瓦斯科学治理，应首选“煤层气地面预抽”的模式，大幅降低煤层瓦斯含量，且所抽采的煤层气甲烷浓度高、利用方式多，其经济效益远高于井下瓦斯治理。
3.1.2 严峻环保形势的迫切需要
根据2019 年3 月国际能源署发布的《全球能源与碳排放状况年度报告》，受全球经济复苏影响，2018 年全球碳排放量达到331.43 亿t，为2013 年以来增长最快的一年。 其中，火力发电导致的碳排放首次超过100 亿t，中国煤炭排放量占73 亿t。 由于CH4的温室效应相当于CO2的21.5 倍，我国每年通风瓦斯(约170×108 ～230×108 m3)产生的温室气体效应约为2 亿t 的CO2当量[13]，对自然环境造成严重污染。
中国作为全球气候变化各国际公约的缔约方，近年来在新能源、碳减排、碳交易体系与政策方面推进明显。 为实现2030 年减排目标，各地积极探索建立碳排放总量控制制度与分解落实机制，将碳排放作为考核指标。
在瓦斯科学治理与有效利用、气候变暖、环保与安全要求不断提高等严峻形势下，新疆作为干旱生态脆弱区，煤矿区煤层气预抽-利用成为当下及未来煤炭开采前的必然工作。
3.2 立体抽采模式与利用方式
自20 世纪90 年代开始，晋煤集团率先引进美国地面煤层气开发技术，逐渐形成煤层气(煤矿瓦斯)联合抽采的“三级瓦斯治理模式”，已成为国内标志性成果，并在陕西彬长、沁水北部等地推广应用[14-17]。 通过晋城寺河矿区对地面井抽采区域进行钻井取样测试，可将控制区域煤层瓦斯含量年降低1.0～1.5 m3/t[18]。
借鉴国内成熟的高煤阶煤矿区瓦斯治理模式，针对新疆地区急倾斜、侏罗系中低煤阶煤层的基本特点，通过地层场、力学场、水动力场等属性融合的三维动态地质建模手段，将煤矿区的采煤、采气、排水过程的时序进行科学衔接，实现浅层煤炭巷道采掘、巷道钻孔瓦斯抽采、中层卸压影响带煤系气开发、深层煤层气地面开发的地质工程一体化格局，建立“浅部采煤、深部排水采气，中部采空区卸压影响带抽采煤系气”的立体抽采模式(图7)。
图7 新疆急倾斜煤层条件下煤炭开采与煤矿瓦斯/煤层气抽采时序
Fig.7 Timing diagram of coal mining and methane drainage under steeply dipping coal seam in Xinjiang
以煤炭开采为基准，将井下瓦斯抽采、地面煤层气开发进行合理部署，保证其采煤、采气时序的科学衔接。 立体抽采模式及利用方式具体如下：
1)3 年内的当前煤炭开采区域：当前巷道瓦斯钻孔封孔抽采、下一水平工作面长钻孔CO2预裂增透高效瓦斯抽采。 为提高当前生产巷道瓦斯钻孔抽采的瓦斯浓度，采用水力割缝与“两堵一注”相结合的封隔一体化封孔工艺[19]，使抽采瓦斯的甲烷体积分数提高至10%以上，可直接用于低浓度瓦斯发电。 同时，向下一个水平工作面施工长钻孔，结合液态CO2 预裂增透技术，使煤层获得高能气体预裂[20-21]，所抽采的低浓度瓦斯可直接用于发电，同时抽采后的煤层基本消除了瓦斯突出风险。
2)未来3～5 年的近期开采区域：采空区卸压影响带的地面煤层气井预抽。 由于急倾斜的地质特点，中层近期开采深度水平基本位于浅层当前开采水平的80～120 m 以深位置，受采空区卸压及深部煤层气井排水的双重影响，煤层渗透性大幅增加、游离气增多[22-23]，通过地面煤层气井3 ～5 年的抽采，煤层含气量大幅降低，所产出煤层气可制备为CNG利用。
3)未来5～10 年的远期开采区域：地面煤层气井群的压裂增渗抽采。 深层煤层气地面开发的排水降压作业，既能为中层近期开采水平的煤层气井提供排水降压效应，又能疏干煤层含水以省略未来煤炭开采的排水环节，同时获得高浓度甲烷的煤层气，可直接制备为CNG 利用。
4 结 论
1)新疆地区煤矿瓦斯抽采量及利用率严重低于全国平均水平，利用方式单一，且与其全国第4 的煤炭开采量极不匹配，存在瓦斯治理技术落后、环境污染大等问题。
2)根据甲烷浓度的高低通常将瓦斯分为3 级，但经过不同浓度瓦斯利用技术差异的精确分级，笔者将其划分为5 级：煤层气、高浓度瓦斯、低浓度瓦斯、特低浓度瓦斯、乏风，其相应梯级的科学利用方式分别为直接利用、提纯、内燃机发电、掺混气源蓄热氧化发电、蓄热氧化及热泵供暖等。
3)新疆煤矿区产出的瓦斯主要为乏风和巷道瓦斯钻孔抽采的特低浓度-低浓度瓦斯。 各矿区乏风的科学利用方向均为蓄热氧化发电及热泵供暖；库拜、阜康、艾维尔沟等地区低浓度抽采瓦斯的甲烷体积分数为10%～25%，适宜燃气内燃机发电；其他矿区产出特低-低浓度瓦斯的甲烷体积分数为3%～8%，适宜作为掺混气源与乏风掺混后蓄热氧化发电。
4)在煤矿瓦斯治理与严峻环保形势的双重需求下，提出了适用于新疆各主要煤矿区的“浅部采煤、深部排水采气，中部采空区卸压影响带抽采煤系气”的立体抽采模式，将急倾斜地质条件下的采煤、采气、排水过程通过三维地质建模手段实现动态管理，保证各开发阶段的科学性、有效性。
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