动力煤地下原位燃烧产热、采热及直接碳埋藏技术思路

1. 未来20年煤炭仍会是我国一次能源消费的主体

国家统计局2月28日发布的2020年国民经济和社会发展统计公报显示，2020年原煤产量同比增长1.4%，煤炭消费量同比增长0.6%。据统计，2020年我国原煤产量39.0亿吨，同比增长1.4%。发电量77790.6亿千瓦小时，同比增长3.7%，其中火电53302.5亿千瓦小时，同比增长2.1%。2020年我国能源消费总量49.8亿吨标准煤，比上年增长2.2%,我国煤炭消费量同比增长0.6%。煤炭消费量占能源消费总量的56.8%，比上年下降0.9个百分点。从2020年统计数据看，煤炭仍然是我国能源消费的主体；从下降趋势看，20年内仍然会是我国一次能源消费的主体。

2.动力煤是我国碳排放的主体

根据国内外相关研究机构的估计，我国能源行业是碳排放的主要行业，煤炭开采利用、特别是动力煤（thermal coal）燃烧过程中的碳排放是我国能源行业碳排放的主体。动力煤的主要利用方向是燃烧产生热能，其热能主要用于发电，也可用于供暖等其他热需求，是煤炭利用时排放CO2的主体。

根据杨方亮等的研究，电力行业煤炭消费量一直保持在20亿t左右的规模，电力行业煤炭消费量占煤炭消费总量的比重呈总体上升的趋势，截至2019年，这一比重已升至55％以上。我国煤电发电量由2009年的28665亿kW·h增加至2019年的45600亿kW·h，煤电发电量占当年电力发电总量的比重由77.2％降低至60.8％。

中国已承诺在2030年前，二氧化碳的排放达到峰值；2060年，通过植树造林和节能减排等手段，将排放的二氧化碳全部抵消。根据朱法华等的研究，中国碳达峰时火电行业排放的CO2量约47亿t，碳中和时火电行业允许排放CO2量约13.5亿t。根据陈浮等研究，进入21 世纪以来，煤炭碳排放量从2000年的23.9亿t快速升至2013年的69.04亿t，达到历史最高位；随后缓慢下降，自2016年起基本保持66亿t左右，仍处高位平台期。其外，即便碳排放增速有所放缓，但煤炭的碳排放量依旧占能源总排放量的70%~80%"。

从近期的公开资料看，各种预测数据主要是基于传统的煤炭采掘、洗选、运输、热电厂、供热厂燃烧产热、发电的传统思路，或煤地下气化的开采利用思路，没有跳出传统的煤炭开采利用框框。跳出传统框框，寻找动力煤开采利用的新途径，既能够满足我国一次能源消费的需求，又能够大幅度减少煤炭消费产生的碳排放，是煤炭行业发展的必由之路。

3.动力煤的传统利用路径与碳排放

煤炭的用途多样，作为能源，主要通过燃烧产热，热量用于发电和供热等。目前动力煤的利用方式主要是通过煤炭开采作业采出到地表，经洗选后运至热电厂、供热厂等电力和热能供应厂家，经燃烧产热能，共发电、供暖等。这种将煤炭采出运至热电厂等煤炭利用区进行燃烧产热，热量用于发电、供热等的利用技术路线，煤炭、电力等行业已非常适应。根据王芸等的研究结果，煤炭在锅炉中燃烧产生的二氧化碳最多，约占电厂二氧化碳排放总量的94.5%左右，即对于动力煤而言，锅炉燃烧是CO2排放的主要环节，如果要减少锅炉燃烧产生的CO2排放，只能针对已经产生的CO2进行，如碳捕获、利用与封存(Carbon Capture，Utilization and Storage，简称CCUS)技术，将煤炭燃烧才产生的CO2重新捕获并中注入到地下封存，并用于驱替油气和煤层气。

4.煤地下气化利用与碳排放

煤炭地下气化技术已经发展了几十年。近十年来，我国煤炭地下气化试验也在多地开展。根据朱铭等的研究，到目前为止在世界上已建和正要建的煤炭地下原位气化站至少已有23个，其中乌兹别克斯坦安格连气化站机电厂已经运行了50多年；我国目前正在运行的煤地下气化电站有华亭、新澳、新汶等。

将煤炭地下原位气化的主要目的是获取煤制气，其过程是将煤层在点燃并控制其持续燃烧，燃烧的热量使得周围煤层加热，产生包括H4C、H2、CO、CO2、SO2、氮氧化物等的混合气体，并采出地表利用。煤炭的燃烧和产气过程发生在地下，燃烧产生的废渣直接埋藏在了地下，气体产物、特别是燃烧区的气体产物也部分留在了地下，减少了固体废弃物和部分CO2、SO2的排放。但采出的混合气中还包括CO2、SO2、氮氧化物等；同时，由于煤层上覆岩层等覆盖层的封闭性差异，也会导致燃烧产生的气体渗透到地表，形成碳排放；从目前公开的资料看，煤地下气化产物主要用于发电，采出的H4C、H2、CO如果用于发电，还会排放CO2。因此，以获取H4C、H2、为主要目的煤炭地下气化可以降低碳排放，但与天然气相比，因气体中含有CO、CO2、SO2、氮氧化物等；碳排放要高一些。

5.动力煤地下原位燃烧、采热及直接碳埋藏研究现状及优势

孙伟民等于2017年提出了煤炭资源在地下进行能量转换的设想，给出了煤炭资源在地下进行能量转换开发利用工艺是对地下煤炭资源进行有控制地燃烧，释放热能直接加热管道水，蒸气可用于发电，热水可用于取暖。同时与水、氧发生化学反应，产生水煤气，抽出后再净化利用。其工艺是一个圆桶井为一个反应单元。直径1m左右基桶由钻井打入地下直至煤层深处。一个圆基桶内设5个管道孔，一个为冷水进水孔，一个为热水出水孔，一个为供氧压风孔，一个水煤气产出孔，中间为监测喷水孔。这是截至2020年底，在CNKI上能够检索到的唯一一篇煤炭资源在地下进行能量转换的中文文献。个人认为，其总体设想是可行的，但所给出的工艺适用面较窄，主要适用于埋藏浅的厚煤层。另外，任小坤等研究了地下自燃煤火中热能回收利用技术路线。

煤炭作为能源，其主要可用产物为热能。孙伟民等提出的煤炭资源在地下进行能量转换的思路，抓住了动力煤的核心产物-热能。与煤炭地下气化发电相比，不需要通过消耗热能将煤炭转化为H4C、H2、CO等可燃物，之后再采出地表用于燃烧发电这种相对复杂的过程，而是在地下直接燃烧煤炭产生热能，并采出热能用于发电、供热。这种直接的能量转化及利用过程如果能够得到实践证实技术可行、经济合理，碳埋藏有保证，那么，这种动力煤的利用方式与煤炭地下气化相比，燃烧产生的热能会得到充分利用，碳排放将进一步降低，是实现动力煤低排放至零排放利用的主要技术路径。

6.动力煤地下原位燃烧、采热及直接碳埋藏几个关键因素

实现煤炭地下原位燃烧、采热及直接碳埋藏，需要重点解决以下几个方面的问题：

（1）煤层地下原位可控、持续燃烧。

煤层地下原位可控、持续燃烧包括燃烧范围可控、燃烧强度可控、燃烧可持续。埋藏于地下的绝大多数煤层处于缺氧状态，只有不间断地提供氧气，才能够实现煤炭的地下原位燃烧。通过不断向目标煤层注入空气，是目前煤炭地下原位气化时，维持煤层持续燃烧的主要手段。要控制煤层的燃烧范围和燃烧强度，关键是控制注入煤层中空气的范围和量，如果要形成带状燃烧区，空气要注入到目标煤层的预期燃烧带范围内，并通过空气的单位注入量来控制燃烧带的宽度和燃烧的强度。

以煤炭地下气化为目标的煤层地下原位可控、持续燃烧技术的研究较多，也取得了许多研究成果。煤地下气化本身是通过煤的燃烧产生热量，热量加热燃烧区周围煤炭并使之产生化学反应，形成H4C、H2、CO、CO2、SO2、氮氧化物等的混合气体。煤的地下可控燃烧是煤地下气化技术实施的基础。近几十年的煤地下气化试验表明，煤的地下可控燃烧技术基本成熟，煤的地下原位可控燃烧在现有的技术条件下是可以实现的。

（2）煤炭地下原位燃烧热能采出路径

煤地下燃烧所产生热能的采出技术路径方面，孙伟民等给出了热交换采热技术路径；任小坤等给出的向自燃煤火中注入水、采出气化产物的技术路线，在煤地下气化试验中也有尝试。从实现充分碳埋藏角度，通过热交换的方式将燃烧热能采出是煤层地下原位燃烧热能采出的主要发展方向。通过采出燃烧区气体的方式采出热能，因气体中含有CO2、SO2、氮氧化物等温室气体和有害物质，碳减排能力要明显低于热交换采热。

（3）煤炭原位燃烧产生的CO2、SO2、氮氧化物的地质封存

煤炭原位燃烧产生的废渣会直接留在地下已燃烧过的煤层所在地层中，燃烧产生的CO2、SO2、氮氧化物的封存，主要取决于煤层上覆地层的自然封存能力，以及煤层燃烧后上覆地层产生变形之后后的封存能力。这需要综合考虑煤层埋深、上覆地层的封闭性、地层水特点，燃烧后上覆地层形变特点及波及高度，以及拟封存CO2的比例进行评价。通过综合评价，优选综合封存能力符合要求的煤炭地下燃烧目标区和目标煤层。如果要实现全部的CO2封存，煤层的埋深要大于800m。近年来煤炭地下气化的煤层埋深多在300m以深，但还缺少系统的碳封存监测资料数据。刘淑琴等通过钻孔取样对已经闭炉的气化区地层污染情况进行了评价，但没有碳数据。不同深度、不同上覆地层和地层水特征，地表植被发育情况等对煤层原位燃烧时排放的CO2、SO2、氮氧化物的封存和吸收能力，需要在实践中进一步总结。

广大地质工作者在进行野外地质调查和岩矿鉴定工作中均发现，地层、岩石的裂缝是普遍发育的。除了新构造活动产生的最新裂缝没有被矿物质充填外，地层、岩石中的大多数裂缝均被矿物质充填，充填物主要为方解石（CaCO3），是CO2与CaO结合的产物。这说明地壳中的地层和岩石对CO2的埋藏作用一直在进行。煤炭地下原位燃烧产生的CO2，进入到煤层上覆盖层中后，也会逐步与地层中的Ca结合，以CaCO3方式永久固化。不过，这个过程目前还没有收集到公开的研究成果，需要开展地层碳固化能力的理论与实践研究，为地层的参封存与固化能力评价提供依据。

7. 动力煤地下原位燃烧、采热及直接碳埋藏实现的技术路线

通过以上分析和总结认为，目前实现煤炭地下原位可控燃烧的技术是基本成熟的，需要根据煤炭原位燃烧产热、采热及碳埋藏需求，开发具体的控制燃烧技术装置，达到控制燃烧范围、燃烧扩展方向、燃烧强度的目的。煤炭地下原位燃烧的直接碳埋藏能力，需要通过事前地质评价做出基本判断；也需要在实践中，通过对目标煤层上覆盖层从燃烧后至地面沉降达到基本稳定这个阶段内封存能力的实际评价的出具体结论。煤炭地下原位燃烧所产生的热能的采出，以热交换方式为热能采出利用最佳方案。热交换方式以采出热能为主要目标，符合动力煤利用最终目的；通过优选地下原位目标煤层，可实现最大限度封存煤炭地下原位燃烧产生的CO2、SO2、氮氧化物；煤炭因燃烧热生成的H4C、H2、CO等，可在煤层燃烧时直接燃烧产热，增加热能供应。通过合理设计燃烧所需空气供气装置、燃烧热的采出装置，最大限度地采出煤炭原位燃烧产生的热能，可保证煤炭原位燃烧热能的充分利用。

从以上几个方面考虑，煤炭地下原位燃烧产热、采热及直接碳埋藏的技术路线设计为：

（1）优选煤炭地下原位燃烧区和煤层

根据碳封存目标的要求，通过分析已查明煤炭的盖层、盖层含水性及地层水矿化类型和矿化度，分析其对CO2、SO2、氮氧化物等的封存能力是否符合碳封存目标的基本要求。通过数值模拟，分析燃烧后，燃烧区范围及形态所导致的盖层变形及其对CO2、SO2、氮氧化物封存能力的影响，分析燃烧后盖层对CO2、SO2、氮氧化物等的封存能力是否符合碳封存目标要求。最终优选出可供煤炭地下原位燃烧产热、采热及直接碳埋藏的煤炭分布区和目标煤层。

（2）布设供气及热交换采热装置

通过综合优选确定的煤炭地下原位燃烧产热、采热及直接碳埋藏的煤炭分布区和目标煤层是处于缺氧状态的煤层，要维持煤层的持续稳定燃烧，需要不间断地提供空气。这样，通过控制空气的供应位置和供应量，可以控制煤层的燃烧位置、延伸方向、燃烧宽度和强度。将热交换装置与供气装置配合部署，可以实现煤层可控燃烧及燃烧热的充分利用。

除了巨厚煤层外，大多数煤层的供气装置及热交换装置的主体最好沿煤层顺层布设，在煤层中的延伸长度在1000m以上，剖面形态类似于页岩气开采的"L"型水平井（图1）或煤层气开采的"U"型井（图2）。在煤层中的具体延伸长度要通过技术经济分析确定。

供气装置与热交换装置配合部署的具体实现方式用两种，一种是多层管供气及采热方式，另一种是供气管与采热管平行部署的部署方式。

多层管供气及采热。供气及采热通过内外两层-三层金属管组成。在煤层中时，外层为筛管，用于供气，如果需要，也可用于供应含氧水蒸气。采用"U"型结构时，内层为水管；采用"L"型结构时，因需要原井口回水采热，需布设前端连通的两层水管。水管用于热交换采热。

"L"型结构采热装置有一个煤层到地表的垂直管段，垂直管段的供气管与地层之间要完全封闭，防止煤层燃烧产生的CO2、SO2、氮氧化物等泄露到地表。"U"型结构采热装置有2个煤层到地表的垂直段。其中包括一个有供气管的垂直段，要将供气管与地层之间要完全封闭；只有采热管的垂直段，要将采热管与地层之间要完全封闭。通过以上封闭措施，阻止煤层燃烧产生的CO2、SO2、氮氧化物等泄露到地表。

供气筛管采热管平行部署供气及采热。供气管在煤层中为独立的单层金属筛管，采用"U"型结构时，部署单层采热管；采用"L"型结构时，因需要同一井口注水及回水采热，需布设前端连通的两层水管。在煤层中，独立的金属筛管与采热管上下平行部署，采热管不属于煤层底部，供气筛管部署与煤层中部，两者临近并保持平行，保证煤层燃烧区域采热管分布区保持基本一致。

"L"型结构采热装置、"U"型结构采热装置均要封闭煤层到地表垂直管段采热管与地层之间的空隙，以及"L"型结构供气装置供气管与地层之间的缝隙，防止煤层燃烧产生的CO2、SO2、氮氧化物等泄露到地表。

供气及采热装置的布设方式。"U"型结构、"L"型结构采热装置的布设需要结合所选目标区和目标煤层煤炭开采的实际情况具体确定。对于已经投入开采的煤层，已经形成了煤炭开采地下工程，可以充分利用这些地下工程进行供气及采热装置的布设。对于还没有投入开采、埋深较大的煤层，可以通过钻探方式实施。

供气及燃烧控制。煤层燃烧的控制主要通过控制供气筛管进行。通过适当的技术和材料，有序控制筛孔的打开，引导煤层岩烧的延伸方向、控制燃烧强度。

8.产热能力分析

（1）假设目标煤层的平均厚度为3m，如果燃烧宽度为30m，燃烧单元长度为1000m，体积密度为1.1t/m3。恒湿无灰基高位发热量为25MJ/kg。则一个供气-采热单元动用煤炭储量为：

 Q = 3×30×1000×1.1=99000t，。

 发热量为：

 H = 99000×1000×25=2475×106 MJ。

按3.6 MJ=1Kw/h换算，2475×106MJ为687.5×106Kw/h。如果其中的70%得到利用，则为481.25×106千瓦时。每千瓦时价格分别为0.05元、0.1元、0.15元、0.2元时，静态价值分别为24.06、48.13、72.19、96.26百万元。按每千瓦时价格为0.05元测算，一个供气-采热单元的建设成本和运营成本控制在2千4百万元以下就有经济效益。

（2）假设目标煤层的平均厚度为2m，如果燃烧宽度为20m，燃烧单元长度为500m，体积密度为1.35t/m3。发热量为32MJ/kg。则一个供气-采热单元动用煤炭储量为：

 Q = 2×20×500×1.35=27000t，。

 发热量为：

 H = 27000×1000×32=864×106 MJ。

按3.6 MJ=1Kw/h换算，864×106MJ为240×106Kw/h。如果其中的70%得到利用，则为168.5×106千瓦时。每千瓦时价格分别为0.05元、0.1元、0.15元、0.2元时，静态价值分别为8.4、16.8、25.2、33.6百万元。按每千瓦时价格为0.05元测算，一个供气-采热单元的建设成本和运营成本控制在8.4百万元以下才有经济效益。

从以上初步测算结果可以看出，每个燃烧单元中煤的发热量，煤层的厚度、宽度和长度对其预期的经济效益有明显影响。在煤层厚度和发热量一定时，燃烧单元的体积越大，经济性越好。但过大的体积会带来技术风险。因此合理选择目标煤层，和李设计燃烧单元，是保证其经济效益的关键。

9.燃空区的进一步利用

以上煤炭地下原位燃烧实施后，在燃烧区因煤炭燃烧形成临时地下空间。这个临时地下空间会因顶板塌落而逐步闭合。如果通过控制燃烧宽度，如控制在20-30m宽，并在两侧留下一定宽度的支撑煤带，则顶板塌落、燃空区闭合的速度会很慢。燃空区顶板保持稳定，基本不塌落，对于实现碳封存是有利的。同时，对于燃空区的再利用也是有利的。

（1）秸秆的能源化利用。燃空区的再利用可以考虑进行农作物秸秆的能源化利用。这需要在布设供气和热能采出装置时，同时布设秸秆投入井。并将拟投入燃空区的秸秆加工成直径略小于秸秆投入井井筒直径的短柱状，并预先投入井筒至煤层。当投入井井底已经燃空区后，可持续向境内投入秸秆。秸秆在燃空区高温作用下直接燃烧，形成新的热能，燃烧产生的CO2、SO2、氮氧化物等直接封存在地下。

（2）燃空区沼气池化。在燃空区整体温度降到90度以下后，将生产、生活产生的有机废料注入到燃空区，利用燃空区的低温热量激发产甲烷菌活性。产甲烷菌将生产、生活产生的有机废料转化为甲烷。产生的沼气可以通过现有管道采出利用。从目前煤炭采空区情况看，采空区会有酸性水存在。燃空区的环境是否适合产甲烷菌生长并产生沼气，还需要进一步实验和评价。

10.基本认识

1.动力煤是碳排放的主体，其中锅炉燃烧占煤炭发电利用过程产生的CO2的95%左右，是现行煤炭燃烧利用中产生CO2的主要环节。

2. 在2030年碳达峰、2060年碳综合目标的约束下，若要继续大规模开采利用动力煤并同时大幅度降低动力煤燃烧利用中的碳排放，需要下决心放弃现行动力煤开采、运输、燃烧发电、碳捕获、碳埋藏的传统技术路线，发展全新的动力煤地下原位燃烧产热、采热和直接碳埋藏的技术路线。

3.分析结果认为，动力煤地下原位燃烧产热、采热和直接碳埋藏的技术路线在技术上是可行的；初步测算，在经济上也具有可行性。

4. 动力煤地下原位燃烧形成的燃空区可以进一步利用，包括用来进行进行农作物秸秆的能源化利用、沼气池化利用等能源化利用方向。

5. 动力煤地下原位燃烧产热、采热和直接碳埋藏的技术路线的实施，会改变现有煤炭及电力产业格局，煤炭产业不再生产和销售煤炭，而是销售热能；电力产业不再购买煤炭，而是购买热能。或者煤炭行业成为直接生产和供应电力的主体之一。

针对碳达峰、碳中和目标，煤炭开采利用方式必须转变。比较煤炭地下气化和煤炭地下原位燃烧采热，两者均需要进行煤炭地下原位可控燃烧。且煤炭地下气化产物也多用来再次燃烧发电，还有一定的碳排放。因此，不如一步到位，实施煤炭地下燃烧产热、采热及直接碳埋藏，从根本上解决传统煤炭利用、煤炭地下气化产物再次燃烧时的碳排放问题。

以上是针对碳达峰、碳中和目标，提出的动力煤开采利用的新思路，是初步的，粗糙的，请各位专家提出宝贵意见。