1. 未來20年煤炭仍會是我國一次能源消費的主體

國家統計局2月28日發布的2020年國民經濟和社會發展統計公報顯示，2020年原煤產量同比增長1.4%，煤炭消費量同比增長0.6%。據統計，2020年我國原煤產量39.0億噸，同比增長1.4%。發電量77790.6億千瓦小時，同比增長3.7%，其中火電53302.5億千瓦小時，同比增長2.1%。2020年我國能源消費總量49.8億噸標準煤，比上年增長2.2%,我國煤炭消費量同比增長0.6%。煤炭消費量占能源消費總量的56.8%，比上年下降0.9個百分點。從2020年統計數據看，煤炭仍然是我國能源消費的主體；從下降趨勢看，20年內仍然會是我國一次能源消費的主體。

2.動力煤是我國碳排放的主體

根據國內外相關研究機構的估計，我國能源行業是碳排放的主要行業，煤炭開采利用、特別是動力煤（thermal coal）燃燒過程中的碳排放是我國能源行業碳排放的主體。動力煤的主要利用方向是燃燒產生熱能，其熱能主要用于發電，也可用于供暖等其他熱需求，是煤炭利用時排放CO2的主體。

根據楊方亮等的研究，電力行業煤炭消費量一直保持在20億t左右的規模，電力行業煤炭消費量占煤炭消費總量的比重呈總體上升的趨勢，截至2019年，這一比重已升至55％以上。我國煤電發電量由2009年的28665億kW·h增加至2019年的45600億kW·h，煤電發電量占當年電力發電總量的比重由77.2％降低至60.8％。

中國已承諾在2030年前，二氧化碳的排放達到峰值；2060年，通過植樹造林和節能減排等手段，將排放的二氧化碳全部抵消。根據朱法華等的研究，中國碳達峰時火電行業排放的CO2量約47億t，碳中和時火電行業允許排放CO2量約13.5億t。根據陳浮等研究，進入21 世紀以來，煤炭碳排放量從2000年的23.9億t快速升至2013年的69.04億t，達到歷史最高位；隨后緩慢下降，自2016年起基本保持66億t左右，仍處高位平臺期。其外，即便碳排放增速有所放緩，但煤炭的碳排放量依舊占能源總排放量的70%~80%"。

從近期的公開資料看，各種預測數據主要是基于傳統的煤炭采掘、洗選、運輸、熱電廠、供熱廠燃燒產熱、發電的傳統思路，或煤地下氣化的開采利用思路，沒有跳出傳統的煤炭開采利用框框。跳出傳統框框，尋找動力煤開采利用的新途徑，既能夠滿足我國一次能源消費的需求，又能夠大幅度減少煤炭消費產生的碳排放，是煤炭行業發展的必由之路。

3.動力煤的傳統利用路徑與碳排放

煤炭的用途多樣，作為能源，主要通過燃燒產熱，熱量用于發電和供熱等。目前動力煤的利用方式主要是通過煤炭開采作業采出到地表，經洗選后運至熱電廠、供熱廠等電力和熱能供應廠家，經燃燒產熱能，共發電、供暖等。這種將煤炭采出運至熱電廠等煤炭利用區進行燃燒產熱，熱量用于發電、供熱等的利用技術路線，煤炭、電力等行業已非常適應。根據王蕓等的研究結果，煤炭在鍋爐中燃燒產生的二氧化碳最多，約占電廠二氧化碳排放總量的94.5%左右，即對于動力煤而言，鍋爐燃燒是CO2排放的主要環節，如果要減少鍋爐燃燒產生的CO2排放，只能針對已經產生的CO2進行，如碳捕獲、利用與封存(Carbon Capture，Utilization and Storage，簡稱CCUS)技術，將煤炭燃燒才產生的CO2重新捕獲并中注入到地下封存，并用于驅替油氣和煤層氣。

4.煤地下氣化利用與碳排放

煤炭地下氣化技術已經發展了幾十年。近十年來，我國煤炭地下氣化試驗也在多地開展。根據朱銘等的研究，到目前為止在世界上已建和正要建的煤炭地下原位氣化站至少已有23個，其中烏茲別克斯坦安格連氣化站機電廠已經運行了50多年；我國目前正在運行的煤地下氣化電站有華亭、新澳、新汶等。

將煤炭地下原位氣化的主要目的是獲取煤制氣，其過程是將煤層在點燃并控制其持續燃燒，燃燒的熱量使得周圍煤層加熱，產生包括H4C、H2、CO、CO2、SO2、氮氧化物等的混合氣體，并采出地表利用。煤炭的燃燒和產氣過程發生在地下，燃燒產生的廢渣直接埋藏在了地下，氣體產物、特別是燃燒區的氣體產物也部分留在了地下，減少了固體廢棄物和部分CO2、SO2的排放。但采出的混合氣中還包括CO2、SO2、氮氧化物等；同時，由于煤層上覆巖層等覆蓋層的封閉性差異，也會導致燃燒產生的氣體滲透到地表，形成碳排放；從目前公開的資料看，煤地下氣化產物主要用于發電，采出的H4C、H2、CO如果用于發電，還會排放CO2。因此，以獲取H4C、H2、為主要目的煤炭地下氣化可以降低碳排放，但與天然氣相比，因氣體中含有CO、CO2、SO2、氮氧化物等；碳排放要高一些。

5.動力煤地下原位燃燒、采熱及直接碳埋藏研究現狀及優勢

孫偉民等于2017年提出了煤炭資源在地下進行能量轉換的設想，給出了煤炭資源在地下進行能量轉換開發利用工藝是對地下煤炭資源進行有控制地燃燒，釋放熱能直接加熱管道水，蒸氣可用于發電，熱水可用于取暖。同時與水、氧發生化學反應，產生水煤氣，抽出后再凈化利用。其工藝是一個圓桶井為一個反應單元。直徑1m左右基桶由鉆井打入地下直至煤層深處。一個圓基桶內設5個管道孔，一個為冷水進水孔，一個為熱水出水孔，一個為供氧壓風孔，一個水煤氣產出孔，中間為監測噴水孔。這是截至2020年底，在CNKI上能夠檢索到的唯一一篇煤炭資源在地下進行能量轉換的中文文獻。個人認為，其總體設想是可行的，但所給出的工藝適用面較窄，主要適用于埋藏淺的厚煤層。另外，任小坤等研究了地下自燃煤火中熱能回收利用技術路線。

煤炭作為能源，其主要可用產物為熱能。孫偉民等提出的煤炭資源在地下進行能量轉換的思路，抓住了動力煤的核心產物-熱能。與煤炭地下氣化發電相比，不需要通過消耗熱能將煤炭轉化為H4C、H2、CO等可燃物，之后再采出地表用于燃燒發電這種相對復雜的過程，而是在地下直接燃燒煤炭產生熱能，并采出熱能用于發電、供熱。這種直接的能量轉化及利用過程如果能夠得到實踐證實技術可行、經濟合理，碳埋藏有保證，那么，這種動力煤的利用方式與煤炭地下氣化相比，燃燒產生的熱能會得到充分利用，碳排放將進一步降低，是實現動力煤低排放至零排放利用的主要技術路徑。

6.動力煤地下原位燃燒、采熱及直接碳埋藏幾個關鍵因素

實現煤炭地下原位燃燒、采熱及直接碳埋藏，需要重點解決以下幾個方面的問題：

（1）煤層地下原位可控、持續燃燒。

煤層地下原位可控、持續燃燒包括燃燒范圍可控、燃燒強度可控、燃燒可持續。埋藏于地下的絕大多數煤層處于缺氧狀態，只有不間斷地提供氧氣，才能夠實現煤炭的地下原位燃燒。通過不斷向目標煤層注入空氣，是目前煤炭地下原位氣化時，維持煤層持續燃燒的主要手段。要控制煤層的燃燒范圍和燃燒強度，關鍵是控制注入煤層中空氣的范圍和量，如果要形成帶狀燃燒區，空氣要注入到目標煤層的預期燃燒帶范圍內，并通過空氣的單位注入量來控制燃燒帶的寬度和燃燒的強度。

以煤炭地下氣化為目標的煤層地下原位可控、持續燃燒技術的研究較多，也取得了許多研究成果。煤地下氣化本身是通過煤的燃燒產生熱量，熱量加熱燃燒區周圍煤炭并使之產生化學反應，形成H4C、H2、CO、CO2、SO2、氮氧化物等的混合氣體。煤的地下可控燃燒是煤地下氣化技術實施的基礎。近幾十年的煤地下氣化試驗表明，煤的地下可控燃燒技術基本成熟，煤的地下原位可控燃燒在現有的技術條件下是可以實現的。

（2）煤炭地下原位燃燒熱能采出路徑

煤地下燃燒所產生熱能的采出技術路徑方面，孫偉民等給出了熱交換采熱技術路徑；任小坤等給出的向自燃煤火中注入水、采出氣化產物的技術路線，在煤地下氣化試驗中也有嘗試。從實現充分碳埋藏角度，通過熱交換的方式將燃燒熱能采出是煤層地下原位燃燒熱能采出的主要發展方向。通過采出燃燒區氣體的方式采出熱能，因氣體中含有CO2、SO2、氮氧化物等溫室氣體和有害物質，碳減排能力要明顯低于熱交換采熱。

（3）煤炭原位燃燒產生的CO2、SO2、氮氧化物的地質封存

煤炭原位燃燒產生的廢渣會直接留在地下已燃燒過的煤層所在地層中，燃燒產生的CO2、SO2、氮氧化物的封存，主要取決于煤層上覆地層的自然封存能力，以及煤層燃燒后上覆地層產生變形之后后的封存能力。這需要綜合考慮煤層埋深、上覆地層的封閉性、地層水特點，燃燒后上覆地層形變特點及波及高度，以及擬封存CO2的比例進行評價。通過綜合評價，優選綜合封存能力符合要求的煤炭地下燃燒目標區和目標煤層。如果要實現全部的CO2封存，煤層的埋深要大于800m。近年來煤炭地下氣化的煤層埋深多在300m以深，但還缺少系統的碳封存監測資料數據。劉淑琴等通過鉆孔取樣對已經閉爐的氣化區地層污染情況進行了評價，但沒有碳數據。不同深度、不同上覆地層和地層水特征，地表植被發育情況等對煤層原位燃燒時排放的CO2、SO2、氮氧化物的封存和吸收能力，需要在實踐中進一步總結。

廣大地質工作者在進行野外地質調查和巖礦鑒定工作中均發現，地層、巖石的裂縫是普遍發育的。除了新構造活動產生的最新裂縫沒有被礦物質充填外，地層、巖石中的大多數裂縫均被礦物質充填，充填物主要為方解石（CaCO3），是CO2與CaO結合的產物。這說明地殼中的地層和巖石對CO2的埋藏作用一直在進行。煤炭地下原位燃燒產生的CO2，進入到煤層上覆蓋層中后，也會逐步與地層中的Ca結合，以CaCO3方式永久固化。不過，這個過程目前還沒有收集到公開的研究成果，需要開展地層碳固化能力的理論與實踐研究，為地層的參封存與固化能力評價提供依據。

7. 動力煤地下原位燃燒、采熱及直接碳埋藏實現的技術路線

通過以上分析和總結認為，目前實現煤炭地下原位可控燃燒的技術是基本成熟的，需要根據煤炭原位燃燒產熱、采熱及碳埋藏需求，開發具體的控制燃燒技術裝置，達到控制燃燒范圍、燃燒擴展方向、燃燒強度的目的。煤炭地下原位燃燒的直接碳埋藏能力，需要通過事前地質評價做出基本判斷；也需要在實踐中，通過對目標煤層上覆蓋層從燃燒后至地面沉降達到基本穩定這個階段內封存能力的實際評價的出具體結論。煤炭地下原位燃燒所產生的熱能的采出，以熱交換方式為熱能采出利用最佳方案。熱交換方式以采出熱能為主要目標，符合動力煤利用最終目的；通過優選地下原位目標煤層，可實現最大限度封存煤炭地下原位燃燒產生的CO2、SO2、氮氧化物；煤炭因燃燒熱生成的H4C、H2、CO等，可在煤層燃燒時直接燃燒產熱，增加熱能供應。通過合理設計燃燒所需空氣供氣裝置、燃燒熱的采出裝置，最大限度地采出煤炭原位燃燒產生的熱能，可保證煤炭原位燃燒熱能的充分利用。

從以上幾個方面考慮，煤炭地下原位燃燒產熱、采熱及直接碳埋藏的技術路線設計為：

（1）優選煤炭地下原位燃燒區和煤層

根據碳封存目標的要求，通過分析已查明煤炭的蓋層、蓋層含水性及地層水礦化類型和礦化度，分析其對CO2、SO2、氮氧化物等的封存能力是否符合碳封存目標的基本要求。通過數值模擬，分析燃燒后，燃燒區范圍及形態所導致的蓋層變形及其對CO2、SO2、氮氧化物封存能力的影響，分析燃燒后蓋層對CO2、SO2、氮氧化物等的封存能力是否符合碳封存目標要求。最終優選出可供煤炭地下原位燃燒產熱、采熱及直接碳埋藏的煤炭分布區和目標煤層。

（2）布設供氣及熱交換采熱裝置

通過綜合優選確定的煤炭地下原位燃燒產熱、采熱及直接碳埋藏的煤炭分布區和目標煤層是處于缺氧狀態的煤層，要維持煤層的持續穩定燃燒，需要不間斷地提供空氣。這樣，通過控制空氣的供應位置和供應量，可以控制煤層的燃燒位置、延伸方向、燃燒寬度和強度。將熱交換裝置與供氣裝置配合部署，可以實現煤層可控燃燒及燃燒熱的充分利用。

除了巨厚煤層外，大多數煤層的供氣裝置及熱交換裝置的主體最好沿煤層順層布設，在煤層中的延伸長度在1000m以上，剖面形態類似于頁巖氣開采的"L"型水平井（圖1）或煤層氣開采的"U"型井（圖2）。在煤層中的具體延伸長度要通過技術經濟分析確定。

供氣裝置與熱交換裝置配合部署的具體實現方式用兩種，一種是多層管供氣及采熱方式，另一種是供氣管與采熱管平行部署的部署方式。

多層管供氣及采熱。供氣及采熱通過內外兩層-三層金屬管組成。在煤層中時，外層為篩管，用于供氣，如果需要，也可用于供應含氧水蒸氣。采用"U"型結構時，內層為水管；采用"L"型結構時，因需要原井口回水采熱，需布設前端連通的兩層水管。水管用于熱交換采熱。

"L"型結構采熱裝置有一個煤層到地表的垂直管段，垂直管段的供氣管與地層之間要完全封閉，防止煤層燃燒產生的CO2、SO2、氮氧化物等泄露到地表。"U"型結構采熱裝置有2個煤層到地表的垂直段。其中包括一個有供氣管的垂直段，要將供氣管與地層之間要完全封閉；只有采熱管的垂直段，要將采熱管與地層之間要完全封閉。通過以上封閉措施，阻止煤層燃燒產生的CO2、SO2、氮氧化物等泄露到地表。

供氣篩管采熱管平行部署供氣及采熱。供氣管在煤層中為獨立的單層金屬篩管，采用"U"型結構時，部署單層采熱管；采用"L"型結構時，因需要同一井口注水及回水采熱，需布設前端連通的兩層水管。在煤層中，獨立的金屬篩管與采熱管上下平行部署，采熱管不屬于煤層底部，供氣篩管部署與煤層中部，兩者臨近并保持平行，保證煤層燃燒區域采熱管分布區保持基本一致。

"L"型結構采熱裝置、"U"型結構采熱裝置均要封閉煤層到地表垂直管段采熱管與地層之間的空隙，以及"L"型結構供氣裝置供氣管與地層之間的縫隙，防止煤層燃燒產生的CO2、SO2、氮氧化物等泄露到地表。

供氣及采熱裝置的布設方式。"U"型結構、"L"型結構采熱裝置的布設需要結合所選目標區和目標煤層煤炭開采的實際情況具體確定。對于已經投入開采的煤層，已經形成了煤炭開采地下工程，可以充分利用這些地下工程進行供氣及采熱裝置的布設。對于還沒有投入開采、埋深較大的煤層，可以通過鉆探方式實施。

供氣及燃燒控制。煤層燃燒的控制主要通過控制供氣篩管進行。通過適當的技術和材料，有序控制篩孔的打開，引導煤層巖燒的延伸方向、控制燃燒強度。

8.產熱能力分析

（1）假設目標煤層的平均厚度為3m，如果燃燒寬度為30m，燃燒單元長度為1000m，體積密度為1.1t/m3。恒濕無灰基高位發熱量為25MJ/kg。則一個供氣-采熱單元動用煤炭儲量為：

 Q = 3×30×1000×1.1=99000t，。

 發熱量為：

 H = 99000×1000×25=2475×106 MJ。

按3.6 MJ=1Kw/h換算，2475×106MJ為687.5×106Kw/h。如果其中的70%得到利用，則為481.25×106千瓦時。每千瓦時價格分別為0.05元、0.1元、0.15元、0.2元時，靜態價值分別為24.06、48.13、72.19、96.26百萬元。按每千瓦時價格為0.05元測算，一個供氣-采熱單元的建設成本和運營成本控制在2千4百萬元以下就有經濟效益。

（2）假設目標煤層的平均厚度為2m，如果燃燒寬度為20m，燃燒單元長度為500m，體積密度為1.35t/m3。發熱量為32MJ/kg。則一個供氣-采熱單元動用煤炭儲量為：

 Q = 2×20×500×1.35=27000t，。

 發熱量為：

 H = 27000×1000×32=864×106 MJ。

按3.6 MJ=1Kw/h換算，864×106MJ為240×106Kw/h。如果其中的70%得到利用，則為168.5×106千瓦時。每千瓦時價格分別為0.05元、0.1元、0.15元、0.2元時，靜態價值分別為8.4、16.8、25.2、33.6百萬元。按每千瓦時價格為0.05元測算，一個供氣-采熱單元的建設成本和運營成本控制在8.4百萬元以下才有經濟效益。

從以上初步測算結果可以看出，每個燃燒單元中煤的發熱量，煤層的厚度、寬度和長度對其預期的經濟效益有明顯影響。在煤層厚度和發熱量一定時，燃燒單元的體積越大，經濟性越好。但過大的體積會帶來技術風險。因此合理選擇目標煤層，和李設計燃燒單元，是保證其經濟效益的關鍵。

9.燃空區的進一步利用

以上煤炭地下原位燃燒實施后，在燃燒區因煤炭燃燒形成臨時地下空間。這個臨時地下空間會因頂板塌落而逐步閉合。如果通過控制燃燒寬度，如控制在20-30m寬，并在兩側留下一定寬度的支撐煤帶，則頂板塌落、燃空區閉合的速度會很慢。燃空區頂板保持穩定，基本不塌落，對于實現碳封存是有利的。同時，對于燃空區的再利用也是有利的。

（1）秸稈的能源化利用。燃空區的再利用可以考慮進行農作物秸稈的能源化利用。這需要在布設供氣和熱能采出裝置時，同時布設秸稈投入井。并將擬投入燃空區的秸稈加工成直徑略小于秸稈投入井井筒直徑的短柱狀，并預先投入井筒至煤層。當投入井井底已經燃空區后，可持續向境內投入秸稈。秸稈在燃空區高溫作用下直接燃燒，形成新的熱能，燃燒產生的CO2、SO2、氮氧化物等直接封存在地下。

（2）燃空區沼氣池化。在燃空區整體溫度降到90度以下后，將生產、生活產生的有機廢料注入到燃空區，利用燃空區的低溫熱量激發產甲烷菌活性。產甲烷菌將生產、生活產生的有機廢料轉化為甲烷。產生的沼氣可以通過現有管道采出利用。從目前煤炭采空區情況看，采空區會有酸性水存在。燃空區的環境是否適合產甲烷菌生長并產生沼氣，還需要進一步實驗和評價。

10.基本認識

1.動力煤是碳排放的主體，其中鍋爐燃燒占煤炭發電利用過程產生的CO2的95%左右，是現行煤炭燃燒利用中產生CO2的主要環節。

2. 在2030年碳達峰、2060年碳綜合目標的約束下，若要繼續大規模開采利用動力煤并同時大幅度降低動力煤燃燒利用中的碳排放，需要下決心放棄現行動力煤開采、運輸、燃燒發電、碳捕獲、碳埋藏的傳統技術路線，發展全新的動力煤地下原位燃燒產熱、采熱和直接碳埋藏的技術路線。

3.分析結果認為，動力煤地下原位燃燒產熱、采熱和直接碳埋藏的技術路線在技術上是可行的；初步測算，在經濟上也具有可行性。

4. 動力煤地下原位燃燒形成的燃空區可以進一步利用，包括用來進行進行農作物秸稈的能源化利用、沼氣池化利用等能源化利用方向。

5. 動力煤地下原位燃燒產熱、采熱和直接碳埋藏的技術路線的實施，會改變現有煤炭及電力產業格局，煤炭產業不再生產和銷售煤炭，而是銷售熱能；電力產業不再購買煤炭，而是購買熱能。或者煤炭行業成為直接生產和供應電力的主體之一。

針對碳達峰、碳中和目標，煤炭開采利用方式必須轉變。比較煤炭地下氣化和煤炭地下原位燃燒采熱，兩者均需要進行煤炭地下原位可控燃燒。且煤炭地下氣化產物也多用來再次燃燒發電，還有一定的碳排放。因此，不如一步到位，實施煤炭地下燃燒產熱、采熱及直接碳埋藏，從根本上解決傳統煤炭利用、煤炭地下氣化產物再次燃燒時的碳排放問題。

以上是針對碳達峰、碳中和目標，提出的動力煤開采利用的新思路，是初步的，粗糙的，請各位專家提出寶貴意見。