煤层气抽采从安全角度看，是改善井下煤矿安全，减少事故；从利用角度看，则是获得可观的新能源；从环保角度看，就是抽采之后要善加利用尽可能零排放，否则不但浪费资源而且还影响大气环境。不过，我国煤层气利用率并不高。以2012年为例，煤层气产量126.02亿立方米，利用率41.72%，其中地面抽采25.73亿立方米，利用率78.4%，井下抽采100.30亿立方米，利用率32.3%。

    显然，要提高煤层气利用率，井下抽采利用的科技攻关是焦点。

提供非常规天然气

地面抽采的甲烷浓度一般在80%以上，可以支撑大型商业应用，主要用于汽车燃料、液化、管道运输民用以及发电等。井下抽采的煤层气由于混入了空气，俗称含氧瓦斯气，甲烷浓度一般在20%左右，甚至低至5%，处于瓦斯爆炸范围。其中，少量甲烷含量高于30%的高浓度瓦斯气且地理位置优越的作为民用或工业燃气，其它主要考虑发电；低于0.75%的含氧瓦斯气则氧化销毁或利用；多数瓦斯气未被利用而直接放空，造成煤矿含氧瓦斯气利用率低下。用于低浓度瓦斯气分离甲烷生产非常规天然气的高效利用主要因为其安全、技术难题，案列较少。

根据我国2010年修订的 《煤矿安全规程》的规定，“抽采的瓦斯浓度低于30%时，不得作为燃气直接燃烧；用于内燃机发电或作其他用途时，瓦斯的利用、输送必须按有关标准的规定，并制定安全技术措施。”孙茂远说，井下抽采尽管抽采总量较大，但较为分散，且甲烷浓度较低，抽采的瓦斯气总量和含量的稳定性差，存在安全隐患及经济效益差等利用难度大的问题，因而必须加大科技研发，攻克技术难关。

由此，低浓度瓦斯浓缩提纯技术、大功率高参数内燃机直接发电、变压吸附提纯等技术应运而生。

低浓度含氧瓦斯分离甲烷生产CNG（压缩天然气）和LNG（液化天然气）工艺技术与工业示范，主要是针对井下抽采的含氧瓦斯气，通过将变压吸附技术与抑爆技术相结合，实现低浓度瓦斯提纯，含氧量降到0.5%以下，完全符合车用压缩天然气的各项质量要求。

生产出的每标方CNG能耗在1千瓦时左右。通过该工艺，模拟计算出对瓦斯气甲烷浓度从5%提纯到95%、并压缩到20.MPa以上生产合格的CNG时每立方米的电消耗为1.7千瓦时、循环水消耗为0.2立方米。，如果把甲烷分离出来做成液化天然气，每立方米的生产成本（包括正常运行的水电气消耗、设备折旧、操作管理费、维修费用）在1.4～1.6元，气源成本0.4元，总成本在2元左右，而出厂批发价可以达到4元，意即赢利为2元。以该公司在重庆的项目为例，总投资2.5亿元，预计3年即可收回成本。回收的非常规天然气补充到清洁能源中，可缓解当地对清洁能源需求紧张的局面，解决当地就业问题，提供税收。如果国家对利用含氧瓦斯气生产非常规天然气装置予以瓦斯气发电同样的鼓励政策，经济效益还会更好，对于行业的发展将起到积极作用。

在天然气价格不断上涨的情况下，含氧瓦斯气提纯液化项目前景可观。具有一定规模的含氧瓦斯气均可实施。

瓦斯发电效率尚待提高

瓦斯发电是煤层气得到大规模应用的一个范例。截至2011年年底，我国瓦斯装机容量达到150万千瓦。按照《煤层气（煤矿瓦斯）开发利用“十二五”规划》，到2015年，瓦斯发电装机容量将超过285万千瓦。

   瓦斯发电的难点在于发电机组效率不高、上网具备一定条件而导致经济效益低，企业积极性不够。

据悉，每立方米纯瓦斯(甲烷CH4)的理论热值可发电11千瓦时，但由于国内发电机组效率较低，仅能发电2.6～3.5千瓦时。国外机组热效率高，每立方米纯瓦斯可发电4千瓦时左右，但通常要求瓦斯浓度在30%以上且流量稳定，而且设备成本相当于国内机组的3倍，与瓦斯气提纯投资相当。

更高效的瓦斯发电技术仍有待突破。

瓦斯发电还存在一个瓶颈，煤矿小瓦斯总量不够则发电不合算，煤矿大瓦斯总量高又存在矿区用不完需要外输的问题，且在电网协调方面还不是很顺畅。另外，瓦斯发电还存在季节性因素，往往是夏天满负荷发电，冬天却不够用。

   济南绿能动力机械有限公司依托胜动和济柴在燃气内燃机领域的领先技术，率先研制出性能卓越的高浓度瓦斯发电机组，并后继开发出能适用于低浓度瓦斯的中大功率低浓度瓦斯发电机组，成为最早掌握低浓度瓦斯发电机组技术的厂家之一。该机组采用电控燃气混合器技术，可以自动控制空燃比，以适应瓦斯的浓度变化，适合我国煤矿点多量小的特点，同时，发明了低浓度瓦斯安全输送技术，采用细水雾技术，解决了低浓度瓦斯的地面安全输送问题。