煤層氣抽采從安全角度看，是改善井下煤礦安全，減少事故；從利用角度看，則是獲得可觀的新能源；從環保角度看，就是抽采之后要善加利用盡可能零排放，否則不但浪費資源而且還影響大氣環境。不過，我國煤層氣利用率并不高。以2012年為例，煤層氣產量126.02億立方米，利用率41.72%，其中地面抽采25.73億立方米，利用率78.4%，井下抽采100.30億立方米，利用率32.3%。

    顯然，要提高煤層氣利用率，井下抽采利用的科技攻關是焦點。

提供非常規天然氣

地面抽采的甲烷濃度一般在80%以上，可以支撐大型商業應用，主要用于汽車燃料、液化、管道運輸民用以及發電等。井下抽采的煤層氣由于混入了空氣，俗稱含氧瓦斯氣，甲烷濃度一般在20%左右，甚至低至5%，處于瓦斯爆炸范圍。其中，少量甲烷含量高于30%的高濃度瓦斯氣且地理位置優越的作為民用或工業燃氣，其它主要考慮發電；低于0.75%的含氧瓦斯氣則氧化銷毀或利用；多數瓦斯氣未被利用而直接放空，造成煤礦含氧瓦斯氣利用率低下。用于低濃度瓦斯氣分離甲烷生產非常規天然氣的高效利用主要因為其安全、技術難題，案列較少。

根據我國2010年修訂的 《煤礦安全規程》的規定，“抽采的瓦斯濃度低于30%時，不得作為燃氣直接燃燒；用于內燃機發電或作其他用途時，瓦斯的利用、輸送必須按有關標準的規定，并制定安全技術措施。”孫茂遠說，井下抽采盡管抽采總量較大，但較為分散，且甲烷濃度較低，抽采的瓦斯氣總量和含量的穩定性差，存在安全隱患及經濟效益差等利用難度大的問題，因而必須加大科技研發，攻克技術難關。

由此，低濃度瓦斯濃縮提純技術、大功率高參數內燃機直接發電、變壓吸附提純等技術應運而生。

低濃度含氧瓦斯分離甲烷生產CNG（壓縮天然氣）和LNG（液化天然氣）工藝技術與工業示范，主要是針對井下抽采的含氧瓦斯氣，通過將變壓吸附技術與抑爆技術相結合，實現低濃度瓦斯提純，含氧量降到0.5%以下，完全符合車用壓縮天然氣的各項質量要求。

生產出的每標方CNG能耗在1千瓦時左右。通過該工藝，模擬計算出對瓦斯氣甲烷濃度從5%提純到95%、并壓縮到20.MPa以上生產合格的CNG時每立方米的電消耗為1.7千瓦時、循環水消耗為0.2立方米。，如果把甲烷分離出來做成液化天然氣，每立方米的生產成本（包括正常運行的水電氣消耗、設備折舊、操作管理費、維修費用）在1.4～1.6元，氣源成本0.4元，總成本在2元左右，而出廠批發價可以達到4元，意即贏利為2元。以該公司在重慶的項目為例，總投資2.5億元，預計3年即可收回成本。回收的非常規天然氣補充到清潔能源中，可緩解當地對清潔能源需求緊張的局面，解決當地就業問題，提供稅收。如果國家對利用含氧瓦斯氣生產非常規天然氣裝置予以瓦斯氣發電同樣的鼓勵政策，經濟效益還會更好，對于行業的發展將起到積極作用。

在天然氣價格不斷上漲的情況下，含氧瓦斯氣提純液化項目前景可觀。具有一定規模的含氧瓦斯氣均可實施。

瓦斯發電效率尚待提高

瓦斯發電是煤層氣得到大規模應用的一個范例。截至2011年年底，我國瓦斯裝機容量達到150萬千瓦。按照《煤層氣（煤礦瓦斯）開發利用“十二五”規劃》，到2015年，瓦斯發電裝機容量將超過285萬千瓦。

   瓦斯發電的難點在于發電機組效率不高、上網具備一定條件而導致經濟效益低，企業積極性不夠。

據悉，每立方米純瓦斯(甲烷CH4)的理論熱值可發電11千瓦時，但由于國內發電機組效率較低，僅能發電2.6～3.5千瓦時。國外機組熱效率高，每立方米純瓦斯可發電4千瓦時左右，但通常要求瓦斯濃度在30%以上且流量穩定，而且設備成本相當于國內機組的3倍，與瓦斯氣提純投資相當。

更高效的瓦斯發電技術仍有待突破。

瓦斯發電還存在一個瓶頸，煤礦小瓦斯總量不夠則發電不合算，煤礦大瓦斯總量高又存在礦區用不完需要外輸的問題，且在電網協調方面還不是很順暢。另外，瓦斯發電還存在季節性因素，往往是夏天滿負荷發電，冬天卻不夠用。

   濟南綠能動力機械有限公司依托勝動和濟柴在燃氣內燃機領域的領先技術，率先研制出性能卓越的高濃度瓦斯發電機組，并后繼開發出能適用于低濃度瓦斯的中大功率低濃度瓦斯發電機組，成為最早掌握低濃度瓦斯發電機組技術的廠家之一。該機組采用電控燃氣混合器技術，可以自動控制空燃比，以適應瓦斯的濃度變化，適合我國煤礦點多量小的特點，同時，發明了低濃度瓦斯安全輸送技術，采用細水霧技術，解決了低濃度瓦斯的地面安全輸送問題。