Geothermal energy exploitation and storage in coal field under the dual carbon goal
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摘要:
开发煤田地热不仅可以改善煤田开采的温度环境，还可以通过地热能的清洁利用变“害”为“利”，尤其是在目前“双碳”目标下利用煤田采空区储能大有前景。评估获得我国主要赋煤区地热资源热储量为1.12×1019 kJ，折合标煤3 795.39 亿t，可采热储量1.71×1018 kJ，折合标煤569.31亿t。其中，华北赋煤区的可采热储量约占74.7%，特别西区(晋陕蒙宁分区)拥有神东、晋北、晋东、晋中、陕北、黄陇(华亭)、宁东7大煤炭基地，资源最为丰富，占近48.7%。进一步指出“煤−热共采”是煤田区地热开发利用的主要形式，包括充填埋管取热、采空区矿井水取热和深部煤矿含水层取热等。此外，提出将采空区以及排水后腾出来的空间作为“储层”加以利用是下一步的工作方向，并对回填(相变)材料储热、废弃煤田抽水蓄能和废弃煤田压缩空气蓄能做了详细评述。最后，对煤田热害防治技术进行了简要评述。总之，煤田规模化储能与热害防治和地热利用将成为煤田地热研究和开发利用的主要方向，是实现煤矿绿色转型和国家“双碳”目标的重要抓手。
Abstract:The development of geothermal energy in coalfield can not only improve the temperature environment of coal mining, but also turn waste into treasure through the clean utilization of geothermal energy. Especially, it is of great prospect to store energy in the mined-out area of coalfield under the “dual carbon” goal at present. Herein, in this paper, it was estimated that the geothermal reserves in the main coal-bearing areas of China were 1.12 × 1019 kJ, equivalent to 379.539 billion tons of standard coal, and the recoverable geothermal reserves were 1.71 × 1018 kJ, equivalent to 56.931 billion tons of standard coal. Among them, the recoverable geothermal reserves of the coal-bearing area in North China account for about 74.7%, especially in the western area (Jin‒Shaan‒Meng‒Ning sub-region), where seven coal bases were distributed, including Shendong, Jinbei, Jindong, Jinzhong, Shaanbei, Huanglong (Huating) and Ningdong, with the richest coal resources, accounting for nearly 48.7%. It was further pointed out that the “synergetic mining of coal and geothermal energy” would be the main form of geothermal development and utilization in coalfield areas, which included three methods of heat extraction, such as pipe filling and burying, mine water in coal mine goaf and deep coal mine aquifers. In addition, it was proposed to utilize the coal mine goaf and the space freed up after drainage as the “geothermal reservoirs”, which should be taken as the direction of working in the next step. Besides, a detailed review was presented regarding the heat storage with backfill (phase-change) material, pumped storage with abandoned coalfield and energy storage with compressed air in the abandoned coalfield. Last but not least, a brief introduction was presented for the thermal disaster prevention and control technology of coal mine. In conclusion, the scaled coalfield energy storage, thermal disaster prevention and control, and geothermal utilization will be the main directions of coalfield geothermal research, development and utilization. Which is also an important channel to achieve the green transformation of coal mines and the national "dual carbon" goal.
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2020年9月，我国明确提出2030年“碳达峰”与2060年“碳中和”的“双碳”目标。地热是重要的非碳基能源之一，是实现“双碳”目标的重要抓手。近些年，地热资源的开发利用，尤其是地热供暖和制冷取得了长足进步，我国已实现地热直接利用连续20余年世界第一[1]。但相比于我国地热的巨大储量，仍有极大的开采潜力。
我国煤田区地热资源丰富，包括煤层热资源和煤田内的热水资源。但是早期的工作主要是将煤田地热作为“热害”来对待，重在降低煤田温度，以改善采煤的工作环境。尤其是近年来煤矿开采深度逐年增加，千米深矿已超过50座，且以8~25 m/a的延伸速度递增[2]，高温的问题愈加突出。但高温同时让人们意识到有必要对这一热量进行充分利用，以变“害”为“利”。近年来，煤–热共采问题成为了研究热点，强调在开发煤田的同时，实现地热能的清洁利用[2-3]。
煤田地热的开发利用离不开煤田地热科学的支撑，同时也对煤田地热科学提出了新的要求。自20世纪70年代开始，中国科学院地质研究所地热研究组在河北开滦煤矿实施测温，开启了我国煤田地热科学的研究[4]。煤田地热不同于常规的浅层地热和中深层水热，也不同于油田地热，有它自身的特征，因此，需要采用不同的地热开发利用技术；同时针对煤田所处的不同阶段，也可以有不同的能源利用形式。
笔者认为，在煤田开采阶段，可以对不同类型的热资源加以充分利用，实现“煤–热共采”。在煤田关闭或者转型阶段，则可以利用相变蓄能，将之与其他可再生能源相结合，实现规模化储能与不稳定能源的跨季节利用。同时，煤田除了高温特征以外，有地形高差和巨大空间的优势，为抽水蓄能和压缩空气储能提供了可能。
为此，笔者将从煤田地热学的由来谈起，评估我国煤田地热资源量，并给出煤田地热开发的具体案例以及储能的具体技术和空间，进而对煤田热害的防治进展加以论述，最后探讨煤田地热科学未来的研究方向和未来开发的工作方向。
1 煤田地热学的由来
煤田地热学起源于矿山热害防治工作，其最初的主旨是对矿山开采环境尤其是深部地温场进行研究和评估，为在矿山建设和开发中热害防治提供依据，保障矿井的适宜温度环境[5]。1975年原燃化部与原中国科学院地质研究所合作，对全国煤矿热害进行一次概略普查，调查发现：矿井均存在不同程度的热害，几乎所有的新老矿区均缺乏系统的测温资料，认识到矿山热害是煤矿重要的自然灾害，应当重视起来，从此矿山地热和热害治理工作得到顺利发展[6]。随着矿井开发向地球深部发展，地热作为矿井热源的基本构成，矿山热害是不可避免的。国外矿产资源勘查开采深度超1 000 m的矿山有80余座，其中矿产开采深度在1 000~2 000 m的有60余座，2 000~3 000 m深的有12座，3 000~4 000 m深的有5座，开采深度超过4 000 m的有1座[7-8]；2004年中国超千米矿井不足8处，而截至2018年超千米的矿井已达到50余处，目前我国煤矿开采深度已突破1 500 m埋深，工作面最高温度达53℃[2,9]。
自20世纪70年代初至80年代末，原中国科学院地质研究所地热研究室与原煤炭工业部合作，先后对河北开滦、山东兖州的东滩、平顶山和龙口煤矿等煤田进行系统的研究，构建了煤田地热学的理论系统框架、研制了地热测量的仪器装备、建立了矿山稳态测温与近似稳态测温方法，对典型高温矿山进行了地温评价和深部地温预测，并提出了矿山地温类型的划分[10]。1986年颁布的《煤炭资源地质勘探规范》将地温测量工作和条件评价的有关规定纳入相应条文规范，标志着煤田地热学进入新阶段。测温工作的普遍开展迅速改变了煤矿严重缺乏地温资料的状况，为矿山建设和煤田地热学提供了基础资料。
煤田地热学把地温作为煤矿开采的必要条件进行研究，在煤田地质勘探过程中有大量钻孔可供系统测温，矿井中又有大量巷道可供验证与长期监测；另外煤矿工人对湿热空气的适应与耐受能力极其有限，工作面允许的温度范围也十分严苛，给煤田地热工作提供了严苛的要求，煤田地温场属于地壳浅部范畴，实质上源自深部大地热流在浅部再分布的问题，主要控制因素包括区域热背景、地壳浅部地层的热物性和是否存在附加热源及其强度等。因此，煤田地热学是研究煤田地温场的分布特征与各种致热地质因素的内在联系的学科之一。
随着“双碳”战略目标的提出，作为非碳基能源的地热能，越来越受到政府的重视和众多学者的关注，煤田地热学也因此被赋予了新的内涵。一方面，煤−热共采成为煤田地热学重要的研究任务[3,11]；另一方面，随着煤炭资源的开采，煤矿采掘形成的巷道和采空区等地下空间急剧增加，利用这一空间进行储能成为了可能，是煤田地热学研究新趋势。据估算，预计至2030年煤矿采空区约为230亿m3[12]。这些采空区可以作为能源的天然储库，把其他能源跨季节储蓄起来，实现高效规模化跨季节储能，最适宜在多能互补系统中承担蓄能和实现热能稳定输出的功能，提高能源的利用效率[13]。
综上，煤–热共采和利用采空区储能，使煤田地热学与热储工程、工程热物理学等多个学科相互交叉，极大地丰富了煤田地热学的内涵。
2 煤田地热资源
我国煤炭资源分布广阔，不同地质区块由于构造环境差异，含煤盆地产生不同程度、不同类型的构造变形，也因此造成主体受控于盆地变形的含煤层系特征各不相同[14]。煤田的地温梯度一般为 2.3~4.0℃/hm，在垂深 1 000 m 处的围岩温度可达 35~45℃[15-16]。由于我国各赋煤区地温情况变化很大，主要取决于各赋煤区的地质构造、地壳深部构造、岩浆作用和构造性活动等[17] 。参照各沉积盆地热状态[18] (图1)，本文按东北、华北、西北、华南、滇藏五大赋煤区考虑评价各含煤区地热资源情况(图2)。
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1) 东北赋煤区
该区保有煤炭资源量占全国23.8%。煤炭资源集中分布于西部海拉尔–二连盆地群以及东部松辽盆地群，其中海拉尔盆地和二连盆地西部边缘的含煤层系平面连续性较好，松辽盆地群的煤系平面连续性较差，主要含煤层系为上侏罗–下白垩统，评价时将该区分为东西2个次级单元评价。二连盆地大地热流高达88 mW/m2，和岩浆侵入体的分布一致，这与太平洋板块的俯冲与回转有关[20]，海拉尔盆地热流值相对较低(55 mW/m2)，但2个盆地地温梯度相近，为35.0℃/km。松辽盆地大地热流72 mW/m2，地温梯度较高(38.2℃/km)，这与区域火山和岩浆活动有关。
2) 华北赋煤区
与华北板块面积基本相当，又可以太行山为界划分为东、西2个次级分区。该区煤炭资源占全国煤炭资源的57.5%(其中太行山以西>80%)。晚石炭–早二叠世含煤层系主要分布于西区的鄂尔多斯盆地东部、沁水盆地，以及东区的渤海湾盆地、南华北盆地。侏罗纪含煤层系主要集中于西区鄂尔多斯盆地神木–榆林–吴堡–庆阳一线的西部地区。由于拉张作用，地幔热物质上涌，渤海湾盆地大地热流较高，达69 mW/m2。西部鄂尔多斯盆地大地热流61 mW/m2，地温梯度29.8℃/km，为温盆[21]。
3) 华南赋煤区
该区煤炭资源占全国7%(其中扬子板块>90%)。除四川盆地和楚雄盆地沉积晚三叠世含煤岩系以外，华南区主要为晚二叠世含煤层系，并以扬子西部四川盆地以及川南黔北地区最为集中。雪峰山以东地区煤炭资源比较分散。华南赋煤区面积较大，北部南黄海盆地大地热流72 mW/m2，南部的楚雄盆地75 mW/m2，这与板块边界的构造–热活动有关。而中部的四川盆地、江汉盆地等大地热流53 mW/m2，但主要含煤区域大地热流为53 mW/m[22-23]。
4) 西北赋煤区
该区煤炭资源占全国11.7%。除祁连山北部祁北坳陷东段零星分布晚石炭–早二叠世含煤层系以外，全区均以早中侏罗世含煤层系为主，并以准噶尔盆地和塔里木盆地最为集中，在南北天山山间地区也较为发育。该区远离板块边界，大地热流值较低，塔里木盆地43 mW/m2，准噶尔盆地52 mW/m2，地温梯度仅为 20.0℃/km，柴达木盆地地温梯度稍高，为28.9℃/km[24-25]。
5) 滇藏赋煤区
该区含煤盆地不仅规模小，数量少，且煤炭资源分布极为匮乏(<1%)、分布零星。主要分布晚石炭–早二叠世含煤层系。煤炭资源较多的羌塘盆地大地热流55 mW/m2，地温梯度22.1℃/km[26-27]。
与一般地热资源不同，目前煤田地热开发的目标热储层为含煤地层及下伏底板，只要煤田出水温度达标(>25℃)即可作为地热资源加以利用，因此不考虑地温梯度的限制。我国煤炭分布主要集中在13个大型煤炭基地98个矿区中，将各煤炭基地含煤面积分赋煤区统计作为评价面积。按照DZ/T 0215—2002《煤、泥炭地质勘查规范》，煤炭储量评价的垂深，一般为1 000 m，最大不超过1 200 m。评价时考虑涵盖底板地层，煤田地热资源评价深度定为2 000 m。如安徽两淮煤田2 000 m深度范围内除局部外基本能够包含奥陶系以上所有地层，热储层包括古近纪砂层热储和古生代奥陶纪灰岩热储[28]。热储厚度指有效储水层的厚度，根据各沉积盆地砂地比计算[29]。各区块恒温带深度、温度参照4条浅层地温场剖面获取[30]。对于起算温度t0，煤田地热资源为中低温地热资源，利用方式为地热直接利用，主要包括供暖和生活热水等，尾水排放温度15℃左右，将之作为t0。各区块评价参数见表1。
表 1 各赋煤区地热资源评价参数Table 1. Evaluation parameters of geothermal resources in each coal-bearing area赋煤区 含煤
面积/km2典型含煤盆地地温情况 恒温带 25℃深度/m 2 km埋深地温/℃ 地层
温度/℃热储
厚度/m盆地名称 热流值/
(mW·m−2)地温梯度/
(℃·km−1)温度/℃ 深度/m 各盆地值 平均值 各盆地值 平均值 东北赋煤区 27 264.70 松辽盆地 72.0 38.2 10 25 417.67 500.00 85.45 80 52.5 300.00 海拉尔盆地 55.0 35.0 7 35 549.29 75.78 二连盆地 88.0 34.5 7 30 551.74 74.97 华北赋煤区 东区 79 025.82 渤海湾盆地 69.0 36.2 14 17 320.87 320.87 85.78 85 55.0 335.83 西区 210 761.21 鄂尔多斯盆地 61.0 29.8 10 20 523.36 523.36 69.00 69 47.5 295.33 华南赋煤区 46 900.00 南黄海盆地 72.0 31.5 17 15 268.97 300.00 79.53 62 43.5 340.00 江汉盆地 53.0 29.1 18 10 250.55 75.91 四川盆地 53.0 22.0 17 10 373.64 60.78 楚雄盆地 75.0 32.2 17 19 267.45 80.79 西北赋煤区 38 000.00 塔里木盆地 43.0 19.7 12 20 679.90 550.00 51.01 55 40.0 290.00 准噶尔盆地 52.0 21.5 15 20 485.12 57.57 柴达木盆地 54.0 28.9 10 25 544.03 67.08 滇藏赋煤区 羌塘盆地 55.0 22.1 12 25 613.24 613.24 55.65 56 40.5 277.35 采用热储法评价各区块含煤区的地质资源量，各区块含煤区地热资源量评价公式如下：
$$ Q=AD\left(t-{t}_{0}\right)C $$ (1) $$ C={\rho }_{{\rm{r}}}{C}_{{\rm{r}}}\left(1-\varphi \right)+{\rho }_{{\rm{w}}}{C}_{{\rm{w}}}\varphi $$ (2) 式中：Q为地热资源量，J；C为热储岩石和水的综合比热容，J/(kg·℃)；
${\rho }_{{\rm{r}}}、{\rho }_{{\rm{w}}}$ 分别为岩石和水的密度，kg/m3；${C}_{{\rm{r}}}、{C}_{{\rm{w}}}$ 分别为岩石和水的比热容，J/(kg·℃)；φ为岩石的孔隙率，%；A为热储面积，m2 ； D为热储厚度，m；t 为热储温度，℃； t0 为起算温度，℃。可采热储量
${Q}_{{\rm{R}}} $ 利用采收率法进行计算。R为可采系数，根据热储岩性、孔隙率确定。松散孔隙热储，孔隙率大于20%时，回收率可取25%；固结砂岩、花岗岩等裂隙热储回收率取5%~10%。含煤地层主要为各类泥岩、砂岩互层，但煤田地热资源开发“以煤为主，煤–热共采”，优先保障煤炭开采，部分地热资源无法动用，因此评价中可采系数R取值10%。采收率法公式为：
$$ {Q}_{{\rm{R}}}=RQ $$ (3) 评价结果见表2。评价结果表明，全国煤田分布区地热资源储量1.12×1019 kJ，折合标煤3 795.39 亿t，可采热储量1.71×1018 kJ，折合标煤569.31 亿t。其中，华北赋煤区的可采热储量占74.7%，特别西区(晋陕蒙宁分区)拥有神东、晋北、晋东、晋中、陕北、黄陇(华亭)、宁东7大煤炭基地，资源最为丰富，占48.7%。另外，东北赋煤区占7.48%。这2个区域都有较多的用热需求，用于冬季供暖、生活用水等，资源与需求匹配度较高。
表 2 各赋煤区地热资源量Table 2. The amount of geothermal resources in each coal-bearing area赋煤区 热储量 可采热储量 资源比例/% 热量/1018 kJ 折合标煤/亿 t 热量/1017 kJ 折合标煤/亿 t 东北赋煤区 0.86 284.07 1.25 42.61 7.48 华北赋煤区 东区 2.89 985.16 4.33 147.77 25.96 西区 5.41 1 848.51 8.25 277.28 48.70 华南赋煤区 1.24 421.89 2.15 63.28 11.12 西北赋煤区 0.75 255.76 1.08 38.36 6.74 滇藏赋煤区 合计 11.20 3 795.39 17.1 569.31 100.00 需要指出的是，本次评价是按照13个大型煤炭基地所有的煤田面积估算的，其余零散分布的煤田区并未考虑，而这13个大型煤炭基地的煤炭资源保有量仅占全国的50.4%，因此，评价结果偏保守。
3 煤田地热开发
深部煤矿地热开发利用方法主要包括：充填埋管取热、采空区矿井水取热和深部煤矿含水层取热。
3.1 充填埋管取热
充填埋管取热主要是利用充填开采工作面的导热充填体传递围岩热量，并由管路中的取热介质提取地热能。该方法利用地埋管的方式在充填区周围进行换热，实现地热能的开采。随着采煤充填工作面的推进，在采空区或废弃煤矿区预铺设埋管。取热时，首先将温度较低的取热工质泵入埋管系统中，随着取热工质在管道内的循环，不断与周围环境发生热交换并逐步升温，当温度达到热能利用阈值时，将被加热的取热工质提取至地表加以利用，其技术原理如图3所示。
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充填埋管采热法的关键在于导热充填材料以及埋管的布置方式，研发抗变形易换热的管路及介质、井下热能温度智能在线监测装备等关键装备也是支撑充填埋管采热法智能化自动化方向的必备条件[32]。
3.2 采空区矿井水取热
采空区矿井水取热主要是利用煤层开采后顶板垮落法后形成的采空区以及开拓巷道，通过矿井水开采并提取地热能的一种技术。一方面，当煤矿关闭或废弃后，其地下巷道往往会遭受水淹，积存大量矿井水，尤其在深部煤矿区，这些矿井水的温度一般较高。另一方面，垮落法管理顶板开采时，在工作面四周构筑人工坝体挡墙，与相邻工作面间留设的煤柱共同构成防渗储水空间，利用采空区顶板裂隙渗透水或人工补给水，形成采空区密闭储水空间。
早在20世纪80年代，加拿大的Springhill project便开始了开采矿井水以用于地热能提取并为14 000 m2矿区工厂进行供暖。目前，荷兰、德国、英国和加拿大等地区都有开采煤田矿井水以实现地热能提取的实例。其中，荷兰海尔伦市废弃煤矿的矿井水地热能开发利用工程是经典案例，规模也最大[33]。近年来，美国密歇根州Upper Peninsula煤矿区实现了利用水淹煤矿的矿井水为近1 300 m2建筑面积进行供暖[34]。
3.3 深部煤矿含水层取热
深部煤矿含水层取热是以煤层下方含水层水热为研究对象的采热方法，通过利用煤炭开采或煤炭与地质资源协同开采系统及空间，向煤层下方深部含水层施工生产井和回灌井进行提取地热能的一种技术。通过煤炭资源开采空间向深部含水层施工生产井，提取以水热为主的热能资源，同时为了保证地下水的平衡，在同层含水层施工回灌井，并通过回灌井向深部含水层注入等量换热之后的矿井冷水，经一定循环周期，水温达到平衡之后，再通过生产井提取含水层热能。为了保证含水层热能提取的高效性，可在煤炭开采空间同时布置多对生产井和回灌井[3]。
4 煤田地热储能
煤田开采后会形成大量的地下空间，可以利用地下矿井高温围岩和势差大的特征，开展大规模蓄热、抽水蓄能、空气压缩蓄能等技术的应用。
4.1 回填材料储热
充填采煤可以有效解决地面沉陷、岩层移动等问题，而将填充材料与蓄热功能相互结合，则可以进一步实现煤炭资源的绿色开发与利用。热能存储技术可以分为显热蓄热、潜热蓄热和热化学蓄热。显热蓄热是利用材料自身温度变化过程来存储和释放热量，常用储热材料有水、岩土体、熔盐、导热油、混凝土等；潜热蓄热通过材料相变过程吸/释热的特性实现储热，常用相变蓄热材料包括石蜡、无机盐水合物、有机醇以及熔化盐类等，但是在潜热储能换热的过程中，由于材料的导热系数较低导致储能效率较低，一般在导热率较低的相变材料中添加高导热金属填料、石墨以及碳纤维等[35]；而化学蓄热技术是利用蓄热材料相接触时发生可逆化学反应进行热量存储和释放的技术，目前研究较多的热分解反应有无机氢氧化物的热分解、碳酸化合物的分解、金属氢化物的热分解、水合盐的热分解等[36]。目前在地下煤田中具有应用前景的主要是显热蓄热和显热/相变耦合蓄热。
在地下煤田中应用较早的是含水层显热蓄热，荷兰海尔伦市利用多口不同深度的矿井，并辅助回灌蓄热和蓄冷，实现28℃以上的热水和16℃冷水获取，满足对建筑的供热和供冷需求[37]。此外直接利用岩石、矸石、粉煤灰等矿山固废物与水泥等胶凝材料，制备成膏状胶结体填充物，也可以用于蓄热材料，通过在填充物中埋藏循环水管，实现热量储存与提取，总体上这些材料的单位质量蓄热能力较低。为此，近年来较多的研究工作提出通过回填材料中掺杂相变蓄热材料，以进一步提高回填材料的蓄热特性，Zhang Xiaoyan等[38]在膏状胶结体中添加石蜡相变材料以后，蓄能能力可以提高12.5%。而Liu Hengfeng等[39]采用58号石蜡相变材料改善煤基固体废物(C-BSW)回填材料，单位质量填充材料蓄热量提高了1倍以上。
煤田地下蓄热系统可以通过进一步与太阳能、风能、电厂与工业余热等热能相结合，实现跨季节蓄热存储系统[40]，可以有效平衡供热需求之间的季节性差距，最大限度地提高系统利用率。J. Perez Silva等[41]对被淹煤矿季节性热能储存和回收进行了评估，结果表明通过优化季节管理可以回收25%~45%地下的能量。加拿大阿尔伯塔省建成一个社区规模的井孔储能系统，利用集热器采集太阳能并经地下埋管将热能储存于地下岩土体中，冬季时通过提取储存在岩土体中的热能，满足了该社区内52个家庭90%的冬季采暖需求[42]。
4.2 废弃煤田抽水蓄能
抽水蓄能被认为是目前直接连接到电网的最大可用储能形式，其能源效率在70%~80%[43]。由于大多数含煤地层含有多个可采煤层，矿井回采以后在不同煤层形成多个存在势差的大面积储水空间，为建设废弃井巷抽水储能提供了可能。废弃矿井抽水蓄能电站的设计形式分为地上式、半地下式、全地下式3种[44]。
常用的废弃井巷抽水储能技术方法包括完全地下的废弃井巷抽水蓄能系统及方法，井上下联合的废弃井巷抽水蓄能系统及方法，利用虹吸效应的废弃井巷抽水蓄能系统及方法[45]。我国废弃煤田矿山地下空间综合利用潜力巨大[46]，在保证抽水蓄能电站运行安全的前提下，经济效益是制约其发展的主要因素。以黄河流域废弃矿山抽水蓄能潜力分析，在考虑地下空间、空间结构和围岩稳定性情况下，利用现有废弃矿山至少可建设91台抽水蓄能电站，总装机容量达到15 830 MW，每年可节约3.9×105 t标煤，减少CO2排放量约100万t[47]。利用废弃矿井开发蓄能电站，不需要地表资源，更不会破坏地面环境，预计到2030年，我国常规水热电站总装机容量为110 GW。同时，适合建设矿井式水热电站的场地约1.5万处，装机容量约为1 800 GW[48]，这些统计数据都显示出巨大的应用潜力。
4.3 废弃煤田压缩空气蓄能
煤矿井下有巨大的空间资源，且其井筒、巷道等建筑设施质量非常好，煤田废弃后经改造可用于地下储气室，与压缩空气蓄能技术相结合，实现废弃煤田的空间利用。储能系统主要包括储能和释能2个阶段。在储能阶段，利用电网剩余的电力或者可再生能源产生的风电、光电等，带动压缩机，将空气压入废弃煤矿井中，即将不能储存的电能以压缩空气的气压势能形式储存。在释能阶段，压缩空气经换热器预热后与天然气或油混合燃烧，烟气被导入燃气轮机进行做功发电。也可以在废弃煤田建立压缩CO2蓄能系统，相比于压缩空气蓄能，具有对环境友好、储能密度更高等特点[49]。
建立基于废弃煤田的压缩空气蓄能电站，在实现废弃煤田再利用的同时，还具有投资低、收益高且社会效益巨大等优点。在我国，风能、太阳能与废弃煤田混合系统的最佳潜在使用范围主要为新疆、内蒙古、山西、陕西等“三北”区域[50]。将废弃煤田用作风力发电厂的储存空间，可使典型风电场有价值能源的预测成本降低10%以上，其模拟可调度率可以达到86.7%，远远好于没有仓储的风电场[51]。何秋德等[52]分析发现，将江苏徐州权台煤矿改建成压缩空气蓄能电站，电站实际投资仅为相同容量火电机组的70%，电站总装机容量为380 MW，可为电网容量为3 000 MW的系统调峰，全年调峰容量高达2.16×105 MW，相比于需要启停的火电机组，每年可为社会节约3.6亿元。大量研究表明，利用废弃煤田建立压缩空气蓄能电站是可行的，且有着较大的应用潜力 [51,53]。
5 煤田热害防治
井下高温高湿的环境严重危害工人健康，引起煤矿工人中枢神经失调，易产生高温中暑、热晕并诱发其他疾病，导致采煤工作面的事故率增多，成为事故诱因，严重影响煤矿生产安全[54-56]。随着开采深度增加，矿山地热造成的高温热害问题日趋严重，与矿井涌水、瓦斯、冒顶、粉尘一同被称为矿山5大灾害。
对于矿山地热产生的危害(简称矿山热害)，最开始主要关注对煤矿工人的身体健康影响[4,57]。郭平业等[11]将高温导致的岩体性质劣化、诱发瓦斯逸出以及对机械设备的影响也纳入到热害的致灾形式。这些内容在岩体特征、瓦斯治理以及设备防腐蚀等领域有专门研究，本文所指煤田热害防治目标仍为改善井下高温高湿环境，保证煤矿工人的健康安全。
我国《煤矿安全规程》(2022修订版)第655条规定：“当采掘工作面空气温度超过26℃、机电设备硐室超过30℃时，必须缩短超温地点工作人员的工作时间，并给予高温保健待遇。当采掘工作面的空气温度超过30℃、机电设备硐室超过34℃时，必须停止作业。”所以，煤矿采掘工作面温度26℃和30℃成为煤矿热害温度控制的界限温度，若预测采掘工作面温度超过此温度，则必须采取相应降温措施。
随着采掘深度增加，地温逐渐升高，对降温措施的要求越来越高，所采取降温技术也越来越复杂、先进[58]。开采深度较浅、采掘面温度较低时，采用通风降温措施即可控制热害。随矿山开采向深部延伸，地温较高，热害逐渐严重，人工制冷降温技术成为降温首选。目前，采用控制热源、阻断热传递途径以及取热利用等多种措施相结合的“综合热害治理”“矿–热共采”等成为降温技术的研究热点。
5.1 通风降温技术
通风降温是矿井热害防治中普遍采用的降温技术，一般情况下工作面温度可以降低1~3℃，主要需要考虑的设计参数包括通风量、通风系统和通风方式等。目前，在智能开采、智慧矿山等新型采矿理论指导下，矿井通风系统也向动态可控、智能化、可视化的方向发展。借助物联网技术、自动化设备和智能软件系统，实现矿井通风系统的全程自动化[59-60]。还可建立矿井通风的可视化仿真系统，以二维、三维或动画形式模拟通风、巷道温度、瓦斯相关参数的空间动态变化，提供专家智能决策支持[61]。
5.2 人工制冷降温技术
随开采深度加大，采掘工作面温度升高，热害逐渐严重，仅靠通风无法满足降温要求，需要采用机械降温技术进行制冷降温。目前，人工制冷降温技术已经成为矿井降温的主要手段[62]。矿井人工制冷降温系统本质功能是将工作面的热量通过各种方式搬运到地表进行排放，达到降温目的。近年来，我国人工制冷降温技术发展较为迅速，从多个角度提出了提高制冷效率、优化系统模式的解决方案。
5.3 热害综合治理技术
矿井高温热害防治是一项系统工程，围绕“矿井降温”这一目标，可从热源控制、通风设计、人工制冷以及个人防护等多个角度建立高温热害综合防治体系。据统计，在超深矿井空气温度升高的热源中，围岩放热占50%，氧化放热占25%，机械设备、空气压缩热和其他热源占25%。当围岩温度很高时，就要采用隔热降温技术将巷道的热源阻挡在巷道围岩的外部，减少向巷道的热量释放，达到主动降温的目的[63-64]。配合人工制冷降温技术，降温效果明显，可大幅降低生产和运营费用，实现地下工程的降温和节能。
6 结 论
a. 煤田地热资源量巨大，文章通过对我国主要赋煤区评估，得出煤田地热资源量折合标煤约3 795.39亿t，可采热储量折合标煤569.31亿t，特别是华北赋煤区占比达74.7%，且对清洁供暖需求强烈，供给侧与需求侧双具备，开发利用前景显著。
b. 随着煤田开采深度逐渐加大，煤田绿色开采革命势在必行，煤田热害防治与多种形式的地热开发利用必然在“双碳”目标之下迎来新的发展机遇。未来，随着老旧煤矿逐步关闭，利用煤矿采空区进行储能，有其独特的优势。一方面是有天然的空间，可以回填相变材料等多种材料，并与其他可再生能源或者其他能源余热相结合，实现跨季节高效率储能；另一方面，可以利用高差优势，实现抽水蓄能等的应用。
c. 煤–热共采和利用采空区“储热/能”是煤田地热学发展的大方向，也是煤田地质与勘探中的一项颠覆性技术。
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表 1 各赋煤区地热资源评价参数
Table 1 Evaluation parameters of geothermal resources in each coal-bearing area
赋煤区 含煤
面积/km2典型含煤盆地地温情况 恒温带 25℃深度/m 2 km埋深地温/℃ 地层
温度/℃热储
厚度/m盆地名称 热流值/
(mW·m−2)地温梯度/
(℃·km−1)温度/℃ 深度/m 各盆地值 平均值 各盆地值 平均值 东北赋煤区 27 264.70 松辽盆地 72.0 38.2 10 25 417.67 500.00 85.45 80 52.5 300.00 海拉尔盆地 55.0 35.0 7 35 549.29 75.78 二连盆地 88.0 34.5 7 30 551.74 74.97 华北赋煤区 东区 79 025.82 渤海湾盆地 69.0 36.2 14 17 320.87 320.87 85.78 85 55.0 335.83 西区 210 761.21 鄂尔多斯盆地 61.0 29.8 10 20 523.36 523.36 69.00 69 47.5 295.33 华南赋煤区 46 900.00 南黄海盆地 72.0 31.5 17 15 268.97 300.00 79.53 62 43.5 340.00 江汉盆地 53.0 29.1 18 10 250.55 75.91 四川盆地 53.0 22.0 17 10 373.64 60.78 楚雄盆地 75.0 32.2 17 19 267.45 80.79 西北赋煤区 38 000.00 塔里木盆地 43.0 19.7 12 20 679.90 550.00 51.01 55 40.0 290.00 准噶尔盆地 52.0 21.5 15 20 485.12 57.57 柴达木盆地 54.0 28.9 10 25 544.03 67.08 滇藏赋煤区 羌塘盆地 55.0 22.1 12 25 613.24 613.24 55.65 56 40.5 277.35 
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表 2 各赋煤区地热资源量
Table 2 The amount of geothermal resources in each coal-bearing area
赋煤区 热储量 可采热储量 资源比例/% 热量/1018 kJ 折合标煤/亿 t 热量/1017 kJ 折合标煤/亿 t 东北赋煤区 0.86 284.07 1.25 42.61 7.48 华北赋煤区 东区 2.89 985.16 4.33 147.77 25.96 西区 5.41 1 848.51 8.25 277.28 48.70 华南赋煤区 1.24 421.89 2.15 63.28 11.12 西北赋煤区 0.75 255.76 1.08 38.36 6.74 滇藏赋煤区 合计 11.20 3 795.39 17.1 569.31 100.00
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