分布式低浓度瓦斯发电技术运用实践——以中国首座分布式低浓度瓦斯电站为例

程志远

晋能控股装备制造集团金驹煤电化有限责任公司, 山西 晋城 048000

0 前言

煤层气(瓦斯)是一种非常规天然气，资源储量高，开发潜力大。煤层气资源开发利用是天然气能源消费重要的一部分。中国两大煤层气产业化基地之一的山西沁水气田的2.8×104km2矿区内,有十几家企业进行煤层气开采,盲目开采造成大量煤层气排空浪费[1]。如何从产业现状、开发与利用的角度研究中国煤层气产业的发展显得极其重要。受益于沁水气田的高储量煤层气及政府政策的扶持,沁水地区煤层气产业蓬勃发展,集中表现为瓦斯发电产业的新兴，其中包括高浓度瓦斯发电、低浓度瓦斯发电、乏风热氧化发热发电及其衍生辅助工艺(如ORC低温余热发电)等。

1 中国煤层气开发利用的现状

中国煤层气勘探开发始于20世纪70年代,在借鉴国外经验的基础上,结合国内实际情况,初显成效[2]。但受制于“富煤、缺油、少气”的能源禀赋特征[3],中国一次性能源消费同发达国家相比是不平衡的。最明显的是煤炭能源消费占比高,石油、天然气、核能消费均不及发达国家。作为一种非常规天然气、煤层气消费水平同样低于发达国家水平。

2011年,中国制定能源消费结构调整目标:将传统化石能源消费占比从2009年的70%以上降低到2015年末的65%左右[4]。同时鼓励在工业生产和日常生活中使用天然气[5],将其在能源消费占比从2010年的4.4%提高到“十二五”末的7.5%。中国政府出台的《能源发展战略行动计划2014—2020》[6]指出,到2030年,传统化石能源消费占比将下降至68%,而清洁能源占比将从19%升至32%,其中天然气占比将从2015年的6%升至11%,对优化能源结构具有重要意义。

2 分布式低浓度瓦斯发电技术的意义

2009年、2015年和2030年中国一次能源消费占比见图1。由图1可看出,到2015年末,中国天然气消费占比为5.9%,未达到《能源发展战略行动计划2014—2020》中制定的天然气占比7.5%的既定目标。因此加大天然气的勘探力度,并以各种形式、多措并举地加以开发更广泛利用天然气,是十分重要且紧迫的任务。

图1 2009年、2015年和2030年中国一次能源消费占比图Fig.1 Proportion of primary energy consumption in2009, 2015 and 2030 in China

中国天然气储量丰富,已探明地质储量为5.44×1012m3,而煤层气埋深2 000 m以浅地质资源量30×1012m3,可采资源量12.5×1012m3[7]。2015年中国煤层气产业基地占比中,山西省沁水气田所占份额高达69%，见图2。结合中国国家发展和改革委员会关于印发的《分布式发电管理暂行办法》(发改能源〔2013〕1381号)的通知,分布式低浓度瓦斯发电应运而生。

图2 2015年中国煤层气产业基地占比图Fig.2 Proportion of coalbed methane industrial bases in 2015 in China

3 分布式低浓度瓦斯发电技术实际应用

分布式发电[8],是指装机容量小、分布广泛、无需进行调峰的小型发电站,包括太阳能发电、风力发电,以及瓦斯发电等。中国瓦斯发电主要分为高浓度瓦斯发电和低浓度瓦斯发电(另外还有乏风发电)。高浓度瓦斯发电技术是指浓度高于30%的瓦斯通过脱水、除尘后,同空气混合,进入发动机内发生燃烧,释放能量,带动发动机转动,进而发电。低浓度瓦斯从煤矿矿井下抽采到地面,因为浓度低、危险性高、提纯成本高,煤矿矿井通常直接对空排放,不仅污染环境,同时浪费资源,因此合理利用低浓度瓦斯很重要，也更环保。低浓度瓦斯发电采用稀薄燃烧发电技术[9],将浓度10%～30%甚至更低的瓦斯用作发电,废物利用,变废为宝。

2016年9月,中国首座分布式低浓度瓦斯电站——芦家峪瓦斯电站顺利通过带电调试,正式并网发电,可就地利用浓度15%的瓦斯,并实现自发自用、多余上网,标志着中国瓦斯利用进入更高效阶段[10]。

芦家峪瓦斯电站采用6台国产1 MW静音型集装箱式低浓度瓦斯发电机组,配套建设低浓度瓦斯安全输送系统和配电控制系统,以一回路10 kV电缆在芦家峪110 kV变电站10 kV侧并网运行。同时配套6台余热锅炉与6台板式换热器为芦家峪瓦斯电站与芦家峪工业场地供热。分布式低浓度瓦斯电站主要技术经济指标见表1。

表1 分布式低浓度瓦斯电站基本指标表

3.1 电力负荷的应用

芦家峪瓦斯电站位于山西省高平市西北部长平矿芦家峪工业场地北侧,属晋城电网的供电范围。晋城电网位于山西电网的东南端,是山西电网南部环网的重要组成部分。晋城电网没有大型电源点,主要靠省网供电,是典型的受端电网。

《山西省分布式发电监管实施细则(试行)》的通知(晋监能市场〔2014〕133号)等规定：“煤矿企业利用煤层气(瓦斯)发电优先自发自用,富裕电量需要上网的,由电网企业全部收购”的政策精神,芦家峪瓦斯电站为矿井资源综合利用电站,装机规模6 MW,对电网影响较小;同时,芦家峪110 kV变电站10 kV侧用电负荷为15.5 MVA,芦家峪瓦斯电站所发电力可在芦家峪110 kV变电站10 kV侧供电范围内全部消化。

3.2 热力负荷的应用

低浓度分布式瓦斯电站一般采用热电联产的方式运行[11],不仅可以提高热效率,还能代替原有供热源,为周边地区进行供暖,减少能源消耗。芦家峪瓦斯电站同样采用了热电联产的方式运行，热力负荷的应用分为两种。

第一种:利用发动机高温尾气(680 ℃)对余热锅炉进行加热,产生170 ℃的蒸汽对热用户供热。芦家峪瓦斯电站投运前,工业场地原有2台4 t/h的瓦斯蒸汽锅炉,一用一备,即供暖季热力负荷最大值为4 t/h；芦家峪瓦斯电站投运后,6台余热蒸汽锅炉并联运行,每台锅炉蒸发量为0.8 t/h,供暖季热力负荷最大值为4.8 t/h,完全满足工业场地供暖。

第二种:利用板式换热器将发动机冷却液(80 ℃)与供暖热水进行热交换供暖(75 ℃)。相比蒸汽供热,热水供热更节能,还能降低冷却液温度。根据运行经验,6台低浓度瓦斯发电机组的冷却液换热能力可达4.7 MW,比蒸汽供热量高,可提供工业场地外居民冬季供暖。

3.3 多余热力负荷的再应用——瓦斯深度脱水

余热锅炉仅在供暖季使用,利用率低。芦家峪瓦斯电站依据热力负荷情况,使用蒸汽型双效溴化锂吸收式制冷机组(以下简称溴化锂机组)对未处理的低浓度瓦斯进行冷冻脱水[12]。40 ℃的低浓度瓦斯从煤矿矿井下抽采上来,与溴化锂机组出口的8 ℃冷水在换热器中进行冷冻脱水,可将低浓度瓦斯中游离态水分100%清除,再经过升温(热媒来自于板式换热器的75 ℃供暖水),最终将低浓度瓦斯变得相对干燥,相对湿度小于80%,很大程度上避免了因水分潜热对发动机燃烧工况的影响。

溴化锂机组制冷原理较复杂,涉及多种热交换,其中重要的一点是要有稳定热源,余热锅炉170 ℃以上的饱和蒸汽为其提供稳定热源。根据运行经验,非供暖季仅需同时运行2台0.8 t/h余热锅炉互为备用,便可满足溴化锂机组用热需求。

溴化锂机组制冷脱水不仅可以进一步提高热效率,还能降低厂用电率。与最常见的电制冷脱水相比,平均节省厂用电率约2%。

分布式低浓度瓦斯电站采用溴化锂机组制冷脱水的缺点:溴化锂机组本身属于节电不节能型产品,适合有余热情况,对于山西、鄂尔多斯等缺水地区,需要进行认真评估;另外，溴化锂机组制冷脱水是瓦斯发电闭环系统中必不可少部分,一旦机组出现故障,会影响整个系统运行,需要通过一用一备的形式实现系统连续运行。

3.4 气水两相流安全输送技术的应用

分布式低浓度瓦斯电站的气源与高浓度瓦斯电站的气源不同,10%～30%低浓度瓦斯更接近爆炸极限,所以低浓度瓦斯在进入发动机之前,需要设置较多的安全装置[13]。根据AQ 1076—2009《煤矿低浓度瓦斯管道输送安全保障系统设计规范》中相关规定,目前国内低浓度瓦斯安全输送技术分为细水雾安全输送技术、自动喷粉抑爆安全输送技术和气水两相流安全输送技术三种，三种低浓度瓦斯安全输送技术的优缺点见表2。

表2 三种低浓度瓦斯安全输送技术的优缺点对比表

气水两相流安全输送技术的原理是使水流在输送管道内附壁连续流动,形成环形水流,低浓度瓦斯在环形水流腔中流动,完全处于环形水封之中,达到阻火的作用。

芦家峪瓦斯电站采用了气水两相流安全输送技术[14],保证了低浓度瓦斯发电机组的安全稳定运行,这是北方地区首例气水两相流安全输送技术成功运行实例。

芦家峪瓦斯电站使用的低浓度瓦斯压力为10～16 kPa,满足正常运行所需。但在实际运行中需要注意以下几点。

1)供气管路压阻不能过大,否则会因为压力不足而造成无法形成环形水封。

2)瓦斯浓度不宜过高。在实际运行中发现,如果瓦斯浓度增加(运行经验值为22%),耗气量相对减少,流量和压力间接受到影响,同样无法形成环形水封。

3)管路场地高差不能过大,如果高差过大,不仅造成气压降低,更严重的会造成供水紊乱,水环上薄下厚,无法完全隔绝火焰。

4)气水两相流安全输送装置(柱流装置、环流装置、前/后端稳压放散装置等)内有大量的液态水,南方环境温度高,冬季可以保证不结冰；但北方因为环境温度低,输送装置需要保温及伴热(输送介质为瓦斯,无法使用电伴热)。芦家峪瓦斯电站采用蒸汽伴热,热源同样来自于余热锅炉。

3.5 烟气净化装置的应用

相较传统化石能源,瓦斯称为清洁能源是因为燃烧利用后,排放烟气内无烟尘、无SO2、少当量的CO2,主要污染物为NOx(氮氧化物)。依据GB 17691—2005《车用压燃式、气体燃料点燃式发动机与汽车排气污染物排放限值及测量方法(中国Ⅲ、Ⅳ、Ⅴ阶段)》中Ⅴ阶段NOx排放限值≤2.0 g/kWh的要求,芦家峪瓦斯电站设计安装了SCR烟气净化装置,可以清除烟气中70%的NOx,实现脱硝后烟气中NOx≤1.8 g/kWh。但发电脱硝成本较高,需要大量的尿素溶液进行反应。

4 分布式低浓度瓦斯发电的发展趋势

4.1 高、低浓度瓦斯混掺发电

低浓度瓦斯发电要求瓦斯浓度高于10%,否则机组负荷产生波动,燃烧工况变差,甚至导致直接停机。而高浓度瓦斯发电在瓦斯浓度过高时,会导致空燃比调节受限,启机困难。因此,将高、低浓度瓦斯混掺后[15],短板互补,提高瓦斯整体利用率,减少瓦斯排空，其工艺相对简单,易实现。

瓦斯在抽采过程中,高、低浓度瓦斯共同产生。目前,大部分高浓度瓦斯基本能加以利用,少部分高浓度瓦斯及低浓度瓦斯则直接排空造成资源浪费。因此将高、低浓度瓦斯发电机组分区、分块进行统一管理,不仅节约人力、财力,还能最大效率地利用瓦斯。

4.2 积极探索乏风利用

乏风又称煤矿风排瓦斯[16],指瓦斯浓度低于0.75%的煤矿瓦斯。乏风浓度极低,总量巨大，据有关部门统计,中国每年排入大气的乏风相当于西气东输的年输气量,产生的温室气体效应约2×108t CO2当量[17]。

乏风利用最重要的技术是热氧化发热发电,其原理是瓦斯在800 ℃以上的环境条件下与O2发生剧烈氧化放热反应,产生热能,通过氧化装置制取过热高压蒸汽驱动蒸汽轮机发电,蒸汽余热同时还可以进行供暖[18],经济效益可观。

此外,还有一种乏风利用,就是将乏风掺杂进空气中,替代空气与瓦斯在发电机组内部混合进行发电。据研究,此技术可降低燃气发动机燃料量10%～45%[19]。

当前,中国石油、中联公司、晋煤集团的瓦斯产量占中国瓦斯总产量的95%以上[20],应充分利用资金、人才和科技的优势,依托国家科技重大专项及其他重点工程项目,努力创新,提高瓦斯的开发利用,让分布式低浓度瓦斯发电占有一席之地。

5 结论

分布式低浓度瓦斯发电技术立足于中国能源禀赋特征,以一次能源消费占比为指导,适应相关政策及补贴共同创造的产物。随着电力市场化进程的加快,分布式低浓度瓦斯发电技术也将进入快速发展阶段。芦家峪瓦斯电站的投运标志着中国瓦斯利用技术进入更高效、更节能阶段。持续深化瓦斯发电技术的研究与应用,助推瓦斯发电技术普及与创新，进一步提高瓦斯利用效率,对改善能源结构、保障煤矿安全以及保护生态环境具有重要意义。