煤矿低浓度瓦斯发电技术及经济性研究

时间：2024-08-31

文-宿元强郭英强郭洪波山东良庄矿业有限公司

瓦斯气体作为煤矿开采过程中产生的伴生气，对于井下作业人员的生命安全影响重大。一方面，瓦斯浓度过高会导致井下工作人员窒息死亡；另一方面，在瓦斯浓度到达15%的临界值后，极易发生爆炸，造成井毁人亡的结果。因此，合理利用井下低浓度瓦斯，不仅可以保障生产的安全进行，还能够产生客观的经济效益，利用低浓度瓦斯进行热电联产，是当前较为科学的处理方式。

1 低浓度瓦斯发电技术必要性

低浓度瓦斯发电目前作为国家布局分布式能源的重要一环，其技术具有技术密集性和资金密集性。一般采用燃气发电机组对低浓度瓦斯进行利用，主要技术特点是瓦斯浓度要求低（可达到8%浓度，部分负荷或气质波动情况下6%浓度亦可短时间正常运行），运行难度中等，检修方便。目前国内燃气发电机组厂家以济柴动力有限公司和胜利油田动力有限公司等为代表，对低浓度瓦斯发电市场贡献突出。国外燃气发电机组厂家主要有瓦克夏、瓦锡兰等，其机组具有更高的经济性和更好的排放特性，但价格方面较国内厂家高，且售后服务难以满足客户要求。

出于安全性考虑，低浓度瓦斯发电技术对于降低矿井内瓦斯浓度作用明显。《煤矿安全规程》中规定，0.75%瓦斯浓度作为总回风巷瓦斯浓度，因此通过抽取井下瓦斯，可降低井下瓦斯浓度，使瓦斯浓度远离爆炸限值。而出于经济性考虑，采用低浓度瓦斯发电，一方面可供矿场生产自用和生活自用；另一方面，富裕的电量可外销至电网，从而产生一部分收益。

2 低浓度瓦斯发电技术方案

2.1 发电机组方案

低浓度瓦斯用于发电目前常用燃气发动机机组实现。主要技术路线为：对低浓度瓦斯气体进行除硫、除湿、稳压处理后，通入管道；燃气发动机通过控制燃气电磁阀和空气阀开度，对瓦斯气和空气比例进行调节，以满足发动机缸内燃烧的适当空燃比，即λ值。λ值控制的稳定程度，一方面代表机组控制水平；另一方面对于电能质量也有重要影响。发电机组各子系统构成及功能如下所述。

（1）电磁阀

电磁阀包括燃气电磁阀、空气阀、防爆阀等。燃气电磁阀通过控制阀口开度控制进入燃气管系的瓦斯量，同理，空气阀用于控制发动机的空气进气量。而防爆阀，则是在进气管压力到达一定程度时开启，避免燃气空气的混合气体在进入发动机气缸之前发生燃烧和爆炸。

（2）点火系统

在发动机缸内的混合气体在活塞到达压缩上止点时，压力和温度并不足以使燃气点燃，需要给压缩后的混合气体进行额外的点火。点火系统的主要结构包括火花塞、点火控制器、点火线圈等部分。点火控制器通过控制点火能量、点火持续期以及点火时间等参数实现对发动机点火的控制。点火线圈为高低压线圈，通过电磁感应将低压信号转变为高压，从而通过火花塞放电击穿从而点燃混合气体，实现燃气化学能的释放。

（3）控制系统

发电机组控制系统分为两部分。一部分为发动机单机控制系统（ECU），该部分主要完成对燃气进气量、空气进气量、转速控制、节气门开度等参数的控制，从而实现发动机的稳定运行。由于低浓度瓦斯气源的波动特性，故而在发动机控制系统中需增加负荷突变的自适应模块，以满足在气源质量发生波动导致λ变化引起的功率突变适应。控制系统另一部分为发电机组并网的控制，用以控制发电机组和电网的合闸分闸，同时控制包括无功因数、电压、电流以及频率等参数在内的电能质量，解决逆功、掉线等问题。

（4）发电机部件

按照瓦斯电站的容量设计要求，选取相应的发电机。以2000kW电站为例，可选用2台1000kW发电机组，配1200kW左右单机，以满足发电机组输出功率需求。

2.2 发电机组安全运行保障措施

图1 细水雾输送系统

低浓度瓦斯在输送利用过程中，由于其浓度较低，接近爆炸极限，故而对安全运输和使用要求较高，通常在瓦斯电站中常用阻火装置以及细水雾输送系统进行以实现上述目的，详见图1。

（1）阻火技术

瓦斯电站常用被动式阻火技术，在爆炸发生时，阻止火焰及高温烟气向后继续传播。三级阻火系统由水封阻火器、瓦斯管道阻火器、溢流脱水阻火器等构成。

（2）细水雾系统

在瓦斯管道每隔一段距离设置细水雾发生装置，主要目的是防止在瓦斯输送过程中产生静电及着火点，从而引发爆炸。补加的细水雾通过发电机组进气系统前的旋风式重力脱水装置进行脱水处理，保证燃气进气的湿度。

（3）发电机组安全设置

发动机进气管设置有防爆电磁阀，能够保证进气压力在安全的范围之内。此外，发电机组设置有超速保护、超功率保护以及逆功保护等功能，保障机组在运行过程中发生异常时能够及时停机，确保机组和运行人员的安全。

3 低浓度瓦斯发电成本收益分析

应用低浓度瓦斯发电主要成本分为：机组厂房建设费用、机组投资、高低柜配套费用和其他的管理人工等费用。以2000kW瓦斯电站为例，两套燃气发电机组总计投资900万元，高低柜投资费用200万元，厂房建设费用170万元（包含电站设计、土建施工等费用），管理费用等投资年均150万元，整个项目初期投资共计1420万元。

3.1 低浓度瓦斯电站经济效益分析

（1）电站总投资约1420万元。

（2）电站收入。电站年发电量计算以日均满负荷发电22h，年均发电天数（除去故障、检修等导致的停机）330d计算，总计发电量为1.452×107kWh，上网电价取0.509元/ kWh，上网电量取总发电量的90%，计算售电总收入为665.16万元。

余热利用收入计算对标热水锅炉，标煤价格按500元/t计算，标煤热值29300kJ/kg，每台机组回收余热按187万kJ/h计算，燃煤热效率62%，热损失6%计算，每小时节约标准煤96.763kg，年余热收入为68.12万元。

经营成本计算分为5部分，以电站工作人员11人，人均年收入5.5万元计算，总计费用支出60.5万元，五险一金支出总额为21.18万元；设备维护费用年均12万元；机组机油消耗量以0.8g/kWh计算，单价20元/kg，计算机油消耗费用为23.23万元；年均消耗用水主要为检修用水和冷却循环蒸发用水，取800m3，水费单价5.5元，总计0.44万元。年均支出共计117.35万元。

设备折旧费用计算，厂房以20a使用年限计算，年均折旧8.5万元；机组及高低柜年均折旧率15%，计165万元。

综上，年均总收入为733.28万元，年均总支出117.35万元，年均收益为615.93万元，企业所得税率25%，计183.32万元。年均投资回收为432.61万元，总投资回收期为3.28年。