瓦斯发电机组（精选8篇）
瓦斯发电机组 篇1
对于瓦斯发电机组, 燃气燃料的能量只有约35%被发电机组转化为电能, 30%~35%随高温烟气排出 (排烟温度达550 ℃) , 20%~25%被发电机冷却水带走, 通过机身散热等其他损失约占10%。排气余热和冷却水损失的能量比有用能量还多。占燃气发电机燃料近35%热能的烟气余热资源基本上被白白浪费掉。充分利用能源、提高能源利用率的瓦斯发电机组烟气余热利用是摆在我们面前的一项新课题。
1 国内瓦斯发电机组烟气余热利用现状
进入21世纪, 国家鼓励发展绿色循环经济, 倡导建设资源节约型社会, 企业对经济效益、能源利用和环境保护的认识进一步加深。瓦斯作为一种能源, 被广泛用于发电, 但占瓦斯发电机燃料近35%的热能随烟气排空, 我国对瓦斯发电机组烟气余热的回收利用还处于初级阶段。
2 瓦斯发电机组烟气余热的用途
(1) 余热采暖。
瓦斯发电机组余热采暖是在发电机组烟道出口加装一套余热回收装置, 热水循环泵将软化水送到余热回收装置, 经加热的软化水供给采暖户, 冷却水再被送到余热回收装置加热, 如此一直循环。
(2) 余热供应洗浴热水。
在余热采暖的基础上加装一套水—水热交换器, 被循环加热的软化水通过水—水热交换器将洗浴用水加热。
(3) 余热制冷。
余热制冷的典型代表是溴化锂吸收式制冷, 吸收式制冷和压缩式制冷的主要差别在于用蒸汽发生器——吸收器装置代替了压缩机。用蒸汽发生器吸收瓦斯发电机组烟气热量。
3 余热吸收装置
目前理想的瓦斯发电机组烟气余热回收装置是针型管余热锅炉。该装置采用针型管强化传热元件扩展受热面, 同时烟气流经针型管表面时形成强烈的紊流, 起到提高传热效率和减少烟灰积聚的作用。该余热锅炉具有结构简单、热效率高、运行寿命长、安全可靠、维护方便等优点。
4 鹤壁六矿瓦斯余热利用实践
鹤壁六矿现安装有5台500GF1-3RW型瓦斯发电机组, 在每台瓦斯发电机组烟气管道上安装一台KNPT04-500针型管余热锅炉。
(1) 5台针型管余热锅炉每小时回收热能量。
烟道出口烟气温度550 ℃;经针型管余热锅炉换热后烟气温度为150 ℃, 烟气由550 ℃降为150 ℃时, 每小时释放的热量为:
Q = CMρ (T1-T2) =1 180 MJ/h
式中, C为烟气比热, 1.076 kJ/kg℃;M为烟气流量, 2 130 m3/h;ρ为烟气密度, 1.293 kg/m3;T1为烟道出口烟气温度, 550 ℃;T2为针型管换热后烟气温度, 150 ℃。
针型管烟气换热器换热效率为95%, 5台机组每小时可回收热量:
Qz=5Q×95%≈5 610 MJ/h。
(2) 所回收热量可供采暖面积。
每平方米取暖所需热量为250 kJ/ (m2·h) , 则余热回收的热量可供暖的面积为:
Qη2/A=20 196 m2
式中, Q为5台机组可回收热量, MJ/h;A为每平方米采暖面积小时需用热量, 250 kJ/ (m2·h) ;η2为供热管网效率, 取90%。
(3) 所回收热量可供洗浴热水量。
供到水—水热交换器的地下水温度为20 ℃, 热交换后水温达到50 ℃供洗浴用, 即水温提高了30 ℃。每小时可供50 ℃的热水量为:
Qz/A2 =44.5 m3
每天可供50 ℃热水量1 068 m3。
式中, Qz为5台机组每小时可回收热量, kJ/h;A2为每立方水提高30 ℃需用热量, 1.25×105 kJ/ (m3·h) 。
(4) 鹤壁煤电公司六矿瓦斯余热利用现状。
冬季, 利用5台瓦斯发电机组烟气余热向职工宿舍楼、矿工会办公楼和职工服务中心等场所供暖, 供暖最远距离为80 m, 采暖面积20 000余m2, 室内温度在18 ℃以上。解决了原燃煤锅炉汽暖系统供暖距离远 (700 m) 、供暖不足等问题, 为职工营造了舒适的休息、娱乐环境。夏季, 利用瓦斯发电机组烟气余热供应职工洗浴用水, 全矿4 000余名职工洗浴用水量为1 030 m3, 瓦斯发电机组烟气余热供水满足了职工洗浴需求, 实现了夏季燃煤锅炉停运。
5 经济效益分析
(1) 5台余热锅炉同燃煤锅炉相比, 节约燃煤量9.16 t/d。除去检修时间, 每年瓦斯发电机组正常运行时间按360 d计算, 则每年可节约煤3 297.6 t。六矿2007年原煤价格385元/t, 可节约资金约127万元。
(2) 资金投入。采暖改造费用55元/m2, 面积20 000 m2, 投入资金110万元;供洗浴热水投入资金60万元;余热利用设备投入资金40万元。总投入资金预计210万元。
(3) 经计算, 回收周期为1.65 a。
6 结语
瓦斯发电机组烟气余热利用使矿井资源得到充分利用, 矿山环境得到有效保护, 实现了企业的节约发展、清洁发展和可持续发展, 创造了良好的经济、环保和社会综合效益。
瓦斯发电机组 篇2
帘
洞
煤
矿
瓦斯抽放站和发电站检查验收问题整改情况 2011年10月27日，根据国家相关行业标准以及新汶矿业集团公司燃气发电站管理制度要求，集团公司供电部、安全局、机电处等部门相关人员，对水煤公司瓦斯发电站二期安装工程及其配套设施进行了初步验收。
水煤公司瓦斯发电站土建施工、设备安装、管线安装、电气安装、控制及通讯安装基本完成，瓦斯发电站地址的选择、总平面布置较为合理，瓦斯管道输送装置、电气系统、防雷、防静电和接地系统、通讯和监控装置系统、消防系统、防噪装置基本完善合理。电站安全管理制度基本形成，应急预案、电站安全设施相对完善。
水煤公司发电站还存在一些隐患与问题，对于存在问题要立足于各区域、地点、系统、环节进行整改，涉及到设计、投资改造的，要求水煤公司与建设安装单位积极协调，争取尽早完成整改，具体整改情况如下：
瓦斯抽放站
1、瓦斯抽放泵有一台泵振动较大，减速器渗油，部分基础螺栓外露丝不符合完好标准，应进行处理。（正在处理）
2、目前瓦斯抽放泵房瓦斯浓度监测探头只有一个，并且安装位置不当(要求排风口距房顶0.5米处均有探头)。（已完成）
3、瓦斯抽放管路个别支撑不牢靠。（已处理）
4、瓦斯抽放泵房主接地干线隐蔽于砼基础中，需要进一步落实并保证能进行接地遥测。（已落实）
5、需要完善瓦斯抽放设备及管线系统图，并有现场悬挂。（正在绘制）
6、低压600V中性点不接地系统漏电保护应当每天进行试验并有记录。（记录已配齐，每天正常试验）
7、部分开关没有上台或上架。（已完成）
8、变配电室两个安全门有一个不能打开，门口没有档鼠板。（已完成）
9、变配电室消防器材设施不足，现场只有两个灭火器，且有一个失效。（已完成）
10、瓦斯电站大门口管路下需清理整治，动力和通讯电缆按标准吊挂。（已完成）
11、大门口悬挂“闲人免进”标示牌。（已定做完成）
12、避雷塔地脚螺栓进行防护处理，后用水泥护角保护。（已完成）
13、在电站和抽放站安装摄像监控装置，并与矿联网。（正准备安装）
14、瓦斯进出管道电动阀门应挂标示牌。（已制作）
15、供电系统图与实际不符。（已完成）
16、李前供电的10KV终端线杆倾斜，拉线太细。上下杆连接接箍处锈蚀，需要进行防锈处理。引进电缆需挖沟埋设或加防护套管。（已完成）
瓦斯发电站
1、盘柜编号不规范，应标明机组号。燃气机组电子管理系统机组编号与实际不符。（完成，已重新制定编号）
2、完善瓦斯发电机组保护的检验试验方法，如瓦斯发电机组水温高、油温高保护，欠频率保护，逆功率保护，完善后建立保护试验记录。（机组保护只有指示，试验方法已通知厂家重新设计更改）
3、目前发电机房瓦斯泄露有10组探头，实际应用9组。没有当瓦斯泄露达到1%时，关闭瓦斯阀门和除通风机外所有
4、电源及发电机组连锁停机的保护。（连锁停机保护已通知厂家重新设定）
瓦斯发电机组联轴器保护罩太小，键槽位于保护罩外。（已重新定做）
5、完善各类警示标志。（完成）
6、完善应急预案，现场配备防毒罩、防护服等。（应急预案已完成，防毒罩、防护服已提计划）
7、加强瓦斯发电站爆炸区、非爆炸区安全管理。（完成）
8、瓦斯细水雾输送管道在靠近发电机房处没有保温。（完成）
9、进气支管线阻火器支撑没有抵达地面。（完成）
10、发电机组下面油污积累较多，要采取有效办法排到室外，严禁存在于机组底部或电缆沟内。（已清理，采取每班对机组底部油污进行清理）
11、发电机组排水排气要求按规定处理，引致室外。（完成，排水口已采用丝堵，排放水采取定时用管路排放）
12、支水管线压力表表面油污较多，机组有渗油漏油现象。（完成）
13、列出隐患、危险点应急预案，建立进入电站登记制度，完善电站的考核制度。（应急预案及制度已建立完善）
14、瓦斯泵房和发电站之间的管道上的标示牌不清晰。（重新定制标志牌并已张贴）
15、组织全体人员学习集团公司下发的瓦斯抽采、发电规程制度，并进行考试，结果报水帘矿。（目前正在学习，11月底进行考试）16、1、2、3#变压器悬挂标示牌。（标志牌正在重新定制11月20日完成）
17、瓦斯发电机采用400V低压并网，需要制定专门措施规范并网操作。（已制定并已制作牌板上墙悬挂）
18、涉及厂家问题，由安装方反映给厂家，拿出具体处理意见。（存在问题已复印并已报知厂家）
瓦斯发电机组 篇3
一、选择瓦斯发电机组输电方案
本文以某煤矿投入使用的2台500 kW燃气发电机组为例, 对瓦斯发电机组输变电方案的选择进行分析, 以实现瓦斯气体利用效率的最大化。目前, 可选的瓦斯发电机组输电方案包括三种, 首先, 选择并联使用2台机组, 其主要原因在于, 单独使用发电机组的需要配置其他瓦斯管路和配套设备及附属设施, 而且会大大增加线路和厂房的使用面积, 几种方案具体叙述如下:
方案一, 升压并网输电。以现有的6 kV瓦斯抽放站高压线路为基础, 高压线路属于本矿井供电网络, 能够利用升压变压器将400 V的发电机组输出低压升压后并入6 kV的网络中。在发电机组正常运行的情况下, 为电网输送能量, 若停止使用发电机组, 则发电站会转变为矿井电网的用户, 因而不会直接影响电网运行。
方案二, 升压输电。发电机组能够提供400 V输出低压, 并利用升压变压器将其提高到6kV, 进而为远距离的用电设备提供能源支持, 但在使用前需要经过降压处理, 从而构成一个发电- 升压 - 输送 - 降压 - 用电设备的过程, 但该方案的使用需要投入大量的资金。
方案三, 低压输电。并联运行2台发电机组, 400 V输出电压, 1 000 kW功率, 为用电设备直接提供电源, 因而成本低、使用方便, 但是这一方案无法为距离较远的设备供电, 仅仅属于一种低压供电网路。
上述三个备选方案中, 方案二和方案三能够构成一个发电- 输电-用电的系统, 因而不受外电网的影响, 一旦发电机组出现故障, 则系统无法供电。因此, 这两个方案无法保证设备供电的可靠性和安全性, 同时, 供电网路负荷受到较大的限制, 因而应用价值较低。
二、瓦斯发电机组输变电设备
瓦斯发电机组属于一种燃气发电机组, 为胜利油田胜利动力机械集团有限公司生产的12V190系列瓦斯发电机组, 发电机组的整体包括IFC6454-6型无刷同步发电机组和500GF1-3RW型燃气发动机两个部分, 并以开式强制循环水冷却为发电机组的主要冷却方式。
1、技术性能分析
三相四线制的接线方式, 远距离电控的操作方式, DC24V电起动的起动方式, 额定功率因数为0.8, 额定转速为1 000r min-1, 额定频率为50Hz, 额定电流为902A, 额定电压为400V, 额定功率为500kW。
2、升压输电保护原则
发电升压并网不仅要对发电机和电网各项参数进行充分考虑, 还应关注相互关联保护方面的问题, 其基本保护原则为: 第一, 电压互感器的保护与站内变压器的保护, 由于变压器的自身容量偏小, 因而只需应用熔断器进行保护。第二, 输出柜保护按防止电网负荷全部由升压变压器来承担为依据。为不使变压器过负荷, 目的是在正常并网发电时, 因电网停电或因故障变电所受电柜跳闸, 这时受电柜的全部负荷由升压变压器供电, 可能造成变压器烧损, 所以输出柜的保护也按保护升压变压器来制定。第三, 以保护升压变压器为基础选择设计进线柜, 其主要作用在于, 一旦发电机出现故障, 或者进出线柜和低压电缆出现400 V侧低压短路, 此时不会烧损变压器。因所选变压器为1250KVA普通电力变压器, 故保护可设为定时限过流方式。
3、控制性能和方式
主控制屏是整个控制系统的主要操作环节, 也是发电机组的基本配套设施, 控制屏的电源基础为蓄电池提供的24v直流电, 其基本作用在于对发电机组运行情况进行检查, 实时监控各项参数、信号与保护设施, 并对发电机组的电能输送过程进行有效控制。发电机组本身具备一定的自动并网能力, 在并入其他电网过程中, 在保证相同相序的基础上, 同步检测装置能够自动寻找同步运行参数, 从而实现自动并网运行
4、主要保护方式
第一, 瓦斯发电机组配置有逆功率继电器, 一旦并网运行或是并联运行的发电机组出现逆功率, 则设备的主开关会自动断开, 并产生声光报警信号, 对逆功率进行保护。第二, 瓦斯发电机组主开关具备短路保护和过流保护能力, 同时配置了反时限过流保护设备。第三, 一旦瓦斯发电机组出现机油压力过低、运行超速时可实现报警停车, 当出现冷却水温过高或油温过高等现象时可实现报警。
参考文献
[1]李国明, 范军.瓦斯发电机组输变电设备配套及安装[J].山东煤炭科技, 2010, 1 (1) :54-55.
[2]梁建伟, 陈健.瓦斯发电机组的改造[J].石油化工应用, 2006, 1 (6) :75-77.
煤矿瓦斯发电实践与探索 篇4
1 煤层气发电工艺流程
1.1 制度标准
鹤壁煤业集团矿井瓦斯发电使用的是开采过程中抽放的瓦斯,公司实施“三先三后三落实”瓦斯抽放制度,即“先抽后掘,先抽后采,先采气后采煤,落实抽放钻孔工程量、瓦斯抽放量和瓦斯抽放队伍”。同时,集团“高突厚煤层本层瓦斯抽放与防突技术研究”和“鹤壁煤业集团瓦斯抽放示范工程”的应用,保证了矿井瓦斯抽放率达到35%,所抽放瓦斯浓度一般在10%~40%,为瓦斯发电提供了合格的原料。
1.2 系统分类
瓦斯发电厂由煤层气输送系统、发电机组、并网供电系统、余热利用系统组成,具体流程见图1。
(1)煤层气输送系统:
通过管道将瓦斯气体从井下输送到地面发电设备;
(2)发电机组系统:
采用瓦斯爆炸做功发电的机组及辅助设备;
(3)并网供电系统:
将所发电能通过变压并入主电网;
(4)余热利用系统:
利用发电过程产生的热能供职工生活所用,既方便了职工,又节约了能源。
2 高浓度瓦斯发电
鹤壁四矿属于高瓦斯涌出矿井,抽放瓦斯浓度 30%~35%。2004 年7月,该矿建成了煤层气发电站,采用胜动集团生产的2台燃气往复式、12缸4冲程内燃机驱动发电机组,该机型号为500GF-RW,额定转速 1000r/min,适于燃用CH4浓度在30%~60%的煤矿瓦斯。发动机效率高,燃料气入口压力低,燃料气中甲烷最低体积浓度可到25%,而且允许有较大波动。发电效率一般为30%以上,热利用率可达40% ,总效率近70%。发电机组的核心部件是电控燃气混合器,如图2所示,发动机通过工控计算机监控燃气变化,实时调节空气和燃气流量比,解决了瓦斯浓度、气压不稳的技术难题,为该系列瓦斯发电机组的推广应用起到了关键作用。该发电机组具有低压进气,数字自动点火等特点,每台发动机的煤层气输入部分安装有稳压罐、防爆装置、过滤器、气水分离器、电子控制气源阀、稳压器、阻火器、增压器等安全保护装置。要求输入煤层气浓度不得低于25%,做功煤层气浓度约为 9.5%,其发电原理是利用煤层气浓度处于爆炸界限内做功而发电。
四矿地面煤层气抽放泵房安装2台真空泵,1台工作,1台备用,月抽出煤层气混量约114万m3,煤层气发电机组每天每台约使用1万m3。发电机组输出电压为380V,经控制柜、隔离柜、升压变压器升到6kV后,经高压配电盘并入四矿地面变电站。产生的废气、余热经过热交换器,余热系统的处理,为职工提供洗澡热源。
3 低浓度瓦斯发电
3.1 典型试验
鹤壁煤业集团除了四矿抽放的瓦斯浓度较高外,其他矿井瓦斯浓度一般比较低,而且大多在爆炸极限内,因此,如何利用低浓度瓦斯发电一直是比较棘手的问题。六矿是矿井中的典型,其瓦斯浓度仅有10%左右。为了保证瓦斯发电需要,该矿运用大功率钻机和大口径瓦斯抽放管路,对瓦斯抽放系统进行了全面技术改造,采取了“多打孔、严封闭、综合抽”等措施,提高了瓦斯抽放率。2006年10月,六矿安装了胜动集团5台500GF1-3RW低浓度瓦斯发电机组,年发电量可达1384万kW·h,利用煤层气461万m3,满足了全矿1/3的用电量。此外,还安装5台发电机组余热利用装置,保证了六矿职工食宿及办公系统的冬季采暖,为其他矿井瓦斯发电树立了典型。
3.2 输送系统
低浓度瓦斯发电技术一直是世界难题,主要需解决两个问题,一是发电机组要适应低浓度的要求;二是要有安全的瓦斯输送系统。而胜动集团的发电设备是利用瓦斯爆炸做功发电,只要求进入发电机的瓦斯中CH4浓度在5%~15%即可,所有浓度的瓦斯在进入爆炸室前都由计算机控制,自动调整CH4含量。因此,安全输送成为发电技术首要问题,胜动集团采用了多项技术措施保证瓦斯安全平稳输送。其中煤矿瓦斯与细水雾混合输送技术是比较先进的一种,具体输送流程见图3。
瓦斯与细水雾混合输送系统主要包括三种阻火技术、一个水循环系统和一套湿式瓦斯压力平衡装置。低浓度瓦斯经水位自控水封阻火器和瓦斯专用干式阻火器进入细水雾变送管道,与细水雾混合输送。输送管道终端配置了瓦斯专用干式阻火器,以保证瓦斯输送过程的高度安全。发动机上应用金属波纹带瓦斯管道阻火技术。煤矿瓦斯发电机组自身安装两道金属波纹带瓦斯管道阻火器,一道安装在增压器后、中冷器前;另一道安装在发动机进气总管前和调速蝶门之间。同时,针对瓦斯浓度较低和湿度较大的特点,使用了新概念预燃室专利技术。“零”容积的预燃室加大了火花塞点火能量,保证了发动机点火连续、稳定运行,并实现了稀薄燃烧,降低了发动机热负荷。低浓度瓦斯发电工艺流程见图4。
4 瓦斯发电需解决的问题
(1)国内瓦斯发电设备与国外设备相比,优点是适应性较强,缺点是发电设备功率小,均在兆瓦级以下,因此,开发大功率发电设备是当务之急。
(2)由于煤矿瓦斯的浓度和流量不稳,当两者达不到要求时,会发生停机现象,造成发电设备不能正常工作,势必降低发电效率和增加发电成本。因此,利用瓦斯发电的企业应加大瓦斯勘探与抽放力度,保证瓦斯达到发电需要的浓度和稳定的气源。
(3)进一步研究采用瓦斯提纯技术,最大限度利用矿井瓦斯。
(4)国内发电设备生产厂家应积极研发适用范围更广泛的发电设备,尤其是加大特低浓度瓦斯及矿井乏风发电设备的研制。
5 结 论
鹤壁煤业集团已成功应用了高浓度和低浓度瓦斯发电技术,产生了良好的环保、经济和社会效益。随着煤矿瓦斯发电技术的不断提高,瓦斯综合利用的深度(提高热效率)和广度(各个CH4浓度范围)会不断扩大。鹤壁煤业集团正在积极探索超低浓度及乏风发电技术,推广使用先进的技术和设备,逐步实现煤矿瓦斯“零”排放的目标。
关于推选中国煤炭工业协会选煤分会第五届理事会理事、团体会员的通知
各会员单位、有关企事业单位:
根据中煤协会人事[2008]121号文件,中国煤炭工业协会选煤分会挂靠单位改为中国煤炭加工利用协会。为尽快开展工作,更好地发挥选煤分会作用,定于2008年11月4日在北京京西宾馆召开中国煤炭工业协会选煤分会第五届会员代表大会,选举产生新一届理事会。
我国瓦斯发电发展前景研究 篇5
在煤炭的开采过程中,瓦斯常常以伴生气的形式存在于煤层中。当瓦斯浓度处在其爆炸极限范围内时遇明火有爆炸的危险,严重威胁着煤矿的安全生产。瓦斯中甲烷气体的温室效应是CO2的21倍,瓦斯排放到大气中,会破坏地球大气的臭氧层。抽排瓦斯的大量排空,一方面,浪费大量洁净能源,污染大气环境;另一方面,随着国家与政府对环保的强制要求,瓦斯的自主排空将面临着更严格的监管。
我国瓦斯资源储量丰富。煤矿在采煤的同时产生大量瓦斯,除去已被利用的部分,每年仍有约30亿立方米的瓦斯被排空浪费;煤矿在开采前需裂解煤层,将煤层中的瓦斯气体通过地面钻井抽采出去,这部分瓦斯每年约有50亿立方米。综上,每年约有80亿立方米的瓦斯可被利用,约折合标煤1000万吨。能源是经济发展的动力,随着瓦斯这种新的洁净能源渐渐被人们认识并接受,它将会成为石油、天然气资源的有益补充,若能将这部分排空瓦斯进行利用,将会给我国的新能源战略带来深远的意义。
一、发展瓦斯发电的优势分析
(一)瓦斯发电技术相对成熟
目前,国内煤矿抽采的瓦斯主要用于两大领域,民用及工业燃气和瓦斯发电。
对矿区瓦斯抽采按现有标准确定,30%以上的瓦斯浓度称为高浓度瓦斯,可直接进行存储,用作燃气或者发电;9%—30%浓度的瓦斯称为低浓度瓦斯,处在瓦斯爆炸极限范围内,不允许存储,可使用燃气发电机组进行发电利用;9%以下浓度的瓦斯称为超低浓度瓦斯,这类瓦斯由于浓度过低,无法燃烧,不能作为普通燃气发电机组的燃料。目前,对其利用的技术主要有两种,一是将8%左右浓度的瓦斯使用柴油引燃发电机组,并且在燃烧过程中持续混合柴油的方式进行发电,二是使用1%以下浓度的瓦斯利用蓄热氧化燃烧发电技术进行发电利用。
综上所述,我国目前对抽采瓦斯的利用主要有以下四种方式。
1.30%以上浓度的瓦斯可直接用作民用、工业用燃气。
2.9%—30%浓度的瓦斯可使用燃气发电机组进行发电利用。在过去几十年时间内,特别是在近10年中,容量为100—2000k W范围内的燃气发电机组在应用方面,有了很大的发展。随着产品技术的不断成熟和改良,往复式燃气发动机组已经可以利用9%—30%浓度的瓦斯进行发电。燃气发电机组作为一种低成本的发电产品,在瓦斯发电市场占据重要地位。
3.8%左右浓度的瓦斯可使用柴油引燃发电机组进行发电利用。由于超低浓度瓦斯利用火花塞点火困难,传统燃气发电机组无法对其进行发电利用。国内企业经过长期研究试验,研制出的柴油引燃发电机组有效解决了这一问题。该发电机组利用微量柴油引燃来代替火花塞点火,促使低浓度瓦斯可以在缸内快速燃烧带动活塞做功输出电能。柴油引燃发电机组的输送系统采用低浓度瓦斯细水雾混合输送系统,成功避免了机组运行过程中可能出现的瓦斯回火爆炸的危险。另外,通过此发电机组,可有效控制柴油喷射量(10—20g/k Wh),达到最佳的稀薄燃烧状态,同时可将机组的排温控制在550℃以下,明显降低机组热负荷,提高了机组运行的稳定性。
4.1%以下浓度的瓦斯(俗称乏风)可利用蓄热氧化燃烧发电技术进行发电利用。在煤矿开采过程中,为了降低矿井中的瓦斯浓度、提高煤矿生产的安全性,需要利用抽排系统将煤矿瓦斯排到矿井外,这部分煤矿瓦斯称为乏风,乏风中的瓦斯含量极低(一般在1%以下),无法进行燃烧发电,而目前我国对于乏风的利用主要是引进国外先进的蓄热氧化燃烧发电技术进行发电。利用电热元件先将发电设备内的交换床预热到甲烷气体氧化反应所需温度,乏风从交换床的低温侧流入并穿过反应器,乏风温度升高,在到达交换床高温反应区时被迅速氧化,产生热能。产生的高温气体到达交换床另一侧释放热量,使这一侧交换床的温度越来越高,形成高温侧。此时,氧化反应器将自动逆转乏风流动方向,使乏风从交换床的高温侧流入,吸热升温,接近反应器中央区域时,甲烷气体被氧化、产生热能,高温气体被传输到交换床的低温侧释放热能,如此循环交替运转。在循环运转的过程中产生的高温高压气体带动发电机进行发电。
(二)瓦斯发电得到国家政策的大力支持
加快煤矿瓦斯的抽采利用,推进煤矿安全发展、清洁发展、节约发展,是一项很有发展前景的事业。国家高度重视煤矿瓦斯抽采利用的发展,成立专门的工作机构,安排专项资金,制定了防治结合、标本兼治的重要决策和一系列政策措施,大力推进煤矿瓦斯抽采利用。
1. 财政资金上加大支持力度。
中央财政提高瓦斯抽采利用的财政补贴标准,强化中央财政奖励资金引导扶持,加快推进煤炭产业结构调整和煤矿企业兼并重组;加大中央财政建设投资支持力度,充分调动企业积极性。
2. 税收政策上加大优惠。
完善增值税优惠政策,加快营业税改征增值税改革试点,扩大煤矿企业增值税进项税抵扣范围;加大所得税优惠力度,瓦斯开发利用财政补贴,符合有关专项用途财政性资金企业所得税处理规定的,作为企业所得税不征税收入处理。
3. 发电价格和上网政策上给予支持。
落实瓦斯发电市场定价机制,支持瓦斯发电上网。煤矿企业利用瓦斯所发电量优先自发自用,富余电量需要上网的,由电网企业全部收购。完善瓦斯发电价格政策,根据瓦斯发电造价及运营成本变化情况,调整瓦斯发电上网电价。
4. 对利用瓦斯发电的企业进行补贴。
瓦斯发电将按照当地脱硫燃煤机组标杆上网电价加每千瓦时0.25元补贴;另外,中央财政将按0.2元/立方米(折纯)的标准对瓦斯开采企业进行补贴。
(三)瓦斯发电项目效益显著
瓦斯发电项目可以取得良好的经济效益,以燃气发电机组利用30%浓度的瓦斯发电为例:
假设燃气发电机组发电效率为35%,每立方米纯瓦斯可发电3.0—4.2度,则每立方米30%浓度的瓦斯可发电1.0—1.4度,利用30%浓度的瓦斯发电成本约需0.15元/度,而上网电价约为0.56元/度,如果在项目投产后可以保证瓦斯气源的稳定供应,项目在两到三年时间内即可收回成本。此外,考虑到瓦斯抽采及利用的政府补贴、项目产生的可交易CO2减排指标等,瓦斯发电项目的经济效益十分显著。瓦斯发电项目还可以减少温室气体排放,降低大气温室效应,减少环境污染,并且给项目所在地区带来更多的就业机会,具有很大的社会、环境效益。
二、瓦斯发电发展的制约因素
虽然目前瓦斯发电技术成熟可靠,效益较显著,也得到国家政策的大力支持,但也存在着诸多制约因素,主要表现在以下方面。
(一)常规燃气发电机组利用瓦斯作燃料发电时,可利用瓦斯浓度下限为9%
常规燃气发电机组利用瓦斯作为燃料发电时,对瓦斯浓度有较高要求,可利用瓦斯浓度下限为9%。对于目前利用9%以下浓度的瓦斯的两种技术,项目建设初期投资过大,且运营过程中发电成本过高,导致投资回收期太长,使项目环保不经济。
(二)由于超低浓度瓦斯利用技术仍存在很大空缺
目前,1%—9%浓度的瓦斯没有被充分利用,因此,需要加大对瓦斯发电设备的研究投资,并且积极发展掺混技术。
(三)抽采技术和设备不完善,不利于瓦斯发电项目的长久运营
由于抽采技术和设备不够完善,以及随着开采工作面的进展,抽采瓦斯的浓度有较大的变化,瓦斯发电机组的稳定性受瓦斯浓度波动影响较大,瓦斯浓度过低时,机组运行困难,导致发电效率不稳定,不利于瓦斯发电项目的长久运营。
(四)国家政策落实不够,影响企业积极性
国家虽然推行了一系列政策支持瓦斯抽采利用,但在实际操作过程中,政策的落实大打折扣。对于瓦斯抽采利用单位的补贴迟迟不到位,严重影响企业的积极性。
三、建议及展望
(一)加强煤矿瓦斯抽采利用科技保障力
发展瓦斯抽采利用,必须以科技创新和技术进步为出发点。要进一步加大以煤矿瓦斯抽采利用为重点的安全技改力度,地方和企业也要在配套资金上加大支持。要大力推进瓦斯开发利用国家科技重大专项的实施,加强瓦斯抽采利用重大问题的科技攻关,加大煤矿瓦斯抽采和开发利用关键技术、重点装备研发和推广应用力度。
(二)国家要认真编制和落实煤矿瓦斯抽采利用规划
为促进煤矿瓦斯抽采利用进一步发展,必须坚持科学规划,有序开发,防止乱采乱抽、浪费资源。要抓紧煤矿瓦斯抽采利用规划编制工作,明确目标、任务、标准、重点项目、资金投入、保障措施,推进煤矿瓦斯抽采利用有序有效进行。
(三)进一步完善落实瓦斯抽采利用优惠政策
目前,影响煤矿瓦斯抽采利用进一步推行的重要原因之一,是国家鼓励支持抽采利用的政策没有得到很好落实,有些政策还需要进一步完善。促进煤矿瓦斯抽采利用,关键是要落实政策、完善政策。并且要确保国家对于瓦斯抽采利用的优惠及补贴到位,不打折扣,提高瓦斯抽采企业的积极性。国家电网要积极为瓦斯发电企业创造条件,保证瓦斯发电优先上网。
(四)瓦斯发电技术为解决能源与环境的问题提供了全新思路
瓦斯发电技术在“十一五”、“十二五”期间得到了快速发展,为解决能源与环境的问题提供了全新思路。随着能源与环境问题的日益突出,国家对环保的要求日趋严格,大力发展瓦斯发电是未来瓦斯利用的主要方向之一,发展前景十分广阔。
参考文献
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低浓度瓦斯发电安全保障措施解析 篇6
在低浓度瓦斯发电过程中, 关键要控制火源点及缩小火源的传播范围来保障回火不对抽放设备以及矿井产生威胁。为此, 采取以下措施:①为避免发电机回火, 在发电机组端安装防爆、防回火设施, 控制爆炸范围;②在输气管路设置安全保障装备, 即使发电机回火, 也可确保回火不会蔓延。
1发电机端安全保障措施
低浓度瓦斯发电回火火源主要由发电机产生, 为避免回火, 在发电机组端安装防爆、防回火设施 (图1) 。①在瓦斯进气管路系统设置干式阻火器和防爆止回阀, 当发生回火时, 干式阻火器可以熄灭火焰, 而止回阀保证气体只能单向流动, 火焰不会向进气方向传播;②发电机进气总管端部设置泄压防爆阀, 进气总管靠近气缸, 最容易着火爆炸, 由于进气总管气体量大, 发生爆炸将产生很大的能量, 安装泄爆部件可使爆炸产生的压力迅速释放, 减小回火压力;③曲轴箱侧面设置泄压防爆阀, 释放爆炸压力[1]。
2瓦斯管道输送安全保障措施
为防止气缸回火爆炸穿越发电机, 遵循 “阻火泄爆、抑爆阻爆、多级防护、确保安全”的基本原则, 设计低浓度瓦斯管道输送应安设阻火泄爆、抑爆、阻爆3种不同原理的阻火防爆装置[2] (图2) , 以保障瓦斯管道输送的安全。
2.1自动阻爆装置
自动阻爆装置[3]是一种主动式阻爆装置, 通过检测管道内爆炸产生的冲击波、火焰信号, 发出控制信号, 控制快速阻爆阀门动作, 关闭阀门, 快速切断火焰传播途径的一种阻爆方式。主要由压力传感器、火焰传感器、控制器、快速阻爆阀门、泄爆装置等组成。由于爆炸的传播速度快, 快速阻爆阀门的关闭是根据对爆炸的监测触发的, 因此, 这种方式对响应时间和安装距离等有严格要求:①装置阻断时间≤100 ms。阻断时间是指从传感器发现爆炸到快速阻爆阀门完全关闭需要的时间。根据瓦斯在管道中的传播规律模拟试验, 在距离火源点30 m以内, 火焰最大平均传播速度是200 m/s。为安全起见, 以平均传播度速度300 m/s设计, 阀门有效阻断距离在30 m以内, 火焰传播30 m的时间就为100 ms。②安装距离。当爆炸产生后, 从监测传感器 (火焰传感器和压力传感器) 探知爆炸到阻爆阀门动作关闭管道时间≤100 ms, 火焰运行距离为30 m, 为提高安全系数, 阻爆阀门和监测传感器之间应保持40～50 m (图2) 。
由于爆炸沿管道传播产生叠加效应, 当爆炸达到阻爆阀门而阀门处于阻塞状态, 则会产生很大压力。如果不及时泄放, 可能危及快速阻爆阀门, 甚至炸裂管道, 因此必须配置自动泄爆装置, 释放爆炸产生的压力。
2.2水封阻火泄爆装置
水封阻火泄爆装置原理:将输送瓦斯引入水中, 形成水密封, 爆炸发生时, 产生的火焰被密封的水熄灭, 从而达到消焰阻火的目的。同时, 泄爆部件能释放爆炸产生的压力, 达到缓解爆炸的目的[3,4]。装置的主要性能要求:①泄爆部件释放压力为90～120 kPa。②对于特定的阻火泄爆装置, 其有效水封高度以能有效阻火、同时满足阻火泄爆装置压力损失≤2.0 kPa为准。③应安设不锈钢气体分流网, 分流网目数≥4, 阻火泄爆装置压力损失≤2.0 kPa。④具备水位自动控制功能。水位控制器应安装3组以上水位传感器, 实时为阻火泄爆装置补水、放水, 使水封高度保持在有效水封高度要求范围内。当水封高度超出正常工作范围或补水管道无水时能自动报警, 且具有自检功能, 当出现故障时, 能自动报警。⑤具备泄爆、阻火性能。当管道瓦斯发生爆炸或燃烧时, 能够有效泄爆、消焰、阻火, 确保爆炸或燃烧不致传到阻火泄爆装置的进气口端。
2.3抑爆装置
根据抑爆方式抑爆装置主要分为自动喷粉抑爆装置、细水雾输送抑爆装置和气水二相流输送抑爆装置[3]。
2.3.1自动喷粉抑爆装置
自动喷粉抑爆装置是通过对燃烧或爆炸信息的探测, 自动、快速地喷出干粉灭火剂将燃烧或爆炸火焰扑灭的装置, 主要由火焰传感器、控制器和抑爆器组成[5]。
自动喷粉抑爆装置应满足下列技术要求:①喷撒滞后时间≤15 ms;②喷撒效率≥80%;③喷撒完成时间≤150 ms。
2.3.2细水雾输送抑爆装置
在地面, 煤矿低浓度瓦斯在管道内与细水雾全程连续混合输送, 这种防止煤矿低浓度瓦斯输送管道产生火源和抑制火焰传播的输送装置为细水雾输送抑爆装置[6]。
控制系统除符合国家相关标准的规定外, 还应满足:①当水压在0.8～1.2 MPa时, 细水雾雾滴直径应小于400 μm且雾滴体积和占总水雾雾滴体积的50%以上;②输送装置应设有自动控制、手动控制2种方式;③实时显示系统运行状态, 并可再现历史运行状态;④监控瓦斯压力、瓦斯温度、瓦斯流量、瓦斯浓度、水池水位、水雾发生器水压、成雾水泵流量、湿式阻火泄爆装置内的水位及泄压溢流阀工作状态等参数, 输送装置参数超限声光报警并输出控制信号, 自动执行相应操作;⑤控制输送装置管道控制阀门的开启与关闭;⑥主水泵出现故障时, 备用水泵能自动投入正常运行。
2.3.3气水二相流输送抑爆装置
煤矿低浓度瓦斯气水二相流安全输送系统主要用于正压管网输送低浓度瓦斯, 采用柱状水流在输送管道内附壁流动, 瓦斯气流在附壁环形水流腔内流动, 沿流动方向产生间歇性柱塞水团, 把管路内附壁环形水流腔中流动的瓦斯气流分割成段, 实现了低浓度瓦斯的安全输送[7]。
系统技术要求:①起始端供气压力一般不应超过20 kPa;②终端压力根据瓦斯利用设备需要供气压力设定, 但最大不宜超过5 kPa;③管道中气水流速在25～50 m/s ;④管道中体积含水率在0.2%～0.8%;⑤管道中柱塞水团长500～800 mm, 间距30～50 m;⑥供水压力≥200 kPa。
3结论
(1) 在发电机组端和瓦斯输送管道端设置防火门槛, 加装阻火、防爆、泄压部件, 保证发电机不出现回火, 或者将回火概率控制到极小。
(2) 即使发电机出现回火, 通过后续安装的自动阻爆装置、水封阻火泄爆装置以及抑爆装置3级低浓度瓦斯输送保障装备, 也可以将瓦斯回火产生的爆炸控制在一定范围, 不会对抽放设备以及矿井产生威胁, 有效地消除低浓度瓦斯发电存在的安全隐患。
参考文献
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风排瓦斯回收利用发电系统设计 篇7
目前, 我国每年通过风井乏风排放的纯甲烷为100×108~150×108m[1,2]。如果风井排出的乏风不经处理直接排到大气中, 即浪费了不可再生的瓦斯气体资源, 又加剧臭氧层破坏, 致使温室效应继续恶化, 甲烷的温室效应是CO2的24倍之多。因此, 如果能科学地利用好回风流中的瓦斯, 对于节能减排、环境保护及循环经济具有重要的意义。风排瓦斯的利用越来越得到各国研究人员的关注。然而, 由于其热值极低, 在利用时存在极大的困难[3]。本文设计的系统根本目的是利用风排瓦斯与抽采的高浓度瓦斯混合成浓度在2%~3%瓦斯气体进行发电。
2 系统概述
该风排瓦斯回收利用发电系统包括除尘器、除湿器、高低浓度瓦斯混合箱、燃气轮机、传动装置、发电装置等部件组成。如系统示意图1所示。高低浓度瓦斯混合箱一端既与除湿器的另一端连接, 又与高浓度瓦斯管道连接, 另一端与湿式除尘器连接;除湿器由依次固定在圆柱形通道内部的旋流器和脱水桶构成, 除湿器与离心式压气机相连;传动装置一侧与径流式透平连接, 另一侧和发电机相连。系统的整个过程:首先对风排瓦斯与矿井抽取浓度为30%~95%的高浓度瓦斯混合成浓度为2%~3%的瓦斯作为燃料, 再对混合后的瓦斯气体进行除杂、除湿, 然后将其送入压气机压缩至0.196~0.294MPa (2~3个大气压) , 再将压缩后的高压气体送入启动燃烧室内进行预热, 将预热后的气体送入催化燃烧室进行催化无焰燃烧, 将燃烧后的高温高压烟气直接送入径流式燃气透平内膨胀做功, 再经传动装置带动发电机发电。系统中的回热器将透平排放的部分热烟气回收再利用, 用于预热下一循环的瓦斯气体。此时, 便完成一次风排瓦斯发电的循环。
3 除尘器结构及原理
瓦斯回收利用时, 必须要进行除尘净化, 因为粉尘不仅会影响后续所有机械的性能, 在一定的条件下还存在爆炸的威胁。该湿式除尘风机主要由矿用通风机、供水喷雾系统、机座、湿式振弦捕尘器构成, 其中风机放置在捕尘器前端, 主要是提供送风的动力。除尘风机将污风送入湿式振弦捕尘器内, 粉尘被其捕捉, 从而可以达到除尘净化气体的作用。图2是湿式除尘机内部结构。
4 高低浓度瓦斯混合箱结构及原理
目前我国直接从风井排出的瓦斯浓度一般在0.5%~0.8%之间, 该浓度在进行催化氧化时产热量不多, 几乎没有可利用的价值。所以, 必须要对风井排出瓦斯气体进行增浓, 而目前还没有很好的技术可以直接对超低浓度瓦斯进行增浓。鉴于此, 我们选用煤矿固有的条件, 即利用煤矿抽取的高浓度瓦斯与风井排出的瓦斯进行混合达到合适的浓度 (2%~3%) , 进入催化燃烧室。
4.1 瓦斯混合箱结构
瓦斯混合箱内部布置旋流器;内部中间位置放置1个小功率的风扇;前端分别接高、低浓度的瓦斯气体管道, 控制流量的阀门安装在管道上面, 后端放置瓦斯探测器, 见图3。
4.2 瓦斯混合箱原理
利用控制阀控制高、低浓度瓦斯的流量来控制瓦斯混合后的浓度。当两股气体进入混合箱时, 混合箱内部的旋流器主要目的就是让两股气体得到充分的混合, 混合均匀后的气体到达混合箱后部时, 瓦斯探测器会及时地探测出瓦斯的浓度是否在2%~3%的范围内。如果显示的浓度数据小于该范围, 那么系统会自动将高浓度瓦斯管道的控制阀开大;相反, 则系统会自动将高浓度瓦斯管道的控制阀开小。从而可以确保瓦斯进入催化燃烧室的浓度在2%~3%。
5 燃气轮机结构及原理[4~9]
燃气轮机经过几十年的发展, 其技术已经相对成熟, 被广泛应用于各行各业, 由于乏风中瓦斯浓度相对较低, 因此完全可以利用燃气轮机回收利用乏风中的瓦斯气体。燃气轮机首先将燃气在压气机涡轮中压缩成高压气体, 再送入催化燃烧室内进行无焰燃烧, 将燃烧后产生的高温高压的烟气再送入径向燃气透平内膨胀做功, 通过传动装置驱动发电机发电, 因为既使热值较低的燃料气体也可以通过持续循环做功, 从而被利用。
5.1 燃气轮机结构
如图4所示, 燃气轮机系统主要由离心式压气机、启动燃烧室、催化燃烧室、径流式透平、回热器构成, 增加传动装置和发电系统就可以实现发电的目的。
5.2 燃气轮机原理
燃气轮机的运行原理为:低浓度瓦斯气体进入压气机被压缩到0.196~0.294MPa (2~3个大气压) , 再将压缩后的高压气体送入启动燃烧室内进行预热, 将燃烧后的高温高压烟气送入燃气透平内膨胀做功, 带动发电机组发电, 将透平排出的烟气通过回热器回收部分热量, 用于预热下一循环的瓦斯气体, 此时便完成了一个循环。
6 结论
1) 该系统利用风井排出的浓度低于0.8%的低浓度瓦斯与矿井抽取的浓度在30%~95%的高浓度瓦斯混合成浓度为2%~3%的瓦斯作为燃料, 先进行除杂、除湿等步骤后, 再将其送入压气机压缩后, 经预热后, 送入催化燃烧室进行催化氧化, 燃烧后的高温高压烟气送入燃气透平内膨胀做功, 带动发电机组发电。同时, 高温燃气通过回热器被系统回收一部分热量, 用其加热压气机内被压缩过的高纯度燃气, 再进入催化燃烧室内燃烧, 实现燃气轮机系统的热循环。
2) 该系统很好地解决风排瓦斯利用率低的难题, 不但能够依靠自身的回热装置来推动系统的运行, 还能够额外供电。因此, 该系统必然会大大加强煤矿通风, 带来资源与环境的双重效益。
摘要：提出了一种利用风井排出的乏风进行瓦斯回收发电的系统, 利用风井排出浓度在0.5%0.8%的低浓度瓦斯与矿井抽取的浓度在30%95%高浓度瓦斯混合成浓度2%3%做为燃料, 先进行除杂、除湿等步骤后, 再将其送入压气机压缩至23个大气压, 压缩后的瓦斯气体送入启动燃烧室内进行预热, 然后再将预热后的瓦斯气体送入催化燃烧室进行无焰燃烧, 将燃烧后的高温高压烟气送入燃气透平内膨胀做功, 带动发电机组发电, 将透平排出的烟气通过回热器回收部分热量, 用来加热压气机压缩后的燃气, 此时, 就实现了一次系统发电循环。该系统将低浓度的风排瓦斯回收利用, 能够带来资源与环境的双重效益。
关键词：风排瓦斯,催化氧化,燃气轮机,透平,温室效应
参考文献
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谈煤矿瓦斯发电站设计与应用 篇8
煤层瓦斯气体是一种洁净能源, 又是一种温室气体, 其温室效应为CO2的21倍。我国煤层瓦斯气资源丰富, 分布区域广, 位居世界第三, 储量与我国30万亿m3的天然气资源量基本相当, 相当于450亿t标准煤。过去因为没有找到合理的利用手段, 使得我国每年瓦斯的实际利用率不到4%, 煤矿开采中所抽放的瓦斯多排入大气中, 既浪费了资源, 又污染了环境。
随着我国建设节约型社会和发展循环经济的大力推进, 煤矿瓦斯的规模开发、分质利用是配合矿产开发的必然趋势, 在促进矿井安全生产、节约能源、保护环境等方面具有显著的经济效益和社会效益。
我国是世界上煤矿瓦斯灾害最严重的国家, 在现有重点煤矿576处矿井中, 高瓦斯矿井、瓦斯突出矿井就有277处, 占48%。发耳矿井属高瓦斯矿井, 要进行安全采煤, 就必须抽放瓦斯, 而抽放瓦斯又需要一定的经济投入, 加大了开采成本。因此利用煤层瓦斯气发电, “以用促抽、以抽促安全”, 是瓦斯气体资源综合利用最有效的途径之一。
另外根据《国务院办公厅关于加快煤层气 (煤矿瓦斯) 抽采利用的若干意见》 (国办发[2006]47号) 和《关于利用煤层气 (煤矿瓦斯) 发电工作的实施意见》 (发改能源[2007]721号) , 要求做好煤层气 (煤矿瓦斯) 综合利用工作, 变害为宝, 保障煤矿安全, 节约利用能源, 保护生态环境。
综上所述, 利用煤矿瓦斯气发电是建设节约型社会和发展循环型经济的需要, 是促进煤矿安全生产, 降低煤矿开采成本的需要, 同时也是减少环境污染, 促进生态环境良性循环的需要。
2 发电站瓦斯气来源及输送
1) 瓦斯气来源。
矿井瓦斯电站气源来自矿井的瓦斯抽采系统。根据某矿井提供的年钻场抽放参数报表, 目前井区高负压瓦斯抽放总纯量为17.1 Nm3/min, 抽放浓度为12%~13%, 低负压瓦斯抽放总纯量为2.42 Nm3/min, 抽放浓度为8%~9%, 因低负压瓦斯抽放量极少, 故工程只利用高负压瓦斯, 抽放浓度按12.5%考虑。
2) 瓦斯气的输送。
低浓度瓦斯管道输送安全保障系统设计时应遵循“阻火泄爆、抑爆阻爆、多级防护、确保安全”的基本原则。
瓦斯气由矿井抽放泵站负责抽放, 利用瓦斯抽放泵的背压作为动力, 采用细水雾输送技术输送到瓦斯电站, 经旋风重力脱水器脱水后送入燃气发动机。
3 装机方案确定
根据瓦斯抽采量确定矿井瓦斯发电站装机容量的原则为:
1) 瓦斯发电站可用气量按矿井瓦斯抽采站目前最大抽采量的80%计取。
2) 根据国产600 k W集装箱式低浓度瓦斯发动机的额定负荷热耗率计算发电效率为3.3 k Wh/m3, 机组理论连续出力按0.9考虑。
机组选型计算如下:
小时平均供气量:Q=17.1 Nm3/min×0.8×60=820.8 Nm3/h。
小时发电量:W=820.8 Nm3/h×3.3 k Wh/m3=2 709 k W。
计算装机容量:P=2 709 k W/0.9=3 010 k W。
选用600 k W的国产机组6台, 投产后5台运行, 待瓦斯供气量充足, 6台机组全部运行, 发电量共计3 600 k W。
某矿井2012年~2017年平均用电负荷见表1。
瓦斯发电站正式投产后, 只需网供电量1 677.5 k W, 从而极大地降低矿井的电费支出。
发电设备年利用小时按6 000 h计算, 6×600 k W瓦斯机组年发电量为2 160万k Wh, 年消耗纯瓦斯654.6万Nm3/年, 折合标煤0.8万t/年。
4 燃气系统及其主要辅助设备选择
本次瓦斯发电项目中设计的6×600 k W集装箱式低浓度瓦斯发电机组运行, 瓦斯总耗气量为1 090.92 m3/h (纯量) , 折合成混合气体, 其流量为8 727.36 m3/h, 输气主管线管内径为D=18.8× (8 727.36/15) 0.5=453.5 mm, 综合考虑计算管线内径时选用的瓦斯气体的流速、排水占用管道截面等因素, 故本次设计中从瓦斯抽放站原放散阀后接一根DN500的螺旋缝弧焊钢管用来输送一期工程所耗瓦斯气体。
为确保安全, 瓦斯输送母管与每台水环真空泵出口管均采用防爆蝶阀隔离。瓦斯输送管道上设置手动切断阀、水封阻火器、放散装置和自动切断阀。自动切断阀受瓦斯浓度在线监测仪控制, 并与放散装置放散管阀门连锁。
每台机组的供气支管均采用D219×5.0的螺旋缝弧焊钢管。瓦斯气体从母管进入每一根支管, 然后经防爆蝶阀、旋风重力脱水器、调压阀、阻火器等进入机组预燃室, 由火花塞点燃出现多个着火点, 然后由机组程控装置将预燃的瓦斯气通过电控混合器送入各个气缸燃烧做功, 带动发电机发电。
做功后的废气经机组排气口排出, 排气口上设有消声器, 废气经消声器后排入大气。
5 经济效益评价及分析
通过对本项目生产成本的计算, 并参照同类煤层气电厂电价0.54元/k Wh (含税) , 发电设备年利用小时按6 000 h计算, 6×600 k W瓦斯机组年发电量为2 160万k Wh, 年消耗纯瓦斯654.6万Nm3/年, 折合标煤0.8万t/年。可以计算出本项目的投资财务内部收益率为50%以上, 高于行业基准收益率8%, 项目可行并有很强的抗风险能力。
采用瓦斯气作为燃料发电, 可以减少瓦斯事故、保障煤矿职工生命安全, 是实现安全高产高效矿井的有力保障措施, 有效改善周边环境, 节约能源, 具有明显的环境效益和社会效益, 符合当前国家相关能源开发利用政策。