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第十三篇 瓦斯利用新维矿属煤与瓦斯突出矿井，煤层瓦斯含量高、瓦斯压力大，随着矿井开采加深，瓦斯涌出量也将随之增加。煤矿瓦斯是一种优质清洁能源，利用抽出瓦斯作居民生活燃料、供热和发电，既能保证矿井的安全生产，又可减少环境污染，改善居民生活条件，提高生活水平。第一章 瓦斯利用的工程意义一、合理开发充分利用矿山资源，节约能源保护环境煤矿瓦斯是一种富含甲烷(CH4)的优质能源，是京都议定书明确的六种温室气体之一。其温室效应远高于二氧化碳，还具有破坏地球大气臭氧层作用。初步测算，以新维矿井年抽采30.4Mm3矿井瓦斯为例，如不利用而将其排空，按温室效应折算二氧化碳当量约为410kt，将对大气环境造成一定污染。另一方面，从节约能源的意义上看，大量优质煤矿瓦斯排入大气，也是一种能源的浪费。本矿井每年抽采30.4Mm3矿井瓦斯，如不利用而将其排空，相当于损失约350kt标准煤，可见，利用瓦斯既可以减轻对大气的污染，又具有较好的节能效益。二、加强矿井瓦斯开采利用的科学管理，保证煤矿生产安全，促进煤矿瓦斯产业发展为保证生产安全而抽采瓦斯，其抽采量决定于矿井的煤炭产量。如果将矿井瓦斯用于发电和供热，将从根本上改变矿井瓦斯的抽采格局变单纯为煤炭生产安全而被动抽采为煤和瓦斯的一体化开采，从而为促进矿井瓦斯开发利用的产业化创造条件。另一方面，瓦斯利用工程建成后，作为煤矿资源综合利用项目的一个气源，必须稳定可靠地向其承担的用户供气。这就要求新维矿井不断加强矿井瓦斯的开发和有效利用，做好矿井瓦斯抽采和利用系统各个环节的技术管理和生产、经营及用户管理，包括井下抽采工程的接续、地面抽采设备和管道的维护、地面利用系统的管网和储气及调压计量设施的有效工作，减少浪费，将抽采的瓦斯送到各个用户。三、贯彻国家的有关政策自我国政府1998年5 月签署并于2002年8月核准京都议定书以来，随着现代化建设的的快速发展，每年因采煤向大气排放大量的甲烷，已经引起国际社会的普遍关注，我国政府正积极采取有力的政策措施加快煤矿瓦斯抽采利用。另从煤炭企业自身的生存和发展来看，加强矿井瓦斯开发利用也势在必行。国办发2006第47号、国家发改委（发改能源【2007】721号）及（发改价格【2006】7号）、财政部国家税务总局（财税【2007】16号）、以及中华人民共和国安全生产行业标准煤矿瓦斯抽采基本指标（AQ1026-2006）等均明确规定，我国煤矿将实行采煤采气一体化，必须先抽后采，使吨煤瓦斯含量降到（AQ1026-2006）规定标准以下才允许开采。国家鼓励和扶持开发利用煤矿瓦斯，对超标排放矿井瓦斯将进行惩罚。我国煤矿自由、无序排放瓦斯的状况，必将随着上述政策的贯彻实施，逐步变为制度化的自觉的企业行为。四、矿井供电的需要新维矿井设计主电源来自国家电网。根据矿井设计，生产能力达到1800kt/a时，矿井用电负荷有功功率为12693.93kW，视在功率为13833.93kVA，年耗电量为4509.52104 Kw.h。本矿井瓦斯电站建成后，可为矿井提供12MW的第二电源，可满足矿井用电负荷的80%左右，并将为矿井的进一步发展补充动力。综上所述，无论从节约能源保护环境，或者扩大供电需求来看，建设矿井瓦斯电站都是十分必要的。第二章瓦斯资源及其分配平衡第一节瓦斯资源一、瓦斯含量及瓦斯梯度（一）维新井1煤层瓦斯含量维新井井田范围内主要可采3、7、8号煤层+100m、-25m、-200m水平的瓦斯含量分别为：3号煤层16.0220.0430.47m3/t，平均22.18m3/t；7号煤层15.8726.2040.68m3/t，平均27.58m3/t；8号煤层16.4026.0339.50m3/t， m3/t，平均27.31m3/t。2瓦斯梯度各煤层对应的瓦斯梯度分别为：3号煤层20.77 m/m3/t；7号煤层12.1m/m3/t；8号煤层12.99 m/m3/t。（二）新场井1煤层瓦斯含量新场井井田范围内主要可采2、3、7、8号煤层，第一水平的瓦斯含量分别为：2号煤层3.90513.588m3/t，平均8.743m3/t；3号煤层1.85510.038m3/t，平均6.78m3/t；7号煤层3.31612.597m3/t，平均8.611m3/t；8号煤层之一、二10.51912.97m3/t， m3/t，平均11.205m3/t。8号煤层4.65715.219，平均9.754m3/t。2瓦斯梯度趋势各煤层同一煤层瓦斯含量随埋藏深度增加而大致呈线性增加。二、瓦斯涌出量（一）维新井采用抚顺煤科分院方法，预测+100m水平各采掘工作面瓦斯涌出量及全井瓦斯涌出量结果如表13-2-1。表13-2-1 维新井 +100m水平瓦斯涌出量预测工作面编号采掘分类工作面涌出量本层、下邻近层相对瓦斯涌出量及所占百分比绝对量(m3/min)相对量(m3/t)本煤层(m3/t)百分比(%)上邻层(m3/t)百分比(%)下邻层(m3/t)百分比(%)3107高档16.3833.9813.4839.720.5060.33108高档15.1231.3813.4843.017.9057.08101综采39.2024.8413.8955.910.9544.1掘4,5,6普掘31.81掘7普掘5.53掘8普掘3.80合 计矿井相对瓦斯涌出量为：38.42m3/t，绝对瓦斯涌出量为：102.55m3/min（二）新场井采用抚顺煤科分院方法，预测达产时第一水平各采掘工作面瓦斯涌出量及全井瓦斯涌出量结果如表13-2-2。表13-2-2 新场矿井第一水平达产时瓦斯涌出量预测工作面编号采掘分类工作面涌出量本层、下邻近层相对瓦斯涌出量及所占百分比绝对量(m3/min)相对量(m3/t)本煤层(m3/t)百分比(%)上邻层(m3/t)百分比(%)下邻层(m3/t)百分比(%)2102高档14.4423.917.945133.215.9766.82108高档14.3423.917.945133.215.9766.8掘1,3普掘21.72合 计矿井相对瓦斯涌出量为：31.86m3/t，绝对瓦斯涌出量为：40.23m3/min三、矿井瓦斯等级1维新井从表13-2-1可知，从瓦斯涌出量大小来看维新矿井为高瓦斯矿井。但根据精查地质报告， 3号煤无突出倾向；7号煤一般无突出倾向；而8号煤则有突出倾向，甚有严重突出倾向。因此，本矿井为煤与瓦斯突出矿井。2新场井从表13-2-2可知，矿井相对瓦斯涌出量为31.86m3/t，绝对瓦斯涌出量为40.23m3/min，由此说明新场矿井瓦斯涌出量大。但根据新维井田精查地质报告结论，3号煤无突出倾向，7号煤一般无突出倾向，而8号煤则有突出倾向，甚有严重突出倾向。因此，本井为煤与瓦斯突出矿井。第二节瓦斯储量、可抽采量及服务年限一、瓦斯储量及可抽采量根据新维矿井瓦斯抽采设计计算，新维矿井瓦斯地质储量约50亿m3，可抽瓦斯量约20亿m3(纯瓦斯CH4：100%)，瓦斯资源非常丰富。二、瓦斯抽采量对应新维矿井设计生产能力1800kt/a，瓦斯抽采设计规模：矿井合计57.87m3/min (纯瓦斯CH4：100%)，混合瓦斯，144.675m3/min(CH4：40%)。三、瓦斯抽采服务年限按新维矿井达到设计生产能力1800Kt/a时，抽采纯瓦斯57.87m3/min计算，其服务年限与矿井生产同步，为65.75a。其中维新井为37.3 m3/min (纯瓦斯CH4：100%)，混合瓦斯抽采量为93.3m3/min(CH4：40%)。其服务年限在65a以上；新场井为20.57 m3/min (纯瓦斯CH4：100%)，混合瓦斯(CH4：40%)抽采量为51.43m3/min。其服务年限也在65a以上。 第三节 矿井瓦斯抽采量的分配平衡一、两井分别平衡在两井达产1800Kt/a后，正常年维新井抽采纯瓦斯37.3 m3/min (CH4：100%)，混合瓦斯抽采量为93.25m3/min(CH4：40%)；新场井抽采纯瓦斯20.75m3/min (CH4：100%)，混合瓦斯抽采量为51.43m3/min(CH4：40%)基础上，作为计划分配的基数，按照“发电为主，富余民用”的原则进行平衡。考虑的要点： 瓦斯富余量的计算，以保证电站设计规模121.0MW所需矿井瓦斯量为依据，且与瓦斯电站的建设期相对应； 发电富余的瓦斯，直接供应矿井和新场镇民用； 为便于研究，先按预选国产（济柴）机组121000GF-WK的技术参数进行矿井瓦斯抽采量的衡算； 当国产（济柴）机组耗气量不能同时满足同等发电规模和民用规模要求时，则按进口（GE颜巴赫）机组12J320GS的技术参数进行矿井瓦斯抽采量的衡算。、维新井瓦斯抽采量分配平衡根据以上考虑，按维新井达到1200kt/a生产能力、瓦斯抽采稳定在37.3 m3/min 纯瓦斯(CH4：100%)，即93.25 m3/min混合瓦斯(CH4：40%)，基础上进行的气量分配平衡分别如表13-2-3及表13-2-4。 从上表可知，按7000kW发电规模、不供锅炉平衡结果，年平均小时及年平均日的瓦斯抽采量基本满足发电和供热要求，但小时剩余气量仅271 m3（CH4：100%），只能满足6500户居民生活用气，日剩余气量仅6504 m3（CH4：100%），也只能满足6500户居民生活用气，而且小时和日用气量都还没有考虑不可预见量；表13-2-3 维新井纯瓦斯气量分配平衡表 (CH4：100%)项目用户类别年均小时用气（m3/h）年均日用气(m3/d）年用气（104m3/a）比例(%)收入维新井瓦斯抽采量2238.00m3/h 53712m3/d,1960.49104m3/a100支出（耗气量）1发电与余热利用1967.047208.01416.2472.242居民生活2716504.0243.3512.413其它202.8810.354未预见量5%0098.025.05合计2238.053712.01960.49100注：按7台1000kW发电机组年运行300d（7200h）、不供锅炉计算。表13-2-4 维新井混合瓦斯气量分配平衡表 (CH4：40%)项目用户类别年均小时用气（m3/h）年均日用气(m3/d）年用气(104m3/a）比例(%)收入维新井瓦斯抽采量5595.0m3/h, 134280.0m3/d,4901.22104m3/a100支出（耗气量）1发电与余热利用4917.5118020.03540.672.242居民生活677.516260.0608.3712.413其它507.210.354未预见量5%00245.055.05合计5595.0134280.04901.22100注： 发电按7台1000GF-WK机组总容量7000kw。不供锅炉。当考虑5%不可预见量后，年抽采瓦斯满足发电（7.0MW）和6667户居民生活用气后，尚有约4.4M万m3（纯CH4：100%）或11Mm3（混CH4：40%）的富余量，但难以做其他用途（因小时和日抽采瓦斯量均基本满足发电而没有富余）。2、新场井瓦斯抽采量分配平衡按新场井达到600 kt/a生产能力、瓦斯抽采稳定在20.57 m3/min纯瓦斯(CH4：100%)，即51.43 m3/min混合瓦斯(CH4：40%)，基础上进行的气量分配平衡分别如表13-2-5及表13-2-6。 从上表可知，按4000 kW发电规模、不供锅炉平衡结果，年平均小时及年平均日的瓦斯抽采量基本满足发电和供热要求，但小时剩余气量仅110 m3（CH4：100%），只能满足2600户居民生活用气，日剩表13-2-5 新场井纯瓦斯气量分配平衡表 (CH4：100%)项目用户类别年均小时用气（m3/h）年均日用气(m3/d）年用气(104m3/a）比例(%)收入新场井瓦斯抽采量1234.2m3/h 29620.8m3/d,1081.16104m3/a100支出（耗气量）1发电与余热利用1124.026976.0809.2874.852居民生活110.02644.8239.4522.153其它4未预见量3%0032.433.05合计1234.029620.81081.16100注：按4台1000KW发电机组年运行7200h（300d）、不供锅炉计算。表13-2-6 新场井混合瓦斯气量分配平衡表 (CH4：40%)项目用户类别年均小时用气（m3/h）年均日用气(m3/d）年用气(104m3/a）比例(%)收入新场井瓦斯抽采量3085.5m3/h 74052.0m3/d, 2702.9104m3/a100支出1发电与余热利用2810.067440.02023.274.85（耗气量）2居民生活275.56612.0598.6322.153其它4未预见量3%0032.433.05合计3085.574052.02702.9100注： 发电按4台1000GF-WK机组总容量4000kw。 不供锅炉。余气量仅2644 m3（CH4：100%），也只能满足2600户居民生活用气，而且小时和日用气量都还没有考虑不可预见量；当考虑3%不可预见量后，年抽采瓦斯满足发电（4.0MW）后，只有239.45万m3（纯CH4：100%）或598.63万m3（混CH4：40%）的富余量，也只能满足6500户居民生活用气而没有富余，比维新井情况还差一些。另一个问题是，两井分别平衡结果，只能74=11台机组发电，总规模为7.04.0=11.0MW。可见分别平衡（发电）比预计的发电量要少一些，也达不到原总体规划的发电规模（71.7=11.9MW）。 二、两井合并平衡在维新、新场两井合并达产1800 kt/a后，正常年两井合并共抽采纯瓦斯57.87 m3/min (CH4：100%)、混合瓦斯144.675 m3/min (CH4：40%)基础上，作为计划分配的基数，按照“发电为主，富余民用”的原则进行平衡。考虑的要点同前。平衡结果分别如表13-2-7及表13-2-8。 表13-2-7 两井纯瓦斯气量分配平衡表 (CH4：100%)项目用户类别年均小时用气（m3/h）年均日用气(m3/d）年用气（104m3/a）比例(%)收入矿井瓦斯抽采量3472.2m3/h 83332.8m3/d,3041.65104m3/a100支出（耗气量）1发电与余热利用3372809282427.8479.822居民生活100.22404.8243.358.003其它218.387.184未预见量5%00152.085.005合计3472.283332.83041.65100注：按12台1000kW发电机组年运行300d（7200h）、不供锅炉计算。表13-2-8 两井混合瓦斯气量分配平衡表 (CH4：40%)项目用户类别年均小时用气（m3/h）年均日用气(m3/d）年用气(104m3/a）比例(%)收入矿井瓦斯抽采量8680.5m3/h, 208332.0m3/d,7604.12104m3/a100支出（耗气量）1发电与余热利用8430.0202320.06069.679.822居民生活250.56012.0608.388.003其它545.947.184未预见量5%00380.25.005合计8680.5208332.07604.12100注： 发电按12台1000GF-WK机组总容量12000 kw。 不供锅炉计算。从上表可知，按12000 kW发电规模、不供锅炉平衡结果，年平均小时及年平均日的纯瓦斯抽采量基本满足发电和供热要求，但小时剩余气量仅100.2 m3（CH4：100%），只够2400户居民生活用气，日剩余气量仅2404.8 m3（CH4：100%），也只够2400户居民生活用气，而且小时和日用气量都还没有考虑不可预见量；当考虑5%不可预见量后，年抽采瓦斯满足发电(12.0MW)和6667户居民生活用气后，尚有约200万m3（纯）或500万m3（混CH4：40%）富余气量，但仍然难以做其他用途因小时和日抽采瓦斯量均基本满足发电而没有富余。三、两井合并平衡(按进口GE颜巴赫机组12J320GS)在维新、新场两井合并达产1800 kt/a后，正常年两井合并共抽采纯瓦斯57.87 m3/min (CH4：100%)、混合瓦斯144.675 m3/min (CH4：40%)基础上，作为计划分配的基数，按照“发电为主，富余民用”的原则进行平衡。考虑的要点同前。平衡结果分别如表13-2-9及表13-2-10。 表13-2-9 两井纯瓦斯气量分配平衡表 (CH4：100%)项目用户类别年均小时用气（m3/h）年均日用气(m3/d）年用气（104m3/a）比例(%)收入矿井瓦斯抽采量3472.2m3/h 83332.8m3/d,3041.65104m3/a100支出（耗气量）1发电与余热利用3360.5480652.902419.5979.552居民生活111.662679.9243.358.003其它226.637.454未预见量5%00152.085.005合计3472.283332.83041.65100注：按12台1064kW发电机组年运行300d（7200h）、不供锅炉计算。表13-2-10 两井混合瓦斯气量分配平衡表 (CH4：40%)项目用户类别年均小时用气（m3/h）年均日用气(m3/d）年用气(104m3/a）比例(%)收入矿井瓦斯抽采量8680.5m3/h, 208332.0m3/d,7604.12104m3/a100支出（耗气量）1发电与余热利用8401.35201632.46048.9879.552居民生活279.156699.75608.378.003其它566.577.454未预见量5%00380.25.005合计8680.5208332.07604.12100注： 发电按12台JGS 320 GS-NL机组总容量12750 kw。 不供锅炉计算。从上表可知，按12750 KW发电规模、不供锅炉平衡结果，年平均小时及年平均日的纯瓦斯抽采量基本满足发电和供热要求，但小时剩余气量仅100.2 m3（CH4：100%），只够2400户居民生活用气，日剩余气量仅2404.8 m3（CH4：100%），也只够2400户居民生活用气，而且小时和日用气量都还没有考虑不可预见量；当考虑5%不可预见量后，年抽采瓦斯满足发电(12.0MW)和6667户居民生活用气后，尚有约200万m3（纯）或500万m3（混CH4：40%）富余气量，但仍然难以做其他用途因小时和日抽采瓦斯量均基本满足发电而没有富余。第三章建设规模及建设工期一、建设规模的确定矿井瓦斯电厂的建设规模，根据燃料气源供应能力、矿井用电负荷、资金条件及业主建设计划等因素综合确定。 燃料供应能力根据瓦斯气量平衡结果，按矿井计划达产1800kt /a后，瓦斯抽采能力共57.87 m3/min纯瓦斯(CH4：100%)，即144.675m3/min混合瓦斯(CH4：42.5%)计算，每年发电7344104Kwh，需要纯瓦斯2427.84104m3/a，混合瓦斯6069.6104m3/a，占年抽采量的 79.82%，瓦斯抽采量满足要求。 矿井用电负荷矿井计划达产1800kt /a规模时的用电负荷：全矿总有功功率：12693.93Kw，全矿总（补偿后）总视在功率：13833.93kW 建设规模根据以上建设条件，综合确定瓦斯电站建设规模为121.0MW。二、建设工期本瓦斯电站建设工期，对应矿井建设进度安排，逐步形成12.0MW规模（对应矿井1800kta生产能力）。第四章工艺技术方案及工程内容一、热力系统：（一）环境条件本瓦斯电站场地标高约+460m，该区属亚热带气候，气候温和湿润，雨量充沛。冬季多雨多雾，冬末有小雪，偶见冰冻。历年最高气温39.6，最低气温-2.3。全年多北风，风力一般35级，最大可达8级以上。年平均风速1.0m/s，最大风速达20m/s以上。根据四川省地震局资料，本区地震基本烈度为6度。（二）系统构成及工作原理系统构成初步拟订本电站的热力系统为简单循环发电加余热回收利用系统。系统工作原理从矿井瓦斯抽采站送来的瓦斯进入电站30000m3气柜，经燃料供给系统脱水、净化后，送到内燃机的燃气组件，经涡轮机增压至0.30.4MPa ，与助燃空气同入予燃室喷燃，形成高温高压燃气推动燃气内燃机活塞作功驱动同轴发电机发电。其高温排气（满负荷状态下可达650 oC），可引入排气换热器回收余热后，冷却到150 oC左右通过排气消声器经烟囱排入大气。当不回收排气余热时，可将高温排气通过冷却塔降温后排入大气。与此同时，与排气换热器串联的内燃机缸套水冷却器、中间冷却器、润滑油冷却器回收余热产生7090oC的热水，或0.81.0MPa的饱和蒸汽，通过热力管道供给工业场地地面建筑物和居民区等用户使用。燃气发电机组发出的400v、50Hz 、12000 kW电能，通过升压后接入矿井35KV/10kV 变电所10kV母线上网自用，或升压上网外售。 （三）热电机组选型及配组方案1国产燃气发电机组概况目前国内主要几家燃气发电设备厂家推出在煤矿、油气田和工厂等工业应用的2000、2500、3000、4000及7000kW等多种轻型燃气轮机发电机组都是在军用航空发动机基础上研制发展起来的。近年来，山东胜动和济柴公司相继研制成功500kW、700kW燃气内燃发电机组，已广泛用于全国各地煤矿瓦斯发电。今年底或明年初济柴1000kW机组也将研制投放市场。此外，中国南车集团资阳机车厂研制的晨风系列Q6240ZLD-550650kW、1200GFA-10001200kW、Q12V240ZLD-13501200kW、Q12V280ZLD-17001850kW等均可以用于煤矿瓦斯发电。根据本电站的规模，上述机组中2000Kw级的WJ6G1/1A型也适合本项目选型和配组。但该种机组热效率较低只有23%，且机组本体结构复杂，运行维护的技术要求高，检修工作量和费用大，而且燃料进气需要升压到8Kg /m2以上，将增加电站的自用电耗、减少外供电量。由于国内各地煤矿瓦斯资源条件相差较大，瓦斯抽采工艺各不相同，发电规模也有较大变化，因此，为了便于调节发电规模，目前大多采用国产500kW、700kW机组。2国外燃气发电机组概况适合本项目选用的国外燃气发电机组较多，如瑞典瓦锡兰公司的2100 kW、美国卡特彼勒公司1000 kW燃气内燃机组，奥地利GE颜巴赫3系列J312GS-526kW、J316GS-834kW、J320GS-1063kW及4系列J412GS-844kW、J416GS-1131kW、J420GS-1415 kW燃气内燃机组等。3国内外机组简单分析根据本电站的规模，上述机组中500kW、700kW、1000kW 内燃机组及2000kW级的WJ6G1/1A型燃气轮机组，均适合本项目选型和配组。但WJ6G1/1A机组热效率较低，且燃气轮机组本体结构复杂，运行维护的技术要求高，燃料进气需要升压到0.8MPa以上，将增加电站的自用电耗、减少外供电量因增加生产成本而影响经济效益。13141336另一个问题是，为了满足本项目需要热电联供的要求，如果采用燃气轮发电机组将使热力系统复杂化为了弥补发电效率低而增加发电量和余热利用量，需要采用燃气/蒸汽联合循环热力系统，需要配置余热锅炉及化学软化水处理系统，不仅增大发电主厂房，还要增建燃料气加压机房及其工艺设施，另行订购专用的余热锅炉，等等，必将因增加工程环节而影响投资效果。4机组选型及配组方案方案1：进口1000Kw机组方案选用12台GE颜巴赫JGS 320 GS- N.L热电联供机组。正常情况下12台运行，输出电功率：121064 Kw=12678 Kw年发电量：12678Kw7200 h0.98215.3410 4Kwh发电机输出电压0.4Kv，频率50Hz输出热功率：121222 Kw=14664 KW回收余热量：6855.63104 KJ/h，1645351.2 MJ/d，493605.36GJ /a方案2：国产1000Kw机组方案选用12台济柴绿色能源动力装备有限公司1000GF-WK型燃气内燃机发电机组，加配套12套余热回收装置，正常情况下12台发电机组运行，输出电功率：121000 Kw=12000 Kw年发电量：12000 Kw7200 h0.857344104 Kwh发电机输出电压0.4Kv，频率50Hz回收余热量：a、.蒸气形式：0.8MPa饱和蒸汽余热量：2(530-190)0.26852500.988=23750500 Kcal/h蒸汽量：12468812.5(662-20)=8762.85 Kg/hb.、热水形式：系统工作压力1.0，进水温度20 oC，出水温度90oC余热量：12(530-120)0.26852500.98=6783991.2 Kcal/h热水量：6783991.2 Kcal/h(90-20)oC=96914.16 Kg/h方案3：国产500Kw机组方案选用212台济柴绿色能源动力装备有限公司500GF-WK型燃气内燃机发电机组，加配套212台余热回收装置，正常情况下212台发电机组运行，输出电功率：212500Kw=12000 Kw年发电量：12000 Kw7200 h0.857344104 Kwh发电机输出电压0.4Kv，频率50Hz回收余热量：a.蒸气形式：0.8MPa饱和蒸汽余热量：2(530-190)0.26852500.988=23750500 Kcal/h蒸汽量：12468812.5(662-20)=8762.85 Kg/hb.热水形式：系统工作压力1.0，进水温度20 oC，出水温度90oC余热量：12(530-120)0.26852500.98=6783991.2 Kcal/h热水量：6783991.2 Kcal/h(90-20)oC=96914.16 Kg/h5进口与国产燃气内燃机组比较 机组技术经济对比三方案机组技术经济对比见表13-4-1。 方案分析方案1：1064Kw机组JMS 320 GS-N.L优点：发电效率高，热耗率比1000GF-WK低约6%；大修间隔时间长23万小时，维修工作量和维修费用相对较小。 其主要缺点是机组总价比方案2（1000Kw）机组多3500万元（高约122%），单机重量大，运输周转环节多、定货采购程序复杂，应急不如国货快捷，等等。方案2：1000Kw机组1000GF-WK主要优点是机组总价比方案1（1064Kw）机组JGS 320 GS-N.L少3500万元（低约122%），单机容量小，适应负荷调节灵活性较大；运输、安装相对容易。此外，国产机组采购、运输、售后服务、另配件供应等更方便灵活，快捷及时。其缺点发电效率较低而热耗率较高；大修间隔时间较短，维修工作量和维修费用相对较大；等等。方案3：机组总价比方案1（1064Kw）JMS 320 GS-N.L机组少2540万元（约低122%），而比方案2（1000Kw机组1000GF-WK）多160万元（约高8.3%），其余与方案2（1000Kw机组1000GF-WK）相同。表13-4-1 两方案机组技术经济对比表序号性能参数及相关数据单位方案1JGS 320 GS-N.L方案21000GF-WK方案3500GF-WK备注1机组输出电功率Kw10641000500ISO标准状态2机组输出热功率Kw11903额定电压Kv6.30.40.44额定频率Hz5050505额定因素(COS)0.8(滞后)0.8(滞后)0.8(滞后)6电效率%40.825257热效率%45.68总效率%9热耗率Kj/Kw.h8544100001000010排气温度oC42565065011排气流量Kg/h1692712发动机转速r/min150015001500138/16台, 16/32台总电功率Kw8512/170248000/160008000/1600014发电机组噪声值dB（A）10015机组首次大修期h600003500035000 16发电机组报价万元/台580240130178台/16台机组总价万元4640/92801920/38402080/416018机组外形尺寸m5.71.92.35.72.352.6119机组重量Kg11000 推荐意见综上所述，方案2机组单机容量较小负荷调节灵活，投资低，国产机组订货及另部件采购、售后服务均比较方便，也满足设计规模的配组要求；热力系统环节简单，便于管理，等等。是一种适宜于本项目的热电联供机组；方案3具有方案2的主要优点，但配组台数太多，占地面积太大，不仅增大了施工、安装难度，也大大增加了运行及维护管理工作量！综合比较，推荐方案2。 关于推荐意见的进一步说明方案1的主要优点在于机组热效率高达40.1%，比方案2、3高4个百分点；因其热耗率比方案2、3低635kj/kw.h ,所以年发电量比方案2、3多870104 kw.h，瓦斯用量却少80万m3。而且可以同时满足6667户居民生活用气。但是，方案1机组比国产机组贵290万元/台， 12台总价多3500万元，这一价格差距，很大程度上限制约了它在我国煤矿瓦斯发电市场的推广应用。国产机组虽然年发电量少870104 kw.h，也不能在同等发电没规模的前提下同时满足6667户居民生活用气，但就本项目来说，6667户居民也是要随着矿井建成投产才能逐步形成用气规模及安全用气条件，也需要一个过程。另一方面，国产1000 kw机组虽已研制成功，目前尚未投放市场，在项目可研阶段作为一种选型方案具有一定的前瞻性。待到项目真正实施建设就阶段，也可以根据当时的具体情况灵活选择。（四）主厂房布置主厂房由燃气发电机间、集中控制间、高低压配电间、值班室等组成。主厂房长约54.2m、宽约13.1m、主跨高6m，辅助间高3m。见主厂房布置图。1、燃气发电机间燃气发电机间内，燃气内燃机、发电机、起动励磁机等连同底座安装在一整体的隔振混凝土基础上，内燃机和发电机通过挠性联轴器连接。余热回收装置和排气消声器布置在机组靠燃气发动机端后水平排烟道上。发电机组的润滑油箱和油泵布置在发电机房一侧的辅助间内；集中控制室设在发电机房靠发电机的一侧，室内布置发电机组的集中控制柜和多台高低压开关柜。2、燃料气脱水间燃料气脱水间在发电机间靠瓦斯气柜端，室内安装1台燃气直燃单冷式制冷机及其电控设备，用以脱除进入燃机前燃料气中的水分。3、内燃机润滑油系统润滑油系统为发电机组提供具有合适温度和经过过滤的润滑油。燃气内燃机润滑油系统由油箱、循环泵、过滤器、冷却器、回油指示器进回油温度传感器，以及管道阀门等组成。润滑油箱采用高位安装，可通过位差使进入燃气内燃机润滑油具有一定的预压。系统有关参数如下：润滑油品种；32#透平油 润滑油最高温度；80过滤精度：20m润滑油消耗量：1.0g/ kWh二、电力系统1、供电负荷根据矿井设计，本瓦斯电站用电负荷如下：全矿设备总容量：28444.6 KW全矿设备工作总容量：21066.85 Kw全矿总有功功率：12693.93 Kw全矿总无功功率：10987.0 Kvar无功功率补偿总容量：5950 Kvar全矿总视在功率：13833.93 KVA补偿后的功率因数：0.93年耗电量：4509.52104 Kw.h2、电力电量平衡本矿井瓦斯电站的机组容量为1000kW，共12台，总装机容量为12000kW，考虑到厂用电，最大供电量约10100 kW。根据矿井用电情况，瓦斯电厂可作为矿井第二电源，能满足矿井用电负荷的80%左右。3、电站接入系统电厂机端电压0.4kV，燃气发电机组发出10000kW的电能。电站设0.4/10kV升压干式变压器4台；将电源电压升到10kV后，通过电缆进入矿井35kV/10kV变电站的两段母线,进入矿井自用电网。三、电气、仪表检测1、电气主接线方案：本矿井瓦斯电站机组容量为1000kW，共12台，装机容量12000kW，发电机端电压0.4kV。由于电站单机容量较小，且发电机台数较多，考虑在站内设升压变压器，将0.4kV升至10kV送到矿井35kV/10kV 变电站的两段10kV母线,进入矿井自用电网。原则接线图见图13-4-2。2、仪表检测设计范围本工程包括12台1000GF-WK型 燃气发电机组及余热回收/利用系统内各主、辅机设备的热工检测、远方控制、自动控制、自动调节和继电保护。控制方式及控制水平设计考虑在电站主厂房内设置一个集中控制室。在该集中控制室内通过计算机监测和控制系统，实现对机组正常运行的监视、操作和自动控制，并在异常工况时对主要参数进行超限报警和事故处理。发电机继电保护也包括在该控制系统内。主要设备选型本电站燃气发电机组的热工检测、远方控制、自动控制、自动调节和发电机继电保护均进入随燃气发电机组配套带来的全套计算机监测、监控系统。热工试验室本电站附设热工试验室，配备相应的热工试验设备与热工仪表。3、通信瓦斯电站不设行政总机和调度总机。在站长办公室、生产管理办公室和门卫室等处各设分机一台，作为电站行政通讯，接新维矿井行政总机。在主厂房集中控制室、生产技术办公室各设一分机作生产调度通讯，接入矿调度总机。另计列电站上网所需远传系统投资45万元。四、辅助生产系统1、燃料气供应系统为确保燃气内燃机燃料的供应要求，设置了燃料气净化、脱水系统，以满足燃气内燃机的使用要求。其有关参数如下：进气压力：8002000 mm H2O流量： 8680.5m3/h (12台发电机组合计)，144.675Nm3/min过滤精度：40m（经内燃机燃气组件精滤后可达到3m）燃料气来自电站外30000m3储气柜，由储配站内的压送机送出，经过滤器入脱水间脱水后，送至发电机间内燃气发电机组的燃气组件，经预燃室前的涡轮增压机升压至 0.30.4MPa进入预燃室与助燃空气喷燃，推动活塞作功。燃气脱水：采用一台BYZH 85 型燃气直燃单冷式制冷机组。2、给水及消防系统 供水水源及管网水源直接取自矿井井下水处理站。电站的补充水及消防用水由全矿统一考虑。通过DN150的给水管道送至各用水点，压力和流量均能满足要求。（2）电站用水量、工业用水瓦斯电站采用镍基钎焊热管式余热回收装置。单台机组高温烟气余热可以产生8kgf/cm2饱和蒸汽约0.73/h.。12台发电机组共产生8kgf/cm2饱和蒸汽约8.8/h.。考虑排污等因素。补充软水量约为10/h，每台发电机组除出口高温烟气用来产生饱和蒸汽需耗软水外，其自身机体需用水冷却，单台循环水量为40/h。补充水量为按循环水量的计算，单台补充水量为2/h，12台机组共需补充水量为24/h。水质为软化水。共需软水量为34/h。由矿井统一提供所软水量。为了保证气柜的水封，每小时需补充水量为8/h（普通水）、生活用水电站三班制，每班劳动定员为4人，用水指标100L/人.班电站生活用水仅为值班运转工人少量饮用水，设1台YR-5-X(16LK-SX)饮水机（热水5L/h，额定功率500W）解决。c、消防用水瓦斯电站内设有一个30000m3瓦斯储气柜，根据筑设计防火规范，站内最大消防用水量为20L/S。火灾延续时间按2h，一次火灾用水量为144m3。在主厂房及气柜四周设置室外地上式消火栓，能满足规范要求。瓦斯电站用水量估算见表13-4-2。表13-4-2 瓦斯电站用水量估算表用水项目用水指标小时耗量用水量(m3/d)工作时间备注循环补充水（软水）循环水量的24/h57624矿井统一提供回收装置补充水（软水）产生蒸汽量的1.15倍10/h24024气柜补充水箱容积的14/h9624生活用水100L/人.班0. 05/h1.224每班4人未预见水量总量的3.8191合计41.86/h1004电站总用水量1004m3/d。（3）冷却循环水系统 主厂房内设有12台燃气发电机组，单台发电机的冷却循环水量为40t/h，经冷却塔冷却后，进入循环水池，通过循环水泵加压后送至发电机冷却系统循环利用。根据气象资料，选用LRCM-400型400m3/h方型横流式冷却塔两台，电动机功率7.5Kw。电站内设循环水泵房一座，内设DFW150-400A/4/45循环水泵三台，二用一备。（4）排水电站场区设排水管道系统，采用清污分流制，场区