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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4509.52×104 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、-25m200m水平的瓦斯含量分别为：3号煤层16.02～20.04～30.47m3/t，平均22.18m3/t；7号煤层15.87～26.20～40.68m3/t，平均27.58m3/t；8号煤层16.40～26.03～39.50m3/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3.905～13.588m3/t，平均8.743m3/t3号煤层1.855～10.038m3/t，平均6.78m3/t；7号煤层3.316～12.597m3/t，平均8.611m3/t；8号煤层之一、二10.519～12.97m3/t， m3/t，平均11.205m3/t。
8号煤层4.657～15.219，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
16.38
33.98
13.48
39.7

20.50
60.3
3108
高档
15.12
31.38
13.48
43.0

17.90
57.0
8101
综采
39.20
24.84
13.89
55.9
10.95
44.1

掘4,5,6
普掘
3×1.81

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
14.44
23.91
7.9451
33.2

15.97
66.8
2108
高档
14.34
23.91
7.9451
33.2

15.97
66.8
掘1,3
普掘
2×1.72

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：
⑴ 瓦斯富余量的计算，以保证电站设计规模12×1.0MW所需矿井瓦斯量为依据，且与瓦斯电站的建设期相对应；
⑵ 发电富余的瓦斯，直接供应矿井和新场镇民用；
⑶ 为便于研究，先按预选国产（济柴）机组12×1000GF-WK的技术参数进行矿井瓦斯抽采量的衡算；
⑷ 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12×J320GS的技术参数进行矿井瓦斯抽采量的衡算。
１、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,
1960.49×104m3/a
100
支出
（耗气量）
1
发电与余热利用
1967.0
47208.0
1416.24
72.24
2
居民生活
271
6504.0
243.35
12.41
3
其它

202.88
10.35
4
未预见量5%
0
0
98.02
5.0
5
合计
2238.0
53712.0
1960.49
100
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,
4901.22×104m3/a
100

支出
（耗气量）
1
发电与余热利用
4917.5
118020.0
3540.6
72.24
2
居民生活
677.5
16260.0
608.37
12.41
3
其它

507.2
10.35
4
未预见量5%
0
0
245.05
5.0
5
合计
5595.0
134280.0
4901.22
100
注：① 发电按7台1000GF-WK机组总容量7000kw。②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,
1081.16×104m3/a
100

支出
（耗气量）
1
发电与余热利用
1124.0
26976.0
809.28
74.85
2
居民生活
110.0
2644.8
239.45
22.15
3
其它

4
未预见量3%
0
0
32.43
3.0
5
合计
1234.0
29620.8
1081.16
100
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,
2702.9×104m3/a
100
支出
1
发电与余热利用
2810.0
67440.0
2023.2
74.85

（耗气量）
2
居民生活
275.5
6612.0
598.63
22.15
3
其它

4
未预见量3%
0
0
32.43
3.0
5
合计
3085.5
74052.0
2702.9
100
注：① 发电按4台1000GF-WK机组总容量4000kw。② 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7＋4=11台机组发电，总规模为7.0＋4.0=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（7×1.7=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,
3041.65×104m3/a
100
支出
（耗气量）

1
发电与余热利用
3372
80928
2427.84
79.82
2
居民生活
100.2
2404.8
243.35
8.00
3
其它

218.38
7.18
4
未预见量5%
0
0
152.08
5.00
5
合计
3472.2
83332.8
3041.65
100
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,
7604.12×104m3/a
100
支出
（耗气量）
1
发电与余热利用
8430.0
202320.0
6069.6
79.82
2
居民生活
250.5
6012.0
608.38
8.00
3
其它

545.94
7.18
4
未预见量5%
0
0
380.2
5.00
5
合计
8680.5
208332.0
7604.12
100
注：① 发电按12台1000GF-WK机组总容量12000 kw。② 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12×J320GS)
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,
3041.65×104m3/a
100
支出
（耗气量）
1
发电与余热利用
3360.54
80652.90
2419.59
79.55
2
居民生活
111.66
2679.9
243.35
8.00
3
其它

226.63
7.45
4
未预见量5%
0
0
152.08
5.00
5
合计
3472.2
83332.8
3041.65
100
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,
7604.12×104m3/a
100
支出

（耗气量）
1
发电与余热利用
8401.35
201632.4
6048.98
79.55
2
居民生活
279.15
6699.75
608.37
8.00
3
其它

566.57
7.45
4
未预见量5%
0
0
380.2
5.00
5
合计
8680.5
208332.0
7604.12
100
注：① 发电按12台JGS 320 GS-N．L机组总容量12750 kw。② 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。
⑴ 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7344×104Kwh，需要纯瓦斯2427.84×104m3/a，混合瓦斯6069.6×104m3/a，占年抽采量的 79.82%，瓦斯抽采量满足要求。
⑵ 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
⑶ 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12×1.0MW。
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1800kt／a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3～5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
⑴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。
⑵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0.3～0.4MPa ，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70～90oC的热水，或0.8～1.0MPa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-550～650kW、1200GFA-1000～1200kW、Q12V240ZLD-1350～1200kW、Q12V
280ZLD-1700～1850kW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。

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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：12×1064 Kw=12678 Kw
年发电量：12678Kw×7200 h×0.9＝8215.34×10 4Kwh
发电机输出电压0.4Kv，频率50Hz
输出热功率：12×1222 Kw=14664 KW
回收余热量：6855.63×104 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：12×1000 Kw=12000 Kw
年发电量：12000 Kw×7200 h×0.85＝7344×104 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)×0.268×5250×0.98×8=2×3750500 Kcal/h
蒸汽量：12×468812.5÷(662-20)=8762.85 Kg/h
b.、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)×0.268×5250×0.98=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2×12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2×12台余热回收装置，正常情况下2×12台发电机组运行，输出电功率：2×12×500Kw=12000 Kw
年发电量：12000 Kw×7200 h×0.85＝7344×104 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)×0.268×5250×0.98×8=2×3750500 Kcal/h
蒸汽量：12×468812.5÷(662-20)=8762.85 Kg/h
b.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)×0.268×5250×0.98=6783991.2 Kcal/h
热水量：6783991.2 Kcal/h÷(90-20)oC=96914.16 Kg/h
5．进口与国产燃气内燃机组比较
⑴ 机组技术经济对比
三方案机组技术经济对比见表13-4-1。
⑵ 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2～3万小时，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1
JGS 320 GS-N.L
方案2
1000GF-WK
方案3
500GF-WK
备注
1
机组输出电功率
Kw
1064
1000
500

ISO
标准
状态
2
机组输出热功率
Kw
1190

3
额定电压
Kv
6.3
0.4
0.4
4
额定频率
Hz
50
50
50
5
额定因素(COSØ)

0.8(滞后)
0.8(滞后)
0.8(滞后)
6
电效率
%
40.8
25
25

7
热效率
%
45.6

8
总效率
%

9
热耗率
Kj/Kw.h
8544
≤10000
≤10000

10
排气温度
oC
425
≤650
≤650

11
排气流量
Kg/h
16927

12
发动机转速
r/min
1500
1500
1500

13
8/16台, 16/32台
总电功率
Kw
8512/17024
8000/16000
8000/16000

14
发电机组噪声值
dB（A）
100

15
机组首次大修期
h
60000
≥35000
≥35000

16
发电机组报价
万元/台
580
240
130

17
8台/16台机组总价
万元
4640/9280
1920/3840
2080/4160

18
机组外形尺寸
m
5.7×1.9×2.3
5.7×2.35×2.61

19
机组重量
Kg
11000

⑶ 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。
⑷ 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870×104 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870×104 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：20μm
润滑油消耗量：≤1.0g/ kW·h
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：4509.52×104 Kw.h
2、电力电量平衡
本矿井瓦斯电站的机组容量为1000kW，共12