芦家峪瓦斯发电项目已建成投产的一期工程，安装有 6 台 1 000 kW 集装箱式燃气内燃发电机组。随着矿井的发展，瓦斯泵站抽采量将不断增加，金驹股份公司本着充分利用煤矿瓦斯的原则，拟利用长平煤矿芦家峪瓦斯抽放泵站抽出的富余瓦斯实施瓦斯发电二期工程。随着国家电力形势的发展，二期工程设计也将与时俱进，充分借鉴国内外的先进设计思想，采用先进的设计手段和方法，对工程设计进行创新和优化。结合已投运瓦斯电站建设经验和场地条件，将按照设备选型先进可靠、工艺流程顺畅短捷、总体布置功能分区明确、环保设施达标排放、建设世界一流、规模较大的低浓度瓦斯智能化电厂设计思路进行设计，形成 27 MW 的发电能力，使电厂各项技术、经济指标 很好国际同类机组，对不适应电厂发展趋势尚未修改的部分现行标准、规范有所突破和创新，努力打造一个高质量、低造价、低运行成本的智能化瓦斯电站示范项目。

 

1 瓦斯资源及抽采情况

长平煤矿隶属于晋煤集团，行政区划属高平市寺庄镇管辖，设计生产能力 3. 00 Mt/a，批准开采 3号煤层，井田面积 43. 51 km2，矿井瓦斯储量 39. 32亿 m3，较大绝对瓦斯涌出量为 286. 72 m3 /min，较大相对瓦斯涌出量为 45. 42 m3 /t，为高瓦斯矿井。芦家峪风井场地建有芦家峪地面固定瓦斯抽放泵站，布置有 6 台 CBF810 水环式真空泵，单泵标况混量810 m3 /min，其中高负压抽采系统 1 运 3 备，低负压抽采系统 1 运 1 备。高负压系统主要抽采四、五盘区煤巷顺层，底抽巷穿层以及采面高位钻孔，目前抽 采 浓 度 15%，抽 采 负 压32 kPa，标 况 混 量345 m3 /min，标况纯量 51. 75 m3 /min，日抽采纯量7. 45 万 m3。低负压系统主要担负综采工作面采空区大流 量 抽 采，目 前 抽 采 浓 度 1. 2%，抽 采 负 压24 kPa，标况混量500 m3 /min，标况纯量6 m3 /min，日抽采纯量 0. 86 万 m3。根据 《长平矿芦家峪地面永久瓦斯抽放泵站 2017—2019 年瓦斯抽采量规划表》，2019 年高负压系统总抽采纯量 139. 2 m3 /min，预计浓度 29%。一期瓦斯发电工程用气纯量为29. 2 m3 /min，富余瓦斯纯量为 110. 0 m3 /min，可供二期发电工程使用。

 

2 主要设备参数

燃气 内 燃 发 电 机 组 选 用 16 台 卡 特 比 勒G3516C 型机组，机组额定功率 1 500 kW，出线电压 10. 5 kV，进气压力 3 ～ 5 kPa，简单循环发电效率 39. 7%，机组热耗 9. 06 MJ/( kW·h) ，润滑油耗 0. 25 g /( kW·h) ，NOx 排放浓度不大于1. 6 g /( kW·h) ，排放烟气量( 湿态) 7 201 Nm3 /

h，排放 烟 气 温 度 463 ℃，缸 套 水 散 热 量 864kW，距集装箱外 1 m 处的噪声 75 dB( A) 。为了充分利用能源，配套 2×8 t /h 余热蒸汽锅炉，拖动 1×3000 kW 组合快装凝汽式汽轮发电机组进行燃气—蒸汽联合循环发电，并回收电厂低温余热为煤矿供热。余热蒸汽锅炉采用立式不补燃型单压自然循环余热锅炉，额定蒸发量 8 t /h，蒸汽压力 2. 45 MPa，蒸汽温度 400 ℃，排烟温度不大于 140 ℃，烟程阻力小于 2 kPa。汽轮机选 用KN3－2. 35 型组合快装空冷凝汽式汽轮发电机组，额定功率3 000 kW，额定转速 5 600 r/min，额定进汽量 16. 26 t /h，进汽压力 2. 45 MPa，进汽温度 400 ℃。

 

3 主要设计特点

3. 1 当前国内规模较大、较高效的低浓度瓦斯电厂

设计安装 16 台先进的 1 500 kW 国外进口低浓度燃气内燃发电机组，燃机发电效率 39. 7%，并配套余热蒸汽锅炉回收高温烟气余热，产生过热蒸汽拖动 3 MW 蒸汽轮机进行联合循环发电，总装机容量 27 MW，联合循环发电效率 44. 70%。同时还配套有缸套水板式换热器和低温省煤器，回收缸套水余热和余热锅炉尾部低温烟气余热，产生 95 /70 ℃热水，为煤矿和附近居民采暖季供热，余热回收量 15 224 kW，全厂热效率高达51. 90%，实现能源的高效利用。

 

3. 2 设置多重安全保护，确保低浓度瓦斯输送系统安全可靠

瓦斯气源从芦家峪瓦斯抽采泵站储气柜进口水封井附近母管接入两路 DN1000 母管，接口后DN1000 母管上依次设置手动关断阀、橡胶软连接、超压湿式放散阀、紧急放散阀、自动关断阀、水封阻火器、流量计、自动排水装置等。每根母管再分 3 根 DN500 干粉抑爆安全输送管路输送至集装箱发电机组发电区域。每 3 根 DN500 管路对应 8 台燃机( 1 ～ 3 号干管对应 1 ～ 8 号燃机，4～6 号干管对应 9 ～ 16 号燃机) ，先汇入 DN500进气母管，再通过 DN350 支管接每台燃机。燃机进气支管上依次安装手动关断阀、电动关断阀、汽水分离器、降温换热器、升温换热器、过滤器、进气阀组( 包括阻火器、过 滤 器 和 电 磁阀) ，电磁阀前设置排空放散阀。DN500 进气母管末端设置稳压调节放散阀和紧急排空放散阀。6 根 DN500 干粉抑爆安全输送管路上依次安装手动阀、电动关断阀、自动阻爆装置、干粉抑爆装置、水封阻火泄爆装置。每台燃机进气支管电动阀和汽水分离器之间安装压力传感器，并在过滤器和进气阀组间安装火焰传感器。每 3 根 DN500管路对应 8 台燃机，当 8 台燃机中的任意 1 台进气支管监测到火焰和压力信号时，停 8 台燃机，同时启动对应 3 根干粉输送管路的自动阻爆装置和喷粉装置。

 

3. 3 设置瓦斯预处理系统，保障燃机进气品质，提高机组使用寿命在瓦斯进入燃机之前，设置有过滤、脱水、回热等预处理设施，除去瓦斯中的粉尘和水分，以满足机组对燃料品质的要求。在每台机组进气支管上依次设置手动关断阀、电动关断阀、汽水分离器、降温换热器、升温换热器、过滤器、进气阀组( 包括阻火器、过滤器和电磁阀) ，电磁阀前设置了排空放散阀。DN500 进气母管末端设置稳压调节放散阀和紧急排空放散阀。瓦斯经过预处理后应能满足: 甲烷浓度不小于 10%，燃机瓦斯进气阀组手动阀前供气压力不小于 3 kPa，力波动率不大于1 kPa /min，温度 10～40 ℃，相对湿度不大于 80%( 40 ℃) ，灰尘颗粒不大于 5 μm。

 

3. 4 利用缸套水余热通过溴化锂机组为瓦斯降温，较常规电制冷节省大量电耗设计采用溴化锂制冷机组为瓦斯预处理系统提供 10 /15 ℃冷冻水，溴化锂机组热源来自通过板式换热器换取机组缸套水余热产生的 95 /70 ℃热水，不仅利用了缸套水余热，节省缸套水台式散热器电耗，还较常规采用电制冷机组为瓦斯降温方案节省大量电能，一举多得。同时，考虑到燃气内燃发电机组刚启动时没有热源，故单独设置了供 2 台机组启机时用的电制冷机组，当机组正常运行时，电制冷机组停运，利用溴化锂机组制冷。溴化锂机组提供的冷冻水在夏季也供办公室和控制室空调使用，实现热电冷三联供。

 

3. 5 配置高效烟气脱硝处理系统，满足较严格环保排放标准

2 台余热蒸汽锅炉均配套烟气脱硝设施。烟气脱硝工艺选择工艺成熟、运行稳定、脱硝效率高的选择性催化还原法脱硝( SCＲ) 方法。选用尿素作为脱硝还原剂，催化剂选用进口、技术成熟的小孔径蜂窝状中温催化剂，反应温度为 300 ～420 ℃。每台锅炉设置 1 套 SCＲ 反应器，将其置于锅炉内部过热器和蒸发器之间，脱 硝 效 率90%，SCＲ 反 应 器 出 口 NOx 浓 度 小 于 50 mg /Nm3。每台锅炉脱硝装置前后均安装烟气排放连续检测系统( CEMS) ，实时监测 SCＲ 反应器入口和出口 NOx 浓度，根据出口排放 NOx 浓度调节喷氨量，并对 NOx 排放总量进行累积; 同时设置氨逃逸在线监测，使氨逃逸不超过 3×10－6。

 

3. 6 采用空冷和密闭循环冷却水系统，节约用水

燃气内燃发电机组冷却采用两路闭式冷却循环系统，一路是缸套水冷却系统，一路是后冷却器系统。冷却系统采用 50%乙二醇的水溶液，机组正常运行时补水量非常少，每 3 a 更换一次冷却液; 蒸汽轮机冷却采用直接空冷+尖峰冷却装置的复合型空冷系统; 溴化锂制冷机组、汽轮发电机、冷油器、抽真空泵、给水泵和取样冷却器的冷却采用密闭循环冷却水系统，闭路循环。瓦斯冷凝水收集后用潜水泵送至抽采泵站循环水池。

 

3. 7 配套智能化控制系统，实现精细化高效管理

采用分散控制系统( DCS) 进行监控，并构建智慧电厂系统平台对电厂进行管理。在常规 DCS系统的基础上构建完善的厂区监控信息系统( SIS系统) 和厂区管理信息系统( MIS 系统) ，可以通过通讯总线及通用的接口标准与其他系统进行通讯。在主控室采集现场各传感器、视频等信息，对全厂各生产环节进行集中监控和管理，通过构建数据库系统，实现三维实时信息监视; 利用三维可视化技术，实现设备可视化诊断分析和动态寿命管理; 结合大数据分析技术，实现设备故障诊断，开展可预知状态检修; 建设企业 SIS /MIS系统，通过在线指标统计和分析，为企业管理者提供辅助决策。在移动端，通过手机 APP 经互联网可以实时访问电厂服务器数据，实现对数据的移动监控; 根据授权实现不同用户能够看到相应的功能模块，可实现如下功能: 移动生产运行管理，移动实时信息管理，移动巡检点管理，消息提醒等。在设备监控层，余热锅炉、汽轮机、瓦斯输送及预处理、锅炉除氧给水、化学水处理、烟气脱硝等系统直接纳入全厂 DCS 控制系统; 瓦斯发电机组、低浓度瓦斯输送安全保障系统采用设备自带的控制系统，实现与全厂 DCS 的数据通讯，通过 DCS 逻辑组态获得画面。智慧电厂在工艺流程监控中配备完善的智能执行器及监测传感器，对各种生产过程设备的热力参数及电气参数等信号进行采集，数据上传至智慧电厂系统平台进行智能分析。为精准计量电厂的电、气、水、油耗等数据，主要设备( 如内燃机组及电动给水泵等耗电设备) 需要增加多功能表计量，统计自身耗电量，同时对偏离设备正常运行的数据进行比对分析并采取有效措施，较终实现厂用电率较低化; 每台机组增加润滑油箱液位计，统计每台机组的润滑油耗，通过大数据分析对偏离油耗的机组进行参数改善，较终将每台机组的润滑油耗控制在较低水平，改善机组运行效益; 在电厂所有子系统及生产水进水母管的用水点配置流量计，精确统计各个子系统和全厂的耗水量; 在燃机进气支管及瓦斯输送母管上配置瓦斯流量计，精确计量单台机组及整个电厂的耗气量; 另外，提升设备的智能化水平，减少设备对人员现场操作的依赖，较大程度实现在主控室和移动端对现场设备的监视与控制。一些危险区域、高压操作尽可能实现远程遥控操作。根据智慧电厂的性能要求，电厂范围内配置高清视频监控装置和人员定位设备。

 

4 结 语

芦家峪瓦斯电站为分布式发电，电厂发出的电力除本厂用电外，其余全部送至芦家峪 110 kV变电站，就近供长平煤矿用电，多余部分输入电网，同时回收电厂余热为煤矿和附近村庄供热，通过能源的梯级利用，提高能源利用效率。同时，在电厂 DCS、SIS、MIS 的基础上，充分利用大数据分析+人工智能+三维模型+移动应用+高清视频监控，提高电厂智能化水平，实现对全厂的精细化高效管理，达到减员增效、节能减排、安全生产之目的，为建设智能化瓦斯电厂积累了经验，具有较好的示范引领作用。

 

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