煤层气发电增容改造项目可行性研究

1 项目概述

本研究项目隶属某集团下属煤层气发电公司,是矿井瓦斯综合利用项 目,该公司位于某集团甲瓦斯抽采站南侧,煤层气发电气源主要来自甲抽放站O一期工程安装4×3 044 kW颜巴赫JGS620瓦斯发电机组,二期工程安装4×4000 kW曼海TCG2032V16瓦斯发电机组,以上瓦斯发电机组均使用浓度≥25%的高浓瓦斯气。

目前,甲瓦斯抽采站提供的煤层高浓瓦斯气源不足,抽采出的煤层瓦斯气以浓度10%左右的低浓瓦斯为主,现有的煤层高浓瓦斯发电机组无法利用。电站面临减产、停产的同时,还造成了煤层瓦斯气排空浪费^[1]。为提高煤层气发电公司对低浓煤层瓦斯这一清洁能源的利用率,减少煤层瓦斯对空排放造成的大气环境污染,拟对煤层气发电公司的增容改造,即在原有电站场地内新建4台1500 kW低浓煤层瓦斯机组的可行性进行研究。煤层气发电公司主要利用矿井高、低浓煤层瓦斯,采用不同处理方式进行能量转换,最终将发电机发出的电送入电网,主要支撑某集团公司内部电网。另外,煤层气发电公司承担着所在工业园区的供热任务。

1.1项目建设的必要性

煤炭是我国的主要能源,2023年约占中国一次能源消费结构的55.3%,发电用煤占煤炭消费的50%以上。受经济发展水平的影响和自然条件的制约,煤炭行业一直是我国的高危险行业,而瓦斯抽采是确保煤矿安全生产必不可少的环节。2020年全国煤矿共发生事故122起,死亡225人。其中,煤矿瓦斯事故7起,死亡30人,与2019年相比分别下降74.1%和74.6%。

近年来,煤炭产量略有增长,但瓦斯事故大幅下降,最主要的原因是强力推进瓦斯“零超限”和煤层“零突出”目标管理、瓦斯超前治理和专项监管监察。我国所有正常生产建设煤矿全部实现了安全监控系统升级联网、在线监测;且法规标准不断完善,不具备瓦斯防治能力的煤矿加快淘汰退出,强化“瓦斯超限就是事故”理念等也为瓦斯治理奠定了良好基础。

习近平主席在第75届联合国大会一般性辩论大会上发表重要讲话,提出中国力争在2030年前实现二氧化碳排放达峰,力争在2060年前实现碳中和,这是中国协同应对全球气候变化,推动构建人类命运共同体的庄严承诺,体现了大国担当。

2016年11月24 日,国家能源局发布的《煤层气(煤矿瓦斯)开发利用“十三五”规划》中明确要求, 2020年煤矿瓦斯抽采140亿m³,利用率达50%以上。利用矿井煤层气发电,符合我国环保政策和资源综合利用政策的要求。

该煤层气发电公司所利用的抽采站所在煤矿属 煤与高瓦斯矿井,煤层气地质储量丰富,必须抓住机遇,将煤层气作为新能源加以开发利用,以创造更好的经济效益和环境效益。多年来,集团公司合理规划煤层气瓦斯发电产业,本着“吃干榨尽”的原则,实施“煤矿瓦斯跟随战略”,发展绿色经济、变废为宝,产生了较好的经济利益、社会利益和环保利益。伴随着煤矿高效生产,大量煤层瓦斯随着井下抽放和矿井通风直接或间接排放到空气中,不仅浪费了洁净能源,而且成为影响全球气候变暖的重要因素之一。因此,减少煤矿瓦斯排放是集团公司实现碳达峰目标和碳中和愿景的重要途径之一。

煤层瓦斯发电提高了矿井的瓦斯利用率,对煤矿实现安全发展、清洁发展、节约发展和促进区域能源可持续发展都具有重要意义,同时具有减缓短期气候升温速度的气候效益、协同控制空气污染的环境效益,还具有良好的经济效益。能够减少网上用电的瓦斯发电项目建设,对于矿井的供电节约起着重大作用,既可保证矿井部分系统电力供给,又可减少网上用电,降低企业成本。

目前,煤层气发电公司安装的煤层瓦斯发电机组均为高浓机组。一期工程发电机组设计浓度大于30%正常启动,二期工程发电机组设计浓度大于25%正常启动,浓度大于30%稳定运行,对于浓度为10%左右的低浓瓦斯无法利用。为提高低浓煤层瓦斯利用率,本期工程研究1 500 kw低浓煤层瓦斯机组,其是近年来市场上新推出的机型,具有发电效率高、故障率低的特点,可以有效弥补因高浓煤层瓦斯气源不足造成的瓦斯气浪费和发电产能损失。

1.2技术研究的主要原则

本项 目的宗旨是新建4台1500 kw低浓煤层瓦斯机组,以充分利用瓦斯抽采站抽出的瓦斯气进行发电,利用发电机组尾气并入原有余热利用系统。各系统的研究要符合国家相关的政策及标准、法令、法规。煤层瓦斯发电项目的建设规模应与可利用煤层瓦斯抽放量相匹配,采用技术先进、成熟的生产工艺,以达到节约能源、减少排放、改善环境质量、节约用地的目的。煤层瓦斯发电项目的布置应充分利用现有场地,最大限度地减少挖方与填方。发电机组尾气排放要满足相关环保要求。办公、生活福利尽可能利用现有设施,生产环节自动化、智能化。

2 瓦斯气源及供应方式分析

2.1 瓦斯储量和抽采情况

该集团6个矿13对矿井中,除1对为瓦斯突出矿井外,其余全部为超级瓦斯矿井。煤层最大含气量为21.7m³/t(煤),平均17.2 m³/t(煤)。 在煤炭生产过程中有大量煤层气涌出,最大涌出量达781.36 m³/min。

煤层气发电公司所在煤矿目前有采区4个,分别为甲采区、乙采区、丙采区、丁采区;回采工作面6个。甲抽放站所带两个工作面正常生产,混合浓度10%左右的煤层瓦斯放空;乙抽放站所带一个工作面拆架中,浓度45%左右,乙储配站利用,一个工作面末采,浓度9%左右,某乏风发电厂利用;丙抽放站所带两个工作面均已末采,混合浓度8%左右,其他利用。

由以上资料可知,该煤矿煤层瓦斯气量充足。

2.2 气源情况

煤层气发电公司的气源主要来自甲抽采站。高浓煤层瓦斯气源由甲抽采站通过两条DN600的输气管路直接输送至储配站储气柜,甲抽采站25%的瓦斯抽采量大约130 m³/min(纯量)。 目前甲抽采站抽采的两个工作面正常生产,煤层瓦斯浓度维持在10%以上,最高达到15%。混气量平均维持在360 m³/min,纯量维持在45 m³/min。 目前低浓度瓦斯直接排放,没有有效利用。

甲抽采站今后能提供的低浓度煤层瓦斯气源纯量为30 m³/min左右,持续时间大概2年,然后气源浓度会逐步提高,今后较长时间内抽采的瓦斯浓度将会形成连续2年较低,之后1年较高的情况。

2.3 瓦斯供应方式

根据已颁布的GB40881—2021《煤矿低浓度瓦斯管道输送安全保障系统设计规范》规定,在可能有火源点附近的管路上应设置安全保障设施。当瓦斯浓度大于3%而小于30%时,发电机组内为火源点,进入发电机组前,必须设置泄爆、阻爆、抑爆三种不同原理的阻火防爆装置。甲抽采站放散管为可能火源点,故在甲抽放站放散管后的气源接口管道设置水封阻火泄爆和抑爆装置。 甲抽采站系统放散管后安装有三防系统,瓦斯气源接口接自甲抽采站三防系统后,因此只考虑进入发电机组前的阻火防爆装置。

根据本项 目的具体情况,抑爆拟采用自动喷粉抑爆装置。考虑本项目在煤层瓦斯输送管道上设置如下安全设施:阻火泄爆装置——采用水封阻火泄爆装置;抑爆装置——采用自动喷粉抑爆装置(自动喷粉抑爆装置采用七氯丙烷类型);阻爆装置——采用自动阻爆装置。

本项目低浓煤层瓦斯安全输送工艺流程为:抽采站瓦斯利用管→电动蝶阀→防逆流装置→干式阻火器→均压放散装置→ 自动阻爆装置→ 自动喷粉抑爆装置→水封阻火泄爆装置→脱水器→干式阻火器→瓦斯发电机组^[2]。

2.4输送压力核定

瓦斯输送管道长度约为150 m,瓦斯发电机组入口一般需要3 kPa的供气压力,甲抽采站提供的压力在10.5~11.5 kPa,能保证机组的稳定运行。抽放站的背压可以满足瓦斯输送系统的要求。

为了便于检查、维护,瓦斯管道敷设方式采用架空敷设,并设有一定坡度,可保证瓦斯管道内水能自然回流到水封泄爆装置内。

2.5输送管径选择

本项目为低浓煤层瓦斯发电工程,利用的瓦斯一般为浓度10%以上的低浓瓦斯。考虑到抽采站后期可提供高浓瓦斯气源,为尽可能利用瓦斯气资源,考虑将2种浓度的瓦斯掺混使用,掺混后浓度低于30%。设一套瓦斯掺混系统,瓦斯配气及输送工艺流程拟定如图1所示。

本项 目为4 ×1500kW机组,按最不利的机组 30%发电效率核定,单台机组最大耗气纯量为496m3/h, 瓦斯浓度按10%最不利考虑的混合量为4 964 Nm³/h。 根据GB51134—2015《煤矿瓦斯发电工程设计规范》中的规定,瓦斯输送管道的设计流速不宜超过15 m/s,按此计算瓦斯输送管径为DN800,最大输送气量为27000 Nm³/h,最大可满足5× 1500 kW机组的用气要求。

3 装机规模及方案

3.1 装机容量

由气源分析可知,本项目可利用低浓度瓦斯纯气量为30~45 m³/min。根据计算,现有高浓机组用气量为117 m³/min。扣除现有机组用气量还有剩余,考虑将剩余的高、低浓瓦斯掺混使用。装机规模与可利用的气量平衡如表1所示。

由表1可知,按发电效率30%计算,未来可建设的规模为5.44~7.67 MW。

3.2机组选型及装机方案

由于今后若干年抽采的瓦斯既有浓度10%~30%的低浓瓦斯,也有30%以上的高浓瓦斯,在机组选型上要求适应性更强。不同的瓦斯机组耐受不同,高浓机组不能接受低浓气体发电,低浓机组可以接受高、低浓发电,低浓机组发电效率略低于高浓机组。为适应以后抽放瓦斯浓度的变化,机组选型按能耐受高、低浓瓦斯的低浓机组配置。市场上低浓度瓦斯发电机组主要有三类:国产机组、进口机组、引进机组。三种机组优缺点比较如表2所示。

由表2可知,进口机组价格高,备品备件价格高,但单机功率、年运行小时数大;引进机组维修费用适中、发电效率较高、氮氧化物排放适中,尾气脱硝成本低,且设备价格适中。国产机组根据厂家不同差别较大,有的发电效率低、排烟温度高、氮氧化物排放浓度高、年运行小时数少。但个别厂家技术较为先进,不论从单机容量还是发电效率看,均与引进机组在同一水平,故可采用技术较为先进的国产1 500 kW 低浓瓦斯发电机组。

根据气源条件,可先安装4台1 500 kW低浓瓦斯发电机组,总装机容量达6 MW。考虑到未来瓦斯抽采气量增长和波动并存的可能性,预留1台机组安装场地,瓦斯输配系统按满足5台1 500 kW低浓瓦斯机组考虑。

4 电力系统电网现状

4.1电力系统

集团公司现有一座矿井110 kV中心变电所,所内设3台50 MVA主变,运行方式2用1备。两回110 kV 电源线引自省电网中阳长220 kV变电所,导线型号均为LGJ-240,总长约18.55 km。

集团内现有生产矿井6对,各生产矿井均建有35kV变电所,矿井变电所电源线均引自矿井中心变电所。其中煤层气发电公司位于甲抽放站所在矿地区,该矿建有35 kV变电所,电源线经35 kV站与矿井中心变电所相连。

4.2 电力负荷情况

根据实际情况,矿井年用电量约为13601×10⁴kw.h,本次煤层气发电低浓瓦斯发电项目拟安装4× 1.5 MW低浓瓦斯发电机组,发电量为3 600×10⁴kw·h,扣除厂用电外(厂用电率按6%),尚余电力3384×10⁴ kw·h供矿区使用。

本项目所发电力能全部在集团内部消纳。集团利用自身优势条件建设煤层瓦斯发电,不仅生态环境得到改善,而且资源利用效率显著提高,既有利于环境保护又提供了电力能源,还缓解了矿区用电紧张状况。

4.3 电厂接入系统

煤层气发电公司一期工程已安装4×3 044 kw 高浓瓦斯发电机组、4×4 000 kw高浓瓦斯发电机组和1台3 000 kw汽轮机,发电机出口电压均为6.3 kV,发电机组经主变升压后经2回35 kV联络线接入集团内网变电所35kV母线并网。本期工程拟安装4台1500 kW瓦斯发电机组,出口电压均为6.3 kV。本期发电机组拟采用35 kv电压接入电站一期35 kV母线,经一期工程联络线接入系统。

集团内网35 kV变电所给煤层气发电公司的两回间隔的刀开关为400A,为满足该开关的容量要求,煤层气发电公司总供电容量不得超过38 MW。最终接入系统由其设计确定。

4.4厂址条件

本工程的厂址位于煤层气发电公司预留现有场地内,充分利用主厂房与气体预处理车间之间场地进行建设。所在地对外公路、铁路交通运输均较为便利,给煤层气发电分公司增容改造项目建设期间的大型设备和材料运输提供了便利条件。

煤层气发电公司用水引自甲抽放站区给水管网。项目场地已建有完善的生产、消防用水设施,故本项目期用水可直接使用原有供水设施。

本项目为煤层气发电公司增容改造项目,为了能充分利用煤层气发电公司的生产设施及生活福利设施能力,拟把煤层气发电公司预留场地作为本期工程的厂址,选择是合理、经济、可行的。

5结束语

本项目采用低浓瓦斯发电机组对未利用的低浓瓦斯进行利用,提高了瓦斯利用率,增加了瓦斯发电量,符合国家鼓励资源综合利用政策及环保要求。综上所述,本项目低浓瓦斯发电能有效减少目前未利用的低浓瓦斯直排对环境的污染,确保煤矿安全生产,是集节约能源、资源综合利用及环境保护于一体的环保工程,该项目具有良好的环境效益和社会效益^[3]。

[参考文献]

[1]罗申国,宋沛鑫,冯大伟.我国煤层气开发利用现状及综合利用途径分析[J].煤炭加工与综合利用,2020 (7):83-87.

[2]梁福贵.关于低浓度煤层气发电机组技术及其运用分析[J].数码世界,2019(10):280.

[3]冯金山.煤层气(瓦斯)发电技术与节能减排分析[J].数字通信世界,2018(5):85.

2024年第14期第17篇