蘆家峪瓦斯發電項目已建成投產的一期工程，安裝有 6 臺 1 000 kW 集裝箱式燃氣內燃發電機組。隨著礦井的發展，瓦斯泵站抽采量將不斷增加，金駒股份公司本著充分利用煤礦瓦斯的原則，擬利用長平煤礦蘆家峪瓦斯抽放泵站抽出的富余瓦斯實施瓦斯發電二期工程。隨著國家電力形勢的發展，二期工程設計也將與時俱進，充分借鑒國內外的先進設計思想，采用先進的設計手段和方法，對工程設計進行創新和優化。結合已投運瓦斯電站建設經驗和場地條件，將按照設備選型先進可靠、工藝流程順暢短捷、總體布置功能分區明確、環保設施達標排放、建設世界一流、規模較大的低濃度瓦斯智能化電廠設計思路進行設計，形成 27 MW 的發電能力，使電廠各項技術、經濟指標 很好國際同類機組，對不適應電廠發展趨勢尚未修改的部分現行標準、規范有所突破和創新，努力打造一個高質量、低造價、低運行成本的智能化瓦斯電站示范項目。

 

1 瓦斯資源及抽采情況

長平煤礦隸屬于晉煤集團，行政區劃屬高平市寺莊鎮管轄，設計生產能力 3. 00 Mt/a，批準開采 3號煤層，井田面積 43. 51 km2，礦井瓦斯儲量 39. 32億 m3，較大絕對瓦斯涌出量為 286. 72 m3 /min，較大相對瓦斯涌出量為 45. 42 m3 /t，為高瓦斯礦井。蘆家峪風井場地建有蘆家峪地面固定瓦斯抽放泵站，布置有 6 臺 CBF810 水環式真空泵，單泵標況混量810 m3 /min，其中高負壓抽采系統 1 運 3 備，低負壓抽采系統 1 運 1 備。高負壓系統主要抽采四、五盤區煤巷順層，底抽巷穿層以及采面高位鉆孔，目前抽 采 濃 度 15%，抽 采 負 壓32 kPa，標 況 混 量345 m3 /min，標況純量 51. 75 m3 /min，日抽采純量7. 45 萬 m3。低負壓系統主要擔負綜采工作面采空區大流 量 抽 采，目 前 抽 采 濃 度 1. 2%，抽 采 負 壓24 kPa，標況混量500 m3 /min，標況純量6 m3 /min，日抽采純量 0. 86 萬 m3。根據 《長平礦蘆家峪地面永久瓦斯抽放泵站 2017—2019 年瓦斯抽采量規劃表》，2019 年高負壓系統總抽采純量 139. 2 m3 /min，預計濃度 29%。一期瓦斯發電工程用氣純量為29. 2 m3 /min，富余瓦斯純量為 110. 0 m3 /min，可供二期發電工程使用。

 

2 主要設備參數

燃氣 內 燃 發 電 機 組 選 用 16 臺 卡 特 比 勒G3516C 型機組，機組額定功率 1 500 kW，出線電壓 10. 5 kV，進氣壓力 3 ～ 5 kPa，簡單循環發電效率 39. 7%，機組熱耗 9. 06 MJ/( kW·h) ，潤滑油耗 0. 25 g /( kW·h) ，NOx 排放濃度不大于1. 6 g /( kW·h) ，排放煙氣量( 濕態) 7 201 Nm3 /

h，排放 煙 氣 溫 度 463 ℃，缸 套 水 散 熱 量 864kW，距集裝箱外 1 m 處的噪聲 75 dB( A) 。為了充分利用能源，配套 2×8 t /h 余熱蒸汽鍋爐，拖動 1×3000 kW 組合快裝凝汽式汽輪發電機組進行燃氣—蒸汽聯合循環發電，并回收電廠低溫余熱為煤礦供熱。余熱蒸汽鍋爐采用立式不補燃型單壓自然循環余熱鍋爐，額定蒸發量 8 t /h，蒸汽壓力 2. 45 MPa，蒸汽溫度 400 ℃，排煙溫度不大于 140 ℃，煙程阻力小于 2 kPa。汽輪機選 用KN3－2. 35 型組合快裝空冷凝汽式汽輪發電機組，額定功率3 000 kW，額定轉速 5 600 r/min，額定進汽量 16. 26 t /h，進汽壓力 2. 45 MPa，進汽溫度 400 ℃。

 

3 主要設計特點

3. 1 當前國內規模較大、較高效的低濃度瓦斯電廠

設計安裝 16 臺先進的 1 500 kW 國外進口低濃度燃氣內燃發電機組，燃機發電效率 39. 7%，并配套余熱蒸汽鍋爐回收高溫煙氣余熱，產生過熱蒸汽拖動 3 MW 蒸汽輪機進行聯合循環發電，總裝機容量 27 MW，聯合循環發電效率 44. 70%。同時還配套有缸套水板式換熱器和低溫省煤器，回收缸套水余熱和余熱鍋爐尾部低溫煙氣余熱，產生 95 /70 ℃熱水，為煤礦和附近居民采暖季供熱，余熱回收量 15 224 kW，全廠熱效率高達51. 90%，實現能源的高效利用。

 

3. 2 設置多重安全保護，確保低濃度瓦斯輸送系統安全可靠

瓦斯氣源從蘆家峪瓦斯抽采泵站儲氣柜進口水封井附近母管接入兩路 DN1000 母管，接口后DN1000 母管上依次設置手動關斷閥、橡膠軟連接、超壓濕式放散閥、緊急放散閥、自動關斷閥、水封阻火器、流量計、自動排水裝置等。每根母管再分 3 根 DN500 干粉抑爆安全輸送管路輸送至集裝箱發電機組發電區域。每 3 根 DN500 管路對應 8 臺燃機( 1 ～ 3 號干管對應 1 ～ 8 號燃機，4～6 號干管對應 9 ～ 16 號燃機) ，先匯入 DN500進氣母管，再通過 DN350 支管接每臺燃機。燃機進氣支管上依次安裝手動關斷閥、電動關斷閥、汽水分離器、降溫換熱器、升溫換熱器、過濾器、進氣閥組( 包括阻火器、過 濾 器 和 電 磁閥) ，電磁閥前設置排空放散閥。DN500 進氣母管末端設置穩壓調節放散閥和緊急排空放散閥。6 根 DN500 干粉抑爆安全輸送管路上依次安裝手動閥、電動關斷閥、自動阻爆裝置、干粉抑爆裝置、水封阻火泄爆裝置。每臺燃機進氣支管電動閥和汽水分離器之間安裝壓力傳感器，并在過濾器和進氣閥組間安裝火焰傳感器。每 3 根 DN500管路對應 8 臺燃機，當 8 臺燃機中的任意 1 臺進氣支管監測到火焰和壓力信號時，停 8 臺燃機，同時啟動對應 3 根干粉輸送管路的自動阻爆裝置和噴粉裝置。

 

3. 3 設置瓦斯預處理系統，保障燃機進氣品質，提高機組使用壽命在瓦斯進入燃機之前，設置有過濾、脫水、回熱等預處理設施，除去瓦斯中的粉塵和水分，以滿足機組對燃料品質的要求。在每臺機組進氣支管上依次設置手動關斷閥、電動關斷閥、汽水分離器、降溫換熱器、升溫換熱器、過濾器、進氣閥組( 包括阻火器、過濾器和電磁閥) ，電磁閥前設置了排空放散閥。DN500 進氣母管末端設置穩壓調節放散閥和緊急排空放散閥。瓦斯經過預處理后應能滿足: 甲烷濃度不小于 10%，燃機瓦斯進氣閥組手動閥前供氣壓力不小于 3 kPa，力波動率不大于1 kPa /min，溫度 10～40 ℃，相對濕度不大于 80%( 40 ℃) ，灰塵顆粒不大于 5 μm。

 

3. 4 利用缸套水余熱通過溴化鋰機組為瓦斯降溫，較常規電制冷節省大量電耗設計采用溴化鋰制冷機組為瓦斯預處理系統提供 10 /15 ℃冷凍水，溴化鋰機組熱源來自通過板式換熱器換取機組缸套水余熱產生的 95 /70 ℃熱水，不僅利用了缸套水余熱，節省缸套水臺式散熱器電耗，還較常規采用電制冷機組為瓦斯降溫方案節省大量電能，一舉多得。同時，考慮到燃氣內燃發電機組剛啟動時沒有熱源，故單獨設置了供 2 臺機組啟機時用的電制冷機組，當機組正常運行時，電制冷機組停運，利用溴化鋰機組制冷。溴化鋰機組提供的冷凍水在夏季也供辦公室和控制室空調使用，實現熱電冷三聯供。

 

3. 5 配置高效煙氣脫硝處理系統，滿足較嚴格環保排放標準

2 臺余熱蒸汽鍋爐均配套煙氣脫硝設施。煙氣脫硝工藝選擇工藝成熟、運行穩定、脫硝效率高的選擇性催化還原法脫硝( SCＲ) 方法。選用尿素作為脫硝還原劑，催化劑選用進口、技術成熟的小孔徑蜂窩狀中溫催化劑，反應溫度為 300 ～420 ℃。每臺鍋爐設置 1 套 SCＲ 反應器，將其置于鍋爐內部過熱器和蒸發器之間，脫 硝 效 率90%，SCＲ 反 應 器 出 口 NOx 濃 度 小 于 50 mg /Nm3。每臺鍋爐脫硝裝置前后均安裝煙氣排放連續檢測系統( CEMS) ，實時監測 SCＲ 反應器入口和出口 NOx 濃度，根據出口排放 NOx 濃度調節噴氨量，并對 NOx 排放總量進行累積; 同時設置氨逃逸在線監測，使氨逃逸不超過 3×10－6。

 

3. 6 采用空冷和密閉循環冷卻水系統，節約用水

燃氣內燃發電機組冷卻采用兩路閉式冷卻循環系統，一路是缸套水冷卻系統，一路是后冷卻器系統。冷卻系統采用 50%乙二醇的水溶液，機組正常運行時補水量非常少，每 3 a 更換一次冷卻液; 蒸汽輪機冷卻采用直接空冷+尖峰冷卻裝置的復合型空冷系統; 溴化鋰制冷機組、汽輪發電機、冷油器、抽真空泵、給水泵和取樣冷卻器的冷卻采用密閉循環冷卻水系統，閉路循環。瓦斯冷凝水收集后用潛水泵送至抽采泵站循環水池。

 

3. 7 配套智能化控制系統，實現精細化高效管理

采用分散控制系統( DCS) 進行監控，并構建智慧電廠系統平臺對電廠進行管理。在常規 DCS系統的基礎上構建完善的廠區監控信息系統( SIS系統) 和廠區管理信息系統( MIS 系統) ，可以通過通訊總線及通用的接口標準與其他系統進行通訊。在主控室采集現場各傳感器、視頻等信息，對全廠各生產環節進行集中監控和管理，通過構建數據庫系統，實現三維實時信息監視; 利用三維可視化技術，實現設備可視化診斷分析和動態壽命管理; 結合大數據分析技術，實現設備故障診斷，開展可預知狀態檢修; 建設企業 SIS /MIS系統，通過在線指標統計和分析，為企業管理者提供輔助決策。在移動端，通過手機 APP 經互聯網可以實時訪問電廠服務器數據，實現對數據的移動監控; 根據授權實現不同用戶能夠看到相應的功能模塊，可實現如下功能: 移動生產運行管理，移動實時信息管理，移動巡檢點管理，消息提醒等。在設備監控層，余熱鍋爐、汽輪機、瓦斯輸送及預處理、鍋爐除氧給水、化學水處理、煙氣脫硝等系統直接納入全廠 DCS 控制系統; 瓦斯發電機組、低濃度瓦斯輸送安全保障系統采用設備自帶的控制系統，實現與全廠 DCS 的數據通訊，通過 DCS 邏輯組態獲得畫面。智慧電廠在工藝流程監控中配備完善的智能執行器及監測傳感器，對各種生產過程設備的熱力參數及電氣參數等信號進行采集，數據上傳至智慧電廠系統平臺進行智能分析。為精準計量電廠的電、氣、水、油耗等數據，主要設備( 如內燃機組及電動給水泵等耗電設備) 需要增加多功能表計量，統計自身耗電量，同時對偏離設備正常運行的數據進行比對分析并采取有效措施，較終實現廠用電率較低化; 每臺機組增加潤滑油箱液位計，統計每臺機組的潤滑油耗，通過大數據分析對偏離油耗的機組進行參數改善，較終將每臺機組的潤滑油耗控制在較低水平，改善機組運行效益; 在電廠所有子系統及生產水進水母管的用水點配置流量計，精確統計各個子系統和全廠的耗水量; 在燃機進氣支管及瓦斯輸送母管上配置瓦斯流量計，精確計量單臺機組及整個電廠的耗氣量; 另外，提升設備的智能化水平，減少設備對人員現場操作的依賴，較大程度實現在主控室和移動端對現場設備的監視與控制。一些危險區域、高壓操作盡可能實現遠程遙控操作。根據智慧電廠的性能要求，電廠范圍內配置高清視頻監控裝置和人員定位設備。

 

4 結 語

蘆家峪瓦斯電站為分布式發電，電廠發出的電力除本廠用電外，其余全部送至蘆家峪 110 kV變電站，就近供長平煤礦用電，多余部分輸入電網，同時回收電廠余熱為煤礦和附近村莊供熱，通過能源的梯級利用，提高能源利用效率。同時，在電廠 DCS、SIS、MIS 的基礎上，充分利用大數據分析+人工智能+三維模型+移動應用+高清視頻監控，提高電廠智能化水平，實現對全廠的精細化高效管理，達到減員增效、節能減排、安全生產之目的，為建設智能化瓦斯電廠積累了經驗，具有較好的示范引領作用。

 

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