煤层气发电简介

煤层气发电简介

）王华锋（中煤邯郸设计工程有限责任公司河北邯郸056031056031）

一、前言

全球埋深浅于2000米的煤层气资源约为240万亿立方米，是常规天然气探明储量的两倍多，世界主要产煤国都十分重视开发煤层气。

煤层气是煤层本身自生自储式的非常规天然气，世界上有74个国家蕴藏着煤层气资源，中国煤层气资源量达36.8万亿立方米，居世界第三位。目前，中国煤层气可采资源量约10万亿立方米，累计探明煤层气地质储量1023亿立方米，可采储量约470亿立方米。

2006年，中国将煤层气开发列入了“十一五”能源发展规划，并制定了具体的实施措施，煤层气产业化发展迎来了利好的发展契机。“十一五”煤层气发展目标：2010年，

全国煤层气(煤矿瓦斯)产量达100亿立方米，其中，地面抽采煤层气50亿立方米，利用率100%；井下抽采瓦斯50亿立方米，利用率60%以上。新增煤层气探明地质储量3000亿立方米，逐步建立煤层气和煤矿瓦斯开发利用产业体系。

2007年以来，又相继出台了打破专营权、税收优惠、财政补贴等多项扶持，鼓励煤层气的开发利用，我国煤层气产业发展迅速，产业化雏形渐显。

即将印发的《煤层气开发利用“十二五”规划》提出，到2015年，新增煤层气探明地质储量00亿立方米；煤层气（煤矿瓦斯）产量达210亿立方米，其中地面开发90亿立方米，基本全部利用，煤矿瓦斯抽采120亿立方米，利用率60%以上；建设13条输气管道，总长度2054千米，设计年输气能力120亿立方米。煤矿瓦斯以就地发电和民用为主，高浓度瓦斯力争全部利用，推广低浓度瓦斯发电。到2015年，瓦斯利用量72亿立方米，利用率60%以上，民用超过320万户，发电装机容量超过285万千瓦。二、煤层气发电的意义和相关（一）煤层气发电的意义

利用煤矿瓦斯发电，不仅可以增加我国的能源供应，节约优质资源，还可以以抽保

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用，以用促抽，进一步加大煤层气抽采利用力度，强化煤矿瓦斯治理，减轻煤矿瓦斯灾害，促进煤矿安全生产。

同时实现资源综合利用，促进煤炭企业建立循环经济体系。

实现节能减排，保护大气环境。利用煤层气发电可大量减少温室气体排放，产生CDM收益。

（二）相关国家

2005年6月，国家发展改革委等以发改能源［2005］1119号文发布《煤矿瓦斯治理与利用实施意见》，提出“2020年以前，地面抽采项目免交探矿权和采矿权使用费，煤矿瓦斯抽采利用及其它综合利用项目实行税收优惠”，“煤矿瓦斯发电项目享受《可再生能源法》规定的鼓励。工业、民用瓦斯销售价格不低于等热值天然气价格。根据《京都议定书》规定，鼓励煤矿瓦斯利用开展清洁发展机制项目合作”。

2006年6月，发布了《关于加快煤层气抽采利用的若干意见》（国办发〔2006〕47号）指出：“企业直接向大气中排放煤层气，并对超标准排放煤层气的企业依法实施处罚。”“煤矿企业利用煤层气发电，可自发自用；多余电量需要上网的，由电网企业优先安排上网销售，不参与市场竞争，发电机组并网前要符合并网的技术要求和电网安全运行的有关标准。利用煤层气发电，其上网电价执行国家价格主管部门批准的上网电价或执行当地火电脱硫机组标杆电价。”

2007年4月，国家发展改革委以发改能源［2007］721号文颁发了《关于利用瓦斯（煤矿瓦斯）发电工作的实施意见》，鼓励各类企业利用各种方式开发利用煤矿瓦斯。

2008年4月中华人民共和国环境保护部颁布的《煤层气（煤矿瓦斯）排放标准（暂行）》（GB21522-2008）规定，自2010年1月1日起，现有矿井及煤层气地面开发系统煤矿瓦斯抽放系统的高浓度瓦斯（甲烷浓度≥30%）禁止排放。CMM）发电主机设备三、煤层气（三、煤层气（CMMCMM）发电主机设备（一）煤层气发电主机设备形式

理论上讲，煤层气发电采用的主机设备主要有以下几种形式：1、燃料电池

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燃料电池不同于转换燃料的热做功最终变电的传统发电系统，燃料电池像一般电池那样利用电化学生产电力。直接的电化学反应与一般的热发动机产生的电力相比，效率更高。燃料电池比普通发电机安静、清洁。由于燃料电池中没有燃烧过程，只是通过化学分解甲烷来产生电力，因此可以大幅度减少污染。设备不会产生二氧化硫，其反应产物中的氮氧化物含量不及目前天然气发电设备的2％，二氧化碳排放量则减少了15％。而且，只要有甲烷和空气存在，燃料电池就能工作。

由于目前燃料电池的高成本，燃料电池仅适用于对电力质量、电力环境要求高的地区和用户。

2、燃气锅炉带蒸汽轮机发电机组

燃气锅炉带蒸汽轮机发电机组，为传统的火电机组形式，工艺技术成熟，运行可靠，但燃气锅炉采用煤层气为燃料，目前仅局限在小型的工业锅炉，由于受到瓦斯抽采的波动性强的影响，大型的电站瓦斯锅炉的应用也受到，个别电站锅炉采用煤与瓦斯混烧技术，但辅助系统庞大、复杂，需设置两套燃料系统，占地面积大。这种装机形式发电效率也较低，启动运行时间长，不灵活。所以目前规划的煤层气电站基本不采用这种装机形式。

3、燃气轮机带发电机组

燃气轮机是从飞机喷气式发动机的技术演变而来的，它通过压气机涡轮将空气压缩，高压空气在燃烧室与燃料混合燃烧，是空气急遽膨胀做功，推动动力涡轮旋转做功驱动发电机发电，因为是旋转持续做功，可以利用热值比较低的燃料气体。燃气轮机发电具有系统简单，运行灵活，单机功率大，占地面积小的优点；后面可加余热锅炉带蒸汽轮机联合循环发电，虽使系统复杂，加大占地面积，但可大大提高发电效率。目前，在以天然气为燃料的燃气电站中较多采用。

对于煤层气电站，则只有甲烷含量大于40%，而且气源稳定的情况下，才适于采用燃气轮机为主机发电设备。这是由于燃气轮机要求的进气压力高，并且要求浓度稳定，连续。

2004年以前，以矿井瓦斯为燃料的电站主机，大都采用燃气轮机，仅在抽采瓦斯浓度高的矿井，由于井下瓦斯抽放系统抽采的瓦斯浓度变化范围大，会随着工作面的

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推进，煤层的不同和出煤量的变化而变化，但这些机组受瓦斯抽采浓度的波动的影响，会经常因为瓦斯浓度达不到安全要求，而不得不时开时停。因此，近年来这种装机形式的应用也逐渐被淘汰。

4、燃气内燃机带发电机组

燃气内燃发动机组发电的工作原理是：空气经过滤清器过滤，进入涡轮增压器增压，导入气缸盖内的混合器，燃气经过压力调节阀也进入混合器，两者混合后，通过电子点火爆燃做功后，推动活塞移动和曲轴转动，产生动力，带动发电机，再由发电机将动力转换成为电能，经输变电装置输出。

燃气内燃机发电，具有系统简单，运行灵活，启动时间短、发电效率高等特点；后面也可加余热锅炉带蒸汽轮机联合循环发电，虽使系统复杂，但可大大提高发电效率。尤其是这种机组要求进气压力低，仅为5～35kPa，适用瓦斯浓度范围广，浓度6%以上均可利用，这使得燃气内燃机发电机组在煤层气发电方面获得了越来越广泛的应用。

由于煤层气电站燃气供应的特殊性，对煤层气电站的主机设备的选择也有着特别的要求。由于井下瓦斯抽放系统抽采的瓦斯浓度随着抽采地点和方式的不同而变化，这就要求煤层气电站的主机设备有较强的适应性，运行灵活，能够适合煤层气供应系统的特点。

往复式燃气内燃机，以其运行灵活，对瓦斯浓度适应范围广，尤其是对低浓度煤层气的适用性，在现阶段已经成为煤层气发电的主要设备。（二）瓦斯内燃发电机组主机设备市场情况

目前国内运行的煤层气内燃发电机组有进口机组和国产机组，都是由原来生产柴油发动机或天然气发动机的厂家经技术改造、创新产生的。

国内的生产厂家主要有山东胜动集团、济南柴油机股份有限公司、启东宝驹柴油机厂、淄博柴油机厂、常州柴油机股份有限公司等其他生产柴油发动机的公司。

国产机组的单台机组的容量也由小变大，从500kW发展到700kW、1000kW，最大的单台容量达到2500千瓦瓦斯发电机组，已在山西晋城煤矿进行了工业试验，并且运行成功。它标志着我国自行研制生产大功率内燃发动机的能力已经接近国际水平。

国产煤层气发电机组对甲烷浓度适应范围广，现有产品包括从6%—30%的的低浓度

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瓦斯发电机组，到30%以上的高浓度瓦斯发电机组。其中低浓度瓦斯的安全输送及发电技术开创了世界低浓度瓦斯发电先河。

国外瓦斯发电设备的厂家主要有：美国的卡特彼勒、奥地利的颜、德国的道依茨、日本的三菱重工、英国的能源公司等。其中在国内具有煤层气发电机组业绩的主要为卡特彼勒、颜、道依茨公司，进口煤层气发电机组均只适用于甲烷浓度大于30%的高浓度瓦斯。

其中卡特彼勒的G3520C燃气发电机组是卡特彼勒公司主推向国内煤层气发电市场的产品。国内已在淮南矿务局和阳泉矿务局运行，并在晋城煤业集团寺河发电厂安装60台，成为晋城煤业集团与亚行合作的世界最大的煤层气利用示范工程的主机设备。

颜公司在国内市场推出的瓦斯发动机组为J616GS型，道依茨公司的TCG系列瓦斯发动机组，这两种机组均已在淮南、山西和甘肃、宁夏等地煤矿运行。

与国产机组相比，进口机组单机容量大，发电效率高，年无故障运行时间长，但设备价格高，初投资大。国产机组简单循环发电效率低于进口机组，但对燃气的品质，供气压力的要求都比进口机组低，对燃气供应系统的要求不高，更为适应瓦斯抽放量和浓度有波动的情况，而且造价大大低于进口机组。

两种机组有各自的优缺点，可根据各项工程的建设条件和业主的实际情况，选用相应设备。

随着国内煤层气发电技术日益进步，相信不久的将来，国产机组发电效率及各项性能将会达到或超过进口机组的水平。CMM）发电规模的确定四、煤层气（四、煤层气（CMMCMM）发电规模的确定

近年来随着煤矿瓦斯抽采利用的出台和完善，国内企业利用瓦斯发电的积极性高涨，瓦斯发电装机规模逐年上升，技术研发和装备制造水平不断提高。尤其是“十一.五”期间，瓦斯发电装机容量呈井喷式增长。这期间所采用的主机设备绝大多数都是往复式内燃发电机组。

目前在设计中对瓦斯内燃发电机组装机规模的确定还没有统一的规范。同一工程不同的设计人员确定的规模往往也不同，不过，总结起来装机规模的确定基本有两种思路：（一）根据矿井瓦斯抽采站的小时抽采量来确定装机规模

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这种方法是按瓦斯小时抽采量所发电量与机组标定功率的比值来确定机组的数量，并设一定数量的备用机组。这种方法，是按机组全部在设计工况下运行，可将每小时所抽采的瓦斯完全利用。

由于受瓦斯品质的影响，无论进口机组还是国产机组，在实际运行中基本上都达不到标定功率。另外瓦斯内燃发电机组检修率较高，机组不可能全年在设计工况下运行。备用机组的备用率目前无统一标准，备用率过大，造价、运行、检修成本提高，备用率过小，瓦斯无法完全利用。因此这种确定装机规模的方法不严谨。（二）根据矿井瓦斯抽采站的年抽采量来确定装机规模。

这种方法是按瓦斯年抽采量计算出所发电量，除以发电机组设备年利用小时数，得出所有机组的总功率，再除以机组的标定功率来确定机组数量。这种方法是按机组在达到预定的设备年利用小时数时，可将每年所抽采的瓦斯完全利用，因此用这种方法确定机组规模应该说是比较科学的。

但是目前瓦斯发电机组设备年利用小时数没有科学的统计数据，设备年利用小时数定的较低就会造成机组数量可能过多而闲置，定的较高就会使机组数量过少而无法完全利用抽采的瓦斯。

根据笔者的经验，国产机组设备年利用小时数基本在6000h～6500h，进口机组因所见案例较少，根据部分厂家资料及个别电厂经验，进口机组设备年利用小时数估计在7000h～7500h。

《煤层气（煤矿瓦斯）排放标准（暂行）》（GB21522-2008）规定，煤矿瓦斯抽放系统的高浓度瓦斯禁止排放。因此高浓度瓦斯（甲烷浓度≥30%）的利用应以将抽采的瓦斯全部利用为目标。低浓度瓦斯由于国家对其排放未要求，其发电规模可根据投资者的情况综合考虑。笔者认为可采用第二种方法确定总规模，而按第一种方法确定初期规模，后期可根据瓦斯抽采量、机组运行情况等调整总规模。CMM）输送工艺五、内燃发电机组煤层气（五、内燃发电机组煤层气（CMMCMM）输送工艺

（一）高浓度（甲烷浓度≥30%）煤层气输送工艺

高浓度瓦斯发电一般需设储气罐，储气罐后设瓦斯预处理系统。

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井下的瓦斯通过设在瓦斯抽放站的真空泵抽出，首先送到瓦斯储气罐。储气罐的进、出口管道上设有水封阀，可起到阻火作用。储气罐进口管路设有快速切断阀，当瓦斯中甲烷浓度低于30%时，关闭快速切断阀，打开放空阀，以保证储气罐内瓦斯浓度。储气罐出口管路也设有快速切断阀，当瓦斯预处理系统系统出现故障时，迅速切断与储气罐的联系。瓦斯进、出储气罐管道上设有旁路阀门，在储气罐故障停运时，通过旁路供气。

燃气内燃发电机组对煤层气浓度、湿度、含尘粒度、温度、压力等都有一定要求，煤层气品质的好坏，直接影响机组的发电效率，检修周期和使用寿命。如果进入机组的煤层气品质较高，则可保证煤层气在气缸内的充分燃烧，机组可达到较高的发电效率。检修周期加长，年运行时间增加，机组使用寿命延长。因此为保证发电机组达到良好的运行状态，保障机组的安全稳定运行，高浓度瓦斯输送需配备煤层气预处理系统。

煤层气预处理系统是煤层气输配系统中的一个关键环节，煤层气预处理系统的性能直接关系到机组能否正常稳定的运行，该系统不仅用于实现对煤层气的脱水、增压、去除杂质等功能，还对机组的运行具备安全保护作用，是煤层气收集系统与燃气发电机组之间的燃气输送桥梁。

1、煤层气预处理系统功能

煤层气属于易燃易爆的气体，预处理系统设计应采用安全第一，兼顾可靠性、经济性的原则。根据内燃发动机的状态提供合适的流量、压力，温度，湿度的气体。预处理系统应具备以下功能：

1）除湿脱水功能，降低气体水分含量；自动排水；2）过滤功能，降低气体粉尘杂质含量；

3）自动增压和超压保护功能，稳定系统气体的出口压力、温度和流量；4）在线监测、报警功能，保证系统安全可靠的长期运行；5）全自动运行，具备自身数据采集、显示和远程通讯的功能；2、煤层气预处理系统工作原理

煤层气预处理系统的主要作用是将储气罐来的煤层气进行脱水、除湿、除尘、加压使之满足燃气内燃机进口对瓦斯品质的要求，同时对煤层气的流量、温度、压力、浓度进行控制，使其适应机组在各工况下运行的要求。煤层气预处理系统主要由过滤分离器、

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制冷机组、水泵、冷凝除湿设备、升压风机、精密过滤器、阻火器等组成。

1）煤层气的脱水、除湿

进入预处理系统的煤层气气体为过饱和状态，相对湿度超过100％RH，系统采用冷凝脱水、回温降湿的方法进行脱水处理。

选用风冷式冷水机组，首先制备氟利昂冷冻水，再采用列管式水-煤层气换热器，将进口温度为常温的煤层气降低到较低的温度，再通过风机回温，使系统出口温度不大于60℃时，相对湿度小于60％RH，并在管路出口段取温度信号反馈控制制冷压缩机，以控制冷冻水在冷凝器中的流量以及换热量，保证供气相对湿度小于60％RH且温度在10℃～60℃之间，满足发电机组对进气温度、湿度的要求。

饱和状态的煤层气在水-气换热器中经冷却，从常温降到10℃以下，将有大量的冷凝水析出。经过液气分离器，将液态水与瓦斯气分离开来，经除湿后的干气进入后续设备；而经分离出的冷凝水依靠自身的重量汇集在旋风分离器的底部，通过自动疏水器进行自动排水。

2）增压、稳压

经过脱水、除湿后的煤层气要求采用罗茨风机进行增压处理，考虑管路损失，风机出口压力应满足发电机组进口25～35kPa的压力要求，风机的升压能力达到50kPa即可。系统在管路出口段取压力信号反馈给风机变频器控制风机转速，以保证供气压力均匀稳定。罗茨风机采用防爆型电机，为了降低噪声，在风机的出口处加器，罗茨风机采用闭式水冷却系统直接冷却风机，在风机轴端安装轴温探头用来监测轴温，监测装置具有轴温报警功能。

3）除尘、过滤

过滤系统包括初效过滤、中效过滤和精密过滤（凝聚过滤）在内的三级过滤器，逐级过滤煤层气中不同粒径的颗粒物。初效过滤器主要是将大颗粒的灰尘除去，精度达到10μm；中效过滤与液气分离器合为一体，内置不锈钢丝网板，对液气分离时产生的泡沫进行拦截，提高分离效果；精密过滤器（凝聚过滤）可将较小粒径的杂质除去，精度可达到1μm。三级过滤装置均设有双路系统，以便检修时不影响系统供气。经三级过滤后的含尘粒度和浓度完全满足发电机组的进气要求。

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4）流量调节

罗茨风机作为输送气体风机，选用两用一备，拖动采用变频控制技术，改变风机转速，以满足在要求的供气压力下发电机组用气量随发电量变化的要求。

5）自动排水

系统内的煤层气在管道和设备中遇冷后会产生凝结水，因此在整个系统的管路和设备中都有汇集凝结水的可能，需要及时予以排除。

系统采用自动疏水器实现自动排水，可实现在线连续排水且无瓦斯泄漏的功能。整个系统的排水被集中收集，然后排往厂区的排水系统。

6）安全防护

安全防护主要体现在以下几个方面：

a、在预处理系统的入口处安装气动切断阀实现紧急停机；安装主管路阻火器保护预处理系统的安全；安装主管路手动阀用于人工切断气路。

b、在管路上设置安全阀，当预处理系统超压时进行泄压，保护系统的安全。c、在罗茨风机的进/出管口连接一个回流旁路，在该回流旁路上安装并联压力调节阀，当罗茨风机出口管路供气压力过大时，自动开启通风机入口和出口的旁通管路，使一部分风量回流，从而降低罗茨风机出口管路压力，以保证在系统启动、降负荷等过渡状态下罗茨风机不发生停机情况。

d、具备低压保护、超压保护功能，具备报警和停机两级保护功能。e、具备甲烷含量和氧气含量异常情况下的报警和停机两级保护功能。f、具备罗茨风机轴承温度的报警功能。7）预处理系统控制

系统控制柜布置在控制室，控制柜内由可编程控制器（PLC）实现就地控制，与上位机通讯可实现远程控制。具有数据采集、在线监测、报警和自动停机等功能。具体硬件功能如下：

a、系统配置气体在线监测仪器，及时监测气体成份、流量，当气体甲烷浓度低于30%、氧气浓度超标及发电机组需要等情况下，能够快速切断气源。

b、预处理系统管道内甲烷浓度、系统运行状态等通过硬接线与发动机组的控制系

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统连接。

c、具有在线监测、报警和停机等功能。d、具有历史数据的纪录和保存功能。

e、可以采集并传输下列信号给主厂房集中控制室：①气体入口压力、温度

②气体出口压力、温度、CH4浓度、湿度、流量③预处理车间CH4浓度④储气罐塔节位置

f、设备保护包括报警和停机信号。煤层气预处理系统工艺流程见下图：

CW煤层气预处理系统工艺流程图

（二）低浓度瓦斯（甲烷浓度＜30%）输送工艺

据了解，全国煤矿每年瓦斯抽放量为20多亿立方米，其中甲烷浓度在30%以上、可以安全输送和利用的只有７亿立方米。其余大部分由于甲烷浓度小于30%的低浓度瓦斯，接近5%—16%的爆炸极限，输送不安全而且难以利用。

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为保障煤矿安全生产，充分利用资源，减少温室气体排放，保护生态环境，根据《国家发展改革委关于印发煤矿瓦斯治理与利用总体方案的通知》（发改能源[2005]1137号），山东胜利油田胜动集团组织实施了煤矿低浓度瓦斯细水雾输送及安全发电技术研究项目，2005年12月25日，在淮南谢一矿通过了由生产监督管理总局组织的鉴定。机组以浓度6%—30%的煤矿瓦斯为发电燃料，带负荷运转，成功解决了6%以上低浓度瓦斯抽排放空问题，开创了世界低浓度瓦斯发电先河。鉴定意见认为，细水雾与煤矿抽放瓦斯混合输送等阻火技术，为抽放瓦斯的安全输送创造了条件，其成果达到了国际先进水平。

低浓度瓦斯输送系统工艺流程为：从抽放系统抽出的瓦斯，经低浓度瓦斯输送管道，进入瓦斯内燃机缸体，电子点火系统点燃处于爆炸范围内的低浓度瓦斯，利用其爆炸性推动活塞运动，产生机械能，再由发电机将机械能转换成为电能，经输变电装置输出。

低浓度瓦斯输送系统不设置储气罐和加压设备，依靠抽采瓦斯真空泵的余压输送，由抽放站抽采的瓦斯用管道输送至电厂，在输送管道上设置自动水封阻火器和金属波纹带瓦斯管道专用阻火器，在瓦斯输送总管上阻火器后设置水雾发生器。水泵将雾化水池中的水加压送入水雾发生器，产生细水雾，与抽放站来的瓦斯混合后送至各内燃机。每台内燃机前分别配备一套脱水器，脱水器由旋风脱水和重力脱水串联实现，脱出来的水返回雾化水池再循环使用。脱水后的瓦斯进入瓦斯内燃机。全部过程由计算机监控运行，并确保输送系统压力正常。

为保证煤矿的安全，利用瓦斯的同时必须保证抽放站真空泵的安全运行，低浓度瓦斯处于爆炸浓度区间，极易发生爆炸，不能送入储气罐储存，抽采系统与瓦斯利用输送系统只能直接连接，所以利用低浓度瓦斯发电最重要的环节是保证安全问题。为此在从抽放站到发电站总进气管上，设置了两个水封式阻火器，一个干式阻火器，将内燃机与瓦斯抽采系统隔离。水雾发生器产生细水雾，与抽放站来的瓦斯混合，确保低浓度瓦斯安全输送到内燃发电机组。在机组进气总管处，设置专用的瓦斯阻火器，确保瓦斯输送和发电的安全。

为使整个输送系统工作在设定的压力范围内，在输送系统的主管道上设置一个水封式瓦斯安全放散器。当输送系统管道压力增高时，内套水面下降，外套水面上升；当内

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套水面下降到露出内套下沿时，瓦斯便通过水溢出排空。系统压力可通过改变放散器内的水量来调整。瓦斯的排空是通过水而放散到空中的，因此放散器能够将外部可能存在的火源与系统内瓦斯隔离，实现安全放散。

低浓度瓦斯水雾输送技术提升了煤矿瓦斯资源的利用率，为我国大量抽放的低浓度瓦斯的安全输送和利用创造了条件。

低浓度瓦斯输送工艺流程如下图：

低浓度瓦斯输送工艺流程图

CMM）发电输送管材选择六、煤层气（六、煤层气（CMMCMM）发电输送管材选择

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《城镇燃气设计规范》（GB50028-2006）对城镇燃气管材的选择有明确的要求。根据该规范中燃气管道压力分级，煤层气输送管道属中压B级或低压级。

对钢质管材，煤层气输送管道按该规范要求选用完全可行。煤层气输送管道不推荐采用铸铁管。

对于直埋聚乙烯（PE）燃气管道，储气罐前煤层气浓度不稳定，管道应按《煤矿用聚乙烯管材》（MT558.1）标准选用，储气罐后煤层气浓度稳定，按《燃气用埋地聚乙烯(PE)管材》选用应该是可行的。VAM）逆流氧化技术七、矿井通风瓦斯（七、矿井通风瓦斯（VAMVAM）

矿井通风瓦斯（VAM）有三个比较明显的特点：

其一：排放量巨大，目前年排放量达到～200亿Nm，较西气东输的120亿Nm天然气量还多。相当于～2450多万t标煤，造成巨大的能源浪费。

其二：温室效应后果严重，矿井通风中的CH4是严重的温室气体，其温室效应相当于CO2的21倍。如此巨大的CH4排入大气，对大气环境将造成严重污染。

其三：VAM中CH4排放量很大，其品质也是最差的，其CH4含量一般在0.25～1.0%，无法直接用做燃气，综合利用存在一定技术难度。

VAM逆流氧化技术主要研究方向是可利用浓度0.25～1.0%通风瓦斯，实现控制氧化，在瓦斯浓度较低的情况下，脱开外部电源实现自身氧化，并且收集多余热量实现供热、制冷、发电。

其基本原理是：VAM氧化装置主要由固定逆流氧化床和控制系统两部分组成，排气蓄热，进气预热，进排气交换逆流循环，实现VAM周期性自热氧化反应，其工作过程如下：氧化床先用外部电源加热，创造一个CH4氧化反应的环境（1000℃），VAM由引风机引入氧化床，氧化产热，排气侧固体蓄热，进气侧预热，由换向阀实现VAM逆流换向。VAM中的CH4在氧化床氧化后，一部分热量维持氧化反应，多余部分热量排出氧化床，氧化反应自动维持后，可停掉外部加热电源。

VAM氧化装置主要应用方式为：1、实现温室气体减排获取CERs收益

当VAM中CH4浓度为～0.25%时，VAM氧化装置基本能够维持自身氧化反应，将VAM

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中的CH4转化为CO2和H2O，不需要外部电源加热，也不足以产生额外热量，VAM氧化装置主要用途是实现温室气体减排获取CERs收益。

其工艺流程图见：VAM氧化装置工艺流程图（一）

VAM氧化装置工艺流程图（一）

2、实现温室气体减排获取CERs收益并输出热量或发电

当VAM中的CH4浓度为＞0.5%时，VAM氧化装置除能够维持自身氧化反应外，还可产生额外热量，在实现温室气体减排获取CERs收益同时输出热量。

当VAM中的CH4浓度为＞0.5%时，且通风瓦斯量较大时，VAM氧化装置能够维持自身氧化反应，同时可生产数量可观的蒸汽，拖动蒸汽轮机发电，在实现温室气体减排获取CERs收益同时生产电力。

矿井VAM氧化装置采用何种应用方式应根据矿井自身条件，诸如VAM中CH4浓度、通风瓦斯量、热负荷条件等情况综合考虑。

其工艺流程图见：VAM氧化装置工艺流程图（二）VAM逆流氧化技术缺点主要体现在：

其一：投资较高，处理72万Nm³/h的VAM，配套发电系统，投资超过6000万元；其二：受VAM浓度较大，VAM浓度小于0.25%时；系统不能维持自身氧化，需要消耗大量电力，VAM浓度小于0.5%时，配套蒸汽发电系统收益不高；

其三：场地占用大，系统较为复杂；

其四：单纯依靠发电、供热收益不高，需要完善碳交易才能收到较好收益。

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煤层气发电简介

VAM逆流氧化技术优点主要体现在：

可根据矿井通风量规划VAM逆流氧化规模，节能减排较为彻底。

鉴于申请CDM实际操作存在比较大的难度，并且中国2012年也要承担减排义务，国家应加大支持力度，使企业在脱离碳交易基础上，仍有积极地市场动力。

VAM氧化装置工艺流程图（二）第15页

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CMM）发电产业存在的问题八、煤层气（八、煤层气（CMMCMM）发电产业存在的问题

利用煤层气发电是一种有发展前景的新兴产业，但目前在产业环境和技术两方面仍存在一些问题。

1、技术问题

1）由于煤层气发电是近年来发展起来的新兴技术，主机设备尚未形成标准产品系列，各生产厂的产品型号、规格都不相同，对辅助系统的要求各不相同，目前国内没有专门针对煤层气电厂的设计、施工及验收规范，缺乏系统的安装、调试、性能考核、验收、运行维护、检修等标准。这些都对煤层气电站的设计、安装、运行带来一定的困难。随着煤层气发电技术的发展，迫切需要针对煤层气电厂的相关国家标准的制定，以保证煤层气电厂的工艺设计合理，保障运行安全。

2）低浓度煤层气发电技术的开发成功，大大扩展了可利用的煤层气资源量，有着广阔的市场前景。但在技术方面还存在一定局限性，目前只在500kW的小型机组上成功运行，煤层气的输送距离有限，设备的性能还不稳定，效率较低，相关技术标准不完善，因此低浓度煤层气发电技术有待进一步发展完善。

2、问题

1）虽然国家对瓦斯发电相继出台了一些优惠措施，比如降低税率，先征后返，鼓励自发自用，多余上网，给予较高的上网电价和电价补贴等等优惠，但由于部门利益、行业保护，国内许多地方得不到落实，瓦斯发电上网也存在重重障碍。有的地方虽允许上网，却故意压低上网电价，了瓦斯发电行业的发展。

2）煤层气与煤炭是同一储层的共生资源，但长期以来，两种资源矿业权分别设置，一些地区存在矿业权交叉重叠问题。近年来，国家有关部门围绕解决煤、气两类开发主体存在的矛盾也曾颁布过一些文件，但由于现行的缺陷及统筹作用乏力，对一体化主体确定、责任权利义务等法规又都缺乏明确的强制性的硬约束，效应很难实现最大化。

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九、结语

我国煤层气储量丰富，利用煤层气发电供热，是资源综合利用的重要途径，可促进企业循环经济的发展，有利于保障煤矿安全生产，能减排大量温室气体，属于清洁发展机制（CDM）项目，具有良好的社会效益和环境效益。煤层气发电已被列入国家鼓励的产业目录，被越来越多的煤炭企业所重视并纳入发展规划。在国家的鼓励引导下，煤层气发电作为一种新兴能源产业将得到迅猛发展。

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