低瓦斯浓度发电技术

低浓度瓦斯发电技术

瓦斯发电公司企业标准

低浓度 瓦斯发电技术

深圳怡昌动力技术有限公司

低浓度瓦斯发电技术

前言

煤炭是我国一次能源的主体。煤炭工业承载着经济发展、社会进步和民族振兴的历史重任。煤矿安全工作是全国工业安全工作的重中之重。

《煤矿瓦斯治理与利用总体方案》提出，全国煤矿瓦斯治理与利用工作的发展导向是：树立“瓦斯事故可以预防和避免”、“瓦斯是资源和清洁能源”的意识，依靠科技进步，大力发展先进生产力，正确处理安全与生产的矛盾；通过瓦斯治理与利用，提高煤矿生产力水平，保护矿工生命，节约利用资源，保护生态环境；用严格的安全准入标准，逐步淘汰落后生产力，构建安全、高效、节能、环保的煤炭产业新秩序；用市场化原则调节国家、行业、企业三者利益关系，形成煤炭生产良性循环机制，推动煤炭产业升级；努力建设本质安全型煤矿，确保能源稳定供应和煤炭工业可持续发展。因此，我公司基于成熟的内燃机技术，结合煤矿瓦斯的特点，对柴油发电机组加以改造而成。它由原来燃油改为燃烧瓦斯，发动机驱动发电机运转，达到由机械能转化为电能的目的。

针对煤矿瓦斯浓度不稳定、压力波动大的特点，瓦斯发电机组在燃料供给系统中，采用先进的电子控制系统。首先，发电机组混合器腔内的氧传感器提供精确控制信号，通过步进电机控制空气和瓦斯的流量，实现对空燃比的精确控制，即甲烷与氧气的体积比为1：2。在机组运行过程中，甲烷的含量控制在5％—16％爆炸极限之间，电子点火后，甲烷在气缸内充分爆炸做功，内燃机活塞上下往复运动，带动曲轴旋转，从而发电机转子切割磁力线发出电能。这种技术使内燃机无条件地适应了煤矿瓦斯的特点，解决了因瓦斯不稳定而影响发电机组功率波动大的问题。

采用瓦斯与空气先混合，后增压技术，调低燃比，配合新概念预燃室技术，利用局部点火能量相对优势，尔后放大点火能量，加快甲烷燃烧速度，降低发动机负荷，增加发动机功率，从而大大提高经济效益。这种利用预燃室、电子点火的贫燃技术加大了点火能量，保证了低热值燃气的正常点火，同时降低了排放，减少了环境污染。

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目

录

1 瓦斯抽放技术 ................................................................................................................................... 1 1.1 抽放瓦斯的目的和意义 .................................................................................................................. 1 1.2 瓦斯气体的输送 ............................................................................................................................. 1 1.2.1 湿式液位自控水封阻火技术......................................................................................................... 2 1.2.2 瓦斯细水雾灭火技术 ................................................................................................................... 2 1.2.3 低浓度瓦斯安全输送工艺技术 ..................................................................................................... 3 1.2.4 瓦斯流量计算 .............................................................................................................................. 4 1.2.5 瓦斯输送管道直径计算 ................................................................................................................ 4 1.2.6 管道上细水雾发生器安装数量计算 .............................................................................................. 5 1.2.7 成雾水量计算 .............................................................................................................................. 5 1.2.8 安全输送管道的基本规定 ............................................................................................................ 6 1.2.9 输送管道安全要求 ....................................................................................................................... 7 1.2.10 地面瓦斯排空 ............................................................................................................................ 8 1.3 控制系统........................................................................................................................................ 9 2 瓦斯发电 .......................................................................................................................................... 9 2.1 瓦斯发电的技术难点 .....................................................................................................................10 2.2 煤矿瓦斯发电关键技术 .................................................................................................................10 2.2.1 等真空度膜片混合技术 ...............................................................................................................11 2.2.2 文丘里电控混合器混合技术........................................................................................................11 2.2.3 双蝶门混合器电控技术 ...............................................................................................................11 2.2.4 瓦斯低压进气混合技术 ...............................................................................................................11 2.2.5 低压大流量先导调压控制技术 ....................................................................................................12 2.2.6 TEM 电子管理技术.....................................................................................................................12 2.2.7 瓦斯阻火技术 .............................................................................................................................12 2.3 煤矿低浓度瓦斯发电技术 ..............................................................................................................12 2.3.1 低浓度瓦斯发电条件 ..................................................................................................................12 2.3.2 瓦斯发电机组主要技术特点........................................................................................................12 2.3.3 低浓度瓦斯发电技术的安全性 ....................................................................................................14 3 燃气发动机组对燃气的要求 ...........................................................................................................16 3.1 机组对煤矿瓦斯的要求 .................................................................................................................16 3.2 机组对沼气的要求.........................................................................................................................16 3.3 机组对天然气的要求 .....................................................................................................................16 3.4 机组对焦炉煤气的要求 .................................................................................................................17 3.5 机组对发生炉煤气的要求 ..............................................................................................................17

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3.6 机组对秸秆气的要求 .....................................................................................................................17 3.7 机组对油母页岩气体的要求 ..........................................................................................................18 4 济柴1100GF-WK2型瓦斯发电机组经济效益分析 ...............................................................................18 4.1 一般参数.......................................................................................................................................18 4.2 单台瓦斯发电机组运行经济效益分析 ............................................................................................19 4.3 结论..............................................................................................................................................20 5 煤矿瓦斯往复式内燃机发电站安全要求............................................................................................20 5.1 放散管 ..........................................................................................................................................20 5.2 瓦斯预处理区................................................................................................................................20 5.3 站址选择.......................................................................................................................................20 5.4 瓦斯电站总平面布置要求 ..............................................................................................................21 5.5 瓦斯电站建（构）筑物防火及安全疏散 .........................................................................................21 5.6 发电机房通风................................................................................................................................23 5.7 瓦斯电站排烟................................................................................................................................23 5.8 电气系统.......................................................................................................................................23 5.9 防雷、防静电和接地 .....................................................................................................................24 5.10 噪声 ............................................................................................................................................24 5.11 消防 ............................................................................................................................................24 5.12 通讯 ............................................................................................................................................25 5.13 监控 ............................................................................................................................................25 5.14 标志 ............................................................................................................................................25 6 运行安全要求 ..................................................................................................................................26 6.1 组织机构与人员管理 .....................................................................................................................26 6.2 安全管理制度................................................................................................................................26 6.3 应急预案.......................................................................................................................................26

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1 瓦斯抽放技术

1.1 抽放瓦斯的目的和意义

煤矿瓦斯是指储集在煤层中的一种非常规天然气(其主要成分是甲烷)，是在煤矿采煤过程中自动散发出来的一种有害气体，无色、无味、易燃、易爆。当空气中甲烷的体积分数达到5%～16%时，遇明火就会发生爆炸。瓦斯是煤矿的“安全杀手”，但同时瓦斯也是一种洁净能源，有较高的利用价值，被称为“第二煤炭资源”。

为了减少和解除矿井瓦斯对煤矿安全生产的威胁，利用机械设备和专用管道造成的负压，将煤层中存在或释放出的瓦斯抽出来，输送到地面或其他安全地点的做法，叫做瓦斯抽放。

简单说来，抽放瓦斯的目的就是为了减少和消除瓦斯威胁，保证煤矿生产安全。其重要意义主要有以下3点。

1） 抽放瓦斯可以减少开采时的瓦斯涌出量，从而可减少瓦斯隐患和各种瓦斯事故，是保证安全生产的一项预防性措施。

2）抽放瓦斯可以减少通风负担降低通风费用；还能够解决通风难以解决的难题。 3）煤层中的瓦斯同煤炭一样是一种地下资源，将瓦斯抽出来送到地面作为原料和燃料加以利用，“变害为利”、“变废为宝”，可以收到节约煤炭、保护环境的效果和可观的经济效益。

1.2 瓦斯气体的输送

正常情况下，浓度较高的瓦斯在抽放和输送过程中，一般不会发生爆炸事故。但当井下抽放系统被破坏、管路积水堵塞或损坏进氧，管内瓦斯浓度降低时，遇有火源即可能导致瓦斯爆炸，也可能由于突然停泵、机械故障抽放失常或地面放空管受雷击起火而发生回气、燃爆等事故。因此，《煤矿瓦斯治理与利用总体方案》规定，干式抽放瓦斯机吸气侧管路系统中，必须装设“三防装置”，并定期检查，保持性能良好。

目前通常采用的三防装置按其结构大致分为：水封式（如图1所示）、铜网式（图2所

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图1、水封式防爆炸防回火装置

1-进气管；2-箱体；3-排气管；4-注水管；5-水； 6-安全盖（胶皮板制作）；7-放水口；8-玻璃管水位表；

示）、板片式、卵石式和多能式等几种型式。

图2、铜网式防爆炸防回火装置 1- 挡圈；2-铜丝网；3-活法兰盘接头；

1.2.1 湿式液位自控水封阻火技术

水位自控水封阻火的基本原理是，当火焰通过水层时，火焰与水接触，能量被水吸收，化学反应的自由基减少并消除。水位自控水封阻火防爆器采用雷达监测水位和计算机自动控制，当水位低于设定下限时自动补水，当水位高于设定上限时自动放水，从而维持水位在设定的安全高度，保证阻火防爆器可靠工作。水位自控水封阻火防爆器构成如图1所示。水位自控水封阻火防爆器主要用于低浓度瓦斯输送。 1.2.2 瓦斯细水雾灭火技术

1) 细水雾灭火机理如下：

冷却。细水雾颗粒直径越小，相对表面积越大，受热后更容易汽化。在汽化过程中，从燃烧区吸收大量的热量，使燃烧区温度迅速降低，当温度降至燃烧f临界值以下时，热分解中断，燃烧随即终止。

稀释。火焰进入细水雾后，细水雾迅速蒸发形成蒸汽，由液相变为气相，气体急剧膨胀，比表面积膨胀约1760倍，最大限度地使燃烧反应分子在空间上距离拉大，抑制火焰传播。

细水雾有3种形成方法，一种是高压水在喷嘴处形成旋转流，喷出后扩散，形成水雾；另一种是水由高压空气进行引流混合，喷出后膨胀形成水雾；第三种方法采用高压水流喷出后高速碰撞硬壁，溅射形成细水雾。方法一在高速气流下容易产生无雾通道，影响阻火灭火

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效果；方法二不适合于低浓度瓦斯输送应用场合；利用方法三设计制造的水雾发生器经试验，阻火灭火效果非常理想。

按照上述技术方案制造的细水雾发生器，利用其管道连接法兰连接在瓦斯输送管道上，每隔一定距离安装一个细水雾发生器，向其进水口提供高压水，其腔体内及附近管道内即充满了细水雾。瓦斯由输送管道的始端流向末端，在流通过程中混合了一定量的细水雾，瓦斯不易燃烧或爆炸。如果输送末端发生回火或爆炸，每一个细水雾发生器相当于一个阻火器，能防止沿管道逆向蔓延，解决了煤矿瓦斯长距离安全输送的技术难题。

2) 水雾发生器的一般规定

a、输送装置用水水质应为软化水并循环使用，碳酸钙含量应小于150mg/L，悬浮物

小于5mg/L。

b、水雾发生器入口处水压宜在0.8MPa～1.2MPa之间。水泵应按一级负荷要求供电，

要设置供水能力与主水泵相同的备用水泵，并要求在主水泵出现故障时备用水泵能自动投入正常运行。

c、瓦斯输送管道安装应向下往回水池倾斜，斜度不小于1：0.01。

d、输送装置瓦斯入口压力应不大于20kPa，出口压力应不小于3kPa。输送装置水雾

覆盖段管道压力降应不大于1kPa/100m。

e、瓦斯输送管道上水雾发生器设置间隔应不超过20m，若瓦斯输送管道长度不足20m，

则应至少设置一个水雾发生器。

f、输送装置在寒冷地区使用时，应采取防冻措施。

g、瓦斯泵站瓦斯出口与湿式阻火泄爆装置之间的管道距离L1应不超过10m,配套瓦

斯发电机组时，脱水器与瓦斯发电机组之间的管道距离L2不超过20m。 1.2.3 低浓度瓦斯安全输送工艺技术

低浓度瓦斯安全输送技术工艺流程概括起来就是：“3+4×1”的技术有机组合，“3”就是3种防火、阻火技术结合，来提高安全可靠性，即细水雾阻火、金属波纹带阻火和雷达控制水位的水封卸爆阻火技术的串联。第一个“1”是指在输送管道的末端设置了一级脱水器，第二个“1”是指细水雾供水系统，第三个“1”是指在整个系统中，设置了一套瓦斯输送压力控制机构，限定瓦斯最高压力，第四个“1”是整个输送系统中设置了一台煤矿瓦斯细水雾输送电子管理系统。来自瓦斯泵站的瓦斯首先进入水位自控水封阻火防爆器，再经过金属波纹带瓦斯管道阻火器，从根本上保证了系统的安全可靠。如果瓦斯输送量超过发电利用量，

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瓦斯安全放散器可以自动打开，将富余的瓦斯排空。煤矿瓦斯进入细水雾管道后，细水雾与瓦斯全程连续混合输送。水雾发生器根据瓦斯输送量进行设计选型，在输送管道上等距离安装。输送管道要保证一定斜度，便于细水雾凝结回流。细水雾与瓦斯混合物经末端水封阻火防爆器进入瓦斯发电站。在输送末端设置瓦斯压力、温度、流量及浓度测量点，此参数由计算机统一监控。每台瓦斯发电机组配套一组旋风脱水和重力脱水装置，脱水后的瓦斯再经一道瓦斯管道阻火器供瓦斯发电机组发电。细水雾输送系统所需要的水可循环使用。 1.2.4 瓦斯流量计算

根据抽放瓦斯的浓度、流量及拟建设瓦斯电站与抽放站的测绘距离，并结合抽放瓦斯流量、浓度变化趋势，计算确定输送装置的输送管道直径和成雾水量。

根据煤矿瓦斯泵站瓦斯现有抽采浓度和抽采量，确定瓦斯输送量。

V=K0V′??????????????⑴

式中：

V——工作状态下的瓦斯输送体积流量，单位为立方米每小时（m/h）； V′——煤矿瓦斯抽采体积流量，单位为立方米每小时（m3/h）； K0——调整系数，一般取值0.8～1.2。

说明：当抽放瓦斯浓度、流量变大时，K0取较大值；反之，K0取较小值 1.2.5 瓦斯输送管道直径计算

根据瓦斯输送量计算瓦斯输送管道直径，以管道内瓦斯流速不超过15m/s为计算依据。 按体积流量计算管径：

3

d=18.8 ??????????????⑵

ω

V

式中：

d——管道内经，单位为毫米（mm）；

V——工作状态下的瓦斯体积流量，单位为立方米每小时（m3/h）； ω——工作状态下的流速，单位为米每秒（m/s）。

工作状态下的体积流量可由标准状态（0℃，绝对压力101.325kPa）下的体积流量换算而得：

V=

0.1V0(273?t)273p???????????????⑶

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式中：

V0——标准状态下的瓦斯体积流量，单位为立方米每小时（m3/h）； t——瓦斯工作温度，单位为摄氏度（℃）； p——瓦斯绝对工作压力，单位为兆帕（MPa）。 1） 冷却塔水管管径计算

M=4πd2V???????????????⑷

M——需要冷却的水量； d——管径；

V——流速，取2m/s。

每台500kW的机组需要的冷却水量为50m3/h。 每台1000kW的机组需要的冷却水量为100m/h。 2） 常用机组的计算

500kW机组的热耗值为≤11MJ/kWh，1Nm瓦斯的热值约为35.2MJ，由此可以计算出500kW的机组需要瓦斯的流量V为156.25Nm3/h÷a%（浓度）；ω≤15m/s一般取值为10左右。

1000kW机组的热耗值为≤10MJ/kWh，1Nm3瓦斯的热值约为35.2MJ，由此可以计算出1000kW的机组需要瓦斯的流量V为284.1Nm3/h÷a%（浓度）；ω≤15m/s一般取值为10左右。 1.2.6 管道上细水雾发生器安装数量计算

细水雾发生器安装数量由瓦斯电站与抽放站之间的距离决定。 m=20+1???????????????⑸

式中：

m——细水雾发生器数量； L——输送装置水雾覆盖段长度。

1.2.7 成雾水量计算

成雾水量由瓦斯输送流量和输送距离决定，一般要求在瓦斯输送管道内单位容积水量为 12L/（m3·min）～18L/（m3·min）。 1） 水雾发生器设计流量：

n1

3

3

L

Qj??q??????????????⑹

ii?1式中：

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Qj——水雾发生器设计流量，单位为升每分钟（L/min）； n——水雾喷头的数量；

qi——水雾喷头的流量，单位为升每分钟（L/min）。 2） 水循环装置水池蓄水量：

W≥2n0Qj??????????????⑺

式中：

W——水池储水量，单位为升（L）； n0——水雾发生器数量。

1.2.8 安全输送管道的基本规定

1） 煤矿低浓度瓦斯管道输送安全保障系统设计时应遵循“阻火泄爆、抑爆阻爆、多级防护、确保安全”的基本原则。

2） 在煤矿低浓度瓦斯管道输送系统中靠近可能的火源点（发电机组、地面排空管口、自然和易自燃煤层采空区抽瓦斯管入口等）附近管道上，应安设安全保障设施，确保管道输送安全。

3） 发电用瓦斯管道输送系统中宜安设防逆流装置，防止抽采泵突然停泵而出现回流。 4） 低浓度瓦斯管道输送系统不得设置缓冲罐。 5） 加压设备应选择湿式压缩机。 6） 抽采设备应选择湿式抽采泵。

7） 正压输送时，输送压力不宜超过20kpa。 8） 脱水器内应无机械运动零部件和电器部件。

9） 在管道输送系统中应设置安全监测控制设施。安全检测控制设施除应符合MT209的有关规定外，还应具有以下功能：

a、瓦斯管道输送安全保障设施的的状态参数监测、显示及报警；

b、在发生瓦斯燃烧或爆炸时，检测控制设施应能控制安全保障设备快速启动，将瓦

斯燃烧或爆炸控制在一定范围内。

10）安设在瓦斯输送管道上的所有安全设施应符合各自产品的通用技术条件。 11） 安全保障设施安设段管道及附件应能承受正压2.5MPa的压力，其他管道及附件应能承受正压1.0MPa、负压0.097MPa的压力。安全保障设施安设段管道宜选用金属管道，当选用非金属管道时，其管材还应符合AQ1071的有关规定。

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1.2.9 输送管道安全要求

1） 瓦斯发电用低浓度瓦斯管道输送安全保障设施应安设阻火泄爆、抑爆、阻爆三种不同原理的阻火防爆装置。阻火泄爆装置应选择水封阻火泄爆装置，抑爆装置可选择自动喷粉抑爆装置、细水雾输送抑爆装置和汽水两相流输送抑爆装置中的一种，阻爆装置应选择自动阻爆装置。

2） 安全保障设施安设段火焰传感器至自动阻爆装置之间的管道，安全保障设施的安装顺序应为：第一级阻火泄爆装置，第二级抑爆装置，第三级阻爆装置。

3） 监控用火焰、压力传感器安装在支管上脱水器的两侧，火焰传感器位于脱水器与发电机组之间，距离脱水器2米至3米，压力传感器位于脱水器与分管之间，距离脱水1米至2米。

4） 水封阻火泄爆装置的安设位置距最远端支管的距离（沿管道轴向距离）应小于30米。

5） 水封阻火泄爆装置应能自动控制水位，确保其有效阻火的水封高度。

6） 抑爆装置选用自动喷粉抑爆装置是，其安设位置距离最近的火焰传感器的距离（沿管道轴向）为40m～50m；选用细水雾输送抑爆装置或汽水两相流输送抑爆装置时，其安装始端距水封阻火泄爆装置的距离不大于3m。

7） 自动阻爆装置距抑爆装置末端的距离不大于10m。

8） 安全保障设施任一装置的运行参数不能满足安全要求时，其安装始端距水封阻火泄爆装置的距离不大于3m。

9） 安全保障设施安设段管道公称内径不大于500mm。

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1.2.10 地面瓦斯排空

1） 抽出的低浓度瓦斯不利用时，其地面排空管路应安设阻火泄爆、抑爆两种不同原理的阻火防爆装置。阻火泄爆装置宜采用水封式阻火泄爆装置，抑爆装置宜采用自动喷粉抑爆装置，其安设位置如图所示。

2） 自动喷粉抑爆装置监控用火焰传感器安装在排空管上，距排空管出气口的距离（沿管道轴向）应小于5m。

3） 自动喷粉抑爆装置的安设位置距火焰传感器的距离（沿管道轴向）30m～60m。 4） 易自燃、自燃煤层的井下踩空区低浓度瓦斯抽采，应在靠近抽采地点管道上安装抑爆装置。抑爆装置宜采用自动喷粉抑爆装置。

5） 自动喷粉抑爆装置的安设地点距最近的抽采瓦斯管口的距离（沿管道轴向）应小于100m。

6） 自动喷粉抑爆装置应至少安设一组，每组抑爆装置需安设两个喷粉罐，两个喷粉罐之间的距离为50m。

7） 抑爆装置的火焰传感器应安设在自动喷粉抑爆装置与抽采管进气口之间，距离抑爆装置的距离（沿管道轴向）应大于50m。

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1.3 控制系统

1）控制系统除符合国家相关标准的规定外，还应具有下列功能： 2） 输送装置应设有自动控制、手动控制两种控制方式； 3） 实时显示系统运行状态，并可再现历史运行状态；

4） 监控瓦斯压力、瓦斯温度、瓦斯流量、瓦斯浓度、水池水位、水雾发生器水压、成雾水泵流量、湿式阻火泄爆装置内的水位及泄压溢流阀工作状态等参数，输送装置参数超限声光报警并输出控制信号，自动执行相应操作；

5） 能控制输送装置管道控制阀门的开启与关闭； 6） 主水泵出现故障时，备用水泵能自动投入正常运行。 2 瓦斯发电

我国煤层气资源丰富，居世界第三，每年在采煤的同时排放130亿m3以上的瓦斯，约折合标煤1 600万t。

过去除了供暖外，煤层气没有找到合理的利用手段，未能充分利用，所以，抽放瓦斯绝大部分排人大气，花去了费用，浪费了资源，污染了环境。

开发利用煤矿瓦斯具有以下重要意义：

1)中国的常规石油、天然气资源相对缺乏，20多年来，中国经济迅速发展，对能源的需求也越来越大，近年来，中国对国际能源市场的依赖程度日渐加大，中国要想保持经济持续快速的增长，有必要开发新的能源，改变原有不合理的能源结构；

2)开发利用煤矿瓦斯具有可观的经济效益，现阶段国内外原油、天然气、煤炭等常规能源的价格不断攀升，而开发利用煤矿瓦斯可以伴随着煤矿开采的工程进行，节约工程成本；

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3)煤矿瓦斯是煤矿事故的罪魁祸首，国内煤矿矿难70%～8O%都是由瓦斯爆炸或突出引起，加大煤层瓦斯抽采可以减少矿道内的瓦斯含量，有效预防事故发生；

4)煤矿瓦斯的主要成分是甲烷，是主要的温室气体之一，其对大气臭氧造成的破坏是CO2

的22倍，如果对煤矿瓦斯进行开发利用，还可减少碳排放。

伴随着煤炭资源的勘探和开采，煤矿瓦斯作为伴生资源被大量发现。煤矿瓦斯按所含甲烷浓度分为四大类：一类是地面抽采煤层气，甲烷浓度大于80%，主要用于民用、汽车燃料、发电等；二类是煤炭开采过程抽排出，甲烷浓度在30%至80%之间的瓦斯，称为高浓度煤矿瓦斯，主要用于民用、化工、发电、燃烧等；三类是煤炭开采过程抽排出，甲烷浓度大于或等于3%且小于30%的，称为低浓度瓦斯，目前小部分用于发电，大部分直接排空；四类是煤矿通风系统中排出的甲烷浓度低于1%的，称为“通风瓦斯”，直接放散。目前，乏风氧化发电技术研究还处于起步阶段。 2.1 瓦斯发电的技术难点

不同的发电设备其系统构成和技术难点是不一样的，以燃气内燃机作为煤矿瓦斯发电设备需要解决以下技术难点。

对于体积分数大于30%的高浓度煤矿瓦斯，一般采用建造储气柜来保存和缓冲瓦斯供给，从而使供给机组的瓦斯压力和浓度波动较小，对发动机稳定运行非常有利，但发动机如果不能实现闭环控制，当瓦斯浓度变化时会导致机组功率的大幅变化，瓦斯突变超过发动机允许的范围将会出现爆震，造成烧蚀活塞、拉缸、连杆断裂等恶性事故。有的用户不具备建储气柜条件，就会给机组运行带来新的问题，一是到机组的瓦斯浓度突变速度快，需要机组快速调节；二是机组快速调节又将引起瓦斯压力升高，破坏其调节作用，因此需要对机组供气压力进行调节，压力高时通过排空管进行排空或通过变频增压泵进行压力控制。

对于体积分数在6%～30%的煤矿瓦斯，由于瓦斯浓度的变化有可能造成瓦斯浓度临界爆炸极限范围内，因此必须采取可靠的阻火措施，保证发动机回火不会造成火焰在管网中传播。另外，瓦斯浓度和压力的变化对空燃比的影响更大，为保证发动机可靠运行，机组对瓦斯压力的控制精度要求更高。归纳起来就是一要“技术安全”，二要“适应不同地区不同时间的瓦斯浓度的变化”，三要“适应压力的变化”。 2.2 煤矿瓦斯发电关键技术

煤矿瓦斯发电关键技术可以概括为瓦斯混合、自动控制、安全阻火三大类，细分为以下几项。

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2.2.1 等真空度膜片混合技术

主要用于甲烷体积分数大于75%的煤层气，调整混合器燃气供气压力和节流调节阀的开度，可以实现空燃比随功率变化的匹配特性，低负荷空燃比小，高负荷空燃比大。该技术无法自动适应瓦斯浓度的变化，但由于地面开发的煤层气成分非常稳定，随时间的变化非常缓慢，相当于天然气，因此，这种混合器能满足高浓度煤层气应用场合。 2.2.2 文丘里电控混合器混合技术

文丘里电控混合器采用文丘里管原理，利用空气在文丘里管流动产生一个负压力，使瓦斯从侧通道进入混合器进行混合。当瓦斯浓度变化时，控制系统自动进行控制，调整混合器瓦斯通道的开度，从而使混合气浓度保持稳定。这种混合器可以适应体积分数为30%～55%和45%～75%的瓦斯混合需要。 2.2.3 双蝶门混合器电控技术

对于低浓度瓦斯，如果体积分数为25%，空气与瓦斯混合的体积比大约为3：1，如果瓦斯体积分数降为1O％，那么空气与瓦斯混合的体积比大约为9：1。因此，常规的混合器无法满足低浓度瓦斯混合的需要。

空气通道和燃气通道分别经过电动控制的蝶阀来调节流量，瓦斯浓度增加时，TEM 控制系统进行闭环控制，减小瓦斯通道的开度或加大空气通道的开度，使空燃混合体积比加大，从而使混合气的浓度保持不变。这种混合器工作范围宽，可以用于体积分数为6%～3O%的瓦斯混合。

2.2.4 瓦斯低压进气混合技术

天然气与地面开发的煤层气压力和浓度都比较高，因此可以采用增压后混合方式。矿井抽排瓦斯压力一般在10kpa，体积分数多在1O %～55%，比较适合于空气与瓦斯增压前预混合，混合器前瓦斯压力为0就可满足要求，因此机组供气压力只需3Kpa～5kPa就能正常运行，提高了投资经济性。

通过废气涡轮增压器，利用发动机排气余热将混合后的瓦斯和空气同时增压。增压后的混合气压力一般在0．10MPa(表压)以下，温度在120℃以下，距CH4自燃着火温度650℃很远。增压器以每分钟数万转的速度旋转，气流高速运动，即使在增压器内由于机械原因“打火”，也会因强烈的气流流动导致火星熄灭，不会引起混合气爆炸。实践证明，瓦斯与空气先混合后增压在安全方面是可靠的，实现了直接应用煤矿抽放瓦斯发电的目的。

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低浓度瓦斯发电技术

2.2.5 低压大流量先导调压控制技术

在通道节流面积一定的情况下，流量近似与压力差的1／2次方成正比。空气进气压力为0，需要瓦斯进口压力也为0，而双蝶门混合器后的压力为0Kpa～2kPa负压，如果调压阀的出口压力变化0．5kPa，那么意味着瓦斯流量变化一倍。因此，低浓度瓦斯发动机要求调压阀调压精度高，普通的单级调压阀无法满足使用要求。低压大流量先导调压阀采用导阀对调压阀出口进行放大，形成控制气压加到主阀的调压腔，使调压阀实现精细调整。 2.2.6 TEM 电子管理技术

全电子管理系统简称TEM 系统。它主要实现了计算机数据采集、控制、显示、报警保护、通信、数据记录保存和打印功能。采集的数据有4类：发动机运行的缸温、排温、油压、油温、转速、水温；机组输出的电压、电流、功率、功率因数等电参数；混合器空气通道和瓦斯通道开度；电站瓦斯压力和浓度。计算机根据发动机的功率、转速和缸温的变化自动发出调整信号，使混合器控制电机转动，以此来调整混合器空气通道和瓦斯通道的开度，实现混合气的浓度保持不变。 2.2.7瓦斯阻火技术

瓦斯管道阻火器的原理。当火焰通过金属板狭窄通道时，由于火焰表面的化学反应放热与散热条件不匹配，使火焰熄灭。火焰以一定速度进入金属板狭缝时，火焰靠近狭缝冷壁处，作为化学反应活化中心的自由基和自由原子与冷壁相碰撞放出能量，这相当于反应区的热量流向冷壁边界，从而当火焰面达到一定距离时，开始形成熄火层，随着火焰面的运动，熄火层厚度不断增大，以至自由基进入熄火层内就复合成分子并放出能量，自由基越来越少直到没有，火焰熄灭。

2.3 煤矿低浓度瓦斯发电技术 2.3.1 低浓度瓦斯发电条件

低浓度瓦斯发电必须解决两个问题：一是发电机组要适应瓦斯浓度和压力的变化要求；二是要有安全的瓦斯输送系统，保证安全发电。 2.3.2瓦斯发电机组主要技术特点

1） 空燃比自动调节技术

通过计算机实现发动机空燃比闭环控制，对于低浓度瓦斯，设计大口径瓦斯进气通道。瓦斯与空气分别由电动蝶门进行控制。当CH4的浓度变化时，发动机自动实时监控燃烧状况，由中央控制单元发出指令，执行器调整燃气通道，从而改变燃气进气量，达到自动调节混合

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低浓度瓦斯发电技术

比的目的，使发动机空燃比始终保持在理想状态，整个过程自动实现。无空燃比自动调节技术的机组理论上不能应用于瓦斯发电，实践也证明没有空燃比自动调节技术的机组国内没有成功使用的案例。

2）低压进气技术

针对抽排瓦斯压力低的特点，机组采用瓦斯与空气先混合后增压技术适应煤矿瓦斯压力低的特点。该技术的应用，可实现直接应用煤矿抽排瓦斯发电的目的。瓦斯压力到调压阀前达到3kPa以上就可以达到使用条件，不需要增加加压装置，减少投资。未采用此技术的机组需要加压装置，增加了投资;同时低浓度瓦斯压力升高时，爆炸极限迅速变宽，增加了安全隐患，消耗了电力，降低了发电效益。

3） 稀薄燃烧技术

通过合理匹配配气系统，利用自主知识产权的新概念燃烧室技术和缸温控制技术，共同实现稀薄燃烧，降低热负荷，提高了机组对燃气的适应性和机组的热效率，其动力性和可靠性大大提高。未采用此技术的机组，机组容易爆震，同时对燃气的潮湿性较为敏感，表现为点火困难或点火不连续，直接影响机组运行的可靠性。

4） 防回火技术

公司针对低浓度瓦斯的特点，研制了金属波纹带瓦斯管道专用的阻火器，用于发动机的三处阻火点，防止发动机回火。此专用阻火器通过了国家消防总局的批准。

5） 数字点火技术

该技术为胜利动力机械有限公司专利技术，点火系统与美国ALTRONIC公司的产品配套使用，通过在世界范围内的使用证明：该系统具有较高的可靠性，尤其适用于大功率机组，保证燃气燃烧充分，机组可靠运行。此点火系统尤其适合多缸机型，使每个气缸都能在最佳状态工作，发挥机器的最佳性能。

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低浓度瓦斯发电技术

6） 电子调速技术

选用美国Woodward电调系统，该系统是当前世界最先进的大功率调速系统，经过20多年燃气机研发经验和国内外机组的使用验证，该调速系统的使用性能优越，具有高稳定性和反应快速等优点，适合多台机组并车或并网时使用，可达到精确的速度控制，使机组调速率稳定。

7） TEM(工控计算机)技术

利用TEM（工控计算机）系统对瓦斯浓度、发动机缸温、排温、混合器转角、监控仪测量参数、电量参数进行采集记录与故障报警，并能自动调节混合器控制阀开度，使机组始终处于最佳工作状态。进气总管装甲烷传感器，符合煤矿防爆要求。TEM系统还可以根据用户的需要实现信息远传和远程监控。 2.3.3 低浓度瓦斯发电技术的安全性

1） 机组本身的安全性

500GF1-3瓦斯发电机组在设计时充分体现了最初的设计原则，充分考虑瓦斯气体的易燃、易爆性，尤其低浓度瓦斯。机组本身具有多种安全保护装置：

短路保护：利用主回路低压断路器的延时脱扣器做短路保护电器，动作电流整定8-10倍额定电流。

过电流保护：利用机组上的过流继电器检测过流信号，按照发电机额定电流的1.25倍整定。

欠压保护：在主回路低压断路器装设失压脱扣器，当发电机电压低于50%—60%额定电压时，使主断路器分闸。

逆功率保护：采用反时限逆功率保护机组，并联运行时发生5%-15%额定功率的逆功率时，10s内逆功率保护装置使主断路器分闸。

发电机热保护：定子温度超过145℃，发出声光预告报警信号，超过155℃使主断路器分闸。

TEM保护系统：交流电流表、电压表、功率表、功率因数表、频率表、电能表、转速表、运行时间累计表及相应配套的电流互感器、电压互感器、测量转换开关；燃气机的进口气压、水温及排烟温度、油温、机油压力、缸温、同期测量仪表及同期控制设备、运行状态预告、故障报警信号、水温、油温过高报警。

发动机的状态信号：润滑油压过低、超转速故障报警并停车。

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2） 低浓度瓦斯输送系统的安全性

① 细水雾输送系统流程

瓦斯经过水位自控式水封阻火器和金属波纹带瓦斯管道专用阻火器，进入瓦斯输送管道。与瓦斯输送管道并行的输水管内的水由水泵加压，通过水雾发生器在瓦斯输送管道内连续成雾。细水雾与瓦斯在管道内混合输送。细水雾凝结,经脱水器脱水后循环使用。

② 湿式水位自控组火器

阻火器由雷达液位计、水封阻火罐、水位自动监控系统、工控机等部分组成，实现水封阻火罐水面的全自动监控。雷达液位计测量水封水位，并将信号传给监控系统；水位监控系统判断水位高低，按程序设定适时放水或加水。工控机用于实现水封阻火罐的模拟控制及参数的设置。

③金属波纹带瓦斯管道专用阻火器

在瓦斯输送管道上装有瓦斯专用阻火器，能够有效阻止管道内火焰的传播，保证瓦斯输送安全可靠。阻火原理是基于火焰冷壁淬熄现象,火焰以一定速度进入阻火芯狭缝时，反应活化中心的自由基和自由原子与冷壁相碰撞放出其能量，反应区的热量流向冷壁边界。火焰面达到一定距离时，开始形成熄火层，自由基越来越少直到没有，火焰熄灭。

④细水雾灭火技术

在瓦斯输送过程中，细水雾与瓦斯混合均匀，并以一定的速度流动，长期、连续地形成细水雾。其灭火机理是：细水雾在汽化的过程中，从燃烧物表面吸收大量的热量，从而使燃烧周围温度迅速降低，当温度降至燃烧临界值以下时，热分解中断，燃烧随即终止。细水雾在输送过程中，可以防止因静电而产生电火花，引起火焰传播。

⑤循环脱水技术

脱水器由旋风脱水和重力脱水串联实现，设置在瓦斯发电机组前端，每台发电机组分别配备一套脱水器。旋风和重力脱水装置上分别设置弹簧自复位式防爆门，出厂时弹簧开启压力设置完成。脱水器脱出来的水由水泵加压循环使用。

⑥瓦斯输送系统压力控制技术

为保证煤矿水环真空泵的安全运行和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。通过液位变送器可实现计算机远程控制。瓦斯的排空是通过水而

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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。

⑦细水雾输送监控技术

通过采集细水雾输送的相关参数，实现运行参数实时显示，对超限参数进行报警，并自动控制输送系统执行相关操作，有效的保证输送系统的安全可靠性，同时具有历史数据存储、查询和打印功能。

3燃气发动机组对燃气的要求 3.1 机组对煤矿瓦斯的要求

1）瓦斯温度≤45℃。

2）瓦斯压力3kpa～10kpa，压力变化速率≤1kpa/min。

3） 瓦斯中甲烷体积含量不低于9%，甲烷浓度变化速率≤2%/min。 4） 按理论混合比混合后，混合气体的低热值不低于3MJ/Nm。 5） 杂质粒度≤5μm，杂质含量≤30mg/Nm3。

注意：燃气体积的标准参比条件是大气压100kpa，环境温度20℃，相对湿度30%。 3.2 机组对沼气的要求

1） 沼气温度≤40℃。

2） 沼气压力3kpa～10kpa，压力变化速率≤1kpa/min。

3） 沼气中甲烷体积含量不低于45%，甲烷浓度变化速率≤2%/min。 甲烷体积含量30%～45%的沼气，应选配低浓度沼气发动机。 4） H2S≤200mg/Nm3。 5） NH3≤20mg/Nm3。

6） 杂质粒度≤5μm，杂质含量≤30mg/Nm3。 7） 沼气中水分含量≤40g/Nm3。 3.3 机组对天然气的要求

1） 天然气温度≤40℃。

2）天然气压力100kpa～300kpa（增压机）或30kpa～300kpa（非增压机）。 3） 天然气中甲烷体积含量不低于70%，低热值32MJ/Nm3～45MJ/Nm3。 4） H2S≤20mg/Nm3，总硫含量≤480mg/Nm3。 5） 杂质粒度≤5μm，杂质含量≤30mg/Nm3。 6） 无游离水、轻质油等。

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注意：油井伴生气需先经过轻质油分离与脱水处理。若除掉轻质油后甲烷体积含量低于70%，但低热值达到32MJ/Nm3以上，需提供气体具体成分，径厂家评审后对机组进行特殊配置。 3.4 机组对焦炉煤气的要求

1） 焦炉煤气温度≤40℃。

2）焦炉煤气压力3kpa～10kpa，压力变化速率≤1kpa/min。 3） 焦炉煤气中H2体积含量≤60%。 4） H2S≤200mg/Nm3。 5） NH3≤20mg/Nm3。 6） 焦油含量≤mg/Nm3。

7） 杂质粒度≤5μm，杂质含量≤30mg/Nm3。 8） 焦炉煤气中水分含量≤40g/Nm。 3.5 机组对发生炉煤气的要求

1） 发生炉煤气温度≤40℃。

2） 发生炉煤气压力3kpa～10kpa，压力变化速率≤1kpa/min。 3） 发生炉煤气中H2体积含量≤20%。 4） H2S≤50mg/Nm3。 5） NH3≤20mg/Nm。 6） 焦油含量≤50mg/Nm3。

7） 杂质粒度≤5μm，杂质含量≤30mg/Nm3。 8） 发生炉煤气中水分含量≤40g/Nm3。 9） 气体热值≥4MJ/Nm3。 3.6 机组对秸秆气的要求

1） 秸秆气温度≤40℃。

2） 秸秆气压力3kpa～10kpa，压力变化速率≤1kpa/min。 3） 秸秆气中H2体积含量≤20%。 4） H2S≤50mg/Nm3。 5） NH3≤20mg/Nm3。 6） 焦油含量≤50mg/Nm3。

7） 杂质粒度≤5μm，杂质含量≤30mg/Nm。

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8） 秸秆气中水分含量≤40g/Nm3。 9） 气体热值≥4MJ/Nm3。 3.7 机组对油母页岩气体的要求

1） 油母页岩气温度≤40℃。

2） 油母页岩气压力3kpa～10kpa，压力变化速率≤1kpa/min。 3） H2S≤50mg/Nm3。 4） NH3≤20mg/Nm3。 5） 焦油含量≤50mg/Nm3。

6） 杂质粒度≤5μm，杂质含量≤30mg/Nm3。 7） 油母页岩气中水分含量≤40g/Nm3。 8） 气体热值≥3.5MJ/Nm。 注意：

（1） 以上数据在距离机组燃气进气调压阀前1m内测量有效。

（2） 若气源压力过低，机组即使能正常启动，也有可能达不到应有功率。

（3） 用户在选购机组前，应提供气体成份、压力，以便公司提供优化、适宜的产品。 （4） 当燃气成份超出规定的范围时，用户应与厂商沟通，根据气体成份、燃气处理工艺流程和燃气处理设备等因数，最终核实是否可行。

（5） 燃气在使用前应经过处理，如脱硫、过滤、气体分离、稳压等，温度过高还应采用冷却器进行冷却，确保燃气中无液态成份。不同燃气处理流程不同。

（6） 若可燃气体中含硫及氨成份较高，不仅会严重腐蚀火花塞电极，而且会使机油中酸值增加，腐蚀机组内部零件，同时易于生成沉淀物，增加对发动机的腐蚀和磨损。 4 济柴1100GF-WK2型瓦斯发电机组经济效益分析 4.1 一般参数

机组运行时间：考虑到机组的正常保养及维护，机组运行时间每年按7200小时计算。 机组运行功率：机组长期运行功率以1000千瓦(机组在大气压力为100kPa，环境温度25℃，空气相对湿度30%，燃气品质符合相关规定时，能输出额定功率。并能以额定功率方式连续工作12小时，以90%的额定功率长期运行。)。

机 组 折 旧：一般机组大修周期大于30000小时，可经过三次大修，使用年限按10年计算，折旧费用约20万元每年。

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电 价：国家现行政策下，瓦斯发电机组上网电价为:

0.38（基本上网电价）+0.25（国家财政补贴，需根据地区财政政策计算）=0.63元/ kW.h； 结合煤矿实际电量使用情况，充分考虑电站发电自发自用，冲抵电费，电价可按照约0.5元/ kW.h计算

4.2单台瓦斯发电机组运行经济效益分析

单台1100GF-WK2型瓦斯发电机组长期运行功率按1000kW计算。

机组热耗率：≤10MJ/ kW.h，折合成发电量计算，每标准方纯瓦斯可发电3.3～3.5度电。 在CH4含量100%工况下，单台机组运行每小时消耗瓦斯量约303m3; 年发电量：1000kW×7200h＝720万（kW.h） 年发电产值：720×0.5＝360万元

运行成本：可控制在55万元内。平均每千瓦时运行成本在0.075元左右。 具体分析如下：

设备折旧费用：折旧成本按20万元/年。

配件成本：主要是发动机的机油滤芯、空气滤芯等，考虑到一些部件的损坏更换，从机组投产到报废期间内平均配件成本在5万元/年。

维修成本：机组使用过程中根据机组具体情况，包括中修保养（10000～12000小时中修一次，费用10万元/台次）、大修费用（20000～25000小时大修一次，费用平均20万元/台次），平均维修成本为（10＋20）×4÷10＝12万/年。

维护成本：包括人员工资等。电站设站长1名，机组维护工6人，2人一班，实行8小时工作制；维修工2名，一机一电。共9人，平均年薪约3万，电站每年维护成本约27万，平均单台成本按照电站容量计算，若电站由4台机组组成，则单台成本约为6.75万元。

机油成本：单台机组全年机油成本约为6万元。

燃气成本：主要为管道维护成本、净化成本等，单台机组可控制在2万元内。 辅助设备维护及其他：燃气输送系统、冷却系统、电力系统等辅助设备的维护及其他，按2.5万元计算。

机组运行总成本为：20＋5＋12＋6.75＋6＋2＋2.5=54.25万元。 平均成本为：54.25万元÷720万千瓦时≈0.075元/kW.h 单台瓦斯发电机组年利润：360万元-54.25万元=305.75万元。

另，电站可通过配套余热回收装置和CDM项目提取CO2减排资金增加经济效益。

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余热利用产值：机组配备余热回收装置，实现热电联产。每小时可产生约0.8吨的蒸汽（压力为0.4－0.6Mpa）；蒸汽价格按200元/吨计算，全年可节约蒸汽成本115.2万元。 4.3 结论

通过该瓦斯发电项目的实施，有效的解决了煤矿瓦斯安全问题和瓦斯抽放对环境的污染，通过热电联产，发展了循环经济，提高了能源的综合利用率。

发展以瓦斯发电为代表的绿色电力，符合国家鼓励的产业政策，通过对资源的高效利用，为企业增加了效益，降低了生产成本，而且有利于环境保护，是立国利民、造福社会的绿色环保项目。

电站采用济南柴油机股份有限公司生产、代表国际先进水平的闭环电控系列瓦斯发电机组，能适应瓦斯浓度变化，具有高智能化、运行可靠、综合效率高的优点，对电站的稳定运行提供了强有力的设备保证。

5 煤矿瓦斯往复式内燃机发电站安全要求

以煤矿瓦斯为主要燃料的往复式内燃机驱动交流工频发电机组构成的发电站，以下简称“瓦斯电站”。 5.1 放散管

在瓦斯电站内用于放散发电富余瓦斯并调节进入发电机组之前瓦斯压力的管道。 5.2 瓦斯预处理区

在瓦斯电站内进行瓦斯过滤、除尘、脱水、冷却处理及低浓度瓦斯输送用水池等区域。 5.3 站址选择

1) 瓦斯电站宜靠近瓦斯抽放泵房、瓦斯储罐或矿井变电站（所），并符合国家《煤矿安全规程》及有关规定。

2) 站址位置应具有良好的自然通风条件。

3) 架空通信线路、架空电力线路不得跨越瓦斯电站。

4) 站址应位于不受洪水、潮水和内涝威胁的地带，应避开坝或堤决溃后可能淹没的地区。当不可避免时，必须具有可靠的防洪、排涝措施。

5) 站址选择应避开下列地段和地区：

a、地震活动断层带和设防烈度高于9度的地震区； b、有滚石、泥石流、滑坡、流沙、冲沟、溶洞等地段； c、采动塌陷未稳定区；

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d、Ⅳ级自重湿陷性黄土、高压缩性的饱和黄土、Ⅲ类膨胀土等地区。

6） 瓦斯电站内瓦斯放散管、加压机房、瓦斯储罐、瓦斯预处理区等与站外建(构)筑物的防火距离应符合GB50016-2006、GB50028-2006的规定。 5.4 瓦斯电站总平面布置要求

1）瓦斯电站总平面布置应合理划分爆炸危险区和非爆炸危险区。发电机房或发电机组集装箱内、瓦斯预处理区、瓦斯储罐的进出气阀室、油料间等应为爆炸危险区，电站内其它建筑和非建筑区域为非爆炸危险区。爆炸危险区内的电气设备除发电机组外应采用防爆型，并有煤矿安全标志。

2）瓦斯电站的出入口不宜少于2处，其位置应便于消防车出入。瓦斯电站内发电机房区、瓦斯储罐区周围应设置环形消防车道，其他重点防火区域周围宜设置消防车道。消防车道宽度应不小于4m，道路上空遇有管架、天桥等障碍物时，其净高应不小于4m。

3）瓦斯电站发电机房与瓦斯储罐之间的距离应不小于30m。

4）瓦斯电站瓦斯放散管与排烟管出口水平距离应不小于15m，放散管出口应高于排烟管出口2m以上，并离开地面高度不小于10m。

5）瓦斯预处理区宜露天布置，在寒冷地区可布置在室内或集装箱内。

6）瓦斯电站冷却塔或发电机组外置风扇水箱散热器宜设置在瓦斯发电站输配电设备的当地主风向下风侧，其水平距离不小于5m。

7）发电机组四周应留有不小于1.5m的通道。发电机组集装箱间距不宜小于3m。 8）瓦斯输送管道不得穿越控制室、值班室、休息室、办公室、高低压配电室、变压器室、水泵房、软化水处理间、油料间、维修间、配件室等。

9）根据当地水文、气象条件及生产生活需要，瓦斯电站内应有排水措施。 10）瓦斯电站应设有围墙，其高度不低于1.8m。 5.5 瓦斯电站建（构）筑物防火及安全疏散

1） 建（构）筑物构造应符合如下要求：

a、发电机房及生产辅助厂房的室外安全出口应采用不可燃烧材料制作，其耐火极限应不小于0.25h；

b、变压器室、配电室等的安全门应为向外开启的乙级防火门，但上述房间中间隔墙上的门可为不燃烧材料制作的双向弹簧门；

c、发电机房、瓦斯预处理区、瓦斯加压机房安全门窗应为向外开启的隔声门窗；

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d、电缆沟、电缆隧道在进出发电机房、配电室时，在建筑物的隔墙处应设置防火墙。电缆沟的防火墙处应采用防火材料封堵，电缆隧道的防火墙处应采用甲级防火门；

e、当管道穿过防火墙时，管道与防火墙之间的缝隙应采用防火材料填塞。当直径大于或等于32mm的可燃管道穿过防火墙时，除填塞防火材料外，还应采取阻火措施；

f、二级耐火等级的丁、戊类建（构）筑物的柱、梁均可采用无保护的金属结构，但应采用防火保护措施。

g、发电机房、瓦斯预处理区、瓦斯加压机房应设置通风、防爆、泄爆设施；泄爆面积应符合GB 50016-2006的要求。

2） 瓦斯电站建（构）筑物的火灾危险性及其耐火等级应符合表1的规定。除本表规定的建（构）筑物外，其他建（构）筑物的火灾危险性及耐火等级应符合GB 50016-2006的有关规定。

表1 建（构）筑物的火灾危险性分类及其耐火等级 序建（构）筑物名称 号 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 发电机房 发电机组集装箱 控制室 屋内配电室（内有每台充油量＞60kg的设备） 屋内配电室（内有每台充油量≤60kg的设备） 屋内配电室（无油） 屋外配电室（内有含油设备） 油浸变压器室 水泵房 冷却塔 软化水处理间 余热站 瓦斯加压机房 瓦斯预处理区 瓦斯储罐阀门室 检修间 油品材料库 一般材料库 丁 丁 丁 丙 丁 丁 丙 丙 戊 戊 戊 戊 甲 甲 甲 丙 丙 丙 二 三 二 二 二 二 二 一 二 三 二 二 二 二 二 二 二 二 火灾危险性分类 耐火等级 3） 发电机房、控制室的安全出口应符合如下要求：

a、发电机房的安全出口应不少于2个，可设为敞开式。发电机房内最远工作地点到安全

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出口的距离应不大于30m；

b、控制室的安全出口应不少于2个，当建筑面积小于60m2时可设1个；

c、安全疏散通道的净宽应不小于1.0m。 4） 其他建（构）筑物的安全出口应符合如下要求：

a、瓦斯加压机房、瓦斯预处理区、配电室、变压器室等应设安全出口； b、室内最远工作地点到安全出口的距离应不大于15m；

c、安全出口宜采用敞开式，其净宽应不小于0.8m。

5.6 发电机房通风

1） 封闭结构的发电机房房顶结构设计应有利于房内高温气体和泄漏瓦斯的排放，通风可采取以下两种方式之一：

a、强制排风的防爆型风机，风机在发电机组运行期间应能正常运行； b、通风天窗，在发电机房的四周设置鼓风机向机房内鼓风。

2) 封闭结构的发电机房每小时的通风量宜不小于机房室内容积的50倍。

3) 非封闭结构的发电机房房顶结构设计应有利于房内高温气体和泄漏瓦斯的排放，在房顶的最高处设置通风天窗或无动力风机。

4) 集装箱式发电机组内应强制通风，平均风速应不低于0.5m/s。 5) 发电机房内的平均空气温度应不高于45℃。 5.7 瓦斯电站排烟

1） 发电机房内排烟管道应采取隔热防护措施，房外排烟管道在人员能够触及之处应采取高温防护措施。

2） 发电机组排烟管道应设置泄爆装置。泄爆装置宜设在室外，泄爆压力应不大于10kPa。 3） 发电机组之间烟气严禁汇集后排出。发电机组烟气出口宜垂直向上高于发电机房最高处，并应采取防雨措施。 5.8 电气系统

1）电力接入系统

a、瓦斯电站接入电力系统时，应进行专项接入系统设计；

b、在接入煤矿内部电力系统时，应充分考虑瓦斯电站对矿井供电系统的安全影响和

电站的自身安全，应校核系统的短路参数、继电保护和有功、无功平衡；在矿井供电系统发生故障或瓦斯电站内部故障时，宜优先考虑解列瓦斯电站；

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c、在接入煤矿内部电力系统时，应充分考虑煤矿供电系统的自动重合闸可能对瓦斯

电站因非同期合闸而造成的冲击危害；

d、瓦斯电站接入系统的联络线两侧断路器应设有电站侧无压合闸闭锁或准同期合闸

闭锁功能的装置，以防系统非同期合闸。

2）瓦斯电站自用电系统

a、瓦斯电站自用电系统应满足发电机组及站内用电设备对供电的可靠性要求。站内

的消防系统、监控系统、发电机组及其他辅助设备对安全运行有要求的用电设备按一级负荷供电，应双电源供电；

b、当瓦斯电站有二路联络线接入系统时，自用电的双电源由不同的接入系统的相应

电压等级母线引入。当瓦斯电站只有一路联络线接入系统时，应向瓦斯电站提供一路可靠的与站内自用电电源相位相同的备用电源，其容量应满足站内一级负荷的要求；

c、瓦斯电站的监控系统应配置UPS电源，供电时间应不低于1h； d、没有外部电源接入时，瓦斯电站应增设柴油发电机组。

5.9 防雷、防静电和接地

1）瓦斯电站的防雷

a、瓦斯电站的防雷设计应符合GB 50057-94的规定；

b、瓦斯电站的瓦斯放散口处应按第一类防雷建筑设防，发电机房和瓦斯储罐按第二

类防雷建筑设防；

c、装备计算机控制等电子信息系统的防雷设计应符合GB50343-2004的规定。 2） 瓦斯电站的防静电

瓦斯电站内的瓦斯储罐、瓦斯输送管路、瓦斯放散管路及利用瓦斯的固定设备、电子设备等处均应进行可靠接地。瓦斯电站内其他部位的防静电设计应符合HGJ 28-90的要求。

3） 瓦斯电站内的电力设备的接地系统设计应符合GBJ 65-83的规定。 5.10 噪声

瓦斯电站应设置吸声、隔声装置。吸声、隔声装置降噪值应使发电站厂界噪声满足所在区域环境噪声要求，并符合GB 12348-1990中1.1条Ⅲ级的规定。 5.11 消防

1） 瓦斯电站内应配置灭火器，其配置类型和数量应符合GB 50140-2005的规定。 2） 在瓦斯储罐、发电机房的周围，应设环状消防水管网。进环状管网的输水管应不少

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于2条。当其中1条发生故障时，其余输水管应能通过100％的消防水总量。 3） 瓦斯电站内应有备用消防水泵，并具有2个独立的动力源。

4） 供水水源不能满足电站消防用水要求时应设消防水池。消防水池的设置应符合GB 50016-2006的规定。 5.12 通讯

1） 瓦斯电站内通讯应根据其规模配置生产管理通讯和电力调度通讯。当电站规模较小时，生产管理通讯和电力调度通迅可合用。

2） 在爆炸危险区内使用的电话机应选用本安型。 5.13 监控

瓦斯电站安全监控系统除应符合国家《煤矿安全规程》的规定外，还应具有以下功能： 1）瓦斯泄漏保护：发电机房或发电机组集装箱内、瓦斯储罐进出气阀室、瓦斯预处理区等具有瓦斯泄漏可能的场所应设置瓦斯泄漏报警检测装置。应在发电机房内排风口和距离房顶0.5m处至少各设置一个瓦斯浓度检测报警装置，当泄漏瓦斯浓度达到0.5％时应声光报警；当泄漏瓦斯浓度达到1.0％时，应关闭相应的瓦斯阀门和除通风机外的所有电源，发电机组连锁停机；

2) 低浓度瓦斯输送系统故障保护：当瓦斯输送系统出现停电、停水等故障时，发电机组应连锁停机；

3) 瓦斯电站火灾报警保护：瓦斯电站内的发电机房或发电机组集装箱内等容易发生火灾的场所应设火灾报警探测器，当出现火灾报警信号时，发电机组应连锁停机；

4)瓦斯电站冷却系统故障保护：采用冷却塔冷却的电站，当冷却塔循环水泵故障停机时，或采用外置风扇水箱散热器冷却的电站，当风扇停止工作时，发电机组应连锁停机。 5.14 标志

1） 应在瓦斯电站的主要出入门外设置明显的“禁止烟火”字样。应在站内变压器、高低压配电室、发电机等处设置明显的“防止触电”、“高压危险”等警示标志。应在瓦斯放散管附近、瓦斯预处理区、瓦斯储罐的进出气阀室、油料间等爆炸危险区设置明显的“禁用手机”字样。应在发电机组排烟管道附近设置明显的“高温危险”等警示标志。

2） 瓦斯电站内各管线颜色按GB7231-2003进行标识。介质方向应标注在明显位置，阀门应标注开关方向。

3） 瓦斯电站的所有标志应保持清晰、明暸。

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6 运行安全要求 6.1 组织机构与人员管理

1） 应建立专门的瓦斯电站组织管理机构，设专（兼）职安全管理人员，并明确岗位职责。

2） 瓦斯电站工作人员必须经过相关业务培训，并取得上岗合格证。 6.2安全管理制度

1） 应制定《瓦斯电站安全操作规程》、《防火管理制度》、《巡回检查制度》、《交接班制度》等安全管理制度，并制定相应的监督考核办法。

2） 控制室内应在明显位置清楚张贴瓦斯电站主要工艺平面流程图和巡回检查路线图，标明重点安全检查项点和关键技术数据。 6.3 应急预案

瓦斯电站应制定相应的安全应急预案，包括但不限于下列内容： 1）保护系统失灵；

2）发电机组飞车、回火放炮等； 3）人员触电、中毒； 4）自然灾害。

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