陈 菁, 何 勇, 邓 勉, 朱 凯

(1. 浙江亿扬能源科技有限公司，杭州 310023；2.杭州杭锅工业锅炉有限公司，杭州 311112;3. 淮沪煤电有限公司，安徽淮南 232007)

我国是煤炭大国，拥有丰富的煤层气资源。煤炭开采过程中，释放出的大量煤矿瓦斯属于煤的伴生矿产资源。高浓度瓦斯(甲烷体积分数≥30%)被禁止排放且主要作为民用或工业燃气(用于发电)。甲烷体积分数<30%为低浓度瓦斯，其中，甲烷体积分数≥10%的瓦斯主要用于内燃机发电，而甲烷体积分数<10%的瓦斯利用率极低，大部分直接排空[1-4]。2017年，全国抽采瓦斯利用率仅为38%左右。而国家能源局规划，在“十三五”期间，煤矿抽采瓦斯利用率达到50%以上。由于甲烷造成的温室效应是二氧化碳的21倍，将其直接排放将对环境造成极大的危害[5-6]。另外，当前环保形势严峻，针对煤矿燃煤锅炉的节能环保改造及小型燃煤锅炉(蒸汽质量流量为35 t/h以下)的淘汰工作已经开始实施[7-10]。燃煤锅炉的限制和淘汰，对煤矿的清洁生产提出了更高的要求。在此背景下，对拥有丰富瓦斯资源的煤矿而言，寻求一种经济环保的低浓度瓦斯综合利用方法来满足煤矿供能需求十分有意义。

为了充分利用煤矿低浓度瓦斯，减少瓦斯直接排放对大气的危害，笔者对低浓度瓦斯综合利用进了研究，将原排空的低浓度瓦斯利用蓄热氧化的方法产生高温热风，经过热能的综合利用，以实现冷热电联供，替代原有小型燃煤锅炉，满足煤矿用能需求。

1 煤矿瓦斯资源及负荷需求

1.1 瓦斯资源

丁集煤矿矿井的设计生产原煤能力为500万t/a，主要系统生产原煤能力800万t/a，该煤矿为煤与瓦斯产量突出的矿井。该煤矿建有地面永久的新、老瓦斯抽放泵房各1座：老泵房内有4台大瓦斯抽采泵(型号为2BEF-720，额定抽采体积流量为556 m3/min)、2台小瓦斯抽采泵(型号为2BE1-505，额定抽采体积流量为150 m3/min)；新泵房安装4台瓦斯抽采泵(型号为2BEF-720)。

根据历年瓦斯资料，开采的瓦斯中甲烷体积分数为4%～15%，煤矿抽采瓦斯纯量(所含甲烷体积分数为100%的瓦斯体积流量)为40～65 m3/min，随着矿井延伸、采场增加，抽采瓦斯纯量会逐步增加。

1.2 用能需求

丁集煤矿用能主要有电力、供冷及供热。供冷为依靠蒸汽作为驱动热源制取冷冻水。原供热热源为4台8 t/h燃煤锅炉(产生蒸汽)，现燃煤锅炉将淘汰。燃煤锅炉承担的用汽负荷包括：矿井降温溴化锂制冷机用汽热负荷，采暖期主办公楼、食堂等建构筑物的采暖及井筒防冻热负荷，烘衣服、洗浴热负荷。煤矿所需热源为0.6 MPa饱和蒸汽，井筒保温、采暖、烘衣及洗浴采用蒸汽加热热水或者空气，以满足热需求。

根据煤矿自身的用热类型，可以分为采暖期(12月至次年2月)，高负荷制冷期(6月至9月)，低负荷制冷期(5月、10月、11月)，非采暖非制冷期(3月、4月)这4个时期。不同时期煤矿热负荷需求(折算为0.6 MPa对应饱和蒸汽质量流量)统计见表1。煤矿最大用热负荷时期出现在高负荷制冷期，所需最大蒸汽质量流量为17.75 t/h。

表1 煤矿不同时期需求蒸汽质量流量表 t/h

2 冷热电三联供综合供能系统

2.1 低浓度瓦斯输送系统

瓦斯的爆炸极限为5%～16%(甲烷体积分数)，而煤矿现抽采瓦斯甲烷体积分数在4%～15%，刚好处在爆炸极限内。因此，必须考虑安全可靠的低浓度瓦斯输送系统。

目前，主要有3种低浓度瓦斯输送技术，分别为自动喷粉抑爆输送技术、气水两相流输送技术及细水雾输送技术[11]。气水两相流输送技术及细水雾输送技术均采用水作为输送过程中安全保障介质，属于提前预防爆炸的思路；但是，对水质及瓦斯脱水提出了较高的要求。这两种因素也在一定程度上限制了该技术的进一步发展。自动喷粉抑爆输送技术则采用爆炸后防御的思路，利用干粉作为介质进行抑爆，其关键技术在于抑爆触发技术及抑爆剂技术[12]。3种低浓度瓦斯输送技术各有利弊，但都得到较为广泛的市场应用。自动喷粉抑爆输送技术和细水雾输送技术由于比较早出现，应用相对广泛。该煤矿低浓度瓦斯综合利用工程采用自动喷粉抑爆输送技术。

2.2 低浓度瓦斯掺混系统

进入蓄热氧化装置的瓦斯的甲烷体积分数设定为1.2%，而绝大部分抽采瓦斯所含甲烷体积分数大于该值，因此需要对低浓度瓦斯进行掺混。具有较高的安全性和精准性是低浓度瓦斯掺混系统的主要特点，掺混介质可以是空气、乏风等[13-14]。当低浓度瓦斯输送距离较远时，从安全角度考虑，可以使用二次掺混技术，即先将处于爆炸极限范围之内的低浓度瓦斯掺混至爆炸极限以下(甲烷体积分数为2.5%～3.0%)，然后输送至建设场地的蓄热氧化装置前端，再进行二次掺混至氧化所需的甲烷体积分数。

图1为低浓度瓦斯输送掺混系统流程图。

1—瓦斯抽采泵站；2—排空管；3—阻爆器；4—抑爆器；5—水封阻火器；6—机械脱水装置；7—一次掺混器；8—一次掺混风机；9—二次掺混器。

2.3 蓄热氧化装置

蓄热氧化装置是将低浓度瓦斯氧化产生热能的关键设备，其技术原理为：首先将装置预热至一定的温度以上，瓦斯中的甲烷通过无焰氧化释放热量，并通过瓦斯供给的周期性循环，使得燃烧区域始终维持高温状态，从而维持氧化反应自发进行；在维持系统热量平衡后，多余的热量可提取出来综合利用[15-17]。蓄热氧化装置运行原理示意图见图2。

图2 蓄热氧化装置运行原理示意图

从蓄热氧化装置氧化后出来的高温热风可以达到950 ℃。高温热风体积流量约占总进气体积流量的27%，剩余的则经过蓄热陶瓷降温后变成低温风排走。蓄热氧化装置安全稳定运行的核心技术在于保证瓦斯连续平稳地进行周期性切换、装置本体设计及蓄热氧化装置系统的安全控制系统。

2.4 冷热电综合供能系统

根据煤矿现有瓦斯资源以及用能需求，首先以满足制冷用汽及供热用汽为前提制定综合供能系统。最大供能出现在高负荷制冷期，需要17.75 t/h蒸汽。考虑建设2台处理瓦斯体积流量均为90 000 m3/h的蓄热氧化装置，然后配置余热锅炉。考虑到煤矿实际用能需求及成本，蒸汽参数选择中温、中压(450 ℃、3.82 MPa)即可。2台蓄热氧化装置产生的高温热风进入2台余热锅炉，共计产生18 t/h中温、中压蒸汽。2台蓄热氧化装置消耗瓦斯纯量约为36 m3/min。

瓦斯氧化后，经过余热锅炉可产生中温、中压的过热蒸汽，而煤矿所需蒸汽品质为0.6 MPa饱和蒸汽。因此，根据煤矿的用能特点及能量的梯级利用原理，后面设置了两级发电机组，第一级为背压式汽轮机发电机组，第二级为凝汽式发电机组。考虑主蒸汽先经过背压式汽轮机发电，利用背压式汽轮机排汽供汽，背压式汽轮机排汽设置为0.8 MPa(考虑一定的蒸汽输送压损后设置比0.6 MPa高一些)。第一级背压式汽轮机额定发电功率为1 150 kW。另外，由于煤矿不同阶段用汽需求差异较大，而系统设计按照最大量考虑，则存在有些用能时期有富余蒸汽。不同阶段需求蒸汽质量流量见图3。

图3 不同阶段需求蒸汽质量流量

从图3可看出：除了高负荷制冷期用汽量和可供蒸汽量持平，其他时期都存在不同程度的蒸汽富余。因此，考虑设置1台凝汽式汽轮机，将富余蒸汽送入凝汽式汽轮机中进行发电，凝汽式汽轮机的排汽压力设置为0.073 MPa，机组额定功率为2 700 kW。第一级和第二级发电系统将采用并网不上网的方式，首先满足系统自身用电，余电并入煤矿变电站，供煤矿自用。冷热电综合供能系统见图4。该系统主要特点有：(1)充分结合了煤矿的各种用能需求，利用煤矿瓦斯，可替代小型燃煤锅炉以满足煤矿供能问题；(2)采用一拖一的系统设计理念，设置了2个瓦斯输送及掺混系统，并分别配置蓄热氧化装置与余热锅炉，有效减少了由于瓦斯参数波动给系统安全稳定性造成的影响；(3)依据能量梯级利用原则，设置了两级发电机组，最大化地使系统全年都能最大负荷运行，提高能量利用率；(4)系统提供不同品质的蒸汽，实现对煤矿的冷热电三联供；(5)系统发电采用并网不上网方式，扣除系统自耗电，余电并入煤矿变电站，供煤矿自用。

图4 冷热电综合供能系统图

3 工程应用效果分析

项目建设投产后，安全稳定运行。图5为低负荷制冷期30 d的运行曲线图，系统消耗瓦斯生产热量和蒸汽，两级发电同时投运且向煤矿供应蒸汽，并承担制冷负荷。

在运行期间，2台蓄热氧化装置消耗的瓦斯纯量(平均值)在32 m3/min左右，背压式汽轮机发电功率基本维持在1 120 kW。背压式汽轮机排汽全部进入凝汽式汽轮机发电时，凝汽式汽轮机发电功率为2 630 kW，此时瓦斯纯量为额定体积流量(36 m3/min)的89%，而背压式汽轮机和凝汽式汽轮机的发电功率已经接近额定功率的97%。在满足煤矿供汽需求的情况下，凝汽式汽轮机消耗富余蒸汽投运发电。因此，在瓦斯纯量达到额定体积流量时，背压式汽轮机及凝汽式汽轮机能达到额定发电功率，系统达到预期效果。

经环保检测，该供能系统的烟气中不存在SO2、NOx等有害气体，完全符合国家环保排放标准。该系统年利用瓦斯体积约为1 700万m3，年减排CO2质量约为25万t，年节约标煤质量约为1.4万t。应用实践结果表明：在满足煤矿供热的前提下，该系统能很好地解决煤矿淘汰小型燃煤锅炉的问题，并具有良好的减排意义和应用推广价值。

4 结语

(1) 煤矿的用能负荷最大时期出现在高负荷制冷期，折合0.6 MPa饱和蒸汽约为17.75 t/h。根据现有瓦斯情况及用能需求，采用2台90 000 m3/h蓄热氧化装置并分别配置余热锅炉的瓦斯利用技术路线。共计消耗瓦斯纯量为36 m3/min，产生的中温、中压蒸汽质量流量约为18 t/h，能满足煤矿最大蒸汽需求。同时根据能量梯级利用及煤矿不同时期用能需求，制定了冷热电联供的综合供能系统。

(2) 冷热电联供的综合供能系统设置两级发电机组。第一级采用背压式汽轮机发电，排汽满足煤矿用能需求；第二级采用凝汽式汽轮机发电，将用能需求较少时的富余蒸汽送入凝汽式汽轮机发电。系统发电采用并网不上网方式，扣除系统自耗电，余电并入煤矿变电站，供煤矿自用。两级发电机组发电功率达到预期效果，该综合供能系统在满足煤矿供热的前提下，具有良好的节能减排效果。