3.3 项目主要污染源及污染物
瓦斯电厂投入生产运行后，主要污染源及主要污染物为燃气在内燃机燃烧时所排放的尾气，其主要污染物为N0X和CO2；燃气内燃机所产生的噪声约120dB（A），以及设备冷却水系统产生的污废水和车间排放的少量生产生活污水，前者主要为热污染，后者主要为有机物和SS。其设备冷却水，配套建设冷却水循环系统。瓦斯电厂余热回收系统中余热锅炉除有少量排污水外基本无污染物排放。 3.4 工程设计污染治理 余热回收装臵排污废水处臵：
余热回收装臵排污废水为余热锅炉除垢废水，主要污染物为SS。另有车间生产生活污水约4.2m3/d，主要含有有机物和SS，余热锅炉除垢废水拟通过建设排污管道引入瓦斯发电厂化粪池一并处理后外排。本项目不另行规划建设环保治理设施。 4节能技术改造总体规划 4.1节能技术改造总体规划
通过对企业用能系统能耗情况和用能合理性进行全面诊断，针对生产和管理系统各环节能耗系统中存在的问题，依靠科技进步，积极利用节能新技术、资源综合利用、清洁生产技术，对企业用能系统进行全面优化，充分挖掘节能潜力，实现节能降耗。2009年计划实施节能措施及技术路线如下：
1、回收利用瓦斯生产过程中排放废弃的余热进行综合利用，回用于生产；2、推广采用变频调速节能技术；3、改造矿井压风系统，并
采用节能新技术实现开停自动控制，减少压风系统空运转。4、推广实施绿色照明节能改造。上述措施实施后经初步计算，企业电耗将在原有基础上降低19%左右，节电1591.77万kwh，折合标准煤5555.28吨。节煤6800吨，折合标准煤4663吨。节能总量10218.28吨标煤。
上述节能措施形成以下二个节能项目实施系统。
1、 回收利用生产瓦斯发电工艺中排放废弃的余热回用于生产节能
瓦斯发电工艺中排放废气温度高达5300C-5800C，利用余热回收技术，采用热管式余热回收装臵，将这部份余热回收利用后，可以使瓦斯热能利用率由35%提高到65%以上。余热回收利用用途为取代矿区燃煤供热锅炉，节约燃煤消耗，项目实施后，按四个矿井取消四台燃煤锅炉计算年节煤量6800吨，减少锅炉鼓风电量4万kwh，替代龙滩煤电矿区用电空调节电155.98kwh，共节电159.98万kwh，本项目节能总计： 5221.33吨标煤。
2、企业用电系统优化节能技改项目对用电系统、用电设备的运行效果进行优化，降低用电损耗，提高用电能效。(本项目包含三个节电技改子项)
①推广采用变频调速技术
变频调速技术在煤矿生产中使用推广，适用空间很大，矿井风机系统，绞车、水泵等大功率设备都可采用，节能可达20%以上。本项目拟在各矿风机、水泵、绞车推广变频调速技术。
②改造压风系统推广采用移动压风机，研究实施无触点启停自动控制
新技术，减少压风系统空载运转时间，实现节能。
取消集团公司各矿固定压风机推广采用井下移动压风机。井下移
动压风机与地面固定压风机系统相比，大大减少压风输送距离(至少4000米以上)，1、减少压风输送阻力损失；2、减少漏风损耗；减少定压风机连续运行时间；使用井下移动压风机可根据现场生产情况运行压风机，便于管理，可减少设备空载运行时间。采用用井下移动压风机后，压风单位电耗约为原来的三分之一，节能效果显著。目前已有矿井购入移动压风机进行试用，取得了好的节能效果。下一步将在各矿推广。
③推广实施绿色照明节能改造
2008年集团公司四矿已部份进行了高光效金属卤素气体放电光源灯改造，效果很好，发光效率达90流明/瓦，是普通白炽灯的6倍。2009年将进行全面推广，经对比测算，项目实施后年节电398.38万kwh，折标煤1609.46吨。 5节能改造项目的技术方案
5.1瓦斯发电余热利用节能技术方案 5.1.1瓦斯发电余热利用的必要性和可行性
瓦斯发电余热利用的必要性：瓦斯发电为近年新开发的对原煤生产排放瓦斯废气的综合利用项目。集团公司所选择的机组和工艺为国内拥有先进技术的生产厂家。但根据有关的测试结果表明，瓦斯燃气发电机组所燃气体只有33%的热量用来发电，约有42%的热量通过高温烟气排放，当发电机组正常运转时，废气排气温度高达530℃左右。目前回收利用这部份高温废气热量的技术日益成熟，对这部份废弃热量回收利用后，可使所燃气体总热量利用率提高到65%以上。
瓦斯发电余热利用的可行性：①技术成熟：目前，国内燃气发电机组在16％以上浓度的煤矿瓦斯发电技术已经非常成熟，机组大量应用于煤矿瓦斯、煤层气发电，在山西、安徽、辽宁、贵州、重庆等地已经较广泛应用。据了解，经过多年的开发经验和近期的实验研究、技术攻关，目前低浓度瓦斯发电技术，瓦斯浓度在16～25％的范围内，也已可以成功输送和发电，从安全角度出发，采取瓦斯专用阻火器，可以杜绝机组本身的故障对整个煤矿瓦斯抽排系统的损伤，其核心技术如下：
① 电控燃气混合器技术
电控技术是采用电子控制技术，通过闭环自动调节混合气空燃比，电控混合技术显著提高了机组对瓦斯浓度和压力变化的适应能力。
② 稀燃技术
采用瓦斯与空气先混合后增压技术，调低空燃比，配合新概念预燃室技术，在局部形成点火能量相对优势，后放大点火能量，提高甲烷燃烧速度，降低发动机热负荷，提高发动机功率，提高经济效益。
③ 全电子控制技术
发动机组配有TEM系统，对发动机组所有运行参数实行计算机监控。
瓦斯发电项目能量的来源为采煤过程中抽排废弃的瓦斯气体，集团公司瓦斯发电为低浓度瓦斯发电，瓦斯浓度20%以上，利用成熟的瓦斯发电技术，对浓度在16%以上的瓦斯气体发电利用。每台500kW机组的耗气总量为： 2080m/h；年耗气1497.6万m。本项目能量来源为回
3
3
收利用瓦斯发电排放的高温废气。只要瓦斯电厂运行，则余热利用就有可靠来源。
瓦斯发电机组布臵：
龙滩煤矿6台(500kw机组)、4台(2430kw机组)； 绿水洞煤矿 6台(500kw机组)； 李子垭煤矿4台(500kw机组)； 李子垭南二井8台(500kw机组)。 瓦斯电厂运行的资源可靠性分析：
瓦斯电厂发电服务年限：根据中煤国际工程集团重庆设计研究院于二00八年四月完成的《广能矿区瓦斯发电项目的可行性研究报告》，及2007～2008年矿井地面瓦斯抽采泵站瓦斯抽采实验分析，各矿瓦斯贮量及抽采服务年限：
绿水洞煤矿2007年保有可采储量计算矿井瓦斯储量，全矿井瓦斯储量总计为5.9072亿m。2007年矿井的抽放率约20%，预计2008年，矿井瓦斯抽放率将稳定在30%以上，即年抽放量为367.92×10m。
则，矿井可抽年限=（5.9072×10×30%）/367.92×10 ＝48.16年。
李子垭煤矿矿井为高瓦斯矿井，2007年度李子垭煤业公司矿井瓦斯等级鉴定结果：矿井绝对涌出量为25.95m/min，矿井瓦斯相对涌出量为18.78m/t。保有可采储量计算矿井煤层瓦斯储量为5.8932亿m。2007年矿井的抽放率约26%，预计2008年，矿井瓦斯抽放率将稳定在30%以上，即年抽放量为403.92×10m。
43
3
3
3
8
4
43
3