低浓度瓦斯发电技术
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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