十八 瓦斯综合利用网上发.docx

十八 瓦斯综合利用网上发.docx

《十八 瓦斯综合利用网上发.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《十八 瓦斯综合利用网上发.docx（20页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

十八瓦斯综合利用网上发

十八、瓦斯综合利用

（一）瓦斯利用的必要性

1．充分利用矿山资源，保护环境

瓦斯是一种优质和卫生的能源，它的主要成分是甲烷（CH4），1m3纯甲烷（浓度100%的瓦斯）发热量约35.19MJ，可折合1.2kg的标准煤。

如果矿井把抽出的瓦斯加以利用而不直接排空，能大大降低矿井对社会能源（电力等）的需求，减少矿井的运行费用，增加矿井的经济效益。

目前瓦斯气利用主要方式：

作为工业或民用燃料直接燃烧、作为化工原料和发电燃料等。

同时，瓦斯中的甲烷是一种仅次于氟利昂、为第二位的重要温室气体，会破坏大气的臭氧层，根据气候变迁国际委员会研究报告，其温室效应是CO2的21倍。

如果大量的瓦斯排入大气，使地球表面余热通过大气层向宇宙空间散发的“热阻”增大，从而增强地球表面的温室效应，将导致全球变暖，破坏地球的生态环境。

瓦斯综合利用可以减少碳排放，对人类赖以生存的环境起到保护作用。

1997年12月，通过了限制发达国家温室气体排放量以抑制全球变暖的《京都议定书》，《京都议定书》规定，到2010年，所有发达国家排放的二氧化碳等6种温室气体的数量，要比1990年减少5.2%，发展中国家没有减排义务。

2005年《京都议定书》正式生效。

2．优化能源结构，减少对传统能源的依赖

煤、石油、天然气等化石能源，目前仍属于人类使用能源的主要形式，但化石能源属不可再生资源，一旦使用将不可再生。

且中国化石燃料人均储量不足，尤其是石油，远低于世界平均值。

2005年，中国人均石油可采储量只有1.7t，仅为世界平均值的6.6%；人均天然气可采储量为1797立方米，仅为世界平均值的6.5%；人均煤炭可采储量为145t，仅为世界平均值的95.4%。

人均化石燃料储量的国际比较见表19-1-1。

瓦斯气资源的开发利用将会为社会创造巨额财富。

我国具有丰富的瓦斯气资源，其开发潜力巨大。

按照目前我国石油天然气资源发现率计算（10％），31.46万亿立方米的瓦斯气资源可获得3万亿m3的天然气，参照目前天然气的中等价格（即每立方米天然气约1.0元（城市门站价）计算），将会为社会创造3万亿元的财富。

事实上，随着科学技术的飞速发展，资源发现率将会大幅度上升，经济价值将不可估量。

开发瓦斯气，形成瓦斯气产业将对国民经济发展起到巨大的推动作用。

开发瓦斯气是一项庞大的系统工程，建设一个瓦斯气生产基地将带动道路、管道、钢铁、水泥、化工、电力、生活服务等相关产业的发展，增加就业机会，促进当地经济的发展。

瓦斯作为一种优质洁净的能源，如加以合理的利用，可以变害为宝，对以煤等化石燃料为主的能源消费结构可以得到改善和优化，减少对传统能源的依赖。

表19-1-1人均化石燃料储量的国际比较表（2005年）

中国

美国

欧盟

日本

OECD

印度

世界

煤可采储量（t/人）

145

833

86

2.8

320

84

152

石油可采储量（t/人）

1.68

12.16

4.87

0.06

9.08

0.73

25.31

天然气可采储量（m3/人）

1797

18412

5624

313

12800

1002

27817

3．贯彻国家相关政策

国家为充分利用矿山资源，保护环境，满足国家发展对能源的需求，2005年由国家发展和改革委员会、科学技术部、财政部、劳动和社会保障部、国土资源部、国家环境保护总局、国家安全生产监督管理总局、国家煤矿安全监察局共同印发了《关于印发煤矿瓦斯治理与利用实施意见的通知》（特急发改能源[2005]1119号）；由国家发展和改革委员会印发了《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）。

2006年由国务院印发了《国务院关于加强节能工作的决定》（国发[2006]28号）；由国务院办公厅印发了《关于加快煤层气（煤矿瓦斯）抽采利用的若干意见》（国办发[2006]47号）。

2007年由国务院印发了《国务院关于印发节能减排综合性工作方案的通知》（国办发[2006]47号）。

根据这些政策，瓦斯抽采和利用属于资源的合理利用，除优先享受《可再生资源法》及其它配套法律法规规定的鼓励政策外，并能在税收、采矿权使用费、上网配套费、上网电价等方面享受国家有关优惠政策。

对企业的发展等将产生深远的影响。

4．矿井安全生产的需求

随着我国矿井开采深度的增加和开采能力的扩大，瓦斯涌出量已相应增多，煤与瓦斯突出的危险性增加。

矿井瓦斯抽采和瓦斯治理将投入大量的人力和物力，增加了矿井的经济付出，而为了保证矿井安全，这部分投入又是必须的，如果抽出的瓦斯不加以利用而直接排空，瓦斯抽采和治理方面的投资只仅仅受安全生产驱动。

现在利用瓦斯发电，在治理矿井瓦斯灾害的同时，将原煤生产过程中产生的“废气”变为资源综合利用的“宝”，利用瓦斯发电可以使抽采瓦斯成为盈利工程，抽采的瓦斯越多，产生的经济效益越好，可以形成良性循环。

有了经济效益，就能进一步促进抽采瓦斯的积极性，促进煤矿安全生产。

综上所述，瓦斯综合利用，不但充分利用矿山资源，保护环境，有效减少甲烷等温室气体排放，而且还能改善矿井环境及增加社会经济效益，对矿井安全生产增加了内因。

（二）瓦斯利用途径选择

1．概述

矿井瓦斯，是在煤炭形成过程中，在高压和厌氧条件下产生大量气体，其成分主要为甲烷，吸附在煤炭上，在煤炭开采过程中，由于压力降低，瓦斯气从煤炭上释放出来。

作为一种非常规天然气，其成分、用途、加工利用的下游产品和市场均同天然气基本一致。

当前，天然气的开发、利用已开拓出广阔领域并且成功实施，同时发挥出良好经济、社会和环境效益的众多工业化范例，均可作为瓦斯气开发利用的借鉴。

瓦斯气既是高热值的清洁能源，更是宝贵的合成化工原料，其加工利用前景极为广阔，是近二十年在世界上崛起的新型能源，其资源总量与常规天然气相当。

下面就瓦斯气作为化工原料和作为燃料两个方面来作介绍。

2．瓦斯作为化工原料

瓦斯气与天然气的利用途径基本相同，大多用在民用和燃气发电，而瓦斯气的化工利用途径也和天然气相仿，用作化工原料开发系列化工产品（见图18-2-1），如甲醇、炭黑、生产乙炔等。

但不管是热解生成炭黑、乙炔；氨氧化生成丙烯烷、有机玻璃单体；硝化生成三氯硝基甲烷；氯化生成一氯甲烷、二氯甲烷、三氯甲烷、四氯甲烷、氧化生成甲醛；还是转化合成油、氨等，都需要一整套繁杂的化工程序，一般的小企业不但难以掌握，且效率不高，浪费资源，容易造成二次污染，而本矿井的瓦斯远远不能满足建立一个大的化工厂的要求。

如果把几个矿井的瓦斯集中起来建立化工厂，但由于矿井瓦斯气甲烷的含量一般都在60%以下，长距离管道输送、液化压缩都需要提纯，这无形中增加了矿井的运行成本。

因此，本矿井的瓦斯利用暂时不考虑作为化工原料利用。

图18—2—1瓦斯加工利用方向图

3．瓦斯作为燃料

瓦斯是一种优质和卫生的能源，它的主要成分是甲烷（CH4），1m3纯甲烷（浓度100%的瓦斯）发热量约35.19MJ，可折合1.2kg的标准煤。

作为燃料直接用作民用、燃气锅炉和燃气发电机的燃料是一个很好的选择。

作为民用燃料直接用管路供给矿井用燃料锅炉、职工和附近城镇居民之用，可以代替其它燃料消耗，这是最好的方法，不但利用了瓦斯，而且近距离输送瓦斯气，不用提纯和液化，减少了输送费用。

利用瓦斯气为发电机组的燃料，也是一个很好的选择，在瓦斯抽采泵站的附近建立发电站，利用瓦斯气为燃料来发电，供矿井供电。

不但利用了矿井的瓦斯，而且还为矿井提供电能，降低了矿井的运行成本。

虽然燃气内燃机和燃气轮机发电组的一次热效率不高，一般都在30%～40%左右，但可以通过余热回收装置，回收燃气发电机组尾气中的能量，使瓦斯的利用率提高。

下面就瓦斯发电详细作一介绍。

4．瓦斯发电

就目前科技发展的现状，瓦斯气发电采用的主机设备主要有以下四种形式可供选择：

（1）蒸汽轮机发电机组；

（2）燃气轮机发电机组；（3）燃气内燃机发电机组；（4）燃料电池发电。

燃料电池发电与转换燃料热做功最终产生电力的传统发电系统不同，燃料电池像一般电池那样利用电化学生产电力。

与从储备化学制品中提取电力的蓄电池不同，燃料电池生产电力是用氢燃料通入电池的阴极以及空气中氧气通到阳极的放电过程，是一种将氢和氧的化学能通过电极反应直接转换成电能的装置。

这种装置的最大特点是由于反应过程中不涉及到燃烧，因此其能量转换效率不受“卡诺循环”的限制，其能量转换率高达60%～80%，实际使用效率则是普通内燃机的2～3倍。

但因其容量小，只适于小型燃气发电的应用。

矿井的瓦斯气一般都比较大，此种方式作为矿井瓦斯发电不合适，不与考虑。

A：

蒸汽轮机发电机组

此种发电形式多用于传统的火电机组形式，工艺技术成熟，运行可靠，但燃气锅炉采用瓦斯气为燃料，目前仅局限在小型的工业锅炉，由于受到瓦斯抽采波动性强的影响，大型电站瓦斯锅炉的应用也受到限制，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，所以目前规划的瓦斯气电站基本不采用这种装机形式。

B：

燃气气轮机发电机组

利用燃气轮机发电，具有系统简单，运行灵活，单机功率大，占地面积小的优点。

系统可加余热锅炉带蒸汽轮机联合循环发电，虽然比较复杂，占地面积大，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。

对于瓦斯气电站，只有甲烷含量大于50%,气量较大的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，当井下抽排的瓦斯气加压到燃气轮机要求的0.9MPa时，温度可升至160℃，根据美国矿山局制定的瓦斯气中甲烷浓度爆炸极限的公式计算表明，此时要求瓦斯气的安全界限应为甲烷浓度大于39%，并且要求浓度稳定、连续。

矿井瓦斯为燃料的电站主机，大都采用燃气轮机，仅限制在抽采瓦斯浓度高的矿井，由于井下瓦斯抽采系统抽采的瓦斯浓度变化范围大，会随着工作面的推进，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较多的应用在具有一定规模，抽采效果较好，气量和浓度比较稳定的矿区。

以煤矿瓦斯气作为燃料的燃气轮机发电系统图见图18—2—2。

C；燃气内燃机发电机组

燃气内燃机发电具有系统简单，运行灵活，发电效率高的特点，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瓦斯气发电方面获得了越来越广泛的应用。

图18—2—2燃气轮机发电系统图

在过去几十年中，特别是在近10年中，容量为100～2000kW范围内的燃气发动机在应用方面，有了很大的增长。

随着产品技术的不断成熟和日趋严格的环境控制要求，往复式发动机必将继续作为一种低成本的发电产品，在瓦斯发电市场占据重要地位。

燃气发动机的用户增长是由于它在成本、效率、可靠性和废气排放方面有了长足的进步，主要表现在输出功率的提高、污染物排放的降低。

在输出功率提高方面，由于提高了相对输出功率，因此减少了与柴油发动机在输出功率及相对价格之间的差距。

在污染物控制方面，燃气发动机采用两种基本的废气排放控制方法，分别应用于化学计量比运行和稀薄燃烧运行。

用化学计量比控制燃烧的发动机使用三元催化污染控制系统来同时降低NOx,CO和未燃碳氢化合物。

例如在稳态工况下运行，若进行严格控制，可以使NOx、排放控制在0.2～0.42g/kWh。

另一控制燃气发动机污染的主要方法是稀薄燃烧（目前大部分发动机采用这种技术），使用大量过剩的空气系统（超过50%～100%的理论空气量），通过高过剩空气使NOx、排放显著减少，同时使循环效率增加。

例如大型燃气发动机常使用超高能量点火、预燃室、小火点火系统（使用1%能量）等，稀薄燃烧燃气发动机的NOx排放在0.4～0.94g/kWh。

燃气发动机经过严格维护，完全可以实现热电联产。

从使用的经验来看，功率范围在500～2000kW的燃气发动机特别适合气源不稳定的煤矿瓦斯使用。

以煤矿瓦斯气作为燃料的燃气内燃机发电系统图（低浓度瓦斯、无余热利用时）见图18—2—3。

图18—2—3燃气内燃机发电系统图

瓦斯气发电方式比较

综上所述，下面就矿井瓦斯气发电最可能的三种方式的主要参数作一下比较，见表18—2—1。

表18—2—1瓦斯气发电方式比较

机组方式

燃气内燃发电机组+余热锅炉（+蒸汽轮机发电机组）

燃气轮机发电机组+余热锅炉+蒸汽轮机发电机组

燃气锅炉+蒸汽轮机发电机组

辅助系统

较简单

较简单

复杂

简单循环发电效率（%）

34～43

25～30

25～30

全厂综合效率（%）

45～90

40～90

30～70

启动时间

l0s

61min～1h

1～3h以上

燃料供应压力

低压

中压

低压

对瓦斯浓度要求

6%以上

大于40%

大于30%

千瓦造价（元）

5500左右

6000左右

5000左右

比较来说作为热电联产的一种原动机，燃气内燃机是一种经过实践检验的、非常成熟的设备，成套模块化的机组使系统效率优化、设计安装简单、运行管理自动化程度高。

与其他两种发电形式相比，燃气内燃发电机组具有启动时间短、燃气供气压力低、对燃气浓度适应范围宽的优点，尤其是能够更为灵活的适应瓦斯气浓度波动的情况。

因此推荐使用燃气内燃机热联发电机组发电。

（三）矿井瓦斯的综合利用方案

夫康煤矿在矿井主工业场地附近设瓦斯综合利用场地，在瓦斯综合利用场地建瓦斯发电站。

1．设计依据

1）抽采纯量：

Q＝37m3/min，（其中：

高负压25.5m3/min，低负压11.5m3/min）；

2）抽采瓦斯浓度：

高负压40％、低负压20％；

2．瓦斯利用方案

1）瓦斯气的合理利用

根据上述原则，确定本矿井的瓦斯利用平衡表见表18－3－1。

表18－3－1瓦斯利用平衡表

抽采类型

瓦斯纯量（m3/h）

高负压抽采的瓦斯

3000

低负压抽采的瓦斯

1260

2）瓦斯发电设备选择

通过上节的分析，可知燃气内燃机热联发电是矿井瓦斯发电的最好选择。

这里谈谈国产机组和进口机组的使用问题，进口机组单机容量大，单循环发电效率高，年无故障运行时间长，占地面积小，但设备价格过高，初投资过大，从国外进口，手续繁杂，订货时间长。

国产机组单循环发电效率虽然低，但采用热联发电模式后，综合热效率还是比较接近进口机组，且对燃气的品质，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，更为适应瓦斯抽采量和浓度有波动的情况，而且造价大大低于进口机组，供货时间短。

结合国情和煤矿自身的实际情况，不考虑使用进口机组。

（1）高负压瓦斯发电机组考虑500GF-WK发电机组和1000GF-WK发电机组两种方案，方案比较见表18－3－2高负压发电机组方案比较。

表18－3－2高负压发电机组方案比较

方案号

方案一

方案二（暂推荐）

机组型号

500GF-WK

1000GF-WK

燃气热耗率（MJ/（kW·h））

10

10

发电效率（%）

≥36

≥36

瓦斯气浓度

大于10%

大于20%

机组出线电压（kV）

0.4

10

燃料供应压力（kPa）

3

3

机组机械噪声（dBA）

≤110

≤110

内燃机排气温度（0C）

≤500

≤550

机组价格（万元/台）

102

220

主要优缺点

燃气机组发电效率较高，对瓦斯浓度要求较低，进气压力较低，现场使用较稳定。

燃气机组发电效率较低，对瓦斯浓度要求较高，进气压力较低，机组能力较大，占地较少，建筑投资少，高压机组出线电缆节省投资，减少了变压器投资。

从表18－3－2机组的主要参数比较可以看出，1000GF－WK（10kV）发电能力较大、高压机组使用的高压电缆截面小、节省电缆投资，占地较少，节约建筑投资，高负压瓦斯发电暂时推荐使用1000GF－WK（10kV）机组。

（2）低负压瓦斯发电机组考虑500GF-WK发电机组和CBG500发电机组两种方案，方案比较见表18－3－3，高负压发电机组方案比较。

表18－3－3发电机组方案比较

方案号

方案一

方案二（暂推荐）

机组型号

CBG500

500GF-WK

燃气热耗率（MJ/（kW·h））

9.58

10

发电效率（%）

37.58

≥36

瓦斯气浓度

大于16%

大于10%

机组出线电压（kV）

0.4

0.4

燃料供应压力（kPa）

5～30

3

机组机械噪声（dBA）

92

≤110

内燃机排气温度（0C）

≤550

≤500

机组价格（万元/台）

98

102

主要优缺点

燃气机组发电效率较高，对瓦斯浓度要求较低，进气压力较高，机组价格较便宜。

燃气机组发电效率较低，对瓦斯浓度要求较低，进气压力较低，机组价格较贵，现场使用较稳定。

从表18－3－3机组的主要参数比较可以看出，两种型号500kW的机组基本性能相差不多，低负压瓦斯发电暂时推荐使用500GF－WK机组。

从表18－3－1知，高负压抽采的瓦斯每小时3000m3,低负压抽采的瓦斯每小时为1260m3，高负压抽采的瓦斯可发电10054.2kW，低负压抽采的瓦斯可发电4222.8kW。

综合考虑在主斜井工业场地附近的瓦斯综合利用场地建瓦斯发电站，初期考虑瓦斯可发电数取修正系数0.5，安装使用高负压瓦斯发电的1000GF－WK机组五台、使用低负压瓦斯发电的500GF－WK机组五台。

矿井可根据瓦斯抽采量的实际情况，调整机组数量，综合利用瓦斯，实现较好的经济效益和环保效益。

（四）瓦斯发电工程设想

1．进气系统

（1）进气系统概述

1）瓦斯综合利用场地瓦斯发电站高浓度瓦斯进气系统

从瓦斯综合利用场地瓦斯抽采泵站到瓦斯发电站的高浓度瓦斯输送管主管选用管径DN700的焊接钢管，在高浓度瓦斯输送管线上安装水位自控式水封阻火器、丝网过滤器、瓦斯管道专用阻火器、低温湿式放散阀、防爆电动蝶阀等设备，将高浓度瓦斯输送到发电站。

高浓度瓦斯输送系统流程图见图18－4－1。

图18－4－1瓦斯综合利用场地瓦斯发电站高浓度瓦斯输送系统流程图

2）瓦斯综合利用场地瓦斯发电站低浓度瓦斯进气系统

从瓦斯综合利用场地瓦斯抽采泵站到瓦斯发电站的低浓度瓦斯输送管主管选用管径DN600的焊接钢管，在低浓度瓦斯输送管线上安装水位自控式水封阻火器、丝网过滤器、瓦斯管道专用阻火器、低温湿式放散阀、防爆电动蝶阀等设备，并通过瓦斯与细水雾混合输送系统，将低浓度瓦斯输送到发电站。

在发电站外设一雾化水池安装区，安装区内安装两台多级立式离心泵（一开一备），为低浓度瓦斯输送管线上的水雾发生器供给高压水，再通过水雾发生器往瓦斯管道内喷射水雾，低浓度瓦斯通过水雾发生器后含有水雾，避免了火焰的产生（静电或其它产生的火焰），并起到阻火的作用，保证了低浓度瓦斯输送管道的安全性。

在低浓度瓦斯输送管路上每隔20米设置一个水雾发生器。

瓦斯综合利用场地瓦斯发电站低浓度瓦斯输送系统流程图见图18－4－2。

图18－4－2瓦斯综合利用场地瓦斯发电站低浓度瓦斯输送系统流程图

（2）附属设备工作原理

1）水位自控式水封阻火器

水位自控式水封阻火器的基本原理主要是当火焰通过水气混合层时，火焰与水接触，能量被水蒸发吸收，化学反应的自由基减少并消除，同时，水的瞬间气化也降低了瓦斯中的甲烷浓度，使火焰熄灭。

水位自控式水封阻火器采用雷达水位监测（雷达液位计是德国E+H公司生产）和计算机自动控制，当水位低于设定下限水位时自动补水，当水位高于设定上限水位时自动放水，从而维持水位的恒定，保证阻火器可靠工作。

此套系统同时带有计算机网络远传和无限传输系统，可实现远程监控。

2）丝网过滤器

丝网过滤器是用于过滤由瓦斯带来的水汽和灰尘，防止瓦斯管道专阻火器堵塞，延长其清洗周期的装置。

其过滤材料采用不锈钢丝绒，利用拦截、碰撞机理过滤瓦斯中的粉尘颗粒和水分。

3）瓦斯管道专用阻火器

瓦斯管道专用阻火器的原理主要是基于火焰通过狭窄通道时的熄灭现象研究。

火焰在狭缝中淬熄主要是由于火焰表面的化学反应放热与散热条件不匹配引起的。

火焰以一定速度进入狭缝时，火焰面内靠近狭缝冷壁处，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其能量，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，以至由于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。

（4）低温湿式放散阀

当系统用气量突然减少时（如瓦斯发电机组突然减少开机台数或突然降低负荷），为保证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，在输送系统的输气主管道上设置低温湿式放散阀。

当输送系统管道压力增高时，瓦斯便通过水溢出排空。

放散压力可通过改变放散阀内的水量或水面来调整或设定。

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放散到空中的，因此该放散阀能够将外部可能产生的火源与系统内瓦斯隔离，实现安全放散。

2．冷却循环系统

根据1000kW和500kW燃气发电机组的性能要求，燃气发电机组冷却系统分为内外两个循环系统，内外循环都通过换热器进行换热，内外循环又分为高、低温冷却水系统。

高温冷却内循环主要是冷却发动机机体、气缸盖等部件，低温内循环主要是冷却机油和空气。

瓦斯综合利用场地瓦斯发电站内循环使用软化水：

1000kW每天每台的消耗量约为10kg／d，5台机组的总耗水量为50kg／d；500kW每天每台的消耗量约为5kg／d，5台机组的总耗水量为25kg／d。

外循环也使用软化水，通过多风扇水箱冷却循环冷却外循环冷却水，500kW机组高、低温冷却水量每台均按40m3／h考虑；1000kW机组高、低温冷却水量每台均按80m3／h考虑。

低浓度瓦斯发电机组选用与机组配套的多风扇水箱五台，一台机组配一台，形成密闭循环。

高浓度瓦斯发电机组选用与机组配套的多风扇水箱五台，一台机组配一台，形成密闭循环。

发电站的外冷却密闭循环系统，节约冷却水。

（五）余热利用系统

目前瓦斯发电大都采用热联发电系统，这样可以大大提高瓦斯气的利用率，本矿的高浓度也考虑使用热联发电系统，余热利用装置收集来的热量直接为矿井供暖和加热洗浴水之用。

具体为利用余热利用装置（余热锅炉）产生高温汽水混合体，然后再通过汽水分离器，把高温蒸汽输送到蒸汽用户或在浴室用气水换热器加热洗浴水。

余热回收系统主要是由余热利用装置（余热锅炉）、汽水分离器、多级立式离心泵、软化水箱、全自动软水器等组成。

瓦斯综合利用场地在主斜井工业场地附近，瓦斯综合利用场地瓦斯发电站选用KNPT04-500型余热利用装置（余热锅炉）十台，与瓦斯发电机组一一对应；选用KNQF02-1.0型汽水分离器一台，PVH（RG）65-200型热水循环泵二台（配电机YB132S2-2、7.5kW、380V二台），MHW-I-R-AT350型全自动软水器二台和软化水箱一个（自动软水器和软化水箱也为瓦斯机组提供软化水）。

根据瓦斯抽采量变化而增加的瓦斯发电机组，相应增加的KNPT04-500型余热利用装置（余热锅炉）台数与增加的瓦斯发电机组一一对应。

（六）电气系统

（1）电力系统主接线概述

1000GF－WK型瓦斯发电机组，单机额定功率为1000kW，额定电压10kV，发电机组持续功率1000kW。

500GF－WK瓦斯发电机组，单机额定功率为500kW，额定电压40