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低浓度瓦斯发电
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；
3) 煤矿瓦斯是煤矿事故的罪魁祸首，国内煤矿矿难百分之70～百分之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，甲烷浓度大于百分之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，甲烷浓度在百分之30至百分之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百分之3且小于百分之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百分之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。
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：等真空度膜片混合技术；文丘里电控混合器混合技术；双蝶门混合器电控技术；瓦斯低压进气混合技术；低压大流量先导调压控制技术；瓦斯阻火技术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ji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，使每个气缸都能在好的状态工作，发挥机器的性能。
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；过电流保护；欠压保护；逆功率保护；发电机热保护； TEM保护系统。
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
③ 金属波纹带瓦斯管道专用阻火器
④ 细水雾灭火技术
⑤ 循环脱水技术
⑥ 瓦斯输送系统压力控制技术
⑦ 细水雾输送监控技术
瓦斯发电机组经济效益分析
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℃，空气相对湿度百分之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，以百分之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。
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
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含量百分之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。
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。
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。
