吕梁山深处，吉宁瓦斯发电站里机组轰鸣，6台蓝色机组正在满负荷运转。站长许保才穿梭其间：“声音虽吵，但吵得稳当，每一声都是电。”

沿管道溯源，抽采泵站将井下瓦斯送到地面，经储气柜缓冲、掺混调控系统配比，一路发电、一路直供矿区空调和供热。以往只能直排的4%低浓度瓦斯，如今变成了清洁能源。

近年来，华晋6163银河吉宁公司投入150万元，改造低浓度瓦斯专用输送管线，联合科研单位研发高低浓度掺混调控系统，将4%超低浓度瓦斯稳定送入发电机组。2025年，该公司瓦斯发电量达2126.92万度，占抽采总量近四分之一的低浓度瓦斯实现了近零直排。

不能让占比近1/4的低浓瓦斯排空

高浓度瓦斯发电不稀奇，浓度低于5%的低浓度瓦斯才是“无人区”。吉宁公司年产300万吨，是高瓦斯矿井，主采2号煤层平均厚度6.32米，透气性差。2025年矿井绝对瓦斯涌出量80.72立方米/分钟。两套抽采系统中，高浓度（约34%）瓦斯用于供热发电；占抽采总量近1/4的低浓度（约4%）瓦斯，达不到机组10.5%的进气门槛，只能排空。

“抽采泵昼夜不停，想一下，我们都心疼。”抽采区区长贾晓龙说。在国内，低浓度瓦斯中5%以下气源受技术与安全约束，绝大部分直排，也是环保督察重点。理论上可行，但吉宁公司副总工程师贾虎虎查文献、对接科研院所得到的答复几乎一致：5%以下瓦斯工程化发电，尚无成功先例。

吉宁公司决定自己蹚路。项目论证会上，风险个个绕不过。但该公司通风副矿长赵建华说：“抽出来能用的，绝不能排空。”

“井下搞抽采，地面搞掺混。没有现成经验，就从现场找答案。不搞花架子，投入能省则省，管用就行。”吉宁公司党委书记、董事长、总经理、矿长陈子纬当即拍板。

150万元撬动“智慧掺混”

技术团队历时两个月进行核算：高浓度瓦斯浓度约32%、流量150立方米/分钟；低浓度瓦斯浓度约4%、流量420立方米/分钟。多轮仿真推演后，他们确定1:3掺混，混合后浓度跨过了10.5%的发电门槛。

“纸面配比不难，难的是井下气源天天变。”贾晓龙说。2024年试运行初期，机组频繁启停，症结在于信息断层：井下抽采变了，地面不知道。为此，矿上建立了全链条气源调控预警报备机制，抽采改造、负压调整提前预警，抽采、储气柜、泵站、发电站四方联动，把“事后救火”变成“事前调控”。

硬件改造恪守能改造不买新、能修复不报废的原则：

——一套闲置的细水雾输送系统，修复改造为低浓瓦斯专用通道；

——沿河谷新敷设600米高浓瓦斯独立管线，高低浓瓦斯分管输送，杜绝干扰；

——主管路和掺混节点加装浓度传感器、流量计、压力变送器，数据实时上传中控，自动调节阀门开度，浓度波动在设定范围内自动调控，成了掺混工艺的“智慧大脑”。

安全方面，贾虎虎带领团队逐项排查：“低浓度瓦斯难以直接点燃，但若与空气混合进入5%—15%爆炸极限，风险更高。”服役十余年的水封泄爆装置壳体老化，他们逐件测绘、更换、打压试验，逐一化解风险隐患。2024年7月主体完工，2025年3月投运，全部改造仅投入150万元。“那真是每一分钱都花在刀刃上。”陈子纬说。

灾害源变效益源

投运后，发电机组从4台扩容至6台，长远规划8台。矿井每天新增瓦斯利用量0.8万立方米，日新增发电量2万至3万度。2025年瓦斯发电量同比提升32.8%；2026年1—8月，发电1076万度，消纳瓦斯566万立方米。低浓瓦斯实现近零直排，甲烷无序排放大幅削减；同时也相应减少了因瓦斯排放带来的温室效应，检测显示其全年共减少二氧化碳排放量达20余万吨；井下抽采更充分，瓦斯超限风险降低，成功构建了“煤—电—气”循环经济产业链，实现了灾害气体向清洁电能的转化。

“过去把瓦斯当‘敌人’，抽出来赶紧排掉，是为了保安全；现在瓦斯是资源，在安全的前提下抽出来再利用，效益也提升了。”陈子纬兴奋地说，150万元投资，发电收益和碳减排收益叠加，不到一年就能收回成本。

仅靠系统优化和存量改造，就使5%以下低浓瓦斯掺混发电实现工程化稳定运行。吉宁公司的有益探索，为同类高瓦斯矿井从灾害治理转向资源利用提供了低门槛、可复制的样本。