瓦斯发电项目实施方案

1、精选优质文档-倾情为你奉上精选优质文档-倾情为你奉上专心-专注-专业专心-专注-专业精选优质文档-倾情为你奉上专心-专注-专业目 录 TOC o 1-2 h z 附表1、流动资金估算表2、投资使用计划与资金筹措表3、销售收入、销售税金及附加和增值税估算表4、固定资产折旧估算表）5、无形、递延资产估算表6、总成本费用估算表7、损益表8、现金流量表（全部投资）9、固定资产借款还本付息表附图：1、项目地理位置图2、场区总平面图3、电气设备布置图第一章 总 论1.1 项目概况项目名称：沁水县兰金瓦斯发电有限公司煤层气发电站建设项目项目性质：新建工程建设单位：沁水县兰金瓦斯发电有限公司法人代表：霍国安项

2、目地址：沁水县端氏镇曲堤村兰金公司煤层气发电站由沁水县兰金瓦斯发电有限公司投资建设，该发电站利用沁秀集团曲堤煤矿抽放出的煤层气作为燃料，利用煤矿矿井水作为燃气发电机组冷却用水，所发电量经专线并入区域电网。项目建成后总装机容量33MW，年发电量17952万KWH，年消耗煤层气12566.4万m3，该项目实施对改善项目区周围大气环境、降低煤矿安全风险、提高能源综合利用率均有积极意义。1.2 编制依据1、沁水县兰金瓦斯发电有限公司项目实施方案编制委托书2、中华人民共和国经济和社会发展第十一个五年规划纲要3、煤层气（煤矿瓦斯）开发利用“十一五”规划4、国家八部委煤矿瓦斯治理与利用实施意见5、国家发改委

3、煤矿瓦斯治理与利用总体方案6、国家发改委关于利用煤层气发电工作的实施意见（发改能源2007721号）7、山西省清洁发展机制领导组办公室晋清洁办发20061号文8、晋城市国民经济和社会发展第十一个五年规划纲要9、小型火力发电站设计规范（GB5004994）10、沁水县兰金瓦斯发电有限公司利用煤矿瓦斯发电一期工程可行性研究报告11、晋城市信德电力设计有限公司编制的沁水县兰金瓦斯发电有限公司33MW煤层气发电机组并网咨询报告12、国家、省、市有关政策、法规、规范、标准13、建设单位提供的基础资料1.3 编制原则认真贯彻国家有关的方针政策，严格执行国家的编制规范、规程和规定，全面落实各厂址条件，准确进

4、行技术经济比较。优选出最佳厂址方案。结合本工程实际，精心设计，优化方案，力求工艺系统先进合理。特别注重节约能源、节约用水、节约用地、保护环境、节约工程投资。把兰金公司煤层气发电站建设成一个洁净生产环保型、效益型的新型电站。电站建设本着节能减排、持续发展的原则，进行电站综合规划，主要设计原则确定如下：1、电站规模按33MW 燃气发电机组规划，以燃气方案论证，将瓦斯气体全部燃烧，排气燃尽达标后对空排放。2、设备选型本着高效、经济、合理原则，主要采用国产设备。3、发电机出线电压400V，发出电通过开关直接并入厂内400母线侧。4、电站厂址：厂址就近资源点，做到坑口发电，资源综合利用。5、主机布置采用

5、零米布置形式。6、机组运行按每年6800小时计算。8、厂址地震烈度按7度考虑设防。9、场地类别按类。10、机组选型根据煤矿瓦斯气体的分析资料，结合国内外燃气轮机的技术特点，燃气动力机组以选用进口设备为主。11、热工控制推荐采用机、电集中控制方式。辅助系统采用单独的仪表和控制系统。12、投资估算和经济分析按现行的定额标准及有关规定执行。13、利用清洁发展机制进行项目合作。1.4 主要实施内容项目拟采用单循环发电工艺，安装500KW发电机组14台，安装2000KW发电机组13台，总装机容量33MW，年发电量17952万KWH，回收利用煤层气12566.4万m3。该项目气源供应充足，工艺技术成熟，具

6、有良好的社会效益和环境效益，通过CDM项目合作，可获得经济补偿，实现较好的经济效益。1.5 实施计划项目总装机容量为33 MW，分两期建设，一期工程安装12台500KW发电机组，总计装机容量为6MW；二期工程拟安装13台2000KW发电机组和2台500KW发电机组，总计装机容量为27MW。项目建设工期为2年，从2007年12月开始实施，2009年12月完成。1.6 主要技术经济指标表1-1 主要技术经济指标表序号名 称单位数量备注一总用地面积公顷5.8125二规模（总装机容量）MW33三总发电量万KWH/年17952四总建筑面积m29418五绿地率%20六年运行时间小时6800七劳动定员人11

7、6八原辅材料用量1煤层气万m312566.42机油吨228.13水吨5473.84电万KWH538.6自用电九工程总投资21726.051固定资产投资万元21614.72铺底流动资金万元111.35十年销售收入万元4098.85十一财务评价指标1财务内部收益率%1.61税后2财务净现值（Ic=12%）万元-10746.32税后3投资回收期（含建设期）A18.08税后4财务内部收益率%1.92税前5财务净现值（Ic=12%）万元-10605.65税前6投资回收期（含建设期）A17.65税前7贷款偿还期（含建设期）A10.42第二章 项目建设背景及必要性2.1 项目单位简介沁水县兰金瓦斯发电有限公

8、司位于沁水县加丰镇境内，公司成立于2006年11月，注册资金2200万元，公司性质为有限责任公司。主要股东包括山西省沁水县兰金选煤有限公司和晋城沁秀煤业有限公司，其中晋城沁秀煤业有限公司出资1024万元，占公司总股本的49%；山西省沁水县兰金选煤有限公司出资1122万元，占公司总股本的51%。公司利用沁秀煤业公司曲堤煤矿瓦斯抽放井抽放的瓦斯气用于发电。沁秀煤业曲堤煤矿位于沁水县端氏镇曲堤村北，矿井采3#煤层，井田面积1.5958km2，地质储量1220.8万吨，生产规模30万吨/年，服务年限为15年，井田内地质构造简单，煤层气赋存丰富（仅在巷道掘进过程中瓦斯绝对涌出量就达163.92m3/mi

9、n），是典型的高瓦斯矿井，并经煤炭科学总院抚顺分院预测2#煤层具有与瓦斯突出危险性，对矿井安全生产已构成威胁，为确保安全生产，该矿建立了地面永久性瓦斯抽放系统，每年抽放瓦斯气量为2.4亿立方，瓦斯浓度在40%以上，瓦斯低位发热量为3900千卡立方米。2.2 项目建设背景一、晋城矿区是全国勘探程度最高、煤层气储量条件稳定、开发潜力最好的煤层气气田晋城市位于山西省东南部，是1985年经国务院批准成立的地级市，辖城区、泽州、高平、阳城、陵川和沁水六县(市、区)，总面积9490平方公里，总人口220万，其中市区人口30万。该市是在改革开放中蓬勃兴起的一座新型城市，经济实力居中西部前列，2008年，全市

10、生产总值完成527.5亿元，比上年增长10.1%，增幅高于全国平均水平1.1个百分点，高于全省平均水平1.8个百分点；财政总收入突破100亿元大关，达到113.2亿元，增长17.2%，在全省11个地级市排第二位。并被国家授予创建全国文明城市先进市、全国优秀旅游城市和国家级园林城市的称号，是山西省首批环保先进市。晋城市是全国重要的煤炭基地，全市含煤面积4654平方公里，已探明储量2712亿吨，占全省的55%，占全国的26%，年产量7000万吨以上。但由于沁水煤田瓦斯含量高，长期以来一直成为制约煤炭工业发展的第一杀手。为了解决这一难题，加快新型能源与煤化工基地的建设，市委、市政府下大力气加强瓦斯综

11、合治理，保障煤矿安全生产的研究与开发工作。从上世纪90年代就对煤层气治理与利用开始调研、勘探，并于2003年与煤科院抚顺分院、重庆分院、河南理工大学瓦斯地质研究所，太原理工大学安全技术和工程研究所、阳煤集团瓦斯研究所、阳泉三矿等科研单位、集团公司合作，完成了山西省晋城市阳城矿区瓦斯综合防治技术研究、山西晋城市阳城、沁水矿区采空区瓦斯爆炸（燃烧）机理及综合防治研究、晋城市地方煤矿瓦斯抽放可行性研究，探索出了适合晋城市煤矿瓦斯治理与利用的有效办法。通过调查勘察，已探明全市煤层气储量达6.85万亿立方米，是全国勘探程度最高，储量条件最稳定，开发潜力最好的煤层气田之一。宝贵的资源优势，成为晋城市煤层气

12、产业发展最坚实的基础。至2006年9月，全市已建成地面抽采钻井300余口，占全国的1/2。地面煤层气抽采能力达2.5亿立方米，并已形成商品化采销用体系。有18个煤矿建成了瓦斯发电站，总装机容量达4.3万千瓦，是全国矿区中瓦斯发电规模最大的地区，年发电量已经达到2.58亿度，年利用矿井瓦斯气约1亿立方米。市委、市政府提出，在“十一五”期间，将以建设全国重要的煤层气基地为目标，加大煤层气开发利用力度，到2010年，全市地面抽采煤层气达到30亿立方米，井下抽采达到16亿立方米。基本形成规划科学、布局合理，勘探开发与综合利用相结合，经济效益、社会效益和环境效益相统一的产业格局。二、煤层气是煤矿安全生产

13、的最大威胁，抽采后直接排空会对环境造成重大影响，同时造成资源浪费煤层气是矿难事故的罪魁祸首，国内煤矿矿难7080都是由瓦斯爆炸引起的，给人民群众生命财产造成了重大损失，先采气后采煤可以大大降低煤矿事故，有利于煤矿安全生产。为进一步加大煤层气抽采利用力度，国务院办公厅出台了关于加快煤层气（煤矿瓦斯）抽采利用的若干意见（以下简称意见），提出瓦斯“必须坚持先抽后采、治理与利用并举的方针”，规定“煤层中吨煤瓦斯含量必须降低到规定标准以下，方可实施煤炭开采”。相对于全国来讲，晋城市是一个煤矿瓦斯危险程度较严重的地区，有高瓦斯矿井138座，占全市矿井总数的四分之一以上，集中分布在“三河”流域（沁河、芦苇河

14、、长河），是瓦斯治理的重点区域。现主采的3#煤层，由于其变质程度高，封储盖条件好，开采时瓦斯涌出量大，沁水县永红煤矿和中美合作大宁煤矿的绝对瓦斯涌出量已超过200m3/min，沁水嘉丰镇五里庙煤矿的相对瓦斯涌出量达248 m3 /t。多年来，瓦斯灾害一直困扰着全市的煤矿安全生产，是煤矿安全的第一杀手。瓦斯灾害的形式主要是瓦斯爆炸和瓦斯燃烧，近两年又出现了新的灾害形式煤与瓦斯突出，给煤矿瓦斯综合治理增加了新的难题。目前煤层气抽采量大但利用量小的矛盾较为突出，除少量作为煤矿的生活用气外，大部分煤层气燃烧后直接排空，不但造成了巨大的环境压力，而且浪费了宝贵的资源。为防止煤层气大量排放到空气中产生对环

15、境的污染，鼓励煤层气综合利用，意见提出限制企业直接向大气中排放煤层气，要求环保总局研究制订煤层气对大气污染物排放的具体标准，对超标准排放煤层气的企业依法实施处罚，同时对利用煤层气发电等项目进行鼓励和扶持。三、国家政策保障为煤层气产业化发展迎来了利好的发展契机国家八部委下发的煤矿瓦斯治理与利用实施意见，鼓励大力发展瓦斯民用、发电、化工等。煤层气(煤矿瓦斯)开发利用“十一五”规划提出2006-2010年的煤层气开发目标是：2006年，全国矿井瓦斯利用总量8亿立方米以上；2010年，利用总量50亿立方米以上，利用率50%以上。其中，民用和工业燃气利用量20亿立方米以上，发电利用量30亿立方米以上，瓦

16、斯发电装机容量150万千瓦以上。2007年4月，国家发改委下发了关于利用煤层气发电工作的实施意见指出：全部燃用煤层气（煤矿瓦斯）发电并网项目由省级人民政府投资主管部门核准；煤矿企业全部燃用自采煤层气（煤矿瓦斯）发电项目，报地方人民政府投资主管部门备案。电力产业政策鼓励煤矿坑口煤层气（煤矿瓦斯）发电项目建设。鼓励采用单机容量500千瓦及以上煤层气（煤矿瓦斯）发电机组，开发单机容量1000千瓦及以上的内燃机组，以及大功率、高参数和高效率的煤层气燃气轮机（煤矿瓦斯）发电机组。煤层气（煤矿瓦斯）电站所发电量原则上应优先在本矿区内自发自用，需要上网的富余电量，电网企业应当予以收购，并按照有关规定及时结算

17、电费。煤层气（煤矿瓦斯）电站不参与市场竞价，不承担电网调峰任务。发改委要求电网企业应当为煤层气（煤矿瓦斯）电站接入系统，提供各种便利条件。电网企业要按照国家标准、行业标准和规程规定验收电站投资建设的接入系统工程，并及时签订并网调度协议，确保电网的稳定和电站的正常运行。政策保障为煤层气产业化发展迎来了利好的发展契机。四、项目充分利用清洁发展机制获得资金补偿，既可用于企业的可持续发展，也能为本国的环境治理作出贡献，做到经济效益、社会效益和环保效益双赢清洁发展机制，简称CDM，是京都议定书中引入的灵活履约机制之一，发达国家缔约方为实现其温室气体减排义务与发展中国家缔约方进行项目合作的机制，其目的是协

18、助发展中国家缔约方实现可持续发展和促进公约最终目标的实现，并协助发达国家缔约方实现其量化限制和减少温室气体排放的承诺。开发和利用煤层气，获得由项目产生的“核证的温室气体减排量”，可无偿获得发达国家的资金补偿，促进企业的可持续发展。2.3 项目建设的必要性一、项目建设是减少温室气体排放，保护大气环境的需要煤层气的主要成分甲烷（CH4）直接排空会造成环境污染。研究表明，煤层气的温室效应是CO2的2024倍，在全球气候变暖中的份额为15%，仅次于CO2，对臭氧层的破坏力是二氧化碳的78倍。晋城市是产煤大市，每年因采煤产生大量的甲烷气体，如果不对其进行处理直接排空对环境影响很不利，目前有些煤矿用燃烧后

19、排空的办法来减少煤层气的排放，却又造成了资源的严重浪费。研究表明，对煤层气进行充分燃烧，其燃烧热值与天然气相当，而且洁净，几乎不产生任何废气，利用煤层气发电是充分利用这种清洁能源，减少环境污染的有效途径之一。兰金公司煤层气发电站每年利用煤层气约12566.4万m3，具有良好的环境效益。二、项目建设是改善煤矿安全生产，提高煤矿效益的需要我国高瓦斯矿井和瓦斯突出矿井占46%，因瓦斯事故而死亡的人数约占煤炭行业工伤事故死亡人数的3040%，占重大事故的7080%。瓦斯治理坚持“以抽保用、以用促抽”的原则，采煤之前先采出煤层气，防止煤矿瓦斯事故，改善煤矿的安全生产条件。开发和利用煤层气，其一可以解决了

20、煤层气的利用问题，为煤矿减少了处理排出气体的费用开支，进而促进煤层气的开发和利用，从根源上防止瓦斯事故，形成了良性循环；其二能减少了煤矿向空气中排放的温室气体量，减少或避免了煤矿因大气污染物排放超标而受的处罚，降低煤矿的生产成本，为其改善生产条件创造了可能。三、项目建设是解决我国油气资源短缺现状的需要首先，中国的常规石油、天然气资源相对缺乏，是贫油、贫气国。一次能源产量以煤为主，而煤炭消费约一半用于发电。二十多年来，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，已经成为石油、液化天然气的纯进口国。中国要想保持经济持续快速的增长，有必要开发新的能源，取代

21、原有的不合理的能源结构。其次，采煤的伴生气体煤层气，作为一种非常规天然气，是最现实的天然气接替资源。不但是清洁、无污染的新型能源，而且是优质能源和化工原料，随着开采和利用技术的不断成熟，越来越受到人们的重视。煤层气开发具有可观的效益收益。现阶段国内外市场原油、天然气、煤炭等常规能源的价格不断攀升，而开发煤层气可以伴随着煤矿开采的先期工程进行，节约工程成本。综上所述，该项目属于利用新型能源发电的政策鼓励发展的项目，实施后对减少温室气体排放，通过利用CDM项目合作，不仅能获得资金补偿，对促进煤矿安全生产和缓解当地电力紧张均有积极意义。项目建设是必要的，也是可行的。第三章 市场预测和规模确定3.1电

22、网现状1、晋城市电网现状晋城电网位于山西电网的东南端，通过4回500KV线路接入省网，与长治、临汾电网构成500K V220KV电磁环网，境内设东沟、丹河、北义成、珏山、曲堤、芹池、凤城7座220KV变电站。通过220KV线路，形成以晋城500KV变电站为中心的“8”字型单环网，神农220KV变电站由晋城500KV变电站和长治苏店220KV变电站供电，各220KV变电站分别呈辐射状供相连的110KV变电站，构成山西电网南部环网的重要一环。网内没有大中型电源点，主要靠省网供电，是典型的受电网、末端网。截止2007年底，晋城供电公司拥有35KV以上公用变电站73座、变压器123台，总容量5730.

23、8MVA。2007年，全市最大负荷136.4万KW，全市用电量88.24亿KWH。2、沁水县电网现状沁水电网有曲堤220KV变电站1座，主变容量2150MVA，110KV变电站4座，总容量324.5MVA。由于沁水县面积广阔，东西狭长，电网非常薄弱：西部电网仅靠五柳庄一座110KV站供电，东南部电网由曲堤220KV站和郭北110KV站供电，东西部电网通过长达40公里的35KV线路联络，联系薄弱；中北部沁河流域由小水电构成水电自供区；东北部柿庄地区由高平野川35KV站通过35KV单电源供电，与沁水电网不连接。由于该县煤层气储量丰富，特别是与泽州、阳城县交界的三角地带，已建成的煤层气电站较多，均就

24、近并入所在地的35KV变电站。3.2 电力负荷预测1、用电结构分析晋城市交通便利，地理位置优越，是山西省重要的能源化工基地，矿产资源丰富，煤炭开采、煤化工、冶炼等企业发展较快。“十一五”期间，随着晋城市建设新型能源化工城市及调整经济产业结构，重工业结构调整力度加大，建设“四大基地、八大产业”使得第二产业对电力的需求增大，占全社会用电量中的比重不断加大。2007年 ，第二产业用电量70.96亿KWH，占全社会用电量的86.38%，较2006年增长1.74个百分点，预计“十一五”后期二产电量所占比例仍将继续增长；第一产业用电量呈明显下降趋势，出现负增长（-3.46%），第三产业及居民用电增速放缓，

25、同比下降7.21、3.01个百分点。从历年分类用电量历史数据分析，晋城电力市场由2000年的22.48亿KWH增加到2007年的82.15亿KWH，2001-2007年同比增长率分别为10.2%、27.5%、10%、42.9%、15.4%、21.6%、17.92%，年均增长率20.34%。全社会用电量快速增长，出现供不应求的局面。2、电力需求预测根据晋城市“十一五”发展规划及相关项目进展情况，预计“十一五”后三年新增大负荷共790MW左右，2011-2012年新预计增大负荷共290兆瓦左右。根据2006年GDP、全社会用电量及最大负荷实际完成情况与“十一五”新增负荷预测情况，采用线性回归法、电

26、力弹性系数、总体单耗法等多种方法和多个模型进行预测并综合各种预测结果， 2010年末最大负荷达1681兆瓦，2012年末最大负荷达1976兆瓦，年平均递增11.35%；全社会用电量2010达到117亿千瓦时，2012年达到141亿千瓦时，年平均递增13.73%，其中沁水县2010年末最大负荷达到220MW。3.3 电力平衡分析晋城电网“十一五”期间电力平衡见表3-1。可以看出，晋城电网在扣除受阻容量和退役发电机组，2009年、2010年晋城电网自用发电机组分别缺少装机容量1455.5KW、1409.5KW；考虑晋城500KV变电站两台750MVA主变可供最大电力（1200MW），2009年、2

27、010年晋城电网仍缺电力255.5MW、209.5MW，兰金公司煤层气发发电站位于沁水县境内，属于清洁型能源综合利用项目，装机容量为33MW，作为自用发电站，在“十一五”期间和“十二五”初期有一定的市场空间，同时对促进地区经济发展具有重要意义。表3-1晋城市220KV装机平衡表单位：MW项目十一五2006年2007年2008年2009年2010年1、需要发电负荷115812581442167019092、供电负荷101911071269147016803、备用容量（18%）2082262603013444、需要装容量136614841702197122535、年末装机容量25836853880

28、4.51346.56、当年新增110209322570其中：晋城热电厂300300 山西晋城煤层气发电120 寺河煤层气发电6050 成庄电厂50 大宁煤层气发电33 沁城煤层气发电22 曲堤煤矿煤层气发电6 阳城热电厂2707、当年退役29.313955.5288、受阻容量38128218218 其中：供热减出力90180180 小水电减出力383838389、可参加平衡装机275305.5515.5843.510、电力盈亏-1209-1396.5-1455.5-1409.511、晋城500KV站可供最大电力1200120012001200供电盈亏-9-196.5-255.5-209.53.

29、4 规模确定根据沁秀集团曲堤煤矿煤层气涌出量分析及市场分析，确定兰金公司煤层气发电站项目总装机容量33MW，其中一期机组装机容量6MW，二期机组装机容量27MW。第四章 项目选址与建设条件4.1 发电站建站条件一、建立有瓦斯抽放站，瓦斯抽放站抽出的瓦斯浓度和瓦斯抽出量能满足瓦斯气煤层气燃气机发电机组使用项目主要气源来自沁秀煤业曲堤煤矿，年耗煤层气12566.4万m3。该煤矿位于沁水县端氏镇曲堤村北，属于高瓦斯矿井，根据煤矿安全规程中规定：矿井绝对瓦斯涌出量达到40m3/min以上时，必须建立地面永久或井下临时抽放瓦斯系统。曲堤煤矿已经建立了地面永久抽放瓦斯系统量，年抽放在2.4亿Nm3以上，瓦

30、斯浓度在40%以上，可满足燃气式发电机使用。因此使用该气源发电是可行的。二、冷却水源项目选址位于沁河东岸，地表水和地下水常年丰沛，生活、生产用水为厂区自备水井，水量充足。燃气发电机的冷却补充水源来自煤矿矿井水。4.2 站址选择的原则、贯彻国家的基本建设方针、政策；、讲求经济效益、社会效益，节约能源，节省工程投资，节约原材料，缩短建设周期；、因地制宜地利用瓦斯资源，实行综合利用，节约用地、用水，保护环境；、执行劳动安全和工业卫生等现行国家标准的规定，做到符合国情，技术先进、经济合理、运行安全可靠。4.3 站址选择的条件1、靠近瓦斯抽放站。瓦斯气发电站紧邻瓦斯抽放站布置，这样可以节省送气管道的铺设

31、，节省材料投资费用，便于煤层气管道的维护。2、远离办公区和居民区由于燃气机发电机组运转时有一定的噪音，会影响到工作及周围居民的生活，因此发电站选址在矿山上远离办公区和居民区。4.4 站址位置兰金瓦斯发电有限公司发电站选址位于沁水县端氏镇曲堤村，紧邻曲堤煤矿瓦斯气抽放站，端润一级路路西约1000米，占地面积5.8125公顷，所占用的土地已办理土地征用手续。详见附图：地理位置图。4.5 建设条件4.5.1 自然条件该项目区属暖温带大陆性季风气候，具体气象指标如下：年平均气温 12.012.4年极端最低温度 -19.9年极端最高温度 37.8年平均相对湿度 63%频率最多风向 西北风 年平均风速 2

32、.6m/s 最高风速 23.0m/s 年平均降雨量 635.9mm 最大冻土深度 43cm最大积雪深度 21cm基本风压 0.45KN/m2 基本雪压 0.30KN/m2设计时应综合考虑以上气象条件，使项目建设和使用能够适应上述气候特点。4.5.2 地形地质项目站址周围地形较为平坦，但为了保证项目的顺利实施和安全性，建议项目初设前进行地质勘察，取得详细、准确的地质资料为工程建设提供详实的依据。4.5.3 地震烈度根据建设部发布的建筑抗震设计规范（GB50011-2001）：沁水县抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度值为0.10g，设计地震分组为第一组。4.5.4 气源供应条件项目发电所用煤层

33、气由沁秀集团曲堤煤矿供给（已签订供气协议，详见附件），发电站煤层气使用量为12566.4万m3，小于年抽采量2.4亿万m3，气源供应有保证。4.5.5 供电入网条件项目年总发电量为万KWH，一期工程经四台2000KVA升压后并入系统郭北110KV站35KV线路，线路长度为1.5KM；二期工程经两台20000KVA变压器升压后并入系统曲堤220KV站110KV母线，线路长度约2KM。所发电力除发电站自用外全部上网。4.5.6 供水条件项目生活用水水源为自备井，生产用水水源为煤矿矿井水，经矿井水处理设施处理后可满足生产使用要求。第五章 物料供应5.1 主要原材料特性项目主要利用煤层气发电，煤层气来

34、源为沁秀集团曲堤煤矿，该矿抽放瓦斯气的主要化学成分如下表：曲堤煤矿瓦斯气化学成分一览表组分CH4H2OCO2O2N2C2H6COH2S尘合计平均含量V%40.760.660.4712.7545.350.01未检出未检出未检出100%瓦斯气物理性质一览表热值密度高热值爆炸极限运动粘度华白指数18.84MJ/Nm30.99kg/Nm320.90MJ/Nm3下限：5.2%上限：16.8%22.8m2/s22.8MJ/Nm35.2 原辅材料消耗项目原材料、辅料消耗主要有瓦斯、机油、水、电消耗，消耗定额表如下：项目主要原、辅材料消耗一览表序号名称年消耗量来源1瓦斯12566.4万m3沁城煤矿2机油228

35、.1吨当地购买3水5473.8T煤矿矿井水4电538.6万KWH自给第六章 工程方案6.1 工艺方案6.1.1 工艺方案拟定根据项目实际情况，本方案对原可研推荐的燃气蒸汽联合循环发电工艺技术进行了详细分析论证，并提出了新的技术方案。1、单循环发电工艺：即利用管道将瓦斯输送至燃气发电机组进行发电，燃气机的废气经排气管排到机房外。2、单循环发电+余热利用热电冷联产工艺：利用管道将瓦斯输送至燃气发电机组进行发电，同时以机组废气的热量为能源，烟气通过特制的热交换系统加热介质水，使水温达到规定温度，通过溴化锂冷水机组制冷或制热，通过风机盘管空调器给房间制冷或供热。图6-1 余热利用热电冷联产工艺流程图6

36、.1.2 工艺方案选择综合考虑公司资金、技术、效益、规模等情况，项目选择工艺一。整个瓦斯发电系统分为：瓦斯收集系统、净化加压系统、燃气机发电系统、电气并网系统。整个工艺流程如图6-2所示：瓦斯收集系统 净化加压系统输气管道加压风机冷凝分离器瓦斯抽放站电气并网系统过滤处理器燃气发电机电气并网系统区域电网燃气机发玻璃钢冷却塔电系统 图6-2 项目工艺流程图工艺流程简述：（1）瓦斯收集系统：井下的瓦斯通过管道，经防爆装置、防回火装置，然后经瓦斯抽放泵泵入储气罐，再由储气罐进入输气管道内，最后送气到发电站内的瓦斯预处理模块（净化回压系统）。（2）净化回压系统：瓦斯预处理模块露天布置，首先经过气液分离器

37、初步过滤，除去大液滴和细粒，再将瓦斯引至加压风机，压力提升后，最后经冷却器和凝聚过滤处理，送至机房。井下瓦斯抽放管路AB监过滤处理器泵排气水封瓦斯发电机组注：A防爆装置B后勤财务防回火装置电力生产监抽放监控气汽水分离器销售价格排空管排图6-3 瓦斯抽放及输气工艺流程（3）燃气机发电系统：经处理过的瓦斯送入燃气机，电子点火燃烧膨胀推动活塞做功，带动曲轴转动，通过发电机输出电能。整个过程由可编程序控制器控制。其中的冷却系统采用带冷却塔的循环供水系统。燃气发电机组循环水分为内循环冷却系统和外循环冷却系统。内循环系统为机内闭式循环，采用软化水，软化水由项目区内水处理装置（加药装置）处理后，送入静压水箱

38、，由静压水箱补给；外循环水系统采用冷却塔循环二次供水方式，外循环水由发电机配套的水泵将循环水池内的水泵入发电机，用于吸收内循环系统中循环水的热量，然后在水压力下，吸收了热量的冷却水通过喷淋，实现放热，最后重新回到循环水池内备用。废气过滤处理器电 能后勤财务空 气电力生产发电机组销收入（万元）不确定因素变化率（%）经营成本输气管道销售收入冷凝分离器加压风机输气系统销售销售价经营成本基本方案内部收益率14.25%价格固定资产投资销售价格固定资产投资销售价经营成本基本方案内部收益率14.25%排 空销售价销售价格固定资产投资格销售价格销售价格固定资产投资燃气内燃机销售价格销售价格冷却系统图6-4 燃

39、气机发电系统工艺流程图喷水冷却软化补水加药装置生产能力利用率%基本方盈利区销售收入(万元)4.25%井下矿井水中冷换热器100高冷换热器固定成本燃气机组总成本高温冷却水盈利区静压水箱销售收入低温冷却水蒸发、飘逸、 排污图6-5 项目水系统工艺流程根据沁城煤矿瓦斯抽放量，确定项目总装机容量为331000KW，包括14台500KW和13台2000KW机组，项目年发电量为17952万KWH，年耗煤层气量12566.4万m3。（4）电气并网系统：燃气发电机输出的低压电力，经过变压系统的升压，通过并网专线输送至最近的变电站。一期工程变电站采用35/0.4KV变压器，容量为2000KVA，每三台发电机接入

40、一台变压器，低压侧分列运行。全站设四台变压器，高压侧为单母接线，通过35KV线路一点并入系统郭北110KV站35KV母线，线路长度为1.5KM；二期工程采用110/10.5KV变压器，容量为20000KVA，分别接入容量为13000KW和14000KW的发电机组，10KV侧分列运行，全站设两台变压器，高压侧为单母接线，通过110KV线路一点并入系统曲堤220KV 站110KV母线，线路长度约2KM。6.1.3 电气部分一、主机微机监控系统1、主机微机监控系统该系统为分层分布式结构，分为上位机系统和现地单元。上位机系统包括工控机，UPS电源，彩色显示器、调制解调器及打印机等，用以完成电站的监视、

41、管理、设置、控制、调节、打印、与系统调度通讯、系统对时等功能。现地单元分为机组现地单元和公用现地单元：每台机设一套机组LCU，装于机旁和站中，主要包括机组保护测控装置、PLC、温度巡检仪等，用以完成机组的数据采集、处理、状态监视、控制、调节、通讯等功能；电站设一套公用LCU，装于站内，主要包括主变保护测控装置、线路保护测控装置、PLC、微机同期装置等，用以完成主编及线路的保护、测量控制等功能和主变线路上各同期点的通气功能及公用设备的数据采集、状态监视、控制调节及通讯等功能。2、电气主接线考虑到发电机机组容量小，因此发电机电压采用400V，发电机出口母线经闭缩开关直接并入400V母线引接。方案详

42、见附件电气主接线图。3、电气设备布置站用配电间设低压盘布置及400V电器柜布置在A列前的低压配电间，全站设主控制室，采用主控制室的控制方式。方案详见电气设备布置图。3、直流系统采用硅整流系统，电压采用220V，采用单母线或单母线分段的接线方式，其容量满足机组的控制负荷和事故照明负荷的需要。电气元件的控制、测量和信号采用强电接线。4、主要电气设备的选择发电机的出线电压采用400V。400V开关柜采用普通GGD固定柜GGD固定柜。380/220V低压开关柜采用GGD固定柜。二、继电保护1、发电机保护简易差动保护：作为定子绕组的三相短路的基本保护，动作使发电机与系统解列，并灭磁停车。过流保护：本保护

43、装置带有时限，用来保护由于外部短路而引起的定子绕组过电流，并作为内部短路时的后备保护。过电压保护：当发电机突然甩负荷或在系统解列情况下单独供电而调速失灵时，转速突然增加引起过电压，为了防止过电压击穿定子绕组绝缘，特装设本保护装置，本保护装置经0.5S使发电机与系统解列并灭磁。过负荷保护：本保护装置用来保护由于过负荷而引起励磁消失时，立即联动跳开发电机出线开关，以保证机组安全运行。2、主变压器保护差动保护：保护变压器线圈内部短路。当变压器线圈或两侧差动电流互感器内的引线，电缆发生多相短路时跳开变压器两侧断路器。瓦斯保护：为变压器内部故障之基本保护，利用变压器内部故障时产生气体而冲动瓦斯继电器达到

44、发信号和跳闸的目的，当油面降低或轻微故障时发出信号，故障严重时跳开变压器两侧开关或发出重瓦斯信号（用切换片位置决定）。复合电压闭锁过电流保护：保护变压器外部短路，并作为线路的后备保护，带有一定的时限。过负荷保护：变压器过负荷时发出信号。3、线路保护 瞬时电流速断保护：是线路的主保护。过电流保护：作为线路的后备保护。4、站用电系统的保护站用变高压侧装跌落式熔断器，保护变压器内部短路，低压侧空气开关有过流脱扣装置，未装断电保护装置。其它低压电气设备都用低压保险保护短路故障，站用电消失或电压过低装有信号装置。6.1.4 设备选型及设备清单综合考虑项目的资金、人员、运行成本及工作进度，项目一期工程主要

45、设备选型采用国产设备，二期工程主要设备根据建设时的实际情况进行比选。表6-1 主要生产设备一览表名称规格单位数量备注发电机500KW台14含并网柜、监控及电缆、安装发电机2000KW台13含并网柜、监控及电缆、安装冷却塔400m3台4水泵台8含电机、安装（6用2备）真空开关台1含电缆、安装高压计量套1含表箱、表计储气罐座3瓦斯抽放泵ZEBI/750台3输气管m300水处理设备套2变压器S9(S9-M)2000KVA台4S9(S9-M)20000KVA台26.2 工程方案6.2.1 土建工程根据建设部发布的建筑抗震设计规范（GB50011-2001）沁水县抗震设防烈度为7度，地震分组第一组，设计

46、基本地震加速度0.10g。项目建筑物抗震设防类别为丙类建筑，站内建筑物结构的设计使用年限为50年，设计安全等级为二级。表6-2 主要建构筑物特征表序号名 称建筑面积（m2）层高（m）结构备注1发电机机房300010.0轻钢布置33台发电机组2控制室4003.3砖混包括高压室、低压室、配件室等3循环水池1200m3深3.0m钢筋砼2个4综合办公楼30003.3框架包括培训中心，3层5职工食堂、宿舍8004砖混6辅助用房15003.3框架包括车库、材料库及修配车间、水处理室7门卫室203.3砖混2个8厕所203.3砖混9泵房30砖混11生活水塔一座12围墙及大门长2500m，高2.2m砖砌电动大门

47、6.2.2 公用工程1、采暖、通风系统项目区内建筑物采暖，由于项目热负荷耗量较少，故项目采用单体式空调，不另进行采暖设计。选用八台大风量低压头的轴流风机（6进6出），风机风量为56880m3/h，全压304pa，电机功能7.5KW。2、给排水系统项目区生活用水水源为厂区内深井，用水量294 m3/d；项目工艺用水为曲堤煤矿矿井水，采用加软化剂水处理装置处理，补水量按0.3t/万kwh计算，年补水量为5385.6t。项目年耗水量为5473.8t。生活污水排放量为235.2 m3/d，生活污水经污水处理系统处理后达标排放；场地雨水及站内建筑物排水充分利用地面坡度及建筑物的有组织排水排出站外。3、照

48、明系统发电站的照明，有正常照明和事故照明分开的供电网络，电压为220V。正常照明的电源，由动力和照明网络共用的中性点直接接地的低压变电器供电。事故照明由蓄电池组供电。发电机组机房的通道以及远离机房的重要工作场所要求的事故照明采用应急灯。4、防雷接地系统发电站采用高杆避雷针保护全站建筑物，接地电阻不大于10，站内机电设备、管线及金属构架均进行保护性接地，接地电阻不大于4。6.2 总平面布置方案站区占地5.8125公顷，建筑面积9418 m2。主要出入口设在场地东部，绿地率20%，绿地面积考虑为12000 m2，硬化考虑为20000 m2。站区西部由南至北依次布置变压器、控制室、发电机机房、冷却水

49、塔和循环水池，场区北部建设办公培训楼，东部建设附属用房，锅炉房布置在场区南部，靠近发电机机房，靠近出入口处设置门卫室（详见兰金公司瓦斯发电站平面布置示意图）。为了减少噪声和进一步美化站内整体环境，在站区四周，特别是西部的空地上栽种乔木（选择叶大吸音效果好的树种），为员工提供一个舒适、优美的工作环境。6.3 厂区管网、道路规划瓦斯管道由发电机房固定端引入，厂区水管网由固定端向扩建端侧排水设计，最后汇总在厂区内排水管沟内，经污水处理设施处理后达标排放。发电机房周围规划消防通道，供建厂时设备材料运输及消防使用。循环水管网在厂区布置在地下，埋深至冻土层下，以防冬季低温时将管道冬裂。厂区道路设置按照小型

50、火力发电厂设计规程执行，结合当地地形特点，本着方便、安全、经济的原则进行。充分考虑到要保障消防通道的畅通。第七章 环境保护及消防7.1 编制依据1、中华人民共和国环境保护法 1989年12月2、中华人民共和国国务院令第253号建设项目环境保护管理条例 1998年11月29日3、污水综合排放标准 （GB8978-1996） 4、环境空气质量标准 （GB3095-96）5、工业企业设计卫生标准 （GBZ1-2002）6、建设项目环境保护设计规定国环字（87）002号7、工业企业厂界环境噪声排放标准（GB12348-008）8、大气污染物排放标准 GB16297-19967.2 主要污染来源及防治措

51、施7.2.1 施工期环境影响分析该项目施工建设期对环境的主要影响为：施工原料运输产生的扬尘，土建工程和设备安装引起的噪声。因此，在施工过程中，要严格防止噪声和扬尘的污染。强噪声设备，如打夯机、水泥搅拌机等不得在夜间（晚上10点以后），中午（12点14点）施工。施工期间排放的废水要进行控制，对工地施工废水加强管理，防治废水满地流淌，施工人员的生活污水，应倒入厕所，不得乱洒乱泼。施工期的扬尘要严格控制，运输车辆不得超载，防止抛洒，物料堆放要整齐有序，洒落在地上的水泥、沙、石灰及时清扫，散装水泥、沙、石灰等易扬起灰的建筑材料尽量避免露天堆放，建筑垃圾要及时清理。尽量减小扬尘对环境的影响。施工结束后，

52、要对施工场地及时平整，进行道路硬化。施工期间的污染防治措施要包括在工程承包合同中，在环保部门和厂方的监督下，由施工单位组织实施。通过以上污染防治措施，施工期对环境的影响很小，且随着施工期的结束，这些影响也将消失。7.2.2 运营期环境影响分析：1、大气环境影响分析及防治对策（1）瓦斯发电机组该项目产生的大气污染物主要是发电机组燃烧瓦斯气后排放的废气，主要是氮氧化合物、水和二氧化碳。该发电站安装有27台发电机组，其中500KW发电机组14台，2000KW发电机组13台，总装机容量为 33MW。27台发电机组用气量为12566.4万m3/年，瓦斯气浓度平均约40.76% ；发电机组因燃用瓦斯气排放

53、的废气中主要含有氮氧化合物、水和二氧化碳。 本区瓦斯气N2含量为45.35%，燃烧时生成NOx，根据排放系数计算，燃烧一百万立方米纯瓦斯气排放7.7吨氮氧化物，经计算得出该项目氮氧化物排放量为380.62t/a。（2）输气工程该项目输气工程为密闭过程，全系统不产生废气，无有毒气体排放。因而正常运行工况下不会对周围大气环境产生影响。在非正常状态下，也就是输气系统的工艺设备和管道检修或非正常工作情况下安全保护装置（如安全放散阀等）运作时，会有一定量的瓦斯气排放，管道内的瓦斯气通过放散阀就地低空排放。要求：出现异常情况时要第一时间关停储气罐送气阀门，停止供气后，只有输气管道内的少量瓦斯气排放，因管道

54、线路较短，管道内的储气量较少，排散时间较短，对环境造成的影响很小。为减少非正常状态情况的发生，应严格执行如下的预防措施：按输气管道工程设计技术规范中的规定，瓦斯气集输管线设置自动截断阀。选用密闭性能良好的阀门，保证可拆连接部位的密封性能。管线选材上要选择加有抗酸性介质并耐压的直缝高频电阻焊钢管；管线防腐采用三层PE复合结构作为管线的外防腐层，并用外加电流阴极保护相结合的方法；对管壁厚度低于规定要求管段及时更换，消除爆管隐患。为防止输气管线中凝液杂质的积结，站内要设清管收、发送装置，定期进行通球，保护管线的正常运行。集输管道沿线设置永久性标志；防火防爆区域设置明显的禁火标志。定期检验输气系统的安

55、全截止阀和泄压放空阀；定期进行瓦斯气测漏检验，及时消除事故隐患。发电站要按以上要求对本站发电设备和装置进行检查、完善 , 保证发电站的安全稳定运行。通过采取以上措施，该项目排放的大气污染物可做到达标排放，环境风险很小。2、水环境影响分析及防治对策（1）生产废水该项目生产用水为发电机组冷却水，27台发电机组采用4台玻璃钢冷却塔循环系统进行冷却，冷却水系统包括1200m3的循环水池，4座玻璃钢冷却塔，8台循环水泵，冷却水循环利用，不外排。该项目输气管网会排出少量的凝结水，水中污染物主要是SS。 为排除管道冷凝水及杂质，保证管道系统通畅，要求：沿管道改变坡向的转折最低点处设置一个凝水缸，在凝水缸上安

56、装新型排水器，凝水缸积满水后，打开排水阀门，水在管道压力作用下将凝结水排放。凝结水为清水，可满足污水综合排放标准（GB8978-1996）中的二级标准的要求，且排放量很小，可直接排放。（2）生活废水项目生活污水排放量为235.2 m3/d，经污水处理系统处理后达标排放；通过以上分析可以看出，该项目对地表水环境不会造成影响。3、噪声环境影响分析及防治对策噪声是瓦斯发电站对环境影响最大的污染物。（1）噪声源分析该项目噪声源主要是发电机组、冷却塔、循环水泵，均采用露天安装；发电机组采用顶部为石棉瓦覆盖的简易棚。发电站主要机械设备的噪声级别见下表：发电站主要机械设备的噪声级机械设备测量声级dB (A)

57、测量距离(m)发电机组961冷却塔851循环水泵801噪声值会随着距离的增加而减小，下表为主要发电设备噪声的距离衰减情况：发电站主要机械设备的噪声级（单位：m）机械设备声级dB（A）556065707594.2发电机组12063.235.519.617.815冷却塔63.235.52011. 26.3循环水泵35.52011. 26. 33.5由上表可以看出：燃气发电站在不采取措施的空旷地带对环境产生影响的最远距离为120m。该项目瓦斯发电机组所在位置120米范围内没有居民，电站噪声不会对周围村庄居民造成影响，为防止给电站附近工作生产的人员造成影响，应采取以下措施：发电机出风口安装消音器。发电

58、机房顶部要采用石棉等吸音材料。其他措施：冷却塔的风机加装消音器；循环水泵采取减振措施，接口采用柔性软接头；在厂区四周的空地上要加强绿化，种植 5m宽的乔木绿化带，要选择叶大吸音效果好的树种。通过采取以上措施后，该项目发电机组的噪声会降低15dB (A)左右，基本不会影响噪声达标。4、固体废弃物污染影响分析及防治对策该项目产生的固废有输气管定期清理的废渣，发电机组气液分离器、过滤器产生的废渣，发电机组定期更换的废旧机油、生活垃圾。（1）输气管道长时间使用，会产生少量的沉渣，为保证输气的畅通，需定期清理；发电机组的气液分离器、过滤器长时间使用也会产生少量的废渣；这几部分废渣产生量约4kg/a，要求

59、：废渣收集后封闭储存，送入晋城市危险废物处理中心统一处理，不得私自乱排。（2）发电机组的机油在检修或使用时间较长时需进行更换，会有废旧机油产生，废旧机油的产生量约为68.43t/a（占既有总用量的30%）。现废旧机油收集后统一放在机油收集桶内定期出售。要求：跑、冒、滴、漏的废机油要及时清理干净，全部回收，严禁私自排放。废机油收集后应交由有废机油处理资质的企业处理。（3）该项目生活垃圾产生量约30.4t/a，要求：定点堆放，及时清运至附近垃圾堆放地填埋，并覆土绿化。通过采取措施，该项目所产固废得到妥善处置，不会对当地环境造成影响。5、清洁生产分析清洁生产是将整体预防的环境战略持续应用于生产过程、

60、产品和服务中，以增加生产效率并减少对社会和环境的风险，实现经济和环境保护的协调发展。该项目建设实现清洁生产主要体现在以下几点：（1）瓦斯气为一种清洁原料，燃烧发电产生的污染很小；瓦斯气的开发利用，可减少温室气体排放，对保护生态环境具有一定积极作用；该项目建成后可有效的利用瓦斯气，减少因燃煤而产生的烟尘、SO2等。（2）该项目就近利用曲堤煤矿抽放的瓦斯气，直接用于发电。输气管路设紧急截断阀，主要生产运行参数实现自动化检测记录，减少事故时瓦斯气的排空量，工艺技术成熟可靠，安全性好。（3）发电机组采用冷却塔进行冷却，冷却效果好，耗水量小，能耗低，属较为先进的工艺。（4）对发电机组的噪声进行了较为全面