1、国有大型煤炭企业煤矿低浓度瓦斯发电工程建设项目立项申请报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月国有大型煤炭企业煤矿低浓度瓦斯发电工程建设项目立项申请报告建设单位：XX建筑工程有限公司建设地点：XX省XX市编制单位：XX工程咨询有限公司20XX年XX月70可行性研究报告编制单位及编制人员名单项目编制单位：XX工程咨询有限公司资格等级： 级证书编号：（发证机关：中华人民共和国住房和城乡建设部制）编制人员： XXX高级工程师XXX高级工程师XXX高级工程师XXXX有限公司二XX年XX月XX日目录第一章 总 论61.1项目概述61.1.3项目单位概况61.2项目构成及技术特点71.3编制依据81.4研2、究范围91.5项目背景91.5.1瓦斯利用现状分析91.5.2瓦斯利用符合CDM项目要求101.5.3矿区利用瓦斯发电的必要性121.5.4国家政策支持煤层气发电项目121.6主要技术设计原则151.6.4电站设计体现现代化、规范化、自动化。16第二章 机组选型172.1建设规模的确定172.2装机方案17方案二：瓦斯内燃机热电联供182.3瓦斯发电机组的系统组成192.4主要技术经济指标20第三章 电力系统21第四章 燃料供应系统22第五章 厂址条件235.1选址概述235.1.2选址位置235.2 厂址自然条件23第六章 工程设想256.1总图256.2热机系统256.3瓦斯输送系统2763、.4水工326.5余热利用部分366.6电气部分416.6.2电力系统主接线426.6.3升压变压器容量的选择426.7热控466.8建筑结构476.8.2地基处理方法486.9暖通部分48第七章 环境卫生507.1环境现状507.2执行的环境保护标准507.2.2污染物排放标准507.3机组对环境的影响507.4污染及控制措施507.5绿化设施517.6项目的环境效益517.7结论与建议52第八章 消防专篇528.1 编制依据538.2 工程概述538.3 火灾爆炸危险性分析538.4 防火及消防措施538.4.2工艺54第九章 劳动安全与工业卫生579.1职业危害579.2安全卫生规程及标4、准579.3主要危害因素分析579.4主要防范措施58自然危害因素及防范措施589.4.2.1防尘防毒58第十章 节约能源及原材料60第十一章 劳动组织与定员6111.1 电站的性质6111.2 电站定员测算的主要依据6111.3 电站定员测算61第十二章 工程实施的条件和实施进度6212.1编制依据6212.2实施条件6212.3实施进度62第十三章 财务评价6413.1投资估算6413.2财务评价65第十四章 结 论6814.1 主要结论6814.2存在的问题和建议68第一章 总 论1.1项目概述项目名称：xx煤矿低浓度瓦斯发电工程建设项目承办单位(1)单位名称：xx煤电集团公司xx煤矿 5、(2)法定代表人： 1.1.3项目单位概况安微省xx煤电集团公司是以煤炭生产加工为主的国有大型煤炭企业，公司位于安徽省xx市，始建于1984年5月。截止2003年底，集团公司资产总值45亿，年销售收入20亿元。集团公司先后跨入安徽工业50强，中国煤炭企业50强和中国工业企业500强，并通过了ISO9001国际质量标准体系认证。经过20年的发展与建设，xx煤电集团公司已成为以煤炭生产为主，兼营建筑建材、机械制造、化工、热电、房地产开发等产业的综合性的大型企业集团。产品主要包括：煤炭、高岭土、石膏、活性炭、铜材制品、镀锌管材、氯化聚乙烯等，畅销世界各地。公司奉承“用户至上、诚信为本、行业争先、走向6、世界”的理念，本着互惠互利共同发展的原则，竭诚与国内外客户进行广泛合作、交流、贸易。xx煤矿井田位于安徽省xx市西南约30km的*、xx两县交界处，属*县xx镇、xx乡和xx县xx镇管辖。井田位于童亭背斜东南翼和南翼，北与孙町井田相邻，井田F2断层以北为南北走向，向东倾斜的单斜结构，F3断层以西走向转为北西西，为不完整的童庄向斜的东延部分，地层产状一般为13-20,童庄向斜倾角8-15, 井田走向长约14km,宽约1.7-3.5km, 井田境界北为界沟断层,南为F7断层, 井田面积为43k.1.2项目构成及技术特点本项目为瓦斯综合利用及节能环保项目，利用xx煤电集团公司xx煤矿抽排瓦斯作为燃料7、进行发电，减少环境污染，降低大气温室效应。本项目集低浓度瓦斯输送、瓦斯发电及系统自动控制为一体。 主要技术特点（1）根据xx煤电集团公司xx煤矿瓦斯抽排的实际情况，利用煤矿低浓度瓦斯发电。为保证安全输送的要求，本工程采用低浓度瓦斯细水雾输送技术、专用防爆配套装置、燃气空气混合等技术，使燃气发电机组可以更平稳、安全地运行。此项技术2005年12月已通过国家安全生产监督管理总局的监定验收。（2）采用瓦斯发电综合自动控制技术。发动机采用先混合后增压的方式，混合后的气体浓度不随瓦斯进气浓度的变化而变化，当瓦斯浓度变化时，计算机对运行参数进行分析判断，自动调节混合器，使瓦斯与空气混合比例发生变化，瓦斯浓8、度低时多供瓦斯少供空气；当瓦斯浓度高时，少供瓦斯多供空气，实现了气源浓度不同但经过混合器后的混合气浓度保持不变。先混合后增压技术优势在于对瓦斯气的压力要求低，不需要再上增压设备，就能满足使用要求。采用双蝶阀混合器的优点在于可以在瓦斯的浓度有较大变化时混合浓度也能保证在合理的范围，适应瓦斯的浓度范围较宽。（3）通过本项目的建设，瓦斯电站输出的电能可满足xx煤电集团公司xx煤矿部分用电的要求；更重要的是通过此项目的运行，减少了甲烷对大气温室效应的影响，同时创造可观的经济效益。实施方案根据xx煤电集团公司xx煤矿现有煤矿瓦斯抽排量及浓度，拟采用低浓度瓦斯发电机组进行发电，并配套低浓度瓦斯细水雾输送系9、统、变配电系统及其他辅助生产系统，同时对机组的排烟余热进行回收利用，产生热水供用户使用，实现电厂余热综合利用。1.3编制依据（1）热电联产项目可行性研究技术规定 国家计委、国家经贸委、建设部印发的计基础200126号文。（2）关于发展热电联产的规定 国家计委、国家经贸委、建设部印发的计基础20001268号。（3）国家发展改革委印发关于利用煤层气发电工作实施意见的通知 发改能源2007721号。（4）关于加快煤层气抽采有关税收政策问题的通知 财税200716号。（5）煤矿安全规程。（6）xx煤电集团公司xx煤矿提供的基础资料。1.4研究范围本项研究的范围主要包括利用瓦斯发电技术的可行性，以及相10、应的工程总图布置、供气系统、燃机系统、电力系统、余热利用系统、环境保护等技术方案的确定和投资及财务分析。1.5项目背景1.5.1瓦斯利用现状分析瓦斯是赋存于煤层中非常规天然气。全世界瓦斯资源十分丰富，总资源量约260万亿m3。中国瓦斯资源量为30-35万亿立方米，继俄罗斯、加拿大之后居第三位，是美国的3倍。近十几年来，许多国家瓦斯勘探开发活动十分活跃。特别是在美国，瓦斯开发获得重大突破，已发展成为一个新的产业，1997年瓦斯产量达320亿m3。在美国瓦斯工业发展中，瓦斯经济鼓励政策起了极大的推动作用，其他配套法规也在逐步建立和完善。其他一些国家，如英国、澳大利亚、德国和波兰也相继制订了一些瓦斯11、有关的法规。瓦斯的主要成份是甲烷（CH4），是很好的燃料。瓦斯利用方式：作为工业或民用燃料直接燃烧、作为化工原料以及用于瓦斯发电。但因用作燃料直接燃烧的间断性以及用量的有限性，使许多瓦斯的利用受到影响，xx煤电集团公司xx煤矿现抽放的瓦斯量较大，瓦斯排空造成大量的资源浪费，因此，将其作为低热值能源综合利用是最便捷的途径。同时,瓦斯中的甲烷,是一种仅次于氟利昂占第二位的重要温室气体,能破坏大气的臭氧层，根据气候变迁跨国委员会研究报告，其温室效应是CO2的21倍。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，导致全球变暖，破坏了地球的生态环境12、。联合国气候变化框架公约第三次会议，通过了旨在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。按规定要求到20xx年，所有以发达国家排放的二氧化碳等6种温室气体的量，要比1990年减少5.2%，发展中国家没有减排义务。加快瓦斯综合利用符合国际国内的环境要求。1.5.2瓦斯利用符合CDM项目要求CDM是英文CLEAN DEVELOPMENT MECHANISM （清洁发展机制）的缩写，是“京都议定书”规定的跨界进行温室气体减排三种机制之一。CDM是“京都议定书”所规定的国家在境外实现部分减排承诺的一种履约机制。发达国家通过发展中国家提供资金和技术帮助发展中国家实现可持续发展。同时发达国家通13、过从发展中国家购买“可核证的排放削减量（CERS）”以履行“京都议定书”规定的减排义务。实施可持续发展战略已经成为中国实现社会经济发展目标的重要考虑。继续保持较高的经济增长速度，通过节能降耗、提高经济效率来实现经济增长方式的转变，进一步扩大对外开放，改善利用外资的效果，引进人才和技术，大力加强能源、交通等基础设施建设，加强环境保护和生态建设，加快农村和边远地区的经济发展，特别是加快西部地区的开发速度，这些都将构成今后很长一段时间内中国社会经济发展目标的重要组成部分。环境保护一直以来就是我国的基本国策。借鉴国外的经验教训，引进和吸收国外先进的技术和资金，走新型工业化道路，实现经济、社会和环境的协14、调和可持续发展是我国政府长期坚持的战略目标。而实施CDM项目，在帮助缔约方以较低的成本实现其减排温室气体承诺的同时，可以通过先进和适用技术的引进促进中国实施可持续发展战略，是一种双赢的活动。中国开展清洁发展机制项目的重点领域是以提高能源效率、开发利用新能源和可再生能源及回收利用甲烷和煤层气为主。在可再生能源领域，根据CERS的来源可以对基准线研究和核准的难易程度以及将来项目实施过程的交易成本的大小做出判断。一般来讲可再生能源和煤层气项目比节能项目容易一些。比如并网风力发电规模大、比较集中，CERS来源单一，自身排放可忽略不记，替代的往往是构成相对简单的电网电，基准线的确定相对容易。并且现在已经15、有统一的学术方法，使实施可再生能源并网发电CDM项目相对简单了许多。本项目符合CDM项目在以下几个方面的要求：1、符合可持续发展的要求a）有利于国民经济发展b）有利于环境保护和减缓温室效应；c)有利于当地的经济发展和减少贫困；d）有利于社会进步和增加就业。2、符合我国环境保护的有关规定中国目前正处在经济迅速发展的时期。如何适应国际潮流，寻找与发达国家不同的发展模式，走出一条有中国特色的新型工业化道路，实现经济、社会和环境的协调和可持续发展是摆在我们面前的重大和现实的课题。CDM机制无疑为发展中国家引进发达国家资金和技术，提供了一个机会。项目单位通过项目建设，使之最大限度地服务于经济、社会和环境16、的协调和可持续发展。1.5.3矿区利用瓦斯发电的必要性xx煤矿富含瓦斯，瓦斯被排放到大气中，既浪费了大量洁净能源，又污染了大气，十分可惜。瓦斯发电技术的开发与利用开辟了一条新的途径，具有良好的经济效益和环境效益。为了解决矿井排空瓦斯造成的浪费和对环境污染问题，在治理矿井瓦斯灾害的同时，将原煤生产的“废物”变为综合利用的资源，利用瓦斯发电可以使抽放瓦斯成盈利工程，抽放的瓦斯越多，产生的经济效益也就越好，可以形成良性循环。有了经济杠杆的作用，就能进一步调动抽放瓦斯的主动性，促进煤矿安全生产。1.5.4国家政策支持煤层气发电项目根据国务院办公厅关于加快煤层气（煤矿瓦斯）抽采利用的若干意见（国办发2017、0647号）和发改能源2007721号文关于利用煤层气（煤矿瓦斯）发电工作的实施意见，为做好煤层气（煤矿瓦斯）综合利用工作，趋利避害，保障煤矿安全，节约利用能源，保护生态环境，提出如下意见：（1）国家鼓励各类企业利用各种方式开发利用煤层气（煤矿瓦斯）。（2）各级政府部门应当督促煤矿企业结合本矿区实际情况制定煤层气（煤矿瓦斯）综合利用规划，并组织审查批准，引导企业合理利用能源资源，发电可以作为煤层气（煤矿瓦斯）综合利用规划的一项内容。（3）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。省级人民18、政府投资主管部门要将核准和备案情况及时报送国务院投资主管部门。（4）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瓦斯轮机发电机组。（5）鼓励煤层气发电企业通过技术进步和加强与国内外瓦斯发电机组制造企业合作，提高能源利用效率和电厂的安全稳定运行水平。（6）煤层气电厂应执行国家的有关法律法规、行业标准和规程，接受电网企业的专业管理和技术指导，具备并网技术条件，服从电力调度指令。（7）煤层气电厂所发电量原则上应优先在本矿区内自发自用，需要上网的富裕电量，19、电网企业应当予以收购，并按照有关规定及时结算电费。（8）煤层气电厂不参与市场竞价，不承担电网调峰任务。（9）电网企业应当为煤层气电厂接入系统，提供各种便利条件。原则上，由电网企业负责投资建设电网至公共联结点的工程，由发电企业负责投资建设电厂至公共联结点的接入系统工程。（10）电网企业要按照国家标准、行业标准和规程规定验收电厂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厂的正常运行。（11）煤层气电厂上网电价，比照国家发展改革委制定的可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法中生物质发电项目上网电价（执行当地2005年脱硫燃煤机组标杆上网电价加补贴电价）。高于当地脱硫燃煤机组20、标杆上网电价的差额部分，通过提高煤层气电厂所在省级电网销售电价解决。（12）有关部门应当制定鼓励煤层气发电的配套政策和措施 ，为煤层气综合利用工作创造有利条件。电力、价格等监管机构应当加强煤层气发电项目上网交易电量、价格执行情况的监管和检查工作。为加快推进煤层气资源的抽采利用，鼓励清洁生产、节约生产和安全生产，经国务院批准，颁布了财税200716号文，其中规定了鼓励煤层气抽采有关税收政策如下：（1）对煤层气抽采企业的增值税一般纳税人抽采销售煤层气实行增值税先征后退政策。先征后退税款由企业专项用于煤层气技术的研究和扩大再生产，不征收企业所得税。煤层气是指赋存于煤层及其围岩中与煤炭资源伴生的非常规21、天然气，也称煤矿瓦斯。煤层气抽采企业应将享受增值税先征后退政策的业务和其他业务分别核算，不能分别准确核算的，不得享受增值税先征退政策。煤层气抽采企业增值税先征后退政策由财政部驻各地财政监察专员办事处根据财政部、国家税务总局，中国人民银行关于税制改革后对某些企业实行“先征后退”有关预算管理问题的暂行规定的通知（94财预字第55号）的规定办理。（2）对独立核算的煤层气抽采企业购进的煤层气抽采泵、钻机、煤层气监测装置、煤层气发电机组、钻井、录井、测井等专用设备，统一采取双倍余额递减或年数总和法实行加速折旧，具体加速折旧方法可以由企业自行决定，但一经确定，以后年度不得随意调整。1.6主要技术设计原则根22、据节能建设方针、相关法律细则和地方法规、国家和行业有关设计规范和规程，本工程在设计中将体现以下技术原则：1.6.1统一规划、以气定电和适度规模的原则，以最大限度的利用瓦斯为主要任务。1.6.2尽量控制工程造价，提高经济效益，工艺流程合理，管线布置短捷、建筑物布置紧凑，减少工程占地，缩短建设工期，提高综合经济效益。1.6.3根据能源供应条件的优化能源结构的要求，从改善环境质量、节约能源出发，优化电站方案。1.6.4电站设计体现现代化、规范化、自动化。第二章 机组选型2.1建设规模的确定xx煤矿地面集中抽放泵站内现已有2台电机功率为560KW的水环真空泵，单台泵额定抽放能力为415m3/min。本23、项工程新建抽放站将安装2台电机功率为800kW的水环真空泵，单台泵额定抽放能力为565m3/min。届时，瓦斯抽放混合量将达到120Nm3/min以上。混合浓度为12%左右，瓦斯抽放纯量将达到12Nm3/min以上。瓦斯发电工程总装机容量确定为4000kW（一期2000kW）。2.2装机方案方案一：燃气轮机热电联供选用QD-30型燃气轮机热电联供机组。优点：该产品单机容量大，具有启动快捷、运行稳定、故障率低、自动化程度高，燃料适应范围广等特点。缺点：燃气轮机大修需返回制造厂修理，费用大，维修周期长，年平均维修费用高。燃气轮机对供给的进气燃料指标要求高，如压力高、浓度（CH432%），清洁度高（24、低于2mg/Nm3）等，需增设瓦斯增压装置和净化装置，项目投资高；机组冷却水量大，需建设专用的冷却水池，工程占地面积大。由于燃气轮机运行噪声大，燃机发电厂房需采用高性能的隔声结构，建筑物结构复杂，要求高。方案二：瓦斯内燃机热电联供选用8台500GF1-3RW瓦斯发电机组，配套余热回收系统。优点：（1）发电效率高热能率在32%40%左右，可采用热、电、冷联供，效率可达80%以上；机组自耗电少；耗水少。（2）适用气体范围广适用于浓度波动大、低热值（900kcal以上），低压力（300mmH2O以上）瓦斯（甲烷含量在9%以上煤矿瓦斯）。（3）使用功率范围宽可以单台机组或多台机组并机、并网运行，建站灵25、活。（4）技术先进燃烧控制技术拥有多项发明专利，机组运行采用计算机控制，可实现现代化管理，关键部件（调速器、火花塞、调压阀等）均采用国际先进产品，发电机采用西门子技术许可证生产制造。（5）结构紧凑，重量轻、体积小，安装运输方便。（6）起停迅速，操作方便，维护简单。（7）建设周期短（一般可在两个月左右的时间内建成发电）建效快。（8）安全可靠。机组本身具有多种保护措施，发电上网设有自动保护系统。（9）提供瓦斯发电气处理配套系统和瓦斯输送系统（瓦斯管道专用阻火器等），配置先进，价格低廉。缺点：单机功率小，不适合建大型电站。但煤矿瓦斯对于一个矿来说，气量不是特别大，装机容量一般几台到十几台机组，所以此26、缺点在煤矿瓦斯发电项目中明显。通过对以上两种方案进行综合比较，方案二适用于xx煤电集团公司xx煤矿瓦斯发电，建设投资少，采用单机容量中等的机群具有调度灵活等特点。确定方案二是最佳且可行的方案：选用500GF1-3RW型瓦斯发电机组作为本项目发电用机组。结合xx煤电集团公司xx煤矿瓦斯抽放系统实际情况及500GF1-3RW瓦斯发电机组技术特点，单机连续发电功率在500kW左右，确定瓦斯电站装机容量6000kW（一期4000kW），装机12台500GF1-3RW型瓦斯发电组（一期6台）。当瓦斯抽放的气量变化时，可灵活调配机组运行的数量。2.3瓦斯发电机组的系统组成瓦斯发电机由润滑系统、空气过滤系统27、点火系统、冷却系统、排气系统及发电组控制系统等组成。全套装置包括：瓦斯发动机、发电机、空气过滤器、排气消音器、机组辅助系统，瓦斯调压装置、机组系统同期控制屏等装置。瓦斯电站的性质： 常用控制和操用方式： 集中控制系统发动机工作循环： 四冲程额定转速： 1000r/min进气方式： 增压式气缸布置方式： 双列V型冷却方式： 开式启动方式： 24V直流电启动2.4主要技术经济指标本项目共安装12台（一期6台）500GF1-3RW型瓦斯发电机组。单机额定功率500kW。经济指标按全年平均运行时间8600h，单机连续运行功率为500kW进行计算。主要经济技术指标序号项目单位装机方案1总装机容量kW628、000（一期3000）2发电持续功率KW6000（一期3000）3年运行时间h86004综合厂用电率%4.8(一期9.6 )5发电年均热耗MJ/KWh11.66年供电量KWh/a24563104（一期1228104）7年消耗瓦斯纯量万Nm3/a622(一期311)8瓦斯发电年节约标煤（折合）t/a8274（一期4137）9热水洗浴年节约标煤（折合）t/a2672 (一期1136)注：计算发电节煤量按发1kWh电需标煤350g计算；余热节煤量按标煤热值29260KJ/kg，热利用效率按60%计算。第三章 电力系统项目单位现有35/6kV变电站，变电站电源引自35kV干式发电厂，变电站内有一台2029、000KvA35/6kV变压器。35kV变电所6kV侧为单母线分段接线型式。项目单位设备运行的平均负荷约为12000kW。本工程为低浓度瓦斯发电工程，考虑其装机容量、供电性质及矿井已形成的供电现状，本工程以6KV电压等级接入系统，接入点为项目单位变电站6kV母线侧。本项目所发电能全部给矿区内的负荷供电，不足部分将引自外网市场电。第四章 燃料供应系统xx煤矿位于安微省xx市西南约30km的*、xx两县交界处，地处童亭背东南翼和南翼，北与孙町井田相邻，井田F2断层以北为南北走向，向东倾斜的单斜结构，F3断层以西走向转为北西西，为不完整的童庄向斜的东延部分，地层产状一般为130-200，童庄向斜倾角30、80-150井田走向长约14km，宽约1.73-3.5km,井田境界沟断层，南为F7断层，井田面积为43km2。xx井田为中、厚松散层覆盖的全隐蔽煤田，松散层厚222m-386m,一般厚度为240m-300m，北薄南厚，起伏较为平缓，向南略有倾斜，规律性较为明显。目前，xx煤矿地面集中抽放泵站内安装有2台电机功率为560kW的水环真空泵，单台泵额定抽放能力为415m3/min;目前瓦斯抽放纯量为7.5Nm3/min,浓度为12%。本项目新建抽放站将安装2台电机率为800kW的水环真空泵，单台泵额定抽放能力为565m3/min。届时，瓦斯抽放混合量将达120Nm3/min以上，甲烷浓度为12%左31、右，瓦斯抽放纯量将达到14.4Nm3/min以上。第五章 厂址条件5.1选址概述选址原则电站厂址的选择原则：在充分利用现有的空地、尽量减少建设项目新征用土地数量的基础上，考虑合理的安全间距，同时还应考虑使工艺流程布局合理、有利于生产；尽量减少输送管网距离和输送电路距离；场地地形和工程地质条件好，交通运输便利；要做到投资小、工期短、见效快。5.1.2选址位置根据上述选址原则，电站选址位置确定在项目单位抽排泵站东侧，利用部分现有厂房建设瓦斯发电站。5.2 厂址自然条件气象条件本区属季风温暖带半湿润气候，春季多东北风，夏季多东-东南风，冬季多北-西北风，年平均风速3m/s，最大风速18m/s，年平均32、降水量820mm，七月份雨量最大为268.5mm，年平均气温14.30C，最低-23.20C，最高气温410C。地理位置及交通xx煤矿位于安微省xx西南约30km的*、xx两县交界处，属*县xx镇、xx乡和xx县xx镇管辖。拟修建的矿区铁路支线在本井田中部通过。任庄车站在井田的西面，距井田中心约7km。任庄车站至青疃车站约33.7km。交通较为便利。地震烈度xx矿区属一般地震区，地震烈度分级将本区定为7度区。第六章 工程设想6.1总图建设规模根据项目单位勘探预测瓦斯抽排情况，确定电站规模。本工程建设规模为安装12台（一期6台）500GF1-3RW瓦斯发电机组。平面布置电站选址位置确定在项目单位33、抽排泵站东侧，利用部分原有厂房建设瓦斯电站。选址满足与其他各建构筑物的安全距离及防火间距要求。站区内各厂房布置满足建筑安全间距要求，管线工艺走向合理，交通运输便利。管线及沟道布置电站内电缆敷设尽量利用电缆沟敷设，不能利用的部分可直埋或做桥架敷设；高压电缆采用电缆沟敷设，高压输出采用原有电缆桥架架空敷设。电站排水系统接入矿区地下排水管网。电站供气管做架空敷设。电站消防系统由矿区现有消防系统接入。6.2热机系统 500GF1-3RW低浓度瓦斯发电机组技术参数燃气发电机组型号： 500GF1-3RW燃气发动机型号： W12V190ZLDK-2C发电机型号： 1FC6455-6LA42控制屏： PCK34、1-RB500额定功率： 500kW额定电压： 400V额定电流： 902A额定频率： 50Hz额定因数（COS）： 0.8(滞后)额定转速： 1000r/min调压方式： 自动励磁方式： 无刷电压调整率： 5%（可调）相数与接法： 三相四线制调速器型号： 2301A负荷分配及速度控制器操纵方式： 近、远距离控制冷却方式： 强制水冷、换热器换热、开式循环启动方式： 24V直流电启动机油消耗率：（g/kWh） 1g排气温度： 5500C发电机绝缘等级： F外形尺寸： 603022172839mm机组净重量： 11200kg发电机组对瓦斯品质的要求（1）燃气不含游离水或其它游离杂质。（2）在距离机35、组燃气进气调压阀前1m内，瓦斯温度不超过400C，压力310kPa，压力变化速率1kPa/min。（3）瓦斯中甲烷体积含量不低于9%，变化速率2%/min，甲烷与氧气的体积含量之和不低于28%。（4）粉尘颗粒小于5um，总含量不大于30mg/m3，瓦斯中H2S含量200mg/m3。6.3瓦斯输送系统设计依据GB0028-2006城镇燃气设计规范GB8923-88 涂装前钢材表面的锈蚀等级和除锈等级GB/T 8163-2008 输送流体用无缝钢管SY/T5037-2000 低压流体输送管道用螺旋缝埋弧焊钢管CJJ33-2005 城镇燃气输配工程施工及验收规范DL/T5027-2007 火力发电厂36、保温油漆设计规程设计范围从瓦斯抽排泵站放散管接口到燃气机组接口法兰的所有管道、阀门、燃气处理设施及附件。气量平衡单台500GF1-3R W发电机组正常连续运行功率为500kW，耗气量按瓦斯纯量2.4Nm3 /min考虑，一期4台机组正常连续运行纯瓦斯消耗量为9.6Nm3/min。根据项目单位提供的瓦斯抽放资料，目前xx煤矿抽排瓦斯纯量为9.7Nm3/min左右，浓度为12%，因此煤矿瓦斯抽排量可以满足一期4台发电机组的正常运行要求。新抽放站建成以后，抽排瓦斯纯量将达到19.4m3/min以上，届时可以满足8台机组的正常运行需求。瓦斯输送系统本工程敷设1条DN500进气管线为8台燃气发电机组供气37、，由于利用瓦斯为低浓度瓦斯，为了确保发电机组的正常运行，在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管系统，将低浓度瓦斯输送到发电站。在瓦斯输送主管线上每隔20米左右设置一个水雾发生器，本工程共设置7个水雾发生器。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，保证了瓦斯管道输送的安全性。瓦斯与细水雾混合输送安全机理如下：冷却：细水雾颗粒直径越小，相对表面积越大，受热后更容易汽化，在汽化的过程中，从燃烧物表面或火灾区域吸收大量的热量，从而使燃烧物表面温度迅速降低38、，当温度降至燃烧临界值以下时，热分解中断，燃烧随即终止。稀释：火焰进入细水雾后，细水雾迅速蒸发形成蒸汽，由液相变为气相，气体急剧膨胀，最大限度地使燃烧反应分子在空间上距离拉大，抑制火焰。瓦斯输送系统工艺流程如下：抽放站放散管接口闸阀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水雾输送系统溢流水封阻火器电动放散装置进气支管闸阀旋风重力脱水器手动蝶阀发电机组 瓦斯输送系统主要设备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汽混合层时，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39、焰熄灭。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瓦斯带来的水汽和灰尘，防止瓦斯管道专用阻火器堵塞，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。40、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），为保证煤矿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，在输送系统的输送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位来调41、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。雾化水池安装区、雾化泵房设置在发电机房西侧设置1个雾化水池安装区，雾化水池安装区内设置1座雾化水池，安装2台雾化水泵，一开一备。雾化水泵扬程144m，流量30m3/h，可满足瓦斯输送管线上每个水雾发生器工作要求。管材水雾发生器给水管采用符合GB/T 8163-2008输送流体用无缝钢管标准生产制造的20#钢无缝钢管；DN200及以下其他管线采用符合GB/T3091-2008低压流体输送用焊接钢管标准生产的的普通焊接钢管；DN300及以上输气管线采用42、符合SY/T 5037-2000低压流体输送管道用螺旋缝埋弧焊钢管标准生产制造的螺旋缝埋弧焊钢管。管线除锈、涂漆及保温电站所有进气管线，补水、放水管线室外部分须除锈并做保温处理；除锈保温的工艺要求为：首先对瓦斯输送主管线进行除锈、清洁表面处理，除锈等级达到GB8923-88涂装前钢材表面锈蚀等级和除锈等级中的Sa2.5级。除锈完成后进行表面清洁，使表面呈现金属本色；然后刷樟丹防锈漆2遍，并用岩棉管壳进行保温，外用0.5mm镀锌铁皮做保护层。施工中遇到阀门、弯头、法兰及瓦斯管道专用阻火器等异形零部件时，其保温做法参照图集98R418管道及设备保温，以达到保温效果为目的，保温施工中应采取适当措施使43、操作件外露，便于操作。低温湿式放散阀水位监测部分就用岩棉壳进行保温处理。所有室内不保温气管线面漆颜色均采用黄色；所有室内不保温水管线面漆确立采用绿色。为便于识别，管道施工时应在管道弯头、穿墙处等涂刷介质名称和介质流向箭头，其位置和形状须符合DL/T5072-2007火力发电厂保温油漆设计规程的要求。6.4水工设计依据a.建筑给水排水设计规范 （GB50015-2003b.室外给水设计规范 （GB50013-2006）c.室外排水设计规范 （GB50014-2006）d.泵站设计规范 （GB/T 50265-97）、e.工业金属管道设计规范 （GB50316-2000）f低压流体输送用焊接钢管 44、（GB/T 3091-2008）g.低压流体输送管道用螺旋缝埋弧焊钢管（SY/T 5037-2000）设计范围本工程水工部分设计范围包括：电站内8台500GF1-3RW发电机组的冷却循环系统，机组内循环补水系统，站区给排水系统。设计主要原则机组冷却循环采用开式循环，冷却塔冷却。电站内8台机组设置一套冷却循环系统，软化水由余热泵软化水处理装置提供，在发电机房内设置一个高架软化水箱，利用自然压差为机组冷却内循环补水。站区排水采用混流制排水系统，即生活污水、生产废水与雨水一同排放。水源电站的补水接自矿区生产用水供水管网。循环水量根据500GF1-3RW燃气发电机组的性能要求，燃气发电机组冷却系统分为45、内外两个循环系统，内外循环通过换热器进行换热，风循环又分为高、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，单台发电机组高温外循环水进水水温40450C，冷却水量30m3/h，通过换热器后温度升高100C左右。低温冷却内循环主要是冷却机油和空气，单台发电机组低温外循环水进水水温30350C，冷却水量25m3/h，通过换热器后温度升高100C。机组冷却内循环使用软化水，每台机组的消耗量约为5kg/d。6台机组软化水消耗量为30kg/d。电站需水量、水量平衡本工程8台机组最大补充水量为5.94m3/h，补水量见下表。其中包括了高低温冷却塔的蒸发损失、排污损失、风吹及泄漏损失和软46、水器耗水等。电站最大补给水量表序号项目需水量（m3/h）回收水量（m3/h）实耗水量（m3/h）1高温冷却塔蒸发损失（1.2%）2.1602.162高温冷却塔风吹及泄漏损失（0.15%）0.2400.273高温冷却塔排污损失（.45%）0.8100.814低温冷却塔蒸发损失（0.64%）0.9600.965低温冷却塔风吹及泄漏损失(0.1%)0.1500.156低温冷却塔排污损失(0.22%)0.3300.337软水器耗水1.1101.118生活用水量0.100.19清洁用水0.0500.05总计5.9405.94本工程电站水源接自矿区生产用水供水管网，水量和压力满足电站用水要求。供水系统选择47、及布置.1冷却循环供水系统方案冷却循环水系统流程为：冷却水池Y形过滤器闸阀 循环水泵 闸阀 止回阀 循环水进 水总管 智能除垢型电子水处理仪 进水支管 换热器 回水支管 循环水回水总管 冷却塔 冷却水池.2冷却循环系统设备的选型根据水源条件，供水系统采用循环水泵进行强制供水，玻璃钢冷却塔冷却，该方案可以满足设计条件下的冷却负荷要求。冷却循环系统主要设备如下：循环水泵：数量流量m3/h扬程m3台（2台1备）18728冷却塔：数量高温冷却塔低温冷却塔2台处理水量180m3/h处理水量150 m3/h智能除垢型电子水处理仪设置如下：数量经济流量m3/h2台180.3循环水系统布置a循环水泵布置循环水48、泵布置在冷却泵房内，冷却泵房设在发电机房南侧，泵房由检修场地及水泵等设备安装场地组成。冷却循环系统安装三台循环水泵，二用一备。循环单元水泵出口采用缓开缓闭止回阀。三台循环水泵汇流入二条循环水总管，将水输送至发电机房，作为机组换热器冷却用水。循环水泵启动与停泵就地控制。备用泵若投入至高温循环水系统则高温循环水池的进口阀打开，与高温循环水出水管连接的闸阀打开。低温系统原理同。冷却泵房内设有排污沟，可将冷却泵房内废水通过排污沟排至室外。b.循环水管布置循环水采用单母管制，高低温循环水系统各自独立，架空敷设发电机房。管线选型冷却循环系统采用符合低压流体输送用焊接钢管GB/T3091-2008标准生产制49、造的焊接钢管。管道施工管道的土方工程及附属设备的安装严格按给水排水管道工程施工及验收规范有关内容执行。污水排放站内发电机房、冷却泵房、余热泵房等排放的生产、生活污水及雨雪水等，通过排污沟及埋地污水管线接入矿区综合排水管网。6.5余热利用部分设计范围电站内从自来水箱进口到水水换热器二次进口法兰的整个余热回收系统的所有管线、附件及设备的设计选型和布置。系统概述本工程娄装8台500GF1-3RW型燃气发电机组，燃气发电机组的尾气从机组内部排出的过程中携带有大理的热量，排气温度在5500C左右。针形管换热器与燃发电机组按单元制配套，共计8台针形管换热器。发电机组排烟余热回收计算：1Nm3纯甲烷热值为350、5.8MJ，500GF1-3RW机组热耗率10.3MJ/kWh，每台发电机组持续运行发电功率按500kW计算，则单台机组瓦斯消耗量为Q1=50010.3(35.8a)；Q1-单台机组瓦斯消耗量（Nm3/h）；a甲烷浓度（%），本工程利用的瓦斯浓度为12%；则单台机组瓦斯消耗量为：Q1=1200 Nm3/h空气流量为：Q2=（a/8%-1）Q1。其中Q2-空气流量（Nm3/h）；a-甲烷浓度（%），本工程利用的瓦斯浓度为12%；则单台机组消耗空气量为：Q2=600 Nm3/h烟气质量为：Q=0.7174120012%+(1200120012%)+600)28.9/22.4=2239.8kg/h排51、烟的比热容按烟道气体计算，排烟温度取5500C，（烟道气体的成分CO2：13% H2O：11% N2：76%，在1000C6000C的平均定压比热容为1.134kJ0C），经余热回收后的排烟度约为1500C。每台发电机组950C热水产量计算：（供回水温度分别按950C、700C计算）m=Q95%/(Ct)=101.610495%4.18(95-70)=9236.4kg/hm:产生热水的质量，kg/hQ：发电机组余热量，kJ/hC：水的比热容为4.18kJ/(kg0C)t:一次水进出水温的差值，0C则一台发电机余热利用产生热水量为9236.4kg/h，8台发电机组余热利用产生热水总量为7389052、kg/h，一期4台发电机组余热利用产生热水总量为36945kg/h。水-水换热器二次水进水温度为100C，出水温度为650C，每台机组二次水产量计算：m=Q95%(Ct) =101.610495%95%4.18(65-10) =3988kg/hm:产生热水的质量，kg/hQ：以电机组余热量，kJ/ht:二次水进出水温的差值水水换热器的效率按95%计算。则1台发电机组余热利用产生650C热水为3988kg/h。8台发电机组余热利用产生650C热水为31904kg/h，一期4台发电机组余热利用产生650C热水为15952kg/h。经计算，12台发电机组余热回收热量为738万KJ/h，一期6台发电机53、组余热回收热量为369KJ/h。管道的热损失按5%计算，去除热损失后12台发电机组余热回收可利用热能为548.10.950.950.95=522.7万kJ/h，合726KW。待整体工程竣工后，xx煤电集团公司xx煤矿可完全利用12台燃气发电机组余热回收热量，不足的热量由xx煤电集团公司xx煤矿原有供热系统提供。标煤热值为29260kJ/kg ,煤热利用率按60%计算，单台机组余热回收利用可节约标煤量为：101600095%95%95%（2926060%）=49.6kg/h，则12台机组余热回收利用可节约标煤量为396.8kg/h，一期8台机组余热回收利用可节约标煤量为198.4kg/h。主要设54、备选型1）针形管换热器名称换热面积m2数量针形管换热器608（一期4台）2）循环水泵的选择名 称流量m3/h扬程m功率KW数量热水循环泵87603023）落地膨胀水箱名 称调节容量m3数量落地膨胀水箱0.7514）全自动软水器：名 称处理量m3/h全自动软水器235）软水器给水泵的选择名称流量（m3/h）扬程(m)功率（kW）数量软水器给水泵2.5321.126）水水换热器名称换热量kcal104水水换热器150管径、管材线保温1）余热循环管线径针形管换器进出水总管选择型DN125的无缝钢管，管内热水实际流速为0.44m/s。针形管换热器取进出水支管选择型号为DN80的无缝钢管，与针形管换热器55、进出水接口相同。二次水管径选用DN80，管内热水实际流速1.15m/s。2）管材选择余热利用管线选用符合GB/T8163-2009输送流体用无缝钢管标准生产制造的20#钢无缝钢管。3）管线涂刷防锈漆应符合工业金属管道设计规范GB50136-2000中12.3条涂漆部分规定。所有余热管线采取保温措施，保温的工艺要求为：包岩棉管壳包扎镀锌丝网外包0.5mm镀锌铁皮，管道的保温每隔2-3米，应留出一条伸缩缝，在伸缩缝处，主保温层和金属保护层要，同时断开。施工中遇到阀门、弯头、法兰等异形零部件时，其保温做法参照图集98R418管道及设备保温。针形管换热器本体保温由厂家负责。4）管线归气所有管线安装完毕56、后应进行扫线冲洗。冲洗时，在管道低端选择几个放水点，将冲水排出，直至冲洗到所排出水内不含杂质为止，具体操用规程按工业金属管道工程施工及验收规范GB50235-97进行。5）管线试压及密封性试验管线扫完毕后，采用水进行压力试验，针形管换热器不参与试验。试验压力为工作压力的1.5倍（0.75MPa）。试验时先排出空气，升压至1/4试验压力（0.19MPa），检查管道有无渗漏现象，发现渗漏应降压处理后再进行试压。升压至试验压力0.75MPa，历时10min，压力降不大于0.05MPa，且管道、管道配件、接口未破坏，可认为强度试验合格；然后将试验压罚降至工作压力0.5MPa,对系统进行严密性试验，无渗57、漏为严密性试验合格。6）水质要求根据工业锅炉水质标准GB1576-2008的要求，针形管换热器给水需进行处理，给水总硬度0.6mm01/1，含氧量0.1mg/l。余热利用系统中设计软化水制备系统，经处理后水质可达支使用要求。6.6电气部分概述主要包括电站内部照明、防雷接地、高、低压配电设计。6.6.2电力系统主接线电站共设12台500GF1-3RW发电机组。单机额定功率为500KW，持续运行功率500KW，其中每6台发电机组所发电量通过1台3000KVA升压变压器升到6KV；总计4台3000KV升压变压器。高压接线方式采用单母线接线方式。电气部分主接线图见附件图。发电站开始运行前，先由项目单位58、变电站6KV母线侧通过变压器低压侧向电站送电，为其发电机组控制屏上检测低压同期，与用户6KV系统并网，向变压品容量的选择。6.6.3升压变压器容量的选择电站内共安装12台发电机组，单机额定功率为500KW，持续运行功率500KW。每6台机组配置1台3000KVA升压变压器，6台发组有功功率pf=4500=2000kw,视在功率Sf=2000/0.8=2500KVA，选的容量为3000KVA变压器，负荷率=2500/3000=83%（合理范围：70%85%）；升压变压器选用2台S11-M-2500/10F0.4/6.3KV22.5%系列全密封低损耗电力变压器，该种变压器具有设计结构合理、损耗低、59、过载能力强等特点。电量平衡电站共12台机组，每台机组长期连续运行功率为500KW，机组发电总量为50012=6000KW。电站自用功率约为145KW，自用电率=145/3000=4.8%，矿区变压器容量20000KVA，电站向xx煤电集团公隔xx矿变电站送电功率为3000-145=2855KW。站用电接线及布置.1低压配电系统（0.4KV）在低压配电室内设有8面PCK1-RB500型发电控制屏、=2面变压器低压进线柜、1面水雾站用电配电柜、1面电瓶柜、4面TE4M监控柜、1面综合泵房配电柜、1面继电器控制柜，低压开关柜均选用GGD通用型低压开关柜.2站内动力配电设计配电电压为220/380V，60、配电方式采用语放射式。各动力电源均引自低压配电室的站用电配电柜，进线电源采用双电源自动转换装置，双电源分别引自变压器低压进线柜和外网市电。冷却循环水泵及热水循环泵采用交流接触器在现场或低压配电室控制，线路敷设方式采用穿管或电缆沟敷设。.3发动机启动动机启动采用24V直流电源启动，发电机房设置2台硅整流启动柜，电源来自低压配室内站用电配电柜。电气设备布置.1 6KV配电装置在瓦斯电站高压配电室内安装2面高压进线柜、1面高压和1面PT柜；高压开关柜选用具有五防功能的KYN28A-12型铠装移开式交流金属封闭开关柜，配真空断路器，弹簧操作机构，该机构既可手动操作，也可电动操作。6.6.6.2升压变压61、器变压器采用S11-M-2500/10F 0.4/6.3KV22.5%型低损耗全封闭电力变压器。室外布置，高压铡电缆引出，低压铡由电缆引入。继电保护6.6.7.1升压变压器保护配置升压变压器设速断保护、过流保护、高压零序、瓦斯、温度保护等，采用数字式变压器保，保护装置安装在高压开关柜上。.2高压进出线保护电站6KV出线开关柜采用数字式线保护，设置速断、过流保护。保护装置分散安装在各自的开关柜上。.3发电机的保护配置0.4K发电机保护为：短路保护、过电流保护、欠压保护、逆功率保护及发电机热保护，保护由发电机配套的控制屏实现，不需另外采购保护装置。过电压保护及接地建构物防雷根据建筑物防雷设计规范的62、规定，除发电机房按二类防雷建筑物外，其它建筑物应按三类防雷建筑物进行设计。将发电机房、配置室及发电机组、控制屏、低压配电柜、变压器进线柜、升压变压器所有金属外壳正常不带电设备与引下线可靠连接，引下线应沿建筑物四周均匀或对称布置，其间距不应大于25米，每根引下线的冲击接地电阻不宜大于10。过电压保护6KV配电装置采用金属氧化锌避雷器，以防止外部雷电过压入侵和内部操作过电压。接地厂内设联合接地网，接地装置采用镀锌角钢L5052500作为垂直接地体，采用热镀锌扁钢-404作为水平接地体。接地电阻不大于4。依据工业企业照明设计规范设计厂内各工业场所照明。发电机房内照明采用防爆灯具，其余场 所采用普通照63、明。其中发电机房、配电室设置应急照蝗，全厂停电时，应由应急明灯照明，供电时间不小于30min。电缆设施.1电缆构筑物本工程构筑物考虑采用如下几种类型：电缆敷采用电缆沟穿管相结合的方式。发电机房及配电室内电缆敷设一般采用电缆沟，局部使用电缆穿管。.2电缆选型根据电力工程设计规范GB50217-94有关条款的规定，本工程电缆选型如下：低压动力电缆采用交联聚乙烯绝缘铜芯电力电缆；控制电缆采用聚氯乙烯绝缘屏蔽铜芯控制电缆。6KV动力电缆采用交联聚乙烯绝缘铜芯电力电缆。.3电缆防火措施为防止火灾蔓延造成损失，本工程采用以下防火措施：在发电机房穿墙孔洞处电缆沟内设置防火堵料，采用有效的防火材料对电缆构筑物64、分区封堵。设置必要消防设备。6.7热控瓦斯发电机组每2台500GF1-3RW发电机组配置一套微机监控系统装置，电站共安装4台TEM监控横，可实现瓦斯发电机组运行的实叶监控系统装置。其中包括发动机的水温、油温、油压、转速；发电机的电压、电流、频率、或率、功率因数、有功电能及运行时间的显示；发动机的参数及发电机的报警及保护停车功能。（此系统由发电机组设备生产厂家提供）。低浓度瓦斯细水雾输送监控系统电站内配置一套细水雾输送监控系统，通过检测低浓度瓦斯输送管线内的瓦斯压力、温度及水雾输送系统中的水压力、温度、流量及水封阻火器、雾化水池内的水位，实时监控各参数，一旦参数越限即发出警信号，保护瓦斯输送系统65、的安全运行。可燃气体浓度检测根据可燃气体检测报警器使用规范的规定，在发电机房及雾化水池安装区内设置可燃气体检测探头，用城检测可燃气体的浓度，实现发电机房燃气浓度检测及泄漏报警，并联动发电机房内的防爆轴流风机开启通风。可燃探测器设有一级报警，一级报警设定为25%LEL，在一级报警时连锁风机启动强行排风。6.8建筑结构建构筑物发电机房为轻结构门式钢架房屋，利用原有厂房进行改造。高低压配电室、配件室、办公室及休息室等为砖混结构房屋，雾化水池安装区、变压器安装区为半敞开式房屋。余热泵房、雾化水池安装区及冷却泵房内设混凝土设备基础。土面：高低压配电室及办公室、休息室等站区房的地面采用混凝土水泥土面。外墙66、面：高压配电室等砖混结构房屋砂浆抹面，外刷外墙涂料。内墙面：高低压配电等砖结构房屋为混合砂浆抹面，刷乳胶漆。踢脚：为水泥砂浆踢脚。门窗：所有门窗采用塑钢门窗，门窗玻璃采用中空平板玻璃（平板玻璃选用普通浮法玻璃或钢化玻璃），高、低压配电室等经常开启的窗户设钢丝网。顶棚：混合砂浆抹面，刷乳胶漆。散水：混凝土水泥散水。砖墙下条形基础采用混凝土基础、或钢筋混凝土基础。建筑物抗震构造做法见97G329-19，跨度6000mm的梁二砖柱采用配筋砖砌体。发电机房的结构形式为轻钢门式钢架结构。高、低配压电室、综合泵房、雾化泵房、配件室、办公室、休息室等为砖混结构。雾化水池安装区、变压器安装区为半敞开式结构，顶67、部搭棚避雨。6.8.2地基处理方法具体方法应待详细勘察后再进行设计。6.9暖通部分采暖电站采暖介质为热水采暖，热源接自抽排泵站供暖系统。发电机房、余热泵房、冷却泵房冬季采暖按+50C考虑；休息室、办公室冬季采暖按+180C考虑。通风.1高、低压配电室、余热泵房、冷却泵房高、低压配电室、余热泵房、冷却泵房均采用自然通风。.2发电机房发电机房通风设计原则主要是以散热为主，通风换气轴泫风杨杨械进风，机房顶部天窗排风的方式。轴流风同 由燃气季警系统联动控制，并且能够实现自动与手动控制功能。轴流风机采用防爆型，通风系统配合消防系统及时关闭。空调为满足设备和值班人员的需求，在低压配电室、办公室、休息室设置68、风冷柜式空调机或壁挂式空调机，对室内进行温度控制，维持夏季温度25270C。第七章 环境卫生7.1环境现状本工程建设地点位于xx煤电集团公司xx煤矿抽排泵站东侧，由工程环境影响评价现状监测结果可知，其现状污染较轻。7.2执行的环境保护标准环境质量标准(1)大气执行环境空气质量标准(2)地面水执行地面水环境质量标准(3)声学环境执行声环境质量标准7.2.2污染物排放标准 (1)生产及生活废、污水排放执行污水综合排放标准(2)烟气排放执行大气污染物综合排放标准7.3机组对环境的影响500GF1-3RW型燃气发电机组在运行中对周围环境的影响主要有废气、废音、废水、废油等。7.4污染及控制措施废气瓦斯69、经瓦斯机组燃烧后，产生的主要成份有：CO2、H20和SO2、NOx、CO、HC。其中CO2、H20不属有害物质，CO、HC化合物按国家标准不作控制。因此，仅SO2、NOx为有害气体。瓦斯含H2S量极少，经瓦斯机组燃烧后几乎不产生SO2。由于NOx与发动机燃烧室主燃烧区温度存在一定的关系，在发动机设计中，已通过选择合适的主燃区温度控制了NOx的生成量，可完全满足大气污染物综合排放标准中的三级排放标准。噪声本工程主要的噪声源为瓦斯发电机组，在设计过程中采用排气消声器，并在发电机房及辅助车间周围均设乔木绿化带，既美化了厂区环境又可降低噪音。也可以对发电机房墙体做吸音处理并加装吸声吊顶，对发电机房进、70、排风口进行吸音降噪处理，通过以上治理措施，站区内可满足GB30962008声环境质量标准3类声环境功能区的规定要求。废水、废油电站清洁及生活产生的少量污水需定期排入矿区排水系统。瓦斯发电机组在运行和维护中，会形成少量的废油，由操作人员集中收集后再由外部企业集中处理，并回收利用。7.5绿化设施可对发电站内允许绿化的地方进行绿化，美化；种植乔木、灌木搭配的防尘降噪绿化景致。绿化树种可选用抗毒性强、枝叶茂密的乔、灌木。7.6项目的环境效益由于甲烷和二氧化碳均为温室效应气体，且甲烷的温室效应约为二氧化碳的21倍，瓦斯气体经瓦斯发电机组成电后以二氧化碳的形式排放到大气中，可以减少温室气体排放量，以保护大71、气环境和自然生态环境。7.7结论与建议本工程设计中，对电站排放的废气、废水、噪声均采用了相应的治理措施，从而使电站排放的各种污染物满足国家排放标准。第八章 消防专篇8.1 编制依据A、建筑设计防火规范 （GB50016-2006）B、火力发电厂与变电所设计防火规范 （GB50229-2006）C、建筑灭火器配置设计规范 （GB50140-2005）D、建筑物防雷设计规范 （GB50057-2000）F、消防安全标志设置要求 （GB15630-1995）8.2 工程概述本工程利用项目单位抽排瓦斯进行发电，属易燃易爆场所，在生产中存在火灾，爆炸的危险因素，根据建筑设计防火规范，本工程生产区属甲类生72、产，因此在设计中为确保安全，必须考虑防火、防爆、防雷及防静电措施，同时注意操作中的安全以保证正常生产。8.3 火灾爆炸危险性分析本工程生产过程中危险介质为煤矿瓦斯，主要成份为甲烷，因此在输送和使用过程中不允许泄漏，一旦出现不正常情况，同时注意操作中的安全以保证正常生产。发生泄漏，存在火灾与爆炸的可能。8.4 防火及消防措施 总图布置总平面布置根据电站工艺特点、火灾危险性、功能要求，结合地形、风向等条件确定，发电站区设置围墙。本站生产性质为甲类。总图设计中严格执行建筑设计防火规范相关规定。8.4.2工艺瓦斯抽排泵站放散管口到瓦斯发电机组接口法兰的进气总管上设置水位自控式水封阻火器、瓦斯管道专用阻73、火器、低温湿式放做阀、防爆电动蝶阀、泡罩式溢流水封阻火器、电动放散装置，有效地防止总管内出现回火现象。消防设计（1）消防设施根据建筑设计防火规范，室外消防用水量为25L/S，室内消防水量10L/s，火灾延续时间3小时，火灾延续时间内消防用水量为378m3；消防水源接自矿区消防管网，水量、压力满足本工程室外和室内消防水要求，因此本工程不再另建潲防水池、消防泵房等设施。(2)消防管网室外消防管敷设成环状，管道背径DNl50，管材选用焊接钢管，埋地管道采用环氧煤沥青普通级防腐。站区内设置3个SSl0065一1.6室外地上式消火栓，发电机房山设置2个SN65室内消火栓，安装在消火栓箱山，与消防水带和水74、枪等器材配套使用。 (3)灭火器具按照建筑火火器配置设计规范的相关规定，在瓦斯输送管线防回火装置附近、发电机房、雾化水池安装区、余热泵房设置MF/ABC5型手提式磷酸铵盐干粉灭火器，在低压配电室、高压配电室变压器安装区、冷却泵房内设置MF/ABC4型手提式磷酸铵盐干粉灭火器。 电气电站内发电机房按建筑物防雷设计规范要求应按第二类防雷建筑物设计，采取防直击雷、雷电感应，雷电波侵入的措施，电力设备作大气过电压及内过电压保护。其他建筑按三类防雷建筑物设计，金属工艺设备及管道等采取防静电措施。本工程根据需要设防雷、防静电接地，接地电阻值满足相应规范要求，同一地点出现两个及以上接地时，采用同一个接地网接75、地。 自控仪表站内设置可燃气体检测及泄漏报警装置，检测介质为甲烷，报警浓度为可燃气体爆炸下限的25%。 其它为保证本系统的正常生产和安全运行，站内设专置人员管理，加强安全防火及消防意识，加强巡检，掌握消防技术，避免事故。在站内每个灭火器具设置点设置一个内容为“禁止乱动消防器材”的圆形安全警示牌，在电站大门口设置内容为“电站重地，禁带烟火”的圆形安全警示牌；发电机房、雾化水池安装区及高、低压配电室内设置内容为“严禁吸烟”的圆形安全警示牌，在变压器安装区设备内容为“高压危险，当心触地”的三角形安全警示牌；在高、低压配电室内设置内容为“有电危险”的三角形安全警示牌，安全警示牌均应设置在醒目的位置并符76、合GB15630-1995的规定。第九章 劳动安全与工业卫生9.1职业危害根据关于生产建设工程项目职业安全卫生监察的暂行规定和工业企业设计卫生标准的规定，本工程在各个生产环节设置了有关防火、防爆、防尘、防毒、防腐蚀、防噪声、防机械损伤、防雷电、采暖通风、安全以及卫生等措施。9.2安全卫生规程及标准根据本工程生产工艺的特点，结合近年来电力生产上发生的事故及存在的薄弱环节，在设计中遵循了下列规程、规范和标准：火力发电站生活、消防给水和排水设计技术规定、火力发电厂与变电所设计防火规范、建筑设计防火规范、工业企业设计卫生标准、声环境质量标准、电力设备过电压保护设计规程、关于做好发电厂和变电所电气设备电77、缆及油系统火灾检测与灭火设计的通知、火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程、爆炸和火灾危险场所电力装置设计规范、建筑物防雷设计规范、建筑抗震设计规范、采暖通风与空气调节设计规范9.3主要危害因素分析自然危害因素包括气温、雷电、地震等产生的危害。生产危害因素主要有有害气体、火灾及爆炸危险、机械、热力以及噪声等。在生产过程中可能受到职业危害的主要人员是生产、操作人员，应按规程规范制定防护措施。9.4主要防范措施自然危害因素及防范措施.1地震本地区地震烈度为7度区，工程设计中所有建构筑物按7度设防。.2雷击电站内发电机房为第二类防雷建筑物，其它建构筑物为第三类防雷建筑物。防雷建筑物依据GB50057278、000采取防直击雷、雷电感应、雷电波侵入的措施。电力设备做大气过电压及内过电压保护。生产危害因素及防范措施9.4.2.1防尘防毒设计中采取强制通风换气措施，改善操作环境，操作人员应根据情况配备防毒设施。.2防火防爆各建构筑物之问的距离严格按规范进行设计，有爆炸危险的生产场所按危险等级配置相应的防爆型照明灯具等。.3防机械伤害所有机械设备联轴器设有防护罩或护栅：针形管换热器设置操作检修平台。.4 防热力伤害对高温的设备及管道均进行保温或加隔热套保证其外表温度小于60防止接触烫伤。.5防噪声本工程主要的噪声源为瓦斯发电机组在设计过程中采用排气消声器并在发电机房及辅助车间周围均设乔木绿化带，既美化了79、厂区环境又可降低噪音。也可以对发电机房墙体做及音处理并加装吸声吊顶，对发电机房进、排风口进行吸音降噪处理通过以上治理措施站区内可满足声环境质量标准3类声环境功能区的规定要求。第十章 节约能源及原材料本工程采用12台500GF1-3Rw(一期6台)瓦斯内燃机发电机组充分利用xx煤矿排空的瓦斯发电，实现能源综合利用。不仅可以为企业创造经济效益，可以减少温室气体排放，改善当地的大气环境，保护人类的生态环境。电站投入运行后每年可消耗瓦斯纯量622万Nm3(一期6台消耗瓦斯纯量为3 11万Nm3)。xx煤电集团公司xx煤矿抽排的瓦斯尚未充分利用。本项目利用抽排的瓦斯发电，所发电力并入xx煤电集团公司xx80、煤矿变电所，满足矿区部分用电负荷的使用，年供电量为2741.3104kwh，年发电节约标准煤（折合）9596吨（一期工程年供电量为1301.7104kwh，年发电节约标准煤（折合）4556吨）。余热利用年节约标准（折合）2856.9吨（一期工程年节约标准煤1428.5吨）。设计中采取的节水措施主要是：冷却塔加装除水器，冷却塔未加装除水器时，风吹损失为循环水量的0.3%0.5%，加装除水器后，冷却塔的风吹损失仅为循环水量的0.25%.通过提高循环冷却水的浓缩倍率，减少循环水排污损失。第十一章 劳动组织与定员11.1 电站的性质本电站生产组织机构和定员为瓦斯发电工程定员，参照所考察热电联供电站的人81、员设置，按本工程的具体情况和结合项目单位瓦斯利用的实际情况进行编制，劳动定员满足日常生产运行和设备小修，考虑到大修所需器材和复杂程度，可委托机组生产厂家等承担。没有考虑大修人员。11.2 电站定员测算的主要依据根据国家电力公司火力发电厂劳动定员标准（试行）并结合电站的实际情况进行测算。11.3 电站定员测算依据国家电力公司劳动工资司颁发的火力发电厂劳动定员标准（试行），核定电站岗位。详见表11-1。xx煤电集团公司xx煤矿瓦斯电站职工定员表 表11-1序号名称班制每班人数小计备注1发电机组运行工339包括值长一名2维修工23技术员14管理人员3合计15人第十二章 工程实施的条件和实施进度12.82、1编制依据本期工程瓦斯电站发电机房利用原有厂房改造，余热泵房等辅助建筑物结构较为简单，参照所考察的瓦斯发电站生产组织进度，土建施工进度等因素为编制依据。12.2实施条件电站选址位置确定在xx煤电集团公司xx煤矿抽排泵站东侧，同时应使瓦斯电站与煤矿地面瓦斯抽放密切结合。瓦斯电站的供电系统应与现有设施统一考虑布置。按照xx煤电集团公司xx煤矿规划，电站分两期实施，一期先上6台机组，二期再上6台机组，完成整个电站的建设。12.3实施进度工程开工前要求建设区内三通一平，接通施工水源，电源及道路，办好开工手续。应充分考虑到瓦斯发电机制造厂提供设计所需技术资料、制造周期和供货情况，应采取必要的措施加快工程83、实施进度。本项目一期工程实施进度轮廓如下：（1）可行性研究报告 20xx年3月（2）环境评估审批 20xx年4月（3）初步设计及审批 20xx年4月（4）施工图设计 20xx年5月（5）施工准备 20xx年5月（6）土建工程 20xx年6月瓦斯发电机组安装 20xx年7月（7）联合调试试运行、投产 20xx年8月本项目建设周期：4个月。第十三章 财务评价13.1投资估算13.l.l项目概况：本项目由燃气发电系统、进气系统系统和必要辅助生产设施组成。冷却系统、余热利用系统、电气13.l.2编制依据(1)建筑工程执行电力建设工程概算建筑工程(2006年】年版)。(2)安装工程执行（电力建设工程概算84、定额热力设备安装工程)及电力建设工程概算定额电气设备安装工程(2006年版)。(3)费用构成及计算标准执行国家发展计划委员会、国家经济贸易委员会、建设部计基础200126号文件热电联产项目可行性研究技术规定，财政部财建2002394号文件以及国家计委、建设部计价格200210号工程勘察设计收费标准。(4)主要材料价格参照安徽省淮北市工程造价信息及厂商报价。(5)主要设备价格按设备制造厂家询价编制其余设备按地区近期(6)不足部分参照类似工程概、预算指标。编制方法工程量的计算依据根据设计人员提供设计图纸、说明书、建筑安装工作量和设备材料清册。投资估算中基本预备费计算标准：建筑工程费+安装工程费+设85、备购置费+其它费用5投资估算结论项目的建设投资6000万元其中：建筑工程：310万元设备购置：4270万元安装工程：860万元其它费用：280万元基本预备费：230万元铺底流动资金：50万元项目总投资：6000万元13.2财务评价项目概况本项目新建低浓度瓦斯发电站1座，项目总投资为6000万元，其中铺底流动资金为50万元。评价依据依据热电项目可行性研究技术规定及附件及经济评价方法补充规定。原电力工业部电力规划设计院颁发电力建设项目经济评价方法实施细则。国家发展发改委、建设部发改投资20061325号文颁发建设项目经济评价方法与参数（第三版）。基本数据.1财务基准收益率本项目基准收益率取定为9。86、.2铺底流动资金铺底流动资金估算总额为50万元。.3资金筹措及使用计划本项目所需资金全部由煤矿自筹。计划项目计算期20年，其中建设期4个月。建设期资金投入100。项目开始运行后，生产负荷达100。.4销售收入本项目销售收入分为售电收入和余热收入，电价按0.37元/kW.h(含税)计算，年售电2741.7万kWh，年售电收入1014.4万元；余热回收量折合标准煤计算，标煤价格按360元t(含税)计算，年余热回收收入102.7万元。合计销售收入1117.1 万元（含余热回收利用折合标准煤）.5成本计算表反映计算期内每年成本构成及费用情况。正常生产年份项目总经营成本费用173万元。.6销售税金增值税87、按销项税额扣除进项税额计算。本项目的年销项税额为162.32万元，年进项税额11.24万元，因此该项目的年增值税为151.08万元。.7财务评价项目建成投产后，年利润为793.02万元投资利润率13.2%投资回收期8年（税后，含建设期）第十四章 结 论14.1 主要结论本项目根据xx煤矿瓦斯抽排的情况并结合煤矿实际情况确定电站的装机容量，共安装12台（一期6台）低浓度瓦斯发电机组，建立一座装机容量为6000kw（一期2000KW）的瓦斯发电站，发电机组所发电量并入煤矿变电所。瓦斯电站建设条件具备，充分利用煤矿现有空地及基础设施，交通运输方便。瓦斯等温室气体的减量排放，环境效益显著。总评价该项目的建设，在技术上是可行的，在经济上是合理的，项目建成后，使排空燃烧的瓦斯气变害为利，减少了瓦斯气对大气的污染，降低地球表面的温室效应，保护地球的生态环境，提高了煤矿生产的安全性，具有良好的社会效益和经济效益。14.2存在的问题和建议（1）本项目建设规模主要依据目前及预计瓦斯储量和抽排量来确定，应进一步落实瓦斯储量，排量及成分的稳定性。（2）本项目建成后建议申请CDM项目、出售CO2减排指标，以提高项目的经济效益。