1、贵州省煤矿东井西翼风井瓦斯发电项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月XX项目可行性研究报告建设单位：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121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 录前 言1第一章 矿井开发现状8第一节 矿井概况8第二节 矿井煤炭资源开发情况14第三节 矿井瓦斯抽采利用现状15第二章 矿井瓦斯资源抽采利用条件分2、析17第一节 矿井瓦斯资源储量17第二节 矿井抽采瓦斯规模及瓦斯抽采量预测20第三节 瓦斯发电市场条件分析21第四节 项目外部建设条件23第三章 煤矿瓦斯发电方案及规模24第一节 瓦斯发电的必要性和可行性24第二节 煤矿瓦斯发电站建设方案27第三节 瓦斯发电规模27第四章 煤矿瓦斯发电工艺及主要设备32第一节 瓦斯发电工艺32第二节 瓦斯发电站供配电35第三节 发电瓦斯利用量监测与计量43第五章 总平面布置与地面建筑44第一节 总平面布置44第二节 地面建筑46第三节 供水工程49第六章 节能与节水49第一节 节能50第二节 节水51第七章 环境保护52第一节 矿区环境现状52第二节 环境保护3、执行标准54第三节 主要污染源及污染物的种类54第四节 污染防治措施56第五节 环境影响分析57第六节 污染物减排、环境经济及社会效益分析58第七节 环保机构设置及专项投资59第八章 劳动安全卫生与消防60第一节 危害因素和危害程度分析60第二节 安全措施分析62第三节 消防64第九章 组织机构与人力资源配置66第一节 组织机构66第二节 人力资源配置66第十章 项目实施计划67第十一章 投资估算与资金筹措68第一节 投资估算68第二节 资金筹措70第十二章 财务评价71第一节 成本费用71第二节 财务评价72第十三章 风险分析及防范对策77第一节 项目主要风险分析77第二节 防范和降低风险对4、策79第十四章 社会评价82第一节 项目对社会影响分析82第二节 项目与所在地互适性分析84第三节 社会评价结论87第十五章 研究结论与建议89前 言煤矿瓦斯也称煤层气，是一种以吸附状态为主，生成并储存在煤系地层中的非常规天然气。煤层气（煤矿瓦斯）是近20年来崛起的新型洁净能源，它在发电、工业和民用燃料及化工原料等方面有广泛的应用，瓦斯的合理利用可以缓解当前能源短缺的状况，改善能源结构，降低温室气体排放，提高煤矿生产的安全性并带动相关产业的发展。目前，国家对煤层气（煤矿瓦斯）的开发利用已制定并出台了一系列的优惠政策。本项目实施单位为贵州xx清洁能源开发有限公司，该公司由贵州xx矿业股份有限公司5、xx综合能源贵州有限公司两家公司共同出资组建，公司注册资金11187万元人民币。经营范围主要有煤层气综合利用（煤矿瓦斯发电等）项目、CDM 项目、乏风氧化项目、余热（余气）利用项目、煤层气地面抽采及应用项目的投资建设和运营及其他节能服务。贵州xx清洁能源开发有限公司与xx煤矿签订瓦斯发电项目合作协议，由贵州xx清洁能源开发有限公司负责xx煤矿煤层气综合开发利用项目。xx煤矿分东井、西井、中井，本项目主要针对xx煤矿东井。贵州xx清洁能源开发有限公司为了解项目的可行性，并能实现顺利立项，委托我院针对xx煤矿东井编写完成了贵州xx矿业股份有限公司xx煤矿东井西翼风井瓦斯发电项目可行性研究报告。x6、x煤矿属于合法生产矿井，隶属贵州xx矿业股份有限公司。xx煤矿东井设计生产能力为120万t/a，服务年限为33.4a。东井范围内可采及局部可采煤层8层，煤炭地质储量13964.3万t，东井东翼已基本开采结束，开采煤炭约750万t。东井地质资源量剩余约13214万t，主要分布在东井西翼，服务年限约23a。目前，东井西翼的2煤层作为上保护层已回采完一个工作面，目前正在布置120202和120203工作面。一、可行性研究报告编制依据1、设计委托书贵州xx清洁能源开发有限公司与我院签订的技术合同及项目设计委托书。2、依据的报告、图纸及相关资料（1）贵州省西能煤炭勘查开发有限公司2009年1月提交的贵州7、xx矿业（集团）有限责任公司xx煤矿资源/储量核实报告；（2）贵州省煤矿设计研究院2007年11月提交的贵州xx矿业（集团）有限责任公司xx煤矿安全现状评价报告；（3）贵州省煤矿设计研究院2011年4月提交的贵州xx矿业（集团）有限责任公司xx煤矿矿产资源开发利用方案；（4）贵州省煤矿设计研究院2013年8月提交的贵州xx矿业股份有限公司xx煤矿2013年煤矿安全改造可行性研究报告；（5）中煤国际工程集团南京设计研究院2005年10月提交的xx矿业（集团）有责任公司xx矿中井初步设计（注：设计中含xx煤矿东井相关设计）；（6）xx煤矿东井提供的矿井生产及瓦斯涌出数据，瓦斯抽采资料，抽采瓦斯利用8、情况等相关基础资料和图纸；（7）我院相关工程技术人员踏勘收集的相关资料。3、依据的文件（1）国务院关于加强节能工作的决定(国发200628号)；（2）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200647号)；（3）国务院关于印发节能减排综合性工作方案的通知(国发200715号)；（4）国家发展改革委办公厅关于印发煤层气开发利用情况汇报会议纪要的通知(发改办能源2005325号)；（5）国家发展改革委关于印发煤矿瓦斯治理与利用总体方案的通知(发改能源20051137号)；（6）国家发展改革委关于煤层气(煤矿瓦斯)发电工作的实施意见发改能源2007721号)；（7）国家发展9、改革委关于煤层气价格管理的通知(发改价格2007826号)；（8）国家发改委关于印发可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法的通知(发改价格20067号)；（9）国家发展改革委、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关于印发煤矿瓦斯治理与利用实施意见的通知(发改能源20051119号)；（10）国家发改委、财政部、国家税务总局关于印发国家鼓励的资源综合利用认定管理办法的通知(发改环资20061864号)；（11）国家发改委关于印发煤层气（煤矿瓦斯）开发利用“十二五”规划的通知（发改能源20113041号）；（12）财政部10、国家发改委关于印发节能技术改造财政奖励资金管理暂行办法的通知(财建2007371号)；（13）国家发改委、科技部、外交部、财政部清洁发展机制项目运行管理办法(第37号令)；（14）财政部关于煤层气(瓦斯)开发利用补贴的实施意见(财建2007114号)；（15）财政部、国家税务总局关于加快煤层气抽采有关税收政策问题的通知(财税200716号)；（16）财政部关于组织申报煤层气(瓦斯)开发利用财政补贴资金的通知(财办建200834号)；（17）省人民政府办公厅转发省安全监察局关于贯彻落实国家对煤层气(煤矿瓦斯)和煤矸石综合利用项目有关扶持政策的意见的通知(黔府办发2007118号)；（18）省人11、民政府办公厅关于煤矿瓦斯治理和综合利用工作的实施意见(黔府办发200883号)；（19）省人民政府办公厅关于转发省煤矿瓦斯治理与综合利用领导小组办公室瓦斯治理与综合利用考核管理办法的通知(黔府办发200884号)；（20）省安全监察局关于贯彻落实国家对煤层气(煤矿瓦斯)和煤矸石综合利用项目有关扶持政策的意见；（21）省人民政府办公厅关于转发省能源局等部门贵州省煤矿企业兼并重组工作方案（试行）通知（黔府办发201261号）；（22）省人民政府办公厅关于进一步深入推进全省煤矿企业兼并重组工作的通知（黔府办发201346号）；（23）省人民政府办公厅关于印发贵州省支持煤矿企业兼并重组政策规定的通知（12、黔府办发201347号）。4、依据的规程、规范（1）煤矿安全规程（2011年版）；（2）煤矿瓦斯抽放规范（AQ1027-2006）；（3）中华人民共和国国家环境保护标准（HJ 501-2009）；（4）城镇燃气设计规范（GB50028-2006）；（5）建筑物防雷设计规范（GB 50057-2010）；（6）输气管道工程设计规范（GB50251-2003）；（7）建筑设计防火规范（GB50016-2010）；（8）煤矿瓦斯抽采工程设计规范（GB50471-2008）；（9）工业企业噪声控制设计规范（GBJ87-85）；（10）煤矿用非金属瓦斯输送管材安全技术条件（AQ1071-2009）；（113、1）瓦斯管道输送水封阻火泄爆装置技术条件（AQ1072-2009）；（12）瓦斯管道输送自动阻爆装置技术条件（AQ1073-2009）；（13）煤矿瓦斯输送管道干式阻火器通用技术条件（AQ1074-2009）；（14）煤矿低浓度瓦斯往复式内燃机驱动的交流发电机组通用技术条件（AQ1075-2009）；（15）煤矿低浓度瓦斯管道输送安全保障系统设计规范（AQ1076-2009）；（16）煤矿瓦斯往复式内燃机发电站安全要求（AQ1077-2009）；（17）煤矿低浓度瓦斯与细水雾混合安全输送装置技术规范（AQ1078-2009）；（18）瓦斯管道输送自动喷粉抑爆装置通用技术条件（AQ1079-2014、09）；（19）煤层气资源/储量规范（DZT02162002）。二、报告编制的指导思想和原则1、指导思想在贯彻执行国家关于节约资源以及国家现行的各项方针政策、法律、法规的基础上，以科学发展观为指导，牢固树立“瓦斯是资源和清洁能源”的意识，坚持以抽采瓦斯量为基础，市场为导向，经济效益为中心，依靠科技进步，根据矿井外部建设条件建设瓦斯发电站，将煤矿抽采瓦斯用于发电，瓦斯发电过程中，注重节能减排和噪声对周围环境的影响，实现瓦斯发电与环境保护的协调发展。2、编制可行性研究的原则（1）坚持社会主义的科学发展观，以资源为基础、市场为导向、经济效益为中心，结合矿井瓦斯资源及抽采技术条件，合理确定瓦斯利用规模15、和瓦斯发电装机规模；（2）执照“保护生命、节约资源、保护环境”的总体要求，采用成熟、可靠的技术，确保系统安全、节能、环保；（3）依靠科技进步，利用新技术、新体制、新机制，力争实现效益的最大化；（4）因地制宜、合理布局，尽量减少占地面积，节省管道及安装投资。三、项目规划情况及建设的必要性和可行性1、项目规划情况根据贵州省煤层气（煤矿瓦斯）开发利用“十二五”规划，xx煤矿瓦斯利用主要考虑民用及发电，条件成熟时再考虑其它利用。本项目的实施，符合我省煤层气（煤矿瓦斯）“十二五”规划的要求。2、项目建设的必要性（1）充分利用矿山资源，保护环境瓦斯作为清洁能源，利用其进行发电，不仅可获得一定经济效益，还可16、减少温室效应气体的排放，保护大气环境。（2）优化能源结构，减少对传统能源的依赖瓦斯作为一种优质洁净能源，加以利用，可以变废（害）为宝，可对以煤等化石燃料为主的能源消费结构加以改善和优化，减少对传统能源的依赖。（3）矿井安全生产的需求通过利用矿井抽采的瓦斯，可促进矿井瓦斯抽采，从而促进矿井的安全生产。综上所述，项目实施将可取得促进矿井安全生产、促进瓦斯资源的利用和减少环境污染的三重效果，是很有必要的。3、项目建设的可行性（1）矿井瓦斯资源经估算，xx煤矿东井西翼瓦斯资源储量24.91亿m3，可抽采瓦斯资源量17.24亿m3，矿井瓦斯资源丰富。（2）矿井瓦斯发电气源有保障xx煤矿东井西翼风井瓦斯抽17、采站现有三套高、低负压抽采系统（高负压两套，低负压一套），瓦斯泵抽采能力达到800m3/min（混合量），目前，运行高、低负压系统各一套。根据近期瓦斯抽采纯量情况预测矿井年抽采纯量预计可达2613万m3/a，项目实施有足够的气源保障。（3）矿井瓦斯发电具备相应的建设条件矿井有满足建设瓦斯发电站要求的场地，交通运输、供电、供水、通讯等均可就近依托于矿井，瓦斯发电的建设条件较好。（4）瓦斯发电技术成熟根据我省瓦斯发电实际情况，盘江、xx多个瓦斯发电站运行情况良好，瓦斯发电技术成熟可行。综上所述，项目实施具备相应的条件，项目建设是可行的。四、结论及主要技术经济指标1、xx煤矿东井西翼目前剩余煤炭储量18、13214万t，瓦斯资源储量24.91亿m3，可抽瓦斯资源量17.24亿m3，瓦斯资源较充足。2、经预测，xx煤矿东井西翼风井瓦斯抽采站抽采瓦斯纯量2613万m3/a，可利用瓦斯纯量1568万m3/a，设计装机功率为6.0MW，即10台600kW的瓦斯发电机组。3、项目的实施有利于片区环境保护本项目实施后，可使矿井减排甲烷量7243.36t/a，相当于减排CO2量131893t/a，相当于节约标准煤8862.73t/a，由此可减排SO2量17.02t/a，减排烟尘量25.32t/a，减排NOX量67.72 t/a。4、项目的实施，有利于促进矿井瓦斯抽采，减少瓦斯事故，社会效益明显。另外，项目的19、实施，一方面可以改变矿区居民的生活环境，提高矿区居民的生活质量，另一方面还可解决10人的劳动就业问题，项目环境效益和社会效益显著。5、项目主要经济指标（1）人员配备：10人；（2）项目总投资：2860.12万元；（3）财务内部收益率：税后13.40%，税前17.52%；（4）投资回收期：税后6.68年，税前5.79年；（5）投资利润率：12.28%；（6）投资利税率：12.77%。五、存在的主要问题及建议1、根据矿井瓦斯抽采报表，矿井瓦斯抽采浓度为5.8%11%，瓦斯抽采浓度较低，建议矿井通过合理布置钻孔、提高封孔质量、密封采空区、加强抽采管理以及资金投入等手段提高瓦斯抽采浓度，进而促进瓦斯利20、用。2、由于矿井实测煤层瓦斯参数资料较少，矿井瓦斯抽采规模主要依据地质报告中瓦斯参数及矿井瓦斯抽采报表进行预测，且矿井瓦斯抽采是一个动态变化的过程，造成预测的瓦斯抽采量与实际抽采情况可能存在一定的偏差。3、项目实施后，为了确保系统能够安全、稳定运行，矿井一方面应提前安排抽采工程；另一方面应加强瓦斯抽采的管理，加大瓦斯抽采方面投入，保障矿井瓦斯发电工程的气源。4、项目实施投产后，有一定的经济效益，建议贵州xx清洁能源开发有限公司充分利用好国家相关优惠政策，争取各方面的补助，争取更多的收益。5、本项目需进行低浓度瓦斯的输送，一方面必须确保输送管道及安全设施的安装质量，严防漏气；另一方面在生产运营过21、程中，还须加强管理，确保系统运行安全。6、瓦斯发电站的建成运营后，会带来噪音的污染，为了避免或减少噪声对周围环境的影响，瓦斯发电站厂房的建设应严格按照可研提出的方案实施。第一章 矿井开发现状第一节 矿井概况一、交通位置xx煤矿位于贵州省xx市xx区xx镇和xx市xx县xx镇境内，西北距xx县城50km，东南距xx46km。地理坐标为：东经10436561043915，北纬264430264853。矿区至xx有铁路相连，可与滇黔铁路接轨，中部有威水公路支线通过，交通运输十分便利。交通位置见图1-1-1。二、地层及构造1、地层矿区内出露的地层有：上二叠统的峨眉山玄武岩（P21）、上二叠统宣威组（P22、22）、三叠系下统飞仙关组（T1）、三叠系中统嘉陵江灰岩（T2）及第四系表土层（Q）。（1）上二叠统（P2）： 峨眉山玄武岩（P21）：灰黑色、墨绿色、隐晶、细晶结构，上部具气孔状或杏仁状构造。间夹凝灰岩、粉砂岩、泥岩。平行不整合于下二叠统茅口灰岩之上，广泛出露于矿区外围。 宣威组（P22）：由浅灰至深灰色细砂岩、粉砂岩、黑色泥岩、灰黑色砂质泥岩及煤层组成，底部为暗紫色铁质泥岩及灰绿色角砾状凝灰岩，与其下伏峨眉山玄武岩呈假整合接触关系，在矿区的东侧有出露，厚180240m，平均厚234.32m，为矿区内含煤地层。（2）三叠系（T3）： 下统飞仙关组（T1）：由紫、紫灰色，薄至中厚层状细砂岩、粉23、砂岩、砂质泥岩及泥岩组成，以细砂岩、粉砂岩为主，与下伏宣威组呈假整合接触在矿区内大面积出露。厚440550m，平均厚495m，据岩性和颜色不同分为3段，简述如下：第一段（T1f1）：由灰绿色粉砂岩、泥岩及细砂岩组成，以粉砂岩为主，底部为浅灰绿色、薄层状的钙质泥岩，厚60130m，平均厚88m。第二段（T1f 2）：由紫、紫灰色夹黄绿色中厚层状的细砂岩、粉砂岩及泥岩组成，以细砂岩为主，上部夹透镜状石灰岩，中部产瓣鳃类等动物化石，下部以含较多的豆状、眼球状钙质结核之紫色粉砂岩或细砂岩与第一段分界，全段厚250m340m，平均厚300m。xx煤 矿图1-1-1 矿井交通位置图第三段（T1f 3）：由24、紫色、暗灰紫色细砂岩、粉砂岩组成，以细砂岩为主，上部常夹透镜状石灰岩，一般分布在向斜轴附近。全段厚110m120m，平均厚116m。 中统嘉陵江灰岩（T2f1）：由浅灰色、青灰色薄至中厚层石灰岩组成，产瓣鳃类、腕足类等动物化石，与下伏飞仙关组呈整合接触，零星分布于向斜轴附近，残留厚约50m。（3）第四系（Q）：表土层由坡积物、冲积物和腐植土组成，与下伏各时代老地层呈不整合接触，一般分布在沟谷两侧、河漫滩及缓坡地带，厚020m，平均厚10m。2、构造（1）褶皱二塘向斜在大地构造单元上属扬子板块（级）黔北隆起（级）xx断陷（级）之xx北西向构造变形区。二塘向斜NW自拱桥，SE至粮坝子，两端延出矿区25、，全长约14km，在矿区内延展9km。核部由T1、P3地层组成，两翼由T1、P3、P2等地层组成。NE翼宽缓，倾角10左右，SW翼陡狭，倾角45左右，轴面倾向SW、倾角约85左右。轴向N1070W，一般为N5065W，呈似“S”型展布。向斜最深部在7线附近，11号煤此处标高约1350m，其枢纽在NW、SE两端翘起，中间略具波状起伏。为一不对称的短轴向斜。xx矿区位于二塘向斜的中、深部，是二塘向斜的主体部分。NE翼以2号煤+1700m等高线与木冲沟矿区为邻，SW翼以F2号断层与顶拉矿区相毗连。在矿区范围内NE翼倾角一般为810，平均宽度2.11公里；SW翼倾角一般为35。东部NE翼浅部及转折端一26、带倾角变陡，一般为2035。次一级褶曲不发育，局部有波状起伏但波幅一般不超过10m。（2）断层矿区内及邻近地段共发现大小断层41条。断层落差大于30m的有6条，2030m的2条，20m以下的33条。落差大于30m的有F1、F2、F10、F11、F17、F20号断层；2030m有F7、F8号断层；余下断层落差均为20m以下，一般为515m。延展长度大于1000m的断层有F2、F5、F5-1、F5-2、FB23、FB25、FB4、F11、F17等9条断层，余下均小于1000m。矿区内断层除F2、F20、F17为走向正断层外，余者绝大多数为NNE向高角度横向和斜交正断层。一般为N520E。与向斜轴交27、角6070。倾角6070，落差多数为515m，多分布在向斜NE翼浅部及中深部，逆断层少见，仅有2条且延展不长。落差大于30m断层均分布在矿区边缘。现将落差大、延展较长、对煤组有破坏的F2、F5、FB4、FB23、FB25、FB21、F5-1、F5-2等8条断层叙述如下： F2断层位于二塘向斜SW翼，为矿区边界断层，延展长度约11公里，为一走向正断层。走向N2070W。平行向斜轴，倾向NE，倾角6570，在矿区内落差1550m，一般为1520m，197线最大达3050m。切割T11、T12和P2地层，地表表现两盘产状不一至，孔内岩煤层亦表现缺失。 F5断层位于钱家院子拖罗一线，全长2000m，在28、矿区内延伸240m，为一斜交正断层。走向N1520E，倾向SE。倾角4260，一般为50左右，落差813m。向南西方向延展落差逐渐变小。切割T11、T12和P2地层、地表与孔内均表现为岩煤层缺失。该断层横切xx矿区二塘向斜NE翼浅部，向NE延入木冲沟矿区。 FB4断层全长3600m，在矿区延伸长度为1750m，为一斜交正断层。走向N520E，倾向SE，倾角7080，落差715m。矿区内地表切割T12地层，上下盘呈角度接触，并有断层破碎带；孔内切割P22地层；井下见地层被错断。孔内见有岩煤层缺失。 FB23断层长度为1150m，为一斜交正断层。走向N1530E，倾向NW，倾角65，落差717m。29、切割T12、T11、P2地层，见有断层破碎带，孔内见有缺失岩煤层。 FB25号断层为一斜交正断层。走向N5E，倾向SE，倾角65，落差7m。地表切割T12地层，孔内见有地层缺失。此断层向深部延展约550m。 FB21断层全长约1880m，在矿区内延展长度1200m，为一斜交正断层。走向N3855E，倾向SE，倾角75，落差1020m。地表切割T12、T11、T22、T21地层，孔内缺失岩煤层。 F5-1断层全长1680m，为一斜交正断层。走向N7E，倾向E，倾角71，落差8m。在地表切割T13、T12、T11地层及向斜轴，地表有3点控制。 F5-2断层全长1420m，为一斜交正断层。走向N5130、2E，倾向SE，倾角4260，落差813m。在地表切割T12地层，孔内见有地层缺失。矿井内地质构造属中等偏复杂型。三、煤层赋存情况1、煤层xx东井主要含煤地层为宣威组，厚180240m，平均厚234.32m。含可采及局部可采煤层8层，分别为：2、4、5、7、8、9、11、12煤层。各煤层简要叙述如下：2煤层：黑色，条痕色为褐黑色、粉状或少见块状，线理状或细条带状结构玻璃光泽，半暗型煤。东井范围内煤厚0.632.62m，平均1.71m。煤层结构较简单，含夹石03层，常为1层，厚0.100.20m，岩性为棕灰色或褐灰色高岭石泥岩。xx煤矿东井西翼范围内厚度1.411.66m，平均1.54m。4煤层31、：黑色、块状或粉状，油脂光泽，半暗型煤。距3煤层0.4014.50m，煤厚03.87m，平均1.25m。一般含12层夹石，厚0.100.15m，岩性为灰色泥岩、棕灰色高岭石泥岩。xx矿东井西翼范围内局部可采。5煤层：褐黑色，块状或粉状，抽脂光泽或玻璃光泽，细条带或线理状结构，半暗型煤。距4煤层0.4012.90m，东井范围内煤厚02.3lm，平均0.71m。结构简单，一般含1层夹石，厚0.050.10m，岩性为褐灰色高岭石泥岩或灰色泥岩。7煤层：黑色或褐黑色，块状或粉状，断口不平整，线理或细条带状结构半暗至半亮型煤。距5煤层4.4018m，东井范围内煤厚03.25m，平均1.20m。结构较简单32、，一般含1层夹石，厚0.050.10m，岩性为灰色泥岩或黑色炭质泥岩。xx矿东井西翼范围内大部分可采，可采范围厚度1.131.49m，平均1.3m。8煤层：黑色、块状、油脂光泽或玻璃光泽，断口不平整，线理或细条带结构，半暗型煤。距7煤层0.8018m，东井范围内煤厚02.70m，平均1.06m。结构较简单，一般含1层夹石，厚0.050.20m，岩性为灰色泥岩。xx矿东井西翼范围内局部可采，可采范围厚度1.231.49m，平均1.3m。9煤层：黑色、粉状或块状，线理或条带结构，油脂光泽，断口不平整为半暗型煤。距8煤层1.4017.90m，东井范围内煤厚04.65m，平均1.39m。结构复杂，常含33、l2层夹石，厚0.050.15m，岩性为灰黑色泥岩。11煤层：黑色或褐黑色，块状或粉状，线理至细条带结构，断口不平整，半亮至半暗型，以半亮型为主。距9煤层0.8033.70m，东井范围内煤厚0.986.44m，平均3.l6m。结构复杂，常含夹石13层，厚0.050.20m，岩性为深灰色泥岩或黑灰色炭质泥岩。xx矿东井西翼范围内全区稳定可采，厚度2.633.02m，平均2.8m。 12煤层：黑色、粉状、少见块状，线理或细条带结构，油脂光泽为半暗型煤。距11煤层0.409.80m，东井范围内煤厚01.81m，平均0.78m。结构简单，通常不含夹石或偶含1层夹石，厚0.050.10m，岩性为灰色泥岩34、。可采及局部可采煤层特征，详见表1-1-1。表1-1-1 xx煤矿东井可采及局部可采煤层特征表煤层厚度（m）最小最大平均煤层平均间距（m）稳定程度可采性顶板岩性底板岩性煤层倾角（）21.411.661.548.37较稳定可采砂质泥岩泥岩泥岩砂质泥岩2035403.871.25不稳定局部可采细砂岩粉砂岩泥岩粉砂岩20353.56502.310.71不稳定局部可采粉砂岩泥岩泥岩粉砂岩20359.6071.131.491.30较稳定可采粉砂岩砂质泥岩泥岩砂质泥岩20356.3981.231.491.30不稳定局部可采细砂岩泥岩细砂岩泥岩20357.72904.651.39不稳定可采粉砂岩砂质泥岩泥岩35、203516.54112.633.022.80较稳定偏稳定可采粉砂岩砂质泥岩泥岩粉砂岩20353.931201.810.78不稳定局部可采粉砂岩泥岩泥岩砂质泥岩20352、煤质特征矿区内煤层呈黑色、条痕（粉末）为褐黑色，粉状和块状构造，以半暗型为主。结构一般为细条带状和线理状。煤岩组分以暗煤为主，亮煤次之，间夹线理状、细条带状或小透镜状镜煤和丝炭。半暗型煤显示光泽较暗淡，断口以不平整状或参差状为主，少见贝壳状断口，性脆、易碎，节理发育。可采及局部可采煤层煤种为焦煤，局部为肥煤。依据煤炭质量分级 第1部分：灰分GB/T15224.1-2010的规定，2、5、9、12煤层属中灰煤，3、7、8煤层为36、中高灰煤，11煤层为低灰煤；依据煤炭质量分级 第2部分：硫分GB/T15224.2-2010的规定，2、4、11煤层属中硫煤，3煤层属高硫煤，5、7、8、12煤层属低硫煤，煤层属高硫煤；依据煤炭质量分级 第3部分：发热量GB/T15224.3-2010的规定，各可采及局部可采煤层均属特高发热量煤。详见煤质特征表1-1-2。表1-1-2 xx煤矿东井可采及局部可采煤层煤质特征表煤层Mad(%)Ad(%)Vdaf(%)St,d(%)Qnet.ar(MJ/kg)煤种21.08(34)25.99(34)25.46(34)1.56(33)35.50 (20)JMFM31.10(30)37.03(30)237、5.86(30)3.51(29)35.71 (2)JMFM41.28(25)33.29(25)25.43(25)1.36(25)34.72 (3)JMFM51.06(31)29.49(31)24.15(30)0.61(31)35.40 (2)JM71.19(34)31.69(33)24.16(34)0.72(32)34.98 (22)JMFM81.35(24)30.91(24)23.82(24)0.93(23)34.81(1)JM91.22(28)29.09(28)23.61(28)3.93(28)35.59 (2)JM111.14(29)18.91(29)22.48(30)1.90(30)338、6.05 (25)JM121.29(24)28.26(24)23.19(24)0.86(25)34.74 (2)JMFM第二节 矿井煤炭资源开发情况一、矿井煤炭资源情况根据中煤国际工程集团南京设计研究院2005年10月提交的xx矿业（集团）有限责任公司xx矿中井初步设计（设计中含xx煤矿东井相关设计）和xx矿业（集团）有限责任公司xx矿西井初步设计对xx煤矿煤炭资源的分块断（盘区）分煤层计算，xx煤矿煤炭地质储量为28194.5万t，其中，东井地质储量为13964.3万t，西井地质储量为7001万t，中井地质储量为7229.2万t，东井东翼经过10多年的开采，已基本开采结束，截止目前开采煤炭约39、750万t。东井地质资源量剩余约13214万t，主要分布在东井西翼，服务年限约23a。各煤层煤炭资源估算见表1-2-1。二、矿井煤炭开发情况xx煤矿1992年4月开工建设，于1998年7月建成投产。xx煤矿分为东井、西井和中井，本项目主要针对东井西翼风井瓦斯抽采站抽采的瓦斯进行发电可行性研究。xx煤矿东井属于煤与瓦斯突出矿井，采用斜井开拓方式，设计生产能力120万t/a，服务年限为33.4a。东井范围内可采及局部可采煤层8层，即2、4、5、7、8、9、11、12煤层。煤层开采顺序：从上至下开采各煤层。根据矿井提供资料，东井东翼经过10多年的开采已经基本结束，西翼的2煤层作为上保护层已回采完一个40、工作面，目前正在布置120202和120203工作面。表1-2-1 xx煤矿东井各煤层煤炭地质储量表煤层编号煤层地质储量（万t）剩余煤炭地质储量（主要分布在东井西翼）（万t）21940.89177341575.3914395894.82894.8271638.41149781651.011651.0191751.841751.84113528.88322412983.05983.05小计（万t）13964.313213.72第三节 矿井瓦斯抽采利用现状一、采用的抽采方法xx煤矿东井西翼采用的瓦斯抽采方法：2煤层工作面开采期间，在机、轨巷掘进及工作面准备期间打顺层钻孔预抽煤层瓦斯；在机、轨巷打向41、下的穿层钻孔，预抽下邻近层煤层瓦斯。利用低负压瓦斯抽采系统，抽采工作面采空区、上隅角的瓦斯，具体方法为轨巷（回风巷）埋管抽放和工作面高位钻孔抽采等。二、抽采系统设备及瓦斯抽采情况东井西翼风井工业场地内建有地面永久瓦斯抽采站，设计两套高负压一套低负压6台瓦斯抽采泵，高负压瓦斯抽放泵型号为2BEC-52（400 kW），额定抽放能力为250 m3/min，低负压抽放泵型号为2BEC-62（400 kW），额定抽放能力为300 m3/min。根据我院技术人员的现场踏勘及资料收集，由于目前东井西翼抽采范围较小，矿井高、低负压抽采系统均使用原设计的高负压2BEC-52（400 kW）的瓦斯抽放泵，其中，42、高负压抽采120202机巷、120202轨巷、120203轨巷瓦斯，浓度为9.510.2%，低负压抽采120701回采工作面瓦斯，浓度为5.56%，东井西翼风井瓦斯抽采泵站投入使用不久，随着掘进工作面及回采工作的增加，抽采范围扩大，将按原设计使用瓦斯抽采泵，即高负压使用2BEC-52（400 kW）瓦斯抽放泵4台（2用2备），低负压使用2BEC-62（400 kW）瓦斯抽放泵2台（1用1备）。预计高、低负压瓦斯抽采浓度将达到12%和10%左右，抽采量也随之增大。东井西翼风井瓦斯抽采站现投入使用设备及额定流量详见表1-3-1。表1-3-1 东井西翼风井瓦斯抽采站现投入使用设备及额定流量矿井名称设43、备型号台数额定流量(m3/min)xx煤矿东井高负压：2BEC-52 （400 kW）22250低负压：2BEC-52（400 kW）22250合计4三、瓦斯利用现状xx煤矿东井西翼风井瓦斯抽采站投入使用不久，目前xx煤矿东井西翼还未开展瓦斯利用。第二章 矿井瓦斯资源抽采利用条件分析第一节 矿井瓦斯资源储量一、煤层瓦斯含量等瓦斯参数1、地勘煤层瓦斯含量地勘期间，勘探部门对2、4、5、7、8、9、11、12煤层取样进行了瓦斯含量测定，2煤层平均瓦斯含量10.1 m3/t，4煤层平均瓦斯含量10.9 m3/t，5煤层平均瓦斯含量6.9 m3/t，7煤层平均瓦斯含量12.9 m3/t，8煤层平均瓦斯44、含量11.9 m3/t，9煤层平均瓦斯含量11.7 m3/t，11煤层平均瓦斯含量12.7 m3/t，12煤层平均瓦斯含量10.2 m3/t，各煤层瓦斯含量情况见表2-1-1。表2-1-1 各煤层瓦斯含量情况表煤层编号自然瓦斯烃成分(%)瓦斯含量(m3/t)最大平均点数最大平均点数299.997.12013.110.120499.696.81013.810.910595.995.916.96.91799.194.91818.512.918897.697.4215.111.9299994.9416.911.741199.897.0 2318.212.7231299.989.2913.0 10.245、92、煤与瓦斯突出危险性鉴定根据2008年4月煤炭科学研究总院重庆分院对xx煤矿东井2煤层突出危险性评价，xx煤矿东井一分区2煤层不具有突出危险性。根据2008年7月煤炭科学研究总院重庆分院对xx煤矿东井4、7煤层瓦斯基本参数测定及突出危险性评价，xx煤矿东井4、7煤层具有突出危险性。xx煤矿东井煤层的瓦斯含量、瓦斯压力等参数测定结果详见表2-1-2。表2-1-2 xx煤矿东井煤层瓦斯含量、瓦斯压力等参数测定结果表煤层编号测压地点埋深（m）瓦斯压力（MPa）瓦斯含量(m3/t)透气性系数(m2/MPa2.d)钻孔流量衰减系数(d-1)211w07集中运输巷2590.628.54741.256746、390.2103411w07集运巷2812.0210.18140.41170.67067专用回风平巷2482.1310.83870.66280.774211111106采面3662.7814.503.509866/注：报告未提供瓦斯含量及压力测试标高。3、煤层瓦斯含量xx煤矿东井4、7煤层瓦斯基本参数测定及突出危险性评价报告测试的瓦斯含量数据未提供标高，且每层煤只有一个测试点，不能代表整个煤层瓦斯含量数据，本报告未采用。根据矿井生产过程实际瓦斯涌出量一般要大于按地勘时期测定的瓦斯含量预测的瓦斯涌出量情况，本设计将地质报告测定瓦斯含量乘以1.2的修正系数，修正后的瓦斯含量见表2-1-3。表2-147、-3 修正后各煤层平均瓦斯含量表煤层编号2457891112平均瓦斯含量（m3/t）12.1213.088.2815.4814.2814.0415.2412.24二、矿井瓦斯储量矿井瓦斯储量是指煤田开发过程中，能够向开采空间排放瓦斯的煤岩层赋存的瓦斯总量。根据煤矿瓦斯抽放规范（GB 50471-2008），其计算公式为： 式中：W1可采煤层瓦斯储量的总和，万m3；A1i矿井每一个可采煤层的煤炭储量，万t；X1i每一个可采煤层相应的瓦斯含量，m3/t；W2可采煤层采动影响范围内的不可采邻近煤层的瓦斯储量总和，万m3;A2i可采煤层采动影响范围内每一个不可采邻近煤层的煤炭储量，万t；X2i可采煤层48、采动影响范围内每一个不可采邻近煤层相应的瓦斯含量，m3/t；W3围岩瓦斯储量，万m3；K围岩瓦斯储量系数，可取0.050.20，考虑不可采煤层较多，按煤层瓦斯储量15%进行计算。根据煤层气资源/储量规范（DZT02162002），“气煤瘦煤”煤层瓦斯含量参与计算煤层气储量的下限为4m3/t。根据上述煤层瓦斯含量预测结果，2、4、5、7、8、9、11、12煤层瓦斯含量全部大于4m3/t，均参与计算。经计算，xx煤矿东井西翼瓦斯储量为249117万m3，其中：煤层瓦斯储量为184531万m3，围岩及不可采煤层瓦斯储量为64586万m3。具体详见表2-1-4。表2-1-4 xx煤矿东井西翼煤炭储量及49、瓦斯储量煤层编号煤炭储量（万t）煤层平均瓦斯含量（m3/t）瓦斯储量（万m3）2177312.12214894143913.08188225894.8213.08117077149715.482317481651.0114.282357691751.8414.042459811322415.244913412983.0512.2412032小计13213.72184531围岩27680不可采煤层36906合计249117注：（1）地质报告5煤层瓦斯含量只有一个测点，考虑其不可靠，不予采用，因此，5煤层瓦斯含量参照4煤层瓦斯含量数据。（2）围岩瓦斯含量按可采煤层瓦斯储量的15%计算；不可采煤层瓦50、斯含量按可采煤层瓦斯储量的20%计算。三、可抽瓦斯量可抽瓦斯量是指瓦斯储量中在当前技术水平下能被抽出来的最大瓦斯量，根据抽采工程设计规范（GB 50471-2008），可抽瓦斯量的计算公式为：Wc=WKK=K1K2K3K1=K4（My-Mc）/My式中：Wc可抽瓦斯量，万m3；K可抽系数；K1瓦斯涌出程度系数；K2负压抽采时的抽采作用系数，取1.2；K3矿井瓦斯抽采率（%）。预抽煤层瓦斯时，可取25%35%，抽采上下邻近层瓦斯时，可取35%40%。2煤层作为保护层先行开采，采用本煤层及采空区瓦斯抽采，4、5、7、8、9、11、12煤层先采用上下邻近层瓦斯抽采，机巷、轨巷形成后采用本煤层及采空区51、瓦斯抽采，瓦斯抽采率取70%。K4煤层瓦斯排放率（%）。本设计可采煤层取100%；My煤层原始瓦斯含量（平均），m3/t；Mc运到地面煤的残存瓦斯含量，m3/t。根据矿井瓦斯涌出量预测方法（AQ1018-2006）附录C中表C.1纯煤的残存瓦斯含量取值表，各煤层的残存瓦斯量取值范围经换算为原煤瓦斯含量为2.12.9m3/t，详见表。经计算，xx煤矿东井西翼可抽瓦斯量为172397万m3。具体详见表2-1-5。表2-1-5 xx煤矿东井西翼瓦斯储量及可抽瓦斯量表煤层瓦斯储量（万m3）平均瓦斯含量（m3/t）煤层残存瓦斯量（m3/t）瓦斯涌出程度系数K1负压抽采时的抽采作用系数K2瓦斯抽采率K3(52、%)煤层瓦斯排放率K4（%）可抽系数K可抽瓦斯量（万m3）221489 12.122.80.77 1.2701000.65 13880 418822 13.082.60.80 1.2701000.67 12668 511707 13.082.90.54 1.2701000.65 7653 723174 15.482.50.84 1.2701000.70 16322 823576 14.282.50.82 1.2701000.69 16337 924598 14.042.40.46 1.2701000.70 17130 1149134 15.242.10.86 1.2701000.72 355853、5 1212032 12.242.40.56 1.2701000.68 8125 小计184531 127701 围岩2768019155 不可采煤层3690625540 合计172397 经估算，xx煤矿东井西翼瓦斯储量为24.91亿m3，可抽瓦斯量为17.24亿m3。第二节 矿井抽采瓦斯规模及瓦斯抽采量预测xx煤矿东井西翼风井瓦斯抽采站现运行高、低负压瓦斯抽采泵均为2台（1台运行，1台备用），额定抽放能力均为250 m3/min。矿井开采2煤层作为上保护层开采，西翼的2煤层作为上保护层已回采完一个工作面，目前正在布置西翼120202和120203工作面，仍处于矿井浅部，矿井拟采用采面机巷和54、轨巷实施本煤层顺层钻孔预抽回采工作面瓦斯，在机、轨巷打向下的穿层钻孔，预抽下邻近层煤层瓦斯，采空区埋管抽采瓦斯抽采等方法。xx煤矿东井西翼瓦斯抽采站2014年3月运行，通过对我院技术人员现在收集瓦斯抽采数据的统计分析，瓦斯抽采站运行期间（2014年3月2014年8月）共计抽采瓦斯约1320万m3，其中，高负压抽采瓦斯约760万m3，占57%，低负压抽采瓦斯约560万m3，占43%。根据瓦斯抽采站抽采报表，高负压抽采浓度为9.5%11%，抽采混合流量为280m3/min，抽采瓦斯纯量平均约为30m3/min，低负压抽采浓度为5.8%8%，抽采混合流量为270m3/min，抽采瓦斯纯量平均约为2155、m3/min。由于目前矿井抽采瓦斯为2煤层的瓦斯，为矿井浅部煤层，随着开采深度的增加，瓦斯抽采量将随之增加，结合2014年的瓦斯抽采工程计划，预计东井西翼风井瓦斯抽采站高负压瓦斯抽采浓度及规模分别为12%和32m3/min（纯量），年抽采瓦斯纯量为1520万m3；低负压瓦斯抽采浓度及规模分别为10%和23m3/min（纯量），年抽采瓦斯纯量为1093万m3。预计矿井抽采纯量为2613万m3/a。xx煤矿东井西翼风井瓦斯抽采站瓦斯抽采量（纯量）见表2-1-1。表2-1-1 预计矿井瓦斯抽采量（纯量）矿井名称抽采纯量及抽采浓度年抽采纯量（万m3/a）年可利用量（万m3/a）高负压（m3/min）平56、均浓度（%）低负压（m3/min）平均浓度（%）xx煤矿东井3212231026131568第三节 瓦斯发电市场条件分析一、国家的产业政策，有利于该项目的实施该项目是在国家要求加大煤矿瓦斯抽采力度，加快煤层气开发利用，保障煤矿安全生产，增加清洁能源供应，减少环境污染，促进煤层气产业健康发展的背景下提出来的。目前，国家在给予煤层气开发利用优惠政策的文件主要有“财税200716号”、“发改能源2007721号”、“财建2007114号”文件，这些优惠政策主要体现在：1、税收方面的政策（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57、研究和扩大再生产，不征收企业所得税。（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法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。（3）对独立核算的煤层气抽采企业利用银行贷款或自筹资金从事技术改造项目国产设备投资，其项目所需国产设备投资的40%可从企业技术改造项目设备购置当年比前一年新增的企业所得税中抵免。（4）对财务核算制度健全、实行查账征税的煤层气抽采企业研究开发新技术、新工艺发生的技术开发费，在按规定实行100%扣除基础上，允许再按当年实际发生额的58、50%在企业所得税税前加计扣除。（5）对地面抽采煤层气暂不征收资源税。2、瓦斯用于发电方面的政策（1）全部燃用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。（2）瓦斯发电站所发电量原则上应优先在本矿区内自发自用，需要上网的富裕电量，电网企业应当予以收购，并按照有关规定及时结算电费。（3）瓦斯发电站不参与市场竞价，不承担电网调峰任务。（4）瓦斯发电站上网电价，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标杆上网电价的差额部59、分，通过提高瓦斯发电站所在省级电网销售电价解决。3、国家财政补贴方面的政策对在我国境内开采的煤层气出售或自用作民用燃气、化工原料等煤层气开采企业进行补贴，补贴标准中央财政按0.2元/立方米煤层气（折纯）标准进行补贴，在此基础上，地方财政还可根据当地煤层气开发利用情况对煤层气开发利用给予适当补贴。另外，国家安全生产监督管理总局2006年11月2日发布的煤矿瓦斯抽采基本指标（AQ10262006）要求“突出煤层工作面采掘作业前必须将控制范围内煤层的瓦斯含量降到煤层始突深度的瓦斯含量以下或将瓦斯压力降到始突深度的煤层瓦斯压力以下。若没能考察出煤层始突深度的煤层瓦斯含量或压力，则必须将煤层瓦斯含量降到60、8m3/t以下，或将煤层瓦斯压力降到0.74MPa（表压）以下”。矿井必将加大瓦斯抽采，促进矿区抽采瓦斯的综合利用。针对我省，2008年8月8日省人民政府办公厅转发了省煤矿瓦斯治理与综合利用规划（2008年2010年）（黔府办发200885号），转发了省煤矿瓦斯治理与综合利用考核办法（黔府办发200884号），提出了加强我省煤矿瓦斯治理和综合利用工作的实施意见（黔府办发200883号）。这些文件精神的贯彻落实，必将有力促进项目的实施。二、矿区瓦斯发电市场条件分析xx煤矿东井年用电总量约2352万kWh，按照自发自用和每立方纯瓦斯发3度电计算，矿井自用电需消耗瓦斯约700万m3（纯量）/a，因此61、，矿井自身用电就是一大市场。另外，xx煤矿与xx市邻近，项目发电可以用于xx市居民用电，这也将是一巨大用电市场。综上分析，xx煤矿东井西翼风井瓦斯发电市场条件前景十分看好。 第四节 项目外部建设条件一、场地建设条件在xx煤矿东井西翼风井场地的东北面，距离瓦斯抽采泵100m处有长约60、宽约30m，面积约1.8hm2的场地，场地较宽阔、地势平坦、周围无民用建筑，满足建设瓦斯发电站的要求。二、交通运输瓦斯发电站建设在矿井原有至xx煤矿东井西翼风井的矿区道路旁边，发电站的建设及设备运输均可依托矿井原有的公路，交通运输较方便。三、供电xx矿35kV变电所和小湾35kV变电所做为本矿供电点，xx35kV62、变电所主变210MVA，主要向xx煤矿中井负荷供电，两回35kV电源引自二塘110kV变电所，线路为LGJ-120，长约4km。小湾35kV变电所主变210MVA，主要向xx煤矿东井和西井供电，一回35kV电源引自二塘110kV变电所，线路为LGJ-185，长约11.5km，另一回35kV电源引自博力35kV变电所，线路为LGJ-120，长约24km。xx煤矿原有供电系统有能力为待建的瓦斯发电站提供可靠的电源。四、水源拟建的xx煤矿东井西翼风井瓦斯发电站西面约300m处有条河流，东井西翼风井瓦斯抽采站用水均取自此河流，瓦斯发电站用水可以由此河流保证。第三章 煤矿瓦斯发电方案及规模第一节 瓦斯发63、电的必要性和可行性一、瓦斯发电的必要性1充分利用矿山资源，保护环境瓦斯是一种优质和清洁能源，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，减少矿井的资金投入，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等。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，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64、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。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，一但使用将不可再生。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1797m3，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3-1-1。表3-1-1 人均化石燃料储量的国际比较表（2005年）名称中国美国欧盟日本OE65、CD印度世界煤可采储量（t/人）145833862.832084152石油可采储量（t/人）1.6812.164.870.069.080.7325.31天然气可采储量（t/人）179718412562431312800100227817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m3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m3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66、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。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67、印发煤矿瓦斯治理与利用实施意见的通知（特急 发改能源20051119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 20051137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200628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200647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200647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68、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加，煤与瓦斯突出的危险性增高。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，将原煤生产的“废物”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。69、5、利用瓦斯进行发电是瓦斯利用的有效途径xx煤矿东井西冀瓦斯抽采相对规模较小，不适宜建设化工厂或瓦斯提纯液化利用瓦斯；煤矿抽采瓦斯浓度大部分都在30%以下，这部分瓦斯也不宜用于民用，而且矿井周围也没有成规模的居民积聚点可以使用瓦斯。本矿井用电负荷较大，利用矿井抽采瓦斯发电，可减少矿井对公网电能资源的消耗，多余部分也可逆向输入大网。综上所述，利用矿井抽采瓦斯发电是本项目瓦斯利用的最理想选择，瓦斯发电能充分利用矿山资源，保护环境，有效减少甲烷等温室气体排放，改善矿井环境，增加社会经济效益，对矿井安全生产产生积极的推进作用。二、瓦斯发电的可行性1、矿井有丰富的瓦斯资源量经计算，矿井瓦斯储量为24.970、1亿m3，可抽瓦斯量为17.24亿m3，瓦斯资源较丰富，为项目实施提供了必要的资源条件。2、矿井瓦斯发电气源有保障xx煤矿东井西翼风井瓦斯抽采站现运行高、低负压瓦斯抽采泵均为2台（1台运行，1台备用），额定抽放能力均为250 m3/min。根据矿井目前瓦斯抽采现状和2014年的瓦斯抽采工程计划，矿井高负压瓦斯抽采规模为32m3/min（纯量）、低负压瓦斯抽采规模为23m3/min（纯量）。项目实施有足够的气源保障。3、矿井瓦斯发电具备相应的建设条件矿井为生产矿井，瓦斯发电站所需的外部条件如运输、供电、供水、通讯等均可就近依托于矿井。4、瓦斯发电技术成熟瓦斯发电采用的主机设备主要有蒸汽轮机发电机71、组、燃气轮机发电机组、燃气内燃机发电机组和燃料电池。特别是燃气内燃机发电机组，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煤矿瓦斯浓度波动的情况，适合利用矿井抽采瓦斯。燃气内燃气机发电机组已在煤矿瓦斯利用中普遍应用，xx煤矿东井副井瓦斯发电站装备9台500kW发电机组，西井瓦斯发电站装备5台发电机组，东井风井瓦斯发电站装备9台500kW发电机组。这几个电站均运行多年，已经取得72、了良好的经济和环境效益。综上所述，项目实施气源有保证，外部建设条件良好，发电技术成熟，项目建设是可行的。第二节 煤矿瓦斯发电站建设方案本项目利用瓦斯浓度大部分在9%30%之间，浓度小于30%的低浓度瓦斯不能用储气罐进行瓦斯缓冲与储存。要利用浓度低于30%的瓦斯进行发电，燃气机组的进气侧正压输送必须进行特殊设计，以保证正压输送的安全性。根据低浓度瓦斯正压输送工艺特点，低浓度瓦斯正压输送距离不宜过长，结合矿井场地状况，本项目考虑在矿井瓦斯抽采站附近场地变电所一侧建设瓦斯发电站，发电站名称为xx煤矿东井西冀风井瓦斯发电站。第三节 瓦斯发电规模一、发电方式概述目前，瓦斯发电采用的主机设备主要有蒸汽轮机73、发电机组、燃气轮机发电机组、燃气内燃机发电机组和燃料电池。1、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，但燃气锅炉采用煤矿瓦斯为燃料，由于受到瓦斯抽采波动性等因素影响，大型电站瓦斯锅炉的应用受到限制，目前仅局限在小型的工业锅炉。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，所以目前瓦斯电站基本不采用这种装机形式。2、燃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74、，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。对于瓦斯发电站，则只有瓦斯含量大于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。燃气轮机要求的进气压力高，当井下抽排的煤矿瓦斯加压到燃气轮机要求的0.9MPa时，温度可升至160，美国矿山局制定的煤矿瓦斯中浓度爆炸极限的公式计算表明，此时要求煤矿瓦斯的安全界限应为浓度大于39%，并且满足浓度稳定、连续等要求。矿井瓦斯为燃料的电站主机采用燃气轮机，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，该类型机组受瓦斯抽放浓度波动75、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地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。3、燃气内燃机发电机组燃气内燃机组发电具有系统简单，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335kPa，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发电方面获得了越来越广泛的应用。在过去几十年中，特别是在近十年中，容量为1002000kW范围内的燃气内燃机发电机组的应用有了很大的增长。随着产品技术的不断成熟和日趋严格的环境控76、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。燃气内燃机发电机组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，分别为化学计量比运行方法和稀薄燃烧运行方法。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。在稳态工况下运行时，通过严格控制，可以使NOx、排放控制在0.20.42g/kWh范围。另一控77、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)等技术，使稀薄燃烧燃气发动机的NOx排放在0.40.94g/kWh范围。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5002000 kW的燃气发动机特别适合气源不稳定的煤矿瓦斯使用。4、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78、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%，实际使用效率约为普通内燃机的23倍。但因其容量小，只适于小型燃气发电的应用。矿井的煤矿瓦斯一般都比较大，此种方式作为矿井瓦斯发电不合适，不予考虑。综上所述，矿井瓦斯发电最常用三种方式理想状态下主要参数比较见表3-3-1。表3-3-1 理想状态下瓦斯发电方式比较表机组方式燃气内燃发电机组燃气轮机发电机组燃气锅炉+蒸汽轮机发电机组辅助79、系统较简单较简单复杂简单循环发电效率(%)344325302530全厂综合效率(%)459040903070启动时间l0s6min1h13h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)6500左右7000左右6000左右设计推荐推荐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单机组容量小、启动时间短、燃气供气压力低、对燃气浓度适应范围宽等优点，适应煤矿瓦斯浓度波动大和抽采量不大的情况。因此，煤矿瓦斯发电推荐使用燃气80、内燃发电机组发电。二、瓦斯发电规模1、发电机组选择燃气内燃机热联发电是矿井瓦斯发电的最好选择。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，但设备价格高，初期投资大，因需从国外进口，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。结合国情和企业自身的实际情况，不考虑使用进口机组。经调查，国内主要生产燃气内燃机发电机组厂家有江苏启东宝驹动力机械厂、胜利油田胜利动力机械集81、团、济南柴油机股份有限公司、河南柴油机重工有限公司、淄博淄柴新能源有限公司等几家，主要生产的机组有500kW、600kW、700kW、800kW、1000kW、1200kW、1500kW、2000kW等机组。各个厂家基本均有生产各型燃油内燃机的经验，有生产燃气内燃机的能力；燃气内燃机发电机组所配发电机基本均为外购西门子、康明斯等厂家，能满足发电要求。低浓度瓦斯一般流量和浓度波动较大，使用低浓度瓦斯发电，如果机组容量较大，相对来说对低浓度瓦斯适应性降低；如果机组容量较小，相对来说占地面积将增大，增加电站单位投资造价。根据现场场地情况和可利用瓦斯规模参数等情况，推荐使用600kW（6.3kV）燃气82、内燃机发电机组。2、发电可装机容量根据矿井预测年可利用瓦斯量，所选燃气内燃机发电机组的燃气热耗率（燃气热耗率为9.5MJ/kWh），纯瓦斯的燃烧热值（纯瓦斯发热量为35.19MJ/m3）。经计算，本煤矿东井西冀瓦斯发电站单位时间发电可利用瓦斯量和可装机功率见表3-3-2。表3-3-2 瓦斯发电站可装机功率表瓦斯发电站名称可利用瓦斯量可装机功率（m3/min）（kW）xx煤矿东井西冀风井瓦斯发电站43.569680.343、瓦斯发电站装机规模根据可用于发电瓦斯可装机功率、考虑矿井现有供电系统状况、瓦斯发电站场地、投资风险等因素，确定在瓦斯发电站装备燃气内燃机发电机组规模见表3-3-3。表3-3-83、3 瓦斯发电站装机规模表瓦斯发电站名称单机容量装机数量装机功率(kW)(台)（MW）xx煤矿东井西冀风井瓦斯发电站600106.0考虑到抽采瓦斯的不稳定性、用电负荷本身特性、机组本身特点等因数，结合盘江、水矿集团已运行机组情况，发电站机组年运行时间按6000h计，600kW燃气内燃机发电机组持续功率按480kW/台。4、瓦斯发电利用量平衡分析根据矿井可用于瓦斯发电的瓦斯量、纯瓦斯的燃烧热值、所选发电机组的燃气热耗率、发电站的装机容量，对瓦斯发电站可用瓦斯量和消耗瓦斯量进行平衡分析，瓦斯发电站瓦斯利用量平衡情况见表3-3-4。表3-3-4 瓦斯发电站瓦斯利用量平衡表瓦斯发电站名称抽采瓦斯量可利用84、瓦斯量利用量利用率（m3/min）(%)xx煤矿东井西冀风井瓦斯发电站5543.5628.0851注：上表中瓦斯利用量按发电机组满发计算。由表3-3-4分析可知，瓦斯发电站确定的装机规模是合理可行的。第四章 煤矿瓦斯发电工艺及主要设备第一节 瓦斯发电工艺一、进气系统1、进气系统概述本项目是把浓度在9%及以上的瓦斯用于发电，根据煤矿低浓度瓦斯管道输送安全保障系统设计规范（AQ1076-2009），瓦斯发电用低浓度瓦斯管道输送安全保障设施应安设阻火泄爆、抑爆、阻爆三种不同原理的阻火防爆装置，阻爆装置应选用自动阻爆装置。抑爆装置根据其抑爆原理不同有：气水二相流输送抑爆装置、自动喷粉抑爆装置和细水雾输85、送抑爆装置。煤矿低浓度瓦斯发电利用系统安全设施安装示意图见图4-1-1。图4-1-1 煤矿低浓度瓦斯发电利用系统安全设施安装示意图气水二相流输送抑爆装置，首先使水流环绕输送管道的内壁连续流动，形成环形水流，低浓度瓦斯在环形水流中流动，完全处于环形水流所形成的环形水封之中，沿输送方向上每隔3050m，以柱状水团隔断气流，并形成端面水封，低浓度瓦斯在所述环形及端面水封中形成间歇性柱塞气流，实现低浓度瓦斯本质防爆型安全输送。自动喷粉抑爆装置，其原理是通过对瓦斯灌录燃烧或爆炸信息的探测，自动喷出干粉灭火剂将燃烧或爆炸传播过程中的火焰扑灭，抑制燃烧或爆炸火焰传播。主要由火焰传感器、控制器等组成。细水雾输86、送抑爆装置，其原理是将煤矿低浓度瓦斯和细水雾在输送管道内全过程连续混合输送，防止火源产生和抑制火焰传播。通过给安装在瓦斯输送管线上的水雾发生器供给高压水，让高压水水雾发生器细小出水孔后变产生水雾，低浓度瓦斯通过水雾发生器后便也含有水雾，为了避免低浓度瓦斯中的水雾在输送过程中因距离过长凝结减少或者消失，在瓦斯输送管路上应每隔距离小于20m设置一个水雾发生器。通过上面的三种抑爆装置的介绍可以看出，各种抑爆装置各有利弊：细水雾混合输送抑爆装置，利用水蒸发吸热使瓦斯温度不能到达着火点，从而阻止火焰传播和火源的产生，抑制瓦斯爆炸产生。其优点是只要一套喷雾系统，整个系统较简单，现场使用较多。不足是在于细水87、雾混合输送抑爆装置要向输送管路喷射的水雾，水雾遇到管壁大量形成水和部分水因雾化作用形成蒸汽，形成的水占用瓦斯输送管路的有效利用面积，形成的蒸汽如脱不干净，还影响瓦斯的利用效率；瓦斯输送管路如较长，系统雾化水循环利用不便；对水质要求较高，不然水雾发生器的口就会被堵塞。气水二相流输送抑爆装置，利用环型水流阻断输送管道径向点火源，利用柱状水流阻断输送管道轴向点火源；有环型和柱状两套系统，整个系统较复杂；如输送管路较长，输送系统的水循环利用不便。煤矿低浓度自动喷粉抑爆装置系统，是系统燃烧或爆炸事故发生后，系统自动抑制爆炸或燃烧火焰的转播，系统不需要水，不给输送的瓦斯增加水蒸气，但其区别前两种输送技术，88、属事故后处理。低浓度瓦斯细水雾和气水二相流输送系统，虽理论上能消除低浓度瓦斯在输送过程中被引爆危险，但实际运行过程中由于有瓦斯气与水汽混合，输送末端瓦斯气进机组前水蒸气很难被脱干净，影响发电机组运行效率和机组寿命，且运行费用较大。低浓度瓦斯正压输送如不经过抑爆处理，虽然存在安全隐患，但如管道不泄露或着管道泄露没有点火源触发也不会发生爆炸事故，且瓦斯输送管道装有阻爆泄爆装置，如正压管道内瓦斯发生爆炸，由于有阻爆泄爆装置爆炸也不会影响瓦斯抽采系统或瓦斯发电站设备，爆炸事故影响在可接受的范围内，因此现场许多装有瓦斯细水雾和气水二相流输送系统，正常工作大多数时间均没有运行，这反而是低浓度瓦斯正压输送过89、程中管道瓦斯爆炸事故发生几率增加。低浓度自动喷粉抑爆装置系统，是管道内有部分燃烧或爆炸时后，系统自动检测并启动喷粉抑爆装置抑制爆炸或燃烧火焰的转播，系统不需要水，不给输送的瓦斯增加水蒸气，平时几乎不产生运行费用。本项目瓦斯发电站在矿井瓦斯抽采站附近场地变电所一侧，此场地为矿井风井场地，场地内人员很少，场地周围已砌围墙，外部闲散人员不宜进入，存在人为或其它原因引爆管道的点火源较少，外界原因引爆输送管道瓦斯气的几率不大。因此，本项目瓦斯发电站进气抑爆系统推荐使用自动喷粉抑爆装置系统。2、xx煤矿东井西冀瓦斯发电站进气系统输气主管选用5297型焊接钢管，敷设2趟输送管路，输送管路总长约400m。水封90、式阻火泄爆装置使用2台；自动阻爆装置使用2台。为保证瓦斯输送的安全性，输送管路应有良好的接地措施，及时引流走积聚的静电。当瓦斯输送主管道内部的瓦斯浓度为10%时，发电机组按满发计算，瓦斯输送主管道内部混合瓦斯的流速为11.92m/s，输送主管道阻力为600Pa。二、冷却循环系统1、冷却循环系统概述根据600kW（6.3kV）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。外循环高、低温冷却水量每台均按100m3/h考虑。高温冷却水系91、统进水水温为70，回水温度为80；低温冷却水系统进水水温为35，回水水温为40。对内循环只要补充软化水即可，外循环需要另设冷却循环系统，目前主要有冷却塔冷却系统和多风扇水箱冷却系统两种形式。冷却塔冷却系统，是由冷却水池、冷却塔、电子水处理仪、循环水泵等组成的循环冷却系统，一般多台机组公用一冷却系统。运行费用与冷却水箱冷却系统相当；机组公用冷却系统，占地面积小，但组合不便；敞开冷却，冷却效果好，冷却系统运行费用较低；但耗水量较大。多风扇水箱冷却系统，是由多风扇水箱和管路阀门等附件组成，多风扇水箱和机组一对一冷却。其主要特点，一对一冷却，冷却组合方便，一台机组工作启动一台冷却水箱即可，但占地面积相92、对较大；密闭冷却，耗水量较小，但冷却效果较差，冷却系统运行费用较高。2、xx煤矿东井西冀瓦斯发电站冷却循环系统瓦斯发电站两种外部冷却系统各有利弊，现针对本项目采用两种不同形式冷却系统进行方案比选，两种方案主要技术经济指标详见表4-1-1。表4-1-1 冷却系统两种方案主要技术经济指标方案方案一（推荐方案）方案二冷却系统形式冷却水箱冷却冷却塔冷却选用主要设备选用冷却水箱（84.5kWkW、380V）10台（工作），0.5t/h（1.1kW、220V）软水装置4台（2台工作2台备用）。选用GBNL3-250(7.5kW、380V)型冷却塔4台（工作），KQWR-G150/400-55/4（55kW93、380V）型循环水泵6台（4台工作2台备用），MHW-I-G8-1.6（0.2kW、220V）型水处理仪4台（工作），0.5t/h（1.1kW、220V）软水装置4台（2台工作2台备用）。电力负荷（kW）362.2253消耗水量（t/a）30012000投资（万元）设备及安装10090供水系统改造06土建29投资合计102115年运营费（万元）电 费72.9550.96水 费0.062.4维护26机组不全部运行增加电费015.5综合营运费75.0174.86综合费用差值（万元）011.875备注设备折旧运营期按7.5年计，表中投资费用仅供方案比较用。针对本项目通过比较可以看出，两种冷却方式综94、合费基本相当，但方案一中一台机组对应一套冷却水箱系统，现场运行管理方便，因此推荐方案一。三、余热利用系统根据本项目选用瓦斯发电机组性能，其排放的高温烟气温度约为650左右，高温烟气的余热是可以被回收产生蒸汽或热水，但本矿井高温烟气余热利用规模比较小不适合用产生蒸汽带动蒸汽轮机发电机组级联发电，而且发电站周围又没有可以直接利用蒸汽或热水的热负荷。因此，本瓦斯发电站排放的高温烟气暂不考虑余热利用，但预留余热利用位置，等有符合条件的热负荷出现时，安装余热锅炉利用瓦斯发电烟气高温余热。第二节 瓦斯发电站供配电一、概述1、xx煤矿供电系统现状xx煤矿设计生产能力300万t/a，xx矿35kV变电所和小湾95、35kV变电所做为本矿供电点，xx35kV变电所主变210MVA，主要向xx煤矿中井负荷供电，两回35kV电源引自二塘110kV变电所，线路为LGJ-120，长约4km。小湾35kV变电所主变210MVA，主要向xx煤矿东井和西井供电，一回35kV电源引自二塘110kV变电所，线路为LGJ-185，长约11.5km，另一回35kV电源引自博力35kV变电所，线路为LGJ-120，长约24km。本次设计为xx煤矿东井西翼风井瓦斯发电项目，目前xx煤矿东井西翼风井场地设有一座6kV配电室，二回6kV线路引自小湾35kV变电所，线路为LGJ-150/2km。2、瓦斯发电站供电范围本次设计瓦斯发电站发96、电机组单机额定功率600kW，额定电压6kV，年运行时间6000小时，每台机组持续发电功率为480kW。本项目瓦斯发电站共设10台发电机组，总装机容量6000kW，扣除瓦斯发电站厂用电量后，年发电量2648.4万kWh。瓦斯发电站所发电力供矿井用电，剩余电量通过煤矿主变电所上网。3、瓦斯发电站电力电量平衡（1）xx煤矿负荷情况xx煤矿设计规模300万t/a，采用斜井开拓方式，矿井正常生产时按吨煤电耗25kWh估算，矿井最大负荷约15000kW，年耗电量约7500万kWh，最大负荷年利用小时取5000h。（2）电力电量平衡目前xx煤矿有三个瓦斯发电站，分别为xx煤矿东井副井瓦斯发电站、东井风井瓦97、斯发电站和xx煤矿西井瓦斯发电站。xx煤矿东井副井瓦斯发电站现有500k发电机组9台，发电机组年运行时间3000小时，持续发电功率400kW；xx煤矿东井风井瓦斯发电站现有500k发电机组9台，发电机组年运行时间3000小时，持续发电功率400kW；xx煤矿西井瓦斯发电站现有500kW发电机组5台，发电机组年运行时间3000小时，持续发电功率400kW。根据xx煤矿东井西翼风井瓦斯发电站及现有的三个瓦斯发电站安装瓦斯发电机组数量及矿井负荷情况进行瓦斯发电站电力电量平衡，平衡结果见表4-2-1。表4-2-1 瓦斯发电站电力电量平衡表名称xx矿井最大用电负荷（kW）15000矿年用电量（万kWh）98、7500瓦斯发电站供电能力（kW）14160电力平衡（盈“+”、亏“-”）-840瓦斯发电站年供电量（万kWh）5219电量平衡（盈“+”、亏“-”）-2280注：瓦斯发电站年供电量为瓦斯发电站年发电量减厂用电年用电量。从平衡结果看，矿井正常生产时，xx矿井4个瓦斯发电站所发电量，只能供xx煤矿本矿使用，不够电量需要由外部供电系统输送。二、电力系统主接线概述xx煤矿东井西翼风井瓦斯发电站（10600kW），瓦斯发电站并网电压采用6kV，瓦斯发电厂以一回6kV出线（电缆YJV22-3185/50m）接入xx煤矿东井西翼风井场地6kV配电所公共母线，xx煤矿东井风井场地6kV变电所出线两回至小湾399、5kV变电所（主变210MVA），导线为LGJ-150，长约2km。最后通过小湾35kV变电所现有的一回至二塘110kV变电所，线路为LGJ-185，长约11.5km的35kV线路接入系统。瓦斯发电站高压系统主接线采用单母线接线方式，由母线引一回输电线路到xx煤矿东井西翼风井场地6kV配电所，在xx煤矿东井西翼风井场地6kV配电所新增1台高压开关进线柜(型号与该变电所的高压开关柜相同)。xx煤矿东井西翼风井瓦斯发电站主接线见图4-2-1。三、发电站用电xx煤矿东井西翼风井瓦斯发电站厂用电负荷共325.98kW，厂用电率7%，瓦斯发电站厂用电负荷及厂用电率见瓦斯发电站厂用电负荷统计表4-2-2。100、表4-2-2 xx煤矿东井西翼风井瓦斯发电站厂用电负荷统计表序号负荷名称设备数量设备容量设备数量设备容量全部（台）工作（台）全部（台）工作（台）全部（台）1冷却水箱水泵1010363603602软化水装置421.14.42.2小计362.2乘0.9同时系数后325.980.07195.59四、站内动力配电设计1、站内动力配电设计瓦斯发电站站内动力配电电压为220V380V，配电方式采用放射式。低压配电柜电源引自瓦斯发电站配电间干式变压器。线路敷设方式采用直埋或沿电缆沟敷设。2、发电机启动发电机启动采用由瓦斯发电机组配套供货的控制屏启动，在发电机房内设置硅整流启动电源，电源来自低压配电室内的站用101、电配电柜。硅整流启动电源供发电机组不同时启动使用。五、电气设备布置1、低压配电装置在瓦斯发电站低压配电室设发电机组控制屏、站用配电柜、蓄电池柜。低压开关柜均选用GCS通用型低压开关柜。2、6kV配电装置在瓦斯发电站高压配电室安装高压开关柜，单列布置。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，该操作机构既可手动操作，也可电动操作。在xx煤矿东井西翼风井场地6kV配电所内新上一面6kV高压开关柜，规格型号、外形尺寸与原系统相同，柜顶母线与原系统母线相接。六、继电保护1、电站、变电所进出线保护瓦斯发电站配电间高压进线柜配电动机综合保护装102、置，设置速断、过流保护；瓦斯发电站配电间高压出线柜及xx煤矿东井西翼风井场地6kV配电所新增加的高压进线开关柜配检同期装置和微机线路保护装置，设置速断、过流保护。保护装置分散安装在各自的开关柜上。2、发电机保护6kV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。其保护由发电机组配套的控制屏实现，不需另外采购保护装置。3、自动装置配制二塘110kV变电所至小湾35kV变电所的35kV出线间隔保护设线路检无压功能，小湾35kV变电所的引自二塘110kV变电所的35kV进线间隔保护设线路检同期功能。小湾35kV变电所至xx煤矿东井西翼风井场地6kV配电所的二个6kV出线设线103、路检无压功能，xx煤矿东井西翼风井场地6kV配电所的二个6kV进线设检同期功能，xx煤矿东井西翼风井场地6kV配电所至瓦斯电厂出线设检压检同期功能，低周低压解列功能。4、电量计量计费总计费关口点设置在二塘110kV变电所，小湾35kV变接网线路开关处设置考核关口点，xx煤矿东井西翼风井场地6kV配电所至瓦斯发电厂出线处设置计费关口点。电能表是电能量计量计费系统的重要组成部分，其基本功能和技术要求如下：电能表类型为三相四线多功能电能表；电能表精度为0.2s级或0.5s级；具有测量双相或单相有功和无功电能量功能；具有脉冲和RS-232或RS-485串口两种输出方式；具有停电保护功能；具有失电记录和104、报警功能；具有当地窗口显示功能；二塘110kV变电所计费关口点配一只电能表，瓦斯发电厂计费关口点配一只电能表，电能表要求0.2s级、双向、串口输出，有功电能和无功电能组合，考核关口点配二只电能表，电能表要求0.5s级、双向、串口输出，有功电能和无功电能组合。七、直流系统瓦斯发电站配置直流220V、100Ah装置为微机综保装置和开关设备等的控制、操作提供电源。蓄电池形式采用铅酸免维护蓄电池。充电装置选用智能高频开关电源型充电装置，通过充电模块并联方式对蓄电池充电或浮充电功能。蓄电池安装于直流屏内。八、过电压保护及防雷、接地1、建构筑物防雷根据煤矿瓦斯往复式内燃机发电站安全要求（AQ 1077-2105、009）的规定，瓦斯发电站的瓦斯放散口按一类防雷建筑设防，发动机房按二类防雷建筑设防，设两根25米高避雷针对主厂房进行保护；其他建筑物按三类防雷建筑物进行设计，采用屋面避雷带保护。将发电机房、低压配电室及发电机组、控制屏、低压配电柜、高压柜所有金属外壳正常不带电设备与引下线可靠连接，引下线沿筑物四周均匀布置，间距不大于25米，每根引下线的冲击接地电阻不大于4。2、过电压保护高压配电装置采用金属氧化锌避雷器，以防止外部雷电过电压入侵和内部操作过电压。3、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505作为水平接地体，接地电阻不大于4。厂内所有金属管道106、均应做接地，接地电阻不大于10。九、站内照明、检修部分依据工业企业照明设计规范，发电机房内照明采用防爆灯具，其余场所采用普通照明。其中发电机房、配电间设置应急照明，全站停电时，由应急照明灯照明，供电时间不小于30min。十、电缆设施1、电缆构筑物本工程电缆构筑物考虑采用如下几种类型：（1）电缆敷设采用直埋或电缆沟敷设。（2）机房及配电室一般采用电缆沟2、电缆选型根据电力工程电缆设计规范（GB50217-2007）有关条款的规定，本工程电缆选型如下：（1）高压动力电缆采用交联聚乙烯绝缘铜芯电力电缆；（2）低压动力电缆采用交联聚乙烯绝缘铜芯电力电缆；（3）控制电缆采用聚氯乙烯绝缘屏蔽铜芯控制电缆。107、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：全厂电缆采用阻燃电缆，在电缆沟穿墙处设置防火堵料，采用有效的防火材料对电缆构筑物分区封堵。设置必要消防设备。十一、低浓度瓦斯发电控制系统1、瓦斯发电机组每台发电机组均配置微机监控系统装置，可实现瓦斯发电机组运行的实时监测和控制。其中包括发动机的水温、油温、油压、转速、排温、缸温，发电机的电压、电流、频率、功率、功率因数、有功电能及运行时间等参数的显示、报警及保护停车功能，并能自动调节混合器控制阀开度，使机组处于最佳工作状态。在监控柜上也可手动/自动控制发电机组的缸温，另具有信息远传功能。2、低浓度瓦斯输送监控系统瓦斯发电站内配备一108、套自动喷粉输送监控系统，通过检测低浓度瓦斯输送管线内的瓦斯压力、浓度、温度及设置火焰传感器、控制器，实时监控各参数，一旦参数越限即发出报警信号，自动喷粉抑爆装置自动喷出干粉灭火剂将燃烧或爆炸传播过程中的火焰扑灭，抑制燃烧或爆炸火焰传播。保护瓦斯输送系统的安全运行。3、可燃气体浓度检测在发电机房内设置可燃气体探测器，实现发电机房燃气浓度检测及报警，并联锁发电机房的防爆轴流风机开启通风；持续可燃气体浓度报警时，关断总气源及各发电机组进口气源阀门，机组停止发电。4、电子调速系统每台发电机组由厂家配置大功率调速系统，达到精确的速度控制，使机组调速率稳定，满足多台机组并车或并网的使用条件。5、空燃比自动109、调节系统为解决煤矿抽排瓦斯过程中浓度、压力不稳定的问题，设计选用的发电机组采用电控混合技术对发动机的空燃比进行实时控制。通过与发动机配套的传感器、中央控制器、执行器，调整燃气通道，改变进气量，达到自动调节混合比的目的。瓦斯浓度在9%100%之间变动时，机组均能适应。第三节 发电瓦斯利用量监测与计量一、瓦斯利用项目参数监测1、瓦斯浓度及瓦斯用量的监测安装传感器监测瓦斯浓度和瓦斯用量。系统通过流量计来监测气体流量、压力和温度，通过传感器监测STP。STP定义在0C和一个大气压的条件下，以Nm3为单位。2、电量监测在瓦斯电站安装电表测量电站自用电量；在配电站安装电表测量瓦斯电站的供电量。同时在瓦斯电110、站和系统内部连接处安装电表分别测量发电量和电站向煤矿的供电量作为备用数据。3、非甲烷烃的监测每年对瓦斯气体和非甲烷烃进行一次取样测试。如果非甲烷烃的浓度超过1%，必须根据燃烧非甲烷烃的排放因子来计算非甲烷烃的排放量。通过计量和记录浓度、流量、温度、压力等技术指标，得到气体中纯甲烷的质量流量。二、瓦斯发电参数监测方案本工程在监测系统的设置上，充分考虑温度、压力、组分对最终结果的影响因素，监测与计量仪表选型原则如下：1、测量精度高，适用于贸易计量场合，具有国家计量部门认可的计量许可证书，误差不得超过总范围的0.5；2、重复性和长期稳定性好、整个仪表无可动部件，无需重复标定，使用寿命长；3、永久压力111、损失低，动能损失小的节能型仪表；4、量程比宽，耐脏污不易堵；5、瓦斯流量计：可以对压力、温度、瓦斯浓度及流量四参数进行补偿；可显示工况和标况瞬时瓦斯流量，工况和标况累计瓦斯流量，标况累计瓦斯质量。依据以上原则，设计在瓦斯发电站入口管道上安设了相应传感器，以满足计量要求。第五章 总平面布置与地面建筑第一节 总平面布置一、设计依据1、建筑设计防火规范（GB50016-2006）；2、城镇燃气设计防火规范（GB50028-2006）；3、煤矿瓦斯往复式内燃机发电站安全要求（AQ 1077-2009）4、建筑抗震设计规范（GB500112010）二、总平面布置原则在进行总平面布置时，主要考虑了以下原则112、：1、场地运输、供水和供电方便，不受洪涝威胁，工程地质条件良好，避开滑坡、溶洞、断层破碎带、采空区及塌陷区；2、瓦斯抽采站、瓦斯发电站、瓦斯发电站配电间、瓦斯输送管道应满足安全距离。3、满足生产工艺要求；4、功能分区明确，方便进出线；5、尽量利用原有购地，以利减少占地和避免或减小拆迁量；6、场地布置紧凑，尽量台阶式布置，减小场地附属工程量；7、避免污染源，减少噪声污染，注重环境保护。三、总平面布置1、场址选择鉴于本发电项目利用的瓦斯浓度一般低于30%，这样的瓦斯不宜长距离输送，xx煤矿东井西翼风井瓦斯发电站场址建设在瓦斯抽采站东北面约100m处。2、总平面布置xx煤矿东井西翼风井瓦斯发电站场地113、选址在现有风井瓦斯抽采站东北面的平地上，在标高为+1802m场地上布置发电机组厂房和配电间等，场地占地约1.80hm2，为避免噪声对工业场地的污染，在场地西南侧设置声屏障，具体布置及工程量详见表5-1-1。xx煤矿东井西翼风井瓦斯发电场地总平面布置见图5-1-1。图5-1-1 xx煤矿东井西翼风井瓦斯发电场地总平面布置图表5-1-1 瓦斯发电场地场区工程量表序号工程名称单位数量备 注1场区占地面积km21.8均为旱地，矿井预留场地2土石方挖方m3已平场填方m3已平场3场 区 道 路m240022cm砼路面，24cm水泥稳定土基层，15cm天然砂砾垫层, 路宽4m4铺 砌 场 地km21.8结构114、同道路5排 水 明 沟m60bh=0.4m0.4m0.6m，浆砌片石矩形沟6声 障 障m30高3m，钢构架，复合吸声板7场 区 围 墙m90砖砌围墙，高2m。8大 门座14.0m宽 铁栅栏大门1座9绿 化 系 数%30四、防洪排涝瓦斯发电站场地旁边有河流，故雨季应注意洪水影响，做好排涝工作。场地排涝采取顺挡土墙及边坡脚修筑断面0.5m0.5m的截水沟或排水明沟。五、土地利用现状及拆迁安置该瓦斯发电项目建设用地总用地规模大约为1.80hm2。项目建设用地未占用农田，但为保证项目实施，业主应与当地规划建设部门协商，取得当地规划建设部门颁发的“建设项目选址意见书”。项目建设用地拟选厂址，已避开民房等115、建筑，无需要拆迁建筑物。第二节 地面建筑一、设计原始资料矿区处于亚热带，年平均气温12.2，四季分明，无霜期长，雨热同季，每年59月为雨季，雨量较充沛。根据中国地震动参数区划图(GBl83062001)，桐梓县地震基本烈度为度。根据建筑结构可靠度设计统一标准（GB50068-2001），工业建筑物结构设计使用年限均为50年；建筑结构的安全等级为二级。二、瓦斯发电站地面建筑发电站建（构）筑物包括发电机组厂房和配电室等建筑。其中发电机组厂房采用框架结构，配电室采用砖混结构。因瓦斯发电机组厂房噪音高达到105dB，超过工业企业噪声控制设计规范（GBJ87-85）中生产车间及作业场所的噪声限制值为90116、dB，且瓦斯发电厂距家属区较近，根据住宅建筑规范（GB50368-2005）卧室、起居室允许噪声为40dB。故瓦斯发电厂必需采取隔音措施。墙体采用玻璃纤维隔音，窗采用塑钢窗中空玻璃，屋面板采用贴EPDM橡胶隔音材料。瓦斯发电站建（构）筑物的结构特征详见表5-2-1。表5-2-1 xx煤矿东井西翼风井瓦斯发电站建（构）筑物结构特征表序号工程名称平均檐高或檐高m工程量结构类型技术特征墙楼板屋盖与保温防水门窗地坪室内工程备注长宽（断面）mm建筑面积建筑体积m3基础设防烈度照明给排水采暖通风类型深度m1发电机组厂房76013.58105670框架钢筋砼独立基础1.5砖无钢筋砼无保温柔性防水，吊顶隔音钢117、门塑钢窗中空玻璃砼6有有无有一层隔音墙(1)发电机组厂房73013.54052835框架钢筋砼独立基础1.5砖无钢筋砼无保温柔性防水，吊顶隔音钢门塑钢窗中空玻璃砼6有有无有一层隔音墙(2)发电机组厂房73013.54052835框架钢筋砼独立基础1.5砖无钢筋砼无保温柔性防水，吊顶隔音钢门塑钢窗中空玻璃砼6有有无有一层隔音墙2配电室及控制室4.5158120540砖混毛石砌体条基1.5砖无钢筋砼无保温柔性防水木门塑钢窗砼6有有无无一层第三节 供水工程一、供水工程1、供水范围及设计依据主要供给xx煤矿东井西翼风井瓦斯发电站生产补充用水及消防用水。设计主要依据为工业循环冷却水处理设计规范（GB50118、0502007）、城镇燃气设计规范（GB50028-2006）、建筑设计防火规范（GB500162006）、建筑灭火器配置设计规范（GB50140-2005）和有关现行规程规定进行设计。2、用水量估算经估算矿井瓦斯电站生产补充用水用水量300m3/a，约1m3/d，瓦斯发电站消防用水量按36m3/次考虑。3、供水水源瓦斯发电站生产用水水源为距瓦斯发电站约300m的河流，消防用水由东井西翼风井瓦斯抽采泵房消防系统保证。二、供水系统瓦斯发电站消防用水依托东井风井瓦斯抽采站现有消防用水，由东井西翼风井消防管网敷设一条约100m的DN100焊接钢管与发电站场地内消防管网连接，保证发电站消防用水。瓦斯抽119、采站的用水由距瓦斯抽采站约200m的河流提供，瓦斯发电站生产用水由瓦斯抽采站敷设一条约100m的DN125PVC管一条至发电场地，保证发电站生产用水。第六章 节能与节水第一节 节能一、瓦斯发电节能本次瓦斯发电利用的是浓度大部分在9%30%之间的瓦斯，根据煤层气（煤矿瓦斯）排放标准（GB 21522-2008），该浓度范围内的瓦斯可以直接排放，因此利用这部分瓦斯所发的电能属于为社会节约能源。根据瓦斯发电站瓦斯发电机组的装机容量，扣除发电站自用电量，用综合能耗计算通则（GB/T 2589-2008）中的能源折算方法，计算xx煤矿东井西冀瓦斯发电站所发电量为社会节约能源折合标煤量见表6-1-1。表6120、-1-1 瓦斯发电站瓦斯发电节约能源折合标煤量表（单位：t/a）瓦斯发电站名称当量等价xx煤矿东井西冀风井瓦斯发电站3270.08 8862.73 瓦斯发电站发电机组投入运行发电后，所发电能相当于节约能源当量标煤为0.33万t/a，等价标煤为0.89万t/a。二、余热利用节能根据本项目选用瓦斯发电机组性能，其排放的高温烟气温度约为650左右，高温烟气的余热是可以被回收产生蒸汽或热水节约对其它能源的消耗，但本矿井高温烟气余热利用规模比较小不适合用产生蒸汽带动蒸汽轮机发电机组级联发电，而且发电站周围又没有可以直接利用蒸汽或热水的热负荷。因此，本瓦斯发电站排放的高温烟气暂不考虑余热利用，但预留余热利121、用位置，等有符合条件的热负荷出现时，安装余热锅炉利用瓦斯发电烟气高温余热。三、瓦斯利用效率瓦斯发电是把瓦斯的热能通过发电机组转化为电能，要反映在此过程中能量转化利用情况，就要计算瓦斯的热能转化为各种形式能量的转化率，即热效率。在瓦斯发电过程中只有发电机所发电电能和余热锅炉产生的蒸汽能被人们利用，根据瓦斯发电站的自用电能状况、安装发电组和余热锅炉规模，计算发电站各个环节瓦斯气利用热效率见表6-1-2。表6-1-2 瓦斯发电站瓦斯利用热效率表瓦斯发电站名称发电（%）余热利用（%）合计（%）xx煤矿东井西冀风井瓦斯发电站33.67033.67第二节 节水1、冷却塔冷却系统内有冷却水池，避免水泵的频繁122、启动和空转；2、采用内壁光滑的供水管材，选用合理的经济流速，减少管道的水头损失；3、瓦斯抽采站、瓦斯发电站冷却水采用循环水工艺，减少新鲜水使用量。第七章 环境保护第一节 矿区环境现状一、自然环境1、地形地貌本区位于贵州高原西部，属于高原山区。xx井田是二塘向斜的主体部分，向斜盆地所处位置地面相对较低，标高1760至1900m；四周高山连绵起伏，海拔均在2000m以上。2、气候本区属亚热带季风气候。据xx气象站统计，xx地区的无霜期平均为220天，气温年平均为12.2，最高气温集中在七月，平均为19.6，极度高温可达29。最低气温为1月份，平均2.9，其极端值于1977年2月9日达-11.7。本123、区降雨量较邻区偏高，年平均为1234.7mm。降雨多的季节集中在59月份，约占全年总量的78%。其中6月份尤为偏高，可占全年雨量的20%，最大极端值达到75.5mm/d，而11月至翌年3月，其降雨总量占全年的11%。本区全年日照的时间为1541.7h，占全年总照的35%，其中8月份日照较多，见日时间可达40%，而12月份则仅达27%。3、河流与水系井田河（溪）流发育，主干河流三岔河发源于西部香炉山，由阳新灰岩洞穴流出，属长江水系的乌江支流。该河自井田西部鲁章附近切割煤系进入井田，纵贯全区，大致平行向斜轴部，流经三迭系飞仙关组，在二塘附近切割煤系至杨家寨流出区外，水流终年不断，河宽28至135m124、，一般宽40m，深0.8m左右，由于河曲发育，形成250至300m宽的条带冲积平地。三岔河支流拱桥河、拖罗河、格书河、木冲沟河、二塘河等常年性水流均汇入三岔河，以上河（溪）流受大气降水补给，具暴涨暴落特点，动态变化大。4、植被及生物多样性生态植被：由于多种原因，境内原生植被尚存很少，现状植被均为次生植被和人工植被。乔木主要有松、杉、青冈、包石栎、猴樟等，灌木有石楠、冬青、乌饭、南烛、旱冬瓜(化槁)等。原生植被破坏后，次生植被演替为以火棘、悬钩子、毛叶蔷薇、马桑、野花椒等为主的藤刺灌木。灌木林多分布在海拔2000米以上的山脊和孤峰上；由于气温低、风大、土层浅薄、水肥条件差等原因，即是乔木树种，也125、只能长成灌木。在规划开发的旅游区内，生态环境保存较好，植物生长茂密，并有规模不等的天然草坪。野生常见植物：茨菰、花椒、蕨苔、竹笋、萱花(萱草)、藤藤菜、木姜子、野荞菜、香椿、刺老包、木耳、菌类、竹荪及其它野生菜等。野生果品植物：短杨梅、五味子、八月瓜、藤瓜、毛叶蔷薇、刺梨、猕猴桃、山楂、草莓、野葡萄、茅草、榛子、枸杞、毛杨梅等；野生纤维植物：构树、荨麻、野桐(九层皮)等；野生药用植物：野生药用植物有300多种，名贵药用植物有天麻、黄连、杜仲、石斛、菌灵芝等。常见的野生动物有蛙、蛇、鹰、野兔、鹞、燕、麻雀、乌鸦、喜鹊、画眉、杜鹃(布谷)、八哥、黄鹂、竹鸡、秧鸡、鹧鸪、雉鸡(野鸡)、白腹锦鸡、斑鸠126、啄木鸟、小云雀、山雀等；尚有穿山甲、松鼠、野猪、黄鼬(黄鼠狼)、刺猪等种类。矿区未发现受保护的珍稀野生植物，除蛇和蛙为省级保护动物外，未发现其它受重点保护的野生动物。二、社会环境xx区位于贵州省西部、云贵高原乌蒙山脉腹地，是1988年3月经国务院批准建立的市辖县级行政区，是中国凉都xx的中心区和政治、经济、文化、信息、交通、金融中心，面积478.99平方公里，辖3镇2乡7个街道，60个城市社区、43个农村社区、5个居委会，有汉、彝、苗、回等31个民族，常住人口60余万。2012年，地区生产总值256.76亿元，全社会固定资产投资262.32亿元，财政总收入21.6亿元，城镇居民人均可支配收入127、18764.1元，农民人均纯收入6792元。xx镇为xx县、赫章县、xx区三个县的交界地，国土面积102平方公里，占xx区总面积的四分之一，辖12个行政村、5个居委会，总人口54787人，其中农业人口33471人。居住有彝、苗、白、蒙古、布衣、汉等民族。三、环境敏感及保护目标xx镇旅游资源丰富，与赫章县珠市乡交界的韭菜坪为国家十大避暑名山之一，主要旅游景点有贵州屋脊韭菜坪、海凯梁子、大黑山、韭菜坪野生植物群等。项目规划建设区内无需特殊保护的名胜古迹、风景区和自然保护区等人文景观及自然景观。四、环境质量现状1、水环境项目所在区域属长江水系的乌江流域，主要地表水体为三岔河，属地表水环境质量标准（G128、B3838-2002）类水域，水环境对项目制约较小。2、环境空气目前项目所在矿区及附近区域仍以农业生产为主，环境空气质量较好，可满足环境空气质量标准（GB30951996）二级标准要求。3、声环境项目所在矿区工业场地属农村地区，声环境质量满足声环境质量标准（GB30962008）2类区标准要求。第二节 环境保护执行标准根据瓦斯电站所在区域环境功能要求，环境保护执行标准如下：一、环境标准1、噪声：声环境质量标准（GB3096-2008）2类区标准；2、地表水：地表水环境质量标准（GB3838-2002）类标准；3、地下水：地下水质量标准（GB/T1484893）类标准；4、大气：环境空气质量标准129、（GB3095-1996）二级标准。二、排放标准1、生活污废水：污水综合排放标准（GB8978-1996）一级标准；2、噪声：工业企业厂界环境噪声排放标准（GB12348-2008）2类区标准；施工期执行建筑施工场界环境噪声排放标准（GB 125232011）；3、瓦斯发电机组尾气：根据国家环境保护总局环函2006359号，执行车用压燃式、气体燃料点燃式发动机与汽车排气污染物排放限值及测量方法（中国、阶段）（GB17691-2005）阶段标准；4、瓦斯排放：煤层气（煤矿瓦斯）排放标准（暂行）（GB21522-2008）；5、废机油：危险废物贮存污染控制标准（GB 18597-2001）。第三节130、 主要污染源及污染物的种类一、施工期主要污染源及污染物种类1、施工区植被破坏、水土流失加剧施工期间场地的建设，因开挖地表使原有植被受到破坏，不仅削弱了该区原有水土保持能力，而且在施工中挖方与弃方将引起新的水土流失。将使施工区内植被遭到破坏、水土流失加剧。2、施工噪声对周围环境的影响由于部分施工场地附近有村民居住，建筑材料的运输、施工机械作业产生的噪声会对附近居民点产生一定影响。3、施工环境空气影响分析施工期间施工材料和设备在装、运、卸过程中产生的粉尘及施工机械排放的尾气，会对施工区周围大气环境产生一定的影响，其影响范围略大于场地范围，属可逆影响。4、对水环境的影响施工期间将产生少量生活污水，施131、工场地设置旱厕所，不产生粪便污水。二、营运期主要污染源及污染物种类1、噪声瓦斯电站高噪声污染源主要为燃气发电机组噪声、排气噪声及冷却塔风扇噪声，根据厂家提供资料，发电机组噪声值为92dB（A），排气噪声为110dB（A），循环冷却水箱风扇噪声为72dB（A）。2、水污染源及其污染物种类瓦斯电站生产用水主要为用于冷却循环及余热利用补充水，以蒸汽形式蒸发，生产过程中不产生污废水，无生产污废水外排。电站职工集中在矿井生活区住宿，电站办公、休息区产生少量日常生活污水，按职工10人计，生活污水产生量为0.48m3/d，全年产生量为175.2 m3/a，主要污染物SS、COD、BOD5、NH3-N、等，污132、染物浓度为SS250 mg/l、COD200mg/l、BOD5100 mg/l、NH3-N20mg/l。3、大气污染源及其污染物种类本项目大气污染主要为燃气发电机组燃烧排放的尾气，主要成分为CO2、NOx以及少量SO2。4、固体废物本项目生产过程不产生固废，无生产固废排放，固体废物主要为生活垃圾，产生量为1.47t/a。设备运行中将产生废电油，废机油属危险废物，产生量约为3t/a。第四节 污染防治措施一、施工期污染防治措施1、施工期间生态恢复和水土保持措施瓦斯电站在场地平场期间，场地开挖后及时做好挡墙和护坡，并植树或种草；平场后应及时修好排水沟和挡墙，对护坡绿化，空地要尽早整治绿化。由于施工期133、间地面土建工程量不大，只要施工期间尽量减少破坏植被，并注意随挖随填，及时填压夯实，使水土流失降低到最小程度，则施工对生态环境的影响较小。2、施工期噪声防治措施应尽量安排好场地的施工作业时间，避免夜间施工，减少施工噪声对周围居民生活的影响。3、施工期间环境空气治理措施施工期间施工材料和设备在装、运、卸过程中产生的粉尘主要采取洒水防尘和加盖篷布等措施。4、施工期间废水及垃圾污染治理措施施工期间场地采用旱厕所，旱厕所粪便送往附近农田旱地作肥料使用，少量生活垃圾定点处理。施工期间施工废水及生活污水极少，可依托各煤矿工业场地生活污水处理站处理，对环境影响较小。对污水处理设施尚未建成的矿井，应修建沉淀池，134、生活污废水经沉淀处理后排放。二、营运期污染防治措施1、噪声控制措施瓦斯发电机组布置在室内，机房采用隔声门窗，内墙面敷设超细玻璃丝绵内胆外挂阻燃型微孔PVC吸音板，并在发电机组厂房周围种植一定宽度的绿化带，形成隔声绿化带，降噪量可达20dB(A)以上，噪声值降至72dB(A)左右。余热锅炉排气噪声源强为110dB(A)，均配置有工业消声器，噪声可降至75dB(A)。冷却塔选择低噪声冷却塔，冷却塔出风口设置消声器，在冷却塔四面设置声屏障，底座采用消声垫。泵房作吸音处理，采用隔音门窗，水泵加隔音罩，采用减振基座。对于距离居民区较近的瓦斯电站，应设置声屏障，保证居民区环境噪声达到声环境质量标准（GB3135、096-2008）2类区标准。2、大气污染治理措施瓦斯中H2S极少，经燃气机组燃烧后产生的SO2极少，对空气基本无影响。NO2与发电机燃烧室主燃烧区温度存在一定的关系，本项目采用的发电机在设计时采用低氮燃烧技术，通过选择合适的主燃区温度控制了的NO2生成量，发电机组排放尾气对环境影响极小。本项目实施后，瓦斯经燃烧发电后排放，避免了瓦斯的直接排放，项目自身就是一项污染防治措施。3、水污染防治措施瓦斯电站产生的生活污废水进入所在矿井生活污水处理站进行处理，处理后达标排放，对水环境影响较小。生活污水排放量为0.48m3/d，全年排放量为175.2 m3/a，主要污染物SS、COD、BOD5、NH3-136、N等，污染物浓度为SS25mg/l、COD30mg/l、BOD515mg/l、NH3-N10mg/l。4、固体废物污染防治措施生活垃圾分类收集后，依托所在矿井生活垃圾处理系统进行统一处理。废机油按危险废物贮存污染控制标准的要求进行管理，并交由有资质的单位进行处置。第五节 环境影响分析一、声环境影响分析项目采取设计要求的噪声防治措施后，可保证厂界排放噪声达到工业企业厂界环境噪声排放标准（GB123482008）2类区标准要求，环境噪声声环境质量标准（GB30962008）2类区标准，对声环境影响较小。二、环境空气影响分析本项目采用的发电机在设计时采用低氮燃烧技术，通过选择合适的主燃区温度控制了的137、NO2生成量，排放污染物能满足车用压燃式、气体燃料点燃式发动机与汽车排气污染物排放限值及测量方法（中国、阶段）（GB17691-2005）阶段标准要求，发电机组排放尾气对环境影响极小。三、水环境影响分析瓦斯电站生活污废水经所在矿井生活污水处理站处理后，能够满足污水综合排放标准（GB8978-1996）一级标准要求，达标排放，对水环境影响较小。四、固体废物环境影响分析本项目生活垃圾经分类收集、集中处理；废机油交由有资质的单位进行处置，项目固体废物得到妥善处置，对环境产生影响较小。第六节 污染物减排、环境经济及社会效益分析一、污染物减排及环境经济效益分析瓦斯是一种强烈的温室效应气体，通过燃烧发电，138、减少了甲烷的排放，虽其燃烧产物CO2也具有温室效应，但甲烷产生的温室效应是CO2的21倍。因此，本项目的建设将大大减少项目所在矿井排放瓦斯气体产生的温室效应。本项目的建设，电能生产可减少火电厂原煤的消耗量，减少SO2、烟尘、NOX等大气污染物的排放，为区域环境保护作出贡献。xx煤矿东井西翼风井瓦斯发电项目瓦斯利用及污染物减排情况见表7-6-1。表7-6-1 xx煤矿东井西翼风井瓦斯利用及污染物减排情况一览表瓦斯电站瓦斯利用量（万m3/a）发电及余热利用节约标煤（t/a）减排甲烷量（t/a）减排CO2当量（t/a）节约标煤SO2减排量（t/a）节约标煤烟尘减排量（t/a）节约标煤NOX减排量（t139、/a）xx煤矿东井西翼风井瓦斯发电站8098862.73 7243.36 131893 17.02 25.32 67.72 由表7-6-1可知，项目实施后，可使矿井相应减少瓦斯排放1011万m3/a，有效提高了企业的清洁生产水平；项目实施后，可使矿井减排甲烷量7243.36t/a，相当于减排CO2量131893t/a，相当于节约标准煤8862.73t/a，由此可减排SO2量17.02t/a，减排烟尘量25.32t/a，减排NOX量67.72 t/a。综上所述，本项目的实施，环境效益明益，从环境经济的角度分析，项目可行。二、社会效益分析xx煤矿东井属煤与瓦斯突出矿井，发展瓦斯综合利用，在促进安全140、生产、提高煤矿的综合效益等方面，有非常显著的作用。在国家大力提倡节能减排的背景下，织金矿区实施煤矿瓦斯综合利用，所发电量全部供给矿井使用，减轻了社会供电压力。同时，该项目的建设将为社会提供近10人的就业岗位，对当地的社会稳定具有一定的积极意义。第七节 环保机构设置及专项投资一、机构设置瓦斯电站的环境管理工作应设置环保科进行管理，并安排专职管理人员。环保科主要职责为：1）贯彻执行各项环境保护政策、法规和标准。2）制定各部门环境保护管理职责条例；制定环保设施及污染物排放管理监督办法；建立环境及污染源的监测及统计制度；建立环保工作目标考核制度。3）根据政府及环保部门提出的环境保护要求，制定企业实施计141、划。4）建立污染源档案，定期统计本矿井的污染物产生及排放情况，污染防治及综合利用情况，按排污申报制度规定，定期上报当地环保行政管理部门。5）制定可行的环境风险应急计划，并检查执行情况，确保生产事故或污染治理设施出现故障时，不对环境造成严重污染。二、环保专项投资本项目环保投资主要为噪声控制措施的投资，包括声屏障投资、隔声门窗、墙体吸声板投资，以及厂房周围绿化措施的投资等，预计环保专项投资为100万元，本项目估算总投资2726.83万元，环保专项投资比例为3.67%，投资比例适中可行。第八章 劳动安全卫生与消防第一节 危害因素和危害程度分析一、自然危害因素和危害程度工程项目地处亚热带季风湿润气候，142、四季分明，无霜期长，雨热同季，暖湿共节的特点。年气温平均为12.2，最高气温集中在七月，极度高温可达29，最低气温为1月份，最低温度可达-11.7。xx地区的无霜期平均为220天，年平均降雨量1234.7mm，降雨多的季节集中在59月份。年日照时数1555.6h。自然危害因素有气温、雪凝、暴雨及洪灾、雷电、地震、山体滑坡及泥石流等。气温：人体最适宜的温度：工作时为1921，休息时为2529，标准温度为213。夏季气温高，当气温高于29时，人体就会出现不舒服感，甚至发生中署或猝死，工作中容易造成伤亡事故。冬季气温低，当气温低于19时，人体就会出现不舒服感，甚至发生冻伤或猝死，工作中因穿的衣服多，143、动作不灵活，容易造成伤亡事故。雪凝：冬季气温低，会出现雪凝天气，室外作业和设备运转及管道使用都将受到影响，甚至造成设备及管道损坏或人员伤亡；雪凝天气还会对交通、通信、供电、供水造成影响。暴雨及洪灾：雨季降雨量大，大量雨水汇入沟谷中，出现山洪暴发、河水泛滥、低凹处积水等灾害，会造成设备及管道损坏或人员伤亡。雷电：雷电是大气中的一种放电现象。主要从以下几个方面形成破坏：1、直击雷放电、二次放电、雷电流的热量会引起火灾和爆炸。2、雷电的直接击中、金属导体的二次放电、跨步电压的作用及火灾与爆炸的间接作用，均会造成人员伤亡。3、强大的雷电流、高压可导致电气设备击穿或烧毁。发电机、变压器、电力线路等遭受雷144、击，可导致大规模停电事故。雷击可直接毁坏建筑物、构筑物。4、瓦斯抽采站、发电站、加压站（储配站）、调压站、瓦斯输送管道等，遭到雷击将会造成火灾或爆炸事故，造成人员伤亡和建筑物及设备损坏。地震：地震会造成建构筑物倒塌、设备损坏和人员伤亡。该区位于度地震烈度区，地震发生对工程影响较小。山体滑坡及泥石流：该区属山地地貌，降雨量较邻区偏高，年平均为1234.7mm。在59月降雨季节，很容易发生山体滑坡或泥石流，造成生命财产损失。二、生产危害因素和危害程度生产危害因素主要包括有害气体、火灾及爆炸危险、机械伤害、触电、噪声及振动、高温、工程地质和人为因素等。1、有害气体：瓦斯是一种清洁能源，它是无色无味的145、气体，其主要成分是甲烷（CH4）、二氧化碳（CO2）、氮气（N2），此外还有不同数量的烷烃类物质，如乙烷（C2H6）、丙烷（C3H8）、硫化氢（H2S）、二氧化硫（SO2）、氢气（H2）等。瓦斯的浓度达到一定值时，由于氧浓度的降低，极容易造成人员窒息；浓度在515%时，遇火就会发生爆炸，爆炸产生的巨大威力和破坏性，极可能造成大量人员伤亡，厂房、生产系统和装备毁灭性的破坏。2、火灾及爆炸：工程项目在施工、生产过程中有以下因素可能引发火灾或爆炸：工程项目设计、施工的发电站、瓦斯输送管道的防火安全距离、工程质量不符合规程规定要求，瓦斯抽采站、发电站、瓦斯输送管道发生故障造成瓦斯泄漏，以及瓦斯炉灶使用146、不当等，都有可能引起火灾或爆炸，可能造成建构筑物、机械设备的损坏和人员伤亡。3、机械伤害、起重伤害、车辆伤害、物体打击、高处坠落等：项目在施工安装及生产检修过程中，极可能由于以下等原因造成机械伤害、起重伤害、车辆伤害、物体打击、高下坠落伤害等事故。1）管理制度不健全，责任不明确；2）建筑材料、设施及瓦斯输送管道及瓦斯输送设备等采用的是不合格产品，或不符合行业、专业的要求；3）建筑施工、瓦斯输送管道及设施设备的安装，没有采取安全措施；4）工作环境条件恶劣，没有及时改善；5）未按规定程序进行操作；6）操作人员未按规定着装；7）工作人员情绪不好、精神状态不佳，反应速度慢；4、触电：工程项目的电气设备147、众多，由于下列因素可能导致触电事故：1）电气设备的工作环境处于爆炸和火灾危险环境，电气设备不能满足相应要求；2）电气设备不具有国家指定机构的安全认证标志；3）用电负荷等级与电力装置不相配；自动控制系统的可靠性不够，如不能切断电源、存在冗余装置等；变配电站等不符合要求；4）电气、电缆接头不合格，产生触电或电火花；5）触电保护、漏电保护、短路保护、过载保护、绝缘、电气隔离、屏护、电气安全距离等不可靠；6）安全电压值和设施不符合规定；7）防静电、防雷击等电气连结措施不可靠；8）事故状态下的照明、消防、疏散用电及应急措施用电不可靠。9）管理制度不完善；触电事故，可能造成人员伤亡或设备损坏。5、噪声及振148、动：工程项目的噪声和振动，主要来自发电机组、抽放泵等机械设备。人员长期处于较大的噪声和振动的环境中，或较大的噪声和振动不加处理，容易造成人感觉身体不舒适、易疲劳，甚至导致人体生理机能病变，工作能力下降。6、高温：机械设备在运转过程中，因负荷大、运转时间长，极有可能使机械设备温度升高。另外，瓦斯发电余热利用管道，若不加防护，人体接触或管道破裂溅在人体上会造成烫伤。7、人为因素：因人的身体或精神原因，工作人员的体质下降和精力不集中，容易造成误操作；另外，工作人员在工作过程中，违章指挥或违章操作，均会造成人员伤亡或设备损坏。第二节 安全措施分析一、消除自然危害因素的安全措施1、夏季、冬季应采取防暑降149、温措施或防寒保暖措施，如：夏季，人员多喝清凉饮料或服用防暑药物；冬季，值班室内设置暖气取暖。2、在冬季到来之前，应对室外受低气温或雪凝天气影响的设备和管道进行保暖隔热处理，避免低温雪凝天气冻坏设备和管道；冬季室外作业应制定严格的安全技术措施，确保冬季作业安全。3、工程项目在选址时，应避开因暴雨形成的洪灾区域，确因不能避开时，应修建防洪渠、防洪沟等，避免暴雨、洪灾将厂房和设备冲毁；厂址和输气管道选择在河流岸边，应建设在最大洪水位之上，防止设备和管道被水淹埋。4、对于防雷建筑物，依据建筑物防雷设计规范(GB5005794)采取防雷击、雷电感应（包括静电感应和电磁感应）、雷电波侵入的措施，对瓦斯输送150、管道进行接地处理，避免瓦斯输送管道遭到雷击损坏。5、防止山体滑坡、泥石流和危岩等对工程项目的威胁，工程项目中的瓦斯抽采站、发电站等厂址在选址时，已避开山体滑坡、泥石流和危岩等威胁区域，选择工程地质条件较好无地质灾害影响的地点；输气管道选择路线应选择工程地质条件较好无地质灾害影响的地点，若确因不能避开时，应采取有效措施，防止山体滑坡、泥石流和危岩等灾害的影响。6、工程设计中所有建构筑物必须按6度设防。二、生产危害因素的安全措施1、瓦斯是无色无味的气体，容易造成人员窒息死亡。设计中应采取瓦斯监测监控、燃气加嗅、采取强制通风换气、改善工作场所的空气环境、操作人员应根据情况配备防毒面具等防范措施。2、151、瓦斯是易燃易爆气体。瓦斯抽采站、发电站等厂房的防火安全距离和防雷等级严格按规范设计；瓦斯抽采站进出口安装防回火装置、防爆装置；低浓度瓦斯的输送，严格按照低浓度瓦斯自动喷粉安全输送方式要求进行设计、施工和使用。瓦斯输送管道的检查和维修，必须制定严格的安全措施；所有瓦斯输配场所必须严禁烟、火，所有瓦斯抽采站、发电站等必须按危险等级配置相应的防爆设施和消防器材。针对低浓度瓦斯发电的安全问题，根据各瓦斯发电站不同情况，应编制各自的安全防治措施，并在瓦斯发电站的建设、投产时、生产过程中低浓度瓦斯输送、发电业主应委托有资质的单位进行专项安全评价。3、严格按照国家标准、行业标准、规程规范及相关规定设计，采用152、符合要求的机械设备和产品；对机械设备、安全设施等进行定期检修，对损坏或磨损较大的零部件及时维修或更换，确保机械设备完好；保持作业环境规范、整洁、卫生，对恶劣工作环境采取措施，使之适合工作需要；加强对工作人员培训，实行持证上岗，严格作息时间，对情绪或精神状态不佳的员工及时进行心理疏导，确保操作规范、准确，工作状态良好；对所有机械设备的联轴器及运转部位，容易发生脱落、下滑、撞击、坠落的零部件，或容易发生安全事故的地点都应安装防护罩、保护网或栅栏等安全设施，确保人员安全；针对不同的设备、工作地点和操作要求，编制合格的操作规程和安全措施，建设健全各项管理制度，落实责任人，确保工程项目在建设生产过程中能153、够安全运行。4、对电工设备、高压电设备、生产设备严格按规程规定要求制定具体的操作规程，并按要求采取接地、接零、屏蔽、带电导体的遮拦、挂安全色标等相应的保护措施，保持工作环境规范、整洁、卫生，工作人员佩带劳保服、使用安全工具，保持一定的安全距离、保证人体不触电的安全电压、防止静电感应和高压电场对人体生产影响的防护措施。5、治理噪声应从声源入手，在设备订货时要求厂家制造的设备噪声值不超过设计标准值；对磨损较大的零部件及时进行检修或更换，并在一些必要设备上装上消音、隔音装置；在厂房设计中，应采取降噪措施，同时，应使主要工作和休息场所远离强声源，并设置必要的值班室，对操作人员进行噪声防护隔离；在厂区总154、体布置中统筹设置绿化带，进一步降低噪声对周围环境的影响，以满足噪声标准。6、瓦斯抽采站、发电站等厂房的基础梁、柱断面的刚度应考虑振动的影响，应容易产生振动的机械设备、汽水管，在设计上采用增加必要的固体支架、导向支架等措施；对发电站、瓦斯抽采站、加压站（或储配站）和调压站等机械设备因磨损较大的零部件应及时进行检修或更换。7、对机械设备的运转情况、冷却情况，及时进行检查检修，保证设备正常运转，对高温设备如余热锅炉、高温管道等采取保温隔离防护措施，防止人体接触烫伤；对有高温介质的容器和管道，应及时进行检修。8、矿区工程地质条件较复杂，工程项目在选址时，应避开不良工程地质条件的地段，如：斜坡稳定性差、155、岩溶及淤泥软土等现象，防止厂房地基发生位移；输气管道路线选择要避开不良的工程地质条件，若因条件限制不能避开的要采取有效措施，防止输气管道受到不良工程地质的影响。9、工作人员要严格执行作息时间，保持良好的精神风貌和工作状态，避免人的因素形成误操作；对工作人员进行培训，鼓励职工学习，提高业务素质和工作能力，避免违章指挥或违章操作。第三节 消防一、相关规范1、建筑设计防火规范（GB50016-2006）2、城镇燃气设计规范（GB50028-2006）3、建筑灭火器配置设计规范（GB50140-2005）二、室内、外消防根据建筑设计防火规范（GB50016-2010）、火力发电厂与变电站设计防火规范（156、GB50229-2006）、城镇燃气设计规范（GB50028-2006），瓦斯发电站消防用水量为36m3/次（为5Ls），火灾延续时间2小时。瓦斯发电站消防用水利用风井现有消防系统，场地消防管网用DN100焊接钢管与风井瓦斯抽采站消防管网连接。三、灭火器消防根据建筑灭火器配置设计规范（GBJl40-90），在高、低压配电室、电站主厂房设置磷酸铵盐干粉灭火器。第九章 组织机构与人力资源配置第一节 组织机构本项目实施单位为贵州xx清洁能源开发有限公司，该公司由贵州xx矿业股份有限公司、xx综合能源贵州有限公司两家公司共同出资组建，公司注册资金11187万元人民币，地点设在贵州省xx市。贵州xx清洁157、能源开发有限公司下设机构设置健全，管理和技术人员配备齐全，经营范围主要有煤层气综合利用（煤矿瓦斯发电等）项目、CDM 项目、乏风氧化项目、余热（余气）利用项目、煤层气地面抽采及应用项目的投资建设和运营及其他节能服务。第二节 人力资源配置一、工作制度xx煤矿东井西翼风井瓦斯发电系统全年工作365天，每天工作24小时。发电机组运行实行三班作业，每班工作8小时。二、人员配备原则人员配备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）核定电厂岗位。电厂生产组织机构定员为燃气发电工程定员，参照所考察电厂的人员设置，按本工程的具体情况和结合xx煤矿东井的实际情况进行编制。劳动定员满足日常生产158、运行和设备小修，设备需大修时，可委托机组生产厂家等承担，不考虑大修人员。三、人员配置xx煤矿东井西翼风井瓦斯发电站配备在籍人数10人，出勤人数8人。详见表9-2-1。表9-2-1 人员配备表序号工 种班制每班人数人员配备在籍系数在籍人数1发电机组运行人员3261.3582燃气机维修人员1111.3513放水及管路维修人员1111.351合计810第十章 项目实施计划1、施工准备期施工准备期一般为2个月。要求主要完成发电站内建筑的搬迁以及土地的征用，建设区内要求“三通”，即接通施工水源、电源、道路。2、施工工期施工过程包括组织施工队伍进场，完成安装工程主材料及设备的采购工作。土建工程完成平场、设159、备基础以及相关场所的基础施工工作。调入岗位人员，送到现有瓦斯发电站进行培训学习。完成发电站的安装工作，岗位人员到位，电厂进入调试阶段。按正常施工进度，瓦斯发电站施工工期一般为4个月，根据发电站建设规模（机组台数）的不同，调整施工工期。3、试生产瓦斯发电站施工完成后，进入试生产阶段，试生产为1个月。4、瓦斯发电站验收瓦斯发电站在试生产结束后进行整体验收。第十一章 投资估算与资金筹措第一节 投资估算一、编制范围投资估算范围包括项目所需的土建工程费、设备及工器具购置费、安装工程费、工程建设其他费用、基本预备费、建设期贷款利息和铺底流动资金。二、投资估算编制依据原则上执行煤炭现行工程造价标准和现行设备160、材料价格，根据有关文件规定，按照本项目可行性研究设计内容及主要工程量和设备数量，结合本项目实际情况，主要工程和主要设备、材料采用概算编制法进行估算，次要工程和次要设备、材料参考类似项目投资水平，按照生产环节进行投资估算。投资估算基准年为2014年。主要投资估算编制依据如下：1、工程量：依据各专业设计工程量及相应主要机电设备器材目录。2、估算指标及取费：（1）土建工程：执行国家能源局2011年7月1日颁发的煤炭建设地面建筑工程概算指标，不足部分参照类似工程进行估算；（2）安装工程：安装工程：执行煤炭建设机电设备安装工程概算指标（99统一基价）；（3）涉及其他专业部门的工程：执行有关专业部门颁发161、的现行定额或指标。（4）工程建设其他费用：执行中煤建协字201172号文；（5）工程取费：执行中煤建协字201172号文、煤规字2000第48号文。其中：安全费用执行财企201216号企业安全生产费用提取和使用管理办法。（6）设备价格：以询价为主，并按有关规定计取6%的运杂费。（7）安装工程定额外材料：执行当地现行的材料市场价格，不足部分参考其他有关价格。（8）地区价差调整：参照煤炭工业西安工程造价管理站2012年8月煤西价字2012116号文发布的地区价差调整系数计算。（9）预备费工程预备费：按照中煤建协字2007第90号文规定，按6%计取；涨价预备费：根据原国家计划发展委员会计投资1999162、1340号关于加强对基本建大中型项目概算中“价差预备费”管理有关问题的通知的有关规定，投资价格指数按零计算，故不计取涨价预备费。三、建设投资估算1、静态投资经估算，项目静态投资2758.80万元，其中：土建工程207.32万元，设备及工器具购置费1937.82万元，安装工程费240.00万元，工程建设其他费用217.50万元，基本预备费156.16万元。投资估算构成比例及分析详见表11-1-1。表11-1-1 静态投资构成比例及分析表 单位：万元序号项 目土 建工 程设备及工器具购置安 装工 程工程建设其他费用基本 预备费合 计1静态投资207.321937.82240.00217.50156163、.162758.802投资比例(%)7.5170.258.707.885.66100.002、建设期贷款利息估算项目按建设期（含准备期）的实际情况，根据项目资金筹措情况，按现行银行五年期以上贷款年利率6.55%，计算建设期贷款利息为63.34万元。四、流动资金估算按照国家发改委、建设部颁发的建设项目经济评价方法与参数(第三版)的规定，采用分项详细估算法进行估算。流动资金总需要量的30%为企业铺底流动资金，由企业自筹解决；流动资金总需要量的70%为贷款流动资金，拟申请银行贷款，年利率为6.00%。项目达到生产能力时流动资金总需要量为126.60万元，其中铺底流动资金37.98万元。五、总投资1、164、项目总投资项目总投资=静态资产投资+建设期贷款利息+铺底流动资金 =2758.80+63.34+37.98 =2860.12万元)详见贵州xx矿业股份有限公司xx煤矿东井西翼风井瓦斯发电项目可行性研究报告投资估算书。第二节 资金筹措一、年度投资计划项目年度投资计划见报表。二、资金筹措1、资本金筹措根据国务院国发200927号文国务院关于调整固定资产投资项目资本金比例的通知，煤炭投资项目资本金占总投资的比例为30%及以上，项目资本金由拟建项目法人负责筹集。2、债务资金筹措项目总投资2860.12万元，项目法人自筹资本金858.04万元，其余2002.08万元投资向银行等金融机构贷款，贷款年利率按165、6.55%计算。3、资金筹措方案分析本项目法人为贵州xx清洁能源开发商有限公司，该公司出资方为贵州xx矿业股份有限公司与贵州xx清洁能源开发商有限公司两家公司实力雄厚，财务状况良好，具有较强的出资与融资能力，能够保证项目所需资本金的持续稳定供应，在项目经济效益和偿债能力的支持下，项目能够取得金融机构贷款支持，项目资金来源可靠。第十二章 财务评价本次评价是按照建设项目经济评价方法与参数（第三版）及煤炭建设项目经济评价方法与参数与参数实施细则（第三版）的规定进行计算，并参照投资项目可行性研究指南2002年（试用版）及投资项目经济咨询评估指南2002年版进行分析评估。第一节 成本费用生产成本根据有关166、规定，并结合本项目实际情况进行估算。主要估算依据如下：1、经营成本（1）材料费：按年用气纯量809万m3，按0.2元/m3；年用水量300m3，按2.0元/m3；年耗机油用量36000kg，按15元/kg进行估算。（2）职工薪酬A、职工工资：根据配备劳动定员，参照该企业工资水平估算；B、职工福利费：按职工工资的14%计取；C、社会保障费：包括养老保险费(20%)、医疗保险费(6%)、失业保险费(2%)、工伤保险费(2%)、生育保险费(1%)，按职工工资的31%计取；D、住房公积金：按职工工资的8%计取；E、工会经费和职工教育经费：按职工工资的4.5%计取；F、其他：包括非货币福利、因解除与职工167、的劳动关系给予的补偿和其他与获得职工提供的服务相关的支出，按职工工资的1.5%计取。见职工薪酬计算表12-1-1表12-1-1 职工薪酬计算表序号项目单位数量计算公式合计1职工在籍人数人142职工工资万元/年*人3.6(1)(2)50.403职工福利费：万元14%(2)(3)7.064社会保障费万元31%(2)(4)15.625住房公积金万元8%(2)(5)4.036工会经费和职工教育经费万元4.50%(2)(6)2.277其他万元1.50%(2)(7)0.76合计80.14（3）修理费：按固定资产原值的提取率计算，设备2.5%。（4）其他支出：包括土地租金、设备维护、企业公司管理费、销售费用168、及其他支出等。土地租金设备按1.00万元/年计算；设备年维护费按10.0万元/台估算。2、折旧费、摊销费、财务费用（1）折旧费：地面建、构筑物按直线折旧法计算，折旧年限：地面建、构筑物40年，设备15年，净残值率取5%。其中发电机组设备按双倍余额递减法（根据财政部、国家税务总局关于加快煤层气抽采有关税收政策问题的通知）计算。（2）摊销费：无形资产及递延资产按10年平均摊销。（3）财务费用：包括长期借款利息和流动资金借款利息。经估算，正常生产年份年总成本费用（不含长期借款利息）782万元，单位总成本为0.272元/kwh，其中：经营成本为0.192元/kwh。详见表12-1-2及总成本费用估算表169、。表12-1-2 生产成本估算表 单位：万元序号项目名称年费用一经营成本5531材料费2172职工薪酬803修理费954其他支出160二折旧费204三摊销费20四财务费用51流动资金利息52生产期基建贷款利息成本合计782第二节 财务评价一、销售收入、税金及利润估算1、销售收入估算机组持续运行的效率按480kw计，平均每台除去保养维护维修时间每年按6000小时（机组年累计运行按300天）运转计算。 售电综合单价按0.436元/kwh（不含税价）计。10台发电机组运行：年发电量：480万kw10台6000小时2880万kwh扣除电站年自用量：195.6万kwh年售电收入：（2880-195.6）170、万kwh0.436元/kwh1170万元2、销售税金及附加按国家现行财税制度的有关规定，销售税金及附加估算如下：（1）增值税：应纳增值税额=销项税额-进项税额，销项税、进项税税率为17%；（2）城市建设维护税：以应缴纳增值税额为计税依据，税率为5%。（3）教育附加税：以应缴纳增值税额为计税依据，税率为5%；（4）所得税：按国家税法规定为利润总额的25%。项目达到生产能力后，年销售税金及附加为15万元，年增值税146万元。销售收入、销售税金及附加估算见报表。二、财务分析1、财务盈利能力分析A、融资前分析项目达到生产能力时年销售收入1170万元，年上缴销售税金及附加15万元，年上缴增值税146万元171、。见投资财务现金流量表。各项融资前盈利能力分析指标见表12-2-1。表12-2-1 融资前财务盈利指标分析表序号项 目指 标税后税前1财务内部收益率（全部投资）（%）13.4017.522财务净现值（i=8%）（万元）100012543投资回收期（从建设年算起）（年）6.685.79项目所得税后项目投资财务内部收益率为13.40%，大于相应的基准收益率8%，所得税前项目投资财务内部收益率为17.52%，大于相应的基准收益率10%，项目在财务上是可以接受的。B、融资后分析根据拟定的融资方案，项目生产期内年平均利润总额362万元，年平均净利润272万元，投资者年平均分得利润244万元。各项融资后盈172、利能力分析指标见表12-2-2。表12-2-2 融资后盈利指标分析表序号项 目指 标1项目资本金财务内部收益率（%）17.722总投资收益率（%）13.803项目资本金净利润率（%）31.47项目资本金财务内部收益率为17.72%，大于相应的基准收益率8%，从项目资本金投入可获得的收益水平和总的投资收益上看，项目在财务上是可以接受的。2、利润估算及分配项目达到生产能力后正常生产年份年利润总额为374万元，上缴所得税93万元，税后利润281万元。在利润分配中，每年按可分配利润的10%提取盈余公积金。利润估算及分配见利润与利润分配表。3、清偿能力分析“利息备付率” 、“偿债备付率” 、“资产负债率173、”等指标反映了项目的偿债能力。在保证项目维持简单再生产的前提下，用未分配利润、折旧费、及摊销费偿还固定资产投资贷款。通过计算，项目最大还款期为6.22年，能满足承贷机构的贷款条件；在此融资方案下，项目达产后各年的利息备付率随借款本金的偿还而逐年上升，借款偿还期末利息备付率达17.44，表明该项目能保障利息的偿付；综合偿债备付率1.00，表明该项目还本利息的资金保障程度较高。见固定资产投资借款还本付息表。由资产负债表可知，从项目生产期算起第4年后资产负债率小于20%，并逐年保持资产负债率小于10%。表明本项目的净资产可以迅速抵补负债，具有较强的偿债能。见资产负债表。4、财务生存能力分析财务生存能174、力旨在分析考察项目（企业）在整个计算期内的资金充裕程度，分析财务可持续性。判断项目在财务上的生存能力，是根据财务计划现金流量表（见财务计划现金流量表）进行的。从财务计划现金流量表显示该项目累积盈余资金任何一年均不为负值，该项目无需依靠短期融资来实现资金平衡，这是财务可持续的必要条件。该项目经营活动净现金流量合计为8708万元，投资活动净现金流量为-6075万元，筹资活动净现金流量为423万元，说明项目能够实现自身的资金平衡，该项目在财务上是可持续的。三、不确定性分析1、敏感性分析项目在计算期内可能发生变化的因素有销售价格、销售产量、固定资产投资、经营成本等，各单因素分别在30%、20%、10%175、变化时对财务评价指标的影响程度见财务评价敏感性分析计算表、财务评价敏感性分析图、敏感度系数表和临界点分析表。从敏感性分析表和分析图可以看出，各单因素变化10%的范围内，项目的税后投资内部收益率基本在行业基准收益率附近，项目具有一定的抗风险能力。从敏感度系数表中看出，产品销售价格的上下波动对指标的影响最大，售价上升时，敏感度系数平均为+2.31，售价降低时，敏感度系数平均为-4.65。对指标影响较小的因素是建设投资，最小的因素是经营成本。因此，项目建成投产后，企业应不断强化内部管理，提高经营管理水平，努力降低生产成本，控制好投资，并严把产品质量关，根据市场需求适时调整产品方案，完善营销网络，科学176、预测产出品价格可能的变化趋势，积极采取切实有效的应对策略，力争将各种不利风险可能带来的损失降低到最低限度。从临界点分析表中得知，建设投资变化的临界点为36.85%，销售价格变化的临界点为-13.86%，经营成本变化的临界点34.41%，产量变化的临界点为-75.29%。2、盈亏平衡分析估算正常生产年份的年销售收入为1170万元，年固定总成本为583万元，年可变总成本为199万元，年销售税金及附加为15万元，据此计算项目盈亏平衡点如下：BEP（生产能力利用率）=年固定总成本费用100%年销售年可变年销售税年营业收入总成本金及附加外支出583100%=60.94%1170-199-15BEP（产量177、）=2880万kwh60.94%=1755.07万kwh项目要达到设计规模的60.94%，即产量达到1755.07万kwh时，企业才可保本，见盈亏平衡图。四、财务评价结论通过以上对项目的财务盈利能力分析、清偿能力分析，项目的各项财务评价指标均可行，具有一定的投资效益和抗风险能力，该项目从财务上讲是可以接受的。通过上述分析，说明企业具有一定的清偿能力。第十三章 风险分析及防范对策第一节 项目主要风险分析投资项目风险分析是在市场预测、技术方案、工程方案、融资方案和社会评价论证中进行的初步风险分析的基础上，进一步综合识别拟建项目在建设和运营中潜在的主要风险因素，提示风险的来源，判别风险的程度，提出规178、避风险的对策，降低风险损失。项目风险分析贯穿于项目建设和生产运营的全过程，在可行性研究阶段应着重识别以下风险：一、市场风险分析据调查，项目实施矿井用电负荷约2352万kWh/a，预计矿井自用电可消耗纯瓦斯量约为700万m3/a。瓦斯是一种清洁、卫生、环保的洁净能源，目前，国家先后已出台了一系列优惠政策来鼓励和扶持瓦斯抽采利用项目，该项目利用xx煤矿东井西翼瓦斯抽采站抽采的瓦斯发电，项目市场风险小。二、资源风险分析目实施矿井的瓦斯资源总量为24.91亿m3，可采量为17.24亿m3；因此，矿井瓦斯资源与目前抽采瓦斯量对工程项目建设所需的气源是有保障的，工程项目的资源风险较小。但若矿井抽采接替工作179、失调，将造成瓦斯抽采不稳定，将给工程项目带来一定的影响。三、技术风险分析该项目采用的是国内比较成熟的技术，具有先进性、可靠性、适用性，发生重大变化的可能性不大；导致生产能力降低、生产成本增加、产品质量达不到预期要求的可能性也不大；工程项目技术风险较小；但是，若技术管理、安全管理跟不上，生产过程中将存在安全隐患，给工程项目带来一定的影响。四、工程风险分析在工程项目建设中，由于矿区地势较陡，地质条件复杂，工程项目的抽放站、发电站、加压站（或储配站）和调压站厂址多，瓦斯输送管道路线长。若对工程地质的影响认识不高，以及在土地征用过程中的协调不力；项目施工过程中的监督管理不严，施工组织不合理等；都会导致180、工程量增大，投资增加、工期拉长等，使工程项目建设存在一定的风险。五、资金风险分析本项目法人为贵州xx清洁能源开发商有限公司，该公司由贵州xx矿业股份有限公司与xx综合能源有限公司共同出资建设，从企业的经济实力来看，工程项目资金的筹集和供给方面风险较小。该项目未使用国外贷款及进口设备，无汇率风险；再加上该项目见效快，还贷时间相对较短，也降低了项目的资金风险。六、政策风险分析瓦斯是一种清洁、卫生、环保的洁净能源，我国已将瓦斯开发利用列入了“十一五”能源发展规划。现阶段我国对瓦斯开发利用的要求，优先开发民用瓦斯燃气，适量改造和新建瓦斯锅炉，主导发展瓦斯发电。目前，国家主要有“财税200716号”、“181、财建2007114号”、“发改能源2007721号”文件，对瓦斯的开发利用给予了一系列优惠政策，促进了瓦斯的开发利用。利用矿井抽采的瓦斯发电，不仅可以促进矿井的瓦斯抽采，减少矿井瓦斯涌出量，而且减少温室气体（CH4）的排放，改善大气环境，符合国家产业政策的要求，政策风险较小。七、协作风险分析该项目属合作建设项目，主要由贵州xx清洁能源开发有限公司与xx煤矿东井合作。在合作过程中，导致项目在建设与运营中存在一定风险的因素有：1、合作者易产生自我利益导向，使合作基础脆弱；2、合作成员间约束机制乏力，导致单方面违约；3、合作企业之间投入的资源不对等，产生对话权不平等，易形成一方主宰；4、合作企业之间182、文化氛围、价值观念等差异，造成彼此的信任危机。另外，外部建设条件，如土地征用、交通运输、供水、供电、通讯及建材供应等，与工程项目所在的地区和协作配套条件有关，不会发生重大变化，外部协作风险很小。八、社会风险分析现阶段，我国国家政策导向好，国民经济发展平稳，社会稳定，人民生活水平逐渐提高，工程项目的兴建，对当地就业情况有一定的改善，对拉动矿区及周边的经济发展和人民生活水平的提高将起到一定的促进作用。社会效益大，工程项目建设风险小。但是，工程项目的建设会对当地产生一定的影响，如土地征用、噪声对周围环境的影响等。第二节 防范和降低风险对策一、市场风险防范对策1、工程项目应根据国家对瓦斯开发利用的相关183、政策、法律法规以及市场情况制定相应的市场管理措施和合理的市场价格。2、加强企业内部管理，从工作效率、材料节约、安全生产等方面下功夫，达到降低成本提高经济效益的目的。3、加强企业之间、用户之间的沟通与合作，利用国家政策开拓新的市场领域，发挥瓦斯的市场优势。二、资源风险防范对策1、加强矿井开拓、采掘、抽采系统布署的合理性，保证矿井瓦斯抽采工作的正常进行，确保瓦斯抽采的连续、可靠和稳定。2、加强地面抽采瓦斯项目的研究，为项目的建设提供新的气源保障。三、技术风险防范对策1、加强矿井和工程项目中抽采站、发电站及输送管道内瓦斯的监测监控，准确收集瓦斯的相关参数，及时采取相应的措施，确保工程项目的运行稳定、184、安全、可靠。2、加强工程项目的技术监督管理工作，实行持证上岗，规范技术行为，提高技术水平，严禁违章指挥或违章作业。3、对工程各项目的施工，必须编制技术安全措施，落实责任人，对重点环节、关键部位进行重点技术指导。4、低浓度瓦斯输送系统不设置加压站（或储配站），依靠瓦斯抽采站的余压输送，同时，在输送管路上设置湿式水位自控阻火器和金属波纹带瓦斯管道专用阻火器，在瓦斯输送总管上阻火器后设置水雾发生器。每台发电机组前分别配备一套脱水器，脱水器由旋风脱水和重力脱水串联实现，脱出来的水返回雾化水池再循环使用。瓦斯脱水后进入瓦斯发电机组。全部过程由计算机监控运行，并确保输送系统压力正常，实现安全放散。目前，低185、浓度瓦斯发电机组及其输配系统已在山西潞安煤业集团、沈阳煤业集团、安徽淮南矿业集团等多处实现低浓度瓦斯发电，还有多家煤炭企业正在规划的建设。四、工程风险防范对策1、在工程项目设计之前，必须对抽放站、发电站、加压站（储配站）、调压站及输送管道的选址，作出详尽的地质勘查，选择工程地质条件较好，无山体滑坡等地质灾害影响的地段和路线建设。2、工程项目所在的地区为山地，地质条件复杂，发生地质灾害的可能性较大，在管道路线选择时，应尽量避开不良工程地质的影响。3、瓦斯输送管道穿越（跨）公路、铁路、河流、隧道、桥梁必须征得有关部门同意，并采取安全保护措施。4、工程项目在施工之前，必须制定详细的工作计划、施工方案186、技术安全措施及工程项目验收标准等，重视各个工作环节，确保施工安全顺利进行，避免或减少工程风险。五、资金风险防范对策1、实行项目招投标制，严格贯彻招投标法等相关法律，通过招投标选择好的承包人或供应商，有效控制工程造价或设备（材料）价格、确保工期目标，达到减少投资，尽快使项目建成投产，尽快产生效益。2、工程项目在建设、生产过程中，严格加强技术管理和安全管理，确保工程项目建设、生产的安全，达到降低生产成本的目的。3、工程项目在建设和生产过程中，可以采取风险转移方式，向保险公司或项目承包方进行风险转移，降低工程项目的资金风险。六、政策风险防范对策充分了解国际国内对瓦斯开发利用的相关信息，熟悉国家相关187、政策、法律法规，以国家政策为导向，法律法规为依据，建设符合国家政策要求、符合行业标准的工程项目。七、协作风险防范对策1、为化解协作风险，企业协作合作过程中应作好以下工作：（1）建立平等、良好的合作氛围，建立平等对话权利，保持协作合作的公平、公正的原则；（2）完善合同条款，严格履行合同，保证合作者的合法权益；（3）避开合作资源的不对等，协商解决合作纠纷，减少合作损失；（4）加强相互的认知程度，建立信任基础，充分了解对方的合作优势，实现优势互补；（5）加强彼此之间的沟通，建立共同的价值观念，自觉放弃不良行为，努力实现合作目标，确保合作的稳定性。2、加强土地征用、交通运输、供水、供电、通讯及建材供应188、等外部建设条件的沟通协调，保证工程项目建设不受影响。八、社会风险防范对策1、提高工程项目对社会的公共决策水平，加强协调、化解因工程项目而产生的矛盾，对工程项目涉及有关的区域和人员进行妥善解决，处理好工程项目与矿区的和谐发展；建立长效工作机制，合理解决工程项目中的社会安全问题和群体事件。2、工程项目用工制度，尽量向矿区及周边地区倾斜，改善的当地就业情况。3、加强对工程项目的建设、生产管理工作，保证项目尽快投产使用，发挥工程项目的社会效益。综上所述，项目存在较多的风险因素，加强风险管理及采取风险防范对策后，项目的投资建设是能够达到预期目标的，是有较好的社会效益和经济效益的。第十四章 社会评价第一节189、 项目对社会影响分析1、项目建成生产后有利于矿井达到以瓦斯利用促进瓦斯抽采，以瓦斯抽采保矿井安全生产的良性循环，保证矿井掘进及采煤的顺利进行，有效遏制瓦斯事故多发势头，最终实现煤矿安全生产。2、项目建设和生产后，可以增加市场对瓦斯和电的供给，以满足不断增长的市场需求，发挥较好的社会经济效益。3、项目的建设和生产经营有利于繁荣地方经济文化，促进社会综合事业发展。项目的建设会促进当地建材工业的发展，对当地的运输业、建筑安装行业有着直接的影响，对社会服务业，如餐饮、住宿等行业也有直接的影响，势必带动第三产业的发展，增加地方税收收入，改善当地财政状况。4、项目的建设和生产经营可以为当地居民提供就业机会190、该项目部分职工将从当地招聘，可以为当地民众提供就业岗位，增加就业机会。5、项目建设有利于提高当地居民的收入水平（1）被招工的当地居民的家庭收入将会得到提高。（2）由于项目建设和生产经营带动第三产业的发展，将为从事第三产业的人员增加收入。（3）项目建设需要大量的建材，将会为从事建材业的人员增加收入。（4）项目生产运营需要许多维修辅助工程，将为当地建筑业和机械修理提供机会，与此有关人员的收入将会增加。6、项目的建设和生产有利于当地居民生活方式改善（1）由于项目建设和生产将会有大量的外来人员参与。外来人员会带来一些好的理念，人员的流动会影响当地的一些生活习惯，一些旧的生活习惯将会得到改变，新的、进步191、的生活方式会逐步渗透到当地居民的日常生活中，有助于地域文化的交流和发展。（2）项目建成后将增加电力供应，将会改善当地的供电状况，利于当地居民的用电条件，将对地方经济的发展提供便利条件。（3）项目建设促进县乡道路公路改造以及项目进场公路的建设，将会改善当地的交通状况，利于当地居民的出行，将对地方经济的发展提供便利条件。7、项目实施后，居民的居住环境将会有所提高，消费结构将会发生一些变化，主要是居民收入提高后引起的变化，以及增加高素质工程技术人员、管理人员和经培训的工人，他们将会带去许多新的理念，一定程度上改变人们的传统观念。8、项目建设及生产经营过程中，如处理不当，也会遇到一些问题和困难，对项目192、的顺利实施和发挥效益产生障碍，主要涉及以下几个方面：（1）农民对征地补偿的标准项目征用土地，将根据有关法律和政策对被征用土地的农民进行补偿，包括土地、房屋、安置补助、青苗赔偿，各种附着物，牲畜、花果树木、安置配套费等多方面内容。在进行补偿过程中如果补偿标准不合理，或者补偿费用不能足额及时发放到农民手中，将会对项目建设带来负面影响。（2）被征迁户的生活保障问题农民以种地为主，以土地为生，土地被征用后，如果未能开垦新的耕地提供给这些农民，农民将失去生存之本，将会带来严重的负面影响。如何保证被征迁户的利益，是保证征迁工作顺利进行的首要问题。（3）对当地环境的影响矿井的建设无疑会对规划区域产生一定的影193、响，其影响可分为自然环境影响和社会环境影响两部分。对自然环境的影响主要表现为：减少了矿井瓦斯的排放量，大大减少煤矿排放瓦斯所产生的温室效应，同时将瓦斯作为能源，用于发电，相比燃煤，污染物排放总量将大幅下降，从而保护区域环境有利影响；耕地减少、废水、噪声对环境的污染等产生的一系列不利影响，这些不利影响的程度与项目建设所采取的污染治理及环境管理措施密切相关。对社会环境的影响主要表现为：瓦斯资源开发利用对区域能源综合利用、区域经济、交通、文化教育、医疗卫生的发展与改善等方面的有利影响。本项目的建设必须实施设计提出的各项环境保护和污染治理措施，严格执行环境保护“三同时”制度，加强生产管理和环境管理，使194、瓦斯资源开发产生的不利影响得到有效控制，则项目建设对环境产生的影响是可以接受的。对部分被用地农民应进行合理的补偿及安置，切实保护农民的切身利益，不造成大的社会问题。综上所述，该项目的开发建设可以带动和促进相关产业和相邻地区的经济发展，具有显著的社会效益。同时也存在一定的社会风险，可能导致一些不良的影响，如未能消除不良影响，将影响项目建设和生产，对项目的实施及持续发挥经济效益造成障碍。为保证项目的顺利实施，必须采取有效的措施并妥善解决遇到的问题和矛盾，加强与因项目建设和生产而受影响的当地居民加强沟通，减少误解和矛盾，避免冲突，保证项目建设和生产的顺利进行。通过地方政府、项目法人、设计单位、施工单195、位、设备（材料）供应商、监理单位等共同努力，确实保护好个相关群体的利益，深入贯彻落实科学发展观，共建和谐社会，对社会的影响将是积极的、正面的，真正实现共建和谐社会目标；当地的社会条件是适应项目的实施建设以及在很大程度上接受该项目。第二节 项目与所在地互适性分析一、利益群体对项目的态度及参与程度1、项目建设涉及到的农民（1）被征地的农民被征地的农民是项目的受益者，也是受损者。耕地一旦被征，被征用土地的农民生活将受到影响，如果项目法人能够妥善安排他们的工作，他们的生活水平将会得到提高，如果处理不当，特别是孤寡老人、年老体弱而又无依无靠的人员，会引起严重的负面影响，可能还会引发严重的社会问题，如盗窃196、等。（2）需拆迁房屋的农民项目建设过程中，拆迁房屋补偿工作比较难做，除非在经济上能够得到足够的补偿，这方面的工作做不好，会直接影响项目进度，影响项目的实施。（3）项目建成后在项目周围居住的农村居民，这部分人能够依附项目建设与经营，从建成的项目周边情况看，这些人一般都会是受益者，项目建设给他们带来更多的机会和好处，将会很大程度上提高了这部分人的生活水平。2、地方政府及各有关部门该项目的建设涉及到县、乡镇、村三级地方政府。由于权限的不同，各级政府在项目建设和生产经营过程中所起的作用及得失过不相同。（1）县政府及有关部门与项目有关的县政府及有关部门：国土资源局、煤炭管理、供电部门、环保、水利、气象等197、都对项目的建设实施有直接影响，这些部门的支持是非常重要的条件。（2）乡（镇）政府乡（镇）政府将从项目建设和生产经营对当地经济社会发展中受益，如增加就业，新增公路，办乡镇企业安置迁移农民等。乡（镇）政府的主要工作是协助县政府和项目法人完成土地征用及安置、迁移农民，以及有关的谈判、宣传、教育工作，因此，乡（镇）政府干部的工作责任心、“三公”原则、管理能力等，是征地、安置、迁移等工作顺利完成的保证之一。（3）村委会在征地、项目建设及生产经营过程中，村委会作为农民的代言人，不仅要协调上级政府部门做好土地和农民迁移、安置工作，同时，村委会干部也受到项目的直接影响，同样也有个人利益受益或受损的问题，他们的198、双重身份，决定了他们所处的重要位置，一方面要代表村民与项目法人单位进行沟通、合作；另一方面，对于个人利益也应受到应有的保护。村干部在了解信息、反馈信息、组织宣传教育、说服动员、相互协调各方利益关系等方面可以起到积极作用。从以上分析来看，各级地方政府在项目建设和生产经营过程中起着相当重要的作用，一个项目的成功与否，在很大程度上取决于各级地方政府与项目法人单位的相互合作，以及地方政府对项目建设和生产经营的支持和保护。双方应充分考虑各方面的利益，相互支持、相互理解，保证投资项目的顺利实施和运营。3、民众的参与问题民众参与的影响因素很多，主要有社会文化因素，政治因素以及人的因素。多方面的参与可以使决策199、者及项目法人单位全面了解各方面的需求、问题与困难，从而做出适当的政策调整，保证各方面的利益，协调各方面的关系。受项目影响的群体的参与可以促进项目法人单位与被项目影响的群体之间的相互理解，进而获得项目所在地人民的支持与合作。当人们对项目予以理解并给予支持时，人们可以把项目理解为他们自己的项目，并自愿地对项目的成败承担责任，这样，可以有效地促进资源的利用。相反，如果没有当地民众的参与支持，项目建设各方不能与当地民众相互理解并获得他们的支持，则二者间的矛盾、甚至是冲突不可避免，将导致资源的浪费，工期延长。民众参与还有助于项目适当地满足项目所在地民众的需要，只有当地民众的参与项目并获得理解支持，他们的200、真正需求才会可能得到满足。此外，民众参与有助于当地人民自我发展能力的提高，有助于公平享有发展的机会以及项目的协调可持续发展。在项目建设和生产经营的过程中，应当重视项目所在地的农民或城镇居民的参与，并建立有效的参与机制，为当地民众提供参与机会。这种机制的建立，有利于项目法人单位与当地民众的相互理解与合作，促进资源的有效利用，保证信息的及时交流与反馈，便于双方调整各自的计划或措施，互相谅解。有效的参与不仅对项目建设过程，而且在项目的生产经营过程中都将对项目的有效性、可持续性带来积极的影响。民众参与机制的建立与运作，项目法人单位及地方政府应承担主要责任，由项目法人单位会同地方政府设立一定的机构负责组201、织动员、宣传教育工作，并在此工作中向被征地农民提供参与机会，是一种有效的方式。参与可以有多种方式，如农民代表参加征地拆迁工作，或者征地拆迁补偿费问题上，在劳动力安置过程中实行较高的关键是为农民提供机会充分表达他们的意见，在双方交流中让农民了解项目建设的情况以及项目单位的态度，地方政府的政策与安排。在项目准备、实施阶段，没有项目涉及到的被影响群体的参与，会产生一系列问题和困难。尤其是被征用土地和被拆迁的农民会对项目的准备实施产生一定的负面影响。（1）没有受项目影响的农民参与，将影响项目的准备工作在征地和房屋拆迁过程中，受项目影响的农民的不参与，将会使地方政府及项目法人单位处于一种被动的位置，双方202、难以相互理解，缺乏参与和交流，一方面，农民认为自己利益得不到保障是受损者，为将来而担忧，另一方面，项目法人单位认为农民的要求过高，使项目缺乏农民的支持与合作，项目准备工作有可能被迫停滞，项目进展受影响，项目投资将增加。（2）没有受项目影响的农民参与，将影响项目的顺利实施和正常的生产经营在项目的实施过程中，受项目影响农民的生产、生活条件一旦不够满意，一般会要求项目法人单位解决各种困难和问题，项目的正常建设和生产经营将会遇到许多困难。（3）缺乏参与、理解及合作，将会影响项目的可持续发展对于受项目影响的农民来说，生活环境和生产活动的改变，意味着他们原有的生活、生产方式、原有的习惯、风俗都将发生变化，203、这些变化有时是难以接受和习惯的。如果这部分人在这一变化中感到受损或者受害，他们对项目的建设和生产经营会有反对或抵触情绪，如果见诸于行动，双方关系紧张，不利于项目的可持续发展。只要深入贯彻落实科学发展观，共建和谐社会，处理好各利益群体之间的利益问题，各利益群体对项目将会是积极的态度，会积极参与项目的建设及生产经营。二、各级组织对项目的态度及支持程度在项目实施过程中，各机构的作用分别是项目法人单位负责项目的组织与实施以及后续的生产经营，是投资者和主要受益者，按照有关法律及政策规定，获得资源开发使用权；地方政府负责为项目土地征用提供保证，协同项目法人单位进行土地征用及人员安置，对项目实施进行管理监督204、协调；村委会作为被征用土地农民的代表及一个行政部门，起中介作用，一方面反映农民的意见和要求，另一方面协调项目法人单位及各级政府部门做好土地征用、拆迁及人员安置工作。在项目实施过程中，各相关组织机构的理解与协作是主要的，如果缺乏理解与协作，项目的顺利实施将会遇到不少麻烦，各受影响群体的利益也将受损，因此为保证项目的顺利实施，有必要建立专门的协调机构来处理项目与受影响群体之间矛盾，加强相互之间的沟通和理解工作。从目前情况来看，各级政府对项目是积极支持的。三、地区文化状况及其对项目的适应程度矿井位于贵州省xx片区，贵州xx矿业股份有限公司与贵州xx清洁能源开发有限公司均有瓦斯利用工程建设及生产的经205、验，具有经验丰富的各类管理人才，现有技术、文化状况能适应项目建设和发展。第三节 社会评价结论煤矿瓦斯综合利用工程符合国家节能减排方针政策，是转变经济增长方式，建设资源节约型和环境友好型社会的一项重要工程。项目建设和生产后有利于矿井达到以瓦斯利用促进瓦斯抽采，以瓦斯抽采保矿井安全生产的良性循环，保证矿井掘进及采煤的顺利进行，有效遏制瓦斯事故多发势头，最终实现煤矿安全生产。且矿井每年可将抽采瓦斯获得的有关资金再投放到瓦斯抽采工程，加强瓦斯抽采，进一步促进矿井安全生产。项目的建设可以增加市场供给，满足不断增长的市场需求，有好的社会经济效益。项目建设可促进当地建材工业的发展，对当地的运输业、建筑安装行206、业有着直接的影响。随着项目的建设及建成投产，对社会服务业，如餐饮、批发零售业的需求将会增加，势必带动第三产业的发展，增加地方税收收入、改善当地的财政状况。对促进当地的经济社会发展和稳定将起到非常重要的积极作用。项目建设和运营同时存在一定的社会风险，可能导致一些不良的影响，影响项目建设及运营，对项目的实施及持续发挥经济效益造成障碍。通过各级地方政府和项目各参与单位共同努力，将对当地环境等因素的影响降低到最低，不利因素是可以解决的。综上所述，本矿煤层气（煤矿瓦斯）资源较丰富、可靠，技术先进，开发利用建设符合国家产业政策。该项目的顺利实施不但具有较好的安全效益、经济效益和社会效益，并且还可以促进当地207、经济社会和谐发展。促进地区经济社会协调可持续发展具有十分重要现实意义，从社会评价来看项目是可行的。第十五章 研究结论与建议一、主要结论1、xx煤矿东井西翼目前剩余煤炭储量13214万t，瓦斯资源储量24.91亿m3，可抽瓦斯资源量17.24亿m3，瓦斯资源较充足。2、矿区瓦斯利用符合国家产业政策，且市场可靠煤层气（煤矿瓦斯）开发利用项目是国家鼓励类项目，目前，国家已出台了一系列文件鼓励开展煤层气（煤矿瓦斯）的开发利用，并给予一系列的优惠政策，因此，该项目的实施符合国家产业政策。矿井年用电总量2352万kWh，按照自发自用和每立方纯瓦斯发3度电计算，自用电每年需消耗瓦斯约700万m3（纯量），可208、用作矿井备用电源。因此，项目的实施具有可靠的市场。3、经预测，xx煤矿东井西翼风井瓦斯抽采站抽采瓦斯纯量2613万m3/a，可利用瓦斯纯量1568万m3/a，设计装机功率为6.0MW，即10台600kW的瓦斯发电机组。4、项目的实施，节能效果显著本项目的实施，瓦斯发电站所有发电机组完全投入运行发电，所发电能相当于节约能源当量标煤为0.33万t/a，等价标煤为0.89万t/a，项目节能效果显著。5、项目的实施有利于片区环境保护瓦斯是一种强烈的温室效应气体，其强度比CO2高21倍。本项目实施后，可使矿井减排甲烷量7243.36t/a，相当于减排CO2量131893t/a，相当于节约标准煤8862.209、73t/a，由此可减排SO2量17.02t/a，减排烟尘量25.32t/a，减排NOX量67.72 t/a。6、项目的实施，有利于促进矿井瓦斯抽采，减少瓦斯事故，社会效益明显。另外，项目的实施，一方面可以改变矿区居民的生活环境，提高矿区居民的生活质量，另一方面还可解决10人的劳动就业问题，项目环境效益和社会效益显著。7、项目主要经济指标（1）人员配备：10人；（2）项目总投资：2860.12万元；（3）财务内部收益率：税后13.40%，税前17.52%；（4）投资回收期：税后6.68年，税前5.79年；（5）投资利润率：12.28%；（6）投资利税率：12.77%。二、建议1、根据矿井瓦斯抽采210、报表，矿井瓦斯抽采浓度为5.8%11%，瓦斯抽采浓度较低，建议矿井通过合理布置钻孔、提高封孔质量、密封采空区、加强抽采管理以及资金投入等手段提高瓦斯抽采浓度，进而促进瓦斯利用。2、由于矿井实测煤层瓦斯参数资料较少，矿井瓦斯抽采规模主要依据地质报告中瓦斯参数及矿井瓦斯抽采报表进行预测，且矿井瓦斯抽采是一个动态变化的过程，造成预测的瓦斯抽采量与实际抽采情况可能存在一定的偏差。3、项目实施后，为了确保系统能够安全、稳定运行，矿井一方面应提前安排抽采工程；另一方面应加强瓦斯抽采的管理，加大瓦斯抽采方面投入，保障矿井瓦斯发电工程的气源。4、项目实施投产后，有一定的经济效益，建议贵州xx清洁能源开发有限公211、司充分利用好国家相关优惠政策，争取各方面的补助，争取更多的收益。5、本项目需进行低浓度瓦斯的输送，一方面必须确保输送管道及安全设施的安装质量，严防漏气；另一方面在生产运营过程中，还须加强管理，确保系统运行安全。6、瓦斯发电站的建成运营后，会带来噪音的污染，为了避免或减少噪声对周围环境的影响，瓦斯发电站厂房的建设应严格按照可研提出的方案实施。7、该项目由贵州xx清洁能源开发有限公司与xx煤矿合作建设，企业在合作过程中可能出现的一些问题，导致项目在建设与运营中存在一定风险。为化解风险，贵州xx清洁能源开发有限公司与煤矿合作过程过程中应作好以下工作：（1）建立平等的良好氛围，互通有无，优势互补；（2）加强双方的相互认知程度；（3）缩小合作投入的资源不对等；（4）维护合作契约的履行；（5）加强彼此之间的沟通，建立共同的价值观念，保证行为准则一致性，自觉放弃短期行为，努力实现合作目标，确保合作的稳定性。