1、工程管理有限公司20MW煤层气电站项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月20MW煤层气电站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85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 总说明11.1 项目名称11.2 项目申报单位及负责人11.3 项目可行性研究概况1第二章 项目依据和必要性132.1 项2、目依据132.2 项目建设的必要性142.3 可行性研究范围162.4 煤矿瓦斯抽放利用情况162.5 项目规模18第三章 承办企业基本情况19第四章 市场预测20第五章 建设条件225.1 xx县九家煤矿的电力网现状及电力负荷平衡225.2 电站厂址概况28第六章 工程设想336.1 电厂一期工程总体规划简述336.2 电站建设34第七章 环境保护447.1 环境现状447.2 环境影响评述457.3 污染防治措施477.4 电站的环境效益507.5 环境保护设施投资估算507.6 结论与建议50第八章 温室气体减排518.1 温室气体减排的意义518.2 京都议定书带来的机遇528.3 我3、国实施“碳交易”的现状538.4 本项目减排估算和效益展望54第九章 劳动安全与工业卫生569.1 工艺生产过程中可能产生的职业危害和不安全因素569.2 执行的有关劳动安全及工业卫生标准、规程和规范589.3 劳动安全与工业卫生措施设想599.4 建议59第十章 节约和合理利用能源6010.1 节能指标6010.2 节能措施6010.3 节约原料及节约用地6010.4 节水措施6110.5 建筑节能61第十一章 电厂定员6211.1 岗位定员指标6211.2 机构设置62第十二章 工程实施条件和进度6312.1 施工条件6312.2 工程建设进度63第十三章 投资估算及经济效益评价6413.4、1 投资估算6413.2 经济评价6613.3 综合评价72第十四章 结 论7314.1 结论7314.2 建议73第一章 总说明1.1 项目名称xx工程管理有限公司20MW煤层气电站工程1.2 项目申报单位及负责人项目单位：#xx工程管理有限公司项目负责人：#（董事长兼总经理）1.3 项目可行性研究概况 概述.1 项目建设必要性与方案中国煤炭是一次能源的主体，承载着经济发展的重任，同时煤矿安全是国家工业安全工作的重中之重。矿井瓦斯一直是煤炭企业生产过程中的最大隐患之一，它不仅长期严重威胁着煤炭企业职工生命、国家财产安全，也是制约煤炭生产的主要因素。因此，瓦斯气的综合利用，变害为利，有效治理有5、利于煤矿安全生产的良性发展，有利于节能减排和环境保护。煤矿瓦斯富含甲烷(CH4)，是一种温室效应远高于二氧化碳(CO2)的温室气体，其危害是CO2的21倍。大量的煤矿瓦斯排入大气，将增强地球的温室效应，破坏地球生态环境。利用煤矿瓦斯发电可大量减少温室气体排放，符合清洁发展机制项目即“CDM”项目要求。综上所述，无论从节约能源、保护环境，或者促进煤矿安全生产来看，建设煤矿瓦斯发电厂都是十分必要的。建设煤矿瓦斯发电工程，旨在瓦斯气综合利用，在做好煤矿瓦斯防治工作，有效遏制煤矿瓦斯事故多发的势头的同时，充分利用煤矿瓦斯资源。煤层气（瓦斯气）作为一种不可再生的资源，世界各国已不再把它作为一种废气来处理6、，对其综合防治利用后可变废为宝。结合xx县九家煤矿气源基地建设发展目标，xx公司确定了瓦斯综合治理与开发利用的方案：煤矿瓦斯气发电一期工程利用xx县xx煤矿、xx县xx煤矿、xx县xx煤矿三坑的瓦斯气进行发电，瓦斯气抽放量达到11240104m3/年，抽放纯瓦斯气为3500Nm3/年，能够满足20MW发电用气。二期工程将集中占地2公顷建设煤层气管网抽取其他煤矿瓦斯气，再建10MW发电设施，总规模可达到30KW。随着瓦斯抽放系统的建立和利用煤矿瓦斯发电工程建设，瓦斯对空排放造成的严重的环境污染和对空排放的瓦斯气所造成的温室效应将得以更治，因此对瓦斯的综合利用是xx工程管理有限公司联合xx县九家煤7、矿所做的一项利国利民的环保项目。一、瓦斯治理情况当今治理瓦斯是一种被动的主观行为，仅是为了煤炭生产安全而采取的一种不得已而为之的行为，也就是为煤炭生产的安全不得不想尽一切办法治理客观存在的瓦斯。其治理仅是将瓦斯排出坑口而已，瓦斯发电工程建设成为增加生产成本的行为过程。本项目如能成功申报“CDM”项目，争取到“CDM”的资金支持，将会获得一定减排收益，使项目投资风险降低。瓦斯治理与利用规划：进一步加强瓦斯治理与利用，促进煤矿瓦斯治理与利用的技术，变被动管理为主动管理，积极利用引进国内外先进技术和手段，确保实现煤层气先抽后采，在避免瓦斯事故发生的同时，实现用煤层气的发电，变害为宝使瓦斯成为全新的清8、洁能源。二、瓦斯气综合利用技术情况瓦斯爆炸的破坏力源于它含有巨大的能量，于是一个比较直接的减灾措施就是把瓦斯抽取出来，并加于利于使其为人类服务。瓦斯是一种世界上正在崛起的新型能源，被认为是煤炭、石油、天然气之外的接替能源。瓦斯气中其成份为甲烷气（CH4），是矿井生产中的副产品，是温室效应的第二主要因素。瓦斯气是一种清洁能源，其成份中仅为CH4及空气，在利用过程中不会形成第二次污染。三、瓦斯气的规划与开发利用随着京都协议书的生效，我国在煤矿瓦斯气方面的开发与利用已成为重点，我国已基本掌握了煤层气地质基础理论和开发方法，为下一步的煤层气开发与利用奠定了一定的基础。.1.1. 一期工程瓦斯气发电站的9、技术方案安装发电容量： 20MW全年联合循环运行时间：7200小时年发电量：1.2亿KWh年耗煤气总量：3500万Nm3/年（纯瓦斯气）本项目一期工程建设规模为20MW燃气发电机。主要建设在以下煤矿：xx县xx煤矿：年生产能力90万吨，井田面积3平方公里。现开采15#煤层，规划五年内产量扩大到120万吨生产能力，瓦斯抽放设备(2BE1303)， 2台，电功率(2220kW)，单台瓦斯抽采能力(117.68Nm3/min)(纯瓦斯)，年产瓦斯气量为1024.94万m3/年，2007年其瓦斯抽放能力达到235.36N m3/min纯。根据上述该矿近期内及未来两年的瓦斯气量，该矿可建设一座7.5MW10、发电站，年发电能力为4500万度电。xx县xx煤矿：年生产能力90万吨，井田面积3.4185平方公里。现开采15#煤层，规划五年内产量扩大到150万吨生产能力，瓦斯抽放设备(2BE400)，2台，电功率(2220kW)，单台瓦斯抽采能力(127.85Nm3/min)(纯瓦斯)，年产瓦斯气量为1106.64万m3/年，2007年其瓦斯抽放能力达到255.70N m3/min纯 。 根据上述该矿近期内及未来两年的瓦斯气量，该矿可建设一座7.5MW发电站，年发电能力为4500万度电。xx县xx煤矿三坑：年生产能力60万吨，井田面积2.2413平方公里，现开采15#煤层，规划三年内产量扩大到90万吨生11、产能力，瓦斯抽放设备(2BE1253)， 2台，电功率(2220kW)，单台瓦斯抽采能力(95Nm3/min)(纯瓦斯)，年产瓦斯气量为800万m3/年，2007年其瓦斯抽放能力达到184Nm3/min纯 。根据上述煤矿近期内及未来两年的瓦斯气量，该矿可建设一座5MW发电站，年发电能力为3000万度电。二期工程扩建规模为30MW。主要建设在以下煤矿：xx县东方xx煤业有限公司：年生产能力15万吨，井田面积7.1平方公里。现开采15 #煤层，规划五年内产量扩大到100万吨生产能力，瓦斯抽放设备(2BE1303)，3台，电功率3220kW，单台瓦斯抽采能力38.66m3/min(纯瓦斯)，年产瓦斯12、气量为208万m3/年，2008年其瓦斯抽放能力达到88.54m3/min纯。根据该矿近期内及未来两年的瓦斯气量，该矿可建设一座2400KW发电站，年发电能力为1440万度电。xx县皇后煤矿：年生产能力21万吨，井田面积3平方公里。现开采9#煤层，规划五年内产量扩大到60万吨生产能力，瓦斯抽放设备(2BE4400)，2台，电功率(2220kW)，单台瓦斯抽采能力(20.24m3/min)(纯瓦斯)，年产瓦斯气量为73万m3/年，2008年其瓦斯抽放能力达到50 m3/min纯。 根据该矿近期内及未来两年的瓦斯气量，该矿可建设一座1000KW发电站，年发电能力为600万度电。xx县古咀煤矿：年生13、产能力15万吨，井田面积0.7846平方公里。现开采15#煤层，规划五年内产量扩大到30万吨生产能力，瓦斯抽放设备(2BE1303)，2台，电功率(2220kW)，单台瓦斯抽采能力(10.63m3/min)(纯瓦斯)，年产瓦斯气量为38万m3/年，2008年其瓦斯抽放能力达到25.60m3/min纯 。xx县玉泉煤矿：1985年投产，年生产能力45万吨，井田面积1.4255平方公里。现开采15#煤层，规划五年内产量扩大到60万吨生产能力，瓦斯抽放设备(2BE1303)，2台，电功率(2220kW)，单台瓦斯抽采能力(35.66m3/min)(纯瓦斯)，年产瓦斯气量为128万m3/年，2008年14、其瓦斯抽放能力达到80 m3/min纯 。 根据上述两矿近期内及未来两年的瓦斯气量，两矿可合并建设一座2000KW发电站，年发电能力为1200万度电。xx县南娄大贤煤矿：年生产能力90万吨，井田面积10平方公里，现开采15#煤层，规划五年内产量扩大到200万吨生产能力，瓦斯抽放设备(2BE4400)，4台，电功率(2220kW)，单台瓦斯抽采能力(40.68m3/min)(纯瓦斯)，年产瓦斯气量为300万m3/年，2008年其瓦斯抽放能力达到75.94m3/min纯。根据上述该矿近期内及未来两年的瓦斯气量，该矿可建设一座4000KW发电站，年发电能力为2400万度电。山西圣天宝地清城煤矿：年生15、产能力45万吨，井田面积3.3446平方公里。现开采8#煤层，规划五年内产量扩大到120万吨生产能力，瓦斯抽放设备(2BE400)，2台，电功率(2220kW)，单台瓦斯抽采能力(45.22m3/min)(纯瓦斯)，年产瓦斯气量为112万m3/年，2008年其瓦斯抽放能力达到90.55 m3/min纯 。 根据上述该矿近期内及未来两年的瓦斯气量，该矿可建设一座2000KW发电站，年发电能力为1200万度电。.1.2 燃气发电技术内燃机发电燃气内燃机发电可以将煤层气、焦炉煤气、高炉煤气等可燃气充分利用，转变为高品质的电能。是各种可燃气体应用的最佳方式之一。燃气内燃机发电具有其他发电形式不可比拟的16、优势，是目前世界上中小规模电站首选的发电形式，是各企业燃气发电的最佳选择。燃气内燃机组发电特点：1、发电效率高，热效率在32-40%左右，若采用热、电、冷联供、效率可达70%以上。2、适用气体范围广：适用于瓦斯深度（30-100%）、低热值（9000Kcal以上）、低压力燃气（300mmH2O以上）。3、使用功率范围广，可以单台机组或多机运行，建站灵活。4、结构紧凑，重量轻、体积小、安装运输方便。5、启停迅速，操作简单、维护方便、自动化程度高，运行可靠。6、建站时间短：一座20000KW的电站六个月就可以投入生产。7、燃气机发电机组属节能环保型产品。采用该系统来替代燃油、燃气锅炉及电空调，即可17、填补城市夏季天然气利用低谷，也可有效地避免夏季用电高峰，从而起到环保、节能、优化能源结构三重效果。燃气轮机发电技术：燃气轮机装置是一种以空气及燃气为工质的旋转式热力发动机，它的结构与飞机喷气式发动机一致，也类似蒸汽轮机。主要结构有三部分：a、压气机（空气压缩机）；b、燃烧室；c、燃气轮机（透平或动力涡轮）。其工作原理：叶轮式压缩机从外部吸入空气并进行等熵压缩，压缩后的空气送入燃烧室与燃气混合并燃烧，使介质在等压下进行加热，生成的高温高压的燃气进入燃气轮机膨胀做功。燃气轮机具有效率高、功率大、体积小、投资省、运行成本低且寿命周期长等优点，主要用于发电、交通及工业动力。燃气轮机发电机组简介：燃气轮18、机发电机组的启动首先是由启动机拖动运转，当燃气轮机发电机组达到点火转速后，投入重油点火对压缩空气进行加热，产生高温燃气驱动透干做功使燃气轮机发电机组转速升高（约需2分钟），待转速及燃烧室温度达到怠速工况时，投入经净化增压的燃气（如天然气、焦炉煤气、煤层气等）继续进行升速，燃气轮机发电机组转速上升到启动机脱扣转速后，启动机自动脱扣，当燃气轮机发电机组自动升至慢车工作状态即与电网同步时（约需9分钟），燃气轮机发电机组就可以并网发电，并网后燃气轮机发电机组则按其运行要求进行加负荷直至满负荷（约需13分钟）。燃气轮机发电机组排出的烟气可以进入余热锅炉生产高温高压蒸汽供业主的需要（或蒸汽直接使用、或用于19、蒸汽发电）。燃气轮机发电机组构成的发电站由以下三大部分组成；煤气增压；发电；余热锅炉。燃气轮机发电机组发电特点：1、发电效率随着单机机组容量的增加而变化：简单循环发电效率在20-40%左右，联合循环发电效率在40-55%，若采用热、电冷联供、效率可达80%以上。2、适用气体范围：适用于瓦斯浓度（85-100%）。3、结构紧凑，体积小、安装运输方便。4、启停迅速，操作简单、维护方便、自动化程度高，运行可靠。燃气轮机对瓦斯气的要求：我国目前燃气轮机发电技术应用在瓦斯气发电方面仍有很大的困难，在我国目前对燃层气的开采方面基本上与煤的开采同步进行，瓦斯气浓度在10-60%左右，由于需要将瓦斯气进行压缩20、，在压缩过程中瓦斯极限浓度同时随着压力的增加而变化，使瓦斯气难于达到安全压缩，特别是利用往复式压缩机极易发生爆炸事故。同时由于本发电项目为分散建设电站，每个电站的容量大小不一，且单个电站的总瓦斯气的量不能够建设大型电站，其效率难于达到一个新的水平，因此不建议应用燃气轮机发电技术。因此，在我国目前实现燃气轮机发电技术应用于瓦斯气是不现实的，虽然瓦斯气提纯技术能够使瓦斯气浓度达到安全压缩，但对于经济效益是不取的。传统工艺发电技术：传统工艺发电机组构成的发电站由以下三大部分：锅炉、汽轮机、发电机。传统工艺发电机组首先是由启动锅炉，投入瓦斯气并点火对锅炉进行加热，当锅炉蒸汽参数达到后（约70分钟），其21、产生的蒸汽进入汽轮机做功，带动发电机组就可以并网发电，并网后汽轮机电发电机组则按其运行要求进行加负荷直到满负荷（约需60分钟）。传统工艺发电机组发电特点：1、发电效率随着单机机组容量的增加而变化，发电效率在20-38%左右。2、适用气体范围：适用于瓦斯浓度（15-100%）。3、结构复杂、体积庞大、土建工程量大，安装复杂，建设工期长。4、启停缓慢，操作复杂，维护复杂，现在技术成熟运行可靠。5、同时由于本发电项目为分散建设电站，每个电站的容量大小不一，且单个电站的总瓦斯气的量不能够建设大型电站，其效率难于达到一个新的水平，因此不建议应用该发电技术。综上所述，根据本项目瓦斯供应量及瓦斯参数条件，采22、用以气定电原则。1000GF-RW型燃气机发电机组规范如下：燃机型号（1000GF-RW）燃料： 瓦斯气输出功率： 1000kw热耗率 11630KJ/kwh纯瓦斯气耗量： 300m3/h瓦斯气热值： 约22000KJ/m3排气温度： 485.2排气流量： 900m3/h左右发电机功率： 1000kw发电机出线电压： 400V发电机转速： 15000prm设计运行时间： 7200小时燃机发电效率： 30%频 率： 50Hz功率因数： 0.8.2 瓦斯气发电项目的国家政策规定煤炭是我国一次能源的主体，煤炭工业承载着经济发展、社会进步的历史重任。煤矿安全工作是全国工业安全工作的重中之重。瓦斯气的综23、合利用所创造经济效益，直接为投资抽放瓦斯设备带来资金，有利于煤矿安全生产的良性循环。利用瓦斯气发电项目的建设，是国家政策所扶持与鼓励的项目，符合国家经贸委“关于开展资源综合利用若干问题的暂行规定”的通知，以及“关于进一步开展资源综合利用的意见”精神。符合中华人民共和国节能法以及国家计委、经贸委、建设部及国家环保总局（2001）1268号文印发“关于发展热电联产的规定”的通知精神。符合中华人民共和国发展和改革委员会文件（发改能源20051137）、2005年6月24日下发的1119号文件关于印发煤矿瓦斯治理与利用实施意见的通知国务院办公厅2006年关于加快煤层气抽采利用的若干意见，国家发改委关于24、利用煤层气（煤矿瓦斯）发电工作的实施意见等文件精神。（1）利用瓦斯气发电、降低了发电成本，有一定的经济效益。同时瓦斯气开发与利用为煤矿带来了经济效益，其效益可带动在瓦斯气抽出设备的投资，为煤矿安全生产创造出经济基础。（2）电厂建设占地少，电厂将周围煤矿的副产品瓦斯气由管道直接引至电厂，既节约了土地，又减少了环境污染，利国利民。（3）电厂周围煤矿每年产出大量瓦斯气，直接排在大气中，不仅浪费能源，还造成环境的严重污染。瓦斯气直接用于发电，提高了瓦斯的利用效率，大大减少了瓦斯气对环境的污染。（4）电厂所用瓦斯气，经净化处理、粉尘排放甚微，改善了当地大气环境，因此电厂建设是环境保护的迫切要求。（5）瓦25、斯气发电，电厂建设，降低xx县煤矿自用电成本使煤矿效益提高，增强了企业的竞争力。（6）电厂建设，可安排煤矿及公司富余人员，发挥技术优势，真正做到瓦斯气电汽一条龙生产线，促进煤矿与公司发展。（7）电站采用瓦斯发电，耗水量较小。（8）从节能效果分析，瓦斯气废气利用，可节约原煤，同时燃气发电可减少SO2、粉尘排放，环保效益显著。从以上分析可看出，电站采用瓦斯气发电工艺流程合理，采用设备技术成熟，瓦斯气发电工程项目是可行的。该工程项目建成投产后，可实现xx县九家煤矿内部产业结构调整，为该九家煤矿今后长远规划解决了电源，富余电力供应xx县电网，同时对xx县的产业结构调整也做出了贡献。每年可节省煤炭资源近26、5.6万吨，使废弃的瓦斯气得到利用而转化为电力，为该九家煤矿创造新的经济增长点。第二章 项目依据和必要性2.1 项目依据 工程咨询合同书2.1.2 煤炭是我国一次能源的主体，煤炭工业承载着经济发展、社会进步的重任。煤矿安全工作是全国工作的重中之重。该项目的建设可为煤矿瓦斯治理带来良好的作用。2.1.3 根据国家发展和改革委员会文件（发改能源20051137）、2005年6月24日下发的1119号文件关于印发煤矿瓦斯治理与利用实施意见的通知，国务院办公厅2006年关于加快煤层气抽采利用的若干意见，国家发改委关于利用煤层气（煤矿瓦斯）发电工作的实施意见等文件精神。本项目的实施符合国家能源利用改革方27、向。2.1.4 根据国家节能法以及国家发改委、建设部及国家环保总局（2001）1268号文印发“关于发展热电联产的规定的通知”精神。电站建设，符合国家能源政策，同时实现热电联产，实现资源综合利用，变废为宝，社会效益、环保效益十分显著。2.1.5 2005年2月16日京都协议书在我国实施，其中瓦斯气列为主要控制指标，目前我国能够利用的瓦斯气仅为10%左右，其余全部排放于大气中，其排放量占全世界总排放量的三分之一以上，为我国履行京都协议书带来一定的困难，因此该项目是我国履行协议的重要项目。2.1.6 根据国家发展和改革委员会（发改能源20051137号），2005年6月22日国家发展改革委关于煤矿28、瓦斯治理与利用总体方案的通知：为了贯彻落实国务院第81次常务会议精神，做好全国煤矿瓦斯防治工作，有效遏制煤矿瓦斯事故多发势头，充分利用煤矿瓦斯资源，特研究制定煤矿瓦斯治理与利用总体方案，并经煤矿瓦斯防治部协调小组第二次会议审议通过总体方案。提出全国煤矿瓦斯治理与利用工作的发展导向是：树立“瓦斯事故可以预防和避免”、“瓦斯是资源和清洁能源”的意识。该项目就是执行总体方案的重要项目2.1.7 国家八部委联合2005年6月24日下发的1119号文件关于印发煤矿瓦斯治理与利用实施意见的通知等文件精神：为认真贯彻“三个代表”重要思想和科学发展，坚持以人为本，关爱矿工生命，树立“瓦斯事故可以预防和避免”的29、意识，坚持“可保尽保、应抽尽抽、先抽后采、煤气共采”“以抽保用、以用保抽”的原则，正确处理瓦斯防治与煤炭生产的关系，大力发展瓦斯民用、发电、化工等。鼓励瓦斯抽采和利用，该项目就是符合上述文件精神的重要项目。2.2 项目建设的必要性 利用瓦斯气发电，节约燃料瓦斯气直接用于发电，发电效率达30%以上，每年可节约原煤5.6万吨。利用瓦斯气代替燃用原煤发电，节能效益显著，符合国家产业政策，是国家鼓励扶持的项目。因此，电厂建设是必要的。 改善环境条件瓦斯是一种世界上正在崛起的新型能源，被认为是煤炭、石油、天然气之外的接替能源。瓦斯气中其成份为甲烷气（CH4），是矿井生产中的副产品，是温室效应的第二主要因30、素。瓦斯气是一种清洁能源，其成份中仅为CH4及空气，在再利用过程中不会形成二次污染。随着京都协议书的生效，在煤矿瓦斯气方面的开发与利用已成为我国政府工作的重点，我国已基本掌握了煤层气地质基础理论和开发方法，为下一步的煤层气开发与利用奠定了坚实的基础。煤矿瓦斯富含甲烷(CH4)，是一种温室效应远高于二氧化碳(CO2)的温室气体。大量的煤矿瓦斯排入大气，将增强地球的温室效应，破坏地球生态环境。利用煤矿瓦斯发电可大量减少温室气体排放，符合清洁发展机制项目即“CDM”项目要求。 充分利用废弃资源为社会创造财富从国家能源政策分析，利用热电联供，可以使能源综合利用效率提高，同时利用瓦斯气资源代替目前使用原31、煤，瓦斯气的充分利用，实现了资源的有效利用，对社会产生极大的经济效益和环保效益。该发电项目的建设。 降低生产成本，增强企业竞争力目前xx县九家煤矿用电总容量为18.65MW，现年产原煤366万吨，但由于缺电、限电等原因，2006年产量只有280万吨，这样加大了企业的生产成本，降低了产品市场上的竞争优势。电厂的建设，可以使企业以较低的成本满负荷生产，有利于增强企业的竞争能力。从以上分析，可看出本项目实施的重要意义，该项目的实施是一项利国利民的项目，项目的建设不仅仅是创造了一定的经济效益，其所创造出的社会效益是煤矿的安全与环境保护，是该项目建设的关键。因此电厂建设是必要的、可行的。筹建瓦斯气电厂，32、是煤矿安全生产、环保所需，形势所趋。2.3 可行性研究范围该厂设计范围包括：xx工程管理有限公司xx县2万千瓦煤层气电站工程建在xx矿、xx矿、xx矿的围墙内，发电工艺流程和土建等全部工程及其余煤矿集中建厂的发电工艺流程和土建等全部工程。其中该电厂至各煤矿的电力接线由当地电力公司进行设计并负责施工运行，电厂至各煤矿的瓦斯输送管线另行设计施工。2.4 煤矿瓦斯抽放利用情况2.4.1 煤矿瓦斯抽放统计2007年xx县xx、xx、xx三煤矿的煤矿瓦斯抽放统计如表2-2-12-2-2。表2-2-1 xx煤矿2007年瓦斯抽放统计表月份煤矿瓦斯抽放纯量瓦斯浓度煤矿瓦斯抽放率%万Nm3N m3/min1133、06.6824.606580.2288.2020.405070.6357.5613.3235.640.3495.5622.125350.75100.5223.265552.6636.048.344648.9768.6815.884850.2881.4418.845053.0993.6219.6250.353.010101.4023.4055.155.21196.7022.3854.255.71298.5423.2053.656.3合计1024.94平19.61表2-2-2 xx煤矿2007年瓦斯抽放统计表月份煤矿瓦斯抽放纯量瓦斯浓度煤矿瓦斯抽放率%万Nm3N m3/min142.009.36434、755.3281.2418.805056.2331.227.223643.8433.927.843945.7537.368.644246.76161.8837.446281.27137.9231.925878.48116.8427.045572.19101.4423.484865.710125.5229.045268.511120.5627.905268.512116.7427.025167.6合计1106.64平21.30xx县xx煤矿2007年产瓦斯气量为800万m3/年，其瓦斯抽放能力达到184Nm3/min纯 。2.4.2 煤矿瓦斯利用现状经统计，xx县xx、xx、xx三矿井煤矿瓦斯抽35、放站目前实际抽放纯煤矿瓦斯达到55-60Nm3/min，现有煤矿瓦斯抽出量全部用于发电；三个煤矿瓦斯电厂建成后用气量为15-20Nm3/min。随着该三矿矿井瓦斯抽放方法、技术的不断提高，即采用先进的瓦斯高抽巷技术后，两矿井的瓦斯抽放量将比现抽放效果高3-5倍，比现统计资料大的多，所以说，利用煤矿瓦斯的抽放量进行发电完全有保障的。2.4.3 煤矿瓦斯资源评价1） 丰富的煤矿瓦斯资源煤矿瓦斯资源丰富。对xx县xx、xx、xx三煤矿开采的9#和15#煤层，其煤矿瓦斯保有储量为18.4亿m3，共有可抽放煤矿瓦斯量为18.4亿m3，资源是富足的。2） 充足稳定的供气能力根据xx县xx、xx、xx三煤矿36、瓦斯18.4亿m3的可抽采储量，按矿井达到300万吨/年生产能力时的煤矿瓦斯抽放能力9198104m3/a（纯量）计算，抽放服务年限为10年左右。再加上永久煤矿瓦斯抽放站的建立，采用先进的技术和工艺系统。因此，气源供气能力是充足、稳定的。结论：本项目按燃气机组装机容量20MW左右计，需要矿井煤矿瓦斯约3500 Nm3/h（CH4:100%）左右，矿井抽放站的煤矿瓦斯除供其它用户外的剩余气量完全可以满足本项目的需求。即使考虑到煤矿瓦斯各用户用气时间的不均衡，以及将来的不可预见量等因素，也能完全满足本项目的要求。2.5 项目规模根据本项目一期工程瓦斯气供应量及瓦斯气参数条件，采用以气定电、定热原则37、：安装发电容量： 20MW全年联合循环运行时间： 7200小时年发电量： 12000万度年供电量： 11580万度年耗瓦斯气量： 3500万Nm3/年总 投 资： 16523万元（无CDM） 16683.2万元（有CDM）第三章 承办企业基本情况xx工程管理有限公司注册资金1500万元。公司法人代表：。xx工程管理有限公司，是阳泉市第一家也是唯一一家建筑工程项目筹建管理公司。是由阳泉市工程评估咨询公司、阳泉市昌盛招标有限公司、阳泉市建筑设计院、阳泉市广厦房地产开发有限公司四家共同出资组建的，公司注册资本1500万元。公司地址：。第四章 市场预测在我国煤炭是一次能源的主体，矿井瓦斯一直是煤炭企业38、安全生产过程中的最大隐患之一，它长期严重威胁着煤炭企业职工的生命安全和国家财产安全，也是制约煤炭生产的主要因素。因此，对矿井瓦斯的有效治理就理所当然成了煤炭企业的重点工作。中国的煤层气资源丰富，目前已探明储量为310000亿立方米，是世界第三大瓦斯储量国，主要分布在华北地区，大约占三分之一多。但是，我国开发利用瓦斯的水平还很低，目前我国瓦斯含量高的矿井，平均瓦斯开发率的不到10%；同时近年来随着电力供应的日益紧张，因电力供应问题常常造成生产不能正常的运转，给xx县九家煤矿的经营管理带来了很大的困难。同时因该企业生产工艺已远不能适应现代市场的要求，因此该企业领导班子决定对本企业落后开采工艺煤矿的39、生产设备工艺进行全面的更新换代，以更好的适应市场需求。同时该项目的建设不仅为阳泉市的产业结构起到了决定性的作用，也为阳泉市经济带来了质的飞越，但该项目目前最大的困难就是电力制约因素，因此该发电项目的建设投产，不仅能够解决了xx县九家煤矿自用电问题，也能够为xx县其它用电提供了一定的容量。xx县九家煤矿在本发电项目的支持下，在两年之内其年生产能力将达到500万吨原煤，实现年产值200亿元，将为xx县的产业调整及实现国民经济做出重大贡献。根据xx县九家煤矿各煤矿地理位置的分布特点，以该煤矿的瓦斯量决定发电能力的大小。同时各煤矿均有双回路供电电源，为本电站接入煤矿大电网创造了好的条件。为了进行项目的40、可行性研究和实施建设工作，xx工程管理有限公司组织进行了矿井煤矿瓦斯发电的技术考察，对国内外有关燃气发电机组及其在煤矿应用的工程实例有了一些初步认识，并委托专业机构进行了温室气体减排项目，即清洁发展（CDM）项目的专项研究，为公司领导层提供了可靠的决策依据。煤矿瓦斯发电厂工程的建设，产生大量的温室气体减排量，本项目如能成功申报CDM，争取到CDM的资金支持，将会获得一定的减排收益。第五章 建设条件5.1 xx县九家煤矿的电力网现状及电力负荷平衡 xx县九家煤矿电力网现状.1 阳泉煤运分公司各煤矿电力现状xx县九家煤矿均为双回路35KV或10KV引线。xx县xx煤矿电力负荷： 全矿用电设备总容量41、2450KW，全年用电设备工作容量1180KW，全年耗电量8.90106KWH。xx县xx煤矿电力负荷：全矿用电设备总容量2800KW，全年用电设备工作容量1400KW，全年耗电量10106KWH。xx县xx煤矿三坑电力负荷：全矿用电设备总容量1200KW，全年用电设备工作容量600KW，全年耗电量5.6106KWH。xx县东方xx煤业有限公司煤矿电力负荷：全矿用电设备总容量1500 KW，全年用电设备工作容量750KW，全年耗电量4.9106KWH。 xx县皇后煤矿电力负荷： 全矿用电设备总容量1700KW，全年用电设备工作容量 870KW，全年耗电量5.6106KWH。 xx县古咀煤矿电力42、负荷： 全矿用电设备总容量1500KW，全年用电设备工作容量700KW，全年耗电量4.9106KWH。xx县玉泉煤矿电力负荷： 全矿用电设备总容量2500KW，全年用电设备工作容量1200KW，全年耗电量9.94106KWH。xx县南数大贤煤矿电力负荷： 全矿用电设备总容量3000KW，全年用电设备工作容量1800KW，全年耗电量12106KWH。山西圣天宝地清城煤矿电力负荷：全矿用电设备总容量2000KW，全年用电设备工作容量1200KW，全年耗电量7106KWH。 山西省电网现状山西电网是华北电网组成部分之一，目前从北到南已经形成覆盖全省的220kV双回路和500kV单回路（北部为双回路）43、为主干的全省性电力网络。按照自然行政区的划分，山西省电力公司包括十一个供电分公司；按照送受电关系，划分为北部、中部、南部和东南部四大供电区，其中北部电网包括大同、忻州和朔州电网、中部电网包括太原、阳泉、吕梁 、晋中电网，南部电网包括临汾、运城电网，东南部电网包括长治、晋城电网。作为向外输电的大省，目前山西电网向外送电的通道有：北部通过大同二厂以双回路500kV线路向京津唐电网送电；中部娘子关电厂2100MW机组与山西电网解列，以双回路22kV线路并入河北南网；阳城电厂2100MW机组容量以点对网的方式向江苏送电。目前全省拥有500kV输电线路9条，线路长约1123.9km，500kV变电站2座44、，变电容量1500MVA；220kV输电线路136余条约5702.3km，变电站56座（包括用户站1座），变电容量13350MVA。2006年底全省发电总装机容量（500kW以上）为15063MW，其中水电装机容量782MW（比重5.2%），火电装机容量14281MW（比重94.8%）。山西电网100MW以上机组54台，容量为11980MW，占总装机容量的79.35%，接入220kV及以上系统的电厂15座，其中：直接接入500kV系统的电源容量为4700MW，接入220kV系统电源容量为6680MW。全省自动火电机组设备平均年利用小时为6036h。2006年山西省全社会用电量达629108kW45、.h，其中大二向北京送电65.8108kW.h，阳城电厂向江苏送电88.1108kW.h，天桥向陕西送电量1.8108kW.h，通过电网向北京、河北、陕西送电56.7108kW.h。 阳泉市电网现状.1 阳泉市电网现状目前，阳泉电网已建成投运220KVW变电站3座：即：长岭（2120MVA）、红卫（2150MVA）、海落湾（2150MVA）、连庄（1150MVA），主变7台，容量990MVA，220KV线路约11条，总长度418km；110KV公用变电站14座，主变26台，主变容量：914.5MVA，线路36条，长度312.056km；110KV用户变电站6座，主变15台，容量588.MVA。46、35KV公用变电站17座，主变28台，容量144.65MVA。阳泉电网以一回220KV线路通过侯村500KV变电站与太原电网连续，以四回路220KV线路分别通过白家庄、榆次、东关220KV变电站与晋中电网连结由娘子关电厂两回路220KV线路与河北网连结。目前，阳泉电网形成以娘子关、阳光两座电厂、红卫、海落湾、长岭3座220KV变电站为主要电源的220KV单环网，网中主要电源点为娘子关、阳光、河坡电厂。截至2006年底，阳泉市境内发电总装机容量为2061.6MV，其中：国家投发电总公司直属电厂有娘子关电厂4100MV（其中3100MV外送）；山西省地方电力公司管辖电厂有辰光电厂212MW、阳光电47、厂4300MW、河坡电厂250+2100MW；地方经营的电厂xx县电厂26MV、芙城口水电站20.8MV；民营的电厂有远鑫综合利用发电有限公司26MV；企业自备电厂有娘子关华远动力有限公司16MV、囝阳公司第一热电厂36MW、第二热电厂26MW、第三热电厂235MW等。.2 电网存在主要问题长岭220KV、秀水110KV站主变过负荷。目前长岭220KV变电站主变容量为2120MVA，共有五渡、荫营、苇泊、秀水、城中和阳煤集团等6座110KV站及周边35KV高能耗用户，2002年最高负荷达210MW，接近满载，当一台主变事故或检修时，另一台主变过负荷，不满足“N-1”原则要求，要限电90MV左右48、，如2002年3月6日长岭站2#主变检修期间，另一台主变严重过负荷，损失电量约0.00152108kW.h；10月11日，长岭变电停电，更换主变过线，造成限电最大30MW，损失电量0.00315108kW.h，造成极大的经济损失，同时对阳泉经济发展和社会稳定造成一定影响。从北部地区电网来看，面积约占全市总面积的一半以上，供电仅靠长岭220kV变电站出线的两条110kV线路（LGJ-150mm2）供电，线路额定值为445A，串带3座110kV变电站，用电负荷约90MW，线路长达32km，造成终端秀水站电压降至105kV。当任一条线路停电时，都会造成另一条运行的线路过负荷，不满足N-1运行方式的要49、求。如：在11月25日119kV长苇回“T”荫营I回支线停电中，长苇II回过负荷，造成限 6MW，损失电量0.0009108kW.h。娘白线于1974年6月建成投运，全长72.63km，为2LGJ-150皿，全线为芭蕾舞铁塔。该线路从1992年9日以来，几乎年年掉闸，设备老化严重，存在许多缺陷，几年来一直被评为二类设备。.3 阳泉市用电现状及预测由于影响用电量因素比较多，其中包括许多不确定因素，因此根据阳泉市2000-2020年国民经济、社会发展计划和规划的国内生产总值及发展速度，采用多种方法进行预测，2005年、2010年、2015年2020年增长速度分别为5.8%、5.9%、6.2%、5.50、7%。根据需供电量和最大供电负荷利用小时数预测最大供电负荷。阳泉市电网最大供电负荷“八五”平均增长率为9%、“九五”其间3.1%、“十五”前两年3.9%。“八五”期间电量增长快于负荷增长，“九五”期间及“十五”前两年负荷增长略快于电量增长。19902004年最大代电负荷利用小时数呈下降趋势，十三年间平均下降幅度0.37%，2004年最大负荷利用小时数为6466h。“十五”期间，根据阳泉市国民经济和社会发展规划，产业结构调整项目，以及对阳泉市各县、市工业用电大户现状及发展的调查，阳泉市主导产业重点调产项目实施计划，将在煤炭、冶金、化工、建材等行业将有较大发展，20022007年期间增加的用电负荷51、在5MW以上的用电项目主要有：（1）阳泉铝业股份有限公司三期扩建工程，新建年产20万吨电解铝项目，增加负荷400MW，项目建议书已批，预计2010年投产。（2）阳煤集团兆丰铝业有限公司改扩建工程，新增年产4.3万吨电解铝项目，增加负荷85MW，已于2003年5月份部分建成投产。2004年初达产，增量较大。（3）西小坪耐火材料有限公司新建年产10万吨不定型耐火材料生产线，增加负荷6MW，预计在2009年建成投产。（4）xx县成汇钢铁有限公司新建年产120万吨炼钢项目，负荷约20MW，预计在2010年建成投产。（5）南庄煤矿集团新建年产300万吨原煤项目，增加负荷约20MW，预计在2010年陆续建52、成投产。通过对阳泉国民经济发展情况和用电需要情况的分析，结合我国加入世贸组织后加速市场经济发展的情况，以及阳泉市“十一五”期间将加大对经济结构的调整力度，利用五年的时间使经济结构调整大见成效，负荷利用小时数将逐年下降。但考虑今后实施峰、谷电价反调节因素的影响，下降速度也不会太大，预计“十一五”期间及以后负荷利用小时数下降幅度为0.2%-0.25%。预计2010年、2015年、2020年负荷利用小时数分别是6277小时、6184小时6110小时。按此规划计算出2010年、2015年、2020年负荷供电负荷到2010年60108kW.h，2015年81108kW.h，2020年107108kW.h53、，“十一五”、“十二五”、“十三五”期间增长率分别为6.0%、6.2%、5.7%；供电负荷2010年为956MW，2015年为1310MW，2020年为1751MW，“十一五、”“十二五”、“十三五”期间平均增长率分别为6.4%、6.5%、6.0%。阳泉市供电量、供电负荷预测 单位：MW、108kW.h2005年递增率2010年递增率2015年递增率2020年递增率需要供电量455.8%605.90%816.20%1075.7%负荷利用小时数6428627761846110供电负荷7009.10%9566.40%13106.50%17516.0%5.2 电站厂址概况 厂址位置与交通位置瓦斯电站54、位于xx县xx矿、xx矿、xx矿的围墙内，地跨南娄和路家村两镇。北距xx县县城10km，南距阳泉市25km，阳（泉）盂（县）公路和正在建设阳盂铁路从本井田东北边界通过，交通较为便利。xx等三大煤矿建在本矿管辖区内。5.2.2 厂址自然条件A、地形地貌xx县xx煤矿、xx煤矿、xx煤矿井田位于太行山西侧，属于低山丘陵地貌，地表长期风化剥蚀、沟谷纵横、梁岭绵延，地形十分复杂，纵观井田，其西南部为中低山区，沟深坡陡，沟谷多呈“V”字形，向东北渐次过渡为低的丘陵区，山间沟谷逐渐变的开阔、宽缓，井田总体地势为南高北低，地形最高点位于井田西部，海拔1268米，最低点位于中部边界附近召三河河谷，海拔953米55、左右，最大相对高差315米。B、气象及地震本区属温带大陆性气候：冬寒夏热、春季多风、秋委凉爽，年平均温度8.7，一月份最冷气温-6.7，极端最低气温-21.6，七月最热，气温22.3，极端最高气温37.4。7、8、9月份为多雨季节，年平均降水量为585.9mm，最大降雨量为 817.6 mm，最小降雨量302.0mm，年平均蒸发量1873.8mm，为年平均降雨量的3倍。年主导向风为西风和东南风，冬季常见西风、西北风，夏季多为东南风，最大风速20.7m/s，平均风速2.8m/s，冰冻期为每年的11月初至次年3月，最大冻土深度0.88m ，平均无霜期180天左右。依据中国地震动峰值加速度区划图（G56、B18306-2001），本区地震动峰值为1.10g，相当于地震基本烈度为7度。 地层概况xx县xx煤矿、xx煤矿、xx煤矿地层由老到新依次为中统峰峰组、石炭系中统本溪组、上统太原组、二迭系统山西组、下石盒子组、上统上石盒子组及第四系。现自下而上分述如下：（1）中奥陶统峰峰组（O2f）：埋藏于深部，为地层基盘，岩性为厚层状相石灰岩，坚硬性脆，顶部常因铁质侵染而呈淡红色，厚度不祥。（2）中石炭统本溪组（C2b）：平行不整合于下伏奥陶系灰岩侵蚀面之上，为一套海陆交互相沉积建造，底部为褐红色山西式铁矿，多呈鸡窝状分布，铁矿层之上为浅灰色G层铝土泥岩及灰黑色砂质泥岩、泥岩、中细砂岩和石灰岩，夹有12层57、不稳定煤线，本组厚度55.82mm。（3）上石岩统太原组（C3t）：连续沉积于下伏本溪组之上，为一套海陆交互相含为煤建造，为煤矿内主要含煤地质，岩性主要由灰黑色泥岩、灰质泥岩、灰色中细砂岩和3层石灰岩及56层煤层组成，底部以一层浅灰色细沙岩（K1）与本溪组分界，本组地层厚度97125mm，平均厚度114.26mm。（4）下二迭统山西组（P1s）：与下伏太原组呈连续沉积，为一套碎屑岩含煤沉积建造，为井田次含煤地层，岩性主要为灰、在黑色泥岩、砂质泥岩和灰白色砂岩及35层煤层组成，底部以一层灰白色中细砂岩（K7）与太原组分界，本组地层厚度5565m，平均厚度为61.72m。（5）下二迭统下石盒子组（58、P1x）：连续沉积于下伏山西组之上，全组厚度105-135m，平均厚度130m左右。（6）上二迭统上石盒子组（P2s）：与下石盒子组连续沉积，井田范围其顶部多被剥蚀，最大残积厚度200m左右。（7）第四系（Q）：角度不整合于下信不同地层之上，多分布于深坡和较大沟谷处，主要为中上更新统黄土层和全新统冲洪积物，各处厚度不等，一般为0-35左右。5.2.5 工程地质受区域构造影响，南娄大贤煤矿地质基本呈一走向东西，向南、南西倾斜的斜构造，中西部有次级波状起伏，地层总体比较平缓，西部倾角一般5左右，东部稍陡，可达11左右，煤矿井田内除发现有次级褶曲外，井下还发现大小21个陷落柱，叙述如下：（1）次级褶59、曲A、向斜：位于井田中部，轴部为D-257号孔与D-258号孔边线处，轴向N28E，向南倾伏，北部仰起，起伏不大，两翼基本对称，倾角5左右，井田内走向延伸1500m后于中北部消失。B、北斜：位于上述向斜西侧，轴部为D-267与D-254号孔边线，轴向N25W，枢纽向南倾伏，北部仰起，两翼呈对称型，倾角5左右，井田内走向延伸2000m于北部消失。C、向斜：位于井田西北，上述背斜西侧，轴部位于D-254与D-246号孔之间，沿轴向25斜穿井田西北部。向斜两翼基本对称，两翼地层产状5左右。（2）陷落柱据井下生产巷道揭露，共发现大小陷落柱21个，横断面多呈圆形或椭圆形，陷落柱内岩石杂乱破碎，煤层与陷壁60、界面清晰，其中陷落范围最大者为9090m2，其余大小不等，壁陷角75左右。除上述褶曲和陷落柱外，本煤矿井田内未发现断层等其它构造现象，总体结构尚属简单。从目前的情况来看，井田陷落柱的发现对本煤矿水文地质可能存在着隐患，应引起注意。 燃料供应目前xx县xx煤矿、xx煤矿、xx煤矿三个煤矿已投运瓦斯抽放站，现可提供55-60Nm3/min纯瓦斯气。至2008年底前原煤生产能力将达到300万吨/年，可提供70Nm3/min纯瓦斯气源，完全能够满足发电站所需的瓦斯气用量。 电厂耗用瓦斯气量本电厂燃料为煤矿生产过程中产生的副产品瓦斯气，可长期稳定供应。根据三家煤矿近期内及未来两年的瓦斯气量，可建设一座261、0MW发电站，年发电能力为1.2亿度电，供热能力为55440MJ/H。 瓦斯气输送方案抽放出的瓦斯气经防回火装置后，经瓦斯气管道引至电站，通过进一步的脱水后，即可进入电站机房，经过母管分配并进行减压后，到燃气发电机进行做功发电。 电厂水源xx县xx煤矿、xx煤矿、xx煤矿三个煤矿地表、地下无可靠的水源利用，目前煤矿正在进行xx县县城到各煤矿生活饮用水引水工程，管径为DN300，可作为电站生产及生活用水源。20MW电站用水量估算：生产用水70t/d、生活用水4t/d ，电站全天用水量小于75t/d，全年用水量25000吨。第六章 工程设想6.1 电厂一期工程总体规划简述安装发电容量： 20MW全62、年联合循环运行时间： 7200小时全年电量： 1.20亿KWh年耗煤气总量： 3500万/Nm3/年（纯瓦斯气）本项目建设规模为20MW燃气发电机，由于xx县三家煤矿分散，电站的建设以各个煤矿为单元制，本着以气定电、同时为后期扩建工程留有余地。.2 电厂施工场地 本期工程的施工场地可利用煤矿的空地，不足部分另外租地。.3 电厂生活区 生活区用地面积1000平方米。.4 热网管线规划热网管线及回水管线拟采用综合支架，支架的走向：厂区内沿建筑物或马路平行布置，支架采用中支架。出厂区后管道直埋敷设，接至原有热网管线，供九家煤矿井下热风使用。.5 厂址防洪xx县三家煤矿均位于山沟，自然地面标高在86063、-900m之间，电站建设均须考虑到山坡洪水的防洪问题，一方面在电站与山坡的交界处挖掘一条排水沟用于隔离洪水，另一方面电站厂址地平高出周围环境400mm，机房地面要求高出厂区地平面300mm。.6 厂址周围环境煤矿位于山沟，其周围环境均为村镇，因山区地形地貌因素，地形复杂且用于种植的黄土资源稀少，人口密集相对较少。当地的主要资源为矿产，除煤矿、耐火材料之外其它工业基础较薄弱。6.2 电站建设 总平面规划根据三家煤矿的瓦斯抽放站的位置，电站将分别建在煤矿瓦斯抽放站附近开阔山地，面积大约4000m2左右。该发电工程项目规划是依瓦斯最终抽放量进行配置，其发电技术采用我国已成熟的内燃机发电技术，该发电技64、术可以根据瓦斯抽放能力灵活配置，运行可靠安全，无需增压设备且能够满足我国目前瓦斯抽放浓度的变化，在瓦斯浓度不低于20%的情况下能够正常工作。根据三家煤矿规划，该发电工程项目规划为20MW，规划建设为20台（其中：xx县xx煤矿8台、xx煤矿7台、xx煤矿5台），使用内燃机发电技术，发电设备选型为1000F-RW，发电能力为1000KW，单机耗瓦斯气（纯瓦斯气）300m3/h。 竖向布置 厂区标高按照主要建（构）筑物的基础基本放在原土上的原则来确定。为了降低土方工程量，厂区的东西方向平行于等高线布置。结合场地实际情况，厂区采用平坡式的竖向布置，厂区土方量主要是挖方，多余的土方弃至山谷中。厂区纵向65、地面的设计坡度为千分之三，厂区横向的设计坡度为千分之五。厂区雨水采用散排的方式，即靠近厂区南侧大门流水孔直接排出厂区，厂区中央的地表水先排至道路，再通过道路末端的排水明沟排出厂区。主要建筑的室内外高差，处在填方区的建构筑物为200mm（考虑到地面沉降的影响），处在其它地段的建筑物为150mm。厂区内的主要管线，除暖气管、电缆采用地下沟道敷设外，其余循环水管、消防水管、补水管等均采用地下直埋敷设。 装机方案安装发电容量： 20MW全年联合循环运行时间： 7200小时年发电量： 1.2亿KWh年耗煤气总量： 3500万Nm3/年（纯瓦斯气）本项目一期工程建设规模为20MW燃气发电机，二期工程扩建为66、30MW。 燃烧系统此方案工程，主燃料瓦斯气从瓦斯抽放站接出，瓦斯气经净化脱水处理后引入电厂瓦斯气集气管。由集气管进行分配并经减压器减压后，送至燃机入口，瓦斯气减压器用单元制配置，一台内燃机发电机组配置两套减压器。本工程燃烧系统比较简单，主要流程是：内燃机排出高温烟气（485.2）直接由烟道引入余热锅炉进口，经炉内受热面吸热（蒸发器、省煤器）排出炉膛，烟温降至115以下，尾部烟囱排入大气。 电气部分本方案新增容量为20MW，由20台1000GF-RW内燃机发电机组，配套3台10t/h余热低压蒸汽锅炉构成。内燃机发电机组出口电压为400V，所发电力通过低压开关与400V母线并网运行，每五台内燃机67、发电机组为一个单元，经4000KVA变压器升压10.5KV后，经10.5KV配电开关节装置与程庄变电站联网，10.5KV配电装置选用铠装移开式金属封闭开头设备，高压开关选用真空断路器。内燃机发电机中性点采用随机配套的，经变压器接地的方式。6.2.5.1 发电机继电保护 内燃机发电机组继电保护成套供货。6.2.5.2 厂用电系统6.2.5.2.1 内燃机发电机组厂用电MCC系统内燃机启动电源：内燃机发电机组启动电源由低压400VI、II段母线供电，经1000VA变压器变压为24V交流电，经整流器整流为直流电源向蓄电池进行充电，为内燃机提供24V的直流电源为启动电机供电。6.2.5.2.2 低压厂68、用电：内燃机发电机组厂用电源由低压母线400VI、II段母线供电，运行方式为一用一备，负责给锅炉，化学水泵供电，含给水泵，阀门控制器等负荷供电。6.2.5.2.3 电气二次接线电厂采用综合自动化微机监控系统和微机保护装置，电气数据的实时显示和处理，故障报警、报表及事故记录打印和电气设备操作等，均通过计算机监控系统进行。继电保护按KL40-0-91继电保护和安全自动装置技术规程的规定进行配置，由微机成套保护装置实现，设微机自动装置同期装置及手动同期装置各一套。 循环水冷却系统本瓦斯发电工程项目是以内燃机发电机组为主的发电项目，其循环水冷却系统以冷却内燃机为主，其循环水的容量为1400t/h。全负69、荷运行耗水量为70t/h。循环水冷却系统采用常规的玻璃钢塔冷却方式，冷却塔规格为KST-HC，外型尺寸高3970mm，直径4600mm，冷却电机为11KW，进水量为1400 t/h，场程4m，共3台。 供排水部分6.2.7.1 20MW内燃机发电供热机需冷却循环水量1400t/h，设闭式循环冷却水系统，实际耗水量8t/h。6.2.7.2 消防用水量 室内消防用水量100L/s，室外消防用水量240L/s。6.2.7.3 水源本工程拟采用xx县三家煤矿各自供水方式，由一条DN300供水母管，电厂用水量可通过该母管引接，三个电厂各建一座500立方米蓄水池，作为补充用水。6.2.7.4 生产、生活、70、消防给排水全厂生产、生活、雨水排水系统拟采用分流制排水系统，生活污水集中处理回收利用，雨水排水采取独立的排水系统。全厂消防按消防规范要求进行设计，全厂采用独立消防系统及消防管网，油系统消防采用防火围墙及事故管放油池，并配备移动式灭火器，CO2灭火器。全厂设消防水泵一台。6.2.7.5 给水系统6.2.7.5.1 厂区设计生产，消防合用给水系统，生活给水系统及冷却循环给水系统。生产、消防给水系统，利用xx县三家煤矿现有的DN800生水管供给，在给水管上设空气隔断阀，防止生产水污染生活给水，厂区另设一条生活给水管，从xx县三家煤矿给水进口处引出一根生活给水管，供应厂区内各厂房的生活饮用水及洗涤用水71、。6.2.7.5.2 用水量生产用水量： 70m3/d生活用水量： 5m3/d室外消火栓用水量： 240L/s室内消防用水量： 100L/s6.2.7.5.3 消防泵采用XBD6.0/60-125/100，Q=60L/s，H=60m，共6 台，三用三备。生产泵、消防泵采用生产、消防全用型变频控制。生产用水时，设备在0.35MPa状态变频运行。当发生火灾时，设备接到消防信号，自动切换至消防泵工作。6.2.7.5.4 管材生产、消防水管采用钢管、焊接；生活给水管采用热镀锌钢管，丝扣连接；除盐水管采用不锈钢管，焊接。6.2.7.6 消防系统厂区设生产、消防合用给水系统蓄水池（500m3）室内消火栓厂72、区环境生产泵吸水池（1000m3）消防泵室外消火栓生 产 室外消火栓用水量240L/s。可同时使用3-5个消火栓。各厂房均设置室内消火栓用水量100L/s，并配置手提式干粉灭火器。6.2.7.7 排水系统厂区内设有污水管网，生活污水经化粪池处理后排入大贤煤矿污水管网。生产废水汇总后排入污水管网。生产废水量约为5m3/d，生产污水量约为3 m3/d。厂区雨水采用雨水管网排放。排水管采用排水铸铁管。6.2.7.7.1 污水处理厂区污水系统流程如下：化粪池生活污水污水管网外 排煤矿污水总管生产废水排水水质：PH=69，COD100mg/L。6.2.8 主厂房布置厂区的土建部分设计应满足工艺、办公、生73、活的需要以及场地工程地质特点，做到可靠、通用、美观。本工程建筑面积7000m2，占地面积10000m2。厂区主要建筑物和构筑物的建筑特点和形式应在工程设计中体现，现将几个厂房简述如下：6.2.8.1 建筑设计6.2.8.1.1 建筑1号厂房为办公楼，采用轻钢结构，面积500平方米（分别建在三个矿）。综合楼共两层，高度为8m。2号为构筑物为循环冷却塔水池和工业水池，循环冷却塔水池和工业水池为钢筋混凝土土地下水池，其底板埋置深度为-4.4m。冷却塔基础为钢筋混凝土支墩。3号构筑物为1#20#内燃机发电机组机房（分别建在三个矿），为钢架房结构，面积为4000m2，共20套内燃机发电机组，每套内燃机发74、电机组，其土建基础设计为整体板式基础，厚度约1.5m，20台内燃机发电机组相配的3台余热锅炉、室内放置，其土建基础设计为整体板式基础，厚度约1.5m。4号构筑物为余热锅炉为室内布置，定期排污扩容器及排污扩容井露天放置。5号构筑物为升压站（变压器），室内放置，面积400m2。6号低压配电室和集控室，面积600m2。7号高压配电室，面积为500m2。主要建筑物工程一览表序号建筑物面积（m2）备注1综合办公楼1500轻钢结构21#40#内燃机发电机组机房4000轻钢结构3升压站（变压器）4004配电室和集控室6005高压配电室5006循环冷却塔水池和工业水池基础为钢筋混凝土支墩合 计70006.2.75、8.1.2 建筑装修标准按火力发电厂建筑装修设计标准的要求，采用二级标准。内装饰（含楼地面、内墙面及顶棚等）根据房间各有不同的用途，采用不同的装修材料。外墙面装饰。考虑到当地的具体条件尽量与现有厂房的色彩协调统一，各建筑物外墙饰面均为高级外墙涂料。内墙面装饰，卫生间等有冲洗要求的房间为内墙面砖，控制室等房间分为内墙乳胶漆，化学水部分各车间为防腐瓷砖，其它普通生产车间为普通内墙涂料。地面楼面。卫生间为防滑地砖地面。中央控制室、工程师室、继保室为抗静电活动地板。办公室为地板砖。其它普通生产车间为水磨石。顶棚、卫生间为铝塑板吊顶，控制室为金属穿孔板吊顶，继保室、会议室等为矿棉装饰吸音板吊顶，其它普通76、生产车间为普通内墙涂料。门窗、门均为木门、窗为塑钢窗。6.2.8.1.3 防火、防噪主厂房、控制室内的楼梯、通道和出入口的设置均满足火力发电厂与变电所防火规范（GB50229-96）和火力发电厂建筑设计技术规范（DL/T5094-1999）。燃气轮机机组房内有防火要求的房间及隔墙的门均采用防火门，管道井、电缆竖井、穿墙套管等部位按要求采用防火材料堵塞。控制室等房间内的墙面、楼面材料和吊顶材料均应满足有关规范的耐火等级要求。本电站界噪声控制，白天应为6570dBA；夜间为55dBA，为此对邻近的厂矿企业无影响。6.2.9 暖通部分6.2.9.1 设计原始资料设计原料资料摘自采暖通风与空气调节设计77、规范（GB50019-2003）“附录二室外气象参数”。阳泉地区气象资料。6.2.9.2 采暖系统厂区采暖为热水采暖系统，供暖范围主要为办公楼、电气楼、各控制室等。热水采暖系统的供、回水温度为9570，由主厂房的采暖集分水器接来。厂区热水采暖系统热负荷约为150KW。6.2.9.3 通风系统主厂房通风采用自然通风、机械排风系统。高压开关柜室采用自然通风、机械排风系统。设2台FT35-11No5型轴流风机，事故通风系统兼作平时通风。通过设置在外墙上的百叶风口进风，通过轴流风机排出室内的余热。6.2.9.4 空调系统中央控制室、工程师室设空调系统。6.2.9.5 厂区供热管网厂区供热管网采用直埋敷78、设方式。管道采用直埋保温管。第七章 环境保护7.1 环境现状 工程性质与社会环境概况.1 工程性质本工程属于xx县九家煤矿区域的自备内燃机发电工程项目,所发电力除供该九家煤矿使用外,其余部分上网。燃料为xx县九家煤矿在原煤开采过程中的副产品瓦斯气，采用内燃机发电工艺，供xx县九家煤矿使用，是国家政策鼓励的节能环保项目。.2 主要含水层奥陶系碳酸盐岩岩溶裂隙含水层埋藏于井田深部，距一表深浅不一，厚度大，分布广泛，溶洞和裂隙发育，具有良好的含水宣空间，富水性强，含水量较好，是主要水层，水位标高500m以下。.3 社会环境项目一期工程拟建厂址位于xx县三家煤矿管辖区域内，周围基本是以村庄为主，其中农79、田种植作物以山区农作物、干果等为主。乡镇企业较为发达，交通便利。 目前当地环保部门对当地环境影响中进行的大气现状监测和地面水现状监测资料说明，该地区的空气环境已受到不同程度的污染，地面水也受到不同程度的污染。7.2 环境影响评述 设计中执行的环境保护标准.1 环境质量标准a大气执行环境空气质量标准GB3095-1996 二级标准；b地表水执行地表水环境质量标准GHZB1-1999III类水标谁和山西省水环境功能划分DB14167-94规定；c地下水执行地下水质量标准GB/T14848-93III类标准；d噪声执行城市区域环境噪声标准GB3095-93III类标准；.2 污染排放标准a烟气排放执80、行火电厂大气污染物排放标准GB13223-2003III时段标准；b污水排放执行污水综合排放标准GB8978-1996表1、表4、表5中有关要求限值及一级标准；c噪声排放执行工业企业厂界噪声标准GB12348-90II类标准；热电站污染源及污染物排放估算.1电站的污染源电厂大气污染为内燃机及其燃烧瓦斯气所产生的烟气。主要污染物为SO2、NOX和CO。水方面的主要污染源是厂区生活污水和生产废水，其主要污染因子为BOD、SS、COD和PH，盐类等。同时还有噪声，主要污染源为厂房机械设备运转，内燃机在运行中及各类风机、风道、蒸气管道中的气流（或汽流）的流动、扩容、节流、排气、漏汽和电动机、变压器等电81、器设备的大磁场交变所产生的噪声。.2 污染物的排放估算1）大气污染物的排放根据工程设计拟选内燃机形式、设计燃料的成分分析资料、火电厂大气染物排放标准GB13223-2003III时段排放标准规定，烟气中SO2、NOX实际排放量估算，按火力发电厂环境影响报告书编制原则和内容深度规定SD208-87中的计算方法进行。烟气、SO2和NOX允许排放量、排放浓度，按火电厂大气污染物排放标准GB13223-2003III时段标准计算求得。其排放量的估算表7.2-1、表7.2-2和表7.2-3。内燃机烟气排放估算表表7.2-1机组容量燃料耗量（Nm3/H）烟气排放量（Nm3/H）过剩空气系数（）SO2排放量82、（t/h）SO2排放浓度（mg/ Nm3）NOX排放量（t/h）NOX排放浓度（mg/ Nm3）20MW3500369001.100.000.000.2080全厂烟气中SO2排放估算表表7.2-2工程烟囱高度（m）烟气抬升高度（m）烟气出口风速（m/s）抬升系数（Hus）SO2实际排放量（t/h）实际/允许本期工程3015230.000.0全厂烟气中NOX排放估算表表7.2-3工程烟囱高度（m）烟度（m）烟气出口风速（m/s）抬升系数（Hus）NOx实际排放量（t/h）实际/允许本期工程3015230.200.202）污、废水排放污、废水排放情况见表7.2-4污废水排放一览表（m3/d）表7.83、2-4污、废水名称回收处理量处理措施去向生活污水3化粪后排放排放生产废水化学废水16中和合格后不定期排放排放于煤矿污水处理系统，经处理后回用。循环排放水回收工业设备冷却水回收3）噪声排放情况根据同类电厂设备噪声实测结果进行类比分析，本期工程主要声源的噪声水平见表7.2-5主要声源设备噪声水平Db（A）表7.2-5序号声 源数 量噪 声备 注1内燃机40982循环水泵18563冷却器4807.3 污染防治措施 烟气污染防治根据火力发电厂大气污染排放标准时段标准要求，（烟气排放浓度和SO、NO的排放浓度分别不大于200mg/Nm3和80 mg/Nm3），对烟气的治理拟采取以下措施。A、瓦斯是一种世84、界上正在崛起的新型能源，被认为是煤炭、石油、天然气之外的接替能源。瓦斯气中其成份为甲烷气（CH4），是矿井生产中的副产品，是温室效应的第二主要因素。瓦斯气是一种清洁能源，其成份中仅为CH4及空气，在再利用过程中不会形成二次污染。B、内燃机的燃烧系统采用分级燃烧方式，其目的就是抑制NO生成物生成过程，500GFRW内燃机在NO排放指标低于80mg/Nm，NO排放达到我国环保要求。C、烟尘方面，因本工程项目燃用瓦斯为燃料，在烟尘方面不存在着环保问题，其烟囱高度为30m。 污、废水治理措施.1 节约用水、重复使用a、冷却水采用冷却塔循环冷却方式冷却，尽量提高循环冷却水的浓缩倍率，降低排污率。b、各机85、械冷却水回收，供循环水系统使用。c、循环排放水全部回收供集团公司使用。.2 局部处理，达标回收使用或排放a、生活污水经化粪处理，排放集团公司生活污水管网，统一处理。b、化学废水经中和处理合格后排入集团公司排水管网。 噪声防治内燃机蒸汽联合发电供热部分，高强声源的设备均集中在主厂房内，高强声源的设备有内燃机、锅炉本体、循环水泵、冷却器、锅炉排汽。设计中拟采取如下措施：a、声源控制首先选择设备噪声满足国家规定的噪声标准要求和生产厂家，并向其提出有关噪声标准要求；工艺设备中对生产噪声较大的设备，从基础设施上采取防振减噪；安装、调试中及时采取隔音、消音等措施。b、控制噪声的传播总平面布置中，将生产区与86、生活区分开布置，搞好主厂周围、厂区内及沿厂区围墙的绿化，控制噪声对环境的影响。c、个人防护在噪声较大的车间或设备部位，设置隔音值班室，并备用头盔、耳塞等应急用品。 绿化电厂的绿化是总平面设计中的一个主要组成部分，绿化在保护生态平衡提供人类赖以生存的条件，保护与美化环境等方面的作用日益为人们所认识和重视。现代化的电厂不仅应有先进的工艺、设备和管理水平，还应具有良好的生产与生活环境，为文明创造条件。结合发电厂生产工艺的特点，针对功能分区的不同要求，并结合当地的气候条件和自然环境，选择适合当地条件的树种进行种值。厂区的绿化以乔木为主、修剪树蓠、草坪三种形式为主。在厂区围墙周围、次要道路的两旁以种植乔87、木为主，并要求常绿树与落叶树相结合。在进厂主干道的两旁和主厂房周围种值修剪的树蓠，在自然通风冷却塔周围及主厂房的扩建种植草坪为主。通过绿化的实施达到消除污染、保护环境、美化厂容的目的。7.4 电站的环境效益内燃机发电工程项目投产后，可供xx县三家煤矿电力，其发电效率可达30%以上。7.5 环境保护设施投资估算污水回收处理设施86万元消音、隔音设施194万元绿化费用26万元7.6 结论与建议 结论1）、从节约能源角度看，xx县三家煤矿的瓦斯气进行内燃机发电工程项目，即可利用废瓦斯气生产出品位高，使用方便的电能，降低本公司其它生产成本，又可加快地区的经济发展。2）、从环保角度，该发电工程项目投资后88、，每年可节省煤炭资源21万吨。加之本工程项目又是联合供热电项目，发电效率可提高到70%以上。3）、本工程项目因燃烧用的燃料为瓦斯气，SO2、NOX排放量低于国家火电厂排放标准。第八章 温室气体减排8.1 温室气体减排的意义环境问题是无国界的，特别是气候环境能轻易影响地球生命的生存状态。长期以来，能源对环境的影响最大，煤炭和石油的大量燃烧以及空排放的CO2、SO2及NOx对全球气候变化、酸雨以及荒漠化有着直接的影响。由于工业化社会的快速发展，导致化石能源的不断开采和大量使用，直接的后果就是地球的气温不断上升。在过去100年，地球温度上升了0.3至0.6，海平面则持续上升10至15cm;若按目前趋89、势发展，到2100年，地表温度将较目前增加l至3.5，海平面将上升15至95cm。地球气温的持续上升，已经对人类的生存造成极大威胁，表现在两极冰山不断溶化、海平面持续上升、许多城市面临“灭顶之灾”，绿地不断荒退、沙尘暴肆虐、沙漠化加速推进。为了研究地球气候升高的原因，联合国环境规划署(UNEP)及世界气象组织(WMO)于l988年联合建立气候变化政府间专家委员会(IPCC)，针对全球气候变化趋势进行政府间的监测及科学研究。依IPCC的研究成果，联合国于1992年5月9日通过“气候变化框架公约”（UNFCCC），6月在巴西里约的“地球高峰会议”上，l55个国家签署此公约，公约于l994年3月2190、日生效。目前已有170个国家认可。公约的目标为“将大气中温室效应气体的浓度稳定在防止气候系统受到危害的人为干扰水平上”。执行的原则是“共同但有差别的责任”，因需考量各缔约国的经济发展及资源状况之故。此公约期望全世界共同努力尽己力抑制温室气体的排放。当大气中二氧化碳含量升高时，会增强大气对太阳光中红外线辐射的吸收，阻止地球表面的热量向外散发，使地球表面的平均气温上升，这就是地球的温室效应。造成温室效应的气体，是那些在地球大气中几百年难以分解或降解的气体，被科学家确认为影响气候变化的温室气体及其影响当量如下：气体名称 影响当量二氧化碳 CO2 1甲烷 CH4 21氧化亚氮 N2O 270氟氯碳化物91、 HFCs 11700全氟化碳 PFCs 12400六氟化硫 SF6 15800根据“谁污染谁治理”以及“共同但有差别”的原则，为了量化气候变化框架公约中有关减少排放温室气体的义务，1997年12月11日，249个国家和地区的代表在联合国气候变化框架公约缔约方第三次会议上通过了京都议定书，要求38个工业化国家在2008年至2012年间将温室气体的排放量降低至1990年以下的水平。8.2 京都议定书带来的机遇我国政府已于2002年批准加入了旨在减少温室气体排放的联合国气候变化框架公约（即京都议定书），该文件为发达国家和经济转型国家规定了具体的、具有法律约束力的温室气体减排目标，要求这些国家在2092、08-2012年间总体上要比1990年排放水平平均减少5.2%，该公约已于2005年2月16日起生效。尽管我国温室气体二氧化碳总排放量已位居世界第二，但根据该文件的有关规定，中国作为发展中国家在第一阶段不承担二氧化碳减排任务。京都议定书在实施细则中制定的“清洁发展机制”（CDM）要求有减排CO2义务的国家可以通过CDM机制向没有减排义务的国家购买经确认的减排CO2指标，用于冲抵自身的减排指标。国际温室气体减排指标交易市场（ET）已经建立，目前，一吨等效CO2的国际交易价格在6-25美元之间（我国去年与世界银行的伞型碳基金签订的价格为6欧元/吨）。矿井瓦斯的主要成份是CH4等，根据有关资料，CH93、4对气候变化的影响当量是CO2的21倍，有效减少CH4的排放相当于减少了大量的CO2排放量，为我们出售CO2排放指标奠定了良好的基础。应当注意的是，虽然我国在第一阶段不承担二氧化碳减排任务，但根据我国目前的经济发展情况，CO2排放量将逐年提高，到2012年将有可能承担减排义务，届时出售CO2排放指标将非常困难。因此我们必须充分利用目前的有利时机，利用国际CDM交易市场为企业创造良好的经济效益。8.3 我国实施“碳交易”的现状根据有关资料，发达国家为完成其在京都议定书中的承诺，在20082012年的5年时间里，每年将需要通过CDM项目购买约24亿吨CO2当量的温室气体。而世界银行的研究表明，中国94、将可以提供世界CDM所需项目的一半以上，约合1亿2亿吨CO2当量的温室气体，如果按照6欧元/t计算，中国CDM市场每年的份额就在10亿欧元左右。2007年3月，淮南矿业集团潘三矿瓦斯利用项目在联合国CDM执行理事会注册成功，标志着淮南矿区的瓦斯利用项目在清洁发展机制上和国际接轨。2005年12月20日，江苏梅兰化工股份有限公司和常熟三爱富中昊化工新材料有限公司与世界银行的伞型碳基金签订了总额达7.75亿欧元的碳减排放购买协议，出售两家公司每年1900万吨CO2当量的排放量，合同期为7年。2004年12月，晋城煤业集团与世界银行签定了碳基金减排购买协议，将回收的煤矿瓦斯用于新建电厂发电，减少向大95、气排放二氧化碳当量450万吨，世行碳基金按4.25美元/吨的价格收购。中国政府已经成立了由国家发改委、科技部、外交部、财政部和农业部组成的中国清洁发展机制理事会（CHINA DNA），挂靠国家发改委气候办，具体负责中国申报CDM项目的审批。另外，中国已有北京长江国际工程咨询有限公司、欧洲气候交易所等国内外中介机构，为企业提供CDM培训以及PIN文件的编写和PDD的制作等工作。近年来，我国 “碳交易”市场交易量陡升，可以预计，在今后的几年内，“碳交易”市场将会得到长足发展。8.4 本项目减排估算和效益展望国家特别强调CDM项目应具有三项要素：1）项目一定要能够产生和带来高质量的温室效应气体减排量96、（CERs）;2）项目应该带来先进的技术转让；3）项目要能够带来足够的资金。本项目是利用瓦斯进行发电的项目，完全具备了上述条件：1）符合减排要求：现有瓦斯抽放站的剩余煤矿瓦斯直接对空排放，会严重影响大气环境，煤矿瓦斯发电厂工程的建设，将对外排放的煤矿瓦斯全部利用来发电，生成主要成分为CO2和H2O的尾气排放，根据研究表明CH4对大气层的影响为CO2的21倍，所以本电站的建设会大大减少温室效应气体减排量。2）所采用的设备是利用进口机组，比如德国的道依兹、奥地利的盐颜巴赫生产的具有先进自动化水平的燃气内燃机，具备较高的技术含量。3）国内已有类似项目的成功经验，可以预计，如果本项目按照CDM模式申请97、成功，可以为项目带来相当可观的资金。根据CDM的规则，本项目折算减少的CO2排放量可以在国际碳交易市场中出售，赚取额外的资金收益。根据清华大学提供的有关CDM项目温室气体减排量的概算方法估算，本项目每年可减少温室气体排放折算为CO2当量如下：煤矿瓦斯发电替代燃煤发电减排量： 65.04万t/a每年共可产生CO2当量减排额约65.04万t。按照目前的市场行情，每吨CO2当量减排额的价格约为9欧元左右，本项目建成后，每年至少可获得585.36万欧元（5853.6万元人民币）的减排收益，本项目计划CO2减排额计入期为73年。第九章 劳动安全与工业卫生9.1 工艺生产过程中可能产生的职业危害和不安全因98、素本工程项目为内燃机发电项目，它是将瓦斯气、电、热电的转化工厂。它完成将瓦斯气的化学能热能机械能电能的生产过程。在整个生产过程中存在有以下几方面的不安全因素和职业危害。9.1.1 不安全因素9.1.1.1 火灾、爆炸a、主厂房的内燃机供气系统及其油系统、控制室下的电缆夹层、电缆隧道、电缆竖井、配电室等是防火的重点，也是易着火的一点。b、电力变压器发生内部故障明，在可能引起火灾或爆炸事故，并可能造成人身伤亡事故。c、主厂房内压力容器，超压爆炸。9.1.1.2 机械伤害及坠落伤害a、转动机械设备外露的转动部分，如发电机等防护措施不力，易造成人身机械伤害。b、电厂内的平台、坑池和孔洞周围；需登高检查99、和维修设备处设的钢平台，扶梯等若防护措施不力易造成坠落跌伤。9.1.1.3 电伤害a、误入带电间隔触电，误触漏电设备等也易造成电伤害；b、误操作触电；c、因静电积聚引起放电，产生火花引起爆炸；d、电气设备、配电装置接地不力，易发生雷击、火灾、人身电伤。9.1.2 职业危害9.1.2.1 化学伤害发电厂的化学伤害主要是腐蚀气体或物质及有毒气体的伤害，主要是化学水系统的酸、碱、氨、氯等。9.1.2.2 噪声影响内燃机发电站是一个机械设备比较集中的工厂，其中尤其是以主厂房为中心，集中了在部分高强声源的设备，是形成电站环境噪声的主要场所，此外冷却水塔（淋水）也是噪声的主要场所。电厂环境噪声主要由以下几100、部分组成：a、机械动力噪声：各机械设备在运转过程中由振动、磨擦、碰撞所产生的噪声，以低、中频主为。b、气体动力噪声：由内燃机、各类风机、风道、蒸汽管道中的气流（或汽流）的流动、扩容、节流、排汽、漏气等产生的气体动力噪声，并有高、中、低各类频谱。c、电磁噪声：即电动机、变压器等电气设备的磁场交变动力产生的噪声。另外，还有水塔淋水声和交通，人群活动的噪声。9.1.2.3 高温烫伤及中暑主厂房内高温设备，管道的隔热保温设施不力，会造成人员的烫伤；高温声所通风的设施不力，也会使工作人员中暑。9.2 执行的有关劳动安全及工业卫生标准、规程和规范（1）、火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程DL5053-1101、996；（2）、建筑设计防火规范；（3）、火力发电厂及危险变电所设计防火规范；（4）、爆炸和火灾危险场所电力装置设计规范；（5）、中华人民共和国爆炸危险场所电力安全规程；（6）、小型火力发电厂设计技术规程；（7）、发电厂、变电所电缆选择与敷设设计规程及石油库设计规范；（8）、压力容器安全技术监察规程；（9）、机械设备防护罩安全要求；（10）、生产设备安全卫生设计总则；（11）、固定式工业防护栏杆安全技术规范；（12）、固定式工业钢平台；（13）、工业企业设计卫生标准；（14）、高压配电装置设计技术规程；（15）、电力设备接地设计技术规程；（16）、建筑防雷设计规范；（17）、电业安全工作规程；102、（18）、电气设备安全设计导则；（19）、电力设备过电压保护设计技术规程；（20）、火力发电厂和变电所照明设计技术规定；（21）、火力发电厂生活、消防给水和排水设计技术规定；（22）、工业企业噪声控制设计规范；（23）、作业场所局部振动卫生标准；（24）、动力机器基础设计规范；（25）、采暖通风与空气调节设计规范。9.3 劳动安全与工业卫生措施设想根据国家劳动部第3号令建设项目（工程）劳动安全卫生监察规定精神，为贯彻“安全第一，预防为主”的方什政策，确保电厂建成投产后符后劳动安全与工业卫生的要求，保证职工在劳动生产过程中的安全与健康。本工程设计中，将劳动安全与工业卫生的设计项目（防火、防爆、防103、机械伤害和坠落伤害，防电伤、防尘、防毒和防化学伤害，防噪、防高温烫伤、防暑、防寒、防潮湿、防雷、防震、防振等）与主体工程同时设计，同时施工，同时投产运行，并遵照劳动安全与工业卫生的有关规程，规范和规定进行精心设计。9.4 建议（1）、建立健全劳、安、卫管理机构和监察系统；（2）、设置安全教育室及配备教育设施。第十章 节约和合理利用能源全工程本身就是国际上火力发电效率较高的内燃机发电项目，其本身发电效率高达70%以上。本着节约与开发并重，合理利用能源的原则，在工艺系统设计中进行系统优化，选择经济的工艺系统，在主辅机设备选择方机，选用高效、低耗能的设备，合理匹配设备容量，采用节水型的系统和设备，以104、取得较好的节能效果。对同一系统、同一布置作多方案比选，以达到节约用地和原材料的目的。10.1 节能指标本工程每年可节约标准煤5.6万吨。10.2 节能措施10.2.1 通过设备招标，选用效率高，性能好的三大主机（内燃机、发电机），尤其对内燃机发电机组，选用可靠性高、安全性好、效率高的设备。10.2.2 附属设备的电动机、水泵、风机等选用新型节能产品。10.2.3 选用节能型的电力变压器，以减少变压器的损耗。10.2.4 各专业设备选择合理，不留大的备用容量，避免出现大马拉小车和在低效率区工作的浪费现象。10.3 节约原料及节约用地10.3.1 燃用xx县xx、xx、xx三家煤矿废弃的排放的瓦斯105、气，变废为宝减少污染，节约能源，提高电厂及社会效益。10.3.2 本工程厂区用地，通过设计方案的优化，减少征地。10.3.3 合理安全施工安装场地，尽量安排在电厂厂区内，以减少施工过程中的租地。10.4 节水措施10.4.1 机组供水系统采用循环供水系统，冷却塔装设除水器，循环水补充水采用加酸加稳定剂处理，提高浓缩倍率，减少水的损失。10.4.2 循环排污水及少量经中和的酸碱废水回收用于绿化，反渗透排出水用于过滤器反洗。10.4.3 辅机冷却水、轴承冷却水，空调冷却水等排水回收作为循环水的补充水。10.5 建筑节能10.5.1 建筑围扩结构，包括外墙、屋顶和地板采取好的隔热措施；门窗用密封性能106、好的产品。10.5.2 水暖照明电设备采用节能产品。第十一章 电厂定员本工程电厂定员参照新厂新办法有关原则，尽量精简机构，压缩人员。电厂大中修委托外单位进行，另配日常维护人员，电厂生活福利设施的有关人员亦不编制在本定员范围内，以达到减人增效的目的，同时可以解决部分原xx县xx、xx、xx三家煤矿的富余人员。11.1 岗位定员指标（1）、生产人员a、电站站长 6人b、值长 18人c、内燃机发电 36人d、电气部分 36人e、化学水部分 18人f、维护部分 22人g、其它人员 15人（2）、管理人员 16人全厂人员 157人11.2 机构设置职能部门只设二室，厂长办公室及生产办公室。第十二章 工程107、实施条件和进度12.1 施工条件电厂厂址位于xx县xx、xx、xx三家煤矿所在矿区内。主要建筑物采用灰土挤密桩进行处理。场地三通一平工作量较小。施工电源可由xx县xx、xx、xx三家煤矿380v引接。12.2 工程建设进度在可行性研究报告审批后，要尽快进行主要设备订货的技术谈判和商务谈判并签订合同。同时进行初步设计和施工图设计。在上述基础上具体进度见下表：初步设计及施工图设计 2个月地基处理 2个月安装开始至第一台机组安装完毕 12个月第十三章 投资估算及经济效益评价13.1 投资估算本项目工程为瓦斯发电厂，项目一期工程最终建设规模为201000kW瓦斯发电机组。13.1.1 投资范围投资范围108、包括本次设计范围内全部土建工程费、设备及工器具购置费、安装工程费及工程建设其他费用，并且包括电厂接入电力系统的10kV架空线路部分的投资。13.1.2 估算编制依据工程量：依据可研阶段各设计专业提供的文件、图纸、工程量计算书、主要机电设备目录。定额指标及编制方法：项目划分：执行电力工业基本建设预算管理制度及规定（2002年版）。.定额选用： 执行电力工程建设投资估算指标（2001年）。.装置性材料价格：执行华北地区电力建设工程装置性材料综合预算价格。设备价格：主要设备采用询价，不足部分参考工程建设全国机电设备2004年价格汇编。取费标准：执行电力工业基本建设预算管理制度及规定（2002年版）。109、做成CDM项目前期费用。 本项目在申请CDM项目过程中发生费用共计160.20万元，其中1、项目设计书80万元；2、法律、金融服务费40万元；3、OE审核15万元；4、联合国注册费25.20万元。该项费用列入建设投资中工程建设其他费用中。CDM项目申请成功后，每年需上交的费用共计132.07万元。其中（1）联合国和中国收取的行政费用各按减排量总价值的2%计算，即117.07万元；（2）OE复核的费用每年15万元。该项费用列入每年的运行费用中。 其他有关事项固定资产投资方向调节税：执行财税字（1999）299号文有关规定，不计取。基本预备费：执行电力工业基本建设预算管理制度及规定（2002年版）110、的规定，按工程静态总投资的8%计取。价差预备费：按照国家计委1340号文件精神，不计取。 投资估算概况依据以上估算编制了本项目全部总投资，详见总估算表。本项目根据无CDM和有CDM进行投资估算。1.无CDM 工程项目总造价为16523万元 其中：生产工程13332万元；工程建设其他费用1508万元；基本预备费1067万元；铺底生产流动资金400万元；建设期贷款利息216万元。瓦斯发电项目投资估算表（无CDM）序号工程或费用名称建筑工程费设备购置费安装工程费其它费用合计一生产工程(一)燃料供应系统40750135925(二)水处理系统5022543318(三)供水系统1620238(四)电气系统111、50069009668366(五)控制系统6015060270(六)输气管道工程2120352442300变配电工程1845047515输电工程342045468附属生产工程120102132小 计82810960154413332二其他费用(包括土地费、设计费、监理费等)15081508三基本预备费10671067工程静态投资828109601544106714399共计828109601544257515907四建设期贷款利息216216工程动态投资828109601544279116123铺底生产流动资金400400项目计划总资金8281096015443191165232.有CDM 工112、程项目总造价为16683.2万元 其中：生产工程13332万元；工程建设其他费用1668.2万元；基本预备费1067万元；铺底生产流动资金400万元；建设期贷款利息216万元。13.2 经济评价本评价为山西省阳泉市xx工程管理有限公司利用xx县xx等三家煤矿201000KW瓦斯发电厂的经济评价。13.2.1 评价依据1. 本工程可行性研究投资估算及设计文件2计基础200126号“关于印发热电联产项目可行性研究技术规定的通知”。3国务院文件国发199335号“关于固定资产投资项目试行资本金制度的通知”。4国经贸资1996809号“关于资源综合利用目录的通知”。5财税字（94）001号文“关于企业113、所得税若干优惠政策的通知”。13.2.2 资金来源及工期安排工程资金来源为企业自筹。项目建设总工期为4个月。13.2.3 销售收入本工程销售收入按照有无CDM分别计算，无CDM时，销售收入仅为售电及供热收入，有CDM时，销售收入由两部分构成，一部分为售电及供热收入，第二部分为CDM收入计算如下：每年减排二氧化碳量（CER）： 65.04万吨。CER买卖价格为：9.0欧元吨，1欧元10元（人民币）本工程评价将出售CO2指标按产品处理，则CER收入：9.0欧元吨65.04万吨10元5853.6万元 。本项目建成投产发电后，正常年份每年可年发电1.2108kw.h,年上网电量1.164108kw.h114、 ，年CO2减排量65.04104t。根据设计工艺及市场调查预测，确定本项目产品销售价格，详见表13-2-1、13-2-2。估算在正常生产年份，本项目年销售收入无CDM可达4440万元。有CDM可达10293.6万元。表13-2-1 产品销售收入序号产品名称单位数量销售单价销售收入 (万元)1年上网电量kw.h1.21080.374440表13-2-2 产品销售收入（CDM）序号产品名称单位数量销售单价销售收入(万元)1年上网电量kw.h1.21080.3744402年CO2减排量t65.04104905853.6总计10293.6 生产成本反映计算期内每年成本构成及费用情况。正常生产年份发电115、总成本费用5022.26万元（有CDM），4882.5万元（无CDM）。电价：0.37元/kw.h(含税价格)，经计算该电价水平能够满足发电成本、税金、建设资金回收要求详见总成本费用估算表。生产成本主要依据设计工艺、人员配备，当前市场材料价格等进行估算。成本估算方法按要素构成进行成本估算。详见成本估算表（表13-2-3）（表13-2-4）。其中：1、水费，其中水价格：3.5元/m3；（年耗水量537920 m3），2、原材料计及辅助材料：按单位发电量成本0.2188元/Kw.h计算；3、工资及职工福利基金（职工福利基金按直接工资的14%计算）：根据当地平均工资水平(13000元/人.年)及项目116、157人计算，估算年工资及福利基金为232.7万元；4、折旧费：按分类固定资产原值及综合折旧率计算，固定资产原值包括土建工程、设备购置及安装工程投资。固定资产折旧，其中建筑工程按照40年折旧，设备按照15年折旧，其他为10年。固定资产大修理提存率2.5%。5、维修费：年费用估算为276万元6、其他费用：年费用估算为786万元（无CDM）；918.07万元（有CDM）。表13-2-3 生产成本估算表序号费用名称单位单价(元)年费用总额(万元)1原材料及辅助材料2625.62水费188.32燃料动力3工资及福利费232.74维修费2765折旧费773.96其他费用786年总成本4882.5表13-117、2-4 生产成本估算表(CDM)序号费用名称单位单价(元)年费用总额(万元)1原材料及辅助材料2625.62水费188.32燃料动力3工资及福利费232.74维修费2765折旧费781.596其他费用918.07年总成本5022.2613.2.5 评价参数及财务指标1评价有关参数销售税金及附加各项税率分别为：销项税：17%；计算基础为销售收入。进项税：材料：17%；计算基础为购买支出额。城市维护建设税：5%；计算基础为增值税额。教育费附加：3%；计算基础为增值税额。赢余公积金赢余公积金按税后利润的10%提取所得税税率33%，计算基础为利润额。财务内部基准收益率根据行业的规定，确定行业基准收益率118、为12%。2评价指标主要评价指标见表13-2-5、13-2-6。表13-2-5 财务评价指标一览表(含CDM)序号指标名称单位指标1投资回收期（税后）年5.652内部收益率（税后）%213财务净现值（税后）万元8600.794投资利润率%24.035投资利税率%31.38表13-2-6 财务评价指标一览表序号指标名称单位指标1投资回收期（税后）年202内部收益率（税后）%-11.833财务净现值（税后）万元-14127.534投资利润率%-5.085投资利税率%-3.3213.2.6 不确定性分析 本工程对经济评价指标影响较大的因素主要有产量（销售量）、销售价格、成本和投资。对于发电工程项目成119、本中，可变成本主要是燃料费，影响燃料费变化的最大因素是发电气耗；固定成本主要是折旧费，影响折旧费变化最大的因素是固定资产投资和折旧年限；对于发电工程项目收益而言，影响收益的因素很多，其主要因素是销售收入，销售收入主要取决于上网电量和上网电价。从敏感性分析表可以直观的看出，本项目对销售价格和产量两种因素最为敏感，以上分析提示企业的管理者在成本变化不大的情况下，应在销售环节上多下工夫，提高上网电量和上网电价，使企业获得尽可能好的效益。通过敏感性分析可知，本项目具备一定的市场灵活性，较强的抗风险能力。13.3 综合评价 1、财务赢利能力和清偿能力分析 本项目无CDM时，财务赢利能力和清偿能力很低，本120、项目不可行；有CDM时，通过分析资金来源与运用表，可以看出各年收支平衡，并有赢余，具有较强的赢利能力和清偿能力。2、综合经济评价通过上述综合分析，本项目无CDM时，财务内部收益率为-11.83%，低于行业基准收益率，且财务净现值为-14127.53万元，小于0，项目不可行；本项目有CDM时，财务内部收益率为21%，且财务净现值为8600.79万元，投资回收期5.65年，经济效益指标比较理想，各项指标符合行业规定及投资要求，企业具有较强的赢利能力和清偿能力，该发电厂项目在经济上是可行的。第十四章 结 论14.1 结论1）通过以上技术经济分析可以看出，本项目为资源综合利用项目，有利于矿区循环经济的发展；能减排大量温室气体，属于清洁发展机制（CDM）项目，具有良好的社会效益和环境效益。2）本项目具备建设所需内部条件和外部环境，并且在技术上是可行的。3）本项目虽然具有一定的经济效益，但仍低于行业内的基准收益率，但本项目具备“CDM”项目所要求的条件，如果能被认定为“CDM”项目，则本项目的内部收益率将会大幅提高。鉴于本项目的特点，应尽快落实项目建设的各项条件，争取早日建成投产，早日创造效益。14.2 建议14.2.1 进一步落实瓦斯气综合利用途径。14.2.2 尽快完成瓦斯抽放工程的建设，争取在2008年12月完成。14.2.3 建议应尽早组织申报“CDM”项目。