煤矿煤层气发电站可行性分析报告.doc

*市*煤层气发电有限公司*煤业*煤矿煤层气发电站建设项目申请报告目 录第一章 申报单位及项目概况11.1 项目申报单位概况11.2 项目概况21.3 投资规模和资金筹措方案131.4 工程进度计划181.5 建议18第二章 发展规划、产业政策和行业准入分析202.1 发展规划、行业准入分析202.2 产业政策分析22第三章 资源开发及综合利用分析253.1 资源开发253.2 资源开发利用价值263.3 资源节约措施28第四章 节能方案分析294.1 用能标准和节能规范294.2 能耗状况和能耗指标分析294.3 节能措施和节能效果分析29第五章 建设用地、征地拆迁及移民安置分析325.1 项目选址及用地方案325.2 土地利用合理性分析335.3 征地拆迁和移民安置规划方案34第六章 环境和生态影响分析346.1 编制参考依据346.2 环境和生态现状346.3 生态环境影响分析366.4 生态环境保护措施366.5 地质灾害影响分析40第七章 经济效益评价417.1 编制依据417.2 基础数据417.3 流动资金估算427.4 项目总投资427.5 投资使用计划与资金筹措427.6 年销售收入和年销售税金及附加估算427.7 总成本费用估算437.8 利润总额分配447.9 财务盈利能力分析447.10 不确定性分析457.11 评价结论46第八章 社会影响分析478.1 社会影响效果分析478.2 社会适应性分析478.3 社会风险及对策分析47附表：1、流动资金估算2、投资使用计划与资金筹措表3、销售收入、销售税金及附加和增值税估算表4、固定资产折旧估算表5、递延资产估算表6、总成本费用估算表7、损益表8、现金流量表（全部投资）9、招标表附件：1、项目委托书2、项目地理位置图3、平面布置图4、供电入网请示5、电气主接线图6、电气设备布置图 第一章 申报单位及项目概况1.1 项目申报单位概况项目名称： *煤业*煤矿煤层气发电站建设项目建设单位： *市*煤层气发电有限公司法人代表： *项目负责人：*项目地址： *市*县*乡*煤矿1.1.1 项目建设单位概况*市*煤层气发电有限公司成立于2008年4月，注册资金200万元，投资股东两个，其中*投资100万元，靳建华投资100万元。该公司立足于*丰富的煤层气资源，利用煤矿排空煤层气建设一批煤层气发电站项目。1.1.2 项目依附的煤矿概况*煤业有限公司原为*乡*煤矿，始建于1971年，至今已有37年的开采历史，注册资金3900万元，位于*县*乡原庄村境内，距晋韩路 4 公里，距晋阳高速公路 10 公里，交通十分便利。煤矿现有井田面积2.387平方公里，年设计生产能力15万吨，2008 年被县委、政府批准立项建设30万吨矿井，现可采储量1400余万吨，服务年限24年，主要开采3#优质无烟煤。公司现有员工560人，现有资产总额 1.5 亿元，其中固定资产 4000 余万元。煤矿年产值8000余万元，年上交利税 2500 余万元。1.2 项目概况1.2.1 建设背景煤层气俗称“瓦斯”，主要成分是CH4(甲烷)，主要伴生于煤层中，也是造成煤矿井下事故的主要原因之一。长期以来，瓦斯作为煤矿“第一杀手”不仅对煤矿的生产安全和矿工生命安全构成了严重威胁，而且还是一种具有强烈温室效应的有害气体。煤层气随着煤炭的开采泄漏到大气中，会加剧全球的温室效应、破坏臭氧层，但同时煤层气也是一种清洁、高效、安全的新型能源，它热值高、无污染，可用做电站燃料、工业用燃料、居民生活燃料，1m3煤层气热值相当于1.13L汽油和1.22Kg标准煤。如果对煤层气进行回收利用，在采煤之前先采出煤层气，煤矿生产中的瓦斯将降低70%到85%。世界主要产煤国都十分重视开发煤层气，英国、德国、前苏联、波兰等国主要采用煤炭开采前抽放和采空区封闭抽放方式抽放煤层气。80年代初美国开始试验应用常规油气井（即地面钻井）开采煤层气并获得突破性进展，标志着世界煤层气开发进入一个新阶段。全球埋深浅于2000米的煤层气资源约为240万亿立方米，是常规天然气探明储量的两倍多。我国煤层气资源丰富，居世界第三。每年在采煤的同时排放的煤层气在130亿立方米以上，合理抽放的量应可达到35亿立方米左右，除去现已利用部分，每年仍有30亿立方米左右的剩余量，加上地面钻井开采的煤层气50亿立方米，可利用的总量达80亿立方米，约折合标煤1000万吨，如用于发电，每年可发电近300亿千瓦时。煤层气开发具有可观的效益和收益，现阶段国内外市场原油、天然气、煤炭等常规能源的价格不断攀升，而开发煤层气可以伴随着煤矿开采的先期工程进行，节约工程成本。瓦斯是煤矿事故的罪魁祸首，国内煤矿矿难70-80都是由瓦斯爆炸引起。开发煤层气可以减少矿道内的瓦斯含量，有效预防事故发生，改善矿工的生产工作条件。2006年，我国已经将煤层气开发列入了“十一五”能源发展规划，煤层气产业化发展迎来了新的发展契机。2010年的煤层气开发目标是：开采比例达到90%以上；煤矿瓦斯抽采率达到50%以上；瓦斯（煤层气）抽采量达到100亿立方米。2010年全国矿井瓦斯利用总量将达到50亿立方米以上，利用率50%以上，其中民用和工业燃气利用量20亿立方米以上，发电利用量30亿立方米以上，瓦斯发电装机容量150万千瓦以上，50%以上的发电设备实现热电或热电冷联供。1.2.2 站址选择*煤矿煤层气发电站位于*县*乡原庄村，距离*煤矿瓦斯抽放站直线距离150m，占地面积1650m2，所占用土地属于*煤矿矿区已征用的土地，无须办理征地手续。交通方便，详见附件2：地理位置图。1.2.3 建站条件1、*煤矿含有大量煤层气，根据煤矿安全规程中规定：矿井绝对瓦斯涌出量达到40m3/min以上时，必须建立地面永久抽放瓦斯系统或井下临时抽放瓦斯系统，*煤矿平均抽放量为67.43m3/min，平均抽放浓度在37.5%之间。按规定建立了地面瓦斯抽放站，年抽放量在3544万m3以上，电站年耗煤层气1209.6万m3，该矿煤层气中甲烷浓度和瓦斯抽出量能满足煤层气燃气机发电机组使用条件。2、燃气发电机输出的低压电力，可经过变压系统的升压，通过并网专线输送至最近的变电站。1.2.4 规模确定1、建设规模根据煤矿瓦斯抽排量情况，结合企业资金力量、项目场地情况、当地居民用气情况，来确定*煤矿煤层气发电站的建设规模。*煤矿现有瓦斯抽放设备2台，根据煤矿煤层气涌出量情况，结合项目实际情况，确定*煤矿煤层气发电站装置燃气发电机组8台，总装机容量3MW（6用2备）。电站工作制度为三班制，工作人员为15人。全年工作天数为300天。2、组织规模(1)该项目生产组织机构如下图：*煤层气发电有限公司*煤矿煤层气发电站站长电力生产电力调度后勤财务(2)劳动定员该项目的人员配备根据劳动法的有关规定，按照以岗定员的原则，同时参照同类企业的情况来确定：该发电站实行24小时工作制，三班制，全站年工作日为300天。项目劳动定员表 岗 位站长技术员会计、出纳及管理人员共 计人数（个）1122151.2.5 工程技术方案根据电站规模，拟定电站采用单循环发电工艺。单循环发电工艺：即利用管道将瓦斯输送至燃气发电机组进行发电，燃气机的废气经排气管排到机房外。整个瓦斯发电系统分为：瓦斯收集系统、净化加压系统、燃气机发电系统、电气并网系统。整个工艺流程如图1-1所示：图1-1 项目工艺流程图工艺流程简述：1、瓦斯收集系统：井下的瓦斯通过管道，经防爆装置、防回火装置，然后经瓦斯抽放泵泵入输气管道内，最后送气到发电站内的瓦斯预处理模块（净化回压系统）。2、净化加压系统：瓦斯预处理模块露天布置，首先经过气液分离器初步过滤，除去大液滴和细粒，再将瓦斯气体引至加压风机，压力提升后，最后经冷却器和凝聚过滤处理，送至机房。在瓦斯输送过程中，为保证输气管道的安全运行，应在管道上安装防爆装置、防回火装置和监控设备，为保证供气压力的稳定性，在系统中设置水封。在紧急状况下瓦斯通过排空管排空。图1-2 瓦斯抽放及输气工艺流程3、燃气机发电系统：经处理过的瓦斯送入燃气机，电子点火燃烧膨胀推动活塞做功，带动曲轴转动，通过发电机输出电能。燃气机的废气经排气管排到机房外。整个过程由可编程序控制器控制。其中的冷却系统采用带冷却塔的循环供水系统。燃气发电机组循环水分为内循环冷却系统和外循环冷却系统。内循环系统为机内闭式循环，采用软化水，软化水由项目区内水处理装置（加药装置）处理后，送入静压水箱，由静压水箱补给；外循环水系统采用冷却塔循环二次供水方式，外循环水由发电机配套的水泵将循环水池内的水泵入发电机，用于吸收内循环系统中循环水的热量，然后在水压力下，吸收了热量的冷却水通过喷淋，实现放热，最后重新回到循环水池内备用。废气过滤处理器电 能后勤财务空 气电力生产发电机组销收入（万元）不确定因素变化率（%）经营成本输气管道销售收入冷凝分离器加压风机输气系统销售销售价经营成本基本方案内部收益率14.25%价格固定资产投资销售价格固定资产投资销售价经营成本基本方案内部收益率14.25%排 空销售价销售价格固定资产投资格销售价格销售价格固定资产投资燃气内燃机销售价格销售价格冷却系统图1-3 燃气机发电系统工艺流程图喷水冷却厂区内生活用水软化补水加药装置生产能力利用率%基本方盈利区销售收入(万元)4.25%井下矿井水中冷换热器100高冷换热器固定成本燃气机组总成本高温冷却水盈利区静压水箱销售收入低温冷却水蒸发、飘逸、 排污矿井水处理系统图1-4 项目水系统工艺流程根据*煤矿瓦斯抽放量，确定项目总装机容量为8500KW，其中6用2备，发电规模为6500KW，发电机组功率因数按80考虑，每小时发电量为2400KWH，项目年发电量为：2400243001728万KWH其中：2400每小时发电量为2400WH24每天发电时间为24小时300每年工作日为300天耗煤层气量为：24000.7243001209.6万m3其中：2400每小时发电量为2400KWH0.7每0.7立方米高浓度CH4发电量为1KWH24每天发电时间为24小时300每年工作日为300天4、电气部分(1)电气主接线考虑到发电机机组容量小，因此发电机电压采用400V，发电机出口母线经闭缩开关直接并入400V母线引接。方案详见附件电气主接线图。(2)电气设备布置站用配电间设低压盘布置及400V电器柜布置在低压配电间，全站设主控制室，采用主控制室的控制方式。方案详见电气设备布置图。(3)直流系统采用硅整流系统，电压采用220V，采用单母线或单母线分段的接线方式，其容量满足机组的控制负荷和事故照明负荷的需要。电气元件的控制、测量和信号采用强电接线。（4）主要电气设备的选择发电机的出线电压采用400V；400V开关柜采用普通GGD固定柜；380/220V低压开关柜采用GGD固定柜。5、继电保护(1)发电机保护简易差动保护：作为定子绕组的三相短路的基本保护，动作使发电机与系统解列，并灭磁停车。过流保护：本保护装置带有时限，用来保护由于外部短路而引起的定子绕组过电流，并作为内部短路时的后备保护。过电压保护：当发电机突然甩负荷或在系统解列情况下单独供电而调速失灵时，转速突然增加引起过电压，为了防止过电压击穿定子绕组绝缘，特装设本保护装置，本保护装置经0.5S使发电机与系统解列并灭磁。过负荷保护：本保护装置用来保护由于过负荷而引起励磁消失时，立即联动跳开发电机出线开关，以保证机组安全运行。（2）主变压器保护差动保护：保护变压器线圈内部短路。当变压器线圈或两侧差动电流互感器内的引线，电缆发生多相短路时跳开变压器两侧断路器。瓦斯保护：为变压器内部故障之基本保护，利用变压器内部故障时产生气体而冲动瓦斯继电器达到发信号和跳闸的目的，当油面降低或轻微故障时发出信号，故障严重时跳开变压器两侧开关或发出重瓦斯信号（由切换片位置决定）。复合电压闭锁过电流保护：保护变压器外部短路，并作为线路的后备保护，带有一定的时限。过负荷保护：变压器过负荷时发出信号。（3）线路保护 瞬时电流速断保护：是线路的主保护。过电流保护：作为线路的后备保护。1.2.6 土建工程主要建筑物如下表：表1-1 主要建构筑物特征表序号名 称建筑面积（m2）层高（m）结构备注1发电机机房5725.5轻钢布置8台发电机组2控制室763.3砖混包括高压室、低压室、配件室等3循环水池240 m33（深）钢筋砼5m8m3m水池2个5围墙及大门170m（长）2.2砖砌铁大门6办公室及辅助用房513.3砖混7硬化4598绿化412251.2.8 配套工程1、采暖、通风系统项目区内建筑物采暖，由于项目热负荷耗量较少，而且连接项目区附近供热系统不经济，故项目采用电站冷却水循环取暖。选用四台大风量低压头的轴流风机（2进2出），风机风量为56880m3/h，全压304pa，电机功能7.5KW。2、给排水系统项目区少量生活用水，可以忽略不计，人员饮用水由煤矿接入。生产用水采用矿井水，生产用水量按0.3m3/万KWH计算，项目年用水量为518.4m3。管道接入只需能满足电站生产、生活和消防用水量要求即可。站区内建一座旱厕，生活污水排入旱厕。场地雨水及站内建筑物排水充分利用地面坡度及建筑物的有组织排水排出站外。3、照明系统发电站的照明，设有正常照明和事故照明分开的供电网络，电压为220V。正常照明的电源，由动力和照明网络共用的中性点直接接地的低压变电器供电。事故照明由蓄电池组供电。发电机组机房的通道以及远离机房的重要工作场所要求的事故照明采用应急灯。4、防雷接地系统发电站采用高杆避雷针保护全站建筑物，接地电阻不大于10，站内机电设备、管线及金属构架均进行保护性接地，接地电阻不大于4。5、消防系统发电机机房在生产过程中的火灾危险性为丁类，最低耐火等级为二级。煤层气加压设备采用防爆设备，配防爆电机。站内消防器材配置移动式泡沫灭火器或干粉灭火器，消防水系统与循环冷却水系统合并考虑，即冷却塔凉水池可以做为消防水池。站区总平面布置设消防通道。6、供气管道能满足发电站用气量要求的管道接入发电站。7、道路建设期间修建临时简易道路，在项目完成后修建水泥路面道路。1.3 投资规模和资金筹措方案1.3.1 编制依据1、2005年*省建筑工程消耗量定额2、电力工程建设投资估算指标3、电力工程建设概算定额（2001年修订本）建筑、热力、电气册4、2002年*省建设工程其他费用标准5、电力工程建设预算定额（调试）6、电力工业基本建设预算管理制度及规定（2002年版）7、设备价格依据甲方提供的市场询价为准1.3.2 投资说明1、主要建构筑物发电机房占地572m2，高5.5米，采用单跨轻钢结构，钢（管）柱及独立基础，彩钢板墙体围护结构，采用轻型钢屋架，屋盖采用彩色压型钢板。按960元/m2估，合计54.91万元。控制室占地面积为76m2，高度为3.3m，采用砖混结构，按700元/m2估算，合计5.32万元。办公用房及辅助用房层，占地面积为51m2，高度为3.3m。结构为砖混结构以700元/m2估算，合计3.57万元。循环水池规格为25m8m3m，总容积为240m3。估价为12.4万元。围墙总计长170m，以200元/m估算，总计3.4万元。表1-2 主要建构筑物投资估算表序号名 称结构造价指标（元/ m2）合计（万元）1发电机机房轻钢96054.912控制室及办公用房砖混7008.893循环水池钢筋砼12.44围墙砖砌200元/m3.45大门0.60总计80.22、室外配套工程输气管道，长度200m，单价350元/m，总价7万元。并网线路，长度5000m，单价150元/m，总价75万元。绿化412 m2，按30元/ m2估，合计1.24万元；硬化459m2，按100元/ m2估，合计4.59万元。生产用水采用*煤矿矿井水，水管费用已计入循环水池造价中。3、设备购安费估为848.2万元。1.3.3 其它费用估算说明1、土地为*煤矿提供因此费用不计；2、建设单位管理费按建设工程费用的0.5%计；3、建设单位临时设施费按建安工程费的0.8%计取；4、勘察设计费（1）项目申请报告编制费1.5万元；（2）勘察费按建安工程费的0.5%计；（3）工程设计费按工程勘察设计收费标准（2002）计取；（4）施工图预算编制费按工程设计费的10%计；5、工程监理费按建设工程监理与相关服务收费管理规定的通知内规定计取；6、消防设施配套费按3元/m2计取;7、职工提前入场培训费用（三个月计），按人员总数的50%计算，每人每月1000元。8、设备试运行费用按设备购置费用的2%计算；9、办公家居按每人900元计算；10、基本预备费按建安工程费和其他费之和的8%计。表1-3 主要生产设备一览表名称数量型号规格单价（万元）总价（万元）备注发电机8台500kw98784含并网柜、监控及电缆、安装变压器2台2000kva19.839.6含铜排、电缆、安装冷却塔2台7含安装费用水泵2台30kw 800m3/小时12含电机、安装开关柜8个1.713.6含电缆、安装启动柜2个12含安装合计848.2表1-4 *煤矿煤层气发电站投资估算表 单位:万元序号工程或费用名称建筑工程设备购安其它费用合计一、建安工程及设备购安168.39848.21016.591发电机机房54.912循环水池8.893控制室及办公室用房12.44大门0.65硬化4.956绿化1.247围墙3.48输气管道7.009并网线路75.0010生产设备848.2二、其他费用94.2394.231建设单位管理费10.172建设单位临时设施费2.533申请报告编制费1.504勘察设计费44.094.1勘察费0.764.2工程设计费39.394.3施工图预算编制费3.945工程监理费16.876消防设施配套费0.207职工提前进厂和培训费2.258办公家具购置费1.359联合试运转费15.27三、基本预备费88.8788.87四、铺底流动资金2.722.72五、总投资1202.401.3.4 资金筹措项目资金来源全部为项目法人单位自筹。1.4 工程进度计划参考全国统一建筑安装工程工期定额，确定项目计划建设工期为7个月，资金按项目进度分阶段投入，共分为四个阶段：第一阶段为申报立项等前期阶段；第二阶段为工程设计阶段；第三阶段为工程施工阶段；第四阶段为工程竣工验收、试运行阶段。具体进度安排见下表：表1-5 工程实施进度表工期（月）项目2008年567891011前期准备工程招标工程设计土建工程设备安装人员培训竣工验收、试运转1.5 建议 1、建议采用储气系统，以保持供气的稳定性；2、严格按照使用计划分批付款，加强会计核算和监督，形成有力的财务约束机制；3、施工中要注意对周围环境的影响，同时采取相关措施，保证生产安全和环境保护；4、加强对煤层气燃料的分析和评述工作，不断改进生产工艺；5、尽快与供电公司签订供电上网意向书，保证电力正常上网；6、项目建设中要适当留有发展余地，为企业今后的发展创造更好的条件；7、项目投产后，要不断扩大生产规模，注意节约生产成本，以求利润最大化。第二章 发展规划、产业政策和行业准入分析2.1 发展规划、行业准入分析我国的常规能源中石油、天然气资源相对缺乏，一次能源产量以煤为主，而煤炭产量一半用于发电。改革开放以来，我国经济迅速发展，对能源的需求也越来越大，近年来，对国际能源市场的依赖程度加深，已经成为石油、液化天然气的纯进口国，因此有必要开发新的能源，调整原有的不合理的能源结构。煤层气（瓦斯）是与煤伴生的一种可燃性气体,主要成份是甲烷,其热值为(34-37)MJ/Nm3，与天然气热值相当。煤层气是一种清洁能源，燃烧产物主要是二氧化碳和水。我国煤层气资源丰富，分布区域广，储量位居世界第三。但我国每年煤层气的实际利用率很低。过去因为没有找到合理的利用手段，我国在煤矿开采中所抽放的瓦斯大多排入大气中，既浪费了宝贵的能源，也严重地污染了环境。随着开采和利用技术的不断成熟，煤层气越来越受到人们的重视，相比于原油、天然气、煤炭等常规能源的利用及发展现状，煤层气开发更具优势。煤层气伴随着煤矿开采的先期工程进行，成本低廉，其开发利用具有可观的经济、环境和社会效益。随着瓦斯发电的技术日趋成熟，示范工程的经济效益初步显现，在我国已掀起了瓦斯发电的小高潮。全国已上瓦斯发电机组数百台，装机容量达到10万余千瓦，已建和在建的瓦斯发电项目容量达到30万千瓦。国家发改委等八部委下发的煤矿瓦斯治理与利用实施意见，鼓励大力发展瓦斯民用、发电、化工等项目的利用。煤层气(煤矿瓦斯)开发利用“十一五”规划提出2006-2010年的煤层气开发目标是：2006年全国矿井瓦斯利用总量8亿立方米以上；2010年利用总量50亿立方米以上，利用率50%以上，其中民用和工业燃气利用量20亿立方米以上，发电利用量30亿立方米以上，瓦斯发电装机容量150万千瓦以上。2007年4月，国家发改委在关于利用煤层气发电工作的实施意见中指出：全部燃用煤层气（煤矿瓦斯）发电并网项目由省级人民政府投资主管部门核准；煤矿企业全部燃用自采煤层气（煤矿瓦斯）发电项目，报地方人民政府投资主管部门备案。电力行业产业政策鼓励煤矿坑口煤层气（煤矿瓦斯）发电项目建设。鼓励采用单机容量500千瓦及以上煤层气（煤矿瓦斯）发电机组，开发单机容量1000千瓦及以上的内燃机组，以及大功率、高参数和高效率的煤层气燃气轮机（煤矿瓦斯）发电机组。煤层气（煤矿瓦斯）电站所发电量原则上应优先在本矿区内自发自用，需要上网的富余电量，电网企业应当予以收购，并按照有关规定及时结算电费。煤层气（煤矿瓦斯）电站不参与市场竞价，不承担电网调峰任务。发改委要求电网企业应当为煤层气（煤矿瓦斯）电站接入系统，提供各种便利条件。电网企业要按照国家标准、行业标准和规程规定验收电站投资建设的接入系统工程，并及时签订并网调度协议，确保电网的稳定和电站的正常运行。保障性政策的颁布实施为煤层气产业化发展提供了极好的发展契机。利用煤层气发电是国家产业政策鼓励发展的产业，*市煤层气资源丰富，为利用煤层气发电项目提供了良好的发展环境，*市*煤层气发电有限公司*煤矿煤层气发电站建设正是在这样的背景下提出的。综上所述，利用煤层气发电是政策鼓励类发展项目，项目的技术条件成熟，实施后对减少温室气体排放、促进煤矿安全生产和缓解当地电力紧张均有积极意义。2.2 产业政策分析由于煤层气发电项目有利于节能减排，可以申请CDM项目，得到可观的减排费，具有非常良好的经济效益。瓦斯得到利用，大大地减少煤炭或燃油的使用，从而大大地减轻了发电对环境的污染，具有良好的环境效益。国家经济贸易委员会、财政部、国家税务总局关于进一步开展资源综合利用的意见要求：利用煤层气生产电力的企业，单机容量在500千瓦以上，符合并网调度条件的，电力部门都应允许并网，签订并网协议，对并网的机组免交小火电上网配套费，并在核定的上网电量内优先购买。*煤矿煤层气发电站单机容量为500KW，总装机容量为3MW，符合产业政策要求。根据财政部、国家税务总局关于企业所得税若干优惠政策的通知，综合利用煤层气（在资源综合利用目录里的资源）做主要原料生产的产品（本项目即为电力）所得，自生产经营之日起免征所得税五年。国家发改委2007年4月发布了关于利用煤层气（煤矿瓦斯）发电工作的实施意见。意见提出，发电不仅可以作为煤层气综合利用规划的一项内容，还明确“国家鼓励各类企业利用各种方式开发利用煤层气，鼓励煤矿坑口煤层气发电项目建设。”意见规定：煤层气电厂上网电价比照国家发改委制定的可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法中生物质发电项目上网电价，即执行当地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分，通过提高煤层气电厂所在省级电网销售电价解决。根据意见煤层气电厂所发电量原则上应优先在本矿区内自发自用，需要上网的富余电量，电网企业应当予以收购，并按照有关规定及时结算电费。煤层气电厂不参与市场竞价，不承担电网调峰任务。发改委要求电网企业应当为煤层气电厂接入系统提供各种便利条件，并对煤层气电厂也提出了相应要求。发改委指出：电网企业要按照国家标准、行业标准和规程规定验收电厂投资建设的接入系统工程，并及时签订并网调度协议，确保电网的稳定和电厂的正常运行。煤层气电厂应执行国家的有关法律法规、行业标准和规程，接受电网企业的专业管理和技术指导，具备并网技术条件，服从电力调度指令。*市煤层气（天然气）综合开发利用领导组办公室关于煤层气发电并网定价的情况说明晋市煤层气办200626号，为煤层气发电制定了合理的上网电价。综上所述，项目的建设符合国家相关产业政策和要求，属于国家提倡能源多方面发展的建设方向和范围。第三章 资源开发及综合利用分析3.1 资源开发该煤矿开采为沁水煤田3#煤层，该煤田为优质的无烟煤,有“蓝花炭”之称，经技术权威部门认证是含硫低、发热量高的优质化工冶金原料。沁水煤田煤层气的主要物理化学指标如下： 表3-1 本区瓦斯气化学成分一览表组分CH4H2CO2O2N2COH2S尘合计平均含量V%52.40.200.119.9337.36未检出未检出未检出100%表3-2 瓦斯气物理性质一览表热值密度高热值爆炸极限运动粘度华白指数18.84MJ/Nm30.99kg/Nm320.90MJ/Nm3下限：5.2%上限：16.8%22.8m2/s22.8MJ/Nm3*煤矿是高瓦斯矿井，矿井装备有两套可靠的瓦斯抽放系统，两台BDK60-6-N017(902)型轴流式主扇风机,建立有准确的瓦斯监控系统，为杜绝矿井瓦斯事故具备可靠的防御功能。高瓦斯煤矿生产过程中瓦斯气体必须抽空。为了煤矿安全，在煤炭生产中，有相当一部分瓦斯气体都对空排放，既浪费了宝贵资源，又污染了环境。瓦斯气体是一种优质资源。利用煤层气建设坑口电站，属资源综合利用和环境治理项目。瓦斯气体，可以作为民用燃气，煤矿距永安村较近，设备和管网投资都不大，有利于日常维护工作，但是民用量在时间上不稳定，不利于煤矿的安全生产，所以在一定时间内煤层气完全民用不太现实。因此实现煤层气工业用气为主居民用气为辅是较好的方式，充分利用现有场地和煤矿煤层气资源，就近建设一批坑口煤层气电站。项目生产经营主要消耗的原材料、辅料有：瓦斯、机油、水、电消耗，消耗定额表如下：表3-3 项目主要原、辅材料消耗一览表序号名称年消耗量来源1瓦斯1209.6万m3*煤矿2机油7500L当地购买3水518.4T村内深水井4电48.96万KWH自给机器所使用过的废机油全部回收并且统一卖给回收单位。项目运转基本不产生废水，消耗水量基本都是因为水气蒸发，剩余的水全部循环使用。只需定期补充水量即可。3.2 资源开发利用价值一、可以有效减少温室气体排放，保护大气环境。煤层气的主要成分甲烷（CH4）直接排空会造成环境污染，研究表明，煤层气的温室效应是CO2的21倍，在全球气候变暖中的份额为15%仅次于CO2，对臭氧层的破坏力是二氧化碳的78倍。*市是产煤大市，每年因采煤产生大量的甲烷气体，如果不对其进行处理直接排空对环境影响很不利，目前有些煤矿用燃烧后排空的办法来减少煤层气的排放，却又造成了资源的严重浪费。研究表明对煤层气进行充分燃烧，其燃烧热值与天然气相当，而且洁净，几乎不产生任何废气，利用煤层气发电是充分利用这种清洁能源，减少环境污染的有效途径之一。利用该煤矿煤层气发电，具有良好的环境效益。二、可以促进煤矿安全生产，提高煤矿经济效益。我国高瓦斯矿井和瓦斯突出矿井占46%，因瓦斯事故而死亡的人数约占煤炭行业工伤事故死亡人数的3040%，占重大事故的7080%。瓦斯治理坚持“以抽保用、以用促抽”的原则，采煤之前先采出煤层气，防止煤矿瓦斯事故，改善煤矿的安全生产条件。利用煤矿瓦斯就近建立坑口发电站，第一解决了煤层气的利用问题，为煤矿减少了处理排出气体的费用开支，进而促进煤层气的开发和利用，从根源上防止瓦斯事故，形成了良性循环；第二减少了煤矿向空气中排放的温室气体量，减少或避免了煤矿因大气污染物排放超标而受的处罚，降低煤矿的生产成本，为其改善生产条件创造了可能。三、可以充分利用资源，缓解油气资源短缺的现状。采煤的伴生气体煤层气，作为一种非常规天然气，是最现实的天然气接替资源。不但是清洁、无污染的新型能源，而且是优质能源和化工原料，随着开采和利用技术的不断成熟，越来越受到人们的重视。煤层气开发具有可观的效益收益。现阶段国内外市场原油、天然气、煤炭等常规能源的价格不断攀升，而开发煤层气可以伴随着煤矿开采的先期工程进行，节约工程成本。3.3 资源节约措施 一、煤层气1、采用良好性能的设备和管路连接件，可避免和减少管道检修或事故状态时煤层气外泄量。2、采用密封良好的阀门及计量、分离设备。3、对工艺过程中产生的废气、废水进行收集，可以实现对能源的充分利用。二、水1、使用优质给水管材。2、提高管材、附件和施工质量，严格控制跑、冒、滴、漏。3、采用节水龙头，推广使用节水器具。三、土地1、在选站、选线过程中避开自然保护区、名胜古迹、林区、经济作物种植区，尽量不占良田，尽量避绕水域、沼泽地。2、合理规划已有道路至施工现场之间的连接道路，禁止随意开辟道路。3、管道施工后，尽快进行平整，恢复地貌。第四章 节能方案分析4.1 用能标准和节能规范节能是我国经济和社会发展的一项长远战略方针。根据中华人民共和国节约能源法和国家能源节约与资源综合利用“十一五”规划，企业应把能源节约作为主导思想和生产原则，提高资源综合利用率。4.2 能耗状况和能耗指标分析总装机容量为8500KW（6用2备）的燃气内燃机的气耗量为每年1209.6万m3。设备年运行时间：300天。4.3 节能措施和节能效果分析1、项目运行过程中的节能项目运行过程中的节能主要表现为节水，由于该项目给水、排水系统是一个闭路循环的用水系统，每天只需补充少量用水，而不排放废水。在水资源日趋紧缺的情况下，用此循环冷却水系统大大提高了水的重复利用率，达到了节水的目的。2、发电站合理布置合理进行站区总平面布置和工艺平面布置，同时严格按照相关规范、要求进行布置，降低动力消耗，节约能源。3、发电机选配与节能容量选配也是小型发电机节能的一个主要措施，从节能的角度讲，负荷率控制在80%较好，综合考虑节能和造价，一般负荷率控制在90%95%为好，特别是利用小时较高的机组，应尽量不要满负荷甚至超负荷长期运行，也不要低于30%负荷