煤层气发电项目可研报告Word文档下载推荐.docx
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2、辅机选型本着高效、经济、合理原则通过技术经济论证确定。
3、发电机出线电压400V，发出电通过开关直接并入厂内400母线侧。
4、电站厂址：
厂址就近资源点，做到坑口发电，资源综合利用。
5、主机布置采用零米布置形式。
6、机组运行按每年九个月计算。
8、厂址地震烈度按7度考虑设防。
9、场地类别按Ⅱ类。
10、机组选型根据煤矿瓦斯气体的分析资料，结合国内外燃气轮机的技术特点，燃气动力机组以选用进口设备为主。
11、出线电压与回路：
出线电压按400V出线考虑。
因机组容量较小，考虑一回出线。
12、热工控制推荐采用机、电集中控制方式。
辅助系统采用单独的仪表和控制系统。
13、机组年利用小时按九个月考虑。
14、投资估算和经济分析按现行的定额标准及有关规定执行。
15、充分利用清洁发展机制进行项目合作。
1.4主要研究内容
本报告对项目建设的背景、必要性及可行性、建设条件、工艺及工程技术方案、节能节水措施、环境影响评价、劳动安全卫生、投资估算、经济效益、项目风险等进行了研究分析。
1.5主要研究结论
项目建设符合我国煤层气综合利用的基本政策，项目年发电量14400万KWH，回收利用煤层气10080万m3。
该项目气源供应充足，工艺技术成熟，通过CDM项目合作，具有良好的经济效益、社会效益和环境效益，项目可行。
1.6主要技术经济指标
表1-1主要技术经济指标表
序号
名称
单位
数量
备注
一
总用地面积
亩
87.1
二
规模（总装机容量）
KW
27×
1000
三
总发电量
万KWH/年
14400
四
总建筑面积
m2
9418
五
绿地率
%
20
六
年工作日
天
300
七
劳动定员
人
98
八
原辅材料用量
1
煤层气
万m3
10080
2
机油
升
33136
3
水
吨
3456
4
电
万KWH
290.3
九
工程总投资
万元
5075.05
固定资产投资
5044.2
铺底流动资金
30.85
十
年销售收入
2771.37
十一
年总成本费用
1342.61
第四年
十二
年均利润总额
1107.12
达产年
十三
年销售税金及附加
430.89
十四
财务评价指标
投资利润率
21.5%
投资利税率
29.9%
财务内部收益率
23.26%
税前
财务净现值（Ic=12%）
2654.17
5
投资回收期
A
5.5
税前（含建设期）
6
18.87%
税后
7
1528.19
8
6.09
税后（含建设期）
9
盈亏平衡点
49.8
10
贷款偿还期
4.45
第二章项目建设背景及必要性
2.1项目单位简介
沁水县兰金瓦斯发电有限公司位于沁水县加丰镇境内，公司成立于年日，注册资金万元，现有员工人。
公司利用沁秀煤业曲堤瓦斯抽放井抽放的瓦斯气用于发电。
沁秀煤业曲堤煤矿位于沁水县端氏镇曲堤村北，矿井采3#煤层，井田面积1.5958km2，地质储量1220.8万吨，生产规模30万吨/年，服务年限为15年，井田内地质构造简单，煤层气赋存丰富（仅在巷道掘进过程中瓦斯绝对涌出量就达163.92m3/min），是典型的高瓦斯矿井，并经煤炭科学总院抚顺分院预测2#煤层具有与瓦斯突出危险性，对矿井安全生产已构成威胁，为确保安全生产，该矿建立了地面永久性瓦斯抽放系统，每年抽放瓦斯气量为2.4亿立方，瓦斯浓度在40%以上，瓦斯低位发热量为3900千卡立方米。
2.2项目建设背景
一、晋城矿区是全国勘探程度最高、煤层气储量条件稳定、开发潜力最好的煤层气气田
晋城市位于山西省东南部，是1985年经国务院批准成立的地级市，辖城区、泽州、高平、阳城、陵川和沁水六县（市、区），总面积9490平方公里，总人口220万，其中市区人口30万。
该市是在改革开放中蓬勃兴起的一座新型城市，经济实力居中西部前列，2008年，全市生产总值完成527.5亿元，比上年增长10.1%，增幅高于全国平均水平1.1个百分点，高于全省平均水平1.8个百分点；
财政总收入突破100亿元大关，达到113.2亿元，增长17.2%，在全省11个地级市排第二位。
并被国家授予创建全国文明城市先进市、全国优秀旅游城市和国家级园林城市的称号，是山西省首批环保先进市。
晋城市是全国重要的煤炭基地，全市含煤面积4654平方公里，已探明储量2712亿吨，占全省的55%，占全国的26%，年产量7000万吨以上。
但由于沁水煤田瓦斯含量高，长期以来一直成为制约煤炭工业发展的第一杀手。
为了解决这一难题，加快新型能源与煤化工基地的建设，市委、市政府下大力气加强瓦斯综合治理，保障煤矿安全生产的研究与开发工作。
从上世纪90年代就对煤层气治理与利用开始调研、勘探，并于2003年与煤科院抚顺分院、重庆分院、河南理工大学瓦斯地质研究所，太原理工大学安全技术和工程研究所、阳煤集团瓦斯研究所、阳泉三矿等科研单位、集团公司合作，完成了《山西省晋城市阳城矿区瓦斯综合防治技术研究》、《山西晋城市阳城、沁水矿区采空区瓦斯爆炸（燃烧）机理及综合防治研究》、《晋城市地方煤矿瓦斯抽放可行性研究》，探索出了适合晋城市煤矿瓦斯治理与利用的有效办法。
通过调查勘察，已探明全市煤层气储量达6.85万亿立方米，是全国勘探程度最高，储量条件最稳定，开发潜力最好的煤层气田之一。
宝贵的资源优势，成为晋城市煤层气产业发展最坚实的基础。
至2006年9月，全市已建成地面抽采钻井300余口，占全国的1/2。
地面煤层气抽采能力达2.5亿立方米，并已形成商品化采销用体系。
有18个煤矿建成了瓦斯发电站，总装机容量达4.3万千瓦，是全国矿区中瓦斯发电规模最大的地区，年发电量已经达到2.58亿度，年利用矿井瓦斯气约1亿立方米。
市委、市政府提出，在“十一五”期间，将以建设全国重要的煤层气基地为目标，加大煤层气开发利用力度，到2010年，全市地面抽采煤层气达到30亿立方米，井下抽采达到16亿立方米。
基本形成规划科学、布局合理，勘探开发与综合利用相结合，经济效益、社会效益和环境效益相统一的产业格局。
二、煤层气是煤矿安全生产的最大威胁，抽采后直接排空会对环境造成重大影响，同时造成资源浪费
煤层气是矿难事故的罪魁祸首，国内煤矿矿难70％~80％都是由瓦斯爆炸引起的，给人民群众生命财产造成了重大损失，先采气后采煤可以大大降低煤矿事故，有利于煤矿安全生产。
为进一步加大煤层气抽采利用力度，国务院办公厅出台了《关于加快煤层气（煤矿瓦斯）抽采利用的若干意见》（以下简称《意见》），提出瓦斯“必须坚持先抽后采、治理与利用并举的方针”，规定“煤层中吨煤瓦斯含量必须降低到规定标准以下，方可实施煤炭开采”。
相对于全国来讲，晋城市是一个煤矿瓦斯危险程度较严重的地区，有高瓦斯矿井138座，占全市矿井总数的四分之一以上，集中分布在“三河”流域（沁河、芦苇河、长河），是瓦斯治理的重点区域。
现主采的3#煤层，由于其变质程度高，封储盖条件好，开采时瓦斯涌出量大，沁水县永红煤矿和中美合作大宁煤矿的绝对瓦斯涌出量已超过200m3/min，沁水嘉丰镇五里庙煤矿的相对瓦斯涌出量达248m3/t。
多年来，瓦斯灾害一直困扰着全市的煤矿安全生产，是煤矿安全的第一杀手。
瓦斯灾害的形式主要是瓦斯爆炸和瓦斯燃烧，近两年又出现了新的灾害形式——煤与瓦斯突出，给煤矿瓦斯综合治理增加了新的难题。
目前煤层气抽采量大但利用量小的矛盾较为突出，除少量作为煤矿的生活用气外，大部分煤层气燃烧后直接排空，不但造成了巨大的环境压力，而且浪费了宝贵的资源。
为防止煤层气大量排放到空气中产生对环境的污染，鼓励煤层气综合利用，《意见》提出限制企业直接向大气中排放煤层气，要求环保总局研究制订煤层气对大气污染物排放的具体标准，对超标准排放煤层气的企业依法实施处罚，同时对利用煤层气发电等项目进行鼓励和扶持。
三、国家政策保障为煤层气产业化发展迎来了利好的发展契机
国家八部委下发的《煤矿瓦斯治理与利用实施意见》，鼓励大力发展瓦斯民用、发电、化工等。
《煤层气（煤矿瓦斯）开发利用“十一五”规划》提出2006--2010年的煤层气开发目标是：
2006年，全国矿井瓦斯利用总量8亿立方米以上；
2010年，利用总量50亿立方米以上，利用率50%以上。
其中，民用和工业燃气利用量20亿立方米以上，发电利用量30亿立方米以上，瓦斯发电装机容量150万千瓦以上。
2007年4月，国家发改委下发了《关于利用煤层气发电工作的实施意见》指出：
全部燃用煤层气（煤矿瓦斯）发电并网项目由省级人民政府投资主管部门核准；
煤矿企业全部燃用自采煤层气（煤矿瓦斯）发电项目，报地方人民政府投资主管部门备案。
电力产业政策鼓励煤矿坑口煤层气（煤矿瓦斯）发电项目建设。
鼓励采用单机容量５００千瓦及以上煤层气（煤矿瓦斯）发电机组，开发单机容量１０００千瓦及以上的内燃机组，以及大功率、高参数和高效率的煤层气燃气轮机（煤矿瓦斯）发电机组。
煤层气（煤矿瓦斯）电站所发电量原则上应优先在本矿区内自发自用，需要上网的富余电量，电网企业应当予以收购，并按照有关规定及时结算电费。
煤层气（煤矿瓦斯）电站不参与市场竞价，不承担电网调峰任务。
发改委要求电网企业应当为煤层气（煤矿瓦斯）电站接入系统，提供各种便利条件。
电网企业要按照国家标准、行业标准和规程规定验收电站投资建设的接入系统工程，并及时签订并网调度协议，确保电网的稳定和电站的正常运行。
政策保障为煤层气产业化发展迎来了利好的发展契机。
五、项目充分利用清洁发展机制获得资金补偿，既可用于企业的可持续发展，也能为本国的环境治理作出贡献，做到经济效益、社会效益和环保效益双赢
清洁发展机制，简称CDM，是《京都议定书》中引入的灵活履约机制之一，发达国家缔约方为实现其温室气体减排义务与发展中国家缔约方进行项目合作的机制，其目的是协助发展中国家缔约方实现可持续发展和促进《公约》最终目标的实现，并协助发达国家缔约方实现其量化限制和减少温室气体排放的承诺。
开发和利用煤层气，获得由项目产生的“核证的温室气体减排量”，可无偿获得发达国家的资金补偿，促进企业的可持续发展。
2.3项目建设的必要性
一、项目建设是减少温室气体排放，保护大气环境的需要
煤层气的主要成分甲烷（CH4）直接排空会造成环境污染。
研究表明，煤层气的温室效应是CO2的20～24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7～8倍。
晋城市是产煤大市，每年因采煤产生大量的甲烷气体，如果不对其进行处理直接排空对环境影响很不利，目前有些煤矿用燃烧后排空的办法来减少煤层气的排放，却又造成了资源的严重浪费。
研究表明，对煤层气进行充分燃烧，其燃烧热值与天然气相当，而且洁净，几乎不产生任何废气，利用煤层气发电是充分利用这种清洁能源，减少环境污染的有效途径之一。
兰金公司煤层气发电站每年利用煤层气约9072万m3，具有良好的环境效益。
二、项目建设是改善煤矿安全生产，提高煤矿效益的需要
我国高瓦斯矿井和瓦斯突出矿井占46%，因瓦斯事故而死亡的人数约占煤炭行业工伤事故死亡人数的30～40%，占重大事故的70～80%。
瓦斯治理坚持“以抽保用、以用促抽”的原则，采煤之前先采出煤层气，防止煤矿瓦斯事故，改善煤矿的安全生产条件。
开发和利用煤层气，其一可以解决了煤层气的利用问题，为煤矿减少了处理排出气体的费用开支，进而促进煤层气的开发和利用，从根源上防止瓦斯事故，形成了良性循环；
其二能减少了煤矿向空气中排放的温室气体量，减少或避免了煤矿因大气污染物排放超标而受的处罚，降低煤矿的生产成本，为其改善生产条件创造了可能。
三、项目建设是解决我国油气资源短缺现状的需要
首先，中国的常规石油、天然气资源相对缺乏，是贫油、贫气国。
一次能源产量以煤为主，而煤炭消费约一半用于发电。
二十多年来，中国经济迅速发展，对能源的需求也越来越大，近年来，中国对国际能源市场的依赖程度日渐加大，已经成为石油、液化天然气的纯进口国。
中国要想保持经济持续快速的增长，有必要开发新的能源，取代原有的不合理的能源结构。
其次，采煤的伴生气体——煤层气，作为一种非常规天然气，是最现实的天然气接替资源。
不但是清洁、无污染的新型能源，而且是优质能源和化工原料，随着开采和利用技术的不断成熟，越来越受到人们的重视。
煤层气开发具有可观的效益收益。
现阶段国内外市场原油、天然气、煤炭等常规能源的价格不断攀升，而开发煤层气可以伴随着煤矿开采的先期工程进行，节约工程成本。
综上所述，该项目属于利用新型能源发电的政策鼓励发展的项目，实施后对减少温室气体排放，通过利用CDM项目合作，不仅能获得资金补偿，对促进煤矿安全生产和缓解当地电力紧张均有积极意义。
项目建设是必要的，也是可行的。
第三章市场预测和规模确定
3.1供电现状
山西电网从北到南已形成覆盖全省的500KV双回路（北部为双回路、中南部为单环网）为主干的全省性电力网络。
按照行政区的划分，山西省电力公司包括十一个供电分公司；
按照电网结构和送受电关系，划分为大同、忻朔、中部、南部四大供电区，其中忻朔电网包括忻州市和朔州市电网，中部电网包括太原市、阳泉市、吕梁市、晋中市电网，南部电网包括临汾市、运城市、长治市、晋城市电网。
据统计，2008年，山西省发电装机达到3635万千瓦、发电量1797亿千瓦时，全社会用电量1314亿千瓦时，外送电量514亿千瓦时；
建成1000千伏特高压变电站1座，容量300万千伏安；
500千伏变电站容量2100万千伏安；
220千伏变电站容量3244万千伏安；
110千伏变电站362座。
2008年，山西省电力装机占全国的4.58%（其中火电占6%），居全国第8位，发电量居全国第7位，外送电量居全国第3位。
全省人均装机达1.07千瓦，人均发电量达5280千瓦时，均高于全国平均水平。
3.2山西省电力电量平衡预测
“十一五”期间，考虑了在建、核准、待核准、国家发改委备选开工项目，2010年全省自用总装机容量27830MW，2010年山西省短缺装机4620MW，南部电力短缺额度1290～2750MW。
山西省电力电量平衡表
表3.2-1单位：
108kWh、MW
项目
2005年
2006年
2007年
2008年
2009年
2010年
1系统需发电量
1045
1152
1274
1411
1564
1733
1.1山西省自用
946
1050
1174
1311
1464
1633
1.2外送电量
99
100
其中:
北京
31
32
河北
63
63
陕西
5
2需要发电负荷
15344
17010
18900
21020
23410
26080
2.1山西省自用
13764
15430
17320
19440
21830
24500
2.2外送电力
1580
其中：
500
960
120
3备用容量（18%）
2762
3062
3402
3784
4214
4694
4系统需要装机容量
18110
20070
22300
24800
27620
30770
5年末装机容量（自用）
17530
21220
24455
26620
28140
27830
水电
782
982
火电
16478
20438
23373
24638
26158
25648
抽水蓄能
1200
6当年新增
2899.05
3690
3545
2795
2220
550
900
200
2898
3360
2810
2790
7当年退役
310
630
700
860
8受阻容量
841
931
1081
1141
其中：
供热减出力
660
750
小水电受阻
181
9系统可参加平衡容量
16489
18270
21488
23878
25625
26150
10装机盈亏
-1621
-1800
-813
-923
-1995
-4620
3.3发电站建设的意义
根据山西省预测的中方案负荷水平进行电力平衡。
其结果表明，考虑已核准在建的电源项目，2010年山西电网仍缺少装机容量7670MW，2012年缺少装机容量9930MW。
兰金公司煤层气发发电站位于山西省沁水县境内，属于清洁型能源综合利用项目，装机容量为2７MW，作为山西省自用发电站，在“十一五”期间和“十二五”初期有一定的市场空间，同时对促进山西地区经济发展具有重要意义。
3.4规模确定
根据沁秀集团曲堤煤矿煤层气涌出量分析及市场分析，确定兰金公司煤层气发电站项目总装机容量2７MW，燃气机组２７台（２台备用）。
第四章项目选址与建设条件
4.1发电站建站条件
一、建立有瓦斯抽放站，瓦斯抽放站抽出的瓦斯浓度和瓦斯抽出量能满足瓦斯气煤层气燃气机发电机组使用
项目主要气源来自沁秀煤业曲堤煤矿，年耗煤层气10080万m3。
该煤矿位于沁水县端氏镇曲堤村北，属于高瓦斯矿井，根据《煤矿安全规程》中规定：
矿井绝对瓦斯涌出量达到40m3/min以上时，必须建立地面永久或井下临时抽放瓦斯系统。
曲堤煤矿已经建立了地面永久抽放瓦斯系统量，年抽放在2.4亿Nm3以上，瓦斯浓度在40%以上，可满足燃气式发电机使用。
因此使用该气源发电是可行的。
二、冷却水源
项目选址位于沁河东岸，地表水和地下水常年丰沛，生活、生产用水为厂区自备水井，水量充足。
燃气发电机的冷却补充水源来自煤矿矿井水。
4.2站址选择的原则
１、贯彻国家的基本建设方针、政策；
２、讲求经济效益、社会效益，节约能源，节省工程投资，节约原材料，缩短建设周期；
３、因地制宜地利用瓦斯资源，实行综合利用，节约用地、用水，保护环境；
４、执行劳动安全和工业卫生等现行国家标准的规定，做到符合国情，技术先进、经济合理、运行安全可靠。
4.3站址选择的条件
1、靠近瓦斯抽放站。
瓦斯气发电站紧邻瓦斯抽放站布置，这样可以节省送气管道的铺设，节省材料投资费用，便于煤层气管道的维护。
2、远离办公区和居民区
由于燃气机发电机组运转时有一定的噪音，会影响到工作及周围居民的生活，因此发电站选址在矿山上远离办公区和居民区。
4.4站址位置
兰金瓦斯发电有限公司发电站选址位于沁水县端氏镇曲堤村，紧邻曲堤煤矿瓦斯气抽放站，距离端润一级路约1000米，占地面积5.8125公顷，所占用的土地已办理土地征用手续。
详见附件2：
《地理位置图》。
4.5建设条件
4.5.1自然条件
该项目区属暖温带大陆性季风气候，具体气象指标如下：
年平均气温12.0~12.4℃
年极端最低温度-19.9℃
年极端最高温度37.8℃
年平均相对湿度63%
频率最多风向西北风
年平均风速2.6m/s
最高风速23.0m/s
年平均降雨量635.9mm
最大冻土深度43cm
最大积雪深度21cm
基本风压0.45KN/m2
基本雪压0.30KN/m2
设计时应综合考虑以上气象条件，使项目建设和使用能够适应上述气候特点。
4.5.2地形地质
项目站址周围地形较为平坦，但为了保证项目的顺利实施和安全性，建议项目初设前进行地质勘察，取得详细、准确的地质资料为工程建设提供详实的依据。
4.5.3地震烈度
根据建设部发布的《建筑抗震设计规范》（GB50011-2001）：
沁水县抗震设防烈度为7度，设计基本地震加速度值为0.10g，设计地震分组为第一组。
4.5.4气源供应条件
项目发电所用煤层气由沁秀集团曲堤煤矿供给（已签订《供气协议》，详见附件），发电站煤层气使用量为233.33m3/min，小于抽采量400m3/min，气源供应有保证。
4.5.5供电入
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