单项节能工程评价范例煤矿整合扩产项目瓦斯利用工程

1、XX煤矿节能评估报告之单项节能工程评估章节六、节能措施评估单项节能工程一一伴生资源发电供热综合利用项目建设内容及工期项目全称：低浓度瓦斯发电及其尾气余热回收利用项目 二期工程。建设内容：10X500GF-3PW/浓度发电机组及配套 KNPT 针型管烟气换热锅炉的电厂一座。具一期工程5X500GF1-3PwVt电机组已于2009年建成投产。二期工程建设内容与规模同一期，仍为 500GF-3PwW&浓度发电机组及配套的KNPT十型管烟气换热锅炉的各 5套。二期工程建设工期：12个月，拟于2015年开建，争取 与整合扩产主体工程同步投入运行。评估范围：节能评估包含一、二期工程，经济评估只针 对二期工

2、程。建设规模及其依据伴生资源储量。本井田煤层气的资源预测量如下表。表6-1煤层气预测资源量煤层号煤层资源量 （万吨）煤层引燃气体含量（ml/g r）煤层气资源量 （108m3）抽放率（%可抽瓦斯量 （108川）1118711.801.4500.77115215.933.1501.559341014.655.0502.51293813.301.2500.61530117.562.3501.15合计1049813.06.5本项目井田区煤层气地质储量约13亿m,按50%由放率，可抽 取数量6.5亿m3;根据煤层气资源量/储量规范DZ/T0216-2002 储量规模分类确定本矿区煤层气地质储量为小型，

3、储量丰度为中类。项目瓦建设斯抽采利用设计。根据XX煤矿整合扩产项 目初步设计说明书提供的数据，本项目采煤工作面生产能力按90万吨/年计算，采煤工作面相对瓦斯涌出量为 39.4m3t,绝对瓦斯涌 出量为74.55m3mim。矿井瓦斯抽采量为73m3/min ,风排瓦斯量为 14.6 m3/min。其中瓦斯浓度计算高负压按 35%,低负压按15%。瓦斯发电的燃料需求技术分析低浓度瓦斯发电基本要求为：建立了永久瓦斯抽放系统， 且系统纯瓦斯抽放量在100万Nm3/年左右，同时瓦斯浓度在625% 之间。达到这个条件就能具备了建设瓦斯电站的基础，若建设瓦斯 电站就可实现“以利用促抽采、以抽采促安全”的煤矿

4、良性循环发 展。本项目地面永久瓦斯抽放系统必要性和可行性。根据行业标准(AQ1027-2006)煤矿瓦斯抽放规范，本项目矿井绝对瓦斯涌 出量为74.55m3mim,瓦斯涌出量较大，对矿井安全生产具有安全隐 患，为了矿井能正常、安全、高效的生产，应建立地面永久瓦斯抽 放系统，且矿井瓦斯可抽储量比较丰富，资源可靠，如将抽放率提 高到70%以上，则可抽取数量近10亿m3。预计瓦斯抽放利用系统服 务年限将达15年以上，据此，可对抽出瓦斯进行充分利用，创造经 济价值，推动CDM (清洁生产机制)。本项目瓦斯抽采数量。抽采瓦斯浓度：35% （高负压）15% （低负压）。每分钟抽放瓦斯纯量：高负压下为 25

5、.55Nm3/min=73X 35%低负压下，10.95Nm3/min=73X 15%瓦斯抽放系统年抽取量计算。在低负压工作状态下，瓦斯抽放 泵年工作时间按7200小时计算，年瓦斯抽放纯量A 473.04万Nm3年=10.95X60故，本项目瓦斯燃料资源完全满足低浓度瓦斯发电的要求。瓦斯发电装机的选择瓦斯发电方案选择目前，国内瓦斯发电方案主要有二种：即燃气轮机热电联供和 燃气内燃机热电联供两种，本项目一期工程通过对比分析论证，已决定选择后者，装备5X500GF-3PwWt电机组+ KNPT4-500#型管烟气 换热锅炉，并已投产使用。故本项目不用再选择瓦斯利用发电方案， 只需继续建设二期“低浓

6、度发电机组及针型管烟气换热锅炉”内燃热 电联供瓦斯利用项目即可。500GF-3PwW燃气发电机组的系统组成燃气发电机组由润滑系统、空气过滤系统、点火系统、冷却系 统、排气系统及发电机组控制系统等组成。全套装置包括：燃气发动机、发电机、空气过滤器、排气消音器、机组辅助系统，燃气调压装置、机组系统同期控制屏等装置。燃气电站的性质：常用控制和操作方式：集中控制系统发动机工作循环：四冲程额定转速：1000r/min进气方式：增压式气缸布置方式：双列V型冷却方式：闭式启动方式：24V直流电启动500GF-3PwW型瓦斯发电机组性能参数燃气发电机组型号：500GF-3PwW燃气发动机型号： W12V190

7、ZLDK-2C发电机型号：1FC6454-6LA42控制屏：PCK1-RB500额定功率：500kW额定电压：400V额定电流：902A额定频率：50Hz额定因数（CO）: 0.8 （滞后）额定转速：1000r/min调压方式：自动励磁方式：无刷电压调整率： 5% （可调）相数与接法： 三相四线制调速器型号：2301A负荷分配及速度控制器操纵方式：近、远距离控制冷却方式：分体卧式水箱、闭式循环启动方式：24V直流电启动机油消耗率：(g/kW.h) 1.5排气温度：0 550c发电机绝缘等级：F外形尺寸：4850 义 1970X 2778mm机组净重量：11500kg本项目瓦斯发电二期工程建设规

8、模。 根据瓦斯发电机 厂商提供的数据，按低位热值34.5964MJ计算，每Nrn纯瓦斯(CH4)发 电量约为：3.29kWh=34.5964MJ/Nm +10.5MJ/kWh按持续功率400kW计算，500GF-3PwW浓度发电机组每小时可 发电400kWh耗用纯瓦斯约121.58(Nm3)=400+ 3.29按照煤层赋存条件中的瓦斯浓度的中间值25%+算，小时可供利用的纯瓦斯资源量为：1095(Nri3)=73m3i/min X25% 60min则，每小时抽采的纯瓦斯可供 9台发电机组使用9.01(台)=1095 + 121.58为保证抽采瓦斯的充分利用，发电设备运转率应按 90%勺设计，

9、故应配置10台500GF-3PwW&浓度发电机组。亦即，继续开展内燃热 电联供二期工程，再安装500GF-3PwWt电机组和KNPT十型管烟气换 热锅炉各5套。发电厂选址。本项目一期工程已建成，二期工程5台机 组所需的机位已预留好，故不需选址。瓦斯发电工艺方案瓦斯发电工艺流程。低浓度瓦斯发电需要解决两个问题， 一是各煤矿的瓦斯含量不一致及其浓度随时变化，从而“以不变应万变”；二是低浓度瓦斯的安全输送问题。500GF-3PW时瓦斯发电机组， 该机组采用电控燃气混合器技术， 可以自动控制空燃比，以适应瓦斯 的浓度变化，同时，通过低浓度瓦斯安全输送技术，采用细水雾技术， 解决了上述难题。其工艺流程如

10、下：低浓度瓦斯发电工艺流程示意图根据上述工艺，本项目的气路工程设置为：本工程抽排的为瓦斯，为了确保发电机组的正常运行，必须将 瓦斯安全地输送至瓦斯发电站。从瓦斯抽放站抽排系统放散管引出一 条DN30输气管线为5台发电机组供气。由于本工程是利用瓦斯发电， 输气管路上设置水位自控式水封阻火器、丝网过滤器、瓦斯管道专用 阻火器、低温湿式放散阀、防爆电动蝶阀等设备。发电机组进气压力输送到发电机组调压阀前的气体压力不低于3kPa。考虑到管线及阀门的压力损失，按5-7kPa考虑（其中包括水位自控式阻火器、 瓦斯专用阻火器、丝网过滤器、溢流水封阻火器的压力损失均低于 1-1.5kPa,管线、阀门的压力损失按

11、1kPa来计算），抽排泵站内水 环真空泵瓦斯出口压力原则上控制在 8-15kPa。CDM-FLARESYSTE喇式火炬系统。为确保发电机组的安全运行，以及避免甲烷空排造成的温室气体排放效应，设置了火炬。在下列任何一种情况下，应立即启动火炬，将这部分可燃气体燃烧掉： 煤层气发电机启动前；发电机需要检修时；采集的煤层气质量 指标严重偏离发电机设计值等。当采集气体大于发电机消耗用气， 而又没有完成再新增发电机组时，多余的气体也要启动火炬烧掉。6.2,4,5伴生资源利用主要技术经济指标。详见下表：表6-2低浓度瓦斯发电主要技术经济指标（含一、二期工程）序 号项目单位装机方柔1发电机装机总容量kW500

12、02瓦斯发电持续功率kW40003设备运转率%904年运行时间（连续）小时72005瓦斯发电综合厂用电率%6.56瓦斯发电站度均热耗MJ/kWh10.57瓦斯发电站年发电量万 kWh/a25988瓦斯电站年输出电量万 kWh/a2423.529年消耗纯瓦斯量万Nm378810年可产生蒸汽量万t/a0.6511发电年节约标煤总量（折合）万tce1.05瓦斯综合利用节能减排评价节能每台500GF-3PwW的低浓度瓦斯发电机组日发电量 9600kWh/d（按cos =0.8状况下，持续功率400kW,计算），10台机组年发电2598万kWh （按设备运转率90%、300d/a计算）。利用能源的等价折

13、标系数可算出，瓦斯替代燃煤发电，每年可节约标煤：10495 （吨）=4.04 （tce行 kWh） X 2598 （万 kWh）。同时，每天可还通过发电燃烧余热回收的蒸汽产量达21.5 （t/d）。减排按发电机厂家提供的发电单耗为10.5MJ/kWh,甲烷的热值为34.5964MJ/Nm3,即每吊纯瓦斯气可发电；3.29kWh=34.5964 + 10.5故瓦斯发电每年可减排纯瓦斯气 788万Nm=2598（万 kWh）+3.29（kWh）计算碳减排量。根据甲烷燃烧化学反应式：CH4+2O 燃烧-CO+2Ho即燃烧1个甲烷分子产生一个二氧化碳分子，根据相对原子量之比， 可知其重量比为：2.75

14、=CQ （相对原子量）/ CH4 （相对原子量尸44/16据此，得到瓦斯气燃烧减排计算式：A= (GWR -CERh4) p ch4（公式说明：GWRl甲烷空排的温室气体对二氧化碳的倍数，为21倍；CEEw一燃烧1m3甲烷可释放的二氧化碳，为 2.75kg;P ch4-甲烷的密度，在常温常压下，取 0.716kg/m3。A一燃烧1m3甲烷对应减少的二氧化物的量，单位 kg）。据此，算出瓦斯发电的年减排二氧化碳总量为，10.30（万吨）=788 （万 Nr3） X 0.716 （kg/m3） +1000（kg） x 21（t）-2.75（t）。伴生资源利用率。年可抽取纯瓦斯量为 959.22万标

15、方， 发电利用788万标方，利用率：82.15%=788+ 959.22。高于关于印发煤炭工业节能减排工作意见的通知 （发改能源 20071456号）中要求矿井瓦斯抽采利用率达 60%勺要求。低浓度瓦 斯发电为列入国家重点节能技术推广目录（第一批） 第一项的重 点推广技术，具有较高的节能减排效益。瓦斯发电二期工程的投资估算和财务评价根据固定资产投资节能评估审查暂行办法要求，对本项目单 项节能工程进行经济评价。财务评价的前提：矿山抽取的瓦斯应有完善的计量系统，并单独建账核算，电厂销售的电、热产品收入方可享受国家鼓励资源综合 利用所给予的税收优惠待遇：销售发电尾气预热回收制取的电力、蒸 汽和热水获

16、得的收入可减计10%勺企业所得税应税计税额。财务评价的范围：仅针对发电二期工程建设投资评价，其主要建设内容为，加装500GF卜3PwW型低浓度瓦斯发电机和 KNPT4-500型针型管烟气换热锅炉各5台按电力建设可行性研究办法规定，折现率取 9%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（财税2007第16号）鼓励开发利用煤层气的有关规 定，项目设备采取双倍余额法折旧。不考虑CDM贴。2013年京都议定书即将到期，其中包 含“联合履行（JI ）、“清洁发展机制” （CDM和“排放贸易” （ET） 三项减少境外排放的灵活机制。鼓励工业后发国家减排的重要手段 ET,如发达国家

17、不再续签该文件，则欧盟等发达国家将不再支付资金 向他国（主要为发展中国家）购买 CER经核证的CO和按排放CO当 量计算的CH减排量）。而本项目将在2016年投产，届时，ET或已 停止。根据会计准则的谨慎性原则，本项目评估中，不考虑瓦斯发电 的申请的CDMW关的CER电价补贴。投资费用估算瓦斯发电二期工程总造价约 2500万元，投资来源：既有法人 投资（即项目建设单位XX煤矿），其中50%J商业银行商借长期贷款， 50%h详情如下表。表6-3XX煤矿瓦斯发电二期工程总造价一览表单位：万元序 号工程名称建筑工程 费设备购置 费安装工程 费其他费用合计1工程费用207.514875502244.5

18、02工程建设其他费用195195.003工程预备费用56.156.104合计207.51487550251.12495.60项目设计寿命期15年（含建设期）。基于瓦斯储量可抽取利用服务时间考虑二期工程年发电量1296万kWh机组连续运行功率按400kVV 单机发电9600kWh/d,年运彳f时间300d/a,设备运转率90%h算：年发电量：1296万kWh/a= 9600kW 300X5X 90%单位节能量投资瓦斯发电二期工程单位节能量投资为0.43（万元/tce）=2500（万元）+ 4.04 （tce/ 万 kWh 乂 1296 （万 kWh 投入产出估算年生产成本：103.3万元，由以下

19、四项构成A.原材料消耗：46万元（含机油、辅助原材料、其他原材料）a. 机油消耗：28.5 万元=0.0015（kg/kW h）x 1296万（kW h）X15（元 /kg）；b.辅助原材料：10万元（系数放大法估算）c.其他原材料：7.5万元（系数放大法估算）B.人员工资42.3万元。其中，电站运行及维护人员定员2人，人员工 资平均按3万/年，计36万元，职工福利费、工会费和职工教育基金按 17.5% 提取，合计42.3万元。=（3 万元/人年 X 12 人）X （1+17.5%）。C.设备维护：每台机组3万元/年，5台机组共计15万元。D.折旧费根据财政部、国家税务总局关于加快煤层气抽采有

20、关税收政策问题的通知（财税2007第16号），按双倍余额折旧法加速折旧，具体金额见附件 4。 （按经营年限14年平均计算）169.64 （万元）=2500X ( 1-5%)+ 14故年总成本：272.94万元=46+ 42.3 + 15+169.64。销售收入：533.17,主要来自瓦斯发电的电力销售收入。A.机组发电销售电价0.44/kwh,由上网电价与补贴电价组成。a.当地上网电价按0.22元/kWh执行。b.瓦斯发电补贴电价的按0.22元/kWh确定。具体依据为：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(贝税2007第16号)利用煤层气发电，可比照享受可再生能源

21、发电优惠政策国家发展改革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)有关规定：“生物质发电项目上网电价实行政府定价的，由国务院价格主管部门分地区制定标杆电价，电价标准由各省(自治区、直辖市)2005年脱硫燃煤机组标杆上网电价加补贴电价组成。补贴电价标准为每千瓦时0.25元。发电项目自投产之日起，15年内 享受补贴电价；运行满15年后，取消补贴电价。自2010年起，每年 新批准和核准建设的发电项目的补贴电价比上一年新批准和核准建设项目的补贴电价递减2%。瓦斯发电二期工程拟于 2016年投产， 比2010年推后6年。故补贴电价应累计递减12%即每kWh#贴0.22 元=0.25 元 X (1-6 X