马家田煤矿煤层气发电站建设项目申请报告.docx
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马家田煤矿煤层气发电站建设项目申请报告
贵州织金马家田煤业有限公司
马家田煤矿煤层气发电站建设
项目申请报告
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）
附件：
1、贵州织金马家田煤业有限公司马家田煤矿煤层气发电站建设项目申请报告编制委托书
2、营业执照
3、项目地理位置图
4、平面布置图
5、供电入网请示
6、电气主接线图
7、供气协议
8、煤矿经营许可证
9、贵州织金马家田煤业有限公司企业名称预先核准通知书
第一章申报单位及项目概况
1.1项目申报单位概况
1.1.1项目建设单位概况
*****
1.1.2项目依附的煤矿概况
该项目所耗用的煤层气来源于织金县马家田煤矿，贵州织金马家田煤业有限公司是中航国际深圳有限公司（深圳中航）在贵州投资的煤矿企业。
深圳中航1982年在深圳成立以来，依托航空工业的人才和技术优势，已逐步发展成为集高科技制造、地产开发、物业管理、酒店经营、百货零售、进出口贸易、资源开发等核心业务为一体的多元化企业。
贵州织金马家田煤业公司是深圳中航近年来涉足的作为资源开发新型企业，并拟以此为依托不断拓展资源开发项目。
贵州织金马家田煤业有限公司于2008年8月20日成立，注册资本：
柒仟零伍拾捌万元整；经营范围：
以煤炭的开采及销售；煤业投资、煤炭技术开发为主，总投资额7.0亿元。
1.2项目概况
1.2.1项目名称、建设单位及负责人
项目名称：
贵州织金马家田煤业有限公司
——马家田煤矿煤层气发电站建设
建设单位：
贵州织金马家田煤业有限公司
法人代表：
项目负责人：
项目建设地址：
毕节市市织金县马家田煤矿
1.2.2项目建设背景
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。
而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。
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较好的发展契机。
到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。
能源是经济发展的动力，随着煤层气这种新的洁净能源渐渐被人们认识和接受，它将会成为石油、天然气资源的有益补充，煤层气产业的形成与发展将会给我国的新能源战略带来深远的意义。
开发煤层气对发展当地经济以及带动当地其它产业来说都是十分必要的。
1.2.3瓦斯抽放量确定
马家田煤业有限公司于2012年9月26日委托中煤科工集团重庆研究院对煤层瓦斯参数进行了测定，见下表。
表1－0M6煤层瓦斯含量计算结果表
煤层
测压地点
钻孔编号
见煤标高（m）
埋深（m）
瓦斯压力（MPa）
瓦斯含量（m3/t）
M6
井底车场绕道
6－4
1889.79
75.21
0.60
10.31
6－5
1893.89
90.61
0.95
12.49
1.2.4规模确定
1、建设规模
根据煤矿瓦斯抽排量情况和结合企业资金力量，确定马家田煤矿煤层气发电站装置燃气发电机组8台，总装机容量4.8MW。
电站工作制度为三班制，工作人员为12人。
全年工作天数为300天。
2、人员规模
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。
表1-1项目劳动定员表
岗位
站长
维修员
运行人员
共计
人数（个）
1
5
6
12
1.2.5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：
该系统的主要作用为除尘、干燥、冷却和加压。
瓦斯预处理模块露天布置，瓦斯抽放站抽出的瓦斯经过管道先进入储气柜（6000m3），然后再送至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。
为保证供气压力的稳定性，在系统中设置水封。
在紧急状况或瓦斯过量的情况下通过储气柜气阀排放。
图1-2瓦斯抽放及输气工艺流程
3、燃气发电系统：
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。
图1-3燃气机发电系统工艺流程图
图1-4项目水系统工艺流程
根据马家田煤矿瓦斯抽放量，确定项目总装机容量为8×600KW，其中6用2备，发电规模为6×600KW，项目年发电量为：
600×6×80%×24×300＝2075万KWH
其中：
80％——发电机的实际功率（由于海拔高度、温度等因素影响，发电机的实际功率小于额定功率）
24——每天发电时间为24小时
300——每年工作日为300天
年耗煤层气量为：
600×6×80%×24×300×1/3＝690万m3
其中：
1/3——每1立方米纯CH4的发电量为3KWH
24——每天发电时间为24小时
300——每年工作日为300天
马家田煤矿抽到地面的瓦斯平均浓度约为15%，则该项目年需浓度约为15%的瓦斯量为4610万m3。
4、电气部分
（1）电气主接线
考虑到发电机机组输送效率，因此发电机电压采用10500V，发电机出口母线经高压开关直接并入10500V母线引接。
（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。
（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10500V；
1050V开关柜采用普通KNY26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。
电缆选择：
选择阻燃性电缆
1.2.6气源供应条件
项目发电用煤层气由马家田煤矿供给，发电站煤层气年用量4611万m3，小于马家田煤矿的抽采量为5000万m3，气源供应有保证。
1.2.7电气并网系统
燃气发电机输出的10KV高压电力，通过并网专线输送至风井的变电站。
1.2.8土建工程
主要建筑物如下表：
表1-2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
572
5.5
轻钢
布置8台发电机组
2
控制室
76
3.3
砖混
包括高压室、低压
室、配件室等
3
循环水池
240m3
3（深）
钢筋砼
5m×8m×3m水池2个
5
围墙及大门
150m（长）
2.5
砖砌
铁大门
6
办公室及辅助用房
60
3.3
砖混
7
绿化
267
25％
8
硬化
359
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，生活用水按每天150/L·人计，项目年用水量为791.2m3。
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，定期清理。
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，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10Ω，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4Ω。
5、供气管道
能满足发电站用气量要求的管道接入发电站。
6、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投资估算和资金筹措方案
1.3.1编制依据
1、2005年《贵州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《贵州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、土建工程费用
表1-3土建工程投资估算表
序号
项目名称
单位
数量
估算指标
（元）
估算额
（万元）
备注
1
发电机机房
㎡
572
1000
57.20
2
控制室
㎡
76
1200
9.12
3
循环水池
m3
240
20.00
5
围墙及大门
m
150
250
3.75
6
办公室及辅助用房
㎡
60
850
5.10
7
绿化
㎡
267
50
1.33
8
硬化
㎡
359
100
3.59
9
输气管道
m
200
350
7.00
10
并网线路
m
3000
150
45.00
11
供水管道
m
500
100
5.00
12
合计
157.09
2、设备购置（小计1364.2万元）
表1-4主要设备购置估算表
名称
数量
型号规格
单价/万元
（万元）
总价/万元
（万元）
备注
发电机
8台
60kw
120
960
含并网柜、监控及电缆、安装
变压器
2台
2000kva
19.8
39.6
含铜排、电缆、安装
储气柜
1个
6000m3
500
冷却塔
2台
7
含安装费用
水泵
2台
30kw
800m3/小时
1
2
含电机、安装
开关柜
8个
1.7
13.6
含电缆、安装
启动柜
2个
1
2
含安装
合计
1.3.3其它费用估算说明
1、建设单位管理费按建设工程费用的1%计；
2、建设单位临时设施费按建安工程费的1%计取；
3、勘察设计费
（1）申请报告编制费按5万/台
（2）勘察费按建安工程费的0.5%计；
（3）设计费按《勘察设计收费标准》（2003）计；
（4）施工图预算编制费按工程设计费的10%计；
（5）施工图纸审查费按工程设计费的13%计；
4、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；
5、消防设施配套费按3元/m2计取;
6、职工提前入场培训费用（三个月计），按5个人计算，每人每月1000元。
7、设备试运行费用按设备购置费用的2%计算；
8、办公家具按8个人，每人950元计算。
1.3.4基本预备费
基本预备费按建安工程费和其他费之和的8%计。
1.3.5估算结果
项目总投资1808.79万元。
详见下表：
表1-5总投资估算表
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
建安工程费
157.09
1364.20
1521.29
1
土建工程
157.09
2
设备购安费
1364.20
二
其他费用
144.26
144.26
1
征地费
0.00
2
建设单位管理费
15.21
3
建设单位临设费
3.62
4
勘察设计费
77.20
4.1
申请报告编制费
6.82
4.2
勘察费
1.81
4.3
工程设计费
55.74
4.4
施工图预算编制费
5.57
4.5
施工图审查费
7.25
4
工程监理费
22.27
5
消防设施配套费
0.21
6
提前入厂培训费
1.80
7
办公家具购置费
0.76
8
联合试运转费
23.19
三
基本预备费
133.24
133.24
四
铺底流动资金
7.60
7.60
五
总投资
1806.39
1.3.6资金来源
项目资金来源全部由项目单位自筹。
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1-6工程实施进度表
第二章发展规划、产业政策和行业准入分析
2.1发展规划
2.1.1贵州省煤层气利用现状
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。
其燃烧产物主要是二氧化碳和水，是一种清洁能源。
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。
贵州作为煤炭大省，煤层气资源十分丰富，其资源量预测可达10万亿m3，约占全国煤层气总量的近1/3。
但由于由于煤层气产业开发整体滞后，下游利用市场狭小等原因，我国每年瓦斯的实际利用率很低。
2006年12月5日国家发展和改革委员会发布的数据显示，前10月，全国煤层气利用率仅为23%，与36%的规划目标差距较大。
其中只有河北、重庆、甘肃和宁夏完成了前10月煤层气利用目标，包括贵州省在内的13个省、自治区和直辖市没有完成利用目标。
虽然贵州省没有完成煤层气利用目标，但煤层气利用工作在以往基础上还是有所发展。
此外，利用煤层气发电也成为一种重要途径，相关试验表明1m3含量100%的瓦斯，可以发出3.2—3.3kWh电，含量30%的1m3瓦斯可以发出1kwh电。
当前，山西省晋煤集团利用寺河矿井下抽采的瓦斯，建成了装机容量1.5万kW的瓦斯发电试验厂。
冬季利用余热为矿区供暖，实现热电联供，形成了一个闭路的多联产循环。
该厂2001年投入运行至2005年底累计发电3.3亿kwh，实现产值11759万元。
另外，利用亚行贷款的120MW煤层气发电厂已于2003年12月2日正式奠基，正在加紧建设。
该电厂建成后将成为亚洲规模最大的煤层气发电厂，年耗气1.8亿m3，年发电量7.2亿kWh。
2.1.2煤层气发展规划
目前，我国煤层气利用主要集中于民用，大约在70％左右，其次是发电。
近年来，我国煤层气抽采量大幅增加，但利用量增长不多，大部分抽采的煤层气被空排。
为了综合利用我国现有的煤层气资源，国家制定了详细的规划目标，详情如下：
1、《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。
2、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。
3、2007年出台的《中国煤炭工业“十一五”发展规划》中，提出了对煤层气勘探、开发利用给予税收、技改、财政补贴等一系列优惠政策。
通过这些规划，我国煤层气产业大规模商业化发展将加速实现。
预计到2010年，全国煤层气（煤矿瓦斯）产量达100亿立方米，其中地面抽采煤层气50亿立方米，井下抽采瓦斯50亿立方米；利用80亿立方米，其中地面抽采煤层气利用50亿立方米，井下抽采瓦斯利用30亿立方米；新增煤层气探明地质储量3000亿立方米；逐步建立煤层气和煤矿瓦斯开发利用产业体系。
2.2行业准入分析
自改革开放30年来，我国电力工业实现了跨越式快速发展，我国发电装机容量和发电量分别以年均9.1%和9.2%的速度增长，已成为连续13年位居世界第二位的电力生产和消费大国。
2008年1-10月份，全国全社会用电量28968.50亿千瓦时，同比增长8.27%。
第一产业用电量748.60亿千瓦时，同比增长3.53%；第二产业用电量21868.14亿千瓦时，同比增长7.36%；第三产业用电量2933.47亿千瓦时，同比增长10.85%；城乡居民生活用电量3418.29亿千瓦时，同比增长13.29%。
1-10月份，全国规模以上电厂发电量28704.74亿千瓦时，比去年同期增长8.3%。
全国主要电网统调发电量25001.80亿千瓦时，最高发电负荷合计47979万千瓦，与去年同期相比分别增长10.50%、8.71%。
1-10月全国跨区送电897.30亿千瓦时；各省送出电量合计3744.73亿千瓦时；进出口电量176.63亿千瓦时，其中进口电量29.86亿千瓦时，出口电量146.77亿千瓦时（以上数据均来自国家统计局相关网站）。
当前，我国政府正在加快推进电价改革进程。
预计2009年上网电价还将上涨，行业利润率将保持平稳。
电力行业将受益于即将出台的电价调整政策及煤炭成本的回落。
这将持续推升收入增长，从而大幅提升盈利能力。
2008年年初我国预计投资2,532亿元于电网建设，而2008年1-10月份电网基本建设完成投资2073.54亿元，也就是说，在年尾将会加速进行电网的建设。
同时，为响应中央4万亿的投资计划，电网公司也在第一时间发布了超预期的投资额度，给电力企业、电力设备商尤其是电网设备商和新能源设备商带来了利好预期。
通过对我国电力市场的分析可知，该项目的市场前景良好。
通过分析国家关于煤层气开发利用现状及相关行业发展规划可以看出，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，**市润宏煤层气发电有限公司马家田煤矿煤层气发电站建设符合国家和地区的行业发展规划。
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，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，项目建设是必要的，也是可行的。
2.3产业政策分析
由于煤层气发电项目有利于节能减排，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。
为此国家出台了一系列促进该行业发展的相关政策：
1、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。
2、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。
3、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
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