煤矿煤层气发电站建设项目资金申请报告

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1、1* * *兰兰能能煤煤层层气气开开发发有有限限公公司司* * *煤煤矿矿煤煤层层气气发发电电站站 建建设设项项目目可行性研究报告可行性研究报告2目 录第一章第一章 概概 述述.11.1 项目概况.11.2 可研编制依据.11.3 研究原则.21.4 主要研究内容.31.5 主要研究结论.41.6 主要技术经济指标.4第二章第二章 项目建设背景及必要性项目建设背景及必要性.62.1 项目单位简介.62.2 项目建设背景.72.3 项目建设的必要性.14第三章第三章 市场预测和规模确定市场预测和规模确定.173.1 供电现状.173.2 *省电力市场分析预测.193.3 发电站建设的意义.243

2、.4 规模确定.24第四章第四章 项目选址与建设条件项目选址与建设条件.264.1 发电站建站条件.264.2 站址选择的原则.2634.3 站址选择的条件.274.4 站址位置.274.5 建设条件.27第五章第五章 物料供应物料供应.305.1 发电站用燃料.305.2 瓦斯价格分析.305.3 原辅材料消耗.31第六章第六章 工程方案工程方案.326.1 工艺方案.326.2 总平面布置方案.406.3 厂区管网、道路规划.41第七章第七章 环境保护及消防环境保护及消防.427.1 编制依据.427.2 主要污染来源及防治措施.427.3 消防系统.50第八章第八章 节约能源节约能源.5

3、18.1 项目能耗指标.518.2 节能措施.51第九章第九章 劳动安全及卫生劳动安全及卫生.539.1 编制依据.5349.2 危害因素.539.3 安全措施方案.559.4 卫生保健措施.56第十章第十章 组织机构与劳动定员及培训组织机构与劳动定员及培训.5810.1 生产组织机构.5810.2 项目建设组织管理.59第十一章第十一章 项目实施计划项目实施计划.6211.1 建设工期.6211.2 项目实施进度计划表.62第十二章第十二章 投资估算和资金筹措投资估算和资金筹措.6412.1 编制依据.6412.2 单项工程估算说明.6412.3 其他费用估算说明.6512.4 铺底流动资金

4、.6612.5 投资估算结果.6612.6 资金筹措.66第十三章第十三章 经济效益评价经济效益评价.6813.1 编制依据.6813.2 基础数据.6813.3 流动资金估算.68513.4 项目总投资.6913.5 投资使用计划与资金筹措.6913.6 年销售收入和年销售税金及附加估算.6913.7 总成本费用估算.7013.8 利润总额分配.7113.9 财务盈利能力分析.7113.10 清偿能力分析.7213.11 不确定性分析.7213.12 评价结论.74第十四章第十四章 结论与建议结论与建议.7514.1 结论.7514.2 建议.756附表：附表：1、流动资金估算2、投资使用计

5、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、固定资产借款还本付息表附件：1、*兰能煤层气开发有限公司 *煤矿煤层气发电站建设项目可研报告编制委托书2、 *煤矿煤层气发电站地理位置图3、企业营业执照4、 供气协议5、 供电上网意向书6、 *煤矿煤层气发电站电气设备布置图7、 *县*煤矿煤层气电站平面布置图8、 *煤矿煤层气发电站电气主接线图第一章第一章 概概 述述1.1 项目概况项目概况项目名称： *煤矿煤层气发电站建设项目建设单位： *兰能煤层气开发有限公司法人代表： *项目负责人：

6、*项目地址： *市*县*煤矿*煤矿煤层气发电站由*兰能煤层气开发有限公司投资建设，该发电站利用*煤矿抽放出的煤层气作为燃料，利用煤矿矿井水作为燃气发电机组冷却用水，所发电量经专线并入区域电网。项目建成后总装机容量 22MW，年发电量 10368 万KWH，年消耗煤层气 7257.6 万 m3，该项目实施对改善项目区周围大气环境、降低煤矿安全风险、提高能源综合利用率均有积极意义。1.2 可研编制依据可研编制依据1、*县*煤矿煤层气发电站建设项目可研报告编制委托书2、 中华人民共和国经济和社会发展第十一个五年规划纲要3、 煤层气（煤矿瓦斯）开发利用“十一五”规划4、国家八部委煤矿瓦斯治理与利用实施

7、意见5、国家发改委煤矿瓦斯治理与利用总体方案6、国家发改委关于利用煤层气发电工作的实施意见（发改能源2007721 号）7、 *市国民经济和社会发展第十一个五年规划纲要8、 火电工程可行性研究报告书内容深度要求（试行） 9、 小型火力发电站设计规范 （GB5004994）10、国家、省、市有关政策、法规、规范、标准11、建设单位提供的基础资料1.3 研究原则研究原则认真贯彻国家有关的方针政策，严格执行国家的编制规范、规程和规定，全面落实各厂址条件，准确进行技术经济比较。优选出最佳厂址方案。结合本工程实际，精心设计，优化方案，力求工艺系统先进合理。特别注重节约能源、节约用水、节约用地、保护环境、

8、节约工程投资。把*煤矿煤层气发电站建设成一个洁净生产环保型的、经济效益和社会效益较好的新型电站。电站建设本着节约能源，环境治理，自发自供政策，电站综合规划，主要设计原则确定如下：1、电站规模按 22MW 燃气发电机组规划，以燃气方案论证，将瓦斯气体全部燃烧,排气燃尽达标后对空排放。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：电站厂址充分利用煤矿场地，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

9、按类。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，拟选用河南柴油机重工有限责任公司生产的 GE1000GF 型燃气动力机组。11、投资估算及经济评价按现行的定额标准及有关规定执行。12、机组年利用小时按九个月考虑。13、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。14、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。1.4 主要研究内容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

10、主要研究结论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 10368 万 KWH，回收利用煤层气 7257.6 万 m3。该项目气源供应充足，工艺技术成熟，实施后具有良好的经济效益、社会效益和环境效益，项目可行。1.6 主要技术经济指标主要技术经济指标表表 1-1 主要技术经济指标表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m24500二规模（总装机容量）KW221000三总发电量万 KWH/年10368四总建筑面积m21320五绿地率%20六年工作日天270七劳动定员人64八原辅材料用量1煤层气万 m37257.62机油升270003水吨34564电万 KWH

11、290.3九工程总投资万元5075.051固定资产投资万元5044.22铺底流动资金万元30.85十年销售收入万元2771.37十一年总成本费用万元1342.61第四年十二年均利润总额万元1107.12达产年十三年销售税金及附加万元430.89达产年十四财务评价指标1投资利润率%21.5%2投资利税率%29.9%3财务内部收益率%23.26%税前4财务净现值（Ic=12%）万元2654.17税前5投资回收期A5.5税前（含建设期）6财务内部收益率%18.87%税后7财务净现值（Ic=12%）万元1528.19 税后8投资回收期A6.09税后（含建设期）9盈亏平衡点%49.810贷款偿还期A4.

12、45第二章第二章 项目建设背景及必要性项目建设背景及必要性煤层气俗称“瓦斯”，主要成分是 CH4(甲烷)，主要伴生于煤层中。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，可用做电站燃料、用工业燃料、居民生活燃料和化工原料，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

13、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。中国煤层气资源丰富，居世界第三。开发煤层气对中国来说十分必要。2.1 项目单位简介项目单位简介*兰能煤层气开发有限公司成立于 2006 年 11 月，公司位于*市文昌东街 800 号，现有员工 30 人，注册资金 500 万元，主要经营煤层气资源开发。*煤矿位于*市*县龙港镇国华村，距县城东 5 公

14、里，距*市 104 公里，距侯马市 87 公里，距太原 236 公里。属*煤田南部，矿井工业场地位于沁辉公路南侧杨河北岸滩地上，北邻晋侯公路及沁辉公路，交通便利。煤矿井田面积 19.3km2，批采 2#、3#、15#煤层，煤炭储量 141.54Mt，设计生产能力 90 万吨/年，矿井剩余服务年限 40 年，矿井投产进行改扩建后，生产能力可达 180 万吨/年。目前，煤矿正处于建设阶段，在建井掘进过程中，瓦斯频繁超限，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，*煤矿研究决定，建立地面永久性瓦斯抽放系统，与*兰能公司合作开发煤层气，以确保

15、煤矿安全、高效生产。2.2 项目建设背景项目建设背景一一、*矿矿区区是是全全国国勘勘探探程程度度最最 高高、煤煤层层气气储储量量条条件件稳稳定定、开开发发潜潜力力最最好好的的煤煤层层气气气气田田*市位于*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 *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，2005 年，全市实现生产总值 316 亿元，财政总收入 61.7 亿元，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 *

16、省首批环保先进市。*市地处*煤田腹地，无烟煤储量大、分布广，是全国最大的无烟煤生产基地和最具煤层气开发前景的地区。全市含煤面积 4564 平方公里，占全市总面积的 49%，总储量 459 亿吨，探明储量 274 亿吨。无烟煤储量约占全国无烟煤探明储量的 26%，占全省无烟煤探明储量的 55%。*市无烟煤具有低灰、低硫、发热量高、机械强度高、热稳性高的特点，属优质无烟煤，是化工、电力、冶金、建材、民用的优质原料。2005 年，全市共有煤矿 546 座，原煤销售完成 7070 万吨，煤炭行业完成工业增加值 89.73 亿元，增长 22.1%，对全市工业贡献率达到 72%，拉动工业经济增长 13.8

17、 个百分点。煤层气俗称瓦斯，它是一种以吸附状态为主，储存于煤层及其围岩中的高纯度甲烷气。我国陆上埋深 2000 米以浅的煤层气资源量为 31.46 万亿立方米，*省煤层气储量为 10 万亿立方米以上，占全国煤层气储量的三分之一，而 *市的煤层气资源在*又得天独厚，储量约为 2 万亿立方米，具有资源埋藏浅、可采性好、甲烷纯度高（大于 95）等特点，煤体的瓦斯含量达 17.538m3/t，瓦斯压力在 1.113.7Mpa。目前，*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。 二、煤层气是煤矿安全生产的最大威胁，抽采后直接排空二、煤层气是煤矿安全生产的最大威胁，抽采后直接排

18、空会对环境造成重大影响，同时造成资源浪费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 7080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，*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“

19、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，*县永红煤矿和中美合作大宁煤矿的绝对瓦斯涌出量都已超过 200m3/min，*嘉丰镇五里庙煤矿的相对瓦斯涌出量达 248 m3 /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。20 世纪 80 年代，*市的乡镇煤矿，受“有水快流”政策的影响，一哄而起，从审批资源到打井见煤，缺失设计、图纸、地勘等重要环节，导致日后通风、排水、提升

20、、供电等能力严重不足，且绝大部分矿井采用落后的“以掘代采” 生产方式，资源回收率低，产量不稳定，事故频发。据对沁河、芦苇河周边的 37 个高瓦斯矿井专项调查，37 个煤矿中，有 30 个矿井发生过瓦斯事故，死亡 175 人，伤 155 人，某矿 10 年内曾发生 9 起瓦斯爆炸事故。最大的一次瓦斯爆炸发生在长河流域的郭庄煤矿（1998 年 8 月 10 日） ，一次死亡 25 人，损失惨重。据统计，1985 年建市至 2001 年，瓦斯事故的发生起数及死亡人数分别占到重、特大事故总起数和总死亡人数的 54.24%和 68.39%，瓦斯成为影响煤矿安全生产的最大隐患。目前煤层气抽采量大但利用量小

21、的矛盾较为突出，除少量作为煤矿的生活用外，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、三、*市加快瓦斯开发利用，实现抽采互补、互相促进的市加快瓦斯开发利用，实现抽采互补、互相促进的良性循环良性循环1、煤层气地面开发情况、煤层气地面开发情况截止目前，在*市从事地面钻孔抽采地下煤层气的企业主要有四家，分别是中联煤层气有限公司、

22、中石油、*煤业集团、*亚美大宁能源有限公司，已建成地面抽采钻井 300 余口，占全国的 1/2，地面煤层气年抽采能力达 2.5 亿立方米，并已形成商品化产销用体系。上世纪 90 年代初，*煤业集团在国内率先引进美国地面煤层气开发技术进行煤层气的开发，1994 年 9 月在潘庄井田第一口煤层气地面抽放示范井取得成功，是我国最早开发的地面煤层气抽放井；1996 年在潘庄井田形成了 7 口煤层气试验井，平均单井的产气量为 2500 m3/d；2004 在寺河矿北区首采工作面施工了 30 口煤层气井，10 月份全部投产排采，目前单井平均产气量达 2500 m3/d，其中一口煤层气井自喷产气，日产气量最

23、高达5000 m3以上；2005 年初又在寺河北区和西区建成了 113 口煤层气井，已陆续投入排采并产气，10 月开始在成庄矿四盘区开工建设 50 口煤层气井；到 2005 年底形成 175 口煤层气井井组规模，成为国内最大规模的地面煤层气井群；目前已建成的 16 万 m3/d 的煤层气压缩站，是国内最大规模的煤层气压缩站；购置槽车约 30 部。2、煤层气利用情况、煤层气利用情况*市煤矿瓦斯开发和利用起步早，在上世纪 90 年代中期，*永红煤矿就成功进行了瓦斯抽放，用于矿区供电、供气、供暖。经过多年的探索和实践，瓦斯利用初步形成一定规模，主要用于民用燃气、工业燃气、瓦斯发电、煤层气汽车等领域。

24、利用煤矿瓦斯发电。2000 年，针对*市丰富的地下煤层气资源和现有生产矿井中已建成的瓦斯抽放系统，胜利油田机械动力厂深入该市地方煤矿进行了多次考察调研，与该市通力合作，全国第一台国产瓦斯发电机组(单机 400KW)在*县五里庙煤矿发电试验成功。2001 年，寺河煤矿利用井下瓦斯抽放系统建成了总装机 1.5万千瓦的瓦斯发电站，目前是亚洲最大的瓦斯发电站。2005 年，胜利油田机械动力厂开发生产的单机容量2000KW 的涡轮机发电机组在亚美大宁运行发电，是国产瓦斯发电单机容量最大的机组。目前，在*市高瓦斯矿井配套建成的永久性地面瓦斯抽放系统中有 18 个矿建成了瓦斯发电站，总装机容量 4.3 万千

25、瓦，是全国矿区中瓦斯发电规模最大的地区，年发电量 2.58 亿度，年利用矿井瓦斯气大约 1 亿立方米。推广汽车使用煤层气。2005 年初，*市成立市区公交车和出租车推广使用煤层气领导组，制定了*市汽车推广使用煤层气管理办法 ，开始在市区公交车和出租车行业推广使用煤层气。到 2005 年底，建成了煤层气加气站 2 个，煤层气汽车改装厂 2 个，目前，市区内的公交车和出租车已全部使用煤层气燃料。 瓦斯民用和工业利用情况。目前，*永红、武安等一批煤矿全部利用矿井瓦斯供职工洗澡、灶房、取暖、用电；在*煤业集团矿区范围内和该市部分市区利用槽车运送供气取得成功，居民用户已达 2.6 万户，市区内宾馆、饭店

26、、洗浴等行业的锅炉和灶房已采用煤层气作为燃料，年供气规模达到 1000 万立方米；*市九州玻璃厂、富基新材料公司已改用燃烧煤层气，年用气规模 530 万立方米；铭石公司与郑州燃气公司达成协议，于 2005 年 10 月开始供气，日供气量 1 万立方米；总投资 20.68 亿元，利用亚行贷款煤层气综合利用项目国家已核准，计划将*地区的煤矿井下瓦斯通过管道输送到阳城县、泽州县和市区，供居民、宾馆、饭店等用户使用，用户将达到 9 万户，年供气量达到 2.45 亿立方米，使用撬车供应陵川县县城、*县县城、高平市市区的管网，年用气量 638 万立方米。四、政策保障为煤层气产业化发展迎来了利好的发展契机四

27、、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

28、；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。鼓励采用单机容量千瓦及以上煤层气（煤矿瓦斯）发电机组，开发单机容量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

29、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。*市煤层气资源丰富，同时煤层气发电成为我国鼓励发展的产业，这些都为煤层气发电项目提供了良好的发展环境，*县*煤矿煤层气发电站建设正是在这样的背景下提出的，*市工程咨询中心接受*兰能开发有限公司委托，对*煤矿煤层气发电站建设项目进行了可行性研究。2.3 项目建设的必要性项目建设的必要性一一、项目建设是减少温室气体排放，保护大气环境的需要、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C

30、O2的2024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。*煤矿煤层气发电站每年利用煤层气约7257.6万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

31、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，它的好处有：其一，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；其二，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、项目建设是解决我国油气资源短缺现状的需要三、项目建设是解决

32、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

33、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，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。第三章第三章 市场预测和规模确定市场预测和规模确定3.1 供电现状供电现状*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，*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

34、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、*市电网。截至 2006 年底，*省发电总装机容量 27451.27MW。省网（省内自用）装机容量 20751.27MW，其中火电 19961.25MW，水电 790.02MW。2006 年网调发电站新增容量 1200MW：王曲发电站 2600MW；省网新增装机容量 3245.5MW，其中省调：武乡发电站 2600MW、蒲光发电站 2300MW、太二六期1300MW、左权 250MW、同煤 450MW、阳煤 2135MW、神华 2135MW、赵城 250MW，全部为火电机组；地调新增小火电、小水电 205.5MW

35、；扣除巴公发电站退役机组 24MW，实际新增 3221.5MW。2006 年*电网新增输变电项目有：新建 500kV 变电站 2 座（忻州、*） ，主变压器 3 台，总容量 2250MVA，扩建 500kV变电站 2 座（侯村、运城） ，主变压器 2 台，总容量1500MVA，500kV 变电容量共计新增 3750MVA，新增 500kV输电线路 7 条，长度增加 299.154km；新建 220kV 变电站 8 座（榆次南 150MVA、高平北 2150MVA、武乡 150MVA、平鲁2150MVA、文水 2150MVA、襄汾 2150 MVA、金鑫2180MVA、振兴 2120） ，主变压

36、器 14 台，总容量2100MVA；扩建 220kV 变电站 5 座（桃园 150MVA、杨家堡180MVA、灵丘 150MVA、温池 150MVA、赵庄 150 MVA） ，主变压器 5 台，总容量 780MVA，220kV 变电容量共计新增2880MVA，新增 220kV 输电线路 25 条，长度增加395.194km。截止 2006 年底，*电网已投入使用的输变电项目有：500kV 变电站（包括开闭站 2 座）9 座，主变压器 11 台，总容量 8250MVA ，500kV 线路 25 条，总长度 2032.266km； 220kV 变电站（开闭站 2 座）89 座，主变压器 190 台

37、，总容量23191.07MVA，其中：220kV 公用变电站 79 座，总变电容量20161MVA；220kV 用户变电站 10 座，总变电容量3030MVA，220kV 线路 213 条，线路长度 7114.604km。2006 年底，全省发电量完成 1526.403108kWh，其中水电23.87108kWh、火电 1502.5355108kWh；*省自用装机容量1181.0347108kWh，其中：水电 23.87108kWh、火电1157.17108kWh；全省全社会用电量完成 1097.6771108kWh，同比增长 15.99%，其中：第一产业用电量 33.2557108kWh，同

38、比增长-6.69%、第二产业用电量 929.5337108kWh，同比增长17.32%、第三产业用电量 81.4258108kWh，同比增长 12.45%、城乡居民生活用电量 53.4261108kWh，同比增长 16.29%。全省自用最高发电负荷 16600MW，同比增长 16.6%。2006 年*电网向外送电的通道有：北部通过大同二厂以双回 500kV 大房线路向京津唐电网送电；河曲发电站、神头二发电站以双回 500kV 神徐线路和侯村至廉州单回 500kV 线路向京津冀电网送电；王曲发电站 1200MW 机组容量以双回 500kV 潞辛线路向山东送电；阳城发电站 2100MW 机组容量以

39、点对网的方式向江苏送电；通过忻州市保德 220kV 变电站以 110kV 电压向陕西省榆林地区送电；中部娘子关发电站 2100MW 机组与*电网解列，以双回 220kV 线路并入河北南网。2006 年外送电量 399.7108kWh，其中网调外送 296.6108kWh，省调外送103.1108kWh。3.2 *省电力市场分析预测省电力市场分析预测3.2.1 电力市场分析“十五”期间，*省深入推进经济结构调整，努力构建和谐社会，全省国民经济和社会发展取得了新成就。2005 年全省生产总值达到 4121.2 亿元，按可比价计算，比上年增长 12.5%。其中，第一产业增加值 257.9 亿元，因粮

40、食减产下降 5.4%，对GDP 增长的贡献率为-3.6%；第二产业增加值 2307.9 亿元，增长 15.9%，对 GDP 增长的贡献率达到 67.4%；第三产业增加值1555.4 亿元，增长 11.6%，对 GDP 增长的贡献率达到 36.2%。全省人均生产总值 12320 元，按现行汇率计算达到 1530 美元，“十五”时期全省生产总值平均增长 13.1%。主导产品产量多数增长较快。全省原煤产量 5.54 亿吨，增长 10.1%；洗煤 1.7 亿吨，增长 19.6%；焦炭 7151 万吨，增长21.8%，其中机焦 6796 万吨，增长 22.2%；生铁 2447 万吨，增长 29.0%；粗

41、钢 1654 万吨，增长 24.2%；钢材 1341 万吨，增长18.7%；铝 37.8 万吨，增长 18.0%；氧化铝 151 万吨，增长7.3%。“十五”期间，随着*省加大基础设施建设投资力度，改善经济发展环境，重点工程建设步伐的加快，国民经济进入了新一轮的增长期，尤其是高耗电的有色、黑色金属冶炼业，煤化工等行业发展，带动电力快速增长。电力需求在经济结构调整和消费拉动作用下保持有力增长，城乡居民用电稳步上升，使全社会用电量持续快速发展，国民经济发展对电力的需求增大。全社会用电量由 2000 年的 502.1108kW.h 增加到 2005 年的946.3108kW.h，年均增长 13.5%

42、。发电负荷由 2000 年的7614MW 增加到 2005 年的 13746MW，年均增长率为 12.5%。从“十五”期间的分行业用电情况分析，由于*省经济结构调整重点是对重工业结构的调整，主要对四大支柱产业煤炭、冶金（有色、黑色） 、化工、建材进行了大力度的调整，使得这四大支柱产业对电力需求增大， “十一五”期间煤炭、黑色、有色和化学均增长 12.8%、21.5%、18.3%和 15.1%。*省全社会用电情况统计详见（表 3.2-1） 。*省全社会用电情况统计表省全社会用电情况统计表表 3.2-1 单位：108kWh、MW项目2001 年2002 年2003 年2004 年2005 年平均增

43、长%全社会用电量558.33628.82725.20833.01946.3313.51一产用电28.9129.9227.2828.8635.636.4二产用电 459.33518.07610.04705.15792.3113.83三产用电40.2247.3852.1360.0372.4116.06其中居民生活29.8433.4535.7538.9745.9711.3煤炭61.5570.8776.4886.59110.1712.77黑色66.9186.12105.89117.81142.0521.51有色53.357.6371.5276.4686.3518.29主要行业化学71.9683.829

44、5.75120.5138.2715.09发电负荷8347934810063123571374612.5%按照近年来*省经济发展和电力负荷增长情况，在*省“十一五”及 2020 年电网规划设计(修改)中，对负荷增长水平作了适当调整，预测 2010 年*省省内全社会用电量为1630108kW.h，五年平均递增 11.5%；省内自用最高发电负荷为 24500MW，五年平均递增率 12.3%。3.2.2 电力电量平衡1、电源安排*省目前批准在建和已核准建设投产项目有：太二六期2300MW、蒲光发电站 2300MW、武乡发电站 2600MW、柳林二期 2600MW、西龙池抽水蓄能电站 4300MW、大唐

45、运城发电站 2600MW、龙口水电 2100MW、关铝热电2200MW、综合利用发电站 4400MW(阳煤 2135MW、神华2135MW、忻州热电 2135MW、大唐同煤 450MW、昔阳发电站 2135MW、晋能大热 2135MW、阳高 250MW、左权鑫源 250MW、襄垣 2135MW、方山发电站 250MW、赵城250MW、平遥热电 250MW、南庄发电站 2135MW、介休新能源 2135MW 等)，合计 12800MW(包括国家发改委20052007 年备选开工项目：漳山二期 2600MW、太钢自备发电站 2300MW、海姿发电站 2135MW、左云 250MW)。另外， “十一

46、五”期间考虑退役小机组 2500MW。2、电力平衡原则当年新增机组容量按二分之一参加电力平衡；发电负荷备用按 18%考虑；受阻容量包括：供热机组冬季采暖期减少的出力、径流式小水电因冬季无水出力减少约 100MW；供热减出力按机组额定容量的 30%考虑。3、电力平衡结果“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*省短缺装机 4620MW，南部电力短缺额度12902750MW。*省电力电量平衡表省电力电量平衡表 表 3.2-1 单位：108kWh、MW项 目2005年2006年2007年2008年2009年2010年

47、1 系统需发电量1045 1152 12741411 15641733 1.1 *省自用946105011741311 1464 16331.2 外送电量99 100100100100100 其中:北京31 3232323232 河北63 6363636363 陕西5 555552 需要发电负荷1534417010189002102023410260802.1 *省自用1376415430173201944021830245002.2 外送电力158015801580158015801580 其中：北京500500500500500500 河北960960960960960960 陕西1201

48、201201201201203 备用容量(18%)2762306234023784421446944 系统需要装机容量1811020070223002480027620307705 年末装机容量(自用)175302122024455266202814027830 其中：水电782782782782782982 火电164782043823373246382615825648 抽水蓄能3001200120012006 当年新增2899.053690354527952220550 其中：水电300900200 火电28983360281027901001007 当年退役3106307008608

49、受阻容量841841931108111411141 其中 ：供热减出力660660750900960960 小水电受阻1811811811811811819 系统可参加平衡容量16489182702148823878256252615010 装机盈亏-1621-1800-813-923-1995-46203.3 发电站建设的发电站建设的意义意义根据*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*电网仍缺少装机容量 7670MW，2012 年缺少装机容量 9930MW。*煤矿煤层气发发电站位于*省*县境内，地理位置优越、水资源丰富，交通便利，建厂条件较好

50、。*煤矿煤层气发发电站的建设作为*省自用发电站在“十一五”期间和“十二五”初期是有一定的市场空间的，同时对促进*地区经济发展具有重要意义。从*煤层气发电站项目的建厂条件来看，发电站处在*省重要的粗粮生产基地*省东南部地区，属于清洁型能源综合利用项目，不仅提高了资源的综合利用，而且减小了环境污染，有良好的经济效益和社会效益。*兰能煤层气开发有限公司*煤层气发电站 22MW 机组计划“十一五”期间投产。 3.4 规模确定规模确定根据煤炭科学总院抚顺分院*省*县*煤矿瓦斯抽放工程初步设计说明书 ，*煤矿瓦斯总储量为 3027.03Mm3，可开发瓦斯量为 1692.43Mm3，涌出量平均为 400m3

51、/min，瓦斯抽放浓度平均在 42%46%，属高瓦斯矿井。煤矿瓦斯抽放站配套CBF6102XING 节能真空泵两台，均为 213.5m3/min。根据*煤矿煤层气涌出量分析及市场分析，确定*煤矿煤层气发电站项目分四期建设燃气机组 22 台、总容量 22MW 的发电站。其中：一期工程总容量 5MW,安装 6 台 1MW 机组,五台运行,一台备用;二期工程总容量 5MW,安装 5 台 1MW 机组,五台运行;三期工程总容量 5MW, 安装 6 台 1MW 机组,五台运行,一台备用;四期工程总容量 5MW,安装 5 台 1MW 机组,五台运行;第四章第四章 项目选址与建设条件项目选址与建设条件4.1

52、 发电站建站条件发电站建站条件一、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*煤矿位于*县龙港镇国华村，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 400m3/min，平均抽放浓度在 42%46%之间。按规定建立了地面瓦斯抽放站，年抽放量在 1.7 亿Nm3以上，电站年耗煤层气 7257.6 万 m3，该矿煤层气中甲烷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条件。二、冷却水源生产用水为抽放站旁井水，水量充足。燃气发电机的

53、冷却补充水源来自瓦斯抽放站循环水系。4.2 站址选择的原则站址选择的原则贯彻国家的基本建设方针、政策，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；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，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

54、远离办公区和居民区。4.4 站址位置站址位置*煤矿发电站站址在瓦斯气抽放站附近，占地面积4500m2，所占用的土地属于*煤矿矿区已征用的土地，无需办理征地手续，交通方便。详见附件 2：地理位置图 。4.5 建设条件建设条件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 12.012.4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

55、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）：*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*省*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 187m3/min，小于抽采量 400m3/min，气源供应有保证。4.5.5 供电入网条件

56、项目年总发电量为 10368 万 KWH，经四台 2500KVA 和四台 4000KVA 变压器升压为 10KV 后经专线并入最近的变电站，所发电力除发电站自用外全部上网。已与供电公司签订供电上网意向书 （详见附件） ，可保证电力正常上网。4.5.6 供水条件项目生活用水水源由*煤矿瓦斯抽放站接入，生产用水水源为煤矿矿井水，经矿井水处理设施处理后可满足生产使用要求。第五章第五章 物料供应物料供应5.1 发电站用燃料发电站用燃料根据煤炭科学总院抚顺分院*省*县*煤矿瓦斯抽放工程初步设计说明书 ，*煤矿瓦斯总储量为 3027.03Mm3，可开发瓦斯量为 1692.43Mm3，涌出量平均为 400m

57、3/min，瓦斯抽放浓度平均在 42%46%，属高瓦斯矿井。煤矿瓦斯抽放站配套CBF6102XING 节能真空泵两台，均为 213.5m3/min。拟建的发电站离煤矿瓦斯抽放站 200 米，瓦斯气体可直接经瓦斯管道引接入发电站瓦斯支管，经阀门控制引入燃气内燃机做功发电。本区瓦斯气化学成分一览表组分CH4H2CO2O2N2COH2S尘合计平均含量V%52.40.200.119.93 37.36 未检出 未检出 未检出100%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.

58、8MJ/Nm35.2 瓦斯价格分析瓦斯价格分析现有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，目前都对空排放，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，其清洁、高效，对空排放，既浪费了资源，又污染了环境。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，发电站用煤层气发电，煤层气资源不必考虑任何费用。瓦斯气体，虽可以居民利用，但煤矿距县城远，设备和管网投资太大，日常维护工作较大，而且民用量在时间上不稳定，不利于煤矿的安全生产，在一定时间内民用不可能实施。目前实现工业用气是较好的方式，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。因此，瓦斯成本可

59、不计入燃料成本，只考虑瓦斯输送的成本即可。5.3 原辅材料消耗原辅材料消耗项目原材料、辅料消耗主要有瓦斯、机油、水、电消耗，消耗定额表如下：项目主要原、辅材料消耗一览表项目主要原、辅材料消耗一览表序号名称年消耗量来源1瓦斯7257.6 万 m3*煤矿2机油27000L当地购买3水3456T煤矿矿井水4电290.3 万 KWH自给第六章第六章 工程方案工程方案6.1 工艺方案工艺方案6.1.1 工艺方案拟定1、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。2、单循环发电+余热利用热电冷联产工艺：利用管道将瓦斯输送至燃气发电机组进行发电，同时以机组废气

60、的热量为能源，烟气通过特制的热交换系统加热介质水，使水温达到规定温度，通过溴化锂冷水机组制冷或制热，通过风机盘管空调器给房间制冷或供热。图图 6-1 余热利用热电冷联产工艺流程图余热利用热电冷联产工艺流程图方案选择方案选择：因该项目资金问题及项目周边供暖建筑面积仅几千平米，故选择工艺一。考虑预留余热应用场地，待资金有保证时，再做余热利用工程。6.1.2 工艺方案综述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 6-2 所示：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

61、发电站内的瓦斯预处理模块（净化回压系统） 。瓦斯收集系统 净化加压系统电气并网系统燃气机发电系统图图 6-2 项目工艺流程图项目工艺流程图（2）净化回压系统：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，再将瓦斯引至加压瓦斯抽放站冷凝分离器加压风机输气管道过滤处理器燃气发电机电气并网系统区域电网玻璃钢冷却塔风机，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。在紧急状况下瓦斯通过排空管排空。井下瓦斯抽放管路AB监过滤处理器泵排气水封瓦斯发电机组注：A防爆装置B后勤财务防回火装置电力生产监抽放监控气 汽水分离器销售价格排空管排图

62、图 6-3 瓦斯抽放及输气工艺流程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

63、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图 6-4 燃气机发电系统工艺流程图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

64、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图 6-5 项目水系统工艺流程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221000KW（二十用两备） ，发电机组功率因数按 80考虑，每小时发电量为 17600KWH，项目年发电量为：160002427010368 万 KWH16000每小时发电量为 16000WH24每天发电时间为 24 小时270每年工作日为 270 天耗煤层气量为：160000.7242707257.6 万 m316000每小时发电量为 16000KWH0.7每 0.7 立方米高浓度 CH4发电量为 1K

65、WH24每天发电时间为 24 小时270每年工作日为 270 天（4）电气并网系统：燃气发电机输出的低压电力，经过变压系统的升压，通过并网专线输送至最近的变电站。6.1.3 电气部分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。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 A 列前的低压配电间，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。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

66、气元件的控制、测量和信号采用强电接线。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 GGD 固定柜。380/220V 低压开关柜采用 GGD 固定柜。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