1、热电有限公司烟气脱硫除尘建设工程项目可行性研究报告XX工程咨询有限公司二零XX年XX月XX项目可行性研究报告建设单位：XX建筑工程有限公司建设地点：XX省XX市编制单位：XX工程咨询有限公司20XX年XX月61可行性研究报告编制单位及编制人员名单项目编制单位：XX工程咨询有限公司资格等级： 级证书编号：（发证机关：中华人民共和国住房和城乡建设部制）编制人员： XXX高级工程师XXX高级工程师XXX高级工程师XXXX有限公司二XX年XX月XX日 目录1 概述41.1 项目概况4项目名称：*热电有限公司烟气脱硫除尘建设工程4项目性质：技改4编制依据4建设规模4建设的必要性41.2 研究范围51.32、 主要技术原则5认真执行环保政策5本工程的设计，应符合消防、劳动安全与工业卫生方面的有关规定。5在确保安全，经济运行的条件下，尽可能降低工程造价，缩短建设周期。52 电厂概况52.1 厂址地理位置52.2 现有工程概况5建设规模5总平面布置及占地面积6主要设备及设施6 背压式汽轮机，其主要参数如下：6 双抽汽冷凝式汽轮机，其主要参数如下：7 25MW汽轮发电机：7 30MW汽轮发电机：7送风机：8引风机：8近年生产情况82.3 扩建工程概况8厂址地理位置8扩建规模8总平面布置及占地面积82.4 区域环境状况9现有工程厂址地理位置及周围环境9气候概况9(1) 主导风向9(2) 主要气象要素9交通3、运输10工程地质112.5 燃料112.5.1 燃料来源112.5.2 煤质及耗煤量112.6 电厂水源132.6.1 概述132.6.2 水文气象132.7 给排水132.7.1 给水142.8 污染物排放标准142.8.1 大气污染物142.8.2 废水152.8.3 噪声152.9 工程污染物治理措施及排放162.9.1 现有工程技改前污染物治理措施及排放现状162.9.1.1 大气污染物162.9.1.2 水污染治理措施及排放现状172.9.1.3 灰渣治理182.9.1.4 噪声治理192.9.2 扩建工程污染物治理措施及排放情况192.9.2.1 大气污染物19(1) 治理措施194、(2) 污染物排放202.9.2.2 水污染源及其治理措施21(3) 治理措施231）炉渣采用脱水仓方案232）除灰系统232.9.2.4 噪声治理243 建设条件243.1 建设场地243.2 工程建设条件253.2.2 地方建筑材料253.2.3 脱硫的二次污染及其防治254 现有工程烟气脱硫、除尘方案选择及设备布置254.1 现有工程脱硫、除尘方案设计基础参数264.1.1 现有工程大气污染物允许排放浓度及总量264.1.2 大气污染物超排情况264.1.3 本次技改工程的脱硫率、除尘效率的确定274.2 烟气脱硫方案选择274.2.1 脱硫方案比较与推荐274.2.2 脱硫原理30(65、)脱硫渣无毒，溶解度极小，无二次污染，可综合利用；31B、再生过程314.2.3吸收设备选择324.2.4 脱硫系统设备选型334.2.5 技改后现有工程锅炉SO2排放情况见表4-7。354.2.6 引风机354.2.7 设备布置364.2.8 脱石膏综合利用364.2.9 CaO的消耗量364.2.10 CaO来源及运输374.3 烟气除尘方案选择374.3.1 场地条件与除尘设备布置的可行性374.3.2 布袋除尘器与静电除尘器的性能比较38(1) 优点382) 静电除尘器38(2) 缺点382) 静电除尘器39(3) 运行可靠性39(4) 维护方便性394.3.3 除尘方案选择404.36、.4 布袋除尘器的主要技术参数414.3.5 布袋除尘器的安全运行414.3.6 电气414.3.7 控制系统414.3.8 压缩空气系统42经过技改后，现有工程排放烟尘情况见表4-11。425 除灰系统435.1锅炉灰、渣产量435.2气力除灰系统435.3 除灰系统控制456.工程实施后的经济效益和环境效益466.1 SO2、烟尘减排效益46二氧化硫46烟尘466.2 上网电价的提高而增加的收入：466.3 干灰综合利用而增加的销售收入：46可销售干灰量466.4 节省灰场租赁非：180万元/年。477.定员及轮廓进度477.1 定员477.2 轮廓进度478.投资估算及资金筹措478.17、 投资估算47.1 固定资产投资估算47.2 编制依据47流动资金估算488.2 资金筹措488.3 资金使用计划489.投资效益分析499.1 评价依据49财务评价的假设条件49财务评价的基本依据499.2 产品销售收入及税金测算4910.结论521 概述1.1 项目概况 项目名称：*热电有限公司烟气脱硫除尘建设工程 项目性质：技改 编制依据(1) 环境空气质量标准(GB3095-1996)，执行二级标准。(2) 城市区域环境噪声标准(GB3096-93)，执行3类标准。(3) 地表水环境质量标准(GB3838-2002)，执行类标准。(4) 污水综合排放标准(GB8978-1996)，执行8、一级标准。(5) 工业企业厂界噪声标准(GB12348-90)，执行类标准。(6) 一般工业固体废贮存、处置场污染控制标准(GB18599-2001)。(7) 火电厂大气污染物排放标准(GB13223-2003)，执行第1时段标准。(8) 火力发电厂设计技术规程(DL5000-2000)。(9) 我院与*热电有限公司签订的合同,合同号:一设计研字（2007）第035号。(10) 业主提供的基础性资料。 建设规模现有工程的两台220t/h高温高压煤粉锅炉配套的烟气脱硫装置、除尘器改造。 建设的必要性现有工程的#1、#2锅炉均为220t/h高温高压煤粉锅炉，每台锅炉原设计配套一组二台内径为41009、mm的文丘里水膜除尘器，除尘效率为93.17%，脱硫效率为15%，分别于1989年、1990年投入使用。锅炉出口烟气经除尘器除尘后经引风机通过一座共用烟囱排入大气。烟囱高120m，出口内径4000mm。根据国家标准GB13223-2003火电厂大气污染物排放标准的规定，现有工程的大气污染物排放应执行第1时段的要求。目前烟囱出口二氧化硫的年排放总量无法满足总量减排的目标任务，烟尘的排放浓度也已远超出规定的最高限值，超出*省环保局允许的排放总量限额。因此，为了满足国家及地方的环保要求，减轻环境污染，现有工程的 #1、#2锅炉的脱硫装置及除尘器改造势在必行。1.2 研究范围根据*热电有限公司（以下简10、称热电公司）现有工程#1、#2锅炉现有水膜除尘器的实际运行情况，按照GB13223-2003火电厂大气污染物排放标准第1时段的要求：选择#1、#2锅炉烟气脱硫方案；选择#1、#2锅炉烟气除尘方案；拟定脱硫、除尘的主要设备及布置方案。供电系统、热工控制系统、给排水、除灰渣系统、土建工程、技经分析。1.3 主要技术原则 认真执行环保政策通过治理措施的优化，采用技术先进、成熟可靠的除尘、脱硫工艺，使热电公司现有工程排放的大气污染物满足GB132232003火电厂大气污染物排放标准中第1时段标准的要求；同时必须满足环保行政主管部门对污染物排放控制指标的要求。在经济合理的条件下，采取使现有工程排放的大气11、污染物对环境影响程度尽可能小的预防和治理措施。 本工程的设计，应符合消防、劳动安全与工业卫生方面的有关规定。 在确保安全，经济运行的条件下，尽可能降低工程造价，缩短建设周期。2 电厂概况2.1 厂址地理位置热电公司位于xx市西部工业区内，南邻高新技术开发区，为区域性热电联产企业，承担向xx市及其周边地区主要工矿企事业单位的供热和供电任务。厂址西临长征路，东靠吴湾路，南侧约650m处有涂山路，北侧约400m和1400m处是胜利西路和淮河。2.2 现有工程概况 建设规模该热电项目是国家计委计燃(1984)2426号文批准建设的重点节能工程，于1989年8月建成投产。供热能力为264t/h，共建成热12、网管线26km长，热用户发展到40余户。2000年12月20日，xx热电厂与新加坡xx能源有限公司、美国xx金融有限公司，本着平等互惠、友好合作的原则，组建中外合作经营企业*热电有限公司。公司现有工程的建设规模为“二炉三机”，即2台25MW机组和1台30MW机组，配2台220t/h高温高压煤粉锅炉。锅炉出口烟气经除尘器除尘后经引风机通过一座共用烟囱排入大气。烟囱高120m，出口内径4000mm。每台锅炉配套二台直径为4100mm的文丘里水膜除尘器。该厂综合环保处理措施，已于1992年通过xx市环保局的竣工验收。 总平面布置及占地面积热电公司现有工程总平面布置采用三列布置，自南向北依次为贮煤场、13、主厂房和升压站、冷却塔。厂区南侧(即主厂房的固定端)布置有化学水处理设施、贮煤场、净水站、循环水泵房。厂址西北角设有净水站、水力循环澄清池。升压站及厂前区紧邻长征路，热电厂的主厂门设在长征路上。厂前区设有办公楼及运行人员休息室、食堂、浴室、检修维修辅助设施。为了便于与厂外公路的联结及热电厂运行的需要，厂区共设有二个出入口。其中厂区主要出入口(人流出入口)设在厂区的西围墙，西围墙设有一个货流入口。厂区围墙内占地面积为10.81公顷。 主要设备及设施（1）锅炉锅炉为两台220t/h高温高压煤粉锅炉，单锅筒自然循环，全钢结构，半露天布置。其主要参数如下：额定蒸发量：220t/h过热器出口蒸汽压力 914、.8MPa过热器出口蒸汽温度 540给水温度 217热风温度 326排烟温度 138锅炉效率 91%（2）汽轮机 背压式汽轮机，其主要参数如下：额定功率：25000kW主蒸汽压力 8.83MPa(a)主蒸汽温度 535排汽压力 0.98MPa(a)额定排汽量 172t/h给水温度 217回热级数 2级（二高） 双抽汽冷凝式汽轮机，其主要参数如下：额定功率 25000kW最大功率 30000kW主蒸汽压力 8.83MPa(a)主蒸汽温度 535调节抽汽压力 0.98MPa调节抽汽量（额定/最大） 60/100t/h(0.98MPa)排汽压力 3.92kPa(a)冷却水温度 20给水温度 217回15、热级数 6级(二高三低一除氧)（3）发电机 25MW汽轮发电机：额定功率 25000kW额定电压：6.3kV频率：50Hz功率因数：0.8 30MW汽轮发电机：额定功率：30000kW额定电压：6.3kV频率：50Hz功率因数：0.8同轴直流励磁机（4）主要辅机设备的选型：送风机：G4-73-1 No 14D型，每炉配二台。引风机：Y4-73-11 No 20D型，每炉配二台。（5） 除尘器现有工程采用文丘里水膜除尘器，每台内径为4100mm，除尘效率为93.17%，脱硫效率为15%。每炉二台，共4台。（6）烟囱#1、#2锅炉合用一座烟囱，烟囱高度120m，出口内径4000mm。 近年生产情况16、2006年统计上网电量513730.67MWh，供汽量1124880.6t。2.3 扩建工程概况 厂址地理位置热电公司扩建厂址位于xx市西端，西邻长征路，东靠吴湾路，南面与玻璃厂毗邻，北距淮河约2.5km。 扩建规模热电公司扩建工程拟建规模为三炉两机，即220吨/时高温高压煤粉锅炉3台，配1台25MW背压供热机组、1台50MW抽汽供热机组。*热电有限公司扩建工程可行性研究报告由*省电力设计院于2004年11月完成，现已报批。 总平面布置及占地面积热电公司厂区总体规划格局现已基本形成。扩建工程在原有厂区布置的基础上，主厂房向北扩建，汽机房扩建长度48m。自西向东依次为汽机房、除氧间、煤仓间、锅炉17、房、静电除尘器、引风机及其检修设施、烟道和烟囱、脱硫装置、除灰渣系统等。汽机房A列柱外布置二台主变压器。升压站向北扩建，向西新增出线一回。干煤棚在原有基础上向西南方扩建。除渣系统的脱水仓和出干灰系统的贮灰罐，布置在厂区的东北角，位于扩建工程新建烟囱的东面。扩建工程新建的2000m2自然通风冷却塔，布置在厂区的北侧，同#2冷却塔平行布置。循环水泵房布置在#2和#3冷却塔之间。在原有净水站北面新建两座机械加速澄清池、一座工业水池和一座化学蓄水池，新建一综合泵房和加药间。在锅炉房固定端的空地上布置化学水处理设施区。在升压站的北侧布置油处理室。根据全厂生产需要和维修的需要，扩建工程新增一综合维修楼，和18、拆除重建的材料库组成一个辅助生产区，布置在干煤棚北面的空地上。扩建工程共需建设用地5.79 hm2，其中新征土地约1.55hm2。2.4 区域环境状况 现有工程厂址地理位置及周围环境现有工程位于xx市西部工业区内，南邻高新技术开发区，为区域性热电联产企业，承担向xx市及其周边地区主要工矿企事业单位的供热和供电任务。厂址西临长征路，东靠吴湾路，南侧约650m处有涂山路，北侧约400m和1400m处是胜利西路和淮河。热电公司周围主要有我国生化和医药领域大型骨干企业*丰原集团公司、平板玻璃厂、酒精厂、啤酒厂、卷烟厂、纺织厂、柴油机厂等。本次脱硫设施、除尘器的改造，主要是在现有文丘里水膜除尘器所在场地19、内及烟囱东面的空地内进行。 气候概况 本地区气候四季分明，春季温和，冬半年寒冷，多北风，少雨雪，夏半年炎热，多南风，多雨水，多年平均降水量905.4mm，多年平均气温15.1，季风气候明显，属于亚热带半大陆气候，由于受海洋气候影响明显，故全年盛行偏东风。(1) 主导风向统计xx市气象站19521980年历年各月各风向频率，全年主导风向如下：夏季（6、7、8月）：主导风向ENE，风向频率12%。冬季（12、1、2月）：主导风向ENE，风向频率9%。全年：主导风向ENE，风向频率11%。(2) 主要气象要素根据xx市气象站历年统计资料，主要气象要素如下：1）气压历年最高气压：1047.4hPa（120、970年1月5日）历年最低气压：978.3hPa（1956年8月2日）历年平均气压：1013.8hPa（19611990年）2）气温历年极端最高气温：41.3（1959年8月21日）历年极端最低气温：-19.4（1969年2月5日）最热月平均最高气温：32.6（8月） 历年平均气温：15.1（1961-1990年）3）水汽压 历年最大水汽压：48.3hPa（1952年8月1日）历年最小水汽压：0.3hPa（1968年2月18日）历年平均水汽压：14.7hPa（1961-1990年）4）相对湿度历年最小相对湿度：2%（1963年2月23日）历年平均相对湿度：72%（1961-1990年）5）降水21、历年最大年降水量：1559.5mm（1956年） 历年最小年降水量：442.1mm（1978年）历年平均降水量：904.1mm（1961-1990年）6）其它 最大积雪深度：35cm（1955年1月1日）最大冻土深度：15cm（1958年1月3日） 历年最多年雷暴日数：49天（1963年） 历年最少年雷暴日数：18天（1952年）历年平均雷暴日数：30.4天（1961-1990年） 交通运输xx市地处皖东北，是*省重要的工业城市，作为我国重要的交通枢纽，具有连接南北东西的桥梁和纽带作用。纵贯我国东部地区的大动脉京沪铁路与千里淮河在此交汇，国家重点工程京沪高速铁路途经xx，也是京沪、淮南铁路交汇22、的重要枢纽站。通过淮南线与华东第二铁路通道合肥-阜阳-商丘铁路及合九铁路、京九线相接。热电公司第一期工程已建有铁路专用线，专用线由xx市西货场东边分岔接至厂区，全长2.12km。xx公路四通八达。国道G206线(烟台-汕头)、G104线(北京-福州)南北方向从境内通过。合徐高速全线贯通，界、阜、蚌、宁高速公路与苏、浙、沪等省市连成运输网络，通往全国各地。厂区西围墙一侧的长征路是市区规划的主干道，与热电公司主入口和货源入口相连通。xx市位于淮河中下游，是千里淮河的第一大港。顺流东下，至洪泽湖157km，衔接大运河，通航能力1000吨级。xx新机场位于xx南郊仁和集，是军民两用机场。按民航4C级机23、场设计。 工程地质热电公司现有工程的厂址区域在大地构造位置上处于我国东部新华夏系第二沉降带和秦岭纬向构造的复合部位，属华北地层鲁南分区，跨xx和徐州宿县两地层小区。地质构造稳定。厂区内没有断层通过。根据勘测资料，厂区建设场地地层较为简单，主要为第四系上更新统的粘性土及粉土。厂区场地地下水主要埋藏在第二层粉土层中，为潜水具有微承压性，水位埋深在0.51.7m之间，地下水位受大气降水及地表水补给，地下水水质对混凝土无腐蚀性。根据2001年版中国地震动参数区划图和中国地震动峰值加速度区划图的划分，热电公司所在地的地震动峰值加速度为0.10g，相当于地震基本烈度为度。2.5 燃料2.5.1 燃料来源热24、电厂燃煤，为淮北矿务局朔里矿和皖北矿务局刘桥矿的混煤。燃煤由津浦铁路新埠车站经铁路专用线运至公司厂区储煤场，或用汽车经公路运至公司厂区储煤场。2.5.2 煤质及耗煤量锅炉燃用煤种为烟煤，其煤质分析、灰分分析及耗煤量，如表21、表22、表23：表21 煤质分析数据表项 目称号单位设计煤种校核煤种全水分Mt%5.525.10空气干燥基水分Mad%1.371.35收到基灰分Aar%26.6529.96干燥无灰基挥发分Vdaf%20.6517.22收到基低位发热量Qnet.arMJ/kg 21.9220.58收到基碳Car%60.0156.91收到基氢Har%3.082.47收到基氮Nar%0.86025、.99收到基硫Sar%0.460.55收到基氧Qar%3.424.02可磨性指数HGI8672表22 灰分分析数据表项 目称号单位设计煤种校核煤种二氧化硅SiO2%49.5254.14三氧化二铝Al2O3%34.3328.40三氧化二铁Fe2O3%4.978.36氧化钙CaO%3.502.90氧化镁MgO%1.661.16氧化钠Na2O%0.910.71氧化钾K2O%1.641.15氧化钛TiO3%1.431.20三氧化硫SO3%1.241.29五氧化二磷P2O5%0.800.69变形温度DT15001500软化温度ST流动温度FT游离二氧化硅SiO2%0.810.81表23 现有工程耗煤量统26、计表 单位：t机组容量小时耗量日耗量年耗量设计煤种校核煤种设计煤种校核煤种设计煤种校核煤种2220t/h53.6057.081179.21255.76348400371020注：机组在额定工况下日运行22小时，年运行6500小时。2.6 电厂水源2.6.1 概述*热电有限公司在淮河南面，距淮河约一公里左右。淮河发源于桐柏山区，流经河南、*至江苏入洪泽湖，然后经入江水道入长江，全长1000km，流域面积19104km2。xx以上河长651km，流域面积12.1104km2。2.6.2 水文气象淮河流域地处我国南北气候过渡带，降水量年际变化和地区差异很大，其多年平均降水量为600-1500mm，自27、南向北递减，丰年降水量相当于枯水年降水量的3-7倍，淮河流域暴雨大多出现在6-9月，该4个月降水量占全年降水量的60-80。根据xx市水文气象资料统计，淮河xx段多年平均降水量为930mm（1951-2000年），最大年降水量为1565mm（1956年）、最小年降水量为471.5mm（1978年）。多年平均水面蒸发量（E601）为1000mm。多年平均气温为15.2，极端最高气温为41.3（1959年），最低气温-19.4（1969年）。年平均无霜期217天。淮河上游及淮南山区暴雨多、径流系数大，汇流快，洪峰高；淮北平原因地面平缓、河道坡度小、防洪标准低，汇流较慢，峰形矮胖，并受干流洪水顶托；28、淮河干流洪水峰高量大，经沿淮一连串的湖泊洼地调蓄后，洪水持续时间较长，xx站一次较大洪水持续时间一般要一个月以上。热电公司在xx闸下游淮河右侧、距xx闸约3km、八里河口西侧新建有取水泵房，设计取水量为0.64 m3/s。淮河干流上的xx（吴家渡）水文站，位于泵房所在地下游约6km处，自1915年设站，至今有80多年水文及气象观测资料。根据淮河防洪规划，百年一遇淮河干流xx段设计洪峰流量为13000m3/s，吴家渡设计水位为22.5m，工程处设计水位为22.8m。xx城市圈堤为百年一遇洪水位加2.5m超高。按利用淮北大堤超高强迫行洪计算，千年一遇xx段设计洪峰流量为18100 m3/s，吴家渡29、设计水位为24.1m，工程处设计水位为24.4m。2.7 给排水2.7.1 给水热电公司取水来自公司在xx闸下游淮河右侧、距xx闸约3km、八里河口西侧新建的取水泵房，设计取水量为0.64 m3/s。热电公司专用水主要包括化学补充水、灰渣冲洗水、工业用水、生活用水、输煤系统用水及净水站自用水等，热电厂用水量见表2-4。另外，锅炉还将定期清洗。锅炉清洗周期通常为六年一次，每次用水量约为600 m3。表2-4 现有工程用水量表 单位：m3/h用水项目用水量耗水量冷 却 塔各项损失蒸发损失150150风吹损失2020化学补充水260240热机工业用水300180灰渣冲洗水182182输煤喷雾水12130、2生活用水1010栈桥、煤场冲洗水1010净水站自用水290290油库用水11合 计123510952.7.2排水现有工程排水主要包括：热机工业废水、化学废水、冲灰渣水、生活污水、冷却水排水、输煤系统排水等。 厂区排泄水采用雨污分流制。厂区经处理达标后生产废水和经化粪池处理后生活污水，通过市政污水管网排入市污水处理厂后进入淮河；冲灰渣水通过管道输送至厂址西边约4.9km的湿式灰场，灰场上清液就近排入东面约100m处的八里沟，流径约1.5km后进入淮河。2.8 污染物排放标准2.8.1 大气污染物现有工程大气污染物排放执行GB132232003火电大气污染物排放标准中第1时段标准；扩建项目大气污31、染物排放执行GB132232003中第3时段标准，见表2-5。表2-5 大气污染物排放浓度标准 单位：mg/Nm3项 目最高允许排放浓度烟 尘SO2时 段第1时段第3时段第1时段第3时段实施时间2005.1.12010.1.12004.1.12005.1.12010.1.12004.1.1燃煤锅炉3002005021001200400另：*省环保局通过环控函2005124号文，对*热电有限公司现有工程及扩建工程的主要大气污染物排放总量控制指标，如表2-6：表2-6 *热电有限公司主要大气污染物最高允许排放总量 控 制 项 目现有工程扩建工程烟 尘二氧化硫大气污染物最高允许排放总量495t/a232、000 t/a2.8.2 废水现有工程废水排放执行GB89781996污水综合排放标准表2中一级标准；扩建工程废水排放执行GB89781996表4中的一级标准，详见表2-7。表2-7 水污染物排放标准值污染物GB89781996表2中一级标准GB89781996表4中一级标准PH6969COD(mg/L)100100BOD(mg/L)3020NH3N(mg/L)1515石油类(mg/L)1052.8.3 噪声厂界噪声执行GB1234890工业企业厂界噪声标准中的类标准，详见表2-8。表2-8 厂界噪声标准值执行标准类别标准值dB（A）GB1234890中类标准昼间夜间65552.8.4固体废物33、现有工程固体废物贮存执行GB185992001一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准的有关规定。2.9 工程污染物治理措施及排放2.9.1 现有工程技改前污染物治理措施及排放现状2.9.1.1 大气污染物（1）治理措施燃煤电厂大气污染源主要为锅炉燃煤产生的烟气，主要污染物为烟尘、SO2、NOX等。针对以上大气污染，现有工程采取了以下控制措施：1）每台炉配置二台文丘里水膜除尘器，以控制烟尘排放。除尘效率为93.17%，脱硫效率为15%。2）利用空气自净和稀释能力，采取高度为120m，出口内径为4m的烟囱排放。（2）排放现状按机组在额定工况下日运行22小时，年运行6500小时计，现有工程技改前锅34、炉烟气中主要污染物排放，见表2-9。表2-9 技改前现有工程大气污染物排放一览表序号项 目单位2220t/h锅炉设计煤种校核煤种1烟煤量t/h53.657.082烟囱高度m1203烟囱出口内径m44烟囱数座15除尘效率%93.176脱硫效率%157烟囱出口烟气量Nm3/h4320004601908排烟温度789除尘器入口烟尘量t/h9.47311.34010除尘器入口烟尘浓度mg/Nm3219282464211烟尘排放量t/h0.6470.775t/a4205.55037.512省环保局允许烟尘排放量t/h0.05270.0480t/a342.3312.213烟尘排放浓度mg/Nm31498135、68414GB13223-2003允许烟尘排放浓度mg/Nm330015省环保局允许烟尘排放浓度mg/Nm3122.0104.316除尘器入口SO2量t/h0.4930.62817除尘器入口SO2浓度mg/Nm31141136518SO2排放浓度mg/Nm3970116019GB13223-2003允许SO2排放浓度mg/Nm3210020省环保局允许SO2排放浓度mg/Nm3513.9432.421SO2排放量t/h0.4190.534t/a2723.53471.022省环保局允许SO2排放量t/h0.2220.199t/a1443.61291.5根据国家标准GB13223-2003火电厂大36、气污染物排放标准的规定，现有工程大气污染物的排放现阶段执行第1时段2010年1月1日前的要求。从表2-5、表2-6、表2-9可知：现有工程二氧化硫的烟囱出口排放浓度已远远超出*省环保局给出的最高限值；烟囱出口烟尘的排放浓度已远远超出国家和*省环保局规定的最高限值；二氧化硫及烟尘的年排放总量也超出*省环保局给出的允许排放总量限额。2.9.1.2 水污染治理措施及排放现状现有工程废水治理采用分散处理的方式，即各种废水分别经处理后排放。废水排放采取清污分流。各类废水治理措施如下： （1）生活污水生活污水与雨水采用分流制，生活污水经化粪处理后外排。（2）化学废水化学废水为现有工程化水系统排放的酸碱废水37、，其污染物主要为pH。现有工程建有一座200m3的中和池，将该类废水中和达标后排放。（3）输煤系统废水该废水主要为输煤系统冲洗废水及煤场排水，废水中含有大量的煤，现有工程已设沉淀池处理，废水经沉淀池处理达标后排放。（4）含油污水锅炉启动时需用油，因此建有油库及油泵房，该区域产生的含油污水设隔油池初步处理后，再经油水分离器处理达标后排放。（5）冲灰渣水现有工程冲灰渣水经厂址西边约4.9km的湿式灰场澄清处理后经八里沟排入淮河。（6）其它生产废水这部分废水主要包括热机工业废水、循环冷却水、临时性排水（如设备大修时放空排水等）。该类废水水质较好，除水温有所上升外，水质基本上未受污染，直接排放。现有工38、程废、污水排放及处置措施具体见表2-10。表2-10 现有工程主要废污水排放及处置措施一览表项 目废水量（m3/h）主要污染物处理措施达标情况化学废水20pH中和池处理达标热机工业废水120水温直 排达标循环冷却废水80水温直 排达标生活污水10COD、BOD5、NH3-N、SS化粪池超标栈桥、煤场冲洗水10SS沉淀池处理达标含油污水1石油类隔油池+油水分离器达标净水站排水30SS直 排达标冲灰渣水182PH、SS经灰场澄清处理后排放达标注：经化粪池处理后COD、NH3-N、BOD5和SS浓度分别为150mg/l、30 mg/l 、105 mg/l、100 mg/l，不符合GB8978199639、表2中一级标准值。对于锅炉每六年排一次的锅炉酸洗水（600m3/次）将分批进入化学废水的中和池中和处理后达标排放。2.9.1.3 灰渣治理现有工程灰、渣产生量见表2-11、表2-12。表2-11 现有工程锅炉产灰量 单位：t机组容量小时产灰量日产灰量年产灰量设计煤种校核煤种设计煤种校核煤种设计煤种校核煤种2220t/h12.8615.40282.92338.883590100100表2-12 现有工程锅炉产渣量 单位：t机组容量小时产渣量日产渣量年产渣量设计煤种校核煤种设计煤种校核煤种设计煤种校核煤种2220t/h1.421.7131.2437.62923011115注：（1）按日运行22小时40、，年运行6500小时计。 （2）灰渣分配比按灰占90%，渣占10%。灰渣总量未计烟囱飞灰。技改前，现有工程采用灰渣混除的水力除灰系统，将水膜除尘器收集的粉煤灰与锅炉渣一起通过两根f325mm钢管由水力输送至灰场贮存。2.9.1.4 噪声治理 热电厂的噪声主要有机械噪声、空气动力噪声及电磁噪声等，多数属中低频噪声。噪声设备及噪声值见表2-13。表2-13 主要设备噪声一览表 单位：dB(A)噪声源噪声级噪声源噪声级噪声源噪声级锅炉房锅 炉8594汽机房汽轮机8698主厂房外碎煤机室9599送风机86108发电机8698化学水泵房8497引风机91105励磁机89107循环水泵房8497给水泵8641、110工程中已考虑以下噪声防治措施：选用低噪声设备；对高噪声设备加装隔声罩；锅炉排汽口、风机出入口等处安装高效消声器；在各主要设备基础上采取防振减振措施等。2.9.2 扩建工程污染物治理措施及排放情况2.9.2.1 大气污染物(1) 治理措施扩建工程大气污染源主要为锅炉燃煤产生的烟气，主要污染物为烟尘、SO2、NOx等。设计中主要采取了以下污染控制措施：1）采用钠一钙双碱法脱硫工艺脱硫，脱硫剂为CaCO3，钙硫比为1.02，脱硫效率为90%。2）每台炉配置2台静电除尘器、以控制烟尘排放，除尘效率达99.8%；另外，钠钙双碱法脱硫工艺对烟尘的去除率为50%。3）利用空气自净和稀释能力，采取高度为42、120m烟囱排放。(2) 污染物排放锅炉烟气中主要污染物排放量见表2-14。表2-14 扩建工程大气污染物排放表 煤 种 项 目 设 计 煤 种校 核 煤 种污染源耗煤量 (t/h)97.92104.31烟囱高度 (m)120烟囱出口内径(m)5烟囱出口处烟温 80烟气排放量Nm3/h821175874763脱硫效率%90电除尘器效率 (%)99.9二氧化硫SO2实际排放量 (t/h)008560109SO2年排放量 (t/a)55647085SO2排放浓度 (mg/Nm3)10421246国标规定SO2浓度限值 (mg/Nm3)400烟尘烟尘排放量(t/h)0.023490.02813烟尘年43、排放量 (t/a)152.7182.8烟尘实际排放浓度 ( mg/Nm3)28.632.2国标规定烟尘浓度限值 (mg/Nm3)50氮氧化物NOx排放量 (t/h)0.36950.3654NOx年排放量 （t/a）2401.752375.10NOx排放浓度 （mg/Nm3）450450国标规定NOx浓度限值 (mg/Nm3)450注：（1）表中国标限值为GB13223-2003火电厂大气污染物排放标准第3时段标准。（2）表中烟气除尘效率按99.8%计，脱硫效率按90%计，钠钙双碱法脱硫工艺对烟尘的去除率按50%考虑。（3）NOx以NO2计，NOx以控制燃烧及使用低氮燃烧器来降低排放量。（4）年44、运行小时数为6500h。2.9.2.2 水污染源及其治理措施扩建工程用水主要包括冷却塔补充水、化学补充水、工业用水、除渣用水、生活用水、输煤系统用水及净水站自用水等。扩建工程废水治理拟采用分散处理的方式，即不同种类的废水各自处理达标后排放。废水排放采取清污分流。各类废水治理措施如下：（1）生活污水扩建工程生活污水与雨水采用分流制，生活污水经污水管网收集后，排入相应的城市污水下水道，进入城市污水处理厂。（2）化学废水化学废水为本工程化水系统再生排放的废水，其污染物主要为pH。扩建工程拟建一座中和池，将该类废水中和达标后排放。（3）输煤系统废水该废水主要为输煤系统冲洗废水及煤场排水，废水中含有大量45、的煤，扩建工程拟设沉淀池处理，废水经沉淀池处理达标后排放。（4）含油污水扩建工程燃煤，但在锅炉启动时需用油，因此建有油库及油泵房，该区域产生的含油污水拟设隔油池初步处理后，再经油水分离器处理达标后排放。（5）净水站排水净水站排水的主要污染物为SS。该部分废水经沉淀处理后外排。（6）其它生产废水这部分废水主要包括热机工业废水、临时性排水（如设备大修时放空排水等）。该类废水水质较好，除水温有所上升外，水质基本上未受污染，可直接排放。扩建工程废污水排放及处置措施具体见表2-15。表2-15 扩建工程主要废污水排放及处置措施一览表项 目废水量（m3/h）主要污染物处理前浓度处理措施处理后浓度化学废水446、0pH4-6中和池处理6-9热机工业冷却水102水温/直 排/主厂房冲洗水5.5SS/沉淀池处理/生活污水2COD、SS、BOD5COD:250mg/lBOD5:150mg/lSS:200 mg/l在厂内经化粪池处理后送入xx市第一污水处理厂处理COD：60mg/lBOD5：20mg/lSS：20 mg/l栈桥冲洗水13SSSS:400 mg/l沉淀池处理SS：70 mg/l含油污水1石油类石油类:50 mg/l隔油池+油水分离器石油类：10 mg/l净水站排水40SSSS:300 mg/l沉淀处理后外排SS:70 mg/l另外，对于锅炉每六年排一次的锅炉酸洗水（600m3/次）将分批进入化学47、废水的中和池中和处理后达标排放。2.9.2.3灰渣治理（1） 产生量扩建工程实施后的灰渣产生量具体见表2-16。表2-16 扩建工程灰渣产生量一览表3200t/h锅炉设计煤种校核煤种灰渣灰渣灰渣灰渣t/h23.472.6126.0828.133.1231.25t/d516.3457.42573.76618.8668.64687.50104t/a15.261.696516.9518.282.0320.31注：每天按22小时计，每年按6500小时计。 灰渣分配比按灰占90%，渣占10%。灰渣总量未计烟囱飞灰。（2）灰渣成份分析扩建工程灰渣成份分析具体见表2-17。表2-17 扩建工程灰渣成份分析表48、项目称号单位设计煤种校核煤种二氧化硅SiO2%49.5254.14三氧化二铝Al2O3%34.3328.40三氧化二铁Fe2O3%4.978.36氧化钙CaO%3.502.90氧化镁MgO%1.661.16氧化钠Na2O%0.910.71氧化钾K2O%1.641.15氧化钛TiO3%1.431.20三氧化硫SO3%1.241.29五氧化二磷P2O5%0.800.69变形温度DT15001500软化温度ST流动温度FT游离二氧化硅SiO2%0.810.81(3) 治理措施扩建工程除灰渣系统采用“灰渣分除、干灰干排、粗细分排”的除灰渣系统方案。1）炉渣采用脱水仓方案扩建工程采用常规的刮板捞渣机、碎49、渣机排渣，液下渣浆泵提升，脱水仓、高效浓缩机脱水，汽车运输的水力除渣系统。锅炉底部的渣经刮板捞渣机捞出后，进入碎渣机破碎后落入渣沟，在激流喷嘴的作用下，自流到渣浆前池。然后由渣浆泵打入脱水仓脱水，脱过水的渣由自卸汽车送至综合利用点或转运到临时渣场。从脱水仓溢流的水进入高浓缩机澄清。经浓缩机处理后的水由回水泵打到主厂房内冲渣。整个冲渣水系统闭式循环。2）除灰系统除灰系统采用干除灰系统，采用气力正压浓相输送系统电除尘器灰斗下均设置发送器，将各灰斗内的排灰输送至储灰库。灰库布置在锅炉尾部烟囱脱硫岛后面，两台炉共设3座，其中2座粗灰库，一座细灰库。电除尘器一、二电场的干灰进入粗灰库，电除尘器三、四电场50、干灰进入细灰库，三、四电场的干灰也可进入粗灰库。干灰综合利用的运输均采取干灰密闭罐车运输的方式，一般情况下，由用户来拉取。也可业主自备，扩建工程按自备考虑。2.9.2.4 噪声治理 热电公司主厂内房集中了大部分高强度噪声源设备，产生的噪声频谱特性多为中、低频声源，主要包括机械动力噪声，空气动力性噪声和电磁噪声等三类，多数属于稳态噪声。工程设计中考虑以下噪声防治措施：选用低噪声设备；对高噪声设备加装隔声罩；锅炉排汽口、风机出入口等处安装高效消声器；在各主要设备基础上采取防振减振措施等。热电公司扩建工程的主要设备噪声源强见表2-18。表2-18 扩建工程主要设备的噪声源强 单位：dB(A)设备名称51、台噪声值汽轮机295发电机293磨煤机695各种风机1588-90引风机688锅炉385给水泵490空压机390冷却塔1座823 建设条件3.1 建设场地现有工程的#1、#2锅炉中心线相距30m，锅炉间的E列柱到烟囱中心线距离为36m。锅炉尾部由西往东，依次布置4台文丘里水膜除尘器、4台引风机、烟道及烟囱。本次烟气脱硫除尘建设工程，其中烟气脱硫拟采用浓浆钠钙双碱法。每炉一套，共两套。除尘器的改造工程，拟采用布袋除尘器。每炉一台，共两台，以替代现有的文丘里水膜除尘器。将现有4台引风机、4台文丘里水膜除尘器及其冲灰沟拆除。因锅炉尾部场地空间狭小，炉后到烟囱中心线的距离过短，其东、西向距离内仅能布置52、两台布袋除尘器及2台脱硫液储罐，原引风机已经不能满足要求，重新选型的4台引风机需布置到烟囱的东面。原引风机的出口烟气由从西面进入烟囱的砖混入口烟道改从东面进入。脱硫装置分布在锅炉尾部及烟囱的东面。锅炉尾部已建成使用的工业水沟、电缆沟，需局部或全部重新定位、设计、施工。3.2 工程建设条件3.2.1施工场地条件本工程为技改项目，厂区道路条件较好，施工用地可利用热电厂烟囱北面的空地，面积约0.6hm2。施工期间的用电、通讯、用水及排水等可充分利用热电厂的现有设施。施工用氧气、乙炔、氩气可由施工单位在施工现场设供应站或采用瓶装外购方式满足施工需要，压缩空气由施工单位自带空气压缩机分散供应，其他各种施53、工用气均可采用瓶装外购方式满足施工需要。3.2.2 地方建筑材料施工所需水泥、沙子、砾石等建筑材料，可以通过水运至淮河边码头再用汽车输送到热电厂内的施工场地或直接通过汽车输送到热电厂内的施工场地。3.2.3 脱硫的二次污染及其防治浓浆钠钙双碱法（Na2CO3Ca(OH)2）利用易溶于水的钠盐，在吸收塔内部利用钠碱吸收SO2，吸收后的脱硫液在塔外的再生罐内利用消石灰进行再生，钠碱循环利用，正常运行时无废水排放。浓浆钠钙双碱法脱硫副产物为亚硫酸钙或硫酸钙（氧化后），无毒，溶解度极小。与氧化镁法相比，钙盐不具污染性，可综合利用，因此不产生废渣二次污染。因此，浓浆钠钙双碱法脱硫不会产生二次污染，无需进54、行二次污染的防治。4 现有工程烟气脱硫、除尘方案选择及设备布置4.1 现有工程脱硫、除尘方案设计基础参数4.1.1 现有工程大气污染物允许排放浓度及总量根据表2-6、表2-14，*省环保局对*热电有限公司现有工程的主要大气污染物允许排放浓度及总量的限额规定，如表4-1。表4-1 省环保局允许现有工程主要大气污染物排放浓度及总量序号项 目单位2220t/h锅炉设计煤种校核煤种1省环保局允许SO2排放量t/h0.2220.199t/a1443.61291.52省环保局允许SO2排放浓度mg/Nm3513.9432.43省环保局允许烟尘排放量t/h0.05270.0480t/a342.3312.2455、省环保局允许烟尘排放浓度mg/Nm3122.0104.304.1.2 大气污染物超排情况按机组在额定工况下日运行22小时，年运行6500小时计，根据*省环保局的规定，现阶段现有工程锅炉烟气中主要污染物超排情况见表4-2。表4-2 技改前现有工程大气污染物超排情况序号项 目单位2220t/h锅炉设计煤种校核煤种1SO2排放量t/h0.4190.534t/a2723.53471.02超出省环保局允许SO2排放量t/h0.1970.335t/a1280.52177.53SO2排放浓度mg/Nm397011604超出省环保局允许SO2排放浓度mg/Nm34561727.65烟尘排放量t/h0.647056、.775t/a4205.55037.56超出省环保局允许烟尘排放量t/h0.59430.727t/a3863.04725.37烟尘排放浓度mg/Nm3149816848超出省环保局允许烟尘排放浓度mg/Nm31376.01579.74.1.3 本次技改工程的脱硫率、除尘效率的确定根据国家标准GB13223-2003火电厂大气污染物排放标准的规定，现有工程大气污染物的排放现阶段应执行第1时段2010年1月1日前的要求。随着2010年1月1日的日益临近，本次技改应按GB13223-2003第1时段2010年1月1日及其后的要求及*省环保局的要求进行。由表4-1可知，*省环保局对热电公司现有工程的主57、要大气污染物SO2、烟尘允许排放浓度的限额规定，其要求比国家标准GB13223-2003火电厂大气污染物排放标准的规定更加严格。因此，现有工程的除尘效率、脱硫率的确定，应根据表4-1进行。为了使现有工程经过本次技术改造后，其排放的大气污染物SO2、烟尘能够满足*省环保局“环控函2005124号文”的限定要求，本次技改工程除尘设备的除尘效率、脱硫设备的脱硫率的保证值，须满足表4-3的要求。表4-3 2220t/h锅炉烟气的脱硫率、除尘效率的保证值序号项 目浓度值(mg/Nm3)脱硫率/除尘效率保证值()设计煤种 校核煤种设计煤种校核煤种1除尘器入口SO2浓度11411365/2省环保局允许SO258、排放浓度513.9432.454.9668.323除尘器入口烟尘浓度2192824642/4省环保局允许烟尘排放浓度122.0104.3099.4499.58从表4-3可知：本次技改工程，脱硫设备的脱硫效果、除尘设备的除尘效果须分别满足省环保局所允许的SO2、烟尘排放限额要求，脱硫率68.32(校核煤种) ，除尘效率99.58(校核煤种)。4.2 烟气脱硫方案选择4.2.1 脱硫方案比较与推荐几种脱硫工艺的比较见下表4-4：表4-4 脱硫工艺比较脱硫工艺脱硫效率脱硫成本二次污染备 注炉内喷钙法低，50较低无会降低锅炉热效率塔内喷浆法较低，9），(2)、(3)式为主要反应；碱性降低到中性甚至酸性59、时（5pH9），则按(4)、(5)式发生反应。B、再生过程2NaHSO3Ca(OH)2Na2SO3+CaSO32H2O (6)Na2SO3+Ca(OH)22NaOH+CaSO3 (7)Ca（HSO3）2Ca(OH)22CaSO32H2O (8)在Ca（OH）2浆液【Ca（OH）2达到过饱和状况】中，中性（两性）的NaHSO3很快跟Ca（OH）2反应从而释放出Na+，随后生成的SO32 -继续跟Ca（OH）2反应，反应生成的亚硫酸钙以半水化合物形式慢慢沉淀下来，从而使Na+得到再生，吸收液恢复对SO2的吸收能力，循环使用。在双碱法脱硫技术中，纯碱（Na2CO3）只是作为一种起动碱，起动后实际消耗60、的是石灰，理论上不消耗纯碱。只是清渣时会带出一些，因而实际运行时还是需要少量补充纯碱。双碱法脱硫技术的工艺系统简单，对操作、控制的要求都较宽，管理和维护都很方便。双碱法脱硫的吸收剂是石灰和少量的纯碱，石灰价廉易得，纯碱市场上都能买到，而且，石灰和纯碱都是固态，易于储存和运输，性能也稳定，不会造成其他的污染。该工艺综合石灰法与钠碱法的特点，解决了石灰法的塔内易结垢的问题，又具备钠碱法吸收效率高的优点。脱硫副产物为亚硫酸钙或硫酸钙（氧化后），亚硫酸钙配以合成树脂可生产一种称为钙塑的新型复合材料；或将其氧化后制成脱硫石膏，可用做新型建筑材料石膏灰的原料；或者直接将其与粉煤灰混合，可增加粉煤灰的塑性，61、增加粉煤灰作为铺路底层垫层材料的强度。与氧化镁法相比，钙盐不具污染性，因此不产生废渣二次污染。4.2.3吸收设备选择采用湿法脱硫技术，吸收器的性能优劣直接影响烟气的脱硫效率、系统的运行费用等指标。脱硫吸收器的选择原则主要是看其气液接触条件、设备阻力以及吸收液循环量。气液接触条件直接影响脱硫效率；设备阻力大需增加引风机电耗；吸收液循环量大需增加水泵电耗。表4-6是几种吸收设备的比较：表4-6 不同的吸收设备比较吸收器类型持液量逆流接触防堵性能操作弹性设备阻力除尘性能文丘里低否较好差高好喷淋塔低是中较好低差填料塔高是差较好中中湍球塔中是好中中较好筛板塔中是中中中较好旋流板塔高是好好低好以上吸收设备62、中：喷淋塔液气比高，水消耗量大；筛板塔阻力较大，防堵性能差，操作弹性低；填料塔防堵性能差，易结垢、粘结、堵塞，阻力也较大；湍球塔气液接触面积虽然较大，但易结垢堵塞，阻力较大。相比之下，旋流板塔具有负荷高、压降低、不易堵、操作弹性宽等优点，适用于快速吸收过程，且具有很高的脱硫效率。通过以上脱硫除尘工艺和设备的比较，决定在业主 锅炉烟气脱硫除尘项目中，采用浓浆钠钙双碱法旋流板塔湿法脱硫技术。该技术具有“双高双低”的突出优势，即脱硫效率高，系统运行可靠性高，投资费用低，运行费用低。该技术已在220t/h、130t/h、75t/h、35t/h等各种规模锅炉烟气脱硫的工业应用上获得成功。综上所述，根据热63、电公司的实际情况，为满足环保局“关停被替代的小供热机组和工业锅炉，切实做到增产不增污”的要求，鉴于石灰石-石膏湿法脱硫具有在大型发电机组上应用广、方法成熟及脱硫效率高、副产物便于综合利用等优势，本方案采用浓浆双碱法脱硫工艺。4.2.4 脱硫系统设备选型序 号设 备 名 称型 号 及 规 格单 位数 量备 注1旋流板塔型号：HTL-220-G台41炉2塔塔内径：4300mm塔高：23m 2循环水泵型号：150UHB-ZK-250-30台51塔1泵；流量：250m3/h另4塔共用扬程：30m1台备用泵。功率：45kW3再生液水泵型号：250UHB-ZK-60-36台3流量：60m3/h1罐1泵；扬64、程：36m另2罐共用功率：15kW1台备用泵。4浆液排出泵型号：80UHB-ZK-30-60台31台增稠器1泵流量：30m3/h另2台增稠器共扬程：60m用1台备用泵。功率：18.5kW5石灰浆液泵型号：32UHB-ZK-10-7.5台31罐1泵；流量：10m3/h另2罐共用扬程：7.5m1台备用泵。功率：1.1kW6补水泵型号：125UHB-ZK-160-24台51塔1泵；流量：160m3/h另4塔共用扬程：24m1台备用泵。功率：30kW7碱液泵型号：32UHB-ZK-5-20台32用1备流量：5m3/h扬程：20m功率：1.1 kW8石灰浆液储罐容积：8m3台22塔1罐尺寸：2200mm65、H2200mm搅拌功率： 2.2kW9化灰器容积：8m3台2尺寸：2200mmH2200mm2塔配1台搅拌功率： 2.2kW10纯碱搅拌罐容积：1m3台2尺寸：1000mmH1200mm2塔配1台搅拌功率：1.1 kW11螺旋输送机型号：SX1515台2输送量：4t/h电机功率：2.2 kW12石灰储仓储量：35m3台213水力旋流器型号：FX5020台2分离粒度：d505m14真空带式过滤机型号：DU-6.6/625台2过滤面积：6.6m2电机功率：1.1kW15真空泵型号：2BE-253台32用1备抽气量：45m3/min电机功率：75kW16滤布冲洗水泵型号：50UHB-ZK-10-3566、台21用1备流量：10m3/h扬程：35m功率：4kW17脱硫液再生罐容积：50m3台2尺寸：3600mmH4800mm2塔1罐搅拌功率：21.1 kW18脱硫液储罐容积：100m3台22塔1罐尺寸：5000mmH5100mm搅拌功率：21.1 kW19增稠器容积：400m3台22塔配1台4.2.5 技改后现有工程锅炉SO2排放情况见表4-7。表4-7 技改后现有工程锅炉SO2排放情况序号项 目单位2220t/h锅炉设计煤种校核煤种1烟煤量t/h53.657.082烟囱高度m1203烟囱出口内径m44烟囱数座15烟囱出口烟气量Nm3/h4320004601906脱硫效率%907除尘器入口SO267、量t/h0.4930.6288除尘器入口SO2浓度mg/Nm3114113659SO2排放浓度mg/Nm3114.1136.510GB13223-2003允许SO2排放浓度mg/Nm3210011省环保局允许SO2排放浓度mg/Nm3513.9432.412SO2排放量t/h0.04930.062813SO2减排量t/a2403305914省环保局允许SO2排放量t/h0.2220.199t/a1443.61291.5注：浓浆钠钙双碱法脱硫的除尘效率为50%，技改工程浓浆钠钙双碱法脱硫的脱硫效率为90%。由表4-7可知，技改后现有工程锅炉SO2的排放浓度远低于第1时段燃煤电厂的限值，排放总量能68、够满足省、市环保行政主管部门对污染物排放控制总量的要求。的要求。4.2.6 引风机现有工程原有的4台引风机因风压不够，已不能满足技改后的脱硫、除尘系统所需的风压要求，需重新选型。具体如下：数量： 4台型号: Y6-48 No.20D风量: 197000 m3/h风压: 5000 Pa转速: 960 r/min电机功率: 450 kW电机电压: 6 kV引风机使用的电源为6 kV 。同原有引风机，使用现有工程的高压厂用电系统。4.2.7 设备布置现有工程的#1、#2锅炉中心线相距30m，锅炉间的E列柱到烟囱中心线距离为36m。技改前，锅炉尾部由西往东，依次布置4台文丘里水膜除尘器、4台引风机、烟69、道及烟囱。根据场地的现有条件，本次除尘器的改造工程，锅炉尾部布置布袋除尘器，脱硫液储罐，石灰储仓，螺旋输送机，化灰器，石灰浆液储罐，石灰浆液泵，增稠器，浆液排出泵，真空带式过滤机及其配套的水力旋流器、气液分离器、真空泵，冲洗水箱，滤布冲洗水泵，纯碱搅拌罐，碱液泵，补水泵。重新选型的引风机、旋流板塔、主循环水泵、脱硫液再生罐、再生液水泵布置于烟囱的东面。原引风机的出口烟气由从西面进入烟囱的砖混入口烟道改从东面进入。锅炉尾部已建成使用的工业水沟、电缆沟，需局部或全部重新定位、设计、施工。设备的具体布置，可详见附图“除尘、脱硫系统平面布置总图”，图号：002。4.2.8 脱石膏综合利用本项目采用了湿70、法脱硫方案，脱硫效率可90%。目前烟气脱硫石膏的应用领域主要如下：水泥工业、建筑墙纸及装饰纸面石膏板、特种石膏功能材料、特种石膏防火板、粉刷石膏及免烧石膏陶瓷制品、纸张喷涂材料、生产自流平地面材料和矿井用砂浆、替代高岭土和方解石生产各种类型的填充材料各种筑路基材、*热电公司已与xx海螺水泥有限公司签订年供需2万石膏协议(见附件)，为脱硫产品销路提供了保障。4.2.9 CaO的消耗量本工程烟气采用湿法脱硫，脱硫剂为CaO,钙硫比为1.03。按机组在额定工况下日运行22小时，年运行6500小时计算，石灰石的纯度按90计，CaO耗量见下表4-8,生产石膏量见表4-9。表4-8 CaO耗量表机组容量小71、时耗量(t/h)日耗量(t/d)年耗量(t/a)设计煤种校核煤种设计煤种校核煤种设计煤种校核煤种2220t/h0.630.6713.8614.7440954355表4-9 生产石膏量煤种小时产量(t/h)日产量(t/d)年产量(t/a)设计煤种1.06 23.326890校核煤种1.1324.8673454.2.10 CaO来源及运输 青阳县龙海化工原料有限公司拥有3000万吨石灰石开采资源，热电公司已与青阳县龙海化工原料有限公司签订供应协议（见附件），可为热电公司提供年耗5万吨的石灰，能保证石灰的供应。石灰采用密封车由厂家送至电厂后，用气力输送至石灰储仓。气力输送系统的设计与扩建工程统一设计72、。4.3 烟气除尘方案选择本次除尘器改造工程，选用布袋除尘器或三电场静电除尘器，在控制大气污染物排放、减轻环境污染、满足国家及地方有关的环保要求方面，均能满足要求。四电场静电除尘器与三电场静电除尘器相比，一次性投资稍高，运行费用相差十分有限。但通过大气污染物的减排效益，不但可在短时间内回收高出部分的一次性投资，还可以在以后长期运行中减少企业的排污费用，降低企业的运行成本，增加企业的经济效益，进一步减轻环境污染。鉴于目前我国环境污染的严峻形势，环保要求必然日趋严厉，排污代价也必定越来越大。因此，从企业的经济效益、社会效益、环境效益考虑，应选择四电场静电除尘器作为本次除尘器改造工程的比选方案之一。73、4.3.1 场地条件与除尘设备布置的可行性#1、#2锅炉中心线相距30m，锅炉间的E列柱到烟囱中心线距离为36m，锅炉尾部场地空间狭小。本次技改，每台锅炉配一台布袋除尘器或静电除尘器。与本工程220t/h煤粉锅炉配套的布袋除尘器或静电除尘器，其占地面积相差不大。作为本次比选方案的四电场静电除尘器、低压脉冲布袋除尘器的有关尺寸见表4-4：表4-10 除尘器有关尺寸除尘器烟气进出口距离长宽高静电除尘器24050mm27250mm10400mm25600mm布袋除尘器19600mm19600mm10240mm16100mm由表4-4可知，在现有的场地条件下，考虑锅炉间E列柱与烟囱的已有地下基础，四电74、场静电除尘器与低压脉冲布袋除尘器均可布置于#1、#2锅炉的尾部。4.3.2 布袋除尘器与静电除尘器的性能比较 (1) 优点1)布袋除尘A、除尘效率高，可永久保证粉尘排放浓度50mg/Nm3。B、单元组合形式，内部结构简单、附属设备少，投资省，技术要求也没有静电除尘器高，无须专设操作工。C、能捕集比电阻高、而静电除尘器难以回收的粉尘。D、性能稳定，对负荷的变化适应性好，运行管理简便，特别适宜于捕集细微而干燥的粉尘，所收的干尘便于处理和回收利用。E、能实现不停机检修，即离线检修。F、自动化程度较高，对除尘系统的所有设备均设有检测报警功能，对操作人员的技术要求较低、操作维护人员的劳动强度不高。2) 75、静电除尘器A、初期除尘效率高，与布袋除尘器不相上下，能捕捉1um以下的细微粉尘，但从经济方面考虑，一般应控制一个合理的除尘效率。B、处理烟气量大，可用于高温(可高达500)、高压、高湿(相对湿度可达100)的场合，能连续运转，并能实现自动化。C、烟气沿程阻力较低，压力损失一般仅100-200Pa。 (2) 缺点1)布袋除尘A、布袋除尘器用于净化含有油雾、水雾及粘结性强的粉尘时，对滤料有相应的特殊要求。B、布袋除尘器净化有爆炸危险或带有火花的含尘气体时需要防爆措施。C、用于处理相对湿度高的含尘气体时，需采取保温措施(尤其在冬季)，以免因结露而造成“糊袋”；当用于净化有腐蚀性气体时，需选用适宜的耐76、腐蚀滤料；用于处理高温烟气时需采取降温措施，将烟温降到滤袋长期运转所能承受的温度以下，并尽可能采用耐高温的滤料。D、滤袋所用滤料大多为PPS(聚苯硫醚)，对烟气中的含氧量有严格要求。当烟气中的含氧量15时，PPS的耐氧性较差。为保证滤袋的使用寿命，必须严格控制烟气中的含氧量10。E、烟气沿程阻力较高，压力损失一般可达1200-1800Pa。2) 静电除尘器A、需高压变电和整流设备，通常高压供电设备的输出峰值电压为70-100kV，投资高。B、制造、安装和管理的技术水平要求较高。C、除尘效率受粉尘的比电阻影响大，一般对比电阻小于10-10cm或大于10-10cm的粉尘，如不采取一定措施，除尘效率77、将受影响。D、对初始浓度大于30g/Nm3的含尘气体需设置预处理装置。E、不具备离线检修功能，一旦设备出现故障，或带病运行，或只能停炉检修。(3) 运行可靠性1)布袋除尘A、能长期保证50mg/Nm3的粉尘排放浓度。不受入口粉尘浓度、比电阻的影响。B、主要配套件滤料的使用寿命达30000小时以上。C、主要配套件电磁脉冲阀的使用寿命达100万次以上。D、所有运转设备均设报警装置，能在第一时间发现故障并报警。E、主要维护工作滤袋更换仅需两人便可完成。2) 静电除尘器A、运行初期可保持正常工作，并达到预期的除尘效率。但受入口烟气状态的影响。B、运行一段时间后，电极可能发生变形，除尘效率因而降低。 (78、4) 维护方便性1)布袋除尘A、一旦发生事故，能及时从控制系统获得报警及指示。B、故障仓室能单独离线(锅炉保持正常运行)进行维护检修。C、故障检修均在机外进行，无须进入除尘器内部。D、日常维护中对破损滤袋能进行封闭措施(滤袋破损率在5以下时)，以便进一步减少日常工作量。E、主要维护工作滤袋更换仅需两人便可完成。2)静电除尘器A、由于静电除尘器不具备离线检修功能，一旦发生事故，只能停炉检修，不然只能带病运行。B、检修时，检修人员需进入除尘器内部，工作环境比较恶劣。C、除尘器内部装置损坏程度及位置须完全依靠人力来完成检查工作，检修工作劳动强度大。4.3.3 除尘方案选择通过对布袋除尘器与静电除尘器79、的运行可靠性、维护方便性等方面的比较，布袋除尘器在长期保证较高的除尘效率方面，尤其是在除尘器故障期间能够离线检修而不必停炉、从而避免停炉检修而造成的损失方面，优势明显超过静电除尘器。同时，采用离线清灰低压脉冲布袋除尘器，其自动化程度较高，所有除尘系统的运行设备的运行状况包括所有运行参数均由PLC采集并送至主控柜，使得锅炉主控室人员即可监控除尘系统的运行，节约了人力。布袋除尘器的维修费用(包括停机造成的损失)、运行费用都低于静电除尘器；从投资角度而言，配套相同吨位的锅炉、保证等同的除尘效率时，离线清灰低压脉冲布袋除尘器的投资接近三电场静电除尘器，而低于四电场静电除尘器。综上所述，本次除尘器改造工80、程选用离线清灰低压脉冲布袋除尘器。从表4-3可知：本次技改工程，除尘设备的除尘效率99.58(校核煤种)即可满足国家及地方对大气污染物排放指标的限定要求。鉴于目前我国环境污染的严峻形势，环保要求必然日趋严厉，国家及地方对电厂污染物的排放要求也越来越严格，故布袋除尘器的除尘效率定为99.90。除尘效率由99.58提高到99.90，一次性投资基本不变，运行费用相近。但可减少企业的排污费用，增加企业大气污染物的减排效益，降低企业的运行成本，增加企业的经济效益，进一步减轻环境污染，使本技改项目在投入营运后能更好地实现经济效益、环境效益和社会效益的统一。4.3.4 布袋除尘器的主要技术参数处理烟气量： 81、390000m3/h入口温度： 140入口浓度： 50g/Nm3出口浓度： 50mg/ Nm3除尘效率： 99.9离线室数： 16过滤面积： 6511m2过滤风速： 1.0m/min阻力： 1800Pa设备漏风率： 2%压缩空气耗量： 3Nm3/min灰斗加热方式： 电加热4.3.5 布袋除尘器的安全运行为保证布袋除尘器的安全运行，采取以下安全措施：（1）设置旁路系统。当锅炉启动或低负荷时，开启旁路烟道，以防止点火投油助燃时含油烟气粘结滤袋、遇明火烧毁滤袋。当锅炉燃烧异常、排烟温度超过滤袋允许温度时，也必须开启旁路烟道。（2）设置采用工业水的紧急喷吹系统。当烟气温度超过设计值时，开启喷嘴，降低82、烟温，以保证滤袋的安全。如启动紧急喷吹系统仍不能将烟温将到滤袋允许的温度，此时将发出报警信号，开启旁路系统或停炉处理。（3）设置滤袋检漏装置，根据烟气浊度判断滤袋是否泄露，以保证布袋除尘器的安全运行，达标排放。4.3.6 电气布袋除尘器使用的电源为380 /220V ，允许电压在10的范围内变化，使用现有工程的低压厂用电系统。4.3.7 控制系统整个除尘器控制采用PLC和CRT站进行自动控制，设置差压及定时清灰控制方式，并设有压力、温度、料位、滤袋检漏等检测报警功能。整套除尘控制系统以除尘器PLC为中心，系统各设备的控制由除尘器PLC实现，并与热电公司的大系统连接，由除尘系统PLC采集并传送系83、统各设备的运行数据。系统中的运转设备均设置机械故障检测和报警装置，当任一运转设备发生故障时，立即发出故障信号，并送至控制室内，在主控柜显示并报警，运转设备自动断电停运。除尘器控制室拟与扩建工程统一考虑。除尘器控制柜上设有除尘器进出口烟气压差、压缩空气压力、各仓室压力降、除尘器各电动设备的工作状况、清灰状况、输灰设备工作状况、除尘器综合故障报警及料位等显示报警信号及输出接点。除尘系统的启动信号为引风机的运行信号。引风机停止运行，除尘器清灰装置延时停机。整个控制系统随除尘器配套。4.3.8 压缩空气系统布袋除尘器自带供气系统，利用连通除尘器净气室的罗茨风机，将气体压入储气罐作为清灰时的压缩气源。利84、用干燥、与待处理的烟气同温的净气室气体，以利于在清灰时除尘器仓室的保温，防止酸结露。压缩空气系统包括供气系统、储气罐、调压装置、气源处理装置等。经过技改后，现有工程排放烟尘情况见表4-11。表4-11 技改后现有工程锅炉烟尘排放情况序号项 目单位2220t/h锅炉设计煤种校核煤种1烟煤量t/h53.657.082烟囱高度m1203烟囱出口内径m44烟囱数座15烟囱出口烟气量Nm3/h4320004601906除尘效率%99.958除尘器入口烟尘量t/h9.47311.3409除尘器入口烟尘浓度mg/Nm3219282464210烟尘排放量t/h0.00470.005611烟尘减排量t/a41785、5499712烟尘排放浓度mg/Nm310.912.213省环保局允许烟尘排放量t/h0.05270.0480t/a342.3312.214GB13223-2003允许烟尘排放浓度mg/Nm330015省环保局允许烟尘排放浓度mg/Nm3122.0104.3注：布袋除尘器除尘效率为99.9%，技改工程总的除尘效率为99.95%。由表4-11可知，技改后现有工程锅炉烟尘的排放能够满足GB132232003第1时段标准值及省环保局的要求。5 除灰系统5.1锅炉灰、渣产量按机组在额定工况下日运行22小时，年运行6500小时计算，现有工程锅炉产灰、渣量见表51、表52。灰渣分配比按灰占90%，渣占1086、%。灰渣总量未计烟囱飞灰。表51 现有工程锅炉产灰量统计表 单位：t机组容量小时产灰量日产灰量年产灰量设计煤种校核煤种设计煤种校核煤种设计煤种校核煤种2220t/h12.8615.40282.92338.883590100100表52 现有工程锅炉产渣量统计表 单位：t机组容量小时产渣量日产渣量年产渣量设计煤种校核煤种设计煤种校核煤种设计煤种校核煤种2220t/h1.421.7131.2437.629230111155.2气力除灰系统本次技改工程的气力除灰系统，与扩建工程统一设计。干除灰系统拟采用气力正压浓相输送系统。在考虑简化系统的思路中，将“集中”和“输送”合二为一。因为，从气力除灰的运行87、实践看，集中和输送的结合部分往往产生的故障最多，因此，选择每个灰斗配一个发送器的正压浓相输送系统。同时，这种布置还能够降低除尘器及进、出口烟道的高度，取消除尘器下部除灰设备检修平台的设置，从而节省投资。而采用浓相输送系统，输送灰气比较低正压输送系统灰气比高，空气消耗量小，所配空压机和相关设备的容量也小，从而降低能耗；浓相输送系统输送介质流速低，输灰管径小，输灰管道磨损小，并可采用普通钢管，从而可大大节省投资。除灰系统工艺流程图见下： 灰浆泵灰场布袋尘器排灰发送器储灰库空气压缩机综合利用干灰散装机除尘器灰斗下均设置发送器，将各灰斗内的排灰输送至储灰库。灰库布置在扩建工程的锅炉尾部烟囱脱硫岛后面，88、两台炉共设座，其中1座粗灰库，一座细灰库。除尘器第一排灰斗干灰进入粗灰库，除尘器其余灰斗干灰进入细灰库。根据目前国内外气力输送系统设计和设备的水平，长距离输送虽然是成熟的技术，但管道增长后，不但容易造成堵管，而且，会造成系统出力降低，泄漏点增多，输送时间增加，输送能耗急剧上升，可靠性和经济性也大大降低。虽然，目前不少电厂希望把灰库放在远离主厂房外，以免造成厂区污染，但从辨证角度来讲，输送距离越近，不仅能节约投资，系统也越能正常可靠地工作，泄漏和故障越少。如果对气力输送系统环节掌握的好，象阀门的泄漏、装车点的飞扬等都是能够避免的。因此，从系统可靠性、经济性考虑，输送距离不宜过长。系统出力大小的确89、定，目前由于国内电厂煤质变化复杂，一般要求系统出力留有较大裕量去适应这种变化，同时可满足由于故障检修，停机几个小时后再启动，短时间内将存留灰送出等工况变化要求。但系统出力裕量的大小直接影响系统各设备的配置。系统出力提高，使得空压机容量增加，输灰管径也相应增加，系统初投资费用也随之增加。同时，出力裕量的提高，会造成系统气耗增加，电耗增加，空压机空载待运时间增加，对系统经济运行不利。考虑到除尘器收集的细灰将会因锅炉采用蒸汽吹灰器吸潮而板结，粘附在布袋上，影响灰斗的卸灰，需采用对灰斗加热措施，而电加热片对灰斗加热效果更可靠，同时加装手动捅灰器以保证灰斗通畅；同时气力除灰系统运行采用连续低料位运行，以90、减少飞灰在灰斗内存放时间。输送用空压机采用螺杆式空压机；每台空气压缩机出口，均设有干燥器，以减少压缩空气带水，避免飞灰板结而引起堵管、或管内的冻结。除灰用所有空压机及干燥器均布置在除灰空压机室内。每个灰库顶部，均配有布袋除尘器和真空压力释放阀，以保证空气的排放符合标准和灰库的安全。每座灰库的底部配有气化斜槽，以利下灰通畅，气化斜槽所需气源，由罗茨风机供给，并配有电加热器对该气化空气进行加热。每座储灰库下设二个排灰口，一个为干灰排放口，干灰经其下部的干灰散装机装车外运供综合利用。另一个为水灰排放口，干灰经其下面的灰水混和器制浆，进入灰浆前池，由灰浆泵加压通过输灰管道送到灰场贮存。就干灰集中系统而91、言，国内外各个生产厂家的典型系统都有独到之处，价格也会有所差异，飞灰集中系统的选择由业主通过招标择优选取，在此不再对各种系统作技术比较。干灰综合利用的运输均采取干灰密闭罐车运输的方式，一般情况下，由用户来拉取。也可业主自备，本工程暂按自备考虑。本次技改工程与扩建工程的除灰系统容量，按全厂5炉统一考虑。5.3 除灰系统控制除灰系统控制采用程序控制。除灰程序控制盘设在除灰控制室内，从盘上的模拟系统图，可以监视系统设备的运行工况，各主要设备的声光信号，也安装在控制盘上。此外，在设备附近装设控制箱，实现就地控制。为使系统安全运行，特在除灰空压机室和除灰供水泵房内设值班室。除灰控制室与除尘器等控制室统一92、考虑，以节约投资。6.工程实施后的经济效益和环境效益6.1 SO2、烟尘减排效益 二氧化硫（1）SO2年减排量：（2）SO2减排而减少缴纳排污费的间接收入 SO2排放收费标准：2007年632元/吨 2008年842元/吨 2009年1053元/吨 2010年1263元/吨 年减少缴纳排污费：（以2010年标准计算）设计煤种：240312633034989 元/年校核煤种：305912633863517 元/年 烟尘（1）烟尘年减排量：设计煤种：4175吨/年校核煤种：4997吨/年（2）烟尘减排而减少缴纳排污费的间接收入 烟尘排放收费标准：275元/吨 年减少缴纳排污费：设计煤种：4175293、751148125 元/年校核煤种：49972751374175 元/年6.2 上网电价的提高而增加的收入：机组在额定工况下日运行22小时，年运行6500小时。年发电量为520000000度(5.2亿度)；年供电量为447200000度(4.472亿度)。因本工程为烟气脱硫改造工程，建成后可增加脱硫价0.015元/度。则:电价增加收入（含税）=447200000度0.015元/度=670.80(万元)电价增加收入（不含税）=670.801.17=573.33（万元）6.3 干灰综合利用而增加的销售收入： 可销售干灰量设计煤种：61542吨/年校核煤种：73645吨/年干灰量销售：80元/吨干灰94、销售收入(1)含税： 设计煤种：61542804923360 元/年校核煤种：73645805891600 元/年(1)不含税： 设计煤种：4923360/1.174208000 元/年校核煤种：5891600/1.175035556 元/年6.4 节省灰场租赁非：180万元/年。7.定员及轮廓进度7.1 定员按四班三运转，2人/班，共8人。7.2 轮廓进度工期：8个月，其中第一台炉6个月，第二台炉间隔2个月竣工投产。2007年12月中旬开始动工，利用明年上半年两台炉大修期间完成安装对接。8.投资估算及资金筹措8.1 投资估算 固定资产投资估算及编制依据.1 固定资产投资估算热电公司烟气脱硫除95、尘建设工程总投资4533万元（除尘项目1500万元,脱硫项目3000万元)，其中：固定资产投资4500万元，铺底流动资金33万元，在固定资产投资4500万元中:建筑安装工程80万元,设备及设备安装工程4025.62万元,其他费用（含动态投资）394.38万元。投资估算见表8-1。投资构成见表8-2。.2 编制依据（1）建筑安装工程根据建筑物内容及结构特征，参照当地同类工程单位造价指标，套用电力建设工程概算定额（建筑工程、热力设备安装工程）进行投资估算。（2）设备及设备安装工程设备价格按目前市场价或询价计算,设备运杂费、基础费、安装费按行业规定计算。（3）其他费用根据电力工业基本建设预算管理制度96、及规定（2002年版）计算：设计费按62万元计列；建安工程保险费按工程费用的0.1计取。（4）预备费基本预备费以工程费用与其他费用之和为计提基数，比例按4.97进行计列。（5）建设期资金贷款利息本项目投资计划贷款3150万元，占固定资产投资的70%，建设期固定资产贷款利息根据规定列入固定资产投资规模，按年利率7.83（按中国人民银行2007年9月15日公布的银行贷款利率）计算。 流动资金估算本项目流动资金需要量采用分项详细估算法，经过测算，流动资金需要量108.44万元，其中自筹流动资金33万元。流动资金估算见表8-3。8.2 资金筹措本项目固定资产投资4500万元，资金来源为企业自筹135097、万元，；申请银行贷款3150万元。流动资金108.44万元，资金来源为企业自有投入29万元；申请银行短期贷款75.44万元。8.3 资金使用计划该项目需固定资产投资4500万元；铺底流动资金33万元。固定资产投资在2007年11月中旬开始根据工程建设进度按比例投入。资金使用计划及资金筹措见表8-4。9.投资效益分析9.1 评价依据 财务评价的假设条件投资资金与建设进度同步到位，工程建设按计划如期完成。 财务评价的基本依据（1）本项目财务评价依据国家计委颁发的建设项目经济评价方法与参数(第三版)规定的评价原则与评价方法进行，评价中采用动态与静态分析相结合，以动态分析为主。（2）企业提供的有关财务98、会计资料。9.2 产品销售收入及税金测算（1）销售收入测算A、电价增加收入：本工程为脱硫改造项目，按有关政策，上网电价可增加脱硫价0.015元/度（含税），按年上网电量4. 472亿度计算，年增加不含税收入572.42万元；B、干灰收入：按年回收干灰总量61542吨，每吨干灰售价80元，则干灰不含税收入420.51万元；C、减少缴纳排污费的间接收入：经测算，该项目建成实施后，每年比改造前减少缴纳排污费418.31万元。D、节省灰场租赁费：按180万元/年计算。项目实施后年总收入为1591.24万元。（2）销售税金测算增值税按电价增加收入及干灰收入的17计算，销售税金及附加按增值税的10计算。经99、测算，项目实施后年增值税额为168.80万元；年销售税金及附加为16.88万元。产品销售收入及税金测算见表9-19.3 成本费用测算总成本费用由生产成本和期间费用组成。 生产成本测算生产成本由电、水费、其他辅助材料、排污费、工资及福利费用组成。（1）电、水费、其他辅助材料、排污费电、水费、其他辅助材料、排污费以企业提供的成本资料进行测算。（2）工资及福利费本项目设计定员为8人，工资参照企业现行标准按2万元/人.年（含四金）计算，所需的人员由企业内部调节。 期间费用估算期间费用由管理费用、财务费用用组成。（1）管理费用管理费用是指企业的行政管理部门为管理和组织经营活动所发生的各项费用，主要包括行100、政管理人员的工资及福利费、办公费、业务招待费、行政管理部门固定资产的折旧费以及其他管理费用。参考企业近年来管理费用水平，并考虑运营期的规模以及管理水平的提高进行估算。（2）财务费用财务费用是指企业为筹集资金而发生的各项费用，包括建设投资贷款生产经营期利息和流动资金贷款利息。流动资金贷款利息，按年利率7.29（按中国人民银行2007年9月15日公布的银行贷款利率）计算，利息计入当年费用，本金到期一次偿还。本项目固定资产投资4500万元，全部转入固定资产。固定资产的折旧按综合折旧法计算，综合折旧率为8。总成本费用测算见表 9-2，固定资产折旧费测算见表9-9。9.4 利润测算经测算，项目实施后正常101、年利润总额为591.91万元。根据新企业所得税法，企业所得税按应纳税额的15，利润留成比例10%。利润表见表 9-39.5 财务分析 财务盈利能力分析（1）投资利润率和投资利税率投资利润率和投资利税率是反映财务盈利能力的两项静态指标，是计算期内平均利润和利税与总投资之比。经测算：本项目投资利润率：16.12 ，投资利税率: 20.15。 （2）财务内部收益率 财务内部收益率反映的是方案本身实际达到的收益率。经测算：项目实施后财务内部收益率所得税前为21.25 ，所得税后为18.83。（3）财务净现值财务净现值是指在方案的整个实施运行过程中，所有现金净流入年份的现值之和与所有现金净流出年份的现值102、之和的差额。经测算：项目实施后财务净现值(ic=10)所得税前为2354.61万元，所得税后为1809.72万元。（4）投资回收期(动态) 投资回收期是指自投资方案实施起，至收回初始投入资本所需的时间，既能够使与此方案相关的累计现金流入量等于现金流出量的时间。经测算：项目实施后投资回收期所得税前为5.16年，所得税后为5.53年。财务现金流量见表 9-5 财务状况及清偿能力分析主要依据贷款还本付息计算表、资金来源和运用表、资产负债表，计算项目的固定资产贷款偿还期、收支平衡情况、资产负债率、流动比率、速动比率，以考察项目的财务状况及清偿能力。.1 贷款偿还期本项目投资计划贷款3150万元，贷款归103、还资金来源为可用于归还贷款的未分配利润、折旧费和摊销费。建设期利息进投资，生产经营期利息进财务费用，经测算贷款偿还期为4.57年（含8个月建设期），贷款偿还期较短，说明贷款偿还能力较强。贷款还本付息计算表9-4.2 资金来源和运用见表9-7，从表中可以看出项目达产期后各年收支平衡，均为盈余。.3 资产负债：见表 9-8（1）资产负债率是反映项目各年所面临的财务风险程度及偿债能力指标，它反映企业偿还到期长期债务能力。从表中可以看出，资产负债率是逐年下降的，在运营期初（第2年）的资产负债率为58.17。（2）流动比率是反映项目各年偿付流动负债能力的指标，从表中可以看出，各年的比率是逐年上升的，在运104、营期初（第2年）的流动比率为175.48。（3）速动比率是反映项目快速偿付负债能力的指标，从表中可以看出，各年的比率是逐渐上升的，在运营期初（第2年）的速动比率为160.42。从以上三个比率的数据可以看出本项目偿债能力比较强。9.6 经济评价结论 由财务盈利能力分析可知，本项目的投资利润率和投资利税率均高于行业的平均水平，说明项目盈利能力较强 。 财务内部收益率和投资回收期也优于行业平均水平，说明投资能按期收回,项目在财务上是可以接受的。 由不确定分析可知，项目的抗风险能力也较强。 从上述经济评价和分析中可以看出本项目在财务上是可行的，经济上是合理的,经济效益也是良好的。项目主要数据和指标汇总105、见表9-1010.结论本改造工程具有脱硫、除尘效果好，工程造价适中，设备成熟、技术先进，占地面积小，安装工艺简单，维护费用低，且有工期短，停产时间短等特点， 项目建成投产后，全厂SO2、烟尘等的污染物排放均满足新国标火电厂大气污染物排放标准(GB132232003)对新建燃煤电厂的要求，远低于对第1时段燃煤电厂的限值，减轻了对环境的污染，增加了企业的效益。通过干灰的综合利用，既减少了因灰的排放而造成对环境的污染，又取得了一定的经济效益。年减少烟尘排放量：设计煤种4175 吨，校核煤种4997吨；年减少SO2排放量：设计煤种：2403吨，校核煤种：3059吨；年减少灰水排放量： 118万吨年干灰综合利用量：7.8624万吨这必将极大的改善xx市及周边地区的大气环境和水环境。脱硫除尘建设工程竣工后，*热电有限公司的污染物总体排放将大为降低。届时，可真正取得经济效益、环境效益和社会效益的双赢。为xx市的环保事业做出更加突出的贡献。