1、发电公司机组技改烟气脱硫岛建设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55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11.1项目概况11.2研究范围11.3主要技术原则12、建设的必要性22.1国家环保政策的需要22.2国家SO2总量控制政策23、电厂概况2、33.1厂址34、脱硫工程建设条件94.1吸收剂的供应94.2脱硫副产物处置及综合利用条件94.3脱硫场地104.4水、电、汽、气供应条件105、脱硫工艺方案选择115.1设计基础参数115.2脱硫工艺简介115.3国内外脱硫装置的生产制造能力135.4脱硫工艺的选择136、脱硫工程设想146.1工艺部分146.2电气部分226.3 热控部分266.4土建部分287、环境保护317.1评价范围及评价标准317.2工程环保概况及污染防治对策327.3环境影响分析357.4排放估算及效益分析377.5结论408、节约和合理利用能源409、劳动安全与工业卫生419.1劳动安全419.2劳动保护4193、.3劳动安全卫生监测4110、生产管理与人员编制4210.1生产管理4210.2人员编制4211、项目实施及轮廓进度4211.1项目实施条件4211.2项目实施办法4211.3项目实施轮廓进度4312、投资估算及经济评价4312.1投资估算4312.2投资估算表4512.3经济评价4913、结论5113.1主要结论意见5113.2主要技术经济指标511、 概 述1.1 项目概况1.1.1 可研报告委托单位: xx。1.1.2 编制依据xx提供的如下资料：1） xx脱硫工程可行性研究委托书2） 厂界环境空气质量测试报告3） xx烟气污染物排放测试报告4） xx排水水质测试报告5） xx对编写报告4、的要求6） xx脱硫工程基础数据1.1.3 xx企业概况xx一期工程由4台国产300MW燃煤凝汽式汽轮发动机组组成，锅炉采用“W”型火焰锅炉。工程总投资54.9亿元，其中环保提资2.6亿元，占工程总投资的4.47%。该公司于1984年开始筹建，1993年底开工建设，1999年11月4台机组全部竣工并投入运行。1.2 研究范围1） 脱硫工程的建设条件；2） 烟气脱硫工艺方案；3） 脱硫吸收剂的来源及供应；4） 脱硫副产物的利用及处置方式；5） 投资估算及运行成本分析；6） 对环境影响的分析。1.3 主要技术原则1.3.1 脱硫装置的规模及脱硫效率本期工程设计煤种含硫量为1.8，四台机组采用1005、烟气脱硫，脱硫效率95%。1.3.2 脱硫工艺方案的选择烟气脱硫工艺具备技术先进、成熟，经济合理，有同类电厂应用业绩等条件，脱硫工艺方案满足环保对脱硫效率的要求，并降低投资和运行费用，脱硫系统的运行不会对机组正常运行产生不利影响。1.3.3 脱硫系统与发电系统的关系脱硫系统按一炉一塔进行设计，当脱硫系统故障时可以切除，保证脱硫装置不影响发电机组的正常运行。1.3.4 吸收剂的供应原则对于石灰石/石膏湿法脱硫工艺的吸收剂石灰石的供应，采用直接就近采购石灰石，四台机组采用一套石灰石制备系统的方案。1.3.5 脱硫副产品的处置原则脱硫副产品积极进行综合利用。四台机组采用一套石膏脱水及贮存系统。1.36、.6 脱硫工程项目实施方式在保证脱硫装置性能的前提下，即关键设备引进技术生产，其余全部国产，投资估算和经济分析按此进行。1.3.7 本工程可行性研究报告的编制完全按照火力发电厂可研报告内容深度规定DLGJ118-1997执行。2、 建设的必要性2.1 国家环保政策的需要xx的燃料主要由xx五矿和平定县地方煤矿供给，xx电厂一期和二期工程燃用含硫量较低的煤，以减少SO2产生量，锅炉采用低氮燃烧技术减少NOx产生量，对烟气采用高效静电除尘器除去烟尘。2.2 国家SO2总量控制政策污染物总量控制是保护环境的一项重要手段，根据国家环境保护总局、国家发展计划委员会、国家经济贸易委员会、财政部文件环发207、01210号“关于印发国家环境保护“十五”计划的通知”，2005年SO2、烟尘、化学需氧量、氨氮、工业固体废弃物等主要污染物排放量比2000年减少10%，工业废水中的重金属、氰化物、石油类等污染物得到有效控制，酸雨控制区和SO2控制区，SO2排放量比2000年减少20%，降水酸度和酸雨发生频率有所降低。对电力行业，主要是以削减SO2排放量为重点。至2005年底，电力行业SO2排放量比2000年削减1020%，加强燃煤电厂环境监督管理，燃煤机组必须安装烟气在线监测装置，燃煤电厂平均供电煤耗比2000年降低1520克/千瓦时，废水回用率达到60%，已满灰场全部复原。鉴于上述政策，xx脱硫设施的安装8、势在必行。3、 电厂概况3.1 厂址3.1.1 厂址概述xx（xx第二发电厂）位于山西省xx市平定县境内，距xx市约15公里。厂址北隔xx河与xx乡相望，东面有阳涉铁路通过，阳昔公路沿阳涉县边在厂址东面通过，交通十分便利。该区域属暖温带大陆性半干旱季风气候，四季分明。春季多干旱，温度回升快，多风少雨；夏季炎热多雨；秋季天高气爽，雨量适中；冬季严寒少雪。3.1.2 燃煤及用水3.1.2.1 煤种与煤质xx的燃料主要由xx五矿和平定县地方煤矿供给，根据xx多年运行的统计，煤质数据见下表。根据xx的要求，脱硫装置设计含硫量Sar1.8%，燃料收到基低位发热量取22.18MJ/kg。序号项目符号单位设9、计煤种1全水分Mt%9.6空气干燥基水分Mad%2.26空气干燥基灰分Aad%30.24空气干燥基挥发分Vad%7.50空气干燥基碳Cad%59.12空气干燥基氢Had%2.39空气干燥基氧Oad%3.47空气干燥基氮Nad%0.86空气干燥基全硫St, ad%1.8空气干燥基低位发热量HLVMJ/kg22.18空气干燥基高位发热量HHVMJ/kg22.722煤中氯CI%0.024煤中氟Fug/g2363.1.2.2 水源及水质脱硫工程水源由电厂循环水排污水及生水供给，具体见下表：1. 循环水排污水水质数据分 析 项 目循 环 水PH 值8.14全固形物 mg/L2902.72溶解固形 mg/10、L2836.35耗氧量 mg/L7.08二氧化硅(SiO2) mg/L45.38铁铝氧化物(R2O3) mg/L7.63钙(Ca2+) mg/L452.38镁(Mg2+) mg/L123.02钠(Na+) mg/L203.75氯根(Cl-) mg/L245.50硝酸盐(NO3-) mg/L硫酸根(SO42-) mg/L1519.62磷酸根(PO43-) mg/L氢氧根(OH-) mg/L碳酸根(CO32-) mg/L碳酸氢根(HCO3-) mg/L162.42游离二氧化碳(CO2-) mg/L酚酞碱度 mmol/L0.15全碱度 mmol/L2.96全硬度 mmol/L32.7暂时硬度 mmo11、l/L2.66永久硬度 mmol/L30.04电导率(25) s/cm2787.502. 电厂现有生水水质如下：分 析 项 目生 水PH 值7.81 全固形物 mg/L676.50 溶解固形 mg/L659.63 耗氧量 mg/L0.74二氧化硅(SiO2) mg/L13.68铁铝氧化物(R2O3) mg/L5.95钙(Ca2+) mg/L117.74镁(Mg2+) mg/L30.38钠(Na+) mg/L41.20氯根(Cl-) mg/L52.38硝酸盐(NO3- ) mg/L硫酸根(SO42-) mg/L248.48磷酸根(PO43-) mg/L氢氧根(OH-) mg/L碳酸根(CO32-12、) mg/L碳酸氢根(HCO3-) mg/L218.14 游离二氧化碳(CO2-) mg/L酚酞碱度 mmol/L 0全碱度 mmol/L 3.58全硬度 mmol/L 8.38暂时硬度 mmol/L 3.58永久硬度 mmol/L4.80 电导率(25) s/cm8703.1.3 水文气象与工程地质3.1.3.1 气象条件电厂地处在太行山西侧，当地为典型河谷地带，受河谷风影响严重，区域气象要素特征值如下：多年平均气压 930.3 hPa多年平均气温 10.8多年极端最高气温 40.4多年极端最低气温 -17.6多年平均相对湿度 55% 多年最小相对湿度 0%多年日最大降水量 138.0 mm13、多年年平均降水量 507.8 mm多年最大降水量 735.4 mm多年年平均蒸发量 2044.5 mm多年最大积雪深度 17 cm多年最大冻土深度 61 cm多年平均风速 2.4m/s 三十年一遇十分钟十米高平均最大风速 25m/s 全年盛行风向 WNW冬季最多风向 WNW夏季最多风向 NNE3.1.3.2 工程地质厂址内的地基岩土分为8个工程地质层，部分层又进一步分为亚层，各层情况分述如下：层1：素填土，以粉土为主，可塑，含有大量的植物根系及砂、卵石等。一般厚度0.52.0m。层2-1：冲积的卵石层，主要成分为石英粗砂岩、细砂岩和石灰岩，浑圆及亚浑园状，杂色，一般粒径20100mm最大可见414、00mm。混有10%30%的中粗砂、碎石及粘性土。层2-2：卵石、碎石层，主要为砂岩、页岩、石灰岩，亚浑园次棱角状，杂色分选差，稍密中密，混粗砂、角砾2025%。层3-1：黄土状粉土：黄棕棕黄色，可塑，具白色条纹及虫孔，含云母及少量砾石，夹薄层的粗砂层，局部为粉质粘土。层3-2：卵石层，主要成份为砂岩、石灰岩、泥岩，浑圆及亚浑园状，杂色，一般粒径20150mm，最大的200mm左右，混有粗砂15%及粘性土510%，中密状态。层4-1：黄土状粉土：黄棕棕黄色，可塑硬塑，稍湿，具白色条纹及虫孔，含云母及微量姜结石、偶含砾石，少量砾石，夹薄层的中粗砂和黄土状粉质粘土。局部可见垂直裂隙，充填物为红色的15、粉砂。层4-2：卵石层，主要成份为砂岩、泥岩，亚浑园状，杂色，一般粒径6080mm，最大可见200mm，混有砾石1020%及粘性土10%，部分地段混有大量中、粗砂，中密状态。 层5-1：黄土状粉土：黄棕色浅黄色，可塑硬塑，含云母、煤屑及5%的粗砂。具大孔隙及垂直裂隙，裂隙宽23mm，被粘土充填，到下部即闭合，局部以黄土状粉质粘土为主。层5-2：卵石层，主要成份为砂岩、砾岩、页岩，分选差，混有块石、粗砂。中密状态，局部半胶结状（密实）。层6-1：黄土状粉土：浅黄棕黄色，可塑硬塑、坚硬，稍密，稍湿。具白色条纹及虫孔，垂直裂隙发育，裂隙被粘土充填，到下部即闭合，含少量云母，土质较均匀。层6-2：黄土16、状粉土：棕黄黄褐色，可塑硬塑、稍湿。含云母及黑色铁锰质薄膜，夹5%左右的粗砂，砾石，偶见裂隙，土质不均匀。层6-3：卵石层，主要成份为泥岩、页岩，半胶结状，（密实）混有卵石，细砂20%30%，底部见有漂石、块石。层7-1：黄土状粉土：浅红、红棕棕褐色，硬塑坚硬，稍湿干，具白色条纹及虫孔，含云母，可见黑色铁锰质薄膜，夹薄层砂层，局部为黄土状粉土。层7-2：卵石层，主要成份为砂岩、灰岩，棱角次棱角状，混有块石、粗砂、半胶结状（密实）碎石表面为中等风化。层8：石炭系中统本溪组，为黑灰、灰色的粘土岩、铝土页岩，炭质页岩、泥岩、灰岩等，表层有12m的强风化层，下部为中等风化，在xx河两岸底山丘陵区均有出17、露，厂区中部、西部的河谷阶地底部均有分布。3.1.3.3 地下水条件地下水位埋深较深，在设计基础之下，对基础没有影响。 3.1.3.4 地震效应 该工程地震基本烈度为6度， 场地类别属于I类。3.1.4 厂区总平面布置脱硫场地位于烟囱与铁路运输线之间，已建的建、构筑物有启动锅炉房、锅炉酸洗池、铁路护坡及厂区部分管网。根据本脱硫工程的性质、规模、工艺流程、交通运输，以及防火、安全、卫生、施工及检修等要求，结合场地自然条件，经技术经济比较后，总平面布置如下：#1#4吸收塔及相应泵房、检修支架沿铁路线旁依次布置；石灰石浆液制备车间布置在#2、#3吸收塔之间；#1#4增压风机及检修支架沿原烟囱、烟道旁18、依次布置；脱硫综合楼布置在#2、#3引风机支架之间。交通运输采用原有厂区道路。脱硫场地内竖向按照与原有厂区竖向布置相协调的原则布置。新建管网布置尽可能采用架空管线。根据总平面布置，场地内已建的启动锅炉房、锅炉酸洗池、铁路护坡及部分灰管需拆除改造。3.1.5 电厂大气污染物排放状况xx未上脱硫装置时已采用的烟气污染物治理措施有：采用除尘效率99%的静电除尘器，保证含尘量小于100mg/Nm3。根据太原理工大学测试中心、太原电力高等专科学校、山西电力科学研究院等单位近期的测试报告显示，电厂向大气排放的主要污染物排放情况见下表：表一：大气污染物排放测试结果名称SO2mg/Nm3NOmg/Nm3备注#19、14机组195038609141426标态4、 脱硫工程建设条件4.1 吸收剂的供应根据工艺选择结果，xx4300MW工程烟气脱硫采用石灰石/石膏湿法脱硫工艺，其使用的吸收剂为石灰石，石灰石的年需要量约为172800吨（按年利用小时6000小时计）。石灰石质量基本要求：纯度：CaCO3 90%MgCO3 3%粒径： 20mm4.2 脱硫副产物处置及综合利用条件石灰石/石膏湿法脱硫工艺的副产品以二水石膏为主，石膏含量一般在90%以上。根据国际和国内的市场运作情况表明，脱硫石膏的主要用途为生产各种建筑石膏制品和用于水泥生产的缓凝剂，且发达国家由于立法的规定，脱硫石膏正在逐步取代天然石膏。目前国外火20、力发电厂的脱硫石膏主要用途是做建筑制品和水泥缓凝剂，建筑制品主要是纸面石膏板、石膏砌块、石膏抹灰、纤维石膏板和矿渣石膏板。而我国的脱硫石膏利用尚处于起步阶段，生产脱硫石膏并利用的电厂有重庆珞璜电厂、太原第一热电厂、山东黄台电厂和北京第一热电厂等，但在系统设计时均考虑了运至事故灰场堆放。太原第一热电厂12号机组（300MW）采用的是简易石灰石/石膏湿法脱硫工艺，处理约60%烟气量，设计脱硫效率80%，并投资3000多万元建了一个石膏处理厂，对含水约10%的二水石膏进行烘干炒制造粒，目前销路较好，现又投资建设了一条石膏砌块生产线。其余如重庆电厂、浙江半山电厂以及太原第二热电厂均按单独设置场地堆放，21、待条件成熟后再加以利用。我国天然石膏资源十分丰富，已探明的石膏工业储藏量约为471.5亿吨，居世界首位，广泛分布于全国各个省市自治区。随着我国工业和经济的不断发展，近年来石膏产量不断增长。据不完全统计，全国石膏的年产量在九十年代初就达到一千多万吨，产量最大的是普通石膏和雪花石膏。而且，我国天然石膏的品位和质量较好，可以满足多种工业的需要。本工程采用石灰石/石膏湿法脱硫工艺，石膏年生产量约为31万吨，纯度在90%以上，不含有害杂质，表面游离水分在10%左右，是一种质量较好的化学石膏。鉴于以上所述，本期工程脱硫石膏采取二级脱水后单独堆放，为今后的综合利用打下基础。4.3 脱硫场地根据石灰石/石膏湿22、法脱硫装置的工艺要求并结合xx发电厂的现场情况，脱硫场地布置在烟囱后，现场情况可以满足布置要求。详见附图。4.4 水、电、汽、气供应条件4.4.1 供水和排水烟气脱硫采用石灰石/石膏湿法脱硫，4台300MW机组脱硫装置的用水量为483.5t/h，根据脱硫工艺的要求并考虑降低电厂的运行成本，每台机组消耗的83.5t/h水中，其中69t/h采用电厂的循环水排污水，14. 5t/h采用电厂的工业水；脱硫装置全厂的废水排放量不大于20t/h，脱硫岛内不单设废水处理车间，废水直接排至电厂的污水处理车间。4.4.2 供电脱硫岛的供电方案为：一采用专用厂用变压器，二由机组的厂用变压器引接，两种方案的最终确定23、应结合电厂的具体情况经技术经济比较确定。4.4.3 供气仪用和检修用的压缩空气来自空压机房。5、 脱硫工艺方案选择5.1 设计基础参数通过对设计煤种和校核煤种分析，并结合电厂运行中实际燃煤，选择以燃用Sar=1.8%的煤种及锅炉最大连续负荷工况为设计依据。主要设计参数如下（以单台机组计）：机组容量：300MW处理烟气量：1191507Nm3/h锅炉燃煤量：137.8t/h燃料收到基低位发热量：21.47MJ/kg设计煤种含硫量：1.80%脱硫装置进口SO2浓度：3745mg/Nm3设计脱硫率： 95%5.2 脱硫工艺简介目前国内外采用的脱硫技术已有百余种，按脱硫方法来分有湿法、半干法、干法，目24、前在国内应用较广泛的脱硫技术主要有：湿式石灰石/石膏法、旋转喷雾半干法、CFB法、NID法、炉内喷钙-尾部加湿活化法等，目前国内各脱硫公司通过引进技术、合资以及自行开发已掌握了以上几种脱硫技术。对于湿法烟气脱硫工艺，其主要的代表工艺如下：5.2.1 湿式石灰石/石膏法湿式石灰石/石膏法其工艺特点是采用石灰石浆液作为脱硫剂，经吸收、氧化和除雾等处理过程，形成副产品石膏。其工艺成熟、适用于不同容量的机组，应用范围最广，脱硫剂利用充分，脱硫效率可达90%以上。并且脱硫剂来源丰富，价格较低，副产品石膏利用前景较好。该法是目前世界上技术最为成熟、应用最广的脱硫工艺，仅燃煤电站，采用该工艺的全球装机总容量25、已接近149000MW，应用该工艺的机组容量约占电站脱硫装机总容量的90%以上，应用的单机容量已达1000MW。在国内已有珞璜电厂一、二期300MW机组及北京一热、重庆电厂、浙江半山电厂、太原第一热电厂、太原第二热电厂、广东瑞明电厂、广东连州电厂、贵州安顺电厂2300机组、山东黄台电厂2300机组、广东台山2600MW机组、河北定州2600MW机组等工程投产，目前在建设中的大、中型工程超过100个。其不足之处是系统比较复杂，占地面积大。5.2.2 海水洗涤法海水洗涤法(SWW)脱硫技术采用未处理的海水洗涤烟气，利用海水的天然碱性来中和二氧化硫。洗涤后，所用海水利用空气处理，以减少它的化学需氧量26、和降低酸性，然后将之排入大海。该工艺的主要优点为不需要固体吸收剂作为反应剂，运行成本低；其最明显的缺点是仅局限于沿海地区使用。采用该技术，在燃料含硫量低于1.5%的情况下，脱硫效率高（最高达98%），但在二氧化硫含量更高的情况下，海水的耗量将明显增大，从而使投资成本和生产成本显著增加。目前国内深圳西部电力公司2号300MW机组、福建后石电厂4600MW机组已投入运行。5.2.3 氨洗涤法氨洗涤法脱硫工艺采用氨水作为脱硫剂，二氧化硫通过与氨反应从烟气中脱除，最终产品为硫酸氨；其运方式与石灰石石膏法相似。该工艺的主要优点为系统简单，占地面积小，极少出现结垢和堵塞现象、无废水排放、副产物价值高；缺点27、是脱硫剂的采购成本高，脱除每吨二氧化硫的成本是石灰石石膏法的15倍左右，副产物硫酸铵含氮量20.6%，为白色或微带颜色的结晶，易溶于水，是最早生产的氮肥品种。随着化肥工业的发展，新的氮肥品种的出现，使硫铵与碳铵一样渐成被淘汰的氮肥品种。其养分低、长期施用硫铵会造成土壤板结，不宜直接施用，仅能作为复合肥的添加剂。 因此，要实现其副产物的高价值，脱硫装置需配套综合利用设备（磁化复合肥生产线），从而使投资成本大大增加。另外，由于氨水和硫酸铵的价格受区域和市场影响较大，采用该技术具有较大的风险。氨水本身具有较强的挥发性和较强的刺激性臭味、并有渗透性、腐蚀性，需采取相应的防爆、防泄漏、防腐蚀措施； 副产28、物硫酸铵易溶于水，在硫酸铵滞销时，堆放和贮存问题难以解决，并形成二次污染。5.3 国内外脱硫装置的生产制造能力脱硫装置在国外已是一种成熟的产品，可设计生产制造的厂家很多，主要集中在美、德、日、芬兰等国。国内生产商在引进消化国外技术的基础上，已具备相当的生产和供货能力，目前主要脱硫设备除除雾器、旋流站外，其余设备均可实现国产化。5.4 脱硫工艺的选择5.4.1 选择原则（1）、工艺技术成熟，稳定可靠，在国内外业绩多，尤其是大型化业绩；（2）、吸收剂质优价廉，有稳定可靠的供货渠道；（3）、运行稳定、维护费用低；（4）、设备国产化率高；（5）、投资造价低、风险低。5.4.2 本工程脱硫方案的选择几种29、脱硫工艺的比较 钙法镁法钠法氨法脱硫效率，%95959595原料石灰石氧化镁碳酸钠（纯碱）氨（液氨、氨水、碳铵）来源情况天然矿，丰富菱镁矿，有限合成，有限合成，丰富原料价格，元/吨约40 3501200，（纯碱）氨水=2200原料消耗，吨/吨SO21.851.660.532（液铵）副产品CaSO4.2H2O,石膏MgSO4.7H2ONa2SO4(NH4)2SO4,化肥副产品用途可作建材原料，但基本抛弃 可作化肥添加剂，但基本抛弃二次渣或水污染可作玻璃生产原料，但因质量差，基本抛弃含氮量低，不能直接作为农用化肥，需进一步加工，硫酸铵按600元/吨副产品量，吨/吨SO22.222.1产品-原料差价30、，元/吨SO2-74-280-1992-580市场业绩全世界范围90%以上极少极少极少根据火力发电厂烟气脱硫设计技术规程（DL/T5196-2004）的规定，大容量机组（200MW及以上）的电厂建设烟气脱硫装置时，宜优先采用石灰石石膏法脱硫工艺，同时考虑到氨法等其他脱硫工艺应用的业绩较少，脱硫副产物需进一步加工才可能获得一定的利润，这样整个脱硫装置需总体考虑后投资成本增加约30%，同时，其脱硫剂和副产物受地区局限和市场影响较大，大大增加了投资的风险性，因此，xx采用石灰石石膏法作为首选的脱硫工艺。6、 脱硫工程设想6.1 工艺部分6.1.1 工艺系统构成FGD装置运行时，烟气通过位于吸收塔中部31、的入口烟道进入塔内。烟气进入塔内后向上流过喷淋段，以逆流方式与喷淋下来的石灰石浆液接触。烟气中的SO2被石灰石浆液吸收并发生化学反应，在吸收塔下部反应池内被鼓入的空气强制氧化，最终生成石膏晶体。在吸收塔上部，脱硫后的烟气通过除雾器除去夹带的液滴后，从顶部离开吸收塔。FGD装置所需石灰石吸收剂浆液来自石灰石制备系统，由泵送至吸收塔后进行吸收反应。脱硫反应后所产生的石膏浆液由泵送至石膏水力旋流站进行初步脱水，再经真空皮带脱水机二次脱水后成为副产物石膏，产品送至石膏储库储存。整个FGD工艺流程包括的主要工艺子系统有：（1） 吸收塔系统a) 吸收塔本体b) 吸收塔循环管线系统c) 脉冲悬浮系统d) 分32、析仪表系统e) 氧化空气系统f) 除雾器系统g) 石膏浆液泵系统（2） 烟气系统a) 烟道系统b) 烟气再热器系统c) 增压风机系统d) 挡板门密封空气系统（3） 石膏脱水及储存系统a) 石膏旋流站系统b) 真空皮带脱水机系统c) 石膏储存及转运系统d) 石膏制备回水系统e) 废水旋流站系统（4） 石灰石浆液制备系统a) 石灰石粉接收和储存系统b) 石灰石制浆系统c) 石灰石浆液供给系统（5） 公用系统a) 工艺水系统b) 冷却水系统c) 压缩空气系统（6） 浆液排放及收集系统a) 事故浆液池系统b) 吸收塔排放池系统6.1.2 反应原理用于去除SOx的浆液收集在吸收塔浆池内。这个吸收塔浆池被33、分成氧化区和结晶区，在上部氧化区内，氧化空气通过一个分配系统吹入，在pH值为4-5的浆液中生成石膏；在结晶区，石膏晶种逐渐增大，并生成为易于脱水的较大的晶体，新的石灰石浆液也被加入这个区域。6.1.3 化学过程化学反应过程描述如下：石灰石的溶解：CaCO3 + CO2 + H2OCa(HCO3)2与SO2反应：Ca(HCO3)2 + 2SO2Ca(HSO3)2 +2CO2氧化：Ca(HSO3)2 + CaCO3 + O22CaSO4+CO2+H2O石膏生成：CaSO4 + 2H2O CaSO42H2O去除SO2总反应方程式：CaCO3+ SO2 + O2 + 2H2OCaSO42H2O + C34、O2石灰石或碳酸钙在水中的低溶解性在吸收塔内被二氧化碳提高。通过溶解过程，生成碳酸氢钙。碳酸氢钙与二氧化硫反应生成可溶的亚硫酸氢钙。在氧化区，亚硫酸氢钙与空气中的氧发生反应，生成硫酸钙。浆液中的硫酸钙再结晶生成二水硫酸钙，即石膏。反应原理图6.1.4 系统描述6.1.4.1 吸收塔系统吸收塔由吸收塔浆池、吸收区及除雾器区组成。烟气中SO的去除和石膏的生成在吸收塔内完成。布置4层喷淋层，浆液通过喷嘴成雾状喷出。循环泵把吸收塔浆池中的浆液输送至喷淋层。最上面的喷淋层只布置与烟气逆流的喷嘴，其余喷淋层均布置有顺流和逆流双向喷射喷嘴。SO被喷淋浆液吸收，并与之反应。通过吸收区后的净烟气经位于吸收塔上部35、的两级除雾器后排出。空气通过氧化风机送入氧化区。氧化空气在进入吸收塔之前在管道中被加入工艺水，目的是为了冷却并使氧化空气达到饱和状态。通过这种方式，可以防止热的氧化空气在进入吸收塔时，在氧化空气管出口使浆液中的水份蒸发而造成出口浆液粘结、结垢的现象发生。氧化空气经过一个特殊的分配系统进入氧化区。这个分配系统是由几个管道组成的管线系统构成。氧化空气通过氧化管道上的开孔喷入浆液。由于开孔向下，FGD停运时，浆液中的固体不会进入氧化空气分配系统。氧化空气分配管布置在分区管之间，相应减少了吸收塔自由横截面，增加了浆液喷入结晶区的流速，从而阻止了浆液从结晶区向氧化区的回流混合。因为回流混合将会增加氧化区36、的PH值，以至于使氧化反应变得困难。结晶区位于吸收塔浆池中氧化区下部。在结晶区，逐渐形成大的易于旋流器分离的石膏晶体。结晶过程要求浆液中固体含量在150最大180g/l，同时在浆池中要有足够的停留时间。新的石灰石浆液也在此区域加入，以保持吸收剂的活性。通过控制系统调节加入的浆液量。石膏浆液通过石膏浆液泵输送至石膏旋流站，石膏浆液泵的吸入口位于氧化空气分配系统的下部。喷淋浆液在吸收塔中被氧化和更新，通过吸收塔循环泵输送至喷淋层。通常情况下，3台、4台循环泵同时运行，这取决于未处理烟气量的大小及烟气中SO2的含量；为了保障吸收塔内的安全运行，至少2台吸收塔循环泵同时运行。吸收塔浆池还配置有脉冲悬浮37、系统，由一运一备的两台脉冲悬浮泵组成。脉冲悬浮系统的喷嘴把浆液喷向吸收塔底部，防止底部浆液沉积。脉冲悬浮泵有两个吸入管，通常情况下使用低位的吸入口。脉冲悬浮泵启动时，浆液取自高位吸入口，运行一段时间后，底部的固体沉积物被悬浮起来，然后转换至低位吸入口运行。因为在任何负荷情况下脉冲悬浮泵均运行，所以分析仪表（PH计与密度计）及事故排浆管道安装在脉冲悬浮泵排出管上。当浆液通过吸收区时会带走液滴。为了满足净烟气的要求及防止液滴在下游部件中发生沉积，大部分液滴必须被再次分离。在吸收塔上部安装了一个两级除雾器，当净烟气通过第一级除雾器时，大部分液滴被分离出来，通过第二级除雾器可以获得更好的分离效果。在除38、雾器的表面会产生固体沉积，因此必须设置冲洗水。烟气蒸发会带走吸收塔内的一部分水，同时石膏浆液排出也会带走一部分水，因此吸收塔的液位会降低。吸收塔的补水通过除雾器的冲洗水和单独的工艺水补水实现。在吸收塔烟道入口设置有内表面冲洗系统。当热的烟气进入吸收塔时，会在入口烟道下表面形成固体沉积。这些固体沉积通过内表面冲洗系统来清洗。为防止腐蚀及磨损，吸收塔在不同的位置，在防腐内衬上进行了不同的处理，以保证在任何可能的情况下，吸收塔能经受温度、腐蚀、摩擦的综合作用而不致损坏。1）浆液循环泵每个吸收塔配有四台浆液循环泵，浆液据此得以循环喷淋，并保证吸收塔内合理的液气比，使浆液能最大限度地吸收S02。每台浆液39、循环泵带一层喷嘴。2）氧化风机吸收系统设有2100%氧化风机，风机型式为罗茨风机。氧化风机的作用是使塔内的生成物亚硫酸钙得到完全氧化。3）石膏浆液输送泵在塔内生成的石膏通过石膏浆液泵送至石膏脱水车间进行脱水处理。4）脉冲悬浮泵吸收塔浆池还配置有脉冲悬浮系统，设置2台脉冲悬浮泵（1运1备）。脉冲悬浮系统的喷嘴把浆液喷向吸收塔底部，防止底部浆液沉积。因为在任何负荷情况下脉冲悬浮泵均运行，所以分析仪表（pH计与密度计）安装在脉冲悬浮泵排出管上。当需要排空吸收塔时，浆液由脉冲悬浮泵送至事故浆液箱。6.1.4.2 烟气系统烟气系统主要包括增压风机、烟道、挡板门、吸收塔等。当正常工作时，未脱硫的烟气从水平40、主烟道引出，经过脱硫系统进口挡板门及增压风机增压后，进入吸收塔内。烟气在塔内自下而上运动，其间与从塔的上部喷淋下来的石灰石浆液充分接触，并发生化学反应，烟气中的二氧化硫被除去，同时烟气温度降至4050左右。净化后的烟气经吸收塔顶部的两级除雾器除去雾滴后，离开吸收塔，进入烟道，经过脱硫系统出口挡板门，回到原有水平主烟道，再经过烟囱排入大气。为防止脱硫系统故障时影响锅炉的正常运行，在原有水平主烟道上加装了旁路挡板门。当脱硫系统故障时，脱硫系统进出口挡板门关闭，旁路挡板门自动打开，未处理烟气直接进入烟囱排入大气。烟道的旁路系统是必需的，它不仅有利于FGD系统的检修，而且在锅炉点火阶段也必须使烟气经旁41、路排向烟囱进入大气，以免点火阶段烟气中油滴、碳黑、粉尘等进入FGD系统。另外，如果电气除尘器因某些电场故障退出运行，使效率降低时，也应关闭FGD，因为大量粉尘进入FGD系统，不仅使石膏品质急剧恶化，还使各浆液系统充满灰尘，引起结垢和堵塞。水平主烟道和烟囱采取合理工艺进行防腐改造，防止湿烟气对烟道和烟囱的腐。1） 增压风机增压风机主要用来克服脱硫系统的阻力，每套脱硫系统采用一台100%容量的轴流式风机。2） 烟气挡板及其密封系统烟气挡板采用双层百叶窗式挡板，为防止未处理烟气向净化烟气的泄漏，而影响脱硫效率以及防止挡板被腐蚀，设置了挡板密封系统。每套脱硫系统对应地设置一套挡板密封系统。密封气来自空42、气，为防止密封烟气与未处理烟气混合后产生露点腐蚀，设置加热器将密封烟气温度加热至100左右后送至各挡板。6.1.4.3 石膏处理系统从吸收塔浆池排出的石膏浆固体浓度约为15%20%（wt），经水力旋流器脱水浓缩至固体物浓度达50%（wt），然后进入真空皮带脱水机脱水，为控制脱硫石膏中Cl-等成分的含量，确保脱硫石膏质量能满足市场应用的要求，在石膏脱水过程中需设置冲洗装置用清水对石膏进行冲洗。脱水后的石膏固体表面含水率不超过10%，在皮带机后落入石膏库，再由汽车运至专门的灰场存放，为以后的石膏综合利用创造条件。每台炉设一套石膏旋流站。石膏浆液旋流站的容量按一台炉BMCR工况产生的石膏浆液量选择，43、四台炉设一套废水旋流站。系统设置两台真空皮带脱水机。每台真空皮带脱水机的出力按四台锅炉BMCR工况运行时产生的75石膏浆液量配置。石膏库可贮存本工程四套脱硫装置BMCR工况产生的3天的石膏量。6.1.4.4 吸收剂制备与浆液供给系统用自卸卡车将石灰石（粒径20mm）运输至电厂，经地磅计量后倒入地下料斗，经给料机、斗式提升机、皮带输送机送至钢制石灰石贮仓内，再由称重给料机送到湿式球磨机内磨制成浆液，石灰石浆液通过磨机浆液循环泵输送到水力旋流器经分离后，大尺寸物料再循环至湿式球磨机，溢流物料存贮于石灰石浆液箱中,然后经石灰石浆液泵送至吸收塔。本系统设置二台湿式球磨机，每台磨机出力为四台锅炉BMCR44、工况下75的石灰石耗量，磨机配置相应的磨机浆液旋流分离器，磨机浆液箱和磨机浆液泵等。全套吸收剂供应系统可以满足FGD所有可能出现的负荷范围。石灰石质量基本要求：纯度：CaCO3 90%MgCO3 3%粒径： 20mm6.1.4.5 公用系统公用系统包括工艺水系统、工业水系统及压缩空气系统。业主提供脱硫岛两种水源，一种为生水，另一种为循环水排污水。1） 工艺水系统工艺水采用循环水排污水，主要用于除雾器冲洗、吸收塔补水、吸收塔入口烟道冲洗、石灰石制浆制备等。工艺水系统设一个工艺水箱，两台工艺水泵和六台除雾器冲洗水泵。2） 工业水系统工业水采用生水，主要用于石膏冲洗、真空泵密封、氧化空气冷却以及设备45、冷却等。工业水系统设一个工业水箱和两台工业水泵。3） 压缩空气系统脱硫岛所需的压缩空气由岛内自设空气压缩机提供。6.1.4.6 浆液排放及收集系统本工程#1、#2、#3、#4机组共用一座事故浆液箱，在发生故障或认为有必要时，吸收塔中浆液可迅速排入事故浆液箱。事故浆液箱的容量按能容纳一座脱硫塔内的全部浆液及相应地坑内的全部浆液。事故浆液箱内设置脉冲悬浮系统及浆液回送泵。排放系统除设有事故浆液箱外，还有吸收塔区域排放池和各个公用区域排放池。6.1.5 FGD岛区域布置根据工艺布置合理、尽量利用现有场地、减少拆迁工作量、缩短工程建设周期等原则，结合xx脱硫装置可利用空间，本工程FGD装置及相关建筑物46、主要布置于电厂烟囱后马路和铁路护坡之间的范围内，并按各自功能分区布置。FGD装置的主要组件包括吸收塔、增压风机、事故浆液箱等露天布置。增压风机布置在水平主烟道和烟囱后马路之间，循环泵房位于吸收塔的右侧，石膏泵、脉冲悬浮泵和氧化风机布置在一个房间内，位于吸收塔的西侧。石灰石制备系统布置在两个烟囱之间。石膏脱水系统和电控楼合并布置在两个烟囱之间原启动锅炉房的位置。详见总平面布置图。6.2 电气部分6.2.1 概述AFGD区域内的电气系统设计主要包括以下部分：B6KV系统电气接线及布置C0.4KV系统电气接线及布置（包括脱硫低压工作变压器）D事故保安电源电气接线及布置E防雷保护及接地、滑线设计F直流47、系统G交流不停电电源H电缆、电缆设施（包括电缆沟道、电缆桥架的布置）及电缆防火I照明及检修J岛内通信6.2.2 电气系统6.2.2.1 6KV系统脱硫岛的供电方案为：方案一由机组的厂用变压器引接，方案二采用专用脱硫高压变压器，对两种方案论述如下：本次新增脱硫负荷总容量约为20576kVA，单机脱硫负荷总容量最大值为6285kVA，其中低压1509kVA，高压4776kVA。厂用电负荷统计（机组负荷300MW时，电厂提供资料）：公用IA，IB厂用IA厂用IB工作电流：200A900A650A厂用IIA厂用IIB厂用IIIA厂用IIIB工作电流：900A700A1000A800A根据工作电流计算各48、台机组的实际负荷：2001.7326=2078.4KVA9001.7326=8358.2KVA6501.7326=6754.8KVA7001.7326=7274.4KVA10001.7326=10392KVA8001.7326=8313.6KVA根据负荷容量及性质，脱硫负荷电源（6kV脱硫电动机及低压干式变）直接引自6kV工作III，IV段。现有高厂变容量均为40000kVA，低压侧为分裂绕组，容量均为25000kVA。其富余容量足够为每台机组脱硫岛的负荷供电，经初步核算可满足工程改造要求。方案一：可靠性高，脱硫和主厂电气系统有分界点，脱硫岛的故障不会引起发电机跳闸，设备少，节省投资。布置方案49、简单可行，故作为推荐方案。方案二：发电机出口T接方案，设备多，故障点也多，布置方案也较复杂，需要增加脱硫高压变压器，需架设母线桥，更换原发变组保护。室内布置的就地的6KV断路器柜和PT柜。脱硫变的故障可能会引起发电机跳闸，降低了全厂安全运行的可靠性。故作为备选方案。脱硫岛内6KV系统采用单母线接线，每台炉设一个脱硫段，共四段。4台炉公用设备共设置一段。每段6kV脱硫母线分别由本台机组6KV工作A，B段供电，每个脱硫段上的两路电源互为备用。每台炉的6kV脱硫单元负荷分别接于各自的脱硫段上，脱硫系统的6KV公用负荷电源引自6kV厂用电II，IV段。6.2.2.2 0.4KV系统1） 整套脱硫装置共50、设四台低压工作变A、B、C、D。PCA、B、C、D段分别为#1 #4机的脱硫低压及公共负荷供电；其中A与B及C与D低压工作变互为备用。当一台低压工作变故障时由另一台变压器负担起本段及及故障段的低压负荷。其中A、B段负责脱硫岛全部公共低压负荷。380/220V脱硫A、B段之间及C、D段之间设联络开关，手动切换。2） 由于脱硫岛公用负荷较多，并且比较集中。因此设置公用MCC段，其工作电源和备用电源分别取自400V PC A段和B段，工作电源与备用电源手动或自动切换；分别为石灰石制备系统、石膏脱水系统等负荷供电。3） 本工程可以设置一台柴油发电机组，为了确保安全停机和设备安全，脱硫岛设保安段，40051、V保安段正常情况由400VPC段供电；事故情况下自动切换至柴油发电机组。6.2.3 设备选择6.2.3.1 6KV主要电气设备选择6KV开关柜采用金属铠装中置式开关柜。6kV厂用电开关设备选用真空断路器和F-C 回路。对于大容量回路采用真空断路器，对于1000kW及以下的电动机和1250kVA及以下的厂用变压器回路采用F-C回路方式供电。6.2.3.2 脱硫低压变为了提高供电的安全可靠性、减少维护工作量。低压变压器采用高效节能的环氧树脂浇铸的干式变压器，F级绝缘水平。6.2.3.3 低压开关柜380/220V PC-MCC系统中，采用开断能力大，动、热稳定值高的抽屉式配电屏，以便于维护、检修。52、6.2.4 事故保安及不停电电源6.2.4.1 事故保安电源的接线方式及设备选择为了保证在脱硫岛事故停电时，能安全地停机，避免主设备损坏，脱硫岛在每两台机380/220V低压用电系统中设置一段380/220V保安段，共计两段。380/220V保安段正常情况由380/220VPC段供电；事故情况下自动切换至柴油发电机组供电。6.2.4.2 不停电电源设备选择为满足热工自动化装置对交流电的特殊要求，本工程独立设置两套交流不停电电源系统（UPS）, 交流不停电电源系统由整流器、逆变器、旁路隔离变压器、调压器、静态转换开关、闭锁二极管、主配电屏、分配电屏等组成。UPS的直流电源取自直流蓄电池组。不停电53、电源装置与热工控制室同层布置。6.2.5 电气设备布置根据脱硫岛本体布置情况，高压厂用配电装置、低压厂用配电装置的PC段.保安段及低压脱硫变均布置在电控楼底层。6.2.6 直流系统直流系统采用单母线分断接线，电压等级采用220V。直流系统包括2组220V铅酸阀控免维护蓄电池，2套高频开关充电器及直流馈线屏。220V的两组蓄电池互为备用。直流母线设一套微机型的绝缘监测装置，对直流系统各馈线的绝缘状态进行自动监测，便于寻找接地点。脱硫岛设置两套直流系统，直流系统由若干面屏柜组成；除了蓄电池单独布置以外，整个直流系统均布置在与热工控制室同层的直流及UPS设备间内。6.2.7 二次线、继电保护及自动装54、置6.2.7.1 低压脱硫变及高压电动机均采用微机综合保护，安装在6KV开关柜内。脱硫岛电动机控制采用DCS及PLC控制，并在就地设硬手操。6.2.7.2 PC电源和MCC电源的切换视实际情况采用备用手动或自动切换装置。各保护装置跳闸出口采用硬接线直接出口。6.2.7.3 电气设备纳入DCS分散控制系统，从安全停机的角度考虑配置少量必要的独立于DCS的常规仪表和硬操设备，布置于操作台上和辅助屏上。6.2.8 过电压保护及接地本岛接地装置采用水平接地体为主和垂直接地体组成的复合人工接地网，脱硫岛区域内为独立的闭合接地网。接地电阻小于4欧姆，并与电厂的主接地网至少有四处相连。接地体采用热镀锌防腐蚀55、措施。6.2.9 照明和检修网络本工程照明系统设置交流正常照明，交流事故照明和直流事故照明，并设有一部分应急灯照明。工作照明和事故照明电压一般为220V，安全照明电压为24V和12V两种。高度低于2.4m的照明器采用24V，吸收塔检修照明电压为12V，通过检修电源箱内的220/12V降压变压器获得电源。6.2.10 厂内通信岛内通信电话系统由电厂总配线架引接，分线盒至电厂总配线架的连接电缆采用带铠装的通信电缆。分线盒至电话机采用电话线穿管暗敷。6.2.11 电缆设施采用电缆桥架和电缆沟相结合的敷设方式。6.2.12 电气设施的防火措施电缆防火阻燃措施包括电缆沟的阻火墙，大小竖井的封堵，电缆穿墙56、孔、楼板孔的封堵，开关柜、配电屏、控制保护屏（台）电缆孔洞的封堵，电缆沟与电缆沟的交叉处、电缆沟及架空桥架进入建筑物入口处的封堵，靠近油管、油箱和高温管道处的隔离等。对于6 kV 、380V配电装置室、直流及UPS设备室、控制室及电子室等均设有烟感感温探测器及足够的消防设施。6.2.13 改造部分涉及原有设备，建构筑物改造方案，将另外以专题形式出版，其设计原则为尽量不改动原有设施，尽量利用原有设备。电缆沟如果一定要改道，也尽量保证电缆长度不增加，以免更换电缆。6.3 热控部分6.3.1 热工自动化水平根据脱硫系统的工艺特点及规模，两台机组设一套DCS控制系统，公用部分设一套DCS控制系统。四台57、机组及公用脱硫系统共设6台操作员站，2台工程师站。在脱硫综合楼上为四台机组的脱硫控制系统设置一个单独的电子设备间（下设电缆层），脱硫系统的操作员站分别设置在相应的机组集中控制室内（3台操作员站布置在电厂#1、#2机组集中控制室，另3台操作员站布置在电厂#3、#4机组集中控制室），操作人员可在控制室内通过LCD及键盘和鼠标对脱硫系统进行监视和控制操作。两台机组及公用系统脱硫控制（FGD-DCS)分别设置网络，彼此间通过网桥连接，同时#1、#2、#3、#4机组、公用系统采用不同的处理器（DPU）。详细配置见附图FGD92K-K-01DCS系统配置。四台机组及公用的脱硫分散控制系统IO点总数初步按558、417点考虑（不含备用点）。除在操作台上设置旁路挡板门等重要设备的紧急操作按钮外，控制室不设其它常规仪控表盘。脱硫DCS控制系统与机组DCS的重要信号，通过硬接线方式实现。 烟气脱硫控制系统采用先进的DCS分散控制系统，FGD的控制系统将设计成具有完善的数据采集、闭环控制、顺序控制及联锁保护等功能的系统。在控制室内对脱硫系统的监视控制满足下列要求：- 在就地运行人员少量干预配合下，实现系统启停- 实现正常运行工况的监视和调整- 实现异常工况的报警和紧急事故处理脱硫系统DCS控制范围包括增压风机、吸收塔系统等脱硫主系统及吸收剂制备输送、事故浆箱、石膏脱水及处理、工业水、工艺水等公用辅助系统。为满59、足脱硫系统的实时在线监控及环保所需的烟气排放监测的需要，配置烟气连续监测分析系统。脱硫DCS系统留有与全厂SIS系统的接口。6.3.2 控制室布置本工程烟气脱硫I&C系统不设置单独的操作人员，其操作员站分别设置在机组集中控制室内。脱硫系统的控制将由运行人员通过脱硫DCS操作员站监控。四台机组脱硫系统设1个公用的电子设备间，布置在脱硫岛内的脱硫综合楼上。6.3.3 自动化功能脱硫控制系统(FGD-DCS)至少满足以下功能：6.3.3.1 数据采集系统（DAS）数据采集系统具备工艺流程状态显示、操作过程显示、实时数据显示、趋势显示、报警、历史数据存储检索、定期报表、性能计算、SOE事故顺序记录等功60、能。6.3.3.2 主要闭环调节回路（MCS）系统主要的闭环调节回路包括增压风机入口压力控制、石灰石浆液浓度控制、吸收塔PH值及FGD出口SO2浓度控制等。6.3.3.3 主要顺序控制功能组（SCS）完成脱硫系统及辅助系统的启停顺序控制。包括脱硫系统启动、停止顺序控制功能组以及除雾器清洗、增压风机、工艺水系统、石灰石制备系统等设备的顺序控制功能组。6.3.3.4 FGD系统的联锁保护FGD装置的联锁保护动作至少包括FGD进口温度异常、进口压力异常、增压风机故障、循环浆泵启/停及事故联锁、吸收塔排浆泵启/停及事故联锁、石灰石浆液泵启/停及事故联锁等。来自机组的FGD保护条件包括锅炉状态（MFT、61、火焰、吹扫等）、油燃烧器投入状况、煤燃烧器投入状况、除尘器投入状况等，相应信号取自锅炉控制系统。为保证测量可靠，重要的保护用过程信号、状态等采用三取二测量方式。FGD保护动作时自动快速开启旁路挡板门，切除FGD。控制室设手动按钮，在紧急状态时强制动作旁路挡板门，保证锅炉安全运行。6.3.3.5 系统可靠性措施为保证系统的可靠运行，对以下FGD-DCS主要部分均采用冗余配置： 控制器CPU 1:1 电源(CPU、I/O、机柜电源、模件电源、操作电源) 1:1 通讯高速公路1:1 操作站 6台6.3.4 热工自动化设备选型本工程的脱硫控制系统DCS，一次检测元件及仪表如烟气分析仪表、PH计、密度计62、流量仪表、热电阻、温度计、物位计、变送器、逻辑开关、压力表等，盘、台、箱、柜和热工安装材料等的热工自动化设备材料的选型将本着先进、适用的原则，择优选取，确保FGD系统的安全运行和可控性。6.3.5 辅助系统本工程FGD辅助系统的信号原则上直接进入DCS监控，个别随主设备带有就地仪表控制盘的系统都将与脱硫分散控制系统留有接口以实现集中监控。 为了便于运行人员现场运行的监视, FGD将在重要的无人值守区域(如: 吸收塔区域、石膏脱水、石灰石浆液的制备等)设置工业闭路电视监视系统，该监视系统的监视器布置在机组集中控制室内。6.4 土建部分6.4.1 建筑设计本工程建筑物的设计以安全、适用、经济、美63、观为基本原则，建筑设计根据生产工艺流程、使用要求，自然条件、建筑材料、建筑技术等因素，结合工艺设计进计建筑物的平面布置、空间组合及建筑造型设计并注意建筑群体与周围环境的协调。建筑设计除应满足规范要求外尚应配合工艺解决好建筑内部通道、防火、防爆、防水、防噪声、保温隔热、采光、通风和生活卫生设施等方面的问题。 6.4.2 建筑材料土建结构所需水泥、骨料、砖、钢材、型钢、焊条、螺栓、油漆等材料均应遵守国家和行业标准。所有钢筋混凝土结构构件及动力设备基础混凝土强度等级不低于C30。所有地下沟、坑、池的混凝土强度等级不低于 C25，防水混凝土抗渗等级不低于S6，除动力基础外其它设备基础、基础和承台的混凝64、土强度等级不低于C25，设备基础二次灌浆应采用无收缩混凝土灌浆料。所有钢结构采用优质材料。 脱硫区的沟道、支墩、水坑等地下设施均采用现浇钢筋混凝土结构，沟道、坑有防腐要求的采取防腐措施。6.4.3 主要建（构）筑物的结构型式根据工艺流程和总平面布置的要求，并结合本工程的工程地质条件和技术经济要求，该脱硫工程的建（构）筑物拟采用的结构型式如下：1、 烟道支架： 平面尺寸为8m 24.5m 高度约为33m，多层现浇钢筋混凝土框架结构。2、浆液循环泵房：平面尺寸为17m 19m 高度为8m，单层现浇钢筋混凝土框架结构。3、吸收塔、增压风机等设备基础： 采用大块式钢筋混凝土基础。4、脱硫综合楼：平面尺65、寸为18m X 40m 高度为39m，多层现浇钢筋混凝土框架结构。5、石灰石浆液制备车间：平面尺寸为18m X 49m 高度为20m，局部37m, 多层现浇钢筋混凝土框架结构。石灰石料仓为11m X 25m 的现浇钢筋混凝土筒仓。6.4.4 建（构）筑物基础及其地基处理 脱硫区建（构）筑物基础：根据上部结构和地基处理型式采用钢筋混凝土独立基础、条型基础或桩基础。 地基处理：根据地质情况和上部建筑物的荷载大小确定是否需要地基处理，地基处理方案采用本工程其它项目的做法。设计考虑对邻近建筑物的影响。基础型式考虑相邻不同功能建筑物之间的不均匀沉降。脱硫岛内建（构）筑物以及厂区内相邻的现有建（构）筑物，66、按规范建立沉降观测点，施工期间应进行观测。6.4.5 拟拆迁的建（构）筑物根据工艺布置和场地条件，原有建（构）筑物中的启动锅炉房、锅炉酸洗废液池和铁路护坡均应拆除，其工程量见下表 建（构）筑物名称拆除部位工程量（m3）备 注启动锅炉房钢筋混凝土基础216钢筋混凝土上部结构962挖除土方量120锅炉酸洗废液池钢筋混凝土基础860挖除土方量2000铁路护坡拆除砌石护坡261拆除基础145挖除土方量5026.4.6 脱硫后烟囱的防腐改造本工程的烟囱于1996年12月投入运行，结构型式为单管式钢筋混凝土烟囱，当时在烟囱防腐设计中内衬采用了耐酸的漂珠耐火砖并用耐酸胶泥砌筑，牛腿的防护采用了经过贡纳处理的67、聚四氟乙烯板，烟囱筒壁内侧涂刷了OM防腐涂料，在烟囱外形的选型上在顶部为直管段，属负压型。在我国，烟气脱硫还属于初级阶段，已建成投运、且完全按烟气脱硫处理运行的火力发电厂工程项目还不多，且大多是新建工程，运行时间较短。在国家标准烟囱设计规范GB50051-2002和电力行业烟囱的现行设计标准中，均未对进行脱硫处理的烟囱防腐设计做出具体规定。不设烟气加热系统GGH湿法脱硫处理的烟气，水份含量高，湿度大，温度低，烟气处于全结露状态。烟气中水气结露后形成的具腐蚀性水液，理论计算量约数十吨/每小时，它主要依附于烟囱内侧壁流下来。脱硫处理后的烟气一般还含有氟化氢和氯化物等强腐蚀性物质，是一种腐蚀强度高、68、渗透性强、且较难防范的低温高湿稀酸型腐蚀状况。湿法脱硫工艺对烟气中的SO2 脱除效率很高，但对造成烟气腐蚀主要成分的SO3 脱除效率不高。烟气温度低，其上抽力就小，流速就低，容易产生烟气聚集并对排烟筒内壁产生压力。锥形烟囱结构型式（如单筒式烟囱）中的烟气基本上是处于正压运行状况。因此，烟气脱硫后，对烟囱的腐蚀隐患并未消除；相反地，脱硫后的烟气环境（低温、高湿、正压等）使腐蚀状况进一步加剧了。目前，由于没有相应的规范规定，国内各电力设计院主要是依据自己的经验和参考资料进行设计。新建烟囱主要做法为采用多管式或套筒式烟囱结构型式，即把承重的钢筋混凝土外筒和排烟内筒分开，使外筒受力结构不与强腐蚀性烟气69、相接触，外筒为钢筋混凝土筒，内筒为钢内筒或耐酸砖砌体内筒，钢内筒防腐采用钛、镍复合板及采用泡沫玻璃砖等。旧烟囱改造主要做法为用电动工具去除原内衬表面集灰，修整内衬表面，在衬层表面上做防腐抗渗处理层。防腐抗渗处理层根据处理剂的不同有不同的做法。7、 环境保护7.1 评价范围及评价标准1） 大气评价范围及标准石灰石、石膏码头及堆场的石灰石、石膏粉尘影响大气评价标准。表7.1-1 大气评价标准标准名称内容大气环境质量标准GB3095-1996二级标准总悬浮微粒日平均浓度0.30mg/Nm3，SO2日平均浓度0.15mg/Nm3，飘尘日平均浓度0.15mg/Nm3。大气污染物综合排放标准（GB162970、71996）：表2二级标准粉尘120mg/Nm32） 噪声表7.1-2 噪声评价标准功能区执行标准和级别厂界噪声工业企业厂界噪声标准GB12348-90类标准7.2 工程环保概况及污染防治对策7.2.1 粉尘污染物产生情况及粉尘污染防治对策本工程没有大量的粉尘污染物排放，产生的少量粉尘污染物主要是石灰石在卸船过程中产生的石灰石粉尘，和石灰石制粉车间布袋除尘器收集石灰石粉时粉逃逸，属于无组织排放源，这些污染源排放量小，排放点高度较低，为非连续性排放。（1） 基本原则石灰石粉尘尽量减少排放，尽可能收集复用。（2） 具体对策要求供应石灰石颗粒粒径在47mm，粉状石灰石含量低于5%，可减少卸载过程中石71、灰石粉扬尘。本工程采用的是干磨方案，在石灰石料仓、石灰石中间仓及石灰石粉仓顶部等处装设布袋除尘器以减少含尘废气排放（排放浓度50mg/m3），粉尘的排放量是很小的。石灰石卸载过程产生的扬尘，其扬尘量与风速、装卸落差、含水量和石灰石粒径等因素有关，因此可选对环境影响较小的运输卸载方式，进行卸载工作。7.2.2 工程废水治理及排放情况7.2.2.1 废水污染防治基本原则本工程的废水分为生产废水和生活污水两类，对这两类废水都将分别在电厂集中处理，处理至达标后回用。烟气脱硫工程的生产废水主要在石膏的脱水和清洗过程中产生。脱硫废水的水量和水质与脱硫工艺、烟气成分、飞灰及吸收剂的成分等多种因素有关。通常在72、湿法烟气脱硫工艺中，由石膏脱水车间来的废水呈微酸性，并含有一些重金属离子和少量固体杂质。因此，该类废水处理系统通常采用化学和物理的综合处理的办法，以去除废水中的重金属离子，并使废水得到澄清，达标后调湿灰或排入渣场。本工程4300MW机组的湿法烟气脱硫废水量为：19.96m3/h。脱硫废水治理的两个基本原则是：（1） 尽量减少废水产生量，提高废水的重复利用量。（2） 对需外排的脱硫废水必须处理至达标后外排或回用。本工程的废水回用措施为将石膏脱水、清洗过程中产生的一级水力旋流器溢流液、真空带式脱水机滤出液、石膏冲洗水及脱水装置冲洗水进行回用，最大限度地减少废水外排量。二级水力旋流器溢流液等少量无法73、回用的废水，进入废水处理系统处理，处理至达标后，调湿灰或排入渣场自然蒸发。处理达标后的外排废水的水质控制值为：pH69，CODCr100mg/L，SS70mg/l，Hg0.05mg/l，Cd0.1mg/l，Cr1.5mg/l，As0.5mg/l，Pb1.0mg/l。7.2.2.2 生活污水治理对策电厂脱硫车间及脱硫辅助车间因生产人员很少，产生的少量生活污水直接排入电厂的生活污水处理系统进行处理。7.2.2.3 本工程的废水排放情况本工程的废水排放情况见表7.3-1。表7.3-1 工程的废水排放情况项目类别排放方式排放量（m3/h）主要污染因子处理方式排水去向脱硫废水连续19.96pH、Cl-、74、COD等中和、絮凝、重金属离子沉淀、浓缩脱水调湿灰或渣场生活污水间断1BOD、SS生活污水处理设施处理绿化7.2.3 工程噪声产生情况及防治对策本工程的噪声防治拟采用综合治理的方式，从噪声源的控制、噪声传播途径的两方面进行。首先，从噪声源上加以控制。在工程设备订货时，向供应商提出设备的噪声限制要求，供应商应采取措施使其达到要求。为了有效地减小石灰石破碎机产生的噪声影响，拟将本工程所用原料石灰石的初级破碎放在产地完成，严格控制进厂的石灰石块料粒径不大于10mm，要求石灰石进厂后只进行磨粉即可进行制浆，这样噪声可大大降低。另外，对于脱硫辅助车间中的磨机等高噪声设备可以采取昼间工作，夜间停运的方式来75、减少噪声影响。其次，从噪声传播途径上加以控制。厂内脱硫车间的控制室采用双层隔声玻璃门，顶棚采用吸声板，内墙采用吸声衬料等来削减噪声；脱硫辅助车间设置隔声值班室，磨机等高噪声设备均采用室内布置。两个车间的规划布局上尽可能地拉大受声区和发声区的距离，厂区内尽可能多地进行绿化以吸收和隔离噪声的传播。本工程产生噪声的主要设备及其噪声声级可见表7.3-2。表7.3-2 本工程主要设备噪声水平设备名称台数噪声级 dB(A)脱硫升压风机485吸收塔再循环浆泵1285氧化风机885空压机385抽浆泵8857.2.4 固体废弃物的产生情况固体废弃物防治对策本工程产生的固体废弃物是烟气脱硫副产品脱硫石膏，本工程烟76、气中SO2浓度为 185.88mg/Nm3，烟尘含量92%，可以再利用。脱硫石膏以综合利用为主，脱硫石膏经清洗，脱水后暂存于脱硫辅助车间的石膏仓库，然后可供装船外运或直接装车外运至综合利用单位。具体对策：7.2.4.1 防二次扬尘对策由于本工程产生的脱硫石膏经脱水后仍含水约10%左右，因此基本无扬尘产生。7.2.4.2 综合利用脱硫石膏的产生量见表7.3-3。表7.3-3 脱硫石膏的产生量 单位：t脱硫机容量小时产生量日产生量年产生量4300MW461104276000注：日运行以24小时计，年运行以6000小时计。本工程采用的脱硫工艺为石灰石石膏湿法烟气脱硫工艺，产生的脱硫渣为含水量10%的77、固体废弃物，其90%以上为CaSO42H2O，另有少量CaCO3以及其他杂质。脱硫石膏的纯度较高，其特点是颗粒细、表面积大、杂质少，经过中国硅酸盐学会的有关研究，证明其完全可以替代天然石膏，某些方面还优于天然石膏。脱硫石膏经加工后即成为优质石膏，可广泛用于建材行业。目前，脱硫石膏主要用于制作建筑石膏、制成水泥缓凝剂、制作粉刷石膏、制作纸面石膏板和石膏装饰板等，既消除了脱硫石膏堆放所引起的污染，又可以使其资源化。7.2.4.3 非正常运行状态下的石膏处理在机组启动初期或机组非正常运行时，可能出现石膏品质不够稳定的现象（此种情况发生时间较短，一旦机组正常运行，便可生产出合格的脱硫石膏），这部分石膏78、可置于渣场堆放。这部分石膏不能用于制造石膏板，上海建材集团总公司及上海海豹水泥有限公司可使这部分石膏用于水泥缓凝剂的生产，由于非正常石膏产量不稳，一般先采取堆放处理，后经联系再车运水泥厂进行综合利用。7.3 环境影响分析7.3.1 本工程对主体工程环境空气质量改善情况4台300MW机组脱硫设备全部建成后，大气污染物排放情况见表7.4-1。表7.4-1 本工程建成后大气污染物允许排放量、允许排放浓度容量MWSO2排放量（t/h）SO2排放浓度（mg/Nm3）烟尘排放浓度（mg/Nm3）NOx排放浓度（mg/Nm3）实际值允许值实际值允许值实际值允许值实际值允许值43000.8687.07185.79、88210039.73004961100烟气污染物排放分别满足火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2003）I和II时段要求。预测电厂4台不脱硫情况与4台脱硫情况烟气污染物排放造成的地面SO2、PM10的日平均浓度有明显下降。由于脱硫设施的建设和运行，减少电厂SO2排放量和排放浓度，降低了SO2和烟尘排放对环境空气的影响。7.3.2 本工程对环境的影响7.3.2.1 粉尘影响（1） 石灰石运输、卸载过程粉尘对周围环境的影响为减少粉尘污染，运输石灰石的车辆采取一定的密封措施，对石灰石仓周围要勤打扫和洒水，石灰石仓上要装设除尘器。在不同作业风速条件下，粉尘落地浓度的距尘源最大距离预测结果见表80、7.4-2。表7.4-2 石灰石卸船粉尘落地浓度的距尘源最大距离 单位：m落地浓度 风速4.2m/s12m/s向岸风0.3 (mg/m3)642591.0 (mg/m3)尘源附近111沿岸风0.3 (mg/m3)742781.0 (mg/m3)尘源附近130由此可见，石灰石卸船过程中，在平均风速条件下，粉尘对周围环境的影响很小，在最大作业风速条件下，粉尘对周围环境会造成一定影响。（2） 石灰石磨粉室排气中粉尘排放对周围环境的影响本次工程共有2台石灰石磨粉机，每台出力为21.5t/h，经除尘后，排尘浓度为50mg/m3，由于缺乏详细的粉尘颗粒的情况，因此假定经排气筒的排出的粉尘全部为粉尘，颗粒的81、粒径以平均粒径50m计算。表7.4-3 石灰石磨粉机排气粉尘落地浓度距尘源最大距离 单位：m风速落地浓度4.2（m/s）12（m/s）0.3(mg/m3)1501751.0(mg/m3)7565由表7.4-3可见，在风速的作用下，石灰石粉尘落地浓度相对较小，且都在电厂厂区范围内。（3） 脱硫石膏环境影响简要分析本工程对脱硫后产生的石膏进行清洗和脱水，产生品质优良的脱硫石膏，综合利用前景光明，在建材市场上供不应求。对于临时堆放于石膏仓库内的脱硫石膏，因其含水10%左右，不易产生扬尘，且石膏仓库为室内布置，因此，对环境空气基本无影响。清洗脱硫石膏的冲洗水回到石灰石浆配制系统和吸收塔内循环使用，而整82、个脱硫辅助车间的地基已作防渗处理，因此，脱硫石膏不存在对地下水的影响问题。所以，临时堆放于石膏仓库内的脱硫石膏对周围环境的影响是非常小的。7.3.2.2 脱硫废水环境影响预测及评价脱硫工程废水经处理后达标排放（执行污水综合排放标准二级标准），在评价中按废水排放量为19.96m3/h进行计算，主要污染因子COD和pH排放浓度按污水排放标准来计算，即CODCr浓度为100mg/L，pH为6。对于Cl-，其排放浓度尚无限制。7.3.2.3 噪声环境影响预测及评价脱硫系统的设备、机械在运行时会产生噪声，但由于噪声功率小，对环境的影响不大，对运行人员健康有一定的危害。为减轻噪声对运行人员的影响，在设备定83、货时，按工业企业噪声卫生标准向设备制造厂提出设备噪声的限制要求，将设备噪声控制在允许范围内，对个别噪声较大的设备，如氧化风机等装设隔声罩或消音器，必要时还考虑单室隔音措施。由于电厂厂界周围无居民区，部分厂界夜间超标对环境影响不大。7.4 排放估算及效益分析7.4.1 脱硫前后的排放估算及排放分析脱硫前后的排放估算结果见下表，从表中数据得知，经脱硫后，SO2的排放浓度只有185.88mg/m3，只有允许排放浓度2100 mg/m3的8.85%，即使按环保烟气最严格的第3时段的要求，只有允许排放浓度400 mg/m3的46.5%；经脱硫后，烟尘的排放浓度也由脱硫前的200mg/m3降到39.71m84、g/m3，烟尘的排放量由脱硫前的0.928t/h降到0.186t/h。可以看出，经脱硫后，电厂的烟尘和SO2排放均可以达标。xx烟气脱硫前后的烟气表7.21 及污染物排放计算表（四台炉）项 目数 值煤质根据运行资料平均煤种Sar(%)1.80Aar(%)27.55Mar(%)6.73Qnet.ar(kj/kg)21470耗煤量Bg(t/h)4137.8机械不完全燃烧损失q4(%)1.5飞灰份额0.9引风机出口过剩空气系数1.50引风机出口烟温（）130引风机出口烟气量Nm3/h41233400引风机出口烟气量m3/h41982727脱硫效率（%）95脱硫前SO2排放量t/h44.342脱硫后的85、SO2实际排量(t/h)4 0.220烟尘产生量(t/h)4 33.662烟尘排放标准(mg/Nm3)200烟尘允许排放量(t/h)4 0.228最低除尘效率99.32除尘器设计除尘效率99.40除尘器出口烟尘排放量(t/h)4 0.232SO2排放浓度(mg/Nm3）4342脱硫附加除尘效率（%）80脱硫后的烟尘实际排量(t/h)4 0.0464脱硫后烟尘排放浓度(mg/Nm3)39.71烟囱高度(m)240烟囱出口温度（）47.34SO2允许排放量(mg/Nm3）2100脱硫后SO2排放量(mg/Nm3）185.88年利用小时6000SO2年排放量（t/a)41302.6脱硫前烟尘排放量(86、t/a)41391.28脱硫后烟尘年排量(t/a)4278.28脱硫后四台炉SO2实际排量t/h0.868脱硫后四台炉SO2实际排量t/a5210.4脱硫后四台炉烟尘实际排量t/h0.186脱硫后四台炉烟尘实际排量t/a11137.4.2 环境效益分析脱硫前后的大气污染物排放总量及对大气环境的影响估算结果(四台炉)见表6.22，可以看出，电厂烟气经脱硫后，可减少SO2的排放24732t/a，可减少烟尘排放4452t/a, 分别减少了95%和80%，为xx地区进行污染物总量控制创造了非常有利的条件。7.4.3 社会效益分析xx采取脱硫措施后，主要产生如下社会效益：1） 电厂烟气进行脱硫，不但减少87、了SO2和烟尘对环境的影响，也为目前xx地区污染物总量控制和不久将会实施地面浓度控制创造了条件。2） 脱硫剂的消耗带动当地石灰石资源的综合利用，为当地经济创造了一条新的致富之路；3） 脱硫装置的建设，一方面xx可以燃用含硫量较高的煤种，降低电厂的运行成本，另一方面为当地含硫量较高的煤种打开了销路；4） 脱硫装置的建设，可以带动当地的工、农业生产和服务业的发展。5） 脱硫前后的大气污染物排放总量及对大气环境的影响详见下表(四台炉)表7.22项目单位脱硫前脱硫后脱硫后比脱硫前减少减少率（%）根据运行资料平均煤种根据运行资料平均煤种根据运行资料平均煤种SO2排放量T/a10420852109899888、95烟尘排放量T/a55651113445280SO2浓度mg/m33745185.883559.1295烟尘浓度mg/m320039.71160.29807.5 结论脱硫工程本身对环境影响较小，机组建设脱硫装置可极大缓解电厂排放的SO2对环境空气造成的影响。本工程建设无论从国家环保政策角度出发，还是从社会效益和经济效益出发都是可行的，是应该尽快实施的。8、 节约和合理利用能源对于石灰石/石膏湿法脱硫，针对电厂厂区狭小，供水缺乏等特点，在节约和合理利用能源方面主要考虑以下措施：1） 四台机组的脱硫装置除烟气系统和吸收系统采用独立系统外，吸收剂供应系统、石膏脱水系统、工艺水系统等均采用公用系统，89、降低了投资和能耗。2） 布置上尽量利用纵向方向，公用设施尽量布置在四台机组脱硫装置的中间，管线和电缆较短。3） 尽量利用电厂工程设施，如仪用和厂用空压系统供应脱硫用气。4） 设备冷却水、石膏清洗水、系统密封水等使用工业水外，其余脱硫需要的工艺水采用电厂循环水排污水，且尽量回收，重复利用。5） 锅炉排烟温度的设计值为114，根据xx提供的检测报告显示，实际的排烟温度为132145，大大超过了设计值，提高了运行成本，建议xx对锅炉进行必要的维护。9、 劳动安全与工业卫生9.1 劳动安全9.1.1 主要安全问题由于脱硫系统中有各种高、低压电气设备及风机、循环水泵、水泵及脱水设备，在运行及检修过程中不90、慎均可能造成触电事故和机械伤害，因此，脱硫系统的主要安全问题是触电事故和机械伤害。9.1.2 劳动安全措施为防止电伤，设计严格按电气设备带电部分最小安全净距执行；电气设备选用有五防措施的；对配电室加设门锁，严格执行工作票制度。为防止机械伤害，在设计中，各转动机械均按转动机械加装防护罩的有关规定加装防护罩；运行和检修平台均设1.1m的防护围拦，各楼梯均设防护栏杆。9.2 劳动保护9.2.1 可能造成的职业危害因素脱硫系统可能造成的职业危害因素包括：1） 石灰石及脱硫石膏在装卸、制备、运输过程可能造成的粉尘飞扬，对运行工人的健康有一定危害。2） 脱硫系统的设备、机械在运行时会产生噪声，对运行人员健91、康有一定的危害。9.2.2 劳动卫生措施为减轻粉尘对运行人员的影响，运输石灰石的车辆要采用密封措施，石灰石粉仓上要装设布袋除尘器，周围经常打扫洒水。为减轻噪声对运行人员的影响，在设备定货时，按工业企业噪声卫生标准向设备制造厂提出设备噪声的限制要求，将设备噪声控制在允许范围内，对个别噪声较大的设备，如氧化风机等装设隔声罩或消音器，必要时还考虑单室隔音措施。9.3 劳动安全卫生监测脱硫系统的劳动安全卫生监测与电厂总体工程一起考虑，在工程初步设计中落实。10、 生产管理与人员编制10.1 生产管理根据脱硫系统在电厂发电机组中相对独立的特点，为便于该系统的运行、管理及维修，当采用湿法脱硫方案时，设置独92、立的脱硫车间。脱硫车间主要负责脱硫装置的运行管理、脱硫设备的日常维护、修理和脱硫渣的处理等工作。脱硫车间在行政上由电厂统一管理。10.2 人员编制根据脱硫系统的运行管理工作内容，结合工程的具体情况，脱硫车间人员编制为35人。根据国家电力公司火力发电厂劳动定员标准，对于新型火力发电厂，目前只对湿式石灰石/石膏法有规定，脱硫装置的运行岗位包括主值班员、副值班员和巡检操作员，负责脱硫设备的监控、巡检操作、表计记录、事故处理等，即定员15人；脱硫装置的维修定员15人；另外考虑吸收剂接收及脱硫石膏运输处理人员5人。其他人员由电厂统一考虑。脱硫系统的管理机构及定员最终根据电厂实际情况进行调整。11、 项目93、实施及轮廓进度11.1 项目实施条件xx烟气脱硫工程，需要考虑脱硫装置的安装、设备运输、管道连接、施工场地等一系列与主体4300MW机组工程相关接口的配套问题，xx炉后尾部有建设脱硫装置的条件，场地相对集中。烟气脱硫装置的外部条件，如：施工场地、施工所需水、电、气（氧气、乙炔、压缩空气等）、交通运输都可由电厂有关设施提供；运行所需的诸如吸收剂、脱硫石膏处置等条件需进一步落实。11.2 项目实施办法随着我国火力发电厂烟气脱硫产业不断发展，由国内脱硫公司设计、制造及配套的大型火力发电厂烟气脱硫工程已有超过十个工程投产，且在建的工程不少于100个，国内脱硫公司在技术引进、消化、吸收及进一步发展的基础94、上，已积累了一定的脱硫工程总承包的经验，再加上脱硫主要已实现国产化，因此本烟气脱硫工程按关键设备引进技术生产，其余国产的技术方式实施。11.3 项目实施轮廓进度考虑到本工程四台机组已全部投产，烟气脱硫工程的实施进度应与电厂运行、维护综合安排，为尽量减小脱硫工程对主机运行的影响，利用机组每年小修的期间将脱硫装置的挡板系统安装完毕，确保机组的正常生产。12、 投资估算及经济评价12.1 投资估算12.1.1 本期脱硫改造工程范围为4300MW机组，均按100%烟气脱硫进行设计，脱硫效率按95%考虑。每炉配备一套烟气脱硫装置，采用石灰石-石膏湿法脱硫工艺。12.1.2 投资估算编制依据：执行中华人民95、共和国国家经济贸易委员会2002年16号文颁发的电力工业基本建设预算编制办法。（1）项目及费用性质划分：按中华人民共和国国家经济贸易委员会2002年16号文颁发的电力工业基本建设预算项目及费用性质划分办法。（2）工程量：按照可行性设计阶段的方案设想及设计人提供工程量清单计算。（3）定额选用：执行中华人民共和国国家经济贸易委员会2002年15号文颁发的电力建设工程概算定额建筑工程（2001年修订本）、电力建设工程概算定额热力设备安装工程（2001年修订本）、电力建设工程概算定额电气设备安装工程（2001年修订本）。（4） 设备价格：参考近期同类机组的询价。其他辅机参照2003年全国机电设备价格汇96、编。（5） 材料价格及机械费调整： 采用电力建设工程概算定额建筑工程（2001年修订本）并根据电定造（2002）15号文建筑材料预算价格与太原市2003年建筑材料信息价格进行比较并计取价差，价差计取税金后计入表一。装置性材料：采用晋电定200203号文颁布的电力建设装置性材料综合价格及预算价格调整系数（山西省价）。安装工程定额材料与机械费调整：执行电定（2003）021号文关于印发发送变电工程定额材料与机械费调整办法的通知的系数进行定额材料和机械费调整，该费用只记取税金后直接计入表一。建筑工程施工机械价差调整：执行电力工程建设概算定额建筑工程（2001年修订本），并根据电定（2003）021号97、文关于印发发送变电工程定额材料与机械费调整办法的通知，对定额中部分机械进行调差，价差只计取税金后直接计入表一。（6）人工费调整：人工费调整：按照中华人民共和国国家经济贸易委员会2002年15号文颁发的电力建设工程概算定额（2001年修订本）中的综合人工单价：建筑工程为19.5元/工日,安装工程为21.0元/工日。晋电定 (1995)颁发的山西省工资性津贴高于定额规定的0.62元/工日部分作为工资性津贴补差计入基本直接费，只计取税金。中电联技经200274号文颁发的关于调整电力工程建设火电、送变电工程定额人工工日单价的通知：以单项或单位工程定额基本直接费中的人工费为依据，建筑工程调整3元/工日；98、安装工程调整4元/工日，不计各项费用，只计取税金。（7） 取费标准：执行国家经贸委200216号文颁发的火电、送变电工程建设预算费用构成及计算标准。12.1.3 其他说明（1）基本预备费：按建筑工程费、安装工程费、设备购置费及其他费用之和的4.5%计算 。 （2）价差预备费：根据国家计委计投资（1999）1340号文规定，物价上涨指数为零。因此，未计取价差预备费。（3）建设期利息：本工程资金来源按内资考虑，注册资金占总投资的20%，融资占80%，贷款利率为6.12% ，按季结息，单机结算。12.1.4 投资概况：本工程项目计划总投资33715万元，其中：工程动态总投资32999万元，其中：建设99、期贷款利息 2414万元。铺底生产流动资金716万元。脱硫工程静态总投资为30585万元，单位千瓦造价为：255元，按投资性质划分：建筑工程费：3176万元， 单位千瓦造价：26元/kW，占总投资的10.4%；设备购置费：15911万元，单位千瓦造价：133元/kW, 占总投资的52%；安装工程费：4896万元，单位千瓦造价：41元/kW, 占总投资的16%其他费用：6602万元，单位千瓦造价：55元/kW, 占总投资的21.6%。12.2 投资估算表脱硫方案投资估算分别见下表：xx4300MW机组脱硫工程总估算表金额单位：万元序号工 程 或 费 用 名 称建筑工程费设备购置费安装工程费其他费100、用合 计各项占%）单位投资（元/kW）一主辅生产工程27151591147212334776.331951工艺系统23461394634291972064.481642电气系统36965386318856.16163热控系统131342917425.7015二单项工程2652650.8721交通运输2与厂址有关的单项工程3地基处理4土石方工程4老厂启动锅炉房、烟道等拆除2652650.872三其他1961755312568318.58471其他费用5312531217.37442编制年价差81791600.5213定额人工工日单价调整64491130.3714定额材机费调整5147980.32101、1四基本预备费 129012904.2211工程静态投资3176159114896660230585100.00255各类费用单位投资（元/KW）261334155255各类费用占静态投资的 %10.452.016.021.6100五建设期贷款利息2414241420工程动态投资3176159114896901632999275六铺底生产流动资金7167166七项目计划总资金3176159114896973233715281其他费用估算表表四金额单位：元序号工程或费用名称编制依据及计算说明总价1建设场地划拨及清理费2项目建设管理费53605212.1建设项目法人管理费1160521建设项目法人102、基本管理费建安费*1.2%968654标书编制费（建安费+设备费）*0.08%1918662.2前期工程费4200000前期工程费勘察设计费*10%42000003项目建设技术服务费432232333.2勘察设计费设计费及国外技术提成费40000000国外技术培训费20000003.3工程监理费建安费*1.2%9686543.4设备监造费设备费*0.16%2545794生产准备费43861524.2工器具、办公、生产及生活家具购置费3148134.1生产职工培训及提前进厂费建安费*1.97%15902074.2整套启动及分系统调试费2481132安装单位参加整套启动试运转费用安装费*0.42/103、100205634调试费270元/工日*4662*2*10251748其他费用估算表表四金额单位：元序号工程或费用名称编制依据及计算说明总价分系统调试费250元/工日*6475*2*10323750调试期间耗材费估列170万元17000005其他1500005.1设计联络费估列15万元150000合计5311990512.3 经济评价12.3.1 经济效益分析依据:电力部电力规划设计总院电规经（1994）2号文颁发的电力建设项目经济评价方法实施细则（试行）及国家现行的财务、税收法规。12.3.2 评价条件（1） 投资估算：详见xx4300MW机组烟气脱硫技改工程总估算表。（2） 原始数据：机组104、年利用小时： 6000h石灰石价（不含税）： 40元/吨厂用电价格： 0.17元/度水费2.4元/吨年人均工资（含福利）： 30000元/人年石灰石耗量： 7.47吨/小时.机电厂定员 35人厂用电率1.42%行业基准收益率 7%（3） 工程进度本工程计划2006年6月开工，2007年8月脱硫系统投产。（4） 资金来源、利率及静态投资分年度使用计划本工程资金按内资考虑，注册资金占总投资的20%，其余80%为贷款，贷款利率执行国家现行五年期以上固定资产投资贷款利率，年利率6.12%，按季结息。工程静态投资分年度使用计划：第一年投入30%，第二年投入40%，第三年投入30。（5） 还本付息：还款采105、用本金等额利息照付的方式，贷款偿还期按13年计算（含两年宽限期）。（6） 收益率确定原则按照国家环保总局的规定，从2005年7月1日起，SO2的收费标准为0.633元/Kg，脱硫改造后每年可节约脱硫罚款1661.245万元。在发改委批复的上网电价上对山西省的火电电价规定如下：脱硫改造后每年享受的电价补偿费为11340万元。本工程收益率是按满足脱硫总成本，税金，盈余公积及贷款偿还13年及注资分利8.00%的条件下，同时满足投资方注册资本金应得的份利条件下进行测算的。12.3.3 综合经济评价（1） 从本项目的财务评价看,各项技术经济指标符合国家有关规定及行业标准，财务评价是可行的。（2） 综上所106、述,本工程财务评价的各项经济技术指标均符合要求,考虑发电后产生的社会效益,故本项目的建设在经济效益上是可行的。13、 结论13.1 主要结论意见1）xx安装脱硫装置后，满足环境部门对SO2允许排放量的要求。2）脱硫设施的外部建设条件满足要求，吸收剂石灰石供应来源可靠、质量有保证，脱硫副产品石膏可在灰场分块堆放，满足综合利用和环保要求。3）石灰石石膏法脱硫技术成熟、稳定可靠，没有投资风险，建议xx在脱硫工艺选择时优先考虑该方法。13.2 主要技术经济指标序号项目名称单位石灰石石膏法1）锅炉出力t/h410252）处理烟气量Nm3/h211915073）设计脱硫率954）脱硫装置排烟温度805）工107、艺用水量t/h1806）吸收剂耗量t/h30(纯度90%)7）脱硫副产品量t/h45.9（石膏）8）用电负荷kW153749）脱硫工程静态投资万元3058510）单位造价元/kW25511）脱硫工程动态投资万元3299912）单位造价元/kW27513）项目计划总资金万元3371514）单位造价元/kW424.8515）每年脱除每吨SO2单位投资元/tSO2.a1373.4716）年脱除SO2量t/年100274.418）生产运行人员数人3517）脱硫厂用电率1.4219）售电单位成本平均增加费用（还贷期）元/MWh3.51520）上网售电价格平均增加费用（还贷期）元/MWh3.60321）贷款偿还年限a13（含2年宽限期）22）投资回收年限a7.3923）年利用小时h600014、 附件及附图1） 附件附件一xx脱硫工程可行性研究委托函附件二附件三附件四附件五2） 附图图号版本号图纸名称FGD92K-Z-010FGD区域总平面布置图FGD92K-J-010工艺流程图FGD92K-J-020脱硫工艺总平面布置图FGD92K-K-010DCS配置图