1、年产60万吨工业兰炭示范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65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 1 总说明 1.1 项目概况1.1.1项目名称：年产60万吨工业兰炭示范工程配套兰炭炉尾气治理46MW兰炭尾气发电项目。1.1.2 承办单位： 1.1.3 2、法定代表人： 1.1.4 项目建设地点：陕西省xx县xx乡xx村1.1.5 项目建设规模：新建4台35t/h兰炭尾气锅炉、和4台6MW直接空冷冷凝式汽轮发电机组。其中环保废气治理投资500万元。(见后附兰炭尾气发电锅炉废气治理方案)1.1.6 项目建设目的：兰炭炉在生产兰炭过程中要产生大量尾气，每生产一吨兰炭将产生尾气700立方左右，热值1700-2000大卡。一般兰炭炉产生尾气基本都是外排，外排的尾气中含一氧化炭和氢气甲烷、氧气等是一种很好的气体能源，但也含有不少二氧化硫和碳氢化合物等有害气体，但这种尾气利用起来也是一种很好的热能源，不利用则对环境造成污染。解决工业兰炭在生产过程中产生的兰炭3、尾气造成的污染，减少温室气体排放，以提高项目的经济吸引力，促进兰炭行业的清洁生产、实现循环经济。1.2 主要技术经济指标表1-2 主要技术经济指标表项目名称单位数量备注装机容量MW46锅炉额定蒸汽量t/h435厂区用地面积hm22.0场地利用系数%60绿化系数%25耗水率m3/h48.98劳动定员人180年发电量GWh144年供电量GWh130厂用电率%9.5设备年利用小时数h6000静态总投资万元11647.46 单位投资元/kW4853.11动态总投资万元11998.66 单位投资元/kW4999.36计划总投资万元12948内部收益率%8.77全部投资 %9.17自有资金财务净现值(全部4、投资)万元2034.26全部投资万元1210.02自有资金投资回收期(全部投资)年10.11全部投资年14.25自有资金投资利润率%7.50资本金净利润率%9.15投资利税率%7.501.3 结论 1、本项目充分依托现有企业，具有交通方便，资源、原材料丰富的优势，对于净化环境、综合利用、节能降耗、减少温室气体排放等方面有着积极的促进作用，符合国家产业政策 2、作为xx煤电化工有限公司兰炭厂可持续发展战略中的一个重要项目，本项目建成后，回收利用上游兰炭生产过程产生的兰炭尾气进行发电上网，从而减少了西北电网因燃煤发电说产生的CO2排放。 3、燃用兰炭尾气，减少了兰炭厂外排废气对环境的污染，实现清洁5、生产。 4、项目建成后，环境污染治理通过燃烧、高烟囱排放等措施，对改善大气质量会产生一定的积极作用。综合结果已在环境评价报告中给予论证。 综上所述，该项目在环保局的支持下，将提高内部收益率，具有较好的社会效益、经济效益和环境效益。2 . 项目建设的必要性2.1 实现资源综合利用、符合国家产业政策 xx县地处陕西省北部，神府煤田东北部。煤炭资源特别丰富齐全，已探明储量113亿吨，属特低磷、特低硫、特低灰、优质煤种，在全国范围内有着得天独厚的优势。兰炭技术作为洁净煤技术的有机组成部分，它可以实现煤炭资源高效、清洁利用、节约能源；特别是利用侏罗纪煤，既解决了长期以来的煤炭资源不平衡问题，又为神府地区6、丰富的煤炭深加工找到了一条新路子，被大家认为是煤炭行业升级换代的理想产品，是一项经济效益显著，社会效益良好项目。开发利用兰炭生产的副产品-兰炭尾气发电，既节约能源，又改善环境，达到资源综合利用、减小污染的目的，符合国务院国发（1996）36文件“国务院批转国家经贸委等部门关于进一步开展资源综合利用的意见的通知”的精神，符合我国的产业政策。2.2 实现清洁生产、为可持续发展奠定基础在兰炭生产过程中的资源浪费、污染环境，已成为兰炭产业的一大弊病，它不仅给企业带来一定的经济损失，而且还污染环境，影响工人的劳动卫生安全。因此，充分地、彻底地根治三废、利用三废已提至能源重工业地区各级政府、各部门、各企业7、的重要议事日程，三废的利用可给企业带来良好的环境和一定的经效益，具有环境效益、社会效益、经济效益一举三得的优越性。已被一些同类企业的实践所证明。xx县xx煤电化工有限责任公司利用外排兰炭尾气发电，不仅充分利用了现有的能源，实现了资源的综合利用，而且还可以为西北电网提供部分电能，部分缓解榆林地区的电力供应紧张。 本项目建成后将为xx煤电化工有限公司实施可持续发展战略奠定良好的基础。总之，建设兰炭尾气发电项目，具有良好的综合社会环境效益，是国家鼓励发展的节能减排项目，不但可造福于子孙后代，同时也可为缓解全球变暖作出贡献。3 建设条件3.1 厂址条件3.1.1 厂址概况拟建厂址在距xx县的xx乡xx8、村，地理坐标为东径1104719、北纬391104，海拔高度1052米。距野大公路约1公里，并与xx煤电化工有限公司进厂道路相通,利用原长城xx铁业有限责任公司废弃厂地,并新征部分土地，占地118.8亩,南距府店一级公路10公里，交通便利，厂址距庙沟门变电站约3公里。厂址地形较为平坦，属山麓斜坡堆积而成。该区域属xx县煤电载能区规划中的庙沟门工业集中区。3.2 水源本工程由xx惠泉水务有限责任公司进行统一供水。合同价格4元/m,每天供应0.8万m,每年大约292万m,而实际每年使用大约40.5万m水。本工程对于生活污水及雨水排水采用合流制排放。工业污水采用综合净化方法进行处理，实现中水回用，达9、到零排放。根据初步测算,本项目建成后, 总的最大需水量为50.6m3/h，折合0.014m3/s。根据xx煤电化工有限公司水量平衡，水量是可以满足新建46MW热电厂项目用水的需求，且略有余量。因此，供水不成问题。3.3 燃料供应本项目所需燃料由xx煤电化工兰炭厂提供。兰炭尾气成分：净兰炭尾气的组成见下表。 兰炭尾气（净干兰炭尾气）质量指标成分H2CH4CON2CO2O2V%11.810.821.7446.25.4热值8063.78kJ/Nm3 兰炭生产所产生的废兰炭尾气外排量为56275 Nm3/h，每吨兰炭产生的兰炭尾气约为562.75 Nm3/t，扣除兰炭生产自用4000 Nm3/h外，尚10、余52275Nm3/h可供电厂燃用。按锅炉热效率90 % 、兰炭尾气发热量8063kJ/ Nm3计算，可生产3.82MPa、450 的中温中压蒸汽140.6t/h。因此，当4台锅炉同时运行时，兰炭尾气量可以满足热电站的需要。因此，本项目建成后，燃料来源是有保证的。3.4电厂接入系统方案根据上述情况，初步设想电厂新建46MW机组接入系统方案为：四台发电机，直接接到10kV主母线上，再经两台16MVA双卷变压器接入电厂35kV母线，35 kV出线两回，接入附近35KV变电站。4 工艺设想4.1 电厂厂区总平面布置 总平面布置应满足生产工艺流程的要求，根据生产性质、防火及工业卫生的要求，交通运输便捷11、，管理方便等条件，结合厂区地形及总体规划等，将热电厂进行分区布置。全厂共分五个功能分区；主生产区、冷却设施区、水处理区、变配电及辅助生产设施区。 4.2 装机方案 根据兰炭厂外排兰炭尾气量,按照燃用兰炭尾气的原则。拟定装机方案如下: 1、锅炉 型号： TG-35/3.82-Q 额定蒸发量： 35 t/h 过热蒸汽压力： 3.82 MPa 过热蒸汽温度： 450 给水温度： 150 排烟温度： 150 热风温度： 170 锅炉热效率： 87.2 % 数量： 4 台 2、汽轮机 型号： KN6-3.43 额定功率： 6 MW 额定进汽温度: 435 额定进汽压力： 3.43 MPa 额定进汽量： 12、28.5t/h 额定排汽压力： 15.0KPa数量： 4 台 3、发电机 型 号： QF-K6-2 额定容量： 7.5 MVA 额定功率： 6 MW 额定转速： 3000 rpm 额定电压： 10.5 KV 额定电流： 688 A 功率因素： 0.8 效率 ： 0.964 数量： 4台 4.3 燃气输配系统本项目所用气体燃料-兰炭尾气由燃料供应点兰炭厂工艺工段的兰炭尾气放散口引接，采用架空管道输送到热电厂锅炉房外的兰炭尾气母管，再由兰炭尾气支管送至锅炉燃烧器供锅炉燃烧。兰炭尾气支管上设置水封阀、快速切断阀、电动调节阀、流量指示等安全设施及经济运行考核仪表。4.4 燃烧系统4.4.1 燃烧系统的13、特点 兰炭尾气管道输送来的兰炭尾气经上层和下层兰炭尾气燃烧器把兰炭尾气与热空气混合后送入炉膛内燃烧。热空气由送风机供给，并经空气预热器加热后进入兰炭尾气燃烧器后送入炉膛。4.4.2 拟定原则性燃烧系统 燃料消耗量见表4.4-1 兰炭尾气耗量表 表4.4-1 名称单位一台兰炭尾气炉四台兰炭尾气炉备注小时耗气量Nm3/h1300052000日耗气量Nm3/h28600011440001d=22h年耗气量Nm3/h7800万31200万1a=6000h注：日耗量按22小时计，年耗量按6000小时计锅炉燃烧系统均采用单风机系统，即每台炉配一台送风机、一台吸风机。4.4.3 主要辅助设备的选型1）送风机14、 风量 Q=51095 m3/h 风压 H=5.112Kpa 电动机功率 N=110kW 380V 数量 1台/炉 2） 引风机 风量 Q=130000 m3/h 风压 H=3.2 KPa, 电动机功率 N=185kW 380V 数量 1台/炉 4.5 热力系统4.5.1 拟定原则性热力系统 1） 本项目选用四台锅炉且汽轮机采用凝汽式机组,故主要汽水系统如主蒸汽、主给水系统均采用单母管切换制。 2）系统设四台除氧器。除氧器加热蒸汽采用汽轮机二段抽汽，不足部分由一段抽汽补充。 3）汽机采用三级回热加热系统。其中一段抽汽为调整抽汽，做高压加热器用汽。二段抽汽供除氧器的加热用汽。三段抽汽供低压加热器15、。 4）锅炉补充水为反渗透除盐水，采用直接补进除氧器的方案。为满足机组启动前灌水的需要，在除盐水泵出口处设一路补水进入凝结水箱。 5）锅炉连续排污采用一级扩容排污系统，四台炉设一台3.5m3的连续排污扩容器,排污水进入定期排污扩容器。全站设一台7.5 m3的定期排污扩容器。 6）每台汽轮机设两台凝结水泵，一台运行，一台备用。 7）全站设一台1.0 m3的疏水扩容器及一个20 m3的疏水箱。除汇集全站管道及设备正常疏放水外，还考虑存放除氧器溢水及锅炉事故放水。疏水箱内的疏水通过疏水泵送至除氧器。疏水泵设两台，一台运行，一台备用。 8）工业水系统采用环行母管制，水源来自金城公司煤焦化项目的供水管网16、，回收水回收后进入循环水吸水井，作为循环水的补充水，节约用水。4.5.2 主要辅助属设备选型 1）电动给水泵 型号： DG46-5012 流量： 46 m3/h 扬程： 600m 电动机功率：132kW 台数： 5台（4台运行1台备用） 2）凝结水泵 型号： 4N6 流量： 30m3/h 扬程： 58m 电动机功率：15kW 台数： 8台（4台运行，4台备用）3) 疏水泵 型号： ISR50-32-250B 流量： 10m3/h 扬程： 510kpa 电动机功率：5.5kW 台数： 2台(1台运行，1台备用) 4) 除氧器 型号: JR40 出力: 40t/ h 工作压力: 0.118Mpa 17、工作温度: 104 台数: 4台 5）1.0 m3疏水扩容器 1台 6）20 m3疏水箱 1台 7）3.5m3 连续排污扩容器 1台 8）7.5m3 定期排污扩容器 1台4.6 化学水处理 根据锅炉用水水质要求以及水源水质分析资料，水处理工艺流程如下： 水工来水机械过滤器活性碳过滤器5u过滤器高压泵反渗透装置缓冲水箱缓冲水泵钠离子交换器软化水箱主厂房。参见水处理原则性系统图。 再生系统： 食盐贮槽压力滤盐器钠离子交换器再生液进口。 反渗透的的加药装置及反渗透的清洗系统由厂家全部供货。反渗透的浓水回收至反洗水源，以降低水耗。 该处理系统有成熟的经验。具有占地面积小、运行简单可靠、运行费用低等特点18、。整个水处理的运行均为PLC控制，反渗透的仪表和控制均由供货厂家负责。主要设备如下:水处理主要设备表编号设备名称及技术规范数量备注1机械过滤器：D=2000mm；H=1200mm32活性碳过滤器：D=2000mm；H=2000mm335保安过滤器；D=450mm 24高压泵：WDG65-1212.512型；25m3/h；150mH2O2电动机： 18.5kw25反渗透装置：出力9/h26钠离子交换器：D=1500mm；H=1600mm37盐溶解器：D=1000mm18软化水泵：CZ40-200A型；40m3/h；50mH2O2电动机： Y160M1-2/11KW29清水泵：IS8065160型19、；35 m3/h；47 mH2O2电动机：Y160M22型；15KW210清水箱：直径D=5280；容积100m3111除盐水箱：直径D=5280；容积100m324.7 空冷系统4.7.1 采用空冷系统的必要性众所周知，水是一种资源。水资源的短缺已经严重威胁到人类的生存环境，因此节约用水已是目前全球范围内的一种趋势。陕西地处我国北方地区，水资源严重匮乏，人均水资源远远低于国内人均值，如何在有限的水资源状况下，贯彻国家优化资源配置，加快中西部发展，是一项重大决策问题。电厂是耗水大户，降低电厂的耗水量对水资源的合理使用，保持可持续发展有着重大的节水意义。目前，虽然电厂也在积极采取种种节水措施，但20、仍然要消耗大量的水资源。若要更有效地降低电厂的耗水量，就应该采用具有显著的节水效果的空冷技术。采用空冷技术后，可全厂性节水70左右，建设一座湿冷电厂的水量可以建设3到4座同样容量的空冷电厂。电厂初投资虽然增高了一些，但节约了有限的水资源和节省了长期的大量的水费。在富煤缺水的陕西建设电厂，从宏观上讲，节约了有限的水资源配额，就为陕西的可持续发展创造了良好条件，对于投资方来讲，能够充分利用煤水资源组合的优势，在一定的水资源的条件下，扩大建设容量，使得电力工程能够顺利实施。所以，在陕西建设电厂采用空冷技术具有深远的战略意义。4.7.2直接空冷系统方案每台机组需要配备空冷凝汽器的散热面积为68600m21、2。空冷凝汽器采用钢制大直径椭圆翅片管。椭圆管规格拟为10020mm，壁厚为1.5mm。 翅片规格为11945mm，厚度为0.35mm。 翅片管外表面均热浸锌进行防腐处理。空冷凝汽器管束分为顺流管束和逆流管束。每个管束宽约2.325m。管束高度：顺流为5.8m，逆流为4.5m。6个管束组成一个空冷凝汽器散热单元。每个散热单元以6个管束以接近60角组成等腰三角“”型结构，“A”形两侧分别为3个管束。每台机组的空冷凝汽器按3组（排）布置 ，每组由3个冷却单元组成，其中2个为顺流空冷凝汽器，1个为逆流空冷凝汽器。每台机组的平台面积为24.524m2。有效进风口高度：10m。每组空冷凝汽器配置轴流式风22、机。每台机组共配置6台风机。风机参数： 顺流风机 逆流风机风机直径 （m）： 4.87 4.87风机转速 （r.p.m）： 250 250风机轴功率（kw）： 50 50风机台数（台）： 4 2 连接低压缸的主蒸汽排汽管拟采用一条DN1200mm的焊接钢管；连接各组（排）的蒸汽输送支管（蒸汽分配管）拟采用DN1000mm的焊接钢管。4.8 供排水系统4.8.1 综述46MW汽轮机排汽冷却采用直接空冷方式。辅机与工业设备冷却水采用带机力通风冷却塔的二次循环供水系统。电厂供水水源由xx公司兰炭厂已有的供水系统协调供给。电厂排水采用分流制排水系统，生活污水在厂区内经化粪池预处理，处理后归入朔城区焦化23、厂污水系统进行统一处理；工业废水设回收利用供水系统；厂区设雨水排水系统，雨水汇流后排入厂区南侧的排洪河道。4.8.2 辅机与工业设备冷却水系统工业循环冷却水量由下表所列： 表6.8-1 46MW直接空冷机组辅机工业循环冷却水量 (m3/h)序号工程夏季冬季1发电机空冷器冷却水4804202汽轮机油冷器冷却水2402003工业设备冷却水80604合计800680循环水泵和机力通风冷却塔、循环水管直径具体见下表。 循环水泵和机力冷却塔选择循环水泵型号KQL150/250-18.5/4流量m3/h240扬程m17电动机功率Y180M4/18.5KW台数台5机力通风冷却塔形式方型逆流式出力t/h20024、进出口温度差810台数台5循环水供水泵布置在集中水泵房内。循环水水质稳定处理详见6.6化学水处理部分。 冷却塔选用五套，夏季五套运行，其它季节四套调节运行。为改善冷却塔的通风条件和节省占地面积，冷却塔布置在冷却水池的顶面上。冷却水池为钢筋混凝土结构。4.8.3 全厂用水量统计全厂夏季和冬季用水量统计如下表所列：46MW空冷机组夏季用水量统计表 (m3/h)序号用水项目用水量回收水量耗水量备注1冷却塔蒸发损失（P1=1.3%）10.4010.42冷却塔风吹损失（P2=0.5%）4043系统排污损失（P3=0.9%）7.207.2注14工业设备冷却用水20200注15化学水车间用水24018回收425、 m3/h6生活用水3217其它用水100108合 计78.62050.6注：1、接回收水系统。46MW空冷机组冬季用水量统计表 (m3/h)序号用水项目用水量回用水量耗水量备注1冷却塔蒸发损失（P1=1.3%）8.8408.842冷却塔风吹损失（P2=0.5%）3.403.43系统排污损失（P3=0.9%）6.1206.12注14工业设备冷却用水20200注15化学水车间用水24018回收4 m3/h6生活用水3217其它用水100108合 计75.361247.36注：1、接回收水系统。 为节省用水量，46MW汽轮机排汽采用了直接空冷系统，从而消除了电厂主要的耗水点；对工业设备冷却回水进行26、了回收利用，作为辅机和工业设备循环水系统的补充用水；对工业废水进行回收利用，作为电厂的杂顶用水。全厂总用水量夏季为50.6 m3/h，冬季为47.36 m3/h。4.9 电气部分本工程新建4台发电机组，根据发电厂和以35KV线路供电的特点，提出下面的主接线方案：电厂的四台6MW发电机的出口电压为10.5KV，也设发电机电压母线，10KV母线采用单母线分段的接线形式。10KV母线再通过两台主变压器升压到35KV系统，35KV系统为单母线接线，拟以35kV并网线两回与附近的35KV变电站联网（一回工作，一回备用）。4.10 热力控制 热力系统为母管制系统，设置机炉电集中控制室。集中控制室布置在运转27、层，集中控制室后面是电子设备间和锅炉配电箱室。 化学水处理系统在各自车间的控制室控制。4.11 土建部分主厂房围护结构拟采用粉煤灰砌块或空心砖砌筑。主厂房按二级耐火等级进行消防设计，主要出入口、楼梯间，疏散通道的设置均要满足安全疏散的要求，满足现行各防火规范的要求。建筑立面处理力求简洁大方，色彩明快，既要与周围建筑协调，又要充分体现现代化工业建筑特点。电厂土建部分建（构）筑物一览表 表4.11序号名称结构形式基础类型建筑面积/体积1主厂房钢筋砼框排架钢筋砼条形基础5788 m2/5274m32配电设施砖混结构钢筋砼条形基础2115m2/1075 m33化学水处理车间砖混结构钢筋砼条形基础35928、.1 m2/1839.2 m34循环水加药间砖混结构钢筋砼条形基础57.6 m25烟囱砖混结构钢筋砼条形基础3.0m6循环水泵房砖混结构钢筋砼条形基础108 m2/540 m37机力通风冷却塔钢筋砼薄壳结构钢筋砼条形基础8喋网井砖混钢筋砼条形基础10 m39滤网井钢筋砼钢筋砼条形基础24.55 m3 5 . 环境保护5.1 建厂地区的环境现状厂址区域内无大型污染企业，大气污染属煤烟型污染，主要污染源为周围的一些企业，周围大多数为农村地区，环境空气质量一般。5.2 设计依据及执行的环境保护标准5.2.1 设计依据见本报告1.2参考a、火力发电厂可行性研究报告内容深度规定（DLGJ118-94）；29、b、电计（1996）280号火电行业环境监测管理规定；5.2.2 环境保护标准建设工程环境保护设计规定(87)国环字第002号；建设工程环境保护管理条例中华人民共和国国务院第253号(1998)；中华人民共和国环境保护法（1989年12月颁布）；关于环境保护若干问题的决定国务院（国发199631号）；中华人民共和国大气污染防治法（2004年4月29日）；中华人民共和国水污染防治法实施细则（2000年3月20日）；中华人民共和国环境噪声污染防治法（1996年10月29日第八界全国人民代表大会常务委员会第二十二会议通过）；大气污染综合排放标准（GB16297-1996）；污水综合排放标准(GB8930、78-1996) 二时段一级标准；工业企业厂界噪声标准（GB12348-90）类标准；环境空气质量标准（GB3095-1996）二级标准；地表水环境质量标准（GBZB1-1996）V类水标准；火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2003）时段标准；地表水环境质量标准（GB38382002）类水标准； 城市区域环境噪声标准GB309693类标准；地下水质量标准GB/T1484893 类；工业企业设计卫生标准(TJ36-79)中的居住区大气中有害物质的最高容许浓度。5.3 建设项目的主要污染物5.3.1本工程与环境保护较密切的工艺及工程特点5.3.1.1生产工艺 本项目为燃气发电项目，是将兰31、炭厂的多余放散的荒废兰炭尾气，通过电厂的生产工艺转化为输送方便、利用便利和用途广泛的电能，即兰炭尾气的化学能热能机械能电能。5.3.1.2 工程特点 燃用兰炭厂放散的荒废兰炭尾气，采用燃气炉进行发电。 主要设备为46MW汽轮发电机组和435t/h燃气炉。5.3.2主要生产原料的来源及其用量 a、燃料的来源及其成分与用量 见3.4b、水源及其用量 本工程用水，由集团公司工业区水源地统一供给，用水量最大为240m3/h。5.3.3主要污染源及主要污染物 大气方面主要污染源为锅炉燃烧兰炭尾气产生的烟气，主要污染物为SO2、NOx，污水方面为少量的生活污水和生产废水，其污染因子为BOD5、SS、COD32、ar、PH和盐类。另外，还有机械设备运转、锅炉排汽，水塔淋水产生的噪声。5.4 控制污染物的措施及影响分析5.4.1 废气 根据锅炉大气污染物排放标准（GWPB3-1999）中第4.3条、4.4 条和 4.6条有关要求，结合本工程项目设计燃料，烟尘排放浓度应执行小于50 mg/N m3，SO2排放浓度应执行100 mg/N m3，NOx应执行400 mg/N m3的要求，设计中拟采用以下治理措施。a、兰炭尾气净化后用燃烧b、四台炉合用一座高80m、出口径2.5m的烟囱。采取上述措施后，烟气中的烟尘、和SO2、NOx排放情况见表5.4-1 5.4-1 烟气中污染物排放表污染物排放量（t/h）除尘33、器出口干烟量（Nm3/h）过剩空气系数x实际排放浓度 允许排放浓度烟尘SO2NOX烟尘SO2NOX0.016030.030450.29973361051.847.70 5090.75 100892 400 由表5.4-1看出，采取上述措施后，烟尘和SO2、NOx的实际排最分别为0.01603 t/h、0.305 t/h和0.2997 t/h, 其排放浓度分别为47.70 mg/N m3，90.75 mg/N m3，和892 mg/N m3。除NOx外，其余均满足锅炉大气污染物排放标准（GWPB3-1999）中第4.3条和4.4和4.6条要求。NOx超标准主要是因为高炉兰炭尾气组分中N2的成分太34、高。由于县城居于最小风频的下风向，故对县城影响不大。5.4.2 废水 1、废水处理本项目采用清污分流制，本项目废水采取以下处理措施：化学废水：收集后进行中和或沉淀、过滤处理后全部回用于化学车间和作为场地冲洗用水、电厂循环冷却水补充水用水和绿化等，不外排。冷却水排污水：部分回收回用，其余供兰炭厂生产杂用水。电厂锅炉连续排污水和定期排污水：锅炉连续排污水和定期排污水经沉淀后，一部分作为循环冷却水的补充水，一部分纳入污水处理系统，不排放。车间、场地、设备冲洗水：用水量约各为82t/d，于集污池集中收集后，通过污水处理系统处理，达到三级进管标准后，纳入工业区污水处理系统的污水管网。清下水与雨水：排入市35、政雨水管网。部分锅炉排污水、生活污水、洗车废水、冲洗地坪废水及少量其它生产废水，集中进行生化处理，再经过过滤、消毒后、出水水质达到回用水标准回用；冷却塔排水的一部分分作为中水的补充水，其余均直接排入市政雨水管网。项目污、废水处理排放见表5.4-2污、废水排放一览表 表5.4-2项 目产生量回收量处理措施去向生产废水工业设备冷却排水1010回收供循环水作补充用水循环排污水44回收使用化学排水4中和达标回收使用生活污水1化粪与兰炭厂一并处理本项目污水处理工艺拟采用的工艺流程图，见下图。消毒剂 消毒排放好氧池厌氧池初沉池调节池沉砂池废水回流干污泥焚烧污泥浓缩池项目废水欲达到一级排放标准，COD的去除36、率应95.6%，项目废水主要是生活水及生活垃圾运输、处理设施冲洗水，废水B/C值约0.50.6，易于生物降解，经优化工艺方案、严格操作管理，可以做到达标排放。根据水处理工程师手册及其它资料，确定本项目废水站的采用厌氧好氧处理工艺后，预期处理效果见表5.43。表5.43废水预期处理效果表处理效果处理工段COD(mg/l)去除率（）SS(mg/l)去除率（）原水2284810沉砂池、初沉池20561012185厌氧池822609720好氧池123856830消毒池10070本项目冷却水基本未受污染，其温升约85，该水部分回用，部分经市政雨水管网排放走，不会对周围水域环境产生明显影响；项目的生产废水37、和生活污水可生化性好，采用本工艺处理可以保证其达标排放。2、项目可能对地下水影响的因素采取以下控制措施：1）合理堆放及时清运固体废物，堆放场所设置防雨淋设施，避免固体废物随雨水冲刷渗透污染地下水。2）定期检查设施，防止因跑、冒、滴、漏及原料抛洒造成地下水及周围环境污染。3）对危险固废暂存严格按照危险废物暂存污染控制标准执行。经采取以上措施，项目运行中对地下水的影响较小。5.4.3 噪声本项目主要噪声源为风机、冷凝器、汽轮发电机、水泵、排气（安全阀）、蒸汽泄漏等，噪声源与传声环境类似于工厂锅炉房、余热发电装置，声源强度在85110分贝之间。对于锅炉，由于其本体有很好的保温材料包复，燃烧时产生噪声38、传播到本体外其音量不高，可忽略。为降低噪声，改善环境质量，本项目拟采取以下噪声治理措施：1）合理布局，使高噪声源昼远离厂界；2）保证设备处于良好的运转状态，并对主要噪声设备进一步采取隔音、降噪措施，以确保噪声达标排放。烟道与风机接口处采用软性接头，并采取对引风机进行保温，在风、烟管道上合理布置加强筋以增强刚度，改变钢板振动频率等措施以减少振动噪声。一、二次风机进口处设置消音器，消音量为25dB(A)以上。锅炉点火排汽管、安全排汽管设置小孔消音器，其消声量达25dB以上。机炉热控室墙、门均采用隔声材料，观察窗采用双层钢窗，室内噪声在65dB(A)以下。设计选用同类产品中噪声低的机电设备。有关噪声39、源情况及治理情况见表5.4-4。表5.4-4 噪声源情况及治理情况表设备声源声源强度dB（A）治理措施引风机90厂房隔音、消声器。汽轮发电机90机房局部采用吸声材料、高噪声设备局部安装消防声器高压蒸汽管路80安装管路隔绝（减振）装置，选用优良蒸汽转换阀。风机90安装进、排气口消声器。锅炉排气（间断）110选择低噪声型阀。泵、电动机85安装减振装置；做防声围封。通风系统85安装进、排气口消声器。根据预测，该项目在采取防治措施后，厂界噪声满足达标排放的要求。5.5 绿化 为发展生产、保护环境和维持生态平衡、达到可持续发展；改善职工的生活生产劳动条件，实现文明清洁生产。设计中结合总平面布置，将进行电40、厂项目的总体绿化规划，绿化系数达34%以上。5.6 环境监测与管理5.6.1 环境管理制度根据国家、省、市有关环保法律，法规和拟建项目实际情况，在项目投运后，应建立健全环保机构和环保制度，强化环境监督管理。1）严格执行“三同时”制度，加强生产管理，减少污染该项目建设、生产过程中，应严格执行“三同时”制度，排放污染物必须符合国家、省、市规定的排放标准的规定。项目建成后，必须经环保主管部门验收合格后，方可投入运行。2）排污申报登记制度按照排放污染申报登记管理办法的规定，向环保部门申报登记排污口数量、位置及所排放污染物种类、数量、浓度、排放去向、排放设施和治理设施等环保情况，并按规定向环保部门交排污41、费及超标排污费。3） 项目建设、生产过程中，污染物排放实话总量控制原则4）根据国家和陕西省的规定及该厂实际情况，全厂设置的排污口应符合“一明、二合理、三便于”的要求，即环保标志明显，排污品设置、排污去向合理，便于采样，便于监测计量，便于公众参与监督管理；要求在厂废水排污口安装流量计；废气排污口安闲烟气在线监测系统。5）实话环境目标责任制和定量考核制度按照统一管理，突出重点，严格监督的精神，建立公司内环境目标首长责任制，并对各车间、工段实话定量考核，责任到人。6）加强废气、废水、固体废物处理设施的监督管理7）加强监督监测，建立环保动态档案在环保部门的指导下，在做好例行监测的同时，强化监督监测；建42、立污水处理设施运行及排污档案。8）设置专门机构，对全厂的环保工作实施统一的管理。5.6.2 环境监测为确保环境保护目标的总量控制指标的实现，必须建立与公司质量制度同等重要的环境监测制度，实行环境保护监测与生产监检相结合、自测与环境保护部门抽测相结合的监测制度。1） 废水监测项目：PH、COD、SS；监测点位：电厂排水口；监测频次；每季度一次。2） 废气监测项目：烟尘、SO2、HC1、氮氧化物、二噁英；监测点位：烟囱、废气处理装置前；监测频次：每季度监测一次，每次连续监测3天。3） 监测机构、人员和设备监测机构：按职能需要，设置相应的科室，定员2人，其中专职1人，兼职1人；仪器设备：仪器装备按有43、关要求，结合实际情况进行配备，公司必须配置烟气在线监测系统。根据有关规定，设置环境监测站（可与劳动安全与工业卫生监测合一），并对其设备、仪器、建筑面积和及有关专业技术人员进行配置，其具体经费已列入总投资中。5.7 环保“三同时”项目与投资估算本项目环保“三同时”项目及投资估算情况见表5.7。表5.7 环保投资费用表序号项目费用（万元）1消防设施322污水治理（包括回收设施）563绿化费284环保费5005合计6166.节能6.1 节煤效果本工程为兰炭尾气发电项目，与同容量燃煤凝汽机组发电设计煤耗相比，全年相当于节省发电耗煤为10.015104t。6.2 节电效果电厂采取节电措施后可节约电力资源44、。可节约电量6.3 节能建筑电厂的生活、办公建筑采用节能建筑，可节约能耗50%。6.4 节水效果本工程采用节水措施后，可计量的节水量:117m3/h。本期46MW机组设计装机取水量0.0136m3/s，折合1000MW机组设计耗水量为0.566m3/GWs。6.5 节约土地效果本工程采取节约土地措施后,厂区占地为:2.0hm2。6.6节油效果国内兰炭尾气锅炉已有多台运行业绩和经验，本工程在调试和整组启动期间将充分吸取其它工程的经验，以节约用油。7 .生产组织和定员7.1 工作制度 年工作制度为连续工作制，运行人员为四班三运制。7.2 电厂定员 全站定员为180人，非生产人员占全站的职工总数6%45、。 （1）生产人员 共140人 其中：锅炉运行 344=48人 汽机运行 244=32人 供热运行 14=4人 电气运行 244=32人 化学运行 34=12人 热工仪表 24=8人 值长 14=4人。 （2）检修人员 共30人（3）管理人员 共10人。8.投资估算和资金筹措1概述陕西xx县xx煤电化工有限公司兰炭厂，为了环保节能和充分回收利用兰炭厂生产的废燃气，拟建尾气燃气发电项目，按照燃气充分利用的设计原则，建设规模为46MW凝汽式直接空冷机组，配435t/h中温中压（废）燃气锅炉。发电机组设备按年利用6000小时计算，年发电量为1.44108KWh(144GWh)，年供电量为1.301046、8KWh(130GWh)。与燃煤发电厂同容量机组相比，每年被回收利用的废气折算热量约50.4106万大卡，年节约标煤约7.2104t，年灰渣减排量约 4300t。 本项目是回收利用兰炭厂生产的废燃气发电，属于环保节能项目，也是国家产业政策鼓励和环保节能政策扶持的项目。根据“企业所得税法” 第二十七条第（三）项，从事符合条件的环境保护、节能节水项目，给予企业所得税优惠。国务院令第512号中华人民共和国企业所得税法实施条例第八十七条、第八十八条的规定，利用废燃气发电项目的投资经营所得，自项目取得第一笔生产经营收入所属纳税年度起，第一年至第三年免征企业所得税，第四年至第六年减半征收企业所得税。陕西x47、x县xx煤电化工有限公司，投资建设环保节能型燃气发电项目，企业经济效益大大提高，随之而来的社会效益和环境效益更加显著。不仅提高本企业的竞争力和经济实力，而且大幅降低了本企业的生产经营成本。项目计划建设工期：10个月建设项目资金来源：自筹资金30%，银行贷款70%。建设投资：环境节能型项目。2.投资估算费用的范围投资估算费用：设计范围为燃气发电建设项目各工艺系统，投资估算费用包括建筑工程、设备安装工程、附属生产工程、其他费用和配套接入系统工程费用（一个间隔、一回35kv线路架设、3km，暂估算950万元）。还包括临时设施费用等单项工程费用。其他费用包括建设项目法人管理费、项目建设技术服务费、生产48、准备费等。2.3投资估算费用及水平投资估算费用为2007年底价格水平。燃气发电项目计划总资金12948万元。燃气发电项目静态总投资为11647.46万元（不含配套送出工程费用），其中建筑工程费2604.17万元，占静态总投资的22.36%。设备工器具购置费5143.36万元，占静态总投资的44.16%。安装工程费2412.27万元，占静态总投资的20.71%。其他费用1487.66万元(含基本预备费554.64万元)，占静态总投资的12.77%。燃气发电项目，单位静态投资4853.11元/kw。燃气发电项目动态投资11998.66万元（不含配套送出工程费用），其中建设期贷款利息351万元。燃气49、发电项目，单位动态投资4999.36元/kw。配套接入系统工程费用暂估列950万元，其中建设期贷款利息含在351万元中。铺底生产流动资金，按新规定不进入投资费用中。固定资产投资贷款，年利率暂按7.83%计算，并计算复利。2.4资金来源燃气发电项目固定资产投资，资本金占固定资产总资金的30%，由建设单位自筹解决，约为3384万元（不含建设期进入固定资产的贷款利息）。剩余总资金的70%，由建设单位申请银行贷款（9065万元）解决。生产流动资金贷款(即1年期)，按年利率7.47%计算。2.5项目建设进度计划及资金安排1）工程进度计划2008年9月开工，2009年4月第一台机组建成投产发电，同年5、650、7月第二、三、四台机组建成投产发电。即燃气发电项目计划总工期10个月，第一台机组从施工开始至投产发电7个月，第一台投产至第四台机组投产发电3个月。未含施工准备（工）期。2）资金使用计划 根据项目建设进度，安排资金使用计划。见表11。表11 资金使用计划序号名 称2008年2009年1投资年计划比例55%45%2资本金年计划比例65%35%2.6建设项目投资分析比较燃气发电项目，设计规模为46MW凝汽式直接空冷机组，配435t/h中温中压燃气锅炉。项目静态投资为11647.46万元，项目动态投资11998.46万元。项目静态单位投资为4853.11元/kw。项目动态单位投资为4999.36元/51、kw。从总投资和单位投资分析，和同类工程造价费用相比，投资费用是比较合理的。由于物价上涨，工程成本提高。9财务评价与分析1财务评价燃气发电项目，财务评价按正算电价方式进行计算。即按给定的上网售电价格为0.285元/kwh(含税)，测算燃气发电的经济效益。1）财务评价基本数据见表21。财务评价除见表21数据外，燃气发电项目，按（规定）经济运行期20年计算（不含投产期1年、不含建设期1年），城乡建设维护费率5%、教育附加费率3%、发电增值税17%，按有关规定计算等。表2-1 财务评价基本数据表序号名 称单 位数 值1燃气发电折算标煤耗kg/MWh2燃气折算标煤价格元/t03水费元/MWh6.34大52、修理费提存率(按固定资产计算)%2.55社会保险费等（按人工费）%566基准收益率%87材料费元/MWh108其他费用元/MWh159运营管理费元/MWh110全厂定员人15011工资元/年人3000012公积金%1013所得税（新规定）%2514公益金（新规定）%015全厂用水量t/h5016厂用电率%9.52）主要经济指标燃气发电机组按年利用6000小时正算电价，上网售电价格为0.285元/kwh（含税），厂用电率为9.5%，各项经济指标见表22“财务评价各项指标”或附表“财务评价指标一览表”。燃气发电投入商业化运营后，可以享受增值税减半或全免的优惠政策，该项目获利能力是比较好的，但收益率53、指标低于行业IRR指标12%。售电收入，未考虑增值税减免收入费用。表22 财务评价各项指标序号名 称单位电价：0.285元/kwh（增值税未减免）1全部投资1.1内部收益率8.771.2投资回收期年10.111.3净现值万元2034.261.4投资利润率3.891.5投资利税率7.501.6资本金净利润率9.152自有资金2.1内部收益率9.172.2投资回收期年14.252.3净现值万元1210.023平均发电成本元/kwh0.178 (还贷0.184)4折旧年限年135机组年利用小时h60006电价（不含税）元/kwh0.244017借款偿还期年12.8.2.财务评价分析以正算电价进行分析54、。 1）财务盈利（经济效益）分析燃气发电项目建成投产后，上网售电价格在0.285元/kwh（含税），年销售电收入及两项附加税，年平均利润、利税等，分别见表23财务利税费用表。其燃气发电经济效益是比较好的。尤其是社会和环境效益比较显著。表23 财务利税费用表 序号内 容单位6000小时1年发电量GWh1442年售电量GWh1303上网售电年收入万元31804年平均销售税及附加万元5065年平均利润额万元5196年平均利税额万元10157上网电价（增值税未减免）元/kwh0.285 注：在额定负荷下，全年运行6000小时。2）还贷能力分析见“借款还本付息计算表”、“资金来源与运用表”和“资产负债表55、”等, 借贷偿还能力是比较强的。从资产负债率、流动比率和速动比率各项指标分析，在投产期8年内, 资产负债率均大于60%，资产负债率最大为73.75%，剩余各年均小于60%。在还贷期8年内，各年流动比率均小于2。速动比率第10、11年小于1，剩余各年大于1。说明还贷能力还比较强。燃气发电项目全部投资回收期为10.11年，自有资金投资回收期为14.25年，借款偿还期为12.8年，从财务评价角度分析和评价，该项目不仅是环保节能，而且经济效益较好、运行是非常安全可靠的。但燃气的稳定性如何，直接影响发电效益。3）年运营成本费用见表24燃气发电项目的运行经营成本，主要是水费、人员工资和大修理费用，其次是消56、耗性材料和其他费用。4）年总成本费用见表25 燃气发电年总成本费用=年经营成本+年折旧费用+年财务费用(利息)。表2-4 燃气发电正常年份运营成本费用表序号名 称单 位数 值2年工资及福利费用万元8423年发电水费用万元914年发电材料费用万元1445年大修理费用提取(按固定资产2.5%)万元3246年运营管理费万元147年其他费用万元216小 计(年经营成本费用)万元1641表2-5 燃气发电正常年份总成本费用表 单位：万元序号名 称345678910111年经营成本费用1641164116411641164116411641164116412年折旧费用102510251025102510257、510251025102510253年财务费用(利息)7727356906375755024173202103.1建贷利息7316736095414683883022091093.2流贷利息1111111111111111113.3短贷利息295169849610210310090小 计3438340133563303324131683083298628763. 项目的风险分析从预测项目建设是比较安全和可靠的，可以说该燃气发电项目，基本上不存在建设投资和运营风险。燃气发电项目的最大风险，是气源的稳定性和气源量的保证性，直接关系到燃气发电的经营效果。国家产业政策的落实情况，主要是上网电价高低,，58、其次是当地政府对项目的支持度。进一步制定合理的补偿规定，保证燃气发电上网电价。国家税收政策的落实情况，对环保节能型项目增值税实行即交即退，能否真正落实。项目的资金落实情况等。4社会效益和环境效益分析燃气发电项目的经济效益是非常显著的，前面已经作了分析和评价。现兰炭厂生产出的废燃气直接燃烧对空排放，对周围大气环境产生严重污染和影响。燃气发电机组设备按年利用6000小时计算，年发电量为1.44108KWh(144GWh)，年供电量为1.3108KWh(130GWh)。与燃煤发电厂同容量机组相比，每年被回收利用的废气折算热量约50.4106万大卡，年节约标煤约7.2104t，年灰渣减排量约 430059、t。项目建设对周围环境的产生较好的影响，是否占用农田、是否有居民搬迁、是否进行合理补偿等。建设单位应给予重视，保证建设项目和周边环境的适应性，保证社会和谐，不影响居民的生产和生活。项目建设要符合城乡建设规划，要符合社会经济发展的要求。项目建设要注意和周围环境建筑物的协调、美观。10. 结论10.1作为资源综合利用项目，本工程回收利用xx煤电化工有限公司废弃的兰炭尾气进行发电上网，实现了能源的综合利用和温室气体减排。因此，本项目符合国家环保的要求，是一个节能减排项目。10.2 电厂紧靠兰炭厂厂建设，可以达到优势互补的目的，电厂利用了兰炭尾气，其工业废水可供兰炭厂作为杂用水使用，这样又可节省地下水60、，对xx煤电化工有限公司的环保建设十分有利。10.3本工程建厂条件如水源、交通运输、用地、联网及工程地质等都是可行的，可满足建设435t/h兰炭尾气锅炉及46MW发电机组的要求。10.4本工程具有良好的环境、社会效益，具有良好的经济吸引力。附xx煤电化工有限公司兰炭尾气锅炉脱硫治理方案1概述我国是一个SO2污染较为严重的国家，由此引起的酸雨，对生态系统、建筑物和人体均有危害，每年由此造成的损失数以千亿计。近年来，随着人们生活水平的提高，对环境的要求和认识也越来越高，因此治理污染、保护环境已成为我国的一项基本国策。本方案是针对xxxx煤电化工有限公司公司经兰炭尾气燃烧后的锅炉烟气所作的脱硫治理。61、本方案有如下特点：本方案适用于xx煤电化工有限公司35t/h兰炭炉尾气燃烧锅炉烟气湿法脱硫项目。（2）本技术有较大的适用性，可根据不同工况条件进行调整。（3）湿法脱硫过程同时有一定的除尘效率，因此可适当降低除尘器的除尘要求或在静电除尘器故障时，可起到辅助除尘作用。2方案编制的依据和原则1方案编制的原则选用钠钙双碱法脱硫的技术，保证排放烟气中SO2达到招标书要求的排放浓度。既考虑技术的先进行性和可靠性，又要结合国情，因地制宜，节约建设资金。严格执行资源综合利用和“三同时”（防止污染和其他公害的设施和主体工程同时设计、同时施工、同时投产使用）的原则，积极改进工艺技术，采用无害或少害的工艺。由于湿法62、脱硫设备具有一定的除尘效率，可略降低对电除尘器的效率要求。本工艺包括两大部份，即湿式脱硫系统和辅助设备系统。1、烟气脱硫除尘设备：核心设备为筛板加旋流板式脱硫设备；2、湿法脱硫除尘辅助设备：a、脱硫剂添加设备：石灰库、斗式提升机、石灰乳罐、液碱罐、液碱泵等。b、脱硫剂再生系统：循环池、再生池、循环泵、再生泵等。c、控制系统：包括PH计、流量计，调节阀、压力变送器、热电阻、物位计、PLC控制柜、上位机等。2.2.2双碱法湿法脱硫技术原理2.2.2.1脱硫原理净化烟尘后烟气中SO2的脱除方法为双碱法，它是在一花岗岩圆筒形反应器中，以含NaOH的循环水为吸收剂，根据煤的全硫分含量及反应器，通过特殊的63、喷头，使吸收剂雾化，烟气和雾化后的吸收剂在反应板上充分混合、接触，SO2与NaOH发生化学反应，生成易溶于水的Na2SO3和NaHSO3，Na2SO3和NaHSO3再与石灰发生再生反应，NaOH得到再生，并生成难溶于水的脱硫最终产物CaSO3，CaSO3与循环水经分离器分离，循环水补充少量的NaOH后用于循环吸收，脱硫最终产物与电除尘器中未分离的烟尘一起形成固体渣沉淀后，由挖灰设备挖出后送到填埋场填埋。2.2.2.2具体工艺选择对于双碱法脱硫，根据循环水中SO32-的不同，又可分为稀碱法和浓碱法。在本方案中，由于烟气含硫较低，因此采用的是稀碱法，循环水中SO32-含量控制在0.2mol/l。三64、 脱硫机理说明3.1双碱法湿法脱硫技术原理钠钙双碱法NaOH-Ca（OH）2采用钠碱吸收SO2、石灰再生的方法来脱除烟气中的SO2。本方案中，它是在一花岗岩圆筒形反应器中，以含NaOH及Na2SO3的循环水为吸收剂，根据煤的全硫分含量及反应器，通过特殊的喷头，逆流布置两层多个雾化喷嘴，交叉布置，覆盖率达200-300%，喷嘴入口压力为3105Pa，出口流速为15m/s20m/s，逆气流喷淋，雾滴直径约为5002500m，烟气和雾化后的吸收剂在反应板上充分混合、接触，SO2与NaOH 、Na2SO3发生化学反应，反应产物在再生池内与石灰乳反应，生成难溶于水的CaSO3水合物，然后反应产物与循环65、水经分离器分离，澄清水补充NaOH后，用于循环吸收，反应物与烟尘一起形成固体渣沉淀后，由挖灰设备挖出后送到填埋场填埋。双碱法脱硫基本化学原理可用下列反应式表示：a、脱硫过程NaOH+ SO2 Na2SO3+H2ONa2SO3+ SO2+H2ONaHSO3以上二式的进行视吸收液酸碱度不同而异：碱性较高时，式为主要反应式；碱性降低到中性甚至酸性时，则按式发生反应。b、再生过程NaHSO3+ Ca（OH）2Na2SO3+ CaSO3+H2ONa2SO3+ Ca（OH）2NaOH+ CaSO3在再生池内，当往酸性吸收水中加入石灰乳液后，NaHSO3很快跟石灰反应释放出Na+，随后生成的SO32-又继续66、跟石灰反应，生成的CaSO3以二水合物的形式沉淀下来，从而达到钠碱再生的目的。3. 2具体工艺选择对于双碱法脱硫，根据循环水中SO32-的不同，又可分为稀碱法和浓碱法。在本方案中，由于烟气含硫较低，为降低消耗，拟采用稀碱法，入吸收塔循环水SO32-含量控制在0.2mol/l。3.3双碱法优点吸收速度快，可降低液气比（液气比不超过1.0l/m3），从而降低运行费用。塔内清洁吸收，脱硫产物易溶于水，防止结垢出现。烧碱循环利用，只需补充因挖渣等损耗的烧碱，这部分碱量约为脱除SO2摩尔数的8%，折合正常运行后每台炉时耗烧碱量仅为20kg。石灰理论消耗量为每台炉消耗85%纯度的生石灰 kg，而且在本方案67、中，石灰还可通过加入生产含碱废水来补充一部分，在有效降低运行成本的同时，处理了生产废水，做到一举两得。四 脱硫工艺及设备4.1工艺流程设计结合循环流化床锅炉运行的特点，从工程投资、设备运行、资源利用等方面综合考虑，本工程采用的是静电除尘器后增加筛板加旋流板塔的湿法脱硫技术，其中湿法脱硫除尘设备放在引风机前。含尘烟气经静电除尘器除尘后进入湿法脱硫设备，湿法脱硫设备包括进口和主筒两部分。主筒内部分别装有一层PS型无溢流筛板和三层旋流板，烟气先后通过主筒内的各层塔板后，含有的绝大部分SO2被除去，烟气再次得到净化。湿法脱硫设备所需吸收液绝大部分在塔内和循环池间作内部循环，只有10%的吸收液去再生池，68、在池内与加入的石灰乳反应后吸收液再生，再生液再进入循环池内利用。补充的含NaOH碱液，直接加入循环池中。4.2湿法脱硫除尘设备湿法脱硫除尘器为筛板塔，外壳均为优质花岗岩，一劳永逸地解决了湿法脱硫除尘器易出现的设备腐蚀问题，而设备内部结构采用的是进口316L不锈耐钢。设备型号为SPX-130型，每台锅炉配套2台脱硫塔，每台脱硫塔主要技术参数如下：脱硫塔型号：SPX-130塔体内径：4700mm塔体高度：22500mm液气比：0.8L/m3烟气入口尺寸：16502200mm烟气出口尺寸：2800mm每台炉配套脱硫塔台数：2台锅炉烟气经布袋除尘器除尘后经引风机进入湿法脱硫设备。首先在进口内，与喷入的69、含碱吸收水接触，完成初步脱硫反应，初步脱硫后烟气再切向进入脱硫塔。在自身运动和旋流板的作用下，烟气绕塔中间稳流柱作螺旋上升运动，上升过程中，与筛板上方喷淋的大量脱硫吸收液接触，并在筛板上方将吸收液雾化，发生气液间的传质与传液，由此完成烟气的脱硫反应。洁净烟气则在脱硫顶部完成除雾脱水后，去烟囱排空。4.3脱硫剂添加设备脱硫剂添加系统包括供碱泵、碱液储罐以及碱液计量泵等设备。碱液储罐容积为20m3，外购碱液由供碱泵打入罐内储藏，使用时直接由计量泵打入脱硫液循环池中，二者混和后由循环泵喷入进口及主筒内。4.4脱硫液循环设备循环设备包括循环池、循环泵及循环管路。考虑到二台240t/h锅炉同时运行的需要70、，循环池总容积为240m3，循环泵选用博山渣浆泵厂产渣浆泵，一用一备，共2台，流量为500m3/h，扬程45m，配用电机功率为 k w。为保证脱硫除尘吸收液循环池中不发生沉淀，在循环池内设置两台搅拌器。4.4脱硫液再生设备脱硫剂再生设备包括斗式提升机、石灰仓、螺旋输送机、石灰乳罐等设备。脱硫除尘器出来的脱硫除尘吸收液含有脱硫产物Na2SO3、NaHSO3、少量烟尘等物质，其中Na2SO3仍具有脱硫能力，为提高脱硫剂的利用率和减少吸收液的处理量，吸收液大部份在脱硫塔附近循环池集中后再次由循环泵打回旋流板塔循环利用，只有10%左右去脱硫液再生池。在再生池内加入10%石灰乳液后，发生再生反应：NaH71、SO3+ Ca（OH）2Na2SO3+ CaSO3+H2ONa2SO3+ Ca（OH）2NaOH+ CaSO3脱硫最终产物CaSO3与湿法脱硫除尘器除下的烟尘一起沉淀后挖出处理，最生后NaOH则再次利用。考虑运行的需要，再生池大小为8m20m4m，池内设有2个搅拌器，以保证再生反应的快速进行。脱硫产物与脱硫液的分离采用带式压滤机压滤的方式进行，脱硫产物最后以滤饼的形式出来后，与烟灰一起处理。回水管路选用高压PVC管，不但可解决腐蚀问题，因PVC管内壁比钢管光滑，还可有效防止结垢。4.5电气与控制4.5.1电气负荷序号内容单台/ KVA数量合计/KVA1循环泵1322（一用一备）2642供碱泵472、143再生泵152（一用一备）304碱液计量泵0.372（一用一备）0.745循环池搅拌器2.224.46斗式提升机7.517.57仓壁振动器0.3720.748螺旋输送机2.212.29石灰乳罐1.511.510再生搅拌器1.511.511压滤机7.52（一用一备）15额定年耗电量/炉项目kwh循环泵352000其他设备负荷119227合计4712274.5.2主要测量参数和调节回路控制系统的控制参数主要为PH值，测量信号经变送器转换为4-20mA标准信号后送至PLC；再经特定的控制算法运算后，输送出4-20mA标准信号，控制相应的电机转速。在普通要求下，系统只设计二个调节回路，即脱硫除尘器73、出口PH值调节回路和烟温调节回路，烟温通过调节阀进行调节。该回路通过调节废碱液计量泵的加料量，实现对脱硫除尘器出口澄清水的PH值控制，从而达到间接控制脱硫效率的目的。其控制框图如下：对于和循环池、碱液罐、石灰仓，可设置料位计，以监控设备内料位高度，以及时补充物料，保证脱硫除尘系统的正常运行。4.7主要设备选型1、湿法脱硫除尘器（带立式文丘里）型号：SPX-130主塔内径：4700mm塔体高度：22500mm塔板类型：筛板+旋流板数量：2台/炉2、循环泵型号：GMZ150-58-320流量：390m3/h场程：57.7m功率：132kw数量：2台（一用一备）3、供碱泵型号：IH50-32-20074、B流量：6.6m3/h功率：4kw数量：1台4、再生泵型号：GMZ65-20-40流量：35m3/h扬程：52m功率：15kw数量：2台（一用一备）5、循环池搅拌器型号：MH1500功率：1.5kw数量：2台6、碱液计量泵型号：GXBJ2-6.3/5流量：6.3m3/h功率：0.37kw数量：2 台（一用一备）7、循环池：容积200m3，配套搅拌器 8、斗式提升机型号：NE15提升量：10m3/h功率：5.5kw数量：1台9、石灰仓：容量：60m3数量：1台10、螺旋给料机型号：LSY150输送量：08m3/h功率：2.2kw数量：1台11、石灰乳罐石灰乳生成量：9m3/h功率：1.5kw数量75、：1台12、带式压滤机型号：XMZ200/1250-UK功率： kw数量：1台13、再生池搅拌器型号：MH1500功率：1.5kw数量：2台五 主要技术指标5.1处理后烟气排放情况5.1.1脱硫效率90%，SO2排放浓度100mg/Nm3，SO2排放总量19.36kg/h5.1.2烟气林格曼黑度小于1级。5.1.3烟气增湿率小于2%。5.1.4出口烟气温度大于600。5.2设备运行5.2.1脱硫设备能长期正常稳定运行。5.2.2脱硫设备阻力1200Pa，对烟气通行影响在可接受范围内，不影响锅炉运行。5.2.3循环水采用闭路循环，无任何外排水，运行中补充水采用将化学水车间碱性排污水和锅炉碱性排污76、水排入的方法进行，不但节约用水，而且减少了碱性排污水外排水带来的环境污染。5.2.4吸收设备外壳部份采用优质花岗岩制成，防腐耐磨性能超过其他任何材料；设备内部功能板采用进口优质不锈耐酸钢316L精制而成。主体寿命超过30年，功能板超过8年。5.2.5吸收设备采用，高效的筛板式结构，比旋流板传质效率高出510个百分点，确保高含硫烟气经处理后达标排放，而且有效降低了液气比，降低了运行成本。5.2.6采用双碱法清洁吸收脱硫工艺，吸收设备内直接参与对SO2的吸收的是碱性强、易溶于水、不结垢的NaOH，而最耗的却是价廉易得的生石灰，在确保脱硫效率、设备运行可靠率的同时降低了运行成本。5.2.7采用可靠的77、脱水结构，烟气脱水率大于98%，确保脱硫后烟气不带水。6. 经济技术指标分析6.1环境效益和经济效益分析6.1.1环境效益年削减SO2量（以年运行8000小时计） 193617100090%800010-9=1394.04t/a6.2经济效益分析电耗量：额定功率70%生石灰消耗：SO2消耗量5664石灰纯度150元/吨6.2.1计算标准水：湿法脱硫除尘消耗水为锅炉排污水及凉水塔外排水，不另计费用。电成本价：0.3元/kwh生石灰单价：85%纯度，150元/吨NaOH：2500元/t。SO2排污费：600元/吨人工费：四班三运转，每班一人6.2.2运行费用运行预算表序号项目年耗量单价年费用1电耗78、329859kwh0.3元/kwh98958元2生石灰1874.3t150元/t281151元3烧碱80t2500元/t200000元4人工费4人1.2万元/人年48000元5设备折旧及维修110000元6合计738109元6.3经济指标一览表序号工程和费用名称单位指标值1工程总投资万元5002年运行费用万元73.813年脱二氧化硫量吨1394.045脱硫成本元/kg0.5297. 结论增加湿法脱硫设备后，不但确保环保排放全面达标，免除了企业发展的环保方面的后顾之忧。由于年可减少二氧化硫排放量1394.04吨，在脱硫的投入与节省排污费上基本相当并略有盈余，随着国家环保力度的加大，节省的排污费数79、目将更加惊人。所以本工程不但有着很大的社会环境效益，而且在经济上也有着一定的间接效益。若可利用生产碱性废液脱硫，可一方面解决碱性废液的排放问题，另一方面减少本装置的运行费用。本项目兰炭尾气发电锅炉脱馏装置设备投资需要500万元。xx煤电化工有限公司自筹资金300万元，需要申请资金200万元。附兰炭尾气锅炉脱硫设备明细表（合计500万元）1.1设备明显表序号名 称单位数量规格型号备注1脱硫塔及塔内件台6HTL-65-G浙江天蓝2塔釜搅拌台12JGM40-220-23外购1.2电气及自控系统明细表电气主要设备序号名称型号及规格单位数量备注1低压控制TLD 2000H*800W*600D只9浙江天蓝80、2PLC柜TLD 2000H*800W*600D只1浙江天蓝3电力电缆YJV-1kV 3*150+1*70米厂方提供4电力电缆VV-1kV 3*50米厂方提供5电力电缆VV-1kV 3*50米厂方提供6电力电缆VV-1kV 3*4米厂方提供自控系统主要设备序号名 称型号单位数量备注1工控机Intel PentiumIV 1.8G台12显示器17寸彩显示器，256 色，分别率1280X768台13HP激光打印机HP-LaserJet 6L台14打印机（A3）BJC-5500台15操作台台16打印台台17CPU模块Q01CPU块18数字量输入模块QX40块89数字量输出模块QY10块410模拟量输81、入模块Q68ADI块311模拟量输出模块Q64DA块212主机板Q38B块113扩展基板Q612B块114扩展电源Q61P-A2块215扩展电缆QCO6B根116通讯电缆Q30R2根117液位计套818料位计只219PH计套220压力变送器套621铂电阻套622上位机系统套1管道系统安装实物量序号名 称单位数量规格型号1工艺补水管路、管件套12碱液管道、管件套13脱硫塔主循环及补充液管路管件套33.辅助设备安装实物量序号名称单位数量型号备注1斗式提升机台1DT302石灰仓储套13惯性振动器台1ZG4104仓顶除尘器台1HY-F-15插板阀台1ZF1-2006星型卸灰阀台1YXD2007螺旋输送82、机台1XLS2008称量缺罐台19化灰器台1搅拌：JGM40-150-3510石灰浆液泵-1台2100UHB-Z-80-15011石灰浆液泵储罐台1搅拌：JGM40-220-3512石灰浆液泵-2台250UHB-Z-25-1813纯碱储罐台1搅拌：JGM50-150-8714碱液泵台250UHB-Z-25-1815渣浆排出泵-1台2100UHB-Z-50-5016渣浆排出泵-2台2100UHB-Z-12-4017管道回水冲洗泵台2100UHB-Z-50-5018水力旋流器台1FX502019橡胶带式过滤机台1DU-2.5/63020气水分离器台1 80021真空泵台1SK-122滤布水箱组件套110001000100023滤饼水箱组件套110001000100024检修平台套125按水盘及支架套126皮带传输机台1