1、石化热电公司燃煤锅炉脱硝装置新建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138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总论11.1项目及建设单位基本情况11.2项目编制依据及原则31.3研究范围及编制分工41.4项目背景及建设理由41.5主要研究结论62原料及辅助2、材料72.1原料供应72.2辅助材料供应83建设规模及产品方案93.1建设规模93.2产品方案93.3产品规格94工艺装置94.1锅炉主要设备及设计参数94.2脱硝工艺装置154.3SCR方案技术条件284.4脱硝工艺系统304.5有关设备改造364.6脱硝工艺主要设备表394.7采用的主要标准及规范405厂址条件415.1厂址概述415.2水文气象415.3工程地质425.4交通运输446仪表与控制部分446.1设计范围446.2控制水平和控制方式446.3控制系统要求和功能456.4气源和电源486.5热工实验室496.6主要仪表选型496.7电缆496.8主要设备材料表506.9采用的主3、要标准及规范507总图运输及土建517.1厂区总平面布置517.2脱硝装置总体布置517.3土建529公用工程及辅助生产设施579.1给排水579.2供电5810节能6210.1编制依据6210.2节能措施6211节水6211.1编制依据6211.2节水措施6312消防6312.1消防设计原则6312.2设计执行的主要消防法规及规范标准6312.3消防系统方案6413环境保护6513.1设计依据6513.2采用的环境保护标准6513.3厂址所在区域环境现状6513.4工程概述6513.5工程概述6613.6改造前后污染物排放情况6713.7环境及社会效益分析6713.8环境管理及检测6713.4、9结论6814职业安全卫生6814.1编制依据6814.2生产过程中危险及危害因素分析6914.3劳动安全和工业卫生措施7014.4劳动安全及工艺卫生机构和设施7214.5综合评价7215组织机构及人力资源配置7315.1组织机构7315.2人力资源配置7315.3培训7316项目实施计划7317投资估算及资金筹措7317.1编制说明7317.2编制依据7417.3投资估算方法7617.4投资估算汇总及分析7617.5资金筹措及资金使用计划7717.6投资估算表7718财务分析10118.1财务分析基础10118.2成本费用估算10218.3财务分析结论10219经济与社会影响分析10520结5、论及建议10520.1 结论10520.2 建议1051总论1.1项目及建设单位基本情况1.1.1项目基本情况1）项目名称*石化热电公司燃煤锅炉新建脱硝装置。2）项目建设性质*石化公司隶属于*天然气股份有限公司。本项目是为*石化公司所属热电公司燃煤锅炉新建烟气脱硝装置，使其锅炉排放的烟气中NOX达到火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）的限值要求，属于新建项目。本项目资金筹措方式：自筹资金65%，银行贷款35%。3）项目建设地点本项目在*石化热电公司燃煤热电厂区内建设。1.1.2建设单位基本情况1）建设单位名称、性质及负责人。建设单位名称：*天然气股份有限公司*石化分公司企业性质6、：行政负责人：*2）建设单位概况*石化公司是*天然气股份有限公司下属的炼油化工骨干企业。公司前身为*石油六厂，始建于1937年，是我国最早的炼油企业之一。建厂初期是利用阜新煤源，采用德国费托法专利技术，以水煤气合成油，五十年代初成功炼制出新中国第一滴人造石油。六十年代后期随着大庆油田和辽河油田的相继开发投产，企业开始炼制天然原油，经历了从煤炼油到天然石油加工的发展历程。经过几十年的逐步改造、扩建和完善，公司已发展成为以原油加工和石油化工综合利用为主体，具有加工手段比较灵活、技术先进、装置基本配套、技术力量和经济发展实力都比较雄厚的大型石化联合企业。目前，公司原油一次加工能力为750万吨/年，拥7、有32套炼油化工装置，其中炼油装置20套，详见表1.1-1“*石化公司主要炼油装置汇总表”。表1.1-1*石化公司主要炼油装置汇总表序号装置名称加工能力（104t/a）投产时间13001973年2#2常减压蒸馏装置4501988年3#1催化裂解装置701999年4#2催化裂化装置1001990年5#3重油催化裂化装置1601997年6延迟焦化装置100+1001990/2003年7针状焦装置101995年8普焦/针焦煅烧装置101995年9转化制氢装置2104Nm/h1995年10焦化汽柴油加氢精制装置601990年11连续催化重整装置602005年12柴油加氢改质装置1102001年13航煤8、加氢装置402002年14溶剂油装置1560年代初15气体分馏装置361999年16硫磺回收装置1.52000年17加氢裂化装置1302010年18天然气制氢装置5104Nm/h2011年19催化汽油加氢脱硫装置1002011年20延迟焦化装置1602012年*石化公司地处辽西走廊，南临渤海湾，所在*市是辽西地区的中心城市，京沈、京哈、京大铁路和京沈高速公路通过市区，海、陆、空交通十分便利。现有员工一万余人，其中专业技术人员总数三千余人。公司重视并积极加强企业文化建设，确定“以人为本、尊重科学、不懈努力、永不满足”的管理哲学，树立“尊重、爱护、发挥、发展”的人才理念；逐步形成了良好的内外部发展9、环境。公司与辽河油田毗邻，原油通过管道直接进厂。*石化公司参股建设的*港与*石化公司建有3条输油管道，接运原油能力400万吨/年进入厂内，成品油输送能力110万吨/年。*港原油储存能力102万吨、成品油储存能力17万吨；杂货码头储存能力10万吨及自备货物储存库房场地，用于液、固原料及产品的储运，极大地缓解了铁路运输的压力，缩短了与国际、国内市场的距离。股份公司规划中的*华北华中成品油管道的起点拟设在*，为*石化公司成品油进入华北、华中目标市场，降低成品油运输费用提供了有利条件。公司对加工含酸原油摸索出了一整套技术，对关键设备和关键部位防腐防护积累了丰富的经验。针对辽河类原油渣油收率高的特点，形10、成了包含有重油催化、延迟焦化、针状焦、石油焦煅烧等生产装置的重油加工格局，其中10万吨/年针状焦装置是目前国内唯一的一套以石油为原料的工业生产装置，产品具有较高的技术含量和附加值；10万吨/年石油焦煅烧装置为引进的国外成套设备，技术先进，其技术指标一直处于全国同类装置先进水平。1.1.3项目编制单位资质编制单位：中国*工程顾问集团*设计院资质：工程设计综合甲级、工程咨询甲级1.2项目编制依据及原则1.2.1编制依据1）*天然气集团公司*炼油化工建设项目可行性研究报告编制规定（2011年版）。2）火力发电厂可行性研究报告内容深度规定（DL/T5375-2008）。3）火力发电厂设计技术规程（DL11、5000-2000）。4）火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）。5）火力发电厂脱硝系统设计技术导则（Q/DG1-J004-2010）。6）辽宁省人民政府关于蓝天工程的实施意见辽政发201236号。7）集团公司关于开展新一轮三年安全环保隐患专项治理工作的通知 【油炼化（2012）10号】8）*石化公司可行性研究报告编制委托函。9） *石化公司提供的有关设计基础资料。1.2.2编制原则1）遵循技术先进可靠原则。2）遵循满足安全、环保和职业卫生原则。3）遵循确保装置“安全、稳定、长周期、满负荷、优质”运行原则。4）按2012年水平及国家、行业的有关规程规定进行投资估算及财务分析。5）12、脱硝设计效率应适用于目前国家排放标准和地方环保局的排放要求，并且留有一定裕量以满足未来渐趋严格的排放标准和环保法规的要求。6）按照“安全、可靠、经济、适用、符合国情”的设计方针，采取有效措施控制工程造价。7）在工艺技术的选择上，既要力求采用当代先进、可靠、成熟的技术，又要做到经济合理。1.3研究范围及编制分工1.3.1研究范围本项目的研究范围是针对热电公司燃煤锅炉新建脱硝装置进行可行性研究，主要内容包括：1）脱硝装置的建设条件；2）脱硝装置工艺方案比较与优化；3）脱硝装置配套的总平面布置、建筑结构、电气、仪表与控制、给排水、消防等工程设想；4）脱硝装置工程投资估算与财务分析。1.3.2分工1）13、项目单位负责提供燃煤锅炉运行现状资料及烟气排放检测数据；2）项目单位和*设计院共同确定主要设计原则；3）*设计院负责编写可行性研究报告。1.4项目背景及建设理由1.4.1项目背景*石化热电公司燃煤热电厂属于自备热电厂，主要负责向*石化公司提供生产用汽、用电，并承担家属住宅区冬季供暖任务。目前，热电厂装机规模为3240t/h+1220t/h循环流化床锅炉与1CC25+1CB25MW汽轮发电机组。其中3台240t/h循环流化床锅炉和2台25MW汽轮发电机组，已于2005年6月正式投产运行。为解决锅炉的备用问题，2012年5月，热电厂扩建了1台220t/h循环流化床锅炉，预计2013年6月投产运行。14、全厂4台锅炉最大运行工况为3台锅炉运行，1台锅炉备用。热电厂3台240t/h循环流化床锅炉，由济南锅炉集团有限公司生产，根据热电厂实际监测数据，单台锅炉的NOX最大排放浓度为300mg/Nm3。新建1台220t/h循环流化床锅炉，由无锡华光锅炉股份有限公司生产，根据锅炉厂提供的热力特性资料，锅炉的NOX排放浓度设计值为300mg/Nm3。目前，3台240t/h锅炉的烟气污染物排放浓度满足建厂时国家标准要求，但不满足火电厂大气污染物排放标准（GB 13223-2011）中关于NOX排放浓度的规定要求。根据火电厂大气污染排放标准（GB13223-2011）的要求，自2012年1月1日起，新建火力发15、电锅炉执行表1.1规定的大气污染物排放限值（重点地区），详见表1.2-1“大气污染物特别排放限值”。表1.2-1大气污染物特别排放限值序号燃料和热能转化设施类型污染物项目适用条件限值（mg/Nm3）污染物排放监控位置1燃煤锅炉烟尘全部20烟囱或烟道二氧化硫全部50氮氧化物（以NO2计）全部100汞及其化合物全部0.032以油为燃料的锅炉或燃气轮机组烟尘全部20二氧化硫全部50氮氧化物（以NO2计）燃油锅炉100燃气轮机组1203以气体为燃料的锅炉或燃气轮机组烟尘全部5二氧化硫全部35氮氧化物（以NO2计）燃气锅炉100燃气轮机组504燃煤锅炉，以油、气体为燃料的锅炉或燃气轮机组烟气黑度（林格曼16、黑度，级）全部1烟囱排放口火电厂大气污染排放标准（GB13223-2011）要求从2012年1月1日起，所有新建火电机组NOX排放标准为100mg/Nm3；从2014年7月1日起，现有火电机组NOX排放标准为100mg/Nm3（采用W型火焰炉膛、现有循环流化床、以及2003年12月31日前建成投产或通过项目环境影响报告书审批的火力发电锅炉执行200mg/Nm3标准）。重点区域火电机组的氮氧化物污染物排放标准则统一执行100mg/Nm3。为满足火电厂大气污染物排放标准（GB 13223-2011）规定要求，进一步改善热电厂及周边地区的空气环境质量，热电公司拟对原有的3台240t/h锅炉和1台2217、0t/h锅炉进行新建脱硝装置，以降低NOX排放浓度，实现达标排放，工程计划于2013年12月投入运行。1.4.2项目建设理由1）项目建设目的及意义热电公司的4台锅炉新建脱硝装置，满足火电厂大气污染物排放标准（GB 13223-2011）规定要求，进一步改善热电厂及周边地区的空气环境质量，社会意义显著。2）项目建设目标锅炉NOX排放浓度不大于100mg/Nm3。3）主要依托条件热电公司的4台锅炉新建脱硝装置，建设场地、脱硝还原剂供应、供电、供水、设备运输等建设条件均是落实的，可充分利用现有系统和场地。1.5主要研究结论1.5.1项目建设的必要性根据集团公司关于开展新一轮三年安全环保隐患专项治理工18、作的通知 【油炼化（2012）10号】的要求，新一轮三年安全环保隐患专项治理工作重点已列入集团公司“十二五”污染减排实施工作方案及国家拟下达“十二五”减排目标责任书中，为进一步完善环保风险防控设施，消除重大环保隐患，*石化公司根据“通知”要求，经过仔细核实，目前热电厂锅炉的NOX排放浓度超标，存在重大环保隐患。根据辽宁省人民政府关于蓝天工程的实施意见（辽政发201236号）要求，“深化工业企业脱硫、脱硝治理，强化火电企业现有脱硫设施运行管理，拆除烟气旁路，充分发挥减排潜力，对现有火电机组进行低氮燃烧和烟气脱硝改造，限期实现达标排放”；以及根据辽宁省环保厅指示精神，*市环保局已签署减排责任书，承19、诺*地区所有火力发电厂锅炉的NOx排放浓度低于100mg/Nm3，*石化热电公司已被列入“烟气脱硝改造重点项目清单”。*市环保局责成*石化公司必须于2013年12月31日前，完成热电厂锅炉烟气脱硝系统改造。根据国家“十二五”污染减排方案和集团公司相关文件指示精神以及辽宁省环保主管部门要求，*石化公司对热电公司4台锅炉进行新建脱硝装置，以降低锅炉NOX排放浓度，满足最新环保标准要求。对进一步改善热电厂及周边地区的空气环境质量，保持地区经济可持续发展都具有十分重要的意义，因此，本项目实施建设是必要的。1.5.2项目建设的可行性1.5.2.1热电公司燃煤热电厂的4台锅炉新建脱硝装置，采用SCR脱硝工20、艺，使锅炉NOX排放浓度控制在100mg/Nm3以下，实现达标排放。本项目的工艺技术是合理的、可行的。1.5.2.2本项目建设场地、还原剂供应、供电、供水、设备运输等建设条件均是落实的，因此，本项目建设是可行的。1.5.2.3本项目计划总投资为7018万元，工程计划于2013年4月开工，2013年12月全部投入运行。2原料及辅助材料2.1原料供应本项目主要原料为锅炉燃煤，锅炉燃用煤种为阜新煤和平庄煤，热电厂根据燃煤的供应情况，来确定燃煤。燃煤主要由火车运输至厂区，汽车运输作为调剂。热电公司提供的锅炉燃煤的煤质数据见表2.1-1。表2.1-1煤质数据检测项目符号单位设计煤质校核煤质收到基碳元素C21、ar%38.2632.51收到基氢元素Har%2.752.65收到基氧元素Oar%8.848.41收到基氮元素Nar%0.650.60收到基硫分Sar%1.00.99收到基灰分Aar%31.6941.24收到基水分Wad%16.8113.6可燃基挥发分Vdaf%3942.91低位发热量Qner.arkJ/kg1397111767Kal/kg33412814注：煤的颗粒度：010mm。锅炉燃煤消耗量见表2.1-2。表2.1-2燃煤消耗量项目设计煤质小时消耗量（t/h）日消耗量（t/d）年消耗量（t/a）全厂最多运行3台（2240t/h+1220t/h）（设计煤质）142.23412.81137622、00全厂最多运行3台（2240t/h+1220t/h）（校核煤质）168.84051.21350400注：1按锅炉最大连续蒸发量（BMCR）工况进行计算；2锅炉日利用小时数按24h计算；3锅炉年利用小时数按8000h计算。2.2辅助材料供应本项目烟气脱硝装置的辅助材料为还原剂，还原剂选择为液氨，可利用*石化公司含硫污水汽提装置的副产品，其品质及供应量均能满足新建脱硝装置还原剂需求。采用汽车运输至热电厂内液氨区贮存，运距约1.5公里。3建设规模及产品方案3.1建设规模装置规模：对热电公司燃煤热电厂4台循环流化床锅炉（3台240t/h和1台220t/h）进行新建脱硝装置。锅炉年利用小时数：按80023、0小时。3.2产品方案本项目为热电厂4台锅炉进行新建脱硝装置，满足火电厂大气污染物排放标准（GB 13223-2011）规定及地方环保部门要求，烟气NOX排放浓度控制在100mg/Nm3以下。3.3产品规格本项目新建脱硝装置前后NOx排放情况见表3.3-1。表3.3-1新建脱硝装置前后NOx排放情况项目单位脱硝前脱硝后增减量排放浓度mg/m330099-201小时排放量t/h0.2130.070 -0.143 年排放量t/a1704562.32 -1141.68 注：排放浓度为标准状态、干烟气；年运行小时按8000计算。4工艺装置*石化热电公司燃煤热电厂装机规模为3240t/h+1220t/h24、循环流化床锅炉+1CC25+1CB25MW汽轮发电机组。其中3台240t/h锅炉和2台25MW机组，于2005年6月正式投产运行。为解决锅炉的备用问题，热电厂扩建了1台220 t/h锅炉，预计2013年3月投产运行。4.1锅炉主要设备及设计参数4.1.1锅炉参数表（1、2、3号炉）1、2、3号锅炉为济南锅炉集团有限公司生产的240t/h循环流化床锅炉，锅炉型号为YG-240/9.8-M2，高温高压、自然循环、单汽包循环流化床锅炉，单炉膛，室内布置，固态排渣，受热面采用全悬吊方式，炉架采用钢结构。锅炉参数及热力特性见表4.1-1、表4.1-2。表4.1-1锅炉参数序号名称单位B-MCR额定工况备25、注1过热蒸汽流量t/h2402402过热蒸汽出口压力MPa（g）9.89.83过热蒸汽出口温度5405404给水温度215215表4.1-2锅炉热力特性项 目 名 称符号单位锅炉负荷B-MCRB-ECR70%B-MCR排烟损失 q2%6.716.716.34化学未完全燃烧损失 q3%0.010.010.01机械未完全燃烧损失 q4%3.753.753.69散热损失 q5%0.70.70.7炉渣物理热损失 q6%0.270.270.26有效利用热 q1%88.5688.5689.0计算热效率（按低位发热量）%88.5688.689.0保证热效率（按低位发热量）%88.08888.5脱硫效率%8726、.38886.9钙硫比2.32.32.3空气预热器进口风温度202020一次风温160156158二次风温185182180一次风率%0.50.50.5二次风率%0.50.50.5床温900890900炉膛出口烟温880870880冷渣器出口渣温150150150续表4.1-2锅炉热力特性项 目 名 称符号单位锅炉负荷B-MCRB-ECR70%B-MCR炉膛出口过剩空气系数1.151.151.15炉膛漏风系数000省煤器出口过剩空气系数1.321.321.34空气预热器出口过剩空气系数1.391.391.41空气预热器出口烟气修正后温度138135130空预器出口烟气量Nm3/h270221227、67085200083空预器进口一次风量Nm3/h12960012461492890空预器进口二次风量Nm3/h10910810710079651高压流化风量Nm3/h220022002200炉膛容积热负荷kW/m396.4782.3567.2炉膛断面热负荷kW/m23148.42782.32194.2水冷壁高温区壁面热负荷kW/m2187.8167.5130.9耗煤量（设计煤种）t/h48.6743.8334.23耗煤量（校核煤种）t/h57.7852.3241.12石灰石耗量（设计煤种）t/h3.383.242.8石灰石耗量（校核煤种）t/h3.973.673.41锅炉飞灰量（设计煤种）t28、/h10.459.047.91锅炉底灰量（设计煤种）t/h8.817.135.43锅炉飞灰底灰比5545554564入炉煤粒度要求mm013013013入炉石灰石粒度要求mm010101启动床料（砂）粒度要求mm080808NOX排放值mg/Nm3300300300CO排放值mg/Nm327.7325.6523.73锅炉空预器出口烟尘浓度（脱硫）mg/Nm339.1138.1537.214.1.2锅炉参数表（4号炉）4号锅炉为无锡华光锅炉股份有限公司生产的220t/h循环流化床锅炉，锅炉型号为UG-220/9.8-M，高温高压，单锅筒横置式，单炉膛，自然循环，全悬吊结构，全钢架型布置，固态排渣29、。锅炉室内布置方式，运转层标高为8米。炉膛采用膜式水冷壁，锅炉中部是蜗壳式汽冷旋风分离器，尾部竖井烟道依次布置高温过热器，低温过热器，过热器下方布置省煤器及一、二次风空气预热器。4号锅炉参数及热力特性见表4.1-3、表4.1-4。表4.1-3锅炉参数表序号项目名称符号单位数据来源设计煤种校核煤种1额定蒸发量Dt/h设计数据2202202额定蒸汽压力PMPa设计数据9.819.813额定蒸汽温度T设计数据5405404汽包工作压力PdMPa设计数据10.810.85给水温度tgs设计数据215215表4.1-4锅炉热力特性项 目 名 称符号单位锅炉负荷B-MCRB-ECR70%B-MCR50%B30、-MCR排烟损失 q2%6.536.405.735.25化学未完全燃烧损失 q3%0.050.0550.0580.059机械未完全燃烧损失 q4%3.603.725.175.8散热损失 q5%0.660.6650.6650.67炉渣物理热损失 q6%0.960.961.031.05有效利用热 q1%88.2088.2087.3487.17计算热效率（按低位发热量、脱硫前）%88.2088.2087.3487.17保证热效率（按低位发热量、脱硫前）%87878787脱硫效率%88888888钙硫比2.52.52.52.5空气预热器进口风温度30303030一次风温180175165150续表4.31、1-4锅炉热力特性项 目 名 称符号单位锅炉负荷B-MCRB-ECR70%B-MCR50%B-MCR二次风温180182187192一次风率%55607080二次风率%45403020床温90040890408804085040炉膛出口烟温875870860830冷渣器出口渣温150150150150炉膛出口过剩空气系数1.21.21.21.2省煤器出口过剩空气系数1.271.271.271.27空气预热器出口过剩空气系数1.371.371.371.37空气预热器出口烟气修正前温度135130123120空预器出口烟气量Nm3/h247703245032183562148622空预器进口一次风32、量Nm3/h1188991143258522971355空预器进口二次风量Nm3/h1000999825673074661059高压流化风量Nm3/h2000200020002000炉膛容积热负荷kJ/m3.h3.871053.511052.731051.96105炉膛断面热负荷kJ/m2.h1.321071.201079.31061.62106耗煤量（设计煤种）kg/h44870447653481725063耗煤量（校核煤种）kg/h53220507724108429397石灰石耗量（设计煤种）t3.83.63.02.2石灰石耗量（校核煤种）t4.34.13.62.6锅炉飞灰量（设计煤种）k33、g/h117871068883125983锅炉底灰量（设计煤种）kg/h7858712555423989锅炉再循环灰量t/h12341119870627锅炉飞灰底灰比6:46:45.5:4.55:5入炉煤粒度要求mm013013013013入炉石灰石粒度要求mm01010101续表4.1-4锅炉热力特性项 目 名 称符号单位锅炉负荷B-MCRB-ECR70%B-MCR50%B-MCR启动床料（砂）粒度要求mm05050505NOX排放值mg/Nm3300300300300CO排放值mg/Nm321.8622.123.5625.41锅炉空预器出口烟尘浓度（脱硫）g/Nm34544.342.14034、.54.1.2燃料4.1.2.1煤质特性燃煤热电厂锅炉燃用煤种为阜新煤和平庄煤，热电厂根据燃煤的供应情况，来确定燃煤。燃煤主要由火车运输至厂区，汽车运输作为调剂。热电公司提供的燃料煤质数据表见4.1-5。表4.1-5煤质数据检测项目符号单位设计煤质校核煤质收到基碳元素Car%38.2632.51收到基氢元素Har%2.752.65收到基氧元素Oar%8.848.41收到基氮元素Nar%0.650.60收到基硫分Sar%1.00.99收到基灰分Aar%31.6941.24收到基水分Wad%16.8113.6可燃基挥发分Vdaf%3942.91低位发热量Qner.arkJ/kg139711176735、Kal/kg33412814注：煤的颗粒度：010mm。4.1.2.2燃料消耗量根据锅炉运行实际状况计算燃煤消耗量，见表4.1-6。表4.1-6燃煤消耗量计算表项目设计煤质小时消耗量（t/h）日消耗量（t/d）年消耗量（t/a）1240t/h炉（#1#3锅炉设计煤质）48.671168.13893601240t/h炉（#1#3锅炉校核煤质）57.781386.74622401220t/h炉（#4锅炉设计煤质）44.871076.883589601220t/h炉（#4锅炉校核煤质）53.221277.3425760全厂最多运行3台（2240t/h+1220t/h）（设计煤质）142.23412.36、81137600全厂最多运行3台（2240t/h+1220t/h）（校核煤质）168.84051.21350400注：1按锅炉最大连续蒸发量（BMCR）工况进行计算；2锅炉日利用小时数按24h计算；3锅炉年利用小时数按8000h计算。4.1.2.3点火及助燃油锅炉点火及助燃用燃料为0号轻燃油，0号轻柴油油质分析如表4.1-7。表4.1-7点火及助燃用油序号分析项目单位标准要求实验方法110%蒸余物残炭%4GB/T2682水分%痕迹GB/T2603运动粘度mm2/s3.08.0GB/T2654闭口闪点65GB/T2615灰份%0.025GB/T5086硫醇硫含量%0.01GB/T3807机械杂质37、%无GB/T5118硫含量%0.2GB/T3809凝点0GB/T5104.2脱硝工艺装置4.2.1烟气脱硝技术简介目前，国际上主流的脱硝技术有选择性催化还原（selective catalytic reduction，SCR）烟气脱硝技术、选择性非催化还原（selective non-catalytic reduction，SNCR）烟气脱硝技术以及SNCR/SCR混合烟气脱硝技术。4.2.1.1SCR烟气脱硝技术SCR技术在金属催化剂的作用下，用NH3为还原剂在温度范围为320420脱除烟气中氮氧化物。NOx的脱除效率最高可达95%，其商业运行的脱硝效率约为80%90%。SCR技术的优点是脱38、硝效率高，但造价和运行费用较高，系统较复杂。SCR技术是国内电厂降低NOx主要技术之一。4.2.1.2SNCR烟气脱硝技术SNCR烟气脱硝技术不使用催化剂，直接将含有NHx基的还原剂喷入炉膛温度为8501250的区域脱除氮氧化物。NOx的脱除效率为30%50%，多用于降低NOx燃烧技术的补充处理手段。SNCR技术的优点是造价和运行费用低，系统简单，缺点是脱硝效率较SCR工艺低。SNCR烟气脱硝技术的脱硝效率一般为30%50%，受锅炉结构尺寸影响很大，多用作低NOx燃烧技术的补充处理手段。SNCR技术目前的趋势是用尿素代替氨作为还原剂，值得注意的是，近年的研究表明，用尿素作为还原剂时，NOx会转39、化为N2O，N2O会破坏大气平流层中的臭氧，除此之外，N2O还被认为会产生温室效应，因此产生N2O问题已引起人们的重视。4.2.1.3SNCR/SCR混合烟气脱硝技术SNCR/SCR混合烟气脱硝技术是SNCR工艺的还原剂喷入炉膛技术同SCR工艺利用逃逸氨进行催化反应结合起来，进一步脱除NOx，它是把SNCR工艺的低费用特点同SCR工艺的高效率及低的氨逃逸率进行有效结合。理论上，SNCR工艺在脱除部分NOx的同时也为后面的催化法脱硝提供所需要的氨。SNCR体系可向SCR催化剂提供充足的氨，但是控制好氨的分布以适应NOx的分布的改变却是非常困难的。为了克服这一难点，混合工艺需要在SCR反应器中安装40、一个辅助氨喷射系统。准确地试验和调节辅助氨喷射可以改善氨在反应器中的分布。SNCR/SCR混合工艺的运行特性参数可以达到50%80%的脱硝效率。4.2.2烟气脱硝技术比较表4.2-1为三种烟气脱硝技术的性价比，表4.3-2为烟气脱硝技术的综合比较。表4.2-1三种烟气脱硝技术性价比所采用的技术脱硝效率%工程造价运行费用SCR技术80-90高较高SNCR30-50低中SCR/SNCR混合技术50-80较高中表4.2-2烟气脱硝技术综合比较项目SCR技术SNCR技术SNCR/SCR混合技术反应剂NH3或尿素氨水或尿素NH3或尿素反应温度3204208501250前段：8001000后段：3204241、0催化剂V2O5-WO3/TiO2或V2O5-MoO3/TiO2不使用催化剂后段加装少量催化剂脱硝效率80%90%30%50%50%80%反应剂喷射位置多选择于省煤器与SCR反应器间烟道内通常在炉膛内喷射但需与锅炉厂家配合锅炉负荷不同喷射位置也不同SO2/SO3氧化会导致SO2/SO3氧化不导致SO2/SO3氧化SO2/SO3氧化较SCR低NH3逃逸35ppm1015ppm510ppm对空气预热器影响NH3与SO3易形成NH4HSO4造成堵塞或腐蚀，需控制NH3泄漏量和SO2氧化率，并对空预器低温段进行防腐防堵改造不导致SO2/SO3的氧化，造成堵塞或腐蚀的机会为三者最低SO2/SO3氧化率较42、SCR低，造成堵塞或腐蚀的机会较SCR低系统压力损失新增烟道部件及催化剂层造成压力损失没有压力损失催化剂用量较SCR小，产生的压力损失相对较低燃料的影响燃料显著地影响运行费用，对灰份增加和灰份成分变化敏感，灰份磨耗催化剂，碱金属氧化物劣化催化剂，As、S等使催化剂失活基本无影响影响与SCR相同，由于催化剂较少，更换催化剂的总成本较SCR低锅炉的影响受省煤器出口烟气温度的影响影响与SNCR/SCR混合相同受炉膛内烟气流速及温度分布的影响4.2.3烟气脱硝技术选择热电公司4台燃煤锅炉的NOx排放浓度均为300mg/Nm3，根据辽宁省环保主管部门要求，热电厂锅炉的NOx排放浓度限值为100mg/Nm43、3，为此新建脱硝装置的脱硝效率应达到67%以上，因此本项目只能选用SCR技术或SNCR/SCR混合技术。本项目锅炉若采用SNCR/SCR混合技术，脱硝还原剂为20%的氨水，需在锅炉旋风筒处设置喷射装置，并在锅炉尾部增设SCR反应器。为充分降低造价，不设外置式SCR反应器，仅在锅炉尾部钢架内将光管省煤器改为H型省煤器，并分成高低温段布置。在高低温段省煤器之间拉出足够空间布置1层SCR反应器和催化剂，保证SCR反应器进口烟气温度为320420之间。为了保证锅炉的整体性能，且受锅炉尾部受热面空间和催化剂反应温度限制，本项目若采用SNCR/SCR混合技术，脱硝装置设计效率约为70%，基本满足环保部门对44、NOx排放浓度要求，但结合锅炉运行实际情况，存在以下几个方面的问题：a）本项目采用SNCR/SCR混合技术的脱硝设计效率约为70%，而脱硝效率受锅炉负荷、烟气流速及反应器烟气温度分布变化的影响较大，可能造成NOx排放浓度短时超标。为适用于目前国家排放标准和地方环保局的排放要求，并且留有一定裕量以满足未来渐趋严格的排放标准和环保法规的要求，此次新建烟气脱硝装置的脱硝效率另应留有适当的余量，避免重复投资、重复建设。b）*石化公司副产的液氨可以直接用作SCR脱硝还原剂，如采用SNCR/SCR混合技术需要将液氨配制成氨水，还原剂制备工艺变得复杂，并增加设备投资和运行费用。c）采用SCR法脱硝工艺的氨氮45、摩尔比在0.82左右（单台锅炉液氨耗量22Kg/h），而SNCR/SCR混合脱硝工艺的氨氮摩尔比在1.4以上（单台锅炉液氨耗量42Kg/h）。因此，SNCR/SCR混合脱硝工艺每年将多消耗液氨约480t（按3台锅炉运行计），增加运行费用近200万元。d）热电厂现运行的3台240t/h锅炉旋风筒处存在比较严重的漏灰问题，经过几次维修封堵，目前漏灰问题尚未彻底解决。采用SNCR/SCR混合技术，氨水喷射口正设置在锅炉旋风筒处，容易造成氨泄漏，4台锅炉又是室内布置，氨泄漏浓度达到一定程度易导致爆炸，存在较大的安全隐患。e）采用SNCR/SCR混合脱硝工艺的最大风险是，一旦高温段省煤器泄漏，高压水会对46、催化剂造成损害，导致失效。另外，催化剂将直接面对锅炉所有飞灰的冲刷，容易导致催化剂堵塞，甚至中毒；而采用SCR法，其上升烟道会对大颗粒灰和爆米花灰进行预除尘，对催化剂起到一定的保护作用。f）SNCR/SCR混合脱硝工艺的还原剂是氨水，直接喷入炉膛，会带入大量水份进炉膛，对锅炉的出力和稳定运行带来较大影响，热效率有较明显的降低，而SCR法不影响锅炉正常运行。g）SNCR/SCR混合脱硝工艺氨逃逸量较大，规定要求氨逃逸小于8ppm，而SCR脱硝工艺的氨逃逸可以控制在3ppm以下。采用混合法的氨逃逸较大，排到空中会对环境造成二次污染。综上所述，本项目推荐采用选择性催化还原烟气脱硝技术（SCR）工艺，47、在锅炉本体钢架外新建钢架，布置外置式SCR反应器，设计脱硝效率达85%以上。4.2.4SCR反应原理近几年来选择性催化还原烟气脱硝技术（SCR）发展较快，在西欧和日本得到了广泛的应用，目前氨催化还原烟气脱硝技术是应用得最多的技术。a）SCR脱硝反应过程SCR系统是通过在催化剂上游的烟气中喷入氨或其它合适的还原剂利用催化剂将烟气中的NOx转化为氮气和水。在通常的设计中，使用液态无水氨或氨水（氨的水溶液）。无论以何种形式使用，首先使氨蒸发，然后和稀释空气或烟气混合，最后通过分配格栅喷入SCR反应器上游的烟气中。图为SCR反应原理示意图。图4.2-1SCR反应原理示意图在锅炉的烟气中，NO一般约占总48、的NOx浓度的90%以上。在SCR反应器内，在一定温度和催化剂的作用下，NO通过以下反应被还原：4NO+4NH3+O24N2+6H2O（4.2-1）6NO+4NH35N2+6H2O（4.2-2）当烟气中有氧气时，反应第一式优先进行，因此，氨消耗量与NO还原量有一对一的关系。在锅炉的烟气中，NO2一般约占总的NOx浓度的5%，NO2参与的反应如下：2NO2+4NH3+O23N2+6H2O（4.2-3）6NO2+8NH37N2+12H2O（4.2-4）上面两个反应表明还原NO2比还原NO需要更多的氨。在绝大多数锅炉的烟气中，NO2仅占NOx总量的一小部分，因此NO2的影响并不显著。在反应过程中，由49、于NH3可以选择性的和NOx反应生成N2和H2O，而不是被O2所氧化，因此反应被称为具有“选择性”。工业应用中SCR法常用的还原剂有氨水、液氨和尿素，在用尿素做还原剂时通常是采用热解或水解的方法将尿素溶液热解为含有NH3的气体再喷入到SCR反应室烟道中。SCR系统NOx脱除效率通常很高，添加到烟气中的氨几乎完全和NOx反应。然而，有一小部分氨不反应而是作为氨逃逸离开了反应器。一般来说，对于新的催化剂，氨逃逸很低。但是，随着催化剂失活或者表面被飞灰覆盖或堵塞，氨逃逸就会增加，为了维持需要的NOx脱除率，就必须增加反应器中NH3/NOx摩尔比。当不能保证预先设定的NOx脱除率和（或）氨逃逸的性能标50、准时，就必须向反应器添加新的催化剂以恢复反应器性能。从新的催化剂开始使用到被更换这段时间称为催化剂寿命。b）SCR脱硝过程副反应有三类不希望发生的副反应影响SCR系统的性能和运行。包括氨的氧化、SO2氧化及铵盐（如硫酸氢铵和硫酸铵）的形成。氨的氧化将一部分氨转化为其它的氮化合物。可能的反应有：4NH3+5O24NO+6H2O（4.2-5）4NH3+3O22N2+6H2O（4.2-6）2NH3+2O2N2O+3H2O（4.2-7）所以不希望发生氨的氧化，原因有几个：首先，达到给定的NOx 脱除率需要的氨供给率将增加，需要添加额外的还原剂以替换被氧化的氨；第二，氨的氧化减少了催化剂内表面吸附的氨，51、可能影响NOx 脱除，可能导致催化剂体积不足；此外，由于氨不是被氧化就是与NOx反应或者作为氨逃逸从反应器中排出，因此氨的氧化使SCR工艺过程的物料平衡变得复杂。因此，SCR烟气脱硝系统需要安装氨逃逸的测量仪器。影响氨氧化反应的因素有：催化剂成分、烟气中各组分和氨的浓度、反应器温度等。一般认为在钒催化剂上，当温度超过399时，氨的氧化对脱硝过程才有显著影响。SCR催化剂的氧化特性在燃用含硫煤的锅炉中也会将SO2氧化为SO3：2SO2+O22SO3（4.2-8）SO2氧化率受SO2浓度、反应器温度、催化剂质量、催化剂的结构设计及配方的影响。SO3的产生率正比于烟气中SO2的浓度。增加反应温度也会52、加快SO2的氧化，当温度超过371时，氧化速率将迅速增加。SO2氧化速率也与反应器中催化剂的体积成正比，因此，为获得高的NOx脱除效率和低的氨逃逸而设计的反应器也会产生更多的SO3。催化剂设计及配方技术（包括控制微孔尺寸、催化剂壁厚和采用化学氧化抑制剂）能被用来针对特定的应用条件改变SO2氧化特性。例如，SO2氧化遍及催化剂活性组分内，而NOx还原发生在靠近催化剂表面处，因此，采用薄壁或非催化性基体的催化剂将产生较少的SO3。但是，即使采用催化剂的优化设计，也不可能完全消除SO2氧化，烟气中总会有一小部分SO2被氧化为SO3。SO3与催化剂组分及烟气组分反应，形成固体颗粒沉积在催化剂表面或内部53、，缩短催化剂寿命。SCR反应器产生的SO3增加了烟气中SO3的浓度。约在320以下，SO3和逃逸的氨反应，形成硫酸氢铵和硫酸铵：NH3+SO3+H2ONH4HSO4（4.2-9）2NH3+SO3+H2O（NH4）2SO4（4.2-10）这些物质从烟气中凝结并沉积，可以使催化剂失活；造成SCR系统的下游设备沾污和腐蚀，增加空气预热器的压降并降低其传热性能；使飞灰及脱硫装置副产物不适合于特定的用途。降低上述影响是必须将氨逃逸维持在低水平以及控制燃用含硫燃料的锅炉SCR装置的SO2氧化率。铵盐沉积开始的温度是氨和SO3浓度的函数，为了避免催化剂沾污，在满负荷条件下，SCR系统运行温度应该维持在32054、以上。4.2.5催化剂的选择催化剂是锅炉SCR工艺的核心，投资较高，本项目优先采用国产成熟技术的脱硝催化剂。为了使锅炉安全、经济运行，对SCR工艺使用的催化剂应达到下列要求：a）低温度时在较宽温度范围具有较高的活性；b）高选择性（SO2向SO3转换率和其他方面作用低即副反应少）；c）对二氧化硫（SO2）、卤族酸（HCl，HF）和碱金属（Na2O、K2O）和重金属（如As）具有化学稳定性；d）克服强烈温度波动的稳定性；e）对于烟道压力损失小；f）寿命长、成本低；g）较强的防堵灰能力。4.2.5.1催化剂的种类目前催化剂可以分为3类，即蜂窝式催化剂，板式催化剂，波纹板式催化剂。表4.2-3催化剂的55、种类序号名称基材适用灰尘浓度（g/Nm3）图片1蜂窝式催化剂Honeycomb整体挤压成型502板式催化剂Plate不锈钢网803波纹板式催化剂Corrugated, Firbre Reinforced纤维154.2.5.2各种催化剂的特点 蜂窝状催化剂：比面积大，相同参数情况下，催化剂体积小，重量轻，适用范围广，内外介质均匀，市场占有率高。板式催化剂：比面积小，相同参数情况下，催化剂体积较大，防堵灰能力较强，生产周期快，主要问题是切割后裸露的金属网容易发生腐蚀现象，适用于含尘量较高的烟气脱硝。波纹板式催化剂：比面积居中，耐磨损能力相对较差，重量很轻，同样存在上下两个催化剂篮子之间的缝隙容易积56、灰的问题，市场占有率很低（不超过5%），多用于燃气机组。表4.2-4各种形式催化剂比较项目比较催化剂类型蜂窝状波纹板式板式结构形式加工工艺均匀挤出式覆涂式（玻璃纤维架构支撑）覆涂式（钢架构支撑）比表面积大小中等同等条件下所需体积量100%153%176%130%压损1.2411.48抗中毒能力强中等强安全性不助燃助燃不助燃持久性最好较差（易受碱金属腐蚀而且容易粘灰尘）较强磨损更好较差更好防堵灰能力一般较差更好可靠性更好一般更好催化剂成本更好一般较好全球SCR业绩65%少量33%4.2.5.3本项目催化剂的选择本项目4台锅炉SCR反应器入口烟尘浓度为4045g/Nm3，通过对各种形式的催化剂技术57、比较，本项目优先选择蜂窝式催化剂。4.2.6还原剂选择及供应条件a）还原剂的种类SCR烟气脱硝系统可用的还原剂一般有三种：氨水、液氨以及尿素。其发生还原反应的还原剂则为氨气。作为基础化工原料，液氨、氨水或尿素均可以在市场上方便的直接购买，其供应是完全有保证的。液氨是SCR系统最早采用的脱硝还原剂，前几年国内项目中采用较多。其是可压缩性有毒气体，在一定压力下为无色液体，具有高压、易燃、易爆的特性。GB 12268-2005危险货物品名表将液氨划归为第2.3类有毒气体，危险物编号为1005。由于氨的毒性及其对人体存在的潜在危害性，所以，液氨的泄漏后果将非常严重。为此，在液氨的生产、运输、储存及使用58、过程中，除了采取必要的预防及防护措施，应严格依据国家、地方、行业制定的相关标准及规范，进行设计、建设和管理。液氨出厂价格比较便宜，但是其作为重大危险源，储存、运输以及日常的运行维护都要采取相应的安全措施。尿素是无毒无害的化学品，是由液氨制造的农用肥料。作为还原剂，需要将其转回到氨，再用于SCR系统。鉴于安全性的原因，近来地处城市中心的国内项目中采用尿素的较多。尿素产品通常为粒径12mm的半透明白色或浅黄色的结晶体，吸湿性强，易溶于水。尿素转氨系统是用尿素作为化学原料，因此完全避免了氨的运输和大宗贮存所引发的风险。由于尿素的氨当量约为56，且其能够很容易就近购买到可以用火车或汽车运输，运输和储存59、不需要特别的安全措施，因此，在安全性和操作方面更具有明显优点。鉴于尿素溶液的储存、运输和处理不需要特殊的安全防护措施，所以，尿素被认为是最安全的脱硝还原剂。由于尿素消耗量是液氨的1.7倍左右，其工艺系统相对比较复杂，设备和运行费用都较高。氨水制氨用作SCR烟气脱硝系统国内尚不多见，主要由于氨水采购浓度仅为2030之间，电厂脱硝系统使用量大，运输成本较高，且由于烟气脱硝为氨气，所以，加热汽化能耗大，运行成本在三者中最高。并且与液氨一样，属于危险药品。因此，自90年代以后国际上大容量机组也已经很少以氨水作为脱硝还原剂。b）本项目还原剂选择及供应条件*石化公司现有含硫污水汽提装置采用的单塔汽提，侧线60、抽出，三级分凝，氨精制压缩工艺。含硫污水由进料泵加压，经换热形成冷热进料进入汽提塔，含硫污水中的硫氢化铵反应分解形成酸性气（硫化氢、二氧化碳）和氨气，其中酸性气自汽提塔顶部抽出送往硫磺装置。富氨蒸汽自汽提塔侧线采出经三级冷凝分水后形成的粗氨气先后进入两个氨精制塔，利用新鲜液氨吸收粗氨气中含有的硫化物，精制塔出来的氨气进入脱硫吸附罐进行精脱硫，再进入氨气过滤器进行过滤除杂，而后进入氨压机，进行压缩，压缩后得到高温高压氨气经氨冷器冷凝形成液氨进入液氨罐储存。液氨品质参数见表4.2-5。表4.2-5液氨品质参数表指标名称单位数值备注氨含量%99.6水、油含量%0.4目前*石化分公司有两套工艺相同的含61、硫污水汽提装置，并联运行，处理水量及氨气产量不同，一般来说，一套处理水量为60吨/小时，氨气产量相应较小，二套处理水量为120吨/小时，氨气产量相应较大，两套装置氨气工艺条件基本相同，一般情况下两套装置并联连续运行，按照公司安排交替进行停工检修。一套汽提装置液氨年产量7001500吨，二套汽提装置液氨年产量15003200吨，均定量装罐车外运，产量根据生产实际情况有所变化，两套装置液氨的小时产量均在100kg/h以上，两套装置共设有5座液氨储罐，总储存能力为60吨。*石化分公司现有含硫污水汽提装置得到的液氨，其品质及供应量均能满足新建脱硝装置还原剂的需求，采用汽车运输至*石化热电厂内液氨区贮存62、，运距约1.5公里。综上所述，本项目烟气脱硝装置的还原剂选择为液氨，利用*石化分公司含硫污水汽提装置的副产品，可以实现企业内的以废治废，经济适用。c）还原剂消耗量本项目按单台锅炉BMCR负荷的烟气量为270221 Nm3/h、反应器入口NOx浓度为300mg/Nm3、反应器出口NOx浓度为99mg/Nm3进行计算，单台锅炉的液氨耗量为22kg/h，全厂按3台锅炉运行，液氨消耗量见表4.2-6。表4.2-6液氨的消耗量项目单位数量每小时液氨的消耗量kg66每天液氨的消耗量kg1584每年液氨的消耗量t528注：1脱硝装置按运行效率67考虑；2脱硝装置日利用小时数按24小时计算；3脱硝装置年利用小63、时数按8000小时计算。4.2.7脱硝副产物的处理脱硝过程是用氨将氮氧化物还原，反应产物为无害的水和氮气，因此脱硝过程不产生直接的副产物。可能造成二次污染的物质有逃逸的氨和达到寿命周期的废催化剂。逃逸的氨随着烟气排向大气，当逃逸氨的浓度超过一定限值时，会对环境造成污染，因此氨逃逸水平是脱硝装置主要的设计性能指标，也是脱硝装置运行过程中必须监视和控制的指标，脱硝装置的氨逃逸率3ppm。当氨逃逸超过此限值时，应更换催化剂。在中国对于氨的排放适用的法规是恶臭污染物排放标准（GB14554-93）。SCR催化剂包含许多被美国联邦法规和韩国法规定义为危险物质的成分。失效的催化剂可以返还给催化剂销售商，由64、其负责处理失效催化剂。返还和处理手续及费用在销售时或洽谈更换催化剂的合同条款时进行协商。在美国和韩国，一些用户自己负责保管失效催化剂，定期到获得许可的危险废物填埋处理厂进行处理。废催化剂可能的再利用方法包括用作水泥原料或混凝土及其它筑路材料的混凝料、从中回收金属、再生等。脱硝设备商和用户之间协议的普遍规则是要求销售商承担失效催化剂的所有权和处理责任。本项目采用失效的催化剂返还给脱硝设备商，由其负责处理失效催化剂。4.2.8SCR脱硝装置布置方式通常根据SCR法反应室布置在锅炉除尘器前后可将SCR法布置方式分为高尘布置和低尘布置两种，如图4.2-2所示的SCR法反应室布置在除尘器之前为高尘布置，65、图4.2-3所示的SCR法反应室布置在除尘器之后的为低尘布置。图4.2-2SCR反应室的高尘布置图4.2-3SCR反应室的低尘布置综上所述，低尘布置可以有效减轻催化剂的磨损和堵塞，提高催化剂的寿命和利用率，但是低尘布置需给脱硫后的烟气增加“加热器”以提高烟气温度，初投资和运行成本较高，经济性较差，且国内应用较少，故本工程采用高尘布置方式。4.3SCR方案技术条件4.3.1主要设计原则1）脱硝装置设计效率应满足目前国家排放标准和地方环保局的排放要求，并且留有一定裕量，以满足未来渐趋严格的排放标准和环保法规的要求。本项目烟气脱硝装置的设计效率85%。按目前环保要求，脱硝装置现阶段的运行效率为67%66、。2）脱硝工艺系统应采用先进、成熟、可靠的技术，并对锅炉运行工况有较好的适用性，脱硝装置的启停和运行应不影响锅炉的安全稳定运行。3）热电厂4台锅炉，每台锅炉各配一套烟气脱硝反应装置，每套脱硝装置各设置1台SCR反应器，催化剂采用国产蜂窝式催化剂。4）还原剂采用液氨，4台锅炉的脱硝装置共用一个液氨储存供应系统。5）SCR烟气脱硝装置采用高尘布置方式，不设置SCR烟道旁路装置。6）采用先进的混流、均流技术，防止催化剂堵塞，并确保SCR出口进入空预器的烟气流场分布满足空预器的正常运行。7）SCR反应器安装一套飞灰吹扫装置，采用蒸汽吹灰模式。8）烟气脱硝装置的监视和控制分别纳入每台锅炉的DCS系统；还67、原剂输送系统的监视和控制功能由远程I/O控制站完成，通过通讯方式分别接入该锅炉单元的DCS系统网络。9）氨泄漏、火灾报警及消防控制系统纳入全厂火灾报警和消防控制系统。4.3.2脱硝工艺装置性能参数本工程4台锅炉烟气脱硝装置在燃用设计煤种、锅炉100%BMCR工况烟气量条件下的性能参数见表4.3-2。表4.3-2脱硝工艺装置性能参数表项 目 名 称单位#1#3锅炉#4锅炉锅炉出力t/h240220耗煤量（设计煤种）t/h48.6744.87SCR反应器入口烟气量Nm3/h270221247703SCR反应器入口NOX浓度mg/Nm3300300 脱硝装置设计效率85%脱硝装置运行效率67%SCR68、反应器出口NOX浓度mg/Nm399氨的逃逸率ppm3SO2/SO3转化率1%系统压力损失Pa1000脱硝装置可用率98%催化剂化学寿命h24000催化剂机械寿命h50000脱硝装置运行温度320420单台锅炉液氨消耗量kg/h224.3.3脱硝装置建设条件1）场地条件根据SCR工艺的要求，分别在4台锅炉的尾部各设置一组钢构架，用以布置SCR反应器和连接烟道。结合本项目现场条件，每台锅炉的SCR反应器钢构架拟设置在锅炉房后的运渣车行通道两侧，SCR反应器安装在这两排钢架上，反应器入口烟道和返回烟道安装在锅炉房及脱硝钢架之间。液氨储存区布置在锅炉房扩建端脱硫废水处理池旁，输送氨气的管道利用热电厂69、现有的管道支架分别接至4台锅炉的SCR反应区。2）公用物料及消耗本项目公用物料消耗单见表4.3-3。表4.3-3公用物料消耗单名称每小时耗量每天耗量每年耗量工艺水0.05t-400t氨耗量66kg1584kg528t电耗量130kVA3120kVA1040000kVA蒸汽耗量（吹灰器及蒸汽拌热用）1.2t18.0t4800t压缩空气耗量10m3240m380000m3注：4台锅炉，3运1备。本项目新建脱硝装置所需的水、电、蒸汽、压缩空气均由热电厂原有的相应系统供应，其参数及供应量均有保证。4.4脱硝工艺系统4.4.1脱硝工艺系统描述脱硝系统主要分为二个部分，即：SCR反应器区、液氨储罐区。液氨70、通过液氨蒸发罐蒸发成氨气，氨气通过管道接入氨气缓冲区域，首先进入氨气缓冲罐，缓冲罐可以提供稳定压力的氨气。氨气被送往SCR反应器区以供使用。氨气系统紧急排放的氨气则排入氨气稀释罐中，经水的吸收排入废水池，再经由废水泵送至废水处理厂处理。自液氨储罐区来的氨气与稀释风机来的空气在氨/空气混合器内充分混合。稀释风机流量按100%负荷时氨量对空气的混合比为5%设计。氨的注入量由SCR反应器进、出口NOx，O2在线监视分析仪测量值来联锁控制。氨和空气混合气体进入位于烟道内的氨喷射格栅，喷入烟道后，通过静态混合器再与烟气充分混合，然后进入SCR反应器，SCR反应器操作温度一般可在320420范围内（根据催71、化剂最终确定温度范围），SCR反应器安装在改造后的上下两级省煤器之间。温度测量点位于SCR反应器进口，当烟气温度在320420范围以外时，温度信号将自动关闭氨进入氨/空气混合器的快速切断阀。氨与NOx在反应器内，在催化剂的作用下反应生成N2和H2O，N2和H2O随烟气进入空气预热器，并最后通过烟囱排出。在SCR进、出口设置NOx、O2在线分析仪及压力、温度测量仪表，自动调节NH3注入量。每台炉设置1台脱硝反应器，催化剂采用2+1布置方式，即初装2层催化剂，预留一层催化剂，当脱硝效率低于设计效率时再加装预留层催化剂，一般在系统投运后3年加装预留层催化剂。液氨储罐区的设计满足国家对此类危险品罐区的72、有关规定。液氨具有一定的腐蚀性，在材料、设备存在一定的应力情况下，可能造成应力腐蚀开裂；储氨容器除按一般压力容器规范和标准设计制造外，特别注意选用合适的材料。脱硝系统图、设备布置见附图。4.4.2SCR反应器区主要设备4.4.2.1烟道烟道设计根据可能发生的最差运行条件进行设计。烟道设计能够承受如下负荷：烟道自重、风荷载、地震荷载、灰尘积累、内衬和保温的重量等。烟道最小壁厚至少按6mm设计，烟道内烟气流速不宜超过15m/s。催化剂区域内流速不宜超过6m/s。所有烟道在适当位置配有足够数量和大小的人孔门和清灰孔，以便于烟道（包括膨胀节和挡板门）的维修和检查以及清除积灰。另外，人孔门与烟道壁分开保73、温，以便于开启。在外削角急转弯头和变截面收缩急转弯头等处设置导流板。为了使与烟道连接的设备的受力在允许范围内，考虑烟道系统的热膨胀，热膨胀通过膨胀节进行补偿。烟道在适当位置配有足够数量测试孔。4.4.2.2SCR反应器SCR反应器的设计充分考虑与周围设备布置的协调性及美观性。反应器设计成烟气竖直向下流动，反应器入口设气流均布装置，反应器入口及出口段设导流板，对于反应器内部易于磨损的部位设计必要的防磨措施，并做详细说明。反应器内部各类加强板、支架设计成不易积灰的型式，同时考虑热膨胀的补偿措施。反应器设置足够大小和数量的人孔门。反应器配有可拆卸的催化剂测试元件。反应器的设计考虑寿命期内更换不同类型74、催化剂的可能性。反应器设计考虑内部催化剂维修及更换所必须的起吊装置。SCR烟气反应系统应能适应机组的负荷变化和机组启停次数的要求。SCR催化剂应当能承受450，每次不大于5小时，一年不超过3次的考验，而不产生任何损坏。本项目SCR反应器，结构设计见表4.4-1。表4.4-1反应器结构设计表项目规格烟气流方向垂直材料碳钢反应器总数1个/炉催化剂总层数2 （初始层）+1（预备层）单个反应器尺寸（WDH）5.04m7.79m14m设计温度下的LV值6m/s（BMCR时）4.4.2.3催化剂催化剂的型式拟采用蜂窝型催化剂。根据锅炉飞灰的特性合理选择孔径大小并设计有防堵灰措施，以确保催化剂不堵灰。同时，75、催化剂设计尽可能的降低压力损失。4.4.2.4氨喷射系统氨喷射系统保证氨气和烟气混合均匀，喷射系统设置流量调节阀，能根据烟气不同的工况进行调节。喷射系统具有良好的热膨胀性、抗热变形性和抗振性。4.4.2.5脱硝装置灰斗在SCR反应器下部不设置灰斗，但在上级省煤器下部设置灰斗，脱硝灰斗的灰量通常为设计飞灰量的5%，灰斗下部与反应器返回烟道相连，借助放灰插板阀调节灰斗放灰。4.4.2.6吹灰及控制系统本项目吹灰及控制系统具有下列特点：a）系统采用高含尘布置方式；b）烟气中含尘量较高；c）反应器出口烟道采用垂直布置方案，为避免对空气预热器在吹灰瞬间造成过大的影响，应当尽量降低每次吹灰时瞬间灰量。根据76、燃煤锅炉的下游和高灰区布置脱氮系统以往的运行经验表明，颗粒在催化剂上面的积聚是不可能完全避免的。颗粒沉积会导致阻力增加，从长期来看也会损坏催化剂。基于这个原因，必须在反应器内安装催化剂清洁装置。一般可以采用声波吹灰系统或者蒸汽吹灰系统。下面对声波吹灰器和蒸汽吹灰器进行对比：声波吹灰器是一种气动装置，在压缩空气进入发声器内时，依靠合金振动片自身的弹性和发声器前后腔内压力（气体）的交错变化，使合金膜振动片产生共振，产生高强度低频声波。声波的能量可以使烟气分子与粉尘颗粒产生振荡，阻止粉尘粒子疏散的灰可以达到吹灰的效果，但对于粘性比较强，结焦性比较强的煤种吹灰效果不太明显甚至没有吹灰效果。实践证明国内77、多台锅炉采用声波吹灰器后由于煤种的变化，最终导致吹灰系统进行改造。蒸汽吹灰器是一种比较常见的，吹灰效果良好的吹灰装置，其系统投资较低，对结渣性较强、灰熔点低、较粘的灰，蒸汽吹灰比较有效。而且吹灰介质取自蒸汽侧，蒸汽来源充足。但其也有缺点，比如吹灰后排烟中的含湿量增加，吹灰时耗费蒸汽，低温区需增加防护盖板等。本项目的飞灰灰熔性较低，所以采用蒸汽吹灰器。4.4.3液氨储存及制备区主要设备4.4.3.1卸料压缩机卸料压缩机为往复式压缩机，压缩机抽取罐车中的液氨，压缩后将液氮推挤入液氨储罐中，卸料压缩机设计2台，一用一备。4.4.3.2液氨储罐设计体积为15m3的卧式液氨储罐2个，可满足热电厂4台锅炉78、运行15天。罐体材料为304，工作温度42.5，工作压力1.6MPa。液氨储罐上装有超流阀、逆止阀、紧急关断阀和安全阀，用于防止液氨泄漏。储罐上设有温度测点、液位测点、压力测点，当储罐内温度、压力高时系统报警。储罐四周安装工业水喷淋管线及喷嘴。当储罐内温度过高，自动淋水装置启动，对罐体喷淋降温。4.4.3.3液氨输送泵液氨输送泵用来把氨罐里面的液氨输送到液氨蒸发器。本工程设置2台液氨输送泵，一运一备。4.4.3.4液氨蒸发器液氨蒸发所需要的热量采用可控硅无级自动调节方式的电加热器（电源380伏、加热管充分考虑防腐及结垢问题）来提供热量。蒸发器上装有压力控制阀将氨气压力控制在一定范围，当出口压力79、达到过高时，则切断液氨进料。在氨气出口管线上装有温度检测器，当温度过低时切断液氨，使氨气至稳压罐维持适当温度及压力，蒸发器也装有安全阀，可防止设备压力异常过高。本工程设置两台蒸发器，一运一备；每台蒸发器按照4台锅炉BMCR工况下100容量配置。蒸发器及氨气管线上分别设置压力和温度检测点，系统氨气压力与电加热系统加热量连锁，以稳定系统压力。4.4.3.5氨气缓冲罐（氨气积压器）氨气流进入氨气缓冲罐，通过调压阀减压成一定压力，再通过氨气输送管线送到锅炉侧的脱硝系统。氨气缓冲罐能满足为SCR系统供应稳定的氨气，避免受管道输送不稳定所影响。缓冲罐上也设置有安全阀保护设备。本系统设置2台氨气缓冲罐，1用80、1备。4.4.3.6氨气稀释罐氨气稀释罐为一定容积水罐，水罐的液位由满溢流管线维持，稀释罐设计连结由罐顶淋水和罐侧进水。氨气系统各排放处所排出的氨气由管线汇集后从稀释罐低部进入，通过分散管将氨气分散入稀释罐水中，利用大量水来吸收安全阀排放的氨气。氨气稀释罐和废水池、废水泵等设备均按4台锅炉公用设置。本系统设置1台氨气稀释罐，1个废水池，1台废水泵。4.4.3.7稀释风机喷入反应器烟道的氨气为空气稀释后的含5左右氨气的混合气体。稀释空气采用稀释风机送风。在冬季极端最低气温条件下，脱硝系统入口和出口烟气温度差不大于3；所选择的风机满足脱除烟气中NOx最大值的要求，并留有一定的余量。稀释风机每台炉按81、两台100容量（一用一备）设置。4台炉共设置8台稀释风机。4.4.3.8氨气泄漏检测器液氨储罐区周边设有氨气检测器，以检测氨气的泄漏，并显示大气中氨的浓度。当检测器测得大气中氨浓度过高时，在机组控制室会发出警报，操作人员采取必要的措施，以防止氨气泄漏的异常情况发生。氨气泄漏检测器的数量为13只，分布为：液氨储罐区8只；每台锅炉SCR反应区域1只；便携式氨气泄漏检测器1只。4.4.3.9排放系统在液氨储罐区设有排放系统，使氨区的氨排放管路为一个封闭系统，将经氨气稀释罐吸收成氨废水后排放至废水池，再由废水泵送到废水处理站。4.4.3.10氮气吹扫系统液氨存储及供应系统应保持系统的严密性，需防止氨气82、的泄漏及氨气与空气的混合。氨气与空气混合会造成爆炸，导致严重的事故。为此本系统的卸料压缩机、液氨储罐、液氨蒸发罐、氨气稀释罐、氨气缓冲罐都有氮气吹扫线。在液氨卸料之前，通过氮气吹扫线对以上设备进行严格的系统严密性检查与氮气吹扫，防止泄漏的氨气与系统中残余的空气混合造成危险。4.4.3.11蒸汽拌热系统为保证冬季脱硝装置的连续稳定运行，对露天布置的液氨储罐、液氨蒸发罐、氨气稀释罐、氨气缓冲罐等设备及输氨管线采用蒸汽拌热，蒸汽由电厂原有低压蒸汽母管供应。4.4.4保温材料根据火力发电厂保温油漆设计规程（DL/T5072-2007）要求，对本工程的保温材料的选择如下：1）SCR反应器和进出口烟道的保83、温层材料选择硅酸铝岩棉复合材料，外保护层采用瓦楞板。2）液氨储区的设备及输氨管道的保温层材料选择硅酸铝岩棉复合材料，外保护层采用0.5 mm镀锌铁皮。3）阀门、弯头等异型件的保温层材料选择复合硅酸盐保温涂料。4）外径小于38mm的管道的保温层材料选择普通硅酸铝纤维绳。4.4.5检修、起吊设施SCR装置检修和维护用的全部固定式和移动式起吊设施（吊钩/环、电动/手动葫芦及行车等）包括起吊位置、起吊重量、提升高度和设备选择等,在超过1000kg重的装置处设置检修的起重机或电动葫芦，以便于将设备移到适宜运输的设施上。因此，在需要检修和更换的地方设置起重机或电动葫芦。本工程每个SCR反应器设置一台2t电84、动葫芦用于催化剂装卸。4.4.6平台和扶梯SCR主体支撑结构采用钢结构，并根据检修和维护的要求设置相应的平台扶梯。平台扶梯的设计标准按DLGJ158-2001火力发电厂钢制平台扶梯设计技术规定的要求。脱硝装置平台、扶梯与锅炉本体平台相连接。运行人员可通过与脱硝装置相对应的锅炉平台进行脱硝装置的日常检修、维护。所有设备检修和维护平台、扶梯采用钢结构。操作位置高于1.5m的设备需要设置操作和维护平台、扶梯/爬梯、栏杆。4.5有关设备改造4.5.1有关设备的影响脱硝装置建成运行后，SCR脱硝反应逃逸NH3与烟气中SO3和H2O形成硫酸氢氨，在温度150230范围内会对预热器中温段和冷段会形成堵塞和腐85、蚀，SCR法脱硝催化剂也会将部分SO2转化为SO3，可能加剧冷端的腐蚀和堵塞，因此需要将原有空气预热器改造为适合SCR脱硝反应型空气预热器。由于脱硝还原剂的喷入量相对烟气量极微，因而引风机风量考虑不变，但因增加SCR脱硝系统，并对省煤器和空预器进行改造，烟气系统阻力增大约1000Pa。因此需要核对原引风机的压头等参数能否满足脱硝装置建成后的锅炉运行要求，对不能满足要求的锅炉配套的引风机进行更换。脱硝装置建成后，只要氨的逃逸率得到合理的控制（氨逃逸率一般控制在3ppm以下），对锅炉除尘器和炉后脱硫系统不会产生较大的影响。4.5.2空气预热器改造热电厂#1#4锅炉的空气预热器均采用管式空气预热器，86、其中由济南锅炉集团有限公司生产的#1#3锅炉管式空气预热器采用立式布置，由无锡华光锅炉股份有限公司生产的#4锅炉管式空气预热器采用卧式布置。在SCR系统脱硝过程中，烟气在通过SCR反应器的催化剂时，将进一步强化SO2SO3的转化，形成更多的SO3。在脱硝过程中，由于NH3的逃逸是客观存在的，它在空气预热器中下层处与SO3形成硫酸氢氨，其反应式如下：NH3+SO3+H2ONH4HSO4（4.5-1）硫酸氢氨在不同的温度下分别呈现气态、液态、颗粒状。对于燃煤机组，烟气中飞灰含量较高，硫酸氢氨在146207温度范围内为液态，这个区域被称为ABS区域。气态或颗粒状液体状硫酸氢氨会随着烟气流经预热器，不87、会对预热器产生影响。相反，液态硫酸氢氨捕捉飞灰能力极强，会与烟气中的飞灰粒子相结合，附着于预热器传热元件上形成融盐状的积灰，造成预热器的腐蚀、堵灰等，进而影响预热器的换热及机组的正常运行。硫酸氢氨的反应速率主要与温度、烟气中的NH3、SO3及H2O浓度有关。为此，在系统的规划设计中，应严格控制SO2SO3的转化率及SCR出口的NH3的逃逸率。在催化剂选型时，要求SO2SO3转化率小于1%，SCR出口的NH3的逃逸率在3ppm以下。同时，应重新调整空气预热器的结构配置，消除硫酸氢氨对空气预热器运行性能的影响。考虑到ABS区域的特定位置及相应特性，在空气预热器的结构改造设计中，对传热元件的高度选择88、材质、板型以及清灰设施配置，提出相应的措施。考虑液态硫酸氢氨易进入到普通金属薄板的表面气孔中而形成腐蚀，因此，将4台锅炉的尾部低温空预器改为搪瓷管式空预器，卧式布置。搪瓷元件可以防止低温腐蚀，搪瓷表面比较光滑，受热元件不易粘污，即使粘污也易于清除。4.5.3引风机改造目前，热电厂4台锅炉各配套设置2台引风机，共8台，详见表4.5-1。表4.5-1引风机规格型号表名称引风机电动机数量型号流量m3/h压力Pa型号功率kW电流A转速r/min#1#3炉DLXY240NO21D2367004830YKK500-663076.49606#4炉SFY25F-C7C2388448940YPT560-69089、0107.29902由于#1#3锅炉新建炉后湿法脱硫装置时，未增设脱硫用增压风机，目前引风机已满负荷运行，没有扬程余量。本期锅炉新建脱硝装置的压降为1000Pa，因此，本项目需更换现有#1#3锅炉原配套的引风机，原引风机配套的高压变频装置需一并更换（每台锅炉两台引风机中的1台采用高压变频装置）。更换引风机规格参数见表4.5-2。表4.5-2更换引风机规格参数表名称引风机电动机数量流量m3/h压力Pa功率kW电流A转速r/min#1#3炉2570006490800133.39606热电厂#4锅炉在设计时，已经考虑新建炉后湿法脱硫装置和脱硝装置的烟气阻力，经过对系统烟气阻力的重新核算，#4锅炉引风90、机的扬程能够满足新建脱硝装置的烟气阻力，因此#4锅炉不需更换引风机。4.5.4省煤器改造热电厂4台锅炉的省煤器均采用光管省煤器，错列悬吊式结构，布置在锅炉尾部竖井烟道内。由于竖井烟道内的三级省煤器的出口温度均不在适宜催化剂反应的温度区间内，故需对省煤器进行改造，将原有锅炉的三级省煤器分作两级，改为高、低温段布置。烟气从高温段省煤器引出，高温段省煤器下部设有灰斗，尾部增加两排立柱，前排柱与锅炉房D排柱之间布置上升烟道，两排立柱之间上部布置SCR反应器，为便于烟气引出到SCR反应器并回接入尾部受热面，把低温省煤器拉出放在SCR反应器下方，烟气经过低温段省煤器回接到空气预热器，SCR反应器放置在高温91、省煤器与低温省煤器之间。锅炉在BMCR下，高温省煤器出口烟温在380左右，锅炉负荷变化时，高温省煤器出口烟温在320400之间，满足催化剂在最适宜的温度区间进行脱硝反应。4.6脱硝工艺主要设备表表4.6-1脱销工艺主要设备表序号名称规格型号单位数量备注一烟道系统1省煤器下灰斗材质Q345台42灰斗放灰装置材质Q345台83膨胀节100002250300台164锅炉省煤器改造高、低温两级布置套45空气预热器改造搪瓷管式空预器，卧式布置套46引风机流量：257000m3/h；压力：6490Pa台6二反应器系统1SCR反应器材质Q345套42整流器模块材质Q345套43催化剂SCR模块191097092、120（2.23m3）m32004催化剂专用工具小车套15蒸汽吹灰系统每套6点吹灰器套46电动葫芦2t台4三氨储存及喷入系统1液氨储罐15m3材质为304台22卸料压缩机材质为304台23氨蒸发罐12m3材质为304台24氨气缓冲罐10m3，材质为304台25氨气稀释罐材质为304台16废水泵Q=15m3/h，H=30m，P=6kW台17液氨供应泵Q=0.1m3/h，H=50m材质为304台28氨气泄露检测装置台139氨气混合装置氨处理量（2080kg/hr），稀释后氨气浓度5%wt套4续表4.6-1脱销工艺主要设备表序号名称规格型号单位数量备注10稀释风机流量8400m3/h；压力2000P93、a台811喷入装置含手动调阀等，材质为304套412背压控制装置材质为304套213氨流量控制装置材质为304套414罐区水喷淋降温装置套115氨区防爆操作装置套1四压缩空气及氮气系统1压缩空气储罐1m3，材质为304台12氮气储罐5m3，材质为304台1五烟气在线分析1烟气在线分析仪NO/O2等套82氨逃逸在线分析仪020ppm，GM700，直读式套4六火灾报警及气体系统1火灾报警系统含烟感、温感探头、雨淋阀组、控制系统等套12消防设施含消火栓、灭火器等套14.7采用的主要标准及规范火力发电厂焊接技术规程DL/T8692004*建设施工及验收技术规范（管道篇）DL5031-94*建设施工及验94、收技术规范锅炉机组篇DL/T5047-95火力发电厂烟风煤粉管道设计技术规程DL/T5121-2000火力发电厂油气管道设计规程DL/T5204-2005大中型火力发电厂设计规范GB50660-2011火力发电厂钢制平台扶梯设计技术规定DLGJ158-2001火力发电厂金属材料选用导则DL/T715-2000火力发电厂调节阀选型导则DLGJ167-2004火力发电厂保温油漆设计规程DL/T5072-2007火力发电厂保温材料技术条件DL/T 776-2001*建设施工质量验收及评价规程第2部分锅炉机组DL/T5210.2-2009无缝钢管尺寸、外形、重量及允许偏差GB/T17395-1998输95、送流体用无缝钢管GB/T 8163-2008立式圆筒形钢制焊接油罐设计规范GB50341-20035厂址条件5.1厂址概述热电公司燃煤热电厂是*石化分公司的组成部分，位于*石化分公司西南侧、市区干道重庆路以南，小凌河以北，东邻二热电厂，西部是扩建预留地。新建脱硝装置项目处于燃煤锅炉热电厂区内，厂址及其周围无文物风景区和自然保护禁区，无名胜古迹，地下无矿区。附近无机场、电台和军事等设施。5.2水文气象5.2.1水文项目位于*石化热电公司燃煤热电厂区内，地处小凌河高漫滩，自然地形高程介于26.7m28.7m之间。*市区50年一遇洪水位约28.6m，热电厂主厂房等主要建筑区域室内零米设计标高为29.96、6m，高于50年一遇洪水位，符合规范规定。5.2.2气象*属暖湿带、半湿润气侯，冬无严寒，夏无酷暑，气象条件如下：5.2.2.1气温历年平均8.9 极端最高41.8 极端最低-24.7 最冷月平均气温-9.1 最热月平均气温24.4 5.2.2.2湿度全年相对平均湿度61.42 %最热月平均湿度85.22 %最冷月平均湿度53.59 %5.2.2.3气压绝对最高气压103.05 kPa绝对最低气压93.12 kPa年平均气压101.70 kPa月平均最低气压100.12 kPa月平均最低气压102.25 kPa5.2.2.4降水量年平均降雨量560.2 mm月平均最大降雨量172.3 mm月平97、均最小降雨量0.90 mm日最大降雨量66.7 mm5.2.2.5风年平均风速3.8 m/s夏季风速4.0 m/s冬季风速4.5 m/s瞬间最大风速6.9 m/s最大风速28.0 m/s（地上10米处10分钟平均）基本风压值50 kg/m2（地上10米处）年主导风向及频率SSW 18%年次导风向及频率NNE 12%夏季主导风向SW 18%冬季主导风向N 15%日最大积雪厚度230 mm年平均雷暴日数28 d最大冻土深度1.13 m5.3工程地质根据辽宁省工程勘察设计院于2011年4月编制的*石化供热改造场地岩土工程勘察报告（勘2010-117），本项目工程地质情况整理如下5.3.1地形、地貌地98、貌单元为冲洪积阶地，场地已经人工改造，地表为人工填土，地势开阔，钻孔孔口绝对高程介于27.8629.15m之间，高差1.29m。5.3.2地层结构和岩性特征根据地层的时代、成因及工程地质性质，将勘探深度内所揭露的地层划分为杂填土、粉质粘土粉砂互层、细砂、圆砾、强风化砂砾岩几个工程地质层。杂填土（Qml）：灰褐色，干稍湿，松散，主要由砂、土、碎石及碎砖头组成，硬质杂质含量约3040%。该层分布普遍，层厚0.504.20m，层底埋深0.504.20m，层底高程24.9527.56m。粉质粘土粉砂互层（Qal+pl）：粉质粘土，黄褐色，可塑，手粘微具砂感；粉砂，黄褐色、灰白色，稍密，分选较好。二者呈99、互层状分布，场地内分布较普遍（仅#3钻孔未见）。层厚0.504.00m，层底埋深2.906.80m，层底高程21.7425.47m。细砂（Qal+pl）：黄褐色，湿，稍密，分选较好。矿物成分以石英、长石为主，该层仅见于#3、#6、#7、#13、#15钻孔。层厚0.505.10m，层底埋深5.606.30m，层底高程21.5623.07m。圆砾（Qal+pl）：湿饱和，中密密实，局部稍密，分选较差，磨圆一般，粒径220mm，约占4050%，最大粒径约80mm，母岩主要为安山岩，较硬，锺击不易碎。该层场地内分布普遍，揭露厚度8.2013.70m，层顶埋深4.506.80m，层顶高程21.5623.100、98m。强风化砂砾岩（K2s）：灰褐色，砾状结构，层状构造，硅钙质胶结，岩芯呈碎块状短柱状，节理裂隙较发育，锤击声哑，易击碎。该层揭露厚度1.604.80m，层顶埋深17.6018.90m，层顶高程10.2510.54m。5.3.3地下水情况场地勘察期间各孔均见有地下水，主要赋存于圆砾层中，地下水类型属第四系松散岩类孔隙水，来源为大气降水入渗及地下迳流侧向补给，以人工开采、蒸发和迳流形式排泄，经实测，水位埋深6.808.10m，年变幅1.502.50m。5.3.4不良地质作用场地内及附近未见滑坡、崩塌、泥石流及震陷等影响岩土体稳定性的不良地质作用，场地稳定。5.4交通运输*位于京沈狭长平原、背101、山面海的辽西走廊*端，是沟通关内外的重要通道，去北京、沈阳、大连、朝阳、阜新、新民、南票的铁路在这里交汇。公路有京沈、锦阜（新）、锦朝（阳）高速公路和锦阜、锦朝省道以及102国道、305国道，呈辐射状通往各地。市区南部临渤海，*湾和辽东湾岸线距市中心约24km，设有*港、葫芦岛港、兴城港，陆海交通运输十分发达。热电厂锅炉燃用煤种为阜新煤和平庄煤，燃煤主要由火车运输至厂区，汽车运输作为调剂。热电厂的灰、渣通过汽车运出厂外，灰、渣可以综合利用。厂区内的交通运输道路用以保证交通运输的顺畅及满足消防检修的要求，厂内道路均采用城市型混凝土路面，设置路缘石，便于利用道路有组织的排除地面积水。6仪表与控制部102、分6.1设计范围本项目采用选择性催化还原脱硝（SCR）工艺。自动控制系统对象主要包括：脱硝系统（含SCR反应装置、氨气稀释喷射系统、以及SCR装置蒸汽吹灰系统）、辅助公用制氨系统（含：液氨储存及供应系统）。设计范围为上述自动控制系统对象的参数检测、调节、监视、保护及控制系统的设计。6.2控制水平和控制方式将4台炉SCR反应器区仪表和控制分别纳入对应锅炉部分的DCS系统；液氨储存和输送系统的监视和控制功能由远程I/O控制站完成，通过通讯方式分别接入DCS系统网络。所有的信号均采用硬接线方式接入机组DCS机柜。液氨储存和供应系统的控制机柜布置在就地电子设备间内；脱硝DCS系统根据现有锅炉DCS容量103、配置，若现有机组容量不够，需增加DCS控制器和IO扩展柜布置在原锅炉8.000m层热控电子设备间内。本期不再新增操作员站，控制系统纳入机组DCS，完成数据采集、顺序控制和调节控制功能。控制系统建成后，在集中控制室内，通过机组DCS操作员站可完成对脱硝系统的启/停控制、正常运行的监视和调整、以及异常与事故工况的处理和故障诊断，而无需现场人员的操作配合。6.3控制系统要求和功能脱硝装置采用DCS控制并接入锅炉DCS系统，脱硝DCS将采用与主机组DCS完全一致的控制硬件，控制功能包括数据采集系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、顺序控制系统（SCS）等。投标方提供的I/O容量和备用量满足本工程区104、域划分的要求，便于现场安装和卡件、设备的更换，并且具有足够的防护等级和保护措施，以保证在恶劣环境下和无空调环境下设备正常工作。I/O点裕量为同类型I/O点的15%。I/O卡槽裕量为20%。通讯总线的负荷率30%（以太网20%）。电源余量40%。电气模拟量输入采样周期50ms，非电气模拟量输入采样周期200ms，开关量采样周期20ms。所有开关量输出均采用继电器隔离输出，输出接点闭合、带电和分断容量：AC220 5A。所有的硬件能在环境温度为-1070相对湿度为5%95%（不结露）的范围内连续运行。仪表和控制设备考虑最大限度的可用性、可靠性、可控性和可维修性。在规定条件下，所有部件安全运行并达到105、：仪控设备投入率100%，保护及联锁投入率100%，自动调节系统投入使用率100%，分析仪表投入率100%。6.3.1DCS数据采集系统（DAS）数据采集和处理系统（DAS）的基本功能包括：数据采集、数据处理、操作显示、成组显示、画面显示、棒状图显示、报警显示、事故顺序（SOE）记录、跳闸一览表、事故追忆、性能与效率计算和经济分析、打印制表、屏幕拷贝、历史数据存储和检索等。该系统监测的主要参数有：a）SCR装置工况及工艺系统的运行参数；b）主辅机的运行状态；c）主要阀门的开关状态及调节阀门位置信号；d）电源及其它需监视的独立设备的运行状态；e）主要的电气参数等6.3.2DCS模拟量控制系统（M106、CS）6.3.2.1氨喷射流量控制系统为保证SCR脱硝效率，安全经济运行，NH3喷射流量闭环控制系统的功能是使得反应器后烟气中NOx的浓度水平不超过容许值。这个限值水平可以预先选定作为主控制器的设定点。反应器后烟气中NOx的浓度水平通过烟气分析仪测定并作为实际测量值反馈给主控制器。NH3的需求量决定于反应器之前烟气中NOx的量，烟气中NOx的量可以通过未净化烟气中NOx浓度和烟气量计算值计算得到。NH3的实际喷射量通过流量测量确定，控制回路的激发信号传给控制阀来调节NH3的流量。6.3.3DCS顺序控制系统（SCS）本项目脱硝系统顺序控制系统（SCS）的控制水平按功能组级，子功能组级和驱动级三107、级控制方式考虑：a）驱动控制：包括所有单个的电动机和执行器、电磁阀等被控设备，作为自动控制的最低程度。b）子组级控制：一个辅机为主及其相应辅助设备的顺序控制。例如：稀释风机子功能组，取样风机子功能组等。c）功能组控制：一个工艺系统流程为主及其相关辅助设备的顺序控制，并对子组级发出控制命令。例如：烟气系统功能组，SCR蒸汽吹灰系统功能组。运行人员能通过操作员站对功能组和子功能组中相关的一组设备进行顺序启、停，也可对SCS中的单个设备进行启、停或开、关操作，以便在系统局部故障时，操作员能选择较低的水平控制，而不致丧失对整个过程的控制。同时SCS中还考虑系统及单个设备的联锁和保护。6.3.4DCS联108、锁保护6.3.4.1SCR装置的保护动作条件：SCR进口温度异常、SCR出口温度异常、氨气稀释空气流量异常、氨气泄漏报警等。6.3.4.2来自机组的联锁保护条件：锅炉MFT、引风机跳闸、氨气缓冲罐压力信号等。6.3.4.3对于关系到安全或调节品质的重要过程参数，为提高保护信号的可靠性，重要的保护信号、采用三取二测量方式，例如：SCR入口温度信号，SCR出口温度信号。6.3.4.4设计完善的联锁功能，如设备启停联锁、与相关的阀门、泵电机的联锁等，使控制系统能对运行工况变化自动作出反应，保证系统安全稳定运行。6.3.4.5脱硝厂用电系统的保护与联锁设计, 符合电气专业的运行要求。6.3.5DCS信109、号接口取自每台锅炉DCS系统的信号数量如下（内部信号）。表6.3-1DCS系统的信号数量表序号信号名称信号类型信号数量备注1锅炉MFTDI12锅炉引风机跳闸DI13锅炉主蒸汽流量或负荷AI16.3.6烟气连续排放分析系统（CEMS）在每台SCR反应器上游和下游的烟道上各装设一套烟气分析仪表，监测项目包括：SCR入口原烟道：NOX、O2SCR出口净烟道：NOX、O2以上信号通过硬接线全部进入DCS中进行进行监视、计算，并在DCS内实现自动控制加氨量。在SCR反应器下游烟道上装设一套氨逃逸率分析仪表，监测项目包括：SCR出口净烟道：NH36.3.7氨气泄漏检测系统按照职业性接触毒物危害程度分级（G110、B5044-1985）要求，氨属于IV级（轻度危害）有毒性物质；根据压力容器中化学介质毒性危害和爆炸危险程度分类（HG20660-2000）标准，氨属于中度危害的化学介质。因此，热电厂液氨储存及供应系统应设在厂区内，并应采取措施与周围系统作适当隔离措施，同时液氨储存及供应系统周边将设有氨气检测器，以检测氨气的泄漏。氨气泄漏检测系统的设置将遵照石油化工企业可燃气体和有毒气体检测报警设计规范（SH3063-1999）进行设计，为此本项目氨气泄漏检测器的数量及其布置位置见下表。表6.3-2氨气泄漏检测器安装位置序号氨气泄漏检测器安装位置数量备注1液氨卸车区氨漏气体含量检测1氨区2液氨压缩机区氨漏气体111、含量检测1氨区3#1液氨储罐氨漏气体含量检测1氨区4#2液氨储罐氨漏气体含量检测1氨区5液氨输送泵氨漏气体含量检测1氨区6#1液氨蒸发区氨漏气体含量检测1氨区7#2液氨蒸发区氨漏气体含量检测1氨区8缓冲罐区氨漏气体含量检测1氨区9氨气喷射反应系统气体含量检测4反应器平台10便携式氨泄漏检测仪1合计13按照规范，当检测器测得大气中氨浓度过高时，将在控制室发出警报，操作人员采取必要的措施，以防止氨气泄漏的异常情况发生。氨气泄漏检测器的技术性能将符合现行作业环境气体检测报警仪通用技术要求（GB12358-2006）的有关规定，选用技术成熟，安全可靠的产品。6.4气源和电源6.4.1气源本项目压缩空气112、由热电厂原有压缩空气系统提供。仪用压缩空气用气设备有（单台炉）：1只氨气切断阀、1只氨气调节阀、SCR反应器上游和下游的烟气分析仪。仪用压缩空气供气压力0.450.8MPa，常温配置仪用压缩空气储罐。6.4.2电源本工程脱硝控制系统纳入脱硝DCS系统，仪表电源由锅炉DCS系统提供。脱硝系统氨气缓冲区检测控制设备有：氨气泄漏检测仪、远传磁翻板液位计、压力变送器；脱硝系统SCR反应区检测控制设备有：质量流量计、氨气泄漏检测仪、压力变送器，氨气切断阀、氨气调节阀，以上设备均需提供DC24V电源。为便于管理和运行检修，由DCS电源柜提供DC24V电源。6.4.5控制室及设备间布置本工程不单独设置脱硝控113、制室，SCR反应装置区设置CEMS间。6.5热工实验室由于无用于脱硝控制设备专用的、特殊的热工实验设备，不单独设置热工实验室。脱硝常规的热工仪器仪表使用热电厂发电主体工程热工实验室。烟气分析仪（CEMS）所必须的调试仪表，专用工具等，将根据实际需要随主设备一起成套供货。6.6主要仪表选型本项目主要仪表选型原则是：a）国内生产、经过使用证明、在同类系统中有良好的应用业绩、质量可靠、性能价格比高，维护量小，售后服务周到的仪表，则优先采用国产的。b）国内不生产或生产但质量不过关的产品，则选用进口产品。6.6.1变送器变送器（二线制）选用420mADC标准信号，精度值将不低于0.75。变送器选用进口智114、能型产品，国内采购。6.6.2分析仪表 氨泄漏检测仪选用进口产品，国内采购。6.6.3液位仪表烟气脱硝系统的液位测量主要包括液氨储罐、稀释罐以及蒸发器的液位等，应选择满足耐氨腐蚀要求的液位计（具有420mADC信号输出）。6.6.4流量仪表氨气流量测量选用质量流量计，测量精度不低于0.5级。6.6.5温度仪表SCR测温元件采用双支型三线制Pt100铂热电阻。6.7电缆6.7.1所有电缆应为阻燃（ZR）型。6.7.2控制电缆选用多芯铜导体电缆，其导体截面不应小于1.0mm2，控制电缆绝缘水平为440/740V，适用于在最高70条件下持续运行。6.7.3对于输入到DCS中的模拟量信号，采用对绞分屏115、总屏计算机电缆。6.7.4对于输入到DCS中的数字量信号，采用总屏控制电缆。6.8主要设备材料表表6.8-1主要设备材料表序号名称规格型号单位数量备注1DCS系统包括全部系统软件、机柜、通讯电缆等。套1约400点2仪表保护箱台123质量流量计只44压力变送器420mA，带显示，带hart协议，带安装支架及接头只325压力开关只136液位变送器420mA，带显示，带hart协议，带安装支架及接头只57就地磁翻板液位计只58双支热电阻Pt100只409双金属温度计只410就地压力表只10511仪表取样管DN10 1Cr18Ni9Ti米150012仪表阀DN10、DN6只1506.9采用的主要标准116、及规范石油化工自动化仪表选型设计规范SH3005-1999石油化工控制室和自动分析器室设计规范SH3006-1999石油化工企业可燃气体和有毒气体检测报警设计规范SH3063-1999石油化工企业设计防火规范GB50160-2008作业环境气体检测报警仪通用技术要求GB12358-2006爆炸和火灾危险环境*装置设计规范GB50058-1992职业性接触毒物危害程度分级GB5044-1985石油化工分散控制系统设计规范SH/T3092-1999石油化工仪表供电设计规范SH/T3082-2003石油化工仪表供气设计规范SH3020-2001石油化工仪表接地设计规范SH/T3081-2003石油化117、工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范GB50493-2009石油化工安全仪表系统设计规范SH/T3018-2003石油石化行业能源计量器具配备和管理要求GB/T20901-2007压力容器中化学介质毒性危害和爆炸危险程度分类HG20660-2000火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程DL/T657-2006火力发电厂模拟量控制系统在线验收测试规程DL/T6572006火力发电厂热工控制系统设计技术规定DL/T51752003火力发电厂热工自动化就地设备安装、管路及电缆设计技术规定DL/T51822004工业电视系统工程设计规范GBJ1152009 7总图运输及土建7.1厂区总平面布置热电公118、司燃煤热电厂是*石化分公司的组成部分，位于*石化分公司西南侧、市区干道重庆路以南，小凌河以北，东邻二热电厂，西部是扩建预留地。热电厂主入口在厂区东侧，与重庆路相接，交通十分便利。厂址及其周围无文物风景区和自然保护禁区，无名胜古迹，地下无矿区。附近无机场、电台和军事等设施。热电厂锅炉燃用煤种为阜新煤和平庄煤，燃煤主要由火车运输至厂区，汽车运输作为调剂。热电厂的灰渣在不能及时综合利用时，通过汽车直接运输到小米沟事故灰场贮存，距离约0.9km。厂区内的交通运输道路已经形成，主厂房周围设环行道路，用以保证交通运输的顺畅及满足消防检修的要求，其余均根据各区域交通运输及消防的要求，设置环形道路。7.2脱硝119、装置总体布置7.2.1总平面布置脱硝装置在厂房外主要有两部分：第一部分是主要是脱硝反应器，每台炉设一座脱硝反应器，布置在锅炉房北侧，炉后通道上部。每部脱硝反应器由脱硝钢架支撑。脱硝钢架由两排钢架组成，第一排布置在距离锅炉尾部钢架11.22m处，第二排钢架与第一排钢架相距6米。两排钢架与原有渣库两排柱位置对齐，这样既可以减少与原有沟道、管线的改造与处理，又可以保证原有渣库下的运渣通道顺畅。第二部分是液氨储存区，液氨储存区布置在热电厂主厂房西北侧，占地374m2，南侧紧邻原有脱硫废水池，北侧是厂内铁路。受厂区现有条件限制，液氨罐与厂内铁路中心线的距离只有30m，不能满足小型火力发电厂设计规程（GB120、50049-2011）中35m的要求，因此液氨储存区的围墙改成防爆墙，出入的大门改成防爆门。本项目主要管线是脱硝装置与液氨储区之间的管线，液氨储区北侧有管架，架上可以布置氨管和电缆。7.2.2采用的主要标准及规范建筑设计防火规范（GB500162006）小型火力发电厂设计规范（GB50049-2011）火力发电厂总图运输设计规程（DL/T50322005）7.3土建7.3.1编制依据和范围依据项目编制依据及有关专业的要求，土建部分包括脱硝钢构架、液氨储区的建（构）筑物的设计。7.3.2建筑7.3.1.1脱硝钢构架轴线尺寸为12.8m6.0m，顶部钢屋架底标高为42.90m。钢构架18.750m121、以下为露天布置，18.750m以上的两侧和后侧的三个方向采用彩钢板封闭与锅炉房相接，靠近锅炉侧与锅炉房相通。钢构架上部SCR反应器各层维护平台与锅炉运行平台相接，运行人员可由锅炉房内的运行平台到达SCR反应器各层维护平台。7.3.1.2液氨储区构架为排架结构，长22m，宽17m，屋架顶标高6.0m。2.2m以下周边设200mm厚混凝土防爆挡墙，屋架顶设轻型钢防雨棚。7.3.3结构7.3.3.1工程地质条件根据岩土工程勘察报告（*石化供热改造场地勘2010-117），勘察场地所处地貌单元为冲洪积阶地，地表为人工填土，地层划分自上而下依次为：杂填土、粉质粘土粉砂互层、细砂、圆砾、强风化砾砂。填土层122、为不均匀地基，不宜直接作为建筑物天然地基；粉质粘土粉砂互层及细砂层为较均匀地基土，强度不高，为一般地基；圆砾层为均匀地基土，强度较高，为较好地基；强风化砂砾层为均匀地基土，强度相对较高，为良好地基土。勘察场地内及附近未见滑坡、崩塌、泥石流及震陷等影响岩土体稳定性的不良地质作用，场地稳定。本项目考虑周边已有建、构筑物的影响，可采用浅基础。基础持力层选择粉质粘土粉砂互层。地下水主要赋存于圆砾层中。水位埋深6.80m8.10m，地下水对混凝土结构具微腐蚀性，对钢筋具微腐蚀性。土对钢筋混凝土结构具弱腐蚀性，对钢筋混凝土结构中的钢筋具微腐蚀性，对钢结构具微腐蚀性。各主要岩土层物理力学性质指标、渗透系数及123、承载力特征值见表7.3-1。表7.3-1各主要岩土层物理力学性质指标、渗透系数及承载力特征值岩土层天然含水量（%）重度（kN/m3）塑性指数IP液性指数IL压缩系数1-2（MPa）压缩模量ES1-2（MPa）变形模量E0（MPa）渗透系数km/d直剪三轴试验地基承载力特征值fak（kPa）CUCCC（kPa）C（kPa）C（kPa）粉质粘土粉砂互层27.417.510.50.640.339-0.22.037.522.728.615.545.522.5120细砂12.017.1-136.08.0025-140圆砾25.019.0-304050232-300强风化砂砾层-4507.3.3.2结构荷124、载基本风压：0.60kN/m2（50年）基本雪压：0.40kN/m2（50年）建、构筑物各部位荷载按工艺提供的设计资料取值。7.3.3.3结构设计建筑结构的安全等级为二级，设计使用年限为50年。地基基础设计等级为丙级。本项目建、构筑物抗震设防烈度为7度（0.10g），设计地震分组第二组，场地类别II类，特征周期0.40S。主要建、构筑物的结构形式、地基基础如下：脱硝钢构架基础：4座，钢筋混凝土条形地基梁，下换填500厚C15毛石混凝土垫层。基础持力层为粉质粘土粉砂互层层，地基承载力特征值120kPa，毛石垫层底标高-4.000m。液氨储区构架采用排架结构，钢筋混凝土柱，钢屋架。钢筋混凝土独立基125、础；基础持力层为压实填土层或原土层，基础底标高-2.500m；地基承载力特征值不小于100kPa。液氨储区主要构筑物基础及设备基础的持力层为压实填土层或原土层，地基承载力特征值不小于100kPa。液氨储区防爆挡墙：长78m，顶标高2.2m，钢筋混凝土墙体。基础为钢筋混凝土条形基础，基础底标高-2.500m。液氨储区设备基础均采用钢筋混凝土大块式基础，基础底标高-2.000m。废水池：长4.0m，宽4.0m，深1.5m，钢筋混凝土池体，池底标高-2.000m，上口周边设钢栏杆。排水沟：宽0.4m宽0.4m，长47m，钢筋混凝土沟道，钢筋混凝土盖板。液氨储罐围堰：宽0.2m，顶标高0.5m，长43126、.5m，钢筋那混凝土条形基础，钢筋混凝土围堰，基础底标高-1.500m。主要建筑材料：混凝土：C15、C20、C25、C30、C35、C40；水泥：普通硅酸盐水泥强度等级32.5、42.5、52.5；钢筋：HPB300级fy=300N/mm2；HRB400级 fy=360N/mm2；钢板及型钢：钢材为GB700-88碳素结构钢标准中的Q235-B及GB/T700-2006低合金结构钢标准中的Q345-B；焊条E43XX、E50XX；砂、多孔砖（Mu7.5Mu10）、石料及轻质砌块等：尽量采用地产材料；屋面板：彩色镀铝锌金属复合板；普通螺栓、高强度螺栓；防水材料：防水混凝土7.3.3.4建、构筑127、物工程量表7.3-2建、构筑物工程量表序号建、构筑物名称钢筋混凝土C30（m3）毛石混凝土C15（m3）钢结构（t）备注1脱硝反应器钢构架每台炉1套，共4套钢构架基础724344反应器钢构架400平台扶梯、栏杆、栅格板140紧身封闭（彩钢板）5200（m2）2液氨储区液氨储区构架67-30防爆挡墙142-设备基础39-废水池16-排水沟12-钢筋混凝土预制盖板2液氨储罐围堰35-合计10373446707.3.4采用的主要标准及规范工程结构可靠性设计统一标准（GB50159-2008）建筑结构可靠度设计统一标准（GB50068-2001）建筑工程抗震设防分类标准（GB50223-2008）建筑128、抗震设计规范（GB50011-2010）建筑结构荷载规范（GB50009-2012）建筑地基基础设计规范（GB50007-2011）建筑地基处理技术规范（JGJ79-2002）混凝土结构设计规范（GB50010-2010）砌体结构设计规范（GB50003-2011）多孔砖砌体结构设计规范（JGJ137-2001）钢结构设计规范（GB50017-2003）冷弯薄壁型钢结构技术技术规范（GB50018-2002）建筑钢结构焊接焊接技术规程（JQJ81-2002）地下工程防水技术规范（GB50108-2008）工业建筑防腐蚀设计规范（GB50046-2008）建筑结构制图标准（GB/T50105-2129、001）建筑物防雷设计规范（GB/T50057-2010）以及国家、行业现行有关规程、规范、规定。9公用工程及辅助生产设施9.1给排水9.1.1设计原则9.1.1.1排水采取清污分流，生产废水和雨水建立各自独立的管道系统，避免二次污染。9.1.1.2充分利用或依托厂区现有的给水排水设施，以减少投资。9.1.1.3平面布置做到流程顺畅、功能明确，方便日常管理和维护，保证清洁和安全生产。9.1.1.4贯彻“预防为主、防消结合”的原则，减少火灾损失，保障人身和财产安全。9.1.1.5严格执行国家有关的设计防火规范，采取可靠的防范措施，防止和减少火灾危害。9.1.2给排水设计本项目主要给水接口为工艺水130、和消防水；排水接口为工艺排水。工艺水包括液氨储罐区漏氨稀释水及洗眼器用水，需从厂区生活给水管道就近引接。工艺排水为漏氨稀释废水池排水，这部分废水采用排污泵接入厂区就近排水管网，排到*石化污水处理厂。9.1.2采用的主要标准及规范火力发电厂水工设计技术规定DL/T5339-2006建筑给排水设计规范GB50015-20039.2供电本项目采用选择性催化还原法（SCR）脱硝装置，SCR装置包括氨区和脱硝反应区，氨气缓冲区由卸料压缩机、液氨储罐、液氨输送泵、液氨蒸发器、氨气缓冲罐、氨气稀释罐和废水泵等组成，4台炉公用；脱硝反应区由氨气-空气混合稀释系统、氨气流量控制单元、SCR反应器等组成。根据工艺131、专业及其它专业提供的资料，脱硝设备总用电负荷约为130kVA（4台锅炉，三用一备），检修用电负荷约为20kVA。9.2.1电抗器容量核算本项目脱硝系统，#1#3引风机容量由630kW增加至800kW。经核算，电抗器容量满足需求。9.2.2380/220V供电系统本项目采用380/220V供配电系统。脱硝反应区内的所有用电设备由脱硝MCC柜供电，电源取自主厂房各自锅炉PC（动力中心）工作段，每炉两路，4台炉共提供8路380/220V电源。主厂房锅炉PC（动力中心）工作段备用容量经计算满足上述新增负荷。氨气缓冲区的用电设备由就近的MCC提供。正常照明系统采用380/220V、TN-C接地系统。脱硝132、系统应无人值班，不设置事故照明。每台锅炉脱硝反应区照明箱电源由各自锅炉房照明箱供电。每台锅炉脱硝反应区布置一台检修箱，检修箱由各自锅炉房检修箱供电。9.2.3事故保安电源脱硝系统不设置事故保安MCC段。9.2.4直流系统脱硝系统不需直流电源，自动控制电源均采用交流220V。9.2.5电气盘柜布置脱硝反应区MCC盘柜布置在就地。氨区设置卸料压缩机、液氨输送泵、液氨蒸发器、废水泵就地按钮盒脱硝反应区设置稀释风机就地控制箱。9.2.6控制与保护9.2.6.1控制方式脱硝系统控制纳入对应锅炉部分的DCS系统，液氨储存和输送系统的监控由远程I/O控制站完成，通过通讯方式分别接入DCS系统网络，实现主控室133、远程监控。脱硝系统配电柜控制电压：AC220V。9.2.6.2信号与测量脱硝系统不设常规音响及光字牌，所有开关状态信号、电气事故信号及预告信号均送入DCS。脱硝系统不设常规测量表计，采用420mA变送器（变送器装于相关开关柜）输出送入DCS。测量点按电测量及电能计量装置设计技术规程配置。至少应有如下电气信号及测量：MCC电源进线的功率、电流、电压；45kW以上及重要低压电动机单相电流；380V低压MCC进线开关的合闸、跳闸状态、事故跳闸（由DCS完成）、控制电源消失；电气量送入DCS实现数据自动采集、定期打印制表、实时调阅、显示电气主接线、亊故自动记录及故障追忆等功能。9.2.6.3继电保护4134、00V厂用系统及电动机由空气开关脱扣器及电动机保护控制器实现保护。继电保护配置按火力发电厂厂用电设计技术规定配置，电动机基本配置包括：电流速断保护、过电流、过负荷、接地保护、过负荷、低电压、断相、堵转。9.2.7接地系统脱硝反应区、氨气缓冲区外设以水平接地体为主，垂直接地体为辅的复合接地网，并与电厂主接地网连接，接地电阻应不大于4欧姆脱硝反应区、氨气缓冲区内所有设备的金属外壳、设备金属安装底座、电缆桥架等脱硝反应区、氨气缓冲区内的接地网可靠连接。脱硝反应区、氨气缓冲区内的接地网与区域外的接地网可靠相连。9.2.8电缆及电缆敷设9.2.8.10.4kV动力电缆0.4kV动力电缆采用0.6/1.0135、kV阻燃型交联聚乙烯绝缘聚氯乙烯护套电缆。电缆的导体采用铜导体。9.2.8.2控制电缆控制电缆采用0.45/0.75kV低烟无卤阻燃型铜芯聚氯乙烯绝缘聚氯乙烯护套铜线编织屏蔽控制电缆。电缆的导体采用铜导体，最小导体截面为1.5mm2。9.2.8.3电缆敷设脱硝反应区内适当位置规划电缆通道，包括电缆沟和电缆桥架路径等，并使电缆构筑物整齐美观。0.4kV动力电缆、控制电缆等应分层（或分隔）敷设。室内的电缆桥架采用梯级式电缆桥架，并在相同路经电缆桥架的最上层安装电缆桥架保护盖。室外的电缆桥架采用梯级式电缆桥架，并在每层电缆桥架上安装电缆桥架保护盖。电缆桥架应有不少于两点每隔30米与接地系统电气连接。136、9.2.9电缆防火阻燃电缆按有关标准和规范设防火阻燃措施。9.2.10采用的主要标准和规范规范建筑照明设计标准GB50034-2004供配电系统设计规范GB50052-2009低压配电设计规范GB50054-2011通用用电设备配电设计规范GB50055-2011建筑物防雷设计规范GB50057-2010*装置的继电保护和自动装置设计规范GB50062-2008*工程电缆设计规范GB50217-2007*装置的电气测量仪表装置设计规范GB/T50063-2008工业与民用*装置的接地设计规范GBJ653-110kV高压配电装置设计规范GB50060-2008石油化工企业设计防火规范GB5016137、0-2008爆炸和火灾危险环境*装置设计规范GB50058-92*设施抗震设计规范GB50260-96系统接地的型式及安全技术要求GB14050-2008石油化工企业照度设计标准SH/T30272003石油化工企业生产装置*设计技术规定SH3008-2000石油化工企业工厂*系统设计规范SH3060-1994石油化工企业静电接地设计规范SH3097-2000炼油厂用电负荷设计计算方法SH/T3116-2000石油化工电气设备抗震设计规定SH/T3131-2002化工企业腐蚀环境*设计规程HG/T20666-1999电测量及电能计量装置设计技术规程DL/T5137-2001交流电气装置的接地DL138、/T621-1997火力发电厂厂用电设计技术规定DL/T5153-20029.2.11主要设备材料表9.2-2主要设备材料清单序号名称规格型号单位数量备注1低压抽屉式开关柜MNS系列柜 配框架及塑壳开关，电动机回路配马达控制器面6 2高压变频柜800kW套33照明箱台44检修箱台45就地控制箱台46就地按钮盒台7 7动力电缆ZR-YJV-1km58控制电缆WDZ-KVVPkm17.69热镀锌扁钢606m60010镀锌水煤气管60L=2500mm根1811电缆保护管钢质、热浸镀锌m250012角钢L50505m60013热镀锌钢制槽式电缆桥架附盖板15075m60014金属软管m80015防火堵139、料kg10010节能10.1编制依据a）国家发改委关于燃煤电站项目规划和建设有关要求的通知（发改能源【864】号）b）国家发改委令第40号产业结构调整指导目录（2005年本）c）火力发电厂设计技术规程DL5000d）取水定额第一部分火力发电（GB/T189161-2002）e）公共建筑节能设计标准（GB50189-2005） f）其它国家、行业有关节能设计标准及控制指标10.2节能措施a）选用先进的节能型辅助设备。如：选用节能照明灯具；对变工况运行的电动机采用变频器调速，以节省变工况条件下运行的厂用电耗。b）优化计算，合理选择设备裕量。c）选用性能良好的保温材料，并严格按要求施工，设备与管道的140、保温表面温度不大于50C，以减少散热损失。d）使用环保、节能型建筑材料，可有效减少通过围护结构的传热，达到显著的节能效果。e）对电动机的供电，选用合适的电缆材质和截面，降低电缆线路的能耗。f）对脱硝系统的烟道和氨气输送管道的布置进行优化，从而降低能耗。11节水11.1编制依据11.1.1主要原则1）根据国家经贸委等六部委（局）联合下发关于加强工业节水工作的意见的通知（国经贸资源20001015号）。2）认真贯彻“节流优先，治污为本，提高用水效率”的工业节水方针。3）采用节水新技术、新工艺、新设备。4）排水采取清污分流，生产废水和雨水建立各自独立的管道系统，避免二次污染。5）节约水资源，做到一水141、多用、重复利用和废水综合利用，使其生产用水的消耗指标达到国内先进水平。11.1.2采用的主要标准和规范1）根据国家经贸委等六部委（局）联合下发关于加强工业节水工作的意见的通知（国经贸资源20001015号）。2）石油化工给水排水系统设计规范（SH3015-2003）；3）石油化工企业循环水场设计规范（SH3016-1990）；4）石油化工污水处理设计规范（SH3095-2000）；5）石油化工厂合理利用能源设计导则（SH/T3003-2000）。11.2节水措施水的重复利用率是指在生产过程中，重复使用的水量同重复用水量与补充用水量之和的比值。本项目工艺水包括液氨储区漏氨稀释水及洗眼器用水，为阶142、段性用水，产生的污水排入*石化公司污水处理厂。在本项目基础设计及详细设计阶段，选用计量、调节及控制仪表阀门时，要充分考虑选用节水型及节能型仪表和各种阀门。12消防12.1消防设计原则a）本工程根据“预防为主，防消结合”的消防工作方针，并结合有关专业的规范、规程及规定的要求进行脱硫系统的消防设计。b）设计中考虑了相应的防火措施及必要的灭火设施，消防系统的设计力求技术先进、性能可靠、使用方便、经济合理。c）充分依托厂区现有的消防设施，以减少投资。12.2设计执行的主要消防法规及规范标准a）石油化工企业设计防火规范（GB50160）；b）火力发电厂设计技术规程（DL5000-2000）；c）建筑设计143、防火规范（GB50016-2006）；d）火力发电厂与变电站设计防火规范（GB50229-2006）；e）自动喷水灭火系统设计规范（GB50084-2005年版）；f）水喷雾灭火系统设计规范（GB50129-95）；g）火灾自动报警系统设计规范（GB50116-98）；h）建筑灭火器配置设计规范（GB50140-2005）；i）采暖通风与空气调节设计规范（GB50019-2003）；12.3消防系统方案12.3.1建筑物和构筑物的防火间距12.3.1.1一般要求建筑物和构筑物的防火间距严格按照火力发电厂设计技术规程（DL5000-2000）、火力发电厂总图运输设计技术规程（DL/T5032-2144、005）、火力发电厂与变电站设计防火规范（GB50229-2006）、建筑设计防火规范（GB50016-2006）等规程、规范执行。12.3.1.2重点区域的防火对易燃易爆液氨储区周围设置高2.2m混凝土防爆挡墙，防止无关人员接近。12.3.1.3消防车道本项目厂区道路已经形成，主厂房及液氨储区周围设置环行道路，可以满足消防要求。12.3.2消防系统热电厂的最大消防用水量在主厂房，原有的消防设施应能满足本期工程脱硝改造消防要求。消防设计遵循石油化工企业设计防火规范（GB501602008）和建筑设计防火规范（GB50016-2006）。消防设施主要为消火栓、自动喷水系统和灭火器。脱硝装置周围已145、设置消防给水系统，可就近引接。12.3.3小型灭火器配置为了及时扑灭初期火灾，根据石油化工企业设计防火规范（GB50160-2008）和建筑灭火器配置设计规范（GB50140-2005）并结合其性质及危险等级，在生产设施不同的区域和场所，分别设置小型干粉灭火器，以便于及时扑灭初期火灾。13环境保护13.1设计依据a）可行性研究设计任务委托书；b）国家颁发的有关规程、规定及相应的技术标准；c）业主提供的外部资料及相关支持文件。13.2采用的环境保护标准火电厂氮氧化物防治技术政策（环境保护部环发201010号）；火力发电厂环境保护设计规定（DLGJ10291）（试行）；环境空气质量标准（GB309146、51996）中二级标准；声环境质量标准（GB30962008）中3类标准；火电厂大气污染物排放标准（GB132232011）；工业企业厂界环境噪声排放标准（GB123482008）中3类标准。13.3厂址所在区域环境现状13.3.1环境空气TSP各监测点位监测值均有不同程度超标现象，TSP超标主要由于监测期为冬季，气候干燥少雨，本工程地处城乡结合部，植被覆盖率较低，裸露地面较多，并且适逢当地居民取暖和做饭使用小煤炉造成。监测期间，各监测点位PM10、SO2、NOx日均值、小时值均达标。13.3.2声环境热电厂西、北厂界两个监测点位昼、夜监测值及东、南两个点位夜间监测值均低于工业企业厂界环境噪声147、排放标准（GB12348-2008）中类区标准要求，均未出现超标现象；而东、南两个点位白天监测值均出现超标现象，分析其原因，可能是由周边昼间施工噪声影响所致。13.4工程概述现有机组主要设备及环保设施*石化热电公司燃煤热电厂现有3240t/h+1220t/h循环流化床锅炉。锅炉燃烧时所产生的烟气首先采取在炉内投加石灰石粉的方式进行脱硫，3240t/h锅炉采用静电除尘器除尘，1220t/h锅炉采用布袋除尘器除尘，再接入脱硫塔进行炉后石灰石石膏湿法脱硫，并通过脱硫塔上部的高烟囱排放。本工程现有主要设备及环保设施情况见表13.4-1。表13.4-1现有主要设备及环保设施概况项目单位参数锅炉型式循环流148、化床锅炉蒸发量t/h3240 +1220烟气治理设备SO2控制措施方式过程炉内投加石灰石粉+炉后湿法综合效率%98.5%（CFB锅炉炉内85%+炉后90%的脱硫效率）除尘装置方式静电除尘器及布袋除尘器综合效率%99.93（除尘器99.85%+脱硫装置的50%的除尘效率）烟囱型式原有脱硫塔与烟囱合建高度m80出口内径m5NOX控制措施方式低氮燃烧装置NOX浓度mg/Nm3300废水处理设施种类脱硫废水其它工业废水生活污水处理方式单独接入污水处理厂收集后接入污水处理厂接入电厂污水处理装置排水去向外排或回用外排或回用外排灰渣处理方式方式灰渣分除、气力除灰。灰渣送至灰场贮存或综合利用。处理量38.37149、104t/a（设计煤质）13.5工程概述为严格控制污染物排放，为区域营造良好的空气环境，为经济发展提供有利的环境空间等，本工程将实施对现有3240t/h+1220t/h循环流化床锅炉增设脱硝设施。拟采用选择性催化还原烟气脱硝技术（SCR），脱硝装置运行效率拟为67%。脱硝过程是用氨将氮氧化物还原，反应产物为无害的水和氮气。可能对环境带来不利影响的污染物为逃逸的氨，逃逸的氨随着烟气排向大气，当逃逸氨的浓度超过一定限值时，会对环境造成污染，因此氨逃逸水平是脱硝装置主要的设计性能指标，也是脱硝装置运行过程中必须监视和控制的指标，本工程脱硝装置的氨逃逸率3ppm。13.6改造前后污染物排放情况13.6150、.1环境空气本期实施脱硝改造前后NOx排放情况见表13.6-1。表13.6-1本工程实施脱硝改造前后NOx排放情况项目单位脱硝前脱硝后增减量排放浓度mg/m330099-201小时排放量t/h0.2130.070-0.143年排放量t/a1704562.32-1141.68注：排放浓度为标准状态、干烟气；年运行小时按8000计算。由计算结果可知，本工程实施脱硝改造后NOX排放明显减少，每年可削减1141.68t/a。使区域环境空气质量得到很好的改善，在取得较好的环境效益同时，为区域氮氧化物减排做出了一定的贡献。13.6.2噪声本烟气脱硝改造工程主要噪声设备为废水泵，共1台。另外对原有引风机实施151、改造。从本改造工程噪声原强变化情况看，没有发生较大的变化，为此，对外界环境影响也不会发生较大变化。13.7环境及社会效益分析本工程安装脱硝装置后，将有效地减少电厂NOx 排放总量，每年可减少NOx排放量为1141.68t。因此，电厂烟气污染物排污费每年可减少约72万元。由此可见，本工程建成后，对改善本地区空气环境质量起了十分重要的作用，也将为其它行业的建设腾出环境容量，为*市乃至辽宁省经济建设的可持续发展做出贡献，对改善*市居民的生活质量也将起到积极的促进作用，其产生的环境效益、社会效益、经济效益十分显著的。13.8环境管理及检测a）*石化热电公司燃煤热电厂已设置了环境监测站及环境管理计划，本152、期工程不再进行重复建设。b）根据火电厂大气污染物排放标准（GB13223-2011）的规定，本工程应安装监测因子包括SO2、NOx、烟尘等的烟气连续监测系统，及时了解并掌握电厂大气污染物排放的信息，并将监测信息及时用于脫硫系统的过程控制。烟气连续监测装置应符合火电厂烟气排放连续监测技术规范（HJ/T75-2001）的要求。c）本工程建成后，必须确保污染治理设施长期、稳定、有效地运行，不得擅自拆除或者闲置污染治理设施，不得故意不正常使用污染治理设施。污染治理设施的管理必须与生产经营活动一起纳入到电厂日常管理工作的范畴，落实责任人、操作人员、维修人员、运行经费、设备的备品备件和其他原辅材料。同时要153、建立健全岗位责任制、制定正确的操作规程、建立管理台帐。13.9结论综上所述，本脱硝改造工程为实施电厂污染物排放总量控制提供了有力的保障，充分体现了可持续发展战略的基本国策，符合国家节能减排的方针，具有明显的环境效益和社会效益。因此，从环境保护角度，本改造工程是可行的。14职业安全卫生14.1编制依据14.1.1国家标准、规程、规范中华人民共和国劳动法（1995年1月1日）。中华人民共和国消防法（2009年5月1日）。中华人民共和国安全生产法（2002年6月29日）。中华人民共和国职业病防治法（2011年12月31日）。*设施保护条例（98年修正）国务院令第239号。建设工程安全生产管理条例国务154、院令第393号。劳动保障监察条例国务院令第423号。*监管条例国务院令第432号。生产安全事故报告和调查处理条例国务院令第493号。使用有毒物品作业场所劳动保护条例国务院令352号。危险化学品建设项目安全监督管理办法国家安全生产监督管理总局令第45号。建设项目安全设施“三同时”监督管理暂行办法国家安全生产监督管理总局令第36号。14.1.2行业标准火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程（DL50531996）。工业企业设计卫生标准（GBZ12010）。工作场所有害因素职业接触限值 第一部分：化学有害因素（GBZ2.12007）。工作场所有害因素职业接触限值 第二部分：物理因素（GBZ2.2200155、7）。工业企业噪声控制设计规范（GBJ8785）。爆炸和火灾危险环境*装置设计规范（GB500581992）。建筑设计防火规范（GB500162006）。 建筑照明设计标准（GB500342004）。建筑物防雷设计规范（GB500572000）。*设施抗震设计规范（GB502601996）。机械设备防护罩安全要求（GB819687）。采暖通风与空气调节设计规范（GB500192003）。火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规定（DL/T50352004）。火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程（DL50531996）。火力发电厂总图运输设计规程（DL/T50322005）。火力发电厂建筑设计技术156、规程（DL50941999）。14.2生产过程中危险及危害因素分析本项目的危害因素主要如下：a）噪声脱硝系统的主设备在运行过程中产生噪声，特别是风机、液氨泵等产生的机械噪声较大，如不采取措施对人员的健康将带来一定的影响。b）电伤脱硝系统设备由于雷击或设备接地不良所造成的损坏并由此给工作人员带来的伤害，高压电器设备由于人员的误操作及保护不当而给人员带来的伤害。c）机械伤害脱硝系统中有风机、泵类、水力旋流器和真空皮带机等转动机械设备。在运行和检修过程中如果操作不当或设备布置不当均有可能给工作人员造成伤害。d）其它伤害其它伤害包括：化学伤害物质为液氨；钢平台及钢楼梯踏板造成人员滑倒；人员在高处作业时157、的跌倒等。14.3劳动安全和工业卫生措施针对上述危险、危害的因素，本工程为贯彻“安全第一，预防为主”的方针及保障劳动者在其劳动过程中的人身安全和健康，遵照国家和行业的有关标准、规范、规程和规定的要求，设计上将采取有效的防护措施和防范措施。14.3.1防噪声、防振动为防止车间噪声和振动对生产人员产生的不良影响，做好隔振层的设计，运行值班室考虑封闭式结构，对设备的基础采取消振、隔振措施，使厂内工作场所的连续噪声级符合工业企业噪声卫生标准的要求。同时，为减轻噪声对生产人员的影响，进入生产车间的工人可佩戴防护耳塞。14.3.2防电伤为确保电气设备以及运行、维护、检修人员的人身安全，电气设备的选用和设计158、应符合现行国家标准电气设备安全设计导则（GB406484）等有关规程、规定、导则。本工程所有*设备的外壳均考虑接地。从建筑设计的角度来说。14.3.3防火、防爆、防泄漏本工程的作业场所和易爆、易燃的危险场所的防火分区、防火间距、安全疏散和消防通道的设计，均按建筑设计防火规范（GB500162006）、建筑内部装修设计防火规范（GB5022-1985）和火力发电厂与变电站设计防火规范（GB502292006）等有关规定设计。本工程消防设计遵循“预防为主，防消结合”的方针，结合全厂消防系统统一考虑。在电厂范围内设置消防系统，考虑以水消防为主，辅之以必要的移动式灭火装置等，并按电厂各车间场所发生火灾159、的性质及特点选择相应的消防措施，防止火灾危害。所有选用的压力容器除按规范要求合理选型外，均考虑相应的防爆泄压措施。严格按照爆炸和火灾危险环境*装置设计规范（GB5005892）等有关规程规范的规定，对有爆炸危险的设备及有关电气设施、工艺系统和厂房的工艺设计及土建设计，按照不同类型的爆炸源和危险因素采取相应的防爆防护措施。液氨储罐、输送氨气的管道、氨气缓冲罐等的保温，均采用阻燃材料。液氨储罐区和SCR反应区均设有氨气检测器，以检测氨气的泄漏，并显示大气中氨的浓度。当检测器测得大气中氨浓度过高时，在机组控制室会发出警报，操作人员采取必要的措施，以防止氨气泄漏的异常情况发生。在液氨储罐周围设有防护堤160、，防止可能的液氨泄露外溢。并在液氨储罐区外围设有混凝土结构高2.2m的隔离墙。在液氨罐体上部设置自动喷水装置，对可能存在的液氨泄露进行稀释。氨气泄漏检测器的数量为13只，分布为：液氨储罐区8只；每台锅炉SCR反应区域1只；便携式氨气泄漏检测器1只。14.3.4防化学伤害根据工业企业设计卫生标准（GBZ12010）等现行的有关标准、规范的规定，对贮存和产生有化学伤害物质或腐蚀性介质等场所及使用对人体有害物质的仪器和仪表设备，应采取相应的防毒及防化学伤害的安全防护设施。本工程主要存在的化学伤害物质为液氨。氨为无色气体，有刺激性恶臭味。熔点-77.7，沸点-33.35，自燃点651.11。蒸气与空气161、混合物爆炸极限1625%（最易引燃浓度17%），氨在20水中溶解度34%。液态氨将侵蚀某些塑料制品、橡胶和涂层。遇热、明火，难以点燃而危险性较低；但氨和空气混合物达到上述浓度范围遇明火会燃烧和爆炸，如有油类或其它可燃性物质存在，则危险性更高。因此液氨储存于阴凉、通风良好、不燃结构建筑的库房。远离火源和热源。设备都要有接地线。与其它化学物品，特别是氧化性气体和酸类等隔离储运。平时检查钢瓶漏气情况。搬运时穿戴全身防护服（橡皮手套、围裙、化学面罩）。戴好钢瓶的安全帽及防震橡胶圈，避免滚动和撞击，防止容器受损。处理氨泄漏物必须穿戴全身防护服。钢瓶泄漏应使阀门处于顶部，并关闭阀门。无法关闭时，应将气瓶浸162、入水中。14.3.5防机械伤害措施本工程的转动机械伤害主要发生在检修作业中的重物起吊和运行中的转动设备脱挂等。工程设计中将严格按照规程规范的要求，采取一定的防护措施，对转动机械设置保护罩壳。严禁以运行的管道、设备或平台等作为起吊重物的承力点，以防损坏、降低其强度造成不测。14.3.6防暑和防寒本工程设计中严格遵照工业企业设计卫生标准、火力发电厂采暖通风与空气调节设计规定等规程规范。在工艺流程设计中，使运行操作人员远离热源并根据具体条件采取隔热、通风和空调等措施，以保证运行和检修生产人员的良好工作环境。除采取保温隔热措施外，在厂房建筑物内还应采取加强通风的措施。为保证生产正常运行，减少热量损失，163、确保职工身体健康及设备性能，在建筑设计中，采取相应的保温措施。14.3.7防事故发生本工程脱硝需要用到液氨，氨气在狭窄浓度范围内具有可燃性和具有剧烈的毒性，液氨属于危险化学品，在储运过程中要加强管理，严格按规程规范操作。液氨的储运应采取合理可行的劳动安全卫生技术和周到慎密的管理对策，防止发生事故。14.3.8其他安全措施a）本工程的设备选型上，充分考虑了生产自动化水平的提高，实现生产机械化、自动化，减轻了工人的劳动强度和生产岗位人数，采用集中控制，实现远距离隔离控制。b）为防止坠落伤害，设计上考虑必要的操作和检修平台。c）设置必要的专用人行通道和物料通道，以保证人员安全。d）在粉尘含量高的场所164、安装通风机以达到除尘防爆效果。14.4劳动安全及工艺卫生机构和设施本工程利用现有劳动安全与工艺卫生监测站及安全教育室。14.5综合评价综上所述，本工程设计中，在对职工有危害及危险的生产环境及工作场所，将采取各种技术措施和防范设施，可以使职工的劳动条件达到或接近国家和本行业关于劳动安全和工业卫生的标准、规范及规定的要求，为工厂创造了一个良好的文明生产条件。15组织机构及人力资源配置15.1组织机构本项目由*石化热电公司燃煤热电厂负责管理。15.2人力资源配置本项目新建脱硝装置均纳入锅炉监控管理系统，由对应锅炉的运行管理人员负责运行维护。本项目每台锅炉新增1名副司炉，专职负责脱销装置的运行维护。本165、项目新增定员共16人，由石化公司内部调剂解决。15.3培训可根据热电公司燃煤热电厂的实际情况，通过书面、现场参观学习等多种培训方式进行，主要培训脱硝装置的结构原理、控制手段、工艺过程参数等内容，达到工人可以独立上岗，正确操作的目的。16项目实施计划根据本项目的特点及厂区的实际情况，并结合燃煤热电厂的锅炉运行及检修计划，综合安排本项目的施工综合轮廓进度，其具体安排如下：2013年2月完成可研报告报批。2013年3月2013年4月完成初步设计及主要设备招标。2013年4月2013年5月完成施工图设计。2013年5月2013年6月完成#1锅炉脱硝装置的施工安装。2013年7月2013年8月完成#2锅166、炉脱硝装置的施工安装。2013年9月2013年10月完成#3锅炉脱硝装置的施工安装。2013年11月2013年12月完成#4锅炉脱硝装置的施工安装。17投资估算及资金筹措17.1编制说明17.1.1项目概述*石化热电公司燃煤热电厂属于自备热电厂，主要负责向*石化公司提供生产用汽、用电，并承担家属住宅区冬季供暖任务。目前，热电厂装机规模为3240t/h+1220t/h循环流化床锅炉与1CC25+1CB25MW汽轮发电机组。其中3台240t/h循环流化床锅炉和2台25MW汽轮发电机组，已于2005年6月正式投产运行。为解决锅炉的备用问题，2012年5月，热电厂扩建了1台220t/h循环流化床锅炉，167、预计2013年6月投产运行。全厂4台锅炉最大运行工况为3台锅炉运行，1台锅炉备用。目前，3台240t/h锅炉的烟气污染物排放浓度满足建厂时国家标准要求，但不满足火电厂大气污染物排放标准（GB 13223-2011）中关于NOX排放浓度的规定要求。为满足火电厂大气污染物排放标准（GB 13223-2011）规定要求，进一步改善热电厂及周边地区的空气环境质量，热电公司拟对原有的3台240t/h锅炉和1台220t/h锅炉进行新建脱硝装置，以降低NOX排放浓度，实现达标排放，工程计划于2013年12月投入运行。17.1.2投资估算范围本项目投资估算范围主要是上述工程内容所包括的固定资产、无形资产、其他168、资产、预备费、建设期贷款利息等全部投资。17.2编制依据1）*石化公司设计委托书。2）*天然气集团公司*炼油化工建设项目可行性研究报告编制规定（2011年版）计划2011211号3）*天然气股份有限公司石油建设项目可行性研究投资估算编制规定油计字2006945号。4）*天然气股份有限公司石油建设安装工程概算指标石油计字2005358号。5）关于印发*天然气集团公司建设项目其他费用和相关费用规定（试行）的通知 计划2010543号6）*天然气集团公司石油建设安装工程费用定额中油计字2005519号。7）关于印发*天然气集团公司建设项目概算编制办法（试行）的通知计划2010822号。8）国家发展计169、划委员会 建设部工程勘察设计收费标准计价格200210号。9）国家发展计划委员会 国家计委关于印发建设项目前期工作咨询收费暂行规定的通知 计价格19991283号。10）关于印发*天然气集团公司危险与可操作性分析工作管理规定的通知 安全2010765号。11）*天然气股份有限公司“关于印发石油建设安装工程概算指标2011年度调整系数的通知” 油计2011164号。12）*天然气集团公司发布的关于*天然气集团公司固定资产投资项目实施增值税抵扣有关事项的通知中油计201039号。13）石油化工安装工程主材费（上、下册）（2007年版）。14）*天然气集团公司关于调整集团公司国内各业务建设项目财务基170、准收益率的通知中油计2011177号15）国家发改委2007年12月1日发布实施的火力发电工程建设预算编制与计算标准16）国家计委、国家环境保护总局关于规范环境影响咨询收费有关问题的通知 计价格2002125号。17）国家发展改革委、建设部关于印发建设工程监理与相关服务收费管理规定的通知 发改价格2007670号。18）财政部 安全生产监管总局（财企2006478号）关于印发高危行业企业安全生产费用财务管理暂行办法的通知。19）关于适当降低计量检定收费标准及有关问题的通知 发改价格2009234号。20）财政部、国家税务总局关于固定资产进项税额抵扣问题的通知 财税2009113号。21）*天然171、气股份有限公司石油建设工程项目前期工作费用标准 油计字（2006）345号。22）可行性研究文件及专业设计人员提供的主要工程量。17.3投资估算方法17.3.1设备及工器具购置费估算主要设备采用厂家询价方式，设备运杂费按4%计算。17.3.2安装工程费估算安装工程费原则上按照*天然气股份有限公司石油建设安装工程概算指标油计字2005358号，安装工程概算指标调整系数执行关于印发石油建设安装工程概算指标2011年度调整系数的通知油计2011164号，费用定额执行*天然气集团公司石油建设安装工程费用定额中油计字2005519号，主要采用工程量法进行计算。材料运杂费按5.5%计算。17.3.3建筑工172、程费估算按照辽宁省现行的相关定额及当地建筑材料预算价格编制了建、构筑物的综合指标，并根据专业提供的建、构筑物工程量进行了估算。17.3.4建设工程其他费用估算按照*天然气集团公司建设项目其他费用和相关费用规定（试行）（计划2010543号）计算工程建设其他费用。17.3.5预备费估算17.3.5.1基本预备费是以工程费用、建设工程其他费用之和为基数，按8%进行估算。17.3.5.2价差预备费按国家发展计划委员会 计投资（1990）1340号关于加强对大中型基本建设项目概算中价差预备费管理有关问题的通知的规定，暂不计算价差预备费。17.3.6建设期利息估算贷款利率执行中国人民银行2012年7月6173、日发布的最新贷款利率。17.3.7流动资金估算根据项目实际情况，本项目不计算流动资金。17.4投资估算汇总及分析17.4.1项目投入总资金估算汇总表本项目报批总投资为7018.01万元，包括建设投资及建设期利息。本项目投资的构成详见表17.4-1。表17.4-1项目报批总投资构成表序号工程或费用名称估算价值（万元）比例（%）报批总投资7018.011001建设投资6938.0198.862建设期利息801.1417.4.2投资估算分析本项目建设投资估算价值中，工程费用5655.19万元，占建设投资的比例为81.15%。设备费占工程费用的47.96%。17.5资金筹措及资金使用计划17.5.1资174、金筹措本项目建设投资中65%自筹，35%拟由银行贷款。17.5.1.1自有资金筹措自有资金是指建设项目投入总资金中投资者提供的资金，本项目自有资金总额为4561.71万元人民币，拟由建设单位注入。17.5.1.2债务资金筹措债务资金是建设项目投入总资金中扣除自有资金后从金融市场筹措的资金。本项目负债融资总额为2456.30万元（建设期利息80万元），拟由银行贷款。17.5.2资金使用计划本项目建设期为1年，建设投资在建设期1年内均衡投入。17.6投资估算表17.6.1总投资估算表单位：万元序号工程项目或费用名称设备购置费安装工程费建筑工程费其他费用合计占建设投资比例（%）项目报批总投资3327175、.79 1216.98 1110.42 1362.82 7018.01 建设投资3327.79 1216.98 1110.42 1282.826938.01占建设投资比例（%）47.9617.541618.49100.00 一工程费用3327.79 1216.98 1110.42 5655.19 81.51 1建构筑物1090.42 1090.42 2工艺设备2888.70166.663055.362.1静止设备2872.06 165.7 3037.762.2机泵16.64 0.96 17.60 3管道560.85 560.85 4供电257.14 295.21 552.355仪表与控制140176、.35 69.26 209.61 6消防41.60 4.00 45.60 7配套公用工程75.00 75.00 8工程其他费46.00 20.00 66.00 特殊施工措施费30.00 20.00 50.00 施工单位HSE费用16.00 16.00 二其他费用768.90 768.90 11.08 （一）固定资产其他费746.50 746.50 1前期工作费64.9364.931.1可行性研究报告编制及评估费64.9364.932建设管理费258.05258.052.1建设单位管理费106.32 106.32 2.2建设工程监理费128.05128.052.3造价咨询费6.83 6.83 2177、.4建设单位健康安全环境管理费（HSE）6.38 6.38 2.5设备监造费10.47 10.47 3专项评价及验收费46.9746.973.1环境影响评价费及验收费25.61 25.61 3.2安全预评价及验收费12.14 12.14 3.3职业病危害预评价及控制效果评价费9.22 9.22 4勘察设计费273.11273.114.1勘测费28.2828.284.2设计费（包括基础设计、详细设计等）244.83244.834.2.1工程设计费185.30185.304.2.2非标设备设计费39.1539.154.2.3竣工图编制费14.8214.824.2.4采购技术服务费5.665.666178、场地准备及临时设施费22.6222.627工程保险费16.9716.978联合试运转费26.3726.379特殊设备安全监督检验费31.9631.96锅炉及压力容器安全监督检验费14.9614.96标定费55特殊设备检验费1212（二）其他资产22.4022.401生产准备费22.40 22.40 1.1生产人员培训费22.4022.40可依托项目22.40 22.40 三预备费513.93 513.93 7.41 1基本预备费513.93 513.93 四建设期利息80.00 80.00 可抵扣设备材料增值税319.31154.08473.39设备材料增值税抵扣后项目总投资3008.4810179、62.901110.421375.826557.62设备材料增值税抵扣后项目报批总投资3008.481062.901110.421375.826557.62设备材料增值税抵扣后建设投资3008.481062.901110.421282.826464.6217.6.2工程费用估算表单位：万元序号工程项目或费用名称设备购置费安装工程费建筑工程费合计主要材料费安装费一工程费用3327.79 778.18438.801110.42 5655.19 1建构筑物1090.42 1090.42 2工艺设备2888.70166.663055.362.1静止设备2872.06 165.7 3037.762.2机180、泵16.64 0.96 17.60 3管道445.68115.17560.85 4供电257.14 215.4279.79552.355仪表与控制140.35 11.0858.18209.61 6消防41.60 4.00 45.60 7配套公用工程60.00 15.00 75.00 8工程其他费46.00 20.00 66.00 特殊施工措施费30.00 20.00 50.00 施工单位HSE费用16.00 16.00 17.6.2.1建筑工程概算表序号定额编号分部分项工程名称单位数量单价（元）合价（元）基价其中金额其中人工费材料费机械费人工费材料费机械费一脱硝钢构架97530001钢构架m3181、3645.4483520001.1反应器平台、钢支架t4001200048000001.2SCR系统平台扶梯、栏杆t1401200016800001.3紧身封闭（彩钢板）m2520036018720002基础（条形地基梁）m3724165011946003毛石混凝土基础垫层m3344600206400二液氨储区11511801钢构架t30150004500002基础（独立基础）m36715001005003防爆挡墙m314230004260004设备基础m3391520592805池体、沟道等115400废水池m316220035200排水沟m3122400 28800钢筋混凝土预制盖板m32182、12002400围堰m335140049000合计1090418017.6.2.2工艺设备概算表a）静止设备序号定额编号分部分项工程名称单位数量材质重量（t）单价（元）合价（元）单重总重设备购置费主要材料费基价其中设备购置费主要材料费安装费其中人工费机械费人工费机械费一烟道系统1省煤器下灰斗个4Q34548000 192000 1000070002灰斗放灰装置个8Q34570000 560000 卸灰装置及落灰管等3膨胀节个16304L25000 400000 1000022503004锅炉省煤器改造套41000000 4000000 5空气预热器改造套4450000 1800000 6引风机183、台6550000 3300000 流量：257000m3/h压力：6490Pa二反应器系统1SCR反应器及附件套4Q345800000 3200000 700010000150002整流器模块套4Q345106000 424000 3SCR模块套42000000 8000000 1910970120（2.23m3）4催化剂专用工具小车套125000 25000 5蒸汽吹灰系统套4150000 600000 每套6点吹灰器6吊装单元套425000 100000 三氨储存及喷入系统1液氨储罐台2Q345R180000 360000 15m32卸料压缩机台2150000 300000 3氨蒸发罐台2184、304 120000 240000 4氨气缓冲罐台2Q345R80000 160000 10m3，8bar5氨气稀释罐（废氨吸收罐）台1CS30000 30000 6氨气泄露检测装置套1313000 169000 7氨气混合装置（2080kg/hr）套410000 40000 氨处理量60kg/hr，稀释后氨气浓度5%wt8稀释风机套8罗茨风机24000 192000 流量8400m3/h；压力2000Pa9喷入装置套4304 180000 720000 含手动调阀等10背压控制装置套2304 18000 36000 11氨流量控制装置套4304 48000 192000 Fisher智能定位185、器12罐区水喷淋降温装置套1MW/ALU50000 50000 13氨区防爆操作装置套130000 30000 四压缩空气及氮气系统1压缩空气及氮气储罐和附件套2CS28000 56000 C-6.0/8五烟气在线分析1烟气在线分析仪套8180000 1440000 NO/O2等2氨逃逸在线分析仪套4GM700，直读式250000 1000000 020ppm小 计276160001656960设备运杂费（4%）1104640合计287206401656960b）机泵序号定额编号分部分项工程名称单位数量材质重量（t）单价（元）合价（元）单重总重设备购置费主要材料费基价其中设备购置费主要材料费安186、装费其中人工费机械费人工费机械费一氨储存及喷入系统1废水泵台1 60000 60000 Q=15m3/h，H=30m，P=6kW2液氨供应泵台2 304 50000 100000 小 计1600009600设备运杂费（4%）6400合计166400960017.6.2.3烟道、管道概算表序号定额编号分部分项工程名称单位数量材质重量（t）单价（元）合价（元）单重总重设 备购置费主 要材料费基价其 中设 备购置费主 要材料费安装费其 中人工费机械费人工费机械费一烟道系统工艺管道1省煤器出口至SCR反应器入口之间的烟道吨160CS9000 3000 1440000 480000 2反应器出口至预器入187、口之间的烟道吨120CS9000 3000 1080000 360000 3烟道系统及其他管道阀门吨2CS15000 3000 30000 6000 二反应器系统1管路及阀门等吨430426000 3000 104000 12000 三氨储存及喷入系统1管路及阀门等吨430426000 3000 104000 12000 四氨储存及喷入系统1氮气系统吨0.530426000 3000 13000 1500 2压缩管道及阀门吨230426000 3000 52000 6000 五保温材料1烟道系统硅酸铝岩棉m3832800 150 665600 124800 瓦楞板m240002反应器系统硅酸铝188、岩棉m3896800 150 716800 134400 瓦楞板m232003氨区系统硅酸铝岩棉m3100800 150 80000 15000 镀锌铁皮m2800小 计42854001151700材料运杂费（5.5%）171416合计4456816115170017.6.2.4供电序号定额编号分部分项工程名称单位数量材质重量（t）单价（元）合价（元）单重总重设 备购置费主 要材料费基价其 中设 备购置费主 要材料费安装费其 中人工费机械费人工费机械费一供电厂用电部分1低压抽屉式开关柜面680000480000 2高压变频柜面364000019200003检修箱个4350014000 4就地控189、制箱个4350014000 5就地按钮盒个7350024500 电缆1动力电缆km570000 350000 ZR-YJV-12控制电缆km17.660000 1056000 WDZ-KVVP3水煤气管米2500100250000 接地1扁钢米60060 36000 -606 镀锌2镀锌水煤气管根18180 3240 60 L=2500mm电缆桥架1电缆桥架吨1013000130000 2金属软管米800150 120000 防火材料1防火堵料吨0.113000 1300 照明型钢吨1.513600 20400 照明1照明配电箱个4500020000 2灯具套50150075000 小 计24190、725002041940797925设备运杂费（4%），材料运杂费（5.5%）98900112307合计2571400215424779792517.6.2.5仪表与控制序号定额编号分部分项工程名称单位数量材质重量（t）单价（元）合价（元）单重总重设备购置费主要材料费基价其 中设 备购置费主 要材料费安装费其 中人工费机械费人工费机械费一仪表与控制1DCS系统套1400000 400000 2仪表保护箱台12500060000 3质量流量计台480000320000 4压力变送器台328000256000 420mA5液位变送器台51500075000 420mA6就地磁翻板液位计台51200191、060000 7双支热电阻 支403000 120000 8双金属温度计支415006000 9压力表台10550052500 二安装材料1仪表取样管吨230000 60000 1Cr18Ni9Ti2仪表阀个150300 45000 小 计1349500105000581800设备运杂费（4%），材料运杂费（5.5%）539805775合计140348011077558180017.6.2.6消防序号定额编号分部分项工程名称单位数量材质重量（t）单价（元）合价（元）单重总重设备购置费主要材料费基价其中设备购置费主要材料费安装费其中人工费机械费人工费机械费一火灾报警及气体系统1火灾报警系统套1 192、300000 300000 雨淋阀组、控制系统等2消防设施套1 100000 100000 小 计400000设备运杂费（4%）16000合计4160004000017.6.3其他费用计算表序号费用项目名称费用计算基数费率（%）或指标金额（万元）计算公式计算依据一工程费用5655.19其中其他工程费用66.00 特殊施工措施费50.00 施工单位HSE费用0.5%16.00 工程费用费率依据财企2006478 号文计算二其他费用768.90 （一）固定资产其他费746.50 1前期工作费64.931.1可行性研究报告编制及评估费64.93按估算投资额分档收费调整系数依据计价格19991283计193、算号文计算2建设管理费258.052.1建设单位管理费5655.191.88 106.32 国内工程费用费率调整系数依据计划2012534号计算2.2建设工程监理费128.05按工程费分档收费调整系数；工程复杂程度为0.85，炼油化工建设项目下浮20%依据发改价格2007670号文、计划2010543号文计算2.3造价咨询费106.325%8%6.83 建设单位管理费费率依据计划2012534号计算2.4建设单位健康安全环境管理费（HSE）106.325%8%6.38 建设单位管理费费率依据计划2012534号计算2.5设备监造费0.70%10.47 需监造的设备出厂价设备监造费率依据计划20194、12534号计算3专项评价及验收费46.973.1环境影响评价费及验收费25.61 按估算投资额分档收费调整系数；石油化工调整系数为1.2，验收费为环评费的80%依据计价格2002125号文；计划2010543号文计算、已签合同的按合同额计列3.2安全预评价及验收费12.14 依据计划2012534号计算3.3职业病危害预评价及控制效果评价费9.22 依据计划2012534号计算4勘察设计费273.11原国家计委、建设部关于发布工程勘察设计收费管理规定的通知（计价格200210号）4.1勘测费28.284.2设计费（包括基础设计、详细设计等）244.83复杂系数1.0，专业系数1.2，工程勘察195、设计收费管理规定的通知计价格200210号。4.2.1工程设计费185.304.2.2非标设备设计费39.154.2.3竣工图编制费185.308%14.82设计费8%计价格【2002】10号4.2.4采购技术服务费185.303%5.66设计费3%依据计划2012534号计算5危险性与可操作性评价（HAZOP）投资总额0.075%5.52依据安全2010765号6场地准备及临时设施费5655.190.4%22.62工程费用0.4%依据计划2012534号计算7工程保险费5655.190.3%16.97工程费用0.3%依据计划2012534号计算8联合试运转费建筑工程费+安装工程费0.70%2196、6.37（建筑工程费+安装工程费）费率依据计划2012534号计算9特殊设备安全监督检验费31.9610锅炉及压力容器安全监督检验费受检设备安装费1%14.96受检设备安装费费率依据计划2012534号计算标定费5依据发改价格2009234号或地方规定计算特殊设备检验费12（二）其他资产22.401生产准备费22.40 依据计划2012534号计算1.1生产人员培训费22.40按新增计定员指标依据计划2012534号计算可依托项目161400022.40三预备费513.93 1基本预备费6424.098%513.93 （工程费用+工程其他费-外币及从属费）费率依据计划2012534号计算建设投197、资6938.0118财务分析财务分析执行*炼油化工建设项目经济评价方法与参数中油计字2007455号和*天然气集团公司建设项目经济评价参数（2010）。18.1财务分析基础18.1.1财务分析方法采用费用效果分析法的增量分析法。18.1.2财务分析的依据1）中油计字2007455号炼油化工建设项目经济评价方法与参数（方法部分）。2）*天然气集团公司建设项目经济评价参数（2010）。3）中油计字2011177号关于调整集团公司国内各业务建设项目财务基准收益率的通知。18.1.3财务分析参数1）项目计算期为15年。2）财务基准收益率10%。3）折旧年限15年，残值率3%。4）银行贷款比例35%，贷198、款利率6.55%。5）修理费按固定资产原值3%，其他制造成本按固定资产原值1%。6）项目总投资7018万元，其中建设期利息80万元。18.1.4基本数据1）外购辅助材料外购辅助材料价格按市场实际价格计算。辅助材料价格（不含税）如下：工艺水 2.5元/吨液氨 3000元/吨蒸汽 80元/吨2）外购动力外购动力价格按建设单位提供的实际价格计算。外购动力价格（不含税）如下：电 0.69元/kWh非净化风 0.27元/ Nm318.2成本费用估算项目实施后，正常年份总成本费用1006万元（增量），详见总成本费用估算表。18.3财务分析结论项目实施后，每年增加总成本费用1038万元（平均值），年减排NO199、X约1142吨/年，采用费用效果分析法的增量分析法计算，费用效果比指标为4697元/吨。固定资产折旧费估算表序号项目名称合计计算期1234567891011121314151原值70182折旧费4544544544544544544544544544544544544544544543净值2116564611056565202474842943840338629322478202415701116662210现金流量表（增量）序号项目名称合计计算期1234567891011121314151现金流入0000000000000002现金流出1169.811371104.11071.241038.200、381005.541005.541005.541005.541005.541005.541005.541005.541005.541005.542.1总成本费用1169.811371104.11071.241038.381005.541005.541005.541005.541005.541005.541005.541005.541005.541005.543净现金流量（1-2）-1170-1137-1104-1071.2-1038.4-1005.5-1005.5-1005.5-1005.5-1005.5-1005.5-1005.5-1005.5-1005.5-1005.54净现金流量现值（基201、准收益率10%）-1063-940-830-732-645-568-516-469-426-388-352-320-291-265-2415累计净现金流量现值-1063-2003-2833-3564-4209-4777-5293-5762-6188-6576-6928-7249-7540-7805-80456累计增加出力（效果增量，万吨）0.11420.22840.34260.45680.57100.68520.79940.91361.02781.14201.25621.37041.48461.59881.7130费用效果指标（RC/E）= -4697总成本费用估算表（增量）序号项目名称合计计202、算期1234567891011121314151原材料费196.9196.9196.9196.9196.9196.9196.9196.9196.9196.9196.9196.9196.9196.9196.91.1水费0.10.10.10.10.10.10.10.10.10.10.10.10.10.10.11.2液氨158.4158.4158.4158.4158.4158.4158.4158.4158.4158.4158.4158.4158.4158.4158.41.3蒸汽38.438.438.438.438.438.438.438.438.438.438.438.438.438.438.42动203、力费73.9273.9273.9273.9273.9273.9273.9273.9273.9273.9273.9273.9273.9273.9273.922.1电71.7671.7671.7671.7671.7671.7671.7671.7671.7671.7671.7671.7671.7671.7671.762.2压缩空气2.162.162.162.162.162.162.162.162.162.162.162.162.162.162.163修理费210.5210.5210.5210.5210.5210.5210.5210.5210.5210.5210.5210.5210.5210.5210204、.54其他制造费用70.1870.1870.1870.1870.1870.1870.1870.1870.1870.1870.1870.1870.1870.1870.185经营成本（1+2+3+4）551.5551.5551.5551.5551.5551.5551.5551.5551.5551.5551.5551.5551.5551.5551.56折旧费4544544544544544544544544544544544544544544547摊销费8利息支出164.3131.498.5665.732.849总成本费用（5+6+7+8）117011371104107110381006100610205、061006100610061006100610061006其中：可变成本551.5551.5551.5551.5551.5551.5551.5551.5551.5551.5551.5551.5551.5551.5551.5 固定成本618.3585.4552.6519.7486.845445445445445445445445445445419经济与社会影响分析*石化热电公司燃煤热电厂4台锅炉新建脱硝装置后，将有效地降低锅炉NOX排放浓度，热电厂每年可减少NOX排放1142吨，为此，热电厂烟气污染物排污费每年可减少72万元。因此，本项目建成后，对改善本地区空气环境质量起到了十分重要作用，也将206、为*石化公司其它装置的建设腾出环境容量，为*市乃至辽宁省经济建设的可持续发展做出贡献，对改善*市居民的生活质量也将起到积极的促进作用，其产生的环境效益和社会效益是十分显著的。20结论及建议20.1 结论20.1.1*石化热电公司燃煤热电厂的4台锅炉新建脱硝装置，采用SCR脱硝工艺，设计脱销效率85%，使锅炉NOX排放浓度控制在100mg/Nm3以下，满足火电厂大气污染物排放标准（GB 13223-2011）及当地环保部门规定要求。本项目的工艺技术是合理的、可行的。20.1.2本项目在*石化热电公司院内建设，利用热电厂内空地作为项目建设场地，供电、消防、给排水等公用工程均依托热电厂原有相应系统，项目建设条件比较落实。本项目建设是可行的。20.1.3本项目计划总投资为7018万元，工程计划于2013年4月开工，2013年12月全部投入运行。20.2 建议20.2.1 建议建设单位尽快落实*市环保部门“关于*石化热电公司燃煤锅炉的NOx排放浓度要求”的相关文件，并尽快完成本项目环境影响评价的编制和审批工作。20.2.2 建议建设单位在设备订货时，选择经验丰富、设备可靠、有较多运行业绩的脱销系统供货厂家。