热电厂烟气脱硫除尘脱硝系统改造项目可行性研究报告 97页

'热电厂烟气脱硫除尘脱硝系统改造项目可行性研究报告目录1总论12项目背景和必要性73项目建设规模及改造条件94烟气净化工艺比选245改造项目场址条件356工程技术方案407环境保护658劳动安全、工业卫生及消防689节能和节水7310项目实施建议和工程招标7511工程项目实施条件和轮廓进度7912组织机构及人力资源配置8313投资估算与财务评价8414社会评价8915风险分析9116结论与建议92 中粮生物化学（安徽）股份有限公司涂山热电厂烟气脱硫除尘脱硝系统改造项目可行性研究报告附图目录1.总平面布置图（N078C11-01）2.脱硫除尘系统工艺流程图（N078C11-02）3.脱硝系统工艺流程图（N078C11-03）4.#1~3锅炉脱硫系统平面布置图（N078C11-04）5.#6~8锅炉脱硫系统平面布置图（N078C11-05）6.#1~3锅炉脱硫系统立面布置图（N078C11-06）7.#6~8锅炉脱硫系统立面布置图（N078C11-07） 1总论1.1项目概况1.1.1项目名称中粮生物化学（安徽）股份有限公司涂山热电厂烟气脱硫除尘脱硝系统改造项目。1.1.2项目承办单位项目承办单位：项目总负责人：1.1.3项目主管部门1.1.4项目建设单位公司地址：法定代表人：1.1.5项目建设地点项目建设地点为中粮生化涂山热电厂内。1.1.6项目建设性质本项目为中粮生化涂山热电厂烟气净化系统改建工程。1.1.7项目建设内容中粮生物化学（安徽）股份有限公司为降低产品成本，取得可靠的电、热能源，自筹建设热电工程。目前热电工程经过二期工程建设，总规模为8炉6机，总装机容量142MW，（3台SG-130/3.82-M247型循环流化床锅炉+2台CG-130/3.82型循环流化床锅炉+3台DG-260/9.81型循环流化床锅炉+2台C12-3.43/0.981型抽凝式汽轮机+1台B12-3.43/0.981型背压式汽轮机+1台B15-3.43/0.981型背压式汽轮机+1台C50-8.83/1.27型抽凝式汽轮机+1台B25-8.83/1.27型背压式汽轮机）。我国是世界上主要的煤炭生产和消费国，也是以煤炭为主要一次能源国家。据统计原煤在我国一次能源构成中所占比例为70.7%，而95 用于发电的煤炭约占煤炭消费量49.1%。据统计，2010年全国SO2排放量为2185.1万吨，NOX排放量为2013.6万吨。随着我国经济发展，以煤为主的能源结构不会根本改变的现状，我国SO2和NOX的排放量还会进一步增加，对我国大气污染产生严重影响。电力行业历来是SO2和NOX的污染源大户。在国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要中明确提出：十二五期间减排目标：SO2排放减少8%，NOX排放减少10%。同时强化污染源管理，推进火电、钢铁等行业SO2和NOX的治理。国家于2011年7月29日发布了新的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）。根据新标准规定，2014年7月1日起，中粮生化涂山热电厂将执行新标准规定的大气污染物排放浓度限值，烟尘排放限值为30mg/m3、SO2排放限值为200mg/m3、NOX排放限值为200mg/m3。通过分析，中粮生化涂山热电厂烟气环保处理设备的主要问题如下：（1）烟尘方面：涂山热电厂目前8台锅炉配的静电除尘器运行基本正常，但设计除尘效率最高为99.7%，若执行新标准，现有设备达不到新标准的要求，需要进行技术改造。（2）SO2排放指标：目前采用的是炉内喷钙脱硫，脱硫效率在70%左右，满足不了新标准的要求。同时随着采购煤的硫份越来越高（现平均为0.4%以下），执行新的标准锅炉运行指标不稳定，难以保证达标排放。如果要确保达标，需要进行技术改造，增加烟气脱硫设施。（3）NOx排放指标：无脱硝设施，锅炉运行指标不稳定，难以保证达标排放。如果要确保达标，需进行新建脱硝设施。因此，中粮生物化学（安徽）股份有限公司决定对涂山热电厂现有的烟气治理设施进行改造，以满足最新的环保标准。本期改造工程的烟气除尘、脱硫、脱硝改造技术方案为：（1）采用“一炉一塔”的方案分机组脱硫，采用静电除尘器改造为电袋复合除尘器（或布袋）+循环半干法脱硫工艺+SNCR非催化还原法脱硝工艺；（2）1#～5#锅炉只改造1#～3#锅炉，按3台锅炉同时运行的负荷设计脱硫脱硝除尘的主体工艺及配套系统。6#～8#锅炉，按3台锅炉同时运行的负荷设计脱硫脱硝除尘的主体工艺及配套系统。（3）所有机组共用一个脱硝剂罐区，保留全部现有的炉内喷钙脱硫的装置95 1.1.8可行性研究报告编制单位本可行性研究报告编制单位：机械工业第一设计研究院蚌埠分院工程咨询证书编号：工咨甲214200700071.2建设单位概况中粮生物化学（安徽）股份有限公司（以下简称“中粮生化”）是我国生化领域涉足农产品深加工的大型骨干企业、国家级农业产业化龙头企业，成立于1998年8月28日，1999年7月12日公司股票在深圳证券交易所上市（股票代码：000930）。公司总部座落在淮河之滨的“珍珠城”蚌埠，公司目前资产总额72亿元，在职员工近万人，主要生产基地有在蚌埠市的柠檬酸生产区、氨基酸生产区和燃料酒精公司；蚌埠市以外的企业有马鞍山中粮生物化学有限公司、宿州中粮生物化学有限公司、安徽中粮油脂有限公司、砀山中粮果业有限公司；有国家级企业技术中心一个。2006年12月8日，中粮集团与蚌埠市政府及丰原集团签订协议，受让丰原集团持有的中粮生化2亿股股份（占总股本的20.74%），成为公司第一大股东。2012年，公司实现营业收入77亿元，净利润2.01亿元。公司通过利用“低温液化，清液发酵”专利技术和世界领先的工艺设备，对玉米等农副产品进行精深加工，目前已形成年加工玉米近300万吨的生产能力，产品主要有燃料乙醇、柠檬酸、L-乳酸、环氧乙烷、氨基酸、玉米蛋白粉和渣皮饲料等系列产品。中粮生化在大力发展生物质产业的同时，建立健全了完善的安全生产体系、科技研发体系、国内外完善的营销体系。营销系统方面，不断开发海外市场，目前在美洲、欧洲和亚洲地区拥有很多国际知名企业为公司客户，形成了遍布全国的营销网络，为各类产品的销售提供了有力保障。公司坚持科学发展观，注重节能减排和发展循环经济，采用先进的生物发酵技术和分离提取技术，选择清洁生产工艺，降低了污染物的产生，为后续环保处理打下了良好的基础。通过对生产过程中产生的废水、废渣的集中处理和综合利用，可获得沼气、有机复合肥、硫酸铵化肥、菌体蛋白粉、饲料酵母等环保产品。废水经处理后完全实现达标排放。十年来95 中粮生化利用高新技术改造传统产业发展传统发酵产品，不断自主创新，利用农产品可再生资源，加工转化成生物能源和生物化工产品。主要包括燃料乙醇、生物乙烯及其衍生物、L-乳酸及其衍生物、聚合物等，对改善能源消费结构、缓解石油资源短缺、保护环境、稳定农业生产、增加农民收入、实现可持续发展等都有重要的战略意义。中粮生化涂山热电厂主要产品是蒸汽、水和电力，外供蒸汽压力0.8MPa，300℃，外供电力电压110kV。目前公司最大供汽能力800t/h，最大发电量142MW。现有合同制员工595人。在职员工中具有硕士学历2人，本科学历45人（包含第二学历），大专学历167人，中专学历116人。员工男女比例为2.10∶1。1.3编制依据和原则1.3.1编制依据1项目建议书或预可行性研究报告的审批或审核意见；2产业政策、行业发展规划、地区发展规划；3与项目有关的政府文件；4委托编制可行性研究报告的合同；5建设单位提供的基础资料。包括建设用地图纸资料、市场供需资料、项目地点的自然条件、交通运输条件、环境现状条件、场址选择初步勘察报告、建设单位现有设施条件、技术引进项目的考察及有关价格信息资料等；6其他有关依据资料1.3.2编制原则1电厂烟气处理改造遵循满足新环保标准和总量控制的原则，改善环境，节约能源。2各专业应采取有效措施，控制工程造价。3机务部分：根据机组运行状况确定改造方案，合理选择烟气处理工艺流程，拟定烟气处理工艺系统，确定各系统布置。4电气部分：根据工艺负荷条件，提出电气设计初步方案。5总图部分：根据现场实际情况，优化总平面布置，使设备布置紧凑，人流、物流顺畅。6热控部分：本改造工程脱硫脱硝采用DCS控制。袋式除尘器采用PLC独立控制。7给排水系统：水源采用电厂内部工业水。95 8土建部分：根据建设方提供的地质勘察资料，主体设备基础拟采用天然地基。主体设备结构采用钢结构。厂区地震基本烈度为7度，地震动峰值加速度为0.10g。9环境保护：改造后烟气排放标准执行国家最新排放标准，达标后排放。脱硫灰综合利用。10烟气改造设计符合消防，劳动安全与工业卫生等方面的有关规定。1.4主要研究结论和建议1.4.1主要结论本改造项目技术方案为：（1）采用“一炉一塔”的方案分机组脱硫，采用静电除尘器改造为电袋复合除尘器（或布袋）+循环半干法脱硫工艺+SNCR非催化还原法脱硝工艺；（2）根据热电厂机组运行现状分析及未来运行状况的预测，改造#1～3锅炉，按3台锅炉同时运行的负荷设计脱硫除尘脱硝的主体工艺及配套系统。#6～8锅炉，按3台锅炉同时运行的负荷设计脱硫除尘脱硝的主体工艺及配套系统。烟气净化系统经改造后，按2×130t/h年运行时间3500h；3×260t/h中两台年运行时间8500h，一台年运行时间为5000h满负荷运行计算，可实现烟尘总去除量364t/a（相对锅炉现有除尘设备出口烟尘量），实现SO2总去除量9912t/a，实现NOx总去除量1144t/a。改造项目完成后，烟尘总排放量230t/a，SO2总排放量1522t/a，NOx总排放量1522t/a。满足了最新国家污染物排放标准，改善了蚌埠市当地环境，具有良好的环境效益和社会效益。本项目新增固定资产投资9437万元（建设投资9270万元，建设期贷款利息167万元），其中：企业自筹资金4172万元，占建设投资比例45%；申请银行长期贷款本金5098万元及利息共5265万元。从以上分析可以看出，本项目实施后不具有经济效益，但是有较好的社会效益和环保效益，符合国家产业政策，且符合国家环境保护的要求。希望本项目建设资金及时到位，精心组织，科学管理，早日建成投产，尽快发挥投资效益。1.4.2建议（1）建议下一步工作中95 尽快落实现有设备基础能否满足改造后设备荷载要求，以便尽快落实土建改造方案。（2）建议建设单位与政府部门沟通，争取本项目申请节能减排专项资金补贴，增强本项目的经济性。（3）建议建设单位尽快委托有资质的单位编制环境影响报告书，落实本项目的总量控制指标。落实本项目的排污交易情况，增加本项目的经济效益。95 2项目背景和必要性2.1项目提出的背景2.1.1支持项目的有关政策和文件（1）《中华人民共和国环境保护法》1989年12月26日第七届全国人民代表大会常务委员会第十一次会议通过（2）《中华人民共和国大气污染防治法》2000年4月29日第九届全国人民代表大会常务委员会第十五次会议通过（3）国务院关于印发国家环境保护“十二五”规划的通知（国发〔2011〕42号）（4）《国家环境保护“十二五”规划》（5）安徽省人民政府关于印发安徽省“十二五”环境保护规划的通知（6）《安徽省“十二五”环境保护规划》（7）《火电厂大气污染物排放标准》GB13223-20112.1.2项目提出过程国家于2011年7月29日发布了新的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）。根据新标准规定，2014年7月1日起，中粮生化涂山热电厂将执行新标准规定的大气污染物排放浓度限值，烟尘排放限值为30mg/m3、SO2排放限值为200mg/m3、NOX排放限值为200mg/m3。通过分析，中粮生化涂山热电厂烟气环保处理设备的主要问题如下：（1）烟尘方面：涂山热电厂目前8台锅炉配的静电除尘器运行基本正常，但设计除尘效率最高为99.7%，若执行新标准，现有设备达不到新标准的要求，需要进行技术改造。（2）SO2排放指标：目前采用的是炉内喷钙脱硫，脱硫效率在70%左右，满足不了新标准的要求。同时随着采购煤的硫份越来越高（现平均为0.4%以下），执行新的标准锅炉运行指标不稳定，难以保证达标排放。如果要确保达标，需要进行技术改造，增加烟气脱硫设施。（3）NOx排放指标：无脱硝设施，锅炉运行指标不稳定，难以保证达标排放。如果要确保达标，需进行新建脱硝设施。95 因此，中粮生物化学（安徽）股份有限公司决定对涂山热电厂现有的烟气治理设施进行改造，以满足最新的环保标准。该项目的实施改进了涂山热电厂现有的烟气处理设施，在发展经济的同时也为当地环境保护作出了贡献。2.2项目建设的必要性我国是世界上主要的煤炭生产和消费国，也是以煤炭为主要一次能源国家。据统计原煤在我国一次能源构成中所占比例为70.7%，而用于发电的煤炭约占煤炭消费量49.1%。据统计，2010年全国SO2排放量为2185.1万吨，NOX排放量为2013.6万吨。随着我国经济发展，以煤为主的能源结构不会根本改变的现状，我国SO2和NOX的排放量还会进一步增加，对我国大气污染产生严重影响。电力行业历来是SO2和NOX的污染源大户。在国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要中明确提出：十二五期间减排目标：SO2排放减少8%，NOX排放减少10%。同时强化污染源管理，推进火电、钢铁等行业SO2和NOX的治理。国家于2011年7月29日发布了新的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）。根据新标准规定，2014年7月1日起，中粮生化涂山热电厂将执行新标准规定的大气污染物排放浓度限值，烟尘排放限值为30mg/m3、SO2排放限值为200mg/m3、NOX排放限值为200mg/m3。因中粮生化涂山热电厂现有烟气净化设备处理不能满足新标准要求，中粮生物化学（安徽）股份有限公司决定对涂山热电厂现有的烟气治理设施进行改造，以满足最新的环保标准。该项目的实施改进了涂山电厂现有的烟气处理设施，在发展经济的同时也为当地环境保护作出了贡献，该项目的建设十分必要。95 3项目建设规模及改造条件3.1热电厂主机情况中粮生物化学涂山热电厂热电工程经过二期工程建设，总规模为8炉6机，总装机容量142MW，（3台SG-130/3.82-M247型循环流化床锅炉+2台CG-130/3.82型循环流化床锅炉+3台DG-260/9.81型循环流化床锅炉+2台C12-3.43/0.981型抽凝式汽轮机+1台B12-3.43/0.981型背压式汽轮机+1台B15-3.43/0.981型背压式汽轮机+1台C50-8.83/1.27型抽凝式汽轮机+1台B25-8.83/1.27型背压式汽轮机）。热电厂三大主机参数如下：3.1.1锅炉#1~5锅炉参数如表3.1-1所示：表3.1-1#1~5锅炉参数表序号项目1#～3#锅炉4#、5#锅炉单位SG-130/3.82-M247CG-130/3.821额定蒸发量130130t/h2汽包工作压力4.224.22MPa3主蒸汽压力3.823.82MPa4主蒸汽温度450450℃5给水温度158150℃6冷风温度2020℃7排烟温度136148℃8锅炉设计效率90.2790.21%9锅炉总热损失9.739.79%10一次风压2370747890Pa11一次风量9098393774Nm3/h12二次风压1832612676Pa13二次风量6065663558Nm3/h14锅炉水容积65.07370.9m315汽包水容积15.521.2m316炉膛出口氧量4.473-5%95 17燃料消耗量18.9518.9t/h18料层差压90009000Pa19床温950960℃20汽包中心直线高度34.533.8m21大板梁标高37.437.5m#6~8锅炉参数如表3.1-2所示：表3.1-2#6~8锅炉参数表序号额定蒸发量260t/h，最小不低于117t/h1型号DG-260/9.812额定蒸汽压力9.81MPa3额定蒸汽温度540℃4给水温度215℃5切高加给水温度158℃6冷风温度（投暖风器）20℃7过量空气系数1.28冷渣器出口渣温<150℃9燃煤量35.9t/h10石灰石量0.974t/h11Ca/S∽2.212煤粒度0∽8mmd50=1mm13石灰石粒度0∽1.8mmd50=0.4mm14脱硫效率90%15锅炉设计热效率(低位)90.74%16炉膛出口烟温885℃17分离器出口烟温878℃18过热器出口烟温513℃19省煤器出口烟温287℃20排烟温度135℃3.1.2汽轮机#1背压机组参数如表3.1-3所示：表3.1-3#1背压机组参数表1汽轮机型号/B12—3.43/0.98195 2额定功率/最大功率MW12/123额定进汽压力/最高进汽压力／最低进汽压力MPa3.43/3.63/3.144额定进汽温度／最高进汽温度／最低进汽温度℃435/440/4255额定进汽量/最大进汽量t/h176.909/217.96额定排汽压力／最高排汽压力/最低排汽压力MPa0.981/1.275/0.7857额定工况排汽温度℃294.88额定工况保证汽耗率kg/kWh14.1959汽轮机旋转方向/顺汽流方向看为顺时针10汽轮机额定转速r/min300011汽轮机临界转速r/min380712发电机临界转速r/min136013动平衡试验后汽轮发电机组轴系临界转速范围r/min1000～165014额定转速时振动值mm≤0.03(全振幅)15临界转速时振动值mm≤0.15(全振幅)#2~3抽凝机组参数如表3.1-4所示：表3.1-4#2~3抽凝机组参数表1产品型号Ｃ12—3.43/0.9812额定功率／最大功率MW12/153额定转速r/min30004旋转方向/顺汽流方向看为顺时针5额定进汽压力/最高进汽压力／最低进汽压力MPa3.43/3.63/3.14(绝对)6额定进汽温度/最高进汽温度／最低进汽温度℃435/440/4257额定进汽量／最大进汽量t/h102/1288额定抽汽压力／最高抽汽压力／最低抽汽压力MPa0.981/1.275/0.785(绝对)9额定工况抽汽温度℃30595 11额定抽汽量／最大抽汽量t/h60/8012冷却水温正常℃20最高℃3313额定排汽压力MPa0.0049(绝对)14给水回热级数/315给水温度℃15016额定工况保证汽耗率kg/kw.h8.67617汽轮机临界转速r/min169818发电机临界转速r/min136019动平衡试验后汽轮发电机组轴系临界转速r/min1000～165020额定转速时振动值mm≤0.03(全振幅)21临界转速时振动值mm≤0.15(全振幅)#4背压机组参数如表3.1-5所示：表3.1-5#4背压机组参数表1汽轮机型号/B15-3.43/0.9812额定功率/最大功率MW15/153额定进汽压力/最高进汽压力／最低进汽压力MPa3.43/3.63/3.144额定进汽温度／最高进汽温度／最低进汽温度℃435/440/4255额定进汽量/最大进汽量t/h217.7/264.76额定排汽压力／最高排汽压力/最低排汽压力MPa0.981/1.275/0.7857额定工况排汽温度℃294.18额定工况保证汽耗率kg/kWh14.5139汽轮机旋转方向/顺汽流方向看为顺时针10汽轮机额定转速r/min300011汽轮机临界转速r/min360012发电机临界转速r/min/13动平衡试验后汽轮发电机组轴系临界转速范围r/min/14额定转速时振动值mm≤0.03(全振幅)95 15临界转速时振动值mm≤0.15(全振幅)#5背压机组参数如表3.1-6所示：表3.1-6#5背压机组参数表产品型号B25-8.83/1.27生产厂家青岛捷能额定功率MW25经济功率MW25最大功率MW25额定转速r/min3000旋转方向顺时针（顺汽流方向）额定进汽压力及变化范围Mpa8.83（9.03～8.53）额定进汽温度及变化范围℃535(540～525)进汽量额定t/h238最大t/h262.7冷却水温正常℃20最高℃33额定排汽压力Mpa1.27(1.57～0.981)给水回热级数2GJ给水温度℃～215汽耗率额定工况kg/kw.h9.52热耗率额定工况kj/kw.h24478汽轮机临界转速r/min～4458/10284额定转速轴承座振动值mm≤0.025临界转速轴承座振动值mm≤0.15转动惯量kg-㎡～550汽机本体重量T～43汽机安装时最大重量T15汽机检修时最大重量T15转子重量T～7.2#6抽凝机组参数如表3.1-7所示：表3.1-7#6抽凝机组参数表产品型号C50-8.83/1.2795 生产厂家青岛捷能额定功率MW50经济功率MW50最大功率MW60额定转速r/min3000旋转方向顺时针（顺汽流方向）额定进汽压力及范围MPa8.83（9.32～8.34）额定进汽温度及范围℃535(540～525)额定进汽量t/h306最大进汽量t/h365.5纯凝进汽量t/h197.5额定抽汽压力及范围MPa1.27（1.57～0.981）额定工况抽汽温度℃～304额定抽汽量、最大抽汽量T/h160/240正常冷却水温℃20最高冷却水温℃33额定排汽压力MPa0.0044（绝对）给水回热级数2GJ+CY+3DJ给水温度℃～215额定工况汽耗率kg/kWh6.12纯凝工况汽耗率kg/kWh3.95额定工况热耗率kj/kWh7248纯凝工况热耗率kj/kWh10141临界转速r/min1258/4838额定转速轴承座振动值mm≤0.025临界转速轴承座振动值mm≤0.15转动惯量kg-m22830汽机本体重量T135汽机安装时最大重量T40汽机检修时最大重量T40转子重量T21.83.1.3发电机95 #1~6发电机参数如表3.1-8所示：表3.1-8#1~6发电机参数表发电机编号1#发电机2#、3#发电机4#发电机5#发电机6#发电机型号QFW-12-2QFW-15-2QFW-15-2QF2W-25-2QFS-60-2额定功率12MW15MW15MW25MW60MW额定电压：10.5kV额定电流825A1031A1031A1718A4125A额定频率：50Hz额定转速：3000r/min额定功率因数（滞后）：0.8转子空载电流83A93A93A141A452A转子空载电压45V50V50V49V68V转子额定电流224.5A255.6A255.6A351A1308A转子额定电压171V201V201V171V221V效率97.5%97.4%97.4％97.7%98.7%重量定子/转子21.7/9.6吨21.7/9.8吨21.7/9.8吨42.9/16.2吨52/21吨励磁方式串励串励/自励串励/自励无刷励磁静止励磁系统绝缘等级F/B级F/F级F/F级F/F级F/F级冷却方式密闭空冷密闭水内冷制造厂济南发电设备厂四川东风电机厂上海汽轮发电机厂出厂日期2002.92002.92000.82005.12004.9出厂编号12891552/15511558688-1S60119热电厂燃烧系统主要辅机参数如下：3.1.4锅炉风机参数（1）#1~3锅炉风机参数表3.1-9#1~3锅炉风机参数表1#～3#型式转速r/min风量Nm3/h风压kPa轴功率kW电机功率kW引风机（1炉2台）单吸离心式Y4-62-13.8D14801117964895174220一次风机单吸离心式G130-20F1480909832370769380095 二次风机单吸离心式G130-19.5F14806065618326260450（2）#4~5锅炉风机参数表3.1-10#4~5锅炉风机参数表4#～5#型式转速r/min风量Nm3/h风压Pa电机功率kW引风机（1炉2台）单吸离心式JLY130—44ANO.21.2D9851243004422250一次风机单吸离心式JLG130-14ANO.17F14809377417890710二次风机单吸离心式JLY75-11BNO.14.5F14806355812676355（3）#6~8锅炉风机参数表3.1-11#6~8锅炉风机参数表6#～8#型式转速r/min风量Nm3/h风压Pa电机功率kW引风机（1炉2台）单吸双支撑离心式Y5-4824F9602300006000560一次风机单吸离心式2378B-9861480190008240171373二次风机单吸离心式5-2920F148095000136005003.2锅炉运行分析3.2.1生化公司近三年小时平均供汽量分析中粮生物化学（安徽）近三年小时平均供汽量分析如图3.2-1。95 图3.2-1中粮生化（安徽）近三年小时平均供汽量分析通过对2010年至2012年小时平均供汽量的对比分析可以看出：生化公司近几年的年度平均供汽量基本变化不大。根据以上情况及热电单机单耗情况，分析得出热电最佳的生产工况如表3.2-1所示。表3.2-1涂山热电厂最佳生产工况表机组号发电负荷最佳供汽量最佳供电量供电煤耗供汽煤耗最佳工况说明MWTMW(g/kwh)（Kg/GJ）4#1446060245421#~5#锅炉开2台总产汽量200T/h，4#机组在最佳负荷段运行，锅炉基本在80%负荷运行。5#256#~8#锅炉开2台总产汽量500T/h：5#机进汽220T/h满负荷运行，6#机组进汽量280T/h，此时6#机组最抽汽量200T/h，对应发电量34MW。6#343.2.2锅炉近三年的锅炉运行时间统计及分析涂山热电厂锅炉近三年锅炉运行时间统计如表3.2-2：表3.2-2锅炉近三年锅炉运行时间统计表95 锅炉运行工况统计炉号2010年2011年2012年3年平均满负荷运行时间（小时）运行时间累计产汽量（吨）满负荷小时数运行时间累计产汽量（吨）满负荷小时数运行时间累计产汽量（吨）满负荷小时数1#478144958234585727583134448667676917885321　2#581158189044765445496260381763896309274853　3#531849208537852835269342207239833986093066　4#266326857320664530472128363238273973573057　5#14391354531042118912876099073866312510　合计　14828149971680815544　6#530211465494410566912857334945484010717754122　7#521910482364032557712429484781555410800314154　8#661713802935309480210692064112551611700374500　合计13750138381277613455根据锅炉近三年的运行时间进行统计情况，分别对#1～5锅炉运行概率和#6～8锅炉运行概率进行了统计分析，如图3.2-2。图3.2-2#1~5和#6~8锅炉近三年的运行时间进行统计情况从以上的分析和近三年的运行数据分析，涂山热电厂锅炉的正常运行方式为：1#～5#开2台锅炉的几率占54%，6#～8#开2台锅炉的几率占57%。3.2.3生化公司能源需求预测95 至2015年，生化公司总能源需求为：用电量75700kwh/h，用汽量473.5t/h。根据中粮生物化学（安徽）股份有限公司前置机组改造工程，拟将现有4#汽轮机拆除，在原有基础上建设1台15MW前置背压汽轮机，利用三期富裕主蒸汽为前置机供汽，前置机背压蒸汽进入一期工程主蒸汽母管。前置机组改造项目前后运行方式对比如表3.2-3和表3.2-4所示。表3.2-3前置机组改造前运行方式运行锅炉运行机组进汽量发电量抽汽量供汽量发电量供电量T/hKWT/hT/hKWKW1#1#机17012000168473.592900757002#2#机0003#3#机11511000804#机0006#5#机220250002207#6#机28044900150表3.2-4前置机组改造后运行方式运行锅炉运行机组进汽量发电量抽汽量供汽量发电量供电量T/hKWT/hT/hKWKW　1#机17012000168473.59290075700　2#机000　3#机649800606#4#机234120002657#5#机220250002208#6#机25534100160综合以上的分析，我们可以看出在前置机组项目未完成改造投运前，热电锅炉的运行方式采用2台大锅炉+2台或3台小锅炉的几率占90%以上。但若前置机组项目完成改造投运后，可能的运行方式为3台大锅炉为主，在前置机组检修或5#、6#机检修时的运行方式为2台大锅炉+2台小锅炉。根据以上分析，预计热电正常锅炉的运行方式为：考虑未来用汽量增大，，预计热电正常锅炉的运行方式为，未来主要的运行方式为：3台大锅炉同时满负荷运行，年运行时间为5000h。在1台大锅炉检修时，运行2台大锅炉和2台小锅炉，折合满负荷运行的年运行时间约为3500h。即：95 #1~3台锅炉运行其中2台，年满负荷运行时间为3500h；#6~8锅炉运行3台，其中2台年满负荷运行时间为8500h，1台年满负荷运行时间为5000h。3.3机组满负荷时锅炉烟气参数根据业主提供的资料，#1~5、#6~8锅炉满负荷运行时烟气参数如表3.3-1和表3.3-2。表3.3-1130t/h锅炉额定负荷下烟气参数（单台）序号项目名称单位数值1锅炉额定蒸发量t/h1302锅炉出口烟气量（标湿）Nm3/h1763023锅炉出口烟气量（工湿）m3/h2425004锅炉负荷%70~1105锅炉出口烟气温度℃140℃6H2O%107O2%6.038SO2（炉内不脱硫时，煤含硫份≤0.7%）mg/Nm315009初始NOx浓度mg/Nm3250~35010烟气含尘浓度g/Nm32511年运行时间（折算为满负荷运行时间）h3500表3.3-2260t/h锅炉额定负荷下烟气参数（单台）序号名称单位数值1锅炉额定蒸发量t/h2602锅炉出口烟气量（标湿）Nm3/h2904653锅炉出口烟气量（工湿）Nm3/h4091654锅炉负荷%70~1105锅炉出口烟气温度℃1406H2O%107O2%6.038烟尘g/Nm3269SO2浓度（炉内不脱硫时，煤含硫份≤0.7%）mg/Nm3150010初始NOx浓度mg/Nm3250~35011年运行时间（折算为满负荷运行时间）h2台为8500；1台为500095 3.4煤质资料热电厂燃煤主要来源于淮南煤和淮北煤。根据业主提供的资料，热电厂燃煤煤质分析如表3.4-1所示。表3.4-1锅炉设计煤种与实际煤种煤质分析名称符号单位数值设计煤种实际煤种收到基碳Car%50.4645.0收到基氢Har%3.71—收到基氧Oar%4.35—收到基氮Nar%1.13—收到基硫Sar%0.380.40收到基灰份Aar%32.0132.76全水分Mar%7.967.66干燥无灰基挥发分Vdaf%25.3023.26低位发热量Qnet.arKJ/kg2026418639煤的入炉粒度最大粒径dmax=8mmD50=1mm燃煤运输主要为公路运输，通过汽车运输进入厂区，堆放于厂区北侧的干煤棚和西侧的临时堆场。#1~8锅炉燃煤消耗量如表3.4-2所示。表3.4-2#1~8锅炉燃煤消耗量表机组编号#1~3#4~5#6~8锅炉型号SG-130/3.82-M247CG-130/3.82DG-260/9.81燃料消耗量（t/h）18.9518.935.93.5热电厂机组环保现状2011年7月29日发布《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011），根据新标准规定，2014年7月1日起，中粮生化涂山热电厂将执行新标准规定的大气污染物排放浓度限值，烟尘排放限值为30mg/m3、SO2排放限值为200mg/m3、NOX排放限值为200mg/m3。根据业主提供的热电厂现状排放资料，将新老标准与热电厂的实际运行数据进行对比，经过对比分析，热电厂目前运行数据和设备状况不能满足新标准限值的要求。具体数据见表3.5-1。95 表3.5-1中粮生化涂山热电厂排放与新老标准对比污染物名称#1～5锅炉#6～8锅炉是否满足新标准污染物名称现执行限值新标准限值实际排放浓度现执行限值新标准限值实际排放浓度烟尘(mg/m3)1003060～80503040～50否二氧化硫(mg/m3)1200200250～650400200200～400否氮氧化物(mg/m3)650200250～350450200250～350否目前热电厂机组烟气净化设备的主要问题如下：（1）烟尘方面：目前8台锅炉各配置1台静电除尘器，运行基本正常，但设计除尘效率最高为99.7%，执行新标准，现有设备达不到新标准的要求，需要进行技术改造。（2）SO2排放指标：目前采用的是炉内喷钙脱硫，脱硫效率在70%左右，不能满足新标准的要求。同时随着采购煤的硫份越来越高（现平均为0.4%以下），执行新标准锅炉运行指标不稳定，难以保证达标排放。如果要确保达标，需要进行技术改造，增加烟气脱硫设施。（3）NOx排放指标：无脱硝设施，锅炉运行指标不稳定，难以保证达标排放。如果要确保达标，需进行新建脱硝设施。通过分析，涂山热电厂安全环保存在的隐患主要来源于装备技术问题。因此，对热电厂现有的烟气净化系统进行改造是解决安全环保问题的主要途径。3.6烟气净化改造的预期目标通过对热电厂烟气净化系统改造，需使烟气污染物排放达到新标准的要求。同时考虑到以后采购的燃煤含硫量的变化，要求系统保证当燃煤含硫量St,ar=0.7%时，脱硫效率不低于90%。改造后的烟气污染物排放要求满足表3.6-1。表3.6-1改造后烟气污染物排放要求序号指标名称单位现有指标改造后指标差值排放标准一污染物排放指标1烟尘mg/m350～10015～3030～70＜302二氧化硫mg/m3200～80080～180120～620＜20095 3氮氧化物mg/m3200～40080～180120～220＜2003.7改造项目公用工程现状3.7.1可用场地现状热电厂目前现有能供烟气除尘脱硫脱硝系统改造项目使用的场地共有三块：（1）#1机组电除尘西侧场地，约1100m2（21×53m）；（2）#2烟囱北侧空地，目前为废钢材仓库院，总面积约1500m2（50×30m）；（3）#8机组电除尘东侧预留的扩建场地，面积约1900m2（39×50m）。改造项目需充分利用现有空间，尽量减少建构筑物的拆除和重建。充分考虑全场布局的合理性，保持电厂整体协调。最大限度的减少对在运设施的影响，方便生产过渡。合理布置，保证脱硫、脱硝系统的运行可靠。3.7.2公用工程现状（1）排水系统利用厂区现有排水系统，改造区域的排水采用明沟或暗管排入就近的下水道。（2）供电利用厂区现有的电缆桥架从10kV厂区配电间单独引入电源至环保系统供电。其他弱电管线考虑从附近区域沿原方案布置。（3）压缩空气利用厂区一、三期现有空压机房，如压缩空气量不够考虑在一、三期增加一台空压机。3.7.3运输条件厂内运输、人流、物流及仓储设施等利用现有厂区布置。95 4烟气净化工艺比选4.1烟气脱硫工艺选择4.1.1三种烟气脱硫工艺比较目前工程中采用的烟气脱硫工艺主要为三种：湿法脱硫、半干法脱硫、干法脱硫。干法脱硫工艺是将石灰粉通过喷射系统喷入降温塔出口烟道内，在除尘器滤袋附近与酸性气体接触反应，生成固态化合物，再由除尘器将其与飞灰一起捕集下来。该组合工艺最大的优点是系统简单、维护方便，造价便宜，占地面积小，且消石灰输送管道不易阻塞。主要缺点是药剂的消耗量大，产生的反应物中未反应物量较多。半干法脱硫是将吸收剂喷入反应塔中，SO2气体与吸收剂反应的同时，利用烟气余热使吸收剂中的水分蒸发，吸收剂与污染物进行充分的传质传热，提高效率的同时也可以使反应生成物得到干燥，产物以干态固体的形式排出。半干法工艺较成熟、设备简单。其优点为：净化效率高、流程简单、设备少；生成物易处理；控制系统温湿度；对负荷波动适应性好，吸收剂用量可按烟气中污染物浓度进行调节；操作方便，维修量小；水耗量少，占地面积小。湿法工艺采用吸收塔形式，烟气进入吸收塔后经过与碱性溶液充分接触反应达到脱硫效果。湿式洗涤法对酸性气体的去除效果较好，吸收剂消耗量小。不足之处在于湿式洗涤法流程复杂、配套设备较多、需配套污水处理问题，系统的投资、操作和维修费用均较高。干法、半干法及湿法烟气脱硫工艺特性综合比较见表4.1-1。表4.1-1干法、半干法及湿法烟气脱硫工艺特性综合比较种类去除率药剂消耗电耗水耗反应物量投资运行维护费脱硫系统配合除尘固态液态干法50％90％150％80％100％120％080％86％半干法90%96％～99％100％100％100％100％0100％100％湿法95％70％150％150％0100％125％150％95 热电厂目前已有炉内脱硫系统，经过炉内脱硫系统的烟气SO2浓度约为250~650mg/m3，在满足新标准的要求的同时，考虑电厂采购的煤含硫量的升高，脱硫效率不低于90%。结合电厂内现有的场地条件和投资、运行，要求脱硫系统净化效率高、流程简单、设备少且占地面积小。综合考虑，半干法脱硫工艺最适合本改造项目要求。因此本项目选择半干法脱硫工艺为改造工艺。4.1.2半干法脱硫工艺比选半干法烟气脱硫技术在工程上应用广泛的主要有两大类：喷雾干燥法（SDA）和烟气循环流化床法（CFB-FGD）。4.1.2.1喷雾干燥法喷雾干燥法主是将生石灰制成消石灰浆后喷入反应塔中与烟气接触达到脱除SO2的目的。主要工艺流程为：烟气从塔顶切向进入烟气分配器，石灰经破碎后贮存于生石灰粉仓，生石灰经消化后进入配浆池，经高位料箱流入离心雾化机雾化后在反应塔内与热烟气接触，吸收剂蒸发干燥的同时与烟气中SO2发生反应，生成亚硫酸钙达到脱硫目的。固体反应产物大部分从反应塔底部排出，脱硫后的烟气经过除尘器、引风机进入烟囱排入大气。反应塔底部排出的灰渣和除尘器收集的灰渣一部分送入再循环灰制浆池循环使用，大部分抛弃至灰场。喷雾干燥工艺在反应塔内主要分为四个阶段：1）雾化，可采用旋转雾化轮雾化或高压喷嘴雾化；2）吸收剂与烟气接触，混合流动；3）反应与干燥，气态污染物与吸收剂反应，同时蒸发干燥；4）干态物质从烟气中分离。喷雾干燥法优点是工艺流程简单，脱硫效率较高；缺点是操作弹性较小，钙硫比高，运行成本高，副产物综合利用价值低。本改造项目要求以最低的运营成本和较低投资来完成改造，喷雾干燥法不适合本改造项目。4.1.2.2烟气循环流化床法烟气循环流化床半干法脱硫技术是比较先进的半干法烟气脱硫技术，它具有投资相对较低，脱硫效率相对较高，设备可靠性高，运行费用较低的优点，因此它的适用性很广，在许多国家普遍使用。循环流化床半干法烟气脱硫技术主要是根据循环流化床理论，采用悬浮方式，使吸收剂在净化塔内悬浮、反复循环，与烟气中的SO2充分接触反应来实现脱硫的一种方法。目前应用于工程上的循环流化床半干法烟气脱硫95 工艺主要有四种：1）以德国LLD公司开发的烟气循环流化床工艺（CFB）；2）以德国wulff公司开发的回流式烟气循环流化床工艺（RCFB）；3）以丹麦FLS公司开发的气体悬浮吸收烟气脱硫工艺（GSA）；4）以ABB公司开发的增湿灰循环脱硫技术（NID）。（1）烟气循环流化床脱硫工艺（CFB）烟气循环流化床脱硫工艺系统由吸收剂制备、反应塔、吸收剂再循环等系统组成。锅炉排出的烟气从反应塔下部进入，反应塔下部为文丘里管，烟气在喉管得到加速，在渐扩段与加入的干消石灰粉和喷入的雾化水剧烈混合，吸收剂与烟气中的污染物发生反应生成副产物。其工艺流程如图4.1-1所示。图4.1-1烟气循环流化床法脱硫技术工艺流程CFB脱硫工艺主要特点：（1）没有喷浆系统及浆液喷嘴，只喷入水和蒸汽；（2）新鲜石灰与循环床料混合进入反应器，依靠烟气悬浮，喷水降温反应；（3）床料有98%参与循环，新鲜石灰在反应器内停留时间累计可以达到30min以上，使石灰利用率较高；（4）反应器内烟气流速为1.8~6.1m/s，烟气在反应器内停留时间约3s，可以适应锅炉任何负荷的变化。（2）回流式烟气循环流化床工艺（RCFB）回流式循环流化床烟气脱硫工艺（简称RCFB-FGD）是以循环流化床技术原理为基础的一种先进的烟气干法脱硫工艺。该工艺以干态消石灰粉Ca(OH)2作为吸收剂，通过干粉状吸收剂多次再循环，在吸收塔内与烟气污染物强烈接触发生化学反应，延长吸收剂与烟气的接触时间，以达到高效脱硫的目的。通过化学反应，可有效除去烟气中的SO2、SO3、HF与HCl，脱硫终产物脱硫渣是一种自由流动的干粉混合物，可以进一步综合利用。SO2脱除率可达到90%。95 RCFB-FGD工艺一般包括吸收剂制备系统；吸收塔系统；除尘器系统；脱硫灰再循环系统；喷水系统；烟气系统；灰渣输送系统等。其工艺流程如图4.1-2所示。图4.1-2回流式烟气循环流化床工艺流程RCFB-FGD系统的工艺特点有：吸收塔内烟气和脱硫剂反应充分，停留时间长，吸收剂利用率高；吸收塔内无转动部件和易损件，整个装置可用率高；SO3脱除率很高；脱硫系统负荷适应范围广，可达锅炉负荷的30%～110%。（3）气体悬浮吸收烟气脱硫工艺（GSA）GSA工艺是一种以石灰浆为吸收剂的半干法脱硫技术。烟气与雾化的石灰浆液充分接触以脱除SO2。反应副产品为亚硫酸钙和硫酸钙。GSA工艺的关键之处是大量覆盖着新鲜石灰浆液的灰的再循环，这些干灰作为脱硫反应的媒体。这种工艺的传热、传质特性优于传统的半干法工艺。其工艺流程如图4.1-3所示。95 图4.1-3气体悬浮吸收烟气脱硫工艺流程GSA工艺主要特点为：（1）GSA因采用喷浆，当烟气量变化时，床温的变化要依赖于吸收剂浆液和水量；（2）采用高温布置的旋风分离器作为预除尘器减轻了后面除尘器的负荷，因此GSA的除尘器设计简单于其他半干法系统；（3）可以在较低的近绝热饱和温度下运行；（4）GSA适应于中小机组。（4）增湿灰循环脱硫技术（NID）增湿灰循环脱硫系统从锅炉的空预器出来的烟气，经一级电除尘器及引风机后，再经反应器底部进入反应器，和均匀混合在增湿循环灰中的吸收剂发生反应。在降温和增湿的条件下，烟气中的SO2与吸收剂反应生成亚硫酸钙和硫酸钙。反应后的烟气携带大量的干燥固体颗粒进入脱硫后除尘器收集净化。经过脱硫后除尘器的捕集，干燥的循环灰被除尘器从烟气中分离出来，由输送设备再输送给混合器，同时也向混合器加入消化过的石灰，经过增湿及混合搅拌进行再次循环。净化后的烟气比露点温度高15℃左右，无须再热，经过引风机排入烟囱。其工艺流程如图4.1-4所示。95 图4.1-4增湿灰循环脱硫技术工艺流程NID工艺的主要特点有：（1）克服了其他半干法脱硫工艺脱硫剂消化系统的复杂性及运用中产生的一系列粘结、堵塞、崩塌等严重问题。（2）利用循环灰携带水份，当水与大量的粉尘接触时，不再呈现水滴的形式，而是在粉尘颗粒的表面形成水膜，在尽可能短的时间内形成温度和湿度适合的理想反应环境。（3）NID技术的烟气在反应器内停留时间只须1秒左右，可有效降低脱硫反应器高度。（4）对所须吸收剂要求不高，可广泛取得；循环灰的循环倍率可达30~150倍，使吸收剂的利用率提高到95%以上。（5）装置结构紧凑、占用空间小，运行可靠。装置的负荷适应性好。4.1.2.3半干法烟气脱硫工艺比选上述四种半干法烟气脱硫工艺均较为成熟，有较多工程应用实践。各工艺特点比较如表4.1-2所示。表4.1-2四种半干法烟气脱硫工艺比较脱硫工艺CFB-FGDRCFB-FGDGSANID适用装置容量适用于中小机组适用于中小机组适用于中小机组适用于中小机组技术成熟性成熟成熟成熟成熟含硫量＜2％＜2％＜2％＜2％脱硫率90~95％90％90％80％吸收剂>90％消石灰>90％消石灰90%生石灰70%~75%石灰钙硫比1.1~1.31.2~1.51.2~1.41.2~1.4副产品95 亚硫酸钙，用于生产水泥、铺路等亚硫酸钙，用于生产水泥、铺路等亚硫酸钙，用于生产水泥、铺路等亚硫酸钙，用于生产水泥、铺路等运行成本较低较高较高较低废水排放极少极少极少极少投资估计主要用于大机组，目前国产化率较高，单价下降较多，300~350元/KW主要用于中小机组，单价较高，300~400元/KW主要用于中小机组，单价较高，300~400元/KW主要用于中小机组，单价较高，300~350元/KW技术特点优点：工艺技术成熟可靠，脱硫率在所有干法和半干法工艺中最高；单塔烟气处理量也较大；负荷适应性好；钙利用率高；投资省；对吸收塔及其下游的设备、烟道和烟囱无防腐要求。缺点：对石灰纯度要求较高；副产物综合利用价值低。优点有：吸收塔内烟气和脱硫剂反应充分，停留时间长，吸收剂利用率高；SO3脱除率很高；脱硫系统负荷可达锅炉负荷的30%～110%缺点：脱硫率较低；操作弹性较小；钙硫比高；运行成本高；副产物综合利用价值低优点：工艺流程简单；投资也较小。缺点：脱硫率较低；操作弹性较小；钙硫比高；运行成本高；副产物综合利用价值低。优点：工艺流程简单；投资也较小。缺点：脱硫率较低；操作弹性较小；钙硫比高；运行成本高；副产物综合利用价值低。从本项目的改造目标、改造投资、运营成本、改造场地等因素综合考虑，烟气循环流化床法脱硫技术（CFB-FGD）以其投资相对较低，脱硫效率相对较高，设备可靠性高，运行费用较低且可靠，系统简单、所产生的最终固态产物易于处理等特点，最大程度满足本项目的改造要求。因此本报告推荐采用烟气循环流化床半干法（CFB-FGD）脱硫工艺。4.2烟气脱硝工艺选择目前工程应用较多的脱硝工艺有选择性非催化还原法（SNCR）和选择性催化还原法（SCR）。4.2.1SNCR脱硝工艺脱硝剂在加水稀释后喷入炉内烟道，反应温度范围为850~1100℃，将NOx还原为无害的N2和H2O。脱硝效率在20~60%之间。还原剂一般可采用工业尿素或氨水。95 CO(HN2)2+NOX+O2→N2+CO2+H2O该反应可达到的效率或者反应的程度与反应温度有很大关系。另一方面最佳反应温度与被处理的烟气组分有关。氧浓度高的烟气最佳反应温度要比低氧浓度的烟气低的多。反应速率与温度强烈相关。喷射系统需保证反应在适当温度范围内发生。未反应的还原剂会导致氨泄漏，通过下游工艺全部（如干法脱硫）或部分（如湿法脱硫）进入脱硫渣，其余部分氨泄漏通过烟气排放。SNCR工艺流程如图4.2-1所示。图4.2-1SNCR脱硝工艺流程SNCR技术具有以下特点：1）能够达到30～50％的NOx脱除率。2）还原剂多样易得，实际应用最广泛的是氨和尿素。3）无二次污染：该技术是一项清洁的技术，没有任何固体或液体的污染物或副产物生成，无二次污染。4）经济性好：由于该反应是靠锅炉内的高温驱动的，因此投资成本和运行成本比SCR低。5）系统简单，最主要的系统就是还原剂的储存系统和喷射系统，施工周期短，工艺占地少，不需单独设置反应器，对于改造项目的适用性强。6）该技术不需要对锅炉燃烧设备和受热面进行大的改动，对锅炉的主要运行参数也不会有显著影响。4.2.2SCR脱硝工艺SCR脱硝系统是利用催化剂，在一定温度下（320-420℃）使烟气中的NOx与氨气供应系统注入的NH3混合后发生还原反应，生成N2和H2O，从而降低NOx的排放量，减少烟气对环境的污染。其中SCR反应器中发生反应如下：4NO+4NH3+O24N2+6H2O(1)95 6NO2+8NH37N2+12H2O(2)NO+NO2+2NH32N2+3H2O(3)SCR脱硝工艺系统分为液氨储运系统、氨气制备和供应系统、氨/空气混合系统、氨喷射系统、烟气系统、SCR反应器系统和废水吸收处理系统等。其工艺流程如图4.2-2所示。图4.2-2SCR脱硝工艺流程SCR主要具有以下特点：1）脱硝效率高，约在80%以上；2）系统投资较高，运行成本高，约为SNCR系统的3~4倍；3）催化剂价格昂贵，耐磨性能差，容易中毒失效；4）改造对锅炉影响大，增加钢架和旁路烟道，改造周期较长，且极容易受场地条件限制。4.2.3本改造项目脱硝工艺选择SNCR与SCR工艺特点比较如表4.2-1。表4.2-1SNCR与SCR工艺特点对比项目SCRSNCR95 还原剂以NH3为主可使用NH3或尿素反应温度窗口320~400℃800~1100℃催化剂主要为TiO2、V2O5(WO3)不使用催化剂脱硝效率70~90%25~40%还原剂喷射位置多位于省煤器与SCR反应器之间的烟道炉膛内喷射，与锅炉厂家配合SO2氧化会导致SO2/SO3的转化不会导致SO2/SO3的转化氨逃逸3~5ppm10~15ppm对空气预热器影响NH3与SO3易形成NH4HSO4，造成堵塞或腐蚀基本上不造成堵塞或腐蚀系统压力损失SCR反应器会造成压力损失没有压力损失燃料的影响高灰分会磨耗催化剂，碱金属氧化物会使催化剂钝化无影响锅炉的影响受省煤器出口烟气温度的影响受炉膛内烟气流速及温度分布的影响中粮生化涂山热电厂的8台锅炉均为循环流化床锅炉，根据实测数据，锅炉出口NOx的排放浓度范围均在250~350mg/m3。本次改造目标是满足最新火电厂烟气排放标准，其中NOx的排放浓度限值为200mg/m3，要求脱硝效率在20~40%即可满足要求。同时现场场地限制条件较多，从环保要求、运营成本、改造工期要求和场地条件等考虑，SNCR工艺是适合本改造项目烟气脱硝的工艺，因此本报告推荐烟气脱硝工艺采用SNCR工艺。4.3烟气除尘工艺选择中粮生化涂山热电厂目前8台锅炉配的静电除尘器运行基本正常，但设计除尘效率最高为99.7%。执行新标准时烟尘排放限值为30mg/m3。现有静电除尘器达不到新标准的要求。需要采用除尘效率更高的袋式除尘器。袋式除尘器是一种干式滤尘装置。它适用于捕集细小、干燥、非纤维性粉尘。滤袋采用纺织的滤布或非纺织的毡制成，利用纤维织物的过滤作用对含尘气体进行过滤，当含尘气体进入袋式除尘器地，颗粒大、比重大的粉尘，由于重力的作用沉降下来，落入灰斗，含有较细小粉尘的气体在通过滤料时，粉尘被阻留，使气体得到净化。袋式除尘器除尘效率≧99.9%。本项目结合现有条件，将现有静电除尘器改造为电袋(或袋式95 )除尘器，保留现有电除尘器的第一电场，将后面电场改为袋式除尘器。4.4热电厂烟气净化改造技术方案结合中粮生化涂山热电厂机组的现状，包括机组容量、燃煤硫份、污染物排放等，充分考虑当地的资源条件和改造场地的建设条件，包括现场施工条件、允许的施工周期等，对改造方案进行有针对性的研究。脱硫、脱硝装置自成体系，充分利用脱硫、脱硝改造预留场地，尽量减少拆迁，保证锅炉的正常运行；尽量考虑避免在改造过程中带来新的环境污染，且考虑对副产物进行综合利用；经过上述比选，最终推荐的方案在技术上先进适用、经济优化、操作可行、进度合理。确保主力机组以最低的运行成本、最优的项目投资、满足达标排放的原则，同时结合热电厂未来的主要运行方式，本报告认为最适宜中粮生化涂山热电厂使用的烟气改造的技术方案为：（1）采用“一炉一塔”的方案分机组脱硫，采用静电除尘器改造为电袋复合除尘器（或袋式）+循环流化床半干法脱硫工艺（CFB-FGD）+SNCR脱硝工艺；（2）按2013年5月9日中粮生化召开的项目审查会会议纪要（第23期）要求，会议讨论认为：#1～5锅炉在执行环保新标准后，正常运行#1～3锅炉。近三年4#、5#锅炉每年平均运行时间之和为4700小时，可以分摊到#1～3锅炉，且分机组改造有利于以后的运行控制、检修和维护。因此#1～5锅炉中只改造#1～3锅炉，按3台锅炉同时运行的负荷设计脱硫脱硝除尘系统。#6～8锅炉，按3台锅炉同时运行的负荷设计脱硫脱硝除尘系统。（3）所有锅炉共用一个脱硝剂罐区，保留全部现有的炉内喷钙脱硫的装置。采用“一炉一塔”的方案分机组脱硫投资较少、年运行成本最低，且能够确保每台锅炉的脱硫除尘系统的运行不受其他锅炉脱硫系统的停运检修影响，同时也避免了多炉一塔的方案中公用的脱硫除尘系统无检修时间，以及多炉一塔的方案中环保脱硫系统的检修会造成锅炉全线停产的问题。保留原有炉内喷钙装置，在新增烟气脱硫系统运行时，炉内添加石灰石运行炉内脱硫，可以有效提高总脱硫效率，并降低脱硫剂消耗成本。在#4、#5锅炉应急启动时，运行炉内喷钙系统，加大脱硫剂用量，可以保持短期内烟气排放的SO2浓度不超标，达到应急效果。95 5改造项目场址条件本项目为热电厂机组烟气净化工艺改造项目，场址利用现有烟气净化设施场地和周围空余场地。5.1场址现状5.1.1场址地点与地理位置本改造项目位于中粮生化涂山热电厂内。5.1.2场址土地利用现状该热电厂为中粮生化（安徽）股份有限公司的自备热电厂。位于蚌埠市西区，黑虎山以东。全厂共占地171783m2，现有工程包括一期、二期工程。厂区采用三列布置，自南向北依次为升压站、主厂房和堆煤场、煤场北侧为来煤铁路；厂区西侧布置有化学水处理设施、净水站、机力通风冷却塔、循环水泵房；厂区东侧布置有干煤棚、冷却塔和办公楼；升压站及厂前区紧邻涂山路，电厂的主门设在涂山路上。厂前区设有办公楼及运行人员休息室、食堂、浴室、检修维修辅助设施。厂区布置物流较为畅通、便捷，符合生产的设计规范要求。厂区总平面布置见图5.1-1。热电厂目前现有能供烟气除尘脱硫脱硝系统改造项目使用的场地共有三块：（1）#1机组电除尘西侧场地，约1100m2（21×53m）；（2）#2烟囱北侧空地，目前为废钢材仓库院，总面积约1500m2（50×30m）；（3）#8机组电除尘东侧预留的扩建场地，面积约1900m2（39×50m）。改造项目需充分利用现有空间，尽量减少建构筑物的拆除和重建。充分考虑全场布局的合理性，保持电厂整体协调。最大限度的减少对在运设施的影响，方便生产过渡。合理布置，保证脱硫、脱硝系统的运行可靠。5.2场址建设条件5.2.1地形地貌和地质条件地貌单元属淮河南岸I级阶地，地层结构简单，层位稳定。无活动性断裂,无溶岩塌陷，无泥石流,无自然滑坡体等不良工程地质现象，地震设防烈度为7度。土层自上而下情况如下：(1)杂填土95 厚约0.3m，为碎石灰渣及少许粘土组成。(2)素填土厚约0.9m，灰黄色，可塑状，以粘土为主，夹碎砖块。(3)粘土厚约5.3m，灰黄色，棕黄色，硬塑状，局部坚硬状，含较多铁、锰锈斑，裂缝较发育，属弱膨胀土，地基承载力标准值为22万Pa。(4)亚粘土厚约2.2m，棕黄色，可塑状，夹薄层棕红粘土，下部夹薄层轻亚粘土，含铁锰结核，地基承载力标准值为18万pa。(5)粘土本层未钻穿，厚度不详，最大控制厚度3.6m，棕黄色，硬塑状～硬可塑状，含铁锰结核及少量砂浆，地基承载力标准值为22万pa。地下水属潜水类型、半承压水类型，含水层为素填土、亚粘土层，稳定水位为0.9～1.2m、2.2～3.5m，地下水对基础无侵蚀性。详细的工程地质情况需参照热电厂建设时地质勘查资料。5.2.2水文气象蚌埠市属亚热带湿润季风气候、温带半湿润季风气候区过渡带，兼有两个气候带的特点，季风显著、四季分明、气候温和、雨量适中、光照充足、无霜期长。但因在中纬度，冷暖气团活动交锋频繁，且变化大，加上降水集中，常有旱、涝气候灾害发生。全年主导风向东北偏东风。平均风速2.5m/s；年平均气温15.1℃；近五年平均气压1013.8hpa。淮河流域地处我国南北气候过渡带，降水量年际变化和地区差异很大，其多年平均降水量为600～1500mm，自南向北递减，丰年降水量相当于枯水年降水量的3～7倍，淮河流域暴雨大多出现在6～9月，该4个月降水量占全年降水量的60～80%。根据蚌埠市水文气象资料统计，淮河蚌埠段多年平均降水量为920.2mm(1951～2004年)，最大降水量为1565mm(1956年)，最小年降水量为471.5mm(1978年)，多年平均水面蒸发量（E601）为1000mm。多年平均气温为15.4℃，极端最高气温为41.3℃（1959年），最低气温-19.4℃（1969年），年平均无霜期217天。95 淮河上游及淮南山区暴雨多、径流系数大，汇流快，洪峰高；淮北平原因地面平缓、河道坡度小、防洪标准低，汇流较慢，峰形矮胖，并受干流洪水顶托；淮河干流洪水峰高量大，经沿淮一连串的湖泊洼地调蓄后，洪水持续时间较长，蚌埠站一次较大洪水持续时间一般要一个月以上。根据蚌埠市气象站历年统计资料，主要气象要素如下：历年极端最高气温：41.3℃历年极端最低气温：-19.4℃最热月平均最高气温32.6℃历年平均气温：15.4℃历来最小相对湿度2%历年平均相对湿度72%最大积雪深度35cm最大冻土深度15cm历年最多年雷暴日数49天历年最少年雷暴日数18天历年平均雷暴日数30.4天历年平均日照为2036.5小时5.2.3主要原材料运输条件脱硫剂和脱硝剂运输采用外包方式予以解决，消石灰运输采用封闭罐车运输至消石灰仓。氨水运输采用危险化学品运输车运输至脱硝剂罐区。脱硫灰通过正压气力输送方式送至储灰仓。灰渣通过封闭自卸罐车送出厂至综合利用用户。运输道路利用热电厂现有的厂区道路。95 二期工程锅炉区域北一期工程锅炉区域图5.1-1中粮生化涂山热电厂厂区总平面布置图95 5.2.4交通运输蚌埠市位于安徽省北部，处于我国经济比较发达的东部沿海地区和资源丰富的中部地区的结合部。地理位置东经117°2"，北纬32°57"。淮河从市区北侧通过，京沪铁路、淮南铁路在本市交汇；公路四通八达，水陆交通极为方便。本工程拟建于中粮生化涂山热电厂内。距蚌埠市区约5km。西邻黑虎山路，南邻涂山路，北据淮河约2.5公里，东为八里沟，距合(肥)—徐（州）高速公路4.0km，距淮河蚌埠新港3.0km，距蚌埠铁路西货场3km，交通运输十分便利。5.2.5公共设施依托条件脱硫系统用水采用厂区现有工业水系统。脱硝系统用水采用厂区现有除盐水系统。袋式除尘器用压缩空气利用厂区一、三期现有空压机房，如压缩空气量不够考虑在一、三期增加一台空压机。5.2.6施工条件本改造项目施工水源、电源依托热电厂内现有设施。施工场地利用热电厂内现有空余场地。95 6工程技术方案6.1总图运输6.1.1项目组成采用“一炉一塔”的方案分机组脱硫，采用静电除尘器改造为电袋复合除尘器（或袋式）+循环流化床半干法脱硫工艺（CFB-FGD）+SNCR脱硝工艺；改造#1～3锅炉和#6～8锅炉。本工程拟建于中粮生化涂山热电厂内。距蚌埠市区约5km。西邻黑虎山路，南邻涂山路。6.1.2总平面布置热电厂目前现有能供烟气除尘脱硫脱硝系统改造项目使用的场地共有三块：（1）#1机组电除尘西侧场地，约1100m2（21×53m）；（2）#2烟囱北侧空地，目前为废钢材仓库院，总面积约1500m2（50×30m）；（3）#8机组电除尘东侧预留的扩建场地，面积约1900m2（39×50m）。给排水系统利用厂区现有排水系统，改造区域的排水采用明沟或暗管排入就近的下水道。供电利用厂区现有的电缆桥架从10kV厂区配电间单独引入电源至环保系统供电。其他弱电管线考虑从附近区域沿原方案布置。压缩空气利用厂区一、三期现有空压机房，如压缩空气量不够考虑在一、三期增加一台空压机。改造项目需充分利用现有空间，尽量减少建构筑物的拆除和重建。充分考虑全场布局的合理性，保持电厂整体协调。最大限度的减少对在运设施的影响，方便生产过渡。合理布置，保证脱硫、脱硝系统的运行可靠。本改造项目采用“一炉一塔”的方案分机组脱硫，采用静电除尘器改造为电袋复合除尘器（或袋式）+循环流化床半干法脱硫工艺（CFB-FGD）+SNCR脱硝工艺；改造#1～3锅炉和#6～8锅炉。现有四电场静电除尘器拆除后面三电场，保留第一电场，后面的电场改为袋式除尘器，同时原静电框架往引风机方向再新扩建一跨，原有静电框架基本利旧，两者组成“电袋”，作为半干法脱硫系统的除尘系统。电袋与锅炉房之间布置反应塔，反应器进口烟道做适当改造。95 在锅炉水平烟道处增加SNCR脱硝装置。#1~3锅炉的脱硫吸收剂储存区布置在#2锅炉与#3锅炉的静电除尘器之间的场地。#6~8锅炉的脱硫吸收剂储存区布置在#7锅炉与#8锅炉的静电除尘器之间的场地。所有改造锅炉的脱硝剂共用一个脱硝剂储罐。脱硝剂储罐布置在#6炉除尘器西侧场地。具体布置见总平面规划图，详见附图。6.1.3竖向布置(1)竖向布置方式改造场地与热电厂厂区室外标高一致。(2)雨、污水排水改造项目雨、污水排水系统利用热电厂现有的排水系统。6.1.4运输脱硫剂和脱硝剂运输采用外包方式予以解决，消石灰运输采用封闭罐车运输至消石灰仓。氨水运输采用危险化学品运输车运输至脱硝剂罐区。脱硫灰通过正压气力输送方式送至储灰仓。灰渣通过封闭自卸罐车送出厂至综合利用用户。运输道路利用热电厂现有的厂区道路。6.1.5管线及管沟布置管线布置以满足生产工艺要求和保证长期安全运行为目的，以路径最短捷，交叉最少，次要管线让主要管线，压力管道让无压管道，小管道让大管道的原则布置。6.1.6绿化厂区绿化是环境保护和美化厂容的一项重要措施。结合工艺流程、总平面布置和建筑形式进行综合规划。改造项目的绿化与热电厂本身绿化统一考虑。6.2工艺6.2.1脱硫系统6.2.1.1脱硫系统工艺原理循环流化床95 半干法烟气脱硫技术主要是根据循环流化床理论，采用悬浮方式，使吸收剂在净化塔内悬浮、反复循环，与烟气中的SO2充分接触反应来实现脱硫的一种方法。利用循环流化床半干法最大特点和优势是：可以通过喷水将净化塔内温度控制在最佳反应温度下，达到最好的气固紊流混合并不断暴露出未反应的消石灰新表面；同时通过固体物料的多次循环使脱硫剂具有很长的停留时间，从而大大提高了脱硫剂的利用率和脱硫效率。6.2.1.2化学过程和物理过程（1）化学过程当雾化水经过雾化喷嘴在净化塔中雾化，并与烟气充分接触，烟气冷却并增湿，氢氧化钙粉颗粒同H2O、SO2、H2SO3反应生成干粉产物，整个反应分为气相、液相和固相三种状态反应，反应步骤及方程式如下：①SO2被液滴吸收；SO2(气)+H2O→H2SO3(液)②吸收的SO2同溶液的吸收剂反应生成亚硫酸钙；Ca(OH)2(液)+H2SO3(液)→CaSO3(液)+2H2OCa(OH)2(固)+H2SO3(液)→CaSO3(液)+2H2O③液滴中CaSO3达到饱和后，即开始结晶析出CaSO3(液)→CaSO3(固)④部分溶液中的CaSO3与溶于液滴中的氧反应，氧化成硫酸钙CaSO3(液)+1/2O2(液)→CaSO4(液)⑤CaSO4(液)溶解度低，从而结晶析出CaSO4(液)→CaSO4(固)⑥对未来得及反应的Ca(OH)2(固)，以及包含在CaSO3(固)、CaSO4(固)内的Ca(OH)2(固)进行增湿雾化。Ca(OH)2(固)→Ca(OH)2(液)SO2(气)+H2O→H2SO3(液)Ca(OH)2(液)+H2SO3(液)→CaSO3(液)+2H2OCaSO3(液)→CaSO3(固)CaSO3(液)+1/2O2(液)→CaSO4(液)95 CaSO4(液)→CaSO4(固)⑦袋式除尘器脱除的烟灰中的未反应的Ca(OH)2(固)，以及包含在CaSO3(固)、CaSO4(固)内的Ca(OH)2(固)循环至净化塔内继续反应。Ca(OH)2(固)→Ca(OH)2(液)SO2(气)+H2O→H2SO3(液)Ca(OH)2(液)+H2SO3(液)→CaSO3(液)+2H2OCaSO3(液)→CaSO3(固)CaSO3(液)+1/2O2(液)→CaSO4(液)CaSO4液)→CaSO4(固)6.2.1.3脱硫工艺过程从锅炉出来的原烟气，由半干法净化装置底部进入循环流化床反应器。经文丘里加速，在净化塔湍流段，高温烟气与加入的吸收剂、循环灰充分混合，经增湿活化，与烟气中的SO2、HCl和HF等酸性物质发生化学反应，脱除掉大部分污染物。由净化塔的顶部出口排出后的烟气进入袋式除尘器除去大部分细灰，由除尘器除下的细灰和大颗粒大部分经过空气斜槽循环进入反应塔，少量经过排灰装置到输灰系统外排。净化后的烟气经引风机由烟囱排入大气。烟气通过脱硫塔底部的文丘里管的加速，进入循环流化床体，物料在循环流化床里，气固两相由于气流的作用，产生激烈的湍动与混合，充分接触，在上升的过程中，不断形成絮状物向下返回，而絮状物在激烈湍动中又不断解体重新被气流提升，使得气固间的滑落速度高达单颗粒滑落速度的数十倍；脱硫塔顶部结构进一步强化了絮状物的返回，进一步提高了塔内颗粒的床层密度，使得床内的Ca/S比高达50以上。这样循环流化床内气固两相流机制，极大地强化了气固间的传质与传热，为实现污染物高脱除率提供了根本的保证。喷入的雾化水以降低脱硫塔内的烟温，使烟温降至高于烟气露点15℃以上，从而使得SO2与Ca(OH)2的反应转化为可以瞬间完成的离子型反应。吸收剂、循环脱硫灰在文丘里段以上的塔内进行第二步的充分反应，生成副产物CaSO3•1/2H2O，还与SO3、HF和HCl反应生成相应的副产物CaSO4•1/2H2O、CaF2、CaCl2•Ca(OH)2•2H2O等。95 烟气在上升过程中，颗粒一部分随烟气被带出反应器，一部分因自重重新回流到循环流化床内，进一步增加了流化床的床层颗粒浓度和延长吸收剂的反应时间。烟气在文丘里以上的塔内流速为5～6m/s，从文丘里以上的塔高大约20m左右，这样烟气在塔内的气固接触时间大约为4～5秒左右，从而有效地保证了脱硫效率。从化学反应工程的角度看，SO2与Ca(OH)2的颗粒在循环流化床中的反应过程是一个外扩散控制的反应过程；SO2与Ca(OH)2反应的速度主要取决于SO2在Ca(OH)2颗粒表面的扩散阻力，或说是Ca(OH)2表面气膜厚度。当滑落速度或颗粒的雷诺数增加时，Ca(OH)2颗粒表面的气膜厚度减小，SO2进入Ca(OH)2的传质阻力减小，传质速率加快，从而加快SO2与Ca(OH)2颗粒的反应。只有在循环流化床这种气固两相流动机制下，才具有最大的气固滑落速度。同时，脱硫反应器内的气固最大滑落速度是否能在不同的锅炉负荷下始终得以保持不变，是衡量一个循环流化床半干法脱硫工艺先进与否的一个重要指标，也是一个鉴别半干法脱硫能否达到较高脱硫率的一个重要指标。喷入的用于降低烟气温度的水，通过以激烈湍动的、拥有巨大的表面积的颗粒作为载体，在塔内得到充分的蒸发，保证了进入后续除尘器中的灰具有良好的流动状态。由于SO3几乎全部得以去除，加上排烟温度始终控制在高于露点温度20℃以上，因此烟气不需要再加热，同时整个系统也无须任何的防腐处理。净化后的含尘烟气经反应器的顶部出口进入袋式除尘器除去大部分细灰，由除尘器除下的细灰和大颗粒大部分经过空气斜槽循环进入反应器，少量储存于布袋除尘器下灰斗外排。净化后的烟气经引风机由烟囱排入大气。其工艺流程图见脱硫工艺流程图，详细见附图。6.2.1.4脱硫吸收剂制备系统吸收剂存储设备为消石灰储粉仓，本工程设计分别为一期工程3×130t/h锅炉和二期工程3×260t/h锅炉各设置一座消石灰粉仓。消石灰粉Ca(OH)2由厂外运至厂内，通过罐车送到储粉仓。储粉仓下方连接称重小仓计量装置，石灰粉Ca(OH)2经称重计量后，通过气力喷射泵送入到脱硫塔，与塔内烟气以高传质的速度混合反应，脱除烟气中的酸性气体。储粉仓底部设压缩空气流化装置，防止石灰粉搭桥；顶部设有小型袋式95 除尘器。星型卸灰阀采用变频控制，可调节石灰粉Ca(OH)2的用量。消石灰仓共计2座，每座有效容积为170m3，可满足锅炉最大连续出力1~2天的消耗量。6.2.1.5烟道及反应塔系统反应器及烟道系统主要包括反应器、喷嘴、及相关连接烟道。烟气通过烟道由反应器下部进入反应器。工业水由雾化喷嘴雾化后喷入反应器，以很高的传质速率在反应器中与烟气混合，起到活化反应离子的作用，同时降低塔内温度，促进反应进行。活化后的氢氧化钙颗粒以很高的传质速率与烟气中的SO2等酸性物质混合反应，生成CaSO4和CaSO3、以及CaCl2等反应产物。这些干态产物小部分从反应器塔底排灰口排出并经仓泵输送至灰库，绝大部分随烟气进入袋式除尘器。喷嘴的供水由水泵提供，供气由独立贮气罐供给，水泵用水由水箱供给。水箱供水由工业水源提供。为保证良好的雾化效果，喷嘴由一台水泵单独供水。反应塔采用一炉一塔布置，#1~3号反应塔直径为4m，高28.00m；#6~8号反应塔直径为5.4m，高34.21m，可满足烟气停留时间的要求。6.2.1.6灰循环系统为提高吸收剂Ca(OH)2的利用率及脱硫效率，保证系统正常运行，本设计中设有灰循环系统。根据反应器中烟尘的浓度和脱硫效率来调节循环倍率。布袋除尘器灰斗中的灰排出后分两部分输送：一部分为循环灰，经流量控制阀控制后进入空气斜槽输送至反应器内，与烟气充分混合继续参加反应，循环利用；另一部分为外排灰进入仓泵，由仓泵输送至灰库存储。采用流量控制阀控制，可调节循环灰的量。空气斜槽的送风由流化风机供给，并通过蒸汽加热器加热，达到运行所需温度。6.2.1.7脱硫灰处理系统半干法脱硫系统设有两个出灰点：一部分是烟气反应器下部出灰，这部分灰主要是烟气初步沉降积灰和塔体事故排灰，灰量较少，间歇人工外排；另一部分是从袋式除尘器下空气斜槽出来的外排灰，外排灰由仓泵通过管道输送至灰库。输灰系统设有防堵疏通装置，出力不小于系统总输送量的200%。95 仓泵的用气由输灰贮气罐供给。输灰系统既能连续又能间断地输送系统收集到的脱硫灰。输灰系统的控制具备程控、手动远操和就地三种方式。输灰控制系统的正常运行方式为程序控制。灰库利用热电厂现有的灰库。6.2.2除尘系统当脱硫反应后的含尘气体由反应器进入原有一电场静电，预收掉70%~80%左右的粉尘，再进入后续的布袋除尘器，布袋除尘器内部结构上增设了沉降室，起到预分离的作用，进一步加强布袋预收尘，并保证布袋除尘器安全运行。在此沉降段内，烟气与导流板相撞击，粗颗粒粉尘掉入灰斗。气流随后折转向上，通过内部装有金属架的滤袋，粉尘被捕集在滤袋的外表面，使气体净化。净化后的气体进入滤袋室上部的清洁室，汇集到出风管排出。随着除尘器的连续运行，当滤袋表面的粉尘达到一定厚度时，气体通过滤料的阻力增大，布袋的透气率下降，用脉冲气流清吹布袋内壁，将布袋外表面上的粉饼层吹落，尘层跌入灰斗，滤袋又恢复了过滤功能。袋式除尘器本体设有旁路烟道，当温度或差压超过设定值时，旁路自动运行，以保证系统安全平稳工作。除尘器的底部灰斗中的灰部分经流量控制阀排出。考虑到烟气的组分特殊，酸露点较高，故在除尘器灰斗上设有蒸汽加热保温，仅在冷态情况下启动或临时停运时使用，保证布袋除尘器本体内壁不至于出现酸结露，在锅炉正常运行的条件下加热器关闭。烟气经布袋除尘器除尘后，经烟道进入引风机后被排入大气。本改造项目袋式除尘器技术性能如表6.2-1所示：表6.2-1袋式除尘器技术性能除尘效率≧99.9%清灰控制方式定阻、定时漏风率≤2%过滤风速0.8m/min滤袋材质PPS+PTFE滤袋规格Φ160×7300过滤面积#1~3锅炉除尘器：4300m2#6~8锅炉除尘器：7800m295 （1）袋笼袋笼的材质选择符合烟气脱硫和不脱硫运行两种工况的技术要求，考虑耐酸、耐碱、抗水。袋笼材料采用20号钢，有机硅处理。表面处理均匀，无漏喷或留有凸出物。袋笼的表面处理能适应这些气体通过而不会被腐蚀。否则袋笼被破坏进而导致滤料被受损的袋笼拉磨而损伤、毁坏。袋笼加工尺寸准确，表面平滑光洁。袋笼的加工在袋笼自动点焊机生产线上进行自动点焊、成型。（2）脉冲清灰系统脉冲清灰系统包括压缩空气气包、喷吹管、脉冲阀、管道系统、清灰控制系统。每个单元模块配一个气包，每个气包配置必备的辅助设备，包括管道，配件，减压阀，关断阀，控制设备。清灰系统设计合理，能够按要求完成清灰工作，电磁脉冲阀动作灵活可靠；清灰用的喷吹管采用无缝管，借助校直机进行直线度校正。喷吹短管（又称喷嘴）与喷吹管的焊接采用了工装模具，二氧化碳保护焊接，减少变形，保证喷吹短管间的形位公差。喷吹管借助支架固定在上箱体中，并设置了定位销，方便每次拆装后的准确复位。清灰系统能够实现在线，清灰力度和清灰气量能满足各种运行工况下的清灰需求；电磁脉冲阀的电控作了进一步的调整，脉冲宽度可调整至0.2s，保证脉冲喷吹时能有足够的气量来进行清灰。另外可从气源的压力上进行调整，调整至0.3MPa以上，使得喷吹时引入更多的诱导气流，进一步保证清灰效果。6.2.3脱硫除尘系统主要设计参数脱硫除尘系统主要设计参数如表6.2-2和表6.2-3所示。表6.2-2#1~3号锅炉烟气净化系统主要设计参数序号项目指标1锅炉额定蒸发量130t/h2额定处理烟气量176302Nm3/h3烟气温度140℃95 4进口二氧化硫含量（炉内不脱硫时，煤含硫份≤0.7%）≤1500mg/Nm35脱硫系统入口烟尘浓度25g/Nm36出口烟尘排放浓度≤30mg/Nm37二氧化硫排放浓度≤200mg/Nm38系统压降（塔进口至布袋出口）≤3500Pa（较改造前新增约2800Pa）9设计脱硫效率≧90%10年工作小时数（折算为满负荷运行时间）3500h11消石灰消耗量（炉内脱硫，单台炉）0.36t/h12工业水消耗量（单台炉）7.2t/h13较改造前，系统新增电耗（单台炉）100kW表6.2-3#6~8号锅炉烟气净化系统主要设计参数序号项目指标1锅炉额定蒸发量260t/h2额定处理烟气量290465Nm3/h3烟气温度140℃4进口二氧化硫含量（炉内不脱硫时，煤含硫份≤0.7%）≤1500mg/Nm35脱硫系统入口烟尘浓度26g/Nm36出口烟尘排放浓度≤30mg/Nm37二氧化硫排放浓度≤200mg/Nm38系统压降（塔进口至布袋出口）≤3500Pa（较改造前新增约2800Pa）9设计脱硫效率≧90%10年工作小时数（折算为满负荷运行时间）2台为8500h；1台为5000h11消石灰消耗量（炉内脱硫，单台炉）0.75t/h12工业水消耗量（单台炉）11t/h13较改造前，系统新增电耗（单台炉）175kW95 6.2.4脱硝系统6.2.4.1脱硝系统工艺原理SNCR技术是一种成熟的NOx控制处理技术。SNCR主要在870～1205℃下，向炉膛内高温烟气中喷射氨或尿素等还原剂，将NOx还原成N2，所用的还原剂可为液氨、氨水和尿素等。由于受到氨逃逸的限制，脱硝效率相对较低。SNCR长期现场应用一般能达到40％～55％的NOx脱除率。6.2.4.2化学过程SNCR脱除NOx技术是把含有氨基的还原剂喷入炉膛温度为870～1150℃的区域，该还原剂迅速热分解成NH3和其它副产物，随后NH3与烟气中的NOx进行SNCR反应而生成N2。还原NOx的主要方程式为：4NH3+4NO+O2→4N2+6H2O4NH3+2NO+2O2→3N2+6H2O8NH3+6NO2→7N2+12H2OSNCR还原NOx的反应对于温度条件非常敏感，炉膛上喷入点的选择也就是温度窗口的选择是SNCR还原NOx效率高低的关键。一般认为理想的温度范围为1000～1100℃，并随反应器类型的变化而有所不同。当反应温度低于温度窗口时，由于停留时间的限制，往往使化学反应进行的程度较低，反应不够彻底，从而造成NOx的还原率较低，同时未参与反应的NH3增加也会造成氨气逃逸。而当反应温度高于温度窗口时，NH3的氧化反应开始起主导作用。6.2.4.3还原剂对比SNCR系统的还原剂使用尿素或氨水均可。两者对比如表6.2-4所示。表6.2-4SNCR系统还原剂对比对比指标尿素氨水工艺系统影响分子式CO(NH2)2NH3·H2O分子量60.0635价格高较低N摩尔价格10291620市场供货状态粉状或粒状20%溶液95 尿素固体需要在工厂内配制成302%～50%的溶液，需要额外的溶液配制系统，增加了投资成本和操作难度常压下沸点分解38℃氨水易于挥发，需要在系统储运中考虑防挥发以及泄漏挥发的安全措施。溶液结晶温度17.7℃（40%）不适用尿素溶液在低温下结晶，所以在配制中考虑加热，在输送中考虑伴热，增加了投资运营成本和系统维护难度可燃性不可燃不可燃，氨气挥发体积浓度爆炸极限15%～25%氨水的浓度低于30%，属轻度碱性腐蚀品，车间卫生浓度限制不适用25ppm氨水系统在车间内和罐区需要设置泄漏报警（氨气浓度检测仪）气味轻微氨味>5ppm后气味非常刺激两种系统都需要综合考虑气味问题，室内布置要保持通风，尿素溶液制备要考虑粉料除尘，同时防止刺鼻气味弥漫储存和输送可用材料塑料、不锈钢（不能有铜、锌、铝等金属）玻璃钢，不锈钢（不能有铜或铜合金等）　综合原材料价格、市场供应情况、储运、安全性等角度考虑，本改造项目SNCR技术选择氨水作为还原剂。6.2.4.4SNCR各系统SNCR系统主要包括氨水储存系统、在线稀释系统、喷射系统三部分。在线稀释系统根据锅炉运行情况和NOx排放情况在线稀释成所需的浓度，送入喷射系统。喷射系统实现各喷射层的氨水溶液分配、雾化喷射和计量。还原剂的供应量能满足锅炉不同负荷的要求，调节方便、灵活、可靠。（1）氨水储存系统改造项目采用20%浓度的氨水，设一套氨水存储系统，两座100m3的储罐，能满足#1~3、#6~8台锅炉5天的用量。（2）在线稀释系统95 当锅炉负荷或炉膛出口的NOx浓度变化时，送入炉膛的氨水量也应随之变化，这将导致送入喷射器的流量发生变化。若喷射器的流量变化太大，将会影响到雾化喷射效果，从而影响脱硝率和氨残余。因此设计在线稀释系统，用来保证在运行工况变化时喷嘴中流体流量基本不变。特定氨水溶液从储罐输出后，增加了一路稀释水混入输送管路来稀释溶液，通过监测在线稀释水流量和氨水溶液流量来调节最终的氨水浓度以满足锅炉不同负荷的要求。稀释水的输送通过稀释水泵来实现。稀释水采用除盐水，由热电厂内除盐水站供应。除盐水水质要求如表6.2-5所示。表6.2-5SNCR系统稀释用除盐水水质名称条件pH值6～9全硬度<3mmol/kg钙硬度<2mmol/kg，作为CaCO3，<0.2mmol/kg全碱度<2mmol/kg，最好<0.2mmol/kg；铁<0.5mg/kg导电度<250µmhos没有明显的浑浊和悬浮固态物氨水溶液稀释系统设置有过滤器。本改造项目设有2台稀释水泵，一用一备。背压控制回路用于调节到各台炉的氨水溶液和稀释水的稳定流量和压力，以保证脱硝效果。因此，每台炉氨水溶液管路和稀释水管路均有背压控制回路，背压控制通过电动流量调节阀来实现。（3）喷射计量和分配装置根据锅炉炉内温度场，初步设置两个喷射区计量分配模块。喷射区计量分配模块是一级模块，每个模块由若干个流量测量设备和阀门设备组成。用于精确计量和独立控制到锅炉每个喷射区的反应剂流量和浓度。该模块连接并响应来自机组的控制信号，自动调节反应剂流量，对NOx水平、锅炉负荷、燃料或燃烧方式的变化做出响应，打开或关闭喷射区或控制其质量流量（4）喷枪设置95 根据锅炉炉膛CFD计算结果和热力计算结果，在130t/h锅炉旋风筒入口烟道上共布置6只喷枪，每个旋风筒3台；260t/h锅炉旋风筒入口烟道上共布置10只喷枪，每个旋风筒5台。喷枪外保护套采用耐磨刚玉。采用4mm保护套以达到较长的使用寿命。（5）喷射系统在线配制稀释好的氨水溶液将送到各层喷射层，各喷射层设有总阀门控制本喷射层是否投运，投运的喷射层则由电动推进装置驱动推进。各喷射层设有流量调节阀门和流量计量设备。短喷枪喷射所需的雾化介质采用压缩空气。压缩空气品质要求如表6.2-6所示。表6.2-6SNCR系统雾化用压缩空气品质压力0.5～0.7MPa0.7Mpa压力下露点-20℃含油≤0.1ppm含尘粒径≤1μm炉前压缩空气总管上设有压力测量，分路通到各喷射层，每个喷射层的压缩空气总管设有压力调节、压力测量，再通往各个喷射器。喷射器配有电动/气动推进器，实现自动推进和推出SNCR喷射器的动作。推进器的位置信号接到SNCR控制系统上，与开/停压缩空气和开/停氨水溶液的阀门动作联动，实现整个SNCR系统的喷射器自动运行。电动/气动推进器配置就地控制柜，可以直接就地操作控制推进器进行检修和维护，同时实现SNCR自控系统的远方程控操作，并显示设备实际工作状态信号。一个就地控制柜可以控制多个推进器，每层设有一个或者多个控制柜，用以分别控制该喷射层的推进器。在正常运行时，每个喷射层每面炉墙上的所有喷射器同进同退。6.2.4.5SNCR系统主要设计参数本改造项目SNCR系统主要设计参数如表6.2-7和表6.2-8。表6.2-7#1~3锅炉SNCR系统主要设计参数序号项目指标1锅炉额定蒸发量130t/h2额定处理烟气量176302Nm3/h95 3烟气温度140℃4初始NOx浓度（6%O2，标态，干基）250~350mg/Nm35出口NOx浓度（6%O2，标态，干基）≤200mg/Nm36NOx脱除效率50%；7氨逃逸量≤8mg/Nm3（标况、干态、6%O2）；8锅炉热效率影响≤0.5%；9年工作小时数（折算为满负荷运行时间）3500h10氨水（20%）消耗量（单台炉）0.145t/h11除盐水消耗量（单台炉）0.438t/h12较改造前，系统新增电耗22kW表6.2-8#6~8锅炉SNCR系统主要设计参数序号项目指标1锅炉额定蒸发量260t/h2额定处理烟气量290465Nm3/h3烟气温度140℃4初始NOx浓度（6%O2，标态，干基）250~350mg/Nm35出口NOx浓度（6%O2，标态，干基）≤200mg/Nm36NOx脱除效率50%；7氨逃逸量≤8mg/Nm3（标况、干态、6%O2）；8锅炉热效率影响≤0.5%；9年工作小时数（折算为满负荷运行时间）2台为8500h；1台为5000h10氨水（20%）消耗量（单台炉）0.263t/h11除盐水消耗量（单台炉）0.789t/h12较改造前，系统新增电耗44kW6.2.5改造项目烟气净化系统（脱硫除尘脱硝系统）主要设备表95 表6.2-8改造项目脱硫除尘系统主要设备表（#1~3锅炉）序号名称技术规格单位数量备注一工艺1脱硫系统　　　　1.1净化塔Φ4000套3　1.2降温雾化系统　套3　1.2.1雾化喷嘴KAMX2300套3　1.2.2脱硫水箱V=10m³个3　1.2.3脱硫水泵Q=6t/h台96用3备1.2.4雾化贮气罐V=3m³个3　1.3塔底出灰系统　套3　1.3.1手动插板阀400X400个3　1.4电袋系统　套3　1.4.1一电场静电利旧套3　1.4.2布袋除尘器本体S=4300m2套3　1.4.3储气罐V=3m³个31.5烟气系统　套3　1.5.2反应器入口膨胀节套3　1.5.3反应器出口膨胀节套3　1.6脱硫灰循环系统　套3　1.6.1循环灰空气斜槽XZ-400套6　1.6.2循环灰流量控制阀XZ-400配套个6　1.6.3手动截流阀XZ-400配套个6　1.6.4循环灰流化风机Q=800m³/h台6　1.6.5循环灰罗茨风机Q=19.5m³/min台6　1.6.6蒸汽加热器F=16㎡台6　1.7外排灰系统　套3　1.7.1手动插板阀DN250个6　1.7.2气动刀型闸阀DN250个6　1.7.3外排灰空气斜槽XZ200个6　95 1.7.4仓泵V=2m³台3　1.7.5输灰贮气罐V=4m³个3　2吸收剂供应系统　套1　2.1吸收剂输送系统　套1　2.1.1石灰粉仓V=170m³个23台炉共用　2.1.2库顶收尘器HMC32B3KW台1　2.1.3压力释放阀DN500个1　2.1.4汽化板150X300块7　2.1.5手动插板阀DN250个5　2.1.6气动双闸板阀DN250台5　2.1.7帆布膨胀节DN250个5　2.1.8称重小仓V=2m³个5　2.1.9插板阀180X180个5　2.1.10石灰星型卸灰阀180X180，0.75kw台5变频2.1.11帆布膨胀节180X180个5　2.1.12喷射泵1t/h套5　2.1.13输送罗茨风机Q=4.6m3/min,△P=49KPa,7.5KW套3　4管路系统　套3　5防腐、保温　套3　5.1油漆　套3　5.2岩棉　套3　5.3彩钢板δ=0.5mm套3　二电气套3三控制套3表6.2-9改造项目脱硫除尘系统主要设备表（#6~8锅炉）序号名称技术规格单位数量备注一工艺1脱硫塔部分套3　95 1.1净化塔Φ5400套3　1.2雾化喷嘴KAMX23008t/h套3（下喷嘴）1.3雾化喷嘴SA23014.8t/h套3（上喷嘴）1.4脱硫水箱V=20m³个3　1.5脱硫水泵Q=9t/h157m7.5kw台9六用三备1.6雾化贮气罐V=3m³个3　2塔底出灰部分　套3　2.1手动插板阀400×400个6　4电袋部分　套3　4.1一电场静电利旧套34.2布袋除尘器本体S=7800m2套34.3储气罐V=6m³套3　5烟气系统　套3　5.1静电出口膨胀节套3　5.2反应器进口膨胀节套3　5.3反应器出口膨胀节套3　6脱硫灰循环系统　套3　6.1循环灰空气斜槽XZ-500套6　6.2循环灰流量控制阀XZ-500配套个6　6.3手动截流阀XZ-500配套个6　6.4循环灰流化风机900m³/hΔP=5.5kPa4kw台6　6.5循环灰罗茨风机22.2Nm³/min，ΔP=30kPa18.5kw台6　6.6蒸汽加热器F=30㎡台6　7外排灰部分　套3　7.1手动插板阀Φ240个6　95 7.2星型卸灰阀Φ240,1.5kw个6　7.3仓泵V=2.0m³台6　7.4输灰储气罐4m³台3　8吸收剂供应系统　套1三台炉公用8.1石灰粉仓V=170m³个1　8.2库顶收尘器HMC64B4KW台1　8.3压力释放阀DN500台1　8.4汽化板150×300块13　8.5缓冲仓底动插板阀DN250个3　8.6缓冲仓底气动刀型闸阀DN250个3　8.7缓冲仓V=2m³个3　8.8消石灰喷射泵Q=2.5t/h个3　8.9消石灰罗茨风机12.73Nm³/minΔP=50kPa18.5kw个3　8.10变频石灰星型卸灰阀1.0~2.5t/h2.2kw台3变频9管路系统、钢结构及保温　套3　二电气套3三控制套3表6.2-10改造项目脱硝系统主要设备表（#1~3、#6~8锅炉）序号名称规格型号单位数量备注一工艺系统（一）还原剂储存和供应系统1氨水溶液储罐V=100m3台2共用95 2卸料泵Q=25m3/hH=40m台2一用一备3氨水输送泵Q=0.4m3/hH=130m台12八用四备（二）稀释水系统　　1工艺水箱V=5m3套1共用2稀释水泵Q=1.2m3/hH=130m台12八用四备（三）喷射系统　　1喷枪套6130t/h锅炉喷枪套10260t/h锅炉2水冷壁让管及密封箱套6130t/h锅炉水冷壁让管及密封箱套10260t/h锅炉（四）其它　　1管道及管件套1二自控系统套11磁翻板液位计套12氨水罐浓度计只13压力变送器套124压力表套12平均5电动开关阀C900只36流量计套37电动调节阀ZDLP-16K、C9004只58CEMS分析仪NOx、O2套19氨表NH3套110操作员站兼工程师站套111DCS柜及模块套112打印机套113电缆、桥架套1三电气系统套11配电（盘）柜套12低压动力电缆套13低压控制电缆套14现场按钮箱套195 5现场电源检修箱套16照明系统套17电缆桥架套18接地系统套16.3电气系统6.3.1脱硫除尘系统电气设计1.设计原则烟气净化系统的电气设计，将根据系统内负荷的分布情况及负荷级别等因素来设计。在兼顾系统的安全性与可靠性的前提下，达到系统内用电设备对电能质量的要求；同时注意接线尽量简单，操作安全方便可恢复能力强；且有一定的灵活性，能适应生产上的变化和设备检修的需要。2.选择依据根据系统的安全性、可靠性、可维护性及费用等技术经济指标来确定接线方案及进行元器件的选择。通常一个系统的总可靠性取决于单个元件的个数和可靠性；更安全的系统因为有更多的元件使事故点增多而使可靠性下降且费用会相应增加。在累试技术的基础上采用最佳技术经济指标的接线方案，并且采用高质量高可靠性的元件。3.电线电缆为了增强脱硫除尘系统的可靠性，该脱硫系统采用双电源进线，一用一备的供电方案。380V电力电缆选用聚氯乙烯绝缘铜芯电缆，控制电缆均选用铜芯。4.供配电系统1)380/220V供电系统：380/220V系统为中性点直接接地系统。每套脱硫除尘系统设置一个380VMCC段，脱硫除尘MCC段采用单母线接线，双电源供电方式，两路电源手动（自动）切换。业主为每套脱硫除尘系统提供两路相互独立的380VAC50Hz电源，并由业主负责引接至脱硫除尘电源进线柜进线端子。2)6KV供电系统95 改造项目不设6KV配电段。3)380/220V配电装置：（1）低压配电柜采用GCS型抽出式开关柜，开关柜内测量及控制满足工艺系统的运行要求，开关柜的主要电气元件采用国内一流产品。（2）低压开关柜的所有母线、分支线及连接点都绝缘，母线和分支均用铜材。（3）所有开关柜、控制箱柜盒的进出线缆全部采用下进下出方式。所有开关柜、控制箱柜盒的门板应可靠接地。（4）低压开关柜设置不少于10%的备用回路，布置在配电室的设备防护等级不低于IP21，就地检修、配电箱等防护等级不低于IP54。5.控制与保护(1)控制方式脱硫岛电气系统及引风机均纳入脱硫岛DCS控制。断路器和接触器控制电压均采用220VAC。开关柜的控制信号和位置指示信号进入DCS系统，就地控制按钮和指示信号设置在配电室内低压开关柜的面板上，机旁不设操作按钮和指示信号。(2)信号与测量所有开关状态信号均送入脱硫岛DCS。脱硫岛控制室不设常规测量表。测量点按《电测量及电能计量装置设计技术规程》配置。指示灯和按钮：合闸（接通）位置信号灯为红色，按钮为绿色；跳闸（跳开）位置信号灯为绿色，按钮为红色；从正面看绿灯在左,红灯在右；电源指示灯为白色。6.接地在脱硫区域内设置接地网。并与电厂主接地网有可靠的电气连接，且连接点不少于两个，脱硫装置本体上的金属构架需可靠接地；所有正常不带电的电气设备金属外壳及其管线、热控系统等均采用统一接地网，脱硫系统闭合接地网接地电阻不大于4欧姆。7.照明及检修系统95 新建各工艺系统设施、平台、通道的照明电源，均取自照明配电箱，除尘器、脱硫装置等室外设备采用工厂灯或三防工厂灯。检修电源由低压配电柜取得，检修电源详细位置在施工图阶段确定。6.3.2脱硝系统电气设计（1）供电系统脱硝系统低压场用电电压等级与厂内主体工程一致，厂用电系统中性点接地方式应与厂内主体工程一致。还原剂区工作单独设MCC，其电源引自厂区公用电源系统，采用双电源进线。（2）直流系统脱硝系统控制电源采用交流电源控制，当直接电源引接方便时，也可以考虑采用直流电源。（3）二次线脱硝电气系统宜在程控室控制，控制水平与工艺专业协调一致。6.4热工控制系统6.4.1概述烟气净化系统的自动监测与控制采用DCS系统，实现对半干法烟气脱硫除尘系统和脱硝系统的顺序自动启停，运行参数自动检测和储存，并对关键参数实行自动调节，使烟气净化系统实现自动控制。为保证烟气脱硫除尘脱硝效率和设备的安全经济的运行，将设置完整的热工测量、自动调节、控制、保护及热工信号报警装置。为节省投资，又能方便运行，烟气净化监控系统采用控制室DCS系统集中监控和现场监视相结合的控制方法。布袋为逻辑喷吹，采用PLC独立控制。所有取样点设在介质稳定且便于安装维护的位置。仪表设备和机柜的防护等级，室内为IP32；室外及现场为IP54。每个机柜内的每个类型I/O测点都有15%的备用量。每个机柜内的15%模件插槽备用量，并将插槽至现场接线用的端子排之间的盘内接线全部配齐。控制器的处理器处理能力有60%余量，操作员站处理器处理能力有60%余量。6.4.2自动化水平改造项目采用DCS系统。本系统硬件集成程度高，工艺先进，采用封装模块。本方案硬件选用具有多年现场应用实例。（1）系统功能概述95 整个DCS系统共配置1台工程师站，1台操作员站,1台打印。具有数据采集、控制运算、控制输出、设备和状态监视、报警监视、远程通信、实时数据处理和显示、历史数据管理、日志记录、事故顺序识别、事故追忆、图形显示、控制调节、报表打印、高级计算，以及所有这些信息的组态、调试、打印、诊断、系统下装、在线增量下装等功能。（2）工程师站功能工程师站主要完成设备、数据库、图形、控制算法、报表和系统参数的离线组态及管理、系统初始下装和在线下装等功能。此外，工程师站也可切换到在线模式，运行操作员站软件，实现操作员站功能。（3）操作员站功能操作员站主要执行操作员的命令，包括接收来自操作员的键盘、鼠标的信息，进行各种监视信息的显示和查询，如工艺流程图显示、报警监视、日志查询、各种表格和列表显示和打印，或者输入操作员的命令和参数，修改系统的运行参数，实现对系统的人工干预,如在线参数修改、控制调节等。操作员站还可兼作打印服务器，配置打印机，实现在线自动打印和请求打印功能。工程师站进入组态必须有相应登录名和口令。操作员站可设置5种操作权限，可通过操作员专用键盘的硬锁进行权限锁定。也可由系统管理员用口令锁定。（4）现场控制站功能现场控制站通过现场总线接口完成数据采集、工程单位变换、控制运算、控制输出、通过系统网络将数据和诊断结果传送到操作员站等功能。（5）数据通讯网络该控制系统保留有与机组DCS系统的通信接口。该控制系统通过OPC实现统一的驱动管理，非常方便与其它系统交换实时数据。易于集成众多厂家的优秀成熟的产品，方便地在系统的实时数据、趋势报表、报警追忆、历史数据等功能中全面使用。95 6.4.3就地仪控设备脱硫除尘脱硝系统内所有的检测控制设备（包括就地指示仪表、取源部件、传感器、变送器、执行机构、接线盒等）。用于联锁保护的检测元件单独设置，并视信号的重要性考虑适当的冗余配置。仪控设备测量单位符合国际标准。就地温度计采用双金属温度计，不采用水银温度计。热电偶选用K、E分度，热电阻选用Pt100，热电偶、热电阻均选用防水型。所有变送器采用智能型，输出信号为4-20mA,误差小于满量程的0.2%。执行机构采用电动或气动执行机构并配有手轮，便于就地操作。所有安装在户外的就地仪控设备防护等级不低于IP54、具备可靠的防雨防尘措施。需要防冻的脉冲管路考虑防冻措施。测量烟气的取样管有防堵措施。就地连锁保护用压力开关考虑密封，达到防雨防尘的要求。6.4.4烟气连续监测系统（CEMS）改造项目设置烟气连续监测系统（CEMS）。脱硫系统前监测项目为：SO2、O2、温度、压力。脱硫系统后监测项目为：烟气流量、SO2、NOx、粉尘、O2、NH3、温度、压力。CEMS系统监测点的布置符合HJ/T75.2001和HJ/T76.2001等相关标准，满足工艺系统的控制及排放监测需要；同时在采样点附近预留手工检测孔，以满足性能测试要求。CEMS系统配置防堵以及吹扫装置。6.5土建设计6.5.1建筑烟气净化系统的建筑设计根据生产工艺流程、功能要求、热电厂主体工程等因素，结合平面布置和工艺组合进行设计，满足工艺要求的基础上与主体工程相协调。建筑物优先考虑自然采光和自然通风。6.5.2结构本改造项目利用锅炉原有烟道基础和除尘器基础。在核算现有除尘器基础能否满足改造后设备荷载要求的基础上进行基础设计。反应塔和电袋除尘器采用钢结构。消石灰仓采用独立基础，结构形式采用钢结构。脱硝剂罐区采用独立基础，结构形式为钢结构。95 6.6水工系统脱硫除尘系统采用工业水，来源于热电厂现有的工业水系统。脱硝系统采用除盐水，来源热电厂的除盐水系统。排水系统利用厂区现有排水系统，改造区域的排水采用明沟或暗管排入就近的下水道。6.7压缩空气系统压缩空气利用厂区一、三期现有空压机房。如压缩空气量不够在一、三期增加一台空压机。95 7环境保护7.1改造项目执行的环保标准国家于2011年7月29日发布了新的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011），根据新标准规定，2014年7月1日起，中粮生化涂山热电厂将执行新标准规定的大气污染物排放浓度限值，烟尘排放限值为30mg/m3、SO2排放限值为200mg/m3、NOx排放限值为200mg/m3。污水、固废及噪声排放标准按照热电厂现行的标准执行。污废水：执行《污水综合排放标准》（GB8978－1996）一级标准（1998年1月1日后建设的单位）。厂界噪声：厂界执行《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348－2008）中Ⅲ类标准；各作业场所执行《工业企业噪声控制设计规范》（GBJ87－85）中相应的标准限值；施工期执行《建筑施工场界噪声限值》（GB12523－90）。7.2改造前后机组大气污染物排放机组改造前后污染物排放对比如表7.2-1所示。表7.2-1机组烟气净化系统改造前后污染物排放对比（2×130t/h年运行时间3500h；3×260t/h中两台年运行时间8500h，一台年运行时间为5000h计）机组烟气量（Nm3/h）污染物锅炉出口污染物浓度（6%O2，标态，干基mg/Nm3）烟气净化系统出口浓度（6%O2，标态，干基mg/Nm3）总去除量（t/a）改造后排放量（t/a）#1176302烟尘25000301540819SO21500200802123NOx250~35020093123#2176302烟尘25000301540819SO21500200802123NOx250~35020093123#3（备用）176302烟尘2500030154081995 SO21500200802123NOx250~35020093123#6290465烟尘260003064119119SO215002003210493NOx250~350200370493#7290465烟尘260003064119119SO215002003210493NOx250~350200370493#8（年运行5000h计）290465烟尘26000303771744SO215002001888290NOx250~350200218290由上表可见，烟气净化系统经改造后，按2×130t/h年运行时间3500h；3×260t/h中两台年运行时间8500h，一台年运行时间为5000h满负荷运行计算，可实现烟尘总去除量364t/a（相对锅炉现有除尘设备出口烟尘量），实现SO2总去除量9912t/a，实现NOx总去除量1144t/a。改造项目完成后，烟尘总排放量230t/a，SO2总排放量1522t/a，NOx总排放量1522t/a。7.3改造项目污染防治措施（1）废水污染治理改造项目采用工艺系统简单、二次污染产生少的半干法脱硫工艺，废水产量极少。脱硝系统不产生废水。产生的雨水排入热电厂排水系统。（2）固废污染治理由于采用密闭式气力输送装置，无二次扬尘现象，有利于确保厂区的环境卫生质量。为保证设备排气对环境的影响，消石灰仓顶部设仓顶布袋除尘器。产生的脱硫灰送至灰库后综合利用。（3）噪声污染治理在与厂家定货时，提出噪声控制要求，选用低噪声设备，对于部分高噪声设备加装隔音罩。对于风机、水泵采用室内布置，并选用隔声门、窗。布置时将高噪声源尽量布置于远离围墙，以减少噪声对厂界的影响。7.4环境保护管理及监测7.4.1环保管理及监测机构、人员与设备95 改造项目的管理及监测，其机构、人员与必需的设备仪器及其用房面积，按《火电行业环境监测管理规定》设置，纳入热电厂的管理与监测。7.4.2环境监测监测工作的主要内容为：排污监测、污染处理设施运转效果监测、“三同时”竣工验收监测、污染事故应急监测。具体测点如下：（1）烟囱（烟气排放连续监测系统、对烟尘、SO2、NOx的浓度和排放量进行监测）。（2）除尘器进出口烟道（工人采样方式检测烟气排放及每次大修后测定除尘器效率）。（3）厂界噪声。具体监察项目，应遵照《火电行业环境监测管理规定》执行。改造工程配备烟气排放连续监测系统（CEMS）、对烟尘、SO2、NOx的浓度和排放总量进行监测，采集信号进入DCS系统作为数据储存，监视和分析之用，同时可供环保部门作为在线监测的依据。7.5结论烟气净化系统经改造后，按2×130t/h年运行时间3500h；3×260t/h中两台年运行时间8500h，一台年运行时间为5000h满负荷运行计算，可实现烟尘总去除量364t/a（相对锅炉现有除尘设备出口烟尘量），实现SO2总去除量9912t/a，实现NOx总去除量1144t/a。改造项目完成后，烟尘总排放量230t/a，SO2总排放量1522t/a，NOx总排放量1522t/a。因此本改造项目具有良好的环境效益和社会效益。脱硫灰可运往附近水泥厂或砖瓦厂作为原料，全部综合利用。工业和生活污水经处理后，全部能达标排放。噪声经隔声、降噪处理后，均能满足国家有关标准的要求。因此本改造项目具有明显的社会效益和环境效益，对于改善蚌埠市的环境，提高居民生活质量具有重大作用。工程建设及运行对环境的影响将在环境影响报告书中详细论述。建议建设单位尽快委托有资质单位编制环境影响报告书。95 8劳动安全、工业卫生及消防8.1设计依据为保证热电厂长期安全经济运行，设计中各专业均遵循国家有关规定、规范和标准，考虑了各系统、设备及布置方面的安全性，经济性及文明生产的要求，本章将各专业所采取的主要措施综合归纳如下：火力发电厂设计技术规程（DL5000－2000）火力发电厂油气管道设计规程（DL/T5204－2005）火力发电厂劳动安全和工业卫生设计规程（DL5053－1996）工业企业设计卫生标准（GBZ1－2010）工作场所有害因素职业接触限值（GBZ2－2002）建筑设计防火规范（GB50016－2006）建筑抗震设计规范（GB50011－2010）火力发电厂建筑设计规程（DL/T5094－1999）建筑内部装修设计防火规范（GB50222－95，2001年条文局部修改）建筑物防雷设计规范（GB50057－94）(2000年版)爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范（GB50058－92）火力发电厂和变热电厂照明设计技术规定（DL/T5390－2007）继电保护和安全自动装置技术规程（GB14285－2006）高压配电装置设计技术规程（DL/T5352－2006）电力配备典型消防规程（DL5027－93）火力发电厂总图运输设计技术规程（DL/T5032－2005）蒸汽锅炉安全技术监察规程（劳动发[1996]276号）火力发电厂与变热电厂设计防火规范（GB50229－2006）火力发电厂采暖通风与空气调节设计技术规定（DL/T5035－2004）电力建设安全工作规程（DL5009.1－2002）机械安全防护装置固定式和活动式防护装置设计与制造一般要求（GB/T8196－2003）国务院关于加强防尘、防毒工作的决定（国发[1994]97号）95 火电厂大气污染物排放标准（GB13223－2011）地表水环境质量标准（GB3838－2002）工业企业厂界噪声环境排放标准（GB12348－2008）城市区域环境噪声标准（GB3096－2008）特种设备安全监察条例（国务院2003）特种设备质量监督与安全监察规定（国家质量技术监督局2000）起重机械安全监察规定（国家质量监督检验检疫总局2006）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改造项目主要的事故隐患主要有：1）酸、碱及有毒气体、药物、尘埃等对人体和设备的损害。2）带电设备、旋转机械、热力设备、管道等对人员的伤害。3）高空坠落，各孔、洞、沟道对人员的伤害。4）各控制室人员集中处由于噪音、通风不畅等原因造成的人员影响。5）员工职业病等。8.2消防消防系统设计必须贯彻执行国家有关方针政策、规范、规定。消防工作应遵循“预防为主，防消结合”的方针，即：•防止火灾发生（防火）•探测初期火灾（火灾探测）•防止火灾蔓延到广泛的区域（阻火）•进行灭火消防（灭火）烟气净化系统的消防设计贯彻“预防为主、防消结合”的方针，防止或减少火灾危害。配置完整的消防给水系统，并按消防对象设置火灾自动报警装置和专用灭火装置，合理配置灭火器。消防系统容量按同一时间内火灾数一次设计。系统所涉及建筑物均按不低于二级耐火等级设计。建筑物采取以下防火措施：建筑物的基本构件构造设计具有足够的耐火极限，以保证必要时结构的耐火支持能力和分区的隔火能力；安全疏散路线简明直接，其疏散距离，楼梯通道和出入口的宽度满足规范要求；95 集控室、电子室及各类控制室的室内装修和隔断采用不燃烧材料，办公用具为不燃化或难燃化，并控制可燃物的贮放数量，以减少火灾的发生和降低蔓延速度；根据防火规范，钢质构件应采取防火保护措施。非承重构件的耐火极限应为0.5h，承重构件的耐火极限应为1h。建筑灭火器的配置按现行国家标准《建筑灭火器配置设计规范》（GB50140－2005）的有关规定执行。建筑物的墙、柱、梁、顶板等均采用非燃烧材料。电气设计合理选取线路负载与敷设方式，杜绝因过负荷、短接、虚接等火灾隐患。设置消防系统，本改造项目建筑物为DCS控制系统综合楼。根据《建筑设计防火规范》的规定，需设置室外消火栓，厂区室外消防给水采用稳高压消防给水系统，系统供水压力为0.8MPa，消防供水量不小于20L/s，火灾延续供水时间为3小时，能够满足要求。站内各自消防用水量10L/s，水源由厂区现有消防管道接入。配备必需的通信设施，以便有突发事件时及时与外界联系。脱硝系统设计消防用水水源取自电厂现有给水管网，采用DN150镀锌管引接消防水源至设计消火栓消防系统，通过DN100镀锌管直接供室外消火栓用水。设一套SS100－1.0型室外消火栓，布置在脱硝装置场地。8.3劳动安全与工业卫生8.3.1设计依据(1)《中华人民共和国安全生产法》2002.11.1实施；(2)劳动部劳字（1998）48号文《关于生产性建设工程项目职业安全卫生监察的暂行规定》；(3)《工业企业设计卫生标准》（GBZ1-2002）；(4)《工作场所有害因素职业接触限值》（GBZ2-2002）；(5)《工业企业噪声控制设计规范》（GBJ87-85）；(6)《建筑设计防火规范》（GB50016-2006）；(7)《建筑物防雷设计规范》（GBJ50057-94(2000版)）；(8)《中华人民共和国消防法》。8.3.2建设项目运行过程中职业危害因素分析(1)噪声95 装置内的电动机、风机、压缩机等机械设备在操作室产生很大的噪音，操作人员长期在噪声环境中工作会危害其健康。(2)安全防护与中毒脱硫系统以消石灰粉为SO2吸收剂，副产物为硫酸钙及亚硫酸钙等，无毒害性、无易燃易爆的危险性介质添加或产生、无高温高压的工艺过程。生产过程中主要职业危害因素为消石灰粉在输送和使用过程中可能形成的粉尘和一些大型流体输送设备（流化风机，高压水泵等）的噪声，对工人的健康有一定的危害。由于在运行过程中部分环节粉尘量较大，必须防止其对操作人员造成的伤害。脱硝系统吸收剂为氨水，具有一定的腐蚀性，不慎吸入会产生危害。8.3.3安全卫生防护要求和措施防尘按照《工作场所有害因素职业接触限值》（GBZ2-2002）的有关规定：脱硫系统内与生石灰粉尘有直接接触的场所，如消石灰粉仓、反应塔等，消石灰粉尘浓度不得大于10mg/m3。工程设计时对消石灰粉的输送，尽量采用机械化、自动化、全封闭系统，避免直接操作。粉仓的顶部设置脉冲式布袋除尘器，粉仓的底部通过密闭定量下料。易产生粉尘的工作场所地面排水良好，冲洗方便，设置必要的喷水防尘和个人防护等设施，降低由于粉尘对工人的健康带来的影响。防噪声：脱硫、脱硝系统的高压水泵，流化风机等大型运转设备会产生较大的噪声，为了减轻噪声对工人身体健康造成的影响，在设备订货时，要根据《工业企业噪声卫生标准（GBZ1-2002）》向厂家提出限制设备噪声的要求将设备噪声控制在允许的范围之内。任何噪声高于85dB（A）的设备，均需采取设备基础和进出口管道减振措施，或同时采用隔音材料、封闭空间进行隔音，将噪声控制在低于85dB（A）的水平。控制室内的防噪声设计要求低于60dB（A）。防腐蚀：消石灰粉为强碱性物质，有较强的腐蚀性，防止直接接触；氨水属于弱腐蚀性物质，不能用钢、铁、铜等容器盛放、装运，它对人的眼、鼻、及皮肤有敏感性刺激，使用时必须注意安全。防电伤害：电器设备应采取必要的机械，电气联锁装置以防止误操作。95 防触电及雷击：电气设备选用有五防设施的设备；严格执行电工持证上岗，配电室工作票制度；在高压电气设备的周围按规定设置栅栏或屏蔽装置。生产装置中的厂房及室外设备根据不同情况设置防雷击的避雷针、避雷带，所有电气设备要有防雷击设施并有接地设施。防机械伤害：所有机械外露传动部件均应加装防护装置或采取其它防护措施。设备布置上要留有足够的检修场地。所有钢平台及楼梯踏板要采用花纹钢板或格栅板以防工作人员滑倒。在所有楼梯孔、设备吊装孔、操作平台等处周围设置防护栏和盖板，以防高处跌落。安全标志：在与消防、安全有关的醒目位置，按《安全标志》（GB289-1996）要求，设置安全标志。防烫伤：在生产装置中对温度较高的设备和管道，为避免人体烫伤，设备和管道按规定予以保温，其表面温度不高于60℃。防暑与防寒：在控制室人员集中处，设有冷暖空气调节器以改善劳动条件。对热力设备、管道等做好保温隔热以减少热损失并防止烫伤。在有毒气体产生的场所如酸碱计量间、化验室和电气高、低压控制室等处均设有机械通风设备(换气次数≮8次/h)。对建筑物的室内地坪标高，高出室外地坪0.3m，室内与室外相通的电缆沟做好合适的坡度，在最低点设集水井，用于排放积水。8.4劳动安全及工业卫生机构与设施1）制定各工段的操作规程和管理制度，并进行必要的防爆、防火安全操作教育，严禁无证上岗操作。2）在各功能区的控制室附近设有更衣室、厕所等设施。3）设有必要的卫生医疗人员及维护设施。4）厂部设专门人员，负责全厂安全教育和技安监督评比；设一名安全监督员，以监督全厂安全工作。8.5职业病防治措施1）认真贯彻落实《中华人民共和国安全生产法》、《中华人民共和国职业病防治法》。2）及时更新设备、改善工作环境。3）为职工提供个人使用的职业病防护用品。4）对接触粉尘、烟尘及从事特殊工种的职工每年一次健康体检，查出身体有问题的职工进行及时对症治疗，对不适合继续在原岗位工作的职工调换工种或岗位。95 9节能和节水9.1设计原则(1)认真执行国家产业政策和行业的节能减排设计标准，做到合理利用能源，充分考虑能源二次使用和资源综合利用，以求最大限度地节约能源和资源，同时减少污染物排放量。(2)积极采用先进的节能新工艺、新技术、新设备，严禁采用国家或行业主管部门已公布淘汰的落后工艺、落后机电产品与工艺设备。(3)建设单位应作出长远的、近期的及年度节能规划和实施计划；选用节能设备，淘汰改造耗能高、污染大的设备；推广节能减排新材料、新工艺、新设备，做好节能减排改造工作。9.2节能措施9.2.1提高和完善系统的计量和监测仪表本工程设有数据采集系统（DAS），其作用主要是连续采集和处理所有与机组运行有关的重要测量信号及设备状态信号，及时向操作人员提供有关的运行信息，实现机组安全经济运行。为了加强运行管理和经济核算，进一步完善各工艺系统的计量和监测装置，在各种工艺系统上都装设了足够数量的计量或监测仪表，特别是与外部有联系的水、油、电等均设有计量仪表。9.2.2采用先进的控制系统本工程控制系统采用了先进的分散式（DCS）控制系统，由计算机控制机组启停、进行数据处理和参数调整。DCS系统的覆盖范围主要包括：数据采集和处理系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、顺序控制系统（SCS）等。及时向操作人员提供有关的运行信息，使机组快速、稳定地满足负荷变化的要求，保持稳定、经济运行。9.2.3优化系统及辅机材料的选择引风机、泵等采用高压变频器调速，以适应机组的多工况运行，节约电能。系统中的烟道、蒸汽管道、压缩空气管道等布置简捷、合理，节省管材、阀门及零部件，同时也就减少了介质的压力、温度损失，节约了能源。95 在设备、管道保温材料选用时，尽量选用新型轻质保温材料，采用计算机程序计算确定其最佳使用厚度，以达到降低能耗，节约能源的目的。9.3节约用水措施在设计过程中本着节约用水、一水多用、循环使用和废水回收利用的原则进行全厂水务管理和水量平衡。增加循环水的利用和中水回用。设计中考虑对用水量加以控制和计量的措施。9.4节约原材料措施各专业在工艺系统的设计中，力求管道布置合理、简捷顺畅；管道支吊架的位置、型式及荷重准确选择，防止因荷重余量过大而引起结构设计上的浪费原材料。主厂房结构施工中大量采用钢模板，节约木材。工艺系统的主要管系选用合理的介质流速，准确选择管道规格以避免压降损失增加，同时也避免管材浪费。95 10项目实施建议和工程招标10.1工程招标10.1.1编制依据12.1.1《中华人民共和国招标投标法》12.1.2原国家计委令第3号《工程建设项目招标范围和规模标准规定》。12.1.3原国家计委令第5号《工程建设项目自行招标试行办法》。12.1.4原国家计委令第9号《工程建设项目可行性研究报告增加招标内容和核准招标事项暂行规定》。10.1.2招标范围根据国家计委令第3号《工程建设项目招标范围和规模标准规定》第七条的要求，本项目的勘察、设计、施工、监理以及与工程有关的重要设备、材料等的采购，达到下列标准之一的，必须进行招标：（一）施工单项合同估算价在200万元人民币以上的；（二）重要设备、材料等货物的采购，单项合同估算价在100万元人民币以上的；（三）勘察、设计、监理等服务的采购，单项合同估算价在50万元人民币以上的；（四）单项合同估算价低于第（一）、（二）、（三）项规定的标准，但项目总投资额在3000万元人民币以上的。同时，该规定第八条内容为“建设项目的勘察、设计、采用特定专利或者专有技术的，或者其建筑艺术造型有特殊要求的，经项目主官部门批准，可以不进行招标”。根据以上规定，结合本工程具体情况确定本项目招标范围如下：勘察、设计、土建工程、安装工程、监理、设备、重要材料、其他应招标项目。10.1.3招标组织形式建设项目招标组织形式有委托招标和自行招标。10.1.3.1委托招标招标人（建设单位）可自行选择招标代理机构，委托其办理招标事宜，任何单位和个人不得以任何方式为招标人指定招标代理机构。95 招标代理机构须具备如下条件：1）有从事招标代理业务的营业场所和相应资金；2）有能够编制招标文件和组织评标的相应专业力量；3）有符合规定条件、可以作为评标委员会成员人选的技术、经济等方面的专家库。10.1.3.2自行招标由招标人（建设单位）自行招标：1）按《中华人民共和国招标投标法》规定，“招标人具有编制招标文件和组织评标能力的，可以自行办理招标事宜”。本项目建设单位为淮北热电有限公司，该公司具有编制招标文件和组织评标能力，可以自行办理招标。2）招标人（项目建设单位）自行招标有利于招标工作及项目建设的顺利进行。由具有建设管理及设备招议标成功经验的项目建设单位自行组织招标工作，对项目建设的顺利进行、工程技术管理的延续性、建设进度环节的准确把握控制、工程造价的控制管理等诸方面大有裨益。3）进行自行招标，招标人将严格按照《中华人民共和国招标投标法》、《工程建设项目自行招标试行办法》（2000年国家计委令第5号）、《评标委员会和评标方法暂行规定》（2001年国家计委等七部委）等法规的规定进行招标工作的规范运行，并接受有关部门的监督。10.1.3.3结论本项目招标组织形式可采用委托招标或自行招标，若采用委托招标，建议招标代理机构的工作必须接受建设单位在技术管理等诸方面的监督领导。10.1.4招标方式招标方式分为公开招标及邀请招标。10.1.4.1本工程可采用公开招标：采用公开招标方式时，应当发布招标公告。依法必须进行招标项目的招标公告，应当通过国家指定的报刊、信息网络或者其他媒介发布。招标人可以根据招标项目本身的要求，对投标人进行资格审查，国家对投标人的资格条件有规定的，依照其规定。10.1.4.2邀请招标：本工程亦可采用邀请招标：95 10.1.4.2.1本工程招标内容专业性较强，采用邀请招标较适宜。以设备招标为例，根据设备技术特性要求参考国家电力公司《电力工程主要辅助设备推荐厂商名录》、其他权威推荐名录及招标人掌握的厂商信息，选择满足技术要求、信誉良好、设备在本地区有成功运行经验的厂商进行本工程邀请招标，应是较适宜的方法。10.1.4.2.2建设单位已取得招议标的经验，更有利于本期工程邀请招标时对邀请厂商的有关选择筛选。10.1.4.2.3本项目招标内容繁杂、厂商众多、较适宜邀请招标。10.1.4.2.4采用邀请招标，有利于简化招标过程、缩短招标时间，对项目建设进度的加快有利。10.1.4.2.5本工程部分招标内容由于其技术特殊性及国内生产能力的局限，具备条件的厂商很少，则更适宜采用邀请招标或询价议标确定厂商。10.1.4.2.6采用邀请招标，招标人将严格执行以下原则：1）应当向三个以上具备承担招标项目的能力、资信良好的法人或者其他组织发出投标邀请书。2）邀请厂商的推荐应坚持公正公平原则、有利于提高工程建设水平原则、质优价合理信誉好原则。3）严格考察邀请推荐厂商的生产能力、业绩、信誉，作到高起点要求的邀请招标。4）邀请招标全过程接受有关部门的监督。10.1.4.3结论本工程招标方式可为公开招标或邀请招标。10.1.5总的结论根据以上论述，对本工程招标范围、招标组织形式、招标方式综述如下：10.1.5.1勘察本工程勘察单位确定应进行招标，可采用公开招标或邀请招标方式，招标组织形式为委托招标或建议建设单位自行招标。10.1.5.2设计95 本工程总体设计单位确定应进行招标，可采用公开招标或邀请招标方式。招标组织形式为委托招标或建议建设单位自行招标。10.1.5.3土建工程土建施工应选择具有相应资质的单位承担，为确保工程顺利施工，施工单位应有较好的施工组织设计及丰富的电力工程施工经历及本地区施工经验，故建议采用邀请招标方式确定施工单位。招标组织形式为委托招标或建议建设单位自行招标。10.1.5.4安装工程安装工程亦应选择具有相应资质的单位承担，为确保工程顺利施工，安装单位应有较好的施工组织设计及丰富的电力工程施工经历，故建议采用邀请招标方式确定施工单位。招标组织形式为委托招标或建议建设单位自行招标。10.1.5.5监理按国家有关建设项目应实行监理制的规定，本工程监理单位确定应进行招标，可采用公开招标或邀请招标方式，招标组织形式为委托招标或建议建设单位自行招标。10.1.5.6设备本项目重要设备及生产工艺配套之重要零星设备均应进行招标，可采用邀请招标，招标组织形式为委托招标或建议建设单位自行招标。招标设备具体主要内容如下（未全部计列）：1）脱硫除尘系统主要设备2）脱硝系统主要设备10.1.5.7重要材料重要、大宗、对施安质量及生产系统安全运行影响较大的施工安装材料应招标，可采用公开招标并结合材料情况部分采用邀请招标。招标组织形式为委托招标或建议建设单位自行招标。本报告从设计角度对本期工程招标工作的招标范围、组织形式、招标方式等方面作了以上初步设想，但其尚需在本项目审查时由上级主管部门及建设单位提出审查意见并确定。95 11工程项目实施条件和轮廓进度11.1改造项目实施要求因为本项目属环保改造项目，而中粮生化涂山热电厂的主要生产任务是要确保向中粮生化各生产区的供电、供汽稳定，故在实施项目改造的时，影响到生产系统运行的改造原则上只能生产安排各机组检修的期间进行，且必须单台进行改造，单台调试好交付运行后，方可进行下一台的改造。11.2轮廓进度本改造项目根据热电厂全厂统一协调要求，从开工到全部机组改造调试投产，工期14个月。影响工程进度有以下主要因素：资金到位，施工图设计进度，设备交货进度、现场施工条件及工程建设管理等。为确保工程进度，提出如下措施。（1）资金及时到位，科学安排资金流。在安排设备预付款，建设单位启动资金、工程设计费、施工单位进场和临建费后，应按工程网络计划做好工程建设年度、季度资金安排，以保证连续建设的需要和工程按预定网络计划运转。（2）根据施工需要、制定施工图交图计划。在工程初期，建设单位应与设计院共同研究施工图设计进度，根据网络计划和施工图卷册总目录，制定提交施工图顺序；合理安排施工初期急需的一些施工图卷册交付日期；整个工程施工图按期交付，以保证连续施工的需要。（3）按二级网络进度交付设备，满足施工需要。在工程建设期间，建设单位应根据网络计划和施工单位二级网络进度安排施工进度，合理安排建筑工程和安装工程交叉作业，设备应按合同规定准时交货，做到尽可能多的设备能直接抵达现场一次就位，减少二次搬迁及现场停留保管时间。11.3建设工期本改造项目根据热电厂统一协调要求，从开工到全部机组改造调试投产，工期13个月。项目轮廓进度如表11.3-1。95 表11.3-1项目轮廓进度序号项目内容工期（自然日）开始日期完成日期备注　项目建设工期487天2013.9.12014.12.311政府立项120天2013.9.12013.12.302招标　2.1总包单位招标20天2013.9.12013.9.202.2监理招标20天2013.9.202013.10.103初步设计3.1初步设计及审查20天2013.9.212013.10.104施工准备　　4.1施工前期准备15天2013.10.152013.10.30　4.2工程报建、施工许可证办理90天2013.10.12013.12.30　4.3总包单位施工图设计20天2013.10.102013.10.305施工　　　　5.1第1台大锅炉施工60天2013.11.12012.12.30　调试与试车15天2013.1.12013.1.15　5.2第2台大锅炉施工60天2014.3.12014.4.30　调试与试车15天2014.5.102014.5.20　5.3第3台大锅炉施工60天2014.6.152014.8.15　调试与试车15天2014.8.162014.8.30　5.4第1台小锅炉施工60天2014.3.152014.5.15　调试与试车15天2014.5.162014.5.305.5第2台小锅炉施工45天2014.7.152014.9.15调试与试车15天2014.9.162014.9.305.5第3台小锅炉施工60天2014.10.102014.12.10调试与试车15天2014.12.112014.12.2595 6调试与试车6.1总体调试20天2013.12.112014.12.31　　竣工验收　　　　1专项验收（安全、消防、环保监测）40天2015.1.52014.2.152专项验收（环保验收）25天2015.3.52014.3.303竣工验收30天2015.4.12015.4.30　4结（决）算、审计30天2014.7.12014.7.30　项目进度轮廓图如图11.3-1所示：95 序号时间阶段项目施工进度（月）2013年2014年2015年9月10月11月12月1月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月1月2月3月4月1政府立项3总包单位招标4监理招标5工程报建、办理6初步设计及审查7施工图设计8施工准备9第1台260t/h锅炉施工、调试10第2台260t/h锅炉施工、调试11第3台260t/h锅炉施工、调试12第1台130t/h锅炉施工、调试13第2台130t/h锅炉施工、调试14第3台130t/h锅炉施工、调试15总体调试16竣工验收95 12组织机构及人力资源配置12.1组织机构改造项目不设单独组织机构，纳入电厂的组织管理机构。12.2人力资源配置烟气脱硫除尘脱硝系统装置建成后，需有专人负责全厂脱硫除尘装置的运行、维护和管理工作。脱硫除尘装置维修、化验人员、后勤行政事务均由全厂统一管理；实行四班三运转制，操作管理人员定编为14名。其人员分配如下表12.2-1：表12.2-1烟气净化系统运营人员分配序号项目一班二班三班四班合计备注1脱硫除尘系统222282脱硝系统111143管理维修人员2合计33331495 13投资估算与财务评价13.1投资估算13.1.1固定资产投资估算本项目可行性研究报告新增固定资产投资9437万元，其中：建设投资9270万元，建设期贷款利息167万元。在固定资产投资9437万元中：建筑工程600万元，占投资比例6.36%；设备购置6710万元，占投资比例71.1%；安装工程750万元，占投资比例7.95%；其他费用（含建设期利息）1377万元，占投资比例14.59%。固定资产投资估算见表13.1-1，各部分投资所占比例见表13.1-2。13.1.1.1编制说明（1）建筑、安装工程根据本次建设的内容特征，参照类似造价标准估算。（2）设备购置根据企业提供的询价计算。设备价格中含有运输等费用。（3）其他费用参照国家有关部门的规定并结合项目情况估算。（4）预备费基本预备费：按工程费用与其他费用之和的5.6%计算。涨价预备费:根据国家发展计划委员会文件计投资[1999]1340号文规定,价差预备费投资价格指数按零税率，故不计算。（5）建设期贷款利息本项目建设期1年。根据规定建设期贷款利息列入固定资产投资内，贷款年利率按2012年7月6日颁布的贷款年利率6.55％计算。13.1.2流动资金本项目流动资金需要量采用分项详细估算法，经过测算，达产年流动资金需要量为201万元，其中铺底流动资金为60万元。流动资金估算见表13.1-3。13.1.3资金筹措及投资使用计划95 本项目新增固定资产投资9437万元（建设投资9270万元，建设期贷款利息167万元），其中：企业自筹资金4172万元，占建设投资比例45%；申请银行长期贷款本金5098万元及利息共5265万元。在新增流动资金201万元中，有141万元流动资金需申请银行短期贷款，流动资金借款年利率按2012年7月6日公布的年利率6%计算。投资计划与资金筹措见表13.1-4。13.2财务评价13.2.1概述：本项目经济评价按国家发改委、建设部颁发的《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）规定的评价原则并结合项目特点采用增量效益和增量费用，计算增量指标的方法进行。评价中采用动态与静态分析相结合，以动态分析为主。13.2.2营业收入及营业税金本项目为烟气脱硫脱硝改造工程，建成后可增加脱硫含税电价0.015元/度、脱硝含税电价0.008元/度，年供电量为492000000度。经过计算，达纲年份不含税营业收入为968万元，营业税金及附加（不含增值税）为-7万元，含增值税的营业税金及附加为-72万元。增值税率为17％，城建税及教育费附加分别占增值税额的7％、4％。营业收入与税金计算见表13.2-1。13.2.3生产成本与费用13.2.3.1原材料及电力费用（不含税）（1）原材料费用根据全年消耗量及材料市场价格计算。原材料费用计算见表13.2-3。（2）电力费用根据全年消耗量及市场价格计算。电力费用计算见表13.2-4。13.2.3.2工资本项目增加人员数为14人，年工资2.59万元/人，养老、医疗、福利等费用计入管理费用。13.2.3.3制造费用、管理费用及财务费用95 本项目固定资产折旧按分类折旧，建筑安装工程折旧年限25年，设备折旧年限12年，净残值率5%；大修理费按固定资产原值的2.5%计算。管理费用每年列入50万元。财务费用为经营期各还款年应付利息及流动资金贷款利息。总成本费用估算见表13.2-2，固定资产折旧费估算见表13.2-5。13.2.4利润与分配该项目在经营期内年平均利润总额为-1854万元，年平均净利润也为-1854万元；所得税率15%，盈余公积金10%。利润与分配见表13.2-6。13.2.5财务盈利能力分析主要是考察投资的盈利水平。该项目总投资收益率-18.03%，资本金净利润率-43.81%；该项目投资财务内部收益率：经计算，数据反映不出来；该项目投资财务净现值（ic=10%）：所得税前-15849万元，所得税后-14553万元；该项目投资回收期：所得税前、后均大于20年；项目投资现金流量分析见表13.2-7。项目资本金财务内部收益率：经计算，数据反映不出来；项目资本金现金流量分析见表13.2-8。毛利率：-180.68%，净利率：-191.53%，净资产收益率：-%（不适用），总资产回报率：-%（不适用），投资回报率：-19.88%，投资资本回报率：-%（不适用）。13.2.6清偿能力分析主要是依据贷款还本付息计算表、财务计划现金流量表、资产负债表，计算项目的建设投资借款偿还期、资产负债率、流动比率、速动比率，以考察项目的财务状况及清偿能力。95 13.2.6.1贷款偿还通过“借款还本付息计划表”可以看出，以折旧对借款偿还，可在8.72年内还清（包括建设期）。从表中可以看出，利息备付率（%）、偿债备付率（%）各年均为负数。详见:表13.2-10。13.2.6.2财务计划现金流量见表13.2-11，从表中可以看出项目计算期内各年均为负值。13.2.6.3资产负债：见表13.2-12。(1)资产负债率是反映项目各年所面临的财务风险程度及偿债能力指标，从表中可以看出，资产负债率很高。(2)流动比率、速动比率各年均为负数。13.2.7不确定性分析13.2.7.1盈亏平衡分析以生产能力利用率表示的盈亏平衡点：平均固定成本BEP=×100%（营业收入-营业税金-可变成本）1059=×100%968-（-7）-1770=-133.2%计算结果表明，盈亏平衡点已经超过100%，且为负数。13.2.7.2敏感性分析当营业收入、经营成本及投资等因素变化时对项目财务内部收益率、净现值的影响见表13.2-9。从表中可知，经营成本变化时对项目财务内部收益率、净现值的影响较大。13.2.8评价结论95 综上所述，本项目烟气净化系统经改造后，按2×130t/h年运行时间3500h；3×260t/h中两台年运行时间8500h，一台年运行时间为5000h满负荷运行计算，可实现烟尘总去除量364t/a（相对锅炉现有除尘设备出口烟尘量），实现SO2总去除量9912t/a，实现NOx总去除量1144t/a。改造项目完成后，烟尘总排放量230t/a，SO2总排放量1522t/a，NOx总排放量1522t/a。因此，环保效益和社会效益是巨大的。该项目没有财务效益，如果仅仅从财务效益来看是不可取的，但从环保效益、社会效益来看是可取的，也是可行的、必须的。项目主要数据和指标汇总见表13.2-13。95 14社会评价14.1社会影响分析我国是世界上主要的煤炭生产和消费国，也是以煤炭为主要一次能源国家。据统计原煤在我国一次能源构成中所占比例为70.7%，而用于发电的煤炭约占煤炭消费量49.1%。据统计，2010年全国SO2排放量为2185.1万吨，NOX排放量为2013.6万吨。随着我国经济发展，以煤为主的能源结构不会根本改变的现状，我国SO2和NOX的排放量还会进一步增加，对我国大气污染产生严重影响。电力行业历来是SO2和NOX的污染源大户。在国民经济和社会发展第十二个五年规划纲要中明确提出：十二五期间减排目标：SO2排放减少8%，NOX排放减少10%。同时强化污染源管理，推进火电、钢铁等行业SO2和NOX的治理。国家于2011年7月29日发布了新的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）。根据新标准规定，2014年7月1日起，中粮生化涂山热电厂将执行新标准规定的大气污染物排放浓度限值，烟尘排放限值为30mg/m3、SO2排放限值为200mg/m3、NOX排放限值为200mg/m3。烟气净化系统经改造后，按2×130t/h年运行时间3500h；3×260t/h中两台年运行时间8500h，一台年运行时间为5000h满负荷运行计算，可实现烟尘总去除量364t/a（相对锅炉现有除尘设备出口烟尘量），实现SO2总去除量9912t/a，实现NOx总去除量1144t/a。改造项目完成后，烟尘总排放量230t/a，SO2总排放量1522t/a，NOx总排放量1522t/a。因此本项目实施对蚌埠市的环境质量状况的改善将起到积极的作用，具有显著的正面社会影响。14.2社会风险分析本改造项目产生的主要社会风险因素有：1.项目建设的合法性本改造项目的建设符合国家环境保护政策，符合安徽省和蚌埠市当地环境保护政策和规划的要求。项目前期工作的开展符合国家项目建设审批程序等。改造项目建设的合法性不存在风险。2.项目建设标准95 国家于2011年7月29日发布了新的《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2011）。改造项目执行该最新标准，符合国家法规要求。3.建设用地及征地拆迁补偿改造项目的建设在中粮生化涂山热电厂已有的厂区内，建设用地已确定。征地及拆迁补偿风险不存在。4.既有建（构）筑物及管线拆改根据改造方案的要求，需要对机组现有的部分设备及其钢结构、部分管线等进行拆改。在技改项目进行时应统筹全局，合理安排拆改项目进度，论证施工组织设计，在不影响厂区生产下进行改造项目的施工。5.施工措施施工过程中会产生噪音影响、环境影响、出行不便等因素，以及施工安全、施工管理等方面不稳定因素，同时还要考虑用工安全、安全保障、工资发放、工程款支付等产生引发社会不稳定的因素；建设单位、施工单位、地方政府紧密配合，采取有效防范措施，可有效降低引发社会不稳定问题的可能性，及时化解矛盾，社会稳定风险等级评价为低风险。14.3社会评价结论经分析，本改造项目对改善当地环境质量现状，推进国家节能减排政策起到积极的正面作用，具有良好的环境效益和社会效益。在项目实施过程中，可能会产生较低的施工措施风险，在建设单位、施工单位和当地政府的紧密配合下，采取有效防范措施，可有效降低引发社会不稳定问题的可能性，及时化解矛盾。95 15风险分析15.1主要风险因素识别本改造项目实施过程中可能潜在的主要风险因素包括以下方面：（1）技术风险改造项目使用的工艺在国内有较多的应用业绩，技术成熟，。国内同类项目运营情况表明改造项目选用的工艺有较好的污染物去除效率，运营情况稳定，正常工况下可满足国家和当地的规定的环保标准。技术风险较低。（2）资源风险本改造项目使用的原材料产量丰富，价格较低且容易采购，供应有保证。公用工程使用的水源、气源等来源于电厂内已有的系统。（3）资金和财务风险本项目自筹资金45%，贷款55%。资金筹措和贷款渠道均已落实。资金和财务风险较低。（4）政策风险本项目符合国家最新环保标准，符合国家和地方环境保护规划，具有显著的环境效益和社会效益。本项目实施没有政策风险。15.2风险程度分析与评价根据上述风险因素分析，本项目风险等级为一般性风险，在实施过程中风险较低，可通过一系列措施规避风险。15.3风险防范本项目在实施过程中可与工程建设各方协作，优化设计、施工方案，避免技术风险。在项目启动时落实资金来源，避免资金落实不到位等情况发生。95 16结论与建议16.1主要结论本改造项目技术方案为：（1）采用“一炉一塔”的方案分机组脱硫，采用静电除尘器改造为电袋复合除尘器（或布袋）+循环半干法脱硫工艺+SNCR非催化还原法脱硝工艺；（2）根据热电厂机组运行现状分析及未来运行状况的预测，改造#1～3锅炉，按3台锅炉同时运行的负荷设计脱硫除尘脱硝的主体工艺及配套系统。#6～8锅炉，按3台锅炉同时运行的负荷设计脱硫除尘脱硝的主体工艺及配套系统。烟气净化系统经改造后，按2×130t/h年运行时间3500h；3×260t/h中两台年运行时间8500h，一台年运行时间为5000h满负荷运行计算，可实现烟尘总去除量364t/a（相对锅炉现有除尘设备出口烟尘量），实现SO2总去除量9912t/a，实现NOx总去除量1144t/a。改造项目完成后，烟尘总排放量230t/a，SO2总排放量1522t/a，NOx总排放量1522t/a。满足了最新国家污染物排放标准，改善了蚌埠市当地环境，具有良好的环境效益和社会效益。本项目新增固定资产投资9437万元（建设投资9270万元，建设期贷款利息167万元），其中：企业自筹资金4172万元，占建设投资比例45%；申请银行长期贷款本金5098万元及利息共5265万元。从以上分析可以看出，本项目实施后具有较好的社会效益和环保效益，符合国家产业政策。希望本项目建设资金及时到位，精心组织，科学管理，早日建成投产，尽快发挥投资效益。16.2建议（1）建议下一步工作中尽快落实现有设备基础能否满足改造后设备荷载要求，以便尽快落实土建改造方案。（2）建议建设单位与政府部门沟通，争取本项目申请节能减排专项资金补贴，增强本项目的经济性。（3）建议建设单位尽快委托有资质的单位编制环境影响报告书，落实本项目的总量控制指标。落实本项目的排污交易情况，增加本项目的经济效益。16.3主要技术指标表95 表16.3-1#1~3号锅炉烟气净化系统主要设计参数序号项目指标1锅炉额定蒸发量130t/h2额定处理烟气量176302Nm3/h3烟气温度140℃4进口二氧化硫含量（炉内不脱硫时，煤含硫份≤0.7%）≤1500mg/Nm35脱硫系统入口烟尘浓度25g/Nm36出口烟尘排放浓度≤30mg/Nm37二氧化硫排放浓度≤200mg/Nm38系统压降（塔进口至布袋出口）≤3500Pa（较改造前新增约2800Pa）9设计脱硫效率≧90%10年工作小时数（折算为满负荷运行时间）3500h11消石灰消耗量（炉内脱硫，单台炉）0.36t/h12工业水消耗量（单台炉）7.2t/h13较改造前，系统新增电耗（单台炉）100kW表16.3-2#6~8号锅炉烟气净化系统主要设计参数序号项目指标1锅炉额定蒸发量260t/h2额定处理烟气量290465Nm3/h3烟气温度140℃4进口二氧化硫含量（炉内不脱硫时，煤含硫份≤0.7%）≤1500mg/Nm35脱硫系统入口烟尘浓度26g/Nm36出口烟尘排放浓度≤30mg/Nm37二氧化硫排放浓度≤200mg/Nm38系统压降（塔进口至布袋出口）≤3500Pa（较改造前新增约2800Pa）95 9设计脱硫效率≧90%10年工作小时数（折算为满负荷运行时间）2台运行8500h；1台运行5000h11消石灰消耗量（炉内脱硫，单台炉）0.75t/h12工业水消耗量（单台炉）11t/h13较改造前，系统新增电耗（单台炉）175kW表16.3-3#1~3锅炉SNCR系统主要设计参数序号项目指标1锅炉额定蒸发量130t/h2额定处理烟气量176302Nm3/h3烟气温度140℃4初始NOx浓度（6%O2，标态，干基）250~350mg/Nm35出口NOx浓度（6%O2，标态，干基）≤200mg/Nm36NOx脱除效率50%；7氨逃逸量≤8mg/Nm3（标况、干态、6%O2）；8锅炉热效率影响≤0.5%；9年工作小时数（折算为满负荷运行时间）3500h10氨水（20%）消耗量（单台炉）0.145t/h11除盐水消耗量（单台炉）0.438t/h12较改造前，系统新增电耗22kW表16.3-4#6~8锅炉SNCR系统主要设计参数序号项目指标1锅炉额定蒸发量260t/h2额定处理烟气量290465Nm3/h3烟气温度140℃4初始NOx浓度（6%O2，标态，干基）250~350mg/Nm395 5出口NOx浓度（6%O2，标态，干基）≤200mg/Nm36NOx脱除效率50%；7氨逃逸量≤8mg/Nm3（标况、干态、6%O2）；8锅炉热效率影响≤0.5%；9年工作小时数（折算为满负荷运行时间）2台运行8500h；1台运行5000h10氨水（20%）消耗量（单台炉）0.263t/h11除盐水消耗量（单台炉）0.789t/h12较改造前，系统新增电耗44kW95'