某石化公司烟气脱硫项目可行性研究报告 97页

'1总论1.1项目及建设单位基本情况1.1.1项目基本情况1.1.1.1项目名称中国石油####石化公司化肥厂煤锅炉烟气系统增设脱硫设施。1.1.1.2项目建设性质本项目为####石化化肥厂供热燃煤锅炉的烟气净化技改工程，是新建环保项目。1.1.1.3项目建设地点拟建在####石化分公司化肥厂锅炉烟道、烟囱外侧的空地上（面积约70m×80m）。1.1.2建设单位基本情况1.1.2.1建设单位名称、性质及负责人建设单位名称：中国石油天然气股份有限公司####石化分公司企业性质：国有股份制企业公司法人：#########(代)1.1.2.2建设单位概况中国石油####石化分公司始建于1975年4月。占地18平方公里，地处####东北郊25公里处，紧邻吐-####-大高速公路和216国道。位于####三大油田中央，毗临吐-####-大高速公路。交通极为便利。1999年8月，中国石油总公司进行了战略重组，####石油化工总厂分为####石化公司和####石化总厂两个独立核算的单位。中国石油天然气股份有限公司####石化分公司是集炼油、化肥、化纤于一体的石油化工、化纤生产基地。于2000年元月17日正式通过ISO90021国际质量体系认证。下属炼油厂、化肥厂、化纤厂、热电厂、原料办、经销公司以及科研所等9个单位。目前生产石油化工、化纤共计9大类56个品种，具有较强的资产和技术优势。有多项产品获国优、省优、部优和####名牌产品称号。1.2编制依据及原则1.2.1编制依据1）中国石油####石化分公司关于化肥厂锅炉烟气脱硫装置可行性研究报告编制的设计任务委托书（见附件一）；2）中石油####石化公司化肥厂提供的《基础数据调查表》和现场踏勘调研等有关基础资料；3）国务院关于酸雨控制区和二氧化硫污染控制区有关问题的批复（国函[1998]5号文）；4）国家环保局、国家经济贸易委员会、科学技术部关于发布《燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策》的通知（环发[2002]21号文）；-40- 5）国家标准《锅炉大气污染物排放标准》GB13271-2001；6）国家发展计划委员会、财政部、国家环境保护总局，国家经济贸易委员会第31号令：《排污费征求标准管理办法》(2003.2.28)；7）国家发展和改革委员会文件：发改能源[2004]864号，国家发展改革委员会关于燃煤电站项目规划和建设有关要求的通知(2004年5月6日)；8）与本工程相关的其他法律法规；9）中油天然气股份有限公司：《炼油化工建设项目可行性研究报告编制规定》（2002年）；10）原化学工业部：《化工建设项目可行性研究报告内容和深度的规定》（1997年）；11）与本工程相关的其他工程技术标准规范及强制性标准。1.2.2编制原则1）遵循“工艺成熟、运行稳定、脱硫效率高、投资省、无二次污染”的原则，经综合比较各方案后提出推荐方案。2）贯彻“安全可靠、经济实用、符合国情”的指导方针，精心设计，充分优化，使实施方案经济合理、可用率高，并在保证技术指标的前提下努力降低工程造价。3）脱硫系统工艺设计方案的拟定视本工程的实际情况，妥善处理好与已建工程的衔接关系，尽可能减少在工程实施过程中对主体锅炉运行的影响。4）充分利用化肥厂的现有场地、现有公用工程设施，节约工程投资。5）根据脱硫副产品回收系统的工艺要求，以及物料特性，设计方案简单可靠。6）吸收剂由废氨水及纯氨水配置而成；副产品硫铵以含杂质的干燥固体形态送出界区，作为####石化总厂的复合肥装置的生产原料。7）综合考虑化肥厂燃煤含硫量的变化趋势，脱硫装置系统设计及设备选型考虑一定适应能力。8）脱硫装置采用可与主体工程接口的DCS集中控制。提高自动化程度，控制定员，减轻工人劳动强度。9）为保证化肥厂锅炉的可靠、稳定运行，脱硫装置的启动与停运不影化肥厂的正常运行。当锅炉负荷调节时，脱硫装置可以同步调节，避免超量投入，降低运行成本。1.3研究范围（1）本工程可行性研究的范围包括：脱硫工程的建设条件描述；脱硫技术方案的比较与优化；总平面布置方案设计；锅炉烟气脱硫装置界区范围内的烟气系统、吸收系统、氨/水系统、氧化空气系统、硫酸铵分离、干燥系统的工艺、管道、设备、电气、自控、土建、给排水、技术经济等各专业方案设计；-40- 投资估算及运行成本、财务经济分析。（2）边界条件装置边界条件原则上以装置界区范围外1m为限，工程所需的原材料和公用工程介质（水、电、蒸汽、压缩空气）均由业主负责送至装置边界。边界外新增内容费用在概算中单列。1.4项目背景及建设理由1.4.1项目背景中国石油天然气股份有限公司####石化分公司（以下简称####石化）位于########市郊区东北部的东山区，大部分与米泉市相邻，西南与####矿务局相邻，距####市中心约25公里。####石化系20世纪70年代建设的大型石油化工综合企业，所辖主要生产厂和装置有炼油厂、化肥厂、化纤厂、编织袋厂及复合肥装置、三聚氰胺装置以及为####石化服务的自备热电厂等。生活区集中在西部，工业区在东北部。配套的生活福利设施有医院、剧院、体育场、学校、宾馆、公园及职工家属宿舍，总占地面积16平方公里，职工1.1万人，全区共3万人。根据####市环保局《####市地面水域功能区划分规定》，建设项目所在的####石化地区远离饮用水水源保护区，亦不属于农业用水区域。工业废水经污水处理系统处理后排入污水库，并经污水库（天然氧化塘）的进一步处理，污水库出水水质低于《污水综合排放标准》（GB8978－1996）中二级标准。根据####环保局对####石化公司一化肥油改气项目环评适用标准的批复和####市环保局《####市环境空气质量功能区划分规定》，####石化公司生产区环境空气质量功能区划分为三类区，生活区环境空气质量功能区划为二类区（混合区）。根据####市环保局《####市城市区域环境噪声标准适用区域划分规定》，####石化地区为石油化工工业区，为噪声3类标准适用区。在####石化日常环境管理工作中，生产区执行《环境空气质量标准》（GB3095－1996及其2000年修改单）中的三级标准，生活区执行《环境空气质量标准》（GB3095－1996及其2000年修改单）中的二级（混合区）标准。加热炉及工业炉窑废气执行《工业炉窑大气污染物排放标准》（GB9078—1996）中的三级标准，其它工艺废气执行《大气污染物综合排放标准》（GB16297－1996）表2中三级标准；《恶臭污染物排放标准》（GB14554—93）中的三级新扩改标准。电厂煤锅炉执行《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223－2003）Ⅰ时段标准，化肥厂煤锅炉执行《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271－2001）Ⅰ时段标准。厂界噪声执行《工业企业厂界噪声标准》（GB12348－90）。污水库出口排放废水执行《污水综合排放标准》（GB8978－1996）中二级标准。1.4.2项目建设的理由####地区大气污染性为沙尘、煤烟混合型污染，SO2的年日均值平均为0.024mg/Nm3，总悬浮物年日平均值0.434mg/Nm3。其中石油化工行业在####地区烟尘排放占10.85%、SO2排放占10.34%。在城市环境综合整治定量考核指标中，####-40- 是污染最严重的城市，是SO2的排放量最大的地区。####市近年来全年平均SO2的排放量为65009.23吨，烟气排放量30712.92吨。超过国家《环境空气质量标准》的三级标准，被列为二氧化硫污染控制区。####石化公司地处二氧化硫控制区，不仅要求二氧化硫达标排放，同时，还要实行总量控制。根据####环保局新环财函[2005]54号文关于中国石油####石化分公司污染物排放总量控制指标的批复，####石化公司“十一五”期间拟建项目建成，拟采取的SO2减排措施实施后，“SO2排放量控制在1.6万吨的总量以下。”而化肥厂煤锅炉排放的SO2占公司二氧化硫排放总量约26％，因此，####石化公司已将削减燃煤锅炉二氧化硫排放量作为公司下一步的环保目标。####石化全厂烟气排放总量及主要污染物排放浓度现状详见附件一。根据####石化分公司化肥厂锅炉烟气2003年至2005年期间监（检）测数据，####石化化肥厂现有2台210t/h燃煤锅炉烟气中污染物排放浓度在以下范围内：最低值最高值NOx：395mg/m3450mg/m3烟尘：75mg/m3135mg/m3CO：1.3mg/m3（几乎检不出）烟气排放量：423000Nm3/h505000Nm3/hSO2：645mg/m31150mg/m3每年锅炉运行按8400小时计，则两台锅炉烟道气排放量为355320～424200万标立方/年，按污染物排放浓度测算，SO2排放量为2292～4878吨/年；烟尘排放量为266～573吨/年。对####石化化肥厂现有的2×210t/h锅炉进行烟气脱硫技术改造，实施锅炉烟气净化治理措施，对削减公司二氧化硫排放总量有较好的效果。####石化化肥厂燃煤锅炉烟气排放总量及主要污染物排放浓度现状详见附件二、附件三。1.4.3主要外部有利条件炼油厂两套污水汽提装置有充分的待综合利用的汽提氨水，同时####石化的大型合成氨—化肥装置（2×30万吨合成氨/2×52万吨尿素）有丰富的待综合利用的低浓度氨水和稀尿素液资源，可作为锅炉烟气脱硫的吸收剂原料，做到废物利用，同时根据####石化的发展规划，2004～2006年期间拟将一化肥扩能50%，并已建成了30万吨/年高浓度复合肥装置，锅炉烟气脱硫的副产品硫酸铵可以用来替代商品化肥尿素作为复合肥的原料。因此，####石化化肥厂的锅炉烟气脱硫具有采用氨－硫铵法脱硫得天独厚的良好基础。这也使得该项目除具有良好的社会环保效益外，还具有一定企业经济效益。所以，无论从社会、环保、经济效益分析，还是从企业可持续发展考虑，采用氨－硫铵法脱硫技术进行本项目的建设均是有益的。1.5主要研究结论本技改工程拟采用氨－硫酸铵法脱硫工艺，对####石化化肥厂现有的2台210t/h锅炉排出的烟气进行脱硫处理，增加相应的副产品回收处理系统，同时对-40- 排烟系统进行改造。工艺系统为“二炉一塔”，按锅炉烟气脱硫要求配置独立的烟气系统、吸收系统、氨/水系统、氧化空气系统、副产品硫酸铵分离、干燥和包装系统。工程拟采用工程总承包方式建设。2硫酸铵市场分析与价格预测2.1副产品硫酸铵的品种、规格和用途2.1.1副产品硫酸铵的品种、规格两台锅炉烟气脱硫装置投运后，燃用含硫量0.65％的煤，预计固体硫铵年产量约1万吨，脱硫副产物（(NH4)2SO4）的品质参数如下：氮（N）含量（以干基计）　　　19.5－20.9%水（H2O）　　　　　　　　　　≤1%游离酸（H2SO4）含量，％≤2%外观：白色或灰白色、粒状或粉末状，可见微量粉煤灰杂质2.1.2副产品硫酸铵的主要用途硫酸铵——(NH4)2SO4，是我国使用和生产最早的一种氮肥，为白色结晶，含氮、硫两种营养元素，理论含氮量为21.2%，易溶于水，是酸性肥料，化学性质稳定，便于储藏、运输和使用。在国际上，硫酸铵主要有两个方面的用途：一是直接用于农业做化肥，二是作为复合肥厂的生产原料，这两者都与农业生产状况密切相关。近年来，国际农业生产状况有所好转，粮食产量一举扭转了连续几年下降的趋势，出现了正增长。随着国际农业生产形势的逐渐好转，对硫酸铵的需求量也有所增加，另外，由于国际石油和天然气价格居高不下，导致硫酸铵生产成本也处于高位，这两个因素综合起来使得国际硫酸铵市场价格呈现一种稳中有升的走势。我国目前基本上不将硫酸铵直接用于农业化肥，而大量用作复合肥的生产原料。硫铵型复合肥尤其适合我国北方、西北的广大地区，因为在我国北方、西北的广大地区，大部分土壤呈弱碱性，使用偏酸性的硫铵复合肥可起到一定的改良土壤作用。2.1.3硫酸铵的质量指标GB535－95中规定的硫酸铵质量指标如下：指标名称指标优等品一等品合格品氮（N）含量（以干基计），％≥21.021.020.5水分（H2O）含量，％≤0.20.31.0游离酸（H2SO4）含量，％≤0.030.050.20铁（Fe）含量，％≤0.007砷（As）含量，％≤0.00005重金属（以Pb计），％≤0.005-40- 水不溶物含量，％≤0.052002年4月27日，原国家经济贸易委员会发布了中华人民共和国电力行业标准《副产硫酸铵》（DL/P808-2002），此标准于2002年9月1日实施。其中规定了火电厂氨法烟气脱硫生产的副产硫酸铵品质要求如下：项目指标外观白色或灰白色粒状或粉末状，无可见机械杂质总氮(N)含量≥18.0水分(H2O)≤1.5游离酸(以H2SO4计)含量≤2.0本脱硫装置的副产物硫酸铵已超过DL/P808-2002标准，已达到了GB535-95中中规定的合格品标准。2.2副产品硫酸铵综合利用前景分析####石化总厂现有一套30万吨／年的复合肥厂，每年需硫酸铵15000～20000吨／年。####石化复合肥厂目前是采用尿素作为复合肥的氮素原料，改用脱硫的副产品硫酸铵为原料后，在降低生产成本的同时，还增加了尿素化肥的供应量。发达国家的复合肥生产均占到整个化肥产量的一半以上；而我国据1998年统计数字，全国复合肥产量仅占到全部化肥产量的12%。由此看来，复合肥存在着很大的发展潜力。国际硫酸铵市场价格波动较大，去年上半年硫酸铵国际市场价格小幅上涨，大多数市场的上涨幅度为2—5美元/吨，高的上涨了10美元/吨。当时国际硫酸铵市场的价格行情为：波罗的海地区离岸价93—98美元/吨，同前期相比，上涨了2美元/吨；黑海地区离岸价97—99美元/吨，比前期上涨了4美元/吨；（####克兰）赫尔松离岸价70—72美元/吨，比前期上涨了5美元/吨；东南亚地区到岸价135—140美元/吨，比前期上涨了10美元/吨。以硫酸铵和氯化钾为原料制取硫酸钾的新技术，利用硫酸铵和氯化钾经过两段转化制取产品硫酸钾，一次冷却得到副产品氯化钾铵，母液闭路循环，无工艺三废排放。给硫酸铵市场带来了更大的需求，目前我国农业的硫酸钾年需求量在100万吨以上，国内的生产能力约有30万吨/年，实际产量为15万吨/年。年进口量60万吨，市场处于供不应求的局面。可以预计，随着我国经济作物种植业的发展，其需求量将日益增加。以氨法脱硫的副产品硫酸铵为原料生产的复合肥，从脱硫的角度而言，由于硫酸铵是作为环保副产物的废物再利用，因而复合肥生产成本要大大低于目前生产的各种复合肥。相应的售价亦可定的比较低，具有很强的市场竞争力。-40- 3工艺技术方案的选择3.1工艺基础数据3.1.1化肥厂现有燃煤锅炉运行状况####石化公司化肥厂现有燃煤锅炉2台，设计参数：蒸汽压力10.3MPa、温度485℃、蒸发量210t/h台；所产蒸汽主要向全厂各装置提供动力及工艺用汽。两台燃煤锅炉自建成投运以来，生产的蒸汽基本达到了设计能力（210t/h）。该锅炉为DG210/10.5-1型锅炉系高压、自然循环汽包炉，∏型结构、四角切园燃烧、平衡通风、固态排渣、钢结构炉架、全封闭布置，其主要技术参数见下表：序号项目单位设计值备注1额定蒸发量t/h210最佳为187.52汽包工作压力MPa11.13过热蒸汽压力MPa10.54过热蒸汽温度℃4935排烟温度℃130-2206烟气含氧量％2.0-6.07炉膛负压Pa-20～-1008排烟温度℃130～220引风机的额定电流为47A、扬程4060Pa、设计流量186400m3/h、转速960r/min；锅炉正常运行时主要燃料为煤、工艺废气，并可掺烧炼厂干气或天然气。下表是各种燃料的主要技术指标：A、点火用柴油：项目夏季用0#柴油冬季用-20#柴油闪点>60℃>60℃运动粘度(20℃)3-8mpa.s2.5-8mpa.s流动点0℃-20℃残灰<0.4％<0.3％灰分<0.05％<0.025％硫份<1.5％<0.2％水份<0.3％微量B、炼厂干气和天然气：炼厂干气天然气成份组成(V％)成份组成(V％)氢气16.7H20.55乙烷16.75CH492.59甲烷23.01CO21.4乙烯16.41C2H63.79-40- 丙烷0.51C3H81.37丙稀1.95C4H100.3异丁烷0.55低位发热值37078kJ/m3正丁烷0.42喷燃器前压力20～60kPa异丁烯0.60――――――反丁烯0.66――――――顺丁烯0.65――――――戊烷2.2――――――硫化氢0.56――――――空气15.39――――――CO+CO23.64――――――低位发热值36328kJ/m3――――――喷燃器前压力20～60kPa――――――C、工艺废气：正常最大数量4500m3/h7600m3/h单台锅炉燃气量2300m3/h3800m3/h组成(V％)H216.559.8CO28.6316.95CH414.698.7N2+Ar40.1364.15NH300.4低位发热值10676kJ/m36322kJ/m3平均分子量21.9―――重度0.9792kg/m3―――喷燃器前压力20～60kPa―――D、燃煤主要成份：名称符号单位煤质碳(收到基)Car%52-53氢(收到基)Har%3.5-4.5氧(收到基)Oar%8.1氮(收到基)Nar%1.2全硫(收到基)Sar%0.6-1.0（0.8）全水分Wt%9.5-40- 灰分(收到基)Aar%18内在水分Wad%3.17可燃基挥发分Vdaf%29-32低位发热量QnetkJ/kg22500可磨系数KBTNkm%1.26灰熔点t1℃1185t2℃>1250t3℃>13503.1.2燃煤锅炉耗煤及煤质情况耗煤量：化肥厂的燃煤锅炉近几年燃煤消耗量一直在1000～1100吨／日左右，按平均值1050吨／日计算，每台炉每小时耗煤量约21.88吨／小时台。全年锅炉耗煤量37.75万吨／年。见下表：项目单位设计煤种实际耗量小时耗煤量t/h45.5643.75日耗煤量（24h/d）t/d1039.441000～1100年耗煤量（按8400小时计）t/a36.448367500煤质情况：化肥厂燃煤锅炉近两年一直使用的是大洪沟、铁厂沟、芦草沟、小红沟、碱沟等附近煤矿提供的，煤质比较稳定，其煤质分析数据见下表（单位：％）：全水份分析水份灰分挥发份全硫热值，kJ/kg最高值11.455.6433.4533.882.3028552最低值3.981.283.5527.420.3422077平均值7.192.6813.2231.160.6626110注：取自化肥厂煤质分析报表（2005年5～9月分析数据）预计今后采用的煤种及煤质数据应与目前采用的煤种煤质变化不大。按照####市政府环保部门的规定，凡燃煤锅炉设计燃煤的含硫率必须小于0.8%，设计锅炉燃煤的含硫率根据化肥厂近年来煤质分析报告确定在0.5%～0.8%范围内，设计时取平均值0.65%。化肥厂煤质分析报告详见附件四。3.2工艺技术方案比较3.2.1选择脱硫工艺技术的原则目前，可供使用的烟道气脱硫技术多种多样，各种不同的烟道气脱硫技术所用的吸收剂、生产的副产品，以及脱硫效率和投资成本差别很大。对于####一具体项目，最适用的烟道气脱硫技术一般是根据吸收剂来源、现场条件和-40- 经济情况来选择的，即这种脱硫技术充分利用了现场的有利条件，并在整个使用期间总成本最低。然而，影响总成本的因素有很多，这些因素包括：技术因素；经济因素（生产成本、投资成本）；商业因素。技术因素包括脱硫技术所能提供的脱硫效率、技术的适用性和烟道气脱硫设备所需的空间大小以及技术的风险性。经济因素包括投资成本和生产成本，其中投资成本包括设备自身的费用和对原有设备的改造费用（如果脱硫工艺需要对现有锅炉、除尘器、引风机等进行改造，则该项费用在投资成本和生产成本中所占比重很明显）；所用的吸收剂的费用；副产品处理所带来的创收或支出；以及维修费用。商业因素包括商业风险度；技术成熟度；与该技术相应的规模适度；以及技术供应商的可信度。理想的脱硫工艺应该是投资少，占地小，运行成本低，与主体工程兼容性好，脱硫效率能够满足不断提高的环保排放标准要求，脱硫副产品容易处理，无二次污染。如果副产品能有较好的销售市场，所产生的经济效益可冲抵部分装置运行费用，甚至有所结余，则是最理想的。3.2.2脱硫工艺技术概述二氧化硫污染控制技术颇多，诸如改善能源结构、采用清洁燃料等，但是，烟气脱硫是有效削减SO2排放量不可替代的技术。烟气脱硫的方法甚多，但根据物理及化学的基本原理，大体上可分为吸收法、吸附法、催化法三种。吸收法是净化烟气中SO2的最重要的应用最广泛的方法。吸收法通常是指应用液体吸收净化烟气中的SO2，因此吸收法烟气脱硫也称为湿法或湿式烟气脱硫。湿法烟气脱硫的优点是脱硫效率高，设备小，投资省，易操作，易控制，操作稳定，以及占地面积小。目前常见的湿法烟气脱硫有：石灰石/石膏法抛弃法、钠碱法、氨法及氧化镁法等。其中石灰石/石灰－石膏法，在200MW以上机组的燃煤电厂广泛应用。3.2.3脱硫工艺方案比较这里主要将在燃煤电厂广泛应用的石灰石－石膏法和本工程拟采用的氨－硫酸铵法进行详细比较。1）石灰石－石膏湿法脱硫工艺石灰石（石灰）－石膏湿法脱硫工艺采用价廉易得的石灰石或石灰作脱硫吸收剂，石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌制成吸收浆液。当采用石灰为吸收剂时，石灰粉经消化处理后加水搅拌制成吸收浆。在吸收塔内，吸收浆液与烟气接触混合，烟气中的SO2与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应而被脱除，最终反应产物为石膏。脱硫后的烟气经除雾器除去带出的细小液滴，经加热器加热升温后排入烟囱。脱硫石膏浆经脱水装置脱水后回收。常用的湿式石灰石－石膏的烟道气体脱硫方法，投资成本较高、系统比较复杂、维护量大、能耗高，增加运营成本。副产物石膏-40- 含有多种杂质，其抗压强度、抗拉强度等无法与矿石膏竞争，再利用的价值不大，最终不得不作抛弃处理，占用大量的土地（脱除1吨SO2将产生2.7吨的脱硫二水石膏）；同时，湿式石灰石／石膏法脱硫设备每处理一吨二氧化硫要排放0.7吨二氧化碳。以我国现有消耗含硫矿产物总量推算，如果全部用湿式石灰石／石膏法来处理所产生的二氧化硫，每年就要新增加二氧化碳几千万吨，形成二次污染，最终还需要进行第二次的治理和投资。该工艺的优点主要是：①脱硫效率高；②吸收剂利用率高，可达到90％；③吸收剂资源广泛，价格低廉；④适用于不同含硫量的燃料，尤其适用于大容量电站锅炉的烟气处理；该工艺的缺点是：①系统复杂，占地面积大；②造价高，一次性投资大；③运行问题较多——由于副产品CaSO4易沉积和粘结，所以，容易造成系统积垢，堵塞和磨损；④综合运行费用高，耗电量非常大；⑤副产品处理问题——在中国，天然石膏资源丰富，而石灰石的成分却很难保证，因此脱硫石膏的成分不稳定，建筑行业很难采用。目前，要得到高品质的脱硫石膏，需增加后产物设备投资，导致生产出的石膏价格高于市场的天然石膏价格，因而副产物处理存在问题。2）氨法脱硫工艺氨法烟气脱硫技术是用氨水洗涤含SO2的烟气，形成(NH4)2SO3－NH4HSO3－H2O的吸收液体系，该溶液中的(NH4)2SO3对SO2具有很好的吸收能力，它是氨法中的主要吸收剂。吸收SO2以后的吸收液可用不同的方法处理，获得不同的产品，从而也就形成了不同的脱硫方法。其中比较成熟的为氨－酸法、氨－亚硫酸铵法和氨－硫铵法等。在氨法的这些脱硫方法中，其吸收的原理和过程是相同的，不同之处仅在于对吸收液处理的方法和工艺技术路线。氨法是烟气脱硫各方法中较为成熟的方法，较早地被应用于工业过程。早期由于氨的逃逸和副产物处理等方面存在问题，没有得到大规模的推广和应用。同时由于在没有氨源的地方，需要增加氨的贮存和氨水的配置单元，所以应用受到了限制。该法脱硫费用低，氨可留在产品内，以氨肥的形式提供使用，因而产品实用价值较高。由于氨法脱硫气液比较小，因此，能耗低、综合运行费用低。并能做到资源化、产业化综合利用，适合可持续发展的要求。脱硫工艺主要性能参数对比表序号方案石灰石－石膏法氨－硫铵法一工程参数对比建设投资大，工期长建设投资较小，工期短1核心设备1）增压风机2）吸收塔本体1）吸收塔本体2）氨水储存箱-40- 3）石灰粉储仓4）石灰浆配置系统5）氧化风机及循环泵6）真空皮带脱水机7）各种管道、旋流器及主要辅助设备8）污水处理站3）氧化风机及循环泵4）硫酸铵离心和结晶器5）干燥及包装设备6）各种管道、氨水混合器及主要辅助设备2建设工期设备要求高，部分货源依赖进口，并且设备占地面积大；工期时间长。设备国产化，占地面积小；采购、安装和调试周期短，施工期时间较短。二工艺方案对比启、停操作复杂，易堵塞应用在大型脱硫项目工艺流程短，启停操作简捷，大、中、小型锅炉均适用1脱硫原理SO2+CaCO3CaSO3+CO2石灰石－石膏法属于气体和固体之间反应，反应速度较慢，所以需要大量的工艺水，将石灰石粉制造成石灰石浆液，让SO2（气体）和固体石灰石提供溶液环境，加快反应速度，但即使这样，反应还是很有限，不能充分反应，所以需要较高的Ca/S比，非常细的石灰石粒度，但提高了运行成本。2NH3+SO2+H2O（NH4）2SO3氨－硫酸铵法是用10～20%浓度的氨水为吸收剂与烟气中SO2的反应，属于气－汽或气－液反应，反应速率非常快，属于瞬间反应，反应趋近完全。氨液也不需要经过复杂的预处理，只需要简单混合就可使用，生成硫酸铵产物，具有很高的利用价值。2工艺设备1）浆液含固量高，设备耐磨、防腐要求高，设备使用寿命受到限制，检修、维护频繁，工作量大、费用高。2）对各种用于浆液的设备都需要考虑防止固体颗粒沉淀，要增加必须的搅拌设备，冲洗设备来解决问题。氨水是属于液体吸收剂，循环液溶解度大、流动性好，对设备的磨损轻。不会存在像石灰石－石膏法的堵塞等问题。三综合参数对比1主要运行费用经济分析脱硫效率90%90%吸收剂质量比CaCO3/SO2=1.64(按1.05富裕考虑)NH3/SO2=0.55(按1.05富裕考虑)二氧化硫脱除量4914t/a4914t/a吸收剂吸收单价(元/吨)吸收用量(吨)总价(万元)吸收单价(元/吨)吸收用量(吨)总价(万元)2808061.4225.71940013053.6522.14副产物石膏单价(元/吨)产量(吨/年)总价(万元)硫酸铵单价(元/吨)产量(吨/年)总价(万元)401096343.85270010138.8709.7电费单价元/kW.h耗电量(kW.h/年)总价(万元)耗电量(kW.h/年)单价元/kW.h总价(万元)-40- 0.2931.28×107375.043.78×1060.293110.754工艺水费单价(元/吨)耗水量(吨/年)总价(万元)耗水量(吨/年)单价(元/吨)总价(万元)1.0524000025.21848001.0519.4污水处理费用单价(元)污水量(吨/年)总价(万元)/1.54160002.46系统耗汽费/耗气量(吨/年)单价(元)总价(万元)798036.629.21少交SO2排污费用309.58万元309.58万元总计亏损274.987万元/年赢利337.776万元/年2维护成本石灰石－石膏法的初期投资比较大，设备较多，所以设备维护量和费用也是相对较高。相对石灰石－石膏法少了一些复杂的设备，氨－硫酸铵的设备国产率高，所以维护及费用相对较少。四综合参数对比1二次污染石灰石－石膏法脱硫中的副产品石膏的质量和中国建材市场的现状，造成脱硫石膏基本没有销路，电厂目前石膏都是堆积或者抛弃，脱硫的同时又产生大量的二氧化碳和污水生成，这样又产生了新的二次污染，这已引起业界人士的关注。氨－硫酸铵法做到了资源化、产业化。附合清洁生产要求，不仅治理了二氧化硫的污染，而且还带了很高的效益，没有任何污染物产生。符合全球的3R会议提出“资源，减量，再循环”的精神。2从长远性分析随着环保对大气质量要求越来越高，下一步就是对NOX的治理，而石灰石－石膏只能脱硫，并不能脱硝，势必又的再增加一套脱硝的装置，可以想象这又会给电厂带来不少负担。氨－硫酸铵法不但可以高效的脱硫，同时也能去除部分的NOX化物，所以氨－硫酸铵法是“脱硫、脱硝、除尘一体化”的结合，非常适合我国国情。氨是一种良好的碱性吸收剂，从化学反应机理上分析，烟气中二氧化硫的吸收是通过酸碱中和反应来实现的。吸收剂碱性越强，越利于吸收，氨的碱性强于钙基吸收剂。与石灰石－石膏法脱硫相比，石灰石浆液吸收二氧化硫需要先有一个固－液反应过程，即固相的石灰石（CaCO3）先酸溶于亚硫酸，生成亚硫酸氢钙Ca(HSO3)2；而氨吸收烟气中的二氧化硫是反应速率极快的气－液或气－汽反应过程，可以比较容易地达到很高的脱硫效率。由于氨的化学活性远大于石灰石浆，吸收塔循环喷淋量可以降至石灰石－石膏法的1/5～1/4，脱硫塔循环喷淋的动力消耗远低于石灰石－石膏法。石灰石－石膏-40- 法循环吸收浆液的固含量浓度很高（～20%），系统一旦pH值发生比较大的波动，很容易结垢并难以清除，为了稳定操作，需要配置复杂的工艺系统和自动控制系统。而氨法脱硫副产品——硫酸铵的水溶性极好，其吸收液循环系统简单、工艺操作稳定性优于石灰石－石膏法的浆液系统，且系统启停快速，维护简单，占地面积小，无堵塞、结垢等故障发生。氨－硫铵法工艺中的氯离子可以和氨结合生成氯化铵（化肥）随副产品一并排出，因此氨法脱硫是一个完全闭路循环的吸收系统，其间不需要排放废水。燃用高硫煤（硫含量≥2%）时，氨法脱硫装置在不需要改造，不增加投资和运行费用的情况下可取得更好的效益，而石灰石－石膏法由于适应性有限，需要增加相应投资和运行费用，煤种的选择必须控制在设计范围内。脱硫副产品硫酸铵可以作为高效复合化肥的原料，变废为宝，化害为利，防止二次污染。硫酸铵的销售收入基本上可冲抵脱硫装置的运行费用。因此，采用氨－硫酸铵法脱硫工艺。稳定的气－液反应系统，系统阻力小；脱硫效率高；启动与退出运行快捷简便；副产品是商品价值较高的硫酸铵。3.3几种氨法脱硫技术简介（1）氨法基本原理氨法烟气脱硫工艺是用氨水洗涤含SO2的废气，形成(NH4)2SO3-NH4HSO3-H2O的吸收液体系，该溶液中的(NH4)2SO3对SO2具有很好的吸收能力，它是氨法中的主要吸收剂。吸收SO2以后的吸收液可用不同的方法处理，获得不同的产品，从而也就形成了不同的脱硫工艺路线。其中比较成熟的为氨－酸法、氨－亚硫酸铵法和氨－硫铵法等。在氨法的这些脱硫方法中，其吸收的原理和过程是相同的，不同之处仅在于对吸收液处理的方法和工艺路线。氨法是烟气脱硫各种方法中较为成熟的方法，较早地被应用于工业过程。该法脱硫综合运行费用低，氨可留在产品内，以氨肥的形式提供使用，因而产品实用价值较高。但氨易挥发，因而如何控制吸收剂的消耗是氨法脱硫的主要技术之一，另外氨的来源受地域的限制。尽管如此，氨法仍不失为一个治理烟气中SO2的最有前瞻性且适合国情的脱硫方法。（2）氨法吸收原理氨法吸收是将氨水通入吸收塔中，使其与含SO2的烟气接触，发生如下反应：NH3＋H2O＋SO2===NH4HSO3<1>2NH3＋H2O＋SO2===(NH4)2SO3<2>(NH4)2SO3＋SO2＋H2O===2NH4HSO3<3>在通入氨量较少时，发生<1>反应，在通入氨量较多时发生<2>反应，而式<3>表示的才是氨法中真正的吸收反应。在吸收过程中所生成的酸式盐NH4HSO3对SO2不具有吸收能力，随吸收过程的进行，吸收液中的NH4HSO3数量增多，吸收液吸收能力下降，此时需向吸收液中补充氨，使部分NH4HSO3转变为(NH4)2SO3，以保持吸收液的吸收能力。NH4HSO3＋NH3===(NH4)2SO3<4>因此氨法吸收是利用(NH4)2SO3－NH4HSO3-40- 的不断循环的过程来吸收烟气中的SO2。补充的NH4并不是直接用来吸收SO2，只是保持吸收液中(NH4)2SO3的组份量比。达到一定浓度的吸收液要不断从洗涤系统中引出，然后用不同的方法对引出的吸收液进行处理。当被处理烟气中含有O2或SO3时，可能发生如下反应：2(NH4)2SO3＋O2===2(NH4)2SO42NH4HSO3＋O2===2NH4HSO42SO2＋O22SO3以上叙述可知，(NH4)2SO3-NH4HSO3溶液中的(NH4)2SO3与NH4HSO3的组成状况对吸收影响很大，而控制吸收液组份的重要依据是吸收液上的SO2和NH3的分压。在实际的洗涤吸收系统中，由于氧的存在使部分(NH4)2SO3氧化为(NH4)2SO4，氧化的结果，使氨的有效浓度变低，于吸收不利。实际烟气脱硫工业应用中，pH值是最易直接获得的数据，而pH值又是(NH4)2SO3－NH4HSO3溶液组成的单值函数。控制吸收液的pH值，就可获得稳定的吸收组份，也就决定吸收液对SO2的吸收效率以及相应NH3的消耗。（3）氨－硫铵法工艺原理氨－硫铵法和氨法中的其它方法的吸收原理相同，都是用NH3吸收SO2，用所生成的(NH4)2SO3－NH4HSO3吸收液循环洗涤含SO2的烟气。不同之处是在氨法的吸收过程中，要尽量防止和抑制氧化副反应的发生，避免将吸收液中的(NH4)2SO3氧化为(NH4)2SO4，以保持吸收液对SO2的吸收效率。在氨－硫铵法烟气脱硫中，氧化产物(NH4)2SO4是脱硫的最终产品，因此在吸收过程中需要促使循环吸收液的氧化。由此导致了氨－硫铵法在工艺、设备等方面与氨－酸法、氨－亚铵法存在着不同。氨－硫铵法一般用于处理燃烧后烟气中的SO2，因为通常情况下，烟气中的氧含量将吸收液中的(NH4)2SO3部分氧化为(NH4)2SO4，而吸收液氧化率的高低直接影响到对SO2的吸收效率，吸收液的氧化使亚硫酸盐变为硫酸盐，氧化愈完全，溶液吸收SO2的能力就愈低。为了保证吸收液吸收SO2的能力，吸收液内应保持足够的亚硫酸铵浓度。因而亚硫酸铵不能在吸收塔内全部被氧化，为此必须设置专门的氧化系统，以保证亚硫酸铵的全部氧化。在吸收液被引出吸收塔后，是将吸收液用氨进行中和，使吸收液中全部的NH4HSO3转变为(NH4)2SO3，以防止SO2从溶液内逸出。整个过程的反应如下：NH4HSO3＋NH3＝(NH4)2SO3生成的(NH4)2SO3用空气中的氧进行氧化：(NH4)2SO3＋1/2O2＝(NH4)2SO4采用压缩空气对亚硫酸铵强制氧化，并利用烟气的热量浓缩生产硫铵。自二十世纪50年代以来，氨洗涤法一直在断断续续被应用。国外早期的一套大型氨法烟气脱硫装置由GE环境系统工程公司设计建造，安装在美国达科塔（Dakota）煤气公司的大平原电厂，装机容量为350MW的燃油锅炉发电系统上。这套装置的SO2设计脱除率为93%～98%，处理高硫油排放的烟道气。这套装置目前仍在成功运行。由于烟气SO2含量高达5%，且电厂和合成氨/化肥厂同属大型联合企业集团，-40- 离开吸收器的饱和溶液被加工生产成可直接用作肥料的、价值相当高的复合肥产品，其销售收入超过了烟道气脱硫装置的运行费用。国外的氨法技术商主要有美国的GE环境系统工程公司（现已被美国玛苏莱公司收购）、德国的LurgiLenjetsBischoff公司、日本的NKK钢管公司。国内也有少数几家氨法脱硫的专业公司，主要用于氨水来源比较丰富的中、小型电厂和化工、医药生产装置。3.3.1GE氨法GE氨法的流程如下图所示，主要分为预洗涤、SO2吸收、亚硫酸铵氧化和结晶四个工序。1）预洗涤工序热烟气经电除尘后进入预洗涤器（喷淋吸收塔），与硫酸铵饱和溶液并流接触，烟气被绝热饱和而被冷却，同时，由于硫酸铵饱和溶液中水的蒸发而析出硫酸铵结晶。因此，在预洗涤器中，烟气的余热得到充分有效的利用，而不必使用外部热源。预洗涤液流入储槽，由循环泵进行循环洗涤，储槽中装有搅拌装置，以防止硫酸铵结晶沉积。在预洗涤器中，不通入氨气，预洗涤液的pH值较低，此时对SO2的吸收不明显。2）SO2吸收工序（含亚硫酸铵氧化）来自于洗涤器的已被冷却饱和的烟气经过除雾器进入SO2吸收塔。烟气也与喷淋而下的稀硫酸铵溶液逆流接触，烟气中的SO2在此被吸收。吸收器中的稀硫酸铵溶液用泵进行循环。在吸收塔下部鼓入空气，氧化亚硫酸铵，生成硫酸铵。补充水全部加入吸收器中。吸收器下部排出适量的吸收液进入预洗涤器，以移出所生成的硫酸铵。通过控制，可以实现进入洗涤器的吸收液所带的水量等于预洗涤器中水分的蒸发量，在吸收器中形成的全部硫酸铵在预洗涤系统中结晶。3）结晶分离、干燥，造粒、筛分、包装等工序-40- 副产品后处理的完善化、商品化是GE氨法脱硫装置的最大特点。排出的硫酸铵浆料经过水力旋流器脱水，再经过离心机得到含水量较低的湿滤饼。滤饼干燥后得到的细粉作为中间产品转往造粒车间。硫酸铵细粉经高压轧辊压制成3～5mm的坚硬颗粒，再经筛分后包装。4）GE氨法的特点制得的晶粒平均为300ηm，利用简单的水力旋流器和离心机就可以得到相当好的分离效果。含固量98%的硫酸铵滤饼经干燥、挤压造粒得到含水量低于0.5%的颗粒硫酸铵。可以直接作为含硫、含氮的肥料。但GE氨法使用的是液氨减压生成的氨气，不仅经济上代价较高，而且在液氨的储存，输运，控制，安全管理等方面需要较高的代价。GE氨法的硫酸铵的晶体部分的后继处理是针对美国的硫酸铵市场开发的，整个后处理单元设备的投资很高。美国专家认为：由于液氨储运和硫酸铵化肥的生产，GE氨法投资应该高于石灰石-石膏法脱硫装置，占地面积也较之为大。GE氨法脱硫投资重点是化肥商业化生产，高昂的投入和技术引进费用，是中国只想解决环保准许问题的电厂所不能接受的。因此GE氨法脱硫在国内始终没有得到推广应用。3.3.2Bischoff氨法1）工艺流程该工艺与GE氨法较为相似，也是两段吸收，分为洗涤塔I和洗涤塔II，如下图所示。热烟气经过电除尘器后进入GGH，再经过工艺冷却水喷雾冷却，将温度降到70℃以下，进入第一洗涤塔（吸收塔）。在吸收塔内，烟气和喷淋的吸收液并流接触，其中的SO2-40- 被吸收，然后经过两个吸收塔之间的除雾器，再进入第二个吸收塔。在第二吸收塔，烟气和吸收液逆流接触，烟气从塔顶排出，进入特别的湿式静电除雾器，再经过GGH，将烟气升温到70℃以上排入烟囱。后来Bischoff氨法进行了改进，其特点是将原来的两个吸收塔及湿式静电除雾器组合在一个设备中，相对减少了设备投资和占地面积。同时采用了填料吸收塔代替了原来的喷淋塔。2）Bischoff氨法的特点传统的Bischoff氨法由于采用了双塔操作，所以投资费用，占地面积较高。改进的Bischoff氨法，虽然占地面积减少了，但由于采用了复杂的塔结构在造价上的优势被削弱了，而且制造加工和安装的要求也大大的提高了。专用设备湿式静电除雾器的采用对投资也有相当的影响。Bischoff氨法脱硫工艺对副产品的回收缺乏研究，一般配备蒸汽蒸发、浓缩结晶分离取出。改进的Bischoff氨法在国内目前尚处于推广应用阶段。3.3.3NKK氨法NKK氨法是日本钢管公司开发的工艺。NKK氨法分为SO2吸收、亚硫酸铵氧化和硫酸铵蒸发结晶三个工序。1）NKK氨法的SO2吸收工序从引风机出口的热烟气，经脱硫风机增压后，进入吸收塔。该塔分为三段，从下往上，下段的作用是预洗涤除尘和降温，在这一段没有吸收剂NH3加入；中间段是第一吸收段，吸收剂NH3从此段加入；上段是第二吸收段，不加入NH3只是加入工艺水。吸收处理后的烟气经过加热器升温后排向烟囱。NKK氨法的吸收塔采用的是填料塔。2）亚硫酸铵氧化工序NKK氨法对亚硫酸铵的氧化在单独的一个氧化反应器中进行，需要的氧气由压缩空气补充，氧化后的剩余气体（含NH3和SO2-40- ）排向吸收塔。压缩空气压力一般是0.5~1.0MPa。氧化反应其底部安装了一个高速旋转的空气分散和鼓泡促进器。3）硫酸铵结晶工序该部分NKK采用了单效蒸发结晶，再经过离心过滤、干燥，可以得到结晶状的高质量硫酸胺。干燥部分采用了气流干燥机，效率较高，热源为电加热空气。干燥尾气经过洗涤除尘后排空。4）NKK氨法的特点NKK氨法采用分段填料塔作为吸收塔，由于大机组锅炉烟气量巨大，塔的制造困难比较突出，特别是填料塔的吸收液均匀分布以及抗堵塞是一个难题。此外，氧化采用压缩空气和一个独立的设备单元，投资增大，能耗高；硫酸铵蒸发结晶采用一效循环、蒸汽加热浓缩，同时净烟气再热也采用蒸汽，蒸汽消耗量很大。整套装置系统复杂，投资高，占地面积大。该法是在70年代为钢铁厂的烧结系统烟气脱硫开发的，后来虽然也在我国一些引进日本的化工装置上配套用过，但由于该法直接用于电厂脱硫，存在很多问题（系统复杂，投资高，占地面积大），一直未能在国内电厂得到应用。目前日本钢管公司正在试图向中国脱硫市场推广其简化改进版本。3.3.4NADS氨－化肥法NADS（NovelAmmoniaDe-sulphurization）氨－肥法是采用氨吸收烟气中的SO2生成亚硫酸氢铵和亚硫酸铵，然后结合化肥生产，将其转化成硫酸铵、磷铵和硝铵化肥，并同时副产高浓度的工业浓硫酸。以硫酸铵－硫酸联产方案为例，NADS氨－肥法脱硫装置分为SO2吸收和硫酸－硫酸铵两大部分。-40- 由电除尘器来的SO2烟气经换热冷却到小于80℃，进入SO2吸收塔。烟气出口含氨量小于20mL/m3。吸收后的烟气进入再热器，升温到大于70℃，进入烟囱排放。吸收塔为多级循环吸收，一般为3～5级。出自吸收塔的亚硫酸铵溶液经过离心分离除去灰尘后，进入硫酸中和反应釜，得到硫铵溶液和高浓度的SO2气体。硫铵溶液经过蒸发结晶、干燥、包装得到商品硫铵化肥。SO2气体进入硫酸装置生产98%（质量）的硫酸，约70%～80%返回中和反应釜，20%～30%作为商品出售。SO2吸收主要包括SO2吸收塔和烟气再热器GGH两个设备。SO2吸收塔采用整体玻璃钢制造，具有较好的防止稀酸和湿SO2烟气腐蚀的性能。硫酸——硫酸铵部分主要包括亚硫酸铵溶液酸解装置、硫酸生产装置和硫酸铵生产装置三套装置。NADS氨－肥法的氨利用率较高；不仅可生产硫酸铵，而且结合磷铵化肥厂和硝铵化肥厂，还可以生产磷酸铵和硝酸铵，同时联产高浓度的工业硫酸。NADS氨－肥法的特点是可以根据周边化工装置的需求，配套采用不同的工艺流程。但整个系统复杂庞大，几乎是一个无机化工联合企业，强腐蚀性设备很多，投资很高。硫酸铵溶液采用蒸发结晶浓缩，蒸汽的消耗量较大。由于绝大多数电厂不接受（也无此跨行业的能力）通过脱硫兴建化工联合企业的观点，NADS氨－肥法只是在国家资金扶持的四川内江电厂25MW机组试验性脱硫装置上采用过（目前已关闭）。3.3.5简易氨法脱硫目前，国内大多数的氨法脱硫装置，是所谓的简易氨法脱硫装置。利用氨法脱硫效率高（≥95%），启动与退出运行快速简便的特点，不考虑系统水平衡、设备防腐、自动化操作和副产品回收，开开停停，随意排放废水，形成严重的二次污染。-40- 即便是系统较为完整的氨法脱硫装置也大多存在两个方面的问题：一是直接采用碱性氨水喷淋（或加氨位置不当），导致烟气排放时夹带大量游离氨，脱硫剂消耗量大，运行成本高，副产品回收率低；还有的装置循环吸收液中的硫酸铵浓度很低，完全依靠大量的外供蒸汽，强行蒸发浓缩结晶，副产品回收价值远低于蒸汽的消耗，存在流程复杂、投资高，能耗大的诸多问题。3.3.6SATS氨－硫酸铵法脱硫技术SATS氨－硫酸铵法脱硫技术，优化了工艺设备系统的选型、配置，采用高效紧凑的吸收浓缩一体化设计，系统设备占地面积小；不但脱硫效率高，而且脱硫过程自动跟踪，连续可调；pH值根据工艺过程要求分段控制，其吸收液中游离氨接近零，吸收剂利用率高、氨耗低，在烟气脱硫的同时还具备脱氮、除尘功效。由于系统设计充分利用了进口烟气的热能对接近饱和状态的硫酸铵溶液进行蒸发浓缩、结晶，因而节约了硫酸铵浓缩蒸发结晶耗用蒸汽，硫铵回收系统采用高效节能热泵、多效连续蒸发浓缩结晶技术，以降低能耗。该法的主要产品为硫酸铵，与其它氨法方法相比，所用设备较少，不消耗酸，没有SO2的副产品生出，不需要加工SO2的设备，因而系统比较简单，一次投资较少。经优化设计的脱硫塔系统和整个硫酸铵回收系统形成一个连续的闭式循环系统。系统简单可靠，为连续稳定运行打下了良好的基础。硫铵制备工艺是我国广泛应用的化工工艺，早在上世纪60年代配套生产硫铵装置的规模单机年产约为50万吨，而国内超过此规模的厂家就有很多。本装置采用的工艺，以可靠性及经济性为主导，充分利用硫酸铵的理化特性，采用热结晶工艺，利用电厂的余热作为主要能源，蒸发部分采用多效蒸发，使工艺效率提高，能耗下降，目前，在山东博山东佳集团硫酸厂氨法处理硫酸尾气和残液的工艺中得到成功应用。本装置适应范围广。下图为不同工况下的硫铵样品。循环液降温后离心机直接分离出的固体硫酸铵-40- 脱硫中各阶段不同浓度的循环液多效蒸发法----最终产物晶体硫酸铵3.3.7技术经济对比（1）几种常用氨法脱硫工艺的综合技术评价项　目NKK氨法SATS氨－硫酸铵法GE氨法NADS法流程繁简程度流程长；较复杂流程短；简单流程较长；较复杂流程长；复杂吸收剂液氨配制25%氨水液（氨纯度99%以上）～20%氨水液氨15%～20%氨水脱硫率90%90%90%90%副产品硫酸铵，可用作氮肥或复合肥原料硫酸铵，可用作氮肥或复合肥原料硫酸铵，可用作氮肥或复合肥原料硫酸铵，或者是硫酸烟气再热需再热非必须需再热需再热废排水极少量废排水不排不排不排-40- 系统压力损失系统阻力很大（填料塔）系统阻力小（喷淋塔）系统阻力一般（喷淋塔）系统阻力一般（筛板塔）占地面积大小大较大技术成熟程度成熟成熟成熟成熟（2）几种常用氨法脱硫工艺的公用项目消耗量比较项　目NKK氨法SATS氨－硫酸铵法GE氨法NADS法耗电量(kW.h/h)2865.064501500930吸收剂消耗量(t/h)0.962(NH3)1.55（20%氨水）0.31（液氨）2.07（15%氨水）副产品生成量(t/h)3.661（硫酸）1.207（硫酸铵）1.207（硫酸铵）1.207（硫酸铵）耗工业水量(t/h)27.1442255.556*蒸汽耗量(t/h)14.8320.95（暂缺）7.414*该处数值较大未采用（因为在该工艺的副产品之一是浆液的亚硫酸铵，该浆液含水量较大影响了水耗）（3）几种常用氨法脱硫工艺的技术经济比较项　目NKK氨法SATS氨－硫酸铵法GE氨法NADS法总投资估（静态投资）(万元)13496481610836**电耗占总发电量（%）1.680.451.50.93脱除每吨SO2投资（万元）2.631.082.11**脱除每吨SO2运行费用（万元）0.230.0960.15****该处数值未采用（因为该工艺的副产物较多，相应的副产物配套装置也很多，造成总投资过大，不具有同类项目的可比性）根据工艺选择的需要考虑的技术因素，经济因素，商业因素，结合本工程的具体特点：（1）进FGD系统的烟气余压较小，对整个脱硫系统的阻力降有较高的要求，需要选取压降较小的氨法脱硫工艺。（2）脱硫的场地较小，需要选取占地面积较小的氨法脱硫工艺。（3）在工艺满足要求的前提下，充分考了经济型，选取性价比高的氨法脱硫工艺。-40- （4）在工艺满足要求的前提下，选用低能耗和物耗的氨法脱硫工艺。综上所述，本工程拟采用SATS氨－硫铵法烟气脱硫工艺。4工艺装置技术及设备方案4.1工艺概述4.1.1装置规模和操作弹性####石化化肥厂拥有2台210t/h燃煤锅炉，为便于管理和节约投资，本工程按“二炉一塔”工艺设计一套独立的烟气脱硫装置和硫铵回收装置。装置运行周期：8400小时／年操作弹性：50～120％设计规模：最大烟气处理量：505000Nm3/h；脱硫效率≥90%；含硫率根据化肥厂近年来煤质分析报告在0.5%～0.8%；设计时取平均值。4.1.2原料和辅助材料本脱硫工艺方案采用20％的氨水作为吸收剂。按最大设计规模每年消耗的氨水量约为1.3万吨。4.1.3产品及副产品本脱硫工艺方案的副产品为硫酸铵1万吨/年。4.2脱硫装置的技术性能4.2.1可利用率和运行参数脱硫装置可利用率≮95%，整套装置使用寿命与主机同步，检修周期随主机。当烟气温度≤180℃时，FGD烟气脱硫系统能安全、可靠和连续运行。4.2.2脱硫效率在燃用设计煤种、燃机运行范围为额定出力的50%～120%时，FGD装置脱硫效率≥90%。4.2.3SO2烟尘排放浓度本项目设计安装固定的连续监测烟气中烟尘、二氧化硫排放浓度的仪器。整套FGD装置在燃机额定工况条件下、燃用设计煤种时，净烟气中的SO2含量不超过400mg/Nm3。《燃煤锅炉大气污染物排放标准》（DB65/2154－2004）Ⅱ时段标准；烟尘≤80mg/m3《燃煤锅炉大气污染物排放标准》（DB65/2154－2004）Ⅱ时段标准。4.3工艺流程说明整个脱硫岛工艺系统分为烟气系统、SO2吸收系统、吸收剂供给系统、亚铵氧化系统、工艺水系统、硫铵浓缩结晶、自动控制系统。每个系统简介如下：-40- 4.3.1烟气系统整个FGD烟气系统的压降由位于FGD系统上游的锅炉引风机来克服，使整个FGD系统为微正压操作，同时避免引风机可能受到的低温烟气的腐蚀，保证引风机及整个FGD系统稳定、安全运行。待处理的锅炉原烟气从两台锅炉的引风机汇总烟道引出，经过FGD烟气进口挡板门后，首先进入预洗涤塔。在预洗涤塔内，烟气与循环喷淋的硫酸铵浆液顺流进行热交换，烟气温度下降至90～80℃后进入脱硫塔；同时，硫酸铵溶液吸热、蒸发，进而达到浓缩的目的。浓缩后的硫酸铵浓度可达40％以上。在脱硫塔内，原烟气中的SO2等酸性物质与循环液充分接触反应后被脱除。烟气温度进一步降低约50～55℃左右。脱硫后的净烟气由脱硫塔上方的湿烟囱排放到大气中。为了将FGD系统与锅炉分离开来，在整个烟气系统中共设置有4个烟气挡板隔离门：FGD脱硫装置的进口烟道与主烟道连接处设有2个双挡板隔离风门，在两台炉引风机出口与砼烟道连接处各设有1个调节式旁路风门。烟气挡板门均带电动执行机构，其中2个旁路调节门的调节装置采用机电一体化执行器，以保证旁路挡板的快速开启和烟气挡板门的调节功能。当脱硫系统正常运行时，旁路挡板门关闭，原烟气挡板门全启，原烟气通过FGD进口烟气挡板门进入FGD装置进行脱硫反应。在要求关闭FGD系统的紧急状态下，旁路挡板门自动快速开启，原烟气挡板门自动关闭。为防止烟气经挡板门泄露，在风门的双挡板之间鼓入密封空气。开启挡板门密封风机向FGD进口双层挡板之间注入密封风，以防止烟气因压力差而产生泄漏。密封风系统设密封风机一台。原烟气烟道均采用普通碳钢制成矩形或圆形烟道，预洗涤塔入口前的原烟气段烟道由于烟气温度较高，无需做特殊防腐处理。吸收塔出口的湿烟囱考虑采用FRP或316L材质的湿烟囱，采用玻璃鳞片树脂涂层防腐钢烟道也可考虑。4.3.2吸收系统预洗涤塔内设有循环喷淋装置，洗涤循环泵将塔底硫酸铵溶液送至预洗涤塔喉部顺流成雾罩形状喷射，形成液雾高度叠加的喷淋区。烟气从预洗涤塔顶部进入，在预洗涤塔喉部与硫酸铵溶液充分混合，烟气在蒸发浓缩硫酸铵溶液的同时可达到除尘的效果，烟气中包含的大部分的固体尘粒被洗涤下来，同时降低了烟气温度。取出液泵不断从预洗涤塔底部取出过饱和的硫酸铵溶液至硫铵回收工段进行蒸发结晶、分离、干燥等后处理。随着预洗涤塔底部液位的下降，吸收塔循环泵旁路门开启，将循环溶液不断地补充至预洗涤塔内，被氧化成硫酸铵。从预洗涤塔下部出来的烟气由下部进入吸收塔进行混合反应。氨水/亚硫酸铵溶液通过三层喷嘴向下喷淋。喷嘴是采用耐磨性能极佳的SiC材料，形式为旋转空锥雾化喷嘴,选用进口产品。吸收塔循环泵将溶液输送到循环母管，通过喷嘴将溶液细密地喷淋到交换反应区。通常情况下，三层喷淋层同时开启运行。下降的溶液雾滴与上升的烟气形成逆向流，烟气与喷淋的溶液在气液相接触界面产生化学反应，SO2被吸收使烟气得到净化。-40- 吸收塔上部装有两级水平除雾器，除雾器将烟气中携带的大部分液漠和细小液滴分离出来。使烟气出口的含湿量尽可能减少。除雾器由一个冲洗程序控制，冲洗方式为脉冲式。当吸收塔循环液池液位较高时，冲洗的脉冲间隔时间就长一些。但为了防止除雾器因烟气携带的污物产生结垢，最长的间隔时间依据要求的最短冲洗时间来定,而最短的间隔时间依据吸收塔的循环液位而定，即当循环液位降到设计的最低液位时，冲洗间隔时间就越来越短，而冲洗时间越短，液位就越低。除雾器的冲洗使用的是工艺水，冲洗的主要目的是防止除雾器结垢。氨－硫铵法脱硫最大的运行成本是吸收剂氨的消耗，控制脱硫系统的氨耗，防止游离氨逃逸和气溶胶形成是脱硫设备设计的关键。氨耗的保障措施主要有以下几点：1）氨与SO2的接触反应时间：通过对烟气量、烟气流速的核算，确定脱硫塔的塔径及塔高，以保证烟气在塔内的停留时间。2）脱硫塔内的反应温度：氨与SO2最佳接触反应温度分为低温区＜60℃和高温区＞80℃两个区段，而在高温区段的反应生成物易形成气溶胶的形态逃逸，选择合适的液气比，也就是保证了最佳的反应温度。3）氨与SO2的接触面积：氨与SO2的接触越充分，反应也越完全，确定合适的喷淋密度、选择雾化效果好的循环吸收喷嘴、选择合理的喷嘴排布方式，保证喷淋覆盖过盈面积、多层喷淋覆盖等一系列的优化设计，保障了高的脱硫效率，控制氨的逃逸和气溶胶的形成。4）脱硫循环液的pH值：脱硫循环液的pH值是(NH4)2SO3-NH4HSO3-(NH4)2SO4水溶液组成的单值函数，控制吸收液的pH值，就可获得稳定的吸收组分，也就决定了吸收液面上SO2和NH3的平衡蒸汽分压，即可决定吸收液对SO2的吸收效率以及相应的NH3氨耗。5）脱硫系统吸收剂氨的加入方式：选择合理的氨加入方式，能更好地保证氨的有效性及控制过量氨的加入。在吸收SO2的过程中，因反应消耗，需不断向吸收塔底部的循环液池中补充吸收剂氨水，通过连续监测的循环液pH值信号来控制氨水的补充量。本设计利用部分工艺水，在脱硫塔的顶部特设了一层水雾喷淋洗涤层，以进一步降低净烟气中游离氨的含量和气溶胶的形成。4.3.3吸收剂配置、储运系统根据物料衡算，本脱硫系统液氨用量为2612吨/年。根据工艺要求配制成20%wt的氨水使用。因此设置脱硫剂配制、储运系统。氨水的来源主要是由炼油厂两套污水汽提装置提供的浓度在99.6%的氨（每十天约80吨），不足部分由化肥厂提供，通过新增加的氨水配置系统，在化肥厂污水汽提装置附近增加200m3配氨箱、配氨进料泵、氨水输送泵、自动控制系统等设备，污水汽提来的废氨（因含杂质无法作为尿素原料）与水按比例调配成20%浓度的氨水。比例由流量控制系统保证。调配过程中产生的热量由冷却水移走。调配好的20%wt氨水由管道送至界区内氨水储槽内贮存。储槽内的氨水按需要量泵入到脱硫塔循环溶液中，以补充脱硫系统所需的吸收剂。配制氨水所需的水-40- 可利用化肥厂尿素装置的工艺冷凝液（其中氨含量为13000mg/L左右、尿素含量为71000mg/L左右）和合成氨装置中的变换冷凝液（含氨1200mg/L、产量约12吨/时），不足部分用工艺水补足。4.3.4工艺水系统脱硫系统水的损耗，主要为烟气饱和蒸发的水分。这些损耗通过输入工艺水和氨水带入的水分来补充。脱硫系统所需的工艺水来自于化肥厂现有的工业水系统。工艺水作为除雾器的冲洗水和循环液补充水送入脱硫塔内，供水量调节阀和塔底液位联锁。工艺水同时可兼做循环冷却水。工艺水首先做硫铵回收系统冷却水用，升温后的工艺水返回工艺水槽，一部分用作脱硫系统的补充水，多余的经过泵返回到界区外的供水总管。4.3.5氧化空气系统由于烟气中氧气含量不足，在没有鼓入空气时，循环吸收浆液主要是由SO32—、HSO3—和少量SO42—组成的缓冲液系统。而SO32—、HSO3—离子的存在，将会产生同离子效应，降低SO2的吸收速率，需氧化去除SO32—、HSO3—。由于烟气中本身所含的氧量不足以氧化SO32—、HSO3—，故在预洗涤塔浆液池底设有脱硫氧化空气管，在脱硫过程中不断向预洗涤塔溶液池中鼓入空气使SO32—、HSO3—离子发生氧化反应，氧化结果形成硫酸铵。氧化空气由罗茨鼓风机连续送入。为达到较高的氧化率，通常需加入催化剂，如活性碳、锰离子等，但催化剂的加入会影响到副产品硫酸铵的品质。在此需要进行优化设计，为了加大氧溶解速率，作为氧化剂的空气进入预洗涤塔后必须被分散成细微的气泡，以增大气液接触面积。因此，采用罗茨风机和微孔曝气装置，细化氧化气泡。同时，要保证液位高度，使空气与液体有足够的摩擦被撕裂成更微细气泡的时间，氧化池内加扰动装置，控制溶液较低的pH值等一系列措施，以达到较高的氧化率。4.3.6硫酸铵结晶、分离、干燥系统后处理工段采用蒸发结晶工艺来获得硫酸铵成品。浓缩至40％～50％硫酸铵的循环浆液，经过预热器预热将温度提升到接近一效蒸发的沸点时进入一效加热器边加热，边蒸发，完成液部分内部循环，部分泵入二效加热器，在二效内边加热边蒸发，完成液部分内部循环，部分泵入三效加热器，在三效内加热并形成循环溶液。在三效内蒸发浓缩的完成液以饱和状态泵入结晶器，在维持真空状态下继续蒸发，料液在结晶器中因为过饱和而结晶，当达到合理的含固量时排出结晶器进入储槽，然后进入离心机进行固液分离，分离后的晶体进入流化床干燥，计量打包，即为成品。全过程为连续进料，连续出料。预热器的热源采用一效蒸发产生的二次蒸汽，一效加热器的热源是经过热泵升压的二次蒸汽和部分生蒸汽，二效热源也是采用一效蒸发产生的二次蒸汽，（结晶器热源是二效产生的二次蒸汽）三效热源也是采用二效蒸发产生的三次蒸汽。-40- 本工程的多效蒸发是减压蒸发，抽真空可方便地降低蒸发器的操作压力和溶液温度。三效蒸发后面设置了蒸发冷凝器，冷却循环水通过列管把系统的热量移出。根据夏天和冬天的温度不同调节循环水的进量，保证蒸发溶液的浓度维持在设定的范围内。此工艺充分利用硫酸铵的理化特性，根据输送的过饱和硫酸铵溶液有一定的沉积性采取了相应的工程措施，在仪表控制和管路设置上，设置了旁路，并依据实践经验选取合适的流速，以确保管路的通畅和能量的转换。换热器的管路出口上设置温度控制与进口管路上的控制阀联锁，通过调节控制阀的开度保证管路内流体的流速和流量。结合硫酸铵易溶于水的物理特性，在输送过饱和硫酸铵溶液的管路上配备了冲洗接头和自动阀门，在停车和检修时用来冲洗管路，从而避免硫酸铵的沉积。采用热结晶工艺，充分利用化肥厂的余热作为主要能耗，并且蒸发部分采用多效蒸发，使效率得以提高，而能耗大为下降。可以适应比较大范围的处理量变化。此工艺作为专有技术在山东博山东佳集团硫酸厂氨法处理硫酸尾气和残液的工艺中得到应用，通过上述多效蒸发工艺，获得了含水＜0.5％的硫铵晶体，并做到了连续生产。产品颗粒均匀、流动性好、呈白色，各项指标均达到国家化肥行业标准。4.4物料平衡物料名称公斤/时吨/年备注入方原烟气5506394625367.6其中SO26505460工艺水22130185892氨水（20%wt）155413053.6折纯氨3112612.4氧化空气6705628合计5749934829941.2出方净烟气5737864819802.4其中SO265546脱硫效率按90%硫酸铵120710138.8不含水合计5749934829941.24.5工艺设备技术方案4.5.1主要设备选型脱硫系统设备的选择原则，遵循设备选用技术先进、成熟；使用业绩好；产品质量、服务优；设备能耗低的原则。关键设备选用进口产品，以达到理想的设计效果。主要设备选型见后面所附的设备一览表。-40- 某石化公司化肥厂煤锅炉烟气系统增设脱硫设施设备规格及供货范围设备表1序号设备位号设备名称及规格设备型号或图号单位数量材料净重（kg）乙方供货范围备注单重总重1预洗涤塔台1碳钢衬玻璃鳞片φ4200/3200/4000,H12000附：实心锥形喷嘴套1碳化硅进口2脱硫塔台1碳钢衬玻璃鳞片或钢筋砼内衬BEKAPLAST衬材进口φ8600×26000附：除雾器,包括冲洗喷嘴层3循环液喷淋层层3循环液喷嘴套1SiC进口工艺水喷淋层层12-1直排烟囱台1FRP或316LDN3800H340003调节风门台2碳钢4800×3400,电动遥控-54- 某石化公司化肥厂煤锅炉烟气系统增设脱硫设施设备规格及供货范围设备表2序号设备位号设备名称及规格设备型号或图号单位数量材料净重（kg）乙方供货范围备注单重总重4隔离风门台2碳钢4800×3400,双挡板,电动遥控5密封风机台1Q=6460m3/h,全风压1600Pa附：电动机5.5kW,2900r/min6非金属补偿器台44800×3400,安装长度5507脱硫循环泵台4Cr30A三开一备耐磨耐腐蚀离心泵附：电动机75kW台48洗涤循环泵台2Cr30A一开一备耐磨耐腐蚀离心泵附：电动机22kW台2-54- 某石化公司化肥厂煤锅炉烟气系统增设脱硫设施设备规格及供货范围设备表3序号设备位号设备名称及规格设备型号或图号单位数量材料净重（kg）乙方供货范围备注单重总重9取出液泵台2Cr30A一开一备耐磨耐腐蚀离心泵附：电动机7.5kW台210工艺水泵台3碳钢一开一备附：电动机7.5kW11除雾器冲洗泵台2碳钢一开一备附：电动机30kW12供氨泵台2一开一备变频调速,远程电控13静态混合器台1316LDN250L=2000-54- 某石化公司化肥厂煤锅炉烟气系统增设脱硫设施设备规格及供货范围设备表4序号设备位号设备名称及规格设备型号或图号单位数量材料净重（kg）乙方供货范围备注单重总重14氨水转料泵台2一开一备Q=30m3/h附：电动机5.5kW台215工艺水槽台1碳钢φ3800H5820V=62.8m3附：保温,缸底防冻加热器16氨水贮槽台2碳钢内防腐平底拱顶缸φ6000H5100V=150m3附：保温,缸底防冻加热器17氨水配置系统套1氨水配置罐只1φ6000H7100V=200m3附：保温,缸底防冻加热器-54- 某石化公司化肥厂煤锅炉烟气系统增设脱硫设施设备规格及供货范围设备表5序号设备位号设备名称及规格设备型号或图号单位数量材料净重（kg）乙方供货范围备注单重总重氨水配置进料泵台2氨水输送泵台218事故浆液槽台1共用φ10000H10600V=700m3附：保温,缸底防冻加热器侧进式搅拌器台319事故浆液泵台2一开一备耐磨耐腐蚀离心泵附：电动机22kW台220氧化风机台2三叶型罗茨鼓风机进口流量100Nm3/min附：电动机45kW台2-54- 某石化公司化肥厂煤锅炉烟气系统增设脱硫设施设备规格及供货范围设备表6序号设备位号设备名称及规格设备型号或图号单位数量材料净重（kg）乙方供货范围备注单重总重21地下槽台1混凝土内防腐3000×3000×3000附：垂直式搅拌器,11kW台122回收液泵台2液下泵Q=18m3/h,H=20m附：电动机4kW硫铵生产设备23硫酸铵浆液缓冲罐只1φ3600H3000V=30m3附：保温,缸底防冻加热器24热泵BLRB-3台125硫酸铵浆液预热器台1热量约400万千卡/hr-54- 某石化公司化肥厂煤锅炉烟气系统增设脱硫设施设备规格及供货范围设备表7序号设备位号设备名称及规格设备型号或图号单位数量材料净重（kg）乙方供货范围备注单重总重26一效加热器台1φ700×1060027二效加热器台1φ600×940028三效加热器台1φ700×1060029一效分离器台1φ1100×220030二效分离器台1φ1000×240031冷却结晶器台1φ1500×3600-54- 某石化公司化肥厂煤锅炉烟气系统增设脱硫设施设备规格及供货范围设备表8序号设备位号设备名称及规格设备型号或图号单位数量材料净重（kg）乙方供货范围备注单重总重32真空缓冲槽3m3台133真空泵台2多效蒸发器配套34离心机台1卧式螺旋卸料离心机附：电动机22kW35干燥机ZLG6×0.6套1气流干燥机36手提缝包机台237手动液压叉车台1起重量1吨-54- 某石化公司化肥厂煤锅炉烟气系统增设脱硫设施设备规格及供货范围设备表9序号设备位号设备名称及规格设备型号或图号单位数量材料净重（kg）乙方供货范围备注单重总重仪控部分38双金属温度计0~50℃支50~100℃支439铂电阻650×500支11150×1000支8-54- 某石化公司化肥厂煤锅炉烟气系统增设脱硫设施设备规格及供货范围设备表10序号设备位号设备名称及规格设备型号或图号单位数量材料净重（kg）乙方供货范围备注单重总重40氨压力表0~0.4MPa只30~0.6MPa只40~1.0MPa只30~1.6MPa只241隔膜压力表0~0.4MPa只60~0.6MPa只542膜片压力表-0.8~0.8kPa只10~2.5kPa只10~0.1MPa只2-54- 某石化公司化肥厂煤锅炉烟气系统增设脱硫设施设备规格及供货范围设备表11序号设备位号设备名称及规格设备型号或图号单位数量材料净重（kg）乙方供货范围备注单重总重43电动压力变送器0~0.4MPa台10~0.4MPa台30~0.6MPa台80~1.0MPa台10~1.6MPa台244电磁流量计0~10m3/h台20~30m3/h台10~40m3/h台20~160m3/h台10~250m3/h台40~500m3/h台3-54- 某石化公司化肥厂煤锅炉烟气系统增设脱硫设施设备规格及供货范围设备表12序号设备位号设备名称及规格设备型号或图号单位数量材料净重（kg）乙方供货范围备注单重总重45旋涡流量计台10~10m3/h46雷达料位计0~6000mm台10~17000mm台147磁翻柱液位计0~2400mm台10~3000mm台10~5200mm台10~5400mm台10~6500mm台1-54- 某石化公司化肥厂煤锅炉烟气系统增设脱硫设施设备规格及供货范围设备表13序号设备位号设备名称及规格设备型号或图号单位数量材料净重（kg）乙方供货范围备注单重总重48带远传法兰和毛细的差压变送器台10~60kPa49pH单通道变送器套40~10pH50多组份分析仪套20~5000mg/Nm3SO251电动调节阀台2PN1.6DN5052电动型切断球阀PN1.6DN80台3PN1.6DN100台3-54- 某石化公司化肥厂煤锅炉烟气系统增设脱硫设施设备规格及供货范围设备表14序号设备位号设备名称及规格设备型号或图号单位数量材料净重（kg）乙方供货范围备注单重总重PN1.6DN150台2PN1.6DN200台1053电动型球阀PN1.6DN100台2PN1.6DN150台2PN1.6DN250台354DCS硬件设备套1输入/输出模块远程I/O柜及控制柜CRT及打印机技术服务(组态编程,安装,调试)55MCC柜MNS块62200×1200×800-54- 4.5.2主要设备的防腐蚀材料脱硫系统防腐蚀性能的好坏是脱硫系统能否可靠运行的首要保障。脱硫系统的腐蚀形态主要并不是它的酸、碱性，而是氯离子的晶间腐蚀破坏力较强、脱硫过程中形成的SO32-、SO42-很强的化学活性和渗透能力及循环液含固体磨损腐蚀。脱硫系统的管道、设备可选用抗腐蚀性能好的不锈钢、衬塑、陶瓷、玻璃钢等材料，1）原烟气烟道均采用普通碳钢。2）吸收塔出口的湿烟囱考虑采用FRP材质的湿烟囱。3）喷嘴是采用耐磨性能极佳的SiC材料，形式为旋转空锥雾化喷嘴，拟选用进口产品。4）脱硫塔采用新型防腐技术，拟采用新型的钢筋混凝土塔体替代钢制塔体，内衬耐腐蚀的“BEKA-PLAST”材料，使用寿命将达到25年以上，平时不需要检修与维护。5）后处理工段设备基本采用316L材质。4.5.3脱硫塔防腐蚀材料的选择而脱硫系统防腐最关键的是主塔体防腐，目前，脱硫塔应用比较成熟的防腐技术主要有：碳钢衬玻璃鳞片、碳钢橡胶衬里、钢筋混凝土内衬“BEKA－PLAST”材料的脱硫塔等。4.5.3.1碳钢衬玻璃鳞片与橡胶衬里烟气脱硫装置设备庞大，需防腐的区域面积大，运行周期长，维修困难，防腐蚀失效后腐蚀速度快。脱硫装置的防腐蚀必须做到材料选择正确、施工工艺优良。经国内外对FGD防腐多年实践考核验证，从科学性、适用性、经济性综合比较，玻璃鳞片树脂内衬技术（简称鳞片衬里）和橡胶衬里是烟气脱硫装置行之有效的内衬防腐蚀技术之一。当然，它们在应用过程中和使用效果上有一定差异。防腐层必须具备优良的耐化学腐蚀性和高抗渗性。选择合理的耐蚀材料是防腐蚀的基础，而防腐蚀结构的不同决定了抗渗透性能的高低和防腐蚀的效果。鳞片衬里因其玻璃鳞片的多层平行排列，使介质攻击时无法垂直渗透过呈迷宫型途径。故具有优异的抗渗性能。脱硫装置中的冷衬橡胶层本体非常致密。介质很难渗入，但胶板粘接缝为薄弱环节，失效往往由此开始。衬层成型残余应力和工况环境形成的热应力是导致衬层物理失效（如起层、开裂等）的主要原因。鳞片衬里由于玻璃鳞片在树脂中的非连续性分布，使应力无法同向传递或叠加，相邻鳞片间的衬层应力相互抵消。甚至会因分散状鳞片的位移做功将应力松弛，因此，鳞片衬里具有理想的抗应力腐蚀失效能力。橡胶衬里具有良好的弹性和应变性能，松弛应力的能力很强，但橡胶对热老化敏感，在热环境中易因热老化变硬使弹性降低，应变性能变差，使抗应力腐蚀性能下降。大量固体物料的存在，要求防腐层具备良好的耐磨损性。鳞片衬里的耐磨性很强，它的耐磨性能来自近似平行排列的鳞片填料，在装置的####-90- 些磨损严重位置，如烟道拐弯处，常常增加一层树脂砂浆耐熔层，以提高耐磨性。橡胶衬里有较高的弹性和受外力变形能力，可吸收固体物料冲刷所做的功，从而表现出良好的耐磨性，但随着热老化的出现，耐磨性下降。另外，鳞片衬里施工方便，造价适中，而橡胶衬里施工难度较大，造价较高，且使用温度受到限制。国内研制的鳞片衬里技术和材料在化工行业已有十多年良好应用业绩，目前，已应用于烟气脱硫装置中，且纳入标准规范体系。总之，作为烟气脱硫装置内衬防腐蚀技术，鳞片衬里和橡胶衬里都是可行的，鳞片衬里更具有应用优势。值得一提的是，在使用橡胶衬里时，往往还需鳞片衬里进行配套。如重庆珞磺电厂FGD中，烟气换热器（温度较高）外壳为碳钢+鳞片衬里，吸收塔、除雾器外壳为碳钢+橡胶衬里，而除雾器出口经烟气再热器至烟囱入口的设备（烟道）外壳均采用碳钢+鳞片衬里结构。4.5.3.2钢筋混凝土内衬“BEKA－PLAST”材料尽管鳞片衬里作为烟气脱硫装置主要防腐蚀衬里在国外已有近三十年的实际应用，但就其在国内引进烟气脱硫装置中的使用效果分析看，仍存在着耐磨损、抗热应力破坏及局部振动易损坏等缺陷。为了克服这些材料存在的不足，本装置采用新型脱硫塔防腐技术，在大型脱硫系统中采用新型的钢筋混凝土塔体替代钢制塔体，内衬耐腐蚀的“BEKA－PLAST”材料，采用新型的钢筋混凝土内衬“BEKA－PLAST”材料的脱硫塔系统，对于初期投资将增加，但脱硫塔的使用寿命将达到25年以上，平时不需要检修与维护。a材料特点形象的讲，采用“BEKA－PLAST”系统的脱硫塔就是一个由混凝土支撑具有足够机械强度的塑料罐。而“BEKA－PLAST”材料的使用寿命也可以直接和一个塑料罐来参考比较，只是机械强度不同而已。内衬耐腐蚀的“BEKA－PLAST”材料（见图1）图1：“BEKA-PLAST”材料图2：可以直接用于安装的“BEKA-PLAST”板材和预制部件“BEKA－PLAST”是采用特制的PP、PE、PVC或者PVDF这些热塑材料制成的，在“BEKA－PLAST”板的一侧每平方焊接有256个锥形脚。这些焊接在板上的锥形脚能够承受使其从板上脱离下来的超过1,000kN/m2的剪切力和超过500kN/m2的拉力。-90- 在安装中，这些锥形角最后埋入灌浇的混凝土中。图3显示了在灌浆之前安装好的“BEKA－PLAST”材料。图3：在灌装之前安装好的“BEKA－PLAST”板材“BEKA－PLAST”系统是一种机械连接的内衬，而衬胶和衬玻璃树脂鳞片则是化学连接的。“BEKA－PLAST”内衬施工就如制造一个简单的塑料槽罐一样，在安装结束后将塑料板材焊接起来。b物理性质上述的三种内衬材料的温度使用区间都是有一定限制的。不同的脱硫塔及内衬之间具有耐磨损性、冲击强度、表面的沉积、吸音性以及温度梯度等物理性质的不同。综合所有这些要求，“BEKA－PLAST/混凝土结构”具有非常好的性能。衬像胶和玻璃树脂鳞片在耐磨损方面都只是“满意”。当液滴接触到内衬材料时，对内衬材料会产生机械冲击，尤其是当内衬材料耐磨性差时，就会产生破坏作用。而对于我们的“BEKA－PLAST”材料来说这个问题就不存在了。“BEKA－PLAST”材料具有热塑性塑料的不透水性以及不易在表面产生沉积的特性而拥有最好的使用质量。因此，前面提到的这些特性导致在“BEKA－PLAST”材料表面没有大的沉积产生。图4显示了在脱硫系统中“BEKA－PLAST”内衬材料的非常光滑的表面。另外，由于较厚的混凝土结构我们可以发现“BEKA－PLAST/混凝土系统”-90- 具有良好的吸收噪音的性能。而这对于钢塔衬胶和钢塔衬玻璃树脂鳞片来说都不具备这一性能。众所周知，钢对声音有很强的传导性，因此声音只能在单独的吸音层来吸收。而噪音在脱硫系统中是无法避免的，噪音可以通过烟气管道传送而且脱硫塔本身就会产生噪音，比如喷淋系统/喷嘴。因此，根据脱硫装置所在地的要求有可能会需要在钢塔衬橡胶或者钢塔衬玻璃树脂鳞片的塔外加装隔音层以减少噪音污染，同时也起到隔热的作用。而隔热材料在这两种系统当中都是必需的，这是因为这两个系统都只具备很低的隔热能力。而这则关系到水/蒸汽扩散透过内衬层的问题，温差越大，扩散越强。对于“BEKA－PLAST/混凝土”系统来说不需要再加隔音和隔热材料。图4：脱硫系统中“BEKA－PLAST”内衬的表面c化学性质“BEKA－PLAST/混凝土”在耐化学腐蚀以及不易渗透方面尤其与众不同。用于热塑性塑料槽罐的制造已经有超过30年的历史，对于在脱硫系统中的烟气和液体具有非常好的化学防护性能。而衬胶或者衬玻璃树脂鳞片是不同的，两者的耐腐蚀性能都是令人满意的，但同脱硫系统中的化学物质会逐步提高材料的硬度，这也称之为“碳化”，这就会使内衬材料不断老化而抗冲击强度降低从而导致开裂和泄漏的发生。于是，液体和气体就会通过裂缝渗透到内衬材料和钢之间，开始腐蚀钢板，从而降低了设备的可靠性。而这是因为衬胶和衬玻璃树脂鳞片是通过化学连接衬在钢板上的。对于衬胶和衬玻璃树脂鳞片来说，蒸汽的扩散是另一个危险。对“BEKA－PLAST”内衬来说则没有这个问题。一方面在“BEKA－PLAST”的一侧只有很小的扩散发生，而另一侧蒸汽可以透过混凝土层，这是因为混凝土具有比“BEKA－PLAST”材料高得多的透水性。对于衬胶和衬玻璃树脂鳞片来说，关键在于当水蒸气扩散透过内衬材料以后，由于钢是不透水的，因此蒸汽就冷凝下来了。而水会使钢生锈，于是内衬材料就无法和钢正常粘结，会产生鼓包的现象，需要定期地进行维护。d“BEKA－PLAST”的优越性“BEKA－PLAST”脱硫系统中的主要优点如下：·持久的耐腐蚀和耐化学侵蚀性能·在混凝土和塑料层之间完美的机械连接性能·材料结构紧密，气体和水难以渗透-90- ·良好的耐冲击和机械性能·便于运输、易于安装、维修方便·可以分段进行检漏和定位·对环境安全的内衬材料·经过全球大量实际验证的成熟系统·内衬系统的经济性·同其它内衬系统比较“BEKA－PLAST”有更长的使用寿命·光滑、不带粘性的表面；不易结块，即便经过多年运行，内衬表面也不会有不利的改变·在安装之前无须表面处理e“BEKA－PLAST”脱硫系统的应用采用“BEKA－PLAST”材料的脱硫系统因初期投资高于其它防腐方法，但设备使用寿命长，适合于应用在大、中型机组的湿式脱硫工程中，在国外的具体工程实践中得到了运用。德国史道勒公司脱硫塔应用业绩见后面附件1。表1：不同内衬系统化学和物理性质比较混凝土/BEKA-PLAST钢/玻璃树脂鳞片钢/橡胶耐腐蚀性好满意满意耐温性好好好耐磨损性好满意满意冲击强度高中高隔音性好中等中等能量/热传导低高高表面沉积的危险低中等高建设时间中中长安装前的表面的处理、测量以及保持施工时的温度湿度不需要高支出高支出机械处理的可能性方便可能的不好在制造、安装施工和处理时对环境的影响好不好不好安装后的处理和结构改变的可能性容易高支出高支出维护和维修所需要的停机时间短中长维护成本低中等高维修费用低中高表面碳化没有没有有表面的黏着性没有没有有表面沉积的产生没有部分大量表面鼓包的产生不可能会会内衬材料层对物质的吸收不会部分会内衬材料的膨胀没有部分有-90- 水汽渗透过内衬材料低中等高内衬层的最长使用寿命＞25年估计为15年并在此期间有必要的部分更换估计为15年并在此期间有必要的部分更换4.6脱硫装置平面布置4.6.1布置概述根据“工厂布置一体化、生产装置露天化、建（构）筑物轻型化、公用工程社会化、引进技术国产化”的指导方针并遵循以下布置原则：1）生产装置应根据生产性质、规模、操作条件、自动化水平和安全措施，进行联合集中布置，提高一体化程度。2）在生产流程、防火、防爆及卫生要求许可时，生产及辅助生产建（构）筑物，应合并设置。3）应充分利用露天生产装置内的管廊及框架等空间。4）各种仓库设施应按贮存物料的性质及要求，合并为大体量、多层的仓库，或采用筒仓贮存。有条件时可采用高层自动化立体仓库。大宗物料的贮存应采用机械化装卸设备，增加物料堆存高度，减少占地面积。根据拟建场地的条件，本装置的布置按工艺流程的要求，将核心的塔设备置于整个综合厂房的钢筋砼框架结构之中，整个装置形成了一个紧凑型的一体化系统。这样既有效的利用了立体空间又大大地增强了塔设备的稳定和牢固，克服了拟建场地狭小的矛盾。在整个框架中按物料自流的原则，自上而下布置了浓缩液冷却，硫酸铵结晶沉降和离心分离、干燥系统，大幅度地减少了不同工序之间物料储存缓冲和转运设备，易结晶堵塞的浓缩液管线少而短直，为方便操作、连续化运行、降低能耗、提高自动化水平提供了良好的基础。通过以上设备布置，实现了系统简洁化，而且也便于利用烟气作为气流干燥系统的热风源（干燥尾气就近返回脱硫塔），达到进一步节能的效果。4.6.2必要性和安全性分析必要性1）工艺的需要原烟气经过主体设备（脱硫塔和预洗涤塔）的反应，生成了中间产物硫酸铵/亚硫酸铵浆液，这些中间产物输送到后处理系统经过蒸发、离心、干燥等操作单元变成最终的副产物硫酸铵晶体。过饱和的中间产物硫酸铵/亚硫酸铵浆液具有沉淀特性，会造成对管路的堵塞，如果管路布置较长，保温不充分的话，温度的下降会加剧这个过程。所以后处理厂房和主体设备需要布置需要尽可能的紧凑，构建成综合厂房。2）当地气候的需要####-90- 冬天的温度较低。反应产物硫酸铵/亚硫酸铵浆液是酸性且含有氯离子，对一般的管道材质具有很大的腐蚀腐蚀性，本工程中考虑耐腐蚀的玻璃钢管道，为了减少温度对管道的影响，需要将管线尽可能的布置在室内，所以需要将主体设备和后处理厂房作为一体化的综合厂房，从而尽可能的减少室外的管线布置。3）建构筑物的特性脱硫塔的顶部有一个较高的玻璃钢湿烟囱，为了稳定湿烟囱，抵消风压，需要建构一个框架结构，在框架结构上用钢框架对湿烟囱进行加固。脱硫塔和预洗涤塔可以利用框架每一层的四角作为操作平台，主体设备的框架和后处理系统的厂房是紧密联系的，宜于做成一体化，从而将主体设备布置在综合厂房内。安全性主体设备布置在综合厂房中，对于生产，操作和控制都提供了便利性，且主体设备两个塔体具有一定的相对独立性，所以不会影响到后处理系统和控制室的安全性。4.7工艺装置“三废”排放SATS氨法脱硫工艺无三废外排。饱和硫铵溶液经冷却结晶浓缩离心分离后产生的滤液继续回脱硫塔循环，无废液排放。硫铵干燥系统的干燥气就近取自烟道气，干燥后的废气引入脱硫塔，经净化处理后与净烟气一起排放，无未处理废气排放。脱硫产生的硫铵固体作为####石化复合肥厂的原料或直接销售给总厂外的复合肥厂，无废渣排放。4.8工艺及设备风险分析本项目采用氨－硫铵法烟气脱硫工艺，脱硫吸收塔布置在锅炉的引风机后，经过脱硫塔净化后的烟气，由脱硫塔顶部的湿烟囱直接排放。在两台锅炉引风机出口烟道上设置烟气旁路挡板门，通过控制烟气旁路挡板门可方便地投入或切除脱硫装置，故这种工艺相对于其它脱硫工艺与主系统之间的关系比较简单，相互之间影响主要有：4.8.1现有系统对FGD装置的影响1）实际煤种的变化对FGD装置有一定的影响，因为燃煤成分的变化将直接导致烟气量，烟气中各种成分的比例、SO2浓度、SO3浓度、酸露点等参数的变化，从而对FGD装置的设计、运行和防腐在脱硫吸收剂的选择上，能适应较大工况变化的要求。2）若锅炉系统发生故障造成烟气超温超过最大允许值或烟气超压/低压超过最大允许值，FGD装置必须解列。4.8.2FGD装置对现有系统的影响1）FGD装置的建设增加了整个系统的阻力在所有的湿法烟气脱硫工艺中，氨－硫铵法烟气脱硫工艺的系统阻力是最小的，但毕竟要增加600～800Pa的阻力，经工艺计算，原引风机的风压能够克服新增脱硫系统带来的烟气阻力，不需要增设脱硫增压风机。2）净烟气的排放-90- 烟气经过湿法脱硫系统洗涤后，温度降至50～55℃，为饱和的湿烟气，,脱硫后的饱和湿烟气若直接进入砼烟囱，对烟囱带来腐蚀隐患。为了节约能源，美国一般不采用烟气再加热装置，而对烟囱采取防腐措施（内衬薄钛钢板）；欧盟则规定只要烟气处理达到规定排放标准，净烟气可以不经加热，在脱硫塔顶直排或通入双曲线冷却塔中随水雾气排放。目前，国内脱硫塔出口净烟气排放的处理方案主要有以下几种：a.设置气/气换热器（GGH），利用FGD进口热烟气的热能加热出口净烟气，FGD出口烟气被加热至80℃以上后排入烟囱。此法无需增加额外能耗，运行比较经济，但一次设备投资较大，系统阻力增大，多数需要增设增压风机。b.在脱硫塔出口设置烟气加热器，利用外部蒸汽加热FGD出口冷烟气。此法一次投资相对较低，但需消耗外供蒸汽的热能，运行成本较高。c.在脱硫塔顶部增设一高30～50m左右的直排湿烟囱，使脱硫后的净烟气直接从湿烟囱排放，原烟囱作为旁路烟道排放用。此法投资和能耗都比较低。d.对新建的机组，在建设烟囱的同时对烟囱内部作防腐处理，烟囱的建设成本约增加2％（烟囱内衬耐酸釉面砖）。e.半量洗涤法，是让一部分原烟气走旁路，（这一部分烟气不进入脱硫装置进行脱硫降温），与FGD出口湿烟气混合升温达80℃以上排入烟囱。此法不设GGH，也不消耗外供蒸汽，但要以牺牲脱硫效率为代价(约下降25％)，烟气SO2排放浓度较难控制到规定的排放标准（SO2≤400mg/Nm3），并且不能适应国家环保不断提高的标准要求。推荐采用净烟气塔顶直排方案，在脱硫塔顶部直接设30～50米的FRP或316L钢制湿烟囱直排，加上塔体高度，整体高度满足了国家标准GB13271－2001《锅炉大气污染物排放标准》规定，烟囱高度应按批准的环境影响报告书，但不得低于45米的要求。降低了初期投资，并可节省运行中的能耗。5原料、辅助材料供应及消耗5.1吸收剂供应与消耗5.1.1吸收剂供应条件1）本脱硫工艺方案采用20％的氨水作为吸收剂。2）炼油厂目前有两套污水汽提装置，间断向化肥输送脱硫后汽提的液氨（每十天约80吨），氨水浓度在99.6%（w/w），此氨水含有油、水、硫、挥发酚等，杂质成份约0.4%；正在拟建的第三套污水汽提装置投用后，每年可向化肥提供约6830吨／年左右浓度为99.6%（w/w）的氨水。化肥厂尿素装置的工艺冷凝液（原工艺路线是送解析水解处理后回收），其中氨含量为13000mg/L左右、尿素含量为71000mg/L左右，可作为调配氨水使用，一、二尿素约合70吨/时；合成氨装置中的变换冷凝液（含氨1200mg/L），产量约12吨/时，也可作为调配氨水使用。-90- 上述氨水的来源均有保证，但必须进行调配成脱硫装置所需的氨水浓度才能使用，因此该烟气脱硫项目在设计上必须包括脱硫岛外设置氨水配置系统(调配20%氨水)及在脱硫岛内设置氨水储罐（20％w/w）等设施。5.1.2吸收剂消耗定额及消耗量根据燃煤资料和脱硫工艺，两台锅炉烟气脱硫装置运行所需20％氨水消耗量见表序号名称规格（wt%）单位消耗定额（折100%tNH3/tSO2）消耗量备注每小时每年1氨水20%吨～0.541.55413053设计煤种注：以折合实际负荷年运行小时8400h/a计。5.2动力（水、电、汽、气）消耗定额及消耗量5.2.1化肥厂现有公用工程状况1）循环水、工艺水的进出口温度，进出水的压力。循环水：进／出口温度32℃／40℃，进／出水压力0.4MPa。工艺水：温度13℃，压力0.6MPa。化肥厂现有40000吨/小时的循环水供应量，正常需要量39000吨/小时，有1000吨/小时的富裕量。2）化肥厂供电能力为20000kW.h，正常需要量10000kW.h，有10000kW.h的富裕量。3）蒸汽的压力：1.0MPa（表压）。蒸汽温度：210℃化肥厂0.5MPa蒸汽供应量为50吨/小时、正常需要量38吨/小时，有12吨/小时的富裕量。4）仪表风、工厂风：仪表风压：0.7MPa（表压）。工厂风压（非净化风）：0.7MPa（表压）化肥厂内两台仪表风空压机能力为1500Nm3/h，一开一备，正常需要量1300Nm3/h，有200Nm3/h的富裕量。化肥厂现有水、电、蒸汽、压缩空气等的供应能力均有富裕，能提供本项目所需的水、电、蒸汽、压缩空气等用量，脱硫系统公用工程消耗量见下表。5.2.2公用工程消耗定额及消耗量序号名称规格单位消耗量每小时每年1工艺水吨221848002电380V50Hz度45037800003蒸汽0.8MPaG210℃吨0.957980-90- 4冷却水吨705880005压缩空气0.7MPaGNm312100800注：以年运行小时8400h/a计。1）工艺水从####石化化肥厂工业水上水总管引接，作为脱硫工艺系统提供一次性工艺用水，并作为硫酸铵浓缩结晶系统的循环冷却水，其主要用途为：烟气洗涤补充水（用于吸收系统水平衡，一次性消耗）；除雾器冲洗水（用于吸收系统水平衡，一次性补充）；所有溶液储运设备、输送管路的事故冲洗水（返回脱硫塔再利用）。2）供电根据工艺计算，氨－硫铵法脱硫工艺系统的烟气阻力小，不需要增设脱硫增压风机，脱硫系统中无6kV辅机设备，整个烟气脱硫系统只需要低压（380/220V）配电。本次工程根据脱硫岛系统相对独立的特点，布置专用段脱硫系统新增的400V开关柜。脱硫岛内380/220V低压系统为动力和照明合一的中性点直接接地系统。3）蒸汽脱硫系统的蒸汽消耗主要用于硫酸铵生产的蒸发和干燥，由####石化化肥厂提供压力1.0MPa、温度210℃的蒸汽接入点。除此之外，还有冬季室内采暖和少量伴热等季节性蒸汽消耗。4）冷却水在后处理系统内的三效蒸发工段需冷却水以使硫酸铵降温结晶。5）仪表空气脱硫装置的仪用压缩空气消耗量很小，工艺压缩空气只是用于间断性吹扫，0.5MPa的压缩空气。脱硫装置的压缩空气气源可由####石化化肥厂的仪用压缩空气系统提供。6自动控制6.1概述脱硫控制设计要求不低于的单元机组的控制水平；脱硫系统宜采用集中控制的方式。为使脱硫控制系统达到与单元机组控制水平相适应，本工程脱硫系统拟采用分散控制系统（DCS）进行监视与控制。在脱硫控制室内能做到：（1）在机组正常运行工况下，对脱硫装置的运行参数和设备的运行状况进行有效的监视和控制，并能够锅炉运行工况自动维持SOX等污染物的排放总量及排放浓度在正常范围内，以满足环保要求；（2）-90- 机组出现异常或脱硫工艺系统出现非正常工况时，能按预定的顺序进行处理，使脱硫系统与相应的事故状态相适应；（3）出现危及单元机组运行以及脱硫工艺系统运行的工况时，能自动进行系统的联锁保护，停止相应的设备甚至整套脱硫装置的运行。（4）在少量就地巡检人员的配合下，完成整套脱硫系统的启动与停止控制。脱硫系统的正常运行以CRT和键盘为监控手段。控制室不设常规的控制表盘，仅设少量的紧急操作开关或按钮。6.2全厂控制系统及仪表选型控制系统和主要仪表选型原则（1）根据用户要求及自动化技术发展水平需要，为提高装置脱硫处理能力和适应生产变化的灵活性，以降低能耗，提高装置安全性、可靠性、实现平稳操作长周期运转为选型原则；（2）DCS选型及配置时将充分考虑系统硬件、软件性能的可靠性及技术的先进性，系统的可扩展性和系统网络的开放性；（3）立足于国内，选择国内或引进国外技术生产的产品；（4）根据工艺条件及其要求，选用先进、可靠并且安装、使用方便的仪表。一次仪表不做防爆要求；（5）装置进料、产品、水、蒸汽、净化风、工艺风等经济核算指标参数的检测仪表按相应精度要求设置较高精度的计量仪表；（6）本装置最重要的控制仪表，用于在线检测循环吸收液的pH值，确保烟气脱硫的质量和控制脱硫剂的消耗，应选用高可靠性的仪表。6.3工艺装置控制方案·分散控制系统（DCS）本装置拟选用引进国外技术生产的具有现代先进控制水平的DCS系统。根据烟气脱硫装置生产流程的需要，设置了工程师站兼备操作站3台（US），操作站配置21’彩色显示屏（CRT），两台打印机。并根据输入/输出信号的数量配置相应的两台APM柜，同时对重要的控制回路及检测参数实行1:1冗余。考虑到兼容性和互换性甲方拟选现用的DCS，中央控制站（CPU）和分布式I/O站分别连接在最广泛的过程现场总线上。上位机通过以太网实现和控制系统通讯。·主要模拟量控制系统（MCS）1）FGD入口压力控制为保证锅炉的安全稳定运行，通过调节旁路风门和进口风门的状态进行压力控制，保持锅炉引风机入口压力的稳定。为了获得更好的动态特性，引入锅炉负荷和引风机状态信号作为辅助信号。2）循环液浓度控制-90- 按比例调节供水量，分别测量吸收循环液和预洗涤浓缩循环液的密度和液位，通过循环液密度和液位测量的反馈信号修正进水量，保持系统水平衡的稳定。3）循环液pH值及吸收塔出口SO2浓度控制根据吸收塔循环液的pH值控制加入到吸收塔中的氨水量。通过改变氨水计量泵的出力来实现氨水流量的调节。烟气出口SO2浓度作为吸收过程的最终值参加调节。4）吸收塔液位控制根据测量的液位值，调节工艺洗涤水加入量和调整除雾器冲洗时间间隔，实现循环液位的稳定。5）浓缩液排出量控制根据吸收塔循环液取出量和浓缩液密度值，调节循环液送至结晶浓缩槽或返回吸收塔的溶液量，从而控制副产品硫酸铵的取出量。除上述主要闭环控制回路外，还将设置旁路挡板连锁控制、氨水储槽的液位控制、工艺水槽液位控制、浓缩液冷却温度控制、硫酸铵粉料仓的料位控制等。6.4烟气连续监测系统（CEMS）为了脱硫工艺控制和烟气排放监测需要，拟在以下地点设置连续监测仪表，测量的烟气成分如下：FGD进口(1套)：烟气流量、SO2、O2、粉尘、温度、压力FGD出口(1套)：烟气流量、SO2、O2、粉尘、温度、压力本工程选用的连续监测仪表，核心仪表采用进口产品，FGD进出口取样装置各一套，分析显示系统共用一套，可自动、人工切换。烟气连续监测系统（CEMS）的测量结果（脱硫装置进出口）送入DCS，作为数据采集、自动调节、历史记录、联锁保护等的输入信号。6.5控制室脱硫装置的位置距离主体工程的机炉电单元控制室比较远，两者之间有300多米。若把脱硫装置的控制放在主体工程的单元控制室存在以下问题：（1）现在锅炉中控及除灰控制室没有多余的空间，如果扩大控制室的面积，建构筑物安全间距无法保证。（2）脱硫装置里面有许多的变频设备和计算机信号需要传递到控制室内。变频信号的远距离传输，不但要适度降低载波频率，还要加装输出交流电抗器。计算机信号的远距离传输也容易产生衰减效应和受到别的电磁信号的影响。（3）电缆的敷设长度过于长，对电缆选型有特殊的要求，中间需要加信号放大器。同时考虑到脱硫工艺控制也是一个相对独立于主体工程单元机组的系统，为便于操作、维护，在本期工程的综合厂房内设置独立的脱硫控制室。脱硫控制室考虑到三期工程2×410t/h锅炉脱硫装置的集中控制的预留空间。控制室需设置火灾报警系统和消防设施于厂内系统连接。机柜室地面要求敷设防静电地板，房顶要求吊顶，距地板净高在3000mm。-90- 6.6自动控制系统公用工程消耗为满足新建装置仪表用压缩空气的需要，在燃煤锅炉装置现场仪表用压缩空气系统引出本系统仪表用气，选用涡街流量计测量累积用气量。供气压力0.4MPa，供气量为80Nm3/h，仪表用气的质量指标应满足《石油化工仪表供气设计规范》中对仪表用气的要求。控制室所需直流电源由主体工程直流电源系统引接，控制室另安装一台UPS不间断电源，容量为15kW。供电质量为：电压：200VAC±5％；频率：50±0.5Hz；波形：正弦波、失真率小于5％。分别为DCS系统、计量仪表、分析仪表供电。6.7设计中采用的主要标准及规范《过程检测和控制流程图用图形符号和文字代号》GB/T2625-1981《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《石油化工仪表供气设计规范》SH3020-2001《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《石油化工仪表供电设计规范》SH3082-2003《石油化工分散型控制系统设计规范》SH/T3092-1999《石油化工紧急停车及安全联锁系统设计导则》SHB-Z06-1999《石油化工仪表接地设计规范》SH3081-20037厂址选择7.1建厂条件7.1.1厂址自然地理条件####石化位于####市东北方向，距离市区约25km，在####市东山区，邻近米泉市。####石化化肥厂地处####石化建筑坐标(下同)的东北方位，化肥厂区建西邻####石化1号公路，公路建西为####石化二厂区，建南靠####石化10号公路，隔路与####石化热电厂相望，建东为####石化铁厂沟防洪大堤。厂址自然地形由西南向建东北倾斜，地面自然坡度10‰左右，地下无矿藏和文物古迹。本装置拟建于####石化公司化肥厂锅炉装置后70m×80m的空地上。7.1.2工程地质条件7.1.2.1地形地貌特征####石化地处天山东段博格达山北麓，原地貌为山前倾斜的草原戈壁，属准葛尔盆地南缘，地势开阔由南向西北倾斜，自然坡度为2.5%，地面绝对标高为662～667米。地貌特征主要为剥蚀堆积，在靠近铁厂沟附近局部遭受冲刷地形稍有破碎，有漂砾石分布，远离冲沟处地形较完整，表面是砂砾黄土状亚沙土，属可开垦荒地。7.1.2.2厂区工程地质1）厂区地层-90- 厂区工程地质基本状况，由于拟建脱硫工程未做地质详勘工作，以下是化肥厂已建的锅炉勘探揭露的厂区地层(从深至浅)简要资料：a.第三系地层：岩性为泥质、钙质胶结砾岩、泥岩，棕黄、淡黄色，含有黑色锰质斑点和白色钙质结核，在厂区范围内，它的顶板高程在580至635米之间。该层是本区的基岩，在本厂区范围内埋藏深度大于34米，因此对本厂区的各级建筑物的地基持力层影响不大。b.第四纪上更新统地层：为冲洪积物，主要岩性有：含漂卵石、含砾轻亚粘土、砂砾、砂砾石，总厚度在34.5至74.5米之间。该层地基可作为工程天然地基的主要持力层。2）厂区持力层以上土层的岩性评价(从上至下)：a.回填土层：主要来自前期工程开挖的多余土石，土层的主要成分为含漂卵石和轻质粘土的混合体，卵石粒径大小不等，粒径差异较大，多种岩性混杂堆积，且在回填时未经任何处理，大小漂石亦混在其中，形成混乱堆积架空结构，因而本层不能作为天然地基层。回填土层的大部分厚度大于3m，因此在设计、施工时须予以关注。b.黄土状含砾轻亚粘土层：遍布厂区表面，厚度在0.2至0.9m之间，色泽为褐黄色，微含砾石、碎石，具有大孔隙结构、疏松，植物根系发育，同时具有湿陷性(湿陷系数为0.0345)、高压缩性(压缩模量为3.62MPa)，虽然承载力达133kPa，但由于具有以上特征，基础施工时应予以挖除。c.含漂卵石岩层：分布于黄土状轻亚粘土层之下，颜色：灰黄、青灰、灰绿色，漂石粒径一般在20至40cm(个别的粒径大于80cm)，含量约在20%。卵石粒径一般在6至15cm左右，含量为在15%至25%。卵石粒径在6cm以下的充填砂砾土，含量约为40%至50%。整个岩层深度在22米以上，厚度为20米左右，漂卵石形状多为次棱角状、次园状，磨园度尚好，砾石为棱角状，磨园度较差。砾卵石成份：以凝灰岩、变质岩为主。结构为单粒组构，坑探锹镐可以挖掘，井壁稳定，无掉块现象，属中等密实度，局部地方(10至15米)有不均匀的轻微钙质泥质胶结，开挖较为困难。构造：岩层中漂石含量局部地方较为集中，含量达到30%至40%，漂卵石表面多包有一层1至2cm轻亚粘土，洪积相，层理不明显，分布无规律性，岩层中普遍夹有砾卵石架空结构层，且单层厚度为5至15cm，孔隙直径一般为1～5mm，个别达10～20mm，多由纯净的砾卵石组成，分选性较好，无充填物或很少充填物，松散、手动即垮，天然重力密度为18kN/m3，孔隙比0.49，经击实后，最大干重力密度达19.87kN/m3，最小孔隙比为0.35。d.砾卵石结构架空层：该架空层在厂区的分布规律是，垂直方向由上而下逐渐减少，多集中发育在10m深度以上，水平方向分布无规律性，其允许承载能力为200～300kPa。另外岩层中还夹有延伸小、又无连续的小砾石层和轻亚粘土的透镜体，轻亚粘土透镜体夹层厚度为10～15cm，个别达30cm-90- ，总之岩层的构造较为复杂，虽然该层地基承载力能达到500kPa，而且该岩层是本工程建构筑物基础的主要持力层，但由于岩层中局部夹有砾卵石架空层和轻亚粘土的透镜体，且分布无一定规律性，受力后会出现不均匀沉降，地基允许承载力会大大降低。综合考虑上述各种因素，在基础设计时应适当降低地基的承载能力，该岩层的容许承载力为300～400kPa。同时在上部结构设计时，也要考虑相应的构造措施，施工时应做好相应的验槽、勘探等工作。e.砂砾、砂卵石层：岩层呈灰白色，位于含漂卵石层之下，是本地区的基岩层，岩层厚度大于34m。7.1.2.3地震设防烈度根据《中国地震烈度区划图(1990)》，本厂区地震设防烈度为8度，主厂房结构设计时应按照8度地震设防烈度、设计基本地震加速度0.2g进行计算。7.1.2.4边坡稳定及基坑回填1）岩土开挖边坡稳定条件厂区的施工挖方包括素杂填土、轻亚粘土、含漂卵石等，根据有关试验数据，推荐的各类岩性挖方时的容许边坡值：岩性容许边坡值杂填土1.0∶1.3黄土状轻亚粘土1.0∶0.6含漂卵石层1.0∶0.752）基坑回填主厂房基坑回填击实功能评价：主厂房及其它建构筑物的基坑回填选用碎石土做回填料，可以利用开挖土方时的弃土，并剔除腐殖土和直径大于6cm的卵石或漂石的土做为回填料，分层压实或击实后的干重力密度应不小于21kPa。7.1.2.5结论和建议1）地震设防根据《中国地震烈度区划图(1990)》，本工程的地震设防烈度为8度，设计基本地震加速度为0.2g。2）建构筑物基础表层为0.5～1.0米的黄土状亚沙土下为厚度大于28米的砂砾卵石层,结构密实,其中有直径大于1.0米的大漂砾石.再下为第三纪泥岩,深度在28～80米以下。厂址区域地层分布较为均匀,岩性稳定单一,工程地质条件良好。局部岩层中可能含有大漂石，形成夹砾卵石架空结构，导致地基土各向不均匀沉降。为使建构筑物基础的沉降差控制在允许的范围内，推荐地基岩层的承载力为300～400kPa，而对大的动力设备的基础，还应在上部结构设计时采取一定的措施。重要的建构筑物基础应加强钎探和验槽工作，发现大的(直径大于0.6m)漂石时应即时清除，清除后基坑填以C10混凝土。3）探坑及漂石坑的的回填探坑及大的或大量的漂石清除后，其坑应进行回填，回填土也应清除6cm以上的砾卵石，回填土除采用碾压外、还可采用夯实、预压、浸水等方法处理，回填的碎石土的压实系数不小于0.96。-90- 7.1.3水文气象条件7.1.3.1水文条件####石化区域附近主要水系有三条：铁厂沟流经生产区东侧，芦草沟流经生活区西侧，大红沟贯穿生活区。这三条河沟平时为泉水补给，春季融雪洪水较小，夏季洪水主要由暴雨形成。根据####水电局1977年提供的资料，各沟溪流量如下：沟名百年一遇洪峰模数M1%(m3/s.km2)流域集水面积F（km2）流量Q1%(m3/s)铁厂沟1.08268290芦草沟1.30172224大红沟3.302272.6三条沟均已按百年一遇的洪水修建了防洪堤，但公路桥与铁路桥的设计洪水标准偏低，桥孔皆通不过百年一遇的洪水，故一旦发生百年一遇的洪水时，公路桥与铁路桥处会壅水，造成洪灾。####石化化肥厂地处少雨的干旱区，周围没有较大的河流。少量地表水主要分布在芦草沟和铁厂沟，都是发源于博格达山麓的山溪季节性小河。芦草沟地表水主要由泉水和降水补给，年径流量305万m³；铁厂沟主要由上游融雪、降雨补给，流量极不稳定，流域面积200km2，年均流量为0.605m³/s，年径流量为1908万m³。百年一遇洪峰流量为163m3/s。####石化用水均取自地下水，水源地位于####河与东山水系冲洪积扇轴部中下缘米泉破城子一带。含水层为第四系松散沉积层地下水较为丰富，该地区地下水主要由####河及东山区山溪季节性河流渗漏补给，总径流量(区域内)2.1～2.3亿m³/a。地下水流向由南向北，水源地地下水由多层含水层构成，150m以上的含水层已为农田灌溉利用，开采量约1.2～1.5亿m³/a(即4.7m³/s)；150米以下的各承压水层已逐步为满足工业用水或部分农业用水而被开采利用。####石化水源地取自200～300米深层地下水。厂区位于冲洪积扇的中上部，居于干旱区，岩层属强透水性，地下水位埋藏很深，据80米深的钻孔取出的岩心鉴定，岩心干燥无含水现象，厂区地基不受地下水作用的影响。地基土的侵蚀性评价：场地虽属干旱、无地下水地区，但考虑人为因素及地表水的作用，会有湿润和冻融交替的可能，同时根据岩层的取样分析，土壤的总含盐量大于0.2克/100克土，个别达到0.933克/100克土，其化学类型为硫酸盐型。场地土层对混凝土有弱腐蚀性，因此在基础工程中，混凝土基础需采取适当防腐蚀措施，如采用抗硫酸盐水泥、增加抗腐蚀添加剂、涂沥青防护层等。7.1.3.2气象条件建厂区域位于欧亚大陆腹地,为典型大陆性气候,从气候分类上看属于大陆性中温带干旱气候区。气候特点是夏季炎热，冬季严寒，光照充足、降水少，蒸发强烈，昼夜温差大。（一）气温℃-90- 1.年平均气温7.22.极端最高气温42.03.极端最低气温-41.54.最热月最高温度平均值32.65.最冷月最低温度平均值-21.86.最热月平均气温（7月）25.77.最冷月平均气温（1月）-14.88.冬季采暖室外计算温度-239.冬季通风室外计算温度-1510.夏季通风室外计算温度2911.冬季空调室外计算温度-2712.夏季空调室外计算温度33.613.一年内连续三次最热日昼平均温度31.8（二）湿度%1.年平均相对湿度602.月平均最高相对湿度（12月）823.月平均最低相对湿度（8月）394.冬季空调室外计算相对湿度785.夏季空调室外计算相对湿度256.夏季通风室外计算相对湿度31（三）大气压mb1.年平均气压950.22.最高绝对大气压988.73.最低绝对大气压924.44.月平均最高气压959.45.月平均最低气压（7月）938.4注：1mmHg=1.333mb（四）风向、风速、风压1.夏季主导风向频率%NW频率182.冬季主导风向频率%SSE频率173.全年主风向SSE4.地面以上10m高处10分钟最大平均风速m/s20.75.地面以上10m高处10分钟最大瞬时风速m/s31.06.最大月平均风速（7、8月）m/s2.97.最小月平均风速(12月)m/s1.28.夏季平均风速m/s2.89.冬季平均风速m/s1.210.基本风压(10m高处)kN/m20.6-90- 11.风玫瑰图（五）降雨量、降水量1.年平均降雨量mm221.32.月最大降雨量mm92.33.日最大降雨量mm45.44.一次暴雨（60分钟）最大降雨量mm28.35.最大积雪深度mm3806.基本雪荷载（50年一遇）kN/m20.87.冻土最大深度m-1.4（六）地温（地下0.4m处）℃1.最热月平均26.32.最冷月平均-3.7（七）年雷电日数日1.平均12.72.最多207.1.4公用工程条件####石化米泉水源地距化肥厂约10km左右，共开凿水井27眼，分布于####县四十户至米泉古牧地一带，沿线十余公里。现有效供水井为26眼，井深300m左右，平均单井出水量为300m3/h左右，总供水能力为7626m3/h。目前米泉水源地高峰供水6000m3/h，尚余1626m3/h。化肥厂2×210t/h锅炉烟气脱硫夏季最大用水量为～40m3/h，因此，供水能力完全可以满足。米泉水源地分配使用权归####石化所有，现有供水泵房一座，装有DN400-22型水泵5台，100K-5×2A型水泵3台。在供水管线末端建有四个高位蓄水库调节供水平衡之用，其中2座5000m3，2座10000m3，共计30000m3；供给####石化各生产装置及化肥厂的工业、生活用水，输水干管为DN700和DN1200两条钢管，沿途经过化肥厂西侧。化肥厂的供水管路由从高位蓄水池至####石化-90- 工业、生活管网的输水干管接出，现共有三个接入点，供水压力均为0.4MPa。随着####石化大开发的进展，用水量亦不断加大，平均每年增幅为4.5%。目前####石化已经着手在####河流域规划开发第二水源地，以满足####石化不断增长的用水量要求。7.1.5交通运输条件·铁路####石化建有一条铁路专用线,并设有25股道工业编组站,距离化肥厂约2km,专用线接自兰新线九道湾工业编组站,并与国铁相连。·公路####石化公司内已建成完整的道路，化肥厂主干道接自####石化1号公路。铁路公路交通条件良好,满足大型化工联合企业物资运输的要求。7.1.6燃料来源锅炉燃用国家统配煤和地方煤。########矿业(集团)有限责任公司所属的碱沟煤矿、小红沟煤矿、大洪沟煤矿、铁厂沟煤矿的生产矿井保有可采储量4161913万吨，年实际生产能力280万吨。其中碱沟、铁厂沟煤矿可开采100年以上，最短的大洪沟煤矿亦可开采47年。该公司可供####石化的燃煤量约120万吨/年。运输距离最长的碱沟煤矿距热电厂为18km；最短的铁厂沟煤矿距化肥厂为9km；其它煤矿均不超过14km。原煤的运输由####石化运输有限责任公司承担，用汽车运输。锅炉点火和助燃在冬季采用-20号轻柴油，其它季节采用0号轻柴油。油源来自####石化炼油厂，用管道输送至厂区内的油罐。油质分析见下表。油质分析表序号项目0#-10#-20#1闪点(闭口)不低于6560452凝点不高于0℃-10℃-20℃3运动粘度(20℃)Mm2/s3～83～82.5～84灰分%不大于0.020.020.025水分%不大于痕迹痕迹痕迹6硫含量%不大于1.01.01.07机械杂质无无无8密度20℃kg/m3实测实测实测9水溶性酸或碱无无无7.2厂址选择从####石化化肥厂提供的厂区平面布置红线图及现场实地勘察情况分析，可供两台燃煤锅炉烟气脱硫装置建设的场地为锅炉砼烟道及烟囱以外约70m×80m的空场，足够作为脱硫设施的建设场地用地。-90- 8总图运输及土建8.1总图与运输根据####石化化肥厂目前的厂区设备、厂房的布置情况，及业主方提供的可供脱硫设施的建设场地，拟将脱硫系统主设备及相关的辅助系统设备布置在化肥厂锅炉装置后70m×80m的空地上。将来可根据现场的实际情况和业主的要求进行设备布置的调整。####石化建有一条铁路专用线，并设有25股道工业编组站,距离化肥厂约2km，专用线接自兰新线九道湾工业编组站，并与国铁相连。####石化公司内已建成完整的道路网，化肥厂主干道接自####石化1号公路。铁路公路交通条件良好，满足大型化工联合企业物资运输的要求。8.2建筑结构与地基处理8.2.1采用的主要标准规范《建筑抗震设计规范》GB50011－2001《砌体结构设计规范》(2002年局部修订)GB50003－2001《建筑地面设计规范》GB50037－1996《工业建筑防腐蚀设计规范》GB50046－1995《石油化工生产建筑设计规范》SH3017－1999《建筑设计防火规范》(2001年版)GBJ16－1987《石油化工企业设计防火规范》(1999年版)GB50160－1992《建筑地基基础设计规范》GB50007－2002《建筑结构荷载规范》GB50009－2001《混凝土结构设计规范》GB50010－2002《钢结构设计规范》GBJ50017－2003《建筑地基处理技术规范》JGJ79－2002《化工管架、管墩设计规定》HG/T20670－2000《石油化工塔型设备基础设计规范》SH3030－1997《石油化工企业钢储罐地基与基础设计规范》SH3068－19958.2.2建筑设计1）设计原则建筑设计要贯彻安全可靠、经济实用、符合国情的基本设计原则。注重经济实用、环保节能、方便维护三项要素，根据本工程生产流程、功能要求、自然条件、建筑材料和建筑技术等特性，力求创造出整洁、舒适、优美的运行环境，体现出现代工业企业的高效品质和文明管理程度。####地区冬季严寒，工艺设备需要布置在室内，并按####地区标准设计建筑物采暖通风。2）设计方案-90- 主要建筑物按生产工艺要求设计了一座硫铵生产综合厂房，充分利用综合厂房的楼层空间布置配电间、控制设备间、硫铵储存仓库等，布置相对集中、运行操作方便，达到综合厂房的功效。在硫铵生产综合厂房内，布置副产品硫铵蒸发浓缩结晶、脱水、干燥装置，采用高效卧式螺旋离心机将硫酸铵结晶分离出来，得到含水约～10%的固态硫铵后，直接送入气流干燥系统。干燥后的固体硫铵转入料仓储存，再经定量包装后运出，作为复合肥生产原料，由于####石化化肥厂内有复合肥生产装置，固体硫铵的运输方便，在综合厂房内，考虑固体硫铵仓库的储存量为3天。整个处理过程都集中在综合厂房之内，工艺路线顺畅简洁。由于回收装置靠近於氧化池上方，分离硫酸铵的饱和滤液向下直接注入氧化池，管道短直，无堵塞之忧。综合厂房采用4层立面布置，使硫酸铵回收系统的液相和固相物料能够靠位差自流，避免物料上下反复输送，节约能量，简化系统，为连续自动化操作创造条件。3）建筑物及其特征综合厂房为钢筋混凝土框架结构，长15m×宽10m×高20m，主体四层，局部五层。底层为泵房、风机房、包装间和硫酸铵临时仓库，地面防渗处理。泵房、风机房采用防腐地砖；包装间和硫酸铵临时仓库采用防腐光滑、便于清洁的地面。二层控制室采用抛光花岗岩板地面，机房采用防静电架空地板；其他操作层面采用地砖或耐酸耐磨的水泥地坪。屋面防水采用合成高分子防水卷材防水层。外墙面将采用与主厂房相适应的墙面瓷砖或外墙涂料；内墙面采用乳胶漆粉刷；控制室顶棚采用轻钢龙骨吊顶。窗户采用双层铝合金窗。建筑物及其特征见下表。建筑物一览表序号名称层数总高度结构型式建筑面积备注1综合厂房420m框架结构600m2其中承重楼面3层，含控制室、泵房及风机室2硫酸铵仓库15m框架结构80m28.2.3结构设计主厂房结构选型：横向——现浇钢筋砼框架结构，钢筋混凝土独立基础；纵向——现浇钢筋砼框架加钢支撑体系，钢筋混凝土独立基础。砖墙围护，屋顶设有保温层。如脱硫塔采用混凝土内衬“BEKA－PLAST”材料，脱硫塔和氧化池为现浇钢筋砼薄壁全封闭结构。塔、池内壁平齐，外侧体和综合厂房钢筋砼框架结为一体。内衬的“BEKA－PLAST”材料作为内模板的一部分，随塔体同步浇筑。各层楼面现浇钢筋梁板。-90- 地下浆液池：地下式钢筋混凝土池，混凝土表面贴橡胶或作磁砖双层贴面。钢筋混凝土构件自防水、抗渗等级为S8。烟道支架：钢筋混凝土支架，柱下条形基础。小型设备基础：地下素混凝土块式基础。事故浆液槽、氨水储槽等大型槽罐基础：地下环形板式钢筋混凝土大块式基础。8.2.4地基处理1）地基：根据工程地质报告各土层自上而下情况如下：a.回填素土层：主要来自前期工程开挖的多余土石，土层的主要成分为含漂卵石和轻工粘土的混合体，卵石粒径大小不等，粒径差异较大，且在回填时未经任何处理，大小漂石亦混在其中，形成混乱堆积架空结构，因而本层不经认真处理不宜作为天然地基层。b.黄土状含砾轻亚粘土层：遍布厂区表面，厚度在0.2～0.9m之间，色泽为褐黄色，微含砾石、碎石，具有大孔隙结构、疏松，植物根系发育，同时具有湿陷性、高压缩性，虽然承载力达133kPa，但由于具有以上特征，基础施工时应予以挖除。c.含漂卵石岩层：分布于黄土状轻亚粘土层之下，厚度约20～30mm左右，地基承载力在300～500kPa左右，是本工程建构筑物基础的主要持力层，但由于岩层中局部夹有砾卵石架空层和轻亚粘土的透镜体，使之构造较为复杂，基础设计时应适当降低地基的承载能力，上部结构设计时，同时要考相应的构造措施，施工时应做好相应的验槽、扦探等工作。d.砂砾、砂卵石层：岩层呈灰白色，位于含漂卵石层之下，是本地区的基岩层，岩层厚度大于34m。2）基础：综合厂房柱基础、烟道架构基础，基本上采用钢筋混凝土独立基础，局部采取联合基础。对于荷重较小、单层较矮的建筑物采用混凝土条形基础。由于基础的埋置深度取决于回填土的厚度，本工程实施前应结合新的钻探工作，以取得准确的工程地质资料。8.2.5抗震设计1）设计原则厂房框架及重要的建构筑物均按地震8度(0.2g)进行计算。并按8度设防抗震措施。2）抗震体系横向抗震体系：钢筋混凝土横向框架体系承受横向水平地震作用。抗震设计时不考虑其相互作用，为独立的抗震体系。纵向抗震体系：纵向为钢筋混凝土框架加钢支撑承受纵向水平地震作用。3）抗震措施厂房及其它辅助及附属建构筑物的抗震计算及抗震设防均遵照50011-2001《建筑抗震设计规范》土建结构设计技术规定中抗震设计相关规定执行。厂房和烟道门架均采用钢筋混凝土框、排架加钢支撑结构，予应力屋面大梁，大型屋面板，钢筋混凝土独立基础。-90- 大型储槽（事故浆液槽、氨水储槽等）采用环形板式钢筋混凝土基础。硫酸铵临时仓库采用单层钢筋混凝土框架结构。其它建（构）筑物根据体量和功能要求分别采用钢筋混凝土结构或砖混结构。一般性设备基础采用钢筋混凝土块式基础。9公用工程及辅助生产设施9.1给排水脱硫装置内的给水和排水系统分别在界区边与化肥厂相应的系统接口对接。·工艺水从化肥厂工业水上水总管引接，由于其常年温度很低（最高温度15～20℃），为节约能源，先将其作为冷却水水源，经浓缩液冷却器换热升温后排入脱硫工艺水槽，为脱硫工艺系统提供一次性工艺用水。其主要用途为：烟气洗涤工艺水（用于吸收系统水平衡，一次性消耗）；除雾器冲洗水（用于吸收系统水平衡，一次性消耗）；所有浆液储运设备、输送管路的事故冲洗水（返回脱硫塔再利用）。工艺水泵和除雾器冲洗水泵各设置两台，一运一备，事故状态下由保安电源供电。·循环冷却水仍然从化肥厂工业水上水总管引接，经浓缩液冷却器换热升温后排入脱硫工艺水槽，再用循环冷却水泵将未受任何污染的、多余的工业水加压后返回界外工业水总管。由于非消耗的循环冷却水只有25～30m3/h，升温后30～40℃，对工业水总管内介质的影响极其轻微。·排水脱硫装置建构筑物室内生活排水和雨水系统，进入化肥厂清污分流的排水系统，排水方式为自流。脱硫装置开停车时，多余的冲洗水等将排入全厂废水回收利用系统。9.2压缩空气脱硫装置的仪用压缩空气消耗量很小，工艺压缩空气只是用于间断性吹扫，0.6～0.7MPa的压缩空气消耗总量～2Nm3/min。根据业主提供的条件，脱硫装置的压缩空气气源可由化肥厂的仪用压缩空气系统和检修用压缩空气系统提供，为避免用气对化肥厂的压缩空气系统产生波动，分别设置一个仪用储气罐和一个检修用储气罐。9.3蒸汽SATS氨法脱硫系统，包括硫酸铵结晶取出部分（副产硫酸铵滤饼），主要的蒸汽消耗在硫酸铵溶液蒸发结晶工段。整个脱硫设施的设计考虑了节约能耗，充分利用原烟气的热焓，在预洗涤塔内对硫酸铵溶液进行浓缩。本装置配备了一套高效的气流干燥系统，热源采用蒸汽或电加热。为了节约能源，气流干燥的气源不采用室外冷空气，而引入部分未经脱硫降温的、140℃原烟气升温至230～250℃，作为气流干燥的气源。-90- 除此之外，还有冬季室内采暖和少量事故伴热等季节性蒸汽消耗。所用蒸汽，由化肥厂外供蒸汽管网接出，引到本装置。9.4供配电化肥厂脱硫项目的全部低压负荷可放在04变低压室内，不需新建专用配电室，要求对04变原有低压系统作如下改造：将原有两台变压器的容量由现在的800kVA增加到1000kVA及更换配套的高压电缆100m；将现有的变压器出线电缆和母联电缆更换为密集母；新增脱硫低压负荷的出线开关柜必须是MNS系列，确保和现有的低压柜对接；设计中所用的UPS电源从煤代油配电室的UPS引出，不用新增UPS装置；设计中的直流源可从04变引出。9.4.1脱硫供配电接线电气接线本脱硫装置最大的用电设备为3台75kW的脱硫循环泵（不考虑增加烟气升压风机），不设6kV供配电设施。脱硫装置由主厂房厂用电的配电装置引接。装置内380/220V低压系统为动力和照明合一的中性点直接接地系统，设脱硫380/220VA、B两段，两段间设联络断路器。另外，脱硫装置设有保安段，为保安负荷供电，保安段与脱硫380/220VB段之间设联络断路器，正常工况下由脱硫380/220VB段供电，事故情况下切换至保安电源供电，保安电源由主厂房引接。380/220V低压配电装置均布置在综合厂房的二层MCC室。380/220V低压配电屏采用双列布置，屏前为检修和巡视通道；UPS机柜也布置在MCC室内。9.4.2控制、保护及测量总电源开关柜的状态，由主厂房DCS监控。脱硫装置的低压用电设备在脱硫控制室控制。低压侧断路器、380/220V电动机馈线断路器可通过脱硫控制室DCS系统进行控制，也可以在就地开关柜上进行控制。所有由DCS控制的负荷在开关柜面板上设有“就地/远方”切换开关和就地起/停按钮，以方便调试的操作。380/220V系统的保护通过采用断路器的脱扣器实现。380/220V配电装置上装设变送器将重要电流、电压以及运行状态等电气量传送到DCS系统。9.4.3直流系统从主厂房引接两路220V直流电源至脱硫控制室电源柜的自动切换开关。容量约为～2kW。9.4.4不停电电源从主厂房引接交流不停电电源至脱硫控制室不停电电源柜，容量为30kVA。输出电压为3相380V，50Hz，且具有恒频恒压性能。不停电电源母线采用单母线接线，供给脱硫装置的不停电负荷。-90- 9.5暖通9.5.1通风电控室通风：低压配电室通风采用新风过滤机组机械进风，轴流风机机械排风的通风方式。室内保持微正压，以防止室外粉尘的侵入。事故风机兼正常通风用。低压配电室发生火灾时，消防报警盘发出报警，自动切断通风系统的电源。循泵间通风：循泵间采用铝合金百叶窗自然进风，轴流风机机械排风的通风方式。其它料仓等设备的除尘通风由工艺配置专用设备。9.5.2空调仪表控制室采用分体柜式空调机，空调室内机直接布置在各个房间内，并做好防水措施。控制室的新风利用新风换气机来实现。门窗自然排烟，发生火灾时，消防报警盘发出报警信号，自动切断空调系统的电源。10节能工程设计阶段应尽力优化工艺系统设计，择优选用经济高效，运行可靠的主辅机设备，采用各种有效的节能措施，以节约能源和合理地利用能源。湿法脱硫装置的电耗集中在增压风机和脱硫循环泵上，例如石灰石-石膏法脱硫装置增压风机的电耗就占脱硫总电耗的50～60%（总电耗约占发电机组容量的1.2～1.5%）。该脱硫装置采用净烟气直排方案，系统阻力降只有～1000Pa左右，可节约大量烟气增压能耗。工程实施前，应对原锅炉引风机在不同工况下的风压余量值加以仔细核算，会同原风机制造厂加以适当改造，尽可能合理地确定风压、风量增加值，进一步降低电耗。脱硫循环泵的电耗取决于确定循环液喷淋量的重要指标——“气液比”，由于氨水的化学活性很高，氨法脱硫的“气液比”只有石灰石－石膏法的1/4～1/5，在此基础上系统优化后，本装置循环脱硫的节能效果可得到充分体现。SATS脱硫和一般氨法脱硫工艺相比，硫酸铵取出不完全采用蒸汽浓缩结晶的方法，而充分利用原烟气的热能浓缩吸收液，然后采用多效蒸发结晶取出，节约了大量蒸汽，降低了副产品的回收成本，是本工程非常有效的节能措施。本装置还充分利用了当地的自然条件，采取了一些独特的节能措施。在硫酸铵滤饼气流干燥系统，为了节约能源，气流干燥的气源不采用室外冷空气，而引入部分未经脱硫降温的、140℃原烟气升温后作为气流干燥的气源；这些节能措施对于冬季漫长、时常零下20℃的####而言，是很有效的。-90- 其他节能措施包括，选用导热系数低、物理性能好、价格合理的保温材料，采用最小年费用法计算保温经济厚度。照明采用节能型新光源。在建筑和工艺上采取措施，提高厂房、及建筑物的自然采光和通风率，以节约人工采光和机械通风电耗。优化烟道布置，降低烟气系统阻力损失。简化工艺管道系统，尽量利用位差实现工艺物料自流，减少物料转送环节的能耗。11节水加强脱硫系统的水平衡控制，达到一水多用、综合利用、重复利用。系统不产生废水、废液。装置水平衡见下图：原烟气带入27960kg/hrFGD氨水带入1243kg/hr除雾器冲洗13000kg/hr补充工艺水9130kg/hr净烟气带出51168kg/hr硫酸铵化合用水带出165kg/hr12消防12.1设计中采用的标准及规范《石油化工企业设计防火规范》（1999年版）GB50160-1992《建筑设计防火规范》（2001年版）GBJ16-1987《建筑灭火器配置设计规范》（1997年版）GBJ140-1990《建筑物防雷设计规范》GB50057-199412.2火灾隐患分析脱硫系统无易燃易爆危险性介质，装置区内为电气非防爆区，但存在意外火灾的可能性，必须落实各项防火安全措施。12.3消防安全措施·消防给水系统本期工程的消防用水接化肥厂已有的高、低压消防给水系统，根据场地设施情况布置消防管道及消火栓。·总图布置与建筑的消防设计装置内的设备管道和建筑物之间保持一定的防火间距；设备布置界区周边为环形消防车道。建筑物的耐火等级、安全疏散距离和室内消防灭火器的配置均按《建筑设计防火规范》的要求设计。·火灾报警系统在综合厂房控制室设一台总线制区域火灾报警装置，负责对各生产操作点及DCS-90- 控制室，低压配电室，电缆沟等处的火警监视。在不同场所设有光电感烟探测器、缆式定温探测器、手动报警按钮等。原则上设备的选型同主厂房火灾报警装置并作为全厂火灾报警装置的一个分区。该火灾报警系统，采用地址编码，两总线制，控制装置对探测、报警部件进行巡检。当有故障和火警时，控制器能自动用声、光显示和由在线打印机打印，记录报警线路﹑探头或击碎玻璃式按钮的编号、日期等数据。控制装置有与全厂的火灾报警系统的完善接口。在装置区及建筑物等处增设手提式干粉灭火器和推车式干粉灭火器。13环境保护13.1建设地区环境质量现状13.1.1社会环境现状####石化位于####市东山区，占地面积18km2，大部分与米泉市相邻，西南与####矿务局相邻。东山区人口大约4万人，是####市主要的工业区之一，并伴有部分农田、村舍。与####石化相邻的米泉县约有人口10万人其中百分之八十为农业人口，现有耕地18万亩，是####著名的稻米之乡。据1992年资料，####石化地区总人口近两万人。####石化已成为一个新兴的石油化工基地，生活区集中在西部，工业区在东北部。该厂职工生活和工作环境良好，街道宽阔、整齐、干净。厂区规划、绿化合理。该厂教育发达，办有小学、中学、职工大学，并具有良好的商业与娱乐场所。13.1.2周围环境质量现状简析12.1.2.1大气环境质量现状目前####石化化肥厂锅炉排放烟气大气污染物排放量及浓度表锅炉容量(设计煤种)二氧化硫烟尘排放量(kg/h)排放浓度(mg/m3)年排放量(t/a)排放量(kg/h)排放浓度(mg/m3)年排放量(t/a)2×210t∕h580.711150487868.213557312.1.2.2水体环境现状####石化化肥厂生产及生活用水均由####石化输水系统统一供给，####石化所有生产、生活用水取自米泉市水源地及铁厂沟地下水。经输水管线由水源地送往总厂集水站，然后送往各用水点。自1990年以来水中的硝酸盐、总硬度、矿化度、氯离子、等项指标有增加的趋势，水质的变化与区域地下水开采量的增加和补给量的减少有关。废水经处理达标后排入污水库，在污水库经过天然氧化塘的处理，污水库出水水质能够达标排放。####石化工业和生活用水均采自企业自建的水源地，根据集中供水站多年水质监测资料，结果均符合《地下水质量标准》（GB/T14848-93）中Ⅲ类标准的要求，该区域地下水质量良好。12.1.2.3灰、渣场现状化肥厂锅炉贮灰场位于化有化肥厂西北5km处的九沟十八坡，####－阜公路西侧-90- 100米处，西北边1-4号黄土梁间。粉煤灰由下灰斗输送至灰库，一部分可直接供综合利用，多余的干灰可经加湿搅拌后，由运灰汽车运往灰渣场碾压储存。由于粉煤灰轻,易被风吹走，因此对运进灰渣场的灰渣进行喷水碾压，使其密度加大，而不易被风吹走；最后覆土还田。每年产生粉煤灰约4.3万吨，渣约0.76万吨，灰渣总量为5.06万吨。目前约有40～50%的灰渣供水泥厂、建筑工地、公路利用，且集中在夏、秋季，冬季的灰渣运往灰渣场贮存。12.1.2.4声环境现状####石化在早期的规划中就已经充分考虑了功能区的划分及声环境的要求，虽然生产区的各种设施运行过程中会产生一定强度的噪声，但由于生产区远离生活区，不对居民的生活造成影响。####石化化肥厂2×210t∕h锅炉主要工作场所的噪声水平如下：集中控制室55～65dB(A)锅炉值班室70～75dB(A)碎煤机值班室＜80dB(A)化水车间值班室＜60dB(A)生产行政办公楼45～55dB(A)化验室＜55dB(A)厂区各主要场所均满足《工业企业噪声卫生标准》。厂界噪声可降到60dB(A)以下，满足《工业企业厂界噪声标准》三类混合区标准。13.2执行的环境标准13.2.1环境质量标准《环境空气质量标准》(2000年局部修订条文)GB3095-1996《地表水环境质量标准》GB3838-2002《城市区域环境噪声标准》GB3096-93《工业企业厂界噪声标准》GB12348-9013.2.2污染物排放标准《锅炉大气污染物排放标准》GB13271-2001《污水综合排放标准》GB8978-199613.2.3设计执行的标准、规范《建设项目环境保护管理条例》（国务院第253号令）《石油化工企业环境保护设计规范》SH3024-1995《工业企业噪声控制设计规范》GBJ87-1985《石油化工企业厂区绿化设计规范》SH3008-2000-90- 13.3建设项目污染及治理措施13.3.1二氧化硫处理氨－硫铵法脱硫是目前世界上成熟的脱硫技术之一，在美国、德国和日本已广泛应用，应用的单机容量已达350MW。在国内也取得了多套氨－硫铵法湿式脱硫装置正常运行的经验。因此本脱硫技改工程采用的氨－硫铵法烟气SO2处理技术是可靠的，脱硫效率是完全可以保证的。在燃煤的全硫份≤0.8%的情况下，二氧化硫的排放浓度达到II时段的要求，大气污染物排放总量可以达到环保污染物排放总量控制的要求。硫铵浓缩结晶系统建成后，脱硫副产品固体硫酸铵预计年产量达1万吨左右（含水＜1％）。固体硫铵可作为化肥厂生产复合肥的原料，具有良好的综合利用价值。整个系统为闭式循环，无废水产生，因此不会产生二次污染问题。13.3.2其他污染物处理其他污染物主要为脱硫装置产生微量游离氨和噪声等。1）逃逸氨脱硫装置在可能出现的非正常运行工况下，逃逸氨产生点除脱硫塔出口有微量逃逸氨外，还有氨水储运系统装卸、储存、供给时发生泄漏逃逸的氨。因此，在脱硫工艺的设计上充分考虑脱硫反应中可能产生的氨过量，优化氨加入方式及控制措施，采用控制循环液pH值、保持循环倍率及喷淋覆盖面积等措施，保证排放的净烟气残氨量符合国家允许排放标准＜15ppm。吸收剂储运系统加强系统的防腐、密封设计，选用优质化工管阀，满足环境检测中心对周界恶臭污染物环境检测的标准。以上措施可有效地防止脱硫装置可能出现的残氨污染。2）噪声本工程脱硫装置的噪声主要来自于氧化风机、空气压缩机和吸收塔循环泵等。对于上述噪声源设备，选型时尽量采用低噪声设备，例如氧化风机选用三叶罗茨风机并配套隔音罩等；采购时要求设备制造商提供的设备性能保证值要达到：距设备1m处的噪音＜85dB。由于脱硫装置与化肥厂围墙之间相距较远，采取以上措施后完全可以达到工业企业厂界噪声标准的要求。13.4环境管理及监测####石化公司有环境保护委员会，设有质量安全环保处负责公司环保管理工作，公司所属5个分厂均设有安全环保管理部门负责本单位的环保工作，车间设有主管环保人员，形成了环境保护三级监督管理体系。公司现有专职环保管理人员9名，兼职环保管理人员近20人。此外，目前从事环境管理和环境监测、污水处理的专兼职人员近180人，可以满足环保管理工作的需要。本装置环保管理及环境监测机构充分依托####石化公司及化肥厂现有机构及设施。-90- 13.5建设项目环境影响13.5.1总量控制污染物排放总量控制是根据环境质量目标的要求，综合考虑区域环境容量、经济发展规模、污染治理技术、环境管理水平等因素，推算出达到环境质量目标所允许的污染物最大排放量，也是环保部门监督管理的依据。为保证####石化公司在“十一五”期间拟建项目建成，采取的SO2减排措施实施后，“SO2排放量控制在1.6万吨的总量以下”的目标，####石化化肥厂脱硫工程实施后，按设计煤种计算，SO2年排放量由原来的4878t/a减排至487.8t/a，粉尘排放量由原来的573t/a减排至286.5t/a，因此本期脱硫改造工程对实现####石化公司环保总量控制的目标具有重要意义。13.5.2对周围环境影响的改善本烟气脱硫工程采用氨法脱硫工艺对####石化化肥厂两台燃煤锅炉的烟气进行净化处理，脱硫效率为≥90%（可调），SO2排放浓度≤200mg/Nm3。本期工程大气污染物处理量见下表。本期工程大气污染物排放量表项目污染物处理前处理后SO2排放量(kg/h)580.758.1年排放量(t/a)4878487.8排放浓度(mg/Nm³)1150＜120烟尘排放量(kg/h)68.234.1年排放量(t/a)573286.5排放浓度(mg/Nm³)75～135≤50注：年排放量以8400h/a计；脱硫效率以90%计；电除尘器后脱硫同时除尘的效率以≥50%计。13.6工程实施后的社会效益####石化化肥厂锅炉烟气脱硫工程实施后，全厂二氧化硫的大气污染物排放总量可以达到####市环保局提出的年排放总量控制目标。为降低对周边自然环境的影响，腾出环境容量为当地的建设发展和公司的持续发展创造了有利的条件。脱硫改造工程投产后不仅减少了大气主要污染物排放量，还为当地化肥行业提供了大量的硫酸铵化肥再生资源，此部分副产品的回收价值加上减缴的SO2排污费，社会效益、环境效益、经济效益是十分显著的。-90- 14职业安全卫生14.1编制依据14.1.1法律、法规及条例《中华人民共和国职业病防治法》中华人民共和国主席令[2001]60号《使用有毒物品作业场所劳动保护条例》《中华人民共和国安全生产法》《压力容器安全技术监察规程》（国家质量技术监督局，99年版）《建设项目(工程)劳动安全卫生监察规定》（原劳动部1996年第3号令）14.1.2设计采用的主要标准、规范《石油化工企业职业安全卫生设计规范》SH3047-1993《工业企业建设项目卫生预评价规范》卫监发(1994)第28号《工业企业设计卫生标准》GBZ1-2002《工业企业照明设计标准》GB50034-1992《石油化工企业照度设计规定》SHJ27-1990《建筑采光设计标准》GB/T50033-2001《石油化工可燃气体和有毒气体检测报警设计规范》SH3063-1999《石油化工采暖通风与空气调节设计规范》SH3004-1999《采暖通风与空气调节设计规范》GB50019-2003《建筑物防雷设计规范》（2000局部修订）GB50057-94《建筑抗震设计规范》GB50011-2001《工业企业噪声控制设计规范》GBJ87-1985《建筑设计防火规范》（2001年版）GBJ16-1987《工业与民用电力装置的接地设计规范》（试行）GBJ65-198314.2生产过程中主要职业危险，危害因素分析本工程中使用的脱硫系统以氨水为SO2吸收剂，副产物为硫酸铵（产物形态为含水～10％的滤饼或含水～1％的干粉），无其他毒害性和易燃易爆的危险性介质添加或产生。对于～20%浓度的氨水的配置。其中的一部分氨水使用99.6%浓度的氨水（液氨）和含有稀氨水的冷凝液来配置。其一是毒性。氨水低浓度氨对粘膜有刺激作用，高浓度可造成组织溶解坏死。其二，液氨具有爆炸、燃烧危险性。液氨的蒸气与空气混合物爆炸极限16～25%(最易引燃浓度17%)。液氨遇热、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。氨水配置的场地单独布置在污水汽提区域不放在脱硫岛区域，从而将相对危险性高的氨水配置系统隔离。系统无高温高压的工艺过程，吸收反应条件接近常温常压（循环吸收液温度60～50℃，压力300～400mmH2O）。-90- 生产过程中主要职业危害因素为氨水和硫酸铵粉在输送和包装过程中可能形成的泄漏和粉尘，以及一些大型流体输送设备（循环泵，氧化风机等）的运转噪声，对工人的健康有一定的危害。机械伤害危险存在于各种形式的运转设备，如泵与电动机的联轴器等传动装置处有机械伤害的潜在危险，在操作过程中人体或人体的一部分可能会受到伤害。14.3职业安全卫生防护的措施14.3.1防氨水泄漏危害的措施首先从工程上控制氨水的泄露，严加密闭，提供充分的局部排风和全面通风。提供安全淋浴和洗眼设备。本工程浓氨水的储藏采用压力罐，容器上装有安全阀等设施，并配有喷淋降温装置。输送氨水的机泵选用专门的氨泵或者是屏蔽泵，做到内部密封。输送氨水的管道的配置上尽量采用焊接，减少了可能的泄漏点，管材上严格避免使用带有铜材料的阀门管件。在氨水输送可能产生泄漏的区域设置气体探测报警仪，及时预报和控制氨气的浓度。对于可能出现的氨水泄漏也制定了严格的应急处理措施：1）迅速撤离泄漏污染区人员至上风处，并立Bp隔离150m，严格限制出入。切断火源。建议应急处理人员戴自给正压式呼吸器，穿防毒服。尽可能切断泄漏源。合理通风，加速扩散。高浓度泄漏区，喷含盐酸的雾状水中和、稀释、溶解。构筑围堤或挖坑收容产生的大量废水。如有可能，将残余气或漏出气用排风机送至水洗塔或与塔相连的通风橱内。储罐区考虑设稀酸喷洒设施。漏气容器要妥善处理，修复、检验后再用。2）当呼吸系统防护空气中浓度超标时，佩戴过滤式防毒面具(半面罩)。紧急事态抢救或撤离时，必须佩戴空气呼吸器。戴化学安全防护眼镜进行眼睛防护。穿防静电工作服进行身体防护，戴橡胶手套进行手防护。14.3.2防尘按照GBZ2-2002《工作场所有害因素职业接触限值》的有关规定：脱硫系统内与粉尘有直接接触的场所，如硫酸铵包装间粉尘浓度不得大于10mg/Nm3。工程设计时对硫酸铵干燥过程，尽量采用机械化、自动化、全封闭系统，避免直接操作。粉仓的顶部设设置脉冲式布袋除尘器，粉仓的底部通过密闭的螺旋定量下料包装。输送浆液的机泵采用可靠的机械密封，管道系统设计注意防泄漏、防堵塞和自动冲洗的设计，保持脱硫系统长期稳定运行的良好状态。易产生粉尘的工作场所地面应排水良好，冲洗方便，设置必要的防尘和个人防护（喷淋洗眼器）等设施，降低由于粉尘对工人的健康带来的影响。14.3.3防噪音-90- 脱硫系统的氧化风机会产生较大的噪声，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》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。脱硫控制室内的防噪声设计要求低于60dB（A）。14.3.4其他1）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。2）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止雷击设施并有接地设施。固定设备（塔、容器、机泵、换热器、过滤器、管道等）的外壳，应进行静电保护接地。电气设备正常不带电的金属外壳、电缆桥架等均应设置工作接地：变压器低压侧的中性点直接接地，接地电阻不得大于4欧姆。3）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。4）安全标志：在与消防、安全有关的醒目位置，按GB13495《安全标志》要求，设置安全标志。5）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，使其表面温度不高于50℃。14.4机构设置及人员配备情况####石化公司日常环境监督监测以关联交易的方式由####石化总厂环境监测站承担，####石化总厂环境监测站定期对公司生产过程中产生的废水、废气、厂界噪声等污染源排放情况进行监测。另外，####环境监测中心站、####市环境监测站还不定期对公司污染物排放情况进行抽查和监督监测。公司环境监测站现有监测人员20人，监测人员均具有中技以上文化程度，并拥有####环保局单项目考核合格证及原中石化水质实验员证书，全站人员持证上岗，在质量管理体制上，以平行样、质控样、加标样、空白质控等手段控制监测数据的完成，监测数据进行严格三级审核，监测仪器定期进行计量鉴定，使监测数据处于有效的控制下，能适应和满足环保监测工作的需要。1998年11月通过####技术监督局计量认证。2003年监测中心通过ISO9001：2000质量管理体系认证，2003年6月26日监测中心通过中国实验室国家认可委员会认可（证书No.L0558），通过监测项目达44项。成为####第一家拥有环保及工业卫生监测项目的国家实验室。14.5预期效果-90- 在设计过程中，选用自动化程度较高，本质安全程度高的生产设备，在抗震、防雷、防静电等方面采取必要的安全措施；在噪声方面，选用低噪声的工艺与设备，对高噪声源，采取隔声、消声、吸声等措施控制噪声的危害。对氨水储运和硫酸铵干燥过程采用密闭的工艺操作系统，强化防泄漏等安全措施。只要落实和完善以上各项安全防护措施，预期可以达到国家要求的安全卫生标准。15组织机构及人力资源配置15.1企业管理体制及组织机构根据国家电力公司人事劳动部（1998）94号文《关于颁发〈火力发电厂劳动定员标准〉（试行）的通知》的精神，以及脱硫系统在电厂发电机组中相对独立的特点，为便于该系统的运行操作及维修，建议设置独立的脱硫车间。脱硫车间在行政上由化肥厂统一管理。脱硫车间主要负责脱硫装置（包括脱硫剂储备和副产品储运）的运行管理、设备的日常维护、检修等工作。15.2生产倒班制及人力资源配置根据脱硫系统的运行管理工作内容，编制共计～8人，脱硫装置工艺操作人员按四班三运转考虑，硫酸铵包装只考虑常白班运转。15.3人员的来源及培训生产组织与技术管理人员由化肥厂人员兼职，不另增设岗位。脱硫设备的机电仪日常维护维护人员由化肥厂人员兼职，不另增加人员；脱硫装置的大小修管理及维护由全厂统一安排，不另增加定员。脱硫的管理机构及定员最终根据化肥厂的实际情况进行调整。16项目实施计划16.1项目实施计划内容从初步设计、施工图设计、设备采购、设备安装、系统调试、技术培训到系统设备验收移交由总承包单位统一协调，管理，有利于工程的质量控制、工程进度控制，保障脱硫设施达到预定的设计值，故脱硫工程宜采用工程总承包的模式。16.2项目实施条件本工程是建设与2×210t/h锅炉相配套的脱硫装置。脱硫装置的外部条件如：场地，脱硫所需的吸收剂，水、电、蒸汽等条件亦已落实。脱硫设备的交通运输条件具备。脱硫设备堆放场地及安装施工场地经现场勘察，满足施工条件，施工所需水、电、气（氧气、乙炔、压缩空气等）、都可由####石化化肥厂在施工开始前具体提供。-90- 16.3实施进度计划工程总工期为12个月，整个进度见下表，具体控制点可根据####石化化肥厂工程建设的统筹安排和要求进行调整。-90- ####石化化肥厂项目实施的轮廓进度-90- 16.4主要问题及建议为了实施应发挥工程总承包的一体化管理优势，在工程设计、设备采购、施工安装、开车调试等项目的不同阶段展开合理的交叉作业，为缩短工期，控制造价，提高工程质量创造有利条件。为了对设备、材料的采购进行进度、费用和质量的控制，以保证项目实施的顺利进行，应将采购纳入设计程序，对设备、材料进行跟踪控制。将设备制造厂返回的设备制造初期确认图纸（ACF）作为详细工程设计的输入条件；制造厂返回的设备最终确认图纸（CF）作为详细工程设计后期校审条件，和设备制造安装的依据。这一动态化的管理程序可以为设计和设备制造的质量提供保证，为费用控制和进度控制提供可靠的基础。17投资估算及资金筹措17.1投资估算编制说明17.1.1项目概述####石化分公司化肥厂燃煤锅炉脱硫属于新建装置。脱硫装置位于####石化公司化肥厂区内。建设单位为####石化分公司。17.1.2项目投资估算范围项目投资估算为脱硫装置。其中包括生产装置及外部系统工程。17.1.3需要说明的有关事项17.2投资估算依据中国石油天然气股份有限公司石油计字[2001]305号文关于印发《中国石油天然气股份有限公司石油建设安装工程概算指标》的通知。《石油建设安装工程费用定额》、《石油建设工程其他费用规定》、《石油建设工程概（预）算编制办法》、《石油建设引进工程概算编制办法》（[95]中油基字第79号）配套使用。土建工程依据########土建工程预算定额《####地区单位估价表》及取费文件进行计算及估算。中国石油天然气总公司油计字[2001]415号文关于人工费的调整。####地区由23.85元调增为28.55元。中国石油天然气总公司油计字[2004]100号文关于基价材料和机械费的调整。####地区分别调增5％和12％。中国石油天然气股份有限公司石油计字[2003]71号文关于印发《中国石油天然气股份有限公司石油建设工程其他费用补充规定》的通知。17.3投资概算原则设备材料价格依据2005年《经济信息》文件报道中的有关规定执行，不足部分按照现行市场价格或同类规格设备材料的2005-109- 年价格。工艺管道主材费和一些指标中无据可循的主材费按厂内部2003年指标价计算，即中国石化概算指标配套的主材费，并根据最新的调整系数作出相应调整。预备费用中的价差预备费根据中国石油天然气集团公司规划计划部文件计划字（1999）第93号文规定不再计取。不可预见费率10％。按照财政部、国家税务总局、国家计委《关于暂停征收固定资产投资方向调节税的通知》（财税字[1999]199号文）规定，固定资产投资方向调节税自2000年1月1日起暂停征收。17.4建设项目投入总资金构成建设项目投入总资金由建设投资、固定资产投资方向调节税、建设期利息和流动资金组成。建设投资由工程费用、建设工程其他费用和预备费组成。报批项目总投资由建设投资、固定资产投资方向调节税、建设期利息和铺底流动资金组成。17.5投资估算结果根据上述原则及主要工程量，估算本项目的建设投资为4817万元，建设期利息45万元。其中：（1）固定资产：4372万元（2）无形资产：0万元（3）递延资产：7万元（4）预备费用：438万元（5）建设期利息：45万元投资分项详细说明：工程费用计算详见投资估算表固定资产其它费固定资产其它费包括：1）建设单位管理费；2）可研报告编制费；3）工程设计费；4）非标设备设计费；5）锅炉及压力容器检验费；6）临时设施费；7）工程保险费；8）环境评价费；9）安全评价费。关于固定资产其他费主要包含内容的计算1）建设单位管理费：75.51万元2）可研报告编制费：12万元3）工程设计费：143.48万元4）非标设备设计费：28万元5）锅炉及压力容器检验费：0.3万元6）临时设施费：12.21万元7）工程保险费：12.21万元-109- 8）环境评价费：10万元9）安全评价费：8万元17.6流动资金估算流动资金按不增加考虑。17.7建设期利息估算本项目建设期利息估算为45万元。建设投资贷款利率为5.265（集团公司长期贷款利率）。17.8投资估算汇总及分析项目投入总资金估算汇总表，见表17.8－1。表17.8－1项目投入总资金估算汇总表单位:万元序号费用名称估算价值其中外汇占总资金的比例（%）备注1建设投资4817099.082固定资产投资方向调节税0003建设期利息4500.924流动资金0005铺底流动资金0006项目投入总资金486201007报批项目总投资4862010017.9资金筹措及资金使用计划17.9.1本项目所需资本项目所需资金来源于自筹及贷款，其中建设资金为65%自筹，35%为贷款。17.9.2建设资金来源银行贷款：建设资金1702万元自有资金：建设资金3160万元17.9.3资金使用计划本项目建设期拟定为1年建设资金第1年100%4862万元18财务评价18.1概述####-109- 石化分公司化肥厂燃煤锅炉脱硫在经济评价范畴上属于新建项目，其原料为液化烃和甲醇。本次评价在产品及原料、能耗的价格方面进行了详实的测算，基本可以反映项目的真实效益。财务评价依据《炼油化工建设项目可行性研究报告编制规定》（中国天然气股份有限公司）（石油计字[2002]234号），《中国石油天然气股份有限公司建设项目经济评价方法与参数（2001年版）》（石油计字[2001]68号），国家计委《建设项目经济评价方法与参数（第二版）》，《中国石油天然气集团公司项目可行性研究技术经济参数与数据（2005年版）》以及国家和当地的税收政策等有关文件和规定进行。本项目为扩建项目，定员8人，项目建设期1年，生产期14年，计算期15年。本项目按新建装置进行评价。18.2成本费用估算18.2.1成本和费用估算1）原料及辅助材料脱硫装置的原料为液化烃。根据调查和工艺核算,确定本装置原料量及价格如下：原料量原料价格氨液（20%）1.30536万吨/年0元/吨根据调查，####石化化肥厂和炼油厂排放的废弃氨液可以满足本项目需要，故而原料按无价值考虑。脱硫装置的辅助材料无。2）外购燃料无。3）外购动力动力根据####石化分公司厂内价格来定,其量及价格如下：消耗量单价电378×104kW·h/年0.293元/kW·h新水18.48×104m3/年1.05元/m3循环水58.8×104m3/年0.2元/m3蒸汽0.8×104吨/年36.6元/吨净化风10.08×104m3/年0.35元/m34）工资及福利费按2.5万元/人·年估算。5）固定资产折旧费：按14年直线折旧考虑，折旧率6.93%，残值率3%。6）大修理费：按3%的费率计取。7）其它制造费用：按1%的费率计取。8）摊销费用无形资产摊销：无形资产按10年等额摊销考虑。递延资产摊销：递延资产摊销按5年的等额摊销考虑。-109- 9）其它管理费用：按3.8万元/人·年估算。10）财务费用财务费用主要包括在生产期间所发生的贷款利息支出及其他财务费用。11）其他营运费用考虑到实际情况，其他营运费用按销售收入的0.1%估算。18.2.2经营成本经计算，本装置经营成本费用为421万元（正常年份）。18.2.3固定成本和可变成本经计算，本装置正常年份固定成本费用为584万元。经计算，本装置正常年份可变成本费用为229万元。经计算，本装置生产成本费用为813万元（正常年份）。18.3销售收入、销售税金及附加和增值税18.3.1销售收入18.3.1.1产品及价格的确定产品价格根据市场调查确定为：硫铵700元/吨排污费630元/吨18.3.1.2销售收入估算根据工艺流程所确定的物料量及上述定价，测算本项目的销售收入为1019万元/年（正常年份）。18.3.2增值税增值税率为17%、13%18.3.3销售税金及附加城市建设维护税：以增值税为计税基数，税率7%教育费附加：以增值税为计税基数，税率3%经计算，本项目流转税及附加为118万元/年（正常年份）。18.4利润和所得税18.4.1利润分配利润按如下顺序进行计算1）缴纳所得税：税率33%。2）盈余公积金：税后利润的10%。3）公益金：税后利润的10%。4）未分配利润：利润总额扣除上述三项18.4.2企业所得税企业所得税税率为33%。-109- 经计算，本项目利润总额为110万元/年（正常年份）。18.5财务评价指标计算18.5.1财务盈利能力分析现金流量计算项目评价按15年考虑,贴现率12%；第2年生产负荷达到80%，第3年起生产负荷达到100%。根据现金流量表计算，反映项目财务盈利能力的动态经济指标为：所得税后所得税前财务内部收益率（%）4.463.32财务净现值(万元)-1587.41-1773.15静态投资回收期(年)11.4212.26资本金财务盈利能力的动态经济指标为：所得税后所得税前财务内部收益率（%）4.343.15财务净现值(万元)-1352.14-1510.15静态投资回收期(年)11.9812.76所得税后财务内部收益率4.46%，小于基准内部收益率12%，投资回收期11.42年，大于基准投资回收期10年，财务净现值小于0，说明脱硫装置在整个计算期内盈利能力较差。18.5.2项目清偿能力分析18.5.2.1项目清偿能力指标本项目贷款偿还期为5.703年。18.5.2.2还款资金来源及还款方式1）还款资金来源a.100%的折旧b.100%的摊销c.80%的未分配利润2）还款方式为使用全部还款资金。18.6不确定性分析为了分析不确定因素对项目财务评价指标的影响，根据拟建项目的具体情况，对其进行盈亏平衡分析和敏感性分析。18.6.1盈亏平衡分析正常年份的固定成本为584万元，正常年份的可变成本为229万元。据此计算盈亏平衡点如下：BEP(生产能力利用率)=年固定成本/(年销售收入－年可变成本－年流转税及附加)×-109- 100%BEP=584/（1019-229-118）×100%=86.85%该项目只要达到设计规模的86.85%，企业即可保本，由此基本可说明项目风险较大。盈亏平衡分析图1000付税后销售收入900总成本a800700600固定成本500c400300200100b086.85%100%备注：a：盈利区b：亏损区c：BEP（盈亏平衡点）18.6.2敏感性分析为考察项目的抗风险能力，针对所得税后财务内部收益率指标，分析各因素对项目盈利性的影响。本项目经济效益颇差，故不再作敏感性分析。18.7装置建设后对化肥厂总体效益产生的影响根据最近调查的化肥厂资料得知：2004年化肥厂的尿素单位成本为1024.9元/吨，尿素装置满负荷运行，规模产量为104万吨；2005年截止11月化肥厂的尿素单位成本为1048.62元。而目前大颗粒尿素的售价为1570元/吨，小颗粒尿素为1550元/吨。本装置正常年份生产成本费用813万元，按尿素产量平均为7.82元/吨；销售收入1019万元，按尿素产量平均为9.80元/吨。通过以上数据可以得出结论：脱硫装置对化肥厂的总体效益影响很小。18.8财务评价结论及建议脱硫装置是本着少投入多产出的原则进行建设。从上述财务评价看，财务内部收益率高于行业基准收益率（12%），投资回收期低于行业基准投资回收期（1-109- 0年），借款偿还能满足贷款机构要求，因此，项目从财务上讲是可行的。从不确定性分析来看，项目有一定的的抗风险能力。19项目预期目标和风险分析19.1预期目标分析19.1.1产品规模、结构及质量水平本次项目的产品规模为1.01388万吨/年。产品结构为硫铵。产品质量严格执行国家要求标准，各项指标均大于或低于国家标准。19.1.2生产技术水平及经营管理水平中国石油####石化分公司具有较强的资产和技术优势，有多项产品获国优、省优、部优和####名牌产品称号。曾多次荣获####、中国石化、中国石油颁发的新产品开发、科技进步奖，并申请多项专利。已经培养了大批优秀的管理人员及技术工人。19.1.3产品成本及项目经济效益水平根据财务评价可以看出项目的单位产品制造成本低于单位产值，项目的收益率较低，经济效益较差。19.2项目存在的主要风险分析19.2.1市场风险及程度对于本项目由于生产出的产品基本可在厂内消化，产品的市场风险小。19.2.2资源风险及程度装置的主要原料废弃氨液为####石化公司的产品，可以说本装置是最大限度地靠近原料产地并且用量有充分保障；其用量短缺的可能性较小，风险程度很小。19.2.3技术风险及程度1）先进性风险及程度本项目采取的工艺技术为国内先进技术，中国石油####石化分公司设计院和各方专家经过反复论证，就其采用的生产工艺而言，技术先进性方面没有任何风险。2）可靠性风险及程度本项目采用的技术在国内经过过多次实践，现有多套建成的装置，生产工艺成熟，可靠性极高。19.2.4工程风险及程度####石化分公司具有丰富的施工管理经验，有多石油化工建设队伍常驻企业内部，各支队伍均是经验丰富、设备精良，在施工周期和施工质量上均有保障。建设过程可能会发生一些非人为和意外的风险（自然灾害等），但风险程度较小。19.2.5资金风险及程度1）资金来源风险及程度在总公司的严格管理下，项目的建设资金有保障，####-109- 石化分公司有极好的信誉，贷款方面没有问题。只要是可以带来良好经济效益的项目，资金来源不存在风险。2）融资成本风险及程度本项目融资的方式简单易行，就是自筹和贷款两种方式。现在的贷款利率较低，####石化分公司有极好的信誉，融资的成本和风险都很小。19.2.6政策风险及程度作为中国石油下属企业，本项目的政策风险来源于总公司的政策性控制和国家相关的关于产品的各项规定，风险程度较小。19.2.7外部协作条件风险及程度首先应该说销售是本项目外部协作条件的一大关键。####石化有遍布全国的销售网络，对周边国家也有不同程度的产品销售。目前在总公司统一管理的情况下，出现的不利因素较少。另外装置配套的三修和水、电、汽、风等动力的供应状况良好，其风险较小。19.2.8社会风险及程度化工装置势必不同程度地影响生态，装置的产品在一定程度上会影响人的健康。在项目设计过程中已经对上述问题采取了相应的对策。####石化分公司内部设有完善的安全和职业卫生、环保部门。随着国家西部大开发的总体规划的逐步实施，####地区经济不断发展，必然导致社会风险的进一步降低。19.2.9其它风险及程度其它风险首先是一些外界的不可抗力会造成对装置本体的毁坏，其次是装置在运行期间可能出现的事故。本项目有毒有害，易燃易爆的危险程度和其他产品相比较小，而且在日益先进、严格的管理下，其风险程度较小。19.3风险防范对策19.3.1风险回避在残酷的市场竞争中，风险始终在企业的生产经营活动过程中存在。从理论上说，进入21世纪的世界工业，即使不上项目也有企业发展后劲不足的风险，不可能有完全保险的项目。但是我们不应该就此而放弃上项目的正确举动，而是尽量合理地挑选该上的项目，合理地回避风险。19.3.2风险控制19.3.2.1风险控制措施作为####石化分公司而言，在项目早期的工作中严格遵守国家和总公司的规定，协调好工作关系，负责设计的设计院本着认真负责、严格细致、精打细算的原则，高质量地完成设计工作，建设单位工程管理部门对工程施工管理和后期竣工验收、造价核算都作到尽量完善，在项目建成后，加强企业管理的力度和质量，开拓市场，搞好销售，完善外部协作条件，做到市场细分化，销售及时。19.3.2.2控制措施的可行性就企业的装置建设到竣工投产而言，我们认为控制措施都是可行的，只是政策性风险是无法回避和控制的。在控制措施的实施过程中也会有不确定的因素发生。-109- 19.3.3风险转移19.3.3.1保险转移企业保险在企业内现在是通行做法，####石化分公司对装置的主要设备均有投保。19.3.3.2非保险转移企业风险转移的非保险转移方式就是寻求合伙人；这样资金的投入较少，市场波动对企业的影响较小；但随之而来的是融资的风险，效益的减少。本项目未采取非保险转移的方式。19.3.4风险自担综上所述，市场风险、政策性风险、社会风险都要企业自担，这是无法辩解的事实。在预测的风险变成现实中的不利现象后，企业应尽力作好善后工作，使损失降到最低。综上所述，风险与机遇并存，关键在企业自身的把握。19.4分析结论####石化分公司化肥厂燃煤锅炉脱硫在经过详细地论证后，得出以下结论：项目产品在厂内消化；原料和燃料动力有充分的保障；建设规模为1.01388万吨/年脱硫装置；产品为硫铵；采用国内外先进、成熟的技术方案；建设单位有良好的建设条件；项目的三废排放达到环境保护排放标准；资金来源于自筹和贷款；通过财务指标可以看出，项目的经济效益较差。但是本装置主要是环保项目，为控制地区总量而必须建设。经过详细地论证后认为，项目从工艺和经济评价的角度出发都是可行的。20结论与建议20.1研究结论（1）####是大气污染严重的城市之一，被列为酸雨控制区和SO2污染控制区。本脱硫工程投产后，年减少SO2排放量～4390吨。同时由于湿法脱硫装置在电除尘之后的二次除尘效率在50％～80％，因此年消减烟尘排放量达230～320吨。尽快实施本期脱硫技改工程对####石化总厂实现地区环保总量控制的目标具有重要意义。（2）脱硫装置采用“SATS新型氨/硫酸铵法”脱硫工艺，技术先进可靠；脱硫效率高；能耗低；没有废水、废渣，应用于本工程可以取得较好的社会环保效益和企业经济效益。（3）脱硫工程投产后不仅减少了大气主要污染物排放量，还综合利用了有可能成为废水的低浓度氨水和稀尿素液，“变废为宝”，为复合厂提供了约10000吨/年硫酸铵副产品来替代价格较高的商品尿素化肥作为生产原料。此部分副产品的回收价值，再加上替代尿素的综合价差，以及减缴的SO2排污费等，公司综合效益明显。脱硫剂供应和副产品销售均无市场之忧，说明氨法脱硫与众多脱硫工艺相比，对本项目的适配性是最强的。（4）脱硫装置的拟建场地条件，脱硫剂供应，运行所需的水、电、汽（气）等公用工程条件均满足工程实施要求，在进一步落实了建设资金之后，可以进入工程实施阶段。-109- 20.2建议（1）为了改善大气环境质量，最近召开的########市大气污染治理工作动员会提出：到2008年，####首府环境空气质量要达到国家二级标准。环保要求和####石化公司进一步发展之间的矛盾日益突出，加快实施化肥厂锅炉烟气净化工程已势在必行。建议尽快上报、审批脱硫工程的可行性研究报告，进一步落实建设资金，早日转入工程实施期。（2）本脱硫装置可以大量使用有可能成为废水的低浓度氨水和稀尿素液作为脱硫剂，建议由公司牵头，对合成氨装置、尿素装置和三聚氰胺装置产生氨水、稀尿素液的各工艺环节进一步排查、摸底，落实可回收利用的总量和储运设施，降低脱硫装置运行成本，提高经济效益。（3）随着####石化公司多套脱硫装置的陆续建成投产，硫酸铵的总产量将有可能超过总厂复合肥厂的需求，因此建议尽快落实硫酸铵的周边销售市场，或将硫酸铵深度加工成磁化肥进行销售。-109- 中国石油####石化公司化肥厂煤锅炉烟气系统增设脱硫设施可行性研究报告（修订版）中国石油####石油化工总厂设计院（证书编号：工咨甲2031136001）二〇〇五年十二月-109- 目录1总论-13-1.1项目及建设单位基本情况-13-1.1.1项目基本情况-13-1.1.2建设单位基本情况-13-1.2编制依据及原则-13-1.2.1编制依据-13-1.2.2编制原则-14-1.3研究范围-14-1.4项目背景及建设理由-15-1.4.1项目背景-15-1.4.2项目建设的理由-15-1.4.3主要外部有利条件-16-1.5主要研究结论-16-2硫酸铵市场分析与价格预测-17-2.1副产品硫酸铵的品种、规格和用途-17-2.1.1副产品硫酸铵的品种、规格-17-2.1.2副产品硫酸铵的主要用途-17-2.1.3硫酸铵的质量指标-17-2.2副产品硫酸铵综合利用前景分析-18-3工艺技术方案的选择-19-3.1工艺基础数据-19-3.1.1化肥厂现有燃煤锅炉运行状况-19-3.1.2燃煤锅炉耗煤及煤质情况-21-3.2工艺技术方案比较-21-3.2.1选择脱硫工艺技术的原则-21-3.2.2脱硫工艺技术概述-22-3.2.3脱硫工艺方案比较-22-3.3几种氨法脱硫技术简介-26-3.3.1GE氨法-28-3.3.2Bischoff氨法-29-3.3.3NKK氨法-30-3.3.4NADS氨－化肥法-31-3.3.5简易氨法脱硫-32--109- 3.3.6SATS氨－硫酸铵法脱硫技术-33-3.3.7技术经济对比-34-4工艺装置技术及设备方案-36-4.1工艺概述-36-4.1.1装置规模和操作弹性-36-4.1.2原料和辅助材料-36-4.1.3产品及副产品-36-4.2脱硫装置的技术性能-36-4.2.1可利用率和运行参数-36-4.2.2脱硫效率-36-4.2.3SO2烟尘排放浓度-36-4.3工艺流程说明-36-4.3.1烟气系统-37-4.3.2吸收系统-37-4.3.3吸收剂配置、储运系统-38-4.3.4工艺水系统-39-4.3.5氧化空气系统-39-4.3.6硫酸铵结晶、分离、干燥系统-39-4.4物料平衡-40-4.5工艺设备技术方案-40-4.5.1主要设备选型-40-4.5.2主要设备的防腐蚀材料-55-4.5.3脱硫塔防腐蚀材料的选择-55-4.6脱硫装置平面布置-60-4.6.1布置概述-60-4.6.2必要性和安全性分析-60-4.7工艺装置“三废”排放-61-4.8工艺及设备风险分析-61-4.8.1现有系统对FGD装置的影响-61-4.8.2FGD装置对现有系统的影响-61-5原料、辅助材料供应及消耗-62-5.1吸收剂供应与消耗-62-5.1.1吸收剂供应条件-62-5.1.2吸收剂消耗定额及消耗量-63-5.2动力（水、电、汽、气）消耗定额及消耗量-63-5.2.1化肥厂现有公用工程状况-63-5.2.2公用工程消耗定额及消耗量-63--109- 6自动控制-64-6.1概述-64-6.2全厂控制系统及仪表选型-65-6.3工艺装置控制方案-65-6.4烟气连续监测系统（CEMS）-66-6.5控制室-66-6.6自动控制系统公用工程消耗-67-6.7设计中采用的主要标准及规范-67-7厂址选择-67-7.1建厂条件-67-7.1.1厂址自然地理条件-67-7.1.2工程地质条件-67-7.1.3水文气象条件-70-7.1.4公用工程条件-72-7.1.5交通运输条件-73-7.1.6燃料来源-73-7.2厂址选择-73-8总图运输及土建-74-8.1总图与运输-74-8.2建筑结构与地基处理-74-8.2.1采用的主要标准规范-74-8.2.2建筑设计-74-8.2.3结构设计-75-8.2.4地基处理-76-8.2.5抗震设计-76-9公用工程及辅助生产设施-77-9.1给排水-77-9.2压缩空气-77-9.3蒸汽-77-9.4供配电-78-9.4.1脱硫供配电接线电气接线-78-9.4.2控制、保护及测量-78-9.4.3直流系统-78-9.4.4不停电电源-78-9.5暖通-79-9.5.1通风-79--109- 9.5.2空调-79-10节能-79-11节水-80-12消防-80-12.1设计中采用的标准及规范-80-12.2火灾隐患分析-80-12.3消防安全措施-80-13环境保护-81-13.1建设地区环境质量现状-81-13.1.1社会环境现状-81-13.1.2周围环境质量现状简析-81-13.2执行的环境标准-82-13.2.1环境质量标准-82-13.2.2污染物排放标准-82-13.2.3设计执行的标准、规范-82-13.3建设项目污染及治理措施-82-13.3.1二氧化硫处理-82-13.3.2其他污染物处理-83-13.4环境管理及监测-83-13.5建设项目环境影响-84-13.5.1总量控制-84-13.5.2对周围环境影响的改善-84-13.6工程实施后的社会效益-84-14职业安全卫生-84-14.1编制依据-84-14.1.1法律、法规及条例-84-14.1.2设计采用的主要标准、规范-85-14.2生产过程中主要职业危险，危害因素分析-85-14.3职业安全卫生防护的措施-86-14.3.1防氨水泄漏危害的措施-86-14.3.2防尘-86-14.3.3防噪音-86-14.3.4其他-86-14.4机构设置及人员配备情况-87-14.5预期效果-87--109- 15组织机构及人力资源配置-88-15.1企业管理体制及组织机构-88-15.2生产倒班制及人力资源配置-88-15.3人员的来源及培训-88-16项目实施计划-88-16.1项目实施计划内容-88-16.2项目实施条件-88-16.3实施进度计划-88-16.4主要问题及建议-90-17投资估算及资金筹措-90-17.1投资估算编制说明-90-17.1.1项目概述-90-17.1.2项目投资估算范围-90-17.1.3需要说明的有关事项-90-17.2投资估算依据-90-17.3投资概算原则-90-17.4建设项目投入总资金构成-91-17.5投资估算结果-91-17.6流动资金估算-92-17.7建设期利息估算-92-17.8投资估算汇总及分析-92-17.9资金筹措及资金使用计划-92-17.9.1本项目所需资-92-17.9.2建设资金来源-92-17.9.3资金使用计划-92-18财务评价-92-18.1概述-92-18.2成本费用估算-93-18.2.1成本和费用估算-93-18.2.2经营成本-94-18.2.3固定成本和可变成本-94-18.3销售收入、销售税金及附加和增值税-94-18.3.1销售收入-94-18.3.2增值税-94-18.3.3销售税金及附加-94--109- 18.4利润和所得税-94-18.4.1利润分配-94-18.4.2企业所得税-94-18.5财务评价指标计算-95-18.5.1财务盈利能力分析-95-18.5.2项目清偿能力分析-95-18.6不确定性分析-95-18.6.1盈亏平衡分析-95-18.6.2敏感性分析-96-18.7装置建设后对化肥厂总体效益产生的影响-96-18.8财务评价结论及建议-96-19项目预期目标和风险分析-97-19.1预期目标分析-97-19.1.1产品规模、结构及质量水平-97-19.1.2生产技术水平及经营管理水平-97-19.1.3产品成本及项目经济效益水平-97-19.2项目存在的主要风险分析-97-19.2.1市场风险及程度-97-19.2.2资源风险及程度-97-19.2.3技术风险及程度-97-19.2.4工程风险及程度-97-19.2.5资金风险及程度-97-19.2.6政策风险及程度-98-19.2.7外部协作条件风险及程度-98-19.2.8社会风险及程度-98-19.2.9其它风险及程度-98-19.3风险防范对策-98-19.3.1风险回避-98-19.3.2风险控制-98-19.3.3风险转移-99-19.3.4风险自担-99-19.4分析结论-99-20结论与建议-99-20.1研究结论-99-20.2建议-100--109- -109-'