黄磷尾气发电项目方案设计新2.docx

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黄磷尾气发电项目方案设计新2

第一章概述

我国是黄磷、电石、碳化硅的生产大国，而黄磷、电石、碳化硅的生产是高耗能大户，同时在生产中要产生大量的高含CO的尾气，以黄磷生产为例，每生产一吨黄磷，就要副产2500～3000m3尾气，尾气中CO的含量一般都在80%以上，如此巨大的尾气量，而目前在这些企业中80%以上的尾气都是直接排入大气中，造成了很大的能源、资源的浪费和严重的环境污染。

节能减排，建立环境友好型的文明社会是我国的基本国策，随着环境保护政策的落实和加强，尾气回收利用势在必行，并关系到企业的生存和发展。

多年来黄磷尾气、电石尾气、碳化硅尾气等没有能很好的回收利用的根本原因是尾气回收净化技术比较复杂，投资较大。

这类尾气中除含有大量的CO、CH4、H2、CO2等有用气体外，还含有一定量的硫化物、磷化物、砷化物、氟化物等有害物质和大量的粉尘，用简单的过滤除尘、水洗、碱洗法制得的净化尾气达不到化工合成工艺气的要求，只能用作燃料，经济效益不佳。

近十多年来我国许多科研单位、高等院校、生产企业、设计公司等都在致力于尾气回收净化和综合利用的研究和开发工作，并取得了可喜的成果，技术日趋成熟，并建立起多处示范性装置，运行良好。

利用尾气回收，变废为宝，虽然尾气回收净化需要一定的投资，但其生产成本远低于直接用煤、气、油生产的产品，而且解决了环境污染的大问题。

1.1项目申请单位情况概述及编制依据

1.1.1项目申请单位概况

**化工企业现有两台/套1万吨/年黄磷生产系统，可年生产成品黄磷（五氧化二磷）2万吨，年产值****万元。

1.1.2项目概述

该企业年产黄磷2万吨，每生产一吨黄磷可产生黄磷尾气（CO95％）3000NM3，全年副产尾气2×3000=6×107NM3,除部分尾气用于矿石烘干和工艺加温外，剩余部分全部燃烧（点天灯）外排,此工艺不仅浪费了资源也污染了环境。

黄磷尾气的热值约为2716大卡，和11MJ。

如果用黄磷尾气作燃料供发动机发电1NM3尾气可发电1KW/H，目前公司全年副产尾气约2万吨×3000=6×107NM3，除去用于黄磷原材料工段烘干矿石和工艺加温外，剩余黄磷尾气量约为5000nm3/h（co100%）,可以组建一座装机容量为5000kw的机组。

该项目为黄磷尾气综合利用及节能环保项目，利用排空燃烧的黄磷尾气作为燃料进行发电，减少环境污染。

1.2研究范围

化工有限公司**项目可行性研究的范围主要包括利用黄磷尾气发电技术的可行性，以及相应的工程总图布置、气处理系统、供气系统、燃烧系统、电力系统、环境保护等技术方案的确定和投资及财务分析。

1.3项目建设的必要性

黄磷尾气的主要组成成分是一氧化碳（co100%），是很好的燃料。

为了解决化工企业排空黄磷尾气燃烧造成的浪费和对环境污染问题，在治理污染的同时，将排空燃烧的黄磷气变为综合利用的资源，最大限度的利用其资源价值。

因此提出了黄磷尾气发电项目。

1.3.1黄磷尾气发电的经济效益

（1）将剩余黄磷尾气引入发电机组发电可以有效的减少黄磷尾气对环境的污染，有利于环境保护。

（2）利用剩余黄磷尾气发电，实现了资源综合利用，变废为宝。

（3）利用剩余黄磷尾气发电，可以为公司创造巨大的经济效益。

（4）利用剩余黄磷尾气发电，具有较好的社会效益，保护了企业周边的环境。

（5）利用剩余的黄磷尾气发电，降低了黄磷的生产成本，增强了企业的竞争力，实现了公司的可持续发展。

（6）利用剩余的黄磷尾气发电，响应了国家关于节能减排方针及号召。

1.3.2黄磷尾气发电的社会效益

黄磷尾气发电不仅具有较好的经济效益，而且具有较好的社会效益。

首先是环境受益，黄磷尾气经过燃烧发电过程后，对环境的危害减少，其次是缓解电力资源紧缺。

目前我国存在较大范围的电力紧缺局面。

黄磷产生是个耗电极大的过程，当地电能几乎全部来源于水力发电，而水力发电受季节变化影响很大，因而利用黄磷尾气发电对黄磷生产企业、对社会、对环境都是非常有利的。

1.3.3项目受国家政策鼓励，符合企业发展长期目标

我国是发展中国家，可持续发展的前提是发展，在比较长的时期内，我国将以较高的发展速度发展经济和电力行业，但又不能重走其他工业国家“先污染后治理”的老路，这是我国面临的一大难题和挑战。

我国每年新增发电量仍有很大部分是煤电，可以预料燃煤带来的排放污染，以及重视资源利用和环境保护的影响，将会长期存在下去。

2000年7月18日国家经贸委颁发的《资源综合利用电厂（机组）认定管理办法》第二条指出废气利用机组为资源综合利用机组，享受国家有关资源综合利用电厂的优惠政策。

1.4主要技术设计原则

根据技能建设方针、相关法律细则和地方法规、国家和行业有关设计规范和规程，本工程在设计中将体现以以下技术原则：

1.4.1统一规则、分布实施、以气定电和适度规模的原则，以最大限度的利用黄磷尾气为主要任务，符合改善环境、节约能源的要求。

1.4.2尽量降低工程造价，提高经济效益，工艺流程合理，管线布置短捷，建筑物布置紧凑，减少工程用地，缩短建设工期，提高综合经济效益。

1.4.3根据能源供应条件和优化能源结构的要求，从改善环境质量、节约能源出发，优化方案。

我公司在贵企业提供的相关资料的基础上，各专业展开了全面的工作。

对电站的平面布置、黄磷尾气的处理工艺、装机容量方案、水工、环境等工程做了充分的研究和比较，确定采用10台500GF-RG机组。

于2011年3月完成可行性研究报告。

第二章电力系统

企业现有变电开关站将进行相应改造。

发电站机组发出的电升压到**kv，通过电缆与公司**kv母线并网。

第三章燃气供应系统

3.1燃料消耗量

单台机组正常连续耗气量按400nm3/h（co100%）考虑，总耗气量约为4000nm3/h（co100%）,能满足10台发电机组连续耗气量。

3.2典型黄磷尾气组分

组成

CO2

其他

磷

砷

氟

硫

含量

85-95

2-4

0.1-0.5

3-5

g/m3

0.5-1.0

0.07-0.08

0.4-0.5

0.6-6

3.3发电机组用气压力及气设置

黄磷尾气作为黄磷工业生产的废气，用于**机组进行发电必须经过除尘、脱硫等净化处理设施。

首先经过水洗脱去黄磷中的粉尘和部分硫、磷、氟、砷等，然后通过碱液pds脱硫（磷）脱去黄磷气中的硫（磷），净化后的黄磷气引自5000m3气柜，最后通过加压风机输送到发电站内供发电机组燃烧发电，为使发电机组正常运行，输送至每台发电机组的进气压力必须在3kpa以上。

第四章机组选型方案

4.1建设规模的确定

有限公司年产黄磷2万吨，每吨黄磷副产尾气（CO100%）3000Nm3，全年副产尾气约6×107Nm3，除去用于黄磷原材料工段烘干矿石和工艺加温的部分外剩余气量约为5×107Nm3，约合5000Nm3/h（CO100%）,可供5000KW机组发电。

拟建电站的装机容量应在5000kw。

该工程建成后所发电量，可满足企业部分用电的需要，不足部分由电网提供，经济效益显著。

4.2装机方案

方案一：

用特种黄磷尾气燃烧锅炉配燃气轮机发电

黄磷尾气不用再净化处理，直接选用2台SZSn-12-Q系列燃黄磷尾气专用锅炉，驱动两台2500KW或3000KW汽轮发电机组发电，完成整个黄磷尾气利用发电项目。

优点：

该产品单机容量大，具有启动快捷、运行稳定、故障率低、自动化程度高，燃料适应范围广等特点。

缺点：

燃气轮机大修需返回制造厂修理，费用大，维修周期长，年平均维修费用高，特种专用锅炉价格高，大修周期短（3-4年）大修专用配件费用高（锅炉费用的20％）。

燃气轮机对供给的进气燃料指标要求高，如气压、浓度（＞32%）、清洁度高（低于2mg/Nm3）等，需增设燃气增压装置和净化装置;机组冷却水量大，需建设专用的冷却水池，工程占地面积大。

由于燃气轮机运行噪声大，燃机发电厂房需采用高性能的隔音结构，建筑物结构复杂，要求高。

燃气轮机系统投资高，投资回收期长。

方案二：

用洁净的黄磷尾气直接驱动燃气发电机组发电

黄磷尾气经过净化处理（黄磷尾气用于燃气机发电，必须净化。

要求如下：

硫：

≦1000mg/Nm3；磷：

≦80mg/Nm3；氟：

≦5mg/Nm3；砷：

≦5mg/Nm3）

我公司提出的发电机组正常运行的新的黄磷尾气净化工艺，其方案为：

水洗+碱液PDS脱硫（磷）。

采用工艺如下：

黄磷尾气——高压水雾脱水器——高压水雾精脱水器——PDS脱硫——磷精脱水器——净化器。

用燃气内燃机发电

选用10台500GF-RG机组。

装机容量：

10×500KW。

优点：

500GF-RG机组对可燃气体适应能力强，只要可燃气体压力在3Kpa以上都能被有效利用，适应极低压力的燃气，不必增压，减少投资和提高有效发电量；热效益高，热效益可达30-35%。

由于单机容量小，电站的调节能力强，提高了供电的稳定性。

机组安装环境要求不高，机房结构简单，配套设施少，故工程建设周期短，占地面积小。

500GF-RG机组投资低，回收期短，经济效益可观。

缺点：

500GF-RG机组属于活塞式内燃机，运动的零部件多，维修工作量较大，要求维修人员技术素质高。

方案三：

用经过净化处理的洁净黄磷尾气使用普通燃气锅炉驱动汽轮发电机组发电

黄磷尾气经过净化处理供两台普通12吨燃气锅炉驱动两台3000KW汽轮机组发电，黄磷尾气净化工艺，其方案为：

水洗+碱液PDS脱硫（磷）。

采用工艺如下：

黄磷尾气---高压水雾脱水器---高压水雾精脱水器---PDS脱硫---磷精脱水器---净化器。

处理后的洁净尾气直接供普通燃气锅炉使用并用于驱动汽轮机组发电。

优点：

设备选型范围广，组网方便维修费用低，投资回收期短。

缺点：

本方案控制节点多，影响运行周期因数复杂，占地面积大，施工工期长。

通过对以上三种方案进行综合比较，结合化工企业的实际情况。

方案二更适合用于黄磷尾气发电，占地面积小，建设投资少，加之采用单机容量中等的机群站具有调度灵活的特点。

确定方案二是最佳且可行的方案。

4.3机组的系统组成

整个系统包括：

润滑系统、空气过滤系统、点火系统、冷却系统、排气系统、发电机组控制系统。

全套装置包括：

燃气发动机、发电机、空气过滤器、排气消音器、机组辅助系统、燃气调压装置、机组系统同期控制盘等装置。

燃气电站的性质：

常用电站

控制和操作方式：

集中控制系统

发电机工作循环：

四冲程

额定转速：

1000r/min

进气方式：

增压式

气缸布置方式：

双列V型

冷却方式：

开式，强制水冷

启动方式:

24V直流电启动

4.4瓦斯发电机组性能参数

瓦斯发电机组型号：

500GF-RG

机组型号：

W12V190ZLDK-2C

发电机型号：

1FC6454-6LA42

控制屏：

PCKI-RB500

额定功率:

500KW

额定电压：

400V

额定频率：

50Hz

额定因数（CO100%S）:

0.8（滞后）

额定转速：

1000r/min

调压方式：

自动

励磁方式：

无刷

电压调整率：

±5%（可调）

相数与接法：

三相四线制

调速器型号:

2301A负荷分配及速度控制器

操纵方式：

近、远距离控制

冷却方式：

强制水冷、换热器换热、开式循环

启动方式：

24V直流电启动

机油消耗率：

（g/kwh）≤1.5g

排气温度：

≤550℃

发电机绝缘等级：

外形尺寸：

5200×1970×2778mm

机组净重量：

12500kg

4.5主要技术经济指标

主要技术经济指标

序号

项目

单位

装机方案10×500kw

发电功率

4000

发电年均热耗

MJ/kwh

年发电量

Kwh/a

55840000

注：

500GF1-RG长期连续功率按440kw,年运行时间按7920h计算。

第五章厂址条件

5.1厂址概述

电站的厂址的选择原则:

充分利用化工有限公司现有的空地，尽量减少建设项目新征用土地，并考虑电站与现有系统的功能协调，做到工艺流程布局合理，有利于生产;尽量减少输送管网距离和输送电路距离；场地地形和工程地质条件良好，交通运输便利；要做到投资小、工期短、见效快。

根据以上条件，该发电站厂址拟选择在化工有限公司现有变电开关站西南方向的一块空地上。

本工程进气、消防、给排水等系统与化工有限公司现有系统相连，电气系统通过变压升压后接入化工有限公司变电所。

水、电、气输送配出方便。

5.2厂址自然条件

5.2.1气象条件

气温：

年平均气温12.5℃

最低日平均气温8.8℃

极端最低气温-6.1℃

最高平均气温18.1℃

极端最高气温34.45℃

气压：

年平均气压913.75mmhg

极端最高气压930.75mmhg

极端最低气压898.63mmhg

雨量:

年总降雨量1396.48mm

平均蒸发量913.2mm

日最大降雨量110.28mm

风速:

全年平均风速1.38m/s

最大风速9.1m/s

5.3电厂水源

发电站水源由化工企业提供，接入厂区供水管网。

第六章工程设想

6.1总图及交通运输

6.1.1建设规模

装机容量：

10*500KW

6.1.2全厂整体规划

电站利用该企业空地布置，在电站附近建一座5000M3气柜，气柜距其他物体间距不得小于30米（满足防火间距要求）。

6.1.3总平面布置图

6.1.4竖向设计

整个发电系统采用竖向设计，电站排水系统直接竟然厂区排水系统。

6.1.5交通运输

由于电站位于厂区内，所以通过厂区已有道路进入电站，电站周围消防通道，满足消防要求。

6.1.6管线及沟道布置

电站消防系统由厂区现有消防系统接入。

电站排水系统接入厂区排水系统。

黄磷尾气处理布置在黄磷气出口与气柜之间，沿气管线布置。

6.2热机系统

6.2.1概述

本期工程设计采用10台500GCF1机组，发电最大总容量为5000KW

6.2.2主机设备规范

500GCF机组参数：

额定功率：

500KW额定电压：

400V

额定电流：

902A额定频率50HZ

额定转速：

1000（r/min）

额定因数：

0.8

启动方式：

24V直流启动

冷却方式：

强制水冷

6.2.3燃气系统

（1）设计原始资料

企业原始排黄磷尾气量平均为4800M3/h

（2）设计范围

A、从气柜出口到机组进口所有管道部分。

B、气量平衡

机组额定黄磷气消耗量（单台）400M3，最大消耗量为500M3/H。

电站额定连续黄磷气需用量10*400M3/h=4000M3/h，最大消耗量为5000M3/h，所以供气能满足电站本期正常需求。

（3）供气系统设计处理

A电站实际平均额定耗气量:

10*400M3/h=4000M3/h

B设计最大供气能力：

3Kpa

D供气品质：

燃气不含游离水或其他游离杂质。

粉尘颗粒小于5微米，总含量不大于20毫克/立方米

（4）系统流程

黄磷气/气处理模块/气柜/发电电站

（5）管径及管材

进气总管线管径为520*6.0，每台发电机进气支管线管径为219*6.0

DN200管线采用符合《输送流体用无缝钢管》GB/T8163-1999标准生产制造的20#钢无缝钢管；DN250和以上的输气管线采用符合《石油天然气工业输送钢管交货技术条件第一部分：

A级钢管》GB/T9711-1977标准生产制造的L245螺旋缝埋弧焊钢管；套管采用符合《普通流体输送钢管螺旋埋弧焊钢管》STS/T5037-2000标准生产制造的螺旋埋弧焊钢管。

（6）管道施工

管道的土方工程及附属设备的安装严格按《城镇燃气输配工程施工及验收规范》CJJ33-2001的有关内容执行，管道穿越站内道路时加保护套管，套管伸出路破2m。

6.2.4气处理方案

（1）黄磷尾气发电与净化要求

黄磷尾气作为黄磷工业生产的废气，属于一种腐蚀性较强，净化比较困难的气体。

据了解，国内最新发展的吸附法和氧化法在试验中取得了成功，但是，在企业应用上未能实现。

典型的黄磷尾气组分见下表：

典型的黄磷尾气组分

组成

CO2

其他

磷

砷

氟

硫

含量

85-95

2-4

0.1-0.5

3-5

g/m3

0.5-1.0

0.07-0.08

0.4-0.5

0.6-6

a、黄磷尾气用于燃气机发电，必须净化。

要求如下：

硫：

≦1000mg/Nm3；磷：

≦80mg/Nm3；氟：

≦5mg/Nm3；砷：

≦5mg/Nm3；

粉尘：

≦10mg/Nm3.

化工有限公司提供的黄磷尾气化验结果如下（化验项：

氟、砷。

硫、磷、氧）；

氟：

1.74mg/Nm3；砷：

50.53ug/m3;硫：

＞3.2g/m3;

磷：

0.5-0.6mg/m3；氧：

0.1%

其余为未检测气体。

6.3.1黄磷尾气净化流程

以我们的经验和所掌握的资料，结合其他兄弟单位提供的资料，提出了适合我企业发电机组正常运行的新的黄磷尾气净化工艺，其方案为：

水洗+碱液PDS脱硫（磷）。

采用工艺如下：

黄磷尾气高压水雾脱水器-高压水雾精脱水器-PDS脱硫-磷精脱水器-净化器。

水洗

采用我公司的高压水雾输送系统和脱水器。

第一段，为20米长高压水雾清洗，除去大部分的粉尘、部分硫。

磷。

氟、砷等。

然后，采用脱水器，将水洗带来的粉尘进行脱出，黄磷尾气含粉尘小于200mg/m3.第二段，为20米长高压水雾清洗，除去剩余粉尘、氟、砷、部分硫、磷等。

再用精脱水器，将水洗带来的微量粉尘进行脱除（粉尘含量小于10mg），并使黄磷尾气的含水量小于10g。

采用水雾输送，投资少，效果明显，而且极大地减小了后续流程的处理负担，是一种较经济和成功的除尘处理方法。

碱液PDS脱硫（磷）

PDS脱硫工艺师一种非常成熟的脱硫工艺，脱硫（磷）效果可达到98%以上，脱硫费用却比相同效果的NaOH便宜很多，约0.01元/m3（含硫小于3g/m3）；脱硫设备投资低，为普通吸收塔即可；脱硫液无腐蚀、无毒、减少了防腐费用和对操作人员的伤害；设备操作方便简单，只需定时加入一定量的脱硫剂即可，是一种性价比较低的脱硫方法。

废水处理

废水回池后，采用碱石灰进行净化处理，处理后的洁净水循环利用。

管线防腐

黄磷尾气是一种腐蚀性较强的气体，需要对输送管线做防腐处理，否则管线的使用寿命将大大缩短。

具体防腐办法采用水雾输送技术中规定的防腐技术，该技术操作简单，成本低廉。

6.3.2设计范围

本工程水工部分设计范围包括：

循环水系统，电站范围内的生产生活给排水系统。

6.3.3设计主要原则

机组冷却循环水经玻璃钢冷却塔冷却后再循环使用。

电站软化水系统采用一套全自动软化水处理系统，站区来水进入泵房内的全自动软水器，处理后的水输送到机房内的软化水箱里，作为发电机组内循环补给水。

厂区排水采用混流制排水系统，即生活污水、生产废水与雨水一同排放。

6.3.4水源

本期工程水源采至企业自来水管网。

6.3.5水务管理与水量平衡

（1）循环水量

根据500GF-RG机组的性能要求，机组冷却系统分为内外两个循环系统，内外循环都通过换热器进行换热，内外循环又分为高、低、温冷却水系统。

高温冷却水系统进水水温为55°C，回水温度为65°C；低温冷却水系统进水温度为35°C，回水水温为45°C。

高温冷却内循环主要是冷却发动机机体、汽缸盖等部件，低温内循环主要是冷却机油。

内循环使用软化水，每天每台的消耗量约为5kg/d，10台机组的总耗水量为25kg/d。

高、低温外循环通过换热器与内循环换热。

外循环使用普通自来水，循环冷却系统高、低温冷却水量每台均按40m3/h考虑，5台机组的高、低温总循环水量均为200m3/h。

循环水总量见下表：

循环水量表

序号

机组容量

高温循环水量m3/h

低温循环水量

m3/h

总循环水量

m3/h

1*500kw

10*500kw

400

800

（2）电站需水量及水量平衡

本期工程10*500kw机组最大补充水量为22.804m3/h,其中包括了冷却塔蒸发损失、排污损失、分吹及泄露损失等。

各用水单位详见下表：

电站补给水量表

序号

项目

需水量（m3/h）

回收水量（m3/h）

实耗水量（m3/h）

备注

高温冷却塔蒸发损失（2.0%）

高温冷却塔风吹及泄露损失（0.25%）

0.5

高温冷却塔排污损失（0.75）

1.5

低温冷却塔蒸发损失（1.6%）

3.2

低温冷却塔风吹及泄露损失（0.25%）

0.5

低温冷却塔排污损失（0.55%）

1.1

生活用水量

0.6

软化水量

0.002

总计

11.402

（3）废水的回收、利用

为建立合理的水量平衡系统，减少全站补充水量，设计考虑了一水多用，废水回收的措施，循环水泵的冷却水统一汇入循环水池循环使用。

6.3.6供水系统选择及布置

（1）循环供水系统方案比较与优化设计

根据水源条件，供水系统采用玻璃钢冷却塔循环供水系统。

冷却设备经计算采用2台GBNL3-250型、2台GBNL3-175型工业型逆流式玻璃钢冷却塔。

该方案可以满足设计条件下的冷却符合要求。

高温冷却塔进水温度为65°C，出水温度为55°C，低温冷却塔进水温度为45°C，出水温度为35°C。

冷却循环泵房3台冷却循环水泵，运行方式为开二备一。

（2）循环水泵的选择

循环水系统流程为:

循环水泵、止回阀、闸阀、循环水压力进水管、换热器、循环水压力回水管、冷却塔、循环水泵

根据循环水量及水里计算结果，循环水泵型号如下：

3台KQW200/320-37/4（Z）型冷却循环水泵，Q=245m3/h,H=32m，功率：

N=37kw。

3台KQW150/320-22/4型冷却循环水，Q160m3/h，H=32，功率：

N=22kw。

（3）循环水系统布置

a．循环水泵房布置

循环水泵房布置在两个发电机房的旁侧，循环水泵房由检修场地及水泵安装场地组成。

泵房安装三台循环水泵，二用一备。

水泵出口采用缓开缓闭止回阀。

三台循环水泵均汇流入二条冷却循环进水总管，合格水输送至发电机房，供换热器冷却用水。

循环水泵启动与停泵可以就地控制，也可以远程控制。

备用泵若投入至高温循环水系统则高温循环水池的进口阀打开，与高温循环水出水管连接的闸阀打开。

低温系统原理同上。

泵房内设有电缆沟和排污沟等设施。

6.3.7补给水系统

电站的补给水接自厂区供水管网。

6.3.8污水排放

站内发电机房、泵房等排放的生产、生活污水及雨水等，通过排污沟及埋地污水管线接入综合排水管网。

6.4电气部分

6.4.1概述

本设计主要包括电站内部的照明、防雷接地。

低压配电。

6.4.2电力系统主接线

发电站的5000kw发电量经电缆线路沿电缆沟到厂区变电开关站。

6.4.3主要设备的选择

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