锅炉湿法脱硫可行性研究报告.docx

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锅炉湿法脱硫可行性研究报告

3t/h锅炉湿法脱硫工程

可行性研究报告

第一章总论

1.1项目名称及承办单位

1.1.1项目名称

###3（集团）###3有限公司###3t/h锅炉脱硫工程

1.1.2项目法人及法人代表

项目法人：

###3（集团）###3有限公司

法人代表：

王俊杰

1.1.3项目建设地点

项目建设地点选于###3（集团）###3有限公司现址内。

1.1.4报告编制单位

编制单位：

###工程咨询公司

资格证书号：

工咨甲12020070028

1.2编制依据

1.2.1国家及行业法规

（1）《中华人民共和国环境保护法》；

（2）《中华人民共和国大气污染防治法》；

（3）《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223-2003）；

（4）《污水综合排放标准》（GB8978-1996）。

1.2.2.方政府及环保部门的政策规定

（1）###关于加快燃煤火电厂烟气脱硫工作的通知，###政办2007〕10号

（2）###人民政府关于印发###环境保护十一五规划的通知,###政[2007]44号

（3）###县人民政府关于印发###县节能减排实施方案的通知,###政[2007]62号

1.2.3项目单位提供的资料

（1）厂址气象和地理、地质条件；

（2）电厂现有工程设计资料；

（3）###3t/h锅炉使用煤种、煤质和耗煤量资料；

（4）工艺水、压缩空气及供电资料。

1.2.4项目性质及建设规模

本项目属于现有###3t/h锅炉机组加装烟气脱硫装置的老厂技改项目，拟对###3（集团）###3有限公司###3t/h锅炉100%烟气实施脱硫。

1.3研究目的及研究范围

1.3.1研究目的

本可行性研究的目的是为了寻求先进适用的脱硫工艺技术；在现有有限的场地上实现紧凑的设备布置；工程的安全实施；与主体机组的无缝连接和装置的稳定可靠运行；各项脱硫指标能够满足现行的环境保护标准和其它相关规定的要求；脱硫剂价廉易得；脱硫副产品可综合利用。

1.3.2研究范围

本项目可行性研究的范围为：

为现有###3t/h锅炉配套建设烟气脱硫装置，具体包括以下内容：

（1）脱硫工程建设条件的落实和描述；

（2）脱硫工程工艺技术的比较和选定；

（3）脱硫工程实施方案的确定；

（4）脱硫工程的投资估算及运行成本分析；

（5）提出研究结论，存在问题和建设性意见。

1.4主要技术原则

（1）通过对###3（集团）###3有限公司###3t/h锅炉加装烟气脱硫装置的实施，使公司的SO2排放总量不超过目前的配额目标，并为公司的进一步发展留有余量。

（2）结合工程的实际情况，在脱硫系统工艺设计方案拟定时，要妥善处理好与运行机组的衔接关系，尽可能减少在工程实施过程中对主体机组的影响，确保主体供热、发电工程正常运行并充分利用公司的现有场地和现有公用设施，以利于节约工程投资。

（3）脱硫工艺的选择应遵循“工艺成熟，运行稳定，脱硫效率高，投资省，无二次污染”的原则，结合公司特点和现状，提出推荐方案。

（4）脱硫装置按相对独立的脱硫系统进行设计，同时充分注意烟气脱硫装置（FGD）与主机系统的有机联系，烟气脱硫系统的配套辅助设施尽量与主机系统共用，所需的工艺水、电、仪用压缩空气等由电厂相应系统引出。

（5）在周围资源许可的情况下，优先考虑供应可靠、价格便宜、质量稳定、对周围环境不会产生污染的吸收剂。

（6）脱硫副产物应尽可能综合利用，当综合利用受阻时，其处置应避免对电厂的粉煤灰综合利用带来不利影响。

应与灰渣分开堆放，留有今后综合利用的可能性，并采取防止副产物造成二次污染的措施。

（7）综合考虑公司燃煤锅炉实际燃煤含硫量的变化趋势，脱硫装置系统设计及设备选型时有一定的适应能力。

FGD系统的设计寿命与对应主机的剩余寿命相适应。

1.5脱硫工程建设的必要性

###3（集团）###3有限公司地处######县城区的西部边缘，地处淮河流域水污染控制区，虽不在酸雨控制区和二氧化硫控制区范围内，但以清洁生产、达标排放和总量控制为基本原则，通过有效削减烟气污染物的排放量，结合环境保护发展规划和城市发展总体规划，对污染排放实施有效的治理是必要的。

###3t/h锅炉加设烟气脱硫装置后，每年可大幅度减少二氧化硫和烟尘的排放，减小对周边环境的污染影响。

根据《###关于加快燃煤火电厂烟气脱硫工作的通知》（###政办2007〕10号）、###人民政府《关于印发###环境保护十一五规划的通知》（###政[2007]44号）、《###县人民政府关于印发###县节能减排实施方案的通知》（###政[2007]62号）精神，节能能源消耗，减少二氧化硫排放量是2008年###3（集团）###3有限公司的一件环保大事，目前对###3t/h锅炉的烟气脱硫是十分必要的。

1.6工作的简要过程

按照###环境保护局和###环境保护局的要求，###3（集团）###3有限公司对###3t/h锅炉的烟气实施脱硫改造。

在接到委托之后，###工程咨询公司即组织各专业相关人员收集必要的资料并多次与业主沟通，开始编制本可行性研究报告。

经过对现场情况的分析，统一规划，并征求业主意见，选用一炉一塔的双减法工艺技术方案，可加快施工进度，促使装置早日投产，早日发挥装置的作用。

1.7项目总投资及资金来源

项目总投资589.83万元，全部为企业自筹。

1.7.1项目管理与实施

项目建设期为项目建设进度拟定为8个月。

1.7.2环境保护

该项目是利用新工艺、新技术和新设备对###3t/h锅炉加设烟气脱硫装置，每年可大幅度减少二氧化硫的排放，减小对周边环境的污染影响。

1.8项目结论及建议

1.8.1项目结论

2、项目实施具有重要的现实意义

，###3（集团）###3有限公司积极响应政府号召，实施燃煤锅炉脱硫项目，在很大程度上减少污染物的产生量和排放量，有效地降低SO2和烟尘的排放量，对保护环境，确保“十一五”节能减排目标的实现，促进资源节约型、环境友好型社会建设，都具有十分重要的意义。

项目总投资589.83万元，全部由企业自筹。

项目建成后，锅炉主要污染物SO2减排量为2770t/a,同时减排烟尘141.3t/a，具有很好的环保和社会效益。

项目总投资589.83万元，年利润总额33.83万元，税后投资回收期为9.29年。

1.8.2建议

建议项目建设中加强质量监督管理，加强成本控制，降低造价。

同时政府应加大扶持力度，确保项目的正常运行。

1.9主要经济技术指标表

项目主要技术经济指标表

项目主要技术经济指标表

序号

指标名称

单位

指标

备注

Ⅰ

经济数据

1

总投资

万元

589.83

2

资金筹措

其中：

自有资金

万元

589.83

银行贷款

万元

0.00

3

年经营收入

万元

176.37

4

年总成本费用

万元

141.12

5

年利润总额

万元

33.83

6

年经营（销售）税金及附加

万元

1.42

7

年所得税

万元

8.46

8

年净利润（税后利润）

万元

25.37

Ⅱ

财务评价指标

1

投资利润率

%

5.74%

2

投资利税率

%

5.98%

3

全部投资财务内部收益率

%

10.67%

税前

4

全部投资财务内部收益率

%

8.78%

税后

5

全部投资回收期（税前）

年

8.41

含建设期

6

全部投资回收期（税后）

年

9.29

含建设期

7

全部投资财务净现值

万元

93.71

税前

8

全部投资财务净现值

万元

26.66

税后

9

盈亏平衡点（BET）

%

53.43%

第二章项目建设背景及必要性

2.1项目建设背景性

空气中的二氧化硫和氮氧化物是造成酸雨的主要原因，酸雨使得森林枯萎，土壤和湖泊酸化，植被破坏，粮食、蔬菜和水果减产，金属和建筑材料被腐蚀。

有研究表明我国每排放一吨二氧化硫造成的经济损失约2万元。

同时空气中的二氧化硫也严重地影响人们的身心健康，二氧化硫还可形成硫酸酸雾，危害更大。

二氧化硫的主要来源是化石燃料的燃烧，我国的能源结构中约有70%的煤。

随着我国经济的快速发展，煤炭消耗量不断增加，二氧化硫排放量也日趋增多，造成二氧化硫污染和酸雨的严重危害。

据2005年我国的环境质量公报表明，1999年我国二氧化硫排放总量为1857万吨，2000年达到了1995万吨，2001年和2002年有所下降，2003年为2158万吨，到了2005年为2549.3万吨，其中工业来源为2168.4万吨，生活来源为381万吨。

酸雨区面积约占国土面积的30%，主要分布在长江以南、青藏高原以东的广大地区及四川盆地。

酸雨控制区111个城市中，降水年均pH值范围在4.02和6.79之间，出现酸雨的城市103个，占92.8%。

酸雨频率超过80%的城市比例为22.5%。

年均pH值小于或等于5.6的城市有81个，占73.10%。

酸雨控制区内酸雨污染范围基本稳定，但污染程度有所加重。

为防治二氧化硫和酸雨污染，1990年12月，国务院环委会第19次会议通过了《关于控制酸雨发展的意见》。

自1992年在贵州、广东两省，重庆、宜宾、南宁、桂林、柳州、宜昌、青岛、杭州和长沙九个城市进行征收二氧化硫排污费的试点工作。

1995年8月，全国人大常委会通过了新修订的《大气污染防治法》，规定在全国范围内划分酸雨控制区和二氧化硫污染控制区。

1998年1月12日，国务院批准了酸雨控制区和二氧化硫污染控制区的划分方案。

1998年2月17日，国家环保局召开酸雨和二氧化硫污染综合防治工作会议，落实国务院对“两控区”划分方案的批复。

在《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）和《国务院关于二氧莫建松，双碱法烟气脱硫工艺的可靠性研究及工业应用化硫排污收费扩大试点工作有关问题的批复》（国函1996124号）规定二氧化硫排污费的征收范围为酸雨控制区和二氧化硫污染控制区内燃煤、燃油和产生工艺废气以及向环境排放二氧化硫的企业、事业单位和个体经营者。

提出的两控区的总体目标是到2010年，二氧化硫排放总量控制在2000年排放水平以内;城市环境空气二氧化硫浓度达到国家环境质量标准，酸雨控制区降水pH值小于4.5的面积比2000年有明显减少。

2005年1月，国家环保总局日前通报了“两控区”（酸雨控制区和二氧化硫控制区）“十五”计划重点火电厂脱硫项目的进展情况，公布了46家尚未启动脱硫项目的火电厂名单，要求加大对火电厂脱硫的监管力度，最大限度地削减二氧化硫排放量。

这都说明我国政府高度重视酸雨和二氧化硫污染的防治。

为了实现酸雨和二氧化硫污染控制目标，国家加快了国产脱硫技术和设备的研究、开发、推广和应用。

2.2必要性

###3（集团）###3有限公司地处######县城区的西部边缘，地处淮河流域水污染控制区，虽不在酸雨控制区和二氧化硫控制区范围内，但以清洁生产、达标排放和总量控制为基本原则，通过有效削减烟气污染物的排放量，结合环境保护发展规划和城市发展总体规划，对污染排放实施有效的治理是必要的。

###3t/h锅炉加设烟气脱硫装置后，每年可大幅度减少二氧化硫的排放，减小对周边环境的污染影响。

目前区域环境空气质量S02能够达到GB3095—1996《环境空气质量标准》二级要求，TSP有超标现象，最大超标倍数2.57倍，最大超标率为l00%.纳污水体南支排现状水质超过GB3838—2001《地表水环境质量标准》V类，污染类型属有机型。

该厂废气污染源主要有锅炉燃烧废气、造气炉造气吹风气、尿素造粒塔废气及合成氨液氨储槽弛放气、合成放空气等。

其中造气炉在利用原料煤制取半水煤气时产生的造气吹风气、锅炉燃煤烟气中含烟尘、SO2等污染物，尿素造粒塔废气中含尿素粉尘及氨等，尿素尾吸塔废气中含氨，合成液氨贮罐施放气、合成放空主要含有NH3、N2、H2、CH4。

根据###人民政府《关于印发###环境保护十一五规划的通知》（###政[2007]44号）、《###县人民政府关于印发###县节能减排实施方案的通知》（###政[2007]62号）精神，节能能源消耗，减少二氧化硫排放量是2008年###3（集团）###3有限公司的一件环保大事，目前对###3t/h锅炉的烟气脱硫是十分必要的。

第三章项目建设条件及选址

3.1项目建设条件

3.1.1地理位置及区域范围

###县位于###中部，是###颍河冲积平原与黄泛平原交汇而形成的泛淤平原，是黄淮平原的一部分。

地形平坦，地貌类型简单，自然条件优越。

地理坐标为东经113°43'09"—114°09'31"，北纬33°42'59"—33°59'13"。

###县距许昌市、###各25公里，北距省会郑州市120公里，西与国家能源基地平顶山毗邻，受城市辐射力强，是发展经济的理想地。

全县东西长39公里，南北宽29公里，总面积为801.74平方公里。

3.1.2自然资源条件

1、气候条件

###县属暖温带大陆型季风气候，春夏秋冬四季分明。

年平均气温为14.4℃，年际间变化较小，但年内温差较大。

7月份温度最高，平均27.5℃，年极端高温43.4℃。

1月份温度最低，平均0.4℃，年极端低温为-20.6℃。

年均无霜冻期227天，最长达267天，最短180天。

初霜日一般在十一月十日，终霜日在次年四月八日。

年平均降雨量726mm，年最大降雨量1238.5mm，年最小降雨量375.9mm。

年内降雨量多集中于6至9月，占年降水量的70%。

2、地形、地貌、地质

项目区地表为第四纪冲积层覆盖，其岩性主要为黄土质亚粘土，其次为粘土，局部有淤泥质夹层，地耐力12—15t/m2。

最大冻土深度0.25m。

项目场区内地势平坦，地貌单一，地势较高，呈西北向东南方向倾斜。

土质结构致密，强度中等，地基承载力大部分在160kPa以上，工程地质条件较好，对项目建设无不良影响。

###县境内地势平坦，土壤肥沃。

3、水文

项目所在地位于沙澧河冲积平原，土层深厚，水资源丰富。

地下水资源埋藏浅，水质良好，便于开采，单井出水量60m3/h左右，浅层地下水位在10—15m之间，适于工业和生活用水。

3.1.3一次水水质分析

pH6.7

全碱度300mg／L（以CaCO3计）

固形物0.58g／L

永久硬度34.2mg/L（以CaO计）

总硬度140mg／L（以CaO计）

Cl-60.1mg／L

S042-88.6mg,/L

NO3-180mg／L

HC03-80.3mg／L

Na+120mg／L

K+l.2mg/L

Ca2+31.3mg/L

Mg2+36mg/L

Fe3+/Fe2+（总和）〈0.3mg/L

SIO2胶体27.2mg/L（以SIO2计）

电导率1320uS/cm

3.2水、电、气供应条件

3.2.1供水

按照脱硫工程的有关设计参数，###3t/h燃煤锅炉脱硫装置工艺水总消耗量约为10m3/h。

本期脱硫装置所需的工艺水来源于电厂主体工程的工业水，主要用于制作石灰浆。

3.2.2供电

脱硫系统所用25KVA380V交流电源由#4静电除尘器变压器段提供，用于脱硫段与脱硫电机的供电。

正常运行情况下，用电负荷29KVA.。

3.2.3供压缩空气

脱硫装置的仪用压缩空气消耗量不大，脱硫装置的仪用压缩空气气源由主体工程的仪用压缩空气系统提供。

3.2项目选址

###3t/h燃煤锅炉脱硫工程在公司现有锅炉位置南空地上建设，不需另外选址。

第四章企业状况

4.1企业概况

4.1.1基本情况

###3（集团）###3有限公司始建于1970年，位于###县城###区。

公司现有职工1200人，其中工程技术人员300余人。

公司生产的“颍青”牌尿素被确认为###重点保护产品，产品质量达到或优于部级标准，享有很高信誉，市场前景十分广阔。

公司先后荣获全国小氮肥先进企业、全国化工安全生产先进单位、国家二级计量单位、国家二级节能企业和全国环保先进单位等多项国家及省、市级以上荣誉称号。

该公司通过技术改造，生产能力不断扩大。

目前已经形成年产12万吨合成氨、15万吨尿素、3万吨甲醛、4万吨甲醇生产能力，并已建成装机容量12MW的自备电站。

2005年企业总资产2.6亿元，实际销售收入2.7亿元，利税2343.98万元。

目前，企业生产情况良好，经济效益显著，是###县主要经济支柱之一。

###3（集团）###3有限公司是以尿素为主要产品的合成氨企业，现有生产规模为年产12万吨总氨、2万吨甲醇、12万吨尿素、1万吨甲醛。

###3有限公司十分重视企业的环境保护工作，在公司的技术改造中采用新工艺、新技术、新设备，提高了企业的竞争优势。

治理废水方面，公司累计投资2034万元，先后建设投运1500t/h造气含氰废水曝气处理冷却装置、尿素冷凝液深度水解工程和8500t/h的生产工艺用水闭路循环处理装置。

目前正在运行的有造气、锅炉、压缩、碳化、尿素五大循环处理系统，重复水利用率96%以上，在###河乃至河南率先实现了氮肥生产污水零排放综合治理环保工程、终端水深度治理和回用工程，投资建设的三废混燃炉工程正在建设中。

4.1.2环境敏感区域和保护目标

厂址位于###县城区的西部。

从环境空气影响方面，最主要的保护目标是颍县城区，其次是厂址周围5Km以内的村庄；从水环境影响方面，电厂是地面水南干渠和清水河的水源，沿途两侧农田主要依靠该水源灌溉，应保护土壤及农作物不受污染；灰场位于厂址西700-800m的沙河确保大堤西侧，由平地围坝而成，干灰场贮灰，主要保护目标是灰场周围农作物不受二次扬尘污染，村庄距离较远，影响不大；干灰场高于平地，灰场对地下水影响不大；厂界噪音影响的主要对象是北侧的挂面庄和闵湾村；从生态环境影响方面，厂址周围处于人工控制的农业生态区，没有需要保护的野生陆生动植物资源，纳污水体没有清洁水源，没有野生水生动植物资源，但纳污河处于淮河流域，水污染物必须实施总量控制。

厂址周围没有重要人文古迹和自然保护区。

4.2锅炉建设及污染物排放

4.2.1锅炉建设基本情况

公司燃煤锅炉产生的中温、中压蒸汽经公司热电厂汽轮机发电后背压蒸汽用于生产。

热电厂目前总装机2×6MW容量，采取四炉（两开两备）两机配置方式，其中1#锅炉UG-35/39-M6是无锡锅炉厂生产的链条锅炉；2#锅炉YG-35/3.82-M3、3#锅炉YG-35/3.82-M6均为济南锅炉厂生产的循环流化床锅炉；4#锅炉TG-35/3.82-M1是泰山集团生产的循环流化床锅炉。

目前公司实际运行的是2#、4#锅炉。

1#汽轮机N6-35-4（改型）是上海汽轮机厂生产的凝汽式带两极非调整抽汽机组；2#汽轮机C6-3.43/1.274是武汉汽轮发电机厂生产的凝汽式可调整抽汽机组。

1#于1990年1月正式投入运行，2#号机组于1996年8月正式投入运行。

公司主要运行的两台2#、4#锅炉的主要设计参数和煤种参数见表4-1。

表4-1锅炉设计参数表

项目

单位

参数

2#

4#

额定蒸发量

t/h

35

35

蒸汽压力

MPa

3.82

3.82

蒸汽温度

℃

450

450

给水温度

℃

150

150

排烟温度

℃

150

150

燃料品种

烟煤

烟煤

设计锅炉热效率

%

75

87

送风机型号

AGX35-1A№15D

AGX35-1A№15D

送风机风量

m3/h

30911

30911

送风机风压

Pa

14007

14007

送风机电机

kW

185

185

引风机型号

AYX35-1A№13D

AYX50-5A№18.5D

引风机风量

m3/h

94217

115950

引风机风压

Pa

4411

5225

引风机电机

kW

185

250

上煤方式

皮带

皮带

水处理方式

化水

化水

除尘器型式

麻石水膜除尘

高压静电除尘

4.2.2锅炉燃煤概况

燃煤煤质资料见表4-2，#2、#4锅炉燃煤消耗量见表4-3。

表4-2现有电厂燃煤工业分析和元素分析表

Car

（%）

Har

（%）

Nar

（%）

Oar

（%）

Sar

（%）

Wad

（%）

Aar

（%）

Vdaf

（%）

Wt

（%）

Qnet,v,ar

（MJ/kg）

31.10

2.87

0.81

6.6

3.07

0.82

47.80

31.70

7.81

12669

表4-3#2、#4炉及电厂燃煤消耗量

项目

单位

设计煤种

校核煤种

#2、#4炉

全厂

#2、#4炉

全厂

小时耗煤量

t/h

12.94

12.94

16.17

16.17

日耗煤量

t/d

310.6

310.6

388.1

388.1

年耗煤量

104t/a

9.71

9.71

12.13

12.13

注：

日运行按24时计，年运行按7500小时计。

电厂煤质含硫量的变化范围应根据电厂近年实际燃煤品质并考虑未来煤源情况决定，设计煤质应留有一定裕度，设计煤种硫份可按1%考虑。

4.2.3机组污染物排放状况

工程废气污染物排放情况见表4-4。

表4-4工程废气排放情况一览表

项目

单位

设计煤种

校核煤种

烟囱出口参数

烟气温度

℃

140

烟气流速

m/s

25.2

27.4

大气污染物

排放状况

（烟囱出口）

SO2

允许排放浓度

mg/m3

2100

2100

排放浓度（α＝1.4）

mg/m3

1595

1939

设计排放量

kg/h

231.5

烟尘

允许排放浓度

mg/m3

500

排放浓度（α＝1.4）

mg/m3

251

395

设计排放量

kg/h

13.2

第五章工程技术方案

5.1主要脱硫工艺及项目脱硫工艺的选择

5.1.1主要脱硫工艺

烟气脱硫的历史悠久，早在一百多年前就有人进行了这方面的研究。

据美国环保局（EPA）统计，世界各国开发、研究、使用的S02控制技术达200种。

这些技术归纳起来可分为三大类:

（l）燃烧前脱硫，如洗煤、微生物脱硫;

（2）燃烧中脱硫，如工业型煤固硫、炉内喷钙;（3）燃烧后脱硫，即烟气脱硫（FGD）。

FGD法是世界上唯一大规模商业化的脱硫技术,主要是利用吸收剂或吸附剂去除烟气中的S02，并使其转化为较稳定的硫的化合物。

FGD技术种类繁多，但是真正工业化的只有十几种。

FGD技术按脱硫后产物的含水量大小可分为湿法、半干法和干法;按脱硫剂是否再生分为再生法和不可再生法;按脱硫产物是否回收分为回收法和抛弃法。

其中湿法脱硫技术应用约占整个工业化脱硫装置的85%左右。

主要有以下几种：

（l）湿法石灰石/石灰烟气脱硫技术

该法是利用成本低廉的石灰石或石灰作为吸收剂吸收烟气中的S02，生成半水亚硫酸钙或石膏。

这种技术曾在70年代因其投资大、运行费用高和腐蚀、结垢、堵塞等问题而影响了其在火电厂中的应用。

经过多年的实践和改进，工作性能和可靠性大为提高，投资与运行费用显著减少。

该法主要优点为:

a.脱硫效率高（脱硫效率大于90%）;b.吸收剂利用率高，可大于90%;c.设备运转率高