鍋爐濕法脫硫項目可研報告

1、目目 錄錄 第一章第一章 總論總論1 1.1 項目名稱及承辦單位1 1.2 編制依據1 1.3 研究目的及研究范圍2 1.4 主要技術原則2 1.5 脫硫工程建設的必要性3 1.6 工作的簡要過程3 1.7 項目總投資及資金來源4 1.8 項目結論及建議4 1.9 主要經濟技術指標表4 第二章第二章 項目建設背景及必要性項目建設背景及必要性6 2.1 項目建設背景性6 2.2 必要性7 第三章第三章 項目建設條件及選址項目建設條件及選址8 3.1 項目建設條件8 3.2 水、電、氣供應條件9 3.2 項目選址10 第四章第四章 企業(yè)狀況企業(yè)狀況11 4.1 企業(yè)概況11 4.2 鍋爐建設及污染

2、物排放12 第五章第五章 工程技術方案工程技術方案14 5.1 主要脫硫工藝及項目脫硫工藝的選擇14 5.2 雙堿法脫硫工程描述16 5.3 設計基礎參數18 第六章第六章 脫硫工程設想脫硫工程設想21 6.1 脫硫裝置的總平面布置21 6.2 一爐一塔脫硫工藝系統設計21 6.3 主要設備選型24 6.4 公用工程27 6.5 建筑、結構部分28 第七章第七章 環(huán)境保護環(huán)境保護31 7.1 項目周圍環(huán)境現狀31 7.2 主要污染源31 7.3 治理方案31 7.4 綠化32 7.5 項目對周圍環(huán)境影響的變化32 7.6 其他污染物處理效果評估33 7.7 工程實施后的社會效益34 第八章第八

3、章 勞動安全和工業(yè)衛(wèi)生勞動安全和工業(yè)衛(wèi)生35 8.1 消防35 8.2 勞動安全和工業(yè)衛(wèi)生35 第九章第九章 節(jié)約能源節(jié)約能源38 9.1 必要性38 9.2 節(jié)能原則38 9.3 節(jié)能措施38 第十章第十章 項目管理及實施計劃項目管理及實施計劃40 10.1 項目實施領導小組40 10.2 項目管理40 10.3 項目實施計劃40 第十一章第十一章 項目定員項目定員42 第十二章第十二章 項目招投標方案項目招投標方案43 12.1 招標范圍及招標組織形式43 12.2 投標、開標、評標和中標程序43 12.3 評標委員會的人員組成和資質要求43 第第 13 章章 投資估算和資金籌措投資估算和

4、資金籌措45 13.1 投資估算45 13.2 資金籌措46 第十四章第十四章 效益分析效益分析47 14.1 財務評價說明47 14.2 產品成本47 14.3 經濟效益分析48 14.4 項目敏感性分析49 15.1 結論50 15.2 建議50 附表：1、投資估算表 2、經濟評價表 附圖：1、脫硫裝置工藝流程圖 第一章第一章 總論總論 1.1 項目名稱及承辦單位 1.1.1 項目名稱項目名稱 #3（集團）#3 有限公司#3t/h 鍋爐脫硫工程 1.1.2 項目法人及法人代表項目法人及法人代表 項目法人：#3（集團）#3 有限公司 法人代表：王俊杰 1.1.3 項目建設地點項目建設地點 項

5、目建設地點選于#3（集團）#3 有限公司現址內。 1.1.4 報告編制單位報告編制單位 編制單位：#工程咨詢公司 資格證書號：工咨甲 1.2 編制依據 1.2.1 國家及行業(yè)法規(guī)國家及行業(yè)法規(guī) （1）中華人民共和國環(huán)境保護法； （2）中華人民共和國大氣污染防治法； （3）火電廠大氣污染物排放標準（GB13223-2003）； （4）污水綜合排放標準（GB8978-1996）。 1.2.2.方政府及環(huán)保部門的政策規(guī)定方政府及環(huán)保部門的政策規(guī)定 （1）#關于加快燃煤火電廠煙氣脫硫工作的通知，#政辦 200710 號 （2）#人民政府關于印發(fā)#環(huán)境保護十一五規(guī)劃的通知, #政200744 號 （3）

6、#縣人民政府關于印發(fā)#縣節(jié)能減排實施方案的通知, #政200762 號 1.2.3 項目單位提供的資料項目單位提供的資料 （1）廠址氣象和地理、地質條件； （2）電廠現有工程設計資料； （3）#3t/h 鍋爐使用煤種、煤質和耗煤量資料； （4）工藝水、壓縮空氣及供電資料。 1.2.4 項目性質及建設規(guī)模項目性質及建設規(guī)模 本項目屬于現有#3t/h 鍋爐機組加裝煙氣脫硫裝置的老廠技改項目，擬對#3（集 團）#3 有限公司#3t/h 鍋爐 100%煙氣實施脫硫。 1.3 研究目的及研究范圍 1.3.1 研究目的研究目的 本可行性研究的目的是為了尋求先進適用的脫硫工藝技術；在現有有限的場地上實現 緊

7、湊的設備布置；工程的安全實施；與主體機組的無縫連接和裝置的穩(wěn)定可靠運行；各項 脫硫指標能夠滿足現行的環(huán)境保護標準和其它相關規(guī)定的要求；脫硫劑價廉易得；脫硫副 產品可綜合利用。 1.3.2 研究范圍研究范圍 本項目可行性研究的范圍為： 為現有#3t/h 鍋爐配套建設煙氣脫硫裝置，具體包括以下內容： （1）脫硫工程建設條件的落實和描述； （2）脫硫工程工藝技術的比較和選定； （3）脫硫工程實施方案的確定； （4）脫硫工程的投資估算及運行成本分析； （5）提出研究結論，存在問題和建設性意見。 1.4 主要技術原則 （1）通過對#3（集團）#3 有限公司#3t/h 鍋爐加裝煙氣脫硫裝置的實施，使 公司

8、的 SO2排放總量不超過目前的配額目標，并為公司的進一步發(fā)展留有余量。 （2）結合工程的實際情況，在脫硫系統工藝設計方案擬定時，要妥善處理好與運行 機組的銜接關系，盡可能減少在工程實施過程中對主體機組的影響，確保主體供熱、發(fā)電 工程正常運行并充分利用公司的現有場地和現有公用設施，以利于節(jié)約工程投資。 （3）脫硫工藝的選擇應遵循“工藝成熟，運行穩(wěn)定，脫硫效率高，投資省，無二次污 染”的原則，結合公司特點和現狀，提出推薦方案。 （4）脫硫裝置按相對獨立的脫硫系統進行設計，同時充分注意煙氣脫硫裝置（FGD） 與主機系統的有機聯系，煙氣脫硫系統的配套輔助設施盡量與主機系統共用，所需的工藝水、 電、儀用

9、壓縮空氣等由電廠相應系統引出。 （5）在周圍資源許可的情況下，優(yōu)先考慮供應可靠、價格便宜、質量穩(wěn)定、對周圍環(huán) 境不會產生污染的吸收劑。 （6）脫硫副產物應盡可能綜合利用，當綜合利用受阻時，其處置應避免對電廠的粉煤 灰綜合利用帶來不利影響。應與灰渣分開堆放，留有今后綜合利用的可能性，并采取防止副 產物造成二次污染的措施。 （7）綜合考慮公司燃煤鍋爐實際燃煤含硫量的變化趨勢，脫硫裝置系統設計及設備選 型時有一定的適應能力。FGD 系統的設計壽命與對應主機的剩余壽命相適應。 1.5 脫硫工程建設的必要性 #3（集團）#3 有限公司地處#縣城區(qū)的西部邊緣，地處淮河流域水污染控制 區(qū)，雖不在酸雨控制區(qū)和

10、二氧化硫控制區(qū)范圍內，但以清潔生產、達標排放和總量控制為基 本原則，通過有效削減煙氣污染物的排放量，結合環(huán)境保護發(fā)展規(guī)劃和城市發(fā)展總體規(guī)劃， 對污染排放實施有效的治理是必要的。#3t/h 鍋爐加設煙氣脫硫裝置后，每年可大幅度減 少二氧化硫和煙塵的排放，減小對周邊環(huán)境的污染影響。 根據#關于加快燃煤火電廠煙氣脫硫工作的通知（#政辦 200710 號）、# 人民政府關于印發(fā)#環(huán)境保護十一五規(guī)劃的通知（ #政200744 號）、#縣人 民政府關于印發(fā)#縣節(jié)能減排實施方案的通知（ #政200762 號）精神，節(jié)能能源 消耗，減少二氧化硫排放量是 2008 年#3（集團）#3 有限公司的一件環(huán)保大事，目

11、前 對#3t/h 鍋爐的煙氣脫硫是十分必要的。 1.6 工作的簡要過程 按照#環(huán)境保護局和#環(huán)境保護局的要求，#3（集團）#3 有限公司對#3t/h 鍋爐的煙氣實施脫硫改造。 在接到委托之后，#工程咨詢公司即組織各專業(yè)相關人員收集必要的資料并多次與業(yè) 主溝通，開始編制本可行性研究報告。經過對現場情況的分析，統一規(guī)劃，并征求業(yè)主意見， 選用一爐一塔的雙減法工藝技術方案，可加快施工進度，促使裝置早日投產，早日發(fā)揮裝置 的作用。 1.7 項目總投資及資金來源 項目總投資 589.83 萬元，全部為企業(yè)自籌。 1.7.1 項目管理與實施項目管理與實施 項目建設期為項目建設進度擬定為 8 個月。 1.7

12、.2 環(huán)境保護環(huán)境保護 該項目是利用新工藝、新技術和新設備對#3t/h 鍋爐加設煙氣脫硫裝置，每年可大幅 度減少二氧化硫的排放，減小對周邊環(huán)境的污染影響。 1.8 項目結論及建議 1.8.1 項目結論項目結論 2、項目實施具有重要的現實意義 ，#3（集團）#3 有限公司積極響應政府號召，實施燃煤鍋爐脫硫項目，在很大程 度上減少污染物的產生量和排放量，有效地降低 SO2和煙塵的排放量，對保護環(huán)境，確保 “十一五”節(jié)能減排目標的實現，促進資源節(jié)約型、環(huán)境友好型社會建設，都具有十分重 要的意義。 項目總投資 589.83 萬元，全部由企業(yè)自籌。項目建成后，鍋爐主要污染物 SO2 減排 量為 2770

13、t/a,同時減排煙塵 141.3 t/a，具有很好的環(huán)保和社會效益。項目總投資 589.83 萬元，年利潤總額 33.83 萬元，稅后投資回收期為 9.29 年。 1.8.2 建議建議 建議項目建設中加強質量監(jiān)督管理，加強成本控制，降低造價。同時政府應加大扶持 力度，確保項目的正常運行。 1.9 主要經濟技術指標表 項目主要技術經濟指標表 項目主要技術經濟指標表 序號指標名稱單位指標備注 經濟數據 1 總投資萬元 589.83 2 資金籌措 其中：自有資金萬元 589.83 銀行貸款萬元 0.00 3 年經營收入萬元 176.37 4 年總成本費用萬元 141.12 5 年利潤總額萬元 33.

14、83 6 年經營（銷售）稅金及附加萬元 1.42 7 年所得稅萬元 8.46 8 年凈利潤（稅后利潤）萬元 25.37 財務評價指標 1 投資利潤率 %5.74% 2 投資利稅率 %5.98% 3 全部投資財務內部收益率 %10.67% 稅前 4 全部投資財務內部收益率 %8.78% 稅后 5 全部投資回收期（稅前）年 8.41 含建設期 6 全部投資回收期（稅后）年 9.29 含建設期 7 全部投資財務凈現值萬元 93.71 稅前 8 全部投資財務凈現值萬元 26.66 稅后 9 盈虧平衡點（BET） %53.43% 第二章第二章 項目建設背景及必要性項目建設背景及必要性 2.1 項目建設背

15、景性 空氣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，植被破壞，糧食、蔬菜和水果減產，金屬和建筑材料被腐蝕。有研究表明我 國每排放一噸二氧化硫造成的經濟損失約 2 萬元。同時空氣中的二氧化硫也嚴重地影響 人們的身心健康，二氧化硫還可形成硫酸酸霧，危害更大。 二氧化硫的主要來源是化石燃料的燃燒，我國的能源結構中約有 70%的煤。隨著我 國經濟的快速發(fā)展，煤炭消耗量不斷增加，二氧化硫排放量也日趨增多，造成二氧化硫 污染和酸雨的嚴重危害。據 2005 年我國的環(huán)境質量公報表明，1999 年我國二氧化硫排 放總量為 1857 萬噸，2000 年達到了 1995 萬噸

16、，2001 年和 2002 年有所下降，2003 年為 2158 萬噸，到了 2005 年為 2549.3 萬噸，其中工業(yè)來源為 2168.4 萬噸，生活來源為 381 萬噸。酸雨區(qū)面積約占國土面積的 30%，主要分布在長江以南、青藏高原以東的廣 大地區(qū)及四川盆地。酸雨控制區(qū) 111 個城市中，降水年均 pH 值范圍在 4.02 和 6.79 之 間，出現酸雨的城市 103 個，占 92.8%。酸雨頻率超過 80%的城市比例為 22.5%。年均 pH 值小于或等于 5.6 的城市有 81 個，占 73.10%。酸雨控制區(qū)內酸雨污染范圍基本穩(wěn)定， 但污染程度有所加重。 為防治二氧化硫和酸雨污染，

17、1990 年 12 月，國務院環(huán)委會第 19 次會議通過了關 于控制酸雨發(fā)展的意見 。自 1992 年在貴州、廣東兩省，重慶、宜賓、南寧、桂林、柳 州、宜昌、青島、杭州和長沙九個城市進行征收二氧化硫排污費的試點工作。1995 年 8 月，全國人大常委會通過了新修訂的大氣污染防治法 ，規(guī)定在全國范圍內劃分酸雨 控制區(qū)和二氧化硫污染控制區(qū)。1998 年 1 月 12 日，國務院批準了酸雨控制區(qū)和二氧化 硫污染控制區(qū)的劃分方案。1998 年 2 月 17 日，國家環(huán)保局召開酸雨和二氧化硫污染綜 合防治工作會議，落實國務院對“兩控區(qū)”劃分方案的批復。在國務院關于酸雨控制 區(qū)和二氧化硫污染控制區(qū)有關問題

18、的批復(國函19985 號)和國務院關于二氧莫 建松，雙堿法煙氣脫硫工藝的可靠性研究及工業(yè)應用化硫排污收費擴大試點工作有關問 題的批復(國函號)規(guī)定二氧化硫排污費的征收范圍為酸雨控制區(qū)和二氧化硫污染控制 區(qū)內燃煤、燃油和產生工藝廢氣以及向環(huán)境排放二氧化硫的企業(yè)、事業(yè)單位和個體經營 者。提出的兩控區(qū)的總體目標是到 2010 年，二氧化硫排放總量控制在 2000 年排放水平 以內;城市環(huán)境空氣二氧化硫濃度達到國家環(huán)境質量標準，酸雨控制區(qū)降水 pH 值小于 4.5 的面積比 2000 年有明顯減少。2005 年 1 月，國家環(huán)?？偩秩涨巴▓罅恕皟煽貐^(qū)” (酸雨控制區(qū)和二氧化硫控制區(qū))“十五”計劃重點

19、火電廠脫硫項目的進展情況，公布了 46 家尚未啟動脫硫項目的火電廠名單，要求加大對火電廠脫硫的監(jiān)管力度，最大限度地 削減二氧化硫排放量。這都說明我國政府高度重視酸雨和二氧化硫污染的防治。 為了實現酸雨和二氧化硫污染控制目標，國家加快了國產脫硫技術和設備的研究、 開發(fā)、推廣和應用。 2.2 必要性 #3（集團）#3 有限公司地處#縣城區(qū)的西部邊緣，地處淮河流域水污染控 制區(qū)，雖不在酸雨控制區(qū)和二氧化硫控制區(qū)范圍內，但以清潔生產、達標排放和總量控 制為基本原則，通過有效削減煙氣污染物的排放量，結合環(huán)境保護發(fā)展規(guī)劃和城市發(fā)展 總體規(guī)劃，對污染排放實施有效的治理是必要的。#3t/h 鍋爐加設煙氣脫硫裝

20、置后， 每年可大幅度減少二氧化硫的排放，減小對周邊環(huán)境的污染影響。 目前區(qū)域環(huán)境空氣質量 S02 能夠達到 GB30951996環(huán)境空氣質量標準二級要求， TSP 有超標現象，最大超標倍數 2.57 倍，最大超標率為 l00%.納污水體南支排現狀水質 超過 GB38382001地表水環(huán)境質量標準V 類，污染類型屬有機型。 該廠廢氣污染源主要有鍋爐燃燒廢氣、造氣爐造氣吹風氣、尿素造粒塔廢氣及合成 氨液氨儲槽弛放氣、合成放空氣等。其中造氣爐在利用原料煤制取半水煤氣時產生的造 氣吹風氣、鍋爐燃煤煙氣中含煙塵、SO2等污染物，尿素造粒塔廢氣中含尿素粉塵及氨 等，尿素尾吸塔廢氣中含氨，合成液氨貯罐施放氣

21、、合成放空主要含有 NH3、N2、H2、CH4。 根據#人民政府關于印發(fā)#環(huán)境保護十一五規(guī)劃的通知（ #政200744 號） 、#縣人民政府關于印發(fā)#縣節(jié)能減排實施方案的通知（ #政200762 號）精 神，節(jié)能能源消耗，減少二氧化硫排放量是 2008 年#3（集團）#3 有限公司的一件 環(huán)保大事，目前對#3t/h 鍋爐的煙氣脫硫是十分必要的。 第三章第三章 項目建設條件及選址項目建設條件及選址 3.1 項目建設條件 3.1.1 地理位置及區(qū)域范圍地理位置及區(qū)域范圍 #縣位于#中部，是#潁河沖積平原與黃泛平原交匯而形成的泛淤平原，是黃 淮平原的一部分。地形平坦，地貌類型簡單，自然條件優(yōu)越。地理

22、坐標為東經 113 43091140931，北緯 334259335913。#縣距許昌市、#各 25 公里， 北距省會鄭州市 120 公里，西與國家能源基地平頂山毗鄰，受城市輻射力強，是發(fā)展經 濟的理想地。全縣東西長 39 公里，南北寬 29 公里，總面積為 801.74 平方公里。 3.1.2 自然資源條件自然資源條件 1、氣候條件 #縣屬暖溫帶大陸型季風氣候，春夏秋冬四季分明。年平均氣溫為 14.4，年際 間變化較小，但年內溫差較大。7 月份溫度最高，平均 27.5，年極端高溫 43.4。1 月份溫度最低，平均 0.4，年極端低溫為-20.6。年均無霜凍期 227 天，最長達 267 天，

23、最短 180 天。初霜日一般在十一月十日，終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。年內降雨量多集中于 6 至 9 月，占年降水量的 70%。 2、地形、地貌、地質 項目區(qū)地表為第四紀沖積層覆蓋，其巖性主要為黃土質亞粘土，其次為粘土，局部 有淤泥質夾層，地耐力 1215t/m2。最大凍土深度 0.25m。項目場區(qū)內地勢平坦，地貌 單一，地勢較高，呈西北向東南方向傾斜。土質結構致密，強度中等，地基承載力大部 分在 160kPa 以上，工程地質條件較好，對項目建設無不良影響。#縣境內地勢平坦， 土壤肥沃。 3、水文 項目所在地位于

24、沙澧河沖積平原，土層深厚，水資源豐富。地下水資源埋藏淺，水 質良好，便于開采，單井出水量 60m3/h 左右，淺層地下水位在 1015m 之間，適于工 業(yè)和生活用水。 3.1.3 一次水水質分析一次水水質分析 pH 6.7 全堿度 300mgL(以 CaCO3計) 固形物 0.58gL 永久硬度 34.2mg/L(以 CaO 計) 總硬度 140mgL(以 CaO 計) Cl- 60.1mgL S042- 88.6mg,/L NO3- 180mgL HC03- 80.3mgL Na+ 120mgL K+ l.2mg/L Ca2+ 31.3mg/L Mg2+ 36mg/L Fe3+/Fe2+（總

25、和） 0.3mg/L SIO2膠體 27.2mg/L(以 SIO2計) 電導率 1320uS/cm 3.2 水、電、氣供應條件 3.2.1 供水供水 按照脫硫工程的有關設計參數，#3t/h 燃煤鍋爐脫硫裝置工藝水總消耗量約為 10m3/h。 本期脫硫裝置所需的工藝水來源于電廠主體工程的工業(yè)水，主要用于制作石灰漿。 3.2.2 供電供電 脫硫系統所用 25KVA 380V 交流電源由#4 靜電除塵器變壓器段提供，用于脫硫段 與脫硫電機的供電。正常運行情況下，用電負荷 29KVA.。 3.2.3 供壓縮空氣供壓縮空氣 脫硫裝置的儀用壓縮空氣消耗量不大，脫硫裝置的儀用壓縮空氣氣源由主體工程的 儀用壓

26、縮空氣系統提供。 3.2 項目選址 #3t/h 燃煤鍋爐脫硫工程在公司現有鍋爐位置南空地上建設，不需另外選址。 第四章第四章 企業(yè)狀況企業(yè)狀況 4.1 企業(yè)概況企業(yè)概況 4.1.1 基本情況基本情況 #3（集團）#3 有限公司始建于 1970 年，位于#縣城#區(qū)。公司現有職工 1200 人，其中工程技術人員 300 余人。公司生產的“潁青”牌尿素被確認為#重點保 護產品，產品質量達到或優(yōu)于部級標準，享有很高信譽，市場前景十分廣闊。公司先后 榮獲全國小氮肥先進企業(yè)、全國化工安全生產先進單位、國家二級計量單位、國家二級 節(jié)能企業(yè)和全國環(huán)保先進單位等多項國家及省、市級以上榮譽稱號。 該公司通過技術改

27、造，生產能力不斷擴大。目前已經形成年產 12 萬噸合成氨、15 萬噸尿素、3 萬噸甲醛、4 萬噸甲醇生產能力，并已建成裝機容量 12MW 的自備電站。 2005 年企業(yè)總資產 2.6 億元，實際銷售收入 2.7 億元，利稅 2343.98 萬元。目前，企業(yè) 生產情況良好，經濟效益顯著，是#縣主要經濟支柱之一。 #3（集團）#3 有限公司是以尿素為主要產品的合成氨企業(yè)，現有生產規(guī)模為 年產 12 萬噸總氨、2 萬噸甲醇、12 萬噸尿素、1 萬噸甲醛。 #3 有限公司十分重視企業(yè)的環(huán)境保護工作，在公司的技術改造中采用新工藝、 新技術、新設備，提高了企業(yè)的競爭優(yōu)勢。 治理廢水方面，公司累計投資 20

28、34 萬元，先后建設投運 1500t/h 造氣含氰廢水曝 氣處理冷卻裝置、尿素冷凝液深度水解工程和 8500t/h 的生產工藝用水閉路循環(huán)處理裝置。 目前正在運行的有造氣、鍋爐、壓縮、碳化、尿素五大循環(huán)處理系統，重復水利用率 96%以 上，在#河乃至河南率先實現了氮肥生產污水零排放綜合治理環(huán)保工程、終端水深度 治理和回用工程，投資建設的三廢混燃爐工程正在建設中。 4.1.2 環(huán)境敏感區(qū)域和保護目標環(huán)境敏感區(qū)域和保護目標 廠址位于#縣城區(qū)的西部。從環(huán)境空氣影響方面，最主要的保護目標是潁縣城區(qū)， 其次是廠址周圍 5Km 以內的村莊；從水環(huán)境影響方面，電廠是地面水南干渠和清水河 的水源，沿途兩側農田

29、主要依靠該水源灌溉，應保護土壤及農作物不受污染；灰場位于 廠址西 700-800m 的沙河確保大堤西側，由平地圍壩而成，干灰場貯灰，主要保護目標 是灰場周圍農作物不受二次揚塵污染，村莊距離較遠，影響不大；干灰場高于平地，灰 場對地下水影響不大；廠界噪音影響的主要對象是北側的掛面莊和閔灣村；從生態(tài)環(huán)境 影響方面，廠址周圍處于人工控制的農業(yè)生態(tài)區(qū)，沒有需要保護的野生陸生動植物資源， 納污水體沒有清潔水源，沒有野生水生動植物資源，但納污河處于淮河流域，水污染物 必須實施總量控制。廠址周圍沒有重要人文古跡和自然保護區(qū)。 4.2 鍋爐建設及污染物排放鍋爐建設及污染物排放 4.2.1 鍋爐建設基本情況鍋爐

30、建設基本情況 公司燃煤鍋爐產生的中溫、中壓蒸汽經公司熱電廠汽輪機發(fā)電后背壓蒸汽用于生產 。熱電廠目前總裝機26MW容量，采取四爐（兩開兩備）兩機配置方式，其中1#鍋爐 UG-35/39-M6是無錫鍋爐廠生產的鏈條鍋爐；2#鍋爐YG-35/3.82-M3、3#鍋爐YG-35/3.82 -M6均為濟南鍋爐廠生產的循環(huán)流化床鍋爐；4#鍋爐TG-35/3.82-M1是泰山集團生產的循 環(huán)流化床鍋爐。目前公司實際運行的是2#、4#鍋爐。1#汽輪機N6-35-4（改型）是上海 汽輪機廠生產的凝汽式帶兩極非調整抽汽機組；2#汽輪機C6-3.43/1.274是武漢汽輪發(fā)電 機廠生產的凝汽式可調整抽汽機組。1#

31、于1990年1月正式投入運行，2#號機組于1996年8 月正式投入運行。公司主要運行的兩臺2#、4#鍋爐的主要設計參數和煤種參數見表4-1 。 表表 4-14-1 鍋爐設計參數表鍋爐設計參數表 參 數 項 目單 位 2#4# 額定蒸發(fā)量t/h3535 蒸汽壓力MPa3.823.82 蒸汽溫度 450450 給水溫度 150150 排煙溫度 150150 燃料品種煙煤煙煤 設計鍋爐熱效率% 7587 送風機型號 AGX35-1A15DAGX35-1A15D 送風機風量 m3/h3091130911 送風機風壓 Pa1400714007 送風機電機 kW185185 引風機型號 AYX35-1A1

32、3DAYX50-5A18.5D 引風機風量 m3/h94217 引風機風壓 Pa44115225 引風機電機kW 185250 上煤方式皮帶皮帶 水處理方式化水化水 除塵器型式麻石水膜除塵高壓靜電除塵 4.2.2 鍋爐燃煤概況鍋爐燃煤概況 燃煤煤質資料見表 4-2，#2、#4 鍋爐燃煤消耗量見表 4-3。 表表 4-2 現有電廠燃煤工業(yè)分析和元素分析表現有電廠燃煤工業(yè)分析和元素分析表 Car (%) Har (%) Nar (%) Oar (%) Sar (%) Wad (%) Aar (%) Vdaf (%) Wt (%) Qnet,v,ar (MJ/kg) 31.102.870.816.6

33、3.070.8247.8031.707.8112669 表表 4-3 #2、#4 爐及電廠燃煤消耗量爐及電廠燃煤消耗量 設計煤種校核煤種 項 目單 位 #2、#4 爐全廠#2、#4 爐全廠 小時耗煤量t/h12.9412.9416.1716.17 日耗煤量t/d310.6310.6388.1388.1 年耗煤量104t/a9.719.7112.1312.13 注：日運行按 24 時計，年運行按 7500 小時計。 電廠煤質含硫量的變化范圍應根據電廠近年實際燃煤品質并考慮未來煤源情況決定， 設計煤質應留有一定裕度，設計煤種硫份可按 1%考慮。 4.2.3 機組污染物排放狀況機組污染物排放狀況 工

34、程廢氣污染物排放情況見表 4-4。 表表 4-4 工程廢氣排放情況一覽表工程廢氣排放情況一覽表 項目單位設計煤種校核煤種 煙氣溫度 140 煙囪出口參數 煙氣流速m/s25.227.4 允許排放濃度mg/m321002100 排放濃度(1.4) mg/m315951939SO2 設計排放量kg/h231.5 允許排放濃度mg/m3500 排放濃度(1.4)mg/m3251395 大氣污染物 排放狀況 (煙囪出口) 煙塵 設計排放量kg/h13.2 第五章第五章 工程技術方案工程技術方案 5.1 主要脫硫工藝及項目脫硫工藝的選擇主要脫硫工藝及項目脫硫工藝的選擇 5.1.1 主要脫硫工藝主要脫硫工

35、藝 煙氣脫硫的歷史悠久，早在一百多年前就有人進行了這方面的研究。據美國環(huán)保局 (EPA)統計，世界各國開發(fā)、研究、使用的 S02控制技術達 200 種。這些技術歸納起來可 分為三大類:(l)燃燒前脫硫，如洗煤、微生物脫硫;(2)燃燒中脫硫，如工業(yè)型煤固硫、 爐內噴鈣;(3)燃燒后脫硫，即煙氣脫硫(FGD)。 FGD 法是世界上唯一大規(guī)模商業(yè)化的脫硫技術,主要是利用吸收劑或吸附劑去除煙氣 中的 S02，并使其轉化為較穩(wěn)定的硫的化合物。FGD 技術種類繁多，但是真正工業(yè)化的 只有十幾種。FGD 技術按脫硫后產物的含水量大小可分為濕法、半干法和干法;按脫硫劑 是否再生分為再生法和不可再生法;按脫硫產

36、物是否回收分為回收法和拋棄法。其中濕 法脫硫技術應用約占整個工業(yè)化脫硫裝置的 85%左右。主要有以下幾種： (l) )濕法石灰石濕法石灰石/ /石灰煙氣脫硫技術石灰煙氣脫硫技術 該法是利用成本低廉的石灰石或石灰作為吸收劑吸收煙氣中的 S02，生成半水亞硫 酸鈣或石膏。這種技術曾在 70 年代因其投資大、運行費用高和腐蝕、結垢、堵塞等問 題而影響了其在火電廠中的應用。經過多年的實踐和改進，工作性能和可靠性大為提高， 投資與運行費用顯著減少。該法主要優(yōu)點為:a.脫硫效率高(脫硫效率大于 90%);b.吸收 劑利用率高，可大于 90%;c.設備運轉率高(可達 90%以上)。該法是目前我國引進的煙氣

37、脫硫裝置中主要方法。主要缺點是投資大、設備占地面積大、運行費用高。 “七五”期 間重慶路磺電廠引進日本三菱重工的與 2 又 360MW 機組配套 2 套濕式石灰石/石膏法煙 氣脫硫技術與設備，率先建成了大型電廠鍋爐煙氣莫建松，雙堿法煙氣脫硫工藝的可靠 性研究及工業(yè)應用脫硫示范工程，并于 1992 年和 1993 年正式投入商業(yè)運轉，系統脫硫 率達 95%以上，副產品石膏純度高于 90%。目前，從設計上綜合考慮加強反應控制，強 制氧化，從而減少吸收塔和附屬設備體積、降低電耗、減少基本建設投資和運行費用。 選用耐腐蝕材料，提高吸收塔及出口煙氣、擋板、除霧裝置等的使用壽命，提高氣液傳 質效率，建造大

38、尺寸的吸收塔等因素，對此項技術作了進一步改進和提高。 (2)(2)氨法煙氣脫硫技術氨法煙氣脫硫技術 氨法煙氣脫硫采用氨作為二氧化硫的吸收劑，氨與二氧化硫反應生成亞硫酸銨和亞 硫酸銨，隨著亞硫酸氫銨比例的增加，需補充氨，而亞硫酸銨會從脫硫系統中結晶出來。 在有氧氣存在的情況下還可能發(fā)生氧化反應生成硫酸銨。該法根據吸收液再生方法不同， 可以分為氨一酸法、氨一亞硫酸銨法和氨一硫銨法。影響氨法脫硫效率的主要因素是脫 硫液的組成，受溶液蒸氣壓和 pH 值的影響。氨法的主要優(yōu)點是脫硫劑利用率和脫硫效 率高，且可以生產副產品。但氨易揮發(fā)，使得吸收劑的消耗量增加，產生二次污染。此 外該法還存在生產成本高、易腐

39、蝕、凈化后尾氣中含有氣溶膠等問題。 (3)(3)雙堿法脫硫工藝雙堿法脫硫工藝 為了克服石灰/石灰石法容易結垢和堵塞的缺點，發(fā)展了雙堿法。該法先用可溶性 的堿性清液作為吸收劑吸收，然后再用石灰乳或石灰對吸收液進行再生。雙堿法的明顯 優(yōu)點是，由于主塔內采用液相吸收，吸收劑在塔外的再生池中進行再生，從而不存在塔 內結垢和漿料堵塞問題，從而可以使用高效的板式塔或填料塔代替目前廣泛使用的噴淋 塔漿液法，減小吸收塔的尺寸及操作液氣比，降低成本。另外，雙堿法可得到較高的脫 硫率，可達 85%以上，應用范圍較廣，該法的主要缺點是再生池和澄清池占地面積較大。 (4)(4)噴霧干燥法煙氣脫硫技術噴霧干燥法煙氣脫硫

40、技術 這種技術屬半干法脫硫技術，多數采用旋轉噴霧器，石灰漿液作吸收劑，以細霧滴 噴入反應器，與二氧化硫反應并同時干燥，在反應器出口，隨著水分蒸發(fā)，形成了干的 顆?；旌衔?。其工藝特點是投資較低，設計和運行費用較為簡單，占地面積較少，脫硫 率一般為 60 一 80%。在西歐的德國、奧地利、意大利、丹麥、瑞典、芬蘭等國家應用比 較多。美國也有巧套裝置(總容量 500OMW)在運行，燃煤含硫量一般不超過 1.5%，脫硫 效率均低于 90%。黎明發(fā)動機廠從丹麥引進技術并建成一套 5000ONm3/h 工業(yè)裝置，并對 低硫煤(含硫率 0.97%)煙氣進行了脫硫試驗，在鈣硫比為 2.2 時，取得 80%的系

41、統總脫 硫效率。 (5)(5)爐內噴吸收劑爐內噴吸收劑/ /增濕活化煙氣脫硫工藝增濕活化煙氣脫硫工藝 該法是一種將粉狀鈣質脫硫劑直接噴入燃燒鍋爐爐膛的技術，由于投資及運行費用 較低，該類工藝方法在近期內取得較大進展，在西北歐廣大國家均已有工業(yè)運行裝置。 芬蘭 IVO 公司開發(fā)了爐內噴鈣/活化脫硫工藝 (LIFAC)，克服了脫硫效率不高及粉塵比 阻升高而影響除塵效果的弊端，具體做法是:在鍋爐尾部安活化反應器，將煙氣增濕， 使剩余的吸收劑活化與二氧化硫反應。 其工藝簡單，占地小，主要適用于中、低硫煤鍋爐，脫硫率一般為 60 一 80%。其主 要缺點是脫硫劑消耗量大，易產生粉灰，使除塵負荷加重。南京

42、下關電廠引進 LIFAC 全 套技術，配套 125MW 機組(燃煤含硫率 0.92%)，設計脫硫率 75%。 5.1.2 項目脫硫工藝的選擇項目脫硫工藝的選擇 根據對脫硫性能的要求和現場情況，本項目所選擇的技術方案應當遵循以下原則： -由于該廠地處縣區(qū)，環(huán)保要求高，又為了減輕對煙囪的腐蝕，應達到盡可能高 脫硫效率，并能適應燃煤和運行狀況的變化和未來對環(huán)保要求的提高，本方案按96% 效率設計。 -脫硫系統應采用成熟可靠的技術和設備。 -使用當地可以穩(wěn)定供應、價格較低、性能好的脫硫劑。 -副產品能夠在當地綜合利用。 -降低工程造價以及運行和維護成本。 同時針對現有熱電廠空場有限，且已經建成兩個 3

43、00m3的沉淀池等現狀，脫硫工藝 選擇鈉鈣雙堿法脫硫工藝作為本工程脫硫工藝，有效地利用鈉鈣雙堿法脫硫工藝的技術 優(yōu)勢，又克服了該法再生池和澄清池占地面積較大的主要缺點。 5.2 雙堿法脫硫工程描述雙堿法脫硫工程描述 5.2.1 雙堿法工藝原理雙堿法工藝原理 雙堿法脫硫工藝技術是目前應用成熟的一種煙氣脫硫技術，尤其是在小熱電燃煤鍋 爐煙氣污染治理方面應用較為廣泛,脫硫劑采用氫氧化鈉溶液（含 30%NaOH）和生石灰 （含 95%CaO） 。 其工藝原理是：本雙堿法是以氫氧化鈉溶液為第一堿吸收煙氣中的二氧化硫，然后 再用生石灰加水熟化成氫氧化鈣溶液作為第二堿，再生吸收液中 NaOH，付產品為石膏。

44、 再生后的吸收液送回脫硫塔循環(huán)使用。 各步驟反應如下： 吸收反應： SO2 + 2NaOH = Na2SO3 + H2O Na2SO3 + SO2 + H2O = 2NaHSO3 副反應如下： Na2SO3 +1/2 O2 = Na2SO4 由于硫酸鈉是很難再生還原的，一旦生成就需要補充 NaOH。 再生反應 用氫氧化鈣溶液對吸收液進行再生 2NaHSO3 + Ca(OH)2 = Na2SO3 + CaSO31/2 H2O + 3/2 H2O Na2SO3 + Ca(OH)2 + 1/2 H2O = 2NaOH + CaSO31/2 H2O 氧化反應 CaSO31/2 H2O + 1/2 O2

45、 = CaSO41/2 H2O 5.2.2 工程描述工程描述 NaOH 溶液由罐車直接運送到廠內，通過堿液泵送入堿液罐，再由堿液罐直接流入 循環(huán)池，通過循環(huán)泵將堿液送到脫硫塔進行噴淋脫硫。 脫硫吸收劑（生石灰）干粉由罐車直接運送到廠內，同時按一定比例加水并攪拌配 制成一定濃度的吸收劑氫氧化鈣（Ca(OH)2）漿液，再由輸送泵送入沉淀反應池，進行 再生反應。 工藝流程如下: 循環(huán)液從脫硫塔底排入沉淀反應池。在沉淀反應池中加入氫氧化鈣, 氫氧化鈣在沉 淀反應池內發(fā)生如下再生反應： 2NaHSO3 + Ca(OH)2 = Na2SO3 + CaSO31/2 H2O + 3/2 H2O Na2SO3

46、+ Ca(OH)2 + 1/2 H2O = 2NaOH + CaSO31/2 H2O 在曝氣池，壓縮空氣向曝氣池送入空氣，使得氧化更加充分，同時不讓石膏沉淀在 曝氣池。氧化反應如下： CaSO31/2 H2O + 1/2 O2 = CaSO41/2 H2O 也有副反應進行： Na2SO3 +1/2 O2 = Na2SO4 循環(huán)液從曝氣池繼續(xù)溢流到循環(huán)沉淀池，讓石膏在此處沉淀下來，并通過抓斗吊抓 走，最后將石膏一起外運或作其他處理。循環(huán)液中再生得到的 NaOH 可重復使用，需要 說明的是因為鍋爐煙氣中有大量氧氣且溫度較高二氧化硫濃度較低副反應會較多，也就 是說要補充一定量的氫氧化鈉。再通過循環(huán)泵

47、把循環(huán)液（含補充的新鮮氫氧化鈉）再送 入脫硫塔進行脫硫。 對向沉淀反應池中加 Ca(OH)2和循環(huán)沉淀池加 NaOH 都是通過 PH 計測定 PH 值后 加入堿液，達到脫硫工藝要求的 PH 值。 5.2.3 技術特點技術特點 （1）從技術、經濟及裝置運行穩(wěn)定性、可靠性上考慮采用生石灰和氫氧化鈉作為 脫硫劑，保證系統脫硫效率可達 96%。 （2）采用雙堿法脫硫工藝，可以基本上避免產生結垢堵塞現象，減少昂貴的 NaOH 耗量和降低運行費用。 （3）采用懸流洗滌方式可在較小的液氣比下獲得較大的液氣接觸面積，進而獲得 較高的脫硫除塵效率；并且，較小的液氣比可以減少循環(huán)液量，從而減少循環(huán)泵的數量， 從而

48、降低了運行成本也減少了造價。 （4）保證本脫硫裝置連續(xù)運行，年運行時間大于 8400 小時。 （5）為確保整個系統連續(xù)可靠運行，采用優(yōu)良可靠的設備，以確保脫硫系統的可 靠運行. （6）按現有場地條件布置脫硫系統設備，力求緊湊合理，節(jié)約用地。 （7）最大限度的把脫硫水循環(huán)利用，但是由于煙氣中含有一定濃度的鹽份和 Cl 離 子，反應塔內部分水分蒸發(fā)，因此形成循環(huán)水中鹽和 Cl 離子的積累，由于過高的鹽和 Cl 離子濃度會降低脫硫效率和腐蝕反應裝置，所以必須調整脫硫循環(huán)水水質并補充少量 工業(yè)用水。 5.35.3 設計基礎參數設計基礎參數 為保證系統運行穩(wěn)定可靠以及出口煙氣達到合格的排放標準,要求提供

49、的反應劑和 工業(yè)水必須符合相關標準。 5.3.1 脫硫系統設計基礎參數脫硫系統設計基礎參數 根據公司燃煤鍋爐近年平均燃煤含硫的變化，建議在編制脫硫技術規(guī)范書時，FGD 裝置煤質含硫量變化用 FGD 入口 SO2濃度變化進行覆蓋，即：“脫硫裝置燃用設計煤種 時，脫硫效率95%，當 FGD 入口 SO2濃度增加 30%時脫硫率不低于 92%，當 FGD 入口 SO2濃度增加 50%時，脫硫系統能安全運行” 。 表表 4-2 脫硫系統設計基礎參數脫硫系統設計基礎參數 項 目單 位數值（單臺爐） 入口煙氣量 m3/h100,000 入口煙氣溫度 140 入口煙氣量 Nm3/h66,143 入口二氧化硫

50、 kg/h231.5 入口 SO2濃度 mg/Nm33500 入口煙塵 kg/h13.2 入口煙塵濃度 mg/Nm3200 出口煙氣量 m3/h88,718 出口煙氣溫度 60 出口二氧化硫 kg/h10.2 出口 SO2濃度 mg/Nm3140 出口煙塵 kg/h3.6 出口煙塵濃度 mg/Nm350 液氣比 L/ m30.8 鈣硫比 1.05 脫硫率 %96 除塵率 %73 脫硫劑 30%NaOH 用量（啟動）kg/h 482.3 脫硫劑 NaOH 液用量（補充）kg/h 48.25 脫硫劑生石灰用量（含 90% CaO）kg/h 118.15 水m3/h 10 電kw 20 運行時間h

51、7500 脫硫塔入口水溫度40o 5.3.2 脫硫系統各項性能參數脫硫系統各項性能參數 脫硫系統各項性能參數表 性能和設計數據單位數據 1一般數據 1.1 脫硫系統總壓力損失 Pa1100 其中： 脫硫塔 Pa600 總煙道（自引風機出口到水平煙道進口） Pa500 1.2 吸收劑摩爾比 Ca/S mol/mol1.05 1.3 循環(huán)液氣比 L/Nm30.8 1.4 SO2脫除率 %96 1.5 出口 SO2濃度 mg/Nm3140 1.6 脫硫塔出口含塵濃度 mg/Nm350 2消耗 -石灰粉（90%CaO）kg/h 118.15 -其他助脫硫劑（100%NaOH）kg/h 48.25 -工

52、業(yè)水（規(guī)定品質） m3/h10 -電力（電動機總容量） kW20 -電力（BMCR 工況設備耗電量） kW.h20 -壓縮空氣（儀表控制用） m3/h0.5 3脫硫塔 -設計壓力 Pa3000 -BMCR 時煙氣流速 m/s3.54 -脫硫塔直徑 m2.8 -脫硫塔高度 m16 -脫硫塔壁厚 mm10 -脫硫塔本體材質碳鋼 4吸收劑消化系統 -系統耗電量 kW.h1.5 -系統耗水量 t/h6.5 第六章第六章 脫硫工程設想脫硫工程設想 6.1 脫硫裝置的總平面布置脫硫裝置的總平面布置 本布置按一爐一塔（噴淋式空腔塔） 、無升壓風機布置。 脫硫系統按其工藝特性集中布置于爐后煙囪南側。脫硫采取一

53、爐一塔的布置方式， 無升壓風機，兩臺爐吸收塔布置在爐后煙囪南側，兩臺爐吸收塔的西側及東側分別布置 吸收塔漿液循環(huán)泵。再生池和澄清池利用已經建成兩個 300m3的沉淀池（加以改造） 。 6.2 一爐一塔脫硫工藝系統一爐一塔脫硫工藝系統設計設計 6.2.1 脫硫工藝系統脫硫工藝系統 本工程煙氣脫硫技術為雙堿法濕法煙氣脫硫工藝。方案設計采用先進的噴淋塔（懸 流洗滌方式）工藝，塔內上部設置噴淋層，出口煙道上設二級除霧器。在吸收塔內，煙 氣中的 SO2 被脫硫劑漿液洗滌并與漿液中的 NaOH 發(fā)生反應，最終生成亞硫酸鈉和亞 硫酸氫鈉，在吸收塔的后部設有旋風分離器，以除去脫硫后煙氣帶出的細小液滴，使煙 氣

54、在含液滴量低于 75mg/Nm3下排出。其他同樣有害的物質如飛灰，SO3，HCL 和 HF 也大部分得到去除。 氫氧化鈉溶液為第一堿吸收煙氣中的二氧化硫，然后再用生石灰加水熟化成氫氧化 鈣溶液作為第二堿，再生吸收液中 NaOH，付產品為石膏。再生后的吸收液送回脫硫塔 循環(huán)使用。 6.2.2 脫硫工藝系統設計脫硫工藝系統設計 兩臺爐各用一套脫硫吸收塔。每套旋流脫硫除塵塔有以下設備組成：脫硫塔本體， 主筒內有四層噴嘴，煙氣經下部切向進入除塵脫硫塔,使煙氣呈高速旋轉氣流。.在高速 旋轉氣流中再加以四道旋轉噴咀,噴流逆向噴淋注入堿性水，使水氣充分接觸，利用水氣 相對運動使水在煙氣旋轉離心力作用下被甩到

55、除塵脫硫塔內壁自動形成水膜,起到非常好 的除塵脫硫效果，煙氣到除塵脫硫塔上部再進入脫水筒,煙氣呈螺旋上升脫水。脫水后的 煙氣進入熱交換器于除塵脫硫前的高溫煙氣進行熱交換，對凈煙氣進行升溫，從而有效 介決低溫潮濕煙氣造成引風機等的腐蝕。 （1）SO2吸收系統吸收系統 SO2吸收系統是煙氣脫硫系統的核心，主要包括吸收塔、噴嘴、脫水筒和漿液循環(huán) 泵等設施、設備。在吸收塔內，煙氣中的 SO2被脫硫劑漿液洗滌并與漿液中的 NaOH 發(fā)生反應，最終生成亞硫酸鈉和亞硫酸氫鈉，在吸收塔的后部設有旋風分離器，以除去 脫硫后煙氣帶出的細小液滴，使煙氣在含液滴量低于 75mg/Nm3下排出。 脫硫塔采用開式噴淋塔（

56、即“空塔” ） ，結構簡單，運行可靠，不會因為漿液中的固 態(tài)物質和灰份在塔內件沉積和結垢。在噴淋塔內，吸收漿液與煙氣逆流結構設計。采用 四層噴嘴將脫硫劑漿液以霧狀均勻地噴灑于充滿煙氣的塔中，以保證高脫硫吸收效率， 并具有一定的除塵效果。 脫硫塔采用碳鋼襯鱗片，上部分為噴淋層和脫水筒兩部分，每塔配置 2 臺循環(huán)泵 （一備一用） 。 當脫硫系統解列或出現事故停機需要檢修時，脫硫塔內的漿液流入沉淀反應池。 （2）煙氣系統）煙氣系統 鍋爐機組燃煤的全部煙氣量經各自的除塵器被送進脫硫塔，經洗滌脫硫后的煙氣溫 度約 60，經引風機被送進共用煙道，最終由共用煙囪排入大氣。 鍋爐正常運行時，其脫硫系統亦同時運

57、行。正常運行時，無論脫硫裝置處于何種工 況都不會對鍋爐和發(fā)電機組產生影響。吸收塔低負荷運行時，可按吸收塔特性停運一層 噴嘴。 整個脫硫系統隨鍋爐一起檢修，更換噴嘴不需要停運鍋爐。 。 （3）控制和電氣系統）控制和電氣系統 除塵脫硫系統將配備一套控制系統，能適應鍋爐變負荷運行，極大地減少操作員的 干預。更重要的是系統中還設置了連鎖保護和其它安全措施，以防止高溫對系統設備的 損壞及保障系統的可用性、設備的保護及安全。 （4）脫硫副產品處理系統）脫硫副產品處理系統 通過抓斗吊從循環(huán)沉淀池抓走石膏，最后將石膏一起外運或作其他處理。 （5）工藝水系統）工藝水系統 FGD 裝置所用的工藝水來源于電廠主體工

58、程的工業(yè)水。2 臺爐兩爐共設一個工藝水 箱。兩塔共配 2 臺工藝水泵 (1 用 1 備)。 在 FGD 裝置內水的損耗主要用于石膏附帶水分和結晶水、以及蒸發(fā)水。這些損耗 通過輸入新鮮的工藝水來補足。 工藝水還用來清洗吸收塔除霧器，同時也用作清洗所有輸送漿液管道的沖洗水，包 括：石灰石漿液系統、排放系統、石膏漿液管道、吸收塔循環(huán)管道的清洗用水。 除霧器沖洗水泵接電廠保安電源，當全廠斷電時，保證能夠啟動沖洗水泵對吸收塔 進行沖洗。 （6） 廢水處理系統廢水處理系統 本工程脫硫廢水排往再生池和澄清池，循環(huán)利用，不外排。 6.2.3 脫硫系統和現有系統的影響脫硫系統和現有系統的影響 （1）FGD 裝置

59、和現有系統的相互影響裝置和現有系統的相互影響 本項目采用雙堿法濕法煙氣脫硫工藝（FGD） ，設置于系統現有除塵器后(其中 2# 鍋爐配套水膜除塵器,4#鍋爐配套靜電除塵器),引風機和煙囪前，并形成一個相對獨立的 脫硫系統。煙氣自煙道引出經過 FGD 裝置脫硫后返回煙道，故這種工藝相對于其它脫 硫工藝與主系統之間的關系比較簡單。 （2） 現有系統對現有系統對 FGD 裝置的影響裝置的影響 （1）實際煤種的變化對 FGD 裝置有一定的影響，因為煤成分的變化將直接導致煙 氣量，煙氣中各成分的比例、SO2濃度、SO3濃度、酸露點等參數的變化，從而對 FGD 裝置的設計、運行和防腐產生影響。 （2）鍋爐

60、負荷大幅度下降時，由于 FGD 裝置漿液系統流量不可能同步作大幅度調 整，FGD 裝置的單位能耗將隨之上升。 （3）若燃燒系統中空氣預熱器的漏風系數發(fā)生嚴重的偏差，也會對 FGD 裝置產生 影響。 （4）靜電除塵器或水膜除塵器除塵效率的變化導致 FGD 裝置進口的飛灰濃度發(fā)生 變化，該數值除影響酸結露過程外，當機組煙氣含塵量偏高時，煙塵會被大量捕集于石 膏漿中影響脫硫副產物石膏的質量與綜合利用。 （5）若鍋爐燃燒系統發(fā)生故障造成煙氣溫度超過最大允許值或煙氣超壓/低壓超過 最大允許值，FGD 裝置必須解列。 （3）FGD 裝置對現有系統的影響裝置對現有系統的影響 靜電除塵器或水膜除塵器出來的干煙