XX電廠一期5號機(jī)組(1×600MW)煙氣脫硝工程可行性研究報(bào)告

可行性研究報(bào)告廣東省電力設(shè)計(jì)研究院2004年5月廣州臺山電廠一期5號機(jī)組煙氣脫硝工程可行性研究報(bào)告審核：楊小華張治忠校核：張艾登黃志遠(yuǎn)梁石劉家一編寫：張治忠黃濤卞山寶張春文虞燕君伍清宏張曉燕 1 2 21.5簡要的工作過程 3 42.1廠址條件及自然條件 42.1.1廠址概述 4 52.1.3交通運(yùn)輸 62.1.4供水水源 72.1.5灰場條件 82.1.6巖土工程 82.2工程概況 92.2.1廠區(qū)總平面布置 9 2.2.3煤質(zhì)及耗煤量 2.2.4除灰渣方式及灰渣量 3.1脫硝反應(yīng)劑供應(yīng) 3.1.3脫硝劑液氨的供應(yīng) 3.2脫硝建設(shè)場地 3.3供水、供電 4.1設(shè)計(jì)基礎(chǔ)參數(shù) 4.3脫硝工藝方案選擇 5.1工藝系統(tǒng)及設(shè)備 5.1.1NOX脫除效率的確定 285.1.2工藝說明 5.1.3工藝系統(tǒng) 5.2水工與消防 5.3電氣系統(tǒng) 5.5土建建筑與結(jié)構(gòu) 5.7供貨與服務(wù)范圍 —2—臺山電廠一期5號機(jī)組煙氣脫硝工程可行性研究報(bào)告6.1環(huán)境保護(hù)標(biāo)準(zhǔn) 6.3脫硝工程的環(huán)境與社會經(jīng)濟(jì)效益 6.3.1環(huán)境效益 7.1工藝系統(tǒng)設(shè)計(jì)中考慮節(jié)能的措施 7.4.節(jié)約用水的措施 8.1.1煙氣脫硝系統(tǒng)的主要安全問題 8.1.2安全防治措施 558.2.2勞動保護(hù)措施 9.1生產(chǎn)管理 9.2人員編制 10.1項(xiàng)目實(shí)施條件 10.2項(xiàng)目實(shí)施辦法 11.2脫硝成本與還貸計(jì)算 12.1結(jié)論 1.廣東省環(huán)境保護(hù)局：粵環(huán)函[2000]411號“關(guān)于廣東臺山電廠(2×660MW+2×600MW)環(huán)境影響報(bào)告書復(fù)核報(bào)告審查意見的函”2.國家環(huán)境保護(hù)總局：環(huán)審[2001]94號“關(guān)于廣東臺山電廠環(huán)境影響報(bào)告書重新審核臺山電廠一期5號機(jī)組煙氣脫硝工程可行性研究報(bào)告意見的復(fù)函”1.選擇性催化還原脫硝工藝(SCR)流程圖2脫硝裝置平面布置圖3脫硝裝置立面布置圖4.儲氨設(shè)備布置圖5.廠區(qū)總平面及氨區(qū)布置圖臺山電廠一期5號機(jī)組煙氣脫硝工程可行性研究報(bào)告為5臺600MW等級和6臺1000MW等級機(jī)組，分二期建設(shè)，一期工程裝機(jī)容量為5臺600MW等級機(jī)組。一期1號、2號機(jī)組已投產(chǎn)發(fā)電，配套的環(huán)保設(shè)施-脫硫裝置正在安裝中。一期3號、4號、5號機(jī)組正在建設(shè)過程中。本期脫硝工程是擬在電廠一期5號機(jī)組中，該地區(qū)的火電廠總裝機(jī)容量約占全省70%,造成排污量大，空氣污染嚴(yán)重，所以本底1999年成立以來，依托神華集團(tuán)煤、電、路、港一體化的優(yōu)勢，在安全生產(chǎn)的同時(shí)，充廣東國華粵電臺山發(fā)電有限公司是北京國華電力有限責(zé)任公司目前擁有的運(yùn)營發(fā)電公司之一，目前主營臺山發(fā)電廠1號至5號機(jī)組。本項(xiàng)目就是在北京國華電力有限責(zé)任公臺山電廠一期5號機(jī)組煙氣脫硝工程可行性研究報(bào)告1.2研究范圍參照《火力發(fā)電廠可行性研究報(bào)告內(nèi)容深度規(guī)定》(DLGJ-94)和比照《火力發(fā)電廠可行性研究報(bào)告內(nèi)容深度煙氣脫硫部分暫行規(guī)定》(DLGJ138-1997)的要求，本可行性研究的范圍主要包括以下內(nèi)容：(1)脫硝工程的建設(shè)條件(2)煙氣脫硝工藝方案(3)脫硝工程設(shè)想(4)脫硝反應(yīng)劑的來源及供應(yīng)(5)脫硝工程對環(huán)境的影響(6)脫硝工程的投資估算及運(yùn)行成本分析1.3報(bào)告編制依據(jù)(1)廣東省環(huán)境保護(hù)局《關(guān)于廣東臺山電廠(2×660MW+2×600MW)環(huán)境影響報(bào)告書復(fù)核報(bào)告審查意見的函》(粵環(huán)函[2000]411號)(2)國家環(huán)保總局《關(guān)于臺山電廠環(huán)境影響報(bào)告書重新審核意見的復(fù)函》(環(huán)審[2001]94號)(3)《廣東省臺山發(fā)電廠一期工程3號、4號機(jī)組可行性研究報(bào)告》(4)《廣東省臺山發(fā)電廠一期5號機(jī)組工程可行性研究報(bào)告》(5)《國華臺山#5機(jī)、寧海#4機(jī)實(shí)施脫硝工程啟動工作會議紀(jì)要》(6)相關(guān)的參考文件1.4主要編制原則(1)脫硝機(jī)組規(guī)模本工程脫硝機(jī)組規(guī)模為1×600MW。安裝一套處理100%煙氣量的脫硝裝置。考慮80%的方案，并預(yù)留有效率達(dá)到≥90%的空間。(5)脫硝反應(yīng)劑采用外購純氨。(6)盡量避免在脫硝過程中帶來新的環(huán)境污染。(8)脫硝設(shè)備年運(yùn)行小時(shí)按5000h考慮。(9)裝置設(shè)計(jì)壽命為30a。(11)系統(tǒng)可用率≥95%。(12)工程建設(shè)模式，暫按業(yè)主單位負(fù)責(zé)自籌資金，對脫硝工程實(shí)現(xiàn)招投標(biāo)，確定具有成1)2004年3月，北京國華電力有限責(zé)任公司、廣東國華粵電臺山發(fā)電有限責(zé)任公司、廣2)2004年4月，由北京國華電力有限責(zé)任公司主持邀請了國外著名的脫硝廠商，針對臺3)2004年5月，我院受廣東國華粵電臺山發(fā)電有限責(zé)任公司的委托，完成了《臺山電廠一期5號機(jī)組(1×600MW)煙氣脫硝工程可行性研究報(bào)告》的編制工作。2.1廠址條件及自然條件2.1.1廠址概述2.1.1.2水文氣象37.0℃,極端最低氣溫3℃。多年平均相對濕度達(dá)81%,尤其是3-6月在85%以上。年平的5-9月，占全年降雨量的74%,并常有暴雨出現(xiàn)，年平均暴雨日數(shù)為12d,一日最大降最多，全年平均為11.3d。年平均日照時(shí)數(shù)為1977.5h,為可照時(shí)數(shù)的45%,日照時(shí)數(shù)較高出現(xiàn)在7-12月，較低在2-4月。多年平均風(fēng)速為4.6m/s。2.1.2環(huán)境狀況1)社會環(huán)境概況電廠所在的赤溪鎮(zhèn)是臺山市邊緣的山區(qū)鎮(zhèn)，經(jīng)濟(jì)發(fā)展緩慢，工業(yè)基礎(chǔ)薄弱，主要靠農(nóng)業(yè)經(jīng)濟(jì)收入，兩鎮(zhèn)主要農(nóng)作物有水稻、蔬菜、番薯等，目前無中型以上的工礦企業(yè)。廣海鎮(zhèn)距電廠直線距離約26km,是臺山市第二大鎮(zhèn)。該鎮(zhèn)工業(yè)發(fā)展較快，主要有廣海鋼絲繩廠、廣海鑄造廠、石板材廠等。上川鎮(zhèn)距電廠約10km海域，擁有人口約1.3萬人，其中農(nóng)業(yè)人口約1萬人，該鎮(zhèn)的上川飛沙灘旅游區(qū)是天然的游泳場，每年可接待游客20萬人次，是目前電廠附近最大的旅游區(qū)。2)環(huán)境質(zhì)量現(xiàn)狀a.大氣環(huán)境質(zhì)量現(xiàn)狀電廠一期工程環(huán)境影響報(bào)告書在1994年經(jīng)審查通過，2000年6月國家環(huán)保局評估中心編制了環(huán)境影響報(bào)告書復(fù)核報(bào)告，并在2001年5月通過了國家環(huán)保總局的審查。根據(jù)復(fù)核報(bào)告書中的有關(guān)資料，本地區(qū)SO?、飄塵、NOx、TSP的濃度均較低，低于國家二級標(biāo)準(zhǔn)，相當(dāng)于一級標(biāo)準(zhǔn)，且SO?境容量比較大。從電廠廠址地區(qū)過去及目前的實(shí)際環(huán)境狀況可見，由于電廠廠址所在地區(qū)近五年來工業(yè)發(fā)展緩慢，產(chǎn)業(yè)結(jié)構(gòu)仍以農(nóng)業(yè)為主，目前尚無較大的大氣污染物排放源，所以廠址地區(qū)雨控制區(qū)和二氧化硫污染控制區(qū)”,需執(zhí)行SO?排放總量控制，對NOx的排放控制也將在最近的時(shí)間內(nèi)提出。因此，這對該地區(qū)的環(huán)境容量起到了一定的限制。b.海域水環(huán)境現(xiàn)狀水環(huán)境方面，廠址地區(qū)仍處于未開發(fā)階段，人口密度低，基本上無污染大的工業(yè)，因臺山電廠一期5號機(jī)組煙氣脫硝工程可行性研究報(bào)告電廠委托評價(jià)單位在1988～1989年、199c)噪聲環(huán)境現(xiàn)狀調(diào)頭需要的泊位1個(gè)，遠(yuǎn)期考慮2個(gè)泊位。并留有發(fā)展為停泊10萬t級船型的條件。2.1.3.2陸路運(yùn)輸表2-1電廠一期工程用水量海水循環(huán)冷卻水淡水5臺600MW機(jī)組1181.5(包括脫硫用水)電廠灰渣處理考慮以貯存為主，同時(shí)考慮綜合利用。臺山電廠初期灰場為廠址東北約3km處的“牛欄窩”山谷灰場，該灰場堆灰面標(biāo)高為70m時(shí)，堆灰容積約428萬m3,可滿足一期工程5臺600MW等級機(jī)組貯灰8a。遠(yuǎn)期灰場則利用電廠煤港池西側(cè)的近岸淺灘圍海建成，面積約330多萬m2,灰堤頂面高程10.5m,堆灰容積達(dá)4300萬m3。走向的兩組共5條斷層(F?~F?),屬非活動性斷層，不影響場地的穩(wěn)定性，斷層破碎帶可根據(jù)《廣東省地震烈度區(qū)劃圖》(廣東省地震局，山電廠工程場址設(shè)計(jì)地震動參數(shù)報(bào)告》(廣東省地震局，1993年)中的地震危險(xiǎn)性分析結(jié)果，臺山發(fā)電廠廠址地震基本烈度接近7度，鑒于發(fā)電工程的重要性，設(shè)計(jì)按地震烈度71號、2號機(jī)組主廠區(qū)及部分5臺機(jī)組公用的生產(chǎn)附屬建筑位于F?及F?斷裂之間的分為強(qiáng)風(fēng)化花崗巖，局部為殘積土和全風(fēng)化花崗巖。3號、4號、5號機(jī)組主廠區(qū)位于2臺山電廠一期5號機(jī)組煙氣脫硝工程可行性研究報(bào)告25m。部分附屬建(構(gòu))筑物位于回填區(qū)。2.2工程概況本期工程在一期工程1號、2號機(jī)組已建成的基礎(chǔ)上建設(shè)，全部公用設(shè)施已按5臺根據(jù)全廠規(guī)劃，1號～5號機(jī)主廠房從西往東擴(kuò)建(1-2號機(jī)主廠房與3-5號機(jī)主廠脫硫島布置在煙囪后，其他脫硫配套設(shè)施均布置在3號、4號、5號機(jī)組脫硫島以南，1~2號機(jī)組建設(shè)時(shí)已按5臺機(jī)組預(yù)留脫硫用地。220kV及550kV配電裝置分別布置在1號、2號及3號、4號、5號機(jī)組主廠房以一期工程凈水站、鍋爐補(bǔ)給水處理樓布置在1號機(jī)組主廠房以西。一期工程干除灰場地、污水處理站布置在廠區(qū)中部西側(cè)山腳下。煤場設(shè)在廠區(qū)南部，油灌區(qū)設(shè)在廠區(qū)中部西側(cè)。循環(huán)水泵房設(shè)在廠區(qū)中部，循環(huán)水取水口及排水口分別設(shè)在廠區(qū)南護(hù)岸及東北護(hù)電廠5號機(jī)組與脫硝系統(tǒng)有關(guān)的主設(shè)備參數(shù)見表2-2。表2-2臺山電廠5號機(jī)組主要設(shè)備參數(shù)設(shè)備名稱參數(shù)名稱單位參數(shù)型式亞臨界、中間再熱、控制循環(huán)、四角切圓、固態(tài)排渣、汽包爐工況最大連續(xù)蒸發(fā)量過熱器出口蒸汽壓力過熱器出口蒸汽溫度℃省煤器出口煙氣量省煤器出口煙氣溫度℃除塵器2臺型式靜電除塵，雙室四電場除塵效率%除塵器出口最大含塵濃度引風(fēng)機(jī)2臺型式靜葉可調(diào)軸流式流量(B-MCR)風(fēng)壓(B-MCR)進(jìn)口煙溫℃電機(jī)功率1座配置3號、4號、5號機(jī)共用一座煙囪高度/形式m240/三筒材質(zhì)鋼內(nèi)筒符號單位設(shè)計(jì)煤種校核煤種備注全水份%干燥無灰基揮發(fā)份%空氣干燥基水份%收到基灰份%收到基碳%收到基氫%收到基氧%收到基氮%收到基全硫%哈氏可磨度原煤沖刷磨損指數(shù)收到基高位發(fā)熱量收到基低位發(fā)熱量表2-4一期工程5號機(jī)組燃煤消耗量機(jī)組容量與煤種設(shè)計(jì)煤種校核煤種小時(shí)耗煤量日耗煤量年耗煤量日耗煤量按20h計(jì)渣機(jī)機(jī)械除渣方式?；摇⒃謩e在粗細(xì)灰?guī)?、渣倉集中后采用汽車輸送至灰場堆放或采用汽車(船)送去綜合利用。臺山電廠一期5號機(jī)組煙氣脫硝工程灰?guī)靺^(qū)域地面沖洗，刮板撈渣機(jī)溢流水(包括石子煤系統(tǒng)輸送來的混合水),石符號單位設(shè)計(jì)煤種校核煤種飛灰成份分析二氧化硅%三氧化二鋁%三氧化二鐵%氧化鈉%氧化鉀%氧化鈣%氧化鎂%三氧化硫%%氧化錳%其他%灰熔融性(弱還原性)變形溫度℃軟化溫度℃熔融溫度℃℃表2-65號機(jī)組灰渣量機(jī)組容量煤種設(shè)計(jì)煤種校核煤種小時(shí)排放量(t/h)石子煤量日排放量臺山電廠一期5號機(jī)組煙氣脫硝工程可行性研究報(bào)告石子煤量年排放量石子煤量1、日利用小時(shí)按20h,年利用按5000h計(jì)；2、灰量按灰渣總量85%計(jì)；3、渣量按灰渣總量15%計(jì)；4、石子煤量按鍋爐耗煤量0.5%計(jì)。燃煤電廠向大氣中排放的主要污染物是SO?、煙塵、NOx等。臺山電廠一期5臺表2-7一期工程5號機(jī)組大氣污染物排放量裝機(jī)容量與煤種1臺600MW國產(chǎn)燃煤機(jī)組設(shè)計(jì)煤種校核煤種煙塵3.1脫硝反應(yīng)劑供應(yīng)表3.1脫硝劑消耗量脫硝效率液氨(100%)氨水(25%)尿素消耗量(kg/h)儲存量(t)消耗量(kg/h)儲存量(t)消耗量(kg/h)儲存量(t)消耗量(kg/h)儲存量(kg)(1)入口NOx濃度為500mg/Nm3(2)NH?泄漏率為3ppm(3)儲存容量按10d考慮脫硝劑的成本中，運(yùn)輸成本占到了很大一部分。氨水中有效的部分只有1/4,其余臺山電廠一期5號機(jī)組煙氣脫硝工程可行性研究報(bào)告便宜(100%)貴(約150%)最貴約(180%)便宜貴便宜有毒有害高壓常規(guī)大氣壓常規(guī)大氣壓干態(tài)(加熱干燥空氣)液態(tài)(箱罐)液態(tài)(箱罐)微粒狀(料倉)初投資費(fèi)用便宜貴貴(水解爐制備)運(yùn)行費(fèi)用便宜，需要熱量蒸發(fā)液氨尿素和蒸發(fā)氨設(shè)備安全有法律規(guī)定需要基本上不需要由于國內(nèi)對液氨輸送的槽車行駛并沒有特殊規(guī)定，從番禺至臺山電廠的高速公路約每小時(shí)需要300kg/h液氨作為脫硝劑(脫硝效率約90%時(shí)),則每兩天48小時(shí)需要14.4t番氮化工有限公司有停泊1300t船舶碼頭一個(gè)、停泊700t船舶碼頭一個(gè)、停泊500t3.2脫硝建設(shè)場地應(yīng)器部分包括兩個(gè)反應(yīng)器、連接煙道及工藝管系，為了布置SCR裝置，需要將5號爐送電除塵器中心線仍與3號、4號爐電除塵器同一軸線。(包括安全區(qū)域要求),3號、4號、5號機(jī)組公共設(shè)施區(qū)域，根據(jù)總平面布置的情況在沉灰池附近有場地布置氨儲存和供應(yīng)系統(tǒng)設(shè)本工藝系統(tǒng)只需極小量的工藝(冷卻)水，根據(jù)電廠的水源情況，本工藝系統(tǒng)中的本工藝系統(tǒng)電負(fù)荷大約300Kw,電壓等級380V,可以考慮從#5機(jī)組的除塵變引接電源(除塵變滿足要求)。4脫硝工藝方案選擇4.1設(shè)計(jì)基礎(chǔ)參數(shù)設(shè)計(jì)和校核煤種的煤質(zhì)及灰成分分析見第2章表2-3,表2-5。脫硝機(jī)組的主要設(shè)備及參數(shù)見第2章表2-2。SCR入口煙氣參數(shù)見表4-1,4-2表4.-1SCR入口煙氣參數(shù)：設(shè)計(jì)煤種條件(實(shí)際含氧量，濕態(tài))機(jī)組運(yùn)行工況煙氣容積流量煙氣重量流量煙氣含塵量煙氣壓力煙氣溫度℃過?？諝庀禂?shù)機(jī)組運(yùn)行工況煙氣流量煙氣流量煙氣含塵量煙氣壓力煙氣溫度℃過?？諝庀禂?shù)表4-3煤微量元素分析單位數(shù)據(jù)F%6004.2.1氮氧化物(NOx)形成原因4.2.1.1空氣中的氧(O?)和氮(N?)在燃料燃燒時(shí)所其總反應(yīng)式為：4.2.1.2燃料中的氮化合物在燃燒過程中氧化反應(yīng)而生成的NOx在燃料進(jìn)入爐膛被加熱后，燃料中的氮有機(jī)化合物首先被熱分解成氰(HCN)、氨(NH?)和CN等中間產(chǎn)物，它們隨揮發(fā)份一起從燃料中析出，它們被稱為揮發(fā)份N。揮發(fā)份N析出后仍殘留在燃料中的氮化合物，被稱為焦炭N。隨著爐膛溫度的升高及煤粉細(xì)度的減小(煤粉變細(xì)),揮發(fā)份N的比例增大，焦炭N的比例減小。揮發(fā)份N中的主要氮化合物是HCN和NH?,它們遇到氧后，HCN首先氧化成NCO,NCO在氧化性環(huán)境中會進(jìn)一步氧化成NO,如在還原性環(huán)境中，NCO則會生成NH,NH在氧化性環(huán)境中進(jìn)一步氧化成NO,同時(shí)又能與生成的NO進(jìn)行還原反應(yīng)，使NO還原成N?,成為NO的還原劑。主要反應(yīng)式如下：在氧化性環(huán)境中，HCN直接氧化成NO:NCO+0—→NO+CONCO+OH—→NO+CO+H在還原性環(huán)境中，NCONH+H—→N+H?NH+NO—→N?+OH如NH在氧化性環(huán)境中：NH+O?—→NO+OHNH+OH—→NO+H?NH?氧化生成NO;4.2.2脫除氮氧化合物的方法要降低煙氣中氮氧化合物的濃度，可采用燃燒控制和煙氣脫硝的方式。4.2.2.1燃燒控制由氮氧化物(NOx)形成原因可知對NOx的形成起決定作用的是燃燒區(qū)域的溫度和過量空氣量。低NOx燃燒技術(shù)就是通過控制燃燒區(qū)域的溫度和空氣量，以達(dá)到阻止NOx生成及降低其排放量的目的。對低NOx燃燒技術(shù)的要求是，在降低NOx的同時(shí)，使鍋爐燃燒穩(wěn)定，且飛灰含碳量不能超標(biāo)。(1)燃燒優(yōu)化燃燒優(yōu)化是通過調(diào)整鍋爐燃燒配風(fēng)，控制NOx排放的一種實(shí)用方法。它采取的措施是通過控制燃燒空氣量、保持每只燃燒器的風(fēng)粉(煤粉)比相對平衡及進(jìn)行燃燒調(diào)整，使燃料型NOx的生成降到最低，從而達(dá)到控制NOx排放的目的。煤種不同，燃燒所需的理論空氣量亦不同。因此，在運(yùn)行調(diào)整中，必須根據(jù)煤種的變化，隨時(shí)進(jìn)行燃燒配風(fēng)調(diào)整，控制一次風(fēng)粉比不超過1.8:1。調(diào)整各燃燒器的配風(fēng)，保證各燃燒器下粉的均勻性，其偏差不大于5%10%二次風(fēng)的配給須與各燃燒器的燃料量相匹配，對停運(yùn)的燃燒器，在不燒火嘴的情況下，盡量關(guān)小該燃燒器的各次配風(fēng)，使燃料處于低氧燃燒，以降低NOx的生成量。(2)空氣分級燃燒技術(shù)空氣分級燃燒技術(shù)是目前應(yīng)用較為廣泛的低NOx燃燒技術(shù)，它的主要原理是將燃料的燃燒過程分段進(jìn)行。該技術(shù)是將燃燒用風(fēng)分為一、二次風(fēng)，減少煤粉燃燒區(qū)域的空氣量(一次風(fēng)),提高燃燒區(qū)域的煤粉濃度，推遲一、二次風(fēng)混合時(shí)間，這樣煤粉進(jìn)入爐膛時(shí)就形成了一個(gè)富燃料區(qū)，使燃料在富燃料區(qū)進(jìn)行缺氧燃燒，以降低燃料型NOx的生成。缺氧燃燒產(chǎn)生的煙氣再與二次風(fēng)混合，使燃料完全燃燒。該技術(shù)主要是通過減少燃燒高溫區(qū)域的空氣量，以降低NOx的生成技術(shù)。它的關(guān)鍵是風(fēng)的分配，一般情況下，一次風(fēng)占總風(fēng)量的25～35%。對于部分鍋爐，風(fēng)量分配不當(dāng)，會增加鍋爐的燃燒損失，同時(shí)造成受熱面的結(jié)渣腐蝕。因此，該技術(shù)較多應(yīng)用于新鍋爐的(3)燃料分級燃燒技術(shù)該技術(shù)是將鍋爐的燃燒分為兩個(gè)區(qū)域進(jìn)行，將85%左右的燃料送入第一級燃燒區(qū)進(jìn)行富氧燃燒，生成大量的NOx,在第二級燃燒區(qū)送入15%的燃料，進(jìn)行缺氧燃燒，將第一區(qū)生成的NOx進(jìn)行還原，同時(shí)抑制NOx的生成，可降低NOx的排放量。臺山電廠一期5號機(jī)組煙氣脫硝工程可行性研究報(bào)告(4)煙氣再循環(huán)技術(shù)該技術(shù)是將鍋爐尾部的低溫?zé)煔庵苯铀腿霠t膛或與一次風(fēng)、二次風(fēng)混合后送入爐內(nèi)，降低了燃燒區(qū)域的溫度，同時(shí)降低了燃燒區(qū)域的氧的濃度，所以降低了NOx的生成量。該技術(shù)的關(guān)鍵是煙氣再循環(huán)率的選擇和煤種的變化(5)技術(shù)局限這些低NOx燃燒技術(shù)設(shè)法建立空氣過量系數(shù)小于1的富燃區(qū)或控制燃燒溫度，抑制NOx的生成，在燃用煙煤、褐煤時(shí)可以達(dá)到國家的排放標(biāo)準(zhǔn)，但是在燃用低揮發(fā)分的無煙煤、貧煤和劣質(zhì)煙煤時(shí)還遠(yuǎn)遠(yuǎn)不能達(dá)到國家的排放標(biāo)準(zhǔn)。需要結(jié)合煙氣凈化技術(shù)來進(jìn)一步控制氮氧化物(NOx)排放。4.2.2.2煙氣脫氮在煙氣凈化技術(shù)上控制氮氧化物(NOx)排放目前主要方法有選擇性非催化還原SNCR、選擇性催化還原SCR,和電子束照射法(可同時(shí)脫硫)等。選擇性非催化還原SNCR、選擇性催化還原SCR等技術(shù)已商業(yè)化。(1)選擇性非催化還原SNCR法SNCR法又稱高熱脫硝(ThermalDe-Nox)法，它是利用注入的NH?與煙氣中的NO反應(yīng)生成N?和H?O;該反應(yīng)必須在高溫下進(jìn)行。其反應(yīng)式如下：應(yīng)應(yīng)式(1)發(fā)生的反應(yīng)溫度在1070～1270°K;而反應(yīng)式(2)則發(fā)生在1370K以上的溫度。所以SNCR法的溫度控制必須在1200～1400K之間。(2)選擇性催化還原SCR法SCR法除了多一個(gè)催化劑的作用外，其他化學(xué)原理均與SNCR法相同。反應(yīng)溫度對于不同的催化劑其適宜的溫度也不同，催化劑形狀有圓柱狀、球狀、環(huán)狀、平板狀、或者蜂巢形(Honeycomb)。在SCR反應(yīng)器方面，可分垂直和水平氣流兩種。因?yàn)榇呋瘎┰谑褂靡欢螘r(shí)間后會老化，所以必須定期更換，更換時(shí)間與操作以及運(yùn)行情況以及煙氣成份有很大關(guān)系，一般在2～5年。催化劑的更換最好采用分階段的更換方式，每一次更換1/3的催表4-1主要煙氣脫氮方式名稱凈化劑反應(yīng)產(chǎn)物反應(yīng)條件脫氮效率選擇性非催化劑脫氮法(SNCR)選擇性催化劑脫氮催化劑電子束法吸附法活性炭在120℃臺山電廠一期5號機(jī)組煙氣脫硝工程可行性研究報(bào)告下吸附氧化吸收法~50%4.2.3選擇性催化還原煙氣脫氮法(SCR)選擇性催化還原煙氣脫氮法(SCR)是國際上應(yīng)用最多，技術(shù)最成熟的一種煙SCR原理圖見圖4.1,主要反應(yīng)式如下：4NO+4NH?+0?—4N?+6H?ONO+NO?+2NH?—2N?+3H?O或者2NO?+4NH?+0?=3N?+6H?ONHg,O?催催化劑NHNHNOxNOx含量煙氣含量煙氣含量煙氣含量煙氣NH?NH?NOxNOx起到了一定作用，根據(jù)下式：NH?+SO?+H?O=NH?HSO?按照SCR安裝位置的不同SCR可以分為高飛灰(High—Dust)和低飛灰(Low—Dust)兩種(詳見圖4.2和4.3)。要額外的熱源(蒸汽/省煤器旁路)來提高煙氣溫度缺點(diǎn)：需要加熱器(燃油燃?xì)?將煙氣溫度升至350℃以上，消耗額外的能源。臺山電廠一期5號機(jī)組煙氣脫硝工程可行性研究報(bào)告風(fēng)機(jī)熟汽螺氣一空空氣M圖4.3SCR低飛灰布置方式的煙氣溫度(300～400℃)很適合催化劑保持高活性，比其他方式能夠節(jié)省煙氣再4.3.1SCR方法是目前主流的火電站煙氣脫硝技術(shù)鍋爐燃燒中對NOx的生成與排放的控制，始于20世紀(jì)七十年代的日本、美國 可行性研究報(bào)告但其脫硝效率較低(一般為30%-50%左右)。隨著環(huán)保要求日益嚴(yán)格，研究開發(fā)CatalyticReduction),選擇性非催化還原(SNCR)、非選擇性催化還原(NSCR)、低和運(yùn)行費(fèi)用低；缺點(diǎn)是對溫度依賴性強(qiáng)，脫硝率只有30%—50%。實(shí)際工程中應(yīng)的脫除率達(dá)到80-90%;到目前，日本大約有170套SCR裝置，接近100000MW器可以取得30—50%的脫硝率，是一種有效的NOx控制技術(shù)，雖其脫硝率較低，但投資和運(yùn)行費(fèi)用也較低?？諝夥旨壢紵撓趼瘦^低，一般為20-40%,費(fèi)用最低；但它通常與低NOx燃燒器或再燃燒技術(shù)聯(lián)合使用，可以達(dá)到30—70%的脫硝率，總費(fèi)用比單獨(dú)使用要高。再燃燒技術(shù)可以取得40—70%的脫硝率，費(fèi)用中等，但比使用低NOx燃燒器和分級燃燒要高。SCR技術(shù)能夠提供高達(dá)70-90%的脫硝率，但其總費(fèi)用也是最高的，是上述技術(shù)費(fèi)用的3-10倍，費(fèi)用在$30-50/KW。SNCR的脫硝率有30-50%,總費(fèi)用大約為SCR的65%。臺山電廠一期5號機(jī)組煙氣脫硝工程可行性研究報(bào)告在現(xiàn)有的眾多的低NOx控制技術(shù)中，SCR是最成功應(yīng)用的方法，其技術(shù)成熟，脫硝效率高，因而得到廣泛的應(yīng)用。因此，本工程選用SCR脫硝技術(shù)。5.1工藝系統(tǒng)及設(shè)備1)環(huán)保排放的要求的排放濃度限制在450mg/Nm3以下，而對當(dāng)?shù)氐呐欧趴偭靠刂?，我國目前暫未限制。臺山電廠5號爐采用低NOx燃燒技術(shù)，按現(xiàn)階段的技術(shù)水平，NOx的排除效率不小于25%即可。2)工程技術(shù)經(jīng)濟(jì)簡要分析在SCR裝置中分層布置，一般可分1～3層，1層的效率在25%左右，2層總效率在60%～70%左右，3層總效率在80%～90%左右。一臺600MW機(jī)組SCR裝本工程可取2層布置，預(yù)留第3層布置的空間，將來催化劑的活性降低或者要求更高的效率時(shí)，布置第3層催化劑。綜合以上考慮，本工程N(yùn)Ox的脫除效率暫取70%,并考慮脫除效率80%的方1)工藝原理屬元素如V、W或Mo等作為活性部位)上面的催化反應(yīng)，可以把NOx轉(zhuǎn)化為NO+NO?+2NH?=2N?+3H?O2)性能設(shè)計(jì)規(guī)范數(shù)據(jù)表5-1脫硝裝置性能規(guī)范序號1選擇性催化還原(SCR)2煙煤3SCR反應(yīng)器數(shù)量套/爐24觸媒類型平板式或蜂窩式5煙氣流量Nm3/h/套6煙氣溫度℃7反應(yīng)器入口煙氣成分O?(干基)H?O(濕基)NOx(干基，實(shí)際O?)臺山電廠一期5號機(jī)組煙氣脫硝工程煙塵濃度(干基，實(shí)際O?)8反應(yīng)器出口煙氣成分NOx(干基，實(shí)際O?)NH?(干基，實(shí)際O?)9SCR裝置壓降脫硝效率%氨消耗量每個(gè)反應(yīng)器尺寸長×寬×高5.1.3工藝系統(tǒng)1)煙氣線路2)SCR反應(yīng)器臺山電廠一期5號機(jī)組煙氣脫硝工程可行性研究報(bào)告貴金屬催化劑是20世紀(jì)70年代開發(fā)出來的，最早用于SCR系統(tǒng)。這些催化劑對選擇性還原NOx很有效，但也容易氧化NH?,且價(jià)格昂貴。于是人們研泛。SCR中用釩做活性元素是20世紀(jì)60年代發(fā)現(xiàn)的，在20世紀(jì)70年代發(fā)現(xiàn)一般較低，在高SO?濃度時(shí)小于1%(重量比)。采用WO?(MoO?)(約10%~6%)來增在SCR反應(yīng)器里催化劑分層布置，一般為2~3層。當(dāng)催臺山電廠一期5號機(jī)組煙氣脫硝工程表5-2催化劑型式性能的比較催化劑良好良好耐腐蝕性優(yōu)普通堵塞的可能性優(yōu)普通良好普通操作性良好普通安裝卸栽催化劑空間普通良好運(yùn)行壽命良好普通臺山電廠一期5號機(jī)組煙氣脫硝工程可行性研究報(bào)告4)催化劑填裝載設(shè)備中催化劑模塊被旋轉(zhuǎn)90度呈垂直放置。催化劑模塊被吊到反應(yīng)器的平臺5)氨/空氣噴霧系統(tǒng)6)SCR控制系統(tǒng)①控制原理量，進(jìn)口NOx濃度和煙氣流量的乘積產(chǎn)生NOx流量信號，此信號乘上所需硝70%的效率，依據(jù)ECO入口NOx濃度和設(shè)計(jì)中要求的最大3ppm的氨滑失率臺山電廠一期5號機(jī)組煙氣脫硝工程可行性研究報(bào)告②氨供應(yīng)表5-3氨氣緊急關(guān)斷裝置設(shè)定值序號操作值報(bào)警點(diǎn)關(guān)斷閥動作點(diǎn)1SCR反應(yīng)器入口溫度2SCR反應(yīng)器入口溫度3氨氣對空氣稀釋比濃度低時(shí)，氨濃度將降低至5%,為防止煙(1)觸媒形式和節(jié)距按給定的流程達(dá)到最佳效果進(jìn)行選擇。(2)脫硝系統(tǒng)反應(yīng)器及觸媒塊作緊湊布置，以減小安裝空間并節(jié)省SCR系統(tǒng)(3)有效保護(hù)觸媒，防止有毒物質(zhì)損壞觸媒。供應(yīng)系統(tǒng)的控制在#5機(jī)組的DCS上實(shí)現(xiàn)，另外就地安裝MCC手操。臺山電廠一期5號機(jī)組煙氣脫硝工程1)卸料壓縮機(jī)2)液氨儲槽5號機(jī)組脫硝系統(tǒng)共設(shè)計(jì)一個(gè)液氨儲槽、其存儲容量為122m3?？蓾M足一套送到5號機(jī)組DCS控制系統(tǒng)，當(dāng)儲槽內(nèi)溫度或壓力高時(shí)報(bào)警。儲槽四周安裝有3)液氨蒸發(fā)槽將水加熱到40℃,再以溫水將液氨汽化，并加熱至常溫。蒸氣流量根據(jù)蒸發(fā)槽4)氨氣緩沖槽5)氨氣稀釋槽6)氨氣泄漏檢測器臺山電廠一期5號機(jī)組煙氣脫硝工程可行性研究報(bào)告7)排放系統(tǒng)8)氨氣吹掃9)液氨儲存和供應(yīng)控制系統(tǒng)2)如果不運(yùn)行脫氮系統(tǒng)，僅停止噴氨即可。5.1.5裝設(shè)SCR裝置對常規(guī)鍋爐空預(yù)器設(shè)計(jì)和運(yùn)行的影響分析硫酸氨。在煙氣溫度140℃至230℃之間，硫酸氨易分解為硫酸氫氨，硫酸氫氨是一種粘附性很強(qiáng)和較強(qiáng)腐蝕性的物質(zhì)，在140℃至230℃之間的溫區(qū)位于空預(yù)堵塞。據(jù)國外的經(jīng)驗(yàn)，在殘留NH?濃度3-5ppm時(shí)，3-6個(gè)月就能使預(yù)熱器阻1)、傳統(tǒng)的冷段層和中溫層分層位置不再合適，冷段層需調(diào)高到800—4)、冷端傳熱元件應(yīng)用抗堵、換熱性能也較好的DNF傳熱元件(和目前GGH使用元件基本相同),此元件具有和傳統(tǒng)預(yù)熱器冷段NF波型相同臺山電廠一期5號機(jī)組煙氣脫硝工程可行性研究7)、由于使用搪瓷表面?zhèn)鳠嵩?，預(yù)熱器自重增加約15—20%,預(yù)熱器支預(yù)熱器流通阻力每5-6個(gè)月上升50%左右。3)、尋找國內(nèi)搪瓷涂層公司；5.1.6主要設(shè)備規(guī)范設(shè)備清單版本0名稱數(shù)量技術(shù)參數(shù)材料備注1反應(yīng)器反應(yīng)器外殼2個(gè)長×寬×高催化劑框架2個(gè)放置催化劑之用單軌吊2個(gè)吊運(yùn)催化劑手推車2個(gè)催化劑板式或者蜂巢式需預(yù)留一層催化劑臺山電廠一期5號機(jī)組煙氣脫硝工程可行性研究報(bào)告3空間滑動金屬板2個(gè)注氨柵格2套閥門站2套稀釋風(fēng)機(jī)2臺氨\空氣混合器2個(gè)外部平臺2個(gè)約400m2(每個(gè)平臺)氨流動控制模塊(AFCU)2個(gè)導(dǎo)流板保溫材料2個(gè)每SCR進(jìn)口處安裝約10002氨儲存系統(tǒng)液氨儲罐1個(gè)液氨蒸發(fā)器2個(gè)卸氨壓縮機(jī)儲罐穩(wěn)壓機(jī)or,用于穩(wěn)定胺儲罐壓力蓄積器1個(gè)稀釋槽1個(gè)廢水泵2臺3煙道及其附件煙道加固型鋼及鋼管織物補(bǔ)償器8個(gè)織物補(bǔ)償器2個(gè)4分析儀表和控制設(shè)備熱電偶8個(gè)測量區(qū)間250-450度進(jìn)口NOx/0?取樣分析儀2個(gè)出口NOx/NH?取樣分析儀2個(gè)壓力傳感器等臺山電廠一期5號機(jī)組煙氣脫硝工程可行性研究報(bào)告5.2水工與消防接。各項(xiàng)耗水量列于表5-5編號用水項(xiàng)目正常運(yùn)行用水量(m3/h)生產(chǎn)用水(冷卻水)2生活用水裝有消防水(工業(yè)水)噴淋管和噴嘴，當(dāng)儲槽內(nèi)溫度或壓力高時(shí)報(bào)警并啟動自動5.3電氣系統(tǒng)臺山電廠一期5號機(jī)組煙氣脫硝工程可行性研究報(bào)告5.4儀表及控制5號機(jī)組煙氣脫硝系統(tǒng)將具有完善的現(xiàn)場儀表與控制系5.4.1控制方式通過5號機(jī)組的分散控制系統(tǒng)(DCS)操作員站對整個(gè)脫硝系統(tǒng)進(jìn)行啟停操作、正常運(yùn)行的監(jiān)控及事故處理。單元控制室設(shè)在3、4號爐之間的集中控制樓內(nèi)，55.4.2自動化水平5號機(jī)組脫硝系統(tǒng)的控制擬納入機(jī)組的分散控制系統(tǒng)(DCS),在5號機(jī)組的分散控制系統(tǒng)實(shí)現(xiàn)，完成5號機(jī)組SCR系統(tǒng)及氨區(qū)設(shè)備的監(jiān)視和控制。控制系統(tǒng)將具有較高的可靠性、可維護(hù)性與擴(kuò)展性?？刂啤衩撓跸到y(tǒng)的啟停；●正常運(yùn)行工況下對各工藝系統(tǒng)設(shè)備的控制及運(yùn)行狀態(tài)的監(jiān)視，并依據(jù)工5.4.3分散控制系統(tǒng)的功能(1)數(shù)據(jù)采集系統(tǒng)(DAS):該系統(tǒng)連續(xù)采集和處理脫硝系統(tǒng)的運(yùn)行參數(shù)和設(shè)備運(yùn)行狀態(tài)信號，及時(shí)向運(yùn)(2)模擬量控制系統(tǒng)(MCS)該系統(tǒng)根據(jù)脫硝系統(tǒng)工藝特點(diǎn)和運(yùn)行要求，自動調(diào)整設(shè)備運(yùn)行工況，控制被(3)順序控制系統(tǒng)功能(SCS)順序控制系統(tǒng)將按分級設(shè)計(jì)的原則，設(shè)有功能組級、子功能組級和驅(qū)動級三5.4.4分散控制系統(tǒng)的接口5號機(jī)組脫硝系統(tǒng)的信息將通過5號機(jī)組DCS與全廠IT系統(tǒng)的數(shù)據(jù)通訊接口5.4.5現(xiàn)場儀表5.5.2結(jié)構(gòu)臺山電廠一期5號機(jī)組煙氣脫硝工程可行性5.6脫硝裝置的總體布置B6柱外1m。每個(gè)SCR裝置出口煙道在垂直轉(zhuǎn)向水平處均設(shè)置灰斗。輸灰設(shè)備(倉泵在23.24m層。SCR裝置直線距離約200m。臺山電廠一期5號機(jī)組煙氣脫硝工程可行性研究報(bào)告5.7供貨與服務(wù)范圍表5-6SCR供貨與服務(wù)范圍分工設(shè)想：序號供貨(服務(wù))外方國內(nèi)承包商/業(yè)主第三方1設(shè)計(jì)工藝、控制系統(tǒng)基本設(shè)計(jì)催化劑模塊詳細(xì)設(shè)計(jì)SCR殼體及結(jié)構(gòu)詳細(xì)設(shè)計(jì)噴氨格柵詳細(xì)設(shè)計(jì)SCR進(jìn)出口煙道詳細(xì)設(shè)計(jì)土建(建筑\結(jié)構(gòu))詳細(xì)設(shè)計(jì)電氣、控制系統(tǒng)詳細(xì)設(shè)計(jì)2催化劑催化劑模塊(隨機(jī)安裝部分)未來所需的催化劑模塊SCR殼體及結(jié)構(gòu)支撐催化劑模塊的殼體和框架未來所需的催化劑預(yù)留的空間起吊催化劑模塊的葫蘆和單軌裝卸催化劑模塊的手推車起吊催化劑模塊的框架滑動金屬板SCR入出口轉(zhuǎn)換煙道和導(dǎo)葉片SCR入出口測試部件SCR外殼和入出口轉(zhuǎn)換煙道保溫支撐SCR殼體的剛結(jié)構(gòu)和軌道裝卸和維護(hù)催化劑模塊的外部平臺膨脹節(jié)4噴氨格柵噴氨格柵管道和噴嘴噴氨格柵支撐件和部件5氨調(diào)節(jié)供應(yīng)函箱函箱/連接管流量關(guān)斷閥流量調(diào)節(jié)擋板流量孔板和壓力計(jì)/隔離閥疏水閥支撐部件6噴氨系統(tǒng)稀釋空氣風(fēng)機(jī)(帶過濾器和消聲稀釋空氣擋板、流量孔板和孔板和變送器氨氣流量控制閥氨氣壓力變送器氨氣熱電偶氨氣關(guān)斷閥氨/空氣混合器7氨的儲存和供應(yīng)系統(tǒng)氨儲存箱氨中和箱氨的輸送和發(fā)送系統(tǒng)氨蒸發(fā)器氨儲槽及壓力控制閥8外部管道稀釋空氣管道以及從送風(fēng)機(jī)流入注氨系統(tǒng)的管架支撐氨氣管道以及從供氨系統(tǒng)到注氨系統(tǒng)的管架支撐氨/空氣混合管道以及注氨系統(tǒng)到氨供應(yīng)調(diào)節(jié)函箱的管架支撐氨/空氣混合管道、軟管以及氨供應(yīng)調(diào)節(jié)函箱到噴氨格柵的支撐9灰輸送系統(tǒng)灰斗灰輸送設(shè)備(倉泵和附件)管道和閥門其他設(shè)備SCR進(jìn)口NOx/0.取樣分析儀/加熱取樣管線SCR出口NOx/0.取樣分析儀/加熱取樣管線SCR進(jìn)口熱電偶SCR進(jìn)出口壓力變送器電氣和控制SCR控制邏輯的基本概念設(shè)計(jì)DCS程序的SCR控制邏輯的詳細(xì)設(shè)計(jì)馬達(dá)控制中心(MCC)保溫和油漆所有煙道與SCR裝置外殼保溫SCR裝置初次和最終油漆噴氨格柵初次油漆其他保溫和油漆現(xiàn)場工作基礎(chǔ)施工建筑物施工安裝催化劑模塊的裝卸SCR系統(tǒng)的啟動性能測試監(jiān)管服務(wù)建筑物施工催化劑模塊的裝卸氨的噴射系統(tǒng)和供應(yīng)系統(tǒng)安裝6.1環(huán)境保護(hù)標(biāo)準(zhǔn)6.2脫硝系統(tǒng)主要排放源及治理措施風(fēng)機(jī)泵6.3脫硝工程的環(huán)境與社會經(jīng)濟(jì)效益污染物名稱脫氮前脫氮后NOx(設(shè)計(jì)煤種)排放量th排放濃度mg/Nm3NOx(校核煤種)排放濃度mg/Nm3當(dāng)脫氮效率70%時(shí)，每年減少氮氧化物NOx排放量3845t(設(shè)計(jì)煤),3808t(校當(dāng)脫氮效率80%時(shí)，每年減少氮氧化物NOx排放量4392t(設(shè)計(jì)煤),4352t(校核煤)。當(dāng)脫氮效率90%時(shí)，每年減少氮氧化物NOx排放量4941t(設(shè)計(jì)煤),4896t(校核煤)。(年利用小時(shí)按5000h)6.3.2社會經(jīng)濟(jì)效益NOx排放控制僅局限在機(jī)動車上，對其它重要污染源，如火電廠這樣的排放大戶則基本沒有進(jìn)行控制。由于NOx對空氣環(huán)境質(zhì)量的影響會引發(fā)和加劇光化學(xué)污染、酸沉降一五”制訂有關(guān)NOx排放的總量控制方案，并開始對NOx的排放進(jìn)行逐步的和有效的控制。因此，臺山電廠5號機(jī)組實(shí)施脫氮工程，不僅對改善當(dāng)?shù)丨h(huán)境空氣質(zhì)量，提高人民群眾的生活質(zhì)量水平有重要意義，在我國火電廠開展脫氮方面必將起到示范作用。根據(jù)國家有關(guān)規(guī)定，2004年7月1日起開始征收火電廠NOx排污費(fèi)，目前收費(fèi)標(biāo)準(zhǔn)放量約3845ta(70%效率時(shí))和4392ta(80%效率時(shí)),每年可減少交納排污費(fèi)約243萬元(70%效率時(shí))和278萬元(80%效率時(shí))。臺山電廠一期5號機(jī)組煙氣脫確工程可行性研究報(bào)告7.節(jié)約和合理利用能源7.1.1脫氮系統(tǒng)采用目前世界上最先進(jìn)和可靠的SCR工藝技術(shù)，工藝系統(tǒng)簡單，并有較高的脫氮效率。能降低NOx的排放。7.1.3采用無煙氣旁路設(shè)計(jì)，減少旁路煙道、煙道風(fēng)門、觸媒(催化劑)保護(hù)系統(tǒng)8.1.1煙氣脫硝系統(tǒng)的主要安全問題(1)電傷(2)機(jī)械傷害(3)氨水/液氨(4)其它傷害8.1.2安全防治措施(3)防氨腐蝕傷害措施(5)防氨的泄露和爆炸8.2職業(yè)衛(wèi)生8.2.2勞動保護(hù)措施9.生產(chǎn)管理與人員編制根據(jù)脫硝系統(tǒng)在電廠發(fā)電機(jī)組中與鍋爐機(jī)組9.2人員編制脫氮反應(yīng)劑(液氨)的運(yùn)輸和供應(yīng)系統(tǒng)管理3人脫硝系統(tǒng)的人員編制為5人。10.1項(xiàng)目實(shí)施條件1)施工生產(chǎn)區(qū)2)施工生活區(qū)利用1~2號機(jī)建設(shè)時(shí)的施工生活區(qū)，占地約4.5hm2。3)交通運(yùn)輸1)施工用水2)施工用電施工單位可利用主體工程施工時(shí)從魚塘灣110kV變電站引接的4回10kV線路3)施工通訊4)施工用氣10.2項(xiàng)目實(shí)施辦法2)關(guān)鍵設(shè)備從國外引進(jìn)，其他由國內(nèi)配套。10.3項(xiàng)目實(shí)施輪廓進(jìn)度序號工作描述年月1234567891SCR設(shè)計(jì)2設(shè)備和材料供貨催化劑風(fēng)機(jī)、泵、容器等煙道和反應(yīng)器儀控設(shè)備散裝材料3建筑與安裝4調(diào)試和性能測試廣東國華臺山電廠一期5號機(jī)組為國產(chǎn)600MW亞臨系統(tǒng)(不設(shè)旁路)、氨儲存系統(tǒng)(氨的供應(yīng)采用外購純氨方式)、廢水處理、管道及11.1.3.1工程量以設(shè)計(jì)專業(yè)提供的圖紙、資料等為計(jì)算依據(jù)。11.1.3.2定額指標(biāo)11.1.3.3人工工資執(zhí)行粵電定(2002)21號文。其中：建筑工程20.92元/工日；安裝工程22.57元/工日。人工費(fèi)價(jià)差執(zhí)行中電聯(lián)技經(jīng)[2002]74號文，即：11.1.3.4材料價(jià)格建筑工程材料價(jià)格按臺山市2003年4季度信息價(jià)格計(jì)算。安裝工程主要材料價(jià)格按粵電基(2001)94號文“關(guān)于印發(fā)2000年設(shè)備價(jià)格詢價(jià)及參考同類型機(jī)組設(shè)備價(jià)格。11.1.3.6預(yù)備費(fèi)基本預(yù)備費(fèi)費(fèi)率按8%計(jì)算。(進(jìn)口設(shè)備部分按2%計(jì)算)價(jià)差預(yù)備費(fèi)根據(jù)國家計(jì)委計(jì)投資[1999]1340號文規(guī)定，投資價(jià)格指臺山電廠一期5號機(jī)組煙氣脫確工程可行性研究報(bào)告11.1.3.7建設(shè)期貸款利息按利息率5.76%,建設(shè)期18個(gè)月計(jì)算。11.1.3.8本工程靜態(tài)投資為2003年價(jià)格水平。11.1.3.9匯率按美元：人民幣=1:8.29計(jì)算。工程靜態(tài)投資16885萬元，單位造價(jià)281元/kW。建筑工程費(fèi)1252萬元、安裝工程費(fèi)3650萬元、設(shè)備購置費(fèi)8874萬元、其他費(fèi)用2247萬元、基本預(yù)備費(fèi)862工程動態(tài)投資17704萬元，單位造價(jià)295元/kW,建設(shè)期貸款利息819萬元。(2)主要計(jì)算參數(shù)液氨價(jià)格：3000元/t定員：5人人均工資：50000元/人年大修理費(fèi)率：2.5%(以固定資產(chǎn)原值為基數(shù))還貸年限：15年催化劑按每5年更換1/3計(jì)算，折合每年催化劑費(fèi)用約254萬元。臺山電廠一期5號機(jī)組煙氣脫確工程可行性研究報(bào)告序號每小時(shí)脫硝成本(元)年成本(萬元)X備注單位數(shù)量單價(jià)合價(jià)脫硝運(yùn)行費(fèi)元1吸收劑(液氨)消耗費(fèi)用t2用電費(fèi)3人工費(fèi)元4大修理費(fèi)%5還貸費(fèi)用(本金及利息)元6催化劑元11.2.3.貸款償還計(jì)算(詳見附表)11.2.4.計(jì)算結(jié)果表11.1-1設(shè)計(jì)容量1×600MW金額單位；萬元序號工程費(fèi)購置費(fèi)工程費(fèi)各項(xiàng)占單位投資(元/kW)一工藝系統(tǒng)二電氣系統(tǒng)2三熱工控制系統(tǒng)7四其他1其他費(fèi)用2編制年價(jià)差4材料價(jià)差3人工價(jià)差1五基本預(yù)備費(fèi)工程靜態(tài)投資各類項(xiàng)目占靜態(tài)投資的(%)六價(jià)差預(yù)備費(fèi)00七建設(shè)期貸款利息發(fā)電工程動態(tài)投資臺山電廠一期5號機(jī)組煙氣脫確工程可行性研究報(bào)告表11.1-2金額單位：元序