某某热电有限公司烟气脱硫除尘建设工程可行性论证报告

********热电有限公司烟气脱硫除尘建设工程可行性研究报告PAGE1PAGE50目录TOC\o"1-2"\h\z\u第一章总论 1第一节项目背景 1第二节项目概况 2第二章项目建设必要性 5第三章市场分析与建设规模 7第一节汽车市场需求分析 7第二节市场预测 12第三节项目产品市场分析 13第四节建设规模 16第四章场址选择 17第一节场址所在位置现状 17第二节 场址建设条件 17第五章技术方案、设备方案、工程方案 22第一节技术方案 22第二节设备方案 28第三节工程方案 33第六章原材料、燃料供应 38第七章总图布置与公用辅助工程 39第一节总图布置 39第二节公用辅助工程 43第八章环境影响评价 52第一节环境保护设计依据 52第二节项目建设和生产对环境的影响 52第三节环境保护措施 54第四节环境影响评价 56第九章劳动安全卫生与消防 57第一节劳动安全卫生 57第二节消防 64第十章节能与节能措施 67第一节项目概况 67第二节项目综合能耗 69第三节节约及合理利用能源的主要措施 71第十一章项目实施进度与人力资源配置 76第一节建设工期 76第一节项目实施进度 76第二节生产组织与人员培训 79第十二章投资估算与资金筹措 82第一节建设投资估算 82第二节总投资估算 86第三节资金筹措 86第十四章财务效益分析 88第一节财务评价基础数据与参数选取 88第二节销售收入及销售税金估算 89第三节成本费用估算 89第四节财务评价 91第五节不确定性分析 93第十三章风险分析 95第十四章结论与建议 97第一节研究结论 97第二节建议 971概述1.1项目概况1.1.1项目名称：********热电有限公司烟气脱硫除尘建设工程1.1.2项目性质：技改1.1.3编制依据(1)《环境空气质量标准》(GB3095-1996)，执行二级标准。(2)《城市区域环境噪声标准》(GB3096-93)，执行3类标准。(3)《地表水环境质量标准》(GB3838-2002)，执行Ⅲ类标准。(4)《污水综合排放标准》(GB8978-1996)，执行一级标准。(5)《工业企业厂界噪声标准》(GB12348-90)，执行Ⅲ类标准。(6)《一般工业固体废贮存、处置场污染控制标准》(GB18599-2001)。(7)《火电厂大气污染物排放标准》(GB13223-2003)，执行第1时段标准。(8)《火力发电厂设计技术规程》(DL5000-2000)。我院与********热电有限公司签订的合同,合同号:一设计研字（2007）第035号。业主提供的基础性资料。1.1.4建设规模现有工程的两台220t/h高温高压煤粉锅炉配套的烟气脱硫装置、除尘器改造。1.1.5建设的必要性现有工程的#1、#2锅炉均为220t/h高温高压煤粉锅炉，每台锅炉原设计配套一组二台内径为4100mm的文丘里水膜除尘器，除尘效率为93.17%，脱硫效率为15%，分别于1989年、1990年投入使用。锅炉出口烟气经除尘器除尘后经引风机通过一座共用烟囱排入大气。烟囱高120m，出口内径4000mm根据国家标准GB13223-2003《火电厂大气污染物排放标准》的规定，现有工程的大气污染物排放应执行第1时段的要求。目前烟囱出口二氧化硫的年排放总量无法满足总量减排的目标任务，烟尘的排放浓度也已远超出规定的最高限值，超出****省环保局允许的排放总量限额。因此，为了满足国家及地方的环保要求，减轻环境污染，现有工程的#1、#2锅炉的脱硫装置及除尘器改造势在必行。1.2研究范围根据********热电有限公司（以下简称热电公司）现有工程#1、#2锅炉现有水膜除尘器的实际运行情况，按照GB13223-2003《火电厂大气污染物排放标准》第1时段的要求：1.2.1选择#1、#2锅炉烟气脱硫方案；1.2.2选择#1、#2锅炉烟气除尘方案；1.2.3拟定脱硫、除尘的主要设备及布置方案。1.2.4供电系统、热工控制系统、给排水、除灰渣系统、土建工程、技经分析。1.3主要技术原则1.3.1认真执行环保政策通过治理措施的优化，采用技术先进、成熟可靠的除尘、脱硫工艺，使热电公司现有工程排放的大气污染物满足GB13223－2003《火电厂大气污染物排放标准》中第1时段标准的要求；同时必须满足环保行政主管部门对污染物排放控制指标的要求。在经济合理的条件下，采取使现有工程排放的大气污染物对环境影响程度尽可能小的预防和治理措施。1.3.2本工程的设计，应符合消防、劳动安全与工业卫生方面的有关规定。1.3.3在确保安全，经济运行的条件下，尽可能降低工程造价，缩短建设周期。2电厂概况2.1厂址地理位置热电公司位于蚌埠市西部工业区内，南邻高新技术开发区，为区域性热电联产企业，承担向蚌埠市及其周边地区主要工矿企事业单位的供热和供电任务。厂址西临长征路，东靠吴湾路，南侧约650m处有涂山路，北侧约400m和1400m处是胜利西路和淮河。2.2现有工程概况2.2.1建设规模该热电项目是国家计委计燃(1984)2426号文批准建设的重点节能工程，于1989年8月建成投产。供热能力为264t/h，共建成热网管线26km长，热用户发展到40余户。2000年12月20日，蚌埠热电厂与新加坡洲际能源有限公司、美国超洋金融有限公司，本着平等互惠、友好合作的原则，组建中外合作经营企业********热电有限公司。公司现有工程的建设规模为“二炉三机”，即2台25MW机组和1台30MW机组，配2台220t/h高温高压煤粉锅炉。锅炉出口烟气经除尘器除尘后经引风机通过一座共用烟囱排入大气。烟囱高120m，出口内径4000mm。每台锅炉配套二台直径为4100mm的文丘里水膜除尘器。该厂综合环保处理措施，已于1992年通过蚌埠市环保局的竣工验收。2.2.2总平面布置及占地面积热电公司现有工程总平面布置采用三列布置，自南向北依次为贮煤场、主厂房和升压站、冷却塔。厂区南侧(即主厂房的固定端)布置有化学水处理设施、贮煤场、净水站、循环水泵房。厂址西北角设有净水站、水力循环澄清池。升压站及厂前区紧邻长征路，热电厂的主厂门设在长征路上。厂前区设有办公楼及运行人员休息室、食堂、浴室、检修维修辅助设施。为了便于与厂外公路的联结及热电厂运行的需要，厂区共设有二个出入口。其中厂区主要出入口(人流出入口)设在厂区的西围墙，西围墙设有一个货流入口。厂区围墙内占地面积为1081公顷。2.2.3主要设备及设施（1）锅炉锅炉为两台220t/h高温高压煤粉锅炉，单锅筒自然循环，全钢结构，半露天布置。其主要参数如下：额定蒸发量： 220t/h过热器出口蒸汽压力9.8MPa过热器出口蒸汽温度540℃给水温度217℃热风温度326℃排烟温度138℃锅炉效率91%（2）汽轮机①背压式汽轮机，其主要参数如下：额定功率： 25000kW主蒸汽压力8.83MPa(a)主蒸汽温度535℃排汽压力0.98MPa(a)额定排汽量172t/h给水温度217℃回热级数2级（二高）②双抽汽冷凝式汽轮机，其主要参数如下：额定功率25000kW最大功率30000kW主蒸汽压力8.83MPa(a)主蒸汽温度535℃调节抽汽压力0.98MPa调节抽汽量（额定/最大）60/100t/h(0.98MPa)排汽压力3.92kPa(a)冷却水温度20℃给水温度217℃回热级数6级(二高三低一除氧)（3）发电机①25MW汽轮发电机：额定功率25000kW额定电压： 63kV频率： 50Hz功率因数： 08②30MW汽轮发电机：额定功率： 30000kW额定电压： 63kV频率： 50Hz功率因数： 08同轴直流励磁机（4）主要辅机设备的选型：①送风机：G4-73-1No14D型，每炉配二台。②引风机：Y4-73-11No20D型，每炉配二台。（5）除尘器现有工程采用文丘里水膜除尘器，每台内径为4100mm，除尘效率为93.17%，脱硫效率为15%。每炉二台，共4（6）烟囱#1、#2锅炉合用一座烟囱，烟囱高度120m，出口内径4000mm。2.2.4近年生产情况2006年统计上网电量513730.67MWh，供汽量1122.3扩建工程概况2.3.1厂址地理位置热电公司扩建厂址位于蚌埠市西端，西邻长征路，东靠吴湾路，南面与玻璃厂毗邻，北距淮河约25km。2.3.2扩建规模热电公司扩建工程拟建规模为三炉两机，即220吨/时高温高压煤粉锅炉3台，配1台25MW背压供热机组、1台50MW抽汽供热机组。《********热电有限公司扩建工程可行性研究报告》由****省电力设计院于2004年11月完成，现已报批。2.3.3总平面布置及占地面积热电公司厂区总体规划格局现已基本形成。扩建工程在原有厂区布置的基础上，主厂房向北扩建，汽机房扩建长度48m。自西向东依次为汽机房、除氧间、煤仓间、锅炉房、静电除尘器、引风机及其检修设施、烟道和烟囱、脱硫装置、除灰渣系统等。汽机房A列柱外布置二台主变压器。升压站向北扩建，向西新增出线一回。干煤棚在原有基础上向西南方扩建。除渣系统的脱水仓和出干灰系统的贮灰罐，布置在厂区的东北角，位于扩建工程新建烟囱的东面。扩建工程新建的2000m2自然通风冷却塔，布置在厂区的北侧，同#2冷却塔平行布置。循环水泵房布置在#2和#3冷却塔之间。在原有净水站北面新建两座机械加速澄清池、一座工业水池和一座化学蓄水池，新建一综合泵房和加药间。在锅炉房固定端的空地上布置化学水处理设施区。在升压站的北侧布置油处理室。根据全厂生产需要和维修的需要，扩建工程新增一综合维修楼，和拆除重建的材料库组成一个辅助生产区，布置在干煤棚北面的空地上。扩建工程共需建设用地5.79hm2，其中新征土地约1.55hm2。2.4区域环境状况2.4.1现有工程厂址地理位置及周围环境现有工程位于蚌埠市西部工业区内，南邻高新技术开发区，为区域性热电联产企业，承担向蚌埠市及其周边地区主要工矿企事业单位的供热和供电任务。厂址西临长征路，东靠吴湾路，南侧约650m处有涂山路，北侧约400m和1400m处是胜利西路和淮河。热电公司周围主要有我国生化和医药领域大型骨干企业****丰原集团公司、平板玻璃厂、酒精厂、啤酒厂、卷烟厂、纺织厂、柴油机厂等。本次脱硫设施、除尘器的改造，主要是在现有文丘里水膜除尘器所在场地内及烟囱东面的空地内进行。2.4.2气候概况本地区气候四季分明，春季温和，冬半年寒冷，多北风，少雨雪，夏半年炎热，多南风，多雨水，多年平均降水量905.4mm，多年平均气温15.1℃，季风气候明显，属于亚热带半大陆气候，由于受海洋气候影响明显，故全年盛行偏东风。(1)主导风向统计蚌埠市气象站1952～1980年历年各月各风向频率，全年主导风向如下：夏季（6、7、8月）：主导风向ENE，风向频率12%。冬季（12、1、2月）：主导风向ENE，风向频率9%。全年：主导风向ENE，风向频率11%。(2)主要气象要素根据蚌埠市气象站历年统计资料，主要气象要素如下：1）气压历年最高气压：1047.4hPa（1970年1月5日）历年最低气压：978.3hPa（1956年8月2日）历年平均气压：1013.8hPa（1961～1990年）2）气温历年极端最高气温：41.3℃（1959年8月21日）历年极端最低气温：-19.4℃（1969年2月5日）最热月平均最高气温：32.6℃（8月）历年平均气温：15.1℃（1961-1990年）3）水汽压历年最大水汽压：48.3hPa（1952年8月1日）历年最小水汽压：0.3hPa（1968年2月18日）历年平均水汽压：14.7hPa（1961-1990年）4）相对湿度历年最小相对湿度：2%（1963年2月23日）历年平均相对湿度：72%（1961-1990年）5）降水历年最大年降水量：1559.5mm（1956年）历年最小年降水量：442.1mm（1978年）历年平均降水量：904.1mm（1961-1990年）6）其它最大积雪深度：35cm（1955年1月1日）最大冻土深度：15cm（1958年1月3日）历年最多年雷暴日数：49天（1963年）历年最少年雷暴日数：18天（1952年）历年平均雷暴日数：30.4天（1961-1990年）2.4.3交通运输蚌埠市地处皖东北，是****省重要的工业城市，作为我国重要的交通枢纽，具有连接南北东西的桥梁和纽带作用。纵贯我国东部地区的大动脉—京沪铁路与千里淮河在此交汇，国家重点工程—京沪高速铁路途经蚌埠，也是京沪、淮南铁路交汇的重要枢纽站。通过淮南线与华东第二铁路通道合肥-阜阳-商丘铁路及合九铁路、京九线相接。热电公司第一期工程已建有铁路专用线，专用线由蚌埠市西货场东边分岔接至厂区，全长2.12km。蚌埠公路四通八达。国道G206线(烟台-汕头)、G104线(北京-福州)南北方向从境内通过。合徐高速全线贯通，界、阜、蚌、宁高速公路与苏、浙、沪等省市连成运输网络，通往全国各地。厂区西围墙一侧的长征路是市区规划的主干道，与热电公司主入口和货源入口相连通。蚌埠市位于淮河中下游，是千里淮河的第一大港。顺流东下，至洪泽湖157km，衔接大运河，通航能力1000吨级。蚌埠新机场位于蚌埠南郊仁和集，是军民两用机场。按民航4C级机场设计。2.4.4工程地质热电公司现有工程的厂址区域在大地构造位置上处于我国东部新华夏系第二沉降带和秦岭纬向构造的复合部位，属华北地层鲁南分区，跨蚌埠和徐州~宿县两地层小区。地质构造稳定。厂区内没有断层通过。根据勘测资料，厂区建设场地地层较为简单，主要为第四系上更新统的粘性土及粉土。厂区场地地下水主要埋藏在第二层粉土层中，为潜水具有微承压性，水位埋深在0.5~1.7m之间，地下水位受大气降水及地表水补给，地下水水质对混凝土无腐蚀性。根据2001年版《中国地震动参数区划图》和《中国地震动峰值加速度区划图》的划分，热电公司所在地的地震动峰值加速度为0.10g，相当于地震基本烈度为Ⅶ度。2.5燃料2.5.1热电厂燃煤，为淮北矿务局朔里矿和皖北矿务局刘桥矿的混煤。燃煤由津浦铁路新埠车站经铁路专用线运至公司厂区储煤场，或用汽车经公路运至公司厂区储煤场。2.5.2煤质及锅炉燃用煤种为烟煤，其煤质分析、灰分分析及耗煤量，如表2－1、表2－2、表2－3：表2－1煤质分析数据表项目称号单位设计煤种校核煤种全水分Mt%5.525.10空气干燥基水分Mad%1.371.35收到基灰分Aar%26.6529.96干燥无灰基挥发分Vdaf%20.6517.22收到基低位发热量Qnet.arMJ/kg21.9220.58收到基碳Car%60.0156.91收到基氢Har%3.082.47收到基氮Nar%0.860.99收到基硫Sar%0.460.55收到基氧Qar%3.424.02可磨性指数HGI8672表2－2灰分分析数据表项目称号单位设计煤种校核煤种二氧化硅SiO2%49.5254.14三氧化二铝Al2O3%34.3328.40三氧化二铁Fe2O3%4.978.36氧化钙CaO%3.502.90氧化镁MgO%1.661.16氧化钠Na2O%0.910.71氧化钾K2O%1.641.15氧化钛TiO3%1.431.20三氧化硫SO3%1.241.29五氧化二磷P2O5%0.800.69变形温度DT℃＞1500＞1500软化温度ST℃––流动温度FT℃––游离二氧化硅SiO2%＞0.81＞0.81表2—3现有工程耗煤量统计表单位：t机组容量小时耗量日耗量年耗量设计煤种校核煤种设计煤种校核煤种设计煤种校核煤种2×220t/h53.6057.081179.21255.76337注：机组在额定工况下日运行22小时，年运行6500小时。2.6电厂水源2.6.1********热电有限公司在淮河南面，距淮河约一公里左右。淮河发源于桐柏山区，流经河南、****至江苏入洪泽湖，然后经入江水道入长江，全长1000km，流域面积19×104km2。蚌埠以上河长651km，流域面积12.1×104km2。2.6.2淮河流域地处我国南北气候过渡带，降水量年际变化和地区差异很大，其多年平均降水量为600-1500mm，自南向北递减，丰年降水量相当于枯水年降水量的3-7倍，淮河流域暴雨大多出现在6-9月，该4个月降水量占全年降水量的60％-80％。根据蚌埠市水文气象资料统计，淮河蚌埠段多年平均降水量为930mm（1951-2000年），最大年降水量为1565mm（1956年）、最小年降水量为471.5mm（1978年）。多年平均水面蒸发量（E601）为1000mm。多年平均气温为15.2℃，极端最高气温为41.3℃（1959年），最低气温-19.4℃（1969年）。年平均无霜期217天。淮河上游及淮南山区暴雨多、径流系数大，汇流快，洪峰高；淮北平原因地面平缓、河道坡度小、防洪标准低，汇流较慢，峰形矮胖，并受干流洪水顶托；淮河干流洪水峰高量大，经沿淮一连串的湖泊洼地调蓄后，洪水持续时间较长，蚌埠站一次较大洪水持续时间一般要一个月以上。热电公司在蚌埠闸下游淮河右侧、距蚌埠闸约3km、八里河口西侧新建有取水泵房，设计取水量为0.64m3/s。淮河干流上的蚌埠（吴家渡）水文站，位于泵房所在地下游约6km处，自1915年设站，至今有80多年水文及气象观测资料。根据淮河防洪规划，百年一遇淮河干流蚌埠段设计洪峰流量为13000m3/s，吴家渡设计水位为22.5m，工程处设计水位为22.8m。蚌埠城市圈堤为百年一遇洪水位加2.5m超高。按利用淮北大堤超高强迫行洪计算，千年一遇蚌埠段设计洪峰流量为18100m3/s，吴家渡设计水位为24.1m，工程处设计水位为24.4m。2.7给排水2.7.1热电公司取水来自公司在蚌埠闸下游淮河右侧、距蚌埠闸约3km、八里河口西侧新建的取水泵房，设计取水量为0.64m3/s。热电公司专用水主要包括化学补充水、灰渣冲洗水、工业用水、生活用水、输煤系统用水及净水站自用水等，热电厂用水量见表2-4。另外，锅炉还将定期清洗。锅炉清洗周期通常为六年一次，每次用水量约为600m3。表2-4现有工程用水量表单位：m3/h用水项目用水量耗水量冷却塔各项损失蒸发损失150150风吹损失2020化学补充水260240热机工业用水300180灰渣冲洗水182182输煤喷雾水1212生活用水1010栈桥、煤场冲洗水1010净水站自用水290290油库用水11合计123510952.7.2现有工程排水主要包括：热机工业废水、化学废水、冲灰渣水、生活污水、冷却水排水、输煤系统排水等。厂区排泄水采用雨污分流制。厂区经处理达标后生产废水和经化粪池处理后生活污水，通过市政污水管网排入市污水处理厂后进入淮河；冲灰渣水通过管道输送至厂址西边约4.9km的湿式灰场，灰场上清液就近排入东面约100m处的八里沟，流径约1.5km后进入淮河。2.8污染物排放标准2.8.1现有工程大气污染物排放执行GB13223—2003《火电大气污染物排放标准》中第1时段标准；扩建项目大气污染物排放执行GB13223—2003中第3时段标准，见表2-5。表2-5大气污染物排放浓度标准单位：mg/Nm3项目最高允许排放浓度烟尘SO2时段第1时段第3时段第1时段第3时段实施时间2005.1.12010.1.12004.1.12005.1.12010.1.12004.1.1燃煤锅炉3002005021001200400另：****省环保局通过环控函[2005]124号文，对********热电有限公司现有工程及扩建工程的主要大气污染物排放总量控制指标，如表2-6：表2-6********热电有限公司主要大气污染物最高允许排放总量控制项目现有工程＋扩建工程烟尘二氧化硫大气污染物最高允许排放总量495t/a2000t/a2.8.2现有工程废水排放执行GB8978—1996《污水综合排放标准》表2中一级标准；扩建工程废水排放执行GB8978—1996表4中的一级标准，详见表2-7。表2-7水污染物排放标准值污染物GB8978—1996表2中一级标准GB8978—1996表4中一级标准PH6~96~9COD(mg/L)100100BOD(mg/L)3020NH3—N(mg/L)1515石油类(mg/L)1052.8.3厂界噪声执行GB12348—90《工业企业厂界噪声标准》中的Ⅲ类标准，详见表2-8。表2-8厂界噪声标准值执行标准类别标准值dB（A）GB12348—90中Ⅲ类标准昼间夜间65552.8.4现有工程固体废物贮存执行GB18599—2001《一般工业固体废物贮存、处置场污染控制标准》的有关规定。2.9工程污染物治理措施及排放2.9.12.9.1.1大气污染（1）治理措施燃煤电厂大气污染源主要为锅炉燃煤产生的烟气，主要污染物为烟尘、SO2、NOX等。针对以上大气污染，现有工程采取了以下控制措施：1）每台炉配置二台文丘里水膜除尘器，以控制烟尘排放。除尘效率为93.17%，脱硫效率为15%。2）利用空气自净和稀释能力，采取高度为120m，出口内径为4m的烟囱排放。（2）排放现状按机组在额定工况下日运行22小时，年运行6500小时计，现有工程技改前锅炉烟气中主要污染物排放，见表2-9。表2-9技改前现有工程大气污染物排放一览表序号项目单位2220t/h锅炉设计煤种校核煤种1烟煤量t/h53.657.082烟囱高度m1203烟囱出口内径m44烟囱数座15除尘效率%93.176脱硫效率%157烟囱出口烟气量Nm3/h4320004601908排烟温度℃789除尘器入口烟尘量t/h9.47311.34010除尘器入口烟尘浓度mg/Nm3219282464211烟尘排放量t/h0.6470.775t/a4205.5503712省环保局允许烟尘排放量t/h0.05270.0480t/a342.3312.213烟尘排放浓度mg/Nm31498168414GB13223-2003允许烟尘排放浓度mg/Nm330015省环保局允许烟尘排放浓度mg/Nm3122.0104.316除尘器入口SO2量t/h0.4930.62817除尘器入口SO2浓度mg/Nm31141136518SO2排放浓度mg/Nm3970116019GB13223-2003允许SO2排放浓度mg/Nm3210020省环保局允许SO2排放浓度mg/Nm3513.9432.421SO2排放量t/h0.4190.534t/a2723.534722省环保局允许SO2排放量t/h0.2220.199t/a1443.61291.5根据国家标准GB13223-2003《火电厂大气污染物排放标准》的规定，现有工程大气污染物的排放现阶段执行第1时段2010年1月1日前的要求。从表2-5、表2-6、表2-9可知：现有工程二氧化硫的烟囱出口排放浓度已远远超出****省环保局给出的最高限值；烟囱出口烟尘的排放浓度已远远超出国家和****省环保局规定的最高限值；二氧化硫及烟尘的年排放总量也超出****省环保局给出的允许排放总量限额。2.9.1.2水污染现有工程废水治理采用分散处理的方式，即各种废水分别经处理后排放。废水排放采取清污分流。各类废水治理措施如下：（1）生活污水生活污水与雨水采用分流制，生活污水经化粪处理后外排。（2）化学废水化学废水为现有工程化水系统排放的酸碱废水，其污染物主要为pH。现有工程建有一座200m3的中和池，将该类废水中和达标后排放。（3）输煤系统废水该废水主要为输煤系统冲洗废水及煤场排水，废水中含有大量的煤，现有工程已设沉淀池处理，废水经沉淀池处理达标后排放。（4）含油污水锅炉启动时需用油，因此建有油库及油泵房，该区域产生的含油污水设隔油池初步处理后，再经油水分离器处理达标后排放。（5）冲灰渣水现有工程冲灰渣水经厂址西边约4.9km的湿式灰场澄清处理后经八里沟排入淮河。（6）其它生产废水这部分废水主要包括热机工业废水、循环冷却水、临时性排水（如设备大修时放空排水等）。该类废水水质较好，除水温有所上升外，水质基本上未受污染，直接排放。现有工程废、污水排放及处置措施具体见表2-10。表2-10现有工程主要废污水排放及处置措施一览表项目废水量（m3/h）主要污染物处理措施达标情况化学废水20pH中和池处理达标热机工业废水120水温直排达标循环冷却废水80水温直排达标生活污水10COD、BOD5、NH3-N、SS化粪池超标栈桥、煤场冲洗水10SS沉淀池处理达标含油污水1石油类隔油池+油水分离器达标净水站排水30SS直排达标冲灰渣水182PH、SS经灰场澄清处理后排放达标注：①经化粪池处理后COD、NH3-N、BOD5和SS浓度分别为150mg/l、30mg/l、105mg/l、100mg/l，不符合GB8978—1996表2中一级标准值。②对于锅炉每六年排一次的锅炉酸洗水（600m3/次）将分批进入化学废水的中和池中和处理后达标排放。2.9.1.3灰渣现有工程灰、渣产生量见表2-11、表2-12。表2-11现有工程锅炉产灰量单位：t机组容量小时产灰量日产灰量年产灰量设计煤种校核煤种设计煤种校核煤种设计煤种校核煤种2×220t/h12.8615.40282.92338.883590100100表2-12现有工程锅炉产渣量单位：t机组容量小时产渣量日产渣量年产渣量设计煤种校核煤种设计煤种校核煤种设计煤种校核煤种2×220t/h1.421.7131.2437.62923011115注：（1）按日运行22小时，年运行6500小时计。（2）灰渣分配比按灰占90%，渣占10%。灰渣总量未计烟囱飞灰。技改前，现有工程采用灰渣混除的水力除灰系统，将水膜除尘器收集的粉煤灰与锅炉渣一起通过两根f325mm钢管由水力输送至灰场贮存。2.9.1.4热电厂的噪声主要有机械噪声、空气动力噪声及电磁噪声等，多数属中低频噪声。噪声设备及噪声值见表2-13。表2-13主要设备噪声一览表单位：dB(A)噪声源噪声级噪声源噪声级噪声源噪声级锅炉房锅炉85~94汽机房汽轮机86~98主厂房外碎煤机室95~99送风机86~108发电机86~98化学水泵房84~97引风机91~105励磁机89~107循环水泵房84~97给水泵86~110工程中已考虑以下噪声防治措施：选用低噪声设备；对高噪声设备加装隔声罩；锅炉排汽口、风机出入口等处安装高效消声器；在各主要设备基础上采取防振减振措施等。2.9.22.9.2.1大气污染(1)治理措施扩建工程大气污染源主要为锅炉燃煤产生的烟气，主要污染物为烟尘、SO2、NOx等。设计中主要采取了以下污染控制措施：1）采用钠一钙双碱法脱硫工艺脱硫，脱硫剂为CaCO3，钙硫比为1.02，脱硫效率为90%。2）每台炉配置2台静电除尘器、以控制烟尘排放，除尘效率达99.8%；另外，钠钙双碱法脱硫工艺对烟尘的去除率为50%。3）利用空气自净和稀释能力，采取高度为120m烟囱排放。(2)污染物排放锅炉烟气中主要污染物排放量见表2-14。表2-14扩建工程大气污染物排放表煤种项目设计煤种校核煤种污染源耗煤量(t/h)97.92104.31烟囱高度(m)120烟囱出口内径(m)5烟囱出口处烟温℃80烟气排放量Nm3/h821175874763脱硫效率%90电除尘器效率(%)99.9二氧化硫SO2实际排放量(t/h)0．08560．109SO2年排放量(t/a)556．4708．5SO2排放浓度(mg/Nm3)104．2124．6国标规定SO2浓度限值(mg/Nm3)400烟尘烟尘排放量(t/h)0.023490.02813烟尘年排放量(t/a)152.7182.8烟尘实际排放浓度(mg/Nm3)28.632.2国标规定烟尘浓度限值(mg/Nm3)50氮氧化物NOx排放量(t/h)0.36950.3654NOx年排放量（t/a）＜2401.75＜2375.10NOx排放浓度（mg/Nm3）＜450＜450国标规定NOx浓度限值(mg/Nm3)450注：（1）表中国标限值为GB13223-2003《火电厂大气污染物排放标准》第3时段标准。（2）表中烟气除尘效率按99.8%计，脱硫效率按90%计，钠钙双碱法脱硫工艺对烟尘的去除率按50%考虑。（3）NOx以NO2计，NOx以控制燃烧及使用低氮燃烧器来降低排放量。（4）年运行小时数为6500h。2.9.2.2扩建工程用水主要包括冷却塔补充水、化学补充水、工业用水、除渣用水、生活用水、输煤系统用水及净水站自用水等。扩建工程废水治理拟采用分散处理的方式，即不同种类的废水各自处理达标后排放。废水排放采取清污分流。各类废水治理措施如下：（1）生活污水扩建工程生活污水与雨水采用分流制，生活污水经污水管网收集后，排入相应的城市污水下水道，进入城市污水处理厂。（2）化学废水化学废水为本工程化水系统再生排放的废水，其污染物主要为pH。扩建工程拟建一座中和池，将该类废水中和达标后排放。（3）输煤系统废水该废水主要为输煤系统冲洗废水及煤场排水，废水中含有大量的煤，扩建工程拟设沉淀池处理，废水经沉淀池处理达标后排放。（4）含油污水扩建工程燃煤，但在锅炉启动时需用油，因此建有油库及油泵房，该区域产生的含油污水拟设隔油池初步处理后，再经油水分离器处理达标后排放。（5）净水站排水净水站排水的主要污染物为SS。该部分废水经沉淀处理后外排。（6）其它生产废水这部分废水主要包括热机工业废水、临时性排水（如设备大修时放空排水等）。该类废水水质较好，除水温有所上升外，水质基本上未受污染，可直接排放。扩建工程废污水排放及处置措施具体见表2-15。表2-15扩建工程主要废污水排放及处置措施一览表项目废水量（m3/h）主要污染物处理前浓度处理措施处理后浓度化学废水40pH4-6中和池处理6-9热机工业冷却水102水温/直排/主厂房冲洗水5.5SS/沉淀池处理/生活污水2COD、SS、BOD5COD:250mg/lBOD5:150mg/lSS:200mg/l在厂内经化粪池处理后送入蚌埠市第一污水处理厂处理COD：60mg/lBOD5：20mg/lSS：20mg/l栈桥冲洗水13SSSS:400mg/l沉淀池处理SS：70mg/l含油污水1石油类石油类:50mg/l隔油池+油水分离器石油类：10mg/l净水站排水40SSSS:300mg/l沉淀处理后外排SS:70mg/l另外，对于锅炉每六年排一次的锅炉酸洗水（600m3/次）将分批进入化学废水的中和池中和处理后达标排放。2.9.2.3灰渣（1）产生量扩建工程实施后的灰渣产生量具体见表2-16。表2-16扩建工程灰渣产生量一览表3×200t/h锅炉设计煤种校核煤种灰渣灰渣灰渣灰渣t/h23.472.6126.0828.133.1231.25t/d516.3457.42573.76618.8668.64687.50104t/a15.261.696516.9518.282.0320.31注：①每天按22小时计，每年按6500小时计。②灰渣分配比按灰占90%，渣占10%。灰渣总量未计烟囱飞灰。（2）灰渣成份分析扩建工程灰渣成份分析具体见表2-17。表2-17扩建工程灰渣成份分析表项目称号单位设计煤种校核煤种二氧化硅SiO2%49.5254.14三氧化二铝Al2O3%34.3328.40三氧化二铁Fe2O3%4.978.36氧化钙CaO%3.502.90氧化镁MgO%1.661.16氧化钠Na2O%0.910.71氧化钾K2O%1.641.15氧化钛TiO3%1.431.20三氧化硫SO3%1.241.29五氧化二磷P2O5%0.800.69变形温度DT℃＞1500＞1500软化温度ST℃––流动温度FT℃––游离二氧化硅SiO2%＞081＞081(3)治理措施扩建工程除灰渣系统采用“灰渣分除、干灰干排、粗细分排”的除灰渣系统方案。1）炉渣采用脱水仓方案扩建工程采用常规的刮板捞渣机、碎渣机排渣，液下渣浆泵提升，脱水仓、高效浓缩机脱水，汽车运输的水力除渣系统。锅炉底部的渣经刮板捞渣机捞出后，进入碎渣机破碎后落入渣沟，在激流喷嘴的作用下，自流到渣浆前池。然后由渣浆泵打入脱水仓脱水，脱过水的渣由自卸汽车送至综合利用点或转运到临时渣场。从脱水仓溢流的水进入高浓缩机澄清。经浓缩机处理后的水由回水泵打到主厂房内冲渣。整个冲渣水系统闭式循环。2）除灰系统除灰系统采用干除灰系统，采用气力正压浓相输送系统电除尘器灰斗下均设置发送器，将各灰斗内的排灰输送至储灰库。灰库布置在锅炉尾部烟囱脱硫岛后面，两台炉共设3座，其中2座粗灰库，一座细灰库。电除尘器一、二电场的干灰进入粗灰库，电除尘器三、四电场干灰进入细灰库，三、四电场的干灰也可进入粗灰库。干灰综合利用的运输均采取干灰密闭罐车运输的方式，一般情况下，由用户来拉取。也可业主自备，扩建工程按自备考虑。2.9.2.4噪声热电公司主厂内房集中了大部分高强度噪声源设备，产生的噪声频谱特性多为中、低频声源，主要包括机械动力噪声，空气动力性噪声和电磁噪声等三类，多数属于稳态噪声。工程设计中考虑以下噪声防治措施：选用低噪声设备；对高噪声设备加装隔声罩；锅炉排汽口、风机出入口等处安装高效消声器；在各主要设备基础上采取防振减振措施等。热电公司扩建工程的主要设备噪声源强见表2-18。表2-18扩建工程主要设备的噪声源强单位：dB(A)设备名称台噪声值汽轮机295发电机293磨煤机695各种风机1588-90引风机688锅炉385给水泵490空压机390冷却塔1座823建设条件3.1建设场地现有工程的#1、#2锅炉中心线相距30m，锅炉间的E列柱到烟囱中心线距离为36m。锅炉尾部由西往东，依次布置4台文丘里水膜除尘器、4台引风机、烟道及烟囱。本次烟气脱硫除尘建设工程，其中烟气脱硫拟采用浓浆钠钙双碱法。每炉一套，共两套。除尘器的改造工程，拟采用布袋除尘器。每炉一台，共两台，以替代现有的文丘里水膜除尘器。将现有4台引风机、4台文丘里水膜除尘器及其冲灰沟拆除。因锅炉尾部场地空间狭小，炉后到烟囱中心线的距离过短，其东、西向距离内仅能布置两台布袋除尘器及2台脱硫液储罐，原引风机已经不能满足要求，重新选型的4台引风机需布置到烟囱的东面。原引风机的出口烟气由从西面进入烟囱的砖混入口烟道改从东面进入。脱硫装置分布在锅炉尾部及烟囱的东面。锅炉尾部已建成使用的工业水沟、电缆沟，需局部或全部重新定位、设计、施工。3.2工程建设条件3.本工程为技改项目，厂区道路条件较好，施工用地可利用热电厂烟囱北面的空地，面积约0.6hm2。施工期间的用电、通讯、用水及排水等可充分利用热电厂的现有设施。施工用氧气、乙炔、氩气可由施工单位在施工现场设供应站或采用瓶装外购方式满足施工需要，压缩空气由施工单位自带空气压缩机分散供应，其他各种施工用气均可采用瓶装外购方式满足施工需要。3.施工所需水泥、沙子、砾石等建筑材料，可以通过水运至淮河边码头再用汽车输送到热电厂内的施工场地或直接通过汽车输送到热电厂内的施工场地。3.浓浆钠钙双碱法（Na2CO3／Ca(OH)2）利用易溶于水的钠盐，在吸收塔内部利用钠碱吸收SO2，吸收后的脱硫液在塔外的再生罐内利用消石灰进行再生，钠碱循环利用，正常运行时无废水排放。浓浆钠钙双碱法脱硫副产物为亚硫酸钙或硫酸钙（氧化后），无毒，溶解度极小。与氧化镁法相比，钙盐不具污染性，可综合利用，因此不产生废渣二次污染。因此，浓浆钠钙双碱法脱硫不会产生二次污染，无需进行二次污染的防治。4现有工程烟气脱硫、除尘方案选择及设备布置4.1现有工程脱硫、除尘方案设计基础参数4.1.1根据表2-6、表2-14，****省环保局对********热电有限公司现有工程的主要大气污染物允许排放浓度及总量的限额规定，如表4-1。表4-1省环保局允许现有工程主要大气污染物排放浓度及总量序号项目单位2220t/h锅炉设计煤种校核煤种1省环保局允许SO2排放量t/h0.2220.199t/a1443.61291.52省环保局允许SO2排放浓度mg/Nm3513.9432.43省环保局允许烟尘排放量t/h0.05270.0480t/a342.3312.24省环保局允许烟尘排放浓度mg/Nm3122.0104.304.1.2按机组在额定工况下日运行22小时，年运行6500小时计，根据****省环保局的规定，现阶段现有工程锅炉烟气中主要污染物超排情况见表4-2。表4-2技改前现有工程大气污染物超排情况序号项目单位2220t/h锅炉设计煤种校核煤种1SO2排放量t/h0.4190.534t/a2723.53472超出省环保局允许SO2排放量t/h0.1970.335t/a1280.52177.53SO2排放浓度mg/Nm397011604超出省环保局允许SO2排放浓度mg/Nm3456．1727.65烟尘排放量t/h0.6470.775t/a4205.550376超出省环保局允许烟尘排放量t/h0.59430.727t/a3863.04725.37烟尘排放浓度mg/Nm3149816848超出省环保局允许烟尘排放浓度mg/Nm31376.01579.74.1.3本次技改工程的根据国家标准GB13223-2003《火电厂大气污染物排放标准》的规定，现有工程大气污染物的排放现阶段应执行第1时段2010年1月1日前的要求。随着2010年1月1日的日益临近，本次技改应按GB13223-2003第1时段2010年1月1日及其后的要求及****省环保局的要求进行。由表4-1可知，****省环保局对热电公司现有工程的主要大气污染物SO2、烟尘允许排放浓度的限额规定，其要求比国家标准GB13223-2003《火电厂大气污染物排放标准》的规定更加严格。因此，现有工程的除尘效率、脱硫率的确定，应根据表4-1进行。为了使现有工程经过本次技术改造后，其排放的大气污染物SO2、烟尘能够满足****省环保局“环控函[2005]124号文”的限定要求，本次技改工程除尘设备的除尘效率、脱硫设备的脱硫率的保证值，须满足表4-3的要求。表4-32220t/h锅炉烟气的脱硫率、除尘效率的保证值序号项目浓度值(mg/Nm3)脱硫率/除尘效率保证值(％)设计煤种校核煤种设计煤种校核煤种1除尘器入口SO2浓度11411365//2省环保局允许SO2排放浓度513.9432.454.9668.323除尘器入口烟尘浓度2192824642//4省环保局允许烟尘排放浓度122.0104.3099.4499.58从表4-3可知：本次技改工程，脱硫设备的脱硫效果、除尘设备的除尘效果须分别满足省环保局所允许的SO2、烟尘排放限额要求，脱硫率≥68.32％(校核煤种)，除尘效率≥99.58％(校核煤种)。4.2烟气脱硫方案选择4.2.1几种脱硫工艺的比较见下表4-4：表4-4脱硫工艺比较脱硫工艺脱硫效率脱硫成本二次污染备注炉内喷钙法低，<50％较低无会降低锅炉热效率塔内喷浆法较70％中等无不稳定，易堵较高中等无可制石膏，易结垢钠碱法高高无适用于高浓度SO2回收氨法较高较高轻微污染回收系统复杂金属氧化物法高较高直接排放有污染回收成本较高浓浆双碱法75％～97％低无钠碱循环吸收目前湿法脱硫技术应用广泛，占有全世界FGD装置总量的85％以上，主要脱硫工艺为石灰石－石膏法。虽然该技术非常成熟，但对中、小锅炉烟气脱硫，投资、占地和运行费用都很大，无法适应我国的国情。钠法和镁法由于脱硫产物后处理工艺复杂，国内应用也较少。浓浆双碱法由于脱硫工艺简单，脱硫效率高，脱硫成本低，应用较为广泛，适合我国国情，作为本次技改工程的脱硫方案。现将双碱法工艺与半干法工艺的比较列于表4-5：表4-5浓浆双碱法工艺与半干法工艺比较浓浆双碱法工艺半干法工艺1、脱硫剂钠碱＋石灰石灰＋粉煤灰2、脱硫剂特点1、钠碱活性大，价格高，作为启动用，基本不消耗；2、石灰便宜易得，品质要求不高，可用电石渣等替代；3、石灰的品质和贮存时间不影响脱硫效率。1、石灰需制成石灰粉，品质要求较高；2、粉煤灰由电除尘器获得，部分循环利用；3、脱硫剂不能长时间贮存，否则影响脱硫效率。3、脱硫原理吸收器内钠碱吸收SO2，吸收器外用石灰再生脱硫剂。气-液相反应，相接触面大。石灰浆、粉煤灰（循环灰）中的钙基吸收SO2小。气-固相反应，相接触面小4、脱硫效率脱硫效率75％～97％脱硫效率≥80％5、影响脱硫效率的因素1、溶液的pH值；2、脱硫液的循环量即液气比。石灰的活性；钙硫比；循环培率；加湿量；烟气的温度、流量。6、吸收设备旋流板塔烟道7、吸收设备特点1、脱硫液经过旋流板与烟气逆流接触，雾化效果好，脱硫液与烟气接触充分；2、再生反应在塔外，钠碱清洁吸收，大大减少结垢、堵塞机会；3、吸收反应不要求操作温度；4、设备易于维护，清洗不影响正常运行；5、设备阻力中等；1、循环灰依靠负压进入烟道，流态无法控制，与烟气接触不充分；2、钙基吸收SO2，增加结垢、堵塞机会。循环灰中含有颗粒大小不等的粉煤灰，磨损烟道；3、吸收反应需控制温度，控制不严会影响效率，加剧结垢；4、检修、维护需停机；5、设备阻力小；8、配套系统及特点1、配套系统包括：脱硫剂配制系统、脱硫液再生循环系统和脱硫渣脱水系统；2、脱硫剂配制系统由：石灰储罐、螺旋给料机、化灰器及石灰浆液泵等组成；配置简单适用，易于操作、控制；3、脱硫液再生循环系统由：脱硫液再生罐、增稠器、脱硫液储罐、回液泵以及水循环管路组成；由于再生反应和脱硫渣（CaSO3·1/2H2O）沉淀速度快，再生罐、增稠器等设备设计得尽量小；另外，由于脱硫渣（CaSO3·1/2H2O）属于粘性物质，不会磨损管道，选择合理的管道材料和流速，输送过程也不会结垢和堵塞；4、脱硫渣脱水系统由：浆液排出泵、水力旋流器、真空带式过滤机、真空泵等组成；为便于脱硫渣运输，在增稠器内浓缩沉淀下来的浆液经过水力旋流器和真空带式过滤机两级脱水；一台水力旋流器的旋流子一半运行一半备用，可随时进行检修维护。整个脱硫渣脱水系统具有效率高、运行可靠、维护方便的优点。1、配套系统包括：电除尘器、气力输送系统、混合增湿器、废物仓；2、脱硫器前后均需配置除尘器：1台一电场电除尘进行预除尘，布置在吸收设备前面，脱硫后的烟气用多电场电除尘器或布袋除尘器。由于大量循环灰混合在烟气中，高浓度粉尘使除尘器负荷大大增加。同时，由于粉尘比电阻的改变，含湿量等的变化使除尘器的处理难度大大增加，需进行特殊设计；3、气力输送系统由：风机、仓式泵、控制阀和输送管等组成；输送物料包括：石灰、粉煤灰和废渣等。由于电除尘器除下的粉煤灰未经过分级处理，还因混合增湿器增湿团聚，循环灰粒径较粗，粒径44—100μm的粗粒子占90％左右，对电除尘器影响不大，但会加剧输送管的磨损和堵管发生，因此，选择合理的管道材料和流速非常重要；4、混合增湿器是NID工艺的关键设备之一，混合增湿器根据控制出口烟气温度和SO2脱除效率的要求，按需要的比例混合石灰、循环飞灰和水。混合增湿器独特的设计，使搅拌时间很短的情况下能达到良好的搅拌效果。9、自动控制工艺控制点：1、给料机转速；2、脱硫液pH值；3、灰仓料位；4、塔釜液位；5、回液泵转速；工艺控制点：1、出口烟气温度；2、灰仓料位；3、混合增湿器加料量；4、气力输送进料阀；5、混合增湿器加水量；6、气力输送进气阀；10、操作与管理操作管理方便，系统开停车快速，系统能快速建立起平衡，如不需或减少脱硫量时，只需开启旁路即可。脱硫和除尘系统常规检修时不影响锅炉的运行。因调节参数多，系统开车或锅炉负荷变化时，脱硫效率无法保证，需较长的时间才能恢复正常，重新建立起平衡，检修时影响锅炉的运行。特别是锅炉刚开车时，该系统将无法及时投入使用，开车时会出现冒黑烟现象，严重污染环境。结合业主2台燃煤锅炉的实际情况，从脱硫效率、工程投资、运行费用等方面综合考虑，本方案采用浓浆双碱法脱硫工艺。浓浆钠钙双碱法【Na2CO3／Ca(OH)2】是在石灰法基础上结合钠碱法的特点，采用纯碱启动，利用钠盐易溶于水，在吸收塔内部采用钠碱（Na2CO3--NaOH）吸收SO2，塔外钙盐—石灰【Ca(OH)2】再生，吸收后的脱硫液在再生池内利用廉价的石灰进行再生，从而使得钠离子循环吸收利用。该工艺既有钠碱法中反应速度快，脱硫效率高，且塔内和管道内不易结垢的优点，又有石灰法中以石灰作为脱硫实际消耗物，从而使运用费用降低的优势。浓浆钠钙双碱法【Na2CO3／Ca(OH)2】脱硫工艺的SO2吸收剂为Na2CO3，再生剂为石灰。4.2.2浓浆钠钙双碱法【Na2CO3-Ca(OH)2】采用纯碱启动、钠碱吸收SO2、钙碱再生的方法。较之石灰石法等其它脱硫工艺，它有以下优点：(1)钠碱吸收剂反应活性高、吸收速度快，可降低液气比，从而既可降低运行费用，又可减少水池、水泵和管道的投资；(2)塔内和循环管道内的液相为钠基清液，吸收剂的溶解度大，再生和沉淀分离在塔外，可大大降低塔内和管道内的结垢机会；(3)钠碱循环利用，损耗少，运行成本低；(4)正常操作下吸收过程无废水排放；(5)灰水易沉淀分离，可大大降低水池的投资；(6)脱硫渣无毒，溶解度极小，无二次污染，可综合利用；(7)石灰作再生剂(实际消耗物)，安全可靠，来源广泛，价格低；(8)水泵扬程低，管路不易堵塞；(9)操作简便，系统可长期运行稳定。其基本化学原理可分脱硫过程和再生过程：A、脱硫过程：Na2CO3+SO2←→Na2SO3+CO