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；
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（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。
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（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
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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141.3 t/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
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项目主要技术经济指标表
序号 Ⅰ 1 2 3 4 5 6 7 8 Ⅱ 1 2 3 4 5 6 7 8 9 指标名称 经济数据 总投资 资金筹措 其中：自有资金 银行贷款 年经营收入 年总成本费用 年利润总额 年经营（销售）税金及附加 年所得税 年净利润（税后利润） 财务评价指标 投资利润率 投资利税率 全部投资财务内部收益率 全部投资财务内部收益率 全部投资回收期（税前） 全部投资回收期（税后） 全部投资财务净现值 全部投资财务净现值 盈亏平衡点（BET） 单位 万元 万元 万元 万元 万元 万元 万元 万元 万元 % % % % 年 年 万元 万元 % 指标 589.83 589.83 0.00 176.37 141.12 33.83 1.42 8.46 25.37 5.74% 5.98% 10.67% 税前 8.78% 税后 8.41 含建设期 9.29 含建设期 93.71 税前 26.66 税后 53.43% 备注 专业打造
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
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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。
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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。
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3.1.3一次水水质分析
pH 6.7
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25KVA 380V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
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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。
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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 额定蒸发量 蒸汽压力 蒸汽温度 给水温度 排烟温度 燃料品种 设计锅炉热效率 单 位 t/h MPa ℃ ℃ ℃ % 参 数 2# 35 3.82 450 150 150 烟煤 75 4# 35 3.82 450 150 150 烟煤 87 专业打造
送风机型号 送风机风量 送风机风压 送风机电机 引风机型号 引风机风量 引风机风压 引风机电机 上煤方式 水处理方式 除尘器型式 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
m3/h Pa kW m3/h Pa kW AGX35-1A№15D 30911 14007 185 AYX35-1A№13D 94217 4411 185 皮带 化水 麻石水膜除尘 AGX35-1A№15D 30911 14007 185 AYX50-5A№18.5D 115950 5225 250 皮带 化水 高压静电除尘 Car (%) Har (%) Nar (%) 0.81 Oar (%) 6.6 Sar (%) 3.07 Wad (%) 0.82 Aar (%) 47.80 Vdaf (%) 31.70 Wt (%) 7.81 Qnet,v,ar (MJ/kg) 12669 31.10 2.87
表4-3 #2、#4炉及电厂燃煤消耗量
项 目 小时耗煤量 日耗煤量 年耗煤量 单 位 t/h t/d 104t/a 设计煤种 #2、#4炉 12.94 310.6 9.71 全厂 12.94 310.6 9.71 校核煤种 #2、#4炉 16.17 388.1 12.13 全厂 16.17 388.1 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 烟囱出口参数 大气污染物 SO2 烟气温度 烟气流速 允许排放浓度 单位 ℃ m/s mg/m3 设计煤种 140 25.2 2100 27.4 2100 专业打造
校核煤种
排放状况 (烟囱出口) 烟尘
排放浓度(α＝1.4) 设计排放量 允许排放浓度 mg/m3 kg/h mg/m3 1595 231.5 500 251 13.2 395 1939 排放浓度(α＝1.4) 设计排放量 mg/m3 kg/h 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(可达90%以上)。该法是目前我国引进的烟气脱硫装置中主要方法。主要缺点是投资大、设备占地面积大、运行费用高。“七五”期间重庆路磺电厂引进日本三菱重工的与2又360MW机组配套2套湿式石灰石/石膏法烟气脱硫技术与设备，率先建成了大型电厂锅炉烟气莫建松，双碱法烟气脱硫工艺的可靠性研究及工业应用脱硫示范工程，并于1992年和1993年正式投入商业运转，系统脱硫率达95%以上，副产品石膏纯度高于90%。目前，从设计上综合考虑加强反应控制，强制氧化，从
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而减少吸收塔和附属设备体积、降低电耗、减少基本建设投资和运行费用。选用耐腐蚀材料，提高吸收塔及出口烟气、挡板、除雾装置等的使用寿命，提高气液传质效率，建造大尺寸的吸收塔等因素，对此项技术作了进一步改进和提高。
(2)氨法烟气脱硫技术
氨法烟气脱硫采用氨作为二氧化硫的吸收剂，氨与二氧化硫反应生成亚硫酸铵和亚硫酸铵，随着亚硫酸氢铵比例的增加，需补充氨，而亚硫酸铵会从脱硫系统中结晶出来。在有氧气存在的情况下还可能发生氧化反应生成硫酸铵。该法根据吸收液再生方法不同，可以分为氨一酸法、氨一亚硫酸铵法和氨一硫铵法。影响氨法脱硫效率的主要因素是脱硫液的组成，受溶液蒸气压和pH值的影响。氨法的主要优点是脱硫剂利用率和脱硫效率高，且可以生产副产品。但氨易挥发，使得吸收剂的消耗量增加，产生二次污染。此外该法还存在生产成本高、易腐蚀、净化后尾气中含有气溶胶等问题。
(3)双碱法脱硫工艺
为了克服石灰/石灰石法容易结垢和堵塞的缺点，发展了双碱法。该法先用可溶性的碱性清液作为吸收剂吸收，然后再用石灰乳或石灰对吸收液进行再生。双碱法的明显优点是，由于主塔内采用液相吸收，吸收剂在塔外的再生池中进行再生，从而不存在塔内结垢和浆料堵塞问题，从而可以使用高效的板式塔或填料塔代替目前广泛使用的喷淋塔浆液法，减小吸收塔的尺寸及操作液气比，降低成本。另外，双碱法可得到较高的脱硫率，可达85%以上，应用范围较广，该法的主要缺点是再生池和澄清池占地面积较大。
(4)喷雾干燥法烟气脱硫技术
这种技术属半干法脱硫技术，多数采用旋转喷雾器，石灰浆液作吸收剂，以细雾滴喷入反应器，与二氧化硫反应并同时干燥，在反应器出口，随着水分蒸发，形成了干的颗粒混合物。其工艺特点是投资较低，设计和运行费用较为简单，占地面积较少，脱硫率一般为60一80%。在西欧的德国、奥地利、意大利、丹麦、瑞典、芬兰等国家应用比较多。美国也有巧套装置(总容量500OMW)在运行，燃煤含硫量一般不超过 1.5%，脱硫效率均低于90%。黎明发动机厂从丹麦引进技术并建成一套5000ONm3/h工业装置，并对低硫煤(含硫率0.97%)烟气进行了脱硫试验，在钙硫比为2.2时，取得80%的系统总脱硫效率。
(5)炉内喷吸收剂/增湿活化烟气脱硫工艺
该法是一种将粉状钙质脱硫剂直接喷入燃烧锅炉炉膛的技术，由于投资及运行费用
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较低，该类工艺方法在近期内取得较大进展，在西北欧广大国家均已有工业运行装置。芬兰IVO公司开发了炉内喷钙/活化脱硫工艺 (LIFAC)，克服了脱硫效率不高及粉尘比阻升高而影响除尘效果的弊端，具体做法是:在锅炉尾部安活化反应器，将烟气增湿，使剩余的吸收剂活化与二氧化硫反应。
其工艺简单，占地小，主要适用于中、低硫煤锅炉，脱硫率一般为60一80%。其主要缺点是脱硫剂消耗量大，易产生粉灰，使除尘负荷加重。南京下关电厂引进LIFAC全套技术，配套 125MW机组(燃煤含硫率0.92%)，设计脱硫率75%。 5.1.2项目脱硫工艺的选择
根据对脱硫性能的要求和现场情况，本项目所选择的技术方案应当遵循以下原则： ---由于该厂地处县区，环保要求高，又为了减轻对烟囱的腐蚀，应达到尽可能高脱硫效率，并能适应燃煤和运行状况的变化和未来对环保要求的提高，本方案按≥96%效率设计。
---脱硫系统应采用成熟可靠的技术和设备。
---使用当地可以稳定供应、价格较低、性能好的脱硫剂。 ---副产品能够在当地综合利用。 ---降低工程造价以及运行和维护成本。
同时针对现有热电厂空场有限，且已经建成两个300m3的沉淀池等现状，脱硫工艺选择钠钙双碱法脱硫工艺作为本工程脱硫工艺，有效地利用钠钙双碱法脱硫工艺的技术优势，又克服了该法再生池和澄清池占地面积较大的主要缺点。
5.2双碱法脱硫工程描述
5.2.1双碱法工艺原理
双碱法脱硫工艺技术是目前应用成熟的一种烟气脱硫技术，尤其是在小热电燃煤锅炉烟气污染治理方面应用较为广泛,脱硫剂采用氢氧化钠溶液（含30%NaOH）和生石灰（含95%CaO）。
其工艺原理是：本双碱法是以氢氧化钠溶液为第一碱吸收烟气中的二氧化硫，然后再用生石灰加水熟化成氢氧化钙溶液作为第二碱，再生吸收液中NaOH，付产品为石膏。再生后的吸收液送回脱硫塔循环使用。
各步骤反应如下：
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吸收反应：
SO2 + 2NaOH = Na2SO3 + H2O Na2SO3 + SO2 + H2O = 2NaHSO3 副反应如下：
Na2SO3 +1/2 O2 = Na2SO4
由于硫酸钠是很难再生还原的，一旦生成就需要补充
NaOH。
再生反应
用氢氧化钙溶液对吸收液进行再生
2NaHSO3 + Ca(OH)2 = Na2SO3 + CaSO3·1/2 H2O + 3/2 H2O Na2SO3 + Ca(OH)2 + 1/2 H2O = 2NaOH + CaSO3·1/2 H2O
氧化反应
CaSO3·1/2 H2O + 1/2 O2 = CaSO4·1/2 H2O 5.2.2工程描述
NaOH溶液由罐车直接运送到厂内，通过碱液泵送入碱液罐，再由碱液罐直接流入循环池，通过循环泵将碱液送到脱硫塔进行喷淋脱硫。
脱硫吸收剂（生石灰）干粉由罐车直接运送到厂内，同时按一定比例加水并搅拌配制成一定浓度的吸收剂氢氧化钙（Ca(OH)2）浆液，再由输送泵送入沉淀反应池，进行再生反应。
工艺流程如下:
循环液从脱硫塔底排入沉淀反应池。在沉淀反应池中加入氢氧化钙, 氢氧化钙在沉淀
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反应池内发生如下再生反应：
2NaHSO3 + Ca(OH)2 = Na2SO3 + CaSO3·1/2 H2O + 3/2 H2O Na2SO3 + Ca(OH)2 + 1/2 H2O = 2NaOH + CaSO3·1/2 H2O
在曝气池，压缩空气向曝气池送入空气，使得氧化更加充分，同时不让石膏沉淀在曝气池。氧化反应如下：
CaSO3·1/2 H2O + 1/2 O2 = CaSO4·1/2 H2O 也有副反应进行： Na2SO3 +1/2 O2 = Na2SO4
循环液从曝气池继续溢流到循环沉淀池，让石膏在此处沉淀下来，并通过抓斗吊抓走，最后将石膏一起外运或作其他处理。循环液中再生得到的NaOH可重复使用，需要说明的是因为锅炉烟气中有大量氧气且温度较高二氧化硫浓度较低副反应会较多，也就是说要补充一定量的氢氧化钠。再通过循环泵把循环液（含补充的新鲜氢氧化钠）再送入脱硫塔进行脱硫。
对向沉淀反应池中加Ca(OH)2和循环沉淀池加NaOH都是通过PH计测定PH值后加入碱液，达到脱硫工艺要求的PH值。 5.2.3技术特点
（1）从技术、经济及装置运行稳定性、可靠性上考虑采用生石灰和氢氧化钠作为脱硫剂，保证系统脱硫效率可达96%。
（2）采用双碱法脱硫工艺，可以基本上避免产生结垢堵塞现象，减少昂贵的NaOH耗量和降低运行费用。
（3）采用悬流洗涤方式可在较小的液气比下获得较大的液气接触面积，进而获得较高的脱硫除尘效率；并且，较小的液气比可以减少循环液量，从而减少循环泵的数量，从而降低了运行成本也减少了造价。
（4）保证本脱硫装置连续运行，年运行时间大于8400小时。
（5）为确保整个系统连续可靠运行，采用优良可靠的设备，以确保脱硫系统的可靠运行.
（6）按现有场地条件布置脱硫系统设备，力求紧凑合理，节约用地。
（7）最大限度的把脱硫水循环利用，但是由于烟气中含有一定浓度的盐份和Cl离子，反应塔内部分水分蒸发，因此形成循环水中盐和Cl离子的积累，由于过高的盐和Cl
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离子浓度会降低脱硫效率和腐蚀反应装置，所以必须调整脱硫循环水水质并补充少量工业用水。
5.3设计基础参数
为保证系统运行稳定可靠以及出口烟气达到合格的排放标准,要求提供的反应剂和工业水必须符合相关标准。 5.3.1脱硫系统设计基础参数
根据公司燃煤锅炉近年平均燃煤含硫的变化，建议在编制脱硫技术规范书时，FGD装置煤质含硫量变化用FGD入口SO2浓度变化进行覆盖，即：“脱硫装置燃用设计煤种时，脱硫效率≥95%，当FGD入口SO2浓度增加30%时脱硫率不低于92%，当FGD入口SO2浓度增加50%时，脱硫系统能安全运行”。
表4-2 脱硫系统设计基础参数
项 目 入口烟气量 入口烟气温度 入口烟气量 入口二氧化硫 入口SO2浓度 入口烟尘 入口烟尘浓度 出口烟气量 出口烟气温度 出口二氧化硫 出口SO2浓度 出口烟尘 出口烟尘浓度 液气比 钙硫比 脱硫率 单 位 m/h ℃ Nm/h kg/h mg/Nm kg/h mg/Nm m/h ℃ kg/h mg/Nm kg/h mg/Nm L/ m3 % 3333333数值（单台炉） 100,000 140 66,143 231.5 3500 13.2 200 88,718 60 10.2 140 3.6 50 0.8 1.05 96 专业打造
除尘率 脱硫剂30%NaOH用量（启动） 脱硫剂NaOH液用量（补充） 脱硫剂生石灰用量（含90% CaO） 水 电 运行时间 脱硫塔入口水温 % kg/h kg/h kg/h m3/h kw h 度 73 482.3 48.25 118.15 10 20 7500 ＞40 o
5.3.2脱硫系统各项性能参数
脱硫系统各项性能参数表 性能和设计数据 1．一般数据 1.1 脱硫系统总压力损失 其中： 脱硫塔 总烟道（自引风机出口到水平烟道进口） 1.2 吸收剂摩尔比Ca/S 1.3 循环液气比 1.4 SO2脱除率 1.5 出口SO2浓度 1.6 脱硫塔出口含尘浓度 2．消耗 ---石灰粉（90%CaO） ---其他助脱硫剂（100%NaOH） ---工业水（规定品质） ---电力（电动机总容量） ---电力（BMCR工况设备耗电量） ---压缩空气（仪表控制用） 3．脱硫塔 ---设计压力 ---BMCR时烟气流速 ---脱硫塔直径 单位 Pa Pa Pa mol/mol L/Nm % mg/Nm mg/Nm kg/h kg/h m/h kW kW.h m/h Pa m/s m 33333数据 1100 600 500 1.05 0.8 96 140 50 118.15 48.25 10 20 20 0.5 3000 3.54 2.8 专业打造
---脱硫塔高度 ---脱硫塔壁厚 ---脱硫塔本体材质 4．吸收剂消化系统 ---系统耗电量 ---系统耗水量
m mm kW.h t/h 16 10 碳钢 1.5 6.5 第六章 脱硫工程设想
6.1 脱硫装置的总平面布置
本布置按一炉一塔（喷淋式空腔塔）、无升压风机布置。
脱硫系统按其工艺特性集中布置于炉后烟囱南侧。脱硫采取一炉一塔的布置方式，无升压风机，两台炉吸收塔布置在炉后烟囱南侧，两台炉吸收塔的西侧及东侧分别布置吸收塔浆液循环泵。再生池和澄清池利用已经建成两个300m3的沉淀池（加以改造）。
6.2 一炉一塔脱硫工艺系统设计
6.2.1 脱硫工艺系统
本工程烟气脱硫技术为双碱法湿法烟气脱硫工艺。方案设计采用先进的喷淋塔（悬流洗涤方式）工艺，塔内上部设置喷淋层，出口烟道上设二级除雾器。在吸收塔内，烟气中的SO2被脱硫剂浆液洗涤并与浆液中的NaOH发生反应，最终生成亚硫酸钠和亚硫酸氢钠，在吸收塔的后部设有旋风分离器，以除去脱硫后烟气带出的细小液滴，使烟气在含液滴量低于75mg/Nm3下排出。其他同样有害的物质如飞灰，SO3，HCL和HF也大部分得到去除。
氢氧化钠溶液为第一碱吸收烟气中的二氧化硫，然后再用生石灰加水熟化成氢氧化钙溶液作为第二碱，再生吸收液中NaOH，付产品为石膏。再生后的吸收液送回脱硫塔循环使用。
6.2.2脱硫工艺系统设计
两台炉各用一套脱硫吸收塔。每套旋流脱硫除尘塔有以下设备组成：脱硫塔本体，主筒内有四层喷嘴，烟气经下部切向进入除尘脱硫塔,使烟气呈高速旋转气流。.在高速旋
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转气流中再加以四道旋转喷咀,喷流逆向喷淋注入碱性水，使水气充分接触，利用水气相对运动使水在烟气旋转离心力作用下被甩到除尘脱硫塔内壁自动形成水膜,起到非常好的除尘脱硫效果，烟气到除尘脱硫塔上部再进入脱水筒,烟气呈螺旋上升脱水。脱水后的烟气进入热交换器于除尘脱硫前的高温烟气进行热交换，对净烟气进行升温，从而有效介决低温潮湿烟气造成引风机等的腐蚀。
（1）SO2吸收系统
SO2吸收系统是烟气脱硫系统的核心，主要包括吸收塔、喷嘴、脱水筒和浆液循环泵等设施、设备。在吸收塔内，烟气中的SO2被脱硫剂浆液洗涤并与浆液中的NaOH发生反应，最终生成亚硫酸钠和亚硫酸氢钠，在吸收塔的后部设有旋风分离器，以除去脱硫后烟气带出的细小液滴，使烟气在含液滴量低于75mg/Nm3下排出。
脱硫塔采用开式喷淋塔（即“空塔”），结构简单，运行可靠，不会因为浆液中的固态物质和灰份在塔内件沉积和结垢。在喷淋塔内，吸收浆液与烟气逆流结构设计。采用四层喷嘴将脱硫剂浆液以雾状均匀地喷洒于充满烟气的塔中，以保证高脱硫吸收效率，并具有一定的除尘效果。
脱硫塔采用碳钢衬鳞片，上部分为喷淋层和脱水筒两部分，每塔配置2台循环泵（一备一用）。
当脱硫系统解列或出现事故停机需要检修时，脱硫塔内的浆液流入沉淀反应池。 （2）烟气系统
锅炉机组燃煤的全部烟气量经各自的除尘器被送进脱硫塔，经洗涤脱硫后的烟气温度约60℃，经引风机被送进共用烟道，最终由共用烟囱排入大气。
锅炉正常运行时，其脱硫系统亦同时运行。正常运行时，无论脱硫装置处于何种工况都不会对锅炉和发电机组产生影响。吸收塔低负荷运行时，可按吸收塔特性停运一层喷嘴。
整个脱硫系统随锅炉一起检修，更换喷嘴不需要停运锅炉。。 （3）控制和电气系统
除尘脱硫系统将配备一套控制系统，能适应锅炉变负荷运行，极大地减少操作员的干预。更重要的是系统中还设置了连锁保护和其它安全措施，以防止高温对系统设备的损坏及保障系统的可用性、设备的保护及安全。
（4）脱硫副产品处理系统
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通过抓斗吊从循环沉淀池抓走石膏，最后将石膏一起外运或作其他处理。 （5）工艺水系统
FGD装置所用的工艺水来源于电厂主体工程的工业水。2台炉两炉共设一个工艺水箱。两塔共配2台工艺水泵 (1用1备)。
在FGD装置内水的损耗主要用于石膏附带水分和结晶水、以及蒸发水。这些损耗通过输入新鲜的工艺水来补足。
工艺水还用来清洗吸收塔除雾器，同时也用作清洗所有输送浆液管道的冲洗水，包括：石灰石浆液系统、排放系统、石膏浆液管道、吸收塔循环管道的清洗用水。
除雾器冲洗水泵接电厂保安电源，当全厂断电时，保证能够启动冲洗水泵对吸收塔进行冲洗。
（6） 废水处理系统
本工程脱硫废水排往再生池和澄清池，循环利用，不外排。 6.2.3脱硫系统和现有系统的影响
（1）FGD装置和现有系统的相互影响
本项目采用双碱法湿法烟气脱硫工艺（FGD），设置于系统现有除尘器后(其中2#锅炉配套水膜除尘器,4#锅炉配套静电除尘器),引风机和烟囱前，并形成一个相对独立的脱硫系统。烟气自烟道引出经过FGD装置脱硫后返回烟道，故这种工艺相对于其它脱硫工艺与主系统之间的关系比较简单。
（2） 现有系统对FGD装置的影响
（1）实际煤种的变化对FGD装置有一定的影响，因为煤成分的变化将直接导致烟气量，烟气中各成分的比例、SO2浓度、SO3浓度、酸露点等参数的变化，从而对FGD装置的设计、运行和防腐产生影响。
（2）锅炉负荷大幅度下降时，由于FGD装置浆液系统流量不可能同步作大幅度调整，FGD装置的单位能耗将随之上升。
（3）若燃烧系统中空气预热器的漏风系数发生严重的偏差，也会对FGD装置产生影响。
（4）静电除尘器或水膜除尘器除尘效率的变化导致FGD装置进口的飞灰浓度发生变化，该数值除影响酸结露过程外，当机组烟气含尘量偏高时，烟尘会被大量捕集于石膏浆中影响脱硫副产物石膏的质量与综合利用。
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（5）若锅炉燃烧系统发生故障造成烟气温度超过最大允许值或烟气超压/低压超过最大允许值，FGD装置必须解列。
（3）FGD装置对现有系统的影响
静电除尘器或水膜除尘器出来的干烟气经FGD装置吸收塔喷淋脱硫后，脱硫浆液中的水分大量蒸发进入烟气，导致脱硫后的净烟气温度下降较多，成为具有较强酸腐蚀性的湿烟气。与湿烟气接触的烟道需进行内防腐改造。
脱硫后排入烟囱的烟气温度下降至～50℃(无GGH)，烟囱的内压有所增大，脱硫装置投运后，应加强对烟囱的监察，如发现异常及时采取必要措施，确保烟囱安全。
6.3主要设备选型
6.3.1 主要设备选型原则
(1)烟道设计应符合中华人民共和国电力行业标准《火力发供热公司烟风煤粉管道设计技术规程》（DL/T5121-2000）。
(2)脱硫塔的基本技术要求
①当锅炉在70-110%BMCR工况下，燃用设计煤种情况下，保证脱硫效率≥90%、排尘浓度≤50mg/Nm3
②)脱硫塔采用开式喷淋塔（即“空塔”），结构简单，运行可靠，不会因为浆液中的固态物质和灰份在塔内件沉积和结垢。在喷淋塔内，吸收浆液与烟气逆流结构设计。采用四层喷嘴将脱硫剂浆液以雾状均匀地喷洒于充满烟气的塔中，以保证高脱硫吸收效率，并具有一定的除尘效果。脱硫塔采用碳钢衬鳞片，上部分为喷淋层和脱水筒配置2台循环泵（一备一用）。
③)脱硫塔采用碳钢内衬玻璃鳞片，系统使用寿命10年. （3） 工艺部分基本技术要求
①采用湿式双碱法脱硫工艺，主要为脱硫塔系统（每台锅炉配置单独脱硫塔）、烟气系统、吸收剂供应及制备系统、脱硫液循环及再生系统、脱硫渣处理系统、工艺水系统和电气及仪表控制系统等组成。
②) 脱硫系统采用石灰粉作为消耗剂，来源由业主方提供。
③脱硫系统应同时满足煤质在下列范围的变化：即硫（Sar）的波动范围1.0%～3%、灰（Aar）的波动范围20%～40%、烟气量增加10%、烟温增加10℃等，此时脱硫效率
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保证值为大于90%。
④脱硫塔在Ca/S摩尔比为小于1.05，最低脱硫率保证值为90%。
⑤脱硫塔不影响机组的安全、稳定运行。脱硫不会降低机组的出力，不会影响锅炉效率。
⑥脱硫后的主要副产物为石膏，可以作为建筑材料使用。
⑦)对脱硫装置产生的副产物为稳定性物质，不会对环境造成二次污染。 6.3.2 主要设备
（1）吸收塔（喷淋空塔）
吸收塔是脱硫设备的关键设备。根据结构特点，可分为喷淋塔、填料塔、塔板洗涤塔、流化床洗涤塔、文丘里洗涤器等。
本工程吸收塔采用目前脱硫装置技术成熟可靠、被广泛应用的喷淋空塔，内有搅拌器、氧化空气分布系统、喷淋层及玻璃鳞片防腐内衬。设计寿命30年。其有关技术参数如下：
－吸收塔型式 －吸收塔入口烟气量 －吸收塔出口烟气量 －设计压力 －浆液循环停留时间 －浆液全部排空所需时间 －液/气比(L/G) －烟气流速 －烟气在吸收塔内停留时间 －化学计量比CaCO3/去除的SO2 －浆池固体含量: 最小/最大 －浆液含氯量 －浆液PH值 －吸收塔吸收区直径 －吸收塔吸收区高度 单位 Nm3/h Nm3/h Pa min. H l/m3 m/s S mol / mol Wt% g / l m m 喷淋 557898 590130 5000 3.5 12 16.6 5.86 3.5 1.03 18/22 20 5.5 9 10 专业打造
－浆池区直径（或长×宽） －浆池高度 －浆池液位正常/最高/最低 －浆池容积 －吸收塔总高度 －材质 ·吸收塔壳体 / 内衬 ·入口烟道材质/厚度 ·喷淋层/喷嘴 ·搅拌器轴/叶轮 ·氧化空气喷枪 －喷咀数 －喷嘴型式 －搅拌器或搅拌设备数量 －搅拌器或搅拌设备功率 m m m m3 m kW 9 7 7/7.5/6.5 500 17 Q235/玻璃鳞片 衬C276/1.8 FRP/SiC 1.4529/1.4529 1.4529 87 螺旋型 3 18.5 （2）其他设备
主要设备清单
序号 1 2 3 4 1 2 3 4 5 名称 吸收剂浆液罐 浆池搅拌机 石灰浆液泵 钠碱储罐 脱硫塔 旋风分离器 脱硫液循环泵 再生循环泵 烟气换热器 1m3 3KW Q=8m3/h,H=15m 20 m3 φ/h=2.8m/16m φ=1.8m 离心式，耐腐蚀、耐磨离心式，耐腐蚀、耐磨φ=1.5m 型号规格 单位 台 台 台 台 台 台 台 台 台 数量 1 1 1 1 1 1 2 1 1 套 1 专业打造
备注 一、脱硫剂制备与供应系统 二、脱硫塔、脱硫液循环和再生系统 三、烟气系统 1 脱硫塔进出口烟道
四、脱硫渣处理系统 1 2 3 抓斗吊 再生池 澄清池 300 m3 300 m3 台 个 个 1 1 1 1套 套 套 套 套 套 套 1 1 若干 若干 若干 1 用旧改造 五、电气及控制部分 六、管路、管件、阀门及其它 1 2 3 4 5 6 管道 衬胶管道 电动阀 衬胶隔膜阀 手动调节阀 保温材料 6.4 公用工程
6.4.1 给排水
脱硫系统的给水和排水系统分别在界区外1m与电厂相应的系统接口对接。 （1） 工艺水
从电厂工业水系统引接至脱硫工艺水箱，为脱硫工艺系统提供工艺用水。其主要用户为石灰石浆液制备用水、除雾器的冲洗水、所有浆液储运设备、输送管路的冲洗水。
工艺水泵和除雾器冲洗水泵各设置两台，一运一备，事故状态下由保安电源供电。 （2） 排水
脱硫系统建构筑物室内生活排水、生产废水和雨水系统，与电厂排水系统采取一致的清污分流系统。排水方式为自流。 6.4.2 压缩空气
脱硫装置的仪用压缩空气消耗量很小。脱硫装置的仪用压缩空气气源由电厂的仪用压缩空气系统提供，用气量为0.5m3/min，在脱硫系统内设置仪用储气罐。 6.4.3供配电
低压PC采用单母线分段接线，设380/220V脱硫I、II段，由两台低压干式变低压
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侧供电。380/220V脱硫I、II段之间设联络开关，正常时联络开关打开，当某一段进线电源故障时跳开该段进线开关，联络开关自动闭合，MCC均采用双回供电，两路电源互相闭锁。
380/220V系统为中性点直接接地系统，接于PC上的馈线回路采用空气断路器。低压电器的组合应保证在发生短路故障时，各级保护电器有选择性的正确动作。
低压系统应有不少于20%的备用配电回路。 6.4.4 电气设备布置及电缆敷设
脱硫系统设低压配电柜，布置在现有尾气在线监测室，MCC及其余电气设备均采用集中室内布置方式。
电缆设施符合相关的标准和规范。
电缆根据工程实际情况恰当地采用电缆沟道﹑电缆桥架﹑地下埋管以及电缆直埋的敷设方式。
敷设于电缆桥架和电缆支、吊架上的电缆做到排列整齐﹑美观。
0.4kV动力电缆、控制电缆、信号电缆等按有关标准和规范分层（或分隔）敷设。 6.4.5 二次线及继电保护
脱硫系统电气系统设置常规控制屏，所有开关状态信号、电气事故信号及预告信号均送入脱硫系统规控制屏。脱硫系统控制室不设常规测量表计，采用4～20mA变送器（变送器装于相关开关柜）输出送入脱硫规控制屏。测量点按《电测量及电能计量装置设计技术规程》配置。
380V厂用系统及电动机由空气开关脱扣器及熔断器实现保护。继电保护配置按《火力发电厂厂用电设计技术规定》配置。 6.4.6防雷与接地
本工程脱硫系统处于烟囱上避雷针的直击雷保护范围内。接地装置除利用埋地金属管道、混凝土钢筋等自然接地外，还敷设以水平接地镀锌扁钢为主，适当设置垂直接地极的闭合接地网，并同主体工程的主接地网至少有四处可靠的电气连接。5.8 建筑结构与地基处理
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6.5 建筑、结构部分
6.5.1建（构）筑物抗震设防原则
建（构）筑物设防烈度（包括计算地震作用设防烈度和抗震措施设防烈度）均按照基本烈度6度设防。 6.5.2地基处理
结合主厂房地段地基处理的选择及试桩成果，荷载较大的建构筑物及设备基础拟采用沉管灌注桩或预制方桩，主要构建筑物采用沉管灌注桩预制方桩。 6.5.3建筑设计
在满足国家现行的有关规范的前提下，土建工程的方案选择和确定，首先以满足工艺安全生产、操作检修为前提，同时兼顾其它各有关专业的需要，对不同生产要求的建筑物，选择合理的结构型式，力求土建设计达到：适用、经济、合理、美观，以适应和体现现代工业文明生产的要求，同时尽可能地降低工程造价，使有限的投资尽快形成生产能力，获得最佳经济效益。脱硫区域的建（构）物需与主厂房协调，力求立面造型简洁，色彩明快，体现出工业建筑的时代风貌，使整个厂区统一和谐。
建筑装修执行《火电厂建筑装修设计标准》（DL/T5029-94）,等级取二级标准。 土建工程遵循现行国家有关标准、规范和规定的要求和现行的电力行业标准。
墙体：主要建筑物采用加气混凝土砌块填充墙为主，其它建筑按各自特点采用加气混凝土填充墙及KP1多孔砖承重墙，以使用地方建材为主。
楼地面：楼地面根据实际要求采用地砖、耐磨面层。
内装饰：控制室墙面涂料采用吸声和亚光材料，但要为硬质的耐久性材料。控制室、电子设备间顶棚均采用高级矿纤板吊顶及配套龙骨,其它部位为白色乳胶漆顶棚；内墙面采用涂料；
饰面：外墙面将采用与主厂房相适应的涂料；注意防污染，耐久和耐候性。全厂建筑外檐以女儿墙为主。
屋面：根据《建筑气候区划标准》和《民用建筑热工设计规范》的要求，普通建筑屋面防水等级为III级，采用中级柔性防水卷材一道，配电室屋面防水等级为II级，采用双层中级柔性防水卷材二道。屋面保温采用树脂珍珠岩保温板，建筑物的屋面为有组织排水，屋面梁顶上设女儿墙。 6.5.4结构设计
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根据工艺生产布置的要求，脱硫区域设有综合楼（含石膏库）、制粉楼、粉仓、料仓、氧化风机和循环泵房、吸收塔基础、烟道支架、吸收塔循环泵基础、事故浆液箱基础、工艺水箱基础、滤液水箱基础等。
设备基础：原则上采用砼大块式基础。砼强度等级宜不小于C25，垫层砼不小于C10。基础按计算确定是否配筋；大体积砼基础配筋，防止出现温度裂缝，其所用钢筋原则上采用HPB235和HRB335热轧钢筋。构造要求按有关规范标准执行。基础上的开孔，埋件位置保证能与设备及支架等对接。
主要建构筑物结构形式如下： (1) 综合楼（含石膏库）：
钢筋混凝土框架结构，柱下独立基础，砖墙围护，屋顶设有保温层。石膏库5米高钢筋凝土墙围护，其余砖墙围护。
(2) 制粉车间：
钢筋混凝土框架结构，柱下独立基础，砖墙围护，屋顶设有保温层。 (3) 氧化风机和循环泵房：
钢筋混凝土框架结构，柱下独立基础，砖墙围护，屋顶设有保温层。 (4) 吸收塔基础：
地下钢筋混凝土大块式基础。 (5) 事故浆液箱基础：
钢筋混凝土大块式基础，钢筋混凝土结构检修支架。 (6) 工艺水箱基础： 钢筋混凝土大块式基础。 (7) 循环泵基础：
地下钢筋混凝土块式基础。 (8) 氧化风机基础： 地下钢筋混凝土块式基础。 (9) 烟道支架：
钢筋混凝土框架结构，柱下独立基础。
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第七章 环境保护
7.1项目周围环境现状
项目所处位置位于###聚源纸业有限公司厂区内。该场址交通便利、人文环境优越，环境现状较好。
7.2主要污染源
1、施工期
本项目为公共建筑建设，在建设期主要污染源为挖掘机、砼搅拌机、振捣棒及运输车辆以及吊装、焊接等施工过程中产生的非稳态噪声，土方开挖的废土、施工工人的生活废水和水泥、沙石等建筑材料在运输、装卸及土方运输过程中产生的扬尘。
2、运营期
主要为环境治理项目，没有污染源。
7.3治理方案
1、编制依据
（1）《中华人民共和国大气污染防治法》； （2）《中华人民共和国水污染防治法》； （3）《中华人民共和国噪声污染防治法》； （4）《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》； （5）《建设项目环境保护管理条件》（国务院令第253号）。 2、执行标准
（1）《大气污染综合排放标准》（GB16297—1996）； （2）《污水综合排放标准》（GB8978—1996）； （3）《建筑施工场界噪声限值》（GB12523—90）； （4）国家有关环境保护方面的标准和规范。 3、治理方案 (1)噪声治理
凡产生噪声、振动的设备如水泵、风机等除由建筑专业做隔声处理外，均考虑安装
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消声、减振设备。空调、通风设备选用高效、低转速、低噪声设备，使噪声控制在国际规定的范围内。
（2）施工噪声治理
施工期通过加强管理，并采取隔音、减振、夜晚禁止高噪声设备施工等措施，使施工场界噪声降到60-65dB(A)，符合《建筑施工场界噪声限值》。
（3）施工期间大气污染治理
运输车辆车厢密闭，定期清扫施工场地及运输路面上撒落的土、石方，定期洒水，使TSP浓度低于GB16297-1996《大气污染物综合排放标准》，颗粒物无组织排放监控浓度限值1.0mg/m3。
7.4绿化
绿化在防止污染、保护和改善环境方面起着特殊的作用，它具有较好调温、调湿、改善气候、净化空气、减弱噪声等功能。绿化应做到点、线、面相结合，沿道路两旁种植成线型绿化带，建筑周围种植花草、树木，使道路和空地不露土，尽量增大绿化面积，形成环境优美的工作环境。
7.5项目对周围环境影响的变化
7.5.1总量控制和环境保护标准
根据###3（集团）###3有限公司 “十一五”二氧化硫总量控制和削减目标责任书，公司燃煤锅炉脱硫效率大于85%。
为执行###3（集团）###3有限公司“十一五”二氧化硫总量控制和削减目标的要求，必须尽快对###3t/h锅炉进行烟气脱硫装置的建设，减少对环境的污染，并为电厂进一步的发展留下较大的环境空间。 7.5.2 对周围环境影响的改善
本工程实施后（脱硫效率按95%），按照电厂现有的煤质资料计算的全厂SO2排放总量见表7-1.
表7-1 全厂烟气脱硫后SO2排放量表（设计煤质）
项目 ###3t/h锅炉脱硫 SO2排放量(t/a) 2#炉 1483.9 4#炉 专业打造
改造前 全厂SO2排放量（t/a） 脱硫率（%） ###3t/h锅炉脱硫 改造后 全厂SO2排放量（t/a） 改造前后SO2消减量(t/a) 197.8 2770 SO2排放量(t/a) 2967.8 ≥ 93 98.9 注：按年运行7500小时计 表7-1表明：
（1）按现有的煤质资料计算，公司的SO2排放量超过SO2排放控制配额，不能满足公司“十一五”二氧化硫总量控制和削减目标责任书（2006-2010）的要求。因此，#2、#4锅炉烟气脱硫工程的实施已迫在眉睫。
（2）本工程实施后，按现有燃煤煤质资料计算，可减排SO2 2770t/a,环境效益十分显著。
同时由于脱硫洗涤塔还有50%以上的除尘效率，因此还可以至少减少50%烟尘排放量（大约141.3t/a）。
7.6 其他污染物处理效果评估
其他污染物主要为烟气中除SO2和粉尘之外的污染物和脱硫装置产生的少量废水、粉尘和噪声等二次污染物。
（1）烟气中其他污染物
锅炉烟气的其他污染物（CO2、NOx、HCl、HF等）中，HCl、HF在脱硫过程被一并脱除。
（2）粉尘
烟气脱硫装置在运行中可能产生粉尘污染的场所和装置主要有：石灰石粉制备与制浆系统的工艺设备，脱硫系统设备中石灰石浆的“跑、冒、滴、漏”以及石膏浆风干后产生的扬尘。
石灰石粉贮运的工艺设备为全封闭系统，料仓的顶部均设有高效除尘器，操作岗位设置就地除尘空气净化系统。
制浆系统粉仓的底部通过密闭的螺旋加湿机定量下料。
脱硫装置为全密闭的设备/管道系统。动力设备全部采用机械密封，浆液的管道、阀
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门、法兰全部采用防腐蚀、防泄漏的材料。操作区设置完善的地面冲洗，排水回收系统。
以上措施均可有效地防止脱硫装置可能产生的粉尘二次污染。 （3）废水
吸收塔排出的脱硫浆液经一级旋流浓缩，二级真空脱水，回收石膏。石膏旋流浓缩器的溢流（稀浆），部分返回吸收系统，部分存入废浆槽。废浆泵将废浆打入废水旋流器进一步分离处理。废浆经废水旋流器再次浓缩分离后, 得到含固量～3%的上部溢流和含固量～10%的底流。底流进入石膏滤液槽，返回FGD系统循环使用。少量的废水旋流器溢流液（～2.59t/h）拟进入锅炉排渣泵集水池。
（4）噪声
本工程脱硫废水排往再生池和澄清池，循环利用，不外排。
7.7 工程实施后的社会效益
本脱硫工程实施后，全厂SO2排放总量为197.8 t/a，低于###3（集团）###3有限公司“十一五”二氧化硫总量控制和削减目标责任书（2006-2010）给定的年排放总量的控制目标，实现SO2减排放量2770t/a。同时由于脱硫洗涤塔还有50%的除尘效率，因此还可以减少烟尘的排放量（约141.3t/a），环境效益显著。按国家统计局每排放一吨二氧化硫造成的经济损失约2万元核算，项目的间接经济效益高达 5540万元/a。同时技改工程脱硫装置投运后，腾出的环境容量为当地的经济建设和公司的持续发展创造了有利的条件，因此具有显著的社会效益。
第八章 劳动安全和工业卫生
8.1 消防
本脱硫工程无易燃易爆危险性介质，脱硫装置区内为电气非防爆区，但存在意外火灾的可能性，必须落实各项防火安全措施
• 消防给水系统
电厂现在已设有高、低压消防给水系统。本期工程的消防用水接自电厂消防给水管网，根据场地设施情况布置室外消防管道及室外消火栓。
• 总图布置与建筑的消防设计
装置内的设备管道和建筑物之间保持一定的防火间距；设备布置界区周边为环形消
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防车道。建筑物的耐火等级、安全疏散距离和室内消防灭火器的配置均按《建筑设计防火规范》的要求设计。
• 火灾报警系统
在电控楼控制室设一台总线制区域火灾报警装置，负责对各生产操作点及电控楼中DCS控制室，高、低压配电室，电缆沟，电缆夹层等处的火警监视。在不同场所设有光电感烟探测器、缆式定温探测器、手动报警按钮等。原则上设备的选型同主厂房火灾报警装置并作为全厂火灾报警装置的一个分区。
该火灾报警系统，采用地址编码，两总线制，控制装置对探测、报警部件进行巡检。当有故障和火警时，控制器能自动用声、光显示和由在线打印机打印，记录报警线路﹑探头或击碎玻璃式按钮的编号、日期等数据。控制装置有与全厂的火灾报警系统的完善接口。
8.2 劳动安全和工业卫生
8.2.1 生产过程中主要职业危险，危害因素分析
脱硫系统以30%NaOH溶液为SO2吸收剂，副产物为石膏，无毒害性和易燃易爆的危险性介质添加或产生；无高温高压的工艺过程，吸收反应条件接近常温常压（循环吸收液温度45～50℃，压力300～400mmH2O）。生产过程中主要职业危害因素为石灰石粉在输送和使用过程中可能形成的粉尘（泄漏的石膏浆干燥后也会形成扬尘）和一些大型流体输送设备（循环泵，氧化风机等）的噪声，对工人的健康有一定的危害。 8.2.2 职业安全卫生防护的措施
（1）防尘
按照《工作场所有害因素职业接触限值》（GBZ2-2002）的有关规定：脱硫系统内与石灰石粉尘或石膏粉尘有直接接触的场所，如石灰石粉仓、石灰石浆液制备场地、吸收塔等，石灰石粉尘或石膏粉尘浓度不得大于10mg/m3。
工程设计时对石灰石粉制备和制浆，尽量采用机械化、自动化、全封闭系统，避免直接操作。粉仓的顶部设置脉冲式布袋除尘器，粉仓的底部通过密闭的螺旋加湿机定量下料。
输送浆液的机泵采用可靠的机械密封，管道系统设计注意防泄漏、防堵塞和自动冲洗的设计，保持脱硫系统长期稳定运行的良好状态。
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易产生粉尘的工作场所地面排水良好，冲洗方便，设置必要的喷水防尘和个人防护等设施，降低由于粉尘对工人的健康带来的影响。
（2）防噪声
脱硫系统的循环泵，氧化风机等大型运转设备会产生较大的噪声，为了减轻噪声对工人身体健康造成的影响，在设备订货时，要根据《工业企业噪声卫生标准（GBZ1-2002）》向厂家提出限制设备噪声的要求将设备噪声控制在允许的范围之内。任何噪声高于85dB（A）的设备，均需采取设备基础和进出口管道减振措施，或同时采用隔音材料、封闭空间进行隔音，将噪声控制在低于85dB（A）的水平。
脱硫控制室内的防噪声设计要求低于60dB（A）。 （3） 其他
•防腐蚀：30%NaOH溶液为强碱性溶液，有很强的腐蚀性，在灌装NaOH溶液时，要穿戴防腐蚀衣物。
•防电伤害：电器设备应采取必要的机械，电气联锁装置以防止误操作。
•防触电及雷击：电气设备选用有五防设施的设备；严格执行电工持证上岗，配电室工作票制度；在高压电气设备的周围按规定设置栅栏或屏蔽装置。
生产装置中的厂房及室外设备根据不同情况设置防雷击的避雷针、避雷带，所有电气设备要有防雷击设施并有接地设施。
•防机械伤害：所有机械外露传动部件均应加装防护装置或采取其它防护措施。设备布置上要留有足够的检修场地。所有钢平台及楼梯踏板要采用花纹钢板或格栅板以防工作人员滑倒。在所有楼梯孔、设备吊装孔、操作平台等处周围设置防护栏和盖板，以防高处跌落。
•安全标志：在与消防、安全有关的醒目位置，按《安全标志》（GB289-1996）要求，设置安全标志。
•防烫伤：在生产装置中对温度较高的设备和管道，为避免人体烫伤，设备和管道按规定予以保温，其表面温度不高于60℃。 8.2.3事故状态下环境应急措施
若主体工程发生故障，脱硫装置应停止喷淋；若脱硫装置发生故障，将视故障大小情况，按操作规程的规定进行处理；若在运行中发生净烟道漏气现象，则应减负荷、补焊有关部位，补焊结束后再满负荷运行，在装置停车期间，认真检查，予以修复。因脱
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硫后净烟气不会对周围环境产生明显的污染，短时停车可不采取疏散措施。
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第九章 节约能源
9.1必要性
能源和水资源是社会生产发展的基础，节约能源和水资源是我国长期的战略任务。现在我国能源和水资源利用率很低，消耗指标很高，节约能源和水资源不仅极其必要，而且潜力很大。因此，本项目建设采用新技术、新设备、新材料以达到最少的能源消耗。
9.2节能原则
1、合理选择和利用资源
根据国家的有关能源政策和法规，在设计中因地制宜选择能源种类，在工作过程中尽可能做到能源综合利用、重复利用、分级利用。
2、积极推广应用新技术、新设备、新材料
设备选用国家推荐节能产品，严禁选用国家明令淘汰的高能耗设备。 3、设置能源检测仪表，加强对能源的计量和管理。
9.3节能措施
9.3.1 主要节能措施
(1)工程设计阶段将尽力优化工艺系统设计，择优选用经济高效，运行可靠的主辅机设备，采用各种有效的节能措施，以节约和合理地利用能源。
(2)脱硫装置的耗电量，约占发电机组容量的1.2～1.5%，本装置不设增压风机和GGH电耗量将进一步降低。
(3)脱硫循环泵的电耗比较大，拟优化工艺设计方案，选择合适的“气液比”。 9.3.2其它节能措施
(1)设备根据双节原则，通过招标，择优选用技术先进、效率高、运行可靠的设备。 (2)选用导热系数低、物理性能好、价格合理的保温材料。采用最小年费用法计算保温经济厚度。
(3) 选用低损耗变压器及电动机，照明采用节能型新光源。
(4)在建筑和工艺上采取措施，提高厂房及建筑物的自然采光和通风率，以节约人工采光和机械通风电耗。
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(5)加强脱硫系统的给排水管理，与全厂用水统一调度、综合平衡、统一规划，达到一水多用、综合利用、重复利用，降低电厂耗水指标。
(6) 优化烟道布置，降低系统阻力损失。
(7)对机组实际运行数据和历史数据进行广泛的搜集、整理、分析、研究，在此基础上合理地确定FGD系统设计参数，实现FGD装置与主体系统的最佳匹配。
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第十章 项目管理及实施计划
10.1项目实施领导小组
为了确保该项目的顺利实施，成立项目实施领导小组，下设各专业组，负责项目实施工作。
10.2项目管理
为保证项目如期完成，项目建设小组合理配置相关专业人员，组成精简、高效的管理机构。
1、原则
项目管理实行公开招标和合同管理，建立施工监理制度，严格执行工程建设标准，做到建管并重。对项目资金的使用要专款专用，严禁挪用，并切实加强审计监督，制订奖惩制度，明确权、责、利，确保项目顺利实施。
2、施工管理
经项目管理办公室统一规划，确定项目责任人的技术责任和经济责任，对项目做出详细施工方案、明确项目目标、实施进度、质量技术保证等内容，经组长审批后方可执行。根据工程规划分阶段对工程进行验收，严把质量关。对不合格项目坚决不予验收，拒绝拨给项目经费，并根据责任合同和经济合同，对相关负责人追究相应的责任。
3、财务管理
项目财务由办公室统一管理，项目开支及资金拨付由组长审定、签字后执行。项目资金设立专户，配备专业的财会人员进行专人、专帐和资金封闭式运行管理。项目工程实行预算审批制度，由管理办公室审核后，报项目责任人签字后方可执行。对项目资金实行分阶段验收报帐管理，对不达进度、不合质量标准的工程坚决不予验收，不予拨付剩余的工程建设资金，并追究有关责任人的责任。项目财务受财政、审计、计划部门的监督。
10.3项目实施计划
10.3.1项目实施条件
本工程脱硫装置的外部条件如：场地，脱硫所需的吸收剂，水、电、蒸汽、脱硫石膏处置等条件已基本落实。脱硫设备的交通运输道路等条件已经具备。脱硫设备堆放场
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地及安装施工场地待实施阶段作详细规划，施工所需水、电、气（氧气、乙炔、压缩空气等）、都已具备。 10.3.2项目实施计划
本项目批准后，承建单位严格按照国家对各项工程的有关规定和程序，积极开展以下工作：
1、前期工作：项目可行性研究报告的编制及批复、准备设计资料等。 2、勘察、设计：建设场地勘察和项目设计等。
3、施工准备：标准设备采购，非标设备设计与制造，落实协作关系及场区拆迁平整。
4、土建施工：进行总图及建筑单体施工。
5、设备定货及安装：进行所需设备的购买、安装及调试。 6、装饰工程：对建筑进行装修。 7、竣工验收：交工验收。
为加快建设进度，缩短建设工期，各阶段工作应尽量提前进行，允许有一定程度交叉，项目建设周期为1年。
项目进度表
序号 时间（月） 建设程序 1 1 2 3 4 5 6 7 前期工作 勘察、设计 施工准备 土建施工 设备定货及安装 调试、运行 竣工验收 2 3 第一年 4 5 6 7 8
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第十一章 项目定员
11.1 生产管理
根据国家电力公司人事劳动部（1998）94号文《关于颁发〈火力发电厂劳动定员标准〉（试行）的通知》的精神，以及脱硫系统在电厂发电机组中相对独立的特点，为便于该系统的运行、管理及维修，建议设置#1、#2炉烟气脱硫装置的脱硫工段。脱硫工段隶属于相关车间，在行政上由热电厂统一管理。
脱硫工段主要负责脱硫装置的运行管理、设备的日常维护、修理等工作。
11.2 人员编制
根据脱硫系统的运行管理工作内容，脱硫管理/运行人员按现有运转班制考虑，编制共计6人，其中：管理人员1人（常白班），维护人员1人；运行人员4人，负责脱硫系统的运行操作。
专设维护人员，负责该脱硫系统及设备的机电仪日常维护。 脱硫装置的大小修管理及维护由全厂统一安排，不另增加定员。 脱硫的管理机构及定员最终根据热电厂实际情况进行调整。
11.3人员培训
为使本项目建成后能顺利投产及投产后长期连续稳定运行，必须对相关操作工、技术人员、管理人员进行系统的培训。
本项目的工艺技术和设备运行的自动化水平较高，操作严格，因此，拟根据技术情况，一般操作工可现场培训，成套先进技术和装置的关键操作岗位的主要操作人员需到相应的生产厂进行培训或由供货商派出技术人员在现场进行培训，经考试或考核合格者取得上岗合格证后方可上岗。
所有人员，上岗前都应进行培训和安全教育，掌握相关技术方面的技能，进行理论学习和专业知识学习并经考试合格后方可执证上岗，同时进行该公司的三级安全教育，应取得相应的合格证后，方可上岗。
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第十二章 项目招投标方案
为了提高建设项目的工程质量，缩短工程建设期，防范和化解工程建设中的违规行为，提高经济效益，制定本项目的招投标方案。
12.1招标范围及招标组织形式
招标的范围包括项目建设的设备招标、施工监理招标、施工企业选择招标三项，面向社会全部进行公开招标。
鉴于项目法人单位目前尚不具备自行招标所具备的编制招标文件和组织评标的能力，该项目招投标活动，全部委托给有资质的招标代理机构办理。
12.2投标、开标、评标和中标程序
本项目质量要求高，根据建设项目规模和建设要求，在招投标过程中必须遵守如下程序：
1、项目经上级部门批复同意后，项目承办单位在指定媒体上发布招标公告。 2、在招标文件开始发出之日起30日内，具有承担招标项目能力的法人或者其它组织都可以投标。投标人少于3个时，应当重新进行招标。投标文件应当对招标文件提出的实质性要求和条件做出响应。招标项目属于建筑施工的，招标文件的内容还包括拟派出的项目负责人与主要技术人员的简历、业绩和拟用以完成招标项目的机械设备。
3、评标按照《中华人民共和国招投标管理法》的规定和程序进行。
4、开标时由委托代理招标机构主持，邀请所有投标人参加，由招标人委托公正机构检查并公证。
5、中标人确定后，招标人向中标人发出中标通知书，该通知书具有法律效力，若中标人放弃中标项目，应当承担法律责任。自中标通知书发出30日之内，按照招标文件，项目承办单位和中标人签订书面合同，中标人不得向他人转让中标项目，不得将中标项目肢解后分别向他人转让。
12.3评标委员会的人员组成和资质要求
项目全部采用公开招标的方式。因此，在招投标过程中，为保证项目的公开，对评标委员会的组成和资质有如下要求：
1、评标委员会人员组成
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评标委员会由项目承办单位的代表和有关技术、经济等方面的专家组成。专家成员根据本方案在开标当天，在当地发改委专家库随机抽取，评标委员会主任由专家###时推选；评标委员会采用单数制，但最低不少于5人，并且技术、经济等方面的专家不得少于成员总数的三分之二。
2、评标委员会成员的资格要求
评委会成员职称要求在副高工（副教授）以上，从事本专业至少在8年以上，对工程项目有较深入的研究，并且职业道德良好，与投标单位无任何利害关系。评标委员会成员应当客观公正的履行职务，遵守职业道德，对所提出的评审意见承担个人责任。
第13章 投资估算和资金筹措
13.1投资估算
13.1.1编制范围
本项目投资估算包括###3（集团）###3有限公司###3t/h锅炉脱硫工程 项目的建筑物工程、设备购置、安装以及相关的其他费用。 13.1.2编制依据
1、《投资项目可行性研究指南》计办投资〔2002〕15号； 2、《投资项目经济咨询评估指南》咨经〔1998〕11号； 3、《###建筑装饰工程综合基价》（2002）； 4、《###安装工程单位综合基价》（2003）； 5、近期###材料价格信息。 13.1.3编制方法
1、建筑工程根据相同结构的类似工程决算，并参考当地建设工程造价指数信息进行调整，以指标形式计入；
2、安装工程根据有关规定及设备安装类似工程决算，以设备购置费为基础，按指标形式计入；
3、设备购置费：设备费按现行市场价格计算，根据近期类似工程报价或合同价格进行估价。设备运杂费：运杂费以设备费为基础以指标形式计算；
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4、材料价格：执行###现行建筑工程预算材料价格。 5、其它费用按有关规定计取。其中：
建设单位管理费：建设单位管理费参照###财建[2002]125号文件规定计入； 勘察设计费：勘察设计费按工程费用的2.4%计入； 工程监理费：按工程费用的1.2%计入；
招投标费：招投标费参照计价格[2002]1980号文件规定计入； 调试运行费：按工程费用的1%；
其他前期工作费：按工程费用的0.5%计入。 6、基本预备费率取6%。 13.1.4总投资
项目总投资＝建设投资+建设期利息+铺底流动资金 经计算本项目总投资为589.83万元,全部为建设投资。 总投资构成可见下表：
总投资构成表
序号 1 2 2.1 2.2 2.3 2.4 3 4 项目名称 总投资 建设投资 建筑工程 设备工程 安装工程 其它费用 建设期利息 铺底流动资金 合计(万元) 589.83 589.83 0.00 466.00 53.40 70.43 0 0 占投资（%） 100.00% 100.00% 0.00% 79.01% 9.05% 11.94% 0.00% 0.00% 备注 详见附表：投资估算表。
13.2资金筹措
13.2.1资金筹措
本项目总投资589.83万元，全部由企业自筹。 13.2.2使用计划
项目总投资589.83万元，资金使用计划见下表。
投资计划与资金筹措表 单位:万元
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序号 1 1.1 1.2 1.3 1.4 2 2.1 年份 名称 总投资 建设投资 固定资产投资方向调节税 建设期利息 铺底流动资金 资金筹措 自有资金 其中:用于铺底流动资金 合计 589.83 589.83 0 0 0 589.83 589.83 0 0 建设期 1 589.83 589.83 0 0 589.83 589.83 0 2 0 0 0 0 0 3 0 0 0 0 0 运营期 4 0 0 0 0 0 5 0 0 0 0 0 2.2 银行借款 第十四章 效益分析
14.1财务评价说明
1、该项目评价依据国家发改委、建设部颁发的《建设项目评价方法与参数》（第三版）及现行的财税制度编制；
2、财务评价方法依据本工程特点，所有指标仅对本建设投资部分进行财务分析； 3、项目计算期按16年计，其中建设期为1年，生产经营期为15年； 4、根据项目性质，生产期内第1年及以后各年均为100%； 5、基准财务内部收益率为8%。
14.2产品成本
14.2.1产品成本估算依据
1、原材料、动力费
该项目费用主要是生产用原辅材料费用，根据各种原料的年耗量及建设期末产品及近期当地市场价格为基础计算。
该项目年主要原料料和动力成本71.81万元。 2、工资及福利费
该项目定员6人，工人月工资800元，管理人员月工资1200 元，福利费为工资的14％，年工资及福利费为7.2万元。
3、折旧与摊销
据财务制度规定，项目固定资产折旧采用平均年限法计算，建筑物按30年折旧，设备按15年折旧，残值率均为5%。
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本项目无形资产按10年摊销，其他资产摊销年限按5年计算。 见附表：固定资产折旧估算表及无形及其他资产摊销估算表。 4、修理费用
修理费用按固定资产原值的1.5%计取。 5、其他制造费用
其他制造费用按固定资产原值的1%计取。 6、其他管理费用
其他管理费用按收入的4%计算。 14.2.2产品总成本
经计算本项目经营期平均年总成本费用为141.12万元，年均固定成本费用为38.81 万元，年均可变成本费用为102.31万元，年均经营成本费用为103.76万元。
详见附表：总成本表。
14.3 经济效益分析
14.3.1 计算原则及主要参数
（1） 计算原则
本报告是针对烟气脱硫工程烟气脱硫系统建设与运行成本的经济性进行分析。主要经济效益为通过脱硫改造，SO2排放量减少进而减少了排污费，副产品石膏销售收入未计算入。
（2）主要参数及资金来源
设备年利用小时数：本工程投产后设备年利用小时数按7500h计算。
吸收剂消耗及价格：脱硫装置30%烧碱价格为800元/t（包括运费），消耗量为48.25kg/h。
石灰石吸收剂价格为350元/t（包括运费），消耗量为118.15kg/h。 用水量：脱硫装置用水量按消耗水10t/h计算。 修理费：按脱硫装置造价的1.5％预提。
用电量：脱硫装置用电量20kW/h，年耗电15.00万kW/h，电价按0.34元/kWh。 折旧率；固定资产折旧采用直线法，净残值率为5％，折旧年限取15年。 收入：按国家发改委等四部委排《污费征收标准及计算方法》核算，二氧化硫、烟
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尘排污费标准为每一污染当量0.6元。 14.3.2 计算结果
脱硫装置运行成本及对电价的影响详见附表1“主要技术经济指标表”
从国民经济评价角度看公司锅炉增加脱硫系统将有助于改善环境状况，降低污染，在满足国家环保规定的前提下，使地区建设争取更大的排放空间，为区域建设和经济可持续发展奠定了基础。
脱硫装置运行成本及对电价的影响详见“主要技术经济指标表”。
序号 费用名称 主要技术经济指标表 单位 t/年 t/年 kWh/年 t/年 元/年 元/人年 元/年 元/年 元/年 361.88 886.125 150000 45000 6 数量 800 350 0.34 1.5 1.50% 单价 金额单位：元 合价 1340744 289500 310144 51000 67500 118000 72000 59000 373600 1763700 一 年运行维护成本 1 吸收剂 2 3 5 6 7 8 石灰石 电费 消耗水费 修理费 工资及福利费 其它制造费用 二 折旧及摊销 三 收入 注：年运行按7500小时计。
14.4 项目敏感性分析
考虑到决策过程中的投资、成本等诸多变量在项目实施以后，可能因某种原因而出现一定的偏差，敏感性分析就是要对这些不确定因素予以充分的估计，分析其对项目经济效益的影响，以便为项目最终决策提供依据。本项目基本方案的财务内部收益率为8%，现将：营业收入、经营成本、固定资产投资等因素发生变化时对本项目的财务评价指标进行系统计算，计算结果见敏感性分析表。
敏感性分析表
变化内容 基准收益率 固定资产投资变化 变化幅度 0% 5% 收益率 10.67% 9.82% 变化幅度 0% -5% 收益率 10.67% 11.59% 专业打造
10% 营业收入变化 5% 10% 经营成本变化 5% 10% 9.03% 12.55% 14.37% 9.52% 8.34% -10% -5% -10% -5% -10% 12.59% 8.71% 6.66% 11.79% 12.89% 由分析可知，项目最敏感时因素为经营收入，当经营收入向不利方向变化10% 时，税前全部投资财务内部收益率降为6.66％，将使企业的经营受到影响。
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第十五章 结论与建议
15.1结论
（1）按照###政府与###3（集团）###3有限公司关于“###3（集团）###3有限公司“十一五”二氧化硫总量控制和削减目标责任书”的要求，应尽快对#2、#4燃煤锅炉炉进行烟气脱硫改造，以满足SO2排放总量控制的要求，也为企业的进一步发展在环境保护方面留下较大的发展空间，因此尽快对#2、#4炉实施烟气脱硫是十分必要的；
（2）双碱法脱硫工艺克服了石灰/石灰石法容易结垢和堵塞的缺点，是目前成熟的且在小热电燃煤锅炉烟气污染治理方面应用较为广泛的一种烟气脱硫技术，具有脱硫率高、脱硫剂价格便宜、质量稳定、供应有保证和适应性强的脱硫工艺。该工艺比较符合###3（集团）###3有限公司的实际，是合适的。
（3）根据公司场地实际情况，采用一炉一塔的建设方案，具有系统设计简单，操作维护方便等优点，也使得在现有场地上的脱硫工程得以实现。
（4）电厂现有###3t/h锅炉的脱硫装置建成投运后，脱硫效率按≥ 95%考虑，SO2
排放浓度低于140mg/m3,SO2排放量197.8 t/a，实现SO2减排2770t/a，实现烟尘减排141.3 t/a，为今后该厂进一步的发展在环保方面留下了很大的发展空间，也将为减少对周边环境的影响起到很大作用。
（5）本工程投运后将大大降低SO2排放量，除对当地大气环境质量的改善有利外，还可以减少每年缴纳的排污费用，从而获得一定的经济效益。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。
综上所述，本社会效益、项目经济明显，项目是可行的。
15.2 建议
实施脱硫改造后由于排烟温度降低，将对烟囱产生一定的腐蚀影响，应适时观测烟囱的腐蚀情况，必要时应对烟囱进行防腐改造。
目 录
第一章 总论 ·································································································································· 1
1.1项目名称及承办单位 ······················································································································· 1 1.2 编制依据 ·········································································································································· 1 1.3 研究目的及研究范围 ······················································································································· 2
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1.4主要技术原则 ··································································································································· 2 1.5脱硫工程建设的必要性 ··················································································································· 3 1.6工作的简要过程 ······························································································································· 3 1.7项目总投资及资金来源 ··················································································································· 4 1.8项目结论及建议 ······························································································································· 4 1.9主要经济技术指标表 ······················································································································· 4
第二章 项目建设背景及必要性 ···································································································· 6
2.1项目建设背景性 ······························································································································· 6 2.2必要性 ··············································································································································· 7
第三章 项目建设条件及选址········································································································· 8
3.1项目建设条件 ··································································································································· 8 3.2水、电、气供应条件 ······················································································································· 9 3.2项目选址 ········································································································································· 10
第四章 企业状况······························································································································ 10
4.1 企业概况 ········································································································································· 10 4.2 锅炉建设及污染物排放 ··················································································································· 11
第五章 工程技术方案 ··················································································································· 13
5.1 主要脱硫工艺及项目脱硫工艺的选择 ·························································································· 13 5.2双碱法脱硫工程描述 ······················································································································ 15 5.3设计基础参数 ·································································································································· 18
第六章 脱硫工程设想 ··················································································································· 20
6.1 脱硫装置的总平面布置 ·················································································································· 20 6.2 一炉一塔脱硫工艺系统设计 ·········································································································· 20 6.3主要设备选型 ·································································································································· 23 6.4 公用工程 ········································································································································· 26 6.5 建筑、结构部分······························································································································ 28
第七章 环境保护······························································································································ 30
7.1项目周围环境现状 ·························································································································· 30 7.2主要污染源 ······································································································································ 30 7.3治理方案 ·········································································································································· 30 7.4绿化 ·················································································································································· 31 7.5项目对周围环境影响的变化 ·········································································································· 31 7.6 其他污染物处理效果评估 ·············································································································· 32 7.7 工程实施后的社会效益 ·················································································································· 33
第八章 劳动安全和工业卫生 ········································································································· 33
8.1 消防 ················································································································································· 33 8.2 劳动安全和工业卫生 ······················································································································ 34
第九章 节约能源······························································································································ 37
9.1必要性 ·············································································································································· 37 9.2节能原则 ·········································································································································· 37 9.3节能措施 ·········································································································································· 37
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第十章 项目管理及实施计划······································································································· 39
10.1项目实施领导小组 ························································································································ 39 10.2项目管理 ········································································································································ 39 10.3项目实施计划 ································································································································ 39
第十一章 项目定员 ····················································································································· 41 第十二章 项目招投标方案 ··········································································································· 42
12.1招标范围及招标组织形式 ············································································································ 42 12.2投标、开标、评标和中标程序 ···································································································· 42 12.3评标委员会的人员组成和资质要求 ···························································································· 42
第13章 投资估算和资金筹措 ···································································································· 43
13.1投资估算 ········································································································································ 43 13.2资金筹措 ········································································································································ 44
第十四章 效益分析 ······················································································································· 45
14.1财务评价说明 ································································································································ 45 14.2产品成本 ········································································································································ 45 14.3 经济效益分析································································································································ 46 14.4 项目敏感性分析···························································································································· 47 15.1结论 ················································································································································ 49 15.2 建议 ··············································································································································· 49 附表：1、投资估算表 2、经济评价表
附图：1、脱硫装置工艺流程图
项目名称: ###3（集团）###3有限公司
###3t/h锅炉脱硫工程
承办单位: ###3（集团）###3有限公司 项目法人：王俊杰
项目编制单位：###工程咨询公司
###环境保护局环境监测站 资格证书号：工咨甲12020070028 法人代表： 董治堂 项目负责人:王亚联
编写人员： 肖洛跃 贾素平 马玉宾 李俊峰
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赵 靖 冯耀宗 介明莉
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