脫硫工藝技術(shù) 上海申弘閥門有限公司
*章 現(xiàn)有可用的脫硫技術(shù)
根據(jù)控制SO2排放的工藝在煤炭燃燒過程中的位置，可將脫硫技術(shù)分為燃燒前、燃燒中和燃燒后三種。燃燒前脫硫主要是選煤、煤氣化、液化和水煤漿技術(shù)；燃燒中脫硫指的是低污染燃燒、型煤和流化床燃燒技術(shù)；燃燒后脫硫也即所謂的煙氣脫硫技術(shù)。煙氣脫硫技術(shù)是目前在世界上*大規(guī)模商業(yè)化應(yīng)用的脫硫方式，其它方法還不能在經(jīng)濟(jì)、技術(shù)上與之競(jìng)爭(zhēng)。上海申弘閥門有限公司主營閥門有：減壓閥(氣體減壓閥,可調(diào)式減壓閥,波紋管減壓閥,活塞式減壓閥,蒸汽減壓閥,先導(dǎo)式減壓閥,空氣減壓閥,氮?dú)鉁p壓閥,水用減壓閥,自力式減壓閥,比例減壓閥)、安全閥、保溫閥、低溫閥、球閥、截止閥、閘閥、止回閥、蝶閥、過濾器、放料閥、隔膜閥、旋塞閥、柱塞閥、平衡閥、調(diào)節(jié)閥、疏水閥、管夾閥、排污閥、排氣閥、排泥閥、氣動(dòng)閥門、電動(dòng)閥門、高壓閥門、中壓閥門、低壓閥門、水力控制閥、真空閥門、襯膠閥門、襯氟閥門。專業(yè)脫硫閥門生產(chǎn)廠家。 1.1國外煙氣脫硫技術(shù)現(xiàn)狀
世界各國研究開發(fā)和商業(yè)應(yīng)用的煙氣脫硫技術(shù)估計(jì)超過200種。按脫硫產(chǎn)物是否回收，煙氣脫硫可分為拋棄法和再生回收法，前者脫硫混合物直接排放，后者將脫硫副產(chǎn)物以硫酸或硫磺等形式回收。按脫硫產(chǎn)物的干濕形態(tài)，煙氣脫硫又可分為濕法、半干法和干法工藝。 1.1.1濕法煙氣脫硫工藝
濕法煙氣脫硫工藝絕大多數(shù)采用堿性漿液或溶液作吸收劑，其中石灰石或石灰為吸收劑的強(qiáng)制氧化濕式脫硫方式是目前使用廣泛的脫硫技術(shù)。石灰石或石灰洗滌劑與煙氣中SO2反應(yīng)，反應(yīng)產(chǎn)物硫酸鈣在洗滌液中沉淀下來，經(jīng)分離后即可拋棄，也可以石膏形式回收。目前的系統(tǒng)大多數(shù)采用了大處理量洗滌塔，300MW機(jī)組可用一個(gè)吸收塔，從而節(jié)省了投資和運(yùn)行費(fèi)用。系統(tǒng)的運(yùn)行可靠性已達(dá)99%以上，通過添加有機(jī)酸可使脫硫效率提高到95%以上。
其它濕式脫硫工藝包括用鈉基、鎂基、海水和氨作吸收劑，一般用于小型電廠和工業(yè)鍋爐。以海水為吸收劑的工藝具有結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單、不用投加化學(xué)品、投資小和運(yùn)行費(fèi)用低等特點(diǎn)。氨洗滌法可達(dá)很高的脫硫效率，副產(chǎn)物硫酸銨和硝酸銨是可出售的化肥。 1.1.2半干法煙氣脫硫工藝
噴霧干燥法屬于半干法脫硫工藝。該工藝于70年代初至中期開發(fā)成功，*臺(tái)電站噴霧干燥脫硫裝置于1980年在美國北方電網(wǎng)的河濱電站投入運(yùn)行，此后該技術(shù)在美國和歐洲的燃煤電站實(shí)現(xiàn)了商業(yè)化。該法利用石灰漿液作吸收劑，以細(xì)霧滴噴入反應(yīng)器，與SO2邊反應(yīng)邊干燥，在反應(yīng)器出口，隨著水分蒸發(fā)，形成了干的顆粒混合物。該副產(chǎn)物是硫酸鈣、硫酸鹽、飛灰及未反應(yīng)的石灰組成的混合物。
噴霧干燥技術(shù)在燃用低硫和中硫煤的中小容量機(jī)組上應(yīng)用較多。當(dāng)用于高硫煤時(shí)石灰漿液需要高度濃縮，因而帶來了一系列技術(shù)問題，同時(shí)由于石灰脫硫劑的成本較高，也影響了其經(jīng)濟(jì)性。但是近年來，燃用高硫煤的機(jī)組應(yīng)用常規(guī)旋轉(zhuǎn)噴霧技術(shù)的比例有所增加。噴霧干燥法可脫除70-95%的SO2，并有可能提高到98%，但副產(chǎn)物的處理和利用一直是個(gè)難題。 
1.1.3干法脫硫工藝
干法脫硫工藝主要是噴吸收劑工藝。按所用吸收劑不同可分為鈣基和鈉基工藝，吸收劑可以干態(tài)、濕潤態(tài)或漿液噴入。噴入部位可以為爐膛、省煤器和煙道。當(dāng)鈣硫比為2時(shí)，干法工藝的脫硫效率可達(dá)50-70%，鈣利用率達(dá)50%。這種方法較適合老電廠改造，因?yàn)樵陔姀S排煙流程中不需要增加什么設(shè)備，就能達(dá)到脫硫目的。
再生工藝有些已具有商業(yè)可行性，但尚未被廣泛采用。由于反應(yīng)后的吸收劑需經(jīng)加熱和化學(xué)反應(yīng)后重新使用，產(chǎn)物需要回收，因此成本較高，工藝復(fù)雜。
SO2/NOx聯(lián)合脫除工藝多數(shù)處于開發(fā)階段，只是在一些燃中硫或低硫煤電廠得以商業(yè)應(yīng)用。這類工藝可分為固體吸收/再生法，氣固催化法，電子束法，噴堿法，濕式SO2/NOx聯(lián)合脫除技術(shù)等。
這里要特別提到的是煙氣循環(huán)流化床脫硫工藝。該技術(shù)在近幾年中已有所發(fā)展，不但用戶增多，同時(shí)單機(jī)的煙氣處理能力也比過去增大了很多。
該工藝已達(dá)到工業(yè)化應(yīng)用的水平，主要是由德國Lurgi公司、德國Wulff公司和丹麥F.L.Smith公司開發(fā)的。該工藝流程主要是由吸收劑制備系統(tǒng)、吸收塔吸收系統(tǒng)、吸收劑再循環(huán)系統(tǒng)、除塵器以及儀表控制系統(tǒng)等部分組成。鍋爐排出的未處理的煙氣從流化床的底部進(jìn)入吸收塔。煙氣經(jīng)過文丘里管后速度加快，并與很細(xì)的吸收粉末互相混合。經(jīng)脫硫后帶有大量固體顆粒的煙氣由吸收塔的頂部排出。排出的煙氣進(jìn)入吸收劑再循環(huán)除塵器中，大部分煙氣中的固體顆粒都被分離出來，然后返回吸收塔中被循環(huán)使用。該工藝在德國Solvay公司的自備電廠和Siersdorf電廠使用，運(yùn)行良好。該工藝的主要特點(diǎn)是系統(tǒng)簡(jiǎn)單可靠性高、脫硫效率高與濕法相當(dāng)、占地小，特別適用于電廠的改造。
據(jù)調(diào)查，1992年末*17個(gè)國家燃煤電廠已安裝各種FGD裝置646套，總裝機(jī)容量達(dá)167GW，其中美國308套，德國208套，日本51套。濕式脫硫工藝占世界安裝FGD的機(jī)組總?cè)萘康?1.8%，其中一半以上副產(chǎn)物是石膏；噴霧干燥法次之，占10.5%；噴吸收劑工藝占3.2%，主要用于中小型鍋爐的改造；再生工藝在德國和美國建成17套，共4.7GW；SO2/NOx聯(lián)合脫除工藝有18套，總?cè)萘繛?.0GW。 據(jù)英國IEA報(bào)告統(tǒng)計(jì)，濕式工藝用于燃煤含硫量小于1%的裝置占23%，用于含硫量1-2%的占28%，用于含硫量大于2%的占48%；噴霧干燥法用于燃煤含硫量小于1%的裝置占22%，用于含硫量1-2%的占47%，用于含硫量大于2%的占31%；吸收劑噴射工藝用于燃煤含硫量大于1%的裝置占67%，用于含硫量1-2%的占22%，用于含硫量大于2%的占11%。 1.2國內(nèi)脫硫技術(shù)現(xiàn)狀
我國電力部門在七十年代就開始在電廠進(jìn)行煙氣脫硫的研究工作，先后進(jìn)行了亞鈉循環(huán)法（W-L法）、含碘活性炭吸咐法、石灰石-石膏法等半工業(yè)性試驗(yàn)或現(xiàn)場(chǎng)中間試驗(yàn)研究工作。進(jìn)入八十年代以來，電力工業(yè)部門開展了一些較大規(guī)模的煙氣脫硫研究開發(fā)工作。同時(shí)，近年來我國也加大了煙氣脫硫技術(shù)的引進(jìn)力度。
1.2.1試驗(yàn)研究項(xiàng)目
1.2.1.1湖南省會(huì)同發(fā)電廠亞鈉循環(huán)法半工業(yè)性試驗(yàn)（1978~1981）
亞鈉循環(huán)法（W-L法）煙氣脫硫工藝是以亞*為吸收劑，在低溫條件下（<60℃）吸收煙氣中SO2，生成亞硫酸氫納，以實(shí)現(xiàn)煙氣脫硫。當(dāng)溶液中的SO2達(dá)到一定飽和程度后，加熱至140℃以上，亞硫酸氫鈉分解，產(chǎn)生SO2。由于水的蒸發(fā)而使亞*結(jié)晶，亞*結(jié)晶經(jīng)溶解后再用作吸收劑。因亞*循環(huán)使用，故稱之為“亞鈉循環(huán)法”。將分解蒸發(fā)出的SO2與水蒸汽混合物，經(jīng)冷凝、冷卻、過濾和干燥，除去水份，從而獲得純SO2，以實(shí)現(xiàn)SO2回收。
1.2.1.2上海閘北電廠石灰石—石膏法現(xiàn)場(chǎng)中間試驗(yàn)（1977~1979）
該工藝采用石灰石作為吸收劑，副產(chǎn)物為石膏。系統(tǒng)的主要特點(diǎn)是采用了不同pH值進(jìn)行兩級(jí)吸收，在低pH值下向槽中鼓入空氣，把亞硫酸鈣強(qiáng)制氧化成硫酸鈣。 1.2.1.3湖北松木坪電廠活性炭吸咐脫硫中間試驗(yàn)（1979~1981）
該工藝是采用含碘0.43%的活性炭吸附煙氣中的SO2，在煙氣中過剩氧和水作用下，可催化氧化成硫酸。通過水分充分洗滌可獲得稀硫酸。
1.2.1.4四川豆壩電廠磷銨肥法煙氣脫硫中間試驗(yàn)（1985~1990）
磷銨肥法（PAFP法）煙氣脫硫工藝采用二級(jí)吸收，*級(jí)采用活性炭吸附，脫除煙氣中部分SO2制得30%的稀硫酸。然后，用此硫酸分解磷灰石，用氨中和磷酸，獲得復(fù)合肥料。再用復(fù)合肥料脫除活性炭中未能吸收的SO2，終產(chǎn)物為磷酸氫二銨和硫銨。
1.2.1.5四川白馬電廠旋轉(zhuǎn)噴霧干燥脫硫試驗(yàn)工程（1992~1993）
旋轉(zhuǎn)噴霧干燥（LSD法）脫硫工藝是利用噴霧干燥的原理。吸收劑漿液以霧狀形式噴入吸收塔內(nèi)，吸收劑在與煙氣中SO2發(fā)生化學(xué)反應(yīng)過程中，不斷吸收煙氣中的熱量，使吸收劑中水份蒸發(fā)，脫硫產(chǎn)物以干態(tài)形式排放。
1.2.1.6貴陽電廠文丘里水膜除塵器脫硫中間試驗(yàn)（1992~1993）
該工藝是利用現(xiàn)有電廠的水膜除塵器，進(jìn)行必要的改造，增加脫硫吸收劑制備、噴淋及循環(huán)氧化等設(shè)施，在同一設(shè)備中實(shí)施除塵脫硫一體化。
該工藝在文丘里水膜除塵器喉部噴入鈣基吸收劑，脫除煙氣中部分二氧化硫和粉塵后進(jìn)入循環(huán)氧化槽，再泵入捕滴器內(nèi)進(jìn)一步脫硫、除塵。新鮮吸收劑定量補(bǔ)入循環(huán)槽內(nèi)，脫硫產(chǎn)物經(jīng)強(qiáng)制氧化后排入原有除塵灰系統(tǒng)。
1.2.2工業(yè)示范工藝
近年來，我國電力工業(yè)部門在煙氣脫硫技術(shù)引進(jìn)工作方面加大了力度。對(duì)目前世界上電廠鍋爐較廣泛采用的脫硫工藝建造了示范工程，這些脫硫工藝主要有： 1)石灰石—石膏濕法煙氣脫硫工藝 2)簡(jiǎn)易石灰石—石膏濕法煙氣脫硫工藝 3)旋轉(zhuǎn)噴霧半干法煙氣脫硫工藝（LSD法） 4)海煙氣脫硫工藝
5)爐內(nèi)噴鈣加尾部增濕活化工藝（LIFAC法） 6)電子束煙氣脫硫工藝（EBA）
7)循環(huán)流化床鍋爐脫硫工藝（鍋爐CFB） 1.2.2.1石灰石—石膏濕法煙氣脫硫工藝
石灰石（石灰）—石膏濕法煙氣脫硫工藝主要是采用廉價(jià)易得的石灰石或石灰作為脫硫吸收劑，石灰石經(jīng)破碎磨細(xì)成粉狀與水混合攪拌制成吸收漿液。當(dāng)采用石灰作為吸收劑時(shí)，石灰粉經(jīng)消化處理后加水?dāng)嚢柚瞥晌諠{液。在吸收塔內(nèi)，吸收漿液與煙氣接觸混合，煙氣中的二氧化硫與漿液中的碳酸鈣以及鼓入的氧化空氣進(jìn)行化學(xué)反應(yīng)被吸收脫除，終產(chǎn)物為石膏。脫硫后的煙氣依次經(jīng)過除霧器除去霧滴，加熱器加熱升溫后，由增壓風(fēng)機(jī)經(jīng)煙囪排放，脫硫渣石膏可以綜合利用。 該工藝的反應(yīng)機(jī)理為： （1） 吸收劑為石灰
吸收：SO2(g)→SO2(l)+H2O→H++HSO3-→H++SO32- 溶解：Ca(OH)2(s) →Ca2++2OH- CaSO3（s）→Ca2++SO32- 中和：OH-+H+→H2O OH-+HSO3-→SO32-+H2O 氧化：HSO3-+1/2O2→SO32-+H+ SO32-+1/2O2→SO42-
結(jié)晶：Ca2++SO32-+1/2H2O→CaSO3·1/2H2O(s) Ca2++SO42-+2H2O→CaSO4·2H2O(s) （2） 吸收劑為石灰石
吸收：SO2(g)→SO2(l)+H2O→H++HSO3-→H++SO32- 溶解：CaCO3（s）+H+→Ca2++HCO3- 中和：HCO3-+H+→CO2（g）+H2O 氧化：HSO3-+1/2O2→SO32-+H+ SO32-+1/2O2→SO42-
結(jié)晶：Ca2++SO32-+1/2H2O→CaSO3·1/2H2O(s) Ca2++SO42-+2H2O→CaSO4·2H2O(s)
在我國，重慶珞璜電廠引進(jìn)了日本三菱公司的石灰石—石膏濕法脫硫工藝，脫硫裝置與兩臺(tái)360MW燃煤機(jī)組相配套。機(jī)組燃煤含硫量為4.02%，脫硫裝置入口煙氣二氧化硫濃度為3500ppm，設(shè)計(jì)脫硫效率大于95%。從近幾年電廠的運(yùn)行情況來看，該工藝的脫硫效率很高，環(huán)境特性很好。不過，設(shè)備存在一定的結(jié)垢現(xiàn)象，防腐方面的研究也有待加強(qiáng)。該工藝的流程圖見下圖。
近，利用德國政府軟貸款的重慶、半山和北京*熱電廠脫硫工程的各項(xiàng)工作正有條不紊的展開，預(yù)計(jì)到2000年底投入運(yùn)行。 1.2.2.2簡(jiǎn)易石灰石—石膏濕法煙氣脫硫工藝 簡(jiǎn)易石灰石—石膏濕法氣脫硫工藝的脫硫原理和普通濕法脫硫基本相同，只是吸收塔內(nèi)部結(jié)構(gòu)簡(jiǎn)單（采用空塔或采用水平布置），省略或簡(jiǎn)化換熱器，因而和普通的濕法相比，具有占地面積小、設(shè)備成本低、運(yùn)行及維護(hù)費(fèi)用少等優(yōu)點(diǎn)。 我國太原*熱電廠引進(jìn)了日立高速平流濕法脫硫工藝，處理氣量60萬m3/h，為來自300MW機(jī)組的三分之二煙氣量，其入口SO2濃度為2000ppm，吸收劑采用石灰石，系統(tǒng)可達(dá)80-90%的脫硫效率，自裝置投入運(yùn)行以來，系統(tǒng)可靠性較好。該工藝的流程圖見下圖。
另外，重慶市長壽化工總廠引進(jìn)了日本千代田化工建設(shè)株式會(huì)社噴氣沸騰式簡(jiǎn)易脫硫裝置，吸收劑為廢電石渣，裝置脫硫效率為70%以上；山東維坊化工總廠熱電分廠引進(jìn)的是日本三菱重工的簡(jiǎn)易濕式石灰—石膏法，脫硫劑為本廠的廢電石渣，脫硫率為82%。 1.2.2.3旋轉(zhuǎn)噴霧半干法煙氣脫硫工藝
旋轉(zhuǎn)噴霧半干法煙氣脫硫工藝也是目前應(yīng)用較廣的一種煙氣脫硫技術(shù)，其工藝原理是以石灰為脫硫吸收劑，石灰經(jīng)消化并加水制成消石灰乳，消石灰乳由泵打入位于吸收塔內(nèi)的霧化裝置，在吸收塔內(nèi)，被霧化成細(xì)小液滴的吸收劑與煙氣混合接觸，與煙氣中的二氧化硫發(fā)生化學(xué)反應(yīng)生成CaSO3，煙氣中的二氧化硫被脫除。該工藝反應(yīng)機(jī)理為： SO2+H2O→H2SO3 Ca(OH)2+ H2SO3→CaSO3+2H2O CaSO3在微滴中過飽和沉淀析出： CaSO3（l）→CaSO3（g）↓ CaSO3氧化成CaSO4：
CaSO3（l）+1/2H2O→CaSO4（l） CaSO4溶解毒極低會(huì)迅速析出： CaSO4（l）→CaSO4（g）↓
與此同時(shí)，吸收劑帶入的水分迅速被蒸發(fā)而干燥，煙氣溫度隨之降低。脫硫產(chǎn)物及未被利用的吸收劑以干燥的顆粒物形式隨煙氣帶出吸收塔，進(jìn)入除塵器被收集下來，可以在筑路中用于路基。脫硫后的煙氣經(jīng)除塵器除塵后排放。為了提高脫硫吸收劑的利用率，一般將部分脫硫灰加入制漿系統(tǒng)進(jìn)行循環(huán)利用。流程圖見下圖。
我國于1984年在四川內(nèi)江白馬電廠建成了*套旋轉(zhuǎn)噴霧半干法煙氣脫硫小型試驗(yàn)裝置，處理氣量為3400m3N/hr。于1990年1月在白馬電廠建成了一套中型試驗(yàn)裝置，處理氣量70000m3N/hr，進(jìn)口SO2濃度3000ppm。經(jīng)連續(xù)運(yùn)行考核，Ca/S為1.4時(shí)，脫硫率可達(dá)到80%以上。
1993年，日本開始援助山東黃島電廠4號(hào)機(jī)組引進(jìn)三菱重工旋轉(zhuǎn)噴霧干燥脫硫工藝，裝置于1994安裝制造完畢，1995年開始試車，處理氣量為30萬m3/h，入口SO2濃度為2000ppm，設(shè)計(jì)效率為70%。該套設(shè)備曾因噴霧干燥脫硫吸收塔內(nèi)壁出現(xiàn)沉積結(jié)垢而造成系統(tǒng)運(yùn)行故障。通過采取降低處理煙氣量等措施，使系統(tǒng)運(yùn)行恢復(fù)正常。 1.2.2.4海煙氣脫硫工藝
海煙氣脫硫工藝是利用海水的堿度達(dá)到脫除煙氣中的二氧化硫的一種脫硫方法。煙氣經(jīng)除塵器除塵后，由增壓風(fēng)機(jī)送入氣—氣換熱器中的熱側(cè)降溫，然后送入吸收塔。在脫硫吸收塔內(nèi)，與來自循環(huán)冷卻系統(tǒng)的大量海水接觸，煙氣中的二氧化硫被吸收反應(yīng)脫除。脫除二氧化硫后的煙氣經(jīng)換熱器升溫，由煙道排放。該工藝的反應(yīng)機(jī)理：洗滌后的海水經(jīng)處理后排放。此工藝是近幾年才發(fā)展起來的新技術(shù)。在我國，深圳西部電廠的一臺(tái)300MW機(jī)組海水脫硫工藝，得到了國家環(huán)保總局和國家電力公司的批準(zhǔn)，作為海水脫硫試驗(yàn)示范項(xiàng)目開始實(shí)施，在運(yùn)行過程中開展相應(yīng)的跟蹤和試驗(yàn)研究工作。目前，該示范工程已投入商業(yè)運(yùn)行，運(yùn)行的可靠性高。該工藝的流程圖見下圖。H++CO32-→HCO3-
HCO3-+H+→H2CO3→CO2+H2O
洗滌后的海水經(jīng)處理后排放。此工藝是近幾年才發(fā)展起來的新技術(shù)。在我國，深圳西部電廠的一臺(tái)300MW機(jī)組海水脫硫工藝，得到了國家環(huán)保總局和國家電力公司的批準(zhǔn)，作為海水脫硫試驗(yàn)示范項(xiàng)目開始實(shí)施，在運(yùn)行過程中開展相應(yīng)的跟蹤和試驗(yàn)研究工作。目前，該示范工程已投入商業(yè)運(yùn)行，運(yùn)行的可靠性高。該工藝的流程圖見下圖。
1.2.2.5爐內(nèi)噴鈣加尾部增濕活化脫硫工藝
爐內(nèi)噴鈣加尾部增濕活化工藝（簡(jiǎn)稱LIFAC工藝）是在爐內(nèi)噴鈣脫硫工藝的基礎(chǔ)上在鍋爐尾部增設(shè)了增濕段，以提高脫硫效率。該工藝多以石灰石粉為吸收劑，石灰石粉由氣力噴入爐膛850-1150℃溫度區(qū)，石灰石受熱分解為氧化鈣和二氧化碳，氧化鈣與煙氣中的二氧化硫反應(yīng)生成亞硫酸鈣。由于反應(yīng)在氣固兩相之間進(jìn)行，收到傳質(zhì)過程的影響，反應(yīng)速度較慢，吸收劑利用率較低。在尾部增濕活化反應(yīng)內(nèi)，增濕水以霧狀噴入，與未反應(yīng)的氧化鈣接觸生成Ca(OH)2進(jìn)而與煙氣中的二氧化硫反應(yīng)，進(jìn)而再次脫除二氧化硫。當(dāng)Ca/S為2.5及以上時(shí)，系統(tǒng)脫硫率可達(dá)到65%-80%。。該工藝的反應(yīng)機(jī)理為： *階段反應(yīng)（爐內(nèi)噴鈣）： CaSO3→CaO+CO2 CaO+CO2→CaSO3 CaO+SO2+1/2O2→CaSO4 第二階段反應(yīng)（尾部增濕）： CaO+H2O→Ca(OH)2 SO2+H2O→H2SO3
Ca(OH)2+ H2SO3→CaSO3+2H2O
煙氣脫硫后，由于增濕水的加入煙氣溫度下降（只有55-60℃，一般控制出口煙氣溫度高于露點(diǎn)10-15℃，增濕水由于煙溫加熱被迅速蒸發(fā)，未反應(yīng)的吸收劑、反應(yīng)產(chǎn)物呈干燥態(tài)隨煙氣排出，被除塵器收集下來。由于脫硫過程對(duì)吸收劑的利用率很低，脫硫副產(chǎn)物是以不穩(wěn)定的亞硫酸鈣為主的脫硫灰，副產(chǎn)物的綜合利用受到一定的影響。
南京下關(guān)發(fā)電廠2×125MW機(jī)組全套引進(jìn)芬蘭IVO公司的LIFAC工藝技術(shù)，鍋爐的含硫量為0.92%，設(shè)計(jì)脫硫效率為75%。目前，兩臺(tái)脫硫試驗(yàn)裝置已投入商業(yè)運(yùn)行，運(yùn)行的穩(wěn)定性及可靠性均較高。該工藝的流程圖見下圖。
1.2.2.6電子束煙氣脫硫工藝（EBA法）
電子束煙氣脫硫工藝是一種物理方法和化學(xué)方法相結(jié)合的。本工藝的流程是由排煙預(yù)除塵、煙氣冷卻、氨的沖入、電子束照射和副產(chǎn)品捕集工序組成。鍋爐所排出的煙氣，經(jīng)過集塵器的粗濾處理之后進(jìn)入冷卻塔，在冷卻塔內(nèi)噴射冷卻水，將煙氣冷卻到適合于脫硫、脫硝處理的溫度（約70℃）。煙氣的露點(diǎn)通常約為50℃，被噴射呈霧狀的冷卻水在冷卻塔內(nèi)*得到蒸發(fā)，因此，不產(chǎn)生任何廢水。通過冷卻塔后的煙氣流進(jìn)反應(yīng)器，在反應(yīng)器進(jìn)口處將一定的氨氣、壓縮空氣和軟水混合噴入，加入氨的量取決于SOx和NOx濃度，經(jīng)過電子束照射后，SOx和NOx在自由基的作用下生成中間物硫酸和硝酸。然后硫酸和硝酸與共存的氨進(jìn)行中和反應(yīng)，生成粉狀顆粒硫酸銨和硝酸銨的混合體。 該工藝的反應(yīng)機(jī)理為：
N2、O2、H2O→·OH、·O、H2O·、N· SO2+2·OH→H2SO4 SO2+·O+ H2O·→H2SO4 NOx+·O+·OH→HNO3 H2SO4+NH3→(NH4)2SO4 HNO3+ NH3→NH4NO3
反應(yīng)所生成的硫酸銨和硝酸銨混合微粒被副成品集塵器所分離和捕集，經(jīng)過凈化的煙氣升壓后向大氣排放。
成都熱電廠和日本荏原制作所合作建造了的電子束脫硫工藝裝置，該裝置的處理煙氣量為300,000m3N/hr，二氧化硫的濃度為5148mg/m3，設(shè)計(jì)脫硫率為80%。目前，該工藝裝置已投入運(yùn)行，運(yùn)行的穩(wěn)定性及設(shè)備狀況均較佳。該工藝的流程圖見下圖。
 1.2.2.7循環(huán)流化床鍋爐脫硫工藝（鍋爐CFB）
循環(huán)流化床鍋爐脫硫工藝是近年來迅速發(fā)展起來的一種新型煤燃燒脫硫技術(shù)。其原理是燃料和作為吸收劑的石灰石粉送入燃燒室中部送入，氣流使燃料顆粒、石灰石粉和灰一起在循環(huán)流化床強(qiáng)烈擾動(dòng)并充滿燃燒室，石灰石粉在燃燒室內(nèi)裂解成氧化鈣，氧化鈣和二氧化硫結(jié)合成亞硫酸鈣，鍋爐燃燒室溫度控制在850℃左右，以實(shí)現(xiàn)反應(yīng)*。 該工藝的反應(yīng)機(jī)理為： S+O2→SO2 CaCO3→CaO+CO2 Ca+SO2→CaSO3
反應(yīng)的Ca/S達(dá)到2.0左右時(shí)，脫硫率可達(dá)90%以上。
四川內(nèi)江高壩電廠引進(jìn)了芬蘭的410t/hr循環(huán)流化床鍋爐，目前已投入了運(yùn)行。
第二章 脫硫工藝的技術(shù)經(jīng)濟(jì)分析
世界各國研究開發(fā)的煙氣脫硫技術(shù)已有很多種，而真正投入商業(yè)運(yùn)行的脫硫工藝只有十幾種，其中為常見的是石灰石—石膏濕法煙氣脫硫工藝、簡(jiǎn)易石灰石—石膏濕法煙氣脫硫工藝、煙氣循環(huán)流化床脫硫工藝（常規(guī)CFB）、旋轉(zhuǎn)噴霧半干法煙氣脫硫工藝、氣脫硫工藝、爐內(nèi)噴鈣加尾部增濕活化工藝、電子束煙氣脫硫工藝、循環(huán)流化床鍋爐脫硫工藝等。根據(jù)這些工藝的運(yùn)行情況，對(duì)其進(jìn)行技術(shù)經(jīng)濟(jì)分析比較，可以看出各種工藝之間的差異。 2.1煙氣脫硫的技術(shù)分析
可以在很多方面對(duì)各種煙氣脫硫工藝技術(shù)進(jìn)行分析。一般情況下，煙氣脫硫工藝的技術(shù)分析將依據(jù)技術(shù)成熟度、技術(shù)性能和環(huán)境特性等三個(gè)方面。
技術(shù)成熟度指標(biāo)根據(jù)該技術(shù)目前所處的開發(fā)階段，分為實(shí)驗(yàn)室、中試、示范和商業(yè)化四個(gè)階段。技術(shù)性能指標(biāo)反映技術(shù)的綜合性能，對(duì)煙氣脫硫而言，還包括脫硫效率、處理能力、技術(shù)復(fù)雜程度、占地面積、再熱需要和副產(chǎn)品利用等。環(huán)境特性根據(jù)處理后煙氣的二氧化硫排放量進(jìn)行評(píng)價(jià)，按其平均值與排放標(biāo)準(zhǔn)進(jìn)行比較分為很好、好、中等和不好四個(gè)等級(jí)，低于標(biāo)準(zhǔn)的評(píng)為很好，達(dá)到標(biāo)準(zhǔn)的為好，接近標(biāo)準(zhǔn)的為中等，達(dá)不到標(biāo)準(zhǔn)的為不好。對(duì)各種脫硫工藝的技術(shù)進(jìn)行了綜合評(píng)價(jià)，具體情況見表2.1、表2.2。
從表2.1和表2.2可以看出，我國已加大了煙氣脫硫技術(shù)的引進(jìn)工作。目前已有好幾套脫硫工藝在可靠、有效地運(yùn)行。從技術(shù)的角度來說，引進(jìn)的脫硫技術(shù)都比較成熟，流程比較合理，但是在脫硫效率、副產(chǎn)品的利用、電耗以及占地面積等方面有所不同。石灰石-石膏濕法脫硫工藝占地面積較多、電耗也很大，但是它的脫硫效率很高；干法/半干法工藝較簡(jiǎn)單，電耗低、占地面積也小；海水脫硫工藝電耗較高，但是流程簡(jiǎn)單，使用海水作吸收劑，大大節(jié)省了運(yùn)行費(fèi)用。 表2.1 煙氣脫硫技術(shù)的綜合評(píng)價(jià)（1）
2.2煙氣脫硫的經(jīng)濟(jì)分析
國內(nèi)目前大約只有2500MW燃煤機(jī)組安裝了煙氣脫硫裝置，所配備的裝置大多從國外引進(jìn)，處于示范階段，報(bào)道的各種技術(shù)的經(jīng)濟(jì)參數(shù)缺乏統(tǒng)一的基準(zhǔn)。通過建立統(tǒng)一的評(píng)價(jià)方法和指標(biāo)體系，根據(jù)脫硫費(fèi)用現(xiàn)有資料，綜合考慮貼現(xiàn)、漲價(jià)等經(jīng)濟(jì)因素，對(duì)各種技術(shù)作出的初步經(jīng)濟(jì)分析見表2.3。表中費(fèi)用已折合為1998年價(jià)。
表2.3 煙氣脫硫技術(shù)經(jīng)濟(jì)分析* 分號(hào)前的數(shù)值表示機(jī)組產(chǎn)生的煙氣量，后面的數(shù)值表示經(jīng)過脫硫處理的煙氣量。
另外，通過對(duì)煙氣脫硫經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)分析也可以看出各種工藝之間的差異。煙氣脫硫經(jīng)濟(jì)性指標(biāo)是指對(duì)煤炭燃燒和轉(zhuǎn)化技術(shù)選用折合為每噸煤每年的初投資和每噸煤的加工費(fèi)用，對(duì)煙氣脫硫選用FGD占電站裝機(jī)總投資的比例和單位脫硫成本作為綜合經(jīng)濟(jì)性能評(píng)價(jià)的標(biāo)準(zhǔn)。各種煙氣脫硫工藝的經(jīng)濟(jì)性能的比較見表2.4。
表2.4 脫硫工藝的經(jīng)濟(jì)性能比較平均而言，濕式石灰石—石膏法投資占電廠投資的比例高，約為16%，低的是爐內(nèi)噴鈣尾部增濕工藝，只占5%；每脫一噸二氧化硫的運(yùn)行成本，濕法為1100元左右，干法/半干法為800元左右，而再生法要高一些，但有副產(chǎn)品回收。電廠脫硫?qū)⒃斐呻娏ιa(chǎn)成本的提高，機(jī)組安裝濕式FGD后的單位發(fā)電成本要增加0.02-0.03元/kWh，安裝干式FGD后的單位發(fā)電成本要增加0.01-0.02元/kWh。
脫硫資金和脫硫造成的運(yùn)行費(fèi)用可通過提高電價(jià)以及提高取暖收費(fèi)等方式轉(zhuǎn)嫁給用戶，由用戶承擔(dān)。就全國情況看，發(fā)電成本取上限0.03元/kWh計(jì)，考慮到2000年安裝脫硫機(jī)組容量達(dá)3080萬kW（發(fā)電量為1727億度），相應(yīng)的年新增脫硫成本為51.8億元。若將此新增成本攤?cè)胝麄€(gè)電網(wǎng)系統(tǒng)，按規(guī)劃到2000年發(fā)電機(jī)組總?cè)萘繛?.9億度kW，全國發(fā)電量為1.3萬億度，則相當(dāng)于電網(wǎng)成本增加了0.004元/kWh。電價(jià)上漲0.004元/kWh不會(huì)對(duì)工業(yè)和居民生活帶來嚴(yán)重的影響。
通過以上的技術(shù)、經(jīng)濟(jì)和綜合分析，燃煤二氧化硫控制的可用技術(shù)應(yīng)優(yōu)先考慮以下的幾項(xiàng)脫硫工藝技術(shù)。 1）簡(jiǎn)易濕法/干法脫硫技術(shù)：濕法技術(shù)包括簡(jiǎn)易石灰石-石膏和水膜除塵器簡(jiǎn)易脫硫工藝兩大類，一般可達(dá)60-70%脫硫效率，同時(shí)它們投資小、占地面積小，尤其后者適用于老機(jī)組的改造。干法主要是指煙氣循環(huán)流化床脫硫工藝。該工藝系統(tǒng)簡(jiǎn)單可靠性好、脫硫效率高可與濕法相當(dāng)、鍋爐負(fù)荷變化時(shí)常規(guī)CFB系統(tǒng)仍能正常工作、占地面積小，特別適用老機(jī)組的改造，脫硫副產(chǎn)品不會(huì)造成二次污染。
2）吸收劑噴射脫硫：吸收劑噴射脫硫技術(shù)按噴射位置可分為爐內(nèi)噴射、省煤器噴射和煙道噴射（包括噴吸收劑并增濕和煙道噴漿），以及這些工藝的組合。這類工藝投資較低、占地小，主要用于老廠的改造。 3）旋轉(zhuǎn)噴霧干燥脫硫：用旋轉(zhuǎn)噴霧器向脫硫塔內(nèi)噴射石灰漿脫硫，一般用于中、低硫煤，也可用于高硫煤，脫硫效率90%左右。
4）濕法石灰石-石膏法：該技術(shù)是目前國外應(yīng)用廣的煙氣脫硫工藝，其特點(diǎn)是脫硫效率高（大于90%），吸收劑利用率高（大于90%），設(shè)備運(yùn)轉(zhuǎn)率高，但初投資和運(yùn)轉(zhuǎn)費(fèi)比干法和半干法和簡(jiǎn)易濕法高得多。 5）循環(huán)流化床燃燒脫硫技術(shù)：該技術(shù)在國外已屬商業(yè)化技術(shù)，在國內(nèi)已進(jìn)行示范和應(yīng)用。 第三章 火電廠煙氣脫硫工藝的選擇 3.1脫硫工藝的選擇
對(duì)任何一個(gè)需要進(jìn)行脫硫工程的電廠，應(yīng)該根據(jù)工程項(xiàng)目的要求和相關(guān)的約束條件，在充分考慮電廠的實(shí)際情況（如：場(chǎng)地條件、空間條件、機(jī)組狀況、資源狀況等）的基礎(chǔ)上，進(jìn)行煙氣脫硫工藝方案的選擇。 3.1.1確定工藝的基礎(chǔ)參數(shù)
脫硫工藝的基礎(chǔ)參數(shù)主要包括煙氣量、煙溫、二氧化硫的含量、脫硫效率、排煙溫度等。根據(jù)工程的具體情況說明主要工藝參數(shù)和裕度的選取原則和依據(jù)。 3.1.2脫硫工藝方案的選擇
提出煙氣脫硫工藝方案可供選擇的幾種方案，進(jìn)行技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較后，提出方案。根據(jù)工程具體情況，必要時(shí)應(yīng)對(duì)原煤洗煤、循環(huán)流化床燃燒、爐內(nèi)脫硫和煙氣脫硫等進(jìn)行多方案的比較，并編寫專題報(bào)告。 在脫硫工藝方案的選擇中，應(yīng)主要考慮的方面如下： 1、吸收劑的利用率；
2、吸收劑：可獲得性、操作性、危害性等 3、副產(chǎn)品：可利用性、操作性等；
4、對(duì)現(xiàn)有設(shè)備的影響：鍋爐、灰收集及處理系統(tǒng)、風(fēng)機(jī)、煙囪； 5、對(duì)機(jī)組運(yùn)行方式的適應(yīng)性，適用性、能耗； 6、場(chǎng)地布置、占用的場(chǎng)地、場(chǎng)地的改造難度；
7、對(duì)環(huán)境的影響、廢水的排放、灰場(chǎng)的占用、周圍生態(tài)環(huán)境； 8、工藝的成熟程度等。 3.2脫硫工藝的選擇舉例
3.2.1貴溪發(fā)電廠1號(hào)爐125MW機(jī)組脫硫示范工程 3.2.1.1項(xiàng)目概況
貴溪發(fā)電廠1號(hào)爐脫硫試驗(yàn)工程是國家“九五”科技攻關(guān)課題“中小型燃煤電站水膜除塵器脫硫技術(shù)與裝備研究”的全尺寸工業(yè)性試驗(yàn)工程，是目前我國擁有自主知識(shí)產(chǎn)權(quán)、在燃煤電廠中應(yīng)用的、裝機(jī)容量大的（125MW）煙氣脫硫工程。其配套的脫硫工藝是由國家電力公司電力環(huán)保研究所根據(jù)我國中小型燃煤機(jī)組脫硫技術(shù)的發(fā)展方向，經(jīng)過近10年的研究開發(fā)，歷經(jīng)實(shí)驗(yàn)室研究、關(guān)鍵設(shè)備的攻關(guān)、工藝參數(shù)的優(yōu)化研究、小型試驗(yàn)、中間工業(yè)性試驗(yàn)等，終形成的以文丘里水膜除塵器為基礎(chǔ)、集脫硫除塵于一體的簡(jiǎn)易濕法煙氣脫硫工藝。 3.2.1.2建設(shè)條件
一期工程4臺(tái)鍋爐均為上海鍋爐廠制造的SG-400/140型超高壓中間再熱式鍋爐，蒸發(fā)量400噸/小時(shí)。汽機(jī)為N125-135/550/550型，出力125MW。發(fā)電機(jī)為QFS-125-2，出力125MW。每臺(tái)爐配4臺(tái)文丘里噴管濕式麻石除塵器，文丘里喉管截面尺寸為1700×650mm，捕滴器內(nèi)徑4100mm。單臺(tái)處理氣量為177000～213000m3/h，設(shè)計(jì)除塵效率為95%。現(xiàn)4號(hào)爐4臺(tái)水膜除塵器已改為電除塵器。每爐配2臺(tái)Y-73-11№28D型引風(fēng)機(jī)，額定風(fēng)量410000m3/h，全壓405mmH2O。四臺(tái)爐合用一座煙囪，高180米，出口內(nèi)徑5.79米。 電廠現(xiàn)有四臺(tái)煤粉爐均為水力排渣槽排渣。1、2、3號(hào)爐為文丘里水膜除塵器除塵。4號(hào)爐為電除塵器除塵，目前主要采用干除濕排，部分排灰用來制磚，年綜合利用灰量約為6500噸。
全廠輸灰系統(tǒng)采用水力輸灰，灰渣混排。灰渣漿經(jīng)灰渣溝混合自流至灰漿池，再匯入經(jīng)中和池中和的化學(xué)廢水及生產(chǎn)區(qū)生活用水，由灰渣泵輸送至灰場(chǎng)。全廠灰渣排量為92.6噸/小時(shí)，灰水量約1897.6噸/小時(shí)，灰水比1:20。灰渣泵型號(hào)為250ZJ-75，設(shè)計(jì)流量1100m3/h，揚(yáng)程91.9米。灰管直徑為φ530×10mm，管內(nèi)灰水呈弱酸性，灰場(chǎng)排出水，有時(shí)呈堿性，pH值在9左右，灰管無結(jié)垢現(xiàn)象。 3.2.1.3工藝選擇
工藝的選擇主要從以下幾個(gè)方面考慮： 1、吸收劑的利用率； 2、吸收劑：可獲得性、操作性、危害性等 3、副產(chǎn)品：可利用性、操作性等；
4、對(duì)現(xiàn)有設(shè)備的影響：鍋爐、灰收集及處理系統(tǒng)、風(fēng)機(jī)、煙囪； 5、對(duì)機(jī)組運(yùn)行方式的適應(yīng)性，適用性、能耗； 6、場(chǎng)地布置、占用的場(chǎng)地、場(chǎng)地的改造難度；
7、對(duì)環(huán)境的影響、廢水的排放、灰場(chǎng)的占用、周圍生態(tài)環(huán)境； 8、工藝的成熟程度等。
綜合考慮，確定貴溪發(fā)電廠1號(hào)爐125MW機(jī)組脫硫示范工程工藝采用文丘里水膜除塵器簡(jiǎn)易濕法脫硫工藝，吸收劑采用石灰。
3.2.2南昌電廠2×125MW機(jī)組脫硫工程 3.2.2.1項(xiàng)目概況
南昌發(fā)電廠位于南昌市東北郊七里街，贛江南岸，距市中心3公里。有專門的公路相通，水路交通以贛江為主。地理位置*，水陸交通十分便利。
電廠總裝機(jī)容量為250MW（2×125MW），是華中電網(wǎng)主力廠之一，它配 2臺(tái)420噸/小時(shí)燃煤鍋爐。該電廠燃用中低硫煤，但由于電廠裝機(jī)容量較大，煙氣污染源集中。另外，南昌發(fā)電廠屬于城市電廠，隨著新的《火電廠污染物排放標(biāo)準(zhǔn)》的實(shí)施，火電廠污染物的排放要求越來越嚴(yán)格。江西省電力公司、南昌發(fā)電廠認(rèn)識(shí)到在南昌發(fā)電廠實(shí)施脫硫的必要性和重要性，與國電環(huán)境保護(hù)研究所合作，針對(duì)南昌發(fā)電廠10號(hào)爐和11號(hào)爐的現(xiàn)狀立項(xiàng)進(jìn)行脫硫試驗(yàn)工程可行性研究。 3.2.2.2建設(shè)條件
南昌發(fā)電廠原有9爐8機(jī)，均為中壓機(jī)組1957年投產(chǎn)，現(xiàn)在都已超期報(bào)廢。電廠擴(kuò)建10、11號(hào)兩臺(tái)高壓機(jī)組，分別于1988年和1989年投入運(yùn)行，容量均為125MW，為該廠主力機(jī)組。
南昌發(fā)電廠10號(hào)、11號(hào)燃煤機(jī)組采用的是上海鍋爐廠生產(chǎn)的SG420/13.73-540/540-416M型中間再熱超高壓鍋爐，蒸發(fā)量420t/h，配125MW汽輪發(fā)電機(jī)組。兩臺(tái)鍋爐尾部配兩臺(tái)蘭州電力修造廠生產(chǎn)的LDI/LC-94.5-3單室單供電區(qū)三電場(chǎng)電除塵器。煙氣從空氣預(yù)熱器兩側(cè)引出后，分別經(jīng)單進(jìn)口煙箱進(jìn)入各自的甲、乙兩臺(tái)電除塵器，除塵后的煙氣經(jīng)單出口煙箱進(jìn)入甲、乙兩臺(tái)引風(fēng)機(jī)排入兩臺(tái)爐共用的煙囪，引風(fēng)機(jī)型號(hào)各自為Y4-73-11NO.28D，風(fēng)量455000m3/h，風(fēng)壓4010Pa，煙囪高210米，出口直徑為5.5m。 3.2.2.3工藝選擇
根據(jù)煙氣脫硫工藝的選擇原則，并結(jié)合南昌電廠的實(shí)際情況，該電廠脫硫工藝的選擇上可得出以下的結(jié)論：
1）海水脫硫工藝在具備海水取排水條件和穩(wěn)定的海水水質(zhì)條件時(shí)才能獲得較高的脫硫效率。南昌電廠為內(nèi)陸電廠，沒有取用海水的條件，故不能采用海水脫硫工藝。
2）電子束法脫硫工藝目前尚處于試驗(yàn)研究階段，在成都熱電廠進(jìn)行的煙氣脫硫試驗(yàn)裝置的規(guī)模僅相當(dāng)于100MW，還沒有在更大型機(jī)組上應(yīng)用的業(yè)績和經(jīng)驗(yàn)。從當(dāng)?shù)貤l件來看，該工藝也不太適合南昌發(fā)電廠的煙氣脫硫工程。
3）LIFAC工藝適用于對(duì)脫硫效率要求不高的中小型燃煤機(jī)組脫硫，同時(shí)對(duì)鍋爐爐膛要做必要的改造。噴霧干燥法脫硫工藝具有技術(shù)成熟，工藝流程較為簡(jiǎn)單、系統(tǒng)可靠性較高，在吸收劑品位滿足要求且容易獲得時(shí)投資和運(yùn)行費(fèi)用相對(duì)較低的特點(diǎn)。該工藝已具有在大型發(fā)電機(jī)組上應(yīng)用的業(yè)績，脫硫效率可以達(dá)到85%，但是在南昌地區(qū)用作噴霧干燥法脫硫的吸收劑的供應(yīng)與產(chǎn)物的處理和利用難以實(shí)現(xiàn)。
4）石灰石-石膏濕法脫硫工藝是目前國內(nèi)外應(yīng)用廣的煙氣脫硫工藝，其特點(diǎn)是脫硫效率高（大于95%），吸收劑利用率高（大于90%），設(shè)備運(yùn)轉(zhuǎn)率高。由于場(chǎng)地、資金等問題，該工藝一般情況下不太適用于老機(jī)組的改造。
5）循環(huán)流化床燃燒脫硫技術(shù)：該技術(shù)在國外已屬商業(yè)化技術(shù)，在國內(nèi)已進(jìn)行示范和應(yīng)用，該工藝具有燃料適應(yīng)性強(qiáng)、NOX排放量低、和灰渣便于綜合利用等優(yōu)點(diǎn)，但是該工藝的一次性投資太大，一般不太適用于電廠的老機(jī)組的改造。6）簡(jiǎn)易濕法煙氣脫硫工藝投資小、占地面積小，特別適用于老機(jī)組的改造，系統(tǒng)脫硫效率大于90%，系統(tǒng)可靠性較好。
根據(jù)南昌電廠的實(shí)際情況，建議電廠2×125MW機(jī)組的脫硫試驗(yàn)工程采用簡(jiǎn)易濕法脫硫工藝。方案按兩種考慮，一種為兩臺(tái)機(jī)組共用一座吸收塔（簡(jiǎn)稱二機(jī)一套）；另一種10號(hào)爐機(jī)組實(shí)施簡(jiǎn)易濕法（簡(jiǎn)稱一機(jī)一套）。吸收劑采用石灰石。
第四章 可行研究報(bào)告的編寫 4.1 概述 4.1.1 項(xiàng)目概況
報(bào)告編制依據(jù)，項(xiàng)目性質(zhì)及建設(shè)規(guī)模，項(xiàng)目建議書審批情況，以及環(huán)保要求。 4.1.2 研究范圍
本階段可行性研究的工作范圍，以及有關(guān)專題研究項(xiàng)目或要求委托外單位專門研究的項(xiàng)目。 4.1.3 主要技術(shù)原則。 4.1.4 工作簡(jiǎn)要過程
工作時(shí)間、地點(diǎn)及過程、參加單位及工作人員的職務(wù)、職稱、組織形式與分工等。 4.2 電廠狀況 4.2.1 電廠概況
電廠規(guī)模、機(jī)組狀況、電廠總體布置 4.2.2 區(qū)域環(huán)境狀況
廠址概述、交通運(yùn)輸、工程地質(zhì) 4.2.3 燃料
燃料來源、燃料種類、耗量及燃料元素分析。 4.2.4 水源
電廠用水水源、水質(zhì)狀況及分析。 4.2.5 污染物排放狀況
污染物排放狀況、污染物處理 4.3 建設(shè)條件 4.3.1建設(shè)場(chǎng)地
建設(shè)場(chǎng)地的位置、面積、搬遷條件、工程地質(zhì)等。 4.3.2工程建設(shè)條件
工程建設(shè)用電、水、汽、氣等情況 4.3.3藥劑
處理污染物所需藥劑及藥劑的供應(yīng)條件。 4.3.4副產(chǎn)物
污染物處理及副產(chǎn)物綜合利用的條件。 4.4 工藝方案的選擇 4.4.1 設(shè)計(jì)基礎(chǔ)參數(shù)
主要設(shè)計(jì)參數(shù)，根據(jù)工程具體情況說明主要設(shè)計(jì)參數(shù)和裕度的選取原則和依據(jù)。 4.4.2 工藝方案的選擇
提出可供選擇的幾種方案，進(jìn)行技術(shù)經(jīng)濟(jì)比較后，提出方案。根據(jù)工程具體情況，必要時(shí)應(yīng)進(jìn)行多方案比選，并編寫專題報(bào)告。 4.5 工程設(shè)想
提出所選定的工藝方案及主要技術(shù)原則與布置方案，并作為本項(xiàng)目進(jìn)行投資估算和經(jīng)濟(jì)效益分析的基礎(chǔ)。 4.5.1 總體布置
根據(jù)發(fā)電廠總體布置規(guī)劃，提出工程用地范圍，主要建（構(gòu)）筑物位置以及輔助、附屬建筑物、施工區(qū)的總體規(guī)劃等。 4.5.2 工藝系統(tǒng)及設(shè)備
擬定原則性工藝系統(tǒng)，確定主要設(shè)備與布置，列出有關(guān)計(jì)算成果表。 4.5.3 工藝用水、汽、氣。 4.5.4 電氣部分
擬定供電系統(tǒng)方案，選擇主要設(shè)備和布置方案等。 4.5.5 儀表和控制
提出擬采用的主要控制方式，控制水平和控制室的布置。 4.5.6 土建部分
說明主要建（構(gòu)）筑物的建筑形式及布置，結(jié)構(gòu)選型與基礎(chǔ)狀況，對(duì)復(fù)雜地基要提出處理方案。 4.5.7 進(jìn)口設(shè)備
需要進(jìn)口設(shè)備的工程，應(yīng)根據(jù)進(jìn)口設(shè)備的特點(diǎn)，提出工程招標(biāo)書編制原則（包括設(shè)計(jì)范圍、分包范圍和反包范圍的具體劃分），供業(yè)主和主管部門審批。 4.6 環(huán)境效益和社會(huì)效益
4.6.1 周圍環(huán)境的影響進(jìn)行分析和評(píng)估
根據(jù)國家現(xiàn)行污染物排放標(biāo)準(zhǔn)及有關(guān)地方標(biāo)準(zhǔn)，對(duì)周圍環(huán)境的影響進(jìn)行分析和評(píng)估。 4.6.2 處理效果分析評(píng)估 對(duì)處理效果進(jìn)行分析評(píng)估。 4.6.3 工程實(shí)施后社會(huì)效益 描述工程實(shí)施后的社會(huì)效益。 4.7 節(jié)約和合理利用能源
工程設(shè)計(jì)中認(rèn)真貫徹節(jié)約和合理利用能源的要求，在主要工藝系統(tǒng)設(shè)計(jì)中擬定出應(yīng)采取的節(jié)約能源（節(jié)電、節(jié)水）的措施。 4.8 勞動(dòng)安全和工藝衛(wèi)生
結(jié)合工程的特點(diǎn)，應(yīng)提出防火、防爆、防電傷、防機(jī)械、防塵及其它可能發(fā)生的傷害、防噪聲、防暑降溫等的防治措施。 4.9 定員
提出工程建成后所需的運(yùn)行和管理人員數(shù)量、及各崗位的工作職責(zé)。 4.10 工程項(xiàng)目輪廓進(jìn)度
應(yīng)包括：設(shè)計(jì)前期工作，現(xiàn)場(chǎng)勘測(cè)、工程設(shè)計(jì)、工程審批、施工準(zhǔn)備、土建施工、設(shè)備安裝、調(diào)試、生產(chǎn)準(zhǔn)備及投產(chǎn)等。
4.11 投資估算及經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià) 4.11.1 投資估算 4.11.1.1編制說明
包括編制的原則、依據(jù)、主要工藝系統(tǒng)技術(shù)特性及采用主要設(shè)備價(jià)格來源等。 4.11.1.2投資估算
根據(jù)工程設(shè)想的主要工藝系統(tǒng)、主要技術(shù)原則與方案編制工程建設(shè)項(xiàng)目的投資估算。 4.11.1.3 各專業(yè)估算表
通過單位工程結(jié)算表，編制各專業(yè)估算表，其它費(fèi)用計(jì)算表及估算表。對(duì)于有進(jìn)口設(shè)備的工程，應(yīng)列出所用外匯額度、匯率、用途及其使用范圍，并參考類似工程編制投資估算，作為指導(dǎo)招標(biāo)工作的基礎(chǔ)。表的格式及內(nèi)容視具體的工程項(xiàng)目而定。
4.11.1.4 工程投資估算與同類工程的實(shí)際造價(jià)對(duì)比分析與本文相關(guān)的論文有：五陽煤礦應(yīng)用閥門案例 |
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