某石化公司烟气脱硫项目可研报告

PAGE2- 秘密秘密中国石油某石化公司化肥厂煤锅炉烟气系统增设脱硫设施可行性研究报告（修订版）中国石油某石油化工总厂设计院（证书编号：工咨甲2031136001）二十二月目录TOC\o"2-2"\h\z\t"标题3,3,样式标题1b1+TimesNewRoman四号两端对齐段前:0磅段后:0磅行距:11,1"1总论 -13-1.1项目及建设单位基本情况 -13-1.1.1项目基本情况 -13-1.1.2建设单位基本情况 -13-1.2编制依据及原则 -13-1.2.1编制依据 -13-1.2.2编制原则 -14-1.3研究范围 -14-1.4项目背景及建设理由 -15-1.4.1项目背景 -15-1.4.2项目建设的理由 -15-1.4.3主要外部有利条件 -16-1.5主要研究结论 -16-2硫酸铵市场分析与价格预测 -17-2.1副产品硫酸铵的品种、规格和用途 -17-2.1.1副产品硫酸铵的品种、规格 -17-2.1.2副产品硫酸铵的主要用途 -17-2.1.3硫酸铵的质量指标 -17-2.2副产品硫酸铵综合利用前景分析 -18-3工艺技术方案的选择 -19-3.1工艺基础数据 -19-3.1.1化肥厂现有燃煤锅炉运行状况 -19-3.1.2燃煤锅炉耗煤及煤质情况 -21-3.2工艺技术方案比较 -21-3.2.1选择脱硫工艺技术的原则 -21-3.2.2脱硫工艺技术概述 -22-3.2.3脱硫工艺方案比较 -22-3.3几种氨法脱硫技术简介 -26-3.3.1GE氨法 -28-3.3.2Bischoff氨法 -29-3.3.3NKK氨法 -30-3.3.4NADS氨－化肥法 -31-3.3.5简易氨法脱硫 -32-3.3.6SATS氨－硫酸铵法脱硫技术 -33-3.3.7技术经济对比 -34-4工艺装置技术及设备方案 -36-4.1工艺概述 -36-4.1.1装置规模和操作弹性 -36-4.1.2原料和辅助材料 -36-4.1.3产品及副产品 -36-4.2脱硫装置的技术性能 -36-4.2.1可利用率和运行参数 -36-4.2.2脱硫效率 -36-4.2.3SO2烟尘排放浓度 -36-4.3工艺流程说明 -36-4.3.1烟气系统 -37-4.3.2吸收系统 -37-4.3.3吸收剂配置、储运系统 -38-4.3.4工艺水系统 -39-4.3.5氧化空气系统 -39-4.3.6硫酸铵结晶、分离、干燥系统 -39-4.4物料平衡 -40-4.5工艺设备技术方案 -40-4.5.1主要设备选型 -40-4.5.2主要设备的防腐蚀材料 -55-4.5.3脱硫塔防腐蚀材料的选择 -55-4.6脱硫装置平面布置 -60-4.6.1布置概述 -60-4.6.2必要性和安全性分析 -60-4.7工艺装置“三废”排放 -61-4.8工艺及设备风险分析 -61-4.8.1现有系统对FGD装置的影响 -61-4.8.2FGD装置对现有系统的影响 -61-5原料、辅助材料供应及消耗 -62-5.1吸收剂供应与消耗 -62-5.1.1吸收剂供应条件 -62-5.1.2吸收剂消耗定额及消耗量 -63-5.2动力（水、电、汽、气）消耗定额及消耗量 -63-5.2.1化肥厂现有公用工程状况 -63-5.2.2公用工程消耗定额及消耗量 -63-6自动控制 -64-6.1概述 -64-6.2全厂控制系统及仪表选型 -65-6.3工艺装置控制方案 -65-6.4烟气连续监测系统（CEMS） -66-6.5控制室 -66-6.6自动控制系统公用工程消耗 -67-6.7设计中采用的主要标准及规范 -67-7厂址选择 -67-7.1建厂条件 -67-7.1.1厂址自然地理条件 -67-7.1.2工程地质条件 -67-7.1.3水文气象条件 -70-7.1.4公用工程条件 -72-7.1.5交通运输条件 -73-7.1.6燃料来源 -73-7.2厂址选择 -73-8总图运输及土建 -74-8.1总图与运输 -74-8.2建筑结构与地基处理 -74-8.2.1采用的主要标准规范 -74-8.2.2建筑设计 -74-8.2.3结构设计 -75-8.2.4地基处理 -76-8.2.5抗震设计 -76-9公用工程及辅助生产设施 -77-9.1给排水 -77-9.2压缩空气 -77-9.3蒸汽 -77-9.4供配电 -78-9.4.1脱硫供配电接线电气接线 -78-9.4.2控制、保护及测量 -78-9.4.3直流系统 -78-9.4.4不停电电源 -78-9.5暖通 -79-9.5.1通风 -79-9.5.2空调 -79-10节能 -79-11节水 -80-12消防 -80-12.1设计中采用的标准及规范 -80-12.2火灾隐患分析 -80-12.3消防安全措施 -80-13环境保护 -81-13.1建设地区环境质量现状 -81-13.1.1社会环境现状 -81-13.1.2周围环境质量现状简析 -81-13.2执行的环境标准 -82-13.2.1环境质量标准 -82-13.2.2污染物排放标准 -82-13.2.3设计执行的标准、规范 -82-13.3建设项目污染及治理措施 -82-13.3.1二氧化硫处理 -82-13.3.2其他污染物处理 -83-13.4环境管理及监测 -83-13.5建设项目环境影响 -84-13.5.1总量控制 -84-13.5.2对周围环境影响的改善 -84-13.6工程实施后的社会效益 -84-14职业安全卫生 -84-14.1编制依据 -84-14.1.1法律、法规及条例 -84-14.1.2设计采用的主要标准、规范 -85-14.2生产过程中主要职业危险，危害因素分析 -85-14.3职业安全卫生防护的措施 -86-14.3.1防氨水泄漏危害的措施 -86-14.3.2防尘 -86-14.3.3防噪音 -86-14.3.4其他 -86-14.4机构设置及人员配备情况 -87-14.5预期效果 -87-15组织机构及人力资源配置 -88-15.1企业管理体制及组织机构 -88-15.2生产倒班制及人力资源配置 -88-15.3人员的来源及培训 -88-16项目实施计划 -88-16.1项目实施计划内容 -88-16.2项目实施条件 -88-16.3实施进度计划 -88-16.4主要问题及建议 -90-17投资估算及资金筹措 -90-17.1投资估算编制说明 -90-17.1.1项目概述 -90-17.1.2项目投资估算范围 -90-17.1.3需要说明的有关事项 -90-17.2投资估算依据 -90-17.3投资概算原则 -90-17.4建设项目投入总资金构成 -91-17.5投资估算结果 -91-17.6流动资金估算 -92-17.7建设期利息估算 -92-17.8投资估算汇总及分析 -92-17.9资金筹措及资金使用计划 -92-17.9.1本项目所需资 -92-17.9.2建设资金来源 -92-17.9.3资金使用计划 -92-18财务评价 -92-18.1概述 -92-18.2成本费用估算 -93-18.2.1成本和费用估算 -93-18.2.2经营成本 -94-18.2.3固定成本和可变成本 -94-18.3销售收入、销售税金及附加和增值税 -94-18.3.1销售收入 -94-18.3.2增值税 -94-18.3.3销售税金及附加 -94-18.4利润和所得税 -94-18.4.1利润分配 -94-18.4.2企业所得税 -94-18.5财务评价指标计算 -95-18.5.1财务盈利能力分析 -95-18.5.2项目清偿能力分析 -95-18.6不确定性分析 -95-18.6.1盈亏平衡分析 -95-18.6.2敏感性分析 -96-18.7装置建设后对化肥厂总体效益产生的影响 -96-18.8财务评价结论及建议 -96-19项目预期目标和风险分析 -97-19.1预期目标分析 -97-19.1.1产品规模、结构及质量水平 -97-19.1.2生产技术水平及经营管理水平 -97-19.1.3产品成本及项目经济效益水平 -97-19.2项目存在的主要风险分析 -97-19.2.1市场风险及程度 -97-19.2.2资源风险及程度 -97-19.2.3技术风险及程度 -97-19.2.4工程风险及程度 -97-19.2.5资金风险及程度 -97-19.2.6政策风险及程度 -98-19.2.7外部协作条件风险及程度 -98-19.2.8社会风险及程度 -98-19.2.9其它风险及程度 -98-19.3风险防范对策 -98-19.3.1风险回避 -98-19.3.2风险控制 -98-19.3.3风险转移 -99-19.3.4风险自担 -99-19.4分析结论 -99-20结论与建议 -99-20.1研究结论 -99-20.2建议 -10040-1总论1.1项目及建设单位基本情况1.1.1项目基本情况1.1.1.1项目名称中国石油某石化公司化肥厂煤锅炉烟气系统增设脱硫设施。1.1.1.2项目建设性质本项目为某石化化肥厂供热燃煤锅炉的烟气净化技改工程，是新建环保项目。1.1.1.3项目建设地点拟建在某石化分公司化肥厂锅炉烟道、烟囱外侧的空地上（面积约70m×80m）。1.1.2建设单位基本情况1.1.2.1建设单位名称、性质及负责人建设单位名称：中国石油天然气股份有限公司某石化分公司企业性质：国有股份制企业公司法人：郑明禹(代)1.1.2.2建设单位概况中国石油某石化分公司始建于1975年4月。占地18平方公里，地处某东北郊25公里处，紧邻吐-某-大高速公路和216国道。位于某三大油田中央，毗临吐-某-1999年8月，中国石油总公司进行了战略重组，某石油化工总厂分为某石化公司和某石化总厂两个独立核算的单位。中国石油天然气股份有限公司某石化分公司是集炼油、化肥、化纤于一体的石油化工、化纤生产基地。于2000年元月17日正式通过ISO90021国际质量体系认证。下属炼油厂、化肥厂、化纤厂、热电厂、原料办、经销公司以及科研所等9个单位。目前生产石油化工、化纤共计9大类56个品种，具有较强的资产和技术优势。有多项产品获国优、省优、部优和某名牌产品称号。1.2编制依据及原则1.2.1编制依据1）中国石油某石化分公司关于化肥厂锅炉烟气脱硫装置可行性研究报告编制的设计任务委托书（见附件一）；2）中石油某石化公司化肥厂提供的《基础数据调查表》和现场踏勘调研等有关基础资料；3）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号文）；4）国家环保局、国家经济贸易委员会、科学技术部关于发布《燃煤二氧化硫排放污染防治技术政策》的通知（环发[2002]21号文）；5）国家标准《锅炉大气污染物排放标准》GB13271-2001；6）国家发展计划委员会、财政部、国家环境保护总局，国家经济贸易委员会第31号令：《排污费征求标准管理办法》(2003.2.28)；7）国家发展和改革委员会文件：发改能源[2004]864号，国家发展改革委员会关于燃煤电站项目规划和建设有关要求的通知(2004年5月6日)；8）与本工程相关的其他法律法规；9）中油天然气股份有限公司：《炼油化工建设项目可行性研究报告编制规定》（2002年）；10）原化学工业部：《化工建设项目可行性研究报告内容和深度的规定》（1997年）；11）与本工程相关的其他工程技术标准规范及强制性标准。1.2.2编制原则1）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，经综合比较各方案后提出推荐方案。2）贯彻“安全可靠、经济实用、符合国情”的指导方针，精心设计，充分优化，使实施方案经济合理、可用率高，并在保证技术指标的前提下努力降低工程造价。3）脱硫系统工艺设计方案的拟定视本工程的实际情况，妥善处理好与已建工程的衔接关系，尽可能减少在工程实施过程中对主体锅炉运行的影响。4）充分利用化肥厂的现有场地、现有公用工程设施，节约工程投资。5）根据脱硫副产品回收系统的工艺要求，以及物料特性，设计方案简单可靠。6）吸收剂由废氨水及纯氨水配置而成；副产品硫铵以含杂质的干燥固体形态送出界区，作为某石化总厂的复合肥装置的生产原料。7）综合考虑化肥厂燃煤含硫量的变化趋势，脱硫装置系统设计及设备选型考虑一定适应能力。8）脱硫装置采用可与主体工程接口的DCS集中控制。提高自动化程度，控制定员，减轻工人劳动强度。9）为保证化肥厂锅炉的可靠、稳定运行，脱硫装置的启动与停运不影化肥厂的正常运行。当锅炉负荷调节时，脱硫装置可以同步调节，避免超量投入，降低运行成本。1.3研究范围（1）本工程可行性研究的范围包括：脱硫工程的建设条件描述；脱硫技术方案的比较与优化；总平面布置方案设计；锅炉烟气脱硫装置界区范围内的烟气系统、吸收系统、氨/水系统、氧化空气系统、硫酸铵分离、干燥系统的工艺、管道、设备、电气、自控、土建、给排水、技术经济等各专业方案设计；投资估算及运行成本、财务经济分析。（2）边界条件装置边界条件原则上以装置界区范围外1m为限，工程所需的原材料和公用工程介质（水、电、蒸汽、压缩空气）均由业主负责送至装置边界。边界外新增内容费用在概算中单列。1.4项目背景及建设理由1.4.1项目背景中国石油天然气股份有限公司某石化分公司（以下简称某石化）位于某某市郊区东北部的东山区，大部分与米泉市相邻，西南与某矿务局相邻，距某市中心约25公里。某石化系20世纪70年代建设的大型石油化工综合企业，所辖主要生产厂和装置有炼油厂、化肥厂、化纤厂、编织袋厂及复合肥装置、三聚氰胺装置以及为某石化服务的自备热电厂等。生活区集中在西部，工业区在东北部。配套的生活福利设施有医院、剧院、体育场、学校、宾馆、公园及职工家属宿舍，总占地面积16平方公里，职工1.1万人，全区共3万人。根据某市环保局《某市地面水域功能区划分规定》，建设项目所在的某石化地区远离饮用水水源保护区，亦不属于农业用水区域。工业废水经污水处理系统处理后排入污水库，并经污水库（天然氧化塘）的进一步处理，污水库出水水质低于《污水综合排放标准》（GB8978－1996）中二级标准。根据某环保局对某石化公司一化肥油改气项目环评适用标准的批复和某市环保局《某市环境空气质量功能区划分规定》，某石化公司生产区环境空气质量功能区划分为三类区，生活区环境空气质量功能区划为二类区（混合区）。根据某市环保局《某市城市区域环境噪声标准适用区域划分规定》，某石化地区为石油化工工业区，为噪声3类标准适用区。在某石化日常环境管理工作中，生产区执行《环境空气质量标准》（GB3095－1996及其2000年修改单）中的三级标准，生活区执行《环境空气质量标准》（GB3095－1996及其2000年修改单）中的二级（混合区）标准。加热炉及工业炉窑废气执行《工业炉窑大气污染物排放标准》（GB9078—1996）中的三级标准，其它工艺废气执行《大气污染物综合排放标准》（GB16297－1996）表2中三级标准；《恶臭污染物排放标准》（GB14554—93）中的三级新扩改标准。电厂煤锅炉执行《火电厂大气污染物排放标准》（GB13223－2003）Ⅰ时段标准，化肥厂煤锅炉执行《锅炉大气污染物排放标准》（GB13271－2001）Ⅰ时段标准。厂界噪声执行《工业企业厂界噪声标准》（GB12348－90）。污水库出口排放废水执行《污水综合排放标准》（GB8978－1996）中二级标准。1.4.2项目建设的理由某地区大气污染性为沙尘、煤烟混合型污染，SO2的年日均值平均为0.024mg/Nm3，总悬浮物年日平均值0.434mg/Nm3。其中石油化工行业在某地区烟尘排放占10.85%、SO2排放占10.34%。在城市环境综合整治定量考核指标中，某是污染最严重的城市，是SO2的排放量最大的地区。某市近年来全年平均SO2的排放量为65009.23吨，烟气排放量30712.92吨。超过国家《环境空气质量标准》的三级标准，被列为二氧化硫污染控制区。某石化公司地处二氧化硫控制区，不仅要求二氧化硫达标排放，同时，还要实行总量控制。根据某环保局新环财函[2005]54号文关于中国石油某石化分公司污染物排放总量控制指标的批复，某石化公司“十一五”期间拟建项目建成，拟采取的SO2减排措施实施后，“SO2排放量控制在1.6万吨的总量以下。”而化肥厂煤锅炉排放的SO2占公司二氧化硫排放总量约26％，因此，某石化公司已将削减燃煤锅炉二氧化硫排放量作为公司下一步的环保目标。某石化全厂烟气排放总量及主要污染物排放浓度现状详见附件一。根据某石化分公司化肥厂锅炉烟气2003年至2005年期间监（检）测数据，某石化化肥厂现有2台210t/h燃煤锅炉烟气中污染物排放浓度在以下范围内：最低值最高值NOx：395mg/m3450mg/m3烟尘：75mg/m3135mg/m3CO：1.3mg/m3（几乎检不出）烟气排放量：423000Nm3/h505000Nm3/hSO2： 645mg/m3 1150mg/m3每年锅炉运行按8400小时计，则两台锅炉烟道气排放量为355320～424200万标立方/年，按污染物排放浓度测算，SO2排放量为2292～4878吨/年；烟尘排放量为266～573吨/年。对某石化化肥厂现有的2×210t/h锅炉进行烟气脱硫技术改造，实施锅炉烟气净化治理措施，对削减公司二氧化硫排放总量有较好的效果。某石化化肥厂燃煤锅炉烟气排放总量及主要污染物排放浓度现状详见附件二、附件三。1.4.3主要外部有利条件炼油厂两套污水汽提装置有充分的待综合利用的汽提氨水，同时某石化的大型合成氨—化肥装置（2×30万吨合成氨/2×52万吨尿素）有丰富的待综合利用的低浓度氨水和稀尿素液资源，可作为锅炉烟气脱硫的吸收剂原料，做到废物利用，同时根据某石化的发展规划，2004～2006年期间拟将一化肥扩能50%，并已建成了30万吨/年高浓度复合肥装置，锅炉烟气脱硫的副产品硫酸铵可以用来替代商品化肥尿素作为复合肥的原料。因此，某石化化肥厂的锅炉烟气脱硫具有采用氨－硫铵法脱硫得天独厚的良好基础。这也使得该项目除具有良好的社会环保效益外，还具有一定企业经济效益。所以，无论从社会、环保、经济效益分析，还是从企业可持续发展考虑，采用氨－硫铵法脱硫技术进行本项目的建设均是有益的。1.5主要研究结论本技改工程拟采用氨－硫酸铵法脱硫工艺，对某石化化肥厂现有的2台210t/h锅炉排出的烟气进行脱硫处理，增加相应的副产品回收处理系统，同时对排烟系统进行改造。工艺系统为“二炉一塔”，按锅炉烟气脱硫要求配置独立的烟气系统、吸收系统、氨/水系统、氧化空气系统、副产品硫酸铵分离、干燥和包装系统。工程拟采用工程总承包方式建设。2硫酸铵市场分析与价格预测2.1副产品硫酸铵的品种、规格和用途2.1.1副产品硫酸铵的品种、规格两台锅炉烟气脱硫装置投运后，燃用含硫量0.65％的煤，预计固体硫铵年产量约1万吨，脱硫副产物（(NH4)2SO4）的品质参数如下：氮（N）含量（以干基计）19.5－20.9%水（H2O）≤1%游离酸（H2SO4）含量，％≤2%外观：白色或灰白色、粒状或粉末状，可见微量粉煤灰杂质2.1.2副产品硫酸铵的主要用途硫酸铵——(NH4)2SO4，是我国使用和生产最早的一种氮肥，为白色结晶，含氮、硫两种营养元素，理论含氮量为21.2%，易溶于水，是酸性肥料，化学性质稳定，便于储藏、运输和使用。在国际上，硫酸铵主要有两个方面的用途：一是直接用于农业做化肥，二是作为复合肥厂的生产原料，这两者都与农业生产状况密切相关。近年来，国际农业生产状况有所好转，粮食产量一举扭转了连续几年下降的趋势，出现了正增长。随着国际农业生产形势的逐渐好转，对硫酸铵的需求量也有所增加，另外，由于国际石油和天然气价格居高不下，导致硫酸铵生产成本也处于高位，这两个因素综合起来使得国际硫酸铵市场价格呈现一种稳中有升的走势。我国目前基本上不将硫酸铵直接用于农业化肥，而大量用作复合肥的生产原料。硫铵型复合肥尤其适合我国北方、西北的广大地区，因为在我国北方、西北的广大地区，大部分土壤呈弱碱性，使用偏酸性的硫铵复合肥可起到一定的改良土壤作用。2.1.3硫酸铵的质量指标GB535－95中规定的硫酸铵质量指标如下：指标名称指标优等品一等品合格品氮（N）含量（以干基计），％≥21.021.020.5水分（H2O）含量，％≤0.20.31.0游离酸（H2SO4）含量，％≤0.030.050.20铁（Fe）含量，％≤0.007砷（As）含量，％≤0.00005重金属（以Pb计），％≤0.005水不溶物含量，％≤0.052002年4月27日，原国家经济贸易委员会发布了中华人民共和国电力行业标准《副产硫酸铵》（DL/P808-2002），此标准于2002年9月1日实施。其中规定了火电厂氨法烟气脱硫生产的副产硫酸铵品质要求如下：项目指标外观白色或灰白色粒状或粉末状，无可见机械杂质总氮(N)含量≥18.0水分(H2O)≤1.5游离酸(以H2SO4计)含量≤2.0本脱硫装置的副产物硫酸铵已超过DL/P808-2002标准，已达到了GB535-95中中规定的合格品标准。2.2副产品硫酸铵综合利用前景分析某石化总厂现有一套30万吨／年的复合肥厂，每年需硫酸铵15000～20000吨／年。某石化复合肥厂目前是采用尿素作为复合肥的氮素原料，改用脱硫的副产品硫酸铵为原料后，在降低生产成本的同时，还增加了尿素化肥的供应量。发达国家的复合肥生产均占到整个化肥产量的一半以上；而我国据1998年统计数字，全国复合肥产量仅占到全部化肥产量的12%。由此看来，复合肥存在着很大的发展潜力。国际硫酸铵市场价格波动较大，去年上半年硫酸铵国际市场价格小幅上涨，大多数市场的上涨幅度为2—5美元/吨，高的上涨了10美元/吨。当时国际硫酸铵市场的价格行情为：波罗的海地区离岸价93—98美元/吨，同前期相比，上涨了2美元/吨；黑海地区离岸价97—99美元/吨，比前期上涨了4美元/吨；（某克兰）赫尔松离岸价70—72美元/吨，比前期上涨了5美元/吨；东南亚地区到岸价135—140美元/吨，比前期上涨了10美元/吨。以硫酸铵和氯化钾为原料制取硫酸钾的新技术，利用硫酸铵和氯化钾经过两段转化制取产品硫酸钾，一次冷却得到副产品氯化钾铵，母液闭路循环，无工艺三废排放。给硫酸铵市场带来了更大的需求，目前我国农业的硫酸钾年需求量在100万吨以上，国内的生产能力约有30万吨/年，实际产量为15万吨/年。年进口量60万吨，市场处于供不应求的局面。可以预计，随着我国经济作物种植业的发展，其需求量将日益增加。以氨法脱硫的副产品硫酸铵为原料生产的复合肥，从脱硫的角度而言，由于硫酸铵是作为环保副产物的废物再利用，因而复合肥生产成本要大大低于目前生产的各种复合肥。相应的售价亦可定的比较低，具有很强的市场竞争力。3工艺技术方案的选择3.1工艺基础数据3.1.1化肥厂现有燃煤锅炉运行状况某石化公司化肥厂现有燃煤锅炉2台，设计参数：蒸汽压力10.3MPa、温度485℃、蒸发量210t/h台；所产蒸汽主要向全厂各装置提供动力及工艺用汽。两台燃煤锅炉自建成投运以来，生产的蒸汽基本达到了设计能力（210t/h）。该锅炉为DG210/10.5-1型锅炉系高压、自然循环汽包炉，∏

序号项目单位设计值备注1额定蒸发量t/h210最佳为187.52汽包工作压力MPa11.13过热蒸汽压力MPa10.54过热蒸汽温度℃4935排烟温度℃130-2206烟气含氧量％2.0-6.07炉膛负压Pa-20～-1008排烟温度℃130～220引风机的额定电流为47A、扬程4060Pa、设计流量186400m3锅炉正常运行时主要燃料为煤、工艺废气，并可掺烧炼厂干气或天然气。下表是各种燃料的主要技术指标：A、点火用柴油：项目夏季用0#柴油冬季用-20#柴油闪点>60>60运动粘度(20℃3-8mpa.s2.5-8mpa.s流动点0-残灰<0.4％<0.3％灰分<0.05％<0.025％硫份<1.5％<0.2％水份<0.3％微量B、炼厂干气和天然气：炼厂干气天然气成份组成(V％)成份组成(V％)氢气16.7H20.55乙烷16.75CH492.59甲烷23.01CO21.4乙烯16.41C2H63.79丙烷0.51C3H81.37丙稀1.95C4H100.3异丁烷0.55低位发热值37078kJ/m3正丁烷0.42喷燃器前压力20～60kPa异丁烯0.60――――――反丁烯0.66――――――顺丁烯0.65――――――戊烷2.2――――――硫化氢0.56――――――空气15.39――――――CO+CO23.64――――――低位发热值36328kJ/m3――――――喷燃器前压力20～60kPa――――――C、工艺废气：正常最大数量4500m37600m3单台锅炉燃气量2300m33800m3组成(V％)H216.559.8CO28.6316.95CH414.698.7N2+Ar40.1364.15NH300.4低位发热值10676kJ/m36322kJ/m3平均分子量21.9―――重度0.9792kg―――喷燃器前压力20～60kPa―――D、燃煤主要成份：名称符号单位煤质碳(收到基)Car%52-53氢(收到基)Har%3.5-4.5氧(收到基)Oar%8.1氮(收到基)Nar%1.2全硫(收到基)Sar%0.6-1.0（0.8）全水分Wt%9.5灰分(收到基)A%18内在水分Wad%3.17可燃基挥发分Vdaf%29-32低位发热量QnetkJ/kg22500可磨系数KBTNkm%1.26灰熔点t1℃1185t2℃>1250t3℃>13503.1.2燃煤锅炉耗煤及煤质情况耗煤量：化肥厂的燃煤锅炉近几年燃煤消耗量一直在1000～1100吨／日左右，按平均值1050吨／日计算，每台炉每小时耗煤量约21.88吨／小时台。全年锅炉耗煤量37.75万吨／年。见下表：项目单位设计煤种实际耗量小时耗煤量t/h45.5643.75日耗煤量（24h/d）t/d1039.441000～1100年耗煤量（按8400小时计）t/a36.448367500煤质情况：化肥厂燃煤锅炉近两年一直使用的是大洪沟、铁厂沟、芦草沟、小红沟、碱沟等附近煤矿提供的，煤质比较稳定，其煤质分析数据见下表（单位：％）：全水份分析水份灰分挥发份全硫热值，kJ/kg最高值11.455.6433.4533.882.3028552最低值3.981.283.5527.420.3422077平均值7.192.6813.2231.160.6626110注：取自化肥厂煤质分析报表（2005年5～9月分析数据）预计今后采用的煤种及煤质数据应与目前采用的煤种煤质变化不大。按照某市政府环保部门的规定，凡燃煤锅炉设计燃煤的含硫率必须小于0.8%，设计锅炉燃煤的含硫率根据化肥厂近年来煤质分析报告确定在0.5%～0.8%范围内，设计时取平均值0.65%。化肥厂煤质分析报告详见附件四。3.2工艺技术方案比较3.2.1选择脱硫工艺技术的原则目前，可供使用的烟道气脱硫技术多种多样，各种不同的烟道气脱硫技术所用的吸收剂、生产的副产品，以及脱硫效率和投资成本差别很大。对于某一具体项目，最适用的烟道气脱硫技术一般是根据吸收剂来源、现场条件和经济情况来选择的，即这种脱硫技术充分利用了现场的有利条件，并在整个使用期间总成本最低。然而，影响总成本的因素有很多，这些因素包括：技术因素；经济因素（生产成本、投资成本）；商业因素。技术因素包括脱硫技术所能提供的脱硫效率、技术的适用性和烟道气脱硫设备所需的空间大小以及技术的风险性。经济因素包括投资成本和生产成本，其中投资成本包括设备自身的费用和对原有设备的改造费用（如果脱硫工艺需要对现有锅炉、除尘器、引风机等进行改造，则该项费用在投资成本和生产成本中所占比重很明显）；所用的吸收剂的费用；副产品处理所带来的创收或支出；以及维修费用。商业因素包括商业风险度；技术成熟度；与该技术相应的规模适度；以及技术供应商的可信度。理想的脱硫工艺应该是投资少，占地小，运行成本低，与主体工程兼容性好，脱硫效率能够满足不断提高的环保排放标准要求，脱硫副产品容易处理，无二次污染。如果副产品能有较好的销售市场，所产生的经济效益可冲抵部分装置运行费用，甚至有所结余，则是最理想的。3.2.2脱硫工艺技术概述二氧化硫污染控制技术颇多，诸如改善能源结构、采用清洁燃料等，但是，烟气脱硫是有效削减SO2排放量不可替代的技术。烟气脱硫的方法甚多，但根据物理及化学的基本原理，大体上可分为吸收法、吸附法、催化法三种。吸收法是净化烟气中SO2的最重要的应用最广泛的方法。吸收法通常是指应用液体吸收净化烟气中的SO2，因此吸收法烟气脱硫也称为湿法或湿式烟气脱硫。湿法烟气脱硫的优点是脱硫效率高，设备小，投资省，易操作，易控制，操作稳定，以及占地面积小。目前常见的湿法烟气脱硫有：石灰石/石膏法抛弃法、钠碱法、氨法及氧化镁法等。其中石灰石/石灰－石膏法，在200MW以上机组的燃煤电厂广泛应用。3.2.3脱硫工艺方案比较这里主要将在燃煤电厂广泛应用的石灰石－石膏法和本工程拟采用的氨－硫酸铵法进行详细比较。1）石灰石－石膏湿法脱硫工艺石灰石（石灰）－石膏湿法脱硫工艺采用价廉易得的石灰石或石灰作脱硫吸收剂，石灰石经破碎磨细成粉状与水混合搅拌制成吸收浆液。当采用石灰为吸收剂时，石灰粉经消化处理后加水搅拌制成吸收浆。在吸收塔内，吸收浆液与烟气接触混合，烟气中的SO2与浆液中的碳酸钙以及鼓入的氧化空气进行化学反应而被脱除，最终反应产物为石膏。脱硫后的烟气经除雾器除去带出的细小液滴，经加热器加热升温后排入烟囱。脱硫石膏浆经脱水装置脱水后回收。常用的湿式石灰石－石膏的烟道气体脱硫方法，投资成本较高、系统比较复杂、维护量大、能耗高，增加运营成本。副产物石膏含有多种杂质，其抗压强度、抗拉强度等无法与矿石膏竞争，再利用的价值不大，最终不得不作抛弃处理，占用大量的土地（脱除1吨SO2将产生2.7吨的脱硫二水石膏）；同时，湿式石灰石／石膏法脱硫设备每处理一吨二氧化硫要排放0.7吨二氧化碳。以我国现有消耗含硫矿产物总量推算，如果全部用湿式石灰石／石膏法来处理所产生的二氧化硫，每年就要新增加二氧化碳几千万吨，形成二次污染，最终还需要进行第二次的治理和投资。该工艺的优点主要是：①脱硫效率高；②吸收剂利用率高，可达到90％；③吸收剂资源广泛，价格低廉；④适用于不同含硫量的燃料，尤其适用于大容量电站锅炉的烟气处理；该工艺的缺点是：①系统复杂，占地面积大；②造价高，一次性投资大；③运行问题较多——由于副产品CaSO4易沉积和粘结，所以，容易造成系统积垢，堵塞和磨损；④综合运行费用高，耗电量非常大；⑤副产品处理问题——在中国，天然石膏资源丰富，而石灰石的成分却很难保证，因此脱硫石膏的成分不稳定，建筑行业很难采用。目前，要得到高品质的脱硫石膏，需增加后产物设备投资，导致生产出的石膏价格高于市场的天然石膏价格，因而副产物处理存在问题。2）氨法脱硫工艺氨法烟气脱硫技术是用氨水洗涤含SO2的烟气，形成(NH4)2SO3－NH4HSO3－H2O的吸收液体系，该溶液中的(NH4)2SO3对SO2具有很好的吸收能力，它是氨法中的主要吸收剂。吸收SO2以后的吸收液可用不同的方法处理，获得不同的产品，从而也就形成了不同的脱硫方法。其中比较成熟的为氨－酸法、氨－亚硫酸铵法和氨－硫铵法等。在氨法的这些脱硫方法中，其吸收的原理和过程是相同的，不同之处仅在于对吸收液处理的方法和工艺技术路线。氨法是烟气脱硫各方法中较为成熟的方法，较早地被应用于工业过程。早期由于氨的逃逸和副产物处理等方面存在问题，没有得到大规模的推广和应用。同时由于在没有氨源的地方，需要增加氨的贮存和氨水的配置单元，所以应用受到了限制。该法脱硫费用低，氨可留在产品内，以氨肥的形式提供使用，因而产品实用价值较高。由于氨法脱硫气液比较小，因此，能耗低、综合运行费用低。并能做到资源化、产业化综合利用，适合可持续发展的要求。脱硫工艺主要性能参数对比表序号方案石灰石－石膏法氨－硫铵法一工程参数对比建设投资大，工期长建设投资较小，工期短1核心设备1）增压风机2）吸收塔本体3）石灰粉储仓4）石灰浆配置系统5）氧化风机及循环泵6）真空皮带脱水机7）各种管道、旋流器及主要辅助设备8）污水处理站1）吸收塔本体2）氨水储存箱3）氧化风机及循环泵4）硫酸铵离心和结晶器5）干燥及包装设备6）各种管道、氨水混合器及主要辅助设备2建设工期设备要求高，部分货源依赖进口，并且设备占地面积大；工期时间长。设备国产化，占地面积小；采购、安装和调试周期短，施工期时间较短。二工艺方案对比启、停操作复杂，易堵塞应用在大型脱硫项目工艺流程短，启停操作简捷，大、中、小型锅炉均适用1脱硫原理SO2+CaCO3CaSO3+CO2石灰石－石膏法属于气体和固体之间反应，反应速度较慢，所以需要大量的工艺水，将石灰石粉制造成石灰石浆液，让SO2（气体）和固体石灰石提供溶液环境，加快反应速度，但即使这样，反应还是很有限，不能充分反应，所以需要较高的Ca/S比，非常细的石灰石粒度，但提高了运行成本。2NH3+SO2+H2O（NH4）2SO3氨－硫酸铵法是用10～20%浓度的氨水为吸收剂与烟气中SO2的反应，属于气－汽或气－液反应，反应速率非常快，属于瞬间反应，反应趋近完全。氨液也不需要经过复杂的预处理，只需要简单混合就可使用，生成硫酸铵产物，具有很高的利用价值。2工艺设备1）浆液含固量高，设备耐磨、防腐要求高，设备使用寿命受到限制，检修、维护频繁，工作量大、费用高。2）对各种用于浆液的设备都需要考虑防止固体颗粒沉淀，要增加必须的搅拌设备，冲洗设备来解决问题。氨水是属于液体吸收剂，循环液溶解度大、流动性好，对设备的磨损轻。不会存在像石灰石－石膏法的堵塞等问题。三综合参数对比1主要运行费用经济分析脱硫效率90%90%吸收剂质量比CaCO3/SO2=1.64(按1.05富裕考虑)NH3/SO2=0.55(按1.05富裕考虑)二氧化硫脱除量4914t/a4914t/a吸收剂吸收单价(元/吨)吸收用量(吨)总价(万元)吸收单价(元/吨)吸收用量(吨)总价(万元)2808061.4225.71940013053.6522.14副产物石膏单价(元