某化工企业利用黄磷尾气发电项目可行性分析报告书Word文档下载推荐.docx
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对电站的平面布置、黄磷尾气的气处理工艺、装机容量方案、水工、环保等工程做了充分的研究和比较，确定采用10台500GF-RG**机组。
于2006年5月完成可行性研究告。
第二章电力系统
由于化工有限公司现有变电开关站将进行改造，故在此不再详述。
发电站机组发出的电升压到35KV，通过电缆与公司35KV母线并网。
第三章燃气供应系统
3.1燃料消耗量
单台机组正常连续耗气量按400Nm3/h（CO100%）考虑，总耗气量约为4800Nm3/h（CO100%），能满足10台发电机组连续耗气量。
3.2典型的黄磷尾气组分
组成
co100%
Co2100%
O2
其他
磷
砷
氟
硫
含量
mol%
85-95
2-4
0.1-0.5
3-5
g/Nm3
0.5-1.0
0.07-0.08
0.4-0.5
0.6-6
3.2发电机组用气压力及气路设置
黄磷尾气作为黄磷工业生产的废气，用于**机组进行发电必须经过除尘、脱硫等净化处理设施。
首先经过水洗脱去黄磷气中的粉尘和部分硫、磷、氟、砷等，然后通过碱液PDS脱硫（磷）脱去黄磷气中的硫（磷），净化后的黄磷气引自5000m3气柜，最后通过加压风机输送到发电站内供发电机组燃烧发电，为使发电机组正常运行，输送至每台发电机组的进气压力必须在3Kpa以上。
第四章机组选型方案
4.1建设规模的确定
107Nm3，除去用于黄磷原材料工段烘干矿石和工艺加温的部分外剩余气量约为约为4.95×
107Nm3，约合4800Nm3/h（CO100%），供**机组发电。
拟建电站的装机容量应在5000kw。
该工程建成后所发电量，可满足化工有限公司部分用电的需要，不足部分由电网提供，经济效益显著。
4.2装机方案
★方案一：
用燃气轮机发电
选用2台QD10型燃气轮机热电联供机组。
装机容量：
2×
1000kw。
★优点：
该产品单机容量大，具有启动快捷、运行稳定、故障率低、自动化程度高，燃料适应范围广等特点。
★缺点：
燃气轮机大修需返回制造厂修理，费用大，维修周期长，年平均维修费用高。
燃气轮机对供给的进气燃料指标要求高，如气压、浓度（＞32%）、清洁度高（低于2mg/Nm3）等，需增设燃气增压装置和净化装置；
机组冷却水量大，需建设专用的冷却水池，工程占地面积大。
由于燃气轮机运行噪声大，燃机发电厂房需采用高性能的隔声结构，建筑物结构复杂，要求高。
燃气轮机系统投资高，投资回收期长。
★方案二：
用燃气内燃机发电
选用10台500GF-RG**机组
10×
500KW
500GF-RG**机组对可燃气体适应能力强，只要可燃气体压力在3Kpa以上都能被有效利用，适应极低压力的燃气，不必增压，减少投资和提高有效发电量；
热效益高，热效益可达30-35%。
由于单机容量小，电站的调节能力强，提高了供电的稳定性。
机组安装环境要求不高，机房结构简单，配套设施少，故工程建设周期短，占地面积小。
**机组投资低，回收期短，经济效益可观。
500GF-RG**机组属于活塞式内燃机，运动的零部件多，维修工作量较大，要求维修人员技术素质高。
通过对以上两种方案进行综合比较，结合化工有限公司的实际情况，方案二更适合用于黄磷尾气发电，占地面积小，建设投资少，加之采用单机容量中等的机群站具有调度灵活的特点。
确定方案二是最佳且可行的方案。
4.3**机组的系统组成
整个系统包括：
润滑系统、空气过滤系统、点火系统、冷却系统、排气系统、发电机组控制系统。
全套装置包括：
燃气发动机、发电机、空气过滤器、排气消音器、机组辅助系统，燃气调压装置、机组系统同期控制盘等装置。
燃气电站的性质：
常用电站
控制和操作方式：
集中控制系统
发电机工作循环：
四冲程
额定转速：
1000r/min
进气方式：
增压式
气缸布置方式：
双列V型
冷却方式：
开式，强制水冷
启动方式：
24V直流电启动
4.4瓦斯发电机组性能参数
**机组型号：
500GF-RG
**机型号：
W12V190ZLDK-2C
发电机型号：
1FC6454-6LA42
控制屏：
PCKI-RB500
额定功率：
500KW
额定电压：
400V
额定频率：
50Hz
额定因数（CO100%S）：
0.8（滞后）
调压方式：
自动
励磁方式：
无刷
电压调整率：
±
5%（可调）
相数与接法：
三相四线制
调速器型号：
2301A负荷分配及速度控制器
操纵方式：
近、远距离控制
强制水冷、换热器换热、开式循环
机油消耗率：
（g/kwh）≤1.5g
排气温度：
≤550℃
发电机绝缘等级：
F
外形尺寸：
5200×
1970×
2778mm
机组净重量：
12500kg
4.5主要技术经济指标
主要技术经济指标
序号
项目
单位
装机方案10×
500kw
1
发电功率
kw
4000
2
发电年均热耗
MJ/kwh
11
3
年发电量
Kwh/a
55840000
注：
500GF1-RG长期连续功率按440kw，年运行时间按7920h计算。
第五章厂址条件
5.1选址概述
电站的厂址的选择原则：
充分利用化工有限公司现有的空地，尽量减少建设项目新征用土地，并考虑电站与现有系统的功能协调，做到工艺流程布局合理，有利于生产；
尽量减少输送管网距离和输送电路距离；
场地地形和工程地质条件良好，交通运输便利；
要做到投资小、工期短、见效快。
根据以上条件，该发电站厂址拟选择在化工有限公司现有变电开关站西南方向的一块空地上。
本工程进气、消防、给排水等系统与化工有限公司现有系统相连，电气系统通过变压升压后接入化工有限公司变电所。
水、电、气输送配出方便。
5.2厂址自然条件
5.2.1气象条件
气温：
年平均气温12.5℃
最低日平均气温8.8℃
极端最低气温-6.1℃
最高平均气温18.1℃
极端最高气温34.45℃
气压：
年平均气压913.75mmHg
极端最高气压930.75mmHg
极端最低气压898.63mmHg
雨量：
年总降雨量1396.48mm
平均蒸发量913.2mm
日最大降雨量110.28mm
风速：
全年平均风速1.38m/s
最大风速9.1m/s
全年主导风向为东南风
水文：
渔洋河丰水期流量470m3/s，枯水期最小流量35m3/s，枯水期一般在12月至次年3月。
5.2.2地震烈度
地震烈度为六级
5.3电厂水源
发电站水源由化工有限公司提供，接入厂区供水管网。
5.4岩土工程
拟建厂区地面高程为157.78-159.28m，场地原为堆料场。
结论及评价：
（1）拟建厂区场地稳定性较好，适宜建设本工程
（2）由于本工程建筑物较轻可采用天然地基，不需地基处理。
第六章工程设想
6.1总图及交通运输
6.1.1建设规模
6.1.2厂址自然条件
6.1.2.1地理位置
项目厂址位于**族自治县**镇工业区，西北临渔洋河，东侧有五宜公路老线，距离宜都市70公里。
**族自治县位于**省西南部，东临宜都市、松滋县，南与湖南石门毗邻，西与鹤峰县、巴东县交界，北与长阳县接壤。
6.1.3全厂总体规划
电站利用化工有限公司变电开关站西南侧的空地布置，在发电站西南侧拟建一座5000m3气柜，电站围墙距离气柜边缘不小于30米，满足防火间距要求。
考虑到现场地形因素，将10台机组布置在一个发电机房内。
其他建筑根据其功能布置于相应位置，建筑物之间满足防火间距要求。
6.1.4总平面布置
发电站在气柜东北侧，冷却塔、循环泵房以及配电室相邻发电机房布置，且配电室布置在靠近化工有限公司变电开关站一侧。
详见总平面布置图。
6.1.5竖向设计
整个发电站区场地的绝对、高程在157.78-159.28m之间；
电站排雨水系统接入厂区排水系统。
6.1.6交通运输
由于电站位于厂区内，通过厂区内原有道路进入电站。
电站周围设计消防通道，满足消防要求。
6.1.7管线及沟道布置
电站消防系统由厂区现有消防系统接入。
电站排水系统接入厂区排水系统。
黄磷气气处理设备布置在黄磷气出口与气柜之间，沿气管线布置。
6.2热机系统
6.2.1概述
本期工程设计采用10台500GF1-RG型**机组，发电总装机容量10×
500kw=5000kw。
6.2.2主机设备规范
6.2.2.1500GF1-RG**机组技术参数：
500kw额定电压：
400V
额定电流：
902A额定频率：
50Hz
1000（r/min）
≤1.5g/kwh
外形尺寸（mm）：
2778
机组总质量：
12500（kg）
强制水冷、换热器换热。
6.2.3燃气系统
6.2.3.1设计原始资料
化工有限公司黄磷气排放量平均为4800m3/h（CO100%）。
6.2.3.2燃气供气系统设计
（1）设计范围
从气柜出口到**机组借口法兰的所有管道、阀门以及黄磷气气处理部分。
（2）气量平衡
机组额定黄磷气消耗量（单台）400m3/h（CO100%）；
最大消耗量为500m3/h。
电站额定连续黄磷气需用量10×
400m3/h=4000m3/h（CO100%），最大消耗量为5000m3/h（CO100%），所以供气能满足电站本期正常需求。
（3）供气系统设计处理
A电站实际平均额定耗气量：
400m3/h=4000m3/h（CO100%）
B设计最大供气能力：
500m3/h=5000m3/h（CO100%）
C设计供气压力：
3Kpa
D供气品质：
燃气不含游离水或其它游离杂质。
粉尘颗粒小于5微米，总含量不大于20毫克/立方米
（4）系统流程
黄磷气→气处理模块→气柜→**站
（5）管径及管材
进气总管线管径为520×
6.0，每台发电机进气支管线管径为219×
6.0。
DN200管线采用符合《输送流体用无缝钢管》GB/T8163-1999标准生产制造的20#钢无缝钢管；
DN250和以上的输气管线采用符合《石油天然气工业输送钢管交货技术条件第一部分：
A级钢管》GB/T9711-1997标准生产制造的L245螺旋缝埋弧焊钢管；
套管采用符合《普通流体输送钢管螺旋埋弧焊钢管》SYS/T5037-2000标准生产制造的螺旋埋弧焊钢管。
6.2.3.3管道施工
管道的土方工程及附属设备的安装严格按《城镇燃气输配工程施工及验收规范》CJJ33-2001的有关内容执行，管道穿越站内道路时加保护套管，套管伸出路坡2m。
6.2.4气处理方案
a、黄磷尾气发电与净化要求
黄磷尾气作为黄磷工业生产的废气，属于一种腐蚀性教强、净化比较困难的气体。
据了解，国内最新发展的吸附法和氧化法在试验中取得了成功，但是，在公司应用上未能实现。
典型的黄磷尾气组分见
典型的黄磷尾气组分
co
Co2
g/m3
黄磷尾气用于燃气机发电，必须净化。
为了保证电站燃气机组正常运行，需要对黄磷尾气进行净化，要求如下：
硫：
≤100mg/Nm3;
磷：
≤80mg/Nm3；
氟：
≤5mg/Nm3；
砷：
粉尘：
≤10mg/Nm3。
化工有限公司提供的黄磷尾气化验结果如下（化验项：
氟、砷、硫、磷、氧）：
1.74mg/Nm3;
砷：
50.53μg/m3；
＞3.2g/m3；
0.5-0.6mg/m3；
氧：
0.1%。
其余为末检测气体。
b、黄磷尾气净化流程
以我们的经验和所掌握的资料，结合**五峰黄磷厂提供的资料，提出了适合我厂发电机组正常运行的新的黄磷尾气净化工艺，其方案为：
水洗+碱液PDS脱硫（磷）。
采用工艺如下：
黄磷尾气→高压水雾→脱水器→高压水雾→精脱水器→PDS脱硫、磷→精脱水器→净化气
（1）水洗
采用我公司的高压水雾输送系统和脱水器。
第一段，为20米长高压水雾清洗，除去大部分的粉尘、部分硫、磷、氟、砷等。
然后，采用脱水器，将水洗带来的粉尘进行脱除，黄磷尾气含粉尘小于200mg/m3。
第二段，为20米长高压水雾清洗，除去剩余粉尘、氟、砷、部分柳、磷等。
再用精脱水器，将水洗带来的微量粉尘进行脱除（粉尘含量小于10mg），并使黄磷尾气的含水量小于10g。
采用水雾输送，投资少，效果明显，而且极大地减小了后续流程的处理负担，是一种较经济和成功的除尘处理方法。
（2）碱液PDS脱硫（磷）
PDS脱硫工艺是一种非常成熟的脱硫工艺。
脱硫（磷）效果可以达到98%以上，脱硫费用却比相同效果的NaOH便宜很多，约0.01元/m3（含硫小于3g/m3）;
脱硫设备投资低，为普通吸收塔即可；
脱硫液无腐蚀、无毒、减少了防腐费用和对操作人员的伤害；
设备操作方便简单，只需定时加入一定量的脱硫剂即可，是一种性价比较低的脱硫方法。
（3）废水处理
废水回池后，采用碱石灰进行净化处理，处理后的洁净水循环利用。
（4）管线防腐
黄磷尾气是一种腐蚀性教强的气体，需要对输送管线做防腐处理，否则管线的使用寿命将大大缩短。
具体防腐办法采用水雾输送技术中规定的防腐技术，该技术操作简单，成本低廉。
6.3水工
6.3.1设计依据
a.《建筑给水排水设计规范》（GB50015-2003）（2003年版）
b．《室外给水设计规范》（GBJ13-86）（1997年版）
c．《室外排水设计规范》（BGJ14-87）（1997年版）
d.《泵站设计规范》（GB/T50265-97）（1997年版）
6.3.2设计范围
本工程水工部分设计范围包括：
循环水系统，电站范围内的生产生活给排水系统。
6.3.3设计主要原则
机组冷却循环水经玻璃钢冷却塔冷却后再循环使用。
电站软化水系统采用一套全自动软化处理系统，站区来水进入泵房内的全自动软水器，处理后的水输送到机房内的软化水箱里，作为发电机组内循环补给水。
厂区排水采用混流制排水系统，即生活污水、生产废水与雨水一同排放。
6.3.4水源
本期工程水源采用化工有限公司自来水管网。
6.3.5水务管理与水量平衡
6.3.5.1循环水量
根据500GF-RG**机组的性能要求，**机组冷却系统分为内外两个循环系统，内外循环都通过换热器进行换热，内外循环又分为高、低温冷却水系统。
高温冷却水系统进水水温为55℃，回水温度为65℃；
低温冷却水系统进水温度为35℃，回水水温为45℃。
高温冷却内循环主要是冷却发动机机体、汽缸盖等部件，低温内循环主要是冷却机油。
内循环使用软化水，每天每台的消耗量约为5kg/d，10台机组的总耗水量为25kg/d。
高、低温外循环通过换热器与内循环换热。
外循环使用普通自来水，循环冷却系统高、低温冷却水量每台均按40m3/h考虑，5台机组的高、低温总循环水量均为200m3/h。
循环水总量见下表：
循环水量表
机组容量
高温循环水量
m3/h
低温循环水量
总循环水量m3/h
1×
40
80
400
800
6.3.5.2电站需水量及水量平衡
本期工程10×
500kw机组最大补充水量为22.804m3/h，其中包括了冷却塔蒸发损失、排污损失、风吹及泄露损失等。
各用水单位详见下表：
电站补给水量表
项目
需水量（m3/h）
回收水量
（m3/h）
实耗水量
备注
高温冷却塔蒸发损失（2.0%）
4
高温冷却塔风吹及泄露损失（0.25%）
0.5
高温冷却塔排污损失（0.75%）
1.5
低温冷却塔蒸发损失（1.6%）
3.2
5
低温冷却塔风吹及泄露损失（0.25%）
6
低温冷却塔排污损失（0.55%）
1.1
7
生活用水量
0.6
8
软化水装置
0.002
9
总计
11.402
6.3.5.3废水的回收、利用
为建立合理的水量平衡系统，减少全站补水量，设计考虑了一水多用，废水回收的措施，循环水泵的冷却水统一汇入循环水池循环使用。
6.3.6供水系统选择及布置
6.3.6.1循环供水系统方案比较与优化设计
根据水源条件，供水系统采用玻璃钢冷却塔循环供水系统。
冷却设备经计算采用2台GBNL3-250型、2台GBNL3-175型工业型逆流式玻璃钢冷却塔。
该方案可以满足设计条件下的冷却负荷要求。
高温冷却塔进水温度为65℃，出水温度为55℃，低温冷却塔进水温度为45℃，出水温度为35℃。
冷却循环泵房设3台冷却循环水泵，运行方式为开二备一。
6.3.6.2循环水泵的选择
循环水系统流程为：
循环水泵→止回阀→闸阀→循环水压力进水管→换热器→循环水压力回水管→冷却塔→循环水泵
根据循环水量及水力计算结果，循环水泵型号如下：
3台KQW200/320-37/4（Z）型冷却循环水泵，Q=245m3/h，H=32m，功率：
N=37kw。
3台KQW150/320-22/4型冷却循环水泵，Q=160m3/h，H=32m，功率：
N=22kw。
6.3.6.3循环水系统布置
a.循环水泵房布置
循环水泵房布置在两个发电机房的西南侧，循环水泵房又检修场地及水泵安装场地组成。
泵房安装三台循环水泵，二用一备。
水泵出口采用缓开缓闭止回阀。
三台循环水泵均汇流入二条冷却循环进水总管，价格水输送至发电机房，供换热器冷却用水。
循环水泵启动与停泵可以就地控制，也可以远程控制。
备用泵若投入至高温循环水系统则高温循环水池的进口阀打开，与高温循环水出水管连接的闸阀打开。
低温系统原理同。
泵房内设有电缆沟和排污沟等设施。
6.3.7补给水系统
电站的补给水接自厂区的供水管网。
6.3.8污水排放
站内发电机房、泵房等排放的生产、生活污水及雨水等，通过排污沟及埋地
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