煤粉炉改循环流化床锅炉技改工程项目可行研究报告－优秀甲级资质可研报告

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1、-#煤粉炉改循环流化床锅炉技改工程可行性研究报告1 总论1.1 概 述1.1.1项目概况1.1.1.1项目名称：某某有限责任公司 #煤粉炉改循环流化床锅炉改造工程1.1.1.2建设单位：某某有限责任公司1.1.1.3建设地点：某某市某某有限责任公司厂区内1.1.1.4企业性质：股份制企业1.1.1.5法人代表：*1.1.2编制依据和原则1.1.2.1（*环资2008129号）*经济委员会，*财政厅关于组织申报200*年节能技术改造财政奖励项目的通知1.1.2.2国家发改委制定的节能中长期专项规划中提出的燃煤工业锅炉改造工程。1.1.2.3某某有限责任公司委托某某设计院进行某某有限责任公司 #煤

2、粉炉改循环流化床锅炉技改工程可行性研究报告的协议书；1.1.2.4计资源（1991）2186号小型节能热电项目可行性研究技术规定；1.1.2.5国家发展计划委员会、国家经济贸易委员会、建设部计基础200126号关于热电联产项目可行性研究技术规定等。1.1. 3可研报告采用的标准规范 a、建设项目环境保护设计规定 (87)国环字002号 b、地表水环境质量标准 GB38382002 c、建筑设计防火规范 GB500152006d、污水综合排放标准 GB89781996e、工业企业厂界噪声标准 GB12348-1990f、化工建设项目环境保护设计规定 HGJ61986g、工业企业设计卫生标准 GB

3、Z12002h.环境空气质量标准 GB3095-1996i、火电厂大气污染物排放标准 GB13223-2003j、关于生产性建设工程项目职业安全卫生监察的暂行规定劳字(1988)48号1.2 企业概况 某某有限责任公司（以下简称湖南宜化）是由某某2007年6月竞购某某有限公司而成立的全资子公司。某某是中国石化行业最具影响力十大代表企业之一，企业拥有总资产约*亿元，下辖20多家子公司，其中4家上市公司（*、*、*、*），4家中外合资公司，产品涵盖化肥、化工、热电、矿山开发四大领域30多个品种，200*年实现销售收入*亿元。某某前身为*省某某，筹建于19*年，19*年12月建成投产，位于某某*南郊

4、，占地面积*万平方米，主要产品装置能力为年产合成氨*万吨、精甲醇*万吨、尿素*万吨，系化肥化工于一体的国家大型综合化工企业。截至2007年底，公司现有在册员工*人，各类专业技术人员*人。拥有总资产*万元，年销售收入约*亿元。1.3项目建设的必要性1.3.1某某有限责任公司自备电站现有9台中压中温参数锅炉，即7台中压中温参数锅炉及吹风气余热回收锅炉2台，具体情况如下：其中35t/h煤粉炉4台(建厂时期建设)、75t/h煤粉炉1台、35t/h及 75 t/h循环流化床锅炉各1台、30t/h及35t/h吹风气锅炉各1台。4台35t/h煤粉炉由于服役年限长，设备老化，出力明显不足，消耗也高，准备淘汰，

5、6#75t/h煤粉炉因消耗高年代久也面临停运。目前供汽主要靠35t/h及 75 t/h循环流化床锅供汽，造成蒸汽供应短缺和设备闲置，是制约公司目前生产稳定的一个主要因素。1.3.2拟建循环流化床锅炉为国家推荐优先选用的环保型锅炉，低温燃烧可大大降低烟气中的氮氧化物排放量，并可实现炉内脱硫，节省环保投资，且锅炉灰渣含碳量小，活性大，有利于灰渣综合利用。1.3.3公司造气系统共有26台煤气炉，每年产生炉渣约17万吨，造气炉渣含碳量为15%20%，低位发热值1250kcal/kg 左右，现5#、7#锅炉每年消耗炉渣约10万吨，仍有约7万吨炉渣由于找不到合适利用途经而被低价处理，将造气炉渣全部送入电站

6、锅炉烧掉转化为蒸汽，实现资源的综合利用。充分利用好这部分炉渣是实现节能降耗，减少环境污染的重要一环。1.3.4公司现有1#，2#，3#，4#汽轮机共四台，由于6#炉故障频繁，照成4#汽轮机长期停运，设备长期闲置，一旦7#炉也发生故障，将造成全厂大面积停产，根据国家提出的能源节约与开发并举和资源综合利用的方针，结合*集团生产的实际情况及锅炉制造业的相关标准，急于对现有6#锅炉进行技术改造。在目前国家煤电紧张时期，企业生产负荷开不满的情形下，对6#锅炉进行改造以解决生产用汽矛盾，进一步降低生产成本，提高企业主导产品竞争力，具有十分重要的意义。1.3.5现有6#锅炉由于年代已久，锅炉效率低，只有66

7、%，煤耗高，改造成循环流化床锅炉后，可减少煤耗。而且原锅炉的排尘浓度较高，经文丘里水膜除尘器除尘后仍有847mg/Nm3,大大超出了国家排放标准，锅炉改造后，改用电除尘可减少烟尘排放量，掺烧石灰石粉可减少SO2的排放量，实现节能减排。1.3.6通过对6#锅炉的改造并实行热电联产，能充分利用闲置设备，企业又可以自发电近24959kW/小时，这样可以减少企业的用电成本。 1.3.7综上所述，本工程建成后，其节能效果是相当明显的，（见节能篇），烟尘处理完全彻底，充分利用了造气炉渣，减少了煤耗，是保证生产用热连续稳定，实现节能减排，环境综合治理的必要之举，并且迫在眉睫。1.4 研究范围 本可行性研究报

8、告的范围包括：1.4.1拆除现有75t/h的粉煤炉（6#）改上循环流化床锅炉和与之相应的上煤、除渣、除尘、脱硫系统等。原有运煤，水处理，汽论轮机发电系统均利旧。1.4.2新增循环流化床锅炉的环境保护方案。1.4.3热电联产运行方案。1.4.4研究利用造气废渣综合利用的途径，有效减少废渣排放量，最大范围的利用废渣中的有效资源。1.5 主要技术原则1.5.1根据国家提出的有关资源综合利用的方针和“以热定电”的原则，结合某某有限责任公司生产的实际情况及锅炉制造业、机电行业的有关标准，实行热电联产，集中供热，环境治理，综合发展。1.5.2充分利用了造气炉渣，节能降耗，实现环境综合治理。1.5.3汽机则

9、利用现有汽机房，配电水处理利旧，锅炉则在现有老厂房的位置进行更新改造，减少了土地占用量，也降低了造价。1.5.4充分利用工厂现有设施和技术力量，采用先进，适用，成熟的技术，对企业现有的装置进行改造，以达到挖潜，节能降耗的目的，改善企业经济效益。1.5.5重视环境保护，遵循环境治理三同时和以新代老的原则。该项目本身即为环境治理与节能降耗减排并举的综合性项目，它不但能基本吃净造气炉渣，而经循环流化床燃烧后的灰渣可作建筑材料，即没有灰渣污染，避免了原煤粉炉因水力除灰渣造成的水污染。1.6结论和建议1.6.1本项目实施后，可实现废渣的综合利用，充分利用了造气炉渣,减少了SO2和烟尘的排放，节约了煤耗。

10、1.6.2本工程75t/h锅炉改造主要技术经济指标经济一览表序号项目名称单 位数 量备注改造后 改造前一设计规模 1锅炉改造t/h7575二年操作日天300300三主要原材料用量其中：本地粉煤t/h10.5417.55 消耗造气炉渣t/h9.420 石灰石粉t/h0.3010.306五公用动力消耗1供水(1)一次水t/h80230 (2)软水（脱盐水）t/h4242 2供电(1)设备容量kWh 14441455 (2)用电负荷kWh11941205 (3)发电量kWh2708027080六三废排放量(1)SO2mg/Nm3381.721004.8(2)烟尘排放浓度mg/Nm345847(3)N

11、OXmg/Nm3311.7479.82(3)炉渣t/h10.3046.37七运输量1粉煤t/a758881262882炉渣7418945864八工程总资金万元1固定资产投资万元1709.91（1）建设投资万元1709.91（2）建设期利息万元02流动资金万元0不新增九年经济效益收入万元2106正常年十成本和费用1年均总成本费用万元558.442年均经营成本万元396十一年均利润总额万元1505.44十二财务评价指标1投资利税率%88.04平均年2总投资收益率%88.04平均年3投资回收期（含建设期）年2.25税前年2.53税后4全投资财务内部收益率%88.29税前%69.43税后5全投资财务净

12、现值(i=10%)万元7679.41税前万元5605.28税后2 热负荷2.1供热现状2.1.1现供热方式，热源分布及热源概况某某有限责任公司热电站即某某的热电站，从建厂建设至今，现有7炉4机，另有废热锅炉两台，总装机容量为锅炉390t/h，汽轮发电机27000KW。供热方式为热电联产，低压蒸汽采用汽机抽汽或背压获得。2.1.2现有锅炉明细表炉号炉型型号蒸发量参数备注1# 煤粉炉WGZ35/39-935t/h 3.82MPa/450将淘汰2# 煤粉炉WGZ35/39-9 35t/h3.82MPa/450将淘汰3# 煤粉炉WGZ35/39-9 35t/h3.82MPa/450将淘汰4# 煤粉炉W

13、GZ35/39-9 35t/h3.82MPa/450将淘汰5# 循环流化床锅炉SG-35/3.82-45035t/h3.82MPa/450 运行6#煤粉炉CG-75/3.82-M75t/h3.82MPa/450年代已久运行7#循环流化床锅炉CG-75/3.82-MX375t/h3.82MPa/450运行8#吹风气炉Q81/880-30-3.82/45025t/h3.82MPa/450运行9#吹风气炉Q110/870-35-3.92/45028t/h3.82MPa/450运行2.1.3现6#锅炉“三废”治理情况及对环境造成的影响原有6#煤粉锅炉锅炉尾部烟器气采用文丘理麻石水膜除尘器除尘，效果不理

14、想，烟尘排放浓度为847mg/Nm3,大大超出了国家排放标准。灰渣量为6.37t/h, 采用水力除灰渣，造成了二次水污染。2.2 热负荷2.2.1热电站现有热负荷情况如下表： 现有热负荷情况表工段蒸汽用量（t/h）副产蒸汽（t/h）压力等级（MPa）用汽性质造气70.80.5连续电站自用30.46（23.46）0.5连续网损3.540.5粗甲醇副产-70.5连续小计97.8(90.8)0.5尿素48.331.0连续精甲醇14.751.0连续网损0.92中锅副产-121.0连续小计521.0变换10.622.5连续合计179.42(172.42)-17由上表可知，全厂的工业热负荷为162.42t

15、/h(155.47)。注：括号内为开75t/h炉和35t/h炉时的用汽量。两台吹风气炉共副产3.82MPa,450的蒸汽53t/h, 可送入汽轮机发电。2.2.2热电站目前汽轮机配置情况机号类型型号发电功率（kw）备注1#抽背CB3-35/19/103000 2#背压B6-35/560003#抽凝C6-35/560004#抽凝C12-35/1.012000 2.2.3 6#炉故障时汽轮机运行情况一：(开75t/h炉+35t/h炉和吹风气炉53t/h)机号进汽量3.43MPa（t/h）背压(MPa)排汽量（t/h）抽汽压力(MPa)抽汽量（t/h）发电量（kw）1#521.052 30582#6

16、0.80.560.860003#41.27 0.53044004#0 1.00 0减温减压器9.132.510.62小计134582.2.4 6#炉正常运行时汽轮机运行情况二：(开两台75t/h炉和吹风气炉53t/h)机号进汽量3.43MPa（t/h）背压(MPa)排汽量（t/h）抽汽压力(MPa)抽汽量（t/h）发电量（kw）1#01.00 02#60.80.560.860003#50.3 0.53756954#82.47 1.052 9294减温减压器9.132.510.62小计209892.2.5 6#炉正常运行时汽轮机运行情况三：(75t/hx2+32.13t/h和吹风气炉53t/h)

17、机号进汽量3.43MPa（t/h）背压(MPa)排汽量（t/h）抽汽压力(MPa)抽汽量（t/h）发电量（kw）1#47.81.047.8 30002#60.80.560.8 60003#54.8 0.5 0.53760004#62.81.0 4.2 12080减温减压器9.132.510.62小计27080正常情况下，热电站按照运行情况三运行，三炉四机。本工程不改变机组的运行方式，只对6#锅炉进行技术改造。2.2.6运行情况二的蒸汽平衡。蒸汽平衡情况表类别项目单位数值3.82MPa450锅炉新蒸汽(3332kj/kg)锅炉蒸发量t/h149.7吹风气产汽53汽轮机进汽量t/h-193.57减

18、温减压用汽量t/h-9.13管网损失0比较02.5MPa工业用汽(2801.4kj/kg)汽轮机抽（排）汽量t/h0减温减压出汽量t/h10.86工艺用汽量-10.62管网损失-0.24比较01.0MPa工业用汽(2779.7kj/kg)汽轮机抽（排）汽量t/h52中锅副产t/h12工艺用汽量-63.08管网损失-0.92比较00.5MPa工业用汽(2755.5kj/kg)汽轮机抽（排）汽量t/h97.8中锅副产t/h7工艺用汽量70.8电站自用汽-30.46管网损失-3.54比较02.2.6运行情况三的蒸汽平衡。蒸汽平衡情况表类别项目单位数值3.82MPa450锅炉新蒸汽(3332kj/kg

19、)锅炉蒸发量t/h182.33吹风气产汽53汽轮机进汽量t/h-226.2减温减压用汽量t/h-9.13管网损失0比较02.5MPa工业用汽(2801.4kj/kg)汽轮机抽（排）汽量t/h0减温减压出汽量t/h10.86工艺用汽量-10.62管网损失-0.24比较01.0MPa工业用汽(2779.7kj/kg)汽轮机抽（排）汽量t/h52中锅副产t/h12工艺用汽量-63.08管网损失-0.92比较00.5MPa工业用汽(2755.5kj/kg)汽轮机抽（排）汽量t/h97.8中锅副产t/h7工艺用汽量70.8电站自用汽-30.46管网损失-3.54比较02.2.7运行说明：5#，6#，7#

20、炉同时运行，1#，2#，3#，4#作为备用，1#，2#，3#，4#汽轮机同时运行，锅炉产汽量182.33t/h., 汽轮机发电27080kw/h,总耗煤量为48.528t/h.。其中粉煤耗25.637t/h,消耗造气炉渣22.89t/h.锅炉故障时系统可切换至运行情况二和运行情况一。3产品方案及生产规模本工程只涉及将现有75t/h的煤粉锅炉（6#）改为循环流化床锅炉和与之相应的上煤、除渣、除尘系统及烟气脱硫装置等，并向系统提供75t/h蒸汽(3.82MPa、450)。4工艺技术方案4.1主要设备选择4.1.1锅炉容量确定本工程为更新改造项目，工艺热负荷无变化，根据以热定电的原则，热电联产无变化

21、，因此，拆除原6#煤粉锅炉后，仍上一台75t/h锅炉，不改变全厂的原则性热力系统，能满足供热和发电的需要。4.1.2锅炉形式确定 由于本工程主要目的是消耗多余的造气炉渣，取得较好的经济效益，而链条炉和煤粉炉均对煤质要求较高，不能掺烧造气炉渣，最好的选择是循环流化床锅炉，其具有以下优越性：（a）循环流化床锅炉是近年来国际国内迅速发展起来的一种高效低污染，清洁燃烧技术，已得到广泛应用。特别适应热电厂的中小型锅炉改造。（b）燃料适应性广，循环流化床锅炉按重量比燃料仅占床料的3%5%。床料均为不可燃固体颗粒，燃料进入炉膛混合迅速加温至着火温度以上而床温不会降低，故既可燃烧优质煤，也可燃烧低质煤，燃料和

22、床料来源方便，本厂可充分利用造气燃烧后的炉渣以及无烟粉煤。（c）负荷调节范围宽，常规煤粉炉通常在70%100%范围内，在实际工作中经常遇到负荷调节困难，停开炉次数频繁，而CFBB在30%100%范围内进行，甚至可以压火备用，大大改善热电厂负荷变化调节的困难。（d）环保性能好，因炉型采用膜式水冷壁，全封闭燃烧，有效的减少漏点，改善了运行中的环境污染，为清洁生产创造条件。CFBB可向炉内加入石灰石、白云石等脱硫剂，燃烧过程中，SO2在Ca/S摩尔比22.5时，脱硫效率达90%，此外床温的控制范围在850950范围内，不仅有利于脱硫，而且可控制NOx的产生。燃烧完全，烟气灰粉含硫量低，不会造成冒黑烟

23、，污染周围环境。（e）灰渣综合利用性能好，灰渣在CFBB内因受温度低不会软化和结块，活性较好，如加入石灰石、灰渣含有CaSO4和CaO，更适应灰渣砖厂的建材原料和水泥厂的掺合剂的使用。4.1.3结合本工程燃料特性和技术稳妥可靠的原则，本工程选用水冷内循环低速循环流化床锅炉进行更新改造。该锅炉的特点：(1) 采用膜式水冷壁将燃烧室、分离器的飞灰返料系统布置成一体，结构紧凑，有利于规避外置式分离回送装置受热膨胀冷缩等方面因素影响而造成返料器漏灰等问题。(2) 锅炉采用低速流化床设计，燃烧室截面积大，烟速低，烟气含尘量浓度低；分离装置设计在燃烧室出口，采用高温分离方式，有效防止分离以后受热面的磨损；

24、分离器出口设计有炉内二级提纯分离装置；(3) 燃料适应性广，不仅可以燃用无烟煤、贫煤、烟煤，尤其能燃用其它炉型无法燃烧的煤矸石、造气炉渣等劣质燃料；(4) 主要技术指标在同类型锅炉中表现出色，炉渣含碳量低于2%，飞灰含碳量低于10%，运行经济性好；锅炉负荷可在60115%之间任意调节；锅炉运行安全可靠，能保证长周期运行；锅炉热效率可达85%以上。 综上所叙，本设计选用选用水冷内循环低速循环流化床锅炉进行6#炉的改造。4.1.4新汽参数的选定 根据机组容量和公司原有锅炉情况，本工程主蒸汽参数按中压考虑，即锅炉出汽额定参数为3.82MPa、450；汽轮机进汽额定参数为3.43MPa、435。4.1

25、.5锅炉型号确定锅炉型号：YG-75/3.82-M13锅炉额定蒸发量: 75t/h锅炉额定蒸汽压力: 3.82Mpa给水温度：105C锅炉效率： 88%4.2辅助系统选择 4.2.1 概述上煤系统利旧，新增两台皮带给煤机。 电动给水泵利旧，水处理系统利旧，除氧器利旧。除尘系统改造。4.2.3燃烧系统4.2.3.1燃料消耗本项目为综合利用造气炉渣，节能减排锅炉改造工程，改造后循环流化床锅采用无烟粉煤和造气炉渣按照1.12:1的比例混合作为燃料。其中无烟煤热值：Qdw=4500kcal/kg, 造气炉渣热值：Qdw=1250kcal/kg。 混合燃料的平均发热量（收到基）Q dw=12402 kJ

26、/kg, 经计算每小时煤耗为19.96t/h, 其中无烟粉煤10.54t/h, 造气炉渣9.42t/h。而改造前煤粉锅炉的效率只有66%，耗无烟粉煤17.548/h。由此可见，选用循环流化床锅炉掺烧造气炉渣，可节约烟煤7.008t/h, 折标煤4.5t/h.。消耗造气炉渣9.42t/h，年消耗造气炉67824t(按7200小时计)，基本能消化富余的7万吨/年造气炉渣。6#炉灰渣量为10.304t/h, 年产灰渣量为74188.8t/a。其中灰量4.124t/h（干基）, 渣量为6.18t/h（干基）。减少造气炉渣排放量9.42t/h。4.2.3.2上煤出渣方案选择由于实际燃料消耗增加不大，因此

27、，煤棚和储灰场地均无需增加， 原有设施可基本满足要求，上煤系统基本利旧，炉前煤斗利旧，只需增加三台胶带输送机给煤。 燃煤厂外运输采用汽车，干煤棚到锅炉房利用原有皮带运输。燃烧用原料从煤棚用吊车抓斗送入斗口经破碎、筛分后，沿原上煤皮带送至煤仓。燃煤流程如下：露天堆场干煤棚原有胶带输送机筛分、破碎原有皮带输送机炉前煤斗胶带输送机锅炉采用干式出渣，灰渣由冷渣器冷却后，由出渣皮带送入渣斗，并定期用汽车外运。采用气力输灰系统，建立灰库定期外运。送至水泥厂综合利用。改造后的循环流化床锅炉锅炉排渣量为10.304t/h，排渣温度850，采用连续排渣方式。干法除渣方式有水冷与风冷方式。本工程采用水冷方式。除渣

28、流程为：850热渣连续进入冷渣机后渣温降至150以下，除盐水经换热后由25升温至65送至除氧器，热渣经皮带出渣机送入贮渣斗，待汽车运输。设备选型： HBSL-IV-68T 冷渣机二台Q=35t 进料850 出料150 电机功率3kW大倾角皮带出渣机 一台L=22m，B=500mm 电机功率11kWh 渣斗（80m3） 一座4.2.4汽水系统软水经冷渣机回收余热后送入原除氧器，经原电动给水泵加压后送入锅炉。产生3.82MPa,450的75t/h蒸汽由主蒸汽送入原主蒸汽母管。4.2.5除尘系统由于循环流化床锅炉原始排尘浓度高，按国家标准为15000mg/m3 （标态）, 根据火电厂大气污染物排放标

29、准，除尘效率至少达到99.7%以上才能满足要求，湿法除尘效率一般在90%98%，不能达到排放标准，一般采用布袋除尘器和静电除尘器。由于布袋除尘器需要经常更换布袋，运行费用较高，且国产技术不成熟，本设计采用静电除尘器的除尘方案。4.2.5.1除尘方案确定及布置除尘系统采用双室五电场静电除尘进行除尘器处理，除尘效率99.7%；拆除原文丘理麻石水膜除尘器，静电除尘布器布置在原6#锅炉尾部位置。6#煤粉炉改造前，其烟道排出口的烟气量约为101649m3/h（标态），原始排尘浓度为8470mg/m3（标态），除尘效率90.0%,排尘浓度为847mg/m3（标态）,没有达标，改造后的6#循环流化床锅炉烟气

30、量为111330m3/h（标态）, 原始排尘浓度为15000mg/m3（标态） ,处理后烟气排放浓度为45mg/m3（标态）。处理后的烟气接入原烟道，可满足火电厂大气污染物排放标准（GB13323-2003）烟气的排放要求，原100m烟囱利旧。烟尘减排81.09kg/h。4.2.5.2脱硫6#煤粉炉改造前，二氧化硫的原始浓度为2513mg/m3（标态） 采用湿法脱硫。脱硫效率为60%，排放浓度为1004mg/m3（标态）改造后，烟气含二氧化硫为1272.4mg/m3（标态），采用炉内脱硫的方式进行脱硫处理，即利用循环流化床的特点在炉内添加石灰石粉。脱硫效率为70%，二氧化硫的排放浓度为381.

31、72mg/m3（标态），可满足火电厂大气污染物排放标准（GB13323-2003）SO2的排放要求。减排SO259.64kg/h。4.2.5.3烟气NOx治理本项目在锅炉炉型的选择上考虑采用国内外大力发展的循环流化床（CFB）锅炉，该炉型不仅可燃用不同种类的燃料，而且可控制NOx的排放量。循环流化床（CFB）锅炉炉温严格控制在850900，由于这种低温燃烧方式，大大的抑制NOx的生成，从而使烟气中的NOx含量大大减少，原6#煤粉炉NOx的排放量为479.82 mg/m3（标态）,改造后的循环流化床（CFB）锅炉可控制NOx的排放量为311.7 mg/m3（标态），满足环保排放要求。减排NOx1

32、3.87kg/h,(99.85t/a)。4.2.5.4石灰石系统 由于采用炉内脱硫，直接外购石灰石粉，不增加石灰石制备系统。石灰石粉消耗量为301kg/h。原湿法脱硫系统石灰石消耗量为306kg/h。4.2.5.5出灰拆除原水力出渣系统，原6#煤粉炉实际消耗冲灰水约150t/h, 现采用干式出灰，年减少水冲灰量 1507200=1080000t，采用气力输灰系统除灰。年产灰渣量为74188.8t/a。其中灰量4.124t/h（干基）, 灰渣经冷渣系统进入灰渣仓，然后外销至水泥厂。4.2.6化学水处理本公司现有化学水处理站一座，生产一级除盐水供工艺装置和热电厂使用。化学水处理站内安装有3000m

33、m阴阳离子交换器各5台，50m3酸碱储槽各3台，化学水生产能力为280350t/h。故本项目为更新改造项目，不需新增化学水处理装置。4.3主要设备布置本项目为更新改造项目，新建75t/h循环流化床锅炉布置原6#老锅炉厂房位置，锅炉本体及附属设备呈南北向布置。土建利用原有厂房进行改造，运行层为5m平面，电动给水泵利旧。底层布置一、二次风机。锅炉尾部布置电除尘器和引风机，接入原烟道。4.4锅炉本体改造及安装方案6#锅炉是一台煤粉锅炉，是四川锅炉厂生产的，型号为CG-75/3.82-M,1993年投运，已经运行15年，并且有8年没有进行彻底大修。锅炉负荷困难，达不到额定出力。锅炉效率低，只有66%。

34、煤粉锅炉对挥发份、热值、煤粉细度要求较高，买发热值高的煤，蒸汽成本太高，制粉系统因为长年未进行检修和改造，煤粉细度达不到设计要求，且电耗高、制粉、送粉及锅炉本体漏灰严重，整个锅炉系统环境污染严重，解决粉尘及煤粉质量费用高。煤粉锅炉运行燃烧不稳，容易熄火，柴油消耗量较大，现每月柴油消耗都在20吨以上，运行成本较高。具体改造方案：1） 利用现有6#煤粉锅炉的基础，原有汽包、部分平台、楼梯、煤仓等，由于煤仓的位置不能变，所以锅炉的燃烧室要与尾部对换，这样，炉前两根和中间两根立柱要前后移。2） 改造后锅炉总高加高10米，房顶拆除，改为炉顶小室。3） 锅炉的总重量增加，8根立柱全部更换。4） 炉膛采用膜

35、式水冷壁，在锅炉出口增加高温绝热旋风分离器，燃烧方式改为流化燃烧方式。水冷壁管全部更换，改为膜式水冷壁，增加布风板、风帽。5） 空气预热器、省煤器、高温低温过热器不能满足新锅炉的需要，全部更新。6） 引、送风机不能满足风量压力的需要，选型更新，增加二次风机、返料风机各一台。7） 增加胶带给煤机給煤，两台冷渣机及输渣皮带输渣。8） 拆掉现水膜除尘器，利用现除尘器地方建一套75吨电除尘器。9）锅炉控制系统改为DCS控制系统。4.5改造后的6#锅炉主要技术经济指标(1)年产蒸汽(3.82Mpa)：5400000t/a(2)年耗无烟煤：75888 t/a (3)年耗造气炉渣：67824 t/a (4)

36、年节标煤： 32400t/a (5)电总负荷 1194kw (6)脱盐水 42.0t/h (7)石灰石粉 2167.2t/a (8)总发电量 27080kw/h (19497600kwh/a ) 4.6三废排放(1)产灰渣量为74188.8t/a。其中灰量29693t/a（干基）, 渣量为44496t/a（干基）。(2)节约用水(冲灰水) 1080000t/a(3) 二氧化硫排放量为：43.0kg./h, 减排二氧化硫 429408kg/a (4) 烟尘排放量为：5.01kg./h, 减排烟尘 583848kg/a(5) NOx排放量为：34.7kg./h, 减排NOx99864kg/a (6

37、)减排造气炉渣：67824 t/a5原料、燃料供应5.1锅炉燃料来源公司造气系统共有26台煤气炉，每年产生炉渣约17万吨，造气炉渣含碳量为15%20%，低位发热值1250kcal/kg 左右，现5#、7#锅炉每年消耗炉渣约10万吨，仍有约7万吨炉渣由于找不到合适利用途经而被低价处理。本项目入炉燃料拟采用造气炉渣掺烧本地无烟煤，其配比按1.12:1混合。无烟粉煤发热值为18.88MJ/kg（4500 kcal/kg），造气炉渣发热值为5.225 MJ/kg（1250 kcal/kg）,混合后的煤质资料如下：无烟煤来自本地煤矿，其成分见下表：Car(%)War(%)Ay(%)Vy(%)Sy(%)Q

38、ar(kJ/kg)备注5561034 580.61.318810造气渣：固定碳：1520%, 发热值为5225kJ/kg入炉煤：热值：Qdw=12402kj/kg 煤种：无烟煤+造气渣 入炉燃料特性如下：干基挥发份干基灰份水分灰熔点低位发热值4%50%9%125012.402 MJ/kg5.2锅炉燃料消耗量锅炉燃料设计为造气炉渣掺本地无烟煤，其比例为1.12:1。低位发热值Qneter=12.402MJ/kg(2967kcal/kg)，熔点：T11250燃料标煤消耗值：6.77kg/t蒸汽计算燃料消耗量：19.96t/h(其中无烟煤10.54 t/h，造气炉渣9.42 t/h)5.3煤的储存与

39、加工运输本项目为更新改造项目，本公司现有煤库、煤加工运输系统可以满足要求。5.4原料供应本项目改建75t/h循环流化床锅炉1台，其燃料及动力消耗如下表：锅炉燃料动力消耗序号名称小时需要量年需要量供应地1无烟煤10.54t/h75888t本地2造气炉渣9.42t67824t本公司2一次水80t576000t 本公司3脱盐水42t302400t3电1194kWh859.68万kWh外购4石灰石0.306kg/ht2167.2t/a外购。，6.装置选址方案6.1装置选址概述本项目为更新改造项目，在原6#锅炉房的位置安装新锅炉，不需另行选址。6.2建设条件6.2.1气象条件历年平均气温： 16.7历年

40、最高气温： 39历年最低气温： -10.9历年平均降雨量： 100cm历年小时最大降雨量：67.8mm历年平均风速： 1.6m/s最 大 风 速： 14.8m/s常年主导风向： NNE当地主导风向全年和夏季均为东北风，静风频率占三分之一。6.2.2地震地震烈度：按中国地震烈度区划定，*市地震烈度小于6度6.2.2地震地震烈度：按中国地震烈度区划定，*市地震烈度小于6度6.2.3工厂地理位置某某有限责任公司位于某某南郊，占地面积170.43万平方米。厂区东*江，西临*镇，北部地势平坦。目前，公司现有的铁路编组站年设计吞吐量200万吨，富余量约50%；江边设有一级泵房，每小时取水能力为2万吨，实际

41、用水量仅0.2万吨。每小时水处理能力为8000吨，目前还有75%的富余能力。7 公用工程辅助设施方案71总图运输7.1.1概述某某有限责任公司位于某某南郊，占地面积170.43万平方米。厂区东临*，西临*镇，北部地势平坦。目前，公司现有的铁路编组站年设计吞吐量200万吨，富余量约50%；江边设有一级泵房，每小时取水能力为2万吨，实际用水量仅0.2万吨。每小时水处理能力为8000吨，目前还有75%的富余能力。公用工程较大的富余能力为本项目建设打下了良好的基础。7.1.2总平面设计本项目拟建在本公司自备热电厂原6#锅炉界区内。该区内水电供应设施齐全，原有燃料煤库紧靠界区，并配有铁路专用运输线，总图

42、布置紧凑，建设投资省。7.1.3运输设计(1) 概况本公司有工业编组站二个，设计吞吐量为200万t/a，与湘黔铁路相通，现有运输量不到120万t/a，余量很大。(2) 设计燃料量设计燃料量：本地无烟煤：7.589万t/a，造气炉渣：6.782万t/a（本公司自产）(3) 灰渣量：渣：7.419万t/a本项目全年总运输量约15.008万t/a，其中运入燃料煤约6.57万t/a，运出6.57万t/a灰渣，6.57万t/a造气炉渣厂内运输。原6#煤粉炉运入燃料煤约12.634万t/a，运出4.586万t/a灰渣，总运输量约17.22万t/a。由上可知，本地无烟煤需要厂外运输，而无烟煤为本地煤窑生产，

43、基本上为汽车运输，造气炉渣为厂内运输，故本工程的运输量，较改造前略有减少，不影响本厂铁路专用线的运输状况。由于生产所需燃料煤均立足本地，因而运输距离较近，设计考虑全部采用公路运输，灰渣和少量其它货物也依靠汽车运输。新增汽车运输量主要由社会运力承担，少量货物运输、生产检修和行政生活用车由公司统筹安排车辆解决。7.1.4设计采用的标准规范建筑设计防火规范 (GB50016-2006)石油化工企业设计防火规范 (GB50160-92)工业企业总平面设计规范 (GB50187-93)化工企业总图运输设计规范 (HG/T-20649-1998)厂矿道路设计规范 (GBJ22-87)7.2给排水本项目为更

44、新改造项目，界区现有给排水设施完善，给排水系统能满足改造要求。7.3供电7.3.1设计标准规范3110kV高压配电装置设计规范GB500609210kV及以下变电所设计规范GB5005394供配电系统设计规范 GB5005295低压配电设计规范GB5005495电力装置的继电保护自动装置设计规范GB5006292爆炸和火灾危险环境电力装置设计规范GB5005892建筑物防雷设计规范GB5005794建筑照明设计标准GB500342004小型火力发电厂设计规范GB50049947.3.2供电电源公司现有两台3.15万kVA的主变，加上自发电等总装机容量约9万kW，而实际目前只用到60%能力，可以

45、满足本项目建设用电需求。7.3.3用电负荷及等级电气负荷为泵类、6kV一、二次风机、引风机、冷渣机及照明等，根据国家标准GB50052-95中有关负荷分级规定，本工程用电负荷为2级负荷。生产装置用电为高压6kV及低压380/220V动力及照明负荷，该厂热电站现有6kV接线可满足本工程改造要求，设备总装机容量为1194kW。7.3.4供电方案本改造工程是拆除现有6#煤粉炉改循环流化床锅炉。原煤粉炉用电负荷约1205KW，改循环流化床锅炉后用电负荷约1194KW，用电负荷维持不变。改循环流化床锅炉后所加的6kV一、二次风机、引风机是在拆除原有设备的基础上进行。6kV给水泵利旧。低压用电设备利用现有

46、6#煤粉炉的变压器（1000kVA）供电。现有变压器负荷率约为70%，可不需扩容供本次新增的0.4kV用电电源。故本工程仅更换原有6kV馈线柜及原有部分低压柜即可满足要求。6kV及0.4kV配电均采用放射式配电。 现锅炉房车间内已附设10/0.4kV变电所一座，内装1000kVA变压器一台，变压器负荷率约为86%，可不需扩容年供本次新增的0.4kV用电电源。电源则利用原电站单母线分段的6kV母线取得并由12AH柜供至车间内引风机及鼓风机，其配电为放射式。7.3.5重要设备（元件）选择本工程6kV断路器选用ZN55-12型（1250A）真空断路器，其额定短路开断电流31.5kA ，额定峰值耐受电

47、流80kA，低压断路器（0.4kV）选用CM1-M型，其额定运行短路开断电流35kA，额定极限短路分断电流50kA，均可满足开关的开断及动稳定要求。6kV电缆选用YJV型交联聚乙烯电缆。铜芯120mm2，其0.6s热稳定电流20.4 kA，可满足热稳定要求。6kV电动机设速断、过电流、过负荷及单相接地等保护。7.3.6主要设备选择 高压开关柜 GG-1A（F） 3台 PT柜 2台 低压配电柜 GGD-3型 3台 动力配电箱 XLF-21型 4台电缆 YJV-6 3X120 400米 VV-1 1600米7.4电信现状某某有限责任公司电信部分已建有行政电话站和调度电话站。行政电话站采用程控电话交

48、换机，调度电话站采用程控调度机。电信外线主干电缆采用HYA型市话电缆沿外管架敷设。本项工程电信设施以原有电信设施为依托，不再增设电话。7.5分析化验利用原有分析化验的设备厂房，无需新建。7.6自动控制 7.6.1概述7.6.1.1循环流化床锅炉是一种近几年发展起来的环保型工业锅炉，它具有燃烧效率高，适应煤种宽，NOx排放量低、负荷调节性能好、灰渣易于综合利用等优点，但同时也具有燃烧控制复杂，易结焦、磨损严重的缺点。针对该装置的特点和目前循环流化床锅炉的控制水平，本着稳定工艺参数、提高生产效率的原则，本工程拟采用目前国内外流行的DCS控制系统来实现对循环流化床锅炉的自动控制和生产管理。将循环流化

49、床锅炉运行过程中的重要参数，如床温、一次风、给煤量、炉膛压力等和锅炉设备的全部运行工况(设备启停、高低负荷调节等)引入DCS进行集中监控，以保证锅炉设备始终处于最佳的运行状态，达到最佳的环保与节能效果。同时，从节约能源方面考虑，对于本系统中的主要动力设备，采用变频调速控制方式。为了保证整个装置的更加安全可靠，保留了备用操作盘的控制结构。备用操作盘上配有主要设备如变频器、调节阀等备用手操器、关键参数显示仪表、报警音响指示器、事故急停按钮等。7.6.1.2自控方案说明：(1) 锅炉采用计算机集中控制方式。控制室利用原有控制室进行改造。因原有的现场检测仪表已经损坏严重，所有仪表均更新。(2)按照锅炉

50、厂提供的资料及规范要求，设置热工控制测点。7.6.2 DCS控制系统的选择本装置选用在国内有良好使用业绩、性能价格比优良的分散型过程控制系统（DCS），且采用国际上流行的客户机/服务器结构，以确保操作数据、历史数据的一致性和安全性。系统具有完全的开放性，能提供多层开放数据接口，可以与企业管理网络直接实现无缝连接。DCS为分层结构，由操作层、控制层和信号处理层构成，必要时还可以连接到企业的管理网络。根据工艺操作要求该装置操作层设置两个操作站，控制层设置一个控制站，操作站与控制站之间采用快速工业以太网（TCP/IP协议）连接。现场信号通过智能I/O处理模块经内部总线或PROFI-BUS连接到控制站

51、的主控单元。同时还可以通过网关与工厂管理网络连接，为企业资源管理提供生产实时数据。DCS网络采用冗余的100Mbps以太网（TCP/IP协议），信号处理层采用1.512Mbps的PROFIBUS-DP现场总线或1Mbps的CAN总线连接中央控制单元和各现场信号处理模块，还可以提供RS485、RS232通讯协议及ModBus协议，以便与其他智能仪表、PLC等相联。DCS硬件具有强大的处理能力和极高的可靠性。操作站选用高性能IPC，配置CPU为P4 2.8G，内存512M，硬盘80G，19液晶显示器，分辨率12801024以上。控制站主控单元采用工业级32位处理器，带32M以上内存，且采用冗余配置

52、。I/O信号处理单元全为智能型模块化结构，可以带电拔插，模入模出信号处理精度高于0.2%，回路控制周期小于125ms，巡检周期小于50ms。开关量I/O的SOE分辨率为1ms并带信号消抖处理功能。 DCS软件具有极大的方便性和可靠性，软件全部采用模块化结构，控制站采用实时操作系统，确保数据的可靠性和实时性。操作站和工程师站采用Windows 2000操作系统，具有全汉化界面，操作方便，组态容易。可支持动画技术、图形缩放技术、多级窗口技术、实现复杂漂亮的参数显示、流程图画面、仪表操作等画面显示。系统报表组态可以与Excel相互转换，可以支持多种报表及图形打印功能。7.6.3控制方案循环流化床锅炉

53、燃烧系统是一个大滞后、强耦合的非线性系统，各个变量之间相互影响。有的被调参数同时受到几个调节参数的共同影响，如床层温度要受到给煤量、石灰石供给量、一次风量、返料量及排渣量等多个参数控制。同时，有的调节参数又影响多个被调参数，如给煤量不仅影响主汽压力，还影响床温、炉膛温度、过量空气系统及SO2含量等参数。因此，在构造循环流化床锅炉控制方案时只有抓住主要因素，同时兼顾各个因素，才能构造出满足系统要求的控制策略。循环流化床锅炉采用布风板上床层流化燃烧方式，其燃烧控制方案与煤粉炉完全不一样。流化床锅炉要在炉内进行石灰石脱硫，故循环流化床锅炉必须增加石灰石给料控制系统。另外，循环流化床锅炉烟气中的未燃粒

54、子经过旋风分离器后要由返料装置送回炉床继续燃烧，所以循环流化床锅炉必须具有返料控制系统。循环流化床锅炉正常燃烧时需要控制一定的床层厚度，床层厚度由排渣系统进行控制，因此循环流化床锅炉必须具有排渣控制(床层厚度控制)系统。除此之外，循环流化床锅炉的其它控制系统与常规煤粉炉的控制要求及控制方案基本相同，包括给水调节系统、一次风控制系统、主汽温控制系统及引风控制系统等。7.6.3.1、主汽压力调节循环流化床锅炉因炉型及结构不同，控制系统的具体要求及实现方法会有所不同，但主汽压力的控制方案基本相同，即由燃料加入量控制主汽压力恒定。通过调节给煤量来控制主蒸汽压力，以满足机组的运行要求。由于给煤量是影响床

55、温的重要因素之一，故在构造主汽压力控制方案时把床温的影响也纳入控制方案中。床温增加减小给煤量，床温降低则增大给煤量。由于循环流化床锅炉运行时床温可以在一定范围内波动，故在主汽压力控制方案中设置不调温死区，即床温在该死区内时不改变给煤供给量。由于主蒸汽流量变化直接反映了机组的负荷变化，故在主汽压力控制方案中把主蒸汽流量信号经过函数运算后直接加到控制输出上，通过前馈形式提高系统的响应速度。7.6.3.2流化床温度控制循环流化床锅炉的最佳运行床温为850900。在这一温度范围内，大多数煤都不易结焦，石灰石脱硫剂具有最佳脱硫效果，并且NOX生成量也很少。影响循环流化床床温的因素很多，如给煤量、石灰石供

56、给量、排渣量、一次风量、二次风量、返料量等。给煤量主要用来调节主汽压力，床温对给煤调节的影响仅通过串级系统的内环来体现，因此给煤量仅为调节床温的手段之一。石灰石供给量对床温的影响比较小，且其影响也可间接体现在给煤量上，故在构造床温控制系统时不考虑石灰石的影响。排渣量主要用来控制床层厚度，若床层厚度基本恒定则排渣量对床温的影响也可不予考虑。对于不带外置式换热器的循环流化床锅炉，可以通过调节一次风和二次风的比例来维持床温稳定。对于带外置式换热器的循环流化床锅炉，则通过控制返料量来控制床层温度。当床层温度升高时，增加返料可降低床温。相反，床温降低则可通过减少返料来升高床温。床温控制系统中床温给定值是在综合考虑负荷指令、给煤量、一次风量、二次风量、主汽压力及主汽流量等物理量后得到的，该值与床温