热电厂高效燃煤锅炉系统替代低效锅炉改造工程项目可行性研究报告 64页

'热电厂高效燃煤锅炉系统替代低效锅炉改造工程项目第一章总论1.1企业概况**石化**股份有限公司前身是原中国石化集团**石油化工公司腈纶实业部，设立于2004年7月18日。企业位于**市高新技术产业开发区，拥有**石化**股份有限公司热电厂、****设备安装有限公司、****物业服务有限公司等下属单位，是一家配套齐全，以化工、能源、动力为主业的综合性企业，主要经营范围有发电、蒸汽、冷冻水、除盐水、水处理、氮气(及液态氮)、丙烯酸、丙烯酸甲酯等。公司现有热电装置原为**股份有限公司**分公司腈纶厂（以下简称腈纶厂）生产自备热电厂，建成于1991年，配有5×35t/h中温、中压链条炉＋1×35t/h循环流化床锅炉＋1×75t/h循环流化床锅炉（2003年建成），35t/h锅炉除尘方式为水膜式除尘，75t/h循环流化床锅炉采用静电除尘器除尘；6MW汽轮发电机组三台（1台背压，2台抽凝）。生产能力为蒸汽285T/h，发电18MW/h，承担腈纶厂生产用蒸汽和**市**北部及**高新技术产业开发区供热。2007年8月20日，省经贸委下发《关于公布二○○七年度审核通过热电联产机组的通知》鲁经贸运字〔2007〕2号，64 审核通过该公司热电装置为热电联产机组。该热电装置是腈纶厂生产必备的装置，是**高新区主要的供热热源，也是综合利用效益较高的装置。企业基本情况详见附表说明。1.2项目概况1.2.1项目名称：热电厂高效燃煤锅炉系统替代低效锅炉改造工程1.2.2建设规模：新上2×130t/h高温高压高效循环流化床锅炉，替代热电厂原有低效的5×35t/h链条炉及1×35t/h循环流化床锅炉，配套建设XQ-LCDM130布袋除尘装置2套及炉后双碱法脱硫装置2套。工程完成后，可实现年节约标煤18900t，减少粉尘排放65.06t/a，减少SO2排放935.7t/a。1.2.3建设地点：在该公司原有热电装置扩建端就地改造，不新征土地。1.2.4项目投资情况（1）投资估算：9672万元（2）资金筹措：企业自筹3007万元，银行贷款6665万元。（3）项目效益估算：1）新增销售收入：2200万元/年2）新增利润：2753万元3）新增税金：938万元1.2.5项目申报情况（1）2008年2月25日，**市环境保护局**环报告表[2008]13号批准我公司《2×130t/h锅炉替代6×35t/h供热原锅炉改造工程建设项目环境影响报告表》。64 （2）2008年3月24日，**市经济贸易委员会**经贸节批字[2008]5号《关于**石化**股份有限公司锅炉改造节能评估的批复》，批准我公司新上2台130t/h循环流化床锅炉，替代原有6×35t/h链条炉及循环流化床锅炉项目。（3）2008年6月30日，**市规划局地字第372008-03-06-9号《建设用地规划许可证》批准项目规划许可。（4）2008年10月13日**高新技术产业开发区《建设项目安全预评价报告备案表》批准通过项目安全预评价。1.3项目建设的必要性1.3.1项目的建设能节约能源，降低企业运行成本，提高企业经济效益**石化**股份有限公司热电厂现有5×35t/h中温、中压链条炉＋1×35t/h循环流化床锅炉＋1×75t/h循环流化床锅炉，35t/h锅炉除尘方式均为水膜式除尘，75t/h锅炉采用静电除尘器除尘。根据**公司的测定，原来5×35t/h链条锅炉经过多年的启动、本体以及附属设备的老化，现有锅炉热效率仅为73%，1×35t/h循环流化床锅炉效率为76%（1×75t/h循环流化床锅炉为2005年建设，锅炉目前运行工况良好，锅炉效率达86%，不在本次锅炉改造范围之内）。本次锅炉改造工程完成以后，新建成的高效循环流化床锅炉的热效率可达91%左右，按照替代的6×35t/h小锅炉等额出力计算（扣除减温减压蒸汽），在年运行6500小时的情况下，每年节约的标煤数约1.9万吨，仅此一项，每年就可为企业降低运行成本1000多万元。64 1.3.2项目的建设能极大的改变企业周边的环境状况公司热电厂原有5×35t/h链条锅炉采用的除尘方式为水膜式除尘，除尘效率仅为95%左右，烟尘的排放浓度较高。根据监测数据显示，锅炉改造工程建设前，热电厂现有设备烟尘排放浓度为175mg/m3，SO2排放浓度为为800mg/m3，项目建成后，高效的锅炉设备及炉后除尘、脱硫设备使得烟尘排放浓度降低为39.96mg/m3，SO2排放浓度为为100mg/m3，按设备年运行小时数6500小时计算，每年可减少烟尘排放65.06t，SO2排放935.7t，使得公司总的污染物排放量符合了该地区污染物总量控制计划的要求，从而极大的改善了企业周边的环境状况。1.3.3项目的建设能满足企业及周边地区日益增长的热负荷的需求**石化**股份有限公司热电厂为自备热电厂，主要热负荷为企业生产用汽，但同时还担负着开发区以及**北区的大部分供热的任务。随着企业扩大再生产以及周边城区生活热负荷需求的进一步扩大，企业现有供热能力已经逐渐满足不了日益增长的热负荷的需求。本项目建成后，蒸汽生产能力可扩大50t/h左右，能够满足企业及周边地区近期热负荷的需求。1.3.4项目的建设，符合国家的相关产业政策64 按照国家及省市的相关政策，**石化**股份有限公司热电厂现有的生产设备属于逐步关停并转的设备范畴。为了企业自身发展的需要及国家相关政策的要求，企业必须要对现有高耗能、高污染的设备进行改造。根据《国家发展改革委办公厅关于组织申报资源节约和环境保护2009年中央预算内投资备选项目的通知》（发改办环资[2008]2692号）文件的精神，本次锅炉改造工程符合文件中关于节能备选项目第一大项燃煤锅炉（炉窑）改造工程的要求，属于政策支持的项目范围。此外，国家发改委颁布的《产业结构调整指导目录(2005年本)》中第一类（鼓励类）第二十六条“环境保护与资源节约综合利用”名录下，第35条“节能、节水、环保及资源综合利用等技术开发、应用及设备制造”及第37条“高能耗、污染重的石油、石化、化工行业节能、环保改造”的要求，均说明本改造工程是属于国家政策支持、鼓励的范畴，是与国家相关产业政策相适应的。综上所述本锅炉改造工程对保护环境，节约能源十分有利，完全符合国家的能源政策和环保政策，并将进一步降低企业成本，增加企业的抗风险能力，因而项目的建设是必要的。1.4项目建设条件1.4.1燃料来源本工程设计规模为2×130t/h高温高压循环流化床锅炉替代原有6×35t/h流化床及链条炉，予留扩建余地。本期锅炉燃用**临**田家煤矿煤，煤矿至热电厂有30公里远，同时临**田家煤矿已与**公司签订购销协议。燃料从煤矿直接汽车运到热电厂，燃煤供应可靠、及时，有保证。煤矿到**石化**股份有限公司的距离约为30公里，采用汽车运输到厂。64 根据甲方提供的煤质分析报告，其燃料特性工业分析如下：Car：58.04%Har：2.56%Oar：4.06%Nar：0.5%Sar：0.45%Aar：34.66%War：2.00%Qnet，ar=22000kJ/kg锅炉为床下动态点火，锅炉点火采用轻柴油点火，耗油量为1.5t/h，油压为1.96MPa，设有独立的点火油系统。正常情况下每次每炉点火需耗油2-3t。锅炉点火油由当地的石化公司。1.4.2厂址条件**市位于**省中部地区，是一个以石油化工、建材为主的新兴工业城市。地理坐标为东经117042’~118030’，北纬36019’~37006’。面积6036平方公里，现辖五区三县。**是**市政府驻地，位于**市中部，东接临**区，北连**，西靠**区，南接**川区，总面积349平方公里。全区人口61.4万人。辖10个镇，6个街道办事处。**位于鲁中山地丘陵和鲁北平原结合地带，地势南高北低。境内主要河流有孝妇河、猪龙河、涝**河、漫泗河等，多发源于鲁中山区，依地势由南而北汇集于锦秋、马踏湖，注入小清河。地下水型系晚第三系、第四系沿积层孔隙水。64 **石化**股份有限公司热电厂厂址位于**市高新技术开发区的北部，**高速公路以北，**石化**股份有限公司厂区东北部院内。本项目为扩建项目，不需要新征土地。厂址占地8.73公顷，场地标高在60.0--65.0m左右，地形平坦。1.4.3交通运输条件**交通十分发达，**铁路和**铁路在此交汇，**高速公路与**高速公路在境内连通，国道205、309线从城区穿过。工程建设所需的设备、材料可通过铁路、公路运至厂区，交通条件较为便利。1.4.4工程供水水源**石化**股份有限公司位于****。该地区地下水资源较丰富，地下水资源主要靠大气降水补给，另有引黄河水补给。本工程由该公司自备水源地供水，水源能够满足本工程生产用水要求。本工程已经取得了供水部门同意用水的批复。热电厂补充水量为94m3/h。由公司自备水源地供给。为了节约用水，设计考虑废水回收，一水多用，保护环境和提高热电厂的经济效益。1.4.5储灰场本工程本期上2×130t/h循环流化床锅炉，年产灰渣总量为5.35万吨，灰渣作为水泥原材料在当地销量很好.为了灰渣的应急储备，在厂区内设一事故灰渣场（临时灰渣厂），临时灰渣厂可储存120小时的灰渣量。1.4.6工程地质和水文地质64 （1）工程地质根据建设方提供的地质勘探报告，该厂址处场地土类型为中硬土，场地类别为II类。场地的地震设防烈度为7度，设计基本地震加速度为0.10g，建筑设计特征周期0.35s。该厂址处未见不良地质情况。钻孔深度内地层分为五层，由上至下依次为：1）杂填土：建筑垃圾混杂填土为主，场地普遍分布，层底埋深0.50~3.50米,不宜做为天然地基。2）素填土：粘性土为主，混有少量姜石、碎石与砖屑，北部厚度大于6.0m的部位为冲沟沟地，可见少量淤泥质土。场地普遍分布，厚度0.40~7.70米,层底埋深0.40~8.50米，本层土承载力标准值为：Fk=110KPa。3）粉质粘土：颜色为棕黄-棕褐色，可塑-硬塑，稍有光滑，中等韧性和干强度。可见铁锰氧化物斑，含少量白色风化岩屑与粉末，局部混姜石与碎石并夹其薄层，场地普遍分布，厚度2.70~9.50米,层底埋深3.70~13.50米，本层土承载力标准值为：Fk=200KPa。4）碎石层：颜色为棕黄-棕褐色，中密-密实。碎石灰岩质，多数风化呈灰白-灰黄色亚圆状，少量青灰色次棱角-棱角状，颗粒级配优，局部胶结块状。泥混砂质充填，场地普遍分布。厚度1.00~5.70米,层底埋深6.50~13.70米，本层土承载力标准值为：Fk=320KPa。5）胶结砾岩：颜色为灰黄-褐黄色，粒状结构，块状构造。钙质胶结可形成5.0-25.0cm64 不等的完整岩心，锤击声脆，可见少量铁锰斑与水蚀孔洞。最大厚度5.00米，本层土承载力标准值为：Fk=600KPa。（2）地下水场地钻孔深度内未揭露地下水。1.5可行性研究报告编制依据及研究范围1.5.1编制依据（1）**石化**股份有限公司提交给**研究院的可行性研究报告的委托书。（2）《国务院关于印发节能减排综合性工作方案的通知》（国发[2007]15号）（3）国务院颁发的《节能减排综合性工作方案》。（4）《**省人民政府关于印发节能减排综合性工作实施方案的通知》(鲁政发〔2007〕39号)（5）**石化**股份有限公司提供的热负荷及其它有关设计资料。1.5.2研究范围本可研研究范围包括：（1）改造工程围墙内生产、生产附属、辅助生产工程及有关建筑。（2）编制工程投资估算并作出财务评价。属于本工程以下内容，由建设单位另行委托其它有关部门完成：（1）工程地质及水文地质报告。（2）环境影响报告表。1.6主要技术原则64 （1）本工程的建设应体现节能减排、减少耕地的占用及提高环保水平的原则。（2）厂房布置力求紧凑，实现灰渣综合利用，改善环境，减少占地。（3）主体工程与环保、安全和工业卫生同时考虑，尽量消除项目生产的“三废”对环境的影响。（4）节约工程投资、降低工程造价、缩短建设周期，力求较好的经济效益。（5）在稳定可靠的前提下，提倡技术先进，要尽可能的采用先进工艺技术方案，以降低生产运行成本和基建投入。（6）各种原材料、燃料及动力消耗等，均设置计量装置。（7）改造工程设备运行采用计算机控制系统，达到高效、节能、稳定生产及优化控制的目的，并最大程度的减少操作岗位定员，以降低生产成本。（8）认真贯彻国家相关节能政策的要求，各种热工设备、管道均采用先进的节能措施，所有设备均选用节能产品。（9）遵守国家、地方和行业颁发的标准、规范、法则及规定，贯彻行业技术政策。同时，设计上做到统一规划，协调利用各种资源。第二章主机设备选型及供汽方案2.1主机设备选型2.1.1热负荷（1）供热设备现状64 **石化**股份有限公司现已实现热电联产集中供热工程，所有的生产、生活热负荷均由现有的5×35t/h链条锅炉＋1×35t/h循环流化床锅炉＋1×75t/h循环流化床锅炉提供。该公司现有的5×35t/h链条锅炉＋1×35t/h循环流化床锅炉采用水膜式除尘，1×75t/h循环流化床锅炉采用静电除尘，共同采用一座烟囱，这6台35t/h锅炉陈旧，燃烧效率比较低、除尘效率低，且没有脱硫措施，既造成能源浪费，又造成环境污染。厂区现有供热管网较完整，无须新建供热管网。生产锅炉现状调查表见表2-1：现状生产锅炉调查表表2-1序号设备位号锅炉型号脱硫方式容量(t/h)除尘方式烟囱单容总容11#～5#UG-35/3.82-M11燃用低硫煤35175水膜除尘126#YG-35/3.82-M3炉内加钙3535水膜除尘37#YG-75/3.82-M1炉内加钙7575静电除尘合计2851（2）热负荷现状64 **石化**股份有限公司热电厂为自备热电厂，主要担负企业生产用汽负荷，并且同时还担负着开发区以及**北区的大部分供热任务。通过对**市热力公司以及**环保供热有限公司的了解，**市热力公司在采暖期需要向该公司购买蒸汽量额定为60t/h，高峰期为70t/h，非采暖期购买蒸汽量额定为20t/h；**环保热力公司在采暖期需要向本公司购买蒸汽量额定为35t/h，高峰期为45t/h，非采暖期购买蒸汽量额定为15t/h。同时，对本公司用汽生产用汽情况调查后，统计得出**石化**股份有限公司热电厂担负的热负荷情况见下表：热负荷调查表表2-2热负荷用户名称蒸汽压力MPa蒸汽温度°C采暖季流量非采暖季流量最大平均最小最大平均最小**热力0.852986759.6402520.311环保热力0.842984031.3252314.748中材金晶0.80180147.53596.03Z30.681854437.3254023.120Z60.323520116000Z13.554301615.45151615.515Z21.702351513.65121513.612Z111.8928832.211.032.211.0Z121.5129254.13.854.13.8合计224182.14132.8136103.5173.8注：表中Z代表公司各装置点用汽情况（3）近期新增热负荷1）工业热负荷：2006年11月23日，**市体改办以《关于确认**石化**股份有限公司为拟上市公司的批复》确认公司为拟上市公司，其上市主体项目3万吨/年丙烯酸及酯项目和2万吨/年冰晶级丙烯酸及2万吨/年高吸水性树脂项目。按照以上产品产量和同类型产品单耗，估算的热负荷增加0.68MPa蒸汽最大约为55t/h，最小为25t/h：热负荷用户名称蒸汽压力蒸汽温度采暖季流量非采暖季流量最大平均最小最大平均最小0.6818555504050452564 合计5550405045252）节能改造新增热负荷：为稳定运行，降低消耗，**石化**股份有限公司拟对部分生产设备进行节能改造，新增热负荷情况如下：该公司8万吨/年丙烯酸装置一期工程（4万吨/年）已建成投产，与锅炉改造项目同步进行，将实施改用高压蒸汽加热并透平拖动风机改造，改造完成后蒸汽用量为20t/h；该公司1台2000m2/h空分装置2009年开始，逐步进行高压蒸汽加热并透平拖动风机替代原大负荷电机改造，蒸汽用量30t/h。设备节能改造工作所需用的蒸汽为高温高压蒸汽，蒸汽参数为：压力9.8MPa，温度540°C，总的蒸汽用量约为50t/h。经透平拖动风机后的透平排汽（参数为：压力0.98MPa，温度300°C）进入厂区供热管网，供各装置点生产用汽（可以替代约50t/h0.98MPa的汽轮机抽、排汽）。2.1.4设计热负荷根据工业热负荷的用汽压力情况，用于供热的蒸汽应分为四种参数，分别为9.80MPa、3.82MPa、1.96MPa和0.98MPa。根据核实后的现有工业、民用热负荷及近期新增热负荷，考虑热负荷折减系数0.9，折算到热电厂出口可提供的设计热负荷见下表2-3：设计热负荷汇总表表2-3类别单位采暖期最大采暖期平均非采暖期平均非采暖期最小9.80MPa(3477KJ/kg)t/h50505050GJ173.85173.85173.85173.853.82MPat/h1615.4515.51564 (3333KJ/kg)GJ53.3351.4951.6650.001.96MPa(3070KJ/kg）t/h2319.9619.9116.8GJ70.6161.2861.1251.580.98MPa(3030KJ/kg)t/h190140.7363.1417GJ575.7426.4127051.51合计（X0.9）t/h251.1203.5133.798.8GJ786.14641.7430.14294.3说明：表中0.98MPa项蒸汽值已减去了透平机排汽所提供的蒸汽量。2.1.5主机设备选型本工程是针对热电企业的锅炉改造工程，改造锅炉的选型依据《热电联产可行性研究技术规定》中确定的原则进行。按照选型原则要求，热电厂的锅炉，在条件合适及单台锅炉额定蒸发量为410t/h以下时，宜优先采用循环流化床锅炉，该型锅炉具有以下特点：（1）加减负荷调节快，调节范围较大。一般而言，循环流化床的负荷调节速率不低于5%。（2）氮氧化物（NOx)排放低。燃料在炉内一是低温燃烧，此时空气中的氮一般不会生成NOx二是分段燃烧，抑制燃料中的氮转化为NOx，并使部分已生成的NOx得到还原。（3）其它污染物如CO，HCl，HF等的排放低。（4）燃烧效率高，节省燃料。（5）循环流化床炉燃料在炉内燃烧充分，炉内温度较低且为循环燃烧，故灰渣中可燃物低，火山活性高，可直接进行综合利用。64 根据等额匹配的原则，新建锅炉的总容量应至少满足所取代的6X35t/h小锅炉额定蒸发量210t/h的要求。此外，考虑企业节能改造以及新上装置新增热负荷50t/h的需要，改造锅炉的总的蒸发量须达到260t/h。为避免单炉长期运行以及供热的稳定、安全，根据目前国内锅炉生产技术成熟情况，本次锅炉改造工程拟新上2台额定蒸发量为130t/h的循环流化床锅炉。考虑到企业新增热负荷用汽参数（压力：9.8MPa，温度540°C）以及热电厂今后进一步进行设备节能改造的需要，确定选定的锅炉的额定蒸汽参数为压力9.81MPa，温度540℃，锅炉热效率为91%。根据热电厂本期设计热负荷特点，结合热力规划，推荐工程选定的锅炉技术规范如下：型号：YG-130/9.81-M高温高压循环流化床锅炉额定蒸发量：130t/h额定蒸汽压力：9.81MPa额定蒸汽温度：540℃给水温度：158℃锅炉效率：91%数量：2台2.2锅炉改造后的供汽方案及设备运行方式64 锅炉改造工程完工以后，新建锅炉产汽能力相比改造前的锅炉产汽额定能力提高50t/h左右，锅炉总的额定蒸发量将达到335t/h，新增的这部分9.8MPa高温高压蒸汽用以拖动节能改造用的透平机设备使用，产生的0.98MPa透平排汽将进入厂区供热管网，来满足新增装置0.68MPa加热蒸汽的需要。也就是说，锅炉改造后，减去用以节能改造用的那部分高温高压蒸汽后，其余高温高压蒸汽经减温减压后进入原有主蒸汽管网对汽轮机供汽及各生产装置供汽，供汽量及供汽方式将和改造前一致：（1）经热电厂运行资料统计，改造前，热电厂设备在采暖季最大热负荷情况下，所有7台锅炉设备全部投入运行，1台6MW背压机组处于满负荷运行状态，2台6MW抽凝式汽轮发电机组在保证外供蒸汽的情况下，可以发出11MW左右的电功率。锅炉改造后，汽轮机运行方式不变，2台高温高压130t/h锅炉替代原有6台35t/h小锅炉经减温减压后进入原有主蒸汽母管，与75t/h循环流化床锅炉一起为汽轮机进行供汽。采暖季最大热负荷情况下，全厂用汽及供汽设备汽平衡情况见下表：热电厂采暖季最大热负荷情况下汽平衡表表2-4类别项目最大热负荷（251.1t/h）情况下锅炉蒸汽锅炉蒸发量（t/h）335汽轮机进汽量（t/h）230.5减温减压用汽量（t/h）16（供装置生产用汽）23（供装置生产用汽）锅炉直供蒸汽量（t/h）50（用以节能改造）汽水损失（t/h）6.7平衡比较（t/h）0汽轮机抽、排汽热负荷（0.98MPa）（t/h）190减压减温汽量（t/h）0高加及除氧用汽（t/h）45.6平衡比较（t/h）0（2）经热电厂运行资料统计，改造前，热电厂设备在采暖季平均热负荷情况下，5×35+1×64 75t/h锅炉设备投入运行，1台链条炉作为备用炉使用，此时，3台6MW机组均处于额定发电、抽排汽运行状态。锅炉改造后，汽轮机运行方式不变，2台高温高压130t/h锅炉替代原有6台35t/h小锅炉经减温减压后进入原有主蒸汽母管，与75t/h循环流化床锅炉一起为汽轮机进行供汽。在采暖季平均热负荷情况下，改造后的2台130t/h高温高压循环流化床锅炉在满负荷状况下运行，75t/h循环流化床锅炉带50.93t/h负荷运行：热电厂采暖季平均热负荷情况下汽平衡表表2-5类别项目平均热负荷（203.5t/h）情况下锅炉蒸汽锅炉蒸发量（t/h）310.93汽轮机进汽量（t/h）210.71减温减压用汽量（t/h）15.45（供装置生产用汽）19.96（供装置生产用汽）锅炉直供蒸汽量（t/h）50（用以节能改造）汽水损失（t/h）6.2平衡比较（t/h）0汽轮机抽、排汽热负荷（0.98MPa）（t/h）140.73减压减温汽量（t/h）0高加及除氧用汽（t/h）41.06平衡比较（t/h）0（3）经热电厂运行资料统计，改造前，热电厂设备在非采暖季平均热负荷情况下，3×35+1×75t/h锅炉设备投入运行，3台链条炉作为备用炉使用，此时，2台6MW机组均处于满负荷发电运行状态，1台6MW背压机停运。锅炉改造后，汽轮机运行方式不变，一台高温高压130t/h锅炉满负荷运行，另一台高温高压130t/h锅炉带83.5t/h经减温减压后进入原主蒸汽母管系统为汽轮机组进行供汽，75t/h循环流化床锅炉作为备用：热电厂非采暖季平均热负荷情况下汽平衡表表2-5类别项目平均热负荷（63.14t/h）情况下64 锅炉蒸汽锅炉蒸发量（t/h）213.5汽轮机进汽量（t/h）118减温减压用汽量（t/h）15.45（供装置生产用汽）19.96（供装置生产用汽）锅炉直供蒸汽量（t/h）50（用以节能改造）汽水损失（t/h）4.3平衡比较（t/h）0汽轮机抽、排汽热负荷（0.98MPa）（t/h）63.14减压减温汽量（t/h）0高加及除氧用汽（t/h）22.5平衡比较（t/h）0（4）经热电厂运行资料统计，改造前，热电厂设备在采暖季最小热负荷情况下，1台75t/h及2台35t/h锅炉投入运行，其余3台链条炉作为备用炉使用，此时，1台6MW背压机组处于停运状态，1台6MW抽凝式汽轮发电机组作为纯凝式发电机组满负荷发电使用，不对外供汽，另1台6MW抽凝式汽轮发电机组提供外供热负荷。锅炉改造后，汽轮机运行方式不变，1台高温高压130t/h锅炉产生的蒸汽经减温减压后，与1台75t/h循环流化床锅炉带44t/h的蒸汽混合后进入原有主蒸汽母管，另1台130t/h锅炉作为备用炉：热电厂非采暖季最小热负荷情况下汽平衡表表2-5类别项目最小热负荷（17t/h）情况下锅炉蒸汽锅炉蒸发量（t/h）174汽轮机进汽量（t/h）84.05减温减压用汽量（t/h）15（供装置生产用汽）16.8（供装置生产用汽）锅炉直供蒸汽量（t/h）50（用以节能改造）汽水损失（t/h）3.48平衡比较（t/h）0汽轮机抽、排汽热负荷（0.98MPa）（t/h）17减压减温汽量（t/h）0高加及除氧用汽（t/h）12平衡比较（t/h）064 为了保障改造后的锅炉系统能充分利用原有蒸汽管网及适应热电厂汽轮机设备，改造工程需专设两台参数为9.81/3.92MPa，540℃/450℃，Q=130t/h的减温减压器。第三章工程设想3.1厂区总平面布置3.1.1厂区总平面布置厂区总平面布置的原则是根据生产工艺的要求，结合厂址现有的具体情况，在满足防火、卫生、环保、交通运输和未来发展的前提下，力求减少占地，节约投资，经济合理，有利生产。本着上述原则，对锅炉改造工程的总平面布置进行了设计：2×130t/h循环硫化床锅炉主厂房布置在厂区的西部，呈东西向布置，固定端朝西，自南向北依次布置了主厂房、除尘器、烟道及烟囱。新建主厂房除氧煤仓间与原主厂房除氧煤仓间对齐。煤场区位于厂区的北部，新建输煤栈桥呈“L”型布置，与原输煤栈桥平行布置。原化学水处理车间、化学水处理室外设备及餐厅拆除。在原化工装置区扩建原有化学水处理车间及化学水处理室外设备来满足本工程的需要。灰库布置在厂区的西北角，靠近货物出入口。3.1.2厂区竖向布置厂区地势平坦，竖向布置为平坡式布置，场地标高在30.2--30.2m64 左右，主厂房标高为30.50米，厂区雨水通过暗管向南排入厂区雨水管网。3.2燃料输送3.2.1规模与燃料消耗量本工程建设规模为新上2×130t/h高温高压循环流化床锅炉及其配套附属设备。一台130t/h锅炉耗煤量为18.6t/h。输煤系统工作制度为每天3班工作，设备运行为3班，每班运行3.5小时，全天共运行10.5小时。燃料消耗如下表：规模小时耗煤量（t）日耗煤量(t)年耗煤量（万t）2×130t/h(本期规模)37.2818.424.181×75t/h(已建设)11.2246.47.28注：日耗量按22小时计算，年耗量按6500小时计算。3.2.2贮煤场现在老厂的干煤棚面积为900m2，堆高按6m，可贮煤3672t，贮存时间可达3.5天。露天贮煤面积为2000m2，堆高按5m，可贮煤7650t，贮存时间为7.5天。3.2.3筛分、破碎及输送系统按循环流化床锅炉最大给煤粒度小于12mm要求，本设计采用预先筛分和一次破碎。输煤采用双路胶带输送机输送，本期按单路设备安装。胶带输送机通廊为全封闭式结构。64 3.2.4煤尘防治在筛分破碎机室等落料点处，均设有除尘器，车间内部设有冲洗水管，对地面粉尘实行定期清洗。3.2.5输煤系统控制采用控制室实行集中控制，室内设有模拟操作台，各生产岗位采用灯光和音响设备进行联系，系统中设备设有电器连锁装置，设备启动和停车均按顺序进行。3.3热力系统3.3.1主蒸汽系统主蒸汽系统采用单母管分段制。本期两台锅炉主蒸汽经过减温减压后与老厂的主蒸汽系统连接。3.3.2主给水系统主给水系统采用母管制，给水低压母管与老厂低压母管连接,给水经高压除氧器加热至158℃3.3.3供热系统全厂的供热系统利用老厂已经建设的供热系统对外供热.经过调查，老厂已经建设的三种参数管网的输送能力为350t/h，完全能够满足本工程热负荷的输送要求。3.3.4疏水系统64 高压加热器疏水采用逐级自流，正常情况下到除氧器，启动疏水和检修放水到疏水扩容器，入疏水箱，然后通过疏水泵回收至除氧器。高加危急疏水由电动门控制进定排。本工程设疏水扩容器、疏水箱及疏水泵，高、低压疏水分别接入高、低压疏水母管，再进入疏水扩容器及疏水箱，由疏水泵打回除氧器。3.3.5锅炉排污系统本工程设一台5.5m3连续排污扩容器和一台7.5m3定期排污扩容器，能满足本期二台130t/h锅炉所需。3.4主厂房布置主厂房采用两列式布置，即除氧煤仓间-锅炉房。锅炉房外依次布置除尘器—引风机—脱硫装置—烟囱：（1）除氧煤仓间布置除氧煤仓间跨度为11米，分三层布置。零米层布置厂用变，靠近固定端布置有给水泵，同时留有机炉通道。在运转层布置机炉集中控制室，控制室占三个柱距。控制室两侧为管道层，布置主蒸汽及高压给水管道等。高压除氧器、除氧水箱、连续排污扩容器设在15.0米层。15.0米层布置有6台给煤机，每炉三台，同时每炉还设有1个煤仓。标高27.0米层为皮带层，布置有双路输煤皮带。（2）锅炉房布置锅炉房跨度30.46米，长度8米×7=56米，采用半露天布置，8米运转层以下全封闭。一次风机、二次风机、返料风机布置在零米层。固定端0m布置疏水箱,疏水膨胀箱,疏水泵.8m布置加药取样间64 （3）锅炉房外布置锅炉房外设布袋除尘系统、引风机、脱硫装置及烟囱等。引风机为露天布置，仅设电动机保护罩，检修时考虑临时搭支架。3.5除灰渣系统3.5.1概述本期工程建设规模为2×130t/h高温高压循环流化床锅炉。除灰采用气力除灰，布袋除尘收集的灰由仓泵输送至灰库；炉渣采用干除渣、直接排放，炉渣经冷渣器冷却后，由输渣皮带运送到渣库。灰、渣定期外运进行综合利用。3.5.2除灰系统本次设计采用气力除灰方式，电除尘收集的灰由仓泵输送至灰库，本期工程设1000立方米的灰库2座。灰库的灰定时外运进行综合利用。气力除灰系统配置由浓相气力输送泵系统、空气压缩机供气系统、输灰管道、灰库系统及控制系统组成。3.5.3除渣系统锅炉的炉渣经过冷渣器冷却到120℃以下后，由输渣皮带运送到渣库。炉渣定期外运进行综合利用。本次设计每台锅炉选用两台冷渣器，每台冷渣器的额定处理能力为5t/h，即可满足设计要求。3.5.4灰渣综合利用64 由于流化床锅炉燃料在炉内燃烧充分，炉内温度较低，故灰渣中可燃物低，活性高，利于做建筑材料。本工程投产后，所产生的灰渣均有较高的利用价值。3.5.5灰渣场本工程本期上2台130t/h循环流化床锅炉，年产灰渣总量为5.35万吨，灰渣作为水泥原材料在当地销量很好，为了灰渣的应急储备，在厂区内设一事故灰渣场（临时灰渣场），临时灰渣厂可储存120小时的灰渣量。3.6供排水系统3.6.1供水水源本工程由公司供水站供水，水量为94t/h，水量分配详见附表。3.6.2工业水系统根据水源条件，本期新建2×130t/h高温高压锅炉，工业水系统采用二次循环供水方式。辅机等冷却水经老厂工业水冷却塔冷却后，循环使用。本工程辅机等设备工业水用量90m3/h，取样冷却水30m3/h。3.6.3补充水系统热电站补充水由公司供水站供给，补充水量表见表3.6-1：本期工程补充水量表表3.6-3序号项目需水量（m3/h）经常回收（m3/h）实际耗水量（m3/h）夏季冬季夏季冬季夏季冬季1化学水用水（新增）80800080802工业用水909088882264 3汽水取样用水30302828224除灰用水11115输煤用水1100116生活用水3300337未预计用水5500558总计21021011611694943.6.4生活消防水系统《火力发电厂与变电所设计防火规范》GB50229-96，电厂室内设计消防水量为25L/s，设计室外消防水量为40L/s，原主厂房顶层设置了18m3高位消防水箱，同时建有消防泵房及消防水泵。热电厂生活用水和消防用水直接接自老厂原有系统，不再新建蓄水构筑物及加压泵站。3.6.5排水系统厂区排水采用合流制。生活污水经化粪池初级处理发酵沉淀后排入厂区排水管网。化学工业废水经酸碱中和池中和PH值达6~9后排入厂区排水管网。锅炉排污水首先排入定期排污扩容器降温至40ºC以下时，方可排入厂区排水管网。其它工业废水直接排入厂区排水管网。全厂雨水通过雨水口收集后排入雨排水系统。3.7化学水处理系统3.7.1设计基础资料（1）建设规模64 由于工程建设场地限制，为保证锅炉本体、炉后设备及输煤系统的合理布置，原有化水车间需拆除。根据本期工程锅炉补水要求及原有系统的规模，化学水处理车间建设按满足本期2台130t/h高温高压锅炉的生产要求及原有水处理规模建设。（2）新增供热负荷：最大：55t/h损失为：55t/h（3）水源与水质水源为公司自备水源地，水质情况以甲方提供的水质全分析报告为依据，3.7.2化学水系统出力化学水系统出力计算如下：（1）厂内水汽循环损失2×130×2%=5.2t/h锅炉启动或事故增加的设备出力：130×10%=13t/h（2）锅炉排污汽水损失增加2×130×2%=5.2t/h（3）对外供汽损失最大:55t/h（4）原有系统出力：130t/h则化水车间化学水最大量为：210t/h（5）化学水处理系统自用化学水量：10t/h本化学水处理最大出力为：221t/h系统设计出力取：230t/h64 3.7.3改、扩建系统的选择及出水水质（1）设计采用的主要技术数据汽水标准参考<<火力发电机组蒸汽动力设备水汽质量标准>>GB12145-99蒸汽质量标准（2）系统的选择水质分析报告中显示含盐量比较高，同时由于是供热机组，锅炉补充水量比较大。原有水处理，采用了RO加一级复床加混床的水处理工艺，工艺先进，但随着水质的变化，RO没有予处理系统，运行不安全；同时，大量的浓水排放造成了水资源的极大浪费，综合制水成本提高。本次改造及扩建，本着利用原有设备，投资收益率高，工艺先进的原则，提出如下水处理方案：生水→叠片式过滤器→反渗透装置（增加1套）→除二氧化碳器→中间水泵→阳离子交换器（利用原有设备）→阴离子交换器（利用原有设备）→混合离子交换器（利用原有设备，增加1台）→除盐水池本方案的特点是系统技术先进，出水水质好，运行可靠，酸碱耗量少，废水处理量小，再生周期长，但占用厂房面积大，设备多，水回收率较低，只有70%左右。因此，为保证系统的先进性，同时提高水资源利用率，在反渗透装置的基础上增加浓水回收装置1套，工艺如下：64 反渗透装置浓水→钠滤装置→原水箱。回收系统工艺简单，设备投资不大，水回收率可提高到90%左右，大大降低了耗水量，增加了水资源利用率,降低了运行成本。本系统年耗酸(30％)80吨，年耗碱(30％)75吨，原水利用率约90％。3.7.4主要设备选择：本次改造工程化水系统需增加的主要设备有：叠片式过滤器130m3/h3套反渗透装置(包括保安过滤器、高压水泵和自清洗系统等)120m3/h1套浓水回收装置80m3/h1套混合离子交换器Φ1500mm1台3.8电气部分3.8.1电力负荷情况本工程为热电厂的锅炉改造工程，改造后的锅炉总容量增加50t/h，汽轮发电机组不变，电力负荷相差不大。3.8.2电气主接线根据供电负荷情况，电气主接线共有两级电压，分别是6kV和0.38kV，厂用电高压电机为6kV。3.8.3厂用电系统厂用电低压配电系统为380/220V64 ，三相四线制系统，动力和照明混合配电。根据按炉分段的原则，设2台低压厂用变压器及一台同容量的备用变压器，备用变压器给全厂的低压工作变压器提供备用电源。3.8.4电气主设备布置和选择：本期工程不设置主控制室，在主厂房B-C跨内设立低压配电室，低压变压器采用干式变，与低压屏并列安装。6kV高压配电室亦布置于B-C中央框架内。6kV配电装置采用金属铠装移出式开关柜，380V低压配电屏选固定分隔式开关柜。由于目前微机控制保护装置应用很成熟，且造价也不高，因此电气系统的主设备均采用微机自动化装置进行控制及保护。3.9热力控制系统3.9.1控制方式本期工程装设2台高温高压130t/h循环流化床锅炉。基于本期主设备的热力系统采用母管制，控制拟采用锅炉集中控制的方式。#1、#2锅炉在一个控制室内控制，控制室位于两台锅炉中间位置、除氧煤仓间的8m运转层处。两台炉的除氧给水及减温减压控制室合并在锅炉控制室内。化学水处理系统的热控盘设置在各自的运行车间内。3.9.2自动化水平本工程锅炉及除氧给水部分采用一套分散控制系统(DCS)64 ，功能范围包括DAS、MCS、SCS、FSSS，另外还设有必要的后备监视仪表和部分紧急后备操作手段，以保证当分散控制系统故障时，机组安全停机。对于数量多、性质相同的温度测点。智能前端安装在就地设备附近，初步实现DCS系统物理上的分散功能。3.9.3设备选型本工程锅炉热控拟采用目前已有成熟经验，且性能好，价格适宜的微机监控系统，通过CRT屏幕显示和键盘操作，实现对锅炉系统的监视和调整。3.10土建部分3.10.1地基处理及基础选型根据厂方提供的《工程地址勘察报告》，厂内主要建构筑物均采用天然地基，建构筑物基础均落在第三层土上。主厂房除锅炉基础采用钢筋混凝土片筏基础外，其它均采用钢筋混凝土独立基础。其他一些次要的建构筑物，也均采用天然地基。建构筑物基础可落在第二层土上，第一层土不宜做天然地基。主厂房除锅炉基础采用钢筋混凝土片筏基础外，其它均采用钢筋混凝土独立基础。3.10.2主厂房建筑结构主厂房新建，以柱距8.0m为模数布置，由除氧煤仓间和锅炉房并列组成。除氧间和煤仓间跨度分别为11.0m，长度56.0m。64 锅炉房跨度30.46m，长度56.0m，半露天布置。锅炉房在±0.000m设两个能进出车辆的大门，以便设备安装和检修。固定端楼梯间大门洞口满足输煤设备吊装的要求。除氧煤仓间固定端设置钢筋混凝土楼梯，楼梯分别通向各层平面及屋顶层；扩建端设室外消防钢梯，满足消防要求。除氧煤仓间和锅炉房设水平矩形窗，满足采光和通风要求。厂房上部结构采用现浇钢筋混凝土框排架结构。屋面围护结构为现浇钢筋混凝土屋面板。除氧煤仓间及锅炉房柱基础采用钢筋砼独立基础，上部结构为现浇钢筋混凝土框架结构。3.10.3辅助生产建筑输煤系统：碎煤机室采用四层现浇钢筋混凝土框架结构。输煤通廊采用现浇钢筋混凝土支架，钢筋混凝土大梁及钢桁架结构。灰库：直径为10m，高25m，采用现浇钢筋砼结构烟道：钢筋混凝土框架结构，砖墙围护，内衬用耐酸砂浆砌筑耐酸砖。3.10.4抗震措施本工程的建（构）物结构设计按7度抗震设防。建（构）物结构均按7度进行抗震验算，另外根据抗震规范对填充墙、女儿墙等采用构造柱、圈梁、拉结筋等构造措施进行加强加固。3.10.5烟囱选型及防腐64 烟囱：高度150.0m，出口内径3.8m。采用钢筋砼结构，片筏基础。烟囱内衬防腐采用耐酸砂浆砌筑耐酸砖。3.11炉后湿法脱硫系统由于炉内脱硫的不稳定性，因此本工程在炉后设计旋流板塔湿法脱硫系统一套。3.11.1旋流板塔工作原理旋流板塔属于喷射型吸收塔。吸收液从盲板流到各叶片形成薄液层，当气流由下向上通过各层塔板沿叶片旋转方向螺旋上升，将薄液层切割成细小的雾滴。雾滴受离心力成螺旋形甩向塔壁，液滴在塔壁上碰撞凝聚，在重力作用下汇集到集液槽，通过溢流槽导流到下一层塔板的盲板上。旋流板的特殊构造增大了气液接触面积，吸收液以雾状高速穿过气流，气流与液流在充分接触过程中，形成极大的相际界面，并完成一系列的物理化学反应过程，使废气中污染物得到有效去除。3.11.2旋流板塔除尘原理64 来自锅炉的含尘烟气以15～22m/s的流速切向进入旋流板塔筒体，烟气通过旋流塔板叶片时将吸收液吹成很小的雾滴，尘粒、吸收液和雾滴相互之间在碰撞、拦截、布朗运动等机理的作用下，粒子间发生碰撞，粒径不断增大。同时高温烟气向液体传导热量时，尘粒被降温，使水气凝结在粒子表面，粒子质量也不断增大。在旋流塔板的导向作用下，旋转运动加剧，产生强大的离心力，粉尘很容易从烟气中脱离出来被甩向塔壁，在重力作用下流向塔底，实现气固分离。对于烟气中那些微细尘粒在通过一级塔板后不可能全部被捕集，还有一定数量的尘粒逸出，当其通过多层塔板后，微细尘粒凝并、质量不断加大后被捕集、分离，从而达到最佳除尘效果。3.11.3双碱法脱硫原理钠钙双碱法【Na2CO3-Ca(OH)2】采用纯碱(Na2CO3)启动、钠碱吸收SO2、石灰再生的方法。较之石灰石法等其它湿法脱硫工艺，它有以下优点：钠碱吸收剂反应活性高、吸收速度快，可降低液气比（L/G），从而降低运行费用；塔内钠基清洁吸收，吸收剂、吸收产物的溶解度大，塔外再生沉淀分离，可大大降低塔内和管道内的结垢机会；钠碱循环利用，损耗少，运行成本低；吸收过程无废水排放，吸收液中盐份不累积、浓度稳定；排放废渣无毒，溶解度极小，无二次污染；石灰作再生剂，安全可靠，来源广泛，成本低廉；灰水易沉淀分离，可大大降低水池的投资；操作简便，系统可长期运行稳定。其基本化学原理可分脱硫过程和再生过程：脱硫过程：Na2CO3+SO2←→Na2SO3+CO2↑(1)2NaOH+SO2←→Na2SO3+H2O(2)64 Na2SO3+SO2+H2O←→2NaHSO3(3)以上三式视吸收液酸碱度不同而异：(1)式为吸收启动反应式；碱性较高时（pH>9），(2)式为主要反应；碱性降低到中性甚至酸性时（5