燃煤锅炉节能改造工程可行性研究报告Word文档格式.docx
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1.3项目建设的依据及必要性
我国“十一五”规划纲要提出，“十一五”期间单位国内生产总值能耗降低20％左右、主要污染物排放总量减少10％。
这是贯彻落实科学发展观、构建社会主义和谐社会的重大举措；
是建设资源节约型、环境友好型社会的必然选择；
是推进经济结构调整，转变增长方式的必由之路；
是维护中华民族长远利益的必然要求。
节能减排指的是减少能源浪费和降低废气排放。
当前，实现节能减排目标面临的形势十分严峻。
2006年以来，全国上下加强了节能减排工作，国务院发布了加强节能工作的决定，制定了促进节能减排的一系列政策措施，各地区、各部门相继做出了工作部署，节能减排工作取得了积极进展。
在我国，建筑能耗占总能耗的27%以上，而且还在以每年1个百分点的速度增加。
建设部统计数字显示，我国每年城乡建设新建房屋建筑面积近20亿平方米，其中80%以上为高能耗建筑；
既有建筑近400亿平方米，95%以上是高能耗建筑。
建筑能耗占全国总能耗的比例将从现在的27.6%快速上升到33%以上。
国家统计局的初步统计数据表明，2007年中国能源消费总量26.5亿吨标准煤，节能减排形势依然严峻。
我国经济快速增长，各项建设取得巨大成就，但也付出了巨大的资源和环境代价，经济发展与资源环境的矛盾日趋尖锐，群众对环境污染问题反应强烈。
只有坚持节约发展、清洁发展、安全发展，才能实现经济又好又快发展。
同时，温室气体排放引起全球气候变暖，备受国际社会广泛关注。
进一步加强节能减排工作，也是应对全球气候变化的迫切需要。
当前，受设备陈旧老化、燃烧设备和辅机效率低、另外近些年锅炉燃煤多转为低热值煤，大兴安岭林区集中供热热负荷又增长较快，并且改造资金紧缺等因素影响，大兴安岭地区电力工业局在现有燃煤锅炉基础上对燃烧设备进行技术改造，提高锅炉热效率、适应煤质的变化来实现节能减排势在必行。
因此锅炉的增容改建具有投资省、见效快等优势。
通过锅炉的增容改建，可以引进新技术、淘汰落后设备，促进企业技术进步，以满足不断增长的集中供热负荷的需要。
1.4可行性研究报告编制依据及研究范围
1.4.1可行性研究报告编制依据
1、《中华人民共和国节约能源法》；
2、《小型火力发电厂设计规程》（GB50049-94）；
3、《中华人民共和国环境保护法》
4、《锅炉大气污染物排放标准》GB13271-2001
1.4.2研究范围
1、论述本项目燃煤锅炉改造的必要性和可行性，拟定热源系统改造方式及主要设备选型。
2、计算并校核锅炉改造前后的燃煤量，污染物的排放量及对周围大气环境的影响，并进行投资估算及经济效益分析。
1.5编制过程
2008年04月初我院受xx地区电力工业局正式委托，承担本项目的可行性研究工作。
同时，向业主方提出了编制节能改造工程可行性研究报告所需的有关设计基础资料和支持性文件清单。
2008年04月底我院有关专业人员与委托单位有关领导和专业人员共同在大兴安岭地区调研和踏勘现场，研究和落实改造锅炉的技术改造方案、环境措施、施工安装场地、施工工期等问题，经多次反复讨论和协商，对本工程建设中的诸多重大原则达成了共识。
2008年05月由院总工程师组织对可研方案和主要设计技术原则进行了初步评审。
其后各专业按评审所确定的原则开展报告的编制工作。
2008年05月中旬本报告草稿完成，交业主方进行内审，并按内审意见进行修改。
2008年05月下旬本报告正式交付出版。
1.6研究结论及经济指标
1.6.1经济效益和社会效益
本项目实施后，年节约原煤7.184万吨（发热值3238kcal/kg），折标煤3.319万吨。
按原煤单价146元/吨计算，改造后年节省燃煤费用1049万元。
因此，对现有燃煤锅炉进行技术、设备改造，无论是经济效益还是社会效益都是十分显著的。
1.6.2主要技术经济指标
资金来源；
企业自筹20%，其它80%来自银行贷款。
主要经济指标
序号
项目名称
代号
单位
指标
备注
1
建设项目总投资
TI
万元
5466.14
2
建设投资
5275.58
2.1
工程费用
4150.00
2.2
工程建设其他费用
645.98
2.3
预备费
479.60
2.4
建设期贷款利息
163.33
2.5
流动资金
27.23
3
项目长期借款
4220.47
4
建设期
年
1.00
5
投产期
22.00
6
税前财务内部收益率
FIRR
%
10.10%
7
税后财务内部收益率
8.90%
8
税前财务净现值
FNPV
1304.23
9
税后财务净现值
521.47
10
税前投资回收期
Pt
6.96
11
税后投资回收期
7.58
12
借款偿还期
15.00
13
年息税前平均利润总额
EBIT
528.05
14
年平均利税总额
538.96
15
投资利润率
9.66%
16
投资利税率
9.86%
17
总投资收益率
ROI
1.6.3研究结论
结论一：
该项目投资方向正确，改造方案可行。
年节约3.319万吨标煤。
结论二：
该项目在技术上可行，经济效益和社会效益良好，有关部门应给以大力支持，促成该项目尽快实施。
第二章厂址选择与建设条件
2.1厂址选择
该项目为地区电力工业局集中供热燃煤锅炉改造项目。
工程场地为锅炉间，建筑物基本不动，仅在原锅炉基础上，按工艺要求改造燃烧部分设施，不移地不新建土木工程。
2.2建设条件
2.2.1自然条件
2.2.1.1地理位置
工程位于我国最北部的大兴安岭地区，地理坐标为东经124°
07′北纬50°
24′，海拔高度371.1m。
大兴安岭地区和东北以黑龙江为界，与俄罗斯隔江相望，边境线长792公里，南和西南与内蒙古自治区呼伦贝尔盟相邻，东南与黑河市爱辉县和嫩江县毗邻。
2.2.1.2地形地貌
黑龙江省大兴安岭地区是国家实施西部大开发、天然林保护、生态环境建设、东北老工业基地经济振兴和建设社会主义新农村的国有大型林区，归属黑龙江省大兴安岭地区行署、国家林业局大兴安岭林业管理局管辖。
加格达奇区位于黑龙江省西北部，大兴安岭山脉东南坡，地理座标为东经120°
00′,北纬50°
24′。
1986年1月经国务院批准为县级区建制，隶属于黑龙江省大兴安岭地区。
该城镇是伴随着大兴安岭林区开发建设而发展起来的一座林海新城，东、北、西三面环山，嫩江上游的一条主要支流甘河从加格达奇城区东南部自西向东流过。
境内山多林茂，自然景观优美。
加格达奇区属寒温带大陆性季风气候。
总的特征是：
冬季漫长寒冷，夏季短暂温凉，春秋分明少雨，昼夜温差大，无霜期短，历年平均温度为-1.2℃，历年级端最低温度为-45.4℃。
塔河县位于黑龙江北部、大兴安岭伊勒呼里山北坡，地处东经123°
-125°
，北纬52°
-53°
，以黑龙江航道中心线为界与俄罗斯隔江相望。
与俄罗斯接壤边境线长173公里。
居大兴安岭地区的中心地带，锁嫩漠铁路、公路之咽喉，扼南北东西来往之要冲。
全县总面积14420万立方米。
是以林业为主体经济的政企合一的县。
漠河县是位于大兴安岭山脉北坡，黑龙江上游南岸，是全国纬度最高的县份，素中121°
11′04″中国“北极”之称，地理坐标为东经121°
11′04″-124°
17′07″，北纬52°
14′54″-53°
33′32″，北隔黑龙江与俄罗斯的赤塔州和阿穆尔州相望。
属北寒带大陆季风气候，冬季漫长寒冷干燥，年平均气温-5℃，极端最低气温-52.3℃。
古莲河露天煤矿位于漠河县霍拉盆盆地腹地，是国家计委计农经[1990]1544号文批复开发建设年产60万吨原煤的国有煤矿，是大兴安岭林区目前最大的煤炭生产基地，现已查明地质储量（普查面积23平方公里）1.16亿吨。
大兴安岭地区属低山丘陵地带，大兴安岭山脉纵贯地区西部，伊勒呼里山横卧在中部，构成地势西高东低，北高南低的特点。
区内地质条件因受燕山运动期的新华夏隆起构造所控制，岩石以侵入体花岗岩为主，并有火山岩、玄武岩和安山岩。
成土母质为上述岩石经长期侵蚀和风化作用下，逐步形成残积和坡积物，土壤以棕色针叶林为主，其次分布有暗棕壤、草甸土和沼泽土等，土壤厚度30-60cm。
2.2.1.3水文状况
加格达奇隶属大兴安岭地区，地区内有两大水系即黑龙江水系和嫩江水系。
北部黑龙江水系为国界河，主要支流有：
呼玛河、颚木尔河、盘古河。
南部嫩江水系主要支流有：
甘河、多布库尔河。
甘河从加格达奇市区南侧通过，是区内的主要纳污水体，亦为本工程的纳污水体。
甘河属前区河流，宽150m，汇水面积10000km2,最大洪水1050m3/s，年径流量14.8亿m3。
1、2月份为枯水期，5、6、9、10月份为平水期，7、8月份为丰水期，河水冰冻期为6个月，保证率为90%枯水期的平均流量为0.88m3/s。
加格达奇区位于甘河的中上游，加格达奇江段长35km。
区属寒带大陆性季风气候，夏季较短炎热，冬季时间漫长且寒冷。
全年温差较大，极端最低温度为-52.3℃，极端最高温度为36.8℃，平均气温-2℃～-4℃。
年平均风速2.3m/s，全年静风频率最高达43%，出现在冬季。
接地逆温厚度在20～480m之间，平均厚度183m，最强的逆温厚度在100m以下的近地层内。
全年降雨量为350～500mm，5～8月占全年降雨量的70%，日照时数2600h。
2.2.1.4气象特征
1、气温的年变化
加格达奇地区的气温月变化情况见下表。
历年加格达奇平均气温的月际变化表
月份
℃
-23.9
-19.8
-9.2
1.2
10.5
16.4
18.9
10.4
9.5
-0.1
-12.7
-21.4
从表中可以看出：
一年中7月份气温最高，历年平均为18.9℃，从1月至3月，10月至12月，在这两段为负温，4月至9月间，各月平均气温为正温，最低气温出现在1月，历年平均为-23.9℃。
2、降水量的年变化
该地区年降水的月平均资料见下表。
加格达奇地区降量的月际变化表
Mm
3.1
3.3
5.5
25.5
33.3
81.4
152.3
113.5
51.2
12.6
7.5
6.0
由上表可以看出：
在一年中1月份降水量最小，由1月至7月降水量逐渐增加，其中5月至7月增加尤为明显，7月以后逐渐下降，至12月降水为最低。
3、风速的年变化
该区年风速的月平均资料见下表。
加格达奇平均风速的月际变化表
m/s
1.7
1.9
3.2
1.6
在一年中4-5月和9-10月平均风速最大，分别为3.2m/s和2.2m/s。
1月至2月、7月至8月、11月至12月，风速最小。
2.2.2场地条件
施工场地全部在热电厂厂区院内，可利用现有电源、水源，厂区交通方便，并备有消防水源和消防设施。
2.2.3燃料供应
大兴安岭地区电力工业局燃料煤主要由古莲煤矿供应，燃料供应完全有保障。
燃煤煤质情况见附录一：
燃煤的煤质分析报告。
2.2.4交通运输
加格达奇热电厂、塔河热电厂、漠河热电厂交通便利。
铁路方面分别有北京、大连、哈尔滨直达加格达奇的火车，哈尔滨、齐齐哈尔直达漠河的火车，途经塔河。
加格达奇热电厂、塔河热电厂厂区内设有铁路专用线。
公路方面301国道从加格达奇、塔河县市区通过，漠河热电厂距301国道42公里，并且古莲河煤矿方向也有直通公路。
第三章工程技术方案
3.1工程改造内容
1、地区电力工业局将60-90年代炉的6台WGC-35/3.9型抛煤机链条炉进行横梁式节能炉排改造,并增容改造到45t/h。
2.电厂两台T-35/3.9-H/1型煤粉锅炉增容改造。
锅炉改造内容：
1）增加锅炉炉膛净高度；
2）彻底改造更新原制粉系统形式；
3）更换原有的煤粉燃烧器；
4）提高热风温度的技术和措施。
3、加格达奇热电厂原75t/h煤粉炉（BSWB75/3.82）增容改造成85t/h，并在原锅炉基础上安装水平风控粉燃烧控制器。
4、加格达奇热电厂2台85t/h煤粉炉（B&
WB85/3.82-M）在原锅炉基础上安装径向风控粉燃烧控制器。
3.235t/h链条炉排锅炉（WGC-35/3.9-H1）改造方案
改建后的锅炉型号：
WGC-35/39-M1
3.2.1锅炉增容的技术可行性分析
锅炉增容，原锅炉必须具有以下潜在增容能力和条件。
技术分析如下：
3.2.1.1炉排可见热强度（炉排热负荷）
原锅炉设计炉排面积为20㎡，是依据国内早期的标准：
“炉排可见热强度（1.2×
106-1.2×
106）kcal/㎡·
h”设计制造。
目前锅炉制造厂普遍采用美国标准，其炉排可见热强度为（0.9×
106—1.9×
h。
经过增容锅炉热力计算，当锅炉出力为45t/h时，炉排可见热强度为1.56×
106kcal/㎡·
h，当出力为49t/h时，炉排可见热强度为1.68×
h，均符合现行标准要求（美国B&
W一台额定出力83t/h锅炉，炉排面积为42.6㎡。
按此推算，炉排面积为20.5㎡的锅炉炉排可满足额定出力为45t/h；
丹麦哥本哈根一台额定出力100t/h锅炉炉排面积为47.5㎡。
同样，按此推算，炉排面积为20.5㎡，可满足额定出力45t/h。
因此，锅炉增容原炉排实际面积能满足要求。
3.2.1.2风力机械抛煤机
原锅炉装设4台T170-8型抛煤机。
武汉锅炉厂现生产的65t/h排炉装设6台此同型号抛煤机，单台抛煤机额定出力为10.83t/h。
这样4台抛煤机额定出力为43.33t/h,能满足锅炉增容额定出力45t/h的要求。
原锅炉额定35t/h的设计煤耗量为6.54t/h，锅炉增容45t/h的煤耗量为9.25t/h,超出力49t/h的煤耗量为10.03t/h。
目前，大兴安岭热电厂锅炉安装的抛煤机是早期设计生产的T170-1型，是技术落后的老型号产品。
这种设备使用中故障率高，抛煤均匀性差，工人劳动强度大，制约锅炉的安全经济运行。
在本次锅炉增容改建中将选用实用新型专利产品G170-8型的抛煤机。
3.2.1.3锅筒汽水分离器
原锅炉装置14个旋风分离器。
《机械工程手册》中，单只分离器（中温中压炉）设计负荷为3-3.5t/h。
以此计算，原锅炉锅筒装14个汽水分离器的中负荷为42-49t/h。
因此，原有汽水分离器足够用，不用再增加也可行。
但为确保蒸汽质量，决定增设2只。
3.2.1.4炉膛容积许可热强度（炉膛容积热负荷）
原锅炉设计炉膛容积许可热强度为139x103kcal/m2h。
增容锅炉经热力计算，额定出力45t/h时的炉膛容积许可热强度为
179×
103kcal/㎡·
h超出力到49t/h时为194×
h，其完全符合（250-400）×
h的规定，因此，锅炉增容后仍符合要求。
3.2.1.5炉膛总辐射受热面（炉膛受热面）
原锅炉炉膛总辐射受热面积140m2。
是满足额定出力35t/h设计的。
现拟增容额定出力到45t/h、超出力49t/h，必须相应增加炉内受热面。
经初步计算，增容后的炉内受热面应≥180m2。
若不增加炉内受热面，仅强行增加抛煤量是不行的。
由于受热量不足，将会造成炉膛出口烟气超温，使过热器管损坏或发生爆管事故；
同时排烟温度太高，也浪费能源。
或造成锅炉不能正常运行，反而达不到锅炉增容的目的。
目前，国内外新型锅炉的设计，为增加炉内受热面，而采取炉内加设水冷屏的方式。
武汉锅炉厂设计专家采取的《水冷屏增容锅炉》的设计技术，已获得国家《实用新型专利证书》。
本次对原锅炉的增容拟采取加设水冷屏专刊技术方案进行。
3.2.1.6省煤器平均烟速
原锅炉省煤器平均烟速为7.45m/min（热值4080kcal/kg）。
锅炉增容后经热力计算，额定出力为45t/h（热值3026kcal/kg）时，省煤器平均烟速为8.3m/min；
超出力到49t/h时，平均烟速为9.62m/min，基本上在合理范围内。
烟速高、阻力大、会增加引风机耗电量。
为减少烟气阻力、节省能源，在资金允许下也可更换新的省煤器。
即将省煤器横向节距加大，纵向节距不变而增加排数，可以减少烟气阻力。
建议将来更换省煤器时，可重新设计制造。
3.2.1.7锅炉总给水调节门
锅炉增容后锅炉补水量将增大，需对现装置的给水总调节门的最大流量进行校核。
若流量不够应更换，或将其旁路门改为电动门，做辅助调整。
3.2.1.8锅炉安全阀
原锅炉锅筒上装置2个双杠杆全启式安全阀（PN64;
DN80）、集汽箱上装置了1个单杠杆全启式安全阀。
经查原锅炉安全阀排放量计算书，所装置的安全阀总排汽能力E=63.24t/h,大于45t/h和49t/h，满足锅炉增容后对安全阀的要求。
3.2.1.9锅炉送、引风机
塔河热电厂原锅炉安装送风机型号为9-35-11NO151/2左45°
，引风机为Y9-35-11NO131/2左0°
与加格达奇、漠河热电厂送引风机的容量和特性基本相同，其风压、风量远不能满足增容锅炉的需要。
根据热力计算，应更换新型节能风机，其风机型号及参数如下：
送风机：
型号：
G4-68NO11.2D左45°
风压：
2903-4275Pa
风量：
46606-82688m3/h
转速：
1450N/min
电机功率：
90kw
电流：
152A
电压：
380V
变频调速运行
引风机：
QAY-1NO17D左0°
3966-3488Pa
78579-119111m3/h
980N/min
160kw
270A
3.2.2锅炉增容技术措施
3.2.2.1加设水冷屏
锅炉增容10t/h，经热力计算需增加炉膛受热面，以提高炉内吸热量。
本次锅炉增容拟在炉膛火焰中心上部新设4片水冷屏。
水冷屏最下排管中心线标高应高于5m,以躲开抛煤的高度，以避免水冷屏管被所抛煤粒击伤或磨伤。
水冷屏上集箱可设在12.6m标高处。
每片水冷屏可设12根Ф42×
3.5无缝钢管。
其最前面的3根管及最末1根管的材质宜选用合金钢管，如12CrMOG或15CrMOG，以延长使用寿命。
其余中间的8根管可采用20#钢。
管子节距可为68mm，4片水冷屏可以增加炉内受热面45m2。
3.2.2.2防焦管改为防焦箱，增加水冷壁面积
热电厂早期使用的《75-0》（加电厂1#、2#35t/h锅炉）、《1.75-0》（塔电3#、4#35t/h锅炉）、《2.75-0》（漠电厂1#、2#35t/h锅炉）锅炉，其左右侧炉墙下部设防焦管、左右侧炉门两侧区域不设水冷壁、其左右侧水冷壁下集箱设在炉门上方。
现在新生产的《3.75-0》35t/h锅炉，将左右侧水冷壁管下延到原防焦管处，取消原防焦管，代以防焦箱左右侧水冷壁下集箱。
炉门左右两侧敷设水冷壁，使水冷壁面积增加18m2。
本次锅炉增容将采取《3.75-0》35t/h锅炉的防焦箱设计方案。
以上二项锅炉增容采取的技术措施，将使炉内受热面积分别增加45m2、18m2，使锅内受热面积达到203m2，满足了锅炉增容需要。
3.2.3锅炉增容安装施工措施
1、锅炉顶棚水冷壁管节距为110mm，管径为6mm，其净距为50mm，水冷屏管径为42mm，可直接穿出顶棚。
后墙水冷壁管节距为80mm，其净距仅为20mm，故水冷屏管穿出后炉墙需做让管处理。
2、每片水冷屏上下设集箱，通过两根Ф219×
6管制成。
上集箱水平设置，用U型环吊装固定；
下集箱垂直设置，以导向装
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