锅炉节能技术改造工程项目可行性研究报告

目录第一章总论 21.1项目名称、项目委托单位、企业性质及法人 21.2项目承办单位概况 21.3改造主要内容 41.4编制依据 51.5主要技术设计原则 51.6工作概况 61．7结论 6第二章项目建设的背景和必要性 72.1项目建设的背景 82.2项目建设的必要性 12第三章改造炉型选择 163.1锅炉选择比较 163.2循环流化床锅炉工作原理 173.3循环流化床锅炉主要技术参数 18第四章改造方案 194.1本项目技术改造的范围 204.2主要技术原则 204.3锅炉本体改造方案 214.4燃料输送系统 264.5烟气除尘脱硫系统改造 27第五章项目建设地点和建设条件 315.1项目建设地点 315.2自然环境 315.3交通条件 32第六章燃料消耗 336.1燃料品种 336.2燃料消耗量 33第七章供配电 347.1项目用电负荷 347.2电源 35第八章环境保护 368.1建设地区现状 368.2设计采用的环保标准和规范 378.3改造前后项目污染物排放状况 388.4环境保护及综合治理方案 398.5、环境保护投资估算 43第九章节能 449.1编制依据 449.2编制原则 459.3节能 459.4其它节能措施 47第十章消防、劳动安全及工业卫生 4810.1消防 4810.2劳动安全、工业卫生 49第十一章项目管理、组织机构和劳动定员 5311.1项目建设管理 5311.2项目组织机构及劳动定员 53第十二章项目实施规划 54第十三章投资估算与资金筹措 5513.1投资估算 5513.2资金筹措方案 56第十四章财务评价 5714.1产品成本估算 5714.2产品销售收入估算 5714.3财务分析指标 5814.4评价结论 59第十五章结论与建议 6015.1结论 6015.2建议 60

第一章总论1.1项目名称、项目委托单位、企业性质及法人1.1.1项目名称锅炉节能技术改造1.1.2项目主办单位湖北潜江制药股份有限公司1.1.3法人代表许德来1.1.4项目地址湖北省潜江市杨市开发区1.1.5可行性研究报告编制单位中国轻工业武汉设计工程有限责任公司地址：邮编：资格证书编号：工咨甲Z303166220011.2项目承办单位概况湖北潜江制药股份有限公司，系经湖北省体改委鄂改生[1994]155号文批准，由以湖北潜江市制药厂为主要发起人，联合湖北省潜江市医用塑料包装厂，潜江市医药经营开发公司于1994年6月27日在湖北省潜江市工商行政管理局登记注册成立。公司的前身湖北省潜江市制药厂于1993年7月被国家医药管理局确定为“国家眼科用药生产基地”；公司于1995年被国务院发展研究中心市场经济研究所评定为“中国最大的眼科用药生产厂家”，并被纳入《中华之最荣誉大典》；于1997年9月被湖北省统计局信息中心综合评定为全省同行业第一名；于1997年4月被湖北省科委认定为“湖北省高新技术企业”；于1999年4月被国家科技部火炬中心评定为“一九九九年重点高新技术企业”；于1999年10月和12月，分别通过国家科技部和中国科学院高新技术企业认证，2001年5月公司在上海证券交易所挂牌上市，成为中国眼科药业第一家上市公司。公司以医药制剂发展为主业，以眼科用药为主要特色，以抗病毒、抗菌药物及中药现代化为发展方向，主要产品有：滴眼液、冻干剂、小容量注射剂、片剂、胶囊剂、颗粒剂等6大剂型及化学原料药等150多个品种规格，产品广泛应用于医药领域。眼科用药、抗菌素、胃肠消化道用药是其主要的特色产品。在证券领域经过与东盛科技、珠海中珠公司的重组合作后，在医药生产、销售和房地产等各方面都获得了宝贵的经验。近两年来，公司呈现出跨越式增长，截止2008年底拥有总资产166,139.38万元。银行信誉等级AA＋级，资产负债率为53.4%，银行贷款总额26,561.06万元。湖北潜江制药股份有限公司现有三个生产基地。位于潜江市横堤路特18号为公司老生产区，主要为固体制剂、三合一滴眼剂生产线、滴眼剂生产线及外用制剂，老厂区有一台20吨锅炉等能源系统；位于监利县的原料药生产基地，主要生产牛磺酸、阿昔洛韦、色甘酸钠、门冬氨酸洛美沙星等原料药，有二台20吨锅炉和一台4吨的生活锅炉及其配套生产设施；以及在潜江杨市征地210亩建设的生物医药工业园区，主要生产小容量注射剂、冻干针粉针剂、头孢粉针剂，现有二台20吨及相应的辅助生产设施及生活设施。公司总计现有锅炉六台套，均采用链式锅炉，锅炉等配套设备已陈旧老化；锅炉自动控制水平低，燃烧设备和辅机质量低；使用煤种与设计煤种不匹配、质量不稳定；缺乏熟练的专业操作人员；污染控制设施简陋，未安装脱硫装置，污染排放严重。目前每年消耗燃煤达94149.17吨，运行效率只有62%%，经估算每年排放烟尘约3360Nm3，二氧化硫约289.4吨，成为当较大的污染源，严重污染环境。已经不能适应当前节能减排的需要，必须将其改造成为新型的循环流化床锅炉，以降低污染物排放总量。根据国家发展和改革委员会《关于组织申报2009年环境和资源节约综合利用备选项目的通知》精神，考虑到公司的实际，将三个生产基地的锅炉进行技术改造，拟采用新型高效锅炉系统更新、替代低效锅炉，提高锅炉热效率，同时改造现有锅炉系统，提高锅炉整体运行效率。达到节能降耗，保护环境，提高公司整体生产经营竟争力的目的。为此，依据国家发展和改革委员会令第19号《企业投资项目核准暂行办法》，潜江制药股份有限公司于2009年02月委托中国轻工业武汉设计工程有限责任公司编制潜江制药股份有限公司锅炉节能技术改造项目可行性研究报告。1.3改造主要内容本次锅炉技改工程主要是淘汰六台旧式链条锅炉，在三个生产区原有的地基、部分钢架和汽包上改建五台循环流化床锅炉。改造主要涉及到：老式锅炉及配套系统更新改造及现有锅炉房系统改造，具体包括燃烧装置、给煤装置、点火装置、分离及返料装置、水冷系统、省煤器、空气预热器及炉墙等锅炉本体改造；烟气除尘脱硫输灰系统改造；燃煤输送系统改造。1.4编制依据=1\*GB2⑴潜江制药股份有限公司对中国轻工业武汉设计工程有限责任公司的委托书及双方签定的技术服务合同。=2\*GB2⑵潜江制药股份有限公司发展部提供的本项目相关基础资料；⑶《中华人民共和国节约能源法》；⑷《2006中国能源发展报告》；⑸国家发展与改革委员会等八部委发改环资[2006]1457号《“十一五”十大重点节能工程实施意见》；⑹《国务院转发国家经贸委等部门关于进一步开展资源综合利用意见的通知》（国务院国发[1996]36号，1996年8月）；⑺关于印发《资源综合利用目录（2003年修订）》（国家发展和改革委员会、财政部、国家税务总局发改环资[2004]73号）；⑻国家发展与改革委员会《节能中长期专项规划》；⑼《中华人民共和国国民经济和社会发展第十一个五年规划纲要》；⑽《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。1.5主要技术设计原则（一）严格执行国家有关工程建设的政策、标准、规定和规范。结合国情和工厂的具体情况，采用的技术力求先进适用、稳妥可靠。（二）充分利用现有的公用工程与辅助工程设施。节能改造投资、加快项目改造建设进度。（三）吸取国内外锅炉建设的先进经验，结合工厂的实际情况，在原址改建五台循环流化床锅炉，合理布置，减少占地，减少污染。（四）主体工程与环境保护、安全生产、工业卫生同步考虑，以消除生产对环境的污染及对职工健康的危害。（五）充分考虑在项目的实施过程中，尽量不影响现有系统的生产。1.6工作概况接到建设单位委托后，我公司于2009年02月组织项目人员前往湖北潜江制药有限公司进行调查研究、资料搜集和现场勘察等工作，与该公司有关部门就工程方案进行了讨论。我公司内部有关专业进行了方案论证，对能源系统改造工程方案进行详细讨论，形成本可行性研究报告交建设单位送上级部门审查。1．7结论该项目符合《中华人民共和国国民经济和社会发展第十一个五年规划纲要》发展要求，符合行业和地区的总体规划及国民经济和社会发展长远规划。符合国家节能减排的要求。该工程的建设有利环境保护，具有良好的经济效益和社会效益，对促进“人与自然的和谐，推动整个社会走上生产发展、生活富裕、生态良好的文明发展道路”，具有十分重要的现实意义。财务分析表明，本项目建设投资为2176.96万元，年均增量利润总额为374.57万元，年均增量所得税为93.64万元。增量投资财务内部收益率所得税后为18.09%，高于基准收益率，增量投资回收期所得税后为5.66年，低于行业基准回收期，有偿还贷款的能力，项目有一定的抗风险能力，项目在财务上是可行的。根据技术经济分析可看出项目具有很好的经济效益和较强的抗风险能力。主要技术经济指标见附表主要技术经济指标附表12-10序号指标单位数量备注1总投资万元2203.961.1建设投资万元2176.961.2建设期利息万元27.001.3增加流动资金万元2投资利润率:17.44%3投资利税率:17.44%4资产负债率:29.24%5流动比率:6速动比率:7财务内部收益率：18.09%税后23.13%税前8财务净现值：i=14%万元331.55税后i=14%万元753.62税前9投资回收期：年5.66税后年4.90税前10年利润总额万元374.57按平均数计算11所得税万元93.64按平均数计算12收益万元662.0813总成本万元374.57按平均数计算14增值税,营业税金及附加万元

第二章项目建设的背景和必要性2.1项目建设的背景2.1.1国家能源消费背景中国能源消费现状能源是人类社会进步和经济发展的重要物质基础，能源资源是人类生存、经济发展、社会进步不可或缺的重要资源，是关系国家经济命脉和国防安全的重要战略物资。因此，能源问题是世界各国，特别是各大国普遍关注的一个战略问题。从世界能源消费结构看，能源主要集中在煤炭、石油和天然气三种不可再生资源上。我国是能源消耗大国，2004年，中国一次能源消费总量为19.70亿吨标准煤，比2003年增长15.2％。其中，煤炭消费量（原煤）18.70亿吨，原油为2.90亿吨，天然气为415亿立方米；2005年，一次能源生产总量达到20.60亿吨标准煤，是新中国成立初期的87倍、改革开放初的3.29倍，煤炭产量达到21.9亿吨，原油1.81亿吨，天然气500亿立方米，发电装机突破５亿千瓦，可再生能源的开发利用力度不断加大。能源消费结构有所优化。优质清洁能源消费的比重逐步上升，油气比重由1990年的18.7%提高到2005年的24%，水电及核电由5.1%提高到7.3%。能源技术进步不断加快。在石油勘探开发、水电建设、综合机械化采煤等方面达到世界先进水平。节能环保取得进展。改革开放以来，我国一次能源消费年均增长5.16%支持了GDP年均增长9.60%，能源领域污染治理得到加强。我国能源消耗仅次于美国成为世界第二大能源消费国，到本世纪中叶我国全面达到小康水平时，一次能源的消费量将达到30多亿吨油当量。然而目前我国人均一次能源的消费量不到美国的1/18，仅为世界平均水平的1/3。与世界一次能源构成不同的是我国以煤为主，煤占一次能源的比例为63.60%，由于煤的高效、洁净利用难度大，使用过程中已对人类的生存环境带来严重的污染。另一方面我国人均能源资源严重不足，人均石油储量不到世界平均水平的1/10，人均煤炭储量仅为世界平均值的1/2。中国能源消费结构中，长期以煤炭为主的格局一直未曾改变，总体水平占75%左右。近年来，煤炭消费量在一次能源消费总量中所占比重由1990年的76.2%降为67.7%；石油、天然气、水电等清洁能源在一次能源消费总量中所占比例呈逐步上升的态势。中国能源消费结构中清洁能源比重较低，因此调整能源结构是能源优化的基本目标。目前中国的能源结构优化战略为：逐步降低煤炭消费比例，加速发展天然气，积极发展水电、核电和可再生能源的利用，用20年时间，进一步形成能源结构多元化局面，使优质能源比例明显提高。能源结构的优化有助于提高能源利用率，对能源需求影响很大。有研究表明，中国天然气的平均利用效率比煤炭高30%，石油的平均利用效率比煤炭高23%，能源结构中煤炭的比重每下降1个百分点，相应的能源需求量就可下降2000万吨标准煤。随着能源消费总量的增长，中国人均能源消费水平逐年提高。2003年中国人均能源消费量为1302千克标准煤，是1952年的15倍。从人均平均水平看，2004年中国人均一次能源消费量为1.08吨油当量，是世界平均水平的（1.63吨油当量）的66%，是美国人均水平的（8.02吨油当量）的13.4%，是日本人均水平的（3.82吨油当量）的28.1%；2001年世界人均能耗为1501千克油当量，而中国为1061千克油当量，与世界人均能耗存在较大的差距，与发达国家差距更大。从较长时间来看，人均能源消费会随着经济发展水平的迅速增长而经历快速增长期。中国能源消费存在的问题及其解决办法=1\*GB2⑴中国能源消费存在的问题=1\*GB3①能源瓶颈日益突出中国自1992年起能源消费总量超过能源生产总量，至今能源供应低于能源消费趋势仍在继续。2003年能源生产与消费平衡差为7500万吨标准煤。由于能源投资的不足，中国能源生产增长低于能源消费增长，能源生产不能很好地适应经济社会发展对能源的需求，能源供应的不足部分不得不依靠进口来平衡。自1993年中国成为石油净进口国之后，中国石油对外依存度从1995年的7.6%增加到2003年的34.5%。到2020年，石油对外依存度可能达到60%，接近2003年美国66%的水平。届时，中国石油供应的一大半将依赖国际资源。由于中国经济增长对石油的依赖程度高，按汇率计算，中国单位GDP的石油消费是OECO国家平均水平的2.35倍，国际石油价格的持续大幅度上涨，对中国经济的伤害将大于OECD国家。②人均能源消费水平不高中国人口众多，农村人口所占比重比较大（2001年占64%），经济发达程度和居民生活水平较低，在世界上属于中低收入国家，人均消费量还处在较低水平。人均能源消费水平是衡量一个国家人民生活质量的关键指标之一。统计资料表明，中国人均能源消费量，2000年为1011.2千克标准煤，只相当于50年代初的世界人均能耗水平。③能源利用效率比较低从能源效率来讲，可以有两个指标，一是单位产值能耗，二是整个能耗系统从挖煤、采油一直到炼油、发电以及终端利用，把电能最后变成机械能或其他能源服务的过程中到底有多少能源被浪费、多少能源变成最后有用能源，从技术上叫能源系统的效率问题。从这两个方面来讲，中国现在还存在比较大的差距。2000年主要工业发达国家的每万美元产值能耗（按1995年价格计算）为：美国为2.63吨油当量，日本为0.92吨油当量，德国为1.27吨油当量，世界平均水平为2.64吨油当量，而中国为8.92吨油当量，是世界平均水平的3.4倍，差距较大，反映了中国能源的有效利用水平低于各工业发达国家。中国主要工业产品的单位能耗要比国外先进水平高出30%～90%，主要产品像钢铁、其他冶金产品、重要化工产品、一些高能耗的建材等，相差10%～70%。中国社会经济发展对能源的依赖比发达国家大得多。2001年，中国终端能源用户能源消耗的支出为1.25万亿元，占GDP总量的13％，而美国仅为7%。中国能源利用效率和经济效益与世界先进水平相比差距巨大，节约能源和提高效率的任务应当加重。因此中国需要大力提倡合理用能、节约用能。总之，能源是战略资源，是全面建设小康社会的重要物质基础。我国目前能源供需矛盾尖锐，结构不合理；能源利用效率低；一次能源消费以煤为主，化石能源的大量消费造成严重的环境污染。=2\*GB2⑵国家解决能源短缺的做法为满足我国持续快速增长的能源需求和能源的清洁高效利用，对能源科技发展提出重大挑战。解决能源约束问题，一方面要开源，加大国内勘探开发力度。充分利用国外资源。加快新能源的研究开发、利用；另一方面，必须坚持节约优先，走一条跨越式节能的道路。节能是缓解能源约束矛盾的现实选择，是解决能源环境问题的根本措施，是提高经济增长质量和效益的重要途径，是增强企业竞争力的必然要求。不下大力节约能源，难以支持国民经济持续快速协调健康发展；不走跨越式节能的道路，新型工业化难以实现。必须从战略高度充分认识节能的重要性，树立忧患意识，增强危机感和责任感，大力节能降耗，提高能源利用效率，加快建设节能型社会，为保障到2020年实现全面建设小康社会目标作贡献。2.2项目建设的必要性2.2.1是缓解能源紧张局面，保障国家能源安全的重大举措人类在大量使用化石能源的同时，也引发了不可回避的许多问题：首先是化石能源的开采年限问题，据专家预测，目前全球已探明的石油开采年限为40年，天然气为60年，煤为211年；其次是大量使用化石能源造成的环境污染问题，化石燃料燃烧过程中产生的有害物质直接排向大气层，造成空气污染，并导致出现严重的温室效应，预计到2030年，全球平均气温将上升1.5～4.5℃我国能源储备少、产量低，而能源需求却在大幅增加，供给与需求矛盾日益尖锐。2005年进口原油1.3亿吨，石油对外依存度达40%，预计2020年将达60%左右。在价格不断升高的石油面前，我国的经济与社会发展势必会受到严重的影响，更为突出的是我国国家安全将会面临严重威胁。针对国际国内的能源供求紧张的形势。中华人民共和国国民经济和社会发展第十一个五年规划纲要》提出了“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％的约束性指标。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；是提高人民生活质量，维护中华民族长远利益的必然要求。随着我国经济快速增长，在各项建设取得了巨大成就的同时，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。这种状况与经济结构不合理、增长方式粗放直接相关。不加快调整经济结构、转变增长方式，资源支撑不住，环境容纳不下，社会承受不起，经济发展难以为继。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，是我们应该承担的责任。2.2.2是实现生产和经济可持续发展的必要措施能源是国民经济发展的物质基础，我国能源供需矛盾很突出，促进能源的合理和有效利用，对我国经济发展和环境保护具有深远的战略意义。“资源开发与节约并举，把节约放在首位”是党中央提出的要求，节约能源对保证我国经济的快速发展、提高经济效益、推进技术进步、合理利用资源、减少环境污染、提高人民生活水平等起着重要的作用，也是实现我国经济增长方式从粗放型向集约型转变的重要途径和实施“可持续发展战略”的必要措施。本项目的建设是具体实现合理利用能源，提高能源利用效率，促进生产增长方式的转变。2.国家有关部门出台了相应政策措施，国务院发布了《国家中长期科学和技术发展规划纲要》，制定了“自主创新，重点跨越，支撑发展，引领未来”的科技发展指导方针。在《纲要》中，能源问题得到了高度重视。《纲要》所列的11个“亟待科技提供支撑”的国民经济和社会发展重点领域中，能源居于首位，《纲要》所列的68项优先发展的主题中，能源占5项，《纲要》所列的16个重大科技开发专项中，能源占2项。本项目的建设符合我国能源经济发展的形势，是积极落实和贯彻国家产业政策的需要。综上所述，本项目的建设是具体实现合理利用能源，提高能源利用效率，节能降耗，促进生产增长方式的转变。项目建设符合国家产业政策，节能效果显著，具有显著社会效益和经济效益，项目建设是十分必要的。2.2.4潜江制药股份有限公司锅炉节能技术改造的必要性目前潜江制药股份有限公司杨市生物医药工业园区（以下简称一厂），主要生产冻干针、小针、头孢分装等产品；市区横堤路老厂区（以下简称二厂），主要生产滴眼剂、口服固体制剂、栓剂等产品；监利县原料药生产区（以下简称三厂）为牛磺酸、色苷酸钠、阿昔洛韦、门冬氨酸洛美沙星等原料药生产。一厂能源供应系统现状：园区的能源系统由于历史的原因，原工业园锅炉燃煤为原煤，未经破碎及筛选就直接进炉燃烧。园区的能源浪费对产品成本的影响极大，也不利于环保，宜尽快进行优化改造。位于市区横堤路的二厂处于市区，群众反映生产设备的噪音、粉尘等影响日常生活，与周围环境形成了相互的影响。为了保证药品的生产质量和提高居民的生活水平，现有的能源系统车间宜尽快进行技术改造。三厂作为化学原料药生产基地，是一个能耗高、污染较为严重的企业，随着绿色GDP发展理念的确立，国家对节能管控的要求也越来越高。对于高耗能的大宗原料药企业来说，推行清洁生产、循环经济模式的节能措施，从长期来考虑是会降低综合成本的，而短期内的节能投入无疑会增加制药企业的现实能源保障成本。针对三个生产基地生产分散，能源管理难度大，设备老化，效率难以提高，消耗大。为了降低消耗，提高效率，努力降低单位产品成本，增强产品市场竞争力，确保产品质量，对潜江制药锅炉节能技术改造十分必要。

第三章改造炉型选择3.1锅炉选择比较现用锅炉的炉型：链条炉型，前后炉烘和链条炉排，燃料在链条炉排上单面着火而燃烧，燃烧效率和热效率低下，出渣残碳含量高。燃煤炉类型主要有：链条炉、煤粉炉及循环流化床锅炉，由于链条炉锅炉效率低，煤种应用性差：煤粉炉虽然生产和运行经验技术成熟，但是制粉系统比较复杂，锅炉负荷率调节范围一般在70％～100％之间，只有在稳定工况下连续运行，方能获得较高的燃烧效率，故本项目推荐采用循环流化床锅炉。循环流化床锅炉是一种新型炉型，主要由给料系统循环床（主床）燃烧室、高温再循环物料分离器和循环物料返回系统组成，与其它炉型相比具有以下优点：（1）排烟“清洁”。循环流化床锅炉中，整个主循环回路运行在脱硫的最佳温度范围内（850～900℃），同时由于固体物料在炉内的内部循环和外部循环（即分离装置和回送装置），脱硫剂在炉内的停留时间大大延长，此外，炉内强烈的湍流混合也十分有利于脱硫过程，掺入石灰石使入炉物料Ca/S摩尔比为2时，脱硫效率可达80％以上，对环境保护十分有利。（2）燃烧效率高，炉膛断面小。在汽化状态下由于燃烧强烈扰动，有利于传质与传热，反复循环有利于燃料燃烧完全，因此各种煤种的燃烧效率均可达到98％～99％以上。当燃用的煤质较好时，循环流化床锅炉的热效率与煤粉炉的热效率相同，当燃用多灰分等劣质煤时，循环流化床锅炉的热效率比煤粉炉的热效率还高。（3）燃料适应性好。循环流化床锅炉运行受煤种质量变化影响较小，不仅可燃用一般煤粉炉适用的燃料，而且可燃用煤粉炉难以利用的各种燃料，能适应多变的煤种或它们的混合料，特别适合燃用脏杂煤、洗矸等劣质燃料，对于超低挥发分、高灰分、低灰熔点等燃料，所以循环流化床锅炉是燃用劣质燃料的理想设备，也是目前国家大力推广的炉型。（4）燃料制备和给煤系统简单。循环流化床锅炉入炉燃料粒度一般在1～10mm，石灰石粒度在1mm以下，燃料制备系统很简单。（5）操作灵活方便，适用于调峰。（6）有利于灰渣综合利用。循环流化床锅炉灰渣未经高温熔融过程，且可燃物低，活性好，有利于做水泥混合材及其它建筑材料，不需增建永久性灰渣场。综上所述，从燃料性质、环保要求、运行方式及灰渣综合利用等各种因素考虑，本项目将链条锅炉改造成20t/h循环流化床锅炉。3.2循环流化床锅炉工作原理循环流化床锅炉采用流态化的燃烧方式，是一种介于煤粉炉悬浮燃烧和链条炉固定燃烧之间的燃烧方式，即通常所讲的半悬浮燃烧方式。所谓的流态化是指固体颗粒在空气的作用下处于流动状态，从而具有许多流体性质的状态。在循环流化床锅炉炉内存在着大量的床料（物料），这些床料在锅炉一次风、二次风的作用下处于流化状态，并实现炉膛内的内循环和炉外的外循环，从而实现燃料不断的往复循环燃烧。循环流化床锅炉设有物料循环回路部分即分离器回料阀。分离器的作用在于实现气固两相分享，将烟气中夹带的绝大多数固体颗粒分离下来，返送回炉膛，实现锅炉燃料及石灰石的往复循环燃烧和反应；一是通过循环物料在回料阀进料管内形成一定的料位，实现料封，防止炉内的正压烟气反窜进入负压的分离器内造成烟气短路，破坏分离器内的正常气固两相流动及炉内正常的燃烧和传热。冷渣器的作用是将炉内排出的高温底渣冷却到150℃3.3循环流化床锅炉主要技术参数额定蒸发量20t/h额定蒸汽压力1.25MPa额定蒸汽温度193给水温度150排烟温度～140锅炉设计效率＞85％适应煤种烟煤、无烟煤、贫煤、劣质煤受热面积（m2）1145.7耗煤量（标煤）（Kg/h）1770

第四章改造方案4、热负荷平衡全公司蒸汽负荷见下表表4-1公司热负荷平衡表序号装置名称用汽数量0.5MPa1.0MPa备注夏季用汽冬季用汽夏季用汽冬季用汽1一厂6.829.4118.6017.852小容量注射剂车间2.303.853冻干粉针剂车间2.203.054头孢分针车间2.326.515二厂4.775.456.69.416滴眼剂车间2.252.257滴眼剂三合一车间1.551.558固体制剂车间2.172.459外用药车间1.82.210三厂8.8310.7611.4816.8511合成一车间2.153.7612合成二车间2.654.413精烘包车间3.55.7514质量部化验室0.530.85小计20.4225.6236.6844.11注：夏季用汽量为：57.10t/h；冬季用汽量为：69.73t/h。4.1本项目技术改造的范围本次锅炉技改工程主要是淘汰六台旧式链条锅炉，在原有的地基、钢架和汽包上改建五台循环流化床锅炉。它包括以下项目4.1.1、锅炉本体系统改造锅炉本体系统改造主要包括有：保留原五台锅炉的设备基础、钢架和上下锅筒，原火床改为流化床、水冷壁改为膜式壁、空气预热器改为一次风和二次风预热、增设旋风分离返料器、增设DCS控制系统以及辅机作相应调节器整等。4.1.2、燃煤输送系统改造燃煤输送系统改造主要包括：增设皮带输料装置、分筛及破碎装置。4.1.3、烟气除尘脱硫输灰系统改造烟气除尘脱硫输灰系统改造主要包括：水膜除尘器改为低压脉冲反吹式布袋除尘器、增设气体输灰装置和原煤中加石灰脱硫系统。4.2.1设计依据⑴锅炉房设计规范GB50041-92⑵锅炉大气污染物排放标准GB13271-20014.2主要技术原则（一）严格执行国家有关工程建设的政策、标准、规定和规范。结合国情和工厂的具体情况，采用的技术力求先进适用、稳妥可靠。（二）充分利用现有的公用工程与辅助工程设施。节能改造投资、加快项目改造建设进度。（三）吸取国内外锅炉建设的先进经验，结合工厂的实际情况，在原址改建五台循环流化床锅炉，合理布置，减少占地，减少污染。（四）主体工程与环境保护、安全生产、工业卫生同步考虑，以消除生产对环境的污染及对职工健康的危害。（五）充分考虑在项目的实施过程中，尽量不影响现有系统的生产。4.3锅炉本体改造方案4.3.1、改造总体思路现有装置运行的链条锅炉是我国80年代以前的热力设备产品，其结构、特点、适用煤种的能力、燃烧效率、热效率低下的因素，已经不能适应当前节能减排的需要，必须将其改造成为新型的循环流化床锅炉。改造总体思路是：保留原锅炉的厂房、锅炉地基、锅炉钢架、上下锅筒，其余部分全部作改造。4.3.2、改造方案改造主要涉及到：燃烧装置、给煤装置、点火装置、分离及返料装置、水冷系统、省煤器、空气预热器及炉墙等部分。燃烧装置原链条锅炉的燃烧装置是由溜煤斗进入链条上，再由煤闸门控制煤层厚度而在炉排燃烧。将其改造为：流化床布风板采用水冷布风板结构，有效面积为6.7㎡；布风板上布置了1847只风帽，风帽间风板上填保温混凝土和耐火混凝土。空气分为一次风及二次风，一、二次风之比为6:4，一次风从炉膛水冷风室二侧进入，经布风板风帽小孔进入燃烧室。二次风在布风板上高度方向分二层进入。布风板上布置了二只Φ219的放渣管，再接冷渣机。给煤装置由链条炉的煤闸扳改造为炉前供至给煤管，混合煤通过落煤管送入燃烧室。落料管上布置有送煤风和播煤风，以防给煤堵塞。送煤风和播煤风接一次冷风，约为总风量的4％，每只送风管、播煤风管应布置一只风门（设计院设计），以调节送煤风量。给料口在离风帽约1500mm处进入燃烧室。石灰石可通过煤混合进入燃烧室，也可通过二次风管喷入燃烧室。点火装置由链条锅炉炉排上的木柴点火改为采用水冷布风板、油枪床下点火技术，油枪在床下预燃室内先燃烧，然后和冷空气混合为＜800℃分离及返料装置原锅炉没有分离及返料装置，须增设该装置。采用高温旋风分离器装置，分离装置布置在炉膛出口，分离器入口烟温850～1000℃。在分离器下部布置了返料装置。分离下来的飞灰经返料装置送回炉膛继续燃烧。返料口离风帽高约1200mm。返料风应接风门及流量计（设计院设计），用来调节风量。经过分离器分离的烟气从分离器出口筒，流经水平烟道进入尾部烟道加热尾部受热面。水冷系统由链条炉的水冷壁改为全悬吊膜式壁结构，炉室分左、右、前、后六个回路，前后墙水冷壁各二个回路；膜式壁管径为Φ60×5，（前、后墙水冷壁在水冷风室区域为Φ51×5），节距为100mm。炉膛四周布置刚性梁，有足够的承载能力。下降管采用先集中后分散的结构，由锅筒引出八根直径Φ159×6的下降管，前、后墙各为二根，二侧墙为各二根。在水冷壁易磨损部位采用焊鳍片、焊销钉敷耐磨材料等方法防磨。省煤器系统原链条锅炉的省煤器由一组蛇型管组成，现须改为：在尾部烟道后面，布置了上、下二组省煤器，为防止磨损，上、下组省煤器采用膜式省煤器结构，错列，横向节距为80mm，纵向节距为45mm，管径为Φ32×4。为防止磨损，上、下组省煤器迎烟气冲刷第一、二排管子加装防磨盖板，弯头处加装防磨罩。省煤器管支承在两侧护板上。空气预热器原链条炉的空气预热器已经损坏没有利用，现改为二段卧室管箱空气预热器，空气在管内，烟气在管外，采用顺排布置，管径Φ40×1.5。迎烟气冲刷前二排及侧面各一排管子采用Φ42×3.5的厚壁管，以防止磨损。炉墙原锅炉炉墙是由T-3耐火砖和红砖组成，要求改为：布风板以上浓相区炉内墙采用浇注高强度耐磨可塑料；水冷壁外侧采用敷管炉墙结构，外加外护板。高温旋风筒、水平烟道及尾部烟道采用轻型炉墙、护板结构。本锅炉针对循环流化床锅炉的特点，在炉室、高温旋风筒等部位选用高强度耐磨可塑料、高强度耐磨砖，以保证锅炉安全可靠运行，用户对此应给予足够的重视。4.3.3、改造后锅炉水汽流程改造后的本体水汽流程如下图所示：蒸汽引出管锅筒汇汽集箱上锅筒汽水连接管水冷壁上集箱上升管下降管下锅筒水冷壁下集箱对流管束省煤器进口集箱省煤器管束省煤器进口集箱给水泵蒸汽引出管锅筒汇汽集箱上锅筒汽水连接管水冷壁上集箱上升管下降管下锅筒水冷壁下集箱对流管束省煤器进口集箱省煤器管束省煤器进口集箱给水泵图4-1本体改造水汽流程图4.3.4、锅炉烟气、灰渣流程改造后烟气及灰渣流程如下图所示：锅炉给煤低温分离高温分离烟气锅炉给煤低温分离高温分离烟气转向室炉膛燃烧室烟气及循环灰排渣对流管束排渣对流管束省煤器省煤器二次风空气预热器二次风空气预热器布袋除尘器一次风空气预热器烟囱布袋除尘器一次风空气预热器烟囱图4-2烟气灰渣流程图4.3.5、改造后的主要设备参数表4-1锅炉本体改造主要设备参数表序号设备名称规格参数数量1一次风机IHG20-IAND12.8右45Q＝19520m3电机：Y280M252二次风机IHG20-IAND10.6右45Q＝17925m3电机：Y250M253引风机IHY20-IANO12.4右0Q＝71429m3电机：Y315M254给水泵Q＝30m3/hh=200mN＝55Kw54.3.6、改造后的锅炉主要技术指标及锅炉参数1、额定蒸发量D：原额定蒸发量适情增加10－30％2、额定蒸发压力P：原不变3、额定蒸发温度T：原不变4、给水Tgs：原不变5、排烟温度Tpy:1306、负荷调节范围：35-105％7、锅炉参数：额定蒸发量20t/h额定蒸汽压力1.27MPa额定蒸汽温度194给水温度150排烟温度～140锅炉设计效率＞85％4.4燃料输送系统4.4.1、改造总体思路原锅炉房上煤系统由三台电动葫芦提升一个1.5t的煤斗上煤，每班须小工4人，劳动强度大，工作效率低。此次燃料输送系统拟采用皮带机输送模式进行改造。4.4.2、改造方案在干煤棚内的原煤利用皮带运输系统送到锅炉。原煤由铲车铲入斗仓进入一号皮带上，同时将石灰加入皮带上，送入分筛系统，小于10mm的煤料起进入二号皮带上，大于10mm的煤进入破碎机进行破碎，10mm以下的煤料进入二号皮带，送入三号皮带进入煤仓，经给煤机卷入锅炉燃烧室。4.4.3、燃料输送系统流程改造后燃料输送系统流程如下图所示：原煤破碎机滚筒筛1#皮带机铲车原煤破碎机滚筒筛1#皮带机铲车石灰石灰锅炉3#皮带机2#皮带机煤仓给煤机锅炉3#皮带机2#皮带机煤仓给煤机图4-3燃料输送流程图4.4.4、改造后的主要设备参数序号设备名称规格参数数量1一号皮带机主机N＝4.5KwL=35M2破碎机PCH0808电机N＝22KW3台套3滚筒筛BWY33，电机N＝7.5KW3台套4二号皮带机B＝650，电机N＝5.5KWL=55三号皮带机B＝650，电机N＝4.5KWL=51M6铲车3t3台4.5烟气除尘脱硫系统改造原锅炉烟气除尘系统是水膜除尘器，用水量大，除尘效率低下，经常冒黑烟，流黑水给环保带来了严重的污染。为了环保和社会效益须将它改为袋滤除尘系统以及输灰除渣系统的改造。4.5.1、袋滤除尘系统改造锅炉烟气除尘拟采用低压脉冲反吹布袋除尘器，该除尘器是国家建材局南京凯华环保研究设计院引进和借鉴国外先进技术，先后与美国EEC、德国鲁奇LURGE，进行技术合作与引进，总结十年来的设计、制造和应用经验，结合我国各行业工业窑炉废气工况的特点，为适应日趋严格的废气排放要求和WTO市场准则，研究开发的拥有全部自主知识产权的重大科研成果。已被国家环保局批准列入中国环保名优产品，荣膺国家环保局颁发的最佳实用环保技术，多次荣获北京国际环保展金、银奖。布袋除尘器工作原理袋式除尘器主要是利用过滤材料对含尘气体进行过滤，以达到除尘的目的。过滤的过程分两个阶段，首先是含尘气体通过清洁的纤维滤料，此时起过滤作用的主要是滤料纤维的阻留，为粗过滤。当滤料表面的粉尘不断增加，一部分粉尘嵌入到滤料内部，一部分覆盖在滤料表面形成粉尘层，此时主要依靠粉尘层过滤含尘气体，为精过滤。布袋除尘器性能特点1、除尘效率高，可达99.99％，能保证排放浓度稳定小于30mg/m3。2、不受燃烧煤种、粉尘和烟气化学成份的影响。3、烟气含尘浓度变化对袋式除尘器的除尘效率及阻力影响不大。布袋除尘器主要技术参数表4-3布袋除尘器主要技术参数表序号项目名称规格型号备注1脉冲阀GOYEN8′′淹没阀2流体特征CV=11803工作压力30～200Kpa4脉冲宽度105～300ms5脉冲阀膜片流径203mm6脉冲阀制作材质铸铝7电磁阀进线压力等级24V或220V8处理烟气量71200～96000m39除尘效率＞99％10设备阻力900Pa4.5.2、输灰排渣系统改造输灰排渣系统组成包括有仓泵系统、气源系统、输送管道和灰库接收系统等部门。仓泵系统采用气力除尘系统，配1套除灰设备。单台炉总灰量3.2t/h,其配套布袋除尘器为1单元2室，每个室设一个灰斗，共2个灰斗，各配置一台LD2.0型浓相气力输送泵，将飞灰输送至灰库贮存，再用干、温灰分除设备运出厂外。灰量计算如下表表4-4灰量计算表灰斗炉灰的量t/h一室2.66二室2.6气源系统采用公司的空压站输来的气体，参数为：压力为0.4MPa,流量为20m输送管道和灰库接收系统输灰系统工作压力低，输送浓度高，管道流速低，对管道磨损很小，故输灰管除了使用耐磨弯头外只需采用一般无缝钢管即可。灰库作为输送系统的接收部分，采用钢筋混凝土制作。在库顶设置库顶除尘器、压力真空释放阀、灰库料位计等设备。在灰库的下部，设置双侧库底卸料器、电动给料机、散装机和湿式搅拌机。排出的湿灰可以直接装入汽车运走，另一侧卸出的干灰通过散装机装入罐车运走。4.5.3、脱硫系统改造原锅炉没有脱硫装置，给环境带来重大污染。而循环流化床锅炉在炉内加石灰脱硫。一般循环流化床锅炉处在850－950℃石灰石焙烧反应及脱硫反应方程式：CaCO3=CaO+CO2—热量QCaO+SO2＋I/202＝CaSO4＋热量Q在锅炉运行时，炉内的床料主要由给煤中的灰、未反应的石灰石、石灰石脱硫反应产物等构成，这些床料在从布风板下送入的一次风和从布风板上送入二次风的作用下处于流化状态，部分颗粒被烟气夹带在炉膛内向上运动，在炉膛的不同高度一部分固体颗粒将沿着炉膛边壁下落，形成物料的内循环；其余固体颗粒被烟气夹带进入分离器，进行气固两相分离，绝大多数颗粒被分离下来，通过回料阀直接返送回炉壁，形成物料的外循环。这样燃料及石灰石可在炉内进行多次的往复循环燃烧和反应，所以循环流化床锅炉具有很高的脱硫效率，同时石灰石耗量很低。正是由于循环流化床锅炉具有燃料适应性广、脱硫效率高、氮氧化物排放低、负荷调节比大和负荷调节快等突出优点。自循环流化床燃烧技术出现以来，循环流化床锅炉已在世界范围内得到广泛的应用。

第五章项目建设地点和建设条件5.1项目建设地点本项目拟建在潜江市内，潜江市地处东经112°29‵～11°301′,北纬30°04′～30°39′。位于湖北省中南部，江汉平原腹地。东邻仙桃市，西靠江陵县，南接监利县，北隔汉江与天门市相望。东距武汉市153公里，西距荆州市70公里。5.2自然环境5.2.1气候特征工程水文地质条件和气象资料（荆州地区）历年平均气温：16.1极端最高气温：38.6极端最低气温：-年平均相对湿度：最热月平均83%最冷月平均77%年平均降雨量：1114.6日最大降雨量：174.3最大风速：冬季平均2.5m/s夏季平均2.3m/s夏季主导风向：南风夏季主导风向：北风最大冻土深度：8cm最大积雪深度：21cm5.2.2地质地貌工业园区内地质情况较差，为VI类场地土，并且自然地平以下存在一层淤泥质粉质粘土，其地基承载力较差。本工程地震设防烈度为六度。依据全国基本风压分布图，本工程基本风压标准值为0.30KN/m2。5.3交通条件厂区距离潜江市中心2公里。紧临宜黄高速公路，距泽口码头约10公里，距武汉市156公里。本项目可利用当地的公路、水路及武汉市的铁路、航空等交通便利的有利条件，进行货运和客运。公司有国际、国内直拔电话、传真，并加入国际互联网络。优越地理位置和便捷的交通条件有利于项目单位建立四通八达的交通、信息和销售网络。

第六章燃料消耗6.1燃料品种循环流化床锅炉可适应各种煤质。下表所示为改造前后的燃料主要成份分析比较：表6-1改造前后燃料分析表燃料分析内容改造前链条锅炉改后的流化床锅炉煤种优质烟煤一般烟煤挥发份大于28％小于14％水分9％小于6％灰份30％40％颗粒度0—50mm0-10mm含S量小于0.8％小于0.8％发热量大于5500cal/g3800-4500cal/g结焦特性小于2小于2市场价格750元/T左右500元/T左右6.2燃料消耗量燃料消耗量见下表：表6-2改造后消耗量表品种用量烟煤小时用量（吨/h）9.6日用量（吨/d）230.4年用量（吨/a）69120年燃料消耗用量以7200小时，燃料以三开二备来计算。石灰石消耗量：当硫含量为0.8％，Ca/S=2.5,脱硫效率＝85％时，石灰石的消耗为65kg/h。

第七章供配电7.1项目用电负荷7.1.1、改造前后的主要耗电设备装机容量的比较见下表：表7-2改造前后动力设备装机容量比较表单位：KW序号设备名称改造前改造后增加负荷1给煤装置25.84418.22给风机495555603引风机525555304给煤机0995出渣机150－156除尘器440－447输灰系统3422.5－11.58给水泵909009化水系统75901510小计1303.81365.5、改造后比改造前增加61.7KW，因为锅炉的效率和供汽的情况，改造前供汽中心的设备每年七个月的时间开三台套设备，五个月的时间开五台套设备。改造后全年主要运行三台套设备，二台备用的设备。这样实际运行的电耗大幅度地下降了。7.1.3、年电量计算比较：（一）改造前每年耗电量为：Q=(1303.8×5÷12×7200)＋（1303.8×7÷12×7200×3÷5）＝720万KWh(二)改造后每年耗电量为：Q=1365.5×3÷5×7200=590万KWh改造前后节省电量为：△Q=720-590=130万KWh7.2电源全公司装设35/10KV、2500KVA容量的变压器五台，其中35KV母线均为双母线供电，400V部分为二段环网式供电，公司各生产基地现有用电负荷为12KW、15MW。因此35KV变电站可以满足工程用电。

第八章环境保护8.1建设地区现状8.1.1、建设地地理位置潜江市地处东经122°29′～113°01′，北纬30°04′～30°39′。位于湖北省中南部，江汉平原腹地。东邻仙桃市，西靠江陵县，南接监利县，北隔汉江与天门相望。东距武汉市153公里，西距荆州市70公里。8.1.2、地形地貌概况当地属于平原湖区。全市平均海拨高度为38米，最高处为海拨39.78米，最低处为海拨25.78米，境内无山，地势低平，由北向南略呈倾斜。8.1.3、当地气象条件当地属于北亚热带湿润性季风型气候。四季分明，夏热冬寒，热量、雨量比较充足，无霜期较长。但降水的时空分布不均匀，容易出现旱象和渍痨。该地年平均气温为16.1℃，极端最高气温38.6℃，极端最低气温-14.9℃，年平均气压1012.1kPa,年平均降水量1114.6mm8.1.4、河流及水纹特征本工程受纳水体汉南河的水质现状，在枯水期内存在氨、氮超标、其他各项指标：PH、DO、BOD5、总汞、CoDcr等均达到标准，氨、氮指标超标原因是由于其上游化肥厂，远达化工、永安药业现有工程排放的污染物以及城镇大量未经处理的生活废水所致。8.1.5、交通运输条件潜江市东连仙桃市，南接监利县、西靠荆州市的江陵县、北倚天门市。运输主要靠公路和水运，规划中的沿江铁路正在建设之中。区域经济特征明显，基本能源煤十分缺乏。汉江流域的生态环境需要特别保护。8.1.6、社会环境简况本工程处于江汉平原中部，是江汉平原重要的水产、棉花、油料及粮食产区，为国家商品粮和农业创汇七大基地。8.1.7、环境质量简况本工程处于江汉平原中部，厂区平原地势，据现场踏勘来看，其环境质量现状较好，具体情况还以该区域环境质量评价为准。8.2设计采用的环保标准和规范8.2.1、环境保护设计规范（1）建设项目环境保护管理条例（1998）国务院第253号令（2）化工投资项目可行性研究报告编制办法[中石化协产发（2006）76号]文。（3）工业企业噪声控制设计规范GBJ87-19858.2.2、环境质量标准（1）环境空气质量标准（二类区二级）GB3095-1996（2）地表水环境质量标准（Ⅲ类）GHZB1-1999（3）城市区域环境噪声标准（3类）GB3096-19938.2.3、污染物排放标准（1）大气污染物综合治理排放标准（二级）GB16297-1996（2）污水排放标准（一级）GB8978-1996（3）烧碱排放标准（一级）GB15581-1995（4）工业企业厂界噪声标准（Ⅲ类）GB12348-19908.3改造前后项目污染物排放状况8.3.1、项目概况本主体工程为104t/h供热链条锅炉系统改造，以及配套工程改造。改造范围包括：配煤输煤系统、锅炉本体、除尘系统、鼓引风系统以及排渣系统等。8.3.2、主要污染源及污染物、废气废气污染源为锅炉烟气。锅炉烟气中主要污染因子有烟尘和SO2等。改造前后烟气排放量、污染物排放浓度、排放方式（列表）表8-1改造后废气排放表排放源排放气类型排气量Nm3/h主要污染物排放特征排放规律排放去向高度m温度℃改造前烟气生产中11.2万SO2﹤322mg/Nm3粉尘﹤216mg/Nm3﹥80150连续排入大气改造后烟气生产中10.9万SO2﹤200mg/Nm3粉尘﹤50mg/Nm3﹥80150连续排入大气通过改造，可以减少烟尘2500万Nm3，其中减少SO2排放112.9t/a（改造前为298.3t/a，改造后185.4t/a）、废渣废渣污染源锅炉排渣。主要污染因子是经除尘器收集的飞灰和锅炉炉底排出的炉渣。改造前后飞灰和炉渣排放量/污染物排放浓度排放方式（列表）表8-2改造前后废渣排放表排放源及名称排放规律排放量组成处理方法改造前锅炉燃烬渣间断86t/d主要含CaSO4、SiO2、Al2O3水泥原料改造后锅炉燃烬渣间断83.3t/d主要含CaSO4、SiO2、Al2O3水泥原料、废水表8-3改造前后废水排放表排放源名称废水类型排放规律排水量t/h主要污染物排放去向改造前离子交换树脂塔再生废水(酸碱交替)间断50m31次/24h含HCL酸性废水含NaCL、NaOH碱性废水酸碱中和后送污水处理装置厂区卫生设备循环水等生活污水净下水间断510含SS、COD、BOD至总排放口排入开发区生活污水管理网统一处理水膜除尘器净下水间断52m3含SO2酸性废水活污水管网统一处理改造后离子交换树脂塔再生废水(酸碱交替)间断50m31次/24h含HCL酸性废水含NaCL、NaOH碱性废水酸碱中和后送污水处理装置厂区卫生设备循环水等生活污水净下水间断510含SS、COD、BOD至总排放口排入开发区生活污水管理网统一处理、噪音主要连续噪音声源为锅炉、破碎机、各类风机和水泵等，各类型的噪音源产生的噪声值在80～120dB(A)之间。8.4环境保护及综合治理方案8.4.1、废气治理措施本工程拟采用的烟气治理措施如下：原料采用低硫煤（Sar﹤0.8％），锅炉掺烧石灰石粉干法脱硫，脱硫效率达80～90％；采用低压脉冲反吹式布袋除尘器，除尘效率99.99％以上；烟囱高度80m,并在烟道上安装烟气排放连续检测装置，随时监督污染物的排放情况。治理后大气污染物排放量、排放浓度根据燃料的成分资料，烟尘初始排放浓度见下表：表8-4烟尘初始排放浓度锅炉方案烟尘初始排放浓度锅炉标准（Ⅱ时段）循环流化床14500mg/Nm315000mg/Nm3当烟气经过布袋除尘器后，烟气排放达到排放标准，改造前后炉渣烟气排放对比见下表所示：表8-5改造前后烟尘指标比较表项目名称改造以前改造以后排烟量（Nm3/h）11.20×10410.90×104排烟温度（℃）188145二氧化硫（mg/Nm3）322﹤200含尘量（mg/Nm3）216﹤50排渣量（kg/t）3616排渣含碳（％）26﹤8烟气黑度2=1改造后年可减少烟尘排放144.7t/a，减少二氧化硫排放104t/a，减少排渣量5660t/a，减少燃煤消耗15523.5t/a（标煤）。8.4.2、固体废弃物治理措施、锅炉炉渣本工程采用灰渣分除，干除灰方式，灰渣全部综合利用。加强灰渣管理并采取防尘措施后对周围环境影响很少。循环流化床锅炉的灰渣量见表。表8-6锅炉灰渣量表项目小时排放量t/h日排放量t/a年排放量t/a灰渣量4.2100.830240备注三开二备锅炉日灰渣量按24小时计，年灰渣量按7200小时计。炉底渣间断排至炉底，冷却后，用专用渣车运至厂内临时贮渣场，外运供综合利用。除尘器排出的干灰经加湿机加湿后，直接装专用灰车外运。、锅炉飞灰本工程采用循环流化床锅炉方案，此种锅炉排出的灰渣中含有大量的生石灰和硫酸钙，属高钙灰渣。其主要的化学成分是SiO2、CaO、AL2O3、CaSO4等。循环流化床锅炉所排灰渣由于氧化钙含量较高。且含有一定量的自硬性矿物，因此，高钙灰除具有低钙灰的火山灰性能外，还有一定的自硬性，较高的氧化钙含量改善了灰渣性能，有利于增进其强度。因此循环流化床锅炉灰渣除直接用于填埋、筑路外，其最主要的用途是做建筑材料。主要用途分析如下：（1）做水泥与混凝土的混合材料和掺合料在生产水泥过程中，为改善水泥性能，调节水泥标号，需掺加一定量的活性混合材料。生产砌筑水泥时，需要大量的活性混合材料。拌制低标号混凝土，也需要掺加活性混合材料。经循环流化床锅炉燃烧后所排灰渣均具有较高的火山灰活性，是一种较好的活性混合材料。用425号硅酸盐水熟料，掺20％～40％的灰渣，可以生产出325～425号火山灰水泥。用425号硅酸盐水泥熟料，掺65％～75％的灰渣，可以生产出175～225号砌筑水泥。循环流化床固硫渣还可以作为水泥生产助磨剂；利用固硫渣中的SO3和CaO作为水泥或混凝土材料的膨胀组分，配置微膨胀水泥或混凝土。（2）用于生产硅酸盐制品用循环流化床锅炉所排灰渣生产建材制品是一个很重要的应用途径。如生产硅酸盐制品，主要有蒸压粉煤灰砖、加气混凝土等。掺灰量可达30％～60％。其中加气混凝土的生产可采用上般的定型工艺生产设备。由于循环流化床锅炉灰渣中氧化钙含量高，氧化镁、氧化铁含量也不低，这些成分在物料加热过程中起助熔和发泡作用。此外灰渣中还含有相当数量的硅铝成分，因此是生产轻骨料的理想原料。如用于烧制陶粒，其特点是容重小，从发展新型轻质墙体材料的前途来看，是一种具有高价值的可推广的墙体材料，能广泛应用于工业与民用建筑中。（3）其它用途循环流化床锅炉灰渣含氧化钙量高，由CaO和H2O反应生成Ca（OH）2,通常可用以中和酸。故可以用于农田，恢复酸性矿地，中和工业废料。循环流化床固硫渣可以作为农场、果园、牧场的土地覆盖材料，既可以减少农作物周围杂草的生长，还可以保持土壤水分。.、噪音防治措施锅炉主要噪声源为锅炉、引风机、一次风机、送风机、碎煤机、循环水泵等。采取的噪声防治措施一是控制噪声源：即优先选用低噪声设备；对厂家产品的噪声指标提出要求，使之满足噪声的有关标准；对鼓风机等主要设备加装隔声罩；锅炉排气孔装消声器等。二是控制传播途径：即噪声大的设备尽量设置在房间内，从而减少噪声对外界的影响。三是受噪音影响较大的操作、控制室采用隔音建筑。以上措施可使车间噪音水平符合国家标准。8.5、环境保护投资估算本工程将依托公司现有环境监测站对各项环保指标进行检测控制，主要的环保设施见下表所示：表8-7环保投资估算表序号项目名称投资估算（万元）备注1除尘系统360已计入工艺专业之中2脱硫处理系统240已计入水道专业之中3消声设施10已计入设备专业之中5环境监测仪器设备20合计630第九章节能9.1编制依据一、各种能源折算成标煤的系数参见《中华人民共和国环境保护行业标准》HJ/T359-2007；二、1997年国家计委、国务院经贸委、建设部重新发布了《关于固定资产投资工程项目可行性研究报告“节能篇（章）”编制及评估的规定》；三、节能技术改造项目节能量确定原则和方法。1）节能量是指实施本项目正常稳定运行后，用能系统的实际能源消耗量与改造前相同可比期能源消耗量相比较的降低量；2）项目节能量仅限于通过节能技术改造，提高生产工序和设备能源利用率，降低能源消耗实惠的能源节约；3）节能量的计算范围；以现有供汽系统的原料煤耗及电耗为节能量计算的边界；4）折算标准煤系数：各类能源折算标准煤的规定值见下表9-19-1各种能源折标准煤参考系数表能源名称平均低位发热量折标准煤系数原煤5000千卡/千克0.7143千克标准煤/千克洗精煤6300千卡/千克0.9000千克标准煤/千克洗中煤2000千卡/千克0.2857千克标准煤/千克煤泥2000-3000千卡/千克0.2857-0.4286千克标准煤/千克焦炭6800千卡/千克0.9714热力(当量)0.03412千克标准煤/百万焦耳电力(等价)350克/千瓦时9.2编制原则一、中华人民共和国国家发展和改革委员会《关于申报2008年节能技术改造财政奖励项目的通知》。二、认真贯彻国家产业政策和行业节能设计规范，严格执行相关节能技术规定，努力做到合理利用能源和节约能源。三、设置能耗检测仪表，提高自控水平，加强计量管理。9.3节能9.3.1、节能措施、锅炉本体改造节能：根据工业锅炉的特点，链条锅炉择煤严格，且燃烧效率只有80％；循环流化床锅炉适煤广泛，且煤的燃烧效率能达到95％，同质同量的煤改造后燃烧率上可以提高15％。链条锅炉采用的上升管为水冷壁，其热效率只有62％；循环流化床锅炉采用膜式壁，热效率可以达到88％以上。改造后其节能效果显著。、购煤变化的节能改造前的锅炉只能燃烧5500kcal/kg的烟煤，而改造后可以燃烧3800－4500kcal/kg的烟煤，进一步节能增效。、原锅炉系统在公司冬季运行时必须开六台套锅炉才能满足生产要求，而改造后全年只运行三台套锅炉就能满足生产要求，从而节省了电能消耗。9.3.2、节能效果、改造前链条锅炉用能情况见下表表9-2链条锅炉运行情况表序号项目名称数量备注1蒸汽品质0.95MPa2平均供汽总量63.42t/h其中夏季为57.1t/h、冬季为69.73t/h3锅炉运行时间7200h/a4000h三台锅炉运行，3200h六台锅炉运行4年供汽总量456624t/a63.42t/h×7200h/a5吨汽煤耗0.162kg/kg按照耗标准煤统计数据6标煤耗用量73973t/a456624t/a×0.162kg/kg7原煤发热量5500kcal/kg实际进煤发热量为5500kcal/kg8原煤耗用量94149.17t/a9电耗720万KWh、改造后锅炉用能情况见下表表9-3循环流化床锅炉运行情况表序号项目名称数量备注1蒸汽品质1.25MPa2平均供汽总量63.42t/h其中夏季为57.1t/h、冬季为69.73t/h3锅炉运行时间7200h/a4000h三台锅炉运行，3200h五台锅炉运行4年供汽总量456624t/a63.42t/h×7200h/a5吨汽煤耗0.129kg/kg按照耗标准煤统计数据6标煤耗用量58904.5t/a456624t/a×0.129kg/kg7原煤发热量4500kcal/kg实际进煤发热量为4200～5000kcal/kg8原煤耗用量78354.83t/a9电耗590万KWh、节能量计算通过上述两表可以得出：A.锅炉本体改造，热效率提高，吨汽耗煤量由0.162kg/kg