刘总旗水泥厂2500t生产线6MW余热发电可行性研究报告

玉溪活发集团刘总旗水泥厂2500t/d水泥生产线余热发电项目技术方案玉溪活发集团刘总旗水泥厂2500t/d新型干法水泥熟料生产线纯低温余热发电项目(第一分册)技术方案昆明阳光基业股份有限公司二九年十一月目 录1总论51.1项目概述51.2工艺及装机方案51.3发电量及厂用电61.4建设内容和范围62建设条件72.1水泥窑工艺72.2余热资源82.3辅料供应83建设方案83.1余热资源83.1.1余热资源情况93.1.2余热利用方案93.2工艺及装机方案103.2.1余热烟气流程103.2.2热力系统113.2.3汽水流程113.2.4装机方案123.2.5工艺技术措施123.2.6水泥生产工艺系统与余热电站的关系123.3总图133.3.1车间组成133.3.2交通运输133.3.3道路绿化133.4余热锅炉133.4.1结构形式133.4.2余热锅炉的清灰和输灰143.4.3锅炉给水153.4.4炉水校正153.4.5主要设备参数153.5汽轮发电机173.5.1汽轮发电机主机173.5.2调节、保安和润滑183.5.3汽轮发电机辅机193.5.4主要设备参数203.6化学水处理213.6.1化学水方案和流程213.6.2余热电站化学水用量213.6.3出水水质指标223.6.4主要设备参数223.7循环冷却水233.7.1循环冷却水量233.7.2循环冷却方案233.7.3循环冷却水水质要求243.7.4循环水补水量243.7.5构筑物及布置253.7.6主要设备参数253.8给排水253.8.1补给水量253.8.2补给水质要求263.9废水排水263.10雨水排水263.11电气263.11.1站内高压系统263.11.2站内低压系统273.11.3装机及负荷273.11.4负荷平衡283.11.5电气控制系统283.11.6电讯293.11.7防雷接地293.11.8照明303.11.9装备水平303.12热工自动化313.12.1慨述313.12.2过程自动检测313.12.3过程自动控制333.12.4过程的远程控制343.12.5过程自动联锁343.12.6DCS控制系统363.12.7仪表接地383.12.8动力供应383.12.9主要仪表选型393.12.10控制室设置393.13土建结构403.13.1建筑与结构设计总则403.13.2主厂房建筑与结构403.13.3SP余热锅炉建筑与结构423.13.4AQC余热锅炉建筑与结构423.13.5循环水站建筑与结构433.13.6化学水处理站建筑与结构433.13.7设备基础、支架及管沟444消防454.1消防范围454.2消防重点454.3防火方案454.3.1总平面布置454.3.2建筑物防火454.3.3电气设施防火464.4消火方案464.4.1消防通道464.4.2消火栓布置464.4.3灭火器布置465项目组织与生产管理465.1组织管理475.2建设进度475.3生产管理475.4劳动定员485.5职工培训481 总论1.1 项目概述随着新型干法水泥熟料生产工艺技术水平的不断提高，我国水泥工业节能技术水平有了长足的进步，高温余热已在水泥生产过程中被回收利用，利用日益成熟的余热利用技术，大量回收和充分利用中、低余热，用以发电、制冷、采暖或热电联供，已经成为目前国内水泥工业节能降耗的有效途径之一。我国是世界最大的水泥生产和消费大国，也是能源紧缺国家，充分利用水泥窑余热发电已成为水泥工业发展的一个方向。国务院批准发布的节能中长期专项规划明确提出：水泥行业发展新型干法窑外分解技术，提高新型干法水泥熟料比重，积极推广节能粉磨设备和水泥窑余热发电技术，对现有大中型回转窑、磨机、烘干机进行节能改造。作为十大节能工程之一，余热余压利用工程则明确要求在日产2000吨以上水泥生产线中每年建设低温余热发电装置30套。在近期印发的关于加快水泥工业结构调整的若干意见中，要求到2010年，新型干法水泥采用余热发电的生产线达40%。鉴于在水泥窑余热发电技术中，纯低温余热发电技术具有更好的社会效益和经济效益，目前国家将重点支持该项技术的推广应用。本项目为利用刘总旗水泥厂2500t/d新型干法水泥生产线纯低温余热发电项目。项目名称：玉溪和发集团刘总旗水泥厂2500t/d水泥生产线余热发电项目。项目性质：2500t/d新型干法水泥生产线配套建设项目。业主单位：玉溪和发集团刘总旗水泥厂建设地点：玉溪和发集团刘总旗水泥厂区。建设规模：5.0MW凝汽式余热电站。1.2 工艺及装机方案刘总旗水泥厂现新建一条2500t/d水泥生产线，本工程利用水泥生产线窑尾预热器排出的废气余热和窑头冷却机排出的废气余热，在水泥生产线窑尾预热器旁建设一套窑尾余热锅炉（以下简称为SP锅炉）、在窑头冷却机旁建设一套窑头余热锅炉（以下简称为AQC锅炉），产生低压过热蒸汽送至汽轮发电机组做功发电。经热平衡计算，在2500t/d水泥生产线生产量3000t/d时，根据业主提供的废气参数计算，窑尾预热器排出的废气余热可产生1.2MPa的饱和蒸汽17.2t/h；窑头冷却机产生的废气余热可产生1.2MPa饱和蒸汽9.5 t/h；两部分蒸汽汇总后共26.7t/h经过热器过热成360过热蒸汽供汽轮机组发电。结合成熟汽轮机设备的理论汽耗参数，本工程额定发电出力约5.13MW，考虑到2500t/d水泥生产线余热废气参数有一定的波动，经综合考虑，拟建汽轮机装机容量确定为5.0MW，发电机配置6.0MW。1.3 发电量及厂用电发电机装机容量： 6.0MW电站年发电量： 3693.6104kW.h电站年自耗电量：241104kW.h电站自耗电率： 6.5%电站年外供电量：3452.6104kW.h1.4 建设内容和范围本工程建设内容包括：窑尾SP余热锅炉一套、窑头AQC余热锅炉一套、5.0MW汽轮机和6MW发电机组一套、化学水处理站一套、循环冷却水站一套以及相应的发配电系统、仪表自控系统及相应的公用工程。按业主给出的工程范围要求，本工程与2500t/d水泥生产线的工程界区分界点拟设置如下： 1）、余热锅炉窑尾SP余热锅炉引风管的分界点设在预热器C1级出口至增湿塔入口之间的引风管上，回风管的分界点设在高温风机入口前的风管上，锅炉排灰的分界点设在增湿塔的输灰设备处。窑尾AQC余热锅炉引风管的分界点设在冷却机3-4风室和5风室前段顶部，回风管的分界点设在6风室至除尘器进口风管上，锅炉排灰的分界点设在窑头除尘器的输灰设备处。2）、给排水软水（化学水）补给水管路的分界点设在原水箱的进水口；循环水站补给水管路的分界点设在冷却水池补给水的进水口；生活水管分界点设在余热锅炉和余热电站界区外1m处；废水、污水和雨排水的分界点设在相应装置就近的地沟处。3）、电气系统高压系统的分界点设在水泥厂内总降压站10.5kV母线联络柜出口。4）、自控系统余热发电DCS系统与2500t/d水泥生产线DCS之间通讯的网络分界点设在余热电站DCS系统的网络连接口上。以上述工程界区点为界，界区点以内靠余热发电一侧的相关工程设计、安装、设备供货、材料供货、设计联络、工程服务等由承包方负责，界区点以外相关工程由业主方负责。2 建设条件2.1 水泥窑工艺本工程是利用水泥窑产生线生产过程中的废气余热产生蒸汽，推动汽轮发电机组做功发电的余热利用工程，余热发电工艺及其发电量与水泥窑产生线工艺、设备和参数等密切相关。本工程水泥窑工艺和设备主要具体参数如下所示：项目数值单位熟料生产能力3000t/d熟料小时产量125t/h燃煤热值Kcal/kg熟料落料温度1370熟料出料温度95二次风温度1050三次风温度800生料磨进风温度(最低)200煤磨进风温度运转率7200小时/年2.2 余热资源根据刘总旗水泥厂提供的2500t/d熟料生产线相关资料，生产线废气余热条件如下。1）、窑头余热发电可用废气废 气 量：140000Nm3/h废气温度：380含尘浓度：30g/Nm32）、窑尾余热发电可用废气废 气 量： 230000Nm3/h废气温度： 335含尘浓度： 100g/Nm33）、余热利用现状2500t/d熟料生产线余热目前用于两个方面：一是利用窑尾C1级排出的余热烟气供生料磨烘干用，生料磨入口烟气温度最低为200；二是冷却机三风室抽出约6000 N m3/h、640的热风供煤磨烘干用。其余余热资源未再利用。4）、余热利用要求在保证2500t/d熟料生产线工艺用风的前提下，尽可能回收废气余热，生产蒸汽发电。 2.3 辅料供应本工程主要消耗的药品有：磷酸三钠，碱式氯化铝等，均由当地市场采购，汽车运输。3 建设方案3.1 余热资源3.1.1 余热资源情况根据业主提供的刘总旗水泥厂2500t/d水泥生产线余热资源及要求如下：1）、窑尾余热发电可用废气量230000 Nm3/h、温度335；供生产线生料磨烘干用，废气温度最低200；2）、窑头冷却机中部余热发电可用废气量140000 Nm3/h，温度380。以上废气参数将作为本次方案的设计依据，当实际参数发生变化时，余热锅炉及余热发电参数也将会作相应的调整。3.1.2 余热利用方案按照上述可利用的余热废气参数，在满足水泥生产线所用热风的前提下，结合本公司水泥余热发电的实际工程经验、特有的冷却机优化取热梯级利用技术以及便于余热锅炉设计制造的原则，对本工程余热资源进一步细化，以提高和稳定回收蒸汽的品质。本工程回收利用的余热资源分为两部份：第一部份为来自窑尾预热器C1级排出的烟气；第二部份为窑头冷却机前段三风室的剩余热风和冷却机中段四、五风室热风，余热利用方案如下：1）窑尾余热利用方案本工程利用窑尾预热器出口废气在窑尾设置SP余热锅炉。余热锅炉设置SP过热器、SP蒸发器和SP省煤器。窑尾C1级筒出口烟气从SP余热锅炉顶部依次进入SP过热器、SP蒸发器、SP省煤器。SP省煤器出口废气经高温风机引至生料磨，SP省煤器出口废气温度按生料磨要求最低200设计。SP余热锅炉进口废气参数如下：名 称规格参数单位余热废气风量230000N m3/h余热废气温度335含尘浓度100g/N m32）窑头余热利用方案本工程为实现废气余热的梯级利用，将业主提供的温度380、烟气量140000Nm3/h的废气细分为冷却机前段和冷却机中段两部分，前段引风口设在三、四风室分界面上，中段引风口设在五风室前部紧邻四风室处，细分后废气参数如下：（1）AQC余热锅炉进口高温风名 称规格参数单位余热废气风量30000N m3/h余热废气温度500含尘浓度30g/N m3（2）AQC余热锅炉进口中温风名 称规格参数单位余热废气风量110000N m3/h余热废气温度340含尘浓度30g/N m3根据窑头划分后的废气资源，本工程在窑头设置AQC过热器和AQC蒸发器和AQC省煤器，在冷却机中部设置两个取风口，取风口上装设有取风阀进行调节。冷却机（高温段）抽取的500废气进入过热器，将来自SP过热器和AQC蒸发器的混合蒸汽过热到360，出窑头过热器后的废气，再与冷却机中部（中温段）抽取的340废气混合后进入AQC蒸发器、AQC二级省煤器和AQC一级省煤器，废气依次顺序流经各受热面后，出AQC锅炉的废气温度降至85，经回风管与冷却机后段（低温段）排出的低温废气混合后进入窑头排风系统。3.2 工艺及装机方案3.2.1 余热烟气流程针对上述细化后的余热废气参数，本工程在窑尾C1级出口风管设置一个取风口，实施SP炉余热废气取风。窑尾335、230000Nm3/h余热烟气引至SP余热锅炉的过热器，用于对SP蒸发器1.25MPa饱和蒸汽过热到300；过热器的排烟进入SP蒸发器用于产生1.25MPa饱和蒸汽；排烟再进入SP省煤器对锅炉给水加热，SP省煤器出口烟气温度200。本工程在窑头冷却机中前部和冷却机中部各设置一个取风口，实现AQC炉余热废气的梯级取风。冷却机中前部500、30000Nm3/h的高温风进入AQC过热器，对255混合过热蒸汽再过热到360；AQC过热器的排风进入AQC蒸发器前混风室与冷却机中部340、110000Nm3/h的中温风混合后再进入AQC蒸发器，用于产生1.15MPa饱和蒸汽。AQC蒸发器的排风进入AQC二级省煤器和AQC一级省煤器，对锅炉给水进行加热。AQC一级省煤器约85排风与冷却机6风室排风经风管汇合进入窑头除尘器后，经除尘风机排入大气。本工程在冷却中前部和中后部之间设置隔风档板实现梯级取风，余热锅炉进风前设置除尘器，以除去烟气中的大颗粒粉尘减小锅炉的磨损。3.2.2 热力系统本工程热力系统包括：窑尾SP余热锅炉和窑头AQC余热锅炉各一台、凝汽式汽轮发电机组一套。详见热力系统图。按照上述的余热废气风量及温度的情况和特点，本项目在2500t/d熟料生产线窑尾和窑头分别设置SP和AQC余热锅炉。按照水泥余热发电的特点和经验，采用锅炉给水压力1.8MPa、给水温度40，SP蒸发器出口压力1.25MPa、SP过热器出口压力1.15MPa、温度300，AQC蒸发器出口压力1.15MPa、AQC过热器出口蒸汽温度360、出口压力1.05MPa；过热蒸汽进入汽轮机并在汽轮机内做功后凝结成水。本工程锅炉给水的除氧使用真空除氧器，来自汽轮机的凝结水经真空除氧器除氧后，由锅炉给水泵加压后送给锅炉系统，完成一个完整的热力循环。3.2.3 汽水流程本工程中，汽轮机凝结水经凝结水泵送入除氧器除氧，再经锅炉给水泵将除氧水供给AQC一级省煤器加热水至150后,一部分进入AQC二级省煤器加热至180后进入AQC余热锅炉蒸发器汽包，另一部分继续通过SP省煤器加热至180进入SP蒸发器汽包，AQC余热锅炉蒸发器产生的1.15MPa、189.8、9.5t/h饱和蒸汽与SP过热器产生的1.15MPa、300、17.2t/h过热蒸汽混合为1.15MPa、255、26.7t/h，然后进入AQC过热器过热至1.05MPa、360后送往汽轮发电机组发电。3.2.4 装机方案根据对废气余热计算，2500t/d水泥窑在正常生产（产量3000t/d）时，窑头、窑尾余热共可产生用于发电的主蒸汽量为26.7t/h，在AQC过热器出口的主蒸汽温度为360，压力为1.05MPa 。按照本工程的总图布置，从AQC过热器出口到汽轮机入口的管道长度约150m；主蒸汽额定流量26.7t/h时，其管路阻力约0.05MPa。按照以上条件，考虑AQC过热器至汽轮机入口的主蒸汽管温降10，本工程按汽轮机的主进汽口主蒸汽压力1.0MPa(a)、温度350选择凝汽式汽轮机。经热力计算，上述蒸汽量理论发电5130kW，发电装机容量按一台5000kW汽轮机6000kW发电机组确定。3.2.5 工艺技术措施由于影响水泥余热发电运行稳定的因素较多，如水泥生产线的产量、熟料落料温度、料层厚度，冷却风量等等，根据刘总旗水泥厂2500t/d水泥窑的工艺情况，结合以往余热电站设计、施工、调试及运行的经验，为充分保证本工程的顺利实施，本工程除遵循“稳定可靠，科学合理、技术先进，节约投资”的设计原则外，还准备使用以下的工艺技术措施。1）采用冷却机梯级取风的优化控制技术，在满足熟料生产的前提下，提高窑头废气余热资源的利用率；2）为充分利用窑头的高温热源，提高余热烟气的品质，在冷却机5-6风室设置隔风档板；3.2.6 水泥生产工艺系统与余热电站的关系水泥生产工艺与余热电站有着十分密切的关系，水泥生产系统的运行直接影响到余热电站的生产。水泥生产系统的正常运行是保证余热电站安全、稳定生产的前提。余热电站的建设能使现有水泥生产系统的运行更加完善、更加节能、更有利于环境保护。余热电站属于公司的一个车间，除余热电站必备的设备，车间及人员外不需另设辅助设施，如机修、环保等机构。SP、AQC余热锅炉布置与水泥产生线的窑尾和窑头烟气系统并联布置；在生产线和余热锅炉的进、出口设置烟气阀门，能相互进行切换，余热电站系统出现故障时能迅速切换回原烟气系统，不会影响水泥窑正常生产。本方案考虑了SP余热锅炉可调排烟温度的措施，最大限度回收废气余热，保证水泥生产线工艺用风。3.3 总图3.3.1 车间组成本工程包括：5MW电站的汽轮发电机厂房、化学水处理站、循环水泵房及循环水冷却塔、窑头余热锅炉、窑尾余热锅炉和设备基础、支架及管沟等。余热电站布置旨在充分满足业主意图、水泥生产和余热电站生产工艺要求的前提下，妥善协调各种运输方式及前后期建设之间的关系，同时借助使用功能的合理分区，力求使全厂各部分（特别是水泥生产线和配套余热电站之间的有机结合）形成一个既彼此独立又相互联系的有机整体，以期达到良好的使用效果。3.3.2 交通运输余热电站建成投产后，运入和运出物资极少，运输物资主要是生产运行设备的备品备件，没有其它运出物品。运输设备依靠现有运输车辆即可满足要求。厂址交通运输方便，完全可以满足建厂需要。3.3.3 道路绿化拟建设施均布置在厂区空地或原有厂房位置上，利用现有道路，建设期破坏的绿化在工程完工时恢复。3.4 余热锅炉本工程中锅炉系统包含：窑尾SP余热锅炉一台和AQC余热锅炉一台,共产生1.05MPa、26.7t/h、360的过热蒸汽。3.4.1 结构形式1）、SP余热锅炉SP余热锅炉采用立式布置，从上往下依次是：SP过热器、SP蒸发器、SP省煤器；烟气自上而下流动。锅炉底部设置了积灰斗，在灰斗的上侧部设置了锅炉的排风口。SP过热器、SP蒸发器和SP省煤器均布置在同一个框架内，但形成独立管箱，在各自管箱之间装设有膨胀节。SP过热器、SP蒸发器和SP省煤器采用光面换热管顺列布置的形式，同时，其前三排的换热管选用加厚型并加装防磨护板的形式，其意图是较大程度地降低磨损，以延长检修周期，增加使用年限。余热锅炉钢结构采用型钢框架组成，炉墙轻型隔热保温炉墙。在过热器、蒸发器、省煤器的管箱之间的炉墙上均设有人孔，以便于锅炉的检修。2）、AQC余热锅炉AQC过热器采用立式布置, 外形尺寸约为3.69m3.69m4.0m（LWH），烟气自下而上流动，取自冷却机前部高温风经过AQC过热器后与取冷却机中部的中温风混合后进入AQC蒸发器。AQC蒸发器和省煤器采用立式布置，外形尺寸约为8.0m2.45m17m（LWH），从上往下依次是：蒸发器、省煤器；锅炉底部设置了积灰斗，在灰斗的上侧部设置了锅炉的排风口返回冷却排风管。AQC蒸发器、省煤器均布置在同一个框架内，但自成独立管箱，在各自管箱之间装设有膨胀节。AQC过热器、蒸发器和省煤器使用环向绕翅换热管错列布置的形式，同时，其前三排的换热管选用加厚型并加装防磨护板的形式，其意图是在加强换热的基础上较大程度地降低磨损，以延长检修周期，增加使用年限。余热锅炉钢结构采用型钢框架组成, 炉墙轻型隔热保温炉墙。在过热器、蒸发器、省煤器的管箱之间的炉墙上均设有人孔，以便于锅炉的检修。在进入AQC过热器和AQC蒸发器进口前配置除尘器，减少大颗粒粉尘对过热器和余热锅炉的磨损。3.4.2 余热锅炉的清灰和输灰SP余热锅炉为立式布置，烟气由余热锅炉上部进入,从余热锅炉下部出风口返回窑系统进入高温风机。烟气中含尘在100g/Nm3 , SP余热锅炉设置了机械振打装置，对余热锅炉连续清灰，并在SP余热锅炉下部设置集灰斗，灰斗出口设计一台输灰设备，定期进行输灰，其出口进入窑尾增湿塔的输灰设备，返回生料仓。AQC余热锅炉为立式布置，烟气进入除尘器含尘由30g/Nm3 降至1015 g/Nm3，然后进入AQC余热锅炉上部，从AQC余热锅炉下部出口返回窑头排风总管进入窑头除尘系统。AQC余热锅炉不设置振打装置，设计时考虑磨损问题，采取相应的防磨措施；在余热锅炉下部设置集灰斗，灰斗出口设计二台输灰设备，定期进行输灰，其出口进入窑头熟料的输送设备，返回到熟料仓。 3.4.3 锅炉给水本工程余热锅炉给水包含二台锅炉给水泵及一台真空除氧器。来自凝结泵的冷凝水经过汽封加热器加热后进入真空除氧器，除氧水由锅炉给水泵加压后向余热锅炉系统供水。锅炉给水泵采用变频器进行调节，实现锅炉的恒压供水。3.4.4 炉水校正炉水校正系统包括加药装置、加药泵及加药管路等。余热锅炉运行过程中，须定期对锅炉炉水水质进行监测。当炉水碱度低时，加入磷酸三钠Na3PO4，以调节锅炉内的水质，并使用加药泵和加药管路分别送至余热锅炉汽包的加药口。3.4.5 主要设备参数1）余热锅炉设计参数SP炉过热器名称规格参数单位进口废气量:230000Nm3/h进口废气温度:335出口废气温度:310过热蒸汽量:17.2t/h进口蒸汽温度:188出口蒸汽温度:300过热蒸汽压力：1.15MPaSP炉蒸发器名称规格参数单位进口废气量:230000Nm3/h进口废气温度:310出口废气温度:210产生蒸汽量:17.2t/h蒸汽温度:188蒸汽压力:1.25MPaSP省煤器名称规格参数单位进口废气量:140000Nm3/h进口废气温度:210出口废气温度:200进水温度:150出水温度:190给水压力:1.6MPa加热水量:18.1t/h2）AQC余热锅炉AQC过热器名称规格参数单位进口废气量:30000Nm3/h进口废气温度:500出口废气温度:323过热蒸汽量:26.7t/h进口蒸汽温度:255出口蒸汽温度:360进口蒸汽压力:1.15MPaAQC炉蒸发器名称规格参数单位进口废气量:140000Nm3/h进口废气温度:318出口废气温度:207产生蒸汽量:9.5t/h蒸汽温度:189.8蒸汽压力:1.15MPaAQC省煤器名称规格参数单位进口废气量:140000Nm3/h进口废气温度:205出口废气温度:85进水温度:40出水温度:190给水压力:1.8MPa加热水量:28t/h3.5 汽轮发电机3.5.1 汽轮发电机主机本工程设置5.0MW凝汽式汽轮机和6.0MW发电机组一套。其中，汽轮机组包括：汽轮机主机、凝汽系统、真空系统、汽封系统、供油系统、调节系统、保安系统、润滑油系统等主辅系统；发电机组包括：发电机主机、空冷装置、励磁装置等主辅机。3.5.2 调节、保安和润滑1）、供油系统本工程使用的供油流程，由油箱、主油泵、启动油泵、润滑油泵、事故油泵、注油器、冷油器、滤油器、减压阀等共同组成。主油泵与汽轮机转子直联，由注油器供油；起动油泵为交流高压电动油泵，用于机组起动时的供油，机组起动后，当主油泵出口油压大于起动油泵油压出口时，交流高压电动油泵可自动关闭或人工关闭。润滑油泵为交流低压电动油泵，用于机组盘车时的供油。事故油泵为直流低压电动油泵，用于交流电源断电时，主油泵、交流高压油泵、交流低压油泵均无法工作时的润滑油供油。油箱的最低位置设有事故放油口，油箱设有就地指示液位计和远传液位计，以便进行液位巡视和集中监视。供油系统相关设备随汽轮机主机成套供货，相关技术参数由汽轮机制造商确定，以满足在规定工况下汽轮机均能正常工作为原则。2）、调节系统本工程采用电-液式的汽轮机调节系统，由WoodWard505、电液转换器、油动机等共同组成。WoodWard505接收汽轮机运行过程中的转速、发电功率和蒸汽压力信号，输出转速、功率或补汽压力等相应的控制信号；电-液转换器接收此控制信号并经错油门、油动机等调节汽轮机主汽门开度，来调节汽轮机进汽量，达到调节汽轮机转速、发电功率或主汽压力的目的。除上述调节功能外，本工程还将使用WoodWard505来完成汽轮机启动时的自动升速。调节系统相关设备随汽轮机主机成套供货，相关技术参数由汽轮机制造商确定，以满足在规定工况下汽轮机均能正常工作为原则。3）、保安系统保安系统由危急遮断器、电磁泄油阀和主汽门等共同组成。保安系统相关设备随汽轮机主机成套供货，相关技术参数由汽轮机制造商确定，以满足在规定工况下汽轮机均能正常工作为原则。4）、润滑油系统润滑油系统由有两台冷油器、滤油器、润滑油压调节阀共同组成。汽轮机启动时，润滑油系统由启动油泵进行供油；汽轮机正常运行后，润滑油系统由主油泵进行供油；汽轮机盘车时，润滑油系统由润滑油泵供油；汽轮机运行过程中交流电源断电时，自动启动事故油泵，润滑油系统由事故油泵进行供油。润滑油系统相关设备随汽轮机主机成套供货，相关技术参数由汽轮机制造商确定，以满足在规定工况下汽轮机均能正常工作为原则。3.5.3 汽轮发电机辅机1）、凝汽系统凝汽系统流程包括：凝汽器、热井、凝结水泵、热井液位调节阀、凝结水管路等组成。主蒸汽经汽轮机做功后在凝汽器内凝结成水，首先汇集到热井中，然后由凝结水泵升压后，再经轴封加热器加热后送至除氧器。使用DCS系统控制，热井液位由回水管路上的调节阀进行调节，如果热井液位偏高，则向热井回水的调节阀开度减小；如果热井液位低，则向热井回水的调节阀开度增加。一般地，在凝结水管路中还设有汽轮机启动时的凝结水排水管路，以便在启动时排掉不符合要求的凝结水，同时，也还设有喷水减温的管路，当排汽温度较高时，可开启阀门向排汽管道内喷水减温。凝汽系统设备随汽轮机主机成套供货，相关技术参数由汽轮机制造商确定，以满足在规定工况下汽轮机均能正常工作为原则。2）、真空系统真空系统由射水抽气器、射水泵、射水箱等共同组成。凝汽器内产生的不凝结气体，由射水泵向射水抽气器射水抽出，维持凝汽器内真空。抽真空系统相关设备随轮机主机成套供货，相关技术参数由汽轮机制造商确定，以满足在规定工况下汽轮机均能正常工作为原则。3）、汽封系统汽封系统由均压箱、压力调节阀、轴封冷却器、滤汽器、节流孔板等共同组成。在电动主蒸汽闸阀前引出新蒸汽作为汽源，经过节流孔板后供给均压箱，均压箱上装有直接作用的压力调节阀，能保持箱内压力稳定在0.1010.127MPa（绝）范围内，经均压后的蒸汽向汽轮机两端轴封供给密封用蒸汽。汽轮机轴封漏汽、主汽门、调节汽阀的阀杆漏汽均回收后接到轴封冷却器，用来加热凝结水，以提高整个电站的热效率。3.5.4 主要设备参数汽轮机主要参数表项 目规格参数型号N5.0-1.0型式单缸直联冷凝式；额定功率5000kW；额定转速3000r/min；一阶临界转速1580r/min；转向顺汽流方向看为顺时针；主进汽压力1.0Mpa（max 1.2Mpa，min 0.80Mpa）；主进汽温度350（max 380，min 300）；凝汽压力0.007MPa（冷却水温27）； 循环冷却水温正常27，最高33；振动（正常运转工况）最大允许振动值（外壳上）0.05mm振动（过临界转速时）最大允许振动值（外壳上）0.10mm发电机主要参数表项 目规格参数型号QF-6.0-2/10额定功率6.0MW额定功率因数0.80（滞后）额定频率50Hz额定转速3000rpm额定电压10.5kV冷却方式空内冷励磁系统静止励磁真空除氧器主要参数表项 目规格参数工作温度3545工作压力-600-700mmHg除氧水量Q=30t/h出口氧含量O0.05mg/L3.6 化学水处理3.6.1 化学水方案和流程本工程根据锅炉水质及结合喷水减温器工作水质的要求，采用二级反渗透化学水处理系统。其工艺方案流程是：水源来水原水箱原水泵多介质过滤器活性碳过滤器保安过滤器高压泵一级反渗透装置中间水箱高压泵二级反渗透装置除盐箱除盐泵用水点。3.6.2 余热电站化学水用量本工程化学水处理能力按余热锅炉所需的补水量26.7t/h进行计算。汽水损失表损失类别计算原则或方法汽水循环损失锅炉连续蒸发量的4%1.07(t/h)锅炉排污损失锅炉连续蒸发量的2%0.54(t/h)其它用汽损失汽机直排等用汽1.5 %0.4(t/h)正常时补给水量合计2(t/h)启动或事故增加的补给水量锅炉最大蒸发量的10%2.67(t/h)最大补水量：4.67(t/h)化学水处理系统的容量按3t/h确定。设100m3水箱1个，作为调节、启动或事故应急之用。3.6.3 出水水质指标综合火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准（GB 12145-1999）关于喷水减温水质要求及工业锅炉水质（GB1576-2001）关于锅炉水质要求，本工程化学水水质指标要求如下表。请业主对所提供的水质进行校核。化学水水质指标表 类 别项 目全分析锅炉给水补给水硬度（mol/L）20PH（25）8.89.5碱度（mmol/L）PO43-（mg/L）油（mg/L）1.0溶解氧（g/L）15铁Fe（g/L）50铜Cu（g/L）10二氧化硅（g/L）100钠（g/L）电导率（25）（s/cm）53.6.4 主要设备参数化学水主要设备参数表项 目型号及参数单位数量备注二级反渗透化学水处理系统产水量3m3 /h套1除盐水泵DFW50-200/2/5.5 Q=12.5m3/h，H=50m台2水泵配电机N=5.5kW 除盐水水箱V=100m3个13.7 循环冷却水3.7.1 循环冷却水量根据机组热平衡图，循环水系统容量按冷却正常工况时26.7t/h凝汽量考虑，各设备循环冷却水量详见下表：循环冷却水量计算表序号项 目数值(m3/h)备注1凝汽器冷却水1816 2辅助机械冷却水1802.1汽轮机冷油器冷却水602.2发电机空气冷却器冷却水1002.3电动给水泵、各类轴承(封)及射水抽气器等用水20合计19963.7.2 循环冷却方案本工程5.0MW汽轮机循环水系统为母管制供水系统，5.0MW汽轮机循环水系统的处理能力按2000 m3/h设计。使用带组合逆流式机械通风冷却塔的冷却循环系统，机组配两台循环水泵，一用一备。（流量: 2136m3/h 扬程：25m，配电动机，N200kW，V380V），一座2000m3/h的组合逆流式机械通风冷却塔。冷却塔要求供应商按当地气象资料进行设计，进出水温差要求10。冷却塔下设循环水池，容积435m3，其储水量约占小时循环水量的22%，循环水母管为DN600。5.0MW汽轮机夏季满负荷发电时，母管内流速约1.97m/s。3.7.3 循环冷却水水质要求为确保该系统良好、稳定的运行，系统中设置了旁滤装置及加药装置。旁滤容量按循环水量的5%设置，即100m3/h。按工业循环冷却水处理设计规范（GB50050-95）对循环冷却水水质的要求，经冷却换热并蒸发浓缩后的循环冷却水需定期进行添加缓蚀阻垢剂的防垢、防腐处理，本工程要求控制循环冷却水的浓缩倍率3.5，以达到节约用水的目的。循环冷却水水质指标表项目含量项目含量PH（25时）7-9.2铜离子浓度0.1 mg/L悬浮物（浊度）10 mg/L总铁（Fe2+ Fe3+）0.5 mg/LMg2+浓度60 mg/L甲基橙碱度10mmol/L铝离子浓度0.5 mg/L氯离子浓度300 mg/L油含量5 mg/L硅酸（SiO2计）175mg/L经添加缓蚀阻垢剂及相关杀菌灭藻剂后，本工程要求循环冷却水水质应达到下列技术指标：1）、污垢热阻值： 3.4410-4 m2.K/W2）、碳钢腐蚀率： 小于0.125 mm/a3）、铜、铜合金、不锈钢腐蚀率：小于0.005mm/a4）、悬浮物： 小于10mg/l 3.7.4 循环水补水量循环冷却水补给水量计算表项 目用水量（m3/h）循环水系统补给水量29.3取样冷却水及杂用水2生活用水0.24化学水用水5未预见用水2合计38.543.7.5 构筑物及布置 1）、循环冷却塔本工程使用逆流式机械通风玻璃钢冷却塔进行循环水冷却。冷却塔处理量2000m3/h，平面尺寸15.67.8m，塔身总高约9.0 m。采用2台冷却塔专用风机，每台风机的配套电机为30kW。循环水池使用钢筋混凝土结构，建筑在冷却塔下部，循环水池平面尺寸18.5 m9.8 m，水池水深2.4m，地上式布置。2）、循环水泵房本工程循环水泵房设在循环水池旁。设置二台循环水泵，一用一备。单台流量2136m3/h，水泵扬程：25m， 配套电机200kW，电机电压:380V。详见：循环水站平面布置图。 3.7.6 主要设备参数循环水系统主要设备参数表 项目型号及参数单位数量备注钢结构逆流式机械通风冷却塔流量：2136 m3/h套1风机功率230 kW循环水泵流量: 2136m3/h 扬程：25m配电机：200kW，电压：380kV套2一用一备3.8 给排水3.8.1 补给水量1）除盐水补给水量正常运行时余热电站的除盐水用水量约2t/h。2）、循环冷却系统补给水量正常运行时循环冷却系统补给水量：29.3t/h。3）生活用水补给水量生活用水补给水量按20人考虑，补给水量：0.24t/h3.8.2 补给水质要求1）、除盐水补给水水质应满足上述 ：3.6.3节中化学水质的要求。2）、循环冷却系统补充水水质应满足上述 ：3.7.3节中循环水质的要求3）、生活饮用水补给水水质应满足生活饮用水卫生规范的水质指标。3.9 废水排水本工程中，循环冷却水系统外排废水不含有毒和有害物质，可就近排入附近的地沟。锅炉连续和定期排污，需进行热回收并将水温降至40以下方可就近排入地沟。余热锅炉、蒸汽管路和汽轮机疏水等均可就近排入地沟。分散而零量的不能回收的轴承冷却水，设备检修放空水或其它冲洗水，也可直接就近排入地沟。本工程不单独设置生产废水的外排管沟。3.10 雨水排水本项目雨水排水系统仅考虑界区范围内相关余热锅炉炉、主厂房屋面及地面雨水的排水。主厂房区域经主厂房自建地面环形排水沟，雨水经屋面有组织排水系统收集后，再经过地面环形排水沟就近排入厂区的排水系统。余热锅炉使用紧邻3000t/d水泥生产线的排水沟直接进行排水。3.11 电气3.11.1 站内高压系统电站发电机额定电压为10.5kV。发电机通过其出口断路器与电站10.5kV系统母线相连。 10kV系统主接线为单母线不分段结线。在发电机出线侧设置发电机出线PT柜一台，用于检测发电机出线电压及频率；10.5kV系统母线设置PT柜一台，用于检测系统电压及频率。10kV母线设一台断路柜向一台站用变压器供电（一台10.5/0.4 kV、 500 kV.A变压器设在主厂房变压器室）。发电机与系统的同期点设置在发电机出口断路器上。余热电站10.5kV母线设置一台联络柜（隔离手车柜），经电缆与刘总旗水泥厂35kV总降10kV配电室10.5kV母线新增出线断路器柜相联，构成电站的接入系统。发电机厂家配套提供的励磁变压器、晶闸管整流励磁柜、励磁CT及励磁PT均配置在发电机小室内。发电机通过自励正反馈建立的电压，经励磁变压器降压，晶闸管整流柜整流后，就近送发电机转子进行励磁。在控制室所配置的控制屏上，可进行晶闸管整流励磁柜的相关操作。高压主电气室主接线、同期点及接入系统图详见附图电气主接线图。3.11.2 站内低压系统1）、低压主电气室站用电的负荷中心主厂房与循环泵站相距较近，相距较远的AQC及SP余热锅炉区域负荷较小，故在主厂房设置一个0.4kV站用电车间配电室，分别向主厂房、循环水泵站及余热锅炉区域380V低压负荷供电。主厂房0.4kV车间变电所变压器为500kV.A， 0.4kV母线为双电源不分段单母线结线，工作电源由主厂房车间变电所10.5/0.4kV变压器0.4kV侧引来，另一回0.4kV检修电源（仅供检修时电焊机、电钻等检修设备使用），由业主原料磨电气室10.5/0. 4kV车间变电所0.4kV母线引来（100A自动开关回路）。两电源进线互锁，不能同时合闸。2）、AQC、SP余热锅炉电气室在AQC、SP余热锅炉区各设置一个0.4kV配电点，向两台锅炉区380V的低压负荷进行供电，各配电点0.4kV母线为单电源单母线不分段结线，工作电源由刘总旗水泥厂就近的车间变电所0.4kV母线提供。3.11.3 装机及负荷本工程拟装机容量6.0MW，理论计算的额定发电功率5.13MW。按水泥装置工艺设计，结合水泥试运行经验和余热发电特点，余热发电发电装机及负荷的基本计算结果如下：项目数值单位装机容量16.0MW工作容量16.0MW功率因数0.80额定发电出力5.13MW水泥窑年作业时数7200h发电年作业时数7200h年发电量3693.6104kW.h3.11.4 负荷平衡本工程拟建余热电站附属刘总旗水泥厂，是刘总旗水泥厂生产供配电系统中的小型自备电站。余热电站10.5kV发电机系统与35kV总降10kV配电室10.5kV母线新增出线断路器柜相联，并向其供电。余热电站所发电能仅供水泥厂自用，电能不会馈送到外电网（电站电能不外送）。电站向水泥厂10.5kV系统并网送电后，只是减少了水泥厂向外电网的购电量。相关技术数据如下：项目数值单位年总发电量3693.6104kW.h年自耗电量241104kW.h年自耗电率6.5%年外供电量3452.6104kW.h3.11.5 电气控制系统1）、高压系统设备控制余热电站高压系统的控制、保护、测量和信号自成系统，独自组屏，相关信号送至余热电站DCS系统进行集中监视。余热电站DCS主控制室设置控制屏、保护屏及免维护铅酸电池屏。控制屏带电站并网点主接线模拟线。断路器的控制在控制屏上操作。控制屏装有MZ-10组合式同期表及相应的手动 增/减速、增/减磁按钮，在控制屏上可进行手动准同期操作。同时，控制屏上也装设有微机型自动准同期装置。在控制屏上也可进行自动准同期等相关操作。在发电机保护屏上装设有微机型的发电机保护装置。保护动作信号送DCS系统报警。本工程设置220V、100A.h的免维护铅酸电池屏（包括：电池屏、馈电屏）作为余热电站高压系统的控制及操作电源。当遇有事故，高压油泵和交流事故油泵不能正常工作时，由直流屏供给直流事故油泵电源，直流电机采用电枢串电阻起动，并按能持续正常工作25分钟的规范要求进行设计。2）、低压站用电设备控制低压站用电设备的电气传动，依据电机容量、控制及调速要求，采用低压断路器、交流接触器、热继电器或软启动器、变频器等，对电机进行控制和保护。电机的控制设置“远控”、“检修”、“就地”三种操作模式，电机的控制、保护及信号送至余热电站DCS系统，由DCS系统实现站用电设备的联锁、远程控制及故障报警。同时通过DCS系统对低压电气设备的运行状态进行集中监视。3.11.6 电讯本工程在主厂房DCS主控制室内装设两部程控电话机。化水站装设一部程控电话机。通讯网络就近接入刘总旗水泥厂程控交换机系统。3.11.7 防雷接地本工程按三类防雷建筑物进行防雷接地和电气接地设计。其中：1）、防雷接地与电气接地共用一个接地网；接地极用角钢进行制作，要求接地电阻4；2）、在汽轮机主厂房的屋顶上敷设相应避雷带作为接闪器，使用接地线引下，并与接地网相连接；3）、对室外高于15m的钢构架，将钢构物（壁厚须合乎规定）作防雷接闪器，将各部件连成一个电气通路后，直接与接地网相接。4）、10.5kV高压系统采用IT电气接地系统；380V低压系统采用TNC- S电气接地系统。5）、余热电站10.5kV母线系统、发电机出口及发电机中性点等均按要求设置专用的避雷器。3.11.8 照明一般车间照明采用配照型或广照型节能灯具，高大厂房则采用卤素灯与高压钠灯混合照明；DCS主控制室、电气室等采用荧光灯照明；主厂房的主要出入口、通道、楼梯间及远离主厂房的重要工作场所设置应急灯作为事故照明。主厂房设置主照明及局部照明。主厂房关键操作点及DCS主控制室、高压主配电室、低压主配电室设置直流事故照明。余热锅炉区域设置道路照明。3.11.9 装备水平1）、高压系统10.5kV配电装置选用KYN28C-12金属铠装移开式开关柜。发电机出线同期及主厂房站用变压器断路器采用性能优良的VS1真空断路器，弹簧合闸机构。采用DC220V 100A.h带微机监控的免维护铅酸蓄电池屏作为余热电站高压系统的控制电源、断路器操作电源、汽轮发电机组油润滑系统直流油泵动力电源及余热电站事故照明电源。站用电变压器选用S9型低损耗节能变压器2）、低压系统380V低压配电装置采用GGD型低压配电屏。其中，较大容量的电机采用降压启动；两台锅炉给水泵等需要调速的设备采用变频器进行传动和控制。3）、继电保护及自动装置继电保护装置选用美国SEL微机型继电保护装置及中国产微机保护装置，以电站综合自动化的形式对余热电站高压系统的控制、保护、测量和信号实行监控。发电机采用美国SEL微机型继电保护装置，实现发电机的差动保护、过电流保护，低电压及过电压保护、零序保护等继电保护功能。采用国产许昌继电保护器，实现发电机转子一点接地及两点接地保护。发电机手动准同期采用MZ-10组合式同期表；自动准同期采用国产微机型自动准同期装置。10.5/0.4kV变压器采用国产微机型继电保护装置，实现速断及过流的保护功能。其他继电器采用国产继电器厂产品。3.12 热工自动化3.12.1 慨述本工程在水泥生产线窑尾布置SP余热锅炉，在窑头布置AQC余热锅炉（以下简称AQC炉），在新建余热电站主厂房布置汽轮发电机组及真空除氧器，在主厂房附近布置化学水处理和循环水处理装置。本工程采用集中控制方式，选用技术先进、性能可靠的过程控制系统（DCS）实现对余热电站炉、机、电、仪的集中检测、控制。本工程设计自动化水平高，能够充分起到稳定运行，减员增效的作用。同时，对水泥窑生产有直接影响的关键参数，其通信信号引入水泥生产线中控室，便于操作人员监控。本工程设置完整的热工检测、自动调节、联锁保护及热工信号的报警装置，其自动化水平使操作人员在中央控制室内能够完成正常运行工况下全部热工参数的监控和主要设备在事故状态的紧急停车，实现机组热力系统及主、辅设备热工参数的控制、监视和调整，对机组的异常工况及时报警和进行事故记录，并对相关参数进行数据处理。3.12.2 过程自动检测1）、余热锅炉汽水流程的自动检测回路根据余热锅炉汽水流程工艺和技术要求，本工程在AQC余热锅炉和SP余热锅炉汽水流程上设置的检测回路主要包括： 给水总管压力、给水总管温度；给水集箱压力； AQC余热锅炉省煤器出口水温度； SP余热锅炉过热器出口过热蒸汽温度； AQC余热锅炉高温过热器进口过热蒸汽温度、出口过热蒸汽温度； AQC余热锅炉给水流量（带累积）、进减温器减温水流量；AQC余热锅炉出口饱和蒸汽温度、流量（带累积）； SP余热锅炉给水流量（带累积）；SP余热锅炉出口饱和蒸汽温度、流量（带累积）； AQC余热锅炉汽包压力、汽包液位； SP余热锅炉汽包压力、汽包液位；另外，本工程要求锅炉制造商按规范要求提供相应的就地检测仪表，其中SP炉、AQC炉的汽包低读水位计和低读就地压力表分别引至相应的余热锅炉操作平台电气室附近。2）、余热锅炉烟气流程上的自动检测回路根据余热锅炉汽水烟气流程工艺和技术要求，本工程在AQC余热锅炉和SP余热锅炉烟气流程上设置的自动检测回路主要包括： SP余热锅炉进