云南雄业水泥4.5MW余热发电项目可行性报告.doc

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1、云南曲靖雄业水泥有限责任公司2500t/d新型干法熟料水泥生产线余热发电工程可行性研究报告1. 项目概况项目名称：云南曲靖雄业水泥有限责任公司2500t/d新型干法熟料水泥生产线余热发电工程建设地点：本项目建设地点为云南省曲靖市云南曲靖雄业水泥有限责任公司内，为雄业水泥有限责任公司2500t/d新型干法熟料水泥生产线配套工程。项目建设内容和规模：本项目为曲靖雄业水泥有限责任公司2500t/d新型干法熟料水泥生产线配套4.5MW余热发电工程，工程包括：4.5MW电站的汽轮机厂房、主控配电楼、化学水处理、罐区、机力通风冷却塔及泵站、窑头余热锅炉及沉降室、窑尾余热锅炉等生产车间各一套。企业概况：云南

2、曲靖雄业水泥有限责任公司位于曲靖市城南三宝镇张家营，距城区18km，距326国道3km，曲靖茨营三级公路由厂边经过，规划中的曲靖恩洪高等级公路由厂区西南经过，距厂500米，交通条件优越。2500t/d新型干法熟料水泥生产线技改工程位于原立窑旁，立窑年生产水泥能力为15万吨。原为曲靖市管理水平较高，产品质量较好的水泥企业，为曲靖市的经济发展做出了重要贡献。为谋求长远发展，使产品上档次，上规模，调整结构，云南曲靖雄业水泥有限责任公司出资，在一期生产线旁建设一条2500t/d熟料水泥新型干法生产线，采用五级旋风预分解窑生产工艺。现为生产节能，降低能耗，云南曲靖雄业有限责任公司拟建设配套2500t/d

3、熟料水泥生产线4.5MW余热发电工程。2 技术方案2.1电站总平面布置及交通运输2.1.1电站总平面布置：本次电站工程包括：4.5MW电站的汽轮机厂房、主控配电楼、化学水处理、罐区、机力通风冷却塔及泵站、窑头余热锅炉及沉降室、窑尾余热锅炉等生产车间各一套。根据2500t/d熟料生产线的布置及发电工艺流程，窑尾余热锅炉布置在2500t/d熟料生产线窑尾厂房南侧空余场地上；窑头余热锅炉布置在2500t/d熟料生产线窑头厂房旁的空地上；汽轮发电机房、在水泥生产线中的空余场地内；化学制水车间、冷却塔布置在厂区空地上；窑头余热锅炉AQC炉、窑尾余热锅炉SP炉均为露天布置；汽轮发电机组、中央控制室、高低压

4、配电室、化学水处理设施均为室内布置，循环水泵为室内布置。2.1.2道路工程技改项目完成后，厂内将成纵横成网、互相贯通的道路，用于生产、消防和检修，故电站区域利用建成后道路网络。2.1.3竖向设计和雨水排除在竖向设计时，根据工厂的现有建筑物及场地标高，合理拟定电站车间的标高。土方工程在水泥生产线建设时已统一考虑，并已经平整完毕，本工程不考虑土方工程量。工厂内已建有布局合理的雨水沟，工厂的雨水排除可得到可靠考证，故电站区域不再新建雨水沟，该区域的雨水汇入工厂已有的雨水排除系统。总图技术经济指标序号指标名称单位4.5MW电站1电站区域占地面积m242002建、构筑物占地面积m210903建筑系数%2

5、6.14绿化系数%28.35绿化面积m211892.2热力系统及装机方案2.2.1热力系统及装机方案设计前提根据2500t/d水泥生产线的废气情况，热力系统及装机方案应考虑下述前提条件：1) 充分利用2500t/d水泥生产线窑头熟料冷却机及窑尾预热器废气余热。为充分利用窑头熟料冷却机废气余热，提高窑头余热锅炉的烟气温度，使之产生与窑尾余热锅炉相同参数的过热蒸汽，因此对窑头熟料冷却机进行改造，取用其中段废气余热。根据公司提供的数据水泥生产线废气可利用的余热量为：a经过技术改造后实际2500t/d水泥生产线窑头熟料冷却机中部废气余热为105000m3/h（标况）350206。具有约3303104k

6、J/h的热量b. 窑尾预热器废气余热为173000m3/h（标况）330206（排出的废气考虑用于生料烘干该温度值由水泥工艺确定），具有约3478104kJ/h的热量。2) 本工程实施后电站不应向电网返送电；3) 本纯余热电站的建设及生产运行应不影响水泥生产系统的生产运行；4) 本纯余热电站的系统及设备应以成熟可靠、技术先进、节省投资、提高效益为原则，并考虑目前国内余热发电设备实际技术水平。5) 烟气通过余热锅炉沉降下来的窑灰应回收并用于水泥生产以达到资源综合利用及环境保护的目的。2.2.2热力系统方案及装机容量根据目前国内纯余热发电技术及装备现状，结合水泥窑生产线余热资源情况，并根据本工程项

7、目建议书确定的装机规模，本工程装机方案采用纯低温余热发电技术。综合考虑目前水泥生产线窑头、窑尾的余热资源分布情况和水泥窑的运行状况，在充分利用余热的前提下，以“稳定、可靠、技术先进、不影响水泥生产”为原则，确定热力系统及装机方案如下：本系统主机包括两台余热锅炉及一套凝汽式汽轮发电机组，装机容量为4.5MW。在水泥窑窑头熟料冷却机中部的废气出口与窑头废气袋收尘器间设余热锅炉一台，即AQC炉。保留冷却机原有烟道作为AQC炉低温段的排风烟道，当AQC炉故障检修时，水泥烧成系统可以继续运行，不影响水泥线的正常生产。AQC炉一段生产8.091.35MPa-330的过热蒸汽， AQC炉二段生产2.1MPa

8、-110的高温热水。在窑尾预热器废气出口与窑尾高温风机间设余热锅炉一台，即SP炉。SP炉废气设旁通烟道，当SP炉故障检修时，水泥烧成系统生产可以继续进行而不受任何影响。SP炉生产1.25MPa1.35MPa-310的过热蒸汽。与两台余热锅炉配套，设置一台4.5MW凝汽式汽轮发电机组。AQC炉一段、SP炉生产的蒸汽共同作为汽轮机的主进汽推动汽轮机作功，AQC炉二段生产的高温热水作为AQC炉一段、SP炉的给水， 2.2.3 AQC余热锅炉窑头熟料冷却机中间出口废气参数：105000m3/h(标况)360。此部分废气全部进入AQC余热锅炉用于发电。AQC炉出口废气温度为100。 AQC炉受热面分为两

9、段：第一段蒸汽段，生产8.09t/h-1.35MPa330的过热蒸汽。第二段热水段，生产22t/h-2.1MPa110热水用于加热汽轮机凝结水，提高AQC蒸汽段及SP锅炉的给水温度。2.2.4 SP余热锅炉 目前水泥窑尾预热器出口烟气进入高温风机后再进入生料磨，用于烘干。同时需要进行增湿减温，造成能源浪费。窑尾预热器出口废气参数:173000m3/h(标况)330206。SP炉出口废气参数：189000m3/h(标况)225。SP炉出口烟气经高温风机后再进入生料磨，用于烘干。SP炉受热面为一段：蒸汽段，生产12.56t/h-1.35MPa310的过热蒸汽。2.2.5 热力系统根据热力计算及主机

10、配置情况确定热力系统如下：汽轮机凝结水经凝结水泵送入真空除氧器，再经给水泵为窑头熟料冷却机AQC余热锅炉热水段提供给水，热水段的出水作为AQC锅炉蒸汽段及SP锅炉的给水。AQC余热锅炉蒸汽I段生产的1.35MPa的过热蒸汽与SP余热锅炉生产的同参数的过热蒸汽汇合后进入汽轮机用于发电。汽轮机做功后的乏汽通过冷凝器冷凝成水，经凝结水泵送入真空除氧器，从而形成完整的热力循环系统。上述方案的配置，可以使电站运行方式灵活、可靠，能很好地与水泥生产配合。具体为： 窑头熟料冷却机余热锅炉采用两段受热面，最大限度地利用了窑头熟料冷却机废气余热。窑头余热锅炉I段为蒸汽锅炉，生产1.35MPa330的蒸汽，作为汽

11、轮机主蒸汽，窑头余热锅炉II段为热水锅炉生产110的热水，作为窑头余热锅炉蒸汽段及窑尾余热锅炉的给水。 窑尾预热器余热锅炉均采用一段受热面，保证了电站运行安全并充分保证水泥生产线烘干用废气余热。窑尾余热锅炉为蒸汽锅炉，当水泥窑窑尾废气温度波动时，相应的窑尾余热锅炉的产汽量也随之发生变化。窑尾余热锅炉生产的蒸汽与窑头余热锅炉蒸汽段生产的蒸汽一起进入汽轮发电机发电。 为了保证电站事故不影响水泥窑生产，余热锅炉均设有旁通废气管道，一旦余热锅炉或电站发生事故时，可以将余热锅炉从水泥生产系统中解列，不影响水泥生产的正常运行。 余热锅炉均采用膜式受热面立式锅炉，解决余热锅炉漏风、磨损、堵灰等问题并减少占地

12、面积，提高余热回收率。 除氧器均采用真空常温水除氧方式，有效的保证了除氧效果。 由于窑头废气粉尘粒度较大，在窑头余热锅炉废气入口采用设置沉降室，使废气中较大颗粒沉降下来，以减轻熟料颗粒对窑头余热锅炉的冲刷磨损。以上各项措施已经在众多工程中应用，并取得了较好的效果，因此该技术是成熟、可靠的。2.2.6 主要设备根据热力系统选择及国内余热锅炉和低参数汽轮机的生产和使用情况，确定主、辅机设备如下：序号设备名称及型号数量主要技术参数、性能、指标14.5MW凝汽式汽轮机1型号： 额定功率： 4.5MW额定转速： 5600r/min主汽门前压力：1.25MP主汽门前温度：360排汽压力： 0.008MPa

13、24.5MW发电机1型号： 额定功率： 4.5MW 额定转速： 3000r/min出线电压： 10500V3窑尾余热锅炉1入口废气量： 173000m3/h（标况）入口废气温度： 330入口废气含尘浓度：65g/m3（标况）出口废气温度： 225产汽量： 12.56t/h1.35MPa310给水参数： 16.65t/h110锅炉总漏风： 5%布置方式： 露天4窑头余热锅炉1入口废气量： 105000m3/h（标况）入口废气温度： 360入口废气含尘浓度：30g/m3（标况）出口废气温度： 100锅炉I段（蒸汽）蒸汽参数： 8.09t/h1.35MPa330给水温度： 5.13t/h110II段

14、出水参数： 21.48t/h185给水温度： 40锅炉总漏风： 5%布置方式： 露天5 除氧器及水箱1型号： 工作压力： 0.0926MPa工作温度： 45除氧水量： 20m36锅炉给水泵(每个系统各两台)2型号： 流量： 1530t/h扬程： 297220m2.2.7电站技术经济指标：电站年运行： 7200h装机容量： 4.5MW平均发电功率： 4.081MW站用电率： 8%年发电量： 2938104kWh年供电量： 2702104kWh年少购电量： 2852104kWh（5.27%线损）2.3 主厂房布置 主厂房包括汽轮发电机房、除氧间、中控室、高、低压配电室等。化学水处理、循环水冷却塔及

15、循环水泵房等车间。主厂房占地23.422.5=526.5m2,双层厂房。汽机为岛式布置，运行层为7.500平面，气轮发电机布置在7.5.000平面上，0.000平面布置有给水泵、凝结水泵、油泵等；除氧器及水箱布置在汽轮发电机房5.000平面。2.4 辅助设施AQC余热锅炉布置在窑头厂房与窑头电收尘器的空余场地上，占地面积6.88.4 m2，锅炉主体布置于8.000平面上，连续排污扩容器及加药装置布置在车间周围空余场地上。SP余热锅炉布置在窑尾厂房的空余场地上，锅炉主体布置在14.000平面上，占地面积129 m2，连续排污扩容器及取样装置等均布置在0.000平面上。2.5 电站室外管线室外汽水

16、管线主要有：来自AQC及SP余热锅炉的主蒸汽管道；由汽机房去AQC余热锅炉的给水管道以及由AQC炉至SP余热锅炉的给水管道。 管道敷设方式：管道采用架空敷设，并尽量利用厂区现有的建筑物或构筑物做管道的支吊架以减少占地面积和节省投资。 管道保温及油漆：管道保温采用岩棉管壳和岩棉板，管道按照设计规范和规定设计。2.6炉灰处理2.6.1工艺流程本工程为纯低温余热发电，当水泥生产线窑头及窑尾废气经余热锅炉换热后，沉降下来的炉灰产量经计算为：窑头余热锅炉平均1.08t/h窑尾余热锅炉平均2.80t/h该两部分炉灰均回用于水泥生产，设计中考虑采用螺旋输送机，分别将炉灰就近送回水泥生产系统。主要设备序号设备

17、名称及型号数量主要技术参数、性能、指标备注1螺旋输送机4能力： 56 m3/h2刚性叶轮给料机2规格： 300300输送量： 23 m3/h2.3 水泥生产工艺系统与余热电站的关系2.3.1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。2.3.2由于余热锅炉的设置，对水泥生产中窑头、窑尾的废气系统各增加了部分阻力，经计算，

18、分别为800Pa和600Pa。对风机阻力和漏风的增加，经过对窑头、窑尾高温风机的校核计算，结果均在允许的工作范围内，原系统的风机能够满足余热锅炉后的系统要求，可以不对风机进行改造。2.3.3由于余热锅炉设置于水泥生产最主要的管道上，一旦发生事故（如锅炉爆管、粉尘堵塞等）将影响水泥生产的正常运行。为防止这种情况发生，余热锅炉废气管道及发电系统汽水管道均考虑了应急处理措施。2.3.4窑头余热锅炉 窑头余热锅炉废气入口采用沉降室降尘处理，以减轻熟料颗粒对锅炉的冲刷磨损，即便如此，为了避免影响正常的水泥生产，对窑头余热锅炉也采取了如下措施： 措施1：设旁通废气管道，一旦锅炉发生事故，启用旁通废气管道。

19、 措施2：发电系统汽水管路考虑了将窑头余热锅炉从发电系统中解列出来的措施。2.3.5窑尾余热锅炉 措施1：设旁通废气管道，一旦锅炉发生事故，启用旁通废气管道。措施2：发电系统汽水管路考虑了将窑尾余热锅炉从发电系统中解列出来的措施。2.4 循环冷却水系统本工程是利用公司2500t/d水泥生产线的窑头、窑尾余热建设一套装机容量为4.5MW的纯低温余热电站。2.4.1设计依据（1）小型火力发电厂设计规范GB 50049-94（2）建筑给水排水设计规范GB 50015-20032.4.2设计范围电站生产设备冷却水系统，冷却水系统中建、构筑物设施的设计。设备冷却用水量 凝汽器冷却水量：1610m/h（最

20、大1850 m/h）冷油器冷却水量：80m/h空冷器冷却水量：100m/h锅炉给水泵冷却水量：2m/h本工程设备冷循环却水量为：2032m/h2.4.3设备冷却水系统方案本工程设备冷却用水拟采用循环系统，循环冷却水系统包括循环冷却水泵、冷却构筑物、循环水池及循环水管网。该系统运行时，循环冷却水泵自循环水池抽水送至各生产车间供生产设备冷却用水，冷却过设备的水（循环回水）利用循环水泵的余压送至冷却构筑物，冷却后的水流至循环水池，供循环水泵继续循环使用。为确保该系统良好、稳定的运行，系统中设置了旁滤和加药装置。本工程循环冷却水泵拟采用2台双吸离心水泵，其设置在冷却构筑物附近。根据本工程所在地区气象条

21、件和本工程的冷却用水量、建设场地的特点，循环冷却水构筑物拟采用2台逆流式机械通风冷却塔。2.4.4系统损失水量与补充水量余热发电总用水量：49008m3/d，循环用水量：48768 m3/d，循环回水量：47784 m3/d，循环补充水：984 m3/d，（含逆流式机械通风冷却塔的蒸发、风吹、渗漏等损失、循环冷却水系统排污量、系统总损失水量），直接循环使用率可达到98，纯水制备用水量：240 m3/d。余热发电每天实际需补充水量：1224 m3/d。2.5 接入系统及电量平衡2.5.1电站接入系统拟建的4.5MW纯低温余热电站采用10kV单母线接线方式。发电机组由电站10kV母线经单回电缆线路

22、与总降10kV母线连接。4.5MW纯低温余热电站与现有电力系统实现并网运行，运行方式为并网电量不上网。在电站侧的发电机联络线开关和发电机出口开关处设置并网同期点。在不改变总降原有供电及运行方式的前提下，发电机发出的电量将全部用于全厂负荷。因此本接入系统方案，从现行的条件和技术要求来讲，对本电站工程是可行的。2.5.2 电量平衡公司拥有的2500t/d新型干法生产线总用电负荷约为18000kW，预计全厂年用电量约5037104kWh。该余热电站建成后，电站年总供电量约为2702104kWh。通过电站运行调整公司用电系统功率因数并使现有供配电系统损耗减少，公司再向电网减少购电量约150104kWh

23、。即公司年向电网少购的总电量约为2852104kWh，因此在公司各生产线及电站正常运行情况下，全厂供电自给率可达50%以上，从而大大减少了公司购电成本，提高了公司的整体经济效益。电站的运行以并网电量不上网、自发自用为原则，当各生产线因计划检修、故障停运或生产调整造成额定发电量大于全厂生产用电负荷时，电站可采取压负荷运行，以避免向电网系统返送电。3 电气及自动化3.1编制范围编制范围包括以下几个主要方面1) 电站的电气主结线，电站接入系统；2) 站用电配电，站用辅机控制；3) 热工自动化及计算机控制系统；4) 电站室外动力及照明配电线路；5) 车间照明、防雷及接地设计。3.2 编制依据公司提供的

24、设计基础资料。3.3 电气3.3.1站用电配电1.电压等级发电机出线电压：10.5kV站用高压配电电压：10kV站用低压配电电压：0.4kV站用辅机电压：0.38kV站用照明电压：380V/220V操作电压：交流或直流：220V检修照明电压：36V/12V2.站用电负荷及站用电率站用电总装机容量：4500kW站用电计算负荷：330kVA电站年发电量：2938104kWh电站年自用电量：236104kWh电站年供电量：2702104kWh水泥厂年向电网少购电量：2852104kWh（5.27%线损）站用电率：8%3.3.2站用变压器选择根据站用电负荷计算结果，同时考虑电站运行的经济、可靠性，资源

25、综合利用电站站用变压器选择二台10.5kV/0.4kV，400kVA变压器。两台变压器按互为暗备用的方式配设。正常工作时，每台变压器的负荷率为41.25。当一台变压器因故障或检修退出运行时，另一台变压器的负荷率为82.5。3.3.3直流系统直流系统的负荷(包括正常工作负荷和事故负荷)，考虑投资、维护以及管理等费用，设计选用铅酸免维护蓄电池直流成套装置一套。3.3.4主要电气设备选型1) 10kV高压配电设备选用金属铠装全封闭中置移开式高压开关柜；2) 400站用低压配电设备选用抽屉式低压配电屏；3) 继电保护屏选用PK10标准屏；4) 控制屏选用KG系列仪表控制屏，控制台为由DCS系统配套的电

26、脑工作台；5) 静止可控硅励磁装置随发电机配套。3.3.5过电压保护和电力装置的接地1)根据气象资料公司所在地属于中雷区，对高于15m的建筑物（如汽轮机房等）按三类防雷建筑物保护设计；2)发电机母线及发电机中性点均设有电站专用避雷器；3)电力装置的接地。高压系统为接地保护，低压系统为接零保护，接地系统为TNS系统。在汽轮发电机房、化学水处理、发电机出线小间、高低压配电室及电站中央控制室等场所均设置接地装置。并通过电缆沟及电缆桥架上的接地干线，将各处的接地装置连接起来，形成电站的接地网络。3.3.6站用电设备的控制根据纯低温余热电站的技术特点，将采用机电炉集中的单元控制方式。电站10kV母线设备

27、，汽轮发电机、余热锅炉及其它站用辅机将在电站中央控制室进行集中控制。但化学水处理将设独立的控制盘集中控制。3.3.7电气照明（1）正常照明：电站的正常照明电源引自站用电屏，电源为三相四线制，电压为380/220V。主要车间照明一律采用均匀照明和局部照明相结合，均匀照明为主，局部照明为辅。（2）事故照明：电站内设有事故照明屏，当厂用交流电源消失后，事故照明屏自动将直流系统提供的直流电源投入。根据电站内不同岗位的重要性，在重要岗位及车间设有事故照明灯，以满足可靠性和安全的要求。（3）安全照明：锅炉等金属体设备内检修采用安全照明电压12VAC。照明灯具接至局部照明变压器220V/362412V二次侧

28、，灯具采用手提安全灯。4 热工自动化4.1编制原则及控制方案为了使纯低温余热电站处于最佳运行状态，节约能源，提高劳动生产率，本工程拟采用技术先进、性能可靠的集散型计算机控制系统（简称DCS系统）对各车间（除化学水处理车间外）进行分散控制、集中管理。4.2控制设备及一次仪表选型为保证整个控制系统的先进性和可靠性，拟选用DCS系统实现对过程参数的采集、监视、报警与控制。对于关键性的检测和控制元件选用进口设备或国内引进技术生产的优质产品。选用的一次仪表设备有：（1）智能化系列压力/差压变送器；（2）温度检测仪表元件；（3）锅炉汽包水位等电视监视系统。4.3系统配置及功能设置于电站的计算机系统（DCS

29、）由现场级及中央控制级组成。计算机系统配置详见F11计算机系统配置方案图。（1）现场级根据电站的特点，在位于汽轮机房运转层的电站中央控制室内设置I/O模件机柜，采集所有来自现场的开关量和模拟量信号并输出驱动信号。现场级完成电动机顺序逻辑控制、工艺过程参数的检测与监控，以及PID串级、多变量复杂控制等。（2）中央监控级中央监控级设1个工程师工作站和2个监控操作站，分别由监控管理计算机、CRT和打印机等组成。监控操作站的功能包括：1）具有动态参数的热力系统及工艺流程图显示；2）电动机开/停操作和运行状态显示；3）棒形图显示；4）历史趋势曲线的显示；5）调节回路的详细显示及参数修正；6）报警状态的显

30、示；7）报警状态及运行报告的打印等。4.4应用软件用于电站的DCS系统应用软件是实现现场级和中央监控级功能的重要文件。应用软件包括逻辑控制软件和过程控制软件。（1）逻辑控制软件对电站所有电动机、电动阀，根据CRT显示的热力系统图，通过键盘操作，完成组启、组停、紧停复位、逻辑联锁等控制。（2）过程控制软件为保证整个电站运行工况的稳定，共设有4个自动调节控制回路。4.5系统特点本系统是一个控制功能分散控制、集中监视和管理的控制系统，电站中控室取消了常规模拟仪表盘和模拟流程图，代之以大屏幕彩色图形显示器，更便于运行人员监视与操作，同时大大缩小了中控制室的建筑面积。此外系统中还采用了面向过程的语言，硬

31、件均为模块化，使整个系统的操作与维护更加简便。为防止数据丢失和电源干扰，系统采用不间断电源（UPS）供电，保证了运行的可靠性。4.6自控线路和接地一次检测元件、变送器至现场站之间的连接导线及直流信号线均选用对屏总屏的计算机专用屏蔽电缆，热电偶至I/O模件柜的连接导线选用补偿导线。开关量信号线选用交联控制电缆，DCS控制系统各设备之间的连接电缆随设备成套供货。电缆线路均敷设在电缆沟或带顶盖的电缆桥架内，并尽可能与电力电缆分开敷设。当由于条件所限信号电缆与动力电缆同架敷设时，必须用分隔板隔开。引出电缆沟或电缆桥架后导线须穿钢管暗配或明配。接地系统的接地质量对计算机系统及自动化设备的防干扰能力至关重

32、要。现场站应设置屏蔽接地母线，用专设电缆与屏蔽接地母线相连接，信号电缆屏蔽层在箱盘一端接至屏蔽接地母线。计算机系统的接地装置及接地阻值按供货设备的要求设置。仪表箱盘金属外壳单独接至电气保护接地母线上。5 化学水处理5.1设计依据（1）小型火力发电厂设计规范GB50049-94 （2）火力发电厂化学设计技术规程DL/T 5068-19965.2水处理方式的选择本工程余热电站中的余热锅炉的蒸汽压力均为1.25MPa，属于低压蒸汽锅炉。为满足锅炉及机组的正常运行，锅炉给水指标应满足火力发电厂水汽质量标准低压锅炉汽、水品质标准要求。 根据本公司提供的水质分析报告，且为了满足余热电站锅炉给水水质标准，化

33、学水处理方式采用“过滤器软化”系统。处理流程为：自厂区净水车间送来的水经过机械过滤器，过滤后进入清水箱，由清水泵将水送至组合式软化水装置，出水达标后进入软水箱，再由软水泵将软化水送至汽轮发电机房供机组使用。出水水质达到：硬度0.03me/l。锅炉汽包水质的调整，是采用药液直接投放的方式，由加药装置中的加药泵向余热锅炉汽包投加Na3PO4溶液来实现的。5.3水量的确定电站正常运行时，电站汽水系统补水量为12t/h，最大约5t/h。因此，化学水处理系统生产能力均按10t/h进行设计。5.4化学水处理车间布置化学水处理车间的建筑形式为单层布置方式， 其包括水处理间、化验室及值班室等。水处理设备选型序

34、号设备名称及型号数量主要技术参数、性能、指标备注1过滤器1设计出力：15t/h2组合式软水制取装置2设计出力：10t/h3清水泵2流量：7.515t/h4软水泵2流量：1530t/h5清水箱1容积：25m3钢制6软水箱1容积：25m3钢制5.6技术指标 根据该公司的供水情况和锅炉给水水质要求，化学水处理系统主要技术指标如下：年消耗原水量： 9.6103t 年产软水量： 8.0103t 年消耗NaCl： 5t年消耗98%Na3PO412H2O： 4t6.给水排水6.1设计依据（1）小型火力发电厂设计规范GB50049-94 （2）建筑给水排水设计规范GB 50015-2003 （3）室外给水设计

35、规范GBJ 13-86 （4）室外排水设计规范GBJ 14-876.2设计范围电站内生产、生活消防给水、排水系统。由于本工程给、排水系统有部分需利用公司水泥生产线现有系统，所以现有系统中不能满足本工程建设要求时，需加以适当的改造。净化车间和到电站的输水管线不在本设计范围，由公司另外立项设计。6.3给水系统本工程设两个给水系统：生产、消防系统合一，生活及辅助生产给水系统。（1）余热发电总用水量：49008m3/d，循环用水量：48768 m3/d，循环回水量：47784 m3/d，循环补充水：984 m3/d（含逆流式机械通风冷却塔的蒸发、风吹、渗漏等损失、循环冷却水系统排污量、系统总损失水量）

36、，直接循环使用率可达到98，纯水制备用水量：240 m3/d。余热发电每天实际需补充水量：1224 m3/d。（2）生活、绿化及浇洒道路等总用水量为220m3/d。（3）消防用水量：厂区工程按同一时间内一次火灾用水量为360m3。消防补充水量：180 m3/d。（按消防用水量：360 m3/次，48小时补充计算）。6.4 排水系统水泥工业的生产废水属于洁净性废水，主要来源于设备轴承冷却、筒体冷却淋水和车间洗涤废水等，仅含有少量溶解性固定和油类杂质，同时温度略有升高，可以直接排放，不会对受纳水体产生影响。由于设计中对这部分废水采用循环冷却供水系统，因此大大减少了排放量。排水采用沟管结合的方式，组

37、成生产废水和生活污水与雨水合流的排水系统。沟体用毛石或砖砌筑，当穿越车辆行驶的道路时，均使用重型钢筋混凝土排水管，厂内道路两旁的排水沟一般都加盖板。7消防7.1设计依据（1）小型火力发电厂设计规范GB50049-94（2）建筑设计防火规范GBJ16-87（2001版）（3）火力发电厂与变电所设计防火规范GB50229-96（4）电力设备典型消防规程DL5027-93（5）建筑灭火器配置设计规范GBJ140-90（1997版）7.2总图及交通运输主厂房周围设有消防车道，主干道宽7米，次要道路宽4米；各建筑物、构筑物之间距离满足防火间距的要求；对建筑物无法满足防火间距要求的，在相应建筑中设置防火墙

38、等规范要求的防火设施；为了便于消防车出入，厂区设置2个出入口。7.3建筑物及构筑物要求主厂房的火灾危险性为丁类，耐火等级不低于二级，主厂房主体结构及维护结构采用阻燃材料，主厂房楼梯为独立的封闭结构，通至各层平面门采用防火门，主厂房内各个控制室采用阻燃材料，耐火极限不小于1小时。辅助及附属生产建筑物除其本身满足消防要求外，在建筑物室外设通至屋面的消防钢梯。建筑物内设置建筑灭火器材。7.4电气设施防火要求考虑电气设备的安全运行，将按照电气防火规范的要求进行设计。如高压开关柜、低压配电屏及控制保护屏等底部的电缆孔洞，在电缆敷设完毕后，采用防火堵料将孔洞进行封堵。在穿越室内外的电缆沟设置防火隔墙。在易

39、发生火灾事故的场所，电缆选型可以考虑采用阻燃型电缆。在电缆施工安装时，为减小火灾范围，电缆桥架或电缆穿越楼板、墙壁的孔洞应在电缆敷设完毕后，采用防火堵料进行封堵。另外，在高低压配电室内的电缆沟、电缆竖井及电缆夹层的电缆桥架内敷设缆式线型定温火灾探测器，配套使用缆式线型定温火灾报警控制器构成电缆桥架内电缆火灾自动报警监测系统。7.5消防水根据本工程建、构筑物、设备及防火等级，电站按同一时间内发生一次火灾、灭火历时两小时计，室内、外消防流量为25l/s，即180m3/次。由于本工程电站设在水泥厂内，水泥厂的消防用水量为252 m3/次，能够满足本工程消防用水的要求。8 环境保护部分8.1概述本工程

40、是利用公司2500t/d窑外分解水泥熟料生产线窑尾预热器及窑头熟料冷却机排出的废气余热设置余热锅炉，生产低压过热蒸汽进行发电，实现水泥窑纯余热发电，发电装机为4.5MW。8.1.1环境保护设计采用的标准(1)水泥厂大气污染物排放标准（GB49151996）回转窑粉尘50mg/m3（标况）0.45kg/t二氧化硫800mg/m3（标况）2.4kg/t氮氧化物1600mg/m3（标况）4.8kg/t(2)根据污水综合排放标准（GB89781996），本工程废水排放标准执行一级标准。(3)按照城市区域环境噪声标准（GB309693）和工业企业厂界噪声标准（GB123481234990）规定，本工程环

41、境噪声分别执行下列标准： 厂界噪声标准dB(A)类 别昼 间夜 间6555 区域环境噪声标准dB(A)适应区域昼 间夜 间工业集中区65558.2主要工艺及污染物概述8.2.1工程概况 本工程利用2500t/d水泥熟料生产线窑尾预热器及窑头熟料冷却机排出的废气余热，设置余热锅炉生产低参数过热蒸汽进行发电，以实现水泥窑纯余热发电，发电装机为4.5MW。实施方案为：在水泥窑窑头冷却机出口与电收尘器之间设AQC余热锅炉一台，利用窑头熟料冷却机的废气余热作为AQC余热锅炉热源；在窑尾预热器废气出口管道设SP余热锅炉一台，利用窑尾废热作为SP余热锅炉热源。AQC余热锅炉I段生产的1.35Mpa330的过

42、热蒸汽和SP炉生产的同参数的蒸汽作为汽机的主进汽供给汽轮机用于发电。AQC余热锅炉段生产的热水直接作为AQC余热锅炉I段及SP余热锅炉的给水。两台余热锅炉出口的废气仍分别回到水泥生产线电收尘器，处理后经烟囱排放。8.2.2主要污染源及污染物 本工程对环境的污染主要是汽轮发电机、水泵等设备运行时产生的噪声以及电站少量的污水。（1）噪声：汽轮发电机、水泵等工作时产生噪声，其声压等级一般在95110dB(A)之间。 电站主要噪声污染源及噪声值如下： 凝汽式汽轮机(4.5MW) 96dB(A) 发电机组(4.5MW) 95dB(A) 锅炉给水泵 98 dB(A) 循环冷却水泵 97 dB(A) 另外锅

43、炉排汽时也有短暂的噪声产生。 （2）废水：本工程不直接产生大量废水，只在锅炉给水的化学水处理、余热锅炉排污环节产生约1.33t/h废水，循环冷却系统排污6.2t/h（最大8.8 t/h），总计7.53t/h。此外，约有0.2t/h的生活污水排入原厂区排水系统。8.3工程设计控制污染措施8.3.1噪声控制 本工程汽轮发电机房、循环水泵车间均采用封闭厂房，少开门窗以减少噪声外溢，使传至车间50m外的噪声均低于55dB(A)。预计工程投产后，周围环境的噪声不会有明显提高。室内控制室及值班室采用隔声室，以满足岗位标准要求。锅炉排汽管道设消声器(消声后低于85 dB(A)，以减轻锅炉排汽噪声。8.3.2

44、污水处理及排放本工程生产过程中不产生有毒、有害物质及悬浮物，因此，排出的生产废水中也不含有毒、有害物质及悬浮物。锅炉给水化学水处理的0.23t/h排水中含有生产过程中使用的NaCl等，其浓度均在0.001%以下，这部分废水勿需处理可直接与循环冷却系统排污水等混合后排入原厂区现有路边沟，总排水量7.52t/h。0.2t/h的生活污水排入原厂区排水系统进入污水处理厂，厂区现有处理能力为5t/h的污水处理厂，水泥生产线约有4t/h生活污水。现有的污水处理能力能保证电站建成后的全厂污水排放量。8.3.3环境效益 本工程由于利用了水泥窑大量的废气余热，在提高整体热利用率的同时较大地减轻了对周围环境的热污染。同时由于AQC及SP余热锅炉对废气中所含的粉尘具有较好的沉降作用，所以增加余热锅炉后窑头及窑尾的电收尘器的除尘效率得到了提高并减少了粉尘的排放,使周围的环境得到进一步的改善。本工程本身就是一个资源综合利用保护环境的工程，其具有很好的环境效益，符合国家有关的政策。