烧结环冷机余热发电系统设计方案

1、XXX360m2烧结环冷机余热发电系统工程方案设计天津华能能源设备有限公司二O三年七月1总的部分11项目概况11.2项目建设的必要性11.3项目特点22建厂条件及设计依据32烧结环冷机条件32.2气彖条件43工程设想43设计规则及标准43.2热力系统4321烧结低温烟气热平衡43.2.2电站规模53.2.3工程内容及电站厂房布置53.2.4工艺流程及特点63.2.5烟气系统73.2.6汽轮发电机组各系统73.2.7主要设备参数83.3 电力设施 二:143.M1设计规范和规定143.3.2电力电暈平衡及接入系统方案143.3.3电气主接线143.3.4发电设备153.3.5厂用电系统173.3

2、.6控制及保护系统183.4热工仪表及自动化203.4概述213.4.2设计原则以及自动化装备水平213.4.3 DCS的配置及主要控制功能233.4.4 DCS的配置263.5循环水、除盐水和供排水系统303.5.1除盐水系统303.5.2生产补充新水系统363.5.3生活、消防给水系统383.5.4扌卡水系统383.5.5水质稳定措施393.5.6安全供水393.5.7给排水设施393.6 土建工程403.6.1自然条件403.6.2建筑物生产类别,建筑耐火等级41363 土建设施要求413.7总图布置434环培俣护434主要污染源、污染物及其控制措施434.1.1 废气434.1.2 废

3、水434.1.3噪声防治措施444.1.4周体废物444.2工厂绿化455劳动安全和工业卫生455防自然灾害措施455.2防生产过程危险、危害措施465.3防火495.3.1总图布置495.3.2建筑防火描施495.3.3消防供水505.3.4电气防火措施505.3.5防爆防火措施 515.3.6通风防火描施515.3.7火灾自动报警系统515.3.8灭火设施配置515.3.9消防标志配置'526主要设备清单527投资及效益529附图5410设备清单541总的部分1.1项目概况XXXX钢铁公司烧结厂现有2座烧结机，分别为1台360 m2烧结机和1台300 n?烧结机。其中360m2烧结

4、机，有效冷却面积为415nA 其环冷机回转中径为44000mm,料层厚度1400mm,正常处理能力900t /h,给料温度750850°C,排料温度120°C o 300n?烧结机，有效冷却面积为360nA 其环冷机回转中径为44000mm,料层厚度1400mm,正常处理能力700t /h,给料温度750850°C,排料温度120°C2台烧结机环冷机均配有余热锅炉，每台余热锅炉效率较低，产气量约5 7t/h, 0.3MPa的低压饱和蒸汽。本可研拟回收环冷机低温烟气余热进行发电 ,以达节能减排增效之目的。1.2项目建设的必要性温家宝总理在2008年节能工作

5、会议上强调：“今年是实现'十一五'节能 减排约束性目标的关键一年，必须下更大决心，花更大力气，打好节能减排 攻坚战，务求使节能减排工作取得突破性进展。”我们知道，在烧结矿生产中特别是烧结矿冷却过程中会排出大量温度为28 0400°C的低温烟气，其热能量大约为烧结矿烧成系统热耗量的33%。在烧结工序中，高效率地利用烧结冷却机排放的低温烟气余热是一个值得 关注的课题。烧结厂传统余热利用方式是在冷却机高温段安装简易余热锅炉 生产蒸汽，效率低下，仅能回收少量的烟气余热。低温余热发电技术是将烧 结环冷机低温烟气循环利用，充分吸收烟气中的热量最终使其最大可能地转 化为高品质的电能

6、。该项技术为烧结工序最大程度利用烟气余热提供了出路O从国家的产业政策来看，早在1996年国务院曾以国发199636号文批转国 家经贸委等部门关于进一步开发资源综合利用意见的通知，其明确指出 :“凡利用余热、余压、城市垃圾和煤肝石等低热值燃料及煤层气生产电力、 热力的企业，其单机容量在500kW以上，符合并网条件的，电力部门都应允 许并网，单机容量在1.2万kW以下（含1.2万kW）的综合利用电厂，不参加电 网调峰雹国家发展改革委办公厅关于组织申报节能、节水、资源综合利用 重大项目和示范项目以及现役火电厂脱硫设施设备备选项目的通知（发改办 环资2004 906号），明确了重点支持钢铁、有色、石油

7、石化、化工、建材 等高耗能行业节能技术改造项目，钢铁行业中低温余热利用位列其中。钢铁 政策也要求，大型钢铁企业电力要自给自足，有条件的要外送。因此，利用烧结机冷却机的余热建设低温余热发电厂，在政策和法规上是 国家大力扶持和提倡的。本项目的实施是烧结生产上的重大节能降耗措施， 是烧结工艺发展和技术进步所必需的。13项目特点（1）低温烟气回收发电系统在不影响烧结机生产的前提下能最大限度地 利用通常很难利用的低温余热。（2）建设低温余热发电机组，有利于减少温室气体排放对环境的污染， 也有利于降低地方电网的负荷率，能够充分回收生产中的大量低温烟气余热（400°C以内）用于发电，经济效益显著。

8、投资回收期23年。装机容量越大回收期越短。（3）按年供电量1.207X108kWh来计算，每年可为国家节约47073吨标准 煤，减排103966吨CO?, 9658吨SO2 （Sy占0.5%, 15%的脱硫率后），减排N 0x642吨，减扌IF灰尘3976吨（Ay占15%, 94%的除尘率后）。可见，该余热发 电机组运行的社会环保效益十分明显。（4）烧结机余热发电系统可以解决烧结厂很大部分的电力需求（一般烧 结厂的余热发电项目可解决35%-40%的厂用电），可大大降低了生产成本，扩大产品的盈利空间，提高企业 竞争力。2建厂条件及设计依据2.1烧结环冷机条件据业主提供XXXX炼铁厂烧结车间现有3

9、60n?烧结机1座，300n?烧结机1座，其技术参数及各系统配置情况如下：各系统配置表360m2烧结机环冷机300m2烧结机环冷机有效冷却而积415 m2360 m2回转中径044000mm044000mm料层厚度1400mm1400mm正常处理能力900t/h700t/h给料温度750850 °C750850 °C排料温度120°C120°C鼓风机型号G4-73-llNo25DG4-73-llNo25D流量418400m3/h356000-4184000m3/h风压3648-4952Pa 3648952Pa 转速730rpm730rpm功率710kW7

10、10kW配电机型号Ykk630-8AYkk560-8电压lOkVlOkV防护等级IP54 (户外型)IP54 (户外型)1段热风温度360-390°C360390°CII段热风温度200-260°C200260°CIII段热风温度120-200°C120-200°C可利用烟气流蜃2. 2气象条件当地气象条件如下内容：厂区自然条件及主要设计条件年平均气温：5 °C 152天最低气温：-23 °C最高气温：34.2°C年平均降水量：mm冬季釆暖室外计算温度：19°C基本雪压：0.2kn/m3地震烈度

11、：7度3工程设想3. 1设计规则及标准3.1小型火力发电厂设计规范(GB5004994)3.1.2火力发电厂汽水管道设计技术规定(DL/T5054-1996)3.1.3工业企业厂界噪声标准3.1.4污水处理排放标准3.5锅炉大气污染排放国家标准GB13271-20013. 2热力系统3. 2. 1烧结低温烟气热平衡本锅炉传热技术根据本工程中1台360m2烧结环冷机和1台300环冷机烟气性质分别计算出每真系统的牛产蒸汽量列出，如下表。表1环冷机烟气参数及余热锅炉蒸发星:单位烧结机，m2烧结机，m2360300循环烟气温度r360-400360400循坏烟气流园NmVh480000396000锅炉

12、蒸发量t/h35.129.0闪蒸汽量t/h6.85.6备注:1. 表中烟气温度为烟气再循环后的温度，环冷机原始烟气温度为310-315oC；2. 表中锅炉蒸发暈是在一定的技术条件产生的，具体技术条件见有关叙述；本项目为了充分回收烧结低温烟气余热资源，余热锅炉到烧结环冷机之间 的烟气采用再循环方式。本项目余热锅炉的烟气条件初步确定为进气温度360°C400°C,从余热锅炉出口排出的烟气温度为165°C。3. 2. 2电站规模根据目前环冷机现状，对于低温烟气余热发电可考虑如下方案：2台烧结环冷机余热锅炉配1台补汽冷凝式汽轮机发电机组，汽轮机主蒸汽 压力为1.95MPa

13、,主蒸汽温度为365°C,进汽量为64.1t/h。闪汽量为12.4t/h 作为除氧和汽轮机补汽。循环冷却水平均温度为26°C,最大35°Co机组额定 功率为20MW,发电机正常运行出力为18MWC装机规模为：(35.1+29) t/h+20MW。3. 2. 3工程内容及电站厂房布置烧结低温烟气余热回收发电项目的主要内容如下:1）烧环冷机余热锅炉的总图布置、工艺系统、供配电气系统、仪表和控制设备 、土建设施，以及相关设施的拆迁、改造等。2）汽轮发电机间和循环水泵站（包括除盐水系统）的总图布置、工艺系统、供 配电气系统（不包括电厂接入系统）、仪表和DCS控制系统、通风

14、空调、电 信、消防、供排水系统、土建设施等。3）与烧结低温烟气余热回收发电项目相关的外网，包括热力、给排水、电信和 DCS系统通讯线路等。汽轮发电机组布置在厂房的主跨，在AB线间，为纵向岛式布置，运转 层标高为&00米。在CD线间，0.00米层分别设有高压配电室、更衣室、厕 所和工间；5.00米层为电缆夹层；&00米层为低压配电室、主控室、和办公 室；12.5.00米层设闪蒸汽、除氧器和减温减压器。冷凝器中心至6列15000mm,冷凝水泵布置在冷凝器旁边的约.1.900米深的坑内。机组一端侧设4.5米高的回热钢平台，上设起动抽气器，射 水抽气装置，汽封冷却器，润滑油站，钢平台至

15、机组的操作平台及0.00米均 设有钢梯。余热锅炉采用立式自然循环锅炉，带上汽包，烟气自上而下通过锅炉。为 增大换热面积，强化换热效果，余热锅炉受热面使用螺旋翅片管。余热锅炉 由省煤器、蒸发器、过热器和汽包组成主要循环回路。根据各设备厂提供的技术资料和烧结厂的实际情况，烧结低温烟气余热回 收发电项目的建设规模见表2；各设施占地面积如下：汽机房占地面积33 X 22m锅炉占地面积16X7m,风机占地面积14X5m,控制室占地面积6X6m。除盐水及冷却水系统风机占地面积42 X 32m。3. 2. 4工艺流程及特点经锅炉给水泵送来的主冷凝水通过省煤器预热后进入汽包，进入汽包的锅 炉给水，通过下降管送

16、入蒸发器，炉水被加热后变为汽水混合物，经过上升 管返回到汽包进行汽水分离，分离后的饱和蒸汽进入过热器，产出的过热蒸 汽送入蒸汽外网送至汽机间。本余热锅炉釆用自然循环，即汽包、下降管、 蒸发器、上升管、汽包形成一个闭路循环。余热锅炉省煤器段的工质温度低 流速快，冷热流体热容量相对较大，这样便可防止出现局部温差过大，影响 传热效果，从而保证了烟气余热的充分利用，岀炉烟气温度可降至165°C左右O余热锅炉汽包的连续排污、事故放水、省煤器进口安全阀排水，以及蒸汽 管道的疏放水通过管道接至疏水扩容器，进入疏水箱内，经过疏水泵加压后 ,经外网送汽机间。这样可以节约除盐水的消耗量，并节约能源。余热

17、锅炉汽包的定期排污通过管道接至定期排污扩容器，扩容后的水排入 下水管道。余热锅炉汽包设有磷酸三钠加药装置。磷酸三钠溶液通过加药泵注入汽包 O余热锅炉设有炉水取样、过热蒸汽取样。3. 2. 5烟气系统从烧结环冷机高温段烟囱及密封罩引出的烟气通过烟气母管送入余热锅炉 顶部，经过炉膛，从锅炉下部排出，通过管道接至循环风机，加压后，将烟 气管道分别接至环冷机的风箱或鼓风机的出口管道上。为有效调节烟气流量 ,在循环风机入口和回送烟气支管上设有调节翻板阀。3. 2. 6汽轮发电机组各系统余热锅炉产生的蒸汽通过外网送至汽机间的蒸汽母管，汇合作为主蒸汽送 入汽轮机。汽机排汽经过冷凝器后，形成冷凝水，经过冷凝水

18、泵运行抽气器 和轴封加热器后，由锅炉给水泵送出，分二路送至外网去余热锅炉。冷凝水 泵设置二台，一台工作，一台备用。锅炉给水泵设置二台，一台工作，一台 备用。除氧方式采用大气热力式除氧。在机组启动、停机或事故情况下，为保证机组的安全，系统设有高低压旁 路系统。高压旁路系统（即主蒸汽旁路系统）设有2级减温减压器，减温水来 自锅炉给水。低压旁路系统（即补蒸汽旁路系统）设有1级减温减压器，该减 温减压器设在冷凝器内，减温水来自除盐水。机组润滑油控制系统均由一套供油装置提供。润滑控制油系统主要用于机 组的润滑、调节和保护。本机组的循环冷却水由循环水泵站供出，经循环水泵站加压送往汽机间冷 凝器。油冷却器和

19、发电机的空冷器用冷却水也由循环水管上接入，冋时在车 间设一根工业水母管，分别接一根工业水至油冷却器和发电机的空冷器作为 夏季备用管。3. 2. 7主要设备参数1）补汽冷凝式汽轮机型式：冲动、补汽冷凝式多级汽轮机注：括号里的内容为方案二的数据。冷凝式汽轮机型式：冲动式、补汽冷凝式多级汽轮机（冲动式、抽汽补汽冷凝式多级汽轮机） 额定出力（发电机端子处）:20MW Z 1T1 e V O Hl 转速：3000rpm主蒸汽进汽压力 主蒸汽进汽温度 主蒸汽进汽流量 补汽压力： 补汽温度： 补汽流量： 机组出力：1.95MPa(a)357°C64t/h0.37MPa (a)142°Cl

20、Ot/h18 MW发电机型式：三相交流同步发电机，水平轴、全密封、（室内使用）额定功率（发电机端子）:20 MW极数： 转速： 电压： 频率： 功率因数： 联轴器系统： 接地系统： 转子支承： 润滑系统： 润滑油类型：23000 rpm10500V50Hz0.80 Lag与原动机驱动端连接无接地系统双支承轴承式（支架型） 强制润滑油系统46#透平机油绝缘等级：额定温升：F级（定子和转子线圈）B级2） 360m2环冷机余热锅炉型式：BLW自然循环锅炉蒸汽压力（过热器出口）:2.05MPa （a）蒸汽温度（过热器出口）：365°C蒸发量：35.1t/h给水温度（汽包进口处）：190

21、76;C高温烟气流量：480000Nm3/h烟气温度（锅炉进口处）:395±20°C烟气温度（锅炉出口处）:165±5°C给水温度（省煤器进口处）:104°C通过锅炉的压力损失：<100mmH2O3）循环风机风压:6500 Pa电压:10.5 kV功率:1800kW4） 300m2环冷机余热锅炉型式:BLW自然循环锅炉蒸汽压丿J （过热器出口）：2.05MPa （a）29t/h蒸汽温度（过热器出口）：365°C蒸发量:高温烟气流量：396000Nm3/h烟气温度（锅炉进口处）:360-380°C烟气温度（锅炉出口处）:

22、166±5°C给水温度（省煤器进口处）:104°C通过锅炉的压力损失：<100mmH2O5）循环风机风量：396000Nm3/h风压：6500 Pa电压：10.5 kV功率：1500kW6）闪蒸器型式：碳钢钢板结构、立式安装最大工作压力：0.5MPa（A）蒸汽压力：0.39Mpa （A）热水温度：饱和闪蒸蒸汽流量：1520t/h数豊1套7）除氧器型式：大气热力式额定出力：20t/h工作压力：0.02MPa工作温度：104°C除氧水箱容积： 30nP数量：1套8）冷凝水泵：2台，一用一备。9）锅炉给水泵：2台，一用一备锅炉优点：本系统采用了闪蒸技术。

23、余热锅炉省煤器循环动力均靠给水泵，出水分 为两路，一路作为余热锅炉汽包给水；另外一路进入闪蒸器。余热锅炉省煤 器段的工质流量比锅炉蒸发器后段增大数倍，冷流体吸收热容量相当大，从 而大幅度提高烟气余热的充分利用。这样便可防止出现局部温差过大而影响 传热效果，使锅炉运行稳定，出炉烟气温度可降至165°C左右。一般锅炉每一段循环动力均靠工质的容重差，尤其余热锅炉省煤器段的工 质流量不可能太大，冷流体吸收热容量也较小，传热效果肯定较前者差，使 锅炉运行不会稳定，出炉烟气温度可能会忽高该忽低的现象。闪蒸器的位置可以放置在汽机补汽的最佳位置，从而保证汽机高效作功 o 一般锅炉的低压汽包不可能离锅

24、炉太远，低压蒸汽送至汽机处会出现大量 凝结水，降低汽机作功效率。本锅炉特有的技术可使同样耗钢量得到最大传热面积，从而可使锅炉体 积小产汽量高，节省站地面积。本锅炉特有的防腐防磨技术可使锅炉寿命在烟气含尘量2g/Nm3时满负荷 运行达2025年。这些优点是国内锅炉所不具备的。本锅炉在国内水泥行业运行几十台效果很好，而环冷机低温烟气和水泥 行业烟气性质基本相同，因此可以肯定在烧结环冷机同样会有良好的换热效 果。釆用DCS控制系统保证锅炉运行更加安全可靠。补汽冷凝式汽轮机优点：补充低品质饱和蒸汽推动气轮机进行作功，解决了余热锅炉在低温受热 面为了增大吸收热容量而产生的较大量的饱和蒸汽。低品质蒸汽发电

25、是汽机行业一项技术革新，彻底解决钢铁厂各种工业炉 窑汽化冷却装置产生蒸汽的去向问题。3.3电力设施XXXX钢铁公司拟利用一台360n?和一台300m2烧结机的环冷机余热锅炉产生的蒸汽建设一座余热发电厂，电厂内安装一台 20MW汽轮发电机组.3. 3. 1设计规范和规定(1) 小型火力发电厂设计规范(GB5004994)(2) 火力发电厂与变电所防火设计规范(GB502292006)(3) 电力工程电力设计规范(GB50217-94)(4) 火力发电厂厂用电设计技术规定(DL/T51532002)(5) 电力工程直流系统设计技术规程(DL/T50442004)(6) 交流电气装置的过电压保护和绝

26、缘配合(DL/T6201997)(7) 交流电气装置的接地(DL/T621J997)3. 3.2电力电量平衡及接入系统方案(1) 电量平衡方案：在额定工况下运行时，机组发电能力为18MW,扣除新增厂用电负荷2.923 MW后，外供电量约为15.077MW,厂自用电16.2%。(2) 发电系统接入方案由于没有公司并网电站烧结机区域供配电的资料，电厂的并网点下阶段确 定。发电机的同期点设在发电机出口断路器。3. 3.3电气主接线发电机电压采用10.5RV,以便于与厂区内10kV系统直接并网，同时馈出 给厂用电10kV系统。励磁系统釆用交流无刷励磁机形式。发电机出口设置断 路器作为同期点，断路器两侧

27、分别设置电压互感器，供发电机励磁装置、同 期装置、测量仪表使用。10kV配电柜采用GG1A和KYN10型，配真空断路器。厂用电设施包括汽机房，余热锅炉,水系统及其它辅助设 施等。本工程的动力变压器一次电压及髙压电动机的端电压采用10 kV,低压动力负荷电压等级为380/220Vo3. 3.4发电设备发电机系统根据资料，发电机采用参数如下：型式：三相交流同步发电机，水平轴、全密封、自通风、旋转磁场（室内使用）用途：连续运行汽轮发电机适用标准：IEC60034或GB标准的交流同步发电机原动机：蒸汽轮机励磁系统：无刷交流，带PMG接地系统：无接地系统绝缘等级：F级（定子和转子线圈）额定

28、温升：B级额定参数额定时间：连续出力：20MW极数：2转速：3,000 rpm电压：10,500 V频率：50 Hz功率因数：0.80超前冷却方式：采用强迫风循环水冷方式33.4.2励磁系统励磁系统采用交流无刷和带永磁励磁机形式，参数如下:励磁型式：无刷励磁励磁机：1台型式：三相交流同步发电机旋转电枢或类似型式转速：绝缘等级：额定温升： 原动机：旋转整流器：型式：附件：自动电压调节器：安装位置： 装置包括：3, 000 rpmF级(定子和转子线圈)B级主发电机1套三相全波式可控硅整流器冷凝器、电阻器1套发电机控制柜电压调节设备(AVR)可控硅装置桥式电流补偿器功率因数调节设备(APFR) 相位

29、控制装置性能：电压调节范围：电压设定误差：3. 3. 5厂用电系统-10%+ 10%额定电压(在无负荷工况下) 额定电压的±1 %用电负荷容量及电压等级参见表3-1 o表3-1负荷计算表序号用户电压等 级(kV)安装容量(kW)有功功率P(kW)无功功率Q(kVar)无功补偿 (kVar)1汽机房0. 385822621952其他0. 3810020103小计6822822055余热锅炉2台0. 381457757103300280521 ()16循环水泵站0. 383802331531010505354027总计5557393229218PxO. 9, QxO. 923539268

30、7由表31可知，新建项目新增厂用电负荷（计算负荷）为3539LW,扣除原有引风机 用电负荷（1X630+l*560）*0.85=1016kW （负荷系数按0.85计），净增厂用电 负荷为2923kW,（自用电率为16.2%）大部分为二类负荷。厂用电设施包括汽机房，余热锅炉,水系统及其它辅助设施等。本工程的动 力变压器一次电压及高压电动机的端电压采用10kV,低压动力负荷电压等级为380/220Vo厂用电大部分为二类负荷。根据负荷用电情况，在汽机房处设10kV变电 所一座，内设10kV配电室，高压采用两路10kV电源进线，一路引自发电机出 口母线，另一回引自并网的10kV系统的不并网母线段，10

31、kV釆用单母线分段接线，两段母线不设联络开关；另附设一厂自用变电所， 安装两台lOOOkVA、10/0.4kV动力变压器，两台动力变压器10kV电源分别取自 两段10kV母线；两台动力变压器互为备用，均能满足全部低压负荷需要；0.4k V低压系统釆用单母线分段接线。发电机发出的电能除电厂自用外，其余的 全部外送，并网点由甲方确定。循环水泵站负荷用电情况，三台10kV、315kW电动机由汽机10kV配电室 供电,机旁设高压操作柜。0.4kV低压系统釆用单母线分段接线，两路电源引 自电厂低压配电室。两台余热锅炉负荷用电情况，每台锅炉各安装循环风机一台，配10kV电动 机，电源分别引自附近烧结机10

32、KV配电室，循环风机机旁设控制装置。余热 锅炉0.4kV低压系统采用单母线分段接线，两路电源每路供电容量约70kW, 引自电厂0.38kV低压配电室。计算机系统及其它重要负荷设UPS电源。断路器操作、信号系统、事故照 明、部分动力负荷需设置直流电源。其中控制保护直流电源采用一套65AH直 流电源，事故照明、部分动力负荷釆用一套300AH直流电源。3. 3. 6控制及保护系统3. 3. 6. 1保护和自动装置1）保护装置发电机变压器组、输电线路及厂用电系统的保护按现有的国家标准配置， 发电机部分，输电线路、厂用电系统的保护装置釆用微机综合保护装置.发电机部分装设如下保护：（1）发电机定子绕组及引

33、出线短路故障的纵联差动保护；（2）定子绕组接地保护；（3）发电机外部短路故障的复合电压起动的过电流保护；（4）定子绕组的过负荷保护；（5）励磁绕组过负荷保护，一点、二点接地保护；（6）发电机逆功率保护等。10kV进线：（1）带方向的限时电流速断；（2）过电流。10kV分段：（1）母线充电保护。10kV动力变压器：（1）电流速断；（2）过电流；（3）温度保护；（4）单相.com10kV高压电动机：电流速断；（2）过电流；（3）低电压；（4） 单相接地保护。2）自动装置发电机设并网同期系统，同期点设在发电机的出口断路器。主控室内设自 动准同步装置和同步闭锁的手动准同步装置。发电机设自动励磁调节系统

34、，可以根据发电机出口电压自动调节励磁系统 ,保持电压恒定。发电机出口设故障录波装置。厂用电备用电源设自动投入装置。控制系统本厂主车间内设备的控制系统主要釆用日本.DCS（分布式控制系统），对于 外围设备采用PLC及常规继电器控制。主控室内设置计算机终端，可以对全厂的设备运行状态进行监视和控制。 全厂计算机网络采用工业以太网，所用DCS、PLC、综合保护装置、自动装 置及人机接口的数据均通过以太网进行数据交换。单体设备就地设用于检修 的操作设施。3.363厂区电力外网外网由甲方根据实际情况统一考虑，厂用电配电室至各个建筑物间的电缆 线路采用电缆沟的敷设方式，局部少量电缆采用直埋敷设

35、。10KV电缆选择交 联聚乙烯绝缘电缆。低压电缆釆用1KV电缆选择交联聚乙烯绝缘电缆。 其它防雷与接地在建筑物屋面上设置避雷带。其冲击接地电阻不大于lOQo10.5kV系统为中性点不接地。0.4kV系统工作接地电阻不大于4Q。所有正常不带电的金属部分均应可靠接地。计算机系统单独设置接地系统 ,接地电阻不大于1Q。防火与消防。电厂内所有电缆夹层、变压器室等处设置烟雾报警检测元件，主控室内设 置报警装置。电缆与外界的联系的进处口均用防火材料封堵，电缆桥架之间 设置耐火隔板。3. 4热工仪表及自动化3. 4. 1概述本设计主要是1X20MW汽轮发电机组和环冷机低温烟气余热

36、锅炉工艺过程 的测量、调节、控制、连锁、保护等自动化仪表的设计。包括：汽机间内汽 机、发电机组以及相应设施的仪表控制；余热锅炉、除盐水系统和循环水系 统等辅助车间的自控设计。3. 4.2设计原则以及自动化装备水平自动化装备水平采用先进、可靠、适用的新工艺、新技术，本着经济和实 用的原则进行设计。3.4.2控制系统汽轮发电机组和余热锅炉采用分散控制系统，DCS完成对整体工艺系统的 检测和主要设备的控制，建立以分散控制系统CRT操作员站为监控中心，使 运行人员在集中控制室内通过DCS实现机组的启动、停止、正常运行和事故 处理。同时配备少量重要参数的指示仪表、报警窗以及用于紧急情况的后备 手操设备，

37、以确保DCS事故时机组的安全停机。DCS系统由外商供货。除盐水系统和循环水系统等釆用DCS控制系统。现场仪表风机风门的执行机构由机械商统一供货。压力变送器和差压变送器拟釆用ABB公司在国内合资企业的设备。水流量拟采用电磁流量计，蒸汽流量拟采用V型锥流量计，烟气流量拟采 用热式气体质量流量计。液位测量拟釆用磁翻板液位计和电容物位计（远传）。调节阀拟采用无锡工装的电动调节阀。其它仪表均为常规设备。重要部位仪表设备应釆用进口产品。3.423控制方式余热回收发电系统的控制采用汽轮发电机组及其辅助系统集中控制方式， 也可以完成对余热锅炉的控制。在控制室内操作人员通过CRT操作员站和少 量的

38、后备停机按钮实现机组的启动、停止运行控制，正常运行工况下的监视 和调整以及机组运行异常与事故工况的处理。1）汽轮机的控制和监视汽轮机控制盘将安装在主控室，包括必要的测量仪表以及控制汽轮机和发 电机启停的控制开关等。汽轮机启动、停止、控制、监视和负荷调整将从主 控室汽轮机控制盘和操作员站上完成，盘车操作将在现场完成。汽轮机控制 盘将由机械商供货。2）发电设备的控制和监视用于发电设备的控制、监视等在主控室的控制站和操作员站完成。发电机 控制盘和自动电压调节系统盘安装在主控室，发电机控制盘和自动电压调节 系统盘将由机械商供货。3) 余热锅炉的控制和监视余热锅炉设备的控制站安装在锅炉附近的仪表电气室内

39、，其操作、监视等 在主控室或仪表电气室内的操作员站完成。余热锅炉监视与控制两地操作的授权由主控室完成。4)循环水系统和除盐水系统的控制和监视在主控室或仪表电气室内的操作员站 完成。其监视与控制两地操作的授权由主控室完成。控制和仪表信号除非属于特殊仪表，电信号采用4-20mA DC信号。3. 4.3 DCS的配置及主要控制功能分散控制系统的功能包括数据采集和处理系统(DAS)、模拟量控制系统 (MCS)、顺序控制系统(SCS)、汽机跳闸保护(ETS),并留有厂级管理信息系统 (MIS)的通讯接口。同时具有与其它供货商供应的控制系统和设备进行通讯的 功能，以便能通过同一总线传递必要的

40、信息和数据，接受控制系统的统一调 度和指挥，形成完整的控制系统。主要控制功能1)数据采集和处理系统(DAS)数据釆集和处理系统(DAS)连续采集和处理所有与机组有关的重要测点信 号及设备状态信号，以便及时向操作人员提供有关的运行信息，实现机组安 全经济运行。一旦机组发生任何异常工况，及时报警，提高机组的可利用率ODAS至少有下列功能：显示：包括操作显示、成组显示、棒状图显示、报警显示、模拟图显示、控 制回路监控显示、操作员指导画面等。制表记录：包括定期记录、事故追忆记录、事故顺序记录、跳闸一览记录及 操作记录等。历史数据存储和检索设备流程图、动力系统图、辅助电机ON/OFF和脱扣

41、状态显示等2）模拟量控制系统（MCS）模拟量控制主要是指热力过程参数的自动调节，根据过程要求保持这些参 数为设定值。汽包水位控制闪蒸器水位控制汽机补汽压力控制工业抽蒸汽压力控制热水温度控制凝汽器水位控制减温减压器温度控制汽封压力控制抽汽器进汽压力控制汽轮机转速控制（该系统的设备以及控制盘由机械商供货）用于调节、保护的某些重要参数釆用二取均的冗余原则进行设计，并应符 合国家相关标准的规定。3）顺序控制系统（SCS）SCS是DCS的一部分，控制范围包括在控制室内监视和控制机组所有的辅 机、阀门以及设备保护和联锁。通过操作员站的键盘或鼠标对单元机组的被控功能组进行操作控制。操作 人员可按照功能子组启

42、、停，也可进行单台设备的操作。根据主设备、附属设备以及工艺系统的运行要求，构成不同控制功能组。 子功能组至少包括以下内容：循环风机子组锅炉疏水、放汽子组电动给水子组闪蒸器子组抽汽系统子组凝汽器子组汽封系统子组汽机疏水系统子组汽机油系统子组其它控制系统子组4）汽机跳闸保护系统（ETS）由汽机供货商负责提供ETS就地设备及对ETS系统的功能要求。ETS系统 与DCS系统采用硬线连接。汽机本体的检测与控制设备亦由汽机供货商负责 提供。根据汽机供货商提出的对ETS系统的功能要求，在DCS系统中完成ETS系 统的全部控制功能，使ETS系统成为DCS系统的一部分。该系统具有在危险 运行工况下使汽轮机跳闸的

43、功能，确保跳闸动作能够迅速响应一个有效的跳 闸指令信号，安全和迅速地关闭主汽门及调节汽门，截断汽源。当汽轮机具 有再次启动的条件时，只有按照启动前的正常操作，才能使危急保安的脱扣 系统重新复位。汽机跳闸系统确保至少在下列事故状态都能关闭汽轮机全部蒸汽进汽阀门 、抽汽逆止门等，以使汽轮机安全停机：汽机超速至规定极限时；转子轴向位移超过极限时；汽机振动超过极限时；真空低至极限时；润滑油压下降至极限时；轴承回油温度超限时。5）电液调节系统（DEH）该系统由控制系统和液压部分组成，控制系统属DCS的一部分。该系统具 有自动控制、程控启动、保护等功能。主要功能如下：转速控制远方挂闸和ETS复位超速保护故

44、障诊断和报警汽轮机自动控制负荷限制其它功能6）汽轮机仪表检测系统（TSI）该系统的仪表由汽轮机供应商提供，这些仪表的信号通过转换器进入DCS 控制系统，在DCS系统内进行显示、报警和故障诊断等。主要包括如下内容转速测量轴位移测量轴振动测量轴瓦温度测量等3. 4.4 DCS的配置自动化控制系统本着电控、仪控一体化原则考虑，主要完成以上所描述的 检测与控制功能。DCS系统按分层分散及双机冗余的原则组态，保证最高的 可靠性和可用性。DCS系统的IO总点根据实用数确定，并留有10%的余量。 DCS的硬件配置DCS各子功能站点采用相同类型的硬件、软件配置，硬件上的互换性使电 厂可减少备件，

45、提高维护性。（1）控制站CPU（分散处理单元）采用冗余配置方式，它与其它的冗余CPU和操作员站 等用网络连接，每台CPU各自还包括独立的内电源、模件等器件。每台控制 站至少具有如下的配置： CPU （具有足够大的容量和频率）冗余存储芯片网络接口卡 I/O模件卡电源模件回路控制模件(2) 操作员站(OPS)整个DCS系统配置4套独立的操作员站和一套现场操作员屏(主要用于水 处理系统)，每台操作员站配置包括如下： Intel Pentium4,2.0GHz1 CPU512Mbyte RAM80Gbvte hard diskFloppy disk 3.3'71.44MBDisk 1 CD-R

46、W drive1 Fast Ethernet Card2TTFT彩色显示器键盘和鼠标每台操作员站为操作员提供图形、列表、操作、历史数据再现等，可在打 印机上输岀。运行WindowsXP或Windows2000多任务实时操作系统和相应的应用软件。所有操作员站均为全能值班配 置，图像、操作、数据一致，实现机、炉、电的运行操作。(3) 工程师站(EWS)整个DCS系统配置1台独立的工程师站，釆用便携式笔记本电脑，其配置 如下： Intel Pentium4,2.0GHz1 CPU512Mbyte RAM40Gbvte hard diskFloppy disk 3.3971.44MBDisk 1 CD

47、-RW drive1 Fast Ethernet Card鼠标工程师站主要完成实时数据库、控制块、图形、趋势、报表等系统数据的 生成和下装，完成对系统的详细自诊断和系统数据的列表和后备。工程师站的软件配置与操作员站完全相同。可由专业人员通过工程师站对 系统进行组态、维护。专业工程师在授权的情况下，可以在现场对系统进行 在线或离线修改。同时，所有运行情况和控制逻辑均可在工程师站上查看， 增加了用户对系统掌握的程度，以及系统软件、硬件的透明度。当不需组态 时，可运行与操作员站完全相同的软件。（4）打印机系统配置2台（A3）黑白激光打印机，主要打印内容为报警、趋势图、记 录报告等；系统配置1台彩色（

48、A4）激光打印机，用于CRT图象拷贝，所有 的打印机均可相互共享，切换使用。 DCS的软件DCS控制系统的软件包括二部分，既系统软件和应用软件。DCS系统的软 件随硬件一起由外商供货。（1）系统软件 Windows XP或Windows 2000操作系统 DCS编程语言（SAMA图、梯形图等）特殊软件包网络通讯软件OifoiwiAr UU J III w U 丄丄丄实现锅炉、汽轮发电机组以及公用系统所确定的全部控制功能的应用程序 ,均属应用软件。提供一套完整的满足设计要求的程序软件包，包括实时操作系统程序、应 用程序、性能计算程序、维护检测故障诊断程序、运行人员操作程序及各控 制

49、系统组态工具程序等。3.443通讯网络采用二条实时冗余的通讯网络，通过2台交换机将控制站、操作员站以及 工程师站等连接在一起，组成完整的控制系统。传输介质采用光缆，通讯速 率100Mb,通讯协议为TCP/IP。3. 5循环水、除盐水和供排水系统3. 5. 1除盐水系统余热锅炉对水质的要求，综合锅炉长期运行的安全性和经济性等因素，余 热锅炉补充水釆用除盐水。水质主要指标要求：电阻率vlOus/cm二氧化硅0. 5 mg/1pH 值：8.5 9.3水量要求：根据发电厂正常水汽损失及机组启动或事故状态所需补水量要 求（具体数据见下表），本着安全、可靠、占地少、易于操作等原则，本工 程设置除盐水站，结

50、合业主提供的水质及锅炉对水质的要求，釆用二级反渗 透除盐系统，系统出力设计为25t/h。发电厂正常水汽损失及机组启动或事故状态所需水处理设备出力损失类别计算原则或方法数屋（t/h）厂内水汽循环损失锅炉连续蒸发量的3%3.12锅炉汽包排污损失锅炉连续蒸发屋的1%1.04热力除氧1发电厂其它用汽损失汽机直排筹用汽1.5%1.6启动或事故时增加的补给水屋最大一台锅炉蒸发量的10%3.7供热正常时的补给水屋合计23.56水处理系统水源选择：采用业主提供生产新水（地表水），水质如下处理后水质未处理水质（原水）pH值8.5 9.3(at25°C)8Fe(at Fe)铁0.01 mg/11.6 m

51、g/1Conductivity(*)电导率5us/cm1375 us/cmTH(at CaCO3)总硬度74 mg/174mg/lMagnesium(as Mg) (*)镁0.005mg/l36 mg/1Na+/Chloride(at Cl)氯化物0.017 mg/1117 mg/1Chloride(at CIO)氯化物/SO4(as S04)0.002 mg/1182.4mg/lM-alk(at CaCO3)碱度/SiO2(at SiO2)0.001 mg/126.8mg/lTDS(at SS)0.92 mg/1764mg/lHCO30.071 mg/1152.5mg/lNO30.570 m

52、g/180.8mg/lnh3NA不适用BODNA不适用CODNA不适用Dissolved oxygen溶解氧NA不适用E. coil埃布氏菌ND无数据根据以上水质，水处理工艺采用以下主要流程如下: 用户来水T原水箱（100m3） T原水泵T加热器T多介质过滤器T活性炭过滤器->精密过滤器->一级 保安过滤器T一级高压泵T一级反渗透T二级高压泵T二级反渗透T除盐水 箱（200 m3）除盐水泵主厂房。化学水处理系统为母管制连接方式，所有水箱均有高低液位报警，出水母 管上的流量、导电度、PH的信号均可输入机炉控制室的DCS系统。设计说明本系统分为预处理，反渗透装置二个部份。预处理部份RO

53、装置的进水水质指标要求：1）污染指数SDIW5 （15分钟）2）余氯W0.1mg/l3）运行温度：15°C25°C4）COD<1.5PPm5）Fe<0.05PPm6）进水最高浊度:1NTU为了使反渗透装置能长期、安全、稳定运行，国内外多年经验表明，必须严 格控制预处理。预处理装置包括：多介质过滤器、活性碳吸附、精密过滤器 、加药装置及保安过滤等主体设备。预处理主要解决如下问题。防止膜面结垢（包括CaCO3,CaSO4,SrSO4,CaI2,SiO2,铁，铝氧化物等）防止胶体物质及悬浮固体微粒污堵。防止有机物的污堵。防止微生物质污堵。防止氧化性物质对膜的氧化破坏。

54、保持反渗透装置产水量稳定。预处理部份1）多介质过滤器多介质过滤器（又称机械过滤器）是以成层状的无烟煤、砂、细碎的石榴 石或其他材料为床层，一个典型的多介质过滤器床的顶层由最轻和最粗品级 的材料组成，而最重和最细品级的材料放在床的低部。其原理为按深度过滤 水中较大的颗粒在顶层被去除，较小的颗粒在过滤器介质的较深处被去除。多介质过滤器可去除水中大颗粒悬浮物，从而降低水的SDI值，满足深层 净化的水质要求。该设备具有造价低廉，运行费用低，操作简单；滤料经过 反洗，可多次使用，滤料使用寿命长等特点。多介质过滤器广泛用于水处理工艺中，主要用于水处理除浊、软化水、电 渗析、反渗透的前级预处理，也可用于地表水、地下水的除泥沙等。2）活性碳过滤器反渗透膜是由芳香聚酰胺制成的，该材料碰到含超过0.1 mg/1的游离氯的水 时会发生水解。因此在水进入反渗透时必须保证余氯0.1mg/l,而提供的水 质余氯含量为0.36mg/l,如