2000td新型干法水泥熟料生产线配套纯低温余热发电工程项目可行性研究报告

PAGEPAGE5目录TOC\o"1-2"\h\z\u第一章总论 1一、项目概况 1二、公司简介 2三、报告编制依据 3四、设计原则 4五、主要内容 5六、主要技术经济指标 5第二章项目提出的必要性 7第三章建设内容及产品方案 13一、建设内容 13二、建设规模 13第四章建设条件 14一、项目选址 14二、自然条件 14三、交通条件 15四、地质条件 15五、配套设施条件 15六、余热资源 16第五章主要技术方案 18一、技术选择 18二、热力系统 23三、保温工程 28四、主厂房布置及占地 29五、化学水处理系统 30六、给水排水 33七、电气 37八、热工控制系统 45九、建筑结构 52十、暖通与空调 54第六章主要原、辅材料及动力供应 56第七章节能 57一、设计依据 57二、项目用能 57三、节能措施 57四、节能效果 59第八章环境影响评价 60一、设计依据 60二、主要污染物 60三、治理措施及影响分析 61四、环境保护管理机构 63五、环境效益 63第九章劳动安全卫生 64一、设计依据 64二、企业目前的劳动安全卫生概况 65三、自然灾害防范措施 65四、安全卫生防护措施 66五、劳动安全卫生管理 69第十章消防 70一、设计依据 70二、消防设计 70三、消防评价 72第十一章组织机构与人力资源配置 73一、组织机构 73二、劳动定员 73第十二章项目进度计划及招投标 75一、项目进度计划 75二、项目招投标 75第十三章投资估算及资金筹措 76一、投资估算范围 76二、投资估算依据 76三、计算期 76四、项目投资 77五、资金筹措 81第十四章财务评价 84一、评价原则、依据及参数 84二、供电收入、税金及附加和增值税估算 85三、成本费用估算 85四、盈利能力分析 87五、偿债能力分析 88六、财务生存能力分析 89七、不确定性分析 89八、财务评价结论 91第十五章风险分析与控制 93一、项目主要风险因素 93二、风险程度分析 94三、防范和降低风险对策 95第十六章社会效益评价 97第十七章结论与建议 98一、结论 98二、建议 98附件：1、水泥生产线余热发电双压计算书2、设备明细表3、总平面图4、热力系统图5、窑头锅炉工艺流程图6、窑尾锅炉工艺流程图7、气轮机房及化学水布置图（平面、立面）8、汽水平衡图第一章总论一、项目概况（一）项目名称：2000t/d新型干法水泥熟料生产线配套纯低温余热发电工程项目（二）项目地址：武隆县白马镇铁佛村（三）项目业主：重庆市山拔尔桑水泥有限责任公司（四）公司所有制性质：私营（五）项目主要建设内容和建设规模利用2000t/d窑头熟料冷却机及窑尾废气余热通过纯低温余热发电锅炉，建设余热电站。项目拟利用2000t/d水泥熟料生产线现有场地2260m2，新增建筑面积1780m2，包括汽轮机房、电站控制室、高低压配电室、循环水泵房和化学水处理房等。购置SP余热锅炉，AQC余热锅炉，补汽凝汽式汽轮发电机组等设备。项目设计装机容量为4.0MW，设计发电功率为3635kW,吨熟料设计平均发电量为39.65kWh/t,年设计发电小时为7200小时，年发电量2617万kWh，年供电量为2421万kWh（设计站用电率7.5%）。（六）项目建设期本项目建设工期为10个月（2010年9月—2011年6月）。（七）项目总投资及资金筹措1、本项目总投资为3500万元，其中建设投资3425万元，建设期利息为50万元，铺底流动资金25万元。2、资金筹措项目总投资3500万元，其中业主自筹1400万元，申请银行贷款2100万元。（八）2000t/d熟料生产线建设情况业主建设的2000t/d熟料生产线于2007年9月29日由重庆市发改委核准，2007年10月动工建设，2009年底投入试生产。本项目为该水泥熟料生产线配套的纯低温余热发电工程。二、公司简介重庆市山拔尔桑水泥有限责任公司，是武隆县政府2007年重点招商引资企业，是武隆县唯一一家新型干法水泥生产厂家。该公司于2006年6月经武隆县工商局批准设立。公司注册资本金3000万元，公司自然人股东组成，其中：韩健出资占51%、周富明占37%、胡建忠12%。是一家私营企业。公司现有职工280余人，其中大、中专学历人员60人，各类工程技术人员45人。公司内设有“五部、二室、二科”的生产经营管理机构，并具有一批水泥生产经营管理的专业技术人才和一支技术过硬的职工队伍，人才配备比较齐全。公司生产技术力量雄厚、设备先进、工艺布局合理，质量检测设备齐全，具备了生产P.C32.5级复合硅酸盐水泥、P.042.5级普通硅酸盐水泥等品种的能力。公司严格按照国家标准，采用严格过程控制方法，确保各子过程合格率100%。确保出厂水泥产品永远达到和超过国家标准。公司生产的P.C32.5级复合硅酸盐水泥、P.042.5级普通硅酸盐水泥都符合《通用硅酸盐水泥》GB175-2007GB。其产品是武隆县基础建设、重点工程、彭水河堤、建筑工地的畅销产品，并远销贵州、彭水、黔江、涪陵等地。公司经营理念：确立以市场为中心的市场销售服务理念，确立以人为本的质量理念。公司宗旨：追求质量、管理零缺陷，让利于用户、供方和朋友，回报员工和社会。三、报告编制依据1、国家发改委、建设部颁发的《建设项目经济评价方法与参数》（第三版）；2、原国家计委《投资项目可行性研究指南》；3、《中华人民共和国节约能源法》2007年10月28日修订；4、国发[2007]15号《国务院关于印发节能减排综合性工作方案的通知》；5、《水泥工业发展专项规划》发改工业[2006]2222号；6、《水泥工业产业发展政策》发改委2006年10月17日颁布；7、《重庆市水泥工业“十一五”发展规划》；8、《产业结构调整指导目录》(2005年本)；9、《水泥工厂节能设计规范》GB50443-2007；10、水泥项目批准文件、政府主管部门的有关文件；11、本公司与业主单位签订的本项目工程咨询合同；12、委托单位提供的有关资料；13、重庆市武隆县的气象、地质等资料；14、国家颁发的有关建筑、电气、消防、给排水等各专业设计规程、规范和设计标准。四、设计原则（1）严格执行国家有关法律法规和产业政策的要求，认真贯彻执行国家和地方对环保、劳动、安全、消防、计量等方面的有关规定和标准，做到同时设计、同时施工、同时竣工验收并投入使用。（2）尽可能利用公司现有设备、设施，优化设计，尽最大可能利用余热。（3）电站的运行方式为并网不上网，即当电站启动投入运行时需要10.5KV的启动电源，启动电源由总降10.5KV母线提供。发电机组投入运行后与总降10.5KV母线并网运行，但所发电量完全自用，不向电网输送电力。（4）电站用水取自水泥生产厂区工业水，余热电站设计不考虑水源问题。（5）本余热电站是水泥厂下属的一个车间，电站建成后由工厂统一管理。机、电、水等设备的维修保养，由水泥厂机修车间承担。（6）余热电站水处理所消耗的化学药品由市场采购，电站设置必要的贮存设施。（7）纯低温余热电站采用DCS控制系统，达到高效、节能、稳定、优化控制的目的，减少操作定员，降低生产成本。五、主要内容报告内容涉及本项目建设的必要性，建设条件，技术、设备及工程方案，环境保护，建设进度，建设投资估算及风险分析等方面。报告对本项目的可行性进行综合分析、论证，得出合理、正确的结论，为项目业主及审批部门提供决策依据，并作为开展下一阶段工作的基础。六、主要技术经济指标项目主要技术经济指标见下表：主要技术经济指标表序号名称单位数据备注1项目建设规模1.1装机容量MW4纯低温余热回收1.2设计小时发电功率kW36351.2年发电量万kWh2617年运行时间7200小时1.3年供电量万kWh2421站用电率7.5%计2建筑指标2.1占地面积㎡22602.2总建筑面积㎡17803能耗指标3.1年耗电量（自用电）104kWh/a1963.2年耗水量104t23.744技术指标4.1吨熟料设计平均发电量kWh/t39.655职工人数5.1全站定员人196项目总投资（含铺底流动资金）万元35006.1固定资产投资万元34756建设投资万元34256建设期利息万元506.2铺底流动资金万元257资金筹措万元35007.1其中：企业自筹万元1400企业自有资金7.2银行贷款万元21008发电成本元/kWh0.19正常生产期9财务评价指标9.1年供电收入万元1043正常生产期9.2总成本费用万元471正常生产期9.3所得税万元139正常生产期9.4年净利润万元417正常生产期9.5所得税前财务内部收益率%21.739.6所得税前财务净现值万元25679.7所得税前投资回收期年5.4含建设期9.8所得税后财务内部收益率%17.839.9所得税后财务净现值万元16919.10所得税后投资回收期年6.1含建设期9.11总投资收益率%15.88正常生产期9.12项目资本金净利润率%29.77正常生产期9.13盈亏平衡点(BEP)%41.48%第二章项目提出的必要性（一）项目建设是开展资源综合利用、节约能源、环境保护和可持续发展的需求随着中国经济的不断发展，能源问题日益突出，特别是2004年开始中国的煤炭、电力价格不断上涨，水泥制造业作为高能耗产业，成本上涨的压力越来越大，为了节能降耗，提高公司产品的竞争能力，公司拟进一步抓住发展良机，建设实施与新型干法水泥生产线配套的低温余热发电工程，一方面可以综合利用水泥生产线排放的废热资源，回收高温烟气的热量变废为宝，降低水泥生产成本和提高企业的经济效益，部分缓解生产用电紧张的形势，提高企业的竞争能力，另一方面可降低排烟温度和排尘浓度，节约能源，减少对环境的空气污染和温室效应。随着水泥熟料煅烧技术的发展，发达国家水泥工业节能技术水平发展很快，低温余热在水泥生产过程中被回收利用，水泥熟料热能利用率已有较大的提高。但我国由于节能技术、装备水平的限制和节能意识影响，在窑炉工业企业中仍有大量的中、低温废气余热资源未被充分利用，能源浪费现象仍然十分突出。新型干法水泥熟料生产企业中由窑头熟料冷却机和窑尾预热器排出的320℃从环保方面分析，火力发电项目需要燃烧大量的煤炭资源，并在生产过程中排放大量的二氧化碳，一台与装机容量4MW余热发电机组相当的燃煤发电机组，按年发电量2617万kWh来计算，将产生2.18万吨二氧化碳排放量，因此余热发电机组运行的环保效益十分明显。日本、欧洲等发达国家由于能源紧缺，80年代初率先在干法水泥窑上应用低温余热发电技术，并在设备制造、电气控制等方面取得十分成熟的经验。目前日本以及欧洲的大型干法水泥窑上均配套建设了余热发电装置，东南亚许多国家的水泥窑也都带有余热发电电站。我国是世界水泥生产和消费的大国，近年来新型干法水泥生产发展迅速，技术、设备、管理等方面日渐成熟。目前国内已建成运行了大量的2000t/d及以上熟料生产线，新型干法生产线与其他窑型相比在热耗方面有显著的降低，但新型干法水泥生产对电能的消耗和依赖依然强劲，因此，新型干法水泥总量的增长对水泥工业用电总量的增长起到了推动作用，一定程度上加剧了电能的供应紧张局面。而目前国内运行的新型干法水泥熟料生产线采用余热发电技术来节能的企业还比较少，再者，国内由于经济快速增长加剧了电力短缺的矛盾，刺激了煤电项目的增长，一方面煤电的发展会加速煤炭这种有限资源的开采、消耗，另一方面煤电生产产生大量的二氧化碳等温室气体，加剧了对大气的环境污染。因此在水泥行业发展余热发电项目是行业及国家经济发展的必然。此外，为了提高企业的市场竞争力，扩大产品的盈利空间，国内的许多水泥生产企业在建设熟料生产线的同时，也纷纷规划实施余热发电项目。随着世界经济快速发展、新型节能技术的推广应用，充分利用有限的资源和发展水泥窑余热发电项目已经成为水泥业发展的一种趋势，也完全符合国家产业政策。（二）是行业可持续发展和国家产业政策的要求从国家产业政策来看，早在1996年国务院曾以国发【1996】36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，《意见》明确指出：“凡利用余热、余压、城市垃圾和煤矸石、煤泥等低热值燃料及煤层气生产电力、热力的企业（以下简称综合利用电厂），其单机容量在500千瓦以上，符合并网调度条件的，电力部门都应允许并网，签订并网协议，对并网的机组免交小火电上网配套费，并在核定的上网电量内优先购买。”《产业结构调整指导目录(2005年本)》将日产2000吨及以上熟料新型干法水泥生产余热发电纳入鼓励类，国家从产业政策予以支持。近几年，在国民经济快速增长的拉动下，特别是高能耗产业发展迅速、城市化和工业化进程的加速、居民消费结构的升级换代、我国日趋成为世界加工厂等因素的影响，我国能源资源消费快速增长，如果任由这种趋势发展，随着经济规模的不断扩大，能源、资源、生态环境对经济增长的约束将逐渐加大，必将影响到未来社会经济的持续协调发展。节约能源资源是国家发展经济的一项长远战略方针。《中共中央关于制定国民经济和社会发展第十一个五年规划的建议》中提出：“在优化结构、提高效益和降低消耗的基础上，实现2010年人均国内生产总值比2000年翻一番；资源利用效率显著提高，单位国内生产总值能源消耗比“十五”期末降低20%左右”。《国务院关于加强节能工作的决定》国发〔2006〕28号提出必须把节能摆在更加突出的战略位置，必须把节能工作作为当前的紧迫任务。提出要全面实施节能工程，有关部门和地方人民政府及有关单位要认真组织落实“十一五”规划纲要提出的燃煤工业锅炉（窑炉）改造、区域热电联产、余热余压利用、节约和替代石油、电机系统节能、能量系统优化、建筑节能、绿色照明、政府机构节能以及节能监测和技术服务体系建设等十大重点节能工程。国务院《关于印发节能减排综合性工作方案的通知》也具有同样精神。本项目属于水泥行业的余热余压利用工程项目，符合国家产业政策。（三）符合低碳经济发展的要求低碳经济，是指在可持续发展理念指导下，通过技术创新、制度创新、产业转型、新能源开发等多种手段，尽可能地减少煤炭石油等高碳能源消耗，减少温室气体排放，达到经济社会发展与生态环境保护双赢的一种经济发展形态。发展低碳经济，一方面是积极承担环境保护责任，完成国家节能降耗指标的要求；另一方面是调整经济结构，提高能源利用效益，发展新兴工业，建设生态文明。这是摒弃以往先污染后治理、先低端后高端、先粗放后集约的发展模式的现实途径，是实现经济发展与资源环境保护双赢的必然选择。有一种误解认为，要发展低碳经济就要抛弃钢铁、建材等高耗能的产业，因而不能发展低碳经济。但我国处于快速工业化和城市化阶段，大规模的基础设施建设需要钢材、水泥、电力等的供应保证，这些“高碳”产业是新一轮经济增长的带动产业，也无法通过国际市场满足国内的巨大需求，这些产业的发展有其合理性。要通过发展低碳经济，提高资源、能源的利用效率，降低经济的碳强度，促进我国经济结构和工业结构优化升级。国务院总理温家宝于去年9月25日主持召开的国务院常务会议决定，到2020年我国单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降40％－45％，作为约束性指标纳入国民经济和社会发展中长期规划，并制定相应的国内统计、监测、考核办法。本项目的建设是为了回收余热发电，减少二氧化碳排放。符合低碳经济发展的要求。（四）符合行业发展需求国务院批准发布的我国第一个《节能中长期专项规划》明确指出：水泥行业要大力推广水泥窑纯低温余热发电技术，降低水泥生产综合能耗，开展资源综合利用。过去由于受水泥熟料生产技术及国内节能技术装备研发水平的限制，大量的中、低温余热未能被充分利用，所造成的能源浪费很大。目前中国境内建成并投入使用运行的新型干法水泥生产线大约700条，预计到2010年新型干法水泥生产线的数量将达到900条左右，目前已经配套建设并投入运行的纯低温余热电站200座左右。根据国家现行产业政策和“八部委”文件要求，截止2010年国内新型干法水泥生产线配套建设纯低温余热电站的比例将达到40%。工信部《关于印发新型干法水泥窑纯低温余热发电技术推广实施方案的通知(工信部节［2010］25号)》提出要用4年时间（2010～2013年），对日产量2000吨以上的新型干法水泥窑推广纯低温余热发电改造项目，使日产量2000吨以上的新型干法水泥生产线余热发电配套率达到95%以上，形成427万吨标准煤的节能能力。综上所述，本项目的建设是十分必要的。第三章建设内容及产品方案一、建设内容利用2000t/d窑头熟料冷却机及窑尾废气余热通过纯低温余热发电锅炉，建设余热电站。项目拟利用2000t/d水泥熟料生产线现有场地2260m2，新增建筑面积1780m2，包括汽轮机房、电站控制室、高低压配电室、循环水泵房和化学水处理房等。购置SP余热锅炉，AQC余热锅炉，补汽凝汽式汽轮发电机组等设备。二、建设规模项目设计装机容量为4.0MW，设计发电功率为3635kW,吨熟料设计平均发电量为39.65kWh/t,年设计发电小时为7200小时，年发电量2617万kWh，年供电量为2421万kWh（设计站用电率7.5%）。第四章建设条件一、项目选址本项目位于武隆县白马镇铁佛村，新型干法水泥厂内。水泥生产线现有2260m2的空地，这部分空地可用来布置发电站，余热锅炉插入于水泥熟料生产线中，其空地面积能够满足本项目所需。位于窑尾废气处理的北边，砂岩堆棚的左边。北南落差8.7米。45.2×50m。二、自然条件武隆，地处重庆市东南边缘，乌江下游，武陵山与大娄山结合部，位于东经107°13＇-108°05＇，北纬29°02＇—29°40＇之间，东西长82.7公里，南北宽75公里，全县幅员面积2901.3平方公里，其中耕地44.5万亩，县城建成区5.1平方公里。东邻彭水，南接贵州省道真县，西靠南川、涪陵，北与丰都相连，距重庆市区170公里，处于重庆“一圈两翼”的交汇点，自古有“渝黔门屏”之称，是千里乌江一颗璀璨的明珠。现辖26个乡镇，40.84万人，县城所在地为巷口镇。气候温湿，四季分明，年平均气温15℃～18℃，年极端最低气温零下3.5℃，最高42.7℃，无霜期240天至285天。年降水量1000～1200㎜，四至六月降水量占39%，主要灾害有冰雹、山洪、大风。海拔800米以上的山区，每年约有五个月的多雨季节，雨雾蒙蒙，日照少，气温低，霜期长，秋风冷露对农作物生长影响较大；在三、交通条件武隆交通便利，水陆交通干线纵横交错，四通八达，是重庆一小时经济圈辐射渝东南和黔东北的重要交通、商贸枢纽。国家一级干线渝怀铁路与渝湘高速公路横贯武隆全境，拥有国道319线，省道203、303、904线以及武隆到贵州道真、务川省际高等级公路。武隆港为重庆市重点港区，乌江航道可通航1000吨级船舶。四、地质条件抗震设防烈度：本项目抗震设防烈度为6度，设计基本地震加速度值为0.05g。根据2000t/d水泥熟料生产线地质勘探资料，适于本项目建设。待本项目审批通过后需做进一步地质勘探工作。五、配套设施条件道路、维修、生活等设施依托水泥厂现有设施，能够满足项目要求。本项目日耗水792.24t/d，（包括冷却补充水及化学水补充水量），由水泥厂现有供水系统供给，水泥厂建设时已考虑电站用水，供水能够满足项目需求。本项目取水点为：上游山虎关水库供白马居民生活用水的水渠，水源充足。现生产线从取水点有一条约300m厂的D100水管供生产线用水。取水点海拔高度约310.0m。现有供电系统采用双回路供电，电源引自白马变电站，水泥工厂受电电压35kV，高压配电电压10.5kV，低压配电低压0.4kV。拟建的4.0MW汽轮发电机组10.5kV母线经电缆线路与水泥工厂现有总降二次侧母线连接。六、余热资源水泥厂相关运行参数如下：生产线产量2000t/d数值冷却机废气负压（Pa）200温度（℃）260-300含尘浓度（g/Nm3）30烘干煤粉废气温度（℃）252-350预热器出口废气温度（℃）350负压（Pa）4500烘干原料废气温度（℃）150入窑二次风温温度（℃）1034入窑三次风温温度（℃）750-850头排风机流量（m3/h）153092全压（Pa）1755功率（kW）132高温风机流量（m3/h）240000全压（Pa）8100功率（kW）1100根据水泥生产线的废热参数，考虑水泥生产工艺要求，经过计算，生产线可利用的热量范围如下：生产线2000t/d锅炉位置窑头窑尾废气量（Nm3/h）77969130,000锅炉入口温度（℃）380350锅炉出口温度（℃）～75～160根据窑头、窑尾可利用余热量，确定重庆市山拔尔桑水泥有限责任公司2000t/d水泥生产线纯低温余热电站装机容量为4MW。第五章主要技术方案一、技术选择1、发电系统选择目前，国内外已普遍采用的几种热力循环系统、循环参数及熟料冷却机、窑尾预热器废气取热方式按照汽轮机进气方式分为补汽式和不补汽式两种，其中补汽式又分为双进汽和闪蒸两种，近年来研究者又对双进汽系统进行了很多改进，使得中国的余热发电技术领先于全世界。这些系统的特点为：（1）单进汽纯低温余热发电热力循环系统（不补汽技术）：在水泥窑窑头熟料冷却机中部设一个抽取冷却机废气的取气口，抽取350℃左右的废气，通过设置AQC炉，生产0.8～1.6MPa、温度～320℃的蒸汽；窑尾设置SP余热锅炉，产生0.8～1.6MPa、温度～320℃的蒸汽，两股蒸汽合在一起，进入汽轮机做功，拖动发电机发电。该系统AQC锅炉排气温度在（2）复合闪蒸补汽式纯低温余热发电热力循环系统（补汽式闪蒸技术）：利用水泥窑废气余热，设置余热锅炉回收余热，生产0.8～1.6MPa、温度～320℃的高压过热蒸汽，同时生产高压饱和水，饱和水进入闪蒸器，通过闪蒸产生饱和蒸汽。过热蒸汽和饱和蒸汽从不同部位进入汽轮机做功发电。此种技术发电量比单进汽系统高3%-5%，但是余热电站自用电大于12%，而且饱和蒸汽对汽轮机的叶片具有腐蚀，导致汽轮机寿命大大减少，因此现在已经在中国逐渐被淘汰（3）双进汽纯低温余热发电热力循环系统（补汽式双进汽技术）这个系统的高压蒸汽系统与前述系统一致，不同的是低压蒸汽采用过热蒸汽。将AQC炉、SP炉生产的0.8～1.6MPa过热蒸汽及AQC、SP炉生产的0.1～0.5MPa低压过热蒸汽分别通过不同部位进入汽轮机做功发电。此种技术发电量比闪蒸技术提高2-5%，余热电站自用电为7.5%，汽轮机使用寿命延长，是目前最普遍的余热发电系统。（4）窑头采用双抽气的另一种双进汽系统近年来，在能量梯级利用和追求最大发电量的思想指导下，有设计单位提出了一种“改进”的双进汽发电技术，它的设计思想是在窑头开两个口，即在常规的开口方式基础上在篦冷机一段再开一个口，抽出少量高温烟气（设计已经达到600℃）进入单独设置的ASH过热器，对窑头窑尾产生的蒸汽过热。这种技术理论上可以使发电量相对于（单压系统）提高这个系统的思路是能按照风温梯级利用余热量，但是近年来在实际运行中，该系统出现了这些不足：与二三次风争热；影响原生产线煤耗；很难维持窑内微负压（-50Pa左右）；很难匹配调节各个节点的进风量；很难对控制参数为压力、流量、温度，控制点为二次风、三次风、篦冷机内部、高温抽气、低温抽气、尾风排气等多变量强耦合进行控制；系统复杂，管道多且热损失大；高温烟气阀门（篦冷机前部抽气口）由于烟气温度波动到600℃以上（设计500℃）而烧坏，失去调节作用，导致整个系统运行不稳定；从这些方方面面所暴露的问题，说明这种热力系统仅仅存在于理论中，它的控制和操作几乎不可能达到理想状态值，因此在目前的条件下，各企业不适合将这种发电技术推广应用。在综合比较了各种发电系统的优劣性后，结合重庆市山拔尔桑水泥有限责任公司的实际情况，本方案采用双进汽纯低温余热发电热力循环系统。2、锅炉选择通常锅炉可分为卧式结构和立式结构，他们的特点分别为：（1）卧式锅炉：优点：易于清灰，安装简单；缺点：烟气漏风率大，烟气在炉膛内温度场和流场不均匀，换热效率低，占地面积大。（2）立式锅炉：优点：漏风率小，占地面积小，流场、温度场均匀，换热效率高；缺点：安装较复杂，清灰效果略差，但是采用先进的除灰装置可保证有效地除灰。在综合对比两种锅炉的特点后，结合重庆市山拔尔桑水泥有限责任公司场地紧张的特点，本方案采用立式锅炉结构。3、其他技术特点（1）在篦冷机开口出设置调节阀，调节篦冷机的开口大小和位置，保证发电系统的适应性（思安专利）。（2）可采用降低头排风机功率的补风方式，保证系统阻力较小。（3）AQC锅炉设置旁路阀和进气阀门联动。（4）锅炉及沉降室的卸灰口采取双阀联动方式，减少漏风。（5）合理设置分汽缸，保证补汽的稳定。（6）SP锅炉采用压缩空气反吹方式，保证不塌灰。（7）烟气管道可采取内保温方式，保证系统的正常运行。（8）所有汽水阀门选型按照设计规范的基础上，提高两个等级。（9）考虑锅炉管道磨损问题，采取控制烟速、均匀流场、前置假管、设置烟气导向板等措施，保证锅炉长期安全稳定运行。（10）汽轮机末级采用扭叶片并经过特殊处理，防止补汽引起的末级汽蚀问题。（11）锅炉低压给水采用高压给水节流方式，减少了低压给水泵布置，增大了厂房检修空间。（12）所有设计均严格执行小型火力发电厂设计规范；所选设备均为具有电力行业准入资质的产品。4、主要计算参数本方案设计选定窑头窑尾均双压，锅炉主蒸汽压力等级1.35MPa/340℃低压蒸汽压力等级0.35MPa/190依据考虑锅炉的传热特点，经过重新对锅炉的设计和校核计算，2台锅炉的主要参数确定如下。设备名称2000t/d生产线数量AQC窑头锅炉入口废气量：77969Nm3/h入口废气温度：3出口废气温度：～75℃主蒸汽量：6.6t/h主蒸汽压力：1.35MPa主蒸汽温度：340低压蒸汽量：1.48t/h低压蒸汽压力：0.35MPa低压蒸汽温度：190给水温度：42锅炉总漏风： ≤1%布置方式：露天1台SP窑尾锅炉入口废气量：130000Nm3/h入口废气温度：350℃出口废气温度：～160℃主蒸汽量：11.5t/h主蒸汽压力：1.35MPa主蒸汽温度：330℃低压蒸汽量：3.39t/h低压蒸汽压力：0.35MPa低压蒸汽温度：190给水温度：135℃（从AQC炉来）锅炉总漏风：≤2%布置方式：露天1台依据蒸汽参数，按照机械传动效率和发电机效率均为97%计算，汽轮发电机组的发电量计算值为3635kW。汽轮发电机组装机容量设计为4MW，汽轮机选为补汽凝汽式。机组的主要参数选定如下：设备名称规格及型号数量补汽凝汽式汽轮机型号：BN4-1.25-0.25额定功率：4MW额定转速：3000r/min进汽压力：1.25±0.1Mpa进汽温度：330（+20-20）℃进汽量：17.1t/h补汽压力：0.25MPa补汽温度：180补汽量：4.87t/h排气压力：0.008Mpa排气温度：42℃1台汽轮发电机型号：QF-4-2额定功率：4000KW额定电压：10.5KV额定转速：3000r/min1台系统的各项主要指标汇总如下：序号技术名称单位指标备注1装机容量MW42计算发电功率kW36353年运转小时h72004年发电量104kwh26175年供电量104kwh24216电站自用电率%7.57吨熟料余热发电量kwh/t·cl39.658折合年节省标煤量万吨0.82供电煤耗339g/kWh9折合年CO2减排量万吨2.182.62kg/二、热力系统1、概述根据水泥生产线的废热参数，结合山拔尔桑水泥有限责任公司的意见，采用两炉一机的方案，生产线建一台SP余热锅炉和一台AQC余热锅炉；配一套汽轮发电机组，汽轮机为补汽凝汽式，发电机采用10.5KV的可控硅励磁发电机。2、水泥工艺系统改造（1）窑尾SP锅炉由于水泥线工艺布置较紧凑，现场空地不多，而窑尾SP锅炉又采用立式锅炉，综合以上因素考虑，拟将2000t/d窑尾SP炉布置在窑尾高温风机上，在最上一级（C1级）预热器至增湿塔的下行管道上引出废气管道与SP锅炉相连，原生产线的下行废气管道可以做为旁通烟道，引出管道与原下行管道以及锅炉出口管道上均增设电动百叶阀门，对气流进行控制和切换，锅炉排出的积灰由输送机送回生料库。控制锅炉出口烟气温度在160-200℃，以满足烘干原料的需要。当遇到原料较湿等特殊情况时，可以适当打开旁通烟道上的阀门，使部分高温废气不经锅炉而直接经高温风机送入原料粉磨系统。烘干原料后的废气由原废气处理系统的收尘器净化后排入大气。控制锅炉的烟气阻力≤800Pa，使系统的阻力在窑尾高温风机的能力允许范围之内，通过对高温风机操作参数的调整，可使系统完全正常工作。当SP锅炉出现故障或水泥生产不正常时，气流可不通过锅炉而流向旁通烟道，使锅炉解列，既满足了水泥生产的稳定运行，又保证了SP炉的安全。通过旁通烟道的调节作用还可使水泥生产及余热锅炉的运行均达到理想的运行工况。（2）窑头AQC锅炉在熟料冷却机与窑头收尘器之间设一台沉降室及一台AQC锅炉，由废气管道连接。为保证锅炉正常产汽量，需对冷却机进行改造，可从冷却机中部引出管道，抽出380℃左右的废气送至沉降室，滤去大颗粒粉尘后再由管道引向AQC锅炉。从冷却机中部抽风的目的是提高进入AQC余热锅炉的废气温度。出AQC锅炉的废气经原余风管路进入窑头收尘器收尘后由原有窑头排风机排放，冷却机剩余的低温余风仍由原管路进窑头收尘器。原余风管路系统可做为锅炉的旁通烟道，当锅炉故障或水泥生产不正常时可关闭去AQC锅炉的阀门，气流可不经锅炉而由此旁路系统直接排至窑头收尘器。在冷却机原余风管路、新设去锅炉管路和出锅炉管路上均增设电动高温百叶阀门，以实现对气流的控制调节和切换。锅炉和沉降室的烟气总阻力控制由于场地较小，将沉降室设置成圆形以减少用地。（3）废灰除理SP余热锅炉的积灰清下后连同增湿塔清下的积灰被送到原水泥系统输送系统，回灰温度在2003、热力系统设计的原则及特点（1）蒸汽管道采用母管制，便于锅炉及汽轮发电机组组合运行。（2）化学水处理来的除盐水分两路，一路进入除氧器，另一路进入凝汽器。冷凝器的凝结水通过汽封加热器后进入除氧器。除氧器采用化学除氧。除氧水通过给水泵加压后进入给水母管，经过给水管道进入AQC锅炉公共省煤器，加热后分别进入AQC锅炉省煤器和SP锅炉高省煤器，然后分别进入AQC锅炉和SP锅炉汽包；（3）汽机房设置疏水系统，蒸汽管道及汽轮机疏水通过疏水扩容器进入疏水箱，并通过疏水泵进入除氧器。（4）锅炉设置排污扩容器，连排和定排的污水经过排污扩容器后，排入排水系统。4、主要辅助设备选择设备名称规格及型号数量备注高压给水泵流量：28扬程：336配电机功率：55KW2台一用一备除氧器（真空除氧）出力：30t/h水箱容积：20m31台除氧循环水箱10m31个除氧循环水泵流量：138m3/h扬程：37m配电机功率：22KW2台5、汽水循环系统（1）补水及除氧系统的补水采用母管制，由除盐水箱提供。系统正常运行时，补水补入除氧器。按照生产线目前的情况计算，正常补水量约2.04t/h，事故最大补水量约4.24t/h。除氧方式拟采用真空除氧。（2）给水系统给水系统将水从除氧器送至各余热锅炉的省煤器入口。系统采用母管制。给水泵采用两台，一用一备。考虑到生产线产量的提升，单台泵流量选为28m3/h，扬程336m。（3）余热锅炉余热锅炉是余热发电系统的主要设备之一，烟气和水在锅炉内进行热交换，给水被加热成蒸汽，实现余热的回收。余热锅炉采用自然循环方式，立式布置。烟气从锅炉上进下出。给水整体上和烟气为逆流，受热面沿烟气流动方向从前往后依次布置为过热器、蒸发器和省煤器。其中过热器布置于锅炉进烟侧上升段，省煤器布置于锅炉排烟侧下降段，蒸发段分布于锅炉两侧。根据设计要求，锅炉省煤器尾端设有热水抽取接口。给水首先进入省煤器，从烟气吸收热量后温度升高，在省煤器尾部分为两部分。一部分196℃锅炉除灰方式采用机械振打。（4）疏水系统蒸汽在进入汽轮机之前，必须进行疏水。疏水系统主要有疏水箱和疏水泵组成，疏水送回至除氧器。（5）汽轮发电机组汽轮机和发电机都属于发电系统的主要设备，蒸汽在汽轮机中膨胀做功，推动动叶片输出机械功，从而带动发电机生产电能，完成能量的关键性转化，实现余热的有效利用。6、凝结水系统凝结水系统的核心设备为凝汽器。汽轮机排出的乏汽，在凝汽器中被循环水冷却，凝结成液态水，重新送回至除氧器。7、抽真空系统抽真空系统为凝结水系统的辅助系统，功能主要在于维持凝汽器中的真空度，主要由射水抽汽器和射水泵等组成。三、保温工程1、概述（1）设计范围本设计范围包括热机专业设计范围的汽水系统，烟、风系统，公用设施，机炉附属设备，平台扶梯及支吊架。2、设计主要依据（1）《火力发电厂保温油漆设计技术规程》（DL/T5072-1997）3、设计原则（1）保温设计原则具有下列情况之一的设备、管道及其附件必须按不同要求予以保温：a.外表面温度高于50℃b.需要减小介质的温度或延迟介质凝结的部位；c.要求防冻、防凝露者；d.工艺生产中不需保温的，其外表面温度超过60℃e.管道距地面或平台的高度小于2.1m；f.靠操作平台水平距离小于0.75m（2）保温做法a.锅炉保温采用硅酸铝板外罩瓦楞板；b.烟道保温采用岩棉外罩镀锌铁皮；c.蒸汽管道采用硅酸铝管壳外加镀锌铁皮；d.汽包设置保温室，材质选用彩钢夹芯板，设置检修门。保温厚度根据当地室外温度，按照相关标准规范计算确定。对于压力表、温度计、水位计等仪表的导压关管和排污管道配置电伴带；其他管道根据国家规范采取防冻、防腐措施。四、主厂房布置及占地（1）余热锅炉布置在水泥生产线余热点附近，就近连接废气管道。SP余热锅炉布置于水泥生产线窑尾高温风机上，采用露天布置。占地约为7×7m2，采用露天布置。排污扩容器、汽水取样器等AQC余热锅炉布置于水泥生产线窑头篦冷机旁，占地约为16×4m2，采用露天布置。排污扩容器、汽水取样器等布置在余热锅炉底部设置链式输送机，将余热锅炉收集的灰尘送回水泥生产线。（2）高、低压配电间和汽轮发电机组合建一个厂房，汽轮发电机房布置一台补汽凝汽式发电机组，跨度15m，总长30m；高压配电室、中央控制室布置±0.000平面，占用面积为30×7.5m（3）除氧层标高为12m。（4）汽机间设置一台双钩桥式起重机，容量为16/3.2t，供检修汽轮发电机组用。五、化学水处理系统本工程属于低温低压余热发电范畴，按照规范，余热锅炉水质符合工业锅炉给水质量标准即可，但考虑到电站的长期安全稳定高效运行，锅炉给水指标按照GB/T12145-1999《火力发电机组及蒸汽动力设备水气质量标准》规定中中温中压锅炉汽、水品质标准要求进行设计。该工程拟新建一套一级除盐系统，以保证除盐水水质。1、补水水源采用原厂区供水网系统2、化学水处理系统的设计及选型依据水质检验报告PH8.2Ca+39.76Mg+2.04（其它相暂缺）3、新装机组的水汽质量标准（1）锅炉给水悬浮物≤5mg/L硬度：≤1.5ｍg/L（ＣａＣＯ3）PH： ≥7油： ≤2mg/L溶解氧： ≤0.05mg/L（2）炉水总碱度： ≤12mｅ/LPH： 10～12硫酸根 10～40mg/L磷酸根10～30mg/L含盐量：≤2500mg/L相对碱度： ＜0.24、锅炉补给水处理（1）锅炉补给水量和水处理能力确定锅炉总蒸发量：22t/h厂内水汽损失：正常损失率：5%正常损失量：5%×22t/h=1.1t/h锅炉排污损失：排污损失率：2%排污损失量：2%×22t/h=0.44t/h其他汽水损失：按0.5t/h计算考虑锅炉机组因启动或事故而增加的水量：增加率：10%（考虑水泥余热发电的特殊性，按锅炉总蒸发量）增加的水量：22×10%=2.2t/h锅炉正常补水量：1.1+0.44+0.5＝2.04t/h事故最大补水量：1.1+0.44+0.5+2.2=4.24t/h锅炉补给水处理系统正常出力：2.04×（1+0.1)=2.244/h综合考虑，锅炉补给水系统设备出力按5t/h确定。除盐水箱两台30m35、化学水处理系统的确定根据水源水质和各主要设备对水、汽质量的要求，参考低压锅炉的给水标准，从有利于环境保护和降低酸碱耗量、降低成本，保证锅炉给水水质，提高供水安全可靠性考虑，该工程采用一级除盐水系统。化学水处理车间的供水由原水泥厂区给水管网供给。处理流程为：自原厂区生活、生产给水管网供给的水依次进入化水间过滤器、阴离子交换器，除去二氧化碳后进入中间水箱，再通过阳离子交换器，出水为除盐水，进入除盐水箱，再通过除盐水泵供至汽轮发电机房除氧器等设备。6、锅炉汽包水质调整锅炉汽包水质调整，采用药液直接投放的方式由专设加药泵向锅炉汽包内投加Na3PO4溶液，调节PH值采用加氨装置。7、控制方式化学水处理系统采用手动控制。8、废水排放在水处理的同时也会产生一定量废水，包括过滤器反洗排水、交换器反洗排水、各种设备渗漏水，这些废水通过水处理车间室内排水沟收集到室外的地下废水中和池，经中和后排入排水系统。9、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，水处理车间设置在汽机房的侧面，内设药剂贮存间、化学分析室等。占地面积为15m×7.5m4.3.10主要设备（见设备表）六、给水排水1、设计依据（1）当地的气象资料及该工程的工程地质及水文。（2）发电工艺提供的相关资料。（3）《室外给水设计规范》GB50013-2006。（4）《室外排水设计规范》GB50014-2006。（5）《建筑设计防火规范》GB50016-2006。（6）《建筑灭火器配置设计规范》GB50140-2005。（7）《生活饮用水卫生标准》。（8）《小型火力发电厂设计规范》。2、设计内容新建厂区室外生活给水系统、生产给水系统、消防系统，室外雨水排水系统、污水废水排水系统。新建构筑物室内生活给水系统、消防系统。3、概述余热电站用水由水泥厂给水系统供给，直接从水泥厂水源加压泵房取水。4、生产给水系统本工程生产用水为化学水处理用水、汽机房工业用水等。生产总用水量为33m3/h，其中：化学水处理补水量约：2.04m3/h冷却塔补水量：28m3/h不可预见水量：3m3/h根据冷却水用量及水压要求，设两台循环冷却水泵。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。循环冷却水补充水源为水泥厂现有供水系统，经过过滤和加药处理，可以达到冷却水补水水质要求，可以直接作为循环冷却水补充水源。根据工艺要求，余热发电循环冷却水的主要用水点为凝汽器、冷油器、空气冷却器。循环冷却水量：本期工程拟建设一台补汽凝汽式汽轮发电机组，凝汽器的平均凝汽量为：22t/h根据目前全国已建电站的经验，结合重庆武隆的气候特点，取循环水的冷却倍率夏季为70，冬季为60。则凝汽器的循环冷却水量为22×70=1540t/h、冷油器用水量为60t/h、空气冷却器用水量为100t/h；夏季总循环水量为Q=1540+60+100=1700t/h，冬季总循环水量Q=22×60+160=1480t/h。在设计时取总循环冷却水量为1800t/h。其中冷油器和空冷器接工业水作备用水源，管道与厂区工业水管网对接。循环水量的计算见下表单位：m3/h项目机组类型凝汽量（t/h）凝汽量冷却用水（m3/h）辅机用水量（m3/h）总循环水量（m3/h）冷却倍率m=(70/60)4MW2215401601700(夏季)13201480(冬季)在设计时取总循环水量为1800m3/h。循环水系统补水量：根据计算，本工程冷却循环水系统需要补充水28t/h。其中蒸发、风吹损失水量约为20m3/h，排污及渗漏损失水量约为8m3/h。②循环冷却设备循环水泵选用两台，一用一备，单台流量为2020t/h，扬程为22m；冷却塔选用玻璃钢冷却塔2台，单台出水能力为900t/h。为保持水质的稳定，定期加入阻垢剂与杀菌剂，分别投加HEDP和ClO2。HEDP除去水中的Ca2+,Mg2+等金属离子，降低水的硬度，防止设备、管道结垢；ClO2防止水中滋生藻类，同时可以杀菌作用。③循环水系统布置循环冷却水泵置于循环水泵房内。冷却塔单列布置，平面尺寸约为16m×7.6m，沿塔四周在塔脚处设回水台，冷却塔下设循环水池。循环水泵房尺寸为12m×7m。循环冷却水补水管道由厂区输水管道引入。④主要设备选型设备名称规格及型号数量备注玻璃钢冷却塔循环水量：900t/h2台循环水泵流量：2020m3/h扬程：22m2台一备一用5、生活给水系统本工程位于原有厂区内，可利用原有部分生活设施，因此生活用水量增加很少，约各为2.5m36、消防给水系统由于本工程是水泥厂的一部分，消防水系统采用与原水泥厂消防水系统连接，本工程不再单独设置独立的消防水系统。按国家现行标准《建筑设计防火规范》GB50016-2006的规定在汽机房设置室内消火栓，根据《建筑灭火器配置设计规范》的规定，在各建筑物内设置灭火器。室外消防给水利用厂区原有消防系统，同一时间内火灾次数按一次计算，室外消防用水量为15L/s，火灾延续时间按3小时计算。室外地下消火栓沿厂区道路设置，间距为不大于120米，室外消火栓的保护半径不大于150米。室内消防给水系统根据《小型火力发电厂设计规范》的要求进行设计。本工程位于原有厂区内，可利用原有部分生活设施，生活用水量增加量约为1.5m37、排水系统本工程排水包括生产和生活排污水，生产污水主要来自化学水处理车间、锅炉及冷却水系统排污，合计为8m3/h；生活污水排水各为2.0m3/d。化学水处理车间酸碱废水经中和池中和处理后，排入厂区原有排水管网。生活污水经化粪池预处理后，排入七、电气1、设计依据电站电气设计的内容与深度《电力工程电气设计手册》。重庆市山拔尔桑水泥有限责任公司提供的有关电气资料。各专业提供的有关资料2、系统概述（1）公司电力系统现状重庆市山拔尔桑水泥有限责任公司现有2000t/d水泥生产线一条，水泥厂总降压站：35kV/10.5kV。3、电气主接线本工程安装4MW发电机一台。发电机技术参数如下：额定功率：4MW额定转速：3000r/min额定电压：10.5kV频率：50Hz功率因素：cosø=0.8余热电站10kV系统采用单母线接线方式。发电机出线由10kV穿墙套管引出后经10kV高压电缆直接引入新建的电站10kV配电室，经过发电机出线开关柜后接入电站10kV母线，再经过10kV联络柜，采用10kV电缆线路接至接入系统（总降）配电站10kV母线。厂用电经厂用变压器从400V的母线上引出，厂用变压器电源引自电站10KV变压器电源柜。以上接线的特点是：接线简单，节约投资，安全可靠，运行灵活。在发电机并网高压柜、10kV联络线高压柜处设置同期并网点。4、主要电气设备选择（1）10kV系统高压柜拟选用KYN28-12型中置式开关柜，柜内断路器采用VS1真空断路器，母线选用镀锡铜母线。高压联络开关柜及发电机出线开关柜或主控室保护屏上设置电度表。其它高压柜可选配多功能仪表。高低压柜体颜色及加工要求和防护等级：1）柜体颜色：RAL7035（微机灰），如果用户有颜色要求，可单独说明。2）柜体和门板板材厚度按国家标准要求不小于2mm，门板表面要采用酸洗、静电粉末喷涂等防锈蚀处理，并喷涂聚酯环氧树酯漆，要求附着良好，不脱落、腐蚀和毛糙。3）柜体的防护等级为IP4X。（2）高压联络电缆选用YJV22系列电缆；（3）厂变拟选用SCB10系列干式变压器，型号为SCB10-400/10；数量1台；容量400kVA一次电压： 10.5kV二次电压: 400/230Ｖ相数： 三相频率： ５０HZ连接组别： D,Yn-11（4）发电机励磁系统拟采用由主机设备厂家配套的静止可控硅自动励磁调整装置。5、厂用电接线及布置（1）低压厂用变经过低压厂用电负荷计算，低压厂用电拟设置一台400kVA低厂变。（2）低压配电系统低压配电屏拟选用抽屉式开关柜，接线为单母线接线方式，进线电源引自厂用变压器，备用进线电源由业主指定位置。低压电机控制采用就地和DCS远程控制方式。（3）配电室电气设备布置电站高低压配电柜及厂变均布置在主厂房的站用配电室内，配电室长为15米，宽度为8.5米。高低压柜采用双排面对面布置。厂用变压器布置在低压柜一端。（4）主控设备布置电气与热机合用一间控制室，主控室布置在主厂房7米，具体布置以设计图纸为准。主控室布置的电气盘柜、台如下：序号名称尺寸备注1发电机保护测控屏2260×800×6002发电机辅助屏2260×800×6003同期装置屏2260×800×6004综合屏2260×800×6005直流电源充电屏2260×800×6006直流馈线屏2260×800×6007电池屏12260×800×6008电池屏22260×800×6009主控室电源屏（含事故照明）2260×800×60010电气操作台励磁变压器及励磁调节柜分别布置在发电机小间。6、直流电系统根据直流系统负荷计算，该直流系统拟配置200Ah直流装置1套；作为操作、保护、信号电源和一小时的事故照明、直流油泵电源。其中，智能开关电源充馈电屏一面，系统采用智能化设计，整个充电过程完全自动化、智能化，可自动恒流充电、稳压充电、均衡充电，能根据电池状态自动选择充电模式，自动进行均充与浮充充电模式及状态的转换，使系统一直处于最佳工作状态。蓄电池柜2面，拟安装200Ah全免维护蓄电池一套。7、二次线、继电保护及自动装置（1）概述发电机保护系统采用综合自动化电气控制系统。1）系统采用以计算机监控、常规控制、微机保护组成的综合自动化系统。采用适合于电站环境、技术先进、维护方便、性能价格比高的新机型及软件版本。2）系统采用模块化、分层分布式开放结构，满足可靠、安全、经济、实用、先进、功能齐全及便于扩充的基本原则。3）系统采用网络技术，充分考虑以后工程规模及功能的扩展需要。挂在网上的每台计算机均采用开放的系统软件，便于功能和软硬件的扩充，并可通过网络拓展，增加监控功能及监控计算机数量；网络由现场总线及以太网组成。4）发电机及线路、变压器保护全部采用微机保护，发电机保护测控、10KV线路保护测控以集中组屏方式安装于电站主厂房7米5）所有的微机保护均由单独的开关电源供电，主要的硬件设备采用冗余配置，监控系统采用双机热备用。6）装置具备自检功能及PT在线检测功能。当装置故障或异常时，能闭锁相关保护并能发出报警信号，故障影响范围要降低到最小。7）接入装置的各种交流、直流信号有抗干扰措施。（2）同期屏在发电机并网开关、10kV联络线开关处设置同期并网点，以满足发电机同步并列和各个同期点的并网操作；同期屏设手动准同期及自动准同期各一套装置。（3）自动励磁屏自动励磁屏由主机设备配套提供，本工程采用静止可控硅励磁，它能快速调节发电机输出电压达到稳定，其强励功能在0.2秒内使电压提升到额定值。（4）发电机保护主要设主保护和后背保护各一套，保护内容如下：发电机差动保护发电机过流保护发电机失磁保护发电机定子接地保护发电机过电压保护发电机对称过负荷保护发电机转子一点接地、两点接地保护TV断线保护（5）厂用电变压器保护过流保护（跳闸）高压侧零序电流保护（发信）低压侧零序电流保护（跳闸）反时限过流保护过负荷保护电流速断保护（跳闸）温度保护（跳闸或发信）控制回路断线检测（6）线路保护设主保护和后背保护主要保护内容包括：·光纤电流差动保护（跳闸）·零序电流保护·过负荷保护·方向过电流保护（跳闸）·低电压保护·单相接地保护（发信）·TV断线告警·TA断线告警（7）主控室布置电气操作台一部，用于集中控制操作。8、过电压保护与接地按《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》DL/T620-1997与《交流电气装置的接地》DL/T621-1997规定进行设计。（1）侵入波过电压保护为防止雷电侵入波对电气设备造成危害，在10kV母线、装设过电压保护器。此外，在发电机中性点装设避雷器，以防止中性点反射引起的过电压。（2）雷击保护在厂房屋顶设置避雷网，防止直雷击危害。（3）接地装置围绕建筑物用40×4的镀锌扁钢埋地0.8米做联合接地装置，接地装置采用50X5的镀锌角钢作为接地极，必要时增加人工接地体，以保证接地电阻和跨步电势不超出规程要求的数值，余热电站接地网必须和厂区接地网连接。所有带电金属外壳都做可靠接地，现场通过镀锌圆钢或镀锌扁铁将金属外壳或基础和接地网相连。配电柜基础作重复接地和接地网相连，配电柜外壳有专用铜编织线将柜子接地铜排和基础可靠连接，并作重复接地。防雷接地、工作接地和保护接地合并共用一套接地装置。9、照明与检修网络（1）照明本工程的照明由正常照明和事故照明组成，正常照明为厂房各部分提供合适的照度，正常照明电压为交流220V。在主厂房设置事故照明配电箱，电源引自主控室交流电源屏内的直流逆变装置。照明灯具主要选用荧光灯、配照型或广照型工厂灯。（2）检修网络在主厂房0米，7米运转层、锅炉等处设置检修电源箱，由就近的厂用电低压配电装置供电，检修电源箱提供380V、220V、12V检修电源。八、热工控制系统1、概述本余热电站的机、炉、电控制采用先进的DCS集散控制系统，化学水系统采用PLC控制。本系统是一个控制功能分散、监视管理集中的控制系统，取消了常规模拟仪表盘和模拟流程图，代之以液晶显示器，更便于运行人员监视和操作，同时大大缩小了中央控制室的建筑面积。此外系统中采用了面向过程的语言，硬件均为模块化，使整个系统的操作和维护更加简便。系统采用不间断电源供电，防止数据丢失和电源干扰，保证了运行的安全可靠性。系统包括除氧给水、锅炉、汽机、发电机等的操作和保护。热工自动化设计参照DL/T5175-2000《火力发电厂热工控制系统设计技术规定》和GBJ49-83《小型火电厂设计规范》，以及锅炉和汽机制造厂提供的技术资料基础上，以保证机组安全和满足经济运行的要求设计的。2、热工自动化的水平和控制室布置（1）为保证机组的安全经济和合理的运行，设置比较完整的热工检测、自动调节、联锁保护及热工信号的报警装置等。其自动化水平将使操作人员在中央控制室内能够完成正常运行工况下的全部热工参数的监控和一些主要设备在事故状态的紧急停车操作，并且可以对机组的热力系统及主辅设备进行热工参数的控制，监视和调整，对机组的异常工况及时报警和进行事故记录，对有关参数进行数据处理。（2）电子设备间布置DCS机柜，DEH机柜等，电动门配电箱等就地布置。为方便机炉操作人员的联系和协调，只设置一个中央控制室。（3）DCS系统的基本功能包括：1）采集和处理功能（DAS）数据采集系统（DAS）为DCS的一部分，通过CRT屏幕的显示，为运行人员提供机组运行的各种信息，具有报警显示、报表打印、模拟量输出、开关量输出、运行操作指导、事故追忆、画面拷贝和性能计算等功能。数据采集系统（DAS）能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，能及时报警，提高机组的可利用率。2）模拟量控制系统（MCS）模拟量控制系统（MCS）为DCS的一部分，能全面采集各类模拟量，协调锅炉、汽机及辅机的运行。主要控制回路有：机组负荷、主汽压力、给水、除氧器水位、凝汽器水位、轴封压力、汽包水位等的自动控制。控制系统有联锁保护功能，能防止控制系统错误的及危险的动作，联锁保护系统能保证整个系统的安全运行。3）顺序控制系统（SCS）顺序控制系统为DCS的一部分，能完成锅炉、汽轮机及其辅机系统、凝结水处理等的启停顺序控制。根据工艺系统的特点和要求，把机组和辅机的启、停控制程序分成若干个特定的功能组，分别接受SCS的指令，实现有关程序控制功能。对于每一个子组项及其相关设备，它们的状态、启动许可条件、操作顺序和运行方式，均能在液晶显示器上显示出系统画面。在手动顺序控制方式下，根据操作员按照顺序进行。设备的联锁、保护指令具有最高优先级；手动指令比自动指令优先，对于重要的设备或过程具有防误操作功能。被控设备的“启动”、“停止”或“开”、“关”指令互相闭锁，使被控设备向安全方向动作。4）汽机紧急跳闸保护系统（ETS）能在下列情况下实现紧急停机：a．汽机的转速超过危急保安器动作转速；b．润滑油压下降低于跳闸值；c.转子轴向位移超过跳闸值；d.推力瓦温度超过跳闸值；e.轴承金属温度超限；f.汽机振动达到跳闸值；g.汽机凝汽器真空达到跳闸值；h.