通用版3200吨水泥6MW余热发电可行性研究报告

3200t/d干法水泥窑低温余热电站工程(6MW)技术方案—PAGE3—3200t/d干法水泥窑低温余热电站工程(6MW)技术方案（通用版）杭州汽轮动力集团设备成套工程有限公司TOC\o"1-1"\h\z\u1 杭州汽轮动力集团设备成套工程有限公司概况 12 3200t/d干法水泥窑低温余热电站工程(6MW)项目内容 23 设计原则 34 水泥窑余热利用流程 35 热力系统方案比较 46 3200t/d水泥窑单压热力系统蒸汽压力选择 57 单压热力系统简介 78 单压热力系统主要设备参数 89 车间布置 1010 电站接入系统 1211 电气及自动化 1212 循环水冷却系统 1413 化学水处理 1514 建筑及结构 1615 给水、排水 1816 劳动定员 1917 通常建设周期 2018 主要技术经济指标 2019 投资估算 21 附图1－窑系统工艺流程及余热图附图2－原则性热力系统图附图3－热力系统汽水平衡图附图4－主厂房零米平面布置图附图5－主厂房运转层平面布置图附图6－主厂房纵断面图附图7－给排水系统流程图附图8－化学水处理流程图附图9－接入系统方案图附图10－计算机系统配置方案3200t/d干法水泥窑低温余热电站工程(6MW)技术方案PAGE29—PAGE29—杭州汽轮动力集团设备成套工程有限公司概况杭州汽轮动力集团设备成套工程有限公司(以下简称成套公司)成立于二零零七年八月，注册资本金两千万元,是杭州汽轮动力集团下属子公司。杭州汽轮动力集团是中国企业500强（2008年第382位），是我国装备工业支柱企业之一，工业汽轮机的国内市场占有率约为80%。杭州汽轮动力集团下属的杭州中能汽轮动力有限公司是国内最大的余热利用汽轮机制造厂。成套公司专门从事建材、冶金、化工及其它行业的余热发电等节能减排项目的总承包（含BOT形式）业务。公司主营业务：电站设备成套、电站设计、电站设备安装、节能技术改造工程及提供相关技术服务、技术咨询、技术成果转让等。成套公司具有一批从事热能、电力、环保等专业的高级技术人才，在节能减排领域积累大量的技术开发和工程设计、项目管理经验。在项目总承包的过程中，能够为客户采用国内目前最合适的技术与装备，提供专业的技术和管理，以先进的服务理念，打造最优质的工程。余热发电项目属于能源综合利用、节能、环保、增效型项目;是国家发改委重点推广的节能减排技术。公司遵循“产品竞争靠技术、企业发展靠创新、服务用户靠质量、立足市场靠诚信”的经营理念，并决心在国家“建设资源节约型和环境友好型社会”、“发展循环型经济”的过程中，使国家和企业实现双赢。公司成立两年来受到各界广泛好评,取得业绩如下:No建设年份项目名称行业生产线规格电站/MW性质107.6-08.1浙江长兴水泥一线水泥1×5000t/d9总包208.6-08.12浙江长兴水泥二线水泥1×5000t/d9总包308.6-08.12浙江常山水泥水泥2×5000t/d2×9总包408.7-09.1诸暨兆山建材水泥1×2500t/d4.5总包508.9-09.6绍兴陶堰玻璃玻璃2×600t/d4.5BOT609.3-09.10秦皇岛蓝图信合水泥水泥2×2500t/d2×4.5BOT709.4-10.2富阳三狮水泥水泥1×5000t/d9总包809.6-10.5德州晶华集团振华玻璃玻璃450+500+600t/d7.5总包909.6-10.3浙江玻璃玻璃150+450+2×600t/d9总包1009.7-10.2浙江上峰水泥水泥1×2500t/d4.5总包1109.7-10.2铜陵上峰水泥水泥1×5000t/d9总包1209.8-10.3四川广汉三星堆水泥水泥1×2500t/d4.5BOT1309.8-10.8江西中金铅业冶金8万吨/年6BOT1409.9-10.5四川星船城水泥水泥1×2500t/d6总包1509.9-10.4北川四星水泥水泥1×2500t/d4.5总包1609.9-10.5四川洪雅雅森水泥水泥2×2500t/d9总包1709.9-10.4四川南威水泥水泥1×2500t/d4.5总包1809.9-10.4湖南良田水泥水泥2×2500t/d2×4.5BOT1909.10-10.6怀宁上峰水泥水泥2×5000t/d18总包2009.11-10.8唐山圣龙水泥水泥1×5000t/d9总包3200t/d干法水泥窑低温余热电站工程(6MW)项目内容3200t/d干法水泥窑低温余热电站工程在充分利用水泥窑窑头、窑尾废气余热的前提下，建设一座6MW纯低温余热电站。本项目的建设内容如下：电站总平面布置;窑头冷却机废气余热锅炉（AQC炉）;窑尾预热器废气余热锅炉（SP炉）;锅炉给水处理系统；汽轮机及发电机系统(不含接入系统)；电站循环冷却水系统；站用电系统；电站自动控制系统；电站室外汽水系统；电站的土建、照明、环保等辅助系统。设计原则总体技术方案要求在本工程实施和电站正常发电时，不能影响水泥生产线的正常生产。电站方案设计遵循“系统先进;设备高效;节约投资”的原则，具体指导思想如下：以稳定可靠为前题，采用经实践证明是成熟、可靠的工艺和装备，对于同类型、同规模项目暴露出的问题，不得在本工程中重复出现。在稳定可靠的前提下，提倡技术先进，要尽可能采用先进的工艺技术方案，以降低发电成本和基建投入。尽可能利用公司现有设备、设施。生产设备原则上采用国内技术产品。减少操作岗位定员，以降低成本。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“三同时”。水泥窑余热利用流程水泥窑窑头AQC锅炉从熟料冷却机中部取风,冷却机原后部排风烟道作为旁通,AQC锅炉进出风道及旁通设阀。水泥窑窑尾锅炉在窑尾预热器后取风,原风道作为旁通,SP锅炉进出风道及旁通设阀。旁通阀在事故及烟温需调节时使用。窑尾废气经余热锅炉后，再用作原料粉磨烘干热源。见附图1-《水泥窑余热利用流程图》热力系统方案比较现水泥余热利用主要有单压、双压两种热力系统。（闪蒸也是一种双压系统，基本状况同双压一致）以下通过发电功率、厂用电、供电量及运行控制四个方面对两种系统进行简单比较分析。发电功率比较设计双压热力系统的目的在于降低锅炉排烟温度，提高锅炉吸热量。由于水泥窑SP锅炉排烟送生料磨烘干,排烟温度需要在210℃左右,在SP锅炉上设计成单压系统即可以将排烟温度降至210℃左右，为降低排烟温度，双压热力系统仅在AQC锅炉上设置高、低压蒸汽系统。由于双压系统AQC锅炉上设置低压蒸汽，AQC排烟温度双压较单压可降低20℃左右。相对单压,双压热力系统其实只多吸收AQC排烟20℃温降焓值，双压在AQC上只增加约7%吸热量（烟气焓基本随温度线性变化）。对于整个热力系统双压较单双压系统需设置补汽汽轮发电机组。由于有补汽存在,补汽对主汽有干扰作用，补汽汽轮发电机组绝对电效率低于单压凝汽式汽轮机。双压系统较单压在锅炉虽然多吸收了热量，但由于补汽汽轮发电机组绝对电效率较低，综合计算单压发电量高于双压。简要计算如下：单压热力系统汽轮发电机组绝对电效率23.2%。双压热力系统汽轮发电机组主汽绝对电效率22.7%，双压热力系统汽轮发电机组补汽绝对电效率8.5%。双压发电/单压发电＝(22.7+4×8.5%)/23.2×100%＝99.3%双压系统发电量较单压系统少0.7%。厂用电比较双压系统锅炉除氧及给水系统复杂，锅炉除氧及给水系统耗电双压大于单压；循环水泵耗电双压大于单压；AQC锅炉受热面加大，烟风阻力加大，相应窑前风机要增加电耗。根据计算与实际使用，单压厂用电约占发电量的5%，双压厂用电约占发电量的6%。供电量比较双压供电量/单压供电量=(99.3-6%×99.3)/(100-5)×100%=98.25%双压系统供电量较单压少1.75%。运行控制双压系统的补汽汽轮机对补汽适应能力较差，一旦水泥窑产量产生波动，将会使补汽量偏离额定值。表现如下：水泥熟料产量严重超产时补汽量大于额定值,此时补汽对主蒸汽做功影响很大；水泥熟料产量较低时双压系统低压锅炉部分的水不能汽化,无补汽可能，导致补汽的投运率大大降低。由此可见,双压系统在水泥窑工况波动时,发电效率更低,且操作难度大。综合考虑以上方面因素，单压供电量高于双压，运行维护简单，单压系统优于双压系统。本方案按单压热力系统设计。3200t/d水泥窑单压热力系统蒸汽压力选择通常3200t/d水泥窑废气余热条件如下：3200t/d水泥窑窑头熟料冷却机中部取风余热参数如下：废气量（标况）140000Nm3/h；入口废气温度380入口废气负压600Pa；3200t/d水泥窑窑尾预热器废气余热参数如下：废气量（标况）250000Nm3/h；入口废气温度330入口废气负压6000Pa；热力系统进汽压力变化发电量比较见下表：(锅炉进水均为40℃锅炉产汽压力1.15MPa(A)锅炉产汽压力1.25MPa(A)锅炉产汽压力1.35MPa(A)锅炉产汽压力1.45MPa(A)AQC锅炉产汽量t/h13.613.513.413.3AQC锅炉产汽温度℃348349350351AQC锅炉排烟温度℃101103105107SP锅炉产汽量t/h18.117.917.717.5SP锅炉产汽温度℃314314315315SP锅炉排烟温度℃212215218221汽轮机进汽压力MPa(A)1.051.151.251.35汽轮机进汽量t/h31.531.230.930.6汽轮机进汽温度℃318319320321汽轮机发电量kW5949596759805958根据上表，锅炉产汽压力1.35MPa(A)、汽轮机进汽压力1.25MPa(A)时发电量最大。故锅炉、汽轮机设计压力分别按以上两数据。单压热力系统简介根据水泥生产线窑头冷却机废气排放温度的分布，在满足熟料冷却及工艺用热的前提下，窑头余热锅炉采取冷却机中部取风，从而提高进入窑头余热锅炉的废气温度，在缩小窑头余热锅炉体积的同时增大了换热量，并且提高了整个系统的循环热效率。为减轻锅炉磨损，在窑头余热锅炉前设置了沉降室。水泥窑窑头、窑尾余热锅炉均将原有烟道作为旁路烟道，供锅炉故障和废气温度调节时投用。余热锅炉为立式锅炉，减少占地面积，减少漏风，提高余热回收率。窑头余热锅炉设有蒸汽段和热水段。窑尾余热锅炉只设置蒸汽段。窑头余热锅炉生产13.4t/h－1.35MPa（A）－350℃过热蒸汽，热水段产生180℃左右的热水32.1t/h，其中13.9t/h的热水提供给窑头余热锅炉蒸汽段，18.2t/h的热水作为窑尾余热锅炉给水，窑尾余热锅炉产生17.7t/h－1.35MPa（A）－窑头窑尾余热锅炉产生的过热蒸汽并入汽轮机房的主蒸汽母管混合，考虑压力温度损失及射汽抽气器用汽，有30.9t/h－1.25MPa（A）－320℃过热蒸汽作为主蒸汽进入汽轮机做功，发电功率5980kW.蒸汽在汽轮机做功后的乏汽通过冷凝器冷凝成水，经凝结水泵送入除氧器除氧，以上除氧水再经给水泵分别为AQC余热锅炉热水段提供给水，AQC炉热水段生产的180℃左右热水提供给热力系统见附图2-《原则性热力系统图》、汽水平衡见附图3-《热力系统汽水平衡图》。考虑到水泥窑今后产量可能提高，为了充分利用余热，汽轮机选型为N6-1.25（320℃）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。单压热力系统主要设备参数根据热力系统，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1凝汽式汽轮机（杭州中能汽轮动力有限公司生产）1型号：N6-1.25额定功率：6MW额定转速：3000r/min额定进汽压力：1.25MPa（A）额定进汽温度：320额定进汽量:31t/h30.9t/h进汽量时发电功率:5980kW额定排汽压力：0.008Mpa2发电机（杭州发电设备厂）1型号：QF-J6-2额定功率：6MW额定转速：3000r/min出线电压：10.5kV33200t/d水泥线AQC余热锅炉（生产商待商议）1入口废气量：140000Nm3/h（中部取风）入口废气含尘浓度：<10g/Nm入口废气温度：38出口废气温度：105蒸汽段参数：13.4t/h－1.35MPa（A）－350热水段出水参数：180℃给水参数：40布置方式： 露天热力计算烟气成份：N2—77.5％、O2—20.5％、H2O—1％、CO2—1％、灰份—10g/Nm343200t/d水泥线SP余热锅炉（生产商待商议）1入口废气参数：250000Nm3/h入口废气温度3入口废气含尘浓度：80g/Nm出口废气温度：2主汽参数：17.7t/h—1.35MPa（A）—31给水参数：18.2t/h—175布置方式：露天热力计算烟气成份：N2—65％、O2—5％、H2O—5％、CO2—25％、灰份—60g/Nm37真空除氧器1出力：32t/h工作温度：40除氧水箱：15射水泵电机功率:15kW8锅炉给水泵2流量：46m扬程：270m功率:55kW9凝结水泵2流量：40m扬程：62m功率:22kW10循环冷却水泵2流量：1260m扬程：21功率:110kW11玻璃钢机械通风冷却塔2冷却水量：1200t/h45kW12沉降室1入口废气量：150000Nm3/h入口废气温度：38入口废气含尘浓度：20g/Nm3出口废气含尘浓度：≤10g/Nm3漏风系数：≤0.5%锅炉系统特点:一、烟气流速在5.5米/秒以下、减少锅炉磨损；二、烟气进口设均流装置，管箱内设有隔板、导流板，减少烟气流动不均匀；三、采用小螺距高厚绕翅片管；中心距6.35、厚1.2、高21；四、弯头处均设有防磨装置；五、受热面余量大,锅炉超负荷能力强；六、采用管箱组装出厂，既保证质量又减少了工地组装工作量,缩短安装周期；七、集箱采用内置式，减少穿墙管数量，确保漏风率低于1%；八、振打清灰设备效果好，寿命长。振打杆、振打锤使用锻件，且经热处理加工而成，采用耐高温防老化硅橡胶圈及进口麻盘根双重柔性的密封，振打锤摆动部分使用含石墨的铜套制成，有可靠的润滑，提高振打质量;汽轮机系统特点:一、针对水泥生产线产量的波动引起的余热蒸汽流量和压力的波动,在汽轮机的调节系统中设置了高性能的前压调节装置,用于控制进入汽轮机的进汽量,从而达到稳定进汽压力的目的，因此，即使余热锅炉因生产原因使产出蒸汽压力不稳定，也不会影响汽轮机的安全运行。二、调节系统采用美国WOODWARD505数字调速器＋德国VIOTH电液转换器＋引进西门子技术制造的液压执行器组成，引进西门子技术制造的液压执行器组成，调速控制标准达到NEMAD级精度（最高级）。三、供油系统采用集中供油装置，装有高精度过滤器（10～25ｕ），冷油器、滤油器、采用双联结构，可达到在线切换。同时，因采用了组合设计，整个供油系统集中在一个底盘上，大大缩短了设计与安装时间，更方便用户使用与管理。四、采用引进西门子技术制造的液压执行器可在运行状态下对进汽速关阀进行灵活性试验。在紧急停机情况下,汽轮机的速关阀与配汽阀,在0.5秒的时间内同时关闭,确保机组的安全运行。五、排汽接管采用扩散型接口,使排汽均匀分布在冷凝器内,提高了热交换的均匀性，延长管材的使用寿命。六、采用不锈钢螺旋管材制造冷凝器,焊接管材接口,使冷凝器强度高,寿命更长。冷凝器在制造厂整体组装完毕，既保障了精度又大大缩短了用户现场的安装时间。七、排汽缸采用焊钢结构,提高了排汽缸强度的,使汽轮机的排汽最高使用温度可达90℃八、制造厂做空载试车，完全模拟用户现场运行条件，确保每套出厂机组为合格产品。九、水泥行业的日产水泥生产量,是一个生产量的设计标准,而水泥实际生产量则是根据市场需求量来按排生产的,因此水泥厂有时会超过、有时会减少设计标准量来生产水泥,对此我们在设计汽轮机时采用了额定参数保证最佳机组效率,最大机组超发电能力可达正常参数的110%以上的设计余量,同时对汽轮机的末几级叶片进行防湿蒸汽水击的特殊处理,确保机组的最低运行功率可达正常参数的15%～20%。车间布置主厂房主厂房由汽轮发电机房及电站控制室、高低压配电室以及化水车间几部分组成，布置在水泥生产线的空地上，占地39×15汽轮发电机组双层布置，±0.000平面为辅机平面，布置有锅炉给水泵、凝汽器、凝结水泵等，6.000m平面为运转层，汽轮机及发电机布置在此平面。供油系统布置在2.600m平台上。为了便于检修，汽机间内设慢速桥式起重机1台，跨距LK=13.5m，起重量10t，轨顶标高12.000m电站控制室布置（下面高低压配电室）、化学水处理车间分别紧贴汽轮发电机房的一侧。具体布置见附图4－《主厂房零米平面布置图》、附图5－《主厂房运转层平面布置图》、附图6－《主厂房纵断面图》。AQC余热锅炉及沉降室窑头AQC余热锅炉布置在水泥生产线窑头厂房一侧，占地约为11×6m2，，采用露天布置，沉降室位于AQC4.500平面布置窑头余热锅炉；输灰装置、汽水取样器、排污扩容器、加药装置等布置在±0.000平面。SP余热锅炉窑尾SP余热锅炉布置在水泥生产线窑尾框架旁边或引风机上方，占地约为10×5m2炉灰处理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约为：窑尾余热锅炉10t/h；窑头余热锅炉及沉降室1.96t/h；以上窑头及窑尾沉降的炉灰均回用水泥生产系统，窑头采用FU拉链机将收下的窑灰送回到相应的熟料输送系统，窑尾采用螺旋输送机将料灰送回到相应的生料输送系统。循环冷却水站循环冷却水站占地32×17m电站接入系统拟建的6MW低温余热电站采用10.5kV单母接线方式。汽轮发电机组由电站10.5kV母线经电缆线路，与公司110kV总降变电站10.5kV母线连接。6MW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。目前在电站侧的发电机联络线开关处设置并网同期点。接入系统方案详见附图10－《电站接入系统方案图》。本接入系统最终方案应以当地电力部门出具的“接入系统报告”中接入系统方案为准。总包不含接入系统设计与建设。电气及自动化6MW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。目前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。电站主要用电负荷计算序号设备名称额定容量（kW）台数运行情况计算负荷（kW）1锅炉给水泵552一用一备，配变频442循环水泵1102不备用，配变频1763凝结水泵222一用一备，配变频17.64冷却塔风机452不备用，配变频725除氧射水泵152一用一备，配变频12合计321.6计算负荷的计算方法：Sc=K∑P，K=0.8。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，站用变压器配置方式为电站10.5kV母线上配置两台干式变压器，其型号为SC（B）9－400/10.5。变压器按互为备用的方式配设。直流系统本电站直流负荷包括高压开关操作电源、保护电源、紧急事故直流油泵和事故照明。直流供电的电压为220V，直流负荷的统计见下表：负荷类型经常负荷事故照明负荷直流油泵冲击负荷合计容量（kW）1346.2电流（A）4.513.618.11040.2计算时间（h）111事故放电容量（Ah）4.513.618.136.2直流系统容量选择：按满足事故全停电状态下长时间放电容量选择，取容量储备系数KK=1.25,容量换算系数Kc，根据1h放电时间终止电压为1.75V,查得Kc=0.47，由式CcKK×CS/Kc（Cc--直流系统容量，CS—事故放电容量）可得：

Cc1.25×36.2/0.47=96.3Ah由此,设计选用铅酸免维护蓄电池直流成套装置120Ah一套。主要电气设备选型10.5kV高压配电设备选用金属铠装全封闭中置式高压开关柜；400Ｖ站用低压配电设备选用抽屉式低压配电屏；控制屏选用KG系列仪表控制屏;静止可控硅励磁装置随发电机配套;集散型计算机控制系统整个余热电站从余热锅炉、汽轮发电机系统、循环水泵站的循环水泵、电动阀和化学水处理的除盐水泵均集中在电站中央控制室操作、监控、管理。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）进行分散控制、集中管理。设置于电站的计算机系统（DCS）由现场级及中央控制级组成。详见附图10－《计算机系统配置方案图》循环水冷却系统设备冷却用水量凝汽器冷却水量：2100m冷油器冷却水量：60m空气冷却器冷却水量：70m循环冷却水总水量：223本工程生产设备冷却用水采用循环系统。该系统包括循环冷却水泵、冷却塔、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至冷却塔，冷却后的水流回塔下的循环水池，供循环水泵继续循环使用。为确保该系统良好、稳定的运行，系统中设置了加药和旁滤设备。参见附图7-《循环冷却水系统流程图》系统损失水量与补充水量玻璃钢机械通风冷却塔蒸发风吹飞溅渗漏损失水量：45m系统排污、：22m损失水总量：67m新鲜水补充量67m3/h，循环利用率为化学水处理概述考虑建设一软化水站。(若水源水质较差,可采用反渗透或一级除盐)水量的确定给水在锅炉内不断蒸发浓缩，超过规定标准时蒸汽的品质就会恶化，影响锅炉的安全运行，因此要不断地把浓缩的炉水从汽锅中含盐浓度较高地段的水面引出，同时要不断地给锅炉补水，以满足锅炉稳定、正常的运行。正常运行时，汽水系统补水量小于1.5m3/h。水处理设备的出力，按全部正常汽水损失与机组启动或事故增加的汽水损失之和确定，同时考虑化学水车间自身设备的耗水量。因此，水处理系统生产能力按化学水处理系统方案化水水站补水来自厂区生产消防给水管网，为了满足余热电站锅炉给水水质标准，化学水处理方式拟采用“过滤＋软化”系统（参见附图7-《化学水处理系统流程图》）。处理流程为：自厂区生活、消防管网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≤0.03mmol/L。为控制锅炉给水的含氧量，减少溶解氧对热力系统设备的腐蚀，采用真空除氧的方式。汽轮发电机房设有真空除氧器，软化水经除氧后：含氧量≤0.05mg/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。水处理设备选型序号设备名称及型号数量主要技术参数1机械过滤器2设计出力：10m2清水泵2流量：7.5m扬程：15m3组合式软水制取装置1设计出力：7.54软水泵2流量：7.5m扬程：34.55装配式玻璃钢清水箱1容积：26装配式玻璃钢软水箱2容积：2建筑及结构抗震设计根据据当地抗震设防烈度及《建筑抗震设计规范》（GB50011-2001）。建筑设计原则建筑设计在满足防雨、防尘、防噪声的前提下，建筑的围护结构可适当开敞（窑头余热锅炉、窑尾余热锅炉）；这样做的同时也降低土建造价节省投资。在满足环保要求的条件下，应尽量与附近原有厂房的建筑形式相协调。同时建筑设计力求形体简洁明快、造型美观，风格协调，努力创造良好的空间环境和具有现代特色的建筑群体。建筑设计中严格执行现行的国家设计规范、规定及“环境保护、火力发电厂设计规范、规定”等行业标准，注意做好防火、防水、防潮、通风、散热、劳动安全、工业卫生等技术措施。建筑构造屋面：钢结构夹芯彩钢顶。墙体：框架填充墙采用当地轻质砌块，砖混结构的承重墙采用普通烧结砖。主厂房（包括汽轮发电机房、中央控制室）由于空间变化比较大，体型复杂，各部分对防火、防暴、防噪音等有较高要求。中央控制室与汽轮发电机房用普通烧结砖防火墙及中空防火玻璃隔栅分隔。厂房设独立混凝土楼梯，用普通烧结砖防火墙分隔。地、楼面：生产建筑及辅助生产建筑采用水泥砂浆面层或混凝土地面，水泥砂浆面层楼面。洁净度要求较高的建筑可采用地砖地、楼面。门、窗：生产建筑一般采用钢门、窗。辅助生产建筑根据需要可采用铝合金或塑钢门、窗。有隔声或防火要求的房间采用隔声或防火门、窗。主厂房中汽轮发电机房采用大面积钢窗，以满足采光、防暴、通风要求；中央控制室采用塑钢玻璃窗，门采用丙级防火门（0.6h）。楼梯、栏杆：生产建筑和辅助生产建筑，根据其不同的使用要求采用钢筋混凝土楼梯或钢梯。主厂房设独立混凝土楼梯间，中央控制室设室外疏散钢梯。主厂房汽轮发电机层采用不锈钢防护栏杆，其余各部位的防护栏杆均采用钢管栏杆。结构设计多层厂房：主厂房（包括汽轮发电机房、中央控制室）、余热锅炉采用钢筋混凝土框架结构。单层厂房：水泵房采用砖混结构。发电机基础、气轮机基础采用钢筋混凝土框架结构。水泵等设备基础采用大块式钢筋混凝土基础。根据当地地质情况，汽轮发电机房、化学水处理、窑头余热锅炉、窑尾余热锅炉\循环水系统等厂房采用天然地基或桩基。给水、排水设计规范《小型火力发电厂设计规范》GB50049-94 《建筑给水排水设计规范》GB50015-2003 《室外给水设计规范》GBJ13-86 《室外排水设计规范》GBJ14-87设计范围电站内生产、消防给水、排水系统。利用现有水泥生产线给排水系统加以适当的改造。给水系统项目建设生产、消防系统合一给水系统，由厂区现有消防给水管网接入。生产、生活用水量为73m3/h，其中：循环冷却水系统补水量为67m3/h；锅炉取样冷却水及射水抽气器用水量为2m3根据本项目建、构筑物、设备及防火等级，电站建成后，全厂仍按同一时间内发生一次火灾、灭火历时两小时计。余热电站消防流量要求达到25L/s，即180m3/本项目总耗水量为73m3/h(不含消防用水量)，由于余热电站投入后水泥线增湿塔可节约耗水量约16m3/h，因此对于水泥厂来讲，实际需要水源供应点增加供水能力为57m3排水系统循环水系统排水、电站热力系统、化水车间和辅助生产的排水，直接排入厂区污水管网，由水泥线污水处理场统一处理达标后回用或者排放；雨水采用道路边沟排放，汇入厂区现有雨水沟。劳动定员本工程采用国产设备，但机械化、自动化程度较高，要求岗位工应具备一定的生产技能。建议大部分的生产工人在同规模的企业中进行培训。但应注意对生产人员专业知识的培训，可考虑在大专院校对部分工人进行专业知识培训。定员明细表工作地点及工作名称每班人数合计备注ⅠⅡⅢⅣ余热电站1.办公室2站长11热工工程师112.电站岗位工444416锅炉司炉11114汽机司机11114电气运行11114化学水运行及化验11114合计18通常建设周期根据同类型项目的建设经验和本项目的实际情况，本工程建设进度安排如下：项目总包合同生效后开展初步设计及施工图设计，3个月后开始土建施工，土建施工2个月后设备安装与土建施工交叉进行，第11个月进入联合调试，从初步设计起至并网发电总计安排11个月。具体进度安排见下表：月份12345678910111．初步、施工图设计2．设备采购3．土建4．设备安装5．调试主要技术经济指标电站年运行： 可全年连续运行年发电量计算时间： 7200h （可根据实际运行时间调整）装机容量： 6MW平均发电功率：5.7MW年发电量： 4104×104kW·h站用电率： 5%（采用变频）年供电量： 3898.8×104kW·h年对电网少购电量：4015.764×104kW·h（线损按3%计算）投资估算本估算按3200t/d干法水泥窑低温余热电站工程通常情况考虑。工程项目总投资为4309万元，单位投资7182元/kW。投资回收期约3.6年（不含建设期,免所得税,不计息），电价按0.52元/kWh（不含税）计,成本按0.11元/kWh（不含税）。投资构成：单位:万元项目名称总值建筑工程设备购置安装工程其它费用金额43094102565780554（%）1009.559.518.112.9总估算表3200t/d干法水泥窑低温余热电站工程(6MW)序号工程和费用名称建筑工程费用设备购置费用安装工程费用其他费用合计一厂内生产工程410256578037551热力系统290191048026801.1汽轮发电机房21087013012101.2AQC余热锅炉254801006051.3SP余热锅炉355601107051.4电站室外管线201301501.5水泥窑系统改造10102水处理系统30.080251352.1水源地及输水管线10.0102.2化学水处理3080151253循环水系统85115402403.1冷却塔及循环水泵站85115102103.2电站循环生产生活消防及排水管网30304电气系统53752206004.1接入系统570301054.2发电机及站用电高压系统及站用电力室305803854.3电站配电线路、防雷接地系统1101105热工控制系统及通讯85151005.1电站中央控制室、计算机系统、热工仪表、通讯8515100小计41025657803755二其它费用2942941项目建设单位管理费（建安费及设备费×0.6%）22222设计费95953勘察费10104工程监理费40405生产准备费（建安费及设备费×0.4%）15156整套启动试运费及分系统调试费（设备费×0.5%）13137总承包服务费（建安费及设备费×2.5%）94948建设场地清理费5.05.0小计294294三基本预备费(6%)240240工程静态投资41025657805344289四建设期贷款利息五生产铺底流动资金2020六建设项目计划总投资41025657805544309七各类费用单位投资(元/kW)683427513009237182目录TOC\o"1-2"\h\z\u第一章总论 11.1项目背景 11.2项目概况 11.3结论 6第二章市场需求预测 72.1***电力发展现状 72.3产品目标市场分析 82.4价格现状 92.5市场风险 9第三章建设规模与产品方案 103.1建设规模 103.2产品方案 10第四章厂址选择 114.1场址所在位置现状 114.2场址建设条件 11五、工艺方案、设备方案及工程方案 155.1工艺方案 155.2设备选型及来源 155.3工程方案 16六、原材料及燃料动力供应、资源利用分析 186.1主要原材料供应 186.2资源开发和利用方案 186.3资源节约措施 18第七章总图运输与公用辅助工程 197.1总图布置 197.2场内外运输 20第八章项目节能措施 228.1编制依据 228.2节能方案设计采用的具体标准 22第九章环境、消防与安全 259.1环境 259.2消防 259.3劳动安全 25第十章、组织机构与人力资源 2710.1组织机构 2710.2人力资源 27第十一章建设工期及工程进度 2811.1建设工期 2811.2工程进度安排 2811.3项目运行管理 29第十二章投资估算与资金筹措