【垃圾焚烧】余热发电及热力系统

【垃圾焚烧】余热发电及热力系统1概述设计依据《生活垃圾焚烧处理工程项目建设标准》(建标142-2010)《生活垃圾焚烧处理工程技术规范》(CJJ90-2009)《生活垃圾焚烧厂评价标准》(CJJ/T137-2019)《生活垃圾焚烧炉及余热锅炉》(GB/T18750-2008)《生活垃圾填埋场污染控制标准》(GB16889-2008)《小型火力发电厂设计规范》(GB50049-2011)《火力发电厂建筑设计规范》(DL/T5094-2012)《火力发电厂与变电所设计防火规范》(GB50229-2019)其它各个专业的国家、地方、行业现行的标准、规范等。甲方提供的相关设计资料。设计规模本项目设计规模为日处理垃圾量1000t/d,设2台日处理垃圾500t/d的焚烧锅炉，配2台12MW高转速凝汽式汽轮机和15MW发电机。46.3t/h,不含汽包抽汽9t/h(SAH：0.9t/h,SGH：t/h)o2热力系统2.1机组运行方式根据垃圾焚烧发电厂以处理垃圾为主业的特点，汽轮发电机组采用“机随炉”的运行方式。为保证在汽轮机故障或检修期间垃圾焚烧炉的稳定运行，设置了汽机旁路系统，用于汽机停机时将主蒸汽通过两级减温减压装置送入凝汽器，凝结水送至除氧器，通过除氧器除氧加热后用给水泵送至余热锅炉，维持垃圾焚烧余热锅炉的正常运行。汽轮机设有三级可调整抽汽，一级供给焚烧炉空气预热器，二级供给除氧器和厂区采暖使用，三级供给低压加热器使用。在汽轮机停机检修或在汽轮机负荷较低，汽机一、二级抽汽压力不能满足空气预热器和除氧器加热蒸汽压力的要求时，系统设置了空预器和除氧用减温减压器，将主蒸汽减温减压至所需的蒸汽参数，补充汽机抽汽的不足。热力发电系统主要有下列四种运行工况：(1)正常发电工况在正常焚烧发电工况下，2炉2机运行。2台余热锅炉产生的过热蒸汽送往汽轮发电机组，汽轮机一级抽汽送至焚烧炉空气预热器用于加热一次风，其疏水回收送入空预器疏水扩容器。同时对外供汽；二级抽汽进入除氧器加热给水以及厂区采暖。三级抽汽进入低压加热器,加热凝结水。此工况下，汽轮机的进汽按照余热锅炉产汽量调节。(2)停机不停炉工况1台汽轮机检修或故障停机，2台垃圾焚烧炉正常运行。在此工况下，另1台汽轮机在最大工况下运行，剩余蒸汽一部分用于空气预热器、除氧器以及厂区采暖，其余全部投入检修汽机的旁路蒸汽冷凝系统，旁路蒸汽冷凝系统的一、二级减温减压器和检修汽机的凝汽器投入运行。(3)两台机停机工况当1台汽轮机小修，另1台汽轮机突然故障需开缸检修时，小修汽机旁路蒸汽冷凝系统满负荷运行，但由于旁路蒸汽冷凝系统的最大冷凝能力有限，因此，2台垃圾焚烧炉只能减负荷运行或停1台炉，部分主蒸汽通过2台减温减压器分别供给空气预热器、除氧器以及厂区采暖所需蒸汽。(4)机炉同步检修工况当1台垃圾焚烧锅炉检修时，可同时安排另一台汽轮机检修，另1台运行的锅炉产生的蒸汽量供另1台汽轮机运行。因此，在每年锅炉检修时应同时安排两台汽机轮流检修，以提高经济效益。余热发电厂房热量平衡图详见附图DF1026-3-001-E42-2。表2-1管径计算表管道名称温度(℃)压力(MP(a))流量(t/h)管径义壁厚(mm)流速(m/s)材料主蒸汽4556.499.126325X1421.115CrMoG主给水1308.6140(t)133X88520G一级抽汽2951.576159X72520G二级抽汽232.30.616.074)219X62020三级抽汽105.90.128.124)377X833202.2主蒸汽系统(含旁路蒸汽冷凝系统)余热锅炉过热蒸汽集汽联箱出口到汽轮机进口的蒸汽母管，以及从蒸汽母管通往各辅助设备的蒸汽支管均为主蒸汽管道。主蒸汽系统采用单母管制，锅炉产生的主蒸汽通过一根母管由焚烧间送至汽机间,从主蒸汽母管上引出主蒸汽管道经关断阀分别接至汽轮机主汽门，进入汽轮机作功发电。主蒸汽管道的材料为15CrMoG,当汽轮发电机组故障检修时，要求焚烧炉继续焚烧垃圾，余热锅炉还将产汽,所以设置了旁路蒸汽冷凝系统，该系统采用两级减温减压。一级减温减压装置的减温水由给水母管引出，二级减温减压装置的减温水由凝结水母管引出。一级减温减压装置布置在+7.00m运行层，二级减温减压装置安装在凝汽器喉部。正常运行时，一级减温减压装置、二级减温减压装置处于热备用状态，在汽轮机突然甩负荷或汽轮机故障停机时，自动关闭汽轮机主汽门，一级减温减压装置、二级减温减压装置迅速投入运行，过热蒸汽经旁路凝汽系统冷凝成凝结水，由凝结水泵送入除氧器。如果较短时间内可以排除故障，则重新打开汽轮机主汽门，关闭旁路蒸汽冷凝系统，恢复正常运行。2.3主给水系统主给水系统范围是由除氧器出水口到焚烧间余热锅炉省煤器给水集箱的进水口。设2台60t/h的旋膜式中压除氧器和3台给水泵（1台变频）。低压给水母管和高压给水母管均采用单母管制，经过除氧器除氧后的水由锅炉给水泵加压后送入锅炉。给水泵技术参数如下：流量66nl3/h扬程930nl功率350kW台数3台除氧器水箱容积25m3,可满足余热锅炉大约20n）in内的给水要求。给水泵出口设有给水再循环管，返回除氧器。除氧器选用旋膜式中压除氧器，主要技术参数如下：额定出力 60t/h运行压力 0.17MPa设计压力 0.23MPa工作温度 13CTC水箱有效容积25m3台数 2台2.4抽汽系统汽轮机设有3级不可调抽汽。一级抽汽压力供给焚烧炉空气预热器加热一次风；二级抽汽供给除氧器用作加热蒸汽；三级抽汽供低压加热器用汽。空气预热器和除氧器的加热蒸汽除汽机抽汽外，均有相应压力的减温减压器作为备用汽源。三级抽汽管道由汽轮机接到低压加热器的加热蒸汽入口上。三级抽汽管道上均设有止回阀。除氧器加热蒸汽进口管道上设有电动调节阀，用于调节除氧器的工作压力。2.5凝结水系统被冷却塔冷却的循环水用循环水泵送入凝汽器作为冷源将排入凝汽器的蒸汽冷却为凝结水。主凝结水系统将凝汽器热井中的凝结水通过凝结水泵经汽封加热器和低压加热器预加热后送至除氧器。每台汽轮机设置2台凝结水泵，1台运行，1台备用。每台凝结水泵容量按汽轮机最大凝结水量120%选择。每台汽轮机配套设备技术参考如下：凝结水泵：型号6N6流量60m3/h扬程70nl功率37kW台数2台2.6抽真空系统每台汽机抽真空系统由2套真空泵设备和管道组成。正常运行时1套真空泵就可以保持主凝汽器的真空。汽轮机停机而主蒸汽通过旁路减温减压器进入凝汽器冷凝时，汽机抽真空系统使凝汽器内压力保持在0.0067MPa(a)。真空泵为汽机厂配套。2.7化学补充水系统来自水处理间的化学补充水，一路经流量计调整阀进入凝汽器热井用于调节热井水位；一路经流量调节阀进入除氧器，供系统启动时补水和锅炉补充水用；一路直接进入疏水箱，疏水箱的水位与疏水泵进行联锁控制，除氧器水箱的水位通过凝结水水流量调节阀自动调节O2.8全厂疏放水系统全厂疏水进入设置的疏水箱、疏水扩容器、疏水泵。低压设备和管道的凝结水或疏水、化学补充水直接进入疏水箱。压力较高的设备和管道的疏水进入疏水扩容器扩容后进入疏水箱。当除氧器水箱水位自动调节失灵而水位过高时，将除氧器水箱里多余的水排至疏水箱。2.9工业水系统冷凝器、发电机空冷器、冷油器等由循环水冷却，循环水接自发电厂房外的循环水供、回水母管，厂房内循环水管径为DN600。两根DN250带隔离阀门的管道作为冷油器和发电机空冷器的冷却供、回水管道，分别连接主凝汽器循环水供、回水管道上。3化学水处理站本工程建设2台500t/d垃圾焚烧锅炉和2台12MW高转速凝汽式汽轮机和2台15MW发电机组。本工程锅炉和汽机均采用次中温次高压参数，锅炉过热器出口蒸汽压力为6.4MPa,锅炉蒸汽温度为45CTC。锅炉蒸汽减温采用喷水减温。水处理的原水为市政污水处理厂达标产水，由水道专业处理后供化学水处理站。本工程化学水处理站水处理工艺为“反渗透+EDI”系统，规模按系统出力为15t/h。根据锅炉总蒸发量确定补给水量。机组启动及事故损失 5.58t/h厂内正常汽水循环损失 1.68t/h锅炉排污损失 0.56t/h一、二次风加热用汽损失 0.61t/hSCR加热用汽损失 1.lt/h生活采暖用热汽水损失 0.5SCR+SNCR系统用水 2.5总计 12.53t/h根据以上计算结果，本工程化水站出力为15t/h,满足本项目建成后的全厂需求。为保证锅炉补给水的pH值保持在8.5〜9.2范围内，防止对金属的腐蚀，在除盐水泵出水口处设有自动加氨装置。