春江集团2X4500吨电技术方案

附件一春江集团2×4500t/d熟料生产线纯低温余热发电工程根本设计方案大连易世达新能源开展股份二○○九年三月二十八日目录第三章.人员培训、建筑施工、性能测试技术指导效劳及启动调试第九章.大连易世达新能源开展股份简介第十章.供货商清单

第一章.根本设计方案工程概述河南春江水泥厂现有两条4000t/d〔实际产量4500t/d〕新型干法水泥熟料生产线。为利用新型干法水泥窑生产过程中产生的废气余热，节约能源、减少环境热污染、进一步降低产品生产本钱，河南春江水泥厂拟利用该条水泥窑废气余热建设余热电站，根据河南春江水泥厂委托，大连易世达新能源开展股份特编制本技术方案。1.1.1废气余热资源根据河南春江水泥厂提供的资料，水泥窑的废气余热资源为：〔1〕窑头熟料冷却机的废气余热根据工厂提供资料及一般4500t/d窑废气条件，21900036000为充分利用窑头熟料冷却机的废气余热，在不影响入窑二、三次风的风温、风量条件下，调整熟料冷却机废气取热方式。熟料冷却机废气温度分布：冷却机内入料端(头部)的废气温度为1250～600℃，废气混合后分别作为二次风、三次风入窑、入炉燃烧；冷却机内剩余的废气由600℃逐步降低至出料端(尾部)的约90℃，混合后形成250～320℃的废气再排放掉。为了提高余热利用效果，对冷却机内剩余的由600℃逐步降低至出料端(尾部)的约90℃废气，按废气温度分布进行梯级利用并考虑电站对水泥窑生产波动的适应及简化电站操作，将抽取废气方式分为高温段和中温段。根据招标书提供的窑尾预热器、风机及磨机资料，窑尾预热器总排废气参数为：利用废气余热进行发电的前提条件及技术支持条件1.2技术方案装机方案及热力系统根据目前国内外纯低温余热发电技术及装备次中压中温参数；二是以日本KHI技术及装备为蓝本结合上海万安集团金山水泥厂1500t/d水泥窑余热电站建设—290～340低压低温参数。次中压中温参数的补汽式方案，以下简称“第二代技术方案”。对于对于第一代水泥窑纯低温余热发电技术，根据水泥窑废气参数，通常来讲，目前所采用的技术方案分为两种主要方案：一种是主蒸汽参数为1.27MPa－315℃的单压不补汽方案或双压补汽方案〔以下简称“第一代技术方案1”℃的闪蒸补汽方案〔以下简称“第一代技术方案2”，主要代表：海螺川琦〕。为了科学地确定本工程技术方案，本根本设计方案对本工程可能采用的“第二代技术方案”及“第一代技术方案1”、“第一代技术方案2”间的发电能力、投资及运行费用比拟如下：1.2.1.1.1发电能力的比拟根据第二代技术方案及第一代技术的两个不同方案的热力系统构成及余热锅炉换热特性，对三个方案的发电能力进行计算如下：〔1〕前提条件为保证计算的客观性，对影响各方案发电功率的计算条件均取相同的参数数值，包括：统一水泥窑废气参数；统一不考虑废气中粉尘的热量；统一锅炉漏风率；pa；汽轮机主蒸汽缸效率为85%，补汽缸效率为82%；统一汽轮机机械.散热.自用动力损失效率为97%统一发电机效率为97%；统一废气管道散热.旁通废气管道漏废气.汽水管道漏汽散热损失统一为94％；窑尾烘干废气温度统一为210℃。(2)三个方案的发电能力计算根据水泥窑废气参数及上述统一的各参数数值，三个方案的发电能力计算见下表：河南春江2×4500t/d-320℃技术参数代号计算公式数据来源单位第二代技术〔易世达〕第一代技术〔中材、凯盛、易世达、中信〕第一代技术〔海螺〕汽机主进汽参数设计确定Mpa-℃汽机补汽参数设计确定Mpa-℃不补汽SP余热锅炉高压段进口废气量Vspf11业主给出Nm3/h576000576000576000高压段进口废气温度Tspf11业主给出℃320320320高压段进口废气比热Cspf11查表kcal/Nm3·℃高压段进口废气焓值hspf11Tspf11×Cspf11计算kcal/Nm3高压段进口废气总焓值Hspf11Vspf11×hspf11计算104Xkcal/h高压蒸发段锅炉漏风量VspL11设计确定Nm3/h864086408640高压蒸发段锅炉漏风温度TspL11业主给出℃252525高压蒸发段锅炉漏风比热CspL11查表kcal/Nm3·℃高压蒸发段锅炉漏风焓值hspL11TspL11×CspL11计算kcal/Nm3高压蒸发段锅炉漏风总焓值HspL11VspL11×hspL11计算104Xkcal/h6.6966.6966.696高压蒸发段锅炉入口废气总焓值Hspfz11Hspf11+HspL11计算104Xkcal/h6489.2306489.2306489.230高压蒸发段锅炉出口废气量Vspf12Vspf11+VspL11计算Nm3/h584640584640584640最小换热温差△tmin锅炉设计确定℃131532高压蒸发段锅炉出口废气温度〔窑尾烘干温度1〕Tspf12tspw11+△tmin计算℃高压蒸发段锅炉出口废气比热Cspf12查表kcal/Nm3·℃高压蒸发段锅炉出口废气焓值hspf12Tspf12×Cspf12计算kcal/Nm381.94472.90972.358高压蒸发段锅炉出口废气总焓值HsPfz12Vspf12×hsp分12计算104Xkcal/h4790.7574262.5804230.364高压蒸发段锅炉废气总焓降△Hspf11HsPfz11-HsPfz12计算104Xkcal/h1698.4732226.6512258.867高压蒸发段锅炉保热系数§sp11锅炉设计确定高压蒸发段锅炉用于生产蒸汽的总废气焓降△Hspf1△Hspf11קsp11计算104Xkcal/h1656.0122170.9842202.395高压段主蒸汽压力Psp11设计确定Mpa高压段主蒸汽温度tsp11设计确定℃305305高压段主蒸汽焓值hspZ11查焓熵图kcal/kg669高压段排污率＆spw11锅炉设计确定%222高压段排污压力〔汽包压力〕Pspw11锅炉设计确定Mpa高压段排污温度〔汽包压力饱和温度〕tspw11查焓熵图℃高压段排污焓值hspw11查焓熵图kcal/kg229200高压蒸发段锅炉给水温度tspg11设计确定℃180160高压蒸发段锅炉给水焓值Hspw11查焓熵图kcal/Kg229182161高压段蒸汽产量Zsp11△Hspf1/｛〔hspZ11-tspg11〕+＆spw11〔hspw11-tspg11〕｝计算t/h37.6439.6338.54高压段省煤器进口废气量Vspf13Vspf12计算Nm3/h584640高压段省煤器进口废气温度Tspf13Tspf12计算℃高压段省煤器进口废气比热Cspf13Cspf12查表kcal/Nm3·℃高压段省煤器进口废气焓值hspf13hspf12计算kcal/Nm381.944高压段省煤器进口废气总焓值HsPfz13HsPfz12计算104Xkcal/h4790.757高压段省煤器漏风量VspL12设计确定Nm3/h2880高压段省煤器漏风温度TspL12业主给出℃25高压段省煤器漏风比热CspL12查表kcal/Nm3·℃高压段省煤器锅炉漏风焓值hspL12TspL12×CspL12计算kcal/Nm3高压段省煤器漏风总焓值HspL12VspL12×hspL12计算104Xkcal/h2.232高压段省煤器入口废气总焓值Hspfz13Hspf13+HspL12计算104Xkcal/h4792.989高压段省煤器给水量Hspww11Zsp11+〔＆spw11/100)×Zsp11计算t/h38.39高压段省煤器给水温度Hspwt11设计确定℃100高压段省煤器给水焓Hspwh11查表kcal/kg100高压段省煤器出水量Hspww12Hspww11计算t/h38.39高压段省煤器出水温度Hspwt12tspw11锅炉设计确定℃高压段省煤器出水焓Hspwh12hspw11查焓熵图kcal/kg229高压段省煤器进出水总焓升△HspwHspww11×(hspw12－Hspwh110计算104Xkcal/h495.223高压段省煤器出口废气量Vspf14Vspf13+VspL12计算Nm3/h587520高压段省煤器出口废气温度〔烘干温度2〕Tspf14(Hspfz13－△Hspw/0.975)/(Cspf14×Vspf14/10000)计算℃211.8高压段省煤器出口废气比热Cspf14试算:Tspf14×Cspf14=hspf14kcal/Nm3·℃高压段省煤器出口废气焓值hspf14HsPfz14/Vspf14计算kcal/Nm372.935高压段省煤器出口废气总焓值HsPfz14Hspfz13-△计算104Xkcal/h4285.068低压段锅炉进口废气量Vspf21Vspf14计算Nm3/h587520低压段锅炉及进口废气温度Tspf21Tspf14计算℃211.8低压段锅炉进口废气比热Cspf21Cspf14查表kcal/Nm3·℃低压段锅炉进口废气焓值hspf21hspf14计算kcal/Nm372.935低压段锅炉进口废气总焓值Hspf21HsPfz14计算104Xkcal/h4285.068低压段锅炉漏风量VspL21设计确定Nm3/h5760低压段锅炉漏风温度TspL21业主给出℃25低压段锅炉漏风比热CspL21查表kcal/Nm3·℃低压段锅炉漏风焓值hspL21TspL21×CspL21计算kcal/Nm3低压段锅炉漏风总焓值HspL21VspL21×hspL21计算104Xkcal/h4.464低压段锅炉入口废气总焓值HsPfz21Hspf21+HspL21计算104Xkcal/h4289.532低压段锅炉出口废气量Vspf22Vspf21+VspL21计算Nm3/h593280低压段锅炉出口废气温度〔烘干温度3〕Tspf22业主给出℃170低压段锅炉出口废气比热spfC22查表kcal/Nm3·℃低压段锅炉出口废气焓值hspf22Tspf22×Cspf22计算kcal/Nm361.632低压段锅炉出口废气总焓值HsPfz22Vspf22×hspf22计算104Xkcal/h3656.503低压段锅炉废气总焓降△Hspf21HsPfz21-HsPfz22计算104Xkcal/h633.029低压段锅炉保热系数§sp21锅炉设计确定低压段锅炉用于生产蒸汽的总废气焓降△Hspf2△Hspf21קsp21104Xkcal/h620.368低压段主蒸汽压力Psp21设计确定Mpa低压段主蒸汽温度tsp21设计确定℃160低压段主蒸汽焓值hspZ21查焓熵图kcal/kg低压段锅炉给水温度tspg21设计确定℃40低压段锅炉给水总焓值Hspw21tg21×W21计算kcal/Kg40低压段锅炉蒸汽产量Zsp21△Hspf2/〔hspZ21-tspg21〕计算t/h9.94AQC余热锅炉及ASH过热器冷却机废气分配冷却机总排废气量VVg+Va+Vp业主给出Nm3/h438000438000438000冷却机总排废气温度T业主给出℃冷却机总排废气比热C查表kcal/Nm3·℃冷却机总排废气焓值hT×C计算kcal/Nm3101.306101.306101.306冷却机总排废气总焓值HV×h或Hg+Ha+Hp计算104Xkcal/h4,437.2244,437.2244,437.224冷却机去过热器废气量Vg冷却机热平衡计算Nm3/h126400冷却机去过热器废气温度Tg冷却机热平衡计算℃450冷却机去过热器废气比热Cg查表kcal/Nm3·℃冷却机去过热器废气焓值hgTg×Cg计算kcal/Nm3冷却机去过热器废气总焓值HgVg×hg计算104Xkcal/h1815.610冷却机去AQC废气量VaV-Vg-Vp冷却机热平衡计算Nm3/h239600366000366000冷却机去AQC废气比热Ca查表kcal/Nm3·℃冷却机去AQC废气温度Ta(H-Hg-Hp)/(Va×Ca)冷却机热平衡计算℃360360冷却机去AQC废气焓值haTa×Ca计算kcal/Nm398.217113.904113.904冷却机去AQC废气总焓值HaVa×ha计算104Xkcal/h2353.2874168.8864168.886冷却机排掉废气量Vp冷却机热平衡计算Nm3/h720007200072000冷却机排掉废气温度Tp冷却机热平衡计算℃120120120冷却机排掉废气比热Cp查表kcal/Nm3·℃冷却机排掉废气焓值hpTp×Cp计算kcal/Nm337.33237.33237.332冷却机排掉废气总焓值HpVp×hp计算104Xkcal/hASH及AQC锅炉计算过程冷却机去过热器废气量Vg冷却机热平衡计算Nm3/h126400冷却机去过热器废气温度Tg冷却机热平衡计算℃450冷却机去过热器废气比热Cg查表kcal/Nm3·℃冷却机去过热器废气焓值hgTg×Cg计算kcal/Nm3冷却机去过热器废气总焓值Hghg×Vg计算104Xkcal/h过热器出口废气量VgcVg计算Nm3/h126400过热器出口废气温度Tgc试算,目标△Hg=△Zg℃过热器出口废气比热Cgc查表kcal/Nm3·℃过热器出口废气焓值hgcTgc×Cgc计算kcal/Nm398.594过热器出口废气总焓值HgcVgc×hgc计算104Xkcal/h1246.232过热器废气总焓降△HfHg-Hgc计算104Xkcal/h569.378过热器保热系数§g锅炉设计确定过热器用于加热蒸汽的总废气焓降△Hg§g×△Hf计算104Xkcal/h543.756过热器进口蒸汽量ZjZsp11+Za11计算t/h57.49过热器进口蒸汽压力Pj设计确定Mpa过热器进口蒸汽温度Tj计算并查焓熵图℃过热器进口蒸汽焓值hj计算并查焓熵图kcal/kg669过热器进口蒸汽总焓值HjZj×hj计算104Xkcal/h3846.370过热器出口蒸汽量ZcZsp11+Za11试算t/h57.49过热器出口蒸汽压力Pc设计确定Mpa过热器出口蒸汽温度Tc设计确定℃380过热器出口蒸汽焓值hc查焓熵图kcal/kg过热器出口蒸汽总焓值HcZc×hc计算104Xkcal/h4390.267过热器进出口蒸汽总焓升△ZgHc-Hj计算104Xkcal/h543.896AQC锅炉高压段进口废气量VagjVg+Va计算Nm3/h366000366000366000AQC锅炉高压段进口废气温度Tagj(〔Ha+Hgc〕/Cagj)×10000/Vagj计算℃311.917360.000360.000AQC锅炉高压段进口废气比热Cagj查表kcal/Nm3·℃AQC炉高压段进口废气焓值hagjTagj×Cagj计算kcal/Nm398.348113.904113.904AQC炉高压段进口废气总焓值HagjVagj×hagj计算104Xkcal/h3599.5194168.8864168.886AQC锅炉高压段漏风量Vagl锅炉设计确定Nm3/h366073207320AQC锅炉高压段漏风温度Tagl业主给出℃252525AQC锅炉高压段漏风比热Cagl查表kcal/Nm3·℃AQC炉高压段漏风焓值haglTagl×Cagl计算kcal/Nm3AQC炉高压段漏风总焓值HaglVagl×hagl计算104Xkcal/h2.8375.6735.673AQC锅炉高压段入口废气总焓值Haqcf1Hagj+Hagl计算104Xkcal/h3602.3554174.5594174.559AQC锅炉高压段出口废气量VagcVagj+Vagl计算Nm3/h369660373320373320AQC锅炉高压段出口废气温度TagcPta11及〔△tmin=15℃〕、tga11最小换热温差△tmin℃211212193AQC锅炉高压段出口废气比热Cagc查表kcal/Nm3·℃AQC炉高压段出口废气焓值hagcTagc×Cagc计算kcal/Nm3AQC炉高压段出口废气总焓值HagcVagc×hagc计算104Xkcal/h2438.2262474.0362250.866AQC锅炉高压段废气总焓降△Haqcf11Haqcf1-Hagc计算104Xkcal/h1164.1301700.5231923.694AQC锅炉高压段保热系数§aqc11锅炉设计确定AQC炉高压段用于生产蒸汽的废气总焓降△Haqcf1△Haqcf11קaqc11计算104Xkcal/h1135.0261658.0101875.601高压段主蒸汽压力Pa11设计确定Mpa高压段主蒸汽温度ta11查焓熵图℃345345高压段主蒸汽焓值hZa11查焓熵图kcal/kg669高压段排率＆aqcw11锅炉设计确定%222高压段排污压力〔汽包压力〕PPa11设计确定Mpa高压段排污温度温度〔汽包压力饱和温度〕Pta11查焓熵图℃高压段排污焓值pha11查焓熵图kcal/kg229200高压段给水温度tga11设计确定℃100185165高压段蒸汽产量Za11△Haqcf1/｛〔hZa11-tga11〕+＆aqcw11〔Pha11-tga11〕｝计算Kg/h19.8629.3431.92AQC锅炉低压蒸汽段进口废气量VadjVagc计算Nm3/h369660AQC锅炉低压蒸汽段进口废气温度TadjTagc计算℃211AQC锅炉低压蒸汽段进口废气比热CadjCagc查表kcal/Nm3·℃AQC炉低压蒸汽段进口废气焓值hadjhagc计算kcal/Nm365.959AQC炉低压蒸汽段进口废气总焓值HadjHagc计算104Xkcal/h2438.226AQC锅炉低压蒸汽段漏风量Vadl锅炉设计确定Nm3/h3660AQC锅炉低压蒸汽段漏风温度Tadl业主给出℃25AQC锅炉低压蒸汽段漏风比热Cadl查表kcal/Nm3·℃AQC炉低压蒸汽段漏风焓值hadlCadl×Tadl计算kcal/Nm3AQC炉低压蒸汽段漏风总焓值HadlVadl×hadl计算104Xkcal/h2.837AQC锅炉低压蒸汽段入口废气总焓值Haqcf2Hadc+Hadl计算104Xkcal/h2441.062AQC锅炉低压蒸汽段出口废气量VadcVadj+Vadl计算Nm3/h373320AQC锅炉低压蒸汽段出口废气温度TadcPta21及〔△tmin=10℃〕、tga21最小换热温差△tmin℃138AQC锅炉低压蒸汽段出口废气比热Cadc查表kcal/Nm3·℃AQC炉低压蒸汽段出口废气焓值hadcTadc×Cadc计算kcal/Nm342.959AQC炉低压蒸汽段出口废气总焓值HadcVadc×hadc计算104Xkcal/h1603.760AQC锅炉低压蒸汽段废气总焓降△Haqcf22Haqcf2-Hadc计算104Xkcal/h837.302AQC锅炉低压蒸汽段保热系数§aqc22锅炉设计确定AQC炉低压蒸汽段用于生产蒸汽的废气总焓降△Haqcf2§aqc22×△Haqcf22计算104Xkcal/h820.556低压蒸汽段主蒸汽压力Pa21设计确定Mpa低压蒸汽段主蒸汽温度ta21设计确定℃160低压蒸汽段主蒸汽焓值hZa21查焓熵图kcal/kg低压段汽包饱和温度Pta21查焓熵图℃144低压蒸汽段给水温度tga21设计确定℃40低压蒸汽段蒸汽产量Za21△Haqcf2/(hZa21-tga21)计算t/h13.144AQC锅炉热水段进口废气量VasjVadc计算Nm3/h373320373320373320AQC锅炉热水段进口废气温度TasjTadc计算℃138212193AQC锅炉热水段进口废气比热CasjCadc计算kcal/Nm3·℃AQC炉热水段进口废气焓值hasjhadc计算kcal/Nm342.95966.27160.293AQC炉热水段进口废气总焓值Hasj计算104Xkcal/h1603.7602474.0362250.866AQC锅炉热水段出口废气量VascVasj计算Nm3/h373320373320373320AQC锅炉热水段出口废气温度Tasc｛Tasj×Casj-(△Haqcw/Vadc)｝/Casc试算,目标△Hasc=△Haqcw℃85AQC锅炉热水段出口废气比热Casc查表kcal/Nm3·℃AQC炉热水段出口废气焓值hasjCasc×Tasc计算KCal/Nm3AQC炉热水段出口废气总焓值HascVasj×hasj计算104Xkcal/h1193.5421453.377985.602AQC炉热水段进出口废气总焓降△HascHasj—Hasc计算104Xkcal/h410.2181020.6601265.264AQC炉热水段给水量Wg(1+＆spw11)Zsp11+(1+＆aqcw11)Za11计算t/h58.6470.35126.52AQC炉热水段给水温度Twg设计确定℃404065AQC炉给水焓hwg查焓熵图kcal/kg404065AQC炉总给水焓HwgWg×hwg计算104Xkcal/h234.577281.384822.380AQC炉热水段出水量WcWg计算t/h58.6470.35126.52AQC炉热水段出水温度Twc设计确定℃110185165AQC炉出水焓hwc查焓熵图kcal/kg110185165用于生产闪蒸蒸汽的热水量Wszr×〔Za11+Zsp11〕计算t/h54.65闪蒸蒸汽产量Zxz×Wszr计算t/h4.37闪蒸剩余热水量WxzWszr-Zxz计算t/h50.28AQC炉总出水焓HwcWc×hwc计算104Xkcal/h645.0861301.4022087.580AQC炉热水段热水总焓升△HaqcwHwc-Hwg计算104Xkcal/h410.5091020.0181265.200汽轮机及发电机主进汽压力P1设计确定Mpa主进汽温度T1设计确定℃370315315主进汽焓值h1查焓熵图kcal/Kg735主进汽量Z1Zc计算t/h57.4968.9770.46主进汽总焓值H1Z1×h1计算104Xkcal/h4363.2445069.0555201.870补汽进汽压力Pb设计确定Mpa补气进汽温度Tb设计确定℃150饱和110补汽焓值hb查焓熵图kcal/kg补汽进汽量ZbZsp21+Za21或(Zwx)计算t/h23.084.37补汽总焓值HbZb×hb计算104Xkcal/h1526.323280.919汽轮机排汽压力P2设计确定Mpa汽轮机排汽温度T2设计确定℃主蒸汽段汽机缸效率F1汽轮机设计确定%858585补汽段汽机缸效率F2汽轮机设计确定%8282主蒸汽汽机理论绝热排汽焓hp1查焓熵图kcal/kg515补汽局部汽机理论绝热排汽焓hpb查焓熵图kcal/kg0主蒸汽汽机排汽量Zp1Z1计算t/h57.4968.9770.46补汽局部汽机排汽量ZpbZb计算t/h23.084.37主蒸汽汽机理论绝热排汽总焓Hp1hp1×Zp1计算104Xkcal/h2922.8393551.7873785.676补汽局部汽机理论绝热排汽总焓Hpb1hpb×Zpb计算104Xkcal/h1227.6590231.774主蒸汽汽机实际总焓降△Hp1(H1-Hp1)×F1/100计算104Xkcal/h1224.3451289.6781203.765补汽局部汽机实际总焓降△Hpb1(Hb-Hpb1)×F2/100计算104Xkcal/h244.90440.298汽轮机缸内蒸汽实际总焓降△H△Hp1+△Hpb1计算104Xkcal/h1469.2491289.6781244.063汽轮机缸内理论计算发电功率Nl△H/860计算KW170841499614466F3汽轮机设计确定%发电机效率F4发电机设计确定%设计计算发电机发电能力NeN1×F3×F4计算KW160751411013611F5设计确定%计算发电功率NsF5×Ne计算KW151101326312794设计发电功率Nj设计确定KW151001326012790设计发电装机功率N设计确定KW165001500014500锅炉总重量t198816501502℃℃有出入。对于第二代技术方案，其发电能力为：MPa－370℃MPa－150℃，排汽压力为PaMPa－380℃和0.3MPa－160℃过热蒸汽。根据本工程水泥窑的废气余热条件，经前表热力计算，本方案设计发电功率为15100kW，按9000t/d熟料产量计算，设计吨熟料发电量为40.3kWh。对于第一代技术方案，其方案1的发电能力：MPa—315℃、排汽压力为Pa。根据汽轮机组的性能参数，确定余热锅炉生产1.4MPa—325℃的过热蒸汽、窑头AQC余热锅炉同时生产185℃的热水做为窑尾SP余热锅炉及窑头AQC余热锅炉蒸汽段的给水。MPa—315℃MPa－150℃，补汽量为主进汽量的0～8%，排汽压力为Pa。根据汽轮机组的性能参数，确定余热锅炉生产1.4MPa—325℃的过热蒸汽、窑头AQC余热锅炉同时生产0.3MPa－160℃过热蒸汽做为汽轮机的补汽。根据本工程水泥窑的废气余热条件，经前表热力计算，本方案设计发电功率为13260kW〔无论汽轮机是否补汽〕，按9000t/d熟料产量计算，设计吨熟料发电量为35.3KWh。对于第一代技术方案，其方案2的发电能力：MPa－315℃MPa－饱和，排汽压力为PaMPa－325℃的过热蒸汽，窑头AQC余热锅炉同时生产165℃的热水做为窑尾SP余热锅炉及窑头AQC余热锅炉的给水，剩余的165℃MPa的闪蒸饱和蒸汽做为汽轮机补汽。根据本工程水泥窑的废气余热条件，经前表热力计算，本方案设计发电功率为12790kW，按9000t/d熟料产量计算，设计吨熟料发电量为34.1KWh。按上述计算过程计算出的发电功率，是各方案可能的最大发电功率，实际生产运行过程中，如果水泥窑废气参数〔包括熟料产量、废气量、废气温度、物料烘干温度等〕与前述的前提条件相一致，那么实际发电功率不可能超过上表的计算发电功率。(3)利用上述技术方案建设的已经投产的几套5500t/d级水泥窑余热电站实际发电能力比照情况：大连易世达公司对近几个月相继投产的几个典型的纯低温余热电站实际运行情况进行了调查统计，其调查统计结果如下表：大连易世达余热电站实际运行资料汇总表(第二代技术)序号工厂名称单位山水平阴峨胜一期山水创新1水泥窑数条2112水泥线设计单位山水集团南京院山水集团3水泥窑实际产量t/d5800+58005450～58002800～30004电站采用的技术－第二代〔根本配置〕第二代〔全面配置〕第二代〔根本配置〕5电站设计单位－大连易世达大连易世达大连易世达6电站投产日期－07年8月08年10月07年4月7窑尾预热器废气温度℃285～300325～335330～3408锅炉总金属重量t约2×1220约1320约6609汽轮机组台数台两窑一机一窑一机一窑一机10汽轮机组装机容量MW1811汽轮机主进汽参数Mpa-℃12汽轮机补汽参数Mpa-℃13发电功率统计时间－08年5～11月08年10～11月08年4月14水泥窑运行数条21115日发电量万度16日供电量万度17实际日平均发电功率MW18实际日平均供电功率MW19电站自用电率%20实际吨熟料发电量KWh/t29.5～3221设计计算吨熟料发电量KWh/t30～3338～4236～39其它设计单位电站运行资料汇总表序号工厂名称单位华润贵港大连天瑞大连水泥淮海中联辽源金刚1水泥窑数条221122水泥线设计单位－天津院天津院南京院南京凯盛南京凯盛3水泥窑实际产量t/d5700＋57005800+5800设计5000530055304电站采用的技术－第一代单压第一代闪蒸第一代单压第一代单压第一代双压5电站设计单位－天津院海螺川崎南京院南京凯盛中信6电站投产日期－07年11月08年6月08年11月07年8月1#机06年9月/2#机07年2月7窑尾预热器废气温度℃330～345335～360320～330310～330330～3608锅炉总金属重量t约2×900约2×820约900约820约2×8609汽轮机组台数台两窑一机两窑一机一窑一机一窑一机一窑一机10汽轮机组装机容量MW181811汽轮机主进汽参数Mpa-℃12汽轮机补汽参数Mpa-℃不补汽不补汽不补汽13发电功率统计时间－08年11月08年11月08年11月最好月份08年4月最好月份08年6月14水泥窑运行数条2211215日发电量万度未调查16日供电量万度未调查31.3～3417实际日平均发电功率MW18实际日平均供电功率MW19电站自用电率%20实际吨熟料发电量KWh/t未调查21设计计算吨熟料发电量KWh/t35～3736～3834～3637～3935～37利用第二代技术建设的余热电站，实际运行的发电能力与理论计算发电能力是相一致的〔其中：山水平阴两条5800t/d水泥窑，因窑尾预热器废气温度只有285～300℃，与电站设计时采用的330℃相差较大，使其发电功率较低。根据计算及实验运行证实，当两条窑窑尾预热器废气温度都调整至330℃〕。利用第一代技术建设的余热电站，实际运行的发电能力之所以低于设计计算发电能力，其根本原因在于：其一，电站工程设计中或总承包单位由于没有设计、建设经验或有意为了降低电站投资，采用了一些不当的具体技术措施，如：废气管道及汽水管道保温材料选择、施工质量、保温厚度不当，造成大量的散热损失；锅炉受热面配置过少及结构形式不当，造成锅炉实际生产能力缺乏及漏风量加大；废气管道阀门、废气管道设置不当，造成漏风、漏废气加大；其二，设计选取汽、水管道内的汽、水流速过大，造成汽水压力损失过大等等。〔4〕关于锅炉重量问题℃℃℃℃℃为基数，第一代技术锅炉的换热温差是第二代技术锅炉换热温差的141.2%。由于锅炉换热温差的不同，对于同一条水泥窑：采用第二代技术的余热锅炉换热面积比采用第一代技术的余热锅炉换热面积要大的多，相应的锅炉金属重量要大，具体来讲：以第一代技术锅炉换热面积为基数，第二代技术的余热锅炉换热面积应为第一代技术锅炉换热面积的141.2%左右；相应的，第二代技术的余热锅炉金属重量应为第一代技术锅炉金属重量的125%以上。如对于前述已经投产的2×5500t/d级水泥窑余热电站：利用第二代技术建设的余热电站全套锅炉重量实际为2600t左右；而利用第一代技术建设的余热电站，如果使电站到达设计计算发电能力的话，全套锅炉实际重量应为2000t左右，也即第二代技术的全套锅炉实际重量是第一代技术的全套锅炉实际重量的132%(对于已经投产的利用第一代技术建设的余热电站，由于全套锅炉重量实际仅为1700t左右，远低于实际需要的2000t，因此其实际发电能力远低于设计计算发电能力。这从另一个方面说明：利用第一代技术建设的余热电站，其实际运行的发电能力达不到设计计算发电能力的根本原因之一是锅炉金属重量也就是锅炉换热面积配置过小)。这样的结果：一是第二代技术通过把提高蒸汽参数而节省的电站连接管道、阀门、保温材料、支吊架、循环水泵、冷却塔、除氧系统投资用于增加锅炉换热面积(锅炉金属重量)使单位KW装机投资小于第一代，把电站投资用于最重要的设备上；另一个是由于第二代技术余热锅炉换热面积大，从根本上可以保证电站能够适应水泥生产的大范围波动和电站的运转率、可靠性、及平安性。而第一代技术，不但未把投资用于关键设备，也由于锅炉换热面积太小，电站适应水泥生产的大范围波动能力和电站的运转率、可靠性、及平安性也逊于第二代技术。发电能力及投资比拟分析℃℃方案的投资增减量进行估算，结果如下：投资增减量估算表单位：万元主蒸汽参数℃℃℃补汽参数℃不补汽汽轮机组额定功率MW15土建工程0-6-6主机设备余热锅炉0-459-510汽轮机0-8-8发电机0-10-10机械

辅机循环冷却水系统058化学水系统000除氧系统079汽轮机房其它辅机000SP锅炉辅机0-18-18AQC锅炉辅机01414ASH过热器辅机0-56-56电气及自动化电气系统0-15-15自动化系统0-5-5安装

主材废气管道系统0-59-59汽水管道系统068电气自动化系统022其它000安装汽轮机及发电机组0-4-4锅炉机组0-67-74机械及电气辅机0-6-6安装辅材0-3-3其他0-2-2合计0-684-733第二代技术方案比第一代方案1的发电能力增加15100KW-13260KW=1840KW，投资增加约684万元,即:第二代技术方案比第一代技术方案1增加的单位KW发电能力投资约为6840000/1840=3717元/KW。第二代技术方案比第一代方案2的发电能力增加15100KW-12790KW=2310KW，投资增加约733万元,即:第二代技术方案比第一代技术方案2增加的单位KW发电能力投资约为7330000/2310=3173元/KW。虽然第二代技术比第一代技术需增加投资684万元，但由于第二代技术方案每年将多发电310天×9000t/d×(40.3KWh/t-35.3KWh/t)=1395万度，按每度电0.5元收益计算，第二代技术增加的投资将在一年之内收回。相应的长期效益，第二代技术比第一代技术好的多。℃主汽参数，锅炉给水可采用常规热力除氧，即用130℃以下低温废气余热除氧，其不再消耗额外的动力或化学药品，也减少运行维护环节，保证锅炉给水除氧效果的连续稳定。采用低主蒸汽参数时，锅炉给水需采用化学除氧或者真空除氧，这两种除氧方式要么增加化学药品消耗，要么增加抽真空设备而增加电力(或蒸汽)的消耗，不但增加电站运行本钱或电站自用电量同时增加运行维护环节、对于化学加药除氧方式也难以保证锅炉给水除氧效果的连续稳定。根据我们已投产的昌乐、潍坊、创新、龙游、山水、兴宝龙、安丘、平阴、淄博等水泥公司余热电站生产、运行、调试情况及所取得的经验：℃时，实际运行变化范围可以到达1.27～2.47Mpa、325℃～400℃℃时，实际运行变化范围只能到达0.49～0.98Mpa、292℃～330℃〕。因此，第二代纯低温发电技术在可提高余热发电能力的同时，由于主蒸汽参数允许运行变化范围比第一代技术大得多，发电系统的运转率、可靠性、对水泥窑生产波动的适应性也将比第一代技术好的多；第二代余热发电技术能在水泥窑临时事故状态下〔比方因窑尾系统结皮、积料、堵塞或窑内结蛋、结圈等原因引起的临时断料〕不停机；第二代余热发电技术可以方便地调整主蒸汽温度，解决了第一代纯低温发电技术主蒸汽温度不能调温从而影响汽轮机使用寿命的问题；第二代余热发电技术解决了第一代纯低温发电技术AQC、SP两台锅炉给水系统串连从而互相影响、给水系统调控困难、系统运行不稳定等问题；第二代余热发电技术由于窑尾余热锅炉设置了锅炉出口废气温度可调整装置，使锅炉出口废气温度在不调整水泥生产线废气阀门的情况下既能满足水泥生产所需原燃材料烘干所需温度的变化，又使余热最大限度地转化为了电能；1.2.1.1.5结论：根据上述比拟结果，(1)发电能力：第二代技术方案的发电能力比第一代技术方案1的发电能力提高(15100-13260)/13260=13.9%；比第一代技术方案2的发电能力提高(15100-12790)/12790=18.1%。(2)投资：第二代技术方案的总投资比第一代技术方案1及2的总投资提高约7～8.5%，但由于第二代技术方案的发电能力比第一代技术方案1及2的发电能力提高13%以上，因此，采用第二代技术方案的单位KW发电能力投资低于第一代技术方案1及2。(3)运行本钱：根据前述分析，采用第二代技术方案时的运行本钱也低第一代技术方案1及2。〔4〕运行控制、对水泥生产波动性的适应、电站可改造性方面第二代技术方案都优于第一代技术方案。综合上述比拟分析,本方案确定：采用第二代技术方案并按水泥窑熟料实际产量为9400t/d配置热力系统和设备。经热力平衡计算，水泥窑在正常生产时〔产量为9000t/d〕：当生料烘干废气温度为210℃时，废气余热设计发电功率为13700kW(保证值为13700KW)；当生料烘干废气温度为170℃时，废气余热设计发电功率为15100kW(保证值为15100KW)；设计最大发电能力为计算表中的设计计算发电机发电能力16075KW。考虑到水泥生产线废气参数的波动、生料烘干所需废气温度的变化、保证窑尾电收尘效果的需要、熟料产量进一步提高、窑尾收尘器可能改造及今后余热发电技术的开展等因素，本方案发电装机容量按一台最大功率为16500KW、额定功率16500KW、经济功率15000kW的汽轮机配套一台额定及最大功率为18000KW发电机的装机方案。〔当采用第一代技术方案1时：发电装机容量按一台最大功率为15000KW、额定功率为15000KW、经济功率12000kW的汽轮机配套一台额定及最大功率为15000KW发电机的装机方案〕。1.2.根据装机方案，系统主机包括四套余热锅炉及一套补汽凝汽式汽轮发电机组。●窑尾余热锅炉—SP余热锅炉在窑尾设置SP余热锅炉，余热锅炉设置蒸汽Ⅰ段、蒸汽Ⅱ段运行：蒸汽ⅠMPa饱和蒸汽，蒸汽通入设在窑头熟料冷却机旁的ASH余热过热器过热；蒸汽ⅡMPa-160℃的过热蒸汽与窑头AQC炉蒸汽ⅡMPa-160℃的过热蒸汽混合后，一局部去除氧器用于热力除氧，另一局部用于汽轮机补汽；通过调整SP炉蒸汽ⅡMPa-160℃的运行方式使出SP余热锅炉废气温度可在170～210℃之间调整以满足生料烘干要求。●窑头余热锅炉—AQC余热锅炉利用冷却机中部抽取的废气〔中温端：280～400℃〕，在窑头设置一台AQC余热锅炉。AQC余热锅炉设置蒸汽Ⅰ段、蒸汽Ⅱ段和热水段运行：锅炉蒸汽ⅠMPa饱和蒸汽通入ASH余热过热器过热；AQC炉蒸汽ⅡMPa-160℃的过热蒸汽，一局部去除氧器用于热力除氧，另一局部用于汽轮机补汽；AQC炉热水段生产的110℃热水通至除氧器除氧后，经锅炉给水泵作为SP、AQC余热锅炉蒸汽Ⅰ段的给水，出AQC锅炉废气温度降至90～110℃后再由原来的窑头收尘系统排入大气。●窑头余热过热器—AQC-SH余热过热器利用冷却机中部靠前位置抽取的废气〔高温端：450～550℃〕，在窑头设置一台独立的AMpa--380℃的过热蒸汽，出ASH余热过热器的废气再与自冷却机中部〔中温端〕抽取的废气混合后进入AQC余热锅炉。●热力系统根据热力计算及主机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疏水箱，经疏水泵为窑头AQC余热锅炉热水段、AQC蒸汽Ⅱ段、SP蒸汽Ⅱ段供水，AQC余热锅炉热水段生产的100～110℃热水通至除氧器被除氧后，经锅炉给水泵作为AQC、SP余热锅炉蒸汽Ⅰ段的给水；AQC、SP蒸汽ⅡMPa-160℃MPa-150℃参数：一局部去除氧器用于热力除氧，另一局部用于汽轮机补汽；AQC蒸汽ⅠMPa饱和蒸汽与SP蒸汽ⅠMppa--380℃过热蒸汽(出ASH余热过热器的废气再与自冷却机中部〔中温端〕抽取的废气混合进入AQC余热锅炉)，出AMPa-380℃MPa-370℃进入汽轮机的主进汽口；汽轮机做功后的乏汽通过冷凝器冷凝成水，经凝结水泵送入疏水箱，从而形成完整的热力循环系统。●烘干所需废气温度：根据水泥生产厂的一般要求，用于烘干的窑尾废气温度，即SP炉出口废气温度为200℃。根据我们的经验，由于余热锅炉投入运行后，窑尾增湿塔将停止喷水，这样用于烘干的窑尾废气湿度大大降低，其吸水能力远远高于增湿塔喷水时的废气，因此，实际生产过程中，余热锅炉投入运行后，用于烘干的窑尾废气温度将低于200℃；但当物料水份高时(如雨季等)，用于烘干的窑尾废气温度有可能需要高于200℃。基于这种情况，我们适当降低了SP炉出口废气温度，同时采用大连易世达公司的另一项专利技术，即：在SP炉废气出口设置低压蒸汽段,通过调整低压蒸汽段的运行方式〔而不是采用调整SP炉旁通废气管道阀门开度的方式，这种方式是严重损失发电量的〕将出SP炉的出口废气温度调整为180～210℃以满足烘干要求。采取这项措施后，随着烘干废气温度在180～210℃之间的变化，本工程发电量在15100～13700KW之间变化(设计最大为16075KW)。一般来讲如果窑尾采用电收尘器，SP炉投运后窑尾收尘器的收尘效果会受到影响，为了不影响收尘效果，SP炉生产的低压蒸汽也可用于废气增湿(相应的减少发电量)，这样也解决了余热电站对窑尾收尘效果的影响问题。●提高发电能力的其它措施构成第二代水泥窑纯低温余热发电技术的根本技术措施有七项〔也是大连易世达公司的专利〕：〔1〕发电热力系统采用1.27～3.43MPa-340～435℃的主蒸汽参数；〔2〕冷却机采用多级取废气方式〔冷却机具有两个或两个以上的用于发电的取废气口〕；〔3〕冷却机设置独立的蒸汽过热器；〔4〕冷却机采用循环风；(5)调节生料烘干废气温度、窑尾电收尘废气湿度及温度、机组发电功率的调节装置；〔6〕利用窑尾C2级预热器的内筒设置蒸汽过热器〔仅利用窑尾C2级预热器废气由540℃左右降为528～532℃左右的8～12℃温降〕；(7)窑眮体废热回收并用于发电技术。本方案采用了〔1〕、〔2〕、〔3〕、(5)项措施，如果再采用(4)、〔6〕、(7)项措施，那么发电功率可再增加8～10％。本工程方案未考虑(4)、〔6〕、(7)项措施，但预留了将来补充实施(4)、〔6〕、(7)项措施的接口(包括装机容量)。●为了保证电站事故不影响水泥窑生产，各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，不影响水泥生产线的正常运行。●窑头余热锅炉废气入口采用旋风除尘器进行处理，以减轻熟料颗粒对锅炉的冲刷磨损。AQC、SP两台锅炉在设计时根据现场安装位置，采用适当的整体结构(I或U型立式)及受热面结构型式、适宜的废气流速及受热面管节距、防磨板片的材质及型式以利于清灰、方便检修、减小废气阻力、提高换热效率、减少锅炉钢耗。●对窑尾SP炉废气进口管道的阀门设置，做了特殊的设计和位置安装，能够调节灵活，不积灰、不漏风。●对窑尾SP炉废气出口管道及灰斗，做了特殊的设计和位置安装，能够调节灵活、不积灰、易出灰、不漏风，彻底解决了窑尾SP炉清灰时对窑尾高温风机的影响。根据热力系统和国内余热锅炉、汽轮机的生产及使用情况，确定主机设备如下：序号设备名称及型号数量每台主要技术参数、性能、指标1凝汽式汽轮机1型号：额定功率：经济功率：15000kW额定转速：3000r/min最高进汽压力：MPa额定进汽温度：370℃MPa额定补汽温度：150℃MPa2发电机1型号：QF2-18-2c最大功率：额定功率：额定转速：3000r/min出线电压：3窑尾SP余热锅炉2入口废气量：～273000Nm3/h〔标况〕入口废气温度：～320℃入口废气含尘浓度：100g/m3〔标况〕出口废气温度：170～210℃I段：产汽量：t/h－MPa－饱和给水温度：100℃锅炉本体废气阻力：小于500PaII段：产汽量：t/h－MPa—160℃给水温度：40℃锅炉本体废气阻力：小于100Pa锅炉总漏风： ≤3%布置方式：露天4窑头AQC余热锅炉2入口废气量：～189178Nm3/h〔标况〕入口废气温度：300～380℃入口废气含尘浓度：20g/m3〔标况〕出口废气温度：90～110℃锅炉蒸汽段：I段：产汽量：t/h－MPa〔饱和〕给水温度：100℃II段：产汽量：t/h－MPa—160℃给水温度：40℃锅炉热水段：热水量：t/h出水温度：110℃给水温度：40℃锅炉总漏风： ≤3%系统总废气阻力：小于1250Pa布置方式： 露天5窑头ASH余热过热器2入口废气量：63200Nm3/h〔标况〕入口废气温度：450℃入口废气含尘浓度：20g/m3〔标况〕入口蒸汽：t/h－MPa—饱和出口蒸汽：t/h－MPa-380℃布置方式： 露天6除氧器1出力： 75t/h工作压力：工作温度：104℃除氧水箱：35m37锅炉给水泵3流量： 35～45t/h扬程： 368～440mH2O8循环冷却水泵3流量：1800～2000m3/h扬程：18～23mH2O9机械通风冷却塔4冷却水能力：1400t/h10计算机控制系统1DCS系统主厂房主厂房由汽轮发电机房、电站控制室、上下压配电室组成，占地面积为18×48m2。汽轮发电主厂房为双层厂房。±平面布置有给水泵、凝结水泵、疏水泵等，8.000m平面为运转层，汽轮机、发电机布置在此平面。电站控制室及站用电力室为18×9m2，底层为上下压配电室；8.500平面为中控室；除氧器布置在11.500m平面。SP余热锅炉窑尾SP余热锅炉布置在窑尾框架旁，分别布置蒸汽Ⅰ段和蒸汽Ⅱ段，占地为10×12m2m，平台上布置SP余热锅炉本体、值班室及汽水取样器等。AQC余热锅炉、AQC-SH余热过热器×m2，采用露天布置。AQCmm，平台上布置AQC余热锅炉和AQC-SH余热过热器本体、汽水取样器等。×m2。化学水处理占地面积为17×22m2。各车间布置方案见附图(均为初步方案,如由我公司承当此项工程,我们将与业主做进一步讨论,根据本工程具体情况结合业主的要求最终确定总图及各车间布置方案)。《小型火力发电厂设计标准》GB50049-94《建筑给水排水设计标准》GB50015-2003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。凝汽器冷却水量：4790t/h冷油器冷却水量：100t/h空冷器冷却水量：110t/h锅炉给水泵轴封冷却水量：1t/h本工程设备冷却水量为：5001t/h本工程设备冷却用水采用循环系统。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设备冷却用水，换热后的冷却水〔循环回水〕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采用3台流量为1800～2000m3/h、扬程为18～23m，正常工作实现四用一备。根据本工程所在地区气象条件和冷却用水量，循环冷却塔采用4台冷却能力为1400m3/h的逆流式机械通风冷却塔。逆流式机械通风冷却塔的蒸发、风吹、飞溅损失水量为100.02t/h，系统排污、渗漏损失水量分别为25t/h、2.0t/h，全站废水回收利用28.2t/h，循环水系统总损失水量为98.82t/h，间接循环利用率为98%。《小型火力发电厂设计标准》GB50049-94《火力发电厂化学设计技术规程》DL/T5068-1996为了满足电站的用水水质标准，本方案暂按采用“组合式双柱锅炉软化水”系统考虑。该系统具有经济实用、常年运转费用低、操作简便、整体性强、占地面积小等特点。处理流程为：自厂内工业水管网进入车间清水箱，由清水泵将水送至组合式双柱锅炉软化水装置，然后进入软化水箱，通过软化水泵送给汽轮发电机房。在原水总硬度≤300mg/L、浊度≤2度、氯化物＜25mg/L情况下，处理后水质残留硬度可到达≤的标准并满足电站运行要求。电站正常运行时，系统水汽循环量约为77t/ht/h。考虑系统运行中发生汽轮发电机或其它辅机突发故障而短时停运及电站启动耗水量，为不影响水泥生产线的正常运行，余热锅炉不解列而损失的蒸汽量，再考虑正常运行时余热锅炉并汽或解列所损失的蒸汽量，确定化学水处理系统生产能力为两列,每列能力为15t/h。化学水处理车间与汽轮发电机房合并为一起以单层方式布置。 ZGR-15型组合式软化水装置1套两列工作压力：＜：进水浊度：＜2度运行流速：20～30m/h：出水残留硬度：＜0.03mg-N/L产水量：每列15t/h软化水泵2台流量：30～52m3/h扬程：52～45mH2O清水泵：2台流量：30～52m3/h扬程：40～47mH2O软化水箱：50m3清水箱：50m3化学水处理系统主要技术指标如下：日消耗原水量：72t日产软化水量：36t日消耗NaCl：134kg日用循环水用药：26Kg日消耗98%Na3PO4·《小型火力发电厂设计标准》GB50049-94《建筑给水排水设计标准》GB50015-2003《室外给水设计标准》GBJ13-86《室外排水设计标准》GBJ14-871.2.6.2设计范围电站室内外生产、生活、消防给排水系统。本工程包括厂内输水管线、循环水池及泵房、污水处理等。由于本工程给、排水系统有局部需利用水泥生产线现有系统，故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。1.2.6.3给水系统t/ht/h；锅炉取样冷却水及射水抽汽器用水量为4t/h；化学水处理用水量为3t/h；生活用水量为1.2t/h。根据本工程建、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到达25L/s，即180m3/次。由于本工程建在水泥生产线厂区内，水泥生产线的消防水量＞180m3/次，故本工程不增加消防用水量。本工程总耗水量为t/h〔不含消防水用量〕，由于余热电站投入后水泥线增湿塔可节约耗水量约35tt/h，考虑20%不可预见用水量，电站建设需水泥厂水源地增加供水能力为：×t/h。1.2.6.4排水系统本工程生产废水经循环回收利用后，生产、生活污水排放量总计为t/h。其中：生产废水3t/ht/h。本工程生产污、废水不含有毒、有害物质，排入工厂现有污水处理站后与全厂污废水一起排放。1.2.6.5管网敷设室内生活、消防给水管道采用明装，管道材料为镀锌钢管；室外管道为直埋敷设，管径小于DN70时采用PPR管，大于DN70时采用可延性铸铁管。室内生产给水管道采用明装，当需埋地时采用活动盖板地沟，管道材料为焊接钢管；室外管道采用焊接钢管防腐处理后直埋。生活排水管道室内采用U-PVC管，室外采用钢筋混凝土管。生产排水管道均采用焊接钢管，室内明装，室内与室外的地下管道经防腐处理后直埋。1.2.6.6计量与检测生产、生活给水在车间总进水管设水量表，重要设备给水管道前设流量计及压力表，设备回水管道上装温度计。各用水点视情况增设水量计量表。1.2.7电气及自动化1.2.7.1编制范围本工程编制范围包括以下几个主要方面：电站的电气主接线，电站接入系统；站用电配电，站用辅机控制；热工自动化及计算机控制系统；电站室外动力及照明配电线路；车间照明、防雷及接地设计。1.2.7.2编制依据电气技术方案〔1〕电气主接线为保证电站运行的可靠性和供电质量，拟建的汽轮发电机组10.5kV母线采用单母线〔不分段〕接线方式，发电机组由余热电站10.5kV母线经电缆线路与水泥生产线总降10.5kV相联的联络开关组成电站侧母线段。并网同期点分别设在发电机出口开关及与系统连接回路余热电站侧开关处。该种接线方式可保证电站与系统联络灵活，同时亦可保证站用电的平安和可靠。〔2〕厂用电系统及直流系统电站站用电设备总装机容量为1650kW，计算负荷为940kW。根据直流系统的负荷(包括正常工作负荷和事故负荷)容量，为了平安可靠，设计选用一套360Ah铅酸免维护直流蓄电池成套装置。站用电接线应平安可靠、保证重要负荷供电连续性，同时应在站用电主接线简单、灵活的原那么下，兼顾电站热力系统的配置。站用电将采用单母线分段运行的接线方式，站用变压器选用二台V/0.4kV1250kVA变压器。1#、2#变压器互为备用，正常工作时，每台变压器的负荷率约为48%左右。〔3〕电机控制及保护系统远程方式：DCS组态里面DO驱动中间继电器，给起动线圈带电，起动电机。中压保护：包括发电机主保护、微机线路光纤纵差保护、站用变压器保护，电站侧联络线出口还设有解列装置。〔4〕同期方式采用手动同期和自动准同期。〔5〕主要设备选型选用技术先进，经验丰富的国内优质厂家，电气室和控制室内安装设备防护等级IP30，车间内安装设备IP54。①中压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站用低压配电设备选用改良型的GCK抽屉式低压开关柜，能安装1/2E抽屉；③采用干式变压器；④低压元器件为施耐德或ABB公司产品；⑤继电保护屏选用PK－10标准屏；⑥控制台为由DCS系统配套的电脑工作台；⑦可控硅励磁装置随发电机配套。⑧接线端子：采用魏德米勒公司产品⑨75KW及以上低压电机采用软启动装置〔AB系列或施耐德产品〕，变频器选用ABB公司高端产品。〔6〕配电线路选用YJV-10kV型铜芯交联聚乙烯绝缘电力电缆，低压电缆选用YJV-0.6/1kV型铜芯聚氯乙烯电力电缆，控制电缆选用KVV-0.5kV、KVVP-0.5kV、DJYPVP型聚氯乙烯绝缘控制电缆。电站的敷线以桥架为主，电缆沟及穿管直埋为辅。〔7〕照明主厂房的照明电源，采用白炽灯与高压汞灯混合配光。控制室、值班室、配电室等的照明电源均为荧光灯，厂区道路采用高压钠灯照明，局部设平安照明，在控制室、汽轮机房等重要场所均设有直流事故照明灯。〔8〕防雷及接地高于15米的主厂房均设有防雷设施,利用建筑物根底内配筋及人工接地体组成接地网与水泥厂主接地连接，减少投资。低压站用电系统采用接零方式,所有电气设备正常时不带电的金属外壳都必须可靠接地；中控室计算机采用单独仪表接地，接地电阻小于1欧。〔9〕火灾探测系统〔10〕车间布置中压配电室设在零平面配电室，低压抽屉柜、直流屏、综合配电屏、事故照明屏、I/O模块柜集中放在5.000平面低压配电室，同期屏、励磁调节屏、仪表屏、505系统电调屏、DCS操作台、工业电视放在汽机操作平台的中央控制室。1.2.7.4自动化设计方案窑余热发电系统设置一套集散控制系统，集中操作与各工段分散控制相结合的系统运行模式。控制系统分为三层：现场级、控制级、监视操作级。a、现场级：主要由远程I/O站〔或I/O现场控制箱〕、智能控制设备〔低压保护装置、中压保护装置、变频器、电动执行机构和智能变送器等〕等组成，并采用PROFIBUS-DP标准与控制级进行通讯；b、控制级：采用冗余CPU单元和冗余电源，它与远程I/O、智能控制设备均采用PROFIBUS-DP通讯方式；c、监视操作级：由设在中控室的工程师站和操作员站构成。操作员站、工程师站和控制器上通讯卡连接，通过工业以太网〔适合TCP/IP协议〕进行通讯；〔1〕操作员站a、通过计算机控制系统，可进行按车间、按块、按流程的马达及阀门的起动和停止，同时实现顺控功能、联锁及保护。b、对于热工参数及信号，具有数据记录功能，图形表示功能和操作功能。c、对于汽包水位、凝汽器水位、疏水箱水位、除氧器水箱水位、除氧器工作压力、SP低压蒸汽段蒸汽压力等由DCS系统实现自动调节。d、系统可以实现生产报表、操作运行记录、事故发生及处理记录、参数运行曲线打印等管理控制功能。〔2〕工程师站提供一套主机做工程师站，用于程序开发、系统诊断、控制系统组态、数据库和画面的编辑及修改。工程师站能调出任一已定义的系统显示画面，在工程师站上生成的任何显示画面和趋势图等，均能通过数据总线加载到操作员站。工程师站设置软件保护密码，以防一般人员擅自改变控制策略、应用程序和系统数据库。〔3〕以太网系统系统网络分为下层控制网、上层管理网。下层控制网采用屏敝电缆〔适合Profibus标准〕与控制器互相连接，满足现场信号的采集、处理和控制器的冗余通讯。上层管理网可以实现操作员站、工程师站对现场设备的监视、控制和管理，实现数据共享。〔4〕系统控制软件操作员站OS和工程师站ES均采用微软Windows作为操作系统，操作员站加载WINCC等监控软件。工程师站还加装了组态功能软件。除用于系统软、硬件组态外，ES站具有与OS站完全相同的功能，可以兼做OS站，起到了降低用户本钱的作用。 1.2.8.1建筑〔1〕设计原那么建筑设计将严格遵照工程所在国家现行的建筑设计标准、标准，尽量采用新技术，新材料和先进可靠的建筑构造。在建筑形象上充分考虑建筑的总体性和地方性，力求布局合理，造型美观，色彩协调，与工厂现有建筑物合理统一，努力创造既有时代感又有地方特色的工业建筑群的新形象。在我们没有取得工程所在国家现行的建筑设计标准、标准前,我们暂按如下设想确定方案，待我们取得工程所在国家现行的建筑设计标准、标准后,再做详细方案,但不影响报价。〔2〕总体构思根据本工程总体布局，功能分区明确等特点，设计将充分利用建设场地的自然地貌和气候特征，巧妙地运用建筑设计手法，使每个建筑物都具有良好的朝向及采光。同时充分利用建筑物之间的空地，加强绿化措施，种植长青植物，形成立体的绿色屏障，为职工工作营造一个优美的室外环境。〔3〕环境设计考虑到当地气温及气候特点，在建筑色彩方面采用浅淡色调，局部利用明快的暖色加以点缀。结合总图布置，在电站主厂房、循环冷却水塔及泵站周围及道路两旁，设置花池，花台及绿化带，形成电站优美的环境。〔4〕建筑构造及做法〔a〕屋面生产车间屋面排水均为无组织排水，现浇钢筋混凝土屋面坡度为3%，压型钢板屋面坡度为10%。屋面防水为现浇钢筋混凝土屋面粉20厚1：2防水砂浆。辅助建筑屋面为SBS改性沥青防水卷材屋面。其屋面保温采用150厚防水珍珠岩或60厚聚苯乙烯塑料板。〔b〕楼地面生产车间内地面基层为C20混凝土垫层，楼面为钢筋混凝土随捣随光。中央控制室、办公、值班室楼地面采用地砖或其它材料，低压配电室楼面采用架空防静电地板，汽轮发电机房运行层地面采用水磨石地面或地砖地面。汽轮发电机房室内外高室差为300mm，其它车间室内外高差为150mm。〔c〕墙体及粉刷生产车间内外墙均采和240厚粘土多孔砖墙。钢筋混凝土框架结构中用非承重粘土多孔砖墙，其余采用承重的粘土多孔砖墙。辅助建筑外墙均采用370厚粘土多孔砖墙，内墙采用240厚粘土多孔砖墙。车间及辅助建筑外墙均刷外墙涂料，内墙面刷乳胶漆，化验室、值班室、配电室、控制室等内墙做水泥砂浆及涂料粉刷，有特殊要求或标准较高的建筑可采用面砖等材料。一般车间顶棚为喷白，中央控制室顶棚为轻钢龙骨防火纸面石膏板。〔d〕门窗除主厂房内的上下压电气室外，一般车间外门窗采用实腹钢门窗，辅助建筑术门窗采用术门、塑钢窗，。〔e〕楼梯、栏杆除电气室为钢筋混凝土楼梯外，一般生产车间均采用钢梯。平台栏杆一般采用钢栏杆。〔f〕水池，地坑水池采用C25级配密实性防水混凝土，抗渗等级不小于0.6MP，接缝处采用单层固定式钢板止水带,循环水泵房选用钢筋混凝土结构。1.2.8.2结构设计〔1)自然条件①抗震设防烈度：本工程抗震设防里氏震级为8级。②根本风压:0.4N/m3③根本雪压:kN/m3④地下水：拟建场地内地下水对混凝土无侵蚀性。〔2〕工程地质〔3〕根底选型对于本工程所有建构筑物的根底，当地基承载力特征值不小于180kPa时,空旷场地建、构筑可满足根底持力层设计要求,根底类型可选用独立根底、条形根底或钢筋混凝土条形根底。场狭窄处建、构筑物根底采用人工挖孔桩根底。根底埋深一般取自然地坪下不小于米，〔4〕结构造型本着节约投资的原那么，确定以下结构选型：①汽轮发电机房及化学水处理：采用钢筋混凝土框架结构，混凝土强度等级不小于C25，围护结构为砖砌体。②各余热锅炉根底：采用钢筋混凝土框架结构③循环水冷却池及水泵房：循环水冷却池采用现浇钢筋混凝结构，水泵房采用砖混结构。1.2.9.1气象资料年平均温度：℃最高极限温度：℃最低极限温度：℃冬季采暖温度：℃夏季通风温度℃，年平均≤5℃的天数天年最大湿度：%平均风速：m/s主导风向：C\N根本风压N/m3根本雪压kN/m3年均降雨量mm冬季大气压Pa夏季大气压Pa①汽轮发电机房及化学水处理化验室将采用自然通风与机械通风相结合的方式排除余热、余湿。②站用电力室及电站控制室均采取机械通风方式来排出室内的余热或进行事故排风。③本工程设置轴流通风机12台。1.2.9.3空气调节电站控制室由于设备对周围环境的温、湿度有一定的要求，设计中将根据具体情况设置空调器。序号技标名称单位指标备注1装机容量MW2设计发电功率MW3设计保证发电功率MW保证值4电站运转率%97为水泥窑运转率的97%5电站自用电率%6吨熟料平均发电量kWh/t熟料产量按9000t/d计7全站占地面积m232968全站建构筑物面积m248609工厂日新增用水量t/d2074包括生活用水10全站劳动定员人18其中：生产工人人16管理人员人21.4投资估算—370℃总投资清单序号项目报价(万元〕业主选择〔万元〕备注1设计效劳186含全部设计、调试、软件、施工图预算2机械设备费用3电气设备费用4自动化仪表费用5安装主材6安装工程7土建工程不含桩基及根底特殊处理费用8其它95包括：开工手续.接入系统.验收.调试物资等合计8275.99467.5—315℃投资总投资清单序号项目报价(万元〕业主选择〔万元〕备注1设计效劳186含全部设计、调试、软件、施工图预算2机械设备费用3电气设备费用4自动化仪表费用5安装主材6安装工程7土建工程1091不含桩基及根底特殊处理费用8其它91包括：开工手续.接入系统.验收.调试物资等合计7599.611828781.61.5附图及附表余热电站详细进度方案安排表(1/2)时间工作内容月123456789101112131415161718192021222324根本设计及审查●●★主机订货●施工图设计●●●●●●土建施工●●●●锅炉到货●●安装●●●●●★汽轮机到货●发电机到货●机械辅机到货●电气设备到货●自动化设备到货●人员培训●●反送电●余热电站详细进度方案安排表(2/2)时间工作内容月123456789101112131415161718192021222324单机试车●调试及首次并网发电●性能测试考核★预验收★试生产●●●●●●●●●注：工期方案为：自合同生效及根本设计审查通过之日起至首次并网发电之日，合计为330天。3.1.1.培训内容：电站建成后的生产运行人员应进行必要的技术培训，培训内容分为理论培训及实践培训两局部。对于理论培训：由承包方在电站启动调试前进行2天的授课培训；对于实践培训：由承包方