燃气轮机联合循环、热电联产项目可行性研究报告13491

江苏滕氏能源科技有限公司淮北燃气轮机联合循环项目可行性研究报告工程咨询证书编号：工程设计证书编号：2012年06月 11.1.项目概况 11.2.编制依据 11.3.公司概况 21.4.研究范围 21.5.建设的必要性 31.6.工作简要过程 41.7.主要结论 4 62.1.热负荷现状 62.2.热负荷特性和用汽参数 62.3.设计热负荷 6第3章主机选择和供热方案 73.1.发电方式选择 73.2.燃气轮发电机组选择 3.3.余热锅炉选择 3.4.汽轮发电机组选择 3.5.装机规模和热电联产方案 3.6.热、电平衡和技术经济指标 3.7.运行方式分析 3.8.推荐主机主要技术参数 第4章燃料供应系统 4.1.燃料来源及成分 4.2.焦炉煤气来源及项目耗量 4.3.燃料的消耗量 4.4.燃油系统 4.5.燃气系统 4.6.燃气增压系统 4.7.氮气系统 第5章建厂条件 5.1.厂址地理位置 5.2.工程地质 5.4.气象条件 5.5.地震烈度 第6章工程设想 6.1.项目总体规划和厂区总平面布置 6.2.燃气轮机及余热锅炉岛布置 6.3.主厂房布置 6.4.热力系统 6.5.压缩空气系统 6.6.电厂化学部分 6.7.水工部分 6.8.电气部分 6.9.热工控制 6.10.暖通部分 6.11.土建部分 第7章环境保护 7.1.本工程设计中执行的环保标准 7.2.拟建项目环境影响分析对策 7.3.污染防治 7.4.环境监测 7.5.生态环境影响结论 8.1.概述 8.2.总图布置与交通要求 8.3.建筑物与构筑物要求 8.4.消防给水和电厂各系统的消防措施 8.5.工艺系统的防火措施 8.6.消防供电 第9章劳动安全与工业卫生 9.1.设计依据 9.2.安全和卫生危害因素 9.3.劳动保护措施 10.1.节能 10.3.其它 第11章生产组织和劳动定员 11.1.概述 11.2.组织机构、人员编制及指标 第12章投资估算和经济分析 12.1.工程概况 12.2.投资估算 12.3.企业经济效益评估 第13章结论和建议 13.1.结论 13.2.建议 3.安徽滕氏高端铸造循环经济有限公司年产70万吨高端铸件循环经济园4.安徽滕氏化工有限公司年产50万吨化产品深加工项目的批复。5.当地电力部门同意接入意见书(暂缺，需业主提供)6.当地水务管理部门同意的供水协议(暂缺，需业主提供)7.焦炉煤气供应协议书(暂缺，需业主提供)8.对外供热协议书(暂缺，需业主提供)9.厂址地理位置图(暂缺，需业主提供)附图：1.AXD2012-162K-ZO1厂区总平面图2.AXD2012-162K-J01原则性热力系统图3.AXD2012-162K-J02燃机及余热锅炉区域平面布置图4.AXD2012-162K-J03燃机及余热锅炉区域立面布置图5.AXD2012-162K-J04燃机外部管道系统图6.6.AXD2012-162K-J05焦炉燃气系统图燃油系统图水量平衡图9.AXD2012-162K-HO1化学水处理系统图1第1章概述1.1.项目概况项目名称：淮北燃气轮机联合循环、热电联产项目主办单位：江苏滕氏能源科技有限公司项目法人：滕道春江苏滕氏能源科技有限公司(以下简称滕氏能源)在淮北烈山经济开发区雷山工业园拟建设的年产70万吨高端铸件项目、50万吨化产品深加工项目及淮北燃气轮机联合循环、热电联产项目。其中70万吨高端铸件项目为滕氏能源旗下子公司安徽滕氏高端铸造循环经济有限公司所有，50万吨化产品深加工项目为滕氏能源旗下子公司安徽滕氏化工有限公司所有，淮北燃气轮机联合循环项目为滕氏能源旗下子公司安徽滕氏燃气发电有限公司所有。淮北燃气轮机联合循环热电联产项目的建立正是为解决高端铸项目及化产品深加工项目的用电用汽需求，电厂性质为企业的自备电厂。淮北燃气轮机联合循环项目所用煤气由江苏滕氏能源科技有限公司70万吨高端铸件项目的配套工程长源(淮北)焦化有限公司120万吨焦化厂供应。本项目采用燃气-蒸汽轮机联合循环、热电联产，产出的电能，自发自用，富余部分上网销售，热能除满足高端铸件及化产品深加工项目外，同时也提供给烈山经济开发区其他企业。燃气-蒸汽联合循环、热电联产的方式的效率高，实现了资源综合利用，发展了循环经济，提高了企业经济效益、社会效益和环境效益，是典型的节能型项目。淮北燃气轮机联合循环项目采用燃气轮机发电机组+余热锅炉+汽轮发电机组组成联合循环、热电联供。建设规模确定为：3台32MW级燃气轮机+3台48t/h余热锅炉+1台25MW抽凝式汽轮发电机组。本项目一次建成，工程完成后，可发电118.94MW/h,供热80t/h。1.2.编制依据(1)、《项目可研设计委托书》江苏滕氏能源科技有限公司。(3)、建设方提供的其它基础资料。(4)、国家有关能源开发利用和热电联产的政策、文件。(5)、热电联产项目可行性研究技术规定以及国家有关技术规程、规范等。1.3.公司概况本项目的投资人是滕道春先生，他先后投资兴建了江苏天裕能源化工集团有限公司和江苏滕氏能源科技有限公司。安徽滕氏高端铸造循环经济有限公司是江苏滕氏能源科技有限公司在安徽注册的新公司。江苏滕氏能源科技有限公司设立于2009年，注册资本1600万美元，现有职工1200人，其中技术及管理人员200余人。公司主要经营机械制造、铸造、煤2炭开采、煤炭洗选、焦炭资源再生及综合利用、企业生产排放物的再利用技术开江苏滕氏能源科技有限公司下属徐州徐工路友工程机械有限公司、徐州高科铸造有限公司、曲靖市天泰投资有限公司、曲靖市富森矿业有限公司、徐州义安洗煤有限公司、徐州福森进出口有限公司等6家控股子公司。目前公司年产工程机械350台、中端铸件10万吨、开采煤炭30万吨、洗选精煤150万吨，同时已探明可开采优质主焦煤储量4500万吨。目前公司在滕道春董事长的领导下，以天裕集团为基础、本着精诚合作、共同发展的原则，与徐州矿务集团、江淮动力、徐工集团、美国GE公司、日本JFE化工公司等国内外大型企业集团建立了长期的战略合作关系，在原料供应、产品销售、先进技术引进与利用、股权投资等领域开展了全面合作，为江苏滕氏能源科技有限公司的长期、稳定、快速的发展奠定了坚实的基础。江苏滕氏能源科技有限公司结合自身实际，树立了3-5年内打造出滕道春董事长领导下的第二个百亿企业的奋斗目标。为了实现这一宏伟目标，公司决定依托天裕集团的人力资源、技术资源，利用淮北市优厚的招商引资条件，走规模经济、循环经济、资源综合利用、发展新能源的路子，在淮北市设立安徽滕氏高端铸造循环经济有限公司、安徽滕氏燃气发电有限公司、安徽滕氏化工有限公司三家子公司，在淮北烈山经济开发区内投资建设三个项目：1、年产70万吨的铸造项目；2、装机容量120MW的燃气发电项目；3、50万吨化产品深加工项目。三个项目计划总投资48亿，用地2500亩，建设周期36个月。项目建成后预计可实现销售收入115亿元，利税10亿元。1.4.研究范围按《项目可研设计委托书》的要求，本阶段的工作主要是围绕淮北燃气轮机联合循环项目进行可行性研究工作，研究范围主要包括热负荷调查及核实、厂区消防、安全等方面的可行性研究，并作出相应的工程投资估算与财务评价，具体1)研究和论证本项目工程的建设条件：燃气气源及供给量、水源和供水条件、厂址工程地质、交通运输等；2)进行热、电负荷的调查、分析以及与公司热、电网系统的连接建议；3)对本项目的厂区布置、建设规模、主机和辅机选型、主厂房和附属车间布置、供电、供热方式等提出建议；济上的论证，并进行投资估算和经济效益分析。有关本项目的环境影响评价、厂区围墙外道路及厂外供热管网、电力接入系3节能减排是提高能源利用效率，减轻环境压力，保障经济安全，全面建设小康社会的必然选择；是促进循环经济发展，建设节约型社会，转变经济增长构建和谐社会的必然要求。燃气-蒸汽轮机联合循环、热电联产的方式能源利用效率高，正是响应国家政策，落实节能减排的又一个重要举措，符合科学发展1.5.2是企业自身发展的需要本项目积极采用先进技术，充分合理的利用煤气资源，解决了企业自身用综上所述，本项目可实现资源的综合利用，保护了环境，且具有良好的经受滕氏能源委托，上海力顺燃机科技有限公司及济南工程咨询院于2012年2月至4月多次派相关专业人员赴安徽淮北市烈山经济开发区现场搜资并踏勘厂负责人及有关专业人员也陪同赴现场调查并介绍了有关情况，并按我公司搜资(5)实现了资源的综合利用，保护了环境，且具有良好的社会效益和序号项目名称1装机铬牌容量(以发电机计42发电总功率3动态总投资万元4财务内部收益率%5回收期年6年运行小时数小时7年发电量万kWh8厂用电率%9年供电量万kWh发电气耗率单位气量发电量小时耗气量蒸汽产量万吨综合各方面建设条件，本项目建设从技术上，经济上是可行的，建设也是十分必要的。5第2章热负荷2.1.热负荷现状化工有限公司各生产装置需要的热力介质及烈山经济开发区其他企业总计热需求量为80t/h。2.2.热负荷特性和用汽参数高端铸造及化工深加工的生产为三班制连续工作，两者的热电荷主要是工热用户均为直接加热，用汽参数：压力为0.8MPa,温度≥饱和温度(170.4℃),热值为大于或等于2767kJ/kg。因此.本项目供热蒸汽设计参数为0.98MPa,280℃,供热热源为本项目联合循环的余热锅炉低压及汽轮机的抽气，扣除本项目自用汽量后，本项目对外稳定，为保证供热的可靠性，本项目设计额定热负荷确定为80t/h,并具有外供90t/h蒸汽的能力。6第3章主机选择和供热方案本工程设备选型以立足于国内和国内配套，国内不能满足要求的采用引进设备为原则，根据目前淮北燃气轮机联合循环项目煤气供应量以及安徽滕氏高装机容量：3×25MW外供蒸汽80t/h,这是一个非常传统工艺方式，是国即可使锅炉稳定燃烧；根据长源(淮北)焦化有限公司120万吨焦化厂提供的长源(淮北)焦化有限公司120万吨焦化厂焦炉煤气保证供应量为55950Nm3/h,根据煤气气量、热值，可选用三台水蒸汽煤气应，煤气只需要有限的压力，因而煤气处理系统投资比较简单；电厂的运行维修、管理等国内都有一套可参考的成熟经验，单位投资5000元/kW左右。●锅炉蒸发量大，化水处理规模亦要大；●水消耗量大，机组需要的冷却水循环量约15000t/h(损失消耗量约为7●厂房结构、设备复杂、施工周期较长；●机组启动较慢，约需4小时以上，且低负荷运行对机组效率影响大。装机容量：63台×1250kW=78750kW,外供蒸汽：无燃气内燃机的工作原理基本与汽车发动机无异，需要火花塞点火，由于内燃机气缸内的核心区域工作温度可以达到1400℃,使其效率大大超过了蒸汽轮机，甚至燃气轮机。燃气内燃机的发电效率通常在30%～40%之间，比较常见的机型一般可以达到35%。在使用焦炉煤气时，由于煤气的热值不太稳定，含氢量较大，杂质含量较大，实际使用条件与设计值偏差较大，其发电效率一般在25%左右甚至更低，进口机组效率在30%左右。目前我国已经有几家厂商可以提供相应的机组，例如山东胜利油田胜动机械厂，可以生产500kW级燃气内燃机，并在中小型焦化厂得到大量应用，但因其发电功率小仅500kW,发电电压低仅380V,因此只能作为厂用电，无法并网外输，无法大规模利用焦化煤气，该公司正在研制1000kW级以上的机组，并网电压也将有所提高。此外，国外的卡特彼勒和颜巴赫等公司也有相关技术和运行气V庭V换热器J●设备集成度高，安装快捷。●综合热效率低：虽然发电效率可达30%,通常只有热水而没有蒸汽，无法同时满足用户用电和用蒸汽的要求。●机组可用性和可靠性较低：从目前其它焦化厂使用的燃气内燃发电机组的运行情况来看，机组的稳定性不高，运行100～200小时就停机检修，有时不得不采取增加发电机组台数的办法，来消除利用率低的影响。8化煤气时(4000kcal/m³),其出力仅为燃用天然气时的55%左右(280~●单机容量小：目前国内生产的机组大多为1000kW,燃用焦炉煤气其出力仅●需要频繁更换机油，消耗材料比较大，●内燃机设备对焦化煤气中的水分子含量和硫化氢比较敏感，可能导致硫化氢燃气内燃机只能以380V等级并网，因此只能作为厂用电电源，还无法实现大规模利用焦化煤气，同时也难以满足大型设备的启动和运行；机组对煤气热值要求高(热值需稳定，而焦化厂很难保证煤气热值不变化),因此机组适应范围运行情况，长期运行时发电功率仅能达到额定功率的64%,机组不能做到满发热效率约为30%。单位投资为4000元/kW左右。三、采用燃气轮机联合循环热电联产方式装机容量128.82MW,外供蒸汽80t/h。气轮机是从飞机喷气式发动机的技术演变而来的，它通过轴流压气机将空气压缩，高压空气在燃烧室与燃料混合燃烧，燃气急速膨胀推动动力涡轮旋转做功驱动发电机发电，因为是旋转持续做功，可以利用燃气轮机产生的废热烟气温度高达450～550℃,可以通过余热锅炉再次回收热能转换蒸汽，驱动汽轮机再发电，构成燃气轮机一蒸汽轮机联合循环发电，综合发电效率可以达到45～50%,一些大型机组甚至可以超过55%,如果采用热电联供，综合热效率可达到75%以上。燃油和燃天然气的联合循环电厂在国内外都有上千套运行，对于燃料为焦炉煤气，国内企业已经开始有所尝试，并取得采用燃气轮机的优势相对比较多；首先设备的可用性和可靠性较高，燃气轮机发电机组综合利用率一般可保持在90%以上；再有就是发电额定出力稳定性好，一般不会减少，甚至因为燃料进气量增加而有所增加；第三，联合循环电厂又具有环保性能好，无飞灰，排污少，占地少，耗水量少，操作人员精简建设周期短，见效快等特点，因此采用燃气—蒸汽联合循环发电厂本身就是一但是，燃气轮机燃料进气压力要求比较大；越是发电效率高的机组，燃料9量，提高了厂用电率，影响到电厂的实际输出功率；某些机型甚至要消耗燃气轮机发电机组12～14%的功率，对于联合循环项目可能是10～15%的输出功率，焦炉煤气在国际上主要归类为高氢燃料，燃气轮机在我国焦炉煤气利用上已经有不少成功的尝试，根据滕氏能源本项目提供的焦炉煤气资料，本项目采装机容量(以发电机计):128.82MW,实际发电量118.94MW,外供电量104.83MW,外供蒸汽80t/h。根据焦炉煤气气量及热值，可选用3台32MW等级燃气轮机组和一台C25-4.9/0.981抽凝式汽轮机配置3台双压余热锅炉(高压5.3MPa、475℃、42.98/h,●实际发电容量达118.94MW,热效率为65.245%(含外供蒸汽)。●单位装机千瓦投资少(5356元/kW)、电厂建设周期短，投资回收周期短。●水消耗量小，LM2500+G4燃气轮机发电机组每台机组需要的冷却水循环量约250t/h。(消耗量约为4.4t/h、大气温度25～40℃)。●燃气轮机联供机组需按制造厂家要求进行定期的维护检查工作，燃气轮机大修需返制造厂修理，燃料进气压力要求高，需增设煤气增压装置。方式一方式三方式三装机型式蒸汽轮机燃气内燃机燃气轮机额定功率机组自用耗电率外供电能力装机台数3+3台套63台套3+3+1台套外供蒸汽不能供蒸汽只能供热水通过以上三个方式的比较，综合各方面条件，方式三在燃气供应保证情况下，其组合方式较优，较合适地应用于本项目；因此本报告推荐选用方式三，3.2.燃气轮发电机组选择动机，主要结构有三部分：1.压气机(空气压缩机);2.燃烧室；3.透平(动力燃料(气体或液体燃料)也喷入燃烧室与高温压缩空气混合，在受控方式下进行使得转子旋转做功，转子做功的大部分(现时情况下约2/3左右)用于驱动压气的烟气温度大约540℃,通常被排入大气中或再加利用(如利用余热锅炉进行联合循环)。燃气轮机发电机组构成联合循环，热电联供广泛应用于世界各地，机组普由于焦炉煤气采用燃气轮机发电起步相对较晚，运行经验相对较少，加上可燃用焦炉煤气的燃气轮机发电机组普遍为国外机组，总投资费用和维护维修费用相对较高，机组运行管理水平要求也较高，因此以前的焦炉煤气综合利用普遍采用锅炉+汽轮机的发电、供热模式，相比而言总投资额度低，但这种方式受滕氏能源委托，和业主共同对国内外燃气轮机生产厂商的适宜于焦炉煤发电效率及机组性价比等多方面综合评定，对于GE公司的LM2500+G4(RC318)燃气轮机发电机组和索拉公司大力神T130机组进行了全面的比较，下面整理了两齿轮箱、发电机、控制系统、燃料系统、滑油系统和启动系统LM2500+G4(RC318)型燃气轮机是双轴发动机，由一个燃气发生器和一个六常规环形燃烧室、一个高压涡轮、一个附件齿轮箱，控制系统及其附件组成。3000rpm的动力涡轮是一个六级低压涡轮，匹配耦合到燃气发生器，由燃气发采用LM2500+G4(RC318)型燃气轮机，电厂装机容量(以发电机计):炉煤气气量及热值，可选用3台32MW等级燃气轮机组和一台C25-4.9/0.981抽凝式汽轮机配置3台双压余热锅炉(高压5.根据本项目的实际情况，燃气轮机也可以选择美国索拉公司生产的大力神T130机组。大力神130发电机组是应用在工业发电的设计紧凑的发电设备，发电况)15MW。根据本项目所提供的煤气量，可以配置6台大力神T130机组。采用索拉T130燃气轮机系统配置方案如下：装机容量(以发电机计):115MW,实际发电量111.4MW,外供电量97.39MW,外供蒸汽80t/h。根据焦炉煤气气量及热值，可选用6台大力神T130燃气轮机组和一台C25-4.3/0.981抽凝0.975MPa、178℃、3.768t/h),同样也可以满足该方案可满足滕氏能源下属用电综合以上两种燃气轮机配置方案，考虑到最终系统效率和可靠性以及投资运行管理成本诸多因素，LM2500+G4(RC318)燃气轮机方案相比较而言机组效率稍高并且便于管理，初步确定选择GE公司的LM2500+G4(RC318)燃气轮机发电机由于各用户对余热锅炉的要求不同，因此同一型号的燃机可以配置不同型备价格至少比进口设备便宜三分之一，因此完全可以选用由国内生产制造的设少了设备，同时运行维护工作量也相对减小，故障率降低，综合效益更好。3、双压余热锅炉更加符合能量梯级利用的理论，有效地提高余热的利用给水泵、汽水系统、高、低压加药系统，系统集成度高，可采用露天布置。如前所述，本项目焦炉煤气综合利用发电方案为：选择3台GE公司工况条件下单台燃机额定功率为32.479MW,额定运行工况耗用焦炉煤气18650Nm³/h台，产生的尾气烟气量336.44t/h,燃机排烟温度541.6℃,热值约为505kJ/kg,有相当的利用价值；因此非常必要选择余热锅炉，充分合理利用为有效地达到热电联供的目的，对燃机烟气热值，热值交转换能力分析，综合热电联供的要求，采用双压余热锅炉以提高排气的能量利用率，第一个压力为次高温次高压系列，第二个压力为外供蒸汽系列，经过计算分析比较，确定余热锅炉参数为：次高温次高压蒸汽蒸发量为42.98t/h,蒸汽压力为温度475℃和低压蒸汽蒸发量为4.768t/h,蒸汽压力为1.1MPa(a),温度220℃的双压、无补燃型自然循环锅炉；以1台燃气轮机发电机组配1台余热锅炉较合理，即本项目共选择3台双压自然循环余热锅炉。3.4.汽轮发电机组选择根据前述的热负荷以及热负荷特性，公司热负荷主要为生产热负荷，常年用热稳定，波动性小，但考虑外供和冬季取暖等因素，具有一定的变化率及用热增长，因此，综合不同汽轮机运行特性，本项目宜采用抽凝式汽轮发电机组余热锅炉低压部分蒸汽供安徽滕氏高端铸造循环经济有限公司及安徽滕氏化工3.5.装机规模和热电联产方案根据对燃机、余热锅炉及汽轮发电机组的选择，本项目的装机规模为：3×LM2500+G4(RC318)燃气轮机发电机组配3台双压余热锅炉(高压42.98t/h,5.3MPa、475℃和低压1.1MPa,220℃,4.768t/h)+1×C25-4.9/0.981抽凝汽轮本项目建成后，发电功率118.94MW,外供蒸汽量80t/h;其中汽机约21.5序号单位数值备注1铭牌装机功率(以发电机计)2发电总功率燃气轮机发电机组C25汽轮机发电机组3锅炉额定蒸汽量4C25汽机进汽量5余热功率供热量6汽机抽汽量7减温减压汽量08对外供汽量9供电量序号单位数值备注1总装机功率2锅炉蒸发量3汽机进汽量4对外供热量5焦炉煤气消耗量6年利用时数小时7焦炉煤气消耗量亿Nm³/a8年供热量万GJ9年发电量万kWh发电耗率自用电率%年供电量万度全厂热效率%机、锅炉、汽轮机组的年运行时间都能连续达8000h,无停机故障；因此基本考发电3×32.479MW,双压余热锅炉产生蒸汽量3×(42.98+4.768)t/h;低压蒸汽(14.304t/h)直接供管网外输，供热不足部分由次高温次高压蒸汽经汽轮机做功了的抽汽(0.981MPa,314℃,65.696t/h)抽至管网，此时25MW抽凝式汽轮发供热80t/h。3.8.1.LM2500+G4(RC318)燃气轮机LM2500+G4燃气轮机发电机组在现场条件下的主要技制造商美国通用电气(GE)燃机型号燃料COG/轻柴油型式：轻型，双轴工况)注水压力效率(%)热耗率(KJ/KWh)排气温度(℃)排气流量(t/h)燃机转速(r/min)燃机透平级数压气机组数压气机压比气耗(Nm³/h)注水量(kg/h)简单循环气耗率冷却方式空气冷却发电机额定转数频率(Hz)燃气轮机发电机组除燃气轮机发电机组本体外，带有三级进气过滤器进气液压启动系统、燃气轮机箱体消防系统、燃气轮机控制系统及清洗小车。燃气轮机所配的发电机型号为BrushBDAX7-193ERH,是全封闭的水-气冷却、两极发电机。额定值为10.5kV,50Hz,32940kVA,功率因数为0.85,冷却水温度32℃,如在各种环境温度下相应调节冷却水的供应，则发电机可以在整3.8.2.余热锅炉元件为翅片管，包含有锅炉高压过热器，高压蒸发器，高压省煤器和低压过热器，低压蒸发器，低压省煤器，除氧蒸发器，高低压汽包和除氧锅筒及平台扶b.锅炉的烟气系统锅炉的烟气入口段由膨胀节和锅炉进口过渡烟箱组成，出口烟道由出口烟除氧器：除氧用汽为除氧汽自带受热面提供，包含除氧水箱(除氧蒸发器汽包)、除氧头、供汽及补汽、上水、补水和控制等相关附件。锅炉的给水系统：系统中配备高、低压锅炉水泵，除盐水补水(仅在汽轮机故障时)和凝结水进入高位布置的除氧器，被低压过热器加热的蒸汽加热后进入水箱，然后进入除氧蒸发器加热除氧，经过除氧后的除氧水再经过配置的高低集汽集箱向外供汽。锅炉的蒸汽出口母管上配备电动隔离阀。锅炉系统中还配备定排和汽水取样装置。余热锅炉：3台形式：双压、无补燃型、自然循环水管锅炉(自带除氧器)序号数值单位备注1额定高压蒸发量2额定高压蒸汽压力3额定高压蒸汽温度℃4额定低压蒸发量5额定低压蒸汽压力6额定低压蒸汽温度℃7进口烟气流量8进口烟气温度℃9给水温度℃排烟温度℃排烟阻力低压蒸汽的热量与次高温次高压蒸汽的能量之比为9.44%,一般来说，采用双压余热锅炉比单压余热锅炉余热利用率提高8～10%,因此本项目采用双压余热锅炉也将提高余热利用率约8%。3.8.3.抽凝式汽轮机发电机组25MW抽凝式汽轮机发电机组：1台C25-4.9/0.981汽轮发电机组主要技术参数序号数值单位备注1额定功率2额定转速3额定进气压力4额定温度℃5额定进汽量6额定抽汽压力7额定抽汽温度℃8最大抽汽量℃9额定排汽压力配发电机：1台型号QFW-30-2C序号数值单位备注1额定功率2额定转速3功率因数4出线电压第4章燃料供应系统本工程焦炉煤气来源于长源(淮北)焦化有限公司120万吨焦化厂。经过净化处理后合格的焦炉煤气储存在焦化厂自身5万立方煤气柜中，然后通过管网焦炉煤气的主要成分见表4-1:表4-1焦炉煤气主要成分表组分所占比例(体积组分)聪初步净化后焦炉煤气中杂质成分见表4-2:表4-2焦炉煤气杂质成分表组分所占比例(g/Nm²)H₂S焦油灰坐器根据燃气轮机的使用要求，在燃机启动及停机的时候需要使用0#轻柴油作为燃料，轻柴油由油罐车运至厂内，厂内设置2座60m³的油罐。本工程使用的O#轻柴油主要参数见表4-3:数值凝固点7闪电(闭口)低位发热量KJ/Kg4.2.焦炉煤气来源及项目耗量本工程焦炉煤气来源于长源(淮北)焦化有限公司120万吨焦化厂，年供应量为5亿立方米，且焦化厂设置了干法脱硫装置和5万立方米干式煤气柜，而联合循环额定焦炉煤气耗量为4.196亿Nm³/a,可满足本项目的要求。4.3.燃料的消耗量4.3.1.燃油消耗量根据燃机供应商的要求，燃机在启动及停机时使用轻柴油作为燃料，品质需符合燃机“液体燃料规范”要求。燃机每次启停用油量一般最大为4000kg/h,大约经15分钟负荷带到30%后可切换为焦炉煤气，每次启动消耗燃油约为1t。因此，本工程需要启动点火油量很少，可直接从市场购买。4.3.2.焦炉煤气消耗量根据燃气轮机发电机组输出功率及燃机的效率计算，使用焦炉煤气作为燃机的燃料时每台燃机燃料的耗量约为18650Nm3/h(燃料的热值取16943kJ/Nm3),LM2500+G4燃气轮机发电机组在现场条件下的燃料需求见表4-4。表4-4LM2500+G4燃气轮机发电机组在现场条件下的燃料需求单位工况1工况2工况3工况4环境温度℃0输出功率燃料消耗量热耗热效率%排烟温度℃整个电厂焦炉煤气的耗量见表4-5:表4-5电厂焦炉煤气耗量表单台燃机耗量(Nm³/h燃机数量3小时耗量(Nm³/h)年运行小时数(h)年耗量(亿Nm³/a)4.4.燃油系统本工程以轻柴油作为燃机启动和停机用燃料。燃机启动时需使用轻柴油启动根据LM2500+G4燃气轮机机组要求，在发电负荷升至30%负荷时可以进行燃料切换，整个启动过程大约在15分钟左右时间内完成，也可直接以轻柴油为燃料带发电负荷。燃料系统包括卸油系统、供油系统。4.4.1.卸油系统本工程轻柴油采用汽车运输的方式运至厂内，厂内设置2座60m³的油罐。厂内燃油泵房附近设卸油车位，油泵房内安装2台卸油泵(一用一备),将来油直接打入储油罐。4.4.2.供油系统燃机供油系统共设置4台供油泵，3用1备。在每台供油泵前均设置燃油过滤器，以过滤轻柴油中可能带有的杂质。供油泵出口管道采用母管制，在供油泵出口母管上设置一连接至油罐的压力调节回路，回路上设置压力调节阀，该阀门通过调节开度的方式自动把管路中的压力调整为设定值，这样就可以给燃机提供压力恒定的燃油。供油泵出口母管上还设置带有1台燃油加热器的旁路，以保证在极端冷的条件下能够提供符合燃机要求温度范围的燃油，燃油系统流程如下：油罐车→滤油器→卸油泵→油罐→滤油器→供油泵→燃机前滤油器→燃机→燃烧→回油至油罐4.4.3.燃油的处理由于轻柴油的油品清洁度较高，因此不采取特殊的处理方式，仅在卸油、储存油和输送油的过程中考虑油的杂质过滤、静置脱水等简单处理方式。4.4.4.含油废水处理系统在油泵房内设置一个1m³的污油池，用于收集油泵在安装及运行维护中产生的含油废水及用于排放油罐底部沉积的污油。在油泵房内设置1台污油泵，可以将污油及含油废水送至收集废油的小车后外运。4.4.5.设备布置燃油系统设置有油泵房与油罐区两个建筑物。油泵房内布置有卸油泵、供油泵、污油泵等设备。油泵房采用单层布置。油罐区内布置有2座45m³的油罐，油罐区四周设置有防火堤围护。4.5.燃气系统燃料系统包括燃气精处理系统、燃气增压系统、过滤和计量系统等。LM2500+G4燃气轮机对焦炉煤气中杂质成份的要求见下表：等量浓度硫3000PPM气体燃料、1000PPM液体燃料钠+钾钒铅钙+镁氟萘≤50mg/Nm³(冬季),100mg/Nm³(夏焦油含量氯1500PPM或0.15%重量百分比其他焦炉煤气的成份对设备的安全运行至关重要，其中萘、硫的含量会对煤气压缩机、燃气轮机的安全运行造成很大影响，硫的含量会同时对余热锅炉的运行造成很大的影响，因此供应给本项目的焦炉煤气必须是符合燃机燃料规范要求的焦炉煤气。燃气精处理系统的主要作用就是汇集各个焦化厂供来的焦炉煤气，并且对焦炉煤气进行脱硫处理后供给燃机使用。本工程直接利用焦化厂自有5万立方的煤气柜将长源(淮北)焦化有限公司120万吨焦化厂供给的焦炉煤气在煤气柜汇集后集中供给燃机使用，在煤气柜进口设置一套箱式干法脱硫装置，该装置可以将煤气含硫量降低后供至燃机使用，减少污染物排放，提高燃机寿命，减低设备维修。以上燃气储存、稳压设施及精处理系统不属于本发电项目的设计范围，由业主另委托相关单位进行设计。经精处理后的焦炉煤气进入焦炉煤气压缩系统进行压缩增压，满足燃机对燃料的压力和温度的要求。最后，压缩后的焦炉煤气经过缓冲罐的稳压后，送至燃机的燃料撬供燃机4.6.燃气增压系统4.6.1.燃机对焦炉煤气的使用要求单台燃机在现场工况下，燃料的消耗量为18650Nm³/h。本工程设置3台燃机。燃机对焦炉煤气燃料的压力要求为：4137Kpag(4086～4275Kpag)。燃机对焦炉煤气燃料的温度要求为：80℃,最高≤121℃。燃气压缩机形式主要有离心式压缩机和往复式压缩机两种，两种机型的主要特点对比见表4-5:表4-5往复式压缩机和离心式压缩机特点对比表往复式压缩机离心式压缩机适用范围中等燃气流量，高压力范围内燃气流量比较大，中等压力范围内压力要求适应范围宽，允许入口压力波动范围大，适应性强入口压力要求恒定启停控制容易复杂维修保养简单，成本低，可能次数多维修间隔长，维修成本高适应范围宽比较适用于大气量、压力稳定系统气体组分对气体组分变化不太敏感对气体组分变化敏感略高，离机一米95分贝较低，90分贝润滑油矿物油，成本低，但有油润滑时下游气体不含油运行性能能可靠运行运行可靠运行效率直接压缩，效率高速度式，效率较低。投资费用一次投资低投资高，在气量大时，如输气管线机组有优势，对较小透平不经济制造周期短整机和备件交货期长方案一按照工程的最终规模，设置2台离心式压缩机，1用1备，3台燃机共用1台焦炉煤气压缩机组，并设置1台焦炉煤气压缩机组作为备用。缺点：如单台燃气轮机发生故障或煤气量供应量受限，只能运行3台燃机时，压缩机不能满负荷运行，不节能，且该方案造价高，设备供货周期长。设置4台往复式压缩机，3用1备。根据以上两种方案的对比，本工程采用方案二作为焦炉煤气压缩机组的装机方案，即：设置4台往复式压缩机，3用1备。往复式压缩机类型为活塞式，国内活塞式压缩机水平在70年代以前与国际水平基本相近，但是在近40年时间内技术进步的速度较慢。主要在材料应用、产活塞式机型在技术质量、可靠性、运行性能上显得有优势。压缩机可靠性低一些，转速最高能达600转/分，设备尺寸较大。安装必须采用进口活塞式机型转速最高可达1800转/分，从而可以使设备尺寸紧凑，可以采用橇装结构，无须独立厂房，可以露天布置，或采用敞篷式结构，这样消但是考虑到进口机型价格以及供货周期与国产机型的巨大差距，本工程采气缸侧应设有密封填料和前置密封结构，并在气缸侧填料的低压端设有排放管线，如有少量气体泄漏，该管线可将泄漏气体直接排放至低压安全区；机身侧需设有刮油环，可将绝大部分润滑油密封在机身内，减少油耗，节约成本；煤4.6.3.焦炉煤气压缩机组参数的确定单台燃机在现场工况下，燃料的最大耗量为18650Nm³/h。单台焦炉煤气压缩机的流量按照燃机最大燃料耗量的110%来考虑：所以确定本工程单台焦炉煤气压缩机的流量为取整，得到焦炉煤气压缩机组4.7MPa(a)。本工程焦炉煤气由煤气柜供给，根据煤气柜的出口压力，压缩机进口的煤气压力为3.5KPa(g)。4.6.4.焦炉煤气压缩机技术参数1)焦炉煤气压缩机主要技术规格型式：对称平衡型往复式数量：4台介质：焦炉煤气额定排气量(干基标准状态):20000Nm³/h进气压力：3.5kPa(g)额定排气压力：4.7MPa(a)进气温度：30℃排气温度：80℃冷却方式：水冷润滑方式：压力润滑传动机构：直联总重量：约220T2)电动机主要技术规格数量：4台型式：增安型无刷励磁同步电动机额定功率：3700kW额定转速：333r/min定子电压：10000V4.6.5.焦炉煤气压缩机房布置焦炉煤气压缩机房横向布置，依次布置4台焦炉煤气压缩机组，焦炉煤气压缩机房分0米层，+4.8米运转层。0米层主要布置管道和辅机、检修场地，因厂房较长，为便于检修，4台机组共共设二处检修场地。焦炉煤气压缩机房4.8米层为运转层，布置有焦炉煤气压缩机组的压缩机及电动机。焦炉煤气压缩机房内设置一台32t/5t电动桥式防爆起重机，可满足焦炉煤气压缩机组检修的需要。4.7.氮气系统氮气供应系统是本工程焦炉煤气综合利用项目工艺不可缺少的重要组成部分，氮气供应系统主要满足以下工序要求：煤气压缩机的密封；燃机氮气清吹过滤器反吹；煤气管道检修；燃机余热锅炉充氮保护等。序号单位数据用氮气性质1煤压机氮气密封持续2燃机充氮隔离保护持续3燃机氮气清吹间断4燃机空气过滤器反吹间断5余热锅炉充氮保护间断合计氮气供应系统不同时利用系数取0.8,经综合考虑氮气制备系统能力选定为4.7.1.氮气使用压力电厂有如下的几种情况需要使用氮气：1)煤气压缩机组的填料密封用氮气，使用状态为连续使用，压力：2)燃机燃料切换时用吹扫用氮气，使用状态为间断使用，压力：5.5MPa。3)系统启、停时用来置换焦炉煤气管道内空气、焦炉煤气的氮气，压力：根据上述要求，氮气系统需要提供低压(0.6MPa)和高压(5.5MPa)两种4.7.2.氮气系统流程低压氮气系统由空气压缩机、制氮机、气罐等设备构成。低压氮气由空压机产生的压缩空气通过制氮机吸附后产生，产生的氮气储存在低压氮气储罐内供使用。高压氮气由外购的液氮瓶内液氮气化并减压后储存在高压氮气储罐内供燃4.7.3.设备布置低压氮气系统设备与压缩空气系统设备一起布置在制氮机房内，制氮机房为单层布置，储气罐布置在制氮机房外墙侧。液氮瓶及高压氮气储罐靠近燃机就近布置。4.7.4.主要设备焦炉煤气压缩机组4台(3用1备)流量(入口状态)进气压力进气温度排气压力排气温度(气缸法兰处)转速行程轴功率列数/级数活塞杆直径最大活塞力冷却水耗量~400t/h增安型无刷励磁同步电机功率：3700kW转速：300r/min电压：10kV第5章建厂条件5.1.厂址地理位置下辖烈山、宋疃、新蔡三镇，四个街道办事处，总面积233.34平方公里，人口高速公路穿境而过，又是合徐高速淮北出入口所在地，省道101,五宋公路以及濉淮、濉阜铁路、矿务局铁路纵横交错。辖区内拥有4处大型铁运货场以及皖北地区最大铁路编组站一一青龙山火车站，紧靠青龙山站的年吞吐量达100万目前还未进行工程地质勘探，建议尽快进行，以便指导下一阶段的工程设目前还未进行水文状况勘探，建议尽快进行，以便指导下一阶段的工程设最大冻土深度地震基本烈度震基本烈度为7度。本工程抗震设计参数应经有关部门进行地震预评价并由地震第6章工程设想的装机规模为：3×LM2500+G4燃气轮机发电机组+3台双压自然循环余热锅炉+1台C25-4.9/0.981抽凝式汽轮发电机组。项目占地面积约80亩。6.1.1.厂区总平面设计原则界区整齐美观。建(构)筑物之间的防火间距根据DLT5174-2003《燃气—蒸汽联根据规划，本项目选址位于安徽淮北市烈山经济开发区，考虑到厂区平面从北到南布置依次为：制冷机房以及材料库和检修间、循环水泵房及1500m²自成后，绿化与美化的原则是结合电厂工艺要求以及地区风向，点面结合，高低厂区车间位置尽量紧凑，预留用地相对集中，在遵守有关规范的前提下压缩建(构)筑物之间的间距，使其更集中，以节约用地。为使厂区内雨水顺利排除并满足生产和运输要求，力求减少土石方工程量，厂区采取平坡式竖向布置，平整坡度为1%。建(构)筑物基础余土就地平整。6.1.4.交通运输本工程外购原材料运输均采用道路运输方式，整个厂区有环行道路连通，管道采用管架敷设，其它为直埋敷设，主要管线埋设在厂区主要道路两侧，布(1)管沟布置全面规划协调。(2)管沟布置在道路两侧，干管布置在用户较多的一侧，按规范规定的(1)压力管让自流管沟。(2)小管让大管。(3)易弯曲的让不易弯曲的。(4)少检修的让多检修的。雨水及地面水的排水方式采用沿道路雨水管排6.1.6.厂区绿化6.2.燃气轮机及余热锅炉岛布置每台燃气轮机和相对应的余热锅炉成T字形布置，燃气轮机排气轴线和余热锅炉进气轴线在同一水平上，燃气轮机发电机组中心线平行于主厂房轴线，从燃气轮发电机方向看过去，余热锅炉位于燃气轮机发电机组的左侧，三台套燃气轮机发电机系统布置空间为：长22m,宽11m。燃气轮机的辅助生产设备，包括：燃机液压启动撬，润滑油冷却撬(合成油和矿物油)、燃料油油滤、焦炉煤气过滤装置以及CO₂灭火系统，燃机燃油泵管以及机组的冷却风从机组箱体向上布置，冷却风以及燃烧空气分开，把燃机箱体冷却空气从上部引出到远离进气口，避免和燃气轮机燃烧进气混合，导致锅炉系统水平方向依次为锅炉进口烟道，膨胀节，中压过热器模块，低压过热器模块，中压蒸发器模块，低压蒸发器模块，省煤器模块，除氧蒸发器模体高度为14.5米，锅炉总长度为20米(含转换烟道),考虑到最终的环保要求，主厂房尺寸汇总表单位数据一、汽机间柱距m6跨度m跨数汽轮机厂房总长度m运转层标高m8轨顶标高m下弦标高m吊车t二、除氧辅助间柱距m6跨度m跨数总长度m由于采用3台余热锅炉配置一台汽机的装机方案，其热力系统中各汽水管段，然后集中母管分接汽机及有关辅机；在管路的适当位置加装隔离阀，以便在以热定电原则下，次高温次高压蒸汽母管与供热管间设一台80t/h减温减压装置作为备用，以确保在汽轮机在故障情况下供热的连续性，减温减压装置布置加热器平台8米层。每台炉产生的次高温次高压蒸汽由各自的过热器集汽集箱引出，汇入炉后机、减温减压器的进汽管均设流量测量装置，以对机炉监测考核。6.4.2.汽机抽汽和供热管路供热的可靠性，设置一台减温减压装置，将余热锅炉主蒸汽通过减温减压，提汽机的抽汽从汽机间引出，接至供汽站分汽缸，由数支路对外供热，至各C25机组采用2台4N6X2型凝水泵，1台运行，1台备用。主凝结水经过凝结水泵加压后通过轴封加热器送入余热锅炉的给水预热器，6.4.4.给水管路本项目锅炉为双压余热锅炉、自带除氧器，除氧锅筒给水温度为120℃。每台锅炉选用2台高压和2台低压给水泵，一用一备。经除氧器除氧加热别汇入高、低压给水母管，经给水操作控制台分别进入高、低压锅炉省煤器。高压锅炉给水泵共6台，每炉两台，型号为DG45-80X10。低压锅炉给水泵共6台，每炉两台，型号为DG6-25X6。正常运行时，化学除盐水直接补至余热锅炉除氧锅筒，凝汽器设置一路除锅炉排污：因本项目锅炉容量小，排污量较少，热损失量相对较小；因此不考虑回收利用连排扩容后二次蒸汽；故锅炉的连续排污和定期排污共用一台排污扩容器；按有关设计规范要求，本项目每台锅炉设一台排污扩容器及排污各锅炉的排污水汇总至排污总管，引至排污扩容器，扩容后进入排污井冷考虑到锅炉容量较小，机组又为常年运行，为了简化系统和节约投资，本锅炉区域不设疏放水系统，启动时的疏水和锅筒紧急放水直接接入定期排污扩本项目对外供汽：以C25-4.9/0.981汽轮机组抽汽蒸汽余热锅炉低压蒸汽为汽源向热负荷供热，辅设一台减温减压装置为备用；在汽机因故停机时，以锅炉新蒸汽为汽源，经减温减压装置后以二次蒸汽及余热锅炉低压蒸汽不间断6.4.8.厂区内低压蒸汽管网该蒸汽管网利用燃机余热锅炉生产的低压蒸汽，做为焦炉煤气管网、燃油系统管网吹扫用低压蒸汽以及采暖用汽。6.4.9.热力系统主要辅机序号参数数值单位备注1流量2扬程m3电机功率/电压序号参数数值单位备注1流量62扬程m3电机功率/电压3.减温减压器序号参数数值单位备注1出力2流量调节范围3压力(一次/二次)4温度(一次/二次)℃6.5.压缩空气系统6.5.1.压缩空气使用条件由于联合循环电内有压缩空气使用的需求，电厂内设置压缩空气系统。电厂内有如下情况需要使用压缩空气：1)整个电厂仪表用压缩空气；2)燃机用压缩空气(进气过滤器反吹等);4)化水系统用压缩空气；5)管道吹扫用压缩空气。6.5.2.主要设备选型及配置根据本工程所需压缩空气的量及品质要求，压缩空气站内设螺杆式空气压缩机2台(单机性能：排气量Q=16Nm³/min,排气压力P=0.8MPa),可满足电厂对压缩空气用气量及压力的要求。每台压缩机配备一套冷冻干燥机及过滤器。使生成的压缩空气成品气质量指标达到如下的标准：露点-40℃,含油量压缩空气系统设备与氮气系统设备一起布置在制氮机房内，制氮机房为单本工程化学水系统主要为电站余热锅炉提供补给水，采用当地龙岱河陈路工程名称化验编号取水地点取水部位水样种类阳离子硬度总硬度非碳酸盐硬度碳酸盐硬度负硬度酸碱度甲基橙碱度酚酞碱度酸度其他氨氮游离CO₂合计游离CH阴离子溶解固形物全固形物悬浮物细菌含量全础非活性硅合计含油量离子分析误差电导率(us/cm,25℃)溶解固体误差pH值分析误差注：水样采集参见GB/T6907《锅炉用水和冷却水分析方法水样的采集蒸汽和4.768t/h的1.1MPa、220℃的低压蒸汽，依照国家标准GB/T12145-2008《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准》以及DL/T805-9.0~9.6(无铜系统)溶氧≤15μg/L≤30μg/L(无铜系统)二氧化硅应保证蒸汽中二氧化硅符合标准≤2.0μmol/L(无铜系统)≤0.3mg/L(无铜系统)硬度≤2.0μmol/L二氧化硅应保证蒸汽中二氧化硅符合标准另外，本工程燃机为减少NOx排放，需要注水，水质要求如下：硫酸盐≤0.5mg/L6.6.3.处理方案选择本工程的外供汽量为80t/h,凝结水按不回收考虑。根据《小型火力发电厂设计规范》,可计算化学水处理系统出力：机组启动或事故增加的损失10%×48=4.8t/h对外供汽本化学水处理系统设计出力应为：110t/h预处理+一级反渗透+混床，一种为预处理+两级反渗透；其中预处理部分拟采滤+两级反渗透的处理流程，出水电导率达5~10μs/cm;两个方案的比较详见下方案比较方案一方案二系统流程超滤+一级反渗透+混床超滤+两级反渗透设备投资约300万约310万运行成本约10元/吨产水约11元/吨产水占地面积需要设置酸碱储罐、中和池等辅助设备，占地面积比较大无须消耗酸碱，占地面积小运行方式系统复杂，设备繁多，除反渗透设备为自动控制外其他主设备均为手动控制系统简单，能实现全过程自动控制出水水质能满足锅炉补给水要求以及燃机注水要求二氧化硅≤100μg/L硬度<1.0umol/L能满足锅炉补给水要求，但不能满足燃机注水要求综合上述因素比较，虽然方案一比方案二出水水质好，但是投资及运行成本相差无几，且都能满足锅炉补给水要求，方案二具有不消耗酸碱的优势，对程锅炉补给水处理采用方案二；对于燃机注水处理，因水量较小，且不是经常厂区来水→清水箱→清水泵→汽水换热器→袋式过滤器→超滤装置→5μm保安过滤器→一级反渗透高压泵→一级反渗透装置→除二氧化碳器→中间水箱二级反渗透装置部分产水→EDI给水箱→EDI给水泵→1μm保安过滤器→UV杀菌器→EDI装置→纯水箱→纯水泵→燃机上述系统流程技术可行，设备落实，工艺有成熟的经验，出水水质也均能达到水质要求，是目前水处理技术首选先进技术之一；其占地面积小，运行费为节约水资源，本系统拟将反渗透系统排放的浓盐水收集回用，采用杂用6.6.5.设备布置依照国家标准GB50049-94《小型火力发电厂设计规范》,为了防止在锅炉汽包中产生钙垢，锅炉应有炉水磷酸盐处理设施，加药管道采用不锈钢材质，磷酸盐溶液的配置采用除盐水。本工程设置1套手动控制的加磷酸盐装置(2箱4泵),加药装置上设置有2只不锈钢溶液箱，在溶液箱上有电动搅拌装置及滤网，还设置有4台(2用2备)高压力、小容量的计量泵。为保证给水的pH值维持在8.8~9.3范围内，以避免设备和管道的腐蚀，在化水间加氨间设置一套自动加氨装置(1箱2泵)。加药点设在除盐水泵的进水管当凝汽器材质为铜时，为进一步去除给水中的残余氧，采用加联氨辅助除胺装置(1箱2泵),加药量由人工调节。加药装置布置在除氧器附近。统中的设备故障，每台锅炉配备一套集中汽水取样装置，布置在锅炉附近，取本工程设置有手动控制的循环水加阻垢剂装置(1箱2泵),放置在循环水泵房加药间内；并考虑夏季在循环水池中定期投加杀菌药剂，以防止冷却水塔根据电厂的水源和气象条件，本期工程供水系统采用采用带自然通风冷却循环水经循环水泵加压后，用压力钢管将水送入凝汽器等冷却设备，凝汽器等冷却设备排出的温排水用压力钢管送入冷却塔，冷却后的循环水流入冷却塔水池，然后再经循环水沟自流至循环水泵吸水池，从而形成循环供水系统。路口闸上地表水、上游矿井排水水源作为补充水源。龙岱河陈路口闸上地表水、上游矿井排水水源燃气轮发电机组的滑油冷却器、燃机发电机汽机循环冷却水系统主要为冷却汽轮机冷凝器及其辅助设备提供冷却水，其冷却水由3台循环水泵供给。其参数为Q=3800m3/h,H=24mH2O,N=355kW,两主工艺车间—铸造车间新设的工业消防水池，由设在综合水泵房内的循环水补本工程需循环冷却水量见表6.1表6.1循环冷却水用量表序号名称单台需冷却水量数量单位总计一25MW汽机循环冷却水系统1凝汽器12空气冷却器13冷油器1辅助设备循环冷却水系统1板式换热器(燃机冷却水32煤气压缩机33氮气压缩机2合计本次工程循环冷却水量6.7.3.系统补给水量化学水补水180m3/h循环冷却水补给水160m³/h合计370m³/h(不包含消防用水)考虑富裕系数1.15,则为430m³/h。补水由业主提供的工业水送至主工艺车间—铸造车间设置的工业消防水池，由主工艺车间—铸造车间设在综合水泵房内的补水泵增压后送至用水点。为了排除空气中漂入的灰尘，延长设备的使用时间，在冷却塔旁设2台处理水量为250m²/h的无阀滤池做为循环水的旁滤。旁滤接自电厂循环冷却水进水母管，过滤后的水排至冷却塔水池另一端。Q=200m3/h,H=24mH20,N=18.5kW一用一备。循环冷却水补水由2台单级卧式离心泵供给，其参数为Q=240m3/h,H=17mH2O,N=18.5kW,一用一备。业主在主工艺车间一铸造车间设工业化学消防水池2座，总容积为1000m²,可以以满足全厂工业、化学、消防水量的要求，本工程不再单独设置工6.7.4.冷却设施a)塔体b)设计冷却水参数(单台)进塔水温：43℃出塔水温：33℃10%气象条件干球温度：30.4℃湿球温度：25.9℃冷却水量：8759m错误：引用源未找到/h根据当地的气象条件和冷却水量，全厂设一座1500m²逆流式自然通风冷却塔供本期工程使用，冷却塔设计淋水密度为6.45m³/(h·m²)。自然通风冷却塔塔高70.00米(风简顶)。冷却塔集水池为半地下式水池。地面上高0.20m,地面下深2.00m,水深保持在2米左右。冷却塔填采用双斜波改性PVC塑料填料，填料托架采用拉挤玻璃钢托架。冷却塔采用BO45/160玻璃冷却塔设有二根DN1200的进水管。出塔水沟设有一条2.0m×1.5m地下循环循环水给水管道及压力回水管道均采用焊接钢管，做加强级防腐层，即“一底、三布、四油”防腐层。6.7.5.供水方式汽机循环冷却水由汽机循环冷却水泵加压后送至汽轮机主厂房，顺接至汽机房设备的用水口；辅助设备循环水由辅助设备循环冷却水泵加压后送至煤压排水用一根母管送入冷却塔，冷却后的循环水流入冷却塔水池，然后再经循环6.8.1.设计内容220kV配电装置以220kV架空进线耐张线夹(不含)为界，光缆以进线塔光端盒地理位置，本着就近接入的原则，宜将功率输送到离本项目4公里左右的飞来燃机发电机、4#汽机发电机出口分别设10kV母线，该母线只考虑带各自发电机压器一台，备用变压器设10kV母线备用段母线，10kV母线下设低压备用变压器及0.4kV备用段母线，给各级厂用电提供备用电源。发电机出口断路器、发电机主变高压侧断路器、220kV线路断路器和220kV母联断路器为同期点。主接线方案二，220kV采用单母线分段接线方式，设2回220kV出线1#、2#、3#燃机发电机、4#汽机发电机出口分别设10kV母线，该母线只考虑带各自发电机的厂用负荷，发电机出线经变压器升压后接入220kV升压站。10kV厂路器和220kV母联断路器为同期点。6.8.3.方案比较主接线方案一供电可靠，扩建方便，便于检修，但设备投资高。主接线方案二接线简单，运行方式清晰，投资低。综合技术、经济、运行的安全可靠性考虑，建议采用方案二。详见“电气主6.8.4.发电厂启动方式本项目的启动电源：经地方电网倒送电启动。6.8.5.主要设备选择正确的选择电气设备室是电气主接线和配电装置达到安全、经济运行的重要条件，电力系统的可靠性很大程度取决于主要设备的可靠程度，设备选择应在保证安全、可靠的前提下，积极而稳妥地采用新技术，并力争节约投资。电气设备的选择充分考虑当地气候条件，尽量采用国家的定型产品。设备选1)220kV配电装置采用户内GIS组合电器。2)10kV断路器采用真空断路器。3)主变压器采用户外三相油浸式变压器。4)厂用变压器采用三相树脂绝缘干式变压器。5)10kV开关柜选用金属铠装移开式中置开关柜。6)0.4kV低压开关柜选用抽屉式低压开关柜。7)高、低压电力电缆选用交联聚乙烯绝缘电缆。6.8.6.主要设备布置汽轮发电机出口设备及10kV配电设备布置在主厂房BC跨内。厂用低压变压器及相应的0.4kV配电装置也布置在主厂房BC跨内。燃气轮机发电机出口设备布置在燃机撬出口发电机小室内。其余电气二次设备均布置在位于主厂房集控室内。6.8.7.控制保护及自动化燃气轮机发电机组的保护由设备供应商成套提供，其它电气设备保护根据不同保护对象分别采用微机组屏式或微机分布式保护装置。采用自动准同期装置和备用电源切换装置。保护及自动装置设置原则遵守《电力装置的继电保护和自6.9.热工控制6.9.1.热控设计内容本工程为安徽滕氏燃气发电有限公司项目，工程规模为3×32MW级燃气轮机发电机组+3×(42.98t/h+4.8t/h)双压余热锅炉+1×C25-4.9/0.981汽6.9.2.控制方式为了节省现场联接电缆，循环水泵房设置DCS远程站，与DCS系统通讯。由于余热锅炉距离集控室较远，考虑在余热锅炉电机间，设置锅炉DCS远全厂采用一套以微机处理器为基础的分散型控制系统(DCS)。DCS的主要DAS将按照所要求的采样速度，模/数转换精度及扫描周期，对生产过程的成组参数显示及目录与一览表等。件追忆记录、定时制表、请求制表、及历史数据的存储和检索。D、报警管理：包括报警确认、多种报警、可变的报警设定值、报警组报警优先级、报警总貌显示及报警闭锁。E、操作指导：机组启停过程中，通过CRT画面和文字显示，显示启动条件，操作流程。当操作过程中程序中断或报警，将显示报警原因，闭锁程序，防止误●模拟量控制系统MCSMCS的功能将锅炉、汽机、作为控制对象，并同时向锅炉和汽机发出负荷指令，通过调节、控制、联锁保护，满足机组安全启停和运行的要求，保持机组稳定地运行。全厂DCS采用冗余处理器，各个设备和系统的参数检测、控制及联锁保护等功能均由过程控制处理器来实现，并通过操作员站进行显示和操作。机组的自动化系统设计，以满足整个机组安全经济运行为前提，配备少量的运行人员，在控制室内人员以CRT及操作键盘为监视控制中心，完成正常运行工况的监视与调整及紧急事故的处理，在就地人员的配合下实现机组的启、停DCS是机组的主要监视和控制设备，包括控制室内的操作员站和机柜间控制柜以及I/0柜；它与作为后备和补充的常规控制仪表(主要包括安装在辅助操作台上的机、炉紧急停机按钮)、就地控制仪表(主要包括就地仪表以及主设备制造厂配套供货的独立的就地控制系统等)有机结合构成了机组整体控制系统，从而实现了对机组炉、机、集中统一监视和集中控制。联合循环机组采用分散控制系统后，应以操作员站为监视与控制中心，配以极少量确保停机安全的操作的设备。后备监控设备配置原则：当分散控制系统发生全局性或重大故障(如分散控制系统电源消失、通信中断、全部操作员站失去功能等)时，为确保机组紧急安全停机，应设置独立于分散控制系统的常规对于辅助系统如化水处理系统，均采用独立的程序控制系统，并留有与●燃机自动化水平燃机配备的单元控制柜，实现了燃机自动化运行。B、燃机振动监视仪C、多用途发电机保护继电器系统D、自动/手动电压调节系统F、用于电能测量的多用途数字表6.10.1.设计范围本工程各系统项目中有关暖通空调方面的设计。6.10.2.暖通方面本工程位于安徽淮北烈山经济开发区，本期工程的生产建筑、辅助及附属生产建筑均设计采暖。对各个控制室、电气控制室采用冷暖空调进行采暖及空气调节，其余采用低6.10.3.通风方面汽机主厂房采用屋顶通风天窗自然通风。出线小室、厂用配电室、厂用变压器室采用机械通风，换风次数不小于10次/h,选用排风机并兼事故排风用。主变室采用建筑通风百叶从半地下室和片散室下部自然进风。屋顶设置无动力涡轮排风机自然排风。配电装置室采用建筑通风百叶自然进风。防腐型轴流风机从房间下部排风，同时设置事故排风机从房间的下部和上部分别排风。事故通风的通风换气量满足配电装置室换气次数不小于12次/h的事故通风要求。事故通风通风量由事故风机和正常通风机共同保证。煤气压缩机厂房设置自然进风、机械排风相结合的通风系统，以排除室内设备及管道泄漏的有害气体。新风由厂房周围窗孔及百叶窗口进风，吸收室内的余热后经安装在屋顶和侧墙上的轴流式防爆风机排出室外。事故状态排风量按不小于12次/h换气量考虑。煤气压缩机厂房屋顶安装防爆通风机。正常运行时，换气次数按8次/h考虑，开启部分风机进行通风。煤气压缩机房副跨变频控制室设置自然进风，轴流风机机械排风系统。事故排风量按10次/h换气次数来计算。制氮机房采用机械进风、自然排风的通风系统，以消除空压机等设备的散热量，进出风流向良好，不能有回流。燃油泵房、循环水泵房采用自然排风。化水室：化验室设机械通风柜，将化验柜中的有害气体排至屋面上空，同时另设机械排风，换气次数每小时6次。加药间设轴流风机作机械通风，换气次数每小时15次，通风机及电动机为防爆式，并直接连接。药品仓库及加药间、化验室等散发腐蚀性气体或贮存腐蚀性药品的房间，其采暖通风设备、管道及附件采取防腐措施。6.10.4.空调方面对各个值班室、办公室、化验操作室等依据有关设计规范、标准进行舒适性(1)燃料供应系统：焦炉煤气压缩机房、油泵房和油罐区(2)热力系统：燃气轮机基础，余热锅炉基础，汽轮机主厂房。(6)公用部分：制氮机房、工业水池、综合水泵房、机修及材料库6.11.1.抗震设计本工程抗震设防类别为丙类，抗震设防烈度7度，设计基本加速度值为0.1g,设计地震分组为第二组，特征周期0.55s。汽机间跨度18m,汽机横向顺列布置，柱距6m,共6个柱距，总长36m,运转层标高8m,吊车轨顶标高15.5m,屋架下弦标高20m。主厂房BC跨与汽机房取齐，跨度9米。BC跨分两层布置，0米为水泵房，运转层标高8米，布置有除氧主厂房A排侧有通行汽车的大门，以利设备搬运。6.11.4.主厂房结构厂房采用钢筋混凝土基础，汽机间采用钢筋混凝土排架结构；BC跨采用钢筋混凝土框架结构，均采用现浇形式，汽机主厂房吊车采用钢筋混凝土吊车梁汽机底部基础采用桩上承台，汽机基础上部采用现浇钢筋混凝土结构，并与主6.11.5.其它主要生产建筑物1)化水车间筑，长42m,宽20m,层高7m。耐火等级为二级。化学水处理站采用钢筋混凝土柱下独立基础，填充墙下采用素混凝土条形2)煤气压缩机房焦炉煤气压缩机房横向布置，15跨，柱距6m,总长度为90m,跨度24m,防火等级为二级。煤压机房为单层厂房，为方便操作，设置标高4.8米高的操作平台；厂房内布置4台煤气压缩机，为方便安装及检修，设置一台10t电动双梁桥式起重机，跨度为22.50m,起吊高度10m,轻级工作制。煤气压缩机房采用钢筋混凝土柱下独立基础，填充墙下采用素混凝土条形基础。框架结构，楼面为钢筋混凝土现浇板。压缩机的基座采用现浇钢筋混凝土框架结构。3)燃油泵房燃油泵房横向布置，3跨，柱距6m,总长度为18m,跨度7m,高为5m,单层结构，防火等级为二级。燃油泵房采用钢筋混凝土柱下独立基础，填充墙下采用素混凝土条形基础。框架结构，屋面为钢筋混凝土现浇板。4)循环水泵房循环水泵房采用半地下式泵房。泵房平面尺寸为7.5m×48m,其地上部分高6.0m,地下部分深3.00m。循环水泵房采用钢筋混凝土筏板基础，地面以下采用现浇钢筋混凝土外墙，地面以上为框架结构，屋面为钢筋混凝土现浇板。5)空压机及制氮机房空压机及制氮机房平面尺寸为15m×24m,高为5m。制氮机房采用钢筋混凝土柱下独立基础，填充墙下采用素混凝土条形基础。框架结构，屋面为钢筋混凝土现浇板。6)双曲线冷却塔本期工程拟建1座1500m2双曲线自然通风冷却塔，冷却水池深2米。冷却塔塔顶相对标高70.0米。塔顶中面半径约15.742米，喉部中面半径14.500米，环板基础中心半径28.542米。淋水装置构架采用预制钢筋混凝土梁柱结构，现地基处理：桩基、钢筋混凝土筏板基础。第7章环境保护予以落实。尾气中污染物的浓度换算成体积浓度mg/m⁴浓度mg/m² —e)燃气轮机排气和进气均设有消声器，且由于燃机的自动控运行人员在控制室操作，有效地降低了噪声污染的影响。f)站区绿化设计：站前区除钢筋混凝土地面外，以花台为中心种植花草，配植常绿小乔木，绿篱桂香柳，道路两旁采用落叶乔木银白杨，并配置常绿小乔木，绿篱桂香柳，厂房四周种植草坪。沿围墙种植龙爪柳以加强外围防风林带的防风作用。本工程设计中十分重视环境保护，焦炉煤气进入燃机前严格按照燃机燃料规范要求进行了除尘、洗奈、脱硫等净化处理，属于清洁燃料发电，无固体排放物，废气中的污染物很少。SO2排放浓度大大低于国标允许S02排放量值，烟尘排放浓度更是远低于国标允许排放浓度的规7.3.1.污水排放少量的生活污水经化粪池处理后，排入工业园区生活污水管网，送至园区污厂区焦炉煤气管网产生的少量冷凝水，拟送回煤气储存及净化区域统一处理。生产过程中的循环冷却水经冷却塔冷却后循环使用，少量的冷却水排污水及锅炉排污水排入生产废水管网集中后通过泵回送煤化有限公司炼焦工艺使用。由于本工程大部分废水回收利用，少部分经处理的废水均达到排放标准后，排入园区废污水管网。对水环境基本没有影响。在油泵房内设置一个1m²的污油池，用于收集油泵在安装及运行维护中产生的含油废水及用于排放油罐底部沉积的污油。在油泵房内设置1台污油泵，可以将污油及含油废水送至收集废油的卡车后外运。7.3.2.噪声防治燃气机的噪声。厂界噪声标准限值。7.4.环境监测本工程的环境监测和管理工作由江苏滕氏能源科技有限公司统一负责，本工程不再另设监测机构，不增加环境监测仪器设备。7.5.生态环境影响结论本项目采用的主要设备是国际上最先进的，属于国际领先，在国内煤化工企业中，像本项目这种采用这种世界先进技术进行建设的尚不多见，项目建成后基本没有废水废渣产生，排出的废气完全达到国家的环保要求。综上所述，项目建成后不会对环境产生不良影响。第8章消防8.1.概述8.1.1.消防设计范围本工程消防设计的范围为燃气轮机组及余热锅炉、汽机厂房、煤压机房、循环水泵房、综合水泵房、化水站、油泵房及油罐区以及制氮机房等。8.1.2.主要设计原则消防系统设计按国家有关规范进行，贯彻“预防为主，防消结合”的方针，做到技术先进，经济合理，生产安全，管理方便，以确保电厂安全正常运行。8.2.总图布置与交通要求在总平面布置中，不仅要考虑生产工艺的流程，同时要考虑主厂房与主要(1)油罐壁面距离油泵房大于10米，距离煤气柜大于30米，距离其它建筑物均大于20米。(2)煤压机房距离主厂房大于30米。(3)装卸油管距离建筑物大于12米。8.3.1.建(构)筑物防火分类和耐火等级厂区内各建筑物均按规定的火灾危险性及耐火等级进行防火设计，本期工程所有建筑物的耐火等级及其在生产过程中的火灾危险性见表8.1。表8.1建(构)筑物在生产过程中的火灾危险性及耐火等级序号建筑物名称火灾危险性等级耐火等级备注1汽机厂房丁二级2电气楼丙二级3煤压机房甲二级4制氮机房丁二级5综合水泵房戊二级6油泵房乙二级7循环水泵房戊二级8冷却塔戊二级9化水处理站戊二级烟卤丁二级8.3.2.建筑灭火器配置为1次设计，事故时最大消防用水量为65L/s,其中室外消火栓系统用水量为40L/s,室内消火栓用水量为25L/s。火灾事故时，消防用水由专设消防供水系统供给。其中主厂房火灾危险性类别为丁类。消防给水水源利用清水池(容量(1)室外消火栓系统：室外消火栓系统消防用水量为40L/s,设消防专用环状管网和IS125-100-315型消防水泵2台(Q=240m³/h,H=73m)。由消防水泵接出二根出水管进入该半径为120m,管网内压力为0.7MPa。(2)室内消火栓系统：室内消火栓系统消