刘总旗水泥厂2500t生产线6mw余热发电建设建设可行性研究论证报告.doc

玉溪活发集团刘总旗水泥厂2500t/d水泥生产线余热发电项目技术方案

玉溪活发集团刘总旗水泥厂
2500t/d新型干法水泥熟料生产线
纯低温余热发电项目

(第一分册)
技术方案

昆明阳光基业股份有限公司

二○○九年十一月
目 录

1 总论 5
1.1 项目概述 5
1.2 工艺及装机方案 5
1.3 发电量及厂用电 6
1.4 建设内容和范围 6
2 建设条件 7
2.1 水泥窑工艺 7
2.2 余热资源 8
2.3 辅料供应 8
3 建设方案 8
3.1 余热资源 8
3.1.1 余热资源情况 9
3.1.2 余热利用方案 9
3.2 工艺及装机方案 10
3.2.1 余热烟气流程 10
3.2.2 热力系统 11
3.2.3 汽水流程 11
3.2.4 装机方案 12
3.2.5 工艺技术措施 12
3.2.6 水泥生产工艺系统与余热电站的关系 12
3.3 总图 13
3.3.1 车间组成 13
3.3.2 交通运输 13
3.3.3 道路绿化 13
3.4 余热锅炉 13
3.4.1 结构形式 13
3.4.2 余热锅炉的清灰和输灰 14
3.4.3 锅炉给水 15
3.4.4 炉水校正 15
3.4.5 主要设备参数 15
3.5 汽轮发电机 17
3.5.1 汽轮发电机主机 17
3.5.2 调节、保安和润滑 18
3.5.3 汽轮发电机辅机 19
3.5.4 主要设备参数 20
3.6 化学水处理 21
3.6.1 化学水方案和流程 21
3.6.2 余热电站化学水用量 21
3.6.3 出水水质指标 22
3.6.4 主要设备参数 22
3.7 循环冷却水 23
3.7.1 循环冷却水量 23
3.7.2 循环冷却方案 23
3.7.3 循环冷却水水质要求 24
3.7.4 循环水补水量 24
3.7.5 构筑物及布置 25
3.7.6 主要设备参数 25
3.8 给排水 25
3.8.1 补给水量 25
3.8.2 补给水质要求 26
3.9 废水排水 26
3.10 雨水排水 26
3.11 电气 26
3.11.1 站内高压系统 26
3.11.2 站内低压系统 27
3.11.3 装机及负荷 27
3.11.4 负荷平衡 28
3.11.5 电气控制系统 28
3.11.6 电讯 29
3.11.7 防雷接地 29
3.11.8 照明 30
3.11.9 装备水平 30
3.12 热工自动化 31
3.12.1 慨述 31
3.12.2 过程自动检测 31
3.12.3 过程自动控制 33
3.12.4 过程的远程控制 34
3.12.5 过程自动联锁 34
3.12.6 DCS控制系统 36
3.12.7 仪表接地 38
3.12.8 动力供应 38
3.12.9 主要仪表选型 39
3.12.10 控制室设置 39
3.13 土建结构 40
3.13.1 建筑与结构设计总则 40
3.13.2 主厂房建筑与结构 40
3.13.3 SP余热锅炉建筑与结构 42
3.13.4 AQC余热锅炉建筑与结构 42
3.13.5 循环水站建筑与结构 43
3.13.6 化学水处理站建筑与结构 43
3.13.7 设备基础、支架及管沟 44
4 消防 45
4.1 消防范围 45
4.2 消防重点 45
4.3 防火方案 45
4.3.1 总平面布置 45
4.3.2 建筑物防火 45
4.3.3 电气设施防火 46
4.4 消火方案 46
4.4.1 消防通道 46
4.4.2 消火栓布置 46
4.4.3 灭火器布置 46
5 项目组织与生产管理 46
5.1 组织管理 47
5.2 建设进度 47
5.3 生产管理 47
5.4 劳动定员 48
5.5 职工培训 48

1 总论
1.1 项目概述
随着新型干法水泥熟料生产工艺技术水平的不断提高，我国水泥工业节能技术水平有了长足的进步，高温余热已在水泥生产过程中被回收利用，利用日益成熟的余热利用技术，大量回收和充分利用中、低余热，用以发电、制冷、采暖或热电联供，已经成为目前国内水泥工业节能降耗的有效途径之一。
我国是世界最大的水泥生产和消费大国，也是能源紧缺国家，充分利用水泥窑余热发电已成为水泥工业发展的一个方向。国务院批准发布的《节能中长期专项规划》明确提出：水泥行业发展新型干法窑外分解技术，提高新型干法水泥熟料比重，积极推广节能粉磨设备和水泥窑余热发电技术，对现有大中型回转窑、磨机、烘干机进行节能改造。作为十大节能工程之一，余热余压利用工程则明确要求在日产2000吨以上水泥生产线中每年建设低温余热发电装置30套。在近期印发的《关于加快水泥工业结构调整的若干意见》中，要求到2010年，新型干法水泥采用余热发电的生产线达40%。鉴于在水泥窑余热发电技术中，纯低温余热发电技术具有更好的社会效益和经济效益，目前国家将重点支持该项技术的推广应用。
本项目为利用刘总旗水泥厂2500t/d新型干法水泥生产线纯低温余热发电项目。
项目名称：玉溪和发集团刘总旗水泥厂2500t/d水泥生产线余热发电项目。
项目性质：2500t/d新型干法水泥生产线配套建设项目。
业主单位：玉溪和发集团刘总旗水泥厂
建设地点：玉溪和发集团刘总旗水泥厂区。
建设规模：5.0MW凝汽式余热电站。
1.2 工艺及装机方案
刘总旗水泥厂现新建一条2500t/d水泥生产线，本工程利用水泥生产线窑尾预热器排出的废气余热和窑头冷却机排出的废气余热，在水泥生产线窑尾预热器旁建设一套窑尾余热锅炉（以下简称为SP锅炉）、在窑头冷却机旁建设一套窑头余热锅炉（以下简称为AQC锅炉），产生低压过热蒸汽送至汽轮发电机组做功发电。
经热平衡计算，在2500t/d水泥生产线生产量≥3000t/d时，根据业主提供的废气参数计算，窑尾预热器排出的废气余热可产生1.2MPa的饱和蒸汽17.2t/h；窑头冷却机产生的废气余热可产生1.2MPa饱和蒸汽9.5 t/h；两部分蒸汽汇总后共26.7t/h经过热器过热成360℃过热蒸汽供汽轮机组发电。
结合成熟汽轮机设备的理论汽耗参数，本工程额定发电出力约5.13MW，考虑到2500t/d水泥生产线余热废气参数有一定的波动，经综合考虑，拟建汽轮机装机容量确定为5.0MW，发电机配置6.0MW。
1.3 发电量及厂用电
发电机装机容量： 6.0MW
电站年发电量： 3693.6×104kW.h
电站年自耗电量：241×104kW.h
电站自耗电率： 6.5%
电站年外供电量：3452.6×104kW.h
1.4 建设内容和范围
本工程建设内容包括：窑尾SP余热锅炉一套、窑头AQC余热锅炉一套、5.0MW汽轮机和6MW发电机组一套、化学水处理站一套、循环冷却水站一套以及相应的发配电系统、仪表自控系统及相应的公用工程。按业主给出的工程范围要求，本工程与2500t/d水泥生产线的工程界区分界点拟设置如下：
1）、余热锅炉
窑尾SP余热锅炉引风管的分界点设在预热器C1级出口至增湿塔入口之间的引风管上，回风管的分界点设在高温风机入口前的风管上，锅炉排灰的分界点设在增湿塔的输灰设备处。
窑尾AQC余热锅炉引风管的分界点设在冷却机3-4风室和5风室前段顶部，回风管的分界点设在6风室至除尘器进口风管上，锅炉排灰的分界点设在窑头除尘器的输灰设备处。
2）、给排水
软水（化学水）补给水管路的分界点设在原水箱的进水口；循环水站补给水管路的分界点设在冷却水池补给水的进水口；生活水管分界点设在余热锅炉和余热电站界区外1m处；废水、污水和雨排水的分界点设在相应装置就近的地沟处。
3）、电气系统
高压系统的分界点设在水泥厂内总降压站10.5kV母线联络柜出口。
4）、自控系统
余热发电DCS系统与2500t/d水泥生产线DCS之间通讯的网络分界点设在余热电站DCS系统的网络连接口上。
以上述工程界区点为界，界区点以内靠余热发电一侧的相关工程设计、安装、设备供货、材料供货、设计联络、工程服务等由承包方负责，界区点以外相关工程由业主方负责。
2 建设条件
2.1 水泥窑工艺
本工程是利用水泥窑产生线生产过程中的废气余热产生蒸汽，推动汽轮发电机组做功发电的余热利用工程，余热发电工艺及其发电量与水泥窑产生线工艺、设备和参数等密切相关。本工程水泥窑工艺和设备主要具体参数如下所示：
项目
数值
单位
熟料生产能力
3000
t/d
熟料小时产量
125
t/h
燃煤热值
～
Kcal/kg
熟料落料温度
～1370
℃
熟料出料温度
≤95
℃
二次风温度
～1050
℃
三次风温度
～800
℃
生料磨进风温度(最低)
～200
℃
煤磨进风温度
～
℃
运转率
7200
小时/年

2.2 余热资源
根据刘总旗水泥厂提供的2500t/d熟料生产线相关资料，生产线废气余热条件如下。
1）、窑头余热发电可用废气
废 气 量：140000Nm3/h
废气温度：380℃
含尘浓度：～30g/Nm3
2）、窑尾余热发电可用废气
废 气 量： 230000Nm3/h
废气温度： 335℃
含尘浓度： ≤100g/Nm3
3）、余热利用现状
2500t/d熟料生产线余热目前用于两个方面：一是利用窑尾C1级排出的余热烟气供生料磨烘干用，生料磨入口烟气温度最低为200℃；二是冷却机三风室抽出约6000 N m3/h、640℃的热风供煤磨烘干用。其余余热资源未再利用。
4）、余热利用要求
在保证2500t/d熟料生产线工艺用风的前提下，尽可能回收废气余热，生产蒸汽发电。
2.3 辅料供应
本工程主要消耗的药品有：磷酸三钠，碱式氯化铝等，均由当地市场采购，汽车运输。
3 建设方案
3.1 余热资源
3.1.1 余热资源情况
根据业主提供的刘总旗水泥厂2500t/d水泥生产线余热资源及要求如下：
1）、窑尾余热发电可用废气量230000 Nm3/h、温度335℃；供生产线生料磨烘干用，废气温度最低200℃；
2）、窑头冷却机中部余热发电可用废气量140000 Nm3/h，温度380℃。
以上废气参数将作为本次方案的设计依据，当实际参数发生变化时，余热锅炉及余热发电参数也将会作相应的调整。
3.1.2 余热利用方案
按照上述可利用的余热废气参数，在满足水泥生产线所用热风的前提下，结合本公司水泥余热发电的实际工程经验、特有的冷却机优化取热梯级利用技术以及便于余热锅炉设计制造的原则，对本工程余热资源进一步细化，以提高和稳定回收蒸汽的品质。本工程回收利用的余热资源分为两部份：第一部份为来自窑尾预热器C1级排出的烟气；第二部份为窑头冷却机前段三风室的剩余热风和冷却机中段四、五风室热风，余热利用方案如下：
1）窑尾余热利用方案
本工程利用窑尾预热器出口废气在窑尾设置SP余热锅炉。余热锅炉设置SP过热器、SP蒸发器和SP省煤器。窑尾C1级筒出口烟气从SP余热锅炉顶部依次进入SP过热器、SP蒸发器、SP省煤器。SP省煤器出口废气经高温风机引至生料磨，SP省煤器出口废气温度按生料磨要求最低200℃设计。SP余热锅炉进口废气参数如下：
名 称
规格参数
单位
余热废气风量
230000
N m3/h
余热废气温度
335
℃
含尘浓度
≤100
g/N m3

2）窑头余热利用方案
本工程为实现废气余热的梯级利用，将业主提供的温度380℃、烟气量140000Nm3/h的废气细分为冷却机前段和冷却机中段两部分，前段引风口设在三、四风室分界面上，中段引风口设在五风室前部紧邻四风室处，细分后废气参数如下：
（1）AQC余热锅炉进口高温风
名 称
规格参数
单位
余热废气风量
30000
N m3/h
余热废气温度
500
℃
含尘浓度
≤30
g/N m3

（2）AQC余热锅炉进口中温风
名 称
规格参数
单位
余热废气风量
110000
N m3/h
余热废气温度
340
℃
含尘浓度
≤30
g/N m3

根据窑头划分后的废气资源，本工程在窑头设置AQC过热器和AQC蒸发器和AQC省煤器，在冷却机中部设置两个取风口，取风口上装设有取风阀进行调节。冷却机（高温段）抽取的～500℃废气进入过热器，将来自SP过热器和AQC蒸发器的混合蒸汽过热到360℃，出窑头过热器后的废气，再与冷却机中部（中温段）抽取的340℃废气混合后进入AQC蒸发器、AQC二级省煤器和AQC一级省煤器，废气依次顺序流经各受热面后，出AQC锅炉的废气温度降至～85℃，经回风管与冷却机后段（低温段）排出的低温废气混合后进入窑头排风系统。
3.2 工艺及装机方案
3.2.1 余热烟气流程
针对上述细化后的余热废气参数，本工程在窑尾C1级出口风管设置一个取风口，实施SP炉余热废气取风。
窑尾335℃、230000Nm3/h余热烟气引至SP余热锅炉的过热器，用于对SP蒸发器1.25MPa饱和蒸汽过热到300℃；过热器的排烟进入SP蒸发器用于产生1.25MPa饱和蒸汽；排烟再进入SP省煤器对锅炉给水加热，SP省煤器出口烟气温度≥200℃。
本工程在窑头冷却机中前部和冷却机中部各设置一个取风口，实现AQC炉余热废气的梯级取风。
冷却机中前部500℃、30000Nm3/h的高温风进入AQC过热器，对255℃混合过热蒸汽再过热到360℃；AQC过热器的排风进入AQC蒸发器前混风室与冷却机中部340℃、110000Nm3/h的中温风混合后再进入AQC蒸发器，用于产生1.15MPa饱和蒸汽。
AQC蒸发器的排风进入AQC二级省煤器和AQC一级省煤器，对锅炉给水进行加热。AQC一级省煤器约85℃排风与冷却机6风室排风经风管汇合进入窑头除尘器后，经除尘风机排入大气。
本工程在冷却中前部和中后部之间设置隔风档板实现梯级取风，余热锅炉进风前设置除尘器，以除去烟气中的大颗粒粉尘减小锅炉的磨损。
3.2.2 热力系统
本工程热力系统包括：窑尾SP余热锅炉和窑头AQC余热锅炉各一台、凝汽式汽轮发电机组一套。详见《热力系统图》。
按照上述的余热废气风量及温度的情况和特点，本项目在2500t/d熟料生产线窑尾和窑头分别设置SP和AQC余热锅炉。按照水泥余热发电的特点和经验，采用锅炉给水压力1.8MPa、给水温度40℃，SP蒸发器出口压力1.25MPa、SP过热器出口压力1.15MPa、温度300℃，AQC蒸发器出口压力1.15MPa、AQC过热器出口蒸汽温度360℃、出口压力1.05MPa；过热蒸汽进入汽轮机并在汽轮机内做功后凝结成水。本工程锅炉给水的除氧使用真空除氧器，来自汽轮机的凝结水经真空除氧器除氧后，由锅炉给水泵加压后送给锅炉系统，完成一个完整的热力循环。
3.2.3 汽水流程
本工程中，汽轮机凝结水经凝结水泵送入除氧器除氧，再经锅炉给水泵将除氧水供给AQC一级省煤器加热水至～150℃后,一部分进入AQC二级省煤器加热至180℃后进入AQC余热锅炉蒸发器汽包，另一部分继续通过SP省煤器加热至180℃进入SP蒸发器汽包，AQC余热锅炉蒸发器产生的1.15MPa、189.8℃、9.5t/h饱和蒸汽与SP过热器产生的1.15MPa、300℃、17.2t/h过热蒸汽混合为1.15MPa、255℃、26.7t/h，然后进入AQC过热器过热至1.05MPa、360℃后送往汽轮发电机组发电。
3.2.4 装机方案
根据对废气余热计算，2500t/d水泥窑在正常生产（产量≥3000t/d）时，窑头、窑尾余热共可产生用于发电的主蒸汽量为26.7t/h，在AQC过热器出口的主蒸汽温度为360℃，压力为1.05MPa 。按照本工程的总图布置，从AQC过热器出口到汽轮机入口的管道长度约150m；主蒸汽额定流量26.7t/h时，其管路阻力约0.05MPa。
按照以上条件，考虑AQC过热器至汽轮机入口的主蒸汽管温降10℃，本工程按汽轮机的主进汽口主蒸汽压力1.0MPa(a)、温度350℃选择凝汽式汽轮机。
经热力计算，上述蒸汽量理论发电5130kW，发电装机容量按一台5000kW汽轮机＋6000kW发电机组确定。
3.2.5 工艺技术措施
由于影响水泥余热发电运行稳定的因素较多，如水泥生产线的产量、熟料落料温度、料层厚度，冷却风量等等，根据刘总旗水泥厂2500t/d水泥窑的工艺情况，结合以往余热电站设计、施工、调试及运行的经验，为充分保证本工程的顺利实施，本工程除遵循“稳定可靠，科学合理、技术先进，节约投资”的设计原则外，还准备使用以下的工艺技术措施。
1）采用冷却机梯级取风的优化控制技术，在满足熟料生产的前提下，提高窑头废气余热资源的利用率；
2）为充分利用窑头的高温热源，提高余热烟气的品质，在冷却机5-6风室设置隔风档板；
3.2.6 水泥生产工艺系统与余热电站的关系
水泥生产工艺与余热电站有着十分密切的关系，水泥生产系统的运行直接影响到余热电站的生产。水泥生产系统的正常运行是保证余热电站安全、稳定生产的前提。余热电站的建设能使现有水泥生产系统的运行更加完善、更加节能、更有利于环境保护。余热电站属于公司的一个车间，除余热电站必备的设备，车间及人员外不需另设辅助设施，如机修、环保等机构。
SP、AQC余热锅炉布置与水泥产生线的窑尾和窑头烟气系统并联布置；在生产线和余热锅炉的进、出口设置烟气阀门，能相互进行切换，余热电站系统出现故障时能迅速切换回原烟气系统，不会影响水泥窑正常生产。
本方案考虑了SP余热锅炉可调排烟温度的措施，最大限度回收废气余热，保证水泥生产线工艺用风。
3.3 总图
3.3.1 车间组成
本工程包括：5MW电站的汽轮发电机厂房、化学水处理站、循环水泵房及循环水冷却塔、窑头余热锅炉、窑尾余热锅炉和设备基础、支架及管沟等。余热电站布置旨在充分满足业主意图、水泥生产和余热电站生产工艺要求的前提下，妥善协调各种运输方式及前后期建设之间的关系，同时借助使用功能的合理分区，力求使全厂各部分（特别是水泥生产线和配套余热电站之间的有机结合）形成一个既彼此独立又相互联系的有机整体，以期达到良好的使用效果。
3.3.2 交通运输
余热电站建成投产后，运入和运出物资极少，运输物资主要是生产运行设备的备品备件，没有其它运出物品。运输设备依靠现有运输车辆即可满足要求。厂址交通运输方便，完全可以满足建厂需要。
3.3.3 道路绿化
拟建设施均布置在厂区空地或原有厂房位置上，利用现有道路，建设期破坏的绿化在工程完工时恢复。
3.4 余热锅炉
本工程中锅炉系统包含：窑尾SP余热锅炉一台和AQC余热锅炉一台,共产生1.05MPa、26.7t/h、360℃的过热蒸汽。
3.4.1 结构形式
1）、SP余热锅炉
SP余热锅炉采用立式布置，从上往下依次是：SP过热器、SP蒸发器、SP省煤器；烟气自上而下流动。锅炉底部设置了积灰斗，在灰斗的上侧部设置了锅炉的排风口。
SP过热器、SP蒸发器和SP省煤器均布置在同一个框架内，但形成独立管箱，在各自管箱之间装设有膨胀节。
SP过热器、SP蒸发器和SP省煤器采用光面换热管顺列布置的形式，同时，其前三排的换热管选用加厚型并加装防磨护板的形式，其意图是较大程度地降低磨损，以延长检修周期，增加使用年限。
余热锅炉钢结构采用型钢框架组成，炉墙轻型隔热保温炉墙。在过热器、蒸发器、省煤器的管箱之间的炉墙上均设有人孔，以便于锅炉的检修。
2）、AQC余热锅炉
AQC过热器采用立式布置, 外形尺寸约为3.69m×3.69m×4.0m（L×W×H），烟气自下而上流动，取自冷却机前部高温风经过AQC过热器后与取冷却机中部的中温风混合后进入AQC蒸发器。
AQC蒸发器和省煤器采用立式布置，外形尺寸约为8.0m×2.45m×17m（L×W×H），从上往下依次是：蒸发器、省煤器；
锅炉底部设置了积灰斗，在灰斗的上侧部设置了锅炉的排风口返回冷却排风管。
AQC蒸发器、省煤器均布置在同一个框架内，但自成独立管箱，在各自管箱之间装设有膨胀节。
AQC过热器、蒸发器和省煤器使用环向绕翅换热管错列布置的形式，同时，其前三排的换热管选用加厚型并加装防磨护板的形式，其意图是在加强换热的基础上较大程度地降低磨损，以延长检修周期，增加使用年限。
余热锅炉钢结构采用型钢框架组成, 炉墙轻型隔热保温炉墙。在过热器、蒸发器、省煤器的管箱之间的炉墙上均设有人孔，以便于锅炉的检修。
在进入AQC过热器和AQC蒸发器进口前配置除尘器，减少大颗粒粉尘对过热器和余热锅炉的磨损。
3.4.2 余热锅炉的清灰和输灰
SP余热锅炉为立式布置，烟气由余热锅炉上部进入,从余热锅炉下部出风口返回窑系统进入高温风机。烟气中含尘在～100g/Nm3 , SP余热锅炉设置了机械振打装置，对余热锅炉连续清灰，并在SP余热锅炉下部设置集灰斗，灰斗出口设计一台输灰设备，定期进行输灰，其出口进入窑尾增湿塔的输灰设备，返回生料仓。
AQC余热锅炉为立式布置，烟气进入除尘器含尘由～30g/Nm3 降至10～15 g/Nm3，然后进入AQC余热锅炉上部，从AQC余热锅炉下部出口返回窑头排风总管进入窑头除尘系统。AQC余热锅炉不设置振打装置，设计时考虑磨损问题，采取相应的防磨措施；在余热锅炉下部设置集灰斗，灰斗出口设计二台输灰设备，定期进行输灰，其出口进入窑头熟料的输送设备，返回到熟料仓。
3.4.3 锅炉给水
本工程余热锅炉给水包含二台锅炉给水泵及一台真空除氧器。来自凝结泵的冷凝水经过汽封加热器加热后进入真空除氧器，除氧水由锅炉给水泵加压后向余热锅炉系统供水。锅炉给水泵采用变频器进行调节，实现锅炉的恒压供水。
3.4.4 炉水校正
炉水校正系统包括加药装置、加药泵及加药管路等。余热锅炉运行过程中，须定期对锅炉炉水水质进行监测。当炉水碱度低时，加入磷酸三钠Na3PO4，以调节锅炉内的水质，并使用加药泵和加药管路分别送至余热锅炉汽包的加药口。
3.4.5 主要设备参数
1）余热锅炉设计参数
SP炉过热器
名称
规格参数
单位
进口废气量:
230000
Nm3/h
进口废气温度:
335
℃
出口废气温度:
310
℃
过热蒸汽量:
17.2
t/h
进口蒸汽温度:
188
℃
出口蒸汽温度:
300
℃
过热蒸汽压力：
1.15
MPa

SP炉蒸发器
名称
规格参数
单位
进口废气量:
230000
Nm3/h
进口废气温度:
310
℃
出口废气温度:
210
℃
产生蒸汽量:
17.2
t/h
蒸汽温度:
188
℃
蒸汽压力:
1.25
MPa

SP省煤器
名称
规格参数
单位
进口废气量:
140000
Nm3/h
进口废气温度:
210
℃
出口废气温度:
200
℃
进水温度:
150
℃
出水温度:
190
℃
给水压力:
1.6
MPa
加热水量:
18.1
t/h

2）AQC余热锅炉
AQC过热器
名称
规格参数
单位
进口废气量:
30000
Nm3/h
进口废气温度:
500
℃
出口废气温度:
323
℃
过热蒸汽量:
26.7
t/h
进口蒸汽温度:
255
℃
出口蒸汽温度:
360
℃
进口蒸汽压力:
1.15
MPa

AQC炉蒸发器
名称
规格参数
单位
进口废气量:
140000
Nm3/h
进口废气温度:
318
℃
出口废气温度:
207
℃
产生蒸汽量:
9.5
t/h
蒸汽温度:
189.8
℃
蒸汽压力:
1.15
MPa

AQC省煤器
名称
规格参数
单位
进口废气量:
140000
Nm3/h
进口废气温度:
205
℃
出口废气温度:
85
℃
进水温度:
40
℃
出水温度:
190
℃
给水压力:
1.8
MPa
加热水量:
28
t/h

3.5 汽轮发电机
3.5.1 汽轮发电机主机
本工程设置5.0MW凝汽式汽轮机和6.0MW发电机组一套。其中，汽轮机组包括：汽轮机主机、凝汽系统、真空系统、汽封系统、供油系统、调节系统、保安系统、润滑油系统等主辅系统；发电机组包括：发电机主机、空冷装置、励磁装置等主辅机。
3.5.2 调节、保安和润滑
1）、供油系统
本工程使用的供油流程，由油箱、主油泵、启动油泵、润滑油泵、事故油泵、注油器、冷油器、滤油器、减压阀等共同组成。主油泵与汽轮机转子直联，由注油器供油；起动油泵为交流高压电动油泵，用于机组起动时的供油，机组起动后，当主油泵出口油压大于起动油泵油压出口时，交流高压电动油泵可自动关闭或人工关闭。润滑油泵为交流低压电动油泵，用于机组盘车时的供油。事故油泵为直流低压电动油泵，用于交流电源断电时，主油泵、交流高压油泵、交流低压油泵均无法工作时的润滑油供油。
油箱的最低位置设有事故放油口，油箱设有就地指示液位计和远传液位计，以便进行液位巡视和集中监视。
供油系统相关设备随汽轮机主机成套供货，相关技术参数由汽轮机制造商确定，以满足在规定工况下汽轮机均能正常工作为原则。
2）、调节系统
本工程采用电-液式的汽轮机调节系统，由WoodWard505、电液转换器、油动机等共同组成。
WoodWard505接收汽轮机运行过程中的转速、发电功率和蒸汽压力信号，输出转速、功率或补汽压力等相应的控制信号；电-液转换器接收此控制信号并经错油门、油动机等调节汽轮机主汽门开度，来调节汽轮机进汽量，达到调节汽轮机转速、发电功率或主汽压力的目的。除上述调节功能外，本工程还将使用WoodWard505来完成汽轮机启动时的自动升速。
调节系统相关设备随汽轮机主机成套供货，相关技术参数由汽轮机制造商确定，以满足在规定工况下汽轮机均能正常工作为原则。
3）、保安系统
保安系统由危急遮断器、电磁泄油阀和主汽门等共同组成。保安系统相关设备随汽轮机主机成套供货，相关技术参数由汽轮机制造商确定，以满足在规定工况下汽轮机均能正常工作为原则。
4）、润滑油系统
润滑油系统由有两台冷油器、滤油器、润滑油压调节阀共同组成。汽轮机启动时，润滑油系统由启动油泵进行供油；汽轮机正常运行后，润滑油系统由主油泵进行供油；汽轮机盘车时，润滑油系统由润滑油泵供油；汽轮机运行过程中交流电源断电时，自动启动事故油泵，润滑油系统由事故油泵进行供油。
润滑油系统相关设备随汽轮机主机成套供货，相关技术参数由汽轮机制造商确定，以满足在规定工况下汽轮机均能正常工作为原则。
3.5.3 汽轮发电机辅机
1）、凝汽系统
凝汽系统流程包括：凝汽器、热井、凝结水泵、热井液位调节阀、凝结水管路等组成。主蒸汽经汽轮机做功后在凝汽器内凝结成水，首先汇集到热井中，然后由凝结水泵升压后，再经轴封加热器加热后送至除氧器。
使用DCS系统控制，热井液位由回水管路上的调节阀进行调节，如果热井液位偏高，则向热井回水的调节阀开度减小；如果热井液位低，则向热井回水的调节阀开度增加。
一般地，在凝结水管路中还设有汽轮机启动时的凝结水排水管路，以便在启动时排掉不符合要求的凝结水，同时，也还设有喷水减温的管路，当排汽温度较高时，可开启阀门向排汽管道内喷水减温。
凝汽系统设备随汽轮机主机成套供货，相关技术参数由汽轮机制造商确定，以满足在规定工况下汽轮机均能正常工作为原则。
2）、真空系统
真空系统由射水抽气器、射水泵、射水箱等共同组成。凝汽器内产生的不凝结气体，由射水泵向射水抽气器射水抽出，维持凝汽器内真空。
抽真空系统相关设备随轮机主机成套供货，相关技术参数由汽轮机制造商确定，以满足在规定工况下汽轮机均能正常工作为原则。
3）、汽封系统
汽封系统由均压箱、压力调节阀、轴封冷却器、滤汽器、节流孔板等共同组成。在电动主蒸汽闸阀前引出新蒸汽作为汽源，经过节流孔板后供给均压箱，均压箱上装有直接作用的压力调节阀，能保持箱内压力稳定在0.101～0.127MPa（绝）范围内，经均压后的蒸汽向汽轮机两端轴封供给密封用蒸汽。
汽轮机轴封漏汽、主汽门、调节汽阀的阀杆漏汽均回收后接到轴封冷却器，用来加热凝结水，以提高整个电站的热效率。
3.5.4 主要设备参数
汽轮机主要参数表
项 目
规格参数
型号
N5.0-1.0
型式
单缸直联冷凝式；
额定功率
5000kW；
额定转速
3000r/min；
一阶临界转速
～1580r/min；
转向
顺汽流方向看为顺时针；
主进汽压力
1.0Mpa（max 1.2Mpa，min 0.80Mpa）；
主进汽温度
350℃（max 380℃，min 300℃）；
凝汽压力
0.007MPa（冷却水温27℃）；
循环冷却水温
正常27℃，最高33℃；
振动（正常运转工况）
最大允许振动值（外壳上）0.05mm
振动（过临界转速时）
最大允许振动值（外壳上）0.10mm

发电机主要参数表
项 目
规格参数
型号
QF-6.0-2/10
额定功率
6.0MW
额定功率因数
0.80（滞后）
额定频率
50Hz
额定转速
3000rpm
额定电压
10.5kV
冷却方式
空内冷
励磁系统
静止励磁

真空除氧器主要参数表
项 目
规格参数
工作温度
35℃～45℃
工作压力
-600~-700mmHg
除氧水量
Q=30t/h
出口氧含量
O<0.05mg/L

3.6 化学水处理
3.6.1 化学水方案和流程
本工程根据锅炉水质及结合喷水减温器工作水质的要求，采用二级反渗透化学水处理系统。其工艺方案流程是：水源来水→原水箱→原水泵→多介质过滤器→活性碳过滤器→保安过滤器→高压泵→一级反渗透装置→中间水箱→高压泵→二级反渗透装置→除盐箱→除盐泵→用水点。
3.6.2 余热电站化学水用量
本工程化学水处理能力按余热锅炉所需的补水量26.7t/h进行计算。
汽水损失表
损失类别
计算原则或方法

汽水循环损失
锅炉连续蒸发量的4%
1.07(t/h)
锅炉排污损失
锅炉连续蒸发量的2%
0.54(t/h)
其它用汽损失
汽机直排等用汽1.5 %
0.4(t/h)
正常时补给水量合计

2(t/h)
启动或事故增加的补给水量
锅炉最大蒸发量的10%
2.67(t/h)
最大补水量：

4.67(t/h)

化学水处理系统的容量按3t/h确定。设100m3水箱1个，作为调节、启动或事故应急之用。
3.6.3 出水水质指标
综合《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量标准》（GB 12145-1999）关于喷水减温水质要求及《工业锅炉水质》（GB1576-2001）关于锅炉水质要求，本工程化学水水质指标要求如下表。请业主对所提供的水质进行校核。

化学水水质指标表
类 别
项 目
全分析
锅炉给水
补给水
硬度（μmol/L）
≤2
≈0
PH（25℃）
8.8~9.5
—
碱度（mmol/L）
—
—
PO43-（mg/L）
—
—
油（mg/L）
≤1.0
—
溶解氧（μg/L）
≤15
—
铁Fe（μg/L）
≤50
—
铜Cu（μg/L）
≤10
—
二氧化硅（μg/L）
—
≤100
钠（μg/L）
—
—
电导率（25℃）（μs/cm）
—
≤5

3.6.4 主要设备参数
化学水主要设备参数表
项 目
型号及参数
单位
数量
备注
二级反渗透
化学水处理系统
产水量3m3 /h
套
1

除盐水泵
DFW50-200/2/5.5 Q=12.5m3/h，H=50m
台
2

水泵配电机
N=5.5kW

除盐水水箱
V=100m3
个
1

3.7 循环冷却水
3.7.1 循环冷却水量
根据机组热平衡图，循环水系统容量按冷却正常工况时26.7t/h凝汽量考虑，各设备循环冷却水量详见下表：

循环冷却水量计算表
序号
项 目
数值(m3/h)
备注
1
凝汽器冷却水
1816

2
辅助机械冷却水
180

2.1
汽轮机冷油器冷却水
60

2.2
发电机空气冷却器冷却水
100

2.3
电动给水泵、各类轴承(封)
及射水抽气器等用水
20

合计

1996

3.7.2 循环冷却方案
本工程5.0MW汽轮机循环水系统为母管制供水系统，5.0MW汽轮机循环水系统的处理能力按2000 m3/h设计。使用带组合逆流式机械通风冷却塔的冷却循环系统，机组配两台循环水泵，一用一备。（流量: 2136m3/h 扬程：25m，配电动机，N＝200kW，V＝380V），一座2000m3/h的组合逆流式机械通风冷却塔。
冷却塔要求供应商按当地气象资料进行设计，进出水温差要求≥10℃。冷却塔下设循环水池，容积435m3，其储水量约占小时循环水量的22%，循环水母管为DN600。5.0MW汽轮机夏季满负荷发电时，母管内流速约1.97m/s。
3.7.3 循环冷却水水质要求
为确保该系统良好、稳定的运行，系统中设置了旁滤装置及加药装置。
旁滤容量按循环水量的5%设置，即100m3/h。
按《工业循环冷却水处理设计规范》（GB50050-95）对循环冷却水水质的要求，经冷却换热并蒸发浓缩后的循环冷却水需定期进行添加缓蚀阻垢剂的防垢、防腐处理，本工程要求控制循环冷却水的浓缩倍率≥3.5，以达到节约用水的目的。
循环冷却水水质指标表
项目
含量
项目
含量
PH（25℃时）
7-9.2
铜离子浓度
＜0.1 mg/L
悬浮物（浊度）
＜10 mg/L
总铁（Fe2++ Fe3+）
＜0.5 mg/L
Mg2+浓度
＜60 mg/L
甲基橙碱度
＜10mmol/L
铝离子浓度
＜0.5 mg/L
氯离子浓度
＜300 mg/L
油含量
＜5 mg/L
硅酸（SiO2计）
＜175mg/L

经添加缓蚀阻垢剂及相关杀菌灭藻剂后，本工程要求循环冷却水水质应达到下列技术指标：
1）、污垢热阻值： 3.44×10-4 m2.K/W
2）、碳钢腐蚀率： 小于0.125 mm/a
3）、铜、铜合金、不锈钢腐蚀率：小于0.005mm/a
4）、悬浮物： 小于10mg/l
3.7.4 循环水补水量
循环冷却水补给水量计算表
项 目
用水量（m3/h）
循环水系统补给水量
29.3
取样冷却水及杂用水
2
生活用水
0.24
化学水用水
5
未预见用水
2
合计
38.54

3.7.5 构筑物及布置
1）、循环冷却塔
本工程使用逆流式机械通风玻璃钢冷却塔进行循环水冷却。冷却塔处理量2000m3/h，平面尺寸15.6×7.8m，塔身总高约9.0 m。采用2台冷却塔专用风