余热发电设计方案.doc

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1、水泥有限公司2000t/d水泥窑余热发电工程（5MW）项目技术方案目 录1 项目申报基本概况11.1 项目名称11.2 项目地址11.3 项目建设规模及产品11.4 项目主要技术经济指标12 拟建项目情况32.1 建设内容与范围32.2 建设条件32.3 装机方案52.4电站循环冷却水112.5 化学水处理122.6 电气及自动化142.7 给水排水162.8 通风与空调162.9 建筑结构162.10 项目实施进度设想182.11 组织机构及劳动定员193 资源利用与节约能源213.1 资源利用213.2 节约能源21附：原则性热力系统图1 项目申报基本概况1.1 项目名称项目名称： 水泥有

2、限公司2000t/d水泥窑余热发电工程（5MW）1.2 项目地址，与现有水泥生产线建在同一厂区内。1.3 项目建设规模及产品根据2000t/d水泥窑的设计参数和实际运行情况，建设规模拟定为：在不影响水泥熟料生产、不增加水泥熟料烧成能耗的前提下，充分利用水泥生产过程中排出的废气余热建设一座装机容量为5MW纯低温余热电站。产品为10.5kV电力。1.4 项目主要技术经济指标主要技术经济指标一览表序号指标名称单位指标备注1装机容量kW50002计算发电功率kW46003平均发电功率kW4520保证指标值4年运转小时h7200窑年运转7600h5年发电量104kWh3254按平均发电功率计6年供电量1

3、04kWh3043按平均发电功率计7年少购电量104kWh3043按平均发电功率计8电站自用电率%6.59吨熟料平均发电量kWh/t41.1熟料产量按2500t/d计10全站占地面积m2241011全站建筑面积m2210012电站年节约标准煤t/a11137按0.366kg/kWh计13日补充水量t/d1105包括生产与生活用水 14全站劳动定员人18其中：生产工人人16 管理人员人215劳动生产率（实物）全员104kWh/人年181按年发电功率计生产工人104kWh/人年203按年发电功率计2 拟建项目情况2.1 建设内容与范围本项目根据2000t/d水泥生产线的实际运行情况、机构管理和辅助

4、设施，建设一座5MW纯低温余热电站。本项目的建设内容与范围如下：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）；窑头冷却机废气余热过热器（简称AQC-SH）；锅炉给水处理系统；汽轮机及发电机系统；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；电站室外给、排水管网及相关配套的土建、通讯、给排水、照明、环保、劳动安全与卫生、消防、节能等辅助系统。2.2 建设条件2.2.1 区域概况2.2.2 余热条件根据公司提供的水泥窑正常生产15天连续运行记录，废气余热条件如下。（1）窑头冷却机可利用的废气余热量为：废气量（标况）：140000Nm3/

5、h废气温度： 310含尘量： 20g/Nm3为了充分利用上述废气余热用于发电，通过调整废气取热方式，将废气参数调整如下。冷却机前部取风参数：废气量（标况）：30800Nm3/h废气温度： 450含尘量： 20g/Nm3冷却机中部取风参数：废气量（标况）：71200Nm3/h废气温度： 306含尘量： 20g/Nm3上述废气余热可全部用于发电。冷却机通过调整上述取风方式，冷却机直接排掉的废气参数为：废气量（标况）：38000Nm3/h废气温度： 120含尘量： 20g/Nm3（2）窑尾预热器可利用的废气余热量为：废气量（标况）：167000Nm3/h废气温度： 350含尘浓度： 80g/Nm3上

6、述窑尾废气经余热锅炉后，温度降至170再用作原料粉磨烘干热源。2.2.3 水源条件 拟建电站生产用水根据当地水资源情况，拟采用污水厂二次处理水及地下水。本工程日总消耗水量为1105t/d，其中生活及其他日耗水量为206t/d；循环冷却水消耗量为899t/d。2.3 装机方案根据水泥生产线的设计和运行情况，结合以往余热电站的设计、调试及运行经验；在充分利用余热资源的条件下，以“稳定可靠，技术先进，降低能耗，节约投资”为原则，确定本方案。2.3.1装机方案选择根据目前国内外纯低温余热发电技术及装备，针对的废气余热资源，可供选择的纯低温余热发电热力系统及装机方案主要有两个：一是我公司开发的1.572

7、.45MPa次中压参数的余热发电技术方案专利技术方案（专利证号为ZL2005201017839，以下简称“第二代”）；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所推出的0.691.27MPa低压参数余热发电技术方案（以下简称“第一代”）。对于第二代与第一代的原则比较结论叙述如下。根据我们总承包并已投产的昌乐、潍坊、创新、龙游、山水、兴宝龙等水泥公司余热电站生产、运行、调试情况及所所取得的经验：（1）在各台余热锅炉进出口废气温度相同的条件下，第二代纯余热发电技术由于实现了废气余热按其温度梯级利用，其发电能力比第一代提高14.5%31.25%；（2）

8、第二代余热发电技术能在水泥窑临时事故状态下（比如因窑尾系统结皮、积料、堵塞或窑内结蛋、结圈等原因引起的临时断料）不停机；（3）第二代余热发电技术系统可采用滑参数运行，主蒸汽压力和温度运行变化范围可以达到1.272.57MPa、310390,在提高余热发电能力的同时，由于主蒸汽参数运行范围比较宽，发电系统的运转率、可靠性、对水泥窑生产波动的适应性都大大优于第一代；（4）第二代余热发电技术系统可以方便地调整主蒸汽温度，可保证汽机进汽参数能够长期处于汽机为保证寿命和效率所要求的进汽参数,从而保证汽机寿命和效率；（5）由于第二代余热发电技术系统采用较高蒸汽参数,汽水管道规格、配套辅机、阀门及水消耗量都

9、小于第一代，即单位kW装机投资远小于第一代；（6）第二代余热发电技术采用常规热力除氧器，用130以下低温废气余热除氧，与第一代技术的化学或真空除氧相比降低了药品或电站自用电即降低了电站运行成本同时提高了除氧的可靠性；（7）第二代余热发电技术解决了SP、AQC两台锅炉给水串联从而互相影响的问题。综合上述因素,我们确定采用第二代余热发电技术。经热力计算，2000t/d水泥窑在正常生产时所产生的废气余热设计可发电4600kW，设计平均发电功率为4520kW。考虑到水泥生产线废气参数的波动，发电装机容量按一台5000kW装机方案予以确定。2.3.2热力系统根据上述方案比较，本项目装机容量为5MW，系统

10、主机包括二台余热锅炉、一台余热过热器及一套补汽凝汽式汽轮发电机组。窑尾余热锅炉SP余热锅炉利用窑尾废气余热，在窑尾设置SP余热锅炉。余热锅炉分为蒸汽段、蒸汽段运行：蒸汽段生产2.5MPa-222.87饱和蒸汽通入设在窑头熟料冷却机旁的AQC-SH余热过热器过热，蒸汽段生产0.3MPa-160过热蒸汽一部分用于汽轮机补汽，另一部分可通入窑尾电收尘器入口风管用于降低废气比电阻。出SP余热锅炉废气温度降到160200后作原料磨烘干热源。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：306）与AQC-SH余热过热器出口废气混合，在窑头设置AQC余热锅炉。余热锅炉分为蒸汽段、蒸汽段和热水段

11、运行：蒸汽段生产2.5MPa-222.87的饱和蒸汽通入AQC-SH余热过热器过热；蒸汽段生产0.3MPa-160的过热蒸汽，一部分去除氧器用于热力除氧，另一部分用于汽轮机补汽；热水段生产的105热水通至除氧器除氧后，经锅炉给水泵作为SP、AQC余热锅炉段的给水，出AQC锅炉废气温度降至90100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），在窑头设置AQC-SH余热过热器。余热过热器将来自本窑SP余热锅炉和AQC余热锅炉2.5MPa饱和蒸汽过热到380，出AQC-SH余热过热器的废气温度降至255258后，再与冷却机

12、中部（中温端）抽取的废气混合后进入AQC余热锅炉。热力系统汽轮机凝结水经凝结水泵送入疏水箱，经疏水泵为窑头AQC余热锅炉热水段供水，AQC余热锅炉热水段生产的100105热水通至除氧器被除氧后，经锅炉给水泵作为AQC、SP余热锅炉蒸汽段的给水；AQC、SP余热锅炉蒸汽段生产的2.5MPa-222.87的饱和蒸汽汇合后进入AQC-SH余热过热器过热到380，过热蒸汽作为主蒸汽进入汽轮机的主进汽口；AQC余热锅炉蒸汽段生产的0.3MPa-160低压过热蒸汽，一部分通入汽机补汽口，另一部分去除氧器用于热力除氧；SP余热锅炉蒸汽段生产的0.3MPa-160低压过热蒸汽，一部分用于汽轮机补汽，另一部分可

13、通入窑尾电收尘器入口风管用于降低废气比电阻。汽轮机做功后的乏汽通过冷凝器冷凝成凝结水，经凝结水泵送入疏水箱，从而形成完整的热力循环系统。2.3.3主机设备根据热力系统和国内外余热锅炉、汽轮机的生产及使用情况，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1型号： BN5-370/23/1.5额定功率： 5MW额定转速： 3000r/min额定进汽压力： 2.29MPa额定进汽温度： 370额定进汽量： 18.88t/h额定补汽压力： 0.2MPa额定补汽温度： 150额定补汽量： 6.78t/h额定排汽压力： 0.007MPa2发电机1型号： QF-5-2额

14、定功率： 5MW 额定转速： 3000r/min出线电压： 10.5kV3SP余热锅炉1入口废气量： 163600Nm3/h（标况）入口废气温度： 346入口废气含尘浓度：80g/m3（标况）出口废气温度： 160200锅炉蒸汽段：I段：产汽量： 15.53t/h2.5MPa（饱和）给水温度： 100II段：产汽量： 2.71t/h0.3MPa160给水温度： 40锅炉总漏风： 3%布置方式： 露天4AQC余热锅炉1入口废气量： 105350Nm3/h（标况）入口废气温度： 285入口废气含尘浓度：20g/m3（标况）出口废气温度： 90100锅炉蒸汽段：I段：产汽量： 3.35t/h2.5M

15、Pa（饱和）给水温度： 100II段：产汽量： 4.5t/h0.3MPa160给水温度： 40锅炉热水段：热水量： 19.05t/h给水温度： 105给水温度： 40锅炉总漏风： 3%布置方式： 露天5AQC-SH余热过热器1入口废气量： 31416Nm3/h（标况）入口废气温度： 440 入口废气含尘浓度：20g/m3（标况）出口废气温度： 258 入口蒸汽： 18.88t/h2.45MPa（饱和）出口蒸汽： 18.88t/h2.40MPa-380布置方式： 露天6除氧器1出力： 20t/h工作压力： 0.02MPa工作温度： 104除氧水箱： 20m37锅炉给水泵2流量： 152528t/

16、h扬程： 360405420mH2O8循环冷却水泵3流量： 9721260m3/h扬程： 2016mH2O9机械通风冷却塔3冷却水量： 600t/h10慢速双钩桥式起重机1型号： 16/3.2t跨度： 2.3.4 车间布置（1）主厂房主厂房由汽轮发电机房、电站控制室、高低压配电室及化学水处理组成，全部为单层布置，总占地面积为3315m2,总建筑面积822m2。（2）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，占地为14.1810.32m2，采用露天布置，运行平面为19.000m，平台上布置SP余热锅炉本体、值班室及汽水取样器等。（3）AQC余热锅炉、AQC-SH余热过热器窑头AQ

17、C余热锅炉、AQC-SH余热过热器布置在水泥生产线窑头厂房南侧，占地为720.50m2，采用露天布置。AQC余热锅炉、AQC-SH余热过热器运行平面同为12.800m平台，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。（4）循环冷却水塔及循环水泵站占地为46.59m2。2.3.5电站采用的技术措施（1） 熟料冷却机废气取热方式分为高温端(450)、中温端(306)两个取热口，提高了余热品位，相应地提高了余热发电能力。（2）窑头AQC余热锅炉采用两段受热面，最大限度地利用了窑头熟料冷却机废气余热。 AQC余热锅炉蒸汽段生产的0.3MPa-160过热蒸汽与AQC余热锅炉热水段

18、生产105的热水直接入除氧器，在保证除氧效果的同时提高了机组的发电能力。（3）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，不影响水泥线的正常运行。（4）窑头余热锅炉废气入口采用沉降室降尘处理，以减轻熟料颗粒对锅炉的冲刷磨损，另外锅炉在设计时采用适当的受热面结构型式、合适的废气流速及受热面管节距、防磨板片的材质及型式。（5）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。2.4电站循环冷却水2.4.1 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

19、规范GB50015-20032.4.2 设计范围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。2.4.3设备冷却用水量凝汽器冷却水量： 1320t/h 冷油器冷却水量： 60t/h空冷器冷却水量： 120t/h锅炉给水泵轴封冷却水量： 1t/h本项目设备冷却水量为： 1501t/h2.4.4设备冷却水系统方案本项目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

20、统良好、稳定的运行，系统中设置了旁滤和加药装置。本项目循环冷却水泵采用3台流量为9721260m3/h、扬程为2016m的立式长轴水泵，正常工作实现二用一备。根据本项目所在地区气象条件和冷却用水量，循环冷却塔采用3台冷却能力为600m3/h的逆流式机械通风冷却塔。2.4.5系统损失水量与补充水量逆流式机械通风冷却塔的蒸发、风吹、飞溅损失水量为38.5t/h，系统排污、渗漏损失水量分别为12t/h、3t/h，总损失水量为53.5t/h。电站各车间排放废水经沉淀、过滤处理后泵入循环水系统，可补充损失水量16.06t/h，另有37.44t/h损失水量由新鲜水补充。全站冷却水回收利用1463.56t/

21、h，间接循环利用率为97.5%。2.5 化学水处理2.5.1 设计规范小型火力发电厂设计规范GB50049-94火力发电厂化学设计技术规程DL/T 5068-19962.5.2 水处理方式的选择根据公司提供的水质分析报告，为了满足电站的用水水质标准，根据原水水质情况采用“组合式双柱锅炉软化水”系统。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：自清水池清水进入车间清水箱，再由清水泵将水送至组合式双柱锅炉软化水装置，最后进入软化水箱，通过软化水泵送给汽轮发电机房。处理后水质残留硬度可达到0.03mg-N/L的标准。2.5.3 水量的确定电站正常运行时，系统

22、水汽循环量为26.26t/h，此时系统总补水量为0.9t/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，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，因此设计确定化学水处理系统生产能力为1020t/h。2.5.4 水处理设备选型ZGR-V型组合式软化水装置 2台工作压力： 0.2MPa进水浊度： 2度 交换流速： 1520m/h 出水残留硬度： 0.3mg-N/L 产水量： 1020t/h 软化水泵 2台 流量： 1520m3/h 扬程： 5346mH2O 清水泵： 2台 流量： 1520m3/h 扬程： 3018

23、mH2O软化水箱： 30m3清水箱： 30m32.5.5 技术指标根据公司提供水源情况和锅炉给水水质要求，化学水处理系统主要技术指标如下：年消耗原水量： 15360t年产软化水量： 7680t年消耗NaCl： 64t年消耗氨水： 8t循环水用药： 5t年消耗98%Na3PO412H2O： 16t2.6 电气及自动化2.6.1 编制范围本项目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。2.6.2 编制依据根据业主提供的基础资料。2.6.3 电气技术方案（1）电气

24、主接线 为保证电站运行的可靠性和供电质量，电站的主接线采用单母线不分段的接线方式，由发电机出口开关、电站与总降10.5kVI段母线相联的联络开关及电站内部的母联开关组成发电机母线段。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安全和可靠。（2）厂用电系统及直流系统 电站站用电设备总装机容量为450kW，计算负荷为300kW。根据直流系统的负荷(包括正常工作负荷和事故负荷)容量，为了安全可靠，设计各选用一套180Ah铅酸免维护直流蓄电池成套装置。站用电接线应安全可靠、保证重要负荷供电连续性，同时应在站用电主接线简单、灵活的原则下，兼顾电站热力系统的配置。站用电接线方式将采用单母线不

25、分段运行，站用变压器选用两台S9400/10、 10.5kV/0.4kV 400kVA变压器。（3）主要设备选型10.5kV高压配电设备选用金属铠装全封闭中置移开式高压开关柜；400站用低压配电设备选用抽屉式低压配电屏；继电保护屏选用PK10标准屏；控制屏选用KG系列仪表控制屏，控制台为由DCS系统配套的电脑工作台；PLC可控硅励磁装置随发电机配套。（4）配电线路 电站10.5kV高压电缆全部采用交联聚氯乙烯电缆，380V配电线路及控制电缆采用全塑电缆。 电站的敷线以桥架为主，电缆沟及穿管直埋为辅。（5）照明 主厂房的照明电源，采用白炽灯与高压水银灯混合配光。控制室、值班室、配电室等的照明电源

26、均为荧光灯。同时在控制室、汽轮机房等重要场所均设有直流事故照明灯。（6）防雷及接地 高于15米的主厂房均设有防雷设施；低压站用电系统采用接零方式。（7）通讯根据余热电站生产的需要，电站各个车间之间均应设有调度通讯系统，主要生产车间还设有直通电话。考虑到电站与地区电力系统的生产调度，电站还应设有与地区电力系统的通讯联络设施。2.6.4 自动化技术方案 （1）设计原则和控制方式 本项目的控制仪表及设备，由数字控制系统的控制装置和由CRT监视装置为主构成的集散型控制系统组成。设备运行时的控制、监视及保护、调节均由设在汽轮发电机房的主控室集中监控。（2）控制功能 a、通过计算机控制系统，可进行按车间、

27、按块、按流程的马达及阀门的顺序起动和停止，同时实现自动顺序联锁、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、锅炉主蒸汽温度、发电负荷、闪蒸器水位、凝汽器压力、主蒸汽压力等由DCS系统实现自动调节。d、利用DCS系统同时实现生产报表、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。2.7 给水排水2.8 通风与空调2.9 建筑结构2.9.1 建筑（1）设计原则建筑设计将严格遵照国家现行的建筑设计规范，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

28、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。（2）总体构思根据本项目总体布局，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、化学水处理、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

29、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厚防水珍珠岩或聚苯乙烯板。（b）楼地面一般生产车间为C20混凝土地面，楼面为钢筋混凝土随捣随光。办公、值班室楼地面采用地砖或其它材料。主厂房室内外高差为150mm，辅助车间室内外高差为300mm。对于汽轮发电机房运行层地面采用水磨石地面或地砖地面。（c）墙体及粉刷生产车间内外墙均采和370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

30、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，内墙面喷（刷）石灰浆或乳胶漆，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，辅助建筑顶棚为轻钢龙骨防火纸面石膏板。（d）门窗除主厂房内的高低压电气室外，一般车间外门窗采用钢门窗，辅助建筑外门窗采用塑钢窗。一般内门窗采用木门窗。（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）地沟，地坑 一般采用C20级配密实性防水混凝土，抗渗标号不小于S8，接缝处采用单层固定式钢板止水带。当深度大于800mm或

31、有特殊防水要求时，选用钢筋混凝土地沟。2.9.2 结构设计（1）自然条件 （2）场地工程地质（3）基础选型 （4）结构造型本着节约投资的原则，确定下列结构选型：主厂房：采用钢筋砼结构。各余热锅炉基础：采用钢筋砼结构化学水处理：采用砖混结构循环水冷却塔及水泵房：采用现浇钢筋砼结构2.10 项目实施进度设想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：项目申请报告经主管部门核准后开展施工图设计，2个月后开始土建施工，土建施工2个月后安装与土建施工交叉进行，自第8个月起转入联合试运转，从土建施工起至投入生产运行总计安排8个月。具体进度安排见下表：月 份1234567891011

32、121.项目申请报告编审2.初步、施工图设计3.设备采购4.土建施工5.设备安装6.调试7.试生产2.11 组织机构及劳动定员2.11.1 组织机构余热电站建成后，在日常生产上作为公司下属的一个机构纳入公司的统一管理。电站根据需要设站长(兼热工工程师)、电气仪表工程师各一名。2.11.2 劳动定员电站生产岗位按工艺要求设置，实行四班三运转工作制，工作制度为每人每周工作5天，每天工作8小时。电站定员18人，其中管理人员2人，生产工人16人。详见定员明细表。2.11.3 劳动生产率按电站年发电量3254104kWh计算，实物劳动生产率如下：全员 181104 kWh/人a生产工人 203104 k

33、Wh/人a2.11.4 职工培训本电站的生产工人可在国内同类型厂或小型火电厂进行培训，以便保证正常生产。培训时间建议安排在本项目土建开工至设备开始安装前，总培训时间为二至三个月。定员明细表工作地点及工作名称每 班 人 数合计备注1电站办公室2站长兼热工工程师11电气仪表工程师112电站岗位工16司机11114循环水、化学水及化验11114 司炉及计算机操作员22228合 计183 资源利用与节约能源3.1 资源利用本工程为利用2000t/d新型干法水泥窑窑头、窑尾产生的废气余热建设的一座5MW纯余热发电站。就项目的本身而言，不消耗能源，是一个具有利废（充分利用废气余热）、环保（大量减排CO2）

34、、节能（进一步降低水泥生产电耗）三重效果的项目。根据已投产生产线的实际运行情况，其废气余热资源如下：（1）在窑头设置AQC余热锅炉回收窑头冷却机和AQC-SH余热过热器出口105350Nm3/h285废气余热，生产2.5MPa-222.87饱和蒸汽为3.35t/h、0.3MPa-160过热蒸汽为4.5t/h、105热水为19.05t/h，废气温度降至90100。（2）在窑尾设置SP余热锅炉回收窑尾预热器167000Nm3/h350废气余热，生产2.5MPa-222.87饱和蒸汽15.53t/h、0.3MPa-160过热蒸汽为2.71t/h，废气温度由350降至170200。（3）在窑头设置AQ

35、C-SH余热过热器回收窑头冷却机30800Nm3/h450废气余热，将18.88t/h 2.45MPa饱和蒸汽过热至380，废气温度由440降至258。回收以上热量经发电系统转换的平均电量为4600kW。3.2 节约能源本项目为纯余热电站，不消耗燃料，本项目所发的电能就相当于节约了燃料。大量废气余热的回收利用节约了一次能源，使本项目达到了废气资源综合利用的目的。本工程主要指标为：发电装机： 5MW平均发电量 4.6 MW年运行小时： 7200h（相对于窑年运转小时低400h） 年发电量： 3254104kWh年供电量： 3043104kWh年少购电量： 3043104kWh实现上述设计指标，本项目相当于每年节电3043104kWh。发电节能效果的计算以全国火电机组的平均供电煤耗为基准，按全国6000kW以上火电机组的平均供电煤耗366g/kWh标准煤为计算依据，本电站利用水泥窑废气余热作热源每年节约标准煤11137吨。同时本工程竣工投产还有以下间接节能效果（未计入工厂年少购电量中）：（1）减少工厂总降压变电站变压设备损耗；（2）调整并提高工厂现有用电设备功率因数；（3）稳定并提高工厂现有用电设备电压。