瀛海技术方案.doc

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1、安康江华水泥集团有限公司2X2500t/水泥生产线纯低温余热发电（9WM）工程技术方案中国循环能源有限公司2010年01月声 明安康江华水泥集团有限公司：本余热发电技术方案是我公司根据贵公司2X2500T/D生产线的基本条件制定的，本技术方案的技术数据是2X2500T/D生产线的常规数据，因此本技术方案是一个通用方案，仅供初步交流使用。在初步交流之后，我公司会根据现场勘察的实际情况，对本技术方案做出调整，使技术方案达到最佳。本技术方案仅供内部交流之用，请注意对外保密。中国循环能源有限公司2010年01月方案目录1设计原则 2设计界限. 3技术方案(发电工艺说明) 4运输 5电气 6热工控制 7

2、给排水 8建筑 1 设计原则电站总体技术方案的设计遵循“稳定可靠，技术先进，降低能耗，节约投资”的原则，认真研究项目建设条件，通过多方案比较，提出供业主选择的技术方案，为业主选择适宜的技术方案提供依据。具体指导思想如下：（1） 余热电站的生产不影响熟料生产线的生产，包括生产线的产量、质量、热耗。余热电站的建设尽可能减少对生产线的影响；（2） 原则上使用国产设备；本期设计2X2500td两条水泥生产线建四台余热炉，配套9MW纯低温余热发电系统。（3） 篦冷机采用中部抽风，合理设计抽风口(一个)，最大利用余热；（4） 余热发电采取运行方式并网不上网的原则；（5） 锅炉补充水采用过滤一级反渗透工艺混

3、床，为了便于进行锅炉水质管理，化水车间布置在主厂房内。（6） 循环水采用机力冷却塔进行冷却，采用钢混结构，并设循环水加药设备一套； （7） 给水除氧采用真空除氧器，配置一台真空除氧器。（8） 热工自动控制部分采用DCS控制、505电液控制。 2.设计界限（1）窑头余热锅炉和窑尾余热锅炉与生产线接口至余热电站出线到水泥生产线总降；余热发电电站全部的基本设计、可研报告、施工图设计、项目概算、整套启动调试和人员培训。（2） 与水泥生产线接口有关的的技术改造设计，发电机出线到水泥生产线总降的10KV高压母线的接入系统。3.余热发电工艺说明3.1 设计参数热力参数汇总设 计 参 数熟料产量4500tdA

4、QC余热锅炉参数SP余热锅炉参数烟气烟气烟(风)流量(Nm3/h)220000340000进口烟(风)温度（）380330出口烟(风)温度（）100220过热蒸汽温度（）3301033010过热蒸汽流量（t/h）20.2t/h24.8t/h过热蒸汽压力（MPa）1.35产生过热蒸汽量45t/h汽轮机进汽温度（）32020汽轮机进汽压力（MPa）1.20总装机功率（MW）9发电功率（KW）8500对于贵公司原料磨使用热风来烘干，从理论上来说，可以将窑尾SP锅炉的排烟温度降低到220左右，可以将窑头AQC余热锅炉温度降到100左右。3.2. 余热锅炉和水泥生产线的衔接 （1）窑尾余热锅炉：布置在C

5、1预热器的出口，采用立式布置在窑尾塔架的旁边；锅炉出口接在窑尾风机入口烟道处，在SP余热锅炉进出口和旁通烟道分别安装调节门，根据运行需要进行调节。 （2）窑头余热锅炉：AQC余热锅炉布置在篦冷机一侧，立式布置；取风口在篦冷机中部和一段，尽量提高烟气温度；在AQC余热锅炉的前面布置沉降室，要求将烟气中的固体颗粒含量降到70%左右；并且篦冷机出口到沉降室入口烟道管进行防磨处理，以减少漏风和对管道磨损。采用中部抽风方式，篦冷机抽出的热风进入锅炉的过热段、蒸发段、省煤器段（预热器），经除尘器和窑头风机排入大气，实际运行时通过抽风口进出口调节风门来调节。根据国内外经验，改造后余热发电量可以提高30%以上

6、，而且由于进入锅炉余风温度提高，锅炉参数提高、受热面减少。3.2.1 余热发电系统对水泥生产系统的影响根据理论分析结合国内运行经验，对原生产线的操作，设备的运行均会产生一定影响，现说明如下：（1） 对窑头电除尘器的影响 电除尘器的入口废气温度由220250降至110-120时，对粉尘比电阻产生一定影响。 增加余热锅炉后，由于废烟气在进入余热锅炉之后在经过预除尘，有70%左右粉尘沉降下来；抽气口局部流速降低到原来的1/2以下，对粉尘的携带能力大大降低。所以进入电除尘器粉尘浓度也比原来有较大降低。 篦冷机增加抽风口以后，可能引起通过电除尘的废气流量增加10%左右，但由于废气温度（绝对温度）下降了约

7、25%，这样进入电除尘器的废气流速降低，有利于提高电除尘器效率。（2） 对窑头排风机的影响由于在除尘器前设置了余热锅炉，使废气全流程阻力增加约1.0kPa，需要排风机提供更大的抽力，电热炉排风机设计能力都有较大的余量，加上进入风机废气密度增加（由于温度降低），风机的输出风压能够相应提高。一般来说，只需要调整其工作点即可适应改造后的工况。（3）对窑尾排风机的影响在窑尾风机前加入一台SP余热锅炉，使窑尾烟道损失约0.8KP，但进入风机的废气密度增加，提高了风机的输出压头，而且进入风机的含尘量大大减少，固对窑尾风机影响不大，一般只需调整其工作点，不需更换风机。（4）对原料磨烘干能力的影响窑尾锅炉排烟

8、温度220，根据当地的原料水份，以及原料磨所需热风温度，可以保证生料的烘干。3.3.热力系统3.3.1 根据热力系统优化设计，我们选择单压1.35MPa，AQC余热锅炉设置高低省煤器加热给水。SP余热锅炉和AQC余热锅炉自身产生的过热蒸汽进入集汽缸汇合后经过主气管送入汽轮机，以获取高的过热蒸气温度，计算发电量可以达到8500kW。 3.3.2 发电量最大化设计3.3.2.1锅炉优化设计锅炉优化设计主要目的是充分利用熟料生产线余热资源，使废热充分转变为产生电能的工质蒸汽。（1） 过热蒸汽产量最大化对于中低温余热利用，关键在于工艺和设备允许范围内充分利用余热，并使设备的效率最高，使余热发电最大化。

9、对于低参数汽轮发电机组而言，影响其发电量的是三个主要参数：过热蒸汽流量、温度和压力，其中流量对发电量起决定性影响，温度和压力对单位质量蒸汽的焓和汽轮机的内效率（热能转化为机械能的效率）有影响，但其影响远小于流量的影响。（2） 合适的汽包工作压力为了保证一定的蒸汽流量和过热器温度，做到主汽流量、主汽温度、汽轮机内效率最佳统一，合适的汽包压力选择很重要。经过我们的优化设计，选择汽包压力1.35MPa。考虑在换热过程中，蒸发受热面内汽水混合物的温度不变，而烟气同汽水混合物之间传热温差窄点在20以上受热面的布置才合理，汽水混合物的温度直接受压力的影响，所以选择合理的压力水平为受热面布置创造条件，以防止

10、锅炉造价过高。（3） 充分降低废气温度受窑尾物料烘干的限制，窑尾废气温度降到220，窑头废气可以充分降低，但降低过多则造成传热温差小使得换热面积布置过多，使锅炉造价提高，同时吸收过多的低品质热量也无法有效提高发电量，所以锅炉余风的降低以满足为余热锅炉提供足量的汽包给水即可。根据热量分配和能量平衡计算，本项目窑头废气可降至100左右。（4） 合理布置受热面在布置受热面时要考虑锅炉的烟气温度特性以及汽轮发电机的特性进行综合考虑，同时考虑选用合理温差以降低锅炉造价。（5） 系统优化设计方案：（单压锅炉型）窑尾余热锅炉由省煤器、蒸发器和过热器（预热器组成），凝结水经窑头AQC锅炉锅炉I段省煤器（预热器

11、）将40水加热95后，经电动调节阀，一路进入AQC锅炉汽包、蒸发器、过热器，另一路进入sp余热锅炉汽包、省煤器、蒸发器和过热器；AQC和SP锅炉过热器的过热蒸汽进入出口集箱，至集汽缸汇合，然后通主蒸汽蒸汽母管，进入汽轮机做功发电。该系统设计主要特点：l 利用了锅炉低热资源，AQC锅炉省煤器不仅向锅炉供应热水,同时也向SP锅炉供应热水；l 单压系统锅炉结构简单，自然循环；l 烟风系统简单、可靠；l 汽轮机为单压进汽，设备制造简单，可靠性高，投资费用少。l 保证了蒸汽的流量，发电量较好；综上所述，单压系统由于其系统简单，设备运行可靠，投资省，发电量高,而得到广泛采用，其国内使用业绩表明，技术成熟可

12、靠。为提高发电量，做到主蒸汽流量、温度、压力的最佳优化，我们采用单压过热器热力系统。根据上述五方面考虑，优化后的热力系统见原则性热力系统图。3.3.2.2热力系统优化设计详见原则性热力系统图，说明如下：（1） 窑尾余热锅炉：由于废气温度下降范围为330220，为充分利用该部分烟气余热，选取汽包工作压力1.35MPa。（2）窑头余热锅炉：窑头余风经改造抽风点以后，用于余热发电部分的烟气温度最高可达450，汽包工作压力1.35MPa，窑头和窑尾产生过热蒸气在进入集汽缸里进行混合，然后进入主蒸汽母管进入汽轮机。过热蒸汽温度320、压力1.2MPa,机额定蒸汽量为49t/h。（2） 低参数汽轮发电机：

13、生产线配2台锅炉，1台汽轮机，产过热蒸汽共45t，汽轮机入口汽温320，压力约1.2MPa，其过热度为275，过热度足够，汽轮机可以安全运行。汽轮机排汽压力为0.007MPa，真空度比较高，汽轮机内效率提高，其输出功率达到8500kW。要保证汽轮机足够的真空度，其汽轮机系统的密封、抽气、冷凝等设备设计要求提高，目前国内设计水平可以达到。另外，结合当地的气候特点，采取有利于降低汽轮机排汽压力的措施，在合理配置系统时可提高其内效率。我们还与汽轮机制造厂家联合国内科研单位进行汽轮机通流部分的三维设计，提高通流效率和泛汽含湿率，以进一步降低汽耗来提高余热发电量。（3） 循环冷却系统：要保持汽轮机较高的

14、真空度，冷凝器的冷却效果很重要，因而循环冷却系统设计要考虑在最差工况下能保证达到冷却要求。自然通风冷却塔投资较大，设计采用机力通风冷却塔。机力通风冷却塔分为钢结构和钢混结构两种，钢构冷却塔的钢结构部分使用寿命小于20年,如补充水采用硬度较高的地下水，使用寿命更短，而钢混结构主体部分则可以使用30年以上。（4） 锅炉补充水：锅炉补充水温度（和汽轮机真空度）越高，有利于省煤器降低排烟（气）温度。本余热发电系统为低温低压系统，考虑到水质运行管理以及加强锅炉受热面的清洁，充分利用废气余热，锅炉补充水采用除盐水。水质达到中温.中压锅炉水质要求.采用一级过滤+一级反渗透混床。（5） 余热电站补充水：余热电

15、站补充水可由厂区水工系统提供，如厂区水工系统没有裕量或裕量不足，根据电站所在地，选择使用地下水或地表水，从水源取水送入电站原水池，经过消毒和沉淀处理的水。3.3.3主机设备主要技术参数（1）余热锅炉：一条熟料生产线配备余热锅炉2台 ，其中窑头AQC余热锅炉1台和窑尾SP余热锅炉1台。I省煤器入口水温： 40II省煤器出口水温： 95III省煤器水压力： 0.80MPaII省煤器入口水温： 100II省煤器出口水温： 170（送到锅炉蒸发段用水）II省煤器水压力： 1.52.0MPa过热蒸汽温度： 320过热蒸汽量： 49t/h过热蒸汽压力： 1.35MPa（2） 汽轮机主要技术参数（1台） ：

16、 型 号: N9-1.20型 式： 单缸、冲动、纯凝额定输出功率： 9000 kW汽轮机转速： 3000 r/min，进汽压力： 1.2 MPa进汽温度： 32020额定进汽量： 49t/h冷凝器排汽压力： 0.007MPa （3） 发电机主要技术参数（1台）： 型 号: QF-9-2额定功率： 9000 kW额定电压： 10000V功率因素： 0.8发电机转速： 3000 r/min励磁方式： 静止可控硅励磁3.3.5主要辅机设备配置见下表:主要辅机设备配置表序号设备名称型号数量主要技术参数1除氧器旋膜式1出力： 60t/h工作压力： 0.02MPa出水含氧量：0.05mg/L水箱容积：25

17、m32锅炉给水泵DG25-5062流量： 45-60 m3/h扬程： 320mH2O3凝结水泵4N6A2流量： 45-60m3/h扬程： 110mH2O4循环水泵14SAP10JB3流量：650-1800m3/h扬程：1830mH2O5冷却塔10BNGZ-6003流量： 1200m3/h6加药装置JY-0.6/1.44-B-11加药量：0-300L/h3.3.6余热锅炉（1） 窑头余热锅炉 本锅炉采用立式结构，自然循环，单压设计。锅炉本体由高低温二组省煤器、蒸发器、汽包和过热器组成。省煤器、蒸发器和过热器采用螺旋肋片管作为受热面，传热效果好。受热面均采用逆流顺列的布置结构形式。管束采用梳形板支

18、撑定位结构，管束与工质荷重通过梳形板条，由设置在烟箱内的横梁承受。（2）窑尾余热锅炉本锅炉采用立式结构，自然循环，单压设计。锅炉本体由省煤器、蒸发器、汽包和过热器组成。省煤器、蒸发器和过热器采用受热面管束均采用锅炉钢管，由水平前后方向弯制成的上下蛇形管束组成，采用逆流顺列布置形式。为了防止烟气颗粒磨损，烟气入口截面上管束与弯头等受气流冲刷严重的位置均设置防磨罩或防磨管。（2）清灰方式锅炉清灰方式采用振打清灰。振打清灰虽对锅炉设备本身有一定影响，但效果比较明显，国内国外厂家均广泛使用。 本设计SP余热锅炉采用新型机械振打除灰方式，AQC余热锅炉采用自然通风清灰。3.3.7汽轮发电机组3.3.7.

19、1系统概述余热锅炉过热器产生的过热蒸汽，经隔离阀、主汽阀、调节阀进入汽轮机膨胀作功后，排至凝汽器。乏汽在凝汽器中凝结成水后，汇入热水井，然后由凝结水泵送到除氧器进行除氧，再经给水泵送入锅炉省煤器再送往锅炉蒸发段、产出蒸汽在集汽缸汇集经主汽管道进入汽轮机做功发电、做功后蒸汽凝结后、经凝结泵送往余热锅炉低温省煤器加热循环使用。循环冷却水泵将水池中冷却水打入凝汽器后，再排往冷却塔进行冷却，经过冷却的水最后回到水池循环利用。发电机冷却介质为空气，冷却方式为闭式循环通风冷却。3.3.7.2 汽轮机热力系统本汽轮机热力系统主要由主蒸汽系统、除氧系统、轴封系统、疏水系统、凝结水系统、真空系统、给水系统、调节

20、系统、润滑系统、油系统保安系统和循环水系统等组成。（1） 主蒸汽系统来自余热锅炉的新蒸汽经隔离阀至主汽门，再经调节阀进入汽轮机作功，做完工后的乏汽进入凝汽器凝结为水，经凝结水泵到锅炉低温省煤器加热、除氧器、给水泵送回锅炉。汽轮油泵、电动油泵（根据甲方需要）、汽封加热器、所需新蒸汽的管道，连接在主蒸汽电动阀前，为防止汽封加热器喷嘴堵塞，汽封加热器前蒸汽管道上装有滤汽器。（2） 轴封系统为了减少汽轮机汽缸两端轴封处的漏气损失，在轴伸出气缸的部位均装有轴封，分别由前汽封、后汽封和隔板汽封，汽封均采用高低齿型迷宫式。（3） 疏水系统在汽轮机启动、停机或低负荷运行时，要把主蒸汽管道及其分支管道、阀门等部

21、件中集聚的凝结水迅速地排走，否则进入汽轮机通流部分，将会引起水击，另外会引起其它用汽设备和管道发生故障。汽轮机本体疏水设计有：l 自动主汽阀前疏水（接疏水箱）；l 前后汽封疏水（直接排地沟）；l 自动主汽阀杆疏水（直接排地沟）；l 自动主汽阀后疏水、汽轮机前后汽缸、轴封供汽管疏水，引至疏水膨胀箱；（4） 凝结水系统凝汽器热井中的凝结水，由凝结水泵经汽封加热器送至除氧器。汽轮机启动和低负荷运行时，为了保证有足够的凝结水量通过汽封加热器中的冷却器，并维持热井水位，在汽封加热器后的主凝结水管道上装设了一根再循环管，使一部分凝结水可以在凝汽器及汽封加热器之间循环，再循环水量的多少由再循环管道上的阀门来

22、控制。汽轮机启动时，凝汽器内无水，这时应由专设的除盐水管向凝汽器注水。（5） 真空系统汽轮机运行需要维持一定的真空，必须抽出凝汽器、凝结水泵等中的空气，它们之间均用管道相互联通，然后与射汽抽气器连在一起，组成一个真空抽气系统。（6） 循环水系统凝汽器、冷油器以及发电机的空气冷却器必须不断地通过冷却水，以保证机组的正常工作，冷却水管道、循环水泵、补充用的工业水管道及冷却循环水的冷却设备总称为循环水系统。3.3.8车间布置3.3.8.1 主厂房主厂房采用钢筋混凝土结构。总长度42m，汽机房跨度为15m，电控楼跨度9m，主厂房运转层标高为7.00m，汽机房中间层标高为3.4m ，电缆夹层标高为4.2

23、m。0.000m层布置有凝结水泵、冷油器、油泵、疏水箱、疏水泵、事故油箱（室外）、给水泵、卫生间等。3.4000m层为中间层（局部），该层布置有主油箱、疏水膨胀箱、（均压箱、轴封加热器根据情况）等设备。7.000m层为运行大平台，布置有汽轮机发电机组、开机盘、检修起吊孔、检修平台、集汽缸、主抽气器、启动抽气器等。12.000m层布置热力旋膜式除氧器。3.3.8.2窑尾余热锅炉 窑尾余热锅炉布置在5000t水泥熟料生产线的窑尾预热器C1出口，窑尾塔架旁边，采用立式露天布置；排污扩容器、汽水取样器等布置在0.000m平面。3.3.8.3窑头余热锅炉 窑头余热锅炉布置在5000t水泥熟料生产线的窑头

24、篦冷机旁边，采用立式露天布置；排污扩容器、汽水取样器等布置在0.000m平面。3.3.8.4 循环水泵房和冷却塔循环水泵房采用半地下式布置方式（也可布置地上便于冬季放水），内有循环水泵等设备，就布置在主厂房附近。4总图运输4.1区域概况该公司秦皇岛境内，路路交通运输条件非常便利。4.2 建设场地利用熟料生产线旁的空余场地，可满足布置余热锅炉、纯低温余热发电站及辅助设施要求。本项目的实施不需要另行新征土地。4.3总平面布置 本项目所有车间布置在生产线周围（见平面布置图），既降低了连接管道的投资，也减少了热损耗，提高了发电效率。4.4 交通运输本工程建设在公司现有场地内，不需建设新道路，利用原有厂

25、区道路即可满足建设、生产、检修需要。4.5 竖向、排洪、雨水排除、绿化本工程建设在公司现有生产厂场地内，排洪、雨水排放、绿化等均利用水泥厂现有设施。5电气 5.1、电站接入系统根据装机容量为9MW余热电站的拟建情况，为确保新建电站的生产运行及管理的合理与顺畅，在新建余热电站汽轮发电机房一侧拟建余热电站站用高低压配电室。 拟建电站的发电机机端电压为10.5kV，电站10 .5kV母线为单母线接线方式。总降压变电站的10.5kV母线采用单回电缆线路进行联络。在发电机出口断路器处设置同期并网点。电站与电力系统并网运行。另外，为保证电站正常运行，从生产线电力室引一路400V/500A保安电源。由于总降

26、压变电站10.5kV母线带有水泥生产线全部负荷，在不改变总降原有供电、运行方式及水泥生产线正常运行的前提下，发电机发出的电量将全部用于全厂负荷。即拟建9MW余热电站的发电机机端电压为10.5kV，电站10.5kV母线均采用单母线接线方式。发电机组经电缆线路与厂区总降压站10.5KV母线（配电所）进行联络。余热电站与现有电力系统实现并网运行，运行方式为并网电量不上网。在发电机出口开关处及电站侧联络线开关处均设置并网同期点。 本项目接入系统最终方案应以当地电力部门沟通后出具的“接入系统报告”中接入系统方案为准。电站运行以并网不上网，自发自用为原则。5.2 余热发电系统电气配置（1） 余热系统电压等

27、级发电机母线电压 10.5kV高压配电电压 10.5kV低压配电电压0.4kV辅机电压0.38kV照明电压380V/220V操作电压直流或交流220V检修照明电压36V/12V(2)主接线方式 本工程选用发电机出口电压10.5kV，通过真空开关柜直接与余热发电系统10kV发电机母线相连，发电机采用静止可控硅励磁系统。 本工程采用准同期并列方式并入水泥厂内10.5kV母线运行。本工程设同期点设在，发电机与本工程10.5kV母线相连的发电机出口断路器。（3） 变压器选择根据计算负荷，同时考虑余热发电运行的经济、可靠性，余热电站选择工作变压器一台，接于发电机母线段。正常工作时，工作变压器供厂用锅炉和

28、汽轮机辅机用电，在厂变低压侧设置保安段，油泵、盘车关系到汽轮机安全运行的重要负荷由保安段供电，保安段由两路电源供电，一路来自电站厂用变低压侧，另一路由水泥生产线电力室低压侧提供作为应急电源，亦当工作变压器维修或故障时，保安段切换至水泥生产线电力室低压供电。正常运行时工作变压器的负荷率为80%。5.3直流系统直流系统的负荷（包括正常工作负荷和事故负荷），考虑投资、维护和管理费用，余热发电系统设独立的直流系统，供控制、保护用，设充电装置一套，直流分流屏一套。根据计算本工程直流容量为150AH。5.4启动电源9000kW余热发电系统启动功率大约为720kW，由水泥厂降压站通过水泥厂 10.5KV母线

29、（配电所）联络倒送至发电机母线，通过厂用变压器降压提供。5.5主要电器设备选型（1） 10.5kV高压配电设备选用KY28A-12高压开关柜；（2） 400V低压配电选用MNS抽屉式低压配电屏；（3） 控制台选用KGT控制盘；（4） 励磁控制柜由发电机厂家成套供货。5.6二次线、继电保护、自动装置根据余热发电的特点，将采用机、电、炉集中的控制方式，10.5kV母线设备、汽轮发电机、余热锅炉及其他电站用辅机将在中央控制室进行集中控制。测量仪表按电气装置测量仪表设计技术规程的规定设计。保护配电及厂用电自动装置按电力装置的继电保护和自动装置设计规范装设，10kV开关柜继电保护均采用微机型综合保护测控

30、装置，通过通讯网络连接，采用后台机集中监控系统对余热电厂电力系统进行监视和控制，实现遥测、遥信、遥控、遥调等功能。发电机的继电保护系统及控制：发电机继电保护l 发电机纵联差动保护；l 发电机复合电压启动过流及过负荷保护；l 发电机定子接地保护；l 发电机转子一点、两点接地保护。发电机控制l 发电机控制集中在中央控制室；l 发电机励磁系统采用可控硅励磁装置，具有电压自动调节功能；l 发电机同期系统采用自动，对发电机运行设有工作、警告、事故的信号；l 汽轮机事故停机时，通过连锁装置使发电机主断路器自动跳闸；l 发电机运行故障时，通过联锁装置给汽轮机热控进行处理；l 监控发电机系统的运行参数，设发电

31、机电压、电流、功率回路监视，中央信号报警等。本期工程配置带同期闭锁的微机型自动同期装置，同期点为发电机出口开关和10.5kV联络开关。5.7过电压保护及接地5.7.1过电压保护（1）雷电过电压保护根据交流电气装置的过电压保护和绝缘配合DL/T620-1997的有关要求及电厂的实际情况，主厂房为钢筋混凝土结构，屋顶为钢制结构，锅炉为钢制结构，可利用主厂房钢制屋顶、余热锅炉的钢柱、屋顶避雷带作为接闪器，利用建筑物基础内钢筋作接地体来防止直击雷。当基础接地极不能满足要求时另外增加人工接地极。（2）侵入雷电波保护采用电缆进线的保护层一端直接接地，另一端采用保护间隙接地，同时采用在发电机出口装设阀型避雷

32、器、在发电机10.5kV母线装设阀型避雷器和静电电容器来限制侵入雷电波、母线振荡、感应所产生的过电压。(3)内过电压保护采用在配电装置装设过电压吸收装置作为内部过电压保护，同时采用避雷器作为内部过电压的后备保护。采用电容器增大对地电容以消除谐振过电压的生成。5.7.2接地本工程10.5kV高压系统为小电流接地系统，0.4kV低压系统中性点直接接地，采用高压和低压设备共用接地装置，根据规范接地电阻要求R120/I10，其中I为流经接地装置的入地短路电流。本工程电力部分共用一个电力接地网，电力接地网由水平接地体和垂直接地极组成。垂直接地极采用50镀锌钢管，长度为5m；接地体应防止腐蚀，满足接地系统

33、30年的运行寿命。5.8 照明和检修汽机房、控制室、高、低压室照明系统设正常照明和事故照明网络；正常照明网络由低压室MCC供电。事故照明网络正常时由380/220V动力中心供电，事故时交流电消失，将自动切换到保安电源供电。同时在主要通道及出入口将设应急指示灯。辅助车间正常时由低压室MCC供电，事故时采用应急灯作为事故照明。主厂房的检修网络由低压室MCC供电，其它辅助车间则就近引接。汽机房照明采用气体放电灯和白炽灯照明相结合的方式，锅炉本体采用防水白炽灯具，控制室、高低压室均采用荧光灯。5.9其他控制5.9.1辅助车间控制辅助车间电气设备的控制一般采用就地硬接线控制方式。5.9.2火灾探测报警控

34、制系统火灾探测报警控制系统对电厂火灾进行监测，对消防及灭火设施的运行情况进行监控，向值班人员发出报警。 5.10通 讯本设计范围负责厂内通信，系统通信由电力局负责。在主控制室安装一部市电信局电话，作为与电力局调度室电力调度使用。另装一部厂区内线工作电话。6 热工控制（热工自动化）6.1基本原则为确保电热炉厂纯低温余热发电系统的安全、可靠、稳产，机组采用分散控制系统监控运行，系统的保护和联锁均采用分散控制系统完成。整个纯低温余热发电系统热控可分为余热锅炉系统、化学水处理系统、循环水系统和汽机系统、四个部分，采用计算机对其自动测量、控制和报警，并对重要参数辅以仪表控制和手动操作。控制采用LCD屏幕

35、显示以分散微机控制器为主并配置少量必要的常规监视仪表。对工艺生产过程的参数实时控制及信号采集等控制功能，全部由分散控制系统完成。工程师站作为工程师和程序员编程用。重要参数的控制采用调节器和电动执行器两种调节方式。（1） 余热锅炉系统可分为分离汽包水位控制、烟风档板调节、主蒸汽压力控制及系统操作等四个部分。可以自动监测和控制分离汽包水位、压力，主蒸汽的温度和压力，同时可手动操作风门、排空阀、紧急放水阀和主汽阀等设备。（2） 汽机系统分为汽机负荷调节、热井水位控制、汽机保护及系统监测等四个部分。可以根据锅炉产汽量调节汽机负荷，控制热井水位；在凝汽真空低、润滑油压低、汽机超速、轴瓦温度超温及发电机跳

36、闸等情况下自动关闭主汽门，保护汽轮机；并可以检测汽机转速、凝汽真空度、主蒸汽流量、凝结水流量、轴瓦温度、发电功率和发电量等参数。6.2设备配置（1） 集散控制系统整个余热发电系统采用集散控制系统自动监测、控制。本工程设置DCS机柜两台来完成锅炉和汽机系统的操作、控制和监视。DCS根据当前的发展选择性能价格比最优的配置，并为今后构成全厂管理系统预留接口。DCS主干线采用100M工业以太环网，介质采用冗余光缆，主干网通过网络交换机与机柜DPU联接。新系统预留在扩建接口，实现与电热炉生产线DCS联网通讯功能。DCS的主要功能：检测生产过程工艺参数和机电设备状态，实现余热发电系统中的工艺设备参数检测、

37、调节、起停和故障连锁停机。主要包括数据采集和处理系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、顺序控制系统（SCS）、保护和报警系统等(2)控制室配置控制室配计算机操作员站三台。为保证准确性和安全性，对各变送器和计算机采集板用高性能电源逐台配送24VDC。（3） 现场设备现场就地安装的温度采用标准PT100热电阻和K分度热偶信号、压力变送器采用420mA信号，自动化仪表与检测装置选用性能稳定、故障率低的产品，提高现场仪表的可靠性，引入控制室电缆配以可靠屏蔽电缆，并以专用桥架与电力电缆隔开布置。6.3主要控制系统锅炉水位控制：采用三冲量给水自调节，根据锅炉上锅筒水位、蒸汽流量、给水流量，自动调节给水

38、调节阀开度，实现连续上水，以维持锅炉上锅筒水位在正常范围内。热井水位控制除氧器压力控制除氧器水位控制保护和安全连锁锅炉及相关系统部分：锅炉给水压力低报警、启备用泵锅炉出口蒸汽压力高报警锅炉出口蒸汽压力低报警锅炉出口蒸汽温度高、低报警锅炉汽包水位保护：水位高（低）一值报警，水位高二值开紧急放水门，高（低）三值停炉，恢复至低一值关紧急放水门除氧器设高低水位报警。疏水箱设高水位启泵、低水位停泵及高、低水位报警。汽机部分：主蒸汽压力高、低限报警主蒸汽温度低降负荷、报警凝汽器真空高降负荷、报警、停机射水抽汽器入口水压力低报警凝结水泵出口压力低报警润滑油压低报警润滑油压低报警、停机及润滑油压0.08MPa

39、时润滑油泵自启滤油器进出口压差高报警主油泵出口油压低报警及油压3360rpm汽机危急遮断器不动作；主油泵故障；调节系统异常；油箱液位突然降低至最低液位以下；润滑油压0.015Mpa盘车电机停止。64原则及控制方案为了使纯低温余热电站处于最佳运行状态，节约能源，提高劳动生产率，本工程拟采用技术先进、性能可靠的集散型计算机控制系统（简称DCS系统）对各车间（除化学水处理车间外）进行分散控制、集中管理。65控制设备及一次仪表选型为保证整个控制系统的先进性和可靠性，拟选用DCS系统实现对过程参数的采集、监视、报警与控制。对于关键性的检测和控制元件选用进口设备或国内引进技术生产的优质产品。选用的一次仪表

40、设备有：智能化系列压力/差压变送器；温度检测仪表元件；锅炉汽包水位等电视监视系统。66系统配置及功能设置于电站的计算机系统（DCS）由现场级及中央控制级组成。计算机系统配置详见计算机系统配置方案图。1.现场级根据电站的特点，在位于汽轮机房运转层的电站中央控制室内设置I/O模件机柜，采集所有来自现场的开关量和模拟量信号并输出驱动信号。现场级完成电动机顺序逻辑控制、工艺过程参数的检测与监控，以及PID串级、多变量复杂控制等。2.中央监控级中央监控级设1个工程师工作站和五个监控操作站（锅炉二套，汽机二套、电气一套），由监控管理计算机、液晶显示器和打印机等组成。监控操作站的功能包括： 具有动态参数的热

41、力系统及工艺流程图显示； 电动机开/停操作和运行状态显示； 棒形图显示； 历史趋势曲线的显示； 调节回路的详细显示及参数修正； 报警状态的显示； 报警状态及运行报告的打印等。67应用软件用于电站的DCS系统应用软件是实现现场级和中央监控级功能的重要文件。应用软件包括逻辑控制软件和过程控制软件。1.逻辑控制软件对电站所有电动机、电动阀，根据液晶显示器显示的热力系统图，通过键盘操作，完成组启、组停、紧停复位、逻辑联锁等控制。2.过程控制软件为保证整个电站运行工况的稳定，共设有5个自动调节控制回路。3.8.4.5系统特点本系统是一个控制功能分散控制、集中监视和管理的控制系统，电站中控室取消了常规模拟

42、仪表盘和模拟流程图，代之以大屏幕彩色图形显示器，更便于运行人员监视与操作，同时大大缩小了中控制室的建筑面积。此外系统中还采用了面向过程的语言，硬件均为模块化，使整个系统的操作与维护更加简便。为防止数据丢失和电源干扰，系统采用不间断电源（UPS）供电，保证了运行的可靠性。68自控线路和接地一次检测元件、变送器至现场站之间的连接导线及直流信号线均选用对屏总屏的计算机专用屏蔽电缆，热电偶至I/O模件柜的连接导线选用补偿导线。开关量信号线选用交联控制电缆，DCS控制系统各设备之间的连接电缆随设备成套供货。电缆线路均敷设在电缆沟或带顶盖的电缆桥架内，并尽可能与电力电缆分开敷设。当由于条件所限信号电缆与动

43、力电缆同架敷设时，必须用分隔板隔开。引出电缆沟或电缆桥架后导线须穿钢管暗配或明配。接地系统的接地质量对计算机系统及自动化设备的防干扰能力至关重要。现场站应设置屏蔽接地母线，用专设电缆与屏蔽接地母线相连接，信号电缆屏蔽层在箱盘一端接至屏蔽接地母线。计算机系统的接地装置及接地阻值按供货设备的要求设置。仪表箱盘金属外壳单独接至电气保护接地母线上。7 给排水7.1水源余热电站用水主要包括锅炉补充水、循环水补充水、生活用水、消防用水等，余热发电系统总消耗水量约为91.2m3/h,最大供水能力109.44m3/h。循环水补充水最大小时耗水量91.2m3/h，要求水源的供水能力为91.21.2=109.44

44、m3/h，水压不小于0.2Mpa。生活用水、锅炉补充水小时耗水量3.2m3/h，其中锅炉补充水2.8m3/h，生活用水0.4m3/h，要求水源的供水能力为3.21.2=3.84m3/h，水压不小于0.2Mpa。7.2给水7.2.1循环水系统（1） 循环水系统流程补充水水池水泵冷凝器冷却塔 （2） 循环水系统配置情况 冷却塔循环冷却水用量大约为3222m3/h，根据本工程的循环冷却水量及当地气象条件，本电站工程采用钢混结构逆流式机力通风冷却塔，其单塔冷却水量1200m3/h。 循环水泵 循环水泵房内设置循环水泵3台，二用一备 工业水处理系统电站用水取自厂区生活用水主供水管接管引出供给余热电站生产用。 循环水旁滤装置本工程设计过滤器一套，处理水量100t/h，出水悬浮物颗粒130um。 循环水加药系统由于补充水中的硬度和碱度较高，为了提高循环水的循环倍率，设置循环水加药系统一套，可以根据水质情况，对循环水系统加阻垢剂、缓蚀剂、杀菌剂等。（3） 循环水补充量循环水系统在运行时,有管道泄漏、阀门泄漏、冷却塔蒸发损失和风吹损失、排污等，其补充水量按88m3/h。7.2.2 化水系统（1） 水处理方式选择根据国家颁布的火力发电厂水汽化学监督导则中锅炉给水质量标准，锅炉给水必须对原水进行处理