某公司加热炉烟气余热发电项目可行性研究报告.doc

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1、X有限公司X炉烟气余热发电工程可研报告目录1 总论11.1 项目基本情况11.2 项目名称11.3 建设单位情况11.4 项目建设的必要性及条件21.5 项目主要的技术经济指标31.6 结论42 建设内容53 工艺技术方案63.1 基本原则63.2 主要工艺流程64 原材料及动力的供应85 场址选择95.1 场址原则95.2 自然条件95.3 配套条件96 项目建设方案106.1 烟风系统106.2 余热锅炉系统及辅机136.3 电站196.4 除盐水站226.5 循环冷却水站236.6 供配电及自动控制246.7 仪表自动化286.8 建筑及结构326.9 总图367 劳动定员398 项目建

2、设计划398.1 设计工期398.2 施工工期399 投资估算409.1 概述409.2 编制依据409.3有关说明409.4 投资构成4010 技术经济分析4210.1 概述4210.2 经济评价原则4210.3 基础数据4210.4 财务分析4210.5 结论431 总论1.1 项目基本情况XX公司现有两条X钢管生产车间（X车间和X车间），有直径为X 、X米环型加热炉各一台。环形加热炉用于加热管坯，加热炉采用发生炉煤气为燃料，常规燃烧系统，空气单预热，加热炉排烟温度470左右。本项目建设余热发电系统一套，在两座环形加热炉原排烟系统附近各建设一套余热炉锅炉，利用现有加热炉烟气余热，产生过热蒸

3、汽，送至电站发电。建设内容主要有：余热锅炉、烟气系统、电站、除盐水站、循环冷却水系统等。本项目余热锅炉不需要额外的热源，对原生产工艺基本没有影响，产生蒸汽并网后使用，各能源介质利用现有条件。因此，是符合国家节能环保政策的节能项目。1.2 项目名称项目名称：XX加热炉烟气余热发电建设单位：XXXX厂区1.3 建设单位情况XXXX有限公司X。1.4 项目建设的必要性及条件1.4.1 项目建设必要性轧钢加热炉做为轧钢厂的主要耗能设备，其节能降耗工作直接影响到轧钢厂的工序能耗水平。目前环形加热炉排烟温度470左右，通过烟囱直接排入大气，大量的余热资源没有得到有效的利用，通过本项目的建设，回收余热产生蒸

4、汽进行发电，可充分降低加热工序能耗，即有较高的经济价值也有较好的社会效益。根据工业节能“十二五”规划，到2015年，我国规模以上工业增加值能耗要比2010年下降21，“十二五”期间预计实现节能量6.7亿吨标准煤。面对“十二五”工业节能指标的重压，相关重点企业不得不加快自身减排步伐，从而对工业节能技术产品形成自需求端到供应端“自上而下”的刚性需求，促进工业节能产业快速发展。1.4.2 项目建设条件XXX现有2台环形炉，采用发生炉煤气做燃料，燃烧系统采用常规燃烧系统，混合煤气和空气在加热炉供热段通过烧嘴混合燃烧，喷入炉内加热管坯，高温烟气经预热段排出炉外，外排烟气经空气预热器预热空气，烟气温度降至

5、470，通过烟囱排入大气。燃烧系统基本参数如下：1号炉2号炉备注环形加热炉炉径（m）2835鼓风机配置二用一备，配变频。单台风量2083130186m3/h一用一备，配变频。单台风量42400 m3/h烟气气量（万Nm3/h）最大6；设计采用5最大7；设计采用6无计量，估算空预器前烟气温度（）708742控制室读数空预器后烟气温度（）474492控制室读数空预器后空气温度（）393411控制室读数按以上参数估算，本项目余热资源为烟气量130000Nm3/h，烟气温度为470。项目的实施仅对烟道做部分改动，可以利用加热炉中修时间进行。本工程主要需要的能源介质为电气和工业新水，目前按接自厂区管网。

6、1.5 项目主要的技术经济指标环形炉烟气余热回收主要技术经济指标表序号指 标 名 称单 位指 标备 注一加热炉参数1#2#1设计加热能力t/h2实际加热炉力t/h3煤气热值kJ/Nm34平均煤气量Nm3/h6平均空气量Nm3/h7平均烟气量Nm3/h8空气预热温度9煤气预热温度常温常温10排烟温度47047011年作业时间h70007000二能源消耗1工业新水t/h202电kW350三能源产出电kW3174 四定员1运行人员人16五工程投资1总投资万元1.6 结论本项目是利用环形加热炉烟气余热产生蒸气厂区使用的节能项目，符合国家产业政策和节能减排及资源综合利用政策。本项目利用回收的余热资源每年

7、可发电XXXkWh，折合节约标煤XXX吨，扣除系统使用的电力和水等能源折合标煤XXX吨外，折合节约标煤XXX吨，减排二氧化碳XXX万吨，具有显著的节能效益。综合以上所述，本项目建设条件具备，符合国家产业政策、节能减排和资源综合利用政策，项目投产后能产生良好的经济效益、节能效益和社会效益。建议政府投资主管部门尽快对本项目予以核准立项，促进本项目抓紧实施建设，早日投产发挥效益。2 建设内容本项目建设2套加热炉烟气余热回收系统，利用加热炉外排的烟气余热产生蒸汽，蒸汽送至电站，发电外供。主要建设内容有：烟气系统2套：分别在2座加热炉的空气换热器后烟道上开孔，引出烟气进余热锅炉，出余热锅炉烟气经引风机，

8、接入原烟道系统，通过烟囱排入大气。余热锅炉系统2套：包括锅炉本体、给水系统、排污系统、锅炉辅机、加药装置等。除盐水站1套：生产除盐水供锅炉系统。电站1套：将2座余热锅炉产生的蒸汽发电。循环水泵站及冷却塔1套：用于提供电站及其他设施冷却水。管道系统：包括除盐水供水管道、排水管道、冷却水管道、蒸汽管道等。控制系统：主要为余热锅炉系统控制及排烟系统控制。3 工艺技术方案3.1 基本原则（1）在工艺流程选择上做到先进、合理、技术成熟、可靠，采用成熟先进的技术、设备、材料，使余热回收的主要技术经济指标、整体技术水平、自动化程度达到国内先进水平。（2）严格遵守国家及地方颁布的有关环保、工业安全与卫生、消防

9、、节能等规范和规定，重视环境保护，强化“三废治理”。（3）总体布置合理、紧凑，节省建设用地，确保道路顺畅。（4）充分考虑与原有生产系统的衔接，对原有生产工艺不产生负面影响。（5）余热锅炉采用双压自除氧锅炉，换热效率高，不需要另建除氧器。3.2 主要工艺流程3.2.5 烟气流程从空气换热器后的烟道上开孔，将烟气引至余热锅炉入口，烟气换热回经余热锅炉排烟口至引风机，从引风机接至原排烟烟道，经原烟囱排入大气。余热锅炉前设烟道阀门（入口烟道阀），引风机与烟道之间设烟道阀门（出口烟道阀），原烟道取风口与排风口之间设烟道阀门（原烟道阀）。正常生产时原烟道阀门关闭，余热锅炉前后阀门打开。余热锅炉检修或故障时

10、，余热锅炉前后阀门关闭，原烟道阀门打开。3.2.6 汽水流程来自除盐水站的除盐水以及电站的冷却水进入除盐水箱。除盐水箱内的除盐水经低压汽包给水泵进入除氧汽包，经与除氧汽包相联的除氧蒸发器加热、除氧，除氧后的水经锅炉给水泵送入锅炉汽包，再经过下降管进入蒸发器，经换热后产生汽水混合物再次进入汽包，在汽包内经过汽水分离器分离后，产生的饱和蒸汽经过热器过热，过热蒸汽送至电站，蒸汽经汽轮做功后成为乏汽，经过冷却形成冷凝水，送至除盐水箱循环使用。由于采用了全凝汽轮机发电，所有蒸汽变为冷凝水循环使用，因此正常生产时，除盐水站供水仅为系统排污的补充水。4 原材料及动力的供应本工程无原材料消耗。本工程所需动力介

11、质为工业新水及电力、压缩空气。余热回收系统需要的工业用水、电厂接自厂区管内。余热回收系统需由轧钢厂负责将1路10kV高压电源接至高压进线柜，2路380V电源接至低压进线柜。5 场址选择5.1 场址原则余热锅炉需要布置在环形加热炉烟道附近，尽可能缩短烟风管道长度。辅机室及控制室布置在锅炉附近。5.2 自然条件5.2.1 工程地质待业主补充5.2.2气象条件待业主补充5.3 配套条件余热回收系统需要的工业新水、电等能源介质都由轧钢厂提供。介质配套条件能够满足工程需要。6 项目建设方案6.1 烟风系统6.1.1 概述从空气换热器后的烟道上开孔，将烟气引至余热锅炉入口，烟气换热回经余热锅炉排烟口至引风

12、机，从引风机接至原排烟烟道，经原烟囱排入大气。余热锅炉前设烟道阀门（入口烟道阀），引风机与烟道之间设烟道阀门（出口烟道阀），原烟道取风口与排风口之间设烟道阀门（原烟道阀）。正常生产时原烟道阀门关闭，余热锅炉前后阀门打开。余热锅炉检修时，余热锅炉前后阀门关闭，原烟道阀门打开。原烟道阀为快速打开型，在余热锅或风机故障时，可快速打开，不影响加热炉的燃烧系统。6.1.2 工艺参数烟气系统工艺参数：序号参数名称1#炉2#炉1进口烟气量万Nm3/h46572取烟气温度4704903排烟气温度1551556.1.3 烟风系统设备（1）引风机每套余热利用系统选用一台Y4-73-16C引风机，风机采用变频电机，

13、可以根据系统运行状况进行变频调速。引风机 共2台风量： 120000m3/h 风压： 1500Pa； 介质种类： 加热炉烟气 介质温度： 200配用变频电动机功率： 76kW电压： 380kV（2）锅炉前取烟管道调节阀余热利用系统锅炉前取烟管道上设置一台调节阀，设置在余热利用烟风管道的取风主管道上。调节阀参数数量 共2台控制方式： 电动调节，远程控制介质： 烟气温度： 550（3）风机后排烟阀余热利用系统烟道气余热利用系统引风机后面设置一台调节阀，安装风机后的在排烟管道上。调节阀参数数量： 共2台控制方式： 电动调节，远程控制介质： 烟气温度： 220160（4）原烟道切断阀原烟道取风口与排入

14、口之间设一台气动切断阀。切断阀参数数量： 共2台控制方式： 气动切断，远程控制介质： 烟气温度： 550（5）压缩空气储罐烟道气余热利用系统设置一台压缩空气储罐为气动调节阀及仪表提供压缩空气。压缩空气储罐参数：容积： 1 m3压力： 1MPa介质： 压缩空气6.1.4 烟风管道及保温烟风管道采用钢板焊接，外面铺设保温层。设计合理的弯头及接口形式，保证烟风管道的风阻最小，减少能耗。钢管外面铺设的保温材料，减少风道热量损失，为保温材料设计紧固支撑件，使保温材料与钢板连接牢固。保温材料外面包有金属保护层，做到牢固、美观、防水。6.2 余热锅炉系统及辅机6.2.1 余热锅炉型式选择 本项目余热锅炉采用

15、双压自除氧系统。锅炉不设省煤器或给水预热器，而采用自除氧蒸发器，自除氧蒸发器与除氧器设计为一个整体，自除氧蒸发器产生的蒸发直接进入除氧器作为给水除氧的热源。自除氧的优点在于：a、无需蒸汽管网提供相对品质较高的蒸汽作为热源，而是利用低品位的烟气产生蒸汽除氧。b、锅炉运行后，自除氧蒸发器中为饱和的汽水混合物。它与采用省煤器或给水预热器的锅炉相比，不会因为给水温度低而致使受热面管壁温度过低产生低温腐蚀。6.2.2锅炉给水水质要求锅炉除盐水水质应满足如下要求：序号水质项目单位指标1悬浮物mg/L52总硬度mol/L23PH8.59.24油mg/L1.05二氧化硅g/L206溶解氧g/L157铁g/L5

16、08铜g/L109电导率s/cm(25）56.2.3 余热锅炉基本参数根据工艺所提烟气参数，配套余热锅炉参数为：1#余热锅炉参数序号 参 数 名 称单 位数 量备 注1余热锅炉进口烟气量Nm3/h50000正常值2余热锅炉进口烟气温度4703额定蒸汽压力(表压)MPa2.04额定蒸汽温度3005余热锅炉出口烟气温度1606补水温度常温7锅炉给水温度1438锅炉额定蒸汽量t/h99小时平均蒸汽量t/h7.510锅炉最大风阻Pa10002#余热锅炉参数序号 参 数 名 称单 位数 量备 注1余热锅炉进口烟气量Nm3/h60000正常值2余热锅炉进口烟气温度4903额定蒸汽压力(表压)MPa2.04

17、额定蒸汽温度3005余热锅炉出口烟气温度1606补水温度常温7锅炉给水温度1438锅炉额定蒸汽量t/h11.29小时平均蒸汽量t/h9.610锅炉最大风阻Pa10006.2.4 锅炉的组成6.2.4.1 技术特点本余热锅炉采用自然循环形式，中压蒸汽额定参数为2.0MPa，300；低压锅筒为自除氧锅筒（除氧器）。余热锅炉烟气总阻力在最大工况下要求小于1000Pa。锅炉采用模块化结构。各模块叠加后支承在框架梁上。中压锅筒与低压锅筒分别支承在顶部梁上。余热锅炉本体占地面积不超过（长）10米（宽）7米（平台扶梯包括在内）。余热锅炉应对基础无特殊要求，锅炉在运行时，不允许有异常振动。余热锅炉结构合理先进

18、，能够适应加热炉负荷的大范围变化（烟气流量、温度的波动），并且运行操作简单、维护方便、性能稳定，确保余热回收系统长期、可靠、高效、经济运行。中压锅筒筒体由Q245R（GB713）钢板卷制而成。锅筒内汽水分离元件为波形板和孔板组合分离器，汽包上设有给水口、主蒸汽口、安全阀口、管束连接口、加药口、水位控制连接口、压力装置连接口、表面排污口及紧急放水口等。 过热器材料采用20(GB3087)钢管制造而成，过热器管壁厚不小于3mm，过热器采用螺旋翅片管结构；中低压蒸发受热面材料均采用20(GB3087)，管壁厚不小于3mm。蒸发受热面采用螺旋翅片管；省煤器蛇形管材料采用20(GB3087)，壁厚不小于

19、3mm，受热面采用螺旋翅片结构。给水预热器采用不锈钢304材料，壁厚不小于3mm，受热面采用螺旋翅片结构。余热锅炉为组装结构，考虑模块多次搬运强度。锅炉保温材料采用硅酸铝纤维，锅炉在正常运行条件下，环境温度为30时，本体顶部外护板表面温度不大于50，散热量不超过250W/m2。余热锅炉本体范围内受压元件的焊接均经过检验和100%无损探伤并提供合格证明。余热锅炉筒体设备须抛丸处理。余热锅炉本体布置有检测孔等必要的门孔装置。检查门、人孔门严密不漏风，人孔门大小方便检修人员进出（方型450mm550mm，圆型600）。 锅炉在结构上应便于安装、运行、维护和检修。平台、走道应能承受4kN/m2的活荷载

20、，扶梯应能承受2k N/m2的活荷载，挠度应小于1/300。平台和走道一般采用格栅结构，格栅孔应不大于3050mm。走道和平台的宽度应不小于1200mm， 梯子宽度不小于700mm。在烟气量最大时，锅炉能正常运行，且汽水各部位内流速满足要求。6.2.4.2锅炉本体组成11#余热锅炉1.1余热锅炉本体自然循环余热锅炉 烟气量：60000Nm3/h 烟气温度：370排烟温度：160D9t/h，P=2.0MPa，t=300，包括锅炉所有金属件、保温及外护板,一次阀门仪表、安全阀、平衡容器、烟气进出口补偿器、平台、扶梯等本体受热面包括：过热器、中压蒸发受热面、低压蒸发受热面、中压汽包、省煤器、给水预热

21、器套11.2除氧器（低压汽包）Q=10t/h，设计压力：0.6MPa，工作压力0.3MPa，包括配套一次阀门、仪表，包括自立式减压阀（压力从2.0MPa，300减压）及平台扶梯等。套11.3放散消音器Q=15t/h，P=2.0MPa，t=300，介质：蒸汽，消声量3040dB(A)。套21.4取样冷却器共2个取样冷却器，取样冷却器盘管采用不锈钢管材料，2只取样冷却器需整体支架，包括配套一次阀门，疏水托盘及支架等套122#余热锅炉2.1余热锅炉本体自然循环余热锅炉 烟气量：70000Nm3/h 烟气温度：390排烟温度：160D11.2t/h，P=2.0MPa，t=300，包括锅炉所有金属件、保

22、温及外护板,一次阀门仪表、安全阀、平衡容器、烟气进出口补偿器、平台、扶梯等本体受热面包括：过热器、中压蒸发受热面、低压蒸发受热面、中压汽包、省煤器、给水预热器套12.2除氧器（低压汽包）Q=15t/h，设计压力：0.6MPa，工作压力0.3MPa，包括配套一次阀门、仪表，包括自立式减压阀（压力从2.0MPa，300减压）及平台扶梯等。套12.3放散消音器Q=15t/h，P=2.0MPa，t=300，介质：蒸汽，消声量3040dB(A)。套22.4取样冷却器共2个取样冷却器，取样冷却器盘管采用不锈钢管材料，2只取样冷却器需整体支架，包括配套一次阀门，疏水托盘及支架等套16.2.4.3 锅炉排污、

23、疏放水系统每台锅炉设一连续排污扩容器，锅炉本体连续排污、定期排污污水及疏放水都排至连排扩容器，经扩容器降温降压后蒸汽排空热水排地沟。6.2.5 锅炉辅机（1）锅炉给水泵每台余热锅炉设2台锅炉给水泵，一用一备。给水泵电机采用变频控制调节给水。（2）除氧器给水泵每台余热锅炉设2台除氧器给水泵，一用一备。6.3 电站6.3.1设计中所采用的规程、规范火力发电厂汽水管道设计规定DL/T5054-1996火力发电厂汽水管道应变力计算技术规定SDGJ6-90电力建设施工及验收技术规范(火力发电厂焊接管)DL5007-1992电力建设施工及验收技术规范(管道篇)DL5031-94工业金属管道设计规范GB50

24、316-2000电力建设施工及验收技术规范(锅炉机组篇)DL/T5047-1995电力建设施工及验收技术规范(汽轮机组篇)DL5011-926.3.2汽轮发电机组的主要配置及技术参数:（1）凝汽式汽轮：1台型号： N4-1.8额定功率：4MW额定转速：3000r.p.m进汽压力：1.8MPa排汽压力：7.2kPa进汽温度：280额定进汽量：20.2t/h（最大） 17.1t/h（平均）（2）发电机：1台型号：QF-4-2有功功率：4MW定子电压：10.5kV额定转速：3000r.p.m频 率：50Hz功率因素：0.8(滞后)相数：3绝缘等级：F冷却方式：空气冷却励磁方式：交流无刷励磁机6.3.

25、3主要热力系统汽轮发电机组均选用凝汽式发电机组，具有良好的滑参数运行能力、快速启动能力，适应工况变动能力强，采用无回热、无再热、无抽汽系统。本体主要由转子部分和静子部分组成。转子部分包括转子、叶轮、叶片、联轴器、主油泵叶轮等；静子部分包括汽缸、喷嘴组、隔板、汽封、轴承、轴承座、调节汽阀等。主汽门、高压调节汽阀蒸汽室与汽缸为一体，新蒸汽分成两路从两个主汽门下部直接进入高压调节汽阀蒸汽室内，汽缸下部有补汽口。汽缸排汽室通过排汽接管与凝汽器刚性连接。两台并联的自动主汽门，分别置于进汽室两侧；新蒸汽经自动主汽门进入进汽室，经高压调速汽门进入调节汽室，顺序经过双列速度级、各压力级，膨胀做功后，排入凝汽器

26、。排汽接管内设有喷水管，当排汽室温度超限时，喷入凝结水，降低排汽温度。排汽室顶部装有安全膜板，当排汽压力过高，超过限定值时，安全膜片破裂，向大气排泄蒸汽。发电机采用空冷、无刷励磁，出线电压10.5KV，配套主、副励磁机，励磁机冷却亦采用空气冷却；交流、三相、50Hz、功率因数0.8，额定功率别为7.5MW，发电机与汽轮机直接连接。汽轮发电机组调节保安采用数字电液调节系统（DEH），主要由数字式调节器、电液转换器、液压伺服机构、调节汽阀等组成。采用蜗轮齿轮机械盘车装置，盘车小齿轮套装在带螺旋槽的蜗轮轴上，通过投入装置，可以实现手动或自动投入盘车。盘车电机起动同时，接通盘车润滑油路上的电磁阀，投入

27、润滑。汽轮机凝汽器、油冷却器、发电机空气冷却器及各辅机的轴封冷却水由循环冷却水系统提供。为保证电站安全，在发电站室外设有地下事故排油箱。6.3.4汽机主厂房布置汽轮发电机组采用横向布置，以利于底层采光和通风及维护检修方便。汽机间跨度1830m，操作层标高6.00m，汽机操作室及配电室布置在电站偏跨的辅助间内；室内布置汽轮机辅助设备：加药装置及取样冷却器，凝结水泵、汽轮机润滑油系统、轴封加热器、汽机本体疏水扩容器、胶球清洗泵及管道层。汽机间内设有电动双梁桥式起重机（25t/7.5t，跨距16.5m，轻级工作制）一台，供设备检修用，吊车轨顶标高15.5m。6.4 除盐水站6.4.1设计规范小型火力

28、发电厂设计规范GB50049-94火力发电厂化学设计技术规程DL/T 5068-1996火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量GB/T 12145-1999工业用水软化除盐设计规范GB/T 50109-20066.4.2水处理方式的选择为了满足电站的用水水质标准，根据工厂原水水质情况，本方案暂按“反渗透混床”系统考虑，并配备置套现场人工手动化水检测仪表（电导率分析仪一台、酸度计一台、钠离子浓度分析仪一台、硅酸根分析仪一台、磷酸根分析仪）。处理流程为：自厂内工业水管网进入车间生水箱，由生水泵送至机细砂过滤器及活性碳过热器进行过滤后，将水送至反渗透装置，然后进入清水箱，通过清水泵送至混床进行深度脱盐，

29、经除盐后的水进入到除盐水箱中，最后经除盐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达到0满足电站运行要求。6.4.3水量的确定正常生产时锅炉蒸发量为17.1t/h，除盐水站建设规模为最大处理量20t/h。在汽轮发电机正常运行状态下，除盐水站供水量为锅炉系统排污量，约为1t/h。6.5 循环冷却水站6.5.1设计规范小型火力发电厂设计规范GB50049-94建筑给水排水设计规范GB50015-2003火力发电厂水工设计规范DL/T 533920066.5.2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。6.5.3机

30、组冷却用水量（按最大工况计算）凝汽器冷却水量： 1200t/h空冷器及冷油器冷却水量： 120t/h其他冷却水量： 20t/h本项目冷却水总量： 1340t/h6.5.4设备冷却水系统方案（1）工艺流程本项目设备冷却用水采用单母管制循环系统。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、加药及杀菌装置。（设循环水排污管、水塔及循环水沟设最低排水坑满足冬季排水）

31、（2）循环水泵及冷却塔本项目循环冷却水泵采用2台流量为12001500m3/h、扬程为2318m的离心水泵，一用一备。根据当地的自然条件和本工程所需的循环冷却水量，本工程采用2台机械通风冷却塔，每台冷却水量900t/h。（3）加杀菌药系统为了防止循环水系统设备管线腐蚀结垢、微生物繁殖，保持循环水水质、提高循环水的浓缩倍率，循环水系统设置加药杀菌装置。6.5.5系统损失水量与补充水量系统机械通风冷却塔的蒸发、风吹、飞溅损失水量为19t/h；系统排污、渗漏损失水量为1t/h。系统总损失水量为20t/h。6.6 供配电及自动控制6.6.1 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

32、，电站接入系统；站用电配电，站用辅机控制；电站室外动力及照明配电线路；车间照明、防雷及接地设计。6.6.2 设计规范小型火力发电厂设计规范GB50049-1994供配电系统设计规范GB50052-1995低压配电设计规范GB50054-1995电力装置的继电保护和自动装置设计规范GB50062-1992电力工程电缆设计规范GB50217-2007火力发电厂与变电站防火规范GB50229-20066.6.3 电气技术方案6.6.3.1电气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组成发电机母线段。

33、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。为操作方便，在发电机进线开关和联络开关点均设同期操作控制。发电机进线断路器柜、联络线断路器柜、厂用变断路器柜母线PT柜接于10.5KV发电机母线，发电机母线PT柜、励磁PT柜与汽轮发电机接于发电小间。6.6.3.2厂用电系统及直流系统电站用电设备总装机计算负荷约为750kW。厂用电系统为380/220V三相四线制。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分段运行，站用变压器选用1台 10.5kV/0.4kV 600kVA干式变压

34、器。正常工作时，变压器的负荷率为69.2%左右。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，设计选用一套180Ah铅酸免维护直流蓄电池成套装置。采用高频直流电源系统，高频开关直流电源充电柜充电模块（N+1备份），1个触摸屏、1个监控模块，1个智能采样单元（含母线绝缘检测）、1台合闸专用整流器、1个电池巡检单元、1套降压硅链、防雷器件等组成。监控模块具有串行通信接口（RS232或RS485），完成与监控系统的数据交换。控制母线和合闸母线具有足够的馈出支路。三级集散式监控系统，实现对电源系统的“遥测，遥信，遥控，遥调”以及无人值守。蓄电池自动管理及保护，实现自动监测蓄电池的

35、端电压，充，放电电流，并控制蓄电池的均充和浮充，设有电池过压/欠压和充电过流声光告警。6.6.3.3电机控制及保护系统电机控制：每台低压电机旁安装一个可视断路器；电机控制分为手动和远程方式。手动方式：低压电机的就地金属箱上装有本地控制模式的电机起停按钮，设置专用微机保护。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。高压保护：包括发电机保护、联络线保护、站用变压器保护，电站侧联络线出口还设有解列装置。发电机保护： 设置发电机差动保护、发电机后备保护，包括纵差保护，负序过流保护，负序过负荷报警，转子一点接地保护，复合电压启动的过电流保护，低频保护，过负荷保护，零序过流保护

36、（接地保护），零序电压保护，过电压保护，励磁回路一点接地保护，励磁绕组二点接地保护，定子接地保护，失磁保护，励磁低压保护。热工保护及励磁故障保护联动跳闸。发电机中性点通过避雷器接地。厂用变保护设置三相式电流速断保护，过电流保护，过电压保护，过负荷报警，不平衡保护，温度报警、控制回路断线告警、开关弹簧储能机构异常告警。电站侧联络线保护配置数字式输电线路保护装置。主保护为三段式方向过流保护，低周低压解列装置，过负荷保护，控制回路断线告警、开关弹簧储能机构异常告警。6.6.4 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。高压配

37、电设备选用金属铠装全封闭中置移开式高压开关柜，拟采用KYN-28型开关柜，选用VS1开关。站用低压配电设备选用改进型的GCK抽屉式低压开关柜；采用干式变压器；低压元器件为施耐得公司产品；综保屏选用PK10标准屏；控制台为由DCS系统配套的电脑工作台；励磁装置由发电机厂家配套（无刷励磁系统）。6.6.5 配电线路 电站10.5kV高压电缆全部选用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。6.6.6 照明 主厂房的照明电

38、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，局部设安全照明，在控制室、汽轮机房、配电室等重要场所均设有直流事故照明灯。6.6.7 防雷及接地 高于15米的主厂房均设有防雷设施，利用建筑物基础内配筋及人工接地体组成接地网与钢厂主接地连接，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。6.7 仪表自动化6.7.1 概述自动化仪表及控制系统所涉及的范围主要包括以下子项：（1）烟气系统（2）锅炉系统（3）汽轮发电机组电站系统（4）除盐水补水系统（5）循

39、环水泵站系统（6）工业电视系统（7）通讯系统系统设计的主要原则有：（1）满足各种工艺控制要求，保证长期连续稳定运行；（2）实现仪表电气一体化，特别是数据通讯网络和人机操作接口一体化；（3）操作监视集中化，采用HMI操作站，使人机界面统一化、共化；（4）系统设计时，考虑系统扩展设计的便利性。根据HMI的操作指令、过程的操作数据和现场各检测仪表的信号完成各个工艺设备或者工艺过程的顺序控制和PID调节控制；进行工艺过程及设备状态的实时数据采集、整理，完成各工艺过程及设备的故障报警处理及显示。6.7.2设计规范小型火力发电厂设计规范GB50049-1994火力发电厂热工控制系统设计技术规定DLT 51

40、75-2003火力发电厂热工自动化就地设备安装、管路及电缆设计技术规定DLT 5182-20046.7.3 检测仪表的选型原则上，所选仪表应先进、可靠，关键元件采用进口设备。温度检测仪表采用Pt100热电阻、分度号为K系列的热电偶。流量检测仪表，检测介质为气体、除盐水时采用差压式流量计，如文丘里管、孔板、喷嘴、威力巴；检测介质为其它液体时，当管径小于250mm时采用电磁式流量计；当管径大于250mm时，采用超声波流量计；对于特殊介质，根据具体参数确定检测方法及选型。压力检测仪表采用液柱式液位计、弹性压力计、二线制压力变送器。主蒸汽压力调节阀、放散后蒸汽压力调阀、锅炉给水调节阀为进口产品，调节阀

41、的驱动方式为气动方式，并有三断保护(断电源、断气、断信号)。调节阀带阀位反馈信号。显示仪表采用智能型数字显示仪表。随工艺设备配套的仪表与本工程的仪表选型一致。主要材料的选型： 控制电缆采用阻燃ZR-KVVP系列或ZR-DJYPVP系列屏蔽控制电缆。电缆槽采用镀锌电缆槽。6.7.4 自动化控制系统系统监控采用DCS控制系统实现，采用集中监控的方式，所有检测信号进入控制系统的输入模块，重要工艺参数在终端上以工艺画面显示，实现对锅炉、汽机、烟气、循环水处理系统、以及辅助设备的集中监视、报警、控制、连锁保护和机组的综合运行管理。主要工艺参数有历史趋势画面、报警画面、工艺操作画面。所有工艺参数操作利用计

42、算机键盘、鼠标进行，简单方便。控制功能通过控制系统来实现。DCS系统设置冗余CPU及冗余现场总线，各控制站通过以太网与上位操作计算机连接。控制系统为多种类型的控制提供了高性能的控制平台。在此平台上，用户可以实现顺序控制、过程控制、传动或运动控制的任意组合，平台采用模块化设计，用户能够有效的设计、建立和更改平台，并通过先进的组态工具和符号编程使用户大幅度的提高工程的生产力。本工程的自动化控制方案，分为机组监控层和现场仪表控制二层，构成集全厂监视、控制和管理的整体自动化控制方案。根据现场工艺设备布置的情况，汽机、锅炉均设置单独的控制系统，各系统之间通过以太网进行通讯，上层网络采用星形冗余以太网，实

43、现以太网冗余，通过以太网与上位操作计算机连接。汽机控制系统送往DCS系统的紧急停机信号采用硬线连接的方式连接，开关量模块采用SOE模块。自动化控制系统由开发用的工程师站(EWS)、操作员站(HMI)、控制站、若干远程I/O站、打印机等构成。工程师站(EWS)：可以按一定权限实现对系统编程、开发、现场调试、过程监控、设备维护等功能。操作员站(HMI)：即人机接口设备，通过丰富的功能画面，对生产过程进行监视、报警、记录、操作、参数设定、报表打印等。主要的画面有：工艺流程画面、趋势记录画面、报警画面、事件记录画面等画面。控制站：通过控制系统的输入模块接收工艺过程的各种参数检测仪表、各种检测器或电气设备状态信息，经过数字化处理由CPU按设定的程式进行数学运算和逻辑运算，并将运算结果通过输出模块输出给相应的执行元件对生产过程进行控制。同时DCS硬件系统通过系统网络与过程自动化的设施相连，将所需的信息传送到过程自动化设备，并接受过程自动化设备发送过来的操作和管理信