四川资中西南水泥余热发电初步设计5.13.doc

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1、四川资中西南水泥有限公司3200吨水泥线余热发电工程项目（工程代号：1304）初步设计河北冀电电力工程设计咨询有限公司2013年05月四川资中西南水泥有限公司3200吨水泥线余热发电工程项目（工程代号：1304）初步设计河北冀电电力工程设计咨询有限公司2013年05月目 录1.概述11.1项目概况11.2项目建设范围12.热力系统及装机方案22.1余热条件22.2装机方案的确定32.3热力系统方案42.4设备选型12.5各车间布置23.冷却水系统23.1设备冷却用水量33.2设备冷却水系统方案33.3循环冷却水系统设备选型33.4循环冷却水系统布置33.5系统损失水量与补充水量44.化学水处理

2、系统44.1概述44.2水量的确定44.3水处理系统方案44.4水处理主要设备选型44.5化学水处理车间布置55.给水排水55.1给水系统55.2排水系统66.电气66.1电站接入系统66.2电气、照明及通讯77.热工自动化107.1编制原则及控制方案107.2控制设备及一次仪表选型107.3系统配置及功能107.4应用软件117.5系统特点117.6自控线路和接地127.7系统通信及调度自动化128.电气设施防火要求129.建筑及结构129.1建筑设计129.2结构设计1410.管道及保温材料1410.1管道材质1410.2管道耐磨处理措施1410.3保温材料选型1511.电站设计技术指标1

3、512.设备表1613.附图161. 概述1.1 项目概况四川省资中县西南水泥有限责任公司是川南大型的新型干法旋窑水泥生产企业之一。它位于四川省资中县兴隆镇，紧靠321国道和成渝高速公路，公司建有一条3200t/d新型干法水泥生产线，该生产线最大生产能力为3600t/d。为了进一步利用水泥线窑头、窑尾产生的余热，达到节能降耗的目的，公司拟配套建设水泥生产线纯低温余热发电系统。本工程为利用已建成的3200t/d熟料生产线建设一套6MW余热电站。工程代号和名称分别如下：1304四川资中西南水泥有限公司3200吨水泥线余热发电工程项目1.2 项目建设范围1.2.1 设计范围窑尾：从窑尾C1出口管道接

4、至余热锅炉，余热锅炉出口烟风管道送回高温风机入口烟道，窑尾余热锅炉下灰通过输送设备送回水泥生产线输灰系统。窑头：从篦冷机中部取风口，通过分离器后送至余热锅炉，经过余热锅炉后接回原有收尘器前烟风管道；窑头余热锅炉及分离器收集的灰通过输送设备送至水泥生产线熟料输送系统。水源及给排水：距离电站用水点、排水点1m处为分界线。电站补充水由业主方接到循环水池外1m；化学水用水所用补水由业主方接到化水车间外1m；电站生产排水、循环水池排污就近接入水泥线排水管网。电气系统：总降侧并网联络柜，电站侧综保，将电站侧综保连接至业主总降，但需等待业主通知型号以及厂家（总降联络柜、总降侧及发电机侧的光线纵差保护装置由业

5、主负责）。余热电站侧的保护。1.2.2 余热电站设计子项电站总平面布置；汽轮发电机房；窑头（AQC）余热锅炉； 窑尾（SP）余热锅炉；化学水处理；循环水冷却塔及水泵房；室外汽水管线；电站内的供配电、控制、通讯、照明等；电站内的给排水、消防系统等；2. 热力系统及装机方案2.1 余热条件四川资中西南水泥有限公司拥有一条3200t/d新型干法熟料水泥生产线，拟利用该水泥线窑头熟料冷却机中部和窑尾预热器出口废气的余热，生产低压过热蒸汽进行发电，建设一座6MW纯低温余热电站。根据水泥生产线工艺流程，水泥熟料生产线的废气余热主要来源于窑头熟料冷却机和窑尾预热器出口两个部分。本设计以针对该项目进行的热工标

6、定数据，厂内现有水泥生产线的废气参数为依据，并结合国内同规模常规水泥线运行情况，确定本项目的可利用余热资源情况如下：在窑头车间在未设置余热发电窑头余热锅炉时，篦冷机尾排管道排风参数约为265000Nm/h-300。当在系统中设置窑头余热锅炉时，需要在篦冷机中前部开孔，将高温烟气从开孔处取出，送入余热锅炉做功，同时还需要将一部分低温烟气通过篦冷机尾部尾排管道排出，防止此部分低温烟气混入余热锅炉中，降低余热锅炉效率。按照常规经验，篦冷机中部取风温度设为370，篦冷机尾排烟气温度约为160，在此情况下，依据质量守恒定律及能量守恒定律，即篦冷机中部取风量q1与篦冷机尾部排风量q2之和等于原有篦冷机尾部

7、排风量q；篦冷机中部取风热量Q1与篦冷机尾部排风热量Q2之和等于原有篦冷机尾部排风热量Q。公式如下：质量守恒定律：q = q1 + q2能量守恒定律：Q = Q1 + Q2又知道窑头锅炉主要烟气成分为热空气，因此可以求出不同温度下烟气的比热，代入以上两式，解得篦冷机中部取风量为175000Nm/h。由于窑尾部分烟气全部进入窑尾余热锅炉，涉及不到分流计算，因此即为标定数据。综上所述，该生产线废气参数如下：a) 窑头冷却机废气参数如下： 废气量（标况）： 175000Nm/h, 废气温度： 370 b) 窑尾预热器排出的废气参数如下： 废气量（标况）： 235000Nm/h， 废气温度： 310另

8、外根据当地的气候条件及原料水分估算，窑尾烘干废气温度为190，因此SP锅炉废气出口温度按高于190设计，由于烟风阀门存在一定的漏风，实际入磨温度应更高，可以满足生料烘干要求。2.2 装机方案的确定根据本项目熟料生产线废气参数情况，经计算，在采用单压系统的情况下，窑头锅炉排烟温度已经降至98，水泥线窑系统的热量已经得到较充分的利用，采用闪蒸及双压系统可以利用的热量已经很有限，额外得到的发电量极少，因此没有必要再采用双压或者闪蒸技术来降低窑头锅炉的排烟温度。因此本次设计电站热力系统采用单压系统，具体热力系统参数计算如下：热力系统蒸汽压力（MPa）窑尾主汽温度（）窑头蒸汽温度（）窑尾蒸汽（t/h）窑

9、头蒸汽（t/h）窑尾排烟温度（）窑头排烟温度（）单压系统1.00（a）29035016.416.219998以上计算结果是基于窑尾锅炉排出的废气温度高于190（考虑到窑尾废气还要用于生料烘干，窑尾锅炉排出的废气温度定为199，由于到窑尾预热器废气管道旁通阀存在漏风的情况，高温风机入口处温度高于199），汽轮发电机组排汽压力为0.008MPa（a）的条件得到的。锅炉主汽参数：1.00MPa(a)290350；汽机主汽参数：0.9MPa(a)-310具体如下：1）AQC余热锅炉根据废气参数计算，窑头余热锅炉产汽量如下：主蒸汽1.00MPa(a)16.2t/h350；2）SP余热锅炉根据废气参数计算

10、，窑尾余热锅炉产汽量如下：主蒸汽1.00MPa(a)16.4t/h290；3）汽轮机组两台余热锅炉产生的过热蒸汽并入汽轮机房的主蒸汽母管，由于管线的压力、温度损失，混合为32.6t/h0.9MPa(a)310过热蒸汽，作为汽轮机主进汽。经计算上述蒸汽共具有约5400 kW的发电能力，考虑到水泥线存在超产和窑头废气参数的不稳定性，选择一台额定发电功率为6000 kW的汽轮机和6000kW的发电机。综上所述，本工程装机方案如下：1台6MW凝汽式汽轮机1台6MW发电机+1台窑头余热锅炉1台窑尾余热锅炉。2.3 热力系统方案根据上述装机方案，为满足生产运行需要并达到节能、回收余热的目的，结合水泥生产工

11、艺条件，热力系统方案确定如下：窑头余热锅炉I段生产的参数为1.00MPa(a)350的过热蒸汽。窑头余热锅炉热水段生产180左右的热水，其中一部分热水提供给窑头余热锅炉I段，另外的热水作为窑尾余热锅炉给水。窑尾余热锅炉生产1.00MPa(a)290过热蒸汽。窑头、窑尾锅炉产生的过热蒸汽作为汽轮机的主蒸汽，推动汽轮机做功，做功后的乏汽通过冷凝器冷凝成水，凝结水经凝结水泵送入除氧器除氧，再经给水泵为窑头余热锅炉热水段提供给水，从而形成完整的热力循环系统。上述方案的特点为：窑头余热锅炉采用II段受热面，降低了锅炉排烟温度，最大限度的利用了窑头熟料冷却机的废气余热。为了保证电站事故不影响水泥窑生产，余

12、热锅炉设有旁通废气管道，一旦电站部分发生事故时，可以将余热锅炉从水泥生产系统中快速解列，不影响水泥生产的正常运行。余热锅炉采用立式结构，减少了余热锅炉的漏风、磨损、堵灰等问题，并减少了占地面积。除氧器采用热力除氧方式，有效的保证了除氧效果。由于窑头废气粉尘粒度较大，在余热锅炉废气入口前设置废气分离器，使废气中较大颗粒沉降下来，以减轻熟料颗粒对窑头余热锅炉的冲刷磨损。以上各项措施已经在众多工程中应用，并取得了较好的效果，因此该技术是成熟、可靠的。2.4 设备选型序号设备名称及型号数量主要技术参数、性能、指标16MW凝汽式汽轮机1型号： N6-0.9额定功率： 6MW额定转速： 3000r/min

13、主汽压力： 0.9MPa(a)主汽温度： 310主蒸汽量： 32.6t/h排汽压力： 0.008MPa(a)26MW发电机1型号： QF-J6-2额定功率： 6MW额定转速： 3000r/min3AQC余热锅炉1废气量： 175,000m/h（标况）废气温度： 370废气出口温度： 98主汽产量： 16.2t/h主汽压力： 1.0MPa(a)主汽温度： 350省煤器水量： 33.6t/h省煤器出水温度：180锅炉给水温度： 424SP窑尾余热锅炉1废气量： 235,000 m/h（标况）废气温度： 310废气出口温度： 199蒸汽产量： 16.4t/h蒸汽压力： 1.00MPa(a)蒸汽温度：

14、 290锅炉给水温度： 1755热力除氧器1处理水量： 40t/h工作压力： 0.008MPa(a)水箱有效容积： 20m6锅炉给水泵(变频)2型号： DG46-505流量： 46t/h扬程： 250m 功率： 55kW7凝结水泵(变频)2型号： 100NB60流量： 21.650.4t/h扬程： 6961m功率： 15kW8废气分离器1入口废气量： 175,000Nm/h入口废气温度： 370入口废气含尘浓度：36g/m(标况)出口废气含尘浓度：10g/m(标况)传热系数： 98%漏风系数： 0.5%2.5 各车间布置2.5.1 主厂房主厂房由汽轮发电机房、电站控制室、高低压配电室组成，占地

15、面积约3215 m2，布置于水泥生产线均化库旁边的空地上。汽轮发电机房占地为3215m2，双层布置，0.000平面为辅机平面，布置有给水泵、汽轮机凝汽器及射水抽气系统等，7.500m平面为运转层，汽轮机及发电机布置在此平面。为了便于检修，汽机间内设起重机1台，跨距LK=13.5m。高低压配电室、电站控制室布置在汽轮发电机房的一侧，占地为915m2，双层布置。高、低压配电室布置在0.000平面，电站控制室布置在7.500m平面。2.5.2 窑尾余热锅炉窑尾余热锅炉布置于3200t/d水泥熟料生产线窑尾高温风机上方，占地面积为108.5m2，采用露天布置，运行平面为14.000m的平台，平台上布置

16、有窑尾余热锅炉。汽水取样器、排污扩容器、加药装置等布置在0.000平面。2.5.3 窑头余热锅炉窑头余热锅炉及废气分离器布置于水泥生产线窑头厂房旁，采用露天布置。余热锅炉和废气分离器运行平面分别为4.500和10.000m；汽水取样器、排污扩容器、加药装置等均布置在0.000平面。3. 冷却水系统3.1 设备冷却用水量 根据窑头、窑尾余热锅炉产生的蒸汽品质及蒸汽量、汽轮发电机的汽耗和冷却倍率计算确定本方案冷却水量如下：凝汽器冷却水量：2450 m/h冷油器冷却水量：80 m/h空气冷却器冷却水量：100 m/h其他设备冷却水量：2 m/h循环冷却水总量：2632 m/h3.2 设备冷却水系统方

17、案本方案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车间供生产设备冷却用水，冷却过设备的水（循环回水）利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，系统中设置了加药和旁滤设备。3.3 循环冷却水系统设备选型机组运行期间，循环水量因室外气象条件的变化而变化，根据机组所在地区的气象条件和本方案的冷却用水量、建设场地的特点，循环冷却水泵采用3台单级双吸卧式离心泵，冷却塔采用组合逆流式机械通风冷却塔，冷却塔的进出水温差按810计算。为便于循

18、环水量的分配，并考虑冷却塔和循环水泵运行的经济性和可靠性，循环冷却水系统中设备选型如下：序号设备名称及型号数量主要技术参数1组合逆流式机械通风冷却塔2设计出力：1500 m/h2电站循环冷却水泵3流量：97212601440m/h扬程：322622m3无阀过滤器1型号：GLG150设计出力：150m/h4加药装置1型号：JY-0.5加药量：038 L/h3.4 循环冷却水系统布置为了节省投资，减少占地面积，循环冷却水系统设露天水泵站一座，布置于冷却塔一侧，冷却塔下设循环水池，电站水池有效容积约为842m，约占循环水量的32%，整个循环水泵站占地面积约为2216m2。3.5 系统损失水量与补充水

19、量根据余热电站建设所在地区气象条件和本方案的冷却用水量，以及系统所采用的冷却构筑物型式，计算得出：蒸发风吹渗漏水量：65.8 m/h系统排水量：7.9 m/h损失水量：73.7 m/h循环水系统需补充新鲜水量为73.7 m/h 。4. 化学水处理系统4.1 概述本方案的余热锅炉属于低压蒸汽锅炉。为满足锅炉及机组的正常运行，锅炉给水指标应满足火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量（GB/T12145-2008）中低压锅炉水质标准和设备运行水质要求。4.2 水量的确定给水在锅炉内不断蒸发浓缩，超过规定标准时蒸汽的品质就会恶化，影响锅炉的安全运行，因此要不断地把浓缩的炉水从汽包中含盐浓度较高地段的水面引

20、出，同时要不断地给锅炉补水，以满足锅炉稳定、正常的运行。电站正常运行时，汽水系统补水量为2m/h，最大约10m/h。因此，水处理系统生产能力按10m/h进行设计。4.3 水处理系统方案本工程化学水车间补水由公司现有生产管网接入，为了满足余热电站锅炉给水水质标准，化学水车间补水处理方式拟采用“过滤反渗透软化”系统。处理流程为：自厂区生活给水管网送来的水经过多介质过滤器、活性碳过滤器，过滤后经高压泵加压后送至反渗透装置，出水经组合式软水装置达标后进入除盐水箱，再由除盐水泵将软化水送至汽轮发电机房供机组使用。出水水质达到：硬度0.03mmol/L。为控制锅炉给水的含氧量，减少溶解氧对热力系统设备的腐

21、蚀，采用热力除氧的方式。汽轮发电机房设有热力除氧器，软化水经除氧后：含氧量0.05mg/L。锅炉汽包水质的调整，是采用药液直接投放的方式，由加药装置中的加药泵向余热锅炉汽包投加Na3PO4溶液来实现的。4.4 水处理主要设备选型根据上述水量及工艺流程的特点，设备选型如下：序号设备名称及型号数量主要技术参数1水箱3容积：1个40 m、2个30 m2清水泵2型号：IS65-50-160流量：1530 m/h扬程：3126 m3多介质过滤器1型号：GJA-150设计出力：17.5 m/h4活性碳过滤器1型号：GHTA-150设计出力：17.5 m/h5反渗透装置1型号：SRO-10设计出力：10 m

22、/h6中间水泵2型号：IH50-32-160流量：7.515 m/h扬程：34.530 m7组合式软化水装置1设计出力：10 m/h8反渗透清洗装置19加药装置2加药量：03.8L/h10除盐水泵2型号：IH50-32-200流量：7.515m/h扬程：51.848 m4.5 化学水处理车间布置化学水处理车间平面尺寸为1514m2，其包括水处理间、化验室及控制室，水箱露天布置于车间一侧。5. 给水排水5.1 给水系统本工程的循环水补水由水泥厂现有给水处理补给；辅助生产用水利用厂区现有生活、消防给水系统，由现有生活、消防管网接入；消防给水系统利用厂区现有消防系统。本余热电站工程耗水量如下：循环系

23、统补水量：73.7m/h化学水用水量：2m/h辅助生产用水量：0.4 m/h余热锅炉用水量：1 m/h消防用水量：180 m/次本工程总用水量为：77.1m/h根据电站汽轮发电机房火灾危险分类为丁类，耐火等级为二级；化水车间和冷却塔火灾危险分类为戊类，耐火等级为三级。电站按同一时间内发生一次火灾、灭火历时两小时计，电站消防流量要求达到25L/s，即180m/次。由于本工程电站设在水泥厂内，水泥厂的目前设计的消防用水量能够满足本工程消防用水的要求，故本工程不增加消防用水量。本电站工程总耗水量为77.1m/h（未含消防水用量），考虑管网漏损和不可预见水量，电站建设用水量为：77.1m/h1.292

24、.52m/h。由于余热电站的投入,窑头窑尾烟气温度降低,增湿塔原料磨喷水减少约11.3m/h，因此电站建成后,全厂新增用水量为:77.1-11.3=81.22m3/h。5.2 排水系统余热电站排水包括循环水系统排水、余热锅炉排污、化学水处理车间等生产废水、雨水等。循环系统排水：7.9 m/h窑头窑尾余热锅炉冷却器排污：1 m/h热力系统排污：1.6 m/h化学水排污：0.2 m/h辅助生产排水：0.2 m/h本工程总排水量为：10.9 m/h本工程生产过程中产生的污、废水不含有毒物质。循环冷却系统排水的水质相对较好，水泥线增湿塔及立磨可以充分利用循环系统排水达到喷雾除尘的目的；其他生产排污就近

25、排入厂区现有排水管网；雨水采用道路边沟排放，汇入厂区现有雨水沟。6. 电气6.1 电站接入系统根据拟建的余热发电站（装机容量为6MW）的具体情况，为确保新建余热电站生产运行及管理的合理与顺畅，拟在新建的余热电站汽轮发电机房一侧新建余热电站站用高低压配电室。拟建6MW余热电站的发电机机端电压为10.5kV，发电机组由电站10kV母线经单回电缆线路与公司总降变电站10kV母线连接，从而实现余热电站与系统并网运行，同期并网操作设在电站侧，并且在发电机出口断路器、电站侧发电机联络断路器处设置同期并网点。电站与电力系统并网运行，运行方式为并网电量不上网。由于总降压变电站10kV母线带有10kV高压负荷，

26、在不改变总降原有供电、运行方式及水泥生产线全部正常的前提下，发电机发出的电量将全部用于全厂负荷。因此本接入系统方案，从现行的条件和技术要求来讲，对本余热电站工程是可行的。6.2 电气、照明及通讯6.2.1 编制范围编制范围包括以下几个主要方面1）电站的电气主结线，电站接入系统；2）站用电配电，站用辅机控制；3）热工自动化及计算机控制系统；4）电站室外动力及照明配电线路；5）车间照明、防雷及接地设计；6）电站调度通讯系统设计；6.2.2 电气1) 站用电配电电压等级：发电机出线电压：10.5kV站用低压配电电压：0.4kV站用辅机电压：0.38kV站用照明电压：380V/220V操作电压：交流或

27、直流：220V检修照明电压：36V/12V电站主要负荷统计序号设备名称额定容量（kW）台数运行情况计算负荷（kW）1锅炉给水泵552一用一备，配变频442循环水泵1323两用一备，配变频211.23凝结水泵152一用一备，配变频124冷却塔风机552885射水泵302一用一备，配变频24合 计379.2计算负荷的计算方法：Sc=KP，K=0.8。站用变压器的选择根据站用电负荷计算结果，同时考虑电站运行的经济、可靠性，6MW余热电站站用变压器配置方式为电站10.5kV母线上配置一台SCB10630/10 10kV/0.4kV 630kVA干式变压器。变压器负荷率小于70。同时设置一路400V保安

28、电源，引自水泥线就近电力室，以保证机组安全运行。2) 直流系统本电站直流负荷包括高压开关操作电源、保护电源、直流油泵和事故照明。直流供电的电压为220V，直流负荷的统计见下表：负荷类型经常负载事故照明直流油泵冲击负荷合计容量（kW）1348电流（A）4.513.618.11046.2计算时间（h）111事故放电容量（Ah）4.513.618.136.2直流系统容量选择：按满足事故全停电状态下长时间放电容量选择，取容量储备系数KK=1.4，容量换算系数Kc，根据1h放电时间终止电压为1.75V，查得Kc=0.47，由式Cc KK*CS/ Kc（Cc直流系统容量，CS事故放电容量）可得：Cc1.4

29、*39.7/0.47=107.8Ah经校验，150 Ah的容量可以满足实际需要。由此,设计选用铅酸免维护蓄电池直流成套装置150Ah一套。3) 主要电气设备选型10kV高压配电设备选用金属铠装全封闭中置式高压开关柜；高压断路器选用VS1-12型其额定开断短路电流为31.5kA(暂定);400站用低压配电设备选用GCS抽屉式配电屏；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；静止可控硅励磁装置随发电机配套。4) 站用电设备的控制及启动根据自备电站发电的特点，将采用机电炉集中的控制方式，设立电站中央控制室。但化学水处理部分，水处理部分将设独立的

30、控制室单独集中控制。电站中央控制室集中控制：整个自备电站从汽轮发电机系统及循环水泵站的循环水泵、电动阀等均集中在电站中央控制室操作、监控、管理。车间集中控制：非DCS控制的车间采用常规仪表控制方式，如化学水处理部分等设置车间控制室。电动机的启动：大型低压笼型电动机采用软启动或变频装置启动；小型笼型电动机采用全压直接启动；5) 过电压保护和电力装置的接地根据水泥有限公司所在地区的气象资料，对于多雷电区域的建筑物按三类防雷建筑物保护设计。发电机母线及发电机中性点均设有电站专用避雷器。电力装置的接地高压系统为接地保护，低压系统为接零保护。在汽轮发电机房、化学水处理、发电机出线小间、高低压配电室及电站

31、中央控制室等场所均设置接地装置。并通过电缆沟及电缆桥架上的接地干线，将各处的接地装置连接起来，形成电站的接地网络。6.2.3 电气照明1) 正常照明：电站的正常照明电源引自站用电屏，电源为三相四线制，电压为380/220V。主要车间照明一律采用均匀照明和局部照明相结合，均匀照明为主，局部照明为辅。2) 事故照明：电站内设有事故照明屏，当厂用交流电源消失后，事故照明屏自动将直流系统提供的直流电源投入。根据电站内不同岗位的重要性，在重要岗位及车间设有事故照明灯，以满足可靠性和安全的要求。3) 安全照明：锅炉等金属体设备内检修采用安全照明电压12VAC。照明灯具接至局部照明变压器220V/36241

32、2V二次侧，灯具采用手提安全灯。6.2.4 电站通讯系统为了使电站内部及站内与站外的行政调度通讯畅通，本站将利用水泥生产线现有的程控电话系统设置相应的调度和行政电话。7. 热工自动化7.1 编制原则及控制方案为了使自备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（除化学水处理部分）进行分散控制、集中管理。7.2 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。选用的一次仪表设备有

33、：智能化系列压力/差压变送器；温度检测仪表元件；节流装置；高温汽包液位计；锅炉汽包水位电视监视系统。7.3 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。7.3.1 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。7.3.2 中央监控级中央监控级设1个工程师工作站和2个监控操作站，分别由监控管理计算机、LCD和打印机等组成。监控操作站的功能包括：A. 具有动态参数的热力系统及工艺流程图显示；B.

34、电动机开/停操作和运行状态显示；C. 棒形图显示；D. 历史趋势曲线的显示；E. 调节回路的详细显示及参数修正；F. 报警状态的显示；G. 报警状态及运行报告的打印等。7.4 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LCD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，机组主要设有以下自动调节控制回路。A. 窑头余热锅炉汽包水位自动调节回路；B. 窑尾余热锅炉汽包水位自动调节回路；C. 除氧器水位自

35、动调节回路；7.5 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。7.6 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

36、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。7.7 系统通信及调度自动化与电网的系统通信及调度自动化应由水泥有限公司委托当地电力部门设计，并以当地电力部门出具的“接入系统报告”的相关设计方案为准。8.

37、 电气设施防火要求考虑电气设备的安全运行，将按照电气防火规范的要求进行设计。如高压开关柜、低压配电屏及控制保护屏等底部的电缆孔洞，在电缆敷设完毕后，采用防火堵料将孔洞进行封堵。在穿越室内外的电缆沟设置防火隔墙。在易发生火灾事故的场所，电缆选型可以考虑采用阻燃型电缆。在电缆施工安装时，为减小火灾范围，电缆桥架或电缆穿越楼板、墙壁的孔洞应在电缆敷设完毕后，采用防火堵料进行封堵。9. 建筑及结构 9.1 建筑设计9.1.1 环境条件海拔高度445米年平均气温：17.6极端最低气温：-1.3极端最高气温：42年平均降雨量：10291183mm9.1.2 建筑设计原则 建筑设计力求形体简洁明快、造型美观

38、，风格协调，努力创造良好的空间环境和具有现代特色的建筑群体。建筑设计在满足防雨、防尘、防噪声的前提下，建筑的围护结构可适当开敞（窑头余热锅炉、窑尾余热锅炉）；这样做的同时也降低土建造价节省投资。在满足环保要求的条件下，应尽量与附近原有厂房的建筑形式相协调。9.1.3 建筑构造 1) 屋面：一般建、构筑物屋面为带保温隔热层冷施工卷材防水屋面，一般建筑屋面排水采用无组织排水。汽机房屋面采用彩色复合压型钢板，做有组织排水屋面。2) 墙体：框架填充墙采用当地轻质砌块，砖混结构的承重墙采用可承重砌块。主厂房（包括汽轮发电机房、中央控制室）由于空间变化比较大，体型复杂，各部分对防火、防爆、防噪音等有较高要

39、求。中央控制室与汽轮发电机房用防火墙及防火门、窗分隔。厂房设开敞式混凝土楼梯间。3) 楼地面：汽机房0.000采用砼地面，运转层为铺地砖楼面；化学水处理间、循环水泵站及冷却塔车间、控制室、化验室等有耐酸碱要求的房间采用耐酸地砖地面；无防酸碱要求的采用瓷砖地面。4) 内、外墙面：一般房间内墙抹混合砂浆，刷大白浆，控制室等要求较高的房间内墙面抹混合砂浆，刮腻子，刷内墙涂料。各车间外墙均作水泥砂浆抹面、刷外墙涂料（颜色需要业主确定）。5) 门、窗： 主厂房大门采用钢平开大门，其余门为塑钢门。各车间外窗为塑钢平开窗；有隔声要求的房间选用隔声门窗；有防火要求的部分选用防火门窗。6) 地坑防水：一般均为浅

40、地坑，按防潮处理。循环水池为防水混凝土，根据需要做橡胶止水带。7) 楼梯、栏杆：生产建筑和辅助生产建筑，根据其不同的使用要求采用钢筋混凝土楼梯或钢梯。主厂房设独立开放式混凝土楼梯间，中央控制室根据实际需要设室外疏散钢梯。主厂房运转层采用不锈钢防护栏杆，其余各部位的防护栏杆均采用钢管栏杆。9.2 结构设计9.2.1 工程地质根据建筑抗震设计规范（GB50011-2010）的规定，本地区抗震设防烈度为7度区，设计基本地震加速度值小于0.05g，可不进行抗震设防设计。9.2.2 结构选型 a）多层厂房：主厂房（包括汽轮发电机房、中央控制室）、余热锅炉采用钢筋混凝土框架结构。b）单层厂房：化学水处理车

41、间采用砌体结构或框架结构。c）发电机基础、汽轮机基础采用钢筋混凝土框架结构，循环水泵等设备基础采用大块式钢筋混凝土基础。d）根据地质情况，汽轮发电机房、化学水处理、窑头余热锅炉、窑尾余热锅炉、循环水处理等厂房采用天然地基或桩基。10. 管道及保温材料10.1 管道材质汽水管道材质按低、中压锅炉用无缝钢管（GB3087-2008）选用；所有汽水管道均选用20#钢。烟风管道按设计要求分为两种，窑头冷却机至分离器段烟风管道钢板型号采用Q345，厚度为8mm，其余管道采用Q235，钢板厚度为6mm。烟风管道采用角钢或扁钢进行加强。10.2 管道耐磨处理措施由于窑头冷却机中部取风温度较高、窑头熟料粉尘硬

42、度较大，窑头锅炉进风管道需要考虑耐磨措施。在设计中，窑头冷却机取风口处管道内壁加耐磨浇注料，至分离器烟风管道内部均设计有20mm厚耐磨龟甲网陶瓷材料，分离器至窑头锅炉烟风管道弯头处采用耐磨龟甲网陶瓷材料，窑头锅炉出风管道内壁不再设计耐磨龟甲网。窑尾锅炉废气所含生料粉尘磨损性差，不考虑在烟风管道内壁设计耐磨龟甲网。10.3 保温材料选型 10.3.1 保温材料的性能要求热导率：参考设备及管道保温技术通则（GB4272-2008）及工业设备及管道绝热工程施工及验收规范（GBJ126-89）的规定，本工程保温材料的热导率当介质温度为350时不得大于0.12W/mK。密度最大值：硬质保温制品为220k

43、g/m2，软质保温材料及其半硬质制品为150kg/m2。10.3.2 主保温材料岩棉管壳：用于汽水管道的外保温。硅酸盐纤维毯；用于烟风管道和部分设备的外保温，以及主蒸汽管道的保温。硅酸铝纤维绳：用于小管径管道的保温。10.3.3 外保护层材料外径大于38mm的管道外保护层采用0.5mm厚镀锌薄钢板；外径小于等于38mm的管道外保护层采用0.1mm厚低碱玻璃布。11. 电站设计技术指标序号技术名称单位指标备 注1装机容量kW60002设计工况发电功率kW5400按3600t/d的产量计算4年运小时h72005年发电量104kWh38886年供电量104kWh36727站用电率%5.58日耗水量m17689年耗水量104m53.0610设计吨熟料发电量kWh/t-cl36按3600t/d的产量计算11电站运行定员人1812. 设备表13. 附图