通用版3200吨水泥6mw技术方案方案.docx
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通用版3200吨水泥6mw技术方案方案
3200t/d干法水泥窑
低温余热电站工程（6MW）
技术方案
（通用版）
目录
1杭州汽轮动力集团设备成套工程有限公司概况1
23200t/d干法水泥窑低温余热电站工程（6MW）项目内容2
3设计原则3
4水泥窑余热利用流程3
5热力系统方案比较4
63200t/d水泥窑单压热力系统蒸汽压力选择5
7单压热力系统简介7
8单压热力系统主要设备参数8
9车间布置10
10电站接入系统12
11电气及自动化12
12循环水冷却系统14
13化学水处理15
14建筑及结构16
15给水、排水18
16劳动定员19
17通常建设周期20
18主要技术经济指标20
1杭州汽轮动力集团设备成套工程有限公司概况
杭州汽轮动力集团设备成套工程有限公司（以下简称成套公司）成立于二零零七年八月，注册资本金两千万元,是杭州汽轮动力集团下属子公司。
杭州汽轮动力集团是中国企业500强（2008年第382位），是我国装备工业支柱企业之一，工业汽轮机的国内市场占有率约为80%。
杭州汽轮动力集团下属的杭州中能汽轮动力有限公司是国内最大的余热利用汽轮机制造厂。
成套公司专门从事建材、冶金、化工及其它行业的余热发电等节能减排项目的总承包（含BOT形式）业务。
公司主营业务：
电站设备成套、电站设计、电站设备安装、节能技术改造工程及提供相关技术服务、技术咨询、技术成果转让等。
成套公司具有一批从事热能、电力、环保等专业的高级技术人才，在节能减排领域积累大量的技术开发和工程设计、项目管理经验。
在项目总承包的过程中，能够为客户采用国内目前最合适的技术与装备，提供专业的技术和管理，以先进的服务理念，打造最优质的工程。
余热发电项目属于能源综合利用、节能、环保、增效型项目;是国家发改委重点推广的节能减排技术。
公司遵循“产品竞争靠技术、企业发展靠创新、服务用户靠质量、立足市场靠诚信”的经营理念，并决心在国家“建设资源节约型和环境友好型社会”、“发展循环型经济”的过程中，使国家和企业实现双赢。
公司成立两年来受到各界广泛好评,取得业绩如下:
No
建设年份
项目名称
行业
生产线规格
电站/MW
性质
1
07.6-08.1
浙江长兴水泥一线
水泥
1×5000t/d
9
总包
2
08.6-08.12
浙江长兴水泥二线
水泥
1×5000t/d
9
总包
3
08.6-08.12
浙江常山水泥
水泥
2×5000t/d
2×9
总包
4
08.7-09.1
诸暨兆山建材
水泥
1×2500t/d
4.5
总包
5
08.9-09.6
绍兴陶堰玻璃
玻璃
2×600t/d
4.5
BOT
6
09.3-09.10
秦皇岛蓝图信合水泥
水泥
2×2500t/d
2×4.5
BOT
7
09.4-09.12
富阳三狮水泥
水泥
1×5000t/d
9
总包
8
09.6-10.5
德州晶华集团振华玻璃
玻璃
450+500+600t/d
7.5
总包
9
09.6-10.3
浙江玻璃
玻璃
150+450+
2×600t/d
9
总包
10
09.7-10.2
浙江上峰水泥
水泥
1×2500t/d
4.5
总包
11
09.7-10.2
铜陵上峰水泥
水泥
1×5000t/d
9
总包
12
09.8-10.3
四川广汉三星堆水泥
水泥
1×2500t/d
4.5
BOT
13
09.8-10.8
江西中金铅业
冶金
8万吨/年
6
BOT
14
09.9-10.5
四川星船城水泥
水泥
1×2500t/d
6
总包
15
09.9-10.4
北川四星水泥
水泥
1×2500t/d
4.5
总包
16
09.9-10.5
四川洪雅雅森水泥
水泥
2×2500t/d
9
总包
17
09.9-10.4
四川南威水泥
水泥
1×2500t/d
4.5
总包
18
09.9-10.4
湖南良田水泥
水泥
2×2500t/d
2×4.5
BOT
19
09.10-10.6
怀宁上峰水泥
水泥
2×5000t/d
18
总包
20
09.11-10.8
唐山圣龙水泥
水泥
1×5000t/d
9
总包
21
09.11-10.9
四川成实天鹰水泥
水泥
1×3200
6
总包
22
09.12-10.8
唐山三友化纤
化工
3
总包
23
10.2-10.11
四川东方红水泥
水泥
1×3800
7.5
总包
24
10.2-10.11
旗滨株洲玻璃
玻璃
2×1000t/d
7.5
总包
25
10.3-10.12
攀枝花瑞丰水泥
水泥
1×2500t/d
4.5
总包
26
10.4-11.1
四川沽竹水泥
水泥
1×2500t/d
4.5
总包
23200t/d干法水泥窑低温余热电站工程（6MW）项目内容
3200t/d干法水泥窑低温余热电站工程在充分利用水泥窑窑头、窑尾废气余热的前提下，建设一座6MW纯低温余热电站。
本项目的建设内容如下：
●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）;
●锅炉给水处理系统；
●汽轮机及发电机系统（不含接入系统）；
●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；
●电站的土建、照明、环保等辅助系统。
3设计原则
总体技术方案要求在本工程实施和电站正常发电时，不能影响水泥生产线的正常生产。
电站方案设计遵循“系统先进;设备高效;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）以稳定可靠为前题，采用经实践证明是成熟、可靠的工艺和装备，对于同类型、同规模项目暴露出的问题，不得在本工程中重复出现。
（2）在稳定可靠的前提下，提倡技术先进，要尽可能采用先进的工艺技术方案，以降低发电成本和基建投入。
（3）尽可能利用公司现有设备、设施。
（4）生产设备原则上采用国内技术产品。
（5）减少操作岗位定员，以降低成本。
（6）贯彻执行国家和地方对环保、劳动、安全、消防、计量等方面的有关规定和标准，做到“三同时”。
4水泥窑余热利用流程
水泥窑窑头AQC锅炉从熟料冷却机中部取风,冷却机原后部排风烟道作为旁通,AQC锅炉进出风道及旁通设阀。
水泥窑窑尾锅炉在窑尾预热器后取风,原风道作为旁通,SP锅炉进出风道及旁通设阀。
旁通阀在事故及烟温需调节时使用。
窑尾废气经余热锅炉后，再用作原料粉磨烘干热源。
见附图1-《水泥窑余热利用流程图》
5热力系统方案比较
现水泥余热利用主要有单压、双压两种热力系统。
（闪蒸也是一种双压系统，基本状况同双压一致）
以下通过发电功率、厂用电、供电量及运行控制四个方面对两种系统进行简单比较分析。
1发电功率比较
设计双压热力系统的目的在于降低锅炉排烟温度，提高锅炉吸热量。
由于水泥窑SP锅炉排烟送生料磨烘干,排烟温度需要在210℃左右,在SP锅炉上设计成单压系统即可以将排烟温度降至210℃左右，故SP锅炉不设计成双压。
为降低排烟温度，双压热力系统仅在AQC锅炉上设置高、低压蒸汽系统。
由于双压系统AQC锅炉上设置低压蒸汽，AQC排烟温度双压较单压可降低20℃左右。
相对单压,双压热力系统其实只多吸收AQC排烟20℃温降焓值，双压在AQC上只增加约7%吸热量（烟气焓基本随温度线性变化）。
对于整个热力系统双压较单压只增加约4%吸热量,而且多吸的热量还是低品位的。
双压系统需设置补汽汽轮发电机组。
由于有补汽存在,补汽对主汽有干扰作用，补汽汽轮发电机组绝对电效率低于单压凝汽式汽轮机。
双压系统较单压在锅炉虽然多吸收了热量，但由于补汽汽轮发电机组绝对电效率较低，综合计算单压发电量高于双压。
简要计算如下：
单压热力系统汽轮发电机组绝对电效率23.2%。
双压热力系统汽轮发电机组主汽绝对电效率22.7%，双压热力系统汽轮发电机组补汽绝对电效率8.5%。
双压发电/单压发电＝（22.7+4×8.5%）/23.2×100%
＝99.3%
双压系统发电量较单压系统少0.7%。
2厂用电比较
双压系统锅炉除氧及给水系统复杂，锅炉除氧及给水系统耗电双压大于单压；循环水泵耗电双压大于单压；AQC锅炉受热面加大，烟风阻力加大，相应窑前风机要增加电耗。
根据计算与实际使用，单压厂用电约占发电量的5%，双压厂用电约占发电量的6%。
3供电量比较
双压供电量/单压供电量
=（99.3-6%×99.3）/（100-5）×100%=98.25%
双压系统供电量较单压少1.75%。
（105KW）
4运行控制
双压系统的补汽汽轮机对补汽适应能力较差，一旦水泥窑产量产生波动，将会使补汽量偏离额定值。
表现如下：
水泥熟料产量严重超产时补汽量大于额定值,此时补汽对主蒸汽做功影响很大；水泥熟料产量较低时双压系统低压锅炉部分的水不能汽化,无补汽可能，导致补汽的投运率大大降低。
由此可见,双压系统在水泥窑工况波动时,发电效率更低,且操作难度大。
综合考虑以上方面因素，单压供电量高于双压，运行维护简单，单压系统优于双压系统。
本方案按单压热力系统设计。
63200t/d水泥窑单压热力系统蒸汽压力选择
通常3200t/d水泥窑废气余热条件如下：
（1）3200t/d水泥窑窑头熟料冷却机中部取风余热参数如下：
废气量（标况）140000Nm3/h；
入口废气温度380℃；
入口废气负压600Pa；
（2）3200t/d水泥窑窑尾预热器废气余热参数如下：
废气量（标况）250000Nm3/h；
入口废气温度330℃；
入口废气负压6000Pa；
热力系统进汽压力变化发电量比较见下表：
（锅炉进水均为40℃）
锅炉产汽压力1.15MPa（A）
锅炉产汽压力1.25MPa（A）
锅炉产汽压力1.35MPa（A）
锅炉产汽压力1.45MPa（A）
AQC锅炉产汽量t/h
13.6
13.5
13.4
13.3
AQC锅炉产汽温度℃
348
349
350
351
AQC锅炉排烟温度℃
101
103
105
107
SP锅炉产汽量t/h
18.1
17.9
17.7
17.5
SP锅炉产汽温度℃
314
314
315
315
SP锅炉排烟温度℃
212
215
218
221
汽轮机进汽压力MPa（A）
1.05
1.15
1.25
1.35
汽轮机进汽量t/h
31.5
31.2
30.9
30.6
汽轮机进汽温度℃
318
319
320
321
汽轮机发电量kW
5949
5967
5980
5958
根据上表，锅炉产汽压力1.35MPa（A）、汽轮机进汽压力1.25MPa（A）时发电量最大。
故锅炉、汽轮机设计压力分别按以上两数据。
7单压热力系统简介
现水泥余热利用主要有单压、双压两种热力系统。
单压热力系统供电量与双压基本持平，还具有投资省、运行控制可靠等优点。
故本方案选用单压热力系统。
根据水泥生产线窑头冷却机废气排放温度的分布，在满足熟料冷却及工艺用热的前提下，窑头余热锅炉采取冷却机中部取风，从而提高进入窑头余热锅炉的废气温度，在缩小窑头余热锅炉体积的同时增大了换热量，并且提高了整个系统的循环热效率。
为减轻锅炉磨损，在窑头余热锅炉前设置了沉降室。
水泥窑窑头、窑尾余热锅炉均将原有烟道作为旁路烟道，供锅炉故障和废气温度调节时投用。
余热锅炉为立式锅炉，减少占地面积，减少漏风，提高余热回收率。
窑头余热锅炉设有蒸汽段和热水段。
窑尾余热锅炉只设置蒸汽段。
窑头余热锅炉生产13.4t/h－1.35MPa（A）－350℃过热蒸汽，热水段产生180℃左右的热水32.1t/h，其中13.9t/h的热水提供给窑头余热锅炉蒸汽段，18.2t/h的热水作为窑尾余热锅炉给水，窑尾余热锅炉产生17.7t/h－1.35MPa（A）－315℃的过热蒸汽。
窑头窑尾余热锅炉产生的过热蒸汽并入汽轮机房的主蒸汽母管混合，考虑压力温度损失及射汽抽气器用汽，有30.9t/h－1.25MPa（A）－320℃过热蒸汽作为主蒸汽进入汽轮机做功，发电功率5980kW.蒸汽在汽轮机做功后的乏汽通过冷凝器冷凝成水，经凝结水泵送入除氧器除氧，以上除氧水再经给水泵分别为AQC余热锅炉热水段提供给水，AQC炉热水段生产的180℃左右热水提供给AQC炉蒸汽段及SP锅炉。
从而形成完整的热力循环系统。
热力系统见附图2-《原则性热力系统图》、汽水平衡见附图3-《热力系统汽水平衡图》。
考虑到水泥窑今后产量可能提高，为了充分利用余热，汽轮机选型为N6-1.25（320℃）。
上述方案的配置，可以使电站运行方式灵活、可靠，能很好地与水泥生产配合。
8单压热力系统主要设备参数
根据热力系统，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
（杭州中能汽轮动力有限公司生产）
1
型号：
N6-1.25
额定功率：
6MW
额定转速：
3000r/min
额定进汽压力：
1.25MPa（A）
额定进汽温度：
320℃
额定进汽量:
31t/h
30.9t/h进汽量时发电功率:
5980kW
额定排汽压力：
0.008Mpa
2
发电机
（杭州发电设备厂）
1
型号：
QF-J6-2
额定功率：
6MW
额定转速：
3000r/min
出线电压：
10.5kV
3
3200t/d水泥线
AQC余热锅炉
（生产商待商议）
1
入口废气量：
140000Nm3/h（中部取风）
入口废气含尘浓度：
<10g/Nm3
入口废气温度：
380℃
出口废气温度：
105℃
蒸汽段参数：
13.4t/h－1.35MPa（A）－350℃
热水段出水参数：
180℃-32.1t/h
给水参数：
40℃
布置方式：
露天
热力计算烟气成份：
N2—77.5％、O2—20.5％、H2O—1％、CO2—1％、灰份—10g/Nm3
4
3200t/d水泥线
SP余热锅炉
（生产商待商议）
1
入口废气参数：
250000Nm3/h
入口废气温度330℃
入口废气含尘浓度：
80g/Nm3
出口废气温度：
218℃
主汽参数：
17.7t/h—1.35MPa（A）—315℃
给水参数：
18.2t/h—175℃
布置方式：
露天
热力计算烟气成份：
N2—65％、O2—5％、H2O—5％、CO2—25％、灰份—60g/Nm3
7
真空除氧器
1
出力：
32t/h
工作温度：
40℃
除氧水箱：
15m3
射水泵电机功率:
15kW
8
锅炉给水泵
2
流量：
46m3/h
扬程：
270m
功率:
55kW
9
凝结水泵
2
流量：
40m3/h
扬程：
62m
功率:
22kW
10
循环冷却水泵
2
流量：
1260m3/h
扬程：
21m
功率:
110kW
11
玻璃钢机械通风冷却塔
2
冷却水量：
1200t/h
45kW
12
沉降室
1
入口废气量：
150000Nm3/h
入口废气温度：
380℃
入口废气含尘浓度：
20g/Nm3
出口废气含尘浓度：
≤10g/Nm3
漏风系数：
≤0.5%
9车间布置
9.1主厂房
主厂房由汽轮发电机房及电站控制室、高低压配电室以及化水车间几部分组成，布置在水泥生产线的空地上，占地39×15m2。
汽轮发电机组双层布置，±0.000平面为辅机平面，布置有锅炉给水泵、凝汽器、凝结水泵等，6.000m平面为运转层，汽轮机及发电机布置在此平面。
供油系统布置在2.600m平台上。
为了便于检修，汽机间内设慢速桥式起重机1台，跨距LK=13.5m，起重量10t，轨顶标高12.000m。
除氧器布置在控制室上方。
电站控制室布置（下面高低压配电室）、化学水处理车间分别紧贴汽轮发电机房的一侧。
具体布置见附图4－《主厂房零米平面布置图》、附图5－《主厂房运转层平面布置图》、附图6－《主厂房纵断面图》。
9.2AQC余热锅炉及沉降室
窑头AQC余热锅炉布置在水泥生产线窑头厂房一侧，占地约为11×6m2，，采用露天布置，沉降室位于AQC旁。
4.500平面布置窑头余热锅炉；输灰装置、汽水取样器、排污扩容器、加药装置等布置在±0.000平面。
9.3SP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或引风机上方，占地约为10×5m2，采用露天布置。
9.4炉灰处理
当水泥生产线窑头及窑尾废气经余热锅炉换热后，沉降下来的炉灰产量经计算约为：
a.窑尾余热锅炉10t/h；
b.窑头余热锅炉及沉降室1.96t/h；
以上窑头及窑尾沉降的炉灰均回用水泥生产系统，窑头采用FU拉链机将收下的窑灰分别送回到相应的熟料输送系统，窑尾采用螺旋输送机分别将料灰送回到相应的生料输送系统。
9.5循环冷却水站
循环冷却水站占地32×17m2。
10电站接入系统
拟建的6MW低温余热电站采用10.5kV单母接线方式。
汽轮发电机组由电站10.5kV母线经电缆线路，与公司110kV总降变电站10.5kV母线连接。
6MW低温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。
目前在电站侧的发电机联络线开关处设置并网同期点。
接入系统方案详见附图10－《电站接入系统方案图》。
本接入系统最终方案应以当地电力部门出具的“接入系统报告”中接入系统方案为准。
总包不含接入系统设计与建设。
11电气及自动化
6MW低温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。
目前在电站侧的发电机联络线开关和发电机出口开关处设置并网同期点。
11.1电站主要用电负荷计算
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
55
2
一用一备，配变频
44
2
循环水泵
110
2
不备用，配变频
176
3
凝结水泵
22
2
一用一备，配变频
17.6
4
冷却塔风机
45
2
不备用，配变频
72
5
除氧射水泵
15
2
一用一备，配变频
12
合计
321.6
计算负荷的计算方法：
Sc=K∑P，K=0.8。
11.2站用变压器选择
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，站用变压器配置方式为电站10.5kV母线上配置两台干式变压器，其型号为SC（B）9－400/10.5。
变压器按互为备用的方式配设。
11.3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、紧急事故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
经常负荷
事故照明负荷
直流油泵
冲击负荷
合计
容量（kW）
1
3
4
6.2
电流（A）
4.5
13.6
18.1
10
40.2
计算时间（h）
1
1
1
事故放电容量（Ah）
4.5
13.6
18.1
36.2
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=1.25,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CcKK×CS/Kc（Cc--直流系统容量，CS—事故放电容量）可得：
Cc1.25×36.2/0.47=96.3Ah
由此,设计选用铅酸免维护蓄电池直流成套装置120Ah一套。
11.4主要电气设备选型
1）10.5kV高压配电设备选用金属铠装全封闭中置式高压开关柜；
2）400Ｖ站用低压配电设备选用抽屉式低压配电屏；
3）控制屏选用KG系列仪表控制屏;
4）静止可控硅励磁装置随发电机配套;
11.5集散型计算机控制系统
整个余热电站从余热锅炉、汽轮发电机系统、循环水泵站的循环水泵、电动阀和化学水处理的除盐水泵均集中在电站中央控制室操作、监控、管理。
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）进行分散控制、集中管理。
设置于电站的计算机系统（DCS）由现场级及中央控制级组成。
详见附图10－《计算机系统配置方案图》
12循环水冷却系统
设备冷却用水量
凝汽器冷却水量：
2100m3/h
冷油器冷却水量：
60m3/h
空气冷却器冷却水量：
70m3/h
循环冷却水总水量：
2230m3/h
本工程生产设备冷却用水采用循环系统。
该系统包括循环冷却水泵、冷却塔、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至冷却塔，冷却后的水流回塔下的循环水池，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。
参见附图7-《循环冷却水系统流程图》
系统损失水量与补充水量
玻璃钢机械通风冷却塔蒸发风吹飞溅渗漏损失水量：
45m3/h
系统排污、：
22m3/h
损失水总量：
67m3/h
新鲜水补充量67m3/h，循环利用率为97%。
13化学水处理
13.1概述
考虑建设一软化水站。
（若水源水质较差,可采用反渗透或一级除盐）
13.2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锅中含盐浓度较高地段的水面引出，同时要不断地给锅炉补水，以满足锅炉稳定、正常的运行。
正常运行时，汽水系统补水量小于1.5m3/h。
水处理设备的出力，按全部正常汽水损失与机组启动或事故增加的汽水损失之和确定，同时考虑化学水车间自身设备的耗水量。
因此，水处理系统生产能力按7.5m3/h进行设计。
13.3化学水处理系统方案
化水水站补水来自厂区生产消防给水管网，为了满足余热电站锅炉给水水质标准，化学水处理方式拟采用“过滤＋软化”系统（参见附图7-《化学水处理系统流程图》）。
处理流程为：
自厂区生活、消防管网送来的水经过机械过滤器，过滤后进入清水箱，由清水泵将水送至组合式软化水装置，出水达标后进入软水箱，再由软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蚀，采用真空除氧的方式。
汽轮发电机房设有真空除氧器，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。
13.4水处理设备选型
序号
设备名称及型号
数量
主要技术参数
1
机械过滤器
2
设计出力：
10m3/h
2
清水泵
2
流量：
7.5m3/h
扬程：
15m
3
组合式软水制取
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