水泥有限责任公司余热发电项目可行性研究报告

某某水泥有限责任公司余热发电项目技术方案目录1．概述2．热力系统及装机方案3．冷却水系统4．化学水处理系统5．给排水系统6．电力系统7．电气8．热工自动化9．电气设施防火要求10．建筑及结构11．附图1概述1.1项目建设范围本工程项目范围包括：汽轮发电机房；窑头余热锅炉；窑尾余热锅炉；化学水处理；循环水泵站及冷却塔；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；1.2设计界限：窑尾：C1出口到锅炉的管道（含阀门）到发电系统（含开口）；窑头：篦冷机出风口到锅炉的管道（含阀门）到发电系统（含开口及筑炉）。

系统：余热锅炉系统；凝汽式汽轮发电机系统；给水系统；除氧器系统；凝结水系统；疏水系统；补给水系统；抽真空系统；锅炉排污系统；循环水系统；工业水系统；电气系统；化学水处理系统；锅炉水处理系统；循环冷却水处理系统；热工控制系统（含DCS系统）。

其他：含电气保护装置（接入系统除外）、电控设备、电缆、防雷接地。

水源：主水管由甲方负责引到用水点30米范围之内（超出30米增加的费用甲方承担）。

阀门井由乙方负责。

电气系统分界线：总降联络柜开关的下端口为电气分界线。

到总降的电缆由乙方负责提供。

2热力系统及装机方案2.1余热条件及生活用热需求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两个部分。

可利用余热资源如下：窑头余热锅炉进口废气：67,600Nm3/h —400 C；窑尾C1 出口废气：164,600Nm3/h —320C；因此，本技术方案基于如上余热条件及范围，其中窑头锅炉从冷却机中部取风，窑尾烘干废气温度为200C，因此SP锅炉废气出口温度按200 C设计。

2.2装机方案的确定由于水泥熟料生产线的废气余热量是随熟料产量、煤质、原料、能耗等条件运行工况而变化的。

当水泥窑废气温度波动时，相应的余热锅炉产汽量也随之发生变化。

发电系统装备的选择应能够适应废气参数波动，装机方案也应该适应这种波动。

针对窑系统的废气参数，发电功率计算如下:以上计算结果是基于窑尾锅炉排出的废气温度不小于200 C (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不小于200C), 汽轮机排汽压力为0.0075MPa,汽轮机效率为＜8%，发电机效率＜9.5 %的条件得到的。

本表中发电功率为理论计算植。

锅炉主汽参数：1.35MPa—300〜385C ;汽机进汽参数：1.25Pa-320±0C，具体如下:1) 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 1.35MPa—6.87t/h—385 C;2) 1#SP余热锅炉根据废气参数计算，窑尾余热锅炉产汽量如下：主蒸汽 1.35MPa—11.63t/h —300 C过热蒸汽；3) 2#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 1.35MPa—6.87t/h—385C;4) 2#SP余热锅炉根据废气参数计算，窑尾余热锅炉产汽量如下：主蒸汽1.35MPa—11.63t/h —300 C过热蒸汽；3)汽轮机组四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37.0t/h—1.25MPa—320C过热蒸汽，作为汽轮机主进汽。

经计算上述蒸汽共具有约7154kW的发电能力。

考虑到汽轮机的稳定工作范围为额定功率的40%〜110%,且厂内的符合基本变化不大，故选择一台额定发电功率为7500 kW的汽轮机，并配套一台9000kW发电机。

综上所述，本工程确定装机方案如下：1台7.5MW凝汽式汽轮机+ 1台9MWt电机+ 2台2500t/d窑头余热锅炉 + 2台2500t/d窑尾余热锅炉2.3热力系统及设备选型2.3.1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，结合水泥生产工艺条件，热力系统方案确定如下：窑头余热锅炉I段生产参数为1.35MPa—385C的过热蒸汽。

窑头余热锅炉热水段生产150C左右的热水，其中一部分热水提供给窑头余热锅炉蒸汽段，一部分热水作为窑尾余热锅炉给水。

窑尾余热锅炉生产1.35MPa—300C过热蒸汽。

水泥生产线窑头、窑尾锅炉产生的过热蒸汽作为汽轮机的主蒸汽，共同推动汽轮机做功，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：①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。

②为了保证电站事故不影响水泥窑生产，余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。

③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。

④除氧器米用真空除氧方式，有效的保证了除氧效果。

⑤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。

3. 冷却水系统本工程是利用公司现有生产线的窑头、窑尾余热建设一套装机容量为9MW 的低温余热电站。

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电站工程冷却水量如下：凝汽器冷却水量：3150 m3/h （最大3465 m3/h）冷油器冷却水量：80 m3/h空气冷却器冷却水量：100 m3/h其他设备冷却水量： 4 m3/h循环冷却水总量：3334 m3/h （最大3649 m3/h）3. 2.设备冷却水系统方案本工程设备冷却用水拟采用循环系统（见给排水系统流程图）。

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。

33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工程的冷却用水量、建设场地的特点，循环冷却水泵拟采用3台单级双吸卧式离心泵，冷却塔拟采用组合逆流式机械通风冷却塔，冷却塔的进出水温差按10C计算。

为便于循环水量的分配, 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：循环冷却水系统布置循环冷却水系统设循环水泵站一座，布置于冷却塔一侧，平面尺寸约为22.5 $6m,内设水泵间、控制室和加药间。

冷却塔单列布置，平面尺寸约为31.5 X0.5m。

冷却塔下设循环水池，水池容积约为992m3，约占最大循环水量的26.9%。

车间布置见图052W02〜03。

3.5.系统损失水量与补充水量根据余热电站建设所在地区气象条件和本工程的冷却用水量，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：39 m3/h系统排水量：11 m3/h损失水量：50m3/h间接循环利用率为98.2%左右，循环水系统需补充新鲜水量为50m3/h。

4. 化学水处理系统4.1 .概述本工程余热电站中的余热锅炉的工作压力为 1.35MPa,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《工业锅炉水质》(GB1576-2001)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。

电站正常运行时，汽水系统补水量为2m3/h,最大约6m3/h。

因此，水处理系统生产能力按10 m3/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活管网接入，由于尚缺现有生活管网补水的完整水质全分析报告，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+混合离子交换器” 系统（待水质全分析报告完整后，处理方式需根据水质情况调整）。

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，出水经中间水泵提升至混合离子交换器处理，出水达标后进入除盐水箱，再由除盐水泵将除盐化水送至汽轮发电机房供机组使用。

出水水质达到：硬度w0.03mmol/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w0.05mg/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。

44水处理主要设备选型本工程水处理设备的选型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，同时考虑化学水处理车间自身设备的耗水量。

本电站工程正常运行时，汽水系统补水量为2m3/h,最大约6m3/h。

因此化学水处理设备制水能力按10m3/h计。

主要设备选型如下:化学水处理车间布置化学水处理车间双层布置，平面尺寸为24x 13.5m,其包括水处理间、水箱间、化验室及值班室。

5. 给排水系统5.1. 供水水源本工程拟采用地下水作为用水水源，按照业主提供的水质报告，根据本工程用水点和用水类型，循环水补水量较大，由水源地直接补给；辅助生产用水（化学水车间、取样冷却器用水、杂用水）量较小，利用厂区现有生产消防给水系统，由现有生活消防管网接入。

5.2. 给水系统本工程的循环水补水由水源地直接补给；辅助生产用水利用厂区现有生产给水系统，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。

（见给排水系统流程图）本余热电站工程耗水量如下：循环系统补水量：50 m3/h化学水用水量： 3 m3/h杂用水及辅助生产用水量：0.5 m3/h余热锅炉用水量： 1 m3/h消防用水量：180 m3/次本工程总用水量为：54.5 m3/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180m3/次。

由于本工程电站设在水泥厂内，水泥厂的消防用水量比电站要求高，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54.5m3/h （未含消防水用量）。

考虑管网漏损和不可预见水量，电站建设生产用水：54.5X 1.2= 65.4m3/h。