玉盛源_焦炉煤气(热电联产项目)可行性研究报告.doc

太原玉盛源能源发展有限公司35 T燃气锅炉 + 6MW发电机组 可行性研究报告 合作方式：合同能源管理 沈阳市傲瀚节能工程有限公司 Shenyang AoHan Energy Services Ltd.目录位第一章 概 述1.1 设计依据1、国家计委颁发的热电联产项目可行性研究技术规定2、国家发展改革委员会、国家经信委员会、建设部颁发的计基础（2000）1268号文“关于发展热电联产的规定”3、国家技术监督局、中华人民共和国建设部联合发布的小型火力发电厂设计规范4、太原玉盛源能源发展有限公司提交给沈阳市傲瀚节能工程有限公司的可行性研究报告设计委托书5、太原玉盛源能源发展有限公司提供的热负荷、焦炉煤气及其它有关设计资料1.2设计范围本报告的设计范围包括以下三部分内容：1、综合利用自备电厂工程围墙内生产、生产附属、辅助生产工程及有关建筑。2、热电联产工程。3、编制工程投资估算并做出财务评价。属于本工程以下内容，由建设单位另行委托其他有关部门完成。1、工程地质及水文地质报告。2、环境影响评价报告书。1.3城市概况清徐县位于山西省中部，是省城太原的南大门。208、307两条国道、青银高速公路和正在建设中的太中银铁路穿境而过，交通便利，土地肥沃，水系密布，湖泊众多。全县总面积609平方公里，辖4镇5乡1个街道办事处、192个行政村和6个社区居委会，常住人口34万，享有“文化名城 醋都葡乡”的美誉。 清徐古称梗阳，始建于春秋，历史悠久，人文荟萃，迄今已有2500多年的历史，是古典文学名著三国演义作者罗贯中的故里。尧城村曾是尧帝建都之地，因此有 “中华第一都”之称。清徐也是晋商的重要组成部分，至今徐沟、大常、贾兆等地尚有保存相对完整的晋商古民居和古村落。全县共有国家级文物保护单位2个、省级4个、市级6个，其中，国家级文物保护单位狐突庙、清源文庙享誉全国，省级文物保护单位香岩寺、千佛洞是中国北方地区佛教石窟艺术的代表。清徐还是中国民间艺术之乡，徐沟背铁棍艺术被誉为“空中舞蹈、流动杂技、无言戏剧”，是省级非物质文化遗产。清徐有中国葡萄之乡之称。“清徐有葡萄，相传自汉朝”。清徐葡萄种植历史悠久，所产的龙眼葡萄皮薄、味甜、营养丰富，是鲜食、酿酒的佳品，被中国特产之乡评审委员会评为中国葡萄之乡。全县葡萄种植面积5万亩，葡萄品种超过160个。成为全国传统四大葡萄名产地之一。地处白石沟山区的葡峰山庄生态环境优良，葡萄漫山遍野，吸引了无数游人慕名而来，现已成为国家级农业生态旅游示范点。同时拥有多个葡萄加工企业，年产葡萄酒、葡萄饮料达80万公斤，转化葡萄250万公斤。清徐又中国醋都之称。“自古酿醋数山西，追根溯源在清徐”。清徐是山西老陈醋的正宗发源地，酿醋史源远流长，传统酿造工艺是国家首批非物质文化遗产。清徐老陈醋酸味纯正柔和、口感醇厚、微甜爽口、回味绵长，有“天下第一醋”的美誉，曾获1924年巴拿马国际商品博览会优质商品一等奖。现有老陈醋、陈醋、熏醋、白醋、保健醋、风味醋六大系列60多个品种。是全国最大的老陈醋生产基地，被中国特产之乡评审委员会命名为中国陈醋之乡。1.4项目建设的必要性太原玉盛源能源发展有限公司集团有限公司紧邻一焦化厂，采用捣固炼焦技术生产优质焦炭的80万吨/年煤气焦化，该厂一方面生产的焦炭、焦油、硫磺、硫铵、粗苯等可增大企业效益，另一方面多余的焦炉煤气可用来供给太原玉盛源能源发展有限公司进行热电联产项目的运行。焦化厂目前稳定正常生产，焦化产焦炉煤气39940Nm3/h，其中回炉煤气17532Nm3/h，粗苯管式炉需用煤气765 Nm3/h，剩余煤气21643 Nm3/h，焦炉煤气中含有大量的可燃有害气体，其低位发热量为17900KJ/Nm3。焦炉煤气点燃后对空排放，既造成了能源浪费，又对大气造成了污染。本着对环境负责和充分利用能源的原则，对剩余煤气进行综合利用是十分必要的。1.5法人篇1.6建设规模根据余热情况，建设规模为35t/h燃气锅炉+6WM汽轮发电机组。1.7主要技术原则1、本工程体现以余热定电的原则。2、厂房布置力求紧凑，改善环境，减少占地。3、主体工程与环保、安全和工业卫生同时考虑，尽量消除发电生产的“三废”对环境的影响。4、节约工程投资、降低工程造价、缩短建设周期，力求较好的经济和社会效益。72第二章 燃料及热负荷2.1 燃料2.1.1燃料来源本工程为太原玉盛源能源发展有限公司焦炉煤气综合利用工程，本工程采用燃气锅炉，锅炉燃料为周边焦化厂副产的焦炉煤气。焦化厂主要工艺流程如下：由备煤车间来的洗精煤，由输煤栈桥运入煤塔，装煤推焦机行至煤塔下方，由摇动给料机均匀逐层给料，用21锤固定捣固机分层捣实，然后将捣好的煤饼从机侧装入炭化室。煤饼在950-1050的温度下高温干馏，经过约22.5小时后，成熟的焦炭被推焦车经拦焦车导焦栅推出落入熄焦车内，由熄焦车送至熄焦塔用水喷洒熄焦，熄焦后的焦炭由熄焦车送至晾焦台，经补充熄焦、晾焦后，由刮板放焦机放至皮带送焦场。熄焦塔处设光电自动控制器，通过控制器中的时间继电器调整喷洒时间，保证红焦熄灭。熄焦后的焦炭卸至晾焦台上，冷却一定时间后送往筛贮焦工段。干馏过程中产生的荒煤气经炭化室顶部、上升管、桥管汇入集气管。在桥管和集气管处用压力为约0.3MPa，温度约78的循环氨水喷洒冷却，使约700的荒煤气冷却至84左右，再经吸气弯管和吸气管抽吸至冷鼓工段。在集气管内冷凝下来的焦油和氨水经焦油盒、吸气主管一起至冷鼓工段。从炼焦车间来的焦油氨水与煤气的混合物约80入气液分离器，煤气与焦油氨水等在此分离。分离出的粗煤气进入横管式初冷器，初冷器分上、下两段，在上段，用循环水将煤气冷却到45，然后煤气入初冷器下段与制冷水换热，煤气被冷却到22，冷却后的煤气进入煤气鼓风机进行加压，加压后煤气进入电捕焦油器，捕集焦油雾滴后的煤气，送往脱硫及硫回收工段。来自冷鼓工段的粗煤气进入脱硫塔下部与塔顶喷淋下来的脱硫液逆流接触洗涤后，煤气中的硫化氢含量脱至100mg/Nm3以下，煤气经捕雾段除去雾滴后全部送至硫铵工段。由脱硫及硫回收工段送来的煤气经煤气预热器后进入喷淋式饱和器上段的喷淋室，在此煤气与循环母液充分接触，使其中的氨被母液吸收。煤气经饱和器内的除酸器分离酸雾后送至洗脱苯工段。来自硫铵工段的粗煤气，经终冷塔冷却后从洗苯塔底部入塔，由下面上经过洗苯塔填料层，与塔顶喷淋的循环洗油逆流接触，煤气中的苯被循环洗油吸收，再经过塔的捕雾段脱除雾滴后离开洗苯塔，其中一部分送焦炉做回炉煤气，一部分送粗苯管式炉作燃料，剩余部分送热电厂发电。为综合利用焦炉剩余煤气，同时解决全厂生产、生活、采暖等用蒸汽的需要，本工程拟建设一座综合利用自备热电厂。遵照国家计委“关于鼓励发展小型热电联产和严格限制凝汽式小火电建设的若干规定”的精神，本设计采用热电联产的方案。在满足供热需要的前提下，多发电。这不仅具有节能效益，同时降低了企业的生产成本，还会减轻大气污染，从而提高经济效益和社会效益。2.1.2燃料（焦炉煤气）量a)煤气：流量：39940Nm3/h 回炉煤气流量：17532 Nm3/h 粗苯管式炉流量：765 Nm3/h 送热电厂煤气流量：21643 Nm3/h 洗苯后： 温度：27 压力：0.08MPa(表)净干煤气组成：成分H2CH4COCmHnCO2N2O2热值V%5560232758241.53370.30.817900KJ/Nm3杂质组成：含杂质量焦油氨硫化氢HCN苯萘g /Nm3微量0.030.020.3250.22.1.3锅炉蒸发量焦炉煤气是煤在焦炉中干馏时产生的可燃气体混合物，是一种高热值燃料。焦化剩余焦炉煤气量为21643 Nm3/h,热量为17900kJ/ Nm3,燃气锅炉热效率按89%，焦炉煤气损耗按5%考虑，额定蒸汽压力3.82MPa，温度450,蒸汽焓值为3334kJ/kg，150未饱和水焓值为634 kJ/kg，剩余煤气产蒸汽量为179002164395%89%(3334-634)=121.316t/h经计算得知，余热可充分保证一台35t/h锅炉100%负荷运行。2.1.4储存及运输方式为保证锅炉及发电机组的运行稳定性，设置一座干式低压煤气储柜，储存煤气量按每小时消耗量的90%计算，储气柜容积为20000m3。焦炉煤气通过煤气管道一路送至储气柜，一路直接送至燃气锅炉燃烧。煤气压力不稳时由储气柜补充。2.1.5锅炉点火锅炉点火采用德国最新全自动点火系统。2.2 热负荷2.2.1 工业热负荷： 焦化厂各装置的蒸汽用量详见全厂热负荷汇总表：序号车间或工段名称用汽等级加热方式蒸汽参数用汽量t/h冷凝液m3/h压力MPa温度冬季夏季平均平均1000.3 MPa1炼焦II0.51581.20.42冷鼓.电捕II0.5158322.53脱硫及硫回收II0.51587.06.54硫铵II0.515821.55洗脱苯II0.51584.02.56制冷II0.515801087生化处理0.515842.58生活及其它0.51581.201.009采暖0.51585.0010管网损失0.51582.2.合计0.515829.428.410.5根据工艺条件，焦化厂各种用汽量冬季平均为29.4t/h，夏季平均为28.4t/h， 参数为0.5MPa饱和蒸汽。折算到热电厂出口的设计热负荷为冬季26t/h，夏季27t/h。222供暖热负荷太原玉盛源能源发展有限公司厂区内目前现有供暖面积12104m2,供热方式为以各车间土暖气供热，热效率低，能源浪费，环境污染严重。供暖面积12104 m2，供暖热指标取220kJ/m2h，供暖热负荷为26 GJ/h。太原市清徐县供暖期室外计算温度为-7，当地冬季平均温度为-3，供暖期天数120天，由此计算出： 平均供暖热负荷与设计最大供暖热负荷之比：18-（-3）/18-（-7）=0.84最小供暖热负荷与设计最大供暖热负荷之比：（18-5）/18-（-7）=0.52由此得出近期供暖热负荷如下：最大热负荷：26GJ/h平均热负荷：22GJ/h最小热负荷：13GJ/h2.2.3 设计热负荷根据工业热负荷及采暖热负荷，折算到电厂出口的设计热负荷见下表。设计热负荷汇总表项目单位供暖期非供暖期最大平均最小最大平均最小工业热负荷GJ/h878169847869T/h292725282623供暖热负荷GJ/h262213T/h974合计GJ/h11310382847869T/h383429282623第三章 电力系统太原玉盛源能源发展有限公司原电力系统由6.3KV母线对本公司各耗电单位供电，供电线路6条，总负荷1000kW左右，所有负荷全部由该系统供给。本案发电机组投产后，全部满足公司的生产、生活用电。根据该工程的特点，为了提高整个公司的经济效益，节省建设投资，简化审批手续，本工程采用孤网运行，由6.3KV母线直接对厂内供电。第四章 机组选型及供热方案4.1机组选型及蒸汽平衡4.1.1机组选型考虑到热能利用率和全厂经济效益，本期机组参数确定为：锅炉蒸汽参数为3.82Mpa，450,相应汽机进汽参数为3.43Mpa，435 。按照全部利用焦炉剩余煤气，同时满足全厂热负荷，兼顾以气(煤气)定电和热电联产的原则，并提高热电厂的效率和经济效益，在机组选择上充分考虑保证运行安全可靠，操作简单灵活，节省投资等因素，本工程拟定以下装机方案：选用一台35t/h，3.82MPa，450中温中压燃气锅炉并配置一台6MW抽凝机组。确定机炉配置方案如下：锅炉：YG-35/3.82 1台 汽机：C12-3.43/0.981 1台发电机：QF-12-2型 1台4.1.2运行方式分析1. 本工程为余气利用工程，根据焦炉煤气情况，锅炉负荷为89%，汽轮发电机组为额定负荷率的88%。不需减温减压供汽就能满足要求。装机方案蒸汽平衡表 单位：t/h 表4-1类 别项 目35t/h+6MW供暖期非供暖期最大平均平均最小3.82Mpa锅炉新蒸汽锅炉蒸发量35353535汽轮机进汽量31.1531.1531.1531.15减温减压器用汽量000汽水损失3.73.73.73.7平衡比较000工业用汽抽汽量15.712.213.710.3减温减压器供汽量0000抽汽使用高加用汽量6666除氧器用汽量2.73.22.73.3外供汽量0000热负荷GJ /hT /h平衡比较0000发电功率5280528052805280装机方案热经济指标表4-2序号项 目单位35t/h+6MW供暖期非供暖期最大平均平均最小1热负荷t/h38342623GJ/h11310378692锅炉蒸发量t/h353535353汽机进汽量t/h31.1531.1531.1531.154汽机外供汽量t/h00005汽机外供热量GJ/h303030306减温减压器用汽量t/h00007减温减压器供汽量t/h00008汽水损失t/h1.71.71.71.79发电厂用电率%3.510供热厂用电率%2.911综合厂用电率%6.412年供热量GJ/a15840013年发电量Kwh/a38016000 (6000 X 0.88 X 7200h)14年供电量Kwh/a3558297615全年耗焦炉煤气量Nm3/a3895740016机组年利用小时数h720017热电比%11918全厂热效率%41.919年节标煤量t/a23750注：焦炉按年运行7200小时计算。4.2主机规范1.锅炉：35t/h中温中压燃气锅炉型号：YG40-3.82/450额定蒸发量：35t/h额定工作压力：3.82MPa蒸汽温度：450给水温度：150排烟温度：150燃烧方式：室燃排污率：2%设计燃料：焦炉煤气设计效率：90%数量： 1台2.汽轮机规范型号：6MW-3.43/0.981额定功率：6MW额定转速：3000r/min进汽压力：3.43Mpa进汽温度：435进汽量(额定/最大)：102/128t/h抽汽压力：0.981 Mpa抽汽温度：305抽汽量(额定/最大)：60/80t/h额定排汽压力：0.0049 Mpa冷却方式：水冷设备布置形式：双层运转层标高：7米数量： 1台3.发电机规范型号：QF-12-2额定功率：6MW电压：6300V功率因数：0.8额定转速：3000r/min临界转速(1次/2次)：1960-1990/6040r/min励磁方式：静态励磁台数： 1台4.3供热方案电厂机组可满足热用户的用热需求，汽机正常运行时，其抽汽量足可满足生产和采暖用汽量，汽机发生故障时，通过减温减压器对外供热，以保障热用户的正常生产和采暖。第五章 建厂条件5.1 厂址选择5.1.1 厂址概况本工程厂址选择在太原玉盛源能源发展有限公司现有厂区内，与焦化厂相邻。不需另外征地。5.2交通运输清徐县位于山西省中部，距离省城太原41公里，公路、铁路交通运输方便。建设场地工厂南门紧靠旧太汾公路，距307国道约1公里，距县城外环西路约800米，经县城外环上大运高速公路约2公里。周围大型企业均有铁路专用线，必要时，本项目产品可以借用。5.3电厂水源本工程新鲜水用量258.4m3/h。工业用水全部为矿坑水。为了节约用水，设计考虑废水回收，一水多用，在保护环境的同时也能提高电站的经济效益。5.4储灰场本工程锅炉燃用焦炉煤气，无灰渣排放。5.5工程地质和水文地质5.5.1场区自然气候清徐县属暖温带大陆性季风气候，一年四季分明，春节干旱多风，夏季高温多雨，秋季凉爽晴朗，冬季绵长寒冷。厂址地处清徐平川温和区，年平均气温10.2，最冷月一月平均气温-5.7，极端最低气温-25，最热月七月平均气温24，最高气温40。全年平均气压927.7百帕，年平均降雨量441.2mm，相对湿度61%，年平均风速2.2m/s，全年盛行东北风（1-10月），次主导风向为西南风（11-12月），静风频率29%。清徐县逆温出现频率较高，尤其是冬季，发生频率可达89%，5.5.2气象条件历年平均温度15.9历年最高温度42.8历年最低温度-25.1年平均降水量569.5mm年平均风速2.6m/s春秋冬季主导风向西南夏季主导风向东北冬季平均气压100.79kPa夏季平均气压100.23kPa最大冻土深度600mm5.5.3 场地岩土工程条件5.5.3.1地形地貌该场区地形平坦，地势无大起伏。地貌形态单一，为山前冲洪积平原。5.5.3.2地层岩性及其物理力学性质根据山西省太原市勘察测绘研究院所做的岩土工程勘察报告书(工程编号：1040415)，该厂址处未见不良地质情况。厂区地层分布、地质构造、各层土的物理力学性质及主要技术指标分述如下： 第(1)层杂填土(Q4ml)：为灰岩质碎石，下部含植物根系及有机质。该层层底埋深0.40-0.80m，平均埋深0.56m；层厚约0.50-0.80m，平均厚度0.56m。第(2)层粉质粘土(Q4al+pl)：灰黄色，可塑，含铁锰质氧化物及少量有机质，混小豆状姜石，见白色螺壳碎片，干强度中等，韧性中等，无摇振反应，稍有光滑。该层层底埋深3.20-3.60m，平均埋深3.45m；层厚约2.50-3.10m，平均厚度2.89m。 第(3)层粉质粘土(Q4al+pl)：灰黄色-褐黄色，可塑-硬塑，含铁锰质氧化物及混大量姜石，见白色螺壳碎片，干强度高，韧性中等，无摇振反应，稍有光滑。该层层底埋深6.70-8.50m，平均埋深7.61m；层厚约3.40-5.00m，平均厚度4.16m。 第(4)层粉土(Q4al+pl)：黄色，密实-中密，稍湿，含铁锰质氧化物及云母片，见白色螺壳碎片，干强度低，无韧性，摇振反应迅速，无光泽反应。该层层底埋深15.00-17.60m，平均埋深16.38m；层厚约7.20-10.30m，平均厚度8.77m。第(5)层粉质粘土(Q3al+pl)：褐黄色，可塑-硬塑，含铁锰质氧化物及混少量姜石，干强度中等，韧性中等，无摇振反应，稍有光滑。该层层底埋深20.80-22.00m，平均埋深21.41m；层厚约3.60-6.50m，平均厚度4.87m。第(6)层砂混砾卵石(Q3al+pl)：灰色，稍密，以灰岩质砾卵石为主，填充少量细砂，级配较好，细砂成分以石英为主，级配较好，粘粒含量低，中密-密实，该层层底埋深25.00-35.00m，平均埋深29.00m；层厚约4.00-14.00m，平均厚度8.00m。第(7)层粉质粘土(Q3al+pl)：褐黄色，硬塑，含铁锰质氧化物及混大量姜石，干强度中等，韧性中等，无摇振反应，稍有光滑。该层最大揭露埋深30.40m，最大厚度2.00m。5.5.3.3地下水情况由于在勘察深度范围内未见地下水存在，因此可不考虑地下水对混凝土基础的腐蚀。5.5.4岩土工程分析与评价5.5.4.1区域地质构造及其稳定性评价据附近地质资料知该场区内无其他新构造迹象的活动断裂带存在，地质条件较好。5.5.4.2场地土均匀性评价据勘察，该场地地基土层坡度小于10%，因此，场地内的地基土是均匀的。5.5.4.3地基上承载力及压缩模量的评价表5-1项目土层建议承载力特征值（KPa）压缩模量Es(MPa)第(2)层粉质粘土1605.5第(3)层粉质粘土1806.5第(4)层粉土1907.0第(5)层粉质粘土2008.0第(6)层砂混砾卵石26015.5第(7)层粉质粘土2309.55.5.5建筑抗震性能评价5.5.5.1场地地震效应根据建筑抗震设计规范（GB50011-2001）有关规定：太原市清徐县地震分组为第一组，抗震设防烈度为7度，设计地震基本加速度为0.10g。5.5.5.2场地液化判定由于该场区内水位较深，粉土可不考虑液化影响，场地土类型以中软场地土为主，场地类别为类建筑场地。5.5.6岩土工程结论与建议1、场地地基稳定，均匀，地形平坦，地貌单一，交通便利，适宜建筑。2、场区抗震设防烈度为7度，设计地震基本加速度为0.10g，场区内无液化土层存在；建筑抗震设防类别为乙类，为建筑抗震的一般地段。3、场区最大冻结深度为0.50米。4、勘察深度范围内未见地下水。5、建议采用天然地基，以第层粉质粘土或第层粉质粘土为天然地基持力层。6、场地土类型为中软场地土，建筑场地类别为类。第六章 工程设想 6.1厂区总平面布置6.1.1厂区总平面布置本工程建设规模为35t/h燃气锅炉配6MW汽轮发电机组。厂区总平面布置的原则是根据生产工艺的要求，结合厂址现有的具体情况，在满足防火、卫生、环保、交通运输和未来发展的前提下，力求减少占地，节约投资，经济合理，有利生产。本着上述原则，对拟建电厂的总平面布置如下：生产区位于原焦化厂的西部，接原厂房向北建设，自西向东依次布置了主厂房、烟道及烟囱。主厂房的布置为东西向布置，向北预留扩建端。主控室利用原办公场地改造，化学水处理室在原化水车间处建设，冷却塔建在烟囱东部。综合维修车间、材料库、办公楼等利用厂区现有设施。厂址主要出入口朝西开，电力出线向西转北，热力出线向北接至焦化厂等热用户。6.1.2厂区竖向布置厂区地势平坦，厂区竖向布置为平坡式布置，主厂房零米标高跟南侧办公楼相等，化学水处理室零米标高跟主厂房零米相等；厂区雨水通过暗管向北排至焦化厂总雨水干管。6.1.3主要技术经济指标见表6-1表6-1 主要技术经济指标表序号项目单位数量备注1104围墙内占地面积104 m21.2062单位容量占地面积104 m2/MW0.053本期建构筑物占地面积m255264露天堆场占地面积m205建筑系数%45.826道路广场占地面积m226517利用系数%67.88绿化面积m238839绿化系数%32.210104围墙长度m3206.2 燃料6.2.1规模与燃料消耗量本工程设计规模为35t/h中温中压燃气锅炉配6MW汽轮发电机组。燃料为焦炉煤气，每台锅炉燃料消耗量为5410Nm3/h。6.3燃烧系统6.3.1燃烧系统根据自备电厂锅炉燃料气为工艺外管送至锅炉房的焦炉煤气的特性，为保证燃烧稳定及热电站的安全运行，锅炉燃烧器相应配带自动点火程序控制及熄火保护装置。此外，锅炉相应配置有一、二次风机、引风机等设备。室外冷空气由鼓风机送到空气预热器预热后的热空气再送至锅炉底部的各风室到炉内参与燃烧。由空气预热器排出来的烟气，经烟道由引风机送至烟囱排入大气。锅炉用一座砼烟囱，其高度为100m，上口内径3m。6.3.2主要附属设备燃烧系统主要辅机见表6-2。燃烧系统主要辅机 表6-2序号名称规 格数量1一次风机P=3265 Pa Q=67300 m3/h 左旋90 空气温度20电动机：N=90KW 380V IP44 22二次风机P=4452 Pa Q=29515 m3/h 右旋90 空气温度20电动机：N=55KW 380V IP44 23引风机P=3600 Pa Q=188300 m3/h 左旋135 烟气温度150 电动机：N=315KW 6KV IP54 26.4热力系统6.4.1主蒸汽系统：主蒸汽管采用单母管切换制，以保证电厂运行的灵活性。6.4.2主给水系统：高压给水系统采用母管系统，给水泵出口设冷母管，高压加热器出口设热母管。冷母管采用单母管分断制，热母管采用切换母管制。为防止给水泵发生汽蚀，在给水泵和除氧器之间设置了给水再循环管。6.4.3低压给水及除氧有关系统：低压给水采用单母管分断制，除氧有关系统中加热蒸汽、化学补充水、凝结水、加热器疏水等均采用单母管制。为保护锅炉给水除氧的可靠性，本设计采用1台Q=85t/h的旋膜式除氧器。除氧的热源为汽机抽汽，经除氧后的给水温度为104，由给水泵经高压加热器加热到150送至锅炉。6.4.4回热系统回热系统按低加+除氧+高加考虑。在各级回热抽汽管道上均设有逆止阀，以保证高、低压加热器故障时汽缸不进水。高压加热器还设有紧急放水系统，事故时可将水排至定期排污扩容器。6.4.5抽汽供热系统汽机一段抽汽向热用户供0.98Mpa的蒸气。为保证供热的可靠性，设计一台对应参数的减温减压器，供汽机检修时供热用。6.4.6工业水系统电厂设置综合水泵房。工业水系统由布置在综合水泵房中的工业水泵提供可靠的水源，工业水管采用环形布置，以保障冷却用水，工业排水采用有压排水方式排至冷却塔水池，以节约用水。6.4.7 循环水系统循环水由循环水泵房来，经凝汽器后排至冷却塔水池进行二次循环，冷油器及发电机空冷器冷却水接自循环水管。6.4.8排污系统：热电站设有1台V=3.5m3的连续排污扩容器和1台V=7.5m3的定期排污扩容器。锅炉连续排污水由管道送至连续排污扩容器，为节约能源，二次蒸汽送至除氧器，从连续排污扩容器排出的污水及锅炉定期排污水一并引至定期排污扩容器，降温后排掉。热力系统主要辅机 表6-31冷凝器N-1000-1 1000m22台2凝结水泵4N6 Q=50m3 /h H=59mH2 O 4台附电动机Y180M-2 N=22KW3汽封加热器JF-20-1， 20m22台4低压加热器 JD-40-1， 40m22台5旋膜除氧器XMC-85,85t/h,0.02MPa，1042台附除氧水箱有效容积35m36高压加热器 JG-100-1，100m22台7电动给水泵DG85-808，85m3/h,2台附电动机N=280kW, 6KV IP238连续排污扩容器LP-3.5， 3.5m31台9双钩桥式起重机25/5t L=19.5m1台6.5主厂房布置主厂房采用三列式布置，即汽机房-除氧间-锅炉房。柱距6m，长度48m，运转层标高7 m。1. 汽机房：A、B跨度21m，汽轮机采用纵向布置，机头朝向扩建端，检修场地设在固定端B列柱侧。屋架下弦标高17m，汽机间装设25/5t的电动双钩桥式起重机一台，以备安装检修用。行车轨顶标高14 m。2.锅炉房：锅炉运转层以上为露天布置，运转层标高为7m。二台锅炉从固定端起顺列布置，两炉中心线距18m，炉顶设防雨棚。炉顶设有一个电动葫芦（两炉共用），供检修时起吊用。3. 除氧间：采用单框架结构，跨距7 m，零米层布置厂变及厂用电配电室。锅炉、汽机、除氧给水控制室布置在7m运转层，13.5 m层布置有除氧器和连排装置，顶部布置两个30m3高位工业水箱。4.锅炉房尾部外设引风机，烟囱等。锅炉房E排柱距烟囱中心线29米。引风机为露天布置，仅设电动机保护罩，检修时考虑临时搭支架.6.6供排水系统6.6.1供水水源本工程以矿坑水为水源，非采暖期设计用水量258.4 t/h，采暖期设计用水量为181.6t/h，水量分配详见表6-5。6.6.2循环水系统 根据水源条件，本期新建35 t/h中温中压燃气锅炉，6MW汽轮发电机组，其冷油器、空冷器的冷却水采用二次循环供水方式，其冷却设备选用自然通风冷却塔。机组的循环水量见表6-4。 循环水量表 表6-4凝汽量(t/h)凝汽器用水量(m3/h)其它用水量（m3/h）总计（m3/h）夏季冬季夏季冬季冷油器空冷器夏季冬季6MW机组231815001400706016251035本工程设计配置1座600m2冷却塔、1条DN900循环水供水管、1条DN400循环水回水管和4台循环水泵。循环水泵安装主厂房内。机组配备4台循环水泵，夏季4台同时运行，冬季2用2备。本系统的工艺流程为经冷却塔冷却后的水通过回水管自流到循环水泵前吸水井，经循环水泵加压后送入凝汽器、空气冷却器、冷油器，用过的热水沿压力钢管输送至冷却塔进行冷却，从而进行下一次的再循环。1.循环水泵循环水泵型号及规格如下：KQSN500-N19，Q =9561913 m3/h，H=2216mH2O;配电机:Y355L2-6，N=132KW 2.冷却塔本工程为抽凝式汽轮发电机组，其冷却用水为凝汽器、空冷器和冷油器用水，因此本工程选用一座600m2的自然通风冷却塔。6.6.3补充水系统 自备电厂补充水由矿坑水供给，补充水量表见表6-5。补充水量表表6-5序号项 目需水量(m3/h)经常回(m3/h)实际耗水(m3/h)备注夏季冬季夏季冬季夏季冬季1冷却塔蒸发损失77.836.20077.836.22冷却塔风吹损失6.53.4006.53.43冷却塔排污损失32.420.00032.420.04化学水处理用水74.754.60074.754.65工业用水100100505050506生活用水7700777未预计用水1010001010合计308.4231.25050258.4181.26.6.4生活消防水系统 自备电厂生活用水和临时消防用水采用共网；生活水泵、消防水泵各有2台，均1用1备，其规格、型号分别如下：1、生活水泵：IS65-40-200型，Q=1530 m3/h，H=5347mH2O；配电机功率为：N=7.5KW2.消防水泵：XBD7.4/45-150DL/3型，Q=120200m3/h，H=79.566mH2O；配电机功率为：N=55KW生活水泵消防水泵按装在综合水泵房内。6.6.5排水系统 厂区排水采用合流制。生活污水经化粪池初级处理发酵沉淀后排入厂区排水管网。锅炉排污水首先排入定期排污扩容器降温至40以下进时，方可排入厂区排水管网。其它工业废水直接排入厂区排水管网。全厂雨水通过雨水口排入排水系统。6.7化学水处理系统6.7.1设计基础资料1.建设规模根据生产工艺要求化学水处理车间建设按满足35t/h锅炉的生产要求建设，并留有扩建的余地。2.供热负荷：采暖期最大： 38 t/h损失为(采暖期最大) 18 t/h3.水源与水质水源为矿坑水。现以建设单位提供的水质全分析报告为依据，水质分析资料列如下：序号项 目符号单位结果1pH/7.502浊度FTU1.113悬浮物mg/L澄清4CODmg/L1.785全硬度(以CaCO3计)mg/L510.926永久硬度mg/L324.057暂时硬度mg/L186.878总碱度mg/L242.49二氧化硅SiO2mg/L22.5010游离二氧化碳CO2mg/L11铝mg/L12钾K-mg/L1.5113钠Na+mg/L54.5014钙Cmg/L127.0515镁Mmg/L47.0416氨NH4+mg/L17二价铁Fe2+mg/L18三价铁Fe3+mg/L0.00119氯根Cl-mg/L182.5820硫酸根SO42-mg/L169.0721重碳酸根HCO3-mg/L227.5922碳酸根CO32-mg/L未检出23硝酸根NO3-mg/L28.4724亚硝酸根NO2-mg/L未检出25氟F-mg/L0.45备注6.7.2化学水系统出力采用的数据 (1)厂内水汽循环损失 353%=1.05t/h锅炉启动或事故而增加的水处理设备出力：3510%=3.5 t/h(2)锅炉排污汽水损失增加 352%=0.7 t/h(3)对外供汽损失采暖期最大： 18 t/h则主厂房所需化学水最大量为 43 t/h(4)化学水处理系统自用化学水量 3 t/h本化学水处理最大出力为 46 t/h系统设计出力取 60 t/h6.7.3系统的选择及出水水质1、设计采用的主要技术数据汽水标准参考火力发电机组蒸汽动力设备水汽质量标准GB/T12145-1999(1)蒸汽质量标准PH 8.5-9.5总含盐量 2.0 mg/L二氧化硅 0.2 mg/L氯离子 0.5 mg/L(2)锅炉给水质量标准硬度 3.0mol/L溶解氧 15g/L铁 50g/L铜 10g/LPH(25) 8.9-9.2油 1.0mg/L(3)汽轮机凝结水质量标准硬度 3mol/L溶解氧 50g/L(4)锅炉炉水质量标准磷酸根 5-15 mg/LPH(25) 9-11含盐量 100 mg/L二氧化硅 2.00 mg/L(5)化学除盐水 硬度 0mol/L二氧化硅 20g/L导电率(25) 10s/cm2、系统的选择由于本工程水源为井水，同时由于是供热机组，锅炉补充水量比较大。据此提出了2套水处理工艺，第一套为反渗透予脱盐加混床的处理方案,第二套为反渗透予脱盐加EDI(连续电除盐系统)精除盐的处理方案。第一套方案井水来水多介质过滤器反渗透装置混床除盐水箱。本方案的特点是系统可靠，出水水质稳定，缺点是有酸碱废水产生，但通过中和后可达标排放。第二套方案水工来水多介质过滤器反渗透装置EDI除盐水箱本方案的特点是系统简单，技术先进，能够实现自动化操作，不用酸碱，不排放酸碱废水，水利用率高，但投资较高，投入运行的工程较少。通过对上述二套系统进行分析比较，本着保护环境、保证出水水质，降低运行费用和减少投资的原则，确定本期工程的化学水处理系统为反渗透+混床的处理系统。6.7.4主要设备选择多介质过滤器 3200mm 1台反渗透装置 30t/h 2套混床 1500mm 2台6.7.5主要设施化水厂房制水间 360m2 泵房 90m2附房 408m2 6.7.6化学水处理间及附属间设备布置水处理间水处理间布置在主厂房东北侧，长度38米，柱距均为6m，屋架下弦标高8.0m，主跨主要布置多介质过滤器、反渗透装置、混床，主跨北侧建设一个附跨，跨度4.5m，主要布置水泵及酸碱计量箱；中间水箱、除二氧化碳器、除盐水箱等布置在室外。水处理附属间化学水处理的控制室、值班化验室、配电室、油分析室、水分析室、天平室、办公室等布置在水车间的二层楼内的房间内。6.7.7其他1.汽水取样系统设饱和蒸汽、过热蒸汽、炉水、疏水、除氧水等取样点，样品温度冷却到小于40。其他循环水、凝结水等取样点设取样阀。2.给水、炉水的辅助处理在锅炉间运转层固定端安装磷酸盐加药装置一套给水加氨装置，以便对炉水进行校正处理和使给水的PH值达到规范要求。3.水处理药品、酸、碱、液氨等均考虑由供应商采用汽车运输。化学水处理系统的防腐措施除盐水箱等衬环氧玻璃钢，除盐水管和酸碱管采用衬胶管或衬塑管。其他有腐蚀的定型设备均衬橡胶。4.水处理系统本期工程全部为手动操作。本设计同时设置了必要的运行和再生过程中的必需的检测仪表。5.废水中和系统 离子交换器再生产生的酸碱废水经排水沟流入中和池，经排水泵循环搅拌后，PH值达到7-9后排入排水系统。6.8电气部分6.8.1电气主接线电厂新建一炉一机，发电机型号为6MW，机端电压6.3KV。发电机接在新上6.3KV母线上，6.3KV母线采用单母线分段，中间通过分段断路器连接。新上的6.3KV母线经两条联络线分别接入该公司原工程6.3KV I段、II段母线上。联络线采用电缆,约150m。厂用启动及备用电源从原工程引接，6.3KV母线直接对外馈电。6.8.2厂用电及直流系统电厂设380/220V低压厂用电。低压厂用电采用380/220V，动力和照明共用的三相四线制系统。380/220V低压厂用电采用单母分段接线，主厂房内按炉分为两段，每段母线由一台低压工作变供电，电源取自对应发电机出口6.3.KV母线。380V/220V备用电源由本公司原工程备用变压器提供。本期工程作为控制、保护、信号、自动装置、事故照明、跳合闸及直流润滑油泵所用的直流电源与原工程所上的400Ah直流系统共用，不再新上设备。6.8.3主设备选择及布置方案6.3kV断路器选用真空断路器，6.3kV配电装置选用中置式开关柜。为了根原工程控制保护方式一致，本期主控室内设备采用传统操作控制方式，不采用微机综合自动化系统，设备安装在原工程电气主控室内，同期、励磁保护及中央信号系统与原工程设备共用。380/220V低压厂用配电装置选用GGD3电厂专用成套开关柜，厂用低压变压器均选用油浸式变压器。6.3KV、0.38KV配电装置及厂用变压器均布置在除氧间0米层。6.9热力控制本工程装设1台中温次中压35t/h燃气锅炉，1台6MW汽轮发电机组。根据电厂热工自动化设计技术规定，结合本工程的特点，热力控制系统拟采用目前国内同类型机组中较先进的控制水平。6.9.