150t锅炉热电联合发电厂设计.doc

此文档收集于网络，如有侵权，请联系网站删除热电联合发电厂设计1.1工程概况1.1.1总平面布置总平面布置的原则是根据工艺流程和使用要求，结合自然条件和现场实际情况，在满足防火、卫生、环保、交通运输等条件的前提下，力求减少占地节约投资，经济合理，有利生产，方便生活。1.1.2 工程设计本工程计划安装2台150 t/h高温高压蒸汽锅炉和二台C25型汽轮机(最大工业抽汽量为130t/h)。150 t/h高温高压蒸汽锅炉供C25型汽轮机抽汽量为130t/h，同时20 t/h高温高压蒸汽转换低温低压蒸汽供工厂使用。设计装机规模为二机配二炉，并预留二期第三台机组位置，有关公用系统也按三炉三机方案考虑，最终形成三炉三机的规模。1.1.3设计标准大中型火力发电厂设计规范(GB50660-2011)火力发电厂设计技术规范(DL5000-2000)火力发电厂初步设计文件内容深度规定(DL/T5427-2009)锅炉房设计规范(GB50041-2008) 化工企业化学水处理设计技术规定HG/T 20653-2011火力发电厂金属技术监督规程(DL438-2009)化工厂蒸汽系统设计规范GB/T50655-2011锅炉房设计工艺计算规定HG/T 20680-2011火力发电厂高温紧固件技术导则(DL439-2006)火力发电厂高温高压蒸汽管道蠕变监督规程(DLT-441-2004)电厂用水处理设备质量验收标准(DL543-2009)火力发电厂水汽化学监督导则(DLT561-1995)电厂用抗燃油验收、运行监督及维护管理导则(DLT571-2007)凝汽器胶球清洗装置和偱环水二次过滤装置(DLT581-2010)电力设备监造技术导则(DLT586-2008)火力发电厂热平衡导则(DLT606.3-2006)火力发电厂水平衡导则(DLT606.5-2009)汽轮发电机漏水、漏氢胡检验(DLT607-1996)火力发电厂汽水管道与支吊架维修调整导则(DLT616-2006)电站钢结构焊接通用技术条件(DLT678-1999)汽轮机调节控制系统试验导则(DLT711-1999)火力发电厂凝汽器管选材导则(DLT712-2000)火力发电厂金属材料选用导则(DLT715-2000)电站隔膜阀选用导则(DLT716-2000)电站蝶阀选用导则(DLT746-2000)火力发电厂保温材料技术条件(DLT776-2001)火力发电厂节水导则(DLT783-2001)火力发电厂中温中压管道（件安全技术导则）(DLT785-2001)大型发电机内冷却水及系统技术要求(DLT801-2010)火力发电厂焊接热处理技术规程(DLT819-2002)火力发电厂汽轮机电液控制系统技术条件(DLT996-2006)火力发电厂汽水管道设计技术规程(DLT5054-1996)火力发电厂油气管道设计规程(DLT5204-2005)电力工程地下金属构筑物防腐技术导则(DLT5394-2007)电站汽轮机技术条件(DLT892-2004)火力发电厂汽轮机防进水和冷蒸汽导则(DLT834-2003)凝汽器与真空系统运行维护导则(DLT932-2005)火力发电厂凝汽器化学清洗及成膜导则(DLT957-2005)发电厂凝汽器及辅机冷却器管选材导则(DLT712-2001)火力发电厂循环冷却水用阻垢缓蚀剂(DLT806-2002)7.2 燃料7.2.1燃料成分数据燃料成分数据如下表名称符号单位数值碳C%52.95氢H%3.63氧O%6.28氮N%1.03硫S%0.94灰分A%26.01水分M%9.06挥发分Vr%32.92低位发热量QnetKJ/kg209007.2.2石灰石：石灰石成分资料见下表。名称符号单位数值氧化钙CaO%55.75五氧化二磷P2O5%0.03三氧化二铁Fe2O3%0.06二氧化硅SiO2%0.31三氧化二铝Al2O3%0.06烧失量%43.79根据可逆反应CaO+SO2+(1/2)O2 =CaSO4，在炉膛内燃烧、温度约850时，在钙硫摩尔比Ca:S=2:1的条件下，可较好地除硫，实际脱硫效率可达85%。7.3固体燃料及脱硫剂消耗量项目名称煤石灰石小时耗量（t/h）12.153.96日耗量（t/d）291.69.5年耗量（t/a）9720031680建设规模（本期工程锅炉二用一备） 注：每日按24h计： 每年按8000h计。7.4 锅炉选型锅炉的选型与燃料特性，与当地环保要求及灰渣利用情况有关。目前可供热电厂选择的炉型较多，如链条炉、煤粉炉及循环流化床炉等。链条炉燃烧热效率较低，多用于小吨位锅炉；煤粉炉从燃烧性能上讲不会有太大问题，但该炉型的制粉系统复杂工程投资大，灰渣难以综合利用，环保难以符合要求。循环流化床锅炉做为近几年出现的炉型，已得到越来越广泛的应用，与其它炉型相比，循环流化床锅炉具有以下特点：（1）煤种适应性广。在同一种炉子内既可燃烧优质燃料又可以燃用发热值和挥发份较低的贫煤，锅炉效率可达88%左右。（2）锅炉负荷调节范围大，适用热负荷变化范围也较大。 （3）锅炉可以在炉内脱硫，脱硫率可达90%，能明显地减少二氧化硫及氮氧化物的排放量，有利于改善城市环境。（4）由于循环流化床燃烧效率高，灰渣中可燃物少，所以灰渣活性好，可供水泥厂或砖厂综合利用。相比之下，循环流化床锅炉较其它炉型有更大的优点。热电厂选用煤种为灵武煤，煤种硫分别为0.94%，低位发热值为18800KJ/kg，因流化床锅炉煤种适应性广具有良好的脱硫性，所以，本报告认为选用循环流化床锅炉较适宜。为提高经济性，锅炉选用次高温次高压参数。7.5机、炉型号锅炉点火采用0#轻柴油，因而厂内设点火油系统。柴油由油罐车运输到厂，经卸油泵送至油罐。点火油由供油泵将油加压至2.5MPa，在点火器中雾化燃烧，为便于油量控制，点火油路设回油管道。另设伴热管道以保证冬季点火时油温不致过低。检修时可用蒸汽清扫油管路。主要设备技术参数如下：锅炉：型号： YG-150/5.29-M额定蒸发量： 150t/h过热蒸汽压力： 5.29MPa过热蒸汽温度： 485给水温度： 150锅炉效率： 88%台数： 2台汽轮机：型号： C25-4.9/0.98额定功率： 25000KW额定进汽压力： 4.9MPa额定进汽温度： 470额定进汽量（额定/最大）155/202t/h抽汽压力： 0.98MPa抽背压汽温度： 300抽背压汽量（额定/最大）： 80/130t/h台数： 2台发电机：型号： QF-30-2功率： 30000KW电压： 10.5KV功率因数： 0.8转速： 3000r/min台数： 2台7.6供水水源厂区提供。7.7储灰场7.1.1 灰渣量本期工程按照2150t/h循环流化床锅炉配除尘效率99.9%布袋除尘器和已提供的燃料成份分析资料进行计算，结果如下：时间 项目单位灰量渣量总量每小时T/h6.632.859.48每日T/h159.1268.4227.52每年T/h530402280075840注：每日按24h计；每年按8000h计。7.7.2 建议灰渣综合利用热电项目的灰渣建议全部做为建材掺合料进行综合利用，用来生产加工混凝土砌块，空心砖等建筑材料。省煤器和除尘器下的干灰用以制作加气混凝土砌块，免烧免蒸地面砖、路面砖、墙体砖等。炉底渣用来烧制灰砖和作为路基的掺和料。厂区内只设临时性灰渣场，不设永久性渣场。为防止热电厂灰渣综合利用出现事故，设置事故灰渣场，可贮存半年灰渣量，灰场填平后可覆土造田。主厂房（汽机房、除氧煤仓间及锅炉房）、冷却塔、灰库、渣库、烟囱等建（ 构）筑物可采用独立基础或环板基础，采用换填法对地基进行处理。7.8燃料运输7.8.1 燃料和脱硫剂的粒度燃料及脱硫剂均由汽车运输入厂。根据循环流化床锅炉对燃料和脱硫剂粒度的要求，输煤系统提供给锅炉的燃料和脱硫剂的粒度分别为13mm，2mm。7.8.2 卸煤装置及储煤场运煤汽车进厂后，先经电子汽车衡计量后，再进入煤场卸车，卸煤可进行自卸或以单斗装载机及人力辅助卸煤。新建一座干煤棚，堆高5m，储存原煤总量约为15000吨（包括二期存储），能满足电厂2台150t/h锅炉15天的用量。煤场上安装1台5吨桥式抓斗起重机用于煤场的整理和向系统上煤。煤场设两个地下煤斗，其中一个兼作石灰石斗，煤的堆存拟用汽车直接运煤到煤堆上再卸车，可减少单斗装载机的作业量。煤场设桥式抓斗起重机一台和两台单斗装载车，用于平整煤场，往地下煤斗供煤及供石灰石。由汽车运进厂的混煤和粒度2mm的石灰粉由轮式装载机按比例进行初掺混，再由桥式抓斗起重机向煤斗上料，煤斗中的燃料经振动给料机送至1#带式输送机。7.8.3 运煤系统由于来煤料度较小，本系统设计一级破碎，能满足锅炉对料度的要求，相应的建设一座碎煤机室。碎机室内安装两台出力为100t/h的四论齿辊式碎煤机，保证出料料度满足循环流化床对燃料粒度的分布要求。输送系统采用双路，系统出力按100t/h设计，采用B=500mm，V 1.6m/s，Q=100t/h的带式输送机（1皮带为大倾角皮带）。其中一路运行，另一路备用；7.8.4筛碎设备；系统采用四论齿辊式碎煤机，可独立完成筛分和破碎任；7.8.5控制系统；运煤系统采用机旁就地控制，可选择接入分炉计量和在；7.8.6辅助设施；由于燃料采用汽车运输，故厂内设置一台SCS-30；2#带式输送机设有电子皮带秤，用来计量进入锅炉房；2#带式输送机中部设有样装置，取、制入炉煤的煤样；输煤系统设有带式输送机的带速检测，溜槽行一路备用。煤仓间上煤设在主厂房固定端。7.8.7 筛碎设备系统采用四论齿辊式碎煤机，可独立完成筛分和破碎任务，使燃料粒度满足锅炉燃烧要求。7.8.8 控制系统运煤系统采用机旁就地控制，可选择接入分炉计量和在线取样分析系统。7.8.9 辅助设施由于燃料采用汽车运输，故厂内设置一台SCS-30型无基坑式电子汽车衡，用来计量入厂煤量。2#带式输送机设有电子皮带秤，用来计量进入锅炉房的煤量，皮带秤采用8t实物校验装置进行校验，实物校验装置设在碎煤机室旁。2#带式输送机中部设有样装置，取、制入炉煤的煤样，在1#、2#带式输送机头部各设有一级除铁器。输煤系统设有带式输送机的带速检测，溜槽堵塞检测器、跑偏开关，双向拉绳开关等保护装置。碎煤机室、煤仓间等起重量1-3t者采用单转行车配手动葫芦，起重量3t以上或起吊高度大于6t者采用电动小车式电动葫芦，推煤机库采用起重量5t，跨度8米电动单梁起重机，辅助建筑物包括推煤机库、汽车衡控制室外休息室。推煤机库共3个台位，其中有一个检修台位，其余为停放台位。另包括：采暖、通风、除尘、喷水、消防、水力清扫、通讯等辅助系统。7.9 环保及安全措施运煤系统的栈桥及栈道采用水冲洗地面清扫系统。碎煤机室、煤仓间、原煤仓等分别采用集中除尘设施，煤仓间卸料口采用密封结构。带式输送机的导料槽出口采用喷水防尘。储煤场设有消防及防尘的喷淋设施。所有转动机械露部分均设护罩或栏杆防护。输煤栈道步道采取防滑措施。运煤系统转运落煤和落煤斗均采用带衬板隔音结构，运煤系统运落煤站及带式输送传动装置处设有消防保护。1.10燃烧系统本期工程选用2台150t/h循环流化床锅炉。燃煤经破破为0-10毫米，由输煤皮带送至原煤斗中，煤经煤斗下至落煤管经2台螺旋给煤机输送进入炉膛内密相区。一次风自锅炉下部风室经布风板进入炉膛，二次风自炉膛侧面进入稀相区，烟气携带的循环热灰由两列的旋风分离器分离下来后，经各自的返料器进入炉膛，构成灰循环。炉内工作温度为850950，烟气自旋风分离器出来后，经省煤器、空气预热器降温至150，再经除尘器、引风机后由烟囱排至大气。每炉设150m3原煤斗一个，可满足锅炉12个小时的用煤量。 燃料及石灰石消耗量项目数量（t）小时耗煤量（t/h）12.15日耗煤量（t/d）291.6年耗煤量（t/a）97200小时耗石灰石量（t/h）3.96 日耗石灰石量（t/d）95.04 年耗石灰石量（t/a）31680注：日耗量按24小时计算，年耗量按8000小时计算。本工程采用循环流化床锅炉，煤的粒径要求小于010mm，石灰石的粒径要求小于1mm。煤的制备由运煤专业的破碎机完成，并将粒径合格的煤经输送带进入煤仓；石灰石粉采用成品进厂方式，由运煤专业气力输送到石灰石粉仓。1.11风系统1.11.1一次风系统一次风经暖风器和一次风空气预热器后加热到150后分为两部分：第一部分热空气进入炉膛底部风室，通过布置在布风板上的风帽使床料流化；第二部分为点火用，这部分空气点火成功后与第一部分热空气混合进入炉膛底部风室。一次风机入口设控制当板调节并设流量测量装置，每台炉设1台离心式一次风机。1.11.2 二次风系统二次风系统分为二路：第一路从二次风机鼓出的冷风直接作为皮带给煤机的密封用风，送至给煤机，克服炉内正压，防止炉膛烟气倒流进入给煤系统；第二路风从二次风机鼓出的冷风经过二次风空气预热器后加热到150，直接经炉膛上部的二次风箱送入炉膛，用于补充燃烧空气，完成分级燃烧，并增加床内扰动和保持锥段及炉膛上部的气流速度，保证良好的燃烧及脱硫反应。本系统采用1台离心式二次风机。1.11.3 返料风机系统在锅炉中，返料机构对于保证物料连续、均匀返回炉膛，同时保持分离配炉膛间有一个合适的压差起着十分关键的作用。1.11.4 引风机系统每台锅炉设1台100%出力的离心式引风机，锅炉与煤粉炉的主要区别是除克服炉膛顶部至烟囱的烟道阻力外，还要克服高温旋风分离器的阻力，需要较高的提升压头。1.12石灰石粉系统循环流化床锅炉通过掺烧石粉达到脱硫目的，石灰石粉粒径要求1mm。石灰石粉经带计量装置的给料机通过落粉管进入石灰石输送系统，利用石灰石输送风机送入炉膛。每台锅炉装置2个23m3石灰石粉仓，2个落粉口分别对应2台石灰石输送风机。1.13 除尘器、烟囱的选择根据国内目前情况，较大容量的锅炉均采用布袋除尘器，效果也比较理想，所以本工程采用布袋除尘器。其除尘效率99.9%，完全满足环保方面的有关要求。本工程新建一座高度120m、出口直径2m的单筒烟囱，烟囱容量按2台150t/h锅炉烟气量考虑。1.14 锅炉尾部低温防腐措施为防止锅炉尾部低温腐蚀，设计考虑采用空气预热器入口前加暖风器，使空气温度提高到35的方式来避免锅炉尾部低温腐蚀。1.15 锅炉除灰系统锅炉除灰系统采用声波式吹灰器，每炉设8个吹灰口。汽源采用除灰专业空气压缩机的0.7MPa压缩空气。吹灰器控制系统由供货厂家提供。每天吹灰一次，吹灰时由设定的程序控制自动吹灰。1.16 热力系统1.16.1 机组系统描述1、主蒸汽系统；主蒸汽系统采用单母管制，对机炉来说布置方式为11布置（即锅炉为单侧出汽），汽机从母管接一根导汽管经电动阀引致汽机高压缸前自动主汽门。主蒸汽管道全部采用12Cr1MoV无缝钢管。为保证生产用汽的可靠性，在5.29Mpa主蒸汽母管与蒸汽母管之间设置一台参数为5.29/3.5Mpa，485/300，出力为70t/h的减温减压器，为生产提供蒸汽使用；2、高压给水系统；高压给水系统采和单母管制；给水泵选用DG1501008型电动给水泵，其额定出力为150m3/h，扬程800m；3、回热系统；C244.9/0.98单抽供热式汽轮机共有4级回热抽气。回热系统由1级高压回热器，1级除氧器和2级低压加热器组成。工业抽汽由1段抽汽引出。高压加热器疏水疏入除氧器。当机组启动或运行中工况变化不能疏入除氧器时，亦可疏入1号低压加热器。高加事故时疏水进入定排。低压加热器疏水为逐级回流至末级低加，其疏水疏入凝汽器热井中。4、凝结水及补充水为便于扩建第三台机组，凝结水系统采用母管制。每台机选用凝结水泵2台，每台凝结水泵按100%负荷考虑，一台运行，一台备用。凝结水由凝汽器热井进入凝结水泵，经汽封加热器、2级低压加热器进入除氧器。汽封加热器、低压加热器时均设有小旁路系统，可以切除任何一台加热器。凝结水系统设有凝结水再循环。补充水一路进入除氧器，一支至路疏水箱用于锅炉启动上水。另一支路至凝汽器喉部减温水。5、真空系统每台供热式汽轮机厂家配套两台射水抽汽器，抽汽量为21kg/h，一台运行，一台备用，本工程安装二台IS150125400B型射水泵，一台运行，一台备用。6、供热系统供热系统为工业供汽系统，工业抽汽由1段抽汽引出发电厂。工厂内的其他用汽均从由1段抽汽引出的辅助蒸汽母管接出。7、全厂公用系统疏放水和溢流系统，设置一台容积为1.5m疏水扩容器，二台20m疏水箱和二台IS8050200型疏水泵，流量50m/h、扬程0.49Mpa，一台运行，一台备用。全厂装设一台5.5m连续排污扩容器和一台7.5m定期排污扩容器，完全可满足本工程和扩建机组的需求。8、工业水冷却水系统工业水系统用水来自海水淡化给水系统，采用闭路系统。风机、水泵的冷却水出口不设漏斗，设止回阀和水流指示器，回水排至循环水泵吸水井。发电机空冷器，汽轮机冷油器的冷却水全部同循环水承担。除渣器冷却水采用除盐水，出水至凝汽器。同时从凝结水泵出口引一路至冷渣器进水母管，在工厂水量不足时由凝结水冷却。本系统中将各种轴承冷却水能够全部回收利用。1.16.2 管道介质流速、管材及规格根据火力发电厂汽水管道设计技术规定中的推荐值，各主要管道的介质流速、管材及规格见下表：序号系统名称流速m/s根数选用管径壁厚mm材料推荐流速m/ s1锅炉出口主蒸汽管道45.253273x1012Cr1MoV40-602汽机侧主蒸汽管道49.682325x1212Cr1MoV40-603一段抽汽管道46.532530x10Q235A30-504二段抽汽管道42.762219x620钢30-505三段抽汽管道39.652325x720钢30-506四段抽汽管道41.442426x7Q235A30-507锅炉省煤器入口前给水管道2.352159x4Q235A2-38高加出口给水管道2.911159x4Q235A2-39除氧器加热蒸汽管道40.791273x720钢30-501.17 除灰渣系统1.11.1 除灰渣系统本工程除灰渣系统采用灰渣分除系统。锅炉排渣采用冷渣机加带式输送机排渣，锅炉的渣由排渣管送到冷渣机，通过带式输送机送至主厂房外由汽车外运供综合利用。锅炉的灰经布袋除尘器收集后贮存在灰斗内，除尘器灰斗中贮存的灰经气动给料阀输送进入立式仓式泵后由压缩空气输送到灰库，用汽车将干或湿灰运出供综合利用。调湿灰的外运车辆原则上考虑采用空返的运煤车辆，不另配置。1.17.2 主要设备每台除尘器有六个灰斗，每个灰斗各接一台LD1.5型立式仓泵或LD0.6型立式仓式泵。考虑到循环流化床锅炉气力输送物料较多并且锅炉用气点较多，所有用气分属于不同的专业，为了最大限度降低投资，把锅炉用气、飞灰输送用气、石灰石粉输送用气等综合统一考虑进行空压机房的设计。动力气源由3台流量为20Nm3/min排气压力约为0.7MPa的螺杆式空气压缩机组成，2台运行1台备用，考虑到输送物产的特殊性，空压机后均配备了空气干燥除尘除油设备。以上空压机系统可最大限度地减少空压机数量，提高备用机效率，降低造价，减轻噪声污染。空压机房布置在锅炉固定端，内部布置动力和控制用空气压缩机。考虑到空气压缩机安装、检修方便，空压机房内设有检修用起重设备和检修场地。锅炉排灰设一套浓相气力除灰系统，布置在除尘器灰斗下部，用管道连至储灰库。本期工程新建2座储灰库，储灰库的容积为500m3，可满足存放150t/h循环流化床锅炉的灰量48小时，储灰库布置在厂区，储灰库直径10m，共分三层，上层是500m3灰库；中层是运转层，布置干灰装车设备；下层是汽车装运灰通道。为了防止储灰库下灰不畅，每座灰库设1台罗茨风机及1台空气电加热器透过储灰库底部陶瓷气化板均匀吹入热空气，使储灰库底部形流态化层，加强流动性。锅炉排渣设1座6m储渣仓，容积200m，可存放36小时渣量，布置在锅炉房固定端输煤栈桥下，储渣仓下层是汽车装运渣通道。1.17.3 灰场建设因热电厂所产灰渣除其渗出液的PH值较高及含有极少量的重金属离子外基本上无有毒有害物质，故可采用工业固体废弃物的卫生土地填埋，采用密封型结构，填埋场底部和四周采用粘土自然衬里，将灰渣屏蔽隔离，可有效防止地下水的浸入和浸出液的释出，以免污染周围环境。热电厂至贮灰场交通方便，通有乡镇公路，可全天候通车；运干灰车采用密封罐装车，且灰场处于该功能之下风向，可有效避免二次扬尘造成污染。1.18供排水系统1.18.1供水系统； 由海水淡化系统统一提供。并在发电厂内建设一座1000m3贮水池，然后经工业、生活、消防水泵送至全厂各用水单位。生活、消防泵房内设工业水泵、生活水泵、消防水泵各两台（一用一备）。1.18.2 循环水系统 1、系统的选择本工程采用冷却塔二次循环水系统。循环水泵设置在水泵房内。两台机组之间设有联络管道和阀门，泵组之间可以相互调节备用。循环水泵型号为：600S21型，Q=3600m3/h，H=0.21MPa，n=740r/min,配套机型号为：Y450-6，N=400KW，U=10KV（两台）循环水系统采用单沟单母管制系统：压力母管采用一根162012mm钢管；最大循环水量时流速V=1.80m/s；自流沟采用1.42.6m单孔钢筋混凝土沟，最大循环水时时流速V=1.05m/s。热电厂内风机冷却等工业用水也采用冷却塔二次循环水系统。工业用水经工业水泵送至主厂房顶工业水箱，再从工业水箱接至各需要冷却的设备，冷却后的水回收至工业水循环水池，经工业循环水泵送至冷却塔，冷却后进行循环利用。2、冷却设备的选择本设计拟采用1000m2自然通风钢筋混凝土冷却塔一座即可满足运行。自然通风冷却塔虽一次性投资较机力通风冷却塔稍高，但其不消耗厂用电，运行安全可靠，检修维护工作最小，年运行费用低。1.18.3 生活、消防水系统热电厂生活、消防采用联合供水系统，均从电厂内1000m贮水池，电厂消防水量为55L/S，其中室内消防为25L/S，室外消防为30L/S。火灾持续时间按三小时计，消防贮备水从1000m贮水池内提取。另外为满足室内10分钟消防水量贮备及生活水量调节，在主厂房屋顶设有20m生活、消防水箱一个。厂区生活、消防管网在主厂房顶煤场周围布置成环状，管径为DN150DN200。1.18.4 厂区排水热电厂区排水采用雨污水分流制系统，生活污水经化粪池处理后排至厂区污水管，化水车间酸碱废水经原中和池中和后排至厂区污水管。污水管出厂后排至厂区北部市政管网。厂区雨水采用道路结合边沟排至厂外。1.19化学水处理系统7191 设计依据及原始资料1、建设规模：项目本期规模为2C25汽轮发电机组配2150t/h循环流化床锅炉。蒸汽减温方式为喷水减温。化学水处理按三炉三机所需补充水量设计并予留扩建余地。2、化学水出力 采用的数据厂内汽水循环损失（3%） 31503%=13.5t/h 锅炉排污汽水损失（2%） 31502%=9t/h锅炉启动或事故而增加的水处理设备出力：（按最大一台锅炉额定蒸发量的10%计） 115010%=15t/h对外供汽损失采暖期最大： 123t/h 自用水按10%计 12t/h 合计 172.5 t/h 系统设计出力取 180 t/h 7192系统的选择及出水水质1系统选择2出水水质硬度 0m.e/L SiO2 20g/L 电导率 0.3s/cm7193主要设备的选择；1原水水泵；数量：3台材质：碳钢；规格：Q=90m3/hH=40mH2O2.絮凝剂加药系统；21计量箱（带电动搅拌装置）数量：2个容量：800L；2.2计量加药泵数量：3台（2用1备）流量：0-30L/h压力：压力：0.6MPa；3.多介质过滤器；数量：3台规格：DN3200mm设计出力64m/h/台；罐体材质：碳钢内衬天然橡胶滤料： 无烟煤：400mm 石英砂：800mm本体阀门（气动阀门）：6个手动 10个控制方式： 自动/手动4.反洗系统 4.1 反洗泵数量： 1材质：铸铁 规格： Q=255m3/h,H=20m,P=37Kw42罗茨风机数量： 1台材质 ：铸铁 规格： Q=12.3m3/min,H=68.8KPa5.反渗透系统出力： 60m3/h数量： 3套回收率：75%膜元件厂商： 海得能或陶氏系统脱盐率： 98%（一年内）95%（三年内） 控制要求： 采用PLC控制配套阻垢剂加药装置 配套保安过滤器 配套进口高压泵配套进口自动阀门、仪表、压力开关等配套化学清洗设备6.中间水泵数量： 3台 材质： 304SS规格： Q=60m3/h, H=30mH7EDI装置数量： 3套 产水量： 60m3/h/套元件： 卷式 控制要求： 采用PLC控制 配套阀门仪表： 一批 8除盐水泵型式：离心泵数量： 3台运行工况流量： 100m3/h扬程： 50m过流元件： SS304 9自动加氨系统91计量箱数量： 1容量： 1000L 92计量加药泵数量： 2台（1用1备）流量：0-20L/h；压力：0.8Mpa；93在线pH监测控制仪；数量：1台；10电气系统；数量：1批；11控制系统；全自动微机控制系统，留有与全厂DCS连接的接口；1.19.4其他；1、锅炉现场采用炉内加磷酸处理系统；2、采用除盐水加氯系统，以调整锅炉给水的PH值；3、在水处理室间的生产辅助楼内设有全厂汽水分析室、油分析室、和煤分析室等，各分析化验室均配有相应的仪器设备。4、循环水处理系统，循环冷却水采用加有机稳定剂处理，防止系统结垢和抑制腐蚀。7.20电气部分热电项目本期规模为225MW汽轮发电机组，配2150t/h循环流化床锅炉，并留有扩建余地。7.20.1 电气主接线电气主接线采用单母线分段接线。两台发电机出口电压均采用10.5kV，厂内设10kV母线，单母线用断路器分段（为保证短路电流满足要求，该断路器正常在分断状态），两台发电机分别接在10kV、段母线上。两台主变低压侧经电缆分别接至10kV、段母线， 在并网条件成熟后,通过10kv架空线路并入总厂电网。7.20.2 厂用电及直流系统1、厂用电按规范要求采用按炉分段接线，厂用电系统中，200kW以上容量的电动机采用10KV供电，电源直接引自10kV母线。根据按炉分段原则，全厂设低压工作厂用变压器三台，其高压侧分别从10KV I II段母线上引接。，通过进行负荷平衡，厂用变压器的负荷均不超过800KVA，选用厂变型号为S9-800KVA/10.5KV，电压比10.5/0.4KV,短路阻抗4.5%。化水车间变压器一台，其高压侧从10KV I段母线上引接。选用化水变型号为S9-800KVA/10.5KV，电压比10.5/0.4KV，短路阻抗4.5%。为保证厂用电供电可靠，全厂设同容量低压备用变压器一台，容量也为800kVA，备用变型号为S9-800KVA/10.5KV，电压比10.5/0.4KV，短路阻抗4.5%。电源引自10kV I段母线，其低压侧设400V厂用母线备用段，当低压0.4kV I段，低压0.4kV II段，低压0.4kV III段及0.4kV化水段失电时，备用电源动作合闸，保证厂用电源。2、全厂设一套铅酸免维护直流电源，电压220V，容量500Ah。供给全厂的控制、保护、事故照明和直流润滑油泵等直流负荷所需的直流电源。7.20.3 主要设备及布置本期工程不设主控制楼，电气控制设在低压配电室和厂用变压器室；并设10KV配电室；1、10kV屋内配电室设在主厂房A排外，选用KYN2812型开关柜，发电机的开关柜采用后柜出线方案，与从发电机小室来的母线桥直接相连，母线桥的载流量远大于电缆，有利于保证发电机能够安全可靠正常运行。2、低压厂用配电装置选用MNS型组合开关柜。低压柜与厂变均布置在主厂房B、C列柱间零米层厂用配电室内。3、直流电源采用500Ah/220V免维护电源，高频充电。布置在主控室内。4、控制、保护屏采用PK-10/800型，设置在集中控制室内，继电保护采用成熟的微机保护装置。5、电厂生产通讯采用DT-40型生产调度电话40门，设在主控室内。与电力系统间调度通讯和远动设备，在主控室内预留位置。8、发电机的励磁机、励磁调节与控制装置由发电机制造厂提供。9、继电保护及自动装置按国际“小型火力发电厂设计规范”设置。7.21热力控制7.21.1 概述本工程为新建两台150t/h循环流化床锅炉、二台25MW背压式汽轮发电机组及辅助设备。热工专业按此进行设计。7.21.2 控制方式根据工艺专业设计拟定的热力系统、燃烧系统，由于热力系统为母管制，机组采用并列运行方式，除氧给水系统是保证给水品质、维持给水压力稳定的母管运行系统，故本项目采用两炉两机集中控制方式。化学水处理采用就地PLC控制。7.21.3 控制水平及其设备选型本项目为炉、机集中控制。运行人员在集中控制室内通过DCS系统实现对机组运行的监视和控制。运行人员在集中控制室内，能完成下列基本工作：a、 在少量就地操作和巡回检查配合下，在控制室内实现机组的启/停；b、 在控制室内实现正常运行工况的监视和调整；c、 在控制室内实现异常工况和紧急事故处理；d、 当DCS系统完全瘫痪时，按“故障安全”的原则保护人身安全和机组设备安全，实现紧急停机、停炉。机组的人机接口采用CRT。分散控制系统的CRT操作站布置在控制台上；同时在控制台上设置键盘和鼠标（或其它跟踪设备）及少量的紧急事故操作按钮和闪光报警信号牌，控制室内设有常规火灾报警盘。机组的控制系统包括功能组级、子组级及驱动级控制。调节部分与顺序控制的功能及范围相适应，可实现最低稳燃负荷以上范围的自动调节。顺序控制做到子组级。可以根据运行人员指令自动完成主要局部工艺系统或辅机的程序启停和联动操作。分散控制系统预留必要的网络接口，用于电厂管理信息网（MIS）及辅助系统的信息传输。本项目不设基地调节器，单参数调节充分利用分散控制系统实现。 本项目的锅炉吹灰和定排由可编程控制器（PLC）完成。同时PLC配有网络接口，可以实现与DCS系统的双向信息传递。本项目的炉底渣部分的监视和控制将纳入DCS系统中，由DCS系统完成该系统的正常启/停、正常工况的监视和运行、异常工况和紧急事故处理。而飞灰和底渣输送和卸灰部分由可编程控制器（PLC）加上位机完成。在就地，单独设置除灰控制室，运行人员在控制室内，完成系统的正常启/停、正常工况的监视和运行、异常工况和紧急事故处理。PLC设置网络通讯接口，可以完成与DCS系统的单向数据通讯。本项目的石灰石储存及输送系统监视和控制，由DCS系统来完成。 本项目的化学水系统，在化学水车间控制室内设置可编程控制器（PLC）加上位机完成该系统的正常启/停、正常工况的监视和运行、异常工况和紧急事故处理；分散控制系统的设计原则及功能本项目热工控制系统采用DCS。DCS由冗余配置的分散处理单元、数据通讯系统和人机接口组成，按分层分散的原则组态，被控对象在DCS硬件组态时应保持适当的独立性，以保证单个控制站故障时不影响机组的运行。DCS系统应易于组态，易于使用，易于扩展，整个DCS的可利用率至少为99.8%。DCS系统采用合适的冗余配置和诊断至通道级的自诊断功能，使其具有高度的可靠性。同时DCS系统将采取有效措施，以防止各类计算机病毒的侵害和DCS内各存储器的数据丢失。 分散控制系统（DCS）覆盖范围：数据采集系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）、顺序控制系统（SCS）、炉膛安全监视及燃烧器管理系统（BMS）、汽轮机电液调节装置（DEH）（为便于汽轮机的运行及符合今后的发展趋势，设计院认为宜上该装置）和电气部分的主要参数的监视等。数据采集和处理系统（DAS）的主要功能DAS系统主要是用于连续采集和处理所有与机组运行有关的重要测量信号及设备状态信号，及时向操作人员提供有关的运行信息，实现机组安全经济运行。当机组发生任何异常工况时，及时发出声光报警，提高机组的可利用率。DAS系统主要包括下列功能：数据处理：对生产过程参数进行正确性判断，实现零漂修正、线性化、数字滤波、越限报警及参数补偿等；显示：包括操作显示、成组显示、棒状图显示、趋势显示、报警显示等；制表记录：包括定期记录、事故顺序记录（SOE）等；历史数据存储和检索。本项目整个机组的热工检测主要由DAS系统完成，其主要内容包括： 主设备及主要工艺系统的运行参数；主机、主要辅机的运行状态；工艺系统中重要电动阀门的开关状态；工艺系统中重要的调节阀门的开度及油动机行程；热工电源、气源的供给状态及运行参数；模拟量控制系统（MCS）的主要功能MCS系统主要是用于热力过程参数的自动调节，根据过程要求保持这些参数为规定值，使机组快速、稳定地满足负荷变化的要求，保持稳定、经济运行。本项目整个机组的模拟量自动调节主要由MCS系统完成，其主要内容包括：锅炉主负荷控制子系统；风量控制子系统；给水控制子系统；过热蒸汽温度控制子系统；一、二次风量控制子系统；燃料给煤控制子系统；炉膛压力控制子系统；流化床床温控制子系统；流化床床压控制子系统；管道式燃烧器燃烧及出口温度控制子系统；石灰石量控制子系统；播煤风风量控制子系统；回料阀风压控制子系统；冷渣器排渣温度控制子系统；空预器入口风温控制子系统；连排扩容器水位控制子系统；凝汽器水位控制子系统；除氧器压力控制子系统；除氧器水位控制子系统；高加水位控制子系统；低加水位控制子系统；轴封蒸汽压力控制子系统。炉膛安全监视及燃烧器管理系统（BMS）的主要功能BMS系统主要用于锅炉燃烧器的控制和炉膛安全监视，包括完整的联锁、保护和自诊断功能，重要设备采用冗余设计，保证锅炉安全运行。BMS系统主要包括以下功能：炉膛吹扫；风道管式燃烧器控制；热态启动；泄漏试验；冷态启动及油管路系统管理；主燃料跳闸（MFT）。顺序控制系统（SCS）的主要功能SCS系统用于启动/停止机组系统中的子组。一个子组被定义为由一些相关设备组成的完成某些功能的设备组合，这些设备之间有联锁控制关系，本控制系统可以通过自动/手动的方式完成一个子组的启动/停止控制和在事故状态下紧急处理。运行人员可以改变子组的运行/控制方式。在手动方式下，运行人员可以操作子组中的所有设备。自动运行方式下出现故障/人工中断指令，子组控制程序中断，停止在中断位置或恢复到安全状态。本项目将设置以下子组：给水子组；一次风机子组；二次风机子组；给煤机子组；石灰石给料机子组；吹灰器子组；定期排污控制子组；回料阀风机子组；引风机子组等。汽机DEH系统的功能汽轮机调节系统是汽轮机控制的主要环节，全面控制汽轮机的启停、升速、带负荷以及工业抽汽的压力调整是DEH系统的主要功能，汽机调节系统采用纯数字电液系统（简称DEH），DEH由控制处理机、过程输入输出通道、人机操作站/工程师站，I/O卡件等硬件组成。运行人员在DEH操作站通过CRT各画面可对汽轮机进行全面控制，DEH系统的主要功能如下：汽轮机状态监视；汽轮机转速控制；汽轮机启动升速控制；升速控制应能控制汽机从盘车转速至同期转速的全程闭环控制。在升速过程中，汽机转速可按预先给定的程序由盘车转速升至目标转速给定值。当机组从0-3000rpm升速完成后，可自动过渡到功率控制系统进行控制。同期；汽轮机超速试验及超速保护；功率控制；功率控制功能能控制机组的3000rpm定速、同期并网、机组的升速率、负荷改变率进行控制以及机组的转速功率进行闭环控制。功率控制还应具有主汽压力降低减负荷，最大功率限制等功能。工业抽气压力控制。DEH系统向运行人员提供监视自动启动过程所需的所有信息，手动启动所需的各种信息及每一步的指令。这些信息至少包括：所有相关过程的参数值；所有相关设备的状态；异常工况；限制因素；预定目标（如终负荷及加载速率）；当前阶段（如2000rpm时等温加热）；下一阶段（如同步）；操作指导（如增速）；相关过程参数的倾向；汽机监测系统（TSI）和危急遮断系统（ETS）；汽机监测系统（TSI）能全方位地监视汽轮机的各个；轴承和推力轴承振动汽机转速；轴向位移；轴；汽机危急遮断系统（ETS）；汽机危急遮断系统（ETS）是保护汽轮机正常运行的；ETS系统在下列情况发生时关闭主汽阀和调节汽阀：；汽机排汽温度超过制造厂给定极限；发电机主保护动作；以上保相关过程参数的倾向。汽机监测系统（TSI）和危急遮断系统（ETS）汽机监测系统（TSI）能全方位地监视汽轮机的各个运行参数，保护汽轮机安全可靠的运行。主要包括以下内容：轴承和推力轴承振动 汽机转速； 轴向位移； 轴承金属温度； 汽机金属温度； 相对膨胀； 偏心率； 本体热膨胀。汽机危急遮断系统（ETS）汽机危急遮断系统（ETS）是保护汽轮机正常运行的装置，一旦发生紧急情况，迅速使汽轮机停机，保护设备安全。ETS将纳入 DCS系统中。ETS系统在下列情况发生时关闭主汽阀和调节汽阀： 汽机超速至规定极限； 真空低至极限； 润滑油压下降至极限； 转子轴向位移超过极限； 汽机振动达到危险值； 轴承金属温度超限；汽机排汽温度超过制造厂给定极限；发电机主保护动作。 保护及报警系统 保护项目主要有： 汽包水位保护； 锅炉主蒸汽压力保护； 高加水位保护； 除氧器水位保护等。以上保护项目，其保护功能均由DCS中的SCS系统完成。 对于保护用的接点信号均取自专用的开关量仪表，对于直接用于停炉、停机保护的信号，采用“三取二”或双重冗余的方式选取。另外在控制台上设置独立于DCS的紧急停机、停炉按钮。采用以CRT报警为主，控制台常规报警为辅的报警方式。凡DCS监控范围内所有参数的报警均可在DCS的CRT上显示，对于其中影响机组安全运行的主要参数的报警信号还在控制台上设有声光报警。7.22环境保护7.22.1执行标准火力发电厂大气污染物排放标准（GB13223-1996） 工业企业厂界噪声标准（GB3096-93） 污水综合排放标准（GB8978-1996） 地面水环境质量标准（GHZB1-1999） 大气环境质量标准（GB3095-1996）火力发电厂环境保护设计规定（DLGJ102-91） 火力发电厂环境监测技术规范（DL414-91）7.22.2 污染物及污染物排放估算 （1） 大气污染物排放本项目主要大气污染物为烟尘和SO2，排放数据如下：名称单位烟尘SO2排放量Kg/h20.3493.33排放浓度mg/Nm335200（2） 固体废弃物排放时间 项目单位灰量渣量总量每小时T/h6.632.859.48每日T/h159.1268.4227.52每年T/h530402280075840(3)废水排放电厂排放的废水主要有循环水排污水、锅炉排污水、轴承冷却水、化学水系统排水等工业废水和生活污水。本电厂灰渣分别由卡车运往临时灰渣场供综合利用，所以不存在灰水排放。废水排放数据如下：项目排放量排放频率热PH值悬浮物BOD5油mg/l偱环水16连续32主厂房排水3.1连续9.511化学水处理排水2.7连续2.2-10.465输煤系统排水0.8非连续9.81800锅炉酸洗排水26非连续11.5生活污水1.1非连续628118(4)噪声；电厂的噪声主要影响厂内，对厂外有影响的主要是锅炉；地点噪声源噪声强度dB(A)汽机间底层给水泵、凝结