城市清洁供暖工程建设方案说明

./国电和禹XX市清洁供暖工程建设方案目录前言第1章洮北红旗玻璃营子风电场概况第2章热负荷计算原始条件2.1计算依据原始数据2.2采暖期最大热负荷2.3采暖期平均热负荷2.4蓄热模式及电锅炉容量选择第3章固体蓄热电锅炉方案〔方案一3.1拟选用电锅炉技术参数3.2极端严寒温度下电锅炉容量的选择3.3一般严寒温度下电锅炉容量的选择3.4电锅炉利用小时数折算3.5电锅炉房二次网水系统3.6采暖期用电量3.7蓄热水电锅炉房布置方案第4章热水蓄热电锅炉方案〔方案二4.1拟选用电锅炉技术参数4.2极端严寒温度下电锅炉容量的选择4.3一般严寒温度下电锅炉容量的选择4.4电锅炉利用小时数折算4.5蓄热水罐有效容积计算4.6电锅炉房二次网水系统4.7采暖期用电量4.8蓄热水电锅炉房布置方案第5章电气部分5.1固体蓄热电锅炉房电气部分〔方案一5.2热水蓄热电锅炉房电气部分〔方案二5.3电气设备布置5.4控制、测量与保护5.5过电压保护及接地5.6电缆敷设5.7照明和检修电源网络5.8火灾监测及控制系统第6章 结构部分6.1建筑物结构形式6.2主要施工方案6.3施工临时用电用水第7章建筑部分7.1固体蓄热电锅炉房〔方案一7.2热水蓄热电锅炉房〔方案二第8章 暖通给水排水及消防部分8.1固体蓄热电锅炉房生活及消防给水8.2固体蓄热电锅炉房排水8.3固体蓄热电锅炉房采暖通风设计8.4热水蓄热电锅炉房生活及消防给水8.5热水蓄热电锅炉房排水8.6热水蓄热电锅炉房采暖通风设计第9章 热控部分9.1固体蓄热电锅炉房控制〔方案一9.2热水蓄热电锅炉房控制〔方案二第10章主要技术指标对比第11章 结论及建议11.1结论11.2建议前言中国是世界能源生产和消费大国,但以煤炭所占的能源生产和消费结构比重太大,带来了巨大的环境压力。煤炭等一次能源污染已经成为中国环境污染的重要因素。因此,如何使新能源代替旧能源已经成为中国环境及经济发展的首要任务。新能源作为一种"绿色"新技术,在减少环境污染,缓解环境压力的同时,也可以缓解我国的能源危机,充分体现了"科学发展"、"可持续发展"、"和谐发展"的发展理念,发展潜力巨大,新能源开发正迎来前所未有的历史发展机遇。XX省是我国风电大规模开发的重要地区之一,近年来我省风电装机容量的快速增长,风电在电网中所占比重的不断提高,使得大规模风电的外送、调峰困难等共性问题日渐突出。特别是在冬季,"保热调峰"导致大量的风电场弃风停机。季节性调峰及外送困难和就地消纳能力不强已成为严重制约我省风电快速健康发展的最大障碍。为了缓解风电场冬季弃风现象,XX省20XX建设了国家风电消纳示范项目—大唐洮南热力站锅炉工程,目前从实际运行来看,项目基本达到预期效果。国电和禹公司拟在XX省XX市洮北区开展风电清洁供暖项目,本工程计划与洮北红旗玻璃营子风电场捆绑建设,工程建成后,洮北红旗玻璃营子风电场的100MW风电不限制出力。按照目前XX省限电比例20%计算,每期50MW风电场工程限电量超过2000万kWh,扣除网损等损失,实际限电约1900万kWh,两期100MW风场工程限电量就是3800万kWh。而本工程拟建设的蓄热电锅炉,每年耗电量约为3000万kWh,与100MW风电场的弃风电量基本一致。本项目拟建设的蓄热电锅炉、向小区提供热水供热。锅炉拟在城市用电谷段时加热蓄能,为全天提供热能。本项目没有一次能源消耗,消耗了谷段电量,推广了绿色能源产业,建成后能解决小地区冬季供暖的实际问题,且不污染环境。蓄热电锅炉式供暖是一种经济效益和社会效益都非常好的采暖热源形式,体现在一下几个方面：1消耗谷段电量：蓄热电锅炉式供暖有效的利用了谷段电量,降低了电网运行成本,提高了电网效率,起到了"移峰填谷"的作用,提高了电力系统经济效益。2保护环境：蓄热电锅炉式供暖没有一次能源消耗,作为绿色清洁能源能很好地替代区域小锅炉房,改善了居民生活环境。按照供热面积20万平方米的年供热量核算,燃煤锅炉房每年将消耗标煤8000吨,煤炭成本560万元〔标煤按700元每吨计算,排放二氧化碳23735吨、二氧化硫11吨、氮氧化物35吨、粉尘4.8吨,而电锅炉供热排放量为零,这对环境保护是有很大好处的。3供热运行灵活：由于本电锅炉功率可调,运行中可根据天气严寒程度调节出力,如遇到极端寒冷天气〔近几年东北普遍寒冷,绝大多数时间室外实际温度已经低于室外计算温度-23℃5至64缓解煤炭外购压力：XX省冬季采暖的煤炭能源消耗巨大,且由于本省资源相对匮乏,供暖期需大量采购外省煤炭资源,这不仅增加运行成本,长距离外购也给交通、环境等造成较大影响。而电锅炉无需煤炭资源,如果可以推广发展,将在一定程度上缓解我省外购煤炭资源的巨大压力。所以电锅炉供热的出现,合理的消耗了谷段电量,提高了电网效率,改善了居民生活环境,在一定程度上缓解了煤炭外购负担。本项目不仅给严寒地区冬季供热提供了新的思路和选择,对环境的改善作用也符合国际、国内形势,所以具有示范作用。综上所述,建设蓄热电锅炉房采暖,对消纳谷段电量、提高城市热电联产、集中供热能力,适应城市发展要求,改善城市环境和社会经济发展,提高居民生活水平都具有重要的现实意义和战略意义。按照工作要求,本次专题材料以国电电力和禹新能源项目筹建处洮北红旗玻璃营子风电场一、二期合计100MW风电场参与清洁供暖考虑,热力站按照建设在XX市洮北区对20万m2小区供热,对已有供热公司售热考虑；综合以上基本条件,对100MW风电场捆绑热力站进行相关分析。第一章洮北红旗玻璃营子风电场概况1.1风电场概况XX市洮北红旗玻璃营子风电场地处XX市洮北区镇南种羊场内,介于平齐铁路与国道G302之间。场区西边距XX市区约10km,规划四期总面积约39.1km2,地貌基本上为平原,主要为水草地、盐碱地,地形平坦,略向东倾斜,地面高程139m~142m。洮北玻璃营子风电场四期范围示意图见图1.1-1。本期工程〔一、二期场区面积约19.6平方公里,升压站面积约0.6平方公里,位于玻璃营子镇南村路西南、靠近村路,区域内地势平坦开阔,高程在140m左右,无障碍物,土地主要为草地,有一小片耕地,少量林地。风电场的地理位置图及总体规划图N045KY-Z-01。本风电场装机容量为96MW,拟安装48台单机容量为2000kW风力发电机组,轮毂高度初步确定为80m。风电场向西南出2回220kV线路至500kV甜水变电站,最终接入系统方案以接入系统审查意见为准。1.2风能资源XX省地处中纬度西风带区,高空盛行强劲的偏西风,低空风速亦较其它纬度风速大。洮北红旗玻璃营子风电场一期位于XX省XX市东部XX市位于XX省西部平原,处于大兴安岭和长白山脉之间,地势较低,地形平坦,特殊地形的影响使该区域成为XX省风速较大的地区。属于中温带大陆性季风气候,冬季地面蒙古冷高压强盛,在东亚大槽西北气流控制下,以西北风为主,气候寒冷干燥；春季气旋活动频繁,常出现大风天气；夏季地面主要为热低压控制,风速明显偏小；秋季冷空气势力加强,风速又开始加大。在距离风电场4km处设立一座80m高测风塔,位于北纬45°43.049′,东经123°05.679′,海拔高度为134m,测风塔周围无高大障碍物。在测风塔的80m、60m、40m和10m四个高度分别安装了风速传感器,80m和10m高度安装风向传感器,温度计高度10m,压力计高度7m,测风设备均为美国Nomad型记录仪。测风塔于2010年6月1日开始进行数据记录,至2011年5月31日结束。风电场与XX气象站相距约27km,测风塔10m、40m、60m和80m高度的风速与XX气象站风速的相关系数分别为0.7946、0.77701、0.6913和0.6913；距镇赉气象站约13km,测风塔10m、40m、60m和80m高度的风速与镇赉气象站风速的相关系数分别为0.8041、0.8035、0.7397和0.7397。风电场与镇赉气象站距离较XX气象站近,而且测风塔各高度的测风数据与镇赉气象站测风数据的相关想均高于XX气象站,所以本报告采用镇赉气象站的基本气象资料和测风塔2010年6月1日至2011年5月31日测风数据进行处理分析,初步结论如下：1镇赉气象站近30年平均风速为3.13m/s,近15年平均风速为3.17m/s,近10年平均风速为3.20m/s；气象站近30年主导风向为SSW,占9.7%,N和NNW次之,分别占8.6%和8.4%,静风频率为2.8%。2测风塔实测年的10m、40m、60m、80m高度年平均风速分别为3.93m/s,5.56m/s,6.24m/s和6.81m/s,相应风功率密度为85.61W/m2,169.61W/m2,237.41W/m2和305.11W/m2。根据风速随高度变化的拟合曲线,推算出测风塔实测年90m高度处的平均风速为7.01m/s,年平均风功率密度333.8W/m2。测风塔代表年的10m、40m、60m、80m高度年平均风速分别为3.99m/s,5.65m/s,6.34m/s和6.99m/s,相应风功率密度为87.1W/m2,178.5W/m2,248.9W/m2和319.3W/m2。根据风速随高度变化的拟合曲线,推算出代表年90m高度处的平均风速为7.15m/s,年平均风功率密度为351.9W/m2。按照GB/T18710-2002《风电场风能资源评估方法》,风电场风功率密度等级为2级。3本风场80m高度处风向分布较分散,主导风向为N风,NNE、NE和WSW风频率也较高；80m高度风能分布也较分散,N风能量所占比例最大,WSW、NNW和NE风能量所占比例也较大。4风电场测风塔的风速与风功率密度变化基本一致,2-5月平均风速与平均风功率密度较大,6-8月〔夏季及1月平均风速与平均风功率密度较小,其余时段风速和风密度功率差异不大。5风电场测风塔60m以上I15小于0.1009。推测80m高度50年一遇10分钟平均最大风速为34.23m/s,按照IEC61400-1第三版中风力发电机组分级表,本阶段风电场风电机组安全等级为ⅢC类。1.3风电机组选型和布置风电场所在地区具有代表性的气象站为镇赉气象站,风电场区已有完整一年的测风资料,经对气象站和测风塔风资源分析：在标准空气密度下本风电场80m高度50年一遇10分钟平均最大风速为34.23m/s,90m高处50年一遇10分钟最大风速为34.67m/s。测风塔各层的湍流强度随高度增加而减小,10m～60m高湍流强度I15在0.1181～0.1009之间。根据IEC61400-1第三版中风力发电机组分级表,本风电场风电机组安全等级为ⅢC类,拟选风电机组应满足本风电场预装风电机组轮毂高度处的湍流强度和50年一遇最大风速要求。考虑到当地地形平坦开阔,道路较为便捷,满足大型机组的运输和安装条件；同时本风场范围内存有农田、村庄和林地,导致可用面积有所减少。根据目前国内风电机组的制造水平、技术成熟程度,综合考虑投资、道路、运输、安装、机组的运行情况以及本地区特殊地形地貌、气象条件等多方面因素,本风场选择2.0MW级风机。并在此基础上进行优化布置,估算发电量。洮北红旗玻璃营子风电场风能资源较丰富,依据风电场风能玫瑰图分析,本风电场80m高度主能风向为N向,占总能量的14.8%,此主能风为WSW风,占总能量的11.0%。为使得风电机组获得最大风能,在布置风电机组时,考虑了风机间的方位关系,尽量避免了风电机组的尾流影响。同时,布置方案还兼顾了风电机组之间各电气设备的配置以及保护要求和土建施工利弊条件。在各种不同机型比选、风机布置方案优化、不同轮毂高度进行技术经济比较后,本风电场拟安装WTG1机型24台,总装机容量为48MW,轮毂高度80m,预测该项目年上网发电量为204.734GW.h；年等效满负荷小时数为2133h,容量系数为0.243。第2章热负荷计算原始条件2.1计算依据原始数据1计算供热面积：20×104m22供热天数：167天〔每天24h,极端寒冷条件供热天数5天3室外气象参数冬季采暖室外计算温度-22℃采暖期室外平均温度-8.1℃4冬季室内计算温度185建筑物采暖热指标推荐值q〔W/m2建筑物类型住宅居民区综合学校办公楼医院托幼旅馆商店食堂餐厅剧院展览馆礼堂体育馆未采取节能措施58～6460～6760～8065～8060～7065～80115～14095～115115～165采取节能措施40～4545～5550～7055～7050～6055～70100～13080～105100～150综合考虑居民生活需求等因素后,选取建筑物采暖热指标q=50W/m2。2.2采暖期最大热负荷Q=50×20×104m2/100=10MW2.3采暖期平均热负荷Q‘=Q<tn-tpj>/<tn-tw>tn—采暖期室内计算温度,18tpj--采暖期室外平均温度-8.1℃tw—采暖期室外计算温度,取-22℃Q‘=10×〔18+8.1/〔18+22=6.53MW2.4采暖期供热总负荷GJ=0.97×105GJ2.5蓄热模式及电锅炉容量选择蓄热模式有分量蓄热模式和全量蓄热模式。分量蓄热模式设备容量小,初投资相对较少,但利用夜间的低谷用电较少；全量蓄热模式各设备容量大,初投资高,但能很好的利用夜间的低谷电。实际应用时应考虑设备初投资和电容量及地区等各种综合因素选择蓄热模式。冬季XX市用电峰段、谷段时间如下：1用电峰段7:30～11:30,17:00～21:00〔总共8h2用电谷段22:00～5:00〔总共7h3用电平段其余时间〔总共9h考虑到现在很多地区都实行阶梯电价,谷段电价接近峰段电价的50%。为尽可能多的利用谷段时电量,降低运行成本,以下计算过程是选用全量蓄热模式计算,即电锅炉加热水用电全部来自谷段的7个小时。综合考虑设备初投资和工程实际情况,本工程按照平均热负荷对应下的用电量选择电锅炉容量,在极端寒冷的5天里,电锅炉除了在谷段加热以外,还可以采用平段加热的方式以保证供热效果。第3章固体蓄热电锅炉方案〔方案一3.1拟选用电锅炉技术参数锅炉出口水参数：0.8MPa,95℃,锅炉电功率：15000KW〔2台。3.2极端严寒温度下电锅炉容量的选择〔按最大热负荷10MW计算日总负荷：TH=10×1000×24=240000Kw.h全量蓄热锅炉电功率：N=TH×k/IH/nTH—日总负荷240000Kw.hIH—蓄热时间h<7h>k—热损失附加系数,取1.05n—电锅炉系统总效率,取0.95N=37895Kw需用2台15000KW固体电储热锅炉,总负荷为30000Kw,余下的热量将采用平段加热的方式。〔240000/30000-7h=1h,即还需2台锅炉在平段加热1小时。3.3一般严寒温度下电锅炉容量的选择〔按平均热负荷6.53MW计算日总负荷：TH=6.53×1000×24=156720Kw.h全量蓄热锅炉电功率：N=TH×k/IH/nTH—日总负荷156720Kw.hIH—蓄热时间h<7h>k—热损失附加系数,取1.05n—电锅炉系统总效率,取0.95N=24746Kw需用2台15000KW固体电储热锅炉,其中一台65%负荷运行。3.4电锅炉利用小时数折算〔240000×5+156720×164/30000=930小时。3.5电锅炉房二次网水系统本固体电储热锅炉房直接向热网一次管道供水,供回水温度分别为85℃和55℃。热网水损失由热力换热站统一补充。拟建厂址位于热力公司换热站附近,供回水接至热力公司供热管网。3.6采暖期用电量采暖期电锅炉房主要用电设备为2台电锅炉和供热循环水泵。锅炉用电量：30000×896.736=26902080kWh。水泵用电量：75×2×24×167=608400kWh。电锅炉房年用电量约：26902080kWh+608400kWh=2.76×107kWh〔2760万kWh。其中谷段用电量：26929530kWh。平段用电量：378150kWh。峰段用电量：202800kWh。3.7固体蓄热电锅炉房布置方案拟建锅炉房位于XX市洮北区供热公司换热站旁。外网供回水温度为85/55℃,压力0.5MPa,选用2台15000KW固体蓄热电锅炉、热网水泵。锅炉房为一层布置,锅炉房零米布置2台锅炉、配电室、控制室、卫生间、值班室。连接热用户的热水管道从锅炉房管沟进出。本锅炉房内设置两个电压等级10kV和0.38kV,10kV由系统电网引入,为2台锅炉运行供电,0.38kV由锅炉房内10kv/0.38kV公用变压器引出,为全厂控制系统、换热站泵、检修、照明及采暖等供电。锅炉10kV电源采用一炉一供的单元供电方式,既保证了锅炉运行的可靠性,又增加了整体运行的灵活性。依照系统电网对电气设备运行功率因数不小于0.9的要求,在本工程配置无功补偿装置,装置容量由实际使用的电气设备计算得出。锅炉房采用钢混结构,屋面采用轻型钢屋架及彩钢板,设备基础采用独立式钢混基础,其余结构建筑按常规做法,总占地约1500平方米,锅炉房外设置一个150立方米的消防水池。锅炉房内消防水和生活水平合并,取自城市自来水管网。构筑物内按规程要求设置了采暖通风和消防设施。第4章热水蓄热电锅炉方案〔方案二4.1拟选用电锅炉技术参数锅炉出口水参数：1.0MPa,180℃,锅炉电功率：15000KW〔2台。4.2极端严寒温度下电锅炉容量的选择〔按最大热负荷10MW计算日总负荷：TH=10×1000×24=240000Kw.h全量蓄热锅炉电功率：N=TH×k/IH/nTH—日总负荷240000Kw.hIH—蓄热时间h<7h>k—热损失附加系数,取1.05n—电锅炉系统总效率,取0.95N=37895Kw需用2台15000KW电极式热水锅炉,总负荷为30000Kw,余下的热量将采用平段加热的方式。〔240000/30000-7h=1h,即还需2台锅炉在平段加热1小时。4.3一般严寒温度下电锅炉容量的选择〔按平均热负荷6.53MW计算日总负荷：TH=6.53×1000×24=156720Kw.h全量蓄热锅炉电功率：N=TH×k/IH/nTH—日总负荷156720Kw.hIH—蓄热时间h<7h>k—热损失附加系数,取1.05n—电锅炉系统总效率,取0.95N=24746Kw需用2台15000KW电极式热水锅炉,其中一台65%负荷运行。4.4电锅炉利用小时数折算〔240000×5+156720×164/30000=896.736小时。4.5蓄热水罐的有效容积计算用于85℃/55℃供暖系统〔供外网,锅炉房内热水蓄热温度180℃/70℃,蓄热装置可利用最高温差为110℃。V=860×24000×7/0.95/1000/110=1382m3需用4个容积为350m3的蓄热水罐。4.6电锅炉房二次网水系统电热水锅炉出口水温180℃,蓄热时段由蓄热循环水泵输送至蓄热水罐；供热时段由此泵输送至场内换热器与城市外网水进行水水换热,回水温度为70℃,热网供回水温度分别为85℃和55℃。电锅炉房内补水只考虑场内的损失,外网损失由热力换热站补充。4.7采暖期用电量表4-1热水电锅炉主要设备表序号设备名称型号规格单位数量备注1电极热水锅炉ZHPI1015〔电压：10KV,功率：15MW套22蓄热水箱350m3个43变频供暖循环水泵Q=800m3/hH=70mH2ON=250kW0℃~台2一用一备4定压补水装置Q=20m3/hH=26mH2ON=4kW0℃~套1蓄热系统补水5板式换热器F=200m台26蓄热循环水泵Q=1000m3/hH=19mH2ON=75kW0℃~台3蓄热系统二用一备4.7.1极端严寒温度下〔5天1表4-2谷段用电量表：序号设备名称电功率运行时间〔h用电负荷Kwh/天备注1电极热水锅炉30000Kw72100002循环水泵250Kw717503补水系统3+4=7Kw2144蓄热循环水泵75×2=150Kw710505合计2128142表4-3平段用电负荷表：序号设备名称电功率运行时间〔h用电负荷Kwh/天备注1蓄热式电热水锅炉30000Kw1300002循环水泵250Kw922503蓄热循环水泵75×2=150Kw913504合计336003表4-4峰段用电负荷表：序号设备名称电功率运行时间〔h用电负荷Kwh/天备注1蓄热式电热水锅炉30000Kw002循环水泵250Kw820004蓄热循环水泵75×2=150Kw812005合计32004.7.2一般严寒温度下〔162天1表4-5谷段用电量表：序号设备名称电功率运行时间〔h用电负荷Kwh/天备注1蓄热式电热水锅炉24746Kw71732222循环水泵175Kw7122570%运行3补水系统3+4=7Kw2144蓄热循环水泵75×2=150Kw710505合计1755112表4-6平段用电量表：序号设备名称电功率运行时间〔h用电负荷Kwh/天备注1蓄热式电热水锅炉24746Kw002循环水泵175Kw9122570%运行3蓄热循环水泵75×2=150Kw913504合计25753表4-7峰段用电量表：序号设备名称电功率运行时间〔h用电负荷Kwh/天备注1蓄热式电热水锅炉24746Kw002循环水泵175Kw8140070%运行3蓄热循环水泵75×2=150Kw812004合计2600采暖期用电量统计〔212814+33600+3200×5+〔175511+2575+2600×162=3.055×107kWh〔3055万kWh。其中谷段用电量：29847874kWh。平段用电量：590300kWh。峰段用电量：112400kWh。4.8蓄热水电锅炉房布置方案拟建锅炉房位于XX市供热公司换热站附近。锅炉蓄热水供回水温度180/70℃,外网供回水温度为85/55℃,压力0.5MPa.选用2台15000KW热水电锅炉、配4个蓄热水罐及相应的水泵、换热器等。锅炉房局部双层布置,零米布置2台锅炉、化学加药装置、水泵间、配电室、卫生间、楼梯间,二层为控制室、资料室及休息室。与蓄热水箱连接及至热用户的热水管道都从锅炉房管沟进出。第5章电气部分5.1固体蓄热电锅炉房电气部分〔方案一全厂用电负荷统计本工程锅炉房内设整体式蓄热电极热水锅炉2台及二次网水系统,主要用电负荷组成及性质见下表。锅炉房主要用电负荷一览表表5-1序号设备名称功率数量负荷性质供电电压供电方式谐波是否需要无功补偿1电极热水锅炉15MW2三相电极10kV10kV直供无否2热网给水泵75kW3电动机380V变频器供电有是3消防泵25kW2电动机380V变频器供电有是4稳压泵4kW2电动机380V变频器供电有是5排污泵1.1kW1电动机380V低压变直供无否6通风机0.18kW3电动机380V低压变直供无否7通风机0.37kW1电动机380V低压变直供无否8电暖器2kW15采暖380V低压变直供无否9检修电源21kVA4电焊380V低压变直供无否10正常照明动力电源7kW3照明380V低压变直供无是11正常照明动力电源5kW1照明380V低压变直供无是电气主接线本工程外部电源拟引自附近66kV变电站,进线电压为10kV,进线回路数为2回,每回路可提供电源容量约为15MVA。根据锅炉房内用电负荷特点,锅炉房内采用10kV和0.4kV两级电压的供电系统。按电锅炉设备制造厂提供的资料,每台电锅炉额定功率为15000kW,其电源电压为10kV。因此,本工程电气主接线基本供电原则为每段母线供一台锅炉用电,母线之间不设联系。这种按锅炉单元配置电源的方式即避免了锅炉电负荷容量过大,对10kV外引电源造成的巨大压力,又提高了电锅炉的供电可靠性。在锅炉房内设置2台容量为315kVA,变比为10±4X2.5%/0.4kV的低压变压器,为安装在锅炉房内的二次网水系统及照明、暖通等公用负荷供电。对应0.4kV低压供电系统采用明备用的接线方式,两台变压器对应两回进线,经双电源自动切换装置切换后由一段0.4kV母线供电,两台变压器在容量上可互为备用。10kV供电系统采用单母线分段的接线方案,设2段10kV母线,其电源分别引自2回10kV线路。2段10kV母线之间不设母线联络开关。负荷计算见下表。10kV母线负荷计算表表45-2序号设备名称额定功率功率因数安装数量10kVA段10kVB段备注连接数量计算容量连接数量计算容量1电极热水锅炉15000kW121150001150002锅炉房公用变压器315kVA--2131513153合计1531515315<kVA>电压水平、无功补偿及谐波分析5.A:计算条件为校验母线电压水平和正确选择低压变压器,本工程根据电源供电情况进行了母线电压水平计算。计算条件如下：变电所母线电压 10.5kV电缆线路长度 1电缆线路规格 3*〔YJV22-240三芯B:计算结果锅炉房内10kV母线电压水平的计算结果如下：a>最大负荷〔15.315MVA时,电压偏差的百分比为b>按最小负荷〔70%时,电压偏差的百分比为由以上计算结果可见,10kV母线电压的波动小于5%,满足供电要求。根据计算结果,为保证0.4kV母线电压水平,低压变压器变比按10±4X2.5%/0.4kV选择。.2无功补偿为保证用电企业的月平均功率因数达到0.9以上,一般需要在用电企业装设无功补偿装置。本工程根据电锅炉制造厂提供的资料,电锅炉为电阻性负荷,功率因数为1,不需要装设无功补偿装置,因此仅需对锅炉房低压公用变压器上连接的二次网水系统泵类负荷装设无功补偿。低压用电设备的无功补偿计算如下：计算有功功率-其中为需要系数,取0.8,为设备的额定功率。计算无功功率-其中为用电设备功率因数角的正切值,查表得0.75。自然平均功率因数-其中、为平均有功、无功负荷系数,的值一般取0.7到0.75,的值一般取0.76到0.82。补偿容量按下式确定-其中为补偿前计算负荷功率因数角的正切值,为补偿后功率因数角的正切值,按补偿后功率因数为0.9。补偿后的功率因数为根据计算结果,本工程的无功补偿措施为在锅炉房低压变压器对应的0.4kV母线上装设无功补偿装置,无功补偿装置采用自动调节型,以便根据负荷运行情况调节补偿容量。10kV母线上不再装设无功补偿装置。.3谐波分析目前电力系统中由于大量非线性设备的应用而使谐波污染日益严重,因此用电企业需要根据自身用电负荷的特点进行谐波分析以便确定是否需要采用谐波治理措施。根据制造厂提供的资料,作为主要用电负荷的电锅炉不产生谐波,则本工程主要的谐波源为低压电动机供电的低压变频器,除此之外,尚由少量电子计算机和日光灯等负荷,设备总容量不超过350kW。由于谐波源数量少、功率低,因此谐波很低,远小于《电能质量公用电网谐波》〔GB/T14549-1993中规定的限值,对电力系统不产生影响,不必采取专门的谐波治理措施。短路电流及电气设备选择.1短路电流经向电网公司咨询,本工程10kV母线短路电流水平为31.5kA。按低压变压器的配置,0.4kV系统可能额定短路开断电流为40kA进行设备选择。.2电气设备选择根据电气主接线、短路电流及负荷容量确定的主要电气设备和导体的选择见表5-3,低压变压器选择见表5-4主要电气设备和导体选择表5-3序号名称额定电压〔kV最高运行电压〔kV额定电流〔A额定短路耐受/开断电流〔kA额定短路电流耐受时间〔S备注110kV配电装置母线1012100031.54210kV配电装置进线1012100031.54310kV配电装置馈线1012100031.54410kV电缆1012按回路电流及短路热稳定电流31.54铜芯、绝缘采用YJV50.4kV配电装置0.4-按回路工作电流40161kV电缆1-按回路工作电流401铜芯、绝缘采用YJV低压变压器选择表5-4序号名称额定容量〔kVA变比〔kV短路阻抗Ud%备注1锅炉房公用变压器31510±4X2.5%/0.4kV4.5%暂定5.2热水蓄热电锅炉房电气部分〔方案二全厂用电负荷统计本工程锅炉房内设整体式蓄热电极热水锅炉2台及二次网水系统,主要用电负荷组成及性质见下表。锅炉房主要用电负荷一览表5-5序号设备名称功率数量负荷性质供电电压供电方式谐波是否需要无功补偿1电极热水锅炉15MW2三相电极10kV10kV直供无否2供热循环水泵250kW2电动机380V变频器供电有是3蓄热热水循环水泵75kW3电动机380V变频器供电有是4通风机0.25kW6电动机380V低压变直供无否5通风机0.18kW2电动机380V低压变直供无否6通风机0.37kW2电动机380V低压变直供无否7变频补水定压装置3kW1电动机380V变频器供电有是8检修电源21kVA4电焊380V低压变直供无否9正常照明动力电源7kW3照明380V低压变直供无是10正常照明动力电源5kW1照明380V低压变直供无是电气主接线本工程外部电源拟引自附近66kV变电站,进线电压为10kV,进线回路数为2回,每回路可提供电源容量约为15MVA。根据锅炉房内用电负荷特点,锅炉房内采用10kV和0.4kV两级电压的供电系统。按电锅炉设备制造厂提供的资料,每台电锅炉额定功率为15000kW,其电源电压为10kV。因此,本工程电气主接线基本供电原则为每段母线供一台锅炉用电,母线之间不设联系。这种按锅炉单元配置电源的方式即避免了锅炉电负荷容量过大,对10kV外引电源造成的巨大压力,又提高了电锅炉的供电可靠性。在锅炉房内设置2台容量为500kVA,变比为10±4X2.5%/0.4kV的低压变压器,为安装在锅炉房内的二次网水系统及照明、暖通等公用负荷供电。对应0.4kV低压供电系统采用明备用的接线方式,两台变压器对应两回进线,经双电源自动切换装置切换后由一段0.4kV母线供电,两台变压器在容量上可互为备用。10kV供电系统采用单母线分段的接线方案,设2段10kV母线,其电源分别引自2回10kV线路。2段10kV母线之间不设母线联络开关。负荷计算见下表。10kV母线负荷计算表5-6序号设备名称额定功率功率因数安装数量10kVA段10kVB段备注连接数量计算容量连接数量计算容量1电极热水锅炉15000kW121150001150002锅炉房公用变压器500kVA--2150015003合计1550015500<kVA>电压水平、无功补偿及谐波分析5.A:计算条件为校验母线电压水平和正确选择低压变压器,本工程根据电源供电情况进行了母线电压水平计算。计算条件如下：变电所母线电压 10.5kV电缆线路长度 1电缆线路规格 3*〔YJV22-240三芯B:计算结果锅炉房内10kV母线电压水平的计算结果如下：a>最大负荷〔15.5MVA时,电压偏差的百分比为b>按最小负荷〔70%时,电压偏差的百分比为由以上计算结果可见,10kV母线电压的波动小于5%,满足供电要求。根据计算结果,为保证0.4kV母线电压水平,低压变压器变比按10±4X2.5%/0.4kV选择。.2无功补偿为保证用电企业的月平均功率因数达到0.9以上,一般需要在用电企业装设无功补偿装置。本工程根据电锅炉制造厂提供的资料,电锅炉为电阻性负荷,功率因数为1,不需要装设无功补偿装置,因此仅需对锅炉房低压公用变压器上连接的二次网水系统泵类负荷装设无功补偿。低压用电设备的无功补偿计算如下：计算有功功率-其中为需要系数,取0.8,为设备的额定功率。计算无功功率-其中为用电设备功率因数角的正切值,查表得0.75。自然平均功率因数-其中、为平均有功、无功负荷系数,的值一般取0.7到0.75,的值一般取0.76到0.82。补偿容量按下式确定-其中为补偿前计算负荷功率因数角的正切值,为补偿后功率因数角的正切值,按补偿后功率因数为0.9。补偿后的功率因数为根据计算结果,本工程的无功补偿措施为在锅炉房低压变压器对应的0.4kV母线上装设无功补偿装置,无功补偿装置采用自动调节型,以便根据负荷运行情况调节补偿容量。10kV母线上不再装设无功补偿装置。.3谐波分析目前电力系统中由于大量非线性设备的应用而使谐波污染日益严重,因此用电企业需要根据自身用电负荷的特点进行谐波分析以便确定是否需要采用谐波治理措施。根据制造厂提供的资料,作为主要用电负荷的电锅炉不产生谐波,则本工程主要的谐波源为低压电动机供电的低压变频器,除此之外,尚由少量电子计算机和风扇、日光灯等负荷,设备总容量不超过350kW。由于谐波源数量少、功率低,因此谐波很低,远小于《电能质量公用电网谐波》〔GB/T14549-1993中规定的限值,对电力系统不产生影响,不必采取专门的谐波治理措施。短路电流及电气设备选择.1短路电流经向电网公司咨询,本工程10kV母线短路电流水平为31.5kA。按低压变压器的配置,0.4kV系统可能额定短路开断电流为40kA进行设备选择。.2电气设备选择根据电气主接线、短路电流及负荷容量确定的主要电气设备和导体的选择见表5-8,低压变压器选择见表5-9主要电气设备和导体选择表5-8序号名称额定电压〔kV最高运行电压〔kV额定电流〔A额定短路耐受/开断电流〔kA额定短路电流耐受时间〔S备注110kV配电装置母线1012100031.54210kV配电装置进线1012100031.54310kV配电装置馈线1012100031.54410kV电缆1012按回路电流及短路热稳定电流31.54铜芯、绝缘采用YJV50.4kV配电装置0.4-按回路工作电流40161kV电缆1-按回路工作电流401铜芯、绝缘采用YJV低压变压器选择表5-9序号名称额定容量〔kVA变比〔kV短路阻抗Ud%备注1锅炉房公用变压器50010±4X2.5%/0.4kV4.5%暂定5.3电气设备布置10kV配电装置、0.4kV低压配电装置、锅炉房公用变压器均布置在锅炉房专用配电间内。5.4控制、测量与保护电气系统控制系统内电气设备的监视和控制由PLC程控柜完成,PLC程控柜由锅炉厂成套供货。PLC监控的设备包括：低压变压器、10kV侧断路器、380V侧断路器；低压PC段上的馈线断路器；电动机回路断路器。信号的提供由高低压配电柜生产厂家提供,形式为无源干触点,信号闭合为正常状态,断开为故障状态。信号的接收和监控由锅炉厂负责,显示设备的工作状态,并对故障状态进行提示和报警。电气系统测量系统的测量按照《电力装置的电测量仪表装置设计规范》〔GB/T50063-2008配置,由PLC进行监测。10kV系统采用综合保护测控装置进行测量,综合保护测控装置装设在10kV开关柜内,与PLC的信号传输方式采用通信传输方式加硬接线方式〔重要信号采用硬接线方式。0.4kV采用智能测控装置进行测量,智能测控装置装设在0.4kV开关柜内,与PLC的信号传输方式采用通信传输方式加硬接线方式〔重要信号采用硬接线方式。直流系统10kV系统控制电源采用直流,以防止失去外部2路交流电源时控制系统无法操作。直流电源设置单独的直流系统。5.5过电压保护及接地过电压保护及接地按《交流电气装置的过电压保护和绝缘配合》及《交流电气装置的接地》有关要求进行设计。5.5.1直击雷过电压保护在锅炉房屋顶设置避雷带作为防直击雷保护措施,其引下线与主接地网连接,并在连接处设置集中接地装置。5.5.2雷电侵入波过电压保护10kV配电装置利用安装在真空开关柜内的组合式过电压保护器作为过电压保护设备。0.4kV母线上设置浪涌保护器作为低压配电系统的过低压保护。5.5.3接地本工程在锅炉房外设置主接地网,由水平接地体和垂直接地极组成,以水平接地体为主。水平接地体埋深0.8米,距锅炉房不小于1.5米。在锅炉房内设置主接地网,并与室外主接地网连接。所有电气设备外壳、开关装置和开关柜接地母线、金属架构、电缆桥架、金属箱罐和其他可能事故带电的金属物的按《交流电气装置的接地》的要求进行接地。水平接地体采用60X8镀锌扁钢,垂直接地体采用50*5mm的镀锌角钢,锅炉房钢筋焊接成网后与主接地网连接,主接地网接地电阻小于4欧姆。5.6电缆敷设电缆选择本工程的动力电缆和控制电缆均采用C级阻燃型交联聚乙烯绝缘铜芯电缆。其中由外部电源引至10kV开关柜的室外敷设电缆采用聚乙烯护套并加钢带铠装。控制电缆选用多芯铜导体电缆,其导体截面不小于1.5mm2。控制电缆绝缘水平为450V/750V。电缆敷设方式由10kV开关柜引出的电缆采用下进出线,在10kV开关柜下设置的电缆沟内敷设；由外部电源引至10kV开关柜的电缆在室外段采用直埋敷设；其他电缆在锅炉房内采用架空敷设。所有室内电缆在电缆桥架中敷设。5.6.3电缆防火电缆防火主要采取以下措施：在建筑物通向外部的电缆通道出口处和建筑物内隔墙处设置防火封堵。电缆和电缆桥架分段使用防火涂料、阻燃槽盒、防火隔板等。电缆敷设完成后,所有的孔洞均使用防火堵料进行封堵。5.7照明和检修电源网络本工程照明系统分为正常照明和应急照明。正常照明系统和检修电源均由配电间引接,其电压为380/220V。事故照明箱由直流系统供电,当交流系统故障时,事故照明自动启动。出入口应急灯的充电电源接在相应的正常照明网络；锅炉房内采用四防灯,锅炉水位表、压力表等照度要求较高的部位设置局部照明;水泵房采用三防灯〔灯具配戴光源为金卤灯;配电间、办公室根据实际情况采用相应的荧光灯。控制方式：室内照明采用在照明箱内集中控制或用开关分散控制的方式。5.8火灾监测及控制系统火灾报警及控制系统由集中报警控制器和探测器组成。根据《火力发电厂与变电站设计防火规范》<GB50229-2006>规定,不同的保护对象采用不同的报警探测器,火灾发生时探测器探测到火灾后由集中报警控制器发出声光报警并记录火灾时间。第6章结构部分6.1建筑物结构形式固体蓄热电锅炉房〔方案一：固体介质电锅炉房采用现浇钢筋混凝土排架结构,柱采用现浇混凝土柱；柱下混凝土独立基础,基础埋深在冻深以下；屋面采用三角形轻型屋架、檩条结构；消防水池采用150立方米地埋式,布置在室外。屋内设备基础均采用混凝土大块式基础。热水蓄热电锅炉房〔方案二：水介质电锅炉房采用现浇钢筋混凝土框架结构,梁板柱均采用现浇混凝土结构；柱下混凝土独立基础,基础埋深在冻深以下；消防水池采用150立方米地埋式,布置在室内。屋内蓄水罐及其他设备基础均采用混凝土大块式基础。6.2主要施工方案主建构筑物：人工开挖基槽,现浇钢筋混凝土独立基础,模板用钢模板,建筑材料用卷扬机垂直提升,水平用手推车搬运,预制构件用20吨吊车安装。6.3施工临时用电用水施工用电：就近引到施工区域,同时租赁2台柴油发电机备用施工用电,用水由建筑施工用水、施工机械用水、生活用水等组成,均采用城市管网中的自来水。第7章建筑部分7.1固体蓄热电锅炉房〔方案一7.1.1建筑布置电锅炉房为一层框架结构,平面布置呈一字型。建筑室内梁底净高6m,建筑面积为1574m²。平面主要布置电锅炉间、配电室、控制室、换热站间、休息室等。7.1.2建筑装饰建筑装饰遵循实用、经济及美观的设计原则,在满足规范、规程的前提下,尽量采用易施工、易清洁以及安全、可靠、环保的装饰、装修材料,具体如下：室内地面：电锅炉间为水泥地面,其它为地砖地面；内墙及屋面：卫生间、淋浴间内墙为瓷砖墙面,其它建筑为内墙涂料；屋面为彩钢复合板屋面；控制室、淋浴间、卫生间、休息室顶棚为涂料。外墙及饰面：外墙采用保温节能墙体,饰面为涂料。窗：采用耐腐蚀性强、保温密封性及隔音效果良好的塑钢中空窗〔带隐形纱窗,对有特殊要求的门窗根据规程、规范的有关规定加设钢制防火门、屏蔽网。门：人员入口采用三防进户门,主控室、二次设备间等有防火要求的房间采用复合防火钢板门,电锅炉间采用平开钢门,其他室内房间采用实木门。7.1.3节能设计全面考虑建筑节能设计,电锅炉间屋面采用彩钢复合板板保温,墙体采用80厚EPS板保温,建筑外窗为塑钢中空窗。7.2热水蓄热电锅炉房〔方案二7.2.1建筑布置电锅炉房为局部二层框架结构,平面布置呈一字型。建筑层高4.2－9.6m,建筑面积为1525m²。一层平面主要布置电锅炉间、蓄热罐间、配电间、水泵间、工具间等,二层平面主要布置休息室和控制室等。设计平面简洁,功能分区合理,交通组织流畅,满足消防要求。7.2.2建筑装饰建筑装饰遵循实用、经济及美观的设计原则,在满足规范、规程的前提下,尽量采用易施工、易清洁以及安全、可靠、环保的装饰、装修材料,具体如下：室内地面：蓄热罐间为水泥地面,其它为地砖楼、地面；内墙及屋面：卫生间内墙为瓷砖墙面,其它建筑内墙及天棚均为内墙涂料。屋面为钢筋混凝土平屋面；外墙及饰面：外墙采用保温节能墙体,饰面为涂料。窗：采用耐腐蚀性强、保温密封性及隔音效果良好的塑钢中空窗〔带隐形纱窗,对有特殊要求的门窗根据规程、规范的有关规定加设钢制防火门、屏蔽网。门：人员入口采用三防进户门,主控室、二次设备间等有防火要求的房间采用复合防火钢板门,电锅炉间采用平开钢门,其他室内房间采用实木门。吊顶：控制室等部分房间采用轻钢龙骨吊顶。7.2.3节能设计全面考虑建筑节能设计,电锅炉间屋面采用100厚阻燃聚苯乙烯板保温,墙体采用80厚EPS板保温,建筑外窗为塑钢中空窗。第8章暖通给水排水及消防部分8.1固体蓄热电锅炉房生活及消防给水根据《建筑设计防火规范》<GB50016-2006>《建筑灭火器配置设计规范》〔GB50140-2005要求,锅炉房体积大于3000m3,室内、外均设置消火栓系统。由于拟建固体蓄热锅炉房位于市供热公司换热站旁,本工程锅炉房位置应当在市区消防管辖范围内,为确定本工程消防设计原则,需业主进一步与市政相关部门沟通。本工程考虑锅炉房室内的水消防系统,消防水源拟采用室外消防管网用水,消防水源也需要业主进一步与市政相关部门沟通得到认可。1>室内消防用水量：根据《建筑设计防火规范》〔GB50016-2006要求,室内消防用水量为10L/s,室外消防用水量为15L/s,因此,厂内同时发生一次火灾时的最大消防用水量〔即室内室外消防用水量总和为25L/s,室外由市政消防管网承担,这里指考虑室内消防水量2>消防水压灭火需要的水压约为55m,室外消防灭火需要的水压约为58m。3>消防水泵生活消防水泵房安装有自动变频消防水泵组,消防水泵一用一备,单台水泵的流量为36m3/h,扬程为60m,N=18kW。4>消防蓄水池室内、外消防水源由站内的消防水池供水,消防用水量按厂内同时发生一次火灾时的最大消防用水量〔即室内室外消防用水量总和、火灾延续时间为2h考虑。室内消防供水量按10L/S,最大消防用水为10L/S。锅炉房内的生活水及消防水系统采用合并的给水系统,能有效地防止水源污染,消防蓄水池的有效容积按照150m3设计。由自动变频消防泵组向消防系统供水。自动变频消防泵组设在锅炉房内。设计界限为室外锅炉房其他房间根据使用功能,分别设置了手提二氧化碳灭火器和手提干粉灭火器；电缆进线室设置悬挂式手提二氧化碳自动灭火器。8.2固体蓄热电锅炉房排水锅炉房内的生活及生产排水将根据锅炉房附近的排水管网布置情况,就近排放,设计界限为室外1.0m。8.3固体蓄热电锅炉房采暖通风设计锅炉房冬季采暖采用移动式电暖器,主要在锅炉停炉时使用,锅炉正常时,锅炉散热可满足室内环境温度的需要。对值班室和休息室采用电暖器。锅炉房通风采用自然进风、机械排风系统。设置了3台HCT-31-2T轴流式通风机,风量8200m3/h功率0.45kW。对于配电室及变压器室分别设置HCT轴流式通风机,风量7100m3/h1450r/min功率0.37kW,通风机可作为事故通风机使用。为防止小动物进入户内,影响系统正常运行,在进风口和排风口处设置了钢丝网。8.4热水蓄热电锅炉房生活及消防给水锅炉房内的生活水及消防水系统采用合并的给水系统,水源接自室外自来水管网,设计界限为室外1.0m。根据《建筑设计防火规范》<GB50016-2006>《建筑灭火器配置设计规范》〔GB50140-2005要求,锅炉房体积大于3000m3,室内、外均设置消火栓系统、水泵房和消防水池。其他房间根据使用功能,分别设置了手提二氧化碳灭火器和手提干粉灭火器；电缆进线室设置悬挂式手提二氧化碳自动灭火器。消防水源：厂内修建消防贮水池一个,容积180m3根