新龙6MW余热发电-技术方案阳光

PAGE43/43新希望集团新龙矿物质有限公司余热发电项目技术方案昆明阳光基业股份有限公司二〇一〇年八月目录1 总论 61.1项目概述 61.2企业概况 61.3设计依据 71.4设计指导思想和原则 71.5主要工程范围 71.6主要技术经济指标 81.7建设规模 81.8工厂蒸汽生产现状 81.9工厂现有蒸汽利用分配现状 91.10余热资源 101.11厂址条件 101.12气象条件 111.13地震烈度及地质条件 111.14补给水源 121.15供电电源 121.16辅料供应 122 总图和运输 122.1总图布置 122.2交通运输 132.3排水管沟 133 主要工艺和装机 133.1主要工艺 133.2装机方案 134 ＨＲＳ炉 134.1ＨＲＳ炉结构 144.2HRS炉技术参数 145 汽轮发电机 145.1汽轮机主机 145.2凝汽系统 145.3供油系统 155.4调节系统 155.5保安系统 155.6润滑油系统 165.7抽真空装置 165.8汽封系统 165.9发电机主机 166 化学水处理 177 循环冷却水 177.1循环冷却水量 177.2冷却补给水量 177.3循环冷却方案 187.4主要设备 188 电气 188.1电源 188.2站用高压系统 198.3站用低压系统 208.4电气控制系统 208.5防雷及接地 218.6车间照明 218.7装备水平 219 仪表自控 229.1DCS系统 239.2自动检测 239.3自动控制 249.4自动联锁 249.5自动报警 259.6历史记录 259.7现场仪表选型 269.8自控系统供电 269.9仪表接地 2610 建筑与结构 2710.1范围 2710.2汽轮发电机房建筑与结构 2710.3循环水站建筑与结构 2810.4基础、支架及管沟 2911 给排水 3011.1补给水量 3011.2水源及接入 3011.3废水排水系统 3011.4雨水排水系统 3012 消防 3012.1消防范围 3112.2防火方案 3112.3消火方案 3213 节能 3213.1编制依据 3313.2能耗计算 3413.3其他节能措施 3513.4节水和节约用地 3513.5节约原材料 3613.6节能措施和效果评估 36总论项目概述随着我国余热发电技术水平不断的提高，我国工业生产方面的节能技术水平也有了很大的进步，在很多工艺生产过程中高温余热已被回收利用。由于余热利用技术的日益成熟，大量回收和充分利用中、低温余热，用以发电、制冷、采暖或热电联供，使得余热的回收和合理利用已经成为目前国内工业节能降耗的有效途径之一。我国是世界最大的能源消耗国家，也是能源紧缺国家，充分回收和利用余热发电已成为工业节能发展的一个方向。本项目为新希望集团云南矿物质饮料有限公司余热发电项目项目名称：新希望集团云南新龙矿物质饮料有限公司余热发电项目。项目性质：回收并充分利用富余蒸汽建设余热电站项目。建设地点：云南省富民县大营镇砂锅村建设规模：6MW余热电站。企业概况云南新龙矿物质饮料有限公司是四川新希望集团有限公司与昆明秉性遐昌矿业有限公司合资组建的大型磷酸盐专业生产企业。公司拥有固定资产3亿元，占地500亩，员工1400余人，其中有高级职称的工程技术管理人员18人，中级职称的工程技术管理人员28人；具有大、中专以上文化程度占28％。公司凭借资源、地域、技术、装备优势及完善的检测、过程控制体系，健全的新希望管理体制，使市场网络迅速扩大，产品畅销全国二十多个省、市、自治区、并远销日本、越南等东南亚国家和地区。公司秉承集团做“百年老店、百年名店”的发展战略，确立了“资源环保型，技术进步型，出口外向型”的发展定位，按照GB/T19001-ISO9001:2000的要求，扎扎实实地从基础做起，增强市场观念，保持创业激情，建立现代化企业管理制度。注重科技投入、推动行业发展，以最优性价比，追求更快、更高；把企业做强、做大，为顾客奉献精品，诚信服务。2002年，四川新希望集团通过重组云南富民龙飞产业集团饲料磷酸盐厂，成立云南新龙矿物质饲料有限公司（以下简称公司），并于2006年与昆明秉性遐昌矿业有限公司合资成立股份公司,投入资金进行扩能技改，现已形成了300kt/a硫酸、280kt/a饲料磷酸氢钙（DCP）、50kt/a饲料磷酸二氢钙（MCP）、60kt/a粒状饲料磷酸氢钙（DCP）、100kt/a白肥的生产规模，年销售收入近6亿元。新希望集团云南新龙矿物质饲料有限公司为了充分利用生产工序中所产生的余热资源、降低产品的能耗及成本，决定利用富余的余热过热蒸汽建设一套余热蒸汽发电系统。设计依据新希望集团云南新龙矿物质饲料有限公司提供的余热蒸汽相关基础数据。新希望集团云南新龙矿物质饲料有限公司提供的生产、生活过程中有关蒸汽消耗的基础数据资料。新希望集团云南新龙矿物质饲料有限公司的相关要求。相关的设计标准、规范。设计指导思想和原则本方案设计时，将认真遵循如下的原则，最大程度的利用工厂的余热；工艺合理、布置合理、流程顺畅；精心组织、优化设计、减少浪费；尽量减少对工厂生产工艺的影响；结合工程所在地气候特点具体考虑相关工程设计、设备材料选型；主要工程范围新希望集团云南新龙矿物质有限公司余热发电工程建设的实体工程范围具体包括：余热锅炉：DWHS低温回收系统一套及其相关辅助设施。汽轮发电机：6MW汽轮发电机组一套及其相关配套辅机。化学水：由新希望集团云南新龙矿物质有限公司现有的化学水处理系统供给。冷却循环水：冷却循环水装置一套，包括：两台循环水泵、循环水管路、一座机力循环冷却塔，一个循环冷却水池；给排水：与主体工程同步建成能满足6MW余热电站项目的相应给水设施，所涉及的雨水、废水等排水设施；供电系统：界区内相关用电、发电设备的配电设施。仪表自控：界区内相关工艺的检测仪表若干，控制装置若干和DCS集散控制系统一套；工艺管网：余热锅炉、汽轮机发电机组、冷却循环水等装置间的相关的给水、蒸汽等工艺管路；电缆桥架：汽轮机发电机组、循环水系统之间的电气、仪表、自控电缆桥架。建（构）筑物：汽轮发电机汽轮发电机房、循环水泵房、DWHS低温回收系统基础、及其相关设备基础、管架基础和管沟。其它设施：界区范围内相关电讯、消防、安全和卫生设施；主要技术经济指标序号指标(参数)单位指标备注1装机容量MW62设计发电功率MW4.93平均发电功率MW3.54电站运转率%95相对生产系统5电站自用电率%6.16全站占地面积m212507工厂日新增用水量t/d12798全站劳动定员人15其中：生产工人人12管理人员人3建设规模本方案根据云南新龙矿物质有限公司生产线蒸汽参数，建设6MW的余热发电站一座，其中包括一台HRS炉、一套凝汽式汽轮发电机组、一套2800m3循环冷却系统及相关设施工厂蒸汽生产现状30万吨硫酸生产工序：废热锅炉产生的中压蒸汽产量37t/h、压力3.82MPa、温度450℃，正常开车时37t/h中压蒸汽全部供背压透平风机使用。透平风机汽轮机背压出口蒸汽压力0.6～0.8MPa、温度310℃、蒸汽量37t/h，部分蒸汽经喷水减温后送至低压蒸汽管网，低压蒸汽压力0.6～0.8MPa，温度新龙公司余热蒸汽生产情况一览表表一名称单位30万吨硫酸生产工序中压蒸汽汽轮机出口背压蒸汽汽轮机出口蒸汽减温后设计产汽能力t/h373739实际产汽能力t/h373739蒸汽压力MPa3.5～3.820.6～0.80.6～0.8蒸汽温度℃430～450300～310200工厂现有蒸汽利用分配现状30万吨硫废热锅炉所产出的中压蒸汽，全部进入背压式透平风机，透平风机汽轮机背压出口蒸汽经喷水减温后送至低压蒸汽管网部分用于生活和生产用气，其剩余部分对空排放，蒸汽消耗现状见下表二。工序用汽改造后新龙公司余热蒸汽消耗情况一览表表二序号用气装置用气量（t/h）备注1熔硫装置52除氧气53磷酸装置44磷酸浓缩0每年只有1～2个月开车时间5生活用气26合计16注：正常情况下，新龙公司的磷酸浓缩装置一年只开车运行1～2个月，其余时间该工序不需使用蒸汽。余热资源HRS炉新建的HRS炉，产生压力为0.7MPa、温度为185℃的饱和蒸汽15HRS炉蒸汽参数表蒸汽压力（MPa）蒸汽温度（℃）蒸汽量（t/h）备注0.718515.75中温中压余热锅炉中温中压余热锅炉产生的压力3.82MPa、温度450℃，流量为37t/h的中温中压过热蒸汽，全部供给背压透平风机使用。透平风机汽轮机背压出口压力为0.6～0.8MPa、温度310℃的过热蒸汽量37可利用的余热资源序号产、供汽装置产、供汽量（t/h）用汽装置用汽量（t/h）备注1HRS炉15.752背压汽轮机371熔硫装置52除氧气53磷酸装置44磷酸浓缩05生活用气26合计52.75167可利用的蒸汽36.75厂址条件工厂位于云南省富民县大营镇砂锅村,距昆明23公里,距富民县城5公里。工厂北面和西面均为山体，南面和东面为富民县金锐建材有限公司。经过多年建设，厂区目前已形成北高南低的11级平台，每级高差3m左右。最高点高程为1822.46米,最低点高程为1746.00米。气象条件富民县大部分地区夏无酷暑，冬无严寒，全年气候温和，属北亚热带季风气候，五至十月为雨季，降雨量约占全年85%，十一月至次年四月为旱季。当地气象资料如下：全年主导风向西南风年平均气温15.8极端最高气温33.4极端最低气温－7.0年平均降雨量843.3mm年蒸发量2000.2mm年平均气压830.3mba年平均晴日数63天日照时数2250h年平均风速2.1m/s瞬时最大风速24m/s地震烈度及地质条件1）富民县抗震设防烈度为7度第三组，设计基本地震加速度值为0.15g。2）厂区主要处于石崖分布区，土层有红粘土、破碎灰岩和灰岩等三个主要层位，具体如下：最上层为素填土，棕褐色夹灰色，主要由红粘土夹少量灰岩碎石、块石和碎砖等组成，呈松散～稍密状态，平均厚度1.24m，承载力标准值90KPa。第二层为红粘土，棕色或褐棕色，局部夹少量强～中风化灰岩角粒，硬塑状态，局部呈可塑或坚硬状态，中～低压缩性，饱和，平均厚度3.72m，承载力标准值160KPa。第三层为破碎灰岩，灰色，节理裂隙发育，沿节理见少量铁质薄膜，轴心夹角约10°和45°，节理面间距5～28cm，中等风化程度，岩芯以碎块～短柱状为主，含较多方解石脉，局部具溶蚀现象，平均厚度2.64m，岩石抗压强度标准值41.1MPa。第四层为灰岩，灰色，节理裂隙不太发育，微风化程度，含少量方解石细脉，局部略具溶蚀，RQD=10～83％。其中，ZK11在埋深4.00m处见0.50m厚的溶洞，上覆基岩厚3.00m，充填物为中密状态的含角砾红粘土，厚度未揭穿，岩石抗压强度标准值50.1MPa。3）厂区位于坡肩及斜坡区，无地表径流；场地内的大气降水渗入地表土时，大部分顺坡向流走，少量则通过蒸发排泄。补给水源本方案小时新增用水量50m3，日新增用水量1200m3/d。本方案补给水由云南新龙矿物质饮料有限公司现有供水系统供给。供电电源云南新龙矿物质饮料有限公司建有35KV/10.5KV总降压变电站一座，配置12500KVA主变压器一台。主变10.5KV侧为生产线系统供电。35KV电源引自富民县区域变电站。辅料供应余热电站主要消耗药品有磷酸三钠，碱式氯化铝等，均由当地市场采购，汽车运输。本方案无其它大宗辅料。总图和运输总图布置本方案包括6MW汽轮发电机房、ＨＲＳ炉、循环水泵房及循环水冷却塔（含水池）。在充分满足业主意图、生产工艺、余热发电等工艺技术要求，妥善和协调处理生产、检修、运输、消防及前后期建设等关系的前提下，借助使用功能的合理分区，本方案的总图布置将力求使全厂的相关部分形成一个既彼此独立又相互联系的有机整体，以期达到良好的使用效果。本方案6MW余热发电方案的平面布置如下，汽轮机汽轮发电机房（包括，汽轮发电机房、高低压电气室、主控制室）布置在生产厂区最北面的山坡空地上；ＨＲＳ炉布置在：采用露天布置方式；循环冷却水塔（含水池）、循环水泵站、布置在汽轮发电机房东面的山坡空地上；相关工艺管网和电缆桥架在建设区域的适合通道内布置，以不影响生产、检修、运输和消防且距离相对较短为原则。交通运输云南新龙矿物质饮料有限公司厂区内现有道路已连接成网，本方案车间均布置在生产区的空地上，未占用消防、生产、检修场地和物料运输道路，且本方案仅有备品、备件、药品的运输量，不会影响业主现有生产区内相关消防、生产、检修和运输，因此，本方案只单独考虑电站相应的运输通道。排水管沟云南新龙矿物质饮料有限公司厂区内现有完善的排水系统，本方案仅有管路疏水和生活污水排放，因此，本方案不再单独设置污水外排系统，管路疏水、生活污水等就近排入工厂现有排水沟渠，并对余热电站建筑物所占的排水进行改造。主要工艺和装机主要工艺根据新希望集团新龙矿物质有限公司生产线的相关资料及其相关的调整细化，并对其余热资源进行相应核算和综合平衡后，本方案：将废热锅炉产生的压力3.82MPa、温度450℃，流量为37t/h的中温中压蒸汽，正常生产时全部供给背压透平风机使用。透平风机汽轮机背压出口压力为0.6～0.8MPa、温度310℃、蒸汽量37t/h的新建一台HRS炉，将回收的15.75吨、0.7MPa的饱和蒸汽供生产和生活所用（其蒸汽的分配情况见表二）。生活和生产正常用汽量为16t/h，但有富余蒸汽时并入低压蒸汽管道一起进入汽轮机用于发电。装机方案根据蒸汽平衡后，可利用的蒸汽为0.6～0.8MPa、温度300～310℃、蒸汽量36.75t/h，提供热平衡计算，设计发电功率4.9MW;装机为6MW本项目拟建设一座6MW机组的余热发电站，其中包括：DWHS低温回收系统、6MW汽轮发电机组、循环冷却水站、高低压配电、仪表自控、消防、相关工艺管网、相关电缆桥架、相关建构筑物、相关道路管沟等工艺和辅助设施。ＨＲＳ炉ＨＲＳ工艺描述HRS系统从烟气流中吸收三氧化硫，以中压蒸汽形式回收吸收热。第一段回收硫酸生成过程中的热量。第二段除掉残余的SO3和硫酸蒸汽，并且吸收生成的吸收热和硫酸蒸汽冷凝热以及工艺烟气的大量冷却显热。在此方案中，装置中现有的一吸塔作为HRS塔的二级。HRS系统是由以下设备组成：一个蒸汽喷射腔、一个填料型热回收塔(一段)，一台卧式蒸汽锅炉，一台HRS加热器，一台稀释器，一台酸循环泵（安装在泵槽上），二台排酸泵。蒸汽喷射腔接收来自现有装置的烟气。一部分用来维持HRS酸浓的水分以低压蒸汽形式（最低0.70barg）注入到蒸汽喷射腔中与烟气混合。如果HRS界区外没有可用的低压蒸汽，则由HRS锅炉产生的蒸汽降压后使用。蒸汽喷射有几点优势：可以降低HRS塔第一级的腐蚀速率，减少HRS塔第一级的酸流量因此可以减小HRS稀释器、HRS循环酸泵和HRS分酸器的尺寸。热回收塔接收来自蒸汽喷射腔的SO3气体。三氧化硫气体向上流经填料和自上而下流经填料的循环酸相接触，三氧化硫被吸收。被冷却的气体与残余的SO3然后进入二级填料，在那里，几乎所有的SO3被自上而下流经填料的循环酸吸收。来自HRS塔填料的酸聚集在HRS塔泵槽，由安装在泵槽上的浸没式立式离心泵循环。酸由HRS塔泵槽泵送至卧式锅炉，酸离开锅炉时分成两股，大部分冷却的酸流经稀释器然后回到HRS塔进行循环。小部分将作为产品酸，但要先经过HRS加热器冷却，从而将热量传递给HRS锅炉给水。流经HRS加热器的酸然后流入现有的酸系统，与从其他塔来的酸混合。经现有酸冷器冷却的、其浓度最低为98.5%（推荐99％）的酸进入现有的一吸塔。现有的一吸塔保持原有状态运行。气体经过安装于一吸塔塔顶的MECSES型除雾器后离开HRS塔，进入现有的中间冷热换热器。这些除雾器除去在塔中形成的酸雾，使其降低到传统一吸塔的除雾水平，以保护下游的中间冷热交换器。稀释水不断与HRS锅炉下游的酸混合，以控制酸的浓度在99.0%以上，此酸在HRS塔循环。添加的稀释水吸收了三氧化硫，由于反应热而使循环酸温度升高。循环酸流经锅炉，与沸水换热。为了保持锅炉中热交换的温差，酸保持在汽化水的沸点以上循环。在高湿度情况下，大量的水汽进入到干燥塔，这些水量大大多于控制二吸塔产品酸浓为98.5%而需要的水量。这时，我们就需要增加从现有酸系统到HRS稀释器的串酸量。HRS系统中的材料为特有的ZeCor®不锈钢（塔内陶瓷填料除外）。在保持酸浓的情况下，这些材料在限定的操作温度下能够表现出很低的腐蚀率。稀释器为衬特氟纶的钢制容器。对HRS循环酸推荐的最高浓度是99.7%，高于此值时，在HRS塔中三氧化硫的吸收率下降，导致热回收率下降。由于浓度控制的重要性，HRS系统的分析仪采用TFE-衬里，流经电导传感器，安装在取样管的外边，它避免了探头损坏和由于不足的流量所产生的错误读数。安装了一个综合联锁系统（由酸温、浓度和流量动作）以保证流入HRS塔分酸器的酸浓在推荐最低浓度约98.5%之下时仃止运行。HRS锅炉的连续和间歇排污废水，在HRS锅炉排污闪蒸罐内减压至常压，污水排入工厂排污系统。HRS炉蒸汽产量产量900MTPD(100%H2SO4)的硫酸装置设计的热量回收系统(HRS)的蒸汽产量为15.75MT/h(估计值)压力为8.0barg的饱和蒸汽,即0.42MT蒸汽/MT酸（估计值）。HRS炉界区范围工艺气体-蒸汽喷射室入口至一吸塔的出口。•锅炉给水-管架。•中压蒸汽-管架。浓酸，稀释器串酸－稀释器入口到HRS串酸控制阀。•浓酸,HRS输出-管架。•HRS排酸-管架。•HRS第2级浓酸–位于管架，HRS第二段过滤器入口和二段过滤器的导淋。•排污–间断排污、连续排污和紧急排污的交接点在HRS区域的地沟系统。•蒸汽疏水器冷凝水–HRS区域的地沟系统。汽轮发电机本方案设置6MW凝汽式汽轮发电机组一套。其中，汽轮机组包括：汽轮机主机、凝汽和凝结水、真空系统、汽封系统、供油系统、调节系统、保安系统、润滑系统等主、辅机；发电机组包括：发电机主机、空冷装置、励磁装置等主、辅机。主要设备参数如下：汽轮机主机项目内容型式补汽凝汽式型号N6-0.7/310额定功率6.0MW额定转速3000r/min转向顺汽流方向看为顺时针进汽压力0.7MPa（0.8-0.5MPa）进汽温度310℃(320-240凝汽压力0.008MPa（冷却水温27℃循环冷却水温正常27℃，最高振动(正常)最大允许振动值（外壳上）0.0振动(过临界)最大允许振动值（外壳上）0.1凝汽系统凝汽系统流程包括：凝汽器、热水井、凝结水泵、热井液位调节阀、凝结水管路等组成。主蒸汽经汽轮机做功后在凝汽器内凝结成水，首先汇集到热水井中，然后由凝结水泵升压后，送至除氧器。使用DCS系统控制，热水井液位由主管路和回水管路上的调节阀进行共同调节，如果热水井液位偏高，则向热井回水的调节阀开度减小，主管路上的调节阀开度增加；如果热水井液位低，则主管路上的调节阀开度减小，向热井回水的调节阀开度增加。一般地，在凝结水管路中还设有汽轮机启动时的凝结水排水管路，以便在启动时排掉不符合要求的凝结水，同时，也还设有喷水减温的旁路管，当排汽温度较高时，可开启阀门向排汽管道内喷水减温。凝汽系统设备随汽轮机主机成套供货，相关技术参数由汽轮机制造商确定，以满足在规定工况下汽轮机均能正常工作为原则。供油系统本方案使用整体式油站的供油流程，由储油箱、主油泵、启动油泵、润滑油泵、事故油泵、注油泵、冷油器、滤油器、减压阀等共同组成。主油泵与汽轮机转子直联，由注油器供油；起动油泵为交流高压电动油泵，用于机组起动时的供油，机组起动后，当主油泵出口油压大于起动油泵油压出口时，交流高压电动油泵可自动关闭或人工关闭。润滑油泵为交流低压电动油泵，用于机组盘车时的供油。事故油泵为直流低压电动油泵，用于交流电源断电时，主油泵、交流高压油泵、交流低压油泵均无法工作时的润滑油供油。储油箱的最低位置设有事故放油口，油箱设有就地指示液位计和远传液位计，以便进行液位巡视和集中监视。供油系统相关设备随汽轮机主机成套供货，相关技术参数由汽轮机制造商确定，以满足在规定工况下汽轮机均能正常工作为原则。调节系统本设计采用电-液式的汽轮机调节系统，由调节器、电液转换器、油动机等共同组成。调节器接收汽轮机运行过程中的转速、发电功率信号，输出转速、功率等相应的控制信号；电-液转换器接收此控制信号并调节二次油压，经由错油门、油动机等调节汽轮机主汽门开度，来调节汽轮机进汽量，达到调节汽轮机转速、发电功率或主汽压力的目的。保安系统保安系统由危急遮断器、电磁泄油阀和主汽门等共同组成。保安系统相关设备随汽轮机主机成套供货，相关技术参数由汽轮机制造商确定，以满足在规定工况下汽轮机均能正常工作为原则。润滑油系统润滑油系统由有两台冷油器、滤油器、润滑油压调节阀共同组成。汽轮机启动时，润滑油系统由启动油泵进行供油；汽轮机正常运行后，润滑油系统由主油泵进行供油；汽轮机盘车时，润滑油系统由润滑油泵供油；汽轮机运行过程中交流电源断电时，自动启动事故油泵，润滑油系统由事故油泵进行供油。润滑油系统相关设备随轮机主机成套供货，相关技术参数由汽轮机制造商确定，以满足在规定工况下汽轮机均能正常工作为原则。抽真空装置抽真空系统由射水抽气器、射水泵、射水箱等共同组成。凝汽器内产生的不凝结气体，由射水泵向射水抽气器射水抽出，维持凝汽器内真空。抽真空系统相关设备随轮机主机成套供货，相关技术参数由汽轮机制造商确定，以满足在规定工况下汽轮机均能正常工作为原则。汽封系统汽封系统由均压箱、压力调节阀、轴封冷却器、滤汽器、节流孔板等共同组成。在电动主蒸汽闸阀前引出新蒸汽作为汽源，经过节流孔板后供给均压箱，均压箱上装有直接作用的压力调节阀，能保持箱内压力稳定在0.101~0.127MPa(绝)范围内，经均压后的蒸汽向汽轮机两端轴封供给密封用蒸汽。汽轮机轴封漏汽、主汽门、调节汽阀的阀杆漏汽均回收后接到轴封冷却器，用来加热凝结水，以提高整个电站的热效率。发电机主机项目内容型号额定功率6.0MW额定功率因数0.80（滞后）额定频率50Hz额定转速3000rpm额定电压10.5kV冷却方式空内冷励磁系统静止励磁化学水处理新希望集团新龙矿物质有限公司原有的化学水处理系统完全满足余热电站的需要，本方案不再考虑新建化学水处理系统。循环冷却水循环冷却水量按凝汽量37t/h蒸汽的额定工况，根据汽轮发电机制造商提供的相关资料，本项目的循环冷却水量如下：循环冷却水量项目数值单位备注凝汽器循环冷却水量2570m3/hM≈68辅助机械冷却水量230m3/h其中：1)汽轮机组冷油器耗水量80m3/h2)发电机空冷器耗水量120m3/h3)射水抽气器耗水量30m3/h合计：2800m3/h冷却补给水量循环冷却水补给水量循环冷却水补给水量项目损失水量（t/h）补给水量（t/h）冷却塔蒸发损失3636冷却塔风吹损失66系统排污渗漏损失88合计：5050循环冷却方案循环水站处理能力按凝汽量37t/h及当地夏季气象条件考虑，循环水系统采用2塔并联组合式逆流机械通风玻璃钢冷却塔。配2台循环水泵。冷却塔下布置循环水池，容积680m3；循环水进出水干管直主要设备循环冷却水泵技术参数项目数值水泵数量2台水泵型号DFSS500-640(I)C型水泵扬程H=2水泵流量2800配用电机250kWV=10kV循环冷却塔技术参数项目数值冷却水量2800m进口水温42出口水温32冷却形式组合逆流式机械通风式注：按项目建设地气象条件进行设计和制造电气电源云南新龙矿物质饮料有限公司现有35kV/10.5kV降压站一座，主变35kV/10.5kV1X12500kVA，35kV进线引自富民变电站。云南新龙矿物质饮料有限公司降压站以10.5KV的配电电压向厂区供电。拟建的余热电站以10.5kV电压与云南新龙矿物质饮料有限公司总降10.5kV配电室10.5kV母线联网。站用高压系统8.2.1高压主接线10.5kV系统主接线为单母线不分段接线。电站发电机额定电压为10.5kV。发电机通过其出口断路器与电站10.5kV系统母线相连。在发电机出线侧设置发电机出线PT柜一台，用于检测发电机出线电压及频率；10.5kV系统母线设置PT柜一台，用于检测系统电压及频率。10.5kV母线设一台馈线断路器柜向站用变压器（10.5/0.4kV、500kV.A）供电。余热电站10.5kV母线设置一台联络柜（隔离手车柜），经电缆与水泥厂总降10.5kV配电室母线新增的出线断路器柜相联，构成电站的接入系统。8.2.2同期点发电机与系统的同期点设置在发电机出口断路器上。8.3.3励磁系统发电机采用静止晶闸管励磁，励磁设备由发电机厂家配套提供。随设备带来的励磁变压器、晶闸管励磁柜、励磁CT、励磁PT及发电机出口PT均设置在发电机小室内。在主控室发电机控制屏上可进行励磁柜的相关操作。《余热电站电气主接线、同期点及接入系统》见附图四。相关技术数据如下：额定装机容量6.0MW额定功率因数0.80年均发电出力3.5MW年总发电量2394×104kWh（年平均发电出力小时数按6840h计）站用电负荷～400kW年自耗电量165×104kWh自耗电量与发电量比率6.9%(165×104kWh/2394×104kWh)年外供电量（发电量-自耗电量）2229×104kWh（2394×104kWh－165×104kWh）余热电站系云南新龙矿物质饮料有限公司内部供电系统中的小型自备电站。电站10.5kV系统与厂区总降10.5kV配电室母线联网。余热电站站用电高、低压负荷的起动电源取自厂区总降10.5kV配电室；电站并网后，发电机向总降10.5kV配电室母线馈送电能，向云南新龙矿物质饮料有限公司厂内部供电。站用低压系统汽轮发电机房与循环泵站相距较近，故在汽轮发电机房设置一个10.5/0.4kV站用电车间配电室，分别向汽轮发电机房、循环水泵站区域380V低压负荷供电。汽轮发电机房10.5/0.4kV车间变电所变压器为～500kV.A，0.4kV母线为双电源不分段单母线结线，工作电源由汽轮发电机房车间变电所10.5/0.4kV变压器0.4kV侧引来，另一回0.4kV检修电源（仅供检修时电焊机、电钻等检修设备使用），由总降10.5/0.4kV的0.4kV母线引来（100A自动开关回路）。两电源进线互锁，不能同时合闸。电气控制系统8.4.1高压系统设备控制电站高压系统的控制、保护、测量和信号自成系统，独自组屏，相关信号送至电站DCS系统进行集中监视。电站控制室设置控制屏、保护屏、同期屏。控制屏带电站主接线模拟线。同期屏上装设有微机型自动准同期装置及MZ-10组合式同期表。在同期屏上可进行发电机自动准同期并网操作。发电机保护屏上装有发电机微机保护装置及发电机转子接地保护继电器，一点接地信号送电站DCS报警，两点接地跳闸。8.4.2低压站用电设备控制低压站用电设备的电气传动，依据电机容量、控制及调速要求，采用低压断路器、交流接触器、热继电器，变频器等，对电机进行控制和保护。电机的控制设置“远控”、“检修”、“就地”三种操作模式，电机的控制、保护及信号送至余热电站DCS系统，由DCS系统实现站用电设备的联锁、远程控制及故障报警。同时通过DCS系统对低压电气设备的运行状态进行集中监视。防雷及接地本方案按三类防雷建筑物进行防雷接地和电气接地设计。其中，8.5.1防雷根据中国国家标准《建筑物防雷设计规范》，余热电站按三类防雷建筑物进行防雷接地设计。汽轮发电机房屋面敷设避雷带作为接闪器，经引下线与接地网相接。对于室外高于15m的钢构架，将钢构物（壁厚合乎规定）作防雷接闪器，各部件之间连成电气通路后，直接将钢构架底部与接地网相接。电站10.5kV系统母线、发电机出口及发电机中性点设置专用避雷器。8.5.2接地沿汽轮发电机房四周设置闭合状接地网。防雷接地、工作接地、保护接地共用一个接地网，接地电阻≤4Ω。电气接地系统：10.5kV高压系统采用IT接地系统；0.4kV低压系统采用TN-C-S接地系统。车间照明一般车间照明采用配照型或广照型节能灯具，高大厂房则采用卤素灯与高压钠灯混合照明；主控制室、电气室、办公楼等采用荧光灯照明；汽轮发电机房的主要出入口、通道、楼梯间及远离汽轮发电机房的重要工作场所设置应急灯作为事故照明。装备水平8.7.1高压系统10.5kV配电装置选用KYN28C-12金属铠装移开式开关柜。真空断路器采用VS-12型，开断容量31.5kA，弹簧合闸机构。站用电变压器选用S9型油浸式低损耗节能变压器。8.7.2低压系统0.4kV低压配电装置采用MCC型低压抽屉式开关柜。较大容量的电机采用软起动器启动；需要调速的设备选用变频器控制。8.7.3继电保护及自动装置发电机采用SLE-300G微机保护装置，实现发电机的差动、复合电压闭锁过电流、过负荷，低电压及过电压等保护功能。采用许继转子接地保护器，实现发电机转子一点接地及两点接地保护。发电机手动准同期采用MZ-10组合式同期表；自动准同期采用许继WZQ-3自动准同期装置。采用SEL微机保护装置，实现如下保护功能：高压电动机：电流速断、过负荷、低电压及零序电流保护；10.5/0.4kV变压器：电流速断（或限时速断）及过负荷保护。8.7.4直流系统直流电源采用220V、100A.h免维护铅酸电池屏（包括电池屏、馈电屏）。直流负荷：高压系统DC220V控制电源、操作电源、汽轮发电机组润滑油系统直流事故油泵（1台5.5kW仪表自控本余热电站工程热工控制专业涵盖的实体装置包括：汽轮发电机组、循环冷却水系统。热工控制系统确保余热电站的安全、可靠、平稳运行，采用DCS集散控制系统实现机、电、仪一体化监测、控制和运行管理。生产过程的保护和联锁也由DCS控制系统完成。设置完整的热工检测、自动调节、联锁保护及热工信号报警装置。自动化水平使操作人员在控制室内能够完成正常运行工况下的全部热工参数的监控和主要设备在事故状态的紧急停车，可以对余热电站热力系统及主辅设备进行热工参数的监视、控制和调整，对生产过程的异常工况及时报警和进行事故记录，对相关参数进行数据处理和进行历史趋势记录。控制室设在汽轮发电机房运转层，测量和控制电缆通过电缆桥架进入控制室。控制室设工程师站、操作员站、打印机和DCS机柜。DCS系统在控制室配置一个工程师站(ES)和一个操作员站(OS)，工程师站(ES)用于系统控制策略的组态和修改，同时，兼做操作员站(OS)之用。操作员站（OS）、工程师站（ES）、控制站之间采用符合TCP/IP协议标准的工业以太网进行联接和数据交换。DCS系统与本工程电气专业自动化装置之间通过Modbus通讯方式进行联接并交换数据。余热电站DCS与硫酸装置中控室DCS之间以通讯方式进行必要的信息交换，少量的检测控制信号用硬接线方式连接。DCS系统I/O配置表类型信号使用点数备用点数配置点数模块数量1、汽轮发电机组、循环水、发配电RTD热电阻Pt10065158010AI4～20mADC408486AO4～20mADC3581DION/OF无源接点220362568DOON/OF无源接点4519642自动检测根据余热发电相关的工艺和技术要求，本工程对汽轮发电机组、循环冷却水、电气设备状态等均设置有完善的自动检测回路，具体以满足相应工艺和技术要求为准。其中：1）与汽轮发电机组相关的主汽温度、主汽压力、轴承温度、润滑油温度、冷凝器温度、冷凝器真空度，调节油压、保安油压、润滑油压、油箱油位、发电机绕组温度、铁芯温度等检测元件、就地仪表、就地压力盘由汽轮发电机制造商成套提供。其中，重要且有远传信号的检测点由本专业引至DCS，重要但无远传信号的检测点，如主汽流量、凝汽器真空度、凝汽器进/出口循环水温度等，则另设现场仪表实现自动检测。2）配备完整的汽轮发电机组状态监测仪表，有关轴系振动、轴系位移、胀差、汽机转速等状态检测元件和TSI机柜由汽轮发电机制造商成套提供。其中，重要且有远传信号的检测点由本专业引至DCS，重要但无远传信号的检测点则另设现场仪表实现自动检测。3）循环冷却水装置进/出口温度、压力，循环冷却水补充水流量，循环冷却水池液位自动检测。汽机冷凝水回水流量自动检测。4）与配电和传动有关的检测信号，其检测点设在电气专业，测点信号引至DCS系统；自动控制根据余热发电相关的工艺和技术要求，本工程对汽轮发电机组设置有必要的自动控制回路，具体以满足相应工艺和技术要求为准。主要的自控回路有：1）、汽机冷凝器热井水位自动调节。2）、汽机电液调节系统（DEH）：汽机升速控制、汽机转速自动调节、汽机定负荷或定压力自动调节。3）、发电机并网的准同期（自动/手动）控制在电气专业设置的准同期（自动/手动）装置上实现。自动联锁根据余热发电相关的工艺和技术要求，本工程对汽轮发电机组、电气配电传动等均设置有必要的自动联锁回路，具体以满足相应工艺和技术要求为准。主要包括：汽轮发电机组的自动联锁主油泵出口压力低于0.75MPa时，自动联锁启动高压油泵润滑油压力低于0.04MPa时，自动联锁启动事故油泵润滑油压力低于0.03MPa时，自动联锁紧急停机润滑油压力低于0.015MPa时，不允许盘车系统真空度超越低低限（LL）时，自动联锁紧急停机汽轮机轴瓦温度超越高高限（HH）时，自动联锁紧急停机发电机轴瓦温度超越高高限（HH）时，自动联锁紧急停机汽轮机轴承回油温度超越高高限（HH）时，自动联锁紧急停机发电机轴承回油温度超越高高限（HH）时，自动联锁紧急停机汽轮机轴向位移超越高高限（HH）时，自动联锁紧急停机汽轮机轴振动超越高高限（HH）时，自动联锁紧急停机汽轮机转速超越高高限（HH）时，自动联锁紧急停机电液调节装置故障时，自动联锁紧急停机发电机主保护动作时，自动联锁紧急停机自动报警根据余热发电相关的工艺和技术要求，本工程对汽轮发电机组、循环冷却水、电气配电传动等均设置有必要的自动报警，具体以满足相应工艺和技术要求为准。主要包括：汽轮发电机组的自动报警系统真空度超越低（L）限时，自动报警润滑油压力低于0.055MPa时，自动报警汽轮机轴瓦温度超越高（H）限时，自动报警发电机轴瓦温度超越高（H）限时，自动报警汽轮机轴承回油温度超越高（H）限时，自动报警发电机轴承回油温度超越高（H）限时，自动报警油箱油位超越高/低（H/L）限时，自动报警热井水位超越高/低（H/L）限时，自动报警汽轮机轴向位移超越高（H）限时，自动报警汽轮机轴振动超越高（H）限时，自动报警汽轮机转速超越高（H）限时，自动报警历史记录根据余热发电相关的工艺和技术要求，本工程对汽轮发电机组、循环冷却水、电气配电传动等均设置有必要的历史记录，以便于事故处理分析和生产管理优化，具体以满足相应工艺和技术要求为准。本工程DCS系统也同时具备自动生成生产统计报表的功能。现场仪表选型选用技术先进、质量可靠并且在类似装置上使用效果良好的产品。汽机过热蒸汽系统高温、高压，生产过程中无强腐蚀性介质。根据过程检测和控制要求，结合过程环境和介质特点，本工程仪表选型考虑如下：1）、温度仪表选型就地检测选用双金属温度计；集中检测根据温度范围选用铂热电阻或一体化热电偶温度变送器；过热蒸汽系统采用锥形护套。集中检测元件都设计为防水接线盒。2）、压力仪表选型就地检测选用一般压力表或耐振压力表；集中检测选用智能压力变送器或差压变送器。3）、流量仪表选型汽机冷凝水回水流量、饱和水蒸汽流量检测选用涡街流量计；循环水补水流量选用电磁流量计；过热水蒸汽流量检测选用标准节流装置配智能差压变送器。4）、液位仪表选型根据对象特性分别选用差压变送器、静压式液位计。5）、执行器选型汽机汽水系统选用电动调节阀。一体化电动执行机构，带手轮机构和阀位反馈信号，电源220VAC。6）、仪表接液材料以上现场仪表的接液材料根据介质特性分别选用碳钢、不锈钢或耐热钢。主要仪表选型见附表：《主要设备表（自控）》。自控系统供电本工程仪表用电由电气专业送交流电源至控制室仪表总供电箱。仪表电源质量：220V±10%AC，50±1HZ。仪表用电量：约5KVA。在控制室配置UPS。用于DCS、汽机电-液调节装置及电动调节阀的供电。仪表接地仪表和DCS系统采用单独接地的接地方式。仪表工作接地（信号回路接地，屏蔽接地）和保护接地、静电接地首先分别接至接地汇流排和接地汇总板，在柜内分类汇总后，再经总接地板单独接地，接地电阻不大于4欧姆。仪表接地装置（总接地板、接地总干线、接地极）与电气专业接地装置的距离不小于5米，与防雷接地装置的距离不小于20米。当现场条件无法满足要求时，仪表接地极与电气专业接地总干线、接地极的距离不得小于2米；若仪表接地总干线的埋地部分须穿过电气专业接地总干线，且间隔距离无法做到大于2米时，接地总干线采用截面为95mm2的6KV高压电缆。建筑与结构范围根据相关专业提供的设计条件和使用要求，本方案由下列建、构筑物组成：汽轮发电机厂房（含汽轮发电机间、变压器室、高低压配电室、主控室及辅助用房），循环冷却水站，外管网支架、管沟等。土建专业的设计范围为上述建、构筑物的建筑设计，主体结构设计，设备基础设计，附属的平台设计等。汽轮发电机房建筑与结构厂房布置汽轮发电机房主跨长24m，宽12m。分为±0.00m层、3.6m层和7.00m层；副跨长12m，宽10.5m。分为±0.00m层、4.20m层和7.00m层。在主跨±0.00m层布置了凝结水泵、射水抽气装置、锅炉给水泵、凝汽器、润滑油泵、加药装置等设备。在主跨内设有一台16/3.2t桥式起重机，其轨顶标高13.50m，型号QD16/3，跨度10.5m。桥式起重机供施工、安装和检修用。建筑构造墙体：墙体采用M5混合砂浆砌MU5，240厚空心粘土砖；入土部分为M5水泥砂浆砌MU10，240厚实心粘土砖，双面粉1:2水泥砂浆。屋面防水：屋面防水等级为=2\*ROMANII级。汽轮发电机间屋面为彩色压型钢板，自防水；副跨屋面设有除氧器设备，采用刚性防水；楼梯间屋面为卷材柔性防水。室内装修：楼、地面，主控室铺地砖、汽机岛及钢筋混凝土楼梯采用简易玻璃钢地面、电缆层楼面原浆压光外，其余楼地面均为水泥石屑面层﹙地坪基层为素混凝土﹚；内墙面，采用M3混合砂浆粉平，主控室为双飞粉，其余部位均刷内墙涂料；顶蓬，钢筋混凝土基层采用M5混合砂浆粉平，面层做法同相应的内墙面。外粉刷：外墙面﹙含钢筋混凝土梁、柱﹚采用M5混合砂浆粉平，刷外墙涂料，其颜色施工图再定。门窗：外大门采用钢大门、其它门为钢板门；发电机出线小室采用防火门；电气主控室采用塑钢隔音门窗；其余窗均为塑钢玻窗；变压器门窗采用变压器专用门窗。钢门刷浅灰色油漆。防锈、防火：钢构件刷红丹防锈底漆，刷浅灰色面漆二度。屋盖部位的钢构件内表面刷防火涂料二度。交通主厂房水平交通布置衔接自然，并注意功能的叠加，方便操作。±0.00m层设有供人便于联系的出入口及供设备安装的大门。垂直交通主要设施为现浇钢筋混凝土楼梯。汽轮发电机间标高3.50m及7.00m设有钢楼梯，由±0.00m通至油系统平台及汽机操作层。洞边、平台边及吊装孔边设钢栏杆防护。4室内采光以自然采光为主，人工照明为辅的设计原则，以利于节约能源。地基与基础暂考虑采用人工挖孔桩基。有墙体部位设钢筋混凝土基础梁。上部结构主跨汽轮发电机间的承重结构为C30钢筋混凝土框排架，屋面承重构件为H型钢梁，檩条为薄壁冷弯C型钢檩条，屋面为彩色压型钢板。钢筋混凝土吊车梁。副跨为钢筋混凝土框架结构。汽轮发电机地基与基础钢筋混凝土框架式基础，下设1500mm厚钢筋混凝土大板。混凝土强度等级为C25。循环水站建筑与结构建筑和构造循环水站水泵房，层高4.5m。泵房轴网尺寸：长2×6.00m=12.厂房地坪为100厚C15混凝土基层，水泥石屑粉面；屋面防水等级为Ⅱ级，刚性防水，雨蓬为卷材柔性防水；钢构件刷红丹防锈底漆，黑灰色面漆二度；内墙M3混合砂浆粉平后刷内墙涂料；外墙M5混合砂浆粉平后刷外墙涂料。设循环冷却水池一座，平面外形尺寸为：长23.50m，宽12.00m。水池底标高-0.20m，顶标高2.50m，水深2.40m循环冷却水池内表面粉防水水泥砂浆。池底向取水坑方向粉5‰坡度。水池壁外表刷水泥浆。基础和结构厂房采用砖混结构，基础采用毛石条形基础。墙体为M5混合砂浆砌240厚粘土砖。粘土砖的强度等级不低于Mu5。循环冷却水池为C25现浇钢筋混凝土结构。池壁厚250、300，池底厚300。池底设100厚C15混凝土垫层。基础、支架及管沟设备基础设备基础设计根据设备荷重的大小、有无动荷、使用要求等因素，采用不同的结构形式和材料。循环冷却水泵基础为C25钢筋混凝土大块式结构；其余设备基础采用C20素混凝土大块式基础。设备基础根据设备要求设置预埋件或预留孔洞，较小的设备在安装时采用膨胀螺栓或化学锚栓固定。管网支架管网的支架设计，根据管径的大小、管道的多少及其荷载轻重等因素综合考虑，做到因地制宜。管网支柱分别采用单肢柱、双肢柱、双肢格构柱、四肢格构柱等柱型。跨越道路、室外构筑物、设备等障碍物，跨度较大的支架上部构件，分别采用平面钢桁架或空间钢桁架。充分利用业主方生产水泥，就地起材的优势，单肢管道支架优先采用钢筋混凝土结构。钢构件刷红丹防锈底漆，刷浅灰色面漆二度。外管网支架基础采用C20混凝土。基础设预埋锚栓，以保证支架与基础的可靠连接。管沟、电缆沟、雨水沟沟道开挖至满足设计要求的标高后先作100厚C15混凝土垫层。管沟和电缆沟，采用C20素混凝土或实心砖砌筑并粉刷。室内电缆沟盖板采用钢盖板。建筑物周边沿散水外及室外场地外均设排水明（暗）沟。沟宽260mm，起点深200mm，纵向坡度5‰。管沟、电缆沟作防水处理。给排水补给水量项目用水量（m3/h）循环水系统补给水量50锅炉汽水取样、冷却器冷却水及杂用水1生活用水0.5未预见用水2合计：53.5水源及接入余热电站正常运行过程中，总补给水需量：53.3m3/h（1279吨/天），本方案用水由新希望集团新龙矿物质有限公司提供，经一根DN150钢管送至本方案界区外1米废水排水系统本项目中，循环冷却水系统外排废水不含有毒和有害物质，可就近排入附近的下水道。锅炉连续和定期排污水冷却至40℃以下就近排入地沟。余热锅炉、蒸汽管和汽轮机疏水等均就近排入地沟。分散而零星的不能回收的轴承冷却水，设备检修放空水或其它冲洗水，可直接就近排入地沟。本项目不再另行设置生产废水界区外管沟。雨水排水系统本项目雨水排水系统仅考虑界区范围内的余热锅炉、主厂房屋面及地面雨水的排放。主厂房区域经主厂房自建地面环形排水沟，雨水经屋面有组织排水系统收集后，在经过地面环形排水沟就近排入厂区原有的排水系统。余热锅炉使用紧邻烧结生产线相关装置的排水沟直接进行排水。消防消防范围本项目室内结构消防点包括：汽轮机主厂房砼结构、循环水泵房砼结构、室内重点设备消防点包括：储油箱及油管路、发电机、电气设备。各消防点火灾危险等级及耐火等级如下表所示。消防项目火灾危险性耐火等级防火间距任一点到安全出口距离楼梯走到门口的净宽度主厂房砼结构丁级一级≥7m不限1.2（m/百人）主厂房配电室丁级一级≥7m不限循环水泵房砼结构戊二级≥7m不限循环水低压配电室丁级一级≥7m不限防火方案1）、平面布置原厂区道路已构成环形道路，符合相关消防标准和规范要求。本项目总平面布置将按照有关规范设置防火间距及防火措施，不占用原有消防通道。2）、建筑物防火建筑物与建筑物之间的防火间距、建筑物的耐火等级及安全疏散、门、窗等将根据《建筑设计防火规范》的要求执行。主厂房的火灾危险性为丁级，耐火等级不低于一级，主厂房主体结构及维护结构采用阻燃材料，主厂房楼梯为独立的封闭结构，通至各层的平面门采用防火门，主厂房内各个控制室采用阻燃材料，耐火极限不小于1小时。辅助及附属生产建筑物除其本身满足消防要求外，在建筑物室外设通至屋面的消防钢梯。建筑物内设置建筑灭火器材。3）、电气设施防火本项目将按照电气防火规范的相关要求进行设计，尽量选用阻燃型设备、元件和材料，个别高温场所，选用阻燃型电缆。高压开关柜、低压配电屏等底部的电缆孔洞，在电缆敷设完毕后，采用防火堵料进行封堵。穿越室内外的电缆沟设置防火隔墙。消火方案1）、消防通道本项目所有设施均建于业主厂区内，现有道路贯通，满足生产、消防及检修等的要求。2）、消火栓布置按建、构筑物、生产工艺及防火等级要求，余热电站建成后，按同一时间内发生一次火灾、灭火历时两小时考虑消防用水量，其流量要求：25L/s，即180m3/次。由于余热电站建设在业主厂区范围内，新增建、构筑物处于业主现有消火栓覆盖范围内，现有消防供水量：360m3）、灭火器布置针对具体工艺和设备特点，按相关规范规定，本项目在主厂房储油箱旁设置MP/AR6型泡沫灭火器，灭火毯；在主控室设MP6灭火器；在主厂房高、低压配电室及变压器室设置MFA5灭火器；在循环水电气室及变压器室设置MFA5灭火器；在余热锅炉配电室设置MFA5灭火器。节能随着我国余热发电技术水平不断的提高，我国工业生产方面的节能技术水平也有了很大的进步，余热的回收和合理利用已经成为目前国内工业节能降耗的有效途径之一。本方案发电机组额定容量是6MW汽轮机发电机，是利用新龙矿物质饮料有限公司的大量的富余蒸汽推动汽轮发电机组获得电能，发电机组装机容量6MW，当工程完成后可获得3.5MW的发电能力，每年可获得电量为2394×104kW.h。项目建成投产后，可回收利用富余蒸汽的热量生产电力，提高了30万吨硫酸生产工序和企业的热能利用率，节约了大量能源，优化了能源结构的配置，合理利用了余热，减少了散热损失。本工程所发电力部分供企业内部消耗，缓解了生产用电的供需矛盾，降低了企业的成本，而且每年可对外供电2229×104kW.h，对企业的经济效益和文明生产、对企业所在地区的环境保护和经济持续发展都起到重要作用。因此，新龙矿物质饮料有限公司余热发电工程项目的建设，具有明显的环保效益及社会效益。根据富余蒸汽量，建设规模为1台6MW汽轮机发电机组。本项目建成后，年外供电量达2229×104kW.h。节能经济指标计算结果汇总表项目单位数值机组年利用小时数h6840厂用电率%6年发电量kW.h/a2394×104年供电量kW.h/a2229×104年节约标煤量万吨8120注：上述标煤折算时，1kW.h电量=0.366kg标煤。编制依据《关于固定资产投资工程项目初步设计“节能篇(章)”编制及评估的规定》[中国国家计委、中国国家经贸委、建设部计交能(1997)2542号]；中国国家发改委关于“节能技术改造项目节能量确定原则和方法”。能耗计算15.3.1能源构成及计算原则根据本工程操作制度，余热电站年工作时间取平均6840h/a。新龙矿物质饮料有限公司30万吨硫酸生产工序正常生产时量为：将废热锅炉产生的压力3.82MPa、温度450℃，流量为37t/h的中压蒸汽，用于正常开车时全部供给背压透平风机使用。透平风机汽轮机背压出口压力为0.7MPa、温度310℃、蒸汽量37新建一台低温HRS锅炉，将回收的15～20吨蒸汽加热到压力为0.7MPa、温度为185℃的蒸汽供生活和生产所用（其蒸汽的分配情况见表二）。由于生活和生产用汽量为16t/h，则富余蒸汽量并入低压蒸汽管道一起进入汽轮机用于发电。则最大发电功率可达4900与不建余热电站相比（富余蒸汽量对空排放），本工程回收了大量的蒸汽余热，但在发电生产过程中也要消耗一些能源及耗能工质，主要有：电生产水。因此，本工程中蒸汽气产生的能源与所投入能源之差为本工程的节能量。15.3.2产出和节约能源1）产生电能余热电站投产后，年产电量：2394×104kWh/a。15.3.3能源消耗1）生产水余热电站投产后，用水量为53.3m53.3m3/h×6840h=36.4×2）自用电余热电站投产后，年自用电量为165×104kW.h/a。各能源折算标煤系数按《节能技术改造项目节能量确定原则和方法》执行，折算系数：生产水按0.11t/103m3项目名称实物量折算系数折标准煤(t)产出能源年发电量2394×104kW.h/a0.366t/103kW.h8760t节约用水小计8760t消耗能源补水量36.4×1040.11t/103kW.h40t自用电165×104kW.h/a0.366t/103kW.h600t小计640t回收能源8120t标煤备注：标准煤价格按700元/t计算，每年可少购置标煤8120t，节约能源购置费用：568万元/a。其他节能措施本工程为30万吨硫酸工序的余热合理利用、节约能源的措施，充分回收利用富余蒸汽资源生产电力和供热，既减少了热量放散，又提高了热能的利用效率，从而节约大量的燃料。并且在节约燃料的同时，还采取了以下节能措施：本工程辅机选型以招标或议标方式优选技术先进、效率高、经济适用、安全可靠的产品；厂用变压器采用节能型变压器。附属设备所有电机、凡有配套产品的一律选用Y型高效节能电机，以节约厂用电。照明设备选用节能型灯具和高效光源。选用质量好的阀门及管线零部件，杜绝泄漏，减少工质和热源损失。保温设计采用经济厚度设计法，做到投资省、热耗低、综合效益好；选用微孔硅酸钙及新型硅酸镁等主保温材料，以降低设备及管道的热损失。各系统装有能源计量仪表，对工艺参数和设备运行状况采用计算机监控，使装置持续处于高效工况区稳定运行。节水和节约用地电厂采用了循环供水系统，提高了冷却水重复使用率，充分利用水资源。合理提高循环水浓缩倍率，减少循环水排污量。在工艺系统设计中采取了各种有效措施，尽量消除“跑、冒、滴、漏”现象，减少工质损失。在电厂总平面布置上已采取优化设计，在工艺顺畅、厂房配置及车间布置合理的前提下，节约厂区用地。施工用地尽可能利用厂内附近现有空地，做到精细安排，少占土地。节约原材料土建结构按照现行规定进行计算，既全面考虑各种荷载，又不高估冒算，以节约钢材水泥；现浇或预制模板，在施工组织设计中推荐尽量采用可反复多次使用的标准钢模板代替木模板，以节约木材；优化工艺系统，正确计算支吊、支撑钢结构，减少钢材消耗。节能措施和效果评估该工程本身就是一个节能项目，且在工程建设中采取了一系列节能措施，充分利用了能源。项目建成后将是一个值得推广的节能技术；本工程相对于年供电量达到2229×104kW.h的燃煤电厂，年节约标煤量约8120万吨。概算和技术经济分析概算14.1.1编制依据建筑工程：参照《云南省建筑工程消耗量定额》以及类似工程预结算造价指标估算安装工程：参照《云南省安装工程消耗量定额》以及类似工程预结算造价指标估算；设备购置费：市场询价；材料预算价格：参照2010年8月份市场价格；6、其他费用：（1）、项目总承包管理费：按相关规定计取；（2）、工程设计费：按工程直接费的3%计取；（3）、工程培训费：按定员人均计取；（4）、联合试运转费：按相关规定计取；（5）特种设备检验费：按云南省相关规定计取；（6）工程保险费：按行业规定；（7）基本预备费：按2%计取。14.1.2投资概算项目投资概算范围包括工程建设费、工程建设其他费、基本预备费等内容见表1－1。投资估算汇总表表1－1单位：万元序号项目建筑工程费设备购置费安装工程费其他费用总值比率(%)一工程费用1汽机主厂房314.03710.8585.751110.6317.992DWHS低温回收系统2400.002400.0063.163循环水站96.32148.8835.91281.114.554站区管网34.4136.5570.961.155防腐保温45.5845.580.746电气161.18124.34285.524.627自控126.7963.32190.113.088消防1.211.853.060.059总图工程70.0070.001.13小计514.765048.91393.305956.9796.48二工程建设其他费用1总承包管理费37.0237.020.602工程设计费71.9971.991.173联合试运转费29.929.900.484培训费1616.000.265特种设备检验费88.000.136工程保险费9.959.950.16第二部分小计172.86172.862.80第一、二部分费用合计514.765048.91393.30172.866129.8399.28三预备费2%44.6044.600.72四建设投资514.765048.91393.30217.45666174.43100技术经济分析14.2.1投资构成分析建设项目估算总投资包括：建设投资、建设期贷款利息和流动资金。而建设投资包括：固定资产、无形资产和预备费。其中：固定资产包括：建筑固定资产，设备固定资产（包括设备购置费和安装费）和工程建设其他费用；无形资产包括：建设用地费、专利及专有技术使用费。其他资产费用包括：生产准备及开办费。项目总投资构成分析表详见表1-2。项目总投资构成分析表表1-2序号内容单位数量备注1总投资万元6169.821.1固定资产万元6129.831.1.1建筑部分万元514.761.1.2设备部分万元5442.211.1.3工程建设其他费万元172.861.2预备费万元44.601.3流动资金万元95.391.3.1铺底流动资金万元28.6214.2.2资金筹措项目