.单项节能工程（水泥余热发电）

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9.单项节能工程（水泥余热发电）
9.1工程项目内容
本项目由下列主要子项组成：
2500t/d级水泥窑窑头冷却机废气余热锅炉（AQC炉）；
- y+ k. V) u% h3 V5 p1 d. G$ D2500t/d级水泥窑窑尾预热器废气余热锅炉（SP炉）；
6 O+ S0 j+ @3 m) j2 i/ \8 [& a0 B锅炉给水处理系统；
+ T, P$ W9 C2 _3 k! x) w汽轮发电机系统；
/ h  \% n* `; o! ~% y电站循环水系统；
站用电系统；
电站自动控制系统；
电站室外汽水系统；
. N5 a: X- o6 f" T( j, ^! s8 R电站室外给、排水管网及相关配套的通讯、给排水、照明等辅助
系统。
- s* i% l7 U* y+ L
9.2主要设计原则
( ^* x' }) K2 t1 P! y要求在余热电站正常发电时，不影响水泥生产线的正常生产，在此前提下电站设计遵循“稳定可靠，技术先进，降低能耗，节约投资”的原则，具体指导思想如下：
（1）        以稳定可靠为前题，采用经实践证明是成熟、可靠的工艺和装备。
（2）在稳定可靠的前提下，提倡技术先进。要尽可能采用先进的工艺技术方案，以降低发电成本和基建投入。
（3）余热电站的控制采用计算机控制系统。
  h$ Z4 A6 Z* g% S% J; \% m
9.3余热情况
" |2 J5 Q0 a1 r9 e水泥窑废气参数，2500t/d水泥生产线：
（1）窑尾废气：
废气量设计取值        166560m3/h（标况）
" Q1 |2 E! b, c7 V- _废气温度设计取值        330℃
$ O" C1 x1 N6 ^含尘浓度                                         70g/m3（标况）
约有8300×104KJ/h的可利用热量。
6 X+ I& f0 A# f（2）窑头冷却机中部取风废气
废气量设计取值        115000m3/h（标况）
废气温度设计取值        350℃
$ f. B( W  c+ L4 t7 W含尘浓度                                                  30g/m3（标况）
+ x. e# ]0 ^( r* u- E% ^约有5233×104KJ/h的可利用热量
上述两部分可利用的余热总量为13533×104KJ/h。
: {7 p! b6 W4 m（3）物料烘干要求
" }% f. l. @2 R/ _+ p5 P, `生料磨烘干废气温度：        220℃
' x7 X0 O$ m+ Q3 Z4 P1 ~# ^, d9.4热力系统方案
9.4.1装机容量
/ C: d; C# H; y: t$ G2 t4 \) k根据目前国内纯余热发电技术及装备现状，结合本工程水泥窑生产线余热资源情况，本工程装机方案采用低温余热发电技术。
（1）窑头余热锅炉
. z% L5 P* B3 A8 H6 ^根据废气参数计算，窑头余热锅炉可生产11.5t/h－1.35MPa－320℃过热蒸汽；
, g# t: ^" O- u, G（2）窑尾余热锅炉
- O9 i# K; x1 @* X& y% {根据废气参数计算，窑尾余热锅炉可生产11.2t/h－1.35MPa－320℃过热蒸汽；
. R( a+ V+ s3 l! B2 o, W. S4 J
（3）汽轮机组
由于水泥生产废气参数的波动，所以汽轮机的进汽调节系统必须适应进汽参数的波动，保证汽轮机的稳定、安全运行。针对水泥窑纯低温余热发电系统，我们选用低参数凝汽式汽轮机。
根据余热锅炉所能产生的主汽参数，选择汽机的进汽参数为：22.7t/h 1－1.25MPa－310℃，汽机设计汽耗率为5.8kg/kW，平均发电功率为3720kW，因此确定汽轮机装机功率为4.5MW。
    综上所述，工程确定装机方案如下：
! a$ ?6 h& g( `! h+ G" R; O$ z! `1台4.5MW凝汽式汽轮机组＋1台窑头余热锅炉＋1台窑尾余热锅炉。
9.4.2热力系统
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：
" n4 O6 f2 ~2 G: Z& a! z8 o4 n在窑头冷却机中部废气出口设置窑头余热锅炉（AQC炉）。为减轻粉尘对锅炉的磨损，在AQC炉前设置了干扰式分离器。AQC炉分两段设置，其中I段为蒸汽段，II段为热水段。
0 S; _- M( q5 a# R在窑尾预热器废气出口设置窑尾余热锅炉（SP炉）。SP炉只设置I段－蒸汽段。
AQC炉I段生产1.35MPa—320℃过热蒸汽。AQC炉II段生产的190℃热水提供给AQC炉I段和SP炉给水；SP炉生产的11.2t/h 1.35MPa－320℃过热蒸汽与AQC炉产生的过热蒸汽并入汽轮机房的主蒸汽母管，混合为1.25MPa－310℃过热蒸汽作为主蒸汽进入汽机做功，做功后的乏汽通过冷凝器冷凝成水,汽轮机凝结水经凝结水泵送入除氧器，除氧后的水再经锅炉给水泵为AQC余热锅炉II段提供给水，从而形成完整的热力循环系统。
; b- Z9 f, d$ {- J8 Q上述方案的配置，可以使电站运行方式灵活、可靠，能很好地与水泥生产配合，可最大限度的利用余热。
1 O, p* J$ Y2 r9.5化学水处理
  ?; s3 U- F" I7 w2 w, o本工程余热锅炉属于低压蒸汽锅炉。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》水质标准要求。
9.5.1化学水处理水量
机组正常运行时，电站汽水系统补水量为3.5 m3/h，故障及调试阶段最大约为7m3/h。
9.5.2化学水处理系统方案
4 Q$ X% q1 G1 T根据本公司提供的水源情况，且为了满足余热电站锅炉给水水质标准，化水补水取自厂区生活消防给水管网，化学水处理方式采用“过滤＋软化”系统。处理流程为：自厂区生活、消防给水管网送来的水进入车间机械过滤器，过滤后进入清水箱，由清水泵将水送至组合式软化水装置，出水达标后进入软水箱，再由软水泵将软化水送至各用水点，供电站机组和换热站使用。出水水质达到：硬度≤0.03me/l。
3 j. D% Y+ N0 E; j+ u% s+ R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≤0.05mg/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。
9.5.3技术指标
; K& l% F+ r5 c- A根据该公司的供水情况和锅炉给水水质要求，化学水处理系统主要技术指标如下：
$ a# M; ]$ F6 Q4 a2 ]年消耗原水量：             2.52×104 m3/a
    年产软水量：               2.376×104 m3/a
    年消耗NaCl：               5 t/a
年消耗98%Na3PO4•12H2O：    3 t/a


! i; j4 X1 r& ~) O7 |9.6冷却水系统
, g- q9 Y7 ^0 x0 G本工程是利用公司2500t/d水泥生产线的窑头、窑尾余热建设一套装机容量为4.5MW、年运转率7200h的低温余热电站。
9.6.1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冷却水量如下：
凝汽器冷却水量：        1550 m3/h（最大2000 m3/h）
2 Y$ Q/ }( r, I0 M冷油器冷却水量：        60 m3/h
空冷器冷却水量：        100 m3/h
其他设备冷却水量：        1 m3/h
: q/ U( k6 i2 y5 S5 W" ]9 r' b循环冷却水总量：        1711 m3/h（最大2161 m3/h）

- ]/ \- A2 [1 M) z' W8 d0 ~
/ J+ m5 O! [3 a* I9.6.2冷却水系统运行方案
7 ^; @$ v9 ]7 m$ V) C  @. ?* B8 j本工程设备冷却用水采用循环系统。机组的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。为确保该系统良好、稳定的运行，系统中设置了加药和旁滤设备。
  m: l  T( s" D9 D, ?/ |8 G9.6.3冷却水设备选型方案
机组运行期间，循环水量因室外气象条件的变化而变化，为便于循环水量的分配及循环水泵组合运行的经济性和可靠性，循环冷却水系统中设备选型如下：
+ T# X% ~. y9 V机组配套的循环冷却水泵拟采用2台流量为1440～1872～2232m3/h、扬程为34～31～26m的单级双吸卧式离心水泵。循环冷却水构筑物采用2台冷却水量为1200 m3/h的逆流组合式机械通风冷却塔。加药装置需根据水源情况和冷却水运行环境及工况确定，拟采用加药量为0～120 l/h的设备，布置在冷却塔一侧。旁滤装置选择1台产水量为80 m3/h的无阀过滤器。
10.6.4系统损失及补水量
/ u% r6 N$ z; A* j+ f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：
, G% ?5 V$ `2 p' c3 H: u0 [- `
$ K! f0 e) ]: A2 u蒸发风吹渗漏水量：        31 m3/h
; N" p6 \+ g7 A+ G2 j9 p系统排水量：        8 m3/h
2 d* N1 ~4 R5 s" L& ~% I6 O; d损失水量：        39m3/h

间接循环利用率为96.7%左右，循环水系统补充水量为39 m3/h。
4 j; d( L- m0 b9 |, L, W9.6.5技术指标
- l+ f& e5 S. O' ~+ m6 w    根据公司的供水情况和循环水给水水质要求，循环冷却水处理系统主要技术指标如下：
% E1 l6 G  }, B0 d7 d年消耗原水量：         29×104 m3/a
年消耗水质稳定剂：        3 t/a
: d  |6 G3 ~* j/ X
/ R2 @" e# |+ t9 s6 a0 ~9.7电气
. ~. J2 o5 w' l2 s9.7.1电站用配电电压等级
5 T* y$ u, B# T' \5 }8 Z发电机出线电压：        10.5kV
$ P) Q" A- @3 b% L! k站用低压配电电压：        0.4kV
站用辅机电压：                        0.38kV
站用照明电压：                        380V/220V
操作电压：交流或直流：        220V
检修照明电压：        36V/12V
8 j  M7 a" ^) ?( ?9.7.2主要电气设备选型
（1）站用变压器选用两台SCB-250/10 10.5KV/0.4KV  250KVA变压器（互为暗备用方式配设，单台变压器负荷为35%，）
（2）10kV高压配电设备选用金属铠装全封闭中置式高压开关柜；
8 F- x( O. ]0 d& w, T（3）高压断路器选用VS1-12型其额定开断短路电流为31.5kA;
（4）400Ｖ站用低压配电设备选用GCS抽屉式配电屏；
（5）继电保护屏选用PK－10标准屏；
（6）控制屏选用KG系列仪表控制屏，控制台为由DCS系统配套的电脑工作台；
（7）静止可控硅励磁装置随发电机配套。
- f3 f9 \  [( F# e1 v* u
9.7.3用电设备的控制及启动
  Q/ {  {" o' ^' C( P6 \  Q根据自备电站发电的特点，将采用机电炉集中的控制方式，设立电站中央控制室。但化学水处理部分将设独立的控制室单独集中控制。
8 p/ P+ C7 g6 L( Y+ Y7 `) }5 W1 ^; B（1）电站中央控制室集中控制
整个自备电站从汽轮发电机系统及循环水泵站的循环水泵、电动阀等均集中在电站中央控制室操作、监控、管理。
& e  j5 M5 x2 y! ]6 e3 q% o& W当电站中央控制室控制时，将分“集中”、“断开”、“机旁”三种控制方式，此三种方式利用设在机旁按钮盒或机旁控制箱上的选择开关进行控制方式选择。
' u9 M, s' d; R1 _8 B选择“集中”控制方式时，电站中央控制室根据发电工艺流程和设备保护的要求，对电动机、电动阀以及其它用电设备通过操作站键盘操作，按顺序逻辑关系进行启动、停车控制。各用电设备的备妥、运行、故障等状态可在电站中央控制室操作站LCD上显示，各种故障报警等状态可由电站中央控制室打印机打印出报表。
选择“机旁”控制方式时，仅在机旁进行单机的开/停控制，以满足单机试车的要求。机旁设置了紧急停机按钮，可在就地紧急停车。
" t  x2 `2 N2 N( f( d( T& \8 g选择“断开”控制方式时，电站中央控制室和机旁控制均无效，以保证检修人员的安全 。
故障时，DCS系统和机旁均能紧急停车。
  A& ~0 Y7 h7 |5 C3 g, C3 B8 \  }* E（2）车间集中控制
非DCS控制的车间采用常规仪表控制方式，如化学水处理部分等设置车间控制室。控制方式也采用“集中”、“断开”、“机旁”三种方式。
) e9 `  V# R2 F# ^+ o（3）电动机的启动
: t" B1 ^3 T1 z0 t. q3 |) t大型低压笼型电动机采用软启动；
小型笼型电动机采用全压直接启动；
: d8 n2 K0 ^4 s) E9.7.4电压保护和电力装置的接地
（1）根据项目所在地区的气象资料，对高于15m的主厂房建筑物按三类防雷保护设计即采用设置避雷带的防雷设施；部分建筑物采用避雷针的防雷保护设施。
（2）电力装置的接地
6 ^% X% U$ w) d) N8 p* `高压系统为接地保护，低压系统为接零保护。在汽轮发电机房、化学水处理、发电机出线小间、高低压配电室及电站中央控制室等场所均设置接地装置。并通过电缆沟及电缆桥架上的接地干线，将各处的接地装置连接起来，形成电站的接地网络。
9.7.5电气照明
# j) N8 T3 N& a' p/ s（1）正常照明：
! u. l0 M& ~% V6 h9 e电站的正常照明电源引自站用电屏，电源为三相四线制，电压为380/220V。主要车间照明一律采用均匀照明和局部照明相结合，均匀照明为主，局部照明为辅。
（2）事故照明：
/ G6 Y) M% [2 v! W  b  F+ w电站内设有事故照明屏，当厂用交流电源消失后，事故照明屏自动将直流系统提供的直流电源投入。
根据电站内不同岗位的重要性，在重要岗位及车间设有事故照明灯，以满足可靠性和安全的要求。
- ^5 u+ U7 X9 a5 ^4 k（3）安全照明：
锅炉等金属体设备内检修采用安全照明电压12VAC。照明灯具接至局部照明变压器220V/36－24－12V二次侧，灯具采用手提安全灯。
7 G" z% C4 d# Z0 \9.8主要设备
% ^- B0 x, P9 Z! A" s( B: W* o/ X
序号        设备名称及型号        数量        主要技术参数、性能、指标
8 v# y( d" z. U. u6 l3 J! [  N* y4 j1        凝汽式汽轮机        1        型号：          N4.5－1.25型
额定功率：      4.5MW
% [. a% r# E, ]6 R& z额定转速：      3000r/min
主汽门前压力：  1.25MPa
1 q3 \$ M3 @* |* s6 Y主汽门前温度：  310℃
, M' C; R. }4 w排汽压力：      0.008MPa
2        4.5MW发电机        1        额定功率：      4.5MW  
/ y8 I4 L7 x$ I! R额定转速：      3000r/min
* R  C2 x2 Q& `, e3        窑尾余热锅炉        1        入口废气量：  166560m3/h（标况）
入口废气温度：  340℃
, F+ j4 F6 Z$ Q" h3 I, K' ?出口废气温度：  220℃
蒸汽参数：    11.25t/h-1.35MPa-320℃
" Z$ ?' B2 K6 R/ U5 ]给水参数：      16.1t/h－120℃
布置方式：            露天
4        窑头余热锅炉        1        入口废气量： 115000m3/h（标况）
1 u' g( @( k) q, r0 P7 g入口废气温度：  350℃
$ }4 i' e0 L8 M% z% |6 u出口废气温度：  90℃
蒸汽段参数：   11.5t/h-1.35MPa-320℃
热水段出水参数：22.8t/h－120℃
) j, p9 U5 C# [6 n& \/ V* c: U1 S给水参数：      22.8t/h－40℃
  h6 L  }( N, O( v布置方式：             露天
7 e$ n' i. N7 X5 A' v5        锅炉给水泵        2        流量：                      25t/h
扬程：                 270m
8 }/ U2 Z2 h+ ]( ~6        干扰式分离器        1        入口废气量：    80000m3/h（标况）
+ k# |* `* @, @9 @1 W入口废气温度：  350℃（短时450℃）
4 p( W% B/ v5 b! R& Z! q1 V# V压力损失：      ＜200Pa
& ?+ R4 u  G- B- e' @8 r0 V8 |7        软化水系统        1        处理能力：15t/h
8        逆流组合式机械
3 p2 ^+ g+ q6 _通风冷却塔        2        型号：10BNGZ－1200
( p6 A( f+ _& I! q: r冷却水量：1200 m3/h
进出水温差：10℃
1 W' N% t' C  I* R" q9        循环冷却水泵        2        型号：20Sh－13A
+ Y: F& T4 {- Q9 m9 f) G  I5 L2 ^- z9 d流量：1440～1872～2232 m3/h
扬程：34～31～26m
+ ^" ~/ c* p! F$ t, u( A10        站用电变压器        2        SCB-250/10 10.5KV/0.4KV  250KVA
, {/ T+ o$ V7 z) M' V" {  S4 @4 A. J
/ `$ ?& H& `, h( v' X
" g" v) O# P4 I2 |0 n
/ T0 S5 B' T3 r$ M' R, x

5 h' b# |% r5 d. H! B1 l% m- e% W
' X1 s# s/ }* X0 x0 T! Y! D: w+ ^9.9主要经济技术指标
5 f- i$ ]! v2 u序号        技术名称        单位        指标        备注
" L* _1 Q' Q8 X1 i2 J1        装机容量        MW        4.5       
2 G* e- {4 i6 G) C, z- ~. o$ u! u: B2        平均发电功率        kW        3720       
# I8 H( d5 V7 a9 g/ i$ _3        年运转率        h        7200       
3 u( t! D" g  Q/ i, e  ~% U) d4        年发电量        104kWh        2678.4       
" \% H9 i. `$ C5        年供电量        104kWh        2469.5       
- m* o; i% k- U. h& }" {7        电站自用电率        %        7.8       
4 K4 C2 w3 W- _3 S- \8        电站投资        万元        2100       
9        单位千瓦投资        万元        0.47       
( |; v- e# N. \# L2 ~* a- K% `10        节能总量        吨标煤        9980        折标系数0.404kgce/kg
( {; U8 i2 g3 i6 x4 H9 z! O$ ^11        单位节能量造价        万元/吨        2.1       
, W8 H& P7 l* h( _9 _" C12        投资回收期        年        3        电价按0.5 元/ kWh计