XXX余热发电初步设计汇编.docx

XXX余热发电初步设计汇编.docx

《XXX余热发电初步设计汇编.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《XXX余热发电初步设计汇编.docx（53页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。

XXX余热发电初步设计汇编

C3006CS1

XX余热发电工程

初步设计

技术文件目录

附表：

主要设备技术性能表

附图目录:

（1）总平面图C3006CS1-01

（2）全厂原则性热力系统图C3006CS1-02

（3）热力系统图C3006CS1-03

（4）汽轮机房平立面布置图C3006CS1-04

（5）循环冷却水系统工艺流程图C3006CS1-05

（6）循环冷却水系统平面布置图C3006CS1-06

（7）循环冷却水系统立面布置图C3006CS1-07

（8）电气接入系统方案图C3006CS1-08

（9）站用电接线系统图C3006CS1-09

（10）电气设备平面图C3006CS1-10

（11）仪表测控原则系统图C3006CS1-11

一、概述

1.1概述

1.2.利用余热进行发电的前提条件

坚持以“稳定可靠，技术先进，降低能耗，节约投资”为原则，根据业主建设条件合理配置热力系统和装机方案。

具体指导思想如下：

（1）树立“生产是主业，发电是副业”的思想，在不影响生产的前提下，充分利用余热尽可能多发电。

（2）在稳定可靠的前提下，提倡技术先进，坚持技术创新，尽可能采用先进的技术及装备，以降低发电成本和基建投入。

（3）采用经实践证明是成熟、可靠的装备，对于同类型、同规模项目中暴露的问题，要避免重复出现。

（4）余热电站采用计算机控制系统，以达到高效、节能、稳定生产、优化控制的目的，并尽量地减少岗位操作人员，以降低生产成本。

（5）贯彻执行国家和地方对环保、劳动、安全、消防、计量等方面的有关规定和标准，做到“三同时”。

（6）在不影响主工艺正常运行的情况下，充分利用现有厂房和设备；同时发电自用的原则。

1.3建设条件

1.3.1项目概况

XXXXXX还原炉改造项目,拟将原底吹炉产出的熔融富铅渣直接送侧吹还原炉进行还原熔炼，侧吹还原炉产出的炉渣送烟化炉吹炼，得到的氧化锌烟尘送锌冶炼生产系统处理，烟化炉渣堆存或外卖。

设计生产规模为年处理铅物料231000t，粗铅产量95767t/a。

由于冶炼工艺条件变化，生产中余热锅炉产生的中压饱和蒸汽量也发生了变化，同时外供蒸汽也有变化，因此，为考虑蒸汽的有效利用，有效合理的利用余热资源，本项目需对全厂进行热平衡分析，综合考虑余热利用，制定余热发电方案。

1.3.2.工程范围

工程范围：

本项目利用三台冶金炉余热锅炉产生的中压饱和蒸汽（3.9MPa，饱和），配套建设一套7MW余热发电机组（要求采用进口抽凝式汽轮发电机组），考虑公司内蒸汽平衡，需要外供蒸汽，余热发电机组最大抽汽量为10t/h（锅炉除氧蒸汽除外），压力0.8MPa。

主要建构筑物有：

原有螺杆发电机厂房和循环冷却水泵房，包括抽凝汽式汽轮机组、发电机组、发配电系统、工艺管道系统、循环水冷却系统、过程检测和自动控制系统。

界区范围（包括但不限于以下内容）：

1）主蒸汽管道由业主供到余热发电机房接口外1米。

2）供热管道由承包方供到余热发电机房接口外1米。

3）凝结水管道（含凝结水泵）由承包方供到余热发电机房接口外1米。

4）除盐水补充水管道由业主供到余热发电机房接口外1米。

5）循环水的补充水由业主供到循环水池（含阀门）。

6）生活水由业主供到余热发电机房接口外1米。

7）10KV接入系统详见6.1。

低压系统见6.2.

8）余热发电机房需要的减温水由业主锅炉给水泵出口供到余热发电机房外1米。

9）消防、排水、雨水等总图设计内容利用业主公用系统。

10）压缩空气管道由业主供到余热发电机房接口外1米。

11）原螺杆发电机组设备拆除由业主负责，其基础拆除由承包方负责。

本项目为合同能源管理（EMC）。

工程招标内容包括项目的设计、设备成套与采购、施工安装、系统调试、试运行、运行、操作、管理等全过程的合同能源管理。

项目按合同能源管理（EMC）模式运作。

安徽节源节能科技有限公司为EMC中标单位，长沙有色冶金设计研究院有限公司（下称长沙院）为EPC承包方。

长沙院负责项目的设计、设备成套与采购、施工安装、系统调试、单机试车，空负荷联动，安徽节源节能科技有限公司负责项目的运行、操作、管理等。

1.3.3.厂址主要自然条件

（1）气象条件

XXX地区主要气象条件是春季阴雨连绵，夏季多晴天，秋高气爽，冬季寒冷干燥。

年平均气温　　　　　　18.4℃

年极端最高气温　　　　　40.8℃

年极端最低气温　　　　-8.7℃

年平均降雨量1421.4mm

年平均湿度78%

基本风压0.4kPa

年最大冻土深度40mm

年平均气压1007.4MPa

（2）建筑设防标准

根据《建筑抗震设计规范》（GB50011-2010）附录A-我国主要城镇抗震设防烈度，设计基本地震加速度和设计地震分组，本场地的抗震设防烈度为6度第一组，设计基本地震加速度值为0.05g,地震特征周期为0.35s,场地的区域稳定性较好。

1.3.4.水质条件

丰水期间湘江水质及锅炉软化水化验数据见表1－1：

表1－1丰水期间湘江水质化验数据

名称

硬度

m.mol/l

Mgo

m.mol/l

CaO

m.mol/l

SiO2

ml/l

Cu2+

ml/l

Fe2+

ml/l

软水

0.005

微

微

<2.0

0.04

2.27

湘江水

0.8

0.62

0.18

3

0.04

3.18

1.3.5.工艺条件及项目的建设内容（XXX公司提供）

余热锅炉基本情况：

三台余热锅炉最大产汽量45t/h，平均产汽量35t/h。

见表1－2：

表1－2余热锅炉产汽量

序号

设备名称

蒸汽参数

蒸发量（t/h）

备注

最大

平均

最小

1

底吹炉余热锅炉

3.9MPa250.3℃

现有锅炉改造

2

烟化炉余热锅炉

3.9MPa250.3℃

新建余热锅炉

3

侧吹炉余热锅炉

3.9MPa250.3℃

新建余热锅炉

4

合计

3.9MPa250.3℃

45

35

1.3.6.业主方（XXX公司）对项目提出的建议和要求：

（1）余热发电机房利用现有余热发电厂房改造建设。

（2）本项目电站设在XXX原有老发电机机房内，冶炼厂的消防用水量能够满足本项目消防用水的要求，本项目不增加消防用水设施。

（3）三台冶金炉余热锅炉按检修1个月，即有效生产时间按11个月计算，生产时冶金炉座的作业率按90％（考虑设备故障等）计算。

（4）根据八厂生产状况及余热发电机组的情况，根据我公司提供的水质数据，进行相应的循环水系统的设计，并制定出与发电机组相匹配的循环水系统方案。

（5）利用我公司现有的供电条件，进行余热发电机组电力控制系统的设计，并制定出与余热发电机组相匹配的电控系统方案。

（6）根据八厂余热发电的需要，设计出相应的余热发电机组的操作、监控、控制系统，以便较好的对蒸汽利用情况、发电机组运行情况进行监控，使发电机组最大化的产生效益。

（7）根据八厂现状的实际情况，对涉及到该余热发电项目的各方面进行综合考虑，合理的设计各个配套的系统，制定出满足八厂及公司需求的余热发电综合方案。

（8）进出发电机房的蒸汽管道以机房外1米为基点。

（9）发电机组并网控制线路及发电机组动力控制线路，充分考虑电控系统里的安保及过电压保护等一系列系统设施。

（10）循环水系统的建设，包括机房基础设施、配套设备、操作系统及管网建设，并铺设安装从循环系统至发电机组之间的管道。

（11）循环水系统的设计和建设，包括冷却塔及基础设施及循环水系统与发电机之间的桥架管网建设（应充分考虑现有的循环水冷却系统）。

（12）发电机组、操作站、电器控制系统在原厂房内建设，方案应充分考虑到机房是否有足够的安装空间，并视情况对机房进行扩建。

（13）老的发电机组及冷却塔设备的拆除不包括在本项目内。

（14）该项目为合同能源管理项目，因为项目较大，为了更好的划分责权，该项目建设完成并通过发包方和业主验收后，在运营合同期内，项目的运营、管理、操作、维护、维修都属于安徽节源节能科技有限公司负责，在质保期范围内属于承包方的问题由承包方免费负责完成。

二、余热资源概况

2.1现有的余热资源

XXXXXX现有底吹炉一台，配有一台余热锅炉，余热锅炉设计额定参数为：

Q=8t/h，P=3.9MPa，产饱和蒸汽；锅炉实际运行参数为：

Q=6.5t/h，P=3.0MPa（饱和）。

XXX现有一台烟化炉，配有一台余热锅炉，余热锅炉设计额定参数为：

Q=21t/h，P=3.9MPa，产饱和蒸汽；锅炉产汽为周期性，运行90min,停30min；现有烟化炉余热锅炉系统设有蓄热器，可以调节输出蒸汽的流量；锅炉实际运行参数为：

Q=14.5t/h，P=3.0MPa（饱和）。

XXX现有一台鼓风炉，未设余热锅炉，配有冷却水套对鼓风炉烟气进行冷却。

2.2现有余热利用情况

XXXXXX现设有余热发电机站一座，站内设有两套螺杆动力机，螺杆动力机规范如下。

一级螺杆动力机参数为：

额定进汽压力：

2.05MPa

额定进汽温度:

214℃

额定进汽量：

22.5t/h

额定发电功率：

700kW

额定排汽压力：

0.85MPa

额定排汽温度：

饱和温度

二级螺杆动力机参数为：

额定进汽压力：

0.8MPa

额定进汽温度:

饱和温度

额定进汽量：

20t/h

额定发电功率：

800kW

额定排汽压力：

0.2MPa

额定排汽温度：

120.2℃

实际运行排汽压力：

0.05MPa

经现场了解，现有余热利用系统的运行情况是：

余热锅炉产汽经一级螺杆动力发电后，排汽分两路，一路经热网送至第四、六冶炼厂，供热用户使用；多余部分引入二级螺杆动力发电。

现发电设备的运行情况为冬天基本保证供汽，夏天可启动发电设备进行发电，且发电量小，发电设备利用率很低。

2.3项目改造后的余热资源

通过技术改造升级后，由于冶炼工艺扩产，底吹炉所配余热锅炉烟气参数发生变化，余热锅炉产汽量扩大，需对余热锅炉进行改造，改造后余热锅炉设计参数确定为：

P=3.9MPa，产饱和蒸汽。

同时新建烟化炉，所配余热锅炉设计参数与底吹炉余热锅炉参数一致，为：

P=3.9MPa，产饱和蒸汽。

由于冶炼工艺取消鼓风炉，由新设的侧吹炉代替，并在侧吹炉后增设余热锅炉，侧吹炉余热锅炉设计参数与其他两台余热锅炉参数一致，为：

P=3.9MPa，产饱和蒸汽。

本项目改造后，标书提供的三台冶金炉余热锅炉最大产汽量45t/h，平均产汽量35t/h。

（即业主和安徽节源节能科技有限公司在合同里约定了每年供汽时间不少于330天，平均供汽量不少于35t/h，如果一年少于330*24*35=277200t合格可以发电的蒸汽，则相应顺延）。

三、余热蒸汽平衡分析

3.1余热锅炉产汽量

冶炼工艺升级改造后，业主提供给余热发电机组的蒸汽量最大45t/h，平均35t/h。

3.2蒸汽负荷

根据生产要求，本项目需考虑余热锅炉除氧自用汽和XXX办公楼制冷和供热用汽，以及补充对第四冶炼厂在该厂余热锅炉检修停运时工艺用汽～10t/h左右。

为避免除氧蒸汽长距离输送，造成汽水损失和增加管网投资，经与业主方（XXX）商定，确定除氧蒸汽利用各自余热锅炉产高压蒸汽经减压提供。

经分析统计：

各工况热负荷见表3－2：

表3－2蒸汽热负荷表

序

号

蒸汽用户

蒸汽负荷t/h

使用压力

（MPa）

使用制度

最大

平均

最小

1

余热锅炉除氧自用汽

6.90

5.80

3.40

3.9

330d/a，24h/d

2

供热用汽

9.6

8.28（夏季）

8.56（冬季）

6.0

0.8

2.1

XXX办公楼制冷和供热用汽

0.6

0.28（夏季）

0.56（冬季）

0

0.4

330d/a，24h/d

2.2

第四冶炼厂工艺用汽

9

8

6

0.4

一个月/a，24h/d

3

考虑网损（正常工况）

0.6

0.28（夏季）

0.56（冬季）

0

0.8

4

考虑网损及同时使用系数（检修工况）

9.6

8.56

6.0

0.8

3.3余热蒸汽平衡分析

对全厂余热锅炉产汽量和热用户进行蒸汽热平衡分析计算，全厂蒸汽平衡见表3－3：

表3－3全厂蒸汽平衡表

序号

项目

工况A

工况B

工况C

压力（MPa）

1

余热锅炉产汽

53.0

45.0

26.0

3.9

2

余热锅炉自用汽（除氧）

6.90

5.80

3.40

3.9

3

余热锅炉外供汽

46.1

39.2

22.6

4

热负荷（正常）

0.6

0.56

0

0.4

（检修工况）

9.6

8.56

6.0

0.4

5

汽水损失

1.4

1.1

0.7

6

蒸汽平衡（正常）

+44.1

+37.54

+21.9

0.8

蒸汽平衡（检修工况）

+35.1

+29.54

+15.9

0.8

从上述蒸汽平衡表中看出，余热锅炉产汽大于各工况下生产用汽，为保证余热的有效利用，拟采用汽轮发电机发电方案。

四、汽轮发电机组选型及热力系统

4.1.余热发电汽轮机组方案确定：

本项目选用进口机组，进口汽轮机具有负荷波动适用性强的特点，在最低负荷达额定负荷10～15％的工况条件下能做到不停机运行，通过机组内部工艺措施和加强机组疏水，较好地解决了机组叶片的汽蚀问题，本项目有三台余热锅炉供汽，底吹炉余热锅炉和富氧侧吹还原炉余热锅炉运行工况较稳定，蒸汽波动不大，烟化炉余热锅炉蒸汽有波动，但运行工况也有改善，三台余热锅炉的蒸汽完全能满足最低负荷大于额定负荷10～15％的工况要求，本项目方案确定为：

三台余热锅炉＋饱和汽轮机组直接发电方案。

4.2.汽轮机参数确定：

（1）饱和汽轮机组进汽工况：

汽轮机进汽工况和要求的抽汽情况见表4－1，供饱和汽轮机设备厂家选型。

表4－1汽轮机进汽工况

工况

A

B

C

D

E

F

余热锅炉产汽量

53

53

45

45

26

26

余热锅炉除氧自用汽

6.90

6.90

5.80

5.80

3.40

3.40

余热锅炉外供汽

46.1

46.1

39.2

39.2

22.6

22.6

进汽轮机流量（t/h）

（设计取值）

47.0

47.0

40.0

40.0

23.0

23.0

进汽压力（MPa）

3.43

3.43

3.43

3.43

3.43

3.43

进汽温度（℃）

241.0

241.0

241.0

241.0

241.0

241.0

抽汽流量（t/h）

2.0

10.0

2.0

10.0

2.0

10.0

抽汽压力（MPa）

0.8

0.8

0.8

0.8

0.8

0.8

抽汽温度（℃）

170.4

170.4

170.4

170.4

170.4

170.4

抽汽焓值（KJ/Kg）

排汽压力（MPa）

排汽温度（℃）

排汽焓值（KJ/Kg）

发电量（kW）

（2）参数确定：

新建二台余热锅炉参数均为P=3.90MPa（饱和），从长远考虑，为提高机组效率，增加发电量，因此机组进汽参数确定为：

P=3.43MPa（饱和）,进汽量为46.1t/h（最大），39.2t/h（平均），22.6t/h（最小）,抽汽压力：

P=0.80MPa（饱和）,抽汽量：

2.0～12t/h,排汽压力：

P=0.017MPa（饱和）。

4.3.汽轮机发电量计算：

根据确定的汽轮机进汽参数和抽汽量，汽轮机最大发电量～6840kW，最小发电量～3290kW。

上述发电量为设计院计算，与设备制造厂家有一定出入，最终以汽轮机厂家计算为准。

4.4装机方案

根据生产要求，以及初步计算的汽轮机发电量，采用抽汽凝汽式饱和蒸汽汽轮发电机组一套。

本余热发电项目装机方案确定为：

三台余热锅炉+1×7.0MW（3.43MPa，饱和）抽汽凝汽式饱和蒸汽汽轮机，配7.0MW发电机。

4.5汽轮发电机组规范（以最终确定的厂家参数为准）

4.5.1汽轮机主要技术参数

型号：

CN7.0-3.43/0.8型

型式:

抽汽凝汽式

数量:

1台

额定进汽压力：

3.43

MPa（a）

额定进汽温度:

饱和

额定/最大进汽量：

40.0/47.0t/h

额定功率：

7.0MW

额定抽汽压力：

0.8

MPa（a）

额定抽汽温度：

饱和

额定/最大抽汽量：

2.0～12.0t/h

额定转速：

3000r/min

凝汽器真空：

0.017MPa（a）

4.5.2发电机主要技术参数

型号：

QF-7.0-2型

额定功率:

7000kW

额定电压:

10.5KV

额定转速：

3000r/min

额定功率因素:

0.8（滞后）

绝缘等级:

F/F

旋转方向：

从汽轮机端看顺时钟

冷却方式:

空冷

励磁方式：

无刷励磁或静止可控硅励磁

效率：

97%

4.6汽轮发电机组供货范围（以最终确定的厂家参数为准）

4.6.1汽轮机部分

1）汽轮机本体：

主汽门、汽缸、前后轴承座、座架及轴承、汽轮机转子（带联轴器）及调节器等。

2）主要辅助设备：

滤油器、滤汽器、冷油器、高、低压注油器、油箱、射汽抽汽器及抽汽阀等。

3）随机工具、备品备件。

4）外购件部分：

供货范围内的汽、水、油管路的阀门；各辅助设备的汽、水、油的温度、压力监测仪表；交流电动启动油泵、交流电动润滑油泵及直流电动润滑油泵。

4.6.2发电机部分

1）发电机本体：

发电机转子、发电机定子、轴承及轴承绝缘零件、发电机底板基础紧固件、测温元件等。

2）励磁系统。

3）空气冷却器及空气过滤器。

4）随机工具、备品备件。

4.7汽轮发电机组凝结水利用方案

由蒸汽平衡表2可知：

抽汽工况运行时，汽轮发电机组凝结水分别为：

最大45.0t/h，平均38.0t/h，最小13.0t/h。

凝结水利用方案为：

由凝汽器排出的冷凝水经凝结水泵加压后送入余热锅炉房的除氧器，再由锅炉给水泵打入锅炉，循环使用。

4.8汽轮发电机房热力系统及辅机选择

4.8.1主蒸汽系统

主蒸汽系统采用集汽缸，起到单母管分段制的作用，从三台余热锅炉过来的主蒸汽进入高压集汽缸，在集汽缸上引出一路蒸汽，主蒸汽经电动隔离门送至汽轮发电机主汽门，进入汽轮机内，依次流过一系列环形安装的喷嘴栅和动叶栅，膨胀做功，将其热能转换成推动汽轮机转子旋转的机械能，通过联轴器驱动发电机发电。

膨胀做功后的蒸汽排至凝汽器，凝结成水，经凝结水泵送往余热锅炉房的除氧器；同时部分蒸汽经汽轮机作功后抽出，进入低压分汽缸向热用户供热。

由于进口饱和汽轮发电机组是量身定制，机组的制造周期相对较长，造成余热锅炉系统与余热汽轮发电机组建设不同步，同时，在饱和汽轮发电机组故障情况下，主工艺和余热锅炉能正常运行，并能充分回收余热锅炉蒸汽凝结水，根据业主要求，本项目增设凝汽器旁路系统一套。

主蒸汽母管管径为φ219×7，材料采用20，具体详见热力系统图。

4.8.2凝结水系统

本余热发电项目凝结水系统采用两台凝结水泵，一台运行，一台备用（考虑变频）。

凝结水由凝汽器热水井经总管引出，通过凝结水泵和汽封加热器后，进入余热锅炉房的除氧器进行除氧。

在汽封加热器凝结水出口设计凝结水再循环管路，以保证凝结水泵在不发生汽蚀的流量下运行。

在汽轮发电机组检修工况和锅炉与余热发电机组建设不同步的情况下，锅炉来的主蒸汽经高压集汽缸引接至旁路凝汽器，凝结水由旁路凝汽器热水井引出，通过热水循环泵后，进入余热锅炉房的除氧器进行除氧。

4.8.3汽轮机抽真空系统

本工程凝汽器汽侧抽真空系统考虑采用射水抽真空方式，抽气效果能满足凝汽器真空需求，由于射水抽真空需增加两台射水泵、射水抽气器和射水池，布置场地要求较大，考虑在余热发电机房东侧扩建4米附跨布置抽真空系统。

4.8.4循环冷却水系统

本工程循环冷却水系统采用母管制，拟采用机力冷却塔开式循环冷却水系统。

冷油器及发电机空冷器冷却水接自循环水管。

主厂房内设备及冷却器冷却水回水均返回循环冷却水系统，为了检测冷却水的流动，系统中在各设备冷却水回水管道上，均装有检流计。

汽机凝汽器循环冷却水进、出水管均为二根φ529×6螺旋焊钢管。

4.8.5主要辅助设备选型

（1）凝结水泵

选用二台凝结水泵，一用一备。

型号4N6

台数2台

流量55m3/h

扬程0.59~0.66MPa

配电动机22kW,380V

（2）电动单梁起重机（原有）

起重量10t

跨度10.5m

最大起升高度6.0m

（3）高压集汽缸DN400200℃压力6.4MPa

（4）低压分汽缸DN800200℃压力1.6MPa

（5）板式滤油机（含临时管道）一台

（6）两级减温减压装置及凝汽器旁路系统一套

表4-2余热发电机房热力系统主要辅机设备规范表

编号

名称

型号及规范

单位

数量

备注

1

凝结水泵

Q=55m3/h,H=0.59~0.66mH20

台

2

带变频

电动机

N=22kW,U=380V

台

2

2

电动双梁起重机

LD-10A型W=10t起吊高度6m跨度10.5m

台

1

3

高压集汽缸

DN400200℃压力6.4MPa

台

1

4

低压分汽缸

DN800200℃压力1.6MPa

台

1

4.9系统运行方式

本工程为余热发电站，运行方式根据冶炼工艺的运行生产情况来配套运行，余热锅炉所产高压蒸汽最大限度用来余热发电。

4.9.1汽轮机控制系统（以最终确定的厂家的控制系统为准）

机组采用数字电液调节系统，可实现机组在各种启动方式下，自动升速、负荷控制及各种工况下负荷的正常调节。

汽机自动调节系统主要功能有：

机组协调控制系统

热水井水位自动调节系统

汽轮机润滑油温度调节系统

4.9.2汽轮机组运行方式

本工程投产后，汽轮发电机正常时带满负荷抽汽供热、发电运行；汽轮机组故障或检修时主蒸汽走旁路减压装置，进入低压分汽缸对外供汽。

4.10汽轮发电机房布置

本工程属于技改项目，场地紧张，余热汽机发电机房布置尽可能考虑利用已有场地及设备，同时兼顾做到布局合理，工艺流程顺畅，并考虑必要的检修设施和场地，为余热发电机房的安全运行、操作、维护提供良好的工作环境。

力求使余热发电机房的布置，既满足规程要求，并降低投资。

本工程采用汽轮机房单层布置，详见汽轮发电机房布置图。

利用原有螺杆式汽轮发电机房进行单层布置，该布置特点是汽轮发电机组与凝汽器同层布置，汽轮机基础为普通设备基础，投资省。

原有螺杆汽轮机房为单层布置，吊车轨顶标高为7.25m，占地21m×12m，四个柱距，三个柱距为5m，一个为6m，跨度为12m。

原有螺杆发电机及其辅助设施拆除，布置抽汽凝汽式饱和汽轮发电机组、凝汽器、凝结水泵等余热发电设施，并在余热发电机房内