清洁型热回收捣固式机焦炉余热综合利用发电项目可行性研究报告.docx
《清洁型热回收捣固式机焦炉余热综合利用发电项目可行性研究报告.docx》由会员分享，可在线阅读，更多相关《清洁型热回收捣固式机焦炉余热综合利用发电项目可行性研究报告.docx（45页珍藏版）》请在冰豆网上搜索。
清洁型热回收捣固式机焦炉余热综合利用发电项目可行性研究报告
清洁型热回收捣固式机焦炉余热综合利用发电项目
可行性研究报告
附件目录
附件
第一章申报单位及项目概况
1.1项目申报单位概况
1.1.1主营业务
**集团有限公司位于山西晋中市某县中都乡西胡村。
创建于1996年，经过几年来的发展，已形成了以原煤、洗精煤、焦炭、炭素、电力、供热、房地产、酒店餐饮为主导的综合性生产经营格局。
1.1.2经营年限
**限公司2003年10月开始动工建设，2005年底，一期工程30万吨/年焦炉及附属设施基建完工，生产设备订货完成，现处于设备进场待安装调试阶段；二期工程30万吨/年焦炉正在砌筑；余热发电工程明年开工建设；故公司目前处于在建期，焦炉设计使用年限为30年。
1.1.3资产负债
根据本项目余热发电可研总说明书，53万吨/年清洁型焦化工程及4×3MW+2×6MW余热发电机组需总投资39491.94万元，建成投产后，年均销售收入为89638万元，年均税后净利润5012万元，投资内部收益率16.36%，投资回收期7年。
1.1.4股东构成
**有限公司是由能源有限公司和焦煤集团有限责任公司，分别按照股本70%和30%，共同出资3000万元，于2003年12月23日在某县工商局注册登记的法人公司。
2008年1月，经协商，、**集团有限公司董事会（股东会）决议通过，并经山西省人民政府国有资产监督管理委员会晋国资产权函〔2008〕111号批准实施。
1.1.5主要投资项目
**有限公司主要投资建设53万t/aQRD-2000清洁型热回收捣固式机焦炉及2×3MW+3×6MW余热电厂，总投资估算约39491.94万元，投产后，可实现利润5000余万元/年，上交税金2500余万元/年。
焦化项目已经晋计产业发〔2002〕616号、晋经贸能源字〔2002〕493号和晋环函〔2008〕133号文（含电厂）批准建设，是山西省人民政府关于焦化项目分类处置意见中明确予以保留建设的项目。
工程三通一平于2003年10月开始，经过紧张有序的施工，到目前为止，30万t/a焦炉及附属设施基建已完工，焦炉生产设备定货完成，大部分进场待安装调试。
项目取水、用电、水土保持、地震设防及用地选址、规划、租赁手续等已办妥。
30万t/a焦炉将于今年底投产；另30万t/a焦炉年底完成砌筑，明年上半年投产；余热电厂计划明年开工建设，同年投产。
1.1.6现有生产能力
公司现阶段处于在建期。
焦化工程土建、设备安装完成70%，累计投入资金14000万元，完成工程量15000万元。
项目建设的各类手续、证件齐全。
1.2项目概况
1.2.1建设背景
为了实现资源的有效利用，节约能源，**集团有限公司提出了利用53万t/a清洁型热回收捣固式机焦炉余热综合利用发电项目，并开展了大量的前期准备工作。
本工程符合国家相关的政策法规，符合当地城市和工业发展规划，符合循环经济原则、清洁发展机制和节能减排要求，能够提高能源的综合利用率，最终达到可持续发展的目的。
项目的实施，能够改善某县的大气环境及项目周围现有工厂的劳动环境，有利于构建和谐社会，实现某县及集团有限公司的可持续发展，对于当地经济发展、社会进步和环境保护具有重要的积极作用。
1.2.2建设地点
某县隶属晋中市，位于山西省中部，太原盆地西南端，距省城太原94公里。
海拔高程735-1349m之间，方位在东经112°12—112°31，北纬37°12—37°21之间，北与文水县接壤，西与汾阳相连，西南与介休毗邻，南靠沁源、沁县，东南与武乡毗连。
总人口48万，其中农业人口38万。
地形属于西北黄土高原的一部分，东南高，西北低，大体由土石山区、黄土丘陵区和平川区三个部分组成。
境内煤的储量丰富，已探明的地质储煤量为了110亿吨，另外还有丰富的铁、锰、石膏、耐火粘土、石灰石等矿产资源。
**古城被国务院公布为历史文化城市，在意大利那不勒斯城被联合国教科文组织列入《世界遗产名录》，确定为“世界文化遗产”，已成为全国热点旅游城市。
本次方案利用**焦化厂西侧的现有空地作为电厂厂址。
该厂址位于某县西南方向，距离县城约10km。
厂址以北约1.3km处是道虎壁村，厂址以南约600m即是西湖村，厂址西北方向约1.3km是南梁如壁村，东南方向约1.7km处是王家庄。
厂址西侧紧邻平泰公路（某县——普洞乡），东面是**集团公司工业区，布置有焦化厂、碳素厂、洗煤厂等企业；厂址区域称三角形状，东西向宽约230m，南北向长约450m，整个场地可供使用面积约5.1hm2。
厂址地势西南高东北低，厂区范围内自然地面标高在776.1～777.5m（1956年黄海高程系，下同）之间，平均坡度在5‰左右，地势平坦。
厂址范围内现有部分空地和树木，均隶属于**集团公司现有，无需拆迁的建构筑物。
1.2.3主要建设内容和规模
本期工程主要建设内容为4×25t/h和2×40t/h余热锅炉，配有4×3MW+2×6MW直接空冷机组。
建设规模为总装机容量24MW。
1.2.4产品和工程技术方案
1产品方案
本项目为余热发电和供热，其产品为电力和冬季城市供热，电力除企业自用外，剩余全部上网。
根据**焦化厂及某县城集中供热的规划范围内建筑面积并考虑将来的发展。
本工程采暖供汽按30万平方米的面积考虑，厂区设换热首站，130℃高温热水由换热首站供出，通过管道输送到县城进行二次换热。
具体供热方案待下一步工作。
本余热发电工程在采暖期可通过少发电的方式提供更多的热能。
⑵工程技术方案
a.工程技术总体方案
清洁型焦炉煤干馏产生的荒煤气，在焦炉内全部燃烧后，废气经总烟道集中引出，温度高达900±50℃。
本项目利用余热锅炉回收燃烧废气的热量，热量交换使余热锅炉产生中温中压蒸汽，产出的蒸汽送到汽轮发电机组发电，实施电力转化。
同时利用汽轮机打孔抽汽，供给城市30万平米冬季采暖用汽。
本项目余热综合利用工艺流程如图1。
b.余热锅炉的选择
本工程采用立式自然循环余热锅炉。
自然循环操作容易且较安全，可用性高（为99.95％）。
自然循环中的垂直管束结垢情况比强制循环中的水平管束均匀，不易造成塑性形变和故障，同时也减缓了结垢而使余热锅炉性能下降的问题。
立式余热炉具有占地面积小（卧式布置余热锅炉的占地面积一般为立式布置余热锅炉的1.4～1.7倍）、高温烟气管道与余热炉连接方便、与脱硫除尘装置高度相适应、从而可达到使厂区布置美观协调的优点。
c.汽轮机的选择
由于本工程外供热负荷较小，因此汽轮机形式拟选用冷凝式汽轮发电机组，通过打孔抽汽来满足供热蒸汽。
根据山西省相关政策，汽轮机采用直接空气冷却的凝汽式汽轮机。
d.装机方案
根据清洁型焦炉的烟气量以及烟气温度情况，拟定工程的装机方案如表1-8。
表1-8项目装机方案
项目
单位
技术参数
备注
锅炉
台
4
2
型号
Q900-25/3.82
Q900-40/3.82
额定蒸发量
t/h
25
40
过热蒸汽压力
Mpa
2.5
3.82
过热蒸汽温度
℃
400
450
给水温度
℃
104
104
结构形式
立式
立式
布置方式
露天
露天
汽轮机
台
4
2
型号
N3-3.43
N6-3.43
额定功率
MW
3
6
额定进汽压力
MPa
2.35
3.43
额定进汽温度
℃
390
435
额定进汽量
t/h
16.8
30
非调整抽汽量（打孔）
t/h
10
非调整抽汽温度
℃
238
额定排汽压力
kpa
15.0
15.0
额定转速
rpm
5600
3000
布置方式
双层
双层
发电机
台
4
2
型号
QF-K3-2
QF-K6-2
额定功率
MW
3
6
额定转速
rpm
3000
3000
额定电压
KV
10.5
10.5
功率因素
0.8
0.8
效率
%
96.4
96.4
布置方式
双层
双层
e.热力系统
主要汽水系统如主蒸汽、主给水系统均采用单母管制，系统设6台除氧器。
除氧器加热蒸汽采用汽轮机二段抽汽，不足部分由一段抽汽补充，另一由锅炉汽包引接出饱和蒸汽经减压后接二段抽汽母管，作为起动加热用汽。
锅炉补充水为反渗透除盐水，采用直接补进除氧器的方案。
为满足机组启动前凝汽器灌水的需要，在除盐水泵出口处设一路补水进入凝汽器。
锅炉连续排污采用一级扩容排污系统，全厂设6台1.5m3的定期排污扩容器。
设一台疏水扩容器及疏水箱，除汇集全厂管道及设备正常疏放水外，还考虑存放除氧器溢水及锅炉事故放水，疏水箱内的疏水通过疏水泵送至除氧器，疏水泵设两台，一台运行，一台备用。
工业水系统采用环行母管制，水源来自本公司煤焦化项目的供水管网，回收水回收后进入循环水吸水井，作为循环水的补充水和熄焦水等，节约用水。
f.脱硫除尘系统
我省目前余热发电装置尾气采取旋流板脱硫除尘塔进行净化处理，采用离心、旋流板塔原理与投加NaOH碱液脱硫相结合的方法，达到高效除尘和脱硫目的，从其运行效果、运行成本、以及操作与设备的维护管理等方面来看，均比较理想，不足之处是工艺设计时未考虑NaOH的再生，在吸收液达到饱和时，必然将有部分废水排放，本项目考虑对上述脱硫除尘方式进行改进：
在脱硫塔外除保留现有的沉淀、过滤设施外，增加脱硫富液再生，通过投加石灰，使得NaOH再生，同时吸收的硫化物也已硫酸钙渣的形式沉淀下来。
本系统的核心设备是用作主塔的旋流板塔，主塔、塔心、旋流板、烟气进口、水封口等处材质为麻石，设计技术指标要求除尘率达97%以上，脱硫率达80%以上。
g．化学水处理
系统出力计算：
项目
单位
计算数据
备注
正常汽水损失
t/h
180×3%=5.4
排污损失
t/h
180×2%=3.6
启动或事故增加损失
t/h
40×10%=4
厂用汽及采暖用汽损失
t/h
3
锅炉补给水的正常出力
t/h
12
锅炉补给水的最大出力
t/h
16
锅炉补给水的正常出力为12t/h，考虑启动或事故增加损失，这样，锅炉补给水的最大出力为16t/h。
考虑到将来的运行检修和管理方便，锅炉补给水的出力按2×10=20t/h设计考虑，当启动和事故时水量不足可由除盐水箱的贮存水来弥补。
该机组的锅炉补给水处理为反渗透加钠离子交换系统。
水处理工艺流程如下：
水工来水→双滤料过滤器→活性碳过滤器→5u过滤器→高压泵→反渗透装置→缓冲水箱→缓冲水泵→钠离子交换器→软化水箱→主厂房。
再生系统：
食盐贮槽→压力滤盐器→钠离子交换器再生液进口。
反渗透的的加药装置及反渗透的清洗系统由厂家全部供货。
反渗透的浓水回收至反洗水源，以降低水耗。
h.供排水系统
1）辅机与工业设备冷却水系统
本工程为余热发电机组，由于汽轮机排汽采用直接空冷系统，其辅机与工业设备的冷却水考虑采用带机力通风冷却塔的循环供水系统。
工业循环冷却水量由下表所列：
辅机与工业设备冷却用水量
序号
项目
夏季冷却水量（m3/h）
冬季冷却水量（m3/h）
1
空冷器冷却水
250
175
2
冷油器冷却水
180
126
3
工业设备冷却水
80
42
合计
510
373
循环水泵和机力通风冷却塔、循环水管直径具体见下表。
循环水泵和机力冷却塔选择
循环水泵
流量
m3/h
200
扬程
m
35
电动机功率
110KW
台数
台
4
机力通风冷却塔
形式
方型逆流式
出力
t/h
300
进出口温度差
℃
8～10
台数
台
2
水池容量
m3
120
水池深度
㎜
1500
循环水管
循环供水管
㎜
DN500
循环回水管
㎜
DN500
循环水供水泵布置在集中水泵房内。
冷却塔选用2套，夏季2套运行，其它季节2套调节运行。
为改善冷却塔的通风条件和节省占地面积，冷却塔布置在冷却水池的顶面上。
冷却水池为钢筋混凝土结构。
2）生活、生产和消防给水系统
生活、生产用水量详见“全厂用水量统计表”。
消防用水量详见“电厂消防”部分。
生活、生产用水接自焦化厂供水管网。
消防用水焦化厂已经考虑电厂用水量，故本项目不另设单独的消防供水系统。
生活、生产和消防采用合并的给水管网，管网呈环形布置，并配置室外消火栓。
3）全厂用水量统计
全厂夏季和冬季用水量统计如下表所列：
空冷机组夏季用水量统计表m3/h
序号
用水项目
用水量
回收量
耗水量
备注
1
冷却塔蒸发损失（1.3%）
6.63
0
6.63
2
冷却塔风吹损失（0.3%）
1.53
0
1.53
3
系统排污损失（0.8%）
4.08
4.08
0
4
化学水用水
21
6
15
5
生活用水
3
0
3
合计
36.24
10.08
26.16
空冷机组冬季用水量统计表（m3/h）
序号
用水项目
用水量
回收量
耗水量
备注
1
冷却塔蒸发损失（1.3%）
4.85
0
4.85
2
冷却塔风吹损失（0.3%）
1.12
0
1.12
3
系统排污损失（0.8%）
3
3
0
4
化学水用水
21
6
15
5
生活用水
3
0
3
合计
33
9
24
为节省用水量，汽轮机排汽采用了直接空冷系统，从而消除了电厂主要的耗水点；对工业设备冷却回水进行了回收利用，作为辅机和工业设备循环水系统的补充用水；对工业废水进行回收利用，作为峰岩公司焦化厂的杂顶用水。
全厂总用水量夏季为36.24m3/h，冬季为33m3/h。
4）水源工程
电厂供水水源由峰岩公司焦化厂已有的供水系统调节供水。
电厂夏季运行最大小时用水量共计36.24m3/h。
电厂总补给水管采用一条DN80焊接钢管。
电厂外峰岩公司焦化厂拟建调节水池一座，可作为电厂的备用水源。
总补给水管进入厂区后设水表井一座，作为电厂用水的计量设施。
厂区内设500m3蓄水池一座，以利调节供水。
电厂消防用水由峰岩公司焦化厂消防水系统统一供给，消防供水管拟定为DN150焊接钢管，进入厂区后与厂区生活、生产、消防给水管网连接。
5）排水系统
电厂排水采用分流制系统。
生活污水系统设化粪池进行预处理，处理后归入峰岩公司焦化厂污水系统进行处理。
工业废水进行回收利用，作为电厂的杂项用水。
剩余废水归入雨水系统。
厂区设雨水排水系统，雨水汇流后排入厂区南侧的排洪河道。
6）回收水系统
为减少电厂水源供水量,拟定对工业废水进行回收利用,作为峰岩公司焦化厂的杂项用水。
回收水系统由工业废水收集管、回收水池、回收水泵和回收水供水管网等组成，
回收水泵设置二台，其中一台为备用泵，回收水泵技术规范如下
型号：
65DL×3型，
流量：
Q=30m3/h，
扬程：
H=48m
电动机：
Y132S1-2/5.5KW
I．空冷系统
1）系统工艺流程
汽轮机排出的乏汽经由一条主排汽管道引出汽机房“A”列外，垂直上升高处支状分管，引至冷凝器顶部与蒸汽分配管连接。
蒸汽从空冷凝汽器删补联箱进入，与管束外面空气进行表面换热后冷凝。
冷凝水由凝结水管汇集，排至凝结水箱（排汽装置内），由凝结水泵升压，送至回热系统。
空冷凝汽器由顺流（指蒸汽和过凝结进水的相对流动方向一致）管束和逆流管束（指蒸汽和凝结水的相对流动方向相反）两部分组成。
顺流管束是冷凝蒸汽的主要部分，可冷凝75％～80％的蒸汽。
设置逆流管束主要是为了能够比较顺畅地将系统内的空气和不凝结气体排出，避免运行中在空冷凝汽器内的某些部位形成死区、冬季形成冻结的情况。
目前，国内外所有的空冷发电机组所采用的散热器分为单排管、双排管和三排管三种管束形式。
本初步设计暂按双排管进行设计，最终的管束形式通过招标确定。
2）直接空冷系统设备选择
空冷凝汽器
空冷凝汽器采用钢制大直径椭圆翅片管。
椭圆管规格为100×20mm，壁厚为1.5mm，翅片规格为119×49mm，厚度为0.35mm。
翅片管外表面均热浸锌进行防腐处理。
空冷凝汽器管束分为顺流管束和逆流管束。
每个管束宽2.775m，由两排翅片管组成，翅片间距2.5mm，两排错列布置。
管束高度：
顺流为7.0m，逆流为6.65m。
3个管束组成一个空冷凝汽器冷却单元。
每个空冷凝汽器冷却单元以6个管束以接近60°角组成等腰三角“A”型结构，“A”型两侧分别为3个管束。
每台机组由3组冷却器组成，每组有3个冷却单元空冷凝汽器，其中2个为顺流空冷凝汽器，1个逆流空冷凝汽器。
风机
每个空冷凝汽器冷却单元配置一台变频调速的轴流式风机，每台机组共配置6台风机。
风机参数为：
顺流凝汽器逆流凝汽器
风机直径（m）：
5.505.5
空气流量（m3/h）：
210210
风压（pa）：
135128
风机轴功率（kw）5555
电动机配套功率（kw）9090
电压（V）380380
台数42
空冷凝汽器表面冲洗设备
根据本地区灰尘多、空气质量差的实际情况，考虑每年应冲洗空冷凝汽器外表面3～4次，将沉积在空冷凝汽器翅片间的灰、泥垢清洗干净，保持空冷凝汽器良好的散热性能。
清洗手段有压缩空气和高压水两种。
从资料来看，高压水冲洗比压缩空气清洗效果好，故本设计采用高压水冲洗。
拟考虑设移动式冲洗装置两套，每台机一套。
清洗水压为150bar，该装置由空冷凝汽器供货商配套。
凝结水系统
空冷凝汽器中的凝结水通过凝结水管道系统排至凝结水箱（排汽装置内）。
凝结水箱的容积按接纳各种启动疏水和溢流放水考虑。
凝结水箱出口设置凝结水泵将收集的凝结水送回到机组的回热系统。
抽真空系统
抽真空系统是直接空冷机组的重要组成部分。
本系统的作用是在机组启动时将一些汽、水管路系统和空冷系统从大气压抽至真空，以便机组启动；机组正常运行时及时抽掉各蒸汽、疏水、排汽带入及泄漏到空冷凝汽器中的空气和其它不凝结气体，以维持空冷凝汽器真空以及减少对设备的腐蚀。
系统控制设备
直接空冷系统在集中控制室进行控制。
在集中控制室内的分散控制系统（DCS）中设独立的控制器对直接空冷系统进行监控。
控制系统以计算机控制系统的CRT及键盘为中心，实现直接空冷系统的正常启停；实现正常运行工况的监视和调整；实现异常工况的报警和紧急事故的处理。
j.电气部分
本工程新建4台3MW和2台6MW发电机组，根据电厂的情况，提出下面的主接线方案：
电厂的发电机的出口电压为10.5KV，设发电机电压母线，发电机电压母线采用单母线分段的接线形式。
发电机通过四台35/10KV的主变压器升压到35KV，发电厂拟以35kV并网线两回与系统的35KV变电站联网。
低压厂用电源采用380/220V动力照明合用的三相四线制中性点直接接地系统，采用单母线接线。
将辅助车间的用电负荷和主厂房厂用负荷一起考虑，这时设四台1000kVA的低压厂用变压器，由10.5KV高压母线引接。
另设一台1000kVA的低压厂用备用变压器，由10.5KV母线引接，当厂用工作变压器故障时，备用变压器则自动投入运行。
详见附图。
主要设备选择
由于未接到系统资料，暂按35kV出线（真空断路器）的开断电流31.5kA计算。
双卷主变压器
S9-8000/10，
10.5±2×2.5%/6.3kV，
Yn,d11,
Uk=7.5%
低压厂用变压器及备用变压器
S9-1000/10，
10.5±5%/0.4~0.23kV，
Dy-11,
Uk=4.5%
高压厂用配电柜
KYN型铠装移开式金属封闭开关柜（真空开关）
380/220V低压配电柜
GCS型配电盘。
5、电气二次线
1）．直流系统
本项目直流系统采用微机高频开关电源系统，直流电源电压为220V，蓄电池容量400Ah,直流系统接线采用单母线分段，带一套铅酸免维护蓄电池，两套充电装置。
2）．二次线公用部分
本项目中央信号采用微机监控装置，同期装置全厂公用一套微机自动准同期装置。
3）．控制、信号、测量和保护部分
本项目采用综合自动化控制保护系统，发电机，厂用变压器，10KV系统等，均采用微机监控保护，该系统由中心计算机、微机保护及监控装置机箱和通风网络、网络控制器等设备构成，该系统包括遥控、遥测、遥信功能以及独立的微机保护。
各类设备及线路按规程配置保护装置。
h.热力控制
1、控制范围
本工程建设规模为6炉6机，热工控制对象除上述机炉控制外，尚包括除氧给水、化学水处理、以及其它的辅助车间的热力控制。
2、控制方式
热力系统为母管制系统，设置机炉集中控制室。
集中控制室布置在运转层，集中控制室后面是电子设备间和锅炉配电箱室。
化学水处理、热网及其它辅助系统均在各自车间的控制室控制。
3、机组控制水平
1）自动化对负荷的适应性
机组的自动化系统设计，以满足整个机组安全经济运行为前提，配备少量的运行人员，在炉、机控制室内人员以CRT及操作键盘为监视控制中心，完成正常运行工况的监视与调整及紧急事故的处理，在就地人员的配合下实现机组的启、停。
自动控制系统考虑在锅炉不投油最低稳燃负荷以上范围的自动控制。
在机组异常工作时，自控系统能自动进行停机、停炉等有关操作，以确保机组的安全。
机组在启停、正常运行及事故处理时，以分散控制系统为中心，通过CRT及打印机等，对机组的各项运行参数、设备状态进行系统的全面的监视控制与记录。
机组的主要参数设有常规仪表。
2）机组控制模式
汽轮机及除氧给水系统采用一套以微机处理器为基础的分散型控制系统（DCS）。
DCS的主要功能包括：
炉、机及除氧给水系统的数据采集系统（DAS）；模拟量控制系统（MCS）；辅机程控系统（SCS）。
主要辅机的程序控制以子组级控制水平为主，即实现一台辅机及相关设备的程序控制。
对于辅助系统，采用单独的仪表和控制系统进行监视和控制。
控制系统的总体结构：
1）机组控制系统总体构成
控制系统的总体构成是基于以下原则：
A.整个炉机的运行管理在炉机控制室内，运行人员以CRT键盘作为监视和控制中心。
B.由基于微处理器技术的分散型控制系统实现机组的数据采集与处理系统（DAS）、模拟量控制系统（MCS）；辅机程控系统（SCS）。
C.作为DAS系统的补充，设少量的常规仪表和重要热工信号。
D.汽机停机保护由继电器硬接线方式实现，在控制台上设有手动激励保护按钮。
2）各系统之间的通讯方式、信息共享范围
在DCS系统中MCS、SCS、FSSS系统所需的输入信号直接由I/0通道引入各自系统，并通过通讯总线传送到DAS系统。
3）常规仪表和后备手操的设置原则
在分散型控制系统通讯故障或操作员站全部故障时，确保机组安全停运。
4、控制要求
设计的监视控制系统满足电厂机组安全、经济运行的需要。
1）.分散控制系统
A数据采集系统（DAS）
应
升级会员 