浮法玻璃生产线废气余热发电技术改造项目可行性研究报告.doc

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1、-目 录1总论12技术方案102.1接入系统102.2电站总平面布置及交通运输102.3热力系统及装机方案112.4电气及自动化142.5循环冷却水系统182.6化学水处理192.7给水、排水202.8通风及空气调节222.9建筑及结构233消防254环境保护265职业安全与卫生306节约和合理使用能源327组织机构及劳动定员358建设进度设想379工程的招投标3810投资估算4211财务评价4312结论和建议46 13附表4814附图48-1 总论1.1 企业概况*玻璃股份有限公司是以玻璃制造和加工为主的大型建材工业企业，中国十大玻璃制造商之一。公司总资产22.27亿元，其中固定资产净值9.

2、75亿元，资产负债率57。经过近几年的不懈努力，*玻璃全面掌握了在线镀膜玻璃生产技术并大批量生产，市场占有率高达50%以上，成为我国最大的在线镀膜玻璃生产基地。公司始终坚持以人为本，走技术创新的路子，通过研发新品增强企业核心竞争能力，依靠特色经营、跨区域发展取得了较好的业绩。企业规模跻身国内同行业前列，综合效益名列行业前3位，成为我国玻璃行业的佼佼者。被评为中国建材百强企业、山东省企业信誉AAA级单位、中国建材知名企业、山东省高新技术企业、*市“文明企业”，“*浮法玻璃”荣膺中国名牌产品称号。*玻璃股份有限公司通过产、学、研联合研发的建筑节能镀膜玻璃产品，不仅打破了西方发达国家长期垄断我国浮法

3、在线镀膜玻璃市场的局面，而且打入了国际市场，远销美国、欧共体、东欧、澳大利亚、非洲、中东、东南亚、韩国等七十几个国家和地区。1.2 市场预测及建设必要性1.2.1 项目背景及市场前景分析作为建材行业能耗大户，玻璃企业生产需要消耗大量的能源，以目前国内比较普遍的450600T/D浮法玻璃生产线为例，设计能耗约为6908kJ/kg玻璃液（年消耗重油约35000吨），玻璃生产的三大热工设备熔窑、锡槽、退火窑所产生的余热保有量较大，目前除熔窑废气有少部分利用外，其余全部对空排放，能源浪费巨大，同时造成对环境的热污染。由此可见，高效利用玻璃生产中的余热成为目前降低玻璃综合生产综合能耗的有效途径。目前利用

4、玻璃生产余热的方法是在熔窑尾部设余热锅炉来回收余热，余热锅炉生产的蒸汽部分用来生产用汽及生活用汽，但是这些热负荷远远没有充分利用余热资源，在南方地区或以重油、天然气为燃料的玻璃生产企业这种现象就更为突出。经过多年对玻璃行业废气余热资源利用技术的理论研究认为：纯低温余热回收技术和国产化的低温余热回收装备，完全可以利用玻璃行业的低温余热资源，应用于发电。国内第一家应用此技术的江苏华尔润集团有限公司的低温余热发电工程已顺利投产（两炉一机）。项目实施后可大量回收玻璃熔窑废气余热以节约能源、降低热耗，并具有显著的经济和社会效益。1.2.2 本项目的建设必要性及市场前景玻璃生产一方面消耗大量的热能（煤制气

5、、重油、天然气），另一方面还消耗大量的电能，受玻璃生产熔窑工艺运行特点影响，要求供电必须稳定，否则玻璃熔窑有报废的危险。有的玻璃厂还专门备有柴油发电机以保证供电的稳定性。利用玻璃熔窑废气进行余热发电的项目建设符合国家大力发展循环经济、开发节能产品的国策。该建设项目的定位是今后我国平板玻璃行业发展的主导方向，同时它将推动我国玻璃工业良性地向前发展。本项目利用该公司浮法玻璃生产线的外排废气余热，分别建设余热锅炉，产生的蒸汽并联运行，汽轮发电机组所发电回用于玻璃生产。本项目不需要另征地，生产运营热能全部来自于废气余热，且电力直接回用；因此发电成本非常低廉，项目投资回收期短，项目市场前景看好。对熔窑烟

6、气的脱硫除尘处理，在产生良好的社会效益的同时，需要有一定的资金投入，运行中也需要消耗一定的资源这就给企业增加了一定的经营成本。余热发电项目的良好经济效益，也为降低生产成本、满足烟气治理经费提供了一定的保障。1.3 项目建设的用利条件1.3.1 拥有稳定量的余热资源本厂区内拥有3条500T/D浮法玻璃生产线，余热锅炉入口可利用废气总量可达到270000Nm3/h左右，入口废气温度约500，烟气总的热焓为191x106KJ，余热资源量基本稳定。本项目对3条浮法生产线进行一次性规划，分步实施。生产线基本参数、烟气成份及燃料成份如下：基本参数熔窑编号二线三线四线备注设计熔化量500t/d500t/d5

7、00t/d实际熔化量500t/d500t/d500t/d计划冷修后熔化量500 t/d500t/d500t/d燃料种类天然气天然气天然气烟气流量Nm3/h900009000090000烟气平均温度500500500烟气温度范围480520480520480520烟气成份CO27.87.87.8O27.37.37.3SO2000N284.7484.7484.74CO（mg/m3）347347347NOx（mg/m3）720720720NO684684684含尘量（mg/Nm3）300300300燃料成份CH494.894.894.8由于天然气气源复杂，本成份按照典型成份处理C2H62.92.92

8、.9C3H80.80.80.8C4H100.20.20.2CO20.10.10.1N21.21.21.21.3.2 丰富的项目实施和生产经验*玻璃股份有限公司坚持用新思路求发展、用新突破促改革、用新举措去扎实工作。是一个善于经营、精于管理、创新意识强的企业。在努力挖潜、研究节能降耗、降低燃料种类方面投入了大量的资金和科研力量，企业的能耗指标在国内处于领先水平。该公司广泛网罗人才、专业人员配套齐全，近年来组织实施的项目，均达到了工期短、投资省、速度快的满意效果。严格执行ISO9002质量标准，具有丰富的工程建设、管理经验，对保证项目顺利实施是非常有利的。1.3.3 符合国家关于发展循环经济的政策

9、治理玻璃熔窑烟气，利用玻璃生产过程中的余热进行发电和综合利用，并将电力回用于玻璃生产既回收玻璃生产过程中产生的大量余热，又减少了玻璃厂外购电能，减少玻璃烟气对环境的污染，将给企业带来巨大的经济效益，并产生良好的社会效益。本系统也将成为一个典型的循环经济范例。1.4 工程名称工程名称：浮法玻璃生产线废气余热发电技术改造项目性质：节能技改。1.5 可行性研究报告编制依据关于编制“*玻璃股份有限公司余热发电工程可行性研究报告”的委托书。关于*玻璃股份有限公司余热发电工程有关问题的会议纪要。*玻璃股份有限公司提供的有关可研的基础资料；国家有关法律、法规，技术规范、规定等。1.6 主要设计原则及指导思想

10、可行性研究报告必须体现国家宏观经济政策和可持续发展的要求，坚持“客观、公正、科学、可靠的原则，真实、全面地反映项目的有利和不利因素，提出可供业主决策的建议，为国家有关部门审批项目提供可靠的依据。可行性研究是建设前期工作的重要内容，是投资建设正确决策的重要依据和基础。可行性研究报告必须满足国家有关法律、法规、产业政策和相关部门对于编制可行性研究报告的内容和深度规定的要求。总体技术方案要求在本技改工程实施时不能影响玻璃生产线的正常生产，总体技术方案要保证电站在正常发电时，不影响生产线的正常生产，在此前提下可行性研究报告中电站总体技术方案的设计遵循“稳定可靠，技术先进，降低能耗，节约投资”的原则，认

11、真研究项目建设条件，提出供业主选择的技术方案，为业主选择适宜的技术方案提供依据。具体指导思想如下：（1）采用国内玻璃熔窑余热发电技术，设计上在不影响玻璃生产线的前提下，尽可能利用公司现有设备、设施并最大限度的回收玻璃熔窑余热进行发电。（2）以稳定可靠为前提，采用可靠的工艺和装备，对于本工程采用的新设备必须经认真调研、论证后方可使用。（3）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。（4）各种原、燃材料、动力消耗等，均设计量装置。（5）生产设备原则上采用国产设备，但部分关键控制设备和仪表考虑国内采购国外技术产品（含组装、原装）。（6）余热利用电站的

12、马达控制和过程控制采用计算机控制系统，达到高效、节能、稳定生产、优化控制的目的，并最大程度地减少操作岗位定员，以降低成本。（7）认真贯彻国家节能政策，各种热工设备、管道采用先进的节能措施，所有设备均选用节能产品。（8）贯彻执行国家和地方对环保、劳动、安全、消防等方面的有关规定和标准，做到“三同时”。（9）遵守国家、地方和行业颁发的标准、规范、法则和规定，贯彻行业技术政策。同时，设计上做到统一规划，协调利用现有的各种资源。1.7 研究范围根据现场实际情况及公司的要求，本可行性研究的范围如下：a) 余热锅炉；b) 余热锅炉给水处理系统；c) 汽轮发电机系统；d) 电站循环水系统；e) 站用电系统；

13、f) 自动控制系统；g) 电站室外汽水系统；h) 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；i) 由于*玻璃股份有限公司玻璃熔窑已经建设了烟气脱硫除尘系统，因此本项目不包含脱硫除尘系统。1.8 建站条件1.8.1 厂址 本项目建设场地为*玻璃股份有限公司下属子公司*科技有限公司原厂区内，该厂址位于*市工业新区西北部，东临铁路线，南靠公路主干道，交通十分方便。1.8.2 自然条件1.8.2.1 气象条件*市属北温带季风气候，四季变化和季风进退明显。受海洋的调节作用，气候特点表现为春冷、夏凉、秋暖、冬温、昼夜温差小、无霜期长。年平均气温1113。年平均降水量760mm左右，主要

14、集中在69月份，降水量约为全年的75%。年平均风速4.9m/s。主导风向为WNW-NW-NNW,出现频率为33%；其次为SSE-S-SSW，出现频率为23%；静风频率为7.2%。1.8.2.2 地形、地貌、地质和水文*市地处山东省最东部胶东半岛，属温带湿润性气候。场地位于胶东半岛低山丘陵区，地貌单元属剥蚀残丘山前斜坡，场地相对平坦，地面相对高差5.24米。经勘察场地内第四纪地层组成较为简单，仅素填土一层，黄褐色，以碎石土为主，厚度0.3-1.6米。其下为全风化片麻状花岗岩，裂隙发育，手捻易碎，主要成分以石英、长石、黑云母为主。地下水类型为基岩裂隙水，其补给来源主要为大气降水及地下水侧向径流补给

15、，其排泄方式以大气蒸发及地下水侧向排泄为主，勘探期间无地下水揭露。项目东部海域属于*湾，*湾位于市区东部，赵北嘴和北嘴山两角之间，海岸近似半圆形，三面环山，刘公岛横列于东，为天然屏障。海湾面积约83910亩，平均水深7.32米，海湾海岸线长30余公里，刘公岛将其分为南北两口。从刘公岛贝草嘴至牙石岛为北口，口宽1600米，最深处34.5米，无暗礁，是*港的主要通道。刘公岛东端至南岸赵北嘴为南口，口宽4500米，最深处19.8米，也可通行万吨轮船。该地区地震设防烈度为7度，拟建工程按7度进行抗震设防。1.8.3 化学药品供应电站主要消耗药品磷酸三钠等，均由当地市场采购，汽车运输。1.8.4 水源要

16、求 (1)供水本工程耗水量为1814.4t/d，因此要求水源供水能力为59.8万t/a。 (2)排水本项目厂区实行雨污分流，分别经管道汇聚后排入城市管网。1.8.5 投资匡算与资金筹措本项目为一次规划，分步实施。全部工程将在三线投产后竣工。本工程的建设总投资为6606.69万元,其中贷款3000万元，项目资本金3607.42万元，资金投入，项目资本金所占总投资比例为54.60%。1.9 技术方案概述与主机设备选型1.9.1 技术方案概述根据本工程项目建议书批复确定的设计原则，烟气治理、热力系统及装机方案应考虑下述前提条件：（1）充分利用废气余热；（2）本工程实施后电站不应向电网返送电；（3）余

17、热电站的建设及生产运行应不影响玻璃生产系统的生产运行；（4）余热电站的系统及设备应以成熟可靠、技术先进、节省投资、提高效益为原则，并考虑目前国内余热发电设备实际技术水平；（5）电站控制采用DCS计算机集中控制及管理系统；（6）电站设集中电力室，电站启动时启动电源为电网供电，电站正常运行后，站用电即可由电网供电，也可由发电机直接供电；（7）在玻璃窑窑尾废气出口与烟囱间废气烟道增设余热锅炉，余热锅炉设旁通烟道，当余热锅炉或电站故障时，玻璃生产可以继续进行。1.9.2 系统方案及装机容量根据目前国内余热发电技术及装备现状，结合玻璃生产线余热资源情况，并根据本工程项目建议书确定的装机规模，本工程余热发

18、电方案采用纯低温余热发电技术。 综合考虑目前玻璃生产线余热资源分布情况和玻璃窑的运行状况，在充分利用余热的前提下，以“稳定、可靠、技术先进、不影响玻璃生产”为原则，确定热力系统及装机方案如下： 本系统主机包括三台余热锅炉及一套凝汽式汽轮发电机组，装机容量为6MW。 在三条玻璃生产线蓄热室后与烟囱间各设置一台余热锅炉。保留原有烟道作为紧急排烟通道，当余热锅炉故障检修时，玻璃生产系统可以继续运行，不影响玻璃线的正常生产。余热锅炉生产2.5MPa-420的过热蒸汽。与三台余热锅炉配套，设置一台N6-2.35型凝汽式汽轮发电机组。1.9.3 主机设备根据热力系统选择及国内余热锅炉和汽轮机的生产和使用情

19、况，确定主机设备如下：余热锅炉技术参数序号名称单位二线500T/D三线500T/D四线500T/D备注1锅炉编号1232入口烟气流量（正常）Nm3/h9000090000900003入口烟气温度4704704704锅炉额定蒸发量t/h10.010.010.05过热蒸汽压力MPa2.52.52.56锅炉蒸汽温度4204204207给水温度1258给水压力MPa3.09锅炉给水量t/h11111110锅炉排烟温度18018018011锅炉烟气侧阻力Pa90090090012布置方式立式结构 露天布置13烟气进出口水平烟道 下进下出凝汽式汽轮机技术参数01型号N6.0-2.35(380)02额定功率

20、6.0MW03额定转速3000r/min04主汽门前蒸气绝对压力2.35+0.2-0.25MPa05主汽门前蒸气温度410+15-2006汽轮机转向顺汽流方向看顺时针07额定工况29.5t/h08排汽点绝对压力0.007MPa09排汽点绝对温度3910冷却水进水温度：27（最高33 ）空冷式发电机技术参数1型号QF2-6-2A2额定功率6MW3额定电压10500V4额定转速3000r/min5转向从汽轮机端看为顺时针6功率因数0.8（滞后）7突然短路电磁力矩倍数7.58绝缘等级F/F9励磁方式静止可控硅自并励1.10 主要技术经济指标：主要技术指标表指标名称单位指标装机容量MW6平均发电功率M

21、W5.87年运转小时h7920年发电量104kWh4649年供电量104kWh4277年少向电网购电量104kWh4289全站劳动定员人18投资估算固定资产投资总估算万元6589.24其中：建筑工程万元795.82设备费万元4014.00安装工程万元854.26其它万元925.16经济效益总投资收益率%29.24总投资利润率%21.52全投资财务内部收益率%21.18全投资回收期（静态）年4.43银行贷款偿还期年2.852 技术方案2.1 接入系统拟建的6MW纯余热电站采用10KV单母线接线方式。发电机组由电站10kV母线经单回电缆线路与厂区总降压站10KV某段母线连接。6MW纯余热电站与现有

22、电力系统实现并网运行，运行方式为并网电量不上网。在电站侧的发电机联络线开关和发电机出口开关处设置并网同期点。接入系统方案详见附图接入系统方案图。在不改变配电站原有供电及运行方式的前提下，发电机发出的电量将全部用于全厂负荷。因此本接入系统方案，从现行的条件和技术要求来讲，对本电站工程是可行的.2.2 电站总平面布置及交通运输2.2.1 电站总平面布置：本工程包括:6MW电站的汽轮机厂房、化学水处理车间、机力通风冷却塔、泵站以及余热锅炉生产车间。根据玻璃生产线的布置及发电工艺流程，烟气治理系统和发电系统的余热锅炉均布置在各玻璃生产线窑熔化工段窑头与烟囱之间，均为露天布置；6Mw发电系统的汽轮发电机

23、房及其他厂房布置在熔化工段附近原空余场地，均为室内布置。2.2.2 道路工程工厂内现已有纵横成网、互相贯通的道路，用于生产、消防和检修，故电站区域利用原有道路网络，不再考虑新建。2.2.3 竖向设计和雨水排除在竖向设计时，根据工厂的现有建筑物及场地标高，合理拟定电站车间的标高。土方工程在玻璃生产线建设时已统一考虑，并已经平整完毕，本工程不考虑土方工程量。工厂内已建成有布局合理的雨水沟，工厂的雨水排除可得到可靠保证，故电站区域不再新建雨水沟，该区域的雨水汇入工厂已有的雨水排除系统。2.2.4 总图技术经济指标序号指标名称单位指标1电站区域占地面积m224002建、构筑物占地面积m216193建筑

24、系数%67.452.3 热力系统及装机方案2.3.1 热力系统及装机方案设计前提本工程热力系统及装机方案应考虑下述前提条件：充分利用废气余热，根据计算，三条生产线产生可利用回收废气总量约为270000Nm3/h。本工程实施后电站不应向电网返送电；余热电站的建设及生产运行应不影响玻璃生产系统的生产运行；余热电站的系统及设备应以成熟可靠、技术先进、节省投资、提高效益为原则，并考虑目前国内余热发电设备实际技术水平；电站控制采用DCS计算机集中控制及管理系统；电站设集中电力室，电站启动时启动电源为电网供电，电站正常运行后，站用电可由电网供电，也可由发电机直接供电；电站与电网通过公司总降压变电站10KV

25、侧并网，运行方式为并网电量不上网； 电站设独立调度通讯系统，与电站生产有关的各岗位均设直通调度电话，电站与电网调度管理部门间按要求设置调度通信设施；在玻璃窑烟气出口与烟囱间间增设余热锅炉。当余热锅炉或电站故障时，烟气全部由旁通烟道排入大烟囱，以保证玻璃生产继续运行。2.3.2 热力系统方案及装机容量根据目前国内纯余热发电技术及装备现状，结合玻璃窑的生产线余热资源情况，并根据本工程项目建议书确定的装机规模，本工程装机方案采用纯余热发电技术。综合考虑目前玻璃生产线余热资源分布情况和玻璃窑的运行状况，在充分利用余热的前提下，以“稳定、可靠、技术先进、不影响玻璃生产”为原则，确定热力系统及装机方案如下

26、：2.3.2.1 装机容量本系统主机包括三台余热锅炉及一套凝汽式汽轮发电机组，装机容量为6MW。在每条生产线窑头与烟囱间各设置一台余热锅炉，蓄热器出口废气总量有270000Nm3/h500。考虑到烟道温降，本工程锅炉进口烟气参数按照270000Nm3/h470,锅炉出口烟气参数按照275400Nm3/h180选取.同时原有旁通烟道也作为事故排烟通道，不至于在余热锅炉发生故障时影响玻璃窑生产。余热锅炉总共生产30t/h-2.5MPa-420过热蒸汽。2.3.2.2 热力系统根据热力计算及主机配置情况确定热力系统如下：汽轮机凝结水经凝结水泵送入除氧器，再经给水泵为余热锅炉提供给水。余热锅炉生产2.

27、5MPa过热蒸汽，经各自的主蒸汽母管再一起进入汽轮机系统用于发电。汽轮机做功后的乏汽通过冷凝器冷凝成水，经凝结水泵送入除氧器，从而形成完整的热力循环系统。上述方案的配置，可以使电站运行方式灵活、可靠，能很好地与玻璃生产配合。具体为：2.3.2.3 主要设备根据热力系统选择及国内余热锅炉和汽轮机的生产和使用情况，确定主、辅机设备。2.3.3 热力系统及热机设备可靠性分析本工程拟采用的热力系统配置，来源于水泥窑余热回收发电的成功经验，以及玻璃行业第一条余热发电项目成功运行的经验。发电热力系统，一般由余热回收系统、发电系统及辅助制水系统和冷却系统等环节构成。余热回收系统，即余热锅炉系统，将在下面的章

28、节中给予介绍。发电系统包括汽轮机、发电机等主要设备。本工程使用的发电机为常规汽轮发电机，在技术上非常成熟可靠。发电的辅助系统，均为常规配置，本发电系统配套的制水系统、循环水系统，均为常规中、小发电机组配置，技术已经非常成熟。因此，本工程拟采用的热力系统及热机设备在技术上在实践上均有可靠的保证。2.3.4 主厂房布置发电系统，其汽轮发电机房、电站控制室、站用电力室、发电机及站用电高压系统、以及化学水制备合建联合厂房。发电系统主厂房占地1539=585m2，双层厂房。汽机为岛式布置，运行层为7.000平面，汽轮发电机布置在7.000平面上，+0.000平面布置有给水泵、凝结水泵、油泵以及化学水系统

29、。2.3.5 电站室外管线室外汽水管线主要有：来自余热锅炉的主蒸汽管道；由汽机房去余热锅炉的给水管道。管道敷设方式：管道采用架空敷设，并尽量利用厂区现有的建筑物或构筑物做管道的支吊架以减少占地面积和节省投资。管道保温及油漆：管道保温采用岩棉管壳和岩棉板，管道按照设计规范和规定设计。2.4 电气及自动化2.4.1 编制范围编制范围包括以下几个主要方面1）电站的电气主结线，电站接入系统；2）站用电配电，站用辅机控制；3）热工自动化及计算机控制系统；4）电站室外动力及照明配电线路；5）车间照明、防雷及接地设计。2.4.2 编制依据*玻璃股份有限公司提供的设计基础资料。2.4.3 电气2.4.3.1

30、站用电配电1）电压等级发电机出线电压： 10kV站用高压配电电压： 10kV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站用电率： 8%站用电负荷为540KW2）站用变压器选择根据站用电负荷计算结果，同时考虑电站运行的经济、可靠性、电站站用变压器选择一台10kV/0.4kV，630kVA变压器。3）直流系统直流系统的负荷（包括正常工作负和事故负荷），考虑投资、维护以及管理等费用，电站设计选用铅酸免维护蓄电池直流成套装置一套。2.4.3.2 主要电气设备选型1）10kV高压配电设备选用金

31、属铠装全封闭中置移开式高压开关柜；2）400V站用低压配电设备选用抽屉式低压配电屏；3）继电保护屏选用PK-10标准屏；4）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；5）静止可控硅励磁装置随发电机配套。2.4.3.3 过电压保护和电力装置的接地1）根据当地气象资料公司所在地属于中雷区，对高于15m的建筑物（如汽轮机房等）按三类防雷建筑物保护设计；2）发电机母线及发电机中性点均设有电站专用避雷器；3）电力装置的接地。高压系统为接地保护，低压系统为接零保护，接地系统为TNS系统。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、站用变压器室及电站中央控制室等场所均

32、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。2.4.3.4 站用电设备的控制根据纯余热电站的技术特点，将采用机电炉集中的单元控制方式。每座电站汽轮发电机、余热锅炉及其站用辅机将在各电站中央控制室通过DCS系统进行集中控制。但其化学水处理将设独立的控制盘就地集中控制。2.4.3.5 电气照明1）正常照明：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：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

33、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。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/362412V二次侧，灯具采用手提安全灯。2.4.4 热工自动化2.4.4.1 编制原则及控制方案为了使纯低温余热电站处于最佳运行状态，节约能源，提高劳动生产率，本工程拟采用技术先进、性能可靠的集散型计算机控制系统（简称DCS系统）对各车间（除化学水处理车间外）进行分散控制、集中管理。2.4.4.2 控制设备及一次仪表选型为保证整个控制系统的先进性和可靠性，拟选用DCS系统实现对过程参数的采集、监视、报警

34、与控制。对于关键性的检测和控制元件选用进口设备或国内引进技术生产的优质产品。选用的一次仪表设备有：智能化系列压力/差压变送器；温度检测仪表元件；锅炉汽包水位等电视监视系统。2.4.4.3 系统配置及功能设置于电站的计算机系统（DCS）由现场级及中央控制级组成。 每座电站的计算机系统配置详见附图计算机系统配置方案图。1）现场级根据电站的特点，在位于每座电站汽轮机房运转层的电站中央控制室内设置I/O模件机柜，采集所有来自现场的开关量和模拟量信号并输出驱动信号。现场级完成电动机顺序逻辑控制、工艺过程参数的检测与监控，以及PID串级、多变量复杂控制等。2）中央监控级中央监控级设1个工程师站和2个监控操

35、作站，分别由监控管理计算机、LCD和打印机等组成。监控操作站的功能包括：具有动态参数的热力系统及工艺流程图显示；电动机开/停操作和运行状态显示；棒形图显示；历史趋势曲线的显示；调节回路的详细显示及参数修正；报警状态的显示；报警状态及运行报告的打印等。2.4.4.4 应用软件用于电站的DCS系统应用软件是实现现场级和中央监控级功能的重要文件。应用软件包括逻辑控制软件和过程控制软件。1）逻辑控制软件对电站所有电动机、电动阀，根据LCD显示的热力系统图，通过键盘操作，完成组启、组停、紧停复位、逻辑联锁等控制。2）过程控制软件为保证整个电站运行工况的稳定，每座各设有4个自动调节控制回路。2.4.4.5

36、 系统特点本系统是一个控制功能分散控制、集中监视和管理的控制系统，电站中控室取消了常规模拟仪表盘和模拟流程图，代之以大屏幕彩色图形显示器，更便于运行人员监视与操作，同时大大缩小了中控制室的建筑面积。此外系统中还采用了面向过程的语言，硬件均为模块化，使整个系统的操作与维护更加简便。为防止数据丢失和电源干扰，系统采用不间断电源（UPS）供电，保证了运行的可靠性。2.4.4.6 自控线路和接地一次检测元件、变送器至现场站之间的连接导线及直流信号线均选对屏+总屏的计算机专用屏蔽电缆，热电偶至I/O模件柜的连接导线选用补偿导线。开关量信号线选用交联控制电缆，DCS控制系统各设备之间的连接电缆随设备成套供

37、货。电缆线路均敷设在电缆沟或带顶盖的电缆桥架内，并尽可能与电力电缆分开敷设。当由于条件所限信号电缆与动力电缆同架敷设时，必须用分隔板隔开。引出电缆沟或电缆桥架后导线须穿钢管暗配或明配。接地系统的接地质量对计算机系统及自动化设备的防干扰能力至关重要。现场站设置屏蔽接地母线，用专设电缆与屏蔽接地母线相连接，信号电缆屏蔽层在箱盘一端接至屏蔽接地母线。计算机系统的接地装置及接地阻值按供货设备的要求设置。仪表箱盘金属外壳单独接至电气保护接地母线上。2.4.5 接入系统及电量平衡拟建的纯低温余热电站均采用10kV单母线接线方式。经单回电缆线路与厂总降变电站10KV母线连接。纯低温余热电站与现有电力系统实现

38、并网运行，运行方式为并网不上网。在发电机出口开关、电站联络线开关设置并网同期点。在不改变原有供电及运行方式的前提下，发电机发出的电量将全部用于全厂负荷。因此本接入系统方案，从现行的条件和技术要求来讲，对本电站工程是可行的。2.5 循环冷却水系统2.5.1 设计依据小型火力发电厂设计规范GB50049-94建筑给水排水设计规范GB50015-20032.5.2 设计范围电站生产设备冷却水系统，冷却水系统中建、构筑物设施的设计。2.5.3 设备冷却用水量本工程发电机组冷却水用量为：凝汽器冷却水量：1660（最大）t/h冷油器冷却水量：28t/h空冷器冷却水量：65t/h其它设备冷却水量：6t/h本

39、工程设计冷却水量为：1759t/h2.5.4 设备循环冷却水系统方案本电站系统设备冷却用水拟采用循环系统。循环冷却水系统包括循环冷却水泵、冷却设备、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设备，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，系统中设计了旁滤和加药装置。本工程发电机组循环冷却系统为：水泵拟采用3台(两用一备)，流量1000m3/h、扬程22m，型式是双吸离心水泵，其设置在冷却构筑物附近。根据本工程所在地区气象条件和本工程的冷却用水量、建设场地

40、的特点，采用2台冷却水量为1000 m3/h的逆流式机械通风冷却塔。2.5.5 系统损失水量与补充水量每套发电机组：逆流式机械通风冷却塔的蒸发、风吹、渗漏等损失水量为43t/h，循环冷却水系统排污量为17t/h ，系统总损失水量为60t/h，即循环水系统日需补充新鲜水量为1440t/d。2.6 化学水处理2.6.1 设计依据小型火力发电厂设计规范GB50049-94火力发电厂化学设计技术规程DL/T5068-20062.6.2 水处理方式的选择本工程余热电站中的余热锅炉的蒸汽压力均为2.5MPa，属于次中压蒸汽锅炉。为满足锅炉及机组的正常运行，锅炉给水指标应满足火力发电厂水汽质量标准锅炉汽、水

41、品质标准要求。为了满足余热电站锅炉给水水质标准，化学水处理方式采用“过滤器两级反渗透”系统。处理流程为：自厂区管网送来的水经过机械过滤器，过滤后进入清水箱，由清水泵将水送至两级反渗透装置，出水达标后进入纯水箱，再由除盐水泵将纯水送至汽轮发电机房供热力系统使用。出水处理后水质达到：电导率小于10/cm，二氧化硅小于0.1mg/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。2.6.3 水量的确定电站正常运行时，发电系统电站汽水系统补水量为56t/h，最大约14t/h。因此，化学水处理系统生产能力均按15t/h进行设计。2.6.4

42、 化学水处理车间布置电站的化学水处理车间的建筑形式为单层布置方式，其包括水处理间、化验室及值班室等。2.6.5 水处理设备选型发电系统水处理设备均选型如下：序号设备名称及型号数量主要技术参数、性能、指标备注1过滤器1设计出力：15t/h2纯水制取装置（二级反渗透）1设计出力：15t/h3清水泵2流量：1018t/h4纯水泵2流量：1018t/h5清水箱1容积：30m3钢制6软水箱1容积：30m3钢制2.6.6 技术指标根据该公司的供水情况和余热锅炉给水水质要求，化学水处理系统主要技术指标如下：年消耗原水量： 7.19104t年产化学水量： 4.75104t年消耗98%Na3PO412H2O：

43、40t2.7 给水、排水2.7.1 设计依据小型火力发电厂设计规范GB50049-94建筑给水排水设计规范GB50015-2003室外给水设计规范GB50013-2006室外排水设计规范GB50014-20062.7.2 设计范围电站内生产、消防给水、排水系统。由于本工程给、排水系统有部分需利用公司玻璃生产线现有系统，所以现有系统中不能满足本工程建设要求时，需加以适当的改造。2.7.3 给水系统本工程每套发电系统用水量如下：循环系统补水量： 60t/h化学水用水量： 10t/h取样冷却器及生产杂用水： 5.6t/h生活用水量： 不增加消防用水量： 180m3/次用水量为： 75.6t/h根据余热电站的用水量、用水性质及工厂现有给水系统，余热电站给水系统确定为三个：(1)生产、消防合一的给水系统；(2)生活给水系统；(3)电站循环水系统。循环水系统补水由于其水量大、压力小则由新建水源地及给水处理场直接供给，供水管网单独敷设；其它用水由于水量小则由现有供水系统提供。根据本工程建、构筑物、设备及防火等级，电站建成后，全厂仍按