利用锅炉余压余热发电节能技改项目可行性申请报告.doc

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1、目录第一章 申报单位及项目概况11概述11.1项目概况及编制依据11.2研究范围41.3建设必要性41.4主要设计原则62热负荷62.1供热现状62.2热负荷统计62.3设计热负荷73电力系统73.1现有电力系统93.2电站接入系统93.3电量平衡94燃料95机组选型105.1主要技术经济指标105.2机组参数115.3供热方案:126厂址条件126.1厂址概述126.2交通运输156.3电站水源157工程设想157.1厂区总平面规划布置。157.2热力系统167.3汽机房布置177.4供、排水系统187.5电气部分217.6热力控制287.7土建部分297.8消防系统317.9采暖通风及空调

2、348劳动安全与工业卫生348.1不安全因素及职业危害性分析348.2设计依据368.3设计采用的主要标准368.4防范措施388.5劳动安全及职业卫生管理机构428.6预期效果评价429劳动组织及定员4210工程项目实施的条件和轮廓进度4310.1项目实施的条件4310.2交通运输条件及大件设备运输4310.3工程建设的轮廓进度4311投资估算及财务评价4411.1编制原则4411.2编制依据4511.3工程投资估算4711.4财务评价4711.5控制投资的措施5011.6综合评价5112招投标安排5112.1招标范围5112.2拟采用的招标组织形式及招标方式53第二章 发展规划及产业政策分

3、析541发展规划分析542产业政策分析54第三章 资源开发及综合利用分析541资源开发方案542 资源利用方案55第四章 节能方案分析561 设计依据562 能源消耗种类和数量分析573 节能措施及效果分析583.1节水措施583.2节电措施583.3节能措施583.4 节约用地措施594 节能量计算59第五章 建设用地、征地拆迁及移民安置分析60第六章 环境和生态影响分析611环境现状612污染物及影响分析633污染防治措施644厂区绿化665环境管理和监测66第七章 经济影响分析671 经济费用效益或费用效果分析672 区域经济影响分析67第八章 社会影响分析681 社会影响效果分析682

4、 社会适应性分析693 社会风险及对策分析70附图部分：1 总平面布置图；2 汽机间0米布置图；3 汽机间3.5米布置图；4 汽机间运转层布置图；5 汽机间横断面布置图；6 原则性热力系统图（采暖期最大）；7 原则性热力系统图（采暖期平均）；8 原则性热力系统图（非采暖期平均）；9 电气主接线图；糖业集团有限公司利用锅炉余压余热发电节能技改项目 项目申请报告第一章 申报单位及项目概况1 概述1.1 项目概况及编制依据1.1.1 项目申报单位概况项目申报单位：*有限公司位于*省*县城东轻纺工业园，是1994年11月注册设立的民营有限责任公司，注册资金3000万元，拥有总资产3.68亿元，总占地面

5、积20万平方米。现有职工800余人，其中专业技术人员230名。该公司主要以玉米为原料进行深加工，生产系列产品。目前，主要产品产量已达到玉米淀粉20万吨/年，葡萄糖10万吨/年，山梨醇10万吨/年，液糖10万吨/年，麦芽糖2万吨/年，麦芽糊精2万吨/年。产品主要销往两大制药企业集团以及山东、河南、江苏、浙江、湖北、天津、上海、广东等省市。凭着过硬的产品质量和良好的售后服务赢得了市场，使产品产销率达到99%以上，该公司2010年实现销售收入 38481万元 ，完成利税2774万元 ，现有固定资产净值31689万元，企业资产负债率45.68%。该公司2003年被*省委省政府确定为“重点扶持100家民

6、营企业”之一，是省政府认可的“*省农业产业化重点龙头企业”，是省级“重合同、守信用”单位；连续七年被省农行评为“AAA级信用单位”。2002年通过了ISO90012000质量体系认证，公司生产的玉米淀粉、葡萄糖被省中小企业局评为“名牌产品”；被省轻工业协会评为“轻工优秀企业”，2005年被中国发酵工业协会评为“全国淀粉糖企业二十强”之一，是市政府确定的“工业企业50强”之一。1.1.2 项目建设背景*有限公司的生产已具有较大的规模，产品在市场上也有较大的占有率。要保持生产的发展势头、巩固产品的产场占有率，除增加产品的种类、发展新的分支产品和扩大生产规模，争取更好的规模效益外，充分发挥现有设备的

7、生产能力，降低产品的生产成本是进一步取得更好的经济效益的重要途径。通过对现有锅炉系统产生的余压余热进行节能改造，以热电联产代替现锅炉单纯供汽的方式，是*有限公司节能降耗、提高效益的有效措施。公司现有三台中温中压锅炉及其配套化水系统、输煤系统、热力系统，除灰渣系统、除尘脱硫装置等设备，锅炉型号及参数如下：1、35t/h循环流化床锅炉一台，型号为WB-35-3.82-M，额定蒸发量为35吨/小时，主蒸汽温度450，主蒸汽压力3.82Mpa，给水温度150，空气预热器温度160，排烟温度140，锅炉效率88.7%。供应企业各个用热工段。2、35t/h链条炉排锅炉一台，型号为WB-35-3.82-M，

8、额定蒸发量为35吨/小时，主蒸汽温度450，主蒸汽压力3.82Mpa，给水温度150，空气预热器温度141，排烟温度140，锅炉效率80%。供淀粉、葡萄糖的生产用汽。3、75t/h循环流化床锅炉一台，型号为WB-75-3.82-M，额定蒸发量75t/h，主蒸汽温度450，主蒸汽压力3.82MPa，给水温度150，空气预热器温度160，排烟温度130，锅炉效率90%。三台锅炉额定负荷运行时总产汽量为145t/h，所产蒸汽均为3.82Mpa、450的过热蒸汽，企业各用热单元的适用蒸汽参数为0.6Mpa、260，此蒸汽参数需要通过蒸汽减温减压装置才能实现。蒸汽减温减压装置用于对热电厂及供热管网中高压

9、高温蒸汽进行减温减压，以达到要求的热力参数，保证用热设备正常、高效运行。减温减压器的工作过程是：减压阀将压力减至所需的压力，雾化的冷却液和过热的蒸汽混合、蒸发并随蒸汽流向下游，使下游的蒸汽压力温度下降。在由3.82Mpa、450的过热蒸汽通过减温减压器降至0.6Mpa、260适用过热蒸汽过程中，白白损耗掉了3.22Mpa、190蒸汽压力和蒸汽温差，极大的造成了资源的浪费,此种运行方式，能耗较高,制约了锅炉设备能力的充分发挥，从而限制了公司取得更好的生产效益。同时蒸汽在减温减压过程中产生了较大噪声也给周围工矿企业带来了较大影响，在一定程度上影响了周边环境。因此，增建背压式汽轮发电机组，利用3.8

10、2Mpa、450的过热蒸汽降低至0.6Mpa、260时的损耗来进行发电，实现热电联产，以汽轮机的排汽进行供汽，在充分发挥现有设备的生产能力、提高劳动效率、有效地降低能源消耗和资源浪费的同时，为企业实现了电力的自给自足提供了保证。本项目建成后每年可发电7526万kWh，每年可向公司供电6398万kWh。对节约能源、保护环境，减少资源浪费十分有利，完全符合国家的能源政策和环保政策。因此，本项目的实施是可行的，必要的。因此，*有限公司委托我公司承担了此次咨询任务，对利用锅炉余压余热发电节能技改项目进行可行性研究论证。1.2 研究范围1）新增26MW背压式汽轮机发电组的各项建设条件；2）主机设备的选型

11、及各工艺系统的确定；3）本项目的建设轮廓进度；4）工程投资估算及经济效益评价。1.3 建设必要性1.3.1 合理利用资源1）水资源我国水资源相对匮乏，特别是北方地区多年平均水资源拥有量仅为全国的12%。目前政府已经把水资源列为我国经济可持续发展的“三大战略资源”之一。本项目安装26MW背压式供热机组, 不存在凝汽式电厂必须采用循环水来冷却汽轮机排汽而消耗大量地下水的问题，减少水资源的开采量。与原工程相比仅增加极少量的生产和生活用水，即可为公司提供大量的电力。2）土地资源本项目新增汽机房等建筑拟建于厂区内空地上，无需重新征地，仅需利用厂区内现有场地即可满足本项目用地，减少了土地资源的消耗。3）余

12、压余热资源蒸汽既是具有高品位的二次能源，又是具有广泛利用价值的载热工质，合理有效地利用蒸汽是节能降耗关注的一大重点。蒸汽有个特性，可以按品位高低实行梯级利用，利用的次数越多，能量利用的就越充分，蒸汽热利用效率就越高。因此，终端使用蒸汽的热力设备，要依据蒸汽的压力和温度按照梯级利用，将品位高的蒸汽尽量先做功发电，再用能级较低的蒸汽去加热、采暖和供应热水，尽求一汽多用，避免大材小用，充分发挥蒸汽的热力特性，提高用汽系统的运用效率。本项目实施之前，公司现有热负荷（0.6Mpa的饱和蒸汽，焓值为2978kJ/kg）需要锅炉新蒸汽（3.82Mpa、450、焓值为3333kJ/kg）减温减压后供给，在蒸汽

13、减温减压过程中产生了大量的压差损失。本项目拟回收压差损失用来发电，可以实现余压余热资源综合利用。1.3.2 缓解供电压力，降低公司营运成本随着*有限公司的发展规模不断扩大，用电负荷增长很快，当地电力供应紧张，严重制约了公司的发展。因此，本项目的建设一方面可以保障公司的用电需求，降低公司的运营成本，另一方面也可以缓解当地电力供应的紧张局面。1.3.3 节能、环保的双赢工程本余压余热发电工程既是资源综合利用项目，又是一项典型的节能工程。工程建成后，只需投入很少的能量（水、电），就可通过回收大量余压余热资源，获得大量电能。本项目的环保效益体现在两个方面：其一是可以降低噪声污染。发电项目实施前，供热锅

14、炉产生的大量蒸汽须通过减温减压器节流后供给生产使用，高压蒸汽节流过程中会产生较大噪声，本发电工程投产后此部分蒸汽将全部进入汽轮发电机组用于发电，蒸汽节流产生的噪声不复存在，厂内噪声可控制在正常范围内。其二是间接减少了大气环境污染，发电过程中无废渣、废气（烟尘、SO2、NOX）等排出，环保效益颇佳。综合考虑上述因素，该项目具有合理使用能源、节能降耗、改善环境的优势，具有良好的经济效益、积极的社会效益和环境效益，项目的建设是非常必要的。1.4 主要设计原则1）任何工况下，新增发电设备不能影响原有热负荷的安全和稳定，确立“以热定电、供热为主、发电为辅”的原则；2）装机规模为：新增26MW背压式汽轮发

15、电机组；3）本项目汽轮发电机出口电压选择10.5kV，设两条联络线直接并入厂内10kV变电站10kV侧；4)新增设备采用DCS集中控制，控制水平按国内中上等水平考虑；5)发电设备年利用小时数按7200小时论述；6）本项目投资全部由公司自筹。2 热负荷本技改项目实施后，以背压式汽轮机组排汽取代原有的减温减压器进行供热，供热范围主要是企业自身的生产和采暖用热，以生产用汽为主。2.1 供热现状*有限公司现有热负荷由公司的三台燃煤锅炉产生的中温中压蒸汽经过减温减压后供给。2.2 热负荷统计2.2.1 现状热负荷1）工业热负荷经调查整理，公司各用汽点热负荷统计见表1-1。表1-1 工业热负荷统计表（t/

16、h）序号用汽单位名称用汽参数采暖期热负荷(t/h)非采暖期热负荷(t/h)压力（MPa）温度（）最大平均最小最大平均最小1107车间0.626025181724.517.416.52108车间0.626025181724.517.416.53淀粉车间（1）0.626038.434.526.636.634.6264淀粉车间（2）0.626038.434.526.636.634.6265合计0.6260127.810587.2122.2104852）采暖热负荷本项目采暖热负荷主要供热范围是厂区内各建筑物冬季采暖。根据建设单位提供的统计资料，采暖热负荷统计表见表1-2。表1-2 采暖热负荷统计表单位

17、名称用汽参数采暖期热负荷(t/h)非采暖期热负荷(t/h)压力（MPa）温度（）最大平均最小最大平均最小采暖0.626053.62.70002.2.2 近期热负荷公司无近期新增热负荷，因此近期热负荷按现状热负荷统计数据计算。2.3 设计热负荷2.3.1 热负荷汇总表本项目无新增热负荷，设计热负荷根据核实后的现状热负荷，按照焓值进行折算。公司生产用汽参数为0.6MPa、260，本技改项目考虑选用排汽压力为0.686MPa，温度264的背压式汽轮机组，能够满足供热参数要求。按照拟选用的背压式汽轮发电机组排汽参数对现状热负荷进行折算，得出设计热负荷汇总表，见表1-3，由于排汽参数与热负荷参数很相近，

18、因此设计热负荷与统计热负荷未体现差异。表1-3 设计热负荷汇总表项目单位采暖期（t/h）非采暖期（t/h）最大平均最小最大平均最小工业热负荷t/h127.810587.2122.210485采暖热负荷t/h53.62.8000合 计t/h132.8108.690122.2104852.3.2 凝结水回水由于生产用汽方式为直接用汽和间接用汽两种，且生产用汽车间距离本项目较近，因此本项目工业用汽考虑凝结水的回收，凝结水回收率按70%计算。2.3.3 核定设计热负荷考虑到各工业用汽点最大用汽同时使用系数（取0.9），核定设计热负荷见表1-4。表1-4 核定的设计热负荷项目单位采暖期（t/h）非采暖期

19、（t/h）最大平均最小最大平均最小工业热负荷t/h11510587.211010485采暖热负荷t/h53.62.8000合 计t/h120108.690110104853 电力系统3.1 现有电力系统*有限公司现有负荷容量为13180kW,公司内部设10kV开关站一座，电源均从电网引接。3.2 电站接入系统拟建26MW发电机组工程发电机机端电压为10.5kV，电站10kV母线采用单母线分段接线方式，按炉分段。发电机组由电站10kV母线经电缆线路与公司内部10kV开关站连接。26MW电站与现有电力系统实现并网运行。本接入系统方案应以当地电力部门出具的接入系统报告中接入系统方案为准。3.3 电量

20、平衡*有限公司现用电设备总负荷容量为13180kW，年耗电量为10754104kWh，10kV开关站电源为双电源供电，接线为单母线分段，主要给*有限公司内部生产工艺负荷供电。本项目投产后，采暖期发电功率为25332kW，非采暖期发电功率为25118kW，可向公司供电6398104kWh。用电自给率可达59.5%左右。根据以上分析，拟建26MW发电工程的发电量不满足公司用电，将近40的电量需从网上购买，所以，本项目遵从并网不上网的原则。4 燃料锅炉所用原煤为山西昔阳煤矿供应，经汽车运输到储煤场,经破碎后利用输煤皮带分别运送至三台锅炉燃烧。年耗原煤11.5万吨。燃煤供应可靠及时有保证。由于本项目为

21、技改工程，并不新增锅炉，因此原有燃料储存及输送系统可满足本项目需要。5 机组选型本技改项目实施的目的是为了在满足公司现有热负荷需求的前提下，回收原损耗在减温减压器上的压差损失用来发电，从而为企业补充部分电力。因此，本项目拟选用供热式汽轮发电机组。5.1 主要技术经济指标根据表1-4“核定的设计热负荷”数据，确定本技改项目汽轮机组必须选用供热式机组，供热式汽轮机组主要有抽汽凝汽式汽轮机、背压式汽轮机两种。考虑到本项目供热量较大，抽凝机组无法满足本项目供热要求，因此本项目按背压机组考虑。本项目主要技术经济指标见下表。表1-5 热经济指标表序号项目单位235t/h+175t/h +26MW采暖期平均

22、非采暖期平均1热负荷热量GJ/h2147.82141.6汽量t/h254.32522汽机进汽量t/h265.9263.23发电机功率kW25332251184减温减压器供汽量t/h005发电年标准煤耗g/kWh2116综合厂用电量率%157供电年标准煤耗g/kWh2498供热年标准煤耗kg/GJ40.639年供热量万GJ/a207.510年发电量万kWh752611年供电量万kWh639812年运行小时h720013年耗标煤量万t/a9.814全厂热效率%80其中，发电标煤耗的计算公式如下：5.2 机组参数1）汽轮机型号：B6-3.43/0.68额定功率： 6MW额定转速： 3000r/min

23、额定进汽压力：3.43 MPa额定进汽温度：435额定进汽量：71.3t/h额定排汽压力： 0.68MPa额定排汽温度：264台数： 2台2）发电机型号: QF-6-2型生产厂: 济南发电设备厂额定功率: 6MW额定电压： 10500V额定转速: 3000r/min台数: 2台5.3 供热方案:正常情况下三台锅炉两台汽轮机同时运行,发电机组供热能力可满足各用热单元的需求，汽轮机发生故障时，启动减温减压器对外供热，以保障各热单元的正常生产。减温减压器利用现有设备即可，无需新增减温减压器。6 厂址条件6.1 厂址概述6.1.1 厂址地理位置*有限公司位于*县县城东1.5km处、*范路北侧，本项目在

24、厂区内北侧空地建设，厂址中心坐标为北纬374503，东经1144741，厂址东西两侧为农田，北侧距离双龙胶合剂厂155m。厂址西侧384米处为刘家庄村，东343米处为南解家疃村，西南678米处为东关村，东南787米处为北白尚村。*县位于*省中南部，位居省会石家庄市东南40公里处，总面积675平方公里，总人口55万，辖11个乡镇、281个行政村。地理坐标为北纬37373753、东经114361154之间，地处太行山东麓中段的山前冲积平原上，平均海拔41.8米，地势由西北向东南倾斜，开阔平坦。县城距省会石家庄42公里，*县是国务院批准的第一批全方位对外开放县，也是*省第一个全方位对外开放县。*县交

25、通、通讯发达，电力供应充沛，地下水资源丰富。石家庄至青岛的308国道、京深高速公路和青银高速公路穿境而过；石家庄至黄骅的高速公路、至天津的沧石高速公路距*县仅20公里。本项目在本公司厂区西北侧锅炉场区内，不需新征土地。6.1.2 厂址自然条件1）地形条件*县地处太行山山前滹沱河冲洪积扇平原，地势平坦，西北部较高，东南部较低。海拔高程在46.6m33.9m，相对高差12.7m，地面坡降约1/15001/2500。县境可分为滹沱河冲洪积扇、洨河冲洪积扇、沙河冲洪积扇三种地貌特征。厂址地形平坦、开阔。项目周围无山脉，属太行山前冲积平原。基地层均为第四系冲洪积层，其岩性火轻亚粘土为主的粘性土和砂类土。

26、地基土容许承载力为13吨/平方米。2）水文条件*县地下水水质良好，能够满足饮用水标准。整个区域地层分布连续，地下水含水层连通性好，为统一的含水系统。地下水资源主要靠侧向补给、降雨和河渠入渗补给，径流方向顺地形坡降自西北向东南方向排泄，地下水的开发利用形式主要是机井开采。根据水质分析报告，水质对普通硅酸盐水泥的混含土质无腐蚀性。*县属海河流域子牙河水系，境内主要有三条河流：洨河、沙河（槐河）、汪洋沟，其中只有洨河贯穿*州镇境内。洨河经鹿泉、栾城至*县贾吕村入境，自西北向东南贯穿全境，在西洨洋出境入宁晋县。境内全长20.3公里，控制面积209.9平方公里，系*县西北部和中部的主要行洪河道。其在境内

27、的主要支流有冶河、潴龙河（付家湾河）、江沟等。洨河来水一部分为天然径流，另一部分为石家庄市的城市污水，后者构成洨河水量的主要来源。目前石家庄市生活、工业污水经总退水渠汇入洨河。本项目处理后的污水排入*县污水管网，经过*县污水处理厂处理后，最终进入洨河。3）气象条件*县属暖温带半干旱半湿润大陆性气候，四季分明，春秋两季短，冬夏两季长。春季受蒙古大陆变性气团影响，降水稀少，蒸发量大，升温快，形成干旱天气；夏季受海洋性气团及太行山地形影响，初夏气候干燥，气温较高，盛夏天气闷热、潮湿多雨，7-8月为汛期，有时出现大暴雨天气；秋季多高压控制，天高气爽，晴朗少云，温、湿度适中，但降温快，气候凉爽短促，降水

28、偏少；冬季受西伯利亚大陆性气团控制，寒冷干燥少雨雪。*县多年常规气象参数如下：多年平均气温12.4 年平均日照2572.7小时日照率58% 年辐射总量127.8千卡/平方厘米年蒸发量1575.2毫米 多年平均无霜期202天多年平均降雨量508毫米 平均相对湿度64%多年最大风速26m/s 平均风速2.5m/s年主导风向：夏季南风，冬季西北风。4）地震烈度根据国家现行规范，该地区基本地震烈度为7度6.2 交通运输*有限公司坐落于*省*县城东轻纺工业园,*县城东1.5公里处、*范路北侧。毗邻青银高速引线,交通运输十分方便。本项目位于现有厂区内，采用原厂的进厂道路、出入口进行对外联系，主道路考虑从厂

29、区内的现有道路接引。6.3 电站水源锅炉补水量为140m3/h，公司现有深眼井七眼，其中井深100米的深水井5眼，井深500米深水井2眼，出水量约为每眼井80 m3/h，使用两眼500米的深水井供水，完全能满足用水需要。7 工程设想7.1 厂区总平面规划布置。7.1.1 厂区平面布置原则根据本地区的总体规划、厂址自然条件、周围环境、交通运输、供水、输电并网条件控制因素；遵守国家现行有关规范、标准，符合国家有关规定；满足生产工艺，消防、通风、卫生及生产安全，减小对周围原有生态环境的影响等方面的要求；力求功能分区明确，布置整齐紧凑，经济合理，并充分考虑全厂总体规划，长远发展与近期建设的关系。7.1

30、.2 厂区总平面规划布置本项目在本公司北侧锅炉场区内，不需新征土地。公用设施与后勤管理均与公司共用，不再新增公用设施和后勤保障人员。锅炉场区自西向东顺序布置化学水车间、除氧煤仓间、锅炉房及锅炉附属设施、烟囱、沉灰池、干煤棚。本项目新增汽机房和配电室，占地800m2左右，拟建于公司锅炉场区化学水车间与除氧煤仓间之间的空地上。7.1.3 厂区内竖向布置现状厂址场地比较平坦，竖向设计采用平坡式。7.1.4 本项目总平面主要技术经济指标表1-6 总平面主要技术经济指标序号项目单位数量1工程占地面积m28002本期工程容量MW123单位容量占地m/MW66.674厂区建构筑物占地面积m7807.2 热力

31、系统本项目新增两台中温中压背压式汽轮发电机组，工程实施的目的是在保证原供热量不变的前提下回收原损失在减温减压器上的压差损失用来发电。建设原则是尽量减少对原系统的改动，以降低工程投资。1）主蒸汽系统现状：主蒸汽系统采用单母管制，三台锅炉的管道并入一根主蒸汽母管，新蒸汽经减温减压器后送入厂区低压蒸汽管网。改造：本项目实施时，主蒸汽母管的新蒸汽通过手动闸阀接至背压机组的电动主汽门前。2）低压蒸汽系统现状：从主蒸汽母管来的中温中压蒸汽，经过减温减压器后送入厂区的低压蒸汽管网，经过架空管道再分别送入各用汽单元。改造：现有的减温减压器保留不变，在汽轮机故障或大修时作为备用。低压蒸汽改由背压机组排汽供给，通

32、过架空管道送入低压蒸汽管网。3）给水系统现有三台锅炉采用了四台电动给水泵，本项目无需对现有给水系统进行改造。4）回热系统本项目选用背压式汽轮发电机组，设一级高压加热器。5）疏放水系统本项目实施后，蒸汽管道、机组本体等疏放水经疏水扩容器降压后送入锅炉车间现有疏水箱，再由疏水泵送至除氧器回收。6）冷却水系统背压机组不设凝汽器，仅机组冷油器、发电机空冷器的冷却水需少量循环冷却水进行冷却。7.3 汽机房布置汽机房布置的指导原则：在满足新增设备布置及工艺系统要求的前提下，对汽机房布置进行优化，尽量减少对原系统和原建构筑物的改动，以达到布置合理、方便运行、减少占地、节约投资的目的。汽机房采用双层布置，跨度

33、13.50m，柱距6.0m，全长48.0m。机组采用纵向头对头布置，7.0m运转层布置汽轮发电机组，3.50m中间层布置汽封加热器、低压加热器、油箱等，底层布置油泵、冷油器等设备，两台机中间设有检修场地。汽机房设置一台16/3.2t桥式起重机，用于汽机、发电机及其它辅助设备的检修。轨顶标高13.54m，屋架下弦标高16.2m。7.4 供、排水系统7.4.1 循环冷却水本项目的循环水补水水源来自厂区地下水，水质可直接作为循环冷却水系统补水。1）冷却水量本项目选用背压式汽轮发电机组，不设凝汽器，因此与原有项目相比仅增加了2台机组空冷器和冷油器的冷却用水，需要的冷却水量见表1-7。表1-7 冷却水量

34、统计表空冷器（m3/h）冷油器（m3/h）其它（m3/h）26MW14090102）冷却水系统选择及布置根据冷却水量及补水条件，本项目冷却水采用循环式供水系统，由于厂内现有循环冷却水系统富余量较大，因此，本项目冷却水直接引自厂区循环水系统，送入汽机房内的冷油器和空冷器等设备，冷却水吸热后送回厂区循环水系统。3）循环冷却水补给水量本项目补给水量见表1-8。表1-8 循环水补给水量表序号项目需水量（m3/h）回收水量（m3/h）实耗水量（m3/h）回收水用途1冷却塔蒸发、风吹损失4.304.32循环水排污损失0.20.20车间冲洗等杂用3合计4.50.24.3由上表可见，本技改项目实施后，汽轮发电

35、机组循环冷却水消耗水量增加了4.3m3/h。4）循环冷却水处理方式杀菌灭藻：为了防止循环水在冷却构筑物及设备中产生藻类，需人工定期在冷却塔集水池中投加杀菌灭藻剂，以防止藻类产生。为了防止循环水在冷却设备及管道中结垢，设计采用人工投加阻垢剂的方法保持水质稳定。7.4.2 化学水处理系统公司现有化学水处理车间一座，水处理系统为反渗透混床。化学补给水处理系统水源为地下水，经化学处理后的出水水质如下：电导率0.2s/cm硬度0二氧化硅 20g/L其水质标准满足火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量（GB/T 12145-1999）中有关标准。由于本项目仅新增2台汽轮发电机组，因此化学补充水量将基本维持现状

36、不变，因此化学水工艺及设备等无需进行改动，详细情况在此不再赘述。7.4.3 生活水系统本项目拟建在公司现有厂区内，新增职工生活用水可直接取自公司深井水管网，增加消耗水量约为1m3/h。7.4.4 消防水系统室内、外消防是按汽机房最大消防水量确定的，汽机房室外最大消防水量为54m3/h，同一时间火灾为一次；室内消防水用量为18m3/h。合计消防水量为72m3/h。本项目新增汽机房消防水由厂区现有环形消防水管网引接。7.4.5 补给水统计表本项目实施以后，新增新鲜水量主要用于补充循环冷却水、及少量的生活用水。新增耗水量表见表1-9。表1-9 本项目新增耗水量统计表项目水量（m3/h）备注循环水系统

37、补水量4.3生活用水1本项目总用水量5.3未含消防水用量本项目实施后，新增用水量为5.3m3/h，按年运行小时数7200小时计算，年新增水量为38160m3（未含消防水用量）。以上补给水均由公司现有深井水管网提供。7.4.6 排水系统现有厂区排水采用分流制。排水现状如下：生活污水经化粪池处理后排入厂区排水管道。化学水处理车间的酸碱废水中和，PH值达到6-9后排入废水处理系统处理后回用，用作输煤、冲灰渣、冲洗路面等。锅炉排污水首先排入定期排污扩容器，经降温池降温至40以下时，进入工业水回收系统，由回收水泵送入循环水系统。其它工业废水直接排入厂区排水系统。以上废水排入公司污水处理站，经处理达标后排

38、放。7.5 电气部分7.5.1 电气主接线本项目建设规模为26MW背压式汽轮机发电机组。设两回10kV联络线接与厂内10kV变电所并网。根据建设规模、接入系统方案及馈出线电压等级等条件，本设计提出以下电气主接线方案：10kV母线采用单母线分段接线。发电机接在工作段母线上。在发电站没有发电之前，联络线作为启动备用电源，给发电站辅机供电，电源引自厂内10kV变电所。发电之后，由联络线与厂内10kV变电所并网。热电站站用负荷，设两台厂用工作变，接在10kV工作母线上，；两台工作变压器互为备用。上述方案接线简单，运行灵活、可靠，便于集中管理，节省运行值班人员，技术可行，投资少，因此，本说明书按上述方案

39、进行设计。7.5.2 站用电配电1)电压等级发电机出线电压：10.5kV站用高压配电电压：10.5kV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/12V2)站用电负荷及站用电率站用电计算负荷：1800kW站年发电量：7526104kWh电站年自用电量：1128104 kWh电站年供电量：6398104 kWh站用电率：15%7.5.3 主要电气设备选型7.5.3.1主要电气设备选型1)厂用变压器：SCB101250/10，10.5kV/0.4kV，Uk=6%2)10kV高压配电装置：KYN28-123

40、)10kV断路器：VS1-124)400V低压配电装置：GGD5)继电保护屏选用PK10标准屏。6）发电机励磁系统：与发电机成套供应根据短路计算及设备校验，发电机组10kV断路器开断电流为31.5kA，厂区10kV开关站的设备选型满足发电机组接入要求，不需要进行更换。7.5.3.2主要设备表主要设备见下表序 号设备名称单位数量备注110kV开关柜面10安装于配电室210kV开关柜面6安装于发电机小间3厂用变压器SCB10-1250台2安装于配电室40.4kV开关柜面12安装于配电室5二次保护屏面6安装于控制室6直流系统200Ah套1安装于控制室7电缆根据现场施工估算7.5.4 电气二次线系统与

41、设备1）直流系统根据规程规定，本项目直流设置一套200Ah铅酸免维护直流蓄电池成套装置。2）发电机励磁系统本项目一台汽轮发电机组配一套静止可控硅励磁系统。汽轮发电机励磁系统由汽机厂成套供货。静止可控硅励磁系统由励磁变、功率整流装置、自动电压调节器、灭磁等部分组成。励磁变压器布置在主厂房0.0m层发电机小间。3）同期系统本项目设一套同期装置，能实现自动准同期/手动同期的切换。设一面同期屏布置于主控室。4）继电保护装置发电机、低压变压器系统采用微机型继电保护。微机型继电保护装置均组屏后布置在控制室。a)发电机继电保护配置发电机差动保护发电机负序过电流保护发电机复合电压过电流保护发电机逆功率保护发电

42、机定子绕组接地保护失磁保护转子一点接地保护转子两点接地保护b)低压厂用变压器保护配置电流速断保护过电流保护过负荷保护零序接地保护c)联络线保护配置三段电流保护零序接地保护保护配置按厂用电相关技术规定设置。采用微机型保护测控一体的保护装置。5）控制系统机组电气控制采用控制室DCS系统集中监控方式，机组集中监控设备布置在配电室二层的控制室，对电气和汽轮发电机组进行监控和调整。控制室电气设备的监控采用与汽机合用DCS控制系统控制，正常操作采用LED及键盘进行软手操，常规测量及事故报警等均由DCS实现，除在操作员站的操作台上设少量紧急停机按钮外，不设其他的硬手操控制。另外，控制室内在控制屏上设置少量重要报警信号。在DCS监控的主要电气设备有：发电机、励磁系统UPS系统（仅监视）直流系统（仅监视）电气系统的励磁调节、继电保护等由电气专用设备实现，同时与DCS实现通讯或硬接线联接。6）电气测量按照部颁电测量及电能计量装置设计技术规程规定在配电系统设置电气量测量表计，其中需在控制室集中监视的测量信号均通过变送器或脉冲式电度表送到DCS监