12MW高炉煤气发电设计课件
12MW高炉煤气发电工程
方案
山东省能源建筑设计院
二〇一二四月
1 概述
1.1. 工程建设规模
本工程系高炉煤气发电新建工程，建设规模为1312MW机组。
该项目装机容量为1×65t/h燃气锅炉和1312MW凝汽式汽轮发电机组。
1.2 工程简介
本电站为无锡有限公司高炉煤气发电综合利用项目，站址位于公司院内。
无锡有限公司现已建成高炉所产煤气量扣除高炉自身利用及烧结利用后，还有约60000Nm3/h的富余量，可供发电用。
拟建电站为无锡冶金有限公司下属分厂，以富余高炉煤气为燃料，属高炉煤气综合利用发电站。
根据国内目前发电机组和煤气锅炉的实际生产情况，发电站主机选型确定为1312MW国产煤气发电机组。
发电站站址内占地面积本期为1.052ha。
电站燃料（高炉煤气）采用管道输送至厂。
电厂补给水源取自水源地。补给水由冶金公司原有工业供水管网供水，采用带机械通风冷却塔的循环冷却方式。
本电站电能以10kV电压直接送入无锡冶金有限公司原10kV变电站，再通过10kV变电站向公司各变配所供电。
1.3 设计指导思想和主要技术原则
1.3.1设计指导思想
本设计方案在遵循国家技术经济和能源政策的前提下，充分体现和认真贯彻国家的基本建设方针政策。按照国家颁发的有关规程、规范和标准，根据我国国情，合理确定设计标准，以降低工程造价，节约用地及用水、节约材料和能源，并符合环境保护和水土保持的要求。技术上采用成熟的先进技术，方便施工、运行和检修，
保证机组安全稳定运行，满发多发，以取得工程建设的最大综合经济效益。尽力做到技术先进、经济合理、运行安全可靠。
1.3.2主要设计原则
1.3.
2.1站址：电站站址位于无锡有限公司院内。
1.3.
2.2总平面布置：在保证生产工艺流程合理，满足施工和生产要求的前提下，站区总平面布置按1312MW规模设计。
1.3.
2.3主机选型：本工程装设1312MW凝汽式汽轮发电机组+1365t/h中温中压高炉煤气锅炉。
1.3.
2.4燃烧系统：本锅炉按全燃高炉煤气设计，设一座出口内径2.5m，高80m 的混凝土烟囱。
1.3.
2.5热力系统：主蒸汽系统和给水系统采用单元制，一台机组设置2台容量为100%的电动给水泵。机组设1台高压加热器，1台除氧器和1台低压加热器，共3级抽汽。
1.3.
2.6燃料输送系统：煤气通过1400mm管道直接输送至本工程锅炉内燃烧。
1.3.
2.7化水系统：锅炉补给水处理系统采用一级除盐+混床除盐系统。主厂房内设一套化学加药装置，一套水汽取样分析装置。
1.3.
2.8供水系统：电站水源取自水源地。补给水由冶金公司原有工业供水管网供水，采用带机械通风冷却塔的循环冷却方式。
1.3.
2.9电气系统：电能以10kV电压直接送入无锡冶金有限公司原10kV变电站，再通过10kV变电站向公司各变配所供电。
1.3.
2.10热工自动化：采用机、炉、电集中控制方式，采用分散控制系统(DCS)实现对主厂房内机、炉、电及其辅助系统的集中监控。
1.3.
2.11土建：主厂房采用现浇钢筋混凝土框\排架结构，锅炉炉架为钢结构，各自独立布置。烟囱为80m钢筋混凝土烟囱，保温隔热材料采用憎水性珍珠岩、内衬采用耐酸砌块。
1.3.
2.12施工组织：研究大件运输条件，施工场地规划应与总平面布置相协调，并考虑永临结合。
1.3.
2.13本工程场地地震基本烈度为7度，设计基本地震加速度值0.1g。
1.3.
2.14本工程为高炉煤气综合利用工程，年利用小时数按6000h计。
2 电力系统
电力系统接入方式需要踏勘现场后确定
3 燃料供应
3.1燃料来源
无锡有限公司现已建成高炉所产煤气量扣除高炉自身利用及烧结利用后，还有约60000Nm3/h的富余量，可供发电用。为减少环境污染,充分利用废热,降低企业用电成本,并根据未来负荷变化特点,计划新建一座65t/h中温中压高炉煤气锅炉+12MW汽轮发电机组系统的高炉煤气发电站。
3.2燃料需用量
3.2.1高炉煤气成份(%)（参考其他厂家）
燃气成分
Qnet.ar
（kJ/Nm3）
CO2（%）CO（%）N2（%）H2（%）CH4（%）O2（%）
高炉
煤气
3344 18.1 21.9 56.3 2.4 0.7 0.3
3.2.2高炉煤气需用量
根据发电站机炉配置，13N12-3.43/435型汽轮发电机组+1365t/h中温中压高炉煤气锅炉，满足65t/h高炉煤气锅炉额定工况共需消耗高炉煤气60000 Nm3/h。根据无锡冶金有限公司生产状况，现有高炉所产煤气在高炉和烧结使用后，正常情况下，完全能满足本期1365t/h锅炉额定工况所需消耗的高炉煤气量。
4 站址条件
4.1供水水源
电厂水源取自水源地，补给水由冶金公司原有工业供水管网供水。其水量和水质均能满足本工程工业设备冷却水的需要。
4.2工程地质及气象条件
xxxxxxxxxxxxxxx
5 工程设想
5.1 全厂总体规划及站区总平面规划布置
5.1.1本期电厂总体规划
5.1.1.1 厂区位置
电厂厂址位于无锡有限公司院内，厂区外部道路已经形成，交通较方便。5.1.1.2 施工区
施工安装场地位于---------。
5.1.1.3 电厂生活区
厂区内不设生活区，单身宿舍和职工食堂由无锡有限公司另外征地统一建设或职工外购住宅。
5.1.1.4 厂外公路
本期工程厂外道路已经建成。
5.1.1.5 燃料供应
本期工程按1312MW机组规模考虑，同时预留1312MW机组规模的场地，所需燃料由无锡有限公司新建高炉供给。
5.1.1.7 水源
本工程水源为电厂冷却水源，采用二次循环方式供水系统。
5.1.2 厂区总平面规划布置
5.1.2.1 总平面规划布置原则
（1）本期按1X12MW机组规划。
（2）做好全电厂统一规划，体现工艺流程顺畅，功能分区明确合理。
（3）在满足“安全可靠，经济实用，符合国情”的原则下，合理有效地使用土地，布置紧凑，节约用地。
（4）结合原冶金厂区道路，合理规划电厂出入口，做到人、货分流。
5.1.2.2 厂区总平面布置
电厂主厂房规划建设在无锡有限公司院内的位置，新建汽机房、锅炉间、烟囱、机械通风冷却塔、循环水泵房、化水间、酸碱中和池、化水原水池、附属设备用地等。规划本期电厂厂区道路，电厂主要道路为城市型水泥道路，主道路宽6m，转弯半径为12m，其余道路为4m宽道路，可以满足消防车的出入。
5.1.2.3 厂区竖向布置规划
厂区竖向设计结合原冶金厂厂房及场地，主厂房及机械通风冷却塔标高+15.20m，锅炉房及电除尘、循环水泵房、化水间、酸碱中和池、化水原水池、附属设备用地均布置在+15.20m标高上。场地排水为由南向北，由西向东进行。主厂房前道路纵向坡度按0.5％。道路横坡均按2％设计。电厂场地雨水汇入道路雨水接入口后排出厂外。
5.1.2.3 厂区绿化设计
电厂绿化设计按照点线面相互结合的形式，见缝插针，改善厂区微环境，美化职工工作环境。在道路两侧按照每5m左右种植行道树，局部成片的地方进行集中绿化，并与味精厂的绿化结合考虑。在变电所周围，不宜种植高大树木，代之以草皮和低矮灌木进行绿化，电厂厂区绿化系数为12％。
5.2 装机方案
5.2.1 装机方案
根据燃料及电力负荷的平衡结果，本期工程规模为12MW。本工程按一台12MW 凝汽式汽轮发电机组和一台65t/h高炉煤气锅炉设计，不考虑对外供热。
5.2.2 主机选型和主要技术条件
根据本工程拟燃用的燃料特点，经过分析比较，选择使用江西江联有限公司生产的JG-65/3.82-1型全燃高炉煤气锅炉。其主要参数如下：
制造厂
锅炉型号 JG65-3.83/450-Q型
额定蒸发量 65t/h
额定蒸汽压力 3.82MPa
额定蒸汽温度 450℃
给水温度 150℃
空预器出口热风温度℃
排烟温度℃
锅炉设计效率 85.88％
2、汽轮机
本工程选用一台12MW的纯凝汽式汽轮机。其主要参数如下：
制造厂
汽轮机型式凝汽式
汽轮机型号 N12-3.43/435型
额定功率 12MW
新汽压力 3.43Mpa
新汽温度 435℃
汽轮机额定进汽量 54.8t/h
给水温度 150℃
额定转速 3000r/min
额定排汽压力 0.0049Mpa(绝对)
额定冷却水温度 20℃
凝汽器面积 1250m2
额定工况凝汽量 56.4t/h
旋转方向(从机头向发电机看) 顺时针
给水回热级数：1级低压加热器，1级大气式除氧器，1级高压加热器。
制造厂
发电机型号： QFW-12-2
冷却方式空气冷却
有功功率 12MW
额定电压 10.5kV
功率因数 0.8
额定转速 3000r/min
励磁方式无刷励磁
5.3 热力系统及汽机主要辅机选型
5.3.1热力系统拟定原则
电厂本期按一炉一机配置，其热力系统按单元制考虑。
1、主蒸汽系统
主蒸汽系统为单元制。
2、给水系统
给水系统采用单元制。每台机组配一台给水泵和一台备用给水泵；
3、抽汽回热系统
机组设三级抽汽，设有一级高压加热器，一级大气式除氧器和一级低压加热器。一段抽汽为高压加热器的加热汽源，三段抽汽用作除氧器加热汽源，同时也作为厂用蒸汽汽源。二段抽汽向低压加热器供汽。
4、凝结水系统
凝结水系统采用单元制，每台机组设有两台主凝结水泵。凝结水由凝汽器热井进入凝结水泵，经轴封冷却器后，依次进入低压加热器后进入除氧器。系统设有凝结水再循环和调节阀，控制除氧器和凝汽器热井的水位。
大气式除氧器出力85t/h，工作压力0.02MPa，除氧器给水箱有效容积25m3，可满足约15分钟锅炉给水消耗量。
5、疏水系统
全厂设20m3疏水箱二台，疏水泵二台（一用一备），同时可作为除氧器补充水和锅炉上水用。
5.3.2主要辅助设备选型
主要辅助设备选择如下表：
热力系统主要辅助设备表
序号名称型号及规格台数
1 凝汽器N-1250型 1250 m
2 1
2 高压加热器JG-65型, 100m2 1
3 低压加热器JD-40型, 40m2 1
4 汽封加热器传热面积20m2 1
5 射水抽气器CS-7.5型, 105t/h, 0.392MPa 1
6 射水泵
IS150-125-400A型,187m3/h,0.45Mpa，75kW
1450r/min
2
7 冷油器冷却面积 20m2 70t/h 2
8 主油箱V=3m3 1
9 直流润滑油泵
CHY18型20.5m3/h 0.353Mpa，配直流电机5.5kW
380V
1 10 交流润滑油泵
CHY18型20.5m3/h 0.353Mpa，配交流电机5.5kW
380V
1
11 高压电动油泵80Y-100A型26m3/h 91mH2O，配交流电机30kW 380V 1
12 凝结水泵
4N6型,48-68m3/h, 57mH2O 2950r.p.m，配电机功率
22kW 380V
2
13 发电机空气冷却
器
散热能力4390kW 1
14 电动给水泵DG85-6739型, 85m3/h ,603mH2O, 配电机Y315M2-2 250kW 10kV
2
15 压力式滤油机LY-100型,100L/min工作压力≤0.5MPa 1
16 旋膜除氧器XMC-85D型, 0.02MPa,104℃ 85t/h 2
给水箱有效25m3
17 连续排污扩容器LP-3.5, 1 21 桥式起重机20/5t，跨度16.5m A5,主钩12m,副钩14m 1
5.4 燃烧系统及辅助设备选型
5.4.1燃料
本工程拟燃用无锡有限公司高炉所产高炉煤气。
高炉煤气体积百分比如下：
CO
2 CO N
2
H
2
CH
4
O
2
18.1 21.9 56.3 2.4 0.7 0.3
发热量：Qnet.ar=3344KJ/ Nm3（800kca/Nm3）
5.4.2燃料消耗量
根据上述综合煤质分析资料计算，电厂燃料消耗量见下表：
高炉煤气消耗量(设计燃料)
项目符号单位小时耗气量
Nm3/h
日耗气量(20h)
KNm3/d
年耗气量
(6000h)
KNm3/a
锅炉额定负荷
1365t/h
t 60000 1440000 360000
5.4.3燃烧系统型式
本锅炉按全燃高炉煤气设计。
燃烧设备采用四角切圆燃烧布置, 燃烧器采用缝隙式煤气燃烧器。
锅炉设置引风机和送风机各一台.冷空气由送风机鼓入空预器加热后达到380℃, 进入煤气燃烧器与煤气混和燃烧; 燃烧后的烟气经过热器、省煤器、空预器出来后进入引风机通过一座高80m、出口内径2.5m的混凝土烟囱排出。
5.4.4主要辅助设备选型
主要辅助设备选择如下表：
燃烧系统主要辅助设备表
序号名称型号及规格台数1 引风机
Y4-73№22D型，265700m3/h，4017Pa左45°
Y450-50-6,500kW，10kV
1
G4-73№12D型，83007m3/h，4485Pa 左135°
2 送风机
1
Y315M1-4,160kW，380V
3 供油泵2CY-2.1/2.5型，2.1m3/h，2.5Mpa 2.2KW，380V 2
4 点火助燃油箱6m3 1
5 细滤油器100孔/cm2 2
定期排污扩容
6
DP-3.5型, 1 器
7 疏水箱20m3 2
8 疏水泵IS80-50-200A型,46m3/h,0.44Mpa 15KW 2 5.5 主厂房布置
主厂房布置按一机一炉布置，依次为汽机房、除氧间、锅炉、引风机、烟囱。主厂房运转层标高为7.00m，柱距为7m，从主厂房A列柱至烟囱中心线距离为59m。
5.5.1汽机间
汽轮发电机组为纵向布置，其中1-2柱间为检修场地。汽机中心线距A排柱8m。
汽机间主要尺寸：
跨度：18.00m
运转层标高：7.00m
辅助平台标高：3.40m
行车轨顶标高：14.00m
屋架下弦标高：17.50m
5.5.2除氧间
除氧间主要尺寸：
跨度：9.00m
除氧层标高：13.50m
5.5.3锅炉间
锅炉采用露天布置，锅炉间设炉前运行平台，运行平台标高为7.00m。
5.5.4炉后布置
锅炉配置一台送风机，一台引风机。采用一座高80m，出口内径2.5m的烟囱。
5.6 燃料运输系统
5.6.1燃料来源
无锡有限公司高炉煤气发电工程系无锡冶金有限公司高炉炼铁系统产生高炉煤气发电，高炉煤气量约6.03104Nm3/h，完全能够满足12MW发电机组所需的高炉煤气量。高炉煤气成份：
项目单位数据
CO % 21.9
CO2% 18.1
CH4% 0.7
H2% 2.4
N2% 56.3
O2% 0.30
煤气温度℃20
煤气含尘量mg/Nm350
低位发热量Q net.ar Kcal/Nm3850
O 700
煤气压力MmH
2
发热量：Qnet.ar=3344KJ/ Nm3（800kca/Nm3）
5.6.2 燃料需用量
本发电工程所需燃料为无锡冶金有限公司高炉炼铁系统产生的高炉煤气，正常运行工况按1365t/h锅炉满载核算，需高炉煤气量60000Nm3/h。
5.6.3燃气输配系统
高炉煤气由无锡冶金有限公司引入，结合当地的气象条件和电厂所需的高炉煤气量，按照管道输送经济流速16～20m/s，经计算确定高炉煤气输送管道选用DN1400螺旋焊接钢管，沿厂区道路架空敷设进入电厂锅炉。
O,煤气输送系统设计管道公称压力为管道高炉煤气的正常压力为700mmH
2
0.1MPa，确保输送安全。为避免钢厂高炉不稳定运行时对电厂的影响，按照规范要求在煤气进入电厂后在高炉煤气总管上设置有电动盲板阀和气动快速切断阀，在进入锅炉的高炉煤气支管上分别设置有电动调节阀和气动快速切断阀。在电厂事故情
况和管道煤气压力太低，为防止回火的情况下，所有气动快速切断阀迅速关闭，及时打开放散阀，将煤气管道内的气体放散，放散口的高度高出于周边建构筑物不小于3米。
为保证锅炉用高炉煤气的正常供应，系统还设置有管道冷凝水排放的水封槽、放散口等设施。因有无锡有限公司现有仪表用气源，本次设计不再配套设置空气压缩机及压缩空气后处理系统，气源由现有管道接入，就近设储气罐，为气动设备提供气源。
考虑到高炉煤气输送管道的气体置换，现场需配置一定数量的瓶装氮气或瓶装二氧化碳，在每次锅炉点火运行前对管道内的气体进行置换后，方可开启总阀门输送煤气。
5.7 化学水处理系统
5.7.1 概述
5．7.1.1 设计依据
1) 规程规范
《火力发电厂化学设计技术规程》 DL/T5068-2006
《火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量》 GB/T12145-2008
2) 机组参数
1312MW纯凝汽式发电机组，配1365t／h锅炉。
3) 水源及水质
循环水补充水和锅炉补给水水源取自水源地水，本阶段收到业主提供的水质分析报告1份，但主要分析数据均不全，不能作为设计依据。在下阶段设计时，业主应提供合格的全年逐月水质分析资料，作为锅炉补给水处理的设计依据。本阶段，设计参考使用其他电厂提供的水质分析报告如下。
参考水质分析报告
分析项目mg.L-1mmol.L-1% 分析项目mg.L-1
K+ 2.97 0.076 1.70 SiO
2
Na+ 1.80 0.0783 1.75 PH 7.8
Ca2+46.2 2.3054 51.52 COD(以O
计)
2
Mg2+24.5 2.0148 45.02 总矿化度
NH
4
+0.06 0.0001 0.01 悬浮物TFe 0 0 0 灼烧减量
合计75.53 4.475 100.00 游离CO
2 Cl- 4.0 0.1128 2.86 偏硅酸
SO
4
2-10.8 0.2249 5.70 固体总量
HCO
3
-220 3.6054 91.39 色度
CO
3
2-0 0 浑浊度
NO
3
-0.1 0.0016 0.04 臭和味
NO
2
-0.01 0.00022 0.01
F-
合计234.91 3.945 100.0
分析项目mg.L-1分析项目ρ（CaCO3）mg.L-1
可溶性固体总量总硬度216
暂时硬度
永久硬度
负硬度
总碱度181
5.7.1.2 水汽质量标准
1) 蒸汽
钠≤15μg／kg
SiO2 ≤20μg／kg
铁≤20μg／kg
铜≤5μg／kg
2) 锅炉补给水质量标准
硬度≤2.0μmol／L
溶氧≤15μg／L
铁≤50μg／L
铜≤10μg／L
5.7.1.3 设计范围
电厂化学设计项目包括锅炉补给水处理、循环冷却水处理、化学加药、机炉汽水取样、电厂化学废水处理。
5.7.2 锅炉补给水处理系统
5.7.2.1 系统出力
1312MW机组的各项水汽损失如下：
汽水损失类别 1312MW机组厂内水汽循环损失(t／h) 136535％＝3.25
锅炉排污损失(t／h) 136531％＝0.65
锅炉启动或事故增加损失(t／h) 6.5
其他汽水损失 2
合计
正常(t／h) 5.9
最大(t／h) 12.4
根据上述水汽损失量，本工程锅炉补给水处理系统的正常出力按15t/h设计，锅炉启动或事故增加损失15t/h由除盐水箱调节。
5.7.2.2系统选择
根据水质数据，设计考虑了反渗透+混床和一级除盐+混床的2个除盐系统，详见方案比较表。
方案比较表
项目方案一
反渗透+混床
方案二
一级除盐+混床
主要设备1、生水泵、反冲洗水泵、机械过滤
器、
活性炭过滤器、中间水箱、中间水
泵
混床及其再生系统、除盐水箱、
除盐水泵等两方案均相同
2、与方案一相同
2、反渗透成套装置
产量15m3/h,美国CPA3膜，8寸，14支，压力容器7根。2、一级除盐装置
阳离子交换器Φ800，阳树脂层高1900mm；
阴离子交换器Φ800，阴树脂层高3800mm，总高度7500mm；除二氧化碳器Φ600，填料层高2500mm，电机功率0.8kW
设备投资
（万元）
75 60
年运行费
（万元）
4.5
6.4
优缺点投资较高，年运行费低，管理简便，
进水含盐量小于500mg/L时，运行
的经济性较差。工艺成熟，运行操作较复杂、再生剂耗量大、运行费用高、投资较低
根据水质分析报告，水质含盐量小于500mg/L，则方案一经济性较差。比较结果，设计推荐一级除盐+混床的除盐系统。工艺流程如下：
生水机械过滤器活性炭过滤器逆流再生阳离子交换器除碳器及中间水箱中间水泵逆流再生阴离子交换器混合离子交换器除盐水箱除盐水泵主厂房热力系统。
此系统的优点为投资少，其出水水质完全能够满足“火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量（GB/T12145-2008）”的规定，即中温中压锅炉3.8～5.8Mpa给水品质：总硬度≦2.0μmol/L，氧≦15μg/L，铜≦10μg/L，铁≦50μg/L，PH值8.8～9.3。
锅炉补给水处理系统图见： H—01。
5.7.2.3系统连接及控制方式
A．系统连接
2台双滤料过滤器和活性炭过滤器并联连接，除盐设备（阳离子交换器除碳器、中间水箱、中间水泵、阴离子交换器、混合离子交换器）为串联连接。
B．控制方式：系统的投运和再生采用PLC控制。
过滤器的失效控制点：
①周期制水累计流量设定值
②进出口水压差设定值
离子交换器失效控制点：
周期制水累计流量设定值
出口电导率设定值
5.7.2.4 酸、碱系统及废水处理和排放
离子交换器及调节进出水PH值用的HCl及NaOH由化工厂槽车运来，输送到高位酸、碱储罐内，酸、碱液自流到酸、碱计量箱内。使用时由喷射器将酸、碱液输送到离子交换器或进出水管内。
酸、碱废液的处理：离子交换器再生时排出的酸、碱废液经酸碱沟排入到中和池内，用中和水泵进行混合，调节至PH=6~9后，用中和水泵输送到工业排水沟达标排放。
5.7.2.5主要设备及运行数据
见化水设备材料清册。
5.7.2.6 设备布置
化学水处理室设置水处理车间、值班控制室等。机械过滤器、离子交换器等布置在水处理车间，再生用酸碱贮罐、除盐水箱等布置在室外。
厂房跨距、面积等数据见下表：
序号房间名称跨距3长度(m) 下弦标高(m) 建筑面积(m2) 备注
1 水处理室13.533
2 6.0 432
5.7.3 循环冷却水处理系统
5.7.3.1 冷却水的水源水质
机组的冷却水水质见水质分析报告表。
5.7.3.2 循环冷却水量和各项损失
1312MW机组冷却水总量为3220m3／h，其各项损失如下：
冷却塔蒸发损失： 42.91m3／h
冷却塔风吹损失： 3.58 m3／h
冷却塔排污损失： 17.88m3／h (浓缩倍率按3倍计算)
循环水补充水量： 64.37m3／h
5.7.3.3 循环冷却水稳定处理
1) 系统选择
为防止凝汽器和冷却系统结垢，循环冷却水拟采用加水质稳定剂处理。循环冷
却水的浓缩倍率按3.0倍设计，并以此进行全厂水量平衡计算。
2) 系统控制
系统采用手动控制方式，由加药值班员操作。
3) 化学药剂
循环冷却水补充水中需要加浓度l0％水质稳定剂12kg/h。所用药品由汽车运输，并设有药品贮存设备。
5.7.3.4 循环冷却水氯化处理
1) 系统选择
为防止循环水中菌藻类微生物的滋生成长，保持冷却水系统的设备和管道表面清洁，循环水进行加氯处理。为简化系统，故采用人工投放氯碇方式。
2) 设计容量和加药方式
冷却水量： 3220m3／h
投药方式：间断加药
加药时间：每次一小时，每天2～3次
加药量：有效氯1.5kg/h
3) 设备布置
循环水处理设备布置在循环水泵房内。
5.7.4 水汽取样
5.7.4.1 水汽取样分析装置的功能
为及时准确地监督机组运行中水、汽品质变化情况，以保证机组的安全运行。设置一套水汽取样分析装置，设置必要的取样点，人工取样台、在线分析仪表等。
5.7.4.2 水汽取样点和仪表的配置
序号项目取样点位置配置仪表
1 凝结水凝结水泵出口导电度表、溶氧表
2 给水
除氧器出口溶氧表
省煤器入口阳离子电导率仪、PH表
3 炉水汽包左侧炉水
比导电率表 PH表汽包右侧炉水
4 饱和蒸汽饱和蒸汽左侧阳离子电导率仪
饱和蒸汽右侧
5 过热蒸汽过热蒸汽左侧
阳离子电导率仪过热蒸汽右侧
6 装置用冷却水冷却装置补水箱手操采样
5.7.4.3 设备布置
设备布置在主厂房7.00米层加药取样间内。
5.7.5 化学加药
5.7.5.1 加药系统
为控制给水和炉水的水质，最大限度地减少热力系统结垢和腐蚀，设置了化学加药系统。化学加药系统为炉水加磷酸盐装置。
5.7.5.2 主要设备及运行数据
炉水加磷酸盐装置
(1) 磷酸盐溶液箱
容积lm3
数量2台
(2) 加药泵
数量2台
出力16L／h
压力8MPa
电机功率0.55kW
5.7.5.3 设备布置
设备布置在主厂房7.00米层加药取样间内。
5.7.6 废水处理
5.7.
6.1 废水处理方案
根据环保对废水排放的要求，鉴于电厂化学部分所产生的废水主要是锅炉补给水系统反洗、再生所产生的酸碱废水、锅炉酸洗废水和化学实验室产生的酸碱废水，设置酸碱中和池及锅炉酸洗废水酸洗废水池来处理、贮存上述废水。以保证达标排放。
5.7.
6.2 废水处理系统
1) 系统设计原则
锅炉化学清洗方式直接影响废水处理系统的选择。由于本工程锅炉化学清洗方案没有审定，故废水处理系统暂按盐酸清洗考虑；如用其它清洗方式，应增加相关的设备。废水经酸碱中和池处理后的排水应达到国家(GB8978—1996)《污水综合排放标准》的第二类污染物一级标准，其主要指标如下：
第二类污染物一级标准最高允许排放浓度单位：mg/L 序号项目一级标准
l pH值 6～9
2 色度(稀释倍数) 50
3 悬浮物(SS) 70
4 五日生化需氧量(BOD5) 30
5 化学需氧量(COD) 100
6 石油类 10
7 动植物油 20
8 挥发酚 0.5
9 总氰化物 0.5
10 硫化物 1.0
1l 氨氮 15
12 氟化物 10
13 磷酸盐(以P计) 0.5
2) 废水量
序号废水名称废水量备注
经常性废水锅炉补给水处理系统酸碱再生废水10m3/d 实验室排水 8 m3/d
非经常性
废水
锅炉酸洗废水220m3／次2台3~4年／1次
3) 处理过程