玻璃窑炉余热发电方案.docx
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玻璃窑炉余热发电方案.docx
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玻璃窑炉余热发电方案
玻璃窑炉余热发电项目
技术方案
二○一一年三月
1.项目综述
1.1项目名称
1.2项目背景
玻璃生产中排放大量400℃~600℃高温烟气,(合肥)有限公司拟针对其3座500t/d玻璃窑炉的烟气余热进行回收利用,回收热量用于发电,回供厂区生产使用。
本报告针对此玻璃窑炉余热发电项目编制。
1.3编制依据
2)国家有关的法律、法规、技术规范、规定等。
1.4设计原则及指导思想
本项目是生产企业的配套工程,应以不影响主业的正常生产为前提。
因此,对余热发电系统的稳定性和安全性的要求较高。
在此前提下余热回收利用系统的设计遵循“生产可靠、技术先进、节约投资”的原则,具体指导思想如下:
1)在不影响玻璃正常生产的前提下最大限度地利用余热。
2)本工程为玻璃窑炉附属系统,准确把握生产线实际情况,设计上力争“量体裁衣”。
3)以生产可靠为前提,采用成熟、可靠的工艺和装备。
4)在保证安全、可靠、稳定的前提下,尽量采用新技术、新装备,提高系统的技术先进性。
5)本工程位于企业厂内,设计上努力做到统一规划,协调利用现有的各种资源,避免重复性建设。
6)贯彻执行国家和地方对环保、劳动、安全、计量、消防等方面的有关规定和标准,做到“三同时”。
7)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。
1.5拟建地点
厂内相关生产线附近可用场地。
1.6建设范围及分界线
1.6.1接入系统分界线
1)烟气系统分界线,从玻璃窑出口旁路烟道开别分别进入余热锅炉、除尘器、锅炉引风机,最后至烟囱;除尘器由负责采购安装运行管理。
其中除尘器、玻璃窑、烟囱、阀门2、4、5、6为范围
余热锅炉、引风机、阀门1、3、7为我公司范围
所有阀门的控制设置在玻璃窑中控,在余热电站显示阀门开启情况
2)冷却塔的补水以冷却塔补水口外一米处为界线。
3)除盐水的以主厂房外1米范围内为界线;
4)锅炉、主厂房、冷却塔等排污以电站各厂房外1米为界,冷却塔设置潜水泵进行排污;生活排污由另行委托设计;
5)电气并网接入系统由发电机母线段出线到原厂区10kV段母线联络柜处,联络柜配置由思安提出要求,由另行委托设计;
6)所有管道(循环水除外)、电缆等由厂房、锅炉接至室外综合管网,室外综合管网由另行委托设计;
1.6.2设计及施工范围
1.6.2.1设计范围
电站分界线范围内所有施工图(道路、总图、绿化除外)由思安公司负责,其余由另行委托设计
1.6.2.2采购及施工范围
1.6.2.2.1范围
1)所有电站相关土建;
2)电站生活、消防、暖通系统、防雷接地、照明系统;
3)消防报警系统;
4)电站通信系统;
5)主厂房内的天车;
6)总图、电站内绿化、路面等;
1.6.2.2.2思安采购、施工范围
1)锅炉烟风系统、锅炉本体热力系统、给水系统、除氧系统等
2)汽轮机本体热力系统、抽真空系统、循环冷却水系统、汽轮机润滑油系统等主、换热机组、辅工艺系统,以及工艺系统内相关厂房内的汽、水管道;
3)发电工艺的热工控制系统,汽轮机、发电机、余热锅炉集中控制;
4)电气系统:
发电主厂房汽轮机、余热锅炉及相关配套附属设备的厂用电、汽轮发电机的控制及保护、直流系统;
5)换热站系统;
6)循环水系统:
循环冷却塔、循环水泵、加药系统、循环水外网等。
1.7建设年限
项目分为可行性研究、初步设计、施工图设计、设备采购、土建工程、设备安装、分部试运、整套启动调试、竣工验收等环节,预计建设年限为10个月。
1.8主要技术经济指标
本项目的主要技术经济指标如下:
序号
技术名称
单位
指标
备注
1
装机容量
MW
6
2
非采暖季发电功率
MW
5.070
3
采暖季发电功率
MW
4.570
每年12月5日至3月5日
4
采暖季供汽量
t/h
3.6
5
年平均运转小时
h
7000
电站运转率95%
6
年发电量
×104kwh
3446
7
年供电量
×104kwh
3102
8
电站自用电率
%
10
9
年供蒸汽量
万吨
0.74
10
全站劳动定员
人
19
2.项目建设的必要性和条件
2.1建设必要性
本项目回收利用低温废气的余热进行发电,回用于厂区生产,其建设必要性有以下几点:
(1)符合国家政策导向
开展资源综合利用,是我国的一项长期的重大技术经济政策,也是我国国民经济和社会发展中一项长远的战略方针。
余热发电技术的推广应用,对于节约资源、改善环境状况、提高经济效益,实现资源的循环优化配置和可持续发展具有重要的意义。
(2)优化企业能耗结构
回收利用废气中的余热发电,可以极大地降低企业的生产用电量,一方面提高一次燃料的利用率,另一方面对企业整体能耗结构产生优化作用。
从更高的层面来看,企业自身能耗的优化,为缓解社会能源供求的紧张,减少煤炭消耗和二氧化碳排放也产生积极的作用。
(3)产生可观的经济效益
本项目在满足企业需求的同时,能耗的降低将转化为产品能源成本的减少,为企业带来显著的经济效益,增加企业的核心竞争力。
2.2余热电站的安全性
(1)技术成熟,安全可靠
余热电站采用成熟技术,自动化程度高。
其设备及工艺已在多条玻璃窑炉上得到广泛应用,设备性能稳定,生产安全可靠。
对玻璃窑炉生产无任何影响。
(2)与原工艺系统并联,并接解列自由
由于余热电站是并联在原工艺系统中的,所以在电站检修或停机时可由闸板很方便的切换到原工艺系统,不影响玻璃窑的正常生产。
(3)并入电网系统,运行参数稳定
余热电站按照国家规定采用“并网不上网”方式运行。
当电站并入电网系统后,其输出电力的电压、频率、相位等参数会在电网的作用下与电网保持高度一致。
其输出电力质量和电网上的电力质量相同。
(4)切换安全保障措施
采用余热发电后,系统设计热切换功能,故供电的稳定性和可靠性可以保证。
2.3余热条件
3座玻璃窑炉的设计参数基本一致,根据业主及设计院提供的资料,其相关数据如下:
设计日熔化量:
500t/d
设计窑龄:
7年
燃料种类:
天然气
燃料耗量:
3906Nm3/h
设计燃料热值:
8000kcl
燃烧方式:
全氧燃烧
设计氧气纯度:
90-93%
燃烧组织:
GAS与O2的比例为1:
2(100%的纯氧)
设计烟气温度:
550-600℃(旋转闸板处)
窑炉的烟气主要由三部分构成,即燃烧产物、反应析出气体、设备管道漏风。
窑炉排除的高温烟气,在输送途中通过混入冷空气的方式,将其温度降低至600℃左右,经调压闸板排出。
依据以上设计资料,每座窑炉的天然气耗量以3906Nm3/h计,氧气纯度以92%计,原料反应析出CO2按2000Nm3/h计算,设备管道漏风以5%计,窑炉排除的高温烟气流量为15117Nm3/h。
高温烟气温度以1300℃计算,以混入冷空气后温度降至600℃计,需混入冷空气28871Nm3/h,总烟气流量变为43988Nm3/h,相应的,烟气成分发生变化。
考虑50℃的温度损失,余热锅炉入口烟气温度取为550℃。
根据以上模型的计算结果,每座窑炉的余热条件暂选取如下(最终以热工测量数据为准):
项目
单位
参数值
备注
烟气流量
Nm3/h
44000
取整
烟气温度
℃
550
烟气组分
(体积百分比)
CO2
%
13.43
理论计算
H2O
%
17.76
O2
%
14.13
N2
%
54.69
含尘浓度
Mg/Nm3
50
经验数据
2.4地质及水文条件
拟建场地属于中硬土,判定为Ⅱ类建筑场地。
合肥地区多年平均径流量与降水分布相同,从南向北减少。
汛期(5-9)月径流量,占全年径流量60-70%。
合肥市河湖水量,系由降水产生地面径流形成,水位变化与降水特征有关。
夏季雨量充足,水位较高,冬季存量小,水位较低。
各河道最高水位多发生在7月,最低水位多发生在11、12月。
巢湖多年平均水位为8.03米,年平均最低水位:
巢湖闸建成前7.11米(1948年),建闸后为7.23米(1966年)。
巢湖最高水位,建闸前为1954年的13.02米(槐林站),建闸后为1983年的12.13米(塘西站)。
在历史上有水文记载的最高水位为13.57米,最低水位建闸前为1958年的6.03米(槐林站),建闸后为1978年的6.33米(塘西站)。
2.5气象条件
建设场地气象条件良好,气温极端最高温度:
40℃;极端最低温度:
-20℃;年平均降水量1067.2mm,年平均气温:
15.7℃,常年主导风向为东北偏东风,夏季平均风速2.6m/s。
适合平板玻璃建设。
2.6水源
工程生产用水包括除盐水补水、循环冷却水补水、生活用水,本方案暂按所有水源均由厂区管网供应考虑。
如落实后厂区现有规划不具备相应的供应能力,则本项目另行新建配套水处理设施。
本工程不建设独立的消防水系统,电站消防统一并入业主厂区消防水系统,消防水源由厂区消防水管网供应。
2.7热负荷
余热发电系统建成后输送电力的同时,考虑负担厂区采暖季的供热负荷,通过换热机组供应热水满足厂区的采暖需求。
目前统计的厂区供热负荷如下:
供应区域
供应面积
设计采暖负荷
计算采暖功率
m2
W/m2
kW
办公楼
8000
120
960
厂房(三个厂区合计)
22000
65
1430
3.工程设想
3.1烟风系统
余热发电工艺的烟气流程与玻璃窑炉原烟气流程为部分并联关系,各条生产线的烟风系统相互独立。
系统将高温烟气自调压闸板后从原烟道引出,进入余热锅炉。
烟气在余热锅炉内同炉内的工质进行换热,加热给水产生蒸汽,实现热量的回收。
换热后的低温烟气,排出余热锅炉后经锅炉引风机送回原烟气流程,最后经原烟囱排放。
系统故障或检修时,将烟气通过闸板切换回原设计流程,保障玻璃的正常生产。
每座玻璃窑炉配设一座余热锅炉和一台锅炉引风机。
余热锅炉采用立式∏型结构,烟气下进下出,阻力约600Pa。
锅炉入口参数设计为44000Nm3/h、550℃,出口温度约165℃。
锅炉引风机采用变频调速,纳入DCS系统进行控制。
系统相关的设备、管道均进行必要的保温处理。
3.2热力系统
3.2.1系统概述
热力系统采用三炉一机方案,针对三座玻璃窑炉,对应设置1#、2#、3#三台余热锅炉,采用抽汽凝汽式汽轮发电机组,以满足热电综合需求。
主蒸汽参数设计为2.3MPa(a)、390℃,抽汽压力设计为0.5MPa(a)。
余热锅炉采用炉内除氧技术,蒸汽、凝结水、循环冷却水均拟采用母管制。
3.2.2水、汽流程
发电机组正常运行工况下,从厂区来的除盐水进入除盐水箱,作为发电系统的补充水,经补充水泵补入凝汽器。
在凝器汽内,补充水经过一定程度的真空除氧后,同凝结水一起经凝结水泵送入各余热锅炉的除氧器。
除氧受热面吸收锅炉尾部较低温度的烟气热量产生低压蒸汽,加热凝结水除氧。
给水从除氧器底部流出经给水泵加压后到省煤器,在省煤器中加热后进入锅筒,并在蒸发器中自然循环加热产生饱和蒸汽。
饱和蒸汽进入过热器过热,在两级过热器之间设有喷水减温器,用以控制蒸汽温度。
来自3台余热锅炉的蒸汽并入蒸汽母管,母管进口、锅炉出口管道上均设置电动隔离阀。
蒸汽母管内的过热蒸汽进入汽轮机做功,拖动发电机发电;汽轮机排出的乏汽进入凝汽器冷凝成凝结水后,再由凝结水泵送入余热锅炉,依此循环。
采暖季期间,供暖用蒸汽从汽轮机中部抽汽口引出,抽汽量灵活可调。
抽出的低压蒸汽进入整体式换热机组,在换热机组内与热网用户侧的软水换热,加热热网回水。
蒸汽在换热机组内放热后凝结,凝结水送回系统疏水箱,经除氧后作为锅炉给水再次循环。
3.2.3给水除氧系统
给水进入锅炉之前,必须除去水中的溶解氧。
本工程拟采用热力除氧方式,应用锅炉自除氧技术,减少除氧消耗蒸汽。
锅炉给水为凝结水,直接由凝结水泵送至余热锅炉的除氧器。
除氧器布置于锅炉钢架之上,在炉内设置有自然循环方式的除氧受热面,热面吸收锅炉尾部较低温度的烟气热量产生低压蒸汽,从而加热凝结水除氧。
每台余热锅炉设两台给水泵,互为连锁备用。
3.2.4凝结水系统
凝结水系统的核心设备为凝汽器。
汽轮机排出的乏汽,在凝汽器中被循环水冷却,凝结成液态水。
凝汽器出口凝结水通过凝结水泵加压后,经汽封加热器送至各余热锅炉的除氧器;汽封加热器后设有凝结水再循环至凝汽器。
系统设两台凝结水泵,互为连锁备用。
3.2.5冷凝器抽真空系统
抽真空系统为凝结水系统的辅助系统,功能主要在于维持凝汽器中的真空度。
本设计拟采用射水抽气方式,主要由射水抽气器、射水泵、射水箱等设备组成。
系统设2台射水泵,一用一备。
3.2.6疏放水系统
汽轮机本体疏水配套扩容器、疏水箱和疏水泵,汽机本体、主汽阀及调节汽阀等疏水均疏入疏水扩容器,经扩容后进入凝汽器。
3.2.7锅炉排污系统
锅炉排污系统及时排除锅炉内的浓水,保证炉水水质满足连续运行的要求。
本工程三台余热锅炉各设置一台排污扩容器,锅炉的连续排污和定期排污及事故紧急放水均引入锅炉排污扩容器,扩容后的二次蒸汽排入大气,污水则排入排污降温池,再排入厂区管网。
3.2.8补充水系统
设置除盐水箱及补充水泵,除盐水补充水经调节阀进入凝汽器,再通过凝结水泵与凝结水一起加压送至锅炉除氧器,弥补全厂的汽水损失。
3.2.9炉水检验及加药系统
为减少锅炉蒸发器和过热器的积垢和腐蚀,对余热锅炉炉水和过热蒸汽品质有一定要求,设置锅炉汽包炉水取样分析装置和锅炉炉水加药系统,以保证锅炉汽水品质符合标准。
化学药剂采用磷酸盐,加药量受在线监测设备控制。
3.2.10循环冷却水系统
余热锅炉辅机、循环风机冷却水、汽机辅机冷却水采用循环冷却水进行冷却,考虑工业水作为备用冷却水源。
循环冷却水系统的主要设备包括玻璃钢循环冷却塔和循环水泵,循环水泵设置三台,两用一备,室内布置。
3.2.11换热机组
本项目拟采用整体式换热机组,布置于主厂房±0.00m层。
机组主要由板式换热器、定压装置、补水箱、循环水泵等设备组成,设计热网回水温度为70℃,机组出水温度为95℃。
换热后的凝结水返回系统疏水箱,循环利用。
3.3主机选择
3.3.1余热锅炉
结合玻璃窑余热发电项目的特点,本项目余热锅炉采用自然循环方式、露天立式∏型布置,结构紧凑、占地小。
锅炉采用炉内除氧技术,锅炉设有除氧器及除氧蒸发受热面。
第一烟道中烟气自下向上分别横向冲刷过热器和三级蒸发器,第二烟道中烟气自上向下横向冲刷二级省煤器和二级除氧蒸发器。
炉内受热面采用光管,设在线除灰装置,两烟道底部均设置有灰斗。
锅炉顶部布置有锅筒和除氧器。
为便于运行和检修,设有多层平台,扶梯可以根据现场情况设置。
每台余热锅炉的主要设计参数如下:
项目
单位
参数(单台)
锅炉进口烟气温度
℃
550
锅炉进口烟气量
Nm3/h
44000
锅炉给水温度
℃
39
主蒸汽压力
MPa(a)
2.4
主蒸汽温度
℃
420
主蒸汽蒸发量
t/h
7.7
锅炉出口烟气温度
℃
165
烟气阻力
Pa
600
漏风系数
%
<3
3.3.2汽轮发电机组
本项目拟采用抽汽凝汽式机组,能灵活满足发电、供热的综合需求,保证机组的长期高效运行。
三台余热锅炉总蒸发量为23.1t/h,全凝工况下系统计算发电功率约为5.1MW,系统装机容量设计为6MW。
根据目前统计的采暖供热负荷,供暖所需抽汽约3.6t/h,机组设计最大抽汽量为5t/h,抽汽量灵活可调,抽汽压力0.5MPa(a)。
机组的主要设计参数如下:
项目
单位
参数取值
汽轮机
机型
C6-2.3/0.5
额定功率
kW
6000
额定转速
r/min
3000
进汽压力
MPa(a)
2.3
进汽温度
℃
390
进汽量
t/h
23.1
抽汽压力
MPa(a)
0.5
最大抽汽量
t/h
5.0
排汽压力
MPa(a)
0.007
盘车装置形式
电动
发电机
机型
QF-6-2
额定功率
kW
6000
额定电压
kV
10.5
额定转速
r/min
3000
励磁方式
可控硅励磁
3.4总图运输
3.4.1总平面设计原则
厂区总平面布置遵循国家及行业有关防水、防爆、安全卫生、环境保护等现行标准、规范,同时考虑如下情况:
1)总平面布置将根据厂方提供的最终资料进行设计。
2)厂区总平面布置按一次规划、一次实施以节约用地。
3)结合厂区自然条件及交通运输状况,综合考虑,使本工程厂区既相对独立,又与生产厂区形成一个有机的整体。
4)结合自然地形,因地制宜,紧凑合理,力求工艺流程顺畅,物流线短。
3.4.2电站总平面布置
余热电站工程主要包括主厂房、玻璃钢冷却塔、循环水泵房、余热锅炉、锅炉引风机、蒸汽给水管网等建(构筑)物。
A、主厂房
主厂房布置于各生产线附近的空地上,占地约24m×23m,汽轮发电机组及部分辅机、换热机组、高低压配电室、主控室等布置在主厂房内。
汽轮发电机房为双层布置,±0.000平面为辅机平面,布置有汽轮机凝汽器、冷凝水泵、冷油器、换热机组等,7.000m平面为运转层,汽轮机及发电机布置在此平面。
汽轮发电机房旁±0.000布置配电室,7.000m平面布置控制室、更衣室等。
B、余热锅炉及锅炉引风机
每座玻璃窑炉配套设置一套余热锅炉和锅炉引风机。
余热锅炉就近布置于窑头附近,排污扩容器、汽水取样器等布置在±0.000平面。
锅炉引风机布置于余热锅炉附近。
C、玻璃钢冷却塔
冷却塔采用方形逆流玻璃钢冷却塔,循环水冷却塔及冷却水池布置于主厂房附近的空地上,占地约18m×9m。
D、循环水泵房
循环水泵房设于循环水冷却塔附近,占地约为18m×7.5m。
各主要建(构)筑物的主要信息如下:
余热发电建筑(构)筑物一览表
序号
建(构)筑物
名称
轴线尺寸
数量
结构型式
基础方案
备注
1
主厂房
24m×23m
1
钢筋混凝土框架结构
独立基础
2
玻璃钢冷却塔
18m×9m
1
钢筋混凝土板壳结构
独立基础+水池结构
3
循环水泵房
18m×7.5m
1
钢筋混凝土框架结构
独立基础
4
余热锅炉
9m×7m
3
钢筋混凝土框架结构
独立基础或地基梁基础
5
锅炉引风机
5m×3m
3
按设备基础处理
3.4.3交通运输
本工程建设在厂区内,系统的生产、消防和检修主要利用厂区道路网络,本工程新建的主要厂房、设备之间重新设计道路连接。
3.4.4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,合理拟定余热电站各建构筑物的标高。
本项目电站区域不考虑新建雨水沟,该区域的雨水汇入钢厂现有的雨水排除系统。
3.5电气
3.5.1余热电站接入系统
余热电站的运行以并网不上网、自发自用为原则,在电站侧的联络线开关和发电机出口开关处设置并网同期点。
在电站侧的联络线开关和发电机出口开关处设置(并网)同期点,同期设手动及自动准同期装置一套,保证了余热电站与系统并网操作的要求。
在电站侧的联络线开关设置低频低压解列保护装置一套,目的是余热电站故障时,与系统解列,保证电力系统的安全运行。
余热发电电站设10.5kV出线1条,拟接入厂区变电站10kV开关站的10.5kV母线。
3.5.2电气系统概况
厂区余热发电电站装备6MW空冷发电机,励磁方式为交流可控硅自动调整励磁。
该电站设10.5kV联络线1条,在机组启动时作为站用电源。
3.5.3高低压配电室和控制室布置
高低压配电室均布置在主厂房±0.00m层,控制室均布置在主厂房7m层。
3.5.4站用电配电
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
正常照明电压AC220V
检修照明电压36/12V
站用变压器选择:
根据站用电负荷计算结果,并考虑电站最大功率电动机直接启动的要求。
余热发电电站站用变压器选择两台SCB10-800/10,10.5/0.4kV800kVA变压器,两台变压器按暗备用的方式配设。
3.5.5电气二次控制保护系统、直流系统
(1)电气综合自动化控制系统
根据余热电站的技术特点,电气系统拟采用综合自动化控制系统,他们统一布置在汽机房控制室内,其旁边为电气电子设备间。
电气电子设备间主要布置有微机综合保护测控柜(站用变、发电机、10kV线路、)、同期屏、自动励磁屏、直流控制系统(充电馈线屏、电池屏)等设备。
发电机保护主要设差动、复合电压过流保护、过负荷保护、发电机失磁保护、发电机定子接地保护(零序电压、零序电流)、发电机过电压保护、发电机转子一点接地、两点接地保护、TV断线判别、发电机逆功率保护、低频保护、负序过流保护。
同期设手动同期和自动准同期装置。
线路保护和变压器保护装置满足基本保护功能。
(2)直流系统
余热电站直流系统配置直流控制装置1套,主要包括智能开关电源充电屏、电池屏,系统采用智能化设计,整个充电过程完全自动化、智能化,可根据电池状态自动选择充电模式,使系统一直处于最佳工作状态,蓄电池组采用铅酸全免维护蓄电池一套。
3.5.6主要电气设备材料选型
10.5kV站用高压柜选用KYN28A-12型户内交流金属铠装中置式开关柜。
380/220V低压配电设备采用封闭式固定结构,电机控制采用改进型的GCS抽屉式低压开关柜,能安装1/2E抽屉;
保护屏、控制屏、直流屏等均选用标准产品。
站用变压器选用环氧树脂浇灌干式变压器。
电缆:
中压10kV电缆选用YJV-10kV型铜芯交联聚乙烯绝缘电力电缆,低压电缆选用YJV-0.6/1kV型铜芯聚氯乙烯电力电缆,控制电缆选用KVV-0.5kV、KVVP-0.5kV、DJYPVP型聚氯乙烯绝缘控制电缆。
3.5.7电气照明
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。
主厂房的照明电源,采用白炽灯与高压汞灯混合配光。
控制室、值班室、配电室等的照明电源均为荧光灯,局部设安全照明,在控制室、汽轮机房等重要场所均设有事故照明灯;所有办公场所,控制室、值班室、配电室等均按规定配备空调电源。
在某些金属设备内检修要采用安全照明电压12VAC,照明灯具接至局部照明变压器220V/36-24-12V二次侧,灯具采用手提安全灯。
3.5.8防雷接地系统
本项目生产线上高度大于15米的建筑物、构筑物均设防雷保护,防雷装置的引下线和接地体符合《建筑防雷设计规范》。
发电机中性点、10/6kV线路高压柜、10/6kV站用电母线均装设专用避雷器,用以防止雷电过电压及操作过电压。
利用建筑物基础内配筋及人工接地体组成接地网,减少投资。
强电、弱电、防雷接地等采用公用接地系统,总接地电阻≤1Ω。
所有电气设备的外壳及其金属构件、支架等均应可靠接地,接地电阻达到国标要求。
电站电气接地网应与该厂接地网实现连接。
3.6热工控制
3.6.1系统规模
本项目一套三炉一机玻璃余热发电机组,装机6MW,机
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