玻璃余热发电方案112.docx
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玻璃余热发电方案112
*****玻璃有限责任公司
余热发电项目
技术方案
二零一一年一月
目录
一、玻璃余热回收概况1
二、本厂窑炉尾气状况3
三、装机方案及主机参数3
1、烟气状况4
2、装机方案4
3、主机参数4
四、工程设想5
1、厂区规划及交通运输5
2、热力系统及主厂房布置5
3、供排水系统8
4、电气系统9
5、给排水系统9
6、消防系统9
7、热力控制系统10
8、土建部分10
五、项目实施计划11
1、项目实施条件11
2、项目实施进度12
六、经济效益分析13
1、技术技经指标13
2、经济效益评估13
一、玻璃余热回收概况
我国目前160余条浮法玻璃熔炉大量排放的400～500℃高温烟气，所携带的热能相当于总输入热量的35～50%，因此多数玻璃企业都会安装热管式余热锅炉来回收部分烟气热能，产生蒸汽，用于重油燃料加热和北方地区冬季供暖。
即便如此，烟气余热的利用率也只有20%左右，仍有大量的高温烟气直排烟囱，烟气所带走的热损失非常惊人，既污染了环境，又浪费了宝贵的烟气余热资源，尤其是在南方地区或以天然气为燃料的玻璃生产企业这种现象就更为突出。
利用玻璃熔炉高温烟气余热进行发电的设想：
为进一步提高余热利用率，可通过设置高效的发电用立式水管余热锅炉来充分回收玻璃熔炉的高温烟气余热资源，将其转换成过热低压蒸汽，通入汽轮发电机发电，产生使用方便、输送灵活的清洁电能，扩大余热利用途径。
玻璃熔炉余热发电工程设计应遵循的原则：
不影响玻璃的正常生产，整个热力发电系统应以稳定可靠为前题，不改变常年运行的玻璃生产企业的生产工艺和参数，不因余热发电而影响玻璃产品质量。
树立“玻璃生产是主业，发电是副业，副业不能影响主业，主业应兼顾副业”的工作指导思想。
无论项目施工，还是发电运行，都不能停止重油加热所需蒸汽的供应。
发电效益最大化：
对于中低温余热利用，关键在于工艺和设备允许范围内充分利用余热，并使设备的使用效率最高，使余热发电最大化。
对于低参数汽轮发电机组而言，影响其发电量的是三个主要参数：
过热蒸汽流量、压力和温度，其中流量对发电量起决定性影响，压力和温度对单位质量蒸汽的焓和汽轮机的内效率（热能转化为机械能的效率）有影响，但其影响远小于流量的影响，因此整个热力系统的设计首先应满足蒸汽流量最大化的原则。
其次应尽量提高过热蒸汽的温度，确保汽轮机的安全运行，保持过热蒸汽与排放烟气之间有20～90℃的合理温差。
再次是要求有合适的汽包工作压力，既要满足汽轮发电要求，又要防止锅炉造价过高，使整个项目具有良好的经济效益。
玻璃熔炉余热发电效益：
玻璃熔炉余热回收发电是一项节能环保、资源综合利用的技改项目，“变废为宝”为玻璃企业创造出不菲的经济效益、环保效益和社会效益，主要体现如下：
（1）提高余热利用率，进而提高了玻璃企业的能源综合利用率：
利用玻璃熔炉烟气余热发电，可大幅度降低最终的排烟温度，进而大大提高了余热利用率。
对于重油烟气，由于受到烟气酸露点的限制，经发电余热锅炉的排烟温度可降低至160℃左右，余热利用率可提高至70～80%；对于气体燃料烟气，则不受烟气酸露点的限制。
（2）能为玻璃企业创造良好的经济效益：
利用玻璃熔炉废热发电所发电能“自发自用”，可直接应用于玻璃生产各环节，能满足玻璃企业30～40%的自用电量，减少外购电量，部分缓解电力供应紧张的局势、降低玻璃生产成本、提高玻璃企业竞争能力，为玻璃企业创造出良好的经济效益。
（3）能减少污染物的排放、节约燃料，环境效益和社会效益突出：
降低玻璃熔炉最后的排烟温度，可以大大减少对环境的热污染，对保护生态环境有积极的促进作用。
利用玻璃熔炉的烟气余热发电，其热源来自玻璃熔炉排放出的废热，所发电力不增加新的燃料消耗，不增加新的污染源，因此环保效益显著。
此外，烟气温度的降低，更有利于脱硫除尘设备的安全运行，免除水喷淋方式强制降低烟气温度，节约水资源，使重油烟气更容易达到环保要求，更有利于后续的脱硫除尘工艺。
目前国内玻璃窑炉所使用的燃料大多为重油和渣油，对于这种燃料的烟气余热回收应该特别注意热管蒸发段管外的积灰堵塞问题。
我们公司采用爆燃除灰方式，通过长期的运行经验已经验证了使用这种除灰方式方法可以有效的处理浮法玻璃生产尾气余热锅炉的积灰问题。
还有一条设计重要的原则是防止和避免一切可能引起灰堵的因素，即在锅炉结构设计上确保高温烟气流通的顺畅。
玻璃窑炉排出的烟气温度为500℃，烟气经过余热锅炉温度降到160℃以下，回收的热量产生低压的蒸汽用来带动汽轮机发电。
该系统具有如下优越性：
①烟气侧压力降小，可以满足工艺窑炉内负压的要求；
②不容易积灰，设备具用热水冲冼装置，可以采用爆燃除灰；
③管壁温度可全部控制在烟气露点之上，避免结露及低温腐蚀；
二、本厂窑炉尾气状况
目前本场的玻璃生产规模为为：
1条450t/d＋1条350t/d生产线，国内同等规模的玻璃生产线的高温烟气量大约为：
95000Nm3/h＋75000Nm3/h﹦170000Nm3/h，高温烟气温度约为520℃左右。
（此烟气量是玻璃行业相同生产线的经验数据，详细烟气量待现场标定为准）烟气的主要成分有N2,O2,CO2水蒸气和少量的SOX,NOX等。
窑炉烟气中含有大量的粉尘，但是经过窑炉后的地下大烟道的沉降，经过余热锅炉的烟气的含尘量将大大的降低。
三、装机方案及主机参数
1、烟气状况
本项目170000Nm3/h，520℃的高温烟气全部经过余热锅炉产生蒸汽用来发电。
烟气温度将从520℃降至160℃后从烟囱排入大气。
2、装机方案
本项目拟选择一台低温低压立式余热锅炉，过热蒸汽为1.35MPa，350℃，根据本厂的高温烟气量，经计算锅炉的蒸发量可达26.5t/h。
计算发电量为：
5.1MW，选配一台6MW凝汽式汽轮发电机组。
3、主机参数
锅炉：
额定蒸发量：
26.5t/h
额定蒸汽压力：
1.35MPa
额定蒸汽温度：
350℃
给水温度：
40℃
台数：
1台
汽轮机：
型号：
N6-1.25
额定进汽压力：
1.25Mpa
额定进汽温度：
335℃
额定进汽量：
31.2t/h
额定功率：
6000KW
额定转速：
3000r.p.m
冷却方式：
水冷
台数：
1台
发电机：
型号：
QF-6
额定功率:
6000KW
额定转速：
3000r.p.m
额定电压：
10.5KV
额定频率：
50Hz
功率因数：
0.8
台数：
1台
四、工程设想
1、厂区规划及交通运输
本工程主要建筑物有：
余热电站的主厂房（汽机房、化水、变电）、机力通风冷却塔、废气余热锅炉、引风机以及相应附属管道。
电站的余热锅炉尽量布置在窑头及原有烟囱附近，其它建筑及设备以尽可能便于电站工艺为原则，在玻璃厂见缝插针布置。
电站主要建筑尺寸为：
主厂房19m×30m，机力冷却塔10m×20m，余热锅炉12m×15m。
厂区道路利用玻璃厂原有进料及运货道路，此道路可满足电站主要设备运输。
2、热力系统及主厂房布置
2.1烟气系统：
本方案采用母管制烟道将两条窑炉产生的烟气合并后引入低温低压余热锅炉，烟气经过余热锅炉换热后，经过引风机输送回原有烟囱排放。
窑炉烟气合并进入余热锅炉前，在各自烟道上各设置一台闸板阀，保留各自原有进入烟囱的烟道并分别设置闸板阀以便余热锅炉维修时，烟气可不经过余热锅炉直接通过烟囱排放。
2.2主蒸汽系统：
本方案采用一台纯低温低压余热锅炉+一台低压汽轮发电机组，过热蒸汽从锅炉过热器出口经主蒸汽管道引入汽轮发电机前主汽门，主蒸汽在通过主汽门调节后进入汽轮发电机做功。
2.3主给水系统：
汽轮机排汽在凝汽器冷凝成水后通过真空除氧器进行除氧，除氧后的凝结水经给水泵加压后通过主给水管道送入余热锅炉省煤器入口。
给水泵一台运行，一台备用。
2.4疏水系统：
汽轮机主汽门、轴封漏汽处的疏水集中至疏水膨胀箱后送入凝汽器，汽封加热器疏水经U形水封自流到凝汽器。
2.5锅炉补给水系统：
锅炉补给水来自化学水处理室的除盐水，直接补入除氧器。
除盐水补水管道上设有调节阀，用来调节除氧器水位。
2.6凝结水系统：
汽轮机排汽经凝汽器冷却成凝结水后自凝汽器热井排出。
排出的凝结水由2台流量为汽轮机最大凝结水量100%的凝结水泵升压，经汽封加热器加热后送入除氧器。
汽封加热器后设有凝结水再循环管路，以便在机组运行和启动时充水和调节凝汽器热井水位。
汽封加热器设有小旁路，发生事故时可以将该设备切除，不影响整个系统正常运行。
凝结水泵一台运行，一台备用。
2.7循环水冷却系统：
凝汽器、发电机空冷器、冷油器、取样冷却器、泵和风机的轴承等设备的冷却水均采用循环水，系统采用闭式水系统。
水源来自循环水供水管，经滤水器过滤后向系统供水。
冷却水回流至循环水回水管（取样冷却器冷却回水直接回循环水前池）。
2.8排污系统：
余热锅炉设1套排污系统，锅炉的疏水、排污均接至排污扩容器，经扩容后最终排至水工循环水池。
2.8凝汽器抽真空系统：
为保证汽轮机凝汽器运行时的真空度，余热电站的汽轮机组设有两级射汽抽气器、1台启动抽气器。
2.9排汽系统：
本工程锅炉、汽轮机、汽封加热器、连排扩容器等设备的排汽均引出室外至人员不经常通行的地区直接排向大气。
2.10锅炉除灰系统：
由于本工程使用的余热锅炉的工作形式是用烟气冲刷炉内换热管组，所以十分容易在炉内形成积灰。
为此专门为余热锅炉配备一套电动震打除灰装置及一套乙炔爆燃吹灰装置，便于炉内清灰。
余热锅炉下设有两个灰斗，每个灰斗配一个平板闸阀和一个星型下料器。
考虑到玻璃生产窑炉尾气烟气里的特殊烟尘成分，本工程锅炉的除尘还考虑水冲洗的除灰方式。
2.1主厂房布置：
采用汽机房、除氧间、锅炉房、引风机顺列布置，新建引风机，采用原有烟囱。
主厂房柱距为6.0m，汽机房跨度12.0m，除氧间跨度7.0m，运转层标高6.0m，余热锅炉跨度15.0m。
汽机房0米布置给水泵、凝结水泵、润滑油泵、冷油器等辅机，3.5米层设置加热器平台，布置均压箱、汽封加热器、疏水扩容器、主汽门、射汽抽气器、油箱等辅机，6米层为运转层，布置汽轮发电机组。
12）主要设备选型如表4-1：
表4-1
序号
设备名称
数量
设备参数
1
余热锅炉
1
26.5t/h1.35MPa350℃
2
凝汽式汽轮机
1
6MW3000r/min
3
发电机
1
6MW10.5kV
4
凝结水泵
2
30t/h100mH2O
5
除氧器
1
30t/h
6
除氧水箱
1
15m3
7
锅炉给水泵
2
30t/h330mH2O
8
循环水泵
2
1000t/h50mH2O
9
引风机
1
200000m3/h2000~2500Pa
9
机力塔
1
2000m3/h
10
桥式起重机
1
20/5t13.5m
3、供排水系统
本余热电站按规划容量循环水采用带机力通风冷却塔的单母管制再循环供水系统，汽轮发电机组用一座逆流式玻璃钢机力冷却塔和1台循环水泵，一根循环水进水管和一根循环水回水管。
本电站建一座机力冷却塔。
按水质和循环水浓缩倍率要求，电站设循环水旁路高效过滤器1套和加杀菌剂/除垢剂的加药装置1套。
过滤器对循环水进行旁路处理保证循环水悬浮物不会因水的循环使用而逐渐升高，加稳定剂处理系统，利用稳定剂提高极限碳酸盐硬度，限制循环水中的CaCO3的析出，另外为防止循环水系统中菌藻滋生，设计有加杀菌剂系统。
保证冷却设备和管道不造成不利影响。
4、电气系统
本主接线余热电站汽轮发电机发电通过主变送出，或者发电机出线直接接入厂用开关站，具体接入方式待工程实施阶段再做确定。
5、给排水系统
厂区内的给水系统主要包括生产水补给系统和生活、消防给水系统。
厂区内的排水系统采用分流制，主要包括生活污水和工业废水排水系统、雨水排水系统，含油污水经构筑物处理后出水等。
由于玻璃厂区面积较大，若余热电站的生产废水距离允许排入的玻璃厂排放点较远且允许排入点的高程埋管过浅，不宜排放。
拟就近设10m3废水池收集后加潜污泵提高后送入允许排放点。
厂区的生活污水量很小约为0.5m3/h，自流入玻璃厂区化粪池处理后排放。
6、消防系统
本工程不设独立的消防系统，主厂房内设消防水管道和干粉灭火器，电站内消防水由玻璃厂消防水管网接入。
7、热力控制系统
根据发电厂的工艺流程和运行的特点，采用如下控制方式：
（1）采用集中控制方式，包括除氧给水、不另设除氧给水室。
汽机和锅炉控制集中布置在一个控制室内，即余热锅炉和汽机控制设计一个集中控制室，控制室布置于6m运转层主厂房B、C跨。
（2）锅炉系统设远程I/O站点。
通过通讯接口（或硬接线方式）与DCS进行通讯，在集中控制室内实现对系统工况的集中监视。
（3）随主设备配套供货的独立控制系统，如汽机电液控制系统（DEH）、汽轮机本体监控系统（TSI）等通过通讯或硬接线方式与DCS进行信息交换。
（4）对于重要的生产环节或场所（汽包水位等）设置工业电视监控系统，进行直观监视。
（5）在集中监控室操作台上设有紧急停机、机组报警系统实验、发电机跳闸按钮等。
8、土建部分
（1）主厂房结构体系及结构选型
主厂房结构为钢框架结构。
横向由汽机房外侧柱、除氧框架组成框架体系，纵向通过设置柱间竖向斜杆与梁、柱组成支撑结构体系。
（2）主要结构构件选型
汽机房跨度为12.00m，屋面采用檩条及采光板组成轻型屋面。
汽轮发电机基座为岛式布置，采用现浇钢筋混凝土基座。
加热器平台采用现浇钢筋混凝土结构。
吊车梁采用钢吊车梁，轨顶标高12.00m。
（3）抗震设计
1）本工程抗震设防烈度按7度设防。
主厂房A、B、C列纵向为框架，各设置一档钢支撑。
为增强楼层的整体刚度，各层楼（层）面板均现浇。
2）建筑物结构安全等级及抗震设防原则。
五、项目实施计划
1、项目实施条件
1）施工条件
本项目安装1台汽轮发电机组和1台玻璃余热锅炉。
据有关资料，大件设备尺寸重量等均在公路运输超级超限货物范围内，故设备运输可由公路运输。
设备和材料的存放可利用临建的库房存放。
施工场地较为开阔。
施工用电、通信等可由工业区就近解决。
余热发电厂的施工用电、通信等可由就近的玻璃厂解决。
由于本项目属于小型机组，技术难度不大，若选用有一定经验丰富和专业性较强的专业施工队伍，则对施工质量、施工进度均有一定保证。
2）施工力能
a、电源
本期工程施工用电负荷（高峰）初步估算为160～200kW,变压器容量为180～250kVA。
b、水源
施工总用水量初步估算为5～10t/h。
c、氧气、乙炔
施工总用氧气约100～150瓶（气瓶容积按标准6m3计算），需外购。
施工高峰时乙炔需要量约120～150瓶，需施工单位外购。
d、压缩空气
施工用的压缩空气，由施工单位按照施工的需要就近设置1～3m3/min移动式空压机，现场不设固定的空压机站。
e、地方建筑材料
施工所需粘土砖、碎石、白灰、建筑用砂等由当地均能解决，混凝土用沙由文水购买。
水泥由当地水泥厂供应。
2、项目实施进度
小型机组应充分发挥其建设速度快的特点，以期达到早投产、早见效的目的。
其轮廓进度如下：
可研设计
15天
初步设计
30天
施工图设计
90天
五通一平
5天
土建施工
80天
设备安装
100天
调试
30天
从土建施工到机组投产
210天
六、经济效益分析
1、技术技经指标
发电装机：
6000kW；
理论汽耗量：
5.2kg/kWh；
年运行时间：
7000h；
年发电量：
3570×104kWh；
站用电率：
7.0%；
年供电量：
3320×104kWh；
年耗水量：
40×104t；
2、经济效益评估
序号
技术名称
单位
指标
1
装机容量
MW
6
2
实际发电功率
MW
5.1
3
年运转率
h
7000
4
年发电量
kWh
3570×104
5
电站自用电率
%
7.0
经济投资框算表
序号
费用名称
投资金额（万元）
备注
18
工程总投资
3693
19
单位投资
6155元/kW
20
投资回收期
待水、电费确定后再定
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