玻璃窑余热发电技术介绍(422,全部)

中国凯盛国际工程有限公司天润成(北京)资源节能科技有限公司

玻璃熔窑废气余热发电技术

推广与应用

PromotionandApplicationofWaste-heatPowerGenerationTechnologyforGlassFurnace2006-4-25第十七届中国国际玻璃工业技术展览会The17thChinaInternationalGlassIndustrialTechnicalExhibition

(ChinaGlass2006)

主要内容废气余热资源及其利用途径玻璃熔窑节能潜力废气余热发电技术概要余热发电系统建设原则和要求玻璃熔窑的工作特点和废气资源特性适应于玻璃熔窑特点的余热发电专利技术玻璃熔窑余热发电关键装备及系统介绍典型解决方案废气余热资源大部分工业过程都伴随产生一定的废弃热能，称之为“余热资源”，如烟气、废蒸汽、废热水、高温待冷却物料、化学反应过程放热、未燃烬物等。余热资源属于二次能源、中级能，就形态分有气态、液态和固态三种，这里主要讨论的是“废气余热资源”。废气余热资源按温度分：高温废气余热（>650℃）中温废气余热（350~650℃）低温废气余热（<350℃）废气余热资源工业过程的能源消耗以燃料和电力为主，通常燃料的利用率在30~40%之间，会有大量的余能产生，且大部分余能以废气余热的形式存在。如不对废气余热资源进行回收利用，不仅会浪费能源，而且还污染环境。玻璃熔窑设计使用重油、天然气、煤气等燃料。燃料在炉内燃烧形成的烟气被排出窑外，即产生了废气余热资源。玻璃熔窑废气属于中温废气余热，温度在450℃左右。废气余热资源的利用途径主要有：热利用和动力回收：热利用就是直接利用废气热能，提供生产生活需要，简单、直接。动力回收是将废气热能转化成清洁的、使用方便、输送灵活的电能，可以扩大余热利用途径。对废气余热中的热能进行动力回收，发出清洁的电力，是一项最佳的节能措施。利用工业过程的废气余热资源建设余热发电站,，能实现“变废为宝”，是一项节能环保综合利用技术改造项目，其经济效益、环保效益和社会效益十分显著。废气余热资源利用途径玻璃熔窑节能潜力玻璃熔窑的能流平衡关系为：玻璃液吸热占总热量40~45%；，即燃料利用率只有40~45%；通过熔窑表面散热损失为20~25%；排烟损失为30%。目前，玻璃行业主要采用热利用的回收途径，即设置热管式余热锅炉，回收部分废气热能，烟气大部分是半通过的。余热锅炉用于产生饱和蒸汽，提供给重油加热或承担采暖热负荷。目前余热锅炉的排烟温度在230~250℃，余热利用率只有30~40%而实际上，玻璃窑的排烟余热利用率可达65~80%，详细分析如下。以一条600t/d燃用重油的浮法线为例：排烟温度约450℃左右，废气量约96000Nm3/h；排烟所携带的总热量约6100×104kJ/h，相当于每小时燃烧2.08吨标煤所放出的热量；根据发电领域的经验，余热锅炉排烟温度的选择主要考虑1）能顺利排烟，2）防止锅炉受热面低温段腐蚀，3）锅炉受热面布置技术经济合理；因重油燃料含有硫份，烟气中含有酸性气体，为防止余热锅炉产生低温腐蚀，余热锅炉的排烟温度要高于酸露点温度，即大于130~150℃；换言之，上述排烟总热量中有65~70%可以被余热锅炉回收，剩余30~35%仍为排烟损失；如果锅炉的排烟温度能达到130~150℃，则余热利用率为65~70%，节标煤1.35~1.46吨/小时，可发电2700~2900kWh左右；对玻璃企业全厂而言，燃料利用率提高了20~21%。如玻璃熔窑设计燃用天然气或煤气等清洁燃料，不受酸露点的限制，锅炉的排烟温度可为90℃，废气余热回收的比例（余热利用率）可达78~80%，节标煤1.62~1.67吨/小时，可提高玻璃企业燃料利用率23~24%。玻璃熔窑节能潜力600t/d玻璃熔窑余热锅炉烟囱玻璃熔窑节能潜力40~45%40~45%60~66%63~69%回收利用玻璃熔窑的排烟热能，进行余热发电，可提高玻璃企业的能源利用率。余热发电所发电力直接用于玻璃生产各环节，减少外购电量，降低单位玻璃生产成本。可以缓解能源供应紧张的局势、减少污染物的排放。玻璃企业建设余热发电可提高企业的经济效益，减少大气污染物的排放，实现经济效益、环保效益和社会效益多赢的局面，符合循环经济“减量化、再利用、资源化”原则，是我国玻璃企业发展循环经济重要途径。废气余热发电技术概要余热发电系统就其本质而言与火力发电系统相同，主要工作原理为：利用余热锅炉回收废气余热中的热能，将锅炉给水加热生产出过热蒸汽，然后过热蒸汽送到汽轮机内膨胀做功，将热能转换成机械能，进而带动发电机发电余热发电系统与火力发电系统的主要差距就是热源不同。余热发电系统的热源为主工艺生产过程排出的废气余热，其主要特征是：与火力发电相比，热源不可控热源参数受主工艺的影响较大因此，在保证余热发电系统的可靠、稳定、安全运行的前提下，为最大化利用废气余热，有着不同的余热发电系统技术。废气余热发电技术概要目前已有的废气余热发电技术主要有：按形式分：纯余热发电技术（高温余热发电、中低温余热发电）带补燃的余热发电技术按热力系统分：单压余热发电系统多压余热发电系统，如双压、三压、蒸汽/热水闪蒸复合发电系统余热发电技术在钢铁、冶金、建材（水泥）、化工、燃气蒸汽联合循环等行业中有着大量的应用实例。实践证明，任何余热发电技术必须满足如下要求才能得到长足发展：主工艺过程对余热发电系统的要求对热源的特性（废气参数、波动范围、换热特性等）有很好的适应性在满足上述两项要求的前提下，尽量获得最大化的余热利用率玻璃行业发展余热发电是必然的趋势和选择玻璃行业发展余热发电是必然的趋势；玻璃熔窑废气余热资源的规模比水泥行业相对较少，在过去对玻璃窑的废热利用大部分是热利用，回收部分热量用于重油加热和承担采暖热负荷。随着我国浮法玻璃技术的推广以及玻璃产能的不断提高，我国玻璃行业的废气余热资源越来越多。过去的热利用以不能满足余热利用最大化的要求。此外，随着能源价格的不断上涨，玻璃企业如何能降低生产成本、提高企业的竞争力，已是众多玻璃企业能否摆脱困境、获得持续发展的关键。国家倡导的能源政策、环保政策也要求玻璃企业必须走低能耗、低污染的道路，因此，玻璃行业发展余热发电已具备广泛的社会基础。玻璃行业发展余热发电要掌握好余热发电系统的建设原则，要认清玻璃熔窑废气余热资源的特性和玻璃熔窑的工作特点，在借鉴其他行业余热发电所取得的经验的基础上，开发出适合于玻璃熔窑特点的余热发电技术，不走低水平重复建设的道路。余热发电系统的建设原则：首先需充分理解和认识主工艺过程的工作特点和废气余热资源的特性，如主工艺工作特点，废气参数的变化，废气的成份，废气的换热特性等在充分理解和掌握理解废气特性及换热特性的前提下，正确处理好余热发电与主工艺的主辅关系，以不影响并要保证主工艺过程的正常生产为建设原则因此，对余热发电系统及装备提出如下要求：首先，余热发电系统及装备必须可靠，即可靠性要高，因为余热发电系统是主工艺的配套工程，在任何情况下不能影响主工艺的正常运转；其次，余热发电系统及装备的运行要稳定，即保持一定的稳定性，对主工艺排出的废气余热要无条件接受；此外还必须提高余热发电系统及装备对废气参数的适应性，在主工艺排出的废气参数波动时，要求余热发电系统及设备的变工况性能要好。余热发电系统建设原则和要求玻璃熔窑的工作特点和废气资源特性玻璃熔窑生产的主要特点是在一个窑龄（6~10年）内不停窑，这样就要求余热发电系统运行时：在任何情况下保证排烟通畅，保证玻璃熔窑的安全运行；在任何情况要保证窑内压力的平稳，任何操作对窑压的影响要保持在±0.5Pa范围内波动，保证玻璃的质量；要适应玻璃窑频繁换向的工作特点；需充分认识到玻璃行业中温废气余热资源的特性：废气余热属于中温余热、废气流量较少，热品位较低，热回收代价较大；废气余热的参数（温度、流量、压力）具有一定的波动性，波动范围大；我国90%左右的玻璃企业燃用重油，重油平均含硫率在0.5～3％，其燃烧产物含有大量的腐蚀性（酸性）气体和黏结性较强的油灰。在认识上述特性的基础上，开发出适应于玻璃熔窑特性的余热发电系统技术和关键装备技术。玻璃熔窑的工作特点和废气资源特性玻璃熔窑中温废气余热资源的特性分析中温余热、废气流量较少热品位较低废气参数（温度、流量、压力）具有一定的波动性针对热源品位，选取适合工作压力。整合窄点技术、换热端差和接近点端差优化热力系统，获得最大化余热利用率系统增加调节旁路，通过给水量的调节来适应废气参数的变化。提高设备的变工况能力，保证设备安全、可靠、稳定运行废气含有酸性气体、黏结性强的油灰余热锅炉排烟温度大于酸露点温度。余热锅炉结构设计应减缓灰垢的集结。余热锅炉设置有效的在线清灰设施。玻璃熔窑的工作特点和废气资源特性玻璃熔窑工作特点分析在任何情况下保证排烟通畅在任何情况要保证窑内压力的平稳优化烟道系统设计，设置旁路及应急烟道，采用强制排风方式，保证在任何情况下排烟通畅。采用变频调节引风机，保证正常运行期间窑压平稳。采取烟道切换控制技术，保证烟道切换时窑压平稳过度。玻璃窑频繁换向热力系统设置调节旁路，适应窑向频繁切换，保证玻璃窑和余热发电系统正常运行。提高设备变工况能力。适应于玻璃熔窑特点的余热发电专利技术---

“单压低参数回热余热发电系统技术”根据上述分析，我们开发出“单压低参数回热余热发电系统技术”，这是一项能完全适应前述玻璃熔窑废气余热特性及玻璃窑工作特点的系统技术。“单压低参数回热余热发电系统”系统简单、余热利用率高，在提高余热发电系统发电量的同时保证发电系统稳定性、可靠性和适应性。该项专利技术能较好地适应玻璃熔窑的废气余热资源特性（低品位及波动性）以及玻璃窑的工作特点，运用了先进的窄点分析技术，能最大程度地提高余热综合利用率，减少火用损失。该项专利技术在同样的废气参数及保证余热发电系统的安全、稳定、可靠前提下，余热发电系统的发电量最大（比常规技术高15~30%）。基于成熟的常规单压发电技术，系统简单、可靠；选取了适当的、相对较低的工作压力参数，以及选取技术经济最优的窄点温差、接近点温差及换热端差等关键指标，通过不同的组合，以便获得最大化的余热利用率；系统内部设置了回热调节旁路及装置，提高对废气参数变化的适应性和稳定性。“单压低参数回热余热发电系统技术”

热力系统示意图余热电站构成电站构成：热力系统：余热锅炉、汽轮发电机组、凝汽器、减温减压装置、汽轮机旁路系统、回热旁路系统、给水加热装置、给水泵、阀门、管道等烟道系统：主烟道、旁路烟道、烟道闸板等循环冷却水系统：循环水泵、冷却塔、循环水池等化学水系统：化学水处理装置、除氧装置、补水泵等电气系统：高压系统、低压系统、直流电系统、同期装置、保护装置等控制系统：全厂DCS系统汽轮机旁路系统、回热旁路系统是保证余热发电系统可靠性的措施，也是适应玻璃窑废气特性和运行特点的有效措施。主机装备--玻璃熔窑余热锅炉用于玻璃窑余热发电的余热锅炉为电站水管锅炉。玻璃窑发电余热锅炉有别于燃用燃料的电站锅炉，由于没有燃料供应和炉渣排除设施，因此，玻璃窑发电余热锅炉的连续运行时数高于燃用燃料的电站锅炉。发电余热锅炉不同于玻璃厂现用热管式余热锅炉，配置有效在线清灰装置，可保证在不停炉的情况下连续清灰。玻璃窑发电余热锅炉将从省煤器出口抽取未饱和水以适应烟气工况的变化，防止省煤器出口汽化现象产生，保证锅炉的安全运行。典型余热锅炉总图主机装备--玻璃熔窑余热锅炉的清灰如前所述，我国90%左右的玻璃企业燃用重油，重油平均含硫率在0.5～3％，其燃烧产物含有大量的腐蚀性（酸性）气体和黏结性较强的油灰。因此，减缓余热锅炉结垢、在线清灰是保证余热发电系统长期稳定运行的关键。烟气中含有酸性气体，当锅炉受热面壁温低于酸露点温度时，容易在锅炉受热面金属表面结露形成酸性液体，酸性液体易腐蚀管壁同时还容易积灰，在管壁表面形成油垢层，这不仅影响传热，而且长久使用下去会加重受热面金属的腐蚀。因此，配套重油烟气的余热锅炉设计时需充分考虑上述因素，从设计上减缓结垢的形成，同时采取必要的、有效的在线清灰措施。设计上减缓结垢的形成的主要措施：1）提高管壁温度，提高给水温度；2）选择大节距，3）选择较低烟速，4）顺列布置。在线清灰方式为高温高压气体吹灰。在线清灰的频率和每次清灰的时间取决于灰垢集结的速度。通常说来在线清灰的频率为每隔8小时清灰一次，每次20~30分钟。停炉清灰的措施为用碱水冲洗管子表面，每年小修时冲洗一次即可。主机装备--汽轮机的性能汽轮机内效率根据具体项目的蒸汽参数（压力、温度、流量），对汽轮机转子叶型进行四维设计，提高汽轮机内效率变工况性能采用适应余热发电特点的调节和控制手段，做到“来多少、吃多少”余热发电的汽轮机多处于非设计工况运行，采用先进的变工况设计，实现在非设计工况下仍有较高的内效率，从而保证实际发电量玻璃窑余热发电之烟道系统的设计烟风系统控制及供电原则：由原有配电系统供电，控制纳入玻璃生产线的调节系统通过不同烟道阀门的连锁控制，保证在任何情况下排烟通畅窑压的控制由现有控制系统实现，通过采取必要的措施保证烟道切换时对窑压的不冲击采用强制通风的方式排烟玻璃窑余热发电之电力接入系统电厂接入系统方案为保证用电稳定可靠及保证发电质量，玻璃窑余热发电系统所发电力将采用“并网但不上网”的方式。余热电站的的发电机出线将直接接至玻璃厂的总降压变电站。电站设一台备用变压器，作为启动和备用电源。备用变压器的电源取自玻璃厂的总降压变电站或保安电源。玻璃窑余热发电站所发电力采用”并网但不上网方式”，符合国家关于资源综合利用电站的认定条件，所能享受的优惠政策有：根据国务院批转国家经贸委等部门《关于进一步开展资源综合利用意见的通知》（国发〔1996〕36号1996年8月31日）一文：：“凡利用余热、余压、城市垃圾和煤矸石、煤泥等低热值燃料及煤层气生产电力、热力的企业（以下简称综合利用电厂），其单机容量在500千瓦以上，符合并网调度条件的，电力部门都应允许并网，签订并网协议，对并网的机组免交小火电上网配套费。电网购入综合利用电厂电量所发生的购电费用可计入成本，作为电网销售电价调整的基础。综合利用电厂与电网互供电量在同一计量点的，可以实行电量按月互抵结算。综合利用电厂所发电力，不纳入国家分配计划，可以在内部调剂使用，电力部门不得扣减电网供应给该企业的电力电量计划指标”。典型解决方案

600t/d浮法玻璃线（燃用重油）余热发电站原始条件玻璃熔窑数量 1 条日熔玻璃量： 600 t/d设计使用燃料： 重油烟气熔化单位玻璃的热耗： 约1500 kcal/kg排出烟气量： ~96000 Nm3/h（±5000）排放烟气温度： 450 ℃（±30）要求提供0.6MPa、2t/h的饱和蒸汽供重油加热使用余热电站形式电站形式： 热电联供电站机炉配置: 一台余热锅炉和一套抽凝式汽轮发电机组供热能力： 提供0.6MPa、2t/h的饱和蒸汽，从汽轮机后部抽汽发电能力： 在保证供热的同时，发电能力为1940~2640kW

平均发电能力2290kW电站装机规模: 2500kW建设期： 10~12月典型解决方案

600t/d浮法玻璃线（燃用重油）余热发电站主要技术经济指标：电站用地： 发电主厂房用地25×22m

发电辅助生产厂房用地15×22m

余热锅炉布置在窑头，露天占地10×15m电站用水： 循环冷却水补水31t/h

化水系统补水2.3t/h(重油加热之冷凝水不回收）电站定员： 24人（四班三运转，每班6人）设备可用率（随窑运转率）： >95%平均负荷年运行时数: 7200h余热电站综合自用电率： 5%年发电量: 1649×104kWh年供电量（减少外购电量）: 1565×104kWh单位发电投资： ~7500~8500元/kW平均发电成本: 0.12~0.15/kWh

（包括折旧、摊销、修理、人工、水、其它材料等）年净效益： >700万元（未计供热效益）投资回收期: 2~3年（外购电成本0.6元/kWh计）典型解决方案

600t/d