【玻璃】6MW光伏玻璃烟气余热利用发电技术

按照玻璃窑的工作流程，其排烟温度呈间歇性波动，这样，单台余热锅炉的产汽量也会随之波动，导致汽轮机调速系统周期性动作，为最大限度地减小排烟温度波动产生的影响，本工程拟配置一台汽轮机，两台余热锅炉产生的过热蒸汽先经主汽母管混合后再供往汽轮机。

根据余热锅炉最大工况下的产汽量计算，汽轮发电机组的功率可达5.7MW，本工程选用汽轮发电机组的额定功率为6MW，进汽参数为：2.35MPa，390℃，发电机的出线电压等级为6.3kV。

4.2烟气系统

自玻璃生产线的熔窑排气直接进入余热锅炉，烟气在余热锅炉进行全面的热交换后，排至玻璃生产线的除尘、脱硫装置或者烟囱;当余热锅炉故障时，烟气不经过余热锅炉，直接排至玻璃生产线的烟囱。

4.3热力系统

本工程热力系统按照着系统运行安全、经济及简单的原则。

本工程热力系统主要由主蒸汽系统、轴封系统、疏水系统、凝结水系统、给水系统、供热系统、真空系统和循环水系统等组成。

4.4除灰系统

本工程所用热源——熔窑所排烟气的含尘量较大，烟气经过余热锅炉时，分离出的灰尘采用人工除灰方式处理。

4.5给排水系统

4.5.1给水系统

1)机组供水系统采用带冷却塔的循环供水系统，1座出力Q=2300t/h机械通风冷却塔。

2)循环水泵采用卧式离心泵并按一机二泵、单泵60%容量配置，循环水管道采用单元制供水系统，循环水进、排水管管径均为DN700。

4.5.2排水系统

余热电站不再设计独立的排水系统，所有排水均直接排入玻璃厂区相应的排水系统。

4.6化学水处理系统

本工程余热锅炉对水质标准为：悬浮物≤5mg/L、硬度≤0.03mmol/L、溶解氧≤0.05mg/L、含油量≤2mg/L  、Fe≤0.3mg/L、PH=8.2～10。根据锅炉水质要求及水源水质分析报告，考虑到运行的经济性和环保性，本工程锅炉补给水处理系统采用二级反渗透处理工艺。

4.7电气系统

4.7.1余热电站电气主接线如下：

发电机的出口电压为6.3kV，经一台变比为10/6.3kV，容量为8000kVA的主变接至10kV母线。10kV母线设为两段，经两回10kV线路接入玻璃厂内110kV变电站。此方案接线简单灵活，便于机组起停、并网和切除。

4.7.2厂用电系统

高压厂用电分别从发电机母线引接，供给该机组的厂用负荷。机组起动电源也由110kV变电站经线路倒送。高压厂用电采用10kV电压等级，中性点不接地方式。

低压厂用电为380/220V三相四线制中性点直接接地系统，设两台厂用降压变压器，变比为10.5/0.4kV，电源分别取自电厂10kV不同段母线，两台变压器采用明备用的供电方式。

4.8热工控制

本工程采用机炉电水集中控制方式，利用分散型控制系统(DCS)实现对主要生产系统的进行控制，化学水处理系统采用PLC进行控制。

5.玻璃行业余热发电的可行性

1)符合国家政策，可以获得国家财政及CDM资金支持;

2)玻璃熔窑的连续稳定生产提供了稳定的热源，余热发电的连续生产得到可靠的保证 ;

3)作为玻璃主生产的配套系统，完全可以解决烟气切换和熔窑窑压控制的问题;

4)现代技术的余热发电系统能够很好地适应熔窑参数的变化。将多条浮法线的余热锅炉并联，可以大大提高发电量及质量;

5)通过控制锅炉出口烟气温度可解决酸性气体腐蚀的问题;

6.结束语

目前我国有近230条浮法线，年耗能约1025万吨标煤。年发电量可达24.07亿度，年节约标煤88万吨，减排二氧化碳240万吨。通过本工程及近10家余热发电证明，全面推广余热发电完全可行，其经济效益和社会效益十分巨大。

余热发电是我国平板玻璃行业发展的主导方向，它将推动我国玻璃工业良性发展。