某玻璃厂余热发电项目

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1、某玻璃厂余热发电项目技术方案1编制依据1.1甲方提供的资料。1.1.1甲方余热资源情况表1-1余热资源情况项目单位t/dt/dt/d烟气量Nm3/h烟气温度℃1.2编制单位1.2.1北京仟亿达科技有限公司2企业概况、电站性质及规模2.1企业概况该企业共有条玻璃窑生产线，均使用作为燃料，在每座玻璃窑的烟囱附近建设一座余热锅炉，高温烟气经烟道引入余热锅炉，经换热后产生蒸汽用于发电。余热锅炉~150℃排烟经引风机、烟囱排入大气。玻璃窑原有的烟道保留，电站运行时作为旁路。2.1.11.1电站性质1.1.1本工程综合利用甲方的余热余能资源建设电站，提高能源

2、利用率，降低能耗。1.2电站规模1.2.1余热电站装机容量为kW。电站为全年性运行，年运行时间按照7200小时计算。2余热电站技术方案2.1余热资源基础条件2.1.1t/d生产线烟气量：Nm3/h，温度℃；t/d生产线烟气量：:Nm3/h，温度℃；t/d生产线烟气量：Nm3/h，温度℃。（资源条件参见表1-1）2.2系统简述2.2.1在每座玻璃熔窑的烟囱附近建设一座饱和余热锅炉，高温烟气经烟道引入余热锅炉，经换热后产生蒸汽用于发电。表2-7重油作为燃料的余热锅炉技术参数及发电量序号名称单位（窑产量）t/d（窑产量）t/d（窑产量）t/d1锅炉设计

3、进口烟温℃2锅炉烟气容积流量Nm3/h3锅炉出口烟温℃～1504锅炉给水温度℃41.55高压蒸汽压力MPa2.556高压蒸汽温度℃3207高压蒸汽产量t/h9.88低压蒸汽压力MPa0.49低压蒸汽温度℃15010低压蒸汽产量t/h312合计发电量kw50001.1.1双压饱和余热锅炉~150℃排烟排空。1.1.2双压饱和余热锅炉共产MPa的中压饱和蒸汽t/h，0.4MPa的低压饱和蒸汽3t/h，中压饱和蒸汽经饱和蒸汽管网送至汽轮发电机组发电，低压饱和蒸汽作为补汽引入汽轮机发电。1.1.3蒸汽在汽轮机中膨胀作功后排入凝汽器凝结成水。凝结水经凝结水

4、泵增压到除氧器除氧，除氧后的水再通过锅炉给水泵增压送至余热锅炉。1.1.1本余热电站需配备供水能力为：t/h的循环冷却水系统。1.2余热电站热力系统流程简图如图1所示。2余热电站建设内容、范围2.1建设内容2.1.1台双压饱和余热锅炉及辅助设备。2.1.21台kW补汽凝汽式汽轮机及配套设施，1台kW同步发电机组及配套设施。2.1.3余热电站凝汽式同步发电机组及系统专用DCS集散控制系统。2.1.4设置在本电站内的6.3kV（10.5kV）配电及变压器，直流系统、继电保护及自动装置、过电压保护与接地系统、厂用电系统、照明系统、发电机控制系统。2.2

5、建设范围本电站建设用地红线以内的道路、建筑物、构筑物、室内外给排1.1.1水系统、室内外消防系统、空调系统、热力系统、发配电系统、照明及防雷接地系统、自动控制系统。1.2下列内容不属于本电站的建设范围：1.2.1由本电站建设用地红线起接至附近开闭所的高压电缆及桥架或地沟；1.2.2为本电站服务但位于本电站建设用地红线以外的自来水管道、雨水管道、污水管道。2站址简述2.1本电站建设用地位于公司厂区内。2.2占地面积建（构）筑物占地主厂房38mX45m余热锅炉（2台）20mX20m冷却塔（1坐）28mX30m软化水车间15mX15m3电力系统余热电站

6、发电机组装机容量kW，实际发电功率kW，扣除约16%自耗电，实际外送功率kW。发电机发出的电接入总变电站6.3kV（10.5kV）母线，与大电网并网运行（但不上网）。7、主机参数7.1汽轮发电机组余热电站装机容量为MW；表5.2-2余热发电站—MW汽轮发电机组参数表序号名称单位技术参数1汽机额定进汽压力MPa3.92进汽温度℃4503主蒸汽量t/h607装机容量kW60008实际发电功率kW50009综合厂用电率（自耗电）%1610机组利用小时数h700011年发电量104kwh/a350012年供电量104kWh/a29408、余热电站项目双方

7、节能效益分享的方式及数额：8.1项目建设期的生产生活用水、燃气等能源介质，由甲方代付，按甲方与供应商的实际结算价格进行结算，乙方按月支付。8.2因实施本项目所获得的一切补贴、CDM和优惠政策的获益、未来外购电价的上涨部分和余热电站副产品的收入，由甲乙双方各按50%的比例共享。8.3因实施本项目所获得的奖项、表彰、称号、成果鉴定等荣誉，由甲乙双方共享。8.4试运行期间在项目验收合格前所产生的节能效益，甲方应向乙方每月支付节能减排技术服务费，金额为发电机出口母线侧计量表的月计量电量×0.50元/kWh。9.本项目效益分享期内，甲方应按下面的计算方式向

8、乙方每月支付节能减排技术服务费。甲方应向乙方每月支付节能减排技术服务费，金额为发电机出口母线侧计量表的月计量电量×0.50元/kWh。效