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1余热发电系统概况62

纯低温余热发电系统培训教材之：

纯低温余热发电系统概况

大连易世达能源工程有限公司

1水及水蒸汽的基本知识

1.1水及水蒸汽

水在某一恒定压力下进行加热，在此过程中一般来讲有如下三个过程：

第一个过程，水在常温下被逐步加热至某一温度tb,在此温度下水开始逐渐产生蒸汽，其蒸汽温度与水温相同为tb；

第二个过程，水继续被加热时水温tb将不再变化，而产生的温度为tb的蒸汽将不断增加至水全部变为蒸汽；

第三个过程，水全部变为蒸汽后继续加热，则水蒸气的温度将不断升高至tz，其具体过程见图：

P=1.0MPa时,水加热至Tb=179.9℃才形成蒸汽

P=1.27MPa时,水加热至Tb=191.6℃才形成蒸汽

P=2.45MPa时,水加热至Tb=216.7℃才形成蒸汽

P=0.1MPa时,水加热至Tb=100℃才形成蒸汽

P=0.007MPa时,水加热至Tb=39.2℃才形成蒸汽

图3水及水蒸汽的变化过程示意图

在上述三个变化过程中，水变为蒸汽的温度称为饱和温度（tb），其对应的水称为饱和水、蒸汽为饱和蒸汽；第三个过程结束后产生的蒸汽为过热蒸汽，过热蒸汽温度tz与饱和温度tb之差（tz-tb）称为水蒸气过热度。

对于不同的压力P，饱和温度tb是不同的。

在水及水蒸气被热源（废气）加热过程中，热源与水及水蒸气间必将存在换热温差，并且热源温度必须高于水及水蒸气温度，同时在此换热过程中的某一位置存在最小温差点，此点称为换热温差窄点△tmim.

表一水及水蒸气压力与饱和温度关系表

绝对压力MPa

0.001

0.005

0.007

0.009

0.01

0.02

0.05

0.10

0.16

饱和温度℃

6.982

32.90

39.02

43.79

45.83

60.09

81.35

99.63

113.32

绝对压力MPa

0.20

0.30

0.40

0.50

1.00

1.20

1.60

2.45

3.82

饱和温度℃

120.23

133.54

143.62

151.85

179.88

187.96

201.73

222.9

247.51

1.2主蒸汽压力与余热锅炉废气出口温度的关系

P=1.0MPa时T=179.9℃+Δtmin

P=1.27MPa时T=191.6℃+Δtmin

P=2.45MPa时T=216.7℃+Δtmin

P=0.1MPa时T=100℃+Δtmin

P=0.075MPa时T=89.2℃+Δtmin

Δtmin由锅炉设计确定

2蒸汽参数与发电能力的关系

2.1热的质即热量转换为电量的能力

1Kg/h－1000℃的热水,其含有的热量为1000Kcal/h（是热量的量），这个热量理论上转化为电量的最大能力为N=[1-273/（1000＋273）]×1000×4.1868/3600=0.9135kW（热量的质），理论转换效率为0.9135×860/1000=78.56%。

10Kg/h－100℃的热水,其含有的热量同样为1000Kcal/h，但这个热量理论上转化为电量的最大能力为N=[1-273/（100＋273）]×1000×4.1868/3600=0.3118kW，理论转换效率为0.3118×860/1000=26.8%。

2.2火力发电厂的标准煤耗及汽耗率

前述的转换效率用于火力发电厂时,则反应为：

发电用蒸汽参数不同,发电煤耗也不同,即转换效率不同，例如：

国内目前的中压火电厂（单机为3～25MW的小型火电厂），发电用蒸汽参数一般为3.43MPa—435℃，其发电标准煤耗为540～580g/Kwh，转换效率约为21～23%（反映在汽轮机汽耗率上为：

每KWh发电量消耗蒸汽为4.73Kg—汽机叶片为老红旗叶片）；

国内目前的高压火电厂（单机为25～100MW的中型火电厂），发电用蒸汽参数一般为9.81MPa—550℃，其发电标准煤耗为380～420g/Kwh，转换效率约为29～33%（反映在汽轮机汽耗率上为：

每KWh发电量消耗蒸汽为4.3Kg—汽机叶片为老红旗叶片）；

国内目前的超高压、亚临界火电厂（单机为200～600MW的大型火电厂），发电用蒸汽参数一般为16～18MPa—555～575℃，其发电标准煤耗为300～330g/Kwh，转换效率约为37～41%（反映在汽轮机汽耗率上为：

每KWh发电量消耗蒸汽为3.45Kg—汽机叶片为老红旗叶片）；

目前,国际发展趋势为：

随着材料的过关，发电用蒸汽参数采用临界（临界参数为22.129MPa－374.15℃）、超临界、超超临界参数,即蒸汽压力大于22.129MPa、蒸汽温度大于575℃，相应的发电煤耗降至280g/Kwh以下，转换效率达到43%以上（反映在汽轮机汽耗率上为：

每KWh发电量消耗蒸汽为3.3Kg—汽机叶片为老红旗叶片）。

（2007年全国发电标准煤耗334克/千瓦时）

2.3水泥窑低温余热电站汽轮机汽耗率

蒸汽参数采用0.69～0.98MPa—300～340℃时，汽轮机汽耗率为：

每KWh发电量消耗蒸汽6.1～5.5Kg—汽机叶片为全三维叶片；

蒸汽参数采用0.98～1.27MPa—310～340℃时，汽轮机汽耗率为：

每KWh发电量消耗蒸汽5.4～5.2Kg—汽机叶片为全三维叶片；

蒸汽参数采用2.29MPa—370℃时，汽轮机汽耗率为：

每KWh发电量消耗蒸汽4.62Kg（有补汽时为4.25～4.41Kg）—汽机叶片为全三维叶片。

2.4废气余热品为的界定

对于热能-动力转换设备------蒸汽轮机而言,国内标准的中小型汽轮机按进汽参数分为:

高压高温机组,进汽压力大于3.43Mpa进汽温度为435-555℃；

中压中温（及次中压中温）机组，进汽压力为2.45-3.43Mpa进汽温度为340-435℃；

低压低温机组,进汽压力小于2.45Mpa进汽温度为280-340℃。

根据汽轮机进气参数，考虑利用废气余热生产水蒸气所需传热温差的要求，水泥窑余热品位应当确定为：

高温废气余热：

废气温度大于650℃

中温废气余热：

废气温度350～650℃

低温废气余热：

废气温度小于350℃

3国内余热发电系统简介

3.1熟料生产线余热分布

⏹2500t/d水泥生产线

窑尾废气：

169000Nm3/h--340℃----200℃

窑头废气：

142000Nm3/h--230℃----104℃

可利用热量：

窑头：

38900000kJ/h

窑头：

24060000kJ/h

折合：

2.15吨标煤/小时

⏹5000t/d水泥生产线

窑尾废气：

332000Nm3/h--330℃----200℃

窑头废气：

282000Nm3/h--290℃----105℃

可利用热量：

窑尾：

70900000kJ/h

窑头：

70800000kJ/h

折合：

4.84吨标煤/小时

图：

5000T/D生产线余热分布图

3.2冷却机取风方式

图：

单取风余热发电废气温度和热量分布图

图：

双取风余热发电废气温度和热量分布图

3.3朗肯循环

朗肯循环是典型的热工过程，也是理想化的热能（蒸汽）--动力循环，是各种复杂的蒸汽动力循环的基本循环，是研究复杂循环的理论基础。

朗肯循环原理图朗肯循环过程图（T-S图）

汽轮机排汽2（一般为绝对压力0.007-0.01MPa并含有10-5%的水分的39-45℃饱和蒸汽及水的混合物）经凝汽器凝结成水3后（水温不变）在经凝结水泵升压至锅炉给水压力（由于泵做功，使水温升高1-2℃），在锅炉内通过吸收热量，使水变成给水压力下的饱和温度5，继续加热变成饱和蒸汽6，再继续加热为给水压力下的过热蒸汽1，过热蒸汽进入汽轮机推动汽轮机做功后自汽轮机排汽排出2，完成一个热力循环。

通过分析以上过程可知：

循环热效率=1-（h1-h2）/（h1-h4）

所以在消耗同样热量的条件下多发电的措施有如下几点：

A提高进汽温度

B提高进汽压力

C降低汽轮机排汽压力

什么叫“冷端损失”？

火电厂在运行时，用高压水泵把水打进锅炉，再逐步加热，使水变为蒸汽，继续加热，变为过热蒸汽，再经过管道和阀门进入汽轮机做功。

蒸汽经过汽轮机多级叶片做功后，压力和温度在逐渐降低，经过最后一级叶片做功后，其蒸汽压力已不足半个大气压，温度也降到了几十摄氏度，但此时仍为“气态”。

这时如果再把它打入锅炉进行加热，消耗能源太大，在经济上不划算。

只有想方设法把它再变成水后打入锅炉，才划算。

如何把这些低温低压的蒸汽再变成水呢？

只有采用冷却方法，同样压力温度的蒸汽变成水，会释放出大量热，即为潜在热，１千克水要释放约６００大卡热量，再通过水冷或空冷把这些热带走，这些被带走的热就是火电厂的“冷端损失”。

对于余热发电由于余热热源温度的限制，进汽压力、温度不可能无限制提高，制约了循环热效率的提高，排汽压力受到冷却水的温度的限制，也不能过低。

通过对朗肯循环的分析结合水泥窑的特点，得出水泥窑余热电站原则：

A利用相对高温废气余热尽量生产相对高压、高温的蒸汽减少换热温差、提高热效率；

B对于中低温余热废气，应先考虑用低温余热废热取代汽轮机的回热抽汽，当低温余热废气余热量过大时，利用剩余的中温废气余热再生产中低压参数蒸汽，并按蒸汽压力分别补入汽轮机；

对于余热发电，其循环热效率不可能高于朗肯循环热效率。

3.4目前水泥行业已经推广应用的几种纯低温余热发电技术

以蒸汽参数来分，基本上有两类：

一类为0.69～1.27MPa—280～340℃的低压低温系统，

一类为1.57～2.47MPa-325～400℃的次中压中温系统。

对于0.69～1.27MPa—280～340℃的低压低温系统，其热力系统构成有如下三种模式：

a：

单压不补汽式纯余热发电技术，见图1。

b：

复合闪蒸补汽纯余热发电技术，见图2。

c：

多压补汽式纯余热发电技术，见图3

图1：

单压不补汽式纯余热发电热力循环系统、循环参数及废气取热方式

图2：

复合闪蒸补汽式纯余热发电热力循环系统、循环参数及废气取热方式

图3：

多压补汽式纯余热发电热力循环系统及废气取热方式

特点：

利用水泥窑窑尾预热器排出的350℃以下废气设置一台窑尾预热器余热锅炉（简称SP锅炉）、利用水泥窑窑头熟料冷却机排出的400℃以下废气设置一台熟料冷却机废气余热锅炉（简称AQC炉）、两台锅炉设置一台蒸汽轮机、发电系统主蒸汽参数为0.69～1.27MPa—280～340℃。

上述三种技术没有本质的区别，共同的特点：

都是利用在窑头熟料冷却机中部增设抽废气口或直接利用冷却机尾部废气出口的400℃以下废气及窑尾预热器排出的300～350℃的废气余热；最重要的特点是采用0.69～1.27MPa-280～340℃低压低温主蒸汽。

区别仅在于：

窑头熟料冷却机在生产0.69～1.27MPa-280～340℃低压低温蒸汽的同时或同时再生产0.1～0.5MPa-饱和～160℃低压低温蒸汽、或同时再生产85～200℃的热水；汽轮机采用补汽式或不补汽式汽轮机。

对于1.57～2.47MPa—325～400℃的次中压中温系统，其热力系统构成有如下模式：

特点：

利用水泥窑窑尾预热器排出的350℃以下废气设置一台窑尾预热器余热锅炉（简称SP锅炉）；利用熟料冷却机排出的400℃以下废气设置一台熟料冷却机废气余热锅炉（简称AQC炉），或者通过改变窑头熟料冷却机废气排放方式：

利用熟料冷却机排出的部分360℃以下废气设置一台AQC余热锅炉、利用熟料冷却机排出的部分500℃以下废气设置一台熟料冷却机废气余热过热器（简称ASH过热器）；将AQC炉排出的废气部分或全部返回冷却机，窑头熟料冷却机冷却风采用循环风方式；利用两台锅炉或者增设的余热过热器设置补汽式蒸汽轮机，发电系统主蒸汽参数为1.57～3.43MPa—340～435℃、补汽参数为0～0.15MPa—饱和～160℃。

3.5各种余热发电系统发电能力对比

发电量比较表

主蒸汽参数

2.29MPa-370℃

1.27MPa-340℃

0.98MPa-310℃

0.7MPa-310℃

补汽参数

0.15MPa-150℃

SP炉进口废气

353600Nm3/h-335℃

SP炉出口废气

378400Nm3/h-208℃

378400Nm3/h-196℃

378400Nm3/h-208℃

378400Nm3/h-203℃

ASH进口废气

67500Nm3/h-500℃

ASH出口废气

71700Nm3/h-325℃

AQC进口废气

189000Nm3/h-330℃

188466Nm3/h-376℃

AQC出口废气

200000Nm3/h-98℃

203840Nm3/h-102℃

203840Nm3/h-89℃

SP主蒸汽参数

2.5MPa-26.6t/h-223℃

1.47MPa-25t/h-320℃

1.17MPa-26t/h-320℃

0.9MPa-27.5t/h-320℃

AQC主蒸汽参数

2.5MPa-11.7t/h-223℃

1.47MPa-16.5t/h-360℃

1.17MPa-17.4t/h-320℃

0.9MPa-17.6t/h-320℃

AQC除氧用汽

0.6t/h

0.837t/h

AQC补汽用汽

5t/h

1.953t/h

AQC热水参数

44.3t/h-30/105℃

44.453t/h-30/100℃

44.23t/h-30/185℃

46t/h-30/170℃

ASH进口蒸汽参数

2.45MPa-38.3t/h-223℃

ASH出口蒸汽参数

2.4MPa-38.3t/h-380℃

汽轮机组额定功率

9MW

汽机主进汽量

37.7t/h

40.5t/h

43.4t/h

45.1t/h

汽机补汽量

5t/h

2t/h

汽机发电功率

8.92MW

8.25MW

8.21MW

7.96MW

3.6应用水泥窑纯低温余热发电技术应遵循的基本原则

不影响水泥生产、不增加水泥熟料热耗及电耗、不改变水泥生产用原燃料的烘干热源、不改变水泥生产的工艺流程及设备。

3.7对水泥生产影响的控制

水泥窑配套建设余热电站，原则上要求不影响水泥生产，但由于在一条完整的熟料生产线窑头、窑尾各串接相应的余热锅炉，因此，余热电站对水泥生产不产生任何影响是不可能的。

根据已投产的余热电站实际生产运行情况，对于遵循上述原则配套建设的余热电站，投入运行后对水泥生产的影响主要集中在如下几个方面：

（1）窑尾高温风机：

在窑尾SP锅炉漏风控制、结构设计、受热面配置、清灰设计、除灰设计、废气管道设计合适的条件下，电站投入运行后，窑尾高温风机负荷将有所降低，这种影响是正面的。

（2）增湿塔：

将随着电站的投入或解出调整喷水量，直至停止或全开喷水。

（3）生料磨及煤磨：

随着电站的投入或解出，烘干废气温度将产生较大幅度的变化，需要根据烘干废气温度的变化调整烘干废气量或磨的运行方式。

（4）窑尾电收尘：

如果窑尾采用电收尘，电站投入运行后对其收尘效果总是有影响的，只是由于地区不同、配料不同、燃料不同或其它条件不同，对收尘效果的影响程度不同。

但当窑尾采用袋收尘时，电站投入运行对提高收尘效果是有显著作用的。

（5）窑头电收尘器：

电站投入运行后，窑头电收尘器工作温度大为降低，粉尘负荷也相应降低。

（6）窑系统操作：

由于窑系统增加了两台余热锅炉，而余热锅炉废气不但取自还要送回水泥窑系统，因此势必需要增加窑系统窑头、窑尾、废气处理、生料粉磨、煤制备系统的操作环节。

对水泥窑生产造成的上述几方面的影响，综合起来为两个方面：

一是增加了水泥窑生产的操作环节（例如：

随着电站的投入、运行和解出，水泥窑需调整窑尾高温风机、增湿塔喷水、生料磨及煤磨、窑头排风机等系统的运行参数；二是如果窑尾采用电收尘，电站投入运行后对其收尘效果总是有或大或小的影响。

对水泥窑生产造成的影响应当而且必须控制在上述范围以内，在目前水泥熟料烧成工艺技术及设备、纯低温余热发电热力循环系统配置技术及设备条件下，为了提高发电量而采用抽取三次风或窑头罩等高温风、生料或燃料烘干改用燃烧燃料而将原来用于烘干的废气用于发电等措施都是不可取的。

采用这些措施，表面上增加了发电量，实际不但不会有助于水泥生产综合能耗的降低，反而由于熟料热耗的增加会使水泥生产综合能耗增加（当水泥厂建设余热电站不是以节能为主要目的，在一公斤标准煤的价格与一度电的购电价格之比小于0.7的条件下，采用这些措施可以增加水泥生产综合效益）。

3.8易世达武穴余热发电系统介绍

3.8.1废气余热资源

5000t/d水泥窑的废气余热资源为：

（1）窑头熟料冷却机的废气余热（两条窑废气参数均相同，对于一条窑）：

为充分利用窑头熟料冷却机的废气余热，在不影响入窑二、三次风的风温、风量条件下，调整熟料冷却机废气取热方式。

根据水泥厂提供的资料，冷却机总排废气参数为300000Nm3/h—300℃，根据熟料冷却机废气温度从冷却机头部的约625℃到尾部的约90℃而逐步降低的条件，按其温度分布进行梯级利用并考虑电站对水泥窑生产波动的适应及简化电站操作，将取热方式分为高温段和中温段。

高温端:

废气量（标况）：

～66000Nm3/h

废气温度：

～500℃

中温端:

废气量（标况）：

～110200Nm3/h

废气温度：

～370℃

上述废气余热可全部用于发电。

冷却机排掉的废气:

废气量（标况）：

～120000Nm3/h

废气温度：

～120℃

（2）窑尾预热器排出废气余热（两条窑废气参数均相同，对于一条窑）：

废气量（标况）：

380000Nm3/h

废气温度：

～330℃

上述窑尾废气经余热锅炉温度降至170～215℃后经窑尾高温风机用于生料烘干及收尘。

3.8.2装机方案

a当生料及煤磨烘干所需废气温度为215℃时，在窑头熟料冷却机废气余热可发电9860Kw（设计确保平均发电功率为9600kW）

b当生料及煤磨烘干所需废气温度为170℃时，其废气余热可发电10600kW（设计确保平均发电功率为10300kW）；

考虑到水泥生产线废气参数的波动，发电装机容量按两台11500kW装机方案予以确定。

3.8.3热力系统

系统主机包括四台余热锅炉、两台余热过热器及两套补汽凝汽式汽轮发电机组。

●窑尾余热锅炉—SP余热锅炉

在窑尾设置SP余热锅炉，余热锅炉设置蒸汽Ⅰ段、蒸汽Ⅱ段运行；蒸汽Ⅰ段生产2.5MPa饱和蒸汽，蒸汽通入设在窑头熟料冷却机旁的AQC-SH余热过热器过热；蒸汽Ⅱ段生产0.3MPa-160℃的过热蒸汽与AQC蒸汽Ⅱ段生产的0.3MPa-160℃的过热蒸汽混合后，一部分去除氧器用于热力除氧，另一部分用于汽轮机补汽；通过调整两个蒸汽段的蒸汽产量使出SP余热锅炉的废气温度降至170～215℃后用于原、燃料烘干。

●窑头余热锅炉—AQC余热锅炉

利用冷却机中部抽取的废气（中温端：

～370℃），在窑头设置AQC余热锅炉。

余热锅炉分为蒸汽Ⅰ段、蒸汽Ⅱ段和热水段运行：

蒸汽Ⅰ段生产2.5MPa-221.83℃的饱和蒸汽通入AQC-SH余热过热器过热；蒸汽Ⅱ段生产0.3MPa-160℃的过热蒸汽，一部分去除氧器用于热力除氧，另一部分用于汽轮机补汽；热水段生产的105℃热水通至除氧器除氧后，经锅炉给水泵作为SP、AQC余热锅炉Ⅰ段的给水，出AQC锅炉废气温度降至80～90℃后再由原来的窑头收尘系统排入大气。

●窑头余热过热器—AQC-SH余热过热器

利用冷却机中部靠前位置抽取的废气（高温端：

～500℃），在窑头设置AQC-SH余热过热器。

余热过热器将来自窑尾SP余热锅炉和AQC余热锅炉2.5MPa蒸汽过热到380℃，出AQC-SH余热过热器的废气再与冷却机中部（中温端）抽取的废气混合后进入AQC余热锅炉。

●热力系统

根据热力计算及主机配置情况确定热力系统如下：

两台汽轮机凝结水经各自的凝结水泵送入同一台疏水箱，经疏水泵分别为两条窑窑头AQC余热锅炉热水段、AQC蒸汽Ⅱ段、SP蒸汽Ⅱ段供水，每台AQC余热锅炉热水段生产的100～105℃热水通至各自除氧器被除氧后，经锅炉给水泵通过给水母管分别为两条窑AQC、SP余热锅炉蒸汽Ⅰ段的给水；两条窑AQC、SP蒸汽Ⅱ段生产0.3MPa-160℃的过热蒸汽汇入低压集汽缸后，一部分去各自的除氧器用于热力除氧，另一部分用于各自的汽轮机补汽；每条窑AQC蒸汽Ⅰ段生产的2.5MPa饱和蒸汽与该条窑SP蒸汽Ⅰ段生产的2.5MPa饱和蒸汽混合后进入该条窑的AQC-SH余热过热器过热到380℃，该条窑出AQC-SH余热过热器的废气再与本条窑自冷却机中部（中温端）抽取的废气混合进入该条窑AQC余热锅炉，出两条窑AQC-SH过热器并被加热成2.4MPa-380℃的过热蒸汽合并成母管后进入两台汽轮机的主进汽口；汽轮机做功后的乏汽通过冷凝器冷凝成水，经各自的凝结水泵送入同一疏水箱，从而形成完整的热力循环系统。

3.8.4主机设备

根据热力系统和国内余热锅炉、汽轮机的生产及使用情况，确定主机设备如下（技术参数按不投循环风,170℃烘干计）：

序号

设备名称及型号

数量

主要技术参数、性能、指标

凝汽式汽轮机

2套

型号：

BN11.5-370/23/2

额定功率：

11.5MW

经济功率：

9.6MW

额定转速：

3000r/min

额定进汽压力：

2.29MPa

额定进汽温度：

370℃

额定补汽压力：

0.2MPa

额定补汽温度：

150℃

额定排汽压力：

0.008MPa

发电机

2套

型号：

QF-12-2

额定功率：

12MW

额定转速：

3000r/min

出线电压：

10.5kV

SP余热锅炉

2套

入口废气量：

380000Nm3/h（标况）

入口废气温度：

330℃

入口废气含尘浓度：

80g/m3（标况）

出口废气温度：

170～215℃

I段：

产汽量：

23.39t/h－2.5MPa—饱和

给水温度：

105℃

II段：

产汽量：

12.95t/h－0.3MPa—160℃

给水温度：

40℃

锅炉总漏风：

≤3%

布置方式：

露天

AQC余热锅炉

2套

入口废气量：

180000Nm3/h（标况）

入口废气温度：

330～375℃

入口废气含尘浓度：

20g/m3（标况）

出口废气温度：

80～90℃

锅炉蒸汽段：

I段：

产汽量：

13.91t/h－2.5MPa（饱和）

给水温度：

100℃

II段：

产汽量：

6.63t/h－0.3MPa—160℃

给水温度：

40℃

锅炉热水段：

热水量：

37.6t/h

出水温度：

105℃

给水温度：

40℃

锅炉总漏风：

≤3%

布置方式：

露天

AQC-SH余热过热器

2套

入口废气量：

66000Nm3/

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