两代中低温发电技术发电能力比较.docx

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两代中低温发电技术发电能力比较

两代中低温发电技术发电能力比较

2010年07月02日来源：

水泥商情网阅读：

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核心提示：

第二代中低温发电技术实现了水泥窑废气余热按其温度梯级利用，其发电能力比第一代提高14.5%至31.25%。

当余热发电技术进一步发展时，利用第二代技术建造的余热电站则具有进一步改造的余地。

1.两代中低温发电技术发电能力的详细比较

1.1.发电能力的比较

1.1.1.前提条件

为了科学实用地得出比较结论，做如下假设：

水泥窑5500t/d熟料产量，热耗小于750kcal/kg，生料烘干温度210℃；

窑尾废气参数353600Nm³/h---330℃，出锅炉废气参数353600Nm³/h---210℃；

窑头冷却机废气参数310000Nm³/h---290℃，出锅炉废气参数310000Nm3/h---100℃；

不考虑粉尘、散热、漏风、排污等因素；

发电机效率为96.5%；

第二代技术主蒸汽参数2.29MPa—380℃，第一代技术主蒸汽参数0.98MPa—310℃。

1.1.2.比较计算过程

比较及计算过程略

1.1.3.比较结论

根据上表，发电能力的比较结论如下：

在各台余热锅炉进口废气温度、出口废气温度相同的条件下，由于第二代中低温发电技术实现了水泥窑废气余热按其温度梯级利用，其发电能力比第一代提高14.5%~31.25%。

1.2.第二代技术比第一代技术发电能力高的主要原因

1.2.1.主蒸汽温度的影响

温度对热能转换为电能的能力有极大的影响，比如：

1kg/h－1000℃的热水，其含有的热量1000kcal/h（热量的量），这个热量理论上转化为电量的最大能力

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%。

上述转换效率的不同，反映在汽轮机上为：

主蒸汽温度高时，汽轮机进汽焓高，主蒸汽温度低时，汽轮机进汽焓低，而汽轮机的发电功率是汽轮机进汽焓与排汽焓的差值。

第二代技术主蒸汽温度远高于第一代技术，其是第二代技术发电能力高于第一代技术的主要原因之一。

1.2.2.主蒸汽压力的影响

在相同排汽压力及缸效率的条件下，汽轮机进汽压力越高排汽焓越低，如：

汽轮机排汽压力为0.007MPa、缸效率为82%，当汽轮机进汽参数为0.98MPa-310℃时，汽轮机排汽焓为571.7kcal/kg；当汽轮机进汽参数为2.29MPa-310℃时，汽轮机排汽焓为543.46kcal/kg。

同样，汽轮机的发电功率是汽轮机进汽焓与排汽焓的差值。

而第二代技术主蒸汽压力高于第一代技术，也是第二代技术发电能力高于第一代技术的主要原因之一。

1.2.3.系统安全、稳定、高效及对水泥窑波动适应性比较

由于第二代技术采用相对高的主蒸汽压力和温度，这样为第二代余热发电技术系统采用滑参数运行时的汽轮机设计制造创造了条件，如：

设计采用第二代技术的2.29MPa-370℃主蒸汽参数时，保证汽轮机高效、安全、稳定及汽轮机寿命的主蒸汽压力和温度运行变化范围可以达到1.27~2.57MPa、310℃~390℃；而设计采用第一代技术的0.98MPa-310℃主蒸汽参数时，保证汽轮机高效、安全、稳定及汽轮机寿命的主蒸汽压力和温度运行变化范围只能达到0.69~1.17Mpa、295℃~320℃。

由于第二代技术主蒸汽参数运行范围比较宽，环保发电系统的运转率、可靠性、对水泥窑生产波动的适应性都大大优于第一代。

1.2.4.汽轮机效率、寿命及对水泥窑事故状态适应能力的比较

第二代余热发电技术设置独立的过热器，通过调整过热器废气量可以方便地调整主蒸汽温度，这样可保证汽轮机进汽参数能够长期处于汽机为保证寿命和效率所要求的进汽温度，从而保证汽机寿命和效率，这样的配置也同时能使余热电站在水泥窑临时事故状态下（比如因窑尾系统结皮、积料、堵塞或窑内结蛋、结圈等原因引起的临时断料）不停机。

而第一代余热发电技术，由于不能通过调整废气量来调整蒸汽温度同时也没有其它措施来调整蒸汽温度，使蒸汽温度只能随水泥窑废气温度的波动而波动，这样不能保证汽轮机进汽参数能够长期处于汽机为保证寿命和效率所要求的进汽参数，从而不能保证汽机寿命和效率，也不具备水泥窑临时事故状态下（比如因窑尾系统结皮、积料、堵塞或窑内结蛋、结圈等原因引起的临时断料）不停机的能力。

1.2.5.水量消耗及单位装机投资的定性比较

第二代余热发电技术系统采用较高蒸汽参数，汽水管道规格、配套辅机、阀门及水消耗量都小于第一代，即单位kW装机投资小于第一代。

仍以前述5500t/d窑余热电站为例比较，具体略。

1.2.6.运行成本的定性比较

第二代余热发电技术的锅炉给水除氧方式采用常规热力除氧，即利用145℃以下低温废气余热除氧，其不再消耗额外的动力或化学药品，也减少运行维护环节，保证锅炉给水除氧效果的连续稳定。

第一代余热发电技术则或者采用化学除氧方式或者采用真空除氧方式，这两种除氧方式要么增加化学药品消耗要么增加抽真空设备而增加电力（或蒸汽）的消耗，不但增加电站运行成本或电站自用电量同时增加运行维护环节、对于化学加药除氧方式也难以保证锅炉给水除氧效果的连续稳定。

1.2.7.锅炉给水互相影响的比较

第二代余热发电技术两台锅炉的给水系统互相独立，不存在运行调节过程中互相影响的问题。

当AQC锅炉热水段故障时，除因启用汽轮机抽汽除氧使发电功率略受影响（不超过3%）外，对锅炉及电站也不会产生大的影响。

对于第二代技术：

只要冷却机运行，即可以AQC炉独立带汽轮机运行，也可以SP炉独立带汽轮机运行，更可以AQC炉及SP炉联合带汽轮机运行。

第一代余热发电技术由于两台锅炉的给水都直接来自于AQC炉的热水段，当任一台锅炉给水调整时势必会影响另一台，特别是当AQC炉的热水段故障时，两台锅炉都将不能运行（除非不按规程给锅炉直接上冷水）而使整套电站不能运行。

第一代技术如果补充采用闪蒸措施，可以缓解这个问题给电站运行带来的影响，这是第一代技术中闪蒸系统优于单压系统、双压系统的主要原因。

1.2.8.冷却机废气余热利用率的比较

第二代余热发电技术AQC锅炉增加了低压蒸汽段（余热梯级利用的原理：

高温废气余热生产相对高压高温的蒸汽，低温废气余热生产相对低压低温的蒸汽，这样可使废气余热最大限度地转化为电能），使窑头废气余热生产蒸汽后剩余的废气温度只有约144℃，再将144℃废气余热通过AQC炉热水段：

一方面将锅炉给水由汽轮机凝结水的约40℃加热至100~110℃，另一方面通过将锅炉给水加热至100~110℃的过程再利用热力除氧器为锅炉给水进行深度除氧。

这样配置的结果，可以充分保证窑头废气温度降至110℃以下，使窑头废气余热根据其温度的分布得以充分利用（高温高用、中温中用、低温低用），而且AQC锅炉的出口废气温度基本不受水泥窑运行波动的影响。

第一代余热发电技术，窑头废气余热生产蒸汽后剩余的废气温度还有200℃以上（由于蒸汽饱和温度已经为190.5℃以上，废气余热生产蒸汽后剩余的废气温度不可能低于200℃），窑头AQC锅炉通过设置大的省煤器再利用200℃废气余热将AQC、SP锅炉给水由汽轮机凝结水的约40℃加热至160~180℃（同样由于蒸汽饱和温度已为190.5℃的限制，省煤器出水不可能高于180℃，否则水泥窑生产的变化将导致省煤器出水温度高于190.5℃而产生汽化，使锅炉给水管道系统产生震动）。

这样，一方面由于省煤器水量受AQC、SP锅炉蒸汽产量的限制（省煤器被加热水量需等于AQC、SP锅炉蒸汽产量）及省煤器出水温度受蒸汽饱和温度的限制，使窑头废气温度不可能降至120℃以下，而且AQC锅炉的出口废气温度受水泥窑运行波动使AQC、SP锅炉蒸汽产量波动的影响；另一方面窑头废气余热利用率低于第二代技术，同时电站运行的稳定性也远不如第二代技术。

解决第一代余热发电技术运行稳定性及提高窑头废气余热利用率的措施：

是在窑头AQC锅炉设置的省煤器出水系统设置闪蒸器，这样可加大省煤器出水量以降低AQC锅炉的出口废气温度，利用闪蒸器将省煤器多余的160~180℃热水闪蒸出低压蒸汽（低压蒸汽补入汽轮机），同时由于设置闪蒸器，使AQC锅炉设置的省煤器出水量可调整，进而可稳定电站的运行并缓解AQC、SP锅炉给水系统间的互相影响。

但这样做的结果，只解决电站运行的稳定和缓解AQC、SP锅炉给水系统间的互相影响问题，并不能有效地提高余热发电能力。

1.2.9.运行控制的方便性比较

由于第二代余热发电技术设置独立的过热器，其窑头AQC余热锅炉及窑尾SP余热锅炉仅生产饱和蒸汽，生产运行过程中两台锅炉只控制锅炉汽包水位即可而不必控制两台锅炉的蒸汽温度、也不必担心水泥窑生产变化对汽轮机主蒸汽温度的影响（仅通过调整过热器废气量即可以方便地调整主蒸汽温度）；锅炉给水系统互相独立，生产运行过程中也不互相影响，也不担心锅炉给水管道系统由于汽化而产生震动；锅炉给水除氧为常规热力除氧，没有任何运转设备。

相对于第一代余热发电技术的窑头AQC余热锅炉及窑尾SP余热锅炉同时生产过热蒸汽需要同时监控两台锅炉的蒸汽温度、随时担心水泥窑生产变化对汽轮机主蒸汽温度的影响、锅炉给水系统互相影响及担心锅炉给水管道系统由于汽化而产生震动、锅炉给水除氧设有运转设备需要运行过程中进行维护、设置闪蒸器时需要监控闪蒸器水位、压力、AQC炉省煤器水量等，第二代技术比第一代技术在电站运行控制方面要简单、方便、安全的多。

1.2.10.窑尾烘干废气温度调控及对窑尾收尘效果的影响

一般来讲，用于物料烘干的窑尾废气温度为220~250℃。

由于窑尾余热锅炉投入运行后，窑尾增湿塔将停止喷水，这样用于烘干的窑尾废气湿度大为降低，废气吸水能力将高于增湿塔喷水时的废气，也即窑尾用于烘干的废气温度将低于220~250℃。

考虑物料水份的变化，又需要出窑尾SP锅炉的废气温度能有较大的可控制的变化范围，因此：

第二代技术由于采用相对高压的蒸汽参数使窑尾SP锅炉的出口废气有条件再增设低压蒸汽段，并通过调整低压蒸汽段的运行方式（而不是采用调整SP炉旁通废气管道阀门开度的方式）使出SP炉低压蒸汽段的废气温度可根据物料烘干需要进行调整（调整幅度根据每个工程的需要来设计确定）。

对于第一代技术，由于采用相对低压的蒸汽参数，使窑尾SP锅炉的出口废气不大可能再增设低压蒸汽段，而为了实现出窑尾SP锅炉的废气温度能有较大的可控制的变化范围，只能采用调整SP炉旁通废气管道阀门开度的方式，但这种方式是以牺牲SP炉旁通废气管道内高温废气余热发电能力为代价的，也即当物料烘干需要的废气温度较高时，第一代技术余热发电功率的降低远高于第二代技术。

另一方面，如果窑尾废气采用电收尘器，SP炉投运后，由于窑尾增湿塔停止喷水，窑尾电收尘器的收尘效果会受到影响（特别是物料烘干停运时）。

第二代技术由于SP炉设有低压蒸汽段，而低压蒸汽段生产的低压蒸汽即可补入汽轮机用于发电，也可用于窑尾废气增湿（相应的减少发电量），这样为解决余热电站对窑尾收尘效果的影响创造了条件，而第一代技术则不具备这个条件。

1.2.11.余热发电技术进一步发展时电站可改造性的比较

当余热发电技术进一步发展时，利用第二代技术建造的余热电站具有进一步改造的余地，而第一代余热发电技术则不具备这一条件。

1.2.12.锅炉重量的比较

第二代技术采用相对高的主蒸汽压力，其饱和温度较高（采用2.29MPa主蒸汽压力时的饱和温度为225℃），这样使锅炉的传热温差相对较小，对于前述的5500t/d窑余热电站窑尾余热锅炉，其换热温差只近似为[（325-225）+（250-225）]/2=62.5℃。

对于第一代技术，采用相对低的主蒸汽压力，其饱和温度较低（采用0.98MPa主蒸汽压力时的饱和温度为190.5℃），锅炉内的传热温差相对较大，同样以前述5500t/d窑余热电站余热锅炉为例，若采用第一代技术，其锅炉换热温差近似为[（325-190.5）+（250-190.5）]/2=97℃。

由于锅炉换热温差的不同，对于同一条水泥窑：

采用第二代技术的余热锅炉换热面积比采用第一代技术的余热锅炉换热面积要大，相应的锅炉金属重量要大（一般来讲要大20%以上）。

这样的结果：

一是第二代技术通过把提高蒸汽参数而节省的电站连接管道、阀门、保温材料、支吊架、循环水泵、冷却塔、除氧系统投资用于增加锅炉换热面积（锅炉金属重量）使单位kW装机投资小于第一代，把电站投资用于最重要的设备上；另一个是由于第二代技术余热锅炉换热面积大，从根本上可以保证电站能够适应水泥生产的大范围波动和电站的运转率、可靠性、及安全性。

而第一代技术，不但未把投资用于关键设备，也由于锅炉换热面积太小，电站适应水泥生产的大范围波动能力和电站的运转率、可靠性、及安全性也逊于第二代技术。