成都市第二届急救知识术

中国水泥窑余热发电技术大连易世达新能源发展股份有限公司唐金泉第一节水泥工业发展余热发电技术的意义和目的能源、原材料、水、土地等自然资源是人类赖以生存和发展的基础，是经济社会可持续发展的重要物质保证。而随着人类社会的进步、经济的发展，资源消耗速度越来越快，消耗量也越来越大。以地球有限的资源支撑人类社会的无限发展，将使地球资源供应越来越不堪与重负，供求矛盾也越来越大。近年来的煤电油运日趋紧张，油价、煤价的大幅上涨就是这种矛盾的具体体现。社会经济的众多行业中，钢铁、冶金、水泥、玻璃行业是社会及经济发展的重要基础物资，而对于这些行业，一方面消耗大量的能源，另一方面也造成大量的能源浪费和环境污染。仅以我国为例：2007年全国水泥行业有近6000家水泥生产厂，年总生产能力约为16亿吨(2007年实际产量为约13亿吨)；钢铁行业有近500家生产企业，年总生产能力约为5亿吨(2007年实际产量为约4.7亿吨)，加上冶金、玻璃行业的产能，全国每年这几个行业需消耗一次能源(折标准煤)约4.48亿吨同时消耗电力3750亿度。在上述四个行业所消耗的一、二次能源的总量中，有约近30%以上是以400℃以下废气余热的方式被排入大气浪费掉的，再以我国水泥行业为例：目前我国境内建成并已投入生产运行的新型干法水泥生产线截止2007年底有约796条。为了完成水泥工业结构调整任务，实现到2010年水泥预期产量维持15亿吨(其中：新型干法水泥比重提高到70%，水泥散装率达到60％)，累计淘汰落后生产能力4.5亿吨，企业平均生产规模由2005年的20万吨提高到40万吨，企业户数减少到3500家的目标，预计到2015年新型干法水泥生产线的数量将达到1200条左右。即使如期完成水泥工业结构调整任务,全国水泥行业仍将年消耗1.7亿吨标准煤同时消耗1840亿度电。如果不采取相应的资源综合利用措施,仅水泥行业每年浪费的能源就可达5000万吨标准煤,年增加二氧化碳排放量1.3亿吨以上。自1985年起，水泥工业即开始开展水泥窑余热发电技术的研究、开发、推广、应用工作：从上世纪八十年代初为水泥干法中空窑配套高温余热发电技术起，到上世纪九十年代为初期的新型干法窑配套带补燃锅炉的中低温余热发电技术，再到本世纪为成熟的新型干法窑配套纯低温余热发电技术。也就是说，水泥窑余热发电技术是随着水泥工艺技术的发展而不断发展的，同时也为我国水泥工业的发展、节能技术的进步、推动资源综合利用工作的开展做出了重要贡献，为其它行业树立了典范。以水泥窑纯低温余热发电技术的应用为例：至2008年6月，全国水泥行业在新型干法水泥生产线上已经配套建设各种类型的纯低温余热电站约186座(包括已经投产运行和正在建设的余热电站)，形成年余热发电量98亿度的能力，相当于年节约380万吨标准煤、二氧化碳减排980万吨。按照到2015年国内1200条新型干法水泥生产线中有70%的新型干法水泥生产线配套建设纯低温余热电站的目标，自2009年至2015年的6年内，水泥行业总需配套建设纯低温余热电站的新型干法水泥生产线条数为600余条，即平均每年100余条，每年形成余热发电量56亿度相当于年节约210万吨标准煤、二氧化碳减排540万吨的能力。水泥窑余热发电技术的研究、开发、推广、应用为其它行业开展资源节约及资源综合利用工作提供了成功的范例。为了推进我国节能、资源综合利用工作的发展，温家宝总理在十届人大三次会议上的《政府工作报告》对能源资源节约和合理利用提出了明确要求：“注重能源资源节约和合理利用。缓解我国能源资源与经济社会发展的矛盾，必须立足国内，显著提高能源资源利用效率。一要坚决实行开发和节约并举、把节约放在首位的方针。鼓励开发和应用节能降耗的新技术，对高能耗、高物耗设备和产品实行强制淘汰制度。二要抓紧制定专项规划，明确各行业节能降耗的标准、目标和政策措施。抓好重点行业的节能节水节材工作。鼓励发展节能环保型汽车、节能省地型住宅和公共建筑。三要大力发展循环经济。从资源开采、生产消耗、废弃物利用和社会消费等环节，加快推进资源综合利用和循环利用。积极开发新能源和可再生能源。四要加强矿产资源开发管理。整顿和规范矿产资源开发秩序。完善资源开发利用补偿机制和生态环境恢复补偿机制。五要大力倡导节约能源资源的生产方式和消费方式，在全社会形成节约意识和风气，加快建设节约型社会”。根据这个总体要求，国家从中央到地方的各级政府将开展节能、资源综合利用工作提到了前所未有的高度，不但在行政法规上对节能、资源综合利用工作提出了更高标准的要求，而且在政策及资金上对这项工作也给予了强有力的支持。国家发改委与科技部为贯彻落实中央的要求，以国家《节能中长期专项规划》为依据，以进一步推进节能工作、引导节能技术进步为目的，共同组织起草颁发了《我国节能技术政策大纲》，该大纲进一步明确支持水泥、钢铁、冶金等行业节能技术的研究、开发及应用。开展资源节约及综合利用已是当前摆在世人面前涉及人类生存和发展的重大课题，我国水泥行业发展水泥窑余热发电技术的目的和意义也就在于：(1)降低能耗、保护环境水泥熟料锻烧过程中，由窑尾预热器、窑头熟料冷却机等排掉的400℃以下低温废气余热，其热量约占水泥熟料烧成总耗热量35%以上，造成的能源浪费非常严重。水泥生产，一方面消耗大量的热能（每吨水泥熟料消耗燃料折标准煤为100～115kg），另一方面还同时消耗大量的电能（每吨水泥约消耗90～115kwh）。如果将排掉的400(2)为“建设节约型社会、推进资源综合利用”政策的推行提供技术支持(3)推进清洁发展机制（CDM）项目清洁发展机制是《京都议定书》第十二条确定的一个基于市场的灵活机制，其核心内容是允许附件一缔约方(即发达国家)与非附件一国家(即发展我国家)合作，在发展我国家实施温室气体减排项目。

清洁发展机制的设立具有双重目的：促进发展中国家的可持续发展和为实现公约的最终目标做出贡献；协助发达国家缔约方实现其在《京都议定书》第三条之下量化的温室气体减限排承诺。通过参与清洁发展机制项目，发达国家的政府可以获得项目产生的全部或者部分经核证的减排量，并用于履行其在《京都议定书》下的温室气体减限排义务。对于发达国家的企业而言，获得的CERs可以用于履行其在国内的温室气体减限排义务，也可以在相关的市场上出售获得经济收益。由于获得CERs的成本远低于其在国内采取减排措施的成本，发达国家政府和企业通过参加清洁发展机制项目可以大幅度降低其实现减排义务的经济成本。

对于发展中国家而言，通过参加清洁发展机制项目合作可以获得额外的资金和（或）先进的环境保护技术，从而可以促进本国的可持续发展。因此，清洁发展机制是一种“双赢”的机制。清洁发展机制合作也可以降低全球实现温室气体减排的总体经济成本。

(4)为水泥生产企业降低生产成本、提高经济效益提供技术手段水泥生产企业建设余热电站，投资小，见效快，可以大幅降低水泥生产能耗既成本，相应地可以大幅提高企业经济效益。(5)为钢铁、冶金等高耗企业开展降低生产成本、提高经济效益、加快开展资源综合利用工作提供可以借鉴的经验。第二节水泥工业余热发电技术的发展历程一、水泥工业余热发电工艺及装备技术的起源我国水泥窑余热发电技术源于二十世纪三十年代日本人在我国东北及华北地区建设的若干条中空窑高温余热发电站，其水泥窑废气温度为800℃～950℃、熟料热耗为6700KJ～8400KJ/kg，所配套的高温余热发电系统的发电能力为每吨熟料90kWh～130kWh。自二十世纪八十年代起至九十年代末，为了适应国民经济的高速发展，考虑水泥生产技术的限制，国内陆续建设投产了了大量的干法中空窑。这种新建的干法中空窑，其废气温度仍为800℃～950℃、熟料热耗6700KJ～8400KJ/kg。为了降低水泥生产能耗，同时也为了解决电力供应不足的矛盾，自1985年起，国内开始开展水泥窑高温余热发电技术的研究、开发、推广、应用工作。至上世纪九十年代末，利用水泥窑高温余热发电技术，为国内水泥行业的约280余条干法中空窑配套建设了高温余热电站，期间随着高温余热发电技术的不断完善和进步，高温余热发电系统的发电能力二、水泥工业中低温余热发电技术研究课题的提出及研究开发过程1.水泥工业中低温余热发电技术研究课题的提出二十世纪八十年代末，根据水泥生产技术的发展使新型干法水泥熟料煅烧技术得以应用、水泥生产过程中的废气余热温度已降至450℃以下的中低温条件，结合水泥工业节能降耗提高企业经济效益的需要，也为了解决供电不足的矛盾，国家在“八·五”期间安排了国家重大科技攻关项目《水泥厂中低温余热发电工艺及装备的研究开发》工作。针对这一项目，根据当时国内火力发电主要设备（锅炉、汽轮机、发电机）中的汽轮机设计、制造、材料技术的限制，国家建材局确定：项目的开发工作走两条技术线路，其一：利用国产标准系列的汽轮机开发研制带补燃锅炉的中低温余热发电工艺及装备，即国家建材局委托天津水泥工业设计研究院承担的“八五”国家重大科技攻关项目课题——《带补燃锅炉的中低温余热发电工艺及装备的研究开发》；其二：开发研制适于水泥厂纯中低温余热发电的特种汽轮机，即国家建材局委托我国2.中低温余热发电技术的研究开发过程针对上述两个课题，天津水泥工业设计研究院、我国建筑材料科学研究院分别开展了各自的各项目具体研究工作。

(1)天津水泥工业设计研究院：

根据其所承担的“八·五”攻关课题任务，经过对热能动力循环理论及在此之前该院已经设计投产的多个中空窑高温余热电站热力循环系统及装备在生产运行过程中所存在问题的细致分析和总结，结合新型干法水泥生产线的工艺特点、废气余热品位、废气余热分布、水泥生产系统与余热发电系统结合起来后的复杂性，确定了课题开发工作重点集中于如下几个方面：（1）余热电站的热力循环系统配置研究及系统、设备配置计算方法的研究；（2）余热电站内各余热锅炉及补燃锅炉的研制；（3）水泥生产系统与余热电站系统间管理、操作及安全保护关系的研究；（4）余热电站汽水管道配置及锅炉给水除氧系统的研究；（5）余热电站控制思想及计算机控制系统的研究；（6）带补燃的中低温余热电站与纯中低温余热电站节能效果及投资效益的比较分析研究。在确定上述研究开发工作重点的同时，确定了课题研究开发成果的应用方向——：1）利用课题开发成果为具有150℃至450℃废气余热的水泥生产企业建设带补燃锅炉的中低温余热电站；2）一旦适于水泥窑150℃至450℃废气余热的纯中低温余热电站特种汽轮机开发研制成功，课题开发成果取消补燃锅炉后直接采用特种汽轮机以实现纯中低温余热发电的目的。

天津水泥工业设计研究院经过十年的艰苦努力全面完成了课题开发工作任务，同时在国家建材局原科技司的支持下至2000年进一步完成了适于水泥窑150℃至450℃废气余热的纯中低温余热电站所需特种汽轮机混压进汽（补汽式）汽轮机的开发研制任务，至2000年底：

●为了确定经济、合理、高效的热力循环系统、循环参数及电站汽水管路配置和除氧系统；为了解决余热锅炉所存在的磨损、漏风、集灰、炉内换热过程不清、换热效果不明以至余热锅炉热效率低下影响余热发电量的问题；为了解决补燃锅炉受热面匹配、与余热锅炉的关系及补燃锅炉主蒸汽调温措施等问题，于1991年在天津水泥工业设计研究院内建设运行了一套2000t/d预分解窑6000kW补燃电站1:20的模型实验线。

●为了解决卧式余热锅炉换热效果不好、不宜控制漏风从而使蒸汽产量达不到设计要求的问题，摸清适于水泥窑生产运行的立式余热锅炉具体结构方式及热力、换热特性同时摸清立式余热锅炉对于废气温度、废气粉尘的适应性，结合模型实验线内的实验用立式余热锅炉的运行情况从而验证实验所获得的数据，于1993年为苏州南新水泥有限公司700t/d中空窑6000kW――800～900℃废气温度的高温余热电站实验研制了国内首台水泥窑高温立式余热锅炉。在实际生产运行过程中经过对该台余热锅炉的三次局部更改，自1996年实现了年平均吨熟料余热发电量为6562KJ/kg—173kWh/t、小时吨熟料余热发电量为6562KJ/kg—192kWh/t的国内最高指标（比其它同规模、同类型水泥窑的卧式余热锅炉余热电站在熟料热耗相同的条件下，余热发电量提高20%以上），达到了预期目的，为中低温余热电站高效余热锅炉的设计、制造奠定了理论及实用技术基础。

●利用课题开发成果建设投产了两条工业实验用以煤粉为燃料的带补燃锅炉的中低温余热电站，其一为鲁南水泥厂两条2000t/d带有四级预热器预分解窑的一台12000kW凝汽式汽轮发电机的补燃余热电站；其二为北京琉璃河水泥厂一条2000t/d带有五级预热器预分解窑的一台12000kW抽汽供热式汽轮发电机组的补燃余热电站。两个余热电站先后于1996年下半年投入生产运行。通过这两个电站的投入运行验证了试验结果并为热力循环系统及参数配置、汽水管路配置、除氧系统配置、余热锅炉与补燃锅炉参数配置及设计制造、计算机控制系统配置及控制思想、电站与水泥生产系统间的安全保护生产管理关系提供了实际经验。●通过对上述各项工作的理论总结及上述几个工程在实际生产运行过程中所存在问题的分析，考虑国家资源综合利用政策及水泥厂具有将补燃电站运行过程中补燃锅炉产生的炉渣、粉煤灰做为水泥生产用原料的特点，在上述几个余热电站工程已经正常投入生产运行的基础上，为了将补燃锅炉技术升级为流化床补燃锅炉而使电站燃用煤矸石等劣质燃料，1998年至1999年为湖北葛州坝水泥厂一条700t/d带有五级预热器的预分解窑及一条2000t/d带有五级预热器的预分解窑配套建设了一台12000kW凝汽式汽轮机组的煤矸石补燃中低温余热电站。

在湖北葛州坝水泥厂中低温余热电站启动调试过程中，通过对流化床补燃锅炉所存在具体技术问题的进一步分析研究并通过整顿改造使整套电站于1999年10月投入正常生产运行。此举标志着天津水泥工业设计研究院所承担的“八五”国家重大科技攻关课题—《带补燃锅炉的中低温余热发电工艺及装备的研究开发》任务及对课题开发成果进行技术升级的任务已全面完成。在解决了课题所确定的六个重点问题的基础上形成了完整的课题开发成果《带补燃锅炉的中低温余热发电工艺及装备》，同时形成了完整的中低温余热电站工程设计思想及各项具体技术措施（包括装备），为余热发电系统技术及装备技术的进一步发展、实现纯中低温余热发电及装备技术在水泥工业的推广应用奠定了理论及实际生产运行技术基础。至2005年，天津水泥工业设计研究院及大连易世达能源工程有限公司利用此项技术成果，在国内水泥行业的28家水泥厂、34条700t/d至2000t/d带有五级预热器的新型干法窑上配套建设了28台、总发电装机约348000KW、单机容量在4500KW～15000KW的以煤矸石等劣质燃料的带补燃锅炉的中低温余热电站。

●天津水泥工业设计研究院在进行上述带补燃锅炉的课题研究开发工作的同时，为了切实了解并掌握国外先进工业国家纯中低温余热发电装备技术情况，1995年承担了由日本新能源产业技术综合开发机构（NEDO）赠送全套纯中低温余热发电设备的安徽宁国水泥厂4000t/d带有四级预热器预分解窑的6480kW纯中低温余热发电工程的可行性研究报告、施工图设计、施工驻厂调试任务并参与了日方赠送设备的具体谈判工作。该电站于1997年投入正常生产运行并仅利用窑头熟料冷却机废气余热（165300Nm3/h--360℃↓91℃）及窑尾预热器废气余热（258550Nm3/h—350℃↓图一.二级混压进汽式汽轮机原理及参数分布（日本NEDO赠送）

上述这台汽轮机无论其结构方式还是参数配置国内是没有先例的。在1999年之前，在中小型汽轮机设计制造方面，适于余热发电的汽轮机，国内只生产一个进汽口――即仅为主进汽口的汽轮机，其进汽参数为0.98MPa-310℃、1.27MPa-340℃、1.57MPa-360℃、2.4MPa-385℃、3.43MPa-435℃等。上述这台汽轮机整机内效率为77.5%，连同发电机在内的总效率为75.5%。

●为了实现国产化装备的纯中低温余热发电技术的应用，天津水泥工业设计研究院在充分消化吸收日本人赠送给安徽宁国水泥厂纯中低温余热发电全套设备中的混压进汽式（补汽式）汽轮机设计、制造技术后，由于我国建筑材料科学研究院承担的“八五”国家重点科技攻关课题《双流中低温余热发电系统及螺杆膨胀机的研究开发》工作遇到了困难。天津水泥工业设计研究院与杭州汽轮机厂、杭州钱潮建材股份公司合作于1997年承担了国家建材局部门研究开发项目——也为我国建筑材料科学研究院“八五”国家重大科技攻关课题的延续项目——《水泥厂中低温余热发电专用设备——混压进汽式（补汽式）汽轮机的研究开发》项目。经过近两年的研究、实验，首台样机——4500kW混压进汽式（补汽式）汽轮机应用于杭州钱潮建材股份有限公司1000t/d带五级预热器的预分解窑4500kW以流化床锅炉为补燃锅炉的中低温余热电站。该电站之所以仍采用补燃发电，主要考虑：一旦混压进汽即补汽不成功，将补汽系统自发电热力系统中切除后，电站仍能正常运行发电，使其除了因余热不能全部回收而影响电站经济效益外，不致于使电站不能生产运行而给水泥厂造成更大的损失图二.混压进汽式汽轮机原理及参数分布（国内研究制造）这台汽轮机的整机内效率达到了74.4%，连同发电机在内的总效率达到了71.5%。这台机组在研制过程中，在工程设计方面，由于未能在余热锅炉设备、热力系统、热力系统参数配置方面很好地解决稳定补汽参数的措施，从而使补汽很困难（补汽参数波动太大，使其不能长期平稳地补入汽轮机）。但尽管如此，这台机组的试制及试运，为在国内水泥工业推广应用纯中低温余热发电技术摸索了工艺设计、装备设计及制造技术经验，最终实现了：一、将该台机组的补汽技术应用到国产进汽参数为0.98～1.57MPa—310～340℃的一个进汽口的标准汽轮机后，设计制造出适于水泥窑纯中低温余热发电所需的特种汽轮机—低参数混压进汽式或称补汽式汽轮机的目的；二、再进一步将此种汽轮机与带补燃锅炉的中低温余热发电工艺及装备技术相结合，取消补燃锅炉后形成我国完全国产化的完整的水泥窑纯中低温余热发电技术及装备并可保证安全、稳定、经济、高效地投入生产运行的目的。这两个目的的实现，为国内水泥工业研究、开发并形成国产化纯中低温余热发电技术奠定了坚实的基础。(2)对于我国建筑材料科学研究院：

根据其所承担的课题任务，我国建筑材料科学研究院汇同天津大学等有关单位对双流中低温余热发电系统及螺杆式膨胀机进行了大量的实验研究工作，先后在实验室内研究开发成功了6kW及150kW的两相流螺杆式膨胀机并开发制造出了600kW样机，其整机内效率达到了60%左右。由于国内设计、制造、材料技术水平的限制，螺杆膨胀机的大型化问题目前遇到了暂时难以克服的困难。由于单台机组发电能力的限制，使其难以在实际工程中推广应用，因此这项技术的研究开发工作处于停顿状态。

(3)对于南京水泥工业设计研究院：

“八五”期间，南京水泥工业设计研究院没有承担国家的余热发电技术攻关任务，但其在水泥窑纯中低温余热发电技术及装备的研究、开发方面同样做了积极的、有意义的探索，为江西万年水泥厂2000t/d带有四级预热器的预分解窑利用窑尾约180000Nm3/h—410℃及窑头熟料冷却机约140000Nm3/h——250℃的废气余热设计投产了一套3000kW（汽轮机为：一个进汽口的国产标准汽轮机，其进汽参数为1.0MPa-305℃）纯中低温余热电站。尽管由于当时国产汽轮机的限制及其它设备、该院热力循环系统及参数配置技术的限制，使该条水泥窑具有的3600kW余热发电能力仅能达到实际生产运行的三、纯低温余热发电技术的提出及研究开发过程1.纯低温余热发电技术的提出二十世纪九十年代末，一方面，随着水泥生产技术的发展，新型干法水泥熟料煅烧技术不断成熟，单条窑生产规模越来越大，相应的水泥生产过程中的废气余热温度已降至350℃以下的纯低温；另一方面，能源供应紧张的矛盾不断加剧、煤电油运日趋紧张，油价、煤价大幅上涨；第三，水泥工业的迅猛发展结束了水泥卖方市场的局面进入了产业结构调整时期,水泥销售市场的成本竞争日趋激烈。这三方面的原因,使水泥窑余热发电技术的发展集中于：以水泥工业节能降耗提高企业经济效益2.纯低温余热发电技术的研究开发过程(1)天津水泥工业设计研究院●根据研究、开发、推广《带补燃锅炉的水泥窑中低温余热发电技术》的经验，结合日本KHI公司通过日本新能源产业技术综合开发机构（NEDO）赠送给安徽宁国水泥厂4000t/d预分解窑的6480kW纯中低温余热发电工程建设及《水泥厂中低温余热发电专用设备——混压进汽式（补汽式）汽轮机的研究开发》工作和杭州钱潮建材股份有限公司1000t/d带五级预热器的预分解窑补汽式4500kW补燃电站的建设经验，天津水泥工业设计研究院于1999年～2002年在一条1500t/d水泥线上(上海万安)利用我国国产的设备和技术建设投产了装机容量为2500Kw的纯中低温余热电站，尽管在工程设计方面仍然未能在余热锅炉设备、热力系统、热力系统参数配置方面很好地解决稳定补汽参数的措施，仍然使补汽很困难，但该工程的建设标志着我国第一代水泥窑纯纯低温余热发电技术的形成，经过不断完善，到目前综合技术指标达到了吨熟料余热发电量3140KJ/kg-28～35KWh/t。●2001年至目前，天津水泥工业设计研究院在不断完善第一代水泥窑纯中低温余热发电技术的情况下，利用第一代水泥窑纯中低温余热发电技术为我国水泥行业数十条1200t/d级、2500t/d级、5000t/d级新型干法窑配套建设了多套装机容量分别为2.0MW、3.0MW、6.0MW、7.5MW、9.0MW的纯中低温余热电站，折合综合技术指标均在(吨熟料余热发电量)3140KJ/kg—28～35kwh/t。(2)大连易世达能源工程有限公司●大连易世达能源工程有限公司通过若干条新型干法窑带补燃锅炉的中低温余热电站的设计、建设而进行的实验研究；综合研究、开发、推广《带补燃锅炉的水泥窑中低温余热发电技术》，日本KHI公司通过日本新能源产业技术综合开发机构（NEDO）赠送给安徽宁国水泥厂4000t/d预分解窑的6480kW纯中低温余热发电工程建设及《水泥厂中低温余热发电专用设备——混压进汽式（补汽式）汽轮机的研究开发》工作和杭州钱潮建材股份有限公司1000t/d带五级预热器的预分解窑补汽式4500kW补燃电站的建设经验的经验；总结利用第一代水泥窑纯纯低温余热发电技术建成投产的纯低温余热电站存在的问题，结合水泥窑形成低温废气余热的机理，2005年研究开发出了我国第二代水泥窑纯纯低温余热发电技术，经过不断完善，综合技术指标达到了吨熟料余热发电量3140KJ/kg-38～45KWh/t。●2005年10月至目前，大连易世达能源工程有限公司在不断完善和发展第二代水泥窑纯中低温余热发电技术的情况下，利用第二代水泥窑纯中低温余热发电技术为我国水泥行业数十条1200t/d级、2500t/d级、5000t/d级新型干法窑配套建设了多套装机容量分别为3.0MW、4.5MW、5.0MW、6.0MW、7.5MW、9.0MW、11.5MW、15MW、18MW、23MW的纯中低温余热电站，折合综合技术指标均在(吨熟料余热发电量)3140KJ/kg—38～42kwh/t。(3)其它企业和单位国内除了上述两个企业单位外，尚有其它若干家企业如：海螺水泥、中信公司、凯盛公司、南京水泥设计研究院等开展水泥窑纯低温余热发电技术的研究、开发、推广应用工作，其中：海螺水泥与日本KHI公司合作在研究、开发、推广应用属于第一代水泥窑纯纯低温余热发电技术范畴的复合闪蒸补汽式纯低温余热发电技术；中信公司、凯盛公司、南京水泥设计研究院也在以不同的方式研究、开发、推广应用属于第一代水泥窑纯纯低温余热发电技术范畴的双压补气式、复合闪蒸补汽式、单压不补汽式纯低温余热发电技术；也有其它企业研究不以水及水蒸汽为介质的纯低温余热发电技术。四、水泥窑余热发电技术目前已实现的目标经过从事余热发电技术开发工作的技术人员及国内水泥生产企业、余热发电各类装备制造企业二十余年的共同努力，至2008年，我国水泥工业能够安全、可靠、经济、高效地采用如下三种类型的余热发电技术及装备：（1）利用水泥窑150℃～900℃的高、中、低温废气余热进行发电，其发电能力可以达到——在每公斤水泥熟料热耗为6562KJ的条件下，每吨水泥熟料发电能力大于195KWh；（2）利用流化床补燃锅炉技术，将水泥窑150℃～450℃的中、低温废气余热全部回收并用以发电，根据废气余热温度的不同，余热发电能力可以达到每吨水泥熟料32～50KWh，加上补燃燃料，补燃余热电站装机容量可以根据电价及补燃燃料价格实现节能及经济装机容量----为水泥生产总用电功率的60%～100%；（3）利用第一代、第二代纯低温余热发电技术，将水泥窑150℃～350℃的废气余热全部转换为电能，根据废气余热温度的不同，在熟料热耗不变的条件下，每吨水泥熟料余热发电能力折合为3140KJ/kg--28～上述技术的开发和应用，使我国水泥工业无论是高温，还是中温、低温废气余热可全部回收转换为电能并实现了工艺及装备技术的国产化目标，为进入二十一世纪我国水泥工业中低温余热发电技术及装备在水泥、钢铁、冶金等行业的推广应用奠定了坚实的工程设计技术、装备设计及制造技术、生产运行管理技术、自动控制技术基础，为我国水泥及其它行业余热发电技术的进一步发展创造了条件。第三节水泥窑纯低温余热发电技术的基本理论概念及提高余热发电能力的途径一、中低温余热发电技术的理论基础目前，所有的热能—动力（仅能热能通过某种工质而转换为动力，本文特指为热力发电厂）转换技术之理论基础均基于朗肯循环理论，仅仅是由于热能的不同（如：燃煤、燃气、燃油、核能、工业余热、地热、垃圾焚烧等）、热能-动力转换过程中所采用的工质不同（如：水及水蒸气、有机物、油类等）、根据热源温度同时为提高循环效率所采用的工质参数及实际循环方式不同（如：超高压超高温、高压高温、中压中温、低压低温、回热循环、回热再循环、抽汽供热循环等）使热能-动力转换过程（热力发电厂）名称不同，有的称为火力发电厂、有的称为核电厂、垃圾电厂、热电厂、余热电站等等。由于本文所述为余热发电技术，同时国内由于制造成本、安全、供应、环保的限制，使热能-动力转换过程中所采用的工质仅能采用水及水蒸气，因此本文所述的中低温余热发电技术中：热能-动力转换仅指废气余热转换为电能并称其为余热电站、热源仅指工业废气余热、工质为水及水蒸气。1.几个基本概念1.1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℃1.2高、中、低温余热电站的界定根据余热电站利用的废气余热品位及余热电站是否除利用余热外再另补充燃料的情况，余热电站分为纯余热电站及补燃余热电站两种。当余热电站仅利用余热来发电时，称为纯余热电站，其根据利用的废气余热品位又分为：当废气余热温度为650℃以上时，称为纯高、中、低温余热电站-简称为“高温余热电站”；当废气温度为350℃～650℃时，称为纯中、低温余热电站—简称“纯中温余热电站”；当废气温度为小于350℃时，称“纯低温余热电站”（本文所述“纯中、低温余热电站”包括“纯低温余热电站”）。当余热电站除利用余热外又补充燃料时，称为补燃余热电站，并根据利用的余热品位，与纯余热电站一样分为：“补燃高温余热电站”、“补燃中温余热电站”、“补燃低温余热电站”，本文所述“补燃中低温余热电站”同样包括“补燃低温余热电站”。1.3水及水蒸气饱和温度、水蒸气过热度、换热温差窄点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，其具体过程见图三：图三.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（见表一）。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MPa0.0010.0050.0070.0090.010.020.050.100.16饱和温度℃6.98232.9039.0243.7945.8360.0981.3599.63113.32绝对压力MPa0.200.300.400.501.001.201.602.453.82饱和温度℃120.23133.54143.62151.85179.88187.96201.73222.9247.511.4热量与一般通过热平衡的方法，即通过热量的收入与支出来分析评价某一热工过程，进而确定热效率。但是热平衡评价方法是基于热力学第一定律，即能量收入与支出之和必须是零。它仅表示能源在量方面的利用情况，而并不涉及能质。能质的表现方式是考察能源对环境而言所能作的最大有用功，它是基于热力学第二定律：热量只能从高温热源传递给低温热源，因此，并不是所有的热量都能作功，温度愈高,作功能力愈大，环境温度下的热量不能作功。通过对余热发电热力循环过程进行能质分析和评价，可以对余热发电热力循环系统进行更深入的分析从而找出构成合理、高效的余热发电热力循环系统的方法。能质的评价分析是通过“平衡”（exergy-balance）来完成的。它与热平衡的区别在于：热平衡是基于供应热量与消耗热量（包括所获得的有用功折算热量）之和必须是零，二者在量上是相等的;平衡则基于供应与消耗（包括所获得的有用功）之差必须大于零，或者说供应必须大于各项消耗之和。这是因为热工过程存在不可逆性，总是存在着损失。热平衡分析法不考虑过程是否可逆、传热方向、传热温差等等，而平衡则要考虑由于不可逆因素（如传热温差的大小）的影响，使所耗能源的作功能力发生变化。由于供应热与消耗热之间存在着温差，这样，虽然两者之间供应热量与消耗热量相等，但供应热量的作功能力比所消耗热量的作功能力要大得多，其差值即为损失，其中由于设备、管道输送等具体技术原因形成的损失称为“技术损失”，而由于传热过程必须有温差等原因造成的损失称为“固有损失”。因此的平衡分析反映了过程的方向性和不可逆程度，同时进一步揭示了能的本质，即利用“效率”来评价热工过程能够在本质上反映这一热工过程的实际情况。1.4.1的概念能有热能、机械能、电能、化学能等多种形式。利用能的最终目的是转变为有用功,因此，的物理意义就是：对某一状态的能在可逆条件下过渡到环境状态时能够最大限度的转变为有用功这一共性的量度。与余热发电相关的热能，其与温度成正比，计算方法如下：（1）气体与固体的显热设工质（气体与固体）在某一设备中进行可逆稳定的流动过程（见图四），则进入系统和流出系统的能量是相等的。如忽略进口和出口处工质的动能和位能差，则可写出能量平衡方程（a）和熵方程（b）：能量方程：h1+∫dq=h2+Ws………(a)熵方程：S1+∫dq/T=S2……………(b)式中：h1、h2-----工质在状态1和2时的焓；s1、s2-----工质在状态1和2时的熵；q------系统吸收或放出的热量；Ws------系统所作的功；T-------热源的绝对温度。图四：稳定流动过程的能量及熵平衡设环境温度为T0，并以T0乘方程（b）后与方程(a)相减可得：h1-T0S1-∫(T0/T)dq+∫dq=h2-T0S2+Ws整理后上式可写成：Ws=（h1-h2）-T0（S1-S2）+∫(1-T0/T)dq…………(c)如果没有热源存在，即dq=0，再令状态2处于环境状态，以下标0表示，那么式(c)变为:Ws=（h1-h0）-T0（S1-S0）…………(d)由于过程是可逆的，因此WS即是气体或固体的显热在状态1下变化到环境状态时对环境所做的最大有用功，即状态1的工质热能ψ=Ws。根据定压过程焓及熵的定义,（d）式可写成ψ=(CpT1·T1-CpT0·T0)-T0[CpT1·Lg(T1/273)-CpT0·Ln(T0/273)]……………(d)上式中工质定压比热CpT1和CpT0数值相差较小，近似写成：ψ=(CpT1·t1-T0·CpT1·Lg(T1/T0)……………(e)式中：T-----绝对温度KCpT1----为工质在温度为T1时的定压比热t-------为摄氏温度℃式(e)仅适用于定压过程（2）各种筒体表面的散热对于温度为恒温T的筒体表面，其散热量为Q，由于散热过程不与工质相联系，所以散热量Q的做功能力仅与T及环境温度T0有关，相当于在T与T0之间进行一个可逆的卡诺循环。筒体表面散热量Q对环境所做的功：Ws=(1-T0/T)Q………………………(f)根据卡诺定理及的定义，Ws即是热量Q的最大有用功，也就是筒体表面散热量Q的ψ:ψ=Ws=(1-T0/T)Q如果筒体各部分表面温度T是变化的，那么应分别计算各部分的。全部表面的散热ψ：ψ=∫0Q(1-T0/T)dQ…………………(g)（3）燃料燃烧的热量根据Rant提出的近似式，高位发热量为Q的燃料所具有的最大作功能力Ws=0.95Q。因此，燃料本身所具有的:ψ=Ws=0.95Q………………………(h)(4)电功率形成的根据Rant理论，任何一个热力过程都是为了获得有用功，只不过由于热力过程的不同，所获得的有用功形式不同（如：电能、机械能、环境舒适度等），而电能是100%的有用功，即电功率形成的也就是电功率本身，也即:ψ=De………………(i)1.4.2热效率、效率热力过程的热效率是指热力过程所获得的有用功（折算成热量）与热力过程所供应的所有热量（包括热力过程所消耗的有用功折算出的热量）之比值，而效率则为热力过程所获得的有用功与热力过程所供应的所有供应之比值。1.5朗肯循环朗肯循环是一典型的热工过程，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，其原理及循环过程分别见图五、图六。图五:朗肯循环原理图图六: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并含有若干水份的39～45℃饱和蒸汽及水混合物）经冷凝器全部凝结成凝结水3后（水温仍为39～45℃）再经给水泵升压至锅炉给水压力4（由于给水泵做功，使水温升高1～2℃），在锅炉内通过燃烧燃料M将水加热至给水压力下的饱和温度5、继续加热使之全部变为给水压力下的饱和蒸汽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发动机发电机De后自汽轮机排汽排出为2，自此完成一个热能动力循环。在上述循环中做了如下假设：锅炉燃料燃烧放热量全部被工质（水及水蒸气）吸收而没有损失，汽轮机在蒸汽膨胀做功过程中及推动发电机发电时没有任何做功损失，水及水蒸气在输送过程中没有任何压力、温度、流量损失。假设：循环过程中各点的工质焓分别为h1、h2、h3、h4、h5、h6，则其：循环发电功率De=h1-h2循环放热量（工质）即通过冷凝器被冷却水带走的热量q2=h2-h3循环耗功率（工质）即给水泵耗功Dg=h4-h3循环供应热量（以下简称：循环吸热量）即燃料消耗量q1=M=h1-h4循环供应，即消耗的燃料ψq1=0.95q1循环净发电功率D0=De-Dg循环热效率η=（De-Dg）/q1=(q1-q2)/q1=1-(h1-h2)/(h1-h4)循环效率ηψ=（De-Dg）/ψq1通过对上述朗肯循环的分析，提高其循环热效率及效率（即在消耗同样热量的条件下多发电）的措施有如下三点结论：(1)提高汽轮机进汽温度（即锅炉出口蒸汽温度）可提高循环热效率及效率（不再用理论推导证明）。如：假设利用1000Kg/h-3.43Mpa-350℃蒸汽进行朗肯循环发电，其汽轮机排汽压力为0.007Mpa，此时该循环的各点工质焓为：h1=3104kJ/Kg、h2=2080kJ/kg、h3=163.8kJ/kg、h4=167.38kJ/kg,其：循环发电功率De=(3104-2080)x1000/3600=284.4KW循环耗功率Dg=(167.38-163.8)x1000/3600=0.994KW循环吸热量（燃料消耗量）q1=(3104-167.38)x1000/3600=815.72KW(70.15x104x4.1868KJ/h)循环供应ψq1=774.9kW循环热效率η=（284.4-0.994）/815.72=34.74%循环效率ηψ=（284.4-0.994）/774.9=36.6%再假设利用1000kg/h-3.43Mpa-435℃蒸汽进行朗肯循环发电,其汽轮机排汽压力仍为0.007Mpa,此时该循环的各点工质焓为:h1=3300kJ/kg、h2=2180kJ/kg、h3=163.8kJ/kg、h4=168.28kJ/kg,其:循环发电功率De=(3300-2180)x1000/3600=311.1KW循环耗电率Dg=(168.28-163.8)x1000/3600=1.24KW循环吸热量(燃料消耗量)q1=(3304-168.28)x1000/3600=871.03KW(74.91x104x4.1868kJ/h)循环供应ψq1=827.5kW循环热效率η=（311.1-1.24）/871.03=35.58%循环效率ηψ=（311.1-1.24）/827.5=37.4%利用上述实际计算方法同样可以证明:(2)提高汽轮机进汽压力(即锅炉出口蒸汽压力)可提高循环热效率及效率。(3)降低汽轮机排汽压力可提高循环热效率及效率。在实际工程中，由于材料、水及水蒸气特性的限制，对于余热发电由于余热热源温度的限制，进汽轮机的蒸汽压力、温度不可能无限制提高，因此相应的制约了循环热效率的提高；同样，由于汽轮机排汽受冷却水温度（自然状态下的水温）的限制也不可能过低，也制约了热效率的提高。因此，在实际工程中为了提高循环热效率及效率，只能根据实际情况尽可能的提高汽轮机进汽压力、温度并尽可能的降低汽轮机排汽压力。在上述所分析计算中，由于假设所消耗的燃料品质是一样的（均为优质煤），因此，热效率与效率之间数值差别不大，也即在常规的火力发电厂中用“循环热效率”评价与用“循环效率”评价，其结果是基本相同的。1.6与余热发电技术相关的实用理想热能（蒸汽）动力循环上述所分析的朗肯循环是理想化的热能（蒸汽）动力循环，但其分析出的提高循环热效率的措施则对于任何实用的热能（蒸汽）动力循环都有相同意义。由于仅借助上述三个措施限制了循环热效率及效率的进一步提高，因此为了进一步提高循环热效率在实际火力发电厂工程中所采用的热能（蒸汽）动力循环都是在朗肯循环基础上发展起来的实用热能（蒸汽）动力循环：蒸汽再热循环、抽汽回热循环、蒸汽再热回热循环等，而对于余热发电，则由于废气温度的限制，在实际工程中采用的都是由抽汽回热循环发展起来的余热发电热力循环。为了分析余热发电热力循环系统的构成、循环热效率、循环效率、提高余热发电量的具体措施、余热发电技术的发展方向，本文对理想的抽汽回热循环做对比计算分析（由于篇幅所限，不再做理论推导分析）。理想回热循环原理及循环过程见图七、图八：图七:三级回热回循环原理图图八:三级回热循环过程图(T-S图)汽轮机排汽2经冷凝器全部凝结成凝结水3后（水温为t3=39～45℃）经凝结水泵送入第Ⅲ级回热加热器（加热器热源为汽机第Ⅲ级回热抽汽），其出水温度为t3’；出第Ⅲ级回热加热器的水再进入第Ⅱ级回热加热器（加热器热源为汽机第Ⅱ级回热抽汽），其出水温度为t3′′;出第Ⅱ级回热加热器的水经过水泵升压后再进入第Ⅰ级回热加热器（加热器热源为汽机第Ⅰ级回热抽汽），其出水温度为t4；出第Ⅰ级回热加热器的水进入锅炉后通过燃烧燃料M将水继续加热至给水压力P4下的饱和温度t5，继续加热使之全部变为给水压力P4下的饱和蒸汽，再继续加热为给水压力P4（理想循环中P4=P1）即蒸汽压力P1下的过热蒸汽t1，过热蒸汽进入汽轮机推动汽轮机带动发电机发电De后自汽轮机排出为2，自此完成一个抽汽回热循环。根据抽汽回热循环理论中:利用回热抽汽加热汽机凝结水从而最大限度地提高循环效率的方式为---极限回热循环的原理（极限回热循环为：设无穷个回热加热器及无穷个回热抽汽，利用回热抽汽将汽机凝结水由凝结水温度t3逐级加热至锅炉给水压力P4下的饱和温度t5），在工程中考虑设备、热力系统配置的实际可能性，实际采用的回热循环均为遵循等焓升分配理论而确定的有限级抽汽回热循环，即回热抽汽级数及抽汽参数按着将汽机凝结水3所对应的焓h3加热至锅炉给水压力P4下的饱和水焓h5之总焓升平均分配成若干段后，每一段焓升对应一级回热抽汽，而每一级回热抽汽参数及抽汽量加热汽机凝结水（锅炉给水）后使汽机凝结水的焓升（温度升高值）均相等的原则来确定回热抽汽级数及抽汽参数。对于图八所示理想的带有三级回热的循环系统，在假设锅炉产气量为Z1（kg/h）而消耗的燃料为煤及部分废气余热（废气量为V，温度为t,比热为CF,环境温度为t0=25℃）的条件下，各项参数计算如下：循环发电功率:De=(1/3600)[Z1(h1-hⅠ)+(Z1-α1Z1)(hⅠ-hⅡ)+(Z1-α1Z1-α2Z1)(hⅡ-hⅢ)+(Z1-α1Z1-α2Z1-α3Z1)(hⅢ-h2)](1)回热抽汽具有的发电能力：Ds=(1/3600)[α1Z1(h1-h2)+α2Z1(hⅡ-h2)+α3Z1(hⅢ-h2)](2)循环耗功（给水泵、凝结水泵）：Dg—忽略不计循环吸热量之一即锅炉燃料消耗量：q1=M=(Z1/3600)(h1-h4)(3)循环吸热量之二即废气余热量:q1’=V·T·CF·(1/3600)(2’循环供应：ψ=0.95q1+[CF•t-(t0+273)CF•ln(t+273)/(t0+273)]V/3600(2”)循环放热量即通过冷凝器被冷却水带走的热量：q2=(Z2/3600)(h2-h3)(4)汽轮机排汽量：Z2=Z1（1-α1-α2-α3）(5)循环热效率：η=（q1-q2）/q1(6)循环效率：ηψ=De/ψ(6’)上述各式中：De------kwDs--------kwDg------kwq2--------kwq1’------kwQ2-------kwZ1------kg/hηψ------%Z2------kg/hh----------KJ/kgη-------%V----------Nm3/ht---------℃CF--------kJ/Nm3ψ-------kW假设：一台12000kw汽轮机及一台燃料锅炉（不利用余热，即V=0）按图七组成一个三级回热循环，循环系统各点参数如下：De=12000kw汽轮机进汽(锅炉产汽):h1=3300kJ/kg,t1=435℃汽轮机排汽:h2=2180kJ/kg,t2=39.02℃,P2=0.007冷凝器出水:h3=163.8kJ/kg,t3=39.02℃,P3=0.007Ⅲ.Ⅲ级回热抽汽:hⅢ=2480kJ/kg,tⅢ=91℃,PⅢ=0.075Mpaα3Z1=4070kgⅡ.Ⅱ级回热抽汽:hⅡ=2650kJ/kg,tⅡ=125℃,PⅡ=0.209Mpaα2Z1=980Ⅰ.Ⅰ级回热抽汽:hⅠ=2910kJ/kg,tⅠ=230℃,PⅠ=0.804Mpaα1Z1=59003’.Ⅲh3’=368kJ/kg,t3’=88℃3’’.Ⅱ级回热加热器凝结水出水:h3’’=435kJ/kg,t3’’=104℃h3’’’.Ⅰ级回热加热器凝结水出水:h3’’’=703kJ/kg,t3’’’=168℃4.锅炉给水:h4=703kJ/kg,t4=168℃,P4=3.43MPa将上述各点参数代入式(1)、（2）、（2’）、（2’’）、（3）、（4）、（5）、（6）、（6’）后计算得出：汽轮机发电功率：De=12000kw汽轮机进汽量（锅炉产汽量）：Z1=42343.66kg/h回热抽汽量具有的发电能力：Ds=1663.5kw循环吸热量（锅炉燃料消耗量）：q1=M=30546.25kW(26.27x4.1868x106kJ/h循环供应：ψ=29018.9kw循环放热量即通过冷凝器被冷却水带走热量：q2=18679.9kw(16.06x4.1868x106kJ/h)汽轮机排汽量：Z2=33353.66kg/h循环热效率：η=38.85%循环效率：ηψ=41.35%对于上述循环，假设将Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ级抽汽回热关闭，即没有抽汽回热（不利用抽汽加热锅炉给水）则其形成了朗肯循环，参数有变化的各点如下：Ⅲ.Ⅲ级回热抽汽：参数均为0Ⅱ.Ⅱ级回热抽汽；参数均为0Ⅰ.Ⅰ级回热抽汽：参数均为03’.Ⅲ级回热加水器出水：h3’=163.8Kj/Kg,t3’=39.02℃3’’.Ⅱ级回热加热器出水：h3’’=163.8kJ/kg,t3’’=39.02℃3’’’.Ⅰ级回热加热器出水：h3’’’=163.8kJ/kg,t3’’’=39.02℃4．锅炉给水：h4=163.8kJ/kg,t4=39.02℃,P4=3.43MPa将上述各点（包括有回热循环中参数无变化的各点参数）代入式（1）、（2）、（2’）、（2’’）、（3）、（4）、（5）、（6）、（6’）后计算得出：汽轮机发电功率：De=12000kw汽轮机进汽量（锅炉产汽量）：Z1=38571.43kg/h回热抽汽具有的发电能力：Ds=0kw循环吸热量（锅炉燃料消耗量）：q1=M=33602KW(28.9x4.1868x106KJ/h循环供应：ψ=31922kw循环放热量即通过冷凝器被冷却水带走热量q2=21602.1kw(18.58x4.1868x106kJ/h)汽轮机排汽量：Z2=Z1=38571.43kg/h循环热效率：η=35.71%循环效率：ηψ=37.59%对上述理想的三级抽汽回热循环与朗肯循环对比计算结果分析如下：(1)对于有三级抽汽回热的循环：汽轮发电机发电功率为12000kw时：汽轮机进汽量Z1为42343.66kg/h锅炉消耗燃料量q1=M为：30546.25kw循环供应ψ为：29018.9kW锅炉给水温度t4为：168℃汽机抽汽具有的Ds=1663.5kw发电能力没有发电而用于加热汽机凝结水（锅炉给水）使锅炉给水温度由39.02℃提高至168℃。系统循环热效率η为38.85%,循环效率ηψ为41.35%。（2）对于没有抽汽回热的朗肯循环：汽轮发电机发电能力为12000kw时：汽轮机主进汽量Z1为38571.43kg/h(比有回热循环时少3772.23kg/h,9.8%)锅炉燃料消耗量为：q1=M=33602.1kw(比有回热循环时多3055.8kw,9.1%)循环供应ψ为：31922kw(比有回热时多2903.1kw)锅炉给水温度t4为：39.02℃系统循环热效率η为：35.71%,循环效率ηψ为37.59%上述两个循环能够得到的发电功率同样为12000kw，对于有抽汽回热的循环，虽然汽机抽汽所具有的Ds=1663.5kw发电能力没有发电使汽机进汽量Z1比没有抽汽回热的朗肯循环多9.8%，但由于抽汽用来加热汽机凝结水（锅炉给水），将锅炉给水温度t4由没有抽汽回热的朗肯循环的39.02℃提高至抽汽回热循环的168℃，反而使锅炉燃料消耗量比没有抽汽回热的朗肯循环下降了9.1%，其综合作用结果是使抽汽回热系统的循环热效率比没有回热的朗肯循环热效率提高了38.85%-35.71%=3.14%，循环效率提高了41.35%-37.59%=3.76%。取得上述结果的直接原因是由于抽汽回热循环的抽汽将汽机凝结水加热至168℃,即锅炉给水温度t4由39.02℃提高至168℃所致,对于消耗有用燃料的热电厂来讲,虽然采用抽汽回热循环时要求锅炉产汽量相对(朗肯循环)较大,但由于提高了锅炉给水温度,在发电功率相同的条件下锅炉燃料消耗量是下降的(提高了循环热效率),因此采用抽汽回热循环是有经济意义的。（3）假设有V=71919Nm3/h、t=220℃、CF=0.314x4.1868kJ/Nm3℃的废气，其所含热量足以能够将锅炉给水温度由39.02℃提高至168℃而将各级抽汽关闭时（暂时称为：废热取代抽汽回热的循环），循环系统各点参数改变如下：0.De=12000kw1.汽轮机进汽（锅炉产汽）：h1=3300kJ/Kg,t1=435℃,P1=3.43Mpa2.汽轮机排汽：h2=2180kJ/kg,t2=39.02℃,P2=0.007Mpa3.冷凝器出水：h3=163.8kJ/kg,t3=39.02℃,P3=0.007MpaⅢ.Ⅲ级回热抽汽：参数均为0Ⅱ.Ⅱ级回热抽汽：参数均为0Ⅰ.Ⅰ级回热抽汽：参数均为03’.Ⅲ级回热加热器凝结水出水：h3’=368kJ/kg,t3’=88℃(热源为：废热)3’’.Ⅱ级回热加热器凝结水出水：h3’’=435kJ/kg,t3’’=104℃(热源为废热)3’’’.Ⅰ级回热加热器凝结水出水：h3’’’=703kJ/kg,t3’’’=168℃(热源为：废热)4.锅炉给水.h4=703kJ/kg,t4=168℃,P4=3.43Mpa将上述各点参数代入式(1)、（2）、（2’）、（2’’）、（3）、（4）、（5）、（6）、（6’）后计算得出：汽轮机发电功率：De=12000kw汽轮机进气量（锅炉产气量）：Z1=38571.43kg/h锅炉燃料消耗量即循环吸热量之一：q1=M=27825kw(23.93x4.1868x106kJ/h)循环吸热量之二：q1’=5777kw循环供应：ψ=27825x0.95+71919[0.314x4.1868x220-(25+273)x0.314x4.1868xln(273+220/(273+25))x1/3600=28272.07kw锅炉给水温度:t4=168℃循环放热量即通过冷凝器被冷却水带走热量：q2=21602kw(18.58x4.1868x106kJ/h)循环热效率(不计废热):η=43.12%,循环效率(不计废热)ηψ=45.4%循环热效率(计废热):η=35.71%,循环效率(不计废热)ηψ=42.44%需要的废热量：Q=Z1(h4-h3)/3600=5777kw(4.96x4.1868x106kJ/h)=71919x0.314x4.1868x1/3600将抽汽回热循环、朗肯循环、废热取代抽汽回热的循环计算结果比较列于表二表二：抽汽回热循环、朗肯循环、废热取代抽汽回热的循环指标对比表循环名称参数名称抽汽回热循环朗肯循环废热取代抽汽回热的循环发电功率De12000KW12000KW12000KW汽机进汽量Z142343.66kg/h38571.43kg/h38571.43kg/h锅炉燃料消耗M30546.25kW33602.1kW27825kW循环利用余热量005777Kw循环总供应29018.9kW31922kW28272.07kW锅炉给水温度168℃39.02℃168℃余热温度00220℃循环热效率（不计废热）38.85%35.71%43.12%循环热效率（计废热）38.85%35.71%35.71%循环效率（不计废热）41.35%37.59%45.4%循环效率（计废热）41.35%37.59%42.44%从表上可以看出，由于用废热取代了汽轮机回热抽汽，使废热取代抽汽回热的循环综合了抽汽回热循环锅炉给水温度高而降低锅炉燃料消耗量、朗肯循环所需锅炉产汽量少从而比抽汽回热循环锅炉燃料消耗更进一步减少的优点，综合作用的结果是在发电功率相同的条件下废热取代抽汽回热循环的锅炉燃料消耗量比抽汽回热循环减少8.9%，比朗肯循环减少17.19%,而系统效率则比没有利用余热的抽汽回热循环提高（42.44-41.35）/41.35%=2.6%、更比朗肯循环提高（42.44-37.59）/37.59%=12.9%,这对火力发电厂及余热利用方式的确定有十分重要的意义。根据上述分析，对于抽汽回热循环：汽轮机抽汽的做功能力为1663.5kw(对于第一级抽汽，抽汽参数为：抽汽量5900kg/h、压力0.804Mpa、温度230℃、焓hⅠ=2910KJ/kg,发电能力为5900（2910-2180）/3600=1196.3kw，每kw发电能力消耗蒸汽5900/1196.3=4.93kg/kw;对于第二级抽汽，抽汽参数为：抽汽量980kg/h、压力0.209Mpa、温度125℃即饱和温度、焓hⅡ=2650KJ/kg,发电能力为980（2650-2180）/3600=127.9kw，每kw发电能力消耗蒸汽980/127.9=7.66kg/kw;对于第三级抽汽，抽汽参数为：抽汽量4070kg/h、压力0.075Mpa、温度91℃--饱和温度、焓hⅢ=2480KJ/kg,发电能力为4070（2480-2180）/3600=339.3kw，每kw发电能力消耗蒸汽对于水泥窑废气余热发电，从上述1.5、1.6条的分析可以得出构成余热发电热力循环系统的四点原则：a.利用相对高温的废气余热应尽量生产相对高压、高温的蒸汽以减少换热温差、提高效率；b.对于中低温废气余热，应首先考虑用低温废气余热取代汽轮机的回热抽汽；当低温废气余热量过于大时，利用剩余的低温废气余热连同中温废气余热再生产中低压蒸汽并按蒸汽压力分别补入补燃锅炉或补入汽轮机，按此原则同样可以获得最高的循环效率。c.对于低温废气余热，如果为纯余热电站，则应考虑按废气温度的不同将废气余热全部用来生产不同压力、温度的蒸汽并按压力分别通补入汽机不同压力的进汽口，按此原则也可以获得最高的循环效率。d.对于废气余热发电，其循环热效率是不可能高于朗肯循环热效率的，而且用循环热效率来评价余热发电热力系统首先是不科学的、其次也是没有实际意义的，能够真实反映余热发电热力系统技术水平及热能—动力转换效果的应为而且也仅为：“效率”（即效率=发电功率/废气余热总）并且将大大高于循环热效率。上述四点结论概括为“余热梯级利用原理”，是指导余热发电热力系统及设备设计的基础，是确定余热发电热力系统的理论基础，按此确定的余热发电热力系统我们称为余热发电热力循环系统，热力循环称为余热发电循环。第四节干法中空余热发电窑高温余热发电技术1.干法中空余热发电窑高温余热发电技术利用干法中空窑窑尾排出的800～950℃废气余热生产2.45～3.82Mpa－400～2.技术要点在干法中空窑窑尾设置余热锅炉回收窑尾排放的800~850°C废气余热，余热锅炉生产2.45～3.82Mpa－400～450℃中温中压蒸汽；为余热锅炉生产的蒸汽配套设置汽轮发电机系统，将余热锅炉生产的蒸汽转变为电能。3.热力系统构成见附图1及附图2图1最早的余热发电窑系统A.水泥窑；B.烟室；C.卧式余热锅炉；D.汽轮机；E.发电机；F.冷凝器；G..凝结水泵；H.低压加热器；I.除氧器；J锅炉给水泵；X.冷却塔；Y.循环冷却水泵图2中空窑高温余热发电系统简图A水泥窑；B烟室；C补燃余热锅炉；K熟料冷却机参照上世纪三十年代日本在我国东北、华北地区建设的中空窑高温余热发电技术，形成我国自己的三代水泥窑高温余热发电技术：第一代：主蒸汽参数为1.57～2.45Mpa－360～400℃，卧式余热锅炉（见图1）；第二代：主蒸汽参数为3.82Mpa－450℃，卧式余热锅炉（见图1）；第三代：主蒸汽参数为3.82Mpa－435℃，立卧式、立式余热锅炉或立卧式、立式补燃余热锅炉（见图2）。4.余热发电能力对于中空余热发电窑第一代高温余热发电技术：其水泥窑废气温度为800℃～950℃、熟料热耗为6700KJ～8400KJ/kg，所配套的高温余热发电系统中余热锅炉为卧式余热锅炉，主蒸汽参数采用1.57～2.45Mpa－360～400℃，发电能力为每吨熟料90kWh～130kWh对于中空余热发电窑第二代高温余热发电技术：其水泥窑废气温度为800℃～950℃、熟料热耗为6700KJ～8400KJ/kg，所配套的高温余热发电系统中余热锅炉仍然为卧式余热锅炉，主蒸汽参数采用3.82Mpa－450℃，发电能力为每吨熟料150kWh～175kWh对于中空余热发电窑第三代高温余热发电技术：其水泥窑废气温度为800℃～950℃、熟料热耗为6700KJ～8400KJ/kg，所配套的高温余热发电系统中余热锅炉为立卧式或立式余热锅炉，主蒸汽参数仍然采用3.82Mpa－450℃，发电能力为每吨熟料175kWh～195kWh第五节带补燃锅炉的水泥窑低温余热发电技术1.带补燃锅炉的水泥窑低温余热发电技术在不影响水泥熟料产量、质量，不降低水泥窑运转率，不改变水泥生产工艺流程、设备，不增加熟料电耗和热耗的前提下，通过设置补燃锅炉补充燃烧部分燃料（劣质燃料）将水泥窑窑尾预热器350℃以下废气余热、窑头熟料冷却机350℃以下废气余热生产的2.45MPa～4.41MPa—饱和蒸汽及140～180℃热水调整为2.45～3.82Mpa－400～450℃中温中压蒸汽再将蒸汽用于发电的技术。2.技术要点窑尾设置SP炉回收预热器排放的300~350°C废气余热；窑头冷却机设置AQC炉回收冷却机排放的300~400°C废气余热；设置以煤矸石、垃圾或生物质燃料为燃料的补燃锅炉，将来自AQC、SP余热锅炉的蒸汽、热水通过补燃锅炉调整至汽轮机要求的蒸汽参数。3.热力系统构成见附图附图：带补燃锅炉的水泥窑低温余热发电热力系统构成模式4.电站发电装机容量根据煤矸石、垃圾或生物质燃料的来源及供应量，带补燃锅炉的水泥窑低温余热电站装机容量可以按电站发电功率小于水泥厂全厂用电功率的80%来确定电站装机容量，在此条件下，水泥厂可避免向电网返送电。在水泥窑废气余热确定的条件下，所需配套的补燃锅炉容量由发电装机容量来确定。第六节水泥窑纯低温余热发电技术构成及发展目标1、水泥窑第一代、第二代纯低温余热发电技术的定义及特征1.1.水泥窑第一代纯低温余热发电技术在不影响水泥熟料产量、质量，不降低水泥窑运转率，不改变水泥生产工艺流程、设备，不增加熟料电耗和热耗的前提下，采用0.69MPa～1.27MPa—280℃～330℃蒸汽将新型干法水泥窑（以下简称“水泥窑”第一代纯低温余热发电技术除上述定义外还同时具有如下两个或两个以上的特征：1)冷却机仅设一个用于发电的抽废气口；2)汽轮机主蒸汽温度不可调整，随水泥窑废气温度的变化而变化；3)窑头余热锅炉、窑尾余热锅炉给水系统为串联系统；4)采用额外消耗化学药品或电能的锅炉给水除氧系统。1.2.水泥窑第二代纯低温余热发电技术在不影响水泥熟料产量、质量，不降低水泥窑运转率，不改变水泥生产工艺流程、设备，不增加熟料电耗和热耗的前提下，采用1.57MPa～3.43MPa—340℃～435第二代纯低温余热发电技术除上述定义外也还同时具有如下两个或两个以上的特征：1)冷却机设置两个或两个以上用于发电的抽废气口（大连易世达能源工程有限公司专利）；2)窑头设置独立的蒸汽过热器，汽轮机主蒸汽温度可调整，不随水泥窑废气温度的变化而变化（大连易世达能源工程有限公司专利）；3)在窑尾最后一级预热器内设置独立的蒸汽过热器，以提高电站运转率并稳定电站运行（大连易世达能源工程有限公司专利）；4)窑头余热锅炉、窑尾余热锅炉给水系统为各自独立、互不影响的并联系统；5)锅炉给水除氧系统采用145℃6）窑尾余热锅炉设置锅炉出口废气温度可调整装置已满足不同季节、不同湿度的物料烘干要求（大连易世达能源工程有限公司专利）；7）窑头冷却机冷却风为循环风（大连易世达能源工程有限公司专利）。2、水泥窑第一代、第二代纯低温余热发电技术的构成2.1水泥窑第一代纯低温余热发电技术的构成2.1.1技术要点利用水泥窑窑尾预热器排出的废气设置一台窑尾预热器余热锅炉（简称SP锅炉）、将窑头熟料冷却机排出的总废气分为两个部分自冷却机中抽出(见图5)，其中：在冷却中部设一个抽废气口，抽出400℃以下废气设置一台冷却机余热锅炉(简称AQC锅炉)；在冷却机尾部设一个抽废气口，抽出120℃以下废气，这部分废气直接排放。为余热锅炉生产的蒸汽配置蒸汽轮机、发电系统主蒸汽参数为0.689～1.27MPa—280～330℃、每吨熟料余热实际发电能力为3140kJ/kg熟料——28～352.1.2.热力系统构成模式水泥窑第一代余热发电技术热力系统构成模式主要有如下三种：其一：单压不补汽式纯低温余热发电技术热力系统，系统构成模式见图1。其二：复合闪蒸补汽纯低温余热发电技术热力系统，系统构成模式见图2。其三：双压补汽式纯低温余热发电技术热力系统，系统构成模式见图3。图1单压不补汽式纯低温余热发电热力循环系统基本构成图图2复合闪蒸补汽式纯低温余热发电技术热力系统基本构成图图3双压补汽式纯低温余热发电技术热力系统基本构成图2.1.3.技术特点上述三种模式没有本质的区别，共同的特点：其一、将窑头熟料冷却机排出的总废气分为两个部分自冷却机中抽出，其中：在冷却中部设一个抽废气口抽出400℃以下废气，利用这部分废气经AQC余热锅炉生产蒸汽及热水，AQC余热锅炉生产的蒸汽及热水通过汽轮机及发电机转换为电力；在冷却机尾部设一个抽废气口抽出120其二、利用窑尾预热器排出的废气经SP余热锅炉生产蒸汽，SP余热锅炉生产的蒸汽与AQC余热锅炉生产的蒸汽及热水合并后通过汽轮机及发电机转换为电力。SP锅炉排出的废气温度不可调整且需满足水泥生产用原燃材料烘干所需的最高温度，即：窑尾预热器排出的废气需先满足水泥生产用原燃材料烘干，剩余的废气余热再用于发电。其三、最重要的特点，发电主蒸汽参数均采用0.689～1.27MPa-280～330℃。上述三种发电模式的区别仅在于：(1)窑头熟料冷却机在生产0.689～1.27MPa-280～330℃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105～180℃近期有些余热发电研究开发单位在前述三种模式基础上各派生出一种附加模式：窑尾SP余热锅炉不设过热器而只生产饱和蒸汽，窑头冷却机AQC余热锅炉设置大过热器而将窑尾SP余热锅炉生产的饱和蒸汽通过窑头冷却机AQC余热锅炉的大过热器进行过热。对于这样的系统，由于诸如：主蒸汽参数仍然采用0.689～1.27MPa-280～330℃、冷却机用于发电的废气也仍然是在冷却中部设一个抽废气口抽出废气、主蒸汽温度仍不可调整、锅炉给水系统仍为串联系统等主要特征没有改变，因此仍属于水泥窑第一代纯低温余热发电技术范畴。做这样的改变，仅可以减少电站运行过程中对窑尾SP炉主蒸汽温度变化的担心，但对其实际发电能力、投资、运行经济性及稳定安全性、电站主机寿命等没有任何好转，反而由于冷却机废气温度变化比窑尾废气温度变化范围要大的多，更加大了汽轮机主蒸汽温度的变化范围而加重了对汽轮机寿命的影响。2.1.4.理论计算发电能力第一代余热发电技术填补了中国水泥行业的空白，为中国发展这项技术奠定了基础并积累了宝贵的经验。但由于技术条件的限制，其技术水平类比新型干法窑，相当于上世纪九十年代初的新型干法窑水平，无论投资、发电能力、运行的稳定性、设备