纯低温余热发电

纯低温余热发电（共8篇）

纯低温余热发电 篇1

1 绪论

尧柏集团是一家集水泥产销于一体的外商独资企业, 蓝田公司是尧柏集团下属的一个分公司, 拥有2条2500t/d新型干法水泥生产线, 年产水泥200万吨, 熟料150万吨。由于采用了国内先进的水泥生产工艺, 熟料热耗3100~3300k J/kg, 即使如此, 生产过程中仍有大量的350℃以下的中、低温余热 (其热量约占水泥熟料烧成系统总热耗量的35%以上) 不能被充分利用。

尧柏集团对蓝田公司余热资源的利用进行了调研, 根据考察、调研、计算结果, 采用国内已经成熟的纯余热低温发电技术是最理想的方案。这种技术的主要特点是[1]:在窑头熟料冷却机中部增设抽废气口, 利用冷却机废气及窑尾预热器排出的废气余热, 采用压力为0.69~1.25MPa、温度为280~340℃低压低温主蒸汽。

2 技术方案

2.1 技术方案编制的前提

考虑到蓝田公司的实际情况, 要求在本工程实施时不能影响正常生产, 在此前提下遵循“稳定可靠, 技术先进, 降低能耗, 节约投资”的原则, 具体指导思想如下:

(1) 以稳定可靠为前提, 采用经实践证明是成熟、可靠的工艺和装备。

(2) 采用先进的工艺技术方案, 以降低发电成本和基建投入。

(3) 尽可能利用公司现有设备、设施并尽最大可能利用余热。

(4) 生产设备原则上采用国内优质产品。

(5) 采用计算机控制系统, 达到优化控制的目的, 并最大程度地减少操作岗位定员, 以降低成本。

2.2 可利用余热条件

根据水泥生产线废气参数, 本工程每条生产线余热条件如下:

2.2.1 窑尾预热器出口废气

风量:180000m3/h (标) , 温度:330~210℃ (排出的废气温度考虑用于生料烘干) , 具有约3321×104k J/h的热量;

2.2.2 窑头冷却机中部出口废气

风量:82000m3/h (标) , 温度:360~90℃, 具有约2926×104k J/h的热量。

上述窑尾、窑头两部分被利用的废气余热量约为6247×104k J/h, 两条生产线总余热量约为12494×104k J/h。

2.3 技术方案

针对可利用的热力条件, 采用中材节能有限公司的技术方案:2台4.5MW凝汽式汽轮机组+2台窑头余热锅炉+2台窑尾余热锅炉, 在此基础上构成余热发电项目的机、炉、电三大系统。

2.3.1 汽机系统

汽轮机为国产低压凝汽式汽轮机, 额定功率为4.5MW。主汽参数:压力1.0MPa, 温度310℃, 排汽压力0.007MPa, 汽轮机转速为3000r/min, 调速系统为电液控制。

2.3.2 锅炉系统

在窑头冷却机中部废气出口设置窑头余热锅炉:分两段设置 (其中I段为蒸汽段, II段为热水段) ;在窑尾预热器废气出口设置窑尾余热锅炉 (只设置I段-蒸汽段) 。

窑头余热锅炉I段生产压力1.1MPa、温度340℃过热蒸汽7.3t/h。窑头余热锅炉II段生产的180℃左右的热水21.3t/h, 其中7.6t/h的热水提供给窑头余热锅炉I段, 另外13.7t/h的热水作为窑尾余热锅炉给水。

窑尾余热锅炉生产的压力1.1MPa、温度310℃过热蒸汽13.2t/h与窑头余热锅炉产生的过热蒸汽并入汽轮机房的主蒸汽母管, 除去室外管线的压力、温度损失混合为压力1.0MPa、温度310℃过热蒸汽 (其焓值为3073.5k J/kg) 作为主蒸汽进入汽机做功, 做功后的乏汽 (压力≤0.0070MPa, 焓约为2406.2k J/kg) 通过冷凝器冷凝成水, 凝结水经凝结水泵送入锅炉给水泵, 为窑头余热锅炉II段提供给水, 从而形成完整的热力循环系统。

窑头及窑尾废气经余热锅炉后收集下来的炉灰 (单台窑尾余热锅炉约5.6t/h;单台窑头余热锅炉及粉尘分离器约2.4t/h) 均回用水泥生产系统:采用拉链机将窑头余热锅炉及粉尘分离器收下的窑灰送回到熟料输送系统, 采用螺旋输送机将窑尾余热锅炉收下的料灰送回到生料输送系统。

2.3.3 电气系统

余热电站采用10k V单母线分段接线方式。1号、2号发电机组分别由电站10k V I、II段母线经单回电缆线路与公司总降变电站10k V母线连接, 从而实现余热电站与系统并网运行, 同期并网操作设在电站侧, 并且在发电机出口断路器、电站侧发电机联络断路器及电站侧10k V I、II段母线联络断路器处设置同期并网点。电站与电力系统并网运行, 在不改变总降原有供电及运行方式的前提下, 发电机发出的电量全部用于全厂负荷。

根据余热电站的运行特点, 采用机、炉、电系统集中的控制方式。

2.3.4 主要装置 (表1)

3 余热发电系统特点

蓝田公司余热发电系统是针对水泥生产线产生的余热资源利用而设计的, 主要特点表现在以下几个方面:

(1) 窑头余热锅炉:根据2500t/d熟料生产线窑头冷却机废气排放温度的分布, 在满足熟料冷却及工艺用热的前提下, 采取中部取风, 从而提高进入窑头余热锅炉的废气温度, 在缩小窑头余热锅炉体积的同时增大了换热量, 并且提高了整个系统的循环热效率;采用两段受热面, 最大限度地利用了窑头熟料冷却机废气余热。

(2) 窑尾余热锅炉:当水泥窑窑尾废气温度波动时, 相应的窑尾余热锅炉的产汽量可随之发生变化, 保证排出的烟气满足熟料生产线的烘干要求。

(3) 为了保证电站事故不影响水泥窑生产, 余热锅炉均设有旁通烟道, 一旦余热锅炉或电站发生事故, 可以将余热锅炉从水泥生产系统中解列, 不影响水泥生产的正常运行。

(4) 余热锅炉为立式锅炉, 具有占地面积小、漏风量小的特点, 有利于提高余热回收率。

(5) 由于窑头废气粉尘粒度较大, 在锅炉废气入口设置粉尘分离器, 使废气中较大颗粒分离下来, 以减轻熟料颗粒对窑头余热锅炉的冲刷磨损, 提高锅炉的使用寿命。

4 余热发电项目投运的意义

项目的实施实现了蓝田尧柏水泥厂余热有效利用、节约能源的目的, 对现有环境状况有一定的减排作用: (1) 由于余热锅炉的设置, 对原水泥生产工艺系统废气有一定的降尘作用, 降低了进入原水泥生产系统除尘器的废气含尘浓度, 改善了除尘器的工作条件, 提高了除尘器的除尘效率, 减少了粉尘的对外排放; (2) 由于本余热电站为纯余热回收电站, 不消耗一次燃料就可发电, 因此相对于一般燃煤电厂来讲, 每年可减少燃烧标准煤约19590t, 经计算相当于减少52650t CO2、310t SO2和395t NOX的排放量; (3) 设备冷却水循环使用, 间接循环利用率97.6%;同时由于在窑尾增设余热锅炉, 使进入水泥生产线增湿塔的烟气温度降至250℃以下, 减少了增湿塔的喷水量约60%左右。

摘要：介绍了纯低温余热发电技术在蓝田尧柏水泥厂的应用。利用两条2500t/d新型干法水泥生产线窑尾预热器排出的废气设置窑尾余热锅炉, 利用窑头熟料冷却机排出的废气设置窑头余热锅炉, 四台余热锅炉产生的过热蒸汽供汽轮机进行发电, 达到综合利用、节能环保的目的。

关键词：余热发电,水泥,应用

参考文献

[1]刘志江.新型干法水泥技术[M].北京:中国建材工业出版社, 2005.

纯低温余热发电 篇2

烟气余热发电项目简介

青海百通高纯材料开发有限公司是青海物通（集团）实业有限公司全资子公司，位于西宁（国家级）经济技术开发区甘河工业园区，成立于2006年6月，拥有资产7亿元，在职员工2000人，14000KVA电炉16台，年产高纯硅铁20万吨，是亚洲最大的高纯硅铁生产基地。目前，公司高纯硅铁五期项目即将投产，投产后产能将超过30万吨。2010年生产各类硅铁折标产量19.96万吨，销售收入12.8亿元，省内上缴税金3800万元，是青海省纳税先进企业。

公司注重技术创新，自主研发的高纯硅铁生产技术、成本、质量处于国内外领先水平。公司与青海省进出口检验检疫局共同制定了国家《高纯硅铁技术标准》,“物通牌”高纯硅铁被青海省认定为高新技术产品，公司被认定为高新技术企业。

公司自主研发的矿热炉余热发电技术解决了余热锅炉清灰和蒸汽不稳等难题，目前公司已获得了冶炼烟气余热发电、高纯硅铁产品四项发明专利，余热发电项目被国家发改委列入国家重点节能技术推广目录，公司是青海省唯一一家“资源节约型、环境友好型”试点企业。

公司硅铁冶炼烟气余热发电项目一期工程于2009年10月26日竣工投运，已发电3300多万度，项目二期工程已在试运行。该项目总投资1.71亿元，装机容量24000KW，设计年发电量1.92亿度，相当于年节约标煤7万余吨，减少二氧化碳排放18万吨。项目全部投运后，硅铁冶炼可降低电耗800-1000KWH/T，将新增产值6144万元,利税3000万元。

该项目设计思想是通过余热回收装置，利用生产过程中产生的高温及辐射热量，进行二次回收利用，在低压锅炉内产生锅炉蒸汽，进而推动发电设备进行余热发电。一是矿热炉高温烟气导入余热锅炉，锅炉蒸汽驱动汽轮机组从而带动发电机发电。二是当余热发电设备出现故障或进行正常维修时进行烟气导出转换，恢复现有除尘状态。该项目填补了我国冶炼用矿热炉烟气余热发电技术空白。

提高纯低温余热发电量的措施 篇3

1 对系统漏风进行治理

1)利用停窑时间及时检查各阀门是否开关到位，对磨损不能封闭的阀板及时进行修复。

2)检查AQC炉、沉降室、SP炉各人孔门、卸灰口法兰的密封情况。

3)检查窑头有关设备的漏风

篦冷机： (1) 各风机管道以及各软连接位置; (2) 篦冷机壳体连接法兰; (3) 各卸灰阀; (4) 篦下各室的窜风。通过检查和处理提高篦冷机的冷却效率。

窑头电除尘器： (1) 电除尘器前的膨胀节要及时检查，及时处理漏风点; (2) 电除尘器下面的输送设备以及各连接法兰要密封严实; (3) 利用停窑时间进入电除尘器内部检查，发现有漏风的地方要及时处理。

窑头排风机主要是检查入口膨胀节。

4) 检查窑尾到高温风机前各工艺装备。主要是检查各级预热器的人孔门、捅料孔、顶盖各浇注料孔以及各热风管道、阀门。

2 注重系统管道及装备的保温

1)对窑系统各热工设备表面的散热进行防护处理。通过检测发现，C1的4个旋风筒外表面温度在70～90℃之间，远超过<50℃的要求。为此，对其进行外保温，使得表面温度与环境温度的差值在15℃左右，入高温风机的风温提高了3℃左右。

2)对通往余热发电的各工艺管道、沉降室、SP炉以及AQC炉的外部保温进行详细检查，对不符合要求的要重新进行保温处理。

3)篦冷机统一操作。篦冷机的操作分厚料层和薄料层。厚料层操作即在满足冷却效果的情况下，尽可能降低篦床速度。一段的控制至关重要。料层太厚影响熟料的急冷和窑内的通风;料层太薄则影响二、三次风温，增加煤耗。我们采用适当降低一段篦床速度，把二室篦下压力由原来的5 000Pa提高到5 300Pa;加快二段篦床速度，其液压缸的压力由原来的11.5MPa左右调整到10MPa左右;稳定三段料层厚度，其输送压力由原来的8MPa左右调整到10MPa左右。篦速应该平稳，不应快推快放，以免造成一～三段的料层断接，从而风温变化太大。此举稳定了窑二、三次风温和系统工况，有效提高了二、三段篦床的熟料温度，改善了进AQC炉的风温。

3 提高凝汽器的真空和锅炉的热效率

1)凝汽器的真空水平对汽轮发电机组的经济性有着直接影响，如机组真空下降1%，机组热耗将要上升0.6%～1%。而凝汽器内所形成的真空受凝汽器传热情况、真空系统严密性状况、冷却水的温度、流量、机组的排汽量及抽气器的工作状况等因素制约。因此要分析机组凝汽器真空下降的原因，找出预防措施。在保证凝汽器本体正常的情况下，尤其要关注循环水的水温变化，循环水温升高5℃，可使凝汽器真空降低1%左右。对于采用冷却塔的闭式循环供水系统，水温冷却主要取决于冷却水塔的工作状况，要定期清理循环水池及更换冷却塔密封填料，改善冷却塔周围的环境，从而保证冷却塔的正常运行。定期对凝汽器进行内部清垢，有效改善凝汽器内部的热传导效率，同样也是提高真空的关键。

2) SP炉和AQC炉是利用余热进行热交换的重要装备，其传导介质是经过化学处理的除盐水，但仍要利用窑系统大修(或计划停车)清理两锅炉冷却管道内部的结垢，来保证两个锅炉正常的热交换效率，从而保证最佳的发电量。

4 及时总结有关技术指标与发电量的关系

通过对熟料产量、煤耗、系统风压(入高压风机系统压力)、fCaO合格率、石灰石饱和比日均值与发电量的统计分析，可以及时的分析窑系统是否正常以及在正常煅烧情况下各参数之间相对偏差不大的对应范围，从而根据阶段性统计的结果，来及时检查窑系统及余热发电系统存在的问题，以便保证熟料生产以及余热发电生产处于较佳的匹配状态。表1和表2是2008年和2009年部分生产数据。

由表1和表2看出, (1) 在熟料煅烧正常的情况下, 吨熟料发电量在34.5～37kWh/t; (2) 熟料日产量的增加, 日发电量的绝对值是增加的; (3) 伴随系统风压的增加煤耗同样在增加; (4) 熟料饱和比在0.88～0.90以及f CaO合格率在75%以上时, 发电量稳定; (5) 煤发热量保持在23 200kJ/kg以上对实现窑产质量以及发电量更为有利; (6) 2008年9月份的各项指标明显优于2009年3月份的各项指标, 提示我们要及时的查找窑系统的各项因素, 实现更好的窑况。

5窑系统的操作和余热发电要协调管理

纯低温余热发电 篇4

1) 窑、磨正常运行时, SP炉回灰经排灰管X到拉链机, 入增湿塔拉链机随出磨生料一并入库。

2) 生料磨避高价电峰点检时, 为了避免高温窑灰烧损入库提升机胶带, SP炉回灰积存在其灰斗内。

3) 拉链机或输送斜槽故障时, SP炉回灰也积存在其灰斗内。

在实际生产中发现, SP炉长时间积料, 除了不正常下料外, 还会引起高温风机塌料, 影响高温风机正常运行。在余热发电试运行中出现了高温风机进风口频繁塌料的故障 (6月15日22:15～6月24日23:25) 共计61次。塌料时高温风机电流由正常值130～152A急剧升高到205～293A, 转速由882r/min直线下降到750r/min, 甚至613r/min, 进风口负压由7200Pa减小到6000Pa左右, 现场能够听到高温风机发出沉闷的“哼哼”响声, 能看到灰尘向高温风机壳外溢出, 数秒后增湿塔下面的回灰螺旋输送机向外冒灰。高温风机进风口塌料时, 由于负压波动很大, 导致预热器塌料、窑头正压危及巡检人员和窑头摄像头等设备的安全、高温风机和增湿塔回灰输送设备过载且影响环境卫生、原料立磨因进磨热风风量突然减小导致振动值偏高而自动停机。

为此, 我公司做了如图1示的改造, 在SP炉排灰管道处增加一裤衩溜子, 增加一根排灰管Y, 连接于高温风机出口管道。裤衩溜子内装有电动执行器控制翻板, 在生料磨停车或其他原因不能正常排灰时, 由中控开启执行器, 让SP炉回灰走排灰管Y, 与高温风机中的窑灰共同送至增湿塔, 从而解决了SP炉积料的问题。

水泥窑纯低温余热发电系统的优化 篇5

1 水泥窑低温余热发电系统分析

水泥窑低温余热发电系统的构成包括:余热锅炉系统、汽轮发电机、发电机、水处理设备、循环冷却设备及DCS控制设备等。纯低温余热发电是真正意义上的余热电站, 完全利用余热, 无外加热源的发电系统。由于它不使用燃料来补燃, 因此, 不会对环境产生附加污染。其次, 由于没有补燃锅炉, 蒸汽参数较低, 即利用出预热器筒350℃士20℃的废气余热产生低压过热蒸汽, 其运行操作简单方便, 运行的可靠性和安全性高[3]。该系统的特点是系统简单, 便于管理。图1为某水泥厂余热电站热力系统。

2 余热发电系统的优化

水泥窑纯低温余热发电系统是以节能降耗从而降低水泥生产成本为目的, 研究、开发、应用水泥窑纯低温余热发电系统应遵循的基本原则是不能影响水泥的正常生产, 不能增加水泥熟料的烧成热耗及电耗, 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。因此, 需要对水泥窑纯低温余热发电系统的优化。

2.1 废气参数优化

要研究水泥窑纯低温余热发电系统, 就首先必须确定水泥窑排放的废气参数, 从而进一步研究热量利用方案。在干法水泥熟料生产线中, 水泥窑纯低温余热发电系统如何在不影响二次风、三次风以及水泥生产其它用风的情况下使窑头篦冷机余热得到最大利用, 是阻碍水泥行业水泥窑纯低温余热发电系统难点之一。由于当前国内已经运行的新型干法水泥生产线生产工艺相对成熟, 提供的参数多数不是正常运行时设备的参数, 而在生产正常运行时也基本没有对生产线进行热工标定[4]。为了合理配置余热锅炉和水泥窑纯低温余热发电系统, 使锅炉和水泥窑纯低温余热发电系统处于高效率的运行工况, 必须对水泥生产线长期稳定工况下的废气参数进行筛选验证和进行热工标定。

2.2 除氧系统优化

除氧系统简单, 使得操作运行管理方便, 减少消耗动力, 氧效果及给水品质也需要很好的控制。在除氧系统中, 真空除氧系统简单除氧效果可靠, 可是需要消耗相当的电力和高压蒸汽[5];在火力发电厂中, 经常采用的是大气式热力除氧, 这种除氧方式是利用的低压蒸汽将锅炉给水加热, 而使水中的溶解度降低, 氧溢出并排入大气, 在这个系统中, 系统较为复杂, 但除氧效果好, 锅炉给水品质容易保证, 而且电力大大减少, 对于水泥窑纯低温余热发电系统余热锅炉利用十分有利。

2.3 连接系统优化

设置水泥窑纯低温余热发电系统水泥连接系统优化, 能够保证充分利用余热资源。由于出冷却机的气温度约在300℃, 为提高主水蒸汽温度, 需将冷却机进行一定改造, 可从冷却机中部管道分别引向锅炉和煤磨。在冷却机原余风管路上, 新设的锅炉管路和出锅炉管路均增设电动百叶阀门, 以实现对气流的控制和切换。为水泥窑纯低温余热发电系统中锅炉水汽系统的串联创造了条件, 采用补汽式汽轮机的通流部分与常规汽轮机相比后缸排汽量大, 凝汽器负荷加大, 末级排汽湿度大的方法[6]。汽轮机进汽参数的选取要有利于机组内效率, 还要考虑到末级排汽湿度对级效率的影响。满足汽轮机末级排汽湿度的要求。采用补汽式汽轮机设计的蜗壳式补汽缸, 很好地解决了补汽难的问题, 汽缸疏水、叶片水蚀等技术问题都得到了很好的解决。

3 效果

以2 000t/d生产线配套9mW水泥窑纯低温余热发电系统为例, 优化后热力系统时运行取得明显的效果。优化前设计的余热发电站, 相对于水泥生产线的运转率一般为85%, 9mW余热电站扣除用电6%的年供电量约为5 500万kWh。而经过优化设计的余热电站, 电系统操作简单, 运行可靠, 相对于水泥生产线的运转率可达到97%, 9mW余热电站扣除用电6%的年供电量约为6 200万kWh, 每年增加了约700万kWh供电量, 效益显著。

摘要：本文针对水泥窑纯低温余热发电系统问题, 在工程中进行了一系列的研究, 进行了水泥窑纯低温余热发电系统连接系统优化、除氧系统优化、废气参数优化, 并将研究结果成功用于了工程实际中, 取得了良好的效果。

关键词：新型干法技术,余热发电,工程应用

参考文献

[1]韩才元, 徐明厚, 等.煤粉燃烧[M].北京:科学出版社, 2001.

[2]PAHUJA A.Energy auditing and monitoring in thecementindustry[J].CementIndustry, 1996, 81 (7) :670-694.

[3]岑可法主编.锅炉燃烧试验研究方法及测量技术[M].北京:水利电力出版社, 1987.

[4]西安热工研究所.燃煤锅炉燃烧调整试验方法[M].北京:水利电力出版社, 1974.

[5]吕标, 王登华, 张中云, 等.炉内结焦治理[J].四川电力技术, 2005, 4:37-38

纯低温余热发电 篇6

1 汽轮机保护测试

1.1 两泵低油压连锁保护试验

1.1.1 辅助油泵润滑油压力低

1) 启动辅助油泵, 开出口阀。确认电动机功率正常、运行平稳。

2) 启动回转设备盘车装置。

3) 分别将辅助油泵、交流事故油泵、直流事故油泵和回转设备盘车连锁置于“连锁”位置。

4) 手按辅助油泵“停运”按钮, 分别试验:

当主油泵出口油压下降至0.65MPa (表) 或润滑油压力降至0.085MPa (表) 时发出报警信号, 同时辅助油泵应自动投运。

当润滑油总管压力降至0.13MPa (表) 时发出报警信号;当润滑油压力降至0.08MPa (表) 时磁力断路油门动作, 交流事故油泵应该自动投运;当润滑油压力降至0.07MPa (表) 时直流事故油泵应自动投运;当润滑油压降至0.015MPa (表) 时, 发出回转设备自动停止盘车的信号。

1.1.2 交流事故油泵润滑油压力低

1) 开启交流事故油泵进、出口阀, 启动交流事故油泵。

2) 启动回转设备盘车装置。

3) 分别将辅助油泵、直流事故油泵和回转设备盘车连锁置于“连锁”位置。

4) 关小交流事故油泵出口阀, 分别试验:

当润滑油压力降至0.085MPa (表) 时辅助油泵应自动投运。

当润滑油压力降至0.07MPa (表) 时直流事故油泵应自动投运。

当润滑油压降至0.015MPa (表) 时, 发出回转设备自动停止盘车的信号。

1.2 现场停机试验

速关阀和调节阀开启, 在主控室手按停机按钮。速关阀、调节汽阀和补汽阀均应关闭, 光字牌“主汽门关闭”信号同时出现。速关阀打闸时从全开至关闭的时间应小于1s。

1.3 轴向位移保护试验

当轴向位移≥+0.5mm或≤-0.5mm时报警, ≥+0.6mm或≤-0.6mm时电磁阀动作。用模拟设置法试验。

1.4 轴承温度高保护试验

汽轮机推力轴承和径向轴承温度高于95℃报警, 高于105℃停机。用模拟设置法试验。

1.5 凝汽器真空低保护试验

真空降至-0.086MPa时报警, 真空降至-0.06MPa时停机。用模拟设置法试验。

1.6 发电机主保护动作试验

发电机主保护动作后, 信号发至电磁阀, 速关阀、调节汽阀和补汽阀均应关闭, 同时光字牌“发电机主保护动作”信号出现。

1.7 汽轮机转速高连锁保护试验

汽轮机转速≥3 150r/min时报警, ≥3 340r/min时停机。用模拟设置法试验。

1.8 汽轮机轴承振动大连锁保护试验

汽轮机轴承振动≥0.03mm时报警, ≥0.05mm时停机。用模拟设置法试验。

1.9 汽轮机控制器WOODWARD505试验

WOODWARD505控制器操作试验, 检查加减负荷方向应正确无误。

2 汽轮机事故预防及处理

2.1 紧急状态下的处理

下列事故属于紧急状态, 应手打危急遮断器油门, 关闭汽封进汽阀, 破坏真空紧急停机。

1) 机组出现强烈振动, 任一轴承处振动大于0.05mm。

2) 汽轮机转速升高至3 330r/min, 而危急遮断器不动作, 打闸后速度降不下。

3) 水冲击出现。

4) 汽轮机内部出现金属撞击声, 并继续扩展或轴封处冒火花。

5) 任一轴承的温度超过105℃。

6) 油系统着火而不能很快扑灭。

7) 油箱油位突然下降至最低油位。

8) 主油泵故障或其他故障, 导致润滑油压降至0.08MPa (表) 而不能控制还在继续下降时。

9) 主蒸汽管道破裂。

10) 轴向位移超过允许值, 而保护不动作。

11) 发电机冒烟或有火花。

12) 后汽缸上薄膜安全阀动作。

2.2 汽轮机本体事故处理

2.2.1 主蒸汽压力升高

现象:

主蒸汽压力表指示超过1.8MPa, 必要时可同时对照锅炉汽压表判断。

问题分析:

1) 锅炉汽压调整不当。

2) 大量甩负荷。

事故处理:

1) 主蒸汽压力达1.8MPa以上时, 应与锅炉联系要求降低汽压。

2) 主蒸汽压力升高至1.9MPa以上时, 除继续与锅炉联系外, 应立即报告班长、值长。

3) 主蒸汽压力升高至2.0MPa以上时, 可关小主蒸汽阀, 必要时可开疏水阀放汽, 如压力不能恢复正常时, 应报告班长、值长故障停机。

2.2.2 主蒸汽压力下降

现象:

主蒸汽压力表指示低于1.0MPa, 必要时可同时参照锅炉汽压表判断。

问题分析:

1) 负荷猛增。

2) 窑及锅炉运行故障。

3) 主蒸汽管道破裂。

事故处理:

1) 主蒸汽压力达0.9MPa以下时, 应与锅炉联系要求恢复正常, 并报告班长、值长。

2) 主蒸汽压力继续下降至0.8MPa以下时, 通知电气减负荷。

3) 根据压力下降情况, 注意调整汽封。

4) 主蒸汽压力下降至0.7MPa时, 应减负荷到零, 并空负荷运行15min。不能恢复正常时, 应不破坏真空停机。

5) 处理过程中, 应注意推力轴承、排汽温度和轴向位移及其振动情况。

2.2.3 凝汽器真空降低

现象:

1) 压力变送器真空表和弹簧真空表数字同时下降。

2) 机组负荷降低或带同样负荷主蒸汽流量增大。

3) 排汽温度升高。

4) 凝汽器水位升高。

5) 机组声音不正常。

问题分析:

1) 循环冷却水温升高或循环水中断及水量不足。

2) 负荷降低, 调节汽阀关小, 导致汽封压力减小, 汽封漏气。

3) 凝结水泵故障或凝结器铜管破裂, 使水位过高或满水。

4) 射水泵故障。

5) 在真空状态下运行的设备, 管道阀和阀门不严密而漏气。

6) 真空破坏, 阀门不严密漏气。

7) 凝结器铜管结垢太厚或杂物堵塞。

8) 射水抽气器进水温度过高或水压降低及工作不正常。

事故处理:

1) 发现真空下降时, 应迅速与弹簧真空表和排汽温度表核对, 确认真空下降后, 立即报告班长并寻找真空下降原因, 但司机原则上不准脱离工作岗位。

2) 真空下降至-0.087MPa以下时, 应通知主控室按规定减负荷, 但符合下列情况允许维持原负荷运行, 并在最短时间内迅速检查, 消除真空降低的现象: (1) 真空可以维持在一定数值不再下降; (2) 振动正常, 后汽封无摩擦现象; (3) 推力瓦块温度正常。

3) 真空急剧下降至-0.06MPa以下时, 应做紧急停机处理。

2.2.4 水冲击

现象:

1) 进汽温度急剧下降 (主蒸汽温度下降) 。

2) 主蒸汽管道法兰盘、轴封及汽缸接合面等处冒出白色湿蒸汽或溅出水点。

3) 清楚听到蒸汽管道内有水击声并有振动。

4) 汽轮机的内部发生水击声和金属响声。

5) 轴向位移增大, 振动逐渐剧烈。

6) 推力瓦块温度和推力轴承回油温度升高。

7) 补汽口处压力降低, 导致补汽调节阀开大。

8) 并列运行时负荷下降。

问题分析:

1) 锅炉满水。

2) 锅炉蒸发过度强烈。

3) 锅炉负荷突增, 引起汽水共腾。

4) 水质不合格, 锅炉发生汽水共腾。

5) 启动前没有充分暖管疏水, 或疏水排泄不畅, 将积水带入汽轮机。

事故处理:

1) 当汽轮机发生水冲击时, 上述现象不一定同时出现, 但发现冲击现象时, 必须采取果断措施, 否则将引起严重的设备损害。

2) 必须迅速破坏真空紧急停机, 并开启主蒸汽管道所有疏水阀, 迅速报告班长、值长。

3) 检查并切断水冲击来源。

4) 如果在惰走过程中并没有听出异音和摩擦声, 同时主蒸汽温度、轴向位移、推力瓦块和轴承回油温度正常, 惰走时间正常, 可以重新启动汽轮机, 但必须全开主蒸汽管道的疏水阀充分疏水, 提升转速应特别小心, 并仔细倾听内部声音, 如汽轮机启动正常, 可以带负荷, 但应随时监视轴向位移, 推力瓦块和轴承回油温度。

5) 在重新启动汽轮机时, 如发现汽轮机内部有异音和转动部分发生摩擦时, 应迅速停止启动, 停机检查内部。

6) 如发生水冲击时, 推力瓦和推力轴承温度升高, 轴向位移增大或惰走时间缩短, 必须停机检查推力轴承, 并根据推力轴承的状态, 决定是否揭缸检查。故障停机, 如发现内部有异音或转动部分有摩擦现象, 严禁再启动, 应揭缸检查汽轮机内部。

7) 为了防止水冲击, 在启动汽轮机前应注意正确暖管和疏水。

2.2.5 汽轮机超速事故

现象:

1) 功率表指示到零, 汽轮机发出不正常声音。

2) 转速和周波超过规定值并继续上升。

3) 主油压、脉冲油压迅速升高。

4) 机组振动增大。

问题分析:

1) 机组负荷突然降到零, 调速系统有缺陷, 不能控制转速。

2) 保安系统动作后, 速关阀和调节汽阀关闭不严。

事故处理:

1) 转速突然升高, 超过3 330r/min, 危急遮断器不动作时, 应立即手打危急遮断器油门, 破坏真空停机。

2) 速关阀、调节汽阀关闭后, 转速继续上升时, 应迅速关闭电动隔离阀。

3) 完成正常停机其他操作。

4) 汽轮机若重新启动, 必须查明原因进行消除后, 方可进行。

3 结束语

纯低温余热发电 篇7

中材罗定水泥有限公司一期工程的4500t/d水泥熟料生产线于2011年10月底投产, 12月即实现了熟料月达产。公司在2012年1月对该熟料生产线进行了热工标定, 在标定的基础上, 根据生产线实际生产时窑头窑尾排放的废气参数, 最终确认了生产线配置9MW纯低温余热发电系统。

2 热工标定结果

标定期间, 窑投料量在380t/h左右, 折合熟料产量在5630t/d左右。

2.1 窑头篦冷机去电收尘废气管段相关参数 (见表1)

测试期间煤磨处于正常运行状态, 煤磨取风口位于篦冷机二段前部。从测试数据来看, 篦冷机尾部所排废气平均温度达到318℃, 基本正常, 测试期间窑况有一定的变化, 篦冷机尾部所排废气温度在305℃~325℃间略有变化。对比投产近三个月来的窑头电收尘器入口温度的长趋势记录, 此次标定的温度基本能反映生产线平时的生产状况。风量与负压基本正常。

2.2 窑尾C1预热器出口管段相关参数 (见表2)

(1) 窑尾C1出口管段风量测试数据 (见表3)

从测试数据看, 窑尾C1出口平均温度347℃, 与当时生产线中控显示温度基本相符。对比投产近三个月来的窑尾预热器C1出口温度的长趋势记录, 发现窑尾C1出口温度在325℃~345℃之间, 由于此次标定期间熟料f Ca O偏高, 窑投料量380t/h略低于投产近三个月来380~390t/h的平均水平, 窑操作员有意提高温度煅烧, 所以造成了C1出口温度较平时偏高。风量与负压基本与此时产量相符。

(2) 窑尾C1出口管段废气成分测试数据

从测试数据来看, CO为0.01%, 说明窑系统内的燃料燃烧比较完全, O2含量基本正常。

2.3 煤磨及生料磨系统相关测试参数 (见表4)

3 余热电站配置方案

本生产线余热电站由中材节能股份有限公司采用总承包方式建设, 利用窑尾预热器C1出口的废气设置一台余热锅炉 (简称SP炉) , 设计参数为359000m3 (标) /h-340℃±20℃。利用窑头篦冷机二段篦床前、中部取出的废气设置一台双压余热锅炉 (简称AQC炉) , 设计参数为220000m3 (标) /h-380℃。发电系统设置为1台9MW补汽凝汽式汽轮机+1台10MW发电机, 锅炉主汽参数:1.35MPa-340℃~360℃;汽机主汽进汽参数:1.25MPa-340℃±10℃, 补汽参数为0.2MPa-150℃。在电站的总体配置上, 坚持“不以提高发电量而增加熟料生产热耗”的原则, 不采用抽取三次风或窑头罩等高温风进行蒸汽过热的手段。

余热电站于2012年10月开工建设, 2012年6月底建成投产。

4 电站投产初期效果

本余热电站2012年5月底投产后, 7月份即实现相对于窑系统的100%连续运转, 8月和9月, 余热电站和回转窑共同实现了连续两个月100%运转。

从余热电站投产后7月份的运行数据看, 篦冷机去煤磨的热风温度360℃~450℃, 与1月份热工标定时的估算温度基本相符, 说明电站投运没有影响煤磨的烘干热风。窑尾C1出口温度在320℃~340℃之间, 较1月份热工标定时温度低, 也低于SP锅炉的设计入口温度, 主要是因为窑产量增加造成C1出口温度降低。整个7月份, 窑二次风温与电站投运前相比, 变化不大, 但从窑头篦冷机二段前、中部取出的AQC炉入口废气温度却在260℃~400℃之间大幅波动且难以控制。因此7月份AQC炉入口废气温度波动幅度大且总体偏低, 虽然余热电站实现了相对于窑系统的100%连续运转, 但月度熟料发电量只有30.1k Wh/t, 月平均发电功率7.51MW。

5 提高发电量的措施及效果

2012年7月底, 我公司和中材节能公司对熟料生产线再次进行了热工标定, 标定期间窑投料量在390t/h左右, 折合熟料产量约5800t/d。经过标定, 测算出SP锅炉入口废气标况风量约为300000m3 (标) /h, SP锅炉旁通处漏风约为50000m3 (标) /h, SP锅炉入口温度325℃~335℃, AQC炉入口废气温度在260℃~400℃之间波动, 废气风量约为230000m3 (标) /h, AQC锅炉旁通处漏风约为50000m3 (标) /h, 漏风废气温度120℃~160℃。因篦冷机尾部排出少量低温废气, 对余热电站AQC炉蒸汽产量影响不大, 所以通过本次标定, 双方确定今后稳定和提高余热电站发电量的主要途径是:

(1) 对SP锅炉旁通阀进行密封处理, 减少旁通处漏风, 提高SP锅炉蒸汽产量。

(2) 通过调整生料配比、控制篦冷机料层等手段, 提高篦冷机内散热效果, 稳定和提高AQC炉入口废气温度。

经过认真分析, 我公司技术人员发现, 因为我公司4500t/d水泥熟料生产线所配置的篦冷机 (第三代篦冷机, 三段活动篦床, 九个风室) , 冷却面积达147m2, 相对于5800t/d的熟料产量, 篦冷机一、二段风室风机和固定篦梁充气风机的风量足够大, 熟料在篦冷机一段已充分的散热。要稳定和提高AQC炉入口废气温度, 关键是在不影响窑二次风温的情况下, 稳定篦冷机一段篦床的料层, 把熟料热量往二段篦床后移。首先我们采用减少一段篦床充气梁冷却风机风量和1号、2号、3号风室风机风量的办法, 取得了一定成效, 但出窑熟料的短时变化很容易压住一段篦床, 且各风室间有窜风现象, 一旦压住一段篦床, 调整周期则会很长。后尝试把一、二段篦床的各充气梁冷却风机和一段篦床下的1号~3号风室风机的风门恢复到100%开度, 二段篦床下的4号~6号风室风机的变频器恢复到50Hz, 通过调篦床篦速稳定料层和控制入AQC炉温度, 只通过调整三段篦床下的7号~9号风室冷却风机的变频器频率控制出篦冷机的熟料温度、维持窑头罩压力。经过一段时间的摸索, 最终确定了较合适的各风室风压参数和篦冷机传动压力控制参数。对我公司篦冷机来说, 基本参数确定为1号风室风压控制在7200~6800Pa, 2号风室风压控制在5500~6000Pa, 4号和5号5723风室风压控制在4700~4500Pa, 篦冷机传动压力控制在9.5~7.5MPa。各参数应随着生料成分、煤粉灰分成分、投料量等的变化适时调整。总的来说, 篦冷机料层逐步稳定, 在不影响窑二次风温的情况下, AQC炉入口废气温度基本在300℃~380℃间波动且波动频率大大减少。

在篦冷机料层稳定的情况下, 我公司又从以下几个方面来提高余热电站发电量。

(1) 控制熟料结粒, 提高篦冷机中熟料的散热效果。把熟料SM维持在2.6~2.7间, 通过原料调配站γ-射线仪密切监控原料SM的变化趋势, 发现异常时及时进行调整, 密切关注进厂煤质量的变化情况, 对进厂煤的质量进行连续化学分析, 每次原煤预均化堆场内更换原煤堆区时根据煤质的变化调整原料配料, 最大限度地降低煤质波动对熟料结粒状态的影响。

(2) 改造篦冷机风室密封, 对风室内传动口改用金属密封减少篦冷机风室间窜风, 这对于稳定篦冷机料层起到了很好的作用。

(3) 改造煤磨烘干热风的取风口, 生产中篦冷机去煤磨的热风温度为360℃~450℃, 由于煤磨进口掺冷风后实际入磨风温不超过300℃即可保证系统用风要求, 从篦冷机至电收尘的风管上增加一路风管至煤磨, 减少了原来从篦冷机二段篦床前部取风口的取风量, 减少了煤磨进口原冷风阀的冷风掺量, 增加了窑头AQC锅炉的热风温度。

(4) 对窑尾SP炉旁通阀进行密封处理, 利用停机时间对SP炉旁通百叶阀的叶片边沿加装密封板以减少漏风对SP炉蒸汽产量的影响。

在8月份以后的生产中, 上述调整措施逐步落实, 余热发电量稳步提高。我公司2012年7~12月熟料产量和发电量统计情况见表5。

从表5可以看出, 通过上述提高余热电站发电量的措施, 窑头AQC锅炉的入口热风温度逐步稳定并提高, 特别是9月份后, 窑头AQC锅炉的入口热风温度大多在300℃以上, 波动幅度减小, 频率变小, 余热电站发电量稳步提高, 平均发电功率达到了设计指标 (设计指标为8365k W) , 且二次风温同余热电站投产前相比没有下降, 保持在1130℃~1200℃, 说明没有影响窑系统热耗。

2013年, 我公司继续坚持熟料生产线生料配料、工艺操作 (尤其是篦冷机的操作) 和余热电站密切配合, 保证了余热电站的相对运转率, 全年熟料发电量稳定在33k Wh/t以上。

纯低温余热发电 篇8

1 余热发电系统工艺

我公司有3000t/d和6000t/d水泥熟料生产线各一条。余热发电系统由两台PH锅炉、两台AQC锅炉、一台闪蒸器及锅炉给水系统、一套汽轮机发电机及其冷却水系统组成。工艺流程方框图见图1。

具体的工艺流程为：预热器出口的废气经过PH锅炉的过热器和蒸发器后，尚有220℃的废气由高温风机抽出，一部分用来烘干生料，另一部分经过增湿塔及窑尾袋收尘后排入大气之中;在熟料篦冷机上开口，取窑头的废气经过AQC锅炉的省煤器、过热器和蒸发器后排入大气中。凝结水经过凝结水泵被送至两台AQC锅炉的省煤器中初步加热后，送入闪蒸器和四台锅炉的汽包中。进入两炉汽包内的水在锅炉内循环受热, 最终产生一定压力下的过热蒸汽作为主蒸汽送入汽轮机做功。进入闪蒸器内的高温水通过闪蒸原理产生一定压力下的饱和蒸汽送入汽轮机后级起辅助做功作用。做功后的热蒸汽经过冷凝器液化为水实现了由水—蒸汽—水的转换。

2 硬件系统

根据生产工艺流程和实际操作的需要，共设置了一线锅炉(PH、AQC)控制站(B11)、二线锅炉(PH、AQC)控制站(B12)、汽轮机及辅机控制站(T11、T12)、汽轮机控制及本体保护控制站(DEH、TSI、ETS)四个控制站。

分散处理单元是现场控制站的中央处理单元，NETWORK-6000+分散控制系统T2550 (CPU采用Pentium MMX芯片，主频266MHZ, FLASH MEMORY大于8Mbyte)的每个机架均有两个冗余的CPU，两个冗余的ELIN (100M)网络接口和串行通讯口，CPU和I/O模件采用并行总线通讯。本项目共配置十五对相互热备冗余的CPU，三对用于一线PH和AQC锅炉，三对用于二线PH和AQC锅炉、六对用于汽轮发电机及工厂辅机的控制、三对用于DEH(数字电液调节系统)、TSI(汽轮机安全检测系统)、ETS(汽轮机保护跳闸系统)。

T2550的I/O卡件均为全密封、模块化结构，采用表面贴装先进技术，按FCS标准设计和制造，故障诊断可到通道级，可带电插拔。通过I/O终端单元安装在基本单元上，通过基本单元上的内部模块总线与CPU进行通讯。T2550的I/O模块主要有AI2卡件(两通道模拟量输入)、AO2卡件(两通道模拟量输出)、AI4卡件(四通道模拟量输出)主要用于热电偶信号、DI8卡件(八通道数字量输入)、DO8卡件(八通道数字量输出)。

NETWORK-6000+系统的冗余控制网络采用TCP/IP协议，传输速率100Mbps。用于连接分散处理单元与工程师站、操作员站等，因传输距离较远，故采用具有较长的通讯距离和较强的抗干扰能力的光纤连接，通过4套导轨安装型光纤集线器通信模件，组成冗余的环形网络，连接分散处理单元与工程师站、操作员站。该集线器提供双冗余供电，双路光纤接口，通信模件内置冗余管理功能，当环路任何一处出现故障可以在30ms内自动切换到另外一条备用线路上，同时可以诊测到故障发生位置。根据实际需要我公司余热发电系统控制管理层配置如下：中央控制室设置1台工程师站ES, 2台操作站OS1/OS2, 1台现场操作站DEH, 1台彩色喷墨打印机。

另外该系统的DCS机柜的供电电源设计也很有特点。一路来自UPS，一路来自厂用电(市电)，两路电源供给不同的直流电源模块(DC24V、DC48V)，直流电模源块的输出通过二极管偶合后供给不同的DCS模块。任何一路电源丢失或直流电源模块损坏，另一路电源都能够保证机柜内部设备继续工作。其中DCS DI卡件的查询电源(DC48V)由DCS提供。

3 软件部分介绍

DCS软件包括系统软件和应用软件两大部分。系统软件为：Windows2000 Professional SP4，应用软件为：LINTOOLS和IFIX。

LINTOOLS是一种将控制策略转化为实际的组态程序的工具，它将所开发成的组态文件下载到T2550的控制器中运行，通过控制器的计算和判断去控制现场设备的动作。

通过LINTOOLS组态，一个控制器的程序主要包含：控制器模块(控制器参数及在线的一些操作);控制器状态监控模块(用于控制器的状态和参数的监视);I/O和连接模块(I/O模块参数、状态、在线强制等操作);设备控制逻辑和电机块;控制器之间通讯模块;PID控制(自动控制回路);与上位机通讯模块(主要用于部分非功能块数据与上位机软件IFIX的数据通讯);一些特殊功能(计算、累计量等程序)。

另外，LINTOOLS还可对程序进行在线的监控、强制和修改。如可在线修改AI/AO的量程，开关量DI/DO的MODE的手动和自动;可以通过修改MODE里的AUTO为MANUAL，实现对PV输出值的强制修改。

IFIX是Intellution自动化软件产品家族中的一个基于WINDOWS的HMI/SCADA组件。IFIX的HMI部分是监视控制生产过程的窗口。它提供了开发操作员熟悉的画面所需要的所有工具。该人机界面主要通过对现场过程参数的显示、处理，来达到对生产状况、设备状况的集中显示。IFIX的SCADA部分提供了监视管理、报警和控制功能。它能够实现数据的绝对集成和实现真正的分布式网络结构。SCADA系统通过与支持的控制设备的数据连接，来控制这些设备，从而达到对现场的控制。

对于IFIX来讲，创建图符集是一个特别好用的功能。一个工程项目，只需要在应用开发阶段创建出几种类型的图符集，在以后的项目里就可以利用DYNAMO快速、重复的开发的特性，为后续项目的画面组态带来极大的方便，即节省了开发时间和工作量，并且正确性得到了很好的保证。

根据实际的生产需要设置了总貌、纯水流程、一线锅炉、二线锅炉、汽轮机、发电机、油系统、DEH总貌、转速控制、负荷控制、TSI参数、ETS状态12个流程图画面，增加了模拟量点的历史趋势、报警显示画面和生产报表画面。

4 总结