工业余热（精选7篇）
工业余热 篇1
0 引言
供暖系统是城市建设的重要基础设施。目前,中国供暖方式主要以集中供暖为主,普遍采用的形式有热电联产供暖和区域锅炉房供暖。其中,热电联产的供暖面积约占中国总供暖面积的62%,集中锅炉房的供暖面积约占37%,另外约有1%采用其他的供暖模式[1]。
供暖模式的发展呈现出以集中供暖为主,多种供暖模式并存的局面。供热能源由最初的以煤炭为主发展到煤炭、天然气、太阳能、核能、地热等多种能源并存的格局。供暖模式的不断发展和变化,使人们的选择空间变大,各地区可根据当地的实际情况选择适的供暖方式。
1 内丘县供热发展历史与现状
内丘县为河北省邢台市下属县级市,地处太行山东麓,由分水岭的中低山经岗丘向山前平原地带。内丘县位于北半球温带半干旱季风气候区,四季寒暑分明。
内丘县城区规划范围基本以城区外环路为界,西北侧控制至李阳河北岸,总面积约42.79 km2。内丘县冬季采暖期有4个月,现有供热面积约60×104m2。县城内原有供热站8个,县城内绝大部分建筑采暖均以小型燃煤锅炉为主,锅炉容量均在5 MW以内。这些锅炉多数设备老化,没有脱硫设施,除尘设备落后,且锅炉烟囱高度均在20 m~30 m之间。到了冬季,烟气弥漫,严重污染城区大气。锅炉房的煤渣、灰渣在城市中交叉运输,既影响交通,又影响市容卫生,污染环境。
内丘县周围并没有大型热电厂。建国后,一直以分散的区域锅炉房供热,运行至今大部分锅炉已经报废,剩余锅炉已经达不到国家节能标准,且分散锅炉房供暖的弱点是能耗高,热效率低,管理水平低[2]。伴随着中国经济的快速发展,内丘县县城内需要供热的建筑面积每年递增,急需改变原有老旧的供暖方式。
内丘县城东临国道G107,国道以东有1个大型钢厂。利用钢厂的余热可解决内丘县城现有供热矛盾的状况。
2 利用钢厂高炉冲渣水余热对城区集中供热
2.1 工业余热
工业余热回收是以环境温度为基准,被考察体系排出的热载体可释放的热称为余热。利用从工业设备回收的余热可作为城市集中供热方式的热源。
钢铁厂在炼钢过程中产生大量高温炉渣,需用水冲渣降温。冲渣水中的热量可利用工业余热型热泵提取出来。内丘县利用距离很近的龙海钢厂每年排掉大量余热,用于居民供热,既能实现很好的社会效益,又能实现较好的经济效益。
2.2可行性分析
2.1.1 龙海钢厂的可利用余热量
龙海钢铁厂3台炼铁高炉冲渣水总量为680×2×3 t/h,水温70℃,3台高炉本体冷却循环水水量为5 000 t/h,冬季水温约50℃。
2.1.2 内丘县城内现有供热面积及未来发展
2011年,内丘县现有供热面积约60×104m2。按内丘县城市发展规划,到2012年城区供热面积为100×104m2,到2015年供热面积达到200×104m2。
按国家采暖规范45 W/m2~50 W/m2计算,内丘县城区总供热量,2011年约为30 MW,2012年约为50 MW,2015年约为100 MW。
2.1.3 利用钢厂余热供热的可行性
该方案只考虑利用高炉冲渣水及高炉循环水中的余热。其中,高炉冷却循环水可利用热量为,
冲渣冷却水可利用热量为,
可利用热量共计105 MW。这部分余热完全可满足内丘县城现有供热需求以及未来扩展的供热需求。
2.3 经济及环境效益
2.3.1 经济效益
第一年施工范围为厂区内换热首站系统,龙海钢厂到中兴大街至与北环路交口处主管网及部分支管网,末端热泵站满足60×104m2采暖。总投资约9 500×104元。
第二年施工范围为厂区内剩余换热系统,剩余支管网,末端热泵站满足200×104m2采暖。总投资约6 600×104元。
项目建成后,最终供热面积可达到200×104m2,冬季运行费用约13.00元/m2。
2.3.2 环境效益
为了衡量该项目投产后的节能效果,将该项目中余热采暖和燃煤锅炉供热采暖进行对比,结果见表1。
由表1可知,余热供热系统比锅炉供热节约标煤约5.66×104t/a。
3 项目综合节能减排数据分析
采用余热供热系统采暖不需要燃烧过程,避免了排放任何烟尘及有害物质,每年直接产生的减排污染物数据见表2。
通过表2可以看出,建设工艺水换热供热系统可显著节约能源,降低污染物排放量,符合节能减排的要求。
4 结语
中国北方地区供热能耗很大,东北地区将近6个月,北京等地区的供暖期也有4个月左右。我们生活中对热能的需求主要来源于燃煤,燃煤占世界煤炭消费量的27%。中国煤炭消费的主要方式是直接燃烧,这种能源消费结构导致能源利用效率低下、环境污染严重。若将工业领域的废弃余热利用起来,不仅能改变中国传统的供暖方式,还能节省大量煤炭资源。
城市供热事业还是应以集中供热方式为主,其他多种供热方式为辅的模式。根据不同地区的不同情况进行热源的合理选择,优先选用环保、节能、高效的供热方式,以适应城市经济及环保发展的需要[3]。
参考文献
[1]中国动力工程学会热力专业委员会.我国城市集中供热发展概况[J].动力工程,1997,17(5),90-92.
[2]郝祺祥.府谷县城区集中供暖系统优化设计研究[D].西安:西安理工大学,2008.
[3]黄建春.城市集中供热现状的经济分析及供热系统优化方案、技能措施的研究[D].西安:长安大学,2008.
工业余热余压利用的思考与探讨 篇2
中国生物质工程战略发起人、中国科学院院士、中国工程院院士石元春教授认为:从总量角度看, 生物质能源已经成为排位仅次于煤炭、石油和天然气的世界第四大能源和首屈一指的可再生能源。同样, 从广义能源的概念看, 工业余能也是一种能源资源, 是伴随其它源发性能源的生产、输配、使用等过程而产生的能量。
根据国家能源局官方发布的数据, 2013年全国能源消费总量37.6亿吨标准煤, 相当于25.5亿吨石油。以我国综合能源效率最高的广州大学城分布式能源站为例, 其效率可以达78%, 结合最高效率火电机组效率为45%左右, 可以看出通过能源梯级综合利用, 大幅度提高能源利用效率是可行的。即使高温高压的热电机组的能源利用效率也能轻易地比超临界机组能源效率高出10个百分点 (供热也可视为余热梯级综合利用) , 工作到位提高30个百分点也是可能的。这相当于3~9亿吨标准煤, 这个规模也许并不比生物质能源的规模小, 排在第五位是没有问题的。当然, 工业余能的规模会随着能源利用效率的整体提高而逐渐减小, 这正是余能利用工作开展的目的。
余热余压是工业余能的重要组成部分, 占余能份额的90%以上, 不利用就会排放和浪费, 影响和污染环境, 所以余能利用的紧迫性和重要性更甚于绿色能源的开发利用, 更应优先考虑。
2 余能的种类及特点
余能是指生产过程中释放出来而未被利用的能源, 余热、余压和余气等是常见的余能。其基本特点可归纳如下:
⑴伴生特性, 没有对应的生产过程就没有余能。
⑵暂态特性, 难以储藏和运输, 不用就废。
⑶废弃特性, 生产过程释放物的惯常处理手段是废弃。
⑷品相特性, 载热介质、温度水平等差异很大, 存在利用对象、处理手段的匹配性问题。
业内流传着这样一句话:“一江春水向东流, 流的都是煤和油。”这句话既形象地描述了我国水能蕴藏丰富, 也生动地说明了水能稍纵即逝、不用既弃的特性。这也是余能丰富及余能利用紧迫性的形象写照。
3 不断发展的余能认识与余能利用
随着认识的深入和技术的发展, 对余能的认识和利用也在不断发展变化, 更多的低品相余能逐步被利用, 并呈现出从利用过渡到高效利用的趋势。
我们对余能的认识规律是化害为利、由高到低、不断拓展。就在20多年前, 大量的高温蒸汽、可燃尾气及工作过程中的压差被作为废弃物或有害物质释放。如水泥企业大量高温蒸汽的排空, 炼化企业燃烧毒害尾气形成的长明灯及许多工业企业利用挡板进行调压等;现在许多企业不仅已经将这些余能进行了利用, 并且正在寻求高效利用, 同时还将余能利用的视野和应用扩展到了更广、更深的领域。利用余能已经不再是产业关注的重点, 如何把利用范围扩展到更低品相的余能, 如何提高余能的回收利用效率, 如何高效利用余能才是当今产业的热点和趋势。
随着余能回收和利用的技术进步, 余能利用逐步从高能高用 (高温烟气发电等) 、高能低用 (高温烟气供暖等) 拓展到低能低用 (中低温烟气/低温余热水等供暖) , 乃至进一步发展到低能高用 (低温余热发电、热泵余热回收供热等) 。
4 余能利用原则
一些人认为几千千瓦的小容量、低参数的余热发电机组, 效率太低且不经济, 不应该发展, 甚至要将其归入小火电, 应该淘汰。但相较于将余热视为废弃物大量直接排放而言, 余能利用的经济效益、社会效益和环保效益都是巨大的。
也有人认为应该放弃将热转换成电, 直接利用热能, 保证高效利用。但是, 由于我国园区和城市热负荷规划的不足, 大规模的余热难以直接以热能的形式被高效利用;又由于余热具有伴生、暂态和废弃特性, 不用就废并污染环境的客观实际, 把余能利用起来是首先要考虑的, 在充分利用的基础上, 再考虑高效利用和梯级利用。
5 余能利用存在的问题
利用余能已成共识。经过20多年的政府引导与产业发展, 大量企业不同程度地开展了余能利用工作并从中获益, 利用余能已经成为企业节能降耗, 提升竞争力的重要手段, 也已成为广泛共识。在确保余能利用的共识下, 余能利用工作仍存在如下问题:
⑴大量低品位余能如何用起来。
⑵不同品位的余能如何区别利用, 高效利用, 也就是利用手段与品位匹配的问题。
⑶余能利用手段的选择策略和评价方法。
⑷国家政策配套和支持。
工业余热 篇3
随着能源消耗量的日益增长,生态破坏、全球变暖等环境问题已凸显,节能减排已经成为我国目前的基本国策。为了实现环境的可持续发展,使工业余热、废热得到有效利用,我国政府颁布了一系列政策。2006年,第十届全国人民代表大会常务委员会第四次会议审议通过的《国民经济和社会发展第十一个五年规划纲要》在第二十二章“发展循环经济”中明确指出,要将钢铁和建筑材料等行业开展余热余压利用列为国家十大重点节能工程之一。2008年5月,国家发改委颁布了《国家重点节能技术推广目录( 第一批) 》( 国家发改委公告2008年第36号) ,将水泥窑纯低温余热发电技术、 玻璃熔窑余热发电技术列入其中。2010年,六部委组织编写了《中国资源综合利用技术政策大纲》,要求推广钢铁工业废气余热、余压发电技术。 2011年,财政部、国家税务总局发布《关于调整完善资源综合利用产品及劳务增值税政策的通知》 ( 财税[2011]115号) ,销售自产的利用工业生产过程中产生的余热、余压生产的电力或热力,可以享受增值税即征即退100% 的政策。2012年,工信部发布的《工业节能“十二五”规划》,要求在钢铁、 有色金属、化工、建材、轻工等余热余压资源丰富行业,全面推广余热余压回收利用技术,推进低品质热源的回收利用。
1余热发电现状
工业余热即工业生产过程中在完成某一生产工艺后剩余的热量,我国工业能耗占能源总量的70% 左右,而工业能耗的60% ~ 65% 都转化为载体不同、温度不同的工业余热。包括低品位烟气、 蒸汽和热水等,回收和利用工业生产过程中的各种余热,既有助于解决我国的能源问题,又可以有效减少工业生产过程中的环境污染,具有重要的意义［1］。
通常,按余热的不同温度情况,将余热资源分为3种,即: 高温余热( ≥500℃) 、中温余热( 400 ~ 500℃ ) 和低温余热( ≤400℃ )［2］。
余热发电包括水蒸气朗肯循环发电和有机朗肯循环发电,其主要区别为: 水蒸气朗肯循环发电的工质为水,水在余热锅炉内吸热变成水蒸气,随后进入汽轮机做功发电; 而有机朗肯循环发电采用低沸点的有机工质吸收余热进入透平膨胀机或螺杆膨胀机做功,完成热电之间转化。根据功能转化关系,高温热源可产生高温高压水蒸汽,水蒸气朗肯循环适合于中高温余热发电,而中低温余热可采用有机朗肯循环进行余热发电。
我国在高温热源余热发电领域的技术已经成熟,并且在钢铁、冶金、水泥、化工等行业中得到广泛应用,但中、低温余热发电技术尚未成熟［4］。
20世纪60年代,以色列、日本、美国等国家已开始研究低温余热发电技术,我国自20世纪80年代开始对有机朗肯循环进行研究。浙江大学、上海交通大学等高校都在研究低温余热发电技术［3］。
2有机朗肯循环原理
有机朗肯循环( Organic Rankine Cycle,ORC) 发电常被有效利用于地热能、太阳能、工业余热等温度低于300℃的低品位热源［4］。有机朗肯循环, 即在传统水蒸气朗肯循环中采用有机工质( 如R245fa、R134a等) 代替水蒸气推动透平膨胀机或螺杆膨胀机做功,由于有机工质的沸点低,易形成高压蒸汽,而冷凝压力接近或稍大于大气压力,系统运行压力小,且其冷凝温度较低,可最大限度地将低品位热源的热量转化为电能,提高了能量利用率。
有机朗肯循环系统如图1所示。有机工质经过泵增压后进入蒸发器吸收低品位热源热量转变为高温高压蒸汽; 之后进入膨胀机做功发电,做功后的低温过热蒸汽进入冷凝器凝结为液态,随后进入泵,如此往复循环［5］。
有机朗肯循环作为低品位热源的有效利用手段,受到各学术研究领域的高度重视。但由于余热种类较多,热源不稳定等特点,有机朗肯循环系统整体仍需要全面优化［6 － 7］。关注系统性能的改善, 优化运行参数,根据不同的热源情况,选取最佳的有机工质,使系统效率最优是有机朗肯循环领域研究的重点。
3应用案例
浙江绍兴某集团将煤气发生炉余热用于发电, 原系统工艺流程图如图2所示。由图2可知,炉膛出口的煤气分为上、下两段,下段煤气先经过急冷器,在急冷器进行一次冷却,冷却后的下段煤气与上段煤气混合,进入间冷器进行二次冷却。下段煤气为高温热源,其温度约为570℃,流量约为2500m3/ h。该煤气发生炉每天24h连续运行,每年正常运行7200h以上。下段煤气在急冷器内将热量传给冷却水,造成热量浪费。
该项目通过余热锅炉将下段煤气在急冷器内释放的热量回收,产生高温高压水蒸气,通过传统的水蒸气朗肯循环进行余热发电; 另外,煤气发生炉的低温夹套蒸气为低温热源,其温度约为130℃ ,流量约为2. 5t / h,通过有机朗肯循环可将此热量进行回收。
通过将以上两种发电技术联合应用,可将热源热量全部回收,使余热利用最大化。经分析,总净发电量约为每小时540k Wh,年发电量为3. 9 × 106k Wh; 电价按0. 63元/ k Wh计算,发电收益为245. 7万元/ a。而通过以上改造可将急冷器取消, 由此可减少冷却水泵电耗收益约81. 65万元/a,总经济效益为327. 35万元/a。
该项目利用煤气发生炉余热进行发电,发电量可供该集团生产工艺使用,提高能源利用效率的同时,减少环境污染,经济效益及社会效益显著。
4问题分析
工业余热发电区别于火力发电,随生产工艺及负荷的变化,工业余热量不断波动,从而发电量不稳定。该项目实际运行结果显示,可将部分热能转化为电能,验证了余热发电系统的可行性,但发电效果未达到设计参数要求,经分析,产生此问题的主要原因有:
1) 热源不稳定。
由于勘察设计之初未对原生产工艺和能源状况进行深入有效分析,导致热源利用出现问题。该项目方案确定时间为夏季,而冬季实施时发现,煤气发生炉因自身工艺要求,下段煤气热量不足,而夹套蒸汽冬季利用量较大,无法提供多余汽源发电,致使原联合循环发电系统不能实现。本项目临时变更为: 下段煤气热量暂不回收,仅收集另外3台处于放散状态的煤气炉夹套蒸汽用于有机朗肯循环( ORC) 低温余热发电,方案变更后,无法测量处于放散状态的夹套蒸汽参数,因此,确定余热发电系统方案时,应深入系统了解生产工艺及热源状况,以便得到准确的热源参数。
2) 机组选型可靠性问题。
由于无法准确获得处于放散状态的煤气炉夹套蒸汽的蒸汽压力、蒸汽温度以及蒸汽流量,只能采用预估参数对ORC机组进行选型,而且现行市场ORC机组多处于试制阶段,经验不足,可靠性差,导致ORC机组选型偏差。余热发电系统设计参数与运行参数对比如表1所示。从表中数据可知,机组汽源的设计参数与实际运行参数相差也较大,ORC机组发电量仅达到额定发电量30% 左右, 无法达到额定工况要求。
经过分析,为进一步解决汽源并验证ORC机组设计可行性,经相关方分析后,该项目又在该集团1台铝沫熔炼炉的尾部烟道加装换热器,计划将热轧烟气的热量进行回收,换热产生的蒸汽与3台煤气炉夹套蒸汽合并后供ORC机组发电。但实施后发现换热器运行参数与设计参数相差较大,对比情况如表2所示。出现该问题的原因可能为热轧烟气的烟气量不足或烟气温度偏低,具体需进一步研究。因此,仅采用换热器产生的蒸汽进行发电, 机组实际发电量只达到额定发电量10% 左右,依然无法正常运行。
后将换热器产生的蒸汽与煤气炉夹套蒸汽混合后供ORC机组发电,混合蒸汽参数如表3所示。 由表1和表3对比可知,ORC机组利用混合蒸汽的发电量与单独采用煤气炉夹套蒸汽时发电量基本相当,蒸汽参数依然无法满足额定工况要求。
因此,工业余热利用的前提是必须在勘察设计阶段切实做好对生产厂工艺系统特别是能源状况的有效、准确分析,如此才能保证余热利用可行。
3) ORC机组可靠性差,有待优化改造。
ORC发电技术在国外应用相对成熟,而国内目前尚缺乏相对成熟的ORC发电机组,虽然对ORC有很多研究成果,但实验研究、实际应用相对较少,特别是该项目采用的可调沸点工质、模块化、 类透平ORC机组,在机组可靠性、工质选择、系统部件优化等方面仍存在许多问题,需要机组生产厂商对机组制造质量、性能、工况、有机工质选择等进行深入改造、优化。该项目采用的有机工质为二氯一氟乙烷( HCFC - 141b) ,是否有更好的有机工质适合本项目的系统参数,也有待进一步研究。
4) 冷端问题。
本项目通过空冷水塔将ORC机组冷凝器内的有机工质冷却。冷却水进出口水温设计参数为28 ~ 33℃ ,但运行过程中发现,空冷水塔存在容量配套不足问题,没有和ORC机组匹配合适,有机工质冷却温度无法达到设计要求,工质在冷凝器内无法有效冷却。同时,空冷水塔受环境温度影响较明显,环境温度为25℃ 时,冷却水进口水温已达到31℃ ,环境温度继续升高时,冷却水进口温度会随之升高,因此,环境温度较高的夏季,有机工质的实际温度与设计温度的偏差将继续增大。
5展望与启示
我国是热能利用大国,存在着大量的中低压热源,工业余热发电特别是低温余热发电,作为工业生产领域节能减排的重要手段,有着广阔的发展应用前景。
低温余热发电在国内鲜有应用,可借鉴经验较少。文中项目在勘察设计阶段对余热热源稳定性、 ORC机组选型及其冷端配套等问题研究、测试不够深入,致使设计方案未达到预期效果,但已成功实现机组并网发电,从而验证了低温余热发电的可行性,经验值得总结。
工业余热利用特别是低温余热发电利用项目, 由于其余热可能存在不确定性,正式设计前,特别是勘察设计阶段,十分有必要对工业生产厂的生产系统工艺和能源状况进行深入研究和测试,以准确地获得热源参数,同时应加强ORC机组选型及其冷端配套设计,以使余热发电能高效利用,效果最佳。
摘要：工业余热发电特别是低温余热发电具有非常广阔的应用前景。结合国内某集团余热发电系统实际应用案例,经运行发现,余热发电系统可以实现并网发电,但存在热源稳定性、ORC机组可靠性及其冷端配套等问题,并就此做相关分析。余热发电作为工业节能减排的重要手段,需要进一步深入研究探索,对同类型的工程改造及设计具有一定的借鉴意义。
工业余热 篇4
空气压缩机作为一种重要的能源产生设备,因其安全便捷而被广泛应用于制造企业生产加工的各个环节。但是,空压机同时也是耗电大户,如我们所调查的富泰京(北京)电子厂区,仅空压站电费就为人民币1300万元/年,占整个厂区电费支出相当大的部分。通常情况下,由于生产24小时不停,真正用于增加空气势能所消耗的电能,在总耗电量中只占很小的一部分,约15%左右。约85%的耗电转化为热量,通过风冷或者水冷的方式排放到空气中去。
“多余”的热量如果不排放不仅影响空压机的正常工作高温报警、缩短使用寿命、烧毁机器,甚至影响压缩空气的质量,导致压缩空气温度过高、冷干机工作负荷增加。并且“多余”的热量浪费了大量的电能,加剧大气“温室效应”造成热污染。如果将这部分能量有效回收利用起来,不仅可以节省大量的能源消耗,而且还可以产生巨大的经济和社会效益。
1 相关背景
压缩机工作过程中产生的余热通过水冷机组的冷却塔或风冷机组的冷凝器将这部分热量排放到大气环境中去。目前富泰京(北京)厂区共有6台空压机,其中4台IRN160-OF、2台IRN45K-CC。正常工作时,一般运行4台IRN90-OF的空压机可满足厂区生产要求。由于制造单位生产特点,基本保持一年365天4台空压机24小时不间断工作。产生的余热是大量且比较稳定的。
作为一项基本的福利政策,富泰京(北京)厂区要为区内宿舍提供热水用于员工洗浴,1万余名员工一年洗浴所用热水需要消耗巨大的热能。此外园区内的宿舍、厂房在冬季都需要取暖(仅其中的A栋厂房,每年的采暖费用也在50万元左右)。因此我们设想,如果能把空压机在运行过程中排掉的热能运用于厂房供暖和供应宿舍热水,将是一个极大的节能改善。
2空压机余热温度及热量回收可行性分析
为了探讨实施的可行性,通过查阅设备相关资料,我们对此改善进行了理论上的可行性分析。我们选取IRN160-OF型空压机作为分析对象,该型号的空压机功率为160kW。
用于压缩空气的消耗的电能:160×15%=24kW;
转化余热浪费的电能:
160×85%=136kW;
1小时产生热量:11.7万大卡;
1天24小时产生热量:281万大卡;
360天产生热量:101160万大卡。
空压机余热设备厂家提供资料如表1所示。
空压机余热回收设备大约可以回收余热的50%左右,即占空压机轴功率的40%;则160kW空压机每年可回收热量101160×50%=50580万大卡。
4台空压机总回收热量为202320万大卡。
由此可以看出,空压机的散热量不仅总量大而且温度高,采用相匹配的设备完全可以回收利用。
利用余热为宿舍提供热水的可行性分析如下:
将1吨1 5℃的常温水提高到45℃,需要摄取30000kcal的热量(即34.88kWh)。所以,一天余热在理论上可产生热水量V=24×Qb/34.88=24×1779/34.88=1224m3。
厂区宿舍有1万名员工,按平均每人每天用热水40L计算,极限用热水量Vb为10000×40/1000=400m3,生产的余热水量远大于实际生活用热水量,且空压机产生的余热是持续不间断的,所以能够很好地保证厂区全员生活热水供应。
3余热回收方案设计
在保证设备已有冷却系统的前提下,另外再设计一路水冷却系统,由水质符合职工洗浴的生活用水作为冷却水,利用该系统,将生活用水加热到用户需要的温度,满足用户使用。
为了充分利用空压机余热,我们考虑采用技术上相对成熟可行的空压机热水器回收系统来实现余热回收。供应至宿舍的热水与宿舍锅炉房联网,当水温不够时或生产停产时,就可启动锅炉二次加热,保证员工正常生活用热水。具体规划如图1所示。
4工程效益分析
4.1热量回收系统一次性投资
该回收系统属一次性投资,根据某品牌余热回收设备厂家报价,投资总价如表2所示。
空压机热回收项目的热量回收装置及水循环系统改造总投入约为58.8万元。
4.2热水系统年运行费用
(1)循环水泵:功率×工作时间×每月工作天数(30天)×12个月×每度电费=年运行费用。
循环水泵是为了保证恒温供水而设的,每天工作时间很短,按每天工作2小时计算:2.2×2×30×12×0.8≈1267元。
(2)供水泵:根据工厂提供的实际用水量数据,宿舍人数为1 0000人,每人实际用水量14.4m3/年。则工厂全年总使用水量为14.4万m3。
供水泵流量:167m3/h,4台供水泵全年24小时轮换工作。
年运行费用为4×4×6480×0.8=82944元。
(3)该热水系统年总运行费用:1267+82944=84211元。
(4)根据物业资料统计,富泰京(北京)厂区生活区生活热水采用燃气锅炉生产热水,正常消耗400吨/天。
根据天然气能源热值8000Kcal/立方,燃气锅炉能效比80%,北京工业燃气单价3.65元/立方计算。
若采用燃气热水锅炉提高30℃温升,每吨水需要天然气量为4.2立方/吨水。
全年燃气费用为:3.65元/立方×4.2立方/吨水×400吨×365≈223.8万元。
全年合计节省费用223.8万元。
可以算出整个项目一次投资后,其回收期约为3.5个月。
5空压机余热回收装置的其他综合效益
(1)能源节约:49亿千卡的热量,节省天然气61.32万立方米。
(2)温室气体的排放降低:二氧化碳和二氧化硫等温室气体排放降低92吨。
(3)提高空压机运转效率,实施经济运转:螺杆式空压机热回收装置的空压机组,可以稳定空压机产气量。螺杆式空压机可在恒温下运行,故产气量可稳定不变。
(4)降低空压机工作温度,减少故障延长寿命:使用空压机余热回收装置可降低维修成本,延长设备的更换期限。螺杆空气压缩机的主要运行费用是耗材的更换,如机油、机油隔、油/气分离器。经过余热回收系统改造完成后,可把空压机的运行温度降低至最佳范围之内,从而降低空压机的维护成本并相对提高空压机的使用寿命。
从以上分析可以看出,空压机热回收系统具有投资低、运行费用低、不受天气影响的优势;相对于燃气锅炉,更有环保、安全可靠的优势。因此,空压机热水器不仅能够节能减排、保护环境,更能够为企业带来可观的经济效益。
建议在使用大型能源设备的工业厂区,推广使用低品位余热回收设备。其不仅能有效降低设备工作温度,还能提高设备的运行效率,实现高耗能设备的经济运转,减少机器的故障,延长设备的使用寿命,降低维修成本。
6结束语
在现代工业生产中使用的大量机器设备都存在类似现象,这里我们只是对空压机余热进行了可行性的理论分析,希望能起到抛砖引玉的作用,让这些节能改造技术尽早地得到推广实施,以期发挥出良好的社会效益和经济效益。
参考文献
[1]陆鑫盛,周洪.气动自动化系统的优化设计.上海科学技术文献出版社,2000年
[2]张兆杰.压力容器安全技术.黄河水利出版社,2001年
工业余热 篇5
石蜡主要由直链烷烃混合而成,是一种优质的相变材料。石蜡具有物理和化学性能稳定;能反复熔化、结晶而不发生过冷或晶液分离现象;价格便宜、无毒且无腐蚀性等优点。但是在固-液相变后,容易发生液相的流动泄漏问题。人们使用微胶囊技术将石蜡封闭在球形的胶囊中,制成粒径在几微米到几百微米的微胶囊相变材料来改善其应用性能。相变微胶囊已广泛应用于航空航天[3]、建筑[4]、纺织[5]、太阳能[6]等领域。
本实验以甲苯二异氰酸酯和哌嗪为单体,58号石蜡为芯材,采用界面聚合法制备了吸热相变点在50～68℃范围的石蜡相变微胶囊。对微胶囊形貌、粒径、壁材化学组成和蓄热性能进行了表征,为其在工业余热回收方面的应用提供理论基础。
1 实验部分
1.1 试剂和仪器
甲苯-2,4二异氰酸酯(TDI)(分析纯),天津市津科精细化工研究所;无水哌嗪(PIP)(分析纯),天津市福晨化学试剂厂;二月桂酸二丁基锡(分析纯),东陵精细化学公司;58号石蜡,上海华申康复器材有限公司;OP乳化剂(化学纯),沈阳市新西试剂厂;BME-100L高剪切混合乳化机,上海威宇机电制造有限公司;光学显微镜,上海光学仪器进出口有限公司;分析天平,梅特勒-托利多仪器有限公司。
1.2 微胶囊制备
首先,将4g哌嗪和4g乳化剂溶解到400mL水中,配成水相溶液,加热到70℃待用。然后,将TDI及催化剂二月桂酸二丁基锡加入到70℃的58号石蜡中混合均匀,滴加到含有哌嗪、乳化剂的70℃水相溶液中,以9000rpm的速度乳化1min,然后在600r/min的转速下继续恒温反应1h。最后,过滤,水洗,真空干燥。
1.3 微胶囊性能测试
将干燥的相变微胶囊分散在无水乙醇溶液中,均匀涂覆在载玻片上,乙醇挥发后在光学显微镜下拍照,由目镜测微尺测量500个微胶囊的直径,计算平均直径Dn。
Ni—不同粒径范围的微胶囊的个数;Di—某一粒径范围内微胶囊的平均直径。
采用JSM-6700F型扫描电镜(日本JEOL公司)测试微胶囊的表明形貌,将微胶囊乳液涂布到盖玻片上,干燥后喷金,用扫描电子显微镜观察其形态。
采用DSC822e差示扫描量热仪(瑞士Mettler Toledo仪器有限公司)测试微胶囊的热性能,以10℃/min的速率从0℃升温到100℃,再从100℃降温到0℃,N2氛围。
采用傅立叶变换红外光谱仪(美国铂金埃尔默仪器有限公司Spect rum One-B型)对微胶囊的化学成分进行分析,将微胶囊和KBr 研磨成粉末后压片,分析所得到的红外谱图上官能团的特征峰判断微胶囊的化学组成。
2 结果与讨论
2.1 石蜡相变微胶囊的制备
界面聚合法是一种较好的微胶囊制备方法,与微胶囊制备常用的原位聚合法、复凝聚法相比,具有包覆率高,囊壁稳定性好等优点。石蜡与水不能互溶,在乳化剂和高速剪切匀化乳化仪的作用下会发生乳化作用,石蜡以细小的液滴分散在水相溶液中,溶解在油相与水相中的单体扩散至界面处发生聚合反应,生成高分子聚合物,包覆在石蜡油滴的表面形成相变微胶囊。界面聚合主反应方程式如下:
在微胶囊制备过程中,单体浓度及反应活性、两相溶液的配比、反应温度、反应时间、乳化条件等因素都对微胶囊的形态和性质具有重要影响。本课题组采用具有不同相变点的系列石蜡进行微胶囊化,通过大量实验确定了界面聚合法制备工业余热回收用石蜡相变微胶囊的最佳工艺条件,即:以甲苯二异氰酸酯和哌嗪为单体,58号相变石蜡为芯材,OP为乳化剂,反应温度为70℃,乳化速度为9000rpm,乳化时间1min。在此条件下制备出了综合性能良好的石蜡微胶囊。
2.2 石蜡相变微胶囊的形貌
在采用界面聚合法制备相变微胶囊的过程中,聚合产物聚集在石蜡液滴的表面,形成微胶囊的囊壁,囊壁的微观形貌直接反映了聚合反应情况。采用的聚合方法不同,微胶囊的微观形貌也具有不同的特点。
图1 (a) 为放大500倍所拍摄的微胶囊的扫描电镜照片。由图可见,微胶囊分散性良好,相互之间没有粘连,说明石蜡已经被聚合物包覆。
图1 (b) 为放大2000倍的照片,由图可见,微胶囊表面光滑但有折皱,这是由于囊壁的塌陷引起的,粒径较大的微胶囊褶痕比粒径较小的褶痕大。微胶囊表面的塌陷可能是由两方面的原因造成的,首先,由于界面聚合反应温度高于石蜡的熔点,反应结束后,体系冷却,石蜡由液态凝固为固态,体积缩小,而囊壁收缩程度小,所以产生了塌陷;其次,界面聚合反应初始阶段,油相中的单体浓度较高,随着反应的不断进行,油相中的单体不断向界面处扩散而消耗,油滴体积随之减小,最初形成的膜表面积较大,反应结束时便会产生塌陷。囊壁的塌陷对微胶囊的性能也有有利的一面,可以为芯材的受热膨胀留出预胀空间,壁免芯材受热膨胀后囊壁破裂。
2.3 石蜡相变微胶囊的粒径大小和分布
微胶囊粒径大小和均匀度是影响微胶囊使用性能的重要指标。粒径越小,相变材料的比表面积越大,但包覆率会相应下降。粒径大小主要受乳化剂类型、乳化剂浓度、乳化速度、乳化时间等因素影响。对在最佳工艺条件下制备的石蜡相变微胶囊的粒径进行分析,绘出粒径分布曲线,如图2所示。
由图2可见,微胶囊粒径在2.5μm 到27μm之间,主要分布在9～14μm之间,平均粒径为12.5μm。
2.4 石蜡相变微胶囊的红外谱图
图3为石蜡及相变微胶囊的红外光谱图。石蜡红外谱图中的2920cm-1和2851cm-1应分别为-CH2-不对称和对称伸展振动吸收峰,1461cm-1为烷烃的特征峰,719cm-1可归属为长链烷烃链长大于4的特征峰,这些特征吸收峰在相变微胶囊的红外谱图中均有出现,说明微胶囊中的包覆物为石蜡烷烃。
与石蜡红外谱图相比,相变微胶囊的红外谱图出现了一些新的吸收峰,3310cm-1可归属为N-H伸展振动吸收峰,1634cm-1为聚脲的C=O基振动吸收峰,1533cm-1可归属为聚脲的N-H弯曲和C-N伸展振动偶合,1132cm-1为叔胺特征峰,以上吸收峰的出现说明壁材为哌嗪和异氰酸酯聚合而成的聚脲。
2.5 石蜡相变微胶囊的蓄热性能
蓄热性能是相变微胶囊最重要的性质之一,采用示差扫描量热仪可以比较精确地测试出相变微胶囊的相变点、相变焓值。图4为最佳工艺条件下制备的石蜡相变微胶囊DSC曲线。
由图可见,石蜡相变微胶囊在受热过程中,主吸热峰起始点为50℃,峰值为61℃。终点为68℃,相变潜热为153.41J/g。降温过程中,主放热峰起始点为58℃,峰值为51℃, 终点为40℃,相变潜热为153.12J/g。吸热峰值温度比放热峰值温度滞后10℃,说明微胶囊囊壁对传热具有一定影响,在今后的研究中可考虑在壁材上复合金属氧化物纳米材料来加强传热。在相变微胶囊的升温和降温曲线上出现了两个吸、放热峰,但次峰的面积很小,这是由于所用的58号石蜡含有少量短链烷烃造成的,虽然这会使相变微胶囊的相变热焓值有一定程度的降低,但比使用正构烷烃的成本要低很多,有利于所制备的石蜡相变微胶囊在工业上的实际应用。
3 结 论
采用界面聚合法,以甲苯二异氰酸酯和哌嗪为反应单体,58号石蜡为芯材,可以成功制备出工业余热回收用石蜡相变微胶囊,所制备出的微胶囊形态主要为球形,分散性良好,囊壁表面有折皱,粒径主要分布在9～14μm之间,平均粒径为12.5μm,吸热峰为61℃,放热峰为51℃,相变潜热为153J/g。
参考文献
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工业余热 篇6
工业硅行业作为现代工业的重要组成部分, 每年消耗大量能源, 据统计, 中国平均每吨工业硅需要消耗13 000 k W·h电以上, 全国年产100×104t工业硅需要耗电13×108k W·h以上。随着中国逐步建立全社会的资源循环利用体系和节能减排工作的深入进行, 工业硅作为能耗大户, 余热回收势在必行。实施节能技术改造, 提高能源综合效率, 既是响应国家号召, 建设节约型社会的客观需要, 也是企业降低成本, 提高企业市场竞争力的需要[1]。文章结合工业硅烟气余热发电综合利用项目, 对当前工业硅炉烟气余热发电技术进行了研究和探讨。
1 工业硅烟气余热特点
a) 烟气余热属于中温余热、废气流量较少, 热品位较低;
b) 烟气余热的参数 (温度、流量) 具有一定的波动性, 波动范围大;
c) 烟气中的硅灰 (俗称硅微粉) 极细, 有极强粘附力和非常高的热阻。受热外管壁粘灰后会大大降低热交换率[2]。
2 烟气余热发电改造前状况
自原工业硅厂2台矿热炉来的400℃~600℃高温烟气, 通过混风, 达到降温的目的。温度降低到220℃~230℃后, 首先进入到双效旋风除尘器中, 进行第一次除尘处理, 除尘得到的烟尘 (即Si O2粉) 经卸料机卸出, 进行包装。经过第一次除尘处理的烟气, 在进入风机之前, 通过向烟气管到喷淋冷却水, 进行二次降温处理, 经冷却水冷却的烟尘温度降低到180℃~200℃左右, 通过引风机进入布袋除尘器, 净化后烟气由除尘器上部排入大气。目前这种烟气处理方法, 基本能满足环保要求, 但需耗费大量电能和水资源, 同时烟道的高温烟气的热能没有得到合理的利用造成热能的浪费。
3 余热发电改造方案
3.1 余热资源
高温烟气的流量和温度参数决定了余热电站的装机方案, 高温烟气的烟尘成分及其含量决定了余热锅炉的清灰方式。经现场实测, 原工业硅厂2台矿热炉烟气余热参数如下:
烟气总量:2×70 000 Nm3/h;
烟气温度:450℃;
3.2 装机方案
按目前成熟的余热发电工艺, 烟气经废热锅炉利用后, 温度可从450℃降至200℃左右。根据热力学公式, 可以计算出1台矿热炉可利用的烟气余热量为2 415×104k J/h。
根据设计及工程实施的数据及工程经验, 余热锅炉对余热的利用效率90%, 发电机组的效率为40%。本项目计算取余热锅炉80%的能效, 取发电机组的能效40%。则2台矿热炉产生烟气的计算余热发电平均功率为4 293 k W。考虑到余热发电受矿热炉工况影响较大, 烟气温度和流量等参数具有一定的波动性, 且波动范围较大等因素, 本项目确定装机方案2×8t/h硅业烟气专用余热锅炉+1×3 MW纯凝汽式汽轮发电机组。三大主机主要参数如下。
3.2.1 锅炉
锅炉采用强制循环的余热锅炉。
最大连续蒸发量:8 t/h;过热蒸汽出口压力:2.45 MPa;过热蒸汽出口温度:390℃。
3.2.2 汽轮机
汽轮机采用快装纯凝式汽轮机组。
功率:3 MW;进汽量:14.88 t/h;主汽阀前蒸汽压力:2.35 MPa (a) ;主汽阀前蒸汽温度:390℃;背压:8.4 k Pa (a) ;凝汽量:14.394 t/h。
3.2.3 发电机
额定功率:3 MW;额定功率因数:0.8 (滞后) ;额定电压:6.3 k V;额定转速:3 000 r/min。
3.3 工艺流程
利用硅厂工业硅矿热炉高温烟气进行回收用于发电, 达到节能减排、综合利用、保护环境的目的[3]。炼硅产生的高温余热烟气经烟道送入余热锅炉经过换热后, 产生的高温高压蒸气推动汽轮发电机组发电, 高温烟气经余热锅炉吸热降温后, 再进入原有除尘器, 经除尘后排放。发电机所发电能通过升压变压器升压后接入硅炉35 k V配电装置母线, 余热电站与现有电力系统实现并网运行, 运行方式为并网不上网。在不改变原有供电及运行方式的前提下, 发电机发出的电量将全部用于全厂负荷。
按照烟气余热发电方案, 已经被利用过的烟气从余热锅炉出来后, 温度仍然有200℃, 由于温度较低, 其热能品位降低, 利用难度加大。为充分利用好能源, 提高能源利用效率, 根据烟气余热梯级利用原理, 其热量可以被用来产生余热锅炉补汽。但是从补汽锅炉出来的烟气温度仍然有150℃左右, 这部分烟气仍包含热量, 对此, 这部分热量可以用来产生热水用于洗澡用, 然后被冷却到120℃以下的烟气可以符合标准的进入布袋除尘器进行处理。
整个烟气余热发电综合利用方案系统示意图见图1。
该方案从能源利用与工艺角度来讲, 它能源利用比较充分, 能源利用率高, 出口烟气温度能立即达到布袋尘除尘器的要求, 不需要另外投资降温装置, 工艺配合性好。
4 余热发电技术改造重点和难点
4.1 烟气参数测量
余热电站能否到达设计要求的额定出力, 能否取得良好的经济效益和环保效益, 高温余热烟气的流量、温度等参数起到至关重要的作用。根据实际调研, 并结合工业硅生产行业目前普遍的发展水平, 大多数工业硅厂不能提供烟气监测参数, 在原工厂建设时也没有考虑预留烟气监测接口, 而现场工业硅炉处于全天24 h不间断生产状态, 要实时地测量烟道的高温烟气参数, 需要面临现场高温带电作业、高空坠落等危险因素的考验。但若不测量烟气参数, 则设计无重要原则性输入的支撑。因此, 建议委托专业的热工测量队伍, 依托专业的测量技术和专业仪器设备, 采取有效的安全防范措施和手段, 对余热烟气参数进行实地测量, 以取得最直接的原始设计参数。
4.2 总平面布置
工业硅高温余热烟气发电综合利用均在原有硅厂厂区内依托原有高温烟道进行技术改造, 新增汽机房、余热锅炉、冷却塔、主变压器等设施。而根据调研, 大多数工业硅厂的现状是建设时缺乏统一规划, 厂区内管线纵横交错, 能有效利用的场地较少, 且普遍存在原有建构筑物缺少或遗失原始土建或工艺设计资料的情况。因此, 如何利用有限的场地资源合理布置分区, 既节约用地、合理利用地形、方便集中管理, 又保证缩短管线、工艺系统布局走向合理;既要满足项目的安全、稳定、经济性要求, 又要满足项目施工及投产后的安全性要求, 是摆在设计面前的1个重大课题。建议如果能够收集到与余热发电综合利用工程相关的原厂建构筑物及其基础设计原始资料, 在确保安全、可靠、经济并有利于总平面优化布置的前提下, 经过和业主的充分沟通, 征得业主同意的前提下, 可以考虑利用原厂既有的一些设备支吊架、厂区管架进行项目的设计。否则, 从安全可靠的角度出发, 余热电站的设备支吊架等建构筑物应全部考虑新建, 不应与原厂建构筑物发生联系, 但这同时对余热电站总图的优化布置提出了更高的要求。
4.3 锅炉清灰方式选择
余热锅炉为本工程最关键设备之一, 工业硅余热锅炉的难点在于:工业硅矿热炉烟气中的Si O2极细, 其微小的颗粒被称为硅微粉。硅微粉的平均粒径200nm~400 nm, 粉尘壁表面积20 m2/g (极易产生静电、极易吸附而且隔热性能非常好) , 其烟气中硅微粉尘含量在灰5 g/Nm3~7 g/Nm3 (浓度较高) , 粉尘堆积密度:0.18 t/m3 (特轻) ;其具有极强的粘附力和非常高的阻热、隔热力。如果硅微粉清理不净, 锅炉很难正常运行, 进而将直接影响机组的长期稳定运行能力及发电量的大小。
据调查了解, 余热锅炉受热面有螺旋鳍片管、光管、针形管等主要形式, 而余热锅炉除灰有蒸汽吹灰、激波吹灰、机械振打清灰、钢刷除灰、乙炔爆燃除灰等形式, 余热锅炉清灰是否彻底和干净, 既和锅炉受热面的形式息息相关, 又和锅炉清灰的方式密切联系。只有选择了合适的受热面形式和与之相适应的清灰方式, 才能有效解决余热锅炉的积灰问题。根据调查了解到的目前一些余热锅炉生产厂家的情况, 通过对一些硅铁余热发电厂运营情况的调查, 考虑到螺旋鳍片管因自身结构原因, 对硅微粉积灰很难清理。硅微粉有很强的粘结性, 遇水或水蒸汽更容易粘结。激波吹灰能量相对较低, 对吸附性极好的硅微粉的清除比较困难。采用光管+机械擦刷式清灰方式, 清灰效果虽然较好, 但是在满足总图紧凑布置要求的情况下将增加工程土建投资。
综合考虑, 在本工程中, 选择了针形管受热面+乙炔 (C2H2) 爆燃除灰方式的余热锅炉。建议在类似项目开展过程中, 应加大收资力度, 通过调查走访, 多了解目前余热锅炉厂主要的受热面形式和清灰方式组合, 尤其要多调查了解已有的余热电站运行情况, 对余热锅炉实际运行效果进行分析比较, 再结合项目实际烟气参数情况, 选择最合适的余热发电锅炉。
5 余热发电综合利用能耗及环保效益
根据硅厂的统计资料, 改造前, 企业能源消费结构表见表3。
硅厂实际年产量11 829 t, 改造前单位产品能耗为2.46 tce/t, 单位产品电耗11 696 k W·h/t。
若改造后产能不变, 仍为11 829 t, 全年消耗洗精煤、油焦和木炭等均不变, 余热电站扣除厂用电率后年发电量2 208×104k W·h, 则硅厂全年还需要消耗电力11 627×104k W·h。改造后能耗情况见表4。
改造后单位产品能耗为2.22 tce/t, 比改造前降低了9.76%;单位产品电耗9 829 k W·h/t, 比改造前降低了16%。
余热电站发电功率3 MW, 年发电量2 400×104k W·h, 年供电量2 208×104k W·h, 若以燃煤火电为替代电源, 相当于每年可节约标煤7 397 t (以平均标煤煤耗335 g/ (k W·h) 计) , 每年可减少多种大气污染物的排放, 其中减少SO2排放量约19.6 t/a, CO2约2.2×104t/a, NOx44 t/a, 烟尘5.2 t/a。
6 结语
工业硅生产是高能耗行业, 无论从国家节能降耗政策, 还是企业自身发展的需要, 采用先进节能技术, 大幅度降低消耗和生产成本, 消除安全隐患, 是生产企业目前迫切需要解决的问题[4]。该余热发电综合利用项目成功实施, 可以对企业生产系统用能进行优化, 提高能源利用效率, 对降低企业产品成本, 实现节能降耗, 增强企业的可持续发展能力具有重要意义。同时也为地区行业内规模化开展节能减排、综合利用工作起到积极示范和推动作用。
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工业余热 篇7
随着工业的快速发展, 人们对能源问题的关注度日益增加。以色列利用ORC系统针对水泥、钢铁等工业生产过程中产生的150~350℃低温烟气进行余热发电, 该技术被美国、日本、俄罗斯等国家引进。目前, 在水泥工业纯低温余热发电领域中, 针对350℃左右烟气主要采用气水发电机组, 本文主要讨论在该领域中采用ORC系统的应用方式及适用性。
2 ORC原理及特点
ORC即采用有机工质作为热力循环的工质与中低温余热换热, 工质吸热后产生高压蒸气, 推动透平带动发电机发电 (见图1) 。由于有机工质一般具有低沸点特性, 因此能够实现温度范围在80℃以上的热水和150℃以上的烟气的余热回收和发电。
ORC系统特点如下:
(1) 目前成熟商用ORC机组, 要求热源形式为液相流体, 因此, 以水泥窑余热烟气为例, 需要通过中间换热器将烟气形式热源转换为热水或热油, 然后进入ORC机组被利用。
(2) ORC系统自用电率较高约15%~20%, 油泵、工质泵及循环冷却水泵三者电耗分别占系统发电量的5%~7%。
(3) 由于没有类似气水朗肯循环的射水抽气设备, 透平排汽压力大于环境压力, 循环终参数较高, 根据热源品位不同系统效率通常为3%~20%。
3 成熟ORC机组分析
针对目前成熟应用的商业ORC机组主要参数指标进行分析, 由表1数据可知:
(1) 目前成熟商用ORC机组, 要求热源形式必须为液相流体, 一般采用导热油。
(2) 随着蒸发器出口油温的降低, 系统效率逐渐降低。
(3) 以“TD 12 HRS”机组为例, 蒸发器设计进/出口油温为305℃206℃。虽然机组效率高达24.7%, 但对于中间换热器, 导热油进口温度为206℃时, 烟气出口温度至少达到250℃以上才能满足系统要求 (导热油传热性能比水较差, 必须保证40℃以上传热温差) 。由此分析, 若以水泥窑余热烟气为热源, 仅能利用温降100℃左右的热量, 整体发电性能较差。
综上所述, 余热发电系统不能仅考虑发电效率, 应综合考虑余热利用率等因素选择最佳的系统配置方案。4 ORC
4 ORC系统在水泥工业余热利用中的分析
4.1 在现有水泥余热发电系统基础上增设ORC系统
在现有水泥窑余热发电系统基础上对尚未回收的150℃左右的余热烟气 (如窑尾电收尘器入口) 进一步深度利用。
以目前水泥窑余热发电为例, 主要针对窑头冷却机中部取风350~360℃及窑尾取风330℃等中温烟气, 采用以水为工质的汽轮机发电机组, 而生产过程中依然存在150~160℃低温烟气尚未被利用, 若采用有机工质汽轮机朗肯循环系统则可在现有基础上进一步提高系统发电量。
余热资源:
窑头:余热锅炉出口、窑头收尘器入口烟气温度较低 (100℃左右) 且波动较大, 不适宜作为ORC热源。
窑尾:根据生料磨形式, 窑尾收尘器入口温度不同, 产能5 000t/d辊磨水泥生产线, 窑尾收尘器前多为100~150℃左右;产能2 500t/d球磨水泥生产线, 窑尾收尘器前温度较高, 可达200℃左右。若水泥生产线位于南方多雨潮湿地区, 烘干生料烟气用量更多, 甚至不足, 则窑尾收尘器前烟气温度更低。
因此, 当窑尾收尘器前温度达到150℃左右时, 适宜在现有水泥余热发电系统基础上增设ORC机组, 根据生产规模经理论计算, 2 500~5000t/d水泥生产线余热发电可新增发电量250~350k W。
4.2 水泥余热发电系统全部采用ORC
4.2.1 理论计算分析
利用窑头窑尾余热烟气, 采用带有预热器的ORC机组进行发电, 系统如图3所示。
采用上述ORC系统, 根据实际工程烟气数据, 进行理论发电量计算, 见表3。
综上所述, 水泥窑余热烟气全部采用ORC系统, 发电能力均低于相同条件下现有单压气水朗肯循环发电系统, 普遍相差500~1 000k W。
4.2.2 实际工程分析
以色列ORMAT是全球开展最早、市场份额最大的从事ORC系统工程应用的企业, 适用热源温度150~300℃, 装机容量200k W~70MW, 主要应用于工业余热回收及地热发电。
ORMAT德国海德堡水泥ORC余热发电项目, 热源及系统如图4、5所示。
针对上述余热烟气, 采用篦冷机中部取风, 常规气水朗肯循环, 系统净发电效率19%~20%, 总发电量1800~2 000k W, 高于目前采用的ORC系统。
5 结论
(1) 当窑尾收尘器前温度达到150℃左右时, 适宜在现有水泥余热发电系统基础上增设ORC机组, 根据生产规模经理论计算, 2 500~5000t/d水泥生产线余热发电可新增发电量250~350k W。
(2) 利用窑头窑尾余热烟气, 以ORC系统取代目前常规余热发电系统, 发电能力均低于相同条件下现有单压气水朗肯循环发电系统, 普遍相差500~1 000k W。