低温热发电

2024-08-19

低温热发电（精选八篇）

低温热发电篇1

关键词：低温热发电,有机朗肯循环,蒸发温度,膨胀比

引言

有机朗肯循环就是在传统朗肯循环中采用有机循环工质(ORC)(如R113、R123等)代替水作为循环工质,拖动涡轮机做功[1]。采用有机循环可以实现使用废热、太阳能和地热能等低品位热源发电,没有CO、CO2和NOx等污染物排放,具有环境友好的特点[2]。

ORC由于其低沸点,在低温条件下可以获得较高的蒸汽压力,推动涡轮机做功,适用于低温热源做功发电[3]。与水蒸气朗肯循环相比,ORC的主要优点在于它具有在中低温度中运行的良好特性[4],并且ORC要求的热源温度较低,100℃左右的热源就可以维持其正常运行[5]。因此,有机朗肯循环引起了各国学者越来越多的关注。

1 系统热力分析

有机朗肯循环低温热发电系统主要由余热锅炉、汽轮机、冷凝器和泵4个热力设备组成[6]。循环的流程图如图1所示。

有机工质经过泵升压后,被送到余热锅炉中,吸收余热的热量产生高温高压蒸汽,然后进入汽轮机中膨胀做功,通过发电机输出电能,汽轮机排气进入冷凝器冷凝成液体,向环境中放出热量,然后进入供给泵升压。

为了方便计算,对模型做如下假设:系统处于稳定流动状态,余热锅炉、冷凝器等设备与环境不进行换热,余热锅炉、冷凝器及连接管道的压力损失可以忽略不计,冷凝器出口工质为饱和液体。

1)过程1-2。

工质接收的外功为:

$W_{Ρ} = \frac{W_{Ρ, i d e a l}}{η_{Ρ}} = \frac{\dot{m} (h_{2 s} - h_{1})}{η_{Ρ}} (1)$

式中:WP,ideal—泵的理想耗功;ηP—泵等熵效率, $η_{Ρ} = \frac{h_{2 s} - h_{1}}{h_{2} - h_{1}}$ ; $\dot{m}$ —集热器中工质的质量流量,kg/s。

2)过程2-3。

工质吸收的热量为:

$Q_{1} = \dot{m} (h_{3} - h_{2}) (2)$

3)过程3-4。

在汽轮机膨胀过程中,工质对外所做的功量为:

$W_{Τ} = W_{Τ, i d e a l} η_{Τ} = \dot{m} (h_{3} - h_{4 s}) η_{Τ} (3)$

汽轮机输出有效功:

W=WTηm (4)

式中:WT,ideal—汽轮机的理想耗功;ηT—汽轮机等熵效率, $η_{Τ} = \frac{h_{4} - h_{5}}{h_{4} - h_{5 s}}$ ;ηm—汽轮机的机械效率。

4)过程4-1。

冷凝过程中工质放出的热量为:

$Q_{2} = \dot{m} (h_{1} - h_{4}) (5)$

5)朗肯循环的热效率。

$\begin{array}{l} η_{Ι} = \frac{W}{Q_{1}} = \frac{W_{Τ} - W_{Ρ}}{Q_{1}} \\ = \frac{(h_{3} - h_{4 s}) η_{Τ} - (h_{2 s} - h_{1}) η_{p}^{- 1}}{h_{3} - h_{2}} (6) \end{array}$

6)系统总不可逆损失。

$\dot{Ι}_{o v e r a l l} = Τ_{0} \dot{m} (\frac{h_{2} - h_{3}}{Τ_{Η}} - \frac{h_{1} - h_{4}}{Τ_{L}}) (7)$

式中:TL—冷源温度,TL=T1-ΔTL;TH—高温热源平均温度,TH=T4+ΔTH。

2 不同工况下ORC系统性能分析

在建立系统热力模型的基础上,以R600、R601、R245fa、RC318为例,研究这两个参数对系统性能变化的影响。其中,R600、R601为烷类工质,R245fa、RC318为HFC类工质。为了对比分析4种候选工质在低温朗肯循环中的性能,有必要设定相同的循环工况。在图1显示的循环中,设定冷凝温度t1=25℃,余热锅炉传热温差为5℃,冷凝器传热温差为4℃,环境温度为15℃;汽轮机的等熵效率和机械效率分别为85%和98%,泵等熵效率为80%。

2.1 蒸发温度影响

汽轮机蒸发温度和系统热效率的关系如图2所示。

由图2可见,随着系统蒸发温度的升高,系统热效率逐渐升高。以R600为例,当蒸发温度在50℃时,热效率为7.139%,而当蒸发温度增加到75℃时,热效率增加到12.324%。这是因为提高汽轮机蒸发温度增加了汽轮机做功的焓降,使系统热效率的明显提高。总体来说,在4种工质中,R601的热效率高于其他工质。

汽轮机蒸发温度和系统净功量之间的关系如图3所示。

从图3可知,系统的净功量随着汽轮机蒸发温度的升高而增加,这是由于汽轮机的焓降随着蒸发温度的升高而增大,因而系统净功量增大。R600和R601的系统净功量高于其他两种工质,这显示出了烷类工质在做功方面的优越性。4种工质中,R601的系统净功量最大,RC318的系统净功量最小。

在同等条件下,汽轮机蒸发温度对系统的总不可逆损失的影响如图4所示。

从图4中可以看出,随着工质蒸发温度的升高,系统的总不可逆损失也随之增加。如RC318,当蒸发温度为60℃时,系统的总不可逆损失为7.0422kJ/kg,当蒸发温度升高到90℃时,系统的总不可逆损失为12.8421kJ/kg。在4种工质中,R601和R600的系统总不可逆损失较高,而RC318的系统总不可逆损失最小。

2.2 膨胀比影响

合适的膨胀比对汽轮机是一个重要的参数[7]。定义汽轮机膨胀比为p3/p4,即为汽轮机进口压力与出口压力的比值。根据V.Maizza等研究,膨胀机的膨胀比有效且较为合适的值为3.5[8]。这是由于理论上,汽轮机膨胀比越高,单位质量工质做功能力越强,系统效率越高。但是如果膨胀比过大,会导致工质质量流量减小,减小汽轮机的机械能输出。

汽轮机膨胀比对系统的热效率的影响如图5所示。

从图5可以看出,随着工质膨胀比的升高,系统的热效率增加。如R245fa,当进口温度为70℃时,系统的热效率为9.626%,当进口温度升高到90℃时,系统的热效率为12.381%。这是由于膨胀比的增加使汽轮机焓降随着增加,因此,提高了系统的热效率。从图5上可以很明显的看出,在同一膨胀比下,R600的热效率高于其他3种工质,而其余3种工质的热效率相差不大。

膨胀比和系统净输出功量之间的关系如图6所示。

从图6可知,就总体趋势而言,随着膨胀比的升高,系统的净输出功量升高。当膨胀比较低时,净功量增加的较快,当膨胀比逐渐升高,净功增加的速度也逐渐减慢。就不同的工质而言,R600和R601的净功大于其他两种工质,且净功增加的速度也较快,烷类工质的净功输出量大于HFC类工质,这显示了烷类工质在低温朗肯循环系统的优势。

膨胀比和系统总不可逆损失之间的关系如图7所示。

从图7可知,就总体趋势而言,随着膨胀比的升高,系统的总不可逆损失逐渐降低。且随着膨胀比升高,系统总不可逆损失的减小速度越慢。就不同的工质而言,R600和R601的系统不可逆损失大于其他两种工质,说明它们可以利用的能量比其它两种工质少。4种工质中,R601的系统总不可逆损失最大,RC318的系统总不可损失最小。

3 结论

为了选取用于实验研究的太阳能低温朗肯循环系统工质,本文选取R600、R245fa、R601、RC318共4种有机工质作为候选工质,对其应用于基于太阳能的低温热发电朗肯循环系统的性能进行分析比较,结果表明:

1)随着系统蒸发温度的升高,系统热效率、系统净功量和总不可逆损失逐渐升高,烷类物质的热效率、净功量和系统总不可逆损失明显大于HFC类物质。

2)随着工质膨胀比的升高,系统的热效率和净功量增加,系统总不可逆损失减小,烷类物质的热效率、系统净功量和系统总不可逆损失大于HFC类物质。

3)烷类物质在做功方面相对与HFC类物质更有优势,但是其产生的不可逆损失同样较高,因此,在选择太阳能低温有机朗肯循环系统合适的工质时,应充分考虑两方面的因素。

参考文献

[1]顾伟,翁一武,王艳杰.低温热能有机物发电系统热力分析[J].太阳能学报,2008,29(5):608-612.

[2]王江峰.基于有机工质的中低温热源利用方法及其热力系统集成研究[D].西安:西安交通大学,2010.

[3]郑浩,汤珂.有机朗肯循环工质研究进展[J].能源工程,2008,29(5):608-612.

[4]魏东红,陆震,鲁雪生.废热源驱动的有机朗肯循环系统变工况系统分析[J].上海交通大学学报,2006,32(6):59-61.

[5]X.D.Wang,L.Zhao.Analysis of zeotropic mixtures used in low-temperature solar Rankine cycles for power genera-tion[J].Solar Energy,2009,83:603-611.

[6]王华,王辉涛.低温余热发电有机郎肯循环技术[M].北京:科学出版社,2010.

[7]Back O,Probert S D,et al.Selecting a working fluid for a rankine cycle engine[J].Applied Energy,1985,21(1):1-42.

低温热发电篇2

一、前言

水泥生产过程需要消耗大量的能源和天然矿物，而这些资源是不可再生的，因此制约了水泥工业的可持续发展，降低水泥生产过程中原燃料的消耗是保证水泥工业可持续发展的最有效措施。水泥熟料煅烧过程需要较高的煅烧温度，消耗大量的天然矿石能源——煤炭，以目前先进的新型干法水泥窑为例，其单位熟料烧成热耗在2900～3300kJ/kg，但同时约占熟料烧成热耗30--40％的热量随废气从窑尾和窑头排入大气，而采用余热发电技术将这部分热量回收是一种非常有效的办法----

二、华效公司在低温余热发电方面的技术保障能力及业绩

公司简介

协作单位

公司技术力量及外聘技术顾问

低温热发电篇3

1实验台设计方案1

低温热双循环发电机组检测实验台主要由3部分组成: 冷热源系统、冷热源监控系统和发电机组检测系统。冷热源系统模拟低温余热,为发电机组提供3种名义的运行工况; 冷热源监控系统主要采集系统运行的各种参数并控制被测发电机组蒸发器侧和冷凝器侧的进出水温度; 发电机组检测系统主要检测机组运行参数、故障报警及发电效率等。

1. 1 冷热源系统

实验台冷热源系统的设计是搭建实验台的先决条件,其目的是模拟发电机组的3种运行工况,发电机组运行工况见表1。

℃

实验台冷热源系统原理如图1所示,主要设备见表2。

当机组需要7 /15℃的冷却水时,关闭冷水水箱与高温热泵机组和改造的高温热泵机组管路上的蝶阀,只开启冷水水箱与水源热泵机组管路上的阀门。在冷源侧循环水泵Ⅱ( 设备编号10) 的动力下,将冷水水箱中的水输送到水源热泵机组制冷后,再输送到冷水水箱中贮存。当机组需要27 /35℃的冷却水时,则将水箱与3台机组相连的管路上的阀门均打开。冷水水箱中的水一部分通过冷源侧循环水泵Ⅱ( 设备编号10) 进入水源热泵机组,另一部分水通过冷源侧循环水泵Ⅰ( 设备编号9) 进入高温热泵机组和改造的高温热泵机组,通过阀门调节进入机组的水量,循环水通过各机组后在管道中混合再进入冷水水箱中贮存。同理,热水水箱中的水在热源侧循环水泵的驱动动力下,进入高温热泵机组和改造的高温热泵机组,通过两机组加热后的水在管路中混合后进入热水水箱中贮存。

冷热水箱与被测机组间的水泵均选择变频泵,可以更好地控制被测机组蒸发器和冷凝器的进出水温度。其中设备编号为4、5、7、8的变频泵均为一大一小,大/小水泵后均接有蝶阀,根据所需流量,自动选择大泵或者小泵,同时在电控柜上对应切换大泵/小泵的电源供给。当被测发电机组额定发电功率较小时,其所需热量也较小,即可选择小变频泵; 当被测发电机组额定发电功率较大时,则应选择大泵。4号变频泵为冷源侧混水泵,主要控制被测机组冷凝器的出水温度; 5号变频泵为被测机组冷凝器侧循环泵,主要控制被测机组冷凝器的进水温度; 7号变频泵为热源侧混水泵,主要控制被测机组蒸发器的出水温度; 8号变频泵为被测机组蒸发器侧循环泵,主要控制被测机组蒸发器的进水温度; 6号混水泵与7号变频泵一起共同控制被测机组蒸发器的出水温度。被测机组蒸发器和冷凝器的进出水温度均在额定范围内,机组在额定工况下运行,保证其发电效率。

1. 2 冷热源监控系统

实验台冷热源监控系统由冷热源数据采集系统和冷热源水温控制系统组成,冷热源数据采集系统需要采集关键点水温、进出水流量和热量,测点种类多、较分散。冷热源水温控制系统主要是通过温控表的PID自整定方式控制进入、流出机组蒸发器和冷凝器的水温,其测点布置如图2所示。

1. 3 发电机组监测系统

根据《低温热双循环发电机组性能测试方法》( 企标) ,被测机组需要检测的数据包括: 被测机组蒸发器和冷凝器的进出水温度,可直接由为发电机组预留的铂电阻插入被测机组对应位置进行检测; 热源介质进入、流出发电机组取热设备的压差,可直接采用冷媒水进出压差; 热源介质进入发电机组取热设备的流量,可直接采用冷媒水侧流量传感器数据; 冷源介质进入、流出发电机组放热设备的压差,可直接采用冷却水进出口压差计算; 冷源介质进入发电机组放热设备的流量,可直接采用冷却水侧流量传感器数据; 热源温度和冷源温度可直接采用冷热源监测系统中的热水水箱和冷水水箱温度; 机组自耗电功率、机组发电电流、机组发电电压、机组发电频率、有关机组耗功率及发电功率等参数由多功能电表采集。

2 实验台数据采集与控制系统

实验台数据采集与控制系统硬件( 图3) 设备的配置要求根据《低温热双循环发电机组性能测试方法》的要求而定,除了满足测试的基本功能,各类硬件设备的测量精度均按要求设计。

2. 1 温度采集

实验台温度采集系统选用上位监控计算机 +单片机采集系统 + Pt1000铂电阻的采集形式。温度传感器采用外加保护套管的Pt1000铂电阻,与单片机主板电路采用四线制接法,可以排除导线电阻的影响。温度采集板卡采用自行研发的以单片机为核心的高精度、多通道、四线制数据采集系统。实验台设置一块温度采集板,扩充到24个通道。单片机通过中断的方式读出A/D转换器的数据,进行数字滤波后,再通过RS-485总线按对应的通信协议传送到上位工控机。

2. 2 流量和热量采集

实验台热量采集系统选用的是上位监控计算机 + 超声波热量表的采集形式。实验台共设置两台热量表,分别监测冷媒水侧换热量和冷却水侧换热量。热量表主机固定在现场远离干扰的位置,主机配对的两个Pt1000三线制铂电阻设置在进出口管道上监测进出水温度,配对的管段式流量计安装在机组进口管段上。超声波流量计/热量表本身带有隔离RS-485接口,可以直接接入RS-485总线,数据通过RS-485总线传至上位工控机。

2. 3 压差采集

实验台压差采集系统选用的是上位监控计算机 + 模拟量采集板卡 + 端子板 + 压差变送器的采集形式。本实验台共设置两块压差变送器,分别用于检测热源介质进入流出发电机组取热设备的压差和冷源介质进入、流出发电机组放热设备的压差。差压变送器输出标准的4 ~ 20m A电流信号,其配线方式为两线制电流输出。

2. 4 电量采集

实验台电量采集系统选用的是上位监控计算机 + 多功能电表的采集形式。本实验台共选用两块多功能电力监测仪表,可分别用于监测机组的耗电参数和发电参数,该仪表具有对电网中电流、电压、频率、有功功率、无功功率、视在功率、电能及功率因数等进行同时测量的功能。且该仪表有串行( RS-485) 接口,允许连接开放式结构的电脑网络,应用Modbus通信协议,方便计算机编程设置和读取数据。

2. 5 水温控制

实验台水温控制系统由变频泵、变频器与温控表共同完成。冷源侧混水泵、被测机组蒸发器侧循环泵、热源侧混水泵、被测机组冷凝器侧混水泵和6号混水泵分别与电控柜内的5个变频器相连,变频器与温控表一一对应。温控表连接Pt100铂电阻采集水温,采用PID控制方法[6],以温度采集值与温度设定值之差作为温控器输入,以温控器输出作为变频器的输入信号控制变频器的输出频率,进而控制水泵的转速从而控制水泵的流量实现变流量运行。通过对流量的调节,使温度稳定在设定值,控制被测机组蒸发器和冷凝器的进出水温度。

2. 6 通信及上位机软件设计

2. 6. 1 通信系统

本实验台监控系统通信部分的硬件设计主要为了解决以下几方面的数据通信问题: 数据采集系统包括温度采集板卡、热量表、多功能电表与上位工控机之间的通信; 差压变送器与上位工控机的通信; 温控表与上位工控机的通信; 变频器与上位工控机的通信。

由于传输距离较远,设备较多,因而适宜选择基于RS-485总线构成的分布式数据采集与控制系统,RS-485总线允许平衡电缆上最多连接32个设备[7]。

本实验台监控系统设有一台上位监控工控机,配备AI采集板卡、DIO采集板卡( 备用) 和PCI转RS-485通信接口板,工控机自带一个RS485接口,共计5个RS-485通信接口。温度采集板卡、热量表、多功能电表、变频器和温控表多个从机,每个从机均有各自唯一的地址。工作时采用命令/应答的通信方式,每一个命令帧都对应着一种应答帧,主机向要访问的从机发出命令帧,地址匹配的从机进行响应并向主机发出应答帧,其他从机对命令帧不予理睬。

2. 6. 2 上位机软件

本实验台软件部分主要由温度、热量、压力和电量数据采集子软件,水泵变频控制子软件和整个实验台测试软件界面设计3部分组成,图4为数据采集系统软件流程。选用Visual Basic 6. 0作为开发软件,通过MSComm控件实现串口通信,Microsoft Access作为后台数据存储和查询数据库,整个实验台软件能方便地实现图像显示、数据存储和监控系统人机交互。

根据按钮的切换,软件可显示5个界面,分别是启动界面、运行监测主界面、能量分析界面、实验运行界面和水泵变频控制界面。启动界面为打开测试系统程序后显示的第一个画面,代表测试的开始,界面上有5个控制按钮,用来调用和显示其他功能界面; 运行监测主界面如图5所示; 能量分析界面主要显示被测机组的发电量和用电量参数; 实验运行界面用于实验过程中根据具体情况随时改变设定值,并自动判断系统是否达到稳定状态; 水泵变频控制界面用于对水泵的控制从而实现水温的控制要求。

3 结束语

笔者设计的低温热双循环发电机组检测实验台,是一套集成了冷热源系统、冷热源监控系统和发电机组检测系统的高精度、高自动化程度的监控检测系统。实验台可实时采集温度、压差、流量及热量等参数,并在上位工控机上显示,可用于随时观测机组运行环境; 数据库中储存的每日运行数据可用于后期实验分析和对机组的优化研究;机组耗电量和发电量参数及发电效率等参数可直接在PC机上显示,方便观察发电机组运行状态。该实验台的研制成功为低温热双循环发电机组的质量检验和生产线测试提供了实验平台。

摘要：以低温热双循环发电机组检测实验台为研究对象,综合利用计算机技术、传感器技术和测试技术,配以自行开发的数据采集与监控软件,搭建出一套高精度、高自动化的基于RS-485总线的分布式数据采集与控制系统。研究结果表明:实验台能实现对各运行参数实时采集、显示、保存并可控制各个变频水泵的启停与频率,为新一代节能、环保、高效的发电机组提供检测实验平台。

全厂低温热回收利用系统优化篇4

一、低温热系统现状及存在的问题分析

某炼油厂低温热用户主要为预热催化裂化 (FCC) 装置除盐水和常减压蒸馏装置原油及冬季采暖, 全年平均使用低温热约为2.75GJ/h。存在的主要问题及分析:

(1) 气体分馏装置使用蒸汽约27t/h, 其中5t/h为常减压蒸馏装置和焦化装置所产的0.3MPa蒸汽, 其余为1.0MPa蒸汽。但由于气体分馏装置中原料加热、脱乙烷塔重沸器及脱丙烯塔重沸器温位等热阱热负荷大且温位低 (55~65OC) , 完全可以使用低温热, 因此气体分馏装置热利用不合理。

(2) 使用高温位的热源加热低品位的热阱。如使用减压渣油 (190~145OC) 的热量加热55~70OC的采暖水, 能级损失大。

(3) 罐区所需温度不高约32~45OC, 罐数较多, 使用蒸汽加热, 浪费较大。

(4) 动力厂化水站新鲜水冬季从常温加热到20OC左右, 冬季平均使用1.0MPa蒸汽约8t/h。

可以看出, 该炼油厂还有许多热阱可以使用低温余热而却使用蒸汽加热, 存在很大的节能潜力。

二、全厂低温热水系统优化

为回收炼油装置低温热, 并供气体分馏装置、新鲜水、原油罐区加热、溴化锂制冷等热阱利用, 根据装置及热阱平面布置, 拟建立两座低温热水站, 既A热水系统和B热水系统。

1. A热水系统

热源由FCC、1套常减压、柴油加氢及重整装置组成, 热阱为气体分馏装置、原油罐区组成。

(1) A热水系统的低温热源及用户

全厂节能优化后, A热水系统低温热热源装置分别为常减压蒸馏、FCC、柴油加氢和连续重整装置的进出口温度分别为60/93, 60/93, 60/90, 60/95℃;热负荷分别0.23, 8.29, 0.81, 1.17GJ/h, 总可用热量10.51GJ/h。A热水系统的低温热用户是气体分馏装置的原料预热器、脱乙烷塔重沸器和脱丙烷塔重沸器, 其进/出口温度均是93/70℃, 热负荷分别是0.08, 0.81, 7.09GJ/h, 另外两个低温热用户是原油罐区和采暖, 原油罐区的进出口温度分别是70和60℃, 热负荷是0.77 GJ/h;采暖的热负荷是1.64 GJ/h总热负荷是10.39 GJ/h。气体分馏装置脱乙烷和脱丙烯塔重沸器温度都很低, 完全可用低温热来加热, 两部分需热负荷7.83GJ/h;原油罐区亦完全可用低温热来加热维持温度, 可利用低温热0.76GJ/h, 总折合热量为8.75GJ/h, 冬季用于采暖的热量为1.64GJ/h, 低温热源热量可以满足用户需求。

(2) A热水系统回收利用方案

FCC、常减压、柴油加氢和连续重整装置与热阱用户气体分馏装置及原油罐区组成A热水系统, 从热水站去FCC、常减压及柴油加氢装置的热水温度为60℃, 回水温度为~93℃, 然后去气体分馏装置使用, 从气体分馏装置出来的70℃热水, 部分去原油罐区换热, 温度降至60℃。

气体分馏装置热水配套系统措施全部实施后, 热水供热量大于需要热量, 供出热量能够满足气体分馏装置及原油罐区加热的需要, 热水系统不需补充蒸汽。由热源负荷和用户需热量可知, 在满足现有热阱的情况下, 还剩余热量1.72GJ/h, 冬季可用于采暖, 非采暖期在热水站用空冷器冷却。

2. B热水系统

热源由Ⅱ套常减压和焦化装置组成, 热用户为润滑油罐区、动力站化水车间、焦化装置溴化锂制冷。

(1) 低温热源及用户

低温热源: (1) Ⅱ套常减压装置的常压分馏塔顶油气、常三线和减四线进口温度分别是120, 100和135℃, 冬/夏出口温度分别是85/90, 80/90和80/85℃, 冬/夏热负荷分别是0.31/0.24, 0.07/0.04和0.17/0.13GJ/h; (2) 延迟焦化装置的分馏顶油气和稳定汽油, 进口温度105和100℃, 冬/夏出口温度分别是85/90和80/90℃, 冬/夏热负荷分别是0.61/0.31和0.13/0.07GJ/h。总可用热量1.30/0.78GJ/h (冬/夏) 。

低温热用户是润滑油罐区 (80℃) 、焦化装置溴化锂制冷和动力厂化水车间 (10/18.7℃) , 热负荷 (冬/夏) 分别是0.46/0.30, 0/0.49和0.84/0GJ/h, 总热负荷1.30/0.79GJ/h (冬/夏) 。

由此可知, 润滑油罐区、溴化锂制冷及动力厂化水车间加热新鲜水完全可用低温热来代替蒸汽, 夏季可利用低温热0.79GJ/h, 冬季可利用低温热1.30GJ/h。

(2) 低温热回收方案

从热水站去Ⅱ套常减压及焦化装置的热水温度为70℃, 回水温度为~90℃, 直接去润滑油罐区加热、维持罐内温度、焦化装置溴化锂制冷及动力厂化水车间加热, 回水温度稳定在70℃, 如果高于70℃, 使用备用甩负荷换热器冷却至70℃。然后用泵加压再去装置取热, 热水循环使用。

润滑油罐区部分热量由低温热来加热, 目前用蒸汽约6t/h, 改用热水系统后, 可节约低压汽2.4t/h;夏季送往焦化装置作为溴化锂制冷机组热源, 可节约低压蒸汽3.4t/h;冬季加热化水车间新鲜水, 节约低压蒸汽7t/h。

结语

该厂低温热水系统优化实施后, 平稳运行多年且节能效果显著, 在石油化工、煤化工行业具有较高的推广价值。

摘要：以某炼油厂已运行的低温热系统为例, 结合存在的问题及系统优化的措施, 说明低温热回收和利用、合理匹配热源与热阱资源的重要性。

炼厂低温热回收利用经济核算篇5

关键词：低温热,利用,节能

随着现代社会的迅猛发展, 能源在越来越多的领域需求不断增大, 能源资源亦呈逐渐减少之势, 供需矛盾日益突出。能源的匮乏已使得全社会重新认识, 二次能源回收利用的重要性已经被大多数国家所认识, 能源回收利用已是一个重要课题。热能回收利用是指加强用能管理, 采取技术上可行、经济上合理和社会可以承受的措施, 减少能源的浪费, 更加充分有效、合理地利用能源。

炼油厂的催化装置, 焦化装置, 原料预处理装置, 制氢装置等都是产热大户, 如果不能有效利用这部分热量, 就需要大量循环水或者空冷器来冷却, 既浪费热能, 又消耗循环水及电能。若能有效利用这部分热量, 将会为企业带来更大的效益, 为社会节能减排做出贡献。

1 装置低温热介绍

1.1 取热点分析

各装置在运行过程中有些高温油品或者反应过程中产生的热量需要低温介质来取热, 需要热水取热的装置包括:催化装置、焦化装置、加氢裂化装置、制氢装置等。一般炼厂均采用70℃的热水进行取热, 取热后的水温达到95℃。

凝结水站回收各装置工艺凝结水温度为140℃左右, 凝结水除油除铁设备能够承受的最高温度为100℃, 需要把工艺凝结水从140℃降到100℃进行处理, 这部分热量就需要取出进行利用。

1.2 用热点分析

由于低温油品的粘性比较大, 需要伴热才能保持油品的温度以便于管道输送, 冬季管道及介质防冻也需要伴热, 需要低温热的装置包括:重整装置、硫磺回收装置、加氢裂化装置、储运罐区、新鲜水加热、除盐水加热、采暖伴热等。

2 低温热利用实例

以某厂为例, 已有的产热装置为:140 万吨/年催化裂化装置、100万吨/年劣质油综合利用、25000Nm3/h制氢装置、凝结水回收单元。

用热点为:120 万吨/年汽柴油加氢精制装置、25 万吨/年气体分馏、除盐水加热、新鲜水加热、采暖。

低温热回收利用工艺流程说明:余热回收站分别供给催化裂化600t/h, 制氢68t/h, 劣质油综合利用492t/h的70℃低温热水。其中催化裂化产出600t/h的95℃低温热水, 制氢总产出68t/h的105℃低温热水, 劣质油综合利用产出492t/h的95℃低温热水。

催化裂化, 制氢, 劣质油综合利用产出的热水送至管网, 汽柴油加氢精制, 气分, 新鲜水加热, 除盐水加热所需热水从管网取, 热水在用热点处温度降至70℃送至管网, 进入热水站经采暖伴热回水加压泵升压后与95℃热水汇合, 经过甩负荷换热器降温至70℃, 经过热水循环泵加压后送到各装置去取热。另外:为确保装置稳定送出温度恒定为70℃的热水, 在热水出热水站之前设计温度调节控制系统, 通过此系统与甩负荷换热器之间的连锁控制, 调节出热水站的热水温度恒定为70℃;为确保装置稳定送出流量恒定的热媒水, 水泵前设计一个25m3通过除盐水补充的补水罐, 通过水泵前的压力连锁控制补水罐补水, 如果压力高则控制水泵前调节阀泄水至补水罐。

低温热产量为:100 万吨/年劣质油综合利用, 492 t/h (Δt=25℃) ;25000Nm3/h制氢装置, 68 t/h (Δt=35℃) ;140万吨/年催化裂化装置, 600t/h (Δt=25℃) ;凝结水回收, 140t/h (Δt=40℃) 。

低温热用量为:120 万吨/年汽柴油加氢精制装置, 150t/h (Δt=25℃) ;25万吨/年气体分馏, 527t/h (Δt=25℃) ;除盐水加热, 241t/h (Δt=55℃) ;新鲜水加热, 322t/h (Δt=10℃) ;采暖:60t/h (Δt=25℃) 。

根据以上数据可知, 装置总产热量为3528×104kcal/h, 总用热量为3492×104kcal/h, 60×104kcal相当于1t蒸汽的热量。回收热量折节汽量为46t/h, 蒸汽价格104 元/t, 年运行小时数8000个, 节省开支3789万元/年。

将这部分热量回收利用需要设置热水站对全厂热水进行统一管理, 热水站总投资:1200万元。

运行维护费用包括:电耗部分:181 万元/年;循环水部分:127万元/年;除盐水部分:393万元/年;仪表风部分:12万元/年;人工工资:20万元/年;大修费用及不可预见费用:180万元/年;合计:913万元/年。

结合以上分析数据可知:净收益为2876万元/年, 投资回收期为5个月, 此工程可在5个月内收回全部投资。

3 结语

低温热回收回收热量的同时, 也降低了循环水耗量及蒸汽耗量, 给全厂带来巨大的经济效益。目前全球提倡节能减排, 在设计工作中, 要尽可能回收利用每一分可以利用的能量, 避免浪费能源。

参考文献

[1]低温热回收系统设计BD002-2012.

[2]蒸汽凝结水回收系统设计导则BD010-2010.

浅谈水泥厂纯低温余热发电篇6

1.1设计方案

利用4500t/d熟料水泥生产线生产过程中所产的低温余热发电, 根据回收的热量计算, 在水泥线的窑头、窑尾各设置一台AQC炉、SP炉, 配备一台9MW的汽轮发电机组。

1.2设计范围及内容

(1) 热力系统:AQC锅炉、SP锅炉、汽轮机发电机组配置及汽水管线设计。沉降室、废气管道及回灰设计。

(2) 电气系统:发电厂房高低压配电、照明防雷及接地。

(3) 自控系统:AQC炉、SP炉、汽轮发电机、水处理及循环水站系统控制设计。

(4) 给水系统:锅炉水处理、循环水站及给排水设计。

(5) 接入系统。

1.3主机设备配置方案的选择与确定

(1) 自然循环与强制循锅炉比较

依靠工质的重度差而产生的循环流动称为自然循环。借助水泵压头使工质产生的循环流动称为强制循环。

卧式强制循环锅炉的优点: (1) 工质在受热面中是强制流动, 因而受热面的布置方式灵活; (2) 汽水流速高, 换热效率高; (3) 起、停炉快; (4) 循环倍率8-20 (自然循环的循环倍率一般为5-10) 或更高, 蒸发受热面可使用小管径, 相对汽包容积减小, 节省钢材。

缺点: (1) 加装热水循环泵, 操作、检修相对复杂, 系统可靠性降低; (2) 循环泵系统投资增加; (3) 运行费用高, 消耗能源; (4) .占地面积大.

立式自然循环的优点: (1) 系统可靠性高; (2) 系统水容积增大, (在波动热源情况下) 稳定性好; (3) 运行费用低。

缺点: (1) 锅炉钢材消耗较强制循环系统而言有所增加 (由于锅炉设计水平的提高, 受热面清灰防磨损的问题已经解决) ; (2) 锅炉启、停慢。

综合所述, 在本项目中推荐使用的余热锅炉全部采用立式自然循环锅炉。

(2) 汽轮机单压和双压方案的选择

对于废气余热发电, 为了提高热力循环系统效率, 一般应采用合适的主蒸汽参数;为了更有效地利用烟气热量, 采用多压系统。

单压和多压系统的选择比较如下:

在锅炉热平衡计算及锅炉结构计算过程当中, 当设计选择的锅炉能完全吸收烟气放出的热量时, 采用单压设计更为合理, 且投资费用较少;当部分热量不能完全利用, 只有利用低压系统再次吸收部分热量回送到汽轮机补汽部分, 此时才采用双压设计布置。

双压布置系统较为复杂, 汽轮机内效率有所降低, 运行、维护相对困难, 且投资费用大为增加。

综合上述比较和热力系统优化设计比较, 结合国内外现有已建成水泥余热发电工程的经验, 对于本项目9MW装机系统, 设计采用单压系统。

1.4余热回收系统

(1) 余热锅炉

1) 窑头余热锅炉 (AQC炉)

本锅炉采用立式结构, 自然循环, 单压设计。锅炉本体由省煤器、蒸发器和过热器组成。受热面采用螺旋鳍片管作为受热面, 传热效果好。受热面均采用逆流顺列的布置结构形式。

2) 窑尾余热锅炉 (SP炉)

本锅炉采用立式结构, 自然循环, 单压设计。锅炉本体由蒸发器和过热器等组成。受热面受到自上而下的烟气横向冲刷。受热面管束均采用锅炉钢管, 由水平前后方向弯制成的上下蛇形管束组成, 采用逆流顺列布置形式。为了防止烟气颗粒磨损, 烟气入口截面上管束与弯头等受气流冲刷严重的位置均设置防磨罩。

3) 锅炉清灰方式

SP锅炉采用机械振打清灰方式, AQC锅炉采用沉降室除灰。

(2) 低温余热发电工艺流程简述

1) 烟气流程

出窑尾一级筒的废气 (约340℃) 经SP炉换热后温度降至210℃左右, 经窑尾高温风机送至原料磨烘干原料后, 经除尘器净化后达标排放。取自窑头篦冷机中部的废气 (约360℃) 经沉降室沉降将烟气的含尘量由50g/Nm3降至8~10g/Nm3后进入AQC炉, 热交换后进入收尘器净化达标后与熟料冷却机尾部的废气会合后由引风机经烟囱排入大气。

2) 水、汽流程

原水经预处理后进入锅炉水处理车间, 由离子交换装置进行处理, 达标后的水作为发电系统的补充水补入发电系统的除氧器。经化学除氧后的软化水由锅炉给水泵送至AQC炉的省煤器段, 经过省煤器段加热后的约185℃的热水按一定比例分别进入AQC炉、SP炉的蒸发段、过热段后, AQC炉产1.27MPa、330℃的过热蒸汽, SP炉产1.27MPa、310℃的过热蒸汽, 混合后进入汽轮机主进汽口, 供汽轮机做功发电。经汽轮机作功后的乏汽进入凝汽器冷凝成凝结水后, 由凝结水泵送至化学除氧器除氧, 再由锅炉给水泵将除氧后的冷凝水和补充水直接送至AQC炉, 完成一个汽水循环。

3) 排灰流程

SP炉的排灰为窑灰, 可回到水泥生产工艺流程中, 设计时拟与窑尾除尘器收下的窑灰一起用输送装置送到生料均化库。AQC炉产生的粉尘将和窑头收尘器收下的粉尘一起回到工艺系统。

(3) 余热锅炉与水泥生产工艺系统的衔接

1) AQC炉

因熟料冷却机的废气中含有对锅炉换热面磨蚀性较强的熟料微粒, 浓度约为20g/Nm3, 为保证AQC锅炉的使用寿命, 提高余热利用率, 在进AQC炉之前的管路上设置重力沉降室, 使进入AQC锅炉的废气粉尘浓度降至8g/Nm3左右。

沉降室和AQC炉设在水泥生产线窑头冷却机与收尘器之间的管道上, 锅炉烟气侧阻力损失≤600Pa, 窑头余热锅炉整个系统 (包括沉降室和管道) 烟气侧的阻力≤1400 Pa, 漏风系数≤2%。为了确保AQC出现事故时不影响水泥生产, 设旁路烟道在必要时解列AQC炉。因进AQC炉的废气温度较高, 在设计时已考虑在出现事故发生干烧的特殊情况下, AQC炉仍然是安全的。

2) SP炉

SP炉设置在窑尾预热器与窑尾高温风机之间, 用烟气管道与余热锅炉连接。SP炉系统的烟气侧阻力≤1000 Pa, 通过提高高温风机的风压, 可使系统完全正常工作。

为保证余热锅炉的启停不影响水泥生产及电站的稳定运行, 在SP炉烟气连接管道上设有旁通烟道, 可使锅炉在出现故障时或水泥生产不正常时解列, 既满足了水泥生产的稳定运行又保证了SP炉的安全。通过旁通烟道的调节作用还可使水泥生产及余热锅炉的运行均达到理想的运行工况。

1.5汽轮发电机系统的论述

(1) 系统概述

余热锅炉过热器产生的过热蒸汽, 经电动隔离阀、主汽门、调节阀进入汽轮机膨胀作功后, 排至凝汽器。乏汽在凝汽器中凝结成水后, 汇入热水井, 然后由凝结水泵送往真空除氧器, 再经给水泵泵入余热锅炉循环使用。循环冷却水泵将水池中冷却水打入凝汽器后, 再排往冷却塔进行冷却, 经过冷却的水最后回到水池循环利用。发电机冷却介质为空气, 冷却方式为闭式循环通风冷却。

(2) 汽轮机热力系统

本汽轮机热力系统主要由主蒸汽系统、轴封系统、疏水系统、凝结水系统、真空系统和循环水系统等组成。

1) 主蒸汽系统

来自余热锅炉的新蒸汽经隔离阀至主汽门, 再经调节阀进入汽轮机作功, 做完工后的乏汽进入凝汽器凝结为水, 经凝结水泵、除氧器、给水泵送回锅炉。

汽轮油泵、汽封加热器、均压箱所需新蒸汽的管道, 连接在主蒸汽主汽阀前, 为防止汽封加热器喷嘴堵塞, 汽封加热器前蒸汽管道上装有滤汽器。

2) 轴封系统

为了减少汽轮机汽缸两端轴封处的漏气损失, 在轴伸出气缸的部位均装有轴封, 分别由前汽封、后汽封和隔板汽封, 汽封均采用高低齿型迷宫式。

3) 疏水系统

在汽轮机启动、停机或低负荷运行时, 要把主蒸汽管道及其分支管道、阀门等部件中集聚的凝结水迅速地排走, 否则进入汽轮机通流部分, 将会引起水击, 另外会引起其它用汽设备和管道发生故障。

汽轮机本体疏水设计有:

a.自动主汽阀前疏水;

b.前后汽封疏水;

c.自动主汽阀杆疏水;

d.自动主汽阀后疏水、汽轮机前后汽缸、轴封供汽管疏水, 引至疏水膨胀箱。

4) 凝结水系统

凝汽器热井中的凝结水, 由凝结水泵经汽封加热器送至除氧器。

汽轮机启动和低负荷运行时, 为了保证有足够的凝结水量通过汽封加热器中的冷却器, 并维持热井水位, 在汽封加热器后的主凝结水管道上装设了一根再循环管, 使一部分凝结水可以在凝汽器及汽封加热器之间循环, 再循环水量的多少由再循环管道上的调节阀门来控制。

汽轮机启动时, 凝汽器内无水, 这时应由专设的除盐水管向凝汽器注水。

5) 真空系统

汽轮机运行需要维持一定的真空, 必须抽出凝汽器、凝结水泵等设备中的不凝气体, 它们之间均用管道相互联通, 然后与射水抽气器连在一起, 组成一个真空抽气系统。

6) 循环水系统

凝汽器、冷油器以及发电机的空气冷却器必须不断地通过冷却水, 以保证机组的正常工作, 冷却水管道、循环水泵、补充用的工业水管道及冷却循环水的冷却设备总称为循环水系统。

7) 给水除氧系统

锅炉补充水和汽轮机回收的凝结水进入除氧器, 进行真空除氧, 杜绝水中的溶解氧对锅炉受热面的氧腐蚀。

(3) 主厂房布置

汽轮发电机布置在19m×24m主厂房内, 为双层布置, 运转层7m, 汽机设备纵向布置, 运转层布置汽机及发电机, 底层布置冷油器、油系统、给水泵等, 为考虑安装及检修方便, 主厂房上方布置有桥式双钩起重机20/5t, 运转层设有吊装孔, 主厂房侧面为配电室及变压器室, 运转层布置控制室等, 除氧装置布置在11.5m层。

1.6主机设备主要技术参数

(1) 4500t/d窑尾SP余热锅炉主要热力参数:

(2) 4500t/d窑头AQC余热锅炉主要热力参数:

(3) 汽轮发电机组主要技术参数:

纯低温余热发电锅炉的安装调试经验篇7

1 余热发电项目双压系统介绍

余热发电项目双压系统由窑头锅炉和窑尾锅炉组成。窑头锅炉是双压结构形式, 受热面采用管箱式结构 (所有的鳍形换热片集中放置于管箱当中) , 烟气取自水泥生产线的篦冷机中部, 自上而下依次冲刷窑头锅炉的高压过热器、高压蒸发器、省煤器、低压过热器、低压蒸发器、公共省煤器, 之后连接于水泥生产线的电除尘前侧的烟风管处。窑尾锅炉设置于窑尾高温风机上方, 烟气取自水泥生产线的预热器, 自上而下依次冲刷窑尾锅炉的过热器、多级蒸发器、省煤器。余热发电项目双压系统的热力系统见图1所示。

2 安装中要注意的问题

2.1 管箱密封装置及其施工安装

窑尾锅炉为负压运行, 其负压值高达6000Pa, 所以锅炉的密封特别重要。管箱的密封装置是上下或左右的管箱 (管片) 之间利用内护板进行连接, 从而使锅炉 (换热器) 形成了闭合烟道的一种装置。密封装置考虑了管箱受热后的膨胀问题, 中间加了一膨胀节。

管箱密封工作的施工环境狭小, 上下或左右的空间距离在600mm以内。具体施工时, 先把膨胀节及上部连接板预先加固, 一起焊接预制好;待上下内护板就位后, 将预制件一次性整体点焊完毕 (需先将膨胀节加固, 防止机械变形) ;之后, 从两个方向同时向中间焊接。这样, 既减少狭小环境的焊接量, 又尽可能的减少密封件的焊接变形。

密封装置的施工质量, 关系到锅炉的漏风率, 从而影响锅炉的换热效果。为了确保密封装置施工环节达到设计的锅炉漏风率要求, 各施工专业工种在密封时, 一定要密切配合;同时, 严把焊接质量关, 特别是转角部位的焊接质量。

2.2 振打装置安装

振打装置安装、调试的质量, 决定了窑尾锅炉的除灰效果, 进而影响窑尾锅炉的换热情况和热效率。而振打装置安装的水平度、振打密封装置及振打杆的安装质量直接关系到该装置功效的发挥。

2.2.1 振打装置安装的水平度

振打装置的水平度指的是减速器及振打操纵机构杆的安装状态, 只有达到安装水平要求, 振打机构才能达到设计的冲击力, 才能有效的将受热面上的积灰清除掉, 从而使受热面高效地工作。

2.2.2 振打密封装置

窑尾锅炉振打装置的密封有“面积比较大、工作精细”的特点, 也是安装工作质量控制的关键点。根据该类振打装置的密封特点, 应采取图2所示方式进行焊接、施工。

1.内部振打杆2.密封罩3.轴套4.密封垫5.柔性密封圈6.支撑板7.套筒8.支撑板9.传动杆

轴套3与密封罩2满焊, 它们之间是密封的;传动杆9需要左右不停运动, 是不能跟轴套3焊接的, 所以传动杆9与轴套3之间是有间隙的, 为了实现它们之间的密封, 我们考虑在轴套3和套筒7之间加一个柔性密封圈5 (柔性密封圈5的材料为硅橡胶) , 柔性密封圈既能很好地实现传动杆与轴的密封, 又能很好地起到减振作用。

2.2.3 振打杆的安装

振打杆预制时, 制作一模具, 对振打杆及推灰块进行固定, 防止振打杆的焊接变形。在安装振打杆时, 保证其水平, 且能顺利通过受热面蛇形管间隙, 从而使振打的力量得以全面、高效的传递, 确保振打装置的作用效果。

3 调试中要注意的问题

3.1 窑头锅炉整体水压试验

窑头锅炉为双锅筒锅炉, 竖向布置。其省煤器出水分两部分, 一部分供该锅炉高压部分使用, 一部分供窑尾锅炉使用 (见图1) 。因为上述特殊的结构, 窑头锅炉的整体水压试验应分为三个部分进行。

(1) 高压系统:包括高压锅筒、高压过热器、高压蒸发器、高压省煤器及其连接管路、加药、疏放水管道等。高压系统的锅筒工作压力为2.35MPa, 其整体水压试验压力为2.93MPa。

(2) 公共省煤器:该系统工作压力为3.0MPa, 其水压试验压力为3.75MPa。

(3) 低压系统:包括低压锅筒、低压过热器, 低压蒸发器、低压省煤器及其连接管路、加药、放空、疏放水管道等。低压系统锅筒工作压力为0.45MPa, 其整体水压试验压力为0.68MPa。

3.2 风管与锅炉系统的联动调试

因干法水泥生产线纯低温余热发电工程是一项合理利用水泥生产线余热的环保、节能工程, 该系统是在水泥生产线安全、平稳运行的前提下, 最大限度地利用余热。余热电站锅炉为非独立设备, 机组的负荷大小依赖于水泥生产线的规模和废气的余热情况。在实际生产过程中, 可以通过调整热风管道上的电动调节阀开启度, 以及调整生产线产量、进煤量和调整窑头和窑尾风机等方法, 并综合运用, 使水泥生产线与电站达到最佳配合。

3.3 冲转汽轮机及调试

由于窑尾锅炉产生的蒸汽温度和压力相对稳定, 故先用该锅炉的主蒸汽冲转汽轮机;另外, 对于低汽温低汽压、参数较高的窑头锅炉, 应将其主蒸汽与窑尾锅炉的主蒸汽并汽, 系统运行不易产生振动和扰动。

3.3.1 先用窑尾锅炉的主蒸汽冲转汽轮机

先调节锅炉进风口的电动调节阀, 运行窑尾锅炉;再将窑尾锅炉的主蒸汽送至汽轮机冲转, 待转速稳定且发电功率超过50%时, 再进行下一步操作。

3.3.2 窑头锅炉的主蒸汽并汽

将窑头锅炉的主蒸汽送至汽轮机房, 与窑尾锅炉的主蒸汽并汽。并汽时, 保证窑头锅炉主蒸汽的参数与窑尾锅炉的一致 (在并汽处装设两块量程和精度一致的压力表) 。

3.3.3 窑头锅炉低压补汽

待汽轮发电机组和水泥生产线的运行参数稳定2h后, 且低压蒸汽压力及温度大于汽轮机第四级后的参数时, 进行补汽, 使汽轮机转速稳定, 且发电功率达到额定功率。

3.3.4 整套机组额定功率调试

低温热发电篇8

关键词：水泥窑,余热发电,遗传算法,双压系统

1 引言

近年来, 随着工业的高速发展, 能源大量消耗, 许多能源已将近枯竭, 煤、石油等能源的价格普遍上涨;水泥生产过程中要耗费大量的煤电和矿石, 同时, 向大气中排放烟尘和CO2、SO2等气体, 对环境造成严重的污染, 这与国家的节能环保, 可持续发展观的政策背道而驰。我国作为水泥生产大国, 水泥在国民经济中占了很大比例, 水泥行业的兴衰将直接影响我国经济的发展。【1】低温余热技术就是一项将这些废热转化为电能的技术, 这项技术的使用将降低企业的生产成本, 提高市场竞争力, 很多企业在建生产线时也会建低温余热发电站。我国的纯低温余热发电研制起步较晚, 不论是技术还是设备, 生产线与世界先进水平还是存在着一定的差距。【2】

当前, 全国水泥行业利用预热器和冷却机的低温余热进行余热发电的技术, 正如火如荼地得到普遍应用和推广, 相关技术研究也在不断的涌现。文献[3]从理论技术上讲述了纯低温余热发电双压技术, 以实际工程的经验技术来进行分析, 得出双压系统的优越;文献[4]对双压系统AQC分段进气方案进行了讨论, 得出AQC炉采用分温度等级供汽能够在不增加水泥窑热耗的情况下, 提高余热发电效率, 获得较高的余热发电量。文献[5]采用遗传算法对卡林纳循环和常规郎肯循环的主要参数进行优化比较, 得出针对不同余热类型, 卡林纳循环和郎肯循环各有优势。

2 余热发电热力系统

目前在水泥行业纯低温余热发电技术领域中, 主要有以下3种热力系统:单压系统, 闪蒸系统, 双压系统。本文主要讨论的是双压系统。

双压锅炉双压系统, 简称双压系统。双压技术是根据水泥窑废气余热的品位的不同, 余热锅炉分别生产较高压力和较低压力的两路蒸汽。较高压力的蒸汽作为主蒸汽进入汽轮机主进汽口, 推动汽轮机转动做功发电。余热锅炉生产出较高压力的蒸汽后, 烟气温度降低, 余热品位下降, 那么根据低温烟气的品位, 再生产较低压力的低压进汽, 进入汽轮机的低压进汽口, 辅助主蒸汽一起推动汽轮机做功发电。根据水泥窑余热条件, 尤其是窑尾排烟温度的限制, 水泥窑低温余热发电双压系统主要有两种基本构成方式:其一, 是窑尾排烟温度高 (即后续物料烘干温度高) 的情况;其二, 是在第一种的系统基础上扩展的热力系统, 窑尾余热锅炉的排烟温度可以降得很低。双压系统如图1所示。

3 控制策略设计

(1) 设备的启停控制

设备的启停控制包括:SP炉、AQC炉设备联锁顺序启停, 主油泵的联锁, 给水泵和出口电动阀联锁, 各单机软手动启停控制等。对于联锁控制系统, 每个设备要之前一设备的启动成功未必要条件, 停止则反序进行。在系统运行过程中, 如某一设备由于过载、故障等停止运行, 则该设备之前 (按启动顺序) 的设备必须按启动的相反顺序停止。对于软手动启停控制, 各自动控制设备处于手动操作时, 点击设备按钮, 实现单个设备的启动与停止。

(2) 热水井及除氧器水位控制

保持热水井水位稳定是系统正常运行的要求, 可采用单回路控制。通过调节给水阀即可满足控制要求, 系统的控制原理如图2所示。

PID控制由现场控制器实现, PID调节的各参数可通过工程师站或操作站在线调整。除氧器水位控制类似热水井水位控制。

(3) 锅炉汽泡水位的专家PID控制

在余热发电现场, 余热锅炉的运转情况受水泥回转窖煅烧情况、热工制度所制约;给水系统及给水泵等多方面的干扰较大, 不同程度地导致汽包水位出现“虚假水位”的现象, 在不同负荷下还会出现时滞性和最小相位特性。采用单一结构和三冲量控制方法达不到满意的控制效果, 而熟练工程师和操作员却能根据经验很好地进行手动控制。根据专家系统原理和余热锅炉工艺特点和控制要求, 提出了基于专家系统的实时专家PID控制, 以专家的经验来实时调整PID控制器的参数, 控制框图如图3所示。

把专家系统和PID控制器相结合, 利用专家系统知识库输出修正值PID参数, 改变PID控制方式以达到最佳PID控制效果。根据对象特性和现场操作人员的经验设计规则, 并预先将规则下的调整方法及调整参数存储到专家控制器的规则库下。专家控制规则根据当前水位偏差e (k) 及其变化率的大小决定控制方式和是否需要修改PID参数。当遇到极端情况时, 如水位偏离偏差高限报警时, 由专家决策控制器决定把调节器切换为基于专家经验的规则控制。专家决策控制器改变PID控制器参数和控制方式的原则是使汽包水位在大偏差时尽快调到设定值, 大干扰引起大波动时尽可能维持在规定的范围内。

(4) 系统计算公式推导

蒸汽的流量大小

其中式中:V为SP炉中产生的过热蒸汽量, 单位kg/s;Vg为锅炉废气的流量大小, 单位kg/s;lg1为SP炉中过热器出口废气焓, 单位kJ/kg;lg2SP炉中排出废气焓, 单位kJ/kg;ls1为高压蒸汽比焓, 单位kJ/kg;ls2SP炉给水比焓, 单位kJ/kg。

主蒸汽机的输出功率为

式中:Vz为主蒸汽机进气流量, 单位kg/s;l1为主蒸汽机进气焓, 单位kJ/kg;l2为主蒸汽机实际排气焓, 单位kJ/kg。

排气干度

式中:a为排气干度;l3为饱和水焓, 单位kJ/kg;l4为饱和蒸汽焓, 单位kJ/kg。

闪蒸流量

式中:Vq2为闪蒸蒸汽量, 单位kg/s;Vq为进入闪蒸器水量, 单位kg/s;lq为进入闪蒸器水焓, 单位kJ/kg;lq1为饱和水焓, 单位kJ/kg;lq2为饱和蒸汽焓, 单位kJ/kg。

4 余热发电的参数优化

遗传算法特点是群体搜索策略和群넉体中个体之间的信息交换, 搜索不依赖于梯度信息, 能在ꠐ所넉搜过程中自动获取和积累有关搜索空间的知识, 并自适应점넉地控制搜索过程以求得最优解, 是一种求解优化问题的高刺넉效并行全局搜索方法, 具有较强的鲁棒性、自适应性和全局优化性爽, 넉适用于大型复杂的非线性问题的优化。넉

遗传算法的优化流程图如下넉

因余热利用循环中的参数较多, 젉忽넉略次要参数, 选取几个输出功率影响较大的参数, 以系统输넉出功率最大为目标进行优化。通过编制遗传算法程序, 对3넉个系统分别进行优化, 得到结果。ꠉ넉

从余热利用的角度出发, 余热发电系统넉的电功率越大, 则说明余热发电系统将废气中的余热更ꠌ多넉地转化成了有用功。在相同的给定余热条件下, 双压系统蠌的넉功率最大, 比单压系统功率大849.77kW, 比闪蒸系统大28넉0.81kW。所以双压系统具有最大发电量。另外, 从系统余热넉利用率得出, 双压系统比单压和闪蒸系统的余热利用率高出넉0.66%和0.42%。

对于单压, 双压, 闪蒸三种系统的栆主넉要参数研究得出系统主要参数对输出功率的影响规律, 如젇图넉5。

由图知, 不同系统在主蒸汽压力对输出功率的影响是不同的, 由于不同的系统受到了不同因素, 环境, 设备的影响, 导致余热转化为有用功的大小不一样。从系统的效率看, 双压系统能有效地利用余热, 在相同的余热条件下, 效率比单压, 闪蒸都要高, 体现了双压系统的优越性。

5 总结

利用水泥生产中产生的废气余热作为热源的纯低温余热发电, 整个热力系统不燃烧任何一次能源, 在回收大量造成环境热污染的废气余热的同时, 所建余热发电站不仅发电成本低, 经济效益好, 还可以缓解电力紧张的矛盾。同时废气通过余热锅炉降低了排放的温度, 含尘浓度也大大降低, 可有效地减轻水泥生产对环境的污染, 环保效果显著。因此, 这项兼具经济效益和社会效益的技术, 必将具有良好的推广价值和应用前景, 成为我国水泥工业实现可持续发展的一项重要举措。

针对目前水泥生产的现状及趋势, 该文主要针对新型干法水泥生产系统设计了低温余热双压发电系统, 并采用遗传算法对不同与人发电系统进行分析, 对发电效率和经济性综合考虑, 双压系统具有最大发电量, 提高了发电效率。

对于一项技术的实际研究应用, 不论余热发电技术怎么发展, 水泥窑的余热发电一定会有很广泛的市场需求。

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