水泥窑纯低温余热发电的若干问题

一、前言
    随着水泥工业工艺及装备技术水平的提高，近几年内，我国新型干法水泥生产技术得到了飞跃式的发展，其不但通过技改、新建投产了百数十条2500t/d级、5000t/d级、6000t/d级及10000t/d级新型干法水泥熟料生产线，同时，水泥生产的综合能源耗也降低至：热耗为每公斤熟料3010kJ～3560kJ、电耗为每吨水泥85kWh～95kWh。对于上述规模的新型干法水泥熟料生产线，通过窑头熟料冷却机及窑尾预热器排出的可回收并用于发电的废气余热（不含水泥生产过程中原燃料烘干而回收利用的废气余热）,其所占水泥熟料总耗热量的比例也降低为22%～27%，两部分废气温度降至了350℃以下。
   上述规模的新型干法水泥熟料生产线的综合能耗有了较大幅度的降低，但由于水泥窑规模的扩大，窑头熟料冷却机及窑尾预热器排出的废气余热量仍然很大,以5000t/d水泥熟料生产线为例：
窑头熟料冷却机排出的废气：约310000Nm3/h—200~250℃，排掉的废气热量约折标准煤3.059t/h；
窑尾预热器排出的废气：约320000Nm3/h—320~350℃，扣除水泥生产过程中原燃料烘干所需的约200℃废气余热外，排掉的废气热量约折标准煤2.318t/h。
    上述两部分被排放掉的热量，根据其温度,理论上具有约8827kW的发电能力，占水泥生产总耗电的40～43%。
    水泥生产的特点，一方面消耗相当数量的电能，另一方面又有大量的废气余热被排放掉，因此，研究、开发、推广应用低温废气余热发电技术，将水泥熟料煅烧过程中产生的低温废气余热转换为电能而回用于水泥生产，对于进一步降低水泥生产综合能耗、节约能源、提高水泥生产企业经济效益有十分重要的意义。
二、我国纯低温余热发电技术应用现状
    我国开展新型干法水泥窑低温废气余热发电技术及装备的研究、开发、推广应用工作始于1989年，经过多年的努力，目前形成了二种低温余热发电技术：其一为带补燃锅炉的技术，自1992年，利用此项技术，国内共计有22家水泥厂、37条新型干法水泥窑（一条5000t/d、一条4000t/d，其它为700～2500t/d的新型干法水泥窑）建设、投产了27台总装机366MW的带补燃锅炉的低温余热电站；其二为纯低温余热发电技术，自1996年，利用此项技术，国内共计有4家水泥厂、3条新型干法水泥窑、1条预热器窑投产了4台总装机19.48MW的纯低温余热电站。
    作者将专文介绍我国带补燃锅炉的低温余热发电技术及装备情况，本文仅通过跟踪研究分析已投产的四个纯低温余热电站的生产运行情况，提出国内纯低温余热发电技术及装备所存在的若干问题，供同行参考、讨论。
    国内上述四个水泥厂的纯低温余热电站具体情况如下：
    1、水泥窑规模、电站装机、余热取热方式、蒸汽参数
    四个水泥厂水泥窑规模、电站装机、余热取热方式、蒸汽参数情况见表1。
    表1：四个水泥厂的水泥窑规模、电站装机、余热取热方式、蒸汽参数表

2、四个水泥厂余热电站热力系统构成
    四个水泥厂的余热电站热力系统构成分别见图1、图2、图3、图4。
     
     
          
3、四个水泥厂余热电站生产运行情况
    海螺宁国水泥厂余热电站，设计计算及发电装机均为6480kW，自1997年投入运行以来，运行情况一直很好，其平均实际发电功率约为7200kW。由于较好地解决了余热锅炉的漏风、积灰、清灰、磨损等问题，余热电站投入运行后，对水泥窑的生产运行几乎未产生不良的影响，电站运转率大于水泥窑运转率的90%，达到并超过了设计指标要求。
    广西柳州水泥厂余热电站，设计计算发电功率为6700kW，发电装机为7500kW(汽轮机为国内汽机制造厂由标准冷凝12MW汽轮机改造而成)，自2004年7月投入运行以来，运行情况基本正常，目前实际发电功率约为5300kW。也由于较好地解决了余热锅炉的漏风等问题，余热电站投入运行后，对水泥窑的生产运行基本上未产生不良影响。因电站汽轮机组及热力系统配置的原因，使实际发电功率未达到设计指标要求。
    对于江西万年水泥厂余热电站，其设计计算发电功率应为3600KW，由于受国产机组容量的限制，发电装机选定为3000kW（为国产背压式汽轮机的标准后置机组），设计发电功率为2800kW。自1997年投入生产运行以来，因热力系统的构成、窑头冷却机取热方式及余热锅炉本身存在的问题未能很好解决，电站的生产运行一直处于不理想状态，其电站实际发电功率约为1700～2200kW，未能达到设计指标要求。
    上海万安余热电站，其设计计算发电功率为1800kW，受国产机组的限制，发电装机选定为2500kW。自2003年投入生产运行以来，运行情况基本正常，目前实际发电功率约为1700kW。因较好地解决了锅炉漏风等问题，对水泥窑的生产运行基本上未产生不利影响。该电站汽轮机组是由国内背压式汽轮机的后置机通过增开低压补汽口改造而来。该机组由于未能很好地考虑低压蒸汽补进汽轮机后汽机本体通流部分及补汽的配汽调整措施、汽机各进汽阀门间保护关系的调整措施（速关阀问题）、适应补汽量及补汽压力和温度变化范围较大的措施等问题，造成AQC炉低压段生产的低压汽向汽机补汽很困难，或补进去后汽机运行的安全稳定性受到很大影响。如果低压汽能够正常补入汽机，其实际发电功率是可以达到或超过设计能力的。
三、纯低温余热发电技术及装备目前存在的主要问题
根据上述四个水泥厂余热电站的实际生产运行情况，笔者认为，就我国纯低温余热发电技术及装备而言尚存在如下问题：
    1、已投产的四个余热电站，窑尾预热器均为四级，窑尾废气温度在360～420℃之间。因废气温度较高，为主蒸汽参数的选定提供了较大空间，也为采用国产标准型汽轮机组创造了条件。当窑尾预热器为五级或六级，即窑尾废气温度为280～350℃时，由于废气温度低，生产的蒸汽压力、温度及发电能力也低，相应地存在着如何选择主蒸汽参数及利用国内现有低压汽轮机如何调整热力系统或余热锅炉参数配置问题。
    2、热力系统问题
    已投产的四个余热电站，其热力系统全部采用AQC炉、SP炉水系统串联方式，其中江西万年不但水系统串联，蒸汽系统也为串联。对于这种串联系统：
    （1）由于AQC、SP炉水或汽系统串联，而AQC炉利用的是窑头冷却机废气、SP炉利用的是窑尾废气，当窑废气参数波动时，两台炉间互相影响，运行调整较为困难。
    （2）当AQC炉出现故障时，要么整套电站全部停运，要么向SP炉汽包直接补给冷水而对SP锅炉的安全运行及使用寿命造成影响。
    （3）对于小于200℃低温废气余热的回收，日本KHI的海螺宁国系统采用的是：AQC炉主蒸汽段排出的200℃以下低温废气设置生产150～180℃的热水段，生产的热水再分级（分为串联两级）闪蒸扩容出不同压力的低压饱和蒸汽并分别补入汽轮机的方式。这种方式一方面对汽轮机的要求（末级叶片带水及补汽在汽机通流部分的配汽问题等）很高，国产机组能否满足要求尚需进一步实践；另一方面，系统比较复杂，就国产调节阀及执行器而言，实行串联并分级调整是比较困难的。
    3、窑头熟料冷却机废气取热问题
    在四个已投产的电站中，除江西万年外，其它三个电站的窑头熟料冷机废气取热方式均为：在熟料冷却机中部补开废气排放口，其排出的废气量为冷却机总排废气量的50%左右，温度为350～380℃，废气经初步收尘后进入AQC炉，由AQC炉生产主蒸汽及高温热水或汽机的低压补汽（在此三个电站中，广西柳州仅生产主蒸汽），AQC炉排出的废气再与冷却机尾部排出的剩余废气混合后进入窑头原有的废气收尘器，冷却机尾部排出的剩余废气量降为冷却机总排废气量的50%，温度降至180℃以下。经三个电厂的生产运行实践证明此种取热方式是稳定可靠的，问题是需与水泥工艺及设备专业进一步结合，研究确认：①在保证不影响冷却机及窑运行的条件下，能否将冷却机的废气排放方式彻底改变，以进一步提高废气温度、进一步加大高温废气排放量，相应地冷却机尾部的废气排放量进一步减少、温度进一步降低？②在水泥生产线进行设计及冷却机设计制造时，能否一并考虑实施在冷却机设置高温、中温废气排放口并相应解决水泥生产工艺及冷却机设备所需配套措施？
    对于江西万年水泥厂电站，窑头熟料冷却机废气取热的方式为：冷却机尾部排出的220～270℃废气全部进入AQC炉，利用AQC炉生产1.0~1.2MPa的饱和蒸汽及SP炉给水，AQC炉排出的废气再进入窑头原有废气收尘器。这种方式不仅江西万年采用，国内另外五个水泥厂带补燃锅炉的余热电站（仅此五个水泥厂带AQC炉），AQC炉也采用此方式。这种方式经生产运行实践证明：因冷却机尾部排出的废气温度波动范围大且快（一般设计为200～250℃，但实际变化在200～350℃，短时甚至超过400℃），几乎使AQC炉无法投入运行。
    4、200℃以下低温废气余热的利用问题
    对于火力发电，为了提高热力循环系统效率，主蒸汽参数（汽轮机的主进汽）一般选取的相对较高，但对于废气温度为320~350℃的纯低温余热发电，其主蒸汽参数中：主蒸汽压力一般为1.0MPa、温度300℃左右。对于压力1.0MPa的主蒸汽，饱和温度（水开始蒸发变为蒸汽的温度）为183℃，因换热温差的存在，废气生产主蒸汽后，废气温度只能降至185℃以上；当主蒸汽压力为2.45MPa时，饱和温度为220.75℃，废气生产主蒸汽后，温度只能降至235℃以上；相应地主蒸汽压力越高，生产主蒸汽后的废气温度也越高，这样，主蒸汽压力的选取，对200℃以下废气余热的利用有着重大影响。
    上述情况，对于水泥窑窑尾SP炉来讲，因水泥生产过程中原燃料烘干的需要，SP炉排出的废气温度要求在200℃左右，即窑尾SP炉仅生产主蒸汽是合适的。对于窑头熟料冷却机AQC炉来讲，冷却机废气全部为干燥的含尘空气，不存在锅炉受热面产生低温腐蚀问题，并且冷却机废气余热已不能回用于水泥生产，因此，从余热回收角度讲，希望AQC炉排出的废气温度越低越好。根据国内外的经济比较，AQC排出的废气温度在90～100℃时是经济合理的。根据前述，当采用自冷却中部取热、AQC炉仅生产主蒸汽时，锅炉排出的废气温度尚在185℃以上。将废气温度再降至100℃左右时，废气自185℃~200℃降至100℃所放出的热量约为窑头、窑尾可用于发电的总废热量的17～20%、发电能力为总废热量发电能力的9～12%。也就是说如果不回收这部分废气余热，电站发电能力将下降9~12%以上。当采用自冷却机尾部取热时，发电能力下降的比例将更大，可达到20％以上。
    如何回收200℃以下的废气余热，仍然是一个重要问题。在已投产的四个余热电站中，海螺宁国电站采用在AQC炉主蒸汽段废气出口增设高温热水段，热水段生产的高温热水再经过两级闪蒸扩容出两个低压参数的蒸汽，再将蒸汽补入汽轮机的方式，AQC炉最终排出的废气温度已降至100℃以下。上海万安电站采用在AQC炉主蒸汽段废气出口增设0.25MPa的低压蒸汽段，低压蒸汽段生产的0.25MPa蒸汽补入汽轮机的方式，AQC炉最终排出的废气温度也降至100℃以下。其它两个厂的电站，则未考虑回收利用200℃以下废气余热问题。包括上海万安电站（因汽轮机的限制，低压蒸汽很难补入汽轮机）在内，三个厂的电站运行情况及实际发电能力均不同程度地逊色于海螺宁国，此是原因之一。
    5、汽轮机组的问题
    对于纯低温余热发电，因废气温度低、余热量大，为了将余热最大限度、经济合理的回收并转换为电能，结合前述的有关情况，汽轮机组应当具备这样一种能力：能够将二个甚至三个不同压力等级的蒸汽同时通入汽轮机，如日本KHI为海螺宁国电站提供的汽轮机组。国内自1996年开始研究、开发用于余热发电的能够同时通入两个压力等级蒸汽的汽轮机组，一般称为补汽式汽轮机组。由于日产数千吨级的大型水泥窑最近几年才得以迅速发展，几年前这种机组的市场需求不足，在研究开发这种机组时各方面未给予足够的重视。 包括上海万安电站在内，虽然已投产运行了五台补汽式汽轮机组（一台为2.5MW，四台为4.5MW），但都没有达到预其目的，存在的主要问题：
    （1）汽轮机低压进汽口（或称补汽口）未考虑调节配汽等机构，使补汽很困难，不适应补汽参数及补汽量随水泥窑的波动而变化。
    （2）汽轮机低压进汽口后部的通流部分未做相应调整，仍采用标准机组的通流结构。
    （3）主蒸汽进汽阀与低压进汽阀之间的联锁、保护、控制、调节关系不适应安全生产运行要求。
    （4）未考虑低压蒸汽补入汽轮机后，汽机末级叶片带水除湿措施。
    （5）汽轮机整机效率相对于国外先进机组（如日本KHI机组）相差较大（约4～6%）。
    已投产的4个水泥厂余热电站，广西柳州、江西万年、上海万安实际运行效果与海螺宁国有不同程度差距及未能回收200℃以下废气余热的主要原因之一即为汽轮机组的问题。
    国内对补汽式汽轮机已有了一定程度的设计、制造、运行经验，青岛汽轮机厂地热机组及低品位汽轮机的成功投产运行为开发出适于水泥窑纯低温余热发电所需的汽轮机组创造了条件，如果政府有关部门、设计单位、制造及使用单位给予足够的重视和切实努力，据笔者分析，国内是有能力开发出这种汽轮机组的并且除了汽轮机整机效率外，其它方面能够达到国外同类机组的水平。
    6、余热锅炉的有关问题
    水泥窑余热锅炉，既是电站的主要设备，也关系到水泥生产线的生产运行。如果锅炉存在问题，不但电站设计指标不能达到从而不能实现投资效果，而且将影响水泥生产系统的运行，给水泥生产带来损失。
根据国内已投产运行的数十台余热锅炉实际运行情况，对余热锅炉的下述问题尚需进一步系统的分析研究并确定相应的实施措施：
    （1）余热锅炉最小换热温差的选取
    余热锅炉最小换热温差，不仅决定了锅炉的造价，而且决定了主蒸汽压力和温度相应地决定了发电热力系统的循环效率，同时决定了电站装机容量（蒸汽产量）、汽轮机组型式及实际运行发电功率。
    （2）锅炉本体汽水循环方式的选择
   锅炉本体汽水循环方式有自然循环、控制循环、自然与控制混合循环三种方式，采用何种循环方式，对锅炉结构型式、投资、运行成本、运行管理、事故处理措施有重要影响。
    （3）锅炉本体漏风问题
    窑尾SP余热锅炉炉内废气压力一般为－5000～－7000Pa，如此高的负压，一旦锅炉密封不好将使大量冷风漏入炉内混入窑尾废气，不但将使锅炉产汽量或热水温度下降，重要的是将影响水泥窑的运行、降低窑的熟料产量、增加窑尾高温风机的电耗，严重时水泥窑将不得不停窑或者将SP炉退出水泥窑而不能投运。
    在锅炉炉内废气负压很高的条件下，如果不能从根本上――锅炉本体总体结构型式――采取防漏措施而仍采用一般锅炉的密封结构是不能解决漏风问题的。海螺宁国水泥厂余热电站窑尾余热锅炉的漏风问题得到了很好的解决。国产余热锅炉，随着数十台SP锅炉的投运及技术的不断进步也已逐步好转，相信通过进一步努力，能够彻底解决这个问题。
    （4）锅炉磨损问题
    窑头熟料冷却机余热锅炉，因冷却机排出的废气含有硬度很高的水泥熟料粉尘，对锅炉受热面管子的磨损很快（笔者的试验研究表明：在不采取任何防磨措施的情况下,φ42x5mm的锅炉无缝钢管，150～180天内将予磨穿）。因此，AQC锅炉必须采取适当的、有效的防磨措施，包括：采用适当的受热面结构型式、合适的废气流速及受热面管节距、防磨板片的材质及型式、废气预收尘措施等。如果AQC炉防磨措施不当，将使锅炉无法投入运行，或者锅炉全部受热面管子很快报废。
    （5）锅炉积灰、清灰、出灰问题
    水泥窑窑尾预热器排出的废气含尘浓度一般为70～120g/Nm3，废气进入窑尾SP锅炉后将产生积灰的问题。如果积灰严重，在锅炉废气阻力增加而影响水泥窑运行的同时，影响锅炉的产汽量或热水温度即影响电站发电功率。因此应在确定锅炉受热面型式、废气流速、受热面管节距、锅炉总体结构型式时考虑防积灰的措施。
    窑尾SP炉积灰是不可避免的，积灰后如何清灰则是需考虑解决的问题。目前SP炉的清灰方式主要有：压缩空气吹灰、振打清灰、声波吹灰、可燃气体爆炸清灰等方式，其中除了可燃气体爆炸清灰方式尚未在窑尾SP炉实践外，其它几种方式在窑尾SP炉上均有配套使用。相对比较，几种清灰方式各有优缺点，实际工程中，声波清灰使用的最多、压缩空气次之、振打清灰再次之。具体采用何种清灰方式，需根据锅炉总体结构型式、受热面结构型式及废气流向而定。可燃气体爆炸式清灰，由于其清灰原理所限，在炉内废气高负压条件下的清灰效果如何，尚需实际生产运行的考验。
    一般来讲窑尾SP炉排出的废气及锅炉清灰时清除的废气粉尘同时进入窑尾高温风机，由于锅炉清灰时，进入高温风机的粉尘瞬间大量增加，对高温风机的运行将产生重大影响（笔者在上世纪九十年代几个电站的调试过程中均发生过因锅炉清灰将高温风机埋死并迫使停窑的事故），因此同样必须考虑SP炉清灰时如何避免影响高温风机运行的措施。
    （6）锅炉受热面结构型式、换热系数、废气流速的选取
    锅炉受热面结构型式、换热系数、废气流速的选取是决定锅炉诸如：实际产汽量、蒸汽温度、热水温度、积灰速度、锅炉废气阻力、磨损速度等技术参数的主要因素。
    目前国内水泥窑余热锅炉受热面结构型式主要有：光管式、鳍片管式、膜式管式、螺旋翅片管式，排列方式有顺排和差排之分。几种受热面结构型式有不同的换热系数、防积灰、防磨损特性。对于水泥窑废气来讲，余热锅炉采取何种受热面结构型式是需要慎重考虑的。
    受热面结构型式、废气流速、废气温度不同，锅炉的实际换热系数也不同。国内确定换热系数，一般是在确定锅炉总体结构方式及受热面结构型式后再根据锅炉设计计算标准进行计算。这种方式确定的换热系数，与实际生产运行（包括笔者进行的试验研究结果）相差较大，相应的造成锅炉受热面也就是锅炉体积和金属重量偏差较大，使锅炉实际产汽量或热水温度达不到设计要求。因此如何确定换热系数，是余热锅炉设计需考虑的重要问题。
    废气流速除了与积灰、磨损、换热系数相关外，决定了锅炉的废气阻力。由于锅炉串接于水泥窑废气系统中，锅炉废气阻力过大，增加窑系统风机电耗甚至不得不更换窑系统风机；如果废气阻力过小，也将造成锅炉体积及金属耗量过大而无益的增加投资。
    （7）锅炉总体结构型式问题
    根据余热锅炉的废气流向，水泥窑余热锅炉分为卧式、立式、立卧式三种结构方式。卧式锅炉是指锅炉结构型式适合于废气水平方向流动，立式锅炉适合于废气垂直方向流动。采用何种结构型式，应根据水泥生产工艺流程布置及允许余热锅炉安装时占用的地面和空间等因素来确定。但无论采用何种结构方式，立式结构的余热锅炉其占地小、便于与水泥窑生产流程相结合及传热过程中炉内废气温度场与受热面管子内汽水温度场相吻合从而更能充分有效发挥受热面的换热作用、实际生产运行中能够保证锅炉各项技术指标的特点应给予足够重视。
    （8）窑尾SP炉废气进口管道阀门设置问题
    窑尾SP炉废气进口管道阀门的设置往往不能给予足够重视，因阀门设置不当，经常造成阀门因积灰而打不开或关不上的问题产生，使其影响水泥窑及电站的正常生产运行、调整和检修。因此，如何设置窑尾SP炉废气进口管道阀门也是需慎重考虑的问题之一。
    上述问题综合反映的结果是：要么余热锅炉实际接受的废气参数严重偏离设计参数使发电量达不到实际应发电能力；要么严重影响水泥窑的生产运行。这些问题是国内水泥窑余热电站经常发生的问题但经过十几年的探索和实践，上述问题已得以逐步缓解，若彻底解决问题，仍需国内同行进一步深入研究、分析、解决。
    7．锅炉给水除氧方式问题
    已投入生产运行的四个纯低温余热电站，锅炉给水除氧方式有三个厂采用的是化学即加药方式、一个厂采用的是真空除氧方式。对于这两种除氧方式：加药除氧系统简单、操作运行管理方便、基本不消耗动力，但除氧效果及给水品质难以连续地保证锅炉给水要求；真空除氧系统相对简单、除氧效果相对可靠，但需消耗相当的电力或高压蒸汽。火力发电厂经常采用的除氧方式是大气式热力除氧，这种除氧方式是利用0.15~0.25Mpa的低压蒸汽将锅炉给水加热至104℃而使水中的溶解氧溢出并排入大气，其系统较为复杂，但除氧效果及锅炉给水品质容易保证并且不消耗电力。对于水泥窑低温废气余热发电，余热锅炉利用200℃以下废气生产出了低压蒸汽，将其用于锅炉给水除氧：一方面，部分低压蒸汽不必经汽轮机转换为电力再将电力用于锅炉给水除氧；另一方面，利于汽轮机低压补汽参数的稳定而将因水泥窑废气参数波动引起的低压蒸汽参数波动缓解于除氧过程；第三，为解列热力系统中SP、AQC锅炉水汽系统的串联创造了条件。
    采用何种除氧方式，除考虑上述因素外，应根据水泥生产系统对AQC炉、SP炉排出废气温度的要求及热力循环系统的构成而定。但大气式热力除氧方式，除系统较复杂外，更利于200℃以下低温废气余热的回收利用、提高发电能力。
    8．水泥生产系统与电站系统的生产协调及配合问题
    水泥生产厂配套建设余热电站，因电站热源通过余热锅炉取自水泥生产线，两者之间必存在需要互相协调及配合的问题。
    已投产余热电站（包括带补燃锅炉的余热电站）的水泥生产厂，水泥生产与电站运行因生产特点不同一般分为各自独立的两套生产运行管理人员。由于余热锅炉的投入和解出需配合调整水泥窑的运行参数从而增加水泥窑生产运行管理环节，因而二者之间产生矛盾应该是正常的，问题在于如何解决这种矛盾。
    对于这种矛盾，应当树立“水泥生产是主业，发电是副业，副业不能影响主业，主业应兼顾副业”的思想，在这种思想的指导下，配套必要的管理及奖惩措施，经国内数个水泥厂的实践，能够很好地解决这种矛盾。这种矛盾解决了，电站的运转率、检修、维护、电站潜在能力的发挥等问题也随之能够得到解决。
四、结语
    本文通过对国内几个纯低温余热电站生产运行情况的跟踪分析、研究，加之作者十数年来专业从事水泥窑余热发电技术及装备的研究、开发、设计、调试、运行管理所积累的经验，提出了目前我国水泥窑纯低温余热发电技术及装备所存在的问题。目的在于供同行共同讨论并为水泥工厂提供参考性意见，以便共同努力将我国水泥窑纯低温余热发电技术及装备提高到一个新的水平。由于笔者接触的范围有限，深入调查了解不够，所提出的问题难免有不当及不准确之处，敬请大家谅解。本文提出了问题，这些问题如何解决，将另文阐述出作者粗浅的观点，仍供同行们共同探讨。