我国新型干法水泥窑纯低温余热发电技术目前的实际水平

1  第一代水泥窑纯低温余热发电技术的实际水平

    对于第一代余热发电技术，只利用了水泥窑窑尾预热器及窑头熟料冷却机排出的废气中的部分余热，在具体技术细节上也同时还存在如下问题：

     (1)由于采用0.689～1.27MPa—280～330℃低压低温主蒸汽参数，锅炉内水及水蒸气的饱和温度(水变成蒸汽的温度)只有170～198℃，使锅炉内的废气与水及水蒸气的平均换热温差增大，即循环系统的系统总固有损失△Ng增大。因此当窑尾预热器废气温度为320～330℃时，目前实际发电量只达到了22～33kWh/t,不能达到实际设计计算指标28～35KWh/t的发电量。

    (2)由于汽轮机主蒸汽温度不能调整，使主蒸汽温度波动范围远远超出保证汽轮机寿命所允许的波动范围，因此汽轮机寿命(主要是叶片寿命)受到影响。

    (3)由于汽轮机采用低压低温主蒸汽参数，使汽轮机不具备采用滑参数（滑参数是指：在保证汽轮机寿命和效率的前提下，汽轮机进汽压力和温度允许有很大的变化范围，这一点，对水泥窑纯低温余热电站的运行非常重要）运行的条件（如:当设计采用主蒸汽压力和温度为0.689MPa-317℃时，实际运行变化范围只能达到0.49～0.78MPa、292～330℃），保证汽轮机效率和寿命的允许主蒸汽参数运行变化的范围很小，这样发电系统的运转率、可靠性、汽轮机效率和寿命、对水泥窑生产波动的适应性等都不理想的。

    (4)由于热力系统配置的原因，第一代余热发电电站在实际运行中，一方面窑头熟料冷却机约130℃以下废气余热没有得到私分利用，另一方面锅炉给水除氧又不得不采用真空或者化学加药除氧方式。这样，不但难以保证锅炉给水品质连续稳定满足锅炉运行要求，又加大了电站运行成本。

    （5）由于热力系统配置的原因，窑头余热锅炉、窑尾余热锅炉给水系统不得不采用混合给水系统，使两台锅炉的运行互相影响，造成电站运行不稳定同时难以适应水泥生产的工况波动。

    （6）窑尾余热锅炉出口废气温度不可调整，不适应水泥生产原燃料烘干所需废气温度的变化(原燃料水分高时，烘干需要的废气温度高；原燃料水分低时，烘干需要的废气温度低；当原燃料生产系统停运时则不需要烘干废气)，使废气余热不能最大限度地转化为电能。

    (7)由于窑尾余热锅炉给水来自于窑头冷却机锅炉，同时一般情况下窑尾余热锅炉蒸汽温度又不能满足汽轮机运行要求，因此当点窑、窑尾临时止料或窑头锅炉故障时电站不能投入运行，从而影响电站相对于水泥窑的运转率。

    (8)由于电站设计或总承包单位设计经验(或是有意的行为)的原因，在余热锅炉受热面配置(锅炉重量)、管道配置、保温结构及选材等方面不能满足电站的实际要求，使电站实际发电能力达不到应该达到的设计计算指标，同时也使电站的运转率、设备使用寿命达不到应该达到的指标。

    由于有上述问题的存在，类比新型干法水泥窑技术水平，目前我国第一代水泥窑纯低温余热发电技术相当于上个世纪80年代末、90年代初新型干法水泥窑的技术水平。

    2 第二代水泥窑纯低温余热发电技术的实际水平

    第二代余热发电技术也仍然只利用了水泥窑窑尾预热器及窑头熟料冷却机排出的废气中的部分余热，在具体技术细节上虽然解决了第一代余热发电技术存在的绝大部分问题，但由于技术水平的限制也还同时存在着以下问题。

    (1)窑筒体余热、窑头熟料冷却机废气经收尘器排出的废气余热还没有回收利用。

    (2)虽然采用1.57～2.45MPa—340～390℃次中压中温主蒸汽参数使锅炉内水及水蒸气的饱和温度提高至210～225℃，相应地使锅炉内的废气与水及水蒸气的平均换热温差减小，循环系统的系统总固有损失△Ng减小，实际设计计算指标提高到：当窑尾预热器废气温度为320～330℃时吨熟料发电量为38～42kWh/t，但由于仍然没有使总固有损失△Ng减小到接近理论极限发电能力的25%，因此其实际设计计算指标也没有达到实际应该达到的实际最大发电能力：吨熟料发电量46kWh/t。

    (3) 由于窑尾余热锅炉主蒸汽需至窑头冷却机过热器过热，同时窑尾余热锅炉蒸汽温度不能满足汽轮机运行要求，因此当点窑、或窑头冷却机过热器故障时电站不能投入运行，也影响电站相对于水泥窑的运转率。

    由于有上述问题的存在，目前我国第二代水泥窑纯低温余热发电技术相当于本世纪初新型干法水泥窑的技术水平。

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