干熄焦余热发电调试

第一篇：干熄焦余热发电调试

余热发电工程7.5MW汽轮机机组整套启动调试方案

珠江水泥有限公司余热发电工程

7.5MW汽轮机机组整套启动调试方案

1 简要概述

1.1 工程简要概述

珠江水泥余热电厂，设备简介

2 整套启动调试的目的和任务

2.1 调试目的

整套启动调试是汽轮发电机组安装工程的最后一道工序。通过机组整套启动试运行，可以检验、考核电厂各设备及系统的制造、设计、安装质量以及各设备及系统的运转情况。通过试运过程中对设备的静态、动态特性参数的调整、试验以及让各种可能的缺陷、故障和隐患得到充分暴露并消除之，使主、辅机及至整套发电设备满足设计要求，以安全、可靠、稳发、满发的优良性能将设备由基建移交生产。

2.2 启动调试的任务

2.2.1 进行机组整套启动、调整、试验、并网带负荷，通过72+24小时满负荷试运行。

2.2.2 检测、调试和考验汽轮机各项控制系统的静态、动态特性，使其满足要求。

2.2.3 监测与考验汽轮发电机组在各种工况下的运行状况，使其满足设计要求。

2.2.4 考验机组辅机及各子系统与主机在各种运行工况下的协调性。 2.2.5 记录、采集机组所有设备和系统在各种工况下试运的原始数据，积累有关原始技术资料，为以后机组安全经济运行和检修提供依据。

2.2.6 试验并确认主机、辅机和系统的最佳运行方式和最佳投用时机与条件。

2.2.7 投用和考验机组各项自控装置、联锁保护及仪表，考核投入率、精度及工作状况。

2.2.8 进行50%及100%B-MCR甩负荷试验，考查汽轮机调速系统动态性能可靠及安全性;

3 主要设备技术范围

3.1 汽轮机

型号： NZ7.5-1.05/0.2

型式： 双压、单缸、冲动冷凝式汽轮机。

额定出力： 7.5 MW 调节方式 DEH 控制系统

主蒸汽压力： 1.05 MPa 主蒸汽温度： 320 ℃

主蒸汽流量： 37.2 t/h

额定工况下汽耗： 5.51 kg/(kW.h) 额定工况下热耗： 15811 kJ/(kW.h)

制造厂： 南京汽轮电机(集团)有限责任公司

3.2 发电机

额定功率： MW 定子额定电压： kV 定子额定电流： A 冷却方式： 全空冷

功率因数：

满载效率：

励磁方式

制造厂家：

4 编制依据及标准

本措施的编制参考以下有关资料：

《 7.5MW补汽冷凝式汽轮机安装使用说明书》 ;

《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程(1996年版)》部颁;

《电力建设施工及验收技术规范汽轮机机组篇(1992年版)》部颁;

《火电工程启动调试工作规定》部颁;

《火电工程调整试运质量检验及评定标准(1996年版)》部颁;

《电力建设工程调试定额(1996年版)》部颁;

设计院的系统设计及安装等设计资料，并参照其它电厂同类型机组新机启动调试经验编制。

5 整套启动应具备条件

5.1 整套启动除应达到有关整套启动的各项条款外，对汽机方面还应满足以下要求：

5.1.1 各辅助设备及系统分部试运转合格，各手动阀门动作灵活;各调节阀、电动门、经启、闭试验证明其动作正常、功能完备。且标明动作方向、挂好标牌。

5.1.2 给水管道及主蒸汽管道经水压试验合格。

5.1.3 各汽、水管道吹扫、冲洗完毕，经检查验收合格。

5.1.4 汽轮机透平油油循环冲洗结束，管路恢复，油质符合油质监督规定。

5.1.5 汽机盘车试转符合要求，已可投用。

5.1.6 凝汽器灌水试验完毕，真空系统调试结束，确认真空系统严密良好。

5.1.7 调节保安油系统调试结束，油泵、阀门组块、油过滤及仪表、压力开关各功能均正常。速关阀、调节汽门动作正常。

5.1.8 汽机DEH控制系统静态调试完毕，拉阀试验合格，各项性能符合制造厂设计标准，ETS、TSI部件经校验合格。

5.1.9 热控“DCS”能投入使用，满足启动要求。DEH、ETS、TSI等调试结束。机、炉、电横向联锁、保护经校验合格，各报警、记录信号、光字牌显示正确无误。

5.1.10 发电机空冷系统调试完毕并合格。

5.1.11 各水箱、油箱等容器按需要补足品质合格的水和油等介质。

5.1.12 整套启动汽机设备分系统一览：

循环水泵和循环水系统

凝结水泵、凝器补水系统及凝结水系统。

发电机空冷却系统。

真空泵及凝汽器真空系统。 汽机油、润滑、盘车系统，包括各油泵、供、排、回油及净化、过滤、冷却等。

主机DEH、ETS、TSI系统以及横向联锁、保护等。

除氧系统。

辅助蒸汽及轴封汽系统

电动给水泵及系统。

5.2 环境和人员需要具备的条件进一步明确如下：

5.2.1 设备现场的楼梯平台、沟道盖板应完备齐全;照明充足，通讯方便;障碍、垃圾以及其它易燃物已经清除，消防设施备齐，消防水源充足可靠。

5.2.2 厂房土建封闭良好，防雨确实可靠。

5.2.3 调试所用仪器仪表准备就绪。现场所需规程、系统图等已挂出、标明。系统图与现场实际确实应相符合。备足阀门钩、运行板手、记录表夹、手电筒和听棒等。

5.2.4 现场设备应有清楚的命名、编号。设备标志(如转动机械的转向、主要管道介质流向、操作机构的动作方向和极限位置等)均应正确明显。

5.2.5 参与启动的各方人员已分工明确，职责清楚。有关人员名单张榜贴出，以便联络。运行人员已经培训能熟练掌握运行技术和事故处理能力，并能协助调试人员搞好专项试验记录。启动现场已用红白带围起，无关人员不得入内。

6 机组整套启动主要原则方式

6.1 空负荷试运行 机组通过首次冲转、启动升速直至3000转/分，对其机械性能进行检查考验。当汽轮机开始升速和到额定转速后，应完成如下工作：

6.1.1 进行各项原始记录(包括膨胀、差胀等)，绘制机组冷态启动曲线(或结合DCS、DEH等系统采集数据)，测量和监视机组振动，实测临界转速。检查各轴承润滑油回油情况。考察记录机组相对膨胀和汽缸绝对膨胀等。

6.1.2 考察、校核DEH系统的静态特性，检查、复核有关整定参数。

6.1.3 做机械危急保安器喷注油试验。

6.1.4 做主汽门严密性试验。

6.1.5 汽机各项检查完毕并确认正常后，可通知电气专业做各项试验。

6.2 汽机超速试验

6.2.1 电气试验结束后，汽机做各项检查，以确认汽机可以并网。

6.2.2 机组并网带负荷，1.5～3MW负荷左右稳定运行4～6小时，然后减负荷解列，做汽机电超速(3270r/min)和机械超速试验。

6.2.3 超速试验完成后，机组再次并网，逐步带满电负荷，以进行0%～100%额定负荷的变负荷试验以及各种设备的动态投用和各种工况出力考验,配合热控自动投运和调整。

6.3 机组的72+24小时满负荷试运行，此间在负荷≥80%额定负荷时，可做汽机真空严密性试验。

6.4 机组启动调试阶段以就地手动启动方式。

6.4.1 机组就地手动启动方式要领：

6.4.2 就地手动启动： 6.4.3 汽压、汽温及真空等参数满足条件时，汽机挂闸。选择“就地启动” 6.4.4 置电动主汽门关闭、自动主汽门、高压调门全开位置，手动调整电动主汽门的旁通门来暖机、升速，并通过临界转速直至2800r.p.m，高调门手动启动，此时电动主汽门打开，高调门开始关并控制转速保持2800r.p.m。

6.4.5 输入目标值及升速率，将转速升至额定值。

6.4.6 在机组转速冲到额定转速及并网带10%左右负荷加热转子试运期间，要求锅炉保持汽温、汽压稳定。

6.4.7 在带10%负荷之后，随着负荷的增加，锅炉蒸汽参数可逐步滑升，到80%负荷后，可根据现场情况决定是否采用定压方式运行。

6.5 机组调试阶段，DEH系统的控制方式以手动操作方式为主，如条件成熟，可试用DEH的汽机自动控制方式(高调门手动启动、高调门曲线启动)。

7 汽轮机冷态启动

7.1 冷态启动前的准备工作：

7.1.1 系统阀门状态应作详细检查，使其处于准备启动状态。如发现影响启动的缺陷或问题，应及时汇报处理。

7.1.2 联系电气测量电机绝缘，送DCS控制系统、仪表和保护信号等有关设备的控制电源和设备动力电源，气动阀门及执行机构还须送上稳定的压缩空气气源。

7.1.3 凝汽器补水到正常水位处。

7.1.4 做辅机联动试验及电动门操作试验，电动门动作时间均记录在册。 7.1.5 准备好调试用仪器、仪表和冷态启动前的全部原始记录及曲线绘制仪器器具。

7.2 锅炉已供汽至分汽缸：

7.2.1 循环水管道及凝汽器排空气，投入循环水泵向凝汽器通水。

7.2.2 投入润滑油系统。

7.2.3 投用盘车装置。

7.2.4 辅助油系统开始工作，供油压力0.883MPa，油温37～45℃。

7.2.5 启动凝结水泵投用凝结水系统。

7.2.6 除氧器上水至正常水位。

7.2.7 开启真空泵对冷凝器抽真空，并通知暖管至电动主汽门前。

7.2.8 投用除氧器。

7.2.9 检查并确认主汽、汽机本体各疏水门均开启

7.2.10 发电机空冷系统投用，

7.2.11 热工各控制、监视、操作装置送电投用。

7.2.12 作ETS危急遮断系统等保护试验。

7.2.13 根据锅炉要求启动电动调速给水泵，向锅炉供水。

7.3 汽轮机冷态启动程序

7.3.1 冲转

汽轮机冷态启动参数和控制指标：

主蒸汽压力： 0.6～1.0MPa 主蒸汽温度： 250℃以上

凝汽器压力： -0.04～-0.053MPa 润滑油压力： 0.08～0.145MPa 润滑油温度： 35～45℃

高压油压： 0.885MPa 高压缸差胀 +3.0～-2.0mm 35℃汽缸上、下温差

注意：在汽轮机冲转、满速直至带10%负荷期间，要求锅炉维持上述参数基本不变，主蒸汽温度在对应压力下至少有50℃的过热度。

(1) 冷态启动前检查完毕，确认所有保护投入。

(2) 遥控脱扣一次，结果正常。

(3) 就地脱扣一次，结果正常。

(4) 投汽轮机汽封系统。投入轴封加热器，启动轴封风机。均压箱新蒸汽送汽，压力控制30Kpa，缓慢开启高低轴封阀。

(5) 真空达到-0.06MPa。

(6) 投入后汽缸喷水，控制排汽温度≯80℃，短时间内也≯120℃。

(7) 控制汽机润滑油温度，调节润滑油温度在38～45℃，油压在0.08±0.145MPa。

(8) DEH系统进入就地手动启动方式。

(9) 真空达到 -0.07Mpa及以上。

(10) 要求锅炉将主汽参数调整到0.8～1.0 MPa / 250℃，并确认。(通过分汽缸疏水、热力管道疏水对汽温汽压调整)

(11) 冲转前应密切监视汽包水位，防止水位出现大的扰动。

(12) 确认电动主汽门及旁路门处于关闭状态，主汽门、调节汽门全开。汽轮机挂闸。

(13) 在DEH控制器画面上选定“就地手动启动”。

(14) 联系值长和锅炉专业，控制好主汽温度和压力，准备冲转。

(15) 缓慢开启电动主汽门旁通门。

(16) 汽机冲转，盘车应自动脱开，停盘车。控制转速。

(17) 适当开启旁通门，确认转速上升。

(18) 冲转转速到500r/min 后，手动脱扣一次，确认动作正常。

(19) 进行听音即摩擦检查，确认机组振动正常，各轴承进、回油压力、温度正常，无漏油、漏汽现象。

(20) 转速到200r/min后，重新挂闸升速，稳定在500r/min，暖机30分钟。

(21) 重新作7.3.1 1～19 项检查，确认正常。

(22) 联系锅炉操作人员注意汽温、汽压及汽包水位，目标转速800 r/min暖机时间30分钟。

(23) 缓慢开启旁通门继续升速。

(24) 当转速升至1200r/min时，全面检查，暖机30分钟(暖机的转速及时间根据现场情况作相应的调整)。

(25) 在升速和暖机的过程中，视上、下缸内外温度。

(26) 中速暖机结束后，检查高压内缸下缸温度在90℃以上，汽缸整体膨胀大于1.8mm，继续冲转。

(27) 设置目标转速2350 r/min，按下“确认”开始升速。

(28) 通过临界转速时，使机组平稳而快速地通过临界转速。(临界转速约1600r/min)。

(29) 升速到3000 r/min后，远方打闸一次，汽轮机重新挂闸，升速到3000r/min,此时对汽机本体及各相关管道疏水进行一次全面检查，以确保本体及各管道疏水畅通;观察排汽温度。

(30) 满速后，继续暖机30分钟，待高压内缸下缸温度达150℃以上，汽缸整体膨胀在2-4mm时，可进行满速后的试验工作。

(31) 升速过程中的注意事项

a) 随时联系锅炉调整蒸汽参数，按冷态滑参数启动曲线进行升温、升压。

b) 注意汽轮机本体几有关管道疏水应畅通，无水击及振动现象。

c) 新蒸汽参数的变化情况应和启动曲线偏离不大。

d) 注意汽缸各点膨胀均匀，轴向位移、高低压汽缸与转子相对膨胀等正常。

e) 汽轮机各点金属温度，温升、温差不应超限。

7.3.2 首次满速后的工作

(1) 远方打闸，检查确认主汽门、调节汽门关闭正常。重新启动。

(2) 确认主油泵出口压力正常后，停用启动油泵和润滑油泵，并将其设置在“连锁”状态。

(3) 通知值长，进行电气专业有关试验。

7.3.3 并网和带负荷暖机

(1) 机组转速稳定在3000 rpm，检查发电机油系统、空冷系统等工作正常，在电气试验结束后即可做发电机并列操作。 (2) 全面进行热力系统检查。

(3) 通知锅炉控制负荷，调整汽包水位;一切就绪后即可以并网。

(4) 并网后，立即接带负荷0.6～1.5MW暖机。

(5) 当排汽温度正常后，停用自动喷水装置。

(6) 增加负荷时，注意机组振动情况和倾听各转动部分声响均正常。

(7) 在增加负荷过程中，应经常监视汽轮机轴向位移、推力瓦块温度、油温、油压、油箱油位等。

(8) 经常分析金属温度变化情况，监视主蒸汽压力、温度及再热器压力温度上升情况，不使蒸汽参数偏离启动曲线太大。

(9) 维持2～3MW负荷，要求锅炉稳定参数，连续运行4～6小时后解列。

7.3.4 解列后完成下列试验

(1) 电气超速试验

(2) 机械超速试验

(3) 超速试验的检查、注意事项：

a) 试验由专人负责指挥，应在控制室和机头就地设专人在转速超过3360 r/min且超速保护拒动的情况下手动打闸，确保机组的安全。

b) 试验前确认润滑油泵，高压启动油泵自启动试验结果正常，建议为确保安全在做超速试验时应将高压启动油泵手动开启。

c) 超速试验中应有专人负责监视记录机组的转速、轴承油压、油温，各瓦振动、轴向位移、差胀、排汽温度、调节门和主汽门位置等参数。

d) 试验中应派专人监视润滑油压。 7.3.5 机组重新并网至额定负荷运行

(1) 机组并网至升负荷过程中，主蒸汽参数满足制造厂要求

(2) 超速试验合格，重新满速后再次并网，并接带1～2MW负荷，检查机组各参数是否正常，稳定30分钟。

(3) 当负荷达2MW时检查隔离门前及其他疏水应关闭。

(4) 设置目标负荷4MW，升负荷率0.1MW/min，开始升负荷。

(5) 负荷达到2.5MW后，投入补汽。开启补汽电动门，设定补汽阀前后压差略低于表显压差值，补汽阀缓慢开启，压差设定值必须≥0.03Mpa。

(6) 负荷达4MW后，稳定60min。通知化水化验凝结水。凝结水合格后回收除氧器。

(7) 联系值长和锅炉人员，准备继续升负荷。

(8) 设置目标负荷6MW，升负荷率0.1MW/min，继续升负荷。

(9) 到达6KW负荷后，在DEH上按下“保持”键，此时主汽参数应达额定值。

(10) 升负荷过程中，根据真空、油温、水温决定是否再投入一台循泵。

(11) 负荷到达6MW时，参数应达到额定参数，联系化学化验炉水，若其品质不合格，则应维持负荷进行蒸汽品质调整。

(12) 负荷到达7MW后，参数稳定的情况下投入自动运行方式运行，观察、确认自动投入后各参数是否稳定。

(13) 注意在整个升负荷过程中，为了配合锅炉汽水品质调整要求，每次加负荷时应和化学调试人员保持密切联系。

8 汽轮机热态启动

8.1 一般来说，凡停机时间在12h以内，汽轮机再启动称为热态，其他情况下汽轮机启动则称为冷态启动。

8.2 热态启动冲转参数

8.2.1 热态：新蒸汽温度至少比前汽缸处上汽缸壁温度高50℃，升速时的最大速率为500r/min。

8.2.2 蒸汽温度在相应压力下必须具有50℃以上的过热度。

8.3 热态启动必须遵守下列规定和注意事项

8.3.1 应在盘车投入状态下，先向轴封送汽，后拉真空，防止将冷空气拉入缸内。向轴封送汽时应充分疏水，提高轴封温度，使轴封蒸汽温度接近轴封体壁温度与高压轴封体温差不超过±30℃，防止送轴封汽时使轴径冷却，引起大轴弯曲。

8.3.2 冷油器出油温度应维持较高一些，一般不低于40℃。

8.3.3 为了防止高压主汽门和调速汽门不严密，引起汽轮机自动冲转或高温部件受冷却，故在锅炉投用后和汽轮机冲转前，凝汽器真空及主蒸汽压力不宜维持过高。

8.3.4 在锅炉尚有余压的情况下，在锅炉投用前必须投入抽气系统建立凝汽器真空，防止低压缸排汽安全膜动作。

8.3.5 由于自动主汽门、调速汽门、导汽管等部件停机后冷却较快，因此启动时 应注意这些部件的升温速度，防止加热过快，并注意机组振动情况。 8.3.6 在增加负荷过程中，应密切注意汽缸与转子相对膨胀的变化。

8.3.7 启动过程中升速率、升负荷率由启动曲线确定，以汽缸金属不受冷却为原则，尽快过渡到金属温度相应的负荷点。

8.3.8 冲转开始，升速率200r/min/min以上。

8.3.9 达到500r/min后，进行主机摩擦听音和系统检查，并尽快结束

8.3.10 以200～300r/min/min的升速率，升速到 3000r/min。

8.3.11 要求尽快并网。

8.3.12 按启动曲线继续升负荷或暖机，以后操作和检查与冷态启动相同。

8.3.13 到达金属温度相应的负荷前升速、升负荷过程比较快，应注意观察机组振动、膨胀、差胀、各点金属温度和轴承的金属温度、回油温度等，必要时使用趋势图作仔细监视。

8.3.14 运行应有专人负责汽轮机运行平台、润滑油系统的检查，遇故障及时汇报控制室。

9 减负荷及停机操作

9.1 根据锅炉和汽机的减负荷率，取适当值作为正常停机的减负荷率。

9.2 每降低20%负荷，停留半小时进行系统及辅机切换工作。

9.3 停机操作前应确认辅助汽母管压力、温度正常，润滑油泵、盘车装置均经试验正常，并在自动状态。

9.4 汽轮机正常停机程序

9.4.1 确认停机命令。

9.4.2 停机步骤开始前，开供汽管道疏水。 9.4.3 试验交、直流油泵，事故油泵，结果正常。

9.4.4 切除功率自动控制回路。

9.4.5 联系锅炉减负荷，在DEH上设置目标负荷5MW，减负荷率0.2MW/min 。

9.4.6 负荷3MW，联系锅炉。

9.4.7 负荷1.5MW时蒸汽管道所有疏水开启。

9.4.8 降负荷到1MW。

9.4.9 联系值长，发电机解列。

9.4.10 解列后，若转速明显上升，须手动打闸停机，并汇报值长。

9.4.11 启动交流润滑油泵，检查油压正常。

9.4.12 手动脱扣停机，观察所有汽门应关闭，转速下降，将盘车切到自动位置。

9.4.13 转速400r/min，盘车齿轮喷阀打开。

9.4.14 转速200r/min，检查各瓦顶轴油压正常。

9.4.15 转速到0，记录惰走时间，检查盘车装置自动投入，否则手动投入，并注意盘车电流。

9.4.16 盘车时注意维持润滑油温21～35℃;若机内有明显摩擦或撞击声，应停止连续盘车，改为每半小时人工旋转转子180°，不允许强行连续盘车。

9.4.17 临时中断盘车必须经调试单位、生产单位、安装公司领导批准。

9.4.18 汽包压力降到0.2Mpa时，破坏真空，停真空泵。

9.4.19 维持轴封供汽压力，真空到0后，停轴封供汽，停轴加风机。 9.4.20 根据锅炉要求决定何时停电动给水泵。

9.4.21 排汽温度低于50℃时，停凝结水泵，经值长同意，停循环水泵。

150℃方可停用盘车。9.4.22 正常停机后汽机连续盘车直至高、中压内上缸内壁温度

9.4.23 停运润滑油泵、油箱风机

9.4.24 停机操作应按程序有序地进行，次序不能颠倒，每个操作实施后都应检查结果，临时改变停机程序或有其他的重大操作需经调试所当班值长的批准，由电厂值长下达指令方可进行。

9.4.25 停机过程中，应有专人负责运转平台调节及润滑油等系统的检查，有异常情况及时与控制室联系。

9.4.26 机组减负荷时负荷率的设置应根据规程的要求，不可随意加快速度。

10 满负荷(72+24小时)试运行注意事项

10.1 并网后一分钟内，DEH和DCS盘上应有功率显示，否则应立即解列。

10.2 启动和运行中应根据凝汽器、除氧器、汽包水位和油、水、空气温度的情况投入有关自动。

10.3 在满负荷下，应特别注意除氧器水位自动，确保其水位正常。

10.4 满负荷情况下应注意负荷的波动情况，如果自动控制特性不理想，机组负荷波动较大，应适当降低负荷定值。

10.5 机组启动、带负荷运行中，应按照规程要求，定期检查机组各系统的工作情况，及时发现异常并迅速处理。 10.6 启动过程中应经常提醒锅炉，保持负荷与蒸汽参数的匹配。

11 故障停机

汽轮机发生下列情况时应立即手拍危急遮断装置，并破坏真空紧急停机。

11.1 汽轮机转速升高到危急遮断器应该动作的转速仍不动作时。

11.2 机组发生强烈振动。

11.3 清楚的听出从设备中发出金属响声。

11.4 水冲击。

11.5 轴封内发生火花。

11.6 汽轮发电机组任一轴承断油或冒烟，轴承出油温度急剧升高到75℃。

11.7 轴承油压突然降低到0.02Mpa以下时，虽然已启动事故油泵无效时。

11.8 发电机内冒烟或爆炸。

11.9 转子轴向位移超过+1.3或-0.7mm，同时推力瓦块温度急剧上升到110℃。

11.10 油系统着火，且不能很快扑灭，严重威胁到机组安全时。

12 安全注意事项

12.1 整套启动的全过程均应有各相关专业人员相互配合进行，以确保各设备运行的安全性，以便整组启动顺利完成。

12.2 整套调试过程中如发生异常情况，应迅速查明原因，由电厂运行人员按事故处理规程进行处理。 12.3 调试人员在调试现场应严格执行《安规》及现场有关安全规定，确保现场工作安全、可靠的进行。

12.4 参加调试人员应服从命令听指挥，不得擅自乱动设备，一切按现场有关规章制度执行，以保证整个调试工作的有序性。

13 调试组织分工

按照部颁新启规要求：整套启动调试时由调试单位下达操作指令，电厂运行人员负责操作，安装单位负责销缺和维护。另外，电厂运行人员负责设备的运行检查，安装单位予以协助。本措施仅列出7.5MW新机启动调试的程序步骤和注意事项，对未提及的内容及事故情况下的处理按照电厂运行规程执行。对特殊方式的启动、运行、试验以及考核试验等，可按指挥部决定另行编制措施或按有关规程和规范进行。

第二篇：余热发电

百科名片

余热发电利用生产过程中多余的热能转换为电能的技术。余热发电不仅节能，还有利于环境保护。余热发电的重要设备是余热锅炉。它利用废气、 废液等工质中的热或可燃质作热源，生产蒸汽用于发电。由于工质温度不高，故锅炉体积大，耗用金属多。用于发电的余热主要有：高温烟气余热，化学反应余热，废气、废液余热，低温余热(低于200℃)等。此外，还有用多余压差发电的;例如，高炉煤气在炉顶压力较高，可先经膨胀汽轮发电机继发电后再送煤气用户使用。

目录

概况

利用途径

设备介绍单级蒸汽透平机

多级蒸汽透平机

蒸汽透平发电机组

中国水泥窑余热发电技术主要发展趋势余热发电窑

预分解窑及预热器窑

立窑厂

余热发电的主要发展模式

概况

利用途径

设备介绍 单级蒸汽透平机

多级蒸汽透平机

蒸汽透平发电机组

中国水泥窑余热发电技术主要发展趋势 余热发电窑

预分解窑及预热器窑

立窑厂

余热发电的主要发展模式

展开 编辑本段概况

余热是在一定经济技术条件下，在能源利用设备中没有被利用的能源，也就是多余、废弃的能源。它包括高温废气余热、冷却介质余热、废汽废水余热、高温产品和炉渣余热、化学反应余热、可燃废气废液和废料余热以及高压流体余压等七种。根据调查，各行业的余热总资源约占其燃料消耗总量的17%~67%，可回收利用的余热资源约为余热总资源的60%。

编辑本段利用途径

余热的回收利用途径很多。一般说来，综合利用余热最好;其次是直接利用;第三是间接利用(产生蒸汽用来发电)。如钢铁工业：钢铁厂中的焦炉。目前我国大中型钢铁企业具有各种不同规格的大小焦炉50多座，除了上海宝钢的工业化水平达到了国际水平，其余厂家能耗水平都很高，大有潜力可挖。炼钢厂中的转炉烟气发电，目前全国有25吨以上的转炉达240座，按3座配备一套发电系统，可配置发电量为3000Kw的电站80座。炼钢厂中的电熔炉，目前全国有20多座，其中65吨级可发电量在5000Kw/座以上。

编辑本段设备介绍

单级蒸汽透平机

单级蒸汽透平机广泛应用于各过程工业领域，普遍作为水泵、油泵、风机、压缩机和发电机的稳定、经济的驱动设备。

多级蒸汽透平机

高可靠性和稳定性成就了多级透平机在过程工业领域中占有重要的地位。多级透平机具有既注重可靠性更保证高效率的特点，可以迎合不同工业能量部门的需求。

蒸汽透平发电机组

为客户提供量身定制的蒸汽透平发电机组解决方案。饱和蒸汽透平发电机组以其稳定和高效的特点为饱和蒸汽的利用开辟了完美的途径。

编辑本段中国水泥窑余热发电技术主要发展趋势

中国水泥窑余热发电技术经过近十余年的发展有了长足的进步，现已接近国际先进水平。诞生了各种各样的并能满足不同窑型要求的发电系统。 在未来相当长的时期内， 中国水泥窑余热发电技术的发展趋势主要集中于以下几个方面： 余热发电窑

采用立式余热锅炉和补汽式汽轮发电机组的二级余热发电系统。 立式余热锅炉彻底解决了卧式余热锅炉漏风及炉内温度场实际分布与锅炉设计时所假想的温度完全不相同的问题， 可以大大提高锅炉蒸汽产量;篦冷机 或立式余热锅炉排出的200℃左右废气余热可以充分回收并用以发电。这样可使吨熟料余热发电量在熟料热耗不变的前提下提高到195千瓦小时以上，使水泥窑综合能耗达到同规模预分解窑的能耗水平，而经济效益远高于预分解窑。余热发电窑二级余热补燃发电系统除具有二级余热发电系统的优点外，还可解决水泥窑煤粉制备系统的运行安全及环保问题。同时，对于严重缺电地区或同时具有立窑、立波尔窑、湿法窑、干法回转窑等其它窑型的水泥厂，也可解决供电问题，并能够进一步提高经济效益。

预分解窑及预热器窑

为了克服带补燃锅炉的中低温余热发电系统存在的缺点，采用补汽式汽轮机组，充分回收200℃以下的废气余热， 同时补燃锅炉应当以煤矸石等劣质煤或垃圾为燃料，除节约优质煤外，还可为水泥生产提供原料，降低发电成本，进一步提高经济效益。目前，从事水泥工业技术工作的人员，致力于如何降低熟料热耗及水泥电耗的研究工作， 而从事余热发电技术工作的人员致力于如何提高余热利用率，提高余热发电量的研究工作。目前还没有哪一个部门研究如何将水泥工艺技术与余热发电技术有机地结合起来，以寻求最低的水泥综合能耗及最佳的经济效益问题。笔者经过分析、研究认为，水泥工艺技术与余热发电技术最佳结合的方式应当为：缩减水泥窑预热器级数或者改变预热器废气及物料流程，使出预热器的废气温度能够达到550℃～650℃，这样余热发电系统可以取消补燃锅炉，采用余热发电窑的二级余热发电系统。这种结合方式，水泥熟料热耗虽然有所增加(对于五级预热器， 废气温度由320℃～350℃提高至550℃～650℃后，每千克熟料热耗预计增加1000～1200千焦)， 但发电系统可以取消补燃锅炉而不存在由于补燃锅炉容量小、效率低的问题，同时能够保持余热锅炉生产高压高温蒸汽，使发电系统仍然具有较高的运行效率，吨熟料余热发电量可以提高90千瓦小时以上，水泥综合能耗将低于目前的预分解窑水平，经济效益则显著提高。从中国的国情考虑，这种方式的水泥窑及发电系统，以其最低的投资、更低的综合能耗、更高的经济效益应当成为今后水泥工业发展的主要方向，这是

水泥工业需要认真研究与探讨的重大课题。现已投入生产的余热发电窑及小型预热器窑(包括立筒预热器窑) 流态化分解炉(或烟道式分解炉)加1～2级悬浮预热器加余热发电窑二级余热发电技术，是今后对已投入生产的余热发电窑及小型预热器窑进行技术改造的主要模式。这项综合技术，除了水泥窑的熟料产量可以增加20%～100%以外， 每吨水泥熟料发电量也可达110～195千瓦小时，收到增产、降耗、 提高经济效益的三重效果，同时改造投资也大大低于其它模式。

立窑厂

根据立窑厂的生产能力及资金条件，第一步，先利用余热发电窑(中空窑)加二级余热发电技术取代立窑。 如某立窑厂有3条8.8万吨的生产线，可停产2台立窑， 建一条直径3.6米×74 米中空窑及一套4500千瓦补汽式余热发电系统，这一步投资约需3600～3800万元。其次，利用流态化分解炉加1～2级悬浮预热器技术， 再对余热发电窑进行技术改造， 即对于上例所述立窑厂，停产第三台立窑，并对已建成的直径3.6米×74米中空窑加装流态化分解炉及1～2级悬浮预热器，同时对余热锅炉进行局部改造，这一步的投资约需800～1000万元。上述两步改造工作完成后，以总投资4500～5000万元的代价，将原立窑厂升级换代为预分解窑厂，并使熟料总产量维持在原有3台立窑总和的水平，在每吨标准煤到厂价不高于180元的条件下，水泥生产成本可降至95元以下。 余热发电的主要发展模式

随着余热发电的技术日益成熟，国家对能源的重视，对节能减排的扶持，越来越多的可利用余热的企业都意识到了余热发电所带来的效益。对发展余热发电项目持积极态度。但限于项目投资资金大，技术复杂，致使很多企业想上项目可最终因为资金技术的原因没有上成。鉴于这种情况 现在国内涌现出不少专业的节能服务公司采用EMC(合同能源管理)模式来投资余热发电，即由节能公司投资资金和采购所需设备，技术来为企业建设余热发电项目，项目产生效益后在效益里回收投资的模式。这种模式即解决了企业资金不足技术不足的缺点，也使的平时废弃的烟气，尾气，余热得到合理的利用。同时也使得节能公司的资金得到合理的运转，这种双赢模式的合作在余热发电项目上越来越受到欢迎。像中节能，山东耀通节能，上海泰豪，等大多都在采用EMC模式。

第三篇：余热发电税收

余热发电税收分析

一、余热、余压发电简介

余热余压发电是指工业企业利用生产过程中多余的热能和压差转换为电能的技术。常见余热、余压发电项目有高温废气余热、冷却介质余热、废汽废水余热、高温产品和炉渣余热、化学反应余热、可燃废气废液和废料余热以及高压流体余压等七种，广泛存在于水泥厂，化工厂，冶金、煤矿，造纸厂，热电等工矿业生产过程中。余热余压发电项目符合国家节能降耗、保护生态环境的基本国策，属于国家大力支持的资源综合利用项目，因此国家在税收上给予了一系列优惠措施。

二、电网企业(电力输送部门)对余热发电电量的管理模式

国家对于火力发电的大政策是节能降耗，关停小火电。其余热发电项目属额外开发的附加功能，属于资源综合利用，符合国家节能减排的政策，因此国家鼓励余热发电项目的发展。

《中华人民共和国节约能源法》第三十二条规定，电网企业应当按照国务院有关部门制定的节能发电调度管理的规定，安排清洁、高效和符合规定的热电联产、利用余热余压发电的机组以及其他符合资源综合利用规定的发电机组与电网并网运行，上网电价执行国家有关规定。

可以看出，对于利用余热发电，国家政策的规定是首先允许并网，其次是鼓励上网，电价执行国家有关规定。余热发电运营中的理想模式是对符合条件的余热发电量国家定价全额购入，统筹调度使用;余

热发电企业用电量市场价购买，收支两条线。

但是，实务中余热发电企业无法享受到规定的上网政策。原因一是各级地方发改委部门仍然牢守计划经济指标管理的模式，余热发电企业无法得到发电上网指标;二是电力行政主管部门管理保守，考虑如果允许这类发电机组往电网送电，就很容易促使余热发电企业形成本末倒置的局面，造成燃料浪费和环境污染，有违余热发电的初衷。随规定余热发电发出的电力原则上只能服务于本企业主业生产，不得输送到电网去出售盈利。这样实务中形成了余热发电企业发电量畸形的上网模式，就是签订一个固定格式的并网协议，发电企业所发电力采用并网而不上网的模式，原则上自产自用，超量没收，回流视同购入，发电量超过自身生产用电量向电网多输送电力不结算;发电量少于自身生产用电量，电网倒送电满足生产要购买;自产自用部分需另付并网的“过路费”(以设备租用费，线路占用费、调压费等名目收取)。

三、现阶段余热余压发电主要税收优惠政策

(一)增值税方面的优惠

财政部、国家税务总局《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)，第三条第

(一)项规定，利用工业生产过程中产生的余热、余压生产的电力或热力，发电(热)原料中100%利用上述资源，则对销售该部分自产货物实行增值税即征即退100%的政策。

第八条规定，增值税一般纳税人应单独核算综合利用产品的销售

额。一般纳税人同时生产增值税应税产品和享受增值税即征即退产品而存在无法划分的进项税额时，按下列公式对无法划分的进项税额进行划分：享受增值税即征即退产品应分摊的进项税额=当月无法划分的全部进项税额×当月享受增值税即征即退产品的销售额合计÷当月无法划分进项税额产品的销售额合计。 凡未单独核算资源综合利用产品的销售额和应纳税额的，不得享受本通知规定的退(免)税政策。

(二)所得税方面的优惠

《所得税法》第三十三条规定，企业综合利用资源，生产符合国家产业政策规定的产品所取得的收入，可以在计算应纳税所得额时减计收入。

《所得税法实施条例》第九十九条规定，企业所得税法第三十三条所称减计收入，是指企业以《资源综合利用企业所得税优惠目录》规定的资源作为主要原材料，生产国家非限制和禁止并符合国家和行业相关标准的产品取得的收入，减按90%计入收入总额。(资源综合利用企业所得税优惠目录：9工业过程中的余热、余压生产的电力、热力)

四、实务中余热发电项目会计核算的两种基本模式及相应税收优惠政策的适用分析

第一种模式

发电项目作为动力辅助车间，发电成本与主营业务生产成本对冲，不体现营业收入。

(1)归集成本，借：辅助生产—供电，贷：辅助材料、应付职工薪酬、车间经费、累计折旧等;

(2)对冲成本，借：生产成本—焦化厂，贷：辅助生产—供电。该会计处理模式的特点是：体现为内部结转关系，符合业务实际情况;体现会计实质，符合会计基本准则会计要素确认条件，方便会计核算，能准确反映财务成果。

上述特点决定了余热发电项目的销售额和应纳税额不能单独核算，不符合财税【2011】115号文增值税即征即退政策所要求的形式要件，难以享受到增值税的即征即退的优惠政策。

在所得税上，也由于未能单独核算余热发电项目实现的收入，无法减按90%计入收入总额，所得税优惠政策也难以享受。

第二种模式

发电项目作为单独核算，体现生产成本及营业收入。

(1)归集成本，借：生产成本—电厂，贷：辅助材料、应付职工薪酬、车间经费、累计折旧等;

(2)结转成本，借：产成品—电，贷：生产成本—电厂

计算收入，借：应收账款，贷：主营业务收入

该会计处理模式的特点是：体现为正常生产过程，符合业务实际情况;体现会计实质，符合会计基本准则会计要素确认条件，能准确反映财务成果。上述特点决定了余热发电项目未由电网企业并网，不符合《中华人民共和国节约能源法》的规定，是否能享受下列税收优惠政策，应咨询当地税务部门。

财税【2011】115号文增值税即征即退政策;

所得税上，减按90%计入收入总额。

第三种模式

发电项目作为独立的利润核算项目，单独核算收入(虚拟)及成本(分摊)。发电量并网时向供电部门开具增值税专用发票按收入核算，用电时协商电网企业也开具增值税专用发票，作购入处理。但是双方不结算货款，只登记货物(电力)的进出数量。

该会计处理模式的特点是：收入虚拟计算，成本比例分摊，利于内部考核。但不符合业务实际情况;不能体现会计实质，不符合会计基本准则会计要素确认条件。不可否认，上述特点满足了增值税即征即退政策所要求的单独核算的形式要件，也满足了所得税资源综合利用减计收入优惠政策所要求的单独核算该部分收入的条件，可以操作减按90%计入收入总额，增值税和所得税相应优惠看似勉强可以享受。

第四篇：余热发电操作总结

操作总结

时间一晃而过，弹指之间，在余热发电操作岗位一年的工作经历转瞬又将成为历史，2013年即将过去，2014年即将来临。过去的一年在领导和同事们的悉心关怀和指导下，通过自身的不懈努力，在工作上取得了一定的成果，特别是在工作中遇到的一些故障，更是增加了我的操作经验和操作信心。在余热发电操作岗位上，对本系统也有了新的认识，与此同时也存在了诸多不足。回顾过去的一年，现将工作总结如下：

一、收获

1、在突发事故中的收获

2013年是我独自顶岗操作的第一年，在这一年的操作中我遇到很多突发性的问题，如汽包水位计故障造成锅炉的缺水，锅炉补水气动阀的失灵造成锅炉缺水和满水等等。这一次次的问题，不断锻炼着我的操作能力，更锻炼了我的心态。就拿今年六月份AQC2锅炉补水气动阀出现了失灵来说吧，首先在判断上我没有第一时间发现，问题出现时我以为是水位计出现了问题而没有去关注补水的流量，到后来现场跟我核对水位时，我才发现气动阀全关给水流量还有33t/h，随及让现场关补水手动阀，再气动阀处理期间，由于我考虑不全面锅炉出现了严重缺水和差点汽包满水事故。首先导致缺水的发生，我没有及时告诉现场开旁路补水，到需要补水时，因阀门不容易开，需要拿工具延长了补水的时间，造成了汽包严重缺水，如果我提前让现场把旁路打开，就会及时补水的，因为汽包前补水手动阀已关，需要补水我可以靠着个阀门来控制。在补水期间，现场把补水手动阀全开了，补水流量靠旁路在调节，而我没意识到这时气动阀正在处理，有时是会全开的，而中控的阀门开度反馈也不准，导致气动阀动作时补水量加大，水位涨得很快，我中控又不能控制，导致汽包补水涨到了400mm多，显些造成汽包满水。这次的经历让我映像很深，也让我在今后在出现类似故障时有了应对的方法，考虑问题要全面仔细，要有预见意识，对现场要熟悉，出现问题能给现场以提示。

2、开机时的收获

今年9月份因一二线窑检修，我有幸的操作了一次开机，虽然最后的机组冲转我没有亲手操作，但是这次机会让我收获很大，同时我也有做的不足的地方。首先就是窑已经投料了，对锅炉补多少水和锅炉本身有多少水把握不清楚，导致温度起来窑拉风后汽包水位很高，造成主蒸汽带水，同时对闪蒸汽和凝汽器水位的调整不平稳，频繁出现低低报或高报;其次就是暖管，暖管主要就是控制住蒸汽压力不要太高，当压力达到0.588KPa以上，温度250℃以上就代表暖管结束，但在实际运行中压力上涨比温度快很多，如果压力涨的太高就要及时泄压，对暖管在我以往的理解里就是仅仅只是暖主蒸汽母管，这次开机操作让我明白暖管不仅仅是暖主蒸汽母管，而是系统所有主蒸气管道，所以当压力太高时我们可以从离母管较远窑头泄压，这样既暖了管，再带窑头锅炉时也节省时间，减少浪费。在次就是冲转前的准备工作，在暖管结束后我们就要准备冲转，在这之前我们要建立真空，建立油压。建立真空之前我们得把冷却水泵开一台，让冷却水循环起来，在就是开轴封风机送轴封供气，轴封压力要达到35KPa以上，这样做是为了防止抽真空时空气进入，等这些就绪在开射水泵，同时记得给射水箱补水。在做这些的同时我们可把油系统也投入，这时可把交流油泵转换到高压油泵，让油打循环，机组启动前应投运油系统，油温控制在35度到45度之间，最佳在38度到42度，这样汽轮发电机组的径向轴瓦和推力轴瓦能建立正常的油膜，降低汽轮发电机组的振动。在做这些操作时，我知道自己很多欠缺的地方，在操作时考虑的不是很全面，思路比较混乱，很多细节都被我忽略了，所以在平时的操作中，我还得多思考总结，多向老操作员学习，让自己能在操作方面能得心应手，独挡一面。

3、系统连锁的认识

在余热发电系统中，连锁的投入和使用是为了保护设备安全运行，所以熟悉并了解设备的相关连锁是每个操作员都必须要掌握的，就拿2月份那次开盘车来说吧，在一切准备就绪中控准备开启盘车时，一个运行信号不满足，因为我对导致这个运行信号不满足的条件不清楚，导致指挥现场错误，解决问题的时间延长，一直到最后问PC的人才知道盘车运行信号不满足就一个原因导致就是投盘车的限位没到。经过这次经历，在后来的操作中我有意识去关注了我们系统先关设备的连锁，哪些因素的发生会导致设备连锁的发生，如当热水井水位低于-380mm时，凝结水泵运行连锁丢失，当闪蒸汽水位低于-700mm时，锅炉给水泵运行连锁丢失，当汽包水位低于-450时，强制循环水泵运行连锁丢失等等。

二、日常操作

说了很多操作中遇到的一些问题和收获，但是在操作中更应该关注日常的操作，特别是系统参数的变化。参数是操作员的眼睛，任何参数发生微妙的变化都影响到系统的安全运行，通过对他们的关注，我们可以了解相关设备的运行情况并提前发现问题，避免事故的出现。发电系统在日常的操作中大部分时间是比较平稳的，可正因为平稳，我们往往就会对一些参数容易出现疏忽，关注不到位。例如前期出现的6#推力瓦温和汽轮发电机2号电流，这两个参数出现问题持续两天多才被发现，虽然没有导致大的问题出现，但也很好的给我们敲了一次警钟，让我们意识到加强参数的关注，提高自己的操作责任心不只是说说而已的。同时为了很好的掌控系统的运行情况，我要有勤查参数曲线的习惯，如汽轮发电机主要控制参数、锅炉出入口风温和风压的变化、输灰系统的电流和各个水泵的电流和轴承温度等。通过相关曲线的 对比分析来判断是否有异常情况的出现。对于那些隐患设备则是时不时进行查看，监控隐患设备的实时运行状况。

另外，余热发电系统不是单独的一个系统，他需要和窑操、磨操保持良好的信息沟通，以确保整个系统能够很好的运行。如开关锅炉挡板、甩炉、带炉等都需要和他们进行沟通，以避免对窑磨系统造成故障;关注煤磨出口温度，避免不必要的放风;二线回灰入窑时开停振打装置要和窑操联系，避免窑喂料量的波动。

三、操作中的不足及改进

在这独立操作的一年里，收获很多，与此同时不足之处也很多，如：

1、操作技能不足，对一些事故的判断和处理的经验还有待加强;

2、先关的专业知识还要加强，对窑磨系统的知识相对缺乏，特别是与窑磨系统接口的地方，还有会影响我们系统的相关参数了解也不全面;

3、心里素质也有待提高，合理安排工作的调理性也还的加强。 对于以上的不足之处，在后期的操作过程中要认真去改进，对发生过了事故我们要从中总结经验，确保以后这样的类似事情发生时自己能很好的去解决;对于自己做的好的或是别人做的好的地方我们更应该及时的学习，提高自己的操作技能，为以后更好的完成工作而奠定基础。同时继续加强对余热发电设备结构、工作原理及以往设备故障的学习，提高对发电系统设备的了解程度，以学习，实践全方位提高自己的工作能力，为日常的操作打下坚实的专业基础，也让自己在处理故障时有底气。

2013年即将过去，我们有收获也有失误，有喜悦也有惊险，在生产一线时最大的愿望就是进入中控，如今在中控操室操作的目标就是在自己的精心操作下使生产线平稳高效运行。所以，在新的一年里，我会更加严格的要求自己，不断摸索，不断总结，在自己的岗位上精心操作，虚心向领导和同事请教，努力学习，提高自己的操作水平和心理素质。并以崭新的面貌面对14年的工作，使系统能够更加的稳定优化。

2013年12月

第五篇：余热发电运行报告

华新红塔水泥(景洪)有限公司2000t/d熟料水泥生产线纯低温余热发电工程(4.5MW)机组运行报告

一、项目概述

华新红塔水泥(景洪)有限公司2000t/d水泥熟料生产线纯低温余热发电工程配置一台AQC余热锅炉蒸发量10t，一台SP余热锅炉蒸发量11t，总蒸发量21t。和一套4500KW低温低压汽轮发电机组，设计吨熟料发电量34kw/h。余热锅炉、主厂房及其辅助设施均布置在华新红塔水泥(景洪)有限公司2000t/d熟料新型干法水泥生产线附近空余场地。

本工程汽轮机选用青岛捷能汽轮机集团南京有限公司生产的4500KW纯凝汽轮机, 锅炉选用杭州锅炉集团股份有限公司生产的余热锅炉, 发电机选用四川东风电机厂有限公司生产的4500KW汽轮发电机。

二、经济效益

余热发电项目的建成，可利用的水泥生产线窑头熟料冷却机废气余热为110,000Nm3/h，窑尾预热器废气余热为180,000Nm3/h，年发电量可达3312×104kW·h，年可实现产值1391万余元，实现利税1451万元;按供电煤耗360g计算，年节约标准煤：11,327t，按年供电量3146.4×104kWh计算，年减少二氧化碳排放量24,622 t-c/a，极大地实现国家水泥生产节能目标。同时还有减少电网向工厂供电线路损耗;减少工厂总降压变电站变压设备损耗;调整并提高工厂现有用电

设备功率因数;稳定并提高工厂现有用电设备电压;降低水泥生产能耗，削减周围环境的热污染。

三、机组试车及运行情况

项目由南京戈德设计总包，江苏华能建设工程集团有限公司施工安装。2012年3月主体设备安装完毕，进行单体测试、试验、及所有保护的联动试验，机组的调试和试车，2012年4月实现两台锅炉通汽煮炉，随后顺利完成了蒸汽吹管，汽轮机冲动和升速，汽轮发电机保护动作实验等一系列工作，5月9日发电机组并网发电一次成功，经72小时运行考核，各项指标达到或超过设计要求，最高发电量达到5000kw，之后转入试运行生产阶段。到目前为止总发电量为578万多度电，平均每月发电约97万度，折合人民币407400元。

四、吨熟料发电量不达标主要原因

1、水质硬度严重超标

刚开始机组运行不到10天，冷凝器真空下降，在线检查了所有可能影响真空的地方，没有发现任何问题。最后打开冷凝器人孔门检查，冷却管严重结垢，影响真空下降，将原水取样送往云南省水文监测中心化验，硬度689mg/L，硬度严重超标。

2、SP锅炉蒸发量下降

(1)由于开始窑况不稳定，一级筒出口温度过高(370℃-410℃)，导致锅炉蒸发器管道外壁结皮，从而影响蒸发量下降(现在一级筒出口温度在320℃-330℃)，现在正联系专业清洗人员对锅炉进行清洗。

(2)原料磨运行时SP锅炉旁路风门不能全关，开度在30%—40%。

五、运行期间出现的问题及处理

(1)冷凝器真空下降

由于原水硬度严重超标，冷凝器冷却管结垢时间快，因设计时系统没有清洗装置，冷凝器不能维持正常真空值，机组无法正常运行，只能停机后人工清洗，第一次清洗给我们带来了很大的难度，打开冷凝器大门，用布条缠住圆钢筋一端对每根冷却管进行清理，完后再用高压水枪清洗一遍。这种情况一直到8月份胶球清洗装置安装好。

(2)真空系统做严密试验

首先检查射水泵的出力，压力在0.3mpa;其次检验抽气器，把进气阀全关，启动射水泵，真空迅速上升;再把冷凝器汽测灌满水道喉部位置，观察没有泄漏的地方。

(3)高压给水泵更换、循环水泵轴承温度高、凝结水泵电流高的处理。

(4)透平油真空滤油机电气故障处理

(5)ABB仪表厂家专业工程师到现场对所有仪表进行校零

(6)双色水位计模糊不清原因及处理

因水位计和摄像头不是一个厂家的，不匹配，所以导致水位一直看不清楚，给操作员操作带来很大的难度，巡检一天最少要和中控操作员核对水位6次，也和厂家联系交涉，未果。后来经检查后发现是因为灯光较暗所造成，加一根20W荧光灯管后恢复正常。

(7)8月份窑检修时，SP、AQC锅炉蒸发器管道清灰

清灰重点SP锅炉，由于没有专业工具，效果不佳，还是不能提

高SP锅炉蒸发量。

(8)原水质硬度超标的问题，公司新增加一套50t制水量的软化装置，现在正在安装中，预计11月投入使用

(9)负荷带不起来原因分析及处理

调节后压力不能上升，最高不超过0.2mpa，主蒸汽压力高达1mpa以上，分气缸安全阀动作，AQC、SP锅炉主蒸汽对空排气全开，AQC锅炉进口风门只能开50%，通过各方面分析查找，首先把汽轮机导汽管拆开，检查调节门能否开关到位，确认没有问题后，导汽管恢复。经和汽轮机厂家专业工程师沟通后，认为调节器活塞部位可能出问题，然后把活塞取出后发现反馈滑阀被堵，原因是汽轮机安装人员的疏忽，安装调节器时，密封胶涂太多，油压高，把密封胶冲掉到油里，把反馈滑阀堵了，清理后，重新拉阀试验，启机，一切正常，现在在原料磨停机状态下，负荷最高可达5000kw。

六、总体运行情况及工作计划

(一)总体运行情况

经过全体员工的共同努力，余热发电投产运行以来，设备完好率达到98%以上，9月、10月设备运转率达到100%，实现零人员安全事故，零违法乱纪行为。到目前为止，总发电578万多度，折合人民币245万余元;10月份发电量预计达230万度，折合人民币96.6万余元。

(二)工作计划

1、完善对发电系统设备故障的处理方案和对系统出现异常情况应急措施。

2、加强专业知识培训，提高队伍素质，加大在岗人员的技能培训学习提高技术人员和操作人员的技术知识水平。

3、以“安全第

一、节能减排”为宗旨，利用技术革新对机组进行合理化改造，在水泥窑正常生产情况下，争取明年全年发电量达到3200万度

4、通过提高巡检质量、增加巡查次数、加大消缺力度，确保明年安全发电和各项工作的顺利进行，做到全年无各类机械事故和人身伤害事故。同时对安全生产的各类设备、器械及工具进行校对、检查，并对运行人员安全规程的培训，力争培训率达百分之百。

5、继续以严格的管理引领余热发电的各项工作，同心同德、开拓创新，打造“四个一流”。既一流的团队素质、一流的精神状态、一流的操作技能、一流的工作作风。

报告人：余瑞晋

2012年10月25