金昌余热发电调试大纲

第一篇：金昌余热发电调试大纲

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

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。

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%

1、你所提到的余热发电用在钢铁、焦化行业的比较多因为钢铁、焦化产生余热比较多且相对稳定。其中焦化行业最为合适，因为焦化行业从建厂起就会一直不会停产，所以热源充足。

2、用钢铁、焦化余热发电还经济效益还是很可观的，因为如果不用这些热量来发电的话也是直接浪费掉了。余热产生出来的电是直接的利润，因此这个行业很有前景。

3、余热发电项目一般情况投入较大，因此少则几千万，多则几个亿，因此对很多企业来说如果上这个项目的话还是有一定资金压力的，但如果通过融资分成办法来做这个项目，会对企业更加有利首先从风险上，融资公司可以共担;其次，利润上，融资公司投入后产生利润企业可以分相关一部分。

4、国内做这个项目的企业不是很多，因为技术性比较强，由为企业更是，一旦出问题会造成很大损失;而且资金投入很大。建议想做余热发电的企业找一家能共担风险，投入资金，而且还能负责售后技术保障的企业。

5. 山东耀通节能投资有限公司在节能节电，余热发电上做的不错;中节能工业节能有限公司;中信重型机械公司;太原港源焦化有限公司余热发电工程;2007年10月28日，世界上最大的水泥纯低温余热发电机组在铜陵海螺公司万吨线一次性成功并网。吉林省辽源金刚水泥集团日产5000吨新型干法熟料生产线配套的纯低温余热发电工程建成投产，并网发电一次成功。这条生产线是国内

6.业内对投资回报周期的长短存有一定的争议，如童裳慧就认为成本回收不见得能在三四年的较短时间内实现。他针对水泥余热发电投资项目作过一个测算，以9MW的余热发电机组投资6000万元为例，一年发电6300万千瓦时，毛利润为3150万，但除去日常运行费用0.2元/度和并网费0.1元/度外，剩余仅1260万;然而根据10年期6%的年率，减去360万/年的财务费用以及600万/年的折旧，纯利润仅为300万/年。“众多水泥企业刚开始都忽视了折旧成本和维修费用。”童裳慧表示，资金占用较大不说，有的企业在真正核算成本之后，对此兴趣骤减。

第三篇：余热发电

南桐水泥公司余热发电项目成功并网发电

南桐水泥公司10MW纯低温余热发电机组，于2011年月5月9日一次性并网发电成功，这是继水泥生产线技改扩能后实施的又一重大技术革新，此项目的成功运行，标志着公司在贯彻落实科学发展观，发展循环经济，实现节能减排方面又迈出了新的一步。

余热发电项目是国家政策鼓励的节能减排建设项目之一，南桐水泥公司积极响应国家节能减排政策，在建设年产220万吨水泥生产线项目的同时，配套建设了一座10MW的余热发电系统，电力全部用于水泥生产。在不影响水泥熟料正常生产、不增加煤炭消耗的情况下，充分利用新型干法水泥生产线窑头、窑尾产生的废气余热进行发电，实现了资源循环利用和节能减排，达到降低成本增效益保护环境的目的。

为了使热能有效循环利用，该公司还引进了目前最先进的冷却设施，使生产出的熟料急速冷却，有效回收出窑熟料 的热量，使入窑二次温度达到1000度以上、入窑三次温度950度左右，热效率72%，降低熟料烧成热耗。同时，还利用部分冷却机废气作为煤磨的烘干热源，以减少冷却机剩余废气排走的热能，提高了废气余热的综合利用率。在水泥生产过程中，回转窑煅烧熟料产生的气体温度达300度以上，以前这些高温气体直接排放空中，既造成了一定的热污染，又极大的浪费了热源。该公司通过

综合利用，将水泥窑在熟料煅烧过程中窑头窑尾排放的余热废气

进行回收，然后通过余热锅炉产生蒸汽带动汽轮发电机发电。

该项目由大连易事达公司承建。为了使该项目尽快实施成

功，南桐水泥公司董事长、总经理杨明多次到现场检查指导工作，召开现场办公会，专题解决项目建设中遇到的问题。项目组全体成员精心组织，积极配合，对余热发电安装质量和工程进度按要求监督管理，克服施工过程中的诸多困难，特别是项目进入调试期后，更是加班加点，连续奋战。所有设备进入单机调试，先后完成窑头、窑尾锅炉压力试验、电器控制耐压实验、经煮炉、吹管、冲转等程序，完成汽轮发电机保护试验，充分做好并网的前期各项工作，经市电力公司綦南电力局并网验收，确保了并网发电的一次性成功。

自2010年元月11日调试运行以来，在运行中逐步消除缺陷，

实际平均负荷每小时达5000千瓦，最高负荷达8000千瓦累计发电200多万度。

该项目将实现年发电量5700万KWh，解决南桐水泥公司30%

的用电量，每年为公司节约接近3000万元的电力费用，节约标煤用量4万吨，在节能创效的同时，将有效减少二氧化硫和氮氧化合物等污染物排放，实现环保清洁生产，从而实现经济效益和社会效益的双丰收。

第四篇：余热发电二级

余热发电技术主管理论考试卷

一. 填空题(每空1分，共30分)

1、发电机正常运行时功率因数控制在 0.9-0.95 之间，功率因数的计算公式为 COS=P/S 。

2、发电机保护动作时，与DEH的联锁信号显示为 发变组故障 。

3、通过保护屏调节发电机的电压、频率有三种方式，分别为 自动同期调节 、 手动同期调节 和 柜面开关调节 。

4、用差压计或差压变送器测量液位时，仪表安装高度不应高于 下部 取口。

5、压力取源部件与温度取源部件在同一管段上时，应安装在温度取源部件的 上游 侧。压力取源部件的端部不应超出工艺设备或管道的 内壁 。

6、水蒸汽的形成经过5种状态的变化。分别是：未饱和水、和 饱和水 、湿饱和蒸汽、干饱和蒸汽、过热蒸汽。

7、高压油泵自启条件为控制油压低于 1 MPa，交流润滑油泵自启条件为润滑油压低于 0.054 Mpa。事故油泵自启条件为 0.039 Mpa。

8、发电厂运行管理工作就是通过发电厂对运行生产的计划、组织、指挥、控制和协调,保证发电生产的安全、经济、可靠、环保,实现集团公司的整体利益最大化。

9、设备缺陷分为三级：分别为紧急缺陷、重要缺陷、一般缺陷。

10、孔板流量计的高压侧点与孔板的距离是管道内径的 1 倍，低压侧点与孔板的距离是管道内径 1/2倍。

11、设备的日常维护和保养工作，具体分为运行保养和停机保养。

12、气体的绝对压力 大于 大气压力的部分称为表压力， 小于

大气压力的部分称真空。

二. 判断题(每题1分，共10分)

1、发电机的额定功率是表示发电机的输出能力;单位为千瓦或兆瓦。(√)

2、当气体的压力升高、温度降低时，体积增大。(×)

3、饱和蒸汽在凝结成水的过程中，只放出汽化潜热，而温度不变。(√)

4、并联运行泵的特点是每台泵所产生的扬程相等，总流量为每台泵流量之和。(√)

5、抽气器的作用是开机前建立真空，正常运行中维持真空。(√)

6、循环水管道由于工作温度低，其热伸长值小，依靠管道本身的弹性压缩即为热伸长的补偿。(√)

7、固定支架能使管道的支持点不发生任何位置和移动。(√)

8、大部分运行的给水泵发生汽化时，应迅速启动远离事故点的备用泵。(√)

9、管道上的阀门越多，则流体的阻力越大。(√)

10、汽轮机空负荷试验是为了检查调速系统空载特性及危急保安器装置的可靠性。(√)

三. 选择题(每题2分，共20分)

1、凝结水泵出口压力和电流摆动，入口真空不稳，凝结水流量摆动的原因是 B 。

A.凝结水泵电源中断;B.凝结水泵汽化C.凝结水泵故障。

2、大功率机组主油泵大都采用主轴直接带动的离心泵。此类泵的缺点是 C ，起动前必须使吸油管充满油。

A.升压太快;B.自吸能力太强;C.自吸能力低。

3、蒸汽在汽轮机内膨胀做功可以看作是C。

A.等容过程;B.等压过程;C。绝热过程。

4、锅炉汽包内水与汽的温度关系是B。

A.汽体温度高于水温;B。汽体温度与水温相等;C，不相等。

5、水在水泵中的压缩升压过程可看做是C。

A、等温过程;B、等压过程;C、绝热过程。

6、下列三种放热系数哪一种为最大A

A.凝结放热;B。对流放热;C.固体传热。

7、凝汽器铜管结垢可造成A。

A.传热减弱，管壁温度升高;B.传热减弱，管壁温度降低;c.传热增强，管壁温度升高。

8、表面式换热器中，冷流体和热流体按相反方向平行流动则称为

B。

A.混合式;B.逆流式;C.顺流式。

9、造成火力发电厂效率低的主要原因是B。

A.锅炉的效率低;B.汽机排汽热损失;C.发电机效率低。

10、发电机采用氢气冷却的目的是B。

A.制造容易，成本低;B.比热值大，冷却效果好;C.不易含水，

对发电机的绝缘好。

四. 简答题(每题10分，共20分)

1、 简述余热发电电气主接线的特点以及52G、52P、52H的作用? 答：电气主接线的特点：电站的受电与馈电共用一条线路。52G：发电机的同期并列开关柜。

52P：在电站侧设置的一台与总降联络的开关柜。

52H：并联在52P与52G开关柜之间，作为站用变压器的上位开关。

2、 引起机组真空下降的因素有哪些?

答：真空急剧下降的原因：

①冷却循环水中断;②后轴封供汽中断;③真空泵故障;④凝汽器满水;⑤真空系统大量漏气。

真空缓慢下降的原因：

①凝汽器铜管结垢;②真空泵工作不正常或效率降低;③循环水量不足;④凝汽器水位升高;⑤真空系统不严密。

五. 问答题(每题10分，共计20分)

1、简述射水式抽气器的工作原理?

答：从专用射水泵来的具有一定压力的工作水，经水室进入喷嘴，喷嘴将压力水的压力能转变为速度能，水流以高速从喷嘴射出，在混合室内产生高度真空，抽出凝结器内的汽水混合物一起进入扩散管，速度降低，压力升高，最后略高于大气压力，排出扩散管。

2、油系统故障的原因及现象?

答：

1、油系统故障的现象

①、安全油压无法建立，主汽门打不开;

②、油压偏低，主汽门动作缓慢，不能完全打开;

③、控制油压波动，调节汽门动作缓慢或调节汽门波动; ④、OPC、AST油压偏低;

⑤、润滑油压偏低，油温偏高，轴瓦温度上升。

2、油系统故障原因分析

①、油质较差，导致油系统管路堵塞或油路不畅,如润滑油或控制油过滤出现堵塞现象,油压无法建立;

②、油箱油位偏低，导致高、低压注油器不能正常工作，压力油和润滑油压无法建立;

③、油温过低时运行粘度系数增大，安全油建立速度较慢，造成主汽门打不开，正常应控制在35～45℃之间;

④、OPC、AST电磁阀底座内部有杂物或密封圈损坏，出现现象泄漏现象，导致OPC、AST油压波动，油压达不到设计值0.8MPa以上;

⑤、DDV阀以及底座内部有杂物，导致调节系统动作缓慢或不能动作,主调门不断漂移,给中控操作带来一定困难。

第五篇：余热发电锅炉原理

1、余热发电锅炉原理：高温余热烟气经烟道输送至余热锅炉入口，再流经过热器、蒸发器和省煤器，最后经烟囱排入大气，排烟温度一般为 150～180℃，烟气温度从高温降到排烟温度所释放出的热量用来使水变成过热蒸汽。

锅炉给水首先进入省煤器，水在省煤器内吸收热量升温到略低于汽包压力下的饱和温度进入锅筒。进入锅筒的水与锅筒内的饱和水混合后，沿锅筒下方的下降管进入蒸发器吸收热量开始产汽，通常是只有一部分水变成汽，所以在蒸发器内流动的是汽水混合物。汽水混合物离开蒸发器进入上部锅筒通过汽水分离设备分离，水落到锅筒内水空间进入下降管继续吸热产汽，而蒸汽从锅筒上部进入过热器，吸收热量使饱和蒸汽变成过热蒸汽。

2、余热锅炉的结构：

锅炉是利用高温余热烟气，一般锅炉立式布置，由锅筒、省煤器、蒸发器、过热器、加热段烟道、进口段烟道、出段烟道、烟道的各种支座和吊架、人孔、微差压取压装置等组成。

余热锅炉共可分为多个循环回路，每个循环回路由下降管和上升管组成，给水经省煤器进入锅筒，从锅筒通过下降管引入到烟道的各个下集箱后进入各受热面，水通过受热面产生的蒸汽进入集箱后再进入锅筒。

根据产汽过程的三个阶段在结构上对应三个受热面，即省煤

器、蒸发器和过热器，当系统有再热蒸汽时，则可加设再热器。