余热发电工艺参数.docx
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余热发电工艺参数
余热发电运行数据参数
主机技术规
型号
N4.5—1.25
额定功率
4500KW
汽机额定转速
3000r/min
发电机额定转速
3000r/min
临界转速
~1640r/min
转向
顺汽流方向看为顺时针
额定转速下振动值
<0.05mm
临界转速下振动值
<0.10mm
汽机主要参数
主蒸汽压力
1.25MPa（绝对）
主蒸汽温度
315C
冷却水温
正常27C；最高33C
排汽压力
0.008Mpa（冷却水温度27C）
额疋蒸汽流量
25.4t/h
汽耗率
6.45Kg/kw.h
油系统规
润滑油压
0.25Mpa
调节油压
>0.85Mpa
油箱
3
容积4m
双联冷油器
面积2X25m2
滤油器630L/min
交流启动油泵
泵型号：
80YL-100
电机型号：
Y200L-2
扬程：
100m
电流：
68.8A
流量：
834L/min
功率：
37Kw
交流润滑油泵
泵型号：
LDY12-25X2
电机型号：
Y90L-4/1.5
压力：
0.25Mpa
电流：
8.8A
流量：
750L/min
功率：
4Kw
直流事故油泵
泵型号：
LDY12-25X
电机型号：
乙-31
压力：
0.25Mpa
电流：
22.4A
流量：
750L/min
功率：
4Kw
汽水系统
冷凝器
面积
560m2
无水时重
〜14.4吨
冷却水量
〜2000m3/h
射水泵
工作压力
0.38Mpa（A）
暖管
1汽机一切检查准备工作就绪后，值班长通知热机操作员,稍开AQC（SP炉汽门的旁路门，保持压力维持在0.2〜0.3Mpa，以温升速度为5〜10C/min暖管；当管壁温度达130〜140C后，以0.25Mpa/min的速度提升管压力至额定后（1.25Mpa）,全开AQC（SP）炉并汽门，关闭旁路门。
2开始暖管时，疏水门应全开，随着管壁温度和管压力的升高，应逐渐关小疏水门，以防大量蒸汽漏出；
3在升压过程中若发生管道振动，应立即降压直至振动消除，经充分疏水后,
方可继续升压。
4在暖管中完成保安系统的静态试验；
5为防止在调节保安系统进行试验时有蒸汽漏入汽缸引起转子变形，在试验
过程中要持续盘车；转子未转动之前，严禁蒸汽漏入汽缸及用任何方式预热汽轮机；
6暖管同时，首先启动循环水泵，再向凝汽器灌水；启动凝结水泵并开启再循环门，使凝结水在凝汽器之间循环，维持好热井水位。
7在升压过程中随时注意检查管道膨胀和支吊状况，在暖管过程中随着温度
压力升高，注意调整控制旁路门及疏水门的开启。
凝结器抽真空
1启动射水泵，使真空迅速提高；
2当真空升高到-0.085Mpa后，可以扣上危急遮断油门；
3当润滑油温达到35~38C时，逐渐进行低速暖机.
汽轮机下列条件禁止启动
1主要表计或任一保安装置失灵；
2电动主汽门、自动主汽门有卡涩现象；
3调速系统不能维持汽轮机空负荷运行或甩去全负荷后不能控制转速；
4交流高压油泵、交流润滑油泵、直流油泵均不正常；
5油质不合格，或润滑油压低于正常值；
6汽轮发电机组振动超过0.05mm；
7汽轮发电机组转动部分有明显摩擦声;
8因发生异常情况停机，汽机本体设备有明显损坏或尚未查明原因
9主蒸汽温度低于250C。
10蒸汽室温度低于200C。
11启动时真空值不应低于-0.006Mpa
为了保持汽轮机能在经济状态下运行，主汽门前参数应保持在下列围:
项目名称
单位
正常值
允许变化围
主蒸汽压力
Mpa（a）
1.25
0.7——1.35
主蒸汽温度
C
315
270——340
冷却水温
C
27
最高33C
排汽压力
Mpa（a）
0.008
额定转速振动值
mm
<0.05
临界转速振动值
mm
<0.10
调节油压
Mpa
0.85
润滑油压
MPa
0.25
油箱油位
mm
1/2
2/3
周波
Hz
50±0.5
排汽温度带负何
C
55
不咼于
空负荷排气温度
C
65
不咼于
凝汽器热水井水
1/2〜3/4
位
凝结水过冷度
1
冷油器出口油温
38
35〜40
轴承回油温度
V65
轴承温度
V75
发电机进口风温
20〜40
凝汽器
型号
N-560-4
型式
双流程二道制表面式
冷却面积：
560m2
冷却水量
<2000t/h
冷却水压
<0.3MPa（A）
冷却水温：
27〜33T
双联冷油器
型号
YL-25
冷却面积
2X25m2
冷却水温
27〜33T
冷却水量
57.4t/h
射水泵
型号
C-12-1
工作压力
0.35-0.45Mpa
工作温度
27~33T
空气冷却器（4组）
冷却能力
240kW
冷却空气量
9.2m3/s
冷却水量
80m3/h
冷却水压
<0.2MPa（a）
部水压降
0.013Mpa
冷却水最高允许温度
33C
供油装置
型号
YG040001
润滑油流量、压力
300L/min0.25MPa
控制油流量、压力
80L/min0.85MPa
事故油流量
250L/min
过滤精度
25um
公称容积
4m3
最大容积
7.3m3
凝结水泵
型号
100NB-45
流量
28m3/h
扬程
30m
真空除氧器
型号
SZY-30-1
运行真空度
0.〜0.09Mpa（表压）
工作温度
50C
处理水量
30t/h
进水压力
V0.2Mpa
水箱有效容积
10m3
给水泵
型号
DG25-50X6
配套功率
45KW
流量
3
28m/h
扬程
300m
汽蚀余量
3m
转数
2950r/min
循环水泵
型号
350S26
流量
3
972~1440m/h
扬程
22~30m
汽蚀余量
4.9m
转数
1480r/min
发
电机
型号
QF-J4.5-2
功率因数cos?
0.8（滞后）
额定功率（kW）
4500
接法
Y
额定电流（A）
309.3
额定电压（v）
10500
励磁方式
单微机静止可控硅
自并励
转速（r/min）
3000
冷却方式
密闭自循环空气冷却
频率（Hz）
50
旋转方向
从非传动端看为逆
时针方向
相数
3
绝缘等级
B/F
额定励磁电压（空V）
101（26.5）
标准编号
GB/T7064-2002
额定励磁电流（空A）
240.2（91.6）
出厂编号
899
极数
2
出厂日期
2007.12
发电设备厂
发电机继电保护
设备
名称
保护设置
保护装置类型
动作开关
发
差动保护
MGPR-610H
1、跳出口开关
2、跳励磁开关
3、关汽机主汽门
电
后备保护
MGPR-620H
1、跳出口开关
2、跳励磁开关
3、关汽机主汽门
机
接地保护
MGPR-650H
1、跳出口开关
2、跳励磁开关
3、关汽机主汽门
发电机在额定工作方式下连续运行时，各主要部件的允许温升为
主要部件
冷却空气温度
+40°C
+30C
+25C
允许温升
定子绕组
100
110
112
转子绕组
110
120
125
定子铁芯
100
110
112
轴承出油温度/轴瓦温度<65C/80C
当进风温度高于额定值，且不超过55°C时，定子电流应按下表掌握:
发电机进风温度
进风温度升高1C定子电流较额定值降低
额定进风温度为40C
40—45C
1.5%
45—50C
2.0%
50—55C
3.0%
静止可控硅励磁装置
型号
GDER-2032S
励磁方式
自并励
额定电压（V）
177V
调节器类型
单微机
额定电流（A）
260A
强励倍数
1.6
控制操作电压
DC220V
标准代号
GB/T7409.3-97
重量
350Kg
出厂编号
励磁系统主要技术参数指标
模拟量输入
1发电机端电压PT1:
AC3①100V
2发电机端电压PT2:
AC3①100V
3系统电压：
100V（可选）
4定子电流：
5A/1A
5转子电流：
75mv（由分流器来）
6转子电压：
实际值
7三相交流同步电压信号：
AC100V
8调压精度：
＜0.5%
9频率特性：
〉土0.25%/0.5Hz
10%阶跃：
超调量＜30%，振荡次数＜3次，调节时间＜5秒
11零起升压：
超调量＜15%，振荡次数＜3次，调节时间＜10秒
12调压围：
Uf（e=（20〜130）%
13过载能力：
1.11f（e）长期运行
14顶值倍数：
》1.6
15调差系数：
（—15〜+15）%
供电电源
1交流电源：
（165〜250）V/50Hz（+4%〜—6%Hz）
2直流电源：
（200〜250）V
厂用变压器
型号
SCB9-800/10
容量（kVA）
800
额定电压（V）
10000±2X2.5%/400
电流（A）
46.2/1154.7
额定频率（Hz）
50
相数
3
阻抗电压（%
3.84%
联结组别
DYn11
温升限值
125K
绝缘耐热等级
H
冷却方式
AN
绝缘水平
LI75AC28/
LI75AC3
防护等级
IP20
空载电流（A）
4.05
负载损耗（kw）
7.35
空载损耗（kw）
1.63
使用条件
户式
总重（kg）
2510
励磁变压器
产品型号
ZLC-80/10.5
编号
额定容量
80KVA
初级电压
10.5KV
额定频率
50Hz
次级电压
177V
相数
3相
初级电流
4.4A
接法
Y/△-11
次级电流
260.96A
阻抗电压
4.5%
绝缘等级
F
冷却方式
AN
出厂序号
使用条件
总重
过负荷倍数
1.31.45
1.6
1.752.02.4
允许过负荷时间12060
30
157.53
（分钟）
锅炉规及主要参数
使用地点
2500t/d窑头
2500t/d窑尾
额疋蒸发量（t/h）
10
15.4
额定蒸汽压力（Mpa）
1.25
1.25
额定蒸汽温度（C）
350
325
给水温度（C）
45
188
余热烟气量（Nm3/h）
103900
183900
余热烟气进口温度
400
350
K）
设计烟气出口温度
110
228
（C）
烟
气含尘量
20
53
3
（g/Nm）
烟
C02（%
21
32
气
N2（%
79
62
成
02（%
3.25
分
H20（%
6.0
•锅炉给水质量标准
名称单位数值
硬度
微克当量/升
<30
溶解氧
毫克当量/升
<50
溶解固形物
毫克当量/升
<3500
PH（25C）
>7
炉水质量标准
名称
单位
数值
磷酸根
毫克当量/升
10〜30
PH
10〜12
总碱度
毫克当量/升
14
启动前的检查和准备
检查锅炉所有阀门，并置于下列状况
1蒸汽系统：
AQC（SP炉电动总汽门关闭，AQC（SP炉电动总汽门旁路门关闭，AQC（SP）炉电动总汽门前后疏水门，AQC（SP）炉电动总汽门前后疏水总门开启。
2给水系统：
AQC省煤器给水入口一二次门开启，AQC炉汽包给水电调门一次门开启，
AQC炉汽包给水手动调节一二次门开启，AQC炉至SP炉给水门开启，AQC炉汽包给水电调二次门关闭，AQC炉汽包给水旁路门关闭，SP炉给水电调一次门，SP炉给水手动调节一二次门开启，SP炉给水电调二次门关闭，SP炉给水电调
门旁路门关闭，SP炉省煤器再循环门开启。
3排污系统：
各排污门关闭。
4省煤器放水门，汽包事故放水门关闭；
5疏水系统：
过热器疏水门开启；
6汽包水位计：
汽门，水门开启，放水门关闭；汽包水位计严密、清晰；
7蒸汽及锅炉水取样门开启；
8所有压力、温度、流量表计投入，处于工作状态；
9过热器向空排汽门应开启；
10连续排污扩容器：
11振打装置：
应完好无损，电机绝缘合格，转动部件无卡涩。
12除尘装置的检查：
转动部位无卡涩，安全遮拦完整；传动装置无跑偏及
脱落现象；轴承润滑良好;
13对炉炉外和烟道等处进行全面检查，确保各部分设备完好无损，烟道畅通，各处无人停留，无工具遗漏。
14对承压部件进行仔细检查，凡属有问题必须补焊之后，都要按1〜1.25倍的
工作压力进行水压试验。
15检查汽水管道、阀门及人孔，检查孔等处是否都处在启动前的关闭或开启位置。
16检查护板炉墙、顶部密封及人孔是否完好，其严密性是否良好。
17检查锅炉上所有仪表并确认其精度及灵敏性。
18对主要安全附件都要进行检查，如安全阀、水位表等，凡不符合要求立即修复或更新。
做好与各岗位间的联系协调工作：
1通知水泥线中控室，锅炉已准备好，准备启炉；
2与化学人员联系通知准备启炉，化验炉水品质，准备足够的软化水，向锅炉上水；
3电气设备送电；
4向锅炉上水至最低水位。
上水时水温不得超过90C,夏季上水时间不宜少于1小时，冬季上水时间不宜少于2小时，如锅炉温度很低或上水温度较高时，应适当延长上水时间。
5上水结束后，注意观察锅筒水位一段时间，水位是否维持不变。
如水位下降，应检查锅筒、联箱及各部阀门有无泄漏并予以消除。
如水位增高，表示给水阀关闭不严，漏流量太大，应予以修复或更换。
锅炉机组的启动
当所有的启动前准备工作结束后，就可以同水泥线中控室联系送烟气，先启
动AQC炉，后启动SP炉。
具体步骤如下：
1启动螺旋给料机和刮板输送机，启动机械振打除灰装置。
2与水泥线中控室室密切联系，开启AQC炉烟气进出口汽门，逐渐关小AQC炉烟气旁路门，使通过锅炉烟道的烟气量及烟温逐渐增大和增高，其速度应使炉温
缓慢上升按每分钟增加「C,避免炉温变化过快，使锅筒及受热面、护板炉墙受到损伤。
3启动时必须严密监视汽包水位，正常运行水位为土50mm，极限水位为土150mm，当锅筒水位达到高限时，应连续，缓慢适当的放水，排污，保证正常水位的同时，应使汽温、汽压均衡地上升，并使锅炉各部分温度均匀。
4检查确认汽包压力升至0.2MPa时关闭汽包空气门，开启向空排气门；
5确认汽包压力升至0.3MPa时，依次对各蒸发器排污放水，同时注意汽包水位变化；
6当汽包压力升至0.6MPa时，冲洗水位计并核对水位，开启主蒸汽管道上各疏水阀前后手动阀；
7当汽包压力升至1.0MPa时，全面检查锅炉系统，如发现有不正常情况，应立即停止升压，待故障消除后继续升压；
8确认汽包压力升至1.0MPa时,开启AQC（SP炉电动门总汽门旁路门，进行AQC（SP炉电动门总汽门至AQC（SP）炉并汽门段的暖管；冲洗汽包水位计并核对水位；
9确认蒸汽压力升至1.25MPa、蒸汽330C时，应核对现场与集控室锅炉主要参数；
10在升压过程中，检查确认各承压部件的受热膨胀情况，如有异常，应立即查明情
况及时处理；在启动过程中向空排气门的开度应进行适当调整；
11做好详细记录。
锅炉的停运
锅炉机组正常停运
由于水泥线（我站）正常检修或其它原因，需要有计划的停炉时，应先停SP炉，再停AQC炉；按以下几个步骤进行：
1对锅炉机组全面检查，了解机组缺陷、损伤情况，核定检修项目。
2通知水泥线中控室，化学岗位，锅炉准备停炉。
3停炉准备工作完成后，与水泥线中控室联系，逐渐关闭烟气进出口挡板，用2〜3小时将烟气温度降至30C以下。
在此阶段中，炉水应保持正常水位（SP炉应适当开启省煤器再循环门），汽压按0.03MPa/min速度降低。
4停止机械振打除灰装置，停运螺旋给料机和刮板输送机。
5锅炉烟道温度降至正常温度后，打开人孔门，检修门，进行通风自然冷却，同时每隔一段时间（时间间隔约2小时）放水一次，使锅炉各部分均匀冷却，至水温70C左右时就可以将水全部放出。
6做好停炉详细记录。
锅炉运行中调整的主要任务
1保持锅炉的蒸发量在额定值，满足汽机生产发电需要；
2保持正常的汽压与汽温；
3均衡进水，并保持锅炉正常水位;
4保证蒸汽品质合格；
5保证锅炉机组安全运行；
6保证锅炉出口烟温在正常温度；
7保证除尘、振打装置工作正常；
锅炉运行中的注意事项
1余热锅炉运行工况的变化，同水泥线的运行工况有着直接的关系，为保证运行参数的稳定和运行的绝对安全，必须与水泥线中控室保持密切的联系及运行协调一致，同时对锅炉参数变化、运行工况进行密切监视，并进行分析、调整。
2锅炉运行中应注意监视过热蒸汽压力、过热蒸汽温度、锅炉水位、给水压力、锅炉入口烟气温度及负压，各部受热面的积灰情况，尤其是对流管速，省煤器，除尘器的工作情况是否正常。
如遇熟料系统送入锅炉的烟气量及温度发生变化，使汽温升高（降低），应及时联系有关部门调整锅炉进口烟温，以保证锅炉的安全运行和锅炉参数的变化。
锅炉水位的调整
1锅炉给水应均匀，经常维持锅炉水位在汽包水位计正常水位处，水位应有轻微波动，允许变化围土50mm；
2锅炉给水自动调整装置投入运行中，应注意监视水位的变化，保持给水量变化平稳，若给水自动调整装置动作失灵，应改为手动调整，并通知检修及时消除缺陷；
3在运行中应经常监视给水压力和温度变化，当给水压力或给水温度低于规定值时，应及时进行调整；
4每班接班应做好各水位指示计与现场水位计的对照，及时消除异常；
5保持现场汽包水位计完整，指示正确，清晰易见，照明充足；
6每月至少试验一次汽包水位报警器，变化超过土50mm时，水位计应显示并报警，否则应消除缺陷，完毕后做好记录；
汽包水位计每周一、四白班冲洗一次，一般的冲洗程序如下：
1开放水门，冲洗汽管，水管及玻璃管；
2关水门，冲洗汽管及玻璃管；
3开水门，关汽门，冲洗水管及玻璃管；
4开汽门，关放水门，恢复水位计的运行；
5关放水门，水位计中的水位应很快上升，并有轻微的波动，冲洗完后，应
与另一台汽包水位计对照水位，如指示不符时，应重新冲洗；
6冲洗水位计应缓慢进行，环境温度低时应特别注意。
7冲洗水位计时应注意安全，应站在水位计的侧面。
汽温汽压的调节
1蒸汽汽压调节
如果运行汽压过高，则会引起安全阀的频繁动作，如果汽压过低则会有可能引起蒸汽带水，而且汽压波动太大，则影响正常供汽的要求，因此随时与水泥线中控室联系，调整AQC（SP炉烟气进气门或旁路门的开度，或者采取其它措施（如调节向空排气门，减少或增加锅炉进汽量等）。
2蒸汽汽温调节
蒸汽的温度除应注意监视锅炉汽温变化外，同时还要注意受热面的积灰情
况，监视除灰器等设备的运行情况是否正常。
锅炉排烟温度的调节
锅炉运行中应加强排烟温度的监视和调整：
1排烟温度过高，除锅炉进口烟温过高外，有可能因锅炉各受热面积灰严重，使热效率差而引起的，所以排烟温度过高时，应监视锅炉进口烟温，与水泥线中控室人员联系，调整AQC（SP炉烟气进汽门或旁路门的开度，控制进口烟温。
如果锅炉进口烟温正常，检查锅炉各部受热面积灰情况，集灰严重应采取措施，使受热面保持清洁，提高受热效率。
2如果排烟温度过低，说明锅炉的炉墙有严重的漏风，人孔门关闭不严或锅炉进口烟温过低，这样会降低锅炉的热效率，使锅炉出力降低，影响汽机的正常运行，对锅炉除尘系统的运行带来不利的影响。
锅炉的排污
为了保持受热面的部清洁，避免炉水发生汽泡和饱和蒸汽品质变坏，必须对锅炉进行排污：
1连续排污：
从汽包含盐量浓度最大的地点放出炉水，以维持额定的炉水含
盐量；
2定期排污：
目的排除炉的沉淀物，还能快速调整炉水品质，并补充连续排
污不足。
排污的要求：
1每天白、晚班定期排污一次，定期排污工作由集控运行人员进行，连续排
污由化水人员操作；
2排污前应通知监盘人员，把水位调整在稍高于正常水位，才进行排污；
3排污工作人员应加强自身安全防护;
4排污时，如发现水位不正常及锅炉发生事故时，立即停止排污（满水现象除外）0
排污操作：
1全开二次门，稍开一次门预热排污管；
2全开一次门30秒后，关闭一次门，后关二次门；
3排污时，不得几组排污管同时开启；
4排污完毕后，应仔细检查排污门是否关严。
5做好排污记录。
资阳西南余热发电
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