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余热发电参考资料资阳西南水泥有限公司暖管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0.20.3Mpa，以温升速度为510/min暖管；当管壁温度达130140后，以0.25 Mpa/min的速度提升管内压力至额定后（1.2 5Mpa），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，随着管壁温度和管内压力的升高，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3538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250。10蒸汽室温度低于200。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范围内：项目名称单位正常值允许变化范围主蒸汽压力Mpa(a)1.25071.35主蒸汽温度315270340冷却水温27最高33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Mpa0.85润滑油压MPa0.25油箱油位mm1/22/3周波Hz500.5排汽温度带负荷不高于55空负荷排气温度不高于65凝汽器热水井水位1/23/4凝结水过冷度1冷油器出口油温383540轴承回油温度65轴承温度75发电机进口风温2040主机技术规范型号N4.51.25额定功率4500KW汽机额定转速3000r/min发电机额定转速3000 r/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315冷却水温正常 27；最高33排汽压力0.008 Mpa(冷却水温度27)额定蒸汽流量25.4 t/h汽耗率6.45Kg/kw.h油系统规范润滑油压0.25Mpa调节油压0.85Mpa油箱容积4m3双联冷油器面积225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：LDY12-252电机型号：Y90L-4/1.5压力：0.25 Mpa电流：8.8A流量：750L/min功率：4Kw直流事故油泵泵型号：LDY12-252电机型号：Z2-31压力：0.25 Mpa电流：22.4A流量：750L/min功率：4Kw汽水系统冷凝器面积560无水时重14.4吨冷却水量2000m3/h射水泵工作压力0.38Mpa(A)凝汽器型号N-560-4型式双流程二道制表面式冷却面积：560冷却水量2000 t/h冷却水压0.3MPa(A)冷却水温： 2733双联冷油器型号YL-25冷却面积225冷却水温2733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2733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)内部水压降0.013Mpa冷却水最高允许温度33供油装置型号YG040001润滑油流量、压力300L/min 0.25MPa控制油流量、压力80L/min 0.85MPa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0.0970.09Mpa（表压）工作温度50处理水量30t/h 进水压力0.2 Mpa水箱有效容积10m3给水泵型号DG25-506 配套功率45KW流量28m3/h扬程300m汽蚀余量3m转数2950r/min循环水泵型号350S26流量 9721440 m3/h扬程2230m汽蚀余量4.9m转数1480r/min发 电 机型 号QF-J4.5-2功率因数cos0.8（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)10126.5标准编号GB/T7064-2002额定励磁电流(空A)240.291.6出厂编号899极 数2出厂日期2007.12杭州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电机差动保护MGPR-610H1、跳出口开关2、跳励磁开关3、关汽机主汽门后备保护MGPR-620H1、跳出口开关2、跳励磁开关3、关汽机主汽门接地保护MGPR-650H1、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+30+25允 许 温 升 定 子 绕 组100110112转 子 绕 组110120125定 子 铁 芯100110112轴承出油温度/轴瓦温度 65/80当进风温度高于额定值，且不超过55时，定子电流应按下表掌握：发电机进风温度进风温度升高1定子电流较额定值降低额定进风温度为4040451.5%45502.0%50553.0%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）177 V调节器类型单微机额定电流（A）260 A强励倍数1.6控制操作电压DC 220 V标准代号GB/T7409.3-97重 量350 Kg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：AC 3 100V2 发电机端电压PT2：AC 3 100V3 系统电压： 100V可选4 定子电流： 5A/1A5 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：AC 100V8 调压精度： 0.5%9 频率特性：0.25%/0.5Hz10%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 调压范围：Uf(e)=(20130) 13 过载能力：1.11 f(e)长期运行14 顶值倍数：1.615 调差系数：（1515）供电电源1 交流电源：（165250）V/50Hz（46Hz）2 直流电源：（200250）V厂用变压器型 号SCB9-800/10容 量（kVA）800额定电压(v)1000022.5/400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使用条件户内式总 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1.31.451.61.752.02.4允许过负荷时间（分钟）1206030157.53锅炉规范及主要参数使用地点额定蒸发量（t/h）额定蒸汽压力 (Mpa)额定蒸汽温度 ()给水温度 ()余热烟气量(Nm3/h)余热烟气进口温度 ()设计烟气出口温度 ()烟气含尘量 （g/Nm3）2500t/d窑头10 1.2535045103900400110202500t/d窑尾15.41.25 325 188 183900 350 228 53 烟气成分CO2（%）N2（%）O2（%）H2O（%） 2179 32 62 3.25 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3500PH （25）7炉水质量标准名称单位数值磷酸根毫克当量/升1030PH1012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对炉内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11.25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90，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1，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50mm，极限水位为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0.3 MPa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0.6 MPa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1.0 MPa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330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23小时将烟气温度降至30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0.03 MPa/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70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内，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，允许变化范围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