余热发电--锅炉篇
水泥窑纯低温余热发电
锅炉操作规程
第1节锅炉设备的主要规范
1.1一、二线水泥窑生产线余热锅炉参数及结构简介
1.1.1一、二线窑头AQC余热锅炉参数及结构简介
一、二线均为日产1200吨熟料生产线。本余热锅炉是应用于水泥窑余热发电系统中回收水泥窑废气余热的重要设备，其安装部位在水泥窑熟料冷却机废气出口至收尘器间的管道上，因此其简称AQC
余热锅炉。AQC锅炉整体采用管箱式结构，自上而下有过热器管箱，蒸发器管箱及省煤器管箱。这几组管箱通过底座型钢将自重传递到钢架的横梁上。具体设计参数如下：
锅炉型号：QC52.84/380-4.9(1.2)-2.55(0.3)/250(180)
:
二线窑尾SP余1.1.2
热锅炉参数及结构简介本台余热锅炉是应用于水泥窑余热发电系统中回收水泥窑废气余热的重要设备，其安装部位在水
泥窑窑尾预热器废气出口至窑尾高温风机入口的废气管道上，因此被称SP余热锅炉。本锅炉采用单锅
筒自然循环方式、露天立式布置，结构紧凑，占地小。烟气从上自下分别横向冲刷过热器、蒸发器、
1.2三线水泥窑生产线余热锅炉参数及结构简介
1.2.1三线窑头AQC余热锅炉参数及结构简介
三线为日产3200吨的熟料生产线，本余热锅炉是利用于水泥窑余热发电系统中回收水泥窑废气余热的重要设备，其安装部位在水泥窑熟料冷却机废气出口至收尘器间的管道上，因此其简称AQC余热
锅炉。AQC锅炉整体采用管箱式结构，自上而下有过热器管箱，高压省煤器管箱，蒸发器管箱及省煤器箱。这几组管箱通过底座型钢将自重传递到钢架的横梁上。具体设计参数如下：
锅炉型号：QC158/380-14.8(4.2)-2.4(0.2)/250(170)
1.2.2三线窑尾SP余热锅炉参数及结构简介
本台余热锅炉是应用于水泥窑余热发电系统中回收水泥窑废气余热的重要设备，其安装部位在水泥窑窑尾预热器废气出口至窑尾高温风机入口的废气管道上，因此被称为SP余热锅炉。本锅炉采用单
锅筒自然循环方式、露天立式布置，结构紧凑，占地小。烟气从上自下分别横向冲刷过热器、蒸发器、省煤器，气流方向与粉尘沉降方向一致，且每级受热面都设计了振打除尘装置。具体设计参数如：
锅炉型号:QC265/340-21.6(6.9)-2.4 ( 0.2)/( 170)
第二节启动前应具备的条件及准备工作
锅炉安装完毕后的首次启动是对各设备各系统设计、安装的一次全面检查。通过试运、暴露和消除设备的缺陷和问题，为机组投产做好准备。启动前应根据有关规程和设备技术文件制定符合设计、设备特点的启动试运调整方案及措施。有计划、按步骤地进行。通过启动如煮炉、吹管、安全阀定压等，使运行人
员通过操作设备，熟悉系统，积累经验，检验各种联锁保护，自动系统投入，同时也是对锅炉系统的一次
运行考核。在整定安全阀等工作结束后，可转入生产运行。
2.1锅炉机组启动前应具备的条件
2.1.1试运现场的条件
(1)场地基本平整，消防、交通及人行道路畅通。
(2)厂房各层地面起码应做好粗地面，最好使用正式地面，试运现场和安装区域应有明显标志和分界，危险区应有围栏和警告标志。
(3)试运区的施工脚手架应全部拆除，现场清扫干净，保证运行安全操作。
(4)试运区的梯子、步道、栏杆、护板应按设计安装完毕，正式投入使用。
(5)排水沟道畅通、沟道及孔洞盖板齐全。
(6)试运范围的工业、消防及生活用水系统应能投入正常，并备有足够的消防器材。
(7)试运现场具有充足的正式照明。事故照明应能在故障时及时自动投入。
(8)各运行岗位都应有正式的通讯装置。根据试运要求增设的临时岗位，并应有可靠的通信联络设施。
2.1.2锅炉范围内管道、汽水系统、阀门、保温等条件
(1)炉墙烟道完整、严密，无烧损现象。
(2)烟风系统人孔门完整，能严密关闭。
(3)蒸发器、过热器及省煤器管排列正常，内部清洁，各部防磨护板完整牢固。
(4)锅炉内部检查完毕，确认炉内及烟道内无人后，将各人孔门。检查门严密关闭。
(5)检查汽水管道阀门应符和下列要求：a支吊架完好，管道能自由膨胀；
b管道阀门保温良好，管道颜色符合<<电力工业技术管理法规>>的规定；c应有明显的表示介质流动方向的箭头；d阀门具有完整正确的清晰的名称，编号,开关方向的标志；
e 阀门与管道连接完好，各部螺丝紧固，阀门手轮完整，阀门手轮完整，阀杆洁净，无弯曲及锈蚀现象，开关灵活；f阀门的填料应备有适当的压紧余隙。
g水位计应备有防止烫伤工作人员的防护罩。
h各部照明充足。
i所有表计应齐全，指示正确。主要表计应用红线表示工作范围。信号，警报完好正确。操作开关齐全，完好。
j各安全门及其管道完备无损，防护罩齐全，弹簧安全门的弹簧适当压紧，重锤位置正确并用卡子固定，动作应灵活，不得有杂物，灰尘和锈垢。
k地面，平台，楼梯，围栏，盖板，门窗应完备无损，设备现场不得堆积存放垃圾杂物。
I在设备附近适当位置备有足够的合格消防用品。
2.1.3设备调试合格
(1)化学水具备供水条件，并能稳定供水；
(2)锅炉公用水汽系统全部连通，各种水泵、振打装置及链运机等安装完毕，并经检查试运正常；
(3)热工测量、控制和保护系统的调试已符合启动要求。
2.1.4漏风试验合格(负压法)
检查各孔门处于关闭状态，关闭进口烟道风门，保证锅炉负压为水泥窑正常运行时的负压状态，用火把靠近烟风道，对焊缝逐一检查，如有火舌被吸说明漏风，或者检查各焊缝及人孔门，听见有嘶嘶漏风声音者为漏风，做好标记并予以消除。
2.2给水系统的冲洗
2.2.1除氧器系统、凝结水系统冲洗
通知化学水启动软化水泵供水，除氧器水箱将满时打开除氧器至地沟放水门，对除氧器进行冲洗。同时，对凝汽器进行补水，开凝结水再循环门，启动凝结水泵，对凝汽器进行冲洗，之后依次对凝结水至除氧器管路系统进行冲洗。
2.2.2 AQC锅炉及SP锅炉冲洗
通知化水将除氧水箱上满水，开启除氧器出水阀，给水泵送水，检查水泵入口阀门开启，出口阀门关闭，启动给水泵，开启给水泵出口门，给SP锅炉及AQC锅炉上水，对省煤器、汽包、受热面进行冲洗。
冲洗水从锅炉定排进行排放，放水完毕后，关闭定排阀，给锅炉上水。在试运和冲洗的过程中，控制和水泵出口阀开度，严禁电机超电流运行。
2.2.3水压试验
锅炉上满水后对锅炉进行工作压力水压试验。锅炉上水及进行工作压力水压试验时，锅炉本体除空气阀、水位计阀开启，用给水阀控制水量及水压，其它阀门全部关闭。水压试验合格后，通知热工对仪表管进行冲洗，并将锅炉放水至正常水位。
第三节煮炉
煮炉是用化学清洗的方法清除锅炉内部的锈蚀和油污等，并在在金属内壁形成保护膜，防止腐蚀。本锅炉采用碱煮的方法清洗锅炉。
3.1煮炉应具备的条件
(1)锅炉及附属设备安装调试完毕，水压试验合格；
(2)电气、热工仪表及保护安装完毕，试验合格。
(3)锅炉加药及取样装置应安装试验完毕；
(4)烟风系统、汽水管道保温完毕；
(5)各设备、阀门已挂牌，开关指示正确；
(6)清理妨碍煮炉工作的杂物等，现场清扫干净，沟盖板敷设完毕。
3.2煮炉前的准备工作
(1)按煮炉加药的配方，准备足够数量的化学药品；
(2)参加煮炉的人员确定后，要明确分工，使之熟悉煮炉要点，在煮炉之前，要将胶手套、防护眼镜、口罩等防护用品准备齐全。操作地点应具备清水、急救药品和纱布，以备急用；
(3)将安全阀用盲板封堵，防止药液进入安全阀；
(4)做好废液排放和处理的相关工作。
3.3煮炉方法及要求
3.3.1加药量的确定
该锅炉采用碱煮炉，药剂的加入量应根据锅炉锈蚀、油污情况及锅炉水容量而确定。其加药量标准为：NaOH 3kg/m3, Na3PQ T2H2O: 3kg/m3配制溶液时，穿橡胶靴，戴防毒面具和橡胶手套，配制和加药的地方应有冷水水源和救护药品。(各锅炉水容积：028SP中压段53m3，低压段25m3, 028ST
25m3, 028SH 7m3。029SP 中压段、低压段共计121m3, 029ST57m3, 029SH 9m3。三条线共计407m3。) 3.3.2加药程序及操作
锅炉先通过给水系统进行上水，上至锅筒低水位(关闭省煤器给水再循环门) ，利用加药箱将磷酸三
钠和氢氧化钠溶解，通过加药装置向锅筒进水(开启省煤器给水再循环门) ，加药完毕后再补充水至锅筒
低水位。
3.4煮炉时间及压力要求
锅炉加药完毕，即可升压煮炉。升温升压至0.1Mp时冲洗水位计，冲洗后关闭一只作为备用；同时
排污一次，先开排污总门，再依次开启各联箱排污门，使锅炉所有排污阀开启半分钟左右，与此同时注意适当浓度碱水的补偿，补偿采用加药系统补充加药，并保持锅炉水位；升压至0.3MPa,紧闭所有阀门，
并进行螺栓热紧；在0.5MPa压力下，排气量为10?15%额定蒸发量下煮炉12小时，这时将所产生的蒸汽通过放汽阀或安全阀排空，同时注意监视锅筒水位；
当锅炉汽包压力下降到0.3?0.4 MPa放掉10?15嘲水，再注水加药至所要求的浓度，再煮8?10 小时，如此反复煮炉2?3次后，上除氧水，带压从锅炉下部各排污点轮流排污换水，直到水质达到试运标准为止(碱度2.5毫克当量/升)。
注意：煮炉时锅炉升压应平稳，控制炉水温升V 50C /h，汽包上下壁温差V 40C。
3.5取样化验
煮炉期间应不断地进行炉水取样化验，控制炉水的PH值为8.8?9.5,正常每小时一次，排污前后各
一次，如碱度低于45mol/L时应补药，煮炉末期应使蒸汽压力保持在工作压力的75%左右。
3.6煮炉的合格标准
（1）当在第二或第三阶段8 —10小时煮炉时段，炉水每小时取样的碱度值或磷酸根相差不大于5%时可初步判定为合格。
（2）停炉后检查汽包内壁，擦去附着物后，金属表面应无锈蚀，呈现黑褐色时可最终判定为合格。
3.7换水、清洗及检查
煮炉结束后，应放掉碱水，凡接触药液的阀门都要清洗，然后打开人孔，残留的沉淀物要彻底清除。
3.8煮炉中应注意的事项
（1 ）煮炉时投入一台水位计，其余备用。煮炉期间，锅炉应保持在最高正常水位，以保证被清洗部分浸满碱液；（2）煮炉时不允许药液进入过热器内；
（3 ）煮炉升压过程中，要注意检查各部位的变化情况，膨胀情况，特别要注意检查汽包、受热面管子、膨胀补偿器、支吊架、炉墙与汽包，集箱的接触部位等。如发现有异常现象应停止升压，待查明原因，处理完毕之后，再继续升压；
（4）煮炉过程中必须打开过热器疏水门，锅炉汽包和省煤器之间再循环门视上水情况开启；
（5 ）煮炉期间，应经常检查受压元件、管道、风烟道的密封情况。如发现问题，不停炉能处理的要及时处理，不停炉不能处理的，则应对有问题的部位做出标记，待降压或停炉后再作处理；
（6）煮炉末期，当磷酸根含量变化不大而稳定时，可进行换水；
（7）煮炉期间，前后、左右应对称地进行排污；
（8）加药一定要在汽包内无压力和低水位下进行，打开空气门。
3.9煮炉结束后应进行的工作
（1 ）压换水至水质合格后降压冲洗药液接触的疏水门和放水门、水位计及压力表管等；
（2）煮炉后将汽包、蒸发器、下联箱和省煤器人孔、手孔门全部打开，进行锅炉内部清理，并检查排污门有否堵塞或卡涩现象；
（3）检查汽包、联箱内壁清洁程度；
（4）煮炉工作结束，应及时做好记录和签证工作；
（5）检修恢复工作结束后，在吹管启炉前应进行工作压力下的水压试验。
第四节主蒸汽管道吹扫
4.1吹管应具备的条件
（1）通往现场的道路畅通，现场的地面平整，周围孔洞盖板齐全；
（2）现场的其他临时施工设施已经全部拆除，有正式的平台、扶梯、栏杆；
（3）现场有足够的消防器材，并处于备用状态；
（4）现场临时吹管管道安装完毕，符合要求，支架安装牢固、能够承受排汽的反作用力，排汽管口
向上倾斜30。，在加装的临时管路两侧3—5米处拉设警戒线、悬挂醒目的警告牌，在排汽管口方向两侧及正方向50米外拉设警戒线、悬挂醒目的警告牌并在吹管正式开始前设专人监护；
（5）蒸汽管道流量孔板等部件已拆除，等吹管结束后再安装；
（6）现场有足够的正式照明，事故照明系统完整可靠并处于备用状态；
（7）临时管安装时沿排汽口方向予留坡度；
（8）每段管线加一个临时阀门，管线上的阀门保持常开；
（9）现场在接临时管道处加一支架作为管道的死点，从此至排气口应向前自由膨胀，与支架的固定点不能有漏焊的部位；
(10)与主蒸汽管道相连的阀门、系统应采取相应的隔离措施。联络通讯畅通、职责明确、有分工、
并已对吹管人员进行交底。
4.2系统应具备的条件
(1)主蒸汽管道系统全部按图纸安装完毕，并经检验合格；
(2)完成管道的保温工作，管道支吊架调整好，并采取了加固措施；
(3)主蒸汽管道疏放水安装完毕，电动阀门已安装经调试完毕；
(4)热工测量仪表系统安装完毕。
4.3管道试吹
正式吹管前应进行管道的试吹工作，试吹次数为三次，试吹前都应对管线、支吊架进行全面检查，
一切正常后方可锅炉升压、进行正式吹管。
4.3.1第一次试吹
第一次吹管前疏水要彻底，以后每次吹管前都应疏水干净后方可吹管。第一次试吹压力为0.5 Mpa当压力降至0.3Mpa时停止吹扫。在锅炉升温升压的过程中要派人对吹管承压的管道进行检查，特别是临时管路及各阀门接口是否有泄露。锅炉继续升温产生新的蒸汽，准备第二次吹管。
4.3.2第二次试吹
高过出口压力为1.0Mpa、进行吹扫，当压力降至0.6Mpa时停止吹扫。
4.3.3第三次试吹
高过出口压力为1.25Mpa，当压力降至0.8Mpa时停止吹扫。
4.3.4正式吹扫
锅炉压力及温度达到规定的要求，管道应缓慢升温，顺系统流向逐步打开各路疏放水阀门进行暖管，
且恒温一小时后，无疏水后关闭疏放水阀门，锅炉运行人员控制锅炉出口压力达到 1.25Mpa，迅速开启
电动门进行管道吹扫，此时锅炉运行人员要掌握好汽包水位，防止干锅。具体操作顺序为：锅炉及管线
电动门常开，用临时电动门控制主蒸汽吹扫压力。当主蒸汽压力达到吹管压力时开启临时电动门进行吹
扫，当锅炉压力降至0.6?0.8Mpa时，关闭临时电动门。以上述步骤反复进行吹扫，当吹完20次后，
加装靶板，检查吹扫质量，靶板表面应光洁，光洁度应达到5以上，宽度为排气管内径的5%~8%长度等于管子内径。在保证吹扫冲刷力的前提下，连续两次更换靶板检查，靶板上的可见冲击斑痕粒度不大于1mm并不多于3点为吹扫合格。
注：主蒸汽管道吹管后的恢复，应派专人检查监督，确认后进行封闭焊接，会同相关人员办理吹管
签证单。
4.4吹管的注意事项
(1)吹扫管道区域设警戒绳、悬挂警示牌、派专人值班监护，无关人员禁止在吹管现
场逗留或做任何工作；
(2)抽取及加装靶板时戴好防护手(石棉)。应两人同时操作、动作一致，专人在旁边监护，以免发生烫伤事故。
(3)运行、监察人员吹管时严禁站在高压法兰侧面；
(4)现场通讯工具经检验合格后方可使用，操作人员经技术安全交底后方可上岗工作；
(5)安装吹扫主蒸汽管道的临时管道。临时管道须引到室外1m左右，其管内径》被吹扫管内径，管道
要短，拐弯要少，支架固定牢固。排出口不准向下；
(6)吹管时间尽量安排在白天进行，以免影响周围居民的夜间生活；
(7)主蒸汽管道在吹扫前应全面检查，除主蒸汽门作为控制门外，管路上的其它阀门全开启；
(8)在锅炉煮炉结束后进行带压排污换水，其炉内水质达到运行标准后，即可进行主蒸汽管吹扫工作
(9)吹管时应特别注意汽包水位变化，开启电动阀前，应保持低水位，开启速度要缓慢，防止蒸汽带水到过热
器；
(10)吹管时应注意检查和监视管内支架和膨胀变化情况。吹管结束，检查吹扫效果，做好记录和签证。
第五节锅炉蒸汽严密性检查
5.1试验前应具备的条件
(1)锅炉机组在整套启动以前，锅炉设备各系统的分部试运工作已经完成；
(2)给水系统的冲洗或锅炉煮炉及主蒸汽管道系统的吹扫等工作已经完成并验收合格；
(3)锅炉启动升压至0.3?0.4Mpa时，应对锅炉范围的法兰、人孔、手孔和其它连接螺栓进行一次热态紧固，然
后升压至工作压力进行蒸汽严密性试验，同时应注意检查。
5.2试验检查部位
(1)锅炉的焊口、人孔、手孔和法兰等的严密性。
(2 )锅炉附件和全部汽水阀门的严密性。
(3)汽包、联箱、各受热面部件和锅炉范围内的汽水管路的膨胀情况，及其支座、吊杆、吊架和弹簧的受力、位
移和伸缩情况是否正常，是否有妨碍膨胀之处，对缺陷处及时消除。
注：蒸汽严密性试验的检查结果应详细记录，并办理签证。
第六节锅炉机组的启动
6.1启动前的检查与试验
(1)检查蒸汽系统、疏水系统、汽包水位计、排污系统、给水系统、炉水取样、加药系统、所有压力表计等；
(2)联系电气值班人员，电气设备送电；
(3)联系汽机打开蒸汽管道疏水门；
(4)联系热工人员将仪表及操作装置处于工作状态；
(5)联系化水启动软水泵，给除氧器加水至高水位；
(6)化验炉水水质，如
水质不合格，按化验意见处理，必要时排掉。如锅内无水或缺水，须向锅炉上水至汽包水位计1/4位置；
(7)上水过程中，应检查汽包、联箱的人孔门及系统管路、阀门、法兰、堵头等是否有漏水现象。当发现漏水时，
应停止上水，处理后方可继续上水；
(8)锅炉上水停止后，水位应不变。若水位有明显变化，应查明原因予以消除；
(9)如锅炉内有水”经化验水质合格后，将水位调整到汽包水位计1/4位置。如水位不须调整，应验证水位的真
实性。
6.2启炉
(1)接到值长通知后，联系生产线；
(1)联系中控室，调整风门挡板，保持锅炉负压。
6.3升压
(1 )冷炉启炉至额定压力的时间为2小时，热态起炉可根据情况，时间缩短至1?1.5小时。
(2)升压中温度压力应平稳上升。开启过热器出口联箱疏水门，对空排气门，使过热器得到足够冷却，严禁关小过
热出口器联箱疏水门和对空排汽门赶火升压，以免过热器管壁温度急骤升高。
(3)升压过程中应注意监视汽包水位，蒸汽温度，压力等及时调整，保持正常。
(4 )当汽包压力升至0.1?0.2MPa表压力时，冲洗汽包水位计，并较对水位计指示的正确性。
(5)当汽包压力升到0.2?0.3MPa表压力时，通知热工人员冲洗仪表导管。
(6)当汽包压力0.3MPa表压力时应通知检修人员热紧法兰，人孔及手孔等处的螺丝，此时应保持气压稳
(7)当汽包压力升至0.5MPa时，通知汽机人员进行暖管。
(8)当汽包压力升至1.0 MPa以上时，应对锅炉机组进行全面检查，如发现不正常现象，应停止升压，待处理正常后继续升压。
(9)当汽包压力升至0.5MPa?1.0MPa时，可依次关闭所有疏水门，根据压力调整排汽门。
(10)对锅炉机组进行一次全面检查，并将整个起炉过程中的主要操作，时间及发现的问题记录在交接班记录薄内。
6.4锅炉并列
(1)在锅炉与蒸汽母管并列或直接向汽机供汽前应对蒸汽管道进行暖管。冷态蒸汽管道的暖管时间一般
为不少于2小时，热态蒸汽管道时间一般为0.5?1小时。
(2)锅炉蒸汽管道的暖管，一般应随锅炉升压同时进行。在启炉时开启主汽和隔离门前的疏水，用锅炉的蒸汽加热蒸汽管道，当具备并列条件时，开隔离门与蒸汽母管并列。
(3)并列前，应与水泥线窑操取得联系，适当调整烟气温度，保持汽压，通知汽机注意监视汽温、汽压的变化。
(4)锅炉并列应具备下列条件：
1)锅炉设备情况正常；
2)蒸汽间压力相差不大于0.05?0.1Mpa；
3)蒸汽间温度相差不大于20C；
4)汽包水位为-50mm左右；
5)蒸汽品质合格；
6)利用锅炉的蒸汽加热管道时，当汽包压力与蒸汽母管压力趋于平衡时，开启隔离门。并列时，应
注意保持汽压，汽温及水位，并缓慢增加锅炉蒸发量。在并列过程中，如引起汽机的汽温急骤下降或发生蒸汽管道水冲击时，应立即停止并列，加强疏水，恢复后重新并列。并列后，应再次检查对照汽包水位计和各汽压表的指示，注意观察其变化并开始抄表。
7)在蒸汽温度达到300C以上。且能保持汽机的正常汽温时，可依次关闭所有疏水门及对空排汽门；
8)锅炉并列后为确保水循环正常，应尽快将蒸发量增加到额定值的50%以上；并列后，应对锅炉机组进行一次全面检查，把整个过程中的主要操作及所发现的问题，记录在有关记录薄内。
第七节锅炉机组的停运
7.1停炉前的准备
(1)应将停炉时间通知汽机、化验及电气值班人员。
(2 )停炉前对锅炉设备进行一次全面检查，将所发现的缺陷记录下来，以便检修时处理。
(3)停炉前进行一次彻底的清灰。
7.2停炉程序
(1)与水泥窑和汽机值班员联系好，让汽机根据锅炉压力降负荷。
(2)注意汽包水位，给水泵电流接近空负荷时，调整给水泵再循环门。
(3)接到汽机运行人员打闸通知后，适当调整对空排汽门，但注意不能使锅炉急剧冷却，应注意保持汽包水位。
(4)给水流量至零，水位不再降低，将汽包水位调整较正常水位稍高一点后停止给水泵。
7.3停炉后的冷却
(1)停炉后4?6小时内，应紧闭所有人孔门和烟道阀，以免锅炉急剧冷却。
(2)4?6小时后，可打开烟道阀通风冷却，并进行必要的放水和上水。
(3)经8?10小时后，锅炉可再放水、上水一次，如需加速冷却，可增加放水次数。
(4)当压力降至0.3?0.5Mpa时，或停炉18?24小时后，炉水温度不超过20C时，可将炉水放净。
(5)当压力降至零时，应打开汽包空气门，以使放水工作顺利进行。
(6)锅炉需要急剧冷却时，允许在关闭主汽门4?6小时后，增加放
水和上水的次数。
(7)在锅炉汽压尚未降至零时，不允许停止对锅炉机组及辅助设备的监视。
(8)停炉后，应将停机冷却过程中的主要操作及所发现的问题记录下来。
7.4停炉后的保养
锅炉停炉一个月以内可以用湿法保养，停炉后放出炉水，将内部污垢彻底清除，冲洗干净，重新加软化水至全满为止，然后加热到100C，使水内气体排出炉外，关闭所有阀门，气候寒冷时温度要保持
在零度以上，做好防冻措施。
第八节事故处理
8.1事故处理总则
8.1.1事故处理的总原则：消除事故的根源，限制事故的发展，并迅速消除事故对人身和设备的危害，找出事故的原因消除故障，同时应注意非故障设备的运行，必要时设法增加非故障设备的负荷，以保证汽机的用汽。
在上述原则下要求运行人员在处理事故中，应以认真负责的精神始终保持清醒的头脑，冷静沉着，判断正确，抓住要点迅速果断地将事故消灭在萌发状态，确保安全供气。
8.1.2机组发生故障时应做到：
(1)根据仪表的指示和机组外部的特征肯定设备确已发生故障。
(2)迅速消除对人身和设备的危害，必要时应立即解列发生故障的设备。
(3)迅速查清故障性质、发生地点和损伤范围。
(4)消除故障的每一段需要尽可能地报告到值长及电站领导，以便及时地采取更正确的对策防止故障蔓延。
(5)应及时记录事故发生的现象，发展的过程和采取的消除故障的措施，并汇报电站领导。
8.2事故处理
8.2.1缺水事故
(1)锅炉缺水的现象：
a.水位低于正常水位；
b.看不到水位；
c.水位警报器发出低水位信号；
d.蒸汽温度上升；
e.给水流量不正常且小于蒸汽流量。
(2)锅炉缺水的原因
a.对水位控制监视不严或误操作；
b.给水自动调节器失灵；
c.水位计污脏形成的假水位；
d.给水管路发生故障；
e.锅炉放水阀定期排污阀等泄露，或并联锅炉抢水。
（3）锅炉缺水的处理
a.如经判断为轻微缺水做如下处理：
①将给水阀门开大，进行调整，恢复水位。
②如给水压力低，提高给水压力。
③如经上述处理，水位继续下降，并降至AQC炉-75mm SP炉-100mm时，继续加强上水，关闭所有排
污门及放水门，必要时降负荷。
④如果水位继续下降，水位在水位计上消失时，应立即停止锅炉运行，但应继续加强上水。
b.经判断为严重缺水时，除立即停止锅炉运行外，应关闭所有阀门，禁止向锅炉进水，并查出锅炉缺水的原因。
c.水位在水位计中消失，应采取叫水法对水位进行判断。822锅炉满水事故
（1）锅炉满水的现象
发生满水时，锅炉水位超过规定的最高水位。
（2）原因
发生满水事故的原因通常是运行人员对水位监视不严，未能及时发现和处理而造成的，或者是由于给水自动调节器失灵，给水压力过高或被假水位所迷惑而导致的事故。
（3）处理
锅炉满水时，若水位计尚能看到水位或已看不到水位而经过冲洗水位计，关闭水连通管，大开放
水阀以后，能看到水位下降属于不严重满水。如大开放水阀以后仍看不到水位下降就属于严重满水事
故。
锅炉满水时，水位计内充满炉水，水位报警器发出高水位报警信号，饱和蒸汽中湿度盐份增加，给水流量大于蒸汽流量，严重满水时，蒸汽管道发生水冲击，同时法兰处向外冒白汽。
处理满水事故时，应首先进行各水位计的冲洗，对照以判断指示的正确性，并借以判断满水的程度，将自动调节切换成手动调节，关小或关闭给水阀门，如果不属于严重满水，应开启蒸汽管道疏水阀，并通知用汽单位加强疏水，停止余热炉给水，打开紧急放水阀放水，放水同时应并密切注视工况的变化，待水位出现后恢复运行，并密切注意水位。
（4）预防：严格按照运行规程和岗位责任制的规定进行操作维护，加强对水位的监视检查，确保水位计指示正确，经常保持锅炉给水器的正常运行。
8.2.3锅水膨胀事故当锅水含盐量大，锅水表面上呈现大量的泡沫，蒸发溢出的水膜破裂，溅出水滴进入蒸汽管道。（1）现象
a.汽包水位发生急剧波动，水位计看不到水位；
b.饱和蒸汽的盐分及水位增加；
c.严重时蒸汽管道发生水冲击，法兰处冒白汽。
⑵原因
a.炉水质量不合格；
b.没有进行必要的排污；
c.增负荷太快或长时间超负荷。
⑶处理
a.开大连排排水或紧急放水；
b.通知汽机降低负荷，加强管道疏水；
c.停止向锅炉加水并取样化验；
d.加强换水，迅速改善锅水的品质。
824压力过高事故
余热锅炉在运行中的出口压力超过额定值的 1.1倍，就可认定为压力过高事故。
(1)事故原因：
1)用户负荷突然降低或完全甩去。
2)安全阀失灵，压力表指示错误。
3)运行人员操作不当。
(2)处理方法：
1)减少或切断水泥系统烟气
2)以手动开启排汽阀，降低锅内压力。
3)校对压力表，加强锅内进水，加强排污。
4)必要时紧急停炉。
8.2.5锅炉爆管事故
(1)现象
a.锅炉爆管是重大的设备事故，此时会有大量水汽喷出；
b.出口压力骤然降低。
⑵原因
a.给水品质不好，造成受热面管内结垢，致使局部过热或腐蚀；
b.也可能因炉窑烟气中粉尘浓度高，磨损了管道；
8.2.6蒸汽管道发生水击事故
(1)现象
水冲击时，管道发出响声及振动，法兰处冒白泡。
(2)原因
a.由于送汽前没有充分的暖管和疏水；
b.管道支架、吊架损坏松脱；
c.锅炉增负荷过快，低温蒸汽进入管道。
⑶处理
a.开启蒸汽管道上的疏水阀进行充分的疏水；
b.及时修理支架或吊架；
c.缓慢增加锅炉负荷。
8.2.7给水管道发生水冲击
(1)现象
管道发出响声及振动。
⑵原因
a.由于管道内集箱存有空气；
b.水泵止回阀失灵；
c.给水温度剧烈变化；
d.给水压力不稳定；
e.管道支架松脱。
⑶处理
a.排除管道内积存的气体；
b.检查止回阀、给水压力表、温度计，如有不正常现象发生应及时清除；
c.检查给水管道的支架并及时修复。
8.2.8余热锅炉厂用电中断事故
AQC锅炉下降较厂用电中断时，锅炉烟气阀跟随停电，此时烟气流量及温度大幅度下降，特别是快，使
锅炉的安全受到威胁，应及时联系窑操，现场手动锅炉热风挡板，退出锅炉运行保证锅炉的安全，汽轮机先用余汽维
持站用电，不能维持站用电时打闸停机。
829受热面积灰
根据水泥窑工况特征，烟气中会有浓度较高的粉尘，随着温度的升高很容易引起受热面积灰，严重时会破坏锅炉正常传热，使锅炉排烟温度急剧上升，也可能引起对流管束管子的爆破，而且与爆破的水形成水泥结块，而影响正常除灰，严重时损坏除灰系统的设备。
为防止积灰事故的发生，应严密监视锅炉各部的积灰情况，注意除灰器工作正常，定期通过人孔门检查炉内积灰，必要时用其它方法清除。
余热发电水处理.
余热发电水处理 1.余热发电用水概述 1.1 余热发电中水的作用 余热发电中电能的产生实际上是一个能量转换的过程。余热发电将窑中煅烧后的废气的热能传给锅炉中的水，使水转变为具有一定压力和温度的蒸汽，导入汽轮机；在汽轮机中，蒸汽膨胀做功，将热能转化为机械能，推动汽轮机转子旋转；汽轮机转子带动发电机转子一起高速旋转，将机械能转变为电能送至电网。因此，在余热发电过程中，水的一个重要作用就是传递能量。 另外，水在余热发电的生产过程中，还担负着冷却介质的作用。例如，冷却汽轮机排出的蒸汽，冷却转动机械设备的轴瓦等等。 1.2 余热发电水、汽循环及损失 余热发电中，水进入锅炉后吸收燃料燃烧放出的热，转变为具有一定压力和温度的蒸汽，送入汽轮机中膨胀做功，使汽轮机带动发电机转动。做完功的蒸汽排入凝汽器(蒸汽在凝汽器铜管的外侧，馆内通以冷却水)被冷却水冷却变为凝结水。凝结水由凝结水泵送到低压加热器加热，加热后送至除氧器除氧。除氧后的水再由给水泵送至高压加热器加热，然后经省煤器进入锅炉汽包。这就是凝汽式发电厂水汽循环。 在水、汽循环的过程中，虽然管道都是密封的，但总免不了损失。造成水、汽损失的主要因素有以下几点： 锅炉部分：锅炉的排污放水，安全门和过热器放汽门向外排汽，蒸汽吹灰和燃油时采用蒸汽雾化等。 汽轮机部分：汽轮机的轴封处窑向外排汽，抽气器和除氧器的排气口处也会随空气排出一些蒸汽。另外，用蒸汽加热或用蒸汽推动附属机械（如加热器、汽动给水泵）等，也会造成水、汽损失。 各种水箱：各种水箱（如疏水箱、给水箱等）有溢流和热水的蒸发等损失。 管道系统：各种管道系统中法兰盘结不严实和阀门泄露等原因，都造成水、汽损失。 为了维持余热发电热力系统的正常水、汽循环运行，就要不断的用水来补充这些损失，这部分水称为补给水。补给水必须经过沉淀、过滤、除盐（或软化）等水处理设备把水中有害的杂质去除后再补入除氧器。补给水量不超过锅炉额定蒸发量的2%-4%。
余热发电工艺流程讲解
余热发电工艺流程讲解
余热发电工艺流程讲解 授课人：孙飞 原水箱 纯水装置 凝汽器 凝结水泵 锅炉给水泵 AQC 炉省煤器 AQC 炉汽包 AQC 蒸发器 AQC 炉过热器 汽轮机 发电机 PH 炉汽包 PH 炉过热器 PH 炉蒸发器 闪蒸器 纯水箱 纯低温水泥窑余热发电技术是直接利用窑头窑尾排放的中低温废气进行余热回收发电，无需消耗燃料，发电过程不产生任何
污染，是一种经济效益可观、清洁环保、符合国家清洁节能产业政策的绿色发电技术，具有十分广阔的发展空间与前景。 工艺流程（见附图）: 余热电站的热力循环是基本的蒸汽动力循环，即汽、水之间的往复循环过程。蒸汽进入汽轮机做功后，经凝汽器冷却成凝结水，凝结水经凝结水泵(150A/B)泵入闪蒸器出水集箱，与闪蒸器出水汇合,然后通过锅炉给水泵(230A/B)升压泵入AQC锅炉省煤器进行加热,经省煤器加热后的高温水(167℃)分三路分别送到AQC炉汽包,PH炉汽包和闪蒸器内。进入两炉汽包内的水在锅炉内循环受热,最终产生一定压力下的过热蒸汽作为主蒸汽送入汽轮机做功.进入闪蒸器内的高温水通过闪蒸原理产生一定压力下的饱和蒸汽送入汽轮机第七级起辅助做功作用，做过功后的乏汽经过凝汽器冷凝后形成凝结水重新参与热力循环。生产过程中消耗掉的水由纯水装置制取出的纯水经补给水泵(511)打入热水井(凝汽器140)。 水泥厂余热资源的特点是：流量大，品位较低。以宁国水泥厂4000t/d生产线为例，PH（预热器）和AQC（冷却机）出口废气流量和温度分别为258550Nm3/h、350℃和306600Nm3/h、238℃，余热发电便是充分利用这两部分余热资源进行热能回收。 1）热力系统 整个热力系统设计力求经济、高效、安全，系统工艺流程是
余热发电系统
2.6 余热发电系统 概述 本工程拟利用垃圾焚烧余热锅炉产生的过热蒸汽，供凝汽式汽轮发电机组发电。 垃圾焚烧余热锅炉产生的过热蒸汽参数为4.1MPa 400C。考虑 到由余热锅炉过热器出口至汽轮机蒸汽入口间管路上的温度、压力损失，本工程汽机进汽参数确定为3.8MPa 390C。在设计条件下3台焚 烧余热锅炉产汽108.51t/h ，供汽轮机用汽。按照全厂处理能力 8 1200t/d，全年运行8000h计算，汽轮机组年发电约：1.787 X 10 KWh 全厂热效率约为：18.68%，厂用电率：21%。 选用2台12MW最大15MW凝汽式汽轮发电机组。一段非调整抽汽 供焚烧炉空气预热器，二段非调整抽汽共除氧及采暖用。 热力系统及辅助设备选择 根据垃圾焚烧发电厂以处理垃圾为主的特点，汽轮发电机组采用“机随炉”的运行方式。为保证在汽轮机故障或检修期间垃圾焚烧炉的稳定运行，设置了汽机旁路系统，用于汽机停机时将主蒸汽通过两级减温减压后送入凝汽器，凝结水送至除氧器，在除氧器除氧加热后用给水泵送至余热锅炉，维持垃圾焚烧锅炉的正常运行。凝汽式机组的抽汽为非调整抽汽，抽汽压力和流量随着机组负荷的变化而变化。 在汽轮机负荷较低时，一、二级抽汽量不能满足空气预热器和 除氧器的加热蒸汽的要求，设置主蒸汽减温减压器，补充抽气量的不足。在汽机检修而焚烧炉仍然运行时，通过减温减压器全部或部分提供空气预热器和除氧器加热蒸汽。 热力发电系统主要有下列四种运行工况： 1) 正常发电工况
在正常焚烧发电工况下，3炉2机运行。3台余热余热锅炉产生的过热 蒸汽送往汽轮发电机组，汽轮机一级抽汽送至焚烧炉空气预热器用于加热一次风，其疏水回收送至除氧器；二级抽汽进入除氧器加热给水。三级抽汽进入低压加热器，加热从凝汽器经凝结水泵加压后经汽封加热器预热的凝结水。此工况下，汽轮机的进汽按照余热锅炉产汽量调节。汽机检修与锅炉检修同时进行。 2) 停机不停炉工况 1台汽轮机检修或故障停机，3台垃圾焚烧锅炉正常运行，产汽量为 108.51t/h 。扣除汽水损失，剩余汽量为105.3t/h, 在此工况下，另一台汽轮机在最大工况下运行，发电15MWV进汽量约为71.04t/h，剩余 34.26t/h ，一部分通过减温减压器用于空气预热器和除氧器，其余进入检修汽机的旁路蒸汽冷凝系统，旁路蒸汽冷凝系统的一、二级减温减压器和待修汽机的冷凝器投入运行。 3) 机炉检修工况 当1台垃圾焚烧锅炉检修时，另1台运行的锅炉以最大产气量运行，供 1 台汽轮机在最大工况下运行，故可同时安排另1 台汽轮机检修。因此，在每年大修时应同时安排锅炉与汽机检修，以提高经济效益。 主蒸汽系统(含旁路蒸汽冷凝系统) 余热锅炉过热蒸汽集汽联箱出口到汽轮机进口的蒸汽母管，以
纯低温余热发电系统
第十一章纯低温余热发电系统 11.1 发电规模 发电规模按5000t/d熟料生产线配套设计。 水泥生产线的窑头、窑尾会排放大量的废气，通常仅利用废气的余热来烘干原料，利用率很低，其余大量废气的余热不仅没有得到利用，而且还要对废气进行喷水降温，浪费水和电能。因此，利用余热发电技术回收这部分废气的热能，可以使水泥生产企业提高能源利用效率，降低成本，提高产品市场竞争力，降低污染物排放量。 综合考虑水泥熟料生产线的工艺流程、场地布置、供配电结构、供水设施等因素，利用生产线窑头、窑尾余热资源，可建设一条装机容量为9000KW的纯低温余热电站。 11.2 设计原则 1）余热电站在正常运行时应不影响原水泥生产线的正常生产； 2）充分利用窑头、窑尾排放的废气余热； 3）采用工艺成熟、技术先进的余热发电技术和装备； 4）余热电站尽可能与水泥生产线共用水、电、机修等公用设施； 5）贯彻执行有关国家和拟建厂当地的环境保护、劳动安全、消防设计的规范。 11.3 设计条件 1）余热条件 从更合理的利用窑头余热考虑，窑头篦冷机需要进行改造，在篦冷机的中部增加一个废气出口，改造后的窑头废气参数为：240000Nm3/h，360℃。此部分废气余热全部用于发电。 窑尾经五级预热器出口的废气参数为：312500Nm3/h，320℃。此部分废气经利用后的温度应保持在220℃左右，用于生料粉磨烘干。 2）建设场地 本工程包括：窑头AQC锅炉、窑尾SP锅炉、汽机房、化学水处理车间、冷却塔及循环水泵房等车间。 各车间布置遵循以下原则：窑头AQC锅炉和沉降室布置在窑头
厂房旁边的空地上，窑尾SP锅炉布置在窑尾高温风机的上方，汽机房的布置靠近锅炉，化学水处理车间、冷却塔及循环水泵房尽量靠近汽机房。在布置有困难时可以适当调整，不能影响水泥生产线的布置。 AQC锅炉占地面积：14.2m×6.35m SP锅炉占地面积：22m×12m 汽机房占地面积：31m×20.4m 3）水源、给水排水 电站的用水有：软化水处理、锅炉给水、循环冷却水及其它生产系统消耗，消防用水，部分用水可循环使用。 11.4 电站工艺系统 1）余热电站流程 本方案拟采用纯低温余热发电技术，该技术不使用燃料来补燃，因此不对环境产生附加污染；是典型的资源综合利用工程。主蒸汽的压力和温度较低，运行的可靠性和安全性高，运行成本低，日常管理简单。 综合考虑目前水泥生产线窑头、窑尾的余热资源分布情况和水泥窑的运行状况，确定热力系统及装机方案如下： 系统主机包括两台余热锅炉、一套补汽式汽轮发电机组。 a．AQC余热锅炉：利用冷却机中部抽取的废气（中温端，～360℃），在生产线窑头设置AQC余热锅炉，余热锅炉分为高压蒸汽段、低压蒸汽段和热水段运行；高压蒸汽段生产 1.6MPa-350℃的过热蒸汽，进入蒸汽母管后通入汽轮发电机组，低压蒸汽段生产0.15MPa-140℃的过热蒸汽，热水段生产的140℃热水后，作为AQC 余热锅炉蒸汽段及SP余热锅炉的给水，出AQC锅炉废气温度降至110℃。 b．SP余热锅炉：在窑尾设置SP余热锅炉，仅设置蒸汽段，生产 1.6MPa-305℃的过热蒸汽，进入蒸汽母管后通入汽轮发电机组，出SP余热锅炉废气温度降到220℃，供生料粉磨烘干使用。 c．汽轮发电机组：上述余热锅炉生产的蒸汽共可发电7.9MW，因此配置9MW补汽式汽轮机组一套。
余热发电设计方案样本
余热发电项目 2台120t转炉、 3台180m2烧结环冷 余热发电工程 设计方案 设计单位: 四川华明新能源技术有限公司 二〇一三年一月
目录 1 项目介绍............................................. 错误!未定义书签。 1.1项目名称及内容...................................... 错误!未定义书签。 2 方案选择............................................. 错误!未定义书签。 2.1转炉余热发电系统介绍................................ 错误!未定义书签。 2.2烧结环冷机余热电机系统介绍.......................... 错误!未定义书签。 2.2.1 工艺流程........................................ 错误!未定义书签。 2.2.2工艺设计要求..................................... 错误!未定义书签。 2.2.3烟气收集系统..................................... 错误!未定义书签。 2.2.4 烟气循环系统.................................... 错误!未定义书签。 2.2.5余热锅炉......................................... 错误!未定义书签。 2.3方案选择............................................ 错误!未定义书签。 3 发电量估算........................................... 错误!未定义书签。 3.1烧结余热发电量 ...................................... 错误!未定义书签。 3.2转炉余热发电量 ...................................... 错误!未定义书签。 4 主要设备表........................................... 错误!未定义书签。 5 附图................................................. 错误!未定义书签。
如何提高余热发电发电量
如何提高预热发电发电量 现有2×5000t/d熟料生产线，配套2×9MW两炉一机余热发电系统，生产线投产以来，通过加强现场管理、优化工艺操作，实施技改技措，从大系统平衡角度将窑系统与余热发电系统结合起来，保证系统稳定运行，最大限度挖掘潜能，在熟料标准煤耗逐年下降前提下，余热发电量不断提升，收到了明显管理成效。本文对在发电运行管理上一些好的做法和有益尝试进行总结，以促进行业间技术交流。 1.合理控制省煤器出口温度，提高蒸汽量与温度 1.1 省煤器出口温度锅炉水焓值的关系 1.2 提高省煤出口温度的必要性 在发电锅炉系统运行中，我们把省煤器出口温度偏高控制，控制在185℃左右，不超过188℃。理论上（见上图）省煤器焓值利用率会下降，但实际证明，
这样不仅不会影响锅炉安全运行，而且提高蒸发器与过热器焓值的利用，较好的提高了锅炉蒸发量与蒸汽温度。 实际运行过程中，锅炉给水泵出口压力正常运行时一般在2—2.3Mpa之间，为保证锅炉安全运行，必须保证补给水省煤器出口温度低于其相应压力下的饱和温度，以防止汽塞。在2Mpa时水的饱和温度为212.42℃。余热发电窑头锅炉省煤器属于非沸腾式的省煤器，其出口温度有上限控制（即要低于饱和温度20度即212.4220-20=192.42℃），没有下限规定。因此当省煤器温度不超过192℃时，锅炉运行是完全安全的。 1.3 提高省煤器出口温度的实际效果 控高省煤器出口温度有利于汽包补给水焓值利用率的提高，较好的提升了汽包与蒸发器中饱和蒸汽的产生，在同等工况下产生更多的过热蒸汽，从而使得单位时间内更多的蒸汽进入汽轮机做工。 根据实际运行指标统计分析得出结论：在锅炉废气入口风温、风量和出、入口负压相同的情况下，省煤器出口温度在175℃-185℃时，每增加1℃，AQC 锅炉蒸发量增加0.01t/h左右，PH锅炉蒸发量增加0.02t/h左右。按汽轮机耗气量为0.005t/kwh，省煤器出口温度控制在182℃时比170℃时，每小时可多发120kwh，日发电量可增加2880kwh。 2.调节模式的选择与主蒸汽压力的控制 2.1 控制模式的选择与依据 选择控制方式为阀位闭环控制模式，目的是避开因锅炉负荷大浮度波动时高调门的PID调节过程与动作制后，主汽压短时间内的过高或过低影响大系统的效能发挥与锅炉补水的平衡难度，制约最大限度的利用好余热做功。
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 1基本信息 2发电技术 3低温余热发电技术 4设备介绍 5提高措施 1 基本信息 定义 余热发电是指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。 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%。 钢铁行业加热炉高温烟气回收发电技术当年可收回全部成本，热量利用率提高5-10%。 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，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，现如今全国有20多座，其中65吨级可发电量在5000Kw/座以上。 发展 伴随着可持续发展、循环经济、节能减排以及低碳经济等一个个观念的提出，我国的余热发电行业经历了从无到有、从小到大的发展历程。 据国家统计局2011统计公报显示，2011年我国全年能源消费总量34.8亿吨标准煤，万元国内生产总值(GDP)能耗下降2.01%，未达到2011年单位GDP能耗较上年下降3.5%的目标。 尽管大多数专家预测，“十二五”期间我国经济增速较“十一五”时期将有所放缓，但每年8%以上的增速，仍意味着降低单位GDP能耗存在巨大压力。 紧随其后，工信部对外公布了《工业节能“十二五”规划》。《规划》提出，到2015年，规模以上工业增加值能耗比2010年下降21%左右，实现节能量6.7亿吨标准煤。 业内人士普遍认为，在保持工业年均增速8%的基础上，支撑工业增加值能耗下降21%的指标难度不小，这意味着“十二五”期间要实现6.7亿吨标准煤的节能量，较“十一五”的6.3亿吨还多出0.4亿吨。现如今，我国传统产业的工艺技术装备水平已经大幅提升，要实现这一目标只能从现有的装备节能中寻求突破。 [1] 根据《2013-2017年中国余热发电行业市场前瞻与投资战略规划分析报告》分析，随着国家节能减排力度不断加码，余热发电项目的魅力日益显著。预计，到2015年，我国余热余压发电要实现新增装机2000万千瓦。按照每千瓦造价5000元计算，“十二五”期间余热余压发电将形成1000亿元投资规模。[2] 2发电技术 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：
电炉余热发电
100t电弧炉余热发电系统设计与实践 兰军鹏徐启明李海凤 山东省冶金设计院股份有限公司 摘要：电弧炉在炼钢瞬间会产生大量的高温烟气，通过燃烧沉降室、余热锅炉、除尘器等主要设施，回收电炉余热的同时对烟气进行净化后排放。从电炉出来的高温烟气进入余热锅炉通过热交换产生中压蒸汽，中压蒸汽送至汽轮发电机组进行发电，烟气进行净化处理后排空，实现了环境治理及节能降耗，增加了企业的经济效益，实现了国内电炉余热发电的有效性探索。 关键词：电弧炉余热利用过热器发电 前言 节能降耗是当前世界的发展主题，余热资源的回收利用是节约能源的和减少污染的有效途径之一，电弧炉是我国回收废钢再利用的主要冶炼形式，在生产过程中主要消耗大量的电能，同时产生大量的高温烟气，这部分烟气如果直接排放，既污染环境，同时又造成了非常大的能源浪费。近年来，在国内电炉余热回收系统比较普遍，但能成功对电炉余热进行高效率回收的少之又少，能利用电炉余热进行发电的更是寥寥无几。 莱钢特殊钢升级技术改造工程于2012年4月开工建设，配套建设了一套电炉余热发电系统，烟气从电弧炉第四孔进入燃烧沉降室，烟气经过充分燃烧及大颗粒粉尘沉降后通过高温烟道进入余热锅炉，烟气经过在锅炉当中热交换后温度降至150℃左右，进入布袋除尘器，最后经风机通过烟囱高空排放。锅炉产生的中压饱和蒸汽通过过热器过热后进入汽轮发电机进行发电。 1、电弧炉工艺说明 1.1电弧炉主要工艺参数见表1： 电弧炉主要工艺参数表1 1.2电弧炉烟气特点： 1）间歇性、波动性。电弧炉在冶炼过程中，从第四孔出来的烟气流量、温度、含尘量一直在不断变化，呈现出周期性波动。氧化期的烟气温度最高、烟气流量最大，含尘量最多；
余热发电技术简单介绍.
一、热力系统 双压技术：热力系统由窑头AQC双压余热锅炉、窑尾SP单压余热锅炉、补汽凝汽式汽轮机、发电机、电气综合自动化保护系统、DCS控制保护系统及其他附属系统组成。双压系统相对单压系统多了低压补汽系统和低压给水系统。系统运行自动化程度、可靠性和稳定性较高。但对余热回收技术和锅炉、汽轮机等主机设备制造技术要求也较高。 单压技术：热力系统由窑头AQC单压余热锅炉，窑尾SP单压余热锅炉，凝汽式汽轮机，发电机，常规DCS控制系统及其它附属系统组成。窑头AQC余热锅炉只产生一种参数蒸汽，锅炉、汽轮机等主机设备及系统较双压系统简单，余热回收技术不高。 二、窑头AQC锅炉 双压技术：因为窑头废气不需烘干水泥原料，通过收尘器全部排放。窑头AQC双压余热锅炉达到了尽量降低排烟温度的要求，通过对二种蒸汽参数充分优化，采取特殊设计措施，在锅炉内布置了足够的低压受热面，使锅炉排烟温度达到95℃左右，较单压系统多回收10﹪的热量。 单压技术：窑头AQC锅炉只产生一种参数蒸汽，设计和制造较双压AQC锅炉简单，锅炉排烟温度120℃左右，回收热量较少。 三、窑尾SP锅炉
双压技术：窑尾SP锅炉是单压系统，蒸气参数：1.6Mpa，3 20℃ 单压技术：窑尾SP锅炉是单压系统，蒸气参数：1.27Mpa，320℃ 窑尾SP锅炉除了蒸汽参数不同，其他设计方面基本相同。 四、汽轮机 双压技术：水泥窑纯低温余热发电补式汽轮机(双压). 单压技术：配置通用系列单压凝汽式汽轮机，余热回收量较少，影响发电量。 五、系统设计 双压技术：1.充分考虑了水泥生产的主导地位，在发电厂事故和其他紧急情况下，不但保证发电系统的安全，而且保证水泥线的正常生产。2.设计前馈调节系统在水泥线一定波动范围内，保证发电系统正常运行。 单压技术：除了余热锅炉外，其它系统类似常规发电厂。 六、发电量（以5000t/d干法线为例） 双压技术：发电装机功率7.5MW，发电功率7.5MW，年发电量（按7000小时计算）：5.25×107 KWh，较单压系统多发电1.05×107 KWh。
余热发电的几种形式
烧结烟气与烧结矿显热联合回收发电 在钢铁生产过程中，烧结工序的能耗约占总能耗的9%-12%，仅次于炼铁工序，位居第二。在烧结工序总能耗中，有近50%的热能以烧结烟气和冷却机废气的显热形式排入大气。 烧结机工艺余热回收主要有两大部分：1）占烧结过程总带入热量约45%的烧结矿显热，在冷却机高温段废气温度为350-420℃；2）占总带入热量约24%的烧结机烟气显热，在烧结机机尾风箱高温段排出的废气温度为300-400℃。 ●系统技术特点 充分利用烧结机后风箱320℃左右的烟气余热和烧结矿显热（环冷机废气余热），分别配置一台烧结机锅炉和环冷余热锅炉，联合回收烧结机烟气和环冷机废气显热，提高余热回收率，降低能耗； 烟气由环冷机高中温段引出，三路烟气管道合并一路进入环冷余热锅炉，烟气为上进下出，烟风系统采用余风在循环； 环冷余热锅炉采用双压系统、立式自然循环结构，蒸发器及省煤器采用螺旋翅片管；环冷余热锅炉下部设置公共省煤器，余热锅炉给水后，分别送至环冷余热锅炉和烧结余热锅炉的省煤器。 ●与常见的烧结环冷余热发电系统比较 以单台180m2的烧结生产线为例，环冷机废气可用于余热发电的风量约为 30x104Nm3/h，余热锅炉入口风温为380℃，排烟温度约为120℃，采用双压热力系统，平均发电功率约为5500KW。 烧结机后风箱可用于余热发电的烟气量约为12×104Nm3/h，余热锅炉入口烟气温度约为320℃,为克服烧结烟气SO2腐蚀，排烟温度控制在170-190℃。则这部分烟气余热可增加约1600KW发电功率。 烧结烟气与环冷机废气余热联合回收发电系统的总装机容量可达7500KW，与常规环冷机废气余热发电系统相比，增加装机容量2000KW，发电量增加30%。 TRT高炉煤气余压发电技术 高炉煤气炉顶余压透平发电系统，Blast Furnace Top Gas Recovery Turbine(TRT)。即利用煤气余压通过煤气透平系统转化为机械能，再通过发电组将机械能最终转化为电能；TRT系统与减压阀组（高炉已配）并联，即高炉煤气经透平静叶自动调节控制，煤气经TRT后去煤气主管网；当透平机停机或无负荷运转时，再用减压阀组控制炉顶压力。 “一拖一”模式：一座高炉对用一套透平发电机组；“二拖一”共用型：两座高炉对应一套透平发电机组。 TRT系统的技术特点：1）装置发电过程中不消耗任何燃料，不产生环境污染；2）不改变原高炉煤气的品质；3）替代高炉自带的减压阀组对高炉煤气进行减压，减压阀组作为备用，降低噪声，同时净化了煤气，改善高炉的操作环境；4）发电成本较低，经济效益显著。 以2×450m3高炉为例，单台高炉煤气量约为13×104Nm3/h，温度180℃，透平入口压力130Kpa，透平出口压力15-20Kpa，若采用“二拖一”共用型高炉煤气余压膨胀透平装置的方式，透平发电组的装机容量可达5000KW，年发电量可达2700万KWh。 干熄焦CDQ余热发电技术
余热发电--锅炉篇
水泥窑纯低温余热发电 锅炉操作规程 第1节锅炉设备的主要规范 1.1一、二线水泥窑生产线余热锅炉参数及结构简介 1.1.1一、二线窑头AQC余热锅炉参数及结构简介 一、二线均为日产1200吨熟料生产线。本余热锅炉是应用于水泥窑余热发电系统中回收水泥窑废气余热的重要设备，其安装部位在水泥窑熟料冷却机废气出口至收尘器间的管道上，因此其简称AQC 余热锅炉。AQC锅炉整体采用管箱式结构，自上而下有过热器管箱，蒸发器管箱及省煤器管箱。这几组管箱通过底座型钢将自重传递到钢架的横梁上。具体设计参数如下： 锅炉型号：QC52.84/380-4.9(1.2)-2.55(0.3)/250(180) : 二线窑尾SP余1.1.2
热锅炉参数及结构简介本台余热锅炉是应用于水泥窑余热发电系统中回收水泥窑废气余热的重要设备，其安装部位在水 泥窑窑尾预热器废气出口至窑尾高温风机入口的废气管道上，因此被称SP余热锅炉。本锅炉采用单锅 筒自然循环方式、露天立式布置，结构紧凑，占地小。烟气从上自下分别横向冲刷过热器、蒸发器、
1.2三线水泥窑生产线余热锅炉参数及结构简介 1.2.1三线窑头AQC余热锅炉参数及结构简介 三线为日产3200吨的熟料生产线，本余热锅炉是利用于水泥窑余热发电系统中回收水泥窑废气余热的重要设备，其安装部位在水泥窑熟料冷却机废气出口至收尘器间的管道上，因此其简称AQC余热 锅炉。AQC锅炉整体采用管箱式结构，自上而下有过热器管箱，高压省煤器管箱，蒸发器管箱及省煤器箱。这几组管箱通过底座型钢将自重传递到钢架的横梁上。具体设计参数如下： 锅炉型号：QC158/380-14.8(4.2)-2.4(0.2)/250(170) 1.2.2三线窑尾SP余热锅炉参数及结构简介 本台余热锅炉是应用于水泥窑余热发电系统中回收水泥窑废气余热的重要设备，其安装部位在水泥窑窑尾预热器废气出口至窑尾高温风机入口的废气管道上，因此被称为SP余热锅炉。本锅炉采用单 锅筒自然循环方式、露天立式布置，结构紧凑，占地小。烟气从上自下分别横向冲刷过热器、蒸发器、省煤器，气流方向与粉尘沉降方向一致，且每级受热面都设计了振打除尘装置。具体设计参数如： 锅炉型号:QC265/340-21.6(6.9)-2.4 ( 0.2)/( 170)
余热发电工艺流程讲解
余热发电工艺流程讲解 授课人：孙飞 纯低温水泥窑余热发电技术是直接利用窑头窑尾排放的中低温废气进行余热回收发电，无需消耗燃料，发电过程不产生任何污染，是一种经济效益可观、清洁环保、符合国家清洁节能产业
政策的绿色发电技术，具有十分广阔的发展空间与前景。 工艺流程（见附图）: 余热电站的热力循环是基本的蒸汽动力循环，即汽、水之间的往复循环过程。蒸汽进入汽轮机做功后，经凝汽器冷却成凝结水，凝结水经凝结水泵(150A/B)泵入闪蒸器出水集箱，与闪蒸器出水汇合,然后通过锅炉给水泵(230A/B)升压泵入AQC锅炉省煤器进行加热,经省煤器加热后的高温水(167℃)分三路分别送到AQC炉汽包,PH炉汽包和闪蒸器内。进入两炉汽包内的水在锅炉内循环受热,最终产生一定压力下的过热蒸汽作为主蒸汽送入汽轮机做功.进入闪蒸器内的高温水通过闪蒸原理产生一定压力下的饱和蒸汽送入汽轮机第七级起辅助做功作用，做过功后的乏汽经过凝汽器冷凝后形成凝结水重新参与热力循环。生产过程中消耗掉的水由纯水装置制取出的纯水经补给水泵(511)打入热水井(凝汽器140)。 水泥厂余热资源的特点是：流量大，品位较低。以宁国水泥厂4000t/d生产线为例，PH（预热器）和AQC（冷却机）出口废气流量和温度分别为258550Nm3/h、350℃和306600Nm3/h、238℃，余热发电便是充分利用这两部分余热资源进行热能回收。 1）热力系统 整个热力系统设计力求经济、高效、安全，系统工艺流程是由两台高效余热锅炉AQC、PH?锅炉闪蒸器和一套汽轮发电机组组成，辅之以冷却水系统、纯水制取系统、锅炉给水系统及锅炉
余热发电系统介绍
余热发电系统介绍 一、余热发电工艺流程 凝汽器热水井内的凝结水经凝结水泵与闪蒸器出水汇合，然后通过锅炉给水泵打入两台AQC锅炉省煤器内进行预热，产生一定压力下的高温水，从省煤器出口分三路分别送到AQC锅炉汽包、PH锅炉汽包和闪蒸器，进入汽包的水在锅炉内循环受热，产生过热蒸汽送入汽轮机做功。进入闪蒸器内的高温水通过闪蒸产生一定压力的饱和蒸汽送入汽轮机后级做功，做功后的乏汽经过冷凝后重新回到热水井参与循环。生产过程中消耗掉的水由纯水装置制取出的纯水经补给水泵打入热水井。 二、主机参数介绍 1、两台PH锅炉系统均采用川崎BLW型，室外式强制循环锅炉，受热面由两列组成，每列为：四组蒸发器、一组过热器。锅炉汽包工作压力为0.789MPa，过热蒸汽温度294℃，蒸发量为44.68t/h，锅炉入口风温为306℃，出口风温为193℃，废气流量为590000Nm3/h。 2、两台AQC锅炉系统均采用川崎BLW型室外式自然循环锅炉，受热面为：二组省煤器、六组蒸发器、一组过热器。锅炉汽包工作压力为0.789MPa，过热蒸汽温度345℃，蒸发量为36.93t/h，锅炉入口风温为360℃，出口风温为92℃，废气流量为412500N m3/h。 3、闪蒸器型式为竖直圆筒型，设计压力为0.294MPa ，器内压力为0.130MPa ，设计温度167℃，器内温度104.8℃，入口流量94.04t/h，闪蒸量为10.1t/h，出口流量为83940kg/h。 4、汽轮机采用南京汽轮机厂NZ30-0.689/0.137型、冲动式、多级混压、凝汽式汽轮机，汽轮机工作参数：蒸汽额定入口压力为0.689MPa，额定流量为163.22t/h，额定输出功率为30000kW，转速为3000r/min，工作级数为10级，排汽压力-95.6kPa。 5、发电机采用型号为QFW-33-2S，形式为横轴全封闭水冷热交