余热发电问题解答.doc

余热发电机材料1、 热力发电的几种类型，等级划分？ 按所用燃料分类 燃煤发电厂：以煤为燃料的发电厂； 燃油发电厂：以石油（实际是提取汽油、煤油、柴油后的油渣）为燃料的发电厂； 燃气发电厂：以天然气、煤气等可燃气体为燃料的发电厂； 余热发电厂：用工业企业的各种余热进行发电的发电厂； 垃圾发电厂：利用垃圾及工业废料作为燃料的发电厂。 按系统汽轮机工作原理分类 冲动式汽轮机发电厂：蒸汽主要在喷嘴处（或静叶栅）中进行膨胀做功； 反动式汽轮机发电厂：蒸汽在喷嘴处（或静叶栅）和动叶栅中进行膨胀做功。 按系统汽轮机热力特性分类 凝汽式汽轮机发电厂：排汽在低于大气压的真空状态下进入凝汽器凝结成水。背压式汽轮机发电厂：排汽压力大于大气压力，排汽全部供热用户使用。抽气式汽轮机发电厂：用于调整抽气供热的汽轮机，包括一次调整抽气式，二次调整抽气式。 抽气背压式汽轮机发电厂：具有调整抽气式的背压汽轮机。乏汽汽轮机发电厂：利用其他蒸汽设备的低压排气或工业生产中的工艺流程中的副产蒸汽工作，进气压力通常较低。 多压式汽轮机发电厂：利用其他来源的蒸汽引入汽轮机相应的中间级与原来蒸汽一起工作。 按系统蒸汽压力和温度分类: 中低压发电厂：蒸汽压力一般为3.92MPa（40kgf/cm2）、温度为450的发电厂，单机功率小于25MW； 高压发电厂：蒸汽压力一般为9.9MPa（101kgf/cm2）、温度为540的发电厂，单机功率小于100MW； 超高压发电厂：蒸汽压力一般为13.83MPa（141kgf/cm2）、温度为540的发电厂，单机功率小于20MW； 亚临界压力发电厂：蒸汽压力一般为16.77MPa（171kgf/cm2）、温度为540的发电厂，单机功率为300MW直至1000MW不等； 超临界压力发电厂：蒸汽压力大于22.11MPa（225.6kgf/cm2）、温度为550的发电厂，机组功率为600MW及以上。2、纯低温余热发电的含义，温度、压力是多少？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。窑尾PH锅炉汽包工作压力为0.789MPa，过热蒸汽温度305，锅炉入口风温为325，出口风温为200。窑头AQC锅炉汽包工作压力为0.789MPa，过热蒸汽温度345，锅炉入口风温为360，出口风温为84.2.闪蒸器设计压力为0.294MPa ，器内压力为0.137MPa，设计温度167，汽轮机主蒸汽额定压力为0.689MPa，主蒸汽额定温度为319。3、纯低温余热发电的基本工作原理？ 水泥纯低温余热发电技术是指在新型干法水泥熟料生产线生产过程中，通过余热回收装置-余热锅炉将水泥回转窑窑头、窑尾排出大量的低品位废气余热进行热交换回收，产生过热蒸汽推动汽轮机实现热能向机械能的转换，从而带动发电机发出电能，所发电能供水泥生产使用。4、公司使用的纯低温余热发电机技术几大优势？ (1)热力系统采用闪蒸技术 熟料生产中，用于熟料煅烧的热能只能使用到6070，采用闪蒸技术的热力系统，实现了系统高回收效率。 (2)低压力参数设计 提高蒸汽过热度，充分回收低品味热能，最大限度降低排烟温度，与其它类型热力系统相比多回收低品味热能2030。 (3)混汽凝汽式汽轮发电机组 针对不同的热力系统，开发混汽式低参数汽轮机，提高了汽轮机相对内效率，从而提高了输出功率，汽轮机采用DEH控制，以5000t/d新型干法窑为例，实际发电量可达950010000kW。5、公司现在运行的有多少台？几种规格？共计装机容量是多少？今年有多少台投运？装机容量是多少？公司现在运行29台，四种规格分别为两台锅炉共用一台汽轮机、三台锅炉共用一台汽轮机、四台锅炉共用一台汽轮机、六台锅炉共一台汽轮机，共计447.88MW装机容量，今年有一台机组投入运行，装机容量为18MW。6、 9000kW,18000kW,30500kW几类机组的AQC、PH锅炉设计入口温度、出力各是多少？几类汽轮机入口温度、压力是多少？9000kW:AQC锅炉入口烟气温度： 360 额定蒸发量： 18.18 t/h PH 锅炉入口烟气温度： 338 额定蒸发量： 28.29 t/h 汽轮机入口蒸汽温度： 319 汽轮机入口蒸汽压力： 0.689Mpa18000kW：AQC锅炉入口烟气温度： 360 额定蒸发量： 18.18 t/h PH锅炉入口烟气温度： 338 额定蒸发量： 28.29 t/h 汽轮机入口蒸汽温度： 319 汽轮机入口蒸汽压力： 0.689Mpa30500kW：AQC锅炉入口烟气温度： 360 额定蒸发量： 36.93 t/h PH锅炉入口烟气温度： 306 额定蒸发量： 44.68 t/h 轮机入口蒸汽温度： 319 汽轮机入口蒸汽压力： 0.689Mpa7、锅炉结构及工作原理？ PH锅炉型式为卧式强制循环汽包炉,锅炉由2台强制循环泵（1台备用）四组蒸发器、一组过热器、汽包及热力管道构成，。PH锅炉采用卧式布置的优点一是可以减少受热面积灰，二是可以减少振打装置的数量，系统漏风量少。废气流动方向为水平流动,换热管采用蛇形光管,以防止积灰。因生料具有粘附性，故锅炉设置振打装置进行除灰,工质循环为采用循环泵进行强制循环方式。锅炉入口废气管道上设有入口挡板，废气管道上设有旁路挡板，出口废气管道上设出口挡板。为满足水泥熟料系统中原料磨烘干的需要，该炉出口废气温度设计在200，故而没有省煤器，当雨季原料中水分较大时，还可以通过调节旁路挡板的开度来提高入磨风温，以保证原料磨的产能。 AQC锅炉型式为立式,锅炉由一组省煤器、六组蒸发器、一组过热器、汽包及热力管道等构成。锅炉前设置一预除尘器（沉降室），降低入炉粉尘。废气流动方向为自上而下,换热管采用螺旋翅片管,以增大换热面积、减少粉尘磨损的作用。锅炉内不易积灰，由烟气带走，故未设置除灰装置，工质循环方式为自然循环方式。 锅炉的取风口取自篦冷机四室，以保证有较高的入炉温度，同时又能满足工艺生产线的需求。在锅炉沉降室前的入口废气管道上设有入口挡板，废气管道上设有旁路挡板，出口废气管道上未设挡板。另外在原篦冷机直接入电收尘的余风出口设有余风挡板。鉴于该炉入炉风温时常超温的实际运行情况，在沉降室上增设一冷风挡板，较好地起到了调节入炉风温的作用。过热器作用：将饱和蒸汽变成过热蒸汽的加热设备，通过对蒸汽的再加热，提高其过热度（温度之差），提高其单位工质的做功能力。蒸发器作用：通过与烟气的热交换，产生饱和蒸汽。省煤器作用：设置这样一组受热面，对锅炉给水进行预热，提高给水温度，避免给水进入汽包，冷热温差过大，产生过大热应力对汽包安全形成威胁，同时也避免汽包水位波动过大，造成自动控制困难。一方面最大限度地利用余热，降低排烟温度，另一方面，给水预热后形成高温高压水，作为闪蒸器产生饱和蒸汽的热源。沉降室作用：利用重力除尘的原理将烟气中的大颗粒熟料粉尘收集，避免粉尘对锅炉受热面的冲刷、磨损。8、汽轮机结构及工作原理？ 基本结构：汽轮机主要由转动部分(转子)和固定部分(静体或静子)组成。转动部分包括叶栅、叶轮或转子、主轴和联轴器及紧固件等旋转部件。固定部件包括汽缸、蒸汽室、喷嘴室、隔板、隔板套(或静叶持环)、汽封、轴承、轴承座、机座、滑销系统以及有关紧固零件等。 工作原理：具有一定压力和温度的蒸汽通入喷嘴膨胀加速，此时蒸汽压力、温度降低，速度增加，蒸汽热能转变为动能，然后，具有较高速度的蒸汽由喷嘴流出，进入动叶片流道，在弯曲的动叶片流道内，改变汽流方向，给动叶片以冲动力，产生了使叶轮旋转的力矩，带动主轴旋转，输出机械功，完成动能到机械能的转换。9、发电机采用的并网方式？励磁方式？ 并网方式：为了能调节待并发电机的电压、频率和相角，使合闸后冲击电流很小，发电机能马上被拉入同步，对系统几乎不发生扰动。因此，在正常情况下，一般都是采用准同期并网操作方式，其分为以下几种：（1）手动准同期：发电机的电压、频率的调整及合闸操作都是由运行人员以手动进行，只有在控制回路中装设非同期合闸闭锁装置，以防止由于运行人员误发合闸脉冲所造成的非同期合闸。（2)自动准同期：同期装置能自动对频率进行调整，至于电压调整，有些设有自动调整装置，由它来进行调整；有些则没有设专门的电压平衡环节，需要靠发电机的自动电压调整器或由运行人员手动调整。当同期条件满足后，自动同期装置能选择适当的时机，自动地发出合闸脉冲。（3）半自动准同期：发电机的电压、频率的调整工作由手动进行，同期装置能自动检测同期条件，并在适当的时机发出合闸脉冲。 励磁方式：励磁系统种类很的多，常采用的发电机励磁系统有直接励磁系统、带励磁机和附加整流电源的励磁系统（半导体励磁系统）。旋转半导体励磁系统的工作过程是永磁发电机PMG的永磁转子随发电机轴旋转，其静止电枢中的直流电流送至AVR，经可控硅整流后再提供给交流励磁机的励磁绕组励磁。交流励磁机的电枢是随三相交流发电机的轴一同旋转的，而交流励磁机发出的交流电是经旋转整流器整流后直接供三相交流同步发电机转子励磁绕组。10、 凝汽器真空度的范围？锅炉水PH值、电导率范围？ 真空度范围为-76到-95.6KPa（安全运行值）、锅炉炉水PH值9.4到10.5（安全运行值）、电导率为0到200S/cm（安全运行值）。11、水处理使用的几种药品及作用？Na3PO4：主要防止锅炉换热面内部结垢；吗啉： 主要作用是调整系统给水的PH值；联氨： 主要作用是除去系统给水中的O2；HEDP： 主要作用是防止冷却水系统管道腐蚀及内部结垢。次氯酸钠：主要作用是防止冷却水系统管道内部及冷却塔水槽内微生物繁殖及粘垢形成。1、 发电机、锅炉、汽轮机的操作规程？（电子版）发电机操作规程总则：(应急操作详见新版操作规程）发电机并网前的准备工作：1.通知总降值班人员发电系统具备并网条件，并等待总降值班人员答复；2.通知现场巡检人员核对锅炉汽包水位、压力、温度是否在正常值左右；3.汽轮机转速稳定在3000r/min5分钟之后，按“同期投入”按钮；4.通知现场巡检人员检查确认发电机空冷器进出口温度在正常范围内；5.检查确认汽轮发电机组振动、油压在正常值范围内;6.通知现场巡检人员准备投励磁及并网操作；7.将升负荷控制打至阀位闭环控制；发电机并网操作：1.中控操作员监控52G开关合闸信号显示后，确认发电机自动带初负荷,同步输入机组额定负荷的3负荷；2.操作锅炉挡板带锅炉负荷缓慢升汽轮发电机负荷;3.汽轮发电机升负荷过程中，以额定负荷的1，升速率以1控制; 0 10 20 25 30 35 45 50 55 60 t(min)kW 6 5 4 3 2 1升负荷曲线图4. 根据主蒸汽压力在压力控制界面下合理调整主汽压力设定值，将汽轮机阀位模式由功率控制转为压力控制，转换过程中防止发电机负荷出现太大波动。发电机正常停机操作:1.接到中控发电机解列通知后，现场人员检查发电机有功功率应在800kW左右，操作励磁屏增磁/减磁开关将励磁装置的无功功率调整至零；2.操作发电机保护屏分闸转换开关至分闸位置并确认52G开关解列；3.操作励磁屏增磁/减磁开关将发电机电压降至最低；4.将通道投入/退出开关转退出，分断励磁屏上除直流电源开关外的其它三只开关；5.现场巡检人员通知中控准备停汽轮机;锅炉操作规程总则：(应急操作详见新版操作规程） 锅炉系统启动、停炉操作过程中，应遵循一定的升（降）温、升（降）压时间，即按照升（降）温升（降）压曲线图来进行操作，若升（降）温升（降）压速度过快，将使锅炉系统热力承压部件产生过大的热应力，导致金属强度、冲击韧性下降，易发生金属应力松弛、氧化及腐蚀等一系列不利影响。因此，针对以往在升（降）温升（降）压操作指导中不明确的状况，现拟定锅炉操作规程，从而达到规范操作、合理操作、锅炉长期有效使用的目的。锅炉冷态启动、升温升压操作： 1、窑投分解炉前，PH炉入口挡板开度最大为30%，避免升温初期就速度过快； 2、按照升温升压曲线要求：升温60/h，升压0.2MPa/h，总时间控制在3小时内进行操作。每次操作以20%挡板开度进行； 3、PH汽包压力升至0.1MPa时，中控通知现场关闭汽包排汽阀、过热器排汽阀，打开连续、定期排污阀进行排污操作（AQC炉相同）； 4、压力升至0.6MPa时，PH主蒸汽管道开始暖管；参数满足要求后，准备汽轮机冲转； 5、AQC炉一般情况下以发电机组并网后逐步带入的模式进行，入口挡板不宜开度过大，以30%为宜，防止安全阀动作； 6、其它操作参照余热发电中控操作规程及锅炉冷态启动曲线、锅炉升压曲线。锅炉降温降压操作： 1、按照降温降压曲线要求：降温60/h，降压0.2MPa/h，总时间控制在3小时内进行操作。每次操作以20%挡板开度进行； 2、在温度降至100左右、压力降至0.1MPa以下时，方可通知现场打开锅炉汽包排汽阀或人孔门进行检查。 3、其它操作参照余热发电中控操作规程及停炉曲线。汽轮机操作规程总则：(应急操作详见新版操作规程）汽轮机启动前的检查：1.通知现场巡检人员检查确认自动主汽门、调节汽门、混汽调节阀动作是否灵活（主蒸汽暖管前进行）;2.检查确认汽轮机危急遮断保护、轴向位移保护等ETS保护功能是否全部投入;3.检查确认汽轮机发电机各检测仪表显示值是否正常;4.检查确认AST、OPC电磁阀动作灵活;5.检查确认手拍危急遮断器是否处于复位位置;6.检查确认DDV伺服阀工作正常;7.检查确认压力油是否在0.8MPa以上，润滑油油压是否在0.10.15MPa之间；8.检查确认真空度是否在-80kPa以上；9.检查确认汽轮机入口温度和压力都达到暖机条件时,启动汽轮机。汽轮机暖机操作：1.通知现场人员暖机开始，中控操作员打开汽轮机入口主蒸汽截止阀,通知现场关闭其旁路阀; 2.通知现场人员首先复位汽轮机手拍危机遮断器，然后在转速控制操作画面上点击“挂闸”按钮，汽轮机主汽门自动开至100%;3.通知现场检查确认危急遮断指示器显示“正常”，汽轮机AST油压、OPC油压、保安油压建立0.65MPa以上;4.操作员在模式选择下点击“高调门手动启动”，接着点击“进入转速设定”，若是冷态起动，输入暖机转速400rpm，升速率设定为100；若是热态起动，输入暖机转速500rpm，升速率设定为200，点击确认，接着点击进行，汽轮机调节汽门自动开启，汽轮机启动冲转；5.汽轮机停机12小时以内,暖机为20分钟; 停机12小时以上,暖机为40分钟;6.通知现场巡检人员全面检查确认汽轮机OPC油压、AST油压、保安油压、润滑油压是否已达到正常值（OPC油压、AST油压、保安油压0.65-1.3MPa,润滑油压0.1-0.15MPa）;7.通知现场巡检人员全面检查确认汽轮机振动有无异常,汽轮机内有无异常声音,如无异常可继续进行升速操作至1200rpm;8.关闭主蒸汽管道排污阀及主蒸汽导汽管疏水阀;9.通知现场巡检人员开始升速操作;汽轮机升速前的检查：1.升速前的全面检查2.汽轮机振动值在规定范围内；3.凝汽器真空度在-80kPa以上；4.控制油压0.65-1.3MPa之间,润滑油压在0.08-0.15MPa之间;5.冷凝水温度不大于50;6.凝汽器水位不高于380mm;7.倾听内部有无异常声音,检查轴承回油油温、轴瓦温度，机组膨胀、轴向位移是否正常；8.润滑油油温在3545之间；9.上下缸温差不大于50，上、下缸温分别达到150和100以上；10.绝对膨胀在1.0mm以上，轴向位移在-0.71.3mm之间；11.一切正常后，开始升速。汽轮机升速操作：汽轮机启动曲线: 3365rpm机械超速跳闸3300rpm 电气超速跳闸3090rpm OPC超速跳闸 3050rpm 转速调整上限 3000rpm 3000rpm 额定转速 2950rpm 转速调整下限 2500 rpm 危险转速(升速率480rpm) 1200 rpm 400rpm 0 (升速率100rpm/s) 冷态起动:40分钟 8分钟 3小时左右(大约) 10分钟 5分钟5分钟5分钟热态起动:20分(升速率200 rpm) 2.在升速过程中，通知现场巡检人员检查确认汽轮机振动有无异音，如有异音，应立即停止升速，查明原因，恢复正常后方可升速；3.在升速过程中，通知现场巡检人员检查汽轮机排汽压力、油压值的变化，如有异常，应立即停止升速，待处理正常后方可升速；4.升速过程中，机组振动不得超过0.03mm，一旦超过该数值，则应降低转速至振动消除，维持此转速运转30分钟，再升速，如振动仍未消除，需再次降速运转120分钟，再升速，如振动仍未消除，则必须停机检查（过临界转速时振动不得超过0.1mm）；5.在机组升速至额定转速后停用高压油泵时，应注意油压的变化；6.当转速达到3000r/min时，升速结束，通知现场巡检人员对汽轮机进行全面检查确认有无异常情况；7.一切正常后，汽轮机稳定3000r/min,运转5分钟以上方可通知现场巡检人员准备并网。汽轮机正常停机操作1.调整锅炉负荷，退出混汽；2.当发电机功率降至1000kW后，通知现场巡检人员发电机解列；3.中控监控到52G发出分闸信号后，打闸停汽轮机；4.检查确认当主油泵出口压力降至1.0MPa时,主油泵自动转换至高压电动油泵运行,控制油压及润滑油压正常0.1-0.15MPa；5.当转速降至500r/mim以下时，停真空泵或射水泵，破坏真空，通知现场人员打开真空破坏阀；6.检查确认当转速降至0r/mim时,通知现场巡检人员投入盘车；7.打开AQC锅炉启动阀、PH锅炉启动阀、主蒸汽管道排污阀泄压；8.按照锅炉降温降压曲线,锅炉旁路挡板以10逐渐开启, 入口挡板以10逐渐关闭；