水泥厂余热发电简述

水泥厂余热发电简述（精选10篇）

1.水泥厂余热发电简述 篇一

余热发电工段先进班组申报材料

回顾这一年的工作生涯，我们班组始终坚持严于律已，遵纪守法以积极热忱的心态投入到工作中。在完成了自身工作的同时，不断培养不骄不躁，吃苦耐劳的优良作风。为此感谢上级各部门领导对我班组工作的肯定,感谢同事们对我班组的支持和帮助。在公司及各部门领导的正确领导及全体员工的共同努力下,无论在思想上技术上还是在设备日常维护工作上都取得了长足的进步和巨大的收获,现将这一年的工作汇报如下:?

一、班组安全管理

在班组安全管理方面,班组每位成员从岗位责任出发,明确安全责任,形成班组中的安全责任网络,经常对班组人员进行安全教育,在设备检修作业及巡检中做到事事安全先，万事安全先,贯彻“安全第一,预防为主”的方针,认真参加安全知识培训,班组人员积极参与各项安全活动,分配工作时首先要考虑安全因素才能胜任当前工作。而每位现场操作人员都能够本着认真负责的态度，井然有序的，有条不紊的完成工作。在不断提高自身能力的同时经常向领导反应安全生产中存在的问题以改进安全生产和劳动条件，针对具体问题提出合理化建议。对重点作业的设备现场，或在较危险的作业之前，提出相应的安全技术措施并加以实施。

二、班组、班风建设方面

? 班组建设是素质文明的一个重要体现，同时也反映一个班组的技术力

量，为此我班组专门召集班组成员进行班前班后学习，使班组成员首先从思想上发现认识，把以前认为的班组建设只是表面文章彻底转变过来，并且规定班组建设内容结合实际工作，将工作中遇到的问题和现象以书面形式体现在班组建设中，真正做到班组建设和实际工作的良性互助。同时，发电工段的工作是一种协作性较强的工作，不但体现了人与机器的协调关系，而且体现出了人与人的协作关系。我班组能够相互配合、相互协作完成领导交付的每一项任务。一年来，通过我们的共同努力，我们班组的现场管理工作和理

论学习成绩在每次考核时总是能够名列前茅。能够取得这样的成绩实属来之不易，冰冻三尺非一日之寒，这和我们班组成员之间的精成团结是密不可分的。所以，在今后的日子里，我们将更加密切配合工段领导的工作，将班组成员更加紧密的团结起来，共同缔造一个有凝聚力、向心力、战斗力的和谐班组，使班组班风建设迈上一个新的台阶！?

三、工作开展情况

? 通过一年来我班组注重以工作任务为牵引，班组成员根据不同阀门的内部结构，阀门芯的材质对阀门内漏分析原因,进行及时更换，对拆下旧阀门作了维修保养以便再次利用，并带领班组成员对AQC过热器出口烟气阀门电动执行器支架进行改造，以及对水泵房内排水地坑和爬梯作了安全栏和安全网，从而减少了对人身的伤害，既安全又牢固，特别在汽轮发电机运行以来，过热器积灰结皮特别严重，致使汽轮发电机不能正常运行。在此情况下我和班组成员对过热器的清灰装置和清灰方法动心思，提建议，在过热器内制作简易支架，又根据人孔门特点，设计制作人工振打清灰装置，在不停炉的情况下清灰工作方便，耐用，并且成效显著。在停炉时，人工进入内部清灰中，对车间安排下来的任务时刻以积极的态度，热忱，认真，踏实的投入到工作中。不怕脏不怕累，不应是高危作业而去降低工作业绩。并和班组成 员对AQC沉降室下料口进行改造。使用时可以减少对人身的伤害系数，减少漏灰量更便于现场人员的操作，可以说既安全又环保。针对我们班组所承担的AQC炉分片设备的管理负责，对设备的润滑，清洁，保养工作有计划，有进度，有重点的认真进行。为提高发电量，班组成员讨论，实验，总结怎么样调节烟风阀门和给水调节门才算适宜。使设备运转率达到99％，使得AQC炉无论是基础设施还是设备的运转都是细微处见真章。处理生产线遇到的各项突发事件，能够沉着冷静的处理，全力保障水泥生产线的供汽供水。特别是两个窑头电视看火器冷却水路的技改，不仅节约了生活水的用量，还保证了电视看火器生产水供水压力的稳定，又减少了维修次数节约了材料成本，降低了现场人员的安全危险因素。随着公司精细化管理模式的实行，生产部对我工段的生产任务进行细化考核，我们班组也倍感压力。全局一盘棋，上下一条心，这就要求我们的主操人员和现场巡检人员全力保证机组的运转率。由于我们的主操人员能够做到稳健操作，精心维护，一年来我班组没有发生过一起因操作不当或人为原因造成的停机事故。因此，也更加坚定了我们班组整体稳健操作的习惯和风格。“业精于勤而荒于嬉”，我们通过不断学习业务知识，以及在生产过程中多看、多问、多学、多练来提高班组成员的整体业务技能。知其然，要知其所以然，学无止境，我们将坚持不懈的努力学习专业知识，并用于指导实践，在今后工作中把自己的工作做的更好更扎实，为企业的发展贡献自己的力量。无论我们的理论知识多么丰富，最后都是要回归到实践中来。因为工作本身就是在实践。我们的工作经验，业务技能以及管理方法还有待于进一步的提高和完善。只有通过不断的实践才能发现我们的不足，才能找出我们与优秀者之间的差距，只有不断的纠正和改正自己的方式方法，才能在今后的工作中得到历练和提升。

? 2010年在班组全员的共同努力下，我们班组取得了一定的成绩，这些对于今后的工作还有一定的差距，只有不断发现自身存在的问题，才能更好更快的进步，我们班组会用更高的标准要求自己，力求明年取得更好的成绩来 答谢领导对我们班组的支持和肯定。

2.水泥厂余热发电简述 篇二

1 水泥厂余热发电量情况统计

水泥厂余热发电量的高低, 取决于用于发电的余热量及余热锅炉和汽轮发电机组效率的高低。而用于发电的余热量来自烧成系统, 与预热器级数、生产线所处海拔高度、系统煤耗和生料配料等因素有关。为找寻规律, 本文所统计的生产线均为熟料设计能力5 000t/d、采用第四代篦冷机且篦床面积117m2及余热发电采用两炉一机的系统。现将典型的7条5 000t/d生产线的余热发电系统统计数据列于表1, 余热锅炉热回收情况统计结果列于表2。

注: (1) 锅炉的热回收效率定义为:锅炉回收的余热量占进入锅炉的总余热量的百分比。为方便起见, 锅炉回收的余热量以进、出锅炉的废气余热量之差代替, 忽略锅炉粉尘带走的热量。 (2) 热电转换效率为: (实际发电量×3.6/锅炉热回收总量) ×100%。

所列7家公司代表性如下:

A公司和B公司为四级预热器, 其余均为五级预热器。其中A公司生料中掺有煤矸石。

C公司和D公司生料中配有煤矸石。其中D公司从篦冷机到AQC炉的热风有两股, 一是直接进锅炉的高温风 (778℃) , 二是经沉降室入锅炉的中温风。

F公司地处海拔较其他公司高, 大气压力也最低。其他公司均为平原。

E公司和G公司出篦冷机熟料温度分别为最高和最低。

2 不同生产线的余热对发电量的影响分析

由表1看出:

1) 同为5 000t/d生产线, 吨熟料余热发电量从30.77~43.07k Wh/t, 平均为35.82k Wh/t。

2) A公司实际发电量和吨熟料发电量, 在7家公司中最高。主要原因是该公司地处平原, 在生料中掺有3.0%的煤矸石, 窑尾带有四级预热器, C1出口废气温度最高, 煤耗最高。说明预热器级数对余热发电的影响较大。

3) B公司与A公司相似, 区别是在生料中没有掺加煤矸石, C1出口废气温度排在第2位, 比A公司低36℃, 熟料标准煤耗比A公司低1kg/t, 吨熟料发电量36.85k Wh/t, 排在第3位。说明生料中掺有煤矸石和采用四级预热器, 可以使C1出口气体温度提高, 提高余热发电量。

4) C公司配五级预热器, 生料中掺有煤矸石, C1出口温度较高, 仅次于A公司和B公司, 熟料标准煤耗较低, 出篦冷机熟料温度和废气温度较高, 在五级预热器系统中仅低于E公司, 吨熟料发电量最低。说明熟料和窑头废气带走的热越多, 用于发电的余热就越少, 同时熟料标准煤耗越低, 余热发电量也就越低。

5) D公司与C公司相似, 虽然熟料标准煤耗最低, C1出口温度较C公司还低30℃, 但实际发电量和吨熟料发电量仅次于A公司, 排在第2位。主要原因是该公司在篦冷机引入高温风, 风量虽不大但风温较高, 使进入AQC炉的废气温度提高, 说明窑尾余热对余热发电量的影响较小, 而窑头余热对发电量的影响很大。

6) E公司与F公司和G公司相比, 煤耗相当, C1出口温度适中, 但出篦冷机熟料温度最高, 即熟料带走热量多, 用于发电的余热少, 所以, 实际发电量和吨熟料发电量均较低, 也再次说明了窑头余热对发电量的影响。

7) F公司地处海拔较高, 在五级预热器系统中标准煤耗最高, 吨熟料发电量较高, 基本达到这7条生产线的平均值。说明海拔高导致熟料热耗增加。

8) G公司与E公司基本相似, 但出篦冷机的熟料温度和废气温度均较E公司低约100℃, 在五级预热器系统中产量最高, 标准煤耗稍偏高, 实际发电量仅次于D公司, 吨熟料发电量稍低, 进一步说明除窑头余热对发电有影响外, 熟料标准煤耗对余热发电量也有一定影响。

3 余热锅炉热回收情况对发电量的影响分析

从表2看出:

1) AQC炉进风温度对热回收量的影响。D公司因有高温风的作用使得AQC炉进风温度最高, B公司进风温度最低, AQC炉回收的热量D公司最多, B公司最少。说明进入AQC炉的气体温度对锅炉的热回收影响很大。

2) AQC炉进风量对热回收量的影响。进AQC炉风量最大的是G公司, 最小的是F公司。G公司在7家公司中产量最高, F公司在带五级预热器的系统中产量最低。同时, G公司的AQC炉热回收量较高, 仅次于D公司。而F公司的AQC炉热回收量较低, 仅高于B公司。说明用于发电的废气量与系统产量成正比, 产量越高, 窑头用于发电的风量也越多, AQC炉热回收量也越多。因此, 窑头风量也是影响余热回收量的因素之一。

3) AQC炉出风温度对热回收效率的影响。AQC炉出风温度C公司和G公司最高, 其相应的热回收效率也最低。说明锅炉出风温度越高, 废气带走的热量越多, 锅炉回收的热量就越少。所以应在保证不低于露点温度的前提下, 尽量降低AQC炉出口气体温度, 提高锅炉热回收效率。

4) SP炉进出风温度对热回收量的影响。带有四级预热器的A公司和B公司, SP炉的进风温度较高, 锅炉热回收量和热回收效率均较高。而进风温度最低的F公司, 锅炉热回收效率也较低。

另将带有五级预热器的C公司和E公司相比较发现, 两公司SP炉进风温度相差45℃, 出风温度相差56℃, 热回收量却相差不多, 说明在满足生产要求前提下, 尽可能降低锅炉出口温度, 有利于提高热回收效率, 增加发电量。

5) SP炉风量对热回收的影响。一般对于5 000t/d生产线, C1出口废气量基本变化不大, 各系统漏风量有所不同;出SP炉的风量会因锅炉和管路漏风有很大不同, 直接影响余热回收量。以D公司为例, 考虑生料磨及煤磨的烘干能力, SP炉进出口风温均属正常水平, 但出风量与进风量相差108 296m3/h, 占进风量的三分之一, 说明SP炉以及连接管道漏风严重, SP炉热回收量和热回收效率也最低。说明锅炉系统漏风对热回收的影响很大。

4 余热发电系统热电转换效率分析

从表2还可以看出, 所列举的7家水泥公司中, 余热发电系统的热电转换效率平均为23.34%, 其中最低的是E公司和B公司, 分别为20.82%和21.27%, F公司和D公司较高, 分别为27.81%和26.74%。究其原因, AQC炉进风温度E公司和B公司均较低, 而F公司和D公司较高, 说明窑头入AQC炉的风温对发电量的影响很大。

5 提高余热发电量途径的建议

1) 四级预热器系统的余热发电量虽然比五级预热器系统高, 但其煤耗也较高, 综合考虑余热发电的能效水平以及综合能耗, 本文不主张为了提高发电量而采用四级预热器的做法。

2) 生料中掺入的煤矸石, 既是燃料又是原料, 随着生料在预热器内的温度升高, 煤矸石有可能在石灰石没有达到分解温度时已经燃烧, 在一定程度上提高C1出口的废气温度, 有利于余热发电。但是, 由于掺在生料中的煤矸石所带的热量提升了生料预热的速度, 反而降低了生料与窑尾废气的换热, 使生产系统余热得不到很好利用, 不利于降低系统热耗。所以在生料中适当掺加煤矸石, 有利于增加余热发电量, 但不宜过量。

3) 合理选取篦冷机取风口位置, 提高进入AQC炉的废气温度。

4) 优化篦冷机配风, 尽量降低出篦冷机熟料温度和从篦冷机入电除尘器的排放废气温度, 减少其带走热量, 有利于提高余热发电量。

5) 适当降低AQC炉出口温度到90℃左右, 可提高锅炉热回收效率。

6) 在满足生料磨和煤磨烘干要求的前提下, 尽可能降低窑尾SP炉的出口温度。

7) 加强对AQC炉、SP炉以及与其连接管道的封堵, 减少系统漏风, 可有效提高余热回收量, 从而提高余热发电量。

6 结束语

3.余热发电设计方案 篇三

6.1 工程概况

6.1.1工程概况

本工程为新上1台120t/h高温高压煤气锅炉，1台25MW抽凝式汽轮发电机组。

6.2、热工自动化水平

DCS的操作员站为机组主要的监视、控制中心，作为主要的人机接口。另外机组还配有少量必要的仪表和控制设备，当DCS故障时，可通过以上设备实现紧急停机。

分散控制系统包括整个机组的数据采集和处理系统(DAS)、模拟量控制系统(MCS)、辅机顺序控制系统(SCS)、锅炉炉膛安全监控系统（FSSS）、汽机危急跳闸系统（ETS）等功能。

机组能在少量就地操作和巡检配合下在控制室内实现机组启动，并能在控制室实现机组的运行工况监视、调整、停机和事故处理。

6.3 热工自动化系统的配置与功能

热工自动化系统设置分散控制系统（DCS）。热工自动化系按功能分散和物理分散，信息集中管理的设计原则。DCS由分散处理单元、数据通讯系统和人机接口组成。DCS系统是全中文、模块式结构，易于组态，易于使用，易于扩展。

6.3.1分散控制系统（DCS）

本工程锅炉、汽机、机组公用系统的监视、控制和保护将以分散控制系统（DCS）为主，辅以少量的其它控制系统完成。

6.3.1.1 DCS各系统的功能：

a.数据采集系统（DAS）

DAS是监视机组安全运行的主要手段，具有高度的可靠性和实时响应能力。其主要功能包括：

显示功能，包括操作显示、标准画面显示（如成组显示、棒状图显示、趋势显示、报警显示）、模拟图显示、系统显示、帮助显示等。

制表记录，包括定期记录、运行操作记录、事件顺序记录（SOE）、事故追忆记录、设备运行记录、跳闸一览记录等。对所有输入信息进行处理，诸如标度、调制、检验、线性补偿、滤波、数字化处理及工程单位转换等。

历史数据存储和检索功能等。

性能计算功能，提供在线计算能力，计算发电机组及辅机的各种效率及性能参数等，计算值及中间计算值应有打印记录，并能在LCD上显示。

b.模拟量控制系统（MCS）

MCS能够满足机组启停的要求，完成锅炉和汽机、发电机的控制。保证机组在最低稳燃负荷至100%MCR负荷范围内，控制运行参数不超过允许值，协调机、炉及其辅机的安全经济运行。

主要模拟量调节有：

汽包水位调节

除氧器压力调节

除氧器水位调节

c.顺序控制系统（SCS）

根据工艺系统运行的要求，构成不同的顺序控制子系统功能组以及联锁保护功能。对于运行中经常操作的辅机、阀门及挡板，启动过程和事故处理需要及时操作的辅机、阀门及挡板，通过SCS实现，本工程设子组级控制，每个顺序控制子组可根据运行人员指令在顺控进行中修改、跳跃或中断。运行人员可按照子组启停，LCD软手操，且具有不同层次的操作许可条件，以防误操作。顺序控制在自动运行期间发生任何故障或运行人员中断时，应使正在进行的程序中断，并使工艺系统处于安全状态。

d.炉膛安全监控系统（FSSS）

FSSS包括燃烧器控制（BCS）和燃料安全系统（FSS），是为保证锅炉启动和切除燃烧设备中执行的安全的操作程序，其主要功能包括：

炉膛吹扫

煤气管道吹扫

炉膛灭火保护

炉膛压力监视

主燃料跳闸（MFT）

风门挡板控制

主燃气阀控制

e.汽机紧急跳闸系统（ETS）

汽机紧急跳闸系统能在下述：汽机的转速超过极限转速（三取二）、真空低于制造厂给定的极限值（三取二）、润滑油压下降超过极限值（三取二）、转子轴向位移超过极限值、汽机轴承振动和轴振动达到危险值、差胀超过极限值、发电机跳闸保护、手动停机、DEH停机等状况下，关闭主汽门、调节汽门，紧急停机。

ETS提供轴向位移越限、汽机超速、凝汽器真空低、润滑油压低、发电机故障等保护的解除手段。

6.3.1.2 DCS的人/机界面主要包括：LCD操作员站8 套（二炉二机，不包括DEH操作员站），工程师站2套，值长站1套、历史站1套，打印机2台（其中一台为彩色激光打印机）。

6.3.1.3其它主要技术要求：

a.DCS的设计采用合理、可靠的冗余配置（电源冗余、网络冗余、控制器冗余），并至少具备诊断至模件级的自诊断功能，使其具有高度的可靠性，冗余设备的切换（人为切换和故障切换）不得影响其它设备控制状态的变化。系统内任一组件发生故障均不应影响整个系统的工作。

b.整个DCS的可利用率至少应为99.9%。

c、为保证系统以后扩展需要，DCS预留每个机柜15%的IO测点余量，15%的模件插槽备用量，预留40%的控制器站处理器能力，60%的操作员站处理器能力，60%以上的内外存储器余量，40~50%的电源余量。

6.3.2 汽机数字电液控制系统（DEH）

DEH采用和利时系列，由汽机厂成套供应。服务器、操作员站冗余配置。

6.3.3汽机安全监视保护系统（TSI）功能（汽机厂成套供应）

TSI要求监测项目齐全、准确可信、性能优异，与机组同时运行。且能与DCS、DEH系统适配，信号制式相同，信号准确可靠。

a)输出模拟信号统一为4～20mA。

b)TSI系统具有转速、轴振动、轴向位移、胀差等测量和汽缸膨胀等功能。c)该装置至少包括如下功能，但不限于此：

 转速测量: 可连接指示、记录、报警和超速保护。

 轴承振动，按机组轴承数装设（包括发电机），测量绝对振动值，可连接指示、记录、报警、保护。

 轴振动：按机组轴承数装设（包括发电机），测量轴承对轴X、Y

方向的相对振动，可连接指示、记录、报警、保护等。

6.3.4 热工保护

1)保护系统的功能是从机组整体出发，使炉、机、电及各辅机之间相互配合，及时处理异常工况或用闭锁条件限制异常工况发生，避免事故扩大或防止误操作，保证人身和设备的安全。通过DCS系统实现的主要保护项目有：

主燃料跳闸（MFT）保护

汽轮机紧急停机保护

2)在操作员台上设有规程规定的硬手操手动按钮跳闸回路，以备紧急事故情况下，跳锅炉、汽轮和发电机,初步考虑如下内容：

锅炉紧急跳闸按钮（MFT）双按钮

汽机紧急跳闸按钮双按钮

发电机紧急跳闸按钮

启动直流润滑油泵

抽汽快关阀双按钮

3）重要检测仪表和保护回路的冗余设计

重要的检测一次信号如炉膛压力、汽包水位、润滑油压力等采用三取二逻辑。

6.4 控制室布置

本工程机、炉、电合设一个集中控制室。集中控制室与干熄焦汽机合用，与机组运转层同一标高。集中控制室内布置有锅炉、汽机控制盘，DCS操作员站、DEH操作员站、值长站等。

6.5、热工自动化设备选型

6.5.1热工自动化设备选型原则

6.5.1.1分散控制系统（DCS）选用运行有成功经验，系统硬件和软件可靠，性能价格比高的国内产品。

6.5.1.2控制系统采用DCS或PLC系统,由化水厂家成套配供。

6.5.1.3为便于数据采集和管理，锅炉壁温、电气线圈等集中布置的点采用智能数据采集网络-智能远程I/O测量系统。

6.5.1.4其它主要热控设备

● 变送器选用变送器。

● 电动执行器选用一体化智能执行器。

● 炉膛及烟道热电偶、热电阻选用耐磨型

● 电动阀门采用一体化电动门。

6.5.1.6电缆选型原则

（1）主厂房的电源电缆、控制电缆、计算机屏蔽电缆、补偿电缆采用阻燃型，高温环境下敷设的电缆采用耐高温电缆，消防电缆采用耐火电缆。

6.6、可燃有毒气体浓度监测

在锅炉四角两层布置、高炉煤气管道、焦炉煤气管道合适位置设置可燃有毒气体浓度监测装置，将信号送至DCS系统。

4.余热发电工段2013年总结 篇四

2013年是紧张忙碌的一年。一年来，余热发电工段全体员工在公司领导及熟料部部长孙立军同志的正确领导下，深入学习中联公司 “五化”管理模式，强化安全意识、环保意识、节能降耗意识，发扬团队协作、任劳任怨的精神。坚持以人为本、科学发展、追求卓越、和谐完美的宗旨；以安全生产为导向，以优质高效发电为目标。全工段上下，齐心协力，心往一处想、劲朝一处使，圆满完成了各项工作和生产任务。下面就本工段2013年的主要工作和完成情况、重要技改项目及2014年工作思路分别汇报如下：

一、2013年主要工作情况：

1、各项指标完成情况

①、截止11月底，全年共发42794200度电，供39505200度电，厂用电率7.69%。

②、三体系运行、设备管理、文明生产等各项考核指标均符合公司要求，全年安全事故、人身伤亡等各项事故均为0，在公司的月例行安全检查中均名列前茅。

③、职场标准化工作、安全标准化工作始终高标准、严要求稳步推进。

2、努力做好人员的思想工作

要做好人员的思想工作首先是要求大家统一思想、提高认识，在思想和行动上同公司保持高度一致，公司要求做好的尽力做好，不允许做的坚决不做。利用班前会加强工段每一位同志的思想政治教育，好的进行表扬，差的有针对性的进行批评教育。对有个别职工情绪波

动、工作中怕脏怕累、消极怠工、中班夜班劳动纪律松弛现象，除找出这些职工的思想原因，又从家庭的生活上帮助，有针对性的给予了一定的困难补助和关怀。通过详细的思想政治工作，培养了同志们的团队意识，在加强工段内部管理的同时杜绝了睡岗和工作中怕苦怕累的畏难情绪，形成了当前良好的工作环境和氛围。本，又有四名同志光荣的向党组织递交了入党申请书。

3、培养职工团队安全意识、狠抓劳动纪律

说一千道一万，所有的各项工作都要围着生产转。特别作为余热发电工段就是要讲究效益、注重生产、保证安全这个根本。由于发电行业是一个特殊行业，安全方面的工作涉及面大，不安全因素多，职工多是年轻人，安全工作相对任务量大，工段从制度、措施着手，重点提高员工的安全意识，积极配合安全管理部门加强安全管理。不论是在正常的巡检还是临时抢修，都确保人身、设备的安全。努力做好“两票”管理，一年来，工段共查出不安全因素三十多起，处理不符合安全管理规定共计13人次。劳动纪律工作也是工段各项工作中的一大难点，工段把各项劳动纪律管理的相关规定上墙，公平公正的严格考评，及时发现，及时纠正，及时进行有效的奖罚，一年来，工段在劳动纪律方面共计处罚三十人次，当前工段的劳动纪律已有明显的改观。

4、强化学习，搞好设备管理

由于余热发电操作人员基础层次差异较大，为使他们熟练掌握新技术、新工艺，坚持定期一次理论学习和安全技术学习。为加强这方

面的管理，工段采取每月月初先划定考试范围，月底考试，及时公布考试结果，每月对前三名进行奖励，本仅此一项共发放奖金近两千元，当前，工段每一位同志思想有压力，学习有动力，在工作态度、操作技能等各方面的业务能力均有明显的提高。

工段在设备管理方面一直比较重视，严格按照公司的三级设备巡检制度，首先重视检修班的日常管理，要求每天八点班检修班对工段所有设备全部进行一次巡检，对发现的各类异常情况做到及时发现及时处理，做到“小缺陷不过班，大缺陷不过天”。一年来在各岗位巡检中共发现重大设备隐患两项，大小缺陷二十八项，有力的保证了设备的良好运行。在设备定期润滑、切换、实验等方面均严格按照制度去要求，从现在的情况看，工段的一系列行而有效设备管理办法去得了明显的成效，本工段各类设备无一因缺油造成故障，工段无论大小设备在振动等主要指标方面均符合国家标准，设备完好率均在98%以上，为机组多发电创造了有利的先决条件。

5、做好每一次的停机检修

根据公司的有关安排，在每次的停机前，工段要求各岗位均要详细统计各类设备缺陷，然后组织由各班长和检修班所有人员参加的检修会，让大家讨论各项任务及解决方案，在明确有关要求的同时还要对相关的备件型号要去现场核实，提前做到心中有数，在明确分工的同时还要知道工作开始的先后次序，在保证检修质量的同时还要加快工作进度，在不能漏项的同时更要节约材料费用，在本的各类检修工作中共处理各类缺陷一百多项，从未出现一例因检修不到位而影

响设备运行的现象。

6、完善各项规章制度

余热发电工段成立以来，各项规章制度逐步完善，工段从完善各项规章制度入手，从各班组、岗位责任制抓起。常言道，没有规矩不成方圆，做任何事情都要有法可依，有章可循；才能按章办事不走样，依规操作保安全。为此，我们修订了工段、班组的各项管理制度和工作标准、目标要求以及岗位责任制。认真的组织修订和完善了各班组、各工种岗位的安全规章制度和“两票操作制度”，“设备巡查制度”等措施，并提出具体要求，同时细化了工段的安全“操作规程”，分解到各工种、岗位。积极开展岗位隐患自查、自纠制度，强化班组的安全管理和危险预知活动，加大工段对重点岗位、重要部位、重点环节的静态和动态检查，并做到目标明确、责任到位、严格考核、细化到人。

7、技改工作成效显著

①、两台窑头锅炉烟气进口加装烟气挡板

窑头锅炉进气温度较高，对过热器层管壁冲刷磨损比较严重，工段通过和厂家沟通、上网查资料、学习兄弟企业的技改方案与运行情况，在锅炉进风口处加装了烟气挡板，有效到防止了管壁冲刷磨损，有效的延长了设备的使用寿命。

②、对两台SP锅炉的外部振打装置及锅炉下部进行改造 通过网上查阅资料和相关厂家沟通积极进行技改，最后采用锤柄一体、耐磨铜套、锻杆铸件，减轻了外部振打的磨损，减少了工作量，为公司节约了可观的资金。针对一级振打杆断了之后不好更换的现状，利用检修的机会再锅炉下部加装检修平台，方便一级振打的检修。

③、加装射水箱一台，外排水回收达到95%以上

余热发电生产以来，原设计汽机房射水箱冷却水一直外排。鉴于公司水资源运距较远，吨水成本较高，加之夏季用水高峰，常常造成“入不敷出”。基于此，余热发电工段和设备保障部经过现场认真测算和有关备件详细准备，在设备保障部的大力配合下，决定对射水箱外排水进行回收至冷却塔再利用。该项改造工作于6月2日开始，由于此次改造需增加5m³水箱一台，新增安装两台管道离心泵，且涉及管道改造较复杂，工作量较大。在整个改造工作中，余热发电工段检修人员及相关配合人员充分利用6月份检修期间和平时加班加点，冒着汽机房三十多度的高温，于7月4日安全高效出色的完成了此次改造工作，极大的缓解了辅助工段的供水压力。

三、2014年工作思路

1、以“安全第一、节能减排”为宗旨，利用技术革新对机组进行合理化改造，多利用废气余热发电，为企业创造更高的效益。

2、完成公司下达的各项考核指标，保证各类设备完好率在98%以上，运转率在95%以上。

3、做好汽轮机的大修工作。

4、通过提高巡查质量、增加巡查次数、提高检修质量、加大消缺力度，确保全年安全发电和各项工作的顺利进行，做到全年无各类机械事故和人身伤害事故。同时对安全生产的各类设备、器械及工具

进行校对、检查，并对运行人员安全规程的培训，力争培训率达百分之百。

5、提高队伍素质，加大在岗人员的操作技能培训学习，积极开展余热发电的各项工作，同心同德、开拓创新，实施“五个一流”。既一流的指挥艺术、一流的团队素质、一流的精神状态、一流的操作技能、一流的工作作风。

6、深入开展“讲节约、反浪费”活动。从节约一滴水、一度电、一丝纱、一根线、一个螺丝钉、一块旧铁片，杜绝生产中的各类跑、冒、滴、漏现象，时时精细打算，处处整洁美观，有力促进厂区文明生产，把工段建成公司亮点部门。

工段各项工作已经步入正轨，管理深入而富有成效，取得的成绩有目共睹，但成绩只能说明过去，我们还存在着许多不足，我们的任务依然艰巨。新的一年即将开始，面对可能出现的新的问题和挑战，全工段员工团结一致，恪尽职守，以迎接新的生产任务和挑战，把余热发电工段打造成公司的亮点，力争为公司创造更高的效益。2014年，我们准备好了！

5.余热发电交接班制度专题 篇五

总则

为了加强运行管理，保证设备连续、稳定、安全运行，特制定此规定

本制度适用于发电车间各运行生产岗位

交接班规定

交班前40分钟值班员向值长汇报设备运行状况，交班值必须对本班的工作情 况详细记录，对所负责的卫生区域进行清扫

交接班应整点交接班（每日0:00,8:00,16:00），不得无故拖延，在未办理交 接手续前，交接班班员不得离开工作岗位

接班人员必须提前30分钟到达值班现场，按岗位进行口对口交接，查阅运行记录，询问情况，重点检查，了解下列运行情况：

系统、设备运行方式； 设备的运行情况；

设备检修安全措施的布置情况；

当班时间内设备故障及设备异常情况；

检查对讲机、钥匙、测温枪、测振仪等有无缺失或损坏，若有应向交班 人员提出并做好详细记录，否则一经接班，接班者对其负全部责任；

对专业交接班卫生进行检查，发现卫生不合格时，必须及时向交班人员

提出，如果发生交接不清或交班人员拒绝清扫的应及时向当班值长汇报，由值长进行协调、处理，待卫生清扫干净后再接班，否则一经接班，接班者对其负全部责任；

调度命令及上级指示、交办任务等； 各项工作完成情况；

设备异常或异动后，必须到现场进行交接，否则，应交接不清发生问题，除交班人员无交代或记录外，一般情况下由接班人员负全部责任；

交班人员应向接班人员详细介绍设备运行方式、设备异常、本班的操作、存在的问题等情况，并和接班人员到现场查看以下情况：

设备重大缺陷；

对讲机、钥匙、测振仪、测温枪等；

发生工作异常和正在检修、班中检修过的设备；

设备检修安全措施的布置情况，检修设备的检修进度等情况；

交接班应做到“三交”、“五不接”

三交：

1、口头交接；

2、书面交接；

3、现场交接；

五不接：

1、未做好交班准备工作不接（如记录不清，交待不明、心中

无数）；

2、在事故处理或重大操作过程中不接；

3、工具、资料不全不接（如钥匙、工具、交接班记录、运行报表、各种记录等）；

4、卫生工作未做好不接；

5、上级通知和命令不明确，或有其他明显妨碍设备安全运行的情况不接；

交接班程序：

交接班准备→查阅记录→询问情况→检查设备→召开班前会→按时接班→交班人员召开班后会→向运行副主管汇报当班情况→下班

开好班前、班后会

接班的值长提前5分钟列队召开班前会。中控室进行；

接班值长点清人员，了解接班人员精神状态；

交班值长向接班人员总结汇报当班运行情况：劳动纪律、文明生产情况，讲评各专业人员的工作和安全情况，布置班后其他工作及注意事项；

接班值长安排工作，交待注意事项；

先接班值长和各专业人员在接班签名处签名，后交班值长和各专业人员在交班

签名处签名，由接班值长发出接班命令后，各专业方可进行接班工作，待接班人员交接完毕后，交班人员方可离开现场； 第十一条

在处理事故或倒闸操作、开停机操作时，不得进行交接班；交接班时发生事故，应立即停止交接班，由交班人员处理，接班人员在交班值长的指挥下协助处理事故。接班人员在交接班记录上签名后即表示交接班工作结束，如此时发生事故或操作，应当由已接班人员处理。下班人员可在当班值长的指挥下协助处理。事故处理或倒闸操作、开停机操作告一段落后，方可进行交接班。

第十二条

交接班中必须保证各专业有人监盘，一人监盘，一人进行交接班，如若交接不清楚可由监盘人员补充说明；

第十三条

接班人员根据交接班记录检查出的不符合标准的项目，交班人员应立即进行整改，对于不能整改的项目，由交班人员在备注栏中注明，并向上级汇报； 第十四条

6.水泥厂余热发电简述 篇六

关键词：有机朗肯循环,低温,余热发电

引言

工业生产能源消费量剧增和用能效率低下是造成我国能源形势严峻的根本原因。我国总体能源利用率仅30% 左右,单位GDP能耗却是发达国家的3 ~ 4倍,工业用能中近67% 的能源转化为余热资源,其中一半以上是温度低于350℃ 的中低品位余热,能源利用率不高。余热发电是对工业余热的升级利用。低温余热发电由于利用难度大、回收期长等问题,发展初期不被重视。随着技术的进步,具有节能降耗、环境友好、效益可观等特点的低温余热发电技术已经逐渐成为国内外研究的热点。

1有机工质朗肯循环低温发电技术

1. 1工作原理

有机工质朗肯循环( Organic Rankine Cycle,简称ORC) 是以低沸点有机物代替常规水蒸气作为循环工质的热力系统。对于中低等的焓热,ORC系统在回收显热方面有较高的效率,比水蒸气循环回收更多的热量。ORC低温发电技术就是基于有机工质朗肯循环的发电系统。有机工质吸热后产生高压蒸汽,推动汽轮机或其他膨胀动力机带动发电机运转发电。工质部分能量转换成电能,从汽轮机出来的低温低压蒸汽经冷凝器换热成饱和液体存于储液罐,工质泵将储存的液体工质打入蒸发器中完成一次循环。该技术突破点在于研究更低的热源温度与有机工质进行换热,以驱动膨胀机做功带动发电机发电。有机朗肯循环发电系统结构原理如图1所示。

1. 2循环工质

在有机朗肯循环系统中,循环工质起到能量输送和转换的作用,筛选时应从安全性、环保性、化学稳定性及经济性等方机进行考虑［1］。比热低、粘度低、汽化潜热高、热传导率高的工质被证实更具有应用价值。冯驯［2］等提出以烷烃类物质为ORC系统的工质具有很高的潜在价值。张圣君［3］等在蒸发温度65 ~ 200℃的17种工质的循环性能对比研究中指出,R143 ( 三氟乙烷) 在该温度区间系统循环效率最高可达11. 8% ,适合于回收温度低于150℃ 的低温余热。目前,常用的循环工质包括全卤氟烃、不完全卤化氯氟烃、不完全卤化氟烃化合物和烷烃等有机物［4］,如R123、R245fa、R152a、氯乙烷、丙烷、正丁烷、异丁烷等。R744( 二氧化碳) 、 R143等超临界、亚超临界循环工质以及非共沸混合物工质的应用正在研究中［5］。

不同的工质有不同的蒸发温度和压力,如R245fa ( 五氟丙烷) ,80℃ 下饱和压力0. 77MPa, R134a( 四氟乙烷) 则是2. 63MPa。有机工质的蒸发温度和冷凝温度以及换热温差等参数会对循环效率有较大的影响,这决定了循环系统的结构和能源利用率。应根据按质用能,梯级利用的理念选择不同的工质回收不同类型和温度的热源,以提高系统的效率。

1. 3关键设备

目前,ORC发电可采用导热油- 有机工质双循环系统。系统主要设备有高效换热器( 蒸发器、 冷凝器) 、汽轮机( 膨胀机) 、发电机和循环泵等,热能转换效率一般在8% ~ 25% 。热力系统中,膨胀机和换热器的选择相当重要,必须针对发电规模和系统配置对膨胀机和高效换热器进行设计与优化。

1. 3. 1膨胀机

膨胀机是ORC低温发电系统的动力输出设备,目前ORC机组膨胀机主要是透平机和螺杆机两类。透平机只有1个旋转部件,机构相对简单, 效率较螺杆机高,压缩机、涡轮机、烟气轮机都可以叫透平机,适用于负荷大于100k W的机组。国外企业应用较多。螺杆膨胀机利用流体在阴阳螺杆间膨胀做工,输出功率可以在5 ~ 1000k W,弥补了蒸汽轮机单机功率不能太小的不足。具有体积小、 转速低、并网成本低、使用寿命长等特点,在国内使用较多。

1. 3. 2高效换热器

工质的导热系数大,蒸发器和冷凝器的换热面积可以减少,机组尺寸可缩小,从而减少初期投资［6］。但大部分低沸点有机工质传热性能比水要差,因此ORC发电对换热器的效率要求更高,需增大换热面积,采用强化传热技术以提高换热效率。 目前适合余热回收的热交换器有套管式热交换器、 壳式换热器、翅片式热交换器、板式热交换器、热管式热交换器等。板式换热器结构紧凑,板片间形成强烈湍流,强化传热效果明显［7］。蒸发器工作环境温度较低,含尘量高,应注意除灰和防磨,防止低温腐蚀。冷凝器由于内部工质压力较高,工质通常走管程,可采用换热好的工质,尽量使工质的加热过程与热源温度变化过程相配合,从而减小换热温差［8］。

2发展前景

常规发电工艺要求热源温度在350℃ 以上,采用了低沸点有机物作为循环工质的ORC发电技术,对于中低温热能具有较好的回收能力。ORC低温发电技术可降低热源温度至80℃,国内有能源企业通过设备改造,工质优化,甚至可将60℃ 以上的低温余热加以利用［9］。这对于提高我国能源利用率、节能减排、降低环境压力有重要意义。不仅拓宽了可以回收发电的余热资源范围,还可为可再生能源发电( 如地热能、太阳能和生物质能) 提供关键技术和设备。

7.动力余热发电汽轮机检修情况汇报 篇七

机动设备处：

动力运行部余热发电系统汽轮机从11月5日开始，在厂家技术专家黄工的指导下解体检查，在打开缸盖后，发现转子汽封套磨损，11月12日转子返厂维修，期间在厂家技术专家黄工及机动设备处主管人员的的指导下完成了主副推力轴瓦各瓦块的检查、径向各轴瓦的检查、各汽封及隔板的检查、盘车系统的检查、高调门油动机的检查、蒸汽室内部蝶阀的检查，均完好；按照厂家提供资料对蒸汽室内蝶阀升程进行了现场测量核对，并按厂家技术专家黄工的指导对阀杆固定螺栓进行了点焊固定。

11月24日转子修复后返厂，动设备维修队组织人员将转子吊至现场，按照厂家和机动设备处的要求将1#汽封更换为本次从厂家带回材质为铜的新汽封，并更换部分损坏的蒸汽室大盖螺栓，目前蒸汽室已完成安装，汽缸盖中封面清理结束，缸体及轴承箱均按要求进行了清理，已具备回装条件。但由于汽封给汽线未进行吹扫，可能造成杂物进入缸体造成汽封及缸体损坏。厂家也未派技术专家到场进行技术指导。是否进行机组回装，请主管部门阅示。

检维修公司

8.水泥厂余热发电简述 篇八

——记余热发电作业区申报工人先锋号材料

余热发电作业区成立于2009年10月份，成员38人，平均年龄不到25岁，是宏达公司一支有着朝气蓬勃、奋发图强的团队，肩负着一台7MW汽轮发电机组和一台9MW汽轮发电机组的正常运转和宏达公司网上电压、功率因数等指标的调整。利用水泥回转窑排出的废气通过余热锅炉进行能量转换，年发电量达到8000万kwh左右（等于每年向空气中减排CO282400T、节省标煤29820.56T），并且能够保证宏达公司3#主变和4000t/d水泥线网上电压稳定于6.3KV和10.5KV，功率因数达到0.9以上。作业区的成立和发展，标志着酒钢（集团）宏达建材有限责任公司在节能、减排方面迈上了一个新的台阶和新的起点。

一、指标挖潜、对标指明前进方向和目标

余热发电作业区7MW机组于2010年4月3号启动，已运行将近三年的时间，在这3年的时间里，作业区成立技术攻关组，对各项技术进行优化、、革新和改进，取得了明显的进步，也通过指标挖潜、对标等给团队指明了方向和下一步奋斗目标，主要进步有以下几个方面：

①户外式余热锅炉防冻系统

自2010年4月7MW机组投运以来，户外式余热锅炉冬季防冻一直是一个难题，尤其在冬季严寒的北方，严重威胁着余热锅炉的正常运行，通过两年的摸索和技术学习，作业区通过技术讨论和创新，研究出了一套切实可行的方案，就是户外式余热锅炉防冻系统，完全解决了北方户外式余热锅炉的防冻问题，每年还可节约生活用水11520T。此系统于2012年7月获得《户外式余热锅炉带压防腐、防冻系统》国家知识产权局实用新型专利证书。②水泥窑设计、安装蒸汽发生器

宏达公司有一砌块生产车间，长期需要约3—4t/h、130—160℃的蒸汽，蒸汽主要由两台2吨1996年安装的蒸汽锅炉供给，由于锅炉运行年限已久，锅炉效率只有30%左右，由此两台锅炉继续供给蒸汽，势必浪费大量的燃煤和造成空气的污染，因此，余热发电通过水泥线回转窑余热锅炉尾部加装换热器，系统设计一台蒸发器，产生每小时155℃、4t蒸汽。停用了宏达公司两台燃煤锅炉，每年给公司节约1300t燃煤。③机组吨熟料发电量指标

7MW机组2010年5月启动运行时，机组吨熟料发电量在30~34kwh/t，作业区主要对循环水系统、锅炉振打、锅炉烟风系统的优化和改进，目前机组吨熟料发电量达到40kwh/t，和全国大型水泥企业之一海螺集团对标，海螺集团余热发电平均吨熟料发电量为34kwh/t，以我们目前的水平，每吨熟料发电量就比他超出6kwh，在全国水泥配套余热发电行业中，我公司吨熟料发电量这一指标达到国内先进水平。

除此之外，作业区改造和安装了水泥窑余热发电窑头和窑尾分隔系统，在国内同行业中属首例，于2012年7月获得《水泥熟料回转

窑余热锅炉窑头和窑尾蒸汽分隔系统》国家知识产权局实用新型专利证书；改造和安装水泥回转窑SP余热锅炉配置热水段系统，进一步提高废气利用率，于2012年7月获得《水泥回转窑SP余热锅炉配置热水段系统》国家知识产权局实用新型专利证书；改造和安装水泥回转窑余热锅炉采暖热水段置换系统，进一步灵活应用了热量的转换和交替，于2012年7月获得《水泥回转窑余热锅炉采暖热水段置换系统》国家知识产权局实用新型专利证书。

二、劳动竞赛、优化指标

①班组指标劳动竞赛

在公司工会的号召、作业区的精心组织下，作业区自成立以来，坚持每月组织班组指标劳动竞赛，通过各班组指标对比，建立了有效、健全的奖罚机制，在作业区全体员工中养成了良好的节约意识和成本意识，也通过此活动，有效提高了作业区各项生产指标。

通过此项活动，作业区指标自用电率从原有的13%降至现有的10%左右，每年可节约电量约10万kwh。每度电水耗从原有的0.013 T/kwh降至现在得0.0096T/kwh，每年节约用水约900000T生产用水。公司3#主变功率因数和电压的调整，使得公司电力负荷调整更加便捷，电机使用寿命增加，加上无功负荷的补偿，使得公司整个电网运行更加稳定。

②青工比武

余热发电作业区青工占比达到85%以上，这在宏达公司其他作业区是没有的，怎样有效提高青工的技能水平，是当务之急，如果青工的技能不能及时提高，势必将影响作业区下一步的发展，作业区抓住设备生产、检修和停窑空闲，利用外聘师傅，组织系统、实际、基础等方面的培训，在短时间内，提高了青工的技能水平，为了督促青工培训的效果，培训紧密结合青工比武，利用公司组织的青工比武平台，来衡量培训的效果，也衡量青工的技能水平。通过一系列的培训和比武，在作业区建立了良好的学习氛围，为实现“学习型作业区”搭建了平台和捷径。

四、职工思想和安全生产

作业区人员坚持以科学理论为指导，遵守各项规章制度，自作业区成立以来，坚持与时俱进，开拓创新，积极开展技术创新，几年来，从没发生设备、人身伤害等安全事故，给公司的安全生产奠定了坚实的基础。

作业区人员齐心协力，坚持科学发展，具有积极进取的精神，能够克服困难，优质高效地完成了公司下达的各项生产任务，受到公司的肯定，对公司的发展产生了较大的积极影响和正能量。

五、展望未来，迎接挑战

成绩只代表过去，展望未来，2013年，随着9MW机组的投运，作业区将乘势而上，继续并且持续地开展降本增效、青工比武等促进指标进步的活动，更好地完成公司下达的各项生产任务。

心系酒钢，对自己负责，对企业负责，做企业的主人，敬业诚信，敢为人先，科技创新，促进指标进步。

9.水泥窑余热发电系统废水回用改造 篇九

中国联合水泥集团有限公司南阳分公司3000+6000t/d水泥熟料生产线是豫西南最大的水泥熟料生产基地;为节能减排降低生产成本，2008年配套建设了闪蒸纯低温余热发电系统，发电系统装机容量16MW。公司生产系统水源取自镇平县赵湾水库，发电系统用水占公司总用水量的60%, 发电系统用水主要供冷却塔循环水系统的补充水、化学制水系统用水、射水抽气系统用水、少量的绿化冲洗和生活用水。

1 余热发电系统的用水结构

1.1 冷却塔循环水系统的补充水

蒸汽冷凝时放出大量热，必须要有大流量的冷却水带走，为解决冷却水本身的温度升高，设置强制通风机械立式冷却塔对其进行冷却，水系统为循环运行，系统的循环水量为5500t/h，间接循环利用率97%，考虑系统的蒸发和排污，补充水量取循环水量的2%。在选用新型水处理药剂的基础上，逐步提高循环倍率，减少补充水量，经测算实际冷却塔蒸发及风损为65t/h, 冷却塔水池排污量平均为25t/h左右。

1.2 化学制水系统用水

为保证锅炉管道、受热面及汽轮机等设备的安全性和经济性，系统设置一套6t/h的阴阳离子树脂交换型纯水设备，制水系统生产的纯水作为汽水系统损耗、定期排污和连续排污的补充水。每月的用水量约为2000吨左右。树脂再生、反洗过程中产生的少量废水经中和水池调整PH值为7，经沉淀过滤水池后作为冷却塔循环水池的补充水回收利用。

1.3 射水抽气系统用水

我公司的凝汽器射水抽气系统为封闭式循环系统，在该系统中射水泵运行时摩擦产生的热量及抽气器抽出的气、汽、水混合物所放出的热量将射水池的水加热，为控制射水池的水温在25℃左右，需始终开启补水并保持射水池处于溢流状态，射水池的溢流量约为3.5t/h。

1.4 少量的绿化冲洗和生活用水

余热发电区域环境绿化及生活用水较少，约0.5t/h，排放入生活污水下水道后由公司统一处理。

2 废水回用系统改造

针对我公司余热发电系统的用水实际状况和废水回收可行性进行综合分析后认为：射水池溢流水和循环水池排污每月累计20000吨左右，该部分废水的回收利用对节水减排、降低生产成本有重要意义。

2.1 对射水池溢流水的回收利用改造

由于射水抽气系统来水为水库来水，循环回路是闭路循环，水温比原水略有升高，溢流处水温度控制在25℃左右，水质无变化，完全可以作为冷却塔循环水池的补充水，具体改造方案如图1所示，在射水池旁边用钢板制作集水箱，把射水池溢流水通过管道收集至集水箱，在集水箱内安装潜水泵，水位计及潜水泵自动控制系统，敷设潜水泵出口至循环水池的排水管道;集水箱装设溢流管道及低位放水管道。经过以上改造可完全回收射水池的溢流水并作为循环水池的补充水。

上述方案解决了射水池的溢流水直接外排问题，回收溢流水进入循环水池进行循环利用，节约了大量水资源。

2.2 对冷却塔循环水池排污水的回收利用改造

我公司循环水系统如图2所示。

循环水由三台冷却循环水泵(两用一备)送入汽轮机凝汽器、发电机空冷器、油系统冷油器，经热交换后沿回水管道至冷却塔散水口，经冷却塔内上部的喷头喷出，在塔内形成均匀分布的水滴，落在塔内的填料上，最终落入储水池。由于填料的散热面积较大，加之塔顶的风机抽风，水滴与风相对运动过程中得到冷却，并流至储水池。冷却水泵再将水送至需要的设备。由于损耗和排污，冷却塔每天需要进行一定量的补充水。循环水池的保有水量为2500吨左右;同时设置两台锅炉辅机冷却水泵(54t/h)用于锅炉辅助运转设备及排污冷却器的冷却用水，回水进入循环水池重复利用。循环水的水质指标如表1所示，据公司化验室分析认为，水质完全能够满足立磨喷水要求，同时依据《旱生作物灌溉水质标准》完全可以作为厂区绿化用水使用。根据现场的实际情况，在1#PH锅炉辅机冷却水回水管道上开口安装三通及控制阀门，一路敷设管道(DN50)至1#、2#生料磨喷水集水箱，并在供水口安装给水浮球控制阀，控制集水箱水位，防止集水箱溢流，集水箱原补水管路停止供水，作为集水箱的备用水源。另一路设洒水车接水口，并与生料绿化区喷水浇花管网相连，同时断开该管网与原绿化管网的连接。

根据现场实际测算，生料立磨喷水量为22t/d, 同时依据2100吨/月的绿化灌溉用水量核定供水区域。在上述方案解决了冷却塔排污水直接外排问题，回收进入水泥生产线进行循环利用，减少了生产用循环水的需求量，节约了生产用水成本。

3 改造经济性分析

3.1 射水池溢流水回收改造

每小时回收溢流水3.5吨，全年以生产330天计算，累计减少排污量为：3.5×24×330=27720吨，同时每年可减少循环水池补水27720吨。

3.2 循环水池排污水回用改造

每年减少的立磨喷水和绿化管网供水量为：25×24×330=198000吨。

通过以上两项改造，全年累计节约一次水量225720吨，以我公司供水成本1.05元/吨计，每年可为公司节约23.7万元，经济效益显著。

4 总结

10.水泥厂余热发电简述 篇十

7.5MW汽轮机机组整套启动调试方案 简要概述

1.1 工程简要概述

珠江水泥余热电厂，设备简介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；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：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。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。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)。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。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。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。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。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。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。调试组织分工