余热发电基础知识培训讲解课件

陕甘区域工艺专业组余热发电知识培训2014.3.19

陕甘区域工艺专业组余热发电知识培训2014.3.19余热发电常见故障介绍123【培训内容】

4余热发电基础知识培训余热发电主机设备、工艺流程介绍余热发电概况余热发电系统典型故障分析处理

5汽轮机保护系统2余热发电常见故障介绍123【培训内容】4余热一、余热发电概况3一、余热发电概况3采用纯低温余热发电技术，将排放到大气中占熟料烧成系统热耗30%的废弃余热进行回收，通过余热锅炉、低参数汽轮机等热能利用设备，可将热能转化为电能（即利用出水泥窑预热器和篦冷机中部的350℃左右的烟气余热产生，推动汽轮机做功发电）。一、余热发电概况4采用纯低温余热发电技术，将排放到大气中占熟料烧成系余热发电效益：一、余热发电概况A.利用水泥窑生产线过程中的余热发电建设并网后，所并网的电量全部用于水泥熟料生产线，约建设熟料生产过程50%的购买电量。B.余热发电系统在回收水泥生产线过程中产生的大量余热同时，又减少了公司对环境的污染以及粉尘污染，窑头锅炉沉降室的粉尘回收到熟料系统，窑尾余热锅炉沉降的粉尘通过输送设备回到生料系统。5余热发电效益：一、余热发电概况A.利用水泥窑生产线过程中的余余热发电效益：C.余热发电建设不仅满足国家的节能减排要求，也是水泥企业降低成本的有效途径。D.以2x4500t/d水泥生产线外加两套水泥粉磨，总用电负荷大约在4.4万KW左右，而余热发电量能达到1.8万KW，实际网购电量约2.6万KW左右。一、余热发电概况6余热发电效益：C.余热发电建设不仅满足国家的节能减排要求，也一、余热发电概况C.余热发电主机设备包括窑头AQC锅炉和窑尾SP（PH）的余热锅炉各一套，汽轮机，发电机，水处理设备，循环冷却设备，DCS控制设备各一套。D.利用窑头窑尾的废弃温度，进行纯低温余热发电，AQC、SP锅炉烟气自上而下通过锅炉换热管道进行换热，PH锅炉从左到右通过锅炉换热管道进行换热。7一、余热发电概况C.余热发电主机设备包括窑头AQC锅炉和窑尾余热发电技术发展：海螺集团是国内水泥纯低温余热发电最早应用者，在1998年3月，宁国水泥厂4000t/d纯低温余热发电系统正式并网发电，那时余热发电在水泥行业中占席不多。在2005年以后，余热发电在水泥行业中遍地开花。到目前为止，有水泥生产线的，基本都配套余热发电，截止2012年初，安徽海螺集团川崎工程公司水泥余热发电已推广160多套机组，规模达到1930兆瓦，涉及国内外水泥企业集团，235条水泥熟料生产线，年发电量约146亿千瓦时，按照火力发电同口径计算，年节约518万吨标准煤，减排1347万吨二氧化碳。一、余热发电概况8余热发电技术发展：一、余热发电概况8水泥余热发电技术的发展：

一、余热发电概况A.早期的水泥行业设计院对发电机组配置比较保守，2500t/d生产线配3000KW机组，5000t/d生产线配6000KW机组，吨熟料发电量可达28KWh/t。B.随着余热发电机组不断成熟，目前配置2500t/d生产线配4500KW机组，4500t/d生产线配9000KW机组，吨熟料发电量可达38KWh/t。9水泥余热发电技术的发展：一、余热发电概况9

二、余热发电主机设备工艺流程介绍10二、余热发电主机设备10二、余热发电主机设备介绍余热发电主要设备及其作用：（一）余热锅炉组成部分余热锅炉是由锅炉本体、过热器、蒸发器、省煤器、汽包等附属管道组成，它们的作用如下：（1)锅炉本体：吸收炉膛中的热量，产生蒸汽。（2）过热器：将饱和蒸汽进一步加热，提高蒸汽温度为过热蒸汽。（3）省煤器：利用烟气的余热提高给水温度，降低排烟温度，提高锅炉热效率。（4）汽包是锅炉蒸发设备中的主要部件，是汇集炉水饱和蒸汽的圆筒形容器，是加热、蒸发、过热三个过程的分界点。11二、余热发电主机设备介绍余热发电主要设备及其作用：11二、余热发电主机设备介绍余热锅炉工作原理：

给水进入余热锅炉的省煤器加热后被送入汽包，汽包内的水通过下降管在分配到蒸发器，再次加热产生饱和蒸汽、饱和水混合物回到汽包，产生的蒸汽通过汽包上部汽水分离器送到过热蒸汽，使饱和的水蒸气变成过热蒸汽。余热烟气经过过热器-蒸发器-省煤器。12二、余热发电主机设备介绍余热锅炉工作原理：12余热锅炉：蒸发器过热器省煤器主蒸汽去往汽轮机安全阀液位计13余热锅炉：蒸发器过热器省煤器主蒸汽去往汽轮机安全阀液位计13二、余热发电主机设备介绍（二）汽轮机部分汽轮机是由汽轮机本体、调速系统、危机保安器及油系统组成，它们的作用如下：汽轮机本体：由锅炉输出的高温高压蒸汽吹动叶轮转动，将热能转变为机械能；调速系统：使汽轮机在负荷变化时，自动增大或减少蒸汽的进气量，保持汽轮机在额定转（3000r/min)下稳定运行。危机保安器：当汽轮机调速器系统失灵，转速超过3300r/min，危机保安器不动作，将自动关闭主汽门，防止汽轮机损坏。油系统：它是供给汽轮机和发电机各轴承润滑和各调试系统用油。14二、余热发电主机设备介绍（二）汽轮机部分14二、余热发电工艺流程介绍余热发电工艺流程简介余热发电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。汽水系统是由锅炉、汽轮机、凝汽器、凝结水泵、除氧器、锅炉给水泵等组成。炉水在锅炉内加热成蒸汽，经过过热器进一步将蒸汽加热成过热蒸汽，过热蒸汽经过主蒸汽母管进入汽轮机，过热蒸汽在汽轮机中不断膨胀加速，高速流动的蒸汽冲动汽轮机叶片做功，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打入凝汽器热水井。这样，锅炉水经历了一个水→蒸气→水的工艺过程。15二、余热发电工艺流程介绍余热发电工艺流程简介15余热发电工艺流程图16余热发电工艺流程图16

三、余热发电系统典型故障分析处理17三、余热发电系统典型17三、余热发电系统典型故障分析处理㈠、凝汽器真空下降的现象①、凝汽器传热端差不断增大且持续升高，（设计值为3-10℃）；②、凝结水温度升高；③、凝汽器排汽室温度升高；④、真空泵吸入口压力表显示真空度值比DCS画面显示值高将-8KPa；18三、余热发电系统典型故障分析处理㈠、凝汽器真空下降的现象18三、余热发电系统典型故障分析处理⑤、冷却水泵出口压力偏大；⑥、真空泵分离箱水温较高，一般要求低于40℃；⑦、凝汽器冷却水进、出水温差仅为7℃，设计在10℃以内；⑧、在相同蒸汽参数下机组的发电负荷降低。19三、余热发电系统典型故障分析处理⑤、冷却水泵出口压力偏大；1三、余热发电系统典型故障分析处理㈡、凝汽器真空偏低原因根据相关运行数据分析和停机检查主要有以下七点是造成真空度偏低的主要原因：①、因凝汽器内部管道杂物较多，导致铜管堵塞，凝汽器冷却水流量下降；②、由于冷却水水质管理不到位，导致凝汽器铜管内壁结垢，凝汽器换热效果降低；③、由于水环式真空泵换热器堵塞、结垢，导致分离箱水温较高，影响真空泵喷射器内部介质速度，真空泵工作效率下降；20三、余热发电系统典型故障分析处理㈡、凝汽器真空偏低原因20三、余热发电系统典型故障分析处理④、冷却塔散水嘴堵塞较多，导致冷却塔冷却效果下降，冷却水温度升高；⑤、凝汽器冷却水进水室与回水室隔板出现渗漏，造成部分冷却水未进入凝汽器受热面进行换热，而直接回到凝汽器冷却水回水管；⑥、真空泵喷射器内部结垢，造成内部通流面积下降，影响真泵的效率；⑦、冷却塔填料和分离器上部存在轻微结垢，影响冷却塔的冷却效果。21三、余热发电系统典型故障分析处理④、冷却塔散水嘴堵塞较多，导三、余热发电系统典型故障分析处理㈢、处理方法及结果利用停机检查期间有针对性地作了以下几点工作：①、凝汽器内部进行检查，并将内部杂物清理，同时对冷却塔内部进行清扫；②、凝汽器进行灌水试验，检查凝汽器真空严密性，并没发现漏点；③、凝汽器冷却水进水室与回水室隔板进行堵漏处理；④、两台真空泵密封水换热器全面进行清理；22三、余热发电系统典型故障分析处理㈢、处理方法及结果22三、余热发电系统典型故障分析处理㈣、防范措施①、加强冷却水水质管理，针对凝汽器铜管结垢现象制定相应的换药及酸洗计划；②、加强真空泵密封水温度的监控力度，并定期对真空泵换热器进行在线清洗；③、随着环境温度的升高，使用射水抽汽器的机组应加强对射水箱温度的监控（射水箱温度一般在35℃左右），必要时加大射水箱的外排水流量；④、根据工厂水质情况，有针对性对冷却水进行外排或置换，确保循环水浓缩倍数不超过3.5；⑤、利用停机为机会，对冷却塔喷嘴、分离器、填料及凝汽器内部进行清理；23三、余热发电系统典型故障分析处理㈣、防范措施23三、余热发电系统典型故障分析处理二、汽轮机油系统故障分析机组在调试和运行过程中，部分子公司油系统安全油压、OPC、AST、控制油压、润滑油压都出现过偏低或无法建立等情况，导致机组无法挂闸或主汽门不能完全打开、高调门动作缓慢等现象。现对油系统故障进行综合分析如下：24三、余热发电系统典型故障分析处理二、汽轮机油系统故障分析24三、余热发电系统典型故障分析处理㈠、油系统故障的现象①、安全油压无法建立，主汽门打不开；②、油压偏低，主汽门动作缓慢，不能完全打开；③、控制油压波动，调节汽门动作缓慢或调节汽门波动；④、OPC、AST油压偏低；⑤、润滑油压偏低，油温偏高，轴瓦温度上升。25三、余热发电系统典型故障分析处理㈠、油系统故障的现象25三、余热发电系统典型故障分析处理

㈡油系统故障原因分析①、油质较差，导致油系统管路堵塞或油路不畅，如润滑油或控制油过滤出现堵塞现象，油压无法建立；②、油箱油位偏低，导致高、低压注油器不能正常工作，压力油和润滑油压无法建立；③、油温过低时运行粘度系数增大，安全油建立速度较慢，造成主汽门打不开，正常应控制在35～45℃之间；

26三、余热发电系统典型故障分析处理㈡油系统故障原因分析2三、余热发电系统典型故障分析处理④、OPC、AST电磁阀底座内部有杂物或密封圈损坏，出现现象泄漏现象，导致OPC、AST油压波动，油压达不到设计值0.8MPa以上；⑤、DDV阀以及底座内部有杂物，导致调节系统动作缓慢或不能动作，主调门不断漂移，给中控操作带来一定困难；27三、余热发电系统典型故障分析处理④、OPC、AST电磁阀底座三、余热发电系统典型故障分析处理㈢处理措施①、安全油压、OPC、AST油压偏低或异常波动时，应对电磁阀底座进行检查清洗，检查底座内部是否有杂物，电磁阀芯上的密封圈是否完好无损，若密封圈损坏应及时更换；②、调节油压偏低或异常波动时，应对DDV阀及底座进行检查，检查DDV阀及底座内是否有杂物，接触面是否吻合完好，并对底座用汽油清洗，以及通过DDV阀旋转手柄对油压进行重新调节；③、当油系统故障处理后，应挂闸看主汽门动作情况是否正常，并检查调节汽门是否有零点和量程漂移，如存在上述情况，应对调节气门重新做“阀门标定”实验；④、安全油压偏低时，通过远方挂闸，看挂闸电磁铁和危机遮断指示器动作是否存在卡涩情况，如卡涩，可能导致油路不畅，安全油压偏低。应及时做相应处理或更换。28三、余热发电系统典型故障分析处理㈢处理措施28三、余热发电系统典型故障分析处理㈣防范措施①、加强对油系统的监控力度，同时定期对油过滤器进行清洗，以保证油质；②、组织相关专业技术人员对油质进行检测，防止油质恶化；③、发电操作人员加强油系统油质和油压的监测，注意油温、油压、油位的变化；④、根据油质情况，及时投入油净化器装置运行，保证油质合格；⑤、停机检修时间对油系统管路出现泄漏处进行处理；29三、余热发电系统典型故障分析处理㈣防范措施29汽轮机油系统事故：1、主油泵工作失常；2、油系统漏油；3、轴承油温升高和轴承断油；4、油系统进水；5、油系统出现堵塞现象，如过滤器、电磁阀内部堵塞等现象；6、油系统着火；7、油箱油位低，注油器注不上油。30汽轮机油系统事故：1、主油泵工作失常；30汽轮机内部部件损坏叶片断裂轴封脱落隔板损坏拉金断裂31汽轮机内部部件损坏叶片断裂轴封脱落隔板损坏拉金断裂31汽轮机拉瓦事故：32汽轮机拉瓦事故：322011年4月26，英德海螺飞车事故332011年4月26，英德海螺飞车事故332011年4月26，英德海螺飞车事故342011年4月26，英德海螺飞车事故342011年4月26，英德海螺飞车事故352011年4月26，英德海螺飞车事故352011年4月26，英德海螺飞车事故362011年4月26，英德海螺飞车事故36三、余热发电系统典型故障分析处理四、主蒸汽带水故障分析主蒸汽带水是一种恶性事故，如处理不及时，会导致管道振动加剧，汽轮机入口主蒸汽温度下降，严重时可导致汽轮机发生水击现象，使高温下工作的蒸汽室、汽缸、转子等金属件骤然冷却，而产生很大的热应力和热变形，导致汽缸发生拱背变形，产生裂纹，并能使汽缸法栏结合面漏汽，胀差负值增大，汽轮机动静部分发生碰摩损伤；转子发生大轴弯曲，同样也使动静部分发生碰摩，这些都将引起机组发生强烈振动。37三、余热发电系统典型故障分析处理四、主蒸汽带水故障分析37三、余热发电系统典型故障分析处理㈠、主蒸汽带水的现象①、汽轮机热效率下降；②、汽包水位发生剧烈波动，汽包水位计模糊不清；③、过热蒸汽温度迅速下降；④、严重时，蒸汽管道内发生水冲击。38三、余热发电系统典型故障分析处理㈠、主蒸汽带水的现象38三、余热发电系统典型故障分析处理㈡、主蒸汽带水的原因①、炉水水质不合格，蒸汽和炉水的含盐量增大；②、锅炉入口风温和风量波动较大，造成负荷波动剧烈；③、锅炉汽包内的汽水分离装置有缺陷或水位过高；④、锅炉带负荷时过快，造成水位上升过快；39三、余热发电系统典型故障分析处理㈡、主蒸汽带水的原因39三、余热发电系统典型故障分析处理㈢、处理措施①、如主蒸汽温度下降过快，在1分钟之内下降超过50℃，应立即打闸停机；②、开启汽缸缸体和主蒸汽管道上的所有疏水阀门，进行充分排水；③、蒸汽带水原因查明后，重新启动锅炉，进行暖管；④、在打闸停机期间，应密切注意汽轮机惰走过程中机组转动声音和推力轴承工作情况，如惰走时间正常，经过充分排出疏水，主蒸汽温度恢复后，可以重新启动机组。40三、余热发电系统典型故障分析处理㈢、处理措施40三、余热发电系统典型故障分析处理㈣、防范措施①、加强炉水监控，保证炉水水质合格，必要时加大连续排污量或定期排污次数；②、发现水位异常时，中控和现场应及时核对水位，必要时冲洗水位计，保证汽包水位在正常范围内；③、发生蒸汽带水时，适当降低锅炉蒸发量，并保持锅炉稳定运行；④、若因给水自动调整失灵而影响水位升高时，应手动关小给水阀，减小给水量，如果水位继续升高，应开启事故放水阀或排污阀。41三、余热发电系统典型故障分析处理㈣、防范措施41四、余热发电常见故障介绍42四、余热发电常见故障介绍42四、余热发电运行常见故障分析处理一、汽轮机1、在挂闸后汽轮机转速上升。

原因分析：由于加工、安装精度不高，调门标定不准确，导致调节汽门关不严，出现蒸汽泄漏。

处理措施：对调门重新标定，对调门的机械行程进行重新的调整。要了解阀碟与阀座的密合线。43四、余热发电运行常见故障分析处理一、汽轮机43四、余热发电运行常见故障分析处理2、在做汽轮机机械超速实验时，在转速达到3360rpm时机械超速不动作。

原因分析：飞环出现卡涩现象，导致在动作转速时拒绝动作；保安器油门挂钩与飞环的加工精度不够，两者间间隙偏大，新机组安装时未作清理检查。

处理措施：停机后对装置进行清洗，重新核对两者的间隙，应符合厂家规定值0.8--1.2mm间隙，调整动作转速。44四、余热发电运行常见故障分析处理2、在做汽轮机机械超速实验时四、余热发电运行常见故障分析处理3、AST电磁阀带电或手按后，高调门和主汽门不关闭。原因分析：AST电磁阀内部活塞与底座内部铜套筒卡涩。

处理措施：检查电磁阀及小阀芯动作是否灵活正常。45四、余热发电运行常见故障分析处理3、AST电磁阀带电或手按后四、余热发电运行常见故障分析处理4、在机组冲转的过程中，主油泵工作后，润滑油压偏高。原因分析：过压阀弹簧卡涩或变形无法恢复，阀位是否正常，油路是否堵塞。处理措施：联系厂家更换弹簧，停机检查油路是否畅通处理。46四、余热发电运行常见故障分析处理4、在机组冲转的过程中，主油四、余热发电运行常见故障分析处理5、汽轮机挂闸后安全油压低（0.4MPa），主汽门打不开，检查拆洗电磁复位阀组及跳闸电磁阀组后仍不见效。原因分析：拉杆活阀活动灵活，加工尺寸有误，油孔正确无杂物，安全油泄漏，油压偏低。处理措施：更换复位装置滑阀。油路畅通，油孔正确无穿透，检查前轴承座内油管连接点牢固，查危急遮断停机装置泄油点。47四、余热发电运行常见故障分析处理5、汽轮机挂闸后安全油压低（四、余热发电运行常见故障分析处理6、运行过程中，高调门阀碟特制螺母松脱。原因分析:两个M10×12定位螺丝脱落。

处理措施：停机冷却待处理48四、余热发电运行常见故障分析处理6、运行过程中，高调门阀碟特四、余热发电运行常见故障分析处理7、机组运行调试期间负荷突然至零，单机运行转速下降至停机。原因分析：高调门阀碟脱落。处理措施：停机冷却待处理。49四、余热发电运行常见故障分析处理7、机组运行调试期间负荷突然五、汽轮机保护系统50五、汽轮机保护系统50五、汽机保护系统1:AST功能:AST是自动停机遮断，是汽轮机在异常工况和事故下，快速切断进汽的紧急保护装置。

AST动作高压油管（EH)泄油迅速关闭主汽阀，调节汽阀和补汽阀使汽轮机停机。2：TSI功能:TSI是汽轮机和监视仪表系统用来监测对机组安全有重大影响的参数，以便在这些参数超过安全值时，通过DEH和ETS控制汽轮机实行安全停机。

TSI系统主要监视汽轮机转速，震动，轴向位移参数。51五、汽机保护系统1:AST功能:51五、汽机保护系统3：ETS功能;

是采取紧急停机功能。

是危急遮断控制系统。它的作用是防止汽轮机在运行中因部分设备工作失常而导致汽轮机发生重大损伤事故使汽轮机紧急快速急停机。

ETS也是汽轮机紧急跳闸保护系统，是用来监视对机组有重大影响的某些参数以便在参数超过安全限值时，通过该系统去关闭汽轮机全部进汽阀门，实现紧急停机。52五、汽机保护系统3：ETS功能;52五、汽机保护系统4:OPC功能:

OPC是超速保护装置:基本作用是防止汽轮机超速，发生下列情况之一OPC保护动作。（1）汽轮机超速超过103％即3090r/minOPC保护动作快关高压调节汽阀。当转速低于额定转速后高压调节汽阀又重新打开。（2）汽轮机负荷大于30％额定负荷，发电机主开关跳闸时OPC保护动作(1--10s)后，转速小于额定值103％值高压调节汽阀重新开启，汽轮机又控制在额定转速运行。

OPC电磁阀为并联结构。在机组正常运行失电时内导阀处于关闭状态，它封住OPC超速管路泄油通道，使高压调节阀，执行机构活塞下的油压建立起来当机组出现甩全负荷或转速大于103％额定转速时，超速保护控制系统使OPC电磁阀动作，释放了超速管路压力油，快速关闭高压调节阀使汽轮机转速降至控制范围内。53五、汽机保护系统4:OPC功能:53五、汽机保护系统5：DEH功能:似等于液压调速器的同步器。

DEH系统必须获得机组运行有关信息；(1)汽轮机的转速信号。(2)发电机输出功率信号。(3)汽轮机负荷调节级的压力型号。这三个型号可用来作为转速和负荷控制和反馈信号；DEH控制系统主要目的是控制汽轮机的转速和功率，从而满足电厂供电要求。汽轮机的调节系统采用数字式电液（DEH)调节方式，感应机构为电磁式，执行机构为液压传动式。调节系统稳定可靠，保证了汽轮机在设计范围内的任何工况下稳定运行。54五、汽机保护系统5：DEH功能:54谢谢！55谢谢！55

陕甘区域工艺专业组余热发电知识培训2014.3.19

陕甘区域工艺专业组余热发电知识培训2014.3.19余热发电常见故障介绍123【培训内容】

4余热发电基础知识培训余热发电主机设备、工艺流程介绍余热发电概况余热发电系统典型故障分析处理

5汽轮机保护系统57余热发电常见故障介绍123【培训内容】4余热一、余热发电概况58一、余热发电概况3采用纯低温余热发电技术，将排放到大气中占熟料烧成系统热耗30%的废弃余热进行回收，通过余热锅炉、低参数汽轮机等热能利用设备，可将热能转化为电能（即利用出水泥窑预热器和篦冷机中部的350℃左右的烟气余热产生，推动汽轮机做功发电）。一、余热发电概况59采用纯低温余热发电技术，将排放到大气中占熟料烧成系余热发电效益：一、余热发电概况A.利用水泥窑生产线过程中的余热发电建设并网后，所并网的电量全部用于水泥熟料生产线，约建设熟料生产过程50%的购买电量。B.余热发电系统在回收水泥生产线过程中产生的大量余热同时，又减少了公司对环境的污染以及粉尘污染，窑头锅炉沉降室的粉尘回收到熟料系统，窑尾余热锅炉沉降的粉尘通过输送设备回到生料系统。60余热发电效益：一、余热发电概况A.利用水泥窑生产线过程中的余余热发电效益：C.余热发电建设不仅满足国家的节能减排要求，也是水泥企业降低成本的有效途径。D.以2x4500t/d水泥生产线外加两套水泥粉磨，总用电负荷大约在4.4万KW左右，而余热发电量能达到1.8万KW，实际网购电量约2.6万KW左右。一、余热发电概况61余热发电效益：C.余热发电建设不仅满足国家的节能减排要求，也一、余热发电概况C.余热发电主机设备包括窑头AQC锅炉和窑尾SP（PH）的余热锅炉各一套，汽轮机，发电机，水处理设备，循环冷却设备，DCS控制设备各一套。D.利用窑头窑尾的废弃温度，进行纯低温余热发电，AQC、SP锅炉烟气自上而下通过锅炉换热管道进行换热，PH锅炉从左到右通过锅炉换热管道进行换热。62一、余热发电概况C.余热发电主机设备包括窑头AQC锅炉和窑尾余热发电技术发展：海螺集团是国内水泥纯低温余热发电最早应用者，在1998年3月，宁国水泥厂4000t/d纯低温余热发电系统正式并网发电，那时余热发电在水泥行业中占席不多。在2005年以后，余热发电在水泥行业中遍地开花。到目前为止，有水泥生产线的，基本都配套余热发电，截止2012年初，安徽海螺集团川崎工程公司水泥余热发电已推广160多套机组，规模达到1930兆瓦，涉及国内外水泥企业集团，235条水泥熟料生产线，年发电量约146亿千瓦时，按照火力发电同口径计算，年节约518万吨标准煤，减排1347万吨二氧化碳。一、余热发电概况63余热发电技术发展：一、余热发电概况8水泥余热发电技术的发展：

一、余热发电概况A.早期的水泥行业设计院对发电机组配置比较保守，2500t/d生产线配3000KW机组，5000t/d生产线配6000KW机组，吨熟料发电量可达28KWh/t。B.随着余热发电机组不断成熟，目前配置2500t/d生产线配4500KW机组，4500t/d生产线配9000KW机组，吨熟料发电量可达38KWh/t。64水泥余热发电技术的发展：一、余热发电概况9

二、余热发电主机设备工艺流程介绍65二、余热发电主机设备10二、余热发电主机设备介绍余热发电主要设备及其作用：（一）余热锅炉组成部分余热锅炉是由锅炉本体、过热器、蒸发器、省煤器、汽包等附属管道组成，它们的作用如下：（1)锅炉本体：吸收炉膛中的热量，产生蒸汽。（2）过热器：将饱和蒸汽进一步加热，提高蒸汽温度为过热蒸汽。（3）省煤器：利用烟气的余热提高给水温度，降低排烟温度，提高锅炉热效率。（4）汽包是锅炉蒸发设备中的主要部件，是汇集炉水饱和蒸汽的圆筒形容器，是加热、蒸发、过热三个过程的分界点。66二、余热发电主机设备介绍余热发电主要设备及其作用：11二、余热发电主机设备介绍余热锅炉工作原理：

给水进入余热锅炉的省煤器加热后被送入汽包，汽包内的水通过下降管在分配到蒸发器，再次加热产生饱和蒸汽、饱和水混合物回到汽包，产生的蒸汽通过汽包上部汽水分离器送到过热蒸汽，使饱和的水蒸气变成过热蒸汽。余热烟气经过过热器-蒸发器-省煤器。67二、余热发电主机设备介绍余热锅炉工作原理：12余热锅炉：蒸发器过热器省煤器主蒸汽去往汽轮机安全阀液位计68余热锅炉：蒸发器过热器省煤器主蒸汽去往汽轮机安全阀液位计13二、余热发电主机设备介绍（二）汽轮机部分汽轮机是由汽轮机本体、调速系统、危机保安器及油系统组成，它们的作用如下：汽轮机本体：由锅炉输出的高温高压蒸汽吹动叶轮转动，将热能转变为机械能；调速系统：使汽轮机在负荷变化时，自动增大或减少蒸汽的进气量，保持汽轮机在额定转（3000r/min)下稳定运行。危机保安器：当汽轮机调速器系统失灵，转速超过3300r/min，危机保安器不动作，将自动关闭主汽门，防止汽轮机损坏。油系统：它是供给汽轮机和发电机各轴承润滑和各调试系统用油。69二、余热发电主机设备介绍（二）汽轮机部分14二、余热发电工艺流程介绍余热发电工艺流程简介余热发电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。汽水系统是由锅炉、汽轮机、凝汽器、凝结水泵、除氧器、锅炉给水泵等组成。炉水在锅炉内加热成蒸汽，经过过热器进一步将蒸汽加热成过热蒸汽，过热蒸汽经过主蒸汽母管进入汽轮机，过热蒸汽在汽轮机中不断膨胀加速，高速流动的蒸汽冲动汽轮机叶片做功，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打入凝汽器热水井。这样，锅炉水经历了一个水→蒸气→水的工艺过程。70二、余热发电工艺流程介绍余热发电工艺流程简介15余热发电工艺流程图71余热发电工艺流程图16

三、余热发电系统典型故障分析处理72三、余热发电系统典型17三、余热发电系统典型故障分析处理㈠、凝汽器真空下降的现象①、凝汽器传热端差不断增大且持续升高，（设计值为3-10℃）；②、凝结水温度升高；③、凝汽器排汽室温度升高；④、真空泵吸入口压力表显示真空度值比DCS画面显示值高将-8KPa；73三、余热发电系统典型故障分析处理㈠、凝汽器真空下降的现象18三、余热发电系统典型故障分析处理⑤、冷却水泵出口压力偏大；⑥、真空泵分离箱水温较高，一般要求低于40℃；⑦、凝汽器冷却水进、出水温差仅为7℃，设计在10℃以内；⑧、在相同蒸汽参数下机组的发电负荷降低。74三、余热发电系统典型故障分析处理⑤、冷却水泵出口压力偏大；1三、余热发电系统典型故障分析处理㈡、凝汽器真空偏低原因根据相关运行数据分析和停机检查主要有以下七点是造成真空度偏低的主要原因：①、因凝汽器内部管道杂物较多，导致铜管堵塞，凝汽器冷却水流量下降；②、由于冷却水水质管理不到位，导致凝汽器铜管内壁结垢，凝汽器换热效果降低；③、由于水环式真空泵换热器堵塞、结垢，导致分离箱水温较高，影响真空泵喷射器内部介质速度，真空泵工作效率下降；75三、余热发电系统典型故障分析处理㈡、凝汽器真空偏低原因20三、余热发电系统典型故障分析处理④、冷却塔散水嘴堵塞较多，导致冷却塔冷却效果下降，冷却水温度升高；⑤、凝汽器冷却水进水室与回水室隔板出现渗漏，造成部分冷却水未进入凝汽器受热面进行换热，而直接回到凝汽器冷却水回水管；⑥、真空泵喷射器内部结垢，造成内部通流面积下降，影响真泵的效率；⑦、冷却塔填料和分离器上部存在轻微结垢，影响冷却塔的冷却效果。76三、余热发电系统典型故障分析处理④、冷却塔散水嘴堵塞较多，导三、余热发电系统典型故障分析处理㈢、处理方法及结果利用停机检查期间有针对性地作了以下几点工作：①、凝汽器内部进行检查，并将内部杂物清理，同时对冷却塔内部进行清扫；②、凝汽器进行灌水试验，检查凝汽器真空严密性，并没发现漏点；③、凝汽器冷却水进水室与回水室隔板进行堵漏处理；④、两台真空泵密封水换热器全面进行清理；77三、余热发电系统典型故障分析处理㈢、处理方法及结果22三、余热发电系统典型故障分析处理㈣、防范措施①、加强冷却水水质管理，针对凝汽器铜管结垢现象制定相应的换药及酸洗计划；②、加强真空泵密封水温度的监控力度，并定期对真空泵换热器进行在线清洗；③、随着环境温度的升高，使用射水抽汽器的机组应加强对射水箱温度的监控（射水箱温度一般在35℃左右），必要时加大射水箱的外排水流量；④、根据工厂水质情况，有针对性对冷却水进行外排或置换，确保循环水浓缩倍数不超过3.5；⑤、利用停机为机会，对冷却塔喷嘴、分离器、填料及凝汽器内部进行清理；78三、余热发电系统典型故障分析处理㈣、防范措施23三、余热发电系统典型故障分析处理二、汽轮机油系统故障分析机组在调试和运行过程中，部分子公司油系统安全油压、OPC、AST、控制油压、润滑油压都出现过偏低或无法建立等情况，导致机组无法挂闸或主汽门不能完全打开、高调门动作缓慢等现象。现对油系统故障进行综合分析如下：79三、余热发电系统典型故障分析处理二、汽轮机油系统故障分析24三、余热发电系统典型故障分析处理㈠、油系统故障的现象①、安全油压无法建立，主汽门打不开；②、油压偏低，主汽门动作缓慢，不能完全打开；③、控制油压波动，调节汽门动作缓慢或调节汽门波动；④、OPC、AST油压偏低；⑤、润滑油压偏低，油温偏高，轴瓦温度上升。80三、余热发电系统典型故障分析处理㈠、油系统故障的现象25三、余热发电系统典型故障分析处理

㈡油系统故障原因分析①、油质较差，导致油系统管路堵塞或油路不畅，如润滑油或控制油过滤出现堵塞现象，油压无法建立；②、油箱油位偏低，导致高、低压注油器不能正常工作，压力油和润滑油压无法建立；③、油温过低时运行粘度系数增大，安全油建立速度较慢，造成主汽门打不开，正常应控制在35～45℃之间；

81三、余热发电系统典型故障分析处理㈡油系统故障原因分析2三、余热发电系统典型故障分析处理④、OPC、AST电磁阀底座内部有杂物或密封圈损坏，出现现象泄漏现象，导致OPC、AST油压波动，油压达不到设计值0.8MPa以上；⑤、DDV阀以及底座内部有杂物，导致调节系统动作缓慢或不能动作，主调门不断漂移，给中控操作带来一定困难；82三、余热发电系统典型故障分析处理④、OPC、AST电磁阀底座三、余热发电系统典型故障分析处理㈢处理措施①、安全油压、OPC、AST油压偏低或异常波动时，应对电磁阀底座进行检查清洗，检查底座内部是否有杂物，电磁阀芯上的密封圈是否完好无损，若密封圈损坏应及时更换；②、调节油压偏低或异常波动时，应对DDV阀及底座进行检查，检查DDV阀及底座内是否有杂物，接触面是否吻合完好，并对底座用汽油清洗，以及通过DDV阀旋转手柄对油压进行重新调节；③、当油系统故障处理后，应挂闸看主汽门动作情况是否正常，并检查调节汽门是否有零点和量程漂移，如存在上述情况，应对调节气门重新做“阀门标定”实验；④、安全油压偏低时，通过远方挂闸，看挂闸电磁铁和危机遮断指示器动作是否存在卡涩情况，如卡涩，可能导致油路不畅，安全油压偏低。应及时做相应处理或更换。83三、余热发电系统典型故障分析处理㈢处理措施28三、余热发电系统典型故障分析处理㈣防范措施①、加强对油系统的监控力度，同时定期对油过滤器进行清洗，以保证油质；②、组织相关专业技术人员对油质进行检测，防止油质恶化；③、发电操作人员加强油系统油质和油压的监测，注意油温、油压、油位的变化；④、根据油质情况，及时投入油净化器装置运行，保证油质合格；⑤、停机检修时间对油系统管路出现泄漏处进行处理；84三、余热发电系统典型故障分析处理㈣防范措施29汽轮机油系统事故：1、主油泵工作失常；2、油系统漏油；3、轴承油温升高和轴承断油；4、油系统进水；5、油系统出现堵塞现象，如过滤器、电磁阀内部堵塞等现象；6、油系统着火；7、油箱油位低，注油器注不上油。85汽轮机油系统事故：1、主油泵工作失常；30汽轮机内部部件损坏叶片断裂轴封脱落隔板损坏拉金断裂86汽轮机内部部件损坏叶片断裂轴封脱落隔板损坏拉金断裂31汽轮机拉瓦事故：87汽轮机拉瓦事故：322011年4月26，英德海螺飞车事故882011年4月26，英德海螺飞车事故332011年4月26，英德海螺飞车事故892011年4月26，英德海螺飞车事故342011年4月26，英德海螺飞车事故902011年4月26，英德海螺飞车事故352011年4月26，英德海螺飞车事故912011年4月26，英德海螺飞车事故36三、余热发电系统典型故障分析处理四、主蒸汽带水故障分析主蒸汽带水是一种恶性事故，如处理不及时，会导致管道振动加剧，汽轮机入口主蒸汽温度下降，严重时可导致汽轮机发生水击现象，使高温下工作的蒸汽室、汽缸、转子等金属件骤然冷却，而产生很大的热应力和热变形，导致汽缸发生拱背变形，产生裂纹，并能使汽缸法栏结合面漏汽，胀差负值增大，汽轮机动静部分发生碰摩损伤；转子发生大轴弯曲，同样也使动静部分发生碰摩，这些都将引起机组发生强烈振动。92三、余热发电系统典型故障分析处理四、主蒸汽带水故障分析37三、余热发电系统典型故障分析处理㈠、主蒸汽带水的现象①、汽轮机热效率下降；②、汽包水位发生剧烈波动，汽包水位计模糊不清；③、过热蒸汽温度迅速下降；④、严重时，蒸汽管道内发生水冲击。93三、余热发电系统典型故障分析处理㈠、主蒸汽带水的现象38三、余热发电系统典型故障分析处理㈡、主蒸汽带水的原因①、炉水水质不合格，蒸汽和炉水的含盐量增大；②、锅炉入口风温和风量波动较大，造成负荷波动剧烈；③、锅炉汽包内的汽水分离装置有缺陷或水位过高；④、锅炉带负荷时过快，造成水位上升过快；94三、余热发电系统典型故障分析处理㈡、主蒸汽带水的原因39三、余热发电系统典型故障分析处理㈢、处理措施①、如主蒸汽温度下降过快，在1分钟之内下降超过50℃，应立即打闸停机；②、开启汽缸缸体和主蒸汽管道上的所有疏水阀门，进行充分排水；③、蒸汽带水原因查明后，重新启动锅炉，进行暖管；④、在打闸停机期间，应密切注意汽轮机惰走过程中机组转动声音和推力轴承工作情况，如惰走时间正常，经过充分排出疏水，主蒸汽温度恢复后，可以重新启动机组。95三、余热发电系统典型故障分析处理㈢、处理措施40三、余热发电系统典型故障分析处理㈣、防范措施①、加强炉水监控，保证炉水水质合格，必要时加大连续排污量或定期排污次数；②、发现水位异常时，中控和现场应及时核对水位，必要时冲洗水位计，保证汽包水位在正常范围内；③、发生蒸汽带水时，适当降低锅炉蒸发量，并保持锅炉稳定运行；④、若因给水自动调整失灵而影响水位升高时，应手动关小给水阀，减小给水量，如果水位继续升高，应开启事故放水阀或排污阀。96三、余热发电系统典型故障分析处理㈣、防范措施41四、余热发电常见故障介绍97四、余热发电常见故障介绍42四、余热发电运行常见故障分析处理一、汽轮机1、在挂闸后汽轮机转速上升。

原因分析：由于加工、安装精度不高，调门标定不准确，导致调节汽门关不严，出现蒸汽泄漏。

处理措施：对调门重新标定，对调门的机械行程进行重新的调整。要了解阀碟与阀座的密合线。98四、余热发电运行常见故障分析处理一、汽轮机43四、余热发电运行常见故障分析处理2、在做汽轮机机械超速实验时，在转速达到3360rpm时机械超速不动作。

原因分析：飞环出现卡涩现象，导致在动作转速时拒绝动作；保安器油门挂钩与飞环的加工精度不够，两者间间隙偏大，新机组安装时未作清理检查。

处理措施：停机后对装置进行清洗，重新核对两者的间隙，应符合厂家规定值0.8--1.2mm间隙，调整动作转速。99四、余热发电运行常见故障分析处理2、在做汽轮机机械超速实验时四、余热发电运行常见故障分析处理3、AST电磁阀带电或手按后，高调门和主汽门不关闭。原因分析：AST电磁阀内部活塞与底座内部铜套筒卡涩。

处理措施：检查电磁阀及小阀芯动作是否灵活正常。100四、余热发电运行常见故障分析处理3、AST电磁阀带电或手按后四、余热发电运行常见故障分析处理4、