余热发电工艺参数
余热发电工艺及设备综述
3.过程图示
在p - v图中,定容过程为一条垂直线,如图3-1a所示; 在T - s图中,定比热容理想气体进行的定容过程是一 条指数曲线,如图3-1b所示。
定容过程
(a) 图 3-1 1 2 为定容吸热过程 1
(b) 2’ 为定容放热过程
一般情况下，如果物体跟外界同时发生做功 和热传递的过程，那么物体热力学能的增量等于 外界对物体做功加上物体从外界吸收的热量，即： ΔU=ΔU1+ΔU2=Q+W 因为热力学能U是状态量，所以： ΔU=ΔU末态-ΔU初态=Q+W 上式即热力学第一定律的表达式。
对于定容过程，由于不存在体积变化，即不做体 积功，则系统与外界的热量交换等于系统的内能 变化量（取决于系统的始末状态）。 对于定压过程，由于系统只做体积功， 即W=W体积 则Q=U-W体积=U-(-PV)=U+PV=ΔH 表明恒压过程中的热等于系统焓的变化 （ 取决 于系统的始末状态）。
如图2中曲线AC所示
• 饱和温度与饱和压力的对应关系 适用范围
• 温度t > t C 时，液相不可能存在，而只可能气 相， t C 称为临界温度。
• 与临界温度相对应的饱和压力pC称为临界压力
• 临界温度是最高的饱和温度。
临界压力是最高的饱和压力。
• 临界状态（临界点）
• 由临界温度和临界压力确定的状态就是临 界状态。 • 临界状态是汽液两相模糊不清不易区分的 状态。 • 临界状态也是最高的饱和状态。
以上这几个过程就是余热发电的基本过程， 涉及到热力学的基本知识。
热力学中的几个基本概念：
1、状态、状态参数 2、常用的六个状态参数
压力、比体积、温度、热力学能、焓、熵 压力、比体积和温度称为基本状态参数
烧结机余热发电技术的详解
烧结机余热发电技术一.概述余热发电是利用强制循环余热锅炉回收废气余热，生产中压饱和蒸汽，配套饱和蒸汽汽轮机组，发电机组抽汽供热，实现供热、电联产，最大限度提高余热蒸汽利用效率。
而对于烧结机余热发电来说是通过钢厂烧结机所产生的冶炼烟气余热强制循环余热锅炉回收利用，生产中压饱和蒸汽，配套饱和蒸汽轮机组，抽取供热发电。
通过对烧结机烟气的回收利用，一方面减少了对大气环境的污染（主要是二氧化碳，一氧化碳），另一方面，从某种程度上也节约了生产成本。
其所产生的蒸汽可进行对外供热，电联产，节省了企业的生产成本，也迎合当今社会节能减排的主题。
二.工艺原理1.烟气循环：烧结机所产生的烟气分为高低烟温段，共同进入余热锅炉烟道口，并且通过高功率循环风机强制其烟气循环，加热其中低压汽包，产生蒸汽。
当高低段烟道阀门打开时，烟气就进入锅炉烟道口，同时1#，2#烟囱也随之关闭，旁路烟关闭，补冷风口根据烟气温度自行调节其开度。
1#和2#环冷机的出口电动阀打开，循环风机的风流将进入环冷机内，代替环冷风机的风流，使得烧结工序能正常运行。
在此工序中循环风机是主体，因此循环风机的效率直接影响到烧结和锅炉蒸汽产生的效率，进一步影响发电效率。
2.中压水循环：中压锅筒给水是来自汽机房凝结水经过低压除氧器处理后，由中压给水泵打入中压锅筒。
中压给水调节中最为重要的是给水三冲量调节，其调节方式是通过汽包水位，给水流量，主蒸汽流量。
给水三冲量调节中，给水流量的准确度直接影响到调节的准确和稳定度。
因此要进行三冲量的调节，给水流量和蒸汽流量以及水位的校验非常重要。
当主蒸汽温度达到一定值（主要由进入汽机的蒸汽温度决定）时，需要打开减温水调节阀来冷却中压减温汽，降低蒸汽温度，符合进入汽机蒸汽温度的要求。
3.低压水循环：低压汽包给水是来自汽机房凝结水经过除氧器处理后进入低压汽包。
对于低压汽包给水调节可以进行两冲量或单冲量调节，其具体调节方式可以根据现场情况而定。
30万吨硫酸装置余热发电项目工艺技术方案
30万吨硫酸装置余热发电项目工艺技术方案1.1建设目标通过配套先进的硫酸装置余热发电设施，综合利用30万吨硫酸生产过程中的大量余热进行发电，减少废气排放，节约能源、降低企业成本，提高公司的竞争力，促进当地经济的发展。
1.2产品方案及质量标准1.2.1产品方案1.2.1.1产品简介本项目产品工业硫酸为生产复合肥的中间产品。
分子式: H2SO4相对分子质量:98.08(按1985年国际原子量)硫酸是典型的强酸，稀硫酸具有酸的通性，浓硫酸具有强吸水性、脱水性、强氧化性等特性。
硫酸的用途主要用于化肥工业，用以制造磷酸、过磷酸钙和硫酸铵等。
西方世界的化肥工业在硫酸消费构成中约占65%，中国化肥工业在硫酸消费上所占比例也一直保持在50%～60%。
1.2.1.2产品生产纲领本项目生产纲领见表5-1。
表5-1 工业硫酸分年生产纲领1.2.2产品质量标准及主要技术指标1.2.2.1产品质量标准《工业硫酸》 GB/T 534-20021.2.2.2主要技术指标项目产品为工业硫酸，主要技术指标见表5-2：表5-2 工业硫酸技术要求单位：%1.3生产工艺方案1.3.1工艺技术的选择中东化工有限公司原有年产硫酸12万吨生产能力，近期正在实施30万吨硫酸装置的扩产改造。
而一直以来，企业在硫酸生产过程中产生大量的余热，除一小部分用于复合肥生产过程及生活设施中外，其余均通过烟囱外排，造成了资源的严重浪费，而且蒸汽在排放过程中容易夹杂空气中的粉尘飘向周围的居民生活区，威胁群众的生活环境。
蒸汽的外排不仅浪费了资源，使企业的能源成本居高不下，也制约了企业的持续健康发展。
因此，公司及时提出硫酸装置余热综合利用工程项目，拟利用硫酸生产过程中所产生的蒸汽，用于发电，以减少蒸汽资源的浪费，提高企业清洁化生产水平，杜绝蒸汽外排对周围居民身体健康的危害。
硫铁矿制酸的工艺原理是：硫铁矿经沸腾炉焙烧，产生含SO2的炉气，该炉气经过文（文氏管）-泡（泡沫塔）-电（电除雾）水洗净化，利用浓度为93%的H2SO4进行干燥，炉气中的SO2和O2在钒催化剂的作用下进行转化（即氧化）反应生成SO3；SO3在吸收塔中被循环喷淋的浓硫酸吸收而成硫酸，而炉气中未转化的SO2经过2段尾气吸收后放空。
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换器式三相交流同步发电机，采用同轴交流无刷励磁方式，通过直联式联轴节与汽轮机连接，旋转方向：顺时针方向（从汽轮机向发电机方向看），绝缘种类：定子F级，转子F级，整机按B级考核。
余热发电 能效标准
余热发电能效标准
余热发电是指利用工业生产过程中产生的余热能量来发电。
据国家发改委发布的《中华人民共和国节能法》和《节能服务公司管理规定》，我国对余热发电的能效标准规定如下：
1. 发电站的净发电效率应达到国家标准的要求。
具体要求参考国家能源局《发电厂技术经济参数》标准。
2. 热能回收利用率应在80%以上。
即发电站应将80%以上的余热能量转化为电能输出，而不是直接排放或浪费。
3. 发电站的热电联产效率应达到一定的要求。
具体要求参考国家能源局制定的《节能减排技术政策导则（2012版）》中所规定的热电联产机组效率标准。
4. 发电站的设备运行可靠性应达到要求。
具体要求参考国家能源局和工业和信息化部在发电行业中所规定的运行指标。
需要注意的是，不同行业和应用领域的余热发电能效标准可能会有所不同，具体的标准需要根据相关法规和标准进行具体规定和实施。
余热发电机组运行参数控制要求
余热发电机组运行参数控制要求
为使余热发电机组能够长期安全、稳定、可靠运行，特制定以下运行操作要求，望大家自觉遵守:
1：AQC锅炉进口风温到420℃，必须开冷风门掺入冷风。
2：AQC锅炉过热器正常风温400℃，不允许长期超过420℃运行，半小时内必须进行调整到正常值（窑不正常除外，但必须采取措施进行调整控制）。
3：锅炉汽包水位控制在±50mm。
4：汽轮机进汽压力不能低于0.55mpa。
5：机组正常运行时，汽轮机进汽温度最高不能超过350℃。
6：凝结水位不能低于600mm，不能高于750mm。
7：均压箱压力不能超过0.025mpa，以现场压力为准。
8：正常油温控制在38℃，最高油温不能超过40℃。
制定人：余瑞晋
2014年1月16日。
余热发电生产工艺
•空冷岛系统：
• 直接空冷系统，又称为空气冷却系统，它是一种以节水为目的火电厂冷却 技术，是一种以空气取代水为冷却介质的冷却方式，是指汽轮机的排汽直接进 入空冷凝汽器用空气来冷凝，空气与蒸汽进行热交换，所需的冷却空气通常由 机械方式供应，其冷凝水由凝结泵排入汽轮机组的回热系统，采用空冷系统的 汽轮发电机组简称空冷机组。
•给水泵的扬程：
• 给水泵的扬程应足够克服汽包压力、开启安全阀的多余 压力、管路阀门和省煤器等的水力阻力以及供水的几何高 度。
（二）汽轮机及附属系统
•定义： • 汽轮机是将蒸汽的热力势能转换成机械能，借以拖动其他机械转动的原动 机。 •汽轮机及辅助装置： • 为保证汽轮机安全经济的进行能量转换，除汽轮机本体外，还需配置若干 附属设备，汽轮机及其附属设备通过管道、阀门等附件连成辅助系统，再由各 种功能的系统组成一个整体，称为汽轮机及辅助装置。 •汽轮机规范： •型号：C12-3.43\0.8型 •型式：中温中压、单缸、冲动、空冷抽汽凝汽式 •额定功率：12MW •额定转速：3000r/min •主汽温度：435℃ •主汽压力：3.43MPA •工业抽汽压力：0.8MPA
•发电机启动前检查完毕后做以下试验：
• 发电机出口断路器与灭磁开关分合闸试验； • 发电机出口断路器与灭磁开关联动试验； • 汽机主汽门与与发电机出口开关的联跳试验； • 机电联系信号试验。
•发电机并网条件：
• 发电机频率与系统频率相同； • 发电机电压与系统电压相等； • 发电机电压相位与系统电压相位相同。
•技术参数：
• 吸收塔进口烟气量：100000 Nm 3\h • 吸收塔直径：4000m m • 塔顶烟囱直径：2000m m • 吸收塔总高度：40m • 喷淋层数量： 3层
钢铁冶金行业余热发电技术
钢铁冶金行业余热发电技术电炉冶炼过程中产生200～1000℃的高温含尘废气，采用余热锅炉将其回收，电炉烟气属于周期波动热源，因此余热锅炉产生的蒸汽需要经过蓄能器调节后方可进入汽轮机发电。
加热炉余热加热炉有两处余热可以利用：一处是炉内支撑梁的汽化冷却系统，另一处是烟道高温烟气。
根据炉型不同，加热炉的烟气量在7000～300000Nm3/h，若用来发电，以烟气量10万Nm3，烟气温度400℃计算，发电量约2000kWh，折合标煤0.8t；汽化冷却系统可生产0.4~1.0Mpa的饱和蒸汽，每吨蒸汽(0.5Mpa)可发电120kWh，折合标煤48kg。
烧结余热烧结线余热烧结生产线有两部分余热，一是冷却机产生的热风，二是烧结机尾的高温烟气。
用余热锅炉将这两部分余热来产生蒸汽，再通过汽轮机发电。
据经验数据，每10m2的烧结面积可产生1.5t/h的蒸汽，可发电300kW，折合标煤120kg/h。
转炉余热转炉汽化冷却烟道间歇产生的蒸汽，通过蓄能器变为连续的饱和蒸汽，采用我公司的专利——机内除湿再热的多级冲动式汽轮机发电。
每炼1t钢，可产生80kg饱和蒸汽，每吨饱和蒸汽大约可发电150kWh，折合标煤60kg。
转炉煤气经过汽化冷却烟道冷却后温度仍高达800～900℃，采用我公司的干法煤气显热回收技术，通过下降管烟道、急冷换热器回收显热生产蒸汽，经蓄能器调节后发电。
电炉余热冲渣热水。
每吨铁排出约0.3t渣，每吨渣可产生80～95℃，5～10t的冲渣水，将这部分热水减压产生低压蒸汽，再进入饱和蒸汽凝汽式汽轮机发电。
每吨90℃热水可发电1.5kWh，折标煤0.6kg，80℃热水可发电1kWh，折标煤0.4kg。
干法熄焦采用惰性气体来冷却红焦，加热后的气体在余热锅炉中产生蒸汽，蒸汽可发电或并入蒸汽管网。
吨焦可生产3.9Mpa、300℃的蒸汽0.45t～0.6t，可发电85～115kWh，折合标煤35～46kg。
高炉煤气余压利用高炉炉顶煤气的压力能和热能，通过透平膨胀机做功发电，但不影响煤气后续利用。
烧结环冷机余热发电数据分析
烧结环冷机余热发电数据分析我公司烧结环冷机余热发电工程进入调试阶段已月半有余，虽然发电量较调试初期明显增加，但仍远未达到设计指标（15kwh/t）。
我厂将调试期间烧结、环冷余热发电主要相关工艺参数进行了收集整理，对比分析如下：1、吨矿发电量与烧结料批对比由上图可看出，4月中旬后烧结生产料批基本稳定在430t/h左右，而烧结环冷机余热吨矿发电量5月较4月明显升高。
分析可知，随烧结生产料批增大，烧结矿产量增多，虽然发电总量升高，但吨矿发电量并不会随之增加。
因此，烧结环冷机余热吨矿发电量与烧结生产料批并无明显关联。
2、吨矿发电量与焦粉配比对比由上图可看出，4月-5月烧结焦粉配比主要以适应烧结矿烧成质量控制为主，基本在5%--6%之间波动。
4月中旬应环冷机余热发电工程调试需要，也有过阶段性偏高限配入，但吨矿发电并未明显增加。
4月下旬后，烧结焦粉配比回落，环冷机吨矿发电量反而显著升高。
因此，环冷机余热发电量应与烧结焦粉配比无明显关联。
烧结活性石灰配比在生产中主要基于烧结矿碱度进行调整。
从数据上看，5月烧结环冷机余热发电量升高期间烧结活性石灰配比与4月下旬相近，并未明显升高。
分析认为，在同等烧结矿碱度条件下，活性石灰配比受原料结构影响有一定幅度波动，但波幅有限，尚不能对环冷机余热发电量构成显著影响。
4、吨矿发电量与烧结终点温度对比烧结终点温度指烧结机上的烧结料烧结过程结束时抽入风箱的烟气温度，在一定程度上能够反映烧结过程结束后烧结料层的残余温度，是烧结矿带入环冷机热量的重要参考指标之一。
但从上图看，4月中下旬烧结终点温度持续升高，而环冷机发电量却有下降趋势；5月上旬，烧结终点温度相对稳定，环冷机发电量却明显升高；只有近期三天，环冷机发电量与终点温度呈同步升高，趋同性较好。
据此分析，①烧结终点温度并非当前环冷机发电量主要影响因素，余热发电操作及烧结矿热焓水平影响更为重要；②在相同工况、原料结构条件下的短时期内烧结终点温度与环冷机余热发电量正相关。
余热发电工艺参数
余热发电工艺参数余热发电指的是将工业生产过程中产生的余热进行回收利用，转化为电力供应的过程。
余热发电工艺参数是衡量余热发电装置性能的重要指标。
以下是一些常见的余热发电工艺参数：1.余热发电量：指的是在一定时间内余热发电装置所能产生的电能，通常以千瓦时（kWh）为单位表示。
余热发电量的大小取决于系统设计、热源温度和余热流量等因素。
2.热源温度：指的是供给余热发电装置的热源的温度。
热源温度越高，余热发电装置的发电效率越高。
一般来说，高温余热源如高温炉排烟、高温炉渣等可提供更高的热源温度。
3.回路温度：指的是余热发电装置中工质（例如工质在换热器中的进出口处的温度差）。
回路温度差越大，发电效率越高。
对于传统的余热发电装置来说，源热温度一般在250℃-500℃之间。
4.压力等级：指的是余热发电装置中的工质所处的压力范围。
压力等级的选取与热源性质、发电效率要求等因素有关。
一般来说，中、高压蒸汽发电系统的压力等级一般在0.4MPa-5MPa之间。
5.接入负荷：指的是余热发电装置所能承受的电网负荷。
余热发电装置一般可以与电网并联运行，通过监控电网负荷及负荷变化，合理调整余热发电装置的运行状态以满足电力需求。
6.效率：指的是余热发电装置从热能转化为电能的比例。
余热发电装置的效率一般取决于热源温度、回路温度差和压力等级等因素。
7.噪音和振动：指的是余热发电装置在运行过程中可能产生的噪音和振动。
为了保证设备的稳定运行和操作人员的安全，余热发电装置通常会有相应的噪音和振动控制措施。
总之，余热发电工艺参数是评价余热发电装置性能的重要指标，旨在提高能源利用效率，减少能源浪费，对于环境保护和可持续发展具有重要意义。
余热发电基础知识-2(ssf)
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窑尾SP余热锅炉
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余热锅炉工作原理
给水进入余热炉的省煤器加热后被送 入汽包，汽包内的水通过下降管再分 配到蒸发器再次加热产生饱和蒸汽和 饱和水混合物回到汽包，产生的蒸汽 通过汽包上部送到过热器，使饱和的 水蒸气变成过热蒸汽。
（5）厂用电系统：供给发电厂生产用电、照 明、机修等自用电。
（6）综合自动化系统: 由DCS自动化控制系 统、二次仪表、综合保护装置、电气测量 系统、电气计量系统、电站自动统计报表 系统等组成。完成遥控、遥测、遥信、遥 脉、综合保护功能。
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六、余热发电厂的汽水流程简述
发电厂的汽水系统由锅炉、汽轮机、凝汽器、凝 结水泵、除氧器、给水泵等组成。炉水在锅炉中 被加热成蒸汽，经过过热器进一部加热后变成过 热蒸汽，过热蒸汽通过主蒸汽管道进入汽轮机， 过热蒸汽在汽轮机中不断膨胀加速，高速流动的 蒸汽冲动汽轮机动叶片,使汽轮机后的蒸汽排入 凝汽器并被冷却水冷却成凝结水，凝结水通过凝 结水泵打入除氧器中与脱氧后的补充水一起由给 水泵打入锅炉。这样就完成了一个周期循环。
余热发电基础知识
南方水泥有限公司 邵淑芬
2010年8月
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一、余热电站概况
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 气余热进行回收，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 热产生饱和蒸汽和过热蒸汽，过热蒸 汽推动汽轮机做功发电）。
玻璃余热发电工艺及介绍
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第七节 余热发电
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玻璃余热发电
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玻璃余热发电
Hale Waihona Puke Date30烟风系统
空气交换门
调节门 蓄热池 熔窑窑池 蓄热池 空气交换门 余 热 锅 炉
玻璃余热发电
大闸板 烟 囱
引风机
助燃风机
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烟风系统
玻璃线砖烟道 锅炉进口烟道高温阀
玻璃余热发电
锅炉进口炉膛
Date
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浮法玻璃熔制指标—温度控制
熔制温度曲线（温度是指熔化部的温度，而非全窑的温度） 浮法玻璃熔窑的温度曲线一般有三种，即“山”形、“桥”形 和“双高”曲线。 温度曲线（温度分布/℃） #4 #5 小炉序号 ＃1 ＃2 ＃3 ＃6 1430 1480 1530 1550 1520 1440 “山”形曲线 “桥”形曲线 1490 1510 1540 1570 1550 1500
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浮法玻璃成型—工艺流程图
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浮法玻璃成型—工艺流程图
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浮法玻璃成型—拉薄工艺流程
摊平（抛光）区：该区温度为1065～996℃，相应的黏度范围为 102.7～103.2Pa.s。该区的目的是使刚进锡槽的玻璃液能够充分摊平和 抛光，达到自然平衡厚度。 徐冷区：该区温度为996～883℃，相应的黏度范围为103.2～104 。25Pa.s。在摊平区达到自然厚度的玻璃带因受出口拉辊牵引力的作 用，在该区开始纵向伸展。玻璃纵向伸展时同时减少厚度和宽度，但 后者比前者变化显著，因此在该区设置拉边辊，以保持宽度不变，使 玻璃带的变化主要是减少厚度。在这一区将使厚度减薄一半。 成型区（或拉薄区）：该区温度为883～769℃，相应的黏度范围 为104.25～105.75Pa.s。在该区根据生产需要，设置若干对拉边器，给 玻璃带以横向和纵向拉力，使玻璃带横向拉薄，在玻璃带增宽的同时 减小玻璃带厚度。 冷却区：该区温度范围为769～600℃，相应的黏度范围为105.75 ～1010Pa.s。玻璃带在该区不再展薄，而是逐步冷却，玻璃带出锡槽 的温度为600℃左右。hanchen
15000KW硫酸余热发电工艺说明
15000KW硫酸余热发电工艺说明1 设备方案及工艺流程表1：项目主要设备一览表根据硫酸装置热负荷现状，遵循以热定电、热电联产、汽电平衡、节约能源的原则，确定采用15000kW的凝汽式汽轮机。
汽轮发电机组型号及主要参数如下：（1）汽轮机(青岛捷能汽轮机股份有限公司)凝汽式汽轮机：N15-3.43额定进汽压力： 3.43MPa(绝压)额定进汽温度：435℃汽轮机额定功率：15000kW（2）发电机(东方电气集团东风发电机厂有限公司)空冷式发电机：QF-15-2A额定功率：15000kW额定电压：6300V项目的建设力求与原硫酸生产线衔接适当,合理布局，节省投资，余热发电工艺流程如下图。
图2：余热发电工艺流程图2.热力系统（1）主蒸汽系统由废热锅炉来过热蒸汽经电动主汽门至自动主汽门，然后进入汽轮机作功。
（2）冷凝水和补给水系统汽轮发电机组正常运行时，可回收60t/h冷凝水，由凝结水泵送至除氧器，补给水3.6t/h由脱盐水站制备的脱盐水供给，与冷凝水同时进入除氧器。
经除氧后的给水温度为l04℃，由锅炉给水泵送至中压锅炉之汽包。
Na3P04溶液由设在发电厂房内的加药装置经加药泵送至锅炉汽包。
（3）冷却水系统汽轮机凝汽器、冷油器、空气冷却器由循环水站提供循环冷却水，机泵用直流水冷却。
（4）调节保安系统汽轮机本体带有自动调节系统，实现汽轮机转数的自动调节。
汽轮机本体带有自动保安系统，以防止汽轮机发生意外事故。
它由主汽门、速关逆止阀、危急遮断油门、磁力断路油门和轴向位移遮断器组成。
当汽轮机出现超速、轴向位移超值、轴承温度过高汽轮机可实现自动停机。
3.主厂房布置汽轮发电机组布置在18×30m主厂房内，为双层布置，运转层高7.0m，底层布置锅炉给水泵、加药装置、凝结水泵、凝汽器、冷油器等。
运转层布置汽轮发电机组，并留有吊装孔，主厂房东侧有9×30m 边跨，为双层建筑，底层为6.3kV高压配电房，二楼布置中央控制室及男女更衣室等。
水泥窖余热发电的参数及热力系统
ｂ一 ｚ
ｂ一 ｓ
积 设 备成 本 、 蒸发 量 、 备投 资效 益 的关 系 。可 以看 设 出 ： 随着锅 炉废 气排 出温 度 的降低 ． 汽量 提 高 ． 属 蒸 金
，
Ｃ一锅 炉入 口废 气 比热 ：
一
锅 炉排 出废 气 比热 ；
蒸 汽焓 ，Ｊ ｇ ｋ／ ； ｋ 饱 和水焓 ，Ｊ ｇ ｋ／ 。 ｋ
吸 收 同样 热量 余热 锅 炉需 要更 大 的换热 面 锅炉 的金 属耗 量增 加 。 时虽 然锅 炉蒸 汽量增 加 ． 此 但是 锅 炉 的经济 性 下 降 图３即说 明 了锅炉 的换热 面
．
排 出 的废 气 大 多 数 生产 线 还 要 用 于 原 料 等 烘 干 ． 因 ＩＳ ￣ Ｐ锅 炉 排 出废 气 的温 度要 满 足 烘 干要 求 按 照 最 Ｌ 小 换 热 温 差考 虑 ．经 过对 不 同废 气 温 度 和不 同蒸 汽 压 力 的计 算得 出如 图２所 示 的废 气 比 炯 与 蒸 汽 压力 的关 系 从 计 算结 果 可 以看 出 ． ３ ０Ｉ ４ ０ｃ 在 ０ ｃ～ ０ ｃ 废气 ＝
电 、 补 燃 的 中低 温余 热 发 电 、 温余 热 发 电三 个 发 带 低 展 阶 段 水 泥 窑余 热 发 电采 用 的热 力 系统 基 本 形 式
有 ： 压 系统 、 单 闪蒸 系 统 、 压 系统 三种 ， 年来 还 有 双 近 在 三种基 本形 式 的基 础上 发展 起来 的其 他 热力 系统 ． 但 都 是 以 朗 肯循 环 （ ａ ｋｎ ｙｌ） 为 理 论基 础 发 Ｒ ｎ ｉｅＣ ｃ 作 ｅ 展、 改进形 成 的 。其 目的都是 希望 充分 利用 废气 余 热 达到 增加发 电功 率 的 目的 ． 但是 绝 大多数 余 热 电站 的 实际 运行 与理论 设计 指标存 在 较大 的差 距 ． 主要原 因 是采 用 的热 力 系统不 符合废 气 的特性 ． 即热 力系 统不 能与废 气参 数相 匹配 ． 以下 从几 个方 面分 析热 力 系统
余热发电系统工艺
ห้องสมุดไป่ตู้
•
1.废气设计参数的确定
烟温愈高，循环效率愈高，因此，设计中采用了热风循环
方式。研究表明：当冷却介质（空气）初始温度为50℃时， 热交换后的介质比常温时的要高15℃，而当介质初温为120℃
时，热交换后的介质初温比常温时的要高45℃。考虑到热风
循环将提高废气温度，最终确定如下设计参数，废气流量： 80×104m3/h (两台带冷机的三个烟囱)；废气温度：380℃～
4.装机容量
4.1以最大余热回收为目地的原则
本工程为在环冷烧结机项目的余热利用发电工程。为360㎡烧结环冷生产线1条 （环冷机面积415㎡），每套环冷机配4台相同的风机，风机风量为453000～ 484000m3/h，上述风量经过环冷机冷却烧结料后变为150～400℃高温度废气烟气， 直接排向大气，其中还含有一定数量的矿物粉尘。按照“节约能源，保护环境的” 原则，经精心计算后，确定在环冷机附近设置1台75t/h带闪蒸的余热锅炉，和1台 12MW的双压补汽凝汽式汽轮发电机组，回收环冷机1#2#风机范围内的较高温度的 烟气的余热
6 主要设计原则
(1)采取完善的烟气旁路系统,在基本不影响原烧结环冷工艺流程的前提下,回 收利用环冷余热. (2)采用闪蒸系统和补汽式汽轮发电系统,阶梯利用能源,以期获得最高的回收 效率. (3)汽轮发电机组采用纵向双层布置方式,汽轮机间不留扩建余地. (4)电站采用DCS控制方式
7 工艺系统节能措施
1.2供电 变电所的10KV母线为本期环冷余热发电工程10KV厂用电提供一路启动/备用电 源,做为本期环冷余热发电工程发电机启动前发电辅机及控制的电源和发电机出口 厂用电电源故障时的备用电源。
2.界区公用工程条件如下:
水泥窑低温余热发电技术及主要参数
水泥窑低温余热发电技术及主要参数
目前，我国水泥工业低温余热发电技术的核心内容是基于朗肯循环理论的热力循环系
统，热力循环方式主要有单压系统、闪蒸系统、双压系统三种基本模式，以及由此衍生的复
合系统构成。
理论和实践表明，以上三种热力系统的选择，应依据企业的具体情况来选择合
适的系统，采用哪种方式最合理，应依据热平衡计算、生产线规模、企业管理水平、投资额大小等实际情况进行综合比较后确定。
低温余热发电主要设备及主要技术参数，以5000t/d 水泥熟料生产线为例， 5 000t/d 及规模相当的生产线可利用窑头、窑尾余热资源，建设一套装机容量约为9MW 的低温余热电站。
主要设备有凝汽式汽轮机、发电机、SP 余热锅炉和AQC 余热锅炉，其主要技术参数指标见表2、表3。
余热发电工艺
•
㈡炉内水处理
•
为了防止锅炉内腐蚀结垢,主要采用化学方法处理。
•
通过加药泵向锅炉内加磷酸三钠Na3PO4药品,使进入
炉水中的钙离子、镁离子等形成不粘附的水渣,通过连续、
定期排污排掉.
给水加药装置所加药品为吗啉和联氨。 吗啉作用是
调节给水的PH值.联氨作用是除去水中溶解的氧气.
系统开启步骤
• 1、确认辅机电源是否配送。 • 2、确认各挡板开闭情况，（特别注意AQC
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。
•
PH 锅炉的设计特点如下: 锅炉型式为卧式,锅炉由蒸发器、过热器、汽
• 组成主要有冷却水泵、冷却风扇、集水槽、散水嘴、散水管、填料、 分离器和相应的连接管道等。
• 冷却风扇：对冷却塔内进行强制通风，对冷却水进行强制换热。 • 散水嘴与散水管：将循环冷却水呈水滴状均匀地洒向填料层。 • 填料：将散水嘴喷射出的水滴在填料的表面形成水膜，增大冷却面积。 • 分离器：防止散水嘴喷射出的水滴因强制通风造成飞沫损失，从而降
• 冲转
• 1、油系统运行正常，盘车正常。
• 2、真空系统启动。
• 3、复位危机遮断器。挂闸，确认前轴承座 显示挂闸位置上（正常/遮断）
升速前的检查与条件
• ①汽轮机振动值在规定范围内； • ②凝汽器真空度在-80kPa以上； • ③控制油压0.65-1.3MPa之间,润滑油压在
0.08-0.15MPa之间; • ④冷凝水温度不大于50℃; • ⑤凝汽器水位不高于380mm; • ⑥倾听内部有无异常声音,检查轴承回油油
余热发电工艺标准参数
余热发电运行数据参数主机技术规范汽机主要参数油系统规范汽水系统暖管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0.2～0.3Mpa，以温升速度为5～10℃/min暖管；当管壁温度达130～140℃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35~38℃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：凝汽器双联冷油器射水泵空气冷却器（4组）供油装置凝结水泵真空除氧器给水泵循环水泵发电机继电保护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：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 3Φ100V2 发电机端电压PT2：AC 3Φ100V3 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：U f(e)=(20～130) ％13 过载能力：1.11 f(e)长期运行14 顶值倍数：≥1.615 调差系数：（－15～＋15）％供电电源1 交流电源：（165～250）V/50Hz（＋4％～－6％Hz）2 直流电源：（200～250）V厂用变压器励磁变压器锅炉规范及主要参数．锅炉给水质量标准炉水质量标准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。
水泥窑余热发电的参数及热力系统
水泥窑余热发电的参数及热力系统董兰起（中材节能发展有限公司，天津300400）我国水泥窑余热发电技术经历了中高温余热发电、带补燃的中低温余热发电、低温余热发电三个发展阶段。
水泥窑余热发电采用的热力系统基本形式有：单压系统、闪蒸系统、双压系统三种，近年来还有在三种基本形式的基础上发展起来的其他热力系统，但都是以朗肯循环（Rankine Cycle）作为理论基础发展、改进形成的。
其目的都是希望充分利用废气余热达到增加发电功率的目的，但是绝大多数余热电站的实际运行与理论设计指标存在较大的差距，主要原因是采用的热力系统不符合废气的特性，即热力系统不能与废气参数相匹配，以下从几个方面分析热力系统及参数确定的原则。
1水泥烧成热耗及余热分布水泥熟料烧成热耗主要由以下四个部分组成：（1）水泥熟料烧成理论热耗：水泥熟料形成理论耗热量随着原料的不同在1700～1800kJ/kg·cl之间。
（2）窑系统的辐射热损失：与环境温度和窑的生产规模有较大的关系，环境温度越低、生产规模越小损失越大，一般表面热辐射大约200kJ/kg·cl。
（3）系统排出的废气热损失：新型干法窑约1.4～1.6m3（标）/kg·cl，比较多见的5级预热器废气温度在300℃～330℃之间，废气带走的热量约510～530kJ/kg·cl。
（4）冷却机的热损失：冷却机的热损失包括两项，熟料带走的热损失和冷却空气带走的热损失。
熟料出冷却机的温度较环境温度高65℃左右，带走的热量约80kJ/kg·cl，其余均由排出的冷却空气所带走。
第三代冷却机配风约2.0m3（标）/kg·cl，第四代冷却机的配风比更是达到1.8m3（标）/kg·cl，从冷却机的发展趋势看配风比越来越小，窑系统的二、三次风的风量也越来越大，因此冷却机对外排出的废气也不断下降。
余热发电系统目前主要是利用窑尾和窑头的废气，热耗较高的生产线具有更多的余热资源可用于发电。
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余热发电运行数据参数主机技术规范汽机主要参数油系统规范汽水系统暖管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～，以温升速度为5～10℃/min暖管；当管壁温度达130～140℃后，以 Mpa/min的速度提升管内压力至额定后（ 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当真空升高到后，可以扣上危急遮断油门；3当润滑油温达到35~38℃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；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。
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：凝汽器双联冷油器射水泵空气冷却器（4组）供油装置凝结水泵真空除氧器给水泵循环水泵发电机继电保护机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：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 3Φ 100V2 发电机端电压PT2：AC 3Φ 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：≤%9 频率特性：≯±%/10%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=(20～130) ％12 调压范围：Uf(e)13 过载能力：长期运行f(e)14 顶值倍数：≥15 调差系数：（－15～＋15）％供电电源1 交流电源：（165～250）V/50Hz（＋4％～－6％Hz）2 直流电源：（200～250）V厂用变压器励磁变压器锅炉规范及主要参数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1～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时关闭汽包空气门，开启向空排气门；5确认汽包压力升至 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 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 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、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2～3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 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)炉烟气进气门或旁路门的开度，或者采取其它措施（如调节向空排气门，减少或增加锅炉进汽量等）。
2蒸汽汽温调节蒸汽的温度除应注意监视锅炉汽温变化外，同时还要注意受热面的积灰情况，监视除灰器等设备的运行情况是否正常。
锅炉排烟温度的调节锅炉运行中应加强排烟温度的监视和调整：1排烟温度过高，除锅炉进口烟温过高外，有可能因锅炉各受热面积灰严重，使热效率差而引起的，所以排烟温度过高时，应监视锅炉进口烟温，与水泥线中控室人员联系，调整AQC(SP)炉烟气进汽门或旁路门的开度，控制进口烟温。