余热发电工作标准

第一篇：余热发电工作标准

余热电站车间主任工作标准

为进一步强化余热车间生产现场的管理,规范各岗位人员的行为,和旋

窑中控做好沟通协调,确保人身设备安全,确保机组良好运行,发电最大化.依照电力安全生产规程.结合实际工作,特制定以下工作标准: 一 核实每班各岗位人员是否到位,工作状态是否良好.二,检查主机及辅机设备是否运行良好,若有异常情况及时组织人员处理.三,核对运行参数, 1,汽机温度是否在290度以上,主汽压力在1.0Mpa以上,过冷度控制在3度范围,循环水温和后汽缸排气温度是否相差8-15度,凝结水泵电流7-8.5A.射水泵电流63-70A,循环水泵电流285A-265A,润滑油压0.055-0.16Mpa,安全油压 0.97Mpa,事故油压0.09Mpa,脉冲油压0.51Mpa,主油泵出口油压1.0Mpa,轴瓦震动在30um以下,轴向位移0.4mm,主保护装置是否投入,备用泵是否联锁,轴瓦温度80度.2,锅炉进口与出口温度 SP炉进口280度以上,出口在190-205度,AQC炉进口在350度以上,出口在85-110度.锅炉负压是否正常,蒸汽量是否与烟汽温度相匹配,AQC拉链机电流是否在7.0-9.0A,润滑是否到位,有无异常响声,SP炉震打装置是否工作良好

3,电气:功率因数0.8-0.95 发电机线圈温度130度以下.发电机铁芯温度120度.4,化水:1.炉水品质是否合格,SP炉硬度小于等于30umL/v 电导小于等

于10us/cm PH 8-11 除盐水指标 硬度小于等于10umoL/L 电导 小于等于10umoL/L

PH 8-11 凝结水指标

硬度小于等于10 电导小于等于10

PH 8-11 循环水指标

硬度小于等于900mg/L 导电小于等于1700us/cm PH 7.0-8.8 绿离子小于100mg/L 钙离子小于630mg/L 浓缩信数小于等于2.5 总磷 3-5mg/L 5,真空泵是否运行.6.锅炉硬度电导高的情况下,连排是否打开.四,工作人员和设备安全防护措施是否到位,巡视期间巡视人员是否按规定配戴安全帽,灭火器是否具备及完好状态 五,和旋窑中控操作员沟通,寻找最佳点,达到双赢.六,确保成果导向,把每日发电量分配到班产36700Kmh,台时4600Kwh 七,卫生标准,严格按公司卫生标准达到车间卫生9.0分以上.控制室卫生9.5分以上.九,完成领导交代的临时性任务.十,按照培训计划组织车间人员进行学习.汽机工作标准

汽机操作员在当值期间应严密监视各项数据的变化,并对操作规程,安全规程,重要运行参数熟悉,要严格按照规程统一操作,随时与锅炉操作员保持密切联系,及时依据蒸汽品质调整负荷,运行参数: 1.汽轮机

型号： 额定转速： 高压进气参数： 低压进气参数：

BN5.5-1.5/0.35 3000r/min

额定功率： 临界转速：

7500KW 1580~1630r/min

P1=1.5MPa

T1=300°C

Q1=30.6t/h（最大35.3t/h）P2=0.35MPa

T2=95°C

Q2=3.5T/h（最大4t/h）

2.辅机运行：过冷度控制在3度范围,循环水温和后汽缸排汽温度是否相差8-15度,凝结水泵电流7-8.5A,射水泵电流63-70A,循环水泵电流265-285A,润滑油压0.055-0.16Mpa 安全油压,0.95-0.99Mpa,事故油压0.09Mpa, 脉冲油压0.51Mpa,主油泵出口油压1.0Mpa,轴向移位0.4mm,主保护装置是否投入.备用泵是否联锁。3.汽轮机起动、运行标准（1）负荷限制规定：

1）下列情况下，允许汽轮机可带额定电功率长期运行： a.蒸汽压力降到1.35MPa（绝对），蒸汽温度降到290°C时，冷却水进水温度不超过25°C。

b.冷却水进水温度升高至33°C，但应满足下列条件： c.蒸汽参数不低于额定值；

d.冷凝器保持计算的耗水量；

2）后汽缸真空低于－0.0867MPa时，机组应减负荷运行；真空降至－0.0733MPa时，负荷应降至零；真空降至－0.0607MPa时应事故停机。

.降负荷前应通知各有关部门做好准备。各辅助油泵进行试验，试验盘车装置电机。

.检查主汽门、补汽门和调节汽阀阀杆有否卡涩现象。降负荷时，随时注意机组的膨胀及振动情况。

密切观察凝汽器热井水位，注意调整主凝结水再循环管道上的阀门开度。

注意检查调节汽阀有否卡涩。如调节汽阀卡住而且不能在运行中消除时，应逐渐关闭主汽门或电动隔离阀，减负荷停机。

负荷减到零，得到“解列”信号后，打闸关闭主汽门，将自动主汽门手轮关到底，检查主汽门是否关闭严密。当补汽阀投入时，应先将补汽阀关闭，检查关闭严密后，再“解列”关主汽门。

停机降速过程中，应注意电动（备用）油泵是否自动投入运行，否则应手动起动电动（备用）油泵，维持润滑油压不低于0.050MPa(表)。在汽轮机减速过程中，同时降低凝汽器的真空度，其方法是缓慢打开凝汽器抽空气管到射水抽气器间管道上的放空阀。凝汽器真空降至－0.04~－0.03Mpa，转速降至500r/min时，停止向轴封供汽。在汽轮机转速及凝汽器真空降低过程中，不可过早停轴封供气，否则冷空气将自轴端进入汽缸，使转子和汽缸局部冷却，严重时会造成轴封摩擦

和汽缸变形。

转子完全静止后，立即投入盘车装置。盘车期间切换为润滑油泵运行。汽缸金属温度（调节级后）降为250 °C后，改为定时盘车，直至汽轮机完全冷却（汽缸金属温度低于150°C）。盘车投入前，关闭射水抽气器，停下凝结水泵。

转子静止1小时后，后汽缸温度又不超过50 °C时，停用循环水泵。以后盘车时，改用备用水源向冷油器供水。

冷油器出口油温降至35 °C以下时，关闭冷油器水侧阀门。关闭汽水管道上的所有阀门，打开直接疏水门。关闭通向汽缸本体的疏水门，严防漏汽进汽缸内。

化水运行工作标准

化水运行人员的主要工作职责是为锅炉提供足量,合格的除盐水,并根据取样和化验结果及时给锅炉加药,确保水质量合格.当班期间应巡视二次所属设备运行情况,并检查循环水池水位,根据情况及时补水,当发生事故隐患时应根据规程要求及时进行处理,并立即向班长汇报,制水时定时测定阳床,阴床水质,然后确定再生时间,再生前确保酸碱罐内酸碱是否够用,如果剩余不多,立即通知领导购买.1.炉水测定标准:硬度小于30umoL/L.碱度小于等于2.0umoL/L 磷酸根:6-16

PH:25度时8-11 炉水不合格通过控制给水标准,加药,排污来控制调整.2.除盐水控制指标: 电导小于等于1.0us/cm 硬度小于等于10umoL/L 3.凝结水控制指标:DD(电导)小于等于10us/cm YD(硬度)小于等于10umoL/L 4.给水标准: YD小于等于30umoL/L

DD小于等于10us/cm 5.化验循环水,根据水质情况合理加药,排污,严格控制水质量标准,根据浓缩倍数适当调整排污量,减少水量损失.降低补水率.循环水控制标准:总磷:3-5mg/L YD:小于等于900mg/L JD小于等于500mg/L DD小于等于1700us/cm PH:7.0-8.8 CL小于等于100mg/L 钙离子小于等于630mg/L 浓缩倍数小于等于2.5 6.再生时各参数标准:再生前进行反洗15min,确保除氧器水位不低

于1.2m.疏水箱不少于半箱.除盐水箱水位2.7m以上.然后通知汽机人员关闭除氧器进水阀进行再生.再生时再生剂流量控制HCL:0.3-0.4立方米/h.NaoH.0.3立方米/h 再生水流量控制在3.2立方米/h.HCL用60cm NaoH用45cm.然后进行量换40-60min 正洗时确保原水压离0.2Mpa左右,一般进行15min.当阳床硬度小于10umoL/L PH 4-5 阴床:YD小于10umoL/L PH:7-8 DD小于等于10us/cm时阴床出水。

7.化水运行人员应熟悉所有的化水设备的操作,调整,维护及事故处理,当发生隐患时,能及时并准确的找出问题所在,并处理,当无法处理时应立即同志当班班长或检修人员处理,并记录.电气工作标准

电气操作员在当值期间应严密监视各项数据的变化,查看各参数是否在规定范围之内,励磁电压(41-138.5V)励磁电流(121-295A)有功,无功,恒功率(0.8-0.95)最高运行电压不应高于额定值110%,发电机正常运行频率保持在50Hz,正常变动范围为正负0.2Hz,最大偏差不得超过正负0.5Hz.此时发电机可带额定负荷运行,禁止升高或降低频率运行.运行中的检查,在巡检设备的过程中,对电机检查轴承温度,振动,轴承润滑是否良好.地脚螺丝是否有松动,接地是否良好.检查发电机碳刷是否有无打火.定期对所维护的设备保养加油,并做好记录.1.主要设备电流：

凝结水泵电流7-8.5A

射水泵电流63-70A 循环水泵电流265-285A

低压给水泵4.5A 高压给水泵140-154A

AQC拉链机电流7.0-9.0A 2.发电机各部分温度的规定:（1）发电机定子线圈、铁芯最高允许温度分别为130°C。（2）转子线圈最高允许温度为130°C。

（3）发电机额定冷却风温出入口之差为40°C，其最低进风温度应以空冷器不凝结水珠为标准；通常凝结水珠的温度在20°C左右。3.发电机运行中的监视和维护

发电机运行中除按本规程5.3.2的要求进行有关检查外，还应检查以下各项：

（1）发电机进出口风温在规定范围。（2）发电机各部应清洁，周围无杂物。

（3）从发电机窥视孔对内部进行检查，不应有电晕及凝结水珠，线圈无变形，内部清洁无异音。

（4）所有炭刷接触良好，无过短、冒火、发热、卡住、破碎、跳动及迅速磨损现象。

（5）发电机引出线各接头应牢固，主开关、励磁开关刀闸不应发热、变色。（6）风冷室内无杂物、水及凝结水珠现象。

（7）每班应检查一次10KV母线与励磁回路绝缘情况，在励磁回路工作时不要进行测量。

运行中发现炭刷长度已达到或接近使用极限时，应及时将其更换（炭刷接触面至炭刷铜辫的长度小于或接近总长的1/3），更换时应注意下列各项：

（1）更换炭刷时应站在绝缘垫上，使用工具手柄应用绝缘物包好，不得同时触及不同极性的导体，或一处触及导体、一处触及接地部分，以免造成接地短路。（2）更换炭刷时要扣紧袖口，注意不使衣服及拭布被转动的部分挂住。（3）更换炭刷不应将两块炭刷同时提起，应一块一块的进行更换，并将炭刷表面打磨光滑，其接触面积不得少于70％。

（4）更换炭刷时应先提出炭刷后方可拆压辫螺丝，安装时相反，所用炭刷型号必须一致。

（5）每班更换炭刷的数量不得超过全部炭刷的1/3。

（6）更换炭刷应由有经验的人员进行操作，执行工作时应严格执行《安规》中的规定。

锅炉工作标准

（一）锅炉运行值班人员的职责

1.运行人员的任务就是要保证运行参数的稳定和绝对安全。为做到上述两点，要求余热锅炉的运行人员必须随时监视运行工况的变化，主要是监视汽压、汽温、水位、以及汽水品质。汽水品质不可忽视，汽水品质不合格易造成受热面结垢、积盐、恶化传热，严重的还会引起超温爆管。

2.在余热锅炉正常运行中，要求每班至少进行4次全面巡视检查，如果发现异常，应该及时处理。一般巡视检查的范围包括余热锅炉房内的全部设施，对巡视检查出的问题，除及时处理外，还需做好记录，以备查用。

3.余热锅炉运行数据日常记录工作是每小时进行一次。记录的目的在于分析运行情况，合理进行操作，判断事故的隐患。

（二）汽压调节

保持汽压稳定是余热锅炉运行中一个很重要的指标。如果汽压过高，会引起安全阀的频繁动作；余热锅炉汽压波动太大，则不能满足汽轮机运行的要求，同时也可能引起锅炉本身发生事故。因此运行人员必须密切注视运行压力的变化，做到勤与水泥生产操作人员联系，勤与汽轮发电机操作人员联系，根据烟气温度、流量调整发电负荷，保持汽压稳定。

（三）位监测

水位监测的重要性不言而喻，而冲洗水位计是一项基本功。为了清洁水位计玻璃板，便于观察水位，并防止水汽连通管堵塞，以免运行人员被假水位现象所迷惑而造成汽包缺水或满水事故。冲洗水位计的操作步骤是：

（l）全开水位计的放水阀，冲洗汽联管、水联管和玻璃（石英）管；

（2）关闭水位计水侧旋塞，冲洗汽联管和玻璃管；（3）关闭水位计汽侧旋塞，开水侧旋塞，冲洗水联管；（4）开汽侧旋塞，缓慢地关闭放水门，此时水位应立即上升至冲洗前正常水位，并有轻微波动；

（5）如冲洗后与其它水位计校对，发现水位计发现异常，应当重新冲洗、校对。

冲洗水位计时，操作要缓慢，不可同时关闭上部的汽阀和下部的水阀，以免玻璃管剧烈冷却。操作人员要有切实的防护措施，操作时面部不要正对水位计；以防玻璃管破锅炉汽包压力应控制在1.8Mpa以下,过热蒸汽1.6Mpa以下.低压汽包0.5Mpa以下,过热蒸汽0.35Mpa以下.如汽压过高,会引起安全阀的频繁动作,汽压波动大,也不能满足汽轮机运行,还可能引起锅炉发生事故,所以要严密注视压力变化,勤与中控联系,及时调整.保持汽压稳定.AQC,SP过热蒸汽低于290度,低压过热蒸汽低于140度.应开启疏水,联系中控提高烟温,避免蒸汽带水,发生水冲击.汽包水位,低于正常水位,避免负荷增加,压力下降过快,造成水位突然上升,如水位过高,应立即开启紧急放水,及时调整.锅炉正常运行中,应勤与中控联系在保证旋窑的同时,尽可能的加大锅炉负压,还有烟汽温度,同时调整旁路来提高发电量,定期对自己所维护的设备保养加油,锅炉极度电导高的情况下,加强对锅炉排污.碎伤人。

余热电站班长工作标准

班长在当值期间对本班人员核实,工作状态是否良好.并规范各岗位人员的行为,和中控做好沟通协调,确保人身设备安全,发电量最大化,依照,电力安全生产规程,结合实际工作,定以下工作标准: 一检查主机及辅机设备运行是否良好,若有异常情况及时组织人处理.二,核对参数,1,汽机温度是否在290度以上,主汽压力在1.0Mpa,循环水温和后汽缸排汽温度是否相差8-15度.润滑油压0.055-0.16Mpa,安全油压0.97Mpa,事故油压0.09Mpa,脉冲油压0.51Mpa,主油泵出口油压1.0Mpa,轴瓦震动在30um以下,轴向位移0.4mm,主保护装置是否投入,备用泵是否联锁.三,锅炉进口,出口温度:SP炉进口280度以上,出口在190-205度,AQC炉进口在350度以上,出口在85-110度.锅炉负压是否正常,蒸汽量是否与烟气温度相匹配,AQC拉链机电流是否在5.2-6.0A.润滑是否到位.有无异常响声.SP炉震打装置是否工作良好.四,电气,功率因数0.8-0.95,发电机线圈温度90度以下.发电机铁芯温度85度.五,真空除氧器是否运行

六,锅炉硬度,电导高的情况下,连排是否打开.七,工作人员和设备安全防护措施是否到位,巡视期间巡视人员是否按规定配戴安全帽.八,确保组班发电量,严格按公司卫生标准达到车间卫生9.0分以上.控

制室卫生9.5分以上.1． 主持班前会，核实本班出勤人员，了解设备运行情况：传达车间当天工作安排意见，班组成员按时签到并能自觉检查各岗位设备运行情况；主动与交班班长交流沟通，掌握有无异常运行方式及所采取的措施。2．（1）填写接班记录，安排本班工作：正常履行交接班手续，按照车间“卫生管理制度”的分工和标准安排各岗位人员打扫卫生；根据锅炉运行参数适时调整汽轮发电机组的负荷，保证稳发多供；对存在的设备缺陷报告车间主任，并能采取措施，保障设备安全运行。（2）与中控联系了解水泥线生产情况，并通报电站生产情况：定时与中控人员联系，报告余热锅炉的温度、压力，协调负荷增减的趋势，优化余热发电系统的最佳运行方式。不主动联系或调整不及时，每次成长赞助10元、俯卧撑10个。3． 巡回检查锅炉、汽机、化学、电气各专业设备；按照各专业的巡回检查路线图，对各专业的主要设备进行定时检查，发现设备安全隐患及缺陷，应立即采取正确的安全措施并汇报车间主任；监督各专业进行设备的定期切换试验，随时掌握主蒸汽温度和压力、负荷、真空等重要运行指标。4． 了解各专业现场安全措施执行情况：（1）正确地和安全地组织工作，监督本班人员正确使用劳保用品和安全用具。（2）协助车间或公司组织的安全检查活动，对发现的安全隐患要及时落实整改。（3）对本班组当班期间所发生的异常、障碍、未遂及事故，要及时记录和上报，保护好事故现场并组织分析原因、总结教训，杜绝类似事故的重复发生。5． 坚守岗位：班长值班期间不得擅自离岗，外出巡检时应指定电气或锅炉专业的主操作员临时负责，并保持与控制室联系畅通。6． 根据锅炉出力，保证机组安全生产和经济运行：余热发电必须依附熟料线的生产情况，而锅炉进口烟气量是影响其出力的关键，只要熟料线运转率正常，应保障机组具有最佳运行方式。7． 负责统计本班发电生产主要经济指标：在确保当班期间不发生人身和设备事故的同时，保证班发电量不低于机组经济负荷即8MW、自用电率小于8%，保持一定的先进指标。在车间开展的小指标竞赛中，对成绩突出者报公司给予奖励；在每旬评比最后一名交成长赞助5元、俯卧撑5个，月度考核最后一名交成长赞助10元、俯卧撑10个。8． 服从上级命令，做到令行禁止：积极参加公司或车间召开的有关会议，及时向班组成员传达上级指示精神；工作上服从车间的统一指挥，遵守调度命令，保证正常的生产秩序。不按时参加或违犯相关纪律，每次成长赞助5元、俯卧撑5个。9． 组织参加专业知识培训和读书学习，并能与班组成员共同成长：在班组中经常开展相互学习，自觉提高专业水平，能正确指导工作，保持头脑清醒处理意外事件；主动进行事故预想，把可能发生的异常、障碍及时消除，防患于未然。10．例行班后会：在交班后组织班后会，及时通报本班安全生产情况，欣赏班组成员，查摆不足和问题，总结经验、汲取教训。没按规定组织班后会或不认真执行，每次成长赞助5元、俯卧撑10个。

余热电站运行班长日常工作标准

第二篇：余热发电车间员工工作标准（精选）

余热电站车间领导工作标准: 为进一步强化余热车间生产现场的管理,规范各岗位人员的行为,和窑中控做好沟通协调,确保人身设备安全,确保机组良好运行,发电最大化.依照电力安全生产规程.结合实际工作,特制定以下工作标准: 一 核实每班各岗位人员是否到位,工作状态是否良好.二,检查主机及辅机设备是否运行良好,若有异常情况及时组织人员处理.三,核对运行参数, 1,汽机温度是否在290度以上,主汽压力在1.5Mpa以上,过冷度控制在3度范围,循环水温和后汽缸排气温度是否相差8-15度,凝结水泵电流7-8.5A.射水泵电流63-70A,循环水泵电流285A-265A,润滑油压0.055-0.16Mpa,安全油压 0.97Mpa,事故油压0.09Mpa,脉冲油压0.51Mpa,主油泵出口油压1.0Mpa,轴瓦震动在30um以下,轴向位移0.4mm,主保护装置是否投入,备用泵是否联锁,轴瓦温度80度.2,锅炉进口与出口温度 SP炉进口280度以上,出口在190-205度,AQC炉进口在350度以上,出口在85-110度.锅炉负压是否正常,蒸汽量是否与烟汽温度相匹配,AQC拉链机电流是否在7.0-9.0A,润滑是否到位,有无异常响声,SP炉震打装置是否工作良好

3,电气:功率因数0.8-0.95 发电机线圈温度130度以下.发电机铁芯温度120度.4,化水:1.炉水品质是否合格,SP炉硬度小于等于30umL/v 电导小于等于10us/cm PH 8-11 除盐水指标 硬度小于等于10umoL/L 电导 小于等于10umoL/L

PH 8-11 凝结水指标

硬度小于等于10 电导小于等于10

PH 8-11 循环水指标

硬度小于等于900mg/L 导电小于等于1700us/cm PH 7.0-8.8 绿离子小于100mg/L 钙离子小于630mg/L 浓缩信数小于等于2.5 总磷 3-5mg/L 5,真空泵是否运行.6.锅炉硬度电导高的情况下,连排是否打开.四,工作人员和设备安全防护措施是否到位,巡视期间巡视人员是否按规定配戴安全帽,灭火器是否具备及完好状态

五,和烧成车间沟通寻找最佳点达到双赢.六,确保成果导向,把每日发电量分配个人。七,卫生标准,严格按公司卫生标准执行.九,完成领导交代的临时性任务.十,按照培训计划组织车间人员进行学习.汽机工作标准

汽机操作员在当值期间应严密监视各项数据的变化,并对操作规程,安全规程,重要运行参数熟悉,要严格按照规程统一操作,随时与锅炉操作员保持密切联系,及时依据蒸汽品质调整负荷及运行参数。

辅机运行：过冷度控制在3度范围,循环水温和后汽缸排汽温度是否相差8-15度,凝结水泵电流7-8.5A,射水泵电流63-70A,循环水泵电流265-285A,润滑油压0.055-0.16Mpa 安全油压,0.95-0.99Mpa,事故油压0.09Mpa, 脉冲油压0.51Mpa,主油泵出口油压1.0Mpa,轴向移位0.4mm,主保护装置是否投入.备用泵是否联锁。

汽轮机起动、运行标准（1）负荷限制规定：

1）下列情况下，允许汽轮机可带额定电功率长期运行： a.蒸汽压力降到1.35MPa（绝对），蒸汽温度降到320°C时，冷却水进水温度不超过25°C。

b.冷却水进水温度升高至33°C，但应满足下列条件： c.蒸汽参数不低于额定值； d.冷凝器保持计算的耗水量；

2）后汽缸真空低于－0.0867MPa时，机组应减负荷运行；真空降至－0.0733MPa时，负荷应降至零；真空降至－0.0607MPa时应事故停机。

.降负荷前应通知各有关部门做好准备。各辅助油泵进行试验，试验盘车装置电机。

.检查主汽门、补汽门和调节汽阀阀杆有否卡涩现象。降负荷时，随时注意机组的膨胀及振动情况。密切观察凝汽器热井水位，注意调整主凝结水再循环管道上的阀门开度。注意检查调节汽阀有否卡涩。如调节汽阀卡住而且不能在运行中消除时，应逐渐关闭主汽门或电动隔离阀，减负荷停机。

负荷减到零，得到“解列”信号后，打闸关闭主汽门，将自动主汽门手轮关到底，检查主汽门是否关闭严密。当补汽阀投入时，应先将补汽阀关闭，检查关闭严密后，再“解列”关主汽门。

停机降速过程中，应注意电动（备用）油泵是否自动投入运行，否则应手动起动电动（备用）油泵，维持润滑油压不低于0.050MPa(表)。在汽轮机减速过程中，同时降低凝汽器的真空度，其方法是缓慢打开凝汽器抽空气管到射水抽气器间管道上的放空阀。凝汽器真空降至－0.04~－0.03Mpa，转速降至500r/min时，停止向轴封供汽。在汽轮机转速及凝汽器真空降低过程中，不可过早停轴封供气，否则冷空气将自轴端进入汽缸，使转子和汽缸局部冷却，严重时会造成轴封摩擦和汽缸变形。

转子完全静止后，立即投入盘车装置。盘车期间切换为润滑油泵运行。汽缸金属温度（调节级后）降为250 °C后，改为定时盘车，直至汽轮机完全冷却（汽缸金属温度低于150°C）。盘车投入前，关闭射水抽气器，停下凝结水泵。

转子静止1小时后，后汽缸温度又不超过50 °C时，停用循环水泵。以后盘车时，改用备用水源向冷油器供水。

冷油器出口油温降至35 °C以下时，关闭冷油器水侧阀门。关闭汽水管道上的所有阀门，打开直接疏水门。关闭通向汽缸本体的疏水门，严防漏汽进汽缸内。

化水运行工作标准

化水运行人员的主要工作职责是为锅炉提供足量,合格的除盐水,并根据取样和化验结果及时给锅炉加药,确保水质量合格.当班期间应巡视二次所属设备运行情况,并检查循环水池水位,根据情况及时补水,当发生事故隐患时应根据规程要求及时进行处理,并立即向班长汇报

1.炉水测定标准:硬度小于30umoL/L.碱度小于等于2.0umoL/L 磷酸根:6-16 PH:25度时8-11 炉水不合格通过控制给水标准,加药,排污来控制调整.2.除盐水控制指标: 电导小于等于1.0us/cm 硬度小于等于10umoL/L 3.凝结水控制指标:DD(电导)小于等于10us/cm YD(硬度)小于等于10umoL/L 4.给水标准: YD小于等于30umoL/L DD小于等于10us/cm 5.化验循环水,根据水质情况合理加药,排污,严格控制水质量标准,根据浓缩倍数适当调整排污量,减少水量损失.降低补水率.5.循环水控制标准:总磷:3-5mg/L YD:小于等于900mg/L JD小于等于500mg/L DD小于等于1700us/cm PH:7.0-8.8 CL小于等于100mg/L 钙离子小于等于630mg/L 浓缩倍数小于等于2.5 6 化水运行人员应熟悉所有的化水设备的操作,调整,维护及事故处理,当发生隐患时,能及时并准确的找出问题所在,并处理,当无法处理时应立即同志当班班长或检修人员处理,并记录.锅炉工作标准

（一）锅炉运行值班人员的职责

1.运行人员的任务就是要保证运行参数的稳定和绝对安全。为做到上述两点，要求余热锅炉的运行人员必须随时监视运行工况的变化，主要是监视汽压、汽温、水位、以及汽水品质。汽水品质不可忽视，汽水品质不合格易造成受热面结垢、积盐、恶化传热，严重的还会引起超温爆管。

2.在余热锅炉正常运行中，要求每班至少进行4次全面巡视检查，如果发现异常，应该及时处理。一般巡视检查的范围包括余热锅炉房内的全部设施，对巡视检查出的问题，除及时处理外，还需做好记录，以备查用。

3.余热锅炉运行数据日常记录工作是每小时进行一次。记录的目的在于分析运行情况，合理进行操作，判断事故的隐患。

（二）汽压调节

保持汽压稳定是余热锅炉运行中一个很重要的指标。如果汽压过高，会引起安全阀的频繁动作；余热锅炉汽压波动太大，则不能满足汽轮机运行的要求，同时也可能引起锅炉本身发生事故。因此运行人员必须密切注视运行压力的变化，做到勤与水泥生产操作人员联系，勤与汽轮发电机操作人员联系，根据烟气温度、流量调整发电负荷，保持汽压稳定。

（三）位监测

水位监测的重要性不言而喻，而冲洗水位计是一项基本功。为了清洁水位计玻璃板，便于观察水位，并防止水汽连通管堵塞，以免运行人员被假水位现象所迷惑而造成汽包缺水或满水事故。冲洗水位计的操作步骤是：

（l）全开水位计的放水阀，冲洗汽联管、水联管和玻璃（石英）管；

（2）关闭水位计水侧旋塞，冲洗汽联管和玻璃管；（3）关闭水位计汽侧旋塞，开水侧旋塞，冲洗水联管；（4）开汽侧旋塞，缓慢地关闭放水门，此时水位应立即上升至冲洗前正常水位，并有轻微波动；

（5）如冲洗后与其它水位计校对，发现水位计发现异常，应当重新冲洗、校对。冲洗水位计时，操作要缓慢，不可同时关闭上部的汽阀和下部的水阀，以免玻璃管剧烈冷却。操作人员要有切实的防护措施，操作时面部不要正对水位计；以防玻璃管破锅炉汽包压力应控制在1.8Mpa以下,过热蒸汽1.6Mpa以下.低压汽包0.5Mpa以下,过热蒸汽0.35Mpa以下.如汽压过高,会引起安全阀的频繁动作,汽压波动大,也不能满足汽轮机运行,还可能引起锅炉发生事故,所以要严密注视压力变化,勤与中控联系,及时调整.保持汽压稳定.AQC,SP过热蒸汽低于290度,低压过热蒸汽低于140度.应开启疏水,联系中控提高烟温,避免蒸汽带水,发生水冲击.汽包水位,低于正常水位,避免负荷增加,压力下降过快,造成水位突然上升,如水位过高,应立即开启紧急放水,及时调整.锅炉正常运行中,应勤与中控联系在保证旋窑的同时,尽可能的加大锅炉负压,还有烟汽温度,同时调整旁路来提高发电量,定期对自己所维护的设备保养加油,锅炉极度电导高的情况下,加强对锅炉排污.余热发电工段长工作标准

工段长在当值期间对本班人员核实,工作状态是否良好.并规范各岗位人员的行为,和中控做好沟通协调,确保人身设备安全,发电量最大化,依照,电力安全生产规程,结合实际工作,定以下工作标准: 一.检查主机及辅机设备运行是否良好,若有异常情况及时组织人处理.二,核对参数,1,汽机温度是否在290度以上,主汽压力在1.5Mpa,循环水温和后汽缸排汽温度是否相差8-15度.润滑油压0.055-0.16Mpa,安全油压0.97Mpa,事故油压0.09Mpa,脉冲油压0.51Mpa,主油泵出口油压1.0Mpa,轴瓦震动在30um以下,轴向位移0.4mm,主保护装置是否投入,备用泵是否联锁.三,锅炉进口,出口温度:SP炉进口300度以上,出口在190-205度,AQC炉进口在380度以上,出口在85-110度.锅炉负压是否正常,蒸汽量是否与烟气温度相匹配,AQC拉链机电流是否在5.2-6.0A.润滑是否到位.有无异常响声.SP炉震打装置是否工作良好.四,电气,功率因数0.8-0.95,发电机线圈温度90度以下.发电机铁芯温度85度.五,除氧器是否运行正常。

六,锅炉硬度,电导高的情况下,连排是否打开.七,工作人员和设备安全防护措施是否到位,巡视期间巡视人员是否按规定配戴安全帽.八,确保组班发电量,严格按公司卫生标准打扫车间卫生。

余热电站运行班长日常工作标准

1． 主持班前会，核实本班出勤人员，了解设备运行情况：传达车间当天工作安排意见，班组成员按时签到并能自觉检查各岗位设备运行情况；主动与交班班长交流沟通，掌握有无异常运行方式及所采取的措施。

2．（1）填写接班记录，安排本班工作：正常履行交接班手续，按照车间“卫生管理制度”的分工和标准安排各岗位人员打扫卫生；根据锅炉运行参数适时调整汽轮发电机组的负荷，保证稳发多供；对存在的设备缺陷报告车间主任，并能采取措施，保障设备安全运行。（2）与中控联系了解水泥线生产情况，并通报电站生产情况：定时与中控人员联系，报告余热锅炉的温度、压力，协调负荷增减的趋势，优化余热发电系统的最佳运行方式。

3． 巡回检查锅炉、汽机、化学、电气各专业设备；按照各专业的巡回检查路线图，对各专业的主要设备进行定时检查，发现设备安全隐患及缺陷，应立即采取正确的安全措施并汇报车间主任；监督各专业进行设备的定期切换试验，随时掌握主蒸汽温度和压力、负荷、真空等重要运行指标。

4． 了解各专业现场安全措施执行情况：

（1）正确地和安全地组织工作，监督本班人员正确使用劳保用品和安全用具。（2）协助车间或公司组织的安全检查活动，对发现的安全隐患要及时落实整改。

（3）对本班组当班期间所发生的设备异常、未遂及事故，要及时记录和上报，保护好事故现场并组织分析原因、总结教训，杜绝类似事故的重复发生。

5． 坚守岗位：班长值班期间不得擅自离岗，外出巡检时应指定电气或锅炉专业的主操作员临时负责，并保持与控制室联系畅通。

6． 根据锅炉出力，保证机组安全生产和经济运行：余热发电必须依附熟料线的生产情况，而锅炉进口烟气量是影响其出力的关键，只要熟料线运转率正常，应保障机组具有最佳运行方式。

7． 负责统计本班发电生产主要经济指标：在确保当班期间不发生人身和设备事故的同时，保证班发电量不低于机组经济负荷、自用电率小于7%，保持一定的先进指标。在车间开展的小指标竞赛中，对成绩突出者报车间给予奖励；

8． 服从上级命令，做到令行禁止：积极参加公司或车间召开的有关会议，及时向班组成员传达上级指示精神；工作上服从车间的统一指挥，遵守调度命令，保证正常的生产秩序。9． 组织参加专业知识培训和技能学习：在班组中经常开展相互学习，自觉提高专业水平，能正确指导工作，保持头脑清醒处理意外事件；主动进行事故预想，把可能发生的异常、障碍及时消除，防患于未然。

10．例行班后会：在交班后组织班后会，及时通报本班安全生产情况，查找不足和问题，总结经验、汲取教训。

第三篇：余热发电设计方案

热控方案

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。

6.7、热工自动化试验室

第四篇：余热发电工作注意事项

工作注意事项

1、每班在各数据记录表中所体现的解并列操作及检修工作，必须及时填写工作票、操作票，如若因工作太忙来不及填写，必须在下班后填写完整；否则按规定进行处罚。

2、3、每班在各数据记录表中，必须认真填写，数字工整清晰，不能涂改。设备轮换记录及安全阀抬跳记录，需要填写的日期轮到哪班填写，当班必须填写；以后车间不在通知催促。

4、每班汽轮机操作人员，在接班后必须对调节汽门连杆销钉检查一遍，将机头座架及后汽缸座架膨胀地脚螺栓处清理一遍。

5、每班汽轮机操作人员在值班期间，必须按照操作规程定时到汽轮机组现场巡视，查看各种仪表显示情况、润滑油回油及碳刷情况，及时和操作员站显示情况核对；必须按照操作规程定时到0米现场巡视设备，检查有无振动及异常声音等情况。

6、每班汽轮机操作人员在值班期间，必须利用手持式振动测试仪对1---4瓦进行振动测试，时间分别为接班后、班中及交班前；值班期间如若操作员站显示振动出现变化，必须立即利用手持式振动测试仪进行测试，核对振动实际数据的变化情况。

7、汽轮机组调整有功负荷时，需随即调整无功功率，发电机功率因数必须控制在0．8---０．８３之间．

8、汽轮机操作人员及锅炉操作人员，必须严格按照操作规程，严控操作参数；操作参数出现异常，必须及时进行调整。

9、对汽轮机油每月过滤2次，时间分别为每月的6----9日和20---23日，当班白班必须启、停滤油机。

10、在气温较低的冬季，巡检人员必须加强巡检，发现上冻后，必须及时利用电

暖风进行加热融化。

11、在气温较低的冬季，各班必须严格按照“冬季各阀门防冻措施”进行操作。

12、操作控制参数：

主汽温度：320℃+50－20，即300℃------370℃，温度超出范围，立即严格按照操作规程操作。

主汽压力：1．６±０．２Ｍpa，温压力超出范围，立即严格按照操作规程操作。

补汽温度：155℃±15℃

补汽压力：0．３５+0.2Ｍpa

冷却水温：正常25℃，最高：33℃

均压箱压力：0．００３――０．０３Ｍpa

主油泵进口油压：0．１４Mpa

主油泵出口油压：０．９４Mpa

润滑油压：０．１４Mpa左右

13、操作应注意的事项：

（1）允许汽机带额定功率长期运行：

A.蒸汽压力1.4Mpa，蒸汽温度 ３００℃。冷却水进水温度 ２５℃。

B.冷却水温度 ３３℃，蒸汽参数不低于额定值，冷凝器保持计算的耗水 量。

C.后汽缸真空低于-８６.７kpa，机组应降负荷运行。

后汽缸真空降至-７３.３Kpa，负荷应降为０。

后汽缸真空降至-６０.７Kpa，应故障停机。

（2）润滑油温高于４０-５０℃，冷油器投入。

润滑油温低于２５℃，应对润滑油加热。

润滑油温保持在３５-４５℃之间，低于３５℃时应关闭冷油器水阀。

（3）汽轮机组带负荷后，以１５０KW/min速率增加负荷，负荷增加至５０％额定

负荷时，停留１０-２０分钟后再逐渐增加负荷。

（4）停机时，当冷凝器真空降至-０.０４－０.０３Mpa，转速降至５００r/min时，停止向汽封供汽。

转子完全停止后，立即投入交流润滑油泵及盘车装置。

汽缸金属温度（调节级后温度）降为２５０℃，改为定时盘车直至汽轮机完全冷却（汽缸金属温度低于１５0℃）

（5）主蒸汽压力超过允许变化的上限１.６+０.２Mpa，应节流降压。节流降压无效时应故障停机。

主蒸汽压力低于允许变化的下限１.６-０.２Mpa，应降低负荷。

主蒸汽温度超过允许变化的上限（３２０＋５０℃）５℃时，运行３０分钟后仍不能降低，应故障停机，全年运行累计不超过４００小时。

主蒸汽温度低于允许变化的下限（３２０-２０℃）５℃时，应降低负荷。

（6）各炉蒸汽及主蒸汽温度降至３００℃，应开疏水，降至２９０℃时应解列。

14、报警参数：

（1）润滑油压高于０.１６Mpa 报警。正常：０.１4Mpa左右。

（2）润滑油压低于０.０５Mpa，连锁启动交流电动油泵。

润滑油压低于０.０４Mpa，连锁启动直流电动油泵。

润滑油压低于０.０２Mpa，停机。

润滑油压低于０.０１５Mpa，停回转设备。

（3）主要热工参数的报警及跳机值。

报警值停机值

轴向位移≤－０.５mm或≥１.０mm≤－０.６mm或≥+１.３mm

转速≥３２４０r/min≥3360r/min 推力轴承前轴承温度≥７５℃≥８５℃ 冷凝器真空度≥－８7kpa≥-61kpa 振动≥４０μm≥70μm 凝汽器水位≤１５０mm或≥９５０mm

润滑油压≤０.０５Mpa≤０.０２Mpa１＃、２＃ＳＰ高压气包水位≤-３５０mm或≥３５０mm １＃、２＃AQC高压气包水位≤-350mm或≥３５０mm

１＃、２＃AQC低压气包水位≤-２５０mm或≥２５０mm

第五篇：余热发电工段2012工作总结

余热发电工段2012年工作总结

2012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2012年的主要工作和完成情况、重要技改项目及2013年工作思路分别汇报如下：

一、2012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42229800度电，供39401600度电，厂用电率6.7%，折合吨熟料发电量28.42度。

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、职场标准化工作稳步推进，安全标准化工作顺利通过国家验收，余热发电项目竣工顺利通过集团总部初验收。

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不，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。对有个别职工思想波动、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、做好每一次的市场协同停机检修

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、改变冷却塔风机扇叶角度，提高机组真空，增加发电量。在实际运行中，我工段两台冷却塔风机电机电流为85A左右，在6月份的停机检修中，对风机扇叶的角度做了详细的测量，发现各扇叶的角度不但不一，而且有调整的余地，工段迅速与厂家联系、在征求设备部工程师张工的意见后，对两台风机的扇叶角度进行了精确的调整。运行后，风机的电流均增加到了95A左右，冷却效果明显增加，汽轮机的后汽缸温度显著下降，真空提高了3000Pa左右，根据有关经验，机组的整体热效率提高了4％，发电量亦相应成比例增 4

加。

②、对四台锅炉汽包电接点水位计进行改造

由于信号在传输过程中存在干扰现象，不能正确判断汽包水位，出现假水位现象，给中控和巡检人员的监视带来不便。我们采用加装两线制液位变送器，就地安装数显表抑制干扰，就地与中控有机的结合起来，更加完善了对汽包水位的监控，保证了设备的安全稳定运行。

③、在两台SP锅炉卸灰阀下部加装篦网。

防止了预热器、锅炉等内部的杂物、振打夹板落入拉链机、均化库等，保证了设备的安全稳定运行。

④、一线窑头锅炉下部加装卸灰阀

由于一线窑头负压较低，锅炉底部大量积灰，锅炉发生漏水事故时不易及时发现，造成底部热灰凝固，给清灰工作带来不便。安装卸灰阀后既改善了锅炉清灰效果，又能使锅炉漏水时及时发现、，防止事态扩大造成更严重的后果。

⑤、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。

⑥、对两台SP锅炉的外部振打装置进行改造

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，5

为公司节约了可观的资金。

⑦、改变AQC炉、沉降室下部卸灰阀、拉链机的运行方式，节省可观的电耗

我工段AQC炉、沉降室下部卸灰阀、拉链机自生产运行以来一直是按照厂家的要求，采用连续运行的方式，经过长时间的摸索和观察研究，发现下灰量不是很多。在每次的停窑检修时，我工段检修人员在进入AQC炉、沉降室检查时发现积灰量不是很大。针对这种情况，工段果断的采取了间断启停卸灰阀、拉链机的运行方式，并且在各下灰管段开启多个观察孔观察灰量，以此来判断安全启停时间间隔的状况。经过反复的摸索，现每班仅启停两次，均能达到使用效果。后工段将此情况与洛矿院有关专家联系，在征求他们的意见后，采取了当前间断启停的使用模式。

现我工段7台卸灰阀、6台拉链机一天总运行时间仅为1小时，停运时间达到23小时左右，一年下来能为公司节约电量11000kw.h ⑧、调整凝结水泵的运行模式 降低电流节约了电量

凝结水泵在实际运行中，能自动调节凝结器水位，所以它的运行工况与机组的负荷有一定的关系，常规的运行方式都是将该泵的进出口阀门全开，保证其在运行中能自动调节凝结器水位。在我工段长期的工作实践中，发现通过调节出口门及再循环门均能达到机组的使用效果，并且能有效的消除凝结水泵在实际运行中由于凝结器水位突然降低而产生汽蚀现象。在调整后运行近四个月以来，证明这种方法安全可靠，并且使凝结水泵的电流由以前的37A降为当前的32A左右，不但节约了电量、消除了汽蚀、延长了叶轮的使用寿命，而且使电机的温度有了明显的下降。

这一系列有效措施的实施，使我工段的自用电量有了明显的降低，在同行业中处于领先地位。同时有效的减轻了设备的磨损，延长

了设备的使用寿命，增加了设备的检修周期、降低了检修人员的工作量。

三、2013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 7

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。2013年，我们准备好了！

余热发电工段 2012-11-29