余热发电工艺参数
余热发电数据
1、南玻集团投资 1 亿元，建 12mw 余热发电项目，平均发电功率 9600kw,每年发电量为 7920 万 kwh。
2、三峡新材厂余热电站总投资 7000 万，通过收集三条浮法线排放的烟气进行发电，年发电 量 6300 万 kwh。
500t/d 浮法玻璃熔窑能耗一览表序号 1 2 3 4 5 项目 耗油 能耗 玻璃熔化 窑体散热 烟气余热 单位时间消耗 84t/d 14.4×10 kj/h 5.8×10 kj/h 3.7×10 kj/h 4.9×10 kj/h7 7 7 7每 kg 玻璃也单耗 0.168kg 6900kj 2780kj 1800kj 2350kj从降低成本考虑， 烟气余热为 4.9×107kj/h， 按余热锅炉的热交换率 50%， 过热蒸汽 350℃～500℃热值为 2930kj/kg，产生 450℃蒸汽 8359kg/h，按中温（压）热力循环系统的汽耗率 4.2（kg/kwh） 计算，每小时发电量为 1990kwh。
3、余热发电系统 利用新建 550t 浮法生产线高温烟气配置一座纯低温余热发电站， 充分回收生产线排出的废气余热，将其转换成电能，再供生产线使用。
余热发电机出口电压为 10kV，余热电站所发电力接入厂区 10kV 变电 所的母线上，作第三路常用电源使用。
由总变电所向余热发电机组备用变压器提供一路 10kV 电源， 供整 个机组启动及备用电源使用，当机组正常运行后，余热电站厂用变压 器工作，其电源由发电机组自身供电。
余热发电机组主要技术参数指标名称 装机容量 平均发电功率 春夏秋季 冬 季 自用电率 年发电量 年供电量 单位 Mw kw kw % kwh kwh 指标 3 2760 2375 18 2024.5×104 1660×104三炉一机 余热电站采用三炉一机方案， 即每条玻璃生产线配置 1 台发电用余热 锅炉，共 3 台，设抽凝式汽轮发电机组 1 套。
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。
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。
余热发电技技术方案
余热发电技技术方案余热发电是指利用工业过程中产生的废热能源来发电的技术。
随着工业化进程的加快，工业生产过程中产生的余热资源日益增多，有效利用这些余热资源可以节约能源和减少环境污染。
下面将介绍一种基于余热发电的技术方案。
工业生产过程中产生的余热资源主要包括高温余热和低温余热两种类型。
高温余热主要指的是产生温度在300℃以上的废热，而低温余热主要指的是产生温度在100℃以下的废热。
对于这两类余热资源的利用，需要采用不同的技术方案。
对于高温余热的利用，可以采用透平发电技术。
透平发电技术是指利用高温余热来产生蒸汽，然后通过透平机组将蒸汽转化为机械能，最后再将机械能转化为电能。
这种技术方案具有效率高、发电量大的特点。
透平发电技术在许多工业领域已经得到广泛应用，如钢铁、化工等行业。
对于低温余热的利用，可以采用有机朗肯循环（ORC）发电技术。
ORC发电技术是指利用低温余热来加热有机工质（如有机液体），使其沸腾并产生蒸汽，然后通过透平机组将蒸汽转化为机械能，最后再将机械能转化为电能。
相比于透平发电技术，ORC发电技术可以利用温度较低的余热，例如生活垃圾焚烧产生的低温余热。
此外，ORC发电技术还具有运行稳定、可靠性高的特点。
在余热发电技术方案的实施过程中，还需要考虑以下几个方面的问题。
首先，需要对工业生产过程中产生的余热资源进行准确的测量和评估，确定其产热量和温度等参数。
其次，需要选择合适的余热发电技术和设备，如蒸汽透平机组或ORC机组。
同时，还需要考虑余热发电系统与工业生产过程的协调，确保余热资源的稳定供应和发电系统的可靠运行。
最后，还需要进行经济性分析和环境影响评估，评估余热发电技术方案的可行性和效益。
总之，利用工业生产过程中产生的余热资源进行发电是一种重要的节能减排技术。
通过采用透平发电技术和ORC发电技术等余热发电技术方案，可以有效利用余热资源，提高能源利用效率，减少环境污染。
未来应继续加大对余热发电技术的研发和推广力度，进一步提高其应用水平，推动可持续发展。
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
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。
余热发电工艺流程、主机设备工作原理简介(简单)
余热发电工艺流程、主机设备工作原理简介余热发电余热发电是一种通过回收生产过程中产生的工业余热，将其转化为电能的环保型能源利用技术。
它能够有效地提高工业生产过程中的能源利用率，减少大量二氧化碳和其他有害气体的排放，对于推动工业节能和环保发展有着重要的作用。
工艺流程余热发电工艺流程主要包括余热回收、余热蒸汽与受热水循环、加热循环、排气、冷凝等环节。
1.余热回收：利用余热回收装置对工业生产过程中的热量进行回收。
通常，余热回收设备采用高效传热器，将低温余热转化为高温余热。
2.余热蒸汽与受热水循环：余热回收后的高温余热通过传热器传导至工作介质，常用的介质为蒸汽和循环水。
3.加热循环：高温介质在加热器中进一步加热，增加介质的温度和压力。
4.排气：未能转化为电能的高温气体排放至大气中。
5.冷凝：过热蒸汽在冷凝器中冷却，将过热蒸汽转化为高压饱和水，该水通过泵在再次流入传热器，开始新一轮回收。
电能输出余热发电产生的电能主要经过调节和控制后输出，可以用于工厂内部用电和向电网输送电力。
主机设备工作原理简介余热发电主机设备包括涡轮发电机、减速器、发电机控制系统等主要设备。
以下是它们的工作原理简介：涡轮发电机涡轮发电机是余热发电设备中的核心设备之一。
它是将高速旋转的轴承通过机械装置转化为电能的装置。
其工作过程如下：1.涡轮叶片接受高压、高速蒸汽的冲击，启动涡轮的旋转。
2.涡轮的旋转通过轴传动减速器。
3.通过减速器就可以将转速降低到发电机的工作转速。
4.通过发电机控制系统控制输出的电压和频率，即可输出电能。
减速器减速器是涡轮发电机降低转速的一个重要设备，其工作原理如下：1.接收涡轮发电机传来的高速轴，降低转速。
2.转速降低之后，将轴的转速与电机控制系统的要求匹配，实现电能高效输出。
发电机控制系统发电机控制系统是整个余热发电设备的监控和控制中心，其工作原理如下：1.接收来自涡轮发电机的反馈信号，对电压和电流进行监控和调节。
2.通过反馈系统调节发电机的输出功率和工作状态。
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余热发电运行数据参数油系统规汽水系统暖管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5〜10C/min暖管；当管壁温度达130〜140C后，以0.25 Mpa/min的速度提升管压力至额定后(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 C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 C。
10蒸汽室温度低于200 C。
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围: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模拟量输入1发电机端电压PT1: AC 3①100V2发电机端电压PT2: AC 3①100V3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：〉土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及主要参数•锅炉给水质量标准名称单位数值硬度微克当量/升< 30溶解氧毫克当量/升< 50溶解固形物毫克当量/升< 3500 PH (25 C)> 7炉水质量标准名称单位数值磷酸根毫克当量/升10 〜30 PH10 〜12总碱度毫克当量/升14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1〜1.25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90C,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「C,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，正常运行水位为土50mm，极限水位为土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0.2MPa时关闭汽包空气门，开启向空排气门；5确认汽包压力升至0.3 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0.6 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1.0MPa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1.0 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1.25MPa、蒸汽330 C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30C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0.03 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 C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，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，允许变化围土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，变化超过土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。