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实习报告
大唐耒阳发电厂实习报告
一、耒阳发电厂简介
耒阳发电厂位于耒阳市南部，濒临耒水，三面环水。
电厂总的装机容量为1000MW，是湖南地区最重要的火力发电厂之一。
该厂建于80年代，1989年一期2台200MW发电机投入运行，2004年6月二期2台300MW发电机投入运行，装机容量为1000MW。
耒阳发电厂一期耗煤指标为387克/kwh，耗油量为3000吨/年，总发电量为19.5亿kwh，非停运次数为8次；二期的上述指标分别为356克/kwh，5000吨/年，19.9亿kwh，非停运次数为0次。
耒阳发电厂每年要实现200天无事故运行，年运行小时数为6000小时/年。
二期两台300MW发电机组采用的是东方电气公司生产的型号为QFSN-300-2-20B发电机，冷却方式为水-氢-氢，发电机、主变及高厂变接线为发电机单元接线，220KV系统为双母线接线带旁路，经3回出线与电网联络，励磁系统整体采用ABB公司成套的机端励磁变-静止可控硅即并激励磁方式。
二、动力设备
2.1锅炉
电厂采用的是北京巴.威有限公司为二期生产的B&WB-1025/17.5-M，锅炉为单汽包、单炉膛平衡通风、一次在热、固态排渣、“W”火焰燃烧方式、露天布置、压临界压力、自然循环循环燃烧锅炉。
锅炉为双拱炉膛，炉膛宽度为21m，上炉膛深度为8.4m，下炉膛深度为56.99m，炉顶标高为52.72m，灰斗出口标高为7.6m，汽包标高为56.99m，炉拱标高为25.37m，前后拱上各布置8支浓缩型EI-XCL双调风旋流燃烧器，下射式喷射，火焰呈“W”形。
每台燃烧器配备火焰检测器及点火器，火检配备二台探头冷却风机，点火器由高能点火装置和点火支油枪组成，其推进结构采用气动驱动方式。
油枪采用蒸汽雾化，燃用轻柴，16支油枪可带负荷30%MCR以上。
在前后墙上个布置一个分隔风箱，在下炉前后墙布置了分级风，二级次风调节系统采用推拉式轴向风结构。
水冷壁为膜式水冷壁，在热负荷较高的区域布置内螺纹管，有4根集中下降管。
锅炉的主要特性参数如下表
表2.1锅炉主要性能参数
名称
单位
负荷工况
B-MCR
THA
主蒸汽流量
t/h
1025
895
主蒸汽压力
Mpa
17.08
主蒸汽流量
。
C
540
再热汽流量
t/h
849
748
再热蒸汽压力（进/出口）
Mpa
3.827/3.682
再热蒸汽温度（进/出口）
。
C
329/540
给水温度
。
C
280
一次风温（进/出口）
。
C
20/373
二次温度（进/出口）
20/373
省煤器出口过剩系数
1.25
空预器出口过剩空气系数
1.325
排烟温度（修正前/后）
。
C
121/116
计算热效率
91.57
91.91
炉膛容积热负荷
Kw/m3
98.8
炉膛断面热负荷（上/下炉膛）
Kw/m3
4.55/2.45
炉膛出口烟温
。
C
1025
2.2汽轮机
气轮机本体设备技术规范：
气轮机型号：
N300-16.7/537/537-7
气轮机型式：
亚临界一次中间在热、单轴、高中压合缸、双缸双排汽凝汽式气轮机
气轮机转速：
3000r/min
额定功率：
300MW（ECR工况）最大功率：
334MW（ECR工况）
转动方向：
从气轮机向发电机方向看为顺时针方向
气轮机级数：
共27级。
其中高压缸为1调压级+8压力级；中压缸为6压力级；低压缸为2X6压力级。
抽汽级数：
8级（3台高加+1台除氧器+4台低加）
临界转速（计算值）：
高中压转子：
1769.1r/min低压转子：
1698r/min
发电机转子一阶：
1393.8/min发电机转子二阶：
3401.5/min
气轮机热耗（额定工况下）：
7854kj/kw.h
额定蒸汽参数：
主蒸汽压力：
16.67Mpa主蒸汽温度：
537。
C
主蒸汽流量：
895.1t/h再热汽压力：
3.17Mpa
再热汽温度：
537。
C再热汽流量：
748t/h
背压（冷却水20。
C）5.39kpa
三、电气主设备及电气主接线
3.1发电机
耒阳电厂二期两台300MW发电机组采用的是东方电机股份有限公司生产的型号为QFSN-300-2-20B发电机，冷却方式为水-氢-氢，发电机、主变及高厂变接线为发变组单元接线，220KV系统为双母线带旁路接线，经3回出线与电网联络。
3.1.1300MW发电机的主要参数
300MW发电机的参数如表3.1所示。
表3.1300MW发电机的主要参数表
序号
项目
单位
参数
备注
1
型号
QFSN-300-2-20B
2
额定功率
MW
300
3
最大连续出力
MW
330
4
额定电压
KV
20
5
额定电流
KA
10.189
6
额定功率因数
7
额定励磁电流
A
2047
8
额定励磁电压
V
389
100℃计算值
9
额定频率
Hz
50
10
额定转数
rpm
3000
11
定子绕组接法
2-Y
12
相数
3
13
出线端子数目
6
14
额定氢压
Mpa
0.25
15
最高氢压
Mpa
0.35
16
短路比
≥0.6
17
效率
≥98.9%
18
强励顶值电倍数
≥2
19
强励电压响应比
≥2/S
20
允许强励时间
s
10
21
轴承振动
mm
≤0.025
22
轴振
mm
≤0.075
23
漏氢
m3/d
≤10
24
瞬变电抗
≤0.25
25
超瞬变电抗
≤0.15
26
发电机噪声
dB
89
距机座1m高1.2m
3.1.2发电机运行的基本规则
发电机定子电压允许在额定值的±5%变化，此时，定子电流相应的变化。
电压最高不超过额定值的10%左右。
发电机强行励磁时，强励电压为1.5倍额定转子电压，持续时间不大于20秒。
当系统故障时，发电机允许15%过电流运行，时间不超过30秒。
当定子线圈、铁芯出水温度超过规定的值且调整无效时，应降低发电机的出力，使其恢复正常值。
发电机线圈、铁芯出风、出水及其他部分的温度不超过规定的值时，允许进风温度有所提高。
若水路系统发生异常情况或故障，不允许发电机在此情况下开机。
不允许在定、转子和端部不通水的情况下加励磁和带负荷运行。
3.1.3发电机正常运行及备用中的检查
1.发电机本体清洁无异物，运转声音正常，无异常振动，无异味。
2.发电机系统各表计指示正常，本体各部温度符合规定值，无局部过热现象。
3.发电机氢、油、水系统参数正常，无渗漏、结露现象。
4.发电机滑环上的碳刷应清洁完好，发电机大轴接地碳刷接触良好。
5.发电机出口封闭母线各部温度正常，无过热变色现象，接地线完好无异常。
6.发电机出口电压互感器，及避雷器无过热，松动，放电现象，接地装置完好无异常。
7.发电机氢气干燥器运行正常，定期排污。
8.发电机绝缘过热装置运行正常，无漏气现象。
9.发电机没灭磁开关，灭磁电阻和转子过电压保护装置运行正常，接触良好无过热。
各整流控制柜硅元件温度正常，冷却风扇运行正常，保险良好。
保护盘上各继电器完好，装置运行正常，无异常报警，保护加用正确
3.1.4发电机事故处理
电气事故处理的总原则：
保命、保网、保主设备的安全。
电气事故处理的任务：
1.尽快限制事故的发展，消除事故的根源，隔离故障点，并消除对人身和设备的危险；
2.发生事故时，设法保证厂用电及主机正常运行，防止事故扩大；
3.在不影响人身、设备安全的情况下，尽可能保持设备继续运行，并根据事故的需要和机组的可能，及时调整运行机组的有功、无负荷；
4.尽快对已停电的用户恢复供电；
5.在事故根源已经消除及故障设备退出运行之后，尽快使系统恢复正常运行方式。
3.1.5发电机正常运行中的参数
1.发电机正在铭牌规定参数下长期连续运行；
2.发电机额定出力时，电压允许变动范围在额定电压的95%~105%（19~21kv）以内，频率允许范围在-5%~+3%（47.5~51.5HZ）以内；
3.发电机功率因数为额定值时，电压的变动范围在额定电压的95%~105%（19~21kv）以内，频率允许范围在-3%~+1%（48.5~50.5HZ）以内允许长期连续运行；电压的变动范围在额定电压的95%~105%（19~21kv）以内，频率允许范围在-5%~+3%（47.5~51.5HZ）以内允许带功率运行，但每年不超过10次，每次不超过8h；
4.发电机定子电压低于额定电压的95%（19kv）时，定子电流长期允许的数值，不得大于额定值的105%（107.5KV）；
5.发电机的功率因数应保持在迟相0.85~0.99范围内运行，发电机能否进相运行应由进相实验确定；
6.发电机负序电流不超过额定电流的10%，且每相电流不大于额定电流，发电机短时负序过电流的时间有I22*t≤10确定；
7.在发电机运行中，应保持氢气压大于内冷水压力，其压差不得小于0.04Mpa否则应及时调整。
3.1.6发电机的冷却系统
1.发电机的冷却方式为水氢氢。
2.定子线圈及引出线套管采用水内冷，冷却水有励磁端入，汽机端出，与外部水系统一起构成密闭式循环水冷却系统。
定子铁芯及其他构件采用氢气表面冷却。
3.转子线圈采用氢气内冷。
整个转子本体沿轴向长度对静子相应的分为九个风区：
四个进风区（冷风区），五个出风区（热风区）构成密闭循环风冷系统。
在发电机两端装设四台立式氢气冷却器。
4.集电环两个，经绝缘套管隔开。
热套与转子轴上两环之间有热套与转子轴上的离心式风扇对集电环进行冷却。
集电环边面应无变色，过热现象，其温度应不大于120。
C。
5.主励磁机冷却方式为空冷密闭通风系统。
在其定子顶部装有空气冷却器。
副励磁机的冷却方式为空冷防护通风系统。
3.2主变压器
3.2.1主变压器的主要参数
主变压器的主要参数如表3.2所示
3.2.2主变压器的运行的一般规则
变压器在规定的冷却条件下，可按照铭牌规定的额定参数运行。
变压器运行，电压允许在额定值的±5%范围内变动时，其额定容量不变，最高运行电压不得超过各分接头相应额定值的105%。
油浸式变压器上层油温应保持在85以下，最高不得超过95，温升保持在55以下。
为防止变压器油劣化变质，上层油温不宜经常超过85运行。
变压器允许正常过负荷运行，事故情况下，允许变压器短时过负荷运行，但应控制变压器上层油温不得超过规定值，干式变压器应监视其线圈温度不超过规定值。
变压器存在较大缺陷时，不准过负荷运行。
变压器过负荷运行时，应投入全部冷却器，必要时可增加临时冷却设备。
变压器经过事故过负荷后，应进行一次全面检查并将事故过负荷大小和持续时间计入变压器的技术档案中。
表3.2主变压器主要参数表
序号
项目
单位
参数
备注
1
型号
SFP10-370000/220
2
冷却方式
强制油循环风冷
3
额定容量
KVA
370000
4
电压组合
KV
242±2×2.5%/20
5
连接组别
YN,d11
6
高压侧额定电流
A
883
7
低压侧额定电流
A
10681
8
频率
Hz
9
短路阻抗
14.1%
10
调压方式
无载调压
11
空载损耗
KW
190.8
12
总损耗
KW
819.7
13
允许环境温度
℃
-20--40
14
绕组平均温升
℃
60
15
油温升
℃
50
16
油泵额定输出功率
W
17
油泵电压
V
18
油泵电流
A
6.5
19
风扇额定输出功率
W
1100
20
风扇电压
V
2200
21
风扇电流
A
380
3.2.3有载调压装置的运行
调整厂用母线电压应注意：
检查变压器高压侧中性点接地刀闸确已合上;调节分接头时，应注意分接开关位置指示，6KV母线的电压以及变压器的电流；有载调压开关每次只能按一下，不允许连续按着不放松；有载调压变压器严禁在严重过负荷的情况下进行分接头的切换；有载调压装置在调压时失控应立即按下调压装置的脱扣按钮，通知基检修。
若此时分接头没能调到所需位置，可手动进行调节。
当集控室调压按钮损坏，可到就地电动或手动进行调节。
3.2.4变压器瓦斯保护进行的注意事项
正常运行时变压器及其有载调压装置瓦斯保护必须投入运行。
变压器在运行中补油、滤油、更换潜油泵或净油器的吸附剂时，应将重瓦斯改接到信号位置，此时变压器其他保护装置严禁退出。
新安装或大修后的变压器充电时，瓦斯保护应该投入跳闸，充电正常后改投至信号位置。
运行初期瓦斯保护报警将气体排出，运行两小时后瓦斯保护报警，应及时联系化学进行气体分析。
变压器完全停止排气后将重瓦斯投跳闸。
变压器油位计的油面异常升高时，要查明原因，需要打开放气或放油阀时，应先将重瓦斯改接至信号位置。
3.3电气主接线
见附录一
四、厂用电电气设备
4.16KV厂用电系统
4.1.16KV系统标准运行方式
#3高厂变运供6KVⅢA，ⅢB段，同时作为6KV公用A，B段联动备用电源。
#4高厂变运行6KVⅣA，ⅣB段。
#02启动/备用变运行供6KV公用A，B段，同时作为6KVⅢA，ⅢB，6KVⅣA，ⅣB段联动备用电源。
正常运行时，6KVⅢA，ⅢB，6KVⅣA，ⅣB段及6KV公用A，B段的备用电源连锁开关均应投入。
4.1.26KV系统操作注意事项
工作电源和备用电源之间切换，发电机负荷尽可能在60~100MW之间，请示值长行。
工作电源和备用电源在同一系统时采用并列倒换，确认开关合上后（从电流及冲击情况看）放可断开电源要断的开关。
6KV母线送电时，应先送电源开关，再送母线PT，正常后再投入电压保护。
4.1.3厂用变运行方式
正常运行方式：
1.厂用6KV按单一系统运行，由相应的发电机和主变压器供电。
即21B、22B、23B、24B供电，20B、30B充电作备用。
2.正常情况20B作6KVIA、1B、2A、2B段的备用电源。
即120开关，1202刀闸（1201刀闸），6201刀闸合上，6001刀闸拉开，6002刀闸合上。
30B作6KV3A、3B、4A、4B段的备用电源，即130开关。
1301刀闸（1302刀闸）。
6302刀闸合上，6001刀闸拉开，6002刀闸合上。
3.当20作61-4段的备用电源时。
1202（1201）刀闸，120开关，6201刀闸。
6001刀闸，6002刀闸合上，6302刀闸拉开，当30作61-4段的备用电源时，1301（1302）刀闸，130开关，6302刀闸。
6001刀闸，6002刀闸合上，6201刀闸拉开。
4.每台机组的380V厂用电系统分甲、乙两段运行，联络刀闸合上，由相应的厂低变供电。
40B作备用。
5.燃油380V厂用电，油1B、油2B、油3B分别供燃油1、2、3段，油0B作备用。
6.化水1、2段母线运行规定。
正常化水1段油380V2段供电。
化水2段由350V3段供电。
工作电源380V1段作化水1、2段的备用电源。
连锁开关BK投至II位置。
如果化水1、2位置段的备用电源（380V段）供电。
工作电源380V2、3段作备用时，连锁开关BK投至I位置。
当化水母线由备用电源/工作电源供电时，而没有电源作备用时，连锁开关BK投至“切除”位置。
因为380V母线不容许在化水母线处并列，而化水负荷能短时停电。
所以转换化水电源前，应联系化水有关人员。
转电源时应先停电，后送电。
最终将BK投至相应的位置。
7.化水3、4段母线运行方式
正常由化水3B/化4B中的一台变压器供电，另一台作备用。
每日转换一次，联络刀化303及化304都应合上。
除厂用电转换过程外，化3B及化3B不并列运行。
6KV公用A段停电时，停电前将化3B停止运行，6KV公用B段停电时，停电前将化4B停运。
8.#5、#6保安备用电源。
由接于6KV4B段的保安备变56B供电。
正常时充电备用。
当#5（#6）机保安电源失压时自动投入运行，6KV4B段停电时，停电前应将56B停用。
9.检修1、2段母线运行正常时，检修1、2段母线分别由1B和检修2B供电，检302刀拉开。
五、配电装置的运行
5.1配电装置的运行的一般规定
配电装置所有设备的金属外壳均应有良好的接地。
室外配电装置均应装设闭锁装置及连锁装置，以防止带负荷拉、合刀闸，带地线合闸，带电装设地线，误拉、合开关，误入带电间隔等误操作事故。
室内配电装置的所有电缆进出孔以及电缆穿过楼板墙壁的孔洞，均应遮盖密封。
配电装置门上的通气孔和窗户应有防雨、雪、沙进入的措施，以及防止小动物进入的遮拦。
运行中的电压互感器二次侧不能短路，电流互感器二次侧不得开路。
雷雨时禁止在避雷器的接地线上进行工作或进入避雷器的遮拦内进行工作。
雷雨过后应对避雷器的放电动作记数器进行检查并做好记录。
隔离开关的使用范围：
拉合无故障的电压互感器和避雷器。
拉合无故障的母线和直接连在母线上的设备的电容电流。
系统无故障时可拉合变压器的中性点接地刀闸。
与断路器并联的旁路隔离开关，当断路器在合闸位置时，可拉合断路器的旁路电流（操作前应断开断路器控制电源）。
拉合电压在10KV及以下，电流在70A以下的环路均衡电流。
操作机构拒绝跳闸或合闸的开关，禁止投入运行或备用。
液压操作机构的所需液压不到时，不允许跳合闸，以防止慢分慢合。
开关的跳合闸线圈不容许长时间停电，不允许五次以上连续合闸。
禁止将事故遮断次数超过的开关不经检查投入运行：
SF6开关切断故障电流15次、6KV开关切断故障电流50次。
不允许带电压手动合闸，小车开关在电动操作失灵时，允许带电压手动跳闸。
设有远方操作的6KV小车开关检修后在实验位置调试和事故处理外，不允许在配电室内用跳、合闸按钮操作。
5.2配电装置投入运行，必须具备下列条件
终结有关操作票，拆除临时安全措施，恢复长设安全措施。
配电装置个接头紧固。
设备本身及周围清洁无杂物。
按配电装置的正常巡视检查项目检查正常。
控制、信号、保护、仪表完好。
开关分、合闸及保护传动试验合格。
新投入或检修后的设备投入运行前应有合格的试验报告。
5.3配电装置事故处理，
发生下列情况之一，应立即将开关退出运行：
1.SF6开关气室严重漏气，无法带电补气或操动机构泄压严重，短时无法处理；
2.真空开关出现真空损坏的丝丝声；
3.各引线、接点松动，过热、发红；
4.开关套管严重损坏、放电、支持瓷瓶脱落；
5.发生人身触电事故。
六、继电保护
6.1继电保护的基本原理和构成方式
继电保护主要利用电力系统中元件发生短路或异常情况时的电气量（电流、电压、功率、频率等）的变化，构成继电保护动作的原理，也有其他的原理，也有其他的物理量，如变压器油箱内故障时伴随产生的大量瓦斯和油流速度的增大或油压强度的增高。
大多数情况下，不管反应哪种物理量，继电保护装置都包括测量部分、逻辑部分、执行部分，具有选择性、速动性、灵敏性、可靠性。
6.2耒阳电厂继电保护装置概述
采用DG801数字发电机变压器保护装置
DG801的特点：
（1）采用双CPU并行处理技术，可供几十种的保护功能和非电量保护接口
（2）采用网络化进行管理和WEB浏览管理
6.3220KV系统保护
6.3.1220KV线路保护的配置原则
对220KV线路，根据稳定要求或后备保护整定配合有困难时应装设两套全线速动保护。
接地短路后备保护可装阶段式或反时限零序电流保护，亦可采用接地距离保护并辅之以阶段式或反时限零序电流保护。
相间短路后备保护一般应装设阶段式距离保护。
6.3.2220KV线路保护
220KV线路保护采用国电南自股份有限公司生产的PSL600系列（PSL601、PSL602、PSL603）数字式线路微机保护装置。
以方向纵联保护作为线路全线速动主保护，以距离、零序方向保护作为后备保护，装置的保护功能由两块硬件完全相同的CPU模件完成，其中CPU1完成高频主保护（或光纤差动保护），CPU2完成后备保护。
另增加一块CPU3模件，以实现线路综合重合闸功能。
6.3.3220KV微机高频方向保护
PSL601数字式线路微机保护是以能量积分方向元件构成方向纵联保护。
采用能量积分方向元件以判别正向或反向故障；保护摸件以相电流突变为主要启动元件，启动门槛由突变量启动定值加上浮动门槛，在系统振荡时自动抬高突变量的启动元件的门槛。
为了防止远距离故障或经大电阻故障时相电流突变量启动元件灵敏度不够，保护设置了零序电流辅助启动元件，该元件在零序电流大于启动门槛并持续30ms后动作；为了能满足保护分相跳闸的要求，采用以电压电流复合突变量和复合序分量为原理的两种选相元件；通道方式可选“专用闭锁式”或“允许式”，当选用“允许式”时，由于本线路故障会引起通道阻塞和导致保护拒动，保护还具有“解除闭锁”方式，通道检测可以手动检测，也可以通过控制字定时投入自动检测。
PSL602数字式线路微机保护是以阻抗方向元件和零序方向元件构成方向纵联保护。
除采用阻抗方向元件和零序方向元件以判别正向或反向故障外，其余同PSL601数字式线路微机保护。
6.4距离保护和零序后备保护
PSL600系列数字式线路保护后备距离保护和零序保护采用相同的硬件和软件。
距离保护包括：
快速距离保护、三段式相间距离保护、三段式接地距离保护；零式保护采用四段式零序方向过流保护。
6.4.1220KV母线保护及断路器失灵保护
分为220KV微机母线保护柜、220KV失灵保护柜。
220KV微机母线保护柜。
220KV微机母线保护柜型号为GZM—41A，柜内包括220KV母差保护、复合电压闭锁装置及打印机。
220KV失灵保护柜。
220KV失灵保护柜型号为GZSL—41A，柜内为220KV母联失灵保护和分段失灵保护。
七、专题报告
7.1电业安全工作规程
1.电气安全包括：
人身安全与设备安全两部分。
2.高电压：
凡设备对地电压大于250V。
3.低电压：
凡设备对地电压在250V及以下时称低电压。
4.安全电压：
36V，24V，12V。
5.电力安全生产的方针是：
安全第一，预防为主。
6.三级安全教育：
厂、车间、班组。
7.电气设备一般可操作状态分为以下四种：
（1）运行中：
隔离开关和短路器已在合闸位置，使电源和用电设备连成电路，则称设备是在运行中。
（2）热备用：
某设备由于电源的断开已停止运行，但短路器两侧的隔离开关仍在合闸位置，则称该设备热备用。
（3）冷备用：
某设备的所有短路器和隔离开关均在断开位置，则称该设备处于冷备用。
（4）检修中：
设备的所有短路器和隔离开关均在断开位置，并挂牌、设遮拦、接好地线，则称该设备是在检修中。
8.常见标示牌有：
“禁止合闸，有人工作！
”、“禁止合闸，线路有人工作！
”、“在此工作！
”、“止步，高压危险！
”、“从此上下！
”、“禁止攀登，高压危险！
”。
9.雷雨天气，需要巡视室外高压设备时，应穿绝缘靴，并不得靠近避雷器和避雷针。
10.雷电中，禁止在室外变电所或室内的架空引入线上进行检
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