耒阳电厂实习报告总结归纳.docx
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耒阳电厂实习报告总结归纳
第一章发电厂简介
耒阳电厂地处古城耒阳蔡伦的故乡，位于京广线和107国道，京珠高速公路之边，水陆交通方便。
厂区占地260公顷，三面环水，一面临山，是湖南省“花园式工厂”。
耒阳电厂，从2002年11月28日零点，就正式划归中国大唐集团公司，属集团公司直属企业，非独立核算。
耒阳电厂规划装机容量1200MW。
一期工程两台200MW国产燃煤机组分别于1988、1989年投产发电。
发电燃料以湖南省白沙煤电集团劣质无烟煤为主。
尤其是燃用劣质无烟煤在国产200MW机组上发电的成功经验，获得了世界银行能源专家的高度好评。
二期扩建2×300MW机组工程于2003年12月、2004年6月分别提前15天、51天投产发电，是湖南省第一个利用世行贷款的火电建设项目，同时也是湖南第一个百万级火力发电厂。
该项目的建设对优化湖南电源结构，调节水火电容量比例，缓解湖南电网丰枯水季出力不均衡，加快当地煤炭工业发展，促进湖南经济繁荣和社会稳定将起到积极而重要的作用。
第二章动力设备
“W”“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
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
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
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
空预器出口过剩空气系数
排烟温度（修正前/后）
。
C
121/116
计算热效率
炉膛容积热负荷
Kw/m3
炉膛断面热负荷（上/下炉膛）
Kw/m3
炉膛出口烟温
。
C
1025
气轮机本体设备技术规范：
值气轮机型式：
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）：
额定蒸汽参数：
。
C
再热汽温度：
537。
C再热汽流量：
748t/h
背压（冷却水20。
第三章电气主设备及电气主接线
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。
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
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
15
最高氢压
Mpa
16
短路比
≥
17
效率
≥
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
≤
22
轴振
mm
≤
23
漏氢
m3/d
≤10
24
瞬变电抗
≤
25
超瞬变电抗
≤
26
发电机噪声
dB
89
发电机定子电压允许在额定值的±
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，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
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。
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.发电机功率因数为额定值时，电压的变动范围在额定电压的95%~105%
3.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；
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。
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。
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。
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。
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×
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
10
调压方式
无载调压
11
空载损耗
KW
12
总损耗
KW
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
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
第四章厂用电电气设备
6KV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。
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。
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。
第五章配电装置的运行
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。
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。
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。
第六章技术措施
防止超速
6
6
6
6
6
6再将发电机与系统解列，或采用逆功率保护动作解列。
严禁带负荷解列；
6
6
6
6
6±1%；
6
6
6
6
6
6
6
防止轴系断裂
6mm，轴振应小于mm，达到有关标准的优良范围，并注意监视变化趋势；
6
6
6
6
6
6
6
防止汽轮机转子弯曲
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6150℃为止；
6
6
6
6±mm；
650℃，高压内缸上、下缸温差不超过35℃；
650℃，但不超过额定整蒸汽温度。
蒸汽过热度不低于50℃；
6
6
6
停机后立即投入盘车。
当盘车电流较正常值大、摆动或有异音时，应查明原因及时处理。
当汽封摩擦严重时，将转子高点置于最高位置，关闭汽缸疏水，保持上下缸温差，监视转子弯曲度，当确认转子弯曲度正常后再手动盘车180°。
当盘车盘不动时，严禁用吊车强行盘车；
停机后因盘车故障暂时停止盘车时，应监视转子弯曲度的变化，当弯曲度较大时，应采取手动盘车180°，待盘车正常后及时投入连续盘车；
机组热态启动前应检查停机记录，并与正常停机曲线进行比较，若有异常应认真分析，查明原因，采取措施及时处理；
机组热态启动投轴封供汽时，应确认盘车装置运行正常，先向轴封供汽，后抽真空。
停机后，凝汽器真空到零，方可停止轴封供汽。
应根据缸温选择供汽汽源，以使供汽温度与金属温度相匹配；
疏水系统投入时，严格控制疏水系统各容器水位，注意保持凝汽器水位低于疏水联箱标高。
供汽管道应充分暖管、疏水，严防水或冷汽进入汽轮机；
停机后应认真监视凝汽器、高压加热器水位和除氧器水位，防止汽轮机进水；
启动或低负荷运行时，不得投入再热蒸汽减温器喷水。
在锅炉熄火或机组甩负荷时，应及时切断减温水；
汽轮机在热状态下，若主、再蒸汽系统截止门不严密，则锅炉不得进行打水压试验。
6
6mm；
6mm或轴振值超过mm，应立即打闸停机，严禁强行通过临界转速或降速暖机；
6mm或轴振不超过mm，超过时应设法消除，当轴振大于mm应立即打闸停机；当瓦振变化±mm或轴振变化±mm，应查明原因设法消除，当轴承振动突然增加mm，应立即打闸停机；
650℃，高压内缸上、下缸温差超过35℃；
6min内突然下降50℃；
635℃，最大不超过50℃；
6°。
疏水联箱或扩容器应保证在各疏水门全开的情况下，其内部压力仍低于各疏水管内的最低压力。
冷段再热蒸汽管的最低点应设有疏水点；
6
6
6
6
6
6
6
防止汽轮机轴承烧损
6
6
6
6
6
6
6
6.4.8应避免机组在振动不合格的情况下运行；
6.4.9aaaa时停盘车；
6.4.10直流润滑油泵的直流电源系统应有足够的容量，其各级熔断器应合理配置，防止故障时熔断器使直流润滑油泵失去电源；
6.4.11交流润滑油泵电源的接触器，应采取低电压延时释放措施，同时要保证自投装置动作可靠；
6.4.12油系统严禁使用铸铁阀门，各阀门不得水平安装。
主要阀门应挂有“禁止操作”警示牌。
润滑油压管道原则上不宜装设滤网，若装设滤网，必须有防止滤网堵塞和破损的措施；
6
6
6
DCS故障的紧急处理措施
．1机组正常运行时，发生死机，利用工业电视严密监视汽包就地水位计；
.2立即联系热工人员处理，尽快恢复；
.3迅速安排人员到机头监视汽轮机转速及振动等运行情况，加强与集控室的联系；
.4安排人员到就地监视凝汽器、除氧器的水位，并做好与集控室的联系工作；
.5安排人员到监视主机润滑油压和发电机密封油压，加强与集控室的联系；
.6要求就地监视人员迅速到位，通讯畅通后，按故障停机处理，锅炉先手动MFT，汽机手动打闸，两台小机打闸并按规程投入盘车，同时通知就地注意汽机转速和润滑油压变化，主机交流润滑油泵没有联动，立即启动主机直流润滑油泵；
.7汽机打闸之后立即确认厂用电自投成功，否则就地将6KVⅤ、Ⅵ（Ⅶ、Ⅷ）段倒至#02高厂变供；
.8若停机时，集控和就地打闸不成功，可就地停止EH油泵运行；
.9若电泵联动，手按事故按钮停止其运行，到就地电动门控制屏开启凝结水再循环电动门、低压缸喉部喷水减温电动门、疏扩Ⅰ、Ⅱ减温水电动门，关闭除氧器水位调整门；
.10转速1200rpm时，顶轴油泵没有联动，到保安段上切就地启动；
.11其他按故障停机操作。
运行人员防止热工保护拒动的措施
1对于已配有由DCS构成的FSSS及含有相关软逻辑的热工保护系统，在进行机、炉、电联锁与联动试验时，必须将全部软逻辑纳入到相关系统的试验中；
2汽轮机紧急跳闸系统（ETS）和汽轮机安全监视保护系统（TSI）应加强定期巡视检查；
3汽轮机超速、轴向位移、振动、低油压保护、低真空保护（装置）每季度及每次机组检修后启动前应进行静态试验，以检查跳闸逻辑、报警及停机动作值；
4若发生热工保护装置故障，必须开具工作票经总工程师批准后迅速处理。
锅炉炉膛压力、全炉膛灭火、汽包水位和汽轮机超速、轴向位移、振动、低油压等重要保护装置在机组运行中严禁退出；其他保护装置被迫退出运行的，必须在24小时恢复，否则应立即停机、停炉处理。
防止辅汽联箱断汽的技术措施
.1四台机组同时运行时，各辅汽联箱由本机正常汽源供汽，此时各辅汽联箱之间的联络门应开启，微开Ⅰ、Ⅱ期联络管道辅汽疏水门，处于互为备用状态；
.2#1和（或）#4机停机时，其辅汽联箱可以退出运行，其余各机辅汽联箱的联络门仍应该开启；
.3#2和（或）#3机停机时，其辅汽联箱若没有检修工作，应正常运行，由联络门供汽，做好辅汽至本机的隔离工作，防止停运机组进冷汽；
.4#1和#2机停运时，#3、4辅汽联箱联络门应开启，处于互为备用状态；
.5#3和#4机停运时，#1、2辅汽联箱联络门应开启，处于互为备用状态；
.a以下，无法维持辅汽联箱压力时，可以适当开启高旁，此时应加强监视高旁后温度、冷段压力、凝汽器真空和低压缸排汽温度等参数；
.7a以下，无法维持辅汽联箱压力时，可以适当开启高旁，此时应加强监视高旁后温度、冷段压力、凝汽器真空和低压缸排汽温度等参数；
.8
结束语
本次进发电厂实习，我有幸的加入了运行班。
实习内容包括运行维护，设备巡检，事故处理等发电厂日常工作项目。
这次实习使我在学校学习的理论知识的基础上有了很大程度的提高，特别是使我意识到日常工作的复杂性和重要性，这对于我日后的工作与学习有着重要的影响。
通过本次实习的历练我发现了自己身上存在的不足之处，也发现了将书本与现实的差距，所以要不断加强自身能力的建设，要抱有不断进取的求知欲念。
当然作为一个新人在工作中还有许多的不足之处，感谢老师的提点与指导。
通过这段时间的磨炼培养了我良好的工作作风和埋头苦干的务实精神树立了强烈的责任感，高度的责任心和团队意识精神。
生产实践让我脱离了浮躁与不切实际，心理更加成熟及稳定。
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