耒阳电厂实习报告

耒阳电厂实习报告

文稿归稿存档编号：[KKUY-KKIO69-OTM243-OLUI129-G00I-FDQS58-

目录第一章发电厂简介

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

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2.1

表2.1 锅炉主要性能参数

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

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）：

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

第三章电气主设备及电气主接线

3.1发电机

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。

3.1.1 300MW发电机的主要参数

300MW发电机的参数如表3.1所示。

表3.1 300MW发电机的主要参数表

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，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，

2*t≤10确定；

发电机短时负序过电流的时间有I

2

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

主变压器的主要参数如表3.2所示

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。

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。

表3.2 主变压器主要参数表

第四章厂用电电气设备

4.1 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。

4.2 6KV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。

4.3 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380V 2段供电。化水2段由350V 3段供电。工作电源380V 1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6KV 4B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，6KV 4B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

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。

第六章技术措施

6.1 防止超速

6.1.1 在额定蒸汽参数下，调节系统应能维持汽轮机在额定转速下稳定运

行，甩负荷后能将机组转速控制在危急保安器动作转速以下；

6.1.2 各种超速保护均应正常投入运行，超速保护不能可靠动作时，禁止

机组启动和运行；

6.1.3 机组重要运行监视表计，尤其是转速表，显示不正确或失效，严禁

机组启动。运行中的机组，在无任何有效监视手段的情况下，必须停

止运行；

6.1.4 透平油和抗燃油的油质应合格。在油质及清洁度不合格的情况下，

严禁机组启动；

6.1.5 机组大修后必须按规程要求进行汽轮机调节系统的静止试验或仿真

试验，确认调节系统工作正常。在调节部套存在有卡涩、调节系统工

作不正常的情况下，严禁启动；

6.1.6 正常停机时，在打闸后，应先检查有功功率是否到零，千瓦时表停

转或逆转以后，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；

6.1.7 在机组正常启动或停机的过程中，应严格按运行规程要求投入汽轮

机旁路系统，尤其是低压旁路；在机组甩负荷或事故状态下，旁路系

统必须开启。在机组再次启动时，再热蒸汽压力不得大制造厂规定的

压力值；

6.1.8 在任何情况下绝不可强行挂闸；

6.1.9 对新投产的机组或汽轮机调节系统经重大改造后的机组必须进行甩

负荷试验。对已投产尚未进行甩负荷试验的机组，应积极创造条件进

行甩负荷试验；

6.1.10 坚持按规程要求进行危急保安器试验、汽门严密性试验、门杆活动

试验、汽门关闭时间测试、抽汽逆止门关闭时间测试；

6.1.11 危急保安器动作转速一般为额定转速的110%±1%；

6.1.12 进行危急保安器试验时，在满足试验条件下，主蒸汽和再热蒸汽压

力尽量取低值；

6.1.13 DEH应设有完善的机组启动逻辑和严格的限制启动条件；

6.1.14 汽机专业人员，必须熟知DEH的控制逻辑、功能及运行操作，参与

DEH系统改造方案的确定及功能设计，以确保系统实用、安全、可

靠；

6.1.15 电液伺服阀（包括各类型电液转换器）的性能必须符合要求，否则

不得投入运行。运行中要严密监视其运行状态，不卡涩、不泄漏和系

统稳定。大修中要进行清洗、检测等维护工作。发现问题及时处理或

更换。备用伺服阀应按制造厂的要求条件妥善保管；

6.1.16 主油泵轴与汽轮机主轴间采用齿型联轴器，应定期检查联轴器的润

滑和磨损情况，其两轴中心标高、左右偏差，应严格按制造厂规定的

要求安装；

6.1.17 要慎重对待调节系统的重大改造，应在确保系统安全、可靠的前提

下，进行全面的、充分的论证；

6.1.18 严格执行运行、检修操作规程，严防电液伺服阀（包括各类型电液

转换器）等部套卡涩、汽门漏汽和保护拒动。

6.2 防止轴系断裂

6.2.1 机组主、辅设备的保护装置必须正常投入，已有振动监测保护装置

的机组，振动超限跳机保护应投入运行；机组正常运行瓦振应小于

0.025mm，轴振应小于0.076mm，达到有关标准的优良范围，并注意监

视变化趋势；

6.2.2 运行100kh以上的机组，每隔3~5年应对转子进行一次检查。运行

时间超过15年、寿命超过设计使用寿命的转子、低压焊接转子、承

担调峰启停频繁的转子，应适当缩短检查周期；

6.2.3 新机组投产前、已投产机组每次大修中，必须进行转子表面和中心

孔探伤检查。对高温段应力集中部位可进行金相和探伤检查，选取不

影响转子安全的部位进行硬试验；

6.2.4 不合格的转子绝不能使用，已经过主管部门批准并投入运行的有缺

陷转子应进行技术评定，根据机组的具体情况、缺陷性质制定运行安

全措施，并报主管部门审批后执行；

6.2.5 严格按超速试验规程的要求，机组冷态启动带25%额定负荷，运行4

小时后立即进行超速试验；

6.2.6 新机组投产前和机组大修中，必须检查平衡块固定螺丝、风扇叶片

固定螺丝、定子铁芯支架螺丝、各轴承和轴承座螺丝的紧固情况，保

证各联轴器螺丝的紧固和配合间隙完好，并有完善的防松措施；

6.2.7 新机组投产前应对焊接隔板的主焊缝进行认真检查。大修中应检查

隔板变形情况，最大变形量不得超过轴向间隙的1/3；

6.2.8 防止发电机非同期并网。

6.3 防止汽轮机转子弯曲

6.3.1 应具备和熟悉掌握的资料

6.3.1.1 转子安装原始弯曲的最大晃动度（双振幅），最大弯曲点的轴向位

置及在圆周方向的位置；

6.3.1.2 大轴弯曲表测点安装位置转子的原始晃动度（双振幅），最高点在

圆周方向的位置；

6.3.1.3 机组正常启动过程中的波得图（振幅与转速关系）和实测轴系临界

转速；

6.3.1.4 正常情况下盘车电流和电流摆动值，以及相应的油温和顶轴油压；

6.3.1.5 正常停机过程的惰走曲线，以及相应的真空和顶轴油泵的开启时

间。紧急破坏真空停机过程的惰走曲线；

6.3.1.6 停机后，机组正常状态下的汽缸主要金属温度的下降曲线；

6.3.1.7 通流部分的轴向间隙和径向间隙；

6.3.1.8 应具有机组在各种状态下的典型启动曲线和停机曲线，并应全部纳

入运行规程；

6.3.1.9 记录机组启停全过程中的主要参数和状态。停机后定时记录汽缸金

属温度、大轴弯曲、盘车电流、汽缸膨胀、胀差等重要参数，直到机

组下次热态启动或汽缸金属温度低于150℃为止；

6

6.3.2 汽轮机启动前必须符合以下条件，否则禁止启动

6.3.2.1 大轴晃动、串轴、胀差、低油压和振动保护等表计显示正确，并正常投入；

6.3.2.2 大轴晃动值不应超过制造厂的规定值，即原始值的±0.02mm；