电力专业实习报告.docx
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电力专业实习报告
生产实习报告
――户县第二热电厂实习
一、实习目的：
通过现场参观、跟班劳动及专题报告，熟悉火电机组及其辅助设备、电气设备的结构、主要组成部分程的名称、功用及它们之间的相互关系，学习发电机组安装的施工组织，一般方法及安装规，掌握机组的安装的特点，了解常用机具的一般使用方法。
二、实习单位介绍：
大唐户县第二热电厂位于陕西省西安市户县余下镇。
厂区位于户县县城
南约4km处的余下镇，户县六号公路南、余下火车站东。
南距余下镇1km西边
隔西安〜余下铁路与涝河、皂峪河相望，距铁路约700m距皂峪河约1.4km，距涝河约2km,距老电厂3km,紧靠老厂生活区。
其中心处于东经108度37分，北纬34度04分。
该厂两台30万千瓦工程是陕西省“十五”计划重点建设项目，也是中国大唐集团公司在陕重点工程。
1、2号机组分别于2005年11月和12月顺利通过了168小时满负荷试运，如期实现“双投”目标，综合质量指标达到了优良标准。
现有188名职工。
三、厂区概况：
3.1.厂区总平面布置
规模为2X300M机组。
厂区用地面积30.33hm。
厂区总平面采用四列式格局，从南向北依次为卸煤铁路及煤场、主厂房、冷却塔、升压站。
厂区主要建筑有主厂房、升压站、输煤设施、燃油设施、供水、净化站及水处理设施，以及相应的附属建构筑物。
煤场布置在厂区南侧，输煤栈桥从主厂房固定端接入主厂房；油库区布置在厂区东南角，卸油铁路为尽端式布置；330kV配电装置布置在厂区北侧；冷却塔呈一”字形布置在主厂房A排外，两塔各用一座循环水泵房。
脱硫装置（包括控制楼、石灰石堆场、废水处理间）布置于烟囱及主烟道南侧。
启动锅炉房和输煤
综合楼布置于煤场北侧。
生产办公楼布置在主厂房固定端。
32主厂房布置
主厂房按汽机房、除氧间、煤仓间和锅炉房的顺序排列，扩建方向为右扩建。
汽机房为混凝土结构，锅炉为钢结构。
汽轮发电机组按纵向顺列布置，汽机头部朝向固定端，汽轮机采用大平台布置方式。
锅炉露天岛式布置。
运转层在锅炉钢构架范围内设混凝土大平台，运转层以下封闭。
考虑到主蒸汽、再热蒸汽、高压给水、送粉等管道的布置的因素，煤仓框架和锅炉房脱开6.5m,炉前设标高为26.6m的低封。
集控综合楼占三档并深入到除氧煤仓框架内。
汽机房柱距9.0m，每台机组占8档，两台机组之间设一档作为安装检修场，两机共17档，检修场靠近⑩号柱处留1.8m伸缩缝，汽机房总长度为154.8m。
汽机房跨度为27.0m。
汽动给水泵布置于运转层靠B排柱侧，汽机房分为
0.00m、6.30m、12.60m三层。
除氧框架跨度为9m,其柱距与汽机房相同，除氧框架分为0.00m、6.30m、12.60m、19.60m、26.60m五层布置。
煤仓框架跨度为12.50m,其柱距与汽机房相同，煤仓框架为三层布置。
0.00m层布置五台中速磨煤机（每台机组），12.60m运转层布置五台给煤机（每台机组）。
35.30m层为输煤皮带层，输煤栈桥由#1机固定端外一档进入框架，该层设有两条输煤皮带。
锅炉露天布置。
运转层标高与汽机房和框架一致，运转层在锅炉范围内设置混凝土板面大平台。
大屋顶设轻型钢屋盖。
炉前D排柱与E排柱之间的运转层标高为12.60m。
低封顶标高为26.6m。
锅炉房零米布置有一次风机、密封风机、暖风器及其疏水泵、刮板捞渣机、预沉池及溢流水池等。
#1炉固定端及#2炉扩建端各布置有一个300m凝结水贮水箱和一台15m的定期排污扩容器。
每台锅炉尾部有两台露天布置的送风机、两台双室四电场静电除尘器、两台引风机。
集控综合楼采用两机一控方式，布置在两炉之间，伸入到除氧煤仓框架内。
宽占三档27.0m,长为42.0m。
集控综合楼共分四层布置：
1）0.00m层布置有凝结水精处理再生附属设备、化学加药间、锅炉及共用段MCC暖通通风室、柴油发电机室等。
2）6.30m层布置有汽水化验间、汽水分析低（高）温度间、机组保安段、热控MC室等。
3）9.60m为电缆层。
4）12.60m为机、炉、电控制室、电子设备间、热工现场检修室、空调及消防控制室等。
4.系统介绍
4.1.主要热力系统
4.1.1主蒸汽、再热蒸汽及旁路系统
主蒸汽、再热热段蒸汽管道均分别由过热器出口集箱、再热器出口集箱双管
接出后汇合成单根管道，再分别至汽机主汽门、再热汽门前由一根分成两根进入汽轮机；再热冷段蒸汽管道则由高压缸排汽单根管道接出至锅炉前，由一根分成
两根从锅炉两侧分别进入锅炉再热器进口集箱。
每台机组均设旁路系统，采用高、低压串联旁路装置，旁路系统容量为30%BMCR以改善机组的启动性能，缩短启动时间和减少汽轮机的循环寿命损耗，回收工质，保护再热器不超温。
4.1.2抽汽系统
汽轮机具有八级非调整抽汽。
一、二、三级抽汽供三台高压加热器；四级抽汽除供除氧器外，还向两台汽动给水泵及辅助蒸汽系统供汽。
6号、7号、8号低
压加热器的汽源分别为汽轮机的六级、七级、八级抽汽。
4.1.3.辅助蒸汽系统
每台机组设一根（0.8〜1.6MPa,350C）辅汽联箱。
其中两台机组的辅汽联箱通过辅汽母管相互连接，之间设隔离门，以便实现两机之间辅汽互用。
本工程设一台容量为20t/h燃油快装锅炉，作为第一台机组建成后启动汽源。
系统主要汽源来自汽机二段抽汽、四段抽汽及启动锅炉房，三种辅汽汽源根据运行工况进行切换。
4.1.4.给水系统
给水系统采用单元制，每台机组配置二台50%^量的汽动给水泵，一台50%芋量的电动调速给水泵作为启动和备用泵，给水泵前均设有前置泵。
在#1高加出口、省煤器进口的给水管路上设有电动闸阀，并设有20%BMCR量的启动调节旁路，在旁路管道上装有电动控制阀。
给水系统中三台高压加热器采用大旁路系统。
给水泵汽轮机调节系统采用电调控制。
4.1.5凝结水系统
凝结水系统设两台100%^量筒袋定速凝结水泵，四台低压加热器，一台轴封冷却器，一台除氧器，一台凝结水贮水箱和一台凝结水输送水泵，凝结水精处理
采用中压系统。
除氧器水箱有效容积为150m3，除氧器水箱设有再沸腾加热管，以满足启动前循环加热除氧要求。
轴封冷却器出口凝结水管道上设有最小流量再循环系统至凝汽器。
轴封冷却器要求的最小流量较大者，以冷却机组启动及低负荷时轴封漏汽和门杆漏汽，满足凝结水泵低负荷运行的要求。
4.1.6.高压加热器疏水、放气系统
高压加热器疏水采用逐级自流疏水方式，3号高压加热器疏水至除氧器，每台高压加热器设有单独至高加事故疏水扩容器的事故疏水管路，当高压加热器水
位高于设定值时将疏水排至高加事故疏水扩容器。
除氧器的溢放水直接排入凝汽器。
高加水侧、汽侧均设有放气管道。
汽侧还设有停机期间充氮和湿保护管道。
高压加热器连续运行排气接至除氧器。
在高加连续排气口内，设有内置式节流孔板，以控制高加排气量。
4.1.7.低压加热器疏水、放气系统
设置四台卧式低压加热器，疏水采用逐级回流方式疏至下一级加热器及凝汽器。
每一低压加热器水位通过其疏水管道上的疏水调节阀控制。
每台低加除正常
疏水外，还设置独立的事故疏水，当低加故障而使其水位超过其规定值时，事故疏水阀全开以控制加热器水位，事故疏水单独接入凝汽器。
5、6号低加水侧和
汽侧均设有放气、放水接口，并设有超压保护装置，汽侧还设有连续排气接口，连续排气接入凝汽器。
7、8号低加合体布置于凝汽器颈部。
暖风器的疏水，经暖风器疏水泵送至除氧器。
暖风器疏水泵出口管道设置有调节阀，用以调节暖风器疏水箱的水位。
4.1.8.循环水系统
系统向凝汽器和开式循环冷却水系统提供冷却水。
设两根①1820X12的循环
水进水管和两根①1820X2的排水管，在凝汽器循环水进出口管道上均设电动蝶阀，凝汽器可单侧运行。
系统设有带程控的胶球清洗装置。
在凝汽器循环水的两
根进水管道上，分别接出两根管子向开式循环冷却水系统供水。
开式循环冷却水回水分别回至凝汽器循环水的两根回水管道上。
机组设置的闭式循环水系统主要向对冷却水品质要求较高的辅机（汽动给水泵机械密封冷却器等）提供冷却水。
凝汽器抽真空及有关管道系统
凝汽器抽真空系统，设两台100%容量的机械真空泵。
在机组启动时，两台机械真空泵同时投入运行，加快起启动抽真空过程，正常运行时，一台运行，一台备用。
系统还设有一台高加事故疏水扩容器及一台本体疏水扩容器。
凝汽器汽
侧接有一个电动真空破坏阀，在机组事故情况下破坏真空，增加凝汽器背压，缩短汽轮机的惰走时间。
4.2.电气主要系统
4.2.1电气主接线
本期工程装设二台容量为300MW发电机组，发电机出口电压为20kV,发电机出线经二台370MV升压双卷变压器与330kV系统连接。
330kV配电装置采用一个半接线，出线二回（至西南郊变）。
发电机中性点经接地变接地。
发电机励磁方式为机端自并励静态励磁。
主变压器高压侧中性点采用可直接接地或不接地两种运行方式，启动/备用变压器高压侧中性点直接接地。
厂用高压启动/备用电源引自330kV配电装置。
4.2.2厂用电系统
厂用电分为6kV和380VW个电压等级。
高压厂用电采用6kV，设置6kV工作段及启动/备用段，不设6kV公用段，公用负荷平均接到#1、#2机工作段上。
6kV高压厂用工作电源由发电机出口的主母线支接一台分裂变压器提供。
高压厂用母线
为单母线，每台机设A、B两段母线，分别接在厂高变低压侧两个分裂绕组上，机炉的双套6kV辅机分别接在两段母线上。
引接一台有载调压分裂绕组变作为本期启动/备用电源。
启动/备用变低压侧分别接至两台机的AB工作段。
每台炉脱硫岛设一段6kV工作段。
低压厂用电采用380/220V中性点直接接地方式。
主厂房低压厂用电采用动力、照明与检修分开的供电方式，每机设一台柴油发电机组。
辅助厂房采用动力、照明与检修合并的供电方式。
低压厂用电动机的供电方式，采用动力中心（PC和电动机控制中心（MCC,两级供电方式。
423事故保安电源及不停电电源
每台机组设置一台快速启动的应急柴油发电机组，作为本机组和相应脱硫设备的事故保安电源，发电机参数为CO$=0.8,Pe=800kW每台机组设一套80kVA交流不停电电源装置（UPS），输出电压采用220V、50Hz。
4.2.4直流电系统
每台机组装设二组220V、1500Ah免维护阀控式密封铅酸蓄电池，两组高频开关电源充电装置（N+2备用），220V直流控制、动力合用。
直流系统采用单母线分段接线，两组蓄电池间经联络开关进行连接。
330kV配电装置处装设二组220V
300Ah免维护阀控式密封铅酸蓄电池，两组高频开关电源充电装置（N+1备用），220V直流对330kV线路控制保护及事故照明供电。
直流系统采用单母线分段接线，两组蓄电池间经联络开关进行连接。
4.2.5控制、信号、测量
发变组控制（包括与发变组进线有关的两台330KV断路器）、厂用电源系统控制均纳入分散控制系统（DCS，主厂房直流、UP等直接与DC进行数据交换。
集中控制室内由DC分散控制系统控制和监测的电气设备包括发电机一变压器组控制、高低压厂用电源系统（含启动/备用电源）、保安电源系统。
DC对电气部分的控制仅实现高层次的逻辑。
监视和操作功能在分散控制系统的人一一机接口上实现。
电气部分的其他操作逻辑均由电气独立装置实现，这些电气独立装置包括：
发电机变压器组继电保护装置、厂用电系统的继电保护装置、发变组故障录波装置、自动准同期装置、发电机自动电压调节装置（AVR）、厂用电源自动切换装置、断路器防跳回路、断路器跳闸及合闸线圈回路监视等。
4.3.热控系统
43.1热工控制系统
采用炉机电网集中控制方式，两台机组合设一个单元控制室。
每台机组分别采用一套分散控制系统（DCS,实现炉机电集中监控。
采用厂级监控系统（SIS），机组DC系统、辅助系统（PLC）工业计算机网络、汽机振动监测和故障诊断系统及锅炉炉管泄漏监测系统与SIS系统通过通讯方式连接，向SIS系统提供生产过程信息。
机组DC系统的功能范围包括：
数据采集系统（DAS、模拟量调节系统（MCS、辅机顺控系统（SCS、锅炉炉膛安全监控系统（FSSS、汽机旁路控制系统（BPSo小机MEHETSDEH定排程控、吹灰程控都纳入DC系统，由一体化的DC来实现其各项功能。
以DC为控制中心的控制系统，将在各种运行工况下，完成主辅机的参数控制、回路调节、联锁保护、顺序控制、显示报警、打印记录、分析计算等。
脱硫系统二台炉合用一套DC控制系统，在脱硫控制室进行监控。
4.3..2全厂监控信息系统
SIS作为面向生产过程的信息系统，是对生产过程的实时监视和管理，主要应有生产过程实时数据管理，负荷分配调度，厂级性能计算和分析，主机和主要辅机故障诊断等功能，与该系统进行数据通讯的主要系统有#1、#2机组DCS电
气网控系统，煤、灰、水辅助车间控制系统，汽机振动采集和故障诊断系统，MIS系统等，以求达到信息共享。
SIS是机组DCS各辅助控制系统网络等的上级网络，实现电厂生产过程的统一管理，同时电厂SIS系统的建立也为厂级管理信息系统
（MIS）提供所需的关于电厂生产过程的信息。
在控制室布置有SIS总值长站。
在工程师室内设有SIS数据库服务器、工作站、通讯设备等。
4.3.3辅助车间控制系统
辅助车间分水、灰、煤三类分别集中控制方式，采用可编程控制器（PLC
来实现，辅助车间分为以下几个监控点，其中水控制方式有：
化学水处理控制系统、凝结水精处理及化学加药控制系统、综合泵房控制系统、废水处理车间控制系统、生活污水泵房控制系统、循环水加药控制系统、工业废水控制系统、化学取样控制系统、制氢站控制系统；灰控制方式有：
除灰渣控制系统、燃油泵房控制系统、电除尘控制系统；煤控制系统为输煤控制系统；单独控制系统为空调控制系统。
4.4其他主要系统
441制粉系统
每台锅炉配五台直吹式中速磨煤机，正常运行四运一备。
每台锅炉配五台电子称重式给煤机，给煤机出力6〜60t/h。
4.4.2烟风系统
烟风系统按平衡通风设计。
空气预热器采用容克式三分仓，分成一次风、二次风和烟气系统三个部分。
一次风系统供磨煤机和输送煤粉所需要的热风、磨煤机调温风（冷风）、磨煤机辅助风、磨煤机及给煤机的密封风，两台一次风机出口设有联络风道及电动隔离风门，空预器出口的热一次风和调温用的冷一次风均设有母管。
二次风系统供给煤粉燃烧所需空气，系统设两台50^容量动叶可调轴
流风机，在风机出口风门后设有联络风管和电动隔离风门，二次风道上设有蒸汽
加热的暖风器。
烟气系统设有两台50^容量的轴流吸风机，为使单台吸风机故障时，除尘器不退出运行，在两台除尘器出口烟道上设有联络管。
4.4.3点火燃油系统
锅炉点火方式采用高能点火器直接点燃轻柴油，燃后点着煤粉的两级点火系统。
每组燃烧器设置三层油枪，每台锅炉四组燃烧器共12只油枪，既可点火，也可满足锅炉低负荷时助燃的需要。
油枪雾化采用蒸汽雾化方式。
4.4.4.除灰渣系统
除灰系统采用正压浓相气力输送系统，单元布置，将电除尘、省煤器灰斗收集的飞灰以正压浓相气力输送的方式送至灰库。
整个系统采用程序控制，即可连续运行，也可定期运行。
每台炉设1套独立的除渣系统。
锅炉排出的渣经排渣竖井落入水浸式刮板捞渣机内经冷却水冷却、粒化后，由刮板捞渣机连续捞出，直接排至渣仓暂存，然后由运渣自卸汽车定期运至灰场。
4.4.5燃料运输系统
卸煤系统设置翻车机室一座，室内安装1台单车翻车机，翻车机煤斗下设2
台移动式皮带给煤机，每台出力200〜600t/h。
燃煤由铁路进厂后，通过翻车机将煤卸至翻车机煤斗，经皮带给煤机及其下部的双路带式输送机送向煤场堆煤或向主厂房原煤仓直接上煤。
输煤系统采用微机程序控制。
斗轮堆取料机及翻车机采用本体自带机上程序控制，并与输煤程控有信号和通讯联系。
所有参加程序控制的设备还可以在就地进行起启、停操作。
447.化学水处理系统
锅炉补给水处理系统为一级除盐加混床方案。
其流程如下：
加热后生水—生水箱f机械过滤器f双室阳离子交换器f除碳器f中间水箱f双室阴离子交换器一混合离子交换器一除盐水箱一主厂房。
凝结水精处理采用中压混床。
每台机组设一套2①2200精处理混床，每台混床处理水量为全部凝结水量的50%凝结水精处理混床按氨型混床运行设计。
4.4.8.制氢系统
制氢采用电解制氢系统，系统的启动和停运及运行过程的参数控制均采用计算机自动控制。
4.4.9烟气脱硫系统
烟气脱硫工艺采用湿式石灰石一石膏法。
脱硫工程与2X300M帧组同步建设，二氧化硫吸收系统采用单元制，每炉配备1套FGD每套脱硫装置的烟气处理能力为一台锅炉BMC工况时的烟气量，石灰石浆液制备和石膏脱水为两套脱硫装置公用。
脱硫效率为95%脱硫系统可用率》95%脱硫系统设置100嘶路烟道,以保证脱硫装置在任何情况下不会影响电厂机组安全运行。
采用湿式磨机进行石
灰石浆液制备，2台FG设一套公用石灰石浆液制备系统。
五、厂区主要设备概况
5.1锅炉
锅炉为哈尔滨锅炉厂股份有限公司生产的亚临界参数，四角切圆燃烧，单炉膛，一次再热，平衡通风，自然循环汽包炉，运转层以上为露天布置，系固态排渣，全钢架悬吊结构锅炉。
锅炉型号为HG-1025/17.5-YM,其主要技术参数见下表：
序号
项目
单位
B-MC工况
TRL工况
1
锅炉蒸发里
t/h
1025
945.17
2
过热蒸汽出口压力
MPa（g）
17.5
17.36
3
过热蒸汽出口温度
C
541.0
541.0
4
再热蒸汽流量
t/h
846.0
779.75
5
再热蒸汽进口/出口压力
MPa（g）
3.91/3.734
3.595/3.433
6
再热蒸汽进口/出口温度
C
329.1/541
320.8/541
7
给水温度
C
282.4
276.9
8
热风温度（一次风/二次风）
C
322/332
319/328
9
排烟温度（空预器出口）
C
124.0
122.0
10
炉膛容积热负荷
kW/m3
107.69
11
炉膛断面热负荷
kW/m2
4.639
12
锅炉效率（按低位发热量）
%
93.63
93.74
5.2汽轮机
汽轮机为哈尔滨汽轮机厂有限公司生产的亚临界、一次中间再热、单轴、双缸、双排汽，凝汽式汽轮机，汽轮机具有八级非调整回热抽汽，给水泵汽轮机排汽进入主机凝汽器。
汽轮机额定转速为3000转/分。
汽轮机型号为N300-16.7/538/538，其主要技术参数如下：
序号
项目
单位
T-MC工况
TRL工况
THAC况
VW工况
1
功率值
kW
314472
300083
300091
335575
2
主蒸汽流量
t/h
945.17
945.17
893.05
1025
3
主汽门前蒸汽压力
MPa（a）
16.7
16.7
16.7
16.7
4
主汽门前蒸汽温度
C
538.0
538.0
538.0
538.0
5
再热蒸汽流量
t/h
784.33
779.75
743.79
846.0
6
高压缸排汽压力
MPa（a）
3.795
3.767
3.602
4.089
7
高压缸排汽温度
C
321.7
320.8
316.9
329.1
8
再热汽门前蒸汽压力
MPa（a）
3.416
3.391
3.242
3.68
9
再热汽门前蒸汽温度
538.0
538.0
538.0
538.0
10
给水温度
277.2
276.9
273.6
282.4
11
排汽流量
t/h
560.58
563.76
535.35
598.81
12
排汽压力
kPa（a）
4.9
11.8
4.9
4.9
13
冷却水温度
20.0
33.0
20.0
20.0
14
热耗值
kJ/kW.h
7820.8
8082.7
7822.7
7825.8
5.3发电机
发电机为东方电机有限责任公司生产的三相同步汽轮发电机，其主要技术
参数如下：
型号：
QFSN-300-2-20B
额定容量：
353MVA
额定功率：
300MW
最大连续输出功率
330MW（CO@=0.85、氢压0.25MPa冷却水20C时）
额定电压：
20kV
疋子额疋电流：
10190A
功率因素：
COS①=0.85（滞相）
转速：
3000r/min
额疋频率：
50Hz
冷却方式：
水-氢-氢
短路比（保证值）
>0.6
效率（保证值）：
>99%
额定氢压：
0.3MPa（g）
5.4主变压器
每台机组配备一台330kV三相双线圈铜绕组油浸强迫油循环风冷无载调压
升压电力变压器。
其主要技术参数如下：
型号：
SFP-370000/330
额疋频率：
50Hz
额定容量：
370000kVA（长期运行）（绕组温升65K寸）
额定电压比：
363±2X2.5%/20kV
额定电流：
高压侧618A;低压侧10189A。
六•主保护
6.1.锅炉主保护
6.1必备锅炉保护：
6.1.1两台送风机均停跳炉
6.1.2两台引风机均停跳炉
6.1.3两台空预器均停跳炉
6.1.4两台一次风机均停跳炉（无燃油时）
6.1.5手动停炉
此信号由运行人员手按控制盘台按钮产生，需两个按钮同时按下才有效。
另外必须直接送一路信号至独立于DCS的MFT继电器盘，通过硬接线回路直接动作相关设备。
6.1.6总风量＜25%停炉
此信号由MCS计算产生，然后通过硬接线送到FSSS系统，设计成3个独立的通道，进行三取二运算，当任意两个点为逻辑“1”时，延时5秒触发MFT。
6.1.7炉膛压力高（低）二值跳炉
此信号由就地压力开关产生，以开关量送入FSSS系统，选自炉膛两侧共3个
测点，进行三取二运算。
此项保护既为保护炉膛，也是灭火的后备保护，高（低）二值的确定必须在+/-1500Pa〜+/-2000Pa之间选择,制造厂提供的数据作为定值校核。
6.1.8汽包炉汽包水位高（低）二值跳炉
此信号由MCS计算产生，三个补偿后的水位信号判断后分别形成三个汽包水位高（低）二值信号，设计成3个独立的通道，以硬接线送入FSSS系统，进行三取二运算，当任意两个点为逻辑“1”时，延时不超过5秒触发MFT。
6.1.9失去火检冷却风跳炉
火检冷却风压力低信号由就地压力开关产生，以开关量送入FSSS系统，共3个
测点，进行三取二运算，当任意两个点为逻辑“1”时，延时触发MFT;或火检冷却风机均停且无其它冷却风源，延时触发MFT。
延时时间由各厂根据实际设
备自定。
6.1.10全部燃料失去跳炉
此信号由FSSS产生，在炉膛燃烧已建立条件下，失去所有燃料时，即为全部燃料失去，触发MFT。
6.1.11全炉膛灭火跳炉
此信号由FSSS产生，所有燃烧层无火，判定为全炉膛灭火。
各燃烧层无火，依据锅炉制造厂说明书确定。
6.1.12首次点火
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