株洲电厂实习报告热动.doc

一 电厂介绍
大唐华银株洲发电有限公司坐落在秀美的湘江之滨。其前身是湖南省株洲发电厂，始建于1955年。公司现有装机容量62万千瓦。

　　近年来，公司坚持“做精主业、做强辅业、抓好发展”。2007年，公司成为湖南省首家实现双机连续在网安全稳定运行超300天的火电厂。2009年，公司实现机组全年“零非停、零异停、零灭火”。截至2009年12月31日，公司实现安全生产3404天。

　　公司勇挑社会责任重担，着力打造“城市环保电厂”，实现了全部排放物达标排放，主要环保指标达到国内同行业先进水平，综合脱硫效率连续三年排名全省各火电厂首位。

　　公司利用人才优势、区位优势大力开展“服务型企业”建设。公司多次成功承办大唐集团公司采制化技能大赛以及首届值长大赛。公司积极拓展电力综合服务市场，逐步形成了品牌优势，目前，公司的电力综合服务已进入印度、越南、印尼、苏丹等国。

　　公司多年来坚持探索可持续发展之路，是全国第一家实行“以大代小”技术改造项目的企业。为配合“长株潭城市群两型社会综合配套改革试验区”的建设，公司于2008年9月提前关停了两台12.5万千瓦机组，同时积极开展大唐华银郴州嘉禾煤矸石综合利用工程、大唐华银核电等项目的前期工作。
二 安规（1）
对工作人员的着装有何要求？
答：工作人员的工作服不应有可能被转动的机器绞住的部分；工作时必须穿着工作服，衣服和袖口必须扣好；禁止戴围巾和穿长衣服。工作服禁止使用尼龙、化纤或棉、化纤混纺的衣料制做，以防工作服遇火燃烧加重烧伤程度。工作人员进入生产现场禁止穿拖鞋、凉鞋，女工作人员禁止穿裙子、穿高跟鞋。辫子、长发必须盘在工作帽内。做接触高温物体的工作时，应戴手套和穿专用的防护工作服。
15.应尽可能避免靠近和长时间停留在哪些地方？
应尽可能避免靠近和长时间停留在可能受到烫伤的地方，例如：汽、水、燃油管道的法兰盘、阀门，煤粉系统和锅炉烟道的人孔、检查孔、防爆门、安全门以及除氧器、热交换器、汽包的水位计等处。如因工作需要，必须在这些场所长时间停留时，应做好安全措施。设备异常运行可能危及人身安全时，应停止设备运行。在停止运行前除运行维护人员外，其他清扫、油漆等作业人员以及参观人员不准靠近该设备或在该设备附近逗留
21.在进行高处工作时,应注意什么?
答:在进行高处工作时,除有关人员外, 不准他人在工作地点的下面通行或逗留,工作地点下面应有围栏或装设其他保护装置,防止落物伤人.

三 锅炉
3.1 锅炉设备及系统
锅炉为东方锅炉厂引进美国FOSTER WHEELER公司技术制造的DG1025/18.2-Ⅱ14型“W”型火焰锅炉，亚临界参数，一次中间再热，自然循环，双拱炉膛，“W”型火焰，固态排渣，平衡通风，全钢结构，半露天布置的锅炉。
过热蒸汽调温采用二级喷水减温方式；再热蒸汽调温采用烟气挡板调温方式，同时设有喷水减温器以备事故时保护再热器。
制粉系统采用正压直吹式燃烧系统，每台炉配四台BBD3854型磨煤机（沈阳重型机械集团有限责任公司产品）。
点火系统采用高能点火器，二级点火系统。油点火器设计总容量为30％MCR热输入量。
送风系统采用二台动叶可调轴流式送风机（上海鼓风机有限公司产品），二台三分仓容克式空气预热器，二台离心式一次风机（沈阳鼓风机有限公司产品）。
烟气系统采用二台动叶可调轴流式引风机（上海鼓风机有限公司产品），二台双室四电场电气除尘器（浙江菲达环保科技股份有限公司产品）
3.2 锅炉运行的监视及调整
锅炉吹灰
3.8.1 锅炉运行中应定期吹灰并根据燃料、负荷及壁温等情况增加全面或局部区域的吹灰次数，确保锅炉的安全、经济地运行；
3.8.2 正常运行时每个白班应对锅炉全面吹灰一次，空预器应每班进行一次；
3.8.3 锅炉点火后空预器应连续吹灰至70%BMCR，启动运行正常后及停炉前应进行一次全面吹灰；
3.8.4 正常运行时吹灰器可按程序成组投入，低负荷时最好选择单吹方式，负荷低于50%BMCR时严禁进行本体吹灰；
3.8.5 启动吹灰系统前应确认就地各手动门均已开启，吹灰减压站及疏水各阀门正常，系统电源投入，吹灰器投运前，必须充分暖管，谨防凝结水损坏受热面；
3.8.6 锅炉吹灰器通过吹灰程控盘控制，启动前应在程控盘上选择吹灰方式并将故障吹灰器从程序中选旁路；
3.8.7 系统启动后应按程序暖管、疏水后先对空预器进行吹扫，然后顺烟气流向依次投入吹灰器，墙式吹灰器吹灰时间为0.43分钟，工作时间为3.27分钟，吹扫顺序按编号逐对进行，如IR（1，2）、（3、4）…等，整个吹扫时间大约为49分钟；长伸缩式吹灰器IK1～18每台吹灰时间为8.16分钟，工作时间约为8.4分钟，IK19～42每台吹灰时间为5.83分钟，工作时间约为6分钟，吹灰顺序按编号逐对进行。如IK（1、2）、（3、4 ）…等。整个吹扫时间若为148分钟，最后再对空预器进行吹扫。系统运行期间应注意监视流量、压力正常，系统无故障报警。否则立即停止吹灰；
3.8.8 严禁吹灰器在无蒸汽时伸进炉内，如运行中发生退出故障时，应设法将其退出炉外，必要时汇报值长通知检修人员强制退出，否则应关闭吹灰器入口门；
3.8.9 吹灰系统及吹灰器有严重故障时严禁吹灰；
3.8.10 吹灰时应检查吹灰蒸汽压力正常，吹灰蒸汽温度必须有100℃以上的过热度；
3.8.11 吹灰完毕后系统应自动停止，并检查各吹灰器在退出位置，吹灰电动总门关闭严密，吹灰减压站各疏水电动门关闭严密。
3.8.12 吹灰汽源来自屏过出口集箱，压力P=17.69MPa,t=435℃,经减压后供给吹灰器；
3.8.13 吹灰时，应特别注意主汽温度、主汽压力和炉膛压力的变化，保证燃烧的稳定；
3.8.14 遇下列情况立即停止吹灰：
3.8.14.1 炉烟、炉灰向外喷出和锅炉发生事故时；
3.8.14.2 锅炉除渣、打焦时；
3.8.14.3 投停燃烧器时；
3.8.14.4 吹灰蒸汽压力、温度低于额定值时。
3.3 锅炉事故预防及处理
5.10 水冷壁管损坏

5.10.1 现象：
5.10.1.1 炉膛压力急剧波动或变正，引风机自动时，引风机电流增大；燃烧不稳，严重时锅炉灭火，MFT动作，炉内有泄漏声；
5.10.1.2 给水流量不正常地大于蒸汽流量，水位下降，严重时水位消失；
5.10.1.3 主蒸汽压力下降；
5.10.1.4 炉膛温度下降，各段烟温下降；
5.10.1.5 炉管检漏装置报警。
5.10.2 原因：
5.10.2.1 给水、炉水品质长期不合格，造成管壁结垢使传热恶化和发生垢下腐蚀；
5.10.2.2 水循环不良或管内被杂物堵塞，使管子局部过热；
5.10.2.3 燃烧器安装不良或喷口烧坏使火焰气流冲刷炉管；
5.10.2.4 吹灰时吹坏炉管或炉内掉大焦砸坏炉管；
5.10.2.5 燃烧方式不合理，长期低负荷运行，汽压变化大，水位过低，炉内局部结焦严重以及定排时间过长，引起水循环不良；
5.10.2.6 炉管被邻近已损坏的汽水管吹损；
5.10.2.7 锅炉严重缺水或缺水后突然大量进水；
5.10.2.8 锅炉停炉后保养不当使水冷壁管腐蚀.；
5.10.2.9 管材质量或制造、安装、检修质理不合格；
5.10.3 处理：
5.10.3.1 若泄漏不严重，能维持锅炉运行时，则维持汽包水位，必要时投油急定燃烧，适当降低主蒸汽压力和负荷，申请停炉；
5.10.3.2 严密监视泄漏点，防止扩大；
5.10.3.3 若泄漏严重时，无法维持水位，应紧急停炉，停炉后保留一台引风机运行，维持炉膛负压抽尽炉内蒸汽；
5.10.3.4 停炉后应维持高水位，若水位无法维持，则应停止进水。

四 汽机
4.1 汽轮机设备及系统
哈尔滨汽轮机厂生产的N310-16.7/537/537型汽轮机组,为亚临界、一次中间再热、单轴、双缸、双排汽反动式汽轮机。
高压给水系统为单元制，三台高压加热器采用大旁路，每台机组设置3台50％BMCR容量的电动调速给水泵（上海电力修造总厂有限公司产品）。
本期工程每台机组设有一套30%BMCR容量的简易电动串联旁路系统，以加快启动速度。高压旁路蒸汽从高压主蒸汽门前引出，经1级减温减压后排至再热冷段；低压旁路蒸汽由中压联合汽阀前引出经2级减温减压和3级减温后排至凝汽器。
回热抽汽系统采用八级非调整抽汽，一、二、三级抽汽分别供三个高加，四级抽汽供除氧器，五、六、七、八级抽汽供四台低加，其中四级抽汽兼向辅助蒸汽联箱供汽。
正常运行时，高加疏水逐级自流到除氧器，事故时经事故疏水阀排至高加危急疏水扩容器后进入凝汽器。低加疏水逐级自流后进入凝汽器，并设有危急疏水至凝汽器。
凝结水系统配备了两台上海凯士比泵有限公司生产的NLT350-400X6型凝结水泵，把凝结水经轴加、四台低加送往除氧器。真空系统采用两台西门子真空泵压缩机有限公司生产的水环式真空泵。
4.2汽机运行中的监事及调整
调峰运行（变负荷方式）
3.6.1 本机组变负荷调峰采用定-滑-定方式运行，即：
3.6.1.1 负荷在60%ECR以下或90%ECR以上采用定压运行；
3.6.1.2 在90-60%ECR负荷时采用滑压运行；
3.6.1.3 负荷低于90MW以下时中压调节阀开始参与调节。
3.6.2 变负荷运行期间，推荐按以下调节方式运行；
3.6.2.1 高负荷正常运行期间，负荷变动较大且频繁，应选用节流调节方式（即SIN模式）；
3.6.2.2 若机组长期稳定在低于额定负荷，应选择喷嘴调节方式（即SEQ模式）；
3.6.3 负荷变化率：
3.6.3.1 定压运行时不大于3%ECR/min；
3.6.3.2 滑压运行时不大于5%ECR/min。

3.7 汽轮机运行中的注意事项
3.7.1 当高加全部停止运行时，汽机可以带额定负荷运行，但不允许超发。保证调节级、各级抽汽压力不得超过限制值，但现为防止锅炉超温负荷限制为240MW以下；
3.7.2 高、低加全部退出运行时，则机组必须降低负荷运行；
3.7.3 机组带50%~60%额定负荷时，允许对凝结器半侧清洗、检修，重点监视凝结器真空、轴向位移、低压缸胀差及#3、#4轴承振动、轴承油温和金属温度的变化情况；
3.7.4 机组在5%~10%额定负荷运行时，汽轮机低压缸的最低允许真空为0.088MPa，低压缸排汽温度不大于52℃；在此段负荷间禁止长期运行；
3.7.5 机组应避免在30%额定负荷以下长期运行；机组允许在30%~100%额定负荷长期运行，此时凝结器真空最低为0.086MPa，若低于此值，则必须对凝汽系统进行检查，若虽低于此值但并未超过停机值时，则运行时间应少于60min，否则打闸停机；
3.7.6 机组甩负荷空转运行时所允许的最低凝结器真空为0.087MPa，排汽温度应小于80℃，运行时间应少于15min，否则打闸停机；
3.7.7 机组不允许在主汽阀一侧开启，另一侧关闭的情况下长时间运行；
3.7.8 “手动方式”控制不得作为机组长期运行的控制方式；
3.7.9 机组启动、运行期间各段抽汽压力和调节级压力不得超过限制值；
3.7.10 机组未解列前发生电动机运行时间不应超过1min，且凝结器真空必须正常；
3.7.11 机组在电网解列带厂用电状态运行时，任何一次连续运行时间不应超过15min，在30年运行寿命期内，累计不超过10次；
3.7.12 在排汽温度高时，应注意胀差、振动、轴承油温和轴承金属温度的变化，如排汽温度已达报警值，除了投入喷水外，还应采取提高真空度或机组在低负荷时采取增加负荷等方法来降低排汽温度；
3.7.13 在盘车装置投入前，不得向轴封送汽；
3.7.14 除紧急事故停机应破坏真空外，一般机组跳闸后仍需维持真空，直到机组惰走至300r/min时才能够破坏真空；
3.7.15 必须保证汽轮机本体疏水系统以及主汽管、再热汽热段、再热汽冷段和抽汽管的疏水系统在机组启、停时保持畅通；
3.7.16 喷油试验后不能马上做超速试验，以免积油引起超速试验不准；
3.7.17 在正常运行中，若汽缸出现上、下温差大于50℃，则DEH自动报警，通知值班员打开相应疏水阀；
为确保机组的安全经济运行，值班人员应经常查阅OIS画面和就地所管辖设备的运行情况，维持各参数在规定的范围内运行。

3.2 每小时抄表一次，按规范要求进行巡回检查，如在运行方式改变、加减负荷或设备存在缺陷时，应加强检查。

4.3 事故预防及处理

汽轮机发生水冲击

6.4.1 现象
6.4.1.1 主汽温或再热汽温10分钟内急剧下降50℃以上，汽温异常报警；
6.4.1.2 轴向位移、胀差、汽缸温度等发生变化，推力瓦块温度升高，机组内部声音异常；
6.4.1.3 主汽门、调节汽门门杆处、高中压轴封端部冒湿蒸汽或溅出水珠；
6.4.1.4 蒸汽管道、抽汽管道发生振动，管路内有汽水冲击声；
6.4.1.5 机组振动增加或发生强烈振动；
6.4.1.6 机组负荷下降或摆动。盘车状态下盘车电流增大。

6.4.2 原因
6.4.2.1 锅炉调整不当，汽包满水或减温水调整失控造成汽温急剧下降；
6.4.2.2 高旁减温水误开或调整失控；
6.4.2.3 汽轮机启、停机过程中疏水不畅；
6.4.2.4 除氧器、加热器满水或管束泄漏返进汽轮机；
6.4.2.5 轴封供汽带水；
6.4.2.6 机组启、停时，温度和压力不匹配，蒸汽过热度过低。

6.4.3 处理
6.4.3.1 确认汽机发生水冲击，应立即打闸并破坏真空停机；
6.4.3.2 记录惰走时间，倾听机组声音，检查对照大轴的偏心度及惰走时间；
6.4.3.3 由于加热器满水而造成的水击应迅速切断抽汽电动门，关闭逆止门，开启管道疏水（各段抽汽管道上防进水热电偶之间温差＞40℃时，可认为汽缸进水，应马上排出积水）；
6.4.3.4 轴封供汽带水时及时调整好减温水并进行疏水；
6.4.3.5 及时开启主、再热管道疏水及缸体疏水，并通知锅炉迅速恢复正常；
6.4.3.6 进水原因没有查到或引起进水的设备缺陷没处理好，禁止重新启动；
6.4.3.7 如果惰走时间正常，停机期间没有发现任何异常现象，分析出原因并及时予以处理好，同时又符合启动条件及有关监视参数均正常，经生产厂长或总工、值长同意后方可重新启动，启动时必须加强汽轮机本体及蒸汽管道的疏水，密切监视上下缸温差、胀差、轴位移及机组振动等，并注意倾听机组声音，若发现有异音或动静磨擦，应立即紧急停机。

凝结器真空低

6.5.1 现象
6.5.1.1 真空表显示真空下降，负荷有所降低，调门开度也有所增大；
6.5.1.2 排汽温度及凝结水温度升高；
6.5.1.3 “凝结器真空低”报警，备用真空泵联动。

6.5.2 原因
6.5.2.1 循环水量不足或中断；
6.5.2.2 凝结器满水；
6.5.2.3 真空泵组系统工作失常或跳闸；
6.5.2.4 误开真空破坏门；
6.5.2.5 旁路系统误开或调整不当；
6.5.2.6 主、小机轴封供汽不足或中断；
6.5.2.7 真空系统不严密；
6.5.2.8 凝结器铜管泄漏或堵塞；
6.5.2.9 机组过负荷运行；
6.5.2.10 凝补水箱缺水。

6.5.3 处理
6.5.3.1 运行中发现真空降低，应迅速核对排汽温度、凝结水温度，循环水出口压力及温度的变化，确认真空下降时，应启动备用真空泵运行，迅速查明原因进行处理，并进行汇报；
6.5.3.2 机组在5%-10%额定负荷运行时，汽轮机低压缸的最低允许真空为0.088MPa，排汽温度不大于52℃，在此段负荷范围内禁止长期运行；
6.5.3.3 机组允许在30%-100%额定负荷长期运行，此时凝结器真空最低为0.086MPa，汽轮机凝结器真空低于0.086MPa时机组应该减负荷运行，控制凝结器真空不低于0.086MPa。若虽低于此值但未达0.081Mpa的停机值时，则运行时间应＜60min，否则打闸停机；凝结器真空低至停机值时应打闸停机；
6.5.3.4 机组甩负荷后空转时允许的最低凝结器真空为0.087MPa，排汽温度应小于80℃，运行时间应少于15min，否则打闸停机；
6.5.3.5 循环水量不足时调整邻机循环水或加开循环水泵；
6.5.3.6 凝结器胶球清洗系统按规定投入运行。凝结器铜管堵塞严重时应进行反冲洗操作或进行凝结器半面清洗。凝结器铜管泄漏时应及时进行查漏处理；
6.5.3.7 检查轴封压力的变化，并调整至正常压力。检查轴封控制站是否工作正常；
6.5.3.8 检查真空泵组汽水分离器是否满水或缺水，若运行真空泵组发生故障应立即启动备用真空泵组运行，停止故障泵进行消缺工作；
6.5.3.9 检查真空系统的阀门是否误开或关不严，处于负压工作状态的管道是否有泄漏点；
6.5.3.10 凝结器满水时，应检查凝结水泵是否发生故障，凝结器铜管是否发生泄漏，精处理装置是否发生故障，凝结器水位控制装置、除氧器水位调节阀是否失灵等进行处理；
6.5.3.11 循环水中断时，应立即恢复循环水，短时间内无法恢复时应打闸停机；
6.5.3.12 凝补水箱缺水时，应立即关闭其至凝结器补水门，立即向凝补水箱补水，凝补水箱有水位后方可开启至凝结器补水门。

六 实习总结