火电厂实习报告

实习报告学院电气信息学院学生姓名专业电气工程及其自动化学号2014141441197年级2014级指导教师教务处制表二Ο一七年十二月二十一日目录TOC\o"1-4"\h\z\u一、 实习目的与要求 3二、 实习地点——江油电厂 3(一) 江油发电厂介绍 31、 发电机系统 31) 主要部件及参数 32) 太白300MW机组燃煤发电汽轮发电机设备 43) 循环水系统 64) 汽机油系统 82、 电气主保护配置 91) 线路主保护产生、原理及特点 92) 线路主保护分类 103) 后备保护配置方面 104) 发变组保护 113、 锅炉系统 131) 燃烧系统构成 132) 燃烧系统的分类 143) 用煤来源 144) 尾气排放量 153、 配电网 151) 变压器数量的确定 152) 变压器结构型式的确定 163) 配电变压器容量的选用 164) 变压器并联运行 175) 电压互感器的配置 186) 电流互感器配置 18(二) 实习内容及过程 191. 入厂安全教育 192. 入厂学习 19三、 实习总结与感悟 20转子相对于静子的固定点(相对死点)在中低压轴承箱内推力轴承处，机组启动时，转子由此处向前、后膨胀汽机有两个高压主汽门，两个中压主汽门，四个高压调节汽门，两个中压调节汽门。4个高压调节阀对应4组喷嘴，4组喷嘴汽道数均为37只图1主汽门、调门的布置及与喷嘴组的对应关系汽封系统轴端汽封：本机高中压缸和低压缸共有五组汽封。高中压前后轴端汽封采用高低齿“尖齿”汽封；低压汽封采用光轴尖齿结构的铜汽封。高中压间汽封有两段，目的是减小高压缸蒸汽的泄漏，在两段汽封之间设置有事故排放阀（BDV）。在机组跳闸时，BDV阀快速开启，将高中压汽封处余汽直接引入凝汽器，防止机组超速。BDV阀的开启和关闭由中调门行程来控制：当中调门行程≥30mm时，BDV阀关闭；当中调门行程＜30mm时，BDV阀开启。轴封汽源：高、中、低压轴封汽源的接口用管子与轴封压力控制站相连接。压力控制站由高压供汽调节阀、再热冷段供汽或辅助汽源供汽调节阀和溢流调节阀组成。轴封回汽管路系统：高中低压最末段轴封都用管子与汽封加热器相连，主要由轴封加热器和两台轴封风机组成，用于抽出最末段轴封腔室的汽－气混合物，维持该腔室负压在6.3Kpa.低压汽封温度控制站：主要有由喷水减温器和温度调节站组成，自动维持低压汽封供汽温度不超过150℃回热抽汽系统汽轮机采用8级非调节抽汽，1、2、3级抽汽分别供3台高压加热器。4级抽汽供汽动给水泵、除氧器，5、6、7、8级抽汽分别供4台低压加热器。除氧器采用滑压运行。汽轮机本体辅助系统高压缸预暖系统：在高排逆止门前的高排官道上设置有高压缸预暖系统，在汽轮机冲转前，高压旁路阀后的蒸汽或辅助蒸汽通过倒暖阀进入高压缸，从高中压缸之间汽封、高压主汽管疏水和高压缸疏水排出，对高压缸进行预加热中压缸启动系统：在高排逆止阀前的高排管道上设置有通向凝汽器的管道，管道上布置有气动阀（采用0.4～0.7MPa压缩空气），中压缸启动过程中该阀打开，将高压缸与凝汽器连通，防止高压缸叶片鼓风过热汽缸夹层加热系统：高中压外缸下半设置有夹层加热进汽口，从夹层加热进汽联箱来的蒸汽通过阀门分别进入左右进汽口对高压内缸与高中压外缸之间的夹层进行加热以便在启动过程中对胀差及温度及时进行调整.应急排放系统：当机组甩负荷时，高压缸、高压导汽管内冗余蒸汽将有可能通过高中压之间的轴封漏入中、低压缸导致机组超速。在高中压轴封间设置应急排放装置，机组跳闸时，应急排放阀（BDV）快速开启，将大部分冗余蒸汽引入凝汽器，防止机组超速控制保安系统控制保安系统。主要有：控制系统（DEH）、保安系统（ETS）、监测系统（TSI）DEH：数字式功频电液调节系统。它将现场的模拟信号转化成数字信号，通过计算机的运算，完成对汽轮机的启动、监视、保护和运行。ETS：EngineTemperatureSwitch引擎温度开关，汽轮机跳闸保护系统。用于监视汽轮机转速，轴向位移，轴承润滑油压，凝结器真空以及电液调节系统油压等。它接受来自TSI系统或汽轮发电机组其它系统的报警或停机信号，进行逻辑处理，输出指示灯报警信号或汽轮机遮断信号。TSI：TurbineSupervisoryInstrumentation汽轮机安全监视系统。TSI系统能连续地监测汽轮机的各种重要参数，例如：可对转速、超速保护、偏心、轴振、盖（瓦）振、轴位移、胀差、热膨胀等参数进行监测，帮助运行人员判明机器故障，使设备能在不正常工作引起的严重损坏前遮断汽轮发电机组，保护机组安全。循环水系统作用：循环水系统的功能是将冷却水(海水)送至高低压凝气器去冷却汽轮机低压缸排汽，以维持高低压凝气器的真空，使汽水循环得以继续。另外，它还向开式水系统和冲灰系统提供用水系统流程:每台机组设置两台循环水泵，循环水泵从前池进水，经循环水泵升压后进入循环水母管，由循环水母管引出两根管路从凝汽器下部进入凝汽器水室，经凝汽器不锈钢管后从凝汽器上部两根出水管至循环水回水母管，经过凝汽器热交换后回到凉水塔进行通风冷却后回到凉水塔。循泵前池设置联络闸板，可以进行凉水池水位平衡，双机循环水出口母管设置联络母管一根。凝汽器循环水设置两套独立的胶球清洗装置。每套对应于半侧凝汽器，可在不减负荷情况下循环清洗凝汽器不锈钢管，以提高汽机效率双曲线型塔特性火电厂、核电站的循环水自然通风冷却塔是一种大型薄壳型构筑物。建在水源不十分充足的地区的电厂，为了节约用水，需建造一个循环冷却水系统，以使得冷却器中排出的热水在其中冷却后可重复使用。大型电厂采用的冷却构筑物多为双曲线型冷却塔。此类冷却塔多用于内陆缺水电站。水池多为在地面下约2米深的圆形水池。塔身为有利于自然通风的双曲线形无肋无梁柱的薄壁空间结构，多用钢筋混凝土制造。冷却塔通风筒包括下环梁、筒壁、塔顶刚性环3部分。下环梁位于通风筒壳体的下端，风筒的自重及所承受的其他荷载都通过下环梁传递给斜支柱，再传到基础。筒壁是冷却塔通风筒的主体部分，它是承受以风荷载为主的高耸薄壳结构，对风十分敏感。其壳体的形状、壁厚，必须经过壳体优化计算和曲屈稳定来验算，是优化计算的重要内容。塔顶刚性环位于壳体顶端，是筒壳在顶部的加强箍，它加强了壳体顶部的刚度和稳定性。斜支柱为通风筒的支撑结构，主要承受自重、风荷载和温度应力。斜支柱在空间是双向倾斜的，按其几何形状有“人”字形、“V”字形和“X”字形柱，截面通常有圆形、矩形、八边形等。一般按双抛物线设计，基础主要承受斜支柱传来的全部荷载，按其结构形式分有环形基础(包括倒“T”型基础)和单独基础。基础的沉降对壳体应力的分布影响较大、敏感性强。故斜支柱和基础在冷却塔优化计算和设计中亦显得十分重要。江油电厂采用的冷却塔规格塔型：双曲线自然通风逆流式冷却面积：5500m2塔高：120m冷却塔蒸发损失：810m3/h循环水泵及电机电压6.0KV斜流泵流量16668m3/h联锁与控制：凝汽器循环水进口电动蝶阀：该阀装于凝汽器循环水进口管上，每路一只，该阀在主控制室或就地均能手动开关凝汽器循环水出口可调电动蝶阀：该阀装于两根凝汽器循环水出口管上，每路一只。此阀为一可调电动门，运行人员可随循环水温度变化而改变门的开度。尤其冬季水温低可使门的开度减小，从而节约厂用电和减少循环水的蒸发损失。在循环水出口管上安装此门，可确保凝汽器内有足够的循环冷却水。该阀在主控制室或就地均能手动开、关至任何开度位置常见异常及事故事件一：2006年10月9日，＃34机带230MW负荷，无功20MVAR，机组运行正常。13:10,办理“017”号电气一种工作票（＃3机B段母线、6台开关、电缆清扫、检修、试验、保护仪表校验），断开4318,4317联动成功。13:20办理“018”号电气一种工作票（＃3炉B段母线、开关、电缆清扫、检修、试验、保护仪表校验）。断开4314开关时，4313开关联动不成功，柴油发电机启动，但由于4300开关在检修位置，DCS失电，4A/4B循环水泵液控蝶阀关闭，4B循环水泵跳闸。＃34机低真空保护动作，汽机跳闸,炉MFT、机组跳闸。13:25值长刘世华就地合上4313开关，炉保安段恢复供电。循环水泵4A/4B恢复正常，汇报调度同意点火开机并网。16:40并网成功。原因分析：此次机组跳闸是由于办理“018”号电气一种工作票（＃3炉B段母线、开关、电缆清扫、检修、试验、保护仪表校验）。断开4314开关时，4313开关联动不成功，DCS失电，4A/4B循环水泵液控蝶阀关闭，4B循环水泵跳闸引起冷却水系统的作用：用生水（预处理水）对机炉电及公用辅助设备进行冷却系统构成及走向工业水用户：真空泵交换器、密封油真空泵、凝泵轴承、汽泵及前置泵轴承，电泵及电泵前置泵轴承，电泵机封电侧：氢气除湿装置炉侧：A、B、C、D磨煤机轴承、减速器、稀油站以及排粉机轴承；捞渣机轴封水、送风机液压调节油站、空预器导向、支持轴承和火灾监测、定排扩容器公用：杂用与仪用空压机冷却、暖通空调、汽水取样冷升水用户： 机侧：汽机润滑油冷油器、EH油冷油器、电泵空冷器、润滑油、工作油冷油器、小机润滑油冷油器电侧：发电机氢冷器、定子冷却器凝补水系统作用：将除盐水补进凝汽器,为保证系统运行正常；满足①汽水循环损失。②辅机冷却系统损失。③相关的用汽损失，如辅汽用户、吹灰、取样、排污等损失系统构成及走向每台机组设置一个100m3的补充水箱，，该水箱高位布置于机房6.3m层。一期工程的除盐水母管延长至二期工程，除盐水母管分别引进两个补充水箱。#33、#34机组的补充水箱设有一根连通管。启动初期，除盐水母管的水靠静压差流进凝汽器。机组正常运行时，靠凝汽器负压由补冲水箱向凝汽器补水。机组开机时，从补冲水箱出水管引出一路经上水泵（102.6A，85m3/h、扬程135米）升压后，分别向锅炉和除氧器上水。从除盐水母管分别接有集控空调系统、凝泵启动密封水、真空泵工质补水、汽封加热器疏水多级启动补水以及发电机定子冷却水水箱补水。凝结水系统作用：为除氧器及给水系统提供凝结水，并完成凝结水的低压段回热，同时为低压缸排汽、三级减温减压器、辅汽、低旁等提供减温水。为了保证系统安全可靠运行、提高循环热效率和保证水质，在输送过程中，对凝结水系统进行流量控制及除盐、加热、加药等一系列处理系统构成及走向主凝结水的流程为：凝汽器热井→凝结水泵→凝结水精处理装置→轴封加热器→#8低压加热器→#7低压加热器→#6低压加热器→#5低压加热器→除氧器。在凝结水精处理后设有凝结水支管，为系统用户提供水源，包括低压缸喷水、大机和小机轴封减温器喷水、A、B小机排汽减温水、暖通用蒸汽减温水、扩容器Ⅰ、Ⅱ减温水、中缸启动减温器减温水、低旁减温水及真空破坏阀密封水等给水系统作用：是把除氧水升压后，通过高压加热器利用汽轮机抽汽加热供给锅炉，提高循环的热效率，同时提供高压旁路减温水、过热器减温水及再热器减温水等系统流程：是指从除氧器给水箱经前置泵、给水泵、高压加热器到锅炉省煤器前的全部给水管道，还包括给水泵的再循环管道、各种用途的减温水管道以及管道附件等汽机油系统润滑油系统的作用该系统具有三个基本功能功能一：为汽轮机、发电机径向轴承提供润滑油。为汽轮机推力轴承提供润滑油。带走径向轴承中摩擦产生的热量为盘车装置提供润滑油。为装在前轴承座内的机械超速脱扣装置提供控制用压力油。功能二:转子的顶起，通过形成一个油膜来减少启动和低速时的主力矩功能三:保证停机后转子温度的均匀。启动前盘动沉重的转子。油系统的正常工作对于保证汽轮机的安全运行具有极其重要的作用，如果润滑油系统突然中断油流，即使只是很短时间的中断，也将引起轴承烧瓦，从而可能发生严重的事故。同时油系统中断将使低油压保护动作，使机组故障停机。因此必须给与足够的重视润滑油系统的组成主要有主油箱、主油泵、交流润滑油泵、直流事故油泵、注油器、排烟风机、顶轴油泵、冷油器(两台)、滤油器、油净化装置等组成电气主保护配置随着电力规模的发展，输电线路的增长，系统稳定性问题逐渐严重，对继电保护切除故障速度的要求提高，要求在任何情况下都有一套主保护在工作。因此采用两套主保护的配置方案，即两套能在线路全长范围内瞬时切除任何短路故障的纵联保护。由于每种保护原理都有一定的性能弱点，故最好能采用两套原理不同的主保护。线路主保护产生、原理及特点主保护的产生：随着电力建设的规模发展，输电线路电压等级的提高，线路的延长，要求继电保护能快速准确的切除高压输电线路故障（电力系统暂态稳定的要求：系统暂态稳定性取决于系统吸收暂态能量的能力，当我们无法改变吸收能力时，那么设法减少暂态能量也能起到维持系统稳定的效果，故快速保护具有实际意义），以维持系统的稳定运行，防止局部故障发展成为系统事故。多段式的后备距离或者零序保护只能反应输电线路单侧电气量（电流和电压）的变化，无法判别线路末端、对侧母线、下级线路出口故障，因而无法实现全线速动。要想满足灵敏性、选择性，必须配置反应输电线路两侧电气量变化的纵联保护。纵联保护：是用某种通信通道将输电线路两端的保护装置纵向联结起来，将本端的电气量信息状态传送到对端进行比较，以判断故障在本线路范围内还是在线路范围之外，从而实现全线速动切除区内故障。常见的通道类型纵联保护要想获得两侧的电气量变化信息，就必须把本侧的信息告诉对侧，然后从对侧读取信息，这就必须涉及到通信问题，通信离不开通道，目前常见的通道类型。电力线载波（高频）通道（分为专用收发信机或复用载波机），经济但是不可靠；（优点：利用电力线路本身传递信息，投资小；缺点：频带窄，信息传输量小；线路故障时，通道可能同时遭到破坏，故多用闭锁式保护）微波通道（很少应用）；（优点：具有大带宽，可传输波形；缺点：需设置专门的微波设备，增加投资）光纤通道（专用或者复用），可靠，目前正大量应用于110kV及以上线路保护中；（具有微波的优点，比微波具有更宽的带宽，更高的传输稳定性，投资小，可与信息通讯系统同时建设，一网多用）导引线，适用于10kM内的线路，很少使用。（需敷设专门线路，投资大，自身因长度、电阻、电容、绝缘等影响而安全性差）线路主保护分类按动作原理分类：纵联电流差动保护利用通道将本侧电流的波形或代表电流相位的数字信号传送到对侧，每侧保护根据两侧电流的幅值和相位比较的结果区分区内故障还是区外故障。（比较波形的叫纵联电流差动保护，；比较相位的叫纵联电流相位差动保护如发电机、变压器等使用，线路较少）这类保护在每侧都直接比较两侧的电气量，并且要求两侧信息采集的同步，信息量大，实现技术要求较高。方向比较式纵联保护两侧保护装置将本侧的功率方向、测量阻抗是否在区段内的“判别结果”等逻辑信息传送到对侧，每侧保护装置根据两侧的判别结果，区分是区内故障还是区外故障。这类保护在通道中传输的是逻辑信号，不需要两端采样同步，而不是电气量本身，传送的信息量较少，但对可靠性要求很高，按照保护判别方向所用的原理可分为方向纵联保护与距离纵联保护。纵联距离保护原理线路两端都装有具有方向性的阻抗继电器，综合比较两端阻抗继电器的动作行为（阻抗方向的异同）可以区分区内故障与区外故障。由于这种保护的核心元件是阻抗继电器，故而把这种纵联保护称作纵联距离保护。优点：只有当故障发生在本线路（Ⅱ段范围）以内时相应的方向阻抗元件才启动，提高了保护的可靠性；一般高压线路配备距离保护胃后备保护，距离保护的Ⅱ段为方向原件，可与纵联距离保护共同使用，简化了保护装置，节约了成本。缺点：后备距离保护检修时，主保护（纵联距离）被迫停运允许式纵联保护用的特点允许式纵联保护用方向距离继电器作方向判别元件，一般无反方向元件。一般规定从母线流向线路为正方向，线路流向母线为反方向。在功率方向为正的一端向对端发送允许信号，此时每端的收发信机只能接收对端的信号而不能接收自身的信号。每端的保护必须在方向元件动作，同时又收到对端的允许信号之后，才能动作于跳闸。显然只有故障线路两侧的保护才符合这个条件。对非故障线路而言，一端是方向元件动作，但收不到允许信号，而另一端是收到了允许信号但方向元件不动作，因此都不能跳闸。允许式纵联距离保护通常采用复用载波通道构成。也有复用微波和复用光纤通道的。后备保护配置方面由于大电流接地系统的线路较长，远后备难以满足下一条线路末端短时的灵敏度，故采用近后备方式。后备保护一般采用相间距离保护及接地距离保护。如果灵敏度和动作速度满足要求，也可采用方向性零序电流保护。后备保护的原理：后备距离或者零序保护只能反应输电线路单侧电气量（电流和电压）的变化。相间距离保护反映相间故障，接地距离保护反映接地故障，两保护相互配合、同时投停，两相接地可使用接地距离保护反映，也可使用相间距离保护反映。后备保护的构成：首先能识别故障，其次能区分故障点的远近，从而实现选择性动作。后备保护的缺点：不能区分本线路末端故障和相邻线路始端故障，为了保证在相邻线路始端故障时不越级跳闸，后备保护的瞬动段都只能保护本线路全长的一部分，不能构成全线速动。后备保护的特点：为了保护线路全长，后备保护一般都是按照多段式设置，相互配合，即可保护本线路全长，又可构成相邻线路的后备保护。发变组保护机变保护保护配置原则发电机组的配置原则应以能可靠地检测出发电机可能发生的故障及不正常运行状态为前提，同时在继电保护装置部分退出运行时，不影响机组的安全运行。在对故障进行处理时，应保证满足机组和系统两方面的要求，因此，主保护应双重化。.关于后备保护，发电机、变压器已有双重主保护甚至已超双重化配置，本身对后备保护已不做要求，高压主母线和高压线路主保护也都实现了双重化，并设置了开关失灵保护，因此，可只设简单的保护来作为相邻母线和线路的短路后备，对于大型机组继电保护的配置原则是：加强主保护（双重化配置），简化后备保护。继电保护双重化配置的原则是：两套独立的CT、PT检测元件，两套独立的保护装置，两套独立的开关跳闸机构，两套独立的控制电缆，两套独立的电源。发电机故障形式：（1）定子（电枢绕组）故障：定子绕组相间短路故障烧毁定子线棒铁芯，部件变形，电动力增大。定子匝间短路故障环流，破坏绝缘，可能发展为单相接地短路和相间短路。定子绕组单相接地故障（一般是铁芯接地）铁芯烧伤或局部熔化，威胁绝缘。（2）转子（励磁绕组）故障：转子接地故障一点接地危害不严重，两点接地，磁势不平衡，可能引起发电机的强烈震动或将转子绕组、铁芯烧毁，汽轮机磁化。失磁故障从系统吸收无功，异步运行，可能造成振荡失步，转子过热，定子过热。发电机的不正常运行状态：（1）区外短路引起的：对称过流定子过热，绝缘老化。负序（不对称）过流转子过热或灼伤。（由于外部短路造成）（2）系统问题引起的：对称过负荷定子过热，绝缘老化。负序（不对称）过负荷转子过热。（机组过负荷，负荷分的大）过激磁转子绕组过热低频汽轮机振动，转子疲劳，叶片受损。失步振荡，发电及损坏，系统崩溃。（3）误操作等引起的：过电压绕组绝缘击穿。机组甩负荷两点原因。逆功率汽机末级叶片过热疲劳。汽机跳闸机组未解列时。过激磁转子绕组过热。误上电（突加电压）发电机异步启动，严重的非同期并网。盘车，冲转，3000转但出口电压未到20kV时断路器误合。1、定子绕组的相间短路发电机定子绕组发生相间短路若不及时切除，将烧毁整个发电机组，引起极为严重的后果，必须有二套或两套以上的快速保护反应此类故障。对于相间短路，国内外均装设纵联差动保护装置，瞬时动作于全停。2、定子绕组匝间短路单机容量的增大，汽轮发电机轴向长度与直径之比明显加大，这将使机组运行中振动加剧，匝间绝缘磨损加快，有时还可能引起冷却系统的故障，因此应装设灵敏的匝间短路保护。目前为止，反应发电机定子匝间短路的保护有：单元件横差保护、负序功率方向保护、纵向零序电压保护和转子二次谐波电流保护。3、定子单相接地定子绕组的单相接地（定子绕组与铁芯间的绝缘破坏）是发电机最常见的一种故障，定子故障接地电流超过一定值就可能造成发电机定子铁芯烧坏，而发电机单相接地故障往往是相间或匝间短路的先兆，大型发电机在系统中的地位重要，铁芯制造工艺复杂、造价昂贵，检修困难，所以对于大型发电机的定子接地电流大小和保护性能提出了严格的要求。为保证大型发电机的安全，中性点经配电变压器高阻接地的发电机组必须使定子接地保护动作于发电机故障停机。4、失磁发电机低励（表示发电机的励磁电流低于静稳极限所对应的励磁电流）或失磁，是常见的故障形式。发电机低励或失磁后，将过渡到异步发电机运行状态，对电力系统和发电机本身危害极大。汽轮发电机组有一定的异步运行能力。对于汽轮发电机，失磁后还可以采取另一种措施，即监视母线电压，当电压低于允许值时，为防止电力系统发生振荡或造成电压崩溃，迅速将发电机切除；当电压高于允许值时，则不应当立即把发电机切除，而是首先采取降低原动机出力等措施，并随即检查造成失磁的原因，予以消除，使机组恢复正常运行，以避免不必要的事故停机。如果在发电机允许的时间内，不能消除造成失磁的原因，则再由保护装置或由操作人员手动停机。应当明白一点，发电机低励产生的危害比完全失磁更严重，原因是低励时尚有一部分励磁电压，将继续产生剩余同步功率和转矩，在功角0～360°的整个变化周期中，该剩余功率和转矩时正时负地作用在转轴上，使机组产生强烈的振动，功率振荡幅度加大，对机组和电力系统的影响更严重。此情况下一般失步保护会动作，如果失步保护未动作，出于大机组的安全考虑，应迅速拉开灭磁开关。5、转子接地故障转子绕组绝缘破坏常见的故障形式有两种：转子绕组匝间短路和励磁回路一点接地。转子一点接地对汽轮发电机组的影响不大，一般允许继续运行一段时间。发电机组发生一点接地后，转子各部分对地电位发生变化，比较容易诱发两点接地，汽轮发电机一旦发生两点接地，其后果相当严重，由于故障点流过相当大的故障电流而烧伤转子本体；由于部分绕组被短接，励磁绕组中电流增加，可能因过热而烧伤。主张动作于信号者，则考虑装设两点接地保护；主张动作于停机者，则认为不必再装设两点接地保护，这有利于避免发生汽机磁化。另外，由于目前尚缺少选择性好、灵敏度高、经常投运且运行经验成熟的励磁回路两点接地保护装置，所以也有不装设两点接地保护的意见，进口大型机组，很多不装两点接地保护。6、定子对称过负荷发电机对称过负荷通常是由于系统中切除电源；运行出现短时冲击性负荷；大型电动机自起动；发电机强行励磁；失磁运行；同期操作及振荡等原因引起的。实际上对称过负荷保护，就是定子绕组对称过流保护。对于发电机过负荷，即要在电网事故情况下充分发挥发电机的过负荷能力，以对电网起到最大程度的支撑作用，又要在危及发电机安全的情况及时将发电机解列，防止发电机的损坏。一般发电机都给出过负荷倍数和相应的持续时间。对于300MW汽轮发电机，发电机具有一定的短时过负荷能力，从额定工况下的稳定温度起始，能承受1.3倍额定定子电流下运行至少一分钟。锅炉系统燃烧系统构成燃烧系统主要组成设备锅炉是由“锅”和“炉”组成的，其中“炉”就指的是燃烧系统。它的主要组成设备有：炉膛、燃烧器、空气预热器、烟道。辅助设备有：送风机、引风机、给粉机、制粉设备燃烧系统主要组成设备炉膛：由蒸发设备围成的，供燃料燃烧放热的空间。燃烧器：供应燃料、组织炉内燃烧工况的合理和稳定。空气预热器：利用烟气的余热，加热燃料燃烧和制粉所需的空气。燃烧系统的主要任务使燃料在炉内进行良好的燃烧。1、持续、稳定2、完全燃烧系统的分类直吹式直吹式燃煤制粉系统，该系统的特点是制粉量随锅炉负荷变化而变化，一般多配用中速磨和风扇磨。制粉系统的任务及相应设备：①制粉及干燥——磨煤机、下行干燥管；②输煤及输粉——给煤机、排粉风机、一次风机、给粉机、原煤仓及煤粉仓；③粗粉及风粉分离——粗粉分离器及细粉分离器。直吹式制粉系统该系统的特点：Bm=B，即制粉量随锅炉负荷变化而变化，一般多配用中速磨和风扇磨。中间储藏式提高制粉系统出力的措施有：（1）保持给煤量均匀，防止断煤。在保持磨煤机出口温度不变的情况下，尽量提高磨煤机入口风温。（2）定期添加钢球，保持磨煤机内一定的钢球装载量，并定期清理不合格的钢球及铁件杂物。（3）保持磨煤机内适当的通风量，磨煤机入口负压越小越好，以不漏粉为准。（4）消除制粉系统的漏风，加强粗细粉分离器的维护，保持各锁气器动作灵活。（5）保持合格的煤粉细度，适当调整粗粉分离器折向门，煤粉不应过细。预防煤粉仓温度高的措施：（l）保持磨煤机出口温度不超过规定值。

（2）按规定进行降粉。（3）经常检查和消除制粉系统及粉仓漏风。

（4）建造和检修粉仓时要保证合理角度。四壁光滑，不应有积粉。

煤粉仓温度高应作如下处理：

(1)停止制粉系统，进行彻底降粉。（2）关闭吸潮管阀门及绞龙下粉插板。（3）温度超过规定值时可用二氧化碳灭火。（4）待温度正常后，启动制粉系统。（5）消除各处漏风。

影响煤粉粗的原因：（1）制粉系统通风量过大。（2）磨煤机内不合格的钢球太多，使磨碎效率降低。（3）粗粉分离器内锥体磨透，致使煤粉短路或粗粉分离器折向门开得过大。（4）回粉管堵塞或停止回粉，而失去粗粉分离作用。（5）原煤优劣混合不均匀，变化太大。用煤来源单台机组用煤量：1、小时用量：90~135t/h。2、日用量：2000~3000t/d。3、发电单耗：327g/KWh。入厂煤来源：1、省外煤：甘肃、宁夏、陕西2、省内煤：广元配烧比例：1、两种煤配烧，一般用7:3或6:42、三种煤配烧，一般用4:3:3掺配标准：主要以发热量和挥发份这两项指标来作为标准，发热量17MJ/Kg，挥发份16~22%。锅炉设计效率：1、330MW机组：90.8%2、300MW机组：92.24%锅炉实际效率：1、330MW机组：92.94%，93.11%2、300MW机组：93.12%，92.84%尾气排放量污染物排放指标：氮氧化物、二氧化硫、粉尘国家标准：根据《GB13223-2011火电厂大气污染物排放标准》，我厂执行的国家标准为：配电网变压器数量的确定主变压器台数的确定原则是为了保证供电的可靠性。当符合下列条件之一时，宜装设两台及以上变压器。①、有大量一级负荷及虽为二级负荷但从保安需要设置时(如消防等)。②、季节性负荷变化较大时。③、集中负荷较大时。对大型枢纽变电所，根据工程的具体情况可以安装2～4台主变压器。装设多台变压器时，宜根据负荷特点和变化适当分组以便灵活投切相应的变压器组。变压器应按分列方式运行。变压器低压出线端的中性线和中性点接地线应分别敷设。为测试方便，在接地回路中，靠近变压器处做一可拆卸的连接装置。(2)、一般三级负荷或容量不太大的动力与照明宜共负荷只用一台变压器。(3)、当属下列情况之一时，可设专用变压器①、当照明负荷较大或动力和照明采用共用变压器严重影响照明质量及灯泡寿命时，可设照明专用变压器。②、单台单相负荷较大时，宜设单相变压器。③、冲击性负荷较大，严重影响电能质量时，可设冲击负荷专用变压器。④、当季节性负荷(如空调设备等)约占工程总用电负荷的1/3及以上时，宜配置专用变压器。变压器结构型式的确定(1)、建筑要求多层或高层主体建筑内变电所，变压器一般可采用环氧树脂浇注型铜芯绕组干式变压器并设有温度监测及报警装置。在多尘或有腐蚀性气体严重影响变压器安全运行的场所，应选用防尘型或防腐型变压器。特别潮湿的环境不宜设置浸渍绝缘干式变压器。设置在二层以上的三相变压器，应考虑垂直与水平运输对通道及楼板荷载的影响，如采用干式变压器，其容量不宜大于630kVA。居住小区变电所内单台变压器容量不宜大于630kVA。(2)、内设置的可燃油浸电力变压器应装设在单独的小间内。变压器高压侧间隔两侧宜安装可拆卸式护栏。变压器与低压配电室以及变压器室之间应设有通道实体门。如采用木制门应在变压器一侧包铁皮。变压器基座应设固定卡具等防震措施。变压器噪声级应严格控制，必要时可采用加装减噪垫等措施，以满足国家规定的环境噪音卫生标准，相关的生活工作房间内白天≤45dB(A)，夜间≤35dB(A)。高压配电柜选用下进下出的接线方式，在高压配电室下设电缆夹层。低压配电柜采用上进上出的接线方式，在柜顶上方设电缆桥架布线。上进上出与下进下出的接线方式各有优缺点：上进上出可以省做结构层，但它需要电缆桥架，安装要求极为严格。下进下出的接法必须做结构层，不需要电缆桥架。高低压配电室均应设有气体灭火和排风系统。对于就地检修的室内油浸变压器，室内高度可按吊芯所需要的最小高度再加0.7m；宽度可按变压器两侧各加0.8m确定。多台干式变压器布置在同一房间内时，变压器防护外壳间的净距不应小于安全距离。(3)、调压当用户系统有调压要求时，应选用有载自动调压电力变压器。对于新建的电力变电所建议采用有载自动调压变压器，有利于网络运行的经济性。虽然暂时投资稍高一些，但是在短时间内就可以收回所附加的投资。当要求有三种电压的变电所，而且通过主变压器各侧线圈的功率均达到该变压器容量的15％以上，主变压器宜采用三线圈变压器。如220kV、110kV、35kV时，通常采用三绕组变压器。(4)、当出现下列情况可设专用变压器：当动力和照明采用共用变压器严重影响照明质量及灯泡寿命时，可设专用变压器。当季节性的负荷容量较大时(如大型民用建筑中的空调冷冻机等负荷)，可设专用变压器。接线为Y,yno的变压器，当单相不平衡负荷引起的中性线电流超过变压器低压绕组额定电流的25％时，宜设单相变压器。出于功能需要的某些特殊设备(如容量较大的X光机等)宜设专用变压器。(5)、当需要提高单相短路电流值或需要限制三次谐波含量或三相不平衡负荷超过变压器每相额定容量15％以上时，宜选用接线为D，Yn11型变压器。(6)、因IT系统的带电部分与大地不直接连接，因此照明不能和动力共用变压器，必须设专用照明变器。配电变压器容量的选用(1)、变压器的容量选择的一般原则变压器容量应根据计算负荷选择。确定一台变压器的容量时，应首先确定变压器的负荷率。变压器当空载损耗等于负荷率平方乘以负载损耗时效率最高，在效率最高点变压器的负荷率为63％～67％之间，对平稳负荷供电的单台变压器，负荷率一般在85％左右。但这仅仅是从节电的角度出发得出的结论，是不够全面的。值得考虑的重要元素还有运行变压器的各种经济费用，包括固定资产投资、年运行费、折旧费、税金、保险费和一些其他名目的费用。选择变压器容量时，适当提高变压器的负荷率以减少变压器的台数或容量，即牺牲运行效率，降低一次投资，也只是一种选择。(2)、当安装两台及以上主变时，每台容量的选择应安照其中任何一台停运时，其余的容量至少能保证所供一级负荷或为变电所全部负荷的60～75％，通常一次变电所采用75％，二次变电所采用60％。变压器一次侧功率因数与负荷率有关，满载运行时一次侧功率因数比二次侧低3～5％，负荷率小于60％时一次侧功率因数比二次侧低11％～18％。负荷率高对高压侧提高功率因数有利。负荷率高，断路器容量也大，投资也会有所增加。(3)、低压为0.4kV变电所中单台变压器的容量不宜大于1600kVA，当用电设备容量较大，负荷集中且运行合理时可选用2000kVA及以上容量的变压器。近几年来有些厂家已能生产大容量的ME、AH型低压断路器及限流低压断路器，在民用建筑中采用1250KVA及1600KVA的变压器比较多，特别是1250KVA更多些，故推荐变压器的单台容量不宜大于1250KVA。采用干式变压器时，应配装绕组热保护装置，其主要功能应包括：温度传感器断线报警、启停风机、超温报警/跳闸、三相绕组温度巡回检测最大值显示等。应选用节能型变压器，对事故时出现的过负荷应考虑变压器的过载能力，必要时可采取强迫风冷措施。当需要提高单相短路电流值或需要限制三次谐波含量或三相不平衡负荷超过变压器每相额定容量15％以上时，宜选用接线为D，Yn11型变压器。采用非燃性油变压器，可设置在独立房间内或靠近低压侧配电装置，但应有防止人身接触的措施。非燃油变压器应具有不低于IP2X防护外壳等级。室内设置的可燃油浸电力变压器应装设在单独的小间内。变压器高压侧(含引上电缆)间隔两侧宜安装可拆卸式护栏。变压器与低压配电室以及变压器室之间应设有通道实体门。如果采用木制门应在变压器一侧包铁皮。变压器基座应设固定卡具等防震措施。变压器噪声级应严格控制，必要时可采用加装减噪垫等措施，以满足国家规定的环境噪音卫生标准(相关的生活工作房间内)，白天≤45dB(A)，夜间≤35dB(A)。变压器的过电流保护宜采用三相保护。当高压侧采用熔断器作为变压器保护时，其熔体电流应按变压器额定电流的1.4～2倍选择。变压器的低压侧的总开关和母线断路器应具有选择性。变配电室的低压侧母线应装设低压避雷器。单台变压器的容量不宜大于1600kVA，当用电设备容量较大，负荷集中且运行合理时可选用2000kVA及以上容量的变压器。采用干式变压器时，应配装绕组热保护装置，其主要功能应包括：温度传感器断线报警、启停风机、超温报警/跳闸、三相绕组温度巡回检测最大值显示等。变压器并联运行在变电室有两台或多台变压器同时运行时，必须满足以下的条件(1)、各变压器的一次和二次额定电压必分别相等。例如一次高压均为10kV，低压均为0.4kV。其误差不应大于±5％。如果两台变压器的变压比不同，则必然在二次绕组内产生环流，很容易导至变压器过热而烧毁。(2)、并联的各变压器的短路电压必须相等。短路电压也称作阻抗电压。由于并联运行的变压器的负荷是按照其阻抗电压值成反比例分配的，阻抗电压小的变压器必然会因为分配的电压过高而损坏。通常允许差值为不大于±10％。(3)、并联各变压器的连接组别必相同。也就是各变压器的一次或二次电压的相序必须分别对应，否则根本不能并列运行。例如：当D，yn11连接与Y,yno连接的两台变压器并联了，在它们对应的二次侧将出现30°的相位差，使二次绕组之间出现电位差Δ从而产生很大的环流。(4)、并联的各变压器的变压器的额定容量也应该尽可能地相似，通常容量之比不宜超过1：3。这主要是因为变压器的容量相差过大会因内部阻抗不同或其他特性不而产生环流，而影响变压器的使用寿命。电压互感器的配置(1)母线。工作和备用母线都装1组电压互感器，用于同期、测量仪表、保护装置及中性点不接地系统的绝缘监视。用1个三相五柱或3个单相三线圈电压互感器接成Y/Y/△形。(2)发电机。一般装2组电压互感器。一组用3个单相电压互感器接成Y/Y形，供自动调节励磁装置用；另一组用2个单相电压互感器接成V/V形或用3个单相三线圈电压互感器接成Y/Y/△形，供测量仪表、同期和保护装置用。(3)线路。35kV及以上输电线路，当对端有电源时，为了监视线路有无电压，进行同期和设置重合闸，装1台单相电压互感器。以上所配电压互感器，其一次绕组的额定电压应与安装地点电网电压相符，且电压互感器要考虑准确等级，以满足测量精度和二次负荷容量的要求。电流互感器配置(1)为了满足测量和保护装置的需要，在发电机、变压器、出线、母线分段及母联断路器等回路中均设有电流互感器。对于中性点直接接地系统，一般按三相配置；对于中性点非直接接地系统，如负荷对称，保护灵敏度满足要求，按两相配置，否则按三相配置。(2)用于自动调节励磁装置的电流互感器应布置在发电机定子绕组的出线侧，以减轻内部故障对发电机的损伤。为了便于分析和在发电机并入系统前发现内部故障，用于测量仪表的电流互感器宜装于发电机中性点侧。(3)对于保护用电流互感器的装设地点应按尽量消除主保护装置的不保护区来设置。若有2组电流互感器，且位置允许时应设在断路器两侧，使断路器处于交叉保护范围之中。实习内容及过程入厂安全教育第一天上午前往江油电厂，下午电厂方面班安排了入厂第一课：入厂安全教育。课程中首先对江油电厂的历史进行了简单的介绍，然后利用动画详细的介绍了发电厂从煤炭的运输到锅炉的燃烧，汽轮机的旋转再到尾气的处理和排放的一系列生产过程。而后重点讲解了发电厂生产现场的安全注意事项。电力生产是由许多发电厂、输电线路、变配电设施和用电设备组成的，是现代化的大生产。在电厂生产过程中，现场环境有几个明显的特点：电力设备体积大，电气设备很多，高温高压设备多，易燃易爆和有毒物品多，生产现场极其复杂等。同时，在生产过程中使用大量生产原料，产生大量的废弃物，这些废弃物对环境造成污染，造成人身危害。所以应从电力生产的工作环境中寻找事故存在的危险因素，才能做到有的放矢，进行有效预防与治理。在电厂中火力发电机组的接线复杂，设备多看似准，容易引起误触事故，不但会造成机组的停运也会对人员造成损失，并且在厂实习时，要注意避免锅炉及汽轮机引起的烧伤与烫伤。每一个人都应该自觉遵守厂内的法律法规，认真对待安全。服从现场工作人员的安排调节指挥。保护好自己，做到不伤害别人，不被别人伤害。在完成了安全哦教育之后，我们还进行了安全教育考试，只有合格者才能入厂进入工作岗位。入厂学习第二天师傅带着我们在电厂巡检，分别介绍了电厂的脱硫、电除尘、锅炉、汽轮机、磨煤机、仪控等现场设备，让我们对发电厂现场有了更加直观的认知，也使我们对电厂各个设备的衔接有了一些基础性的概念。我们在领班师傅的带领下，我们先前往生产现场检查实习，在师傅的给我们讲解了汽轮机，汽轮机的各抽气段，回热系统，泵与风机等。然后又来到发电机面前给我们详细介绍，后来又来到锅炉部分介绍了煤粉的制备，燃烧器，除氧器，炉墙，水冷壁等，又来到水冷塔给我们介绍水冷塔的结构作用等。最后来到煤场给我们介绍煤的运输，存贮，以及煤的分类燃烧特点等。以后我们每天都在师傅的带领下进一对电厂进行详尽的学习。通过实习，我们对这些电厂附属设施有了比较直观的认知，也更加了解到这些系统对于电厂发电的重要性，通过这些的学习不仅对电厂的构建有了全面的认识，也完善了自己的知识体系。第三天，工作人员带我们参观了电厂的水处理厂以及检修等附属部门。化学水处理工作比较细致、繁琐，每一项每一步都要认真操作，不能有一丝马虎、侥幸心理，这是作为化学值班员的基本要求。水处理包括补给水处理和汽水监督工作，补给水处理，也就是炉外水处理，是净化原水，制