火电厂实习报告2（共9篇）
火电厂实习报告2 篇1
11月7日仪控人员走错间隔误操作造成 ＃2机组跳闸事件分析报告及责任处理意见
一、事件发生前机组运行方式：
＃2机组负荷626MW，AGC投入；2B、2C、2D、2E、2F磨煤机运行，2A磨煤机备用 ；＃4机组于11月6日停机进行C级检修。
二、事件发生经过：
按照年度工作计划，2008年11月4日14：22向省调批复“#4机组C级检修”申请单，计划检修时间：11月5日18：00至12月5日18：00。18：03省调批复“＃4机组C级检修”申请单，时间：11月5日23：45～12月5日23：45。
按照工作安排，为缩短检修时间，加快检修进度，＃4机组停机后计划投入＃4汽轮机快冷装置。为此生产部于11月5日组织召开＃4机组C级检修快冷投运专题会议，会议进行了技术和安全交底，对机组快冷投运工作进行分工，形成了会议纪要，会议后编制了机组快冷操作票。
2008年11月6日00：40 省调下令＃4机组开始停机，11：00＃4机组解列。11：40省调许可＃4机组C级检修开工。
11月7日14：00因＃4机组处于停机状态，汽轮机快冷装置投入逻辑需要，电厂员工DCS点检沈杏登与刘铁祥去做#4汽机快冷投入前准备措施，进行＃4机组MFT信号强制短接工作；15：00刘铁祥在集控室监视状态，沈杏登带上工具到#1机电子间找短接线，找到后沈杏登由#
1、#2电子间的连通门直接来到#2电子间（一、二期电子间在厂房内不同区域，相隔约100米左右）DEH机柜，误认为此机柜即为＃4DEH机柜，当即打开＃2机组DEH柜门执行MFT信号短接工作，由于接线端子为普通型接线端子，只能拆线进行短接，15：11当沈杏登拆除＃2机DEH的MFT信号线后，＃2机组立即发生汽机跳闸，首出信号为机组MFT动作。
#2机组跳闸后，分公司领导、各生产部门主任、技术人员、检修人员组织到位，立即组织检查恢复。＃2机组停运2小时43分钟于17：54恢复并网运行。
分公司领导高度重视，事件发生后，立即组织召开了事件分析会，柯文石副经理、生产部、运行部和安监室负责人及有关技术人员、班组人员参加了分析会，在事故原因清楚的情况下，柯总要求着重从管理上查找存在的不足，不回避我们在管理上存在的问题，以切实吸取事故教训，有针对性制定反措，落实责任。
三、暴露问题和原因分析：
1、走错间隔是事故发生的主要原因。DCS点检沈杏登在进行＃4机组MFT信号强制短接工作过程中，走错间隔，误进入#2机组电子间执行MFT信号短接工作，当拆除＃2机DEH的MFT信号线后，MFT动作，＃2机组跳闸。
2、开始操作前，没有认真核对设备名称、编号和位置，是事故发生的重要原因。玉环电厂电子间门、电子间DEH机柜都有明显的机组编号，＃2机DEH的MFT信号线都有设备编号，由于作业人员安全意识不强，没有养成良好的习惯，在进行信号强制工作前，对要进行的操作设备没有进行认真的核对即进行操作，导致误操作的发生。
3、执行管理制度不严，无人监护，是事件发生的另一个重要原因。在进行快冷投入前准备工作时，仪控人员没有按照分公司《关于“联锁保护投退管理标准”的补充说明》规定，在做MFT信号强制时，没有填写退出申请单，没有按照规定设置监护人员，一人操作，失去监护。
4、危险点辨识和防范措施分析工作不到位。现场作业人员在进行操作前没有能够进行危险点辨识工作，不清楚现场操作的主要危险点和防范措施，进入现场盲目进行信号强制工作。
5、本次事件性质严重，走错间隔事故属于典型的误操作事故，属低级错误，事故教训非常深刻，事故暴露了操作人员安全意识淡薄，思想不集中，违章作业。
四、防范措施：
1、按照“四不放过”的原则，组织分公司全体员工和外协单位认真学习，吸取教训，接受教育，对事故主要责任者、责任部门、有关责任部门领导和分公司领导将进行严肃处理。
2、结合反违章专项整治活动、秋冬季安全大检查和本次误操作事故，在部门、班组开展一次“杜绝违章，防范事故”大讨论，分公司和部门领导深入班组，认真查找、纠正“三违”现象，查找我们在思想上、管理上、制度执行上、作业环境上存在的安全隐患，切实把各类事故隐患消灭在萌芽状态，努力提高本质安全水平。
3、进一步加强电子间、工程站的门禁管理工作。根据仪控检修的工作分工情况，设置不同的权限，防止无权限人员跑错间隔，防止误操作事件的发生。考虑将电子间、工程站门禁Ic卡放在运行值班人员处，根据工作需要办理借用手续后使用，防止走错间隔。
4、严格执行分公司《联锁保护投退管理标准》的规定，联锁保护的投退必须办理申请单，并经过审批后，进行投退操作。操作必须由两人执行，禁止无人监护下的信号投退操作，杜绝误操作的发生。
5、加强安全生产制度建设，严格规程制度执行的严肃性。充分发挥安全生产监督和保证体系作用，狠抓电业安全工作规程、工作票制度、工作监护制度、危险点分析预控等制度的执行，加大对违章的检查和处罚力度。尤其要加强热控作业安全管理，凡在热控设备上进行的工作，严格执行工作票制度、操作票制度和工作的监护制度，杜绝误操作的发生。
6、加强班组建设，加强人员安全教育和安全技能培训工作，努力提高全员安全意识和遵章守纪的自觉性。抓好岗位培训，开展好班前会和现场工作危险点辨识工作，现场作业前必须进行危险点辨识，明确防范措施，由工作负责人对工作班成员安全交底后才允许开工。
7、认真做好＃4机组C级检修安全管理工作。认真抓好防走错间隔隔离措施的落实、抓好临边、空洞安全设施的防护防止高处坠落和高空落物造成的人身伤害，抓好脚手架管理防止坍塌事故的发生，抓重要或危险性较大工作的方案审查、措施落实和过程监督工作，严格执行工作票、操作票制度，坚决杜绝设备损坏和人身伤亡事故的发生。
五、责任分析及处理意见：
11月7日仪控人员走错间隔误操作造成机组跳闸事件是一起典型的误操作事件，事件性质非常恶劣，事故的发生给分公司抹了黑，给分公司安全生产工作带来了被动，给分公司形象造成了不良影响，同时给电厂在电网的信誉产生了不好的影响。本次事故发生在公司控制非停专题会议后不久，又是发生在分公司开展反违章活动期间，影响很坏。为认真吸取事故教训，增强相关管理人员及全体员工的安全意识，杜绝类似事故的再次发生，本着“四不放过”的原则，根据分公司《安全生产奖惩办法》，对相关领导及责任部门、责任人员加倍从重处罚：
1、分公司在开展反违章活动期间发生误操作事故，分公司全体员工每人扣罚月度奖金1000元；
2、事故责任部门生产部在反违章活动期间发生误操作事故，全体员工每人扣罚月度奖金一个月；
3、事故责任人沈杏登思想不集中，操作前没有认真核对设备名称、编号和位置，走错间隔误操作，负事故主要责任，考核月度奖金四个月。
4、仪控班DEH小组组长刘铁祥安排工作不具体，工作过程中监护不力，使沈杏登工作过程中失去监护，负事故次要责任，考核月度奖金两个月。
5、仪控专工赵洁主管仪控班组，反违章组织开展不力，考核月度奖金两个月。
6、＃4机组C级检修仪控负责人傅望安对检修机组需要采取措施的执行过程中没有及时跟踪监督，考核月度奖金两个月。
7、生产部主任刘金生作为部门安全生产第一责任者，组织开展反违章工作深度不够。考核月度奖金一个半月。
8、安监室主任罗建松安全教育和反违章组织不力，考核月度奖金一个月。
9、分公司副经理柯文石分管生产安全，负分管领导责任，考核月度奖金3000元。
10、分公司经理李建民作为电厂安全生产第一责任者，负领导责任，考核月度奖金2000元。
火电厂实习报告2 篇2
关键词：发电厂,水轮机,改造
1 电厂简介
大桥水库水力发电厂位于四川省凉山州冕宁县境内, 是安宁河流域开发的龙头电站, 电站为引水式电站, 水源由大坝经压力隧洞引至调压井, 再由调压井经压力钢管引至4台发电机。电站最大水头189m, 设计水头156m, 最小水头130m。电站总装机90000k W, 安装四台立轴混流式水轮发电机组, 单机容量22500k W。机组由东风电机厂和东方电机厂联合生产制造, 电厂始建于1993年11月, 于2000年6月投产。
大桥水库水力发电厂利用水库年调节性能成为四川电网枯季主力电站。改造方案将原水轮机转轮、泄水锥整体更换, 同时对导水机构进行局部修复和改进;发电机部分更换上下导和空气冷却器, 更换制动器和转子引出线。同时, 更换相应的自动化元件。
增设纯机械过速保护装置, 增设振摆监测分析系统。辅机部分, 更换进水阀工作密封和接力器;供排水水系统主要设备都作了更换, 以及更新全厂公用自动化元件, 提高了电站的运行效率和自动化水平。
2 水轮机现状
(1) 水轮机导水机构及泄水锥磨蚀严重。机组经过十多年长时间的运行, 受气蚀破坏, 水轮机导叶间隙增大, 造成漏水量增加, 水轮机效率下降, 开停机困难等危害。磨损严重的部位主要是导叶上、下端面, 与导叶相对应的抗磨板以及导叶的内侧面等处。泄水锥同样气蚀严重, 导致水轮机运行时振动加剧, 噪音明显。
(2) 水轮机转轮磨蚀严重。机组经过十多年长时间的运行, 受气蚀、泥沙磨损联合作用, 水轮机转轮磨蚀严重, 形成鱼鳞坑, 叶片背面呈海锦状蜂窝麻面, 叶片厚度变薄, 出水边成锯齿状破坏, 使水轮机水能效率降低, 达不到额定出力。转轮的严重磨蚀导致检修工作量加大, 检修周期缩短, 检修时间延长。电站每年枯水期都集中人力对转轮进行补焊、打磨、修复, 经多次修型后, 叶片变型, 导致水轮机运行振动明显, 给机组的安全运行带来隐患。 (见图1、图2)
(3) 水导冷却器冷却效果差。水导冷却器经多年运行, 管路局部水头损失增大, 老化严重, 热交换效果差, 运行温度高。
3 发电机现状
(1) 发电机空冷器冷却效果差。发电机空冷器和上导、下导空冷器经多年运行, 老化严重, 热交换效果差, 运行温度高。
(2) 机组制动器。发电机制动器经多年运行, 老化严重, 出现活塞不能复位, 密封破损, 漏气漏油等问题, 给机组的安全运行带来隐患。
4 进水蝶阀现状
进水阀装置采用液控蝶阀, 公称直径为1.8m。1、2号机组, 3、4号机组分别共用一套油压装置, 型号为HG-02, 额定压力4.0MPa, 由压力罐、回油箱、螺杆油泵、安全阀、油位信号器等组成。经现场踏勘观察蝶阀由于密封老化, 渗水较大, 机组一旦停机主阀关闭后, 再次开启困难。蝶阀层空间狭小, 潮湿昏暗, 旁通阀及检修阀锈蚀严重, 启闭困难。漏油箱设备陈旧, 锈蚀严重。 (见图3)
供排水系统:
技术供水的主要对象是发电机空气冷却器、上导推力轴承冷却器、下导轴承冷却器、水导轴承冷却器等。本电站采用减压供水方式, 在2#机和3#机各设1个取水口, 经滤水器过滤, 减压阀减压后供至技术供水总管, 再通过支管引至机组各冷却器, 两路取水管通过一个手动阀连通, 互为备用。
检修排水采用集水井排水方式, 设置两台立式离心泵, 一主一备。排水泵额定流量320m3/s, 额定扬程25m。排水泵安装于蝶阀层EL.1822.60m, 检修集水井顶板上。
渗漏排水采用集水井排水方式, 设置两台立式离心泵, 一主一备。排水泵额定流量320m3/s, 额定扬程25m。排水泵安装于蝶阀层EL.1822.60m, 渗漏集水井顶板上。
经现场踏勘观察减压阀经多年运行减压效果差, 导致阀后水压不稳定;供水管路上的阀门大多因老化操作困难, 密封不严出现渗水现象, 危及安全运行。渗漏排水和检修排水, 底阀漏水严重, 检修频繁, 排水泵都安装在蝶阀层, 蝶阀层设备拥挤, 地板湿滑, 管路设备锈蚀严重, 运行环境较差。 (见图4)
5 水轮机部分改造的必要性
(1) 水轮机导水机构投入运行时间长, 磨蚀严重, 导叶漏水量大, 根据《SL193小型水电站技术改造规程》, 水轮机流通部件磨蚀严重, 不能保证安全运行的, 应对其进行技术改造。
(2) 水轮机转轮叶片变形严重, 经过多次补焊, 不能保证安全运行。根据《SL193小型水电站技术改造规程》, 水轮机设备陈旧, 性能落后, 应更换新型转轮, 提高水轮机运行效率。
(3) 泄水锥线性落后, 气蚀严重, 根据《SL193小型水电站技术改造规程》, 水轮机设备陈旧, 性能落后, 应改进流通部件型线与结构, 提高水轮机运行效率。
(4) 水导冷却器运行时间长, 冷却效果差, 应对其进行技术改造。
6 供排水系统改造的必要性
(1) 厂内集水井排水泵转轮汽蚀严重, 底阀维护工作量大。根据《SL193小型水电站技术改造规程》要求, 设备配置不合理, 效率低, 能耗大, 老化严重, 应对其进行技术改造。
(2) 减压阀阀后压力不稳, 易出故障, 根据《SL193小型水电站技术改造规程》要求, 事故率高, 不能保证安全运行的设备应对其进行技术改造。
7 蝶阀及其控制系统改造的必要性
进水蝶阀密封老化, 漏水量大, 根据《SL193小型水电站技术改造规程》的要求, 进水阀漏水量超过标准规定值时, 应改进进水阀的密封形式或更滑新型进水阀, 改造后水轮机进水阀的漏水量不超过GB/T14478《大中型水轮机进水阀门基本技术条件》规定的标准。
8 水机部分
8.1 水轮机的改造
(1) 水轮机转轮整体更换。针对水轮机叶片和转轮体磨蚀严重的现状, 进行补焊已经不能解决问题, 考虑整体更换转轮。电站原用转轮型号HLD126-LJ-145, 本次改造更换为同型号的新转轮, 材质选用整体不锈钢。电站于2012年已对1#和3#机组的转轮改造完毕, 因此本次仅更换2#和4#机组的转轮。
(2) 水轮机导水机构局部进行修复和改进。控制环与顶盖位置抗磨板等关键位置应选择更好的抗磨材料。
(3) 对水轮机泄水锥设计线性作优化和改进, 更换泄水锥。优化后的泄水锥应减小高压脉动区域和幅值, 有效减少尾水管的脉动压力。电站于2010年已对3#机组的转轮改造完毕, 因此本次更换1#、2#和4#机组的泄水锥。
(4) 更换水导冷却器。
(5) 增加纯机械过速保护装置, 使机组运行更加安全可靠。为提高机组运行的安全性, 此次改造增加纯机械过速保护装置。安装部位考虑在主轴靠近水导轴承附近。纯机械过速保护装置为电站提供最后一道保护, 可靠性高, 为电站实现“无人值班, 少人值守”的自动化运行打下基础。
(6) 增加机组振动摆度测量分析系统, 使机组运行更加安全可靠。每台机组配置1套振动摆度监测系统, 用于监测机组的振动、摆度等信号。为机组安全运行、检修维护提供可靠数据, 提高电站发电设备运行水平。振动测点:分别在上机架、下机架和顶盖处, 各设置2个水平振动测点, 2个测点互成90°;在上机架、下机架和顶盖处, 各设置1个垂直振动测点。摆度测点:分别在机组上导、下导、水导轴承的径向设置互成90°的2个测点, 3组测点方位应相同。
8.2 水轮发电机的改造
(1) 更换发电机空冷器, 上导空冷器和下导空冷器。
(2) 更换机组制动器, 制动器更换为油气分离三腔式制动器。
(3) 更换转子引出线。
8.3 进水阀及其油压装置的改造
根据电站实际情况, 电站由一根引水总管分为4根支管引至机组。电站11月份至此年6月份是发电高峰期, 其余时间进行蓄水, 蓄水期间一般发1~2台机组;4台机组同时不运行的情况一般在对压力隧洞进行检修期间, 这时需要机组全部停机, 但通常检修时间也只安排几天。若此次整体更换, 必须关闭总管前闸门, 每台进水蝶阀更换所需时间按20天到1个月考虑, 则更换4台进水蝶阀将耗时近4个月, 电站不具备这么长的时间更换蝶阀, 如果停机4个月, 将给电站的生产带来很大损失。
考虑到进水蝶阀本体无明显损伤, 此次改造保留进水蝶阀本体。
原进水蝶阀采用双密封形式, 为改善进水阀密封的漏水现象, 更换工作密封, 密封材料采用优质耐磨耐油耐老化的高强度合成橡胶。为改善蝶阀启闭困难的情况, 考虑增加接力器容量的可行性。若增加接力器缸径, 一、阀门阀轴承压增加, 经计算, 阀轴轴承承载的应力约42.1MPa, 轴许用应力120Mpa, 满足使用要求, 能长期安全的运行。二、地脚螺栓承受应力增加, 经计算, 在工作压力4.0Mpa时, ￠380接力器对基础的推力为46.24t, 拉力为43.6t, 地脚螺栓为M48×4, 单支螺栓可承受应力68Mpa, 满足使用要求。三、复核油压装置容量, 原油压装置能够满足要求。
火电厂实习报告2 篇3
【关键词】振动；异常
1、设备概况
京能（赤峰）能源是装有2×135MW机组的火力发电厂，汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产的CC135/N150-13.24/535/535/0.981/0.294型超高压一次中间再热、单轴、双缸、双抽汽供热、凝汽式汽轮机。4个高调门分为两组，其中1、4号调门为一组，2、3号调门为一组。DEH为上海新华公司的XDPS-400E+分散控制系统（DCS）。本次改变汽轮机高压调门进汽顺序逻辑组态就是利用XDPS控制系统进行的。
2、机组振动情况分析
振动一般分为摩擦振动（其主要特点：一是振动信号的主频仍为工频，但由于受到冲击和一些非线性因数的影响，可能会出现少量分频、倍频和高频分量；二是振动的幅值和相位都具有波动现象，且持续时间较长；三是降速过临界时的振动较正常升速时大，停机静止后大轴偏心明显增大）；转子热变形引起异常振动（其主要特点：一倍振幅的增加与转子温度和蒸汽参数有密切关系，同时伴随相位变化，都会产生与质量偏心类似的旋转矢量激振力）汽流激振（其主要特点：一是有较大量值的低频分量；二是振动的增大受运行参数的影响明显，如负荷、汽压等，且增大应该呈突发性。其原因主要是由于叶片受不均衡的气体流动冲击而发生汽流激振）2010年期间#2机组负荷在80-100MW间运行时一瓦轴振经常异常升高，经多次查找历史曲线，依据异常振动特征，结合对本机组设备安装检修与运行参数的分析，造成一瓦振动波动大的原因，可能有以下几点：一是轴系对中与转子平衡不良；二是存在汽流扰动作用力的影响；三是轴承的负荷分配与转子扬度有待改进；四是主油泵齿形联轴器松动。经长时间运行调整发现#2机一瓦轴振异常波动只发生在80-100 MW负荷之间，而在此区间外机组各参数均正常。正常运行时一瓦轴振X40um、Y42um，异常波动后X/Y均突然上升至110-130um，其他轴瓦振动无明显变化。我厂高调门GV1、GV2对应调节级下缸进汽，GV3、GV4对应调节级上缸进汽DEH由单阀控制切换为多阀控制时，高压调节阀的原设计开启顺序为GV1+GV2→GV3→GV4，即GV1、GV2和GV3同时开启，然后是GV4最后开启。关闭顺序与此相反。
这样当低负荷、主汽压力较高，尤其是多阀控制时，就会造成高压缸下缸进汽多，上缸进汽少，当圆周进汽不均或存在较大的扰流，就可能会改变一瓦受力，使机组一瓦X/Y振动异常波动。经分析其振动特性与上述的“汽流激振”特性相似（振动的增大受运行参数的影响明显，如负荷、汽压等，且增大呈突發性。其原因主要是由于叶片受不均衡的气体流动冲击而发生汽流激振）。通过改变负荷，或进汽方式，可以降低振动水平。
综上所述，经运行人员请示，有关领导研究决定：当一瓦振动异常波动时，我们将多阀控制方式切换为单阀控制方式。或请示调度，将负荷避开80-100MW区间。一瓦轴振果然恢复至正常值，效果非常明显。这就更加确认了一瓦异常振动与高调门及调节级配汽有关，即汽流激振。
3、方案制定
3.1避免机组在80-100MW负荷运行。此方案不可能长时间实施，不可取。3.2异常振动时将多阀控制切至单阀控制。此方案会降低机组经济性，且频繁切换单/多阀控制对机组安全运行不利，不提倡。3.3将#2、#3高调门所对应导管对调，使高压缸调节级均匀进汽，消除汽流激振。此方案必须停机处理，且工期长、工作量大，短期内无法实现。3.4 DEH在线组态：将原开启顺序GV1+GV2→GV3→GV4改为GV1+GV3→GV2→GV4.此方案可以不停机排除故障，风险是调门控制逻辑复杂，防止保护误动作造成跳机。
4、故障排除
经研究决定实施“在线组态”方案，具体实施方案及注意事项如下：
4.1负荷稳定在110MW，解除协调，解除一次调频、投入功率回路控制，主要参数正常；汽轮机背压稳定；4.2 DEH为单阀控制，所有阀门指令、行程及反馈正常，无卡涩现象；4.3切换前，维持稳定运行时间不少于30分钟；4.4切换过程需记录机组负荷、各高调门阀位等重要参数；4.5附汽轮机单＼顺阀流量曲线图；确认ETS主保护投入。
实施过程中安全、技术措施：
1）在切换过程中不得进行任何有影响机组工况的操作，密切监视一瓦振动、温度等变化；2）机组振动发生异常时应立即切回至原方式运行，查明并消除原因后经允许再次向“顺序阀”控制方式切换；3）切换时如出现任一高调门卡涩、大幅摆动则强行将阀门置于单阀方式，以减小负荷扰动； 4）切换过程中，如机组主要参数超限，按运行规程处理。经充分准备工作后，热工人员开始在工程师站进行“在线组态”，即将4个高调门开启顺序改为GV1+GV3→GV2→GV4。经随后的观察试验，各调门控制功能正常，控制方式由“单阀控制”切换为“多阀控制”后机组运行稳定。将负荷降至100-80MW后运行稳定，一瓦振动恢复正常，无异常波动现象。至此，#2机组在线组态DEH调门开启逻辑成功。
5、结束语
汽轮机异常振动是运行过程中不可避免的故障，同时也是较为常见的故障。在进行此类故障排除时，不能急于拆解机组，首先要根据故障特征进行故障分析，确定故障原因，针对本机组制定最佳最有效的方案。京能（赤峰）热电针对#2机一瓦异常振动情况的分析，经在线组态DEH逻辑改变高调门开启顺序，减小汽流扰动作用力的影响，改善了机组振动情况，提高了机组的安全性、经济性，取得了较好的经济效益和良好的社会效益。
参考文献
[1]潘宏刚，易东来等.汽轮机叶轮振动实验装置研发[J].沈阳工程学院学报，2013-10：314～316.
电厂锅炉专业安规考试题-2 篇4
一、选择题：(每空1分,共30分)
1、电力生产必须坚持“安全第一、预防为主、”的方针。新建、、扩建工程的安全设施必须与工程同时设计、同时、同时投入生产和使用。
2、电力生产必须建立健全各级人员安全生产责任制，按照“”的原则，做到在计划、布置、检查、总结、考核生产的同时，计划、布置、检查、总结、考核安全工作。
3、寒冻地区的厂房、烟囱、水塔等处的，应及时清除。以防掉落伤人或压垮建筑物。如不能清除，应采取安全措施。
4、工作场所必须设有符合规定照度的照明。主控制室、、主要楼梯、等地点，必须设有事故照明。工作地点应配有照明，高度低于2.5m的电缆夹层、隧道应采取安全电压供电。
5、静止利用任何管道、、悬吊重物和起吊设备。
6、所有高温的管道、容器等设备上都应有保温，保温层应保证完整。当环境温度在时，保温层表面的温度不宜超过。
7、任何人进入生产现场（办公室、控制室、值班室和检修班组室除外），必须戴好_______。
8、与热力和机械相关的工作人员应按本部分每年考试次。中断工作连续个月以上者，必须重新学习本部分，并经考试合格后，方能恢复工作。
9、所有升降口、大小孔洞、楼梯和平台，必须装设不低于mm高的栏杆和不低于mm高的脚部护板。离地高度高于20m的平台、通道及作业场所的防护栏不应低于mm。
10、生产厂房及仓库应备有必要的消防设施和消防防护装备，如：消防栓、、灭火器、石棉布和其他消防工具以及正压式消防空气呼吸器等。
11、新录用的工作人员应经过身体检查合格。工作人员至少年进行一次身体检查。凡患有不适合担任热力和机械生产工作病症的人员，经医生鉴定和有关部门批准，应调换从事其他工作。
12、对于循环流化床等正压锅炉，巡检时应避免在封闭的及与炉膛连接的处长期停留，在锅炉运行时，禁止打开任何门孔。
13、当给煤机在运行中发生卡、堵时，禁止用__直接拨堵塞的异物。如必须用手直接工作，应将_________，并做好防止转动的措施。
14、进入锅炉汽包内工作时，应使用___V的行灯。
15、禁止在栏杆上、、靠背轮上、或运行中设备的轴承上行走和坐、立，如
必需在管道上坐、立才能工作时，必须做好安全措施。姓名专业
16、凡离地坠落基准面m及以上地点进行工作，都应视为高空作业。
17、在没有脚手架或者在没有栏杆的脚手架上工作高度超过m时，必须使用安全带。
二、判断题：(每题1分,共10题)
1、在生产厂房及仓库必须备有必要的消防设施，不准将消防设备移作他用。（）
2、发现有人触电，应立即切断电源，使触电者脱离电源，并进行急救。（）
3、喷灯使用前的检查：油筒不漏油，喷火嘴无堵塞，丝扣不漏气；油筒内油量不超过油筒
容积的2/3；加油的螺丝应拧紧。（）
4、现场进行动火作业的，应根据消防规程的相关规定，同时使用热力机械工作票。（）
5、在锅炉及汽机检修中所使用的工具使用时应正对自己，这样用力均匀。（）
6、在任务紧急的情况下悬吊重物时，可以用管道来临时替代。（）
7、已执行的工作票应由个单位指定部门按编号顺序收存，至少保存半年。（）
8、必须制定燃油（气）区出入管理制度，非工作人员进入燃油（气）区人员应进行登记，交出火种，关闭手机、对讲机等通信设施，不准穿钉有铁掌的鞋子，并在入口处释放静
电。（）
9、锅炉吹灰时，应保持燃烧稳定。吹灰时工作人员应戴手套。（）
10、在脱硫烟道内作业必须使用36V的防爆照明灯具。（）
二、选择题：（每题1分共10分）
1、在锅炉运行中禁止将安全阀解列。安全阀应按照《电力工业锅炉压力容器监察规程》的规定，定期进行。
A 不放汽试验;B放汽试验；C传保护试验。
2、水压试验时，周围空气温度应高于℃，否则应有防冻措施。
A 10℃;B 0℃；C 5℃。
3、运行中锅炉保护装置和联锁不得任意运行。主保护需要退出检查和维护时，应限定
时间并经单位分管批准。同时，记录退出运行的原因、时间和恢复时间。
A退出生产的专业工程师;B退出生产的值长；C退出生产的领导（总工）。
4、未办理工作票终结手续以前，任何人员将检修设备投入运行。
A不准；B可以；C检修人员与运行人员商量决定。
5、开启排污门可以使用专用的扳手，使用套管套在扳手上帮助开启排污门。锅炉运行
中不准修理排污一次门。
A可以；B运行人员自己决定是否；C 不准。
6、发电厂应划定燃油区。燃油区周围必须设置围墙，其高度不低于2m，并挂有“严禁烟火”
等明显的警示牌，动火应办理。
A热力工作票；B动火工作票；C 工作任务单。姓名专业
7、工作延期，工作票的有效期，以值长批准的工作期限为准，工作若不能按批准工期完成时，工作负责人必须提前向工作许可人申明理由，办理申请延期手续。
A1h ；B2h ；C 3h。
8、禁止在工作场所存储易燃物品，例如：等，运行中所需少量的润滑油和日常使用的油壶、油枪，必须存放在指定地点的储藏室内，A 汽油、煤油、机油；B煤油、酒精、黄油 ；C 汽油、煤油、酒精。
9、在高温场所工作时，应为工作人员提供足够的。对温度较高的作业场所必须增加通风设备。
A矿泉水、清凉饮料及防暑药品；B饮水、清凉饮料及防暑药品 ；
C矿泉水、啤酒及防暑药品。
10、检修后的锅炉，允许在升压过程中热紧法兰、人孔、手孔等处的螺丝。但热紧时，锅炉汽压不准超过下列数值：额定汽压大于5.88MPa的。
A 0.490MPa；B 0.500MPa；C 0.510MPa。
三、简答题：（每题6分共30分）
1、《安规》对生产现场所有楼梯、平台、通道、栏杆及铺设的铁板有何规定？
2、《安规》对工作票工作许可人的安全职责有何规定？
3、《安规》对生产厂房的门口、通道、楼梯和平台有何规定？
4、《安规》对作业人员的着装有何规定？
姓名专业
5、遇有电气设备着火如何处理？
四、分析题：(每题10分,共20分)
1、某热电厂在检修期间将工作场所的部分盖板取下进行工作，且没有采取任何防护设施。当天工作没有结束，便下班离开工作地点，有一青工走过此工作场所时，从掀开的盖板处掉下导致死亡，请你分析事故原因及存在问题。
答：
2、某热电厂在处理给煤机落煤管堵塞过程中，搭起2.5m高的脚手架，作业人员站在脚手架上用大锤敲打落煤管时，突然从脚手架坠落到地面，造成左腿摔断造成重伤事故，请你分析事故原因及存在问题。
答：
火电厂实习报告 篇5
时光飞逝，大学三年的生活很快结束了，为了让理论和实践相结合，为了让自己能更早更快的接触生产实践，体验真正的社会企业生活，我非常荣幸的来到了山东省枣庄市华电国际十里泉发电厂实习培训，真正体会到了电力职工的快乐和辛苦。
实习第一天，当我走进十里泉发电厂大门，就看到了巍巍耸立的凉水塔，芳草如茵的草坪，雄伟壮观的厂房，和纵横交错的蒸汽管道。电厂教育培训办公室的负责人热情的接待了我，并向我介绍了整个电厂的生产销售情况，给我关于电厂的书籍资料，并带我参观电厂的主要车间。一天的实习结束后，我被分到了电厂最重要的部门运行部进行跟班实习。在这里我主要学习了电厂的生产过程和运行集控操作的基本技能。
火力发电厂的生产过程是四个能量形态的转换过程，首先化石燃料（煤）的化学能经过燃烧转变为热能，这个过程在蒸汽锅炉或燃汽机的燃烧室内完成；再是热能转变为机械能，这个过程在蒸汽机或燃汽轮机完成；最后通过发电机将机械能转变成电能。
火力发电厂的原料就是原煤。原煤一般用火车运送到发电厂的储煤场，再用输煤皮带输送到煤斗或筒仓。原煤从煤斗落下由给煤机送入磨煤机磨成煤粉，并同时送入热空气来干燥和输送煤粉。形成的煤粉空气混合物经分离器分离后，合格的煤粉经过排粉机送入输粉管，通过燃烧器喷入锅炉的炉膛中燃烧。燃料燃烧所需要的热空气由送风机送入锅炉的空气预热器中加热，预热后的热空气，经过风道一部分送入磨煤机作干燥以及送粉之外，另一部分直接引至燃烧器进入炉膛。燃烧生成的高温烟气，在引风机的作用下先沿着锅炉的倒“U”形烟道依次流过炉膛，水冷壁管，过热器，省煤器，空气预热器，同时逐步将烟气的热能传给工质以及空气，自身变成低温烟气，经除尘器净化后的烟气由引风机抽出，经烟囱排入大气。如电厂燃用高硫煤，则烟气经脱硫装置的净化后在排入大气。煤燃烧后生成的灰渣，其中大的灰子会因自重从气流中分离出来，沉降到炉膛底部的冷灰斗中形成固态渣，最后由排渣装置排入灰渣沟，再由灰渣泵送到灰渣场。大量的细小的灰粒（飞灰）则随烟气带走，经除尘器分离后也送到灰渣沟。
锅炉给水先进入省煤器预热到接近饱和温度，后经蒸发器受热面加热为饱和蒸汽，再经过热器被加热为过热蒸汽，此蒸汽又称为主蒸汽。经过以上流程，就完了燃料的输送和燃烧、蒸汽的生成燃物（灰、渣、烟气）的处理及排出。
由锅炉过热气出来的主蒸汽经过主蒸汽管道进入汽轮机膨胀作功，冲转汽轮机，从而带动发电机发电。从汽轮机排出的乏汽排入凝汽器，在此被凝结冷却成水，此凝结水称为主凝结水。主凝结水通过凝结水泵送入低压加热器，有汽轮机抽出部分蒸汽后再进入除氧器，在其中通过继续加热除去溶于水中的各种气体（主要是氧气）。经化学车间处理后的补给水（软水）与主凝结水汇于除氧器的水箱，成为锅炉的给水，再经过给水泵升压后送往高压加热器，偶汽轮机高压部分抽出一定的蒸汽加热，然后送入锅炉，从而使工质完成一个热力循环。
电厂运行主要包括集控与网控部分。集控负责监视控制整个轮汽电系统运行，网控负责监视控制电网情况。电厂基本都是自动化控制，集控中心的几台计算机就是对他进行控制的，而工作人员的人数只需要几个了，只要控制计算机就可以确保机器的正常安全运行，比起原来的旧电厂，现在的自动化程度大大提高，所以电厂的技术人员越来越少了。300MW机组每台只需要六个人值班，当然对他们的要求也是越来越高，直接带来的就是效益的越来越好了。在主控室里对整个变电站的运行进行监视，通过计算机技术对故障进行预警、分析、排除，控制及安全操作闭锁，显示和制表打印，时间顺序记录，事故追忆，信息的远传，运行、操作、事故
处理指导，人机联系，运行的技术管理，自诊断、自恢复和自动切换。
我多次穿过电厂的厂房，其中除了看到机器设备之外
就没有什么其他的，很难看到操作的工人，偶尔看到的是几台可控机器。据介绍，只需设置好程序就可以不管了，机器的控制全部在集控室可以观测。所以只要电厂运行出了问题，就可以马上得知，一个电话过去，维修的就马上过去，使之尽快得到解决。控制中心的建设实施实现了提高操作效率、降低运行维护成本等方面的经济效益。
现在电厂的自动化程度都很高，人员数量必然就会减
少，使得对工作的质量就会提高。据了解，电厂的职工一般是五班四倒，每次只要是上班就是连续6个小时，在集控室工作的就必须严密注视着计算机，确保异常情况的出现能够被立即发觉；对于维修方面的，几乎都是随叫随到，没有双休日。总之，在电厂工作的时间概念与一般的有些不同，典型的就是不会按照正常的星期计算，也不会有正常的“黄金周”，人家最闲的时候就是电厂最忙的时候，工人很是辛苦。当代的中国正在崛起，经济正在以爆炸式的方式增长，电力就是其中的最根本的基础保障，作为电力的源泉，电厂肯定是扮演着大佬的角色。对国家的贡献无人能替，还有着巨大的发展！
电厂采取双票制，以此来避免事故发生。处理事故时
必须做到稳（沉着）、准（准确）、敏（迅速），且要根据以下原则采取措施：尽速限制事故发展，消除事故根源，解除对人身、设备安全的威胁；用一切可能的方法保持设备继续运行，以保证对用户的供电；尽快对已停电的用户恢复送电；调整电力系统的运行方式，使其恢复正常运行；事故时和事故后的联系汇报制度和汇报内容。值班人员的汇报必须做到及时、全面、准确。误报和漏报，会对处理事故造成不良后果.紧急情况可先处理后汇报.如果事故时变电站与调度联系中断，则值班人员按规程规定处理事故，通讯恢复后应立即将事故情况和处理过程详细汇报，并应做好事做记录。
但是，电厂目前还存在一些问题，首先是全国发电设备平均年利用小时逐年下降。我国的人均用电水平低，远远落后于发达国家，全国至今还有上千万人没有用上电，而且近几年中国电力供需十分紧张，不少地区拉闸限电，电力的发展还远远不够。再一个就是电厂的整体煤耗水平还是远高于发达国家，造成资源浪费和环境污染，虽然国家大力提倡节能减排和淘汰落后产能，但是和发达国家还是有很大的差距。其次清洁能源利用率低，我国风电水电比例偏低，仍然以火电为主，还是属于粗放型的发展模式，我认为今后应该加大科技创新，优先发展可再生能源、清洁能源。
火电厂认识实习报告 篇6
经过认识实习，我初步认知了电厂设备和电厂各主要系统，以及运行的基本知识。作为第一次大学生与实际环境的直接接触，必将对以后的专业学习乃至个人发展都将有所帮助。
二、生产过程
火力发电厂的生产过程实质上是四个能量形态的转换过程，首先化石燃料的化学能经过燃烧转变为热能，这个过程在蒸汽锅炉或燃汽机的燃烧室内完成；再是热能转变为机械能，这个过程在蒸汽机或燃汽轮机完成；最后通过发电机将机械能转变成电能。
火力发电厂的原料就是原煤。原煤一般用火车运送到发电厂的储煤场，再用输煤皮带输送到煤斗。原煤从煤都落下由给煤机送入磨煤机磨成煤粉，并同时送入热空气来干燥和输送煤粉。形成的煤粉空气混合物经分离器分离后，合格的煤粉经过排粉机送入输粉管，通过燃烧器喷入锅炉的炉膛中燃烧。燃料燃烧所需要的热空气由送风机送入锅炉的空气预热器中加热，预热后的热空气，经过风道一部分送入磨煤机作干燥以及送粉之外，另一部分直接引至燃烧器进入炉膛。燃烧生成的高温烟气，在引风机的作用下依次流过炉膛，水冷壁管，过热器，省煤器，空气预热器，同时逐步将烟气的热能传给工质以及空气，自身变成低温烟气，经除尘器净化后的烟气由引风机抽出，经烟囱排入大气。煤燃烧后生成的灰渣，其中大的灰子会因自重从气流中分离出来，沉降到炉膛底部的冷灰斗中形成固态渣，最后由排渣装置排入灰渣沟，再由灰渣泵送到灰渣场。大量的细小的灰粒（飞灰）则随烟气带走，经除尘器分离后也送到灰渣沟。
锅炉给水先进入省煤器预热到接近饱和温度，后经蒸发器受热面加热为饱和蒸汽，再经过热器被加热为过热蒸汽，此蒸汽又称为主蒸汽。经过以上流程，就完了燃料的输送和燃烧、蒸汽的生成燃物（灰、渣、烟气）的处理及排出。由锅炉过热气出来的主蒸汽经过主蒸汽管道进入汽轮机膨胀作功，冲转汽轮机，从而带动发电机发电。从汽轮机排出的乏汽排入凝汽器，在此被凝结冷却成水，此凝结水称为主凝结水。主凝结水通过凝结水泵送入低压加热器，有汽轮机抽出部分蒸汽后再进入除氧器，在其中通过继续加热除去溶于水中的各种气体（主要是氧气）。经化学车间处理后的补给水（软水）与主凝结水汇于除氧器的水箱，成为锅炉的给水，再经过给水泵升压后送往高压加热器，汽轮机高压部分抽出一定的蒸汽加热，然后送入锅炉，从而使工质完成一个热力循环。
循环水泵将冷却水（又称循环水）送往凝结器，吸收乏气热量后，在缺水的地区或离河道较远的电厂，则需要高性能冷却水塔或喷水池等循环水冷设备，从而实现闭式循环冷却水系统。经过以上流程，就完成了蒸汽的热能转换为机械能，电能，以及锅炉给水供应的过程。
因此火力发电厂是由炉，机，电三大部分和各自相应的辅助设备及系统组成的复杂的能源转换的动力厂。
三、动力部分主要设备
火电厂主要由三大设备组成：锅炉、汽轮机和电机。
1、锅炉
锅炉是由燃烧室和烟道组成，主要任务是使燃料通过燃烧将化学能转化为热能，从而获得一定数量和质量的蒸汽，其燃烧室是由水冷壁，下降管、联箱和气包组成。受热面，形成循环系统。在烟道中布置着过热器、省煤器和空气预热器等设备吸收烟道中的余热，降低排烟温度，节省燃料，减少煤耗，提高锅炉利用效率。
火电厂中锅炉完成就是通过燃烧，把燃料的化学能转换成热能的能量转换过程，在锅炉机组中的能量转换包括三个过程：燃料的燃烧过程、传热过程和水的汽化过程。燃料和空气中的氧，在锅炉燃烧室中混合，氧化燃烧，生成高温烟气，这个过程就是燃烧过程。高温烟气通过锅炉的各个受热面传热，将热能传给锅炉的工质——水。水吸热后汽化变成饱和蒸汽，饱和蒸汽进一步吸热变成高温的过热蒸汽，这就是传热与水的汽化过程。
2、汽轮机
汽轮机是发电厂的的原动机，它是把蒸汽的热能转化为大轴的机械能。通过锅炉与汽轮机之间的热力系统完成工质的汽水循环，热力系统包括凝汽冷却系统，回热加热系统、疏水系统以及补水系统等若干子系统，并利用各种热力设备来完成各自的功能。凝汽冷却系统主要使汽轮机的出口汽造成真空，让进入汽轮机的出口汽及工作蒸汽从高的压力和温度，膨胀到可能达到的最低压力，尽可能多的放出热量变为机械能。同时，使乏汽加以冷却凝结成水，该系统由凝汽器、抽汽器、冷水塔及管道等主要设备组成。回热加热系统的主要作用是减少进入凝汽器的蒸汽量，以减少热量损失，提高热效率，利用汽轮机的各级抽汽，在逐级加热器中给水加热，该系统的主要设备有回热加热器、除氧器等。随机组的型式和供热要求的不同，抽汽的级数和压力也不同。为保证热力系统的正常工作且适应电能负荷的变化要求，汽轮机设置有调速系统，用调速器来保证汽轮机的转速在允许的范围内变化。同时在汽轮机上还装设有保护装置，最常见的有危机保安器、盘车装置以及轴向装置等。
3、电机
锅炉产生的新蒸汽进入汽轮机后逐级进行膨胀,蒸汽部分热能转化为汽流的动能高速汽流施加作用于汽轮机的叶片上,推动了叶轮连同整个转子旋转,汽流的动能于是转换
为汽轮机轴上的机械能.汽轮机带动发电机利用切割磁力线感应原理,将原动机的机械能转化为电能转动.四、电气部分
发电厂的主控制中心设在主控制室，又称中央控制室。对中小型容量的电厂，一般对电气设备进行集中控制，而对大中型的发电厂则更多的采用对机、炉、电统一调度的单元监控单元控制方式。当电厂容量大、机组台数、接线复杂、出现回路数较多时，还设有网络控制室，通常简称网控。电气主接线是电厂的的主系统，反映着发电厂的总装机容量，台数及主要电气设备的数量、布局、技术规范、连接形式及各回路间的关系。接线的基本形式可归纳为母线制形式如：单母线、双母线，一个半断路器接线等和无母线制接线如桥型接线、角型接线和单元接线等。
在发电厂中变压器可用作电压升高或降低，将电能传送给用户或电力系统，通常称为主变压器，用于不同的升高电压系统之间，作为相互能量转移的变压器，通常称为联络变压器。供给发电厂本身用电的变压器称为厂用变压器。
高压断路器是开关设备中比较完善的一种开关设备。它有灭弧装置，通常可以切断负荷电流和短路电流。根据灭弧介质的不同可以分为：油断路器、空气断路器、SF6断路器等。隔离开关是用来隔离和切断电源和倒换电路的开关设备。本身没有灭弧装置。主要用于检修电路和设备时，与电源形成明显的断口。在电路中与断路器串联使用，操作时必须按照规定的顺序，避免带负荷拉闸，合闸时先合隔离开关，后合断路器，跳闸时先跳断路器，后跳隔离开关。
发电厂为保证安全运行，对各主要的电器设备都采用纪电保护装置，并分别由几种保护构成主保护和后备保护。相互配合反映其事故与异常。例如利用电路在发生短路故障时，会出现电流增大的特点，通过继电器及辅助设备构成过电流保护装置，利用比较被保护设备各端的电流大小和相位差别，用继电器构成差动保护装置等。利用测量仪表监视发电厂各个回路的电能质量、负荷大小以及某些设备和装置的运行状态，作为分析电厂的经济运行指标和事故分析依据。这就是测量系统的作用。
现代化大中型的发电厂，都日趋于自动化和利用计算机实现程序测量和监控，在厂用电系统中普遍采用备用电源自动投入装置，以保证厂用电的供电可靠性；在输电线路上广泛采用自动重合闸装置来提高供电可靠性和电力系统并连运行的稳定性；发电厂的同期并列是经常的、重要的一项操作，最常采用的是手动准同期和自同期；发电机的励磁系统概括为电机励磁系统和半导体励磁系统两类。在运行中为
保证电压恒定以及事故状态下尽可能维持电力系统稳定运行，提高发电、供电的可靠性，都采用自动励磁调节装置。
火电厂实习报告2 篇7
曲阜电厂2#炉 (以下简称2#炉) 引/送风机电机型号为YKK710-6, 额定电压为6 kV, 额定功率为2 240 kW, 额定电流为252 A, 送风机电机型号为YKK630-6, 额定电压为6KV, 额定功率为1400, 额定电流, 161A。2#炉引/送风机原来调节风量靠液力耦合器进行控制, 由于引/送风机容量本身裕量较大, 液力偶合器又是一种耗能型的机械调速装置, 调速越深 (转速越低) 损耗越大, 调速效率比较低。响应国家节能减排政策号召, 提高机组经济性能, 经山东公司批准, 实施该项目。
1 改造技术方案
在2#炉引/送风机处建了变频器小室, 2#炉引送风机变频器、旁路刀闸柜分别安装在室内, 在变频器小室内安装了3台10P空调冷却变频器, 变频器安装了排热风通道, 减少了冷却空调的数量, 降低了工程造价, 降低了厂用电。引/送风机电机与风机之间的耦合器拆除, 电机前移, 在原有基础上砖孔浇注地脚螺栓, 降低了工程成本。将变频器的调节功能和炉膛负压反馈信号接入DCS系统控制, 在DCS系统进行变频器的频率自动和手动调节, 进而实现引/送风机转速和风量的自动和手动控制, 同时将变频器的保护、监视、连锁信号接入DCS系统。热工电子间加装2台DCS控制柜, 增加敷设高压电缆和控制电缆, 逻辑组态, 送电调试。
引/送风机采用的变频操作原理相同, 每台高压变频器设置旁路刀闸柜1台, 可实现自动切换。
2 改造后的实验及效能分析
2.1 引风机不同负荷统计计算
2.2 引风机变频改造前后节电效果对比
改造前后日发电量396MW不变, 改造前引风机日耗电42365kW, 改造后日耗电22072kW, 因此改造前后日节电20293kW, 节电率达到了47.9%, 将厂用电降低了0.512%。
按照厂机组年度平均利用5500h (折合约230天) , 日节电按照396MW负荷时节电量计算, 则一年节能:
W总=230×W3总=230×20293kW·h=466.74万kW·h
电价按照厂上网电价为0.354元/kW·h, 则年节省费用466.74×0.354=165.23万元
2.3 送风机不同负荷统计计算
2.4 送风机变频改造前后节电效果对比
改造前后日发电量396 MW不变, 改造前送风机日耗电37 054 kW, 改造后日耗电23 604 kW, 因此改造前后日节电13450kW, 节电率达到了36.3%, 将厂用电降低了0.34%。
按照厂机组年度平均利用5500小时 (折合约230天) , 节电量按照上表统计数据计算, 则一年节能:W总=230×W3总=230×13450KW.H=309.35万KW.H
电价按照厂上网电价为0.354元/KWH, 则年节省费用309.35×0.354=109.5万元
3 改造结果及讨论
通过对2#炉引/送风机变频节能改造, 单台引风机日节电20 293 kW, 节电率达到了47.9%, 将厂用电降低了0.512%, 年节省费用165.23万元;单台送风机节电13 450 kW, 节电率达到了36.3%, 将厂用电降低了0.34%, 年节省费用109.5万元。因此改造效果显著, 达到了节能的目的, 值得推广。
4 进一步完善或改进的意见和建议
1、变频器功率模块散发热量多, 加强设备巡检, 及时排除设备隐患, 减少设备故障率;
火电厂实习报告2 篇8
平圩发电有限责任公司一期两台机组为哈尔滨汽轮机厂生产的N630-16.7/537/537汽轮机，分别配置了两台东方汽轮机厂生产的型号为EMM32A3FP的纯凝汽冲动式给水泵汽轮机（以下简称“小机”）。四台小机分别于89年7月、92年1月投入运行，服役均已超过20年，为一期发电出力作用显著。近几年来，由于小机的安全性，经济性逐步降低，公司决定先后对4台小机进行技术改造，本文对率先改造的B列小机进行技术分析。
2、改造前存在的问题
2.1安全可靠性差
2.1.1联轴器磨损
2009年2月23日，机组开展计划性检修，负责人在拆卸联轴器齿套后发现内外齿磨损严重，联轴器键槽咬死。于是，工作组被迫采取动火作业，破坏性的拆装联轴器，并更换备件。
2.1.2叶片断裂
2009年12月15日，#2机组负荷550MW，B列小机突然跳闸，12月16日工作人员从排汽管人孔进入后，检查发现2B小机末级叶片C7尾部断裂，相邻C6叶片尾部发生扭曲变形。开缸后，对叶片、拉筋进行全面超声波检测以及金属着色探伤，发现有4根拉筋产生裂纹，其中有1根完全断裂。
末级叶片C7断裂并击伤相邻C6叶片
2.1.3拉筋开裂
安装在末级动叶片上的拉筋是用来将叶片连接成叶片组，主要作用是增加叶片的刚性以改善其振动特性，其次还可以调整叶片频率，防止共振，减小叶片的振幅，提高叶片的振动安全性。小机末级动叶片上的拉筋多次出现裂纹，从而增加末叶断裂的风险。
末级动叶片上的拉筋出现断裂
2.1.4轴封漏气导致的油中带水、油质乳化
小机的低压油系统为独立的卧式油箱设计，提供轴承润滑用油、一次安全油、以及远方脱扣与复位用油，油品质量属于重要的汽轮机监督范围。一直以来，小机的油中带水问题，始终没有得到有效、彻底的根治，其间曾多次利用大小修机会对汽轴封间隙、轴封管道进行检查、调整处理，均未能达到满意的效果。改造前，仍然经常出现润滑油含水量超标的现象，严重时曾造成油质乳化，轴瓦温度升高，轴瓦振动增大，从而引起跳泵的事故。虽然两台机组的小机润滑油系统分别加装了一台在线油质过滤装置可以提供一定的保障，但是，对于机组长周期运行来说，其中风险依然存在。
2.1.5小机#1、#2轴承的轴振、轴承座振动偏大，时常有超标报警现象
2.2经济性差
根据2012年底东汽设计研究所提供的设计参数对比：新设计的小机效率较早期小机的效率高出3.3%，再加上隔板汽封和叶顶汽封老化造成的漏汽损失2%左右，整体小汽机改造后的效率提高预计大于5%。
3、改造后的情况
3.1叶片及拉筋
技改后的转子末叶采用了最新设计的自带冠式动叶片，这种叶片在顶部无论是切向或轴向都存在弹性支撑，并且由于转子高速旋转时相邻的冠头部位相互挤压从而为整圈末级叶片提供了较大刚度。前四级叶片的叶顶处也均采用了这种形式，与早期机组的铆接围带相比，极大的提高安全性的同时，也减少了叶顶部位的漏气，提高了汽缸的相对内相率。拉筋在改造后的转子中被全部取消，所以不存在拉筋断裂的风险。
改造后转子末叶结构
3.2轴封漏气以及油质问题
改造后的轴封重新设计了间隙值，采用了0.21～0.32mm的最新标准，与改造前相比有所降低，轴封管道重新布置并进行焊接。改造后，轴封处无明显漏气现象，润滑油油质可以长期保持稳定。
3.3轴承振动及温度
技改转子在出厂前进行了高速动平衡，前后轴承间隙、紧力均按照设计值进行了安装。改造后机组运行期间，轴振低于0.05mm，轴承温度保持在85℃附近，各项参数保持在较好水平。
4、结语
#2B小机经过了此次改造，整体效率有了较大的提升，改造前存在的隐患也基本全部消除，达到了技术改造的总体目标，也为后续三台小机的改造提供了范本。
火电厂认知实习报告 篇9
2、燃尽风和AA附加风进入炉膛以前的区域都是燃料富集区，燃料在此区域的驻留时间较长，有助于燃料中的氮和已经存在的NOx还原。
锅炉燃烧器采取降低NOX排放量的措施:
1、选取适当的OFA风率和MACT燃烧技术，实现分级燃烧;
2、PM浓淡煤粉燃烧器控制NOx生成;
3、燃烧器拉开，降低燃烧器区域热负荷;
4、燃烧器采用均等配风;
5、适当的煤粉细度 ;
6、燃烧器采用墙式切向布置。
(五)锅炉风机
锅炉风机主要有送风机、引风机和一次风机。
1.送风机。 该厂送风机型式为动叶可调轴流式风机ASN2730/1400，两台风机并联运行。调节方式为液压动叶调节。水平对称布置，垂直进风，水平出风。安装在室外，由沈阳鼓风机厂生产。
2.引风机。 该厂引风机型式为静叶可调轴流式风机AN35e6(V13+40 )，两台风机并联运行。调节方式为静叶调节。水平布置，两台风机的冷却风机对称布置，可调节前导叶电动执行机构安装位置从电机一端看均在风机右侧。卧式、垂直进气。由成都电力机械厂生产。
3.一次风机。 该厂一次风机型式为动叶可调轴流式风机AST-1792/1120，两台风机并联运行。调节方式为液压动叶调节。水平对称布置，垂直进风，水平出风。叶轮级数为两级。由沈阳鼓风机厂有限公司生产。
四 实习电厂汽轮机设备及系统
汽轮机也是发电厂的三大设备之一，是发电厂的原动机，它是把蒸汽的热能转化为大轴的机械能。通过锅炉与汽轮机之间的热力系统完成工质的汽水循环，热力系统包括凝汽冷却系统，回热加热系统、疏水系统以及补水系统等若干子系统，并利用各种热力设备来完成各自的功能凝汽冷却系统主要使汽轮机的出口汽造成真空，让进入汽轮机的出口汽及工作蒸汽从高的压力和温度，膨胀到可能达到的最低压力，尽可能的多方出热量变为机械能。同时，使乏汽加以冷却凝结成水，该系统由凝汽器、抽汽器、冷水塔及管道等主要设备组成。回热加热系统的主要作用是为减少进入凝汽器的蒸汽量，以减少热量损失，提高热效率，利用汽轮机的各级抽汽，在逐级加热器中给水加热，该系统的主要设备有回热加热器、除氧器等。随机组的型式和供热要求的不同，抽汽的级数和压力也不同。为保证热力系统的正常工作且适应电能负荷的变化要求，汽轮机设置有调速系统，用调速器来保证汽轮机的转速在允许的范围内变化。同时在汽轮机上还装设有保护装置，最常见的有危机保安器、盘车装置以及轴向装置等。
发电厂汽轮机及主要系统简介
2.2.1转子及叶片
1)汽轮机转子采用整锻转子。
2)转子的临界转速汽轮发电机组的轴系各阶临界转速与工作转速避开-15%至+15%的区间。轴系临界转速值的分布保证能有安全的暖机转速和进行超速试验转速。
3)每台汽轮机转子，在制造厂进行超速试验，超速试验在120%的额定转速保持2分钟，这是西门子经验的操作规范，其目标是使机组的所有零件在超过最高运行转速下定位，确保在正常运行时不存在任何变化。超速试验后按规范要求对转子叶片的各个部位进行彻底检查，不出现任何异常。
4)各叶片级与静叶对应的转子上也装有汽封，形成较大的漏汽阻尼。 动叶基本采用‘T‘叶根，与侧装式叶根相比，可减少轴向漏汽损失
2.2.2 汽缸
1)高压缸采用双层缸设计。外缸为桶形设计，内缸为垂直纵向平分面结构。由于缸体为旋转对称，避免了不理想的材料集中。使得机组在启动停机或快速变负荷时缸体的温度梯度很小，这也就是将热应力保持在一个很低的水平。
2)高压外缸进汽段选用GX12CrMoVNbN9-1的材料，排汽段选用G17CrMoV5-10材料 ，高压内缸GX12CrMoVNbN9-1材料。中压外缸选用GJS-400-18U-RT(球墨铸铁)中压内缸选用GX12CrMoVNbN9-1材料，这些材料在高温下持久强度较高。
3)中压缸采用双流程和双层缸设计。中压高温进汽仅局限于内缸的进汽部分。而中压外缸只承受中压排汽的较低压力和较低温度。这样汽缸的法兰部分就可以设计得较小。同时，外缸中的压力也降低了内缸法兰的负荷，因为内缸只要承受压差即可。
4)提供低压缸自动喷水系统中本体管道、阀门、附件等和自动控制装置。
4)提供保护整个机组用的在每个低压缸上半部设置的排汽隔膜阀(即大气阀)，该阀应有足够的排汽面积，排汽隔离阀的爆破压力值为0.14MPa(a)。隔离阀的直径为800mm。
2.2.3 轴承及轴承座
1)主轴承是水平中分面的，不需吊转子就能够在水平，垂直方向进行调整，同时是自对中心型的。确保不出现油膜振荡，各轴承的设计失稳转速应在额定转速125%以上，具有良好的抗干扰能力。
2)根据本机型设计规范，各轴承的设计回油温度为不超过65℃，最大允许回油温度为80℃。回油管上采用探杆而不采用观察孔，不需要照明装置。
3)本机组轴承设计金属温度105℃，钨金材料允许在115℃以下长期运行。