第一篇：株洲电厂实习
一、电厂概况
华银位于市区周边，靠近湘江。总所周知火电厂与水电厂不同，它不需要依赖于特别的地理环境，理论上讲，任何地方都可以建立火电厂，但是背靠湘江，可以很好的取水作为冷却用水，并且不用建大型的大型的储水设备，节约了资金和场地；而建在城市周边，则为城市的输电带来了巨大的便利，不用拉很长的输电线，也不用超高的输电电压，这在输电成本上有巨大的节约，另外对城市的供电也很方便。华银火电厂目前正在运行的是300MW的机组，还有一个125MW的机组停运了，这就为我们的实习提供了很好的物质条件。
300MW发电机的主要参数
二、电厂生产工艺流程
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。
循环水泵将冷却水（又称循环水）送往凝结器，吸收乏气热量后返回江河，这就形成开式循环冷却水系统。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、火电厂的主要设备
火电厂主要由三大设备组成：锅炉，汽轮机和电机。这次的认识实习主要认识的是锅炉与汽轮机。
1、锅炉主要性能参数的介绍
1、汽轮机主要性能参数的介绍：
四、辅助设备及系统
1.泵
泵是把机械能转变成液体压力势能和动能的一种动力设备，他是维持火电厂蒸汽动力循环的不可缺少的设备，是火电厂的主要辅助设备之一。在火力发电厂中应用泵的地方非常多，例如，用给水泵向锅炉提供给水，用凝结水泵从凝汽器热井中抽送凝结水，用循环水泵向凝汽器供应冷却水。火电厂中的泵都直接或间接的参与生产过程，他们的安全直接影响到火电厂的生产安全。
2.风机
风机是把机械能转变成气体压力势能和动能的一种动力设备，是火电厂的主要辅助设备之一。在火电场中的风机主要使用在锅炉的烟风系统和制粉系统中，用于输送空气、烟气和空气煤粉混合物等，主要有送风机、引风机、一次风机和排粉风机。
火电厂中的这些风机都直接参与生产过程，他们的安全可靠直接影响道火电厂的安全生产。这些风机消耗的电能也很大，他们的轴功率下则几百千瓦，大则上千千瓦，其用电量与火电厂的泵大体相当。所以，对风机的安全、经济运行必须引起足够的认识，对风机的维修保养也应予以高度的重视，才能确保电厂的总体安全与经济。
五、锅炉专题总结
大唐华银株洲电厂300MW机组锅炉的型号为HG－1025/17.5－YM，锅炉为亚临界、自然循环、单炉膛、一次中间再热、露天布置、全钢构架、平衡通风、直流摆动燃烧器、固态排渣燃煤汽包炉。锅炉设计煤种和校核煤种均为黄陵烟煤，点火、助燃用油为0号轻柴油。锅炉以最大连续负荷（即B－MCR工况）为设计参数。采用两台容克式三分仓回转式空气预热器，两台静叶可调轴流式引风机，两台动叶可调轴流式送风机，二台离心式一次风机，除灰系统设置两台双室四电场静电除尘器，采用浓相正压气力除灰，除渣系统采用单侧水浸式刮板捞渣机配渣仓方式除渣。每台炉配一台捞渣机，渣水采用闭式循环系统。每台锅炉配有五台ZGM95型中速辊式磨煤机，五台CS2024-HP电子称重式给煤机。制粉系统采用正压直吹式冷一次风系统。锅炉呈П型布置。炉膛截面尺寸为11858mm×14048mm（深×宽）。炉膛四周布满全焊接膜式水冷壁，水冷壁采用Φ63.5×7mm的管子，共652根。从冷灰斗拐点以上约3m处到折焰角处，以及炉膛上部辐射再热器区未被再热器遮盖的前墙和侧墙水冷壁管采用内螺纹管（其余部分为光管）。
锅炉汽包位于炉前上方，内径为1778mm、壁厚178mm、筒身直段长度18000mm，汽包材质为SA-299，汽包中心标高62200mm。锅炉采用四根Φ559×50mm大口径集中下降管。锅炉膨胀中心设在炉深方向的炉膛中心线上，在炉宽方向上以锅炉中心线为膨胀零点，锅炉高度方向的膨胀零点在炉顶小室上部的保温层上标高处。
燃烧器采用四角切向燃烧、拉开形式和较小假想切圆直径；共设五层一次风喷口，分A、B、C、D、E五层布置，三层油风室，位于AB、BC、DE三层二次风风室内，两层高位燃尽风(OFA)布置在燃烧器上部实现分级送风；
一、二次风呈间隔排列，三层油风室正常运行时同时做为二次风室；所有一次风、中下部二次风形成一个Φ1041mm从炉顶看为逆时针旋转的切圆，上部燃尽风室两层二次风形成反向切圆；由于锅炉不投油的稳燃负荷较低（50%），煤粉燃烧器采用垂直浓淡燃烧技术，一次风形成浓淡两股气流喷入炉膛，同时在煤粉喷嘴内装设波形钝体结构；二次风采用ABB－CE大风箱结构，二次风挡板采用ABB－CE典型结构，非平衡式。整个燃烧器同水冷壁固定连接，并随水冷壁一起向下膨胀。燃烧器部分隔板同水冷壁刚性梁连接在一起，以保证锅炉炉膛水冷壁的整体刚性。
采用四角切向布置的全摆动燃烧器，一、二次风喷口均可上下摆动，最大摆角约±30，喷口的摆动由电信号气动执行器来实现，摆动灵活，四角同步，燃烧器可做整体30的上下
摆动。
自汽机高压缸排出的蒸汽，分二路经事故喷水减温器引入墙式再热器，出口蒸汽通过四根连接管引至屏式再热器，经过一次交叉进入末级再热器，最后至再热蒸汽热段管道，进入汽轮机中压缸。
过热器由顶棚过热器管和包墙过热器管、低温过热器、过热器分隔屏、过热器后屏及末级过热器组成。再热器由壁式再热器、再热器前屏和末级再热器组成。省煤器单级布置，位于尾部烟道低温过热器的下方。
再热器蒸汽温度采用ABB－CE公司典型的摆动燃烧器调温，通过燃烧器上下摆动，调节炉膛火焰中心的位置，从而调节布置在上炉膛的壁式辐射再热器及布置在折焰角上部的屏式再热器的辐射吸热量，保证再热蒸汽温度；在低负荷时，通过改变炉膛出口过量空气系数也可以调节再热汽温。另外，在再热器入口布置有事故喷水减温器，以备在事故工况时，对再热器进行保护。
磨煤机密封风采用母管制形式，石子煤采用人力形式运出。
锅炉炉膛配有吹灰器60个短吹灰器，8个长吹灰器，吹灰汽源为分隔屏出口蒸汽。水平烟道、尾部烟道及空预器吹灰为脉冲吹灰。
脱硫采用石灰石－石膏湿法烟气脱硫工艺。
两台炉共用一个高度为240m的烟囱。
六、电厂实习过程中发现的问题
A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值，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。
10.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
B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。C
七、实习总结及个人心得体会和收获
在当今的这个经济迅猛发展中的中国，电力有着起不可动摇的地位。而随着知识经济的到来，科学技术日新月异，给各个方面都带来了巨大的变化与发展，当然也包括热力发电厂。发展大容量的机组正成为一种趋势，这样才能更好的利用资源，并且满足人们日益增长的用电需要。
通过这次参观，我学会了辨识基本的发电厂设备；并且将老师课堂上所讲的理论知识与生产实践相结合，更加系统和直观的对电厂锅炉、汽轮机等设备，以及电厂的燃烧系统、汽水系统、风烟系统等重要工作流程有了深入了解。
从这次实习中，我体会到了实际的工作与书本上的知识是有一定距离的，并且需要进一步的再学习。俗话说，千里之行始于足下，这些最基本的技能是不能在书本上彻底理解的。五天的实习时间结束了，我觉得在这些日子里过得充实，学到了东西，虽然说有甜有苦，但是我想甜的要比苦的多。刚进厂时既兴奋又害怕，实习结束后使我对电厂有了初步的了解。这是我们走入电力系统的第一个驿站，能够来到这儿，我们深感自豪。我意识到必需将我们在大学里所学的知识与更多的实践结合在一起，使一个本科生具备较强的处理基本实务的能力与比较系统的专业知识，这才是我们学习与实习的真正目的。
第二篇：大唐华银株洲电厂实习报告
实习报告
课 题 大唐华银株洲电厂实习报告 学 院 能源科学与工程学院 学生姓名 指导老师 专业班级 学 号
2013.6.24-2013.7.14
目录
1.大唐华银株洲发电有限公司..................................................................................2
1.1概况.................................................................................................................2 1.2简史.................................................................................................................2 1.3现状.................................................................................................................2 2.火力发电厂的生产过程..........................................................................................2 3.火电厂的主要设备..................................................................................................4
3.1 汽轮机部分....................................................................................................4 3.1.1 凝汽器循环水系统、抽汽系统及设备.....................................................4 3.1.2 DEH系统及设备...........................................................................................4 3.1.3 轴封系统及设备.........................................................................................4 3.1.4 凝结水系统及设备.....................................................................................5 3.1.5 给水除氧系统及设备.................................................................................5 3.1.6 主、再热蒸汽系统及设备、汽轮机润滑油系统及设备.........................5 3.2 锅炉部分........................................................................................................6 3.2.1燃烧系统及设备..........................................................................................6 3.2.2过热器及再热系统......................................................................................6 3.2.3给水系统......................................................................................................7 3.2.4 风烟系统、蒸汽及减温水系统.................................................................7 3.2.5 辅助系统.....................................................................................................7 4.实习心得体会..........................................................................................................7
1.大唐华银株洲发电有限公司
1.1概况
湖南省株洲电厂，即现在的湖南华银株洲火力发电公司，坐落在秀美的湘江之滨。是1955年“一五”计划期间原苏联援建我国的156项重点工程之一。株洲电厂现有装机容量87万千瓦，两台125MW、两台310MW燃煤发电机组，年发电能力70亿千瓦时。
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。
1.2简史
1992年，国务院批准株洲电厂作为全国电力行业第一家“以大代小”的技改项目，扩建两台125MW燃煤发电机组，1994年12月，经过两年多时间的建设，两台机组全部并网发电。
2000年3月，国务院批复了株洲电厂二期技改工程可研报告书，在两台125MW机组的基础上再扩建两台300MW燃煤发电机组。
2001年，在湖南省电力市场仍然相对疲软的情况下，充分挖掘自身潜力，全年完成发电量13.05亿kWh，完成供电量11.83亿kWh，完成供电煤耗370 g/kWh，厂用电率8.98%。
2001年6月18日，二期技改正式拉开了建设序幕。并继续由湖南华银电力股份有限公司全额投资，湖南电力建设开发总公司总承包这项工程。概算动态总投资22.52亿元。经过两年多时间的奋战，在全体参建者的努力下，第一台310MW（#3）机组于2003年8月29日正式投产发电，第二台310MW（#4）发电机组于2003年12月27日正式投产发电。一年内实现了“双机投产”，#4机组提前53天投产发电，创造了湖南火电建设史上从第一次并网发电到完成168小时满负荷运行仅用17天的最新最快纪录。1.3现状
经过几代株电人的团结奋进、不懈拼搏，株电公司曾经实现安全文明生产“达省标”、“达部标”；荣获“株洲市双文明建设红旗单位”、“株洲市十佳学习型组织”、“湖南省文明单位”、“国家电力公司双文明单位”、“湖南省清洁文明工厂”、“湖南省一流电厂”等多项荣誉称号；二期技改工程荣获中国电力优质工程奖和国家优质工程银质奖。基于信息平台的火电建设项目管理，获第十一届国家级企业管理创新成果二等奖。
2.火力发电厂的生产过程
这次实习的株洲电厂是典型的燃煤发电厂，它的基本生产过程是：燃料在锅炉中燃烧加热水使成蒸汽，将燃料的化学能转变成热能，蒸汽压力推动汽轮机旋转，热能转换成机械能，然后汽轮机带动发电机旋转，将机械能转变成电能。其流程图如下：
图1 燃煤电厂流程图 用翻车机将煤卸下来，再用株洲电厂的燃料是原煤，用火车运送到储煤场，输煤皮带输送到锅炉煤仓，原煤从煤仓落下由给煤机送入磨煤机磨煤粉，并同时送入热空气来干燥和输送煤粉。形成煤粉空气混合物，经旋风分离器分离后，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卷入锅炉的空气预热器中加热，预热后的空气，经过风道一部分送入磨煤机作干燥以及送粉之外，另一部分直接引入燃烧器进入炉膛，称为二次风。煤粉燃烧后形成的热烟气沿锅炉的水平烟道和尾部烟道流动，放出热量，最后进入除尘器，将燃烧后的煤灰分离出来，再经过脱硫处理，洁净的烟气在引风机的作用下通过烟囱排入大气。这样，一方面使进入锅炉的空气温度提高，易于煤粉的着火和燃烧外，另一方面也可以降低排烟温度，提高热能的利用率。燃煤燃尽的灰渣落入炉膛下面的渣斗内，与从除尘器分离出的细灰一起用水冲至灰浆泵房内，再由灰浆泵送至灰场。
火力发电厂在除氧器水箱内的水经过给水泵升压后通过高压加热器送入省煤器。在省煤器内，水受到热烟气的加热，然后进入锅炉顶部的汽包内。在锅炉炉膛四周密布着水管，称为水冷壁。水冷壁水管的上下两端均通过联箱与汽包连通，汽包内的水经由水冷壁不断循环，吸收煤燃烧放出的热量。部分水在冷壁中被加热沸腾后汽化成水蒸汽，这些饱和蒸汽由汽包上部流出进入过热器中。饱和蒸汽在过热器中继续吸热，成为过热蒸汽。
过热蒸汽有很高的压力和温度，因此有很大的热势能。具有热势能的过热蒸汽经管道引入汽轮机后，便将热势能转变成动能。高速流动的蒸汽推动汽轮机转子转动，形成机械能。
汽轮机的转子与发电机的转子通过连轴器联在一起。当汽轮机转子转动时便带动发电机转子转动。在发电机转子的另一端励磁机。励磁机发产生磁场，当发电机转子旋转时，磁场也是旋转的，发电机定子内的导线就会切割磁力线感应产生电流。这样，发电机便把汽轮机的机械能转变为电能。电能经变压器将电压升压后，由输电线送至电用户。
释放出热势能的蒸汽从汽轮机下部的排汽口排出，称为乏汽。乏汽在凝汽器内被循环水泵送入凝汽器的冷却水冷却，重新凝结成水，此水成为凝结水。凝结水由凝结水泵送入低压加热器并最终回到除氧器内，完成一个循环。
循环过程中难免有汽水的泄露，即汽水损失，因此要适量地向循环系统内补给一些水，以保证循环的正常进行。高、低压加热器是为提高循环的热效率所采用的装置，除氧器是为了除去水含的氧气以减少对设备及管道的腐蚀。
循环水泵将冷却水（湘江水）送往凝汽器，吸收乏汽热量后返回湘江，这就形成开式循环冷却水系统，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等循环水冷设备，从而实现闭式循环冷水系统。
3.火电厂的主要设备
火电厂主要由三大设备组成：锅炉，汽轮机和电机。此次株洲电厂实习的主要内容是熟悉汽轮机和锅炉及其相关的设备。3.1 汽轮机部分
3.1.1 凝汽器循环水系统、抽汽系统及设备
凝汽器使汽轮机排汽冷却凝结成水，并在其中形成真空的热交换器。按蒸汽凝结方式的不同凝汽器可分为表面式（也称间壁式）和混合式（也称接触式）两类。在表面式凝汽器中，与冷却介质隔开的蒸汽在冷却壁面上（通常为金属管子）被冷凝成液体。冷却介质可以是水或空气。
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。
设置抽汽回热系统的目的在于提高机组的热效率和经济性，减少凝汽器的能源损失，将部分已做过功的蒸汽从汽轮机内抽出，用来加热凝结水、给水以及供给除氧器。株电的汽轮机设有8段抽汽。3.1.2 DEH系统及设备
DEH系统主要功能：汽轮机转速控制；自动同期控制；负荷控制；参与一次调频；机、炉协调控制；快速减负荷；主汽压控制等。3.1.3 轴封系统及设备
轴封蒸汽系统的主要功能 轴封蒸汽的主要功能是向汽轮机的轴封和主汽阀、调节阀的阀杆汽封供送密封蒸汽，同时将各汽封的漏气合理导向或抽出。在汽轮机的高压区段，轴封系统的正常功能是防止蒸汽向外泄露，以确保汽轮机有较高的效率；在汽轮机的低压区段，则是防止外界的空气进入汽轮机内部，保证汽轮机有尽可能高的真空，也是为了保证汽轮机组的高效率。3.1.4 凝结水系统及设备
凝汽器、循环水泵、凝结水泵、抽气器等把这些设备用管道和附件连接起来的汽水系统称为凝结水系统。
凝结水系统的作用：将凝汽器回收汽轮机排汽，经凝结水泵加压，送往除氧器，再到锅炉继续加热，作为工质循环的一个必要环节，同时在这个过程中也对凝结水进行了加热，回收了汽轮机中间的几段抽汽加热凝结水，增加了汽轮机的循环热效率。
3.1.5 给水除氧系统及设备
给水系统主要由除氧器、给水泵组、高加系统三大部分组成。其作用主要是把凝结水经过除氧器除氧后，经给水泵升压，通过高压加热器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、过热器减温水和再热器减温水。
当水与空气接触时，就会有一部分溶解到水中，溶解于水中的气体主要来源有两个：一是补水带入；二是处于真空状态下的热力设备及管道附件不严密进入。给水带入气体的主要有以下危害（1）腐蚀热力设备及其管道，降低其使用寿命，给水中溶解气体危害最大的是氧气。（2）阻碍传热，降低热力设备的热经济性，不凝结气体附着在传热面上，以氧化物沉积形成的盐垢，会增大传热热阻，使热力设备传热恶化。
株电采用的是热力除氧，水达到饱和温度时，水面上蒸汽的分压力接近于其混合气体的总压力，而不凝结气体的分压力接近于零，这样水中溶解的气体就会不断的排出水面，直至达到此温度和压力下的平衡状态。热力除氧过程是个传热和传质的过程，传热过程是把水加热到除氧器压力下的饱和温度，传质过程是将水中的气体分离析出。
3.1.6 主、再热蒸汽系统及设备、汽轮机润滑油系统及设备
主、再热蒸汽系统包括从锅炉过热器出口联箱至汽轮机进口主汽阀的主蒸汽管道、阀门、疏水装置及通往进汽设备的蒸汽支管所组成的系统。中间再热式机组还包括从汽轮机高压缸排汽至锅炉再热器出口联箱的再热冷段管道、阀门及从再热器出口联箱到汽轮机中压缸进口阀门的再热热段管道、阀门。
主、再热蒸汽的流程如图
2、图3 所示。
图2 再热蒸汽流程 5
润滑油系统的作用：为全部汽轮发电机组轴系的径向支持轴承、推力轴承和图3 主蒸汽流程
盘车装置提供润滑油； 为发电机氢密封油系统提供高压和低压密封油；为机械超速危机遮断系统提供压力。它主要有主油箱、主油泵、交流润滑油泵、直流事故油泵、高压备有油泵、注油器、顶轴油泵、冷油器、滤油器、油净化装置等组成。3.2 锅炉部分 3.2.1燃烧系统及设备
燃烧系统指的是煤粉燃烧系统，燃油系统和点火系统。株电采用的锅炉为DG1025/18.2-II14型亚临界压力，一次中间再热自然循环，双拱型单炉膛，固态排渣，∏型露天布置，燃煤W型火焰炉，将燃烧器布置于前后墙拱上燃烧，煤粉气流从燃烧器垂直向下喷火燃烧，着火后向下伸展，火焰伸展到一定程度后转弯向上流动，使整个燃烧室内火焰呈“W”状，每只燃烧器配有一只火焰监测器，共48只煤24只，油24只。3.2.2过热器及再热系统
过热器的主要作用是使饱和蒸汽加热成过热蒸汽，可以减轻汽轮机末级湿蒸汽对汽轮机叶片的冲蚀。再热器的作用是加热高压级排汽，使其温度达到要求，进入中压缸继续做功，提高机组的热循环效率。株电采用一次中间再热。
过热器和再热器按照受热面的传热方式分类，都可以分为对流式，辐射式及半辐射式三种形式。蒸汽在其中的流程见图2，图3。
3.2.3给水系统
给水系统是取水、输水、水质处理和配水等设施以一定的方式组合成的总体。是指通过管道及辅助设备，按照建筑物和用户的生产，生活和消防的需要有组织的输送到用水地点的网络。电厂的给水系统由给水泵、给水管道和阀门组成，其任务是保证连续可靠地向锅炉供水。通常把给水泵吸水侧称为低压给水管道系统；给水泵出口侧称为高压给水管道系统。3.2.4 风烟系统、蒸汽及减温水系统
风烟系统由两个平行的供风系统，共同的炉膛、烟道和两台机构成。对于一般的正压直吹系统，锅炉风烟煤粉系统作用在于提供具有合适温度的一次风。用来干燥和输送煤粉进炉膛，并使煤粉空气混合物具有合适的流速，并均匀地送入各燃烧器，保证充分的着火。
蒸汽温度的调节方法通常分为两类，即蒸汽侧的调节和烟气侧的调节。蒸汽侧的调节主要有喷水式减温器、表面式减温器；烟气侧的调节是通过改变锅炉内辐射受热面和对流受热的吸热量或改变流经过热器、再热器的烟气量的方法来调节汽温，使蒸汽温度符合要求。3.2.5 辅助系统
辅助系统包括了疏水、排污、吹灰、灰渣、工业水及压缩空气等。是为了清除其汽轮机、锅炉启动、运行、停机时所遇到的各种问题保证汽轮机、锅炉的正常运行，以及充分利用资源。
4.实习心得体会
本次实习是在学习完《汽轮机原理》和《锅炉原理》这两门课后进行的，在课堂上我对汽轮机和锅炉有了一定的了解，但在课本上只是学到了一些原理性的东西，没有接触到实物，对有些设备的结构仍然不清楚。在株洲电厂实习的这两周里，我们在电厂师傅的带领下，参观了汽轮机、锅炉及其它辅助设备，师傅给我们耐心的讲解电力生产的流程，以及设备的构造、功能等。使我对火电厂主要发电设备有了初步直观的认识，更是让我纠正了以前对锅炉、汽轮机结构，工作流程的错误观点，让我更加深刻地理解发电的基本流程。
通过这次实习，我体会到了实际工作与书本上的知识是有一些不同的，有些知识课本上是没有的。一定要在实际工作中多向前辈们虚心求教，例如原先不明白为何汽轮机的转速是一定的，但却能提供不同的功率。在前辈的释疑下，我明
白了磁场的强度是可以改变的，通过改变磁场的大小，而蒸汽的流量随之改变，从而使汽轮机的转速不变，但却能提供不同的功率。课本我们所学的锅炉测温要靠热电偶或红外温度计来进行，但师傅们说这种测量误差也是较高的，有经验的可以通过观察炉膛火焰的颜色来判断炉温。这就需要大量的工作经验来实现，从而提高工作效率。
这次的实习过的很充实，每天完成一定的任务，并写下实习日记来总结，让我更加充分地掌握电厂发电的流程等，让我明白了要将大学里所学的知识与实践结合在一起，才能够得到真正有用的知识，提高自己的能力，做好以后的工作。
第三篇：株洲电厂实习报告 热动
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 3.8.3
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；
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：
四 汽机
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
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
作，炉内有泄漏声； 临界、一次中间再热、单轴、双缸、双排汽反动式汽轮机。
5.10.1.2 给水流量不正常地大于蒸汽流量，水位下降，严重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
时水位消失；
造总厂有限公司产品）。
5.10.1.3 主蒸汽压力下降；
本期工程每台机组设有一套30%BMCR容量的简易电动串联
5.10.1.4 炉膛温度下降，各段烟温下降； 旁路系统，以加快启动速度。高压旁路蒸汽从高压主蒸汽门5.10.1.5 炉管检漏装置报警。5.10.2
原因：
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、恶化和发生垢下腐蚀； 六、七、八级抽汽供四台低加，其中四级抽汽兼向
5.10.2.2 水循环不良或管内被杂物堵塞，使管子局部过热； 辅助蒸汽联箱供汽。
5.10.2.1 给水、炉水品质长期不合格，造成管壁结垢使传热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；
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。
5.10.2.5 燃烧方式不合理，长期低负荷运行，汽压变化大，凝结水系统配备了两台上海凯士比泵有限公司生产的水位过低，炉内局部结焦严重以及定排时间过长，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
引起水循环不良；
产的水环式真空泵。
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：
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。
5.10.3.1 若泄漏不严重，能维持锅炉运行时，则维持汽包水3.6.2变负荷运行期间，推荐按以下调节方式运行；
位，必要时投油急定燃烧，适当降低主蒸汽压力和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）；
负荷，申请停炉；
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）；
5.10.3.3 若泄漏严重时，无法维持水位，应紧急停炉，停炉3.6.3负荷变化率：
后保留一台引风机运行，维持炉膛负压抽尽炉内蒸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。
汽； 5.10.3.2 严密监视泄漏点，防止扩大；
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。
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； 3.7.12在排汽温度高时，应注意胀差、振动、轴承油温和3.7.3机组带50%~60%额定负荷时，允许对凝结器半侧轴承金属温度的变化，如排汽温度已达报警值，除
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；
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；
3.7.4机组在5%~10%额定负荷运行时，汽轮机低压缸的3.7.14除紧急事故停机应破坏真空外，一般机组跳闸后仍
最低允许真空为0.088MPa，低压缸排汽温度不大需维持真空，直到机组惰走至300r/min时才能够于52℃；在此段负荷间禁止长期运行； 破坏真空；
3.7.5机组应避免在30%额定负荷以下长期运行；机组允3.7.15必须保证汽轮机本体疏水系统以及主汽管、再热汽
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
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；
系统进行检查，若虽低于此值但并未超过停机值时，3.7.16喷油试验后不能马上做超速试验，以免积油引起超
则运行时间应少于60min，否则打闸停机； 速试验不准；
3.7.6机组甩负荷空转运行时所允许的最低凝结器真空3.7.17在正常运行中，若汽缸出现上、下温差大于50℃，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；
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
3.7.7机组不允许在主汽阀一侧开启，另一侧关闭的情况和就地所管辖设备的运行情况，维持各参数在规定下长时间运行； 的范围内运行。3.7.8“手动方式”控制不得作为机组长期运行的控制方 式； 3.2每小时抄表一次，按规范要求进行巡回检查，如在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；
6.4.1现象
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
6.4.1.1主汽温或再热汽温10分钟内急剧下降50℃以上，汽6.4.3处理 温异常报警； 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； 6.4.1.2轴向位移、胀差、汽缸温度等发生变化，推力瓦块温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升高，机组内部声音异常； 度及惰走时间；
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或溅出水珠； 门，关闭逆止门，开启管道疏水（各段抽汽管道上防进水热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； 电偶之间温差＞40℃时，可认为汽缸进水，应马上排出积水）；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
6.4.3.4 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，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禁止重新启动；
急剧下降； 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，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。
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
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6.5.2.1 6.5.2.2 6.5.2.3 6.5.2.4 6.5.2.5 6.5.2.6 6.5.2.7 6.5.2.8 6.5.2.9 6.5.2.10
6.5.36.5.3.1 6.5.3.2 循环水量不足或中断； 凝结器满水；
真空泵组系统工作失常或跳闸； 误开真空破坏门；
旁路系统误开或调整不当；
主、小机轴封供汽不足或中断； 真空系统不严密； 凝结器铜管泄漏或堵塞； 机组过负荷运行； 凝补水箱缺水。处理
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；
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℃，六 实习总结
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。
第四篇：电厂实习
三 实习感想
这次实习我学到了许许多多的只能在实践中才能获得的知识，了解了火电厂的大致情况及其运作流程。在当今的这个经济迅猛发展中的中国，电力有着起不可动摇的地位。生产实习是大学阶段的一个重要实践环节，是每一个大学生都应该参与的。这次实习为今后更好的理论学习打下基础，进一步认识到电力生产的重要性。
火力发电厂是由许多电力设备和电气设备所组成的整体，从某种意义上讲，电力的设备更多也更容易故障和事故.实习对电厂安全运行的认识，严肃的工作作风都有一定的培养。作为一种先进的生产力和基础产业，电力行业与社会经济和社会发展有着密切的关系，他不仅是关系国际经济安全的战略大问题，而且与人们的日常生活、社会稳定密切相关。
通过实习，我对电力生产方面有了很深刻的认识，也对自己的就业前景充满了希望。为人类的生存需要能源的供给，而生产高品质，低污染的能源的责任就落在我们肩上。因此我们必须认真学习专业知识并掌握好所学的专业知识，在实践中磨练自己，是的所学到的知识可以融会贯通，学以致用，让自己成为一名合格的电力工作者，一名合格的动力工程师，为人类的能源事业做出贡献!最后感谢给我们这次实习机会的学校，让我们能把课堂学习的理论知识能与实际生产相结合。体会到生产的生活。感谢实习中师傅们的耐心指导，虽然我们中间问了很多看似可笑的问题，但你们都及时为我们化解，并给我们耐心指导。是你们让我们真正了解电气这一行业。你们交给我们的知识与经验。我们会受用一生。在今后的工作中，我会更加虚心学习，经常吸取教训、总结经验，不断提高自己的水平，做一名优秀的电力工作者工当然，非常感谢学校给我们这次实习的机会，还有我们的带队老师对我们的照顾。
第五篇：电厂实习
发电厂电气部分实习报告
一、实习目的和要求
了解电能生产的全过程及主要电气设备的构成、型号、参数、结构、布置方式，对电厂生产过程有一个完整的概念。熟悉该电厂主接线连接方式、运行特点；初步了解电气二次接线、继电保护及自动装置，巩固和加强所学理论知识，为今后走上工作岗位打下良好基础。同时学习工人阶级的优秀品质，做到行动军事化、生活集 体化，培养正确的劳动观念，为今后走向基层、服务基层奠定思想基础。
二、实习的主要内容
1、初步了解发电厂、变电站生产的全过程。
2、深刻了解发电厂、变电站主要设备；包括发电机、变压器、断路器、互感器、隔离开关、电抗器、母线的型式、构造特点、主要参数及作用，对其他辅助设备也应有所了解。
3、着重了解发电厂、变电站的电气主接线形式、运行特点及检修、倒换操作顺序。
4、了解厂（站）用电的接线方式、备用方式及怎样提高厂（站）用电的供电可靠性。
5、了解配电装置的布置形式及特点，并了解安全净距的意义。
6、了解控制屏、保护屏的布置情况及主控室的总体布置情况。
7、了解发电厂、变电站的防雷保护措施。
8、了解发电厂动力部分主要设备及形式、特点、参数，对电厂生产有完整的概念。
9、深刻了解变电站电气一次部分，为毕业设计收集整理资料，为毕业设计的顺利进行打下基础。
三、变电站现场运行规程（电气一次部分）运行的一般规定
1、系统的运行监督
⑴ 正常运行是频率为 50Hz，偏差不得超过+0.2Hz，电钟与标准时间的误差，在任何时候不应大于 30 秒。
⑵ 在值班的 24小时内，应明确专人监盘，各时段所出现的系统运行异常和监盘人员的姓名，应记入运行工作记录簿内。
⑶ 正常运行时各馈线的负荷不得超过其最大允许值，并要求在相应的指示仪表面板上标有红线。
⑷ 运行日志每小时正点抄录一次。
2、巡视检查规定
⑴ 正常巡视每天不少于三次。即：交接班时、高峰负荷时（一般为9：00 —10：00 和 19：30—21：30）、晚上闭灯时。巡视必须随身携带望远镜，晚间巡视还必须用望远镜观察刀闸、引线接点、TA等设备有无异常发红发热等。
⑵ 监督性巡视，值班长每三天不少于一次、站长每周不少于一次全面巡视检查。⑶ 运行人员的正常巡视，应按规定的巡视路线进行。每次巡视完毕，应在运行工作记录簿内记上巡视时间、地点、检查设备的运行状况和巡视人员的姓名。⑷ 巡视检查应按分工进行。巡视的方法，主要以眼看、耳听、鼻闻、手触、测试等手段来进行，对相同的设备和相同的工况下使用的设备，以相互比较来找出存在的问题。检查必须仔细，认真分析，正确判断。在发现故障或异常后应及时处理或报告。
⑸ 单人巡视设备时，必须遵守《电业安全工作规程》（发电厂和变电站电气部分）的有关规定。
⑹ 对主设备要求采用定点巡视。
3、特殊巡视
⑴ 遇到下列情况由值长或站长决定增加巡视次数和委派专人进行巡视检查：
A、设备过温、过载或温度、负荷有明显增加时；
B、新发现或近期有所发展而未消除的危及安全运行的设备缺陷；
C、设备在运行中有可疑的现象时；
D、大风、冰冻、浓雾、下雪、雷雨后的恶劣天气时；
E、事故跳闸后；
F、法定节假日及上级通知有重要供电任务期间；
G、运行方式发生重大变化时；
H、设备经过检修和改造、长期停运或新安装设备投运时；
I、站内有检修工作时。
⑵ 新投入或大修后投入运行的变压器，在24小时内必须每小时巡视一次，并将运行情况及时记入记录簿。
4、倒闸操作的一般规定
⑴ 倒闸操作时必须填写倒闸操作票，并应遵《电业安全工作规程》（发电厂和变电站电气部分）和网局、省局、市局关于电气倒闸操作的有关规定。
⑵ 一般倒闸操作票由操作人填写，正值审核，值长批准后方有效。特别重要、复杂的倒闸操作票由正值填写，值长审核，站长或专责工程师批准并共同签字后有效。且必须由当值人监护方可执行。
⑶ 每份倒闸操作票只能填写一个操作任务，操作票内每个顺序栏内只能填写一个单一的操作项目。
⑷ 所有倒闸操作，操作人和监护人必须先在模拟图板上进行演习，核对所填的操作项目及步骤是否正确。
⑸ 操作前应核对设备名称、编号和位置。操作中必须严格执行监护和复诵制度，必须按操作顺序逐项操作。每操作完一项，在该项前面记一个“√”，全部操作完毕后，应进行复查，最后将执行情况及终了时间做好记录并汇报调度。
⑹ 设备送电前，应（打印）核对所属保护定值，并投入相应的压板。运行方式有变更时，保护及自动装置的配置和投退应与一次系统的变更相适应。防止设备过负荷，防止保护装置误动和拒动。
⑺ 变压器中性点接地刀闸的拉合状态必须按相应调度命令执行。
⑻ 下列操作可以不使用操作票，但在操作完成后必须及时记入运行记录簿内：
A、事故处理，包括预防发生事故而进行的紧急处理；
B、拉、合开关的单一操作，包括拉、合一组避雷器、一组电压互感器的隔离开关。此项操作只有在正确无故障并对操作人确无危险时才能进行；
C、投、退一套保护的一块压板；
D、拉开一组接地刀闸或拆除全站仅有的一组接地线。
5、事故处理的一般原则事故处理的一般原则
⑴ 发生事故时，值班人员的任务是：
A、迅速限制事故的发展扩大，解除对人身、设备和系统安全的威胁，并消除或隔离事故；
B、用一切可能的措施，保证能运行的设备继续运行，首先保证站用电源和110KV
线路的供电；
C、尽快恢复对停电线路的供电；
D、迅速恢复系统的正常运行方式。
⑵ 在值班人员管辖范围内发生事故，处理事故的顺序为：
A、根据表计指示、保护和自动装置的动作情况、开关跳闸的时间、设备的外部象征以及目睹者的汇报，判断所发生事故后的情况；
B、如对人身的设备安全有威胁时，应迅速设法解除，必要时停止设备的运行；
C、迅速进行检查和测试，进一步判明故障的部位、性质和范围，并进行处理；
D、发生事故时，值班员应迅速准确地向值班调度员及直接领导人汇报事故的情况和处理情况，迅速执行值班调度员所发布的命令。
⑶ 发生事故时，值班员应向值班调度员汇报下列情况：
A、跳闸断路器的名称、编号和情况；
B、保护及自动装置的动作情况；
C、事故的主要象征。在事故处理中，值长应留在主控室，接受调度命令，组织和指挥事故处理。
⑷ 交接班时发生事故，应立即停止交接班，并由交班人员处理事故，接班人员协助，待处理事故告一段落，方可办理交接班手续。
⑸ 在处理事故过程中，均应保持与各级调度的联系，迅速执行值班调度员的各项命令。
⑹ 发生事故时，若通讯失灵，值班员除进行必要的处理外，应迅速设法恢复与调度的联系。
⑺ 发生事故时，当值值长为事故处理的直接指挥者，值班人员在处理事故过程中所发生的一切异常现象都应迅速准确地向值长汇报。
⑻ 当值值班人员在处理事故过程中，都应服从当值值长的指挥，对其所发布的操作命令必须认真地、正确的执行。
⑼ 当值值长不能胜任处理某项事故时，站长或专责工程师有权指派其他人或亲自指挥处理事故，处理后应立即将事故现象、保护及自动装 置动作情况、处理步骤等记入运行记录簿内，同时组织分析是否处理得当，以利不断总结经验，吸取教训。
5、设备定期试验轮换
⑴ 长期备用的主变压器每季应进行一次充电并运行 12 小时以上。
⑵ 主变冷却系统每个月必须进行一次轮换，并检查、试验冷却系器组是否完好。⑶ 变电站的事故照明及交直流自动切换装置应每月进行一次试验检查。⑷ 直流充电机备用装置应每月进行一次轮换。
⑸ 站用电源每月必须轮换一次，并运行1小时以上。
⑹ 变电站的事故音响信号、预告信号及各种光字牌应在每次交接班时应进行一次检查试验。
⑺ 长期不操作的主变压器有载调压开关，每月至少对有载调压开关在长期运行档左右各两档位置进行一次调压操作，以防止其机构因长期不动而卡死。⑻ 母线装置、无功补偿电容器组几其它需要轮换试验的装置每月必须进行轮换或充电。
⑼ 对非本站调度的设备，变电站值班员在设备轮换周期到来之前，应对备用设备进行详细的检查，确认无问题后，主动与调度联系对高压设备进行轮换。调度在接到变电站值班员要求设备轮换试验的通知后应在24小时内给予答复。
⑽ 高压设备的轮换试验尽可能避免在系统事故、雷雨天气和交接班时进行。⑾ 在对设备充电或试验轮换过程中，发现设备有异常，应立即停止，变电站值班员应设法进行处理，不能处理者，应及时汇报值班调度和领导。
⑿ 根据以上规定，针对本站的设备具体情况，站长应组织制定本站设备轮换试验周期表（可综合到定期维护工作周期表中），并切实照表执行和做好记录。
四、主变压器
1、变压器的投运和停运
⑴ 值班人员在投运主变前，应仔细检查，并确认主变在完好状态，具备带电运行条件。对长期停用或检修后主变，应检查接地线等是否已拆除，核对调压开关位置和查看（测量）绝缘电阻是否符合要求。
⑵ 主变正常投运操作步骤
①根据二次运行规程或调度命令核对保护值，并投入。
②投入主变冷却装置。
③主变投入运行，待运行正常后带负荷。
⑶ 主变停运操作步骤
①切除主变所带负荷，合上中性点刀闸或检查中性点刀闸在合闸位置。②停运主变压器。
③停运主变半小时后，停运冷却装置。
④退出主变的各种保护。
⑷ 主变大修的投运步骤
①检查大修后各项测试结果符合要求。
②根据二次规程或调度命令核对保护定值并投入。其中瓦斯保护的跳压板投跳闸，其他保护不变。
③投入主变冷却装置。
④合上中性点刀闸，110KV 侧开关对主变充电1次用（如果更换了线圈，则充电 3 次）后，将主变投入运行。
⑤根据相应调度命令将中性点刀闸处在规定状态。
⑥将瓦斯保护改接信号经 24 小时后多次放气确实证明没有气体时，瓦斯保护的调闸压板才能投入。
2、主变的正常运行维护及巡视检查
3、⑴ 主变运行中的要求
A、主变在规定的冷却条件下可按铭牌规范运行；
B、主变上层油温一般不得超过75℃，最高不得超过80℃，温升不超过40℃；
C、#
1、#2 主变均装有5组YF1—200型强油风冷装置，轻载运行时3组工作，1 组辅助，1 组备用；
D、变压器冷却器全停时，在额定负荷下运行不得超过20分钟，如果油面温度尚未达到75℃是允许上升到75℃，但运行不得超过60分钟；
E、当风扇停止运转，仅潜油泵运行时，主变允许运行时间，按上述D执行。⑵ 主变在大修后及投入运行前，应对主变进行外部检查：
A、主变和铁芯接地套管应接地良好；
B、主变油枕的油位、油色应正常；
C、本体与各冷却器、油枕的蝶阀均应全部打开；
D、套管应清洁，应无破损或裂纹，充油套管油色、油位应正常；
E、110KV 套管中间法兰引出线的接地小套管在运行中必须可靠接地；
F、冷却器装置运行正常，风扇、油泵无故障；
G、呼吸器内的干燥剂应不致吸潮饱和状态；
H、油箱、油枕、油充套管、冷却器等无漏油的情况；
I、各引线接头连接应紧固，接触良好；
J、主变顶盖应无遗留物体；
K、压力释放器无渗漏，试验信号正常；
L、检查调压开关状况，确诊能运行；
M、油流继电器无渗漏、油流指示正确；
N、瓦斯继电器无残存气体、无渗漏、接线完好、防潮、防雨水沉积有效。⑶ 主变运行中的巡视检查：
A、主变声音正常；
B、油温正常，上层油温不超过75℃；
C、油枕、套管的油位应达到指示高度，油色正常；
D、套管应无破坏、裂纹及放电痕迹；
E、套管引线各接头处无发热或变色现象；
F、外壳接地应良好；
G、器身、阀门、法兰、瓦斯继电器、油流继电器、冷却器等无渗漏、油漏； H、呼吸器矽胶变色程度；
I、温度表及其指示正确；
J、冷却器风扇声音均匀，无异常噪音，剧烈振动，实际运行台数与整定相符； K、油泵声音均匀平衡无噪声或金属声，油流继电器、油流指示正常； L、本体与冷却器、瓦斯继电器的蝶阀全部打开；
M、主变瓦斯继电器内用充满油，当存在气体时应及时报告并分析原因； N、压力释放器无渗漏油现象，保护罩无松动；
O、对主变的铁磁似油位检查应使用望远镜观测。
⑷ 主变的运行维护
A、主变在投运后五年内应进行一次核对性大修，以后大修周期为10年，在此范围内按试验检查及运行状况可确定针对性大修项目和时间；小修每年不少于一次；
B、冷却装置的控制回路每年进行一次前面检查调试，其控制回路的保险丝每年全面检查一次，有腐蚀现象者，应及时给予更换；
C、冷却装置的风扇、油泵及其电动机应每年大修一次；
D、呼吸器中的变色矽胶，潮解三分之二是应进行更换；
E、对运行中主变进行滤油、加油或换净油器硅胶等时应将瓦斯保护的跳闸压板改接信号，其它保护不变，经24小时后，多次放气确实证明没有气体时，才能投入跳闸。
⑸ 主变的并列运行应满足下列条件：
A、绕组接线组别相同；
B、电压比相等；
C、阻抗电压相等。
3、主变的异常运行及处理
⑴ 主变运行中发现有下列现象时，应立即汇报调度和上级领导，听候处理。同时对主变进行严密检查和监视，想法设法尽快予以消除，并将不正常现象记入记录簿和缺陷记录簿内。
A、内部有不正常响声；
B、套管有破损、裂纹及放电现象；
C、发热不正常，油温升高（较同样环境、负荷及冷却条件下相比温度高10℃以上）；
D、油枕油面告诉不够，有不正常低压，油色变化；
E、110KV 充油管油面不正常，升高或降低；
F、主变过负荷超过《电力变压器运行规程》的规定；
G、轻瓦斯发出信号；
H、主变严重漏油；
I、冷却装置损坏，不满足运行要求；
J、电气接触部分发热。
⑵ 发现主变有下列故障之一时，应迅速判明情况，立即汇报调度，必要时将故障主变停用：
A、主变内部响声很大，不均匀、有爆裂声；
B、在正常负荷和冷却条件下，主变温度不正常且不断上升；
C、储油柜或安全气道喷油，压力释放器动作，瓦斯继电器没有动作于跳闸；
D、严重漏油致使油面降低于油位指示计的下限；
E、油色剧烈变化或油中出现碳质等；
F、套管有严重破损或放电现象。
⑶ 主变过负荷或油温过高发出信号时，应进行下列检查，并向调度汇报检查情况，听候调度处理：
A、检查各侧负荷电流是否超过额定值；
B、核对温度表并与同等负荷，冷却条件下应有的油温核对；
C、检查冷却器系统是否运行正常；
D、主变的各接线桩头等电气连接处有无过热发红现象；
E、监视负荷电流和油温等是否继续上升。
五、实习体会
经过十来天的实习，在指导老师和110KV变电站各位领导以及工人师傅的悉心指导下，我圆满完成了此次实习任务。在发电厂，我了解了电能生产的全过程，对电厂生产过程有一个完整的概念。熟悉了该电厂主接线连接方式、运行特点，初步了解了电气二次接线、继电保护及自动装置，巩固和加强所学理论知识，将理论和实际结合起来，深化了专业知识，为今后走上工作岗位打下良好基础。同时努力学习工人阶级的优秀品质，能吃苦、能耐劳、能和工人师傅打成一片，为今后走向基层、服务基层奠定思想基础。本次实习我最大的收获是通过110KV变电站实习，深刻了解了变电站电气一次部分，收集了大量一手资料，熟悉了变电站现场运行规程、变电站设计规范、变电站总体布置规范、中华人民共和国国家标准—三相交流系统短路电流计算（GB/T15544—1995），为毕业设计收集整理了必要的资料，为毕业设计的顺利进行打下良好的基础。
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