外高桥第二电厂调研报告

第一篇：外高桥第二电厂调研报告

外高桥第二电厂调研报告(电气一次)

4月9日到4月11日到外高桥进行调研，现将已收集到的情况汇报如下：收集资料情况

我们抱着学习的态度，把能收集的资料尽可能的收集回来，因而收集的资料比较多，有待慢慢地消化吸收。收集的资料主要是以下几个方面：

1．机组大小修：收集了5、6号机组A、B、C、D、E共9次检修的任务书、检修

总结、技术交底、安全措施、检修每日动态、检修会议纪要、作业指导书、试验方案、检修项目、检修进度、解体报告、检修中发现的缺陷、试转计划等等，特别是6B01、5C02、5B01等比较全。需要逐步消化。

2．照片：收集了锅炉受热面、主汽门密封面、二次风烟道膨胀节、磨煤机、燃

烧器等受损情况照片及溢流水管结垢情况、脱水仓中心滤网损坏情况、电除尘极距横梁变形情况的照片及发电机抽转子的分步照片等。

3．设备改造及异动：共收集了发电机定冷水管接地改造、开关增容、电源移位、加装电源等合计73个异动项目。

4．应急预案：收集了防止全厂停电、处置电网大面积停电事件、防汛防台、500kV

系统紧急状态下事故处理等应急预案。

5．作业指导书：收集了电气、汽机、热控、锅炉、化学、灰渣、金属监督等合计61份作业指导书。基本上包括了各种设备。

6．安装手册：收集了发电机、汽轮机及MCC的安装手册。

7．KKS码：包括设备命名导则、编码修改流程、KKS码专题会议纪要、KKS码的汇总。

8．其它：包括电气运行规程、电缆防火、绝缘监督标准规程及记录、发电机产

品及运行手册、物资分类及编码规范等等。

以上这些资料都共享在部门FTP上。

外二机组运行情况

一、5号机组检修情况

#5机组2004年4月20日完成168试运行后投产至今，共进行了6次检修，正在进行第7次检修。分别是：

1．5D01：2004年4月22日至2004年5月6日进行了168小时后第一次消缺性

检修，为期15天,补编号为5D01。

2．5C01：2004年9月12日至2004年10月7日进行了C级消缺性检修，工期

26天。

3．5A01：2005年4月10日至6月14日（6月5日并网，6月14日11：00报

复役）进行了为期66天的第一次A级检修。

4．5E01：2005年9月27日至10月7日进行了为期11天的节日检修。

5．5C02：2006年4月20日至5月21日进行，工期35天。

6．5D03：2007年11月17日到12月2日，为配合电网线路改造，工期21天。

7．5B01：正在进行，计划时间为2008年3月15日至5月3日，共计50天。

二、6号机组检修情况

6号机组从2004年9月22日完成168试运行后投产至今，共进行了5次检修，分别是：

1．6D01：2004年10月14日至10月27日，共计14天，基建168后消缺检修，补检修编号为6D01。

2．6C01：2005年2月4日至3月5日，共计30天，主要工作为基建遗留问题消缺，包括空预器密封改造、一次风机6A换轴、扩容器加阻流板等。

3．6B01：2006年1月21至3月12日，共计50天，旨在＃6机组汽机岛质保期（3月8日）之前了解设备状况。主要项目有汽机高压缸、中压缸和低压缸内窥镜检查、汽机高压缸、中压缸和低压缸碰缸试验、汽机高压、中压主汽门检查、汽机＃1－＃8轴承解体检查、发电机抽穿转子、技术监督项目、技改项目等。

4．6E01：2006年9月28日至10月14日，共计17天，主要解决＃1瓦轴振（137μm），超过报警值。由于一瓦本身制造的缺陷，轴瓦和轴颈之间的侧隙与顶隙从基建第一次安装开始就超标，影响了轴瓦的稳定性，使得在转子较小的扰动力下就会产生很大的振动；循环水排水管伸缩缝泄漏；空预器6A电流晃动；凝汽器B侧钛管泄漏；#4卸船机小车滚筒联轴器损坏（已采取临时措施）、齿轮箱渗油。

5．6C02：2007年3月，主要解决低负荷时#1瓦振动超标；汽泵6B主泵更换机械密封；高压水侧安全阀A/B的管桩头更换等。

6．6C03检修正在策划中，计划2008年5月10日-6月9日，为期30天。

三、5号机跳机情况

1．2003年11月28日，17:45 向锅炉进水时,电给泵流量与转速不匹配引起电给泵跳闸。

2． 2003年12月12日，14:46电给泵密封水漉网垃圾堵塞引起密封水温度高

电给泵跳闸，锅炉断水。

3．2003年12月13日，15:30在投冷再至除氧器加热自动时, 除氧器压力晃动,使电给泵流量与转速不匹配引起电给泵跳闸。

3． 2003年12月13日，20:32除氧器压力高达1.5Mpa,闭锁分疏箱至除氧器

隔离门,使分疏箱水位高达28M保护动作。

4． 2003年12月20日，8:20 真空泵5A补水电磁隔离门被人为关,放水门被人

为开,引起真空泵5A跳闸,使主机低真空脱扣。

5． 2003年12月20日，19:04主变冷却器电源开关热继电器保护整定值偏小引

起电源A/B均跳闸 ,使主变压器B相冷却器全停保护动作。

6． 2003年12月22日，16:50 主蒸汽压力设定值与实际值偏差大于10bar ,汽

机自动关闭调门, 引起发电机逆功率保护动作。

7． 2004年1月15日，14:43 吸/送风机5B动叶调节卡件失去电源引起动叶调

节自动开足，造成风机电流超限跳闸。

8． 2004年1月16日，8:33锅炉水冷壁出口温度高（418℃），锅炉MFT保护动

作。

9． 2004年1月18日，8:34 #5电动给水泵跳闸（流量超右边界）造成锅炉MFT。

10． 2004年2月5日，10:50 #5电动给水泵跳闸（流量超左边界）造成锅炉MFT。

11． 2004年2月7日，15:30 一次风机5B（一次风量低）、磨煤机5A/5B/5C

跳闸，手动汽机脱扣。

12． 2004年2月10日，17:35凝泵进口漉网压差高凝泵跳闸，凝结器水位高

达到1400mm，汽机保护动作。

13． 2004年2月12日，12:07给煤机5B/5C跳闸，给水泵5B手动脱扣，电

动给水泵自动调节流量迟缓，造成锅炉断水保护动作MFT。

14． 2004年2月18日，21:30计算机接到给水泵全停误发信号（实际电动

给水泵在运行）导致锅炉保护动作MFT。

15．16． 2004年2月19日，8:26锅炉全燃料丧失保护动作MFT。2004年2月28日，3:10锅炉二次风量＜25%保护动作MFT，原因为二次

风量变送器故障，后自行恢复。

17． 2004年3月5日，14:46闭冷水泵5A跳闸（闭冷水压力低），使发电机

氢气温度高（≥53℃）汽机保护动作脱扣，联跳发电机，锅炉手动MFT。

18． 2004年3月23日，17:41发电机定冷水出水温度高，汽机保护动作脱扣，联跳发电机。

19． 2004年3月30日，0:37当时运行工况，七根油抢和二台磨煤机运行。

一次风机5A需计划停运检查，在停一台一次风机时，造成一次风量低，二台运行磨煤机跳闸，引起0:57汽机调门关闭，压力控制方式切至LIMIT方式，1:00发电机逆功率保护Ⅰ、Ⅱt2动作跳闸，1:03汽机转速下降，1:08转速27.3S-1时手动拍车。1:26在停送风机5A时，由于风量出错造成送风机5B加风量而超负荷跳闸，炉MFT。

20． 2004年4月20日，22:46在减负荷时，在给水泵5A退出运行切换操作

中，引起#5电动给水泵跳闸（流量超右边界），造成锅炉断水保护动作MFT。

21． 2004年4月23日，22:48由于#5电动给水泵热过负荷保护动作跳闸，锅炉断水保护动作机组MFT。

22．23． 2004年5月10日，8:31汽机真空低保护动作脱扣，联跳发电机。2004年5月10日，12:34锅炉水冷壁出口温度高（418℃），锅炉MFT

保护动作。

24． 2004年5月11日，22:37在做机组900MW甩负荷后，由于＃3低加水位

高引起凝泵跳闸，造成给水箱水位低电泵跳闸，锅炉断水保护动作MFT。

25． 2004年5月14日上午10：11分，磨5E冷油器闭冷水进水接头大漏，造成闭冷泵进口压力低保护动作跳闭冷泵，引起发电机氢气温度高，机组跳闸.26． 2004年5月17日在加负荷过程中因送风机超电流而导致跳风机锅炉MFT。

27． 2004年6月3日21：55由于DEH卡件故障，引起汽机跳闸，凝泵5B跳闸

5A未启动，给水箱水位低跳电泵，锅炉断水保护动作MFT。

28． 2004年6月19日晚控制逻辑在线下载，高旁打开，19：45由于二次风量

低锅炉MFT。

29． 2004年7月8日由于天下着倾盆大雨，空预器转速探头测不到转速信

号,15:53 一次风机5B跳闸，所有给煤机跳闸后，导致炉膛火焰丧失锅炉MFT。

30． 2005年2月23日，因给水流量信号误报低信号，导致锅炉跳闸。

31． 2005年3月9日，小机5A控制油蓄能器在进行ATT试验前的充氮时，误使控制油压力下降致使小机跳闸，且RB未成功，最终导致机组MFT。

32． 2005年3月23日,主机ATT试验时，中压主汽门5A无法开足，A侧中压

调门无法打开，导致A、B测温差大，手动跳闸汽机，FCB动作成功。

33． 2005年11月22日上午8:20分左右,#5机负荷830MW，凝水主调阀

10LCA30AA101的SIEMENS PS2定位器阀位反馈4~20mA信号发生间隙性晃动, 导致凝水主调阀、凝水小流量调阀10LCA30AA102打开，凝水流量突升，两台凝泵跳闸，汽机因凝汽器水位高跳闸，给水泵因除氧器水位低跳闸，锅炉因给水流量低MFT。

34． 2005年12月23日3:34,吸风机5B动叶液压缸故障，导致锅炉炉膛压力

高发生MFT,6:51机组重新并网。

35．2006年9月21日，锅炉水冷壁右侧墙出口联箱引入管漏气，16：43分解列消缺，9月23日14：14消缺结束，并网运行。

36．2006年10月11日21：18，5号机组“高排通风关”信号消失，调门关死，逆功率动作，机组解列，FCB成功，10月12日1：03分机组重新并网。

37．2007年3月1日9：35，由于空预器5A转子出现裂纹，上部放磨板断裂，停炉抢修，2007年4月1日16：00锅炉重新点火，20：28并网。

38．2007年5月24日10：23发现右墙靠炉后水冷壁出口集箱保温有蒸汽冒出，拆保温后发现出口联箱管桩头（从炉后数第二根）的焊缝处有裂纹，于20：10机组解列，经抢修后，于2007年5月5日20：32点火，23：45并网。

39．2007年12月2日11：40，在5D03启动过程中，由于省煤器出口给水流量晃动，造成锅炉给水流量低保护动作，锅炉MFT。12：00，再次点火，17：23机组并网。

四、6号机组跳机情况

1．2004年5月21日 23:36 主机在惰走过程中，由于主机＃1瓦振动大（测点问题），破坏真空阀打开，低压旁路闭锁而关闭，凝补水泵向系统补水来不及，造成给水箱水位低跳电给泵，炉给水流量低保护动作，MFT。

2．2004年5月26日 10:00机组负荷710mw，一汽一电运行，电泵前置泵进口

法兰吹掉，引起管道振动，使电泵进口门的开足信号失去，电泵跳闸，使锅炉负荷大于70％，只有一台汽泵运行保护动作锅炉MFT。

3．2004年5月27日 16:29 8.6m油系统紧急运行按钮被人误动，汽机跳闸（破坏真空）。16:48由于破坏真空门打开，汽泵6B(低真空)跳闸。由于主机破坏真空门打开，低压旁路闭锁而关闭，大量蒸汽疏水只能通过扩疏泵放至循环水系统而无法回收，导致凝补水泵来不及向系统补水，造成除氧器水位低电给泵跳闸，锅炉断水保护动作MFT。

4．2004年5月29日 13:29机组在停用过程中，汽泵6A（轴承温度高）跳闸，造成锅炉水冷壁温度高保护动作MFT。

5．2004年6月21日 6:11锅炉二次风量B测量风管道堵塞，造成风量低于25％保护动作，锅炉MFT。

6．2004年7月4日 7:00锅炉二次风量B测量风管道堵塞，造成风量低于25％保护动作，锅炉MFT。

7．2004年7月8日 19:58由于一次风机6A轴承进水温度高跳闸，造成磨煤机6C、6D、6E、6F一次风量低保护动作，锅炉全部燃料丧失MFT。

8．2004年7月10日 16:17由于大暴雨,循环水进水潮位波动很大引起循泵6A/6B旋转滤网差压大于700mm而跳闸，汽机真空低，手动停机不停炉（发电机通过逆功率保护动作联跳）。

9．2004年8月9日 20:03在做PSS试验时，锅炉旁路控制方式由B方式切至C方式运行，高旁快开发生三次，机组负荷从900MW下降至275MW，由于主蒸汽温度跌至465℃手动紧急停机，锅炉给水流量低MFT保护动作。

10． 2004年8月16日 13:24机组在协调（CC方式）方式下运行，锅炉水力吹灰投运，由于负荷波动较大引起主蒸汽压力上升，CC方式切至CTF方式,高旁快开。机组负荷下降至0MW，发电机逆功率保护动作机组跳闸。

11． 2004年9月11日 21:45在做一汽一电给水泵运行、停用电给水泵试验时，锅炉给水流量加不上（汽泵右边界限制），造成锅炉水冷壁温度高MFT保护动作机组跳闸。

12． 2004年9月26日 10:16一汽一电给水泵运行、在停用给泵6A时，电动给水泵流量加不上，造成锅炉断水保护动作MFT机组跳闸。

13． 2004年10月12日 22:32在做900MW甩负荷试验过程中，由于给泵A

再热汽切换失败造成给水泵（一汽一电给水泵运行）均跳闸，锅炉断水保护动作MFT。

14． 2004年10月14日 23:19在168试运行后消缺停机过程中，由于磨煤机B煤仓燃空（磨煤机A、B、D及9根油枪运行），造成锅炉燃烧率小于30％使磨煤机A、D跳闸，汽机手动脱扣，汽泵A跳闸，电动给水泵流量没有及时加上造成锅炉断水保护动作MFT机组跳闸。

15．2005年5月1日16:19，＃6机组负荷860MW, 因＃6机8.6米 MCCA电源开关偷跳，使16:19:06 和16:19:07汽泵6A、6B相继跳闸，16:19:09 ＃6电动给水泵自启动正常，但由于只有一台电动给水泵运行，16:19:19锅炉终因给水流量低而发生MFT，联锁汽机跳闸，16:19:24发电机逆功率保护动作跳500kV开关，厂用电快切成功。于2005年5月1日20：03机组重新并网。

第二篇：暑期电厂调研社会实践报告

2011年暑期电厂调研社会实践报告

2011年7月17日我们开始了暑期电厂调研实习，实习的地点是永济蒲光发电厂。在短短的一天里通过参观电厂，我们学到了很多知识。这次实习的目的有两个：一是通过观摩发电流程了解发电的具体程序，二是具体了解电厂的节能减排措施。通过参观电厂，让我们在实践的基础之上，更加充分的了解机械运作，通过理论联系实际我们对自己的专业知识也有了更加深入的了解，从而进一步拓展了我们的专业知识，同时也培养了独立工作的能力，并且通过实习及有关规程的学习，进一步提高了对电厂运作的知识。

一、蒲光热电厂

永济，古称蒲坂，传为舜都，位于山西省西南部，地处晋、秦、豫“黄河金三角”区域中心。这里历史悠久，人文荟萃，是中华民族的发祥地之一。永济热电厂地处山西省南部的永济市，距永济市3.5km。

永济热电有限公司（永济热电厂）是隶属山西省电力公司的大型热电联产企业，是中央直属大型二类企业。该厂是山西省八大发电企业之一，主要担负着运城地区的工农业用电和永济市政府部门及各厂矿企业的供热任务，现有五机六炉，分三期由山西省电建三公司施工建成。一期工程两台N40-60型高压纯冷凝式汽轮机和WGZ230/70-1型燃煤锅炉；二期工程两台C50-8.83-Ⅱ型单抽汽冷凝式高压汽轮和SG220/100-M型燃煤锅炉；三期工程SG220/100-M294型燃煤锅炉。火力发电

火力发电厂是利用煤、石油、天然气等燃料的化学能产出电能的工厂，即为燃料的化学能→蒸汽的热势能→机械能→电能。在锅炉中，燃料的化学能转变为蒸汽的热能；在汽轮机中，蒸汽的热能转变为轮子旋转的机械能；在发电机中机械能转变为电能。炉、机、电是火电厂中的主要设备，亦称三大主机。与三大主机相辅工作的设备称为辅助设备简称辅机。主机与辅机及其相连的管道、线路等称为系统。火电厂的主要系统有燃烧系统、汽水系统、电气系统等。过去国内火电厂300MW机组以上的主控系统都普遍采用了DCS技术，但外围辅助系统，包括除灰系统、除渣系统、化水系统、输煤系统等采用的是独立、分散的常规控制系统，由于各辅助系统工艺有其不同的特性，所以采用的控制系统配置不同、技术水平、监控方式各异，这就势必对每个辅助系统都需配备相当的运行人员，使劳动生产率进一步提高 节能减排

目前我国电厂所面临节能减排的压力巨大我国二氧化碳排放总量大，增长快，即将超越美国成为温室气体排放第一大国。由于中国是发展中国家，在2012年前暂不履行温室气体减排义务，但面临越来越大的减排压力。中国政府日益重视节能减排工作，并把资源节约和环境保护列为基本国策。自2006年底中央经济工作会议提出把节能减排作为经济结构调整和增长方式转变的突破口和重要抓手，作为宏观调控的重点之后，节能减排和环保工作的重要性提升到了前所未有的高度。

截至2008年年底，中国电力装机容量达79253万千瓦，其中火电装机容量占总装机容量的75.7%。2008年，火电发电量27793亿千瓦时，约占全部发电量的80.95%。火电比例过高导致二氧化碳温室气体和二氧化硫、氮氧化物等污染

物的大量排放，火电行业节能减排形势严峻，刻不容缓。大力发展高效低排放的火电技术对于中国电力行业节能减排和提高经济效益有着非常重要的作用。目前，提高火电厂发电效率主要有以下几种方法：超超临界技术、整体煤气化联合循环(IGCC)和增压流化床联合循环技术，其中超超临界发电技术和增压流化床联合循环技术已工业化，而整体煤气化联合循环技术(IGCC)目前处于示范阶段。电站环境保护技术主要包括脱硫、脱硝、除尘等用于直接燃烧发电“尾气处理”技术。我国火电厂烟气脱硫产业化已取得了重大进展，约92%采用的是石灰石-石膏湿法烟气脱硫技术。我国控制氮氧化物排放的主要手段仍是低氮燃烧技术，部分电站安装了烟气脱硝装置。在众多的烟气脱硝技术中，选择性催化还原法(SCR)是脱硝效率最高、最为成熟的脱硝技术。

在实践过程中我们具体地向工作人员询问了电厂的节能减排措施，工作人员告诉我们目前厂里的节能减排措施主要还是脱硫技术，通过脱硫以减少排放烟气中硫含量，从而减少污染。我们还从工作人员那里了解到老电厂拆除的原因：一是环保不过关，原来老厂并未使用脱硫技术导致了严重的空气污染，二是火力发电的效率不高，造成了原料的浪费，资源的利用率低。发电厂通过燃烧煤发电，脱硫过程中所产生的三氧化硫是通过添加熟石灰，通过化学反应生成石膏，这是电厂的副产品。

二、实践流程

7月17号我和老乡们在永济汽车站准时集合，然后乘车去电厂，电厂依山而建，宏伟气魄。

三、实际体会

实习的目的是理论联系实际，增强学生对社会、国情和专业背景的了解；使学生拓宽视野，巩固和运用所学过的理论知识，培养分析问题、解决问题的实际工作能力和创新精神；培养劳动观念，激发学生的敬业、创业精神，增强事业心和责任感；本次实习在学生完成部分专业课程学习后进行，通过本次实习，使学生所学的理论知识得以巩固和扩大，增加学生的专业实际知识；为将来从事专业技术工作打下一定的基础；进一步培养学生运用所学理论知识分析生产实际问题的能力。

实践，就是把我们在学校所学的理论知识，运用到客观实际中去，使自己所学的理论知识有用武之地。只学不实践，那么所学的就等于零。理论应该与实践相结合。另一方面，实践可为以后找工作打基础。通过这段时间的实习，学到一些在学校里学不到的东西。因为环境的不同，接触的人与事不同，从中所学的东西自然就不一样了。要学会从实践中学习，从学习中实践。而且在中国的经济飞速发展，又加入了世贸，国内外经济日趋变化，每天都不断有新的东西涌现，在拥有了越来越多的机会的同时，也有了更多的挑战，前天才刚学到的知识可能在今天就已经被淘汰掉了，中国的经济越和外面接轨，对于人才的要求就会越来越高，我们不只要学好学校里所学到的知识，还要不断从生活中，实践中学其他知识，不断地从各方面武装自已，才能在竞争中突出自已，表现自已。

第一次参加社会实践，我明白中学生社会实践是引导我们学生走出校门，走向社会，接触社会，了解社会，投身社会的良好形式；是培养锻炼才干的好渠道；是提升思想，修身养性，树立服务社会的思想的有效途径。通过参加社会实践活动，有助于我们在校中学生更新观念，吸收新的思想与知识。这次的实践时间虽

然非常短暂，却让我我们学到了不少东西，而这些东西将让我终生受用。社会实践加深了我与社会各阶层人的感情，拉近了我与社会的距离，也让自己在社会实践中开拓了视野，增长了才干，进一步明确了我们青年学生的成材之路与肩负的历史使命。社会才是学习和受教育的大课堂，在那片广阔的天地里，我们的人生价值得到了体现，为将来更加激烈的竞争打下了更为坚实的基础。我在实践中得到许多的感悟!一:挣钱的辛苦

在电场里，看到叔叔阿姨都在努力的工作，工作人员告诉我们电厂车间里最低温度都50摄氏度，在运煤的车间我们看到叔叔阿姨穿着超厚的工作服努力工作，不禁感叹一句：挣钱真辛苦啊！二:人际关系

在这次实践中,让我很有感触的一点就人际交往方面, 大家都知道社会上人际交往非常复杂,但是具体多么复杂,我想也很难说清楚,只有经历了才能了解.才能有深刻的感受,大家为了工作走到一起, 每一个人都有自己的思想和个性，要跟他（她）们处理好关系得需要许多技巧,就看你怎么把握了.我想说的一点就是,在交际中,既然我们不能改变一些东西,那我们就学着适应它.如果还不行，那就改变一下适应它的方法。让我在这次社会实践中掌握了很多东西，最重要的就是使我在待人接物、如何处理好人际关系这方面有了很大的进步。同时在这次实践中使我深深体会到我们必须在工作中勤于动手慢慢琢磨，不断学习不断积累。遇到不懂的地方，自己先想方设法解决，实在不行可以虚心请教他人，而没有自学能力的人迟早要被企业和社会所淘汰。三:管理者的管理

在公司里边,有很多的管理员,他们就如我们学校里边的领导和班级里面的班干部.要想成为一名好的管理,就必须要有好的管理方法,就要以艺术性的管理方法去管理好你的员工,你的下属,你班级里的同学们!要想让他们服从你的管理.那么你对每个员工或每个同学,要用到不同的管理方法,意思就是说:在管理时,要因人而异!四:自强自立

俗话说:“在家千日好,出门半”招“难!”意思就是说:在家里的时候,有自已的父母照顾,关心,呵护!那肯定就是日子过得无忧无虑了,但是,只要你去到外面工作的时候,不管你遇到什么困难,挫折都是靠自已一个人去解决,我们每个人都会长大，都要学会自强自立。五:认识来源于实践。

认识都来源于实践。实践是认识的来源说明了亲身实践的必要性和重要性，但是并不排斥学习间接经验的必要性。实践的发展不断促进人类认识能力的发展。实践的不断发展，不断提出新的问题，促使人们去解决这些问题。而随着这些问题的不断解决，与此同时，人的认识能力也就不断地改善和提高!马克思主义哲学强调实践对认识的决定作用，认识对实践具有巨大的反作用。认识对实践的反作用主要表现在认识和理论对实践具有指导作用。认识在实践的基础上产生，但是认识一经产生就具有相对独立性，可以对实践进行指导。实践，就是把我们在学校所学的理论知识，运用到客观实际中去，使自己所学的理论知识有用武之地。只学不实践，那么所学的就等零。理论应该与实践相结合。另一方面，实践可为以后找工作打基础。通过这段时间的实习，学到一些在学校里学不到的东西。因为环境的不同，接触的人与事不同，从中所学的东西自然就不一样了。

要学会从实践中学习，从学习中实践。我们不只要学好学校里所学到的知识，还要不断从生活中，实践中学其他知识，不断地从各方面武装自已，才能在竞争中突出自已，表现自已。六:专业的重要性

在这次实践过程中我们了解了电厂的运作情况，与本专业有关的各种知识，各厂工人的工作情况等等。第一次亲身感受了所学知识与实际的应用，精密机械制造在机器制造的应用了，等等理论与实际的相结合。电厂是靠火力发电，由于山西储存约有占全国70%的煤炭，因此大多数山西发电厂都是火力发电。在参观过程中看到了煤炭运输带，散热风轮机及各个设施让我们大开眼界, 以前也是对所学知识的一个初审.通过这次生产实习，进一步巩固和深化所学的理论知识，弥补以前单一理论教学的不足,为后续专业课学习和毕业设计打好基础.即将步入大学的第二个阶段，我面前的路还很漫长，需要我不断的努力和奋斗。我坚相信通过这一段时间的实习，所获得的实践经验对我来说终身受益，在我毕业后的实际工作中将不断得到验证，我会不断的理解和体会实习中所学到的知识，在未来的工作中我将把我所学到的理论知识和实践经验不断的应用到实际工作来，为实现自我的理想和光明的前程努力。

第三篇：电厂汽轮机改造调研报告

协鑫太仓电厂汽轮机改造调研报告

一、设备概况

汽轮机为上海汽轮机厂生产的引进型、亚临界一次中间再热、反动凝汽式汽轮机，产品型号：N300-16.7/538/538型；该型汽轮机与我公司的汽轮机的主要不同之处是我公司采用了冲动式汽轮机，高中压转子没有设置平衡盘，所有推力依靠结构型式及推力瓦进行平衡。

二、改造内容

1.喷嘴组的更换

1.1.对新喷嘴的通流面积进行适当调整，以提高机组的整体性能。

1.2.此项工作由北京龙威发电技术有限公司负责实施，西安热工院负责负责对设计图纸进行审查、确认；并对现场实测数据方式及结果进行确认并进行安装技术指导；

2.高压缸汽封改造

2.1.高压进汽平衡活塞5圈、高压排汽平衡活塞3圈、中压进汽平衡活塞2圈共10圈，每圈汽封中一道高齿改为刷式汽封。

2.2.此项工作由南京信润科技有限公司负责实施。西安热工院负责对设计图纸进行审查、确认；负责对现场实测数据方式及结果进行确认；对汽封的加工工艺及质量进行监理。

3.低压缸汽封改造

3.1.低压端部轴封：低压端部轴封左右对称,共8（2*4）道全部改成蜂窝汽封。

3.2.低压隔板：第2、3、4、5、6、7六级每级迎汽侧后面一道齿改为刷式，两侧共12圈。

3.3.低压叶顶汽封：第1、2、3、4、5级叶顶汽封每级迎汽侧后面一道齿改为刷式，共10圈。

3.4.此项工作由南京信润科技有限公司负责实施。西安热工院负责对设计图纸进行审查、确认；负责对现场实测数据方式及结果进行确认；对汽封的加工工艺及质量进行监理。

4.中压缸、小机轴端汽封采用蜂窝汽封技术进行改造：

4.1.中压2至9级隔板汽封8环；

4.2.中压1至9级叶顶汽封9环；

4.3.高中压缸轴端汽封电端、调端内侧汽封各4环，共8环；

4.4.每台小机（共两台）前后轴封最外端各3环，每台6环，共计 12环。

4.5.上述共计37环更换为蜂窝汽封。

5.其它改造

5.1.高压缸内外缸夹层在挡汽环处加装阻汽片。

5.2.高压静叶持环动、静叶汽封分别为2×11道、3×11道共计55道重新镶齿、调整。

5.3.低压一号内缸横向结合面加密封键（共四道，现场施工）。

5.4.A、B小机汽缸横向结合面加密封键（共四道，现场施工）。

5.5.4～8项工作由秦皇岛五洲电力设备有限公司负责实施，西安热工院负责对现场实测数据方式及结果进行确认；对汽封的加工工艺及质量进行监理。

6.疏水系统及冗余系统改造

6.1.主、再热蒸汽系统

6.1.1.主蒸汽管道疏水合并：实施方案：取消主蒸汽管道三通前疏水门（016-SV2503）和其门前手动隔离门（015-HR250006）及其管道，扩容器侧加堵头。取消主蒸汽管道三通后A侧主蒸汽管疏水门（020-SV2505）和其门前隔离手动门（018-HR250008）及其管道，扩容器侧加装堵头。以上两疏水管路合并后再与B侧主蒸汽管疏水管在手动隔离门（HR250007）前合并。注：取消主蒸汽管道三通前疏水门（SV2503）和主蒸汽管道三通后A侧主蒸汽管疏水门（SV2505）控制系统。

6.1.2.高旁减温水管路：实施方案：在高旁减温水调整门（002-CV2611）后，加装手动截止球阀一个，取消电动门前后管道放水、放气，高旁减压阀前加装电动闸阀。

6.1.3.高排逆止门后管道疏水：实施方案：取消冷再热蒸汽管疏水门（004-SV2514），手动隔离门（005-HR25015），取消高排逆止门后疏水气动门（008-SV2510）和手动门（009-HR25012）将管路在原高排逆止门后疏水手动门（009-HR25012）前合并。

6.1.4.热再蒸汽管道疏水：实施方案：取消再热蒸汽管疏水门（022-SV2506）及前手动隔离门（021-HR25018），取消再热蒸汽管2号疏水门（024-SV2508）及前手动隔离门（023-HR25020），将两管路在1号中主门前疏水手动门（013-HR25019），与1号中主门疏水管合并。合并位置位于3米平台，阀门也布置在3米平台。注：热工拆除取消的原热再蒸汽蒸汽管道疏水气动阀控制系统；

6.1.5.高压门杆漏汽：实施方案：高压门杆漏汽小集管在12.6m水平段由原来的ф60×6mm改为ф89×7mm后接至再热主气门前管道。

6.2.抽汽系统

6.2.1.抽汽管道疏水：实施方案：取消各段抽汽电动门与逆止门之间疏水。注：热工拆除取消的原抽汽电动门与逆止门之间疏水气动阀控制系统。

6.2.2.抽汽管道放气：实施方案：取消各段抽汽管道放空气门。

6.2.3.原高排通风阀管道：实施方案：在二段抽汽接口管道底部接疏水管路至高排逆止门前疏水罐，在竖直管段处，接入快冷进汽。高压缸快冷排气由取消的轴封安全门排大气管路接入。

6.2.4.将高压外缸疏水、高压第一级疏水接入高排母管。

6.3.轴封供汽系统

6.3.1.轴封供汽滤网：实施方案：取消轴封供汽排污滤网，同时取消放水管路。取消轴封供汽安全门，在原排汽管接入高压缸快冷排气。

6.3.2.在低压轴封供汽管加装手动调整门及压力表

6.3.3.主汽至汽机汽封系统管路：实施方案：取消主汽至汽机轴封系统管路及所属疏水阀门组，在隔断处加堵头。注：热工拆除取消的主汽供轴封系统气动阀及其控制元件。

6.3.4.冷再供轴封系统：实施方案：取消冷再供轴封管路，在隔断处加堵头。注：热工拆除取消的冷再供轴封系统气动阀及其控制系统。

6.3.5.轴封溢流：实施方案：轴封溢流分开两路，原旁路仍接至凝汽器，原主路改接至八段抽汽温度测点后，更换原气动门，门尽量靠近凝汽器，门前管道φ133，门口φ159。在气动门后加装疏水。

6.3.6.轴封管路疏水：实施方案：铺设两路疏水集管DN50，以轴封母管减温器为界，减温器前所有疏水直接接入一路疏水集管，减温器后所有疏水接入另一路疏水集管。两路疏水集管就近接入轴封溢流门后至凝汽器的管道。辅汽至轴封供汽旁路加装自动疏水器及疏水旁路作为热备用。

6.3.7.辅汽至轴封供热减温站移位：辅汽至轴封供热减温站移位到原冷再供轴封系统的位置。

6.4.凝结水系统

6.4.1.取消凝结水至储水箱管路及阀门。

6.4.2.取消凝结水泵进出口安全门

6.4.3.更换五号低加出口至除氧器流量孔板：实施方案：提供孔板设计参数：压力：1MPa；温度：130℃；流量量程：0～900t/h，对应孔板差压：0～100kPa，管道尺寸为φ325×8。

6.5.汽轮机本体疏水系统。

6.5.1.取消1号、2号调门后汽轮机放气及其管路。

6.5.2.高压调门疏水：实施方案：取消1、2号高压调门孔板后疏水阀门，将管路在与3号～6号调门孔板疏水在手动门前合并。

6.5.3.四段抽汽管上开孔加装疏水集管，位置在抽汽电动门前。

6.5.4.高中压缸平衡管疏水管路阀门取消，管道接至四段抽汽疏水集管。

6.5.5.再热汽门控制阀漏汽改接至四抽管路上的疏水集管上。

6.5.6.合并再热蒸汽导管疏水管路，保留B侧，取消A侧管道、阀门

6.5.7.原高中压缸冷却蒸汽管取消，高中压外缸 两端和中压内上缸、中压平衡盘汽封套处分别封堵。

6.5.8.取消中压外下缸中部疏水管（1╳2），在距下缸外表面100mm处切开，封堵。扩容器侧加堵头。

6.5.9.取消中压外下缸排汽区疏水（1╳2），在距下缸外表面100mm处切开，封堵。扩容器侧加堵头。

6.5.10.高中压缸平衡管（1╳4），取消法兰及孔板，直管接通。

6.5.11.中压外上缸法兰（高中压平衡盘加平衡块）堵板开孔接入原中压缸冷却蒸汽处快冷，同时割除堵板处加平衡块的导向管。

6.6.小机供汽系统：

实施方案：拆除主汽供轴封系统相关的阀门和管道。

6.7.高、低加疏水放气系统

6.7.1.取消各高、低加所有汽侧启动排汽门和相应管道。

6.7.2.取消各高、低加所有化学清洗、充氮系统的阀门和相应管道

6.7.3.取消高、低加正常疏水和危急疏水站的所有疏水排大气阀门和相关管道。

6.7.4.各高加危急疏水调整门前手动门改为电动门，并做下列联锁：1）加热器水位高Ⅰ值时发报警并联开此电动门。2）加热器水位低于高Ⅰ值时联关此电动门。

6.7.5.六号低加至七号低加疏水管路安装走向变更：实施方案：重新铺设的管道与原疏水调整门前管径一致，吊架视空中钢架结构位置灵活设置。取消气动门后手动门。阀门靠近七号低加疏水口。

6.7.6.七号低加至八号低加疏水管路安装走向变更：实施方案：重新铺设的管道与原疏水调整门前管径一致，取消气动门前后手动门，气动门布置靠近八号低加疏水口。

6.7.7.八号低加正常疏水：实施方案：取消8号低加正常疏水调整门前后手动门及其放水，将疏水调整门移位至0米层，尽可能靠近凝汽器热水井。

6.7.8.1号、2号、3号高加，5号、6号、7号、8号低加水位控制整体抬高200mm。

6.7.9.1号、2号、3号高加运行排汽一次门、5号、6号低加运行排汽总门改为球阀。

6.8.低压门杆漏汽至轴加系统：实施方案：在低压门杆漏汽至轴加手动门前接管路加装手动门接至改造后的轴封溢流至8号低加调整门后。

6.9.取消锅炉5%启动旁路至高疏扩一路管道及阀门，在5%旁路至定排管道上封

堵。

6.10.高压旁路阀前加装电动闸阀：实施方案： 将高压旁路阀向冷再管道方向移动1000mm左右,给水减温水管道做相应移动，将高压旁路阀前支吊架取消，在此位置加装电动闸阀，重新设计支吊架。

三、改造后实施效果

以#6机300MW机组为例，通过汽轮机改造，在300MW情况下，汽轮机热耗由8682.2kJ/(kW·h)下降至8067.6 kJ/(kW·h)，供电煤耗由340 g/(kW·h)降为316 g/(kW·h)。节能效益非常可观。

第四篇：玉环电厂调研报告1

华能玉环电厂调研报告

7月15日至16日，我与达拉特电厂的5名同志去浙江华能玉环电厂进行调研，调研内容为检修管理、运行管理、节能管理、环保管理、燃料管理、输上煤系统高分子聚乙烯托辊使用情况。现将调研情况进行汇报。

一、玉环电厂基本情况

玉环电厂位于浙江省台州市玉环县大麦屿开发区，电厂三面环山，一面临海。隶属华能集团公司下属的华能国际电力股份公司，规划容量6台百万级千瓦机组。截至2007年11月已建成投产4台100万千瓦超超临界机组。2008年7月被环保部授予“国家环境友好工程”称号。锅炉由哈尔滨锅炉厂供货，日本三菱技术支持。汽轮机和发电机分别由上海汽轮机厂和上海汽轮发电机厂供货，由德国西门子公司提供技术支持。部门设置少（共7个），正式职工不足400人。日常维护、检修除输煤、脱硫的检修外其他均外包给浙江火电下属的检修公司。全年合同款5000万元，包括四台机组的日常维护、设备定检、消缺以及职工食堂、绿化、生产、生活设施的维护等。机组大、中、小修另外招标，不包含在大合同内。四台机组中有一台机组通过改造实现了向大气零排放，其他机组将陆续进行改造。

二、文明生产管理

1、厂区环境

玉环电厂倡导文明生产，和谐环境，打造花园式企业。厂区内采用自然植被绿化厂区，供水区主要种植耐荫、耐湿的常绿物种;储煤及输煤区种植具有抗酸、吸收二氧化硫气体和吸尘滞尘习性的常绿乔木，目前整个厂区绿化面积达40万平方米，占总面积的54%。

厂区及生产现场的路面，马路道牙及沟盖板无破损现象。厂区的井圈、井盖完整齐全并与地面齐平接缝严密且标识齐全、合理。外墙全部采用化妆板，便于清理。

厂区外观整体布置有序，整洁无杂物，环境优美，道路比较清洁，草坪松软翠绿。最吸引人的是办公楼前的展现职精神状态的立柱电子显示屏，工作时间不间断播放，展现职工的生活和工作状态。从而增强职工的自豪感和归属感，起到很好的凝聚人心作用。

(厂房外观)

（厂区道路）（厂区草坪）

（厂区灌木）（厂区鱼池）

（办公楼前展示屏）

2、现场环境

（1）锅炉、汽机厂房环境

由于良好的基建条件和精心的设备维护和检修，现场设备跑、冒、滴、漏现象基本杜绝，电动给水泵油档、密封油系统、磨煤机油站无明显渗油，汽机厂房设备较干净。捞渣机附近无溢水，渣量不大。锅炉房钢梁无较厚积灰、积粉，这和锅炉厂房露天布置有很大关系。在现场参观时，正好碰见两位锅炉设备的点检人员，向他们咨询了一下现场粉管漏粉情况，据他们介绍，磨煤机的粉管也存在漏粉现象，也用过油棉铅丝、胶、筑料等进行堵漏，但主要的是粉管到了使用年限及时进行更换。

（集控室四机一控）

（汽轮机主机平台）

（给煤机平台）

磨煤机（2）煤场周围的环境

（煤场周边环境）

（煤场喷淋）

（3）设备区域环境

所有设备（磨煤机、风机等所有辅机）基础全部用瓷砖镶嵌、视觉效果好同时易于清扫擦拭。各主辅设备保温、管道色环、各种安全及设备和阀门标识、介质流向等整洁、清楚、齐全。灰库及渣仓周围清扫的很干净，无积灰、积渣、积水等现象。

现场无私拉乱接电缆现象，“工完料尽场地清”控制较好，很难看到检修工作结束后堆放废弃工料、废饮料瓶、废餐盒现象。

（浆液循环泵）

（皮带机）

（灰斗区域）（给煤机）

（渣斗区域）（渣水泵）

3、现场保洁管理

现场保洁工作由检修部管理的外雇人员专门清扫维护，在上班期间清扫、维护、检查周期不超过20分钟，所以很难在现场看到积灰、积粉、乱丢杂物、设备积油污掩盖本色等现象。由运行人员负责监督并给厂部提出考核意见。厂部考核检修部即可，检修部再去落实是因为设备缺陷还是因为未清扫造成。

三、机构设置和管理模式

玉环电厂设行政部、工程部（信通中心）、策划部（营销办）、财务部、政工部（监察审计室）、人资部、安监部、设备部（检修部）、运行部、燃脱部等部门。运行部设置主任一人，副主任3人，值长组组长1人，电气专工1人（编制2人），机务专工2人（编制4人），节能专工1人，培训专工1人，安全专工1人，值长5人，副值长5人，机长1人/台，机长1人/台，巡检2人/台，化学2人（4台机组），灰渣2人（4台机组）。

四、运行管理

1、运行部设计和使用的运行管理平台，应用效果较好，上下沟通比较顺畅，更注重挖掘职工的潜力，激发职工的积极性和主动性，全员参与企业的安全生产工作。运行管理涵盖部门通知、绩效考核、文件传达、规章制度、运行之星、网络会议室、曝光栏（通报、闪光点）、安全管理（安全文件、安全学习、不安全事件报送、消防专栏、检修专栏）生产管理（各专业、运行月报、运行分析与论文）、培训管理（岗位管理、操作指南、日常培训）、党工团园地（党支部、工会、运行之声）。这个平台是运行工作交流和沟通的载体，所有的值内工作亮点及不安全事件（附件1）均能实现共享。其中运行月报（附件2）和运行分析（附件3）做的比较详细，对运行分析有良好的奖励机制，目的带动人员技术水平的提升。

2、机组大小修后，设备试运注重质量和效益，设备试运的申请罗列内容较详细，较规范，便于归档保存。

3、玉环电厂经过对检修管理模式的不断探索，以生产现场实际应用为依托，大胆尝试，不断完善，摸索出“运行安措小组”（以下简称“安措小组”主要工作是机组等级检修专门做措施、恢复措施、调试、试运）这一全新管理模式。运行安措小组模式在于科学整合各值检修机组运行人员力量，形成一支组织明确、能力较强、责任清晰、独立使命的运行专职参修队伍，化“各值分散”为独立团队，解决了大量工作交接中产生的效率低下、失误差错、目标差异、重复劳动、责任不清等管理难题，加“检修全程管控”于小组“一身”，直接赋予其机组检修中运行计划、准备、统筹、协调、执行、总结等全部使命。

3、生产绩效管理统计方便，管理平台能够精确地统计到每个值的缺陷数，每个值的工作票、操作票数量，能够精确定位到定期工作、停送电通知单、启停机操作卡执行情况。数据来源实现自动采集。

4、指标越线查询方便，温度、环保超标一键查询，能够查询机组指标越线次数和时间，便于掌握机组的运行情况。在我厂运行同步绩效系统内已建议增加此项功能。

温度超限统计

（环保超限查询）

5、生产的主要指标电量、厂用电率、煤耗竞赛进行多维度展示，便于查找差距，发现不足，为竞赛提供准确的依据。

（指标竞赛排名）

五、节能管理

1、机组设计参数及能耗指标完成情况，电厂一期机组设计发电厂用电率为6.50%，二期机组设计发电厂用电率为5.50%，全厂机组设计发电煤耗为272.00g/kWh，设计供电煤耗为290.90g/kWh。通过狠抓设备管理，加大节能减排力度，电厂能耗指标逐年下降。至2014年底，全厂负荷率73.31%；发电厂用电率完成3.85%，供电煤耗完成285.49g/kWh，#4机组发电厂用电率完成2.72%。

2015年，随着#3机组节能减排综合升级改造工作顺利竣工，全厂能耗指标再创佳绩，一季度负荷率73.30%；发电厂用电率完成3.47%，同比下降0.36%，供电煤耗完成282.99g/kWh，同比下降2.80g/kWh。

2、节能改造的项目和效果

（1）空预器整体改造，玉环电厂空预器设计选型偏小，运行后燃用煤种偏离设计煤种，造成排烟温度高于设计值约10℃，影响供电煤耗约1.5g/kWh。电厂经综合考虑，逐步结合机组检修实施了#4炉、#3炉空预器整体改造工作，对原有空预器进行更换，对空预器转子尺寸重新设计、选型，加大转子直径，全面更换传热元件。#4炉空预器整体改造后排烟温度下降17.3℃，达到125.3℃；锅炉效率提高0.82%，达到94.08%，供电煤耗降低2.38g/kWh，年节约标煤约1.28万吨。#3炉空预器在#4改造的基础上进一步优化，改造后排烟温度下降15.6℃，达到120.7℃，锅炉效率提高0.63%，达到94.26%，供电煤耗降低2.76g/kWh，年节约标煤约1.47万吨。

（2）、汽动联合引风机改造，电厂#

3、4机组在检修期间实施了汽动联合引风机改造及除尘器后尾部烟道优化，将原有电动引风机与增压风机替换为高效汽动联合引风机，使发电厂用电率大幅下降，经测试，#

3、4机组改造后发电厂用电率分别下降1.33%、1.35%。

（3）#3高加外置蒸汽冷却器，为进一步提高机组经济性，玉环电厂#3机组B+检修中实施了3号高加外置蒸汽冷却器改造，有效降低3号高加传热温差，提高机组运行经济性。经计算，改造后汽轮机热耗率降低8kJ/kWh，发电煤耗降低0.29g/kWh，夏季工况机组出力可提高3.0MW。

（4）、在机组启动初期实现#2高加随炉启动。利用本机高旁来汽经冷再管路引蒸汽到#2高加，控制#2高加给水温升在80℃左右，将进入锅炉的给水温度从传统的105℃提高到185℃左右，实现了#2高加随炉启动，取得了预期效果。经测算，机组冷态启动可提前6小时投运#2高加，减小热力循环的冷源损失，使蒸汽的热量得到充分的利用，提高整个热力系统的热效率，并能够缩短启动时间，加快并网后机组升负荷速度。机组启动一次可节约原煤近100吨，降低供电煤耗约为0.04g/kWh。（5）、机组启动采用等离子三极点火技术，基本实现无油启动，通过查看玉电6月份经济分析材料，机组启动点火最多用油12.96吨。

六、设备管理

1、设备检修模式

因为玉环电厂的主要检修工作由浙江火电公司承揽，电厂对火电公司的管理基本采用点检制。

玉环电厂部室设置中与检修管理直接相关的有两个部门，分别为策划部和设备部。策划部主要进行技术监督和合同管理，设备部对设备和外包队伍进行全面管理。设备部一共七十多人，下辖一个热工班，一个电气二次班，和各专业点检及专工。

为了便于管理，玉环电厂把常驻外包队伍纳入自身管理体系进行管理，称为检修部，由外包队伍浙江火电公司组成，共五百多人。

2、输煤托辊的使用情况

玉环电厂2006年投产，原托辊设计使用寿命为2万小时，托辊超期使用情况普遍，加上输煤冲洗水质、盐雾等各方面的原因，托辊表面锈蚀情况非常严重，在运行中摩擦皮带，加大了胶带的磨损，是造成现在很多皮带机胶带非工作面提前磨损的主要原因之一。托辊锈蚀问题，也带来了皮带机运行噪声大的问题。现在玉环电厂使用一种新型高分子聚乙烯托辊，托辊本体采用高分子聚乙烯材料制作，可以有效解决托辊表面腐蚀问题。对比原来的钢托辊有以下几个方面的优点：

（1）托辊较为平稳、噪声低，因托辊主要部分采用了高分子聚乙烯材料，隔音效果也较钢托辊要好，因此托辊运行噪音相对较小，经测试，更换前旧钢托辊平均噪声为86分贝，改造后降为76分贝。

（2）、新型托辊采用迷宫式密封，防尘效果良好，可以有效延长轴承的使用寿命。

（3）、由于采用高分子材质，托辊筒体表面耐腐蚀性能优异，解决了钢托辊表面腐蚀损伤胶带问题。

（4）、高分子聚乙烯材料托辊自身的重量只有钢托辊的一半，便于更换，降低了现场作业人员的劳动强度，也大大减少了设备停运时间，降低了对输煤系统卸煤、上仓的影响。

（5）、将钢托辊更换为高分子聚乙烯托辊后，可以延长托辊使用寿命1/3，从目前平均使用寿命20000小时，提高到30000小时，胶带使用寿命从4年提高到6年。

（6）、新型高分子聚乙烯托辊的价格是原有普通托辊的1.1倍。

（新型高分子聚乙烯托辊）

3、输煤栈桥扬尘治理

玉环电厂2006年投产，输煤栈桥除尘器原设计为水膜除尘器，由于输煤系统用水水质差，腐蚀性强，设备不能正常运行。后改造了部分静电除尘器，在煤价高时，电厂大量燃用印尼煤，静电除尘器经常发生爆燃，也不能正常运行。现在玉环电厂控制输煤栈桥扬尘的主要措施是改造落煤桶，通过曲线设计，将燃煤的跌落变为滑落，降低煤尘飞扬，加装多层挡煤皮，抑制煤尘溢出。输煤栈桥除尘器全部停运，基本没有粉尘飞扬现象，为达到更好的环境，玉环电厂下一步准备在部分区域加装水雾抑尘系统。

（落煤桶）（多层挡煤皮）

七、环保管理

1、废气排放：

玉环电厂在废气排放方面执行了很高的标准，#3机组实现了超净排，其它机组逐步进行改造。2015年1月27日，#3号机组一揽子节能环保改造项目顺利完成168小时试运，正式投入生产。浙江省环保厅环境监测中心同期数据显示，改造后的玉环电厂#3号机组二氧化硫排放量为每立方米15.9mg/Nm3，氮氧化物排放24.8 mg/Nm3，烟尘排放1.45 mg/Nm3，均低于燃机排放标准。

玉环电厂一揽子节能环保改造确定采用当前最为先进可行的烟气协同治理技术路线，改造项目达14项。按照改造方案，在这次节能环保改造中，玉环电厂采用了多项先进技术：烟气协同治理技术路线，不增加湿式除尘器，节省了设备投资及运行维护成本;低氮燃烧器 +脱硝装置改造相结合的方式，则使氮氧化物排放低于50 mg/Nm3;管式换热器(WGGH)改造高负荷阶段可将多余热量加热汽机凝结水进行回收利用，每千瓦时可降低煤耗约0.5克。

1月27日，机组完成168小时试运后正式投入商运。环保在线监测数据显示，主要排放指标优于设计值。与改造前相比，#3号机组烟尘单位排放量每千瓦时减少0.046克，二氧化硫每千瓦时减少0.154克，氮氧化物每千瓦时减少 0.188克。

玉环电#3机组烟囱基本上看不到烟气尾迹

2、废水处理

厂在国内第一个采用“双膜法”海水淡化工艺，将建成国内最大容量的海水淡化工程。“双膜法”海水淡化工艺是国际先进技术，采用此技术，不仅可以根据工艺用水分类分质供水，还可以使电厂余热得到综合利用，淡水重复利用率64%，废水重复利用率100%。华能玉环电厂的全部淡水将采用海水淡化获得，制水量为1440m3/h，制水成本大于5元/M3。

玉环电厂配备一套完备的工业废水处理系统，处理后的污水符合国家《污水综合排放标准》（GB8978-1996）第二类污染物最高允许排放浓度中的一级标准，并能达到重复利用标准。

据介绍，玉环电厂实现零排放，全厂只有一个雨水泵可以向外排水，但绝没有把废水向外排放。由于淡水成本高，该厂用水根据工艺要求进行分类分质供水，各类废水经过处理全部回用，品质最差的废水最终用于煤场喷淋。废水处理系统基本上采用最简单、可靠地沉淀工艺。1.渣水处理系统（进入煤水系统）

2.煤水处理系统

3.脱硫废水最终也进入煤水系统

八、燃料管理 玉环电厂已通过燃料管理标杆电厂（华能管理标准）验收工作，由于进煤结构不同，玉环电厂入厂煤全部委托第三方进行化验。创建燃料管理标杆电厂主要进行了视频监控全覆盖，现场设备文明治理，燃料监管系统完善等工作。入炉煤也未进行“四采四化”工作。

（煤场示意图）

（入炉煤化验室通风设施）

（入炉煤送样路线标示）

九、值得借鉴的管理经验：（全体）

1、运行管理平台，构建了沟通的桥梁和纽带，也实现了信息的共享，更注重挖掘职工的潜力，激发职工的积极性和主动性。

2、针对现场出现的问题，进行运行分析，并以论文的格式上报，更加规范、详细。并对提出解决方案或合理化建议给予奖励，利于人员技术水平提高。（附玉环电厂运行分析与论文）

3、运行部每两个月，根据现场的问题、难点进行分析总结，并出版内部运行分析双月刊，利于专业技术水平的提升。（附玉环电厂运行部运行经济分析双月刊）

4、对现场设备的异常、故障进行分析，并及时在平台展示，不瞒不掩，便于信息共享，有利于避免同类事故的发生。（附玉环电厂运行部不安全事件分析）

5、进一步规范和推广机组检修调试小组。

6、参观调研室，正好碰见#4机组启动，机组启动全过程无专工以上人员参与，利于值班员整体技术水平和协调能力的提升。

7、玉环电厂的工作票、操作票、缺陷、发电量、厂用电率、煤耗、环保超限统计更加完善，便于绩效管理。

8、把常驻外包队伍纳入二级单位进行管理，玉环电厂做的比较彻底。

9、玉环电厂锅炉普查工作委托西安热工院进行，所以检查工作比较科学到位，多年来四管泄漏导致的非停一直控制的比较好。

10、对浙江火电公司有非常简明且易操作的控制非停奖励办法，每台机组每年无非停，奖励五万，有非停，奖励取消。通过与火电公司管理人员交谈，我认为，火电公司对这个办法的反应非常积极。

11、策划部只进行合同管理，策划部与设备部分工明晰，扯皮推诿现象极少，而且设备部技术力量强大，能够充分行使对外包工程的管理。

12、机侧油站治理的标准很高，明显比炉侧油站好的多，但经询问并没有特别针对性的管理办法，我想这可能主要归因于不同管理人员不同的管理标准，也就是管理人员的自身水平。

13、玉环厂区内的道路，和市区内的道路一样，每条道路都有名字及道路牌，我认为这可以使厂区文明生产管理中的位置确定问题更准确和高效。

14、现场每个消防器材、消防栓等均有编号，每处走廊都有应急指南以及火灾报警流程图供人员学习，每一处人员比较集中的地方，均有紧急疏散地域与分布告示牌。

15、在行政楼门口，设置了一道职工笑脸墙，由九个小的Led显示屏组成，全体职工的笑脸都在上面。工作时间不间断播放，从而增强职工的自豪感和归属感，起到很好的凝聚人心作用。

十、总结

由于时间有限，了解的内容不多不全面，但触动很大，希望通过这次调研对元电公司设备管理、运行管理、节能管理、环保管理以及文明生产工作有所帮助。

调研人：宋志杰

2015年7月21日

第五篇：生物质电厂调研报告

生物质发电厂调研报告

生物质是一种清洁的低碳燃料，其含硫和含氮量均较低，合理的炉内燃烧组织还能有效地降低烟气中SO2, NOx排放;CO2零排放;生物质作为发电燃料还可以从根本上解决农民焚烧大量废弃秸秆对环境造成的严重污染，对生态环境改善有着非常重要的作用。

生物质发电在中国起步较晚，自2006年国能生物质发电有限公司在山东单县的我国第一个生物质直燃发电厂正式投产以来，到2010年我国生物质发电装机仅5500MW，生物质发电也只占到中国可再生能源发电装机量的0.5%。令人鼓舞的是，国家发改委即将出台《可再生能源发展“十二五”规划》及相关政策，该规划及政策的出台，无疑将为艰难发展的我国生物质发电注入新的动力。可以预计，在未来的10年内，中国将有可能出现一轮生物质发电的高潮。

然而根据中国国情，农业以散户种植形式为主，未能形成西方国家的大农场结构，这就给生物质发电的燃料收集、供给及预测成本等带来了极大困难，并由此引发了生物质发电在国家政策、融(投)资、建设、上网、经济性及运行模式等方面一系列的问题，从而使得整个生物质发电产业的基础十分薄弱。因此，在十二五期间生物质发电建设高峰来临之际，有必要对生物质发电的现状及目前存在的问题进更为广泛的分析及研究。

针对当前我国生物质发电的现状，拟从目前生物质发电的装机容量及分布、政策、投资和建设等方面的特点进行初步探讨;并对当前我国生物质发电厂，在(融)投资机运营成本进行了简要分析;同时对生物质混燃发电这种方式的优势做出了论述;最终，提出了相关建议。

生物质发电装机容量及分布

中国生物质资源主要包括农用秸秆、畜禽粪便以及其他农作物副产品，据估计中国目前每年可开发利用的生物质约为7.96亿t标煤，而目前的实际使用量仅为2.2亿t标煤，每年在田间焚烧或丢弃的生物质约有2亿t;预计到2015年中国可利用的农用秸秆及能源林产量将达到9亿t。远期可开发的生物质能可达10-15亿t标煤。如将每年的4亿t秸秆充分开发，可相当于8座三峡发电站，每年能帮农民创收800亿到1000亿元。

首先从发电方式上:即将出台的《可再生能源发展“十二五”规划》提出到2015年的生物质发电装机规模不低于13000MW，具体包括农林生物质发电量8000MW，沼气发电2000MW，垃圾焚烧发电3000MW。这意味着到2015年，秸秆直燃发电的比例在生物质发电装机量中的比例高达61.5%。

其次从生物质发电的地域分布上:中国当前生物质发电主要集中在华东地区，该地区的装机容量约占全国的一半，其次是中南地区和东北地区，分别占22%和15%，华北、西南和西北地区一共占10%左右。2009年，江苏省生物质装机容量已达613MW，其次为山东省496MW，其他几个生物质发电大省如河南、浙江、安徽、湖北、黑龙江、广东和吉林的装机量在234-328MW之间，生物质发电在各省的分布与中国农业秸秆资源的分布是总体

最后从生物质发电在有关企业分布来看:目前生物质发电总装机量最大的生物质发电企业分别为国能生物发电有限公司及武汉凯迪电力股份有限公司。其他投资生物质发电行业的公司中，除五大发电集团外，还包括中节能、江苏国信粤电、皖能电力及等众多企业。由此可预见，随着国家对可再生能源政策的不断 明确，及常规火力发电因市场煤价与计划电价之间的矛盾而导致的效益问题，十

二五期间，将有更多的电力企业投入到生物质发电的开发中来。

我国的生物质发电技术主要以秸秆直燃和垃圾焚烧发电为主，直到2005年底，以农林废弃物为燃料的规模化并网发电项目仍是空白。自2006年12月国能集团单县生物质发电工程作为中国第一个生物质直燃发电厂投入运行以来，秸秆直燃发电发展迅速，当年就核准了超过1000MW的秸秆直燃发电项目，之后，装机规模以每年超过30%的速度增长;到2008年中期，已有18个生物质直燃电厂投产，总装机容量450MW;到2008年底，发改委核准的项目已经超过100个，生物质发电的总装机规模达到3150MW。

到2009年底，投产的生物质直燃发电厂已经超过30个，另外在建的30余个，生物质直燃发电的装机容量约750MW;截止到2010年6月底，已核准的生物质发电项目累计超过170个，总装机规模达5500MW，其中并网发电的项目超过50个，生物质直燃发电的总装机容量达到2000MW以上。

2006年底单县生物质发电项目投运后，国家发改委就核准了约50个生物质直燃发电项目，但因生物质直燃发电在我国仍处于起步阶段，并且需要1年多的建设周期，因此直到2007年底，真正并网发电的直燃项目才在生物质发电总装机量中占据主要份额。虽然到2010年核准的项目已经超过170个，但真正并网发电的秸秆直燃项目也只有50多个，并网发电工程占已经核准的项目的比例仅为30%。这一现象的出现，既有个别地方政府核准欠严肃的原因，但电价及税收等政策执行不到位、燃料价格的保障机制、及电网调度等问题，也是主要因素。政策分析

从2005年2月28日《中华人民共和国可再生能源法》颁布后，国家就将可再生能源的开发利用列为能源发展的优先领域，随后又发布和实施了一系列有关支持可再生能源和生物质发电的办法及条例。

2006年初，发布了《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》，明确了生物质发电的电价可获得15年的0.25元//kWh的补贴，并规定混燃常规能源比例超过20%的不享受该补贴;

2007年《可再生能源中长期规划》提出生物质发电的装机规模在2010年和2010年分别达到5500MW和30000MW;

2008年3月，《关于2007年1-9月可再生能源电价附加补贴和配额交易方案的通知》，将部分亏损的秸秆直燃发电项目的补贴额度从0.25元//kWh提高至0.35元//kWh;

2009年底，通过的《中华人民共和国可再生能源法修正案》，正式确立了对可再生能源发电上网的全额保障性收购制度，为生物质发电上网扫清了障碍;

到2010年底，《国家发改委关于完善农林生物质发电价格政策的通知》，对秸秆发电项价统一提高到0.75元//kWh。与此同时，全国人大、发改委、农业部、财政部等有关部门还及要文件的实施和推行。

生物质发电的投资、建设及运营分析

与常规的火电发电项目比，生物质发电使用资金的密度低，因此投资方在投资该类项目时往往比较谨慎，而中国又缺乏固定的大规模的能源基金用于生物质发电的开发，同时又缺乏有效的可再生能源融资机制。反观欧美等国，生物质发电项目的投资主体往往是政府、国际金融组织、风险投资及其它民间资本，相对来说该行业的融资渠道和来源较广，这是未来中国生物质发电行业融资方面需要借鉴的一点。

以国能生物质公司为例:其在起步阶段就分别得到了国家开发银行和花期银

行的贷款和投资，并在后期得到了建行280亿的贷款承诺，从而为其初期的圈地以及后期对欧洲百安纳和欧洲锅炉集团公司的收购奠定了良好的资金基础，并扩大了中国生物质发电企业的国际影响力。可见没有金融机构的支持，就很难有现在这个世界最大的生物质发电集团。

有关学者还对秸秆直燃发电在中国不同地区的经济适宜度进行了分析，结果表明:比较适宜建设生物质直燃电厂的省份，包括河南、山东、安徽、江苏、河北、黑龙江、吉林等中国粮食主产区，而北京、上海、天津、浙江等发达地区和青海、宁夏、甘肃、陕西等西北地区则不宜大量投资生物质直燃项目，而实际证 明中国目前生物质发电50%的投资就集中在华东地区等经济适宜度较高的地区。独立生物质发电项目的初期建设成本及后期的燃料费用、运行费用都较高。目前的初期的投资建设成本仍为8000-10000元//kW，初期投资就是常规火电投资的2倍;生物质发电企业的实际税率通常达12,，也高于常规火电企业的6%一8%。

同时，秸秆直燃发电厂的运营效率较低，发电标煤耗较高。目前秸秆燃料的消耗率约为1300g/kWh，如按秸秆燃料的发热量为标煤发热量一半进行估算，生物质发电每发1kWh所耗标煤量约为650g;而2010年全国火力发电的平均煤耗为335g/kWh，其中1000MW级的发电煤耗更是仅为285g/kWh左右，这就意味着生物质发电的煤耗高达常规火电煤耗的2倍或以上。

在生物质发电项目的实际运营中，燃料成本更是占到了电厂运营成本的70%，设备折旧费及其他维护管理费用约占30%。这就意味着燃料价格将成为影响生物质电厂盈亏的最重要因素，随着生物质发电在中国的兴起，秸秆的燃料价格已经从最初的200元//t涨至现在的450元//t以上，据估计电价中的燃料成本就高达0.4元/kWh，远高于燃煤发电。

生物质发电根据其燃烧方式的不同，分为燃烧发电和气化发电，目前，生物质燃烧发电是生物质发电的主体，它又分作:纯燃生物质发电和煤粉炉掺烧生物质发电。其中，纯燃生物质发电重点需研究解决燃料供应、储存和燃烧方式以及燃烧过程的结渣和腐蚀等问题;煤粉炉掺烧生物质发电则需重点解决好掺烧模式 及掺烧比例等问题。

对比中节能宿迁生物质电厂、国能射阳生物质电厂、山东十里泉电厂及国电宝鸡第二发电有限公司四个生物质发电项目运营的经济情况来看:宿迁生物质电厂、射阳生物质电厂为纯生物质发电，十里泉电厂及宝鸡第二发电有限公司为火电厂掺烧模式。

山东十里泉电厂(2 X 100MW+2 X 300MW)投资近8000万元人民币从丹麦引进生物质预处理设备，对打包秸秆进行切割，然后通过鼓风机吹入炉膛，在原煤粉燃烧器二层中专门布置了一层生物质燃烧器。这套生物质预处理切割设备只适合切割打包秸秆，而秸秆燃料价格从最初建设时的200元//t涨到近500元//t，原料成本大大增加。由于引进的生物质预处理切割设备不能切割相对更便宜的玉米杆、树枝或其它难以打包的生物质燃料，这使得降低燃料收购成本手段有限，好在山东十里泉电厂掺烧生物质得到了山东省0.08元//kWh的电价补助，故尚能 维持。

而国电宝鸡第二发电厂((4 X 300MW)在西安交通大学相关研究的支持下，提出了一种新的掺烧模式。电厂基本没有对设备投资改造，采用现有的ZGM型中速磨直接粉碎压型生物质燃料，避免了设备投资的增加，电厂直接收成型生物质燃料，提高了燃料品质保证性，也提高了电厂对生物质燃料的适应性。目前宝鸡

二电厂主要采购便宜的玉米杆、树枝、锯末、药渣等压型生物质成型燃料，运到电厂后，在一系列技术保障下，类似煤一样处理燃烧。这样，在生物质燃料供应不足时可以适当降低生物质掺烧比例，能较好控制生物质燃料价格，在目前没有得到国家或省上财政补贴的情况下，还能维持掺烧，其发电成本远低于纯烧生物质电厂，也比十里泉电厂的掺烧模式要低得多。

生物质混烧相对于纯烧有着巨大的经济优势，主要表现在:

①首先，可以在秸秆燃料供应不足的季节降低生物质的掺烧比例，通过降低自身需要避免农民哄抬生物质的价格;

②不增加设备投资，直接采购压型生物质掺烧模式，可大幅度降低投资和运行费用;

③在大型火电厂掺烧生物质，其机组的参数远高于目前小型纯烧生物质机组(水冷振动炉排或流化床机组)，从而其机组的发电效率高，目前生物质直燃的发电效率仅为15%左右，而将生物质与煤在高参数的机组上混燃，发电效率可高达38%以上，是生物质直燃发电的两倍，也就意味着在同样的生物质发电量下，燃 料的消耗量相对于纯烧生物质降低一半。

生物质混烧相对于纯烧的主要技术优势表现在：

①受热面不易结焦或结焦量很低，且固着困难。从山东十里泉电厂5年多的运行情况看，基本没有出现在受热面结焦影响运行的情况。但是，国内已运行的一百多台纯生物质锅炉实际情况看，在中温过热器附近的结焦，严重影响了锅炉运行安全，有的锅炉运行一个月过热器结焦高度能达600mm-900mm，只能被迫停炉打焦。

②在大型火电机组上掺烧生物质，是生物质发电效率较高、煤耗较低、最安全的模式。在大型火电机组上掺烧生物质，能够在很低的掺烧比例下(小于5%-10%)，就能使生物质比纯烧电站得到更充分的利用。对此，国际上无论学术界或工程界也均有认同。

因此，在生物质发电项目的燃烧模式中，适度的增加生物质混燃发电的比例，可能是未来的发展方向之一。

建议

(1)《可再生能源发展“十二五”规划》的出台，将使未来几年进入中国第二个生物质发电项目建设的高峰期。目前我国生物质发电的总装机量，仅为该规划中3年后和8年后目标装机量的50%和20%，同时，随着几年来各项政策的不断完善，技术及设备稳定性的不断提高，对各主要新能源投资企业来讲，未来几年投资生物质发电的潜力巨大。

(2)目前我国江苏和山东省局部的生物质发电项目过于集中，未来的生物质发电布局将在东北三省、河南、浙江、广东、内蒙古、新疆等地展开，对这些地区的现有电力规划，应尽快补充建立生物质发电与其他能源形式的联动机制的内容，并严格核准审批程序。

(3)未来生物质发电项目的融资不仅需要建立更大规模的国家能源基金，在十二五的生物质发电新机遇期，更需要扩大融资来源以充分利用民间资本及风险投资，项目投资多元化仍是主要方式。

(4)大型火电厂生物质掺烧模式，相对于生物质直燃具有季节适应性强、发电效率高、运行费用低等一系列显著优势，已被国际上认为是高效、安全的生物质发电模式。国家应该积极扶持和引导，并着手有关政策细节的研究。