电厂汽轮机改造调研报告

第一篇：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。

第二篇：电厂汽轮机原理及系统读书报告

读书报告--《电厂汽轮机原理及系统》和《热力发电厂》

由于本科学习的方向主要是钢厂冶金加热炉那块，所以上课时没有认真的听电厂方面的课程，所以个人对电厂的基本知识了解的不是很全面，为加强这块，在有空的时间里，再重新拿起了本专业的部分书籍来阅读，读了靳智平老师主编的《电厂汽轮机原理及系统》以及郑体宽主编的《热力发电厂》，以下是对这两本书的读书报告。《电厂汽轮机原理及系统》是本科热能与动力工程专业的教材，它主要介绍了汽轮机级的工作原理，多级汽轮机，汽轮机的变工况，汽轮机调节，供热时汽轮机，汽轮机主要零件结构与振动，汽轮机热力系统及设备和汽轮机运行。对于汽轮机工作原理的研究总是从级开始的。是这些级的简单组合，所以还要进一步研究整机的工作原理。的工作条件，所以还必须研究不同条件下的工作时的特性，亦变工况问题。工作原理主要研究通流特性和通流能力的问题，问题彼此之间有着密切的联系，如能量转换和效率在相当大的程度上决定着通流部分的流动效率，而流动效率直接影响着通流能力；动效率上表现出来。只有在详细地研究每一个问题的基础上，系。

这门课程的主要突出特点是，机的工作原理时主要涉及到工程热力学和流体力学方面的问题；论力学和材料力学为基础；调节问题在很大程度上与自动调节原理有关。

这本书深深地让我体会到，电力工业是现代化国家的基本工业之一，国家经济发展水平的重要指标之一。此可见，汽轮机在现代化国民发展中起到一个无比重要的作用。学热动的同学都知道，汽轮机设备是火电厂的三大主机之一汽轮机又名“蒸汽透平”，其英文为动机。它是从1883年出现第一台单级冲动式汽轮机，目前已经有一百年多的历史。它具有单机功率大、热经济性高、运行安全可靠、在不仅在火电厂和核电普遍采用，而且应用于冶金、化工、船舶等部门，作。此外，汽轮机的排气或中间抽气具有相当大的热量可以用来满足生产和生活中的供热，所以这种热电式汽轮机，具有更高的热经济性，重的作用。

随着国民经济的增长，对电力需求的也不断增长、汽轮机正向着高参数、大容量方向发展，化水平始终是汽轮机发展的中心和重点。然而这些同样带来一定的问题，系统、调节保护系统、监测控制系统进一步复杂化，电站汽轮机是在高温、高压、高转速条

汽轮机的工作以级的工作为基础，但并不汽轮机工作时会遇到各种不同实质上，汽轮机能量转换和效率问题，变工况问题。这三个变工况特性既在能量转换和通流能力问题上也在流才能具体地理解他们之间的关例如在研究汽轮研究零部件的强度主要以理

电力生产量是一个然而，电力生产中不能缺少的设备之一就是汽轮机，由

（锅炉、汽轮机和发电机）。steam，是将蒸汽的热能转换成机械功的一种旋转式的原 单位功率制造成本低等优点，因此它来拖动其他设备工对国家大力建设资源节约型社会起到举足轻，为此给电力工业的发展带来契机，提高汽轮机的经济性、安全性、负荷适应性和自动

汽轮机参数和容量的不断增大，那么会使汽轮机的热力每个方面的问题所依据的基本理论不同，件下工作的大型动力设备，一旦发生重大事故，对人身及设备所造成的直接危害将是十分严重的，因事故而被迫停机、停电期间，给发电厂本身及电用户带来的经济损失也是十分严重的。需要对其运行操作更加严格。

从书中我们可以了解到，汽轮机的近几十年发展的方向，其主要特点是围绕着效率、经济和安全性考虑。增大单机效率，不仅能快速发展电力的发展，而且可以降低单位功率投资成本，可提高机组的热经济性，加快电站的建设速度；提高蒸汽参数，主要是为了提高热效率，同时也提高了单机功率；采用一次中间再热，可以降低低压缸末级排汽湿度，提高蒸汽初压，以致提高了机组内效率、热效率和运行可靠性；采用燃气--蒸汽联合循环发电装置，主要是根据燃料的紧缺、问题和提高了装置的热效率，且投资相对降低和负荷适应性也较好。提高机组的运行水平，主要是提高了机组运行、维护和检修水平，增强机组的可靠性，和保证机组的使用寿命。从阅读由郑体宽老师主编的厂及热力系统的安全、厂是一门政策性强、阅读，能够培养我们树立安全。效益相统一的观点，以提高我们分析、研究、解决热力发电厂课程业务范围内生产实际问题的独立工作能力。能源是社会发展的重要物质基础。自然界存在的煤、石油、天然气、水能、海洋能、风能、太阳能、地热能等均是提供动力的能源。源和二次能源，为了解决能源紧缺问题以及减少对环境的污染问题，展绿色能源，如太阳能、风能、生物质能、地热能等。然而，我国能源尽管丰富，但是严重分布不均。水资源丰富主要分布在西南、西北部，且煤炭资源主要西北部，及沿海发达地区，因此国家提出西电东送，后也同时造成其他的问题出现，比如铁路、水路运输等问题。我国基本是以煤电为主的一次能源国家，电成本的60%~80%大于1%的煤占40%，重污染环境。

热力发电厂生产的实质是能量转换，的热能，并通过汽轮机的旋转变为机械能，最后通过发电机转为所需的电能。热力发电厂与资源利用和环境保护有着密切的关系，境保护决定着热力发电厂的发展。施工和生活需要，要占有相当大的土地面积。中国年仅拥有18.27亿亩，降为1.4亩，仅为世界平均值的亿亩的红线，不能突破，形势严峻。燃煤电厂要占用土地资源，要消耗化石燃料、水的短缺以及燃煤带来的严重环境污染情况，《热力发电厂》经济运行、可持续发展并获得最佳的经济效益和社会效益。与火电厂生产实际紧密相连的专业课程之一。由上可知大部分资源都分布在西北部，2007年底，煤电比例为6MW及以上火电厂热力发电厂要占土地，10年就减少了1.2440%。国家有关部门要求到

中，我们可以知道本课程主要研究热力发电

但是从不同的角度分，能源又可以划分一次能

然而能源消耗集中在东部以北煤南运的方法来解决能源分布不均等问题。

火电厂是全国三大耗煤户之一，77.73%。动力煤中灰分高（SO2排放约6.83Mt,约占全国工业排放量的三者关系环环相扣，要耗煤、耗水、1996年全国耕地面积为2003年人均耕地面积为2020年必须保持全国耕地面积水资源，并拌有大量的灰渣要排出，此装置大大解决以上 热力发电通过对本书的然其燃料费占火28%~30%），含硫量30%，严

资源利用和环根据发电厂的生产、19.51亿亩，20061.43亩，2005年下18还有综合性强，目前国际上都在大力发。既将燃料中的化学能通过在锅炉中燃烧转变为蒸汽亿亩。中国废水、废气。从烟囱排出的烟气中含有SO2、NOX，严重影响大气的质量。我国2005年发电用煤达11亿，全国SO2排放总量为2500万t，位居世界第一，比2000年增加了27%，酸雨面积已占国土面积的30%。火电的重金属来自煤的燃烧，就环境而言，汞、镉、铅等为生物毒性显著的重金属，锌、铜、钴、镍为具有一定毒性的重金属。另外，火电厂噪声等严重污染环境，影响人们健康，也日益引起人类的关注。建设热力发电厂时，应充分考虑节约用地，尽量利用非耕地和劣地，尽量不破坏原有森林、植物，尽量减少土石方开挖量，还应注意少拆房，减少人口迁移等问题。

为此，对热力发电厂的基本要求是：在满足安全可靠生产的前提下，经济适用，符合环保要求及有关环保的法令、条例、标准和规定，满足可持续发展要求，以合理的投资获得最佳的经济效益和社会效益；提高发电厂的可靠性、劳动生产率和文明生产水平；要节约能源、节约用地、节约用水、节约材料，并确保质量；瞄准国际先进水平的一流企业不懈努力和提高。

通过对以上两本书的阅读，认识到一个国家的强盛不只是在GDP有多少，不是在体育方面拿多少奖牌，而更多是要从看在能源的利用上来考虑，一个强国是珍惜身边的每一丝能源，从目前的发展趋势来看，风能、太阳能利用将在未来占主导优势，也就是说一个国家如果谁能获得了这方面的技术那么它就将获得一切。当然反面来说，这不只是为了各自的国家自身的发展，更是为世界的自身后代们造福。

第三篇：葛洲坝电厂调研报告

寒假社会实践结项材料

《葛洲坝电厂调研报告》

学

院 _

_

电子信息工程学院 _

_ ____

专

业 __

__ 电气工程及其自动化

年级班别 _

_19 电工专升本班

_ __ _

学

号

______ 2019201020101

_ _ ___________

学生姓名 ________ 董若澜

_

_

________ __

2020 年 9 月 24 日

JINGCHU UNIVERSITY OF TECHNOLOGY

目录（二江电厂电气一次部分）

...........................................................................................................................4 一、220kV 开关站的接线方式及有关配置....................................................................................................4（一）接线方式.......................................................................................................................................4（二）接线特点.......................................................................................................................................5（三）开关站的主要配置.......................................................................................................................5 二、发电机与主变压器连接方式、机组及主变压器型号与参数...............................................................6（一）发电机与主变压器连接方式.......................................................................................................6（二）主变压器型号与参数...................................................................................................................6 三、厂用 6kV 系统与发电机组的配接方式...................................................................................................7（一）采用分支接线方式.......................................................................................................................7 四、厂用 6kV 系统的接线方式及有关配置...................................................................................................8（一）厂用 6kV 系统的接线方式...........................................................................................................8（二）有关配置.......................................................................................................................................9 五、厂用 400V 系统的配置与接线方式........................................................................................................9（一）厂用 400V 系统的配置................................................................................................................9 六、发电机中性点的接地方式.....................................................................................................................11（一）分别在主变压器高、低压侧装设避雷器，防大气（雷击）过电压.....................................12（二）在主变压器中性点装设避雷器与放电保护间隙.....................................................................12 八、调研实地图.............................................................................................................................................13（一）二江电厂 220kV 开关站（变电站）

.........................................................................................13（二）500kV 开关站 4 断口断路器......................................................................................................13（三）二江电厂厂房及尾水平台.........................................................................................................14（四）二江电厂厂房及发电机组.........................................................................................................14（五）葛洲坝水利枢纽大坝夜景.........................................................................................................15（六）发电机转子(1100t).....................................................................................................................15（七）840MVA 主变压器......................................................................................................................16（八）发电机定子.................................................................................................................................16（九）500kV 变电站 GIS 装置..............................................................................................................17（十）500kV 线路首端并联电抗器......................................................................................................17（十一）水轮机压油装置.....................................................................................................................18（十二）水轮机导叶.............................................................................................................................18（十三）施工图.....................................................................................................................................19

葛洲坝电厂调研报告

学

生：董若澜 荆楚理工学院

摘要：发电厂、变电所（站）的电气设备，按照其功能可分为两类。第一类是直接与生产或输送电能（电力）有关的设备（例如：发电机、变压器、高压母线、断路器、隔离开关等），称为一次设备。第二类设备是对一次设备进行监测、控制、操作或保护的设备，我们称为二次设备(例如：继电保护装置、励磁调节系统、断路器操作系统、电气仪表等）。一次、二次设备互相配合，保证电力生产与输送安全可靠进行。毫不例外，葛洲坝电厂的电气设备也包括了一次、二次设备两大部分，调研主要研究葛洲坝电厂电气一次部分。本专业为电气工程及其自动化，此行调研目的便是更加深入了解本专业，为毕业设计、就业奠定了基础。

关键词 ：

一次部分 ； 发电机 ； 主变压器

前言

电能作为国民经济各个领域的基础能源，在社会发展中起着举足轻重的作用，由于电能具有转化容易、便于输配、使用便利等优点，在工农业生产，企业高校、国防建设、通信传播等方面都有着及其广泛的应用。电力系统是由发电站、变电所、输电线、配电网以及用户所组成的发、供、用电的一个整体。在电力系统中，由发电机产生电能，为了把电能输送到较远的用电地区，通常先将发电厂的用电通过升压变压器升高电压，然后输电线路送到用电地区。在各用电区再经过降压变压器把电压逐级降低后，最后给我们的日常工业、企业、高校和居民等用电设备工作。

在整个电力系统中，电压和频率是衡量电能质量的两个基本参数。电气设备应在其额定电压和额定频率下工作，在电力系统的电压等级划分中分为高电压和低电压。按电力行业的标准的规定，低电压指设备的对地电压在 250V 及 250V 以下的电压；高电压指设备对地电压在 250V 以上的电压。不同等级的电压有着不同的使用范围，220kV 及 220kV以上的电压，一般为输电电压，完成电能的远距离传输。110kV 及 110kV 以下的电压，为配电电压，完成对配电电能进行降压处理并一定的方式分配给电能用户。其中 35 至110kV 配电网为高压配电网，6 至 35kV 配电网为中压配电网，1kV 以下为低压配电网。

（二江电厂电气一次部分）

一、220kV 开关站的接线方式及有关配置（一）

接线方式

接线方式为双母线带旁路，旁路母线分段 1.母线的功能 汇聚与分配电能（电流）。

母线：进、出线所连接的公共导体（结点）。

2.断路器（开关）作用 （1）正常情况下用于接通或断开电路；（2）故障或事故情况下用于切断短路电流。

3.隔离开关（刀闸）作用 （1）设备检修情况下，将检修部分与导电部分隔开一个足够大的（明显可见的）安全距离，保证检修的安全；（2）正常情况下，配合断路器进行电路倒换操作；（3）电压等级较低、容量较小的空载变压器及电压互感器用隔离开关直接投切。

4.旁路母线与旁路断路器的作用 检修任一进线或出线断路器时，使对应的进线或出线不停电。（检修任一进线或出线断路器时，用旁路断路器代替被检修断路器，并由旁路母线与有关隔离开关构成对应进线或出线的电流通路。)

（二）

接线特点

接线特点为旁路母线分段。

双母线带旁路在电力系统的发电厂、变电所的一次接线中应用很普遍，但旁路母线分段却不多见，教科书也很少介绍，这是二江电厂 220kV 开关站接线方式的一个特点。将旁路母线分段并在每个分段上各设置一台断路器的原因是母线上的进、出线回数多，且均是重要电源或重要线路，有可能出现有其中两台断路器需要同时检修而对应的进、出线不能停电的情况，在这种情况发生时旁路母线分段运行、旁路断路器分别代替所要检修的两台断路器工作，保证了发供电的可靠性。同时两台旁路断路器也不可能总是处于完好状态，也需要检修与维护，当其中一台检修例一台处于备用状态，这样可靠性比旁路母线不分段、仅设置一台旁路断路器高。

（三）开关站的主要配置

1.出线与进线 出线 8 回 ：1－8E（其中 7E 备用）； 进线 7 回 ：1－7FB（FB：发电机－变压器组）； 大江、二江开关站联络变压器联络线 2 回； 上述各线路各设置断路器一台、加上母联及 2 台旁路断路器，共 19 台断路器。

母线：圆形管状空心铝合金硬母线。主母线分别设置电压互感器（CVT）及避雷器（ZnO）一组。

2.断路器型号及几个重要参数（ABB SF6）

型号：ELFSP4－1（单断口）

额定工作电流：Ie=4000A;额定开断电流：Ie.dk=50(63)kA;动稳定电流（额定关合电流）：

125kA;热稳定电流 ：50kA(4S);固有动作时间：<20mS； 燃弧时间：<25mS； 全分闸时间：<50mS； 切断负荷工作电流次数（<=4000A）：>5000 次； 切断短路电流次数（<=50kA 或 63kA）：>30 次； 合闸时间：<60mS； 3.开关站布置型式

分相中型单列布置。（户外式）

目前世界电力技术发展动态：取消旁路母线及旁路断路器。

二、发电机与主变压器连接方式、机组及主变压器型号与参数 （一）发电机与主变压器连接方式

采用单元接线方式。

（二）机组及主变压器型号与参数

（1）

水轮机 机组编号

1-2#

3-7#

型号

ZZ560-LH-1130 轴流转桨式（双调）

ZZ500-LH-1020 轴流转桨式（双调）

额定转速

．6r/min

62.5r/min

飞逸转速

120/min 140/min

额定水头

18.6m 18.6m

最大水头 23m 27m

额定流量

1130 立方米/s 825 立方米/s

叶片数量5

叶片重量

40t 22.5t

转轮直径

1130cm 1020cm

制造厂家

东方电机厂 哈尔滨电机厂

（2）

发电机 机组编号

1-2#

3-7#

型号

TS1760/200-110

SF125-96/15600

额定功率

170MW 125MW

额定电压

13.8kV 13.8kV

额定电流

8125A 5980A

额定功率因数 0.875(L)0.875(L)

定子接法

5Y 3Y

额定转子电压

494V 483V

额定转子电流

2077A 1653A

磁极对数

48

制造厂家

东方电机厂 哈尔滨电机厂

（3）

主变压器 编号－2 ＃

－7 ＃ 型号

SSP3-200000/220

SSP3-150000/220

额定容量

200MVA 150MVA 额定电压 242±2×2.5%/13.8

242±2×2.5%/13.8

连接组号

Yo/ △-11

Yo/ △-11

短路电压百分数

13.1%-13.8%

13.1%-13.8%

冷却方式

强迫油循环导向风冷（改进后）

强迫油循环导向风冷（改进后）

制造厂家

沈阳变压器厂

沈阳变压器厂

三、厂用 6kV 系统与发电机组的配接方式（一）采用分支接线方式

分支接线是机组与主变压器采用单元接线或扩大单元接线方式下获得厂用电的一种常用方法。在有厂用分支的情况下，为保证对厂用分支供电可靠性，必须作到：

（1）发电机出口母线上设置隔离开关；（2）隔离开关安装位置应正确。

葛洲坝二江电厂的厂用分支就是按照上述原则进行配置的，因此，具有所要求的可靠性。（葛洲坝电厂将该分支上的降压变压器称为“ 公用变压器”）。

公用变压器的型号与参数（21B、24B）

型号

S7 －6000/13.8

额定容量

6MVA

额定电压 13 ．8±5%/6.3

连接组号

Y/Y-12

短路电压百分数

5.65 ％

冷却方式

自然油循环风冷

制造厂家

衡阳变压器厂

使用环境

户外式

为提高对厂用分支供电的可靠性，在 3F－6F 出口母线上加装了出口断路器。这样当机组故障时出口断路器跳闸切除故障，主变压器高压断路器不再分闸，不会出现机组故障对应 6kV 分段短时停电情况。

3F －6F 出口断路器型号参数（ABB)型号 HECI-3-R 额定工作电流 9000A 额定开断电流 100kA 动稳定电流 300kA 热稳定电流 100kA ,1S 全分闸时间  60mS 合闸时间   48mS 最大运行电压 24kV 四、厂用 6kV 系统的接线方式及有关配置（一）厂用 V 6kV 系统的接线方式

采用单母线分段方式（见图 2）。

二江电厂厂用 6kV 母线共 4

段，各段编号分别为 3、4、5、6，与各自供电变压器（公用变压器）所连接的发电机编号对应。

（二）有关配置

单母线分段方式用作厂用电接线，基本是一种固定模式。

因为厂用电电压等级相对较低、送电距离很近、输送容量小，单母线分段接线结构简单、操作方便、同时也具备良好经济性，所以只要不设置机压母 线的电厂，几乎都采用该接线方式。对发电厂来讲，厂用电就是“生命线”，必须具有足够高可靠性。然而，单母线分段接线方式可靠性并不高，为解决这一技术上矛盾，一般的、普遍采用的配置原则是：

1.电源配置原则 各分段的电源必须相互独立，且获得电源方向不得单一。从图 2 中可见，二江电厂厂用 6kV 系统 4 段母线的电源分别取自 3－6F 分支，4 台机组同时故障停电的概率几乎为零，满足各分段供电电源独立的原则。应该指出的是：从电源选取角度而言，只有电源独立，分段才有意义。

2.负荷配置原则 同名负荷的双回路或多回路必须连接于母线的不同分段上。

二江电厂 400V 配电室 1P、2P、3P 配电盘、220 kV 开关站 31P 配电室的电源分别通过两台降压变压器（51B 与 52B、53B 与 54B、55B 与 56B、71B 与 72B）作为双回路由 6 kV母线供电，两台降压变压器按照上述负荷配置原则分别连接于 6kV 母线 4、5 两分段上（详见厂用 400V 系统的介绍）。

3.段间配置原则 分段与分段间应具备相互备用功能或设置专门备用段。

二江电厂采用的是分段互为备用方式，（这也是水电厂常用的一种方式），为了达到互为备用的目的，采用的具体技术措施是：

①分别在 3 段与 4 段、5 段与 6 段的分段断路器控制与操作系统设置 BZT 功能。

（BZT—备用电源自动投入装置）

②21B 与 22B、23B 与 24B 分别工作在互为“暗备用”运行方式下。

上述技术措施的采用，消除了单母线分段方式可靠性不高的固有缺陷，使得这种接线方式能够完全满足厂用电可靠性的要求，切实担负起了“生命线”的职责。

五、厂用 400V 系统的配置与接线方式（一）厂用 V 400V 系统的配置

（1）设置 400V 配电室（1P、2P、3P）；（2）设置发电机机旁动力盘（11P－17P）；（3）设置 220kV 开关站 31P 配电室；

（4）设置 41P 配电室。

（二）V 400V 系统接线方式

和其它大型电厂一样，葛洲坝电厂厂用电的动力系统与照明系统是分开的。这样既可以保证动力与照明系统检修、维护的方便，也利于系统故障的正确判断与及时处理。

1P、2P：动力盘 51B－54B：动力变压器（动力变）

3P：照明盘 55B、56B：照明变压器（照明变）

51B－54B 型号与参数 型号 SG-1000/6

三相干式变压器 额定容量 1000kVA 电压比 6/0.4 连接组号 Y/Y0-12 使用条件 户内式 每台机组均设置机旁动力盘使得各台机组厂用动力系统供电单元化，操作近地化。这样可以使厂用动力系统与机组检修、维护一同进行，不会因动力系统的检修、维护影响机组正常运行，同时各机组动力系统故障时不会相互影响，最大限度保证了机组厂用动力系统工作可靠性。因此该配置方式成为大型发电厂机组动力供电方式的首选。

机旁动力盘自用段与公用段的电源分别取自发电机（通过降压变压器 014B－074B）与 400V 配电室的 1P 或 2P，二者既可以独立工作，也可以相互备用；同时压油泵、技术供水泵、顶盖排水泵的电动机等同名负荷双回路或多回路按照厂用负荷配置原则分别连接于自用段与公用段上，完全达到机组安全工作的可靠性。

六、发电机中性点的接地方式 发电机中性点经消弧线圈接地（见图 1）。

发电机中性点经消弧线圈接地情况下的等效电路如图 5 所示。

发电机定子绕组或引出线（包括分支引线）发生单相接地时，流过接地点的电容电流是超前接地相相电压 90º的（将电容电流参考方向选定为由设备流向地网），而流过消弧线圈的电流是滞后接地相相电压 90º的（参考方向与电容电流方向一致），二者正好反相。

实际经验证明：

（1）若流过接地点的电流>30A，则在接地点产生永久性电弧，发电机定子绕组、铁芯或有关设备将被严重烧损。

（2）10A<接地电流<30A，则在接地点产生间歇性电弧，既会烧损设备，又会引起过电压，由于流过消弧线圈的电流对电容电流具有抵偿（补偿）作用，合理选择补偿度 k（k=IL/Idc)，就可以使得流过接地点的实际电流(Id)在 10A 以下，这样永久性与间歇性电弧均不会产生，保证了发电机定子绕组或引出线发生单相接地时，设备不受损坏。由于消弧线圈具有消除电弧作用，故因此而得名。

葛洲坝电厂选取的补偿度是欠补偿，即：

k=IL/Idc <1。这种补偿方式仅在发电机与主变压器采用单元接线或扩大单元接线方式条件下才可采用。

七、主变压器绝缘防护措施 （一）分别在主变压器高、低压侧装设避雷器，防大气（雷击）过电 压

高压侧避雷器动作值是：340－390kV;低压侧避雷器动作值是：33－39kV。

（二）在主变压器中性点装设避雷器与放电保护间隙

避雷器的动作值是：170－190kV； 放电保护间隙动作值（击穿电压）按照额定电压（220kV）一半整定，既可以防止大气过电压，也可以防范 当主变压器中性点不接地运行方式下高压侧发生单相接地而引起的中性点位移过电压（零序过电压）。

参考文献：

[1]电力设计手册.中国电力出版社中国电力工程顾问集团有限公司.2017 年 09 月.八、调研实地图 （一）

二江电厂 V 220kV 开关站（变电站）

（二）V 500kV 开关站 4 4 断口断路器

（三）

二江电厂厂房及尾水平台

（四）二江电厂厂房及发电机组

（五）

葛洲坝水利枢纽大坝夜景

（六）发电机转子(1100t))

（七）A 840MVA 主变压器

（八）

发电机定子

（九）V 500kV 变电站 S GIS 装置

（十）V 500kV 线路首端并联电抗器

（十一）

水轮机压油装置

（十二）水轮机导叶

（十三）

施工图

第四篇：区内电厂调研报告

区内电厂调研报告

一、区内电厂的基本情况

目前，销售部业务六部管辖的区内电厂主要包括银川及以南的13家电厂，各电厂的基本情况如下：

大坝电厂：全称华能宁夏大坝发电有限责任公司，始建于1988年４月，位于宁夏青铜峡市大坝镇，距银川67公里。总装机容量126万千瓦，两台30万千瓦，两台33万千瓦。大坝三期：全称宁夏大唐国际大坝发电有限责任公司，位于宁夏青铜峡市大坝镇，距银川67公里。装机容量为两台60万千瓦亚临界凝汽式直接空冷燃煤机组，建设初期由大唐国际发电股份有限公司、宁夏发电集团公司、中国华电集团公司按45%、35%、20%的投资比例共同出资建设，两台机组分别于2009年3月31日、4月28日投运。

灵武电厂：全称华电宁夏灵武发电有限责任公司，位于宁夏回族自治区首府银川市所辖灵武市境内，西北距银川市中心45公里，南距灵武市6公里。公司由华电国际电力股份有限公司和宁夏发电集团共同投资建设，华电国际控股投资65%。一期工程为两台60万千瓦燃煤空冷发电机组，分别于2007年6月和11月投产发电。二期工程两台106万千瓦燃煤空冷发电机组，该项目为国内首台最大的空冷发电机组，已于2011年正式并网发电，目前灵武

电厂是西北地区最大电厂。

中宁电厂：全称宁夏中宁发电有限责任公司，前身为中宁发电厂，于1972年9月成立，位于中宁县境内包兰线北侧，距离银川138公里。1995年～1996年两台25万千瓦机组分别退役。1999年，中宁电厂2×330MW“以大代小”扩建工程被列入宁夏回族自治区“十五”重点建设项目，2002年11月28日，宁夏中宁发电有限责任公司正式组建。由华电国际电力股份有限公司和宁夏发电集团投资，股份各占50%。宁夏发电集团负责建设及生产经营管理。2003年6月6日，正式开工建设。2005年1月22日和11月17日，#1机组、#2机组相继投产发电。

马莲台电厂：全称宁夏马莲台发电有限责任公司，地处宁夏宁东能源化工基地，是宁夏发电集团独资建设的火力发电厂，规划建设容量2×330MW＋2×600MW＋2×1000MW。一期两台330MW机组于2004年开工建设，分别于2006年1月20日和6月23日投产发电。2×600MW扩建项目的前期工作正在抓紧推进。已完成了项目可行性研究报告的编制和审查，项目环评、接入系统、土地预审等工作已基本完成。初步设计工作已全面展开，计划“十二五”初开工建设。

银川热电、西夏热电： 宁夏电投银川热电有限公司，由宁夏电力投资集团与宁夏电力建设工程公司分别以93.5%和

6.5%的比例共同投资,于1997年10月15日正式注册成立，注册资本为1.6亿元人民币。2010年7月，宁夏电力投资集团完成了对宁夏电力建设工程公司6.5%股权的收购工作，公司成为法人独资一人有限责任公司，名称变更为“宁夏电投银川热电有限公司”。银川热电公司项目分两期工程建设，共有6台锅炉，4台汽轮发电机组，总装机容量90MW。

宁夏电投西夏热电有限公司成立于2006年9月20日，由宁夏电力投资集团控股（股权比例75%），宁夏电力建设工程公司（股权比例10%）、银川热电有限责任公司（股权比例10%）、宁夏发电集团有限责任公司（股权比例5%）出资参股。注册资本5.2亿元人民币。2010年7月，宁夏电力投资集团完成了对宁夏电力建设工程公司等三家公司所持股权的收购工作，公司变更为法人独资的一人有限责任公司。项目规划容量为2×200MW+2×330MW，分两期建设。其中一期工程已建成2台200MW超高压抽凝式汽轮发电机组配2台670吨/小时煤粉锅炉，同步建成烟气脱硫工程，同时配套建设热网工程。一期工程年供热量686.8万GJ，年供电量19.41亿千瓦时，年均总热效率63.9％，年均热电比114.4％，供热能力为900万平方米，并为银川经济技术开发区提供100吨/小时的工业蒸汽。一期工程被列为自治区重点工程，于2008年年底建成投产。

国华电厂：全称国华宁东发电有限公司，位于宁夏回族自治区灵武市马家滩镇，距灵武市80公里，距首府银川市

100公里。宁夏国华宁东发电有限公司是神华国华电力有限责任公司的全资子公司，电厂规划装机容量为2×330MW亚临界、直接空冷、循环流化床、纯凝汽机组，一期建设规模2×330MW机组，采取一次规划，分期建设的方式，一期两台机组计划于2010年5月、6月并网发电。

临河电厂：全称中电投宁夏能源铝业临河发电有限公司，地处宁夏宁东能源化工基地，是中电投宁夏能源铝业集团独资建设的火力发电厂，建设容量2×350MW。鸳鸯湖电厂：全称国网能源鸳鸯湖电厂。规划建设容量为2×660MW＋4×1000MW，位于银川宁东能源煤化工基地，西距灵武市约34公里，西北距银川市约64.5公里。电厂一期2×660MW超临界直接空冷燃煤发电机组，分别于2011年1月和2011年6月投产发电。电厂二期（2×1000MW）超超临界发电机组计划于“十二五”期间建成开工建设并投产发电。

水洞沟电厂：全称宁夏京能宁东发电有限责任公司，由北京能源投资（集团）有限公司和宁夏发电集团有限公司按65%、35%的比例出资建设，距银川市东南约35公里。项目规划装机容量为2×660MW＋4×1000MW燃煤机组，分三期建设。一期工程建设2×660MW级国产超临界表面式间接空冷燃煤机组。该工程是宁夏回族自治区宁东能源化工基地规划的主要电源项目，也是宁夏回族自治区“十一五”期间规划建设的重点电源项目之一。第一台机组计划于2011年3月

投入商业运行，第二台机组计划于2011年5月投入商业运行。

青铝电厂：全称青铜峡铝业发电有限责任公司，是国电英力特能源化工有限公司和青铜峡铝业股份有限公司于2006年5月达成投资协议，双方各出资50%成立的股份制公司，负责建设营运青铜峡铝业自备电厂2×330MW工程，项目总投资29.89亿元。青铜峡铝业自备电厂位于青铜峡市西南方向，距青铜峡铝业集团约3公里，两台机组于2009年投入运行。

二、区内电厂运行情况

由于节日期间社会用电量增加，且全区总体经济发展趋势向好，一季度各工业企业在产量上力争实现开门红，耗电量增加，煤炭需求比较旺盛，各电厂机组运转负荷较高。2012年1月1日—2012年1月31日期间，宁夏电网外送电量完成32亿千瓦时，同比增长40%，宁夏电网统调发电量96亿千瓦时，同比增长24%，用电量64亿千瓦时，同比增长18%。今年1月份，宁夏电网承担了送山东电量22.3亿千瓦时、送青海7亿千瓦时、送华中3亿千瓦时、送西藏0.7亿千瓦时的外送电任务。

通过上述数据可以看出，今年1、2月份区内电厂的发电负荷仍然处于高位运行，电厂负荷率没有下降的迹象，根据调研，宁夏区内目前装机台数为46台，总容量为1640万

千瓦，运转台数45台，运转负荷1417万千瓦，电厂负荷率在86%，日耗煤量在16.71万吨。但从区内电厂的库存来看（区内电厂总库存为258.95万吨左右，宁煤37.15万吨，地方煤221.8万吨），仍然处于偏紧状态，尤其是作为电厂主烧煤种的宁煤动力煤，现在只能作为配烧煤种使用。

三、电力需求预测

从全国整体的形势来看，当前沿海煤炭市场受供求关系低迷以及限价政策的双重影响，国内沿海动力煤市场观望气氛浓厚，煤炭价格将出现短暂的下跌之势。从2012年全年情况分析，由于受我国经济增速放缓，国际煤炭价格在120美元/吨左右的徘徊，再加2011年煤炭产量出现近年来少有的接近10%的增幅，预计达到35亿吨，比上年增产3亿吨，净进口1.5亿吨;火电新增规模明显下降，2011年两次销售电价上调对高耗能产业的增长又有影响，国家还出台了煤炭限价政策，2012年煤价出现大幅度上涨的几率减小，在个别时段甚至会下降，但煤炭市场化格局总体不变，预计煤价将呈现高位上下震荡走势。电力需求基本恢复，但增速可能趋缓。市场煤价大幅度上涨可能性不大，将保持高位上下震荡运行。

从区内电厂的运行情况分析，国家发展改革委从2011年11月30日将上网电价提升2.6分钱，同时宁夏政府对电煤价格实行最大涨幅不超过5%的干预政策，区内电厂发电积

极性普遍提高，尤其银南地区电厂多以外送电为主，利润空间将会更大一些，虽然电价的上涨对区内高耗能产业会产生一定的影响，但对整体的发电趋势不会产生太大影响，预计区内电厂2012年全年发电量不会低于2011年。

业务六部

二〇一二年三月五日

第五篇：2011年玉环电厂汽轮机监督总结

华能玉环电厂汽轮机监督总结

（2011）

回顾即将过去的2011年，华能玉环电厂的汽轮机监督工作在设备管理部技术监督组的领导下，以集团公司《汽轮机技术监督》、《节能监督标准》、《安全性评价标准》为依据，在坚持以自身技术力量为主体的前提下，充分发挥技术监督服务单位浙江省电力试验研究院的作用，利用电试院的先进设备和试验经验指导监督工作，全年未发生因汽轮机主辅设备故障而造成的机组非停。

一、汽机监督管理

没有规矩不成方圆。玉环电厂的汽机监督工作抓住厂部制度建设的契机，以行业和集团公司的各项技术监督标准为依据，积极修订汽轮机监督管理制度和汽轮机监督技术标准，逐步做到标准与实际设备相对应。及时根据岗位变动情况调整汽轮机监督网络成员，并将原来网络中的具体成员名单改为工作岗位，提高了技术标准的适用性和可持续性。

二、监督培训工作

在汽轮机监督培训方面，玉环电厂始终坚持“走出去、请进来”的方针。“请进来”就是通过定期组织与华东电力设计院、浙江电试院、上海汽轮机厂、各兄弟电厂进行技术交流，积极了解国内外汽轮机先进技术的发展方向，掌握汽轮机技术上的节能改造新动态。“走出去”就是有针对性的参加科研院所、生产厂家组织地技术论坛、专题讲座，通过跨区域、跨行业的交流学习完善监督网络成员知识结构和监督管理经验。全年汽轮机监督网络成员参加了力士乐公司组织液压技术培训；湖北流体控制中心组织地液控蝶阀技术培训；浙江电试院组织地全省汽轮机监督实施细则审查会、节能项目推进会等。2011年汽轮机监督网加强了与兄弟电厂的技术合作，年内曾就主汽门、调门螺纹环的检修工艺改进选派技术人员赴华电望亭电厂、上海汽轮机厂调研，并根据调研成果自行制作专用工具，完善汽门检修项目技术方案。就抽汽逆止门试验问题赴浙能乐清电厂调研，以缩短抽汽逆止门的试验周期。

三、设备监督

良好的开端是成功的一半，在年初的监督计划制定之初，就着眼于技术上存在的重点、难点问题。2011年汽轮机技术监督工作着重放在治理主辅机轴系振动、调速系统安全及汽机节能等方面，加强机组检修期间的技术监督工作，在多个方面取得了一定的突破。

1.推进振动监督工作，建立主机及重要辅机振动监督台账，充分利用TDM系统的强大功能指导振动监督工作。针对＃3机组＃5瓦轴振、＃3瓦瓦振偏大问题整理相关数据资料，组织专题分析会，提升振动分析、管理水平。并会同西安热工院、浙江电试院进行＃3机组＃3瓦瓦振、＃5瓦轴振变真空振动试验，试验真空在－94.8～－96.5KPa之间，在3C检修期间完成＃3机组轴系平衡块检查，按动平衡试验数据在B缸末级叶轮轮毂处增加平衡块865.2g（键相槽逆转向130°）。启动至满负荷振动监测，经3C检修实施＃3瓦瓦枕研磨及B缸末级叶轮轮毂处配重两项技术措施后，目前在满负荷工况下＃3瓦瓦振在3.5mm/s以下，＃5瓦轴振在60μm以下（真空－94KPa）。2.针对＃2机组漏氢偏大情况，组织召开专题分析会，梳理各种影响因素，春节调停、＃2机组B修期间两次对密封瓦进行检修，并同步进行发－励对轮配重，将发－励对轮键相槽逆时针∠25.7°的平衡块526g , ∠51.4°的平衡块306g调整为∠51.4°的平衡块526g，∠77.1°的平衡块530 g。启动后＃2机组＃

6、7瓦轴振下降为76μm（合成值）以下，日漏氢量下降为12Nm3以下。

3.＃4机组A侧高调门油动机L1渗油、＃2机组A、B侧高调门L1接口渗油判断为轴封轻微磨损，发现液压缸蝶形弹簧碎裂和主轴拉毛等问题。分别在4C、2B检修中完成高调门油动机的大修工作，珩磨油动机活塞杆，更换备件。

4.#4机3月7日发生汽机调门、EH油压、油泵电流波动现象，导致EH油管也有间歇性的振动。会同运行进行排查，退出一次调频后观察没有出现波动迹象。排查一次调频指令有发出，经仪控专业检查为一次调频参数过于灵敏，修改参数后正常。

5.加强了小机调速系统的监督。在＃

2、3机组检修重发现小机调门油动机EG－3P输出轴损坏，引导阀阀芯、阀套腐蚀磨损等缺陷，严格进行小机高、低压油动机静态试验，全年未发生因小机调速系统故障引起的机组降出力事件。

6.成功处理2A凝结水泵振动大问题。凝结水泵振动问题从基建开始一直未得到根本性解决，#2机凝泵A在运行过程中出现振动爬升现象。专业组织认真分析，与设备厂家和科研单位讨论振动原因和处理方案，利用检修机会对泵和电机进行解体检查，通过修后反复试验调整配重，使得调换后该凝泵振动明显好转，为处理类似缺陷积累了宝贵经验。

7．针对热段疏水罐筒体裂纹问题，召开专题会讨论热段疏水罐更换技术方案，并就疏水控制方式优化的问题向华东院及相关电厂调研。3C检修期间已完成＃3机组热再疏水罐更换、焊接热处理及检验。

8．注重检修期间主机轴瓦的检验。#3机C修＃1瓦揭瓦检查发现轴颈处有两道轻微划痕，翻下瓦发现下瓦承力面与油楔结合处乌金有蜂窝状、脱落及碎裂现象，返回轴瓦厂家修补；＃3瓦瓦枕球面接触面偏窄，考虑到＃3瓦瓦振偏大重新研刮瓦枕。

9．完成#

3、4机组汽机补汽阀开启试验，补汽阀开度在15%以下时，#

1、2瓦轴振最大为80um；补汽阀开度在20%时，#

1、2瓦的轴振超过100um，最终将#

3、4机组补汽阀开度限制在10%以下运行。10． 积极推进汽机节能工作，开展节能对标管理，制订汽机设备和系统节能排查方案，积极完善各项节能措施。召开汽机节能专题会，在2010年夏季工况优化运行的基础上，根据冷却水温度做进一步调整，以达到最经济的运行方式。最终确定今后夏季工况循环水系统运行方式。推进二期＃

3、4机组凝结水系统降压运行技改项目的实施，设计并优化了给水泵密封水加升压泵系统及控制逻辑，年内一完成了二期＃

3、4机组给水泵加装密封水泵的系统施工，待主泵到货安装后便可进入实施阶段。针对四台机凝汽器端差及凝结水过冷度大现象进行排查，发现原SIS系统监测显示数据与实际计算值存在较大偏差，经修正后，四台机凝汽器端差及凝结水过冷度均已正常。完成#3机三台机械真空泵密封水加装制冷装置，投用后经电试院试验分析，机组夏季工况凝汽器真空值上升0.2-0.3kpa左右，取得较好的经济效益。通过对系统改造，完成#

2、#3机定冷水补水溢流水的全部回收。通过对加热器优化运行专项治理工作，利用#3C、#4C、#2B检修对加热器给水分隔板进行排查治理，并对高加进出口三通阀的阀位整定，使得高加端差大、给水温升不足的现象得到进一步改善。通过对凝补水系统进行改造，#3机组实现停运凝结水输送泵的目标，并逐步在其他机组上应用，目前已完成#3机和#2机的改造。通过对系统改造，完成#

2、#3机定冷水补水溢流水的全部回收。通过对凝汽器真空泄漏不断排查治理，四台机严密性试验数据均达到优良水平。

11．按监督标准完成＃2、3、4机组检修试验方案编制及试验。主要有检修前、后抬轴试验；检修前、后汽机性能试验；密封瓦检修后发电机风压试验；并网前汽门严密性试验；汽机就地脱扣试验；超速保护通道试验；抽汽逆止门活动试验、小机超速通道试验；小机高、低压调门活动等试验。

12．按时完成汽机设备定期切换试验、ATT试验、真空严密性试验、蓄能器氮气压力测定等定期试验检验工作。

13．完成＃2、3、4机组汽机侧安全阀定期排放试验，配合金属专业完成＃2、3、4机组压力容器及安全阀检验工作。

14． 各机组两只低旁阀阀芯冲刷严重，阀芯密封面呈犬牙状吹损约3mm，由于车削量较大，返阀门厂重新对焊硬质合金。

四、技术监督服务单位管理支持情况：

本浙江电试院对玉环电厂汽轮机监督工作主要进行了迎峰度夏前监督检查、季度监督检查、召开了浙江省汽轮机监督实施及考核细则审查会。积极配合计划检修进行检修前、后的性能试验，为检修项目策划提供了试验数据，如发现2A高加端差大、给水温升不足的缺陷，及时增加了各台加热器水室分水隔板检查的项目。在试验中还发现各台机组凝结水流量偏差较大的问题，目前＃2机组已经加装标准流量孔板，其他机组将逐步完善。

在技术支持方面，本因我厂对＃2、3、4机组汽门及油动机均安排了检修，修后机组全部委托浙江电试院进行了汽门关闭时间测定，浙江电试院均能在我厂要求时间内完成测试。尤其在振动监督上，浙江电试院积极同我厂技术人员一起加班加点，解决了＃3机组＃5瓦轴振大、＃2机组＃7瓦轴振大振动、2B凝结水泵电机振动大等问题。

五、目前存在的主要问题

1.＃

1、2机组平衡活塞后温度偏高问题，我厂已经提供相关曲线，目前上海汽轮机厂未给出处理方案，答复还需与西门子公司沟通解决。

2．＃1机组再热热段中压主汽门前过渡段焊缝热影响区的A侧3处、B侧6处表面裂纹，进行了打磨处理。目前已将各台机组同区域列为C级以上检修的必检项目，并与西安热工院电站材料所合作进行裂纹形成原因分析，下一步持续推进寿命评估、防止措施制定等工作。

3.＃2机组B修中发现A侧主蒸汽管道25米垂直管焊口厂家焊缝（WA－15）存在1处8mm表面裂纹，A、B侧主汽门前水平管段各有一道厂家焊缝（WA－

24、WA－57）存在16处表面裂纹，主汽至高旁管路四道厂家焊缝（WA－

19、WA－

27、WA－63、WA－69）存在13处表面裂纹，全部打磨处理。

4.＃2机组2B高加水侧管束发现12根换热管管口部位有纵向裂纹，全部焊接封堵。6台高加的水室分水隔板部分角焊缝有裂纹，目前经打磨后补焊处理。需与高加制造单位共同分析裂纹产生的原因。5.玉环电厂针对#1 汽轮机#5 轴瓦X向轴振144.9μm，Y向轴振119μm的现象进行频谱分析，发现＃5瓦振动幅值与机组负荷成正比，主要表现为二倍频偏大，计划在12年#1机组A修时调整汽－发对轮中心。

6．根据＃2机组B修前性能试验结果，＃2机组2A/2B高加上端差为11.8/10℃，给水温升低于设计值10/8.1℃，重点安排B修更换高加分水隔板密封件，并考虑优化密封件的材质。

7.疏水等小管路的裂纹问题，2011年汽机设备的疏水管共出现裂纹三次，分别是＃2机组热再压力测点管接座后焊缝裂纹、＃1机组A侧热再疏水罐至高压疏扩焊缝裂纹、4B小机低压主汽门油动机安全油管路厂家焊缝裂纹。

六、2012年监督工作重点

1.继续与宁海电厂等单位合作督促上汽调研、分析1000MW机组平衡活塞后温度偏高问题（我厂＃

1、2机组偏高）。

2.就＃1机组揭中、低压缸检查、汽门解体检查等问题与上海汽轮机厂进行技术交流。

3.继续完善汽轮机主辅设备振动监督管理。确保我厂机组轴系振动在优良值以下。

4.运行机组ATT试验等汽机监督定期试验。5.定期召开厂级汽机监督例会。6.检修机组修前、修后性能试验。7.运行机组振动监测、漏氢监测。

8.配合化学进行运行机组油务监督及汽水品质监督。9.配合金属监督进行压力容器检验及安全阀校验。10.推进＃

3、＃4机组凝结水降压运行技改。11．推进＃

1、4机组停运凝疏泵停运。

12．依托华东电力设计院技术平台，积极推进汽机抽汽调频、给水系统增加前置加热器等技改项目。

13.协助金属监督与西安热工院电站材料所合作进行热再大小头裂纹形成原因分析，下一步持续推进寿命评估、防止措施制定等工作。