天津大港电厂生产实习论文

天津大港电厂生产实习论文 华北电力大学 电 厂 生 产 实 习 报 告 实习地点:国网能源有限公司天津大港发电厂 学生姓名: 学 号: 班 级: 指导老师: 实习时间: 实习报告目录及要求 一 实习过程目的 二 实习过程介绍 三 实习内容 3.1 安全教育 3.2 电力生产流程 3.3 锅炉设备(设备、工艺系统、技术特点、主要运行与维护规程) 3.4 汽轮机 3.5 化学水制备 3.6 环保 四 实习总结 五 实习感悟 报告要求:要求字数不少于1万字，一级标四号加粗，二级标题五号加粗，三级标题五号。正文宋体五号字，A4纸打印。 大港电厂简介 大港发电厂坐落在渤海之滨，天津滨海新区南部,位于天津市大港区，,占地面积1728公顷，厂区占地52.86公顷，有四台燃煤发电机组，装机容量1314兆瓦，是国网能源开发有限公司主力发电厂、京津唐电网主力调峰电厂之一。 大港电厂始建于70年代,分两期工程，一期工程#1、#2机组于1974年12月动工,安装两台意大利燃油发电机组，容量为328.5兆瓦。汽轮机由意大利安萨尔多汽轮机制造厂制造，锅炉由意大利TOSI(托赛)锅炉制造厂配套，发电机由阿斯金电机厂制造。 机组控制采用820自动控制系统。首台机组于1978年10月4日并网发电，是当时全国单机容量最大的火力发电机组。 2001年10月经国务院批准，一期机组进行燃煤改造，工程被列为国家重点技术改造项目，投资14.9亿元，安装了上海锅炉厂生产的1080吨/时亚临界平衡通风固态排渣汽包炉，更换了ABB公司DCS自动控制系统，并加装了高效除尘、脱硫装置，于2005年5月全部竣工。(#2机组2004年11月14日并网发电，#1机组2005年4月12日网发电)。 二期工程于1988年动工，是国家七五工程重点项目，由意大利继续引进了两台328.5兆瓦燃煤发电机组(3、4号机组分别于1991年9月30日、和1992年4月30日并网发电)，每台锅炉配有4台双进双出钢球磨煤机，燃烧方式为半直吹式，采用高效静电除尘系统。汽轮发电机组与一期参数基本相同。两台机组采用N90集散控制系统控制，其中汽机调节系统经改造后采用新华控制公司的DEH-?A数字电液调节控制系统，技术水平在国内保持在领先地位。 为响应国家环保要求提高人林居住环境2008年3、4号锅炉进行安装脱硫系统，该系统分别于2009年8月5日和18日通过168小时试运验收投入运行。大港发电厂是国内海水综合利用水平较高的企业之一，该厂引进的美国环境公司两套多级闪蒸海水淡化装置，单台日产水量3000吨，是目前全国最大的海水淡化设施之一。 一、实习过程目的 大学四年，学校给我们毕业生安排两次电厂实习机会，这次是第一次——生产实习，是培养工科学生工作实践能力的重要实践性环节。目的是通过参观和参与电厂的生产实际，将理论知识与生产实践相结合，优化知识结构，提高思考分析能力。在参观过程中，通过向技术人员提问学习，了解与初步掌握本专业相关产品技术参数等方面的实际知识和相关，增强对锅炉、汽轮机系统及辅助设备的组成及结构的具体知识，了解电厂的发电厂的生产布局，发电过程的流程，在电厂认识实习的基础上更好地熟悉电厂热工部分及其运行维护工作，初步认识与自身专业相匹配的工作岗位，了解发电厂的生产组织管理和技术经济指标，培养学生的实际操作能力和分析判断事故的能力。为今后专业课的学习、专业课程设计及毕业设计打下良好的基础。此外，经过对电厂的实地了解，为今后步入社会作必要的心理准备。 二、实习过程介绍 2012.6.25 到达天津大港发电厂。抵达目的地时，已是中午一点多了，我们在阎老师的指引下安顿了下来，我们进行了简单的整理后，在电厂生活区转转熟悉了一下环境，感觉大港电厂的环境还挺不错的，既来之则安之吧。 2012.6.26 在培训中心以集中授课方式进行培训，具体为:电厂生活环境介绍、发电厂概况及发电 过程、安全教育、锅炉设备及系统介绍、汽轮机汽轮机系统介绍 2012.6.27 在培训中心以集中授课方式进行培训。具体为:电机、变压器及集控运行,下午电厂参观，进行分组。 2012.6.28 中班跟班，在运行处主控室参观实习。学习了电厂生产流程，汽水流程，锅炉汽机等。 2012.6.29 中班跟班，在运行处主控室参观实习。学习了脱硫系统等电厂环保设施。 2012.6.30 早班跟班，在运行处主控室参观实习。学习了电厂锅炉的运行规程等内容。 2012.7.1 早班跟班，在指导老师马老师和值长师傅的带领下参观并学习了脱硫系统的主要及辅助设备的工作原理。 2012.7.2 早班跟班，在运行处主控室参观实习。学习了电厂汽机的运行规程等内容。 2012.7.3 下午六点半，指导老师马老师邀请全体同学聚餐，并邀请了厂内相关负责人和有关校友，我们开展了一次很有意思的校友交流会，印象颇深，受益匪浅。 三、实习内容 3.1 安全教育 3.1.1 安规学习 在电厂实习的第一堂课是安全规程学习，由大港发电厂的主任讲授。电力生产坚决贯彻“安全第一”的生产方针。课上，电厂师傅叮嘱我们要注意电力生产中的安全，所以这一堂课大家都听的格外认真。我们都认真学习了电力生产的安全规程，包括厂级、车间级、班组级三级安全教育，入厂前安全教育和生产现场安全注意事项。比如对穿着的要求: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者棉化纤混纺的衣料做成。工作人员进入现场必须穿工作服，禁止穿拖鞋凉鞋，女工作人员禁止穿裙子高跟鞋，辫子长发必须盘在工作帽内。做接触高温物体工作时，应戴手套和穿专用的防护工作服。 通过对安全规程的学习，同学们的安全意识明显提高了。电厂是个危险系数较高的生产部门，安全规程的学习对在电厂的实习和将来的工作都是必要的。 3.1.2电厂生产安全规程 (一)电厂生产安全规章 1. 闸和检修设备控制开关的操作把手上悬挂:“禁止合闸，有人工作”的标示牌。 在显示屏上进行启动，停运的设备或者需要进行开度调节的截门，闸板，挡板等，应切除所有可能造成其连锁动作的开关，并在其操作控制面板上将操作按钮方式设置为“检修”状态，或者在操作处用其他方式设置“禁止合闸，有人工作”的指示牌。 2. 汽，水，烟，风系统，公用排污，输水系统因检修需要所关闭的截门，闸板，挡板，应加锁，悬挂“禁止操作，有人工作～”标示牌。 如有多级串联，在危险介质来源处的的截门，挡板，闸板已可靠关严并加锁，悬挂“禁止操作”标示牌的情况下，检修系统隔离范围内的截门，闸板，挡板，可不重复加锁。因检修需要调整开启的这些截门，闸板，挡板时，需暂停系统其他处的工作，以防伤人，确认无泄露处方可继续工作。 锁由热机设备运行管理部门配备管理，要一把钥匙开一把锁，钥匙要编号并妥善保管。 3. 施工现场临近高温，陡坎，深坑及高压带电区等处所均应设置临时遮拦及“止步，危险～” “止步，高压危险～”的标示牌;危险处所夜间应设红灯警示。 因检修施工打开的坑，沟，孔洞等均应铺设与地面平齐有防滑措施的盖板或设置可靠的遮拦，挡脚板及“止步，危险”的标示牌。因检修施工破坏的常用楼梯，通道等，危险的出入口应设置临时遮拦并悬挂醒目的“止步，危险～”标示牌，临时遮拦应符合标准要求，并采取上锁， 用铁丝绑扎等加固措施，使之不易移动。必要时派专人看守，夜间应设红灯警示。 4. 如工作地点始终有人工作时，允许使用绳子制作的遮拦，但应规范是做成网状染成红色用于防止外人接近，进入或通过的，均应挂“禁止通行，施工现场”的标示牌，用于防止工作人员接近周围危险环境的，标示牌应朝向里。 5. 任何人禁止跨越这遮拦，不得随意移动，变动和拆除临时遮拦，标示牌等措施，工作人员如却因工作需要必须移动，变动和拆除时，应征得到工作许可人的同意，在拆除遮拦，标示牌的情况下，工作人员进行工作时，检修工作负责人应特别加强监护，当工作完成后，应立即恢复原状。 6. 在工作地点设置“在此工作～”的标示牌。 (二)一般安全措施 1. 生产厂房内外应保持着清洁完整。 2. 在楼板和结构上打孔或在规定地点以外安装起重滑车或堆放重物等，应事先经过本单位有关技术部门的审核许可，规定放置重物及安装滑车的地点应标明显的标记(标出界限和荷重限度)。 3. 禁止利用任何管道悬吊中午和起重滑车。 4. 生产厂房内外工作场所的井、坑、洞或沟道，应覆以与地面齐平而坚固的盖板。在检修工作中如需将盖板取下，应设临时围栏。临时打的孔，洞，施工结束后，应恢复原状。 5. 所有升降口、大小孔洞、楼梯和平台，应装设不低于1050mm高的栏杆和不低于100mm高的护板。如在检修期间需将栏杆拆除时，应装设临时遮拦，并在检修结束后将栏杆立即装回。临时遮拦应由上，下两道横杆及栏杆柱组成。上杆离地高度为1050~1200mm,下杆离地高度味500~600mm,并在栏杆下边的设置严密固定的高度不低于180mm的挡脚板。坡度大于1:22的屋面，临时遮拦应高1500mm，并加挂安全立网。原有高度1000mm的栏杆可不做改动。 6. 所有楼梯、平台、通道、栏杆都应保持完整，铁板应铺设牢固。铁板表面应有纹路以防滑跌。 7. 厂房内设备、材料的堆放应整齐，有序标志应清楚，不妨碍通行。门口、通道、楼梯和平台等处，不准放置杂物，以免阻碍通行。电缆及管道不应敷设在经常有人通行的地板上，以免妨碍通行，地板上临时方有容易使人办跌的物件，应设置明显的警告标志，地面有灰浆泥污时，应及时清除，以防滑跌。 8. 生产厂房内外工作场所的常用照明，应该保证足够的亮度。在装有水位计、压力表、真空表、温度表、各种仪表的仪表盘、楼梯、通道以及所有靠近机器转动部分和高温表面等的狭窄地方的照明，应光量充足。 在操作盘、重要表记、主要楼梯、通道等地点，应设有事故照明。 此外，还应在工作地点准备由相当数量的完整手电筒，以便必要时使用。 9. 生产厂房及仓库应备有必要的消防设备，例如:消防栓、水龙带、灭火器、砂箱、石棉布和其他消防工具等。消防设备应定期检查和试验，保证随时使用，不准将消防工具移作他用。 10. 禁止在工作场所存储易燃物品，例如:汽油、煤油、酒精等。运行中所需少量的润滑油 和日常需用的油壶、油枪，应存放在指定地点的储存室内。 11.生产厂房应备有带盖的铁箱，以便放置擦拭材料，用过的擦拭材料应另放在废棉纱箱内，定期清除。 12.所有高温的管道，容器等设备上都应有保温，保层应保证完整，当室内温度在25?时，保温层表面的温度一般不超多50?。 13.在油管得得法兰盘和阀门的周围，如敷设油热管道或其他热体，为了防止漏油而引起火灾，应在这些热体保温层外面再包上铁皮，不论在检修或运行中，如有油漏到保温层上应将保温层替换。 油管应尽量少用法兰盘连接，再热体附近的法兰盘，应装金属壳，禁止使用塑料或胶皮垫。 油管的发;法兰和阀门以及轴承，调速系统等应保持严密不漏油，如有漏油现象，应及时修好，漏油应及时擦拭，不应留在地面上。 14.生产厂房内外的电缆，在进入控制室，电缆夹层，控制柜，开关柜等处的电缆孔洞，应用防火材料严密封闭。 15.生产厂房的取暖用热源，应有专人管理，使用压力应符合取暖设备的要求，如有较高压力的热源时，应装有减压装置，并装安全阀。 16.寒冷地区的厂房，烟囱，水塔等处的冰溜子，若有掉落伤人的危险时，应及时清除，如不能清除，应采取安全防护措施。厂房屋面板上不许堆放物件，对积灰，积雪，积冰应及时清除。厂房建筑物顶的排气门，水门，管道，应无因漏气，漏水而形成大量积冰的可能，以防压垮房顶。 17.厂房应定期检查，厂房的结构应无倾斜，裂纹，风化，下榻的现象，门窗应完整。 18.生产厂房装设的电梯，在使用前应经过有关部门检验合格，取得合格证后，并制定安全使用规定和定期检验维护制度。电梯应有专责人负责维护管理，电梯的安全闭锁装置，自动装置，机械部分，信号照明等油缺陷的应停止使用，并采取必要的安全措施，防止高空摔跤等伤亡事故。 19.各生产场所应有逃生路线的指示。 20.使用可燃物品，的人员，应熟悉这些材料的特性及防火防爆规定。 21.工作人员的工作服不准有可能被转动的机器绞住的部分，工作适应穿着工作服，衣服和袖口应扣好，禁止戴围巾和穿长衣服，禁止工作服使用尼龙，化纤，或棉，化纤混纺的衣服，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凉鞋，拖鞋，高跟鞋，禁止女工作人员穿裙子。辫子，长发应盘在安全帽内。做接触高温物体的工作时，应带手套和穿专用的防护工作服。 22.任何人进入生产现场，应正确佩戴安全帽。 23.运行和检修人员在巡检过程中，身体不的碰及转动部件，保持与带电设备的安全距离。 (四)设备的维护 1. 机器的转动部分应装有防护罩或其他防护设备，露出的轴端应设有护盖，以防绞卷衣服，禁止在机器转动时，从靠背轮和齿轮上取下防护罩或其他防护设备。 2. 对于正在转动的机器，不准装卸和矫正皮带，或直接用手往皮带上撒松香等物。 3. 在机器完全停止以前，不准进行修理工作。修理中的机器应做好防治转动的安全措施，如:切断电源的开关，刀闸或熔丝应拉开:切断风源。水源，气源，所有有关闸板，闸门等应关闭;上述地点应挂上安全标示牌，必要时还应采取可靠的制动措施，检修负责人在工作前应对上述安全措施进行检查，确认无误后，方可开始工作。 4. 禁止在运行中清扫，擦拭和润滑机器的旋转和移动的部分，以及把手伸进栅栏内。清拭运转中机器的固定部分时，不准把抹布缠在手上或手指上使用，只有在转动部分对工作人员没有危险时，方可允许用长嘴壶或油枪往油盅里加油。 5. 禁止在栏杆上，官道上，靠背轮上，安全罩上或运行中或设备的轴承上行走或坐立，如必须在管道上做历史才可工作时，应做好安全措施。 6. 应尽可能避免或长时间停留在可能受到烫伤的地方，例如:汽，水，燃油管道德的法兰盘，阀门，煤粉系统，和锅炉烟道的入孔，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，油漆等作业人员及参观人员不准接近该设备，或在该设备附近逗留。 7. 厂房外墙，大坝边坡，竖井和烟囱等处固定的爬梯，应牢固可靠，并设护圈，高百米以上的爬梯，中间应设有休息的平台，并定期进行检查和维护。上爬梯应逐档检查爬梯是否牢固，上下爬梯应抓牢，并不准两手同时抓一个梯阶。垂直爬梯宜设置在人员上下作业的防坠安全自锁装置或速差自控器，并制定向相应的使用管理规定。 (五)一般电气安全注意事项 1. 所有电器设备的金属外壳均应有良好的接地装置，使用中不准将接地装置拆除或对其进行任何操作。 2. 任何电器设备上的标示牌，除原来放置人员或负责的运行值班人员外，其他任何人员不准移动。 3. 不准靠近或接触任何有电设备的带电部分，特殊许可的工作，应遵守《国家电网公司电力安全工作规程》和《国家电网公司电力安全工作规程》中的有关规定。 4. 是收不准去触摸电灯开关以及其他电气设备。 5. 电源开关外壳和电线绝缘有破损不完整或带电部分外露时，应立即找电工修好，否则不准使用，电工修理时不得改动电源开关和安全保护装置。 6. 发现有人触电，应立即切断电源，使触电人脱离电压，并进行急救，如在高空作业，抢救时应注意防治高空坠落。 7. 遇有电气设备着火时，应立即将有关设备的电源切断，然后进行救火，对可能带电设备及发电机，电动机等，应使用干式灭火器，二氧化碳灭火器灭火;对油开关，变压器可使用干式灭火器等灭火，不能扑灭是在用泡沫式灭火器灭火，不得已时可用干砂灭火;地面上的绝缘油着火，应用干砂灭火。扑救时可能产生有毒气体的火灾，扑救人员应使用正压式消防空气呼吸器。 8. 在靠近带电部分作业时，应保持与不停电设备的安全距离大于表1中所规定 电压等级(KV) 安全距离(m) 10及以下(13.8) 0.70 20,35 1.00 63(66)，110 1.50 220 3.00 330 4.00 500 5.00 9. 现场的临时照明线路应相对固定，并经常检查，维修。照明灯具的悬挂高度应不低于2.5m，并不得任意移动，低于2.5m时应设保护罩。 (六)工具的使用 1. 实用工具前应进行检查，机具应按其出场说明书和铭牌的规定使用，不准使用已变形的已破损的或有故障的机具。 2. 大锤和手锤的锤头应完整，其表面应光滑微凸，不得有歪斜，缺口，凹入及裂纹等情形。大锤及手锤的柄应用整根的硬木制成，不准用大木料劈开制成，也不能用其他材料代替，应装的十分牢固，并将头部用 栓固定。锤把上不可有油污，不准带手套活用单手轮大锤，周围不准有人靠近。狭窄区域，使用大锤应注意周围环境，避免反击力伤人 3. 用凿子凿坚硬的或脆性的物体时，应带好防护眼镜，必要时装设安全遮拦，以防碎片打伤旁人。凿子被锤击部分有伤痕不平整，粘有油污等，不准使用。 3.2电力生产流程 主要生产过程是:储存在储煤场(或储煤罐)中的原煤由输煤设备输煤皮带从储煤场送到锅炉的原煤斗中, 为提高燃煤效率，煤斗中的原煤要先由给煤机送至磨煤机内磨成煤粉。 煤粉送至分离器进行分离,合格的煤粉送到煤粉仓储存(仓储式锅炉)。煤粉仓的煤粉由给粉机送到锅炉本体的喷燃器,由喷燃器喷到炉膛内燃烧(直吹式锅炉将煤粉分离后直接送入炉膛)。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。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，然后进入除尘器，将烟气中的煤灰分离出来。洁净的烟气在引风机的作用下通过烟囱排入大气。助燃用的空气由送风机送入装设在尾部烟道上的空气预热器内，利用热烟气加热空气。这样一方面使进入锅炉的空气温度提高，易于煤粉着火和燃烧，另一方面也可以降低排烟温度，提高热能的利用率。从空气预热器排出的热空气分为两股:一股去磨煤机干燥和输送煤粉，另一股直接送入炉膛助燃。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，吸收着煤在燃烧过程中放出的热量。燃烧的煤粉放出大量的热能将炉膛四周水冷壁管内的水加热成汽水混合物。混合物被锅炉汽包内的汽水分离器进行分离,分离出的水经下降管送到水冷壁管继续加热,分离出的蒸汽送到过热器,加热成有很高的压力和温度 的过热蒸汽, 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带着一太小直流发电机，叫励磁机。励磁机发出的直流电送至发电机的转子线圈中，使转子成为电磁铁，周围产生磁场。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。发电机发出的三相交流电通过发电机端部的引线经变压器升压后引出送到电网。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，从新凝结成水，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，再经给水泵送到高压加热器加热后,送到锅炉继续进行热力循环，完成一个循环。在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、底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。再热式机组采用中间再热过程,即把在汽轮机高压缸做功之后的蒸汽,送到锅炉的再热器重新加热,使汽温提高到一定(或初蒸汽)温度后,送到汽轮机中压缸继续做功。 以上分析虽然较为繁杂，但从能量转换的角度看却很简单，即: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成为辅助设备或称辅机。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。 除了上述的主要系统外，火电厂还有其它一些辅助生产系统，如燃煤的输送系统、水的化学 处理系统、灰浆的排放系统等。这些系统与主系统协调工作，它们相互配合完成电能的生产任务。大型火电厂为保证这些设备的正常运转，装有大量的仪表，用来监视这些设备的运行状况，同时还设置有自动控制装置，以便及时地对主辅设备进行调节。现代化的火电厂，已采用了先进的计算机分散控制系统。这些控制系统可以对整个生产过程进行控制和自动调节，根据不同情况协调各设备的工作状况，使整个电厂的自动化水平达到了新的高度。自动控制装置及系统已成为火电厂中不可缺少的部分。 3.3锅炉设备(设备规范、工艺系统、技术特点、主要运行与维护规程) 3.3.1设备规范(二期锅炉) 3.3.1.1设备简况 二期工程锅炉为亚临界强制循环、平衡通风、辐射再热燃煤汽包炉，额定蒸发量每小时1100吨，锅炉配有4台双进双出钢球磨煤机，燃烧方式为半直吹式，锅炉除灰系统采用双室三电场静电除尘器除尘，除尘效率达99%。2001年，通过对静电除尘系统改造，除尘效率已经达到99.9%，烟尘排放量由270毫克/立方米降低到20毫克/立方米，达到国际先进水平。与它配套的汽轮发电机组与一期类型基本相同，但技术水平有所提高。机组控制系统采用IN90经过改造升级为INF90闭环控制系统控制,2006年10月份#3机组控制系统又经过一次升级改造采用(SYMPHONY)超环控制系统控制，汽轮机调节系统改造后与一期类型相同。 为了环保要求2009年#3、4机组加装脱硫系统,烟气脱硫工程采用同方环境股份有限公司从奥地利能源与环境公司(AE&E)引进的湿法脱硫技术，其特点是除雾,脱硫,强制氧化一体，单塔设计。本工程采用石灰石—石膏湿法烟气脱硫，脱硫效率大于97.2,,系统可用率大于98%，采用一炉一塔布置方式。烟气脱硫系统包括烟气系统、吸收塔系统、石灰石浆液制备系统、石膏脱水系统、废水处理系统、工艺水冷却水系统、排放系统、压缩空气系统、控制系统及电气系统等。 3.3.1.2锅炉制造投产日期: 锅炉编号 制造厂编号 制造日期 制造厂 安装单位 投产日期 #3 7901 1988 RANCO.TOSI 津电建公司 1991年9月30日 #4 7901 2001 哈锅(改造)安电二 东电四 1992年4月30日 3.3.1.3设计参数 数 据 名 称 单 位 最大连续负荷(MCR) 控制负荷 过热蒸汽流量 t/h 1100 721.5 汽包压力 MPa 19.4 17.82 汽包饱和温度 ? 364 357 过热蒸汽出口温度 ? 540 540 数 据 名 称 单 位 最大连续负荷(MCR) 控制负荷 过热蒸汽压力 MPa 17.4 16.9 省煤器入口给水温度 ? 296 268 省煤器入口给水压力 MPa 19.7 18.1 再热蒸汽流量 T/h 878.8 592 再热器进口汽温 ? 328 298 再热器进口压力 MPa 3.78 2.53 再热器出口汽温 ? 540 540 再热器出口压力 MPa 3.56 2.37 燃料消耗量(设计煤种) t/h 134.4 95 锅炉效率(按低位发热量) % 92.4 92.1 过剩空气 % 20 40 烟气流量 t/h 1330 1085 总风量 t/h 1233 1016 进风温度 ? 17 17 排烟温度(未修正) ? 125 116 二次风温度 ? 336 323 一次风温度 ? 342 328 减温水量(一级) t/h 46.1 减温水量(二级) t/h 37.7 3.3.2工艺系统 1、制粉系统:原煤输送系统将破碎后的原煤送入原煤仓?给煤机?磨煤机?煤粉分离?合格的煤粉?由空气送入炉内燃烧。 2、燃烧系统:燃烧所需要的空气 ? 送风机 ? 空气预热器 ? 燃烧器二次风喷口?燃烧室。?两路热风管道?制粉系统输送煤 粉?燃烧器一次风喷口?燃烧室。 3、汽水系统:给水 (凝结水和少量补给水 ) ?水处理设备除去大部分杂质 ?汽轮机低压蒸汽抽汽加热并经除氧器去除给水中的氧和不溶解性气体 ?由给水泵提高给水压力 ?汽轮机高压蒸汽抽汽加热?锅炉省煤器加热 ?水冷壁蒸发 ?过热器升温至汽机要求的进汽温度。 4、除渣、除灰和清灰系统:燃烧产生的大块熔渣(约占总灰量的5~10%)，经水冷壁冷却形成固态渣由炉底排放 ?经碎渣机破碎;烟气中携带的细灰粒(约占总灰量的90~95%)，经除尘器将细灰从烟气中分离出来，由除灰系统送往灰场;锅炉运行中沉积到受热面上的细灰由吹灰器清除进入除灰系统。 5、烟气排放系统:燃烧产生的烟气由锅炉尾部的空气预热器出口排出后，经过除尘器，将烟气中的大部分细灰分离出来，排往除灰系统，以防止粉尘粒子对大气产生污染。 3.3.3技术特点 3.3.3.1锅炉水容积 3水 容 积 M 项 目 充水至正常水位 充满水 汽包及水冷壁 107 143 省 煤 器 45 45 过 热 器 209 再 热 器 110 共 计 152 507 3.3.3.2锅炉受热面换热面积 2项 目 换 热 面 积 M 省 煤 器 4082 低温水平过热器 18574 低温悬吊过热器 639 分隔屏过热器 635 屏式过热器 839 末级过热器 1809 辐射再热器 376 中间再热器 376 末级再热器 3500 空气预热器 65580 3.3.3.3燃烧室几何特性 项 目 单 位 几何尺寸 2燃烧室截面积 M 170 2燃烧室到垂直出口水平面的有效辐射表面积 M 4135 3燃烧室到垂直出口水平面的容积 M 7275 燃烧室宽度 mm 13944.6 燃烧室深度 mm 12190.4 mm 1299 (大圆) 假想切圆直径 mm 1120 (小圆) 3.3.3.4炉膛热负荷 热 负 荷 单 位 最大连续蒸发量 控制负荷 255炉膛容积热负荷 Kj/hm 4.07×10 2.88×10 255炉膛热负荷 Kj/hm 7.84×10 5.60×10 277炉膛截面积热负荷 Kj/hm 1.91×10 1.91×10 3.3.4主要运行与维护规程 3.3.4.1锅炉运行调整的主要任务 1 保持锅炉蒸发量在额定值内，并满足机组负荷的要求。 2 保持正常的过热、再热蒸汽温度和压力。 3 均匀给水，维持正常水位。 4 保持炉水和蒸汽品质合格。 5 保持锅炉燃烧良好，减少热损失，提高锅炉热效率。 6 即使调整锅炉工况，尽可能维持各运行参数在最佳工况下运行。 3.3.4.2燃烧调整 1 锅炉冷态点火前，制粉系统处于停止状态，渣油系统经长循环进行循环加热，锅炉燃烧室清扫完成后按照冷态启动点火条件，将燃烧器供油压力控制在0.5,1.0MPa，送风量控制在400t/h左右。风箱/炉膛压差控制在300,500Pa，炉膛压力控制在-50,-80Pa。 2 当第一支(或第一对)油枪点燃时，应及时将渣油压力控制在低于雾化蒸汽压力0.14MPa以下，防止油压高于汽压。油枪点燃后，点火器停止后对应的燃料空气挡板应检查 逐渐开启。 3 从锅炉燃烧室清扫开始达到投煤粉前，锅炉总风量保持清扫风量不变，风量过小会造成炉膛清扫失败或锅炉跳闸，风量过大，会造成燃烧火焰不稳定和汽温上涨过快。 4 锅炉二次小风门仅作为调节风箱/炉膛压差的手段，锅炉总风量仅使用送风机入口挡板调节。 5 在增加投入油枪时，应及时增加燃油调节阀开度，控制燃烧器供油压力不低于0.35MPa。油枪投入后，油压控制在1.0,1.3MPa，雾化蒸汽/油压差控制在 0.14MPa左右。 6 在投入第二只油枪时，因燃油长循环门F781自动关闭，会造成油压迅速升高，此时应迅速减小燃油调节阀开度，控制住燃油压力，以免由于油压升高，大量燃油进炉膛造成汽包水位极高锅炉跳闸。同时也应注意油压不可降得过低，以免造成油压,0.25MPa锅炉燃料中断跳闸。 7 在锅炉正常运行件下，燃烧器供油压力不应低于0.35MPa 最高供油压力受雾化蒸汽压力的限制，不应使雾化蒸汽/油压差小于80kPa。 8 当锅炉投入制粉系统运行后应根据给煤量的大小控制磨煤机一次风量和各角输送风量。 一次风量参考如下比率控制: 磨煤机给煤量 t/h 磨煤机一次风量 t/h 2×0.00 30 2×12.0 50 2×24.0 75 9 投入煤粉层的燃料空气挡板，根据煤量大小开启适当度，以保证最佳配风，其对应关系如下: 磨煤机给煤量 t/h 煤燃烧器周界风开度 2×0.00 0.00 2×5.00 60.0 2×15.0 90.0 2×24.0 100.0% 10 风箱/炉膛压差的高低直接影响着火焰强度及稳定性，因此在调节二次风门时，必须依据负荷的高低控制不同的风箱/炉膛压差。 过热蒸汽流量(负荷)t/h 风箱/炉膛压差Pa 0 400 315 450 500 750 1100 900 11 锅炉在不同负荷运行时，炉膛过剩空气系数控制的数值也不同，在65%额定负荷之前，过剩空气系数控制在1.40左右，在额定负荷运行时， 过剩空气系数控制在约1.20左右。 12 在燃料控制及送风控制均处于手动方式运行时， 增加负荷要遵守先增加送风量，后增加燃料量的原则，减负荷时要遵守先减燃料量后减少风量的原则，避免燃烧不完全冒黑烟。 13 在锅炉省煤器后氧量表不准的情况下， 锅炉过剩空气系数除了根据负荷高低进行粗略控制以外，还必须根据炉膛火焰颜色和烟囱是否冒黑烟等因素，进行细致的调整。若自15m层看火孔观察炉内火焰呈混红色，并且烟囱冒黑烟，此时应加大风量。火焰呈橙黄色无烟，风量基本合适。若火焰发白亮，则表明风量过大需减小风量。若燃煤量表计和总风量表 计准确，可粗略地以燃煤量×9.5—10.0作为总风量的参考控制数值，然后根据燃烧情况进行细致调整。改变风量应缓慢逐渐地进行，以免对过热及再热汽温产生较大扰动。 14 若风/燃料配比适当，锅炉呈燃烧不良现象时，应重点检查各燃料空气挡板开度是否正常或合适，若发现个别燃烧器的燃料空气挡板开度不正常或不合适应联系热工人员检查处理，必要时联系锅炉检修处理。 15 当锅炉燃烧设备正常，至少有二台磨煤机长期稳定运行，且锅炉负荷高于50%时，锅炉应减少助燃油或断油运行。减少助燃油或断油运行应缓慢逐渐地进行，每停止一支油枪，运行人员都应当在就地仔细比较油枪停止前后，该角煤燃烧器的火焰变化情况，若油枪停止后发现该角煤燃烧火焰明显发暗或着火点远离喷燃器口，应立即恢复该角助燃油枪运行，对煤粉燃烧器的输送风量，燃料空气挡板等进行仔细检查和调整，保证各参数在最佳状态后再进行试停助燃油枪的操作，直至全部燃油枪退出运行。 16 在锅炉无助燃油枪运行期间，特别注意加强对火焰状况及火扫器的监视，并了解每日煤种变化。若由于煤种变化造成运行层火焰扫描器有打闪现象时，应投入至少一对助燃油枪运行，以防止锅炉发生灭火。 3.3.4.3 蒸汽温度调整 3.1 过热蒸汽温度控制 1 锅炉冷态启动点火升压阶段，过热蒸汽温度的上升速度可通过调整总风量，燃烧器摆动角度和燃烧强度等手段控制。给水温度，自用蒸汽量以及机炉疏水排汽量的大小直接影响锅炉的燃烧强度和升压速度，因此也直接影响过热蒸汽温度的控制，使过热蒸汽温度符合要求。 2 汽机冲转时，要求过热蒸汽压力在6.0,7.0MPa，温度在340,360?范围。为了使冲转过程中汽温高于汽机的要求，自用蒸汽量、机炉汽水排放量在保证机炉安全的条件下，应尽可能地减少，给水温度尽量控制在100?以上(高加随机启动)，以使汽机在较稳定的燃烧强度和蒸汽参数下冲转、升速， 避免汽温涨得过快过多，造成汽机差胀大被迫停机。 3 在汽机冲转升速过程中，逐渐地关小过热器对空排汽门F184，以补偿汽机升速用汽量的增加造成的汽压下降，不致于使锅炉迅速加大燃烧强度使汽温迅速上升。 4 机组并网后做好投入过热减温器的准备工作，可先准备好一级减温器，当过热器出口温度已达500?以上，低温过热器出口温度已达400?以上，即可投入一级减温器，并且控制减温水量，使减温器出口温度有至少20?的过热度。 5 在随负荷增加，汽温上涨，当负荷达100MW左右，根据汽温情况，投入二级减温器，温度控制统一减。 6 在机组降负荷期间，注意锅炉燃烧强度变化不要过大，以免造成锅炉赶火超温。 7 在给水品质较差时，特别注意减温器的使用，以免大量减温水喷入造成过热器积盐。减温水的控制应缓慢逐渐进行，避免大开大关，以防造成减温器撞击。减温器出口温度始终应有20?以上的过热度，一级减温器作为汽温粗调，保证屏式、分盘过热器不超温，二减作为细调保证过热器出口汽温在540??5?。 8 当锅炉燃烧煤运行时，严格按规定进行吹灰工作，当过热器元件温度较高时，应加强对炉膛的吹灰。 9 在进行给水单冲量,三冲量切换过程中，由于给水压力变化，会引起减温水量变化，因此在进行切换时，特别注意应有专人监视给水压力变化及时调节减温水量。 10 在改变锅炉燃烧强度，送风量和氧量时，过热减温水量应做相应的调节，以使汽温不发生剧烈变化。 11 锅炉压力发生变化及给水压力发生变化时，减温水量都应做相应改变。 12 在机组跳闸后，过热减温器调节阀及闭锁阀(TV601、TV602A/B;F104、F120、F136) 应自动关闭，若上述阀门未关或关不严，应关闭减温水总门LB—F049及其旁路门，以防汽温下跌过多，再恢复困难。 13 机组运行中，若发生高加跳闸，给水温度迅速下降，高加抽汽停止，过热汽压上升，电负荷增大，此时运行人员在降低燃烧强度的同时，根据给水温度变化幅度，加大减温水量，下摆燃烧器，以免过热器严重超温。 14 在机组高负荷运行中，投入高加或跳闸后的高加复归重新投入时， 应在控制住过热蒸汽温度的前提下将汽压提到要求数值，避免超温。 3.2 再热蒸汽温度控制 1 锅炉点火到汽轮机并网前，锅炉以较低的燃烧强度运行，控制炉膛出口烟温不大于540?，以防止再热器元件超温。 2 在机组并网带25%负荷以下运行时(仅烧油)，由于燃烧总风量保持不变(400t/h)，再热蒸汽温度与主蒸汽温度的偏差，可以通过摆动燃烧器角度在小范围内调整，操作摆动燃烧器时应缓慢逐次地进行，每次改变3,5%，间隔5,10min再进行下一次改变，同时注意不应使辐射再热器、屏式和分板式过热器元件超温，并且不要使摆动燃烧器摆动到上下极限位置。 3 在利用上摆燃烧器提高再热器蒸汽温度时，注意过热器一、二减温器出口蒸汽温度不得过低，至少有20?以上的过热度。 4 当机组升负荷投入制粉后由于燃烧强度的增加和燃烧空气量的变化，再热蒸汽温度会以较快的速度上升。在此期间特别注意，投入磨煤机时，高压加热器已正常运行，锅炉经吹灰后各受热元件温度已在极限值以下，并有调节裕量。启动磨煤机后，升负荷时燃烧强度应缓慢逐渐地增强，以防止锅炉灭火造成严重超温。制粉系统投入后，随负荷的增加，燃烧器摆动角度应逐渐摆到水平位置以下，过热器喷水随之适量增加，以防止过热器超温。 5 投入制粉系统后，锅炉除按规定进行吹灰外，还应根据负荷的高低以及再热器元件温度的变化，加强炉膛吹灰工作， 以防止受热元件超温。 当机组负荷达到65%额定负荷时，将再热蒸汽温度逐渐提高到540?。 6 当由于高压加热器未能正常投入或投入台数不足，给水温度不能达到设计值，锅炉最高负荷应以再热汽温及受热元件不超温为前提的最大可能负荷。全部高加退出运行，机组负荷不应超过200MW。 7 再热喷水减温器作为事故情况下降温之用，正常运行时不得投入使用。当燃烧器摆动角度已摆到极限数值附近，燃烧氧量已降到最低，水冷壁连续吹灰仍不能使再热器温度降到545?以下，先降低机组负荷，若降负荷不行时， 才投入再热事故喷水减温器，喷水阀前压力控制在9.0MPa，喷水量大小不应使减温器出口汽温的过热度小于20?。 8 再热事故喷水减温器投入备用，应在再热蒸汽温度达到500?以上时进行: a. 检查再热器两侧喷水调节阀TCV603A/B，手动门F200、F205及闭锁阀F201、F206关闭，控制气源投入，闭锁复归。 b. 联系热工人员共同进行喷水调节阀、闭锁阀传动及联锁试验，当TCV603A/B开度达5%时，F201、F206应自动开启，当TCV603/B关到0%时，F201、F206应自动关闭，同时进行TCV603A/B全行程开关试验及断气闭锁试验。 c. 进行喷水调压阀LB—PCV304全行程传动试验，压力定值器定值放在9.0MPa，安全阀LB—F061整定在10.0MPa动作。 d. 缓慢开启喷水调压阀前手动门LB—F020，监视调压阀PCV304 自动维持门后压力在9.0MPa。 e. 在专人监视着再热事故喷水减温器后温度TE612A/B的条件下，缓慢开启喷水调节阀TV603A/B后的手动门F200和F205，若TE612A/B迅速下降，应立即关闭F200和F205， 若TE612A/B温度正常，则再热事故喷水已投入备用。 3.3.4.4 蒸汽压力调整 +0.21 锅炉正常运行中应采用定压运行保持蒸汽压力在正常值Mpa，若设备有缺陷时+0.3 如负荷过低等可暂时采用滑压运行。 2 锅炉汽压的调整，可通过增减燃料量、微调同步器的方式进行，或在协调方式下适当改变压力设定值。 3 锅炉侧和汽轮机侧过热蒸汽压力表指示值，以及锅炉汽包各压力表、过热蒸汽压力表指示值，每天二值班应将主控和就地压力核对一次。若发现有误差，应及时通知热工人员修复。 4 不许用破坏燃烧等方式调整汽压，在非事故情况下禁止用安全门和向空排汽等手段降低汽压. 若汽压达到安全门动作值而安全门拒动时，应立即切除部分燃烧器，开启过热器对空排汽门等进行降压，待汽压正常后关闭，并通知有关人员迅速处理。 5 当停用高压加热器或高压加热器跳闸时，应降低锅炉负荷，注意监视再热蒸汽进口压力，防止安全门动作，同时注意过热、再热汽温的调整防止超温。 3.3.4.5 锅炉给水调整 5.1 ?25%MCR负荷期间的给水调整 1 在锅炉点火以后，未向汽机送汽之前，锅炉的连续排污、过热器各部联箱排汽、疏水所造成的汽水损失较小，加之升压过程中炉水温度升高，体积膨胀的补偿作用，要求向锅炉的给水量较小，这时只对锅炉断续上水。 2 上水前先启动一台给水泵，控制给水泵勺管使给水压力与锅炉压力之间维持大约4.0MPa的差压，用LV600控制锅炉上水速度，汽包水位宜控制在-50,-100mm。断续上水期间，省煤器再循环F028门保持开启。 3 点火初期锅炉给水就应采用经过除氧合格的给水。给水采用除氧器再沸腾加热到104?。 除氧头加热采用辅助蒸汽进行， 以保证点火后锅炉给水溶解氧,7mg/L。 4 当给水已连续，可配合调整给水泵勺管使行LV600前后压差在4.0MPa， 调节水位设定点在-50,-100mm左右，投入给水泵勺管自动控制(差压调节)和投入LV600自动控制(单冲量给水自动控制)。 5 在给水处于单冲量控制期间，运行人员应注意避免过热减温水门大幅度开关操作，并注意过热减温水门的运行状态，以防在较高给水压力情况下造成汽温骤降。 5.2 ?25%MCR负荷期间给水控制 1 当机组负荷升到接近25%MCR时，锅炉给水应由低负荷门LV600 控制切换到经主给水电动门F019(逐渐开启)由给水泵勺管控制汽包水位。 3.5.2.2 在进行锅炉给水控制方式切换时应控制好减温水流量适当，以防锅炉超温或锅炉汽温骤降。 3 主给水电动门F019的开度应使给水门前后保持适当压差，以满足减温水的需求。 4 在给水切换时，应注意维持汽压、负荷和燃烧的相对稳定，减少对给水控制的扰动。给水切换时锅炉压力应大于11.0MPa。 5 当随机组负荷进一步升高(?50%M.C.R时)，投入第二台给水泵运行，第三台给水泵应投入备用状态。 3.3.4.6 锅炉负压控制 1 锅炉冷态启动烟风系统前，炉底灰渣斗及密封水槽必须注满水，在启动吸风机后，其入口挡板开度随送风机出力的增加而逐渐开大，以使炉膛压力控制在- 50,-100Pa左右。 2 在吸风机入口挡板手动控制期间，若增大送风量时，吸风机入口挡板开度也应做相 应改变，以维持炉膛负压。 3 当吸风机入口挡板自动控制设备完好时，即可投入自动调节方式，其步骤如下: 3.1 手动控制两台吸风机入口挡板，使之输出基本相等，炉膛负压控制正常。 3.2 将吸风机入口挡板控制站上的定值器调节到当时炉膛实际负压值附近，偏置器调零。 3.3 逐个地将两台吸风机入口挡板控制站投入自动，观察挡板开度不应有较大幅度的变化，炉膛负压稳定。 4 在增加投入油枪对数或投入制粉系统时，由于炉膛热负荷的突然增加，炉膛负压会有较大幅度的波动，此时运行人员应加强对负压控制的监视，若自动控制调节迟缓，应切手动调节，使炉膛负压稳定。 5 机组运行中磨煤机跳闸，炉膛热负荷突然减少，炉膛压力会迅速下降，此时运行人员应监视吸风机入口挡板应自动迅速关小，以维持炉膛压力不致于低到跳闸值。 6 在锅炉冷态启动前，进行炉膛正负压跳闸保护试验时，禁止用增减送引风机入口挡板开度使炉膛压力真的达到?2.0kPa的办法进行试验，应采用打气筒给压力开关加压的办法进行，以免造成锅炉设备的损坏。 3.3.4.6维护规程 a. 如发现轴承内油位较低，应及时加油，如发现轴承内有油乳化等油质恶化现象，应及时汇报，联系更换润滑油。 b. 在冬季，闭式冷却水系统若停运，应及时联系检修将轴瓦冷却水挠性软管解开，将轴瓦内存水吹净，以防轴瓦冻裂。 c. 在锅炉运行中静电除尘器尽可能投入，以免造成吸风机磨损，长时间不能投入静电除尘器锅炉应限负荷运行。 3.4汽轮机 3.4.1主要设计参数: 参 数 名 称 单 位 设计值 额定功率 MW 328.5 最大连续出力 MW 336.7 自动主汽门前压力 MPa 16.6 自动主汽门前温度 ? 538 额定主汽流量 t/h 1056.8 最大主蒸汽流量 t/h 1110 热再热蒸汽温度 ? 538 低压缸排汽压力 KPa 5 给水温度 ? 290 循环水温度 ? 20 速度级压力 MPa 13 抽汽级数 8 额定工况下17级 抽汽供海水淡化 t/h 11.98 热耗 kJ/kWh 7805 转子旋转方向:自汽轮机向发电机看为逆时针方向。 3.4.2设备的主要技术性能 1 本厂二期两台燃煤汽轮机组型式为亚临界、中间再热、单轴、双缸、双排汽、凝汽式汽轮机组，意大利ANSALDO制造厂生产。 2 汽轮机的热力系统是:锅炉来的高压过热蒸汽经过两个自动主汽门后，通过四根导汽管进入调速汽门汽柜，经调速汽门控制汽轮机负荷。蒸汽经过高压缸作功后回到锅炉再热器，再热后的蒸汽通过汽轮机两侧的联合汽门进入中压缸作功。蒸汽通过中压缸作功后，经连通管进入低压缸作功。膨胀作功后的乏汽排入凝汽器凝结成水，由凝结泵将凝结水升压后送出，升压后的凝结水经轴封加热器、疏水冷却器、低压加热器，进入除氧器，然后由给水泵升压，经高压加热器送入锅炉。额定工况时蒸汽在高压缸作功约100MW，在中压缸作功约80MW，在低压缸作功约150MW。 3 主蒸汽和再热蒸汽从高中压缸中部进入汽轮机，蒸汽在高压缸和中压缸的流向是逆向流动的，低压缸为双流式(分流式)的，这样布置可使机组的轴向推力大部分抵消。从热力过程看，汽轮机共有22级，高压部分10级(1个调速级，9个压力级);中压部分6级;低压部分2×6级。 4 汽轮机设有两个自动主汽门自动控制的内部旁路门(额定参数下通过最大流量的30%)，其作用是:在启动汽轮机前，打开右侧内旁路门预热调速汽柜。在各调速汽门全开的情况下，利用全周进汽启动汽轮机，使汽缸均匀加热。 5 机组设有四个调速汽门，分别装在高压缸外缸上、下(上缸两个，下缸两个)，由两个自动主汽门同时供汽，在部分进汽时控制机组的进汽量。 6 机组中压缸进口处装有两个再热联合汽门，即再热调节门和关断门，同装在一个阀座内，动作机构是分开的，两个阀是串联的，结构紧凑，能减少蒸汽通过时压力损失，可以减少有害蒸汽容积，联合汽门开启时先开关断门，后开调节门。 7 汽轮机高中压缸和低压缸均为双层缸结构。共两个转子，即高中压转子和低压转子，均是整锻式转子。两个转子间用刚性连轴器连接，用四个轴承支撑，推力轴承设置在前轴承座靠近1号径向主轴承的前面，推力轴承由工作瓦和非工作瓦组成(每侧各8块扇形瓦块斜衬在紫铜瓦胎上)，推力间隙0.4,0.45?。 汽轮发电机组轴系临界转速 单位:r/min 序 号 转 子 设 计 #3机实测 #4机实测 1 高中压转子 2152 2150 2150 2 低压转子 1698 1670 1740 3 发电机转子 1518 1276 1287 8 低压外缸放在基础台板上，四个键起导向作用，两个键布置在纵向，另两个布置在横向中心附近，纵横交叉点为死点，低压缸以此死点向四周膨胀。高中压外缸两端通过前后猫爪支撑在1号和2号轴承座上。 2瓦处高中压胀差 -6,+8? 4瓦处低压胀差 -6,+16? 9 高中压和低压主轴两端装有梳齿式轴封，这些轴封环的背面装有弹簧片，以便在恶劣的运行工况下均能使轴封环退让，防止发生重大摩擦，从而减少坏轴的可能性。 10 汽轮机在第四号轴承外面装有电动盘车装置，停机后以1.5r/min的转速转动转子。盘车马达投入自动，汽轮机转速低于200r/min时，盘车马达自动启动。盘车带动汽轮机转子转动后，转速超过1.5r/min时，盘车自动脱扣。 3.4.3汽轮机的运行维护 1 运行人员经常监视机组的运行情况，对表计、信号经常进行分析，针对机组运行情况做好事故预想，以确保机组安全运行。 2 运行人员对所管辖的设备按巡回检查制度，定期对设备进行认真检查，并认真填写巡检卡，发现异常及时处理。 3 允许的初压变化 汽轮机入口处，主汽门前汽压,105%(17.5MPa)，异常情况下，短时(瞬间)压力可超过30%(21.7MPa)，但其波动累计时间在12个月的运行期不得超过12h。 4 允许的主汽温度、再热温度变化 ?(546?);在异常情况下主汽温度不得4.1 主汽温度538?，12个月内平均不得超过8 超过14?(552?)，12个月内累计运行时间不得超过400h;主汽温度不得高于27?(565?)，波动时间15min，12个月内累计运行时间不超过80h。 4.2 再热汽温与主汽温度允许的波动值相同。 4.3 主汽温度不得比再热汽温度的正常关系值低30?，再热汽温不得比它和主汽温度关系值低40?。 4.4 再热压力在高压缸排汽连接管处的压力不应大于额定参数和运行条件下设计流量时的排汽压力的25%。 4.5 主汽温度和再热汽温度在汽轮机入口处蒸汽温度之间的温差不应超过14?，异常情况下，允许运行温差持续15min或更少的时间内不超过42?，且这种异常情况的发生至少间隔4h。 5 排汽压力的限制 5.1 排汽压力达17kPa时，要求机组降负荷运行，使排汽压力恢复到17kPa内运行。 5.2 机组负荷降到100MW时，排汽压力仍,17kPa，则立即打闸停机。 6 汽轮机各支持轴承及推力轴承油温和金属温度的允许变化。 6.1 支持轴承的润滑油正常温升?27?，任一轴承油温升突然增加3?以上视为异常。 6.2 支持轴承的金属温度在固定负荷时是不变的，任一轴承金属温度突然增加5?以上视为异常。 6.3 推力轴承的润滑油正常温升?25?，在固定负荷时是不变的，任一轴承的温升突然增加3?以上视为异常。 6.4 推力轴承的金属温度不应在80?以上时运行，在固定负荷运行时，其任一轴承的金属温度突然增加5?以上视为异常。 7 高低压加热器停运对机组负荷的限制: 7.1 3台高压加热器同时停运，机组可带铭牌出力。 7.2 4台高压加热器全部停运，机组出力可带312MW。 7.3 2台低压加热器停运，机组出力可带295MW。 7.4 3台低压加热器全部停运，机组出力可带263MW。 7.5 全部高、低压加热器停运，机组出力可带197MW。 3.5化学水制备 化学专业主要工作有:?炉外水处理，根据机组要求为机组提供合格的超纯水;?炉内水处理，为防止机组水汽系统的腐蚀;?负责全厂水、煤、油、汽、环保、化学仪表的监督工作。 有三套水处理系统: 1、地下水——活性炭过滤——5µ过滤器——反渗透(出水水质µs,30~40)——一级除盐系统(出水水质µs，0.2以下)——除盐水箱。 2、海水——闪蒸(出水µs，5.0左右)——高速混床(出水水质µs，0.2以下)——除盐水箱。 3、海水淡化厂来水——反渗透——高速混床(出水水质us，0.2以下)——除盐水箱。 炉内水处理:为了防止热力系统O2.CO2,腐蚀的发生，在高压除氧器后给水中加入联胺.氨水，使水的PH值得以提高，以防止O2.CO2在热力设备上腐蚀的发生，幷使水中保留一定联胺的剩余量。 水的监督:监督全厂水汽系统腐蚀、结垢的监督及对运行技术工作指导。 煤的监督:对全厂入厂煤.入炉煤.进行认真化验.并对锅炉燃烧后飞灰进行分析，以指导运行工作人员对机组运行参数进行必要调整，以使机组运行更加安全.经济。 油的监督:发电厂油务管理工作十分重要，往往由于对油的使用和监督不当，造成汽轮机轴承磨坏，机组产生振动，变压器烧坏等事故。通过科学管理，达到保证油品质量，降低消耗和节约能源的目的。 环保监督:环保监督是一项造福子孙后代的工作，通过他的工作可以改善我们的生产环境，生活环境和居住环境。它的主要监督工作是:大气监测，噪声监测，烟气排放监测，污水排放监测工作。 大港电厂目前使用海水作为锅炉补给水，使用的是闪蒸除盐净化海水系统。闪蒸是将的海水加热至100?左右后，使海水在真空状态下达到过热沸腾蒸发，并将蒸汽冷凝回收。多级闪蒸海水淡化的原理:是将盐水加热到一定的温度后引入压力低于其温度所对应的饱和压力的容器(称为闪蒸级)内，由于盐水突然处于过热状态，立即发生闪急蒸馏(简称闪蒸)。产生的蒸汽通过汽水分离网除去蒸汽携带的泡沫和水滴后，进入冷凝器管束区域外侧凝结成产品水落入淡水槽中。同时循环盐水由冷凝器管束内流过预热升温。每一级闪蒸蒸发器都是由上述闪蒸室、汽水分离网、冷凝器、淡水槽等构成闪蒸蒸发器。多级闪蒸就是在多个有续串联排列的容器内进行上述过程的。 为防止热力系统CO、O腐蚀的发生，在高压除氧器的给水中加入联胺和氨水，是水的22 PH值得以提高的同时，并将水中的残余O去除，以防止O、CO在热力设备上的腐蚀的发生，222 并使水中保留一定联胺剩余量，一般为30µg/L，这样，能使水的PH保持在9.4左右。反应式如下: NH+HO+CO=(NH)CO+HO 3224232 NH+O=2HO+N 242222+2+为防止热力系统Ca、Mg离子在锅炉水冷壁管中结垢的发生，在锅炉水中加入NaPO342+2+和NaOH在沸腾温度下，Ca、Mg离子与NaPO生成水化鳞灰石，并随锅炉连续排污排出，343-一般控制PO含量在0.3~0.4ppm。反应式如下: 42+-3-10 Ca+6 PO+2OH=Ca(OH)(PO) 410246 大港电厂引进的多级闪蒸海水淡化装置共有39个闪蒸级，其中热放出段蒸发器有3级，热回收段蒸发器有36级，分成四个大容器，热回收段有三个大容器，每个容器有12级，热放出段一个大容器分3级。 多级闪蒸海水淡化海水取自3、4号机组循环水泵房内，由多级闪蒸海水淡化装置专用的海水供水泵供水，海水进入热放出段蒸发器冷凝器钛管管束内，由39级进入，37级排出后大部分海水重新排到循环水沟中，排放掉在37-39级换热所吸收的热量。还有一部分海水作为淡化设备补充海水经加入盐酸和消泡剂后送入鼓风式除碳器除去海水中的碳酸，以防设备结垢，再经真空除氧器除去海水中的溶解氧以防止设备腐蚀。之后这部分补充海水送入第39级闪蒸室与没有蒸发的浓盐水混合后由盐水循环泵打入第36级冷凝器铜管束内，满出力时循环流量为1070吨/小时，由36级流至第一级，海水逐级被预热后再经盐水加热器加热至106,110?后进入闪蒸容器第一级进行闪蒸，未蒸发的浓盐水经由级间挡水孔(靠挡板调节过水孔开度)由前一级流至下一级。在39级排污泵排出一部分浓盐水，补充一部分新鲜海水后盐水继续下一循环。各级所产生的蒸汽经冷凝管冷却后落入淡水糟，淡水经淡水孔由前一级流至下一级，在39级由产品水泵打入淡化水箱。 多级闪蒸海水淡化系统的真空通过蒸汽喷射器来建立和维持，正常运行期间39级绝对压力在4Kpa左右，各级真空梯度在盐水达到运行温度时由于各级盐水温度不同会自然形成，第一级压力最高绝对压力约为120Kpa左右，喷射器所用高压蒸汽来源于3、4号机组汽轮机的抽汽，经由1.5Mpa辅助蒸汽联箱供给，设备启动时耗量约为1吨/小时，正常运行时约为0.3吨/小时左右。盐水加热器的蒸汽来源于3、4号机组汽轮机的抽汽，经机组0.29Mpa辅助蒸汽联箱减温减压后进入盐水加热器将循环盐水温度升高约10?。 冬季为提高补充海水的温度设有调温泵，将热放出段排出的海水打回一部分至第39级海水入口从而使热放出段温度提高，相应排出海水温度提高，补充海水温度得到提高。 多级闪蒸海水淡化装置由于其产品水为蒸馏水，相当于河水经一级除盐装置处理后的水，只需再经过混床处理即可满足亚临界以上机组对锅炉补给水的水质要求。对于淡水缺乏的滨海地区是从海水中获取淡水的有效手段，不仅可以解决工业用水，而且可以用于生活饮用水。 3.6环保 随着我国国民经济的快速增长，电力工业得到了超常规发展。我国电力工业的构成以燃煤发电厂为主，近期由于超临界及超超临界压力大容量火力发电机组的发展，火电机组的总容量又有所上升，目前以及今后相当一段时间内，火力发电在我国电力工业中仍将占主要地位。火电生产过程中污染物的排放，从某种程度上来说，已成为电力工业可持续发展的制约因素之一。党和政府十分重视环境问题，已将“建设资源节约型、环境友好型社会”写入党的“十七大”。报告中，作为“十一五”期间政府的重点工作，电力环境保护面临着前所未有的机遇与挑战。 电厂脱硫:大港电厂采用石灰石--石膏湿法烟气脱硫装置，该脱硫装置工程由中国华电工程(集团)有限公司总承包，采用了日本三菱的脱硫技术。用于处理该机组在BMCR工况下100%的烟气，脱硫率大于等于95%。锅炉引风机后的烟气经过脱硫增压风机和气--气换热器，入吸收塔脱硫。净化后的烟气经过气--气换热器再热，然后从烟囱中排入大气。烟气脱硫装置(FGD)主要由6个部分组成:烟气系统、吸收塔系统、石灰石浆液制备系统、石膏 脱水系统、排放系统和公用系统。其中石灰石制浆系统、石膏脱水系统、事故浆液箱、工艺水系统、空气系统为两套共用。 电厂除尘:采用电除尘器，将数万伏高压加在放电电极上，放电极与集尘极之间产生火花前引起电晕放电，空气绝缘被破坏，产生了等离子体，其中的正离子在放电极上失去电荷，负离子则粘附到确尘粒上，由于静电场的作用被捕集到集尘极上。当集尘极上的灰尘达到一定厚度时，利用振打装置使烟尘落入下部灰斗中。由上可知，电除尘器的集尘主要是利用电晕电场中尘粒荷电后移向异性电极而从气流中分离出来的原理。为此，必须在高电场的作用下，首先要使气体电离，使尘粒荷电，然后荷电尘粒移向集尘电极。电除尘器具有除尘效率高、阻力小，能耗低适用于处理大烟气量、除尘尘粒的范围较广适合处理高温烟气、自动控程度高等优点。 灰渣处理:除灰系统采用双室三电场静电除尘器除尘，除尘效率达99%。2001年，通过对静电除尘系统改造，除尘效率已经达到99.9%，烟尘排放量由270毫克/立方米降低到20毫克/立方米，达到国际先进水平。与它配套的汽轮发电机组与一期类型基本相同，但技术水平有所提高。除尘器中的飞灰采用正压气力除灰输送至灰库，干灰在灰库下制浆后用前置泵输至柱塞泵入口。灰场距厂区约17.7公里，灰管长度最终达约22.3公里。每台机组采用2台液压驱动可变速的水浸式刮板捞渣机(简写SSC)，不配过渡渣井和液压关断门。刮板捞渣机出力不小于锅炉MCR时的最大排渣量, 且留有足够的裕量, 保证捞渣机在停机时其上槽体上积满渣时(4小时渣量), 仍能带负荷起动, 液压驱动装置采用进口博世力士乐公司可变速大扭矩液压驱动马达，使刮板速度在1 : 10范围内任意可调，短时内(1小时)即可将4小时渣量输送完毕。 废水处理:按电厂废水生产的频率划分，排水可分为经常性和非经常性排水。所谓经常性排水是指电厂正常生产运行中产生的废水，它包括化学水处理设备排水、锅炉排污水、预处理系统排水、含石油产品污染物的废水和输煤系统及煤场的冲洗水;而非经常性排水是指电厂在特点的生产环节中产生的废水，它大致包括热力设备化学清洗和停用保护排水、锅炉受热面清洗排水等。从污染物的成分来看，经常性排水与非经常性排水的区别也较大。化学水处理设备的排放水一般只需根据它的pH值高低情况进行加酸或加碱中和，便能使水质达到排放标准。从锅炉排出的锅炉水一般pH值都大于9，因此需进行加酸中和处理。这部分排水通常是被送到废水集中处理系统一齐处理。对采用分散处理的系统，它可被送入化学处理排水中和池与化学水处理设备排水一同进行中和处理。预处理系统的排水通常的处理方法是将这些泥浆水送入泥浆浓缩处理，浓缩后的泥浆在通压力过滤设备或离心分离设备使之脱水，实现固液分离，预处理系统排出的泥浆可单独进行浓缩和脱水。含石油产品污染物的废水通过某些形式的分离装置，可使油从水中自然分离，上浮于表面，然后用设在分离器上部的撇油装置撇除，就可除去废水中的油。输煤系统及煤场的冲洗水一般情况下，这一部分水不向环境水体排放。水冲洗阶段排水通常送入废水集中处理装置中通过凝聚、澄清除去这部分悬浮物;碱洗废液中的COD通常可以在贮放池中用曝气的方法进行处理，对碱洗废液中含有的油可用临时处理设备将碱洗废液表面的含油层吸取，并用泵送入含有污水系统中进行处理。在碱洗废液中的COD和油被现行去除后，便可送入集中处理装置进行中和及凝聚、澄清处理，当废液的消悬浮液和pH被处理合格后便可排入环境水体中;处理盐酸清洗液可先用碱将pH值调节至9以上，一般为10~12。然后对废液进行曝气处理，以使废液中的Fe2+氧化为Fe3+，并在一定程度上去除废液中的COD，根据曝气处理后，从废液中COD含量上看是否需要对其进一步处理，直至废液中的COD含量满足排放标准，经过上述处理后，废液可满足排放标准;氢氟酸清洗废液可用石灰石或石灰乳进行处理，经除氧以后的废液，再用常规的处理方式调节pH值和处理悬浮物，便可使水质合格排放;柠檬酸清洗液处理时首先应加入COD去除剂H2O2、NaClO或过硫酸铵，使废液中的COD下降。然后再添加碱 [NaOH或Ca(OH)2]，调节pH值至10~12，通过曝气使废液中的Fe2+全部转化为Fe3+。在COD合格后，再通过常规处理，使排水水质最终符合排放标准;目前常用的钝化液有碱性烟硝酸钠和碱性联氨液。它们分别以一定浓度的亚硫酸钠和联氨为基础，加一定的氨水调节pH值，应控制pH值在大于10的条件下，目前常用方法包括尿素分解法、氯化铵处理法、次氯酸盐处理法和联氨钝化反应废液的处理;热力系统停用保护排水一般也为碱性联氨液，它的处理方法大致与处理联氨钝化废液相同。由于保护废液中可能含有较高浓度的亚铁离子，处理中可先行曝气，使之转化为铁离子。 四、实习总结 在学校老师的精心安排下，我们来到了大港电厂实习。旨在通过实习进一步提高对电厂安全经济运行的认识，树立严肃认真的工作作风。在今后的工作中应该具有组织性、纪律性、集体主义精神等优良品德。通过在大港电厂的学习和参观，我对发电厂有了更深入的了解，对大港电厂这个中国电力行业的优秀企业也更加敬佩，电厂值得我们学习的地方还很多，以后会继续好好学习。 来到大港电厂，厂内培训员向我们简单介绍了一下电厂的基本历史、发电知识和入厂安全教育。经过各电厂的介绍得知，进入上个世纪90年代以来，我国的电力平均每年新增装机容量超过17GW，使长期严重缺电的局面得到了基本缓解，国民经济和社会发展对电力的需求得到了基本满足。但是，我们目前还存在一些问题，电力的发展还远远不够。后来我们就以小组的形式分成了四队，分别负责一期和二期的早班和中班，在集控室跟班运行。集控室可以说是电厂里面环境最好的工作场地，没有房外的灰飞烟饶，没有很嘈杂的机器的轰轰隆隆声，而且没有外面的酷热。在集控室，最引人注意的就是正门对面的一排机器，上面布满了红线，红点，还有一些绿色的(我是基本上看不懂的，只能从表面上看看其线路图)。现在基本上都是自动化了，室中心的几台计算机就是对三号机组进行控制的，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，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。在化工车间的集控室也与上述情况差不多。在工作中，我们跟随师傅一起倒班，感受体验我们今后即将迈上的工作岗位。在实习期间，我们按老师排班规定按时上下班，严格要求自己，经常向师傅学习现场的相关操作，学习如何监盘，哪些参数应该着重注意，哪些参数可以不用时刻关注，分清主次关系，这样才能更好的掌握要旨。遇见不明白的就直接问师傅，有时还可以听师傅讲解一些简单的操作，比如开个阀门，调整油温，有时在起泵是检查是否正常，测量温度、振动等，通过这些简单的操作，了解到我们的工作性质，我们一定要按照规程规定的来操作，避免发生不必要的事故。 这次认识实习涉及到电厂的方方面面，当然也不会错过职工薪资方面的问题。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。总之，火电厂给人的总体印象是工作环境还行，工作时间不合大流，工作地点不靠近城市，工作待遇还算不差，对国家的贡献无人能替，还有着巨大的发展空间～ 五、实习感悟 “千里之行，始于足下”，这短暂而又充实的实习，对我将来走上工作岗位有着很大的帮助。“和气生财”即为与人相处之道，做事首先要端正态度，在学习过程中要多主动、多观察、勤思考、勤做、多问，这样，我们才能在这个过程中自得其乐，并且使自身有所提高。在工作岗位上，要有着良好的业务能力，广泛的人际关系，要有吃苦耐劳的精神，要有进取心，这样才能逐步高升，实现自己的目标。就业单位不会像老师那样点点滴滴细致入微地把 要做的工作告诉我们，更多的是需要我们自己去观察、学习，不具备这项能力就难以胜任未来的挑战。随着科学的迅猛发展，新技术的广泛应用，会有很多领域是我们未曾接触过的，只有敢于去尝试才能有所突破，有所创新。两周的实习带给我们的，不全是我所接触到的那些操作技能，也不仅仅是通过几项工种所要求我们锻炼的几种能力，更多的则是一种如何在职场如鱼得水的方法和启发。