火电厂工作经验总结篇1

热工仪表是当前火电厂生产系统中的重要组成部分，一般情况下主要涉及到压力开关，热电阻，压力变送器，差压变送器等设备。上述各设备如果出现故障的话，应该积极采取对应的措施进行处理，以保证火电厂实际生产的正常化运作。

一、火电厂运作对于热工仪表提出的指标要求

一方面，要想火电厂设备和仪器的稳定性和安全性，就应高度重视对于火电厂热工仪表设备的检查和维护。为此，火电厂工作人员不仅仅要能够切实掌握操作技巧，还需要对于火电厂热工仪表的运作原理，故障解决方式有所了解，才能够在出现故障的时候，及时的进行维修。另外一方面，随着火电厂朝着现代化和信息化的方向发展，热工仪表的使用量不断增加，而热工仪表效能的发挥更加需要处于安全稳定的状态下运行。

二、热工仪表故障处理的必要性分析

热工仪表是火电厂运作系统中不可或缺的内容，有着涉及面广泛，牵涉内容众多，影响程度较大的特点。因此我们更应该高度重视热工仪表故障处理工作的开展：其一，保证及时发现仪表存在的故障，在最短的时间内进行抢修，以保证电路处于安全的运行状态；其二，缩短了检修工作实践，实现了设备检修质量和效率的提升；其三，有利于保证火电厂的正常运行，是火电厂经济效益得以提升的前提和基础。

三、火电厂热工仪表常见的故障以及解决对策

结合多年在火电厂的检修工作经验，发现火电厂热工仪表的故障发生率存在一定的规律性，我们可以在充分分析其故障产生原因的基础上，制定有针对性的解决措施。具体来讲，我们大致可以将其归纳总结为以下几个方面的内容：

（一）环境因素引起的仪表误差故障

从理论上来讲，压力的变化以压力表来进行反馈，是利用弹性敏感元件的弹性变形来实现的。此过程对于温度有着严格的要求，控制在-40摄氏度到60摄氏度之间，是最为理想的。如果超过这样的温度区间，弹簧管材料力学性能就会出现变化，甚至出现难以现实介质压力的情况。为了规避这样的问题，应该注意严格控制设备使用环境的温度，保证其处于温度区间，以保证热工仪表实际效能的发挥。

（二）安装位置因素引起的测量偏差

因为安装位置方案不合理，也会对于测量结果产生很大的影响。因此，介质的压力取元点位置需要充分考虑生产工艺流程，以此为基础去实现设计，我们应该将仪表的安装环境，集中布置与取源点高度之间的关系理清楚，由此在管路中的液柱中形成附加误差，由此在低压系统安装的过程中，保证其取值的合理性，避免出现测量上的误差，此时一般不会出现系统故障报警或者跳机的情况。

（三）设备振动引起的周围仪器故障

周围设备处于振动的状态，会给予其他设备造成不同程度的影响，比如仪表的螺丝松动，接口不良，局部出现裂缝等情况，都是很有可能发生的。如果在实际检修工作中遇到这样的情况，可以积极采取以下几个方面的措施进行调整：其一，对于周围的设备进行全面检查，对于螺丝松动的以安装弹簧垫的方式来进行加固，以起到一定的缓冲作用；其二，高度重视检查和维修工作的进行，正确将损失降到最低。

（四）设备设置有误引起的故障问题

很多时候由于设备长时间没有进行校验，其设置参数会发生细微的变化，尤其在历经长时间运转之后，其参数很有可能发生了很大的变化，由此会给予实际的测量工作造成极大的影响。此时我们应该使用DCS控制系统和变送器量程的融合使用，去实现上述故障的处理。

上述仅仅是结合本人多年在火电厂的工作经验之谈，实际上在现实火电厂热工仪表的维修过程各种，还会遇到更加复杂的问题。要想保证火电厂热工仪表故障的高效化处理，还应该积极做好以下几个方面的工作：其一，针对于火电厂热工仪表常见故障的特点，总结和归纳当前火电厂热工仪表故障的原因，在此基础上为制定故障处理策略打下夯实的信息基础，由此去制定规范化的火电厂热工仪表故障处理制度，以保证各项故障处理工作的规范化和标准化发展；其二，高度重视火电厂热工仪表检查机制的形成，以岗位责任制度的方式去实现检查工作的分布，保证对于火电厂的热工仪表进行定期和不定期的检查，以实现对于设备运行状态的全面了解；其三，高度重视专业化火电厂热工仪表维修人才的培养，从仪表维修理论和实践培训的角度入手，使得火电厂热工仪表维修工作朝着更高的方向发展和进步；其四，注重改变传统火电厂热工仪表设备的维护管理方式，将信息化技术利用进去，以此去建立热工仪表设备的使用档案，由此为后期的维修工作打下夯实的信息基础。

四、结语

综上所述，电厂热工仪表是电站正常运转及安全的基础保障。为了保证热工仪表的正常运行，热工仪表操作人员要总结经验。不断提升自身水平，作为维修人员更要具备丰富的经验与精湛的技术，了解热工仪表的理论基础以及工作原理，并且能够根据实际情况及时正确地排除障碍，可以应对突况，为电厂的更加稳定、安全运行保驾护航。相信随着在此方面实践经验的不断积累，火电厂热工测量设备的效能得到最大化发挥，并且由此使得火电厂热工测量效率和质量得到不断的提升。

参考文献

火电厂工作经验总结篇2

【中图分类号】TK1

一、火电厂自动化的发展路程

我国火电厂从六十年代的模拟量的自动化控制水平经历了慢长的发展过程。到了九十年代，随着电力体制改革的深化，自动化水平以前所未有的速度快速向前发展。各火电厂对自动化技术的需求也日益提高，甚至超过西方发达国家。社会需求和技术的发展像两个翅膀，支持着火电厂自动化技术的不断向前推进，它永远是火电厂自动化水平不断提高的原动力。站在社会需求和技术演变的高度，不难看清近代火电厂自动化技术发展的进程。从1990年至今，这后几年间，我国火电厂自动化发展已经有标志性单回路控制时代、集散控制系统时代、分散控制系统时代和网络化时代，现在即将进入到数字化时代和信息化时代。虽然每个阶段间并不那样清楚，往往前一个阶段已开始萌芽和发展后一阶段的技术，而后一阶段仍继续在巩固和完善前一阶段技术的不足之处。但是每一个阶段，每一个时代，毕竟有自己主要突破的任务、目标和特征。

1.1分散控制系统时代和网络时代

我国火电厂自动化已经经历的分散控制系统时代和网络时代，这是人人皆知的。

1）分散控制系统时代

改革开放后，大型火电机组及其技术引进，以及分散式微处理机控制技术的发展，使我国从上世纪八十年代末和九十年代初开创了一个单元机组DCS控制的时代。尽管当时由于种种原因，DCS推广应用阻力重重，推广稍微迟后外，对DCS进行系统改造大约有7、8年时间，其功能包括所有数据采集、热工保护控制、热工自动、手动控制、电气电动门开关控制及电机启停控制等。控制系统从操作画面、事故追忆、报表打印、事故报警、数据通讯、自动系统实现、程控系统实现、保护功能实现以及阀门等操作等几个方面展示了DCS的开放性、安全性、兼容性及庞大性。从那以后人们对DCS控制系统又有了新的理解和认识。

从DCS工程管理的适应、应用功能的扩大、电气控制和DEH的纳入、后备手操的取消，以及老厂自动化技术改造工程中相继推广应用，这一切，标志着DCS应用技术已基本成熟。尽管目前关于如何进一步提高DCS可靠性、降低故障率仍然是需要进一步研讨和完善的问题，但新的目标已经展示在人们面前。

2）网络化时代

电力体制改革的发展，厂网分开，以及计算机网络技术的发展向我们展示了新的前景，正是在这种背景下，火电厂自动化从此进入了一个新的时代。根据它的主要特征，我把它称为网络化时代。具体来说，它有下列几个目标：

①推广综合自动化-厂级监控信息系统化的发展。厂级监控信息系统（简称SIS-SupervisoryInformationsystem）属于厂级生产过程自动化范畴，是实现电厂管理信息系统（MIS：ManagementInformationSystem系统）和各种分散控制系统DCS的桥梁。电厂的厂级实时监控系统对于电厂的安全稳定运行具有时分重要的意义。厂级实时监控系统集中各单元机组的参数及设备状态信息、从厂级管理的高度对各机组运行情况进行监视、分析和判断，并做出决策指挥机组运行。厂级负荷自动分配系统接收电网中调负荷指令，依据本厂各机组运行状态，自动对机组负荷进行优化、管理，进行动态负荷最优分配，并向各机组发出给定负荷指令，以得到最佳的电力生产安全性及经济效益。从单元机组到辅助车间的自动化，发展辅助车间高度集中控制，全厂可设一个监控站，全部集中在单元控制室。

②包括单元机组DCS、辅助车间自动化系统以及厂级SIS和MIS在内的全厂信息共享的计算机网络形成，实现管控一体化。

目前，全国各大新建电厂均已应按此要求配置，且运行效果很好，但有一部分老电厂也正按此要求进行技术改造，我相信，随着国营大企业改革的进一步发展，所有老电厂也将按此要求进行技术改造，从而也进入网络时代。

1.2数字化时代和信息化时代

我们已经走过了分散控制系统时代和网络化时代两个里程碑。进一步分析当今的更高的社会需求和技术发展，作者认为，近期我国火电厂自动化必将步入数字化时代和信息化时代。

火电厂数字化（数字化电厂）是火电厂信息化（信息化电厂）的基础，因此，当前首先面临的任务是实现火电厂数字化，建设一个真正意义上的数字化电厂。

1）数字化时代火电厂控制和管理系统可以分为三级：

①厂级（SIS、MIS、BPS）②机组（车间）级（DCS、PLC）③现场设备级

众所周知，在最近几年中（网络化时代），新建电厂普遍建立了厂级SIS和MIS网络的网架，并配置了不少故障诊断、状态检修以及性能优化等监控和管理软件，但是，不仅因为这些软件尚欠成熟，更重要的是，基础工作没有跟上，现场设备级自动采集的信息太少，因此，这些高级应用成了无米之餐。如果依靠人工采集，人工录入的话，不仅工作量大，而且有些也较难实现。因此，如果不解决这个问题，SIS和MIS已经或将进一步投入的资金将不能真正发挥效益。因此，客观形势要求我们加快使现场设备级实现数字化，并增加根据SIS和MIS需要应增加采集的信息量，全面解决火电厂网络化任务，真正实现火电厂数字化，进而才能较好的完成火电厂信息化的目标。

2）信息化时代

什么是火电厂信息化（信息化电厂）？目前尚无公认的严格定义，但为了使彼此有共同语言，专家在此先提出一个粗浅定义。所谓火电厂信息化，就是：火电厂生产过程监控和企业管理的所有必要信息均应无重复的得以采集和通过数字网络共享；经过自动处理，使信息尽可能浓缩和智能化；信息的采集、处理和反馈应最大限度实现自动化，减少繁重的人工信息采集、录入、处理和反馈处理的工作量，提高安全性和劳动生产率。从这个定义不难看，信息化的定义可以简述为：信息网络化、信息智能化和信息自动化。因此，广义上说，进入这个时代，意味着，我们已由火电厂过程自动化进入到了信息自动化时代。正因为如此，本章用了"近代火电厂自动化发展的里程碑"这个标题，也就是说，我把信息化时代纳入火电厂自动化发展的第四个里程碑。

随着我国电力体制改革进一步深化，全国电力投资集团的形成，厂网分开机制的到位，电力市场有秩竞争将更加激烈，追求投资效益最大化已成为投资主体的内在动力，片面追求投资最少的观念已成过去，投资公司的管理层要求进一步从生产过程自动化和管理现代化中获取投资效益，基建投资少、生产运行效率高、故障损失少，运行、检修等管理费用低，上网电量尽可能多，上网电价尽可能高等，信息化就成了他们的最好选择，因此，可以断定，用不到几年我国火电厂将步入火电厂信息化时代。

火电厂数字化是实现火电厂信息化的基础，必须抓紧时机尽可能快实现火电厂数字化，才能保证我国火电厂在末来风年全面进入信息化时代。

二、数字化是火电厂发展的必然趋势

2.1当前火电厂数字化的核心是现场总线系统的应用

火电厂信息化是我们较长一段时间的工作任务。火电厂数字化是火电厂信息化的基础。火电厂三级系统中，厂级信息系统和现场控制级已经实现了数字化，而关键就在于如何将数字化推向现场设备级。因此，推广应用现场总线系统，实现现场设备级的数字化就成了实现火电厂全面数字化的关键一步。

2.2火电厂推广应用现场总线系统的优点

1）提高运行的安全可靠性：

1、完善的现场设备及信号的诊断功能，防止其故障或信号偏差导致控制和保护系统发生错误信号而酿成事故（这是DCS控制系统多发事故的原因之一）。由于其诊断功能完善，使现场设备的隐患能及早发现，采取清除措施，改变了过去那样出了问题，已经影响了安全运行，才发现处理的被动局面。

2、提高了信号的精度和速度。

3、减少了大量端子和接线头，大大提高了运行的可靠性（电缆端子和接头增加了许多故障点。接线松动造成MFT的也不罕见）。

4、数字通讯，减少大量电缆，有利于抗干扰。

5、控制功能和I/O功能的分散，简化了DCS，总体可靠性也有所改善。

2）适应现代化管理的要求

一个电厂的现场监控设备（包括变送器、执行器、电动门和开关柜等）数量多达数千台以上，调整、运行、维护和检修的工作量很大，因此，过去只能采用被动维护、检修方式，这样做降低了可靠性。而采用现场总线智能设备后，由于可以低成本得到大量现场监控设备信息，甚至被控设备的信息，因此可以采用状态维护和状态检修，同时，组态、调校、诊断和维护非常方便，工作量大幅度减少，热工自动化运行维护人员可大量减少，从而使运行成本进一步降低。

3）投资减少

采用现场总线及其智能现场设备无疑将增加一定投资，但从国外实践和一些用户报告称，综合投资成本还是可以减少（或增加不多）的，理由是：

1、减少了I/O机柜、接线端子柜，以及相应的电子设备间空间。

2、减少了计算机电缆、桥架及辅设工程量，以及接线和查线工程量（椐国外称可省电缆66%以上，省安装费用60%）

3、降低系统集成、修改和技术改造费用

2.3我国火电厂推广应用现场总线系统的条件已基本具备

国际上现场总线技术及现场总线智能设备的开发和推出已有几年的历史，现场总线标准化纷争也已统一，安全相关标准和系统也已问世。近几年，现场总线技术应用在石油、化工，乃至电力行业有加快的势头。

因此，现场总线系统正迅速推广应用，是现代科技发展的需要，是大势所趋。

国际上可用于电厂的先进的DCS均已开发了与现场总线的接口设备及相应的软件。DCS系统+现场总线系统+现场总线设备已在火电厂有成功应用业绩，包括1000MW等级机组，近一、二年有加速推广应用趋势。国内在一些工程上也已在一定范围内成功应用。现场总线智能设备已十分成熟。

综上所述，现场总线系统在火电厂已有了一定的成功应用业绩。

2.4应用现场总线系统是数字化的必由之路

目前，推广应用现场总线系统与上个世界八十年末和九十年代初推广应用DCS系统面临类似的决择。一种做法是稳一点、慢一点，等待国外更多应用业绩，更成熟一些再在我国应用；另一种做法是加快推广应用步伐。究竟选择哪一种政策更好呢？

根据我国电力体制改革加速成进展的形势，火电厂信息化已经成为日益迫切的要求，再过几年，如果一个电厂没有实现现代化管理，那在电力市场竞争中将会十分被动，投资主体将是不愿看到的，因此，数字化和信息化任务已经迫在眉睫。

另一方面，现场设备级及其系统一旦配置好，再要更新改造，资金浪费巨大，历史上由于在推广DCS问题上争论不休，导致延后3-5年推广应用DCS，对我们工程带来的损失，包括日后改造的费用之大是有目共睹的。

此外，在推广应用风险分析上有一个如何看业绩要求的问题。大家都记得，DCS技术规范书曾要求"供货商必须有二台同类机组三年以上成功应用经验"，实践证明，对DCS这类发展非常快的计算机技术产品是不合适的，实际上我们以后不再按此执行，而改为要求我们的工程保证不是世界上第一个应用该系统的工程就行了。这样既保证了工程安全，又不是已经推出五、六年以上的寿命很短的产品了。

最后，也许有人会提出，国外现场总线系统在电站中推广应用速度比较慢，比其它行业也慢，是不是我国电力行业也不必着急。的确，过去我们基本上跟着外国人也步也趋，但正如第一章所说，我国目前正处于创新理念的时代，只要对发展有利的就要勇于创新，在这方面，石化行业为我们树立了榜样，最近国外就评论我国石化行业是世界上"现场总线应用的领先者"。为什么我们电力行业就不行呢？石化行业对安全性的要求决不亚于电力行业。在考虑这个问题时，特别要注意不受某些DCS厂商出于自身利益不积极推动现场总线系统在火电厂应用的影响，看一看，哪些DCS厂商积极，哪些DCS厂商不积极就能略知原由一二了。

应当承认，在我国火电厂推广应用现场总线系统是刚开始，没有经验，要重新学习，但相对于九十年代初，从DAS+SPEC200系统一下跳跃到DCS来说，无论从深度和广度来说，简单得多了。因此，火电厂一定会比较顺利的推广应用现场总线系统，平稳地进入火电厂数字化时代。

2.5积极稳妥推广应用现场总线的步骤

1）广泛应用已有成功经验的现场总线（LAN、AP、OM）智能设备，如变送器、执行器、电动门以及开关柜等。

2）选择有将现场总线设备接入DCS的成功应用经验的供货商，实现DCS和现场总线

系统的完满结合。认真研究重要冗余信号接入技术。

3）简单回路和系统按现场总线控制系统（FCS）设计。

4）对于某些辅助车间（系统）可以选择某些具有丰富与现场总线控制系统结合的成功应用经验的中小型DCS，实现辅助车间DCS和FCS的完整结合。

三、结论

我国各大中型电厂现在几乎都已经经历了DCS系统时代、网络化时代，从现在开始将进入数字化时代和信息化时代。当前，各大电力公司和大企业正在全国各地分分兴建大型火力发电厂，在兴建大火电厂时，各大电力公司应加快推广应用现场总线系统，快速进入数字化时代，这样才能适应世界电力发展的要求，实现火电厂信息化，也是摆在我们面前的一项迫切任务。更不要犯以前犯过的错误，现场设备及其控制系统已配置好，安装完之后就已经被淘汰再进行更改，造成资金的巨大浪费。建议各有关方面对推广我国大中型火力发电厂应用现场总线系统进行调查、研究，尽快提出指导意见，使推广应用工作顺利发展。

参考文献：

火电厂工作经验总结篇3

前言

在现代火电厂的技术改造与升级中，必须加强对于火电厂热工仪表与控制电缆设计优化措施的研究与实践，在综合各种先进理论与技术研究成果的基础上，实现火电厂热工仪表与控制电缆设计优化措施的智能化、科学化、高性能化、一体化发展，为火电企业的生产与安全管理提供必要的基础。

1 火电厂热工仪表设计优化措施

火电厂热工仪表主要由管路仪表、程控仪表、地表计等设备组成，通过电缆将各种设备连接形成回路或系统，实现对于各机组设备的检测、调节，有效提升了各种设备的可靠性与利用性。热工仪表自动化技术是为火电厂生产工艺服务的，加强对于相关技术应用与发展问题的研究，为提高火电厂的生产效率奠定了坚实的基础，而且提升了火电机组的稳定性与安全性。

1.1 火电厂热工仪表故障特性分析

现代电子科学技术的快速发展及在火电厂热工仪表系统中应用的不断完善，对热工仪表故障诊断及排查提供了详细的数据信息资源。在对热工仪器仪表系统故障进行检查过程中，检修校验人员应对故障发生前后的相关特性参数进行全面系统的对比分析，进而实现对故障的快速定位和故障类型的准确判断。对于火电厂热工仪表的故障问题，DCS系统中的自动控制记录曲线是仪表运行工况和故障特征的重要数据信息，校验检修人员要详细分析和提取记录曲线中的相关波动数据信息，尤其对于无规律可言的混乱波动特性工况应非常重视，以便为故障定位和故障排除提供准确的数据信息，有效提高仪表检修校验工作质量和效率。在热工仪表自动化的实际应用中，自动化系统比较复杂，同时设计的范围比较广泛，热工测点分散距离比较远，安装施工比较复杂，并且周期比较长，这就需要我们在安装的时候一定要认真准确。

1.2 火电厂热工仪表设计优化主要体现在自动化技术上

（1）设备智能化，在现代电力能源开发与利用技术快速发展的背景下，火电厂热工仪表中的各种设备基本实现了智能化监控，借助先进的电子及计算机管理系统，配置先进的智能型机械仪表与精密元件，从而实现对于电力生产全过程的智能化管控；（2）技术高新化，火电厂热工仪表自动化技术的应用综合运用了现代电子计算机及信息技术，以及最新的热能工程技术与控制理论，实现了对于火电机组运行中相关热能与电力参数的科学监控与检测，自动化技术趋向于高新化发展。

2 火电厂控制电缆设计优化措施

总结多年的设计经验，电缆优化无非从几个方面着手考虑：现场设置接线盒合并电缆、现场配电、电子设备间分散布置，设置远程IO以及采用现场总线。

（1）基于合并电缆原则的优化方案

目前，通过各方调研，包括对国外电厂参观调研的结果，通常做法都是在现场设大量的接线箱， 通过物理区域同类型信号的合并，采用大对数或多芯数电缆将信号接至控制系统。针对这种情况， 在广东省某百万千瓦燃煤电厂的设计过程中，前期对锅炉区域和汽机区域规划了大量的开关量接线箱，同一工艺系统内的各个阀门状态反馈和指令信号接至同一接线盒内，合并电缆后送至同一个 DCS 机柜，由于 DCS 是按工艺系统划分，这种方式可以保证同一接线盒内电缆的合并效率最高。

（2）基于分散配电原则的优化方案

由于目前电动装置均采用一体化设备， 所有的配电箱不再设置控制功能，仅配电而已。 当配电箱采用集中布置方式时，电缆数量大，敷设工作量大，对桥架的占用量也大，非常不利于设计优化。 通过对国外电厂的调研，发现也采用了就地分散配电的方式。由于这种分散配电方式是近期才开始推广， 目前还没有在施工图中实施。 这种方案的实施也会引起配电系统切换设备投资的增加，但安全性也会相应提高。

（3）基于电子设备间分散布置及远程 IO 应用的优化方案

随着技术的发展，DCS 厂家的高速数据总线的通讯距离均能满足在主厂房内分别建立锅炉、汽机电子设备间的物理分散要求。 火电行业常用的DCS 厂商的I/O 模件均能够适应 0～40℃ 环境温度，5%～95% 的相对湿度 ， 振动达到 0～200Hz，0.75G， 完全能适应汽机房振动较大的环境， 抗电磁干扰符合CE 和 IEC 标准，各 DCS 厂商的I/O 模件抗物理干扰的问题都得到很好的解决， 完全符合在锅炉房及汽机房就地建立电子设备间的要求。

分散控制系统（DCS）物理分散可采取电子设备间（DCS 控制站） 分散布置及采用远程I/O（站） 等实现。 分散控制系统（DCS）物理分散涉及到通讯和抗干扰条件 、远程 I/O 和远程控制站应用等。大量的工程实践证明，电子设备间的分散布置以及远程I/O的应用对减少电缆量的效果是最显著的。

（4）基于现场总线技术的优化方案

现场总线技术从根本上彻底实现了控制系统的物理分散。根据现场总线的定义：现场总线（fieldbus）为：“安装在制造或过程区域的现场装置与控制室内的自动控制装置之间的数字式、串行、双向、多点通信的数据总线称为现场总线”。 现场总线的应用原本是为了提高信息化水平， 但是随着现场总线技术的不断推广应用，在这个过程中，我们发现采用现场总线技术不仅可以提高电厂的信息化水平，而且可以节省大量电缆。 虽然节省电缆不是它的初衷，但实践证明采用现场总线技术之后，确实节省了不少电缆。

通过分析，我们发现，采用串行通信技术，这个是现场总线节约电缆的根本。同一个设备，有多个 IO 点，常规控制系统中采用的是并行传输，每个 IO 点都需要一对电缆芯来传输。 但是采用现场总线之后， 多个设备的多个信号信号可在一根电缆中进行并行传输，大大节省了电缆的用量。现场总线技术在电厂已经得到了非常广泛的应用，从辅助车间到主厂房均有大范围的应用案例。 例如，广东平海电厂化水车间常规电缆只用了 3.5km 左右，算上通讯电缆后，电缆量也不过为常规电厂的 15%， 而常规电厂化水车间电缆用量在 36km 左右，当然，这其中最显著的是电缆桥架明显减少。全面应用现场总线技术， 不仅能大大提高电厂的数字化水平，也能很好的节约电缆的用量。

3 结语

综上所述，在火电厂的生产与管理工作中，仪表与控制电缆设计优化措施是其正常运转与安全管理的重要基础，也是现代电力生产技术发展的重要标志。通过这些优化方案在工程中的具体应用， 体现了热控专业采用先进的技术以及创新的精细化设计对于节省电厂建设投资以及节能减排起到的良好效果。

参考文献：

[1]中国电力企业联合会.GB 50217—2007电力工程电缆设计规范[S].北京：中国计划出版社，2008.

火电厂工作经验总结篇4

随着科技的发展和相理论的不断成熟，对于火力发电厂的研究领域也逐渐扩大和深入，务必在原有理论的基础上，做好火力发电机组的运行优化工作。即以最优原理理论为指导，根据机组主机设备和辅机设备的实际运行情况，在应用全面优化试验方法的基础上，深入分析实验所得出的结果，建立一套完整的运行优化的操作程序。并以此程序为指导，最大限地确保在规定负荷的范围内，使机组保持最佳的运行状态和最合适的参数匹配。笔者结合多年的工作实践，从火力发电厂机组的优化运行和辅机的节能改造两个方面研究火力发电场节能增效策略。

1、火力发电厂机组优化运行策略研究

所谓机组优化运行，是指在未投入新的成本前提下，通过改变火力发电厂机组运行方式，调整设备运行参数，并且减少泄露等措施，进而提高机组的运行效率和质量，从优化模式上分析，可划分为单机优化和全厂优化两种方式，单台机组优化运行是全厂优化的基础。其中，前者是以某一单机的热经济性指标实现最优为目标进行优化，其主要方法是采用供电煤耗评价机组的整体运行水平。后者是以全厂的各个机组总的热经济性指标实现最优为目标进行优化，其主要方法是等微增率法、启停优化法以及动态规划法。

在火力发电厂机组优化运行中，掌握其火力发电的原理显的尤为重要。锅炉、汽轮机、发电机是火力发电厂的三个主要设备，其工作原理是在锅炉设备的作用，将煤炭、天然气等化学燃料中的化学能转化为热能，然后在汽轮机的作用下，将相关的热能再次转化为机械能，最后在发电机的作用下，最终将机械能转化为电能。在日常生产中，许多学者和专家已经对其火力发电厂机组采取优化运行的方式进行了研究，在管理循环水系统、并列运行汽轮机等方面积累了不少的工作经验，并通过科学实践，有效实现了节能减耗的目的。

在机组优化运行实验研究方面，首先要优化和调整锅炉，从燃烧器配风、风量标定以及制粉系统进行实验研究，通过调整燃烧系统和制粉系统，在各个负荷点上，寻求出最佳的运行方式，并且根据结果对自动控制曲线进行修正；其次是优化和调整汽轮机组，从定滑压的运行优化方式选择、给水泵组的优化运行以及真空以及循环水泵的优化运行等方面进行实验研究；再次是优化和调整热控系统，在综合考虑锅炉以及汽轮机的试验结果的基础上，根据机组控制系统的特征，从数学模型上绘制相关曲线，改变原来的控制参数，使得优化试验的结果可以直接在机组的运行中应用，从而提高机组的经济性；最后优化和调整机组整体的联合，即以汽轮机和锅炉的优化调整结果下，各自设定设置参数，采取机炉联合方式进行试验，使其在不同的负荷机组下，确定出最优的供电煤耗量。

综上所述，大型火力发电厂机组的热力系统影响其性能的因素特别多，而且也非常复杂。传统中的相关理论研究，是在假定某一因素或条件不变的情况下进行研究的，与现实中的生产存在着许多不同之处。所以，得出的最佳运行方案未必是最优的，务必将其进行试验，在不同工作状态下，测算出具体机组运行方式的数据，综合分析得出最优的运行方式，只有这样得出的运行方式，才能指导火力电厂的具体运行。

2、辅机节能改造研究

实践证明，主机性能的充分发挥与辅机系统有着密不可分的关系，主机的性能水平越高，则对机组辅机系统的要求也越高。在火力发电厂节能增效工作中，

除了对三大主机进行优化外，还必须对送风机、给水泵等辅助设备，以及回热、真空等复杂的系统进行优化改造。由于在火力发电厂中，辅助设备和系统具有重要的作用，是机组正常运行和电能生产的重要保障。并且相关辅助系统结构非常复杂，其辅助设备运行状态的优劣直接影响着机组的各种性能，所以，务必优化和调整辅机系统和设备。

目前，对于火力发电厂机组的辅机节能降耗也进行了众多的研究，主要以减少厂用耗电方面的研究为主，并采用与之匹配的先进设备。例如采用汽驱动、变速电机，将电泵换成汽泵等。

由于火力发电厂的辅机种类、数量较多。因此，其节能研究方向和内容上也各不相同。为了提高机组的经济性，保持凝汽器的真空状态，在汽轮机组启动和运行过程中，务必使用抽气设备。深入分析凝汽设备的主要组成部分，主要包括动力泵、冷却器、抽气器、阀门以及汽水管道等，其中在除气系统中，抽气器是最为关键的设备。纵观我国火力发电厂的抽气器类型，主要包括水环真空泵、射汽抽气器以及射水抽气器三种类型。随着有偿使用水资源政策的实施和电力工业的发展，越来越多的电力企业在射水除气设备方面进行研究并进行技术改造，一方面可以减少水资源、能源的使用量，减少运行的成本。另一方面，大力提高电力企业的经济性。

同时，使用机组汽动给水泵之后，不仅组机系统运行比较稳定，噪声有所降低，而且设备的安全性、灵活性、可靠性大幅度增加，更为重要的是，改造之后上网的电量增加，煤耗数量减少，机组整体经济性能提高，经济效益也有所增加。

火电厂工作经验总结篇5

一、项目背景

近年来，我国国民经济持续、快速、稳定的发展。为了满足国民经济快速发展的需要，电力工业建设的步伐加快，对大型发电设备的需求量猛增，电力工业进入一个高速发展的历史时期。电力工业的发展不但在产品数量上，而且在产品单机容量、产品品种规格、产品性能、产品质量等诸方面都提出了更高的要求。

随着我国经济持续增长，节能和环保型的产品需求不断提高，大容量、高参数的电站设备和热电联产、全空冷发电机组连续多年旺销。

上海电气电站设备有限公司（以下简称上海汽发）近年来抓住机遇，与西门子公司达成技术转让协议，产品中包括了氢冷、空冷和水氢冷3个系列，是在整合了原有西门子公司技术和西屋公司技术基础上优化产生，突出特点是产品标准化程度高，结构通用性强，工艺合理，制造成本低。上海汽发每年大约有30台发电机采用汽轮发电机定子整体真空压力浸渍（GVPI）生产工艺。其LEVEL-40绝缘技术、整浸GVPI制造工艺技术都是国内首家采用的。

二、工艺

上海GVPI厂房主要承担生产任务为：年产41台400MW以下的全空冷系列汽轮发电机的定子线圈主绝缘包扎、整型、定子电工装配、定子浸漆、绝缘烘干以及各相关试验等任务。编织胶化后的定子线圈由线圈车间提供，定子铁芯由大型发电机车间提供，在GVPI厂房内完成定子电工装配和GVPI之后运入大型发电机车间进行总装试验。

GVPI生产厂房生产性质为单件生产。最大最重件为400MW空冷发电机定子，外形尺寸为Φ3200×8534mm，重量为227t。

GVPI生产厂房内主要工艺流程：定子线圈包主绝缘 试验（直流耐压试验） 整型 预压装 下线 接线 抽湿及试验（直流电阻试验和直流耐压试验） 预烘 真空压力浸漆 绝缘固化 清理 送装配。

GVPI生产厂房总长72m，总宽79.54m，跨度由北到南分别为19.14m、36m（东端6m为三层办公楼）、24.4m。面积约6000m2。三跨厂房均为钢结构厂房，柱距均为12m。建筑物耐火等级为二级，火灾危险性等级为戊类。其中设备区（位于24.4m跨）火灾危险性等级为丙类。

南24.4m跨厂房建筑形式与西面露天跨盖顶厂房保持一致，屋架下弦最低处18.37m，屋架下弦最高处20.9m。厂房按照Gn=5t、S=22.5m单梁桥式吊车设计，轨高14m。吊车主要功能为设备检修。此区域与其他区域采用隔墙到顶，形成一个封闭的VPI设备区，以方便通风除尘。

中间36m跨厂房建筑形式与西面试车站接长厂房保持一致，厂房按照Gn=250t、S=34m双梁桥式吊车设计，轨高16m，屋架下弦22m。满足单件定子起吊要求。东边6m为三层办公楼，一层布置有树脂测量室、更衣室等。层高分别为6m、4.2m、4.2m。该跨为空调厂房。

三、土建

本项目抗震设防烈度为7度，地震加速度为0.10g，设计抗震分组为第一组。建筑场地类别为III类。工程设计使用年限50年。建筑结构安全等级为二级，地基基础设计等级为乙级。本工程上部结构环境类别为一类，基础环境类别为二a类。

GVPI生产厂房工程上部结构采用全钢结构，厂房柱为双阶钢柱，下段柱为格构式钢柱，中段柱为实腹组合钢柱，上段柱为实腹H型钢柱。吊车梁采用“工”字形实腹钢吊车梁及钢制动桁架。屋面梁拟采用实腹H型钢变截面梁，屋面梁通过设置12m托架（钢桁架）按6m间距设置。本厂房屋面采用镀铝锌彩色钢板加保温棉屋面，屋面檩条采用镀锌冷弯薄壁型钢“C”形檩条。本厂房外墙面1.2m以下为混凝土空心砌体墙，1.2m以上采用双层彩色钢板夹保温棉墙，1.2m以上墙梁及檩条H型钢及镀锌冷弯薄壁型钢“C”形檩条。本厂房山墙36m跨设置四根抗风柱，并在标高22.0m及16.0m处分别设置一道钢抗风桁架，抗风柱采用H型钢柱。厂房山墙19.14m跨设置2根H型钢抗风柱。

19.14m跨利用原728厂房的混凝土柱牛腿架设钢屋面梁，5t悬挂吊设置在屋面钢梁下。

36m与24.4m跨交接处原设计为双柱，新建厂房取消22.4m支撑柱，利用36m跨钢柱支撑24.4m结构。屋面钢梁最低处标高18.37m。

四、公用工程

GVPI厂房最高日生产、生活用水量为15.0m3/d；最大时为3.0m3/h。室外消防用水量按20L/s计；室内消火栓消防用水量按10L/s计。发生火灾时，火灾延续时间按2h计，则扑灭一次火灾的消防总用水量为216m3。GVPI生产厂房设室内消火栓给水系统，由厂区给水管道直接供水。室外排水系统采用雨、污分流制。生活污水经化粪池处理后经厂区污水排水管排入市政排水系统；车间其它生产废水及清洁废水等可直接排入厂区污水排水系统；地面及屋面雨水经雨水口和室内雨水管汇集后排入厂区雨水排水系统。

定子线圈包带、试验区及定子线圈嵌线、接线、试验区空调面积约2750m2，定子线圈包带、试验区厂房高度约为10m，定子线圈嵌线、接线、试验区厂房高度约为20m，夏季空调冷负荷约为690kW，冬季空调热负荷480kW，保持室内正压值所需新风量按换气次数1.5次/h计算（按空调送风区域7m高），为28875m3/h。设计有三台额定风量为39500m3/h的屋顶式恒温恒湿型空调机组，每台制冷量为236kW，机组置于车间办公楼屋面，空调系统送风口设于6～7m位置高侧送，侧下部回风。

GVPI控制室、办公楼等部分设舒适性空调，空调面积约390m2，夏季空调冷负荷为60kW，采用数码涡旋多联机，室外机置于相应的屋面上，室内机采用四面出风嵌入式，并在走道上设吊顶新风机。

设备区设屋顶通风器全室通风，排风量按换气次数10次/h计算。浸漆罐及烘炉均自带尾气处理装置，达标后高空排放。厂房整体火灾危险类别为戊类，GVPI设备区火灾危险类别为丙类，采用可开启外窗自然排烟，生活间的内走道及各房间均采用自然排烟。

GVPI生产厂房生产所需压缩空气及氮气由该厂原有压缩空气站供给，氮气由气体公司供给。

本工程用电设备安装容量约1800kW（预留1300kW），计算负荷约850kVA，所有用电负荷均为三级。供电电源为10kV，采用电缆从2#变配电站经电缆沟或直埋引来。另设一台300kW柴油发电机组做辅助设备的备用电源。

在厂房南面设一变配电室，面积约75m2，内装1台1000kVA干式变压器，8台低压配电屏，供本工程用电。同时考虑预留1台变压器及一定数量低压配电屏位置。继电保护由2#变配电站统一考虑；电能计量采用高供高计；无功补偿采用低压集中动态自动补偿方式。

低压配电采用TN-S系统，配电电压为380/220V，采用放射式与树干式相结合的方式为各用电设备供电。照明光源采用金卤灯配高效节能型灯具。该厂房按三类防雷要求设防。接地系统采用TN-S系统。

火电厂工作经验总结篇6

中图分类号：F253 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2017）03（a）-0152-02

长期以来，我国火电厂的燃料管理都受到计划经济的严重影响，使得其管理效率低下。随着经济体制改革，原有的燃料管理体系已经无法满足市场经济的要求，制约着火电厂的发展。因此，需要加强火电厂的燃料管理，控制其管理成本，从而促进火电厂的可持续发展。

1 强化火电厂燃料管理的意义

1.1 降低火电厂的运营成本

长期以来，我国火电厂的运营成本都偏高，且一直无法得到有效的控制，导致火电厂在市场竞争中处于劣势地位。而燃料成本是最主要的运营成本，基本占据了运营总成本的大部分。因此，必须加强对火电厂燃料的管理，尤其是燃料的成本控制。只有燃料的成本得到控制，才能使整个火电厂的运营成本得到有效的控制，从而提高火电厂的核心竞争力，促进火电厂的长远发展。

1.2 提高燃料的利用率

火电厂最主要的燃料是煤炭，而煤炭具有不可再生性，因此，只有提高燃料的利用率，才能减少资源浪费。在我国的能源消耗中，煤炭资源的消耗量巨大。作为国民经济赖以发展的能源基础，煤炭的开采力度在不断加大，其消耗量和消耗速度也随之增大，从而导致我国的煤炭总储备量在不断降低，这对我国的能源安全是十分不利的。而在煤炭的消耗主体中，火电厂占主导地位，因此，加强对燃料的管理，可以改善目前对煤炭的使用情况，尽可能地将煤炭资源利用起来，节约资源，促进我国国民经济的发展。

1.3 提高火电厂的整体管理效率

在火电厂的日常管理中，会包含燃料管理，加强对燃料的管理，就能提高火电厂日常管理的效率，从而从整体上提高火电厂的管理效率。同时，在强化燃料管理的过程中，必须制定科学的管理制度，使之更加精细化，从而促进整个火电厂的精细化管理，提高企业的管理效率。此外，在火电厂的发展过程中，还应形成独具特色的企业文化，从而更好地适应市场经济的发展，并在市场竞争中占据一席之地。

2 火电厂燃料管理中存在的问题分析

2.1 缺乏燃料管理意识

在很长一段时间内，火电厂的运营一直执行的是计划经济，在计划经济体制下，企业认为不需要与其他企业形成竞争关系，于是缺乏竞争意识，使得燃料管理意识比较薄弱。由于企业认识不到燃料管理的重要性，其燃料管理不可能做到精细化。并且，火电厂致力于技术创新的形式来控制运营成本，却没有采取相应的措施加强企业的管理，以达到降低成本、增强运营效果的目的。于是，大部分的火电厂都将重心放在技术研发上，而很少将心思放在管理上，这也是火电企业燃料管理意识不足的重要原因。

2.2 缺乏健全的燃料管理体制

由于燃料管理意识的不足，导致火电厂没有在燃料管理体制上下功夫，从而出现管理体制不健全的情况。而要增强燃料管理的效率，首先就需要管理依据，而这个依据就燃料管理制度。但是，目前我国大部分火电厂的燃料管理制度都不完善，这就造成燃料管理人员在管理工作中的随意性。由于管理体制不健全，管理人员在管理工作中，常常按自己的主观意志行事，燃料管理不规范，造成管理工作的混乱。此外，火电厂的信息化水平比较落后，没有将现代化的信息管理手段利用起来，内部在管理信息上的共享性不强，管理人员无法有效地监督下级员工的管理工作，从而阻碍燃料管理效率的提升。

2.3 采制化管理缺乏规范性

在火电厂的燃料管理中，采制化管理是其重点内容，如果采制化管理不合理，燃料管理就会缺乏科学性。燃料的采制化管理包括三个方面：第一是采样管理；第二是制样管理；第三是化验管理，其是一个系统性很强的工程。因此，应加强采制化管理所有环节之间的联系，使管理具有系统性。但我国部分火电厂采制化管理的各个环节是相互独立的，且每个环节的管理都不够完善，这就严重降低了燃料的管理效率，阻碍火电企业管理水平的提升。

3 火电厂燃料管理中存在问题的对策分析

3.1 强化燃料管理意识

火电厂燃料管理效率低下的本质原因在于火电企业缺乏燃料管理意识，要改善燃料管理现状，解决管理中存在的问题，首先就需要强化燃料管理意识，转变落后的管理理念。比如，在火电企业开培训会，强化所有员工的市场竞争意识，特别要加强管理人员的竞争意识，让其认识到燃料管理工作的重要性，并引入最新的管理理念，让员工在管理过程中都能自觉地遵守企业的管理制度。与此同时，火电企业要在坚持技术创新的基础上，重视管理创新，要将技术手段和管理手段结合起来，在二者的共同作用下，提高燃料的管理水平，从而提升企业的管理和运营效率。

3.2 建立健全的燃料管理制度

健全的燃料管理制度是规范管理程序、提升管理效率的基础，也是对管理人员进行监督的重要手段。鉴于我国大部分火电厂的燃料管理制度不健全，燃料管理缺乏科学性，因此需要在企业内部加强制度建设工作，建立起相对完善的燃料管理制度，从而为企业的燃料管理提供制度保障。与此同时，燃料管理制度应该具体化，不能让管理人员在管理过程中融入过多的个人意志，导致燃料管理缺乏客观性和科学性。此外，在企业内部还需建立现代化的信息管理平台，通过逻辑性较强的管理平台，督促管理人员的工作，提高管理效率，并提高企业内部管理信息的共享性。

3.3 建立健全燃料采制化管理制度

完善的燃料采制化管理制度是许多火电厂都欠缺的，这不利于燃料采制化管理工作的有序进行。因此，为提升燃料管理效率，就需要强化对燃料采制化的管理，建立健全的燃料采制化管理制度，具体可从两个方面进行。首先，规范燃料采制化管理，采样和制样是燃料采制化管理最基础也是最重要的程序，在采样和制样过程中需要供需双方的共同参与，才能减小样品误差。并且，在此过程中，应严格按照相应的采样制样规范进行，同时需要对此过程进行监督。比如，在采样制样过程中，引入第三方管理的单位对其进行监督，在保证监督客观性的同时，提高其合理性。其次，完善化验管理流程。采制化管理的最后一个环节就是化验，化验结果影响分析结果。如果在化验中出现错误，就会出现错误的煤质分析数据，从而使燃料的采制化管理失去意义。因此，必须完善化验管理流程，让化验人员严格按照相关流程开展化验工作，并加强煤样交接工作的监督，对交接的数量、质量等信息做全面的记录。与此同时，化验人员还需根据国家煤炭检验标准，以及企业的检验标准，采用正确的检验方法，通过合理的检验设备和手段实施检验工作，以确保检验结果的准确性，从而提升采制化管理的效率，改善燃料管理水平。

4 Y语

综上所述，燃料管理是火电厂管理最重要的部分，只有燃料成本得到有效控制，才能降低企业的运营成本。因此，在火电厂的燃料管理中，首先要强化全员的管理意识，建立健全的燃料管理制度和采制化管理制度，以解决燃料管理中管理意识不足、缺乏健全的管理制度等问题，从而提升企业的燃料管理水平，促进火电厂的长远发展。

参考文献

火电厂工作经验总结篇7

1）分散控制系统的起源。DSC应用试点最早出现在美国，1985年的时候，那时选用的是网厅电厂300MW机组，这就是分散系统控制的开端。经过20多年的不断发展，分散控制系统在不断地改进实践中积累了许多成熟经验，更是推陈出新，打破了DSC的应用只局限在锅炉和汽轮机的热工监视的局面，相关供应商掌握了愈加成熟和系统的经验和技术。经过充分的实践经验证明，分散控制系统是可行并且科学的。我国通过对DCS的不断改进，最终也达到了国际的DCS水平，在火电厂得到广泛应用。2）分散控制系统的应用。分散控制系统的实际运用价值比较高，功能相对分散、数据可共享、可靠性较高等优点让其在与其他控制技术相比之下有明显优势，被电厂和变电厂所广泛接受。我国火电厂使用过的DCS数以百计，至今，使用过的DCS可大概分成3类：多功能控制器型、可编程序控制器基础型、PC机总线基础型。我们也不排除今后可能产生其他分散控制系统，比如以现场总线为基础的控制系统，或者以电厂信息监控管理为基础的控制系统，这也将进一步扩大DCS应用的功能。3）分散控制系统的发展。分散控制系统目前有两个功能性的扩展，现场总线技术的出现，就是其在纵向扩展上面的体现。开放性、数字化、多借点是现场总线的几个显著特点。为避免只靠电缆单一传输的弊端，现场总线技术还可以帮助现场的设备实现在运行中的数字量信息交换，达到双方的共享和控制。现有的现场仪表模拟技术弊端日益凸显，主要是速度慢、精准度低、成本高，不仅不能准确监控，而且浪费大量的物资，得不偿失，在此时，现场总线技术的出现就自然而然了。并且现场仪表的模拟技术与计算机控制的数字技术不符，还可能会出现使用问题，而现场总线技术则能有效改善这方面的问题，但现场总线技术发展还不够稳定成熟，还需进一步的改进和推广。

2分散控制系统特点

1）高可靠性。分散控制系统是建立在分散结构的理念上的，这能够对系统的可靠性形成一个保障。分散结构不仅包含系统功能的分散，还包含地理位置的分散。采用分散结构的分散控制系统可以分散系统的危险性。如果一个设备的某一个部分发生了故障，并不会对该设备的其他部分的正常运行造成影响。并且运用分散控制系统还可以对关键设备进行冗余配置，这也在一定程度上保障了系统的运行的可靠性。在DCS系统中，也不乏一些旧有的模块化、标准化的软件，也帮助系统的可靠性形成一道屏障。2）监视性能好。分散控制系统能够运用高智能操作站来监视和操作过程现场，并且分散控制系统的人际交互界面比较友好，操作员完全可以进行直观观测，监控性能较好。3）扩展性能好。分散控制系统在一般情况下都是采用递阶数据通信网络，可以实现通信的分层化。分散控制系统的系统构成灵活，硬件高度集成化，设备接口模块化、标准化，这都给分散控制系统提供了较好的扩展性能。4）编程容易。分散控制系统采用控制图形界面和功能码控制组态来编程的，这样可以自动生成执行文件。这种编程方法对用户的编程能力要求不高，用户只需要掌握填表、作图等进行组态的方法就能编程，并且这种编程应用程序的质量还是比较可靠地。5）系统维护方便。分散控制系统的微处理器具有自诊断功能，应用程序在执行的时候还可以同时运行自侦段程序，扫描硬件的运行状态。发现异常现象时可以及时发出警报，对出现异常的部位和异常性质作出提示，并且系统维护的时间比较短，模件是可带电插拔、接插结构，磨剑种类少，维护较简便。

3分散控制系统在火电厂电气自动化中的应用分析

1）火电厂电气自动化的功能及特点。火电厂电气自动化是一种能够保持主控室机、炉、电的协调一致，并且便于集中的管理控制和信息数据共享的多方位系统，火电厂电气自动化能够有效提高火电厂的工作效率，当前面临的问题是，电气自动化的运行管理水平跟不上火电厂电气自动化技术的发展速度和电力市场的不断推进的速度。如何运用分散控制系统提高电气自动化的运行管理水平，是各方专家讨论研究的重点。监控和控制设备是火电厂电气自动化系统的主要功能，并且这个系统还能反馈信号在数据交换中的变化和提供部分特殊数据。这种系统的设备数量较多，布置也较为复杂。2）火电厂电气自动化的现状及趋势。火电厂电气自动化的发展也在跟随着科学技术的步伐不断向前。在数据的采集方面有了新的突破，火电厂的电气监控自动化开始纳入信息化管理。因为计算机技术和网络技术的发展，ESC系统开始取代传统操作系统，间隔层的保护和测量以及控制装置，电气自动化都能够实现独立化操作，整个系统的控制单元正在朝着一体化的方向发展。在未来，我们可以预见的是：电气自动化将不再只满足于这些基本功能，相互操作性和强大的扩展性、高度的可靠性是其新的发展方向和目标。这种突破，极有可能在商业和工业领域都得到极大规模的应用。3）分散控制系统在火电厂电气自动化中的应用。火电厂的电气运营管理必须要走电气自动化的必由之路，电气自动化系统不仅提高了火电厂的自动化水平，促进火电厂的发展，并且在相关领域也有运用空间。而分散控制系统可以提供综合化自动技术，是自动化系统的一个典型代表。火电厂实现电气自动化扩展了分散系统的纵向延伸空间，将电厂所有过程和环节纳入管控之下。电力企业只有不断地补充DCS的内容才能帮助实现科学化管理，推动整个行业的生产管理与发展。

火电厂工作经验总结篇8

一、前言

在当前市场煤、计划电的体制下，火电厂间的竞争主要体现在成本的竞争，燃料成本占发电成本约70%以上，降低燃料成本成为火电厂的工作重点，其中，火电厂的炉前管理对燃料成本的影响不可忽视，燃料成本的核算与分析也愈显重要。

二、火电厂炉前管理范围

火电厂炉前管理主要包括煤炭到厂验收后的接卸、存储、煤场管理、混配掺烧以及成本核算等工作。根据各厂实际情况不同，炉前管理内容可能有延伸或缺减，比如：铁路来煤由于客观原因发生厂外分卸、冬储煤至厂外临时煤场需要由汽车短途倒运回厂内等，均为炉前管理范围。对于白城发电公司，只要进入铁路穆家店站后，所发生的费用，都属于此范畴。

三、燃料接卸管理

白城发电公司入厂煤运输有汽运和火运两种方式。一般燃料接卸管理以安全、高效和利于监督为原则。根据自身实际情况，制定科学合理的燃料接卸管理规定，并设有煤场管理岗位，负责接卸、煤场管理等工作。

（一）汽运煤的接卸管理

吉电股份年采购煤量的约10%为汽运方式入厂，主要是浑江、二道江发电公司采购的区域内小矿煤，以及采购吉煤集团的部分煤量，白城发电公司2015年首次长期购入牛海烟煤，全年突破20万吨，节约效果显著。汽运煤接卸管理的重点是车辆在煤场的安全与有序卸煤。由于煤场相比一般道路要软，而运煤车多为大型自卸车辆，满载时总重在70吨以上，在卸煤举高时中心升高，在偏软的煤场上发生侧翻的危险极大，威胁采制人员及周边设施安全。在这方面，白城发电公司即使煤场地面实现水泥硬化，但也发生过侧翻险情。有序卸煤主要是指符合煤场储煤规划及便于采制人员采样，尤其对于采样工作，如果卸煤、推平等操作不规范，会对采取煤样的代表性产生较大影响。

为解决上述问题，发电厂一般都有相关的安全接卸煤管理措施，并设有煤场管理员在现场统一协调，指挥运煤车和推煤机，保证有序接卸，防止发生事故。

（二）火运煤接卸

随着新机组的投产及区域内煤源的减少，吉电股份跨区域采购煤炭比例在2008年时仅为25%，到目前已上升到75%以上。我国铁路运力一直是稀缺资源，为满足货物运输需求就必须提高车皮的运转效率，为此，铁路部门规定，运煤重车到厂6小时必须排空车，否则，超时按小时计费收取延时使用费，严重的将进一步采取厂外分卸、铁路限装停车的惩罚措施。如果接卸不及时，无论铁路部门采取那种措施，都将给电厂造成较大损失，因此，加强火车火车接卸管理对减少炉前费用，控降燃料成本，以及保障连续稳定供应都有重要意义。目前，白城发电公司来煤以火运为主。

为避免火运煤压车，一是加强调运管理，协调厂、矿、路关系，综合考虑电厂接卸能力、接卸设备状况、库存及耗煤情况，安排调运计划，通知矿方按计划请车，协调路局尽可能按请车计划安排装车，尽量减少神华大雁、蒙西煤业等水份较大煤炭入厂量，减少卸煤压力及费用，充分利用铁路货运信息系统，随时掌握装车数量及车辆运行位置，便于电厂做好相应接卸准备工作。二是冬季电厂燃料管理部门应积极与矿方联系协商，尽量避免因装湿煤而发生冻车严重，增加卸煤难度，在条件允许情况下，鼓励矿方在装车时采取撒融雪剂、衬盖薄膜等防冻车措施，尽量减轻冻煤的数量，为厂内卸车创造有利条件。三是加强接卸厂内接卸设备的检修维护，协调关联单位组织好接卸人员，保障厂内接卸能力。

四、存储及煤场管理

（一）煤场组堆

燃煤组堆应做到不同煤种、煤质分堆存放，推平压实，烧旧存新，先堆先用，便于合理混配掺烧为原则。在存储条件允许的情况下煤场存煤保持合理形态，煤堆形状以正截角锥形为宜，分类堆放，分层压实。煤堆角度以40°-45°为宜。储煤场设置标志，划分区域，以便科学、有序地实施燃煤存取管理。

为测试褐煤存放时间对热值损失的影响，电科院曾经进行过相关实验，结果大概为：褐煤存放15天热值损失61-70大卡/千克、存放30天损失120-145大卡/千克、存放60天损失255-295大卡/千克。实验结果表明存放时间对褐煤热值损失影响很大，因此，褐煤存放时间不宜超过1个月，电厂应制定煤场置换翻烧方案，烧旧存新，尽量减少存放损失。

斗轮机取煤必须从煤堆顶层开始，分层取煤，形成阶梯状，每层落差不超过3m。特殊情况下，如取煤形成陡坡、陡崖后，及时用推煤机整形压实。煤场平整工作每日进行，及时对储煤场内的石头、木块、杂物进行清理以防止损坏斗轮机及其它输上煤设备。

（二）煤场防自燃

当煤堆发生燃点时，应立即将煤挖出降温、碾压。特别需要注意的一是发生自燃的煤，必须挖出单独存放，并注意挖运输不能散落到周围，否则燃点将蔓延，难以控制；二是禁止向褐煤堆洒水降温或灭火；三是消除明火后的煤应及时取用，但禁止输上明火未完全熄灭的煤，避免引起皮带、煤仓等发生火灾。

（三）煤场防汛

雨水冲刷流失是造成煤场储损的一部分原因，更重要的是，如果煤场防汛工作不到位，煤场积水、煤湿、煤粘，造成上煤困难、煤仓棚煤，发生燃油损失，严重时会造成空仓，威胁安全生产。

为减少损失，保证安全生产，电厂需要根据实际情况制定煤场防汛应急预案。在雨季来临前将煤场排洪沟、排水沟疏通顺畅，配备充足防汛器材。由于吉电股份所管各火电厂都为露天煤场，为防止连雨天无干煤可用，应根据自身实际情况挑选一个煤场用苫布进行覆盖，保证应急时有足够干煤可用。

（四）煤场盘点

由于客观条件限制，目前吉电股份所管各厂还达不到按正平衡方式计算煤耗的要求，因此，煤场盘点结果的准确于真实性至关重要，并一直受到各级领导的高度关注。白城发电公司仍坚持每旬煤场盘点一次，同时对各项指标进行一次测算，主要目的是能及时发现燃料管理及生产耗用存在的问题。按中电投集团要求电厂每月进行1次常规盘点，每季进行1次典型盘点；每年由集团公司组织进行1次交叉盘点或重点抽查。

煤场盘点一般由计划部牵头组织，燃料部、发电部、财务部、政治工作部等相关部门参加。煤场管理部门（发电部）负责协调在盘点前对煤场存煤进行整形，密度、水分测试工具准备齐全，按规定做好盘点前准备工作。

煤场盘点主要工作包括：测量煤堆体积、测定存煤密度、计算存煤数量。原煤斗及煤粉仓内的存煤及待卸煤量也应盘点计量。盘点记录包括存煤的几何体积、比重、水分差调整量、盈亏量。煤场盘点后出具盘点报告，报告的内容包括煤场外形示意图、煤场盘点过程的全部基础数据、计算过程、计算结果及有关人员的签字，报告应按档案管理要求存档。

煤场盘点一旦出现较大盈亏时，必须及时查找，分析原因，有针对性地解决问题，避免累积后造成帐实严重不符。

五、混配掺烧

近年来煤价大幅下降，火电厂盈利能力增强。为进一步减少采购成本，掺烧价格相对较低的褐煤、洗副产品以及低质低价煤，已成为火电厂增盈的一项重要措施。目前，火电厂都高度重视燃料混配掺烧工作，纷纷采取改造设备、制定混配掺烧技术方案、出台奖励措施等措施，在保证安全的前提下加大掺烧力度。吉电股份火电总装机容量408.5万千瓦，其中186.5万千瓦容量为掺烧机组，平均掺烧褐煤40%左右，同时掺烧大量洗副产品，因此，应认真研究并提高混配掺烧的安全性与经济性。

目前看，白城发电公司混配掺烧管理工作还略显粗放。一方面，制粉系统磨损、制粉出力不足、炉膛出口结焦等情况都曾发生过，对安全生产威胁较大，尤其是后一项危害大，必须积累经验，加强调整。另一方面，白城发电公司汽运煤启动晚，掺烧烟煤、低质煤的比例还没有达到最好水平，同浑江、二道江比还有差距。为此，我们还应在混配掺烧工作上多下功夫。

六、成本核算管理

燃料成本核算是对外结算的依据，是火电厂财务核算的重要组成部分，是分析燃料管理活动的重要基础，燃料成本核算结果能够客观真实反映火电厂燃料管理水平，通过燃料成本核算与分析可以找出管理过程中存在的问题，因此，规范并加强燃料成本核算管理非常重要，也是本文分析的重点。

燃料成本核算主要包括入厂煤成本核算与入炉煤成本核算两部分，具体分析如下：

（一）入厂煤成本的核算

入厂煤成本核算是燃料成本管理的基础。入厂煤核算方法主要有三种：一是当月进煤、次月结算；二是当月先预付，次月再结算；三是当月进煤、当月结算。我们主要执行第一种结算方式。因此，存在跨月结算或跨年度结算的现象。为了准确地对燃料成本进行管理，需要对未结算的煤炭进行暂估入帐。暂估价格的高低应以合同价格为准。但是，特殊情况下，当合同价格不能明确时，暂估价格可能对燃料成本产生较大的波动。由于存在部分煤量需要估价入帐的问题，为了较准确地反应入厂煤成本，需考虑到前期估价金额在本期结算时的差值，即前期估价是否存在偏高或偏低的现象，并需要在本期入厂煤核算时，抵消这部分影响。

估收具体操作：第一，估价数量：是本月到厂而未结算的数量。对于以入厂数量验收为准的煤矿，估价数量=入厂煤净重；对于以铁路货票记载的数量为依据的煤矿，估价数量=入厂煤票重；对于电厂承付运损的煤矿，估价数量=入厂煤净重+运损。第二，估价热值：对于以入厂质量验收为准的煤矿，估价热值=入厂验收热值；对于以出卖人化验结果为准的煤矿，为提高估价的准确性，在进行估价时要考虑到双方之间的热值差。第三，估煤单价：按照合同定价原则计算估价天然煤单价，煤款、运费、杂费尽量以单价形式填制。第四，估价总金额：估价总金额=估煤单价×估价数量。

结算具体操作：第一，结算数量：当质价协议规定不承付运损时，填写入厂验收实际数量（净重）；当质价协议规定承付运损时，填写入厂天然煤数量，即净重+运损。第二，结算热值与验收热值：当合同规定以入厂验收为依据时，两者相等；当合同规定以出卖人化验为依据时，则会数据不相等，即出现厂矿热值差。第三，结算总金额：总金额=结算单价×结算数量。

（二）入炉煤成本的核算

1、入炉标煤单价的核算方法

在财务核算过程中，一般情况下，入炉天然煤单价公式如下：

在进行入炉标煤单价的分析时，需要掌握入炉标煤单价与入厂标煤单价之间存在差异的真实原因，进而指导燃料管理人员查找问题，提出降低入炉综合标煤单价的措施。

2、影响标煤单价差的因素分析

从以上分析来看，影响标煤单价差的因素有三个，认真分析这三个影响因素，有针对性采取改进措施，就可以有效降低燃料成本，提高经济效益。

（1）找准煤炭采购节奏，优化库存降低燃料成本

在个别时段，期初库存影响标煤单价差数额较大，有时甚至是主要因素。影响公式：

库存煤影响=29.271入炉煤热值×{（期初库存单价-本期入厂煤核算单价）×期初库存煤量期初库存煤量+本期入厂煤核算煤量}

根据上式可以看出，当期初库存单价低于本期入厂煤核算单价时，库存影响标煤单价差将出现负值，即它可以使入炉综合标煤单价降低。因此，当预期煤炭价格处于涨价趋势时，应增加采购提高库存煤量，在下一阶段燃料采购价格上涨时减少采购量，相对多耗用低价库存煤，在燃料成本核算中取得较好的经济效益。当预期煤炭价格处于降价趋势时，应减少采购控制库存煤量，在下一阶段燃料采购价格下降时增加采购量，相对少耗期初高价库存煤，也可以降低标煤单价差，提高经济效益。库存煤影响与入炉煤热值呈反比，提高入炉煤热值可以降低标煤单价差。

（2）规范核算与估收，真实反映耗用成本

影响期初库存价格的还有两个隐含的问题，一是入炉煤成本核算对期初库存的影响，它隐含在公式期初库存单价中，这是以往不被重视的。主要原因是财务耗煤时没有按一次加权平均核算法，而是用分煤种核算，这样会有人为调整因素，影响当前入炉煤价不实，差额积累在库存中，影响期初库存价格。二是入厂煤估收价格不准对期初库存的影响，实际结算时发票金额与估收金额存在的差异，这部分差异在发票到厂后直接冲入库存金额中，从而影响期初库存单价不实。

解决上述问题，一是要严格按集团公司财务核算办法，将入炉成本分煤种核算改正为按一次加权平均核算，减少人为调整因素；二是入厂煤估收时认真按合同价格估收，尽可能避免出现偏差，减少审计风险。

（3）炉前费用分析

降低燃料炉前费用的方法与途径需根据各厂实际情况进行分析。一般炉前费用主要由铁路方面的费用、厂内二次费用两大部分组成，铁路方面的费用主要包括：专用线使用相关费、铁路取送车费、延时使用费、车辆变站费、翻卸车维检费等；厂内二次费用主要包括：人工卸煤、冬季清冻煤等产生的劳务费、煤炭转运费、设备检测费、技术服务费等费用组成。铁路方面的费用较大，但受垄断因素的制约，降低的空间越来越小。白城发电公司由于铁路专用线长（8.1公里），全部翻车机接卸，费用较大。正常炉前费用一般情况在9.5元/吨以内。

炉前费用管理存在的主要问题，是白城发电公司的厂前费用管理仅有一部分归口燃料部控制，燃料部以往对燃料成本进行分析时，一般不进行入炉综合标煤单价的计算，而是将财务核算出的入炉综合标煤单价直接进行分析。这种情况造成二次费用组成、核算不清晰，影响期初库存煤价数据不准确。

炉前费用管理存在的客观困难，一是受白城发电公司铁路专用线长影响，铁路取送车费、运维费较高；二是受南北方气候差异影响，北方冬季卸车劳务费高。

火电厂工作经验总结篇9

中图分类号：TM6文献标识码： A

在汶川大地震中,位于震区的火力发电厂各建、构筑物均遭受了不同程度的破坏及人员伤亡,设备和管道严重受损,发电厂在震后无法短时间内恢复生产,直接和间接损失惨重。因此结构设计人员应高度重视火力发电厂的抗震设计，而人们通过对火力发电厂建筑物实现抗震结构设计，可以从很大程度上保证建筑物的质量，从而保障人们的生命和财产安全。如果要实现结构抗震安全目标，就必须对建筑物的结构进行抗震设计，它是实现结构抗震安全目标的重要措施和手段，所以我们对建筑物抗震设计方法进行研究以及对建筑物抗震规范进行理解都是具有非常重要的意义。

一．关于建筑结构抗震概念设计的概述

我国结构计算理论经历了经验估算、容许应力法、破损阶段计算、极限状态计算，到目前普遍采用的概率极限状态理论等阶段。现行的《建筑结构可靠度设计统一标准》（GB50068-2001）则采用以概率理论为基础的结构极限状态设计准则，以使建筑结构的设计得以符合技术先进、经济合理、安全适用的原则。概率极限状态设计法更科学、更合理，但该法在运算过程中还带有一定程度近似，只能视作近似概率法，并且仅凭极限状态设计也很难估算建筑物的真正承载力。事实上，建筑物是一个空间结构，各种构件以相当复杂的方式共同工作，并非是脱离结构体系的单独构件。

地震具有随机性、不确定性和复杂性，要准确预测建筑物所遭遇地震的特性和参数，目前是很难做到的。而建筑物本身又是一个庞大复杂的系统，在遭受地震作用后其破坏机理和破坏过程十分复杂。且在结构分析方面，由于未能充分考虑结构的空间作用、非弹性性质、材料时效、阻尼变化等多种因素，也存在着不确定性。因此，结构工程抗震问题不能完全依赖“计算设计”解决。应立足于工程抗震基本理论及长期工程抗震经验总结的工程抗震基本概念，从“概念设计”的角度着眼于结构的总体地震反应，按照结构的破坏过程，灵活运用抗震设计准则，全面合理地解决结构设计中的基本问题，既注意总体布置上的大原则，又顾及到关键部位的细节构造，从根本上提高结构的抗震能力。

二、火力发电厂建（构）筑物抗震设防标准

火力发电厂各设防类别建（构）筑物的抗震设防标准，均应符合国家标准《建筑工程抗震设防分类标准》GB50223中3.0.3的要求。规模很小的乙类工业建筑，当采用了抗震性能较好的结构体系时，允许按标准设防类设防。标准修编时，取消有关丁类建筑“对于损坏后不影响生产，不造成较大损失，且易于修复的建筑物可不设防”的条文；取消“抗震等级为一级还需要提高一度设防时，抗震等级仍为一级”的规定。修后抗震设防标准整体有所提高。标准明确，规模很小的乙类工业建筑一般指单层建筑且高度不超过12m的配电室、转运站配电室、屋内配电装置室、网络控制室、继电器室等，当采用了钢筋混凝土结构时，可按本地区设防烈度采取抗震措施。集中控制楼、屋内配电装置楼及筒仓仓顶建筑等取消砖混结构选型。

发电厂主厂房宜优先选用抗震性能较好的钢结构。常规布置的主厂房结构选型可按以下原则确定：（1）主厂房采用钢筋混凝土结构时，7度Ⅱ类场地及7度以下宜采用钢筋混凝土框架结构；7度Ⅲ类场地及以上宜采用钢筋混凝土框架――抗震墙结构，也可采用钢结构。（2）8度Ⅱ类场地及8度以上时，主厂房宜采用钢框架――支撑结构。（3）单机容量1000MW及以上时，主厂房宜采用钢框架――支撑结构，当采用钢筋混凝土结构时应进行专门论证。

钢结构具有结构延性好、抗震性能优和材料可再生利用的优势，主厂房应鼓励选择钢结构，也与国际惯例相协调。上述条文制定主要依据《火力发电厂主厂房结构抗震设计技术》项目研究成果和震害调查资料。标准中的“常规布置的主厂房”指前煤仓布置的钢筋混凝土双框架结构，目前大型机组的抗震试验研究和震害调查研究仅限于双框架结构，其它形式的结构尚缺乏研究。以单机容量为600MW发电厂钢筋混凝土主厂房双框架结构为原型的研究和汶川地震江油电厂的震害调查显示，双框架结构能够设防烈度7度、Ⅱ类场地条件的设防要求。 工程实践和计算分析研究证明，7度Ⅲ类场地及以上时，主厂房钢筋混凝土框架结构需要增设抗侧力构件（如抗震墙）。由于受工艺布置的限制，导致抗震墙布置一般难以满足抗震性能要求，结构空间计算遇到了超限的技术难题，结构选型是宜进行专门研究。 1000MW级主厂房结构的总高度、层高以及设备荷载增大，结构单元长度达100~120m，结构温度作用尚在研究中，考虑到结构本身的特点，选择钢结构是必要的。鉴于主厂房6度区采用钢筋混凝土结构，有在建工程但无投运经验，因此标准提出进行专门论证后确定。

火力发电厂框架结构抗震等级

三．常用的建筑物抗震分析方法

目前，现代抗震设计方法已在我国得到了部分发展，随着这一理论的逐渐发展，我国的研究人员在做出了相关的研究，近期，各种抗震设计分析方法被研究出来，并且多数已被应用到了实际建筑物的设计当中。在建筑物的结构设计当中，我国建筑行业通常所采用的方法为建筑物底部所受剪力的分析法，建筑物振型分解的反应谱分析法，建筑结构的弹性时程分析方法，这些方法主要被用来进行地震作用值的计算。在这些方法当中，建筑物底部的剪力分析法是目前最为简便的方法，它主要适用于建筑物的质量和刚度沿建筑物的高度进行分布，并且成比较均匀的结构，通过对建筑物结构的第一振型周期进行分析，来确定地震对建筑物的影响系数，并且需要将建筑物的结构重力荷载进行结合，以确定建筑物所受的总的地震作用，最后将这一地震作用分配到各层进行建筑物结构设计。针对某些相对较复杂的建筑物结构，我国建筑行业一般采用的是振型分解反应谱分析法来对建筑物的抗震性能进行计算，这一方法主要是从振型叠加的原理出发，将建筑物的多自由度体系转化为多个单自由度体系进行叠加，并且将地震所导致的建筑物的各种振型所对应的地震作用和地震效应采用特定的方式进行叠加，从而得到建筑物结构的总的地震作用与作用效应。

四．火力发电厂抗震设计的原则与要求

4.1选择有利场地。

造成建筑物震害的原因是多方面的，场地条件是其中之一。由于场地因素引起的震害往往特别严重，而且有些情况仅仅依靠工程措施来弥补是很困难的。因此，选择工程场址时，应进行详细勘察，搞清地形、地质情况，挑选对建筑抗震有利的地段，尽可能避开对建筑抗震不利的地段，任何情况下均不得在抗震危险地段上建造可能引起人员伤亡或较大经济损失的建筑物。对建筑抗震有利的地段，一般是指位于开阔平坦地带的坚硬场地土或密实均匀中硬场地土。建造于这类场地上的建筑一般不会发生由于地基失效导致的震害，从而可从根本上减轻地震对建筑物的影响。对建筑抗震不利的地段，就地形而言，一般是指条状突出的山嘴、孤立的山包和山梁的顶部、高差较大的台地边缘、非岩质的陡坡、河岸和边坡的边缘；就场地土质而言，一般是指软弱土、易液化土、故河道、断层破碎带、暗埋塘浜沟谷或半挖半填地基等，以及在平面分布上成因、岩性、状态明显不均匀的地段。

4.2选择合理的结构形式

抗震结构体系是抗震设计应考虑的关键问题。按结构材料分类，目前主要应用的结构体系有砌体结构、钢结构、钢筋混凝土结构、钢-混凝土结构等；按结构形式分类，目前常见的有框架结构、剪力墙结构、框架剪力墙结构、简体结构等。结构体系的确定受到抗震设防烈度、建筑高度、场地条件以及建筑材料、施工条件、经济条件等诸多因素影响，是一个综合的技术经济问题，需进行周密考虑确定。抗震规范对建筑结构体系主要有以下规定：①结构体系应具有明确的计算简图和合理的地震作用传递途径；②结构体系宜具有多道抗震防线，应避免因部分结构或构件破坏而导致整个体系丧失抗震能力或对重力荷载的承载能力；③结构体系应具有必要的抗震承载力，良好的变形能力和耗能能力；④结构体系宜具有合理的刚度和承载力分布，避免因局部削弱或突变形成薄弱部位，产生过大的应力集中或塑性变形集中，对可能出现的薄弱部位，应采取措施提高抗震能力；⑤结构在两个主轴方向的动力特性宜相近，在结构布置时，应遵循平面布置对称、立面布置均匀的原则，以避免质心和刚心不重合而造成扭转振动和产生薄弱层。

4.3提高结构的延性

结构的延性可定义为结构在承载力无明显降低的前提下发生非弹性变形的能力。结构的延性反映了结构的变形能力，是防止在地震作用下倒塌的关键因素之一。结构良好的延性有助于减小地震作用，吸收与耗散地震能量，避免结构倒塌。而结构延性和耗能的大小，取决于构件的破坏形态及其塑化过程，弯曲构件的延性远远大于剪切构件，构件弯曲屈服直至破坏所消耗的地震输入能量，也远远高于构件剪切破坏所消耗的能量。因此，结构设计应力求避免构件的剪切破坏，争取更多的构件实现弯曲破坏。始终遵循“强柱弱梁，强煎弱弯、强节点、弱锚固”原则。构件的破坏和退出工作，使整个结构从一种稳定体系过渡到另外一种稳定体系，致使结构的周期发生变化，以避免地震卓越周期长时间持续作用引起的共振效应。

4.4确保结构的整体性

结构是由许多构件连接组合而成的一个整体，并通过各个构件的协调工作来有效地抵抗地震作用。若结构在地震作用下丧失了整体性，则结构各构件的抗震能力不能充分发挥，这样容易使结构成为机动体而倒塌。因此，结构的整体性是保证结构各个部分在地震作用下协调工作的重要条件，确保结构的整体性是抗震概念设计的重要内容。为了充分发挥各构件的抗震能力，确保结构的整体性，在设计的过程中应遵循以下原则：①结构应具有连续性。结构的连续性是使结构在地震作用时能够保持整体的重要手段之一。②保证构件间的可靠连接。提高建筑物的抗震性能，保证各个构件充分发挥承载力，关键的是加强构件间的连接，使之能满足传递地震力时的强度要求和适应地震时大变形的延性要求。③增强房屋的竖向刚度。在设计时，应使结构沿纵、横2个方向具有足够的整体竖向刚度，并使房屋基础具有较强的整体性，以抵抗地震时可能发生的地基不均匀沉降及地面裂隙穿过房屋时所造成的危害。

五．结束语：

目前，电力行业发展迅速，大型火力发电厂也不断增加，对厂内的建（构）筑物的抗震设计的要求越来越高。建筑的抗震设计方案要根据建筑物体型、结构特点、荷载性质和地质条件等综合分析。 确保结构的安全性。

参考文献：

火电厂工作经验总结篇10

在我国火力电力技术的迅速发展的今天，对火电厂热工测量的准确性提出了更高的要求，特别是大容量、高参数机组的大量应用使火电厂热工测量越来越重要，对于保证火电机组安全、稳定运行具有重要意义。但由于火电厂系统复杂、参数众多，加上测量设备的不先进、测量方法的不科学以及测量技术的不规范，使火电厂热工测量存在着诸多的失准问题，因此，有必要对提高火电厂热工测量准确性的相关方法进行研究，以保证火电系统的安全、经济、稳定运行。

1.火电厂热工测量失准原因分析

热工测量系统在设备、人员、环境等诸多因素的影响下，难免会出现测量失准现象，影响火电系统的稳定运行，根据笔者的总结，具体表现于以下几个方面。

（1）基建遗留问题导致测量失准。基建阶段热工表计调校质量的好坏对移交生产后的热工三率指标影响很大，但基建时期也会因各种原因造成测量仪表后期运营的失准。

（2）测量仪器缺陷导致测量失准。由于测量仪器长时间的运行，会存在各种缺陷，就会出现测量数据失准的情况。甚至是一个毫不起眼零部件质量的不合格或损害，也会带来测量数据的失准。

（3）测量方法不当导致测量失准。由于测量方法的不规范也会导致测量的失准，如仪表安装位置的不科学，按照测量要求，对于风烟系统的压力测量，其变送器的安装位置应高于取样点，汽水系统的压力测量，其变送器的安装位置应低于取样点，但在安装过程中，由于安装知识缺乏或现场位置限止，常常会出现不符合规程要求的情况，从而造成测量的失准。

（4）报警定值设置不合理导致测量失准。报警装置警报的准确发出是第一时间发现电力设备问题的保证。但当警报定值设置不当时，就会给警报工作带来很大的麻烦。如果这种情况频繁出现且得不到有效的解决，就会使运行人员无法正确判断报警信号的真伪，并且造成报警信号过多，画面参数闪烁，这对整个发电机组的安全带来极大隐患。

（5）仪表检修维护不充分导致测量失准。当仪表没有得到有效的检修和维护时，如一些压力测量、应对仪表取样点与测量元件安装位置的高度差产生的压力没有得到及时修正时，就会使测量的准度大打折扣。

2.火电厂热工测量准确性提高方法分析

由于测量失准的存在，对电厂的稳定、安全运行将产生不利影响。因此，针对以上各种原因导致的测量失准现象，需要采取以下针对性的措施来提高火电厂热工测量的准确性。

（1）基建时期监督检查的加强。必须重视基建时期的检查，严把调试质量关，基建调试应开展测量回路系统误差测试工作，即综合校验，通过综合校验，可以有效地消除系统误差，解决存在的安装问题，从而保证移交生产时的仪表准确度满足生产要求。

（2）热工测量仪表的合理选择。测量工具的精确度直接影响到测量结果的准确与否，因此在电厂热工测量中，对仪表的选择是提高测量准确度的关键。一般来说，仪表选择主要考虑两方面的指标：一是精度等级，为了避免测量失准出现，要确保选择的仪表满足测量准度要求，必须根据生产的实际需求，考虑到测量环境情况来选择相应精度的仪表。笔者认为，在满足测量准度要求时，选择的仪表精度越低越好，这样可以做到仪表的耐用不易损坏，同时也有利于节约投资成本。二是量程，考虑到仪表不灵敏区的存在，因此要求在仪表选择时，其测量值的上限应和仪表的量程相适应，从而有效地减小由仪表不灵敏区所引起的分辨失准。总体来说，在仪表选择时考虑到进度和量程两个方面，而相比较这二者，仍然是要遵循仪表精度选择优先的原则。

（3）热工测量人员培训的加强。热工技术工作人员综合素质的提高是热工测量方法规范性、科学的根本保证，因此，要加强热工测量工作人员的培训。随着技术的发展和新建机组的增加，通过热工测量人员的技能培训，提高热工人员的技术，培养科学严谨的工作态度和功底扎实的专业技能。监督人员要加强考核，严格把关，促使热工测量工作人员严格执行校验制度，端正工作中态度，增强工作人员安全意识和处理问题的责任心。

（4）DCS软报警的合理设置。调整DCS软报警的定时设置，使之与审核颁发的热工报警保护定值表相符，完善控制柜内的安全措施，比如接地系统的连接，的电源片间的防护，外露接线的消除等。要用同一台标准表调校相同参数的多个测量装置，通过调整使误差符号相同，即要正都正，要负都负，保证指示的一致性。

（5）测量仪表的充分检修维护。作为重要的电厂设备，热工仪表的检修维护工作十分重要。为此要求热工人员在对设备的点检或巡检中，除检查机炉的一些主重要参数外，还要对仪表的参数或DCS中历史曲线开展分析工作。对其中发现的异常情况进行及时的检查与处理，从而确保在线运行仪表的准确性与可靠性。针对运行监视、自动调节和报警动作值信号取自不同测点所带来的不一致性，从笔者的实践经验来看，可以采取三取中方式来解决这一问题。当然，对仪表的维护还包括定期对风烟压力测量管路进行吹扫，以及对汽水测量测量管路进行排污。

（6）热工测量系统的完善。为了提高测量系统的准确度，对热工测量系统技术进行完善革新是非常必要的。可通过将计算机在测量工作中的运用，让计算机充分发挥其准确性、稳定性，从而保证测量数据的准确度。首先，建立热工测量仪表库。仪表库包括各种基本热工参数如温度、压力、流量等，使计算机可以将这些数据模块化，能够直接使用，进而提高计算机工作的工作效率、减少不必要的过渡程序，保证仪器的安全和稳定。在实现监控的过程中，整个系统的运行参数会通过曲线图或者数据直接显示出来，使监测人员可以更直观地掌握系统运行状态。监测人员可以根据测量参数的不同，对系统采取不同的处理手段，保证系统的正常运行。其次，建立热工测量仪表校验技术及信号校验库。热工测量需要有良好的技术支持，需要对仪表进行常规化、多频率的校验，更要保证有充分的信号校验库，以此来支持测量工作的良好运行。应该建立各种标准信号，以此来满足不同的校验工作。

3.结语

火电厂热工测量准度受诸多因素的影响，文章只是结合笔者实际工作经验提出了相关提高火电厂热工测量准确性的相关方法，在实际工作中，还需要综合考虑，不只要注重测量的准确性的提高，还要加强测量参数准确性的判断分析，如排汽温度、真空度、凝汽器端差、冷却水进水温度、冷却水出水温度这些参数是相互关联的，利用其数值上的对应关系就可以对参数示值的准确性进行比较深入的分析，以便采取针对性的准确性提高方法。

火电厂工作经验总结篇11

引言

随着信息科学技术的不断发展，发电企业与信息化之间的联系也越来越紧密，在这种情况下，火电厂的网络信息化水平对其工作效率的影响也越来越大了。其中，火电厂数字化的广度和深度对其信息化的水平起到了决定性的影响。结合实践经验，我们可以将火电厂的控制和管理具体分为3 级SIS（管理级）、MIS（车间级）以及DCS（车间级）；随着整个火电厂控制系统的飞速发展，传统的DCS系统由于其控制是单向的，也就是说，它仅仅能够从现场设备中获取到用于控制的信息，而无法搜集到同样重要的维护诊断信息。现场总线技术的出现在客观上旧极大的丰富了现场状态信息，这也使得对远程参数的校正及调整成为了现实，此外，它也为控制系统与设备之间的通讯提供了可操作的平台，换句话来说，它使得电厂数字化管理可以从现场设备及开始。

1 现场总线技术概述

现场总线是一个数字化的、串行、双向传输、多分支结构的通信网络系统，是用于工厂/车间仪表和控制设备的局域网，称为现场总线。通俗地说，它是一种局域网（LocalAreaNetwork，LAN）。现场总线把单个分散的数字化、智能化的测量和控制设备作为网络节点，用数据总线相连接，实现相互交换信息，并协同完成检测、控制功能。现场总线是将通信功能投入到工作现场与工作设备的一种智能方式，通过全自动或半自动的优化来提升数据通信智能化程度，可以突出信号的传输功能，为电厂的工作设备做出技术优化。现场总线技术可以将电厂的设备进行智能互联，通过互联的方式将传输变得更加便捷与智能。现场总线技术可以促进火电厂向数字化和智能化电厂进行转换，通过计算机技术与网络技术的发展，将电厂的监控系统、设备运行系统与信息系统进行综合的分析与集成化的发展，运用数字化的智能手段，提升设备的硬件设施，智能数字化发电厂是未来的火电厂发展趋势。

2 现场总线技术在火电厂的应用

2.1 总线技术在过火电厂采用的局限

性

结合实践经验来看，眼下国内主要职能现场设备的情况主要有以下几个方面：（1 ）智能变送器。国内主要的智能变送器生产商有Emerson和Honeywell。与进口的智能变送器一样，他们也都是支持现场总线协议的要求。（2 ）智能分析仪表。不管是否带有现场总线协议，除氧量分析仪以外，其他基本都来自于进口。（3 ）温度测量仪器。国产的温度测量仪器有一个非常明显的特点，那就是都没有自带温度变送器，并且实际使用中的习惯也没有使用温度变送器的习惯。这一点，在温度测量元件中的表现更加明显。就目前的发展形势来看，这种现状要在段时间内有所改变是基本不可能的，从另一方面来说，在温度测量部分要实际应用现场总线的难度就非常大。（4 ）气动执行机构。就目前的实际情况来看，基本上只有进口产品，才支持现场总线的调节型气动执行机构。（5 ）就目前的实际情况来看，国产电动执行机构基本上都与现场总线协议不兼容。通过这几点，我们可以看到，就眼下发展的实际情况来看，如果要将现场总线技术广泛的运用，那么就必须依赖大量的进口智能现场设备和相关经验技术；这是由于我国由于客观因素的限定，关于现场总线设计的一些经验和技术相对都比较落后，还不具备独立应付的能力。

2.2 智能设备管理应用

现场总线设备监控管理系统，采集现场总线设备丰富的信息，以数据挖掘技术为核心，为用户提供设备远程实时监控、故障诊断、设备检修（维护）指导、设备缺陷单管理、设备运行状况的统计分析、历史数据管理分析等功能，实现了全厂现场总线设备的统一监管。现场总线设备监控管理系统的应用，实现了全厂现场总线设备的统一监控和管理。有效地利用了现场总线设备的状态和诊断数据，进行设备故障预测，并提出维护/维修指导，变“故障检修”为“预测检修”，变“就地巡检”为“远程巡检”，降低了设备的维护成本，提高了设备的可用率，为电厂的安全稳定运行提供了有力的保障。AMS以FF或Profibus协议为基础，以EDDL、FDT为技术手段，集数据采集和数据分析于一体，为现场总线智能仪表提供统一管理平台，将多种类型仪表统一集成管理。它采用开放的标准协议，对于不同协议、不同厂商、不同类型、不同接入方式的多种仪表设备提供相同的操作方式和相同的界面显示。从而为智能设备预防性维护、预测性维护及前摄性维护提供一体化解决方案。该平台可集成仪表的远程配置与诊断信息，提供了丰富的仪表设备信息和故障诊断信息，通过对设备的状态监测及诊断，对设备进行主动性维护和预测性维护，提高整个工厂设备的可靠性与可用性。提供的设备管理与维护功能，使智能设备发挥最大效益，减少仪表的损耗并降低维护成本。可远程对现场智能仪表进行调试，完全可替代传统的手操器功能。智能设备涵盖智能传感器、执行器、变送器和通信接口设备等。由于未来战斗系统（FutureCombatSystems，FCS）现场设备具备智能化的特点，将其应用于火电厂中，可选择性的对一些控制点及测量点单位进行调节，利用智能化设备来对现场进行控制。智能化设备可利用现场总线对数字信号进行传递，其中包含设备制造商提供的基本信息以及生产过程参数实际测量信息，例如：被测量参数的设备型号、量程、材料等，不但对于设备具备的共性进行描述，某些特定设备也有相应的特有描述。

3 现场总线技术的有效方法

一般情况下在现阶段的活力发电厂电气控制系统当中应用的DCS系统规模都不是很大，并在引入时会受到数量方面的影响，但是现场总线技术就有效克服了这一问题，保证提升了整体信息的容量，帮助很多以往不能够直接接入到控制系统中的信息设备都可以正常使用，开展更加全方位、大范围的检测与管控。现场总线控制技术的使用可以保证电气智能装置监控的效果得到提升，相关的遥测、电气状态以及保护信息都可以得到有效的获取。目前现场总线控制系统涉及到的电器设备当中，不仅包含了各种大型设备，还有一些精细化管理的小型设备，并且由于火力发电厂自身对于生产安全性的要求较高，因此在选购相关的自动化产品时，必须要做好把关工作，促进发电厂内部的整体控制系统硬件设备以及软件设备都符合生产管理的实际需求，只有确保在供应商选择以及产品的安装校验过程中，严格遵守相关的规范制度，才能够促进总线控制技术的有效发展。最后，还应该注重对于总线敷设距离的控制，保证尽量缩短总线敷设的距离，这样能够促进支路节点的数量得到把控，让整体的电气控制系统应用都会受到更少的干扰，提供更加良好的工作效果，为现场总线技术电气控制系统的运行质量提升打下良好的基础，带动火力发电厂运行的效率提升。

结语

就我国的实际运用来看，现场总线技术实际运用到火电厂中，还处在初级的摸索阶段，存在很多的问题和局限性。但是，因为现场总线技术能够很好的降低工程造价，单就这一点来说，现场总线技术在国内火电厂大规模运用应该说是必然的结果。随着技术和经验的不断积累，现场总线技术的技术势必会在国内电厂中有更加广泛的运用。

火电厂工作经验总结篇12

关键词：汽水取样系统；取样水回收；效益

Key words： steam and water sampling system；sampling water recovery；benefit

中图分类号：X773 文献标识码：A 文章编号：1006-4311（2016）07-0168-03

0 引言

火电厂集中式汽水取样装置是用来测量凝结水、给水，炉水、疏水等汽水品质指标，装置将样汽、样水从各取样点采集到汽水取样间内集中冷却、减温形成水样，通过在线仪表和手工化验对水质进行分析，水样分为仪表取样和手工取样，为了保证水汽样品的准确性和瞬时性，取样必须保证在稳定流量下长流水，而目前。水汽取样装置设备均将这部分样水直接排至地沟。珲春电厂共有2台机组，每台机组包括过热蒸汽左、饱和蒸汽左、饱和蒸汽右、再热蒸汽左、再热蒸汽右、凝结水、除氧器出口水、给水等取样水可供回收，两台机共计48根手工取样管及对应化学仪表排水可回收利用。本文通过对珲春电厂汽水取样水回收改造过程及效果的分析和研究，对火电厂汽水取样水回收改造的可行性进行了阐述，希望在火电厂进行全面的推广。

1 汽水取样系统改造的理由和目的

1.1 珲春电厂2×330MW机组每台配置一套汽水取样装置，汽水取样装置设计要求手工取样流量不小于700ml/min，仪表取样流量不小于300ml/min，通过对取样水分析化验，除炉水、硅表、钠表、磷表样水外均可用作锅炉补给水。见表1。

根据表中数据统计得出水质合格取样水流量汇总见表2，图1。

大部分取样水水质合格，能够收回，回收样水可以提高机组的经济性。

1.2 样水回收改造目标：可回收的手工及仪表取样排水经过汇集回收用作锅炉补给水，保证正常手工化验和化学仪表稳定运行。

2 汽水取样水回收改造系统设计及材料选择

2.1 汽水取样水回收改造系统设计，见图2。

样水回收改造目标是将可回收的手工及仪表取样排水经过回收系统汇集回收，用作锅炉补给水，改造后的系统如图2所示。

在人工取样阀前切断原管路，安装水路切换器。使取样水可随时两路切换。取样时将水路切换至取样水回收管，不取样时将水路切换至排水管。增设回收水母管，回收水母管将回收的样水引入样水回收回收点。

合理的选择热力系统回收点，即要保证热力系统设备的安全运行又要保证样水回收流畅的需要。炉侧低位疏水箱作用是为了彻底解决热力系统疏水及回水对凝结水溶氧和凝汽器真空的影响，统一回收热力系统中直接触过空气的疏水及回水，再经变频调速泵输送至凝汽器喉部，经过均匀雾化喷淋，加大疏水和蒸汽的接触面，加速热传导以利溶氧的析出，水箱内压力基本是微负压状态，且在负零米，与6.5m的汽水取样间有高度差，能够形成静压自流，确定将样水回收至炉侧低疏水箱。

2.2 材料选择

2.2.1 根据DL/T5068-2005《火力发电厂化学设计技术规程》水汽取样部分规定要求“所有取样管材、冷却水管道及冷却器等部件宜采用不锈钢材质”，为保证回收水在回收过程中不受污染，汽水取样水回收系统采用的管材、管件、阀门均采用不锈钢。

2.2.2 样水回收母管道管径计算（按珲春电厂2台机计算）

2.2.2.1 根据GB50316-2000《工业金属管道设计规范》和DLGJ23-81《火力发电厂汽水管延设计技术规定》查得：

2.2.3 样水回收设备-水路切换器

在取样调节阀前增加水路切换器，水路切换器是一个三通阀，使取样水可随时两路切换。取样时将水路切换至取样水管，不取样时将水路切换至排水管，图3所示。

3 改造后的运行操作

①取样阀手柄垂直向上为回收状态，垂直向下为手工取样状态。

②机组启动初期或水质发生异常时，切至手工取样状态不进行回收；手工监测水质合格后，将该阀门切至回收状态进行样水回收。

③正常运行时只在手工取样时段将该阀门切至手工取样状态，取样后将该阀门切至回收状态进行样水回收。

④回收后的水经3号炉0米铺设的管道及阀门送至3号炉低位疏水箱回用。

⑤炉侧低位疏水箱及附属设备检修时需关闭疏水箱样水回收总门时，单控应提前通知化学运行班长，化学运行汽水值班员应将取样三通阀切至手工取样状态，将化学分析仪表回收管从样水回收母管中拔出对地沟排放。

⑥严禁随意关闭疏水箱样水回收总门，否则将造成样水回收母管超压及化学分析仪表损坏。

4 改造后效果分析

4.1 节能分析

4.1.1 每年回收除盐水量（按珲春电厂两台机计算）

12600ml/min×60min×24h×365d=6622560000ml/y=6622.56t/y×2=13245.12t/y

4.1.2 每年节约费用（按珲春电厂除盐水40元/吨成本算）

13245.12吨/年×40元/吨=529804.8元/年=52.98048万元/年

4.2 减排分析

回收的除盐水相应的减少了水处理设备的制水量，每年减少酸碱废液排放5吨，废水排放200吨。

4.3 安全效益分析

①样水化验由原来的连续开放式变为连续封闭式，运行人员只需要确定样水阀“回收”， “手工”二个运行位置，减轻了运行人员工作量，提高了运行人员的人身安全。

②改善了运行人员的工作环境，汽水化验室的湿度明显下降，噪声明显减少，由原来的100分贝减小至45分贝。

5 样水回收改造的投资回收年限

改造投资费用为：设备费用（20个水路切换器）4万元，材料费用5300元，合计约4.53万元。按改造后年节约资金53万元计，一年内即可收回投资费用。

6 结束语

珲春电厂汽水取样系统优化改造在保证了机组安全运行的前提下取得了较为显著的经济效益，同时改造也提高了化学汽水仪表的准确性和运行人员的安全性。改造方式可以在火电机组全面推广，建议在机组设计中直接优化，为火电机组的节能降耗做出宝贵的经验。

参考文献：

[1]宋丽莎.火力发电厂化学技术从书――火力发电厂用水技术[M].中国电力出版社，2007，5.

[2]GB50316-2000，工业金属管道设计规范[S].

[3]DLT 805.1-2002，火电厂汽水化学导则[S].

[4]GB/T12145-1999，火力发电机组及蒸汽动力设备水汽质量[S].