火电机组经济运行分析范文第1篇
1 机组DCS系统失电原因
电厂设计年代、建设水平、技术水平以及对机组控制的要求不同, 所构筑的机组DCS系统也有很大的差异。从日常运行检修统计分析来看, 在我国电厂中服役的DCS系统中的电源控制部分存在的失电隐患大致包括供电方式不合理、逻辑设计不当、技术水平不高等多个方面。
1.1 供电方式不合理
合理的供电方式和电源配置是整个DCS系统正常运行的有效保证。由于受建设成本等因素的影响, 老式的大型机组的DCS系统在供电方式和电源配置等方面都存在很大的安全隐患。有的机组采用单个U P S电源向两个独立的电源回路提供电源, 分别作为火电机组DCS监控系统的工作电源和备用电源。当系统处于正常运行时, DCS系统可以实现工作电源与备用电源的互切。但是当U P S电源出现故障后, DCS内部二次系统将控制回路切换到“备用电源”回路时, 依然处于断电状态, 从而使得机组的检测和控制系统失电, 在二次回路控制下, 机组被迫停机, 大大降低了机组的运行效率。也有的采用机组间相互共享电源的供电方式, 即两台机组共享“工作电源”和“备用电源”, 即第一台机组的“工作电源”作为第二台机组的“备用电源”, 在这种供电方式下, 当某一台机组处于检修或故障停机状态时, 另外一台机组的D C S系统就没有“备用电源”, 只能在单电源供电的情况下运行, 这样就加大了DCS失电事故的发生, 降低了机组的运行可靠性。
1.2 继电保护逻辑设计不当
机组辅助设备的控制, 通常是利用机组DCS控制系统发出“直接命令”完成的, 而没有设计合理的闭锁回路。在机组正常运行时, DCS系统会通过“命令”的方式控制辅助设备二次回路, 控制燃煤系统、油系统、气系统、水系统等的启动和关闭。当DCS系统发生失电故障时, 由于没有设置二次闭锁或备用回路, 就不能在有效时间内完成辅助系统的停机工作, 导致机组出现输入大于输出的不利现象, 造成汽轮机出现飞逸转速、油泵油压过高等不利现象, 轻者造成辅助设备损害, 重者出现剧烈振动、设备扭曲变形的严重事故。
1.3 系统兼容性差
由于厂家技术水平不同、硬件结构、通信协约等的不同, 所生产的DCS系统间就会存在明显的设备不兼容状态。在信号的采集、分析判断、操作机构以及报警方式等方面不能很好匹配, 造成保护装置某些功能发生失效, 不能保障系统的综合检测水平。
2 DCS系统失电现象
DCS系统失电后, 整个电厂的监视和控制系统将处于瘫痪状态。D C S监控系统失电的主要表现在两个方面。
(1) 主电源故障。当DCS主UPS发生故障后, 如果没有备用电源, 或备用电源不能有效启动时, 整个操作员监控站的上位机系统将处于黑屏或死机状态, 系统会失去对机组所有主辅设备的监视和控制, 导致机组处于孤立运行工况而启动紧急停机回路, 造成非计划停机事故的发生。
(2) 辅助设备电源故障。当DCS辅助设备监控系统电源发生故障时, 现地单元的监控系统将处于黑屏或死机状态, 操作人员不能完成现地操作。但此时可以通过中控室的上位机工程师操作站完成对故障现地单元的监控, 若二次回路设备出现故障时, 就会失去对故障单元的监控, 导致事故的扩大。
3 改进控制措施
在分析了国内电厂机组DCS电源系统常见的电源故障后, 为了提高DCS系统运行的可靠性, 需采取相应的改进控制措施提高机组DCS电源系统的运行可靠性。
3.1 采用独立电源配置方式
不同机组单独配备独立的UPS电源, 不能采用“互为备用”的电源供电方式。设计合理的UPS电源系统检测系统, 实时动态的监视DCS工作电源和备用电源系统的工作特性, 在工作电源出现故障后, 能够快速有效的切换至备用电源中。设计完好的UPS电源检测回路, 当UPS电源出现失电故障后, 需要通过报警装置及时提醒运行人员进行系统查看, 并将失电信号有效供给DCS系统, 保证系统能够安全的指导机组停机。为了防止DCS系统发生失电故障, 通常采用明备用的电源供电方式, 从UPS电源系统和DCS电源系统两个方面保证供电的可靠性。UPS由独立的一路电源供电, 被配备由安保系统提供的备用电源。机组DCS监控系统分别由两路独立的UPS电源系统供电, 并且机组间必须保持相互独立, 提高机组的运行灵活性。
3.2 内部电源冗余设计
为了保证机组DCS监控系统内部具备良好的操作能力, 在电源模件容量设计时应预留足够的冗余空间, 即系统处于正常运行工况时, 电源模块中的一半电源模件供电容量就可以满足电厂整个DCS系统的用电需求, 此时另外一半电源模件就处于充电状态, 为DCS系统在电源失电或电源间相互切换时提供可靠的电源, 保证机组DCS系统的安全可靠运行, 提高机组的整体运行效率。
3.3 加强设计间配合
在电厂设计中, 热工和电气两部分通常是由不同的设计人员完成的, 有时会出现两大系统间控制重复、控制漏项、控制矛盾等不利现象。因此在进行设计时, 热工和电气两大设计人员应该相互沟通, 保证系统整体控制特性, 并且通过控制回路的相互制约和补偿, 达到整个系统安全可靠的运行。对于辅助设备的控制不能采取“直接命令”的方式, 应该采用脉冲信号触发控制模式, 实现辅助设备的逐步停机控制, 防止设备由于惯性原因出现剧烈振动而导致设备发生损害。
4 结语
通过对失电故障原因进行认真分析和总结后, 采用合理的供电模式、有效的容量设计, 保证机组安全有效的运行。
摘要：随着电力电子技术的不断发展, 电厂自动化水平也得到了迅速的发展。基于微处理器为基础的电厂DCS自动监控系统在国内火电企业中得到广泛的推广, 逐步成为智能火电机组的监控核心。DCS自动监控系统一旦发生电源系统失电故障后, 将会导致电厂大部分主、辅设备检测与控制系统的瘫痪, 甚至造成设备损坏等严重事故。本文在认真分析和总结DCS系统失电故障发生的原因后, 结合自我多年的运行经验, 提出防止发生DCS失电故障有效的安全措施。
关键词：机组DCS,失电故障,改进措施
参考文献
火电机组经济运行分析范文第2篇
电力工程达标投产管理办法(2006版)
第一章 总 则
第一条 为不断提高电力工程建设管理和整体移交水平，充分发挥投资效益，提升企业经济效益和综合竞争能力，建立健全电力行业工程建设管理和卓越绩效考核评价体系，规范电力行业达标投产管理，特制订本管理办法。
第二条 本管理办法包括：火电工程达标投产考核标准、输变电工程达标投产考核标准和水电工程达标投产考核标准三部分考核内容。
第三条 本管理办法适用于火电工程单机容量300MW、水电工程装机容量250MW(冲击式、贯流式100MW)及以上新建、扩建或改建的发电工程，330kV及以上的输变电工程。其它等级和类型的工程可参照执行。
第四条 本管理办法以国家、电力行业颁发的关于电力建设的现行法律、法规、管理标准和技术标准及有关规定等为依据。遵循“节约型”、“环保型”的原则，达标投产不得以提高观感质量为由，擅自提高装饰和建设标准，力戒做表面文章和搞形式主义。
第五条 达标投产工程应贯彻落实事前、事中、事后全过程控制的原则，做到有计划、有组织、有落实、有检查、有记录。
第二章 达标投产的考核
第六条 项目法人单位应结合工程的实际情况，根据本管理办法的要求，在设备和施工招标前组织编写工程项目的达标投产计划，作为施工组织设计大纲的附件提交审查，在审定的基础上制定达标投产实施细则，在所有的承包合同和工程实施过程中，都要体现达标投产计划和细则的要求，并报上级主管单位备案。
第七条 达标投产工程在建设期间的动态考核，由项目法人单位和其上级主管单位负责。 第八条 达标投产考核原则上分自检、预检、复检三个阶段进行。
第九条
凡申请达标投产的工程，项目法人单位应进行达标投产自检，并向其上级主管单位提交自检报告和预检申请，由上级主管单位根据项目法人单位的申请组织预检。项目法人单位在预检并经整改后，向上级主管单位提出达标投产复检申请，由上级主管单位组织复检。
上级主管单位可根据实际情况，将预检和复检合并一次进行。
1 电力工程达标投产管理办法(2006版)
第十条
凡申请由中国电力建设企业协会(以下简称“中电建协”)统一命名和挂牌的达标投产工程，其复检工作应由中国电力建设企业协会组织进行。
凡申报中国电力优质工程的建设项目，其复检工作一般由中国电力建设企业协会组织进行。
第十一条 同期核准建设两台及以上机组的发电工程，达标投产考核可按单台(首台包括公用部分)或多台进行。多台申报时，仍按单台考核评价。
输电线路、变电站(换流站、开关站)为同期核准建设的，达标投产考核可以分别进行，也可以作为整体项目进行。整体申报时，仍分别考核评价。
第十二条 达标投产自检
(一)由项目法人单位负责组织，设计、施工、调试、监理等参建单位和运行单位参加。
(二)自检工作一般应在机组(工程)投产、性能试验(火电)结束后1个月内完成。
(三)自检内容：
1.逐项核查达标投产的八项必备条件。
2.在安全可靠、额定负荷运行(水电在当前最大负荷)工况下，按照本管理办法的规定，对六个考核项目逐条、逐项地进行全面检查，不得抽查。
3.对建设过程各阶段质量监督检查评价中提出的整改项目完成情况进行考核。 4.核查建设期工程管理评价、安全检查、质量检查、现场协调会等提出整改意见的完成情况。
5.严格按照本管理办法六个考核项目的评分标准进行评定。
6.填写“达标投产自检结果表”和“达标投产申报表”，按本管理办法附表3的要求，整理出版真实、齐全的“达标投产支持性材料”，并报送上级主管部门(另附电子版)。
(四)对全部满足达标投产八项必备条件的工程，项目法人单位应向上级主管部门提交达标投产自检报告和达标投产预检申请。
(五)对不能全部满足达标投产八项必备条件的工程，项目法人单位应向上级主管单位提交专题报告，说明原因并提出整改计划。
第十三条 达标投产预检
(一)由项目法人单位的上级主管单位负责组织，项目法人单位及设计、施工、调试、监理等参建单位和运行单位参加。
(二)预检工作一般应在机组(工程)投产、性能试验(火电)结束后3个月内完成。
(三)预检内容：
1.重点核查达标投产八项必备条件。
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电力工程达标投产管理办法(2006版)
2.核查自检结果中的扣分项及质量监督提出整改意见的完成情况。
3.检查可能产生安全隐患、质量隐患及影响经济运行的现场实物和工程档案资料。 4.在安全可靠、额定负荷运行(水电在当前最大负荷)工况下，按“达标投产预检结果表”对六个考核项目分别按不小于50%的比例进行抽查，并提出整改要求，作出考核评分，提出预检报告。
5.核对、修改并完善“达标投产申报表”和“达标投产支持性材料” (另附电子版)。
(四)全部满足达标投产八项必备条件的工程，应向复检单位提交达标投产预检报告和达标投产复检申请。
第十四条 达标投产复检
(一)由复检单位负责组织。项目法人单位及设计、施工、调试、监理等参建单位和运行单位参加。
(二)复检工作一般应在机组(工程)投产、性能试验(火电)结束后6个月内完成。
(三)复检内容：
1.逐项核查达标投产的八项必备条件。
2.核查预检结果中的扣分项及质量监督各阶段所提出整改意见的完成情况。 3.重点抽查可能产生安全隐患、质量隐患及影响经济运行的现场实物和工程档案资料。 4.在安全可靠、额定负荷运行(水电在当前最大负荷)工况下，对六个考核项目分别进行重点抽查，抽检率应不小于50%，对关键部位和重要工序过程要进行追溯性核查，并提出整改要求;当预检和复检合并进行时，抽检率应不小于60%。
5.核查同期核准建设的环保项目，是否做到“三同时”。
6.按照本管理办法的评分标准进行评定，填写“达标投产复检结果表”。由复检组提出复检报告，按本管理办法的规定报批。
第三章 达标投产的必备条件与评分办法
第十五条 达标投产的必备条件
(一)工程建设项目符合国家基本建设法律、法规的有关规定。
(二)按设计全部完成建筑和安装工程，通过质量验收及质量监督;影响安全稳定运行的所有重大问题都已经解决。
(三)按相关规定全部完成调整试验、启动试运行及性能试验(火电)工作，并移交生产。
(四)建设期未发生重大人身死亡事故、重大机械设备损坏事故、重大火灾事故、特大交通事故、重大环境污染事故和重大垮(坍)塌事故。
3 电力工程达标投产管理办法(2006版)
(五)分项、分部工程质量全部合格，且单位工程优良率：建筑工程不低于85%(水电75%)，安装工程不低于95%(水电90%)。
(六)同期建设的环保项目在达标投产复检时应符合设计，运行正常。
(七)火电机组达标投产复检考核等效可用系数：300MW级机组应不低于85%，600MW级机组应不低于80%，600MW级以上机组应不低于75%;水电机组：不低于85%;输变电：不低于90%。
(八)达标投产复检六个考核项目的得分率分别达到80%以上。 第十六条
达标投产的考核评分标准
(一)火电机组：标准分为 1000分
其中：安全健康与环境管理150分、建筑工程质量与工艺150分、安装工程质量与工艺200分、调整试验及技术指标200分、工程档案管理100分、工程综合管理200分。
(二)输变电工程：标准分为1000分
其中：安全健康与环境管理150分、建筑工程质量与工艺150分、安装工程质量与工艺200分、质量控制指标及调试技术指标200分、工程档案管理100分、工程综合管理200分。
(三)水电工程：标准分为1000分
其中：安全健康与环境管理150分、土建工程质量工艺与进度控制300分、机电及金属结构工程质量与工艺200分、调整试验及技术指标100分、工程档案管理100分、工程综合管理150分。
第十七条 各考核项目中的子项不设扣分限额，考核时不扣分即得分。
第十八条 为追求观感质量，违反质量与工艺标准，擅自增加抹面、喷涂等工序遮掩瑕疵;管、线不走捷径，片面追求美观和集中效果的，加倍扣分。
第十九条 量化的考核指标，严格按本管理办法的考核标准统计填报。瞒报、虚报指标加倍扣分，情节严重的取消达标投产资格。
第二十条 难以量化的考核项目，按本管理办法考核标准的范围、内容、数量和计量单位等进行核查。
第四章 达标投产工程的命名
第二十一条 凡通过达标投产复检的机组(工程)，经上级主管单位审核认定后，由上级主管单位命名为“达标投产机组(工程)”。
第二十二条 凡经中电建协复检、审核，并符合达标投产考核标准的机组(工程)，由中电建协命名 “达标投产机组(工程)”，统一颁发证书、奖牌，并根据申报单位的建议，对建设、运行单位及设计、施工、调试、监理等主体参建单位分别颁发证书、奖牌。
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电力工程达标投产管理办法(2006版)
第五章 奖罚办法
第二十三条 建议项目法人单位对达标投产工程做出贡献的主体参建单位给予适当的物质奖励。
第二十四条 建议工程建设招标单位在工程招标中，对具有达标投产业绩的主体参建单位，在同等条件下优先选用。
第二十五条 对达标投产工作中弄虚作假，考核结果与实际严重不符，经核查属实者，取消命名、收回奖牌。
第六章 附 则
第二十六条 本管理办法自2006年5月1日起实施。 第二十七条 本管理办法由中国电力建设企业协会负责解释。
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电力工程达标投产管理办法
条 文 说 明
第一章 本章阐明了编制本管理办法的目的和依据： 1.体现了适应电力体制改革新形势、新特点的需要。
2.采用了新颁布的国家和行业工程建设管理标准、技术标准，如《卓越绩效评价准则》GB/T 19580-200
4、《建筑工程施工质量验收统一标准》GB 50300-200
1、《电力建设施工质量验收及评定规程 第1部分：土建工程》DL/T 5210.1-200
5、《水利水电基本建设工程单元工程质量等级评定标准 第1部分 土建工程》DL/T 5113.1-200
5、国家电监会办公厅 建设部办公厅办电输(2006)8号《关于开展电力工程建设标准强制性条文实施情况检查的通知》。
3.加强了对现行国家有关工程建设法律、法规和规范性文件的执行力度，如《建设工程质量管理条例》(中华人民共和国国务院令第279号)、《工程建设标准强制性条文》、《电力建设工程质量监督检查典型大纲(火电、送变电部分)》(电建质监〔2005〕57号)、《水电建设工程质量监督大纲(试行)》(国电水电质监〔2002〕13号)。
4.增加了近年来电力工程应用脱硫、脱硝、直接空冷、750kV超高压输变电新技术、循环流化床锅炉、燃气轮机、抽水蓄能等工程质量控制及检查的内容。
5.引入了“国家优质工程质量奖”、《国家工程建设质量管理奖》、“中国建筑鲁班奖”等国家级奖项现行评选办法的相关内容。
6.总结电力行业十年来达标投产工作经验，健全了电力工程建设质量管理和卓越绩效考核评价体系。
7.本管理办法强调了实现达标投产必须是全过程控制和系统的工程建设管理，既是电力工程达标投产的事前策划、事中过程控制和事后卓越绩效考核评价的管理体系，也是实施创优的指导大纲。
8.明确了达标投产考核的具体操作办法。
第十条 本条所称“凡申报中国电力优质工程的建设项目，其复检工作一般由中国电力建设企业协会组织进行”指实施后期，对照本管理办法，认为符合达标投产考核标准，基本符合优质工程申报条件，计划申报中国电力优质工程的，其达标复检工作一般应由中电建协组织复检，对已具备完善的达标投产考核能力的大型电力企业，也可自行组织复检。
第十一条
本条所指的输电线路及变电站分别申报时其容量界定为：线路100km以上;三相变压器容量：500kV 750MVA;330kV 240MVA。
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第十二条 达标投产检查中“支持性材料”指直接针对考核项目的主要依据资料清单或数据。与“备查资料”的不同点在于，达标投产阶段备查资料一般以档案为主，支持性材料是进一步核实原始资料的提纲。
例：“合法性依据证明文件一览表”是支持性材料，由项目法人单位提交检查人。内容包括归档号、文件名称、发文单位。而表内所指具体文件及内容则是“备查资料”，现场检查时检查人可到档案室核实原件。
“达标投产支持性材料”包括以下内容：
一、安全健康与环境管理 1.安全情况汇报总表。
详细说明事故考核结果。汇总表应包括机组建设期内各参建单位按全口径统计的全部事故。
2.保安电源动作情况汇总表。
详细说明第5条保安电源的考核结果。汇总表应包括机组建设期内，保安电源、备用电源、UPS、事故照明电源等各类保安性电源的全部自投情况。
3.起吊设施使用许可证汇总表。
分别统计各参建单位施工用的全部起吊设施和机组运行检修用的各类起吊设施，汇总表应包括起吊设施的名称、型号、规范、使用单位、安装地点、使用许可证发放单位和有效期等内容。
二、建筑工程质量与工艺
1.“火电建筑、安装静态质量评定汇总表”，见《火电工程调整试运质量检验及评定标准(1996年版)》(建质〔1996〕111号)附表1，按机组汇总，另附建筑单位工程名称清单。公用系统计入首台机组。
2.本专业采用的技术标准清单
3.建筑工程主要里程碑工期计划、实际完成情况汇总表。
三、安装工程质量与工艺
1.“火电建筑、安装静态质量评定汇总表”同上，按机组汇总，另附安装单位工程名称清单。
2.安装工程主要里程碑工期计划、实际完成情况汇总表。
3.受监焊口焊接质量统计表，其中应包括被焊部件材质、外观检查及无损检验、应检当量数、一次合格当量数、返修当量数及一次检验合格率等内容。
四、调整试验及技术指标
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1.分系统试运项目验收签证汇总表。
2.进入168h满负荷试运时水汽品质化学监督原始记录及168h满负荷试运期间水汽品质化学监督记录。
3.热控自动投入率统计表，包括机组进入168h满负荷试运时和168h期间，按《火电机组热工自动投入率统计方法》的规定统计的热控自动投入率。
4.热控仪表投入率统计表按设计全数统计。
5.电气自动装置投入率统计表，包括发变组、各级厂用电和升压站等全部电气自动装置。 6.电气保护装置投入率统计表，包括发变组、各级厂用电和升压站等全部电气保护装置。 7.电气仪表投入率统计表按设计全数统计。
8.耗燃油统计表，是指本台机组从首次点火吹管至完成168h满负荷试运期间全部消耗的燃油量，还应说明点火方式和燃油的计量方法等。
9.168h满负荷试运曲线，应是在线录制的24h一张(时间坐标最好设定为12格)便于确认负荷、压力、温度、流量等主要参数值的彩色曲线。
10.可靠性统计表，包括机组等效可用系数、强迫停运率、强迫停运次数和非计划降出力等，应符合电力可靠中心的规定。原始资料备查。
11.考核期化学监督项目一览表是机组逐月统计的水汽合格率。应由生产运行单位提供。 12.供电煤耗统计计算表。
供电煤耗应是机组投产6个月期间任意2个月供电煤耗的平均值，并应提供计算依据。 13.热控监测仪表汇总表，可按设计全数统计。凡不能正常投运的需要说明原因。 14.DAS模拟量汇总表，可按设计全数统计。凡不能正常投运的需要说明原因。 15.DAS开关量汇总表，可按设计全数统计。凡不能正常投运的需要说明原因。 16.热控保护装置汇总表，可按设计全数统计。凡不能正常投运的需要说明原因。 17.热控自动装置汇总表，可按设计全数统计。凡不能正常投运的需要说明原因。 18.电气监测仪表汇总表，可按设计全数统计。凡不能正常投运的需要说明原因。 19.电气继电保护装置汇总表，可按设计全数统计。凡不能正常投运的需要说明原因。 20.电气自动装置汇总表，可按设计全数统计。凡不能正常投运的需要说明原因。
五、工程档案管理(不编入支持性材料册中，但复查时由档案部门提供备查) 1.由档案部门提交，包括移交案卷类别、案卷数、批次、移交单位、日期、接收单位、移交人、接收人情况一览表。
2.建设项目档案保存单位与保管期限表。见附表6。
六、工程综合管理
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1.由设计单位提出的“设计变更费一览表”(即该工程的全部设计变更发生费用的统计表)，包括由建设单位提出的工程建设全部工程洽商单所发生的费用增减清单。
2.合法性依据文件一览表，由项目法人单位提交。包括归档号、文件名称、发文单位。 3.由项目法人单位提交主要参建单位中标项目及其相对应的资质、管理体系认证一览表。 4.机组建设质量总评表
5.由生产单位提出的包括该工程主设备、主系统和辅助设备等未消除的缺陷项目一览表。 第十三条 本条明确了达标投产预检工作的三方面要求。预检工作对八项必备条件必须逐项核查，按“达标投产自检结果表”进行核查。
预检查组成员资格：
1.熟悉电力建设程序及相关标准，从事电力建设工作十年以上，有丰富的实践经验。 2.经过达标投产管理办法的培训，掌握达标投产现场检查方法和程序，熟悉考核项目的考核内容、要求和扣分标准。
3.身体健康、逻辑思维敏捷、语言表达能力强，具有一定的文字能力。能适应高节奏的现场检查工作。
4.认真、公正的履行职责，诚实守信、廉洁奉公。 第十四条 本条明确以下内容：
(一)由复检单位负责组织。 1.复查组成员资格： 1.1 具备预检组成员资格
1.2 熟悉电力建设程序、精通电力建设相关标准，有丰富的实践经验，在电力行业内曾担任过大中型电力工程技术负责人，具有高级工程师及以上职称。
2.复查迎检工作注意事项：
2.1 由项目法人单位的上级主管单位向复查单位提交复查申请、申报表，组织迎检组。 2.2 迎检组向现场复查组的每位专家提供迎检资料一册，包括汇报材料、申报表、达标投产支持性材料、预检报告和专业配合人员名单。
3.复查程序：
3.
1达标投产复检汇报会(首次会)：由复检组组长主持，复检组成员、各主要参建单位、运行部门领导及专业人员参加。由建设单位为主围绕达标投产考核内容进行汇报，主要参建单位和运行部门可作补充。汇报会时间包括光盘播放在内一般为60～90分钟。
3.
2迎检人员应是参建单位和运行单位被检工程项目相关专业负责人，熟悉达标投产预检结果。
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3.3 现场实物复查应备好安全帽、手电筒、检测工具，如靠尺、塞尺、测温仪、测振仪、电阻测试仪、力矩扳手及经纬仪等劳动保护用品及器具;生产运行人员应做到现场复查配合及时到位。
3.4 资料核查应事先对照考核内容，本着满足完整、准确、高效检查的原则，落实好备查资料和地点。档案管理人员应做到配合及时到位。
3.5 复查组内部沟通会议
3.6 达标投产复检总结会(末次会议)：由复检组组长主持并作复检总结，各专业组复查专家作专业点评。达标投产复查结论上报复查组的派出单位审核批准。
(三)核查同期核准建设的环保项目，是否做到“三同时”是指：“同时设计、同时施工、同时投产”，首台机组投产时仅考核运行是否正常。
第十八条 本条是“力戒做表面文章和搞形式主义”的体现，倡导严格执行工艺和验收标准，一次成优原则的导向。
第十九条 本条是对“瞒报、虚报指标者”的惩罚。
第二十六条 本管理办法自2006年5月1日起实施，原则上2004版应同时废止，考虑到2004版和2006版的过渡，正在执行2004版的工程项目，项目法人单位可根据工程实际情况适当延长2004版的执行期。
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电力工程达标投产管理办法(2006版)
火电工程达标投产考核标准
中国电力建设企业协会
2006年4月
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火电机组经济运行分析范文第3篇
【摘 要】随着时代的发展和科技的进步，越来越多的火电单元机组开始使用热工过程自动控制技术，这一项技术不仅能提高火电站的生产效率，更能有效地降低火电站生产过程中所排放的污染物等，对于环保的相关要求具有划时代的意义，当然这也是时代的需要。相关数据显示，要想实现成功的节能减排，必须重点关注火电单元机组中的锅炉、汽轮机还有相关附属设备的工作状况，如果做好了该设备的节能降耗工作就意味着整个火电单元机组的能耗可以得到有效降低，这对于保护环境有着重大意义，能有效地提高火电单元机组的工作效率，促进火电站效益提高。
【关键词】火电单元机组；节能降耗；热工自动控制
1火电单元机组在企业中的应用现状
由于历史原因，我国电力企业所使用的相关设备、相关技术能力以及相关人员的素质难以和西方发达国家相比，使得我国的火力电力企业在日常的生产中存在着能耗大、发电量低的问题，这不仅对企业的进一步发展有着极大地限制，还使得企业难以达到环保的相关要求。作为电力企业的核心组成部分，火电单元机组的相关运行状况受到了越来越多人的关注。火电单元机组在发电过程中需要使用大量的煤进行燃烧来产生热能驱动发电机发电，虽然说整套系统的工作原理非常的简单，但是其对于环境的破坏程度也是非常严重的。火电单元机组煤的使用量是受到多方面因素影响的，比如电网的负载情况、设备的好坏、机组的负荷等等，例如：及时的调整火电单元机组的负荷能够实现一定程度的节能减排，所以说对火电单元机组的相关运行参数进行有效地控制是火电企业实现节能减排的关键所在，火电单元机组需要通过引进热工自动控制系统来提高系统的检测效率，这样就能降低单位发电量所耗费煤的数量，真正的实现节能减排的目的。
2影响机组煤耗的因素
2.1锅炉能耗指标分析
在了解了火电单元机组对于电力企业节能减排的重要意义后就必须了解究竟是哪些具体的因素在影响着系统的运行。我们首先需要了解的就是锅炉工作的相关信息，锅炉作为火电单元机组最为核心的部分在节能减排中扮演着重要的角色。锅炉的热效率和锅炉的能耗指标有着直接的联系，热效率不仅能够反映锅炉能耗的高低，还能够全面的衡量锅炉在生产过程中的经济性。但是由于锅炉的热效率反应的是一个非常复杂的热动力学过程，牵涉到非常多的因素，比如說化学燃烧的程度、排烟所带来的能量损失等等，所以说必须对这些相关因素有着清晰的认识和监测。下面将具体说明：
锅炉在工作过程中的排烟所带来的能量损失是锅炉热损失当中最为主要的一部分，一般来说锅炉在正常工作条件下系统的热量交换达到一个稳定的状态，热量的损失会比较低，但是当进行排烟操作后，由于废气带有很高的热量就会导致锅炉出现能量浪费。热效率的降低还有一个原因在于煤的不完全燃烧，化学原理告诉我们使得任何物质都不可能完全燃烧，这就使得煤当中所包含的热量在燃烧过程中不能被完全的利用，导致出现热效率降低。
2.2汽轮机能耗指标分析
火电单元机组的另外一个重要组成部分——汽轮机的工作状况也是我们关注的对象。火电单元机组中的汽轮机是将热能转化为电能的中枢设备，是火电厂生产效率的关键瓶颈，一般来说常用的评价汽轮机能耗的指标有热端效率、冷端效率、通流效率等。
具体的来说冷端效率对汽轮机整体能耗有着重大影响，这就使得我们在日常的工作中应该定期检查凝气器的工作状态，确保凝结水的过冷度。回热系统也是影响汽轮机能耗的主要因素，其主要作用是提高汽轮机利用水蒸气的效率，由于水蒸气不可避免的在循环过程中损失，所以补水器就成为回热系统中的重要环节。另外在日常的工作中我们还应该注意确保汽轮机的管道、端口等不会出现泄漏的情况，这样才能整体的降低汽轮机的能耗数据。
2.3厂用电指标分析
火电厂虽然是发电单位，但是其很多辅助发电设备也是需要用电才能完成驱动的，最为主要的用电设备有磨煤机、排粉机、鼓风机等等。虽然说该设备并不会对环境造成破坏，但是由于其也需要电力供应，就会使得火电单元机组的整体发电效果受到影响。
3热工自控系统实施特点
热工自动控制系统最为明显的特点就是自动化的操作，所谓自动化就是指需要很少甚至是不需要人为的干预就能实现系统的运转，自动化系统能够通过传感器所传来的相关数据判断火电单元机组的运行情况，然后通过中央计算机处理数据做出相应的调节，让设备保持较高的工作效率同时保持较低的能耗程度。另外我们还需要注意到自动化体系首先应该拥有自动报警系统，一旦发现相关设备工作不正常就能报警或者是采取既定的预案进行处理。其次自动化系统还应该能够检测设备的工作时间，定期发出报告或者是指令安排对其相应的设备进行检查。现在的火电单元机组所牵涉到的设备数量越来越多、型号越来越复杂，就使得自动化技术显得非常的重要，一旦火电单元机组离开了自动化系统就不能保证高效、安全的运行。
4自动控制对机组煤耗的影响
4.1DEH系统阀门控制方式对机组煤耗影响
我国火电单元机组主要采用的是SEH技术，这一项技术能够通过单阀控制和顺序阀完成对整个系统的控制。顺序阀的好处是能够较好的进行整体节流，缺点是其调节作用比较弱。单阀控制的好处是其拥有较好的调节能力，缺点是是其调流的能力却比较差，容易造成大量的热量损失。所以说现在很多火电单元机组从实际运用的角度出发一般选用顺序阀的方式进行控制，当机组进入正常的工作程序后再使用单阀进行控制。
4.2负荷的变化对机组煤耗影响
发电机组在正常的运行过程中由于受到负荷的变化使得其工作的状态也会受到较大的影响，另外燃煤的质量也会对机组的运行产生影响，连带使得机组自动滑压运行方式的投入受到影响。应对这一情况应该降低阀门的节流损失，确保机组的进气量，这样才能确保机组的节能减排工作落到实处。
4.3汽温高低对机组煤耗影响
汽轮机温度如果过高会对整套设备的安全产生巨大的影响，严重的甚至使管道破裂，产生安全事故。如果汽温过低又会导致汽轮机叶片受到水汽的腐蚀。和汽轮机主机的情况类似，汽温过低或者过高都将会使得设备的正常运行受到影响，降低企业的生产销率，为了避免这一现象的出现应该通过自动化的给水调节系统调节汽温，在保障蒸汽温度的同时降低能量消耗程度。
结语：
作为火力发电厂的重要组成环节，火电单元机组不仅对企业的生产效率有着巨大影响，还关系着火电企业能源消耗和环境污染程度。为了实现可持续发展目标就必须提高燃煤效率，降低热量损失。通过在火电单元机组中引进热工过程自动控制技术不仅仅能够实现节能减排目标，还能够提高企业生产效率。
参考文献
[1]赵雪科.热工自动化控制在火电厂的应用探析[J].硅谷，2014，02期：133-134.
[2]万芳新.对先进控制方法于电厂热工过程控制的应用分析[J].石河子科技，2015，01期：54-55
作者简介：
马洪涛（1977-11）男，河南郑州人，本科，工程师，研究方向：热工自动控制。
火电机组经济运行分析范文第4篇
华电国际电力股份有限公司四川分公司 火电机组“降非停”工作方案
2015年，各火电单位狠抓各项降非停措施的落实，设备可靠性得到有效提升，尤其是电气热工原因引起的机组非停得到有效遏制。为进一步巩固成果，切实做好2016年火电机组降非停管理工作，特制定本工作方案。
一、2015年火电机组非停情况
2015年公司发生非停7台次，年台均0.63台，较华电国际高0.19次(较集团公司高0.04次)。其中四管爆漏4次，锅炉原因1次，电气原因1次，热工原因1次，影响电量1.47亿千瓦时。各单位发生非停情况为：
1. 广安公司：发生非停4次，年台均0.67次，锅炉四管原因2次，热工、电气原因各1次，影响电量4350万千瓦时。
2. 珙县公司：发生非停2次，四管原因1次，锅炉减温水系统原因1次，影响电量9367万千瓦时。其中#61炉水冷壁泄漏，被华电国际认定一类障碍。
3. 内江高坝电厂：发生非停1次，为四管爆漏，影响电量1027万千瓦时。
尽管公司2015年公司非停同比下降11次，降幅较大，尤其是珙县公司电气热工两个专业和攀枝花三维公司实现了全年机组“零非停”。但广安、珙县、内江机组强迫停运台均次数仍高于华电国际平均水平，暴露出在防非停方面基础管理仍不扎实，措施落实不够，采取的对策和措施针对性不强等问题。
二、2016年降非停措施及要求
1. 坚持“零非停”目标。为深入贯彻“零非停”理念，公司将进一步加大非停奖惩力度，按照“发生非停(泄漏)就考核、全年实现零非停(泄漏)就奖励”的原则，年终公司将结合绩效目标管理规定对各单位非停情况进行考核。
2. 强化“零非停”管理。各单位要牢固树立“零非停”目标不动摇，努力打造“零非停”机组和“零非停”电厂，检修、运行每个专业都要制定本专业防非停措施和定期工作计划，按照“四个凡事”要求，将防非停责任落实到每个岗位，并不断根据集团公司月度设备异常情况通报中的案例教训以及系统外其他单位的典型案例，举一反三，不断完善各专业防非停措施和定期工作，逐渐形成防非停工作规范化管理，切实做到防非停责任明确，目标清楚，指标具体，同时各级管理人员都要不定期抽查各专业防非停措施及定期工作执行情况，确保防非停措施真正落实到位。
3. 坚持非停“四不放过”。机组非停发生后，分管领导要亲自主持非停分析会，要按照“四不放过”原则，在分析技术原因、设备原因的基础上，要深入排查背后的管理原因，非停原因尤其是管理原因分析不清时机组不能启动，原因清楚但隐患得不到彻底消除且没有可行、可靠的防范措施时，机组不能启动。对排查出的问题，要责任落实，明确整改时间，确保整改闭环;对制度缺失或不完善的，应对制度及时修编，堵塞漏洞，要坚决杜绝重复性、管理性、误操作性事件的发生。
4. 做好运行规范化管理。要按照华电国际《火力发电企业运行规范化管理导则(2015版)》(华电国际生2015‟1412号)要求，做好运行规范化管理，不断规范操作流程，提高运行人员的监盘质量。切实做好防锅炉灭火、防超温超压、防超标排放等事故预想工作。运行主管部门要结合本单位人员、设备以及系统内外各种典型事故，制定运行人员技能培训计划，不断利用仿真培训系统对典型故障和相关应急预案进行演练，有效提升运行人员操作调整和处理异常事件能力，杜绝误操作事件发生。机组备用时间较长的，应制定备用机组与运行机组的控制员定期交叉上岗制度，避免备用机组控制员长期闲散，专业知识荒废;机组全停的单位，应加强对运行人员进行规程和各种异常事故处置的调考。
各单位要积极探索建立运行操作防非停F点，避免因运行操作、检查、监护及系统隔离不到位等造成机组非停;逐步建立生产风险通报许可机制，制定运行操作风险预控卡，实现运行操作风险分级管理。积极创建机组启停调度卡、节点状态参数确认卡等，实现机组启停过程及正常调整零误操作;有条件的单位要逐步开展电气操作全过程监控，实现对6kV设备停送电及母线倒闸等电气操作进行全过程录音、录像。编制并不断完善运行主因非停案例培训题库，结合岗位实际，增强培训的时效性;要建立运行管理日、周通报机制，对存在的问题及时跟踪分析、考核，实现闭环管理。
5. 做好机组运行管理。公司鼓励各单位充分利用低谷时段消缺，在机组运行中发生影响安全运行且无法通过切换系统或设备消除的重大缺陷时，应及时组织相关技术及安全管理人员从安全、技术、经济性等方面进行全面、合理的评估，并及时通报公司，必要时可邀请华电电科院、华电国际技术服务中心参加，制定有针对性的安全技术措施及预案并严格执行。在低负荷消缺过程中如发生异常情况，应立即停止操作并及时汇报公司和电网调度部门，必要时安排立即停机，严禁“强撑不停”，防止较大事故的发生及损坏范围扩大。
严格执行国家能源局《防止电力生产事故的二十五项重点要求》(国能安全2014‟161号)和华电国际《火电机组重点补充反事故技术措施(2014版)》，坚决杜绝采取降低机组安全可靠性的人为干预措施来“降非停”(如随意修改或退出机组重要联锁、保护逻辑、定值等)，公司将结合季节性安全检查活动进行抽查，发现违反的，一经查实，给予考核并取消有关奖励。
目前每个单位都有备用机组，且备用时间都相对较长，各单位在有备用机组且不影响电量的前提下，经安全、技术、经济评估后，公司允许各单位通过轮停或倒机的方式进行消缺，但机组停运前需提前书面(或短信)汇报公司安全生产部。
6. 做好机组检修管理。各单位要按照公司《机组精细化检修管理实施指导意见(试行)》要求，深入开展机组规范化、精细化检修工作，重点抓好修前、修中、修后三个环节，把控项目、质量、费用、工期四道关口。实施精密点检的单位，要建立“日常点检，定期体检，精密诊断跟踪”的设备管理模式，要通过精密点检，发现设备故障规律，不断完善检修项目计划。检修中，要强化检修工艺纪律、质量标准和过程管控，重点抓好锅炉防磨防爆、继电保护和热控逻辑保护核查等关键设备部位的检查治理工作。
机组大修和特大技改项目要实施监理制和目标责任制。企业可自行组织内部监理队伍，技术力量和人员无法满足时，可以通过招标等方式聘请外部建立。机组大修和特大节能技改项目实施前，各单位要与四川公司签订目标责任书，四川公司将按目标兑现考核。
修后调试和试验是检验机组检修质量的关键环节，应制定详细的项目试验清单和做好设备品质再鉴定工作，确保设备出力达到设计值，仪表准确，联锁及保护动作可靠，实现机组修后一次启动成功、一年内无临修，机组检修质量能评定为全优机组。
7. 做好设备缺陷管理。各单位要建立缺陷管理制度，提高设备消缺质量和缺陷处理及时性。建立周、月缺陷分析制度，按月对缺陷管理进行奖惩;实行缺陷分类管理，严格缺陷延期审批程序，建立延期缺陷清单，定期清理延期缺陷处理情况。加大对缺陷发生率和重复性缺陷的考核力度，杜绝小缺陷发展成大问题。季度消缺完成率：主设备应达到100%，辅助设备应不小于90%，对暂时不能消除的缺陷应制定预防措施。
每月要对单体设备跳闸及设备强迫停运检修事件进行统计和原因分析，制定针对性防范措施，以彻底消除同类型设备非停隐患，以单体设备零非停确保机组零非停。
8. 做好电气热工隐患排查治理。各单位要按照集团公司《火电机组热控系统可靠性评估细则》和华电国际《电气专业隐患排查细则(试行)》要求，每年组织开展一次电气热工设备隐患自查工作。四川公司将根据情况组织开展区域交叉互查工作。电气热工隐患排查治理应重点做好：(1)落实电气热工设备“三定”(定人、定路线、定时间)管理，落实好设备主人制，做好设备定期巡视检查;(2)要制定电气热工设备全年试验计划，有计划地开展定期试验工作，确保试验项目无漏项;(3)制定电气热工设备全年检修项目计划，实现电气热工设备检查、检修全覆盖;(4)建立电气热工回路端子定期紧固制度，制定回路端子紧固计划，确保所有端子都能按计划紧固;回路端子紧固时间、责任人要建立台账;(5)做好设备异常和缺陷分析及隐患排查治理工作，重点排查治理电动机(电动头)、电缆、变频器、开关等设备附件及相关保护逻辑、定值隐患，按照“四不放过”的原则从严管控，抓好闭环管理和举一反三，采取管理和技术手段进一步规范人的行为，坚决杜绝人员责任性、管理性和误操作等不安全事件的发生，杜绝因电气热工原因引起的机组非停。
9. 做好锅炉“四管”防磨防爆管理。认真落实集团公司《防止火电厂锅炉四管泄漏管理暂行规定》和华电国际《锅炉承压部件防磨防爆工作管理规定》。切实做到“三个必须”和“三项禁止”。“三个必须”：一是必须坚持逢停必检。锅炉无论大小修，机组在检修间隔中运行时间只要超2000小时，每年必须开展一次全炉膛搭架检查，对炉内承压部件进行一次全面检查，水平烟道、尾部烟道等部位随停随检查;二是必须坚持查修分离。要建立和保持一个相对稳定且精干的检查队伍，只负责“查”，查出问题交由“修”单位处理，建立针对“查”、“修”完善考核机制，分区管理、责任到人、严格奖惩，确保“查修分离”取得实效;三是检查必须详实。分管生产领导必须参与四管防磨防爆检查;每次四管检查，对检查部位、测量数据、检查人员都要有详细记录，对重要检查部位要拍照;每季度开展一次锅炉四管磨损趋势分析，分析要有记录，并作出下一步工作安排。“三项禁止”：一是禁止金属超温运行和违反升降温、升降压曲线运行;二是禁止锅炉停运后违规采取启动引风机等方式加速冷却;三是禁止四管更换后未经水压合格就启动。
四川公司将根据情况，抽调技术骨干人员组建四管特检队，参与各单位四管防磨防爆检查。
10. 做好技术监督管理。各单位要完善技术监督网络，明确重要主辅设备技术监督项目、内容、监督要求和责任人，加强对技术监督异常指标和异常趋势分析，围绕设备全寿命周期开展技术监督工作，在事前计划、事后分析的基础上切实加强事中控制，提高设备保障能力。要充分发挥华电电科院和华电国际技术服务中心技术力量，加强技术监督交流，提升技术监督水平，切实发挥好技术监督对安全生产保驾护航的基础性作用。
11. 做好反措管理。各单位要按照国家能源局《防止电力生产事故的二十五项重点要求》和华电国际《火电机组重点补充反事故技术措施(2014版)》要求，结合本单位设备运行状况，制定本单位年度反事故措施计划。凡不符合二十五项反措要求的，要结合机组年度检修、技改计划，优先安排处理，并对检修、运行规程和试验项目进行及时修编。
12. 做好信息通报工作。根据华电国际《华电国际电力股份有限公司电力生产不安全事件调查处理和责任追究管理办法(B版)》(华电国际生2012‟116号)要求，做好信息沟通和汇报工作。机组发生非停后，应在事件发生30分钟内电话或短信报告四川公司，事件发生4小时内应将事件初步分析报告(即时报告)报四川公司，事件发生2日内应将事件详细分析报告报四川公司备案。对于瞒报、假报、迟报的行为，公司将按有关规定进行处理。
凡发生非停的单位，分管领导和相关责任人应到公司“说清楚”。
火电机组经济运行分析范文第5篇
一、集控运行技术引入的重要意义
火电厂集控运行技术又称DSC系统运行技术, 其相对于传统的单控运行技术更加集约化、自动化、综合化, 核心关键在于其应用自动化的处理器, 充分实现了运行全过程的集约自动化管控, 具有更加良好的综合性和技术性。通过分析传统火电厂运行控制系统不难看出其是比较独立的, 且缺乏一定的统一性, 其中对机组控制、电力输出控制等之间都是相互独立的, 极大程度上降低了控制系统的运行效率。然而, 对于集控运行技术而言, 大大的改善了其控制独立性这一问题, 促使火电厂运行各个控制环节的有效结合, 不仅便于火电厂控制系统的统一化管理, 更可提供更加及时、精准的数据信息, 极大程度上促进了火电厂控制管理的自动化水准。
二、火电厂集控运行技术控制模式及运行条件分析
(一) 分散式控制运行模式
在集控运行技术的实际运行中, 最为熟悉的即是分散式控制模式, 该模式是对传统控制管理模式的基础上的完善和创新。传统的集中式控制系统运行中, 一旦系统发生故障, 势必会导致其他环节受到牵连, 而使得火电厂的工作效率不能得到有效提升。进而, 为了有效提升火电厂运行效率, 即以集控运行技术为基础, 不断完善创新而又发展了分散式控制系统。分散式控制系统是将原有集控运行技术再次进行分层划分, 且具备相应的分层发电机组, 大大的增强了系统控制力, 而起到减少事故发生的作用。
(二) 分级式控制模式
对于分级式控制模式而言, 顾名思义是将整个控制系统根据实际情况而分成若干个控制等级, 同时分别在各个控制等级之间设置相应的管理部门, 促使整个控制管理更加集约化, 各个控制等级之间即有联系, 又独立控制, 从而实现系统管理的控制同步。
(三) 综合控制模式
综合控制模式的技术保障主要依赖于现代网络信息通讯技术。现代网络信息技术在各行各业中都有着成熟应用, 同样在火电厂集控运行技术中也发挥着十分重要的作用, 集控运行技术的核心内容即是信息, 核心技术就是信息管理技术, 网络信息技术的引入实现了火电厂集控管理中各项信息数据的快速传达, 通过数据分析完成单独任务划分, 其中各系统之间互补干扰, 共同运行, 从而达到提升电厂运行效率的目的。
(四) 集控运行技术运行条件
集控运行技术的顺利开展必须要具备相应的运行条件。首先, 关于其运行的内部条件而言, 即是要拥有强大的技术支持, 如在集控运行技术实际运用中所涉及的网络通讯技术、电脑远程控制技术等等, 必须将各项先进管理技术进行综合统筹, 方可为系统运行提供保障。另外, 集控运行技术还受外部环境因素所影响, 如计算机操作系统、接地装置等, 在外部温度、湿度等因素都会对系统稳健运行产生一定影响。
三、火电厂集控运行中存在的问题分析
(一) 过热汽温系统的控制问题
在集控运行技术中关于超临界机组过热可分为粗调、微调和细调。其中粗调是通过对风、煤、水的比例进行调节的方式来进行, 而微调和细调则是通过加入一、二级减温水方式调节。分析机组过热因素, 如受热面结渣、过剩空气洗漱及燃水比例等, 在过热气温系统中都比较容易实现。虽然在长期的实践过程中, 该技术应用日趋走向成熟, 但在实际的操作中仍存在诸多不足, 如调节机构的可靠性、系统调整的合理性等等, 这些问题对于减温细调的温度控制仍产生一定影响, 而对于其主要因素而言, 主要是设备的精度和参数所决定。
(二) 主汽压力系统的控制问题
在火力发电机组主汽压力控制系统中, 能量平衡公式发挥着至关重要的作用。在长期的实践摸索中, 能量平衡公式的应用已经日趋完善, 并取得了显著效果, 然而, 就目前部分火力发电厂运行实际情况来看, 能量平衡公式已不乏有效对协调控制系统进行控制和管理, 而对于其中的参数数值也不能做出精准估算。进而, 对于主汽压力系统控制仍需不断进行优化与改善, 以为提供更加精准的含煤量。
(三) 再热汽温系统的控制问题
关于再热汽温系统的控制一直以来都是火电厂运行中的重点和难点。相对一次汽温的控制, 二次汽温控制无论是在技术还是其他方面, 都难于一次汽温控制。在二次汽温控制上很多火电厂多会采取减温水的方式进行调节, 而实际上这样的效果并不理想, 同时还会增加一定的经济负担, 如在亚临界机组工作中每加入1%的减温水便会减少大约0.5g的标准发电煤。
四、火电厂集控运行技术相关策略分析
(一) 改善火电厂集控运行技术的运行条件
首先, 火电厂集控运行技术运行的内部条件。加大对集控运行技术的硬性投入, 给予足够的资金支持, 及时更新换代先进的设备及管理系统, 对于各项系统技术进行综合优化, 以实现集控运行技术过硬技术设备支持;其次, 火电厂集控运行技术运行的外部条件。对于该技术运行的外部条件而言, 其中包括对控制室、电子式的环境要求、计算机控制系统的持续电源及接地等, 都是直接影响集控系统稳健运行的重要因素。分析火电厂集控系统运行的外部条件, 如控制室与电子室共同使用一套空调系统问题, 通常电子室空调只能调温而不能调节湿度, 那么在湿气重的环境下模件上必然会结露, 而在干燥的环境下又容易产生静电。
另外, 做好信号防干扰系统, 很多火电厂集控系统中并没有良好的接地系统及电缆屏蔽功能, 若发生信号干扰, 则会导致系统发出错误信号, 因此, 相关工作人员对于上述问题应做出特别注意, 及时采取相关解决措施。
(二) 适应目前我国火电厂集控运行发展趋势
就目前火电厂集控运行趋势分析, 首先, 无人值班变电站更加规模化。
随着现代火电厂运行过程中大量现代技术支持力度的不断增大, 集控运行技术及监控系统的运行更加可靠。目前监控信号更加人性化、集约化, 且操作越来越方便, 大大的减轻了监控人员的工作强度, 在强大的技术设备支持下, 系统运行更加可靠稳定, 有效降低了因设备停运检修的操作量。然而, 此时也出现了一些问题亟待解决, 如员工薪酬制度及员工工作积极性等;其次, 加强对火电厂集控运行的重视力度。
目前仍有部分火电厂采取传统专业进行机构设置, 而出现了工作界面空白及共享度低的问题。
(三) 加强对集控运行技术的管理工作
首先, 加强对火电厂集控运行系统的维护管理工作。对集控运行系统的维护管理重点时期主要是雨季或冬季为主, 由于该阶段外部环境因素变化较大, 进而需以每月或每周为走起做好对系统的全面检查与维护, 并做好巡检维修记录;其次, 加强对操作人员的技术培训。
集控运行系统中热气保护系统可起到保障操作人员及机组安全的作用, 而其中重点在于人员技术操作, 定期做好操作人员技术培训, 以提升设备故障发生时人员的应变能力, 从而降低事故发生率。
五、结束语
总的来说, 火电厂的高效稳健运行关乎着国家经济的快速增长, 关乎着人们日常生活的各个角落, 而集控运行技术的稳健运行又是提升火电厂运行效率的重要因素, 必须得到相关部门人员的足够重视, 加大对技术运行的资金支持, 认真分析运行过程中所存在的问题, 及时做出解决方案, 以最大提升火电厂运行效率。
摘要：近些年来, 随着我国社会经济的持续快速增长, 极大程度上加剧了对用电量的需求, 而我国电力工业主要以火力发电为主, 因此, 加大对火电厂管理及运行技术的创新改革已然成为电力工业发展过程中的重要任务。电力工业作为我国社会经济的核心力量, 在促进社会发展中有着举足轻重的地位。然而就目前我国电力工业现状分析, 虽然已引进集控运行技术, 但仍存在诸多弊端与不足, 急需做出相应的完善与改革, 以最大程度上减少对能源的浪费, 提升集控运行技术的控制效率。文章从集控运行技术的重要意义着手, 分析了集控运行技术的运行模式及运行条件, 并对该技术在火电厂运行中所存在的问题进行阐述, 最终提出相关的解决措施。
关键词：火电厂,集控运行技术,意义,问题,措施
参考文献
[1] 陈建旭.火电厂集控运行技术的分析[J].装饰装修天地, 2017 (16) .
[2] 刘斌.浅谈火电厂集控运行技术的分析[J].城市建设理论研究:电子版, 2016 (13) .
[3] 罗俊然.浅谈火电厂集控运行技术的相关问题[J].中国高新技术企业, 2015 (33) :105-106.
火电机组经济运行分析范文第6篇
1 主要耗能设备介绍
1.1 增压风机
增风压机的主要任务是对进入FGD系统中的烟气压力进行提升, 从而能够保证烟气顺利通过FGD系统, 并完成脱硫排入大气。增风压机的在脱硫系统中虽然只是辅助设备, 但是增风压机的运行稳定以及结构特征对于FGD系统的顺利进行都有着决定性的意义, 其能耗所占的比例也是FGD系统设备中较大的。因此在进行增风压机选择以及布置时, 一定要重视。
1.2 循环浆液泵
循环浆液泵的主要作用是对抽取石灰石浆液并将其输送到吸收塔的顶部, 并把吸收剂浆液喷洒下去。被浆液泵输送的浆液一般由两个部分组成, 一部分是自制浆系统所提供的新鲜浆液;另一部分则是已经经过脱硫反应之后重新被淋喷的浆液, 以此来提高浆液的利用效率。
1.3 氧化风机
氧化风机的主要是强制氧化系统中的配置。由于传统的氧化工作是通过暴露于空气并进行自然氧化的方法, 但是这种方法无法满足脱硫产品再次利用的目标, 造成了资源的浪费。因此, 在吸收塔内配置氧化风机已经成为脱硫产品中一项不可或缺的方式。
2 大型燃煤机组影响脱硫效率的因素
2.1 烟气流量
一个完成的系统有锅炉燃烧与FGD共同组成。而对于燃烧系统来说, 其运行的参数时直接影响烟气参数的变化的重要因素, 燃烧系统为了使煤粉能够燃烧起来, 就要为其提供一定量的空气, 且能保证充分的燃烧。燃烧之后的烟气中也会含有一部分过量空气, 而大这些大量的烟气最终会进入到FGD系统中去。
烟气进入FGD系统中后, 烟气流量的大小会对增压风机的运行造成影响, 使增压风机的出力产生阻碍。由此可见, 找出一个合适的送风量, 才能达到系统的脱硫效果与燃烧效果的目的。
2.2 烟气中SO2浓度
烟气中SO2的含量主要取决于机组燃烧的煤种。如果煤种中硫的含量较高, 则燃烧后烟气中硫的含量也会将对较高, 反之, 硫的含量较少。而FGD系统的主要作用是净化烟气, 脱除烟气中的含有SO2的物质, 由此可知, SO2的含量也直接影响着脱硫效果以及设备的能耗。
因此, 为了能够保证机组燃烧中煤种的稳定, 能够对煤种变化时对FGD系统设备的运行参数以及状况进行及时的调节, 从而来确保脱硫系统与燃烧系统的顺利运行以及同步运行, 也是提高脱硫效率的重要对策。
2.3 烟气流速
适当的烟气流速对脱硫的效果所有增强, 在此基础上还能够节省增压风机、氧化风机的电耗以及循环浆液泵。从脱硫设备的能耗方面出发考虑, 适当的烟气流速可以降低设备的电耗。且烟气流速与增压风机的能耗情况是成正比的, 吸收塔中的烟气流速越高, 气液之间的的阻力也会相对较大, 从而增加了增压风机提升烟气压力的压力, 同时也增加了能耗。
由此可见, 在实际的工程运行中, 对于设备的能耗、烟气的流速以及风机的能耗量好充分考虑, 能够从中选择出合适的、经济的吸收塔烟气流速。
2.4 锅炉投油助燃
锅炉的顺利安全运行, 主要是靠粉机来决定, 在工作的过程中难免会出现故障, 这时就需要投油来助燃, 从而保证锅炉的正常运行。在投油的过程中, 往往或因为氧量较小或者是炉膛燃烧区域的温度偏小而造成燃油无法燃尽。而这些没有燃尽的油污会随着烟气进入到脱硫系统的吸收塔中, 甚至还会造成电除尘器停运的情况, 最终导致油污以及粉尘被吸入到吸收塔浆液中, 大大影响了吸收剂以及SO2的反应过程, 降低了脱硫的效率。
因此, 在锅炉投油助燃的过程中, 应该讲烟道系统旁的路挡板打开, 并降低增压风机的风量运行负荷, 从而降低了吸收塔内脱硫环境的污染, 确保FGD系统的正常运行以及脱硫效率。
3 脱硫系统运行节能总结与展望
3.1能够根据石灰石湿磨能耗以及石灰石量的对脱硫的效率以及石灰石的消耗量进行综合考虑, 对其运行时间进行优化, 并保证浆液量充足的情况下降低对石灰石湿磨的能耗。
3.2氧化风机优化。主要是通过氧化空气的理论流量以及机组的负荷、燃煤硫分变化、脱硫塔中氧量需要进行氧化机变频改造。从而避免吸收塔内脱硫环境的恶化, 并降低氧化风机的运行能耗。
3.3循环浆液泵的运行优化。在确保出口排放浓度的基础上, 能够关闭一台或多台泵来进行能耗的节省。还可以根据实际的运行经验, 来对循环泵的运行卡片进行控制, 以此来降低循环浆液泵的开启数量, 达到节能的效果。
4 结语
总之, 为了在保证脱硫效果的前提下降低能耗是目前最为重要的一个话题, 能够根据设备的自身特点以及找出调节设备的关键参数是非常重要的工作, 从而为大型燃煤机组脱硫设备的顺利运行提供有力的帮助。
摘要：随着社会经济的快速发展, 我国火电厂的建设也得到了良好的发展, 但是由于火电厂的发展为生态环境造成了巨大的影响。在生态环境污染问题成为焦点的背景下, 我国的火电厂烟气的脱硫现象已经得到了有效的处理, 大部分大型燃煤机组都为其配备了相应的尾部烟气脱硫设备。为创造良好的生态环境奠定良好的基础。
关键词：经济发展,大型燃煤机组,脱硫设备,能耗特性
参考文献
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