电厂试用期工作总结范文

电厂试用期工作总结篇1

【关键词】核电厂；定期试验；监督大纲

0 引言

营运单位对核电厂的安全运行负有全面的责任。因此，它必须确保有足够的监督活动，以便验证核电厂是在规定的运行限值和条件下运行，并及时查明构筑物、系统和部件的各种性能下降以及可能导致不安全工况的任何不良趋势。核电厂的监督活动主要以定期试验进行管理。定期试验是检验系统、设备潜在设计功能的一项生产活动，应该按规定周期进行，只有进行试验并且试验结果合格才能确信在后一个周期之内的设计功能是可信的，试验结果不合格或者没有按照规定要求完成定期试验则必须宣布相应的系统、设备是不可用。

定期试验分为强制性定期试验和非强制性定期试验。强制性定期试验是指技术规格书的监督要求所规定的，核电厂运行中必须执行的定期试验。非强制性定期试验，是指除强制性定期试验以外，为保证机组稳定和经济运行所需要的定期试验，这部分试验由核电厂根据各种设备文件、行业标准和实践确定。

1 定期试验监督大纲

按照《核电厂质量保证安全规定》（HAF003）要求，对于为证明构筑物、系统和部件将能满意地工作所需的所有试验，必须制定试验监督大纲，以确定试验工作，保证其执行并形成文件。核电厂编制强制性定期试验监督大纲和非强制性定期试验监督大纲，明确定期试验的频度、目的和验收标准等，确保所有故障或低于标准的性能不致长期隐匿，使保持所要求的系统可靠性。

2 定期试验规程

定期试验执行部门根据定期试验监督大纲确定的技术条款及原则要求编制试验执行细则，即定期试验规程。定期试验规程中明确试验目的、验收准则、试验周期、对核电厂运行方式的要求、可能出现的风险以及人员资格要求。根据试验执行的经验反馈对定期试验规程持续修订。定期试验规程由各执行部门负责人批准后生效，核安全监督部门独立审查强制性定期试验规程与强制性定期试验监督大纲具体技术要求的一致性。

3 定期试验计划

核电厂根据强制性定期试验监督大纲和非强制性定期试验监督大纲确定定期试验的频度要求，并在定期试验数据库系统中维护、触发定期试验计划。定期试验根据其周期的不同以及工作需要可制定以下三类的定期试验计划以便于监督与管理：大修定期试验计划、机组本循环定期试验总体执行计划和周定期试验计划。周期长度大于等于一个燃料循环，一般利用机组大修期间执行，纳入到大修定期试验计划进行管理。周期小于一个燃料循环，为机组本循环的总体试验计划，是日常监督的依据。根据日常生产情况制定的定期试验计划，是在机组本循环定期试验计划基础上根据工作需要调整过的定期试验执行计划，周定期试验计划一般揉合在机组周工作计划中。

考虑到总体工作量的平衡以及人力的特殊情况，根据定期试验监督大纲的原则要求，允许在原计划基础上进行适当的调整，但不能超过25%的裕度。

1）定期试验延迟。当15%范围内的裕度调整由定期试验计划会讨论确定，核安全工程师对裕度的调整提出意见。当超过15%裕度的调整必须经相关部门负责人批准。

2）定期试验提前。定期试验执行可以向前提前执行，但是要考虑与后一次定期试验的时间间隔不能超过周期+25%的裕度。

4 定期试验的执行

定期试验数据库触发试验项目，试验负责人准备定期试验规程和图纸等文件并执行试验。定期试验执行之前必须检查系统、设备状态，即试验先决条件，确认其与待执行的定期试验规程确定的一致，禁止在不满足试验先决条件情况下强行执行试验，在不一致情况下执行定期试验可能导致试验结果不能满足规范要求，也可能导致设备损坏或者保护意外动作。定期试验执行时，试验负责人必须满足规程中的授权要求，并实行监护操作制，不允许单人无监护操作。

由于机组状态发生变化或维修活动结束后执行再鉴定试验以及执行试验内容互相覆盖的试验时，定期试验可以被等效。等效的定期试验需要经过相关部门的批准，并要求在定期试验数据库中对下次触发时间进行修改。

5 定期试验结果的评价与趋势分析

试验结束后，各试验负责人按照试验规程中的验收准则进行客观评价，并给出该定期试验的初步判定结果。对于强制性定期试验，核安全工程师独立进行结果判定；对于非强制性定期试验，由各执行部门判定。试验结果的判定从试验方法、试验设备和试验结果三个方面对照定期试验监督大纲进行判定，三者缺一不可。评价结果分为三种情况：“合格”、“合格有缺陷”和“不合格”。若试验方法、试验设备合格，试验结果中主要参数能够满足对应系统设备功能的设计要求（如流量、压力、电压、时间），并能保证长期稳定运行，则可判定为“合格有缺陷”，后续对缺陷进行处理。

定期试验结果录入“系统健康数据库”，对试验对象进行趋势分析。在试验数据趋势分析过程中，若发现试验数据异常，经核实后则对异常情况进行跟踪。编制定期试验数据趋势分析年度报告，描述定期试验数据的异常跟踪、趋势分析、改进建议等。

6 定期试验管理中的问题及处理建议

在定期试验管理中容易出现一些问题及处理建议：

1）定期试验监督大纲方面。核电厂可根据需要，修改非强制性定期试验项目，但试验项目的增加、删减、修改等变更直接在定期试验数据库中完成，不能及时反映到定期试验监督大纲中，从而造成了定期试验监督大纲与实际执行的定期试验不一致。建议对升版的信息进行搜集和管理，并缩短定期试验监督大纲的升版周期。

2）定期试验计划方面。定期试验按照计划执行过程中，可能会出现试验不合格，处理缺陷重新试验后，可能造成试验超过技术规格书要求的25%的裕度限值。建议在计划安排强制性定期试验项目时，尽量不要安排试验延期和提前。

3）定期试验规程方面。非强制性定期试验依据定期试验监督大纲编制，非强制性定期试验可有核电厂根据需要进行增加。部分非强制性定期试验先执行，后列入非强制性定期试验监督计划，从而造成该类定期试验规程的编制缺乏验收标准等依据，使得试验不规范。建议在定期试验规程完善的情况下列入定期试验监督大纲，然后再执行试验。

4）定期试验的等效方面。定期试验被预期计划项目等效。定期试验项目与之后计划开工的某个项目等效，存在一定的风险，如等效项目发生延期可能造成超裕度，如等效项目取消则可能造成试验频度不满足要求。建议定期试验项目只能被已完成的项目等效。

5）定期试验结果的趋势分析方面。由于在定期试验执行过程中，发现试验结果不合格，则进行相应的整改，直到试验合格为止，因此定期试验趋势分析时基本都不会发现异常。建议核电厂重新研究趋势分析的方法和分析角度。

【参考文献】

[1]HAD003/09 核电厂调试和运行期间的质量保证[S].1988.

[2]HAD103/09 核电厂安全重要物项监督[S].1993.

电厂试用期工作总结篇2

通常核电DCS供货范围如图1所示：核电厂单台机组有200多个工艺和电气系统由DCS进行监控，根据各工艺和电气系统的现场需求，分批实施其仪控系统的设计和到货安排，为此，将全厂工艺和电气系统分为三个大批（LOT1+LOT2+LOT3）：LOT1：主要包含全厂电气系统和BOP系统，是电站最早要投用的系统；LOT2：主要包括核岛系统（NSSS+BNI）和控制室系统，含全部的安全级功能；LOT3：主要包括常规岛系统（T/G+BCI）以及三废处理系统。针对每一批次DCS设备，其实施流程如图2所示：根据核电厂工艺特点、核电DCS供货范围及实施流程，核电DCS主要特点概括如下：

（1）整个核电站包括核岛、常规岛、BOP三大部分，其设计通常需要分包给多家设计单位才能完成，设计单位间分工交叉，存在众多接口。

（2）以二代加改进型电站为例，全厂近300个系统中70%以上的系统均直接由DCS进行控制或监视，涉及面大，涉及范围广。

（3）核电DCS控制功能分为安全级DCS控制、安全相关级DCS控制和非安全级DCS控制。在实现方式上，为防止软件共模故障，安全级DCS控制功能和非安全级DCS控制功能通常由至少两个平台才能实现，安全相关级DCS控制功能根据平台情况或在安全级控制平台实现，或在非安全级控制平台实现，平台间接口复杂。

（4）核电DCS还远没有达到标准化的程度，从而导致不同核电站之间相互拷贝的可能性不大。

（5）因涉及核安全要求，DCS技术成熟度和可靠性要求高，如安全级设备鉴定，安全级软件的V&V等，必须满足各种核安全法规、标准和核电技术导则的要求。安全级DCS在应用前必须取得由独立的第三方完成的相关安全级的验证、鉴定。

（6）核电站DCS由于其固有安全特性，设计、制造、系统集成验证工期长，而电站工艺系统调试前要求DCS具备可用条件以用于工艺系统调试、验证工作，从而导致DCS必须在绝大部分的工艺系统设计固化前开始设计、采购、制造工作。

（7）基于安全第一、质量第一的总体原则，核电DCS通常要求在工厂必须完成全面的功能测试、性能测试（FT），并经过业主出厂验收（FAT）和核安全局监管部门的监查后才能发货至现场。

（8）DCS在出厂前虽经严格的测试，但出于种种原因，DCS在现场进行修改不可避免。正是由于核电DCS存在上述特点，对于DCS买方（或为工程公司、或为最终业主）而言都必须配备相当数量的DCS项目管理人员，对DCS项目进行全过程管理。

核电DCS项目实施过程及项目管理主要工作

根据图2DCS实施流程可知，DCS项目实施过程总体上可分为3个阶段：需求提出阶段、DCS工厂实现阶段和DCS现场实施阶段。根据不同阶段的特点，下面就项目管理涉及的主要工作进行分析。

1需求提出阶段

与常规DCS不同，核电DCS所需的电站需求、需求规范等通常在合同签订后才陆续提交给供应商。在核电DCS实施过程中，通常需要设计单位向供应商提交众多核电站设计信息，特别是总体控制方案、工艺过程控制方案等，主要信息包括：系统需求规范书、系统逻辑图/模拟图、I/O清单、定值手册、画面、规程、报警卡等。作为DCS后续实施的源泉，电站设计人员能否及时提出清晰有效全面的设计所需信息将直接决定项目顺利与否。根据前期项目执行情况，需求提出阶段主要工作如图3所示。下面就需求提出阶段的主要项目管理工作进行分析。

（1）成立联合工作组

针对核电站不同项目及DCS供应商的特点，岭澳核电站二期、红沿河等项目都不同程度地组织了前期联合设计工作组（DCS项目管理团队、设计院、供应商），统一设计院、供应商对核电站需求的认识和理解，并根据DCS供应商的设备特性对相关文件进行适应性修改，沟通总体技术方案、通用技术要求、文件提交内容、格式要求等。这一阶段各方沟通的深入详细程度将对后续设计院文件出版产生深远影响。

（2）建立提资专项计划

为控制、管理设计提资进度，根据工程总体进度要求，DCS项目管理团队协调各方建立DCS设计输入提交专项进度计划和接口控制手册，举例如表1所示，并以此为基础开展DCS项目提资的管理工作。

（3）预审查设计文件

根据接口控制手册的进度要求，为控制、管理上游设计质量，DCS项目管理团队在设计院提交文件之前，通常需赴设计院开展设计文件预审查工作，并对文件提交进度进行密切跟踪，避免不按要求提交文件的情况发生。在预审查之前，需编制设计审查工作导则，并对参与审查人员进行集中培训、突出审点。该阶段文件审查工作的落实情况将直接影响文件提交的质量，对后期工厂测试、出厂验收、现场修改的工作量产生重要影响。

（4）组织技术澄清会

前期虽有联合工作组的澄清沟通、文件预审查等，但由于仪控设计方多、设计者多、技术要求多，正式提交的上游文件仍存在质量参差不齐的情况。针对此情况，DCS项目管理团队组织各方进行面对面技术澄清尤为重要，对具体细节问题进行深入讨论，寻求解决方案，把图纸澄清到全部可实施为止，否则由于设计院、供应商从各自利益考虑，很可能隐瞒问题或相互推诿，使得问题久拖不决，即使多次升版文件，问题仍然存在，使得文件质量失控，最终影响整个工程进度。

（5）跟踪提资情况

DCS项目管理团队针对文件提交进度和质量建立长期的趋势跟踪表，以从微观趋势的变化中掌握设计进展和可能存在的问题，以便及早发现问题和及时制定解决措施。通过上述措施的落实，上游提资的质量和进度全面可控，DCS项目执行进度处于可控状态，后续工厂测试、出厂验收和现场的修改量将大幅减少，商务变更费用也将大幅降低。

2DCS工厂实现阶段

虽然不同供应商在DCS实现方面工作安排有所差异，但总体来看，DCS工厂实现阶段都包括如下主要工作，如图4所示。其中，硬件制造相对简单，尤其对于拥有完整仪控平台的供货商，其卡件生产、机柜制造都是相对比较标准的过程。机柜装配，尤其是安全级机柜装配，其存在复杂度高，技术要求高，耗时耗力的特点，但对于熟练的装配工而言，其装配过程的困难不是在装配工作本身，而是主要体现在机柜设计、组装、接线文件能否及时出版方面，而这取决于前面的详细设计工作能否按进度完成。下面就初步设计、详细设计、软件设计、系统集成、FT&FAT过程中的主要项目管理工作分析如下：

（1）设计参与

DCS设计工作主要集中在初步设计和详细设计阶段。针对不同的供应商，其内部设计流程、设计规定均有所不同，为全面了解供应商项目实施过程及存在的关键问题，在项目初期均需安排人员到供应商处参与设计，同时为后续工厂测试、出厂验收、现场修改打下基础。如岭澳核电站二期派多人驻欧洲参与安全级DCS初步设计和详细设计，把控TXS的实现；派多人驻北京、南京进行的TXP的初步设计和详细设计，针对LEVEL2设计严重滞后，组织专门的LEVEL2联合工作小组推动问题解决。

（2）工厂测试参与

集成和测试工作是仪控系统生命周期中的关键步骤，是验证供应商设计是否符合上游输入和功能需求的一个关键环节。在项目管理过程中，需组织设计、采购、调试以及运行维修人员形成一支稳定的平台测试队伍，长期驻扎在平台测试现场，全程参与DCS的平台测试工作，对平台测试的整个过程和进度进行控制。同时通过调试与维修人员的前期参与，其所关心的问题可及早发现、及早解决，尽可能避免后续发生大的修改。

（3）出厂验收

出厂验收是设备出厂前的最后一道屏障，是推动供应商发现问题、解决问题最为有力和权威的措施，是买方主导的对供应商设备进行的第一次充分、全面地质量验证，也是合同中买方对强势供应商最为有效的控制手段。同时，针对供应商测试不充分的部分，买方可自主编写测试程序进行测试，保证项目出厂的质量并培养自主测试能力。实践证明，在工厂测试和出厂验收过程中，可发现90%以上的问题，把绝大部分问题都控制在出厂之前。随着核安全当局监管工作的逐步深入，DCS项目管理人员参与工厂测试、组织出厂验收显得更加重要且必要。

3DCS现场实施阶段

随着设备逐步到火电站现场，安装调试过程中的问题逐步凸显。现场调试开始后，或由于设计的变化、或由于DCS与其他第三方系统间问题、或由于工厂条件不具备、或由于调试过程中发现问题等，DCS在现场进行修改不可避免。而在核电厂进行现场修改受到严格控制，不管DCS供应商还是调试方，均需完成一定的手续、记录后才能进行修改，必须做到可追溯性。

为了快速有效解决安装调试过程中发现的问题，组织落实现场修改工作，在项目现场成立DCS现场办公室（DSO）成为项目的最优选择，其成员包括供应商、设计院、安装、调试各单位、部门的人员，DSO集项目管理、最高技术决策、最终方案制定和实施于一身高效地运作，以解决现场安装和调试阶段的所有DCS问题。

核电工程DCS项目管理组织建议及实践

根据核电DCS项目的特点及实施过程中的项目管理主要工作，DCS项目管理由专业的项目管理团队来控制从上游设计一直到下游的安装和调试工作，保证整个项目技术、商务、进度、质量等各方面的可控，项目管理作为整个项目的核心才能满足和超过项目干系人对项目的需求和期望。DCS项目管理团队在项目干系人中的位置如图5所示：为确保DCS项目管理团队的核心地位，最大限度发挥项目管理的职能，项目管理组织建议如图6所示：该组织中人员职责建议如下：•项目经理对DCS项目总体质量、进度、接口、商务负全责；•总部负责人全面承担起需求提出阶段相关的项目管理工作；•驻厂负责人全面承担起DCS工厂实现阶段的项目管理工作；•驻现场负责人全面承担起的DCS现场实施阶段项目管理工作；•根据任务性质，由各负责人协商后或由项目经理指派电站系统工程师、安全级DCS工程师、非安全级DCS工程师等进行相关工作，最大限度资源共享，人员合理流动。

结束语

电厂试用期工作总结篇3

[ 关 键 词]大型火电机组；电气调试典型问题 ；差动保护；转子接地及触点容量。

中图分类号：TV文献标识码： A

一、引言：

大型火电机组一直是公司的工作重点，电气调试工作在每个工程调试过程中总会存在部分典型的问题，对典型问题进行分析和总结，对于今后的工程具有借鉴作用，做到举一反三，提高工程中的电气调试质量，为机组的稳定可靠运行创造良好的条件。

二、概况介绍

某大型火力发电厂建设2×660MW燃煤机组，两台机组采用发变组单元接线方式，以500kV电压接入系统，发电机出口装设断路器，发电机与主变采用离相封闭母线连接。发电机由上海汽轮发电机有限公司制造，型号为：QFSN-660-2，额定功率660MW，定子绕组额定电压为20kV，采用水氢氢冷却方式，自并励静止励磁系统。主变为三相式双绕组，强油循环风冷式变压器，由常州东芝变压器有限公司制造，型号SFP-800000/500，额定容量800MVA，电压比为530±2×2.5%kV /20kV，5档无载调压，短路阻抗额定分接为18.77%，接线组别YNd11。

本次施工承担电气专业分系统及电气整套启动的调试工作，包括主变、厂变的常规试验项目、发变组励磁系统等调试和主厂房厂用电源系统调试（包括6kV及以下电气系统从单体试验到分系统及系统调试的所有工作）。

三、典型问题分析及处理

1、高厂变A T60保护装置电源模块出错

#3机组在试运行期间，高厂变A保护装置曾出现多达4次的保护装置断电重启（GE保护装置从上电开始到装置自检通过整个过程都是闭锁保护出口，并发出装置故障信号），给机组安全稳定运行造成了极大的隐患。在经过分析后，确认此现象是保护装置的电源模块内部出错造成的，后对该电源模块进行更换后，稳定运行至今。

2、发变组同DEH，MCS等接口回路设计问题

发变组控制回路属于继电保护专业设计范围，而DEH，MCS等属于是热控专业的设计范围，两者交叉部分往往存在设计问题。在调试过程中发现电气至DEH、MCS、AGC以及6kV电度等部分设计与现场实际不符，部分信号缺少等情况。后与设计进行了沟通，调整和增加部分设计。专业接口问题属于电厂专业的疑难问题，专业间的互相沟通显得尤为重要，因此，在前期图纸会审过程中，要仔细排查设计问题，尽早消除此类可能存在的缺陷，为工程设备的顺利投运奠定基础。

3、6kV进线（备用进线）开关保护缺少保护闭锁功能

#3机中压厂用3A段由于带了一段6kV输煤段，根据保护的选择性要求，设计了输煤段过流保护闭锁中压厂用段进线（备用进线）开关的限时速断功能。但是保护厂家的芯片缺少上述功能，无法满足保护选择性要求，后更换了保护装置的芯片，使其满足了现场需要。保护芯片需要根据现场实际情况进行配备，调试过程中要针对图纸、装置进行完整的回路试验，确保回路功能的正确性。在变压器差动保护的配置上要注意实际变压器接线方式与保护装置的匹配，CT极性与回路的匹配，保证回路的可靠性。

4、快切装置增加光耦

快切装置的开入量电源是由快切装置提供的24V直流电源，由于电压较低，在长电缆的传输过程中，较易受到感应电等各种干扰，而造成快切装置误输入甚至误动。增加光耦后，将快切装置的开入量电源转换成110V直流电源，增强了抗干扰能力，降低了装置误动的可能性，提高了装置的可靠性。远距离长电缆传输的过程中，还应注意感应电对整个回路的影响，做好电缆屏蔽层的接地。

5、转子一点接地装置动作检查

本工程采用的四方CSC-300系列的转子一点接地保护装置。#3机组在试运期间，转子接地装置曾两次发出转子接地跳机信号。检查机组运行的相关参数，在接地时机组有功功率和无功功率没有变动。转子接地报警时间很短，几十秒内恢复。恢复后检查机组励磁电压基本保持不变，初步判断是由于励磁整流柜或者转子碳刷积灰过多造成的。机组停机后，解开励磁装置到转子的母排连接、拔出转子碳刷。用500V摇表分别对励磁直流母排、励磁柜到转子间的母排、转子绝缘进行了检查。其中，励磁直流正极母排对地绝缘2MΩ、负极母排对地绝缘3MΩ、转子绝缘300MΩ，励磁柜到转子间的母排绝缘0.03MΩ。经过分段检查发现，在励磁直流母排竖井内绝缘板上（固定母排用）有大块较厚的水泥，系土建灌浆时漏入所致。水泥受潮及积累盐分后，造成励磁直流母排负极对地绝缘降低，使转子一点接地保护装置动作。

6、交流不停电电源（UPS）问题

主厂房交流不停电电源（UPS）共设有A/B两套装置，在调试过程中发现UPS A/B两路电源输出的相序不同，导致2台UPS输出L线电压存在450V的差压，影响到双路电源的切换。经过检查发现A/B两套旁路柜内部隔离变引出接线刚好相反，由于UPS的主回路跟踪旁路回路电压，因此造成了压差。更换A旁路柜相序后，压差变为6V恢复正常。因此在机组设计两套UPS的情况下，UPS的输出相序，防止在外部回路中因短暂并列造成UPS故障。

7、#4机UPS B 风扇故障

UPS的风扇是装在UPS主机柜顶部的，在安装基建过程中，UPS主机柜顶部被人为的踩踏后，风扇电源线绝缘外皮破损，并与外壳接触发生短路故障。在打开UPS主机柜后发现内部主板上有一块区域发黑。

经仔细检查后发现，主板上有部分熔丝上缠有铜丝。在联系厂家后确认是这些熔丝在出厂时已坏，厂家用铜丝代替，在风扇发生短路故障时，铜丝未能及时熔断，将主板熏黑，所幸缠绕的铜丝不粗，没有将主板烧坏。在更换了所有坏的熔丝并处理了风扇电源线的绝缘问题后，UPS又回复正常运行。

8、保护装置问题

该保护装置从调试过程看主要存在以下问题：1）变压器三角形和星形接线和现场接线方式不同，另外在软件中无法进行修改。后厂家更换硬件芯片。2）装置有部份I/O板子出口接点一直闭合，面板操作键失灵，另外在试运行过程中，部分装置出现故障信号、装置黑屏等。

9、母线PT柜内K17继电器触点问题

6kV母线PT柜内K17继电器用于母线低电压动作后出口跳电动机回路。在传动过程中发现由于节点容量不够，经常出现接点烧坏的情况。后将K17上两副继电器常开接点并联，增加了节点的容量，保证了回路的可靠运行。该现象同时存在于其余使用继电器出口跳电动机的功能回路中。近几年随着综保装置的广泛使用，基本采用电压小母线与保护装置相配合，避免了类似情况的发生。

10、主机直流油泵动力触点问题

主机直流事故油泵采用汕头南方开关厂提供的就地控制柜，在直流电机点动一次后发现其内部的1C接触器无法正常返回。在断电后检查各主要部位均无电压，拆除1C接触器灭弧罩后发现其动力回路主触点存在粘合现象，经分析得出：此触点主要作用为切除直流电机的起动电阻，而在切除电阻的瞬间，流经此触点的电流很大，造成触点接触面过热，因此造成接点粘合。为解决电流过大的问题，在此触点上并联1C接触器的另外一副动力触点，将其电流进行分流。更改后，直流电机可以正常投运。

11、直流系统接地报警问题

110V直流屏出现模块通讯故障及两块直流屏同时出现接地报警。模块通讯问题由模块故障引起，厂家负责处理，更换模块。直流接地报警由于热控110V直流柜内部分负荷绝缘较低，但未出现完全接地现象；而直流柜内双路电源通过二极管进行切换，电压偏差就造成了二极管导通，导致出现接地报警。

110V直流屏#1、#2屏同时出现直流接地的另外一种现象。经检查发现保安MCC段直流小母线联络开关处于合位状态，两台直流屏并列运行造成直流接地报警。由于早期的直流回路设置两进线、一联络的接线方式，工作人员在操作该间隔的过程中，容易造成误合联络开关的现象。

12、直流接地问题

直流屏59支路绝缘负极接地报警。原因分析：直流屏59支路为机岛110V直流分电屏，共分30组支路，由于支路较多，且无绝缘报警装置，因此只能采用分路排除法进行检查。引起直流接地的主要原因有：（1）密封油控制盘连接厂家设备，内部线存在破损点。（2）SFC启动盘内控制与反馈信号存在交叉现象。（3）TCS侧直流系统与直流分屏电源通过二极管切换，在就地设备出现绝缘降低时，正负电压出现偏差，造成直流屏接地告警。因与TCS有关联的室外阀门较多，持续雨天引起绝缘降低。针对以上3点，因机岛直流分屏分支多为重要负荷，在机组运行过程中无法停电。因此建议使用便携式绝缘检测设备，提高消缺效率。

四、总结及经验交流

1、在进行保护带开关的传动试验时，如500kVGIS开关的保护传动、发电机出口开关、6kV备用、工作进线开关的传动，在保证传动试验完整的情况下，应尽量减少开关的操作次数。

2、厂用电源的切换试验，应尽量模拟真实情况，并保证在带负荷的情况下，正常切换和事故切换都应该试验。

3、同期装置的调试时应实测导前时间，并根据导前时间适当调整整定值，在发电机并网之前，一定要仔细进行同期电压回路的检查校验，防止发电机非同期并网。

4、有条件的情况下，尽量进行一次通流或升压来检查CT、PT回路的正确性。如厂变4A、4B一次通流，励磁变一次通流，发电机出口压变一次升压等。

5、在调试初期，必须严格的对设计图进行审核，校对现场设备和容量等是否和设计图纸符合，分析设计图纸和现场设备接口是否正确，检查设计是否有遗留或者不符之处。对发现有疑问的地方，提前和设计工代、监理和业主进行沟通确认。避免遗漏或者后期增改，影响工程进度和机组运行安全性。

五、结束语

电气调试工作包括了发变组、厂用电气、高压试验三部分，在设备调试的过程中要及时进行缺陷分析与总结，避免出现类似问题。通过总结学习，提高公司在电气调试方面的问题处理能力，确保机组可靠稳定运行。

参考文献

电力设计院工程施工图纸

G60、T60保护装置说明书

四方CSC-300系列装置说明书

电厂试用期工作总结篇4

关键词：电厂；热控调试；常见问题；解决对策

前言

国家大力推动电力行业发展，更注重经济效益和环境效益，所以电厂要提高技术，促进资源利用最大化。在电厂配电所有工作环节中，热控调试有重要的地位，提高热控系统的技术和设备的先进性是当前电厂应该重点解决的问题。面对热控调试环节存在的问题，国家和相关部门一定要重点研究，借鉴国内外先进经验，不断提高热控调试的有效性。

1 热控调试的基本内涵

热控调试是依靠热控系统和设备进行的工作。主要的工作内容就是保证电厂所有运行设备的安全和稳定，保证配送电各环节设备正常运行，哪一个环节出现问题都可以及时发现，并且运用相关的技术加以解决，尤其是电厂设备体积都非常大，运行过程中热能产生过多，如果不加以调适会出现火灾，不仅造成经济损失，影响电厂运作，也不能保证经济生产和人们生活的用电需求。

2 当前我国电厂在热控调试环节存在一定的问题

2.1 电厂的各项系统与热控设备互相不适应

当前我国的调试设备种类繁多，在使用上没有统一的标准，虽然功能基本上一致，但是运用的时候要综合考虑电厂的实际情况，但是当前我国大多数电厂领导人员缺少正确的认识，选用设备的时候只图先进程度或者只为了节约资源，导致它们不适应电厂的各项系统，总之就是电厂在设计的时候，没有认真研究不同型号调试设备的特性，不符合实际要求，而且缺少相关的管理，设备投入使用之前就已经出现故障，这与生产厂家有关，最重要的就是没有认真检查，最终导致热空调试出现问题[1]。另外，电厂的管理人员缺少风险意识，没有做好应急方案，尤其是调试设备出现问题时没有备用装备，影响电厂正常运转，还有一些电厂制定的应急方案只为应付上级检查。

2.2 热控调试的工作人员专业能力和综合素质不高

这个问题最重要的原因就是缺少完备的规章制度，而且监管力度也不强。一方面，缺少关于热控调试方面的规章制度，相关的员工无据可依，容易出现懈怠、不负责任的现象，也容易主观偏颇，随意性太强导致出现问题；另一方面，管理的力度不强，维修人员没有认真落实工作职责，不能发现或者忽视细小的问题，最终导致严重的后果，而且缺少管理也包括忽视培训工作，所有员工的专业能力不强，尤其是信息化水平，对先进的设备和技术掌握不熟练，再加上操作的时候缺少指导和管理，规范性极差，所有工作环节都出现问题，那么整体上电厂就会受到影响。这里还有一种情况，没有实现员工优化配置，热空调试非常重要，但是人员安排很少，员工想要做好相关的工作但是力不从心。

2.3 热控调试缺少时效性

缺少时效性与上一点中员工的专业能力和综合素质缺失有直接关系。负责热控调试工作的员工缺少职责感，只考虑自身的利益，因为这项工作环节比较复杂，而且相对于枯燥，员工容易烦躁，为了让自身轻松一些，采用缩短热控调试时间的方法，这主要就是调试人员在开始工作之后，相关的数据一旦达到标准后，就停止工作，这是不正确的方法，因为各环节工作随着时间点、工作时间长度和配电需求等会发生大幅度的变化，只在短时间内进行调试，难以把控整体[2]。

3 关于解决电厂热控调试问题对策的合理设想

3.1 电厂管理人员提高认识，保证调试设备与各系统相适应

电厂管理人员要根据国家的要求，提高对热控调试作用的重视程度，电厂的各项决策优先考虑这个方面，保证调试设备与各系统的适应程度。首先，做好提前的保护工作，包括运用先进的防热材料和装置，加强导热能力，并且不断提高计算机信息化水平，实现智能监控，尤其是自动警报装置，这样一旦超过调试的标准其他人员可以及时了解；其次，合理规划电厂各环节工作之间的联系，保证联系的同时节约人力和物力投入，然后科学规划热控调试设备的位置，这个过程中注意定期维修，并且不断提高热控系统的先进程度；最后，做好记录，根据各项数据的结果综合分析，在总结中找到问题，并且认真研究加以解决[3]。

3.2 建立完备的规章制度，提高员工的专业能力和综合素质

一方面，国家不断完善关于电厂各环节的法律法规，在总体上保证各电厂发展的秩序，根据这些法律法规，电厂管理人员制定符合自身实际情况的规章制度，为加强热控调试做好制度保障，重点就是为了加强员工的归属感和社会责任感；另一方面，通过培训提高操作人员的专业能力和综合素质，提高他们对热控调试规则的理解，让他们可以及时发现微小的隐患，在源头上加以解决。而对于设计热控系统的人员来说，要不断提高他们的技术能力，保证系统的稳定，提高系统的先进程度，尤其是自动化水平和自动预警功能。如对于火电厂来说，主要是运用煤来发电，那么产生的热能就非常多，这样会浪费非常多的资源，操作人员在这个时候认真思考，结合理论知识和实践经验，规划启动热控设备的时间，保证这些工作正常运行，同时减少非必要启动时间造成的浪费，而对于燃炉工作的时候，认真分析各项数据，保证空气进入的数量，这样可以减少燃烧功率不足而利用油料助燃，减少排放有害气体[4]。

3.3 加强管理力度，明确权责

加强管理的力度，尤其是强化热控调试的规范性。一方面，制定明确的热控调试设备运行的时间的标准的数值，在操作人员工作的时候严格要求，杜绝主观偏颇或者偷懒的情况，让工作正常运转，这样才能保证电厂各环节有序进行；另一方面，在管理的过程中要注意明确职责，这就需要合理配置操作人员，要求他们各司其职，一旦发生问题，找到负责的人员，严厉惩罚，这就可以树立不良典型，让其他人员提高责任感。这里需要强调一点，管理的过程中要注意人文关怀，根据工作的强度制定轮班时间表，避免员工因为疲劳造成的失误，这也是提高员工工作积极性的重要措施，而且要不断鼓励员工思考并不断创新，这样可以促进热控调试技术不断提高。

4 结束语

总之，电厂的热控调试有重要的现实意义，它是保证电厂正常运行和满足供电需求的关键环节。除了文中提到的内容外，电厂负责人员还要树立自我学习的观念，认真学习国内外先进的经验和技术，加强与其他电厂的交流，共同努力保证我国电力行业平稳有序发展。

参考文献

[1]华国钧，孙长生，郭为民，等.火电厂炉膛进口火焰检测器运行可靠性分析与改进[J].中国电力，2014，（11）：14-19.

[2]沈宁淞.浅谈电厂热控DCS控制保护回路误动作原因分析及处理措施[J].科技风，2015，（3）：50-51.

[3]陈智.某电厂390MW机组整组启动调试存在的问题及解决对策[J].技术与市场，2015，（8）：110+112.

电厂试用期工作总结篇5

【关键词】 招标;施工;调试;综合

【abstract】the hubei dabie mountain power plant first phase starts the location in april 27, 2005 smoothly, on february 25, 2006 to start to pour first fang tong, on august 25, 2007 dcs the electricity, on february 18, 2008 to complete the boiler acid pickling, on may 24, 2008 to complete a #1 unit 168 hour full load to try to transport. are do in entire project's capital construction process various stages are very perfect, but still had the minor defect in something otherwise perfect, below tenders from the equipment to the design, the construction, the debugging and so on several various aspects carries on the experience to summarize, with the aim of later taking the reference in other projects.

【key words】tender;construction;debugging;synthesis

1. 设备招标过程中应注意的问题

(1)空气预热器建议单独招标，不能要锅炉厂的配套设备（配套设备，漏风量大，安装工作量大）；

(2)锅炉合同谈判时应让锅炉厂提供手动力矩扳手每炉2套，电动扳手每种规格提供2套（进口工具），需要锅炉厂提供受热面、空预器进口烟道防磨措施，如空预器入口烟道支撑防磨护板、水平低再迎风面防磨护板、省煤器迎风面防磨护板等措施；

(3)设备合同谈判时一定要明确各个部件出厂前必须包装、油漆完成，否则在现场拒收。随机备件和专用工具应在合同中提供明细表；

(4)合同中应明确：锅炉本体的钢架在锅炉安装结束，保温完成后需要锅炉厂到现场优化设计并免费提供材料，以确保各处检修平整无缺；

(5)合同中应明确：各设备附属的每种阀门应提供密封件2套，进口阀门更应当强调；堵阀最少要提供4套自密封装置；

(6)合同中应明确：锅炉尾部长伸缩式吹灰器平台应设计为整体式大平台。锅炉再热器和过热器均配备水压试验堵阀。

(7)捞渣机合同中应明确由捞渣机厂家提供锅炉底渣斗内衬耐火浇铸料并且负责现场浇注的费用；捞渣机合同中要明确保证捞渣机能整体拖出；

(8)炉前燃油系统在技术协议中要明确提供燃油滤网旁路（带滤网）；

(9)汽轮机密封油小油箱内部检查发现有铁锈，主要是原技术协议中没有明确采用不锈钢，导致内部生锈，只能紧急找武汉一个厂家进行酸洗、钝化；

(10)送、一次风机油站应明确两台液压油泵应实现联锁，并由厂家提供防雨棚。液压油、油系统均采用不锈钢管道；

(11)送、一次风机的进口消音器如需要现场组装，费用由供货厂家负责；

(12)要求电除尘器厂家必须在电厂安装完成后做气流均布试验；

(13)所有的进口液压系统，必须提供中文版说明书；

(14)推荐的三年备件应改为推荐的所有易损件清单；

(15)各大辅机配备的电动机一定要清楚标示磁力中心线，设备到厂后如发现标注错误导致返工的，由厂家支付相关现场处理费用；

(16)要求轴流风机厂家详细说明其产品的特性，特别是如何避免发生喘振和失速，都有哪些措施；

(17)建议各个专业应多采购一些随机备件，因为一旦投产还是必须要买一些，那时候买时间紧张，而且价格很贵，招标时候买是可以压价的；

(18)要求电除尘器厂家说明灰份处理的裕量有多大；

(19)要求各厂家必须写清楚技术服务费的数额，如果免费的话将来不易控制，有一些厂家的工代服务很差，技术服务费必须要考核；

(20)厂家资料必须写清楚“要提供详细的装配图”，而且所有资料要提供 电子 版（光盘），对于不提供资料的将在技术服务费中扣除，造成严重影响的要扣除质保金；

(21)送、一次风机叶片及液压油站、油站、磨煤机液压油站建议进口；

(22)大型电机最好采用油供油和冷却；

(23)磨煤机石子煤斗要做成大倾角的以便于倾倒石子煤；

(24)锅炉后烟井下面水平烟道要设计省煤器灰斗，预防积灰；

(25)在签订设备合同时应当将将来需要的一些特殊检修工具、点检工具、软件放在合同内，否则在概算当中没有此项；

(26)辅机设备招标中要约定：厂家只提供设备需用的油技术参数和要求，不能指定油的品牌，否则在厂家的质保金中扣油的费用；

(27)室外的各类电动执行机构，厂家必须承诺有防雨措施；

(28)输煤系统各类落煤管内衬材质建议都用不锈钢的，厂家制作落煤管时要考虑通煤孔，减少堵煤。

2. 设计方面应注意的问题

(1)锅炉设计时一定要专门召开设计联络会以保证锅炉六道不与汽水管道碰撞；

(2)锅炉本体与设计院的接口要明确为一次门以后为设计院范围，而不宜简单划分为17m平台，否则会造成部分汽水管道尺寸、接口位置、材质不一致；

(3)空预器吹灰器汽源除锅炉厂设计供货的部分外，设计院应设计从辅汽接过来一路汽源；

(4)铁路专用线设计一定要考虑防护网（螺帽要点焊），以便于做好煤炭防盗；

(5)建筑设计时应考虑好煤化验室等其他实验室的位置；

(6)对于锅炉设计煤种应结合运输、煤源产量、价格等综合考虑，主要考虑硫份、挥发份、发热量、灰份、灰熔点等参数；

(7)需要保温的设备要明确设计院和厂家的设计分界线；

(8)电梯的设计与锅炉厂一定要明确接口及配合问题（及时召开设计联络会议）；

(9)翻车机室要考虑视野，在翻车机室内能看到到现场翻车的情况；

(10)翻车机轻调车的车钩一定要实用，轨道要有可靠的固定措施；

(11)汽机房零米要设置排水沟（暗沟），锅炉渣仓地面要设置冲洗水和排水沟；

(12)低、高加疏水管道设计院要考虑机组试运时的震动；

(13)凝泵坑、凝汽器坑设计院要考虑地坪坡度和排水泵的问题；

(14)制冷和取暖建议设计中央空调系统，不能要制冷加热站（浪费资金、浪费劳力、浪费时间、浪费空间）；

(15)设计院与电梯厂家的设计接口问题，应及时的开设计联络会议解决。

3. 施工方面应注意的问题

(1)2×600mw机组施工单位数量应控制在3-4家比较合适，否则太多造成接口不清晰，协调难度太大；

(2)签订施工合同时，工程管理部的机、炉、电、热、土各专业专工必须参加，充分的发挥专业特长，划分好施工界限，减少扯皮工作；

(3)全厂检修起吊设施、电梯、启动锅炉的检验费用必需在施工合同中明确；

(4)施工合同中要明确施工单位负责对安装完的设备在移交前进行一次油漆防腐处理(定额中的解释界限不是很清楚);

(5)签订施工合同时，质量措施中要明确锅炉酸洗后对下集箱割孔彩色可视内窥镜检查，吹管后对下集箱、屏过、高过小集箱进行全部割孔彩色可视内窥镜检查，对后烟井低过三叉管、u型管屏下部进行拍片检查；

(6)施工节点必须严格控制并倒排计划，加大对施工单位的考核力度；

(7)后勤保障必须提前完成并具备条件，要考虑现场工代办公、住宿条件；

(8)空预器壳体上的轴向密封盒内应填充保温棉，否则运转后将出现异音（哈锅厂空气预热器）；

(9)对于电气、热控专业施工界限分工建议：跟着设备走，谁安装的设备就由谁放电缆、接线、单体调试；

(10)施工合同文明施工措施中要明确锅炉钢架吊装前零米地面必须硬化；设备定置摆放，规范化管理；

(11)大件进场时的厂内道路由主体施工单位负责临时措施；

(12)建议施工合同招标时，技术力量强的施工单位要放在#1标段，便于管理协调工作，同时便于提高施工质量，为后面的工作打下坚实的基础，对于施工能力很弱的施工单位不能给予有技术要求的工作；

(13)技术澄清时要施工单位承诺：锅炉受热面集箱清理时必须用彩色可视内窥镜检查并且留底片存档；

(14)技术澄清时要施工单位承诺：各类弹簧吊架施工完后要进行受力校核；

(15)技术澄清时要施工单位承诺：扩大酸洗的范围，机侧高低加、除氧器水侧及系统都要参加酸洗，凝汽器应参加碱洗，酸洗药品采用edta纳盐；酸洗废液应当由施工单位回收或配合焚烧；

(16)技术澄清时要施工单位承诺：锅炉受热面密封件的焊接不分包，用合格焊接焊接；气割时必须由合格的气焊工进行操作（目前多个电厂受热面焊接、气割质量差，造成咬边、割伤应力集中造成泄漏）；

(17)建议签订施工合同时，输煤、燃油系统划分在#1标段，便于管理协调，便于竣工资料归档（输煤系统属于锅炉第6个单位工程，燃油系统属于锅炉第4个单位工程）；

(18)技术澄清时要施工单位承诺：锅炉水压临时排水由施工单位做措施；无偿执行调试单位提出经过评审的临时措施，例如吹管时调试单位提出增加一路临时上水管道；

(19)施工标书中要明确配合调试单位调试、配合厂家消缺、参加整套试运；

(20)工程施工过程中要加强对保温、油漆施工管理，本工程油漆施工很多都出现露底、留痕、返锈，保温出现材料以低带高（用镀锌螺钉代替不锈钢螺钉）、保温超温等缺陷。

4. 调试方面应注意的问题

(1)调试招标文件中要增加测点综校试验；要求调试单位在机组整套启动前，对全厂的测点进行一次综合校验（本项目输煤系统尤为重要）；

(2)调试期间一定要专人负责，接口清晰、明确，考核细则同步到位；

(3)对于试运指挥部明确的工作应限定时间完成，否则就考核；

(4)调试期间的缺陷管理应当明确由监理公司负责跟踪落实；

(5)要求施工单位对大型设备做记录表格，安排专人记录，工程公司和监理公司检查，发现一次考核一次(某水电公司燃油泵房试运过程中不安排就地值班，导致两台供油泵烧坏）；

(6)锅炉电梯的调试一定要早安排，早调试，早投用；

(7)燃料的管理一定要加强，对燃油计量工具要送质量技术监督局校验；

(8)置氢前要准备充足的二氧化碳，最少要按照实际需用1倍以上量准备，到场后组织各单位共同验收，一定要保证纯度及数量；

(9)同阿尔斯通交叉的工作要提前沟通，排计划并且各方严格执行，外方工作时间到后就休息，不加班等情况都要考虑进去；

(10)现场交接的房间，要留照片存档，一个个房间交接，交接时各方必须到场，以免后期出现扯皮；

(11)整套启动前应注意全厂的排水系统，由调试所牵头，各家单位都要参加，务必畅通，以免现场溢水；

(12)启动前运行的操作卡、调试的试验项目清单都要上墙，由调试的负责对完成的项目进行打钩并签名，定值也要上墙（所有的定值盖章）；

(13)凝汽器坑、凝泵坑里卫生在试运期间是个重点，到现场检查的领导都比较重视；

(14)原煤斗的卫生清理是个重点，在进煤前由监理公司组织检查并且留照片存档，避免出现问题后扯皮（针对于土建与安装非一家施工单位）；

(15)煤场的存煤要定置管理，绘制详细布置图，煤质要写描述清楚；

(16)#1机组借用#2机组设备每次都要办理手续，便于管理，便于及时采购；#2机组启动前，易损备品备件必须到位；

(17)整套启动前监理公司组织联合大检查，从到主体，各单位要积极的配合（由监理公司列出检查项目清单）；

(18)步入整套启动阶段，要求各厂家到现场服务的申请单，由调试所和施工单位提前列出清单，发电公司提前做相应的工作；

(19)整套启动前要求主体施工单位提前在原煤斗下面搭设好脚手架，以便堵煤时及时的通煤；#1与#2机组的软硬隔离必须做好措施并且实施，阀门要上锁；

(20)试运过程中发现华夏的盘柜问题特别的多，施工单位在安装前也检查不仔细，容易出现问题（取水口开关柜内有铁片导致短路等等）；

(21)加强对等离子燃烧器煤仓的煤质控制，力求接近设计煤种，确保等离子可靠投运；

(22)为了保证汽水品质合格要尽早投精处理系统；重大试验操作项目，由调试所给运行人员交底（每值）；

(23)每次mft都要检查出原因，重视暴露出的每一个问题，举一反三仔细分析，积极改进不足，制定有效可靠的措施后方可启动机组；

(24)试运期间阀门出现的问题：炉水再循环阀门盘根泄露、吹灰减压站阀门传动销轴断裂、给水旁路调门后手动门阀瓣脱落、高加三通阀门阀杆弯曲变形、pcv阀门泄漏、 安全阀内漏等缺陷，鉴于此项目公司要充分准备备品、备件；

(25)试运期间电机出现的问题：#1机组磨煤机电机有3台绝缘不合格、循环水泵电机1台直流电阻不合格（厂家要求推出保护试转烧坏）、一次风机电机一台驱动端过热（磁力中心线串动）、引风机电机一台磁力中心线位置出厂时偏差5mm不合格缺陷，上述电机都是湘潭厂6kv电机，建议电机选型时不考虑此产品；

(26)等离子点火装置电缆发热，厂家选型时未按照最大过载考虑，后来增加一根电缆解决问题；

(27)油枪退出后，要及时的清理；做汽泵rb试验时，电泵一定要在备用状态，且出口阀门在开的位置；

(28)试运期间汽机盘车不能自动投入，启动电流设置的太小，只有1.5倍（规范上是4~6倍，修改设置后问题解决）；

(29)试运过程中锅炉出现一次正压，主要原因风门出现短暂失电，来电后自动关闭；

(30)为提高大机油的优质，大机的滤油工作一直要坚持到168后；

(31)炉水循环泵在试运期间泄漏两次，第一次热紧消除，第二次采用强制风冷外壳解决问题；

(32)高厂变压力释放保护动作引起跳机、引风机动作引起跳机（差动开关设备损坏）；

(33)限制二类保护由当值的调总确认，一类保护由调总确认（不超过4小时），超过4小时的，由试运指挥部副总确认后；由调试组长出单子并出措施；

(34)试运过程中多次发现建筑物漏雨现象，应加强土建屋面工程的管理工作；

(35)试运过程中应注意磨煤机排石子煤的问题，防堵，密切的关注排出石子煤的量；

(36)输煤系统试运时为了防止堵煤，开了一部分通煤孔，没有及时的堵上，导致煤粉二次污染；

(37)b磨密封板掉下一块，电除尘气化板掉下一块，施工中要加强对厂家的设备质量进行检查。

5. 系统工程及竣工资料

(1)铁路专用线、除灰管线设计踏勘时一定要和地方村镇、队签订协议，需要当地同意方案；

(2)铁路专用线开通手续较烦琐，一定要留有足够的时间，而且施工单位整理出版的竣工资料需要及早完成；

(3)灰管线的施工图设计必须进行现场实地核对评审，并根据实际情况进行修正；

(4)工程伊始就要严格要求相关单位做好自己的竣工资料，要贯穿整个工程；

(5)个别单位的竣工资料不具备追溯性（土建的水泥钢筋台帐跟踪、安装计量工具有效期跟踪、焊接底片跟踪）；

(6)竣工资料验评表中填写的内容不正确（检验栏出现：≥、≤、±、符合要求等缺陷）；

(7)竣工资料中施工技术记录的页边距、字体很多都不符合规定、签字中有代签现象、同一个表格线粗不一、原件中有复印件。

6. 结束语电站锅炉基建阶段经验 总结 分别从设备招标过程、设计方面、施工方面、调试方面和系统工程及竣工资料等方面针对应注意的问题做了详细的叙述，在工程建设过程中严格执行，对工程造价也起了一定控制作用。

参考 文献

［1］湖北大别山工程施工、招标合同

电厂试用期工作总结篇6

关键词:洼垴水电站 生产准备 托管运行

中图分类号:C93 文献标识码:A 文章编号:1672-3791(2012)05(a)-0132-01

1 电站的管理机构

2009年9月,在洼垴水电站机电安装开始之初,为做好电站生产运行准备工作,西昌安宁河洼垴水电开发有限公司成立了生产运行部,负责洼垴水电站的生产准备及运行管理工作。

洼垴水电站采用托管运行的方式,委托给磨房沟电厂代为负责生产准备及运行管理,公司生产运行部主要是对托管单位的各项工作进行监督、指导,按照公司的总体要求,做好电站的生产准备及运行管理工作。

2 电站管理的特点和目标

2.1 洼垴水电站管理的特点

就电站本身来说,洼垴水电站是一个低水头、小库容的径流式水电站,采用明渠引水,引水明渠长达3.1km,多数为土渠。安宁河洼垴水电站上游人口密集,河流泥沙含量大,给工程运行都带来了很多不利影响。如何即保证工程安全,又能充分发挥电站的运行效益是整个管理的重点。

洼垴水电站采用托管运行的方式,由磨房沟电厂代为运行管理。磨房沟电站属华电集团,电站有大量经验丰富的员工,技术力量雄厚,电站制度建全、管理规范。但磨房沟电站是一个建于20世纪70年代初的老厂,从公司层面仍须对托管单位进行有效管理,让整个生产管理满足公司现代企业的要求。

2.2 水电站管理的目标

严格执行电力法规和运行维护技术规程,保障电站安全稳定运行;做好水库调度工作,在确保工程安全的前提下,强化经济运行管理,充分发挥电站经济效益;务实求严,苦练内功,加强科学管理,提高执行力,争创一流电厂。

3 生产准备工作

生产准备是指企业为了保证日常生产的正常进行,为顺利实现生产作业计划所从事的各项准备工作。水电站生产准备工作包括:生产组织机构设置、岗位培训、规程制度的建立、辅助生产设施、设备技术资料交接等。在完成上诉准备工作中的过程中,公司生产运行部要求项目部强化准备工作的计划性,明确规定准备的具体内容、进度要求、具体措施及责任部门和责任者,对准备工作出现的问题应及时加以纠正。

3.1 生产组织机构设置

搞好安全生产管理,必须建立建全安全生产保证体系和安全生产监察体系。以公司分管生产的副总经理为核心的各级行政领导人员,以托管项目部为核心的各级专业技术人员,在进行各项生产工作时,要形成系统的、分层次的安全生产保证体系。公司设置安全监察机构,归口管理电站的安全监察工作,代表上级行使安全监察职能。在总经理的领导下,建立由安全监察部门、托管项目部专职安全员、班组职安全员组成的三级安全网,形成全厂的安全监察体系。工作标准必须明确各级、各部门的安全生产职责,并将职责具体化到日常定期工作,不留死角,不留漏洞。同时对安全生产工作流程做出具体规定,通过制订标准化工作流程,把各项安全生产管理制度落实到工作过程中的每个层次、每个环节。

3.2 岗位培训

在安全培训上,一方面要加强宣传教育,提高人员安全意识,要让生产人员充分认识到安全生产的重要性,实现从要我安全到我要安全的转变。通过一些典型事故案例分析、观看影像图片资料及讲述个人亲身经历,让员工认识到事故的危害性,后果的严重性,绷紧安全这根弦。另一方面,通过安全生产规程的培训和现场演示等方法,提高员工的安全生产技能。组织学习《电业安全工作规程》、《安全生产工作规定》、《电业事故调查规程》及电站安全生产管理制度,结合生产实际讲解现场安全生产注意事项等,经考试合格后方可上岗。尤其对现场的工作票签发人、工作许可人、工作负责人、单独巡视高压设备人员要单独组织考试。

水电行业是一个技术密集型行业,涉及高压、电子、计算机、通信、机械、测控等技术,不同设备厂家的设备结构、运行要求也大相径庭,虽然托管单位有多年的水电站运行经验,但技术培训仍是生产准备中的一项重要工作。在前期准备阶段,安排部分人员到设备厂家进行培训,参与设备监造及出厂调试,熟悉设备结构原理,掌握设备调试、试验技能,为以后的维护工作打下基础。根据工程进度,安排了保护装置、励磁系统、调速器、直流系统、消防系统以及各机、电主(辅)设备厂家调试人员的专项讲座,提高对设备的认知程度。同厂家、施工安装单位一起进行探讨和分析,根据现有图纸、资料有计划地结合现场实际组织学习和培训,同时针对个人岗位和实际情况,结合各阶段的主要工作,进行分析、讲解和演练。组织运行维护人员岗位测试和操作演练,实时了解员工对设备原理、性能、参数及操作程序、故障处理的掌握程度,根据情况对培训重点进行适时调整。

通过培训,要求生产人员熟悉设备及相关资料,掌握现场设备的基本操作技能,了解了设备的工作特性,确保安全生产。

3.3 编制管理制度、技术规程

水电行业经过多年的发展,在安全生产上已经形成了一套完整、有效的管理机制,托管单位也是一个运行多年的老厂,也有自己一套行之有效的管理制度。但随着科学技术的快速发展,特别是计算机在水电站的大量应用,自动化程度大幅提高,过去的管理制度并不能完全适应“少人值班、少人值守”的运行模,一些电厂存在制度繁多、程序复杂、可操作性不强、执行力不够等问题。

洼垴电站在制度建设方面,采取了更加务实的态度,更注重可操作性。规章制度要求覆盖整个安全生产的全过程,对每一项工作,明确责任主体、工作流程、考核办法,内容要求简明易记,便于执行。在实际操作时,将工作职责定期化,工作流程标准化。工作人员只要在规定时间内按标准工作流程完成任务,就完成了他的职责,安全生产管理制度相应地也得到了执行。在审定托管单位制度清单时,尽可能避免出现重复性的制度,减少制度的数量。

3.4 辅助生产设施

辅助生产设施包括生产工器具、办公用品、安全设施、备品备件等,为保障生产所必备的设备设施。在这方面,要充分发挥托管运行的优式,利用托管单位的强大资源,减少投入,节约资金。

洼垴电站除了配备一些日常运行维护所须的工器具、仪器仪表外,不再配置其他较大型的检修工具、试验设备,设备大修、年度预防性试验等均委托给托管单位进行,由其自备。

3.5 设备技术资料收集

技术资料是运行、维护技术人员的重要工具,它的完备也是安全生产的必备条件,是岗位培训、技术规程编制等生产准备工作的前提和基础。洼垴电站工程施工采用EPC总承包的管理模式,在与设计、施工、设备厂家的衔接中,增加了总承包这个环节,同时为加快工程进度,工程边设计边施工,这些都给资料收集带来了一定的不利影响。

电厂试用期工作总结篇7

河北国华沧东发电有限责任公司是由中国神华能源股份公司、河北省建设投资公司和沧州市建设投资公司三家按照51%、40%、9%的比例共同投资组建，公司位于河北省沧州市黄骅港开发区，于2001年12月正式注册成立。

公司主要任务是建设和经营管理黄骅发电厂，黄骅发电厂规划建设总容量为6400MW，一期工程为2×600MW亚临界燃煤发电机组，1号机组于2006年6月28日投产，2号机组于2006年12月16日投入商业运营。二期工程建设2×600MW超临界燃煤发电机组，现已被国家发改委列入2007年开工备选项目，并被列为河北省重点电力项目。三期工程规划建设4×1000MW超超临界燃煤发电机组。

河北国华沧东发电有限责任公司是一个全新的现电企业，依托神华集团煤、路、港、电一体化资源优势，在国内率先采用港电一体、围海造陆、海水淡化、600MW汽轮机抽汽等创新技术，秉承“安全为天、质量为本、进度为纲”的管理思想，推行“小业主，大咨询”的基建管理模式，坚持“目标分解、体系运作、精细管理、监督考核、持续改进”的建设管理方针，倡导“以人为本，岗位责任，团队精神，健康环境”的文化理念，以科学严谨、开拓创新的精神，把黄骅发电厂建设成为具有价值创造力和可持续发展力的一流海滨电厂。

仿佛从海底呼啸而出，在渤海之滨的黄骅港，出现了一座现代化的发电厂，气势磅礴的防波堤从海边滩涂绵延6800米入海，210米高的烟囱耸入云端，80多米的锅炉钢架和50多米高的主厂房巍为壮观，这就是国家重点工程项目――河北国华沧东发电有限责任公司负责建设和运营管理的黄骅发电厂。

2006年12月16日，随着2号机组顺利通过168小时连续满负荷试运，黄骅发电厂一期工程2×600MW机组全面竣工投产。这项从海平面下崛起的传奇工程，采用多项国内特有的新技术。通过围海造陆建厂房，不占用一寸生产用地;利用海水制淡水,不开采一滴地下水；通过输煤皮带从港口煤场取煤、电厂不修建一段铁路。沧电人按照国家发改委提出的“落实科学发展观，加快建设节约型社会”的要求，坚持项目建设与生态环境和谐推进，充分利用神华集团煤炭、铁路、港口的整体资源优势，率先在国内采用围海造陆、海水淡化、港电一体等创新技术。全面落实了神华集团建设“本质安全型、质量效益型、科技创新型、资源节约型、和谐发展型”五型企业的构想，建设一个真正的“三个零”的“绿色生态型电厂”，创造了电力建设的奇迹。

奇迹之一:土地零占用――围海造陆

几年前，这里还是一片，而今却变成了坚实的陆地，一座年轻的现代化电厂矗立在这片年轻的土地上。2002年11月30日，国华沧电充分利用神华集团煤炭、铁路、港口的整体资源优势，将电厂建在神华黄骅港二期码头附近的浅海中，在国内率先采用围海造陆的方式获得全部厂区用地，做到“耕地零占用”。

一期工程造地面积48.8万平方米。从筑堤围海、挖泥吹填、真空预压特殊工艺处理到四支盘灌注桩的桩基工程的突破，克服了建设过程中的各种困难，一次次技术攻关带来一个个创新和超越，工期比同类工程缩短了两个月。仅仅14个月国华沧电就把48.8万平方米的海域变成了陆地，创造了同类工程最短工期纪录，并获得了由中科院院士沈珠江等8位专家组成的专家组“国际先进，行业领先”的赞誉。

1.筑堤围海。围海造陆工程的施工流程是：先修筑围堤，然后向围堤内吹填淤泥、粉土，对吹填形成的场地进行排水、晾晒，再采用真空预压的方法进行处理，加固后的软基要达到设计规定的承载力要求。流程看似容易，然而其中复杂的工艺远非一般的土建工程所能比拟。

工程开工后预期的暖冬没有出现，大雪、浓雾和巨浪使围海造陆工程举步维艰，并遭遇了风暴潮的洗礼，当时海上狂风大作，雷电交加，暴雨倾盆，巨浪把堤心石抛出几米、十几米，刚刚成型的围堤经历了重大劫难。成形的抛石堤不见了，看到的是一片乱石滩；碾压密实的灰土路面不见了，看到的是边坡严重塌陷、碎石覆盖、大块石东倒西卧的乱石岗。沧电人没有被困难和灾害击跨，经过努力，东、南围堤胜利实现合龙。

2.挖泥吹填。在围堤正式合龙之前，挖泥船提前开始吹填淤泥的工作，合龙之后增加到五艘船，进行紧张的挖泥吹填。当时遇到“非典”疫情暴发，对工程建设造成很大影响。建材市场供应不畅，施工队伍人员不足等问题困扰着工程建设者们。为此，沧电人一手抓防治“非典”，一手抓工程建设，采取一系列应急措施，构筑起一条抗击非典的钢铁防线，保证了工程建设的顺利进行，吹填工作全部结束。

3.软基加固。吹填后的堤内泥海一片，能否使淤泥变成电厂需要的坚硬陆域，这就要发挥真空预压技术的威力。按照常规吹填完成后须经过半年的自然晾晒，使顶面形成硬壳，方可进行打板工作垫层施工。面对越来越紧迫的工期，国华沧电总经理刘志江果断提出不经晾晒进行软基处理的设想。当软基处理区真空预压进入抽真空阶段，膜下压力达不到设计要求。面对困难，召开论证会，采用增加射流泵和滤管，密封薄膜上覆水加压，在局部砂性土较多的围堤附近设置粘土密封墙等系统措施，解决了这个关键的技术问题。 经过检验，软基加固区不仅超过了承载力的设计要求，而且取得了安全、环保、质量、进度的全面胜利，工期比同类工程缩短了两个月。软基加固区提前交付使用。

奇迹之二：淡水零开采――海水淡化

中国是世界上13个贫水国之一，北方沿海地区是我国最缺水的地区之一。国华沧电通过设备引进与自主技术创新相结合，同步建设日产两万吨的目前国内规模最大的低温多效海水淡化装置，利用海水淡化制取淡水，保证“淡水零开采”。创造了国内海水淡化规模之最、技术之最、水电联产之最，使沧电成为国内唯一没有其他淡水补给的电厂。实现了海水资源的高效利用和循环利用，不但解决电厂本身的淡水需求，还具备向周边地区供应高品质淡水的能力，建立了港电一体、水电联产的新模式。国华沧电海水淡化的成功，在提高我国海水利用水平，加快产业化进程，优化企业用水结构，企业与环境和谐发展等方面做出了可贵的尝试，是落实科学发展观，建设节约型社会的一个很好的典型。

国华沧电海水淡化的成功创造了三项国内之最。

1.规模之最。国华沧电引进法国SIDEM公司生产的日产量1万立方米的低温多效海水淡化设备是目前国内单台生产规模最大的设备。按照国家《海水利用专项规划》，到2010年，我国海水淡化能力要达到80～100万立方米/日；河北省15～18万立方米/日。国华沧电的一期海水淡化规模即达到2万立方米/日，按照规划将建设三期机组，日制水10万立方米/日。其中有6万立方米/日可以外供。这将在全国的海水淡化产业占有举足轻重的地位，并为我国开发大规模的海水淡化产业起到示范作用。

2.技术之最。在黄骅电厂项目筹建之初，结合渤海湾的海水水质及所在地区的自然与环境条件，经过对国内外各种海水淡化技术和工艺进行比较，并对黄骅电厂所选用的汽轮机抽汽系统及汽轮机本体结构进行反复论证，最终确定，沧电采用世界上最先进、最节能的低温多效海水淡化技术，其特点是利用电厂低品质抽汽做为制水汽源，在串联的一系列水平管降膜器内，以较低的温度（低于70℃）将海水蒸馏，制得品质很高的淡水，可以满足各种用户，如锅炉补给水、工业用水及生活用水。该技术对水质要求不苛刻，对温度不太敏感，能源利用效率高，产品质量高，对我国海水淡化的技术研究具有很高的参考价值。国华沧电选用的600MW汽轮机抽汽,由于制水抽汽量较大,从汽轮机中压缸末级抽取蒸汽，首开国内60万千瓦汽轮机抽汽的先河。

3.水电联产之最。作为目前国内最大的水电联产项目，利用电厂低参数的蒸汽进行海水淡化，实现水电联产，节约了大量的淡水资源。不仅满足了自身的淡水需求，还具备了向周边地区供应高品质淡水的能力，缓解了周边地区淡水紧缺的局面。

国华沧电海水淡化的应用具有超前性和示范性，工程建设的过程异常的曲折和复杂。黄骅港恶劣的自然条件增加了施工难度，但是，在海水淡化施工现场，不管风霜雨雪，白天黑夜，总能看到公司领导和工程管理人员的身影，从年近七旬的老专家，到生龙活虎的电力建设新兵；也总能听到这样的对话：“昨天晚上盯着浇了一夜混凝土”、“夜里查线查到天亮”……

十一个月的奋战，沧电人克服与外方沟通不便、缺乏经验、劳力短缺、设计和施工技术难度大等困难，于2006年3月14日成功制取淡水。当两台庞大的海水淡化MED(蒸发器)象两条巨龙横卧在沧电现场时，渤海湾上又多了―道亮丽的风景。

奇迹之三：燃煤零运输――港电一体

电厂建设与神华黄骅港二期码头紧密相连，电厂自身不需建设铁路、不设卸煤系统，从港口煤场直接用输煤皮带取煤，从港口深水港池取海水作为冷却水，打造港电一体，实现“燃煤零运输”。

2006年4月，输煤系统建成调试。因设备进行重载调试需要与神华黄骅港务公司密切配合，否则就会影响港务公司翻车机系统正常运行,沧电多次组织召集调试协调会，对输煤系统调试措施反复研究，确保万无一失。4月6日，滚滚乌金沿着长长的皮带，从黄骅港翻车机房源源不断地被输送到沧电宽阔的储煤场地，国华沧电进煤成功。港电一体、煤电一体、水电一体，从围海造陆开始，到循环水系统、输煤系统的建设、安装和调试……贯穿国华沧电的全部建设历程。作为中国神华能源股份公司旗下的兄弟单位，神华黄骅港务公司给予国华沧电极大的帮助和支持，国华沧电充分发挥神华集团煤碳、铁路、港口的整体资源优势，全力打造资源节约与环境友好的示范工程。

可持续发展：创造绿色财富

国华沧电在创建 “绿色生态型环保型”电厂的过程中，除实现“三个零”的建设构想外，始终坚持国华电力“四不一再”的环保理念，即“烟囱不漏烟、厂房不冒气、废水不外排、噪声不扰民、灰渣再利用”。电厂燃用神府低硫煤，采用高效静电除尘器并同步建设烟气脱硫装置，脱硫装置同1号机组一起顺利通过了168小时试运，被国家环保总局认定是国内第一个实现脱硫所有系统全部同步投运的电厂，把电厂建设对自然资源的需求和对生态环境的影响降低到最小程度。

电厂试用期工作总结篇8

关键词：长叶片 经济效益 设备采购

1.前言

徐大堡核电站位于东北地区，根据《工程海域海洋水文分析计算研究专题》所述，一年中厂址海水温度有一半时间月均温度在年平均温度之下。11-4月平均温度只有4.5℃，5-10月平均温度有22℃，全年平均温度为13.3℃。徐大堡核电作为集团首台AP1000国产化示范项目，针对徐大堡核电厂址的地理条件，就汽轮机采用低压末级叶片的长度、低压转子的型式、汽缸的数量等从安全可靠性、技术先进性和经济性等方面进行讨论和论证，最后提出徐大堡核电汽轮机选型的最佳方案。

2.论证汽轮机的选型

2.1汽轮机科学选型的意义

汽轮机发电机组是电厂系统中的三大关键设备之一，整个热力系统的经济型和安全性在其运行过程中得到充分体现，为了选择更加恰当的机组用于该项目，公司对于几个潜在投标方的技术方法反复分析比较。机组的选择不仅要考虑其运行的特性如：高背压低负荷工况下的末级动叶安全，还要考虑整个基建及配套系统的资金投入，乃至今后寿命期内的运行维护成本。

2.1.1.由于核岛的堆功率固定，机组的出力主要取决于冷端条件，而冷端主要包括厂址的常年循环冷却水（海水）的平均温度，循环倍率，凝汽器的换热面积等。这也是机组选型过程十分重视冷端优化的根本原因。众所周知汽轮机的功率=蒸汽量×总有效焓降。在整个电厂的热力系统确定的前提下，要提高汽轮机出力，只有充分挖掘汽轮机的内效率；对整个电厂而言，则是尽可能的减少辅助系统的耗电量。本文主要从电厂的经济性和安全性两个方面来论述汽轮机组的选型

2.1.2.机组经济型

徐大堡核电是目前国内循环冷却水平均温度最低的核电站，也就说终参数比其它核电站都低，是提高机组循环热效率的唯一有利条件。据工程设计方估算徐大堡核电项目在TMCR工况下的凝汽器优化背压约为3.5KPa，此时低压排汽体积流量为34350m3/s。为确保机组在整个运行寿命期间具备经济性高的要求，选择合理的低压排汽面积，减速排汽损失便成为优先考虑的因素。纵观目前国内外有成功运行业绩的长叶片机组：DEC-ALSTOM的项目岭澳二期采用57英寸末级叶片；ALSTOM为瑞典的奥斯卡改造项目的提供的LP128模块，末级叶片为69英寸，在2009年成功投入运行。

每一级低压末级叶片都对应着固有的排汽损失与体积流量的特性。而我们选取的原则主要从下面三个方面考虑：

1.额定背压下的排汽容积流量要大于动叶片对应排汽损失最小的设计流量，避免在高背压低负荷运行，导致蒸汽从低压末级动叶回流，降低级的做功能力，同时还诱发叶片动应力过大，出现安全问题。

2.额定背压下的排汽容积流量要小于动叶片设计的阻塞背压时允许的通过流量，防止在低背压运行时蒸汽焓降发生于叶片外，对叶片产生附加激振力。

3.额定背压下的排汽容积流量与末级动叶轴向排汽容积流量相匹配，减少切向流动，降低排汽损失。据相关制造厂家资料显示，该条件下排汽损失约为2%。

2.1.3.运行的安全性

在选择的合理的背压及配套的低压排汽面积后，如何安全运行也至关重要。现在运行的大型机组的抽真空系统均采用水环式真空泵，其抽取能力受密封水水温所对应的饱和压力限制，即极限真空。对于低压排汽结构与凝汽器特定的机组，即使降低背压，机组出力的增加不一定能弥补循环水泵增加的功耗，再则机组偏离最佳设计运行工况，其安全性可能降低，同时维持凝结系统真空的关键部件—抽真空泵的选型也存在一定的难度。

机组的排汽面积增大途径有二：更大尺寸的末级动叶；增多低压模块数量。若采用更大尺寸的末级动叶，首先从技术角度分析，其运行工况大多时候偏离设计工况，机组整体效率影响大，其次是目前的制造工艺水平没有重大突破，产品质量无法保障。若采用多个低压模块，势必导致整个轴系加长，汽机厂房也要相应加大加宽，同时运行平台的基础设计难度增大，今后机组的安装运行工作难度不小，如轴系的找中，振动等问题。

2.2国内长叶片研发制造情况分析

为适应更大的排汽面积，上海电气、东方电气和哈尔滨电气均在开发汽轮机末级长叶片，三大汽轮机厂分别开发生产了67英寸、70英寸和72英寸长叶片。根据国家核电技术公司《QB/T 13 00001-2011 汽轮机长叶片试验和验证规范》要求，末级长叶片的研发要进行6个试验：

1.调频叶片的静频测量试验；

2.长叶片动调频测量试验；

3.叶根、轮槽应力特性验证；

4.末级组空气动力试验验证；

5.末级叶片动应力实测试验；

6.末级叶片锻件试验验证；

截止到目前上海电气还有两项试验未完成；东方电气做完全部试验；哈尔滨电气也有一项试验未完成。根据叶片开发试验进度和徐大堡工程进展，预计这三种长叶片的开发进度均能满足徐大堡工程需要。另外，据了解用于瑞典Oskarshamn核电站3号机组的69英寸长叶片已于2009年10月投入运行，于2011年9月23日达到1450MWe的最大热功率，成为目前世界上运行功率最大的压水堆核电机组。

无锡叶片厂（WTB）是国内最大、全球知名的电站大型涡轮叶片专业制造企业，隶属上海电气集团。主要为电力、航空、航天、船舶等领域动力装备提供成套叶片、盘件、结构件等高性能动力部件和锻件。其产品除能满足国内需求外，还加工出口至日本东芝（用于美国AP1000机组）和巴基斯坦等。2011年6月11日完成3.5万吨高能螺旋压力机的调试工作，该压力机可满足所有用于核电长叶片的锻造要求；目前已完成哈尔滨电气71英寸和东方电气72英寸长叶片的锻造加工。2010年为上海电气用1.8万吨高能螺旋压力机锻造的67英寸叶片已通过上海电气的试验验证。无锡叶片厂具有加工汽轮机末级长叶片的资质，目前制造加工状况并不饱满，工人技能及设备状态良好，一旦签订合同，能够满足制造质量和进度要求。而东方电气、哈尔滨电气自身也有加工末级长叶片的能力。

2.3徐大堡核电汽轮机选型的专家意见

2012年4月19日中国核电工程有限公司与中核辽宁核电有限公司联合在北京组织召开《辽宁徐大堡核电厂汽轮机选型》专家咨询会。会议邀请了中国工程院、中国广东核电集团公司、广东省电力设计研究院、东北电力设计院、华能国际、国核电力规划设计研究院、东方电气集团、哈尔滨汽轮机厂有限责任公司、上海电气电站设备有限公司及中国核电工程有限公司的专家与代表参加会议。与会专家经过对徐大堡核电汽轮机的选型方案的认真讨论，一致认为“针对徐大堡核电的厂址条件，四缸六排汽的设计是比较合理的，低压缸的排汽面积、末级叶片长度、背压、凝汽器面积、循环倍率等需待冷端优化后确定；鉴于AP1000机组特性，并考虑徐大堡厂址的实际条件，低压缸采用较长的末级叶片是经济的选择，其安全可靠性也是可以实现的；整锻转子和焊接转子技术均是成熟可靠的；国内核电焊接转子在完善的焊接工艺评定和验收标准基础上，并进行长期有效的运行监督，能够满足使用需求。”

2.4汽轮机末级叶片的长短对经济效益的比较

针对徐大堡核电，汽轮机采用较长的末级叶片所带来的经济收益将非常巨大。

2012年7月5日至7日，中国核电工程有限公司在北京召开徐大堡核电TG包评标会，上海电气、东方电气和哈尔滨电气针对徐大堡核电的厂址条件各提供了投标方案，与会专家一致认为在徐大堡核电项目上采用长叶片经济效益是可观的。

从60年寿期来计算，长叶片比短叶片可增加的收益按照以下条件进行估算（以报价的三种长叶片最小功率，和短叶片的最大功率计算得出）。

1.三种长叶片方案中提出的最小出力为1287.569MW；

2.短叶片方案本次报价功率1261.05MW；

3.长叶片比短叶片厂房多投资约1000万元；

4.等效可用率按87%考虑；

5.长叶片最高报价-短叶片本次报价=28.8-22.7802=6.0199亿元；

6.电价按0.40元/度；

7.寿期60年；

8.增加的收益计算：

毛利：（1287.569-1261.05）×106×10-3×24×365×87%×60×0.40×2-6.0199×108-1000×104≈91亿元；

考虑税率及财务费用，净利约63亿元；

通过以上估算可以看出，采用成熟可靠的长叶片方案带来的经济收益巨大，远超出增加的设备投资。

3.EPC模式下的设备采购管理分析

3.1 管理现状

徐大堡核电拟采用中国核电工程有限公司（以下简称工程公司）为总承包方的EPC模式。EPC总承包模式在国际核电项目中已有成熟发展，如西屋、法马通等。我国核电起步较晚，一直以来所有工程管理包括设备采购主要由业主负责，如秦山核电、田湾核电等。针对先进的AP1000堆型的EPC国内尚属首次，实际经验略显欠缺，这些或将影响到设备质量和交货进度。根据目前国内在建的两个AP1000核电项目反馈的经验，工程进度总体拖期基本都在一年以上，其中最主要的因素就是设备方面带来的，而设备问题将给核电站带来巨大的经济损失。

3.2 EPC模式下设备采购管理思路

在EPC模式下，设备的价格高低和质量优劣问题将直接影响业主的利益，这就要求业主在设备采购管理中必须有相应的权利。业主应对总包方承担的工作进行全面的管理和监督，保证在设备采购过程中质量、进度、费用全面受控。

结合已有的实际工作反馈，业主在设备采购管理中应围绕以下几个重点来开展工作：

3.2.1.完善总包合同，严格按合同执行

业主在设备采购管理中的权利、义务应体现在总包合同中。在精干业主模式下，业主应将关键重要的管理环节全部落实在总包合同的条款中，通过总包合同理顺设备采购中业主方与总包方的责、权、利，实现“业主方全面负责，总包方对业主负责”的原则。业主既不能代替或过多干预总包方的管理，又不能放弃对项目的监督和控制。

3.2.2.制定计划，关注计划的可行性

设备采购计划是设备采购工作开展的“总纲”，在整个设备采购工作中占有主导地位。在EPC模式下业主应要求总包方严格按计划要求准时提交各种设备采购三级进度计划。

设备采购计划的内容有：次序、进度节点、完成时间等。当工程进度或制造商的生产状况发生不可逆转的变化时，设备采购计划也应随时进行调整。

EPC模式下的设备招标应在设备采购三级进度计划审核后进行，如果没有明确的采购计划和能够满足设备采购的充要条件和时间，必将导致设备采购的重要节点工作显得仓促，效果不佳。若事前已经制定了完善、详细的设备采购计划，并经过严格的审核、审查，必能发现采购条件的不完备，可能存在问题的方面如以下部分：

1.设备技术规范书未能按时提交；

2.提交后总包方和业主对规范书的审查时间过于仓促；

3.修改后最终的规范书CFC版递交投标方时间太晚，使投标方不能更好地响应招标方的要求；

以上几点最终导致投标方标书编制不统一、不细致，无法让总包方和业主对各家标书情况进行统一对比、分析而得出最优选择。

对于设备采购管理中遇到的问题，业主需要积极主动地与总承包方进行联系和沟通，寻求合理有效的解决途径，从而快速、有效地消除采购工作中存在的问题和潜在的风险。

3.3.关注评标规则，力图使评标结果科学合理

评标规则的合理与否，关系着整个评标结果的科学性。因此总包方必须依据招标设备的特点编制合理科学的评标规则，不能所有设备都采用统一不变的评标规则。

目前一些总包单位采取低价中标的方式，以保证己方利益最大化，采取了对评标打分规则进行更改，如在打分规则中要求总报价部分的分值占整个投标报价评标总分的40%，且报价部分评分细则只有一条，具体评分标准为：“以修正的投标总价为评判主体，取各投标方修正的投标总价的算术平均值W乘以 95% 为最优评标价得满分（40分），并以此为基准来确定各投标人的报价得分（PB）。每高于最优评标价一个百分点扣 0.5 分，每低于最优评标价一个百分点扣 0.1 分。不足部份用插入法计分（小数点后保留两位）。”说明如下：

a. 平均投标价：

b. 最优投标价：Q=0.95W

c. 投标报价得分：

PB=40-[100*（P-Q）*0.5/Q] （P>Q）

PB=40-[100*（Q-P）*0.1/Q] （P

通过以上评标规则可以看出，规则虽然遏制了最高和最低价必然中标的可能，但不难看出这个规则其实更加有利于报价较低的投标方。而由此带来的设备质量问题必将会影响到电厂今后的安全稳定运行，因此在设备招标时必须考虑设备的重要性，这样才能更加全面科学地衡量投标方的投标报价的高低，鼓励投标方提供性价比更好的投标方案。

3.4.多项目管理，重要环节不能缩减

EPC模式下的总包单位，绝大多数均为多项目管理，为保证急事急办，可能存在对后续项目关注度较差的问题，同时也包括为选择较高的性价比，同时开始将多项目的相同或相关设备总体打包招标，各项目的招标范围划分成不同的标段，这样无疑减少了很大的工作量，缩减了时间，但同时对于不同类型电站设备可能会存在较大差异，审查一种类型电站设备的招标文件后，对另一类型电站的招标文件审查就会有所懈怠，而且缺少对于差异性分析的环节，这些问题，为今后的设备供应、接口联系及后续服务均会留下了隐患。

3.5.提高总包方自身管理，确保工程有序开展

在EPC模式下，总包方作为项目的直接管理方在设备采购中有很大的决定权，因此必须明确划分、强化各项目部的管理职能，对负责相关项目核电设备采购工作的职能部门、人员配备情况进行清晰界定，明确与业主设备采购管理部门具体的接口关系、人员。在设备采购工作中，积极加强与业主联系沟通，主动接受业主监督和改进建议，积极配合业主单位的检查和考核，这样才能保证工程项目的有序开展。

结束语

徐大堡核电项目采用EPC管理模式，作为核设施营运单位的业主承担全部的核安全责任，业主的职能不能削弱，业主应对投资的股东方负责，所以如何当好业主，需要不断思考总结。徐大堡项目作为工程公司的首个AP1000总承包项目，有很多需要学习的地方，包括三门、海阳的经验。作为业主一定要把好关、负起责，工程能否按期完成、保证质量，做好四大控制，同时对于责任也不能推诿，只有通过积极沟通和严格监督，才能保证EPC管理模式顺利实施，工程项目顺利建设。

参考文献：

[1]《供应管理》，昝云龙主编，原子能出版社，2002。

[2]《AP1000核电厂系统与设备》，中国核工业集团公司编，原子能出版社，2010。