电厂试用期总结范文

电厂试用期总结篇1

关键词：大型火电机组；运行值长；选拔；培养

作者简介：庄秋桂（1965-），女，福建厦门人，厦门华夏国际电力发展有限公司，工程师。（福建厦门361026）

中图分类号：F272     文献标识码：A     文章编号：1007-0079（2012）06-0034-02

厦门华厦国际电力发展有限公司嵩屿电厂（简称嵩屿电厂）一期、二期工程共安装4台300MW亚临界燃煤发电机组。一期2台机组分别于1995年、1996年投产发电，二期2台机组分别于2006年3月、8月转入商业运行。高参数单元制大型火力发电机组最大特点是自动化程度高，对运行人员操作技能及理论水平要求高。运行值长日常机组运行的管理水平，对机组突发性事故的处理决策和指挥能力更是直接关系到机组的安全、经济运行，因此选拔、培养高素质的运行值长是大型火力发电厂培训工作的一项重要内容。嵩屿电厂作为福建省第一个安装引进300MW火力发电机组的大型独立发电企业，从项目基建机组试运行开始到现在，根据机组设备实际情况，因地制宜，完全依靠自己力量，自行选拔、培养、使用和向社会输送了19名运行值长，其中，有13名经过几年值长岗位锻炼，走上更高一级领导岗位，有的成为厂处及集团公司一级领导。文章结合嵩屿电厂运行值长的选拔、培养、考核与使用的一些做法，谈谈自己的体会。

一、根据值长岗位职责，确定选拔条件

火电厂的运行值长在行政上受发电运行部主任的直接领导，工作上受省电网调度中心指导，负责全厂（包括机、炉、电、化水、燃料、除灰、除渣、脱硫脱硝）运行设备的安全、经济调度及突发性事故处理的决策、指挥协调等工作。要求业务上熟练掌握火电厂热力、电气系统专业知识及《电业安全工作规程》、《电业生产调度规程》、《电业生产事故调查规程》等政策法规知识；掌握热控、计算机应用技术、化水处理、化学监督、输煤系统、管理信息系统等专业基础知识和现代化管理方法、领导科学等管理知识；了解远动、通讯等设施情况、环境保护知识，具有丰富的运行经验及对各种运行设备的异常工况、重大缺陷进行处置的应变能力。

按照以上岗位职责及要求，我们确定运行值长招聘条件是：具有电力系统工科相关专业大学专科及以上学历且具有中级及以上专业技术任职资格、在大型火电厂值长助理（要求在运行全能主值岗位上工作满二年，经值长助理选聘程序，选拔聘任）岗位上工作满二年及以上。熟悉大型火电厂全厂热力系统及电气、热控、燃料、脱硫脱硝、化学专业设备的构造、原理、特性及启、停操作和运行设备异常工况处理方法，具有较强的语言文字表达和组织指挥、协调能力，能熟练应用因特网技术，应用计算机管理信息系统、计算机办公管理信息系统，进行生产与管理方面的工作。

二、采用“三级”淘汰制，组织竞聘考试、考核

运行值长岗位竞聘采用“三级”淘汰制，即分为岗位报名资格审查、相关测评、公司专家组面试综合考核三阶段进行，具体操作程序如下：

1.确定应聘考试范围

根据报名情况，通过应聘人员资格审核，确定并公布参加应聘考试人员名单和应聘考试范围：

（1）国电公司颁布的《电力生产事故调查规程》、《电业生产调度规程》、《安全生产工作规定》、《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》及《电业安全工作规程（电气、热机部分）》（行业标准）有关内容；

（2）《危险点分析预控》、《火力发电厂安全性评价》的有关知识；

（3）福建省电力公司《电力生产事故调查规程补充规定》、《发电厂、变电所电气部分，电力线路部分执行“两票”的补充规定》、《执行热力（水力）机械工作票制度的补充规定的说明》、《发电厂、电业局执行“动火工作票”的补充规定》等；

（4）嵩屿电厂运行规程、有关生产管理制度及规定。

2.部门成立“运行值长岗位报名资格审查小组”，组织考评推荐人选

（1）岗位报名资格审查。岗位报名资格考评按百分制计算，分岗位资格考试、相关测评两个部分，考试成绩和相关测评各占50%权重。考试含笔试（20%）和口试（30%）两部分成绩，相关测评含民主评议和日常培训两部分。

岗位资格考试：先进行笔试，再进行口试，笔试、口试成绩均以百分计，笔试或口试成绩低于60分的，自然淘汰；两者均合格者，方能进入相关方测评。

（2）相关测评。相关测评占50%权重，包括民主评议（占30%）与日常培训（占20%）两部分。民主评议：班（值）长及相关专工评议占10%、部门主任评议占20%；日常培训：最近一年度应知应会和运行规程考试成绩（40%）、岗位操作技能掌握情况（40%）；日常抽考、技术问答、仿真机培训、应参加培训项目情况（20%）。

应知应会和运行规程成绩按总分100分计，加权平均后折算；岗位操作技能掌握情况包含各专业系统（可参照岗位培训手册）的得分情况和仿真机操作成绩；日常抽考等基础分为4分，日常技术抽考：优加0.25分/次，不及格扣0.25分/次，一年内总加分不超过1分；技术问答：优加1分/次，未完成扣0.5分/次，参加公司或部门的专业技术竞赛第一（运行规程除外）的加0.25/次，部门或公司要求参加的相关培训未参加的或未达标的扣0.5分/次，年度仿真机培训学时未完成扣0.5分/学时，本项分值扣完为止。

运行值长岗位报名资格经“运行值长岗位报名资格审查小组”考评审查合格的，按照择优推荐的原则，以1∶3比例推荐，上报公司组织面试综合考评。

3.公司成立“运行值长答辩考评小组”，组织面试综合考核

成立由公司分管生产副总经理、总工程师、公司人资管理人员及有关专家组成的“运行值长答辩考评小组”，答辩命题由考核小组各专家完成，提供标准答卷，并形成题库，为体现公平、公正，由公司培训中心准备值长答辩题库及具体评分标准。

面试综合考核分两阶段进行：第一阶段“仿真机考事故处理”，第二阶段考评专家面试答辩。具体做法如下：

（1）仿真机事故处理（考核结果分为合格、不合格）。1）由公司仿真机培训人员设置故障及具体评分标准；2）参加竞聘人员抽取考考核顺序，按考核顺序抽取考题；3）参加竞聘人员根据题目要求进行事故处理操作；4）专家组评分、测评。

（2）面试答辩。1）参加面试答辩竞聘人员，抽签确定答辩顺序；答辩时间为40分钟，其中答题时间为30分钟，答辩考核小组成员提问，答辩时间10分钟；2）竞聘人员按答辩顺序一次性分别从锅炉、汽机、电气、热工、燃料、化学、环保、安全、综合等专业答辩题库中抽取答辩题目进行作答；3）竞聘人员根据题目及主考人提出的问题回答；4）答辩后各位专家对竞聘人员的答辩情况逐题进行点评并讨论，后进行打分。

评分原则：由各专业专家讲解答题要点，考核小组成员当场打分，满分按100分计，总分由公司人资管理人员汇总，采取去掉一个最高分和一个最低分后统计总分，最后得分为总分的平均值。

公司人资管理人员根据专家考评结果，填写《运行值长岗位任职资格考核表》，形成了考核小组鉴定意见，按逐级淘汰、择优录取的方法提交选拔报告，报送公司领导批准。最终选拔出的具备“运行值长岗位资格”的人选，颁发《运行值长岗位资格证书》，进入下阶段的“实习值长”培训。

三、制定“实习值长”培训计划，进行强化培训

由公司培训中心会同发电运行部制定“实习值长”培训计划，经分管生产的公司副总经理批准实施，培训时间为3个月，培训方式以跟班自学，现场讲解为主，培训内容分为：集控、除灰、脱硫脱硝、循泵、化学、燃料、热工等专业知识及本厂有关运行规程、调度规程、事故调查规程、规章制度及上级法规、规程等；值长必备的全厂公用系统的运行方式调度、全厂事故处理正确指挥方法、全厂消防系统正确使用等应知应会知识、班组建设有关工作及值长日常工作职责、电厂与电网调度的有关规定。

为保证培训计划如期完成和达到较好的培训效果，要求各专业工程师给予技术指导、进行技术考问，每个阶段实习结束后均组织一次考试。

四、严把考核关，确保培训质量

（1）阶段考核：在“实习值长”跟班实习的各阶段结束后，均进行一次全面的考试。

（2）实习期满的综合考核：值长实习期满的综合考核，综合考核题目除专业技术知识外，还包括了省电网调度、企业的管理及组织、协调及思想政治工作等方面知识和能力，最后由总经理工作部培训中心组织完成转岗人员培训期满考核鉴定表，经逐级考核确认，公司领导审批，由总经理工作部行文公布具备值长资格人员名单，并向省调度通讯中心报备。

五、聘任使用

经严格培训考试、综合考核合格的实习值长，最终按岗位设置需要，安排顶岗；那些考核合格一时未能顶岗的实习值长继续安排跟班实习，作用为运行值长备员，择机上岗。

六、结束语

2001年，中国电力联合会组织全国电力行业“300MW火电机组机、炉、电全能值班员和集控值班员运行技能竞赛”活动，嵩屿电厂2名值长经过层层筛选入围，代表福建省电力公司参加比赛。由于是全国性电力行业运行技能竞赛，竞赛内容采纳全国通用技能鉴定规范要求，范围广，知识面宽（理论考试占40%，实际操作占60%），要求参赛选手不但具有熟练的操作技能，还应具备坚实的理论基础。嵩屿电厂选派的2名运行值长在竞技中脱颖而出，分别获得“全国电力行业技术能手”、“优秀技能选手”称号，受到了全国技能鉴定专家组的一致肯定。

电厂试用期总结篇2

关键词：百万千瓦机组；技术监督；管理；经验

1 华电邹县发电有限公司两台百万千瓦机组主要设备简介

华电邹县发电有限公司2×1000mw超超临界燃煤机组，为国内首批百万千瓦等级发电机组，三大主机均由东方电气集团公司引进日立技术生产。机组选择的汽轮机入口新蒸汽参数为25 mpa/600℃/600℃，设计发电煤耗272.9g/kw·h，机组热效率45.46％。

同期建设石灰石—石膏湿法烟气脱硫装置，按锅炉bmcr工况全烟气量脱硫，脱硫效率95％，预留脱硝场地；新建中水深度处理站综合利用全厂污废水和来自城市的二级排污水；使用了a335p92材料为主蒸汽管材；汽轮发电机采用了单轴双支撑方案；冷却塔是逆流式双曲线自然通风冷却塔，冷却面积12000m2，塔高165m；利用新型防腐材料作为烟囱防护层；对热力系统进行优化。

2 百万千瓦机组安装、调试、试生产期的技术监督

在2台1000mw机组安装、设计、试生产期的技术监督工作中，各专业注重强化过程监督，实现了工程质量可控、在控；在抓好日常监督的同时，对重点项目进行全程跟踪监督；定期开展质检活动，对查出的问题及时发出整改通知单，促进了监督体系的正常运转。

2.1安装、调试期间的技术监督准备

超前抓好技术监督准备工作。安装、调试期间的技术监督工作以电科院为主，我厂为辅的监督原则。我厂在生产准备与调试阶段提早介入，对技术监督的各项标准及制度进行学习，确保监督有据可查、有章可依。

在安装调试期间，本着“实用实效”的原则，有针对性地开展技术培训，把理论培训、电厂实习、厂家学习、仿真机实习以及现场参与、设备系统检查紧密结合起来，技术人员积极参与设备安装、分步调试与整套试运工作，实际业务技能得到了迅速提升，为百万千瓦机组技术监督工作奠定了良好的基础。

2.2 安装期间的技术监督

2.2.1 严把设备、材料进口关，多方并举，从源头消除隐患，确保进货设备、管道、材料符合质量要求。

机组设备、承压部件、进货管道、材料的质量好坏直接影响工程的安装质量和使用寿命。设备、管道、材料的质量又与生产、工厂配备、运输等有直接的关系，我们通过组织包括监理、监检、安装等单位的专业技术人员到供货单位实地考察生产工艺、生产能力及质量控制，检验原材料进货质量，特别是重点对p92等新材料焊接工艺评定、技术措施、检验标准的正确性和执行情况进行检查，发现的问题与及时供货单位沟通，就将来接口问题也与厂家进行协商，确保了设备、材料、管道配管焊接、尤其是承压部件制造质量和交货进度。

2.2.2 结合《电力建设工程施工技术管理制度》、《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》、《火力发电企业安全性评价》等规章制度，借鉴在役机组监督经验、国际流行标准，对一些监督项目重点关注。

在安装施工过程中，先后提交不符合项通知单1392余项，有效避免了设备隐患。对照国内相关标准现场进行检查，对发现质量问题会同设计、监理、施工单位人员召开专题会、现场技术分析会，认真查找原因，制定切实可行的解决措施。通过扎实工作，精益求精，强化质量监督措施，狠抓过程控制，切实保证了工程质量处于受控状态。

在百万千瓦机组建设过程中，国内对于超超临界机组介质的指标控制标准还未出现，尤其是水汽指标最高等级为超临界机组。为此在咨询了研究院、参考设计要求和超临界机组的标准、借鉴美国epri的标准的情况下，根据现场水处理设备、热力设备所能达到的水平，经过反复论证，制定出了超超临界机组的化学监督标准，提出了水汽质量控制既满足在超高的压力温度下设备防垢、防腐、防沉积的要求，又不能脱离现场实际，超出凝结水精处理设备和除氧器等热力设备的处理能力。机组现在运行数据明说，热力系统的各项水汽指标比我厂其他机组更为优良、稳定，在今年的#7机组大修检查情况表明热力设备未出现结垢、腐蚀等异常，水汽质量标准是合适的。

油质是汽轮机安全运转的保证，对油的监督，主要是结合在役机组的监督经验，以及新建机组的变数多的实际情况，加强了对油质快速劣化的监督。在设计阶段及时与相关部门沟通，机组投产前、试运期间以及投产后严格按规定的周期进行各项检测，及时发现了小机油破乳化度指标不合格的情况。随后向油提供商和研究院咨询，最终在厂家协助下加入破乳剂，油质迅速恢复正常。保证了汽轮机的安全运行。

新型金属材料的焊接评定控制标准在实践中总结出现。传统的耐热钢焊接一般都是用无损检验的结果作为焊接接头质量的评定标准，由于新型耐热钢焊接接头的性能对焊接工艺的敏感性很大，我们借鉴了美国asme标准的相关要求，结合对现场的焊接环境和条件、焊接工艺与评定工艺的一致性的要求，在新型耐热钢焊接接头的整个过程加强监督管理，确保了工艺实施过程中每一个环节的准确性。事实证明，只有所有重点焊接工序：材料的选择，预热、层间温度的控制，充氩效果控制、线能量的控制，焊接层、道数的控制、热处理规范的控制等的准确执行，才能保证焊接接头的使用性能。随后，借鉴我厂金属监督过程中发现335mw机组水冷壁冷灰斗弯头处多处因焊接质量问题产生裂纹，600mw机组分割屏过热器定位夹持块因焊接问题产生裂纹，延伸到母管造成管道泄漏，后竖井侧包墙吹灰器口处鳍片焊接结构不合理产生管道拉裂的现象，专门召开专题会，重点强调附件焊接的重要性，把对附件安装焊接质量要求上升到管道焊口的同样高度，明确提出发现一处不合格按承压部件焊口一次不合格统计，计算到工程合格率中。加强对附件焊接人员的管理，重点检查持证上岗和焊接工艺执行情况。严格控制焊缝成型，避免因咬边产生应力集中使焊缝开裂拉裂受热面管。经过参建各方共同努力，单台锅炉受热面焊口总量54350只，四大管道焊口总量294只，中、低压管道焊口5650只，一次探伤合格率99.05%，为机组的正常运行打下了基础。两台机组在整组启动后未发生一次锅炉爆管事故。7号机组至今没发生一次因承压部件泄漏造成的停机事故。截至目前，8号机组已连续运行260天以上。

2.2.3 调试、试运期间的技术监督

在此期间重点加强了缺陷统计及消缺管理工作、整体验收及交接工作。严格按照《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》的要求，与参建各方，团结协作，精心调试，每一个调试项目、每一项操作都做到了精益求精，完成了所有试验项目。

168试运期间，将机组的缺陷纳入正常的设备管理，检修队成为设备缺陷消除的责任部门，生产技术部负责缺陷消除的监督，四期基建管理处对设备缺陷消除提供必要的技术支持和帮助。为做好缺陷管理，每天对试运期间存在的缺陷进行排查，对缺陷消除的方案进行了落实，对消缺责任人和完成时间进行了明确。对缺陷进行分类，分别由生产系统和由四期基建管理处负责消除。各消缺负责部门及牵头人切实组织协调好消缺工作，生技部对所有缺陷要进行全过程跟踪、监督。加强缺陷消除的严肃性，对无正当理由未能在规定时间内消除缺陷的，按照生产系统设备缺陷管理的有关规定从严考核。按照《电力建设工程施工技术管理制度》和《电力建设施工及验收技术规范》对各设备的施工质量进行验收。

按《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》的规定，在试生产期结束后，要求施工、调试单位将设计单位、设备制造厂家和供货单位为工程提供的技术资料、专用工具、备品配件、图纸和施工校验、调试记录、检定证书和综合误差报告、调试总结及有关档案等全部移交。

3 机组正常运行与检修期间的技术监督

两台1000mw机组为超超临界机组，对于该等级机组的技术监督在国内缺少经验，投产一年多以来，我们根据技术监督的各项要求积极开展工作，在机组运行、日常维护和机组大修工作中严格执行技术监督管理标准，并根据机组高参数运行、新技术设备有针对性的制定和完善技术监督管理内容。3.1健全技术监督体系，加强组织领导

为强化技术监督工作的重要性，我们成立了以总工程师为组长的技术监督领导小组和工作小组， 进一步明确了各专业及人员的职责，保证了技术监督网络的有效运转。同时根据集团公司及我厂人力资源配置调整，结合人员岗位变动情况，每半年一次更新厂三级技术监督网成员，确保体系完整，不因人员因素造成技术管理弱化。

3.2结合对标管理，制定技术监督标准

技术监督标准是衡量技术监督工作开展情况的尺度，特别是在国家和行业每年都推出一批新的标准或对原标准进行修订的情况下，监督标准的制定对监督工作的开展非常关键，我厂高度重视百万千瓦机组的技术监督标准制定工作。根据我厂监督技术的发展水平、设备的状态和管理模式，结合国家、行业新标准或新修订标准，在不断总结经验的基础上，采用科学、系统的分析方法，建立起适用于百万千瓦机组的技术监督标准体系，对节能、环保、绝缘、金属、化学、电测、热工、汽机、锅炉、继电保护十大技术监督项目标准进行了明确，做到科学严谨，规范有效，可操作性强。

在制定过程中，我厂大力贯彻实施华电集团公司“对标管理年”活动理念，坚持“优良的监督前后看，不足的监督左右看，关键的监督重点看”，将对标管理贯彻始终，机组运行中，在2台百万机组之间开展对标管理工作，单台机组通过大修前后运行技术参数开展对标工作。7号机组大修前，广泛采集机组运行各项技术数据，分析机组修前运行状态，有针对性的制定大修重点治理项目和技术方案。如锅炉专业在大修中通过积极开展制粉系统渗漏治理、空预器漏风治理、热力系统阀门治理等工作，使大修后制粉系统渗漏点明显减少，空预器漏风率平均比修前降低了0.71%，锅炉效率提高了0.73%，有效提高了设备的运行可靠性和经济性。城市中水作为2台超超临界机组循环水的补水水源一开始就受到重视，由于厂内的深度处理不设生化系统，对于污水处理厂来水的生化指标要求比较严格，系统投运后发现，来水的一些生化指标常常超出供水协议的要求，经了解，污水处理厂的生化处理能力有一定限度，另一方面，对于进入污水处理厂的排污水控制不够严格。经过充分评估中水水质对我厂深度处理系统以及循环水系统的影响，我们重新修订了中水来水和处理后出水的控制标准，并与污水处理厂达成协议：按中水污染物含量的多少核定水价，这样，既保证了中水使用的安全性，也促使污水处理厂改进管理，提高水处理水平。

3.3完善规章制度，提高技术监督执行力

制度是方针措施顺利实施的保证，为确保技术监督工作的有序进行，我们在总结300mw、600mw机组技术监督管理经验的基础上，制定下发了百万千万机组技术监督管理规章制度；并针对技术监督管理中出现的问题，及时进行修订完善，使修改后的技术监督管理制度具有更好的针对性，对技术监督工作具有更强的指导性。

同时加强技术监督的计划管理，每年年初，我们都在总结上一年技术监督工作的基础上，制定本年度技术监督工作计划；在机制大、小修和停机消缺时，根据检修项目制定各专业技术监督计划；在有特殊需要时根据设备治理要求制定专项技术监督计划，做到监督内容全面，措施有力。

完善的计划、健全的制度需要良好的执行力作保障。我厂把提高执行力作为提升管理水平的一个重要方面，加强执行力建设，力求工作的每一个细节都彰显着务实高效，赶超先进，特别在一些重点项目的执行上，都严格规定了工作范围、职责，明确了完成的时间，做到凡事有人负责，凡事有章可循，凡事有据可查，凡事有人监督，使技术监督措施得到实实在在的执行，取得实实在在的成效。

3.4 关注重点监督项目，及时处理异常情况

我厂在开展技术监督工作中，始终坚持“超前监督、预防为主”的方针，在做好日常监督工作的同时，充分利用会议、检查、监督月报、监督通知单等手段，对一些监督项目重点关注，跟踪管理；对影响机组安全稳定运行的异常情况深入分析，及时决策，果断处置，确保了机组的安全稳定运行。

我厂7号机组在投产后，出现发电机定子内冷水进水压力逐渐升高、流量逐渐下降的迹象。特别是投产半年后，在维持流量不变的条件下，发电机内冷水进水压力升高的情况趋于明显，且发电机定子层间温差和出水温差也呈增长趋势，并达到厂家要求的停机条件。针对这一威胁发电机安全运行的问题，我们进行停机处理。在处理的过程中做了大量的检查工作，并多次组织设备厂家、研究院所分析讨论，确认定子线棒被基体腐蚀产物氧化铜局部堵塞，对处理方案也多次论证，最终创造性地采用整体“水锤”冲洗加化学清洗的处理工艺，在有限的时间内消除了定子线棒的堵塞，恢复了内冷水系统和发电机的运行参数。目前在7号发电机采取了提高内冷水ph值的措施，取得了良好效果。

3.5注重信息交流和新技术应用

利用参加集团公司内部会议、山东电力技术监督会议机会和其它方式，积极与兄弟厂特别是同类型机组单位进行主动的技术交流与信息沟通，及时掌握机组技术监督方面的新问题、新情况情况，总结经验教训为我所用，并结合本厂实际进行针对性检查。特别是一台机组发现问题后，同类型设备尽可能在短时间停运检查，避免类似情况的发生。新技术、新检测手段的应用，可以大大提高检测效率和检测准确率，起到事半功倍的效果。我厂密切与国内较有影响的科研院所进行技术交流与合作，广泛采用新技术、新方法解决现场遇到的疑难问题。如根据其他电厂超临界机组运行不到两年就出现高温受热面管氧化皮脱落造成管道堵塞引发超温爆管问题，在＃7机组大修中，采用氧化皮堆积测量技术对高温受热面管道进行了重点检查，没发现氧化皮堆积。解决了以往只能依靠割管进行检查的问题。结合华电国际和我厂科技攻关项目，对t/p92、super304h、hr3c新材料长期运行过程中的老化规律进行研究，建立这些部件老化特征参数的定量关系式，并在此基础上开发超临界、超超临界机组高温锅炉部件状态评估技术及相应的在线评估系统，建立超临界、超超临界机组高温锅炉管运行、维修管理技术平台。

3.6探索技术监督新经验，形成长期机制

由于百万千瓦机组的技术监督在国内没有经验，自我厂两台百万千瓦机组投产一年多以来，我们严格按照技术监督的各项要求积极开展工作，并将技术监督与对标管理暨建设国际一流工作紧密结合,形成长期机制，体现到日常管理。针对运行和检修中出现的问题大力开展科技攻关，积极采用新技术、新成果，不断提高技术监督水平。

我厂百万千瓦机组采用单轴汽轮发电机组，高、中分缸，两个低压缸的汽轮机总长为35.6米，汽轮发电机总长为54.65米，如此长的轴系，如何保证汽轮发电机组安全稳定运行，我厂作为科技课题进行研究并摸索宝贵的经验。机组正常运行中，除运行人员加强监视外，我厂上了tdm系统，随时监测汽轮机轴系振动，以便采集数据进行汽轮机健康水平进行科学系统的分析。机组运行中，充分考虑蒸汽激振因素的影响，提供最佳的机组配汽方式和阀序控制程序。在夏季环境温度高、机组真空低、负荷高的情况，7号、8号机组均先后出现了疑似汽流激振的异常现象。技术人员通过采集的各项数据分析，在日立厂方无指导性建议、机组不停运的情况下，合理调整调门流量特性曲线的手段，既消除了疑似汽流激振的异常现象，又降低了主汽压力的波动幅度，使机组的调节更加平稳。2008年初，7号机组投产一年后检查性大修时，经过修前轴系中心的测量，发现因汽缸膨胀、基础沉降等各种外力的影响，汽轮机未完全回位，技术人员分析认为修前轴系中心所测数据不能真实反应中心实际情况，尤其中-低及低-低对轮中心偏离厂家标准较大。考虑到7号汽轮机修前运行情况良好，各轴瓦的振动及瓦温无异常，揭缸后检查各轴瓦接触良好，我们没有拘泥于日立厂方提供的轴系中心调整标准，大胆果断的提出结合各轴瓦温度进行轴瓦负荷微调的工作，对7号汽轮机对轮中心调整标准以修正为主。7号机组大修后开机带到满负荷后，轴系振动、各轴瓦及回油温度等技术指标均优于机组修前状态。 经过一年多的探索，我们已积累了一定的百万千瓦机组技术监督经验。在总结成功经验的同时，及时把好的做法反馈到实际工作中，根据现场实际情况修订监督标准，促进了技术监督工作的良性发展。

4 结束语

电厂试用期总结篇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

电厂试用期总结篇4

关键词：辐射环境 监督性 监测系统

中图分类号：TM623文献标识码： A

一、概述

2012年2月8日，国家环境保护部与国家能源局联合印发的《核电厂辐射环境现场监督性监测系统建设规范（试行）》（环发[2012]16号）（以下简称“规范”），将核电厂辐射环境现场监督性监测系统列为核电厂重要环保设施，要求实行“环保三同时制度”。作为核电厂配套的环境保护设施之一，对核电厂实施监督性监测，及早发现事故隐患并发出预警信息，以便及时采取防止措施，提高核电站运行的可靠性，以保证核电厂周围辐射环境安全，对保障核电高效发展有重要意义，对缓解公众质疑核电安全有重要帮助，对提升省级环保部门辐射监测水平有重要促进，也是福岛核事故后我国进一步加强核电安全监管的重要举措。

目前，我国大陆8个在建核电省份，11个在建核电厂址的辐射环境现场监督性监测系统建设工作已经全面有序展开。辽宁红沿河核电厂辐射环境现场监督性监测系统第一个通过了环境保护部组织的预验收，目前设备性能稳定，系统运行良好，具有一定的代表性和可借鉴意义。

二、辽宁红沿河核电厂辐射环境现场监督性监测系统建设

辽宁红沿河核电厂辐射环境现场监督性监测系统总建筑面积约2500平方米，分为两部分：

一是核电厂辐射环境监测系统：其中包括一个前沿站和九个自动连续监测子站。前沿站位于距红沿河核电厂约22公里的复州城；九个监测子站中七个分布在核电厂各方位角，两个参照子站分别位于前沿站和大连子站。

二是核电厂流出物监测系统：一方面配备独立线路实现流出物监测数据的实时传输；另一方面，建设一个流出物监测实验室，并配置必要的实验室分析仪器设备。

同时，在前沿站建设一个标准气象场，占地面积320平方米。

1.监测和分析内容

辽宁红沿河核电厂辐射环境监测系统由9 个监测子站和1 个前沿站两部分组成，用于对环境辐射水平及相关气象参数、样品中放射性物质等进行监测和采样分析，并实时按统一协议传输监测数据至省级数据汇总点。复州城前沿站的实验室主要负责定期采集、储存环境样品，开展样品前处理及分析工作。其实验室测量分析内容包括：环境γ 辐射水平、陆地介质（空气、陆水、土壤、陆上动植物等）中的放射性核素含量、海洋介质（海水、海洋生物、海洋沉积物等）中的放射性核素含量。

辽宁红沿河核电厂流出物监测系统由气态、液态流出物在线连续监测子系统和1个流出物监测实验室组成，前者共用核电厂自行实施的流出物在线连续监测系统的采样与监测设备，配置独立的相应传输机通信设备，实时同步传输在线连续监测数据至省级数据汇总点，进而传输至环境保护部现场监督单位、省区市及国家数据汇总处理中心。流出物监测实验室则主要承担流出物的抽样监测并承担事故时应急样品的分析功能。

2.硬件

硬件能力指标如下：

监测子站大气γ剂量率测量范围：0~1Sv/h，能满足正常和事故条件下环境辐射监测要求；

监测子站NaIγ谱仪能量分辨率＜8%，能同时识别核素数≥13，并给出每个核素的剂量率贡献；

监测子站所有取样系统能够在断电恢复后自动累积取样；

自动监测系统能够24h不间断工作；

通信系统具备双路自动切换功能；

监测子站全年数据获取率≥99%；

外电源丧失后非取样设备（主要为大气γ剂量率仪）持续运行超过72小时；

通讯网络全部失效时数据能在现场储存超过3个月；

防雷接地电阻不大于4 欧姆；

监测系统可在-30℃～45℃条件下正常工作。

3.使用寿命

辽宁红沿河核电厂辐射环境现场监督性监测系统应确保其在辽宁红沿河核电厂整个寿期内的监督性监测功能的实现，其首次投入安装使用的主要仪器设备的质保期为三年。

3.系统调试

（1）前沿站

为确保前沿站实验室功能的完整性，对实验室主要系统进行了功能验证，主要有：

前沿站气体管路的气密性试验；

前沿站应急柴油发电机的切换试验；

前沿站实验室送排风性能验证。

（2）监测子站

设备调试主要包括：

高压电离室的稳定性测试；

NaI连续谱仪的能量分辨率测试；

取样设备的功能性验证；

UPS蓄电池续航时间测试；

子站接地电阻测试。

（3）数据传输及处理中心

数据传输及处理中心一方面接收来自各监测子站、标准气象场以及核电厂流出物在线监测的数据信息，同时还需要将所采集的数据信息发送至省级数据汇总点。主要设备包括数据采集工作站、大屏幕控制工作站、值班计算机、图形报表工作站、网络服务器、路由器、交换机、网络机柜、软件加密狗、打印机。

数据传输及处理中心的功能测试主要以软件功能为主，主要测试的内容有：

显示功能测试；

通讯连接及线路切换测试；

数据报警功能测试；

地图功能测试；

报表生成系统测试。

4.试运行

2012年10月，环境保护部核设施安全监管司组织检查组对红沿河核电厂辐射环境现场监督性监测系统进行了预验收检查，检查组通过档案文件审查、现场踏勘检查和主要仪器性能的抽查测试，认为系统总体符合批复意见和建设规范（试行）的要求，连续监测系统已调试完毕，前沿站实验室具备硬件监测能力，系统可由辽宁省核与辐射监测中心投入试运行。截至目前系统运行情况良好。

5.问题与建议

子站及数据汇总显示软件无技术规范要求，开发者仅能按照经验和使用者要求进行软件设计和开发，易造成开发功能不完善，后续不断进行改进升级，影响系统稳定；

监督性监测系统应设定具体的系统设计指标，例如重要设备参数要求、在线数据获取率等，以便完善系统功能要求，在设备采购、调试和试运行中能够很好的进行监督与测试，保证系统满足设计要求；

建设规范中流出物实验室及前沿站的监测用房只给出了参考配置面积和功能用途，如进一步细化给出具体面积对应实验仪器设备明细，可以使监测用房配置面积更加合理，有效避免空间浪费和不足。

三、结束语

核电厂辐射环境现场监督性监测数据应按照及时、准确、公开的原则，通过省级环保辐射环境监测机构——部辐射环境监测技术中心——环境保护部三级较为严格的数据可靠性和准确性技术审核、校核、复核后，由环保部或省级环保部门向社会公众实时公开。目前，各核电厂辐射环境现场监督性监测系统建设工作已全面开展并陆续建成和投运，《核电厂辐射环境现场监督性监测系统运行管理办法》需要尽快出台，这是确保监测系统长期稳定运行、监测数据准确及时的重要保障。

参考文献：

[1]环境保护部，国家能源局.核电厂辐射环境现场监督性监测系统建设规范（试行），环发[2012]16号.

电厂试用期总结篇5

[关键词]电气调试；监理要求；监控内容

中图分类号：TV512 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）34-0122-01

1、电气调试监理须符合国家相关规程规范

国务院令第279号《建设工程质量管理条例》。

电力工业部：建质[1996]40号《火电工程启动调试工作规定》。

国电电源[2001]218号《火电机组达标投产考核标准（2006年版）》和《火电机组达标投产动态考核办法（2006年版）》。

国家电力公司电力建设工程质量监督总站电质监[2002]3号《电力建设工程质量监督规定（2002年版）》。

2、电气调试监理须有依据文件

（1）项目业主单位工程审批文件。

（2）建设单位和监理单位《建设工程委托监理合同》。

（3）建设单位和调试单位《工程调试合同》。

（4）监理单位本工程《建设监理规划》。

（5）建设单位建设工程管理制度。

（6）设计单位经会审确认的本工程全套施工图纸、资料及有关设计文件。

（7）设备厂家设备资料及有关技术文件。

3、电气调试监理应遵守的技术标准和工作标准

（1）《电气装置安装工程施工及验收规范 [合订本]》（GB50254～GB 50257-1996）

（2）《电气装置安装工程电气照明装置施工及验收规范》（GB50259―96）

（3）《电气装置安装工程质量检验及评定规程》（DL/T 5161.1～5161.17-2002）。

（4）《电气装置安装工程施工及验收规范》（GB50147～50149―2010）。

（5）《电气装置安装工程电气设备交接试验标准》（GB50150―2006）。

（6）《电气装置安装工程施工及验收规范》（GB50168～50172―2006）。

（7）〈火电工程达标投产验收规程〉（DL 5277-2012）

（8）《火电工程调整试运质量检验及评定标准）》建质（1996）111号。

（9）《电力建设安全健康与环境管理工作规定》国电电源[2002]49号。

（10）《电力建设工程施工技术管理导则》国电电源[2002]896号。

（11）《电业安全工作规程（发电厂和变电所电气部分）》DL408―2013。

4、电气调试监理应审查的文件

4.1 应审查的调试措施

（1）UPS、直流电源保护调试措施。

（2）低压厂用电源保护调试措施。

（3）低压厂用工作段电源带电方案。

（4）输煤、化学、电除尘、除灰等配电室电源保护、二次调试措施、带电措施。

（5）高压电动机、100KW及以上电机空负荷试运措施。

（6）输煤系统联动试验措施。

（7）电除尘调试措施。

4.2 应审查的调试方案

（1）500KV站保护、二次系统调试措施。

（2）500KV站带电方案。

（3）启动变及高压厂用电源保护、二次系统调试措施。

（4）启动变及高、低厂用电系统受电方案。

（5）保安电源系统试运调试措施。

（6）发一变组保护、二次系统调试措施。

（7）主变及高压厂用变系统带电措施。

（8）高压厂用变系统保护、二次调试措施。

（9）发电机励磁装置及系统调试方案。

（10）整套启动电气试验方案。

（11）厂用工作电源、备用电源自投调试措施。

5、电气调试监控内容及要求

5.1 调试阶段监理工作要点

（1）在厂用电受电时开始，按各工序的见证方式，对隐蔽工程的项目全程旁站，对各阶段测试的重要数据均需掌握并进行分析。

（2）认真检查上道工序调试的各种记录，做好工序交接验收。

（3）认真地按“验标”规定要求进行验收，对验收不合格项进行整改或重做。

（4）启动后专业监理工程师要观察动态运转情况，督促调试单位及时准确地做好调试阶段仪表和保护各项投入率和准确率。

（5）检查调试网络图的执行情况，及时向总监理工程师报告，对网络图实行动态管理，及时进行调整。

（6）参加重要设备参数及性能试验和绝缘耐压试验，对高压电动机和主要电动机的分部试运记录进行签证。

（7）参加主要辅机和系统的联动试验，参加机、电、炉、热控大联动试验，检查和确认各附机的测量、标示、保护、联锁等调试情况。

（8）参加机组空载试验，对发电机及其系统的控制、保护和自动装置的特性、功能以及投入性是否达到设计标准进行确认。

（9）在各阶段试运期间各投入率、准确率和调节品质应逐渐提高，到168小时满负荷试运行时应能达到“验标”的规定，装置的全部功能也能达到，试生产阶段应能稳定可靠运行，各项指标不应低于调试阶段的指标。

（10）做好技术交底工作，要求调试单位在重要调试项目开始前，向运行人员进行交底，提出事故处理措施，调试过程中如事故危及到设备和人身安全，应及时向调试当值指挥和总监理工程师报告。

（11）对调试完成的工程量和质量进行确认，配合技经专业核定工程款的支付清单，由总监理工程师/总经济师签署“工程款支付证书”。

5.2 事后控制要点

（1）按照质监中心站文件《火电工程整套启动后质量监督检查典型大纲》的要求，做好各项工作，督促调试单位提出“调试报告”。

（2）质量事故要根据“三不放过”的原则，原因未弄清楚，预防措施和纠正措施未明确不重新开机，处理完成后应由专业监理工程师进行验收。

（3）组织施工单位在调试阶段积极进行消缺，消缺完成后要由专业监理工程师进行验收，对调试遗留项目，督促调试单位在试生产期内完成。

（4）督促调试单位和施工单位认真整理记录，审查和核对电气设备分项调试和分系统调试的质量验评资料以及整套试运综合质量指标考核表。

（5）在有可靠性评价的计划要求时，组织调试单位和生产单位进行可靠性评价，要求施工单位整理设备缺陷报表。

（6）对索赔和违约项目，认真做好调查取证、协调工作。

（7）总监理工程师参与签署以下文件：《机组启动验收证书》、《机组建设质量总评表》、《机组启动试运行阶段可靠性评价报告》、《机组移交生产证书》。

6、电气专业调试监控方式

（1）电气专业的质量见证按《电气调试实施细则》，对调试全过程制定停工待检点（H点）、现场见证点（W点）、旁站监督点（S点）和文件见证点（R点），使调试全过程各个环节的调试质量始终处于受控状态，并做到今后有据可查和质量追溯性。

（2）监理工程师对施工单位编制的调试措施和方案的审查作为R点，提出监理意见。要对本专业重要见证R点的记录进行签证认可，

（3）重要工序和关键部位的试运列为H点，未经监理签证认可，不得进行下一道调试项目。

（4）对列为S点的隐蔽工程性质的试运项目和部位，监理工程师进行全程旁站监理，必要时直接进行检测。

（5）对一般调试项目为W点，其调试结果需要监理工程师签证，监理工程师仅见证其试验结论，调试单位的调试工作可不因监理工程师签证而暂停试运；监理工程师可事后补充签证。监理工程师也不因事后补充签证而放弃审查和应负的责任。

7.结语

电厂试用期总结篇6

关键词： 火力 发电厂 化验中心配置及优化

按“火力发电厂化学设计技术规程”（DL/T5068-2006）第18章规定：“化学试验仪器的精确度等级和配置数量应满足机组在各种运行工况下的监测要求”，并对化学试验室面积和主要仪器设备配置水平也作了相关规定。本文将对上述各试验室的功能及仪器设备的配置进行简单的介绍，分析各试验室合并的可能性，阐述成立化验中心的优点。

1各试验室的职能及配置

1.1化学分析试验室

化学分析试验室是全厂重点的化验监测部门，用于分析及测定全厂的水、汽、油及煤的品质，主要职能包括水质全分析，各水处理设施进、出口水质分析，循环水水质监测，热力系统的水汽品质分析，新油及运行中汽轮机油和变压器油的检验，入厂煤及入炉煤的分析等，以便及时发现水、汽、油及煤等质量状况，保证发供电设备安全、经济、稳定运行。

水质分析项目有浊度、碱度、pH值、化学耗氧量、硬度、钠、导电度及二氧化硅等。水质全分析资料是电厂运行的重要数据，也是每年必须进行的分析；补给水处理、凝结水精处理及热力系统通常设有在线仪表，仍需每天一次或定期进行人工分析，以便与在线仪表的测量值相对照，从而校核仪表的准确性；日常还要对一些监测项目如热力系统的铁、铜、硅的含量作重点查定；当在线仪表进行测量值显示系统可能存在故障时也需人工取样分析进行排查。

循环水水质监测一般只分析水的硬度、碱度、Cl-等项目，分析间隔一般每天进行一次，具体视现场情况而定。

燃料的常规监测周期和检测项目一般按下表执行：

表1

品种 检测周期 检测项目

入厂煤 每批 合同计价指标(如:全水分、工业分析、全硫、低位热值等)

每月至少一次

(主要煤种) 全水分、工业分析、含硫量、低位热值

新煤种 全分析(工业分析、元素分析、全水分、含硫量、低位热值、可磨性、灰熔性)，有条件时增加分析煤灰成份

每年至少1次 主要煤种的全分析

入炉煤 每值1次 飞灰可燃物，煤粉细度，水分

每值至少1次 挥发份、低位热值

运行中汽轮机油一般每周一次检测外观(外状、水份、机械杂质)每半年检测的项目包括外状、水份、运动粘度(50℃)、闪点(开口)、机械杂质、酸值、液相锈蚀、破乳化度等。

运行中变压器油一般每年至少测量水溶性酸(pH值)、酸值、闪点(闭口)、机械杂质、游离碳、水分、界面张力(25℃)、介损(90℃)、击穿电压等。

综合水、煤、油的分析特点，主要是对部分项目续连续监测、对一些项目按时间定期检验、对某些项目要进行重点查定等。实际操作中大多数的分析过程是现场取样，然后到化验室进行分析。分析场所和仪器相当比较固定。

1.2环保监测站

环境监测站负责电厂环境管理及环境监测工作。其监测的对象主要为电厂各类外排水、锅炉烟道主要污染物、电厂厂界工频电磁场、厂界噪声等。电厂环境监测项目及周期如下：

(1)工业废水监测项目：每旬监测一次悬浮物、pH、化学耗氧量；每月监测一次氟化物、油类、总砷、水温、排水量；每年监测一次挥发酚。

(2)灰场地下水(监测井)监测项目：每旬监测一次悬浮物、pH、化学耗氧量；每月监测一次氟化物、硫化物、总砷；每年监测一次挥发酚。

(3)锅炉的烟气：每年进行一次监测，主要项目有：烟尘、二氧化硫、氮氧化物的排放量和排放浓度；烟气含氧量、温度、湿度、压力、流苏、流速、烟气量(标准干烟气量)等辅助参数。

(4)工频电磁场：每年监测两次厂界工频电场强度、工频磁场强度，测量时间分别为当年的冬季和夏季。

(5)噪声：每年对厂界噪声(A计权等效连续噪声)监测两次，应在接近厂年75%发电负荷时和夏季进行监测。

环保监测分析一般是定期进行。除水质测定外，其他测量仪表多为便携式，即平时将仪器存放在试验室，定期将其带到现场进行测量。而水质测定仪器完全可以和化学试验室合用。

环保监测站的主要仪器清单如下表：

表2

1.3劳动安全及工业卫生监测站

劳动安全及工业卫生监测站负责对生产过程中可能发生的火、爆、尘、毒、化学伤害、电伤、机械伤、暑、寒、噪声、振动灾害等作业点进行有效地监测，确保人身安全及各种设施的安全运行。

劳动安全及工业卫生监测一般是定期进行，其测量仪表多为便携式。很多测量仪器可以与环保监测站合用。水、煤及油等分析仪器可以与化学试验室合并使用。

2化验中心

2.1化验中心的形成

综合各化验室的特点：化学分析试验室的主要分析对象为水、煤、油；环保监测站的主要分析对象为水、气、尘、声、磁；脱硫试验室的主要分析对象为水、气；劳动安全及工业卫生监测站分析对象为水、气、油、声、磁等。由于各种分析化验大多数是间断进行，因此可以将相同的监测项目集中到同一类试验室进行。由于化学分析试验室的分析项目多，仪器设备功能齐全，因而将其他化验室迁至化学分析试验室成立化验中心。化验中心汇集了运行化验室、环保监测中心、劳动安全与工业卫生监测站等试验室的功能，设有水分析、煤分析、油分析、烟气分析、粉尘分析、噪声分析等，负责全厂的化学、环境及劳动安全及工业卫生等方面监督。

2.2化验中心的布置

化验中心与水处理车间组成一个L形建筑，化验中心长53.5m，跨距8.8m。共三层。一楼为电子设备间、配电间等，2楼为水分析室、精密仪器室、天平室、煤分析室、加热室、量热室、三层为油分析室、色谱分析室、天平室、仪器室、药品贮存室、环保检测室、工业卫生化验室等。入场煤及入炉煤均在现场就地制样，送至化验中心进行化验。对于一些便携式测量仪器，没有设专用的试验室，仅设有仪器室进行存放。

2.3化验中心的优点

本工程改变传统的各试验室分开布置的形式，成立化验中心，避免了仪器及人员的重复设置，具有如下优点：

(1)化验室的合并，降低了设备投资，节约了设备占地，同时也减少了运行人员。

注：1）化学试验室面积根据DL/T5068-2006规定；

2）环保专业：劳动保护基层监测站面积100平方，安全教育室面积100平方，环境监测站100平方（5间房，每房20平方）

从上表可知化验中心比原各室验室总占地节省了152m2，仪器设备投资减少了50万元，化验人员减少了2人，一年的人工工资就可节省8万元左右。

(2)试验室集中便于化验人员的调配和管理。

(3)化验设备集中，提高了各仪器设备的利用率，也有利于仪器的贮存和维护。

(4)集中化验可以节省分析药品的耗量，降低运行成本。

3结语

火力发电厂建立化验中心，集化学分析试验室、环保监测站、劳动安全及工业卫生监测站的功能于一体。化验室的仪器配置满足原有各试验室的配置要求但不重复设置。合理利用资源，减少了设备投资，节约了占地180m2，减少了化验人员，方便运行和管理。

参考文献

【1】 王辉;火力发电厂检修管理现代化的研究[D];华北电力大学;2001年

【2】 “火力发电厂化学设计技术规程”（DL/T5068-2006）第18章

电厂试用期总结篇7

【关键词】机组调试 通讯方式 解决方案 30方电话会议系统

北京十三陵蓄能电厂地下厂房地处昌平蟒山山体内，主厂房共有五层，海拔在25米至43.9米之间。电厂机组在进行检修后，正式向电网调度申报备用前，需要进行调试试验。在机组调试期间，要求主厂房的每层重要设备前均安排调试人员职守，并全部保持通讯在线联系（即多方通话功能），遇有紧急情况立即报告电厂调试总指挥，防止意外扩大化，保证机组的安全。如何在机组试验期间，让处于现场每层的试验人员全部保持在线联系成为亟待解决的实际难题，现针对这一问题进行研究，提出切实可行的解决方案。

1 电厂通讯系统现状

电厂厂房内安装有北电61C行政交换机一台，容量为192线。主厂房各层均安装有此交换机的拨号电话。厂房内61C交换机与生产调度大楼的北电CS1000M交换机通过PRI数字2M中继相连，生产调度大楼交换机与市话局之间采用CO中继线相连，厂房内的电话拨打市话通过生产调度大楼北电CS1000M交换机进行汇接。具体连接方式如图1所示，电厂地下厂房还引入了中国移动无线手机信号，便于生产人员的随时通信联系。

电厂厂房内的北电61C行政交换机具有六方会议功能，即此交换机的拨号电话可以实现六个用户同时通话，但厂房机组试验期间，现地值守的试验人员在20人左右，北电61C行政交换机的六方会议功能远远不能满足要求。考虑利用电厂内的现有通信资源，投入较少的资金解决电厂机组试验期间的特殊通讯要求。

2 机组调试期间人员通讯方式的解决方案

针对电厂机组调试期间的人员通讯要求，制定以下解决方案，并论证其可行性。

方案一：使用对讲机实现多方通话。

方案二：使用电话子母机实现内部电话的多方通话。

方案三：利用移动手机实现多方通话。

方案四：增加电话会议系统，实现内线（手机）多方通话。

电厂北电61C行政交换机从DDP2板卡上为30方电话会议系统新增设一条2M中继路由和一个会议系统电话号码，通过E1同轴电缆将DDP2板卡的2M端口与30方电话会议系统中SDH-30C-CT/PCI语音卡上的E1端口相连。30方电话会议系统进行语音卡驱动程序及运行软件的安装后，电厂内的行政电话用户就可通过拨打设置好的会议系统电话号码参加多方通话。

召开多方会议的步骤如下：与会者用普通双音频电话或移动电话拨打会议系统电话号码便可加入会议（移动电话需要通过拨打电厂市话中继后转到30方电话会议系统中）；电话拨通后，系统提示与会者选择会议组号，通过按键输入要加入的会议组组号；最后选择与会方式，输入相应的会议角色密码；完成上述操作后，用户便加入会议，可以和会议中的其他人进行随意交谈，即实现多方通话功能。

使用30方电话会议系统可以随时随地召开会议。用户可以充分利用现有的电话网络资源，实现任何时间用任何电话终端主持或出席交互式电话会议。会议系统提供呼入、呼出两种方式参加电话会议。调试人员可在不同的地点通过普通电话、手机参加会议。调试指挥者可以通过座机、会议机等方式用呼出方式将其他用户呼叫到电话会议中来。此项功能能够满足电厂机组调试期间人员多方通话的要求。

此方案的优点是只需一次性投资购买电话会议系统，调试人员参与通话的方式有座机和手机两种选择。缺点是参加会议的方式与步骤相对较繁琐，需要每个参加通话的人员拨叫会议系统号码，并按提示输入组号、密码，才能进入多方通话功能。

经过比较与论证，电厂确认使用方案四解决机组调试期间人员通讯的问题。此方案投资少，能够利用电厂现有的行政交换机资源，调试期间人员通话质量有保证。30方电话会议系统的使用，也为电厂其他部门和班组提供了使用平台：在工作人员不具备集中开会交流的情况下，通过使用30方电话会议系统召开小型的多方电话会议，是电厂其他部门和班组的另一种交流沟通工作方式。

3 结语

电厂机组调试期间的人员通讯问题只是某一时段一种特殊的通讯要求，不提倡在此问题上花费太多的精力，投入更多的费用。通过使用30方电话会议系统解决机组调试期间人员通讯的方法，既符合电厂的实际需要，投资又相对较少，希望为其他电厂类似问题提供借鉴与参考。

参考文献

[1]Meridian 1 软件输入/输出手册.通广北电有限公司[Z].1995.

[2]电话会议系统安装操作说明书[Z].北京瑞明达通信技术发展中心.2009.

作者简介

李红梅（1974-），女，北京市昌平区人，工程师，现从事电力系统通信、广播、工业电视系统的运行维护工作。

作者单位

电厂试用期总结篇8

关键词：电厂 汞 排放 控制

中图分类号：X701 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2016）02（b）-0073-03

三河发电厂地处经济发达的京津冀地区，比邻首都北京，厂址位于河北省三河市燕郊镇，与北京通州隔潮白河相望。三河发电厂建厂以来对环境保护高度重视，采用烟气脱硫、脱氮并采用烟塔合一技术，利用经过处理的城市污水处理厂的中水作为供水水源，按照绿色环保电站进行建设，是我国20世纪90年代末以来建设的技术先进、环保节能型燃煤电厂。

面对国际日益严重的汞污染问题和该厂特殊的地理位置，三河发电厂率先开展了大气汞污染特征的测试，笔者选择该厂二号和三号机组，分别对除尘器前后、脱硫前后烟气中气态汞的浓度进行测试，同时，采集煤、灰、渣、脱硫石膏等样品，分析其中的汞含量，综合实测数据得出该厂汞排放特征和排放水平以及除尘、脱硫等现有大气污染控制措施的协同脱汞效率，这将对确切了解、掌握我国燃煤电厂大气汞排放规律进而指导制定有关汞污染控制标准和规范，有效控制大气汞排放，无疑具有重要的理论意义和实际意义。

1 烟气汞排放特征测试

1.1 采样和分析方法

该项目基于国内外最新研究成果，建立了燃煤电厂大气汞排放特征测试及质量保证和质量控制方法，得到了燃煤电厂烟气汞排放特征和排放规律，主要采样方法采用活性炭吸附法和安大略法（OH法）。

美国EPA Method 30B是在采样管里装入能吸附气态汞的固体吸附剂（比如碘化活性炭等）组成吸附管，同时将两根吸附管安装在采样枪的前端，直接放入烟道里面采集烟气样品，然后分析活性炭中的汞含量。该方法采样方便、快捷、操作简单，仅能采集气态总汞，目前燃煤电厂排放标准也仅仅规定了气态总汞的排放限值，所以此方法目前是各级环保部门开展汞排放监测的首选，该项目运用该方法开展烟气汞手动采样[1]。

OH法是美国试验材料学会（ASTM）根据美国EPA Method 5标准改进的专门用于采集和分析烟气中不同形态汞含量的标准方法，方法编号为D6784-02。此法适用于分别测定燃煤电厂源排放的气态二价汞、气态元素汞、颗粒态汞的含量和总汞的含量。采样过程中烟气流经一系列的吸收溶液，不同形态的汞被分别采集吸收，采集到的样品经过回收、消解，然后利用冷蒸气原子吸收分光光度法（CVAAS）或冷蒸气原子荧光分光光度法（CVAFS）进行分析测定[2]。

1.2 汞排放测试方案

该厂从2009年开始采用手动采样和在线监测的方法对大气汞排放特征进行研究。监测项目包括烟气基本参数、烟道气中总汞和分形态汞排放浓度，并同期开展煤、灰、渣、石灰石、脱硫石膏、脱硫工艺水和脱硫废水等固液样品中的汞含量分析。主要测试项目和分析测试方法见表1。

该项目以三河电厂的2#、3#机组作为研究测试对象。采用现场手动采样方法，选择2#和3#机组，分别对除尘器前后、脱硫前后烟气中气态汞的浓度进行测试。采用美国EPA 30B方法分别在3#机组除尘器前后、脱硫前后进行烟气汞采样，以及烟气基本参数现场监测；采用同样的方法对2#机组进行了采样和测试。同步采集煤、灰、渣、脱硫石膏、脱硫工艺水和脱硫废水等固液样品，并连同烟气汞吸附管样带回实验室运用汞含量分析仪（DMA-80）进行分析。根据吸附管中汞含量和同步测量的烟气流量、采样体积、温度、压力等数据，计算烟道气中气态汞的浓度。基于以上样品分析结果，综合实测数据得出该厂汞排放特征和排放水平以及除尘、脱硫等现有大气污染控制措施的协同脱汞效率。

测试分析过程中制定并严格执行了质量保证和质量控制方法。采样测试前对采样仪器和分析仪器进行了校准，对采样滤筒、采样膜等进行了检查和前期处理；严格执行采样规范和仪器操作规范，合理使用各种采样仪器和分析测试仪器；监测期间有专人负责监督生产工况，以确保生产设备、污染治理设施处于正常运行工况。

1.3 测试结果分析

表2显示了2台燃煤机组烟气汞排放浓度，可以看出，燃煤中汞含量越高，则烟气汞含量越高，表明燃煤中的汞含量是影响烟气汞排放浓度的关键因素之一。大气污染控制措施也是影响烟气汞含量的关键因素，此次测试的2台机组烟气控制措施都有静电除尘器和湿法脱硫系统，3#机组还安装了SCR，测试结果表明烟气汞含量与大气污染控制装置的协同脱汞效率有一定相关关系。可见，三河电厂目前大气汞排放远低于我国现行燃煤电厂汞排放标准。

2 烟气汞协同控制现状

目前，从发达国家对烟气中污染物排放控制的总体来看：要求越来越高，控制内容越来越细。为适应这些严格的法规，相继开发出一系列燃煤汞排放控制新技术和新方法。归结现有大气汞排放控制技术主要包括有三大类：直接利用现有大气污染控制技术和装置协同脱汞、改进现有大气污染控制技术以提高汞脱除效率以及利用新型的大气汞污染控制技术专门进行脱汞。

其中直接利用现有大气污染控制技术和装置协同脱汞主要包括：（1）燃烧前控制有煤炭洗选，能有效从源头控制燃煤汞的输入，它是一种物理清洗技术，是建立在煤粉中有机物质与无机物质的密度不同及它们的有机亲和性不同的基础上的方法；（2）燃烧中控制采取低氮燃烧或者采用循环流化床锅炉（CFB），CFB增加了颗粒的停留时间，充分利用小颗粒对Hg的吸附能力，同时增强了小颗粒的凝聚作用，有助于减少小颗粒的排放，也能有效降低烟气中的汞排放浓度；（3）燃烧后控制主要包括：①除尘设备（FF、ESP）和湿法脱硫装置（WFGD和SDA等）除汞，烟气中部分零价汞和二价汞在经过除尘器（FF或ESP）时被除去，同样除尘器（FF、ESP）也能有效地脱除烟气中的颗粒汞，由于烟气中的Hg2+化合物大部分为HgCl2，是可溶于水的，脱硫系统可通过溶解烟气中的二价汞将其捕捉；②脱硝装置（如SCR）可以将气态元素汞氧化为二价汞，从而大大提高湿法脱硫装置（WFGD）的除汞效率[3-8]。

主要大气污染控制设施汞脱除效率，表3显示了该次测试的燃煤电厂烟气控制设备的协同脱汞效率，3#机组静电除尘器的汞脱除率为25%，选择性催化还原+静电除尘器+湿法脱硫的汞脱除率为82.2%，2#机组静电除尘器+湿法脱硫的协同脱汞效率平均为72.8%。

3 结论和建议

3.1 结论

基于三河发电厂测试结果可知：3#机组测试期间燃煤中汞含量为0.048 mg/kg；2#机组第一次测试燃煤汞含量为0.103 mg/kg，第二次测试燃煤汞含量为0.062 4 mg/kg，燃煤汞含量远低于我国煤样平均汞含量0.22 mg/kg[9]。并且3#机组经选择性催化还原、静电除尘器和湿法脱硫大气污染控制设施后烟气中汞排放浓度为2.45 μg/m3，2#机组经静电除尘器和湿法脱硫大气污染控制设施后烟气中汞平均排放浓度为3.33 μg/m3。三河发电厂烟气汞排放浓度较低，属于低汞排放水平。

基于实测结果，初步得出了该厂大气污染控制设备的协同脱汞效率，3#机组静电除尘器的汞脱除率为25%，选择性催化还原、静电除尘器和湿法脱硫的汞脱除率为82.2%，2#机组静电除尘器和湿法脱硫的协同脱汞效率平均为72.8%。脱汞效率还与煤质、工况等因素有关。

3.2 建议

为了更好更有效地控制燃煤电厂汞的排放，为环保做出贡献，提出以下建议。

在现有大气污染控制设施基础上，向煤中添加一些氧化剂，能在煤燃烧过程中促进烟气中元素汞转化为二价汞，提高汞控制效率。同时可以考虑采用在除尘前的烟道中喷射吸附剂的方法，为提升现有大气污染控制设施除汞效率进行尝试。

参考文献

[1]METHOD 30B：Determination of Toal Vapor Phase Mercury Emissions From Coal-fired Combustion Sources Using Carbon Sorbent Traps，Usepa.

[2]ASTM D6784-02：Standard test method for elemental，oxidized，particle-bound，and total mercury in flue gas generated from coal-fired stationary sources（Ontario-Hydro Method）， ASTM International，Pennsylvania，USA，2002.

[3]张乐.燃煤过程汞排放测试及汞排放量估算[D].杭州：浙江大学，2007.

[4]Liang zhang，yuqun zhou，lei chen，et al.Mercury emissions from six coal-fired power plants in China[J].Fuel Processing Technology，2008，89（11）：1033-1040.

[5]Takahisa yokoyama.Mercury emissions from a coal-fired power plant in japan[J].The Science of the Total Environment，2000（259）：7-103.

[6]刘昕，蒋勇.美国燃煤火力发电厂汞控制技术的发展及现状[J].高科技与产业化，2009（3）：92-95.

[7]杨祥花.燃煤电厂锅炉系统的汞排放分析及其预测[D].南京：东南大学，2006.

[8]徐玮.燃煤烟气中汞的形态分布特征及净化设备的除汞效果[D].上海：上海交通大学，2010.