工厂供电论文范文

引言：寻求写作上的突破？我们特意为您精选了12篇工厂供电论文范文，希望这些范文能够成为您写作时的参考，帮助您的文章更加丰富和深入。

篇1

[关键词]供电系统可靠性运行分析

工厂供电系统是企业的主要组成部分。电力系统一旦中断,后果不堪设想。供电系统安全、可靠、经济运行,是工厂正常生产的基本条件之一,同时对提高产品质量、增加产量等都具有一定的意义。现就工厂供电系统安全、可靠、经济运行的办法分析如下。

一、依靠科技进步,提高供电系统的可靠性

设备是保证供电系统安全运行的重要要素。供电设备本身的技术含量、整体水平,直接影响供电系统的安全运行。由于企业由计划经济向市场经济转化,部分企业出现亏损,无形之中给企业设备更新带来一定的困难,如淘汰设备(SJ型变压器、JO型电机等)在线运行,设备超期服役,导致供电系统的可靠性降低。

1.要保证供电系统的安全运行,必须保证一定数量的技改资金,应正确理解和处理资金投入与供电系统安全运行的关系。

2.应用变频调速、模糊控制技术,对风机、水泵等进行技术改造,降低电耗。

3.油浸电力电缆终端头制作采用热缩技术,制作一个热缩终端头可节约检修时间约20h。我厂已做多个油浸电力电缆热缩式终端头,运行效果良好。

4.应用RTV-1绝缘子防污闪涂料、增爬裙及热缩管,提高变电所、配电站一次设备的绝缘性能。

5.逐步采用微机保护、微机监控、微机录波、微机故障检测装置,实现计量实时检测、线损实时管理,保护准确动作,逐步实现变电站无人值班。

6.更新改造供电系统一次设备,提高设备的技术含量。如采用节能型变压器、节能型电动机、聚乙烯交联电力电缆、氧化锌避雷器、真空断路器(有条件时可采用SF6断路器)等。

7.采用免维护蓄电池,降低维护费用。我厂使用免维护蓄电池已5年,从未发生异常现象。建议逐步淘汰镉镍蓄电池和酸性GF型蓄电池,以提高变电站运行安全可靠性。

8.交、直流电动机大修时,应以提高交、直流电动机的主绝缘为主要内容。如我厂5600kW、8000kW同步电动机更换定子线圈,绝缘等级由B级提到F级;2×3200kW热粗轧电动机更换换补绕组,主极、换向极加强对地主绝缘;送水两台790kW同步电动机更换转子线圈对地主绝缘,以保证主要电气设备的安全运行。

二、预防为主,定期试验

电力生产是高度集中的社会化大生产系统,具有发、供、用密切相关和产、供、销同时完成的特点,电力生产与用户之间存在着相互影响、相互依存的密切关系。随着高参数大容量机组和超大规模发供电网络的不断发展,随着全社会对电力这一特殊商品依赖程度的不断提高,电力生产事故造成的损失和影响也将会越来越大。由此决定了电力生产必须保证安全。

要使电力生产保持稳定,必须坚持采取以“预防为主”为中心的安全技术措施。生产系统的安全性取决于系统设计阶段的安全功能设计质量、建造阶段的工程质量和运行阶段的管理质量。《安全生产工作规定》第7条规定:“公司系统各企业要做到计划、布置、检查、总结、考核生产工作的同时,做到计划、布置、检查、总结、考核安全工作”,即做到“"五同时”,这是贯彻“预防为主”思想的具体体现。

生产系统设计配置水平低、压低单位成本造价、降低设计标准等,都会给日后的生产留下隐患,甚至造成不可挽回的损失。这一点可从上世纪七八十年代上马建设的工程中找到答案。如电气设备继电保护配置水平低,将会导致拒动或误动,严重时会造成设备的损坏;又如架空线路的绝缘设计水平低,将会在恶劣的环境中发生事故,严重时会造成系统的瓦解等。因此必须杜绝“先上车、后补票”的错误做法,把“安全第一、预防为主”的思想贯穿到生产系统设计及建造工作的所有环节中去,在厂址选择、生产设计、设备配置、管理结构设计、生产管理设计、劳动组合、设备选择、安装及调试等诸方面都要研究和解决好有关安全问题,实现人、机、环境三者的优化匹配,防止先天性事故隐患的存在,切实把事故消灭在源头。

通过预防性试验,继电保护校验,及时发现设备隐患、缺陷,把事故消灭在萌芽状态,有效地控制一般事故,杜绝重、特大事故的发生。

1.电气设备交工时必须符合《电气设备交接和预防性试验标准》,资料齐全。继电保护整定值应匹配,整组试验动作正确可靠。

2.一次电气设备必须按试验标准定期试验,以便及时发现设备隐患、缺陷。

3.采用红外线激光测温仪,对电气设备连结部位不定期测试,及时发现连结部位松动、过热,消除隐患,提高电气设备的运行可靠性。

4.继电保护按标准定期校验,系统参数变化时,其整定值应根据系统的参数重新整定。

5.采用先进的试验仪器,如回路电阻测试仪、电机匝间试验仪、变压器直流电阻快速测试仪、真空度检测仪等,以适应电气设备更新换代的需要,提高测试精度,减轻职工的劳动强度,提高工效率。

6.试验、校验原始数据记录完整、准确,并整理归档。

7.利用绝缘在线监测技术,对运行设备的绝缘参数进行实时监视,及时发现潜伏性、慢性发展的电气设备之缺陷隐患。

三、改善电气设备运行环境

在人防工程内部敷设的电力线路应满足设计、施工规范要求。值得一提的是人防内部无论明敷、暗敷的管材均宜采用钢管,而非其他类型管材。穿越围护结构、防护密闭隔墙、密闭隔墙的电气管线及预留备用管线钢管,应进行防护密闭或密闭处理,管材应选用热镀钢管。进出人防工程的电气线路,为防核爆冲击波,室外应一律采用埋地电缆敷设经防爆波电缆井引入,并应预留备用穿线管。不允许架空敷设。从低压配电室至每个防护单元的战时配电回路,应各自独立,以防止战时一个防护单元被破坏而影响其他防护单元的正常供电。当穿越其他防护单元时,在穿越的防护单元内应有防护措施。安装空气过滤器,减少设备本体的灰尘;改善设备通风条件;根据设备运行条件安装加热器,提高设备运行的环境温度;安装除湿机,减少设备周围的湿度等,均可以有效地改善设备运行环境。将各配电、变电站改为弹簧门,用防火泥堵塞管线口、洞,采用“五防”开关柜等,严防蛇、鼠等动物进入开关柜,并投放药物、鼠夹,防蛇灭鼠;在各配电、变电站种植草坪、树木或栽麦冬,清除杂草,破坏蛇、鼠、野兔的栖身地;同时,美化环境、净化空气,为职工创造良好的工作环境;高压开关柜少油断路器相间加装隔板,有条件时,对一次母线进行热缩处理,防止小动物引起的相间短路事故。

四、结论

保证工厂供电系统的安全、可靠、经济运行,应以安全运行为基础,以优质检修为保证,以技术改造为活力;坚持预防为主,定期检修与视情检修相结合;合理调度,根据生产需求改变运行方式,力求最佳;遵章守纪,按章办事,杜绝误操作。

篇2

软件起源于英国，是由英国AVEVA公司研发的一种三维工厂设计管理系统，并得到了广泛推广与应用，效果显著，尤其在项目管理、合作协同功能上，实现了创新发展。PDMS三维软件能够进行土建结构、支吊架、管道等多种系统应用，使设计更为专业化。其中管道设计模块应用最为成熟，管道支吊架设计在火电厂设计与运行中发挥着重要的作用，提高支吊架设计对火电厂运行发展有着深远影响。

1PDMS三维软件应用发展现状

虽然PDMS三维软件在项目设计中发挥着不小的作用，但是将其应用在火电厂设计中，仍然存在一定问题，有待进一步优化。1.1设计人员专业技术有待提升PDMS三维软件的应用，涉及数据库使用、数据搜集、集成等，涉及内容较为广泛；开发设计人员需要详细掌握PDMS三维软件。PDMS三维软件具有较强的专家服务功能，涉及多种内容、系统功能等，设计人员需要有较高的专业技术与综合素养；提高专业技术，消耗较多的时间精力，是一项高技术化工作内容，设计人员需要操作技术、系统修复能力，应对设计过程中发生的设计问题。1.2提升与第三方软件接口连接PDMS三维软件为项目设计包含一系列方法与途径，且涉及其他功能模块，比如：支吊架设计阶段受力、冷热状态下的位移转化等计算研究软件，全部要安装第三方软件。因为PDMS三维软件其系统功能并不健全，在应用时切出来的图样需要借助CAD软件处理。这样一来，设计师将消耗大量工作时间与精力投入到CAD处理中，增加了工作负担。因此PDMS三维软件还需要进行相应的提升，注重与第三方软件接口连接，进而实现有效的转化，简化设计流程，增加工作效率。1.3PDMS三维软件设计差异问题PDMS三维软件源自于英国，国外软件设计与我国软件设计一直存在一定差异性，将PDMS三维软件应用在我国设计中，自然有一定的差异。针对这一问题，还需要优化升级数据资源，提升工作技术水平。PDMS三维软件的应用需要投入大量的资金，并对设计人数具有较高要求，造成PDMS三维软件在我国发展中受到制约，影响了PDMS三维软件应用。

2在火电厂支吊架设计中的应用

随着火电站机组容量的增加，要求支吊架功能更为完善、性能更高。支吊架既要承受管道重力，又要防止管道位移，确保管道在冷热不均情况下的荷载恒定，避免管道出现振动等影响附属设施。管道系统中，管道支架发挥着不可或缺的作用，支吊架设计与管道稳定性、运行等有着直接连接。设计一旦不合理将会导致系统故障，由此可见，支吊架设计在管道设计中的重要作用。PDMS三维软件的应用，能够确保支吊架设计的科学性，并且经过实践证明，效果显著。

2.1支吊架设计趋于模块化

PDMS三维软件中的数据管理功能，有着较强的数据重复性处理技术，针对数据库变更，将能够在设计模型中直接反映出来，减轻了设计人员工作压力。设计阶段，将不同的设计方案进行专业性、技术性对此，进而选择最佳的设计方案，实现理想的设计效果，并且这样的设计方案具有可视化特点，能够直接应用在今后设计中。当某部分出现不同时，进行模板更改，并且变更部分能够清晰的展现出来，更为透明化。相对于传统设计软件，PDMS三维软件设计更为便捷、该变更较为简洁，无需繁琐的规范流程，具有较高的精确率，节省设计人员工作时间与工作精力。在这种模块式环境下，能够极大的提升项目工程质量、效率。

2.2提升设计质量、设计效率

（1）PDMS三维软件中的三维模型，适用于项目建设后期安装检查、力学研究、修复等流程，从而与设计方案要求吻合，并达到了设计图功能。PDMS三维设计软件具有校检效果，能够确保系统方案与模型的相通化，提升设计质量。（2）PDMS三维软件能够进行碰撞检查，检查设计中存在的问题，提升支吊架设计质量。项目施工阶段，常见管道与支吊架碰撞问题，而严重影响了设计质量的提升。PDMS三维软件利用碰撞检查，形成碰撞报告，对发生碰撞的位置、功能等情况进行数据生成，设计人员根据生成报告直接进行修复即可，在一定成度上简化了工作程序，并且确保设计的正确性。设计模型内容直接能够检查支吊架设计，防止在施工过程中发生碰撞，传统设计检查只有在施工后才能检查出碰撞问题，相对于此，PDMS三维软件检查节省了支吊架设计时间，提升了设计质量。传统的CAD设计，无法在布置图画中设计出支吊架拉杆、以及支撑，进而造成碰撞问题；但PDMS三维软件的出现，有效的解决了这一问题，将数据信息清晰的展现出来。（3）火电厂项目设计中，施工技术较为繁琐，尤其在管道设计环节中，管道使用频率较高，密度集中。使用传统的设计方法，缺少专业配合进而造成支吊架设计的不合理性，并且这些问题的出现只能在后期施工中才能发现，此时再进行工程变更、返工，不仅影响施工时间，更降低了经济效益。使用传统的设计方法，项目返工问题较多。PDMS三维软件的应用，降低了返工率。利用PDMS三维软件支吊架模型，实现了模型引导施工，进而降低经济支出，增加经济效益。PDMS三维软件模型设计，在施工过程中，施工人员按照模型的引导确保了安装的有效进行，防止返工问题，提升工作效率，保证施工进度。（4）PDMS三维软件中，能够自动对支吊架管道输出应力进行计算，降低设计人员工作负担。PDMS三维软件设计更具有随意性，设计人员将空间想象转为三维模型，保证设计的合理性，提升设计质量，这样一来，设计人员就能够有更多的时间投入到其他项目设计中。

2.3简化设计程序

火电厂支架设计中，工程量较大、技术要求较为严格。PDMS三维软件将设计流程变得更为规范化，将设计过程划分为不同的小过程，实现合作协同作用。管道支吊架设计，设计更为规范化、专业化，提升了设计水平。不同的设计流程，怎样将其有效的连接起来，成为重要研究问题。设计人员之间可以进行有效的交流，做好工作交接，确保每位设计人员都能够全面掌握设计方案，借助PDMS三维软件技术中项目管理系统，进行流程管理。在其有效管理作用下，使支吊架设计更为便捷、确保统一性，保证设计程序更为规范化，进而更有效的控制设计质量。

2.4保证设计模型更真实

PDMS三维软件通过构件三维模型，建立支吊架模型、管道模型，使之更为真实、直观的表现空间设计。利用可视化技术实现动画演示，使抽象化的项目设计更为形象化，形成视觉冲击，模拟真实情景。2.5出图效率高通常情况下，支吊架设计会消耗大量时间，而PDMS三维软件的出现，能够自动构成平面设计图、材料图表等施工用图，无需耗费大量的制作时间，减低工作量。PDMS三维软件形成支吊架平面图，按照施工标准抽测轴测图，简化工作内容。PDMS三维软件出图快速、简便，具有较强实用性。

3结束语

总而言之，PDMS三维软件应用在火电厂设计中，效果显著，尤其在管道支吊架设计中，应用PDMS三维软件，极大的提升了设计质量，使设计方案更形象、直观，保证支吊架设计的标准性与技术性。文章分别从PDMS三维软件应用发展现状、基于PDMS三维软件在火电厂支吊架设的应用，两方面进行分析，希望对火电厂应用PDMS三维软件有所帮助。

作者:马慧娟 单位:广西农业职业技术学院

参考文献：

[1]李东方.基于某600MW电厂工程PDMS三维设计应用与研究[D].华北电力大学,2016.

[2]唐涌涛,关晖,苏荣福,等.基于PDMS的管道支吊架结构设计软件开发[J].核动力工程,2014,(4):35-38.

篇3

设计分包单位每月定期向项目现场及设计总体院提交设计工作进展报告，反映其所承担设计工作的当月实际进展（文件出版、里程碑等），提交下一个月的主要活动和工作计划，并指出存在的问题及拟采取的应对措施，进度报告在传递信息、反馈问题、加强沟通方面起到了良好的作用。

1.2进度动态管理

对进度计划的管理采取本月检查完成情况、下三个月预报的动态跟踪方式，同时，根据设计进度计划提前编制内部接口和外部接口计划，并根据资料到位情况随时更新接口计划和设计计划。对影响到施工里程碑的重要图纸缺资料情况提交书面文件，使设计、施工、业主各方及时了解问题并采取措施。

1.3定期的设计进度协调会

设计分包院与设计总体院每月召开一次设计进度协调会，所有设计单位参加的多方设计协调会约2～3个月召开一次。设计进度协调会有利于总包方对设计进度的了解控制，也有利于各方交流专业技术问题和设计管理问题，是各设计单位信息交流的平台。

2阳江核电厂工程设计进度管理中的问题

2.1计划工期

阳江核电厂工程在参考其他CPR1000项目的基础上，制定的单台机组计划工期是56个月。在编制工期计划时，对于参考电站的不同点考虑不够完善，如:施工逻辑、设计方案、承包商的人力资源等。该工程常规岛主厂房框架与楼面同时施工到顶、500kV开关站进出线方案反复变化等，这些都导致原计划一级里程碑调整，以及后期调试工期紧张。1号机组实际工期63个月，比原计划多7个月。

2.2二级进度计划的联动性

为保证一级进度计划的顺利实施，虽然各板块二级进度计划编制时都有提前考虑局部施工计划，但板块间的接口点和逻辑关系仍然不够明确和清晰，设计、采购、施工、安装、调试各板块的二级进度计划的匹配性不强，联动性差。各板块计划不匹配，不能形成联动，造成下游施工的二级进度受影响。

2.3采购进度计划的执行

采购进度计划的执行主要以单个或成组采购包的形式进行，采购二级进度计划也是按采购包安排进度计划，未考虑向设计提资的问题。设备制造方面，核岛和常规岛主设备制造进度普遍延误，辅助设备中也存在设备到货时间晚于计划时间的情况，对现场施工造成影响。

2.4BOP进度计划

阳江核电厂工程承担BOP数量较大，较多BOP并无参考资料，部分BOP施工进度受计划编制的合理性、科学性等因素影响，计划普遍不能得到有效的执行，二级施工计划、三级设计计划与实际施工时间之间偏差很大。

3进度管理改进建议

根据阳江核电厂工程设计进度管理中摸索出的成功经验和遇到的问题，对其他核电项目的设计分包院的进度管理提出以下改进建议。

3.1加强各方进度考核指标的关联性

阳江核电厂工程设计进度计划执行过程中，存在设计总体院、设计分包院、施工承包商进度考核与里程碑不一致的情况，部分里程碑形同虚设。建议加强各方进度考核指标的关联性，不仅能激发项目参建各方达到进度考核指标的积极性，也有利于业主对项目进度的管理。

3.2参与进度策划

阳江核电厂工程设计分包合同规定，工程设计三级进度由工程总包方负责编制，设计分包院在计划编制阶段不能参与，因此对计划的管理没有主动权，计划执行过程中往往处于被动地位。建议设计分包院能积极争取参与到设计进度策划中，根据设计规律、设计方案编制更合理的设计三级进度计划。

篇4

二无功补偿技术的发展

根据以上分析来看，无功补偿技术在近年来取得了非常显著的发展成效，在无功补偿效能方面也有一定的完善。然而在当前的无功补偿技术方案中，还存在一定的不足，未来在无功补偿技术上还需要向着以下三个方向做进一步的发展：第一，合理应用新型信息检测技术以及信号处理技术，当前大量的理论与实践研究已经证实——广义瞬时无功功率检测方法即便是在电网电压出现畸变或不对称问题的情况下，仍然能够对基波正序瞬时无功电流以及不对称（高次谐波）瞬时无功电流进行准确的分离。在此基础之上，根据分离得到的不同类型的瞬时无功电流，在无功补偿时有选择性地进行部分补偿或完全补偿，整体运行效能好，未来需要进一步探索将这种信息检测技术与无功补偿装置的融合方法。除此以外，考虑到电力系统具有数据规模庞大、数据质量整体水平较低以及数据量大等方面的特点，同时系统要求相关装置能够根据所接收的数据快速、高效地做出反应，因此，在无功补偿装置方面，还需要探索将其与数据挖掘技术以及粗糙集技术的融合方法，以提高无功补偿装置在处理庞大数据以及获取重要信息方面的能力。第二，促进控制理论、控制方法的发展。在现代计算机技术快速发展的背景之下，无功补偿装置中现代化的控制器、控制方法以及控制理论得到了非常深刻的体现。在无功补偿装置系统设置中，通过引入新型的数字化处理器，不但能够使数据采集的工作效率得到提高，还对处理的精度、实时性有重要影响，通过对控制方法的完善达到提高无功补偿装置运行效能的目的。第三，提高电力电子器件性能。在整个电力系统当中，所使用电子器件的具体性能将对整个无功补偿装置的运行效率产生直接性的影响。因此，为了提高无功补偿装置的运行效能，可以尝试从材料、技术、工艺等多个方面入手，提高基于半控制或全控制电力电子期间的性能。特别是在国内当前技术水平比较薄弱的全控型电子期间中苦下功夫，能够为无功补偿技术的应用带来非常深远的影响。

篇5

供电过程会受到季节变化和地域条件的影响。在每年夏季和人口密集的城镇，用电需求会大幅增加，电量缺口大，供不应求。为应对这种情况，供电公司会采用拉闸限电的方式提供电能。这种情况对于用电需求较高的生产企业非常不利，会很大程度上减弱其生产效率。此外，拉闸限电也会给人们生活带来诸多不便。如2012年印度大停电造成了印东北部六亿七千万人受到影响，造成这起事故的原因就是印度整体电力供给量无法满足高峰期的供电要求。事后，印度总理申请投入4千亿美元来提升印度的供电能力和发电的稳定性。我国的供电工作虽然相比印度更完善，但同样也有类似的问题存在。

2）电力安全管理制度不健全

目前，电力公司的安全建设管理缺少健全的制度，并没有将每一项工作对应的安全规范进行一一落实。例如在用电线路安装过程中，前期工作必须严格落实现场勘查制度，做好危险点分析，制定完善的施工方案，但在实际施工过程很难真正做到。

3）电力安全制度流于形式，缺乏实际操作性

一些电力企业在现场施工过程中没有将安全制度落实到实处，只停留在口头上，严重阻碍安全建设，无法切实保障工作人员的人身安全，也无法提供安全的供电环境。出现安全事故时，并没有相应的监督管理部门对事故安全问题进行调查，找不到事故的真正原因，使得安全建设成为一纸空文，无法为电力企业提供有效的安全保障。很常见的情况是，一些工程施工队伍在施工前开会分配工作任务时，工作负责人会向工作班成员强调注意安全，大家也积极回应，但只是停留在了口头上，并没有切实的将安全施工注意事项加以细化说明落到实处，最终酿成惨剧。

4）电力设备使用不当

目前，电力企业中，废旧的电力设备重复使用的情况十分普遍。由于使用老化电力设备、安全防范措施不到位和风险管控能力不足等问题导致的电力事故屡见不鲜。在设备的管理和使用过程中，必须有严格的设备管理制度把控设备的安全使用。如某供电局在一次低压线路故障修复过程中发生了倒杆，造成一名员工死亡，事故的直接原因就是电杆破损严重，抗弯承载能力下降，不能满足施工条件。

5）电力系统安全监督管理不到位

供电企业中，安全建设制度已相对完善，然而，实际施工中仍能暴露出相当多的问题。很大的原因是监督管理不到位，施工人员受到的制约较弱，积极性不高。而且，许多供电企业的领导更多的关注基础建设和技术改造工程，对于供电企业的日常安全管理的重视程度不够。其实，安全管理日常监督才是降低安全事故发生率的关键环节，这些小问题都有可能引发大的安全事故，影响工作任务的顺利开展。

2改善措施

1）加强员工的安全教育

电力系统安全建设的主导力量是工作人员，相关人员的作业安全能否得到保障完全是由电力企业人员的工作过程决定的。因此，应在电力工程人员上岗之前进行系统的安全意识教育，并对学习成果进行验收，严格杜绝不合格人员上岗。在日常工作中，要定期对员工进行培训，将安全问题深入到员工的内心，让他们深切意识到电力安全无小事。场外培训对于工作人员实际操作能力的提高有很重要的意义，应在施工现场由经验丰富的员工给新入职员工进行培训。教他们如何规范使用工器具及相关施工机具设备、如何应对突发状况、施工现场应如何进行自我保护等。此外，健全奖惩机制对于员工的工作有很强的制约作用。对于违章操作的工作人员给出明确的惩罚措施，并进行记录；对于零失误的员工给予相应的奖励。这样才能充分带动员工的工作积极性，将安全工作深入到员工的意识里，保障施工安全。

2）完善电力安全制度建设

管理部门应该将安全管理任务实行分层分级负责的制度，将各项工作落实到每位员工。监督部门应该按照各部门的工作职责进行监督，及时发现安全隐患，并对相关负责人给出惩罚措施，保障责任到位。尤其对于习惯性违章的工作人员要严厉惩罚，并对其习惯性违章行为进行备案，提醒其他工作人员防止类似违章行为的发生。

3）加强现场施工的安全管理

为了保障安全生产，现场施工过程必须进行严格的安全管理。现场施工安全不仅包括安全工器具的规范使用、施工过程的安全进行，还包括施工队伍的安全管理。施工过程中，必须将安全放在第一位，这对保障施工人员的生命安全至关重要。无数的实例表明，在电力维修过程中，带电作业很容易无情的带走维修人员宝贵的生命。此外，电力设备故障导致的安全事故也屡见不鲜。因此，企业必须加强电力设备的监管，定期对设备进行检修，淘汰过期设备，及时消除安全隐患。

4）严格监管工程承包作业

一些工程任务需要交给外包企业完成。在外包过程中一定要事先了解清楚承包商的资质，包括其工作质量和工作后续服务等。满足要求的承包商才可以接手工程。施工前要签订施工合同和安全协议，明确双方责任，一旦出现问题按合同和协议处理，保障施工过程的每个环节都有相关部门负责。

篇6

台山电厂规划8X600MW机组，是目前国内在建电厂中规划最大的电厂。分两期建成，目前在建的是一期首两台600MW机组工程。业主通过全国招标，#1机组土建安装由我局和广东火电合作中标。我局主要负责#1机土建和化水、循环水进水土建的施工，在该项目业主非常重视P3软件和MIS系统的使用，为我们在该项目用好P3软件提供了外部保证条件。本文就我局在台山电厂工程项目如何运用P3软件来管理施工计划和控制施工进度作一实际介绍。至于P3的资源、费用加载在此暂不多述。

1、工程项目管理模式

在该项目管理中我局采用了项目部下设分公司的管理模式。分别设置了主厂房、化水项目一分公司，集控楼、炉后项目二分公司，循环水进水项目三分公司，主厂房钢结构吊装四分公司，止水帷幕项目五分公司。各分公司与项目部签订内部分包合同，在经济上相对独立。这样在工程管理上项目部必须采取一种更科学、更有效的手段才能保证各分公司的进度、质量、安全完全在项目部的控制中。P3软件的使用使项目部完全掌握了分公司的施工进度，使项目部更有效地管理施工计划。实践证明，这种项目管理模式使用P3软件来控制施工进度是比较有成效的。

2、P3总体计划的编制

P3总体计划的编制由项目部总工来组织，由项目部计划主管带领各分公司计划专职（由各分公司现场技术主管担任）统一完成。P3作业代码采用7位，如作业：#1机A列柱#4~#6轴基础，其作业代码用1AAB005来表示。第1位"1"代表#1机组，"2"代表#2机组，"9"代表系统；第2位"A"代表建筑工程，"B"代表安装工程；第3位"A"代表主厂房土建工程，"B"代表锅炉房土建工程，依次类推；第4位"B"代表主厂房地下结构，"C"代表主厂房汽机间上部结构，依次类推。WBS码结构及编码规则如下图示。

在总体P3计划编制时，各分公司计划专职根据项目部要求，先进行项目分解，完成后由项目部总工审核其项目分解和分解条目工期的合理性。项目部计划主管根据业主要求先建立P3总体计划的主/子工程（工程组），我们建立工程组TSAC代表台电一期首两台A标段工程，再分别建立各分公司负责的子工程，如1CVLA标主厂房土建工程，9WTRA标化水系统工程等等。然后由各分公司计划专职把项目分解分别导入各自负责的子工程，连接作业逻辑关系即可完成。总体P3计划工程组TSAC完成后，由项目部总工组织项目部各部门及各分公司施工员以上的技术人员共同审核。经过分析调整基本达成一致意见后，建立目标工程TSMB，并报业主审批。

3、P3计划的定期盘点和周计划的发放

施工现场实际进度在变化中，现行计划亦要随之而动态变化。这就需要定期对现行计划进行更新、调整和盘点，以始终保持现行计划的可实现性和指导性。P3计划的定期盘点就是定期对现行计划输入工程进度信息，预测正在进行中作业可能的进展情况，更新数据日期然后进度计算。数据日期线往前移动后，计划执行情况随之反映出来。计划的执行过程关键路线也会随进度而变化，这是我们应特别关注之一。对于由于进度拖后而产生负总浮时的路线，我们要认真分析计划拖后的原因，以及调整计划执行的措施。在台山电厂项目，每周二上午由项目部计划主管召集各分公司计划专职共同进行P3计划的盘点，做好计划盘点记录。计划盘点调整完后，对现行计划过滤下周P3计划（P3周计划采用幕布的办法表示，见下图）。P3周计划由项目部总工签发项目部调度、项目部部位主管、各分公司经理、施工员、班组长，做到周计划层层落实。

4、P3周计划的检查落实

在台山电厂项目，项目部定期每周二下午召开以计划为主线的工程协调会。在协调会上，项目部对照上周P3周计划逐条检查计划完成情况，对于未完成作业条目，分公司要说明原因和分析采取的措施。项目部计划主管要对本周P3计划盘点调整情况，和P3盘点后现行计划变化情况作出盘点报告，分析下周P3计划可能存在的风险因素，尽力确保下周P3周计划的落实。

篇7

中图分类号： S611 文献标识码： A

前言：工业供配电和普通的家庭供配电在设计上还是有着比较特殊的差异的，工业在供配电时通常是随着极大的电力负荷，对于高、低压配电系统的选择也是有着一定的要求。除了要满足工厂的用电的需求，同时还要尽量的保障工厂电力系统也能够安全稳定的运行。另外，在满足企业的基本用电需求的时候，也尽量可能多的考虑设计方案的经济效益，这样才能够为企业带来更大的经济价值。

1、工业供配电设计的原则

1.1供配电总体布置设计

遵循国家相关法规，设置总体内外变配电布局设计，依照短路电流需求、同路负荷和对应额度，确定变电所的高低侧电装置。本着可靠与效益原则设置配电压、配电网设计方案，测算导线横面和电压耗损配置装备。

1.2防雷器材的设计原则

依照当地区气象条件，考虑安装防雷器材装置，采用防直击避雷器材作用范围核算，计算，排除易反击状况空间长度计算，依据基本参数设计防雷电型号，确立连接位置，通过避雷火弧电、频放电压与最大允许安装距离检验以及冲击接地电阻计算。

2、工业供配电设计中需要注意的问题

2.1电力负荷

电力负荷在展开工业配电设计的时候，首先应该做的是进行负荷分级。分级依据会根据电力负荷因事故中断后在政治及经济上所造成的影响及破坏程度来确定，一般会分成一级、二级和三级，当供电中断以后，造成的影响及损失越大，对供电的可靠性的要求就会越高。在进行电力负荷分级的时候，不同的行业因为使用的设备不同，在分级的时候也会时不同的参考依据，在《工业民用配电设计手册》中会有具体说明。电荷分级以后针对不同级别电荷的供电要求也是不一样的。(1)一级电荷的供电要求是最严格的，尤其是对于一级电荷别重要的电荷，一般会配备两个电源，这是因为当一个电源维修的时候，可以有另一个电源来进行持续供电，这样才能够避免电荷的中断。但是在实际操作的过程中应该考虑到，很有可能在当一个电源发生严重故障的时候也会对另一个电源造成一定的影响，这很容易会导致两个电源都出现问题。为了避免这样的情况发生通常对于一级重要电荷除了会配备两个常用电源外还需要配备一个增设应急电源，应急电源系统可按具体条件来选择，通常可采取独立发电机组或者选取第三路独立电源或蓄电池来替代。(2)对于第二级负荷在供电的时候，需要尽量保障在线路发生常见的故障的时候供电不被中断，或者中断后电力系统能够迅速恢复供电。(3)第三级负荷的供电要求只需要尽量保障其在正常状况下的用电即可。

负荷分类及计算通常工业配电中都会伴随着许多大功率的用电设备，这些设备不仅会产生很大的用电量，在进行负荷分类时也有严格的参照。根据国内电价制度对于不同性质的工业企业、企业内不同形式设备的用电在电价计收费方式上都会有所区分，在设计时应当尽量将不同电价的负荷严格分开，这样才能够让后期的分类计费更易于操作。负荷计算在工业配电中是很有必要的，只有前期进行准确的计算才能够知道企业所需的总负荷量及负荷等级与负荷类比，有了这些数据后才能够计算出各支部的分负荷，进而可以以此为依据向供电部门申请电源及拟定的供配电系统及设备。同时，也可以以此为依据来选择需要的电器、导体，计算出潜在的电压损失、电能损失及功率损失等。

2.2高压、低压供配电系统的选择

供电电压的选择主要取决于工厂用电负荷的大小、供电距离的远近以及工业企业的规划与远景。对于大型工厂以及用电负荷很大的中型企业，设备容量可以控制在2000～50000 kV，如果输送电能距离在20～150 km内的可以以35～11 kV的电压进行供电。对于中小型工厂通常电容设备课控制在100～2000 kV内，当输送电能距离在4～20 km以内时可采用6～10 kV的电压进行供电。工业配电高压、低压供配电系统的选择要根据工厂具体的情况来定，在获取了工厂的设备容量、电能输送距离等数据后可以针对性的采取合适的配电系统。此外，在确定工厂高压配电电压时应当对于各种配电方案进行综合性权衡，在满足企业基本用电需求的同时应当尽量多的考虑方案的经济效益。对于低压供配电系统的选择则需要着重考虑低压用电设备的电压，通常情况下380/220 V基本能够适用。但对于有些特殊行业，例如矿井下作业的工业企业，这样的低压配电无法满足其需求， 需要采用660 V甚至1140 V的低压配电电压。对于高压、低压供配电系统的选择需要具体参考企业的性质、用电需求及设备电容量等客观因素。以某新建石化工程项目为例，该项目在实际运作过程中主要划分为两个区域:生产区和辅助区，在生产区中又会有很多个子项目，其中涵盖装置区、厂房、配电房及水泵房等，每个区域应当选择的供电电压都不一样。原则上首先需要计算出每个子项目中的用电负荷总量，同时要算出所要设备的总电压。在选择供电电压时线路的输送距离也应当有准确的测算，这样才能够了解在输电线上可能产生的电压损耗。只有对于单个项目的各方面状况都有了清晰的了解后才能够在确定合适的供电电压。工业配电设计在实际工业项目或工业厂房中应用很多，在进行设计前很重要的一点是要具体考察项目的实际情况再来选择合适的设计方案，这样才能够在设计出科学有效的方案的同时又能够最大程度帮助企业节省不必要的电费开支。

3、供配电设计中常见问题

3.1供配电设计的配电设备或处所

配电设备线路破损，变压器容量虚假劣质电能表，断路器等设备导致安全隐患;缺乏保护与降低智能开闭和软起器，缺乏变电所配电，加大距离，降低效率。注意各处计量途径不统一，配电所地理处所千差万别，有些潮湿影响变压器寿命和工作稳定。还有些维护或消防通道不合格，限制配电设备工作发挥，也增加维护工作量与经济投入。

3.2供配电系统监测手段落后

在某些大型工业厂区或综合建筑群，日常的用电量很大经常出现负荷如果做不到及时监控，可能导致变压器及其他电器破损，经过一段时期运行后不能做到实时监控配电变压器工作情况的话，可能造成该配电系统的安全隐患二即使维修得当、也形成了电气损坏和经济损失。

3.3供配电系统非消防电源控制失误

根据消防有关规定，确认火情同时应当切断非消防电源，并连通消防报警或火警标志灯，一旦发现火情，应立即切断防火区域非消防电源。在此类设计中经常低压柜出线侧切断配电干线回路。如果不注意分路设置电源线路，造成火灾时得惊慌与报警器失灵。

3.4长距离供电缺乏短路保护

电缆大间距对设备供应电流、在监测末端设备工作是否正常开启与电压能否达到要求的同时，也要注意设置馈电断路器带短路或过延时保护设施，因短路的刹那形成电缆的保护死角，或电路末端无法有效保护，与长电路的末端断路器形成级差，造成越级跳闸现象。

结束语：随着我国经济快速发展和社会进步，电能在工农业生产以及人们日常生活中越来越起到举足轻重的作用，电气化拉动经济增长，提高社会生产率，降低劳动成本和人们劳动强度，工业供配电设计对于发展经济，改善人们生活有着非常重大现实意义。文中针对供配电设计与运行中的问题，结合实践体会提出一些解决办法和对策，希望供配电系统更好的提供安全可靠的供配电系统和高质量电能，为我国经济持续发展和人们生活提供有力保证。

篇8

1.工程概述

尼尔基水利枢纽是国家十五计划批准修建的大型水利项目，也是国家实施西部大开发战略的标志性工程项目之一。发电厂房左侧与主坝相接，右侧与右副坝相连，是水利枢纽的关键项目。施工进场前已经建立了二等平面高程控制网。

尼尔基水利枢纽工程位于内蒙及黑龙江两省交界的嫩江中游，测区属于平原地带，高差为50米左右，地形起伏不大，部分地段植被较多，由于进场时部分工程已经开工，河床堆积物较多，大部分二等控制点位于地势较低的河床地段，通视条件较差。

地区常年气温在-29℃~39℃之间，因工期紧迫，2002年7月选点造墩，8月进行观测，成果用于开挖及混凝土衬砌。2003年4月对该网进行了复测工作，其成果作为最终成果。

2.施工控制网的设计与实施

2.1控制网设计

水利水电建筑物控制范围大，具有粗放性的特点，测量放样达到精度，岩石基础开挖为dm级，混凝土、公路、隧洞、桥梁为cm级，机电设备安装、轨道敷设虽为mm级，但系相对轴线而言，故控制网的精度不要求过高，实际上施工控制点用途广泛，使用周期长至几年，为保证工程建设质量高标准，我们选定发电厂房控制网平面等级为四等，高程等级为二等。

2.1.1平面控制网设计

因施工现场地形等诸多不利因素影响，点位布置受限，而且与原有东北水利水电勘测设计研究院布设的二等网点通视条件差，通过对二等控制网点可利用性的评估及经过网型优化，最终确定以附和导线网的形式布设厂房施工控制网。利用M05、M09、M15、M11作为起算点，C87、C8、C9、C4及M15布成网型结构，同时观测M11~C7、M08~C7及M15~M08三条加强边，方向、距离和天顶距的观测数为41个，最大边长为1400m，最小边长87m，平均边长为281.7m。按四等三角测量的精度要求实施。采用经过检定的拓扑康GTS710全站仪（仪器标称精度为测角精度1.0″，测距精度2+2ppm）进行测角测边。

利用观测仪器先验精度和设计图形数据，对该网进行精度估算，全部控制点的点位误差都在7mm以内，其中尼尔基水利枢纽发电厂房平面控制点共有9个（如图1所示），平面高程控制点的标石类型为普通钢筋混凝土标石。

图1发电厂房施工控制网布置示意图

2.2控制网的施测

施测时采用经过检定的拓扑康GTS710全站仪（仪器标称精度为测角精度1.0″，测距精度2+2ppm）进行测角测边，严格按《水利水电工程施工测量规范》SL52-93中的相应技术指标进行施测。控制观测时段，以减小大气折光影响。观测方向共20个，观测18条边。测量测站周围的温度及气压，输入全站仪内，气象改正仪器自动完成。

2.3内业数据处理

原始记录通过核对后，对测量的边长进行归算，边长经过加乘常数改正、球差改正及投影改正。采用NASEWV3.0平差系统进行平差计算。最大点位误差、最大点间误差、最大边长比例误差如下：

测角中误差=1.5″

最大点位误差=0.01米

最大点间误差=0.01米

最大边长比例误差=1/53600

满足《水利水电工程施工测量规范》SL52-93中规定的最末级平面控制点相对于同级起始点或临近高一级控制点的点位中误差不应大于±10mm的要求。

3.精确性

发电厂房施工控制网施测利用5个II等已知点加密4个IV等待定点，观测成果采用严密平差，其点位中误差平均值为±10mm，见表1，平面点间误差见表2。2003年4月对该网进行了复测，两次观测成果内部符合精度都比较高，比较同一点两次坐标值较差都在1cm以内，三角高程较差均在±5mm以内，2002年8月，我们采用二等闭合环线水准对各点进行了观测，起算点为I等水准点S1，闭合差为1.6mm。计算成果作为各点的高程成果。由此可见尼尔基发电厂房施工控制网成果是精确的，完全可以满足放样轴线点及碎步点对施工控制点的精度要求。

表1平面点位误差表

点名

长轴

短轴

长轴方位

点位中误差

备注

C8

0.008

0.004

-55.1340

0.009

C9

0.009

0.004

-68.1050

0.010

C4

0.009

0.004

-63.1737

0.010

C7

0.008

0.004

-65.5421

0.009

表2平面点间误差表

点名

点名

MT

MD

D/MD

T-方位

D-距离

备注

M05

C8

0.0057

0.0041

257000

212.3527

1068.110

C8

C9

0.0025

0.0023

113000

87.0632

261.935

C8

C4

0.0017

0.0020

81000

88.4430

159.862

C8

C7

0.0023

0.0022

105000

126.2937

234.419

C9

M15

0.0025

0.0027

98000

182.1402

265.303

C9

C7

0.0017

0.0017

102000

205.3622

169.251

C9

C4

0.0015

0.0014

71000

264.3319

102.240

C4

C7

0.0015

0.0016

89000

168.4021

145.767

C7

M15

0.0012

0.0024

53000

150.4914

128.820

M15

M11

0.0040

0.0060

140000

87.3840

1401.588

3.可靠性

施工控制网的点位精度是通过稳定牢固的观测墩来体现和保证的。观测墩钢筋混凝土结构，顶部预埋强制对中螺栓，其上可安置仪器和站牌，其对中精度为0.2mm，地面上高度为1.2m，地下至冻层以下（深度2.0m）或置于岩石上。尼尔基水利枢纽地处寒带，温差大，冻土层深2.0m，冻土期半年。根据经验，观测墩经过一冻一融后可以基本稳定。建网次年的复测成果与原成果较差都在10mm以内。该网的高精度和稳固的观测墩保证了成果的可靠性。

4.实用性

篇9

根据《强条》，事故放油阀门首先应该布置在安全的位置。在以往的工程设计中，事故放油阀门均按照DL/T5204—2005《火力发电厂油气管道设计规程》将2个钢制阀门布置在距主油箱5m之外，然后将第1个阀门的操作手轮加传动装置传动至运转层上。“有2条通道可以到达”的要求在零米很难实现，因为零米设备布置较多，厂房内空间较小，留出的通道一般是曲折的，而且总有1条通道需要经过主油箱，在主油箱发生事故时不能保证这条通道可以安全通行。

主油箱一般靠近A列布置，主油箱与A列之间只有5m的距离（有的甚至达不到5m）。靠近A列设置了阀门后要留出2条通道，则只能是阀门两侧顺着A列的通道；而总有1台机的主油箱是靠边的，所以这侧的通道只能通过主油箱，但事故放油管道一般从沟道内通向室外事故油池，这样2个阀门之间的检漏点不便于运行巡视。

实例说明

图1为常规300MW级工程事故放油阀门的布置方式。如图所示，事故放油阀门与主油箱留出了足够的距离，但“2条通道可以到达”的要求没有满足：左侧为检修场地，开有大门，可以算作1条通道；而右侧是空冷汽机的大排汽管道和采暖抽汽大管道的管沟等，布置复杂，很难留出合适的通道。此工程为1台机组，若是2台机组，则必有1台机组靠主油箱，靠近主油箱这一端为厂房的端部（固定端或扩建端），实现“2条通道可以到达”则更难：左侧通道必须通过主油箱，右侧则需要通过排汽大管道及采暖管沟等。另外，图中2个阀门之间的检漏点不易操作，检查巡视不方便；在事故放油阀门上方，本是1条从厂房内通往精处理取样架及进入精处理靠A轴这一侧的通道，但在事故放油阀门上加装的传动装置正好在此通道上，严重阻碍通行。

建议

针对上述问题，结合现场实际，提出以下建议。

（1）主油箱应紧靠A列布置，在主油箱另一侧留通道，事故放油管道从地上穿出主厂房，然后在A列外设置阀门小间以布置事故放油阀门及检漏点，事故放油管再从地下通向事故油池。

（2）主油箱及事故放油管道维持原设计不变，将事故放油的2道阀门全部布置在室外，同样在A列外设置阀门小间。这样布置可以缓解空间紧张的问题，而且将阀门设置在室外的安全性远远大于室内，同时也满足了《强条》的规定。

汽水及油管道布置

1条文内容及解释

DL5000—2000《火力发电厂设计技术规程》部分《强条》规定：“单元控制室、电子设备间及其电缆夹层内，应设消防报警和信号设施，严禁汽水及油管道穿越。”

按照规定，在布置管道时应避开单元控制室、电子设备间及其电缆夹层，而对于其他电气热控的房间及设备虽没有明确规定，但在设计中也应尽量避开管道。如果布置电气热控的房间及设备旁边的汽水管道的阀门法兰处发生泄漏，将会损坏电气设备。

2常规的汽水及油管道布置

在以往工程设计中，空冷设备间侧循环水及有无压放水管道进出主厂房时，总要穿越空冷电子设备间，在穿越时有采用整体加套管的方式，也有采用降低标高彻底直埋在空冷电子设备间下的方式。加套管的方式对预留套管及墙壁的防水要求高，容易漏水；直埋的方式不利于日后检修。因此按照《强条》规定，在布置汽水及油管道时应该彻底避开空冷设备间，从其他方向进出主厂房。

常规设计中，电气低压配电间是封闭的，管道及阀门一般不会布置在房间中（即使布置在房间中也很容易发现，能够尽早修改），一般都是顺着房间的墙边布置，即使阀门法兰泄漏也不会直接对配电间中的配电柜造成损坏，及时消除泄漏不会产生次生危险。还有一些工程设计中，电气低压配电间采用敞开式设置，周围用栏杆围起来，管道阀门就不能布置在其周围，否则阀门法兰或管道等泄漏将对配电间造成威胁。

3实例分析

3.1布置方式存在的问题

以科右中电厂为例，如图2所示，配电间在固定端为敞开式设置，按照常规设计在1轴处，在1轴的A列与1/A列之间为室外管道进入主厂房的空间，除盐水管道进入主厂房后设置了1道阀门，氢气管道从此处进来后也设置了阀门。在安装期间，除盐水管道阀门法兰泄漏，导致周围配电柜进水，幸好配电柜未带电，没有造成重大事故；后统一将配电间周围的阀门移至远离配电间的地方，同时对配电间周围的管道焊缝均做了射线探伤，彻底消除了隐患。

3.2建议

建议敞开式的配电间周围不要设置法兰阀门、法兰对夹式的流量测量装置或用法兰连接管道；同时应在图纸上标明周围的管道焊缝以便做射线探伤，确保日后运行的安全性。

制粉系统防爆和灭火设施设置

1条文内容

选自DL5000—2000《火力发电厂设计技术规程》部分的《强条》规定：“制粉系统（全部烧无烟煤除外）必须有防爆和灭火设施。对煤粉仓、磨煤机及制粉系统，应设有通惰化介质和灭火介质的设施。

2设计中存在的问题

在以往的工程设计中，磨煤机、给煤机只有蒸汽灭火设施，并没有设计通惰化介质设施，只有煤斗既有通惰化介质设施也有蒸汽灭火设施。目前多数给煤机厂家在设备上没有设计消防蒸汽的接口，因此在设计中也就取消了蒸汽灭火设施。这些设置方式都不满足《强条》的规定。

3实例说明

在科右中电厂工程设计中，只给磨煤机设置蒸汽灭火设施，蒸汽从除氧器引出；煤斗设计了通惰化介质的设施；由于给煤机厂家没有设置消防灭火接口，所以没有设计消防灭火设施。之后为给煤机加装消防灭火设施；蒸汽从暖通用减温减压器后引出，然后与磨煤机消防蒸汽母管连接，磨煤机与给煤机的消防蒸汽成为双路汽源。正常运行时用除氧器内的汽作为灭火汽源，停机状态下用暖通减温减压器后的汽作为灭火汽源。更改后的系统见图3。

这样更改的原因是：此工程为单机运行，长期停机的可能性较大，在停机状态下，除氧器中是没有蒸汽的，为防止给煤机中存煤在停机状态下自燃（燃用煤种为褐煤），单从除氧器接出的消防蒸汽汽源是不可靠的；而停机时的蒸汽来源只有启动锅炉房来汽，蒸汽进入辅汽联箱后向各个用汽点分配。为提高消防蒸汽的可靠性，从暖通减温减压器后引出1路汽源作为停机状态下的消防蒸汽汽源。这样更改后，制粉系统的主要设备均有了灭火设施，任一设备事故都能及时消除，确保运行的安全性，但这样不满足《强条》中“应设有通惰化介质和灭火介质的设施”的要求。

4建议

针对此问题，在以后的设计中应该严格按照《强条》的规定，结合工程实际情况，作出合理的设置；同时将事故情况进行认真分析，有针对性地选择消防蒸汽汽源。

抗燃油集装装置基础设计

选自DL5000—2000《火力发电厂设计技术规程》部分的《强条》规定：“当汽轮机调速系统和旁路系统的控制油采用抗燃油时，应有必要的安全防护设施。室内空气中有害物的浓度值不应超过现行的国家有关卫生标准的规定。”

1设计中存在的问题

在以往工程设计中，抗燃油集装装置基础均设计为直接做1个基础台面，或做1个槽钢架子，将设备放在上面，并没有按照条文中所要求的设置“必要的安全防护设施”。

2建议

抗燃油属于有毒介质，为防止其泄漏造成事故扩散，同时为了检修时易清理泵内残留的油，基础应该类似于油区的围堰，在抗燃油集装装置底部的基础台面四周也做1圈。围堰的底部留出排油口，放置1个小油桶接收事故及检修时泄漏的抗燃油，防止事故及检修时抗燃油泄漏而造成次生危害；在基础平台的表面要求贴防腐瓷砖，以便在基础沾油后易于清除，尽可能地减少其挥发量。

排汽口设置

1条文内容

DL/T5054—1996《火力发电厂汽水管道设计技术规定》部分《强条》规定：“排汽管道出口喷出的扩散汽流，不应危及工作人员和邻近设施。排汽口离屋面（或露面、平台）的高度，应不小于2500mm。”

2排汽口设置形式选择

实际设计中，“排汽口离屋面（或露面、平台）的高度，应不小于2500mm”的要求一般都能满足，但是部分设计不满足“排汽管道出口喷出的扩散汽流，不应危及工作人员和邻近设施”的要求，主要是由于采用的排汽口形式不同，喷出的扩散汽流差别较大。室外排汽口的设置大致可分为6种形式（见图4）。在以往的设计中，从侧墙引出的排汽口大部分采用图4中a的形式，排出的汽流有斜向下扩散的趋势，但高度很难计算，因为汽流高度与排汽时的压力及排汽时长等均有关系，而这些数据不确定，即使排汽口标高大于2500mm后，也不能确定是否会危及工作人员和邻近设施；采用方式e也存在同样的问题。若采用这2种方式，为保证喷出的扩散汽流不危及工作人员和邻近设施，只能在2500mm的基础上进一步抬高排汽口的标高，这样势必增加排汽阻力并浪费材料，而且标高也受厂房结构的限制。除此2种方式外，其余4种方式喷出的汽流均为向上扩散，在满足2500mm的情况下一般也能达到扩散汽流不危及工作人员和邻近设施的要求。这4种方式可以根据工程实际情况来选择。同1个工程应选择1种排汽口方式，以达到整齐美观的效果。在选择时要注意，c、d、f3种方式均有可能导致雨水进入排气口，需要做防雨罩。防雨罩的设置也比较麻烦，不如直接使用方式b好一些。

3建议

一些小排汽管道宜采用方式b，因为小的排汽管道排汽反力小，支架容易设置，同时也满足《强条》的规定；对于一些大的排汽管道类似定排扩容后的排汽管道，则宜采用方式d，因为这类排汽管道不怕雨水不易从排汽口进入设备，同时管道管径比较大，排汽反力大，可以较好地平衡管道排汽时的水力，垂直的反力利用支架来承受，整个管系的稳定性较好。

燃油管道补偿能力设计

1条文内容

DL/T5047—1995《电力建设施工及验收技术规范》（锅炉机组篇）的《强条》规定：“燃油系统管道安装结束后应进行清水冲洗或蒸汽吹洗，吹洗前止回阀芯、调整阀芯和孔板等应取出；靶式流量计应整体取下，以短管代替；吹洗次数应不少于2次，直至吹扫出介质洁净为合格；吹扫结束后应清除死角积渣。”

《火力发电厂油气管道设计规程》规定：“伴热管道应留有足够的热补偿，应按设计温度计算布置π形补偿器的距离”“，在燃油管道的热补偿计算中，管材的热态许用应力和弹性模量应选用在燃油管道扫线介质温度下的数值”。

2条文解释

从上面条款中可以看出，燃油管道在安装结束后要进行吹洗。以往的常规设计中，燃油管道的吹洗均为蒸汽吹洗，蒸汽管道均设计了π形补偿弯。

对于燃油管道补偿，管线若为管沟内的布置方式，因在设计沟道时就考虑了蒸汽管道的π形补偿弯，最终的沟道就是带π形弯的走向，所以燃油管道布置时也只能顺着沟道走π形弯，同时也实现了燃油管道的热补偿，不容易漏掉补偿弯。然而，随着电厂管理日趋人性化，为方便日后巡视维护，很多电厂在设计中要求而不设置管沟。

3实例分析

科右中电厂采用综合管架的布置方式，综合管架一般为直线式，顺着管架有将近200m的直管段。管道补偿则可在管架内或超出管架通过上下管架的方式设置补偿弯，不需要补偿的可以顺着管架一直走下去，而不受沟道走向的约束；但对于一些有高温工况而长期在低温状态下运行的管道，容易漏掉补偿弯。

管道安装结束后按照规范要求进行蒸汽吹洗，整条管道一起吹洗，而不是分段吹洗；吹洗时从锅炉房一端进汽，一直吹到燃油泵房排汽。由于燃油管道直管段太长，导致靠燃油泵房一侧位移量过大，将接入燃油管道的吹扫点撕裂，管道支架也均滑出了滑动支架的底座。为确保日后运行的安全性，最终取消中间设置的吹扫点，只留两端的吹扫点，在管道中部设置放油点。

4燃油管道补偿能力的建议

针对以上的问题，燃油管道布置，尤其是综合管架上的燃油管道布置应考虑足够的补偿能力，计算补偿时的温度，应按照规程要求采用吹扫蒸汽的温度，以免在吹扫时补偿不够位移太大而造成焊缝撕裂；尤其应该考虑的是管道安装结束后吹洗时的补偿能力，因为安装结束后的吹洗都是从开始的一端一直吹洗到结束的一端，这样就相当于整个管系处于高温状态下，若没有设计足够的补偿能力，则容易产生裂纹，甚至造成焊缝撕裂的事故，给日后的运行留下隐患。

管道对接焊口距离设计

1条文内容

DL/T869—2004《火力发电厂焊接技术规程》部分的《强文》规定“：管道对接焊口，其中心线距离管道弯曲起点不小于管道外径，且不小于100mm（定型管件除外），距支、吊架边缘不小于50mm。同管道2个对接焊口间距离一般不得小于150mm，当管道公称直径大于500mm时，同管道2个对接焊口间距离不得小于500mm。”

2条文解释

在管道设计时，应该严格按照规定留出足够的间距。对阀门密集或空间小的地方，通过调整布置，使管道对接焊口满足条文要求，否则将造成施工不合格，焊接后再更改布置较困难。

3设计中存在的问题及建议

在以往工程设计中，出现焊缝间距不符合规定的主要有凝结水管道的阀门站、各低加进出口及旁路阀门（集中布置时）、循环冷却水管道阀门（集中布置时）、高低加危急疏水管道靠疏水扩容器侧的阀门站、轴封供汽管道的阀门站。在这些管道设计时，阀门前后的直管段一定要满足要求，因为管道穿越楼板或墙板的孔洞已经开好，如果现场因为焊缝间距不够而平移管道，势必会造成预留的孔洞偏离。

篇10

1.1检修模式不够科学，就如上文所说的，我国目前只有少数地区开始使用相对较科学的检修方式，而大部分地区仍采用传统的落后的检修方式。检修方式是电力检修的基础，如果没有好的检修模式，就会增加人力物力的投入，而最终结果还不一定能够使人满意，所以运用好的检修模式是非常有必要的，这也是我国电力检修发展过程中需要解决的第一个问题。

1.2设备落后也是我国电力检修一个重要的不足之处。设备落后主要分为两方面：一方面是电力输送设备较差，检修的间隔时间较短，这样使得电力检修人员的工作量非常大，同时也会有较大的资源需求量；另一方面就是检修设备较差，不仅造成检修效率低，还会影响检修人员的人身安全，所以更换更加先进的设备也是一个亟待解决的问题。

1.3现在电力系统里的检修人员并不专业，尤其是在一些偏远的地区，电力人员的水平较低，有的甚至都未受过任何专业知识的培训，只经过简单的操作培训就上岗了。所以当这些员工面对一些相对较复杂的问题时就不知道该怎样去解决了或者是胡乱地进行尝试，这样不仅降低了工作效率，更重要的是存在着较大的安全隐患，所以提高检修人员的专业水平是非常有必要的。

2供电检修的发展方向

随着我国各行各业的快速发展，对电力的需求也越来越高，所以为了适应这一要求，首先要改进电力系统，但如果有了好的电力系统，而后续工作跟不上也是不行的，所以更重要的是要改进电力维修，这样才能保证电力系统的正常运行。

2.1改进过程中需要做的工作

2.1.1普及好的检修模式。检修模式是电力检修的基础，所以要想改变电力维修的现状，首先要做的就是淘汰传统的维修模式，普及更加科学的维修模式，就目前情况而言，就是在全国范围内推广状态维修模式，这样不仅可以有效地提高检修模式，而且能够使有限的资源得到最大化的运用。

2.1.2更新设备。由于我国发展的较晚，所以现有的电力设备有很多无论是质量方面还是在科技含量方面上都不是很好，这就需要经常对其进行检修，所以更换新的设备是一个亟待解决的问题，运用新的设备，不仅可以减少检修的次数，更重要的是节约了资源。此外，维修设备也比较落后，这直接影响了检修的效率，同时对检修人员的人身安全造成威胁，所以更新检修设备也是非常有必要的。

2.1.3提高检修人员的专业水平。在分析电力检修现存的问题时，提到了电力检修人员的专业素质较低，面对这个高速发展的现代社会，低素质的检修人员是不能胜任电力检修这项工作的，尤其是在全面普及状态检修以后，检修人员不仅要有良好的专业素质，还必须掌握计算机网络等一些关联技术。因而，电力检修人员必须要经过严格的考核之后才能上岗工作，此外，电力部门还必须定期组织学习，不断地提高员工各方面的素质。

2.2未来的发展方向确定未来的发展方向是非常重要的，如果没有准确的目标，漫无目标的发展是很难有效地快速发展的。就我国目前的情况而言，电力检修的发展方向就是建立信息化的检修系统，简而言之就是运用状态检修模式。在检修过程中，停电是不可避免的，但是在现代化社会里，停电就会造成较大的损失，如果建立信息化检修系统，就能有效地减少停电时间，并且能将大规模的停电转化成小规模的停电。所以说，建立信息化的检修系统是适应电力市场的发展改革供电检修方式，也是适应社会发展的。

篇11

1引言

电力系统的各节点无功功率平衡决定了该节点的电压水平，由于当今电力系统的用户中存在着大量无功功率频繁变化的设备；如轧钢机、电弧炉、电气化铁道等。同时用户中又有大量的对系统电压稳定性有较高要求的精密设备：如计算机，医用设备等。因此迫切需要对系统的无功功率进行补偿。

传统的无功补偿设备有并联电容器、调相机和同步发电机等，由于并联电容器阻抗固定不能动态的跟踪负荷无功功率的变化；而调相机和同步发电机等补偿设备又属于旋转设备，其损耗、噪声都很大，而且还不适用于太大或太小的无功补偿。所以这些设备已经越来越不适应电力系统发展的需要。

20世纪70年代以来，随着研究的进一步加深出现了一种静止无功补偿技术。这种技术经过20多年的发展，经历了一个不断创新、发展完善的过程。所谓静止无功补偿是指用不同的静止开关投切电容器或电抗器，使其具有吸收和发出无功电流的能力，用于提高电力系统的功率因数，稳定系统电压，抑制系统振荡等功能。目前这种静止开关主要分为两种，即断路器和电力电子开关。由于用断路器作为接触器，其开关速度较慢，约为10～30s，不可能快速跟踪负载无功功率的变化，而且投切电容器时常会引起较为严重的冲击涌流和操作过电压，这样不但易造成接触点烧焊，而且使补偿电容器内部击穿，所受的应力大，维修量大。

随着电力电子技术的发展及其在电力系统中的应用，交流无触点开关SCR、GTR、GTO等的出现，将其作为投切开关，速度可以提高500倍（约为10μs），对任何系统参数，无功补偿都可以在一个周波内完成，而且可以进行单相调节。现今所指的静止无功补偿装置一般专指使用晶闸管的无功补偿设备，主要有以下三大类型，一类是具有饱和电抗器的静止无功补偿装置（SR：SaturatedReactor）；第二类是晶闸管控制电抗器（TCR：ThyristorControlReactor）、晶闸管投切电容器（TSC：ThyristorSwitchCapacitor），这两种装置统称为SVC（StaticVarCompensator）；第三类是采用自换相变流技术的静止无功补偿装置——高级静止无功发生器（ASVG：AdvancedStaticVarGenerator）。

以下对此三类静止无功补偿技术逐一介绍，主要对SVC和ASVG这两类补偿技术作详细介绍，并指出今后静止无功补偿技术的发展趋势。

2具有饱和电抗器的无功补偿装置（SR）

饱和电抗器分为自饱和电抗器和可控饱和电抗器两种，相应的无功补偿装置也就分为两种。具有自饱和电抗器的无功补偿装置是依靠电抗器自身固有的能力来稳定电压，它利用铁心的饱和特性来控制发出或吸收无功功率的大小。可控饱和电抗器通过改变控制绕组中的工作电流来控制铁心的饱和程度，从而改变工作绕组的感抗，进一步控制无功电流的大小。这类装置组成的静止无功补偿装置属于第一批静止补偿器。早在1967年，这种装置就在英国制成，后来美国通用电气公司（GE）也制成了这样的静止无功补偿装置［1］，但是由于这种装置中的饱和电抗器造价高，约为一般电抗器的4倍，并且电抗器的硅钢片长期处于饱和状态，铁心损耗大，比并联电抗器大2～3倍，另外这种装置还有振动和噪声，而且调整时间长，动态补偿速度慢，由于具有这些缺点，所有饱和电抗器的静止无功补偿器目前应用的比较少，一般只在超高压输电线路才有使用。

3晶闸管控制电抗器（TCR）

两个反并联的晶闸管与一个电抗器相串联，其单相原理图如图1所示。其三相多接成三角形，这样的电路并入到电网中相当于交流调压器电路接电感性负载，此电路的有效移相范围为90°～180°。当触发角α＝90°时，晶闸管全导通，导通角δ＝180°，此时电抗器吸收的无功电流最大。根据触发角与补偿器等效导纳之间的关系式：

BL＝BLmax（δ－sinδ）／π和BLmax＝1／XL可知。增大触发角即可增大补偿器的等效导纳，这样就会减小补偿电流中的基波分量，所以通过调整触发角的大小就可以改变补偿器所吸收的无功分量，达到调整无功功率的效果。

在工程实际中，可以将降压变压器设计成具有很大漏抗的电抗变压器，用可控硅控制电抗变压器，这样就不需要单独接入一个变压器，也可以不装设断路器。电抗变压器的一次绕组直接与高压线路连接，二次绕组经过较小的电抗器与可控硅阀连接。如果在电抗变压器的第三绕组选择适当的装置回路，例如加装滤波器，可以进一步降低无功补偿产生的谐波。瑞士勃郎·鲍威利公司已经制造出此种补偿器用于高压输电系统的无功补偿［2］。

由于单独的TCR只能吸收无功功率，而不能发出无功功率，为了解决此问题，可以将并联电容器与TCR配合使用构成无功补偿器。根据投切电容器的元件不同，又可分为TCR与固定电容器配合使用的静止无功补偿器（TCR＋FC）和TCR与断路器投切电容器配合使用的静止无功补偿器（TCR＋MSC）。这种具有TCR型的补偿器反应速度快，灵活性大，目前在输电系统和工业企业中应用最为广泛。我国江门变电站采用的静止无功补偿器是端士BBC公司生产的TCR＋FC＋MSC型的SVC，其控制范围为±120Mvar［3］。由于固定电容器的TCR＋FC型补偿装置在补偿范围从感性范围延伸到容性范围时要求电抗器的容量大于电容器的容量，另外当补偿器工作在吸收较小的无功电流时，其电抗器和电容器都已吸收了很大的无功电流，只是相互抵消而已。TSC＋MSC型补偿器通过采用分组投切电容器，在某种程度上克服了这种缺点，但应尽量避免断路器频繁的投入与切除，减小断路器的工况。

4晶闸管投切电容器（TSC）

为了解决电容器组频繁投切的问题，TSC装置应运而生。其单相原理图如图2所示。两个反并联的晶闸管只是将电容器并入电网或从电网中断开，串联的小电抗器用于抑制电容器投入电网运行时可能产生的冲击电流。TSC用于三相电网中可以是三角形连接，也可以是星形连接。一般对称网络采用星形连接，负荷不对称网络采用三角形连接。不论是星形还是三角形连接都采用电容器分组投切。为了对无功电流能尽量做到无级调节，总是希望电容器级数越多越好，但考虑到系统的复杂性及经济性，一般用K－1个电容值为C的电容和电容值为C／2的电容组成

2K级的电容组数［4］。

TSC的关键技术问题是投切电容器时刻的选取。经过多年的分析与实验研究，其最佳投切时间是晶闸管两端的电压为零的时刻，即电容器两端电压等于电源电压的时刻［5］。此时投切电容器，电路的冲击电流为零。这种补偿装置为了保证更好的投切电容器，必须对电容器预先充电，充电结束之后再投入电容器。

TSC补偿器可以很好的补偿系统所需的无功功率，如果级数分得足够细化，基本上可以实现无级调节。瑞典某钢厂两台100t电弧炉，装有60Mvar的TSC后，有效的使130kV电网的电压保持在1．5％的波动范围。运行实践证明此装置具有较快的反映速度（约为5～10ms），体积小，重量轻，对三相不平衡负荷可以分相补偿，操作过程不产生有害的过电压、过电流，但TSC对于抑制冲击负荷引起的电压闪变，单靠电容器投入电网的电容量的变化进行调节是不够的，所以TSC装置一般与电感相并联，其典型设备是TSC＋TCR补偿器。这种补偿器均采用三角形连接，以电容器作分级粗调，以电感作相控细调，三次谐波不能流入电网，同时又设有5次谐波滤波器，大大减小了谐波。我国平顶山至武汉凤凰山500kV变电站引用进口的无功补偿设备就是TSC＋TCR型［6］。

5新型静止无功发生器（ASVG）

随着电力电子技术的进一步发展，特别是L．Gyugyi提出利用变流器进行无功补偿的理论以来，逐步出现了应用变流技术进行动态无功补偿的静止补偿器。它是通过将自换相桥式电路直接并联到电网上或者通过电抗器并联到电网上。ASVG根据直流侧采用电容和电感两种不同的储能元件，可以分为电压型和电流型两种，如图3所示。图3所示的原理图为电压型补偿器，如果将直流侧的电容器用电抗器代替，交流侧的串联电感用并联电容代替，则为电流型的ASVG。交流侧所接的电感L和电容C的作用分别为阻止高次谐波进入电网和吸收换相时产生的过电压。无论是电压型，还是电流型的ASVG其动态补偿的机理是相同的。当逆变器脉宽恒定时，调节逆变器输出电压及系统电压之间的夹角δ，就可以调节无功功率及逆变器直流侧电容电压UC，同时调节夹角δ和逆变器脉宽，既可以保持UC恒定的情况下，发出或吸收所需的无功功率［7］。

根据这一原理从1980年日本研制出第一台20Mvar的强迫自换相的桥式ASVG之后，经过10多年的发展，ASVG的容量不断增大，1991年和1994年日本和美国又相继研制出80Mvar和100Mvar的ASVG，在1995年，清华大学和河南省电力局共同研制了我国第一台ASVG，其容量为300kvar，开辟了我国研制ASVG补偿设备的先河［8］。

ASVG通过采用桥式电路的多重化技术，多电平技术或PWM技术进行处理，以消除较低次的谐波，并使较高的谐波限制在一定范围内；由于ASVG不需储能元件来达到与系统交换无功的目的，实际上它使用直流电容来维持稳定的直流电源电压，和SVC使用的交流电容相比，直流电容量相对较小，成本较低；另外，在系统电压很低的情况下，仍能输出额定无功电流，而SVC补偿的无功电流随系统电压的降低而降低。正是由于这些优点，ASVG在改善系统电压质量，提高稳定性方面具有SVC无法比拟的优点，这也显示出ASVG是今后静止无功补偿技术发展的方向。另外随着电力电子技术的发展，电子有源滤波器也日益得到完善，由于电力有源滤波器在滤除谐波的时候与电力系统不发生谐振，因此目前不少电力系统工作者致力于将电力有源滤波与ASVG相结合的研究，以消除传统的ASVG设备中并联无源滤波器的所产生的谐振问题。

参考文献：

［1］A．C．MATHEB．超高压输电线路用的静止无功补偿器［C］．湖北：湖北电力技术，1982

［2］W．Herbst．高压系统的可控静止无功补偿［C］．湖北：湖北电力技术，1982

［3］田广青．江门变电站静止补偿器简介［J］．广东电力，1988，（4）

［4］米勒．电力系统无功功率控制［J］．水利电力出版社，1990

［5］王庆林．无功功率快速自动补偿装置设计探讨［J］．电力电容器，1993（2）

篇12

1.1DCS

DCS是热工自动化技术的主要代表，其在火力发电厂中具备成熟的应用经验。DCS控制的主要条件是计算机局域网，在此基础上控制发电机组，形成网络化的控制系统。DCS系统中处理器的数量非常多，用于为火力发电厂提供到位的控制，消除系统缺陷的影响，即使一个处理器出现问题，也不会影响DCS系统的实际应用。DCS系统能够控制火力发电厂的建设规模，在很大程度上控制电缆的使用量，不需要投入过多的设备、元件。在DCS系统的支持下，可提高热工自动化技术的经济效益。

1.2自动控制

热工自动化技术的自动化控制用于管控火力发电厂中的调节系统，比如温度、燃烧等，促使火力发电厂具备自动控制的特点。以某火力发电厂为例，该火力发电厂充分发挥了热工自动化技术的优势，将自动控制应用到了3个系统模块中：

①汽包水位系统。根据火力发电厂的电量负荷状态，调节单冲、三冲量，最主要的是实现自动化的调节，体现热工自动技术在火力发电厂中的控制优势。

②燃烧系统。重点控制炉膛内的压力和火电厂运行中的送风量，无论是增加电量，还是减少负荷，都应按照自动控制的方式进行，并遵循热工自动技术的要求。

③主汽压力系统。自动控制应用在水温调节方面，可实现主汽温度的调节。热工自动化技术主汽压力自动控制方面引入了模糊控制方法，提高了主汽的调节能力。

1.3热工测量

热工测量是热工自动化技术中的重点，其在火力发电厂负责多项测量工作，比如测量流量、压力等。热工测量在火力发电厂中的实际应用主要表现在以下4方面：

①流量测量。遵循差压原理，同时，热工测量中使用标准的节流件或仪表，避免流量测量出现误差，从而提高热工测量的精准度，消除潜在的流量隐患。

②压力测量。热工测量在压力部分需要遵循应变原理，结合传感器的应用，合理分配热工检测在压力测量中的应用。

③温度测量。热工自动化技术在温度测量中的对象是传感器，需要按照热工测量系统的实践执行温度测量，以提高温度测量的可靠性。

④液位测量。热工测量中选择了可用的传感器，可精准计量火力发电厂中的液位变化。

2热工自动化技术的改进

热工自动化技术在火力发电厂中的应用在逐步完善，但根据具体的实际应用可发现，其在火力发电应用中还存在诸多需要改进的地方。

2.1完善热工自动化技术的应用方案

热工自动化技术在火力发电厂的应用中，需要制订可行的应用方案，以促进火力发电厂的长期发展。热工自动化技术已逐渐成为火力发电厂运行的基础技术，要想提高热工自动化技术的应用价值，就要完善热工自动化技术的应用方案。火力发电厂可将其作为技术改进的重点，在技术方案中深化可持续发展的思想，既要体现热工自动化技术的可扩展性，又要体现自动化控制的优势。

2.2合理选择热工自动化技术设备

热工自动化技术的设备与火力发电厂的技术改造有着直接关系。如果热工自动化设备达不到技术要求，则会降低热工自动化技术在火力发电厂中的应用效益。因此，需要严格监督技术设备的应用，只有在技术设备通过检验后，才能投入到火力发电运行中，以防止技术设备在火力发电厂中发生失控问题。

3热工自动化技术的创新

火力发电厂中的热工自动化技术需要树立创新意识，从而不断推进热工自动化技术的发展。热工自动化技术的创新可从以下3个方面入手：

①积极引进控制软件。热工自动化技术需要引进先进的应用控制软件，提高火力发电厂的技术性运行，优化热工自动化技术的状态。通过先进的软件可协助热工自动化技术实现高效率的控制功能。