工厂供电试题范文1
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.
工厂供电试题范文2
Abstract： The paper elaborates the specific situation of Shanghai Caojing electric power 1000MW unit load rejection test from the perspective of electric and analyzes the problems about the test.
关键词： 1000MW机组；甩负荷试验；问题分析
Key words： 1000MW unit；load rejection test；problem analysis
中图分类号：TM31 文献标识码：A 文章编号：1006-4311（2013）35-0079-02
1 上海漕泾电厂电气主系统概况介绍
上海漕泾电厂2×1000MW发电机组工程由华东电力设计院设计，采用发电机-变压器组单元制接线，经主变升压至500kV，电厂以500kV电压接入电网系统。发电机出口装设发电机断路器（GCB），额定电压为27kV。500kV升压站采用3/2断路器接线，配有两回发电机变压器进线、一回01号高备变出线及两回线路。每台机组配置两台高压厂用工作变压器，机组的厂用电配置四段6kV母线，其备用电源均由01号高备变提供，正常情况下全厂厂用电通过主变、高厂变降压提供，只有当主变、高厂变检修或者事故跳闸时才切换到01号高备变供电。
发电机自动控制同期系统共配置三个同期点，其中一个同期点为发电机出口断路器GCB，另外两个同期点分别为主变接入500kV升压站的两个断路器LCB1和LCB2；这种配置方式可以既可以让发电机直接启动并网，也可以满足发电机进入“孤岛运行”方式后的快速并网，大大减少了因电网故障导致停机的概率，缩短了停电时间，提高了机组的效率。
“孤岛运行”方式，是指当电网崩溃或者输电线路发生故障时，发电机与主变能及时与电网解列，此时全厂厂用电由发电机自己供给；一旦故障点切除，可使整个电网供电得以迅速恢复。为了达到这一目标，需要发电机组具有FCB（Fast Cut Back快速减负荷）功能。
2 FCB试验介绍
FCB试验是检验发电机组能否稳定于孤岛运行方式的重要试验。试验在发电机额定负荷下进行，人为断开发电机变压器组与电网的连接（LCB1和LCB2），检查发电机带厂用电稳定运行，要求做到锅炉不停炉、不超压，汽轮机不停机、不超速，发电机不灭磁、不过电压。
由于此项试验具有一定的危险性，当试验失败时，机电炉全部跳闸，厂用电完全失去，会影响到机组的安全停机。因此，我们在调试过程中一般先进行发电机组的甩负荷试验，待确认汽轮机和锅炉的性能均能满足100%甩负荷试验的要求后再进行FCB试验。
3 发电机甩负荷试验
3.1 甩负荷试验与FCB试验比较 甩负荷试验与FCB试验最大的不同在于，甩负荷试验断开的是发电机出口断路器GCB，试验过程中厂用电并不进行厂用电切换，仍然由电网通过主变、高厂变降压供给，避免了试验失败后全厂停电事故的发生。
3.2 1号机组50%甩负荷试验 按照《汽轮机甩负荷试验导则》要求，先进行50%甩负荷试验，作为100%甩负荷试验的预备性试验。
2010年1月17日，进行1号机组50%额定负荷（即500MW）甩负荷试验。试验开始前，解除了“横向大联锁”保护，并派专人分别监视发电机转速和出口电压，如果发生超速或者过电压则立即揿下“紧急跳机”按钮；调试总指挥发令，试验正式开始，人为断开发电机出口断路器GCB后，检查发现机电炉均运行正常，发电机出口电压也稳定在额定电压27kV。本次50%甩负荷试验成功。
3.3 1号机组100%甩负荷试验 2010年1月22日，按照同样方法又进行了1号机组100%甩负荷（即1000MW）试验。人为断开发电机出口断路器GCB后，发现发电机出口电压在短暂的升高后灭磁开关动作灭磁，发电机电压衰减到零；此时机炉设备均运行正常。
电气专业技术人员在发电机保护屏上检查，保护装置上仅显示“AVR保护动作”一盏LED灯亮，据此我们判断此次跳机是由于AVR保护动作引起的；可是再检查AVR励磁装置，却没有显示内部故障或保护动作，只显示外部保护动作联跳AVR。两侧的保护装置和AVR装置均显示外部跳闸，究竟哪一套是正确的呢？按照常规的经验我们无法做出判断。经过和AVR励磁装置厂家工代、发电机保护装置厂家工代反复讨论，仍然确定不了故障发生的原因。
由于1000MW发电机组甩负荷试验对电网上的负荷裕量要求太大，电网无法安排我们长时间或者多次的进行此项试验，因此只能暂时搁下此疑问，尽快安排发电机并网发电。此问题作为一个悬案待到2号机组甩负荷试验时再行判断。也因为这次100%甩负荷试验的不成功，导致无法立即进行1号机组FCB试验。
3.4 2号机组甩负荷试验 2号机组的两次甩负荷试验分别于2010年2月6日和3月28日进行。试验结果与1号机组一模一样：50%甩负荷试验发电机电压维持正常，试验成功；但100%甩负荷试验时灭磁开关再次跳闸，发电机电压衰减到零，试验失败。
与1号机组不同的是，这次2号机组100%甩负荷试验时，不光发电机保护装置仍然发“AVR保护动作”报警信号，而且AVR励磁装置上显示出“crowbar failed”报警信号。
经过查阅AVR励磁装置的用户手册发现，此“crowbar failed”信号的含义为“跨接器失灵”，此报警是由于AVR在灭磁过程中，跨接器检测不到电流而引起的；此“crowbar failed跨接器失灵”信号其实是在灭磁开关跳闸后动作的；据此判断本次跳闸的起因并不在AVR装置。我们把目光聚焦到发电机保护装置上。
通过笔记本电脑连接发电机保护管理机，仔细检查发电机保护装置事件记录：发现在发电机开关GCB跳闸后，最先启动的保护并不是“AVR保护动作”，而是“发电机开关GCB闪络保护”；由于发电机保护装置上的LED没有点亮，因此导致了事故原因的误判。检查“发电机开关GCB闪络保护”的逻辑和定值，发现判据为发电机开关GCB分闸同时负序电流大于7.5%额定电流时，延时0秒保护出口跳闸。
至此，可以推断出发电机保护动作的原因：由于此次甩负荷试验是人为拉开发电机出口断路器GCB，在开关拉开的瞬间三相电流不可能同时灭弧，必然产生负序电流；由于100%甩负荷试验时初始电流比较大，产生的负序电流也大过了保护定值，引起了发电机保护动作，联跳发电机灭磁开关；根据保护配置，灭磁开关跳闸后必然再返跳发电机保护，因此发电机保护上收到“AVR保护动作”信号。
此时再详细检查发电机保护装置，发现厂家内部LED灯定义有问题：新的保护动作必然覆盖掉前一次保护动作，这导致了实际动作过程中先动作的“闪络保护”动作的LED灯被后来动作的“AVR保护动作”给覆盖，影响了所有人的判断。此问题最终交由发电机厂家工代负责解决。
4 结束语
试验结束了，但是研究尚未结束。从这次100%甩负荷试验中深入分析，得到两点经验：
①本次100%甩负荷试验实际上是成功的，因为进行此项试验的目的是作为FCB试验的准备性试验，正常运行时并不会出现无保护动作时GCB突然跳开的工况；而实际进行FCB试验时跳开的开关分别为LCB1和LCB2，这两个开关的闪络保护都有0.4秒的延时，绝对不会引起保护动作跳机。这一猜想也在之后进行了成功的FCB试验中得到了验证。
②在进行大型机组的甩负荷试验时，一定要认真审查每一个保护逻辑，将在试验过程中可能会发生动作的保护挑选出来并加以分析，以便于甩负荷试验的顺利进行。
参考文献：
[1]《汽轮机甩负荷试验导则》〔建质[1996]40号）.
[2]ABB瑞士有限公司《UNITROL 5000用户手册》.
工厂供电试题范文3
【关键词】PLC 调试终端 PIC 系统设计
电力线载波通信PLC（Power Line Communication）是以电力线为信息传输媒介进行语音或数据传输的一种通信方式，它依靠现有的电力线进行信息传输，在传输过程中，依靠不同的调制手段、放大技术来降低信号在电力线上的衰减，从而提高性噪比、提升通信信号的灵敏度。
随着智能电网建设的渐渐扩展，PLC技术已成为智能电网信息传输的基础和实现手段。但由于PLC有其传输上的先天弊端――即受到电力线本底噪声、用电环境影响很大，使得PLC的发展受到了限制。从上世纪末开始，西方国家就已经尝试将PLC技术应用于电网通信中，我国的电力线载波技术起步较晚，该技术在国内最早应用于1996年，但由于工业技术和信息技术相对薄弱，兼之缺乏可靠的外部支撑，该项技术发展缓慢。近些年，随着国家对智能电网建设投入的增加，PLC技术也随之发展壮大。以吉林省为例，截止到2015年11月，全省累计完成1100万块载波智能电表的安装工作，而吉林市也已经完成了206万户的载波表计安装工作，使用的采集终端供应商近50家，图1列举了吉林市目前供货量最大的几个厂家。
吉林市截止到2015年11月采集终端安装总量为18451台，由19家供应商提供，图1中显示了其中供应量最大的7家，他们提供了15901台采集终端，占总安装量的86.2%。
1 现场调试终端功能分析
由上文可见，吉林省的载波方案、采集终端厂家较多。尽管采用不同厂家的产品，能加强厂家间竞争、有利于产品质量的改善和提升，但对于国家电网的基层工作人员而言，无形中加大了工作量，他们要掌握所负责区域内全部载波厂家、电能表厂家、集中器厂家的调试方法，只有这样才能保证采集系统的安全稳定运行。但想要全部掌握这些技巧和方法，不仅对现场调试人员素质提出了较高要求，同时也要求现场工作人员要不断学习以掌握各种新技能。而未来可能会有更多厂家进入吉林市，这就导致了现场调试工作难度倍增。因此，如能研制出一种调试各厂家设备、台区的智能工具，则会大幅度提升基层人员效率，对实际工作极有益处。
针对以上需求，将在现场遇见的问题以及处理方法总结成表格，研发的调试终端需要能解决表格中所遇见的问题，而在硬件层则可根据不同厂家进行功能扩展。现场问题汇总如表1。
表1中汇总了吉林市及其下属各地市常出现的台区故障、包括公变台区和专变台区，针对以上故障，可有针对性的进行研究。
2 硬件设计
现场调试终端由于其应用场合的特殊性，对功耗和性能要求较高。另外，便携性也决定了产品体积不能过大。本设计采用Microchip公司最新的PIC32MZ系列处理器，该处理器共有144引脚，可重映射引脚多达53个，6路UART端口，6路SPI/I2S端口，5路中断源，支持48路ADC采样，2路模拟比较器，USB2.0高速OTG，PMP/EBI/Ethernet接口，该处理器可通过EBI接口实现LCD液晶屏显示。现场调试终端电气特性如图2所示。
图2中，围绕PIC32MZ主芯片构建了整个系统，系统外接2.8寸液晶屏，红外、GPS、GPRS和载波模块。在系统供电方面，当接入电能表表尾的AC220V交流电时，系统自动切换到交流电供电；当无交流电接入时，系统又转换成内置锂电池供电。锂电池可使用mini-USB接口进行充电，同时该接口的USB线也用于系统升级等数据交互。
PIC32MZ1024EFG144芯片最多配备6路UART接口，在系统设计中使用了其中5路端口，这5路端口的功能分别是：
（1）使用DB9转换PS/2串口与集中器连接，进行集中器内部参数检测与设置。现场调试人员可对集中器内部的相关参数进行检测，若发现差异，则重新设置。
（2）与蓝牙芯片通信。本系统配备蓝牙芯片，用于连接蓝牙载波模块和配备蓝牙模块的集中器主机。
（3）与GPRS芯片通信。本系统配备GPRS芯片，用于通过无线网络连接省级主站。
（4）与GPS芯片通信。本系统配备GPS芯片，用于采集表计的地理坐标。
（5）与PLC载波模块通信。本系统配备PLC载波模块，通过UART口进行信息通信。
3 软件设计
本系统的软件采用Microchip公司最新推出的32位单片机固件开发框架―MPLAB Harmony，该框架是第一款把许可、转售及支持Microchip和第三方中间件、驱动程序、函数库和实时操作系统集成于一体的产品。通过Harmony进行系统整合，可以节省产品的上市时间、同时也使Microchip所有32位单片机之间的代码迁移更为简单；使用Microchip已经测试通过的代码源，能有效减少系统内BUG，进一步降低成本。
本文采用task轮询机制，在系统初始化阶段开启系统任务轮询，随后在APP_TASK中进入显示任务，之后的所有任务均在显示任务中触发，任务对象总体分布如图3所示。
图3中，最底层为操作系统，在操作系统上层设置系统服务层，暂时该服务层只加载了USB协议栈任务，后期会增加SD卡协议栈任务，本设备的应用全部由系统应用层完成，并通过task轮询机制，以按键触发方式开启相应任务。
4 结论
现场调试设备受工作条件限制、环境影响较大，很难设计一款能够兼容所有现场问题的设备。本文采用Microchip固件搭建平成系统构建，能最大程度上兼容所有供应商的应用，在硬件层上采用运行稳定的PIC32MZ芯片作为主控芯片，外部搭载GPRS、蓝牙、GPS芯片，丰富应用功能，同时，在处理器程序设计时关闭了不活动进程，启用休眠模式，使得设备整体待机时间增长。由于本设备进行台区调试时需要接入220V交流电，因此系统在设计时，增加了设备自动切换功能，此方案使锂电池供电延长。但因为不同表计所处环境的差异性，现场调试终端要根据实际应用不断调整，以便能为工作人员提供更加简便易行的操作体验和测试手段。
本设备在现场实际测试，能够完成基本台区故障判断，表计故障判断，设备显示主界面如图4所示。
参考文献
[1]鲍琳.低压电力线载波通信模拟实验系统设计[D].哈尔滨：哈尔滨理工大学，2007.
[2] Microchip推出全新领先的32位MCU系列及业界第一款嵌入式固件开发工具http：//.
作者简介
潘英吉（1979-），男，吉林省吉林市人。曾获得东北电力大学工程硕士学位。现为国网吉林省电力有限公司吉林供电公司营销部 副高级工程师，从事电能计量、用电信息采集系统建设管理工作。
工厂供电试题范文4
关键词：火电厂；控制系统；信息安全；策略
1我国工业控制系统信息安全发展态势
从2011年底起，国家各部委了一系列关于工业控制系统信息安全的文件，把工控信息安全列为“事关经济发展、社会稳定和国家安全”的重要战略，受到国家层面的高度重视。在国家层面的推动下，工控信息安全工作轰轰烈烈展开，大批行政指令以及标准应运而生；在行政和市场双重动力的推动下，安全信息产业如雨后春笋般发展，工控信息安全产业联盟迅速壮大。这种形势下，我国电力、石化、钢铁等各大行业的集团和公司面临着如何迅速研究工控信息安全这个新课题，学习这一系列文件精神和标准，加强工控信息安全管理，研究采取恰当的信息安全技术措施等，积极稳妥地把工控信息安全工作踏踏实实地开展起来这一系列紧迫任务。但是，当前面临的困难是，从事信息安全产业的公司大多不太熟悉特点各异的各行业工控系统，有时还不免把工控系统视作一个互联网信息系统去思考和防护,而从事工控系统应用行业的人们大多还来不及了解信息安全技术，主导制定本行业的相关标准和本行业控制系统信息安全的工作策略，并推动两支力量的紧密配合。这正是当前面临的困境和作者力图要与同仁们一起学习和探讨的问题。
2从工控系统特点出发正确制定信息安全发展策略
火电厂控制系统与传统信息系统相比，相对来说，与外部完全开放的互联网联系极少，分布地域有限，接触人员较少，而对实时性、稳定性和可靠性却要求极高。这正是我们制定火电厂控制系统信息安全工作策略的基本出发点。为了形象起见，我们以人类抵抗疾病为例。人要不生病，一方面要自身强壮，不断提高肌体的免疫系统和自修复能力；另一方面，要尽可能营造一个良好的外部环境（不要忽冷忽热，空气中污染物少，无弥漫的病菌和病毒）。人类积累了丰富的经验，根据实际情况采取非常适当的保护措施。例如，对于一般人来说，他们改变环境的可行性较差。因此，确保自身强壮以及发现病兆及时吃药修复等是其保护自己的主要手段。但是，对于新生儿，因为自身免疫系统还比较脆弱，短时间也不可能马上提高。刚出生时医生也有条件将其暂时置于无菌恒温保护箱中哺养，以隔绝恶劣的环境。信息安全与人类抵抗病十分相似。对于一般互联网信息系统，分布地域极广，接触人员多而杂，因此信息安全策略重点，除了在适当地点采取一些防火墙等隔离措施外，主要依靠提高自身健壮性，以及查杀病毒等措施防御信息安全。对于工控系统，特别是火电厂控制系统，它与外部互联网联系较少，分布地域有限，接触人员较少。因此，对火电厂应该首先把重点放在为控制系统营造一个良好环境上。也就是说，尽可能与充斥病毒和恶意攻击的源泉隔离，包括从互联网进来的外部入侵，以及企业内外人员从内部的直接感染和入侵。前者可采取电力行业中证明行之有效的硬件网络单向传输装置（单向物理隔离装置）等技术手段；后者则主要通过加强目前电厂内比较忽视和薄弱的信息安全管理措施。火电厂控制系统采取这种信息安全策略可以达到事半功倍的效果。从当前国内外出现的不少工控系统遭受恶意攻击和植入病毒导致的严重事故来看，几乎大多数是没有或者隔离措施非常薄弱经互联网端侵入，或者通过企业内外人员从内部直接植入病毒导致。当然，我们不能忽视提高控制系统自身健壮性的各种努力和措施，以便万一恶意攻击和病毒侵入的情况下仍能万无一失确保安全。但是，开展这方面工作，特别是在已经投运的控制系统上进行这方面工作要特别慎重，这不仅因为这些工作代价较高，而且在当前信息安全产业中不少公司还不太熟悉相关行业工控系统特点，有些产品在工控系统中应用尚不成熟，而火电厂控制系统厂家对自身产品信息安全状态研究刚刚开始，或者由于种种原因没有介入和积极配合的情况下风险较高。这不是耸人听闻，实践已经发生，有的电厂为此已经付出了DCS停摆，机组误跳的事故代价。
3火电厂控制系统供应侧和应用侧两个信息安全战场的不同策略及相互协调
火电厂控制系统，主要是DCS，不仅是保证功能安全的基础，也是提高自身健壮性，确保信息安全的关键，它包括供应侧和应用侧两个信息安全战场。在DCS供应侧提高自身健壮性，并通过验收测收，确保系统信息安全有许多明显的优点。它可以非常协调地融入信息安全策略，可以离线进行危险性较大的渗透性测试，发现的漏洞对应用其控制系统的电厂具有一定的通用性等。此外，DCS供应侧在提高信息安全方面积累的经验和措施，培养起来的队伍，也将有助于现有电厂DCS的测试评估，以及安全加固等直接升级服务或配合服务。与信息安全产业的公司提供服务扩大了公司的市场不同，DCS供应侧提高其信息安全水平增加了DCS成本。因此，为了推动DCS供应侧提高信息安全水平，除了目前已经在发挥作用的行政手段外，我们还必须加强市场手段的动力。为此，当前我们电力行业应尽快从信息安全角度着手制定DCS准入标准，制定火电厂DCS信息安全技术标准和验收测试标准，以及招标用典型技术规范书等。火电厂DCS应用侧，是当前最紧迫面临现实信息安全风险，而且范围极广的战场，必须迅速有步骤地点面结合提高信息安全，降低风险。具体意见如下：
3.1应迅速全面开展下列三方面工作
（1）全面核查DCS与SIS及互联网间是否真正贯彻落实了发改委2014年14号令和国家能源局2015年36号文附件中关于配置单向物理隔离的规定，没有加装必须尽快配置，已配置的要检查是否符合要求。（2）迅速按照《工业控制系统信息安全防护指南》加强内部安全管理，杜绝内部和外部人员非法接近操作、介入或在现场总线及其它接入系统上偷挂攻击设备等，并适度开展一些风险较小的安全测评项目。上述两项工作，在已投运系统上实施难度较低，实施风险相对较低，但是却能起到抵御当前大部分潜在病毒侵袭和恶意攻击的风险。（3）通过试点，逐步开展对已运DCS进行较为深入的安全测评，适度增加信息安全技术措施，待取得经验后，再组织力量全面推广，把我国火电厂控制系统信息安全提高到一个新的水平。为了提高这项工作的总体效益，建议针对国内火电厂应用的各种型号的DCS品牌出发，各大电力集团互相协调，统筹规划，选择十个左右试点电厂，由应用单位上级领导组织，部级或重点的测评机构、实验室技术指导，相关DCS供应商、优秀信息安全产品生产商以及电厂负责DCS的工程师一起成立试点小组。这样不仅可以融合DCS厂家的经验，包括他们已经开展的信息安全测评和信息安全加强措施，减少不必要的某些现场直接工作带来的较大风险。也有利于当前复合人才缺乏的情况下，确保工控系统技术和工控系统信息安全技术无缝融合，防止发生故障而影响安全生产（目前已经有电厂在测试和加入安全措施导致DCS故障而停机的事件）。
4DCS信息安全若干具体问题的建议
4.1关于控制大区和管理大区隔离的问题
根据国家发改委2014年14号令颁发的《电力监控系统安全防护规定》，以及国家能源局36号文附件《电力监控系统安全防护总体方案》的要求：（1）生产拉制大区和管理信息大区之间通信应当部署专用横向单向安全隔离装置，是横向防护的关键设备。（2）生产控制大区内的控制区与非控制区之间应当采取具有访问功能的设施，实现逻辑隔离。2016年修订的电力行业标准《火电厂厂级监控信息系统技术条件》（DL/T 924-2016）对隔离问题做了新的补充规定：（1）当MIS网络不与互联网连接时，宜采用SIS与MIS共用同一网络，在生产控制系统与SIS之间安装硬件的网络单向传输装置（单向物理隔离装置）。（2）当MIS网络与互联网连接时，宜采用SIS网络独立于MIS网络，并加装硬件的网络单向传输装置（单向物理隔离装置），而在生产控制系统与SIS之间安装硬件防火墙隔离。根椐当前严峻的网络安全形势，应当重新思考单向物理隔离装置这个行之有效的关键安全措施的设置点问题。建议无论是刚才提到的哪一种情况，单向物理隔离装置均应设置在生产控制系统（DCS）与SIS之间，理由是：（1）生产控制系统（DCS）对电厂人身设备危害和社会影响极大，而且危险事件瞬间爆发。因此，一定要把防控恶意操作、网络攻击和传播病毒的区域限制在尽可能小的范围内，这样可以最大限度提高电厂控制系统应对网络危害的能力。（2）SIS是全厂性的，涉及人员相对广泛，跟每台机组均有联系。因此，一旦隔离屏障被攻破，故障将是全厂性的，事故危害面相对较大。
4.2DCS信息安全认证和测试验收问题
火电厂在推广应用DCS的30年历史中，从一开始就适时提出了供编制招标技术规范书参考的典型技术规范书，进而逐步形成了标准， 明确规定了功能规范、性能指标以及验收测试等一系列要求。随后又根据发展适时增加了对电磁兼容性和功能安全等级认证的要求。当前，为确保得到信息安全的DCS产品，历史经验可以借鉴。笔者认为，宜首先对控制系统供应侧开展阿基里斯认证（Achilles Communications Certification，简称ACC）作为当前提高DCS信息安全的突破口。众所周知，ACC已得到全球前十大自动化公司中八个公司的确认，并对其产品进行认证；工业领域众多全球企业巨头，均已对其产品供应商提供的产品强制要求必须通过ACC认证。目前，ACC事实上已成为国际上公认的行业标准。国内参与石化和电厂市场竞争的不少外国主流DCS均已通过了ACC一级认证。至于国产主流DCS厂家，他们大多也看到了ACC认证是进入国际市场的门槛，也嗅到了国内市场未来的倾向，都在积极为达到ACC一级认证而努力（紧迫性程度明显与行业客户对ACC认证紧迫性要求有关）。此外，我国也已建立了进行测试认证的合格机构，具备了国内就地认证的条件。根据调查判断，如果我们电力行业侧开始编制技术规范书将ACC一级认证纳入要求，相信在行政推动和市场促进双重动力下，国产主流DCS在一年多时间内通过ACC一级认证是可以做到的。除ACC认证外，如前所述，当前还急需编制招标用火电厂信息安全技术规范和验收测试标准，使用户在采购时对其信息安全的保障有据可依。从源头抓起，取得经验，必将有利于在运DCS信息安全工作，少走弯路。
5结语
工厂供电试题范文5
关键词：小型水电站 水轮发电机组 小型水轮机 高水头水轮机 水轮机选型 经济效益
1工程简况
三斗水库为建瓯市溪屯溪流域水电资源开发规划的龙头水库，总库容530万m3，兴利库容437万m3，为年调节水库。电站压力引水隧洞长2160m，明敷压力钢管长438m，最高水头200．43m，设计水头174．7m，最低发电水头152．9m，设计流量1．84m3／s，装机容量2×1250kW。多年平均发电量827．58万kW·h，P＝75％保证出力690kW，设备年利用小时3310h，水库及电站概算总投资2037万元。
三斗水库电站及赤坑水电站（装机2000kW）为溪屯溪规划开发的第一期工程，1986年12月动工，赤坑电站于1998年5月竣工发电，三斗电站于1999年9月开始试运行。
2水轮发电机组的选型设计
三斗水库电站设计水头174．7m，单机容量1250kW，为高水头、小容量水轮发电机组，查“中小型反击式水轮机使用范围综合图”，本电站水轮机选择在冲击式水轮机范围。冲击式水轮机具有构造简单、出力变化时对机组效率影响较小等优点，特别是其折向器的作用对调保有利，可节省调压井等水工建筑物的造价，但其转速低，机组体积大；混流式水轮机则其转速高，机组体积小，且运转可靠效率较高，并有适应水头范围宽的优势，还可利用尾水管回收能量，减少厂房开挖工程，但在低负载时机组效率降低较多。经机型选择计算，初选了CJA237－W－125／14．5水轮机，配套SFW1250－14／1730发电机和HLD54－WJ－55水轮机，配套SFW1250－4／1170发电机两种机型。
走访闽、浙、赣三省主要水轮发电机设备制造厂，厂家表示两种机型均可生产供货，对高转速机组的运行都有所担心，推荐本站采用冲击式机组。初步报价两种机型的水轮机和发电机主设备价格相差悬殊，冲击式1套141．2万元，混流式1套只70万元。初设中经两种机型的辅助设备配套和水工建筑物不同方案的投资对比，在造价上选用混流式机组仍可节省84．2万元；此外选用HLD54－WJ－55水轮机在本站的水力条件下，运行区域很理想，溪屯溪水电站群在建瓯市电力系统中为辅助调频电站，对有水库调节的更应发挥顶峰作用，一般时间在较高出力区运行，既使水库水位变化，机组也运行在较高效率区内，为此初设推荐选用HLD54－WJ－55配SFW1250－4／1170水轮发电机组。
3小转轮高转速混流式水轮发电机组的运
行问题和改进措施选用混流式水轮发电机组，其额定转速达到1500r／min，其运行状况是我们最为关注的问题，据设备生产厂家介绍，当时浙、赣两省尚没有相近规模高水头小转轮高转速的水电站，仅福建水力发电设备厂制造安装在龙岩大片溪水电站（H＝177．7m，HLD54－WJ－60，SFW1600－4／1170）和漳平岭兜水电站（H＝180m，HLA179－WJ－60，SFW1600－4／1170）有4台机组水力条件和装机规模相近，机组额定转速为1500r／min，并已建成发电。
经现场考察，两站4台机组均已投产1年以上，运行中主要问题为：机组转速高、噪音大，轴承温度偏高（推力轴承63℃，导轴承55℃），轴承油为油泵供油外循环水冷却系统，设置了重力油箱、回油箱、油泵及冷却水池等设施，不仅增加投资加大运行维护工作量，而且供油或供水系统发生故障时易发生烧瓦事故或被迫停机维修而影响正常发电。
在机组订货和施工设计时，经与福建水力发电设备厂设计、生产、经营有关人员多次协商探讨，拟定了几项改进措施：
1）推力轴承采用尼龙轴瓦，改进导轴承底瓦冷却装置降低轴承温度，同时油改为自供内循环，取消油泵供油外循环冷却系统。不仅简化供油供水系统，节省投资节约厂用电，而且减轻运行人员的维修工作量，关键是减少了烧瓦事故和停电损失。
2）技术供水采用顶盖取水，改变初步设计时的水泵供水方案，施工设计时技术供水系统改为以顶盖取水为主，水泵供水为备用的设计方案，并在供水总管设置压力控制器和排水电磁阀等元件，电气自动化回路设计中增加了供水压力过高（超0．35MPa）时自动排水降压，过低时（0．2MPa）自动开启供水泵增加供水压力和水量。
3）发电机采用空冷器密闭循环空气冷却，并采取其他措施降低机组噪音。在改进措施逐项落实后才签署订货合同，付诸工程实施。
4试运行效果及经济效益
三斗水库电站在大坝、引水系统、厂房土建工程进行预验收后，开始进行蜗壳充水、机组启动、带负荷、甩负荷等试验，并经72h试运行。由于有关单位的重视、配合和安装队的精湛工艺，机组试车基本上一次成功。当时大坝砌筑尚未达设计高程，水库水位754．00m，电站毛水头167．6m，导水叶开度76％时发电机出力即达到1250kW，其顶盖取水的供水压力、水量，各部温度以及甩100％负荷的压力、转速上升率均能符合设计和运行条件的要求。
1）技术供水由顶盖取水是成功的三斗水库电站为高水头小转轮卧式混流式水轮机，D1＝55cm，采用顶盖取水附近省份尚无先例，可能是采用顶盖取水作为技术供水最小的转轮。按设备制造厂的技术资料，技术供水的压力0．1MPa～0．2MPa，每台机空冷器需水量34m3／h，推力轴承7m3／h，加2个导轴承总需水量约55m3／h；试运行时测得机组空载时供水总管压力0．21MPa～0．27MPa，供水量61m3／h，满载时供水压力0．3MPa，供水量73m3／h（经各分支阀门调节控制进入冷却器水压为0．13MPa～0．15MPa），随着大坝的继续砌筑和水库水位的升高，顶盖取水的压力和水量还将加大，可满足机组自空载至满载时技术供水的需要。
2）取消轴承油由油泵供油外循环冷却的供油系统是可行的2台机组在72h试运行中，以电阻法测得推力轴承温度为48℃～50℃，导轴承为32℃～38℃，发电机定子温度在70℃左右（1号机最高点为87．5℃），均符合设备制造技术文件和规范规定长期安全运行的要求。
3）机组运行稳定、噪音明显降低机组安装各部间隙、摆度达到规范的优良水平，在甩100％负荷时测量推力轴承最大振幅0．01mm，垂直振幅0．005mm～0．015mm，联轴器摆度0．20mm～0．25mm，机组运行稳定。三斗电站为压力管跨河布置的半封闭防洪厂房，靠河边一侧主厂房大部分又被爆破膜室所遮盖，噪音扩散条件较差，一般厂内噪音较大，试运行时厂房噪音与同类型中低转速机组的厂房相近，厂内运行条件尚可。
三斗水库电站选用HLD54－WJ－55配SFW1250－4／1170水轮发电机组，运行状况良好，其经济效益也是可观的。
1）机组及配套设备加上水工建筑等因素，混流式比冲击式节省建设投资84．2万元。
2）在三斗的水力和运行条件下，混流式机组的运行效率比冲击式机组高3％，年可多发电24．8万kW·h，尾水管回收能量多利用水头每年可多发电8．64万kW·h，每年可增加售电收入17万元；按同样设备年利用小时计，相当于多装机100kW。
工厂供电试题范文6
【关键词】核电建设；死锁；临时方案
引言
核电项目是一个整体，核电建设（Construction of Nuclear Power）更是一个系统工程，通常是由多个有资质的建设单位共同参入，并行工作的。即使是工程建设中的某个部分也常常要求多个施工单位共同来完成。如某核电厂220KV辅助电源，由总承包单位、监理单位、设计单位、土建单位、安装单位调试单位等六个公司共同安装和施工。这要求各施工单位必须协调工作，尽量减少误工和待工现象，最大限度的缩短建设周期，为做到安全可靠，建设过程中要求边建设边调试，以便于发现问题及时解决，对于建设的每一部分均要做到及时验收。如果验收不能通过，则不得继续进行其后续过程。然而，要做到边建设边调试的工作，经常存在不同工位相互制约的问题，出现工程建设中的死锁（Deadlock）现象。解决死锁现象的常规做法是增加冗余，然而不从实际出发，盲目地增加冗余，必将增加大量的投资，为减少投资有时可以采用临时方案（Temporary Solution）。
1、220KV辅助电源倒送电的地位与作用
核电厂220KV主电源是核电厂中的大型电器设备，是整个核电厂发电和用电的关键。为了确保核电厂的用电安全，核电厂必须配备辅助电源。由于核电厂建设需要较长时间，过早的安装成本很高、运行时较晚的主电源，会使核电建设的资金投入不合理，造成资金周转率下降。通常情况下，在建设过程中，是先安装成本较低的辅助电源，由辅助电源的及时受电为核岛、常规岛及BOP提供调试用电，后安装主电源。因此，220KV辅助电源倒送电是核电建设项目安装阶段的一个关键部分，是各类电器设备安装和调试的前提。它以JX厂房中的9LGR中压系统和核岛、常规岛内厂用中压系统为划分点，分为一阶段和二阶段。
一阶段受电范围，主要有220KV进线门架JM经过TD室内的220KV辅助电源GIS装置、TD室外的两台220KV辅助变压器、6KV共箱电缆母线、6KV辅助配电装置。涉及到的主要工位有220KV GIS、220KV辅助变压器和中、低压设备的安装调试，相关控制、继电保护、通信设备和自动装置的安装调试，以及中、低压动力电缆和控制信号电缆的敷设端接等。二阶段受电范围，主要由9LGR中压盘柜经电缆送至主厂房6KV中压8段（其中核岛6段，常规岛2段）、低压12段（其中核岛8段，常规岛4段）、直流9段（其中核岛7段，常规岛2段），供给核岛、常规岛及BOP的调试用电。
由220KV辅助电源倒送电的地位和作用，我们清晰的看到，如果不能按时完成辅助电源倒送电的受电，将会极大地影响到其他电器设备的安装和调试工作。
2、220KV辅助电源倒送电受电的消防需求与其他工位的制约
从前述的220KV辅助电源倒送电的地位与作用来看，辅助电源倒送电的受电只是后续其他电器设备安装和调试的前提，不会受到后续工程的制约。但辅助电源倒送电受电时必须保证消防喷雾系统可用，而辅变消防喷雾的水源JPU系统的上游是位于BOP子项PX泵房内的消防水生产系统JPP，以及位于常规岛内的保持消防管网压力的维压系统JPH。由于常规岛、PX等子项施工逻辑靠后，使维压系统JPP、JPH无法及时建成和投用，同时JPP、JPH的电器设备的安装与调试又需要220KV辅助电源的正常工作来保障，这就造成一种僵局。我们把这种相互等待所造成的僵局称为工程建设中的死锁现象，死锁关系如图（3）所示。如果工程建设中出现死锁现象，必将出现待工问题，严重影响建设周期。对于工程管理部门来说，首要任务就是如何选择最佳方案来避免死锁的产生。但由于存在各个工位建设进度的差异，工程中的死锁现象通常是不可避免的，工程管理部门的另一个重要任务则是找出产生死锁的原因，根据当前环境，确定付出代价最小的临时方案，协调各施工单位及时解除死锁。
3、220KV辅助电源消防喷雾系统的技术指标与周围环境分析
倒送电区域消防用水主要集中在JX（主要包括事故油坑、变压器本体及顶部、油枕等），JX内水喷雾灭火系统的喷头，正常工作压力为0.35MPa，消防总水流量要求280m3/h。现场淡水供水厂房已建成，生活供水水泵全流量运行时为3用1备，当前根据现场用水需求，正处于一用两热备状态。淡水供水厂房出口至倒送电区域已有管网布置，管网距离倒送电区域消防用水接入端一百米左右。
4、辅助电源倒送电消防供水临时方案
辅助电源倒送电受电时必须保证消防喷雾系统可用的前提条件，而消防喷雾系统的上游维压系统JPH，处于正在建设的常规岛之中，使JPH无法及时建成和投用，且常规岛的建设及设备的安装和调试还需要辅助电源倒送电的及时受电。这进一步要求，必须采取临时方案，提供可靠的消防喷雾系统，使辅助电源倒送电及时受电。
4.1常规临时方案
按《水喷雾灭火系统设计规范》GB50219-95[1]的规定，喷雾灭火消防时间为≥0.4h。由JX消防总水流量280m3/h计算，整个喷雾灭火期间，消防用水量至少为112m3。正常解决途径为：在倒送电区域新建有效容积至少为130m3消防水池1座，设置消防水泵2台（其中一用一备），单台消防水泵流量为280m3/h，扬程80m，设置一套增压稳压设备以满足消防泵启动时的消防灭火需求，为了保证上述装置的可靠热备用，附建一个小型建筑物并安放配套的电气、仪控等设备。此方案在工程建设的其他项目已有实施，具有成功的经验。
4.2最佳临时方案
虽然常规解决方案在工程建设的其他项目已有实施，具有成功的经验。但存在采购周期和施工周期延长，且投资大的特点。另外，当常规岛完全建成后，为保持核电项目的总体规划，还需回填消防水池、拆除附建的建筑物、配套的部分电气、仪控设备等，从而造成较大的浪费。
4.2.1最佳临时方案的引出
从现场实际情况来看，淡水供水厂房出口至倒送电区域已有管网布置，与终端用水点间仅百米距离，且生活用水系统SEP已经建成。能否利用已有的管网和生活用水系统来提供倒送电区域的消防用水呢？这不仅牵扯到消防用水量和消防供水压力问题，还牵扯到生活用水与消防用水能否合用的问题。
4.2.2最佳临时方案的可行性分析
查阅现行的常用设计规范，涉及到生活用水与消防用水能否合用问题的有：《建筑设计防火规范》[2]，《高层民用建筑设计防火规范》[3]，《建筑给水排水设计规范》[4]。
《建筑设计防火规范》第3.3.8条规定：“消防用水与生产、生活用水合并的水池，应有确保消防用水不作他用的技术措施”。《高层民用建筑设计防火规范》第7.3.4条规定：“消防用水与其他用水共用的水池，应采取确保消防用水量不作他用的技术措施”。依据“防火规范”的规定，生活用水可与消防用水合用水池，只要确保消防用水平时不被动用即可。然而《建筑给水排水设计规范》第3.3.8条规定：“生活饮用水池（箱）应与其它用水的水池（箱）分开设置”。依据本规定，生活饮用水与消防用水应分别贮存在各自的水池中，两者不可合用水池，与“防火规范”矛盾。进一步查阅《建筑给水排水设计规范》，在第3.7.2条的条文说明中又提出：“居住小区加压泵站（指多层或低层居住小区的室外给水管网的加压泵站）的贮水池的总容积，除应贮存生活用水的调节容量外，还应贮存消防用水。至于消防用水的贮水量，应根据进水条件确定，一般可按消防时市政管网仍可向贮水池补水进行计算。贮水池一般也不设消防用水不被动用的措施”。从该条文说明可以看出，生活饮用水可与消防用水合用水池，但仅限于多层或低层居住小区，而且仅适用于室外给水管网的加压泵站。
两本“防火规范”与《建筑给水排水设计规范》之所以不同，是因为前者更强调确保消防用水，对消防用水与生产、生活用水合并的水池应有确保消防用水不作他用的技术措施。根据以上分析和理解，只要做到在不污染生活用水的前提下，确保消防用水量即可利用生活用水实现我们的消防供水临时方案。
4.2.3最佳临时方案的具体实施
淡水厂供水泵房运行的生活供水泵出口压力可始终维持在0.48MPa以上，生活供水泵全流量运行时为3用1备，当前根据现场用水需求，处于1用2热备状态。该变频泵单台流量为365m3/h，3台变频泵全部投用可提供1000m3/h的流量，不考虑补水，2600m3清水池可以保证满负荷运转>0.4h。考虑供水泵房出口与辅变油枕喷头的高度差，以及阀门、雨淋阀组等管线阻力损失，自淡水厂生活水泵出口输送至倒送电区域的水压不小于0.42MPa，完全能够满足辅变雾化喷头最低工作压力。因此，仅需要布置一段临时管道，将生活水泵的出口端与倒送电区域消防用水接入端连接。为使常规岛完全建成后，将临时方案作为倒送电区域消防用水的备用方案，在临时管道的入口处增加一手动阀门。为进一步提高临时方案的可靠性，减少喷头雾化的时间，在临时管线上增设一台在线式增压泵，泵的启停信号，由火灾探测报警系统引出至增压泵的就地启动控制箱。这样，即使生活用水量达到极致，三台生活供水泵已经全部投用，由于在线式增压泵的作用，也不会降低雾化喷头的供水压力和供水量。
4.3最佳临时方案优越性
最佳临时方案充分利用了已有的设施，在不违反相关规范的情况下，仅需要布置一段临时管道。无论是从投资成本控制，还是采购实施的及时性上，以及对总体施工的压力上来考虑，都可以在接受范围之内。方案实施之后，通过多次试验，完全满足辅变的喷淋需求，并顺利通过了相关部门的验收。通过与设计部门沟通，将此方案作为倒送电区域消防用水的备用方案，并记录备案。
