电厂试用期工作总结范文1
【关键词】紫坪铺水电厂；AGC试验；实验体系；借鉴价值
1 引言
电厂自动发电控制AGC安全、可靠、稳定的运行既关系到电厂发电机组经济优化运行，又涉及到电网的稳定水平和电能质量。由于AGC某些安全性、保护未得到完善导致溜负荷事件多次发生而影响电网的稳定运行。
紫坪铺水利枢纽工程位于四川省岷江上游都江堰市麻溪乡境内，距成都60km，大坝为砼面板堆石坝，坝高156m，总库容11.12亿m3。紫坪铺电厂于2005年11月首台机组投产发电， 2006年4月四台机组全部投产。监控系统上位机采用南瑞自控公司自主研发的NC2000系统。根据华中电网《两个细则》要求，有库容调节能力的水电厂必须完善AGC功能，具备随时投运的条件。监控厂家到场准备对我厂AGC程序进行升级，并对程序进行完善和消缺。 为保证升级后程序的稳定可靠，及消缺后程序达到预期目标，特进行厂内AGC试验。
2 控制参数设置
依据AGC组态软件完成AGC输入输出参数配置并形成参数配置表。表1中对与调度相关的参数明确了其设定值：
表1 AGC试验相关控制参数设置表
序号 参数名称 设置值
1 参与AGC调试机组台数 4
2 AGC基本运行周期 3s
3 全厂有功调节死区 6MW
4 调度有功设值和实发值最大差值（不跨越振动区） 40MW
5 当地有功设值和实发值最大差值（不跨越振动区） 40MW
6 调度有功设值和实发值最大差值（跨越振动区且等值机振动区大小大于40 MW的） 当前等值机振动区大小+20 MW
7 当地有功设值和实发值最大差值（跨越振动区且等值机振动区大小大于40 MW的） 当前等值机振动区大小+20 MW
8 调度/当地有功设值上限（由电厂最大下泄流量决定） 590MW
9 调度/当地有功设值下限（由电厂最小下泄流量决定） 120MW
10 故障频率上限/下限 50.5/49.5Hz
11 最大水头/最小水头 132.8/74.8m
12 相邻两次水头差值限值 4m
13 当前工作水头 93m
14 1#、2#、3#、4#机组振动区域 45MW-94.1MW
15 1#、2#、3#、4#机组运行区域 0MW-165.61MW
3 单机AGC开环、闭环试验
试验目的：检查机组在各种组合下的负荷优化分配情况，在负荷转移过程中负荷波动是否正常，能否正确避开振动区，全厂有功给定低于设定的全厂最小有功设定值时的动作情况及全厂有功给定高于设定的全厂最大有功设定值时的动作情况
3.1 单机AGC开环试验
在操作员站上调出AGC控制画面，在AGC控制画面设定基本参数，其数值如表2所示：
表2 单机AGC开环试验基本参数设置表
机组工况 1#机组 2#机组 3#机组 4#机组
停机 停机 模拟发电态 174.38MW
调节方式 开环
控制方式 开环
全厂最小（大）有功设定（MW） 120（590） 水头（M） 93
开机优先系数 0 0 0 0
停机优先系数 1 8.1 7.0 1
开停机指导
AGC投入否 投入
AGC分配值（MW） 0 0 35.77 174.38
3.1.1 单机AGC开环调节下的负荷分配试验
为了保障下游供水需求，全厂原总有功为174.38MW，现通过上位机给定总有功210MW，测试单机AGC开环控制下的负荷分配是否正常，其结果如表3：
表3 单机AGC开环控制下的负荷分配结果
机组工况 1#机组 2#机组 3#机组 4#机组
原全厂总有功（MW） 174.38 给定总有功MW 210
AGC分配有功（MW） 35.77 非AGC发有功MW 174.38MW
AGC分配值（MW） 0 0 35.77 174.38
结论：单机AGC开环调节下的负荷分配正确，与试验目标一致。
3.1.2单机AGC开环控制下的躲避振动区试验（当前水头振动区45MW-94MW）
为了保障下游供水需求，全厂原总有功为174.38MW，现通过上位机给定总有功210MW，测试单机AGC开环调节下的躲避振动区是否正常，其结果如表4：
表4 单机AGC开环调节下的躲避振动区试验结果
机组工况 1#机组 2#机组 3#机组 4#机组
原全厂总有功（MW） 174.38 给定总有功MW 230
AGC分配有功（MW） 35.77 非AGC发有功MW 174.38MW
AGC分配值（MW） 0 0 35.77 174.38
结论：上位机报“全厂总有功设值在全厂联合振动1区，设值无效，与试验目标一致。
3.1.3 单机AGC开环调节下的有功给定低于设定的全厂最小有功设定值（躲避最小下泄流量）试验
为了保障下游供水需求，全厂原总有功为174.38MW，现通过上位机给定总有功100MW，测试单机AGC开环调节下的躲避最小下泄流量是否正常，其结果如表5：
表5 单机AGC开环调节下的躲避最小下泄流量试验结果
机组工况 1#机组 2#机组 3#机组 4#机组
原全厂总有功（MW） 174.38 给定总有功（MW） 100
AGC分配有功（MW） 35.77 非AGC发有功（MW） 174.38MW
AGC分配值（MW） 0 0 35.77 174.38
结论：上位机报“全厂有功设定值越限，设值无效”，与试验目标一致。
3.2 单机AGC闭环试验
在操作员站上调出AGC控制画面，在AGC控制画面设定基本参数，其数值如表6所示：
表6单机AGC闭环调节试验基本参数设置表
机组工况 1#机组 2#机组 3#机组 4#机组
调节方式 闭环
控制方式 开环
全厂最小（大）有功设定（MW） 120（590） 水头（M） 93
开机优先系数 0 0 0 0
停机优先系数 1 1 1 1
开停机指导
AGC投入否 投入
3.2.1单机AGC闭环调节下有功给定低于设定的全厂最小有功设定值（躲避最小下泄流量）试验
为了保障下游供水需求，全厂原总有功为106.57MW，现通过上位机给定总有功118MW，1#机组设定有功为7MW，4#机组设定有功为100.93MW，测试单机AGC闭环调节下的躲避最小下泄流量是否正常，其结果如表7：
表7 单机AGC开环调节下的躲避最小下泄流量试验结果
机组工况 1#机组 2#机组 3#机组 4#机组
7MW 停机 停机 100.93MW
原全厂总有功（MW） 106.57 给定总有功（MW） 118
AGC分配有功（MW） 8.6 非AGC发有功（MW） 101.38
AGC分配值（MW） 8.6 0 0 101.38
结论：上位机报“全厂有功设定值越限，设值无效”
3.2.2 单机AGC闭环调节下的躲避振动区试验（当前水头振动区45MW-94MW）
为了保障下游供水需求，全厂原总有功为108.61MW，现通过上位机给定总有功160MW，1#机组设定有功为6.55MW，4#机组设定有功为102.29MW，测试单机AGC闭环调节下的躲避振动区（当前水头振动区45MW-94MW）是否正常，其结果如表8：
表8 单机AGC闭环调节下的躲避振动区试验结果
机组工况 1#机组 2#机组 3#机组 4#机组
6.55MW 停机 停机 102.29MW
原全厂总有功（MW） 108.61 给定总有功（MW） 160
AGC分配有功（MW） 8.6 非AGC发有功（MW） 102.29
AGC分配值（MW） 8.6 0 0 102.06
结论：上位机报“全厂总有功设值在全厂联合振动1区，设值无效”
3.2.3 单机AGC闭环调节下的负荷分配试验
为了保障下游供水需求，全厂原总有功为109.52MW，现通过上位机给定总有功200MW，1#机组设定有功为7MW，4#机组设定有功为102.06MW，测试单机AGC闭环调节下的负荷分配是否正常，其结果如表9：
表9 单机AGC闭环调节下的负荷分配试验结果
机组工况 1#机组 2#机组 3#机组 4#机组
7MW 停机 停机 102.06MW
原全厂总有功（MW） 109.52 给定总有功（MW） 200
AGC分配有功（MW） 98.39 非AGC发有功（MW） 102.06
AGC分配值（MW） 98.39 0 0 100.93
结论：单机AGC闭环调节下的负荷分配正常
3.2.4 单机AGC闭环调节下的有功给定高于设定的全厂最大有功设定值（躲避最大下泄流量）试验
为了保障下游供水需求，全厂原总有功为199.35MW，现通过上位机给定总有功600MW，1#机组设定有功为98.64MW，4#机组设定有功为101.61MW，测试单机AGC闭环调节下的躲避最大下泄流量是否正常，其结果如表10：
表10 单机AGC闭环调节下的躲避最大下泄流量试验结果
机组工况 1#机组 2#机组 3#机组 4#机组
98.64MW 停机 停机 101.61MW
原全厂总有功（MW） 199.35 给定总有功（MW） 600
AGC分配有功（MW） 98.39 非AGC发有功（MW） 101.38
AGC分配值（MW） 98.39 0 0 101.38
结论：上位机报“全厂有功设定值越限，设值无效”
3.2.5 在1#机组PLC程序内将“一次调频信号动作”设值为1，观察AGC闭锁情况试验
为了保障下游供水需求，全厂原总有功为199.58MW，现通过上位机给定总有功240MW，1#机组设定有功为98.39MW，4#机组设定有功为101.38MW，将1#机组PLC程序内将“一次调频信号动作”设值为1，观察AGC闭锁情况，其结果如表11：
表11 AGC闭锁情况结果
机组工况 1#机组 2#机组 3#机组 4#机组
98.39MW 停机 停机 101.38MW
原全厂总有功（MW） 199.58 给定总有功（MW） 240
AGC分配有功（MW） 不分配 非AGC发有功（MW） 101.38
AGC分配值（MW） 不分配 0 0 101.38
结论：上位机报“一次调频动作，全厂有功设定上调闭锁”。全厂有功调节和1#机组有功调节都被闭锁。
3.2.6 在1#机组PLC程序内将“一次调频信号动作”设值为0，观察AGC闭锁情况试验
为了保障下游供水需求，全厂原总有功为199.58MW，现通过上位机给定总有功240MW，1#机组设定有功为97.29MW，4#机组设定有功为100.93MW，将1#机组PLC程序内将“一次调频信号动作”设值为0，观察AGC闭锁情况，其结果如表12：
表12 AGC闭锁情况结果
机组工况 1#机组 2#机组 3#机组 4#机组
97.29MW 停机 停机 100.93MW
原全厂总有功（MW） 199.58 给定总有功（MW） 240
AGC分配有功（MW） 139.07 非AGC发有功（MW） 100.93
AGC分配值（MW） 139.07 0 0 100.93
结论：继续执行本次被闭锁的命令
―300MW―350MW时，机组AGC各种动作情况正常，与试验目标一致。
4 结束语
紫坪铺水电厂AGC试验准备时间50余天，厂内试验选择夜间负荷低谷期间进行，试验耗时10余小时。所有试验项目、安全策略做到了尽可能完善，厂内试验完成后不久，正式进行了与省调联调试验。全厂AGC投运三年多以来，运行基本稳定、可靠。作为四川电网省属调频电厂，不断完善升级AGC功能，完全符合华中电网《两个细则》中有库容调节能力的水电厂必须完善AGC功能，具备随时投运的条件的要求，它对于维持电力系统的稳定运行和电厂的安全经济运行都发挥重要作用。
参考文献：
[1]向俊任，阎应飞，王群，等.紫坪铺水电厂AGC调试试验报告 [R].成都：紫坪铺水电厂，2009.
[2] 四川省电力公司调度中心，四川省电力公司通信自动化中心.四川电网自动电压控制系统（AGC）功能规范[Z].2008.4.
作者简介：
电厂试用期工作总结范文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，及时发现了小机润滑油破乳化度指标不合格的情况。随后向润滑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。
电厂试用期工作总结范文3
关键词：大型电力变压器 北方 冬季 投运
引言
在发电机正式并网发电前，核电站使用500kV系统电源，作为核电站联合调试阶段及重大试验的主电源，因此500kV电源可用是核电项目建设推进的重要电源保障。红沿河核电站变压器是我国北方核电站第一次冬季投运，在红沿河主厂变充电过程中进行了多项技术创新、改革与探索，通过细致详实的一体化操作单、客观严谨的风险分析实现调试过程质量控制等，创造出了主厂变充电一次成功，并安全平稳运行的优异成绩。
一、概述
红沿河大型电力变压器在北方冬季投运从组织机构、工期计划、技术方案等方面着手，为确保变压器安全投运，吸取岭澳核电站及国内外电站变压器送电经验，整理落实经验反馈，编制一整套适用于北方核电站变压器投运的技术方案，成功实现了变压器安全可靠的投运，为后续的工作打下坚实基础，为工程建设推进提供有力电源保障，同时在整个过程中发现并及时解决了很多疑难问题。
二、组织机构
变压器投运属于大型试验，接口涉及安装、调试、设计、采购、运行、检修等多个部门，对外涉及电网、厂家、中试所等多家单位，协调工作量大、接口庞杂，在准备初期即成立了主厂变倒送电启动委员会。
委员会采取自主化的组织形式，由试验总指挥、现场执行、协调保障、技术支持四部分组成，人员主要包括试验总指挥及副总指挥、现场指挥及副指挥、现场各试验组、运行当班值、现场安全办、专家组、工程生产支持组、厂家支持人员等，从组织调度、现场执行、技术支持、协调保障四个方面，确保各单位、部门相互协调配合，保质保量完成主厂变充电试验。
三、工期计划
工期计划主要针对主厂变倒送电的主线计划，涵盖从主厂变充电试验开始到主厂变带负荷试验结束，将各项试验项目有序地组织在一起，依托各项工作间的逻辑性，对分项试验与主关键路径窗口进行合理匹配，确定最短关键路径，并通过主线计划图的表述方式，力争做到简单明了、执行方便。
主厂变倒送电试验计划，以500kV开关站带电为界，分主厂变充电试验、空载运行试验、带负荷试验三部分。其中500kV开关站倒送电成功是主线计划的第一部分，从试验初期的工期开始压缩，尽量合理的分配时间，通过适当调整试验方式方法，最大限度衔接每项试验状态窗口，将关键路径合理缩短，做出一条最合理的工期计划。
四、技术方案
从变压器出厂差异性分析报告入手，整理落实内、外部经验反馈，根据北方冬季的特点，编制出一整套适用于北方核电站变压器投运的技术方案。
（一）主厂变在北方冬季投运对调试带来的影响
红沿河核电站地处北方沿海，冬季温度始终在冰点以下，尤其在变压器投运时更是此地天气最为寒冷之时，对变压器的投运产生极大的影响。主厂变在北方冬季投运与其他电站的不同点主要体现在：
1.北方天气寒冷，变压器投运时温度低于冰点；
2.变压器投运时为主厂变同时投运；
3.主厂变的油温很低，很难保证变压器内的油中所含水分为何种状态；
4.变压器的潜油泵及冷却系统在充电时不投入；
5.变压器的潜油泵及冷却系统在投运前定期启动，尽量排除温度对设备的影响；
6.在主厂变投运时铁芯及油温都低于冰点，充电后可能会局部发热；
7.为避免变压器充电后局部发热现象，冷却系统于送电后4小时投运；
8.充电过程中密切关注变压器温度、声级及接地点电流等参数；
9.监测变压器电量保护及非电量保护的情况。
（二）针对红沿河核电站变压器的经验反馈
在红沿河核电站变压器充电试验前，广泛收集设备出厂试验期间、岭澳及其他电厂调试期间的经验反馈，分析解读状况，制定应对措施，为主厂变倒送电的顺利进行起到了至关重要的作用。
五、创新实践
红沿河主厂变倒送电在试验准备及试验进行过程中，进行了多项创新实践，取得了良好的效果。
（一）主厂变充电前定期对潜油泵及冷却装置投运
主厂变投运前，变压器已经放置了很长时间，由于变压器始终处于室外冰点以下，无法确定变压器油中所含水分的存在状态：
1. 水分沉淀，有结成冰块风险，在高电压下，冰块就可能变成导体被击穿，存在极大地安全隐患；
2. 形成冰晶，可能分散在油中及线圈中，这种情况下，当忽然加上充电时的高电压，有可能会产生放电；
3. 溶解在油中的水分在冰点以下的温度以絮状存在，这种情况同样存在放电的危险。
在研究现场实际气候条件的基础上，结合现场实际，试验人员大胆创新并使用新的试验方法，提出采用现场定期对变压器的潜油泵及冷却装置投运方案，通过油循环使变压器油温升高至冰点以上，坚决杜绝油中所含水分结冰情况，把水分带来的风险降到最低，取得很好的效果。
（二）一体化操作单应用
针对红沿河变压器投运编制主厂变倒送电操作单，涵盖整个送电过程中的每个活动及细节，包括状态确认、操作执行、检查核对、试验步骤、信息通报、安全提示、工作票倒换等内容，操作单中的每一步骤均考虑到每条活动的必要条件、逻辑关系和先后顺序，在试验中逐条执行并签字确认，不得随意变更和临时增添，最大限度减小了试验中人因失误风险。
在操作执行过程中，先前的努力得到最好的认可，按照一体化操作单的步骤执行，整个试验过程一气呵成，试验风险和试验进展均得到了良好的控制。
（三）主变潜油泵及冷却装置在主变充电4小时后投入
主变充电后，由于是空载运行，变压器的发热主要是铁芯发热，为了避免变压器油中溶解的水是冰晶状态或是冰絮状态而发生危险，在变压器投运前期潜油泵及冷却装置是不投入的。但如果冷却装置长时间不投入可能会发生局部过热的现象，对变压器的运行产生危险，经过与厂家多次交流并经过计算，决定在变压器投运4小时后投入冷却装置，且不同于正常状态下的投入两组，投入两组可能会造成变压器温度低，对变压器的安全运行产生影响，在变压器投运4小时后投入一组冷却器。经过实践证明，投入一组冷却器可以达到很好的冷却效果，也可以有效控制变压器的温度不会偏低。
六、取得成果
（一）该方法在国内核电领域首次应用，通过红沿河项目的实际应用，验证了组织模式、工期计划、技术方案的合理性及实用性；
（二）试验窗口及先后顺序安排得当，整个过程仅用时40小时，为后续工作节省了大量时间，创造出了较好的社会效益及经济价值；
（三）技术方法正确，应急预案得当，成功将试验风险限制在可控范围内。
七、总结
本文通过研究红沿河核电站主厂变倒送电试验经验，对比红沿河核电站主厂变在北方冬季的安全投运，积累了大型电力变压器在北方冬季投运的经验，形成了一套成熟的核电大型电力变压器投运标准文件工作包，可直接应用于北方其他核电机组大型电力变压器在冬季投运。创新措施通过实践检验，可节省大量人力、物力，也可作为良好实践直接应用于其他核电机组现场。
电厂试用期工作总结范文4
关键词火电；超临界；电力工程；电气；仪表；控制系统；技术管理
中图分类号： F407 文献标识码： A
荆门热电厂位于湖北省荆门市，是湖北省的主力电厂之一，本文探讨的为荆门热电厂三期工程，是在原电厂的扩建端方向扩建2×600MW国产超临界燃煤发电机组。
主要设备概况。本项目锅炉选用东方锅炉（集团）股份有限公司的超临界参数变压直流炉，燃烧方式选用前后墙对冲。送、引风机平衡通风。锅炉点火和助燃用轻柴油。汽轮机采用东方汽轮机厂有限责任公司的600MW超临界汽轮机。汽轮机型式：超临界、一次中间再热、三缸（或四缸）四排汽、单轴、双背压、凝汽式、八级回热抽汽。发电机采用东方电机股份有限公司的发电机。主变压器为500kV三相三绕组强油风冷铜芯油浸式无励磁调压电力变压器。本期工程以发电机―变压器―线路组单元接线方式接人500KV双河变电站，并同时设计有脱硫设施。
电气、仪表专业各系统特点及施工技术管理探讨。
1、厂用电系统
本期厂用电系统新建启动／备用变压器、高压公用变及高压厂用变各l台，成“一”字型摆放，6KV共箱母线启动／备用变压器低压侧从主厂房外三层平行走向，6KV共箱母线高压公用变及高压厂用变低压侧共箱母线从9米夹层与6KV盘柜连接。
厂用电系统的主要施工工作量集中在配电柜安装和A排外变压器组及高压配电装置的安装。6KV配电柜由机械运输至厂房并直接起吊至6KV配电间内，380V配电柜运输至各相应的配电间外，由人力借助小型液压推车及其他工具就位。由于本工程工期紧，汽机房行车调度难度大，加上施工期间主厂房检修通道拥挤，造成不少窝工现象，盘柜就位方法也较为原始，不足之处值得以后的工程中加以改进。
2、电气自动化系统
本工程DCS（集散控制系统）中的ECS（电气控制系统）部分相对于中小型工程有较大不同，本工程在DCS之外另设了一个独立的电气自动化系统，本电气自动化系统由南京东大金智电气自动化有限公司成套供货。电气自动化系统采用分层分布式结构，网络结构三层设备双层网形式，系统分成站控层，前置层和间隔层。
本工程的独立的大规模的电气自动化系统是我公司承接的工程中首次接触到的，采用现场总线控制的电气自动化系统也将成为主流设计方案，该系统我们主要工作设备安装和总线通信电缆的敷设，重点工作是间隔层综合保护装置的校验和保护定值设置。本工程通信总线电缆未在设计院的电缆清册中开列，而是厂家服务人员现场指定的敷设路径和接线方法，由于总线模式下对总线电缆的依赖性强，因此过程中加强了对施工记录的要求，以确保电缆敷设接线不出错。综合保护装置的单体调试也是该系统的质量控制重点。
3、全厂检测及控制系统
本工程控制系统从大的范围主要有以下几个大的系统：分散控制系统(DCS)、脱硫分散控制系统( FGD_DCS)、灰网控制系统、输煤程控系统和水网控制系统，实行控制功能分散，信息集中管理的设计原则。设立厂级监控信息系统(SIS)，下层各控制网络通过通讯接口与上层SIS进行通讯。各控制系统向SIS提供有效的实时生产信息，通过SIS系统将全厂各控制系统联网，实现全厂生产过程实时监控，使电厂在最佳状态下运行，同时SIS为管理信息系统(MIS)提供所需的生产过程的信息。
DCS的通信结构由两大环网构成，按最初的方案，DCS受电时应所有机柜受电，工程师站、历史站和操作员站均布置完毕，各设备间通信畅通。由于汽轮机的控制柜由汽机厂供货，在DCS受电时仍未到场，加上电子设备间和集中控制室土建工作滞后，DCS受电时将部分控制柜旁路，在电子设备间临时布置操作员站和工程师站。施工过程中由于业主对厂家的技术要求理解不同，关于DCS机柜的固定方式和接地经过多次讨论，最终确定的是机柜与基础间不加绝缘垫，在锅炉钢架0m处接地网引出接地线至DCS接地箱。在后期调试过程中，DCS出现过以下问题，需要我们在以后的工程中分析和防范：冲管过程中由于DCS接地线丢失，部分油枪点火枪状态反馈上不来，危及锅炉安全，接地线在整套启动前做了系统检查，并进行了恢复；调试过程中多次出现厂家预制电缆断芯问题，影响调试进程和设备安全，综合我公司在其他工程中使用的同种系统来看，此现象是厂家制造工艺所致，具有普遍性，值得注意；试运行期问，DCS上位机多次出现死机，造成运行操作员不能实时监控现场数据，冲管过程中曾因此被迫手动停机，此故障属厂家负责范围，但其危害性较大，需引起重视。
4、锅炉仪表安装
按工期要求，在锅炉水压试验前完成汽水系统取源部件的安装，仪表管敷设至一次阀门。由于参与本工程的所有人员均是第一次接触超临界机组的安装，在工程开始前，仪表专业针对超临界机组汽水系统压力大的特点，做了相应的技术准备。锅炉汽水系统一次阀门全部使用双阀门，大部分是锅炉厂供货进口品牌PARK阀门，一次门前仪表管全部为A -335T91材质，另在四大管道订货协议中规定，四大管道上的取源部件均由厂家预留接口，给现场安装提供便利。施工过程中发现，由于一次阀门为316H不锈钢材质承插焊方式，在与T91材质的仪表管焊接后不锈钢阀体发黑，且担心阀体不能承受焊后热处理的高温，当时停工征求设计院意见，设计院经讨论后回复，在阀门和T91仪表管之间加一段316不锈钢管过渡，后整个工程中同类位置均采用这一方法。施工中，监理单位提出低再入口测点温度在前，压力（变送器）在后，不合规范，现场观察确实如此，但测点位置为厂家预留，厂家图纸上并无这一错误，疑为机务管道装反。经现场观察，温度测点至压力测点距离有约1. 7m，温度插入管道内约l00mm，对测量的影响有限，经三方讨论后维持原状。炉管泄漏监测装置每台锅炉42个检测探头，探头均在水压试验前安装完毕，因水冷壁管间距较小，施工时应注意防止焊接时伤及水冷壁管。
锅炉侧电动门主要采用上仪ROTORK 一体化型，该种型号阀门在运行中故障率较小，主要故障存在于冷态时对力矩的调整没有预见性，造成热态运行时力矩不合适阀门无法动作，另外是和机务专业配合不太紧密，很多疏水排汽门热态时关位不严密，后经两专业配合调整全部正常。电动执行器开关型选用的是德国EMG产品，调节型选用的是SIPOS产品，调试过程中一次风机出口风门在风机启动后不能开启，经设计院重新核实力矩设计偏小，重新采购执行机构后问题解决。
气动执行器全部选用意大利STI产品，安装期间发现磨煤机冷热风隔绝门气动风门在试运期间故障较多，主要表现为风门卡死、到位信号不来，二次风门大负荷时卡死，从风压试验一直到并网发电这段时间反复出现，反复消缺，在168小时满负荷运行前的系统消缺中才基本彻底消除这些缺陷。总结其原因，主要是机务安装不当，未考虑热态膨胀和受力后的变形，机械卡死，其次是行程开关松动，这一问题主要表现在磨煤机隔绝风门和排出阀，主要是现场振动和人为踩踏后未及时调整和紧固。外二次风门主要是反馈装置现场损坏严重，由于外二次风门到货时已整体固定在燃烧器上，虽然在燃烧器开始吊装时采取过保护措施，但由于燃烧器吊装较早，吊装后外二次风门长期暴露在平台上无人管理，其间的损坏严重。本工程锅炉采用东方锅炉股份有限公司生产的前后墙对冲布置旋流燃烧器，点火系统采用二级点火装置，顺序为高能点火器点轻油，轻油点煤粉。前后墙各设三层燃烧器，每层并排设6只煤粉燃烧器，单台炉共36只。启动点火控制装置控制锅炉就地点火设备的点火操作，接受DCS的点火、熄火指令，实现锅炉的自动点火、熄火。同时本工程还设有等离子点火装置（在条件成熟时将采用等离子一级点火），等离子点火器布置在后墙最下层。
由于在燃烧器区域布置有气动油阀、吹扫阀、雾化阀、外二次风门、点火枪、油枪、火检探头的气源管、电缆管、油管、火检冷却空气管，加上机务的吹扫空气管、密封空气管等，这些管道全部都是小管道，图纸未设计走向，现场也没有进行针对性的分析和二次设计，造成该区域各种管道相当凌乱，外观质量差，过程中还出现过管道挡住了点火枪的抽出空间的现象，加上带电电缆、高温蒸汽和燃油三种介质管道在一起不合理的布置易形成危险因素，该区域的合理布局值得我们深入探讨并在今后的同类工程中加以改进。调试过程中，点火枪经常不能打火，伸进退出不灵活等，主要原因是：点火枪尾部电缆厂家压接不牢，推进器气压过大造成进出速度过快，点火枪现场人为弯曲损坏等，现场对点火枪电缆压接处进行了烫锡处理，逐个调整了点火枪的推进／退出速度，问题基本解决。
锅炉侧另设计有几个独立小系统，即吹灰程控、炉管泄漏、空预器火灾报警和间隙调整，试运期间发生的一次空预器火灾和一次过热器爆管，空预器火灾报警和炉管泄漏均作出准确判断并报警，为试运提供了帮助，同时说明这些系统的及早正常投运对整个调试工作是有很大好处的。
5、汽机仪表安装
安装过程中，我们主动询问凝汽器真空取样的方法，最终确定为在内部加装网笼探头，布置在凝汽器喉部四角，互相连通后引出凝汽器，投运后真空测量非常稳定。各段抽汽管上设计有抽汽管顶温度和抽汽管底温度，最初的取样点经检查后有部分不在管道最低处，虽然这两种信号只是去数据采集系统的，但考虑到运行人员可能要以这两点温度差来判断抽汽管是否积水，影响到汽轮机的安全，虽然运行人员和设计院未证实这一点，经讨论还是进行了返工，改在抽汽管道的最低管段的上下侧取样。给水泵汽轮机推力瓦温度从瓦块引出后在瓦块和轴承益间无电缆行走的空间，轴承盏直接压在温度元件的引出线上，随着给水泵汽轮机的运行，引出线被磨断，由于认为东方汽轮机厂的成熟产品没问题，第一次磨坏后仅更换了测温元件，试运行期间再次被磨坏，后决定在轴承盏上开一道凹槽得以解决。仪表管方面，首次采用了套管焊接的工艺，从得到的结果来看，套管焊接堵管的可能性大大降低，但焊口数量增加，且为了美观让套管在一条斜线上，造成现场钢管切割损耗的管材增加，成本上有较大的增加。电动门方面，上仪十一厂电动门故障率较高，前后更换的电路板10多块，比较典型的故障是凝结水泵出口电动门和电动给水泵入口电动门。凝结水泵出口电动门由于管道振动较大，机务不能解决管道振动的问题，电动门多次故障并更换电路板，试运行期间业主购买了10块电路板以应对该电动门的故障问题，电动门厂家也没有很好的解决办法，究其原因，应该是阀门选型存在问题，应该选择对现场环境适应性更好的品牌或型号。电动给水泵入口电动门因为开位置漂移，造成试运时DCS显示在开位，阀门实际则已接近关位，而给水泵入口压力低的保护未投，险些对给水泵造成汽蚀，因此智能一体化电动门在现场的任何异常情况均应该引起重视。试运过程中出现过以下问题：汽机本体仪表部分信号出现过跳变，热膨胀在机组运行时远方和就地指示偏差大，经多方分析，上述问题均确定为信号干扰，全都更换电缆解决。
电厂试用期工作总结范文5
it试用期总结及转正申请范文一
紧张而有序的半年又要过去了，忙碌的半年里，在公司领导及各同事的帮助下，我有序开展工作进度。为了今后更好的工作，总结经验、吸取教训，本人工作总结如下：
一、计算机管理工作内容如下：
工作内容：工作中包括工厂官方网站维护，网站文章和图片实时更新。工厂厂内计算机硬件的维护及管理，保证工厂厂计算机及相关网络产品的正常工作。对工厂厂内部员工上网流量监管，对各个部门上网IP分配管理。工厂厂计算机上软件的安装及维护，软件在使用过程中出现问题的解决，防治机器及整个网络被病毒攻击，及工厂厂资源共享设置等。
二、计算机硬件维护及系统与软件维护
工厂厂电脑共有110台，日常维护的基本为100台。由于机器较多，日常出现故障的情况较为常见，主要的电脑故障有：系统故障，网络故障，软件故障，硬件故障及电脑周边设备如打印机和路由器等。很多机器由于长期使用，导致系统中存在大量垃圾文件，系统文件也有部分受到损坏，从而导致系统崩溃，重装系统，另外有一些属网络故障，线路问题等。其他软件问题主要包括杀毒软件的安装使用，office办公软件的使用等。
硬件故障维护相对复杂一些，由于部分电脑使用年限过长导致电子元件老化，引起电脑反应慢，频繁死机，数据丢失，出现这些情况电脑需要耐心的维护。
三、计算机病毒的防范与网络维护情况
目前网络计算机病毒较多，传播途径也较为广泛，可以通过浏览网页、下载程序、邮件传播，为了做好防范措施，工厂厂的每台机器都安装了360安全卫士和金山毒霸杀毒软件，并定期自动升级，对发现病毒的机器及时的进行处理。工厂厂机器中毒情况较为严重的主要有一次，财务部机器出现大面积office宏病毒中毒情况，主要涉财务部及相关部门的机器，中毒后office宏病毒会将该机器的excel数据篡改或丢失数据，并且电脑中office宏病毒会随着U盘传播，导致病毒扩散到各个部门电脑。
解决的方法：网络编辑工作总结1、先将电脑重要文件资料备份到移动硬盘，以防在维护中丢失资料。
1、下载office宏病毒专杀软件，对财务部及相关部门电脑进行全面杀毒。
2、安装360电脑卫士和金山毒霸，对电脑维护及电脑病毒的防护 。
3、升级office办公软件，防止病毒再次病发。
4、减少电脑之间互相使用U盘，尽量使用电子邮件工作(电子邮箱具备杀毒功能)。
四、工作中存在的不足：
1、工厂厂计算机及网络方面的管理情况较为复杂管理不够到位。
2、工厂厂目前软硬件使用方面仍存在一些不足，维护管理中仍存在问题。
五、工作计划：
1、紧紧围绕工厂厂工作，充分发挥岗位职能，不断改进工作方法，提高工作效率，以服从领导、团结同志、认真学习、扎实工作为准则，始终坚持高标准、严要求，较好地完成了各项工作任务。我始终把学习放在重要位置，努力在提高自身综合素质上下功夫。
2、对公司内部局域网进一步维护和管理，如：IP细致维护。
3、对每天公司员工上网流量进行监控，并做好每天流量记录。
4、做好每一天工作记录，对经常出现问题进行关注。
5、积极完成领导安排的有关工作，做到工作上有问题及时向领导寻求解决问题的方案，不懂就问，努力把工作做好。
it试用期总结及转正申请范文二
转眼间，来公司已经三个月了。在这短暂的试用期内，学到了好多东西，我清楚地感受到自己在成长。已经开始脱离在学校时的那种稚嫩，变得成熟稳重。
第一次接触工作，包括与客户及盟商的沟通、与公司同事的交流、在外出差实习、对网络设备的认识、以及遇到问题时的处理方法，这些事情让我明白了：工作需要高度认真和满怀热情，并且还要具备一定的专业知识。只有这样，才能做得更好!
刚进入公司的第一个月，所有的事物对我来说都是新鲜的，陌生的。但是我愿意让自己由不知道变为知道，也愿意去接触各类新鲜事物。加上领导和同事的关心和帮助，我不再对这些新事物感到陌生，而是可以当做熟人一样的去正视它们。刚进公司，殷经理安排周愉强做我的导师，我非常庆幸遇到了他这样一位热心耐心又有能力的人，无论在工作还是生活上，无论在技术还是为人处世上，都教会了我很多。很感激他!第一次出差，是因为郑州市的班班通项目。半个多月的时间里，虽然学到的技术不多，但我对网络工程师的工作内容和性质有了初步的了解，这对以后职业生涯的规划有很大的帮助。工作成果也获得同事们的好评。
进入公司的第二个月，郑州师院新校区投入使用，学生们入住新校，给新校区网络中心(由我公司)增加的巨大的工作量。鉴于我在班班通项目上的良好表现，殷经理派我到师院网络中心协助朱玉良工作。由于新校区刚投入使用，一切工作都从零开始，学生多，工作量非常大，而且都是些琐碎的事情。这真的很能考验一个人的耐心和毅力。不过，我还是经受住了考验!并且在工作中我意识到：认真仔细的工作习惯有多么重要。
鉴于前两个月的良好表现，进公司的第三个月，殷经理交给我一项任务：郑州师院新校区食堂的网络设备的安装及调试。在这项工作中，我从安装交换机到综合布线再到配置交换机，全程参与。虽然由于经验不足及技术原因出现了一些失误，但后来在周愉强等同事的协助下，顺利完成该工作。从这次工作中，我也学到了好多东西。首先一个就是，同事间默契的配合是至关重要的。其次，熟练的掌握网络技术知识也是必不可少的，对网络知识不能一知半解。这极大的激发了我的学习热情，总结在学校学习时学习方法的不足，理论结合实践，再加上周愉强等同事的帮助，使我对网络知识的掌握上了一个大台阶。也使我更坚定了在这里继续做下去的决心。
随着对工作内容的熟悉及自身技术水平的提高，工作起来就变得更加得心应手了。除了可以独自解决一些技术问题外，还可以按照公司的要求完成技术工作以外的事情。比如，公司需要申请某项资质，需要员工参加一项考试，我替另一位同事考试，在考场上被监考老师发现，但我随机应变冷静处理，顺利完成考试，并且考过了。受到殷经理的表扬。
在工作之余，我还参加了公司组织的各项培训，比如锐捷公司的渠道技术培训，公司内部的技术培训等等。经过几期的培训，我感受到，网络技术犹如茫茫的大海，我只是一叶扁舟。要想在网络工程这行中立足，必须要不断地学习，充实自己。面对各种各样的高手，没有理由停下来做片刻休息。面对各种各样的新技术，没有理由踌躇满志止步不前。我要走的路还很长，必须一往无前，再接再厉，愈挫愈勇!
回顾这三个月的工作，我对自己的表现很满意。虽然时间不长，但是在各位领导及同事的帮助下，我迅速的成长起来了。对工作也有了更加清晰的认识，对未来有了更加明确的目标。我会在以后的工作中加以百倍的热情，愿意和大家分享成功的方法和失败的教训，愿意在工作中和团队更加协作，为实现公司的目标奉献自己的力量。
一个人的能力很微弱，但很多人的力量汇聚到一起就能发挥巨大的作用。在以后的日子里，如果还能和大家一起工作，我期待着和你们一起创造更多的价值，期待有更大的进步!
it试用期总结及转正申请范文三
紧张而有序的一年又要过去了，忙碌的一年里，在单位领导及各部门各同事的帮助下，我顺利的完成了本年度的工作。为了今后更好的工作，总结经验、吸取教训。还有就是不管是在何时何地，只要是工作问题都毫不推托，尽快解决。对领导的工作安排及吩咐从没有推迟过，都会尽职尽责尽快解决。在业余时间加强自己对专业知识的学习，保证自己有能力解决属于自己应该解决的问题。现对本年度工作总结如下：
一、思想政治表现和品德素质修养方面
本年度我院组织开展了党的群众路线教育实践活动，作为我院群众路线领导小组下设办公室的一员，我认真践行教育活动的方方面面，进一步提升了思想认识，进一步牢固树立正确政绩观。
电厂试用期工作总结范文6
关键词：程序；定期安全审查；专题
引言
我国核安全法规《核动力厂运行安全规定》（HAF103）明确规定：“在核动力厂整个运行寿期内，考虑到运行经验和从所有相关来源得到的新的重要安全信息，营运单位必须根据管理要求重新对核动力厂进行系统的安全评价”，而且“必须采用定期安全审查的方式”。
运行核电厂定期安全审查是对常规安全审查与专项安全审查的一种补充，是对营运核电厂安全的一种综合地、系统地重新评估。定期安全审查将考虑已经实施过的改造、运行经验反馈、电厂积累的老化效应、组织机构的变化以及安全标准和核安全技术的发展，其目的在于全面了解核电厂的实际安全状况，明确核电厂对现行安全标准的满足程度，检查核电厂与最新的核安全标准和国际实践的符合性，并针对发现的缺陷提出并实施现实可行的纠正措施，保证核电厂安全相关各项工作的充分性，确保核电厂在后续的运行寿期内始终保持高的安全水平。
1 程序要素的专题划分
按照《核动力厂定期安全审查》（HAD103-11）的要求，定期安全审查（PSR）将开展14个安全要素的审查，包括：核动力厂设计、构筑物、系统和部件的实际状态、设备合格鉴定、老化、确定论安全分析、概率安全分析、灾害分析、安全性能、其他核动力厂经验及研究成果的应用、组织机构和行政管理、程序、人因、应急计划、辐射环境影响。在上述要素中，程序作为一项重要的管理要素审查，主要对核电厂的程序是否符合适用的标准的状况进行审查。
目前，国内核电厂定期安全审查的审查方式上有两种，第一种是按照核安全导则中对各个要素规定的要点进行审查，另一种就是对要点进行划分，按照专题的方式进行审查。目前国内已完成首次定期安全审查的有秦山核电厂和大亚湾核电厂，从目前正在开展或启动的岭澳、中核运行一、二、三厂以及田湾核电厂的定期安全审查的情况来看，要点和专题的审查模式都存在，各个电厂会根据自身的特点以及自身的关注度选择采取哪种审查方式。针对程序要素，本文将探讨PSR程序要素在专题模式下的划分以及各专题审查的基本思路。
本文通过参考国内已开展PSR的核电厂的定期安全审查大纲，对定期安全审查中程序要素的专题划分进行了分析，通过综合对比，主要分为常规专题和特殊专题的划分，常规专题基本按照法规的要点和范围进行的划分，而特殊专题部分，不同的核电厂其自身的特点和关注度不同，将会有一定的差别，本文将通过已了解到的信息，简单对其进行叙述。
为了更直观的了解专题需重点常规专题审查的要点以及与导则规定范围的覆盖情况，本文设计了专题与要点的对照表，详见表1。
关于特殊专题，主要是取决于电厂自身的特点和需求，比如在大亚湾核电厂第二次定期安全审查中，其提出了14个导则规定安全要素以及4个新增专题，包括堆芯与核燃料、电力系统安全、仪控系统安全、通风系统安全。针对程序要素，也存在个别电厂根据自身特点而设定特殊专题的情况，比如大亚湾在第一次定期安全审查中，在程序要素中增加的定期试验监督大纲专题，其目的主要是参考法国新版GOR9对监督大纲验收准则的分类方法，甄别电厂监督大纲中的安全验收准则和功能验收准则。本文将对常规专题的主要审查思路和思路进行阐述，不对一些特殊专题进行赘述。
2 专题模式下的程序要素审查思路
2.1 总体审查策略
在现场实际审查过程中，程序要素的审查从策划、执行、控制和改进（PDCA循环）几个方面逐步开展工作（详见图1）。
具体的针对执行的过程，首先应针对不同专题选定审查基准，主要来源是核安全法规/导则以及相关业界的良好实践。其次便是审查数据的收集和分析筛选，在此过程中，数据来源一般是电厂的上层的文件（政策、大纲等）、管理程序文件、技术文件（技术规程等），同时，还得对相关的电厂记录文件/报告进行收集和审查，另外，由于程序要素涉及的样本较大，因此在数据收集的过程中，应选定筛选数据的准则。最后，根据审查的角度来确定电厂在各个专题下的基本概况，针对弱项提出纠正行动建议。具体的审查策略见图2。
2.2 L馍蟛樗悸
2.2.1事故规程和运行技术规范专题
该专题的审查范围已在表1中进行了描述，其审查思路如下：
（1）审查电厂事故规程和运行技术规范的升版、维护和控制情况，此部分审查主要通过对规程的版本、使用记录以及核安全局关于上述与核安全相关的规程的变更申请、审查和批准记录。
（2）重点关注电厂是否存在事故规程和技术规范根据良好实践而进行修改的情况，同时对进行变更的规程是否存在验证记录或报告，以及变更过程是否得到有效控制。本专题下运行技术规范的范围应包括运行技术规格书和安全相关的定期试验要求的相关内容。
（3）审查主控室（MCR）事故规程是否保存良好，规程是否清晰可用，此部分接口人因要素的人机接口部分的审查内容。
（4）对超设计基准事故管理规程和以征兆为导向的应急运行规程（SOP）进行电厂实际状况的审查，并根据审查结果提出改进建议。
2.2.2 运行、维修、监督、辐射防护和在役检查的主要技术程序的维护和控制专题
该专题的审查范围即为这五大类的主要技术程序，其审查思路如下：
（1）对电厂五大类程序的总体情况进行描述，重点对电厂程序体系的完整性进行审查和描述，并对电厂技术程序的层次和种类以及功能是否满足国家核安全法规的要求的状况进行审查和描述。
（2）筛选审查样本，由于样本量较大，原则上抽样比例在15%左右。主要审查这些程序的版本控制状况、技术程序的使用和程序的升版控制情况。
（3）对审查中发现的弱项进行分析并提出管理改进建议。
2.2.3 变更改造对文件的影响专题
该专题的审查范围主要针对电厂当前PSR审查周期内的变更改造项对电厂技术文件的修改是否得到有效的控制，以及电厂的变更改造管理程序是否满足核安全法规的要求。主要的审查思路如下：
（1）对电厂变更改造的管理程序进行与核安全法规的符合性审查，其主要依据《核电厂换料、修改和事故停堆管理（HAF103-01）》中关于核电厂修改方面的要求。
（2）获取电厂总体变更改造的清单，由于定期安全审查的周期为10年，涉及到变更改造的项目较大，需要按照一定的原则对改造项进行筛选，一般为核安全相关的改造项全选，而与电厂可用率相关的重要改造基本全选，具体视总体样本量决定。
（3）对变更改造项目的申请、审查和批准流程的实施是否规范和有效进行审查，尤其是对核安全相关的改造项目，对与核安全局往来的相关批文进行审查，确认过程均按照管理程序的要求进行。
（4）对抽样的变更改造项目进行审查，主要审查改造中涉及的程序文件修改项是否关闭并得到有效实施，主要审查改造涉及的相关规程、流程图、接线图等文件是否按照要求进行变更。
（5）对专题审查过程中发现的其他问题进行跟踪。
2.2.4 事件对相关技术文件的影响专题
该专题主要针对电厂审查周期内涉及技术文件修改的事件（主要指运行事件和内部事件）是否得到有效控制和关闭，以及电厂事件相关管理程序与核安全法规的符合性进行审查，主要思路如下：
（1）事件相关的管理程序主要包括电厂的经验反馈政策和大
纲、状态报告、原因分析、事件相关纠正行动的管理以及编码等相关程序，主要对电厂的事件报告和反馈的管理体系进行审查，其主要依据《核动力厂运行安全规定（HAF103-04）》中的规定。
（2）对事件进行筛选，主要筛选电厂在审查周期内的运行事件和内部事件，同时，将这些事件中涉及文件修改的事件筛选出来行程专题的审查样本。
（3）按照事件纠正行动项中关于技术文件的修改要求，进行逐项核查，并形成审查记录。
（4）对事件相关文件修改的管理程序和制度进行审查，对可能存在的弱项进行分析。
2.2.5 监督规程专题
本专题的监督规程的维护和控制在五大类程序专题中已有内容的覆盖，因此该专题重点关注监督大纲完整性以及定期试验监督大纲的升版和制情况。其审查思路如下：
（1）审查电厂安全重要物项监督的管理程序是否符合核安全法规的要求，主要依据《核电厂安全重要物项的监督（HAD103-09）》。
（2）按照《核电厂安全重要物项的监督（HAD103-09）》中关于主要监督类型（如：a-监测、取样，b-功能试验，c-仪表校验、标定和响应时间的验证试验，d-检查）的规定，从审查系统设备功能的角度验证电厂监督功能项目（见导则附表），并验证电厂在监测取样、功能试验、仪表校验和检查4个方面的程序是否满足法规的要求。
（3）按照《核电厂安全重要物项的监督（HAD103-09）》3.2节的要求，从核电厂核安全屏障的完整性角度验证屏障项目，分别验证核电厂最终安全分析报告和电厂各个大纲是否覆盖了这些屏障要求，以及电厂的技术工作程序是否落实了核安全屏障项目的试验监督，并最终形成审查记录。
（4）对核电厂定期试验监督大纲的编制和升版记录进行审查，
同时，应对审查周期内电厂的定期试验记录进行审查，并对各年度的有缺陷（试验结果不合格、延迟等）的定期试验记录进行统计和分析。另外，对电厂的定期试验报告进行审查。
3 结束语
