火电厂工作经验总结范例6篇

火电厂工作经验总结

火电厂工作经验总结范文1

关键词:自动化;信息网络化;分散控制系统;现场总线控制系统

【中图分类号】TK1

一、火电厂自动化的发展路程

我国火电厂从六十年代的模拟量的自动化控制水平经历了慢长的发展过程。到了九十年代,随着电力体制改革的深化,自动化水平以前所未有的速度快速向前发展。各火电厂对自动化技术的需求也日益提高,甚至超过西方发达国家。社会需求和技术的发展像两个翅膀,支持着火电厂自动化技术的不断向前推进,它永远是火电厂自动化水平不断提高的原动力。站在社会需求和技术演变的高度,不难看清近代火电厂自动化技术发展的进程。从1990年至今,这后几年间,我国火电厂自动化发展已经有标志性单回路控制时代、集散控制系统时代、分散控制系统时代和网络化时代,现在即将进入到数字化时代和信息化时代。虽然每个阶段间并不那样清楚,往往前一个阶段已开始萌芽和发展后一阶段的技术,而后一阶段仍继续在巩固和完善前一阶段技术的不足之处。但是每一个阶段,每一个时代,毕竟有自己主要突破的任务、目标和特征。

1.1分散控制系统时代和网络时代

我国火电厂自动化已经经历的分散控制系统时代和网络时代,这是人人皆知的。

1)分散控制系统时代

改革开放后,大型火电机组及其技术引进,以及分散式微处理机控制技术的发展,使我国从上世纪八十年代末和九十年代初开创了一个单元机组DCS控制的时代。尽管当时由于种种原因,DCS推广应用阻力重重,推广稍微迟后外,对DCS进行系统改造大约有7、8年时间,其功能包括所有数据采集、热工保护控制、热工自动、手动控制、电气电动门开关控制及电机启停控制等。控制系统从操作画面、事故追忆、报表打印、事故报警、数据通讯、自动系统实现、程控系统实现、保护功能实现以及阀门等操作等几个方面展示了DCS的开放性、安全性、兼容性及庞大性。从那以后人们对DCS控制系统又有了新的理解和认识。

从DCS工程管理的适应、应用功能的扩大、电气控制和DEH的纳入、后备手操的取消,以及老厂自动化技术改造工程中相继推广应用,这一切,标志着DCS应用技术已基本成熟。尽管目前关于如何进一步提高DCS可靠性、降低故障率仍然是需要进一步研讨和完善的问题,但新的目标已经展示在人们面前。

2)网络化时代

电力体制改革的发展,厂网分开,以及计算机网络技术的发展向我们展示了新的前景,正是在这种背景下,火电厂自动化从此进入了一个新的时代。根据它的主要特征,我把它称为网络化时代。具体来说,它有下列几个目标:

①推广综合自动化-厂级监控信息系统化的发展。厂级监控信息系统(简称SIS-SupervisoryInformationsystem)属于厂级生产过程自动化范畴,是实现电厂管理信息系统(MIS:ManagementInformationSystem系统)和各种分散控制系统DCS的桥梁。电厂的厂级实时监控系统对于电厂的安全稳定运行具有时分重要的意义。厂级实时监控系统集中各单元机组的参数及设备状态信息、从厂级管理的高度对各机组运行情况进行监视、分析和判断,并做出决策指挥机组运行。厂级负荷自动分配系统接收电网中调负荷指令,依据本厂各机组运行状态,自动对机组负荷进行优化、管理,进行动态负荷最优分配,并向各机组发出给定负荷指令,以得到最佳的电力生产安全性及经济效益。从单元机组到辅助车间的自动化,发展辅助车间高度集中控制,全厂可设一个监控站,全部集中在单元控制室。

②包括单元机组DCS、辅助车间自动化系统以及厂级SIS和MIS在内的全厂信息共享的计算机网络形成,实现管控一体化。

目前,全国各大新建电厂均已应按此要求配置,且运行效果很好,但有一部分老电厂也正按此要求进行技术改造,我相信,随着国营大企业改革的进一步发展,所有老电厂也将按此要求进行技术改造,从而也进入网络时代。

1.2数字化时代和信息化时代

我们已经走过了分散控制系统时代和网络化时代两个里程碑。进一步分析当今的更高的社会需求和技术发展,作者认为,近期我国火电厂自动化必将步入数字化时代和信息化时代。

火电厂数字化(数字化电厂)是火电厂信息化(信息化电厂)的基础,因此,当前首先面临的任务是实现火电厂数字化,建设一个真正意义上的数字化电厂。

1)数字化时代火电厂控制和管理系统可以分为三级:

①厂级(SIS、MIS、BPS)②机组(车间)级(DCS、PLC)③现场设备级

众所周知,在最近几年中(网络化时代),新建电厂普遍建立了厂级SIS和MIS网络的网架,并配置了不少故障诊断、状态检修以及性能优化等监控和管理软件,但是,不仅因为这些软件尚欠成熟,更重要的是,基础工作没有跟上,现场设备级自动采集的信息太少,因此,这些高级应用成了无米之餐。如果依靠人工采集,人工录入的话,不仅工作量大,而且有些也较难实现。因此,如果不解决这个问题,SIS和MIS已经或将进一步投入的资金将不能真正发挥效益。因此,客观形势要求我们加快使现场设备级实现数字化,并增加根据SIS和MIS需要应增加采集的信息量,全面解决火电厂网络化任务,真正实现火电厂数字化,进而才能较好的完成火电厂信息化的目标。

2)信息化时代

什么是火电厂信息化(信息化电厂)?目前尚无公认的严格定义,但为了使彼此有共同语言,专家在此先提出一个粗浅定义。所谓火电厂信息化,就是:火电厂生产过程监控和企业管理的所有必要信息均应无重复的得以采集和通过数字网络共享;经过自动处理,使信息尽可能浓缩和智能化;信息的采集、处理和反馈应最大限度实现自动化,减少繁重的人工信息采集、录入、处理和反馈处理的工作量,提高安全性和劳动生产率。从这个定义不难看,信息化的定义可以简述为:信息网络化、信息智能化和信息自动化。因此,广义上说,进入这个时代,意味着,我们已由火电厂过程自动化进入到了信息自动化时代。正因为如此,本章用了"近代火电厂自动化发展的里程碑"这个标题,也就是说,我把信息化时代纳入火电厂自动化发展的第四个里程碑。

随着我国电力体制改革进一步深化,全国电力投资集团的形成,厂网分开机制的到位,电力市场有秩竞争将更加激烈,追求投资效益最大化已成为投资主体的内在动力,片面追求投资最少的观念已成过去,投资公司的管理层要求进一步从生产过程自动化和管理现代化中获取投资效益,基建投资少、生产运行效率高、故障损失少,运行、检修等管理费用低,上网电量尽可能多,上网电价尽可能高等,信息化就成了他们的最好选择,因此,可以断定,用不到几年我国火电厂将步入火电厂信息化时代。

火电厂数字化是实现火电厂信息化的基础,必须抓紧时机尽可能快实现火电厂数字化,才能保证我国火电厂在末来风年全面进入信息化时代。

二、数字化是火电厂发展的必然趋势

2.1当前火电厂数字化的核心是现场总线系统的应用

火电厂信息化是我们较长一段时间的工作任务。火电厂数字化是火电厂信息化的基础。火电厂三级系统中,厂级信息系统和现场控制级已经实现了数字化,而关键就在于如何将数字化推向现场设备级。因此,推广应用现场总线系统,实现现场设备级的数字化就成了实现火电厂全面数字化的关键一步。

2.2火电厂推广应用现场总线系统的优点

1)提高运行的安全可靠性:

1、完善的现场设备及信号的诊断功能,防止其故障或信号偏差导致控制和保护系统发生错误信号而酿成事故(这是DCS控制系统多发事故的原因之一)。由于其诊断功能完善,使现场设备的隐患能及早发现,采取清除措施,改变了过去那样出了问题,已经影响了安全运行,才发现处理的被动局面。

2、提高了信号的精度和速度。

3、减少了大量端子和接线头,大大提高了运行的可靠性(电缆端子和接头增加了许多故障点。接线松动造成MFT的也不罕见)。

4、数字通讯,减少大量电缆,有利于抗干扰。

5、控制功能和I/O功能的分散,简化了DCS,总体可靠性也有所改善。

2)适应现代化管理的要求

一个电厂的现场监控设备(包括变送器、执行器、电动门和开关柜等)数量多达数千台以上,调整、运行、维护和检修的工作量很大,因此,过去只能采用被动维护、检修方式,这样做降低了可靠性。而采用现场总线智能设备后,由于可以低成本得到大量现场监控设备信息,甚至被控设备的信息,因此可以采用状态维护和状态检修,同时,组态、调校、诊断和维护非常方便,工作量大幅度减少,热工自动化运行维护人员可大量减少,从而使运行成本进一步降低。

3)投资减少

采用现场总线及其智能现场设备无疑将增加一定投资,但从国外实践和一些用户报告称,综合投资成本还是可以减少(或增加不多)的,理由是:

1、减少了I/O机柜、接线端子柜,以及相应的电子设备间空间。

2、减少了计算机电缆、桥架及辅设工程量,以及接线和查线工程量(椐国外称可省电缆66%以上,省安装费用60%)

3、降低系统集成、修改和技术改造费用

2.3我国火电厂推广应用现场总线系统的条件已基本具备

国际上现场总线技术及现场总线智能设备的开发和推出已有几年的历史,现场总线标准化纷争也已统一,安全相关标准和系统也已问世。近几年,现场总线技术应用在石油、化工,乃至电力行业有加快的势头。

因此,现场总线系统正迅速推广应用,是现代科技发展的需要,是大势所趋。

国际上可用于电厂的先进的DCS均已开发了与现场总线的接口设备及相应的软件。DCS系统+现场总线系统+现场总线设备已在火电厂有成功应用业绩,包括1000MW等级机组,近一、二年有加速推广应用趋势。国内在一些工程上也已在一定范围内成功应用。现场总线智能设备已十分成熟。

综上所述,现场总线系统在火电厂已有了一定的成功应用业绩。

2.4应用现场总线系统是数字化的必由之路

目前,推广应用现场总线系统与上个世界八十年末和九十年代初推广应用DCS系统面临类似的决择。一种做法是稳一点、慢一点,等待国外更多应用业绩,更成熟一些再在我国应用;另一种做法是加快推广应用步伐。究竟选择哪一种政策更好呢?

根据我国电力体制改革加速成进展的形势,火电厂信息化已经成为日益迫切的要求,再过几年,如果一个电厂没有实现现代化管理,那在电力市场竞争中将会十分被动,投资主体将是不愿看到的,因此,数字化和信息化任务已经迫在眉睫。

另一方面,现场设备级及其系统一旦配置好,再要更新改造,资金浪费巨大,历史上由于在推广DCS问题上争论不休,导致延后3-5年推广应用DCS,对我们工程带来的损失,包括日后改造的费用之大是有目共睹的。

此外,在推广应用风险分析上有一个如何看业绩要求的问题。大家都记得,DCS技术规范书曾要求"供货商必须有二台同类机组三年以上成功应用经验",实践证明,对DCS这类发展非常快的计算机技术产品是不合适的,实际上我们以后不再按此执行,而改为要求我们的工程保证不是世界上第一个应用该系统的工程就行了。这样既保证了工程安全,又不是已经推出五、六年以上的寿命很短的产品了。

最后,也许有人会提出,国外现场总线系统在电站中推广应用速度比较慢,比其它行业也慢,是不是我国电力行业也不必着急。的确,过去我们基本上跟着外国人也步也趋,但正如第一章所说,我国目前正处于创新理念的时代,只要对发展有利的就要勇于创新,在这方面,石化行业为我们树立了榜样,最近国外就评论我国石化行业是世界上"现场总线应用的领先者"。为什么我们电力行业就不行呢?石化行业对安全性的要求决不亚于电力行业。在考虑这个问题时,特别要注意不受某些DCS厂商出于自身利益不积极推动现场总线系统在火电厂应用的影响,看一看,哪些DCS厂商积极,哪些DCS厂商不积极就能略知原由一二了。

应当承认,在我国火电厂推广应用现场总线系统是刚开始,没有经验,要重新学习,但相对于九十年代初,从DAS+SPEC200系统一下跳跃到DCS来说,无论从深度和广度来说,简单得多了。因此,火电厂一定会比较顺利的推广应用现场总线系统,平稳地进入火电厂数字化时代。

2.5积极稳妥推广应用现场总线的步骤

1)广泛应用已有成功经验的现场总线(LAN、AP、OM)智能设备,如变送器、执行器、电动门以及开关柜等。

2)选择有将现场总线设备接入DCS的成功应用经验的供货商,实现DCS和现场总线

系统的完满结合。认真研究重要冗余信号接入技术。

3)简单回路和系统按现场总线控制系统(FCS)设计。

4)对于某些辅助车间(系统)可以选择某些具有丰富与现场总线控制系统结合的成功应用经验的中小型DCS,实现辅助车间DCS和FCS的完整结合。

三、结论

我国各大中型电厂现在几乎都已经经历了DCS系统时代、网络化时代,从现在开始将进入数字化时代和信息化时代。当前,各大电力公司和大企业正在全国各地分分兴建大型火力发电厂,在兴建大火电厂时,各大电力公司应加快推广应用现场总线系统,快速进入数字化时代,这样才能适应世界电力发展的要求,实现火电厂信息化,也是摆在我们面前的一项迫切任务。更不要犯以前犯过的错误,现场设备及其控制系统已配置好,安装完之后就已经被淘汰再进行更改,造成资金的巨大浪费。建议各有关方面对推广我国大中型火力发电厂应用现场总线系统进行调查、研究,尽快提出指导意见,使推广应用工作顺利发展。

参考文献:

①《XSIS-400实时监控信任系统》新华控制工程公司

火电厂工作经验总结范文2

关键词:火电厂;锅炉;安装;工艺;技术

中图分类号:TK223.6 文献标识码:A 文章编号:

随着经济发展水平不断的提高,我国火力发电投资规模不断增长,火力发电成为一种重要的电力生产方式。由于社会生产和生活的不断扩大,电力供求关系逐渐失衡,电力供不应求的现象时有发生,作为一种比较成熟的发电技术,火力发电行业也就得到了飞速的发展。当前,火电厂承担了大部分社会发电工作任务,而对于自主盈亏的火电厂来说,如何提高生产效率和效益,是一个十分重要的问题。随着现代科技技术的不断进步和发展,火电厂锅炉安装技术得到了快速发展, 大大提高了火电厂整体工作效率和生产效益,为提高电厂综合经营能力奠定了坚实基础。当前,大多火电厂正常生产活动都离不开锅炉设备的使用,可以说其是火电厂的重要生产设备。锅炉是一种比较复杂的生产设备,需要较高的管理技术和保养工作,在日常生产活动中,必须要给予高度重视。对于新锅炉的安装,有严格遵循有关技术规范和指导标准来稳步推进,避免各种失误导致锅炉工作效率低下的情况发生。

1 火力发电厂锅炉安装步骤

第一步是前期准备阶段。该阶段,技术人员要与施工人员进行充分的沟通和交流,将每个技术要点讲解到位,让施工人员完全掌握所有技术要点,以保证每个安装环节不出现技术失误。在技术讲解过程中,技术人员不仅要将安装工作的每步操作细节讲解清晰,还要对各种可能出现的问题进行预见性的讲解。此外,还要做好钢架基地的建造工作,为锅炉安装工作奠定良好的基础。

第二步是具体安装步骤。火电厂锅炉安装具有较高的技术要求,必须要严格按照有关技术标准和规范来稳步推进,保证每个操作环节符合安全安装要求。锅炉钢结构安装、受热面的组合安装以及其他各种附属设备安装措施和安装工艺,这也是当前锅炉安装中的最为重要和重视的环节。

最后一个步骤,是锅炉安装结束后的调试工作。在该阶段,锅炉的全部安装工序已结束,需要进行试运行。因此该阶段主要是为了及时发现锅炉安装是否存在各种技术瑕疵,以保证锅炉投入正常使用后不会发生任何技术故障。在调试锅炉性能的过程中,要针对各项生产指标和工作状态进行运行检测,保证锅炉各个生产指标达到安全标准,完成该步骤工作之后,就可以提交验收报告。最后将锅炉正式交付给生产部门使用。

2.1 钢结构安装工艺

钢结构安装主要采用由前向后、由左向右、由下而上、分段吊装的方式。第一层钢架安装结束后,高强螺栓进行初紧后复查找正和验收,验收合格后,再进行高强螺栓的终紧。钢架基础二次灌浆应在第一层钢结构安装找正验收结束后进行,待二次灌浆强度达到设计要求后方可逐层安装钢架。各层钢架吊装一层,找正验收一层。在整个钢结构吊装结束后,进行整体找正和验收工作。为了加快吊装进度可以根据实际情况,局部的横梁、支撑可小范围组合吊装,但要采用松连接。

2.2 锅筒、集箱的安装工艺

在开始吊装工作之前,要根据吊装重要制定合理的吊装计划,同时确保吊装过程严格按照工作方案执行,要避免各种违规操作,禁止使用短管作为吊装接点,不得用钢绳捆绑管孔;在吊装现场,全体工作人员需统一听从总指挥的调度,所有人员各司其责,严格按照规定操作。吊装之前,要进行吊装设备性能检测,确保所有设备处于正常工作状态,吊装物在调离地面高度一米左右时,要停止继续起吊,同时启动施工检查工作,一切人员和设备正常后方可继续施工。锅筒、集箱的应位找正:将锅筒的中心线用投影法投到基础上与纵横基准线应重合,找正锅筒的中心位置和标高,锅筒纵向水平度可用水准仪或软管水平进行找正;锅筒的临时固定:采用长螺栓托座临时固定,将锅筒与钢架、横梁进行固定,严禁采用在锅筒上焊接临时焊接的方法进行固定。

2.3 水冷壁的安装工艺

按设计将分段的管排吊放在组合台上,并对管排的宽度、平整度、长度、对角线进行检查、调整;管屏组对前后进行通球检查,试验用球采用钢球,并进行编号,严防将球遗留在管内。通球后作好可靠的封闭措施,并做好记录;在连接管屏工序时,要将管屏焊口进行全面测量,选准最佳接口进行对接;联箱组合时,首先进行联箱划线,作为组合定位的基准。结束焊接工序之后,在管排上标出钢构骨的准确位置,再将钢构骨固定在管屏上进行焊接;整个组焊过程中严禁损坏水冷壁管;对集箱、水冷壁管等设备不可随意加焊支撑、支架。如果需要临时固定,要采用卡具、螺栓连接的方法。

2.4 省煤器的安装工艺

省煤器一共有上下两级,上级为高温省煤器,下级为低温省煤器;在组装省煤器蛇形管之前,要进行通球试验,达到有关标准后方可进行实际安装工作;省煤器蛇形管束组合时,先将集箱找正固定后安装省煤器蛇形管束,在省煤器蛇形管束的安装中,应仔细检查省煤器管束与集箱管接头对接情况和集箱中心距省煤器管束端部的长度偏差,保证管排平整度,管排与四侧包墙的间隙均匀、上部水平整齐,不平整度小于2mm。管排自身固定装置、吊挂装置要齐全、牢固,且膨胀方向正确,防磨装置要安装正确、牢固、完齐。

2.5 管箱式空气预热器的安装工艺

在安装空气预热器之前,要排查所有管道的大小规格,保证管道内外清洁,不残留任何灰尘、锈迹以及砂石等杂物,检查管子和管板的焊接质量;管板做渗油试验,检查管板严密性,管板四周与支承梁接触处如有毛刺、疤要磨平;安装时要注意管箱的上、下方向。管箱吊装顺序由下级至上级,吊装时用起吊钩单个吊装,管箱就位后,割除管板起吊钩并用钢板将管板起吊孔密封焊接;胀缩接头和密封板在地面组焊,所有的胀缩节不允许有漏风处。管箱两侧护板与管束间距离,不得过大,避免形成气走廊,造成管子磨损;吊装前做好防磨短管间的耐磨料并抹面。

3、结语

目前,许多火电厂在安装锅炉设备时,都存在或大或小的安装技术问题,给日后锅炉的正常使用埋下了巨大的安全隐患,直接影响火电厂的生产安全和总体效益的提高。因此,必须要高度重视锅炉安装工作,不断严格安装操作要求,制定科学合理的安装方案,采用成熟的安装技术和熟练工人,确保安装工作完全按照安全操作标准进行,切实有效提高锅炉安装工作效率,不断促进火电厂综合生产效益的提高。

火电厂工作经验总结范文3

关键词:炉前管理;现状;改进措施

一、前言

在当前市场煤、计划电的体制下,火电厂间的竞争主要体现在成本的竞争,燃料成本占发电成本约70%以上,降低燃料成本成为火电厂的工作重点,其中,火电厂的炉前管理对燃料成本的影响不可忽视,燃料成本的核算与分析也愈显重要。

二、火电厂炉前管理范围

火电厂炉前管理主要包括煤炭到厂验收后的接卸、存储、煤场管理、混配掺烧以及成本核算等工作。根据各厂实际情况不同,炉前管理内容可能有延伸或缺减,比如:铁路来煤由于客观原因发生厂外分卸、冬储煤至厂外临时煤场需要由汽车短途倒运回厂内等,均为炉前管理范围。对于白城发电公司,只要进入铁路穆家店站后,所发生的费用,都属于此范畴。

三、燃料接卸管理

白城发电公司入厂煤运输有汽运和火运两种方式。一般燃料接卸管理以安全、高效和利于监督为原则。根据自身实际情况,制定科学合理的燃料接卸管理规定,并设有煤场管理岗位,负责接卸、煤场管理等工作。

(一)汽运煤的接卸管理

吉电股份年采购煤量的约10%为汽运方式入厂,主要是浑江、二道江发电公司采购的区域内小矿煤,以及采购吉煤集团的部分煤量,白城发电公司2015年首次长期购入牛海烟煤,全年突破20万吨,节约效果显著。汽运煤接卸管理的重点是车辆在煤场的安全与有序卸煤。由于煤场相比一般道路要软,而运煤车多为大型自卸车辆,满载时总重在70吨以上,在卸煤举高时中心升高,在偏软的煤场上发生侧翻的危险极大,威胁采制人员及周边设施安全。在这方面,白城发电公司即使煤场地面实现水泥硬化,但也发生过侧翻险情。有序卸煤主要是指符合煤场储煤规划及便于采制人员采样,尤其对于采样工作,如果卸煤、推平等操作不规范,会对采取煤样的代表性产生较大影响。

为解决上述问题,发电厂一般都有相关的安全接卸煤管理措施,并设有煤场管理员在现场统一协调,指挥运煤车和推煤机,保证有序接卸,防止发生事故。

(二)火运煤接卸

随着新机组的投产及区域内煤源的减少,吉电股份跨区域采购煤炭比例在2008年时仅为25%,到目前已上升到75%以上。我国铁路运力一直是稀缺资源,为满足货物运输需求就必须提高车皮的运转效率,为此,铁路部门规定,运煤重车到厂6小时必须排空车,否则,超时按小时计费收取延时使用费,严重的将进一步采取厂外分卸、铁路限装停车的惩罚措施。如果接卸不及时,无论铁路部门采取那种措施,都将给电厂造成较大损失,因此,加强火车火车接卸管理对减少炉前费用,控降燃料成本,以及保障连续稳定供应都有重要意义。目前,白城发电公司来煤以火运为主。

为避免火运煤压车,一是加强调运管理,协调厂、矿、路关系,综合考虑电厂接卸能力、接卸设备状况、库存及耗煤情况,安排调运计划,通知矿方按计划请车,协调路局尽可能按请车计划安排装车,尽量减少神华大雁、蒙西煤业等水份较大煤炭入厂量,减少卸煤压力及费用,充分利用铁路货运信息系统,随时掌握装车数量及车辆运行位置,便于电厂做好相应接卸准备工作。二是冬季电厂燃料管理部门应积极与矿方联系协商,尽量避免因装湿煤而发生冻车严重,增加卸煤难度,在条件允许情况下,鼓励矿方在装车时采取撒融雪剂、衬盖薄膜等防冻车措施,尽量减轻冻煤的数量,为厂内卸车创造有利条件。三是加强接卸厂内接卸设备的检修维护,协调关联单位组织好接卸人员,保障厂内接卸能力。

四、存储及煤场管理

(一)煤场组堆

燃煤组堆应做到不同煤种、煤质分堆存放,推平压实,烧旧存新,先堆先用,便于合理混配掺烧为原则。在存储条件允许的情况下煤场存煤保持合理形态,煤堆形状以正截角锥形为宜,分类堆放,分层压实。煤堆角度以40°-45°为宜。储煤场设置标志,划分区域,以便科学、有序地实施燃煤存取管理。

为测试褐煤存放时间对热值损失的影响,电科院曾经进行过相关实验,结果大概为:褐煤存放15天热值损失61-70大卡/千克、存放30天损失120-145大卡/千克、存放60天损失255-295大卡/千克。实验结果表明存放时间对褐煤热值损失影响很大,因此,褐煤存放时间不宜超过1个月,电厂应制定煤场置换翻烧方案,烧旧存新,尽量减少存放损失。

斗轮机取煤必须从煤堆顶层开始,分层取煤,形成阶梯状,每层落差不超过3m。特殊情况下,如取煤形成陡坡、陡崖后,及时用推煤机整形压实。煤场平整工作每日进行,及时对储煤场内的石头、木块、杂物进行清理以防止损坏斗轮机及其它输上煤设备。

(二)煤场防自燃

当煤堆发生燃点时,应立即将煤挖出降温、碾压。特别需要注意的一是发生自燃的煤,必须挖出单独存放,并注意挖运输不能散落到周围,否则燃点将蔓延,难以控制;二是禁止向褐煤堆洒水降温或灭火;三是消除明火后的煤应及时取用,但禁止输上明火未完全熄灭的煤,避免引起皮带、煤仓等发生火灾。

(三)煤场防汛

雨水冲刷流失是造成煤场储损的一部分原因,更重要的是,如果煤场防汛工作不到位,煤场积水、煤湿、煤粘,造成上煤困难、煤仓棚煤,发生燃油损失,严重时会造成空仓,威胁安全生产。

为减少损失,保证安全生产,电厂需要根据实际情况制定煤场防汛应急预案。在雨季来临前将煤场排洪沟、排水沟疏通顺畅,配备充足防汛器材。由于吉电股份所管各火电厂都为露天煤场,为防止连雨天无干煤可用,应根据自身实际情况挑选一个煤场用苫布进行覆盖,保证应急时有足够干煤可用。

(四)煤场盘点

由于客观条件限制,目前吉电股份所管各厂还达不到按正平衡方式计算煤耗的要求,因此,煤场盘点结果的准确于真实性至关重要,并一直受到各级领导的高度关注。白城发电公司仍坚持每旬煤场盘点一次,同时对各项指标进行一次测算,主要目的是能及时发现燃料管理及生产耗用存在的问题。按中电投集团要求电厂每月进行1次常规盘点,每季进行1次典型盘点;每年由集团公司组织进行1次交叉盘点或重点抽查。

煤场盘点一般由计划部牵头组织,燃料部、发电部、财务部、政治工作部等相关部门参加。煤场管理部门(发电部)负责协调在盘点前对煤场存煤进行整形,密度、水分测试工具准备齐全,按规定做好盘点前准备工作。

煤场盘点主要工作包括:测量煤堆体积、测定存煤密度、计算存煤数量。原煤斗及煤粉仓内的存煤及待卸煤量也应盘点计量。盘点记录包括存煤的几何体积、比重、水分差调整量、盈亏量。煤场盘点后出具盘点报告,报告的内容包括煤场外形示意图、煤场盘点过程的全部基础数据、计算过程、计算结果及有关人员的签字,报告应按档案管理要求存档。

煤场盘点一旦出现较大盈亏时,必须及时查找,分析原因,有针对性地解决问题,避免累积后造成帐实严重不符。

五、混配掺烧

近年来煤价大幅下降,火电厂盈利能力增强。为进一步减少采购成本,掺烧价格相对较低的褐煤、洗副产品以及低质低价煤,已成为火电厂增盈的一项重要措施。目前,火电厂都高度重视燃料混配掺烧工作,纷纷采取改造设备、制定混配掺烧技术方案、出台奖励措施等措施,在保证安全的前提下加大掺烧力度。吉电股份火电总装机容量408.5万千瓦,其中186.5万千瓦容量为掺烧机组,平均掺烧褐煤40%左右,同时掺烧大量洗副产品,因此,应认真研究并提高混配掺烧的安全性与经济性。

目前看,白城发电公司混配掺烧管理工作还略显粗放。一方面,制粉系统磨损、制粉出力不足、炉膛出口结焦等情况都曾发生过,对安全生产威胁较大,尤其是后一项危害大,必须积累经验,加强调整。另一方面,白城发电公司汽运煤启动晚,掺烧烟煤、低质煤的比例还没有达到最好水平,同浑江、二道江比还有差距。为此,我们还应在混配掺烧工作上多下功夫。

六、成本核算管理

燃料成本核算是对外结算的依据,是火电厂财务核算的重要组成部分,是分析燃料管理活动的重要基础,燃料成本核算结果能够客观真实反映火电厂燃料管理水平,通过燃料成本核算与分析可以找出管理过程中存在的问题,因此,规范并加强燃料成本核算管理非常重要,也是本文分析的重点。

燃料成本核算主要包括入厂煤成本核算与入炉煤成本核算两部分,具体分析如下:

(一)入厂煤成本的核算

入厂煤成本核算是燃料成本管理的基础。入厂煤核算方法主要有三种:一是当月进煤、次月结算;二是当月先预付,次月再结算;三是当月进煤、当月结算。我们主要执行第一种结算方式。因此,存在跨月结算或跨年度结算的现象。为了准确地对燃料成本进行管理,需要对未结算的煤炭进行暂估入帐。暂估价格的高低应以合同价格为准。但是,特殊情况下,当合同价格不能明确时,暂估价格可能对燃料成本产生较大的波动。由于存在部分煤量需要估价入帐的问题,为了较准确地反应入厂煤成本,需考虑到前期估价金额在本期结算时的差值,即前期估价是否存在偏高或偏低的现象,并需要在本期入厂煤核算时,抵消这部分影响。

估收具体操作:第一,估价数量:是本月到厂而未结算的数量。对于以入厂数量验收为准的煤矿,估价数量=入厂煤净重;对于以铁路货票记载的数量为依据的煤矿,估价数量=入厂煤票重;对于电厂承付运损的煤矿,估价数量=入厂煤净重+运损。第二,估价热值:对于以入厂质量验收为准的煤矿,估价热值=入厂验收热值;对于以出卖人化验结果为准的煤矿,为提高估价的准确性,在进行估价时要考虑到双方之间的热值差。第三,估煤单价:按照合同定价原则计算估价天然煤单价,煤款、运费、杂费尽量以单价形式填制。第四,估价总金额:估价总金额=估煤单价×估价数量。

结算具体操作:第一,结算数量:当质价协议规定不承付运损时,填写入厂验收实际数量(净重);当质价协议规定承付运损时,填写入厂天然煤数量,即净重+运损。第二,结算热值与验收热值:当合同规定以入厂验收为依据时,两者相等;当合同规定以出卖人化验为依据时,则会数据不相等,即出现厂矿热值差。第三,结算总金额:总金额=结算单价×结算数量。

(二)入炉煤成本的核算

1、入炉标煤单价的核算方法

在财务核算过程中,一般情况下,入炉天然煤单价公式如下:

在进行入炉标煤单价的分析时,需要掌握入炉标煤单价与入厂标煤单价之间存在差异的真实原因,进而指导燃料管理人员查找问题,提出降低入炉综合标煤单价的措施。

2、影响标煤单价差的因素分析

从以上分析来看,影响标煤单价差的因素有三个,认真分析这三个影响因素,有针对性采取改进措施,就可以有效降低燃料成本,提高经济效益。

(1)找准煤炭采购节奏,优化库存降低燃料成本

在个别时段,期初库存影响标煤单价差数额较大,有时甚至是主要因素。影响公式:

库存煤影响=29.271入炉煤热值×{(期初库存单价-本期入厂煤核算单价)×期初库存煤量期初库存煤量+本期入厂煤核算煤量}

根据上式可以看出,当期初库存单价低于本期入厂煤核算单价时,库存影响标煤单价差将出现负值,即它可以使入炉综合标煤单价降低。因此,当预期煤炭价格处于涨价趋势时,应增加采购提高库存煤量,在下一阶段燃料采购价格上涨时减少采购量,相对多耗用低价库存煤,在燃料成本核算中取得较好的经济效益。当预期煤炭价格处于降价趋势时,应减少采购控制库存煤量,在下一阶段燃料采购价格下降时增加采购量,相对少耗期初高价库存煤,也可以降低标煤单价差,提高经济效益。库存煤影响与入炉煤热值呈反比,提高入炉煤热值可以降低标煤单价差。

(2)规范核算与估收,真实反映耗用成本

影响期初库存价格的还有两个隐含的问题,一是入炉煤成本核算对期初库存的影响,它隐含在公式期初库存单价中,这是以往不被重视的。主要原因是财务耗煤时没有按一次加权平均核算法,而是用分煤种核算,这样会有人为调整因素,影响当前入炉煤价不实,差额积累在库存中,影响期初库存价格。二是入厂煤估收价格不准对期初库存的影响,实际结算时发票金额与估收金额存在的差异,这部分差异在发票到厂后直接冲入库存金额中,从而影响期初库存单价不实。

解决上述问题,一是要严格按集团公司财务核算办法,将入炉成本分煤种核算改正为按一次加权平均核算,减少人为调整因素;二是入厂煤估收时认真按合同价格估收,尽可能避免出现偏差,减少审计风险。

(3)炉前费用分析

降低燃料炉前费用的方法与途径需根据各厂实际情况进行分析。一般炉前费用主要由铁路方面的费用、厂内二次费用两大部分组成,铁路方面的费用主要包括:专用线使用相关费、铁路取送车费、延时使用费、车辆变站费、翻卸车维检费等;厂内二次费用主要包括:人工卸煤、冬季清冻煤等产生的劳务费、煤炭转运费、设备检测费、技术服务费等费用组成。铁路方面的费用较大,但受垄断因素的制约,降低的空间越来越小。白城发电公司由于铁路专用线长(8.1公里),全部翻车机接卸,费用较大。正常炉前费用一般情况在9.5元/吨以内。

炉前费用管理存在的主要问题,是白城发电公司的厂前费用管理仅有一部分归口燃料部控制,燃料部以往对燃料成本进行分析时,一般不进行入炉综合标煤单价的计算,而是将财务核算出的入炉综合标煤单价直接进行分析。这种情况造成二次费用组成、核算不清晰,影响期初库存煤价数据不准确。

炉前费用管理存在的客观困难,一是受白城发电公司铁路专用线长影响,铁路取送车费、运维费较高;二是受南北方气候差异影响,北方冬季卸车劳务费高。

解决上述问题,一是炉前费用纳入预算归口管理,没有归口管理部门确认不得列支,控制二次费用支出;二是按集团公司财务核算办法规定,正确归集有关费用。

火电厂工作经验总结范文4

关键词:现场总线技术;火电厂;应用

引言

随着信息科学技术的不断发展,发电企业与信息化之间的联系也越来越紧密,在这种情况下,火电厂的网络信息化水平对其工作效率的影响也越来越大了。其中,火电厂数字化的广度和深度对其信息化的水平起到了决定性的影响。结合实践经验,我们可以将火电厂的控制和管理具体分为3 级SIS(管理级)、MIS(车间级)以及DCS(车间级);随着整个火电厂控制系统的飞速发展,传统的DCS系统由于其控制是单向的,也就是说,它仅仅能够从现场设备中获取到用于控制的信息,而无法搜集到同样重要的维护诊断信息。现场总线技术的出现在客观上旧极大的丰富了现场状态信息,这也使得对远程参数的校正及调整成为了现实,此外,它也为控制系统与设备之间的通讯提供了可操作的平台,换句话来说,它使得电厂数字化管理可以从现场设备及开始。

1 现场总线技术概述

现场总线是一个数字化的、串行、双向传输、多分支结构的通信网络系统,是用于工厂/车间仪表和控制设备的局域网,称为现场总线。通俗地说,它是一种局域网(LocalAreaNetwork,LAN)。现场总线把单个分散的数字化、智能化的测量和控制设备作为网络节点,用数据总线相连接,实现相互交换信息,并协同完成检测、控制功能。现场总线是将通信功能投入到工作现场与工作设备的一种智能方式,通过全自动或半自动的优化来提升数据通信智能化程度,可以突出信号的传输功能,为电厂的工作设备做出技术优化。现场总线技术可以将电厂的设备进行智能互联,通过互联的方式将传输变得更加便捷与智能。现场总线技术可以促进火电厂向数字化和智能化电厂进行转换,通过计算机技术与网络技术的发展,将电厂的监控系统、设备运行系统与信息系统进行综合的分析与集成化的发展,运用数字化的智能手段,提升设备的硬件设施,智能数字化发电厂是未来的火电厂发展趋势。

2 现场总线技术在火电厂的应用

2.1 总线技术在过火电厂采用的局限

结合实践经验来看,眼下国内主要职能现场设备的情况主要有以下几个方面:(1 )智能变送器。国内主要的智能变送器生产商有Emerson和Honeywell。与进口的智能变送器一样,他们也都是支持现场总线协议的要求。(2 )智能分析仪表。不管是否带有现场总线协议,除氧量分析仪以外,其他基本都来自于进口。(3 )温度测量仪器。国产的温度测量仪器有一个非常明显的特点,那就是都没有自带温度变送器,并且实际使用中的习惯也没有使用温度变送器的习惯。这一点,在温度测量元件中的表现更加明显。就目前的发展形势来看,这种现状要在段时间内有所改变是基本不可能的,从另一方面来说,在温度测量部分要实际应用现场总线的难度就非常大。(4 )气动执行机构。就目前的实际情况来看,基本上只有进口产品,才支持现场总线的调节型气动执行机构。(5 )就目前的实际情况来看,国产电动执行机构基本上都与现场总线协议不兼容。通过这几点,我们可以看到,就眼下发展的实际情况来看,如果要将现场总线技术广泛的运用,那么就必须依赖大量的进口智能现场设备和相关经验技术;这是由于我国由于客观因素的限定,关于现场总线设计的一些经验和技术相对都比较落后,还不具备独立应付的能力。

2.2 智能设备管理应用

现场总线设备监控管理系统,采集现场总线设备丰富的信息,以数据挖掘技术为核心,为用户提供设备远程实时监控、故障诊断、设备检修(维护)指导、设备缺陷单管理、设备运行状况的统计分析、历史数据管理分析等功能,实现了全厂现场总线设备的统一监管。现场总线设备监控管理系统的应用,实现了全厂现场总线设备的统一监控和管理。有效地利用了现场总线设备的状态和诊断数据,进行设备故障预测,并提出维护/维修指导,变“故障检修”为“预测检修”,变“就地巡检”为“远程巡检”,降低了设备的维护成本,提高了设备的可用率,为电厂的安全稳定运行提供了有力的保障。AMS以FF或Profibus协议为基础,以EDDL、FDT为技术手段,集数据采集和数据分析于一体,为现场总线智能仪表提供统一管理平台,将多种类型仪表统一集成管理。它采用开放的标准协议,对于不同协议、不同厂商、不同类型、不同接入方式的多种仪表设备提供相同的操作方式和相同的界面显示。从而为智能设备预防性维护、预测性维护及前摄性维护提供一体化解决方案。该平台可集成仪表的远程配置与诊断信息,提供了丰富的仪表设备信息和故障诊断信息,通过对设备的状态监测及诊断,对设备进行主动性维护和预测性维护,提高整个工厂设备的可靠性与可用性。提供的设备管理与维护功能,使智能设备发挥最大效益,减少仪表的损耗并降低维护成本。可远程对现场智能仪表进行调试,完全可替代传统的手操器功能。智能设备涵盖智能传感器、执行器、变送器和通信接口设备等。由于未来战斗系统(FutureCombatSystems,FCS)现场设备具备智能化的特点,将其应用于火电厂中,可选择性的对一些控制点及测量点单位进行调节,利用智能化设备来对现场进行控制。智能化设备可利用现场总线对数字信号进行传递,其中包含设备制造商提供的基本信息以及生产过程参数实际测量信息,例如:被测量参数的设备型号、量程、材料等,不但对于设备具备的共性进行描述,某些特定设备也有相应的特有描述。

3 现场总线技术的有效方法

一般情况下在现阶段的活力发电厂电气控制系统当中应用的DCS系统规模都不是很大,并在引入时会受到数量方面的影响,但是现场总线技术就有效克服了这一问题,保证提升了整体信息的容量,帮助很多以往不能够直接接入到控制系统中的信息设备都可以正常使用,开展更加全方位、大范围的检测与管控。现场总线控制技术的使用可以保证电气智能装置监控的效果得到提升,相关的遥测、电气状态以及保护信息都可以得到有效的获取。目前现场总线控制系统涉及到的电器设备当中,不仅包含了各种大型设备,还有一些精细化管理的小型设备,并且由于火力发电厂自身对于生产安全性的要求较高,因此在选购相关的自动化产品时,必须要做好把关工作,促进发电厂内部的整体控制系统硬件设备以及软件设备都符合生产管理的实际需求,只有确保在供应商选择以及产品的安装校验过程中,严格遵守相关的规范制度,才能够促进总线控制技术的有效发展。最后,还应该注重对于总线敷设距离的控制,保证尽量缩短总线敷设的距离,这样能够促进支路节点的数量得到把控,让整体的电气控制系统应用都会受到更少的干扰,提供更加良好的工作效果,为现场总线技术电气控制系统的运行质量提升打下良好的基础,带动火力发电厂运行的效率提升。

结语

就我国的实际运用来看,现场总线技术实际运用到火电厂中,还处在初级的摸索阶段,存在很多的问题和局限性。但是,因为现场总线技术能够很好的降低工程造价,单就这一点来说,现场总线技术在国内火电厂大规模运用应该说是必然的结果。随着技术和经验的不断积累,现场总线技术的技术势必会在国内电厂中有更加广泛的运用。

参考文献

火电厂工作经验总结范文5

关键词:火电厂 烟气脱硫 主要事项目前,由于化石能源的大量使用,使得人们的生存环境越来越恶劣,对人们的圣体健康有着严重的影响,因此对于自然环境的保护十分重要。而二氧化硫是化石燃料燃烧的主要产物,在进行火力发电的时候容易大量的产生,这对大气造成了严重的破坏,而且由于二氧化硫也是形成酸雨的主要成分,因此为了很好地保护我们的生存环境,对于电厂烟气的脱硫处理十分重要。

一、电厂烟气脱硫处理技术

在火电厂发电的时候,一般都会采用一定的脱硫技术对烟气进行处理。以防止烟气中的二氧化硫进入到大气中形成酸雨,对环境进行一定破坏。目前,火电站进行的烟气脱硫处理技术主要有三种,它们分别是干法脱硫技术、半干法脱硫技术和湿法脱硫技术,它们在不同的情况下有着不同的应用。所谓的干法脱硫技术是指利用粉状或者颗粒装的吸收剂对其烟气中的二氧化硫进行一定程度吸收,这种方法主要的好处就是处理技术比较简便成本较低,而且不会对水体造成污染,并且有利于烟气的排放,但是这种方法的脱硫效率偏低。而半干法脱硫处理技术则是指通过在粉末或者颗粒状的二氧化硫吸附剂中加入一定量的水分,对其进行一定程度的增湿,从而提高其脱硫率。而湿法脱硫处理是指在进行电厂烟气处理的时候,采用的石膏浆或者其他液体吸收的方法,对烟气进行脱硫。这样的方法有效的增加了脱硫的效率,从而将二氧化硫在空气中的排放量降到了最低。但是这种方法也存在这不足,那就是对污水的处理我国的技术水平还比较落后,因此在对废水进行处理的时候需要较大的成本这对我国的经济发展也存在着一定的影响。由此可见,我们在进行电厂烟气排放的时候,有着很多的选择,不过目前应用的最为广泛的就是湿法脱硫的使用。下面我们就对湿法脱硫工程进行详细的介绍。

由于目前,我们在进行电厂烟气脱硫时,主要采用的是湿法脱硫,因此在进行电厂烟气脱硫工程时,湿法脱硫主要有着以下几个特点:

1. 系统差别大,化工型设备多。

根据厂里的现场条件,可以另配其他系统烟气脱硫是通过石灰石浆液与SO2反应生成亚硫酸钙,再与氧气结合生成CaS04・2H20(石膏)而达到脱硫目的的。所以烟气脱硫的工厂是又―个小型的化工厂构成的,包括氧气加热器、烟道挡板、增压风机的烟气系统、工艺水系统、石灰石浆液制备系统、吸收塔系统、石膏脱水系统和废水处理系统等,并且根据工厂条件的好坏,可以配置石灰石磨制系统。

2. 设备拥有较高的自动化水平

我国的烟气湿法脱硫装置拥有较高的自动化程度,其设备多引进于发达国家,电气控制拥有DCS控制系统,采用程控进行设备启停。

3. 分系统调试比重大

完全具备整套启动条件。大约需3个月的时间当锅炉烟气进入吸收塔,脱硫工程的启动调试工作也就开始了,经过一系列的实验调控,大约一个多月的时间就可以实现脱硫效率、石膏品质以及废水排放达标。而分系统调试是从石灰石制备系统开始的,大约3个月的时间,经过阀门、泵、风机等设备的调试,系统就可以完全具备整套启动条件。

4. 脱硫工程没有现行的标准和规范

在脱硫工程的调试过程中,没有现行的标准和规范是目前面临的最大问题。正是因为如此,需要经过工作^员的长期调试试验,形成一套适合自身工厂的比较完善的验浮昧准,从而促进调试质量的提高。另外还要在实践摸索中,参照火电组的标准,结合工程实际,编制出一套实用的验评表,这对以后的调试工作会起到很大的帮助作用。

5. 脱硫工程对电源的可靠性、防腐及厂房的清洁度要求较高

石灰石浆液和石膏浆液是整个脱硫工厂管道中的所有介质,有着很强的腐蚀性,而目浆液总会存在于石灰石浆液罐、吸收塔、事故浆池及石膏浆液罐中。因此脱硫工程一开始使用时,就必须保证箱罐中的搅拌机不间断运行,即使脱硫工厂不引进烟气也要如此,只有这样,才能防止石灰石和石膏产生沉淀。

二、在进行电厂脱硫管理中应该注意的问题

1. 对于工作细节的把握是脱硫工程中最应该注意的,这主要是因为在进行电厂烟气脱硫的时候,每个脱硫环节都是十分重要的而且环环相扣,如果在进行脱硫工程时,对于工程的细节没有很好的把握,那么将会严重的影响着整个脱硫工程,使得脱硫效果大幅度的降低。因此为了保证脱硫工程的准确无误,我们就要对于工程的每个细节进行严格的审查。虽然这些检查工作都是比较简单的工程,而且对于脱硫工程也相对的独立,对于机组的功能和经济没有影响。因此在进行脱硫工程的检查不但保证机组的功能,还对对于脱硫工程的安全性也有着一定的保障。

2. 在进行脱硫工程时,对于浆液管道的清洁也是十分重要的。在进行脱硫工作的时候,石灰石浆液会和二氧化硫反应从而生成固体物质,而这些固体物质都出现浆液管道中,如果长期不对此进行处理的话就会对管道造成堵塞,因此为了降低管道的堵塞程度,因此在进行脱硫处理的时候要进行严格仔细的清理。而且在对清理液体处理的时候,也要进行严格的选取,这主要是因为这些固体物质有着极强的腐蚀性和粘稠性,所以在进行管道的清理的时候,要选用清理性能较强的材料,才能对其进行全面的处理。并且在清理完成以后,还要对管道进行定期的检查,这样才能起到很好的养护作用,使得脱硫工作可以正常运行,而且对环境起到了一定的保护作用。

3. 调好烟气挡板,防止锅炉跳闸事故的发生,对旁路挡板进行开关试验,确保工厂出现故障时开启顺利。烟气挡板是最有可能造成机组跳闸的设备,也是脱硫工厂连接机组的唯―通道。一旦脱硫工厂运行出现故障,而旁路挡板又不能正常快开,就会造成机组跳闸。要确保机组安全运行,在关闭旁路挡板以前必须做好有关挡板的联锁保护试验,这是确保机组安全运行工作的关键。另外,设定旁路挡板开、关的定值要十分慎重,最好在机组停运时进行试验。需注意的是,要确保脱硫工厂出现故障时开启顺利,旁路挡板还需进行常规的开、关试验。

三、结束语

总之,随着烟气脱硫技术的迅速发展,脱硫方式也在不断改进,脱硫设备的安装技术也在逐步提高,对于不同的脱硫工艺系统,电气系统没计既要满足相应的标准的要求,又要结合脱硫系统的特点进行合理设计,对于设备的安装要求安全、方便、准确无误,确保工程的顺利高效进行,只有这样才能真正实现大型火力发电厂烟气脱硫电气系统设计的价值。

参考文献

火电厂工作经验总结范文6

关键词: 电厂;灭火器;经验

中图分类号:F407文献标识码: A

1、工程概况

沙畈电厂位于金华市婺城区沙畈乡岭脚村,是省重点工程沙畈水库的配套工程。电厂总装机容量为1.05MW,是金华市本级最大的水电站,为金华的调峰电厂。其中1号和2号机为立式混流式水轮发电机组,单机容量为5000KW,设计水头65.9m,发电机额定电压6.3KV。上网电力通过升压站1台电压比6.3/110KV、变比容量1.25万KVA的升压变压器升压至110KV后经沙蒋1649输电线路在110KV蒋堂变电所并网。3号机为解决下游农田灌溉用水问题,同时为水库防洪调度提供备用电源而建,机组容量为500KW,设计水头64m,流量1.1m³/s,所发电升压至10KV并网。

2、灭火器工作的重要性

电厂的特性决定电厂火灾和引起的爆炸事故可能造成人身伤亡和设备损坏外,还可能造成系统大面积停电和长时间停电,给国民经济和人民生活造成巨大损失,而灭火器是电厂的主要消防设备,灭火器扑救是火灾早起控制最为有效的方法,且灭火器具有轻便灵活、容易操作等特点,做好灭火器工作有举足轻重的作用。

3、电厂的灭火器配置设计

根据电厂的防火区要求和设备特性,设置了32只NT/2手提二氧化碳灭火器和4只MFTZ/ABC35推车式灭火器。分别在1号发电机层、2号发电机层、1号机水导机坑门口、2号机水导机坑门口、空压机室门口、1号励磁变门口、2号励磁变门口、电缆层进口、电缆层出口、1号厂变门口、2号厂变门口、6KV开关室门口、10KV开关室门口、3号机厂房、检修车间、废品仓库门口各设置2只手提灭火器。在大机组发电机层、中控室厂用屏旁、油务室门口、1号主变防火沙边各设了1只推车式灭火器。

4、灭火器及灭火器箱现场检查

灭火器购置进场后,首先对灭火器及其附件、灭火器箱等消防设备进行现场检查,灭火器的配置、规格、数量等符合消防设计文件要求;经检查不合格的,不得用于安置设置。

4.1 灭火器及灭火器箱质量保证文件检查

检查灭火器及其附件、灭火器箱符合市场准入规定的证明文件、出厂合格证、使用和维修说明;检查产品与市场准入文件、消防设计文件的一致性。

4.2灭火器箱现场质量检查

4.2.1外观标志检查

单体类灭火器箱正面标有中文“灭火器”和英文“Fire extinguisher”的标识,字体尺寸不得小于30mm×30mm(宽×高),灭火器正面粘贴发光标识,右下角设置耐久性铭牌,铭牌内容包括产品名称、型号规格、注册商标或者生产厂家名称、生产厂址、生产日期或者产品批号、执行标准等。翻盖式灭火器箱在翻盖上标注有开启方向的标示。

4.2.2灭火器外观质量检查

灭火器各表面无凹凸不平,箱体无烧穿、焊瘤、毛刺、铆印、冲压件表面无折皱等现象;灭火器箱箱体无歪斜、翘曲等变形,置地型灭火器箱在水平地面上无倾斜、摇晃等现象;不耐腐蚀金属材料制造的灭火器箱表面防腐层光滑平整,色泽均匀,无痕迹、龟裂、气泡、划痕、碰伤、剥落和锈迹等缺陷;开门式灭火器箱的箱门关闭到位后,与四周框面平齐,与箱框之间的间隙均匀平直,不影响箱门开启。经游标卡尺实测检查,其箱门平面公差不大于2mm,灭火器箱正面的零件凸出箱门外表面高度不大于15mm,其他各面零部件凸出其表面高度不大于10mm,经塞尺实测检查,门与框最大间隙不超过2.5mm;经游标卡尺实测检查,翻盖式灭火器箱箱盖在正面凸出不超过20mm,在侧面不超过45mm,且均不小于15mm。

4.2.3箱体结构及箱门(盖)开启性能检查

翻盖式灭火器箱正面的上档板在箱盖打开后能够翻转下落;开门式灭火器箱箱门设有箱门关紧装置,且无锁具;灭火器箱箱门、箱盖开启操作轻便灵活,无卡阻,经测力计实测检查。开启力不大于50N,箱门开启角度不小于165°,箱盖开启角度不小于100°。

4.3灭火器及其附件到场质量检查

4.3.1外观标志检查

灭火器上的发光标识,无明显缺陷和损伤,能够在黑暗中显示灭火器位置;经检查,灭火器认证标志、铭牌的主要内容齐全,包括灭火器名称、型号和灭火剂种类,灭火级别和灭火种类,使用温度,驱动气体名称和数量(压力),制造企业名称,使用方法,再充装说明和日常维护说明等。贴花端正平服、不脱落,不缺边少字,无明显皱褶、气泡等缺陷;灭火器底圈或者颈圈等不受压位置的水压试验压力和生产日期等永久性钢印标识、钢印印记标注内容齐全;灭火器压力指示器表盘有灭火剂适用标识,指示器红区、黄区范围分别标有“再充装”、“超充装”的字样;推车式灭火器采用旋转式喷射枪的,其枪体上标注有指示开启方法的永久性标识。

4.3.2外观质量检查

灭火器筒体及其挂钩、托架等无明显缺陷和机械损伤;灭火器及其挂钩、托架等外表涂层色泽均匀,无龟裂、明显流痕、气泡、划痕、碰伤等缺陷;灭火器的电镀表面无气泡、明显划痕、碰伤等缺陷。

4.3.3结构检查

灭火器开启机构灵活、性能可靠,不得倒置开启和使用,提把和压把无机械损伤,表面不得有毛刺、锐边等影响操作的缺陷;灭火器器头(阀门)外观完好,无破损,并安装有保险装置,保险装置的铅封(塑料带、线封)完好无损;除二氧化碳灭火器以外的储压式灭火器装有压力指示器。经检查,压力指示器的种类与灭火器种类相符,其指针在绿色区域范围内,压力指示器20℃时显示的工作压力值与灭火器标志上标注的20℃的充装压力相同;二氧化碳灭火器的阀门能够手动开启、自动关闭,其器头设有超压保护装置,保护装置完好有效;3kg(L)以上充装量的配有喷射软管,经钢卷尺测量,手提式灭火器喷射软管的长度(不包括软管两端的接头)不得小于400mm,推车式灭火器喷射软管的长度(不包括软管两端的接头和喷射枪)不得小于4m;手提式灭火器装有间歇喷射机构。除二氧化碳灭火器以外的推车式灭火器的喷射软管前端,装有可间歇喷射的喷射枪,设有喷射枪夹持装置,灭火器推行时喷射枪不脱落;推车式灭火器的行驶机构完好,有足够的通过性能,推行时无卡阻,经直尺实际测量,灭火器整体(轮子除外)最低位置与地面之间的间距不小于100mm。

5、灭火器安装设置

灭火器应稳固安装在便于取用,且不影响人员安全疏散的位置,铭牌朝外,灭火器器头向上,其配置点的环境温度不得超出灭火器使用温度范围。灭火器安装设置包括灭火器、灭火器箱、挂钩、托架和发光指示标识等安装。灭火器箱箱体正面或者灭火器设置点附近的墙面上,设有指示灭火器位置的发光标识;有视线障碍的灭火器配置点,在其醒目部位设置指示灭火器位置的发光标识。

5.1手提式灭火器安装设置要求

手提式灭火器设置在灭火器箱内或者挂钩、托架上;环境干燥、洁净的场所可直接将其放置在地面上,其安装设置按照经消防设计审核、备案抽查合格的消防设计文件和安装说明实施。

5.1.1灭火器箱的安装

灭火器箱不得被遮挡、上锁或者栓系;灭火器箱箱门开启方便灵活,开启后不得阻挡人员安全疏散。开门型灭火器箱的箱门开启角度不得小于165°,翻盖型灭火器箱的翻盖开启角度不得小于100°;嵌墙式灭火器箱的安装高度,按照手提式灭火器顶部与地面距离不大于1.5m,底部与地面距离不小于0.08m的要求确定。

5.1.2灭火器挂钩、托架等附件安装

挂钩、托架安装后,能承受5倍的手提式灭火器(当5倍的手提式灭火器质量小于45kg时,按45kg计)的静载荷,承载5min后,不出现松动、脱落、断裂和明显变形等现象。挂钩、托架按照下列要求安装:①保证可用徒手的方式便捷地取用设置在挂钩、托架上的手提式灭火器。②2具及2具以上手提式灭火器相邻设置在挂钩、托架上时,可任取其中1具。另外设有夹持带的挂钩、托架,夹持带的开启方式可从正面看到。当夹持带打开时,灭火器不得坠落。挂钩、托架的安装高度满足手提式灭火器顶部与地面距离不大于1.5m,底部与地面距离不小于0.08m的要求。

5.2推车式灭火器的设置

推车式灭火器设置在平坦的场地上,不得设置在台阶、坡道等地方,其设置按照消防设计文件和安装说明实施。在没有外力作用下,推车式灭火器不得自行滑动,推车式灭火器的设置和防止自行滑动的固定措施等均不得影响其操作使用和正常行驶移动。

6、维护管理

灭火器的维护管理包括日常管理、维护与报废、保养、建档等工作。灭火器日常巡查、检查、保养、建档工作由指定的消防安保人员负责,灭火器维修与报废由具有资质的专业单位组织实施。灭火器购置或者安装时,要对生产企业提供的质量保证文件进行查验,生产企业对于每具灭火器均需提供一份使用说明书;对于每类灭火器,生产企业需要提供一本维修手册。

6.1灭火器的日常管理

灭火器日常检查分为巡查和检查(测)两种情形。巡查时在规定周期内对灭火器直观属性的检查,检查(测)是在规定期限内根据消防技术标准对灭火器配置和外观进行的全面检查。巡检、检查中发现灭火器被挪动、缺失零部件、有明显缺陷或者损伤、灭火器配置场所的使用性质发生变化等情况的,及时按照单位规定程序进行处置;符合维修条件的,及时送修;达到报废条件、年限的,及时报废,不得使用,并采用符合要求的灭火器进行等效更换。

6.2灭火器维修与报废

灭火器使用一定年限后,应对照灭火器生产企业随灭火器提供的维修手册,对照检查灭火器使用情况,符合报修条件和维修年限的,向具有法定资质的灭火器维修企业送修;符合报废条件、报修年限的、采购符合要求的灭火器进行等效更换。

6.2.1报修条件及维修年限

日常检查中,发现存在机械损伤、明显锈蚀、灭火剂泄露、被开启使用过,达到灭火器维修年限或者其他报修条件的灭火器,应及时按照规定程序报修。使用达到下列规定年限的灭火器,应分批次向灭火器维修企业送检。手提式、推车式水基型灭火器出厂期满3年,首次维修以后满1年。手提式、推车式干粉灭火器、洁净气体灭火器、二氧化碳灭火器出厂期满5年;首次维修以后每满2年。送修灭火器时,一次送修数量不得超过计算单元灭火器总数量的1/4。超出时,需要选择相同类型、相同操作方法的灭火器替代,且其灭火器级别不得小于原配置灭火器的灭火级别。

6.2.2维修标识和维修记录

经维修合格的灭火器及其储气瓶上需要粘贴维修标识,并由维修单位进行维修记录。维修合格证采用不加热的方法固定在灭火器的筒体上,不得覆盖生产厂铭牌。当将其从灭火器的筒体拆除时,标识能够自行破损。储气瓶维修后粘有独立的维修标识,且不得采用钢字打造的永久性标识。其标识标明储气瓶的总重量和驱动气体充装量,以及维修单位名称、充气时间。维修记录主要包括使用单位、制造商名称、出厂时间、型号规格、维修编号、检验项目及检验数据、配件更换情况、维修后总质量、钢瓶序列号、维修人员、检验人员等内容。

6.2.3灭火器报废

灭火器有如下情形者应报废:一是列入国家颁布的淘汰目录的灭火器。例如:酸碱型、化学泡沫型、倒置使用型、1211、1301灭火器。二是达到报废年限的灭火器。例如:水基型灭火器出厂期满6年;干粉灭火器、洁净气体灭火器出厂期满10年;二氧化碳灭火器出厂期满12年。三是使用中出现严重损伤或者重大缺陷的灭火器。四是维修时发现存在严重损伤、缺陷的灭火器。出现如下严重损伤、缺陷情况之一的,予以报废处理:筒体严重锈蚀(漆皮大面积脱落,锈蚀面积大于筒体总面积的1/3,表面产生凹坑者)或者连接部位、筒底严重锈蚀的;筒体明显变形,机械损伤严重的;器头存在裂纹、无泄压机构等缺陷;筒体存在平底等不合理结构;手提式灭火器没有间歇喷射机构的;没有生产厂名称和出厂月份的(包括铭牌脱落,或者铭牌上的生产厂名称模糊不清,或者出厂年月钢印无法识别的);筒体、器头有锡焊、铜焊或者补缀补痕迹的;被火烧过的。

7、结论

通过从灭火器到厂检查、安装设置、验收检测、维护管理等一系列的工作步骤,电厂的灭火器工作做得既精细又规范,为电厂的防火工作打下了扎实的基础,很好地为电厂安全、优质运行提供了强有力的保障。

参考文献:

1.中国计划出版社. 消防设计标准规范汇编[M].北京:中国计划出版社,2007.

2.中国标准出版社.GA836-2009建设工程消防验收评定标准[S].北京:中国标准出版社,2009.

3.机械工业出版社.消防安全技术综合能力/公安部消防局组织编写.北京:机械工业出版社,2014.3.