厂用电分析

厂用电分析（共9篇）

厂用电分析 篇1

电厂厂用电率分析

一、厂用电率现状厂用电率的高低是电厂运行的重要经济指标之一，越来越受到领 导们关注。通过查看电厂记录，现将电厂厂用电率以表格形式呈现如下：发电量160125千瓦时 133875千瓦时 107625千瓦时 178500千瓦时 168000千瓦时 186375千瓦时 189000千瓦时 202125千瓦时 199500千瓦时 厂用电率12.53%16.37%16.74%13.67%13.18%12.78%12.54%11.53%12.65%

二、影响厂用电率的因素

1、机组负荷率的影响机组负荷率低是目前电厂面临的最主要的现实问题。我们的 机组设计负荷30MW，而在实际的运行当中由于各种现实原因，一般负荷只能达到22MW上下，甚至只有18MW，所以负荷率只有72%左右。电厂的辅机设备是按照额定出力选型的，机组出力减小，厂用电设备耗电量也减少，但两者并不是一个成比例减少的线性关系。总的来说，负荷率越高，厂用电率越低，理论上讲当机组负荷率最大是厂用电率最低；当机组发电量减少，负荷率降低时，由于厂用电耗电量并没有按照比例相应的减少，所以造成厂用电率居高不下。

2、生物质燃料的影响生物质燃料是影响负荷率的重要因素。我们都知道生物质又 称农林废弃物，燃料的水分、热值受环境湿度的影响比较大。通过请 教锅炉人员得知目前北流电厂入炉燃料水分都在百分之五十以上，水分过高造成引风机等设备已经达到额定出力，但机组负荷无法提升到更高的水平。换句话说，机组设备的耗电已达到额定值，机组的负荷却没有达到30MW设计值，这样就造成厂用电率偏高。

3、辅机设备选型的影响电厂主要电动设备包括引风机、电动给水泵、一次风机、二 次风机、高压流化风机、循环水泵等，这些电动设备的耗电量大概占厂用电的65%，甚至更高。辅机设备根据不同的选型基准点设计容量差别很大，再加上辅机设备的驱动电机要考虑1.15倍的储备系数并根据电动机的标准容量进行选择。如果辅机设备选型不合理，累计下来的名牌功率就和实际功率差距很大，造成很大的功率损耗，这部分也是造成厂用电率偏高的原因。

4、人为因素的影响电厂各专业人员操作用电设备不合理、不科学也会造成用电 量增大，厂用电率偏高。比如锅炉专业：⑴经常堵塞给料系统⑵锅炉缺氧燃烧，造成负荷低，燃料浪费。汽机专业：⑴循环水泵运行不合理⑵凝汽器真空低。电气专业：⑴锅炉和厂区等照明设备停送电不及时⑵对电动机检查不够，造成电机散热降低，摩擦增大，耗电增加。化学专业：造水过程中对设备开度不合理，造成设备运行时间变长，损耗电量等。

三、降低厂用电率的措施1.最大限度提高机组运行负荷率。2.保证所有设备的自动能够投入，各参数控制在额定值附近。3.发现设备有泄漏情况及时通知检修处理。4.按时开关锅炉设备的照明电源。5.机组在检修状态，尽可能控制辅机的试转时间，减少不必要的浪费。6.重视检修工艺，提高检修质量，使全厂主要辅机达到设计效率，保证辅机的正常运转，减少因消除辅机缺陷而启停的次数，减少启停的电能损耗。7.开展小指标竞赛，锅炉的风机电耗、蒸汽损耗等指标参于机组的 小指标竞赛，控制好的进行嘉奖，差的进行考核。

厂用电分析 篇2

厂用电负荷主要是一些感应式异步电动机和一些厂用变压器。这两种设备, 虽然作用不同, 但它们有一个共同的特性, 其基本原理都是依靠电磁感应并且均由铁心和线圈构成。根据上述特性, 可以肯定, 此类电气设备在不同的运行电压下效率是不完全一样的, 因为不同电压下其损耗是不一样的, 所以对上述两种设备在运行电压不同时的损耗变化情况加以分析, 便可得出其效率受其运行电压变化的影响, 最终反映了厂用电压不同时厂用电效率的变化情况。厂用电气设备的损耗主要是由铁耗和铜耗构成的, 以下是对两种损耗的具体分析。

1 铁耗分析

铁耗直接与电压有关, 根据铁耗的公式Pfe=U2/R可知, 铁耗是随电压的平方增加而增加的, 可见电压对铁耗的影响很大, 那么电压越高, 铁耗越大, 则会降低效率。电磁感应设备的损耗中铁耗是占很大比重的, 不可小视, 比如说电压升高时, 电动机及变压器的空载损耗都会明显增大, 单纯考虑铁耗的作用, 电压升高, 效率必然降低。

2 铜耗分析

铜耗则直接与电流有关, 根据铜耗的公式PCU=I2R可知, 铜耗随电流的平方增加而增加。电流对铜耗的影响, 通过公式便一目了然, 但是我们主要是分析电压对铜耗的影响, 那么, 则要对电压和电流的变化关系加以详细的分析, 大致从下边三个角度进行:

2.1 从出力角度分析, 以电动机为例, 当电压下降时, 电动机出

力会降低, 转速下降, 滑差增大, 那么电流则会增大, 即使出力保持不变, 根据功率的公式P=UI可知, 电压降低电流也必然要增大才能维持出力不变, 这个角度分析的结论是, 电压与电流成反方向的变化;

2.2 从功率传输角度分析, 以输配电设备为例, 当电压下降时,

传输功率不变得话, 传输电流必然要增大, 当电压升高时, 传输电流可减小, 这也正是采用高压输电来降低电流减少线损的机理, 这个角度分析的结论是, 电压与电流成反方向的变化;

2.3 从空载角度分析, 以变压器为例, 当电压下降时, 空载电流

降低, 流过绕组的空载电流则降低, 而电压升高时, 空载电流增大, 流过绕组的空载电流则升高, 从而导致了整体电流的增加, 这个角度分析的结论是, 电压与电流成正方向的变化。

特别需要说明的是, 上述三个角度分析的结论仅仅是单纯考虑每个角度影响的结果, 而具体电流随电压变化的方向是上述三个角度以及更多未考虑到的各个因素综合的结果, 所以电流电压变化的方向不是绝对固定不变的。但是, 在一般情况下, 也就是具有实际运行意义的范围内, 通过实际运行经验和相关的试验, 当电压降低时, 电流是增大的。但是再次强调, 这个变化规律不是绝对的, 只能说在正常运行的时候, 出力角度分析的结论影响大于其它角度的影响, 从而体现出了与其相同的变化规律。在某些极端情况下, 也许其它角度的影响会大于出力角度分析的影响, 从而体现出的变化规律就是其它角度的影响了。

经过分析可知, 在一定的范围内, 电压降低, 电流增大, 铜耗增大, 电压升高, 电流减小, 铜耗减小, 如果只考虑电动机在电压降低时电流增大这个因素, 其它因素暂忽略不计的话, 单纯考虑铜耗的作用, 电压降低, 效率是会降低的。

上述两种损耗分析完毕, 不难发现, 电压升高, 铁耗增加, 铜耗减小, 电压降低, 铁耗减小, 铜耗增加。那么, 电压变化时损耗的变化情况就要看铁耗和铜耗哪个影响大了, 考虑到铁磁设备铁耗占的比重较大, 再加上铜耗的分析本身结论就不是绝对的, 最终根据试验发现, 在电压变化不是很离谱的情况下, 也就是具有实际运行意义的变化范围内, 铁耗的影响还是起主导作用的。当然在极端的情况下, 比如说电压非常低的情况下, 有可能导致电流急剧增加, 铜耗则急剧增加, 那时铜耗就可能起主导作用了。再加上转机的铁磁特性不可能完全一致, 所以此结论也不是绝对的, 但是目前情况下, 可以认为, 电压升高, 效率降低, 电压降低, 效率升高。此外, 再考虑到降低电压是通过降低励磁电流来实现的, 那么降压的同时, 励磁变的耗功也降了下来, 从而进一步提高了整体效率。

电站厂用电系统的优化 篇3

关键词：关停 厂用电 优化

中图分类号：TV734 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2015）05（c）-0226-01

抚顺发电有限责任公司1、2号机组由于地质原因，运行机组关停，电厂由发电企业变成由系统受电（由市供电公司66 kV系统供电），厂用电负荷随机组关停也大幅减小。厂内变电所联络变几乎处于空载运行状态，带来损耗较大，运行经济性极差。不能安全、可靠运行。而且变电所和10.5 kV电气系统至今已运行60多年，其中联络变压器、电流互感器、电压互感器、避雷器、开关、刀闸、高压电缆等电气设备使用年限较长，早已是淘汰产品，无处购买备品、配件，设备陈旧老化，缺陷较多，存在安全隐患。另外现有电源系统庞大，从66 kV～380 V厂用负荷经2次降压，设备繁杂，开展检修、维护和试验需要的投资较大。为提高厂用电系统的安全可靠性，最大限度的降低变压器损耗，提高运行经济性，实现节能降耗的目标，有必要对厂用电系统进行优化改造，

1 厂用电系统现状

66 kV系统运行方式：全厂电源由抚顺供电公司66 kV新抚变电所提供，通过抚电1、2号两条线路至厂内66 kV第二变电所东、西母线，再由两台联络变压器降压至10.5 kV接入厂内10.5 kV Ⅰ、Ⅱ母线室，现抚电2号线运行带二变66 kV西母线，1号联络变运行带10.5 kV系统，2号联络变备用。

10.5 kV系统运行方式：10.5 kV西母线运行带化备变、保安变，南大街1、2号线开路备用，10.5 kV北母线运行带化工变，16号联络线运行。

380 V系统运行方式：化学水工作变压器（1250 kVA）运行带化学水380 V东、西母线，供老厂380 V、220 V负荷，化学水备用变压器（1250 kVA）备用，保安变压器（500 kVA）运行带新厂负荷。

厂用电系统运行方式：共有3台变压器运行，2台变压器备用。

2 厂用电系统优化

现有厂用电的负荷容量，厂内各办公楼用电负荷合计160 kW；建安公司办公及生产用动力负荷30 kW；食堂动力负荷200 kW；保安段动力盘负荷150 kW；厂内污水泵站动力负荷50 kW；厂内换热站动力负荷20 kW；负荷总计610 kW，变压器容量700 kVA，根据实际负荷容量设计方案。

（1）停用抚电1、2号线及二变66 kV系统设备，取消原10.5 kV母线室。

（2）考虑目前厂内用电负荷性质，仅为三类负荷的实际情况，停用南大街2号线，全厂电源仅由南大街1号线单回路供电，做为高压厂用电源。

（3）在化学水厂房内利用原化学水车间改建10.5 kV配电室：现化学水母线室北侧原检修工作间改成电气检修间或值班室，紧邻的原加氨间改建成10.5 kV配电室，将两房间的门封闭，在间壁墙中间位置开门，使化学水母线室、电气检修间、10.5 kV配电室互通，便于设备的检查、维护、检修等工作。

（4）在新建10.5 kV配电室内新安装10.5 kV高压开关柜，开关柜数量、型式、电气参数按设计标准和本工程实际需要确定，按10.5 kV单母线方式运行。

（5）由南大街1号线终端杆刀闸处至新建10.5 KV配电室，按原电缆沟道重新敷设2条10.5 KV电缆，一条运行另一条备用，工作电缆接入进线开关柜，备用电缆两侧断引。

（6）保留原化学水工作变压器作为改造后的厂用变压器，由新建10.5 kV母线经负荷开关柜敷设电缆接至化工变一次侧，经降压后，带厂内低压负荷。

（7）化学水备用变压器原一次电缆拆除，在一次侧至负荷开关柜之间新敷设一根电缆，两侧做电缆头，但不接引，化备变做紧急情况下临时备用。

（8）停用保安变压器，保安段负荷由380 V化学水母线接引，将原化备变和保安变一次电缆在原10.5 kV Ⅰ母线室对接，送电至保安段，带现有1、2号机厂区用电。

（9）制材厂和大礼堂动力盘电源改成直接在380 V化学水母线接引，由化学水母线室至制材厂动力盘新敷设电缆一根，电缆路径沿电缆沟敷设至南大街1号线终端杆处，再直埋至制材厂配电室。

（10）改造后系统运行方式。

厂用电系统：由南大街10.5 kV 1号线单回路供电，经由负荷开关后分两路分别接入化水变和化备变，经两变压器降压后，接引本段380 V化水母线。正常运行时，共有1台变压器运行，带两段380 V化水母线，两段母线间联络开关合入，1台变压器开路备用。

3 不停电设备应对措施：

南大街1号线单回路供电时，会发生因电源侧设备故障或南大街1号线故障，以及线路扫除、检修、维护造成的全厂停电问题，影响信息中心网络设备、通讯设备、调度室设备、视频会议设备、财务计算机数据库设备运行。为保证上述设备不间断供电，采用以下措施。

（1）信息中心网络设备现有UPS电源容量20 kVA，容量满足运行，但维持供电时间仅4 h，需要增加电池容量，以保证全厂停电后持续供电时间在8 h以上。

（2）财务计算机UPS需更换电池，保证停电后继续供电时间在8 h以上。

（3）通讯交换机直流蓄电池，使用年限已经超过5年，应更换。

（4）通讯光端机、视频会议系统、调度室设备需新安装1套公用UPS系统，容量约15 kVA，可保证持续维持供电8 h。

4 优化后经济性分析

按上述方案改造优化后节省的1、2号联络变压器损耗电量计算。

1、2号联络变压器停电，年节省变损电量36.58 kW×24 h×365 d=320441 kWh。

节约电费支出如下。

每年可为发电公司节约电费支出约320441kWh×0.7元=22.5万元。

节约其他费用：

停用抚电1、2号线及二变66 kV、二配10.5 kV系统设备运行，每年可节省设备检修、维护、试验费用15万元。

总计厂用电系统优化改造后每年节省的费用合计37.5万元。

5 结语

随着各种原因的火力发电站关停，电站厂用电系统负荷大幅减小，系统变压器变损增大和设备的耗电问题亟待解决，厂用电系统的优化和改造势在必行。在满足安全、可靠供电的前提下，使原高压变配电系统设备退出运行，既减少了变配电设备检修、维护的工作量和维护费用，又避免了带电设备缺陷造成的事故，同时减少的变压器损耗可节约大量的变损电费支出。

参考文献

厂用电失去事故预想（本站推荐） 篇4

一、运行方式：

2号发电机运行，通过主变压器向线线路送电，厂用电由1# 2#厂变分段带，3号冷却水泵供机组冷却水

值班负责人：

值班人员：

中方运行值班人员：杨茂新 姚博 张涛

二、现场工器具：手电筒，对讲机

三、当厂用电失去时各岗位值班人员应做如下工作：

1、发电机层值班人员应立即启动柴油发电机，让厂用电正常。

2、柴油发电机正常供电后立即用对讲机通知冷却水泵值班人员启动冷却水泵。

3、发电机层值班人员负责监视发电机自动停机，如果转速达到50%Ne后推理瓦油顶起装置未启动，及时手动启动，转速到达20%Ne后制动闸未启动，运行人员应手动启动制动闸，防止烧推力瓦。

4、中控室键盘人员需报告值班负责人后台事故信号，协助班长履行本值工作，并做好相关记录。

5、班长及时向调度和上级领导报告情况，并查找原因

四、事故处理：

1、对发电机组进行全面检查

厂用电分析 篇5

2018年01月15日厂用电中断事故报告

一、事故前主要运行方式：

#1锅炉停炉检修中，#2锅炉正常运行，机组负荷6.0MW，主汽流量29.1t/h,主汽温度395℃，主汽压力3.55Mpa，真空-94.74Kpa； #1给水泵，#1凝结水泵、#2真空泵，#3循环水泵，#1取水泵，#2冷却塔风机，#1引风机,#2引风机、#2一次干燥风机、#2一次燃烧风机、#2一次燃烬风机、#2二次风机运行，绿能2F16线运行，#1主变，10KVI段、10KV0段母线运行、#0、#

1、#

2、#3厂变运行，400V0段、400V I段、400VⅡ段、400VⅢ段，400V保安段母线运行，备自投投入、保安变处于冷备用状态。

二、事故现象： 1、2018年01月15日16时32分，集控室照明全部熄灭，事故照明自动投入，主变高压侧开关201跳闸，发电机出口开关114跳闸，全厂厂用电中断，UPS切换成功，DCS运行正常，10KV I段母线及400V各段母线失电，电压为零。ECS上显示“20KV线路零序差动保护动作”、“20KV线路A相差动跳闸”、“过频保护Ⅱ动作”。

2、电子间光纤差动保护柜上“差动动作”红色报警指示灯亮，装置屏幕事件报告中显示“零序差动跳闸发生”，“A相差动跳闸发生”主变测控屏无报警，无异常。

3、汽轮机ETS动作跳闸，负荷到零，主汽门、调门关闭，转速上升至3126r/min后下降。锅炉所有电动设备及电动阀门显示跳闸，锅炉MFT保护动作，首发显示“引风机停，所有风机停”。锅炉主汽压力急剧升高，集汽集箱安全阀动作。

三、事故处理经过： 1、16：32，#1主变201开关跳闸，电气运行人员立即查看电子设备间主变保护装置动作情况，检查光纤差动保护装置确认为20KV线路差动保护动作，检查绿能2F16线路电压正常，对侧开关自动重合闸成功，线路无异常。

汽机人员手动启动直流润滑油泵（润滑油压正常），手拍危急保安器，复位自动主汽门启动阀，复位各跳闸泵操作开关，解除各备用泵联锁开关，复位各电动门，切除低油压保护以外其它保护，通知电气。锅炉人员解除所有风机联锁，复位跳闸开关，解除MFT联锁，变频归零，解除三、四烟道绞龙及卸灰阀联锁。2、16时35分，就地检查主变外观没有烧黑，焦灼，瓷套管无裂开，现场没有异味，烟气，没有发现异常。检查主变高压侧开关201开关、避雷器、20KV母线无异常，没有气味。汽机人员投入均压箱新蒸汽，开启电动主汽门前后疏水、自动主汽门疏水，开启疏水膨胀箱上所有疏水门，关凝结水去除氧器阀门。锅炉开启向空排汽门，过热器疏水、并汽门前疏水，对锅炉进行适当泄压；打开省煤器再循环手动门，全关减温水手动门，连排手动门。3、16时37分，电气运行人员对201开关进行检无压合闸成功，全厂厂用电恢复，检查ECS上10KV母线，400V各段母线电压显示正常，主变运行正常，厂用电恢复，汽机启动#2工业冷却水泵，将直流油泵切换高压油泵运行，投入联锁，联系化水启动除盐水泵，启动汽机各台辅机设备运行正常。锅炉调整汽包水位正常，启动

2、#3空 2 压机，#

1、#2干燥机，启动#2炉引风机，启动一次干燥风机、一次燃烧风机、一次燃烬风机，调整锅炉燃烧。4、17时18分，汽轮机冲转至3000r/min，发电机并网成功，投入汽轮机相关保护，关闭相关疏水，锅炉投入MFT及风机联锁保护。

四、暴露问题及整改措施：

1、绿能2F16线于01月15日发生由于线路重合闸导致厂用电失电事故，说明该线路抗干扰能力和稳定性较差，多次发生线路跳闸的事故，需加强和供电公司进行沟通，提高线路的可靠性。

2、停电后未退出燃烧器及看火摄像头，锅炉人员要调高事故应急处理能力，确保设备正常可靠运行。

3、各专业之间配合生疏，重要操作未及时汇报，重要操作前需要和值长联系，专业加强与值长的联系，在平时工作中做好事故预想，提高业务水平能力。值长未很好协调各专业之间的工作，缺乏与外协单位的沟通。作为值长要统筹全局，协调好各个专业及与外协单位的联系，及时向调度汇报情况，提高事故处理中的能力。

五、事件定性

根据绿色动力集团《事故调查及异常管理规程》，本次事件定性为非责任性一类事故。

六、考核

本次跳机属线路外部原因，对各部门不予考核。

厂用电分析 篇6

检查大纲

第7部分：厂用电系统受电前监督检查

目 次 总 则 2 监督检查依据 3 监督检查应具备的条件 4 责任主体质量行为的监督检查 4.1 建设单位质量行为的监督检查 4.2 设计单位质量行为的监督检查 4.3 监理单位质量行为的监督检查 4.4 施工单位质量行为的监督检查 4.5 调试单位质量行为的监督检查 4.6 生产运行单位质量行为的监督检查4.7 检测试验机构质量行为的监督检查5 工程实体质量的监督检查

5.1 建筑专业的监督检查 5.2 电气专业的监督检查 5.3 热控专业的监督检查 5.4 调整试验的监督检查 5.5 生产运行准备的监督检查 6 质量监督检测

.1.总 则

1.0.1 本部分适用于火电工程厂用电系统受电前阶段的质量监督检查。

1.0.2 厂用电系统受电前监督检查范围为受电电源、高压启动/备用变压器、厂用电高压配电装置。

1.0.3 本部分所列检查内容应逐条检查，检查方式为重点抽查验证。

1.0.4 本阶段监督检查有采用新技术、新工艺、新流程、新装备、新材料的具体情况时，可根据相应的批准文件补充编制监督检查细则。2 监督检查依据

监督检查组在开展本部分监督检查工作时，监检人员英担按照专业划分，熟练掌握以下标准。引进国外设备的工程，还需要熟悉和掌握合同约定的其他标准。

《电气装置安装工程 高压电器施工及验收规范》（GB 50147）

《电气装置安装工程 电力变压器、油浸电抗器、互感器施工及验收规范》（GB 50148）《电气装置安装工程 母线装置施工及验收规范》（GB 50149）《电气装置安装工程 电气设备交接试验标准》（GB 50150）《电气装置安装工程 电缆线路施工及验收规范》（GB 50168）《电气装置安装工程 接地装置施工及验收规范》（GB 50169）

《电气装置安装工程 盘、柜及二次回路接线施工及验收规范》（GB 50171）《电气装置安装工程 蓄电池施工及验收规范》（GB 50172）

《电气装置安装工程 爆炸和火灾危险环境电气装置施工及验收规范》（GB 50257）《电力设备典型消防规程》（DL 5027）

《电气装置安装工程质量检验及评定规程》（DL/T 5161.1～17）《火力发电建设工程机组调试技术规范》（DL/T 5294）监督检查应具备的条件

3.0.1 厂用系统受电范围内建筑工程施工完成，并验收签证。

3.0.2厂用系统受电范围内电气一、二次系统施工完成，相应的电气试验及保护调试完成，并验收签证。责任主体质量行为的监督检查

4.1 建设单位质量行为的监督检查

4.1.1组织完成厂用系统受电范围内建筑工程验收。

4.1.2组织完成厂用系统受电范围内电气一、二次系统及保护调试的验收。4.1.3设备制造厂负责调试的项目已调试完成，验收合格。

.2.4.1.4按规定成立试运指挥部，试运行管理制度齐全，组织分工明确，人员落实。

4.1.5厂用电系统受电方案经试运指挥部批准，现场的安全、保卫、消防等项工作已落实，受电后的管理方式已确定。

4.1.6工程采用的专业标准清单已审批。4.1.7按规定组织进行设计交底和施工图会检。4.1.8按合同约定组织设备制造厂进行技术交底。4.1.9组织工程建设标准强制性条文实施情况的检查。4.1.10无任意压缩合同约定工期的行为。

4.1.11采用的新技术、新工艺、新流程、新装备、新材料已批准。4.2 设计单位质量行为的监督检查

4.2.1设计图纸交付进度能保证连续施工，满足工程实际需要。4.2.2设计更改、技术洽商等文件完整、手续齐全。4.2.3工程建设标准强制性条文落实到位。4.2.4设计代表工作到位、处理设计问题及时。

4.2.5进行了本阶段工程实体质量与勘察设计的符合性确认。4.3 监理单位质量行为的监督检查

4.3.1企业资质与合同约定的业务范围相符。

4.3.2项目监理部专业监理人员配备合理，资格证书与承担任务相符。4.3.3完成相关施工和调试项目的质量验收并汇总。4.3.4已按验收规程规定，对施工现场质量管理进行了验收。

4.3.5已组织编制施工质量验收项目划分表，设定工程质量控制点，并按计划实施。4.3.6施工方案和调试方案已审查。

4.3.7组织或参加设备、材料的到货检查验收。4.3.8设备、施工质量问题及处理台账完整。4.3.9工程建设标准强制性条文检查到位。4.4 施工单位质量行为的监督检查

4.4.1企业资质与合同约定的业务范围相符。4.4.2项目部组织机构健全，专业人员配置合理。4.4.3项目经理资格符合要求并经本企业法定代表人授权。4.4.4质量检查、特殊工种及特种作业等人员持证上岗。4.4.5专业施工组织设计已审批。

4.4.6施工方案和作业指导书审批手续齐全，技术交底已完成。4.4.7计量工器具经检定合格，且在有效期内。4.4.8编制检测试验项目计划。4.4.9单位工程开工报告已审批。

.3.4.4.10专业绿色施工措施已制订。

4.4.11工程建设标准强制性条文实施计划已落实。4.4.12无违规转包或者违法分包工程的行为。4.5 调试单位质量行为的监督检查

4.5.1企业资质与合同约定的业务范围相符。4.5.2项目部组织机构健全，专业人员配置合理。4.5.3项目经理资格符合要求并经本企业法定代表人授权。4.5.4专业调试人员持证上岗。

4.5.5调试措施审批手续齐全；厂用电系统受电方案已经试运总指挥批准。4.5.6调试使用的仪器、仪表检定合格并在有效期内。4.5.7厂用受电相应的控制系统功能已调试合格。

4.5.8受电范围内的设备和系统已按规定全部调试完毕并签证。4.5.9工程建设标准强制性条文实施计划已落实。4.5.10无违规转包或者违法分包工程的行为。4.6 生产运行单位质量行为的监督检查 4.6.1生产运行人员配备齐全，并经培训上岗。

4.6.2相关运行规程、系统图册、反事故措施等审批手续齐全。

4.6.3相关的运行日志、记录表单、操作票、工作票、设备问题台账等已准备完毕。4.6.4取得调度下达的保护定值，完成保护装置定值的审批。4.6.5完成受电设备、系统与施工区域的隔离。4.6.6完成受电区域和设备的标识。4.7 检测试验机构质量行为的监督检查

4.7.1检测试验机构已经通过能力认定并取得相应证书，其现场派出机构（现场试验室）满足规定条件，并已报质量监督机构备案。

4.7.2 检测人员资格符合规定，持证上岗。4.7.3检测仪器、设备检定合格，且在有效期内。4.7.4检测依据正确、有效，检测报告及时、规范。工程实体质量的监督检查

5.1 建筑专业的监督检查

5.1.1 受电范围内环境整洁、照明齐全，消防器材配备完善，消防通道畅通。

5.1.2受电范围内受电电源、启动备用变压器、配电装置的建（构）筑工程施工完毕，验收签证齐全。

.4.5.1.3 受电范围内的建筑工程已按第8部分 建筑工程交付使用前监督检查执行。5.2 电气专业的监督检查

5.2.1 带电设备的安全净距符合规范规定，电气连接可靠。5.2.2 带电设备的一次试验项目完成，试验合格，记录齐全。

5.2.3启动备用变压器密封良好；绝缘油（或SF6）试验合格、报告齐全，油位（或气压）正常；本体及中性点接地符合规范规定、连接可靠；冷却装置启停正常；气体继电器、温度计检定合格；调压装置操动灵活，指示正确。

5.2.4充气设备气体压力、密度继电器报警和闭锁值符合产品技术要求。

5.2.5断路器、隔离开关、接地开关及操动机构动作可靠，分、合闸指示正确；油（气）操动机构无渗漏现象；隔离开关接触电阻及三相同期值符合产品技术要求。5.2.6高压开关柜防误闭锁装置齐全可靠。

5.2.7 互感器外观完好，密封良好，油位或气压正常，接地可靠；电流互感器备用线圈短接并可靠接地。

5.2.8 避雷器外观及安全装置完好，排气口朝向合理；在线监测装置接地可靠，安装方向便于观察。

5.2.9 软母线压接（或螺栓连接）质量检查合格；硬母线的焊接检验报告齐全。5.2.10 盘柜安装牢固、接地可靠；手车式、抽屉式配电柜开关推拉灵活。5.2.11电缆孔洞防火封堵严密、阻燃措施齐全；金属电缆支架接地良好。

5.2.12 电缆施工符合设计及规范规定，验收签证齐全；二次回路接线正确，可靠。5.2.13 蓄电池组标示正确、清晰，充放电试验合格，记录齐全；UPS电源工作正常。

5.2.14 防雷接地、设备接地和主接地网连接可靠，验收签证齐全。

5.2.15 升压站、网控室、集控室等电位网安装完成，质量验收合格，记录齐全。5.2.16 全厂接地电阻测试完成，测量结果符合设计要求。5.3 热控专业的监督检查

5.3.1 DCS系统盘柜、操作台、操作员站、工程师站安装完毕，记录齐全。5.3.2 DCS系统已受电，且电源可靠。5.3.3 DCS系统接地可靠、标识清晰。

5.3.4 DCS盘柜内防火封堵措施有效，密封严密。

5.3.5 ECS系统已正常投运，受电范围内设备及系统可在ECS系统正常操作 5.3.6 继电器室空调已投入运行，温度、湿度满足DCS系统正常运行要求。5.3.7 事故顺序记录系统（SOE）投运正常。5.3.8 DCS系统冗余切换正常。5.4 调整试验的监督检查

5.4.1 高压带电设备的特殊试验项目完成，试验合格，记录齐全。

5.4.2 启动/备用变压器绕组连同套管的直流电阻，绕组连同套管的绝缘电阻、吸收比或极化指.5.数，变压器分接头变比，三相连接组别（或单相变压器引出线的极性）等试验项目齐全，试验合格。

5.4.3 断路器、组合电器主回路导电电阻符合产品技术要求，SF6以及泄漏率检测合格，主回路交流耐压试验通过。

5.4.4 互感器的接线组别和极性正确，绕组的绝缘电阻合格，互感器测量偏差在允许范围内。5.4.5 金属氧化物避雷器及基座的绝缘电阻符合规范规定。

5.4.6 电气设备及防雷设施的接地阻抗测试符合设计要求，报告齐全。

5.4.7 电流、电压、直流控制、信号等二次回路绝缘符合规范规定；断路器、隔离开关、有载分接开关传动试验动作可靠，信号正确；保护和自动装置动作准确、可靠，信号正确。

5.4.8 保护定值已整定，线路双侧保护联调合格，通信正常。5.4.9 DCS接地系统接地电阻测试报告齐全，接地电阻值符合要求。

5.4.10 DCS系统操作可靠、信号正确，监控及保护联锁功能试验完成且符合设计要求。5.5 生产准备的监督检查

5.5.1 控制室与电网调度场操作人员之间的通讯联络通畅。

5.5.2 受电区域与非带电区域及运行区域隔离可靠，警示标识齐全、醒目。5.5.3 设备命名编号及盘、柜双面标识准确、齐全；设备运行安全警示标识醒目。质量监督检测

6.0.1开展现场质量监督检查时，应重点对下列项目的检测试验报告和检验指标进行查验，必要时可进行验证性抽样检测。对检验指标或结论有怀疑时，必须进行检测。

（1）电力电缆两端相位一致性检测；（2）六氟化硫气体的含水量检测；

（3）接地装置接地阻抗测量（含设备接地）；（4）二次回路绝缘电阻测量；

（5）启动/备用变压器绕组、互感器绕组绝缘电阻测试；（6）启动/备用变压器、互感器接线组别和极性测试；（7）共箱母线导电回路电阻测试。

厂用电分析 篇7

某发电厂2×1000MW机组为上海汽轮发电机厂生产的THDF 125/67型发电机组, 厂用电采用6kV、400V两个电压等级。现代大容量火力发电厂要求其生产过程实现自动化和计算机控制, 需要众多厂用机械设备和自动化监控设备为主要设备和辅助设备服务。为此, 分析百万千瓦级超超临界机组厂用电供电情况, 评估厂用电负荷分配的合理性, 并根据机组全停故障时厂用电负荷情况校核厂用电各分支和柴油发动机的容量, 复核厂用电和快切保护定值整定情况, 消除分配不合理隐患, 对发电厂至关重要。

1厂用电供电方式及可靠性分析

1.1 6kV系统供电方式

6kV系统由每台机组的2台52/27-27MVA无载调压型分裂变作为高厂变, 每台高厂变2个分裂绕组各带1段6kV母线, 每台机组设4段6kV母线。2台机组共用2台有载调压启备变, 启备变电源从500kV母线引接, 容量与高厂变相同。500kV系统为3/2接线方式。具体接线如图1所示。

1.2低压系统供电方式

低压厂用电系统采用380/220V电压等级, 中性点直接接地形式。

每台机组设2台机用变、2台炉用变、2台脱硫变, 每台变压器带1段母线, 两段母线间设联络开关, 可互为备用 (暗备用) 。

每台机组设3台除尘变, 两用一备。2台工作变各带1段除尘段母线, 备用变为除尘段提供备用电源, 采用明备用方式。

2台机组共用系统设2台照明变、2台循泵变、2台公用变、2台化水变和2台石灰处理变, 每台变压器各带1段母线, 2段母线间设联络开关, 可互为备用 (暗备用) 。

每台机组分别配有2段机用保安母线和2段炉用保安母线, 电源分别取自对应的机用段和炉用段, 2段机用段互为备用, 2段炉用段互为备用。每台机组设1台柴油发电机, 分别给4段保安母线提供备用电源。

1.3厂用负荷分布

以#1机组为例, 1A、1B高厂变及4段6kV母线负荷分配情况见表1。

厂用负荷计算一般采用换算系数法。换算系数法的表达式为:

式中, Sjs为厂用母线上的计算负荷;P为电机及其它用电设备的计算功率, 与电机的运行特点有关, 应根据负荷的运行方式及特点确定;K为换算系数, 当机组容量大于200MW时, 给水泵、循水泵、 凝结水泵的K值取1, 其它高压电机及低压厂用变取0.85, 低压电机取0.7 。

由表1可知, 2台高厂变4个分支的厂用电负荷, 从容量看, 最大分支容量仅达到变压器单分支容量的93.1%;总容量方面, 忽略负荷的同时率, 按统计的最大负荷计算, 仅达到变压器容量的77.5%;从负荷类型看, 汽机、锅炉的主要负荷及脱硫、外围负荷较对称地分布在2台高厂变的每个分支上。因此, 分支负荷分配都是均匀合理的, 厂变容量裕度也是能够满足要求的, 不会出现分支负荷不均引起重负荷分支过流保护动作跳闸情况。

然而, 补给水电源全接在1B高厂变的同一段, 若单段母线故障, 则补给水系统将全部失电。另一台机组的补水电源也是接在2B高厂变的同一段。 在特殊运行方式下, 如01B启备变停电检修时, 所有补给水系统将全部失去备用电源。 考虑到补给水系统安全, 将补给水电源分开, 分别接至1A高厂变的11段及1B高厂变的14段, 将另一台机组的补水电源接至2A高厂变的21段及2B高厂变的24段。这样, 不仅负荷更加均衡合理, 而且在各种特殊运行方式下均能保证至少一半的负荷可靠运行。

1.4快切装置及保护定值复核

2台机组采用深圳智能SID-8BT快切装置。厂用电切换一端连接变压器, 另一端连接电机, 既要保证快速切换, 又要保证安全可靠 (电机不受损坏) 。

传统备自投装置通常采用工作电源的辅助接点经延时继电器启动备用电源, 一般投入时间较长, 至少在0.5s以上, 会造成厂用电短时停电, 大量厂用电机被切除。而SID-8BT快切装置的事故切换功能由跳开工作电源开关的保护接点启动, 可在毫秒级内恢复厂用母线电压。

2010年11月8日曾出现过机组跳闸厂用电切换失败事件, 其主要原因是工作电源、备用电源切换后并联时间过短, 耦合回路导致备用开关投入后再跳闸以及开关辅助接点状态反馈不可靠等。为此, 排查快切回路、逻辑及定值, 提出以下要求。

(1) 在正常自动并联切换时, 切换装置内应增加0.3~1s的并联时间。 该厂快切装置事故切换采用串联切换方式, 手动切换 (正常切换) 采用自动并联切换方式, 快切并联时间为0.5s, 满足要求, 也符合通用技术条件要求[2]。

(2) 在正常自动并联切换方式的逻辑中, 应将切换装置的去耦合功能退出。耦合是指快切装置在并联情况下切换, 若因某种原因使应跳闸开关未跳开, 则判断两电源并联超过100ms后自动跳开后合上的开关。去耦合则是快切装置关闭所有跳合闸回路, 显示并输出 “闭锁”报警信号。该厂定值中 “去耦合”功能选择退出。

(3) 若快切装置采用开关辅助接点作为状态反馈判据, 则可利用停机机会重点检查辅助接点, 以提高回路可靠性。该厂多次对相关回路进行排查, 未出现反馈不正确情况。

2台机组在调试期及投产后的多次事故跳闸中, 厂用电母线电压最低降到了额定值的28%, 但事故跳闸到厂用电恢复最长为191ms, 最短仅为28ms, 且全部自投成功, 在电机低压保护动作前完成了备用电源的投入, 实现了厂用电全面恢复, 有效保证了机组的安全运行。

1.5 6kV低压减载功能实现

当电机供电母线电压短时降低或短时中断又恢复时, 为防止电机自启动时电源电压严重降低, 在6kV供电母线电压低到一定值时, 对于非重要电机, 由其综保中设置的低电压保护动作切除, 使供电母线电压迅速恢复到足够的电压水平, 以保证重要电机自启动, 从而提高厂用电供电系统的可靠性。

根据负荷重要程度, 设定了6kV电机低电压保护动作切除负荷时限, 具体设置如下。

(1) 0.5s (二次电压70V) 切除不影响机组负荷的动力负荷, 如脱硫系统设备, 包括浆液循环泵、 石灰石球磨机、氧化风机、脱硫真空泵等。

(2) 1.5s (二次电压55V) 切除虽然影响机组负荷但不影响机组安全运行的动力负荷, 如循泵、 凝泵、 一次风机、送风机、磨煤机、给水前置泵、低加疏水泵、闭式水泵、炉水循环泵等。

(3) 9s (二次电压55V) 切除虽然影响机组安全运行但不影响安全停机的动力负荷, 如联合引风机等。

1.6 400V电机失压重启功能实现

以往, 400V电机一般都设有低电压保护。 当母线电压低于某定值时, 动力负荷由低电压保护动作切除。当母线电压恢复时, 需手动恢复动力电源。

400V电机负荷开关配有苏州万龙ST500M马达保护器, 该控制器具有欠压或失压重启功能。当电机欠压或失压停车后, 控制器立即开始累计失电时间。当电机电源恢复到重启设定电压 (300V) 以上时, 若失电累计时间在设定的0.5s立即重启时间内, 则电机立即重启;若失电累计时间超过0.5s, 但在设定的15s延时重启时间内, 则电机延时1s自动启动;如失电累计时间超过15s, 则控制器清除相关信息, 电机不再自动启动。重新对ST500M设置进行核查及试验, 完全满足失电自启要求。

2保安电源系统分析

2.1保安段母线供电方式

该发电厂每台机组设置2段机用保安和2段炉用保安母线。2段机用保安段和2段炉用保安段母线间设置联络开关, 可互为备用。每台机组设置1台柴油发电机, 柴油发电机分别为本机组4段保安母线提供备用电源。

2.2柴油发电机的容量

对于机组保安段负荷, 按动力一运一备、电源类负荷双电源方式计算, 每台机组实际运行最大保安负荷总计约为1 713kW。目前每台机组配置了1 920kW柴油发电机, 正常状态下, 实际保持运行的保安总负荷不大于柴油发电机组额定出力的50%~60%。因此, 发生厂用电中断事故时, 柴油发电机启动, 容量能够满足四段保安负荷的需求。

2.3保安系统事故切换逻辑

保安段母线工作/备用/柴油发电机的正常电源切换及事故切换均由PLC控制。事故切换逻辑如下:

(1) 工作电源故障使某段保安MCC段失电时, 在跳开该保安MCC段工作电源进线开关后, 若备用电源进线电压正常, 则发出合备用电源进线开关指令;同时启动柴油发电机零起升压, 当电压、频率满足条件后, 合上柴油发电机出口开关。若备用电源进线开关合闸后该保安MCC段仍无压, 则跳开备用电源进线开关, 合上400V柴保母线上相应的馈线开关。

(2) 工作电源故障使某段保安MCC段失电且备用电源无电压时, 不再合备用电源进线开关, 而直接启动柴油发电机零起升压;当电压、频率满足条件后合上柴油发电机出口开关, 合上400V柴保母线上相应的馈线开关。

(3) 当保安MCC段的工作电源恢复正常, 经检同期后, 合上MCC段的工作或备用电源进线开关, 断开400V柴保母线上相应的馈线开关、柴油发电机出口开关, 停运柴油发电机。以上操作均可以在就地控制屏上手动完成, 也可以由DCS向柴油发电机PLC发 “某MCC段恢复工作或备用电源供电”指令, 由柴油发电机PLC自动完成某MCC段恢复供电工作。

2.4 存在问题及改进措施

(1) 保安段母线为MCC段, 而设计原则是MCC层系统电气量不进入DCS, 只进入ECMS监控系统, 导致保安段母线电压在DCS上没有显示, 运行人员在运行或事故处理时无法直观监视保安段母线运行情况。改进措施:在DCS上增加保安段母线电压监视点。

(2) 保安段母线电压是通过3个保险直接进入PLC柜的, 若保险熔断, PLC将会误判母线电压失压, 从而进入事故切换程序。改进措施:修改逻辑, 在保安段工作进线电压和母线电压同时失去时才判断母线工作电源失去。

(3) 现柴油发电机PLC柜上功能开关有 “自动”、“空载”、 “带载”、 “退出”4 个位置。 原设计逻辑为:保安系统进入事故切换的判据之一是功能开关在 “自动位”;柴油发电机空载、带载试验时, 需将功能开关切至 “空载”、 “带载”。这样, 在柴油发电机空载、带载试验时, 若某保安段工作电源事故失电, PLC将不会自动进入事故切换过程。改进措施:保安系统进入事故切换的判据之一是功能开关在非 “退出位”。这样, 柴油发电机空载、带载试验时, 若某保安段工作电源事故失电, PLC应能自动进入逻辑判断, 合邻段备用开关或柴油发电机母线的馈线开关。

(4) 保安段柴油发电机进线开关 (柴保机 (炉) 413/414) , 柴油发电机PLC不控制, DCS不控制, 需要就地操作, 投入保护可跳闸。正常运行时, 该开关处于合闸状态, 以保证开关室与柴油发电机柜开关间的电缆 (距离较远) 常带电, 便于问题出现时及早发现。

为了进一步提高保安电源可靠性, 该厂又从邻厂华鑫6kV母线引入一路电源, 经01号保安变分别为2台机组8段保安母线提供第三路备用电源。

3结束语

综合分析认为, 2×1 000MW机组主接线系统采用3/2接线, 安全性好;备用电源接至500kV系统, 电源可靠性高;备用变按厂变容量选型, 满足厂用负荷全容量自投需求;机组2台厂变及所带4段6kV母线负荷分配均衡;保护配置合理、定值准确;保安电源系统容量充足、供电稳定。负荷分配不合理隐患及保安电源逻辑隐患已消除, 2×1 000MW机组厂用电是安全可靠的, 完全能够满足各种运行方式的要求。

摘要：厂用电系统稳定可靠是发电厂安全运行的基础。介绍某发电厂2×1 000MW机组厂用电系统的接线方式, 分析各系统存在的隐患, 提出改进措施, 并优化改进了保安电源逻辑, 使厂用电系统的供电可靠性得以提高。

厂用电分析 篇8

随着电力建设的发展，发电厂装机容量不断增大，湿法脱硫装置配套设备的容量也逐渐增大，其耗电量约占发电量的0.6-0.7%之间左右，射阳港发电有限责任公司5、6号660MW机组的烟气脱硫装置采用石灰石-石膏湿法烟气脱硫工艺。其工艺系统包括：石灰石浆液制备系统、烟气系统、SO2吸收系统、石膏脱水系统、工艺水系统、排放系统、废水处理系统。其中石灰石浆液制备系统、石膏脱水系统、工艺水系统、废水处理系统为两台机组公用。选择合理的运行方式，可在满足环保要求的前提下最大限度的降低厂用电率，达到节能环保的双重效果。

1.影响脱硫厂用电率的主要因素

2.优化调整措施

2.1石膏浆液循环泵

脱硫系统中，离心式石膏浆液循环泵电流与进口静压是成正比的。吸收塔液位越高，泵电流就越高，反之就越低。实际运行中，一般在脱硫系统负荷较高时，烟气流量大、烟气SO2含量高、石灰石品质较差时，需要控制较高的液位，使浆液有较大的氧化空间，从而保证脱硫效率。在运行中符合以下条件时应降低吸收塔液位：（1）机组负荷低时，特别是在晚峰后，有较长低负荷时，结合脱硫效率和SO2排放指标；（2）原烟气SO2含量较低且排放允许条件下；（3）石膏浆液中亚硫酸盐合格的条件下。

同样，脱硫系统中，石膏浆液循环泵电流与浆液的密度也是成正比。石膏浆液密度越低，电流就越小，反之就越大。但浆液密度又关系到石膏脱水性能，密度过低，石膏生成量少，脱水效果不佳，经济性较差；密度过高，石膏不能及时脱出，易造成喷淋层喷咀、除雾器结垢，甚至影响脱硫能力。以下几种运方可作为参考：（1）与吸收塔浆液池液位一起调整，如运行中需要低液位向高液位调整时，此时尽量以工艺水向吸收塔内补充，液位升高的同时，密度也相应下降；（2）当真空皮带机滤布上部的石膏饼厚度能够保持设定值时（我厂设定为20mm），尽可能使浆液密度在低水平。（3）在原烟气含硫量较低时，一般指小于脱硫系统原设计值的工况，脱硫能力不受影响的条件下，保持低密度运行，石膏浆液可以达到吸收SO2量与石膏产生能的平衡；（4）运行中维持低PH值运方，石膏浆液对石灰石的需求量减少，也可有效降低石膏浆液密度。

在脫硫系统中，石膏浆液PH值越高，钙硫比越高，脱硫效率就会越高，反之越低。运行同样数量的石膏浆液循环泵运方下，提高石灰石浆液的供给量，提高PH值，在脱硫系统负荷增加的一定范围内，可以满足脱硫效率的要求。但PH值高至5.8以上，石膏浆液中亚硫酸盐的含量易升高，增加了石膏浆液在设备中结垢的可能性，当PH值达到6.0以上，这种现象更加严重。易使吸收塔喷淋层喷咀、除雾器发生结垢堵塞现象。

所以，控制合理PH值，是降低石膏浆液循环泵电耗的有效途径。运行中可采取以下几点：（1）在石膏浆液循环泵运行台数相同的运方下，尽量提高PH值来满足脱硫效率要求，但PH值不应在5.8以上连续运行超过6小时。（2）当PH值在高值运行后，当脱硫系统允许情况下，应立即降低PH值至低限运行，以消耗石膏浆液中过剩的亚硫酸盐。（3）在提升PH值过程中，不应大量供给石灰石，防止石灰石在吸收塔中形成局部大量的富裕，来不及反应。

另外可根据负荷、脱硫进口含硫量合理添加提效剂降低石膏循环浆液泵运行台数也可有效降低脱硫浆液循环泵耗电率。

2.2氧化风机

氧化风机电流与吸收塔液位成正比，吸收塔液位越高，氧化风机电流就越高，反之则越低。但吸收塔液位在低液位运行时，石膏浆液密度就越大导致石膏浆液循环泵电流就越大，因此在正常运行中合理控制吸收塔液位，保证氧化风机和石膏浆液循环泵在经济状况下运行。

氧化风量的大小主要影响吸收塔浆液亚硫酸盐氧化过程，在正常运行中控制吸收塔出口氧含量高于进口氧含量0.3%左右，因此在低负荷或吸收塔进口二氧化硫含量较低的情况下可降低氧化风量达到降低氧化风机耗电量的目的。

2.3湿式球磨机

湿式球磨机耗电量的大小主要与石灰石品质、湿式球磨机钢球量的多少有关。石灰石颗粒太粗造成出口相同颗粒度石灰石浆液所消耗的钢球量和湿式球磨机电量就越多，因此要保证湿式球磨机石灰石颗粒度在合理的范围内。同时湿式球磨机钢球量的多少直接影响其出力，因此在运行中应定期添加钢球，保证湿式球磨机在最大出力下运行，缩短湿式球磨机的运行时间。

2.4石膏脱水系统

石膏脱水系统耗电量最大的为真空泵，真空泵的电流与石膏饼厚度有直接的关系，石膏饼厚度越高，其真空就越低，真空泵电流就越高，因此在保证石膏含水率合格的情况下，降低其石膏饼厚度，降低真空泵电流。石膏脱水应保证在最大出力下运行，从而缩短石膏脱水运行时间降低脱水系统耗电量。

3.结束语

石灰石-湿法烟气脱硫系统在运行中，应根据锅炉燃煤品质，如硫份、灰份、石灰石品质等，运行中进行综合调整，制定完善的运方管理制度，以提高脱硫系统的运行经济性。合理而完善的脱硫系统运方调整，还需要经过长期在实践中进行摸索，以期达到最佳的脱硫系统运行工况。

（作者单位：江苏射阳港发电有限责任公司）

作者简介

2014年新厂学校质量分析报告 篇9

富村镇新厂小学彭礼斌

各位领导、同志们：

大家好！

在富村镇中心学校的正确领导下，在全体师生的辛勤努力下，在学生家长的积极支持理解中，我校教学质量有了很大提高！为了深入了解和全面掌握我校的教学质量现状，发现教学中存在的问题，为今后的教学工作提供科学依据，并对此提出相应的整改措施，特此对上学期期未考试成绩进行如下分析：

一、学校基本情况

我校现共有教职工30人，其中临聘教师4人。村级完小一所，村小办学校点两个，教学班14个，学生604人。

二、教学质量现状

三、教学方面存在的问题

1、教学设施不健全。我校无围墙，无大门，无教师住宿。硬件设施的缺少，使学校对学生的管理难度增大，影响了正常的教育教学。

2、农村留守儿童逐年增加，许多孩子隔代相哺，得不到正常的家庭教育，养成了骄惯、放任等不良习气，加大了学校教育难度。

3、体制滞后，制约质量的提升。由于当前的教育激励机制单一，使教师容易形成职业倦怠，进取心和积极性难以得到充分的调动，质量的提升也就无从谈起。

4、自我封闭，漠视问题的存在。绝大多数教师十几年、甚至几十年

都工作、生活在一所学校，几乎从来没有走出去观摩过、学习过，外面的精彩世界对于他们而言似乎早已不复存在。长期偏安一隅，使得他们的思维逐渐迟钝，激情逐渐冷却，对自己在教学中存在的诸多问题随着时间的推移慢慢地变得熟视无睹。

四、着眼未来，我校教学工作的初步设想

1、加强基础设施建设。打造我校多媒体教室、实验室、图书阅览室、音美室等功能室；加大学校绿化美化投入；维修学校未使用的综合楼做教师住宿，创造一个良好的育人环境。

2、加强人际关系建设。①是优化领导与教师之间的关系，树立领导和教师是平等共事、要互相尊重的意识，领导要以身作则，有身先士卒的风范，做到吃苦在前，先人后已，以良好的形象来影响教师。②是建设良好的教师集体关系，因为教师集体中所产生的人际矛盾，不仅仅就是教师间关系好不好的问题，而且涉及对学生身心发展的影响问题，甚至决定教育的成效。良好的教师集体关系，人和人之间相互尊重，相互学习，团结友爱、相互关心、互相帮助、关系和谐融洽，充满了同志的友爱情谊和集体的温暖，富有人情，有助于提高工作效率。③是建设良好的师生关系，师生关系是教师对学生施加教育影响的重要方面，是“传道、授业、解惑”的重要渠道，它是教育过程中最基本、最主要的人际关系。师生关系如何，直接影响到教育的效果。事实证明，和谐、协调的师生关系，会使课堂上出现轻松愉快的、生动活泼的气氛，学生情绪好，反应敏捷，思维活跃，从而调动教学双边的积极性，提高课堂教学效率；另外，师生关系也是学生精神生活的重要方面，它会对学生的精神面貌产生深刻的影响，和谐的师生关系不仅有助于学生形成某种行为准则，而且对学生的个性形成和发

展都能发挥积极作用。

3、促进课堂创新，打造充满生命力的灵动课堂。①精心预设，让课堂精彩连连。新课导入之前，学生总会带着不同程度的好奇心。如果教师能及时抓住他们的好奇心理，精心设计，巧妙引入新课，才能使学生的好奇心转化为学习的动力，使学习热情持久高涨，从而激发学习社会课的激情。②动情教学，让课堂情意绵绵。老师的教学过程蕴含丰富的情感，课堂上，教师如能将知识内容化为亲切的语言，表达时抑扬顿挫，铿锵有力，就能感染学生的心灵，点燃学生的学习热情。如：在语文教学中，将感人的故事配上教师动情的讲述导入新课，会激发学生盎然的兴趣。社会需要激情，人生需要激情，教学更需要激情，课堂上，老师有激情，学生才有灵气，才会更积极的思考。③把课堂还给学生，让课堂充满生命的活力。《新课程标准》给教学注入了新的活力，它要求教师必须把课堂还给学生，改变教师始终“独占讲台”的局面，把学习的主动权交给学生，把自主还给学生，把童趣还给学生，使教育成为有利于学生身心和谐发展的、充满快乐和幸福的活动，使课堂真正地充满轻松快乐。尽量让学生自己去发现、去探索、去创新，发展学生的自主能力，全面提高学生素质。④巧妙生成，让课堂意外纷呈。《语文课程标准》指出：“教学是预设与生成、封闭与开放的矛盾统一体。”“生成”是新课程创导的一个重要的教学理念。在新课程中，我们应鼓励师生交往互动中的即兴创造，以超越预设的目标和程序，不应是预设的一成不变的僵化程序的完成，我们要使课堂教学呈现出丰富性、多变性和复杂性。⑤利用多样化的课堂评价，促进学生的发展。教师的评价对课堂教学评价起着导向作用。师生评价过程是两者情感碰撞的过程，是激励学生学习，进行合理导向的过程，也是学生自我调控，激发热情，主动投入学习活动的催化剂。因此，教师在语文课堂教学中恰当地运用评价既是一种能力，也是一门艺术。教师应以新理念要求自己，不断探索、积累经验，形成更好的，能普遍适合每个学生发展需要的评价方法，提高教师课堂教学水平，多方面多方式评价学生学习过程会让每个学生在课堂学习中自主学习、自由发展。正确地使用不同的评价方式,激发学生学习知识的热情和潜能，培养学生的综合素养，促使学生获得全面发展。

4、加强教师学习，促进教师专业成长。①以《富村镇2014年小学语文、数学教学技能竞赛活动》为契机，在参赛教师、观摩教师的示范、指导下，先模仿，后反思，再实践，从而创新，达到从教师到名师的蜕变。②结合学校实际开展校本教研，采取多项措施，努力提高教师专业素质，促进教师的专业化成长，壮大骨干教师队伍，推动教育教学质量稳步上升。

教育教学质量作为整个教育工作的核心目标，责任重大，任务艰巨，即使我们困难重重，成绩或许会下滑，但我们不推诿，不拉客观。记得在《富源县中小学校长培训》会上，孙局长说“水不流会臭，刀不磨会锈，人不改变回落后！”我会在这句话的鞭策下，带领全校师生努力学习，改变思想，创新教法、学法，真抓实干，再创新厂小学新辉煌！

富村镇新厂小学