火电应用（共12篇）
火电应用 篇1
近年来，为落实科学发展观，满足环保要求，我国主流火电机组单机容量从1980年代300MW到2000年代600MW已发展到目前的1 000MW超临界、超超临界机组。超(超)临界发电机组项目的比例不断提高，已成为今后我国燃煤火电机组建设的发展重点。据有关方面介绍，目前国内已建、在建和规划建设的超(超)临界机组约250台，其中1 000MW超超临界机组约44台，已运行21台，总容量1.7亿kW，这标志着我国火电建设进入了600MW～1 000MW超(超)临界机组为主的时期。
1 火电建设对塔机的要求
发电技术的进步带来施工工艺的变革，也给以起重机为代表的施工设备带来新的机遇。同时施工技术的革命、起重机技术的发展为各个时期全国范围高强度的火电建设提供了可靠保障。相比风电设备吊装偏重于起重机械起吊高度的要求，火电建设工程则由于高大的汽机房建筑与超重的发电机组、拥挤的施工现场与复杂的厂房内部建筑设施等吊装环境，从而对起重机械从种类、型号到起升高度、起吊重量等各方面都有更为全面、专业的要求，特别是发电机组定子的吊装更是以作业空间狭窄、起吊重量巨大而成为施工中的重中之重。
电站设备大件共分四大部分：锅炉岛、汽机岛、电气岛及其它。火电建设重点、难点是锅炉岛的安装，包括锅炉厂房钢结构、内部设备、外围设施。从承建开始，每一单项工程与大型起重机都紧密相关。主厂房、锅炉、汽机房钢结构、锅炉受热面设备、汽机设备和其他设备的安装，特别是大件设备的卸车、运输、厂内平移、吊装，无不与大型起重机械紧密相关。锅炉岛是火电厂除烟囱外最高建筑，在电厂施工中体量最大、安装难度最大。
火电建设主力起重机，即指锅炉岛安装用主吊机。火电厂锅炉岛施工对主吊机的要求主要有四个方面： (1) 主参数，即起重量、幅度、高度; (2) 安装拆卸场地; (3) 施工效率; (4) 成本费用。火电建设的特殊性，使得火电建设工程主要以动臂起重机为主力起重机。国产600MW超临界机组电站建设从主厂房开挖到交付使用一般工期22～28个月，设备安装阶段需一年时间，应按照工程计划，对安装时间段的大型起重机合理布置、优化，满足工期要求。
2 火电站建设塔机近年发展
火电建设的重头戏是锅炉岛的安装。当锅炉布置形式、容量、炉型发生较大的变化后，原有的起重机难以满足工程要求，新型起重机便应运而生。火电厂从3 0 0 M W、600MW发展到目前的1 000MW，使得锅炉安装主力起重机从DBQ系列发展到FZQ系列。
1986年国电郑州机械设计研究所开发的第1台DBQ3000塔机在黑龙江富拉尔基电厂使用。1992年作为对DBQ3000塔机的改进完善，开发了DBQ4000塔机，使D B Q塔机发展成为300MW、600MW机组电力建设的主力起重机。后来针对电建市场的新要求、新特点，进行优化和完善设计，DBQ4000Ⅱ型塔机就是在此阶段研制生产的。
D B Q型塔机回转支撑以上部分与履带起重机的塔式组合相似，具有主臂、塔式50余种组合工况，可以自行扳起、放倒，快速变换组合，满足不同的载荷、幅度、高度要求。该机型下车为门架结构、轨道行走式，可以实现构件、设备从组装场到锅炉岛的运输。常规的600MW机组锅炉标高80m、顶板梁吊装单元重8 0 t～1 2 0 t。D B Q 4 0 0 0型塔机是为6 0 0 M W机组锅炉施工设计的，塔式工况臂架铰点高度8 1 m、额定起重量125t，老电厂施工场地宽阔、工件水平运输距离长，因此能够轨道行走的DBQ型扳起式塔机比较适合。但目前一般施工现场的条件已很难满足此型起重机安装、行走、使用的需求，这种起重机正在逐步退出电力建设市场，部分转入冶金领域承担高炉的安装维修等工作。
为了满足600MW机组新形势下的需求，特别是锅炉的安装高度和占地面积要求，山东丰汇技术公司、郑州机械设计研究所研制了安装方便、占地空间比较小、覆盖起吊半径大的FZQ型附着式起重机，得到了电力建设单位的认可，以FZQ系列为代表的附着自升式动臂塔机是当今火电建设主吊起重机主流。
FZQ1650起重机的主要参数(起重量、幅度、高度)基本满足6 0 0 M W机组建设要求，FZQ2520、FZQ2200、FZQ2400塔机是为1 000MW机组锅炉施工设计的，臂架铰点高度分别为132m、125m、122m，额定起重量分别为150t (112 t)、140t (100t)、100t，最大幅度分别为60m、50m、50m。主流的1 0 0 0 M W超超临界机组，塔式炉标高127m、排式炉标高80m、顶板梁单元重达80t～160t、立柱重110t，大部分电厂建在海边，抗风成为重点，还要解决狭小空间拆机的问题。FZQ系列塔机模块设计、低位装拆、自顶升升降、变频调速，使用成本低、效率高、安拆场地小。FZQ系列塔机采用动臂变幅、上部回转、上部顶升、臂架铰接点后置、塔身0～3层附着方式，具有起重量大、提升高度大、作业范围广、抗风能力强、自重轻、安拆快捷方便等特点。针对目前电建施工现场场地狭小、工期被一压再压的施工形势，FZQ塔机以其优越的性能得到电建企业的青睐，得以在全国各个施工现场迅速成为主力吊装机械。
3 塔机选用原则与配置
为了保证电力建设主线的顺利完成，起重机械布置尤为关键，按照施工现场的实际情况合理配置起重机是电力建设企业必须考虑的问题。在工程项目施工过程中，大型起重机械的费用基本占工程费用近20%～30%左右，通过现场的精细化管理和对施工方案仔细斟酌，能够让工程节省大型机械的使用费，为施工项目赢得利润空间。
由于动臂塔机吊重能力强，构造简单、刚度大，因此火电建设工程主吊机均采用动臂式塔机。另外，相同塔身高度的动臂塔机要比水平臂塔机起升高度大30m～40m，多出的高度对于大尺寸的构件跨过炉顶吊装是有利的。并且动臂塔机臂架仰起时整机回转半径可控制在10m，远小于水平臂塔机臂端70m、尾部20m的数值，有利于狭小空间拆机、群机作业避让。虽然水平臂塔机起升、变幅速度高于动臂塔机，但对于工业安装用起重机，速度差别没有想象中的重要。
不过随着电厂工期、成本的大幅压缩，为了满足施工工期和吊装的需要，起重量18t～40t的建筑用水平臂塔机(如抚顺永茂的STT型平头塔机)开始大量应用于火电建设，作为辅助起重机用来安装附属小件提高吊装速度。STT型平头塔机最大的好处是没有塔帽，相应能提高自身的起吊有效高度。
普通1 000tm级以下动臂式塔机，其参数远低于火电建设对主力起重机的要求，如果作为辅助塔机，在效率、价格、用户认知上，也无法与大批量生产的水平臂式塔机抗衡，因此在火电建设领域极少看到很多塔机厂的中小吨位动臂塔机。
因为在高空吊装中，履带起重机的起重能力会随起升高度增加而大幅衰减，且常伴有“抗杆”现象，而台班费又高得多，因此履带起重机在火电建设中一般作为辅助起重机使用，与塔机共同抬吊一些无法单机吊装的大型部件。这样可以大幅度节省机械使用费、安拆费及基础处理费，降低工程施工成本，提高经济效益。两台及两台以上起重机抬吊同一重物时，应根据各台起重机的允许起重量按比例分配负荷;在抬吊过程中，各台起重机的吊钩钢丝绳应保持垂直，升降、行走应保持同步，如达不到上述要求应降低到额定负荷的80%使用。
4 火电建设主流大型塔机
近年开发的FZQ系列塔机，已经完全抛弃了过去国产大型工业塔机笨粗的形象，上车的构造、部件多处可以看到履带起重机的影子，在设计理念、设计手段、构造、材料、机构、操作、保护、人性化、质量方面，可以同代表国内起重机水平的大型履带起重机相比，以F Z Q 2 5 2 0、F Z Q 2 4 0 0、FZQ2200、FZQ2000Z、FZQ1650、FZQ1380为代表的国产大型动臂式塔机，技术水平处于国际先进水平、不低于国外著名厂家，不仅替代进口、满足国内市场需要，而且批量出口到印尼、印度、巴西等国家。据估计国内市场大型动臂塔机保有量150台左右，其中FZQ系列有100余台。
目前国内市场上FZQ机型主要有：山东丰汇设备技术有限公司FZQ系列、国电郑州机械设计研究所FZQ系列、上海电力机械厂FZQ圆筒吊系列等。众多机型的出现，为电建施工企业的施工组织设计提供了较大的选择空间。
郑机所FZQ系列以FZQ2000Z (最大起重量80t) 为主，其后续型号FZQ2400 (最大起重量100t) 也已经开始进入电建施工现场。山东丰汇技术FZQ系列分为FZQl380、FZQl650和FZQ2200等基本型号，对应的最大起重量分别为63t、75t和100t，其后续型号FZQ2520 (最大起重量150t) 也即将推向市场。上海电力机械厂F Z Q系列有F Z Q l 2 5 0、FZQ2000Ⅱ和FZQ2000Ⅰ等基本型号，最大起重量分别为50t、80t、140t。
我们以郑机所FZQ2000Z、山东丰汇技术FZQ2200、FZQl650和上海电力机械厂FZQ2000Ⅱ这几种性能比较接近的塔机为例，对比分析如下，参见表1。
1)从外观来看，这四种塔机的最大的不同之处在于塔身结构的不同。郑机所FZQ采用分块式合金钢管桁架结构，塔身截面尺寸4.2m×4.2m。山东丰汇技术的FZQ2200塔身采用单K字及一字型快装单元组合管桁架结构，塔身截面尺寸4m×4m;而FZQ1650塔身采用大截面主弦，“K”形腹杆，小截面塔身，整体焊接方式，塔身截面尺寸2.8m×2.8m。上海电力机械厂采用一贯的圆筒形塔身，塔身截面尺寸为∅2.8m。
2)四种型号的FZQ附着自升式塔机在各运行机构性能参数上表现比较接近，都可以满足6 0 0M W～1 0 0 0 M W火电机组的施工要求。
3)由起重性能曲线对比可知:在同等幅度条件下，山东丰汇技术FZQ2200起重能力最大，郑机所FZQ2000Z和上海FZQ2000Ⅱ型起重量相当，山东丰汇技术F Z Q l 6 5 0因其本身设计力矩为1650tm，所以起重量略小于上述机型, 但其远端起重量丝毫不逊色于2 000tm塔机，是一种经济实用的塔机。
4)相对于上海电力机械厂FZQ2000Ⅱ标准节从上部引入的安装方式，郑机所FZQ2000Z和山东丰汇技术的F Z Q l 6 5 0、FZQ2200标准节安装从侧向引入方式更安全一些。
5)山东丰汇技术FZQl650、FZQ2200和郑机所FZQ2000Z塔身均采用管桁结构，相对上海电力FZQ2000Ⅱ的圆筒结构其整机自重比较轻。特别是山东丰汇技术的FZQl650在三层附着、臂架铰接点高度105m、含压重的情况下整机自重仅440t，在运输转场方面优势比较突出。
6)山东丰汇技术FZQl650、FZQ2200和郑机所FZQ2000Z塔身底座均采用箱形梁结构，不需要混凝土基础，基础处理费用比较低。四个箱形底座可360°布置，可以根据现场情况比较灵活地布置塔机。
5 电力建设塔机的发展趋势
随着人们环保意识的增强、火力发电技术的进步，燃煤电厂将向更大容量、更高参数的机组发展，在1 000MW超超临界机组成为主流机组的今天，可以预测1 300MW等更高参数的机组将是今后燃煤电厂的发展方向。大容量机组的建设需要起重能力更强的大规格的起重机，而大规格起重机的运输、转场、安拆及消耗品等影响设备使用成本的因素会成为用户的关注焦点，理性的用户会把全寿命期的成本作为选型的重要指标来考虑。安全、可靠、高效、人性化是未来起重机的基本要求。据业内人士估计，2 000tm以下级别的大型动臂塔机总量目前已基本趋于饱和，主要需求来自于淘汰更换比较陈旧的起重机。
近些年来，随着经济发展思路的转变，国内水电建设热度不减、风力发电四处开花、核电技术日新月异。可以毫不夸张地说，顺应时代潮流的绿色能源风起云涌、势不可挡。新能源的兴起，必然导致火电建设面临巨大的市场危机。2009年火电基本建设投资完成额同比下降11.11%。预计2010～2 0 2 0年，年均火电新增装机约4 900万kW，火电装机容量比例逐步下降。如何开拓生存空间，是许多曾经辉煌一时的电建企业不得不思考的问题。
随着世界经济一体化的深入，把目光瞄准海外市场，成了电建企业的发展新契机。尤其在目前国内市场饱和的状况下，许多企业更是纷纷加入海外淘金的大军，大型塔机也随之走出国门。印度、苏丹、几内亚、巴基斯坦、尼日利亚及东南亚等国家将是今后的重点目标市场，随着国际市场需求加大和国内承包企业的出口带动，今后大型动臂塔机出口量将远大于国内需要量。
火电应用 篇2
摘要：在电力体制改革不断推进的过程中，电力企业的市场竞争越来越激烈。在资源紧缺和节能减排的时代背景下，火电厂面临着较大的成本管理。为了对现有的资产进行有效管理，必须开发新的管理系统。本文以火电厂实际资产为出发点，对FAM系统进行了深入探析，提出了设计方案和资产管理方法。
关键词：火电厂;资产管理;FAM系统
随着经济建设的发展，社会的电力需求不断加大，电力企业也面临着激烈的市场竞争。在电力供应紧张、电厂建设时间长的时代背景下，电力企业必须结合自身的发展特点，优化配置资源。然而在信息流不完整的条件下，电力企业的资产管理又面临着较大的困难，无法将综合的管理信息集中到系统中去，只能实现部分优化。将FAM系统应用于火电厂资产管理中，将内部机构和所有业务规程相联系，使之成为统一的整体，实现资产优化管理的同时，为企业的发展提供了决策依据。本文结合项目开发经验，确定出FAM系统的设计方案。
1设计思路和目的
由于火电厂现有的资产一般都较为密集，生产成本费用主要来自于设备的维护和维修，一些备用设备占用了大量的企业流动资金，FAM系统在应用的过程中必须注重企业的资产利用率和生产成本费用，必须以生产设备为主线，贯穿于设计的各个模块中[1]。系统设计过程中采用模块式结构，并且系统中不同的模块之间也存在独立性，不会相互影响，便于软件的产品化，有利于市场推广。在应用的过程中，企业可以根据模块的组成来实拍企业的FAM系统，根据实际的业务需求增加相应的功能模块，保证可以结合市场的发展需求来逐步构建出更加完善的FAM系统。对于软件本身来讲，以功能模块为基本架构，提高系统整体的灵活性，不同的功能模块都具有特定的标准化接口，保证模块之间可以按照标准的代码进行通信，功能模块之间不会相互影响，保持系统的稳定性，降低软件更新时造成的风险。
2设计方案
FAM系统现已成为火电厂企业资源管理的重要部分，在直接访问业务流程的同时，可以将各种系统信息高效地整合起来，通过相关信息的自动组织，使信息便于用户访问。
2.1系统组成
FAM系统包括重要库存管理、设备管理、缺陷报告和工单处理等模块。其中库存管理模块是FAM系统的重要部分，关系着电厂的生产、维护和基建等方面的物资。火电厂的运营的过程中，必须满足自身发展的需求，准备充足的生产和维护物资，实现对仓库物资和日常业务进行管理[2]。采购管理需要完善企业生产、维护和销售等方面所需的物资计划，针对电力企业而言，采购的主要任务是在正确使用物资的基础上，降低生产成本，提高企业的生产效益，为正常生产提供保障。设备信息管理的.对象是所有设备，设备模块登记的是需要紧急抢修的对象，对于管理设备相关的信息进行统一管理，例如不同设备对象相关联的应用技术，通过统一整合应用，便于查询特定设备的信息。工单管理是FAM系统的基本管理模块，在发电企业中，一般的工作过程需要两票三制，在设备维护、检修和操作的过程中，必须有相应的任务书为指导，为工作的进一步开展提供凭证。以设备的工单为主要内容，可以完善设备的技术信息、安全信息和维修成本的信息，工单管理模块中主要实现缺陷报告和工作请求，实现设备的工单分析，其中工单管理设计包括主要的计划与排程，工单中包含设备与工单成本信息，计划与排程主要应用人力资源调度。
设备维护功能也是FAM系统的重要功能，设备维护管理过程中主要包括设备的调整维护计划、备件采购、设备故障分析等，设备故障分析过程中必须采取相应的维护措施来预防设备潜在的故障发生，及时对已经发生的故障进行处理，大多数电厂都将设备故障分析应用于预防性维护。运行管理模块是火电厂生产管理的核心，以运行管理模块为依据，火电厂的运行管理人员就是接受调度指令，按照用户的需求制定出发电计划，完善内部的日志管理，通过数据采集系统，内部人员之间可以实现工作交接、生成日报表等，利用工定期工作管理的方法，对设备的管理缺陷进行分析，保证发点设备时刻处于良好的生产状态。文档管理过程是用户业务操作的重点，关系着所有的业务处理流程，相应的文档都具有一定的系统规则，文档管理模块一般都会是通用且是高度独立的。文档管理系统可以实现对文档文件的管理，也可是对电子文件的管理，主要包括计算机上的文档、设备和工单的文档、统一格式的文档等，文档可以以电子文件的方式储存在服务器中。
2.2模块设计
FAM系统间各不同业务流程看作是关系紧密的供应链，不同的流程模块之间相互协调，在完整的供应链中，采购管理和库存管理具有良好的可扩展性，以适应与其它模块之间的联系。在FAM系统中，库存管理模块根据设备的应用现状得出信息，将信息整合后发出采购申请。因此在设计过程中，不仅要保证采购模块实现采购数据的采集和采购过程的管理，还要考虑企业与不同供应商之间的业务合作。采购管理过程中必须完善所有的采购过程，从采购申请至到货验收，中间的所有流程都必须设置在同一的信息平台上，系统还必须根据业务信息的审批过程，将库存管理模块与设备的实际供求数量相联系[3]。资产采购管理流程如图1所示。库存管理模块主要记录资产的使用情况，明确资产的往来状况。用户可以通过库存管理组件将资产信息在不同的部门之间共享，可以根据不同时段的库存状况和可用量信息为资产计划的制定提供可靠的信息，便于在最短的时间内做出正确的决策。
FAM系统供应链中，库存管理和采购管理之间有着密切的关系，如果库存资产改变，库存模块之间必须能够实现交互。设备信息管理模块也是FAM系统的重要部分，在保证设备基础信息管理的同时，实现对设备相关联信息的管理。在FAM系统供应链中，设备信息管理是重要的基础。设备维护管理模块为系统提供可靠的维修决策，与外界设备相联系的同时，可以根据设备信息及时制定出合理的维修措施，形成最终的维修工单，进而可以实施维修方案。运行管理模块在FAM系统中相对独立，可以按照不同的值班记录生产不同工单信息。文档管理模块贯穿于FAM系统的始末，将开放化的接口设置于不同的模块中，在不同的生产环节都可以实现管理支持。作为FAM系统业务流程管理核心，工单管理必须具有可靠的联系性，实现不同工作模块的协同，最终对电厂的资产进行管理。工单管理以设备为操作对象，因此工单管理与设备信息管理之间存在着必然的联系，设备维护是工单的来源，可以根据不同条件生产不同的工单，并且时刻保持与设备维护模块之间的联系。工单管理过程中，如果设备的库存不足，可以直接通过采购补充，因此就需要保证库存管理模块与采购模块之间的有效协同[4]。
3应用与实现
系统选用局域网络，采用C/S三层结构模式，利用Oracle为数据服务器，在实现过程中采用SQL语言编写相关的存储程序，结合科学的权限分配实现对不同用户权限的控制。在实际应用中，将日常的运行维护进行量化，结合先进的计算机技术为检修工作、运行工作提供支持，实现工作过程的规范化。在强化火电厂技术管理的过程中，利用FAM系统提高设备的利用率，提高生产质量和安全性，对生产过程中的资产消耗做出合理的评价，从而控制消耗，提高经济效益。通过系统的一系列维护手段，提高设备维修过程中的预见性和计划性，避免出现大量的事后处理状况。同时将生产、计划、资产管理和文档管理协同起来，进一步完善事前计划、事中控制和事后分析的功能，结合信息手段实现经验的累积和知识共享。
4结束语
电力体制改革的过程中，发电企业面临着激烈的市场竞争，资产管理和生产运营管理显得尤为重要。FAM系统为火电厂的生产运营提供了有利的支持，是企业提高资产利用效率和生产效率的重要工具。发电企业在生产过程中，必须结合自身的生产能力将重点放在资产效益和管理效益上，为电力企业的发展战略提供坚实的基础。
参考文献
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火电应用 篇3
关键词：平衡记分卡；火电企业；指标体系
目前，我国的能源结构正发生重大变化，电能以其清洁、安全、高效的优点正成为国民生产经济活动中的主要支撑，火电在其中起着重要的作用。但是由于国家对发电行业的逐步放开及水电、核电本身具有的天然优势，火电行业在未来数年内将面临比较严峻的形势，不能迅速改进生产管理的若干企业将不可避免的遭遇困境。遇到问题，逃避是于事无补的，只有努力跟上国内外同行的发展脚步，学习先进管理方法，采取有效措施，才能立于不败之地。本文将结合笔者在发电行业的实际经历，引入国外目前流行的“平衡记分卡”概念，力图为它们管理的改进和提高做一点有益的尝试。
一、平衡记分卡系统的概要
不能衡量就不能管理，这已经成为大家的共识。但用什么方式进行衡量，怎样衡量，仍是一个急需解决的问题。企业传统的衡量手段主要依据财务指标，即我们通常意义上的管理会计的方法。这种手段固然有它的可取之处，能够从一个方面反映企业的基本运作状况，但却在有意无意中忽略了例如对企业能力和无形资产等非财务因素的评估，这是很不全面的，严重影响了公司战略目标的实现和制定正确的运作方式。同时，由于财务手段属于滞后指标，即当期的企业运作状况并不能迅速的在财务衡量指标中体现，领导者难以根据财务指标及时制定有效的竞争对策，它的衡量手段也比较单一和片面，一旦企业的领导者过分重视取得和维持短期的财务结果，容易造成企业急功近利，过多采取短期投资，却在不知不觉中丧失了创造未来价值的能力。这里我们介绍一种相对来说比较完整和先进的方法，就是由哈佛商学院的卡普兰和诺顿提出的平衡记分卡系统。
平衡记分卡在保留了传统的财务衡量方法的同时，又将衡量未来业绩的驱动因素的方法融合于其中，主要包含四个方面：财务、内部经营过程、客户、学习与成长，为使用者提供了一个可以把战略变成可操作内容的框架。
平衡记分卡强调的是平衡并且综合，即必须将所有的财务和非财务衡量手段融入到组织的所有员工的日常工作中，才能够准确地反映企业的运作状况，引导员工在需要的时候采取正确的行动并能够衡量行动的效果。它的“平衡”的思想贯穿整个系统，典型的存在于这几个方面：滞后指标和领先指标之间，长、短期目标之间，财务、非财务指标之间以及内部、外部表现之间。处理好了这几个方面的关系，就可以正确地判断企业的战略执行情况和当前企业所面临的真实状况，籍此对战略目标和执行手段作必要的修改，制定出切合实际的企业运作方案。
下面简单地介绍一下记分卡的四个方面：
1． 财务方面。
和传统的财务衡量方法的指标类似，平衡记分卡包括收入、成本、利润等方面。它标志着组织的长期目标，即对投资提供恰当的回报。一般包括这三个主题：收入的增长、降低成本及提高生产率、资产的利用和投资的战略。需要注意的是，由于财务属于组织的终极目标，记分卡的其他方面的所有目标和衡量方法都应该与财务的一个或多个指标相联系。
2． 客户方面。
此方面主要关心客户满意度、市场份额等内容。组织领导者应明确了解组织面对的客户和业务需求，确定客户的价值观念，以确定正确的衡量方法。通常可以根据以下三方面的因素确定，产品和服务因素、客户关系以及产品形象和声誉。
3． 内部经营过程。
劳动生产率、相对成本水平、产品整体质量水平以及生产周期等指标是这方面需要注意的问题。和一般的绩效考核衡量手段只注重对成本和质量的监控相比，平衡记分卡根据组织的财务目标和外部客户的具体需求来制定企业内部的经营过程，这使衡量的手段更加全面可靠。组织可以根据一般的内部经营价值链（改良——经营——售后服务）来确定自己的业务程序和考核指标。
4． 学习与成长。
上述三个方面目标能否顺利实现最终取决于组织的学习和成长过程。平衡记分卡是企业达到其战略目标的推动力量。要想取得满意的业绩就必须对雇员、系统和经营过程作必要的投资。此方面的衡量以雇员为基础，主要标准有：员工掌握技能的能力、获取战略意义信息的能力以及企业内部的个人、团队和各部门同企业的总体战略的组合情况。
二、平衡记分卡在国内火电企业中的应用
与其他企业相比，火电厂属于特殊行业，它具有技术密集、资金密集的特点，同时设备是企业的核心和重点。它的主要产品就是电，在输入了燃煤、水、油等物料后，经过连续性的作用产生电能，只要处于无故障状态，它的生产就是连续而不间断。其生产过程高度协调统一，按调度下达的调度曲线组织生产，无产品库存，对整个生产过程控制的实时性要求非常强，出售电等销售环节由政府行业主管和电网公司管理。由于火电行业本身及外部的特殊性，采取总成本领先战略将是一个不错的选择。
因此，企业需要将主要的工作重点放在生产资源的耗费、产品的质量水平和组织的生产能力等方面上，换句话说，发电厂的生产目标是按计划、安全平稳、低耗优质的发出电，这和管理学中所提倡的最大最小法则：即在追求效益（效应）最大化的同时力求代价（成本）最小化的思想是一致的。围绕这个目标（战略），本人将运用平衡记分卡的思想为企业的生产运作提出一套具有较强的可操作性的体系结构。
1． 财务方面。
财务目标标志着组织的长期目标，即实现投资收益在适当的约束条件下的最大化。这个目标与记分卡并不矛盾，相反随着记分卡的实施能够使财务目标更加明确，并适合与不同的经营组织处于不同的成长及生命阶段的具体需要。
对火电厂来说，它一般处于平稳的运作阶段，财务目标和其他企业类似。具体的目标和指标如下表：
2． 客户方面。
由于火电厂的特殊性，它的客户群比较简单，主要是电网公司。它所关心的主要是价格和供电的可靠性及平稳，同时有可能会根据电网公司的统一安排执行发电计划。
3． 内部经营过程。
火电企业在确定了企业的财务目標和外部客户的具体需求后，内部经营过程的衡量和控制变得更加简单可靠并且易于操作。
就目前的状况而言，根据客户要求定制的情况不多，有可能碰到的就是需要根据电网公司的统一部署和要求调整发电量。 同时，由于物资耗用数目巨大，加强对采购阶段的管理，努力降低采购成本也是企业需要重视的工作。
4． 学习与成长。
我们已经知道，为了实现上述三个方面的目标，很重要的一点就是要抓好企业学习与成长方面的工作。同样，必须构建出该方面的指标体系以加强对它的评价和考核。
对火电企业来说，它在这方面工作的重点同样是员工。
相对记分卡的其他三个方面，学习与成长的评估由于较多的涉及主观及各种不确定因素，目前的评估手段仍有很大的发展和提高的空间。这里也只是提出了几项依照目前的技术可以比较容易衡量的指标，另有数项指标由于可操作性较差，暂时没有考虑。
由于我国国情和各种历史情况，火电行业内各个企业的具体情况各不相同，所面临的问题也千差万别，但应该看到，通过剖析平衡记分卡的思想内涵和学习国外企业的应用经验，平衡记分卡这套先进的管理思想毫无疑问将给国内的火电企业乃至整个社会经济生产产生巨大的推动作用。
参考文献：
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2．（美）麦克尔．波特．竞争战略．华夏出版社．1997．
3．张蕊．企业战略经营业绩评价指标体系研究．中国财政经济出版社，2002．
作者简介：赵佳宝，南京大学管理科学与工程研究院副教授；陈晨，南京大学管理科学与研究院硕士生。
大型火电机组汽机旁路系统的应用 篇4
1 旁路的概况
大体上我国火电机组汽机旁路使用情况有如下几种形式:一是成套进口机组原配旁路;二是单独配置的旁路, 其中包括进口机组、引进技术国产化机组和国产机组3种。已使用旁路的容量大致可划分这些等级:30%、35%、40%、50%、60%、100%MCR。通常高、低压旁路的容量一致, 有时低旁容量比高旁容量稍大, 这主要是考虑到高旁的减温喷水量。也有少数机组所配的高旁容量比低旁的大, 一般这时的高压旁路都具有安全阀功能。
旁路控制系统是整个汽机旁路中十分重要的部分。由于旁路系统和汽机电液控制系统 (DEH) 的一些信号交换, 目前绝大多数旁路控制装置是和阀门本体一起供货的。随着大型机组计算机分散控制系统 (DCS) 和旁路控制装置型号不一致时就出现了系统间的通信问题。所以现在普遍采用由DCS来实现旁路的控制功能的方法, 取得了好的效果, 在实践中得到了验证。随着这两大旁路系统国产化工作的完善, 将有利于我国火电机组汽机旁路的应用。
2 旁路容量的选择
通常所说的旁路容量是指机组在额定工作参数下旁路阀的通流能力, 实际选型时应考虑到不同工况下的实际通流量, 引进型N300-170/537/537汽轮机40%旁路变工况运行时通流需求值见表1
如前所述, 国内在确定机组旁路容量时由于看法不一致, 功能要求不同, 使旁路等级相当多, 实际设计时随意性较大。对汽机旁路, 大家都希望其功能的覆盖范围越宽越好, 形成了一些不切实际的需求, 达不到设计功能造成容量的浪费, 反过来削弱了对旁路系统的信任度。容量选择范围是根据对旁路的功能要求和机组是否参与调峰再考虑一定的裕度给出。见表2
汽机旁路容量的选择受到设计计算影响外, 投资是另外一个重要的制约因素。通常对旁路的要求是过热器安全阀不动作, 根据目前实际情况和一些机组的实践结果, 在允许PCV动作的情况下, 40%容量的旁路能够满足多数机组的需要。国内生产的电站锅炉, 过热器出口都装有安全阀, 事实上安全阀也并非完全安全, 一些机组曾出现过安全阀不按规定值起、回座, 甚至起座不回座造成停炉。所以有些机组采用100%容量的旁路系统, 可以不装设过热器安全阀, 经济上、技术上的许多问题和争执都迎刃而解。
3 旁路的应用
理想的汽机旁路应具备以下的基本功能: (1) 机组启动过程中为新蒸汽提供一个快速通道, 加速工质循环, 缩短启动时间, 并冷却再热器, 避免干烧。 (2) 机组变负荷运行时将多余蒸汽引入旁路, 有效地避免安全阀动作, 减少向空排汽和工质损失。电气故障或汽机跳闸时维持锅炉最低稳燃负荷, 实现带厂用电运行或停机不停炉 (FCB) 。 (3) 使锅炉产生的蒸汽和汽机金属温度相匹配, 减少转子及汽缸的热应力, 延长使用寿命; (4) 降低机组启动期间管壁的过热和内部氧化物的生成, 减少汽机阀门及叶片的硬粒子侵蚀; (5) 具有安全阀功能的100%容量旁路系统可以取代过热器安全阀, 节约投资, 降低设备维护量和故障率; (6) 保护凝汽器。
3.1 旁路与中压缸启动
大型火电机组为提高机组的热经济性, 除采用高参数外, 还采用中间再热方式。即从锅炉来的蒸汽经过高压缸作工功后, 高压缸排汽再返回锅炉再热器加热, 加热后的高温再热蒸汽再进入中、低压缸作功。中间再热汽轮机的启动方式按冲转时的进汽方式可分为两种, 一种为高、中压缸联合启动 (亦可称高压缸启动) , 即蒸汽同时进入高压缸和中压缸冲动转子;另一种中压缸启动, 即冲转时高压缸不进汽, 只由中压缸进汽。锅炉点火、升压和汽轮机暖管疏水同时进行, 当主汽门前蒸汽参数达到机组要求的冲转条件时, 用同步器或启动滑阀开启高、中压自动主汽门和调速汽门进行冲转。
而中压缸启动则完全不同, 为实现中压缸启动, 汽轮发电机组必须配置高、低压串联的两级旁路系统。即新蒸汽经过汽轮机第一级旁路进入中间再热器冷端管道, 再热后的蒸汽可经过第二级旁路排入凝汽器。这种系统使锅炉的中间再热器可以布置在烟温较高的区域, 以便改善锅炉再热器汽温的特性, 使再热蒸汽温度容易达到与中缸温度状态相匹配的数值。具备中压缸启动功能的汽轮机, 其调节系统应适应中压缸启动运行的一些特殊需要, 如冲转时能使高压主汽门、调节汽门处在全关位置, 而中压调节汽门能控制升速及带初始负荷的能力。在切换时, 高压主汽门、调节汽门能按负荷要求逐渐开启。另外, 调节系统也能对高压排汽逆止门或其旁路门、高压缸真空系统阀门按预暖程序要求进行控制。
中压缸冲转为全周进汽, 对中压缸和中压转子加热均匀, 随着再热蒸汽压力的升高, 对高压缸进行倒暖缸, 高压缸和高压转子的受热也比较均匀, 这样就减少启动过程中的汽缸和转子的热应力。采用中压缸启动, 缩短了机组的启动时间, 提高了经济性, 同时也提高了高转速下机组的安全性。随着国内具有中压缸启动功能的机组数量逐渐增加, 中压缸启动作为一种启动运行方式, 已受到越来越多地重视。
3.2 旁路在FCB时的应用
机组快速减负荷功能 (FCB) 曾经受到极大重视, 但是也有许多问题需要解决, 例如在快速减负荷的时候, 锅炉燃料必须保证锅炉稳定燃烧, 所以热工控制系统应该处于良好的自动控制下, 多台给水泵的调节, 旁路及时有效的参与等等。对旁路而言, 只要容量合适, 当发生FCB的时候, 要及时快开, 此时蒸汽会对旁路有比较强的冲击, 所以要求旁路系统管道阀门设计安装合理, 避免出现管道振动。
实践表明, 可靠的、具有足够容量的旁路系统是实现FCB功能的前提保证。对机组启动、变压运行和甩负荷等工况均可应付自如, 尤其机组甩负荷时, 能快速而精确地动作;起到三用阀的作用, 取消了高压安全门, 采用可控中压安全门, 点火排汽系统和启动疏水系统都比较简单, 再热器通汽保护可使再热器不用昂贵的奥氏体钢, 又可布置在高温区, 从而减少受热面积, 且旁路外形尺寸小, 低压旁路直接安装在凝汽器上。旁路要真正起到三用阀作用, 要求其容容量应>80%, 动作时间<3s, 才可以保证FCB功能的实现, 从而减少锅炉启停次数, 缩短了恢复时间, 同时也减少了汽轮机的热冲击。
4 旁路系统存在的问题
目前汽机旁路系统在使用过程中问题集中反映在: (1) 旁路功能设计的深度, 包括机组甩负荷带旁路的可行性, 旁路和机组FCB功能配合的必要性; (2) 旁路参与机组运行时汽轮机的要求以及和DEH等系统的协调问题; (3) 旁路容量的统一设计等问题。
5 结束语
在我国电网内, 大量的火电机组承担了调峰任务, 一些机组由担任基本负荷改成调峰运行或改成两班制运行, 这种状况将持续相当长一段时间, 因此切实地考查汽机旁路系统应用中存在的问题并有效地加以解决对提高机组和电网的运行水平具有现实的意义。
摘要：介绍了火电机组汽机旁路系统的作用以及在国内应用的具体情况, 指出存在的问题, 提出相关的对策, 着重说明旁路容量的选择以及旁路在中压缸启动和FCB中的重要应用。
关键词：汽机旁路,FCB,容量,问题分析,机组启停
参考文献
[1]贾庆堂, 庄贺庆.中压缸启动汽机转子寿命损耗[M].中国电机工程学报, 1991.
火电应用 篇5
摘 要:随着工业发展的不断壮大，工业产值带来的利润和成果提高了人类的生活质量，但是也给人类的生存环境带来了很大的困扰。从雾都伦敦到鲁尔，再到京津冀为中心的雾霾天气，工业成长的历史，也是环境污染史，同时也是环境污染治理的历史。本文重点介绍干雾抑尘装置的组成、抑尘原理，并对其在火电厂输煤系统中的应用效果进行深入分析，以实践探索丰富火电厂输煤系统理论研究成果，保证输煤系统抑尘效果达到生产要求。关键词:污染；干雾抑尘；原理；效果1 引言
PM2.5 颗粒是指大气环境中动力学直径小于2.5UM的细微颗粒物。在大气中的PM2.5颗粒中大部分是直径小于1.0UM的更为细小的颗粒，由于这种细微颗粒物被人体吸入后可在人体呼吸道、肺部及血液中长时间停留，不能通过咳嗽等方式从人体排除，因此对人体的伤害极大，造成近年呼吸道疾病和肺癌发病率急剧上升的罪魁祸首。
众所周知，火电厂中最大的PM2.5 颗粒污染源为原煤输送、转运过程产生的粉尘。目前火电厂输煤系统采用的除尘方式有四大类，分别为机械式除尘、湿式除尘、过滤式除尘、电除尘，它们对PM2.5颗粒的扑捉能力各有利弊，在此不一一论述，重点介绍节能环保的干雾抑尘装置。2 干雾抑尘原理
煤炭在输送和装卸过程中，往往因为存在高低差发生冲击碰撞，而产生大量的粉尘，不仅会污染环境，还会危害现场工作人员的健康。所以，应该采取必要的手段对其进行治理。
抑尘治理的主要对象是150μm以下的粉尘颗粒，特别是直径在10μm以下的呼吸性粉尘，虽然其在物料总量中所占比例不到1%，但其对人身的伤害非常大。呼吸性粉尘颗粒很轻，不容易沉降，因而它们总是飘浮在空气中，吸入人体以后，一部分颗粒会随呼吸被排出体外，一部分颗粒则会沉积在人的肺泡上，而大量颗粒沉积在肺泡上，会引起肺组织慢性纤维化，可能引发肺心病、心血管病等，严重威胁着人类的健康和生命。
干雾抑尘装置将水压、气压调到最佳值，水在压缩空气的作用下以干雾(直径<10μm水雾颗粒)的形式从设备喷出，与粉尘颗粒相互粘结、聚结增大，并在自身重力作用下沉降。粉尘可以通过水粘结而聚结增大，但那些最细小的粉尘只有当水滴很小或加入化学剂（如表面活性剂）减小水表面张力时才会聚结成团。如果水雾颗粒直径大于粉尘颗粒，那么粉尘仅随水雾颗粒周围气流而运动，水雾颗粒和粉尘颗粒接触很少
0 或者根本没有机会接触，则达不到抑尘作用；当水雾颗粒与粉尘颗粒大小相当时，水雾颗粒与粉尘颗粒是最容易聚结成团，在重力的作用下形成沉降。
干雾抑尘装置利用压缩空气把水雾化为10微米以下的水雾，在起尘点上方形成雾团完全罩住起尘点，这样在物料起尘的时候粉尘完全进入雾团，与水雾充分结合，并且逐渐加大，在重力的作用下落到地面。当有大量的细小的水滴组成雾团完全覆盖住起尘点的时候，就会起到非常好的抑尘效果。3 干雾抑尘装置的组成
干雾抑尘装置采用自动化程序控制，通过检测设备的运行信号自动将气雾装置投入运行，同时系统可接受远程程控系统的命令，远程开启关闭气雾系统，并将现场重要信号送到程控系统。
干雾抑尘装置主要组成部分有：干雾机、主控箱、分控箱、水源处理装置、空压机、储气、水管、气管、水箱、增压泵、雾化喷嘴组件和电伴热系统。3.1 干雾机
干雾机主要功能是对系统各管路进行集中控制，设有各种控制阀，压力检测以及各种检修阀门。3.2 主控箱
主控箱通过分控箱对各个喷嘴的喷雾进行远程控制，控制箱提供自动和手动两种操作模式。在自动操作模式时，可自动接收远程触发信号启动或停止喷雾；在手动模式时，操作人员可以通过操作按钮启动或停止喷雾。还可以通过PLC设置接口修改喷雾周期及管道吹扫时间等。控制柜的面板上设有电源灯、报警灯、自动灯、启动灯、停止灯。3.3 分控箱
分控箱内部设管路分配腔，分控箱外部设有就地控制/自动控制切换按钮。自动控制时，分控箱接收主控箱的自动控制信号，其控制的喷嘴的喷雾由主控箱进行控制。而切换为就地控制时，分控箱可切断系统自动控制信号，方便各个抑尘点的调试、检修及维护，同时不会影响其它分控箱的自动运行。3.4 水源处理装置
对水源的处理主要是通过自动反冲洗过滤器，可通过压差控制、定时控制实现自动清洗滤芯，通过人机界面可设置差压信号。当过滤器内杂质积聚在滤芯表面引起进出口压差增大到设定值，或者定时器达到预置时间时，电控系统发出信号驱动发冲洗机构，自动开停反冲功能，实现对过滤器滤网的杂质清洗的功能，无需人工操作。整个过程中，系统不会断流，实现连续化、自动化运行。3.5 工作原理简图及工作流程图
工作原理简图
工作流程图 干雾抑尘装置应用效果及经济效益
干雾抑尘装置不仅有效降低了气体中的粉尘含量，大大改善了防尘、抑尘效果，而且提高了环保行业自动化水平，为现场作业的人员提供了一个安全、洁净的工作环境。实践证明干雾抑尘装置应用于火电厂输煤系统生产现场，必将产生广泛的社会效益和经济效益。具体来说，该装置的优点主要体现在以下几方面：
第一，降低煤炭损耗：在实测中，干雾抑尘装置的抑尘率高达90%，照此计算，一套输煤系统一年可节省上百万元的经济损失；
第二，控制需水量：以往的干湿式抑尘装置需水量大，因而原煤通常含水量较高。而干雾抑尘装置应用在火电厂输煤系统上可节省90%的喷水量，也减少了输煤系统水冲洗卫生用水量。
第三，降低热值损失：因大量使用中水除尘，煤炭本身的热值损耗严重。据不完全统计，煤炭外水分每增加1%，煤的低位发热量会相应降低1%。
第四，减少清理沉淀池的人工费用：原喷水抑尘装置，喷水量过大会造成粘煤、堵煤，而且要定期清理污水沉淀。干雾抑尘装置无需频繁清理粘煤、堵煤和沉淀池积煤，解放了人力、降低了人工费用。
第五，省去交纳粉尘超标的罚款：其他除尘装置抑尘效果达不到环保部门的要求，极易导致粉尘排放量超标，企业每年要为此上缴罚款。干雾抑尘装置可在恶劣的室外环境下正常使用，为企业节省了一笔不小的开支。
相较于与传统除尘装置来说，干雾抑尘装置的优点显而易见：
①直接在起尘点（源头处）进行粉尘治理；
②针对10μm以下的可吸入行粉尘，治理效果高达96%；
③除尘设备投入少，占地面积小，易安装调试和维修；
④全自动控制，操作方便，运行费用低；
⑤需水量极少，且煤料热值损失小；
⑥不会造成二次污染；
⑦冬季冰点以下仍可正常使用；
⑧避免矽肺病的危害；
⑨雾化效果好，不易造成输煤系统的粘煤和堵煤。5 结论
干雾抑尘装置在火电厂输煤系统中的使用，效果明显优于之前的除尘系统，彻底解决了火电厂输煤系统中的粉尘治理难题，改善了工作环境、减轻了工作强度、控制了职业病发病率，实现了环保达标。对于干雾抑尘装置一次性投入较高，但是相对于高回报的经济效益来说，这样的造价水平是值得的。
火电应用 篇6
关键词：燃料管理 系统功能 设计 应用
本文以火电厂燃料管理一体化系统为研究背景，论述了燃料进厂过衡计量，质量检验，审核校对，自动结算，统计报表管理，煤场、油罐管理，实时指标计算，自动考核，经济活动分析，综合查询等功能，实现企业内部燃料管理的联网运行，通过企业内部与其他系统(财务，生产，计划等)之间的横向集成，建立了一套安全，可靠，开放，先进，业务管理科学化、规范化的燃料管理信息系统；同时针对新建电厂人员少、设备多的特点，加强了控制系统运行管理和跟踪分析的能力，充分发挥了计算机监控技术的优越性。
1 燃料管理一体化系统简介
1.1 系统平台及网络 现代应用软件系统往往是超大规模的，无论从覆盖的管理范围上，还是包含的各种高新技术上，都是前所未有的。为了保证应用软件系统开发、应用的成功率，确保系统的功能性、可靠性，必须严格遵循系统工程和软件工程的规则实施应用软件系统的开发；必须尽可能地采用新型开发技术。
1.2 系统功能 燃料管理信息系统由计量、化验、托收、调度、统计、计划、查询等子系统构成。每个子系统都是从最原始的数据录入开始，经过系统的处理加工，得到各种表格、查询结果，并为下一步的处理准备数据。其中，统计子系统包括计量、化验、综合统计几个主要功能，主要数据由各子系统输入，经网络传送至统计子系统。输入查询条件，自动生成各种报表。查询子系统按照权限设置可直接查询各单位来煤的数量、质量及汇总情况，历年、历月来煤的化验值变化情况、质价不符情况、耗煤情况等。
1.3 系统特点 系统可维护性强，系统结构性强，系统运行安全可靠。
1.4 本课题的主要任务 本课题的主要任务是根据火电厂燃料管理一体化系统的要求，提出具体实施方案，包括硬件的选择和软件开发，并进行现场调试工作。
2 系统总体结构设计
系统设计的指导思想是从电厂燃料管理的实际需求为依据进行总体规划，本着“实用、可靠、先进、经济”的总体设计原则，确保系统高度集成、总体优化、安全可靠；充分利用计算机、网络、码等技术和工具，根据实用性与先进性相结合的原则，推进电厂燃料管理上升到一个新的水平。
3 系统功能设计
一体化管理系统由过程监控，采制化功能，自动采样、自动化验、基础信息管理和一体化管理门户等部分组成。
3.1 过程控制 通过专门的监控服务器，系统将燃料从采样→样本运输→化验室的工作现场情况都纳入到监控的范围内。并通过自动存储的功能，将这些现场的情况记录下来，以备查询。
3.2 自动采样 通过自动采样机和采制化功能软件实现互动，由采制化功能软件统一控制采样过程中的样本采集，收集等工作。不需要人工的干预即可完成一个样本的采集。采样的过程中，采样人员自需要在系统的提示下完成样本的收集工作，采样人员不能对应当前所采集的煤样放置在哪个样本容器中。避免了采样人员和供应商联合，做出损害企业利益的事。
3.3 采样管理
3.3.1 采样容器分配计划 采样容器使用计划是用于定期指定采样容器和燃料供应商之间的对应关系。采样容器使用计划可以不定期指定。计划日期和领用日期都要求精确到分钟。使用计划中的采样地点默认为容器的对应的采样地点。如果容器未指定采样地点，可以在所有的采样地点中列出，直到计划中指定了使用地点。用户不能添加和删除记录。
3.3.2 采样容器领用 此功能由采样工作人员使用。采样人员打开功能表单后，只能看到本地点对应的容器分配计划。采样人员不能添加和删除指定的数据。
3.3.3 采样管理 本功能是由采样人员使用的，用于确认采样工作完成，并录入基本的样本信息。
3.4 化验管理 化验人员使用样本接收功能来确认收到了燃料样本。由采样人员完成采样的样本才可以接收。操作人员不能删除列表中显示的记录。
3.5 基础信息管理
3.5.1 燃料种类管理 燃料种类管理是一个管理燃料类型基本信息的功能。燃料的第一层的节点有两个：燃煤（M）和燃油(Y)，这两个节点不能删除。种类的编码采用拼音字母表示。燃料种类的定义数据参照电力行业标准。
3.5.2 入厂检验种类 定义入厂燃料的检验方式。基础数据有:过衡计量，检尺，其它三种。
3.5.3 燃料供应商类型 定义供应商类型。基础数据有：统配矿，地方矿及其它。供应商的类型和国家统计要求的类型保持一致。
3.5.4 供应商所在地区 定义供应商所在地区。地区的划分参照国家行政区域划分方法。用户可以增加和删除。
3.5.5 供应商管理 燃料的供应商和企业的供应商系统保持一致。供应商基本信息包括：名称，编码，联系方式，银行帐号，结算优先级别等。供应商的结算级别包括：优先结算，结算，和其它三种。
3.5.6 燃料入厂检查点管理 定义燃料入厂的检验地点。定义时，可以参照燃料数量检验地点。
3.5.7 采样地点管理 定义燃料的采样地点。定义时，可以参照采样人员工作地点和班次来定义。
3.5.8 樣本容器管理 用于管理样本采集容器。样本容器的启用，分组等信息都在此功能中完成。
3.6 一体化信息门户 公司有关领导和燃料管理人员，根据所处的岗位不同，可以建立个性化的管理信息门户。门户中包括：本岗位的工作标准文档、采制化工作场所传来的视频信息以及在采制化功能采集的数据等内容，管理人员所需要的信息完整地集成在本人的工作屏幕上。
4 使用效果及预期价值
采用全新的设计思想和工作流等先进技术，在充分利用电力企业现有的自动采样设备、自动化验设备等资源的条件下，建立一套燃料管理一体化系统，实现火电厂燃料计量、检质、化验、结算、付款、统计、及经济活动分析的全程监控、保证燃料管理全过程高效、准确和公正地完成。
5 结论
本文讨论了燃料管理一体化系统的设计方案和过程；对系统硬件的选择和配置，软件的开发和编制，依据各自的特点和功能进行了较为详细的论述。据此，得到以下结论：①燃料管理一体化系统的设计是成功的。②系统具有实时监控功能，可以监视系统内每一个环节的工作状态，方便公司领导及燃料管理人员了解燃料入厂计量及采制化工作状况和设备运行状态。③所有设备和系统的旁路均能实现自动联锁保护；所有运行参数、报警信号、运行操作记录均能储存、记录或打印。④本系统经过调试，已经达到了设计要求，但由于是新设备、新系统，某些设置可能会不适应现场的要求，所以需要我们在今后的实际运行中逐步调整，通过与操作人员的不断交流，最终发挥该系统的全部优势，真正实现燃料管理一体化。⑤通过使用燃料管理一体化系统，电厂可以将整个燃料的全过程完全纳入可控的状态下，提高企业管理的透明度。从而为企业降低燃料的成本，提高企业经济效益，最终提高企业的盈利能力奠定了坚实的基础。因此，该系统具有很好的推广应用价值。
参考文献：
[1]赵竞闯，唐军，刘勇.条码系统在火电厂燃料采制化管理中的研发和应用.2010年《重庆市电机工程学会2010年学术会议论文集》.
[2]李兵，付业林，谢磊.物联网技术在火电厂燃料监控管理系统应用中的研究探讨.2011年11期 《衡器》.
浅析火电机组节能诊断方法与应用 篇7
1 节能诊断理论
1.1 耗差分析法
耗差分析法是根据电厂实际运行参数与设定的基准值的差值, 通过建立耗差分析模型计算得出实际运行指标对机组煤耗率、热耗率、机组效率以及厂用电率等指标的影响系数。耗差分析作为节能诊断的重要方法, 可以使电厂节能管理人员以及节能服务公司在掌握机组各系统及设备实际经济性水平的情况下, 理清各种因素对机组能耗指标的影响量, 分主次实施节能改造。
耗差分析的关键在于合理选取设定的基准值。基准值可选取设备制造厂商提供的设备设计参数值或电力设计院提供的系统设计参数。当电厂实际运行参数与设备厂商或设计院提供的设计参数有较大差别时可采取热力系统及设备性能试验确定的参数最佳值。
耗差分析法适用于运行参数与设定的基准值偏差不超过50%的情况, 否则会造成较大的分析误差。
1.2 等效焓降法
在回热抽汽式汽轮机中, 1kg新蒸汽的实际做功为:
式中:H——新蒸汽所做实际功, kJ/kg;
h0——新蒸汽进入汽轮机的初始焓, kJ/kg;
hc——汽轮机的排汽焓, kJ/kg;
hi——汽轮机第i级抽汽焓, kJ/kg;
hi——第i级抽汽的抽汽份额, %;
n——抽汽级数。
和纯凝式汽轮机的直接焓降相比, H成为新蒸汽的等效焓降。
等效焓降法主要用来分析蒸汽动力装置和热力系统的经济性, 它利用热力学的热功转换原理, 经过严密的理论推导, 求出热力参数焓降和装置效率等, 用简便的局部计算代替整个系统的繁杂计算, 分析热力系统中节能技术改造的效果, 为系统参数的定量计算提供了简化方法。等效焓降法作为节能诊断的主要理论和方法, 提供了局部系统定量分析的手段和依据, 有效简化了节能计算的工作量。
2 节能诊断方法概述
2.1 系统损失分类
电厂系统运行过程中会产生不同类型的损失, 引起供电煤耗较设计值升高。具体可分为不可避免损失、不可控损失和可控损失 (部分可控损失) 。
(1) 不可避免损失。
不可避免损失指机组受环境气候和机组运行客观条件等因素影响, 而造成的必然损失。如环境气温变化引起汽轮机背压变化, 造成汽轮机冷端的损失;排污、吹灰、汽水损失、辅助生产用汽等不可避免的损失。设计煤耗加上各不可避免损失后得到基准煤耗。
(2) 不可控损失。
不可控损失指机组受到外界条件限制, 如负荷率、计划启停机、非稳态、煤质变化以及设计和设备条件限制引起的损失。基准煤耗加上当年不可控损失后得到达标煤耗。
(3) 可控损失 (部分可控损失) 。
可控损失指由于运行方式不佳或设备存在缺陷等造成的损失, 如运行参数偏差、加热器端差、冷端系统真空及过冷度、系统内外漏、空预器漏风、排烟温度等。一般可通过运行调整优化、设备检修及更换等方式解决或部分解决此类损失, 同时也是挖掘电厂节能潜力的重点方向。达标煤耗加上可控损失后得到实际煤耗。
2.2 节能诊断方法及过程
(1) 收集设备及系统的设计数据及有代表性的实际运行数据。
(2) 计算各项损失, 并进行分类。
(3) 通过各项损失累加计算得到机组当年运行煤耗值, 并与电厂统计煤耗值进行对比, 检验以上各项损失的计算方法是否准确、合理。
(4) 分析总结各项损失以及机组实际运行煤耗高于设计值的主要原因。
(5) 针对各项损失类型进行节能潜力分析, 并提出节能降耗方案及措施。
(6) 提出供电煤耗目标值。
3 节能诊断应用实例
现以某电厂2台300MW供热机组为实例, 通过计算系统各项损失并汇总, 分析电厂典型的节能潜力, 并提出相应的节能降耗措施。
3.1 机组各项损失计算
通过计算分析, 在实际运行条件下, 与额定负荷原设计值相比较, 各种损失使电厂1、2号机组发电煤耗分别升高约9.78g/kWh和17.23 g/kWh。分析核算认为, 1、2号机组实际供电煤耗分别为319.4 g/kWh和327.8 g/kWh。这一结果与电厂统计煤耗值相比基本相同, 说明各项损失的计算方法较为准确合理。各种损失对机组能耗指标影响量汇总见表1。
3.2 各项损失原因分析
电厂两台机组实际运行煤耗高于设计值, 主要原因包括:
(1) 汽轮机各缸效率低于设计值;
(2) 两台机组出力系数偏低;
(3) 两台机组凝汽器压力较设计值偏高;
(4) 两台机组过热减温水量偏大;
(5) 热力及疏水系统阀门存在一定的内漏;
(6) 机组启停频繁;
(7) 主/再热蒸汽温度偏低;
(8) 吹灰排污以及暖风器用汽等机组正常的蒸汽消耗;
(9) 厂用电偏高的主要因素有:烟风系统阻力大造成风机耗电高、除尘耗电率高、脱硫耗电率高等。
注: (1) 锅炉效率为运行数据统计值; (2) 1、2号机组年均负荷率为76.77%和74.78%, 厂用电率为5.57%和5.34%。
3.3 节能潜力分析及治理方案
电厂节能潜力主要从可控损失 (部分可控损失) 中挖掘, 并从系统与设备等多方面进行选择和分析。表2对机组节能潜力较保守的预测进行了汇总。
通过表2的统计内容以及其它电厂相关节能潜力分析可知, 从以下几方面深入挖掘节能潜力, 电厂将会达到较好的节能和经济效益。
(1) 汽轮机本体
目前, 国内多数国产300MW等级汽轮机或多或少的存在热耗率达不到设计值的情况, 分析主要原因有设备本身设计制造水平以及轴封、汽封间隙不合理等。国内电厂通常采用汽轮机通流改造以及新型密封改造等方式使汽轮机热耗率达到设计标准, 降低煤耗。
(2) 冷端系统。
冷端系统是节能潜力较大且改造成本较小的电厂节能改造系统。300MW机组汽轮机背压升高1kPa, 发电煤耗升高约2g/kWh。冷端系统的节能诊断及优化主要从凝汽器性能、循环水泵运行方式、抽真空系统设备性能等方面进行。
(3) 热力系统严密性。
机组热力系统泄漏是影响机组经济性的一项重要因素, 其中, 机组阀门的泄漏对机组煤耗的影响较大, 但其仅需较小的投入就能获得显著的节能效果。因此在节能降耗工作中首先应重视对系统阀门泄漏的治理。在电厂运行及检修过程中应特别关注流通高品质蒸汽的阀门的严密性, 以保持热力系统的严密性。
(4) 排烟温度。
火电厂实践证明, 多数锅炉排烟温度均高于设计值。降低排烟温度可以采用提高空预器换热能力、减少制粉系统冷风掺入量、锅炉尾部烟气余热利用等措施。
3.4 供电煤耗目标
表3给出了对机组实施节能措施后在75%负荷下供电煤耗目标值。
4 节能诊断工作建议
节能诊断工作应从人员管理、设备寿命、设备可靠性及灵活性、系统性能等方面综合考虑, 不断扩展现有诊断涵盖范围, 从而实现全厂整体节能。
(1) 加大对电厂运行及检修管理方面的诊断分析;
(2) 加大电厂燃料管理, 对燃煤掺烧给出合理性建议;
(3) 对多机组电厂进行负荷分配优化;
(4) 对电厂耗水情况进行诊断, 加大节水管理力度;
论火电企业内部控制构建与应用 篇8
企业内部控制是保证实现经营目标而制定和实施的相关政策和制度, 能够对影响企业发展的风险因素进行有效识别和积极预防。《企业内部控制基本规范》对内部控制的定义是:由企业的治理层、经理层和全体员工共同参与实施, 根本目标是要保证企业的运营管理符合相关的法律法规, 保证企业的财务报告及信息完整真实, 保证企业的资产安全, 实现企业的发展目标。我国企业的内部控制是由企业的内部环境、风险的评估和控制、信息的反馈和沟通、内部监督等内容构成。
二、火电企业内部控制存在的问题
(一) 尚未构建完整的内部控制体系
绝大部分火电企业对内部控制的认识还仅仅是局限在企业的账目核算、岗位分离的阶段, 而对于企业内部控制的范围因为经济社会的发展已经从单一的领域扩展到企业内部管理的多个方面, 火电企业需要构建内部控制体系。尽管相当多的火电企业已经建立了一些内部控制制度但多是用来应付主管部门的检查要求, 在实际运营中也未能严格执行相关的内部控制制度, 这些制度也还停留在文件上。因为火电企业对内部控制的执行情况缺少相应的监督措施, 致使企业的内部审计和内部控制无法发挥出监督作用。
(二) 在物资采购、招标方面管理混乱, 预算管理缺乏控制
大部分火电企业是国企, 在物资采购和招标环节缺乏有效的内部控制。但随着市场经济的发展, 各种交易行为的透明度得到明显提高, 厂网分家后, 火电企业不愁吃不愁穿的阶段已经过去, 面临的是上游不断攀升的煤价对企业利润的侵蚀, 下游低廉的售电价格压缩了企业的利润空间。火电企业要清楚的意识到作为市场经济的参与主体, 必须以企业的经济效益作为出发点, 对物资采购、招标等环节存在的混乱情况和腐败现象严厉整治, 积极维护市场经济秩序, 降低物资采购成本, 才能使得企业得到良好发展。
(三) 忽视内部审计工作的重要性和对风险的管理
大多数火电企业内部审计工作都没有得到应有的重视, 内部审计人员往往只有一两个人且大多都是由财务人员兼任或者调任, 对企业庞杂的业务无法做到实时、有效的监督, 而且内部审计人员与财务人员往往还存在着较为紧密的联系, 因而无法保证在审计过程中的独立性。火电企业传统的内部控制体系对于所面临着的激烈竞争也未能做到充分认识, 火电企业内部面临着各种风险, 如果不能进行有效的管理和控制, 将严重影响火电企业的生存和发展, 随着火电企业经营风险的逐渐加大, 必然要对内部控制体系由最初设置的内部牵制制度发展到对风险进行控制。
(四) 员工队伍素质有待提高
火电企业的管理受计划经济影响较深, 火电企业的很多员工都经历过计划经济体制, 普遍存在着思想观念都比较落后僵化, 管理知识和技能水平滞后, 尤其是有些火电企业员工年龄普遍偏大, 已经很难适应现在电力市场的激烈竞争, 导致企业的发展受到很大的限制, 因此火电企业的员工要更新现有的思想观念和技术知识, 还需要做大量的工作和艰巨的努力。
三、火电企业内部控制的构建和应用
(一) 构建完善的内部控制体系
内部控制体系的完善是保障企业有序经营、健康发展的前提, 建立、健全比较完善的管理制度是保证企业实现长远发展的关键因素和重要保证。管理制度的建设是一项复杂的系统工程, 它可以实现管理层面与权责的合理划分, 企业内部管理流程的进一步优化, 可以使得制度化管理得到有效实施, 有效防范和控制风险, 企业的运营效率和秩序得到保障。实现在管理过程中有据可依、有章可循, 理顺工作秩序, 保证经营、生产的有序运行。火电企业应围绕内部控制的三个目标来健全内部控制体系:分别是企业在经营过程中需要遵守相应的法律法规, 企业运营管理的要有效率产生效益, 财务报告和相关信息要符合真实性、可靠性原则。火电企业还需要结合自身在生产、经营和风险管理方面的特点, 对企业的治理结构和相关业务实行流程再造, 完善企业内部约束机制。
(二) 对物资采购、招投标和预算强化管理
企业制定招投标管理办法, 明确规定一定金额以上的采购事项必须经过招标流程, 增加内部审计部门的全程监督, 保证招标工作在阳光下操作, 公开透明。火电企业应在年初对预算目标进行层层分解并落实责任部门和责任人, 定期对预算的执行情况跟踪检查并进行分析, 提出解决措施。对预算费用要实行从严、从紧管理, 采用每年的预算基数为零, 每月执行滚动预算模式, 每周对预算情况进行分析, 时时对预算费用进行监控, 从而保证预算实现全面、动态的管理。此外火电企业还需要对预算管理建立动态监控机制, 及时预警和纠偏差异较大的预算值, 发挥预算的指导和控制作用。
(三) 加强预防, 强化内部审计的作用, 形成一套有效的风险管理体系
火电企业应该对内部审计的着重点进行前移, 把预防作为审计重点, 同时兼顾事中检查和事后监督, 实现内部审计防范风险、提高效益的目的。对存在的不合规情况快速处理, 防止事后造成更大的损失。内部审计部门要全程介入到超过一定金额的招标采购事项, 全面监督并跟踪合同的执行情况, 对发现的问题提出整改意见并督促及时整改落实, 避免风险损失, 保证企业的各项经营活动更加规范、有序。
目前火电企业在风险管理的认识上还不够, 相应的风险管理机制也严重滞后, 迫切需要火电企业在运营管理的各个环节加强风险控制。首先, 火电企业要根据自身的企业规模、风险的管理程度以及生产经营方式等特点设立合理的风险管理机构, 使企业的风险控制体系有制度保障。在制度中明确各部门的职责和权利, 对风险产生的原因及时分析, 划分风险等级, 通过不断的策略调整来控制风险。其次建立有效的风险预警系统, 建立风险预警制度可以提前预测风险, 并对导致风险发生的各种因素进行分析, 预计可能发生的风险, 从而采取相应的预防措施, 有利于火电企业避免和大大减少风险。
(四) 提高内部人员的素质
火电企业的内部控制与以往相比在目标和性质等方面已经发生了很大的变化, 对内部控制人员的要求也就更高, 因此火电企业必须加强对内部人员素质的培训, 通过引进外部高素质人才, 提高企业内部控制人员的的整体素质, 理解并接受企业内部控制的理念, 并能够根据企业经营发展的需要扩展服务领域。火电企业不应仅注重员工业务能力的提高, 还需关注员工的道德水平、内控意识方面的培养, 培养员工对自己的行为主动进行规范, 抵制各种违反制度的不良行为, 做到公平、公正、公开。
四、结语
随着市场经济竞争的加剧, 对企业的内部控制管理有了更高的要求, 企业对内部控制也给与了更多的重视, 促使内部控制体系的构建更加完善和有效。经济的快速发展对电力的需求显著增加, 火电企业得到迅速发展, 但火电企业的制度建设还不够完善, 管理基础还十分薄弱等问题还很突出, 所以火电企业在发展的同时, 要不断进行体制的改革创新, 探索出适合火电企业发展的内部控制管理体系。火电企业实施规范的内部控制, 促进企业健康发展的同时, 提高财务报告的真实性和透明度, 增强防范风险的能力和运营管理的水平, 实现火电企业持续、健康、科学、稳定的发展。
参考文献
[1]徐明, 电力企业内部控制存在的问题及完善措施[J].黑龙江对外经贸, 2011, (4) .
风量测量装置在火电厂的应用分析 篇9
近日, 媒体报道天津有一家居民在自家范围内发电进行销售, 由此可见, 目前我国对于电力的需求量多么大, 不仅电器需要电能, 很多交通也需要电能, 如果电力缺乏, 将会对人们的生活造成不可估量的损失。而火电厂作为生产电能的工厂, 肩负着提供电力这样的重任, 因此, 大力发展火电厂及其相关设施是一项重要的工作, 本文主要就风量测量装置在火电厂的应用问题来进行介绍。
1 火电厂及风量测量装置概述
火力发电厂简称火电厂, 是利用煤、石油、天然气作为燃料生产电能的工厂[1]。目的是将燃料的能量经过一系列的加工转化使之转化为电能, 而这一转化过程是从在锅炉中燃烧燃料开始的, 如何使燃料能够高效的、安全的完成这一过程是值得我们进行研究的。而风量的测量对于该问题至关重要, 助燃空气能够提高燃料的燃烧效率, 此外, 还可以在进入锅炉时利用余热来升温, 这样不仅有助于燃料的燃烧, 还减少了排入空气中的烟尘等物, 而风速测量装置就针对助燃空气的不同条件对风量加以控制, 最大程度地提高锅炉的效率、减少有害物质的产生, 保护环境。
2 风量测量装置发展现状
由于我国地域与人口众多, 火电厂的数量与所需燃料量都很庞大, 因此, 如果提高一点火电厂的效率就会节省数量很可观的燃料, 并且减少对环境的污染, 目前, 在这一方面的研究已经进行过很多了, 虽然取得了很多成绩, 但是也依然存在着许多问题, 而风量测量装置的发展也是如此。主要的问题如下:
首先, 如何准确的测量风量是一大问题, 不论理论计算多么完善、正确, 如果不知道实际的进风量也是白费力气, 而目前传统应用的一些风量测量装置在这方面都或多或少存在着缺陷。
其次, 如何对炉膛四角的二次风量进行控制也是一大难题[2]。不同的形式与直径的管道进入的风量不同, 而二次风量的温度也难以控制, 这些指标基本都依靠机械装置的测量, 因此解决方法就是研究引进新型的装置, 有针对性地改善现有装置, 使测风量达到相对精准的精度。
最后, 要有针对性地选择风量测量装置, 火电厂的燃料多种多样, 这就要求对风量测量装置进行选型, 例如有些风量测量装置适用于以煤为主要燃料的火电厂中, 但是在以天然气为燃料的火电厂中效率也许就会降低, 因此要有针对性地进行选择。
以上三点只是较为主要的问题, 除此之外, 还有很多细小之处的处理都不是很完善, 这就要求相关工作人员在工作中小心谨慎、认真分析并发现问题。
3 风量测量装置在火电厂的应用
风量测量装置在火电厂的意义相信大家已经有所了解, 因此其在火电厂的应用也就得到了很多相关人员的关注, 应用中既取得一些成绩也存在一些问题, 我认为, 风量测量装置在火电厂的应用可以归纳为以下几点:
首先, 针对于传统装置而言, 需要加以改进、加强养护维修的力度, 这样才能更好地对风量测量装置进行应用。如机翼型测风装置, 是由多个全机翼、取样传压管及一段矩形风道构成, 当气流流经机翼测量装置时, 在翼型表面形成绕流, 产生压差[3]。而长时间使用后, 这样的绕流会使引出管口与感压孔处累积灰尘, 造成阻塞, 进而会使测量量不准确, 而其他的如差压原理流量计、容积式流量计经过使用也会容易发生损坏或者堵塞现象, 进而影响装置本身的精度, 从而对实际的进风量造成影响, 这一点既是问题也是挑战, 应当引起相关人员的重视。
其次, 目前应用上存在着不同的缺陷, 我们要不断分析完善这些问题, 提高效率, 可以从风量测量装置的生产、设计、选型、安装等不同角度进行改进。如要针对风量测量装置设计风道, 这既包括两者的布置方式, 也包括了两者设计的结合性, 并且在设计时要为风量测量装置预留足够长的直管道。除此之外, 风量测量装置在整个火电厂的测量装置中是较为难以控制的测量装置[4]。这是因为对该装置的影响因素较多, 并且因素之间也有影响, 因此在一个火电厂的选择中要注重统一性, 这样一来, 如果发生问题, 既方便找出原因, 又方便管理维修。
最后, 需要对风量测量装置的日常运行进行及时定期的检查、维护, 很多问题的产生都是由于人为的疏忽造成的, 相关的维修人员一定不能存在侥幸心理, 要定时对装置进行检查, 同时还应该加强自身的职业素养, 不断提高理论与实践的结合性, 在自己的工作岗位上兢兢业业, 争取提出关于改善风量测量装置的建设性意见。
风量测量装置在火电厂中的应用已经有了一段时间, 在这段时间里, 风量测量装置在不断地完善、改进, 越来越可以起到应有的理想作用, 而我们不能够止步于此, 应该不断的努力, 争取到更大的进步。
4 风量测量装置发展前景
风量测量装置虽然只是偌大的火电厂中的一小部分, 但是却肩负着至关重要的作用, 不仅对生产的安全性起到了控制作用, 更是对燃烧效率、环境保护做出了贡献。在今后的发展中, 风量测量装置要更加注重精度与耐久度, 并且要不断完善旧设备、不断研发新设备, 在安全可靠的前提下寻求经济性、智能化, 虽然在这条道路上还有很多困难, 但是我们的工作人员一定会再接再厉, 再创辉煌。
5 结论
火电厂对于我国而言意义重大, 由于我国人口众多, 因此用电量与用电荷载比其他国家都要大, 而风量测量装置对于提高火电厂的效率与安全有着重要的作用, 进行该方面的研究与分析具有很强的实践性, 我们要注重与其他国家进行交流、学习, 在提高发电效率的同时还要注重保护环境。随着世界的发展, 对于火电厂、风量测量装置而言, 相信还会有更多的新要求摆着我们面前, 我们把这些要求看作挑战的同时也要看作是机遇, 认真研究, 促进我国发电事业的前进!
摘要：风量测量工作对于火电厂而言意义重大, 不仅仅包括安全问题, 还涵盖了锅炉的燃烧效率、有害气体的排放等不同的方面, 因此, 关于风量测试装置在火电厂的应用问题的研究具有很大的现实意义, 以下主要就此问题进行简要讨论。
关键词：风量测量装置,燃烧效率,火电厂,应用,完善
参考文献
[1]曹长武.火电厂燃料质量检测及应用[D].北京:中国电力出版社, 2013.
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[3]薛标文, 樊立云, 米广鹤.风量测量装置在火电厂中的应用[J].内蒙古科技与经济, 2011 (6) .
火电厂电气自动化技术的应用 篇10
1电气自动化技术的意义
电气自动化技术在火电厂的应用, 给企业带来了不可估量的经济效益:
(1) 从减轻工作人员劳动强度。 其通过网络化、数字化、 信息化三个方面对工作环境进行集控管理, 比如, 可以为企业精准地提供电量日报表、检修维护表等各类报表, 可以实现维修养护的功能, 保障电动机健康运行, 在很大程度上减少了工作人员的劳动量。
(2) 降低事故发生概率。 电气自动化系统除了侧重对火力发电厂自动化的监控, 还具有信息收集、信息整理、信息备份等功能, 其监控设备能及时上报设备的预警信号及动作事件异常等情况, 从而为设备维修提供准确的依据与参考数据。 这使得操作事故、危险事件等被扼杀在摇篮之中, 降低事故发生率。
(3) 降低成本。 电气自动化生产技术的应用, 使发电所需的燃料能得以更充分地燃烧, 改善了传统发电技术中对煤、油等原材料的高消耗、低利用情况, 降低了生产成本。
2监控系统存在问题以及完善措施
国内的火电厂对于监控系统的完善相对而言还是比较落后的, 主要设备采用的中央信号光子牌。 这样的监测设备对于故障信息的监测需求难以满足, 从而在很大程度上限制了火电厂设备的运行以及使用, 也使生产效率降低, 安全性得不到保障等等, 实际生产过程中极易发生问题。 控制系统本身也存在一些缺陷, 在多数发电厂内, 升压站还采用着传统的按钮进行生产操作, 工作时间过长会使按钮产生磨损等问题, 导致操作失败的情况出现, 引发操作事故。 并且公用操作系统是由机组工作人员进行轮流操作, 也无法纳入DCS系统中, 容易疏忽, 导致发生操作事故。
电力自动化技术对火力发电厂整个生产过程实行有效的保护与监控, 还可以交换数据, 让火力发电厂实现信息化管理与控制, 从而完善其控制系统。
3应用配置
3.1 I/0集中监控方式
电气自动化系统的通信带宽一般都达到10Mbit/s以上, 使用双绞线、光纤等介质进行信号传输。I/0集中监控方式作为电气自动化技术在火电厂中应用的主要控制方式, 是通过硬接线电缆与集控室DCSI/0通道相连的方式实现DCS对全厂电气设备的监控。对于低压厂与高压厂用电这两种情况, I/0集中监控方式会对前者使用UT-993低压变保护测控装置进行监控;而对后者则使用UT-9921综合保护测控装置。某集中监控方案如图1所示。
3.2远程I/O方式
这种监控方式主要是针对较远的现场设立监控系统, 通过采取硬接线电缆与采集柜相结合的方式实现对电气设备的监控。 这种监控方式主要利用双绞线进行信号传输, 这样可以节约大量的电缆及安装费用。
3.3其他方式
在火电厂电气自动化系统应用配置中, 除了I/0集中监控方式与远程I/0方式两种主要方式外, 还涉及到站控层、网控子系统等方面技术的相关应用。 火电厂后台采取的双操作员类型的监控手段就是针对站控层, 其可以很好地保护管理、维护系统、分析故障等, 通常是在站控层内设置一套UT-2000综合操作系统 (如图2所示) 。 而网控子系统采用66k V以上电压等级线路配置方式, 并配置UT-600系列控制装置。
4电气自动化应用存在问题
(1) 监控系统电源安装问题。
对于火电厂而言, 其电气设备数量比较多, 安装的位置也较为分散, 而电源又是保障电网安全经济运行的关键。 因此, 在对监测系统的主要设备进行安置时, 需要根据相关的国家技术标准进行安装。 当前一些火电厂监控系统的电源设置缺乏可靠性和灵活性, 可以利用双电源和无扰切电这两种模式操作, 方便且经济合理。
(2) 监控系统开关控制问题。
目前在一部分火电厂中存在片面追求经济实惠而节俭开支的情况, 监控系统开关连接太过简单, 接线数量又过多, 容易出现问题。
(3) 自动化系统有限选择问题以及收集信号的筛选问题。
在自动化系统有限选择方面, 对监控系统与自动化系统进行相关调节时, 自动化应占主体地位, 监控为辅。 在对收集起来的信号进行筛选方面, 在火电厂电气自动化系统中, 通常采用的分析方法是对事件与事故进行记录, 该方法会受到采样的速度以及电机内存的影响, 记录的事件与事故达不到分析要求的波形, 最终造成信号收集重复进行, 对布置电缆也会有一定的不利影响。
5结语
利用电气自动化技术可以快速、准确地收集电子设备的信息。 电气自动化系统的有效运行, 要求电气自动化技术与网络通信技术的持续革新。
摘要：介绍火电厂电气自动化技术的意义, 分析现有监控系统存在的问题, 并提出完善措施。
关键词：火电厂,自动化技术,意义,应用配置,前景
参考文献
[1]邓超.火电厂电气自动化技术探析[J].科技资讯, 2015, (04) :42
[2]倪焱瑶, 王励策.火电厂电气自动化技术探析[J].科技与创新, 2015, (13) :143, 146
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[4]古力迪娜, 张成, 任晓峰.创新电气自动化技术在火电厂的应用[J].科技创新与应用, 2014, (17) :163
火电应用 篇11
[关键词] 加氧处理 给水处理 汽包炉 停加联氨
高参数大容量锅炉给水加氨、加氧联合处理( 简称为CWT, combined water technology 以下相同)是西德在七十年代末,发展起来的一种给水处理技术。此技术后来除了在德国得到广泛应用外, 还先后在日本、苏联、美国、意大利、韩国等国家得到采用并获得成功。1988年我国在一台亚临界燃油直流锅炉机组上进行给水加氧处理的工业试验，取得了令人满意的结果，后来又分别在燃煤亚临界和超临界直流锅炉机组上均取得了成功的运行经验。随着给水加氧处理技术在世界范围的普及，原来的给水联合处理逐渐由更合理的名称—给水加氧处理OT（Oxygenated Treatment）所代替。我国在《直流锅炉给水加氧处理导则》行业标准中将已在电厂普遍采用的给水加氨、加氧处理称为给水加氧处理，简称OT[1]。
1.给水加氧处理的原理及目的
1.1 原理
加氧处理工况下,水中溶解氧促使二价铁氧化为三价铁,因此,在铁/纯水系统中,氧的去极化作用直接导致金属表面生成四氧化三铁和三氧化二铁的双层氧化膜, 从而完全中止了热力系统金属的腐蚀过程。热力系统中氧的电化学作用还表现在当热力系统金属表面氧化膜破裂时, 氧在氧化膜表面参与阴极反应还原, 将氧化膜破损处的Fe2+氧化为Fe3+,使破损的氧化膜得到修复，不但很好地解决了炉前系统存在的水流加速腐蚀问题，还消除了水冷壁管内表面波纹状氧化膜造成的锅炉压差上升的缺陷。
1.2 目的
给水加氧处理的目的是通过改变给水处理方式，降低锅炉给水的含铁量和抑制炉前系统流动加速腐蚀(Flow-Accelerated Corrosion，简称FAC)，达到降低锅炉水冷壁管氧化铁的沉积速率和延长锅炉化学清洗周期的目标。
2.给水加氧处理技术的应用
2.1国内外研究结果
2.1.1国内存在问题
目前我国300MW及300MW以上机组的给水处理主要采用全挥发处理(AVT)，炉水处理采用全挥发方式和磷酸盐处理方式。主要问题是给水系统的铁腐蚀产物溶出率较高和无氧条件下的流动加速腐蚀，使铁的腐蚀产物在锅炉高热负荷区沉积下来，因而造成频繁的化学清洗。除腐蚀问题外，积盐现象在我国300MW及300MW以上机组也较为突出。
2.1.2 国内直流炉加氧处理
直流炉给水加氧处理技术，在很大程度上减小了给水系统铁的溶出率和抑制了流动加速腐蚀，使得进入炉内的腐蚀产物大大减少。目前我国已有部分直流锅炉机组的给水采用加氧处理技术并已取得明显的效果。
2.1.3 国内加氧处理的效益
国内直流炉给水加氧处理的效果如表1所示：
采用加氧处理取得的效果表明,给水加氧处理除了有减少给水系统铁的溶出率，降低锅炉水冷壁管结垢速率，延长酸洗周期的效果以外，还有减少给水泵的动力消耗，增加水冷壁的传热效率等作用。
2.1.4 国外研究结果
在美国、南非、澳大利亚、爱尔兰以及德国，均有采用汽包炉给水加氧处理技术，据介绍其效果均非常好。国外的研究成果表明，给水采用加氧处理是防止系统发生FAC腐蚀，减少锅炉给水含铁量，降低炉管结垢速率的有效措施。
2.2加氧处理前的系统评定
系统评定的目的是考察机组的设备状况是否能满足加氧工艺的要求。
2.2.1.设备
实施给水加氧工艺的机组应具备两个条件，即机组配备有凝结水精处理设备和机组没有铜合金材料的设备。
2.2.2.汽水循环系统水汽质量：
*PH：pH主要由氨的加入量来控制.给水pH.约为9.2—9.5。
*凝结水精处理水质：凝结水精处理混床出水的氢电导基本能保持在0.06-0.07μs/cm。当阳树脂开始失效，混床出水的Na+含量升高时，混床退出运行。
*阴离子水平:系统中的阴离子水平与凝结水精处理运行状况有关,当凝结水精处理停运时,给水的氢电导值与凝结水相同,约为0.17μs/cm。当凝结水精处理量为大于200T/h，给水的氢电导可维持在＜0.15μs/cm， 给水的Cl-约为 2—4μg/L，炉水的Cl-约为20—50μg/L。在汽水循环系统中有微量的F-， 在凝结水、给水、炉水中均未检出SO42-。
*炉水：炉水的pH为9.0-9.3，电导值为5-8μs/cm.，氢电导为0.2-1.0μs/cm，钠含量为10μg/L左右，SiO2为20μg/ L，氯含量为15-50μg/L。根据估算，炉水氯离子的浓缩倍率在400MW负荷时为10-20，600MW时的浓缩倍率为40-50。
*炉水下降管的水质：由于给水的稀释作用，下降管中水质比汽包内取样的炉水水质略好一些。氯含量约为炉水中含量的50%-80%。
*蒸汽：蒸汽的氢电导一般为0.12-0.13,氯离子的含量约为1-4μg/L，蒸汽携带氯离子的量约为8%-15%。
2.2.3 热力系统结垢状况
锅炉结构不同，在实施加氧过程中，进入汽包炉下降管的氧含量将控制在5μg/ L左右，远远小于进入直流炉水冷壁的氧含量（50-150μg/ L）。
2.2.4加氧处理的预备试验-停止加联氨试验
停止加入联胺。需要20天的预备试验期间，观察给水和炉水的氧化还原电位有无升高的趋势。给水的氧化还原电位变化，炉水氧化还原电位变化，下降管炉水的氧化还原电位变化。停加联胺后，观察给水铁含量，锅炉下降管的炉水铁含量，主蒸汽的铁含量有无较大变化。
2.3实施加氧处理的方案
2.3.1安装加氧设备
氧化剂采用气态氧,由高压氧气瓶提供的氧气经减压阀针形流量调节阀加入系统。加氧点为二处，其中一处为凝结水精处理出口母管（压力为3.5MPa～3.7MPa），另一处为除氧器出口母管（压力为0.5MPa～1.0MPa）。系统中选用精密的逆止阀防止发生给水的倒流现象。加氧控制方式采用手动调节和自动调节并联控制。给水溶解氧浓度一般控制在30μg/L -50μg/L。
2.3.2系统氧平衡试验
维持省煤器入口给水pH为9.0～9.3,向给水泵入口添加气态氧。在向CWT水工况转换的过程中, 加强监测汽水系统各测点溶氧含量和水质变化。为加快转化速度在保证系统的氢电导不超过0.15μs/cm的条件下,给水中初始氧含量可维持在100μg/L.当主蒸汽中出现溶氧时，给水的加氧量调至50±10μg/L。
2.3.3 给水中溶解氧含量的调整试验
系统氧含量平衡后，维持给水PH 8.5～9.0, 调整给水泵入口加氧量,保持锅炉下降管的溶氧含量保持在5μg/L左右, 在不同负荷测定下降管炉水溶解氧的变化情况,确定给水氧最佳加入量。
2.3.4 给水和炉水pH值调整试验
维持省煤器入口给水溶氧含量在40±10μg/L, 调整给水加氨量使省煤器入口给水pH保持在8.5～9.0, 测定汽水系统各测点含铁量的变化。同时，炉水中加入适量的NaOH,维持炉水pH不低于9.0。
上述试验期间, 给水的氢交换电导率应小于0.1μs/cm,在调试期间主要监控pH,溶氧,氢电导和铁含量等。
2.3.5 水质恶化的有关对应措施
当凝汽器发生泄漏时，凝结水的氢电导大于0.5μs/cm，加氧控制系统发出警报，提醒运行人员检查原因或加大凝结水精处理的量。若给水的氢电导相继升高，大于0.3μs/cm，加氧系统自动关闭，同时发出信号，提醒运行人员提高加氨量，维持pH9.2-9.6。
正常运行时，如果给水的氢电导大于0.2μs/cm，炉水的氢电导大于3.0μs/cm，需要增加排污量。如果给水的氢电导大于0.3μs/cm，炉水的氢电导大于5.0μs/cm，则立即停止加氧，恢复为不加联胺的AVT方式运行。
在加氧期间，要根据加氧实施方案的要求，加强汽水品质监督，并保持与机炉的的协调和联系。
2.4汽水品质控制指标
锅炉给水采用加氧处理的汽水品质按表2执行，未列入的其余控制指标按原有标准控制
注：①括号内表示期望控制值；②星号表示下降管氧含量具体应根据炉水水质、炉水循环方式和试验来确定。
3.给水加氧处理技术的影响
3.1 对疏水系统的影响
给水处理采用加氧处理，可使加热器疏水系统的水相金属表面生成保护性氧化膜，有效地抑制水流加速腐蚀和停备用腐蚀。直流炉采用给水加氧处理的氧含量控制范围（30～150 μg/L）在关小加热器排汽门的前提下，可满足疏水中氧含量大于30 μg/L的要求。但在汽包炉，由于给水氧含量一般控制在10～60 μg/L，由蒸汽带入的氧含量很小，即使在加热器排汽门关小的情况下，也很难满足疏水系统的氧含量要求。因此，为确保疏水系统得到保护，必须尽量提高疏水的氧含量，必须在运行时完全关闭排汽门。为防止停运期间的氧腐蚀，在机组停机和启动期间又需要打开排汽门，一方面防止停运期间的氧腐蚀；另一方面确保机组启动阶段排出二氧化碳等不凝性气体。
3.2对蒸汽系统的影响
加氧处理工艺问世近30年来，全世界85%的直流炉和5%以上汽包炉已成功应用了给水加氧处理工艺。至今还没有关于采用给水加氧处理会明显引起热力系统高温段金属表面氧化皮增厚或脱落问题的报道。目前最新发展的超超临界机组的给水处理工艺唯有采用加氧处理这一结论也已得到举世公认。给水加氧处理对高温段金属氧化的影响到底有多大，可根据氧气和水蒸汽分压来判断。假设1 kg水蒸汽的分压为1 Pa，由给水加氧处理所带入蒸汽中的氧气一般小于150 μg/L，氧气与水蒸汽的分压比为10－7～10－8 Pa，与高温水蒸汽的氧化作用相比，如此微量的氧气的氧化作用微乎其微。美国EPRI在机组蒸汽系统高温氧化方面的研究结果[2]明确了高温氧化皮问题与温度和材质有关，与水工况无关（包括给水加氧处理工况）。
3.3给水加氧处理是否会引起氧腐蚀问题
加氧处理之所以可使炉前系统金属的表面产生钝化，除水质高纯度这一先决条件外，还必须有水流动的条件。氧腐蚀发生的一般原理是在不流动的水中溶解氧在局部发生了浓度差，浓差电池引起金属氧化膜局部破坏，形成点状腐蚀[3]。在采用给水加氧的条件下，原则上经化学清洗的锅炉受热面没有盐类沉积物或大量的氧化铁沉积物。直流炉蒸汽中氧含量在50～150 μg/L，汽包炉蒸汽中氧含量在10～50 μg/L。采用加氧处理的机组，在启动时首先采用无氧工况运行，待水质条件达到加氧处理的要求后方可开始加氧。在加氧工况下，系统的氧化还原电位一般在＋50～＋300 mV之间，金属处于完全钝化状态，加氧前已存在点腐蚀不会进一步扩展。
4.给水加氧处理技术的效果及效率
4.1 改善汽水品质，增强热力系统防腐蚀防结垢效果
给水加氧处理技术提高了水的纯度，减小了加药量。炉水由磷酸盐处理改为氢氧化钠处理，降低了炉水的含盐量，减小了锅炉的排污率，消除了磷酸盐酸性腐蚀的可能性；由于热力系统金属的表面形成了良好的保护性氧化膜，提高了机组停运时的抗锈蚀能力，使机组启动时水冲洗的时间大大减少，缩短了机组启动的时间。
4.2增加了凝结水精处理混床运行效率
凝结水混床的运行周期增加一倍以上；周期制水量增加三倍左右。
参考文献：
[1] DL/T 805.1—2002，火电厂汽水化学导则 第一部分：直流锅炉给水加氧处理导则[s]. 中华人民共和国经济贸易委员会发布，2002.
[2] T H McCloskey, R B Dooley, W P McNaughton. Turbine Steam Path Damage: Theory and Practice[M].EPRI, 1999.
火电厂经营煤耗率指标分析与应用 篇12
1 现行的煤耗率及燃料损失指标
1.1 煤耗率指标
现行的用于衡量机组能源转换效果的主要指标是发、供电煤耗率(为叙述方便,以下将发、供电煤耗率简称为煤耗率),其特点是以机组为研究对象,取入炉燃料作为输入能源。然而,在煤耗管理的实践中发现:(1)用入炉燃料计算出的全厂煤耗率,不是真正意义上的全厂煤耗(因其不包含入厂与入炉间的燃料损失),只能作为生产层面的全厂机组经济指标;(2)煤耗率计算的准确性有待提高,主要是对入炉煤数量和热值计量没有入厂煤重视,准确度相对欠佳。
1.2 燃料损失指标
现行的入厂至入炉间的燃料损失指标,是煤场存损率和热值差[1]。但在电厂燃料管理的实践中发现:(1)煤场存损率只反映入厂与入炉之间燃煤损失的一部分,且不便测求,只能作为厂内打燃煤损耗的依据;(2)因统计期内锅炉燃用的煤与当期的入厂煤不完全对应,热值差经常会失真,且同样的热值差对不同热值的入厂煤而言所占的百分比是不同的,困扰着燃料管理。
从以上分析可以看出,现行的煤耗率指标仅是生产层面的机组经济指标,不能作为全厂性经济指标;现行的燃料损失指标有失真现象,不能用于考核,且煤耗率指标和燃料损失指标是相互隔离的,容易被操控。一个不争的事实是,电厂对入厂煤计量和发、供电电能计量比较重视,因为是用于结算的,故能对入厂煤数量检测、煤质取样、关口电能表校验严格把关,其数据相对可靠准确。为此从经营管理入手,探索出一个新的经济指标———全厂经营煤耗率,试图通过直接采用入厂煤验收检测数据(入厂煤数量和热值)和电能数据(发电量、供电量)进行计算,以提高煤耗率计算的准确性,同时试图扩大煤耗率指标的覆盖面,将生产层面的煤耗率和管理层面的燃料损失包含进去,以此作为经营管理层面的能耗指标。
2 经营煤耗率指标
2.1 研究对象
火电厂的原料是燃料,产品是电,燃料和电是电厂经营管理的主要对象。站在生产角度,所关心的是单位产品机组本身所消耗的燃料,即现行的生产层面的煤耗率;站在经营角度,所关心的是单位产品全厂所消耗的全部燃料(包括机组所消耗的燃料和燃料管理环节所损失的燃料),即经营层面的煤耗率(简称为经营煤耗率)。
可见,经营煤耗率的研究对象是整个电厂,输入能源是统计期内电厂消耗的标煤量(含燃煤、燃油等,将其折算为标煤量,包括库存标煤量变化),输出能源是电能(发电量,供电量,净上网电量),另外还有燃料损失和机组能量损失。电厂能源转换示意图如图1所示。
2.2 全厂经营煤耗率公式
2.2.1 电厂消耗的标煤量
由图1可以看出,统计期内电厂消耗的标煤量可用以下2个公式求得:
式(1,2)中:Bbdc为统计期内电厂消耗的标煤量,t;Bbkc1,Bbkc2分别为期初、期末库存标煤量,可由燃料盘点求得,t;Bbrc为统计期内入厂标煤量,t;Bbfd为统计期内用于全厂机组发电的标煤量,在数值上等于入炉标煤量,即Bbfd=Bbr1,t;ΔBbrs为统计期内燃料管理环节(从入厂到入炉间)损失的标煤量,ΔBbrs=Bbdc-Bbfd,t。
2.2.2 统计期内燃料管理环节燃料损失率
燃料管理环节燃料损失率,是指统计期内从入厂到入炉间的燃料损失的标煤量与消耗的标煤量之比:
式(3)中:Lrs为统计期内燃料管理损失率(包含数量和热值损失)。
2.2.3 全厂经营煤耗率
根据煤耗率定义,得:
将式(2)代入式(5),经整理,得;
同理,可得:
式(4—7)中:bf,bjyf,bjyg,bjyzh分别为统计期内发电煤耗率、经营发电煤耗率、经营供电煤耗率和经营综合供电煤耗率,g/(k W·h);Wf为统计期内发电量,k W·h;Lfcy,Lzh分别为发电厂用电率和综合厂用电率[1]。
2.2.4 简要分析
(1)由式(5)求经营发电煤耗率时,只需用到入厂燃料和库存燃料数据(库存燃料数量可通过盘点求得,库存燃料热值可用该燃料对应的入厂化验值),而入厂燃料的数量和热值数据、库存燃料盘点数据是值得可信的,因而经营发电煤耗率数据也是值得可信的。
(2)由式(6)、式(7)和式(8)可知,经营发电煤耗率同时包含了机组发电煤耗率和燃料损失率,经营供电煤耗率同时包含了经营发电煤耗率和厂用电率,故经营煤耗率是集机组经济指标和燃料管理指标于一体的全厂综合性能耗指标。同时又提示要降低经营煤耗率,既要加强机组运行、检修管理,降低机组煤耗率,又要加强燃料管理,降低燃料损失率。
(3)由式(3)可知,燃料损失率是以标准煤量来衡量的,而标准煤量综合了数量和热值,故燃料损失率是集燃料数量损失和热值损失于一体的燃料管理指标,它比单独的存损率和热值差指标来得科学(因燃料数量和热值可相互转化,如煤的水分蒸发,则燃料数量减少,对应热值增加)。
3 应用实例
某电厂在某一统计期内,发电量为79 087.85万k W·h,生产厂用电率为4.08%,统计期内燃料数量和热值如表1所示。其中燃油热值为42 652 k J/kg,试求其经营煤耗率。
期初库存标煤量=(102 061×19 492+4865×19 585+235.61×42 652)/29 308=71 472.065 t;
期末库存标煤量=(90 852×20 153+4953×20 115+230.43×42 652)/29 308=66 207.119 t;
统计期内入厂标煤量=(341 689×20 366)/29 308=237 438.180 t;
电厂消耗标煤量=71 472.065+237 438.180-66 207.119=242 703.125 t;
入炉(发电)标煤量=(352 365×19 918+5.18×42 652)/29 308=239 478.197 t;
损失标煤量=242 703.125-239 478.197=3 224.928 t;
发电煤耗率=239 478.197/79 087.85×100=302.80g/(k W·h);
经营发电煤耗率=242 703.125/79 087.85×100=306.88 g/(k W·h);
经营供电煤耗率=306.88/(1-0.040 8)=319.93g/(k W·h);
燃料损失率=3 224.928/242 703.125=0.013 3=1.33%。
从煤耗率计算结果来看,经营发电煤耗率比发电煤耗率大4.08 g/(k W·h),此项是由燃料损失引起的。
从燃料损失计算结果来看,燃料损失率为1.33%,正常[笔者曾测算过,如按煤场存10天发电用煤、允许煤场存损率为0.5%,按入厂煤热值20 908 k J/kg、允许入厂与入炉煤热值差为418 k J/kg,则综合起来的燃煤损失率为2.17%]。但如单纯从入厂与入炉煤热值差来看,本例为20 366-19 918=448 k J/kg,已超标(要求小于418 k J/kg),似乎热值管理有问题。其实不然,因为期初存煤热值较低,而期末存煤热值相对较高,如将表1左侧的数据(期初存煤和本期入厂煤)作为输入,将表1右侧的数据(期末存煤和本期入炉煤)作为输出,则本期输入的加权平均热值为20 159 k J/kg,输出的加权平均热值为19 968 k J/kg,实际综合加权热值差只有191 k J/kg,正常;输入的天然煤量为448 615 t,输出的天然煤量为448 170 t,天然煤损失445 t,基本正常。
4 结束语
(1)电厂经营煤耗率指标,汇集了机组经济指标和燃料管理指标,用于计算的入厂燃料数据、燃料盘点数据和关口电能数据可靠准确,可作为电厂经营层面的综合性能耗指标,用于统计分析和考核。
(2)电厂燃料损失率指标,汇集了从入厂到入炉间的燃料数量和热值损失指标,可作为电厂燃料管理的综合性燃料损耗指标。建议在提高入炉煤数量和热值计量准确性的前提下,用燃料损失率2.2%替代现行的煤场存损率0.5%和入厂与入炉煤热值差418 k J/kg的考核指标。
(3)通常情况下,燃料损失率为1%~2%,由此将引起经营煤耗率比生产煤耗率(现行的煤耗率)高3~6 g/(k W·h)。因此,要降低经营煤耗率,就必须同时加强机组运行、检修管理和燃料管理。
摘要：现行的火电厂煤耗率和燃料损失指标相互隔离,本身也有一定的局限性。从经营管理入手,探索了火电厂经营煤耗率这一新指标,其特点是覆盖了机组经济指标和燃料管理指标,其计算依据是入厂燃料验收数据、燃料盘点数据和关口电能计量数据,准确性有保障,可作为全厂综合性能耗指标。由此引出的燃料损失率,可作为入厂与入炉间燃料数量和热值损失的综合性燃料损失指标。
关键词：火电厂,经营管理,煤耗率,燃料损失
参考文献