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下面是小编为大家整理的2023火电厂工作经验总结【五篇】,供大家参考。
火电厂工作经验总结范文第1篇
关键词：现场总线技术；
实际应用；
范围；
分析
中图分类号：TM621 文献标识码：A
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。
随着火电厂的各个方面都有了很大的进步，火电厂设计方案中关于如何有效降低工程造价的方法也成为了重中之重。对于工作人员来说，控制系统的物理分散和功能分散成为了降低工程造价最重要的环节。并且，由于DCS控制器起到的作用越来越大，并且，传统DCS在实现降低造价方面做得还不够理想，这就从侧面反映出了物理分散功能的重要性了。从DCS电源柜的分散布置、远程控制站到智能采集前端的合理使用，乃至最后对于集控楼电子设备分散布置的取消，这一系列措施都能够在很大的程度上减少对安装材料的依赖。但是，如果控制系统没有进行根本的改革，而仅仅是优化主厂房的布置，要想实现安装材料的用量就非常的困难。
一、现场总线技术的特点
“安装在制造过程区域的控制室内的自动控制装置间的数字式与现场装置的数据总线”这是国际电工委员会就现场总线技术的相关特点做出的定义解析。
从上面的定义解释中，我们可以看出，要想实际达到开放和互相操作的目的，其不可缺少的条件就是现场总线以及基础的智能现场设备。
二、现场总线技术在国外电厂的成功应用经验
在欧美的一些发达国家，经过多年的试验和实践现在现场总线技术已经能从一些非常小的范围运用到现在的电厂改造等大规模下的实际运用，取得了非常可观的成绩，成功的案例也非常多，例如：美国Xcel能源集团的Omaha公用事业的Nebras-ka机组等。
1确定是否采用现场总线的因素
（1）回路速度必须科学的控制，如果对于控制回路速度的要求很快，已经超出了控制范围，在这种情况下就应该停止现场总线的使用。
（2）现场总线的运用中尽量避免与安全关系联系比较紧密的设备和信号。
（3）可以获得的智能现场设备。
2现场总线协议因素的确定
（1）智能现场设备在其中起到了决定性作用。
（2）在没有特殊情况下，应该尽量避免不同现场总线协议之间的转换。
（3）能够获得更多的设备诊断信息。
（4）客观上来说，还能够获得更多的设备诊断信息。
3现场总线技术对控制逻辑的影响
（1）如果Profibus与MCC之间的连接通讯消失时，就应该考虑其他逻辑。
（2）如果现场的设备不能够实现与控制器之间正常交流，就应该设置其他逻辑以手动切除控制回路的控制。
4电厂工程进度与现场总线设计之间的协调
（1）现场总线设计中分量最重的一个环节应该就算是现场总线网段设计，其原因在于网段设计完成必须是要以现场设备具置的确定。
（2）DCS的逻辑和画面设计可以在网段设计完成前进行，但是必须是基于数据库信息建立完毕过后。
5满足FF总线协议的智能设备是否可以采用现场控制
通过实践我们可以看出，这种假设是能够实现的，主要有以下几个原因体现：
（1）调节阀在一般情况下都比较复杂，在现场设备中集成的可能性非常的小。
（2）为了能够保证现场设备能够正常的运作，所有与控制相关的过程点都应该保证在同一个网段上，但是这在现实的实践中是很难实现的。其根本原因在于总线标是FF。
（3）如果要实际运用现场控制，那么就必须将引入1套与所用控制系统的不同算法到控制系统中去。
（4）除了上面提到的三种情况之外，其他情况一般不会运用到现场控制，换句话说，能够对于电厂性能发挥实质性用处的也就只有上述提到的三种情况。
三、现场总线技术在国内的运用
现场总线技术在国内大量机组火电厂辅助车间已经有了一些非常成功的应用经验。
1总线技术在过火电厂采用的局限性
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国内火电厂应用的实际方案
从前文的解析我们可以看到，当前火电厂的控制系统应该是FCS和DCS之间的无缝连接，就以智能现场设备在国内的使用状况来看，它更多的是出现在设计环节，因为，这样才能够更加有效的降低工程造价，此外，对于电厂管理效率的提升也有很大的促进作用。
结合眼下实践经验来看，我国火电厂应用现场总线技术的方案主要包括以下几个方面：
（1）通过传统的DCS来控制对机组运行安全有影响的系统，对于与之有一点联系的变送器可以采用Hart协议的变送器来控制；
此外，对于电动、气动执行机构则可以通过智能型现场总线产品来控制。
（2）对于机组运行安全影响不大的气动执行机构，在一般情况下都采用现场总线协议智能变送器来控制，电动执行机构则采用支持现场总线的进口有智能电动执行机构。
（3）除去对机组安全系统影响比较大的变送器应该采用Hart协议的变送器外，在没有特殊情况下，其他单元组的变送器也都基本上使用的是现场总线协议智能变送器。
（4）根据实际布置情况的差异，单元机组的电磁阀也能够科学的使用传统的接线方式接入DCS，进而也具备了支持现场总线协议的能力。
（5）火电厂的其他辅助车间在没有特殊情况下，一般都可以运用现场总线技术。
3现场总线技术的实际应用范围
（1）炉前油系统、锅炉的制粉系统、暖风器系统、气动系统、压缩空气系统、吹灰系统以及烟风系统等。
（2）汽机的抽汽系统、凝结水系统、除氧给水系统、汽机本体输水系统、压缩空气系统、高低加疏水系统以及主汽系统等。
（3）发电机的水系统、氢系统以及油系统。
（4）与之相关的所有辅助车间。
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
[1]赫飞，周现生.现场总线技术在火电厂控制系统的应用与设计[D].辽宁工程技术大学，2012.
[2]李子连，张明超.现场总线技术在火电厂自动化系统的应用意见[J].中国电力，2013（103）：152-156.
[3]李子连.现场总线技术在火电厂的应用[J].中国仪器仪表，2013（105）：11-125.
[4]符志强.浅谈现场总线技术在火电厂的应用前景[J].科技创新与应用，2014（22）：148-149.
[5]姚远.现场总线技术在神华罗源湾港电项目中的研究与实现[D].兰州理工大学，2014（102）：39-91.
火电厂工作经验总结范文第2篇
关键词：GVPI厂房；
发电机定子；
工艺；
土建；
电气；
暖通；
动力；
给排水
一、项目背景
近年来，我国国民经济持续、快速、稳定的发展。为了满足国民经济快速发展的需要，电力工业建设的步伐加快，对大型发电设备的需求量猛增，电力工业进入一个高速发展的历史时期。电力工业的发展不但在产品数量上，而且在产品单机容量、产品品种规格、产品性能、产品质量等诸方面都提出了更高的要求。
随着我国经济持续增长，节能和环保型的产品需求不断提高，大容量、高参数的电站设备和热电联产、全空冷发电机组连续多年旺销。
上海电气电站设备有限公司（以下简称上海汽发）近年来抓住机遇，与西门子公司达成技术转让协议，产品中包括了氢冷、空冷和水氢冷3个系列，是在整合了原有西门子公司技术和西屋公司技术基础上优化产生，突出特点是产品标准化程度高，结构通用性强，工艺合理，制造成本低。上海汽发每年大约有30台发电机采用汽轮发电机定子整体真空压力浸渍（GVPI）生产工艺。其LEVEL-40绝缘技术、整浸GVPI制造工艺技术都是国内首家采用的。
二、工艺
上海GVPI厂房主要承担生产任务为：年产41台400MW以下的全空冷系列汽轮发电机的定子线圈主绝缘包扎、整型、定子电工装配、定子浸漆、绝缘烘干以及各相关试验等任务。编织胶化后的定子线圈由线圈车间提供，定子铁芯由大型发电机车间提供，在GVPI厂房内完成定子电工装配和GVPI之后运入大型发电机车间进行总装试验。
GVPI生产厂房生产性质为单件生产。最大最重件为400MW空冷发电机定子，外形尺寸为Φ3200×8534mm，重量为227t。
GVPI生产厂房内主要工艺流程：定子线圈包主绝缘 试验（直流耐压试验） 整型 预压装 下线 接线 抽湿及试验（直流电阻试验和直流耐压试验） 预烘 真空压力浸漆 绝缘固化 清理 送装配。
GVPI生产厂房总长72m，总宽79.54m，跨度由北到南分别为19.14m、36m（东端6m为三层办公楼）、24.4m。面积约6000m2。三跨厂房均为钢结构厂房，柱距均为12m。建筑物耐火等级为二级，火灾危险性等级为戊类。其中设备区（位于24.4m跨）火灾危险性等级为丙类。
南24.4m跨厂房建筑形式与西面露天跨盖顶厂房保持一致，屋架下弦最低处18.37m，屋架下弦最高处20.9m。厂房按照Gn=5t、S=22.5m单梁桥式吊车设计，轨高14m。吊车主要功能为设备检修。此区域与其他区域采用隔墙到顶，形成一个封闭的VPI设备区，以方便通风除尘。
中间36m跨厂房建筑形式与西面试车站接长厂房保持一致，厂房按照Gn=250t、S=34m双梁桥式吊车设计，轨高16m，屋架下弦22m。满足单件定子起吊要求。东边6m为三层办公楼，一层布置有树脂测量室、更衣室等。层高分别为6m、4.2m、4.2m。该跨为空调厂房。
三、土建
本项目抗震设防烈度为7度，地震加速度为0.10g，设计抗震分组为第一组。建筑场地类别为III类。工程设计使用年限50年。建筑结构安全等级为二级，地基基础设计等级为乙级。本工程上部结构环境类别为一类，基础环境类别为二a类。
GVPI生产厂房工程上部结构采用全钢结构，厂房柱为双阶钢柱，下段柱为格构式钢柱，中段柱为实腹组合钢柱，上段柱为实腹H型钢柱。吊车梁采用“工”字形实腹钢吊车梁及钢制动桁架。屋面梁拟采用实腹H型钢变截面梁，屋面梁通过设置12m托架（钢桁架）按6m间距设置。本厂房屋面采用镀铝锌彩色钢板加保温棉屋面，屋面檩条采用镀锌冷弯薄壁型钢“C”形檩条。本厂房外墙面1.2m以下为混凝土空心砌体墙，1.2m以上采用双层彩色钢板夹保温棉墙，1.2m以上墙梁及檩条H型钢及镀锌冷弯薄壁型钢“C”形檩条。本厂房山墙36m跨设置四根抗风柱，并在标高22.0m及16.0m处分别设置一道钢抗风桁架，抗风柱采用H型钢柱。厂房山墙19.14m跨设置2根H型钢抗风柱。
19.14m跨利用原728厂房的混凝土柱牛腿架设钢屋面梁，5t悬挂吊设置在屋面钢梁下。
36m与24.4m跨交接处原设计为双柱，新建厂房取消22.4m支撑柱，利用36m跨钢柱支撑24.4m结构。屋面钢梁最低处标高18.37m。
四、公用工程
GVPI厂房最高日生产、生活用水量为15.0m3/d；
最大时为3.0m3/h。室外消防用水量按20L/s计；
室内消火栓消防用水量按10L/s计。发生火灾时，火灾延续时间按2h计，则扑灭一次火灾的消防总用水量为216m3。GVPI生产厂房设室内消火栓给水系统，由厂区给水管道直接供水。室外排水系统采用雨、污分流制。生活污水经化粪池处理后经厂区污水排水管排入市政排水系统；
车间其它生产废水及清洁废水等可直接排入厂区污水排水系统；
地面及屋面雨水经雨水口和室内雨水管汇集后排入厂区雨水排水系统。
定子线圈包带、试验区及定子线圈嵌线、接线、试验区空调面积约2750m2，定子线圈包带、试验区厂房高度约为10m，定子线圈嵌线、接线、试验区厂房高度约为20m，夏季空调冷负荷约为690kW，冬季空调热负荷480kW，保持室内正压值所需新风量按换气次数1.5次/h计算（按空调送风区域7m高），为28875m3/h。设计有三台额定风量为39500m3/h的屋顶式恒温恒湿型空调机组，每台制冷量为236kW，机组置于车间办公楼屋面，空调系统送风口设于6～7m位置高侧送，侧下部回风。
GVPI控制室、办公楼等部分设舒适性空调，空调面积约390m2，夏季空调冷负荷为60kW，采用数码涡旋多联机，室外机置于相应的屋面上，室内机采用四面出风嵌入式，并在走道上设吊顶新风机。
设备区设屋顶通风器全室通风，排风量按换气次数10次/h计算。浸漆罐及烘炉均自带尾气处理装置，达标后高空排放。厂房整体火灾危险类别为戊类，GVPI设备区火灾危险类别为丙类，采用可开启外窗自然排烟，生活间的内走道及各房间均采用自然排烟。
GVPI生产厂房生产所需压缩空气及氮气由该厂原有压缩空气站供给，氮气由气体公司供给。
本工程用电设备安装容量约1800kW（预留1300kW），计算负荷约850kVA，所有用电负荷均为三级。供电电源为10kV，采用电缆从2#变配电站经电缆沟或直埋引来。另设一台300kW柴油发电机组做辅助设备的备用电源。
在厂房南面设一变配电室，面积约75m2，内装1台1000kVA干式变压器，8台低压配电屏，供本工程用电。同时考虑预留1台变压器及一定数量低压配电屏位置。继电保护由2#变配电站统一考虑；
电能计量采用高供高计；
无功补偿采用低压集中动态自动补偿方式。
低压配电采用TN-S系统，配电电压为380/220V，采用放射式与树干式相结合的方式为各用电设备供电。照明光源采用金卤灯配高效节能型灯具。该厂房按三类防雷要求设防。接地系统采用TN-S系统。
五、总论
火电厂工作经验总结范文第3篇
关键词 火电厂；
状态检修；
故障诊断
中图分类号TM92 文献标识码A 文章编号 1674-6708（2013）92-0154-02
0引言
火电厂电气设备的状态检修起源于西方发达国家的1980年前后。以美国、英国、德国为代表的西方国家开始针对性地对设备运行状态进行检修，旨在提高电气设备的使用寿命。国内引进西方的设备状态检修技术大致是在20世纪90年代末期，早期电力行业针对电气设备主要采用的还是定期检修的方式；
自2002年我国电力行业实施厂网分离的政策后，状态检修在火电厂电气设备检修方面才逐步应用和推广开。
1 火电厂电气设备实施状态检修的意义
状态检修不仅仅是一种针对电气设备的检修技术，也不是原来定期检修周期缩短后的模式，其主要是针对设备日常运行状态进行诊断和监测，并实时反馈的一种设备管理的领先理念和机制。
1.1 有利于杜绝生产过程中的安全隐患
早期电力行业针对电气设备所采用的定期维护、定期检修方式存在较大弊端，由此而带来的设备故障排除不及时、经验判断而造成的安全隐患和安全事故层出不穷。大型火电厂的电气设备一旦出现故障就会造成大面积停产、影响社会群众生产和生活用电，从而导致社会矛盾增加；
中小型火电厂基本都是事后维修机制，部分火电厂甚至没有预警和安全事故响应体系，定期检修方式具有滞后性，一旦电气设备故障就会危及大量的生命和财产安全。此外，定期检修还需要设立专人、转岗，对于检修人员的专业性、经验都要求较高，但该团队对于企业实际日常生产的作用较小，但需要耗费企业较多的经营成本，而由此造成的过度检修或检修失当问题也普遍存在。定期检修以时间为基准， 而状态检修是以状态为基准[1]。状态检修机制和技术的引入，能较好的避免上述问题的发生，从根本上杜绝安全隐患，真正做到早发现、早处理，并为火电厂的及时预警和响应机制提供较好的日常数据积累。
1.2 延长设备寿命有效控制成本
火电厂的电气设备投资是火电厂总体经营成本中固定资产投资较大的部分。火电厂电气设备的状态检修主要依靠信息化和自动化手段，基于电气设备使用状态的基础数据和信息反馈，在计算机终端进行针对于分析，汇总结合专业人员的建议，再反馈给火电厂现场的驻场服务人员或相关员工。通过对电气设备实施状态检修能及时排除设备故障，有效提升火电厂电气设备的使用寿命和使用性能，降低设备故障更换率，从而有效控制火电厂的总体经营成本和固定资产投资。
2 设备状态检修的实施思路
2.1 评估设备重要性
火电厂电气设备检修第一阶段是评估该电气设备在整体运行系统中的重要程度。在针对电气设备实施状态检修时，我们需要综合考虑火电厂所涉及的各类型设备，评估现有设备的在整个生产运行过程中的重要程度，分清楚轻重缓急，才能在下一阶段更好的确定监测方式。
2.2 状态监测方法确定
确定监测方式的一个根本基础就是需要了解现有设备的状态、在系统中的作用和位置、现有设备管理体系、应急体系等。对于不同类型的设备需要采取不同类型的状态监测方法、设定差异化的监测指标。如汽轮机主要通过机组相对效率测试和尾水管噪声监测；
瓦温监测则是依据温度变化的趋势和梯度[2]。
2.3 故障检测与诊断
在明确火电厂相关电气设备现阶段状态及监测方法后，需要计算机系统及专业人员实时针对设备反馈的数据和信息进行故障检测和诊断。具体可分为日常远程诊断、周期性远程诊断、针对性诊断和现场诊断四个方面。对于日常诊断，在建立相关远程故障监测系统、选定监测指标和方法后，可采用远程自动化的模式，计算会汇总设备使用的日度数据并进行分析，如有故障可能发生，计算会从远程发出预警信号，适用于轻度的、低等级故障；
不同于日常诊断，周期性远程诊断主要针对核心设备的周期性数据，如月度或季度使用情况，适用于临界线故障；
如对于预警信号中，无法在远程解决的问题，可以采取针对性诊断和现场诊断的方式，主要适用于部分临界故障或高等级故障。
2.4 提供状态检修决策
通过第三阶段的故障监测和诊断，第四阶段主要就是提供状态检修决策。状态检修决策的关键在于三点：第一是及时性、第二是准确性、第三是可操作性。火电厂电气设备的日常维护人员通常是初级的技术工人，专业工程师并不会日常在火电厂进行巡检，因此依赖于状态检修系统提供的决策和建议需要满足以上三点要求，对于低等级故障，可远程解决或由初级维护工人完成；
中高等级故障，需要工程师到现场解决，就需要及时、准确的提供出来。针对新老设备的检修决策也需要因产品差异而决定，因此在检修决策方面，还需要针对性的引入入神经网络或专家系统作为实务操作的参考标准[3]。
2.5 改进检修流程
通过以上四个阶段的状态检修工作，我们可以不断优化和改进整体检修的流程。此外，还需要经过一段时间的状态检修工作和经验，综合考量各类型设备对于状态检修工作的需求和特点，来调整火电厂整体电气设备的状态检修框架、思路和具体步骤。
3 对火电厂电气设备状态检修的建议
火电厂电气设备实施状态检修，不仅仅是简单维修工作，更需要在设备运维管理体制方面引起重视，需要由上而下地贯彻落实相关工作。此外在引进外部监测系统方面，需要考虑与具有丰富行业实践经验的服务商去进行合作。因为状态诊断主要都是基于设备实时使用数据来进行的，检测系统的先进性和数据分析功能会直接影响最终检测结果，因此选择合格的合作供应商就显得尤为重要。
4结论
火电厂电气设备实施状态检测是基于各类型设备运行现状、运用信息化手段，对其进行预警性、诊断性的监测。其主要目的是辅助于定期检测和事后维修，并没有取代作用。对于实务操作而言，采用状态监测能更好的实现火电厂电气设备的管理及成本管控的作用。
参考文献
火电厂工作经验总结范文第4篇
关键词：火电机组 煤耗率 正平衡 反平衡
中图分类号：TM73 文献标识码：A 文章编号：1674-098X（2016）08（c）-0042-03
对于火力发电厂来说，发、供电标准煤耗率是企业生产经营的第一大经济指标，发、供电煤耗的多少，直接影响火力发电企业的年度经营成果，是计算企业年度生产成本的最重要指标[1]。随着近几年全国经济增速放缓，社会用电需求量增幅逐年减少，各发电企业发电利用小时数下滑，上网电价下调，企业经营压力越来越大，只有不断降低生产成本，节能挖潜，才能度过当前经济发展的“寒冬”。因此，降低发、供电煤耗便成为了火力发电厂降低生产成本的首要任务，也是火电厂节能工程师的首要工作[2]，但由于火电机组的负荷率、设备运行状态随时都在改变，如何能够将每月的全厂发、供电煤耗准确报出，给节能工程师带来了很大困难，煤耗报高了，完成不了集团公司下达的年度煤耗指标，煤耗报低了，会导致电厂亏煤，影响电厂年终业绩考核成绩。因此，只有准确计算出火力发电厂的实际发、供电煤耗，才能使节能工程师在数据上报时有据可依、心中有数。
1 火电厂发电煤耗的计算方法
正常情况下，发电企业应按照实际入炉煤量和入炉煤机械取样分析的低位发热量正平衡计算发、供电煤耗率。当以入厂煤和煤场盘煤计算的煤耗率和以入炉煤计算的煤耗率偏差达到1.0%时，应及时查找原因。这时可以采用反平衡法校核，即通过反平衡试验，计算出炉锅炉热效率[2]，结合汽轮机热耗率与厂用电率计算出机组综合供电煤耗率，并与正平衡煤耗试验结果进行对比，找出煤耗偏差存在的原因[3]。
2 正平衡煤耗试验法
正平衡煤耗试验是通过计算期内机组的入炉煤量和入炉煤机械取样分析的低位发热量与发电量来计算发电煤耗的试验方法，即将计算期内的机组的总入炉煤量折算成标煤量后除以发电量的结果即为发电标准煤耗率，这种方法优点为计算方法简单，涉及的计算参数较少，容易产生误差的参数也就较少，计算结果较准确，缺点为入炉煤量不易计算，因为由于各原煤斗尺寸较大，且多为倒圆锥形，试验开始和结束节点的煤位不易准确测量，导致入炉煤量出现偏差[4]。
2.1 正平衡煤耗试验注意事项
试验开始前、进行中均应定期进行皮带秤校验，以一次持续15天的正平衡煤耗试验为例，试验开始前应先使用链码对皮带秤进行校验，合格后还应与轨道衡进行比对试验，即将已经通过轨道衡称重的煤车，直接通过皮带秤进行上煤，中间不经过煤场堆卸，比对试验合格后，才可开始试验，试验过程中应该每隔3天进行一次皮带秤链码校验，防止误差的产生。
试验过程中，每次上煤均应进行取样化验，取样时应使用标准入炉煤取样机进行取样，一次上煤中的不同煤种应分别取样化验，并记录好不同煤种的上煤量。试验开始前、结束后试验人员均应对各煤斗的煤位进行测量，并根据煤斗尺寸图、入炉煤的堆积密度，分别计算出试验开始前、结束后两个时间节点对应的煤斗储煤量。
2.2 正平衡煤耗试验计算方法
2.2.1 燃煤计量方式
按照皮带秤称量的上煤量统计的结果为，入炉的标准煤量按下式计算：
式（1）中：为计算期内的标煤耗用量；
为计算期内入炉标煤量；
楣炉各原煤仓因计算期初日到计算期末日高度变化所修正的标煤量总和。
2.2.2 标煤折算
式（2）中：为计算期内全部入炉原煤折算标煤量，各原煤斗因计算期初日到计算期末日高度变化修正后的标煤量总和；
Bn为计算期内第n次入炉原煤量；
为计算期内第n次入炉原煤收到基低位发热量。
2.2.3 计算期发电标准煤耗率
式（3）中：为计算期内机组发电量；
为计算期内的发电标准煤耗率。
2.2.4 计算期内综合供电煤耗率
式（4）中：为计算期内的上网电量；
为计算期内的综合供电煤耗。
3 反平衡煤耗试验法
当正平衡煤耗试验的结果和实际煤场盘煤结果偏差较大时，发电企业可以通过反平衡煤耗试验进行校核计算，并找到煤耗偏差较大的原因。反平衡试验计算发电标准煤耗率的公式为：
式（5）中：为发电标准煤耗率；
为汽轮机热耗率；
为锅炉效率；
为管道效率，一般取98.5%。
反平衡试验计算供电标准煤耗率的公式为：
式（6）中：为供电标准煤耗率；
为总厂用电率。
式（7）中：为试验期间机组发电量；
为试验期间的上网电量。
并且，汽轮机热耗率根据国家标准《电站汽轮机热力性能验收试验规程》GB8117.2-2008，参考美国机械工程师协会《汽轮机性能试验规程》ASME PTC6-2004进行计算。锅炉效率根据《电站锅炉性能试验规程》GB10184-88计算。
4 正、反平衡试验结果偏差较大时解决办法
当正、反平衡试验结果偏差较大时（煤耗偏差超过1%），应查找原因，对于纯凝锅炉和汽轮机来说，正常运行时锅炉效率和汽轮机热耗变化不大，应重点对正平衡试验的计算参数进行校核，由于现在的燃煤电厂给煤机大多为称重给煤机，并且生产实时监视系统（SIS）可以对各项机组运行参数进行采集，这就为热力试验提供了非常便利的条件，我们可以用SIS采集正平衡煤耗试验期间的各台给煤机给煤量，用给煤量计算试验期间的入炉煤量，并与皮带秤计量得出的入炉煤量进行比对，检查是否存在偏差，比对结果如果存在偏差时，可将SIS统计的入炉煤量替换式（2）中的入炉煤量，计算出入炉标煤量，并代入式（3），重新计算发电煤耗，然后与原正平衡煤耗结果进行比较，两者的差值即为皮带秤误差导致的煤耗偏差，如果比对结果不存在偏差，则说明入炉煤低位热值化验结果存在偏差，此时可将反平衡试验式（5）计算出的发电煤耗代入到式（3）中，反推出正平衡入炉标煤量，再通过公式（2）反推出实际入炉煤加权低位热值，并与入炉煤化验出的热值进行比较，找出偏差大小，并对热值化验仪器进行重新标定。
正平衡煤耗验过程中，为了减小入炉煤低位热值造成的偏差，可由入炉煤化验室和燃管部化验室同时对入炉煤样进行化验，试验结束后，热力试验室对两个部门的化验结果进行统计、汇总、比对，并结合称重给煤机煤量反推的结果，对入炉煤低位热值进行综合修正，最终计算出准确的发电标准煤耗率。
5 煤耗计算实际案例分析
案例机组为汽轮机为哈尔滨汽轮机厂生产，型号为CN250/300-16.67/537/537型亚临界，一次中间再热、单轴、双缸双排汽、抽凝汽式汽轮机，该电厂锅炉为哈尔滨锅炉有限公司生产的HG-1025/17.5-YM36型锅炉，锅炉为亚临界参数、一次中间再热、自然循环汽包炉，给煤机为皮带称重式给煤机，试验期间该电厂单机运行。
试验数据：试验时间为10天，试验期间发电量为47 718 000 kW・h，上网电量为44 066 000 kW・h，总入炉煤量为28 928 t，入炉煤加权低位热值为14.769 MJ/kg，根据公式（3）可计算出该厂发电标准煤耗率为：305.53 g/kW・h，根据公式（4）可计算出综合供电煤耗率为330.86 g/kW・h，试验结果较该厂报出的煤耗均偏高，需要采用反平衡煤耗试验的方法进行校核，该厂锅炉效率为92.12%，汽轮机热耗率为：7 936 kJ/kW・h，总厂用电率为：7.65%，根据公式（5）可计算出发电标准煤耗率为298.8 g/kW・h，综合供电煤耗率为324.42 g/kW・h，正、反平衡试验的结果，发电标准煤耗相差6.73 g/kW・h，综合供电煤耗相差6.44 g/kW・h，通过SIS对皮带给煤机给煤量进行数据采集、统计，得出的入炉煤量与皮带秤计量出的煤量一致，因此可以用反平衡试验计算出的发电煤耗与入炉煤量反推实际入炉煤加权热值，将发电煤耗与入炉煤量代入到公式（3）中，反推出正平衡入炉标煤量为14 257.71 t，再将入炉标煤量代入公式（2）反推出实际入炉煤加权低位热值为14.443 MJ/kg，较入炉煤化验结果14.769 MJ/kg低0.326 MJ/kg，后经厂家对燃煤热值化验仪器进行了校验，发现化验仪器存在2.28%的正误差，对仪器重新进行了标定，标定后电厂又重新进行了正、反平衡煤耗试验，试验结果与煤场盘煤结果相符合。
参考文献
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火电厂工作经验总结范文第5篇
关键词：火电厂运营；
精细化管理；
优化探讨
中图分类号：TM611 文献标识码：A
当前的市场竞争环境非常残酷，面对火电厂运行管理中出现的种种问题，要适应新形势，迎接新挑战，就要对传统的运行管理方式进行改革，如大力开展精细化管理工作。本文对火电厂运行管理的现状和问题进行分析，针对问题提出了运行管理的优化和细化思路和措施，为提升火电厂市场竞争能力，提高经济效益提供参考。
一、火电厂运行管理现状
1.外在因素分析
全球绿色环保的呼声十分强烈。节能减排成为所有行业都要面对的问题。我国电力改革的不断开展和深入，给火电厂的运营营造的政策氛围十分严峻。从政策层面，要求火电厂一类的排放量大、污染严重的企业，必须要加强运营管理，在节能减排工作上不断深入研究对策，想办法改革发电技术，通过技术的性能和引进，达到更好的技术节能和环境保护工作。要达到这一目标和要求，火电企业在资金和技术等方面的要求非常高。因此压力也很大。无论是从可持续发展的长远目标来看，还是节能减排降低能耗的现实目标来看，火电厂都要面对转型这一大难题，因此只有采取积极的应对策略方能是唯一的解决途径。
当前，随着我国经济建设的不断深入，高速发展能源的需求，使得发电总装机容量始终保持高速的增长态势，尤其是发电设备的平均利用率不断下降这一问题给火电厂带来很大困扰。
从表1可以看出。2015年全年的发电量来看，火电发电占全年各种发电项目的大半，但是同期却有所降低。火电企业的总发电量虽然有了一定的增长，但是比其他能源的能耗却要高很多。总体上来看，火电厂面临着发电利用小时不断减少的问题，经营的压力在增加，形势十分严峻。
从电煤的危机给火电厂经营带来的威胁来看，煤炭资源的紧缺是不争的事实，由于价格一直居高不下，使得火电厂的发电成本在不断增加。一些火电厂的生存和发展受到了严重冲击，出现大规模亏损的情况，其中包括很多大型火电厂。电力用煤的质量在不断下降，热值的降低带来很多连锁反应，例如环保、技术、经营指标等等，均受到了不同程度的影响，火电厂的运行环境在恶化，带来了诸多经营生产方面的巨大压力。
2.内部因素的分析
火电厂的技术和机器设备等已经发生了老化，很多传统的操作和技能不能适应当前的事物的处理和应变，例如判断能力和突发事故的应急方案等，都是运行管理体制中要加以升级换代的问题。如果没有做到与时俱进，就会出现很多难以处理的问题。但是目前火电厂的规模过于庞大，人员通过不断地更新和培训，目前来说，虽然能够维持良好的运营状态，但是市场经济的变化不断加快，火电厂的管理模式也不能适应时代的要求。传统的运行管理正在被淘汰，进行管理机制的改革刻不容缓。
从运行管理的内容落实来看，由于发电厂企业的重大设备事故的产生的原因都集中在管理方面。制度、执行力、专业素养等等问题导致了事故发生概率不断攀升。而运行节能的管理工作始终不到位，使得火电厂在节能减排工作上收效甚微。制度的落实出现了很大的问题，造成了运行技术的不合理，管理激励机制的缺乏以及人员发展动力的疲软，积极性不够、责任心不足，主观能动性缺失等等问题，都影响到运行管理工作的顺利进行。
尤其是运行岗位的培训管理，就有培训模式走过场等问题，使得员工的专业水平难以满足现行火电厂的运行管理要求。
二、火电厂精细化管理优化方案
1.根据市场经济的环境要求，火电厂要得到好的生存和发展，提升核心竞争力最为关键，其中降低管理成本就是提升竞争力的核心。火电厂在向市场输入产品的时候，成本控制必须要从传统粗放型的管理运行模式中走出来，向着现代化运行的管理模式转变。这种运行管理体系的优化，是适应现代市场经济的运行管理组织改革。优化后的管理运行方法和步骤为可以围绕解决实际问题进行：
首先，突出稳定为先，围绕节能降耗，降低生产成本开展工作。
在市场经济体系中，企业要生存和发展，重点是盈利，安全是基石，效益是重点。因此先要对安全和经济效益的关系有个明确的认识。对于一个企业来说，盈利是最重要的。实际工作中，火电厂过于注重了安全，没有将经济建设放在重要稳定的位置。因此，加强经济效益的提升，就是要围绕加强内部管理、节能降耗、开展稳定更高效的管理工作。例如将安全与发展进行创新的思维，做好安全工作的创新性的定位，以苦练内功、节能降耗为中心，解决安全难题，对企业发展提出建议，设置事故经济损耗计量以及标准，对事故导致的经济损失进行合理考量，将事故导致的经济损耗计入企业的经济损耗中，避免安全意识过强、经济意识不足的情况发生。再例如火电厂发电的主要能源为煤炭资源，随着煤炭生产的开放和煤炭价格的浮动，再加上节能减排设备等的使用，给火电厂的经营带来很大的负担，运行成本不断攀升，经营效益得不到根本保证。火电厂在面对这样的经营压力和市场竞争的态势下，如何保证稳定运行又增加效益？首先通过精简机构和人员，让更多的技术人员走向工作岗位，提高工作效率。这样，人的成本得到了降低，而技g的产出得到了提高。
另外，从技术和管理的角度看，安全水准的达标如果高于经济效益的达标，那么就会影响火电厂的经济效益，因此在保证经济效益的基础上，使安全水准的标准不低于经济效益的标准，才能增大企业运行的安全投产运转的目的，保证设施的整体功能得到大幅度的提升。
第二，火电厂的锅炉运行，需要在燃煤的质量上下功夫。最大的问题是锅炉的不完全燃烧和制粉系统的电能消耗过大的问题。通过加强管理，严格控制入厂煤和入炉煤的热值差，提高检斤率和检质率，使原煤的品质达到合同约定指标；
另一方面，通过对输煤系统制备系统的调整和优化运行，可以将煤质的精细度和锅炉的不完全燃烧能力降低，从而不断降低煤粉制备系统的电耗，提升煤粉的精细度，降低制粉系统的单机电耗，实现能耗的优化。
第三，火电厂的组织结构要进一步科学化和简化，实现扁平化组织结构模式，减少管理层级，使火电厂管理层的工作效率进一步优化。例如公司总经理为第一负责人，下设各业务副总经理，分管τΦ母髦澳懿棵藕蜕产单位。随着发电企业竞争机制的引入，竞价上网和依据调度曲线发电已经是必然趋势。因此，火电厂的管理人员必须能够掌控现场的生产运行，利用指挥权管理现场电力生产，确保发电机组能够按照调度负荷曲线进行发电。建立现代市场经济体制下的发电企业，实现火电厂的现代化管理职能，推行高效的火电厂管理运作机制，已成为“厂网分开，竞价上网”电力体制改革的必然趋势。
其次，加强运行管理，做好火电厂运行管理长效机制。
第一，火电厂运行管理系统是一个综合性管理体系，涉及的部门和人员众多，从管理者到巡检操作员，每个人都有责任和义务参与管理工作。运行管理人员应树立服务意识和大局意识，明确自身的工作职责和作用，理清工作思路，明确工作目标，营造良好的工作氛围和环境，监督机组的安全运行，注意保持工作的状态，并且在工作中发挥带头作用，形成团结协作的劳动价值观。这要求工作层面的人员要对设备运行的情况了如指掌，包括影响生产的相关要素等等，保证设备的安全和经济平稳运行。对于违章和违纪的情况要进行及时地制止、纠正和惩处。对于积极的工作表现要给予及时地表彰奖励等激励措施。
第二，运行管理的基础工作要注重实效。首先做好传统电力行业的“三票三制”管理工作。通过合理分工，让员工明确岗位责任，开好班前班后会议，对设备进行定期巡回检查，按时开展设备定期切换和实验工作，重大操作严格执行标准操作票制度，严把现场检修和消缺作业的工作票和风险预控票审核确认，确保设备和现场的操作作业的各种风险都能实现可控在控。对设备的运行状态进行实时监控，坚持机组高参数、压红线运行，班值之间开展小指标竞赛活动，确保各项经济技术指标达到设计或优于设计指标，充分发挥机组最大的经济性能。
三、火电厂精细化管理细则
首先，要抓好安全管理以及技术培训，通过安全生产培训工作减少事故发生次数。培训工作中，以班组为单位，以老带新，以新促学，坚持理论与实际相结合，做好学习班讲课和月度考试，将徒弟平时工作、考试成绩与月度奖罚相结合。利用各种案例对人员的安全意识予以提高，强调关注煤质变化，加大燃烧调整力度，针对机组存在的缺陷，加强设备的危险点分析和预控。要求做好监盘、巡检以及操作过程，将各个设备的参数进行分析和比较，重视设备的异常，及时发现、及时调整或报修。对锅炉的燃烧和配风进行调整，防止炉膛内烟气温度超标，或者受热面的超温变形和爆管发生。事故处理中，操作人员应该冷静面对，处理果断，将工作细节和管控过程落实到细节上；
注重操作人员的操作习惯，在工作中注重多交代多提醒，不出现误操作。
第二，做好经济指标的管理工作，实现机组的节能降耗。
为了提高机组的运行效率，做好节能减排降耗是最有效的方法，主要的措施包括：
首先，降低煤耗和厂用电率，提高电厂效益，多发电或者提高机组的负荷，在日常工作中，注重加强与电网调度的联系，做好不超发，不过负荷。
第二，通过提高主蒸汽压力和温度，使得机组的效率得到了提高。同时对机组滑压运行曲线进行优化，注意控制机组不能超压运行，确保机组的安全，保证主、再热气温压红线运行，加大调整力度，注意控制锅炉超温，将影响到机组经济效益的再热器进行减温，增加中低压的做功，在确保主、再热汽温度的前提下减少再热器的减温水量。
第三，降低飞灰可燃物和排烟热的损失，将锅炉的燃烧调整作为一项重要的工作来抓。要求运行人员在确保炉热面膛受不结焦的情况下，对机组不同的负荷和煤质进行摸索，调整不同工况下的配风方式，制定出相应的过量空气系数。尽量少开冷风门，合理利用一、二次风的配比，加大锅炉的燃烧调整，让煤粉在炉膛内燃烧完全，降低飞灰的含碳量，减少热损失。
第四，提高汽轮机的运行效率，降低汽轮机排汽的冷源损失，提高汽轮机的效率，充分发挥高低加疏水的运行安全和经济性，优化循环水泵的技术运行，提高汽轮机真空的运行效率。
第五，成立全厂无渗漏治理领导小组，建立全厂动静密封点台账，加大“七漏八漏”的管控力度，减少机组的漏气、漏水、漏油等情况，降低各种能耗，减少设备不必要的启动运行，优化设备运行负荷，确保变频设备的节能效果。
第六，成立运行精细化领导责任体系。领导小组组长由生产副厂长担任，具体责任人由生产部门负责人担任，部门各主管担任巡查人。巡查人对责任人负责，责任人对厂长负责。主要管理的内容包括人、机、物、料、环、管等各生产要素。
巡查人负责各个分管区域的精细化管理，设立标准参照执行，对人、时间、地点、事物等进行细化巡查。考核验收责任人由厂长担任，成立管理领导考核小组，按季度进行大检查和验收评估，生产系统职能管理部门人员每天不定时检查。发现的问题按照PDCA循环进行及时整改闭环，同时纳入季度考核验收的绩效。
结语
火电厂运行管理的优化是企业效益提高和能耗降低的关键。管理的优化包括运行方式的优化、管理手段的优化、技术应用的优化、节能降耗的优化等等，从目前取得的成绩来看，在运行优化过程中还有很多不足，今后将随着电厂管理新理念、新技术的不断应用和推广，将进一步优化和改进。
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