关键词：水平衡；用水；节水

中图分类号： TM621 文献标识码： A 文章编号： 1673-1069（2016）21-89-2

1 概述

水洞沟电厂一期工程（2×660MW）超临界表面式间接空冷燃煤发电机组，该项目为宁夏重点电力建设项目，明确以宁夏青铜峡灌区河东灌域马莲渠实施渠道砌护节水改造工程，将节约的水以水权转换方式用于电厂，水权转换期限25年，费用3101.47万元。为了贯彻落实国家相关政策法规，提高电厂的运行水平，对水洞沟电厂一期工程进行水平衡测试，掌握电厂的用水情况，挖掘节水潜力，加强用水管理。

2 测试方法

①能用便携式超声波流量计测试的采用FUP1010和TUF-2000P进行测量。

②被测系统上有测量仪表可以读出用水量数据的，首先有电厂工作人员对测量仪表进行校准，再由试验人员定时记录，并查阅以前记录的数据进行分析；若被测系统上无测量仪表的，又不能使用流量计测量的，通过计算得出所需流量。

③辅助测量设备：恒温烘箱、温度计、秒表、皮尺、打磨设备等。

3 测试结果与分析

3.1 主要用水系统水量分析[1]

水洞沟电厂一期用水系统划分成供水、工业水、化学制水、除盐水及机组汽水循环、污水处理、脱硫用水、循环水、煤水、生活水系统等9个二级水平衡测试系统。

①供水系统：新鲜水进水量为382.4m3/h，出水总量为391.6m3/h，不平衡率为2.4%。

②工业水系统：进水总量为101.8m3/h，出水总量为99.3m3/h，不平衡率为2.5%。

③化学制水系统：进口流量为98.4m3/h，除盐水流量为70.4m3/h，化学水处理过程中外排水总量为28.2m3/h，外排水经中和池后送至脱硫系统回用；除盐水制水率为71.5%。

④除盐水及机组汽水循环系统：进口流量为70.4m3/h，除盐水及机组汽水循环系统用水总流量72.5m3/h，不平衡率为3.0%。

⑤污水处理系统总进水量为101.5m3/h，系统用水流量为98.7m3/h，不平衡率为2.75%。

⑥脱硫系统总补水量为212.9m3/h，脱硫系统耗水量为197.9m3/h，脱硫系统损耗水量较大。测试期间调取系统DCS监控数据，进脱硫系统烟气温度约为141℃～146℃，高出设计值20℃～25℃，测试耗水量较设计值182m3/h高出16m3/h。

⑦循环水系统：从工业水池值机械通风塔的补水流量151.5m3/h，工业水回水至机械通风塔流量30.1m3/h，循环水总流量为5536.7m3/h，循环水至灰场的流量2.9m3/h，至脱硫系统流量101.2m3/h，机力塔蒸发、风吹损失量77.5m3/h，蒸发、风吹损失率1.4%。

⑧煤场用水系统：总进水量为28.2m3/h，系统损失流量为27.5m3/h，不平衡率为2.4%。

⑨生活水系统总用水量为39.7m3/h，总耗水量为38.6m3/h，不平衡2.50%。

从上述测量结果可知，测试期间水洞沟电厂一期工程新水用量382.4m3/h，二次利用水量235.5m3/h，循环水总量18786.7m3/h，各系统损耗水量384.5m3/h。

3.2 用水水平分析

3.2.1 不平衡分析

通过对各主要系统的水量测试结果分析，供水系统不平衡率为2.4%；其他二级系统水平衡试验的不平衡率最高为3.5%，最低为2.3%，均满足保证一级水平衡的不平衡率≤

±5%[2]、二级水平衡的不平衡率≤±4%[2]的要求，说明试验方法及测试结果合理。

3.2.2 用水指标分析

①全厂总用水量为19404.6m3/h，全厂复用水量为19022.2m3/h。复用水率为98.1%大于95%[2]。循环水蒸发、风吹损失率为1.4%，排污损失率为2.2%。排污损失率过高。

②厂区平均生活用水量39.7m3/h左右，扣除二期施工临时用水26.5m3/h，以厂内固定人员800人计，人均生活取水量为396L/d，按照宁夏80～150L/d・人的用水定额指标，水洞沟电厂人均生活取水量偏高。

③锅炉排污水量54.1m・/h，电厂两台锅炉最大蒸发量为4420t/h。锅炉排污率为1.23%，满足凝汽式电厂排污率1%-2%[2]的要求。

④脱硫系统损失水量197.9m3/h，损失水量约占一期工程总损耗量384.5m3/h的51.5%，损失率较高。

3.2.3 用水水平分析

水洞沟电厂一期工程满负荷生产状态下水平衡测试新水用水量382.4m3/h，较设计指标471m3/h低88.6m3/h。以设计生产时间6500小时计，较设计年减少新水用水量约57万m3。

经比对设计用水量，水洞沟电厂通过采取先进的节水工艺及节水改造措施，项目在化学水处理、热力系统、循环水系统、工业水系统等环节均比设计用水量有一定程度的降低，节水成效显著。但脱硫系统烟气温度过高导致脱硫系统蒸发损失过大超出设计值水洞沟电厂一期工程仍有一定的节水潜力。

4 节水措施建议

①管理节水[3]：建立各主要水系统的用、排水台账，实现对主要供、排水系统进行监控和每半个月检查制度，发现问题应及时处理，详细记录检查情况以供备案。

②测试期间，记录水洞沟电厂锅炉排烟温度数据平均为141℃～146℃，高于国内600MW和300MW等级以上机组的实际排烟温度，也高于设计温度20℃～25℃以上。锅炉投运后，排烟温度高于设计值，主要原因有燃用煤种偏离设计煤种和省煤器、空预器等锅炉尾部换热器积灰、结垢造成换热效率降低及空预器漏风等。同时锅炉排烟温度的降低，可大大减少脱硫时因高温造成的水蒸发损失。

③建议电厂加强生活用水管理，降低生活用水消耗。因二期施工属临时阶段性用水，同时控制电厂生活用水按高限150L/d・人计，水洞沟电厂一期项目年生活用水总量较测试值用量可下降。

5 结语

通过对水洞沟电厂各种各用水系统的测试，查清其用水状况，找出其节水的潜力。可以评价水洞沟发电厂的用水水平，为其制定切实可行的节水规划和技术措施提供科学依据，以提高电厂用水的合理性和科学管理水平。同时通过水平衡测试，可为进一步修订完善自治区用水定额、电厂设计及同类电力企业水资源论证提供依据。

参 考 文 献

[1] 张晓光，战家男，周浩.水洞沟电厂一期工程水平衡测试报告[R].宁夏瑞沃水资源工程研究院（有限公司）

2012.5.

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

[1] 焦明发，郭宝仁.火电机组热力试验与实际运行煤耗率的比较[J].中国电力，2007（11）：82-84.

[2] 李火银，邱智伟，周俊杰，等.煤炭火力发电厂能源管理体系的建立[J].节能技术，2016（4）：372-376.

[3] 徐威，陈勇，王文庆，等.煤耗在线性能试验系统在超临界600MW机组的应用[J].热力发电，2012（3）：71-73.

摘 要 K目NH/NY厂房由原设计的双厂房布置合并为单厂房布置，厂房总平面布置及系统布置均发生变化，相应的设计、采购、土建、安装、调试计划需要重新安排。本文将从系统功能、厂房布置、设计供图、采购供货等几个方面对NH厂房进行内容分解，详述重新制定的K项目NH厂房计划安排思路。

关键词 SBO应急柴油机 EES 厂房合并 进度计划

一、系统功能

根据K项目SBO系统技术规格书，EES系统柴油发电机组定义为SBO柴油发电机组，为全场断电时需要恢复供电的负荷提供电源。本工程每个机组的EES系统设有两台800KW的400V SBO柴油发电机组（EES010AP＼EES011AP），两台柴油发电机组为一用一备的关系。

EES010AP安装在NH301厂房，EES011AP安装在NH331厂房，房间标高均为+0.30m。其配电柜EES010AR安装在安全厂房+8.00m的配电间内。

在应急母线（EMA和EMB）同时失去电压的情况下，两台SBO柴油发电机组同时自动启动，正常情况下EES010AP通过其配电柜EES010AR向RSI水压试验泵控制柜EES001AR供电，RIS水压试验泵启动以及RCS密封水注入恢复的机械系统的配置都是自动进行的，当EES010AP启动失败时，则由EES011AP给配电柜EES010AP供电。

根据功能分析，EES系统应在冷试前可用。

二、厂房结构调整情况

根据设计院最新厂房结构布置，SBO电源柴油发电机组NH/NY厂房原位置分别紧靠NV＼NU厂房，调整后NH＼NY合并为NH处于NV西侧，间隔8m。

SBO柴油机厂房为非核级、抗震1类厂房，没有防大飞机撞击的要求。厂方合并后考虑了NV发电机需返厂维修移出厂房的路径。

前期同安装单位确定，设计调整后NH与NV间距可以满足NV应急柴油机本体吊装引入，但尚未形成技术方案。因此为确保NV厂房应急柴油机本体的顺利引入，形成双保险，需考虑NH厂房开工日期延后调整。

三、计划安排思路

设计：考虑厂房单层布置，土建方面主要涉及筏基及1层墙体/板的模板图与配筋图；安装部分主要为两台柴油机的配套电、冷却、通风及通讯消防图纸，设计周期土建加安装共14个月。

采购：SBO系统主要包含2台柴油机；2台发电机及励磁调节系统和保护系统；仪表、控制和保护柜，设备相对较少，品类单一，采购周期考虑18个月。

建安：厂房布局简单，专业分工明确，对于成熟的建安单位考虑总工期11个月。

调试：单一系统调试一般考虑1-2个月。

其中，NH厂房开工时间安排在NV应急柴油机本体引入后1个月，考虑厂房结构及施工人力资源调配，总体工期为12个月，其中土建工期（主体结构）为4个月，安装/调试工期为9个月，交叉施工1个月，系统整体施工应在核岛冷试前1个月全部完成。

四、结语

【关键词】紫坪铺水电厂；AGC试验；实验体系；借鉴价值

1 引言

电厂自动发电控制AGC安全、可靠、稳定的运行既关系到电厂发电机组经济优化运行，又涉及到电网的稳定水平和电能质量。由于AGC某些安全性、保护未得到完善导致溜负荷事件多次发生而影响电网的稳定运行。

紫坪铺水利枢纽工程位于四川省岷江上游都江堰市麻溪乡境内，距成都60km，大坝为砼面板堆石坝，坝高156m，总库容11.12亿m3。紫坪铺电厂于2005年11月首台机组投产发电， 2006年4月四台机组全部投产。监控系统上位机采用南瑞自控公司自主研发的NC2000系统。根据华中电网《两个细则》要求，有库容调节能力的水电厂必须完善AGC功能，具备随时投运的条件。监控厂家到场准备对我厂AGC程序进行升级，并对程序进行完善和消缺。 为保证升级后程序的稳定可靠，及消缺后程序达到预期目标，特进行厂内AGC试验。

2 控制参数设置

依据AGC组态软件完成AGC输入输出参数配置并形成参数配置表。表1中对与调度相关的参数明确了其设定值：

表1 AGC试验相关控制参数设置表

序号 参数名称 设置值

1 参与AGC调试机组台数 4

2 AGC基本运行周期 3s

3 全厂有功调节死区 6MW

4 调度有功设值和实发值最大差值（不跨越振动区） 40MW

5 当地有功设值和实发值最大差值（不跨越振动区） 40MW

6 调度有功设值和实发值最大差值（跨越振动区且等值机振动区大小大于40 MW的） 当前等值机振动区大小+20 MW

7 当地有功设值和实发值最大差值（跨越振动区且等值机振动区大小大于40 MW的） 当前等值机振动区大小+20 MW

8 调度/当地有功设值上限（由电厂最大下泄流量决定） 590MW

9 调度/当地有功设值下限（由电厂最小下泄流量决定） 120MW

10 故障频率上限/下限 50.5/49.5Hz

11 最大水头/最小水头 132.8/74.8m

12 相邻两次水头差值限值 4m

13 当前工作水头 93m

14 1#、2#、3#、4#机组振动区域 45MW-94.1MW

15 1#、2#、3#、4#机组运行区域 0MW-165.61MW

3 单机AGC开环、闭环试验

试验目的：检查机组在各种组合下的负荷优化分配情况，在负荷转移过程中负荷波动是否正常，能否正确避开振动区，全厂有功给定低于设定的全厂最小有功设定值时的动作情况及全厂有功给定高于设定的全厂最大有功设定值时的动作情况

3.1 单机AGC开环试验

在操作员站上调出AGC控制画面，在AGC控制画面设定基本参数，其数值如表2所示：

表2 单机AGC开环试验基本参数设置表

机组工况 1#机组 2#机组 3#机组 4#机组

停机 停机 模拟发电态 174.38MW

调节方式 开环

控制方式 开环

全厂最小（大）有功设定（MW） 120（590） 水头（M） 93

开机优先系数 0 0 0 0

停机优先系数 1 8.1 7.0 1

开停机指导

AGC投入否 投入

AGC分配值（MW） 0 0 35.77 174.38

3.1.1 单机AGC开环调节下的负荷分配试验

为了保障下游供水需求，全厂原总有功为174.38MW，现通过上位机给定总有功210MW，测试单机AGC开环控制下的负荷分配是否正常，其结果如表3：

表3 单机AGC开环控制下的负荷分配结果

机组工况 1#机组 2#机组 3#机组 4#机组

原全厂总有功（MW） 174.38 给定总有功MW 210

AGC分配有功（MW） 35.77 非AGC发有功MW 174.38MW

AGC分配值（MW） 0 0 35.77 174.38

结论：单机AGC开环调节下的负荷分配正确，与试验目标一致。

3.1.2单机AGC开环控制下的躲避振动区试验（当前水头振动区45MW-94MW）

为了保障下游供水需求，全厂原总有功为174.38MW，现通过上位机给定总有功210MW，测试单机AGC开环调节下的躲避振动区是否正常，其结果如表4：

表4 单机AGC开环调节下的躲避振动区试验结果

机组工况 1#机组 2#机组 3#机组 4#机组

原全厂总有功（MW） 174.38 给定总有功MW 230

AGC分配有功（MW） 35.77 非AGC发有功MW 174.38MW

AGC分配值（MW） 0 0 35.77 174.38

结论：上位机报“全厂总有功设值在全厂联合振动1区，设值无效，与试验目标一致。

3.1.3 单机AGC开环调节下的有功给定低于设定的全厂最小有功设定值（躲避最小下泄流量）试验

为了保障下游供水需求，全厂原总有功为174.38MW，现通过上位机给定总有功100MW，测试单机AGC开环调节下的躲避最小下泄流量是否正常，其结果如表5：

表5 单机AGC开环调节下的躲避最小下泄流量试验结果

机组工况 1#机组 2#机组 3#机组 4#机组

原全厂总有功（MW） 174.38 给定总有功（MW） 100

AGC分配有功（MW） 35.77 非AGC发有功（MW） 174.38MW

AGC分配值（MW） 0 0 35.77 174.38

结论：上位机报“全厂有功设定值越限，设值无效”，与试验目标一致。

3.2 单机AGC闭环试验

在操作员站上调出AGC控制画面，在AGC控制画面设定基本参数，其数值如表6所示：

表6单机AGC闭环调节试验基本参数设置表

机组工况 1#机组 2#机组 3#机组 4#机组

调节方式 闭环

控制方式 开环

全厂最小（大）有功设定（MW） 120（590） 水头（M） 93

开机优先系数 0 0 0 0

停机优先系数 1 1 1 1

开停机指导

AGC投入否 投入

3.2.1单机AGC闭环调节下有功给定低于设定的全厂最小有功设定值（躲避最小下泄流量）试验

为了保障下游供水需求，全厂原总有功为106.57MW，现通过上位机给定总有功118MW，1#机组设定有功为7MW，4#机组设定有功为100.93MW，测试单机AGC闭环调节下的躲避最小下泄流量是否正常，其结果如表7：

表7 单机AGC开环调节下的躲避最小下泄流量试验结果

机组工况 1#机组 2#机组 3#机组 4#机组

7MW 停机 停机 100.93MW

原全厂总有功（MW） 106.57 给定总有功（MW） 118

AGC分配有功（MW） 8.6 非AGC发有功（MW） 101.38

AGC分配值（MW） 8.6 0 0 101.38

结论：上位机报“全厂有功设定值越限，设值无效”

3.2.2 单机AGC闭环调节下的躲避振动区试验（当前水头振动区45MW-94MW）

为了保障下游供水需求，全厂原总有功为108.61MW，现通过上位机给定总有功160MW，1#机组设定有功为6.55MW，4#机组设定有功为102.29MW，测试单机AGC闭环调节下的躲避振动区（当前水头振动区45MW-94MW）是否正常，其结果如表8：

表8 单机AGC闭环调节下的躲避振动区试验结果

机组工况 1#机组 2#机组 3#机组 4#机组

6.55MW 停机 停机 102.29MW

原全厂总有功（MW） 108.61 给定总有功（MW） 160

AGC分配有功（MW） 8.6 非AGC发有功（MW） 102.29

AGC分配值（MW） 8.6 0 0 102.06

结论：上位机报“全厂总有功设值在全厂联合振动1区，设值无效”

3.2.3 单机AGC闭环调节下的负荷分配试验

为了保障下游供水需求，全厂原总有功为109.52MW，现通过上位机给定总有功200MW，1#机组设定有功为7MW，4#机组设定有功为102.06MW，测试单机AGC闭环调节下的负荷分配是否正常，其结果如表9：

表9 单机AGC闭环调节下的负荷分配试验结果

机组工况 1#机组 2#机组 3#机组 4#机组

7MW 停机 停机 102.06MW

原全厂总有功（MW） 109.52 给定总有功（MW） 200

AGC分配有功（MW） 98.39 非AGC发有功（MW） 102.06

AGC分配值（MW） 98.39 0 0 100.93

结论：单机AGC闭环调节下的负荷分配正常

3.2.4 单机AGC闭环调节下的有功给定高于设定的全厂最大有功设定值（躲避最大下泄流量）试验

为了保障下游供水需求，全厂原总有功为199.35MW，现通过上位机给定总有功600MW，1#机组设定有功为98.64MW，4#机组设定有功为101.61MW，测试单机AGC闭环调节下的躲避最大下泄流量是否正常，其结果如表10：

表10 单机AGC闭环调节下的躲避最大下泄流量试验结果

机组工况 1#机组 2#机组 3#机组 4#机组

98.64MW 停机 停机 101.61MW

原全厂总有功（MW） 199.35 给定总有功（MW） 600

AGC分配有功（MW） 98.39 非AGC发有功（MW） 101.38

AGC分配值（MW） 98.39 0 0 101.38

结论：上位机报“全厂有功设定值越限，设值无效”

3.2.5 在1#机组PLC程序内将“一次调频信号动作”设值为1，观察AGC闭锁情况试验

为了保障下游供水需求，全厂原总有功为199.58MW，现通过上位机给定总有功240MW，1#机组设定有功为98.39MW，4#机组设定有功为101.38MW，将1#机组PLC程序内将“一次调频信号动作”设值为1，观察AGC闭锁情况，其结果如表11：

表11 AGC闭锁情况结果

机组工况 1#机组 2#机组 3#机组 4#机组

98.39MW 停机 停机 101.38MW

原全厂总有功（MW） 199.58 给定总有功（MW） 240

AGC分配有功（MW） 不分配 非AGC发有功（MW） 101.38

AGC分配值（MW） 不分配 0 0 101.38

结论：上位机报“一次调频动作，全厂有功设定上调闭锁”。全厂有功调节和1#机组有功调节都被闭锁。

3.2.6 在1#机组PLC程序内将“一次调频信号动作”设值为0，观察AGC闭锁情况试验

为了保障下游供水需求，全厂原总有功为199.58MW，现通过上位机给定总有功240MW，1#机组设定有功为97.29MW，4#机组设定有功为100.93MW，将1#机组PLC程序内将“一次调频信号动作”设值为0，观察AGC闭锁情况，其结果如表12：

表12 AGC闭锁情况结果

机组工况 1#机组 2#机组 3#机组 4#机组

97.29MW 停机 停机 100.93MW

原全厂总有功（MW） 199.58 给定总有功（MW） 240

AGC分配有功（MW） 139.07 非AGC发有功（MW） 100.93

AGC分配值（MW） 139.07 0 0 100.93

结论：继续执行本次被闭锁的命令

―300MW―350MW时，机组AGC各种动作情况正常，与试验目标一致。

4 结束语

紫坪铺水电厂AGC试验准备时间50余天，厂内试验选择夜间负荷低谷期间进行，试验耗时10余小时。所有试验项目、安全策略做到了尽可能完善，厂内试验完成后不久，正式进行了与省调联调试验。全厂AGC投运三年多以来，运行基本稳定、可靠。作为四川电网省属调频电厂，不断完善升级AGC功能，完全符合华中电网《两个细则》中有库容调节能力的水电厂必须完善AGC功能，具备随时投运的条件的要求，它对于维持电力系统的稳定运行和电厂的安全经济运行都发挥重要作用。

参考文献：

[1]向俊任，阎应飞，王群，等.紫坪铺水电厂AGC调试试验报告 [R].成都：紫坪铺水电厂，2009.

[2] 四川省电力公司调度中心，四川省电力公司通信自动化中心.四川电网自动电压控制系统（AGC）功能规范[Z].2008.4.

作者简介：

关键词：电厂电气系统；设备调试；方法

近年来随着经济的发展和技术的进步，国内电厂的发电机组也开始向大容量和高参数发展，虽然仍处在起步阶段，但对相关技术的研究和储备越来越紧迫。 电气系统作为发电厂的一个分系统，对于电厂的生产运行十分重要，直接关系到电厂的运行稳定和经济效益。但依然存在一些问题和不足需要改进，在建设社会主义和谐社会的新时期，加强对电厂电气质量的控制，对确保人民群众的切身利益有着重要意义。

一、电厂电气系统设备调试的含义

电气调试工作的主要任务是：当电气设备的安装工作结束以后，按照国家有关的规范和规程、制造厂家技术要求，逐项进行各个设备调整试验，以检验安装质量及设备质量是否符合有关技术要求，并得出是否适宜投入正常运行的结论。

电气调试的主要内容是：对电厂全部电气设备，包括一次和二次设备，在安装过程中及安装结束后的调整试验；通电检查所有设备的相互作用和相互关系；按照生产工艺的要求对电气设备进行空载和带负荷下的调整试验；调整设备使其在正常工况下和过度工况下都能正常工作；核对继电保护整定值；审核校对图纸；编写厂用电受电方案、复杂设备及装置的调试方案、重要设备的试验方案及系统启动方案；参加分部实验的技术指导；负责整套启动过程中的电气调试工作和过关运行的技术指导。

为使调试工作能够顺利进行，调试人员事前应研究图纸资料、设备制造厂家的出厂试验报告和相关技术资料，了解现场设备的布置情况，熟悉有关的电气系统接线等。除此以外，还要根据有关规范和规程的规定，制定设备的调试方案，即调试项目和调试计划。其中调试项目包括：不同设备的不同的试验项目和规范要求，并在可能的情况下列出具体的试验方法、关键的试验步骤、详细的试验接线以及有关的安全措施等。调试计划则包括：全厂调试工作的整体工作量，具体时间安排，人员安排，所需实验设备、工机具以及相关的辅助材料等。全厂电气设备的单体调整和试验；配合机械设备的分部试运行；还有全厂总的系统调试是火电厂整体启动不可分割的三个重要环节。在每个环节当中，电气调试则总是调试启动的先锋，没有全厂厂用电的安全运行，全厂的分部试运行就无从谈起，更没有可靠的系统调试运行。

二、河北省电力科学研究院电厂电气设备调试设计

河北省电力科学研究院（以下简称电研院）始建于1958年，隶属于河北省电力公司。是河北南部电网的技术监督中心、技术服务中心、科技研发中心和科技信息中心。在河北省电力公司科技创新体系中发挥着骨干和引领作用。

电研院承担着主网架、大机组的基建调试任务，近年来，先后完成了多条500kV、220kV变电站和1100余万千瓦装机容量的新建机组调试工程。精湛的技术，踏实的作风，优质的服务，为电力研究院赢得了一个又一个荣誉：负责调试的500kV保南（清苑）变电所工程、辛廉500kV输变电工程、清沧500kV输电线路工程被评定为"2005年度中国电力优质工程"；参与调试的华北电网与华中电网实现了顺利连接，形成了跨越14省市，堪称世界电网第一巨人的全长4600余公里的电力走廊；纳总调试的邯峰发电厂20 MW机组荣获2003年度中国建筑工程最高奖--鲁班奖；负责调试的国华定洲电厂20 MW机组被评定为2006年度"中国电力优质工程"，并获国家优质工程银质奖。

三、电厂电气系统设备调试容易出现的问题

1、路的配合问题

电气纳入 DCS 的监控，存在 DCS 的控制逻辑与电气专用装置、电气 BTG 盘操作（简称硬手操）回路的配合问题，它们对电气设备控制权仍应以继电保护、自动装置及电气后备硬手操控制为优先，DCS 控制逻辑如果忽略这个问题，容易与电气控制回路发生矛盾。在发电厂发电机同期并网回路纳入 DCS 调试阶段，利用 DCS 操作手动同期合闸每次均能正常合闸，而利用自动准同期装置作同期合闸试验时，多次出现断路器一合闸即跳闸现象。后来通过对跳闸回路录波，发现跳闸脉冲来自 DCS 控制的手动跳闸回路，DCS 的控制逻辑与电气自动准同期合闸在配合上存在问题。

2、式存在的问题

目前的 DCS 是将电气系统的各种设备按功能分在不同的监视画面中，DCS 的操作主要是通过工作人员用鼠标在显示器上进行，每个操作对话框、报警信号等均为英文，工作人员监视、操作不直观，尤其是在处理事故的时候，对一些重要设备监视、操作就存在画面频繁切换、操作不方便的问题。另外，电气纳入 DCS 监控失去了一些传统电气硬接线回路的重要监视功能，例如断路器合、分闸状态，指示红、绿灯对分、合闸回路完好性的监视，在 DCS 中仅通过断路器辅助接点显示断路器位置状态，失去了对分、合闸回路完好性的监视作用。

3、接入 DCS 的问题

电气 I/O 点的输入输出需要大量的变送器、输入输出卡件、中间继电器。改造时敷设了大量的控制、信号电缆，造价比较高，使机组原有的电缆通道使用超出了原设计上的标准，不能满足 DCS电缆控制、信号分离的要求。增加的电缆使原来的电气保护及控制柜空间狭小，难以配线、布线。而且，电气模拟量经变送器进入DCS，失去了向量特性，不能进行高级分析。

4、技术管理问题

计算机应用范围的推广，使电气专业与热控专业的界面更加模糊，专业渗透面及深度更加深广。在两者的接口界面上往往是最容易出现问题的地方。电气专业与热控专业应紧密配合，相互合作，打破专业分工的界限性，做到能及时发现对方所出现的问题。因此，电厂的运行、检修管理要制定相应的规章制度，以适应不断发展的要求。

四、结语

电厂电气系统设备调试方法探讨，进一步明确了电厂电气系统设备调试的方向，为电厂电气系统设备的优化完善奠定了坚实基础，有助于提电厂的效益。

参考文献：

[1]孙丽颖.基于小波理论的电力系统故障检测方法研究[D].辽宁工学院，2004.

[2]梁建雄.电流互感器变比的测试方法[J].山西电子技术，2004，（6）.

【关键词】调速系统；甩负荷试验；孤岛运行

1 引言

印尼北苏拉威西电厂项目位于苏拉威西岛北苏拉威西省阿莫让县的沿海边， 装机容量2台25MW纯凝汽轮发电机组，是北苏拉威西省装机容量最大的电厂。北苏拉威西省有独立的电网，该电网装机总容量220MW，实际用电负荷170MW左右，90%以上的用电负荷为民用电，工业用电量很少。

我们中国联合工程公司能源环保工程公司承揽该项目的设计、采购、安装指导和调试及试运行工作。该项目于2012年2月开始整机联合调试阶段，考虑到北苏拉威西省电网不是很稳定可靠，经常会出现电网故障而甩负荷，按总包合同要求机组必须能够进行100%甩负荷试验，且甩负荷后能带厂用电维持孤岛运行。

该电厂设计为单元纯凝式机组，2台9.8MPA，130T/H循环流化床锅炉是华西能源股份有限公司生产；2台25MW纯凝汽轮机为青岛捷能汽轮机股份有限公司生产；2台25MW发电机为山东济南发电设备厂生产。全套设备除给水调节阀、锅炉过热器减温喷水调节阀等少量仪控设备为采购欧洲设备外，其他设备均为中国生产制造。

系统设计为单元式机组，带30%的高压旁路用于机组启动，每单元机组带两台给水泵，一用一备，柴油发电机设计容量不能带动给水泵。

如果这个电网中最大的电厂不能达到带厂用电孤岛运行，整个电厂在电网出现故障而甩负荷情况下，很可能全面崩溃；更为严重的是，由于电网的中断，该电厂将失去厂用电，锅炉给水泵、汽轮机循环水泵等关系到系统安全运行的设备都将停止运行，对该电厂设备安全也将带来很大威胁。

在进行甩负荷试验过程中，我方调试人员经过逐步摸索试验，并对系统设计做必要调整，最终成功完成了两台机组100%的甩负荷试验，在甩负荷后带厂用电孤岛运行。并且在后续运行过程中，由于电网故障而引起的甩负荷事故中，这两台机组成功地带厂用电孤岛运行，确保了电网恢复后，我们电厂能迅速并入电网并逐步增加负荷，为整个北苏拉威西省电网恢复节约了时间，也确保了电厂设备的可靠和安全运行。

本文拟将我们在北苏拉威西电厂项目中围绕甩负荷试验而做的各种尝试、对系统所做的调整、以及甩负荷的过程和设计结果进行全面分析总结，为以后国内外其他类似的电厂甩负荷试验提供借鉴和参考。

2 与甩负荷相关的系统配置

2.1 汽轮机数字电液调节系统（DEH）

印尼北苏拉威西机组DEH系统采用MACSV汽轮机数字电液调节系统 （Digital Electro-Hydraulic Control System， DEH），完成机组运行的控制要求。该控制系统主要包括以下功能：

转速控制：实现转速的大范围控制功能，从机组启动到3000r/min定转速，到110%超速试验，在并网之前为转速PID回路控制，其目标转速及升速率可在DEH画面设定。

功率控制：并网后可实现功率PID回路控制，其目标功率及负荷率可在DEH画面设定。

阀位控制：并网后可实现阀位控制，操作员可通过阀位控制的增、减按钮来改变调门开度。

低汽压限制：当主汽压力对应的负荷限制值小于实际负荷时，主汽压力低限制动作，逐渐关小高压调门恢复汽压。

低真空限制：当低真空限制投入时，若负荷高于当前真空所允许的负荷值，限制动作，逐渐关小调门使负荷降到允许的范围之内。

阀门严密性试验：可分别对主汽门、CV调门进行严密性试验，并自动记录试验时间。

运行参数监视：包括DEH控制参数及汽缸温度等。

OPC超速限制和超速保护：OPC超速限制的功能是当汽轮发电机组甩负荷时，将直接通过油动机上的快关电磁阀，瞬时关闭调节阀，防止汽轮发电机组超速。若汽机转速超过110%额定转速，OPC超速保护直接打闸停机。

紧急手动：伺服单元在通讯故障后，转为紧急手动方式。操作员可通过手操盘的增、减按钮控制油动机。

2.2汽轮机旁路系统

该电厂汽机采用高压旁路（主蒸汽）和低压旁路（高旁出口蒸汽）二级串联旁路系统装置。高压旁路系统装置一般由高压旁路阀（高旁阀）、喷水调节阀组成。低压旁路系统装置一般由低压旁路（低旁阀，冷凝器厂家自带）、喷水调节阀组成，旁路设计能力30%负荷。

旁路装置主要功能：

改善机组的启动性能：机组在各种工况（冷态、温态、热态和极热态）启动时，投入旁路系统控制锅炉蒸汽使之与汽机汽缸金属温度较快的相匹配，从而缩短机组启动时间和减少蒸汽向空排放及减少汽机循环寿命损耗，实现机组的最佳启动。

机组正常运行时，高压旁路装置作为超压保护安全装置，一旦主蒸汽超过旁路装置的设定值，旁路阀快速开启，并按照机组主蒸汽压力进行自动调节，直至恢复到正常值。

旁路能适应机组定压和滑压运行两种方式，并配合机组控制实现调节负荷的作用。

当汽机负荷低于锅炉最低稳燃负荷时，（不投油稳燃负荷）通过旁路装置的调节，使机组允许稳定在低负荷状态下运行。

回收工质，减少噪音。

汽轮机主蒸汽旁路设计需要保证机组冷态启动、温态启动、热态启动，甩负荷和机组停机和跳机：

在阀门全开时15%MCR旁路能力设计与蒸汽对汽机金属温度相适应，可以减少大约30分钟的启动时间；要处理紧急和暂态条件下多余蒸汽，一般需要设计30～40%MCR或更大的旁路能力；在汽轮机或发电机满负荷跳机情况下，要保持汽轮发电机组运行而锅炉安全阀不打开，需要100%MCR的旁路设计能力。

3 对甩负荷试验的要求

机组在正常运行带负荷工况下突然与电网解列甩负荷，汽机调节系统应能保证飞升转速低于超速保护动作转速（111%），另外它应使过渡过程尽量短，能很快将转速维持在空转值以便快速并网接带负荷。

通过甩负荷试验来考核汽机调节系统的稳定性、动态超调量、过度过程调整时间等动态特性。这是甩负荷试验的主要目的。

为实现甩负荷后快速并网接带负荷，要求锅炉不灭火维持燃烧，汽机维持空转，在新投运机组做甩负荷试验还可以检验主辅机在事故情况下的适应能力。

在进行甩负荷试验前，需要确定的工作有：试验主汽门动作状态；确定调节气门无负荷时的阀位；油泵自启动试验；各种保护试验；超速试验（111%额定速度）；OPC动作试验；锅炉跳机导致汽机跳机连锁试验。

业主PLN对该电厂甩负荷试验的要求是：

A.汽轮发电机组和锅炉所有的保护和控制系统处在正常运行状态值；

B.甩负荷期间，所有的控制系统处在自动模式；

C.在甩负荷期间，最大飞升速度（频率）和稳定的速度（频率）需要记录，在甩负荷前后，不能对调节器阀和超速控制器进行任何人为干预；

D.甩负荷后，机组不能跳停，带厂用电运行在孤岛模式下10分钟，继续可以并网运行。

4 50%甩负荷试验过程

为保证甩负荷试验成功进行，又不致影响到系统设备的安全，我们先从50%甩负荷做起，对50%甩负荷试验，我们又分两种情况：第一种先从发电机出口开关解列甩50%负荷后，重新再并网；第二种从主变出口150KV开关断开，甩50%负荷后，带厂用电运行约10分钟，由于主变出口150KV开关没有同期功能，只能再次解列发电机，合上150KV开关，再次从发电机出口同期开关自动同期。

经过第一种甩负荷试验，对系统设备性能有了了解，且对北苏拉威西省电网调控能力也有所了解，由于该种甩负荷方式直接从发电机出口开关断开，所以必须保证当我们机组甩负荷后，外网能确保我们的厂用电。我们也做了万一外网不能保证厂用电的话，保证系统安全停机的预案。

甩负荷后，如汽机能够维持额定转速，发电机AVR电压调整正常，机组形成孤岛运行自带厂用10分钟，则试验成功。

在进行第二种甩负荷试验时，关键的问题是如何恢复系统，再次并入外网的问题，因为150KV开关不具备同期功能。由于该项目主变出口开关处没有装设同期装置，不能进行发电机带厂用重新并网，必须将发电机出口开关断开并恢复厂用，才能将机组恢复正常运行方式，此时将会有短时间失去厂用电源。

试验结束后， 若机、炉、电运行一切正常，通知总指挥准备恢复正常运行。

恢复厂用方式一：利用主变出口开关恢复厂用电

（1）拉开发电机出口开关，通知网调迅速合上主变出口开关，厂用电恢复。

（2）此时汽机由于高压油泵短时间失电跳闸，汽机将跳闸，汽机侧则迅速挂闸，恢复额定转速，等待重新并网。

（3）锅炉侧转机将跳闸，电源恢复后依次启动给水泵、风机，重新点火，恢复运行。

（4）电气专业将发电机升压，重新将发电机并入电网。

（5）将机组恢复正常运行，机、炉、电各专业分别按规程规定执行操作。

（6）试验人员根据甩50%额定负荷的试验数据经分析后，将试验结果报告总指挥；总指挥根据汇报以及电网情况并征得试运指挥组同意后，再决定甩100%额定负荷试验是否进行及何时进行。

方式二：利用6KV厂用电母联开关恢复厂用电

（1）在6KV母线室设置专人进行操作准备。

（2）得到试验总指挥命令将6KV厂用Ⅰ段进线开关拉开，迅速将6KV厂用母联开关合上，厂用电恢复。

（3）拉开发电机出口开关，联系网调合上主变出口开关，合上高压厂用变低压开关，拉开6KV母联开关。

（4）重复方式一2到5操作

方式一恢复厂用电时间取决于网调操作时间，采用方式二可以较短时间恢复厂用电，建议采用方式二来恢复厂用电。

从DCS所记录甩负荷时记录可看出，当系统在从外网断开前，转速值是3021.23r/min，最大飞升转速是3071r/min，最后系统转速在3020r/min时稳定约10分钟，这段时间带厂用电2.09MW，随后发电机出口开关人为断开，切换和恢复厂用电后，再次并网，逐步升负荷运行， 整个甩负荷过程很安全顺利。

5 100%甩负荷试验过程

经过50%的甩负荷，系统带厂用电孤网运行的试验，经过分析发现汽轮机系统飞升转速在3071r/min，没有超过5%的额定转速3150r/min，另外AVR系统能有效可靠地调整发电机出口电压，这为我们进一步做100%甩负荷试验奠定了基础，初步验证了调速系统的可靠性。

完成从150KV开关断开，50%甩负荷后系统带厂用电孤岛运行，我们发现整个系统设计存在以下问题需要提升或变更：

该项目主变出口150KV开关处没有装设同期装置，不能进行发电机带厂用重新并网，需要对该开关增设同期功能。

在6KV厂用Ⅰ段进线开关和6KV厂用Ⅱ段进线开关与6KV母联开关间装设厂用电快切装置后在进行该试验。

做孤网运行需要解除超频保护，而且超频保护的频率测点正常是在大网那侧而不是在厂用电这侧，甩开外网后假如转速超过3090r/min，厂用电这侧会超频但是外网那侧是不会超频的，此时超频保护是不会动作的，发电机保护厂家确定下测点不是在外网侧，因此在正常外网甩负荷情况下，如果发电机超频保护投入，是不可能维持孤岛带厂用电运行的。

进行100%甩负荷试验前，我们提前对150KV的同期开关进行实际的同期试验，验证它具备半自动同期功能。

通过这些系统提升，在进行100%甩负荷试验时，两台机组的试验都很成功，最大飞升转速3129r/min，AVR系统自动调压正常，带厂用电约10分钟，系统再次通过150KV开关同期并网，不再需要再次断开发电机出口开关，恢复厂用电后，再次并网。

6 甩负荷试验的经验借鉴

在印尼北苏拉威西电厂100%甩负荷试验过程中，我们先从小负荷逐渐增加，逐步摸索，最终成功地达成了系统甩100%的负荷后，可以平稳的带厂用电约2-3MW负荷孤岛运行。这一试验的成功进行，对我们检验国产汽轮发电机组调速系统的稳定可靠性，以及系统的设计、辅机的性能都有重要意义。对于小容量且不太稳定可靠的电网，或者对于孤网运行的企业自备电厂都有很重要的参考价值。 因为不稳定的小容量电网或企业孤网运行的电厂，由于电网和负荷都不稳定，很容易出现外网故障，如果机组不能在外网甩负荷情况下，带厂用电而孤岛运行，很可能造成外网全面瘫痪，电厂失去厂用电，运行不当将威胁到机组本身的安全。

在试验中，我们发现即使设计较大能力的主蒸汽旁路系统，旁路系统如果在甩负荷时自动连锁打开，很可能急剧膨胀的蒸汽导致真空低低而跳机或凝汽器损坏。如果要设计旁路系统保证100%的甩负荷在任何情况下都可能实现，则旁路系统需要有独立于汽轮机凝汽器的辅助凝汽器，这样可以在甩掉大负荷情况下，迅速释放过剩的蒸汽，而不至于导致锅炉安全阀打开。

要实现100%甩负荷后带厂用电孤岛运行，而后在外网恢复后能迅速再次并网，主变出口开关需要能具备自动同期功能。

要跨过发电机的超频保护，一种方式是对第一超频保护值（51.5HZ）适当增加延时；另一种方式是将发电机超频保护频率测点至于外网侧，可以绕开发电机突然甩负荷后，频率增加而导致OPC动作，跳停发电机。

在试验前需要首先确保柴油发电机系统可以正常切换自启动，油泵可以可靠自启动，特别注意给水泵的油位，防止厂用电频率升高，转速增加而出现油打空现象发生，造成给水泵跳停。

论文摘要：选拔、培养、考核与使用运行值长是大型火力发电厂培训工作的一项重要内容。嵩屿电厂作为福建省第一个安装引进300MW火力发电机组的大型独立发电企业，从基建阶段的机组试运行开始到现在，根据机组设备情况，因地制宜，完全依靠自己力量，先后自行选拔、培养、使用和向社会输送了19名运行值长，为大型火力发电厂运行值长的选拔、培养、考核与使用提供了经验。

论文关键词：大型火电机组；运行值长；选拔；培养

厦门华厦国际电力发展有限公司嵩屿电厂（简称嵩屿电厂）一期、二期工程共安装4台300MW亚临界燃煤发电机组。一期2台机组分别于1995年、1996年投产发电，二期2台机组分别于2006年3月、8月转入商业运行。高参数单元制大型火力发电机组最大特点是自动化程度高，对运行人员操作技能及理论水平要求高。运行值长日常机组运行的管理水平，对机组突发性事故的处理决策和指挥能力更是直接关系到机组的安全、经济运行，因此选拔、培养高素质的运行值长是大型火力发电厂培训工作的一项重要内容。嵩屿电厂作为福建省第一个安装引进300MW火力发电机组的大型独立发电企业，从项目基建机组试运行开始到现在，根据机组设备实际情况，因地制宜，完全依靠自己力量，自行选拔、培养、使用和向社会输送了19名运行值长，其中，有13名经过几年值长岗位锻炼，走上更高一级领导岗位，有的成为厂处及集团公司一级领导。文章结合嵩屿电厂运行值长的选拔、培养、考核与使用的一些做法，谈谈自己的体会。

一、根据值长岗位职责，确定选拔条件

火电厂的运行值长在行政上受发电运行部主任的直接领导，工作上受省电网调度中心指导，负责全厂（包括机、炉、电、化水、燃料、除灰、除渣、脱硫脱硝）运行设备的安全、经济调度及突发性事故处理的决策、指挥协调等工作。要求业务上熟练掌握火电厂热力、电气系统专业知识及《电业安全工作规程》、《电业生产调度规程》、《电业生产事故调查规程》等政策法规知识；掌握热控、计算机应用技术、化水处理、化学监督、输煤系统、管理信息系统等专业基础知识和现代化管理方法、领导科学等管理知识；了解远动、通讯等设施情况、环境保护知识，具有丰富的运行经验及对各种运行设备的异常工况、重大缺陷进行处置的应变能力。

按照以上岗位职责及要求，我们确定运行值长招聘条件是：具有电力系统工科相关专业大学专科及以上学历且具有中级及以上专业技术任职资格、在大型火电厂值长助理（要求在运行全能主值岗位上工作满二年，经值长助理选聘程序，选拔聘任）岗位上工作满二年及以上。熟悉大型火电厂全厂热力系统及电气、热控、燃料、脱硫脱硝、化学专业设备的构造、原理、特性及启、停操作和运行设备异常工况处理方法，具有较强的语言文字表达和组织指挥、协调能力，能熟练应用因特网技术，应用计算机管理信息系统、计算机办公管理信息系统，进行生产与管理方面的工作。

二、采用“三级”淘汰制，组织竞聘考试、考核

运行值长岗位竞聘采用“三级”淘汰制，即分为岗位报名资格审查、相关测评、公司专家组面试综合考核三阶段进行，具体操作程序如下：

1.确定应聘考试范围

根据报名情况，通过应聘人员资格审核，确定并公布参加应聘考试人员名单和应聘考试范围：

（1）国电公司颁布的《电力生产事故调查规程》、《电业生产调度规程》、《安全生产工作规定》、《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》及《电业安全工作规程（电气、热机部分）》（行业标准）有关内容；

（2）《危险点分析预控》、《火力发电厂安全性评价》的有关知识；

（3）福建省电力公司《电力生产事故调查规程补充规定》、《发电厂、变电所电气部分，电力线路部分执行“两票”的补充规定》、《执行热力（水力）机械工作票制度的补充规定的说明》、《发电厂、电业局执行“动火工作票”的补充规定》等；

（4）嵩屿电厂运行规程、有关生产管理制度及规定。

2.部门成立“运行值长岗位报名资格审查小组”，组织考评推荐人选

（1）岗位报名资格审查。岗位报名资格考评按百分制计算，分岗位资格考试、相关测评两个部分，考试成绩和相关测评各占50%权重。考试含笔试（20%）和口试（30%）两部分成绩，相关测评含民主评议和日常培训两部分。

岗位资格考试：先进行笔试，再进行口试，笔试、口试成绩均以百分计，笔试或口试成绩低于60分的，自然淘汰；两者均合格者，方能进入相关方测评。

（2）相关测评。相关测评占50%权重，包括民主评议（占30%）与日常培训（占20%）两部分。民主评议：班（值）长及相关专工评议占10%、部门主任评议占20%；日常培训：最近一年度应知应会和运行规程考试成绩（40%）、岗位操作技能掌握情况（40%）；日常抽考、技术问答、仿真机培训、应参加培训项目情况（20%）。

应知应会和运行规程成绩按总分100分计，加权平均后折算；岗位操作技能掌握情况包含各专业系统（可参照岗位培训手册）的得分情况和仿真机操作成绩；日常抽考等基础分为4分，日常技术抽考：优加0.25分/次，不及格扣0.25分/次，一年内总加分不超过1分；技术问答：优加1分/次，未完成扣0.5分/次，参加公司或部门的专业技术竞赛第一（运行规程除外）的加0.25/次，部门或公司要求参加的相关培训未参加的或未达标的扣0.5分/次，年度仿真机培训学时未完成扣0.5分/学时，本项分值扣完为止。

运行值长岗位报名资格经“运行值长岗位报名资格审查小组”考评审查合格的，按照择优推荐的原则，以1∶3比例推荐，上报公司组织面试综合考评。

3.公司成立“运行值长答辩考评小组”，组织面试综合考核

成立由公司分管生产副总经理、总工程师、公司人资管理人员及有关专家组成的“运行值长答辩考评小组”，答辩命题由考核小组各专家完成，提供标准答卷，并形成题库，为体现公平、公正，由公司培训中心准备值长答辩题库及具体评分标准。

面试综合考核分两阶段进行：第一阶段“仿真机考事故处理”，第二阶段考评专家面试答辩。具体做法如下：

（1）仿真机事故处理（考核结果分为合格、不合格）。1）由公司仿真机培训人员设置故障及具体评分标准；2）参加竞聘人员抽取考考核顺序，按考核顺序抽取考题；3）参加竞聘人员根据题目要求进行事故处理操作；4）专家组评分、测评。

（2）面试答辩。1）参加面试答辩竞聘人员，抽签确定答辩顺序；答辩时间为40分钟，其中答题时间为30分钟，答辩考核小组成员提问，答辩时间10分钟；2）竞聘人员按答辩顺序一次性分别从锅炉、汽机、电气、热工、燃料、化学、环保、安全、综合等专业答辩题库中抽取答辩题目进行作答；3）竞聘人员根据题目及主考人提出的问题回答；4）答辩后各位专家对竞聘人员的答辩情况逐题进行点评并讨论，后进行打分。

评分原则：由各专业专家讲解答题要点，考核小组成员当场打分，满分按100分计，总分由公司人资管理人员汇总，采取去掉一个最高分和一个最低分后统计总分，最后得分为总分的平均值。

公司人资管理人员根据专家考评结果，填写《运行值长岗位任职资格考核表》，形成了考核小组鉴定意见，按逐级淘汰、择优录取的方法提交选拔报告，报送公司领导批准。最终选拔出的具备“运行值长岗位资格”的人选，颁发《运行值长岗位资格证书》，进入下阶段的“实习值长”培训。

三、制定“实习值长”培训计划，进行强化培训

由公司培训中心会同发电运行部制定“实习值长”培训计划，经分管生产的公司副总经理批准实施，培训时间为3个月，培训方式以跟班自学，现场讲解为主，培训内容分为：集控、除灰、脱硫脱硝、循泵、化学、燃料、热工等专业知识及本厂有关运行规程、调度规程、事故调查规程、规章制度及上级法规、规程等；值长必备的全厂公用系统的运行方式调度、全厂事故处理正确指挥方法、全厂消防系统正确使用等应知应会知识、班组建设有关工作及值长日常工作职责、电厂与电网调度的有关规定。

为保证培训计划如期完成和达到较好的培训效果，要求各专业工程师给予技术指导、进行技术考问，每个阶段实习结束后均组织一次考试。

四、严把考核关，确保培训质量

（1）阶段考核：在“实习值长”跟班实习的各阶段结束后，均进行一次全面的考试。

（2）实习期满的综合考核：值长实习期满的综合考核，综合考核题目除专业技术知识外，还包括了省电网调度、企业的管理及组织、协调及思想政治工作等方面知识和能力，最后由总经理工作部培训中心组织完成转岗人员培训期满考核鉴定表，经逐级考核确认，公司领导审批，由总经理工作部行文公布具备值长资格人员名单，并向省调度通讯中心报备。

五、聘任使用

经严格培训考试、综合考核合格的实习值长，最终按岗位设置需要，安排顶岗；那些考核合格一时未能顶岗的实习值长继续安排跟班实习，作用为运行值长备员，择机上岗。

六、结束语