电厂热工监理工作总结大全11篇

电厂热工监理工作总结篇（1）

1 华电邹县发电有限公司两台百万千瓦机组主要设备简介

华电邹县发电有限公司2×1000mw超超临界燃煤机组，为国内首批百万千瓦等级发电机组，三大主机均由东方电气集团公司引进日立技术生产。机组选择的汽轮机入口新蒸汽参数为25 mpa/600℃/600℃，设计发电煤耗272.9g/kw·h，机组热效率45.46％。

同期建设石灰石—石膏湿法烟气脱硫装置，按锅炉bmcr工况全烟气量脱硫，脱硫效率95％，预留脱硝场地；新建中水深度处理站综合利用全厂污废水和来自城市的二级排污水；使用了a335p92材料为主蒸汽管材；汽轮发电机采用了单轴双支撑方案；冷却塔是逆流式双曲线自然通风冷却塔，冷却面积12000m2，塔高165m；利用新型防腐材料作为烟囱防护层；对热力系统进行优化。

2 百万千瓦机组安装、调试、试生产期的技术监督

在2台1000mw机组安装、设计、试生产期的技术监督工作中，各专业注重强化过程监督，实现了工程质量可控、在控；在抓好日常监督的同时，对重点项目进行全程跟踪监督；定期开展质检活动，对查出的问题及时发出整改通知单，促进了监督体系的正常运转。

2.1安装、调试期间的技术监督准备

超前抓好技术监督准备工作。安装、调试期间的技术监督工作以电科院为主，我厂为辅的监督原则。我厂在生产准备与调试阶段提早介入，对技术监督的各项标准及制度进行学习，确保监督有据可查、有章可依。

在安装调试期间，本着“实用实效”的原则，有针对性地开展技术培训，把理论培训、电厂实习、厂家学习、仿真机实习以及现场参与、设备系统检查紧密结合起来，技术人员积极参与设备安装、分步调试与整套试运工作，实际业务技能得到了迅速提升，为百万千瓦机组技术监督工作奠定了良好的基础。

2.2 安装期间的技术监督

2.2.1 严把设备、材料进口关，多方并举，从源头消除隐患，确保进货设备、管道、材料符合质量要求。

机组设备、承压部件、进货管道、材料的质量好坏直接影响工程的安装质量和使用寿命。设备、管道、材料的质量又与生产、工厂配备、运输等有直接的关系，我们通过组织包括监理、监检、安装等单位的专业技术人员到供货单位实地考察生产工艺、生产能力及质量控制，检验原材料进货质量，特别是重点对p92等新材料焊接工艺评定、技术措施、检验标准的正确性和执行情况进行检查，发现的问题与及时供货单位沟通，就将来接口问题也与厂家进行协商，确保了设备、材料、管道配管焊接、尤其是承压部件制造质量和交货进度。

2.2.2 结合《电力建设工程施工技术管理制度》、《防止电力生产重大事故的二十五项重点要求》、《火力发电企业安全性评价》等规章制度，借鉴在役机组监督经验、国际流行标准，对一些监督项目重点关注。

在安装施工过程中，先后提交不符合项通知单1392余项，有效避免了设备隐患。对照国内相关标准现场进行检查，对发现质量问题会同设计、监理、施工单位人员召开专题会、现场技术分析会，认真查找原因，制定切实可行的解决措施。通过扎实工作，精益求精，强化质量监督措施，狠抓过程控制，切实保证了工程质量处于受控状态。

在百万千瓦机组建设过程中，国内对于超超临界机组介质的指标控制标准还未出现，尤其是水汽指标最高等级为超临界机组。为此在咨询了研究院、参考设计要求和超临界机组的标准、借鉴美国epri的标准的情况下，根据现场水处理设备、热力设备所能达到的水平，经过反复论证，制定出了超超临界机组的化学监督标准，提出了水汽质量控制既满足在超高的压力温度下设备防垢、防腐、防沉积的要求，又不能脱离现场实际，超出凝结水精处理设备和除氧器等热力设备的处理能力。机组现在运行数据明说，热力系统的各项水汽指标比我厂其他机组更为优良、稳定，在今年的#7机组大修检查情况表明热力设备未出现结垢、腐蚀等异常，水汽质量标准是合适的。

油质是汽轮机安全运转的保证，对油的监督，主要是结合在役机组的监督经验，以及新建机组的变数多的实际情况，加强了对油质快速劣化的监督。在设计阶段及时与相关部门沟通，机组投产前、试运期间以及投产后严格按规定的周期进行各项检测，及时发现了小机油破乳化度指标不合格的情况。随后向油提供商和研究院咨询，最终在厂家协助下加入破乳剂，油质迅速恢复正常。保证了汽轮机的安全运行。

新型金属材料的焊接评定控制标准在实践中总结出现。传统的耐热钢焊接一般都是用无损检验的结果作为焊接接头质量的评定标准，由于新型耐热钢焊接接头的性能对焊接工艺的敏感性很大，我们借鉴了美国asme标准的相关要求，结合对现场的焊接环境和条件、焊接工艺与评定工艺的一致性的要求，在新型耐热钢焊接接头的整个过程加强监督管理，确保了工艺实施过程中每一个环节的准确性。事实证明，只有所有重点焊接工序：材料的选择，预热、层间温度的控制，充氩效果控制、线能量的控制，焊接层、道数的控制、热处理规范的控制等的准确执行，才能保证焊接接头的使用性能。随后，借鉴我厂金属监督过程中发现335mw机组水冷壁冷灰斗弯头处多处因焊接质量问题产生裂纹，600mw机组分割屏过热器定位夹持块因焊接问题产生裂纹，延伸到母管造成管道泄漏，后竖井侧包墙吹灰器口处鳍片焊接结构不合理产生管道拉裂的现象，专门召开专题会，重点强调附件焊接的重要性，把对附件安装焊接质量要求上升到管道焊口的同样高度，明确提出发现一处不合格按承压部件焊口一次不合格统计，计算到工程合格率中。加强对附件焊接人员的管理，重点检查持证上岗和焊接工艺执行情况。严格控制焊缝成型，避免因咬边产生应力集中使焊缝开裂拉裂受热面管。经过参建各方共同努力，单台锅炉受热面焊口总量54350只，四大管道焊口总量294只，中、低压管道焊口5650只，一次探伤合格率99.05%，为机组的正常运行打下了基础。两台机组在整组启动后未发生一次锅炉爆管事故。7号机组至今没发生一次因承压部件泄漏造成的停机事故。截至目前，8号机组已连续运行260天以上。

2.2.3 调试、试运期间的技术监督

在此期间重点加强了缺陷统计及消缺管理工作、整体验收及交接工作。严格按照《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》的要求，与参建各方，团结协作，精心调试，每一个调试项目、每一项操作都做到了精益求精，完成了所有试验项目。

168试运期间，将机组的缺陷纳入正常的设备管理，检修队成为设备缺陷消除的责任部门，生产技术部负责缺陷消除的监督，四期基建管理处对设备缺陷消除提供必要的技术支持和帮助。为做好缺陷管理，每天对试运期间存在的缺陷进行排查，对缺陷消除的方案进行了落实，对消缺责任人和完成时间进行了明确。对缺陷进行分类，分别由生产系统和由四期基建管理处负责消除。各消缺负责部门及牵头人切实组织协调好消缺工作，生技部对所有缺陷要进行全过程跟踪、监督。加强缺陷消除的严肃性，对无正当理由未能在规定时间内消除缺陷的，按照生产系统设备缺陷管理的有关规定从严考核。按照《电力建设工程施工技术管理制度》和《电力建设施工及验收技术规范》对各设备的施工质量进行验收。

按《火力发电厂基本建设工程启动及竣工验收规程》的规定，在试生产期结束后，要求施工、调试单位将设计单位、设备制造厂家和供货单位为工程提供的技术资料、专用工具、备品配件、图纸和施工校验、调试记录、检定证书和综合误差报告、调试总结及有关档案等全部移交。

3 机组正常运行与检修期间的技术监督

两台1000mw机组为超超临界机组，对于该等级机组的技术监督在国内缺少经验，投产一年多以来，我们根据技术监督的各项要求积极开展工作，在机组运行、日常维护和机组大修工作中严格执行技术监督管理标准，并根据机组高参数运行、新技术设备有针对性的制定和完善技术监督管理内容。3.1健全技术监督体系，加强组织领导

为强化技术监督工作的重要性，我们成立了以总工程师为组长的技术监督领导小组和工作小组， 进一步明确了各专业及人员的职责，保证了技术监督网络的有效运转。同时根据集团公司及我厂人力资源配置调整，结合人员岗位变动情况，每半年一次更新厂三级技术监督网成员，确保体系完整，不因人员因素造成技术管理弱化。

3.2结合对标管理，制定技术监督标准

技术监督标准是衡量技术监督工作开展情况的尺度，特别是在国家和行业每年都推出一批新的标准或对原标准进行修订的情况下，监督标准的制定对监督工作的开展非常关键，我厂高度重视百万千瓦机组的技术监督标准制定工作。根据我厂监督技术的发展水平、设备的状态和管理模式，结合国家、行业新标准或新修订标准，在不断总结经验的基础上，采用科学、系统的分析方法，建立起适用于百万千瓦机组的技术监督标准体系，对节能、环保、绝缘、金属、化学、电测、热工、汽机、锅炉、继电保护十大技术监督项目标准进行了明确，做到科学严谨，规范有效，可操作性强。

在制定过程中，我厂大力贯彻实施华电集团公司“对标管理年”活动理念，坚持“优良的监督前后看，不足的监督左右看，关键的监督重点看”，将对标管理贯彻始终，机组运行中，在2台百万机组之间开展对标管理工作，单台机组通过大修前后运行技术参数开展对标工作。7号机组大修前，广泛采集机组运行各项技术数据，分析机组修前运行状态，有针对性的制定大修重点治理项目和技术方案。如锅炉专业在大修中通过积极开展制粉系统渗漏治理、空预器漏风治理、热力系统阀门治理等工作，使大修后制粉系统渗漏点明显减少，空预器漏风率平均比修前降低了0.71%，锅炉效率提高了0.73%，有效提高了设备的运行可靠性和经济性。城市中水作为2台超超临界机组循环水的补水水源一开始就受到重视，由于厂内的深度处理不设生化系统，对于污水处理厂来水的生化指标要求比较严格，系统投运后发现，来水的一些生化指标常常超出供水协议的要求，经了解，污水处理厂的生化处理能力有一定限度，另一方面，对于进入污水处理厂的排污水控制不够严格。经过充分评估中水水质对我厂深度处理系统以及循环水系统的影响，我们重新修订了中水来水和处理后出水的控制标准，并与污水处理厂达成协议：按中水污染物含量的多少核定水价，这样，既保证了中水使用的安全性，也促使污水处理厂改进管理，提高水处理水平。

3.3完善规章制度，提高技术监督执行力

制度是方针措施顺利实施的保证，为确保技术监督工作的有序进行，我们在总结300mw、600mw机组技术监督管理经验的基础上，制定下发了百万千万机组技术监督管理规章制度；并针对技术监督管理中出现的问题，及时进行修订完善，使修改后的技术监督管理制度具有更好的针对性，对技术监督工作具有更强的指导性。

同时加强技术监督的计划管理，每年年初，我们都在总结上一年技术监督工作的基础上，制定本年度技术监督工作计划；在机制大、小修和停机消缺时，根据检修项目制定各专业技术监督计划；在有特殊需要时根据设备治理要求制定专项技术监督计划，做到监督内容全面，措施有力。

完善的计划、健全的制度需要良好的执行力作保障。我厂把提高执行力作为提升管理水平的一个重要方面，加强执行力建设，力求工作的每一个细节都彰显着务实高效，赶超先进，特别在一些重点项目的执行上，都严格规定了工作范围、职责，明确了完成的时间，做到凡事有人负责，凡事有章可循，凡事有据可查，凡事有人监督，使技术监督措施得到实实在在的执行，取得实实在在的成效。

3.4 关注重点监督项目，及时处理异常情况

我厂在开展技术监督工作中，始终坚持“超前监督、预防为主”的方针，在做好日常监督工作的同时，充分利用会议、检查、监督月报、监督通知单等手段，对一些监督项目重点关注，跟踪管理；对影响机组安全稳定运行的异常情况深入分析，及时决策，果断处置，确保了机组的安全稳定运行。

我厂7号机组在投产后，出现发电机定子内冷水进水压力逐渐升高、流量逐渐下降的迹象。特别是投产半年后，在维持流量不变的条件下，发电机内冷水进水压力升高的情况趋于明显，且发电机定子层间温差和出水温差也呈增长趋势，并达到厂家要求的停机条件。针对这一威胁发电机安全运行的问题，我们进行停机处理。在处理的过程中做了大量的检查工作，并多次组织设备厂家、研究院所分析讨论，确认定子线棒被基体腐蚀产物氧化铜局部堵塞，对处理方案也多次论证，最终创造性地采用整体“水锤”冲洗加化学清洗的处理工艺，在有限的时间内消除了定子线棒的堵塞，恢复了内冷水系统和发电机的运行参数。目前在7号发电机采取了提高内冷水ph值的措施，取得了良好效果。

3.5注重信息交流和新技术应用

利用参加集团公司内部会议、山东电力技术监督会议机会和其它方式，积极与兄弟厂特别是同类型机组单位进行主动的技术交流与信息沟通，及时掌握机组技术监督方面的新问题、新情况情况，总结经验教训为我所用，并结合本厂实际进行针对性检查。特别是一台机组发现问题后，同类型设备尽可能在短时间停运检查，避免类似情况的发生。新技术、新检测手段的应用，可以大大提高检测效率和检测准确率，起到事半功倍的效果。我厂密切与国内较有影响的科研院所进行技术交流与合作，广泛采用新技术、新方法解决现场遇到的疑难问题。如根据其他电厂超临界机组运行不到两年就出现高温受热面管氧化皮脱落造成管道堵塞引发超温爆管问题，在＃7机组大修中，采用氧化皮堆积测量技术对高温受热面管道进行了重点检查，没发现氧化皮堆积。解决了以往只能依靠割管进行检查的问题。结合华电国际和我厂科技攻关项目，对t/p92、super304h、hr3c新材料长期运行过程中的老化规律进行研究，建立这些部件老化特征参数的定量关系式，并在此基础上开发超临界、超超临界机组高温锅炉部件状态评估技术及相应的在线评估系统，建立超临界、超超临界机组高温锅炉管运行、维修管理技术平台。

3.6探索技术监督新经验，形成长期机制

由于百万千瓦机组的技术监督在国内没有经验，自我厂两台百万千瓦机组投产一年多以来，我们严格按照技术监督的各项要求积极开展工作，并将技术监督与对标管理暨建设国际一流工作紧密结合,形成长期机制，体现到日常管理。针对运行和检修中出现的问题大力开展科技攻关，积极采用新技术、新成果，不断提高技术监督水平。

电厂热工监理工作总结篇（2）

二、指导思想和原则

编制本实施方案的指导思想是：以党的*和十六届三中、四中全会精神为指导，坚持以人为本，树立和落实全面、协调、可持续的科学发展观，认真贯彻实施《国务院关于两控区酸雨和二氧化硫污染防治“*”计划的批复》和《山东省人民政府关于同意山东省两控区二氧化硫污染防治“*”实施计划的批复》明确的污染控制目标和政策、措施，提出山东省火力发电厂(热电厂)二氧化硫污染防治实施方案。

本方案的工作指导原则是，在实施综合防治的基础上，突出重点，抓好电力、热力行业的二氧化硫污染防治；充分考虑控制措施的技术、经济可行性，提出与经济发展水平相适应的火力发电厂(热电厂)二氧化硫污染控制措施；通过控制二氧化硫污染，保护人体健康和生态环境，减少经济损失，实现可持续发展。

三、计划范围和计划期

(一)计划范围

计划范围为全省所有的火力发电厂和热电厂。

(二)计划时段和基准年

计划时段为*年-2010年，基准年为2003年。

第二章二氧化硫污染防治现状及存在的问题

一、二氧化硫污染防治主要进展

“九五”期间，*发电厂、*热电厂、*热电厂各1台75吨/小时燃煤锅炉，*亚星集团公司3台35吨/小时电站燃煤锅炉建成了烟气脱硫设施，还有部分热电厂、煤矸石电厂也建成了不同技术的脱硫装置。“*”期间，济南黄台电厂2台300MW发电机组湿法烟气脱硫和*电厂2台300MW发电机组海水烟气脱硫工程被列为全国示范工程，山东里能里彦发电有限公司2台135MW发电机组被列为山东省中型发电机组烟气脱硫示范工程。其中济南黄台电厂烟气脱硫工程已于*年6月底建成；*电厂和里能里彦发电有限公司烟气脱硫工程正在建设。此外，*电厂、烟台电厂、*电厂的烟气脱硫工程也已开工建设。

二、存在的主要问题

(一)能源结构不够合理

我省的能源结构以煤炭为主，2003年全省原煤消费量1.39亿吨，占一次能源的82%，而全国原煤消费占一次能源的67%。煤炭的大量使用是导致二氧化硫污染严重的主要原因，其中电力、热力行业煤炭消耗量占工业煤炭消耗量的51.6%。

(二)工业结构性污染突出

据统计，2003年电力、热力行业二氧化硫排放量87.23万吨，烟尘排放22.34万吨，分别占全省工业二氧化硫和烟尘排放量的56.6%和44.4%，皆居全省各行业第一位。电力、热力行业是造成我省二氧化硫污染的主要行业，特别是部分电厂建在城市市区，加大了改善城市空气环境质量的难度。

(三)工业污染源达标排放基础脆弱

目前全省已建成的火力发电厂(热电厂)二氧化硫污染治理多是通过使用低硫煤措施实现的。据对全省271家火电企业的调查，共有35吨/小时及以上锅炉717台，大部分采用的是低硫煤控制措施。由于我省低硫煤储量较少，低硫煤与高硫煤之间存在价格差异，受煤炭市场和经济利益影响，不少发电(热电)企业不按规定使用低硫煤，无法保证稳定达标。部分已上循环硫化床的发电(热电)企业，也未按要求添加石灰石，仅靠炉内脱硫很难做到稳定达标排放。

(四)新扩建火电项目多，新增排污总量大

“九五”期间各地新建、扩建了一批小热电厂和企业自备电厂，绝大部分没有配套建设烟气脱硫设施。“*”期间我省将新建成投产30万千瓦及以上火力发电机组的装机容量达432万千瓦，而且还将新开工建设650万千瓦装机容量火力发电机组。国家要求我省到*年二氧化硫排放总量要较2000年削减15%，即26.94万吨，仅“*”期间新建火力发电机组将增加二氧化硫排放量13.40万吨，削减二氧化硫排放总量的形势非常严峻。

(五)资金投入不足，环保执法监督能力薄弱

“九五”以来，我省环保投资占同期国内生产总值的比例一直低于发达国家和国内先进省市。其中用于大气污染源治理的投资仅为16亿元，远不能满足治理需要。在监督能力方面，全省17城市中，绝大多数企业未安装在线自动监测装置，环保部门对大气污染源的监督、监测主要采用人工方式，不能实施及时监控，难以形成强有力的监督，致使一些企业脱硫设施不正常运转，不按要求使用低硫煤。此外，二氧化硫排污收费明显偏低，对已建成脱硫设施的发电企业缺乏优惠政策，不足以促使企业积极进行二氧化硫污染治理。

第三章二氧化硫污染防治目标

我省火力发电厂(热电厂)二氧化硫污染防治目标是，2000年以后批准建设的新建、改建和扩建燃煤火力发电厂(热电厂)，按照国家“以新带老”和“三同时”的要求，必须配套建设脱硫设施，并与发电设备同时投运。2000年以前批准建设的燃煤机组，二氧化硫排放超过国家或地方排放标准的，要分期分批建设脱硫设施。大中城市市区和近郊不得新建、扩建燃煤纯凝火力电厂。严格控制新建、扩建以热定电的热电厂，热电厂也必须配套建设脱硫设施。国务院规定的关停淘汰5万千瓦以下的燃煤机组，要按期关停淘汰；到2007年1月1日，所有的燃煤电厂(热电厂)均应安装二氧化硫在线监测装置，并与环保部门联网。

第四章二氧化硫污染综合防治主要任务

一、加大现有发电(热电)机组的二氧化硫污染治理力度

*年底以前，“两控区”内重点火力发电厂(热电厂)，必须建成脱硫设施。2007年底以前，现状二氧化硫排放绩效高于全省平均水平的火力发电厂(热电厂)，“两控区”内各市建成区内的公用热电厂和企业自备电厂，必须建设脱硫设施；所有的火力发电厂(热电厂)安装二氧化硫在线监测装置，并与环保部门联网。2010年以前，非“两控区”内发电厂、热电厂和企业自备电厂必须建成脱硫设施。表1为*年底以前应建成的火力发电厂(热电厂)脱硫项目。表2为2007年底以前应建成的火力发电厂(热电厂)烟气脱硫项目。表3为2010年前非“两控区”应建成的火力发电厂(热电厂)烟气脱硫项目。

表1.*年以前应建成的火力发电厂(热电厂)脱硫重点项目

二、取缔淘汰小规模燃煤发电机组

严格落实国家有关政策，到*年底淘汰单机容量5万千瓦及以下的常规燃煤(燃油)发电机组，淘汰关停超期服役、达不到总量控制要求单机容量10万千瓦及以下的纯凝燃煤发电机组。到2010年底淘汰单机容量10万千瓦及以下的除集中供热、资源综合利用电厂以外的发电机组。

三、严格控制新建、扩建燃煤发电机组

要结合国家“西电东送”战略的实施，严格控制新建、扩建30万千瓦以下纯凝燃煤发电机组，特别是严格控制新、扩建13.5万千瓦及以下中小燃煤发电机组。凡新、扩建燃煤发电机组(热电机组)必须配套建设脱硫设施和主要大气污染物在线自动监测装置，采用低氮燃烧方式，严格执行“以新带老”的原则。热电厂建设要根据现状用热需求及预测用热需求合理布局，并应全部取缔供热范围内的分散供热小锅炉。建设燃用煤矸石、煤泥等资源综合利用热电厂或企业自备电厂，应与城市供热规划一致，并采取炉内脱硫和炉外脱硫相结合的方式进行脱硫。

第五章实施方案的保障措施

一、加强组织领导

为使我省火力发电厂(热电厂)二氧化硫污染防治实施方案得到切实落实，各级政府和有关部门要依据实施方案，把二氧化硫污染控制目标和重点脱硫治理项目纳入本地区环境保护年度实施计划。建立火力发电厂(热电厂)二氧化硫污染控制目标责任制。凡未按时完成脱硫计划的发电厂(热电厂)，要追究主要负责人的责任，并对上网额度进行调整。

二、深入推行二氧化硫排放总量控制制度

实行排污总量控制是污染控制的有效手段，是实现城市环境空气质量达标的关键。各市要采取各种有效措施，把二氧化硫排放总量分解落实到各个火力发电厂(热电厂)，确保控制目标的实现。严格控制新、扩、改建火力发电项目，对没有二氧化硫排放总量指标的，不再批准新建电厂；扩、改建的必须对其现役机组建设脱硫设施削减总量或淘汰本企业小机组，腾出总量指标用于新机组建设。“十一五”期间，按照公开、公平、公正的原则，根据当地允许的环境容量，运用排放绩效方法核定分配电厂的二氧化硫排放总量指标。

三、实行二氧化硫排放许可证制度

发放排污许可证是实行二氧化硫排放总量控制的基本手段。从*年起，要根据各级政府下达的二氧化硫总量指标，对火力发电厂(热电厂)发放排污许可证。凡2000年的现状二氧化硫排放绩效高于“两控区”平均排放绩效的火电厂，必须限期建设脱硫设施或其他减少二氧化硫排放的方法达到全省平均排放绩效指标，限期内发放临时排污许可证；低于“两控区”平均排放绩效的火电厂，可核发二氧化硫排放许可证。非“两控区”发电厂(热电厂)也要按照上述要求，开展二氧化硫控制和排污许可证工作。

四、加大二氧化硫排污费征收力度

全面落实国务院《排污费征收使用管理条例》，依法对排放二氧化硫的单位按照二氧化硫排放总量征收排污费，逐步提高二氧化硫排污收费标准。对超过排放标准排放二氧化硫的单位，由省、市政府或其委托的环保行政主管部门依法限期治理，并进行处罚。

五、实行鼓励控制二氧化硫排放的优惠政策

制定鼓励电厂建设脱硫装置的优惠经济政策和价格政策，运用经济手段鼓励我省发电企业控制二氧化硫污染的积极性。有关部门对建设脱硫设施的电厂和综合利用电厂，应提高其上网额度，在竞价上网中优先上网；在电网运行中，保证其全负荷发电时间。在国家出台不同地区发电环保折价标准后，抓紧组织实施，为脱硫火电厂的运行创造良好的政策环境。对建设烟气脱硫设施和在线监测装置并能稳定达标的企业，经审查批准可适当燃用高硫煤。建成脱硫装置的发电厂(热电厂)，在原上网电价的基础上给予适当优惠，具体政策由物价部门商有关部门制定。

六、加大二氧化硫污染防治资金投入

资金筹措是落实“两控区”污染防治“*”实施计划和本实施方案的关键环节。各级政府要建立健全环境保护资金筹措机制，加强环保投资力度，采取有效措施，充分利用国内、国外资本市场，引导企业、民间投资者和国际投资者对重点二氧化硫污染治理项目投资，积极争取国际金融组织贷款、外国政府贷款等优惠性国外贷款资金，优先支持重点二氧化硫污染治理项目的实施。

“两控区”现有污染源污染治理项目的投资，主要由企业自筹，省政府的污染治理资金，优先支持有积极性的重点二氧化硫污染治理项目的建设。新建、扩建和改建工程的治理项目投资，要按照《建设项目环境管理条例》要求，在建设总投资中列支。城市燃气工程、集中供热工程等城市基础设施项目的投资，主要由城市政府负责筹措。淘汰落后锅炉、窑炉和锅炉、窑炉改用清洁能源及其它项目投资由项目单位自筹。

七、试行二氧化硫排放权交易制度

继续按照国家环保总局的安排，开展二氧化硫排放权交易的研究和试点。在实行总量控制和排污许可证制度的基础上，开展排污企业间二氧化硫排放指标有偿转让试点，逐步建立二氧化硫排放权交易制度。对完成脱硫设施建设并能稳定运行的电厂，鼓励优先交易其富余的二氧化硫排污权。“*”期间新投产发电厂(热电厂)或其他重点二氧化硫排放源在脱硫前提下仍无总量指标的，必须通过削减当地现有污染源的排放量进行调整，无法调整的，可向排放量小于当地下达的总量指标的企业购买。

八、促进脱硫环保产业发展

加强二氧化硫污染防治技术的研究、筛选和推广，推进技术和装备国产化进程，促进环保产业发展。积极鼓励、引导民间资本、国外资本采取BOT、承包运营等方式参与脱硫设施的建设、运营。有关污染治理技术的研究与开发，应列入省及地方年度科研计划和中长期科技发展规划。制订二氧化硫治理技术政策和脱硫项目建设、运营招投标规定，逐步形成规范化的脱硫市场。

第六章环境管理基础能力建设

一、建立城市环境空气二氧化硫污染监测网

我省“两控区”内设区城市已按照国家空气质量优化布点监测规划的要求设立了环境空气质量自动监测站。*年底前，各县级城市也要具备对环境空气质量进行自动监测或连续24小时采样实验室分析的能力，实现对二氧化硫、二氧化氮和可吸入颗粒物三项污染物的监测。2007年底前，“两控区”内各县级城市都要具备对环境空气质量进行自动监测的能力。2010年底前，所有县级城市和30个强县的县城都要具备对环境空气质量进行自动监测的能力。

二、加强对二氧化硫排放源的监测

到2007年1月1日，所有的燃煤电厂都要安装二氧化硫在线监测装置，实现与环保部门联网，建立发电企业履行环保义务的机制。

电厂热工监理工作总结篇（3）

随着科技进步,在原来火力发电的道路上电厂的热工自动化逐渐发展形成。现在,我国火力发电技术不断地从相关的学科中汲取最新科研成果而得到迅速发展和完善。现在的电厂热工自动化技术的发展进步是空前的:首先作为机组的主要控制系统DCS,已在控制结构和控制范围上发生了巨大变化;再有厂级监控和管理信息系统、现场总线技术和基于现代控制理论的控制技术的应用,为热工自动化系统增添了新鲜活力。

1、热工自动化的现状

热工自动化技术是一种综合性高新技术,为了实现生产安全、增加产量、提高质量、降低消耗、减员增效。它运用控制理论、智能仪器仪表、热能工程技术、计算机技术和其他信息技术,对热力学相关参数进行检测、控制,从而实现对生产过程的检测、控制、优化。顾名思义,它主要是自动控制锅炉、汽机和其他辅助设备的运行,使机组在安全、经济的条件下自动适应工况变化。采用热工自动化技术,可以很大程度地降低成本和能量消耗,给企业带来巨大的经济效益,因此发电企业都非常重视热工自动化产品的选择和使用,当然,热工自动化技术有利于节能减排,因此国家对热工自动化技术开发研究也非常重视。

高速化、智能化、一体化、透明化是电厂热工自动化系统的发展趋势。目前,SIS技术逐渐成熟、DCS系统的进步发展和迅速应用现场总线,火电厂掀起了一股信息化建设的高潮。只有做到电气控制和汽轮机、锅炉控制形成体,中国火电厂自动化进入到国际先进水平行列才有实现的可能。

2、热工自动化技术的发展

2.1 单元机组监控智能化是热工自动化的发展方向

随着机组DCS系统的推广使用,单元机组的监控情况得到很大改善,可惜的是监控的智能化程度在整个电力行业提高程度并不是很大。随着科技日新月异的进步,单元机组监控智能化将会成为不可阻挡的趋势,所以在未来的几年中,信息智能化仪表和软件将要在火电厂实现推广和使用,比如,智能管理仪表的软件,可以自动地跟踪并把仪表运行的过程中的综合状态的变化情况记录下来。还可以对现场智能传感器进行在线远程组态和设置参数、远修正因为安装位置及高静压导致的零位飘移,高准确度地且自动地计算和标定各种误差,最后可以形成一个标定曲线及报告;新的一些故障预测、诊断和维修等软件,对于提高单元机组的运行安全,尽最大可能的挖掘单元机组的潜力方面具有重大作用。采用智能化的报警软件可以各种报警信号研究分析、分类统计,分析、判断单元机组的运行状态和趋势;同时机组监控的智能化也会导致单元机组检查维修方式的改变,主动式的、预测性为主的维修方式是未来的发展方向,前期的那种定期、被动式维修方式将被取代。

2.2 单元机组监控系统的物理配置趋向集中布置

以往一个集控室通常是一台机组单独使用或者是二台单元机组合用,在锅炉、汽轮机房或者其它的主设备旁边,把电子监控室分为几个很小的电子设备间,分别布置。这样做的好处是可以节约电缆。可是现在随着计算机技术的不断发展、监控管理水平也不断深化,单元机组的容量也提高很多。现在出现了一种新的概念,全厂的机组都集中在一个控制室里边,这样把机组的电子设备间集中起来。

2.3 DCS和现场总线相互依存发展

目前作为一个完整的现场总线控制系统还很难快速地应用于整个火电厂,而目前DCS系统虽是火电厂在线运行机组的主流控制系统,可是因为它的检测和执行等现场仪表信号还是运用旧的模拟量信号,控制过程的视野在一定程度上被限制,不能满足工程师进行诊断、维护和管理等要求。因此在将来相当长时间内,现场总线需要和PLC、DCS结合起来,互补优缺,依存发展。如果现场总线想要发展自己的应用空间则需利用DCS和PLC平台,而DCS和PLC系统若想完善自身功能就需要借助于现场总线。

现场总线若想迅速地应用于火电厂是不能离开PLC系统的。原因在于以下几方面:首先火电厂辅助设备的控制主要采用PLC系统,为了在辅助设备的控制中获得较好的经济效益,现场总线技术及相关产品需融合进PLC,使之成为PLC的内部组成部分或者是延伸部分。另外一个原因是PLC系统的制造商与现场总线的制造商之间存在着紧密的联系。此外,与相互独立的DCS和FCS,FDCS系统相比,传统的DCS和FCS和FCS和DCS的融合成的FDCS结合,电气保护测控单元通过FCS系统进入FDCS,有助于实现热工电气控制的一体化操作,有无比拟的优越性。

2.4 电厂三维技术的应用

随着科技的发展,三维技术在电厂设计中逐渐得到推广和应用。将各专业的设计和三维模型全部都参数化,然后以数据的方式放于同一个数据库里,查看、漫游三维模型里的所有参数,用三维模型的形式把一切都展现出来,这样既可以进行可视化的观看,又能进行数字化的管理。同时三维和二维相互联系起来,这样三维和协同技术结合起来,对创建数字化的电厂管理提供了很大帮助,意义深远。

2.5 节能环保高压变频技术应用

当今社会发展大力倡导建设资源节约型、环境友好型社会。火电厂必须要顺应节能环保的趋势,与科学发展观相协调,因此利用高压变频技术是当前电厂工作的一个重点。变频器是现阶段实施变速驱动的主要手段。高压变频器经过十几年的发展改进,在设计技术、制造技术和电子元件质量方面有很大进步,其技术成熟、造价也不高,国内有许多的厂家生产,许多电力公司应用十分广泛。

参考文献

电厂热工监理工作总结篇（4）

中图分类号：TM76 文献标识码：A

随着科学技术的日新月异，我国电厂的科学技术也发生了翻天覆地的变化。其中，电厂的热工自动化技术最为突出，电厂的热工自动化系统的最主要的部分就是控制系统DCS，它在控制结构和控制范围上都发生了极大的改变，监控系统、总线技术和管理系统的投入使用，为热工自动化技术的发展注入了新的活力，热工自动化技术迈向了一个崭新的舞台。

1 热工自动化技术的概念

热工自动化技术主要是运用自动化系统控制发电过程的情况下，控制发电过程中产生的数据的测量、报警和自动保护、信息处理等，以求无人操作但能正常运行。为了保障发电设备的安全，在发电厂的设备投入生产的过程时，要对设备的运行状况、投入与产出的比例进行自动化控制，降低重大事故的发生率，同时也减少资金成本投入，扩大了经济效益。一般情况下，电厂自动化系统由自检系统、控制系统、报警系统、保护系统四个子系统组成。

2 我国热工自动化技术的应用现状

在二十世纪五十年代初期，我国机组的单机容量较小，并分开设置控制盘，而且还要求工作人员24小时轮流值班进行操作与控制，这一时期，通过传递函数描述的是热工自动化理论的雏形，完全靠手工和人力顶着，生产力低下，设备效率低，空气污染严重，经济效益上不去。

在二十世纪六十年代，再热机组把锅炉和汽轮机连成一个统一的整体，提高生产效率。并开始着手研究利用计算机进行监视和控制的工作，由于当时的计算机的安全性和可靠性都非常低，因此必须保留全套的控制装置和仪表设计，以确保机组正常的运行。这一时期的热工自动化的理论基础是状态空间分析方法，为热工自动化的实现奠定了基础，为计算机引入工业生产的过程中奠定了一个良好的基础，拥有了一个不错的开端。

到了二十世纪七十年代，我国为了提高热工自动化的水平，分别从日本、意大利和法国引进了成套的、单机容量大的再热机组，同时也把先进的自动化监视系统带到了中国，这一时期形成了第三代控制理论。因为电力生产的过程很复杂，再加上受到很多因素的妨碍，给精确数学模型的建立提高了难度，且难度无法想象。

在二十世纪末，我国的电力系统又有了突飞猛进的发展，在电力系统的日常工作和生产中广泛的应用DCS控制系统。在我国的300MW以上的电机组中，大部分都是使用运行时安全性能和经济性能都比较高的DCS系统进行控制。随着PC和DCS的出现，在计算机可视化软件的基础上，工作人员的有效操作有了极大的提高。随着科学技术的发展，DCS和PLC之间的界限也变得越来越模糊不清，甚至有合二为一的趋势。绝大部分的PLC都有通讯接口，这就在一定程度上增加了故障停机的概率，反而对DCS的连入有极大帮助。在管理信息化的过程中，可以把DCS中运行的数据参数输送到MIS系统中，进行数据的再加工与共享。

电子技术的迅猛发展，带来了DCS系统的结构变化，DCS系统应用技术向着单元机组的一体化控制系统方向发展，既可以降低故障环节的次数，又可以减少信息传递的途径，从而提高DCS系统的可靠性能和安全性能，为DCS系统的发展注入了新的能量和活力，推动DCS系统的快速发展。

3 热工自动化技术的发展前景

国家提出的“可持续发展”战略，热工系统将向智能化、环保化、网络化发展，将不断的减少它的操作步骤，向一体化发展。

（1）单元机组监控智能化

DCS系统在单元机组中的广泛应用，DCS系统的投入使用使机组的监控系统更加完善化。但是，电力行业却没把机组监控提高到智能化的程度，依然费时费力，工作效率也不高。虽然我国的化工、冶金行业都广泛运用智能化监视控制系统，并大大提高了经济效益，但是，智能化的监视控制系统在我国电力行业中的应用还是一个新生事物，属于刚起步阶段。随着电子技术的不断发展，电厂的单元机组将向智能化、自动化发展，这是不可避免的发展趋势。因此在电厂未来发展的过程中，单元机组监控智能化在电厂应用会越来越广泛，这是社会进步与经济发展的具体表现。

（2）过程控制优化软件广泛应用

电厂热工自动化控制技术将沿着提高模拟量控制系统的调节范围和品质指标的方向发展。在二十一世纪的今天，电力行业的竞争激烈程度不断加剧，通用性强、易操作的优化控制专用软件在电厂的应用中颇受好评，并得到进一步的发展与推广，优化控制专用软件的经济效益非常明显、安装操作非常简单方便、通用性又非常强。SIS系统与生产实际相结合，进行技术创新，使自身的应用技术向着成熟化发展，在信息技术的应用中发挥着比较明显的作用，以确保电厂安全、高效、环保运行。

（3）现场总线与DCS互相依赖生存

在未来电力行业的发展过程中，现场总线总是与DCS系统、PLC系统的联系紧密，密不可分。它们之间相互依赖共同生存，共同发展。以DCS系统和PLC系统为基础，现场总线能够很好的扩大自身的应用空间，而DCS系统和PLC系统则要依赖现场总线来达到完善自身的功能的目的。

（4）监控系统趋向集中化

过去通常情况下，一个集控室是由一台或者两台的机组使用，电子室又被分成很多个小型的电子设备间，分布在主设备的周围，其目的主要是为了节省电缆，这就导致了每个电厂都会有多个辅助车间存在，加大了日常工作的工作量。随着计算机技术的不断更新，管理水平也在不断的提高，机组容量不断扩大，也就导致了全厂的单元机组容于一个控制室，监控系统趋向集中化发展。由于电厂单元机组的电子设备间越来越集中，使用I/O柜的配置方式来分配现场的监视信号，它们大多都是远程的，例如：浙江省国华浙能宁海发电厂的四台机组由一个控制室进行监控，使单元机组电子室比较集中，促进了机组运行管理水平的提高，减少了工作量，提高了经济效益，获得了科技创新的国家金奖。

（5）无线测量技术的运用

无线测量技术在电力行业的运用，不仅能对运行的过程实施监视和控制，而且还能够获得必要的关键信息，通过对各种信息的整合分析，最后进入DCS系统。既能够节省大量的资金投入，又能够推动和改善自动化技术的发展过程。例如供热和污水区域的测量等，这些对工作人员身体健康产生不良影响的工作区域，都可以采用无线测量技术进行远程的监控，既能改善工作人员的工作环境，又能获得日常工作所需要的数据，一举两得，何乐而不为呢。

（6）热工自动化系统的可靠性提高

热工自动化系统的软件和硬件的性能与质量都存在着非常大的矛盾；逻辑控制的完善性和合理性也存在着严重的不足，至于热控人员的检修和维护水平就更不用说了，更是存在着一些问题和安全隐患，这些存在的问题和不足，就导致了热控保护系统引起的机组跳闸事件发生率不断攀升。电力企业面临着严峻的考验和生产危机。随着市场竞争激烈程度的不断加深，电力行业要牢固树立并按照“安全第一，预防为主”的方针执行下去，在秉承效益优先原则的同时，不忘生产的安全，从热工自动化系统的可靠性开始入手，不断进行先进技术的研究，以创新技术为目的，实现热工自动化系统的不断发展与进步。

（7）机组检修、运行以及维护方式将改变

随着电力市场竞争的不断激烈，电力企业将改变机组检修、运行以及维护方式。为了实现经济效益大幅度提高的目的，电力企业除了多多提高发电量以外，还得提高机组的利用效率，缩减生产人员的日常配备，加强与设备检修企业的联系，利用他们所具备的专业知识来提高电厂的劳动生产效率。因此，电力企业将不再聘用检修维修人员，机组检修、运行以及维护方式将被彻底改变，检修维修工作社会化是电力行业提高经济效益，减少资本投入的有效途径。DCS系统向各个功能领域渗透它的一体化，重新调整与明确将电厂内的分工，使电力企业不断协调化与信息化。

（8）推广辅助车间系统集控

随着经济的不断提高，发电厂也在不断的发展与完善，因此对操作人员的素质要求也在不断的提高，辅助车间因此也得到了全面地推广。在全面推广的过程中，辅助车间存在的问题与矛盾越来越突出。辅控系统之间要保持通信信号的不间断性，就得通过多模光缆来确保通信信号的稳定性与可靠性，为了避免不必要的麻烦，各辅助控制系统的通信接口协议和物理接口，应事先规定好各接口的型号，最好能够统一接口型号。在选择辅助车间的控制系统时，为了操作简便，最好也是选用统一的人机界面以及操作方式，使得各个系统都能够方便、快捷的进入BOP网络。电力行业的应用设备也将向着统一化、简便化、一体化、智能化、灵活化发展。

结语

从总体而言，热工自动化系统向着智能化、一体化、透明化和高速化的发展趋势，是社会进步与科学技术发展的必然结果。现代控制理论在电力行业的投入使用，是对热工调节系统指标的一个巨大的挑战，计算机技术在不断地创新，故障信息系统也随之不断的更新发展。热工自动化系统中的DCS系统的应用，不仅完善了热工自动化系统的安全性与稳定性，更是提高了生产效率，还降低了成本投入，改善了工作人员的工作环境，确保了电力行业生产与运行的安全性。

参考文献

[1]常志超.论电力行业热工自动化系统的未来发展动向与前景[J].科技资讯，2013（01）.

[2]孙长生，项谨，丁俊宏，王蕙.热工技术监督工作现状分析及拓展[J].电力技术，2009（12）.

电厂热工监理工作总结篇（5）

学习是明确政治方向，提高自身素养的必然要求，也是提高自身能力水平的重要途径。作为一名基层干部，我始终把加强政治理论学习放在首位，通过加强学习不断强化自身党性修养，提高政策理论水平和能力水平。因此，在坚持学习马列主义基本原理、邓小平理论和“三个代表”重要思想的同时，还认真学习胡总书记的“科学发展观”的重要思想和党的十七大五中全会精神。通过不断学习，进一步增强了党性，提高了自身政治觉悟和道德品质修养，增强了工作的开拓和创新意识，事业心和责任感大大增强，勇于面对困难，敢于面对矛盾，始终保持奋发有为的精神状态。

同时，根据日常工作的要求，努力加强业务知识的学习，力求不断提高自身实践能力。一方面，系统地学习电力工程施工技术、项目施工管理、工程监理等方面专业理论以及规程规范，以求弥补专业上的欠缺，更多地丰富自身的专业知识，提高自身的工作水平。同时认真学习有关法律法规知识，包括：道路交通安全法及其条例、建筑法、公司法、招投标法、劳动合同法实施细则、国有企业领导干部廉洁从业若干规定等。把学习融入到具体的工作实践中去，缺什么补什么，努力拓宽知识面，更新知识结构，不断用科学理论和先进知识武装头脑、指导实践。

二、扎实工作，认真履行岗位职责

2010年是监理公司发展史上重要的一年，经过业务整合，公司在建项目、人员大幅增加，经营规模迅速扩大。一年来，紧紧围绕市场开发、精细化管理等中心工作，积极配合公司一把手，努力开拓市场，内抓管理，外抓监理服务质量，力争确保全年各项经营目标顺利实现。

首先，积极开拓市场。在集团公司年初工作会制定的“做大火电、巩固输变电、扩大新能源、拓宽新领域”的总体市场战略指导下，在当前国内火电建设项目明显萎缩，电力市场竞争不断加剧的困难形势下，进一步加大项目信息搜集、筛选和跟踪力度，积极组织进行国内火电、输变电及风电、光伏发电等新能源监理项目的投标。先后进行了大唐武安煤矸石电厂（2300mw机组）新建工程、陕西煤化热电站工程、贵州盘县电厂改建（1660mw）工程、廊坊市城市生活垃圾焚烧发电工程、国电西安西郊热电厂“上大压小”（2350mw）工程、淮北临涣煤泥矸石电厂二期（2300mw）工程、成都祥福生活垃圾焚烧发电工程、陕西府谷清水川煤电一体化项目电厂二期（21000mw）工程、国电新疆克拉玛依2350mw热电工程、国电新疆库车二期（2330mw）扩建工程、陕西有色榆林铝镁合金项目配套5330mw工程、新疆喀什250mw、和田225mw应急电源燃机电站工程、神华新疆准东五彩湾2350mw热电工程、拉萨燃机电厂(1180mw)工程、重庆铝业热电2330mw工程、新疆华电喀什二期2300mw热电工程、国电兰州热电联产上大压小(2350mw)改建工程、广西方元电力鹿寨上大压小热电联产2300mw工程等近二十个火电工程监理项目和国电定边繁食沟风电场（49.5mw）工程、大唐定边风电厂一期（49.5mw）工程、华能靖边风电场一期(49.5mw)工程、大唐韩城(4600mw)机组脱硫改造工程等10个风电、脱硫、光伏电站等项目，以及陕西省电力公司2010年第一至第五批集中规模招标项目、750kv凤凰变电站、500kv西昌—沐川送电工程等输变电工程的监理投标。其中陕西煤化热电站工程、成都祥福生活垃圾焚烧发电工程、陕西府谷清水川煤电一体化项目电厂二期（21000mw）工程、国电克拉玛依2350mw超临界热电工程、神华新疆准东五彩湾2350mw热电工程、重庆铝业热电2330mw工程、国电兰州热电联产上大压小(2350mw)改建工程等七个火电项目以及大唐定边风电厂一期（49.5mw）工程、华能靖边风电场一期(49.5mw)工程、大唐韩城(4600mw)机组脱硫改造工程、新疆华电哈密56机组脱硫技改工程、大唐灞桥电厂脱硝工程等项目成功中标。

预计今年新签合同额将超过7000万元，超额完成全年开发任务，为公司今后几年的发展奠定了良好的基础。

其次，积极做好新开工及在建项目的人员安排工作，保证监理服务质量。克服今年新开工项目多、专业人员紧张等困难，多渠道挖掘人才，积极做好安排人员进点、后勤保障等工作，确保项目的顺利开展。参加现场生产安全会，协助项目部搞好现场监理工作。在今年在建项目多、管理任务重的情况下，现场工作平稳推进，质量、安全可控在控，公司监理服务质量进一步提高，西北电建监理品牌声誉得到维护和提升。

做好公司的各项经营管理工作。作为分管经营的副职，充分发挥好助手的作用，公司上下，齐抓共管，不断完善公司的各项管理制度，狠抓预算管理，严控各种费用支出，积极催收监理费，及时回收资金，保证公司正常运转。经过大家共同努力，今年各项经营指标完成较好。

此外，积极参与中电建企协监理专委会工作，不断扩大西北电建监理的影响。监理公司作为电建企协监理专委会第三届副会长（已三届连任），在行业内享有较高威望。今年积极参加协会工作，参与修订《电力建设工程监理市场行为规则》、《电力建设工程监理从业人员管理办法》，参与制订《电力建设工程监理市场监督检查实施细则》，并作为电力建设工程监理市场监督检查小组成员，积极参与市场监督检查工作，共同维护市场环境。

三、廉洁自律，认真落实党风廉政建设责任制

积极参加公司党委及支部安排组织的各项学习和警示教育活动，认真学习中央及上级关于廉洁自律的有关规定，并对照自己在工作、生活中的所作所为，严格进行自查自纠。认真落实党风廉政建设责任制，抓好分管项目部的党风廉政建设工作，自觉担负起落实党风廉政建设的职责，做到“三个带头”即带头廉洁自律、带头遵守公司的各项规章制度、带头做到“两手抓、两手都要硬”。作为一名基层党员，我时常提醒自己，要按照共产党员的标准严格要求自己，时刻绷紧廉洁自律这根弦。始终坚持政治思想学习，不断加强党性修养，常思常想，不断增强抵御各种诱惑的自觉性。严格遵守法律、法规和各项廉政规定，廉洁从业，不，做到大事讲原则，小事讲风格，自觉维护内部的团结，关心、团结同志，树立一名基层党员干部的良好形象。

电厂热工监理工作总结篇（6）

火电厂热工仪表自动化技术是火电厂建设中非常重要的一项技术支撑，它专门为火电厂建设服务，可以有效促进火力发电过程中相关技术和相关问题的解决，该技术以各种仪表设备如程控仪表、地表计等为主，并通过电缆把各个部分连接到一个可控闭合回路中，以此强化对工作机组的检测与调节，提高工作机组的自动化。而该技术的安全性能也需要经受考验，下面本文首先将介绍一下该技术的具体内涵和特征，接下来具体分析一下热工仪表自动化技术的发展现状，最后总结一下该技术的未来发展趋势。

一、火电厂热工仪表自动化技术的内涵与特征

（一）火电厂热工仪表自动化技术的内涵

火电厂热工仪表自动化技术是在电厂运行的过程中，相关设备的操作与各种数据的处理等基本实现操作自动化的一项新技术，该技术在实际运用的过程中把电子计算机技术与高智能仪表设备联接起来，并依据热能工程控制理论，对火力发电过程中的热力电能参数进行有效监测和控制，把各种仪表设备连接成一个可控性很强的闭合回路，该技术可以有效增强火力发电过程中的安全性。保障安全的原理这样的：对锅炉蒸汽设备以及其他辅助设备进行自动化监控和管理，对于不定变化的工况情况进行自动化改进适应，以此来达到无人控制、自动监管的效果。目前，该技术的发展已朝着高智能化、综合自动化和热气电工综合控制一体化的方向迈进，发展前景是非常光明的。

（二）热工仪表设备的特征

1、在现代能源开发的智能技术协助下，热工仪表自动化技术实现了智能自动化，热工仪表设备逐渐实现智能化发展，对整个操作系统的控制也有效实现了高度智能化，先进的电子和计算机系统被广泛融合到该技术中，一系列的先进数据分析软件也被开发出来，该类软件的数据处理功效更加的准确和先进，可以有效促进该技术的发展；

2、火电厂热工仪表技术综合运用了现代的高新计算机技术和信息技术，运用了最新的热能工程技术和控制理论，实现了对发电过程中工作机组以及整个操作系统的有效监测和控制，对不定变化的工况信息及时反馈，并采取相应的自动化控制措施，安全高效，可以有效提升火电厂发电的经济效益。

二、火电厂热工仪表自动化技术的应用现状及其未来趋势

（一）火电厂热工仪表自动化技术的应用现状

火电厂热工仪表自动化技术在国内外都得到了长足发展，目前该技术已经被广泛应用到电力企业的革新和发展中，是电力企业发展和进步的技术源泉。首先，从该技术的应用范围来看，热工技术已经被广泛应用到国内各型电力企业中，已经成为国内电力企业技术发展的一项重要标志；其次，从该技术自身发展脉络来看，该技术已经实现了由组装仪表向数字仪表的跨越，整个系统设备的自动化控制性能也已得到显著提升，CRT显示技术的广泛应用，促进了火电厂发电过程的有效监控，安全性能大大提升；计算机技术被广泛应用到该技术中，一般的发电厂都配有大中小型计算机，工作性能准确性高，而且热工保护方面的措施到位，可以有效处理各种突发状况。

（二）火电厂热工仪表自动化技术的未来趋势

国内外热工仪表自动化技术的不断革新与发展，使得该技术的发展与应用前景还是非常乐观的，该技术在发展过程中被赋予更高的技术标准和要求，来满足现代电力企业发展不断增长的实际需求，其未来发展趋势主要表现在以下几个方面：

1、生产过程的整体管控，实现全方位综合自动化。该技术在生产过程表现出的突出特点是技术与资金的高度密集，数据众多，产品即产即销等，因此，在该技术发展的整个过程中必须实现生产过程的整体管控，将生产过程作为一个整体进行有效的控制和管理，这就是我们常说的热工仪表综合自动化技术。实际践行该技术的过程中需要实现信息共享，要坚持把企业的发展目标作为出发点和落脚点，为企业管理和过程运行提供充分的信息支持，综合处理厂级监控、过程监控等数据，实现资源优化配置，提高经济效益。

2、强化热气电工控制系统的一体化，实现智能装置“就地化”。目前，国内热工仪表自动化技术主要采用现场总线控制系统，技术人员在对工作仪表进行诊断、管理和维护的过程中，检测与执行信号之间靠模拟量信号进行传输，难以达到技术人员的工作需求，限制实际测量效果，因此，急待热气电力控制一体化技术的研发与应用，来弥补这一不足。热气电工控制一体化技术可以有效满足自动化控制的技术要求，还可以做到就地安装智能装置，有效传输了信息，节省了电缆，又提高了效率又节省了成本。

3、组态软件的创新与应用，实现热工仪表自动化技术的高性能化。目前各电力企业所应用的热工仪表自动化技术尚未实现人机智能对话，影响了工作效率和工作质量。如今各种先进的组态软件、各种新概念与新功能的引进，有效满足了该技术的高性能发展需求。比如实时数据库、SCADA等先进技术，有效优化了自动化技术的软件配置及结构，相关的监控软件更加的精确准确，实现了该技术的高性能发展需求。

结束语： 热工仪表自动化技术是电力企业安全生产和高效生产的技术基础，也是其正常运行和有效管理的技术保障，更是现代电力企业技术发展的重要标志。因此，在实践过程中深化对该技术的研究与开发，具有非常深远的社会效益。我们需要综合各类先进理论与技术，使之和谐融合到热工仪表自动化技术的发展中去，努力实现热工仪表自动化技术的科学化、智能化发展，提升电力企业对整个国民经济发展的贡献，促进电力企业的经济效益和社会效益。

参考文献

电厂热工监理工作总结篇（7）

在现代电力市场化改革不断深入的今天，电厂自身管理工作的开展成为了影响电厂综合市场竞争力、影响电厂经济效益的关键因素之一。作为电厂设备的重要组成部分，电气自动化系统关系到电厂设备的使用安全、关系到自动化监控系统的稳定运行。针对电厂电气自动化系统对电厂设备安全的影响，现代电厂应加强电气自动化安全管理工作的改革。通过电气自动化安全管理方式方法的改革、通过电子自动化安全管理工作的强化保障电气系统的安全稳定运行，避免电气系统故障对机组安全的影响。以电气自动化安全管理为基础提高机组运行安全性、稳定性，以电气自动化安全管理为重点保障电厂电气自动安全性。

1 电气现场总线控制系统的发展及现状

随着电厂自动化水平的不断提高，电气系统采用计算机控制已成为当前设计的主流，控制方式也从单纯的DCS监控逐步向具备故障分析、信息管理、设备管理、自动抄表、仿真培训等高等级运行管理功能的方向发展，由此又推动了现场总线技术在电厂电气控制系统中的应用。火力发电厂机组电气系统控制方式到目前为止经历了3个阶段：

1.1 第1阶段，采用强电一对一控制方式，在主控室设模拟控制屏，受控对象的控制开关、状态显示、监视仪表及中央信号等元件均独立设置于控制屏上。

1.2 第2阶段，随着主机设备DCS的应用和发展以及热工自动化水平的提高，主控室电气控制与热工控制相互不协调的矛盾开始显得十分突出，为此，人们提出了将电气系统纳入DCS控制的设想及原则，在2000年之后已逐步运用于电厂。但限于DCS的I/O测点容量有限，送入DCS的电气信息量比较有限。

1.3 第3阶段，20世纪90年代中后期，计算机网络控制技术开始运用于变电站。变电站计算机监控系统首次在电气控制领域引入了现场总线技术，并取得了成熟的运行经验。电气设计人员提出了将现场总线运用于厂用电控制系统的设想，从而推动了各种电气智能化控制设备的迅猛发展。近几年，全国已有数十家运用现场总线技术的电厂投入运行并得到用户认可。以现场总线技术为基础的电气控制系统已逐渐成为当前电厂设计的主流。

2 电气现场总线控制系统的监控对象

电气现场总线控制系统的监控对象主要有：发电机 - 变压器组，其监控范围主要包括发电机、发电机励磁系统、主变压器、220kV 断路器；高压厂用工作及备用电源，其监控范围主要包括高压厂用工作变压器、起动 - 备用变压器等；主厂房内低压厂用电源，其监控范围主要包括低压厂用工作和公用变压器、照明变压器、检修变压器和除尘变压器等主厂房的低压厂用变压器；辅助车间低压厂用电源；动力中心至电动机控制中心电源馈线；单元机组发电机和锅炉 DCS 控制电动机；保安电源；直流系统；交流不停电电源。

3 电气现场总线控制系统配置

每台机组配置现场总线控制系统（field-busco nt rol sys-tem，FCS），将机组电气系统的发电机-变压器组、单元机组厂用电系统和公用厂用电系统都纳入FCS，FCS作为DCS，在DCS操作员站实现对电气系统的监控，并通过冗余配置的通信服务器在站控层与DCS进行连接。

3.1 网络结构

电气FCS采用分层、分布式计算机控制系统，在系统功能上分层，设备布置上分散。网络结构为3层设备2层网方式，3层设备指监控主站层、通信子站层和间隔层，2层网指连接监控主站层与通信子站层的以太网以及连接通信子站层与间隔层的现场总线网。监控主站层由双冗余的系统主机、工程师站、网络交换机和负责与DCS及厂级监控系统（SIS）通信的双冗余通信服务器等组成，通信子站层主要由安装于电气继电器室的多串口通信服务器和安装在各配电室的通信管理机组成，间隔层设备主要包括安装在电气继电器室、6kV开关柜和 380V 开关柜的智能测控装置、综合保护测控装置、电动机控制器和智能仪表等。通信管理机与监控主站采用双冗余的光纤以太网连接，与间隔层设备可根据设备情况采用 Profibus，LON，CAN，工业以太网或其它现场总线进行连接，其主要功能除完成对各综合智能测控单元的数据进行管理外，还完成实时数据的加工和分布式数据库的管理工作。公用厂用电系统的站控层以太网独立组网，通过通信网关分别与机组自动化系统以太网连接，共用单元机组的工程师站，并通过软、硬件闭锁手段只能接受一台机组控制系统的操作指令。

3.2 数据采集

对发电机-变压器组、高压厂用变压器及起动-备用变压器，除少量模拟量信号、高压侧断路器、隔离开关、接地开关位置信号、控制回路断线及允许远方操作信号、发电机-变压器组及起动-备用变压器所有控制量信号采用硬接线直接与DCS连接外，其它监测信号均通过专设的测控装置接入FCS，再以通信方式送DCS。电气专用装置如发电机-变压器组及起动-备用变压器保护、电压自动调整装置（AVR）、同期装置、故障录波、厂用电快速切换、柴油机、直流系统以及交（直）流不停电电源（UPS）系统等均设有通信接口，通过多串口通信服务器接入FCS。电厂厂用电源分高压厂用工作及备用电源、主厂房低压厂用电源系统和辅助车间低压厂用电源系统，主厂房低压厂用电源包括低压厂用工作和公用变压器、照明变压器、检修变压器和除尘变压器及其 380V 配电装置等，辅助车间低压厂用电源包括输煤系统、工业废水处理站、翻车机、循环水系统、补给水系统变压器及其380V 配电装置等。为与本工程水、煤、灰辅助系统集中控制的思路相适应，辅助车间厂用电源系统均纳入机组 DCS监控。针对热控水、煤、灰单独设置控制点的方案，辅助车间 380V 电源系统也可纳入相应可编程序控制器（PLC）控制。为使控制系统接线更加简单，对主厂房重要厂用电源如 6kV 厂用电系统及锅炉、汽轮机、主厂房公用系统等，采用硬接线和现场总线相结合的采集方式，即重要 DI 信号（如断路器合闸位置、断路器跳闸位置、允许操作、故障）和 DO 信号（如断路器合闸指令、断路器跳闸指令等）保留硬接线，回路其它所有信息均通过现场总线以通信方式送入 FCS 及DCS；而对机组不重要厂用电源如检修、照明、电除尘及辅助车间厂用电系统等，取消厂用电电源系统全部的硬接线，完全采用通信方式进行监视和控制。对单元机组电动机，由于与机组热工系统联系紧密，采用硬接线和现场总线相结合的采集方式，同时，要保留和监控逻辑有关的重要信息，采用硬接线的方式，接入 DCS 中进行监控。FCS 采集的供电气系统分析管理的信息如各保护整定值、故障时电流和电压波形等数据，送入 FCS 的工程师站进行分析处理，不送入 DCS，但可以通过独立的通信接口送入 SIS 和管理信息系统（MIS）。

4 电气现场总线控制系统总线的选择

现场总线技术主要应用于厂用电系统，其控制系统有以下几个特点：

4.1 厂用电系统实现的是顺序控制，即数字量控制，模拟量信号仅作监视，不参与系统逻辑控制，与热工模拟量过程控制有本质的区别。

4.2 控制系统中某些功能对动作时间及响应速度要求很高，这些功能通常由继电保护、快切、备自投、故障录波器等电气专用装置实现，所以可以适当降低通过总线实现信号检测与快速控制能力的要求，但仍然比热力生产过程控制要求高。所以厂用电系统宜采用高速现场总线。

4.3 厂用电系统控制对象较多，信息量大。

4.4 电气配电装置分散于电厂整个厂区，应用于大中型电厂时，要求采用传输距离较长的总线。

电厂热工监理工作总结篇（8）

Abstract: With the development of power plant automation level of the continuous improvement, field bus technology has been widely used in power plant. This paper analyzes the technical features and advantages, and through the practical application has proved.

Key words: FCS; field bus control technology

中图分类号：O231.1文献标识码：A 文章编号：2095-2104（2012）

引言

现场总线控制技术作为数字通信网络的基础，沟通了生产过程现场及控制设备之间及其与更高控制管理层次之间的联系。它不仅是一个基层网络，而且还是一种开放式、新型全分布控制系统。它作为智能设备的联系纽带，把挂在总线上作为网络节点的智能设备连接为网络系统，并进一步构成自动化控制系统，实现基本控制、补偿计算、参数修改、报警、显示、监控、优化及一体化的综合自动化功能。

1项目概况

华电新疆发电有限公司昌吉热电厂2×330MW热电联产工程化学水处理工艺系统（中水、锅炉补给水、废水、汽水取样工艺系统）采用基于Profibus现场总线控制系统。整个化水岛系统能实现集中监控、自动运行，并与辅网监控、SIS等系统连接。

2 现场总线控制技术在化学水系统应用趋势

针对目前火力发电厂化学水系统设备布置分散，繁多的常规测点的监控等，FCS技术以其全数字化，全分散性，全开放，可换及互操作性为主要技术特点，特别适合于发电企业化水系统分散化的现状。化水系统应用FCS技术，成本低，性能可靠，实现全数字化。因此，改造、建设一个融监测、程控、自动加药及信息集中上传SIS 系统于一体的化水综合自动化平台已经成为化水自动化技术的主流。作为科技发展的必然结果，FCS在化水及其它辅助系统的广泛应用，必将使电厂的整体控制水平有极大提高。

3 现场总线控制技术在化学水系统应用简介

现场总线为纽带，把单个分散的化水系统的测量控制设备变成网络节点，使它们连接成可以相互沟通信息，共同完成检测控制任务的网络系统与控制系统，实现汽水取样，自动加药，水处理等整个系统的各项功能。为使测量设备具有数字通信能力，通常选用植有 CPU的智能仪表或在仪表上加挂智能模块。目前，具有各种输入输出参数处理算法的内含参数的模块，在化水监控管理系统配套使用的功能模块大致有七类：第一类：化学水测量模块，将化学测量电极信号转换为总线数字信号。主要包括PH模块，电导模块，钠硅表模块，溶氧模块等；第二类：变送器转换模块，将多路标准电压或电流信号转换为总线数字信号。主要包括压力转换模块，流量转换模块等；第二类：测量热电阻，热电偶模块，将热电阻、热电偶信号转换为总线数字信号；第四类：开关量输入模块；第五类：开关量输出模块；第六类：模拟量输出模块；第七类：专用模块。主要包括加药控制模块：输入PH信号，输出4～20mA，监控站模块：与中央监控平台通信、协调控制其它模块，PLC专用协议转换模块：完成PLC远程单元与现场内部协议转换。这些功能模块，通过组态设计，完成化水系统的数据采集，A／D转换，数字滤波，温度压力 补偿及PID控制等各种功能。

4 现场总线控制技术应用于化学水系统具有下列特点：

(1)打造了一个融化学水监测、化学水程控、自动加药以及信息集中上传SIS的高度信息集成、综合一体化管理的系统。

(2)充分采用FCS这一领先技术，使系统的结构大大简化。改变了传统信号采集过程中，成百上千的现场I／O信号通过各自电缆，向控制室、机柜汇聚的这种规模浩大的信号物理连接模式。系统可维护性、可靠性大大提高；建设费用大幅下降；施工简单易行。

(3)大量的化学水监测仪表，如PH值、电导率、溶氧等被总线模块取代；许多现场变送器就地集中通过现场总线传输，不但降低了成本，而且改变了传统人工面向仪表管理的落后方式，诸如：需要较多人员对分散仪表进行维护，经常与良莠不齐的仪表供应商打交道，备品备件的资金消耗。

(4)FCS技术的数字化传输，不但精度高，而且几乎没有传输误差，这一点，模拟信号无法做到。数字传输的另一优点是双向传输特性，这一特性使化水FCS对现场的控制能力大大提高。

(5)由于现场总线规定了标准的功能模块，不同的厂家设备均采用相同或相近的组态方法 。用户可以灵活选用不同厂家的现场总线产品来组成实际的控制系统，达到最佳系统集成。 当系统需要扩展时，可将新设备连接到现场总线上，不用增加任何组件，只要通过现场总线对功能模块利参数进行设定即可。因此系统易于组态，扩展性强。

(6)监控站设计为模块化形式，体积大为缩小，FCS实现了物理上的分散，电子设备间的机柜数量大为减少，缩小了电子设备间的面积，联系电缆大为减少，使得FCS与DCS相比结构小巧灵活。

5华电新疆昌吉热电厂2×330MW热电联产工程锅炉补给水现场总线控制经济性分析

现场总线经济性分析应重点考虑应用现场总线技术将带来全厂管控数字化和全生命周期的设计、安装、调试、运行维护成本节约等有利因素。因此，现场总线控制与常规控制方式相比，经济性更为优越。

6、现场总线在新疆电力行业的应用现状

在目前国际上现场总线群雄并起的局面下，总线类型的选择应从实际应用工程特点出发去选择，华电新疆发电有限公司昌吉热电厂2×330MW热电联产工程化学水处理工艺系统采用Profibus现场总线控制，实现新疆电力行业内首套辅助程控现场总线控制，为全面实现数字化电厂及智能电网带来了新的启示，同时也为其他新建及即将改造的机组提供了良好的借鉴作用。

7.结束语

随着我国火电机组容量的不断增大和电力市场竞争的日益激烈，现代化电厂运行所承受的经济压力较之以往更加沉重。现场总线技术的兴起，开辟了工厂底层网络的新天地。它将

电厂热工监理工作总结篇（9）

化学监督是火电厂运行过程中非常重要的一项工作，本次研究中，选择相关的火电厂作为研究实例，在该火电厂中，一共具有四台200MW的燃煤机组及两台125MW的燃油机组，该厂在长期的发展过程中，已经形成了一套比较成熟的化学监督管理方式，其水汽品质的合格率也保持在较高水平，但是在这样的背景下，该厂的热力设备中的结构率还是比较高，为了有效的解决这一问题，该厂在实际的运行过程中，对化学监督工作实施了全方位、全过程的监督，并积极做好机组停用过程中的保护工作，在实施一些列有效的保护措施之后，热力设备的结垢率出现了明显的下降，本文就主要对相关的降低结垢率的措施予以探讨。

1 保证化学在线仪表的正常应用

本次研究中的火电厂，在投入运行的初期，由于受到技术及设备的限制，其水汽品质的监督工作，主要是依赖人工取样分析的方式来进行，虽然配备有简单的导电度、PH表计，表示由于受到运行环境、水样温度等的影响，实际的水汽品质监督作用不大，为了有效的提升火电机组运行过程中水汽品质的监督效率，该厂对化学炉内的水处理工作进行了集中取样与监督仪表化的改造，实施相关的改造之后，整个系统主要分为以下几个部分：（1）炉内水处理微机监控系统；（2）在线仪表屏，其主要作用是将各种在线分析仪表进行集中处理，能够有效的改善分析仪表的水样温度；（3）人工集中取样装置，其主要作用是将各个机组中的各种水样集中于炉内的分析室中进行统一的处理；（4）高温高压冷却装置，主要分为两级，其中二级是工业水冷却，一级是凝结水冷却。

通过实施仪表化改造，炉内水汽品质监督质量有了明显的提升，在进行水样分析的过程中，水样的温度能够冷却至规定值，这能够有效的解决水样分析过程中水样温度较高的问题，并且化学在线仪表的投入使用，能够实现水汽品质的连续监测，使得水汽品质监督的可靠性显著提升，在这种水汽品质监督模式之下，以往的人工分析监测模式得以取消，这使得工作人员的工作量大大降低，并且能够有效的实现炉内水处理的计算机自动控制，这使得火电机组的水汽品质监督质量大大提升，对于其结垢率的降低具有非常重要的作用。

2 做好机组运行过程中的水汽指标的控制工作

在火电厂机组运行过程中，对其实施水汽品质监督的最主要的目的就是为了防止热力设备在运行过程中出现严重的积盐、结垢及腐蚀，对热力系统的正常运行产生影响，为了保证火电厂中的水汽质量，国家制订了相关的水汽质量标准，这为火电厂日常运行过程中的水汽品质监督管理工作提供了有了的依据，但是该项指标难以保证热力设备在运行过程中不出现结垢现象，这就需要在实际的水汽指标控制工作中，对钠、蒸汽二氧化硅、磷酸根、炉水二氧化硅、硬度、铜、铁等指标的含量进行严格控制，尽量降低其含量，使其处于合格范围的最低限，这对于降低其结垢率的发生具有积极的作用。

3 加强热力机组的停用保护

随着社会的发展，电力网络的建设规模及结构在不断的出现变化，机组的停用时间及停备用系数在不断的增加，这就使得做好其热力设备的停备用保护工作非常的必要，在实际应用中，热力设备的停用保护方式有多种，具体采用何种保护方式需要根据实际的需求，选择针对性的保护方式，总体上来讲，在热力设备的停用保护工作中，应该坚持以下的基本原则：（1）在机组停运、锅炉本体需要检修的情况下，需要对其实施加十八胺结合热炉防水法对其实施保护；（2）在机组的停运时间小于三天，锅炉本体不需要进行检修的情况下，可以采用给水压力来进行保护；（3）在机组停运时间大于三天，锅炉本体不需要进行检修，对于汽机部分，可以在停机过程中采用加十八胺的方法实施干法保护，而对于锅炉部分，可以采用加二甲基酮肟或者是给水压力法来实施湿法保护。

4 做好机组开机时的水质控制工作

在火电厂中的热力设备的停用期间，系统自身会产生一定量的腐蚀产物，加上设备检修等因素的影响，会将外部杂质等带入系统中，所以在热力机组停机之后的开机阶段，其水汽的品质通常比较差，要想有效的降低其热力设备的结垢率，做好该阶段的水汽品质监督工作非常的重要，该阶段水汽品质监督工作的重点是：做好汽轮机冲转后凝结水的回收监督工作，在凝结水的回收工作中，严格依据相关的监督标准来进行，在冲转过程中凝结水的回收监督工作，需要能够满足以下的基本要求：（1）将汽机冲转初始阶段的凝结水进行排放；（2）在汽机冲转之后，依据半个小时的时间间隔来对凝结水的硬度、铜、铁等指标进行分析监督；（3）凝结水的硬度检测工作由炉内运行值班人员来实施检测，凝结水的铜、铁等指标由相关的试验人员来进行检测；（4）当凝结水的硬度、铜、铁等指标满足相关的要求之后，才能对其进行回收。

5 凝汽器泄漏的监督与处理工作

如果热力机组运行过程中，出现凝汽器泄漏，会导致大量的循环冷却水中的杂质进入到凝结水中，导致凝结水的污染，一旦其随给水进入到锅炉中，会导致炉水水质的恶化，导致炉水中的含盐量急剧上升，对于水冷壁管的结垢具有一定的促进作用，并且会导致炉水PH值的下降，严重时会导致氢脆爆管，做好凝结水的水质监测工作，防止凝汽器泄漏的发生非常的必要，对于凝结水水质中出现的异常现象，要及时采取有效的措施予以处理，这对于降低热力设备的结垢率具有非常重要的作用。

6 结语

火电厂的热力设备在运行过程中，由于受到各种因素的影响，常常会出现积盐、结垢等现象，这会对热力设备的正常运行于使用寿命的延长造成影响，本文就主要结合相关的实例，对降低火电厂热力设备结垢率的相关措施进行了简单分析，有利于其结垢率的降低。

电厂热工监理工作总结篇（10）

电力系统在人们生活中有着不可或缺的重要作用，各行各业在生产和生活中都离不开电力系统的支持。我国电力工业得到了高速的发展，电力结构也在不断完善和更新。火力发电厂热工自动化的功能主要是通过采用各种自动化仪表和装置，对火电厂热力生产过程中进行开环和闭环的监视和控制，保证热力生产过程的安全性、经济性和高效性。如何进行火电厂热工自动化的优化在新时代背景下的今天，使之更好的应用于火电厂热力生产中，已经成为研究人员亟待解决的问题。

1 火电厂热工自动化应用现状

近几年来，火电厂热工自动化技术得到了高速的发展，在热工自动化技术中，DCS作为核心技术，更是广泛应用到我国的电力企业中。自动化技术作为我国发展最快、最具有生命力的技术，火电厂热工自动化技术人员在不断的提高技术水平和经验知识的过程中，使之广泛的应用到系统中，为我国火电厂热工自动化水平提供了很多宝贵的经验。

1.1 电气控制中纳入DCS

DCS即分散控制系统，目前已经广泛应用到火电厂中，这种系统的应用，在很大程度上提高了控制汽轮机和锅炉的水平。如果在新技术之上，仍然利用传统的控制方式来进行单元机组的控制，在控制盘台上大量设置模拟仪表光字牌和开关按钮，就会导致汽轮机和锅炉的DCS控制不能与室内控制相互协调，将会给火电厂热工自动化技术的发展带来严重的阻碍。将DCS纳入到电气控制的范围内，主要由高压启动变压器、低压厂用工作变压器、发电机变压器线路组等信号控制和测量组成，主要作用于火电厂的主厂房内和发电机系统的厂用电系统。在保安电源系统、不停电电源系统以及直流系统中纳入DCS技术，对其进行监测和控制，特别是在自动准同期和厂用电快速切换以及发电机励磁系统等都要考虑纳入DCS。发达国家已经将DCS广泛的纳入到电气控制中，并取得了良好的效果，在我国，DCS纳入到电气控制中的实例也取得了丰富的经验。

1.2 FCS的广泛应用

目前我国火电厂热工自动化控制系统主要以DCS为的应用为主，自动化控制中一些局部故障在DCS的纳入后，对整个系统的影响相对较小，在各种软件技术和硬件技术的成熟发展过程中，自动化控制系统的可靠性也越来越高。DCS的优点很明显，但是它也有不足之处，由于DCS还不能达到上位机系统对现场仪表的信息要求，导致设备控制的过程中视野受到局限，也影响到上位机系统功能的正常发挥，这就需要在现场仪表和上位机上进行数字通信，于是FCS得到了专业人士的青睐，在系统中得以广泛应用。

1.3 智能控制应用不断增加

火电厂热工控制理论的发展大约经历了五十年，在这期间研究人员通过总结，不断掌握了经典控制理论、现代控制理论以及现代智能控制理论。随着计算机技术的高速发展和广泛运用，控制技术手段进一步更新和完善，带动了智能控制的发展。智能控制在自动化控制中属于新型控制方法，在其应用过程中已经基本上解决了诸如大时滞、非线性以及无精确数学模型对象等的控制问题，热工自动化在今后的发展中将逐渐增加智能控制的应用。

2 火电厂热工自动化系统的构成

火电厂热工自动化系统主要由DCS系统、辅助系统集中监控网络和烟气脱硫系统三部分构成。在三个系统的协调工作中，使得热工自动化系统能够正常运行，给火电厂发电机组设备的安全提供了有利的保障。

2.1 DCS系统

在DCS监控中纳入单元机组电气发变组、高压厂用电源系统和低压厂用电源系统，将汽机旁路系统和烟气脱硝系统纳入到机组DCS中。在两台机组的DCS之间，利用公用网络将这两台机组DCS的数据总线与空压机房、厂用电公用系统和燃油泵房等相联接，从而接入到DCS公用网络中。在设置公用网络时，可以根据DCS供货商的经验和建议，建立独立的操作员站，也可以通过单元机组操作员站来达到监控公用系统的目的。在机组操作台上设置有安全停机、停炉以及DCS、DEH操作员站等需要的操作按钮。一旦操作员站发生故障或者是DCS通信发生故障时，可以利用以上后备控制手段来达到机组安全停机、停炉的目的。在汽轮机设计制造中，DEH系统是其重要的组成部分，都是由汽轮机制造厂开发配套的。过去，DEH系统等专用系统的软件和硬件开放较差，使得很多电厂的集控室同时拥有DEH和DCS两个操作平台，给运行人员的工作带来不便之处。由此DCS厂商和DEH厂商为了达到信息共享的目的，开始着手进行两个系统的整合与统一。一些厂商不但生产汽轮机，而且也退出DCS设备，由于厂商的人机界面和DEH系统控制器自身采用了DCS设备，同时开发了既符合DEH功能要求，又满足DCS系统总线通信要求的专用卡件，也就自然而然的将DEH功能纳入到DCS系统中。

2.2 辅助系统集中监控网络

热工自动化系统中的辅助系统集中监控网络，是通过可编程的控制器PLC、交换机和人机接口的方式，能够进一步满足系统调试、安装和初期运行过渡的要求，集中监控网络中设置水、煤、灰三个控制点，通过这三个点来设置调试的终端。系统中辅助系统不断投入应用和运行中，逐渐由就地系统监控转变为集中控制室集中监控，逐渐实现了全自动化的监控系统。

2.3 烟气脱硫系统

根据业主管理模式与工程具体情况的不同，烟气脱硫系统的控制点也不同，它可以与除灰系统合并设置在电除尘控制室或者除灰控制室，也可以与输煤系统合并设置控制室。通过PLC实现烟气脱硫系统的运行。通过PLC的LCD，利用键盘，以少量的就地监控和控制作为辅助，从而实现脱硫系统设备的启动、停止和正常运行过程中的监视和控制。利用硬接线与机组DCS系统的连接，使得烟气脱硫系统的重要状态、监视和报警以及连锁信号等正常发挥作用，从而保证机组的正常运行。再通过通信口与SIS系统之间进行相互通信，实现在SIS系统工作站上调用脱硫控制系统中的全部实时数据。

3 结语

总而言之，随着科学技术的迅猛发展，我国机组容量得到了快速的提高，在不断的实践与总结中，我国火电厂热工自动化技术在逐渐更新和完善着。DCS作为机组的主要控制系统，其控制结构和范围已经发生了很大的变化，热工自动化的测量技术也得到了不断的提高。火电厂热工自动化应用的前景非常广阔，在实际应用过程中，研究人员要不断进行完善和改进，使之更好的为我国的电力事业服务，为其带来更多的经济效益。

参考文献：

[1]杜磊磊.火电厂热工自动控制可靠性分析[J].科技促进发展（应用版），2011（04）.

电厂热工监理工作总结篇（11）

随着社会科技的进步，电厂热工控制在自动化改造技术方面取得了很大的进展，国家电力事业机组容量扩大，火电厂在热工控制方面自动化改造技术方面大幅提升，对热工监控的范围也增加不少，下面是热工控制自动化技术的现状分析。

一、电厂热控自动化技术的现状

电厂热工控制自动化技术需要结合智能仪器、热能工程、计算机及相关的控制利用理论，来分析控制热力学参数。它通过检测、控制管理使生产过程中可以实现安全、提高产量和质量、降低能源消耗、增加效率的目的。通过对锅炉、相关机器设备的自动化，达到机组自动适应随时变化的效果，确保了安全经济的生产环境。大多数的热工控制自动化系统由三部分组成，分别是测量系统，执行系统和控制系统。在原理结构上测量系统和执行系统区别，都是引入了智能化和微处理器等设备。它可以通过计算机进行远程的操作控制，在现场总线方面它的核心是计算机控制系统。火电厂的不同之处在于涉及的设备很多，热力系统也很庞大，还要生产过程也很复杂，在恶劣的生产环境下，绝大多数的设备需要经受高温、高压、易燃等不利因素的考验。热力控制自动化系统还囊括了顺序控制，自动检测和自动报警等一系列内容。SIS技术在慢慢走向成熟，DCS的迅速发展应用掀起了火电厂建设信息化的新浪潮，火电厂纷纷转向数字化的类型。发展速度是在提高，但还要问题需要处理，比如锅炉电的整体控制程度还很低，热力测量和仪表工艺也需要进一步提高，安全监视及相关保护设备的覆盖面很过于狭窄，功能也不是很全，机组自动化调节的投入率不高，程序系统开环利用少，投入使用也少。单元机组实现了集中控制和电气控制，但热工控制自动化没有很好的结合电气控制自动化。今后可以采用一台单元机组只安排一位值班工作人员，使电气控制和汽轮和锅炉达到一个整体的效果，做到这一点，我国的火电厂热工控制自动化水平就会在国际上具有很高的竞争力度。随着热工自动化控制新技术的不断采用，有关新原料、新原理和新工艺的传感器和变送器被大力开发利用。使控制系统和控制装置发展速度日新月异，在生产实践过程中也广泛的采用新的控制理论和策略。

二、电厂热控自动化技术改造的内容

1.单位机组智能监控

DCS的普及使单位机组的监控更好实现，在电力行业单位机组的智能监控程度还很低，虽然在国内许多化工、冶金行业中智能化的监视和控制软件被广泛的采用也取得了一定的企业效益，但我国电力发展时间短暂，几年发展才有所提高，随着电力技术的不不断应用，火电厂单元机组智能监控也会不断的成熟。火电厂采用信息智能化的软件和相关的仪表。比如可以对现场智能传感器设置远程控制和组态的仪表智能管理软件，也可以远程的修正安装位置和零位漂移。对精度进行自动的标注，计算出各个产生的误差，把生成的曲线报告标定好，自动跟踪记录仪器仪表的状态变化，例如掉电、取压管路是否堵塞、零位是否漂移。阀门智能控制软件可以智能的对阀门进行在线组装、调试和标定，判断阀门是否卡住，阀芯是否磨损等。做完阀门性能的全面评估后对实现维护提供策略。掌管重要转动设备状态的智能控制软件对重要转动设备状态进行分析，重要转动设备包括送风机、给水机、引风机，它的采用要建立在可靠状态的监控技术上，通过振动和机电诊断，对是否存在不平衡、负荷过重、轴承磨损等现象进行综合快速分析，识别出发生故障的原因，在故障还没有达到恶劣的影响程度下发出警报，对停止检修提供帮助和指引。智能化报警软件可以对报警的信号进行分析、统计和预测，对机组未来可能的发展趋势和发展状态进行分析判断，用指导工作人员的方法操作。还要故障预测软件、故障诊断软件、状态维修软件，它们都具有专业性，对正在运行的机组进行安全的全面分析判断，最大限度发挥机组的潜力。单元控制智能化会转变机组检修的方式，改变以往被动式、定期式的方式，转向主动式、预测式的维修方式，检修计划也会根据实际机组的运行状况进行合理的、科学的安排。

2.优化过程控制

火电厂热工控制自动化改造技术大大提高了模拟量控制系统调节的范围和质量指标。目前虽然一些自适应、模糊控制、状态预测控制和人工神经网络系统等技术在不少电厂中被采用，但它们真正达到很好运行效果的并没有多少。电力行业竞争不断的激烈化，电厂需要采用安全的，可以为企业带来经济效益的，通用性强的，可以方便安装调试的控制优化专用软件。它们对于燃烧以及蒸汽温度的优化起到很大的作用。现在机组采用的AGC都是单机的模式，通过调度把负荷直接的转发给AGC机组。但是电网的负荷变动很快，投入的AGC机组不断处于相应变化的变负荷状态，使锅炉的蒸汽压力和锅炉的内部温度波动范围过大，辅机、挡板和阀门等机器设备频繁产生动作，这种情况对于机组和相关的机器设备都带来了不利的影响。伴随这生产成本的不断增加，电厂要从不同的各个角度去分析如何才能降低电厂的生产成本，延长机组和设备的使用寿命。所以需要安装负荷全场的分配系统，就是所通过电网对电厂一个关于全部电厂的负荷命令，有全部电厂的全厂进行系统负荷分配，在机组煤耗成本的前提下，在机组变化允许的范围内安排选择机组的负荷任务，达到电厂煤耗成本降低的，电厂发电成本降低的良好效果。AGC单机式的方式将对全厂负荷方式进行转变分配，SIS系统也将结合实际的身材进行再一次的开发利用，自身应用技术慢慢走向成熟，做到火电厂可以安全的、高效的、环保的生产工作。

3.实现管控一体化

管控一体化指，DCS和MIS管理信息系统相互结合，彼此渗透，结合成为一个层次面广的、网络化的、集管理控制、调度决策于一体的综合自动化控制系统。工程建设全面安装厂级的管理信息系统，这个系统基于单元机组DCS。厂级管理信息系统通过对单元机组监控网络提出信息，然后加工成厂级管理监控信息，在远程计算机系统的帮助下对电网调度系统发送相应的信息，接受调度的指令。这样一来，实现了整个电网管理控制的一体化。

4.大屏幕的显示器被采用

DCS的人机接口是CRT，它由值班工作人员进行监视，但时间一长，工作人员会感到视觉疲劳，这样就降低了监视的注意力。如果采用大屏幕的显示器，则值班工作人员的眼睛会感到舒适些，提高了监视的注意力。现在许多公司生产开发了这种被火电厂采用的大屏幕显示器。比如日立和西门子公司。如果采用大屏幕的显示器，那么系统智能化的程度会大幅提高，连锁保护设计也会更加完善。工作值班人员相应的管理要求也要提高，采用大屏幕的显示器，为实现少数人监视提供了可靠的技术保障，也标明了现在火电厂企业在控制屋里监控的水平。

总结：

总的来讲，电厂热工控制自动化改造是朝着智能化、高速化、高效化、一体化和操作透明化方向发展的。现代科学技术在电厂热工控制方面的应用，大大拓展了电厂热工自动化控制改造技术的发展空间。将改变以前落后的热工调节系统指标。通过热工控制自动化改造技术的广泛应用，完成对机组运行监控维护的高效处理。

参考文献：