水电厂论文精选(九篇)

第1篇：水电厂论文范文

关键词：水电厂技术改造科学技术进步

1前言

1993年8月水口水电厂首台机组投产发电，1996年11月最后1台机组并网运行，全厂7台200MW机组通过7回220kV线路输电福建电网。1998年3月500kV升压站投运，大电厂、高电压，水口水电厂又上了一个新台阶。截止2003年8月，十年累计发电量518亿kW·h。

投产以来，电厂以经济效益为中心，以安全生产为基础，把加强技术进步放在企业发展的关键地位，使企业工作真正转到依靠技术进步和提高劳动者素质的轨道上来。在实施"安全文明生产达标"的过程中，抓住"设备、管理和人员素质"3个环节，扎扎实实做好各项基础工作，加大技术改造和技术进步的力度，加快了创建"一流水力发电厂"的进程。

水口水电厂历年技术改造和科技开发项目、费用情况见表1。

表1历年技术改造和科技开发项目统计

2机电设备状况及主要技术改造项目

投产初期，工程遗留的缺陷比较多，经逐年大修、技改，提高了设备健康水平，运行环境明显改善。但限于80年代末和90年代初的技术水平和其它方面一些原因，机电设备在某些方面还存在不少薄弱环节，整个装备水平还不能完全适应当前电力系统的发展和业已形成的电力市场的要求。

2.1水轮发电机组（ZZA315-LJ-800、SF200-56/11950型）

2.1.1转轮

经过几年运行，除＃1、2机外，＃3-7机转轮的叶片下垂量均有不同程度的增大，密封性能变差。1998、1999年曾先后发生＃6、7机转轮严重漏油和进水现象，机组被迫转入大修。2000年2月＃6机转轮活塞杆断裂；＃7机在扩大性大修中，发现M540螺帽与转轮活塞杆咬死而无法松开。

2000年12月对＃6机转轮解体检修，更换了转轮活塞及操作架，并将螺纹联结结构改为卡环式。原叶片枢轴?1000铜瓦材料原为ZQAL9-4，现改为(10-3)铝青铜衬套+(DEVA-BM)衬套的复合结构，从而提高了转轮活塞抗疲劳强度和叶片铜瓦抗磨损能力。

2.1.2主轴密封

水轮机主轴密封采用水压式Y型橡胶端面密封，具有布置紧凑、密封圈磨损后轴向调整量大等优点。但自第1台机组投运以来，主轴密封止水效果就一直不好，漏水量大大超过原设计量（1.5m3/h）。

为彻底解决主轴密封漏水问题，1997年11月结合＃1机组大修将原端面密封结构改为填料式结构。填料选用耐高温、弹性好、摩擦系数小、使用寿命长的聚四氟乙烯浸渍碳纤维。改造后，主轴密封漏水量明显减少，符合设计要求。其它机组的主轴密封结构相继进行改造，扭转了一度担心的水机运行水淹导轴承的紧张被动局面。

2.1.3导轴承

水轮机导轴承采用稀油浸油式分块瓦，瓦体为20MnSi铸钢，浇挂巴氏合金瓦衬。轴承油量4m3，采用流道内水流自然冷却。自投运以来，部分机组的导轴承运行瓦温偏高，夏天接近或超过70℃。1995年12月，将＃1机水导轴承的轴瓦改用弹性金属塑料瓦。

2.2调速器

水轮机调速器液压部分采用瑞典KMW的E40M电液执行机构；电气部分采用瑞典ABB的HPC600系列数字式调速器。1999年以来，调速器机械控制部分陆续出现多台次的电液转换器故障，造成机组负荷摆动；而调速器电气部分也存在超调现象，直接危及机组和系统的安全稳定运行，也影响电厂SCADA系统成组负荷控制功能的投入。

综合考虑与E40M结构上的有机结合以及参数的合理匹配，采用比例伺服阀取代喷嘴挡板阀，而保留所有其它部件。经改进，调速器的耐油污及防卡涩能力得到较大改善，能够满足其速动性、灵敏性、稳定性和可靠性的要求；增加排气装置使更换滤油器及机组检修首次启动时的冲击减少了。通过选择恰当的功率前馈系数来抑制功率调节开始时的快速上升和超调，调速器电气部分控制程序的修改也取得满意的效果。

其中，＃1机调速器由于长期高强度运行，机柜的主配引导阀衬套磨损较大，压力油内泄严重，调速器运行不稳定，严重影响机组的安全运行。同时也考虑备品因素，故对调速器机柜进行更新改造。调速器改造后的各项性能指标均达到和高于相关标准要求。此举为进口设备国产化改造提供了成功经验。

2.3主变压器（SFP9-240000/220型）

主变压器是当时厂家特定生产的最新一代低损耗、大容量变压器，属节能型产品。经多年运行表明，该产品基本是成功的；但变压器抗短路能力满足不了当前电网安全运行的要求。针对变压器本身抗短路能力不足，电厂积极商同制造厂提出相应的措施和具体的解决办法。

1999年以来，有计划地购置1台变压器，采取轮换的做法陆续对所有在用的6台变压器进行提高抗短路能力改造。主要更换了三相低压线圈，采用自粘性换位导线和双螺旋结构，做好内部线圈的径向支撑和确保幅向充分套紧，并改进低压引线夹持结构；更新油箱壁上的磁屏蔽结构，避免多点接地或悬浮放电引起的局部放电。改造后的变压器机械强度较好，能够承受短路冲击。

此外，变压器原储油柜为隔膜式，其隔膜橡胶易损坏而渗油，故更换为新一代免维护的波纹管式储油柜，运行效果良好。

2.4厂用电系统

500kV升压站投产后，将100kVA（35/0.4kV）站用变更新为3150kVA三圈变，增引1路10kV厂用电源，取代不甚可靠的原施工变电源。

3台厂高变负荷开关操作不可靠，刚投运不久就全部更换为SIEMENS真空开关。10kV开关柜（共36面）装设的是SN10型少油断路器，且柜内的电气安全净距达不到现行标准的要求，运行中多次发生绝缘障碍而引发电气事故。2001、2002年分2批进行无油化改造，全部更换为不受环境影响、免维护的SF6绝缘真空开关柜（阿尔斯通GMA型/西门子8DC11型）。

厂区27台室内配电变压器，除了2台照明变（有载调压）和坝顶、开关站4台配变外均为干式变，现将这6台油浸式变压器也全部更换为干式变。

2.5接地网

电站位于高土壤电阻率地区，厂坝基岩为黑云母花岗岩。设计采用了分流、限流、均压、隔离等先进接地技术，充分利用了厂、坝区自然接地体和降水散流介质。但由于地质条件的影响和受到施工条件的限制，人工接地网的有效散流面积太小。随着系统短路电流的增大，接地网工频接地电阻过大（发电前实测接地电阻1.42Ω），接地电位偏高，故潜在暂态电压反击和转移电位的危害。

全厂接地网改造按照满足2015年系统短路电流水平设计。工程充分利用电站库水位相对稳定、水深有一定的保证，以及江水具有良好的导电性能和弱腐蚀等特点，敷设水下网箱式接地网，增大接地网的散流体积。2002年9月竣工，测得地网（带架空地线）工频接地电阻为0.11Ω，与改造前0.61Ω相比有较大幅度的降低，接触电势和跨步电势以及不同片地网间电位差均满足规程要求。整个改造工程达到预期效果。

2.6自动化部分

电厂自动化改造以满足"无人值班"（少人值守）为目标，设备更新以"高可靠、免维护"为标准，充分利用现代高新技术，并结合电厂具体情况，尽可能一步到位。

2.6.1自动化元件及控制仪表

几年来，对机组自动化元器件进行了大量的更新改造工作。如DFX24-8型电磁配压阀普遍存在外漏、拒动和自动操作不到位，运行不久就全部更换为力士乐产品。既完善了基础自动化，也为"无泄漏工厂"创造条件。

现场采用的大量数显仪表和控制仪表，品种繁多、信号不一、备品不便，就统一改用FD-2000系列智能型仪表。另外，选用AP3108型扩散硅式陶瓷压力传感器，美国海赋IP101B（IP201B）型插入式流量计和MP621型电磁流量计，以及加拿大妙声力超声波系列传感器（非接触、免维护的一体化液位计）。高品质的元器件，配合高性能的智能化仪表，使许多长期无法解决的问题迎刃而解，包括与SCADA系统接口。

2.6.2计算机监控系统

计算机监控是一项系统工程，除了监控系统本身，还涉及诸多监控对象和设备。1995年电厂承担了计算机监控系统的调试工程（属基建项目），主动与供方、设计单位、安装承包商以及监理工程师单位通力合作，实行全过程管理。由于投产初期部分设备可靠性不高，尤其一些自动化元件不过关以及监控系统的应用软件不尽完善，因此监控系统的调试工作步履唯艰。领导到位，组织协调，同时拥有一支责任心强的专业队伍，是保证监控系统顺利投运和持续运行的基础。历时3年的调试、试运行，1998年底通过了1000h可利用率试验。经进一步整改、完善以及运行维护和管理水平的逐步提高，监控系统基本满足了电厂运行和电网调度的要求。

计算机监控系统的引进，促进了我国水电厂监控技术的发展。当时国内有二十余家水电厂或梯调引进国外先进的监控系统，水口水电厂作为其中的一家，发挥了良好的作用。其成功投运更为企业双达标、创一流打好基础。然而，由于计算机软、硬件技术的飞速发展，监控系统所使用的计算机设备远已落后，系统的监控响应速度、数据容量等性能受硬件限制已低于业界对监控系统控制软件的基本要求。

现场实施技改采用NARISJ-500系列微机监控装置与厂站级计算机构成的计算机监控系统来取代原SI监控系统，整个工程耗资近2000万元。

2.6.3其它

⑴机组进水口快速闸门液压启闭机1999年进行控制系统（包括液压系统和电气回路）改造和完善，保证了液压启闭机在各种工况下的可靠运行和机组、输水管道及建筑物的安全，以及适应远方操作的需要。

⑵油、水、气系统及有关辅助设备采用小闭环控制。几年来，陆续对全厂公用辅助设备控制系统（包括高、低压气机，检修、渗漏排水系统，消防、生活供水系统等）进行可编程逻辑控制（PLC）改造，现已实现集中监测。

⑶厂房桥机现有常规电气控制系统比较落后，且出现多次转子吊入机坑时4个主钩不同步。经论证，将改造为变频调速和采用PLC控制。

2.7继电保护及安全自动装置

原发电机组、主变压器和厂用变压器等元件保护全部采用集成电路型保护，220kV线路保护其中有1套也是集成电路型保护。1999年开始陆续进行继电保护微机化更新改造。

2.7.1机组、主变继电保护

现行主变差动保护年检时，均发现装置零漂、动作波宽、闭锁角值易发生变化，装置性能不稳定。保护装置的逆变电源运行中经常损坏，影响继电保护装置投入率。而且主变后备保护，大差、引差保护以及发电机2套差动保护的直流熔断器均无法分开，不满足主变保护熔断器N+1和发电机差动保护直流熔断器分开的反措要求。

集成电路型变压器差动保护，要求CT二次采用接法和Y接法，两者带负载能力不同，区外故障时容易误动。采用微机保护后，靠软件实现对高、低压侧相电流的相角差补偿，可避免CT用接法。

2.7.2厂用电系统继电保护与自动切换操作

厂用变压器23台，共有16套备用电源自动投入（BZT）装置。其继电保护装置和控制回路采用电磁型继电器，不仅定检和维护工作量大，而且BZT回路不完善，无法实现优化控制。因此，一并进行微机化改造。

2.7.3故障录波器

机组、主变、220kV线路和500kV线路共有5套（3种不同型号）故障录波器，通过联网实现资源共享，也便于事故分析。

进一步将建立保护故障信息系统。在发电厂房设置保护故障信息系统子站，通过三级数据网与省调通中心主站进行信息沟通；通过电厂内部2Mb数字通道将子站的网络延伸至闽清办公楼分站，使得子站与分站处于同一个局域网中，数据共享；并预留福州调度分站接口。

2.8直流系统

除通信用直流电源外，有厂房220V、48V和开关站48V等3个直流系统。由于发电厂房、220kV开关站、坝顶、船闸等处设备共用一套220V直流电源，负荷分散、系统庞大，因此受外部干扰严重，任何一处问题都可能引起整个直流系统故障。而且，由于设计、安装等原因，全厂事故照明系统经常发生接地故障，从而导致220V直流接地。另外，可控硅整流充电装置设备陈旧、故障率高；铅酸蓄电池，存在漏酸、易爆等隐患。

2001年将220V直流系统改为分散供电方式（一分为三），并采用技术先进、有运行经验的高频开关电源，配套进口免维护蓄电池。而将更换下来的原直流电源专用于事故照明系统，杜绝了事故照明系统交流回路中的寄生电源对直流系统、保护装置的影响。2002年厂房48V直流系统也相继进行了更新改造。

2.9通信系统

为适应"无人值班"（少人值守）的要求，电厂建立了On-call群呼系统，能随时召唤在厂内巡视、作业或厂外待命的值守人员和其他有关人员，提高了现场快速反应能力。

2002年、2003年先后实施GSM覆盖工程，实现了生活区行政办公楼和厂区主要生产场所手机信号覆盖，进一步改善了整个通信环境。

综合监控。整个工程包括通信网监控管理系统和通信设备监视系统，2套系统建立在同一软件平台上。系统主干网络采用虚拟专用网组网方式和数字微波/光纤的专线数字接口。

2.10大坝溢洪道、泄水底孔液压启闭机

电厂上游有闽北重镇南平市，下游有省会福州市，担负着重大的防汛任务。因此，对防汛设施的可靠性有更高的要求。

溢洪道弧门采用接力式液压启闭机，液压控制系统的调节平衡能力差，造成弧门两侧油缸不同步，易损坏弧门水封和引起弧门振动；而且控制系统不可靠，难以实现集中控制。拟更换为进口油缸及配套的液压控制系统，以策安全。

泄水底孔液压启闭机控制系统落后，油泵、调压阀、电磁阀、控制阀组不可靠；油缸检修无起重设施；继电器控制回路可靠性差，开度仪不能使用（重复性差）。现已重新设计、更换为进口油缸和配套的液压控制系统。

2.11船闸

水口三级船闸是我国水头最高（57.3m）的船闸之一。由于设计和制造等原因，走了一段曲折之路。船闸工程与电站枢纽同期施工，1996年2-8月对外试通航。除了水工建筑物缺陷外，设备选型和制造方面也存在严重问题。最后迫使更换启闭机，选用德国曼内斯曼-力士乐公司的成套液压启闭设备。1998年4月水口船闸正式通航。

3抓住重点，全力推进企业技术进步和管理现代化

遵循设备更新改造与整治完善并举，坚持安全性和可靠性第一、先进性和实用性相结合的原则，不断提高设备健康水平和电厂综合自动化水平。加大科技开发和技术改造投入，主要为解决生产现场难点问题和满足"双达标"、"创一流"的要求，以及旨在电厂综合自动化和提高企业现代化管理水平。

3.1水电厂"无人值班"（少人值守）

投产伊始，针对现场实际，积极主动与制造厂家、科研院所等单位合作，依靠科技进步，对机电设备进行了大量的技术改造和完善化工作，提高电厂安全稳定运行水平。坚持全方位监控、突出辅助设备智能控制的原则，全厂综合自动化水平有明显的进步。同时，人员培训和管理制度建设也取得显著的成效。

为实现集控值班和达到减人增效的目的，全力以赴组织好计算机监控系统的安装调试、试运行和运行人员的"机电合一"培训考核。1997年底基本实现机电合一、集控值班，并于1998年3月通过了"双达标"验收。

根据《水电厂"无人值班"（少人值守）的若干规定》（试行）的要求编制规划，统一认识、全面安排，抓住关键、分步实施。经少人值班方式的过渡，1999年9月开始按"无人值班"（少人值守）试运作。2000年5月水口水电厂第14家通过国电公司"无人值班"（少人值守）验收，为创一流水电厂奠定了基础。

3.2MIS开发与应用

建立计算机管理信息系统（MIS）是创一流企业必备项目。始于1996年，与外协单位合作开发MIS，1997年8月总体设计方案通过省电力局审查。经3年开发、运用，建成计划统计、生产运行、生产技术、安全监察、物资管理和综合查询以及生产实时、办公自动化等8个子系统。整个系统投资308万元，网络覆盖企业管理各层面，实现了全厂生产、经营、人事、物资管理等系统联网，资源共享。2000年4月通过福建电力局MIS实用化验收，授予"达标单位"称号。

推行"一网打尽"工程。如今在业已建成的数字平台上，相继开发运行企业数字信息网和安全监察、财经之窗、人力资源、政工园地、生产技术等网页，以及班组管理、两票管理、工程项目管理等系统，加快了企业管理信息化进程。

3.3设备在线监测与状态检修

有计划地实施状态检修，是支撑检修体制改革的技术进步措施。按双达标考核指标的要求，1997年编制了设备状态监测、诊断和状态检修规划。积极利用现代诊断与监测技术，加强设备的状态分析，逐步由设备的定期检修向状态检修过渡。

3.3.1大型变压器在线监测与诊断系统

1996年11月率先建立了变压器早期故障在线监测系统，首开水电厂在线监测技术应用之先河。7台220kV主变压器，安装1套HYDRAN201i监测系统；3台进口500kV变压器也配套安装同类产品，联网运行。2003年继续引进其后续产品，进行智能化、网络化集成。国内第1套T-MAP3100型变压器综合诊断系统安装在水口水电厂＃1主变。而"法拉第"变压器在线检测与诊断系统（TNU）安装于水口水电厂＃4主变。通过获取和处理变压器关键运行数据，对变压器综合性能进行分析，从而提供诊断和决策信息，是一种动态交互式的自适应智能监测与诊断系统。TNU整体具备可移动性，可为多台变压器轮换应用。

3.3.2水电机组状态监测与诊断系统

基于目前国内先进水平，2003年将建成全国第1套针对转桨式机组、以实用性为目的的功能强大的大型水电机组状态监测与诊断系统。该系统具有集成"机组本体稳定性监测"、"定转子气隙和磁场强度监测"、"定子线棒振动监测"、"发电机绝缘监测"、"水轮机空化监测"，以及电气参数监测等全部对象的监测能力。通过预警、报警等技术手段，真正解决机组的运行安全问题，降低现场的故障发生率；通过先进的分析诊断方法，找到引发故障的本质原因；通过一系列在线性能评测分析工具，掌握机组的性能规律；通过寿命估计、效率跟踪等方法为设备检修的合理安排提供技术依据。

3.4大坝在线监控及反馈分析系统

与河海大学联合，1997年完成规划，1998年完成系统设计，计划分2期实施。系统总体结构主要包括综合分析推理库、工程数据库、图库和方法库。系统功能包括：人工采集和自动采集的观测资料以及与安全有关的设计、施工资料的科学管理；观测资料及时（人工）或实时（自动化）整编和初分析；依据实测资料及分析、反分析成果，对水工建筑物的安全状况作出评价，实现及时或在线实时监控；对监控发现的异常测值进行反馈分析。该项目获2003年度国家电网公司科技进步三等奖和福建电力公司科技进步一等奖。

3.5水情自动测报、水库调度及水务信息管理系统

水情自动测报系统由1个中心站、11个中继站、53个遥测站组成，具备水情信息采集、传输、处理、洪水预报、汛期监视、图形报表及水库调度管理自动化等功能。经2000年汛期实用化考核，系统功能、指标、管理均达到了《水电厂水情自动测报系统实用化要求及验收细则》的要求，率先于2000年11月通过由福建电力公司主持、国家电力调度通信中心等13个单位参加的实用化验收。

以完备的水情自动测报为基础，水库调度及水务信息管理系统的建立，全面提高了水库调度自动化管理水平，为最大限度发挥发电和防洪效益提供了重要技术保证。1997年以来,水口水电厂水能利用提高率见表2。

表2水口水电厂历年水能利用提高率统计

3.6多媒体视频系统

为了适应220kV开关站无人值守，1997年开始应用多媒体技术实现工业电视系统对现场重要部位的图像监视。在先期投运的220kV开关站监视系统的基础上，1998年形成了包括发电厂房和500kV升压站在内的工业电视监控网络。1999年进一步覆盖厂区各主要场所,基本满足生产现场安全监视的要求。

3.7智能化保安系统

厂房保安以技术措施为主，建立出入口控制系统,以其合理的配置为工作场所和人员提供高水平的门控方式。所有设备间、装置室安装IC卡智能门锁；卡片设置不同的层次，分别可开启所有房间、开启所管辖的房间或开启单一的房间，最大限度地方便现场人员。

3.8水口水电站仿真系统

1996年与清华大学厂站仿真研究室合作完成"水口水电站仿真系统总体设计"，并于1998年5月通过省电力局组织的方案审查。该项目2001年付诸实施，现已投入系统试运用。

该系统的基本设计思想是：被仿真对象为整座水电站，包括电站的对侧电网。根据水口水电站机组台数多、装机容量大、出线电压高、网络接线复杂等特点，设计规模为多机组、大容量，具有国内水电站的一般性和典型特征。仿真机还可以在一定程度上作为原型电站的运行参照系统，除了进行运行技能培训外，可以拓展为运行管理培训和检修培训，具有运行方式的优化研究与验证、电站控制系统的最佳组态（最佳参数配合）的研究与开发等功能。

3.9全面质量管理（TQC）

面向生产实际开展QC小组活动，大力推动全厂QC小组活动的广泛开展。1994年5月率先成立水口水电厂第1个QC小组（主变故障诊断QC小组），获得部级先进QC小组称号。1996-1999年，注册QC小组84个，成果66个，成果率79%。1999年水口水电厂被中国水利电力质量管理协会评为"全国电力行业质量效益型先进企业"。2000年以来，电厂每年注册QC小组数量都在30个以上（平均每个班组1个）。至2002年，共注册QC小组99个，成果率上升为84%。

3.10标准化

积极推进企业管理逐步走向标准化、规范化和科学化，1997年建立了企业标准体系，主要集中精力完善企业技术标准、管理标准和工作标准，并认真贯彻执行。近年来，相继对标准体系进行修订与完善。

与国际接轨，提升企业整体管理水平。2002年9月机电设备安装与检修公司通过ISO9001-2000质量管理体系认证。2003年3月企业水力发电及管理活动通过ISO14001环境管理认证。目前正在建立职业安全健康管理体系（OSHMS）。

3.11完善企业计量检测体系

2002年开展"完善企业计量检测体系"认证工作，通过有计划、有步骤和有力度的整改，计量整体管理水平有了明显提高。企业技术基础工作得到加强，增强了企业计量保证能力，为企业质量保证体系提供了技术支持，使计量工作更好地服务于安全生产和经营活动；下发《计量管理手册》和相关15个程序文件，全方位建章立制规范了企业计量行为，使企业计量工作符合国家、国际标准要求；提高了企业计量信誉度，使企业更具竞争力。当年12月完善企业计量检测体系工作顺利通过国家审核，取得国家质检总局颁发的合格证书。

4继往开来，进一步搞好技术改造和技术进步工作

4.1把技术改造和科技进步有机地融合到双达标、创一流的目标中。

总体规划，统筹兼顾。贯彻"有所为、有所不为"的原则，突出重点，锲而不舍。早起步、高起点，认准一项，开展一项，成功一项。本着优质、先进、求实的原则，认真制定技术方案、设计选型原则，博览众采，为我所用，大胆地选用国内外先进成熟的设备、材料和新工艺、新技术。结合设备检修，抓紧实施各项科技和技改项目，努力提高创一流的科技含量。

4.2加强领导，当好科技工作的"主体"。

进一步落实行政一把手、分管领导对科技工作领导的责任制。认真抓好企业的科技进步规划和年度计划。加大技术进步和技术改造力度，不仅要具有前瞻性、创新性和实用性，同时还要注重成本、效益意识，避免重复投入、减少不必要的浪费。

高标准，严要求。积极引领专业技术人员走在科教兴企的前列，开展节水增发、经济运行、在线监测、状态检修等应用技术的研究，实施数字化工程和仿真系统的建设等，为企业进步与发展贡献智慧和力量。鼓励职工在岗位上开展技术革新、技术改造等工程实践。加强青年科技人才的培养，热忱支持年轻技术人员承担重大科技、技改项目。如"大型水电机组状态监测与诊断系统研究开发"、"大型变压器在线监测与诊断系统应用研究"等项目负责人都是35岁左右的专业人员。

4.3总结经验，让更多的人有所启发和收益。

⑴为全面反映建厂以来的工程技术实践，1998年编辑了《水口水电厂工程技术论文集》，入选50位老中青工程技术人员撰写的70篇文章，内容涉及工程管理、水力机械、电气设备、继电保护及自动化、计算机与信息技术、水工建筑及安全监测、水库调度等。

⑵2004年再度编辑《水口水电厂工程技术论文集（第2辑）》，入选近60位专业人员撰写的106篇文章，雅俗共赏，百花竞放，较全面地反映了水口发电公司整体的专业技术水平。

5结语

第2篇：水电厂论文范文

水泥厂设备一般体积都很大，安装技术难度非常复杂，所以需要对水泥厂设备的安装人员加强培训。第一，在安装之前，应选择专业的安装人员在设备旁边给予协助和技术上的指导，以及设备调试。其次，施工企业的负责人应对安装人员进行强化培训，才能让他们更好的掌握到设备的功能、结构、操作流程等理论基础知识，还要培养他们的业务素质，能够在设备安装和维修过程中做到反应迅速，并有积极主动性，良好的职业道德。第二，必须从这些人员中，挑选一位高学历、经验丰富、并责任心强较强的人来负责整个安装组的具体工作，并对改组进行分工及培训，可以使技术人员清晰的了解设备的使用和调试等工作[1]。

2水泥生产线项目机电设备安装工程施工管理的注意事项

2.1对水泥机电设备安装项目的管理。主要是根据现行、先进的网络计划优化模型及进度费用管理与取得进步的基础上，结合具体要实施的工程特点，包括工程地点、气候条件、工程工期等情况在项目施工中对机电设备进行深刻的研究与分析。对进度计划进行合理的整理，才能达到施工费用最低的目标，进而达到施工利益最大化。另外对于水泥生产线机电设备安装过程中，工程管理人员要结合进度进行与费用消耗的关系使机电设备安装工程质量在符合国家标准的范围下，尽量增大企业的经济效益[2]。2.2对机电设备安装的成本管理工作。要结合安装工程的施工管理，更好的控制安装成本，可以与施工项目部签定具体项目管理承包合同，明确费用金额及奖惩措施。这样项目参与者才会有压力和准绳，提高技术水平及管理水准，尽可能发挥自己的主观能动性。机电设备安装项目部必须要建立以项目经理为主要负责人的成本控制体系，并同时成立预算部门，负责成本控制及管理工作等。细化成本管理目标并根据成本管理目标要求项目部所有管理人员对需要的人力、材料、设备、机械等资源提前计划和安排时间，避免出现因安排不到位而造成工程停工的现象。加快工程进度，尽早完成机电设备安装工作[3]。

3水泥机电设备安装的安全工作

要加强机电设备安装的安全工作首先要健全安全管理制度及相关组织，加强安全检查制度及奖惩措施。建立安全组织机构管理体系，加强安全检查，监督安全施工，落实安全责任负责制，从项目负责人到下面具体的工程管理人员都要明确安全管理工作职责并加以落实。做到人人有责，人人负责。工程开工前做好安全管理的评估及策划工作，做到事前有计划，事中有控制，事后有总结的整体管理思路，编制安全施工组织设计及工程施工安全组织体系，才能保证机电设备安装的安全工作。

4水泥机电设备的安装和调试

与其他机电设备有所不同，水泥机电设备要进行底座安装，做好安装前的各项准备工作，最后进行设备安装。首先，对于水泥机电设备底座的安装，要在开始之前做好放线工作，明确设备的布局与安装位置，对于带底座的零部件在吊装后，应根据划好的设备底座的定位中心线用水平仪进行严格找正。对堆料场、运输车道进行合理安排。只有这样严格的按照安装有关规定规范进行操作，才能确保设备在投入使用后能正常运转；其次，要做好安装前的准备工作，先要仔细查看外观、螺栓是否松动、脱落，焊接处是否牢固等问题，并还要对附属设备质量的可靠性进行检查；确保上述问题无误后，才能对设备进行安装。在安装时要严格按照由里到外、由下到上的安装顺序进行，在施工现场必须有专业人员负责指挥调度，特别是在进行高空作业时一定要有防护措施。现场人员必须佩戴安全帽，与安装无关人员必须远离施工现场，避免发生意外事故。在完成设备安装后，针对设备的完整性、安全性进行检查，确认安全后进行空载开机调试，并记录下整个过程，方便以后在工作需要时进行查询。

5水泥机电设备安装工程的质量管理工作

工程质量管理是指为保证和提高工程质量，运用一整套质量管理体系、手段通讯工程质量管理书和方法所进行的系统管理活动。工程质量的好与坏是一个根本性问题。工程项目建设投资大，建成使用周期长，只有工程质量合乎标准，才能投入生产和交付使用，发挥投资效益。这就需要提前做好质量策划工作，以及施工中的质量检查工作[4]。

6水泥机电设备的维护

当设备在运行过程中发生故障时，首先要对设备进行检查，听设备是否有异响，触摸设备温度是否正常，然后再准确的找出故障点后进行维修，需更换配件时，必须上报上级部门[5]。6.1设备管理在设备进行日常巡检时，巡检员必须24h监控。在巡检过程要仔细检查设备的线路、油路及设备的报警装置，设备有无异响，漏油现象，并做详细记录[6]。一旦发现问题及时解决，将无法解决的问题上报上级部门。部门负责人要把工作分配到每位员工身上，加强部门管理制度。

7结语

总而言之，设备安装施工管理工作不仅涉及了工程的进度，还关系项目的收益。为此相关的管理人员要做好管理工作，协调好各部门之间的工作，明确设备安装工程的特点，围绕着工作思路来开展工作。做好进度管理、质量管理、成本管理以及安全管理维护方法。确保设备运转正常，基础安装，日常维护，防范管理工作是重中之重，它对企业的正常生产和施工人员的人身安全有着巨大影响。所以我们要加强设备安装管理工作，为企业创造更大的利益。

作者:周锐 单位:云南省建筑材料科学研究设计院

参考文献：

[1]谭代文.关于加强水泥机电设备安全管理之己见［J］.中国科技博览,2011.2（2）25-28.

[2]高振国、孙永刚.水泥机电设备安全管理［J］.机械管理开发,2010（2）16-18.

[3]徐卫华.机电设备安装工程造价的有效控制与管理措施的分析探讨［J］.中文建筑，2007（3）26-29.

[4]肖冬青.大型机电设备安装工程项目管理工作研究［J］.中国科技信息,2008（3）19-21.

第3篇：水电厂论文范文

［关键词］机电设备;状态监测技术;污水处理厂

1污水处理厂机电设备故障及检修中存在的问题

1．1机电设备的类型与故障特点。以某污水处理厂为例，在该污水处理厂中采用的污水处理工艺为改良型氧化沟，是根据废水水质的不同组合而对污水采取的一种生物处理工艺，能够达到较好的脱氮除磷效果，在厌氧和缺氧的情况下，还能将大分子量的有机物裂解成容易被好氧生物降解的低分子量有机物。在对污水的处理能力进行设计时，确定为80000t/d，出水是按照一级A标准执行的。该污水处理厂的污水处理流程是在8个模块中完成的，包括提升泵、二次沉淀系统、污泥回流系统等。在污水处理过程中，所用到的机电设备比较多，包括潜污泵、桨叶式搅拌器、空气压缩机、刮吸泥机等。所有的机电设备都是暴露在室外或者处于潮湿、腐蚀性环境中的，且许多设备长期处于超负荷工作状态，所以机电设备容易出现故障。机电设备的故障主要表现在以下方面:第一，设备中的零件出现故障，导致设备无法正常工作，如轴承失效、齿轮失效、转子弯曲、传动轴弯曲，使得机电设备在运行过程中出现振动现象，造成设备停机。第二，线路问题，当机电设备中的线路老化或者被腐蚀时，就会造成电路短路或者损坏，从而影响机电设备的正常运行。第三，泵类装置问题，当泵内装置内部出现堵塞现象时，会增加设备运行的能量消耗，降低其工作效率。第四，锈蚀、磨损问题，主要出现在各零件、垫、膜等上面，增加设备运行噪音，出现渗漏点。1．2机电设备检修中存在的问题。污水处理厂机电设备检修中存在的问题主要表现在以下几方面:第一，检修频繁，对机电设备进行检修，会导致水泵、推进器等转动设备出现比较多的渗漏点，并在运行过程中出现振动现象。污水处理厂的机电设备基本都属于大型设备，其中的一些设备还属于精密设备，检修过于频繁会增加设备出现故障的概率。但是，为降低设备运行的安全事故，又必须对各类设备进行定期检查。第二，影响机电设备的使用寿命，由于污水处理厂所使用的机电设备比较复杂，设备中的零部件比较多，部件与部件之间的连接十分紧密，在对设备进行检修时，需要拆装零部件，导致一些零部件被损坏，在外力的影响下，也会降低零部件的使用寿命。比如，泵水分离器、刮吸泥机、鼓风机等设备中的零部件就很多。第三，检修不全面，污水处理厂中的机电设备类型比较多，检修人员在检修时，可能会忽略某些部位，导致故障隐患没有得到有效的排除。

2机电设备状态监测技术在污水处理厂的应用

2．1应用思路。对污水处理厂的机电设备状态进行监测，主要是起到预防作用，提早发现设备中存在的故障隐患，才能采取有效措施对其进行防范，从而提高机电设备运行的安全性和可靠性。因此，采用机电设备状态监测技术对污水处理厂的机电设备进行监测，应遵循以下思路:以机电设备的安全运行为基础;对机电设备的成本效益进行管理;提高机电设备的检修质量。2．2应用流程。根据相关资料可知，状态监测系统的合理运用，在每投入一元钱的基础上，可以产生的直接效益是40元到60元，而燃气发动机、往复压缩机组方面的维修与养护，需要的投入费用比重在70%左右。所以，需要根据污水处理厂的具体情况，科学运用机电设备状态监测技术。当前，机电设备状态监测技术的应用流程如下:第一，利用状态监测技术能够获取机电设备的监测预报，从而使检修人员能够掌握机电设备运行过程中可能出现的故障，对设备进行预知维护管理。第二，对于污水处理厂中的每个机电设备，都要建立对应的档案，并将档案储存于数据库中。在对机电设备进行状态监测时，要对其状态进行历史评估，从而便于技术人员制定更加合理的设备管理方案以及使用和维护方案，以提高设备的利用效率。第三，在对机电设备进行监测的过程中，要提高预报故障的精准度。第四，在对此技术进行应用时，要注意对机电设备的检修、维护成本进行控制，以提高设备的性价比。第五，注重对机电设备及其零部件进行优化，从而提高各个零部件的可靠性，促使整个设备可靠性的提高。最后，加强对设备运行过程的监测，确保整个运行过程都是安全、可靠的，并注意对其运行过程进行优化，以提高设备的工作效率，从而提高污水厂的污水处理效率。

3结语

综上所述，在污水处理中对污水进行处理时，需要用到污水处理系统，而在系统中会有各种各样的机电设备，只有确保这些机电设备的正常运行，才能确保污水处理效果，降低污水对环境的污染。机电设备状态监测技术在污水处理厂的应用，可提高机电设备及其零部件的可靠性，从而提高整个污水处理系统的处理效率。

作者:洪玉春 单位:江西洪城水业环保有限公司

参考文献:

［1］高新．离心式鼓风机的状态监测与故障诊断工艺［J］．化工管理，2016，(9):120．

第4篇：水电厂论文范文

关键词：全面质量管理；节能降耗；水电厂；可持续发展

1明确问题指标，找准节能方向

水电厂的运营管理中，需要按照一定的部门进行有区别的管理与监控，这其中的班组是节能降耗管理工作中的组织者与发起者，并且是实施技术举措改善问题指标的执行者与检测者。所以进行节能降耗管理工作，要以班组为单位，通过对各年指标的统计来分析绩效及最优值，并结合实际工作来找到问题的根源，得出最主要的问题是用电率的增长趋势高于能耗指标的最优值，这严重影响了水电厂的节能降耗工作，因此需要针对此问题制定整改方案。首先可以确定水电厂发电量、厂用电率、综合厂用电率等的节能降耗指标，并将相应的指标进行下分，保证每个班组的一线员工都分到一定的指标额度，而且各个员工还要签订保证完成目标任务的安全责任书，班组的管理人员及成员按照全面质量管理的方法来执行任务。也可以在每个班组之间进行比赛竞争，从而找出推行节能降耗机制效果最好的小组，这样其他小组也可以按照一定的模式运用到自己的组别内部。再有就是在奖惩制度上也应细化、优化，保证有进步的员工都能得到表扬和奖励，这样才能激发员工的内在潜力，找到最优的革新政策，从而做到深层次、具体地实施节能降耗工作。

2运用全面质量管理实施节能举措

水电厂用电率的居高不下是制约生产节能降耗的主要因素，针对此问题，班组应根据生产情况进行小组的划分，并按照计划制定、课题选择、现状调查、目标确定、原因分析、要因确认、对策制定、实施方案、效果鉴定、巩固措施、总结分析的步骤来实施全面质量管理计划，将能耗控制在一定范围内，具体措施如下。2.1提高发电计划完成率。水电厂正在逐步进行AGC功能调试，在正式投入使用后，其整体的月平均发电值要比原来少，而且很多水电厂都不能按时完成计划目标。这时就需要对AGC的控制瓶颈问题进行分析，并尽量提升水电厂的发电率。班组人员可以按照具体的工作方案及总调AGC的下值规律进行分析，从而研发出新的考核控制条款。也可以进一步规定出AGC的调节时间段，以便更加完善其调节规定。具体的AGC调节可以分为两类：一类是在退出单机AGC的情况下进行单机调节；再有一类是在通过与总调进行沟通的情况下进行全厂AGC目标值的联调。这两种AGC的调节方式可以帮助其在功能正式投入后完成水电厂的目标发电量。2.2调整机组空冷用水，从而降低隐患提升发电量。水电厂机组运行的冷、热风温度主要通过PDCA循环的方法进行分析，这期间需要多次对运行数据进行收集分析与计算，其运行过程中要想保证做到节能降耗，就应保证机组定子铁芯和绕组的温度都要低于设计值，并病要保证机组的安全稳定运行。这样就可以节约空冷器用水量，降低了机组运行的安全隐患。2.3优化冷空调运行方式，降低水电厂用电量。由于水电厂机组设备运行的要求，一般情况下厂子选址的地理位置都较低，在夏季，厂房的温度普遍偏高，水冷机组在刚投产时都处于全开的状态，这就会大大增加水电厂的用电量，违背了节能降耗的宗旨。因此就要求工作人员在综合考虑天气、温度、机组运行台数的情况下来计算水冷空调的开启状态。在此基础上还需对水冷空调的机组运行方式进行优化分析，从而降低水电厂的总体用电量。

3分组别开展节能降耗指标竞赛活动

在水电厂开展节能降耗分组竞赛活动，可以帮助一线员工提升节能降耗工作的积极性，从而帮助水电厂降低其综合用电率，使其用电率达到最优值。

3.1合理优化水库调度，增加发电量。在遇到来水量一定、或者枯期的情况下，就要考虑水电厂的发电量是否能达到该情况的最大量。这时需要工作人员将水电厂的库容及电网的负荷需求进行综合分析，进而对水电厂流域的出力进行综合调整，在保证发电量的同时做到用水量的最小化。在该环节中应结合实际生产情况设定机组的运行状态，做到机组运行台数的最优组合，并保证机组间负荷的最优分配。如果是汛期，一线的工作人员就需要实时监测天气情况，从而开展负荷的预测，根据相关数值制定最优的发电计划，以便实现汛期发电工作的安全生产。

3.2优化主变运行方式，在节水节电的情况下增加发电量。水电厂运行过程中所用到的接线方式主要为一机一变单元与联合接线的组合方式，在机组初期投入生产时需要对其进行检修工作。如果对应的主变为空载的运行状态，则需要为一个单台主变空载运行配备两台冷却器，这就会严重出现用水浪费的现象。因此需要同时保证水电厂发电设备的可靠性与机组运行方式的协调性，技术人员在实际工作中需要与调度人员进行沟通工作，使机组在检修时可以退出对应主变的运行方式，在一定程度上避免了主变冷却用水的损耗量与主变空载的损耗量。

3.3优化全厂照明方式，减少厂用电量。水电厂在投产初期照明系统灯具均为高功率日光灯且灯具长期处于全开状态。班组通过收集合理化建议并向上级部门反应，要求对照明系统灯具进行改造和优化运行方式。通过对照明系统控制回路进行改造并将日光灯改为LED灯，在满足生产照明充足的情况下，将全开方式调整为部分照明定时启停，有效降低照明所需用电。

4建立节能奖惩机制，促进节能管理常态化

为促进节能降耗工作管理常态化，班组内部可以建立节电到岗、节水到人、度电必争，形成点点滴滴降成本，分分秒秒增效的全员节能意识。在实施节能举措后开展指标竞赛，再次运用对标管理方法对能耗指标进行监控，年底电厂对指标竞赛工作进行总结，对过程中表现突出的班组及个人进行物质奖励，激励员工突破思维瓶颈，探索节能手段，达到指标可控、指标在控、指标到人、节能创新的目的，在全厂形成点点滴滴降成本，分分秒秒增效益的全员节能意识。全面质量管理在水电厂的节能降耗工作中起到了重要作用，优化了生产环节中涉及到的制度及规定，并严格执行以达到节能情况下发电量的最大化，因此水电厂需要根据实际需求及本厂的容量合理安排管理监督任务，从而科学的调配工作人员及厂内机组设备，保证其发挥最优效益。

作者:曾令锋 单位:南宁市航电投资有限责任公司

参考文献

[1]徐越华.水电厂计算机监控系统项目质量管理的研究[J].中国科学院研究生院，2011（2）：107.

第5篇：水电厂论文范文

【关键词】热力系统；有用功损失；海水温度；大气温度；热效率

0 背景

海南昌江核电厂地处热带地区，是目前国内最南端的核电厂址。根据热力学定律，较高的环境温度会对机组热效率造成负面影响，导致年发电量损失。本文将环境温度与机组热效率的关系量化，分析机组在高温环境下全年热效率变化趋势；通过与东部沿海厂址环境对比，推测由于高温环境造成的经济损失。对机组运行前的电价申报及运行后的绩效考核具有参考意义。

1 海南昌江核电厂热力系统数学模型的建立

海南昌江核电厂1、2号机组型号为CNP600，热力系统主要由反应堆、蒸汽发生器、汽轮机、发电机及有关设备、管路等组成，较高的环境温度和海水温度会对机组热效率造成影响，海水作为核电厂最终热阱排出核电厂2/3的热量（约1300MW），因此对机组热效率影响较大。本节主要从压水堆核电站设计运行原理角度对海南昌江核电厂热力系统进行分析，揭示热力系统过程中不可逆性引起的做功能力损失，并建立热力系统数学模型。

1.1 海水温度与凝汽器背压的关系

根据凝汽器换热工作原理，其换热属于内部流动强制对流换热。取循环冷却水进口温度t′f=26.8℃；温升tf=8℃，则管侧平均温度tf=30.8℃，计算凝汽器背压在5kPa～12kPa对应的海水吸入口温度，经计算得出表1数据：

1.3 热效率模型建立

建立海南昌江核电厂热效率与大气温度、海水温度模型公式为：硕士论文

式（1）热系统模型已进行了简化。系统各部分工质参数来源于系统手册中的设计参数、额定工况参数，凝汽器背压对热力系统的影响只考虑了一级低压加热器及汽轮机低压缸末段，其他各系统均利用定工况下的特定参数。因此上式计算得到的海水温度对热力系统的影响比真实情况下略小。

2 海南昌江核电厂热力系统分析

2.1 海水温度对机组热效率的影响

取环境温度为300K（约27℃），利用1.1节结论将To、hi、ho、si、so带入式（1）中，可得出海水温度对机组热功率的对应关系图，即海水温度每升高1℃，机组热效率下降约为0.057%（如图1）。

2.2 大气温度对机组热效率的影响

取凝汽器背压为8kPa（对应海水温度约27.36℃），利用1.1节结论将To、hi、ho、si、so带入式（1）中，可得出大气温度对机组热功率的对应关系图，即大气温度每升高1℃，机组热效率下降约为0.006%（如图2）。

2.3 核电厂全年机组热效率变化

《海南昌江核电厂观测海域平均温度统计表》、《海南昌江核电厂最终安全分析报告》记录了昌江核电厂全年大气温度及海水温度，在机组运行后，海水入口温度将比当地海水温度升高1.2℃。将大气温度和机组运行后的海水入口温度对应的焓熵值带入式（1），得出海南昌江核电厂月平均机组热效率与大气温度、海水温度关系图，（如图3）。

2.4 环境温度差异对年发电量的影响

与我国东部沿海地区核电厂比较，海南昌江核电厂大气温度和机组运行后海水吸入口温度的差异如图4。

根据2.1节结论，海南昌江核电厂CNP600机组在东部沿海地区与昌江地区机组热效率差异见表2。

第6篇：水电厂论文范文

【关键词】热力系统；有用功损失；海水温度；大气温度；热效率

0 背景

海南昌江核电厂地处热带地区，是目前国内最南端的核电厂址。根据热力学定律，较高的环境温度会对机组热效率造成负面影响，导致年发电量损失。本文将环境温度与机组热效率的关系量化，分析机组在高温环境下全年热效率变化趋势；通过与东部沿海厂址环境对比，推测由于高温环境造成的经济损失。对机组运行前的电价申报及运行后的绩效考核具有参考意义。

1 海南昌江核电厂热力系统数学模型的建立

海南昌江核电厂1、2号机组型号为CNP600，热力系统主要由反应堆、蒸汽发生器、汽轮机、发电机及有关设备、管路等组成，较高的环境温度和海水温度会对机组热效率造成影响，海水作为核电厂最终热阱排出核电厂2/3的热量（约1300MW），因此对机组热效率影响较大。本节主要从压水堆核电站设计运行原理角度对海南昌江核电厂热力系统进行分析，揭示热力系统过程中不可逆性引起的做功能力损失，并建立热力系统数学模型。

1.1 海水温度与凝汽器背压的关系

根据凝汽器换热工作原理，其换热属于内部流动强制对流换热。取循环冷却水进口温度t′f=26.8℃；温升tf=8℃，则管侧平均温度tf=30.8℃，计算凝汽器背压在5kPa～12kPa对应的海水吸入口温度，经计算得出表1数据：

1.3 热效率模型建立

建立海南昌江核电厂热效率与大气温度、海水温度模型公式为：

式（1）热系统模型已进行了简化。系统各部分工质参数来源于系统手册中的设计参数、额定工况参数，凝汽器背压对热力系统的影响只考虑了一级低压加热器及汽轮机低压缸末段，其他各系统均利用定工况下的特定参数。因此上式计算得到的海水温度对热力系统的影响比真实情况下略小。

2 海南昌江核电厂热力系统分析

2.1 海水温度对机组热效率的影响

取环境温度为300K（约27℃），利用1.1节结论将To、hi、ho、si、so带入式（1）中，可得出海水温度对机组热功率的对应关系图，即海水温度每升高1℃，机组热效率下降约为0.057%（如图1）。

2.2 大气温度对机组热效率的影响

取凝汽器背压为8kPa（对应海水温度约27.36℃），利用1.1节结论将To、hi、ho、si、so带入式（1）中，可得出大气温度对机组热功率的对应关系图，即大气温度每升高1℃，机组热效率下降约为0.006%（如图2）。

2.3 核电厂全年机组热效率变化

《海南昌江核电厂观测海域平均温度统计表》、《海南昌江核电厂最终安全分析报告》记录了昌江核电厂全年大气温度及海水温度，在机组运行后，海水入口温度将比当地海水温度升高1.2℃。将大气温度和机组运行后的海水入口温度对应的焓熵值带入式（1），得出海南昌江核电厂月平均机组热效率与大气温度、海水温度关系图，（如图3）。

2.4 环境温度差异对年发电量的影响

与我国东部沿海地区核电厂比较，海南昌江核电厂大气温度和机组运行后海水吸入口温度的差异如图4。

根据2.1节结论，海南昌江核电厂CNP600机组在东部沿海地区与昌江地区机组热效率差异见表2。

第7篇：水电厂论文范文

【关键词】常规水电站；综合厂用电率；直接厂用电率

1 概述

厂用电考核的目的在于督促电厂加强对设备进行管理，在保证电厂正常工作的前提下尽可能实现节能减排。同时，对电厂进行厂用电考核可以切实调动广大员工的劳动积极性，挖掘电厂在技术上、管理上的节能潜力，提高运行质量。发电厂的节能降耗是一个全过程控制管理，其目标将会对实现的方式、过程产生深远的影响。厂用电考核指标是否合理，将关系到电厂的实际生产、员工的工作积极性，甚至将会影响到国家“十二五”节能减排规划中各项既定目标的完成情况。因此，必须采用科学的、合理的厂用电考核指标。

本文将以天生桥二级水电站与鲁布革水电站所采用的厂用电考核指标为例，对常规水电站厂用电考核方式进行改进与分析。

2 综合厂用电率考核指标的不足

2.1 对生产节约用电指导性不足

目前常规水电站的厂用电考核指标主要为综合厂用电率，即（发电量-上网电量）/发电量×100%。然而其形式比较粗放，忽略了厂用电量与来水量、气温等其它重要条件之间的关系。且由于上级部门已经对水电厂制定了发电量指标，而在厂用电率计算公式中，发电量往往是决定了厂用电率是否达标的关键：当某一年份电厂所在流域来水量较少，则其发电量大大减小，而电厂的日常工作均消耗一定的厂用电，如此一来，即便电厂大力节约厂用电的使用也无法使其厂用电率达标；反之，当某一年份该电厂来水量大增，机组长期处于满发状态，则如果电厂放松对厂用电进行管理，浪费厂用电量，电厂的厂用电率指标仍能轻易达标。

2.2 计量形式粗放

根据调研结果显示，天生桥二级水电站与鲁布革水电站均仅在厂用变处及机端出口、线路关口装设计量电表。天生桥二级水电站于2011年6月投入使用的新监控系统对全厂10kV线路的电压、电流数据进行测量与监控，鲁布革水电站也已经实现了对部分10kV线路进行计量并定时抄表。但两厂均缺乏对部分重要设备及400V线路进行计量。同时，两厂均没有对励磁系统装设计量设备，使直接厂用电量中缺乏励磁系统用电量，与相关国标的要求不符。

2.3 电厂难以控制综合厂用电

如前所述，综合厂用电中包含了直接厂用电与母线损耗、主变损耗等电量。天生桥二级水电站与鲁布革水电站近两年综合厂用电量构成中，约20%为直接厂用电量，约10%为生活与办公用电量，其余部分均为主变损耗、母线损耗等电量。可见，综合厂用电量中，电厂可以一定程度上控制的用电量如直接厂用电量、生活用电量，仅占综合厂用电量构成的小部分。GIS损耗、母线损耗、主变损耗等这些综合厂用电量的最主要构成部分是电厂不可控的用电量。对电厂实施综合厂用电量考核无疑是无法摸清电厂是否对直接厂用电进行节约与科学管理的。且GIS损耗、母线损耗等综合厂用电量主要构成电量的计量受计量误差影响过大，无法获得精确数字，更使电厂对厂用电的实际管理情况无法体现。

3 以直接厂用电率指标代替综合厂用电率指标

3.1 直接厂用电率指标的优点

根据前述综合厂用电率考核体系的种种客观缺陷，笔者提出使用综合厂用电率取代综合厂用电率作为电厂厂用电考核指标。使用直接厂用电率作为水电厂考核指标具有以下优势：

3.1.1 科学性

在电厂用电中，直接厂用电量是与生产相关的设备的用电及损耗，是电厂直接控制的电量。对电厂实施直接厂用电量考核可以充分反映出电厂对用电设备的管理以及使用情况。且与GIS损耗、主变损耗、母线损耗不同，电厂通过提高管理水平、增强节能减排意识、实施一定程度的技术改进，即可对直接厂用电量实现节约，通过直接厂用电量进行考核，可以大大提升电厂节能减排的积极性，对南网节能减排工作乃至国家节能减排具有重要意义。

3.1.2 准确性

如前所述，综合厂用电量的计算是采用大数相减的办法，因此精度难以保证。如果采用直接厂用电进行考核，其用电量的统计主要是采用加法，不仅不会因为大数相减的原因降低精度，相反，还会因为几个计量表计误差的相互抵消，提高总的结果的精度。

因此，采用直接厂用电量对厂用电使用与管理进行考核，在当前的计量水平下也能保持较高的准确性。

3.2 应用实例

天生桥二级水电站与鲁布革水电站与2012年完成了直接厂用电考核所要求的计量系统改造，即于各10kV线路、400V线路处加装电表，并对生活区与办公区用电量进行计量。两厂每月上报直接厂用电量与直接厂用电率，以供管理部门的相关工作提供数据依据与考核基础。

上述两厂的上级部门与科研机构合作，建立了上述两厂的直接厂用电计算与预测模型，并以此制订了一套直接厂用电管理体系。管理体系流程图如下所示：

目前，上述两厂已经把直接厂用电指标作为厂用电考核的首要指标。管理部门也已经使用直接厂用电模型以及直接厂用电管理体系对电厂的厂用电使用状况进行考核与评估。经过一段时间的实际应用，由于综合厂用电率带来的负面因素已经基本消除，相关电厂也逐步根据直接厂用电指标对电厂的节能工作作为指导，目前已经取得了一定的成效。

4 结论

根据天生桥二级水电站与鲁布革水电站的厂用电考核指标由综合厂用电指标转变为直接厂用电指标的过程，充分证明了直接厂用电指标较综合厂用电指标更具优越性。目前所取得的工作成果表明，直接厂用电指标更能反映电厂的实际厂用电管理现状，对常规水电站的节能工作、厂用电管理工作等，更能提供直观且科学的数据依据。由此产生的管理体系也在实际应用中体现出了较原有管理体系的优势。在常规水电站的厂用电管理工作中成效突出。

参考文献：

第8篇：水电厂论文范文

关键词 钢铁厂；厂址选择；环境

中图分类号 TU984 文献标识码 A 文章编号 1673-9671-(2012)081-0213-01

工业布局体系中厂址选择工作是十分重要的一个环节，它关系到周边的环境、投产后的经济效益和社会效益等众多因素，一旦投入生产，就很难再作出变更。以往由于厂址选择工作失误而造成经济损失和环境污染的情况在国内时有发生，而钢铁企业具有消耗原料燃料大，生产过程复杂，污染严重等生产特点。在考虑企业选址问题时更应结合其生产特点进行更深入更细致的思考。钢铁企业厂址选择的任务，就是在钢铁工业企业总体布局规划和区域工业开发的基础上，根据厂址选择原则和要求，结合地区自然条件、经济条件、社会条件，运用厂址选择的理论，即运用工业区位论原理，根据企业区位指向，选择厂址布局地区，运用区域工业规划和布局理论，选择厂址布局地点，运用厂址最优位置确定的理论方法，选择厂址具置，使工业企业建成投产后获得良好的经济效益、环境效益和社会效益。

1 钢铁厂厂址选择工作的程序

厂址选择一般按准备工作、现场踏勘、厂址比选和编写报告等四个阶段进行。

1）准备工作。根据国家计划部门或上级主管部门下达的计划任务书中规定的规模、产品方案、建厂地区等内容，拟定选厂指标，在地形图上初选厂址，并组织选厂组。选厂工作一般是由设计单位负责，对于重要厂址，要有相关的工程地质、水文地质、铁路运输、水路运输以及城市规划等部门选派专业人员参加。

2）现场踏勘。是对图上初选厂址在现场逐个进行调查研究，察看现状，搜集资料，落实条件。必要时，可增补或删减候选场址。

3）厂址比选。是对具备建厂条件的几个方案，分别做出外部建设工程规划，算出可比的外部工程以及由于场地位置不同而引起内部工程相异部分（如地基处理等）的建设费用和经营费用，进行分析论证，科学决策。

4）编写报告。是向有关上级管理部门或建设单位提供工作成果。报告书内容见厂址选择报告。

2 影响厂址选择的主要因素

2.1 满足工业布局

建设大型钢铁企业，对全国工业布局，一个区，一个城市合理发展，各工业区协调发展有重要作用，在考虑其布局时应根据工业布局“大分散，小集中，多搞小城镇”的方针，按“工农结合，城乡结合，有利生产，方便生活”的原则，对钢铁厂进行合理的厂址选择和合理布局，与工业布局总体规划和城市建设规划相互协调。

2.2 运输因素

钢铁企业在生产过程中大量消耗原材料铁矿石和煤炭，具有很大的物料消耗和钢铁产出，因此合理的运输条件会大大缩减费用，提高企业效率。在选择布局钢铁企业时应充分考虑企业厂址距离铁矿和煤矿的远近。例如，我国四川省攀枝花钢铁企业在选址时，企业位于铁矿区， 距焦煤产地保鼎煤矿十几公里，煤矿储量丰富，其他辅助材料也距离企业很近。丰富的矿产和便利的自然条件使得企业获得良好的经济效益。在选择运输方式时，所选的方式应满足企业运输量的要求，并有一定富余能力，满足企业正常生产。钢铁企业运输量大，运输方式易选用铁路和水运。在考虑运输方式的同时，为减少运输成本，钢铁企业应尽可能接近销售市场。

2.3 建设因素

钢铁厂的选址少不了要考虑建设因素，其中水和电是最基本的两项。钢铁企业是大量用水的企业， 供水水源应满足既定规模用水量的要求，也考虑企业发展的用水量。水源一般靠近厂区，以缩短供水管长度，节约成本。另外钢铁企业也是用电量大的企业， 在考虑供电电源时，应保证供电电源充足， 并保证供电电源的可靠性和持续性。考虑随着厂址距离增加输电线投资的增加，钢铁企业尽可能选择在供电网经济半径之内。

2.4 “三废”

钢铁企业在生产过程中排放大量“三废”，对周围环境易造成污染，除需有完善的“三废”治理工程设计外，工厂不能选择在现有城镇的上风向和生活水源的上游；工厂排出的废气、废水和废渣不能构成对相邻企业的危害，安排好“三废”处理场地和废渣排放场地，尽量远离生活区和居住区，可以在不影响生产的前提下适当在工业区布置绿地和景观。考虑工业过分集中对环境的污染，在进行企业布局时正确处理集中和分散关系，使企业均衡分布。

2.5 场地因素

1）场地面积。要选定的厂址在力求节约用地的前提下，一定要足够宽敞，以便能适应目前的占地空间要求，以备扩展空间、职工停车场所、运进和运出材料的运输设施、等待装卸的货车和有轨车的额外场地等方面的需要。而厂区面积应满足现有规模用地要求也适应钢铁厂以后改建，扩建的要求。

2）地形地势。厂址场地地形要较为平坦，并有适当的缓坡，要避免位于四周地表水汇集或被淹没的低洼地区。场地应能满足生产和运输技术要求， 并利于场地自然排水的需要，但不能因场地自然坡度过大引起基础埋置过深，土方工程量过大而增加基建投资。

3）工程地质。钢铁厂厂区场地要避开发震断裂带、有泥石流和滑坡等直接危害地区、发育的岩溶区、3级自重湿陷性黄土还有古墓、古井、砂巷、淘金等等工程地质不良的地区。天然地基要有合适的承载力，一般不宜小于0.15MPa。

4）水文、气象。场地要不受邻近水域洪水位或潮位的淹没，一般要高于设计频率的计算水位以上。钢铁企业建筑物，构筑物基础埋置深度一般为5m～6m。厂址地下水应在建筑物基础底面以下，冬季地下水位，不宜高于冻结深度，以利于减少地下建筑物的工程量，加快建设速度，以提高工程质量。厂址地下水应无侵蚀性，以保证建筑物，构筑物基础和地下工程管线不受腐蚀，节约基建投资。山区，要避免山洪的威胁和防止溶雪、雪崩造成的危害。场地不能选择在窝风、多雾、经常无风或产生逆温层的地区。

2.6 厂址的协作条件

钢铁企业一般是机械化自动化水平较高的现代化企业，为保证生产顺利进行，必须有足够的设备和备品备件供应，要有强有力的机械加工和维修能力，若厂址附近具备这些条件，便可发挥专业化协作的优越性，减少辅助设施投资和降低生产成本。工厂在建设过程中的施工条件如石灰、水泥等能否就地取材，施工力量和施工场地是否具备，对建设进度起一定作用，在选择钢铁企业厂址时应考虑厂址附近是否具备这些条件。

3 结束语

厂址选择是一项包括政治、经济、技术的综合性工作。必须贯彻国家建设的各项方针政策，多方案比较论证，这就要求设计者要熟知国家行政和行业的各种规范，了解钢铁企业的工艺流程，多角度、多因素综合考虑，选出投资省、建设快、运营费低、具有最佳经济效益、环境效益和社会效益的厂址。

参考文献

第9篇：水电厂论文范文

论文摘要 水能是可再生能源,我国河流众多、径流丰沛、落差巨大,蕴藏着丰富的水能资源。水利发电因其巨大的经济效益和社会效益而有着广阔的应用前景,本文介绍了水电站的原理和类型,并对制约我国水利发电的影响因素进行了简要探讨。  

 

1 水利发电的原理和分类 

水力发电厂按水库调节性能可分为多种。其一是无水库,基本上来多少水发多少电的径流式水电厂;其二是水库很小,水库的调节周期为一昼夜,将一昼夜天然径流通过水库调节发电的日调节式水电厂;其三是对一年内各月的天然径流进行优化分配、调节,将丰水期多余的水量存入水库,保证枯水期放水发电的年调节式水电厂;其四是多年调节式水电厂,其将不均匀的多年天然来水量进行优化分配、调节,多年调节的水库 容量较大,将丰水年的多余水量存入水库,补充枯水年份的水量不足,以保证电厂的可调出力。 

世界上已建的绝大多数水电站都属于利用河川天然落差和流量而修建的常规水电站。水力发电厂是把水的势能和动能转变成电能。根据水力枢纽布置不同,主要可分为堤坝式、引水式、抽水蓄能水电厂等。堤坝式水电厂是在河床上游修建拦河坝,将水积蓄起来,抬高上游水位,形成发电水头,堤坝式水电厂又可分为坝后式、河床式及混合式水电厂等。坝后式水电厂的厂房建筑在坝的后面,全部水头由坝体承受,水库的水由压力水管引入厂房,转动水轮发电机组发电。坝后式水电厂适合于高、中水头的情况。河床式水电厂的厂房和挡水坝联成一体,厂房也起挡水作用,因修建在河床中,故名河床式。河床式水电厂水头一般在20~30m以下。混合式水电厂是引水与大坝混合使用获得落差发电的。引水式水电厂是水电厂建筑在山区水流湍急的河道上或河床坡度较陡的地方,由引水渠道造成水头,一般不需修坝或只修低堰。抽水蓄能水电厂,具有上池(上部蓄水库)和下池(下部蓄水库),在低谷负荷时水轮发电机组可变为水泵工况运行,将下池水抽到上池储蓄起来,在高峰负荷时水轮发电机组可变为发电工况运行,利用上池的蓄水发电。抽水蓄能电站是20世纪60年代以来发展较快的一种水电站。而潮汐电站由于造价昂贵,尚未能大规模开发利用。其他形式的水力发电,如利用波浪能发电尚处于试验研究阶段。 

2 我国水利发电制约因素及利弊谈 

我国能源探明储量中,原煤、原油、天然气和水力资源的构成比例约为:50%、3%、0.3%、45%。我国常规能源以煤炭和水力资源为主,水力资源在我国能源资源中具有非常重要的作用。而当前,仍以煤炭能源为主的能源消费和生产现状,已形成了严重的污染。尽管水能、风能、太阳能、潮汐能发电都是符合可持续发展理念的自然再生能源,但风电站的单位千瓦静态投资是水电站的大约1.5倍,而每千瓦装机年发电量却不及水电站的一半,潮汐发电投资是水利发电的2~3倍,且选址复杂并会造成河岸淤堵。太阳能发电成本更高。可见,水能是目前最为经济性,也最有开发潜力的能源,开发和利用丰富的水力资源、加快水电开发步伐已刻不容缓。 

水利发电以其成本低廉,运行的高可靠性得到广泛认可并得以迅猛发展。经过几代水电人艰苦卓绝的努力,我国水电事业从小到大、从弱到强逐步发展壮大。但还存在很多消极因素制约了水利发电的健康发展。其一是电力工业垄断体制的阻碍。我国水利和电力分别由水利部和电力部主管,而目前的情况和发展趋势,水电资源的优先利用无法得到保证,大量的水电资源被浪费。水电上网电价低廉,水电站发展受限。开放电力市场,打破垄断的电力工业体制,是解决水电问题的根本途径。还应对水电上网电价进行改革,将“还本付息电价”这种单一电量电价结构改为两部制电量电价的分时电价结构;其二是存在错综复杂的依赖关系。我国长期以火电为主,火电煤矿与火电厂唇齿相依。如果用水电代替火电,面临困境的不仅是火电厂,更多的是为其供给能源的煤矿。部门或单位受经济利益的驱动,形成了保火电,轻水电的局面,这样就造成了大量的水电资源被白白浪费,弃损电量大大高于实际上网电量的现象也是屡见不鲜。 

水电是清洁能源,可再生、无污染、运行费用低,便于进行电力调峰,有利于提高资源利用率和经济社会的综合效益。在地球传统能源日益紧张的情况下,世界各国普遍优先开发水电,大力利用水能资源。我国不论是水能资源蕴藏量,还是可能开发的水能资源,都居世界第一位。目前,国内水电总装机容量已超过1.5亿kw,水电能源开发利用率从改革开放前的不足10%提高到了将近30%。水电事业的快速发展为国民经济和社会发展作出了重要的贡献,同时还带动了中国电力装备制造业的繁荣。三峡机组全部国产化,迈出了自主研发和创新的可喜一步。小水电设计、施工、设备制造也已经达到国际领先水平,使中国成为小水电行业技术输出国之一。 

水利发电可以大量减少so2、co2、空气悬浮颗粒、粉煤灰等污染物的排放,还具有无可替代的天然优势,然而水电的使用也存在弊端,也会对生态环境造成一定的影响。水库是人工湖,湖面景观令人心旷神怡,很多水库已成为旅游胜地,但大型水库会对周围局部气候产生影响,也会产生地质灾害,在陡峭的黄土类岸坡,由于水的浸泡会发生严重的大范围的坍塌,危机居民和耕地。大坝水库也与地震有某种关系,曾有大坝因地震而溃坝,而大水库首次蓄水,引发库底地层深部应力改变可能诱发地震,但经过实践和摸索,水库分期蓄水,逐步抬高水位会降低诱发地震的烈度或者避免。此外,筑坝带来的淹没土地、移民、改变原有生态、影响水生物的生存和繁殖等等诸多问题都需要有相应的政策和措施予以妥善处理。 

 

参考文献