火力发电厂原理及设备介绍

　　中国电力

　　火力发电厂原理及设备介绍

　　火力发电一般是指利用石油、煤炭和天然气等燃料燃烧时产生的热能来加热水，使水变成高温、高压水蒸气，然后再由水蒸气推动发电机来发电的方式的总称。以煤、石油或天然气作为燃料的发电厂统称为火电厂。

　　火力发电站的主要设备系统包括：燃料供给系统、给水系统、蒸汽系统、冷却系统、电气系统及其他一些辅助处理设备。

　　火力发电系统主要由燃烧系统(以锅炉为核心)、汽水系统(主要由各类泵、给水加热器、凝汽器、管道、水冷壁等组成)、电气系统(以汽轮发电机、主变压器等为主)、控制系统等组成。前二者产生高温高压蒸汽;电气系统实现由热能、机械能到电能的转变;控制系统保证各系统安全、合理、经济运行。

　　火力发电的重要问题是提高热效率，办法是提高锅炉的参数(蒸汽的压强和温度)。90年代，世界最好的火电厂能把40%左右的热能转换为电能;大型供热电厂的热能利用率也只能达到60%～70%。此外，火力发电大量燃煤、燃油，造成环境污染，也成为日益引人关注的问题。

　　热电厂为火力发电厂，采用煤炭作为一次能源，利用皮带传送技术，向锅炉输送经处理过的煤粉，煤粉燃烧加热锅炉使锅炉中的水变为水蒸汽，经一次加热之后，水蒸汽进入高压缸。为了提高热效率，应对水蒸汽进行二次加热，水蒸汽进入中压缸。通过利用中压缸的蒸汽去推动汽轮发电机发电。从中压缸引出进入对称的低压缸。已经作过功的蒸汽一部分从中间段抽出供给炼油、化肥等兄弟企业，其余部分流经凝汽器水冷，成为40度左右的饱和水作为再利用水。40度左右的饱和水经过凝结水泵，经过低压加热器到除氧器中，此时为160度左右的饱和水，经过除氧器除氧，利用给水泵送入高压加热器中，其中高压加热器利用再加热蒸汽作为加热燃料，最后流入锅炉进行再次利用。以上就是一次生产流程。

　　火力发电厂的基本生产过程

　　火力发电厂的主要生产系统包括汽水系统、燃烧系统和电气系统，现分述如下：

　　(一)汽水系统：

　　火力发电厂的汽水系统是由锅炉、汽轮机、凝汽器、高低压加热器、凝结水泵和给水泵等组成，也包括汽水循环、化学水处理和冷却系统等。

　　水在锅炉中被加热成蒸汽，经过热器进一步加热后变成过热的蒸汽，再通过主蒸汽管道进入汽轮机。由于蒸汽不断膨胀，高速流动的蒸汽推动汽轮机的叶片转动从而带动发电机。

　　为了进一步提高其热效率，一般都从汽轮机的某些中间级后抽出作过功的部分蒸汽，用以加热给水。在现代大型汽轮机组中都采用这种给水回热循环。此外，在超高压机组中还采用再热循环，既把作过一段功的蒸汽从汽轮机的高压缸的出口将作过功的蒸汽全部抽出，送到锅炉的再热汽中加热后再引入气轮机的中压缸继续膨胀作功，从中压缸送出的蒸汽，再送入低压缸继续作功。在蒸汽不断作功的过程中，蒸汽压力和温度不断降低，最后排入凝汽器并被冷却水冷却，凝结成水。凝结水集中在凝汽器下部由凝结水泵打至低压加热再经过除氧气除氧，给水泵将预加热除氧后的水送至高压加热器，经过加热后的热水打入锅炉，再过热器中把水已经加热到过热的蒸汽，送至汽轮机作功，这样周而复始不断的作功。

　　在汽水系统中的蒸汽和凝结水，由于疏通管道很多并且还要经过许多的阀门设备，这样就难免产生跑、冒、滴、漏等现象，这些现象都会或多或少地造成水的损失，因此我们必须不断的向系统中补充经过化学处理过的软化水，这些补给水一般都补入除氧器中。

　　(二)燃烧系统

　　燃烧系统是由输煤、磨煤、粗细分离、排粉、给粉、锅炉、除尘、脱流等组成。是由皮带输送机从煤场,通过电磁铁、碎煤机然后送到煤仓间的煤斗内,再经过给煤机进入磨煤机进行磨粉，磨好的煤粉通过空气预热器来的热风，将煤粉打至粗细分离器，粗细分离器将合格的煤粉(不合格的煤粉送回磨煤机)，经过排粉机送至粉仓，给粉机将煤粉打入喷燃器送到锅炉进行燃烧。而烟气经过电除尘脱出粉尘再将烟气送至脱硫装置，通过石浆喷淋脱出流的气体经过吸风机送到烟筒排人天空。

　　(三)发电系统

　　发电系统是由副励磁机、励磁盘、主励磁机(备用励磁机)、发电机、变压器、高压断路器、升压站、配电装置等组成。发电是由副励磁机(永磁机)发出高频电流，副励磁机发出的电流经过励磁盘整流，再送到主励磁机，主励磁机发出电后经过调压器以及灭磁开关经过碳刷送到发电机转子，当发电机转子通过旋转其定子线圈便感应出电流，强大的电流通过发电机出线分两路，一路送至厂用电变压器，另一路则送到SF6高压断路器，由SF6高压断路器送至电网。

　　火力发电厂的基本生产过程

　　这里介绍的是汽轮机发电的基本生产过程。

　　火力发电厂的燃料主要有煤、石油(主要是重油、天然气)。我国的火电厂以燃煤为主，过去曾建过一批燃油电厂，目前的政策是尽量压缩烧油电厂，新建电厂全部烧煤。

　　火力发电厂由三大主要设备——锅炉、汽轮机、发电机及相应辅助设备组成，它们通过管道或线路相连构成生产主系统，即燃烧系统、汽水系统和电气系统。其生产过程简介如下。

　　1.燃烧系统

　　燃烧系统如图1-l所示，包括锅炉的燃烧部分和输煤、除灰和烟气排放系统等。

　　煤由皮带输送到锅炉车间的煤斗，进入磨煤机磨成煤粉，然后与经过预热器预热的空气一起喷入炉内燃烧，将煤的化学能转换成热能，烟气经除尘器清除灰分后，由引风机抽出，经高大的烟囱排入大气。炉渣和除尘器下部的细灰由灰渣泵排至灰场。

　　2.汽水系统

　　汽水系统流程如图1-2所示，包括锅炉、汽轮机、凝汽器及给水泵等组成的汽水循环和水处理系统、冷却水系统等。

　　水在锅炉中加热后蒸发成蒸汽，经过热器进一步加热，成为具有规定压力和温度的过热蒸汽，然后经过管道送入汽轮机。

　　在汽轮机中，蒸汽不断膨胀，高速流动，冲击汽轮机的转子，以额定转速(3000r/min)旋转，将热能转换成机械能，带动与汽轮机同轴的发电机发电。

　　在膨胀过程中，蒸汽的压力和温度不断降低。蒸汽做功后从汽轮机下部排出。排出的蒸汽称为乏汽，它排入凝汽器。在凝汽器中，汽轮机的乏汽被冷却水冷却，凝结成水。

　　凝汽器下部所凝结的水由凝结水泵升压后进入低压加热器和除氧器，提高水温并除去水中的氧(以防止腐蚀炉管等)，再由给水泵进一步升压，然后进入高压加热器，回到锅炉，完成水—蒸汽—水的循环。给水泵以后的凝结水称为给水。

　　汽水系统中的蒸汽和凝结水在循环过程中总有一些损失，因此，必须不断向给水系统补充经过化学处理的水。补给水进入除氧器，同凝结水一块由给水泵打入锅炉。

　　3.电气系统

　　电气系统如图1-3所示，包括发电机、励磁系统、厂用电系统和升压变电站等。

　　发电机的机端电压和电流随其容量不同而变化，其电压一般在10～20kV之间，电流可达数千安至20kA。因此，发电机发出的电，一般由主变压器升高电压后，经变电站高压电气设备和输电线送往电网。极少部分电，通过厂用变压器降低电压后，经厂用电配电装置和电缆供厂内风机、水泵等各种辅机设备和照明等用电。

　　5、按蒸汽压力和温度分类

　　中低压发电厂：蒸汽压力一般为3.92MPa(40kgf/cm2)、温度为450℃的发电厂，单机功率小于25MW;

　　高压发电厂：蒸汽压力一般为9.9MPa(101kgf/cm2)、温度为540℃的发电厂，单机功率小于100MW;

　　超高压发电厂：蒸汽压力一般为13.83MPa(141kgf/cm2)、温度为540/540℃的发电厂，单机功率小于20MW;

　　亚临界压力发电厂：蒸汽压力一般为16.77MPa(171kgf/cm2)、温度为540/540℃的发电厂，单机功率为300MW直至1000MW不等;

　　超临界压力发电厂：蒸汽压力大于22.11MPa(225.6kgf/cm2)、温度为550/550℃的发电厂，机组功率为600MW及以上。

　　6、按供电范围分类

　　区域性发电厂：在电网内运行，承担一定区域性供电的大中型发电厂;

　　孤立发电厂：不并入电网内，单独运行的发电厂;

　　自备发电厂：由大型企业自己建造，主要供本单位用电的发电厂(一般也与电网连)。

　　二、火电厂的生产流程

　　火电厂种类虽然很多，但从能量转换的观点分析，其生产过程是基本相同的，都是将燃料燃烧的热能通过锅炉产生高温高压水蒸气，推动汽轮机做功产生机械能，经发电机转变为电能，最后通过变压器将电能送入电力系统。

　　三、火电厂特点

　　与水电厂和其他类型电厂相比，火电厂有如下特点：

　　1、布局灵活，装机容量的大小可按需要决定。

　　2、建造工期短，一般为水电厂的一半甚至更短。一次性建造投资少，仅为水电厂的一半左右。

　　3、煤耗量大，目前发电用煤约占全国煤炭总产量的25%左右，加上运煤费用和大量用水，其生产成本比水力发电要高出3—4倍。

　　4、动力设备繁多，发电机组控制操作复杂，厂用电量和运行人员都多于水电厂，运行费用高。

　　5、汽轮机开、停机过程时间长，耗资大，不宜作为调峰电源用。

　　6、对空气和环境的污染大。

　　火力发电用煤品种及过程分析

　　电力是国民经济发展的重要能源，火力发电是我国和世界上许多国家生产电能的主要方法。

　　煤炭在锅炉内燃烧放出的热量，将水加热成具有一定压力和温度的蒸汽，然后蒸汽沿管道进入汽轮机膨胀做功，带动发电机一起高速旋转，从而发出电来。在汽轮机中做完功的蒸汽排入冷汽器中并凝结成水，然后被凝结水泵送入除氧器。水在除氧器中被来自抽气管的汽轮机抽汽加热并除去所含气体，最后又被给水泵送回锅炉中重复参加上述循环过程。显然，在这种火力发电厂中存在着三种型式的能量转换过程：在锅炉中煤的化学能转变为热能;在汽轮机中热能转变为机械能;在发电机中机械能转换成电能。进行能量转换的主要设备——锅炉、汽轮机和发电机，被称为火力发电厂的三大主机，而锅炉则是三大主机中最基本的能量转换设备。

　　1.电站锅炉。发电用锅炉称为电站锅炉。目前，在我国大型电厂多用煤粉炉和沸腾炉。电站锅炉与其它工厂用的工业锅炉相比有如下明显特点：①电站锅炉容量大;②电站锅炉的蒸汽参数高;③电站锅炉自动化程度高，其各项操作基本实现了机械化和自动化，适应负荷变化的能力很强，工业锅炉目前仅处于半机械化向全机械化发展的过程中;④电站锅炉的热效率高，多达90%以上，工业锅炉的热效率多在60～80%之间。

　　2.电站用煤的分类。火力发电厂燃用的煤通常称为动力煤，其分类方法主要是依据煤的干燥无灰基挥发分进行分类。

　　3.煤粉的制备。煤粉炉燃烧用的煤粉是由磨煤机将煤炭磨成的不规则的细小煤炭颗粒，其颗粒平均在0.05~0.01mm，其中20~50μm(微米)以下的颗粒占绝大多数。由于煤粉颗粒很小，表面很大，故能吸附大量的空气，且具有一般固体所未有的性质——流动性。煤粉的粒度越小，含湿量越小，其流动性也越好，但煤粉的颗粒过于细小或过于干燥，则会产生煤粉自流现象，使给煤机工作特性不稳，给锅炉运行的调整操作造成困难。另外煤粉与O2接触而氧化，在一定条件下可能发生煤粉自然。在制粉系统中，煤粉是由气体来输送的，气体和煤粉的混合物一遇到火花就会使火源扩大而产生较大压力，从而造成煤粉的爆炸。

　　锅炉燃用的煤粉细度应由以下条件确定：燃烧方面希望煤粉磨得细些，这样可以适当减少送风量，使q2

　　、q4损失降低;从制粉系统方面希望煤粉磨得粗些，从而降低磨煤电耗和金属消耗。所以在选择煤粉细度时，应使上述各项损失之和最小。总损失蝉联小的煤粉细度称为“经济细度”。由此可见，对挥发分较高且易燃的煤种，或对于磨制煤粉颗粒比较均匀的制粉设备，以及某些强化燃烧的锅炉，煤粉细度可适当大些，以节省磨煤能耗。由于各种煤的软硬程度不同，其抗磨能力也不同，因此每种煤的经济细度也不同。

　　4.煤粉的燃烧。由煤粉制备系统制成的煤粉经煤粉燃烧器进入炉内。燃烧器是煤粉炉的主要燃烧设备。燃烧器的作用有三：一是保证煤粉气流喷入炉膛后迅速着火;二是使一、二次风能够强烈混合以保证煤粉充分燃烧;三是让火焰充满炉膛而减少死滞区。煤粉气流经燃烧器进入炉膛后，便开始了煤的燃烧过程。燃烧过程的三个阶段与其它炉型大体相同。所不同的是，这种炉型燃烧前的准备阶段和燃烧阶段时间很短，而燃尽阶段时间相对很长。

　　5.发电用煤的质量要求。电厂煤粉炉对煤种的适用范围较广，它既可以设计成燃用高挥发分的褐煤，也可设计成燃用低挥发分的无烟煤。但对一台已安装使用的锅炉来讲，不可能燃用各种挥发分的煤炭，因为它受到喷燃器型式和炉膛结构的限制。发电用煤质量指标有：

　　①挥发分。是判明煤炭着火特性的首要指标。挥发分含量越高，着火越容易。根据锅炉设计要求，供煤挥发分的值变化不宜太大，否则会影响锅炉的正常运行。如原设计燃用低挥发分的煤而改烧高挥发分的煤后，因火焰中心逼近喷燃器出口，可能因烧坏喷燃器而停炉;若原设计燃用高挥发分的煤种而改烧低挥发分的煤，则会因着火过迟使燃烧不完全，甚至造成熄火事故。因此供煤时要尽量按原设计的挥发分煤种或相近的煤种供应。②灰分。灰分含量会使火焰传播速度下降，着火时间推迟，燃烧不稳定，炉温下降。③水分。水分是燃烧过程中的有害物质之一，它在燃烧过程中吸收大量的热，对燃烧的影响比灰分大得多。④发热量。为的发热量是锅炉设计的一个重要依据。由于电厂煤粉对煤种适应性较强，因此只要煤的发热量与锅炉设计要求大体相符即可。⑤灰熔点。由于煤粉炉炉膛火焰中心温度多在1500℃以上，在这样高温下，煤灰大多呈软化或流体状态。⑥煤的硫分。硫是煤中有害杂质，虽对燃烧本身没有影响，但它的含量太高，对设备的腐蚀和环境的污染都相当严重。因此，电厂燃用煤的硫分不能太高，一般要求最高不能超过2.5%。

　　火力发电现状描述

　　1990年火电站能源消费为21998.6万t标煤，占全国能源总消费的22.29%。发电消费煤炭27204万t，占煤炭总消费量的25.78%，其中直接燃用原煤26320万t，占原煤总消费量的25.6%。1994年，发电消费煤炭40053.1万t，占煤炭总消费量的31.1%。表5.9给出近年火电发电能源消费量。

　　1994年全国单机600kW及以上发电机组总容量为172440.45MW，占总装机容量的86%。汽轮机组中高温高压及以上参数机组共901台，109003.9

　　MW，占汽轮机组总容量的67%。

　　1990年、1994年火电机组平均发电煤耗指标见表5.10。

　　减排技术描述

　　1.电厂节能

　　2000年前中国电力部门的减排对策是着重强调节能技术改造。目前中国火力发电中，燃煤电厂的热效率为30%左右，与国外相比差距较大。主要原因是：机组构成中，20万kW以上的大容量高参数机组偏低，不到40%，2.5万kW以下中温中压、小火电机组占1/4，而且国产20万kW机组的热效率又比国外同类型的低。火电厂近期主要节能技改措施见表5.11。

　　近期火电节能措施还包括:

　　(1)淘汰10万kW以下煤耗高的中、小火电机组，实行以大替小或改为供热机组。

　　(2)对现有10万kW以上高压机组要有针对性的进行改造。在推广节能技改措施的同时，特别注意解决机组设备原有的各种缺陷。

　　(3)发展高参数、大容量机组。新建机组以30、60万kW为主，其供电煤耗不得超过330g(标煤)/(kW·h)。到2000年，10万kW以上火电机组容量增加到近2亿kW，年平均增长1000万kW。

　　(4)对已有的引进型30，60万kW机组进行改进提高，将其供电煤耗降至330g(标煤)/(kW·h)以下。对占装机容量约20%的20万kW机组，改造1050万kW。

　　(5)大力发展热电联供机组，到2000年，热电机组净增1000万kW以上，热电机组的供电煤耗不超过280g(标煤)/(kW·h)。在高硫煤产区及有低热值燃料的地区发展流化床热电联产机组。

　　(6)积极开展电网的经济调度，采取措施，统筹兼顾，努力提高大机组的发电比重。

　　(7)沿海经济发达地区，要建一批燃气蒸汽联合循环机组，以满足沿海经济发展加快对电力的急需和峰谷日益增大的需要。

　　2.采用先进的火电发电技术

　　2000年后，火力发电厂还要进一步采取节能降耗措施，使常规火电厂供电煤耗从2000年的367g(标煤)/(kW·h)，降低到20**年的347g(标煤)/(kW·h)，在条件合适的地区大力推广热电联产。作为减排温室气体的重要对策，2000年以后将逐步采用先进的发电方式或技术，包括：

　　(1)发展更高蒸汽参数的超临界及超高临界的1000MW容量等级的汽轮发电机组。

　　(2)开发并推广大容量循环流化床锅炉。

　　(3)开发大容量增压流化床联合循环发电技术。

　　(4)开发研究整体煤气化联合循环发电技术。

　　减排技术经济评价

　　常规30万kW和60万kW燃煤机组将是中国目前和今后一段时期内火电发展的主要机组，因此将其作为减排评价的参考技术(baseline)。现将各种可能采用的技术与其比较，燃料价格和各种发电技术的技术经济参数列在表5.12和表5.13上。*

　　根据实际和规划项目数据**

　　推测及估计该技术国产化以后的数据。

　　各发电技术的经济成本和减排成本计算结果分别见图5.2、图5.3。

　　常规脱硫燃煤电站和常压流化床燃煤电站对于减少SO2排放具有较好的效果，但与常规燃煤电站相比，发电能源效率和CO2排放并没有得到改善，所以不能作为温室气体减排技术。PFBC和IGCC发电能源效率有很大改善，但是由于仍然以煤炭为燃料，单位发电量的减排量相对较少，减排增量成本比较高。

　　由于中国能源资源中，煤炭资源占有最重要的地位，燃煤火电也将长期在中国占主要地位，因此PFBC和IGCC等高效燃煤发电技术对中国温室气体减排的作用是不能低估的。

　　应用前景

　　中国发电以燃煤火电为主的局面在相当长的时间里仍难以改变。2000年以后，先进的火电发电方式或技术将在中国具有很大的市场和减排潜力，但20**年前，先进的火电发电方式或技术在中国将处于示范项目建设阶段，还不能在减排方面发挥明显的作用。20**年前，低碳化石燃料发电在整个火力发电中占有的比例不会有明显的提高，火电减排将主要靠提高常规火电的效率。考虑到如能落实上述各种提高能源转换效率的措施，期望到20**年火电供电煤耗可降低到320g(标煤)/(kW·h)，与1990年的供电煤耗水平相比，可减少发电用煤近1.5亿t，减少CO2排放约1亿t。

　　减排的障碍分析和政策建议

　　(1)火电制造技术的限制

　　过去几十年中，中国已经形成了若干个电力设备制造集团和每年生产1000多万千瓦的成套发电设备生产能力，能够以比较低廉的制造成本和价格向国内供应发电设备。与发达国家的相比，中国生产的电力设备，特别是常规燃煤火电机组，无论从质量上和能源效率上都有一定的差距。

　　80年代以后，中国陆续引进了国外大机组制造技术的许可证和专利，对提高国产机组的质量和效率起了推动的作用。但目前引进技术生产的机组仍没有完全达到设计水平或大批量生产的能力，还不能完全满足国内装机需求。

　　(2)高效发电新技术应用方面的限制

　　在中国具有广泛应用前景，国际上近期已经商业化，或即将商业化应用的发电新技术包括大容量高温燃气轮机组、IGCC、第二代PFBC发电等。国内在这些发电技术的开发方面也进行了一系列的工作，但与国外的进展水平相比差距很大。由于国内技术水平的限制，发电新技术国产化和商业化还需要一定的时间，短期内造价和成本很难迅速降下来，必然限制新技术的近期应用。

　　近期限制这些发电新技术应用的因素还有以下几个：

　　首先，发电新技术的投资高于常规火电厂的投资，在电力投资资金短缺的情况下，特别是在缺电问题没有得到根本解决的时候，电力企业将首先考虑用有限的资金解决缺电问题。建设常规火电厂比采用新的发电技术投资风险小，需要的投资额较少，资金筹集也较容易，建设方案也更容易落实和实施。电力企业的这种投资取向将影响这些技术的应用。

　　另外，发电新技术不仅初投资较大，发电成本一般也比较高，经济竞争能力较差。如果没有政府的政策鼓励，在市场机制下企业将很难单纯出于节能、环保和温室气体减排的目的而采用这些新技术。

　　变压器是变电站的主要设备，分为双绕组变压器、三绕组变压器和自耦变压器即高、低压每相共用一个绕组，从高压绕组中间抽出一个头作为低压绕组的出线的变压器。电压高低与绕组匝数成正比电流则与绕组匝数成反比。

　　变压器按其作用可分为升压变压器和降压变压器前者用于电力系统送端变电站，后者用于受端变电站。变压器的电庄需与电力系统的电压相适应。为了在不同负荷情况下保持合格的电压有时需要切换变压器的分接头。

　　按分接头切换方式变压器有带负荷有载)调压变压器和无负荷无载)调压变压器。有载调压变压器主要用于受端变电站。

　　电压互感器和电流互感器。它们的工作原理和变压器相似它们把高电压设备和母线的运行电压、大电流即设备和母线的负荷或短路电流)按规定比例变成测量仪表、继电保护及控制设备的低电压和小电流。在额定运行情况下电压互感器二次电压为l00V/，电流互感器二次电流为5A或1A。电流互感器的二次绕组经常与负荷相连近于短路,请注意:绝不能让其开路，否则将因高电压而危及设备和人身安全或使电流互感器烧毁。

　　开关设备。它包括断路器、隔离开关、负荷开关、高压熔断器等都是断开和合上电路的设备。断路器在电力系统正常运行情况下用来合上和断开电路故障时在继电保护装置控制下自动把故障设备和线路断开，还可以有自动重合闸功能。在我国，220kV以上变电站使用较多的是空气断路器和六氟化硫断路器。

　　隔离开关(刀闸)的主要作用是在设备或线路检修时隔离电压，以保证安全。它不能断开负荷电流和短路电流，应与断路器配合使用。在停电时应先拉断路器后拉隔离开关送电时应先合隔离开关后合断路器。如果误操作将引起设备损坏和人身伤亡。

　　负荷开关能在正常运行时断开负荷电流没有断开故障电流的能力，一般与高压熔断丝配合用于10kV及以上电压且不经常操作的变压器或出线上。

　　变电站还装有防雷设备，主要有避雷针和避雷器避雷针是为了防止变电站遭受直接雷击将雷电对其自身放电把雷电流引入大地。在变电站附近的线路上落雷时雷电波会沿导线进入变电站，产生过电压。另外，断路器操作等也会引起过电压。避雷器的作用是当过电压超过一定限值时，自动对地放电降低电压保护设备放电后又迅速自动灭弧，保证系统正常运行。目前，使用最多的是氧化锌避雷器

　　2.变配电站种类

　　电力系统各种电压等级均通过电力变压器来转换，电压升高为升压变压器(变电站为升压站)，电压降低为降压变压器(变电站为降压站)。一种电压变为另一种电压的选用两个线圈(绕组)的双圈变压器，一种电压变为两种电压的选用三个线圈(绕组)的三圈变压器。

　　变电站除升压与降压之分外，还以规模大小分为枢纽站，区域站与终端站。枢纽站电压等级一般为三个(三圈变压器)，550kV/220kV/110kV。区域站一般也有三个电压等级(三圈变压器)，220kV/110kV/35kV或110kV/35kV/10kV。终端站一般直接接到用户，大多数为两个电压等级(两圈变压器)110kV/10kV或35kV/10kV。用户本身的变电站一般只有两个电压等级(双圈变压器)110kV/10kV、35kV/0.4kV、10kV/0.4kV，其中以10kV/0.4kV为最多。

　　3.变电站一次回路接线方案

　　1)一次接线种类

　　变电站一次回路接线是指输电线路进入变电站之后，所有电力设备(变压器及进出线开关等)的相互连接方式。其接线方案有：线路变压器组，桥形接线，单母线，单母线分段，双母线，双母线分段，环网供电等。

　　2)线路变压器组

　　变电站只有一路进线与一台变压器，而且再无发展的情况下采用线路变压器组接线。

　　3)桥形接线

　　有两路进线、两台变压器，而且再没有发展的情况下，采用桥形接线。针对变压器，联络断路器在两个进线断路器之内为内桥接线，联络断路器在两个进线断路器之外为外桥接线。

　　4)单母线

　　变电站进出线较多时，采用单母线，有两路进线时，一般一路供电、一路备用(不同时供电)，二者可设备用电源互自投，多路出线均由一段母线引出。

　　5)单母线分段

　　有两路以上进线，多路出线时，选用单母线分段，两路进线分别接到两段母线上，两段母线用母联开关连接起来。出线分别接到两段母线上。

　　单母线分段运行方式比较多。一般为一路主供，一路备用(不合闸)，母联合上，当主供断电时，备用合上，主供、备用与母联互锁。备用电源容量较小时，备用电源合上后，要断开一些出线。这是比较常用的一种运行方式。

　　对于特别重要的负荷，两路进线均为主供，母联开关断开，当一路进线断电时，母联合上，来电后断开母联再合上进线开关。

　　单母线分段也有利于变电站内部检修，检修时可以停掉一段母线，如果是单母线不分段，检修时就要全站停电，利用旁路母线可以不停电，旁路母线只用于电力系统变电站。

　　6)双母线

　　双母线主要用于发电厂及大型变电站，每路线路都由一个断路器经过两个隔离开关分别接到两条母线上，这样在母线检修时，就可以利用隔离开关将线路倒在一条件母线上。双母线也有分段与不分段两种，双母线分段再加旁路断路器，接线方式复杂，但检修就非常方便了，停电范围可减少。

　　4.变配电站二次回路

　　1)二次回路种类

　　变配电站二次回路包括：测量、保护、控制与信号回路部分。测量回路包括：计量测量与保护测量。控制回路包括：就地手动合分闸、防跳联锁、试验、互投联锁、保护跳闸以及合分闸执行部分。信号回路包括开关运行状态信号、事故跳闸信号与事故预告信号。

　　2)测量回路

　　测量回路分为电流回路与电压回路。电流回路各种设备串联于电流互感器二次侧(5A)，电流互感器是将原边负荷电流统一变为5A测量电流。计量与保护分别用各自的互感器(计量用互感器精度要求高)，计量测量串接于电流表以及电度表，功率表与功率因数表电流端子。保护测量串接于保护继电器的电流端子。微机保护一般将计量及保护集中于一体，分别有计量电流端子与保护电流端子。

　　电压测量回路，220/380V低压系统直接接220V或380V，3KV以上高压系统全部经过电压互感器将各种等级的高电压变为统一的100V电压，电压表以及电度表、功率表与功率因数表的电压线圈经其端子并接在100V电压母线上。微机保护单元计量电压与保护电压统一为一种电压端子。

　　3)控制回路

　　(1)合分闸回路

　　合分闸通过合分闸转换开关进行操作，常规保护为提示操作人员及事故跳闸报警需要，转换开关选用预合-合闸-合后及预分-分闸-分后的多档转换开关。以使利用不对应接线进行合分闸提示与事故跳闸报警，国家已有标准图设计。采用微机保护以后，要进行远分合闸操作后，还要到就地进行转换开关对位操作，这就失去了远分操作的意义，所以应取消不对应接线，选用中间自复位的只有合闸与分闸的三档转换开关。

　　(3)试验与互投联锁与控制

　　对于手车开关柜，手车推出后要进行断路器合分闸试验，应设计合分闸试验按钮。进线与母联断路，一般应根据要求进行互投联锁或控制。

　　(4)保护跳闸

　　保护跳闸出口经过连接片接于跳闸回路，连接片用于保护调试，或运行过程中解除某些保护功能。

　　(5)合分闸回路

　　合分闸回路为经合分闸母线为操作机构提供电源，以及其控制回路，一般都应单独画出。

　　4)信号回路

　　(1)开关运行状态信号由合闸与分闸指示两个装于开关柜上的信号灯组成：经过操作转换开关不对接线后接到正电源上。采用微机保护后，转换开关取消了不对应接线，所以信号灯正极可以直接接到正电源上。

　　(2)事故信号有事故跳闸与事故预告两种信号，事故跳闸报警也要通过转化开关不对应后，接到事故跳闸信号母线上，再引到中央信号系统。事故预告信号通过信号继电器接点引到中央信号系统。采用微机保护后，将断路器操作机构辅助接点与信号继电器的接点分别接到微机保护单元的开关量输入端子，需要有中央信号系统时，如果微机保护单元可以提供事故跳闸与事故预告输出接点，可将其引到中央信号系统。否则，应利用信号继电器的另一对接点引到中央信号系统。

　　(3)中央信号系统为安装于值班室内的集中报警系统，由事故跳闸与事故预告两套声光报警组成，光报警用光字牌，不用信号灯，光字牌分集中与分散两种。采用变电站综合自动化系统后，可以不再设计中央信号系统，或将其简化，只设计集中报警作为计算机报警的后备报警。

　　5.变配电站继电保护

　　1)变配电站继电保护的作用

　　变配电站继电保护能够在变配电站运行过程中发生故障(三相短路、两相短路、单相接地等)和出现不正常现象时(过负荷、过电压、低电压、低周波、瓦斯、超温、控制与测量回路断线等)，迅速有选择性发出跳闸命令将故障切除或发出报警，从而减少故障造成的停电范围和电气设备的损坏程度，保证电力系统稳定运行。

　　2)变配电站继电保护的基本工作原理

　　变配电站继电保护是根据变配电站运行过程中发生故障时出现的电流增加、电压升高或降低、频率降低、出现瓦斯、温度升高等现象超过继电保护的整定值(给定值)或超限值后，在整定时间内，有选择的发出跳闸命令或报警信号。

　　根据电流值来进行选择性跳闸的为反时限，电流值越大，跳闸越快。根据时间来进行选择性跳闸的称为定时限保护，定时限在故障电流超过整定值后，经过时间定值给定的时间后才出现跳闸命令。瓦斯与温度等为非电量保护。

　　可靠系数为一个经验数据，计算继电器保护动作值时，要将计算结果再乘以可靠系数，以保证继电保护动作的准确与可靠，其范围为1.3~1.5。

　　发生故障时的最小值与保护的动作值之比为继电保护的灵敏系数，一般为1.2~2，应根据设计规范要进行选择。

　　4)变电站继电保护按被保护对象分类

　　(1)发电机保护

　　发电机保护有定子绕组相间短路，定子绕组接地，定子绕组匝间短路，发电机外部短路，对称过负荷，定子绕组过电压，励磁回路一点及两点接地，失磁故障等。出口方式为停机，解列，缩小故障影响范围和发出信号。

　　(2)电力变压器保护

　　电力变压器保护有绕组及其引出线相间短路，中性点直接接地侧单相短路，绕组匝间短路，外部短路引起的过电流，中性点直接接地电力网中外部接地短路引起的过电流及中性点过电压、过负荷，油面降低，变压器温度升高，油箱压力升高或冷却系统故障。

　　(3)线路保护

　　线路保护根据电压等级不同，电网中性点接地方式不同，输电线路以及电缆或架空线长度不同，分别有：相间短路、单相接地短路、单相接地、过负荷等。

　　(4)母线保护

　　发电厂和重要变电所的母线应装设专用母线保护。

　　(5)电力电容器保护

　　电力电容器有电容器内部故障及其引出线短路，电容器组和断路器之间连接线短路，电容器组中某一故障电容切除后引起的过电压、电容器组过电压，所连接的母线失压。

　　(6)高压电动机保护

　　高压电动机有定子绕组相间短路、定子绕组单相接地、定子绕组过负荷、定子绕组低电压、同步电动机失步、同步电动机失磁、同步电动机出现非同步冲击电流。

　　7.220/380V低压配电系统微机监控系统

　　1)220/380V低压配电系统特点

　　(1)应用范围广，现在工业与民用用电除矿井、医疗、危险品库等外，均为220/380V，所以应用范围非常广泛。

　　(2)低压配电系统一般均为TN—S，或TN—C—S系统。TN—C系统为三个相线(A、B、C)与一个中性线(N)，N线在变压器中性点接地或在建筑物进户处重复接地。输电线为四根线，电缆为四芯，没有保护地线(PE)，少一根线。设备外壳，金属导电部分保护接地接在中性线(N)上，称为接零系统，接零系统安全性较差，对电子设备干扰大，设计规范已规定不再采用。

　　(3)220/380V低压配电系统的保护现在仍采用低压断路器或熔断器。所以220/380V只有监控没有保护。监控包括电流、电压、电度、频率、功率、功率因数、温度等测量(遥测)，开关运行状态，事故跳闸，报警与事故预告(过负荷、超温等)报警(遥信)与电动开关远方合分闸操作(遥控)等三个内容(简称三遥)，而没有保护。

　　(4)220/380V低压配电系统一次回路一般均为单母线或单母线分段，两台以上变压器均为单母线分段，有几台变压器就分几段，这是因为用户变电站变压器一般不采用并列运行，这是为了减小短路电流，降低短路容量，否则，低压断路器的断开容量就要加大。

　　(5)220/380V低压配电系统进线、母联、大负荷出线与低压联络线因容量较大，一般一路(1个断路器)占用一个低压柜。根据供电负荷电流大小不同，一个低压开关柜内有两路出线(安装两个断路器)，四路出线(安装四个断路器)，以及五、六、八与十路出线，不象高压配电系统一个断路器占用一个开关柜。因此低压监控单元就要有用于一路、两路或多路之分，设计时要根据每个低压开关的出线回路数与低压监控单元的规格来进行设计。

　　(6)低压断路器除手动操作外，还可以选用电动操作。大容量低压断路器一般均有手动与电动操作，设计时应选用带遥控的低压监控单元，小容量低压断路器，设计时，大多数都选用只有手动操作的断路器，这样低压监控单元的遥控出口就可以不接线，或选用不带遥控的低压监控单元。

物业经理人网 www.pMceo.com

篇2：火力发电厂安全性评价:生产设备(上)

　　火力发电厂安全性评价:生产设备(上)

　　火力发电厂安全性评价内容，主要包括生产设备、劳动安全和作业环境、安全管理系统三大方面。

　　一、生产设备安全性评价

　　(一)电站锅炉系统安全性评价

　　1. 整体运行工作状况

　　(l)平衡通风锅炉是否烧正压，吸风机出力是否满足燃烧自动调节装置投入的条件。

　　(2)过热器及直流锅炉水冷壁的管壁温度是否存在频繁超温。

　　(3)主蒸汽或再热蒸汽是否存在频繁超温。

　　(4)连续排污和定期排污是否按规定严格执行。

　　(5)烧燃室或尾部烟道放炮事故的原因是否查明，对策是否落实。

　　(6)省煤器、水冷壁、过热器或再热器管频发性爆漏事故的原因是否查明，对策是否落实。

　　(7)制粉系统爆炸事故的原因是否查明，对策是否落实。

　　(8)吹灰器是否正常投入，燃烧室是否经常发生严重结焦。

　　(9)电除尘装置能否正常投入，水膜除尘器是否存在严重带水缺陷。

　　2. 锅炉本体主要部件、重要辅机及附属设备的技术状况

　　(l)汽包、联箱、导汽管、集中下降管是否存在尚未彻底消除的爆破隐患。

　　(2)锅炉本体以外的高温、高压大口径汽或水管道及阀门，以及燃油管道和阀门是否存在尚未彻底消除的爆破隐患。

　　(3)受热面管子是否存在大面积腐蚀、磨损、过热变形或严重结垢缺陷。

　　(4)汽水系统压力容器是否存在爆破隐患(如：安全附件是否齐全、完好，是否按压力容器有关规程定期检验等)。

　　(5)吸风机、送风机、排粉机、风扇磨及其他重要辅机是否存在可能造成飞车等严重损坏的隐患。

　　(6)捞渣机、碎渣机是否存在影响锅炉稳定运行的严重缺陷。

　　(7)事故放水门、真空排汽门、给水调整门、省煤器再循环门、过热蒸汽和再热蒸汽的减温水调整门、燃油速断阀、燃气速断阀、电动主汽门、电动给水截断门、定期排污门、连续排污门等，是否存在开关失灵、电动操作失灵、漏流过大、开度指示器失灵或不准等尚未彻底消除的缺陷。

　　(8)锅炉计划大修是否超期未进行，并且技术状况属于应修未修。

　　(9)锅炉内部检验、外部检验和超压试验是否按规定进行。

　　(10)启动锅炉技术是否良好。

　　(11)生产用空压机及附属设备是否存在严重缺陷及隐患。

　　3. 安全阀的状况

　　(1)安全阀(含排汽管路)的设计、安装、运行是否符合规定。

　　(2)是否按规定定期进行校验和放汽试验。

　　4. 水位表的状况

　　(1)就地水位表的设计、安装和运行是否符合规定。

　　(2)就地水位表的正常或事故照明是否良好，水位是否消晰可见。

　　(3)就地和远传水位表校对检查制度执行是否认真。

　　5. 除灰系统

　　(l)除灰泵房是否存在水淹的隐患。

　　(2)灰场灰坝正常水位、坝前积水、坝体状况是否符合要求。

　　(3)高浓度输灰系统中各类泥浆泵能否稳定运行。

　　6. 设备编号及标志

　　(l)阀门编号及开关方向标志是否齐全清晰。

　　(2)管道涂色或色环、介质名称及流向标志是否齐全清晰。

　　(3)主设备及主要辅助设备名称、编号、转动方向标志是否齐全清晰。

　　(4)操作盘、仪表盘上控制开关、仪表、熔断器、二次回路连接片名称是否齐全清晰，仪表刻度盘额定值处是否划有红线。

　　7. 技术资料

　　(l)锅炉技术登记簿是否齐全，内容是否正确完整。

　　(2)设备大小修总结是否及时、完整，有关资料是否齐全。

　　8. 与锅炉有关的其他状况

　　如防寒防冻等是否存在严重隐患。

　　(二)汽轮机安全性评价

　　1. 汽轮机本体的技术状况

　　(l)汽缸(含喷嘴室)是否有裂纹、变形、漏汽;结合面大螺栓、转子(含接长轴)、对轮(含连接螺栓)存在隐患;隔板变形或裂纹;叶片存在严重缺陷或频率不合理;复环、拉筋有隐患;主汽门、调速汽门、再热主汽门、再热调速汽门存在爆破隐患;主轴承乌金脱胎、龟裂等尚有缺陷;轴封等是否存在严重漏汽缺陷。

　　(2)主轴和主轴承是否存在振动值不合格或推力轴承瓦块温度超限或接近限值。

　　(3)滑销系统功能是否正常，是否存在汽缸膨胀受限、汽缸偏移等缺陷。

　　(4)汽缸是否存在漏进冷汽、冷水的隐患，如疏水系统连接不合理等。

　　2. 调节保安系统

　　(l)所有超速保安装置是否完好，并能正常地投入。

　　(2)调速系统是否存在卡涩或锈蚀，透平油、抗燃油油质是否良好。

　　(3)调速系统速度变动率、迟缓率是否符合有关规定，甩额定负荷时，调速系统能否维持机组转数低于危急保安器动作值。

　　(4)是否定期进行危急保安器提升转数动作试验;危急保安器运行2000充油试验;抽汽逆止门定期关闭试验;大修前后和运行机组一年一次主汽门、调速汽门严密性试验;每天一次的自动主汽门、再热主汽门的活动试验，带固定负荷机组每天(至少每周)一次调速汽门较大范围变动的活动试验;装有中压调速汽门活动装置的机组每天(至少每周)一次的活动试验。

　　(5)各级旁路系统是否存在投入时超温、超压、水冲击等隐患。

　　3. 压力容器及高温高压管道的状况

　　包括除氧器，高压加热器，疏水、排污扩容器，其他生产用压力容器，高温高压主汽、给水和疏水管道、阀门等是否符合防爆要求。

　　4. 重要辅机及附属设备的状况

　　(l)给水泵(含驱动设备等)是否完好。

　　(2)循环水系统(含空冷机组的冷却水系统)如循环泵、冷却水循环泵、水塔等是否存在缺陷和隐患。

　　(3)凝结水系统是否存在缺陷和隐患。

　　(4)真空系统是否存在缺陷和隐患。

　　(5)高压油泵、交直流密封油泵及润滑油泵是否完好。

　　(6)氢冷发电机氢油差压阀、平衡阀自动跟踪装置是否正常投入，性能是否良好。

　　(7)凝汽器铜管是否泄漏。

　　5. 汽油机系统防火状况

　　(l)轴承及油系统是否漏油。

　　(2)机头下部热体附近油管道是否采取隔热防火措施。

　　(3)油管道法兰使用的胶皮垫或塑料垫是否尚未更换。

　　(4)压力油管道是否存在尚未消除的爆破隐患。

　　(5)主油箱事故放油门是否好用，在事故情况下是否可以操作。

　　6. 设备编号及标志

　　(1)阀门编号及开关方向标志是否齐全清晰。

　　(2)管道涂色或色环、介质名称及流向标志是否齐全清晰。

　　(3)主设备及主要辅助设备名称、编号、转动方向是否齐全、清晰。

　　(4)操作盘、仪表刻度盘上控制开关、仪表、熔断器、二次回路连接片名称是否齐全清晰，仪表刻度盘额定值处是否划有红线。

　　7. 技术资料

　　(l)每台机组是否具备以下资料，主要值班人员是否掌握：①转子原始弯曲的最大晃度值和最大弯曲点的轴向位置及圆周方向的相位;②大轴晃度表测点安装位置的转子原始晃度值及最高点在圆周方向的相位;③汽轮发电机组轴系临界转速值及正常起动、运行情况下各轴承的振动值记录(包括中速暖机时，临界转速时和定速后的振动数值);④正常情况下盘车电流值及电流摆动值记录(应注明记录的油温、顶轴油压等);⑤正常情况下停机的惰走时间(应注明真空、顶轴油泵开启时间等)和破坏真空紧急停机时的惰走时间记录;⑤停机后，正常情况下汽缸各主要金属温度测点的温度下降曲线或温度记录;①通流部分轴向间隙值及径向间隙值。

　　(2)设备大、小修总结是否及时完整，有关资料是否齐全。

　　8. 汽机其他

　　如防寒防冻是否存在严重隐患等。

　　(三)电气设备安全性评价

　　l. 发电机及励磁系统

　　(l)整体运行工况及技术状况：①发电机转子是否存在接地或不稳定接地缺陷;②氢冷发电机是否存在漏氢缺陷或氢纯度频繁下降的缺陷，水冷发电机冷却水水质、压力、温度等是否稳定地控制在合格范围之内;③氢冷发电机机内氢气湿度是否符合规程要求;④因故障长期倒用备用励磁机运行至评价时已超过30天;⑤大修后电气预防性试验是否被迫低标准通过，试验中发现的重要问题是否尚未解决。

　　(2)发电机本体主要部件技术状况：①护环、转子锻件金相检验发现的缺陷是否已彻底处理;②定子、转子是否存在局部过热或其他危及安全运行的严重缺陷;③密封瓦是否存在向机壳内漏油缺陷;④发电机封闭母线(含中性点)有无局部过热现象，排氢孔是否符合规定。

　　(3)励磁系统技术状况：①自动调节励磁装置调节性能是否良好;③灭磁开关合、掉闸及灭磁性能是否良好;③主、备励磁机切换系统是否符合安全切换条件;④备用励磁机是否定期进行启动试验，经常处于良好备用状态。

　　(4)发电机主要电气监测仪表指示值及对应关系是否长期不正常。

　　(5)发电机定子、转子绝缘监视、信号装置是否正常。

　　(6)技术资料：①电气预防性试验报告是否齐全完整;②转子、护环金相试验报告是否齐全完整。

　　2. 主变压器和厂用变压器状况

　　(l)整体运行工况及技术状况：①变压器油温及温升是否存在异常;②各级电压的变压器绝缘油气相色谱是否合格，500kV变压器含水量、含气量是否合格;③电气预防性试验(含绝缘油的常规检验)中是否有降低标准试验项目或试验数据超标缺陷尚未消除的现象;④110kV及其以上变压器(含套管)是否采用真空注油;⑤8MVA及以上变压器是否采用胶囊、隔膜或充氮保护;⑥强油循环变压器的冷却装置是否有两个独立电源，能自动切换并定期进行切换试验;⑦绝缘预防性试验是否超过了批准期限。

　　(2)主要部件及附属设备技术状况。①绕组、铁芯、分接开关、压紧装置、套管、引线接头和冷却系统等是否存在重要缺陷;②套管防漏雨密封措施是否良好;③变压器及套管油位指示器是否指示正常;④有载调压开关及操动机构有无重要隐患，是否按制造厂规定的动作次数进行检修和更换绝缘油;⑤净油器是否正常投入，呼吸器维护情况是否良好;⑥套管及本体(含散热器等)是否漏油;⑦90MVA及以上变压器有无喷水雾或其他类型固定灭火装置。

　　(3)技术资料。①设备台账、厂家技术说明书及有关图纸是否齐全完整;②检修记录及大修总结是否齐全完整。

　　3. 高、低压配电装置状况

　　(1)系统接线和运行方式。①主系统和厂用系统接线和运行方式是否存在严重隐患;②备用厂用变压器(含备用)自启动容量是否进行过校核并具有时效，有无防止过投自启动负荷(如第二台厂用变压器故障时)的措施;③备用电源自投装置是否经常处于良好状态，定期试验是否按规定进行，并且记录完整;④保安电源是否安全可靠。

　　(2)母线及架构。①屋外电瓷外绝缘(含变压器等各类套管及瓷套)爬电比距是否符合所在地区污秽等级要求，如不能满足要求，是否采取了涂刷防污涂料等措施;②屋外电瓷外绝缘的清扫周期是否根据地区污秽严重程度分别做到每年清扫1~2次;③悬式绝缘子串和多元件支柱绝缘子是否按规定摇测绝缘或检测零值绝缘子;④各类引线接头是否存在发热现象;⑤水泥架构(含独立避雷针)是否有严重龟裂、混凝土脱落、钢筋外露等缺陷，钢架构有无严重腐蚀。

　　(3)高压开关设备。①断路器遮断容量和性能能否满足短路容量或切空载线路要求;②国产户外断路器是否采取了可靠的防雨密封措施;③电气预防性试验项目中是否有超限或不合格项目(含绝缘油的定期检验项目);④断路器大、小修项目是否齐全无漏项，重要反事故措施项目是否落实，是否超过规定的期限(包括故障切断次数超限等);⑤电气预防性试验是否超过了批准的期限(含六氟化硫水分含量测定、六氟化硫气系统检漏等);⑥断路器和隔离开关是否存在其他威胁安全运行的重要缺陷(如：触头严重发热、严重漏油、六氟化硫系统漏泄、防慢分措施不落实，3~10kV小车开关柜绝缘距离不够、绝缘隔板材质不良、柜间未实现密封等)。

　　(4)电压、电流互感器，避雷器和耦合电容器。①110kV及以上国产户外电压、电流互感器是否采取了可靠的防雨密封措施;②35kV及以上的电压、电流互感器，避雷器和耦合电容器是否存在严重缺陷、电气预防性试验项目中是否有超限或不合格项目;③35kV及以上电压、电流互感器，避雷器和耦合电容器预防性试验是否超过批准的期限;④110kV及以上磁吹避雷器、金属氧化物避雷器是否按规定在运行中分别测量电导电流或泄漏电流。

　　(5)防误操作技术措施。①电气一次系统(含高压厂用电系统)模拟图板是否完善，并且与实际接线相符;②屋外35kV及以上开关设备是否实现了“四防”(不含防止误入带电间隔);③屋内高压开关设备是否实现了“五防”;④闭锁装置电源是否使用专用的与继电保护直流电源分开的电源;⑤闭锁装置的维修责任制是否明确，维修状况是否良好。

　　(6)过电压保护装置和接地装置。①按规定应装设防直击雷保护装置的建、构筑物，其避雷针(线)的保护范围及设计和安装是否满足安全运行要求;②10kV及其以上主变压器(含高压厂用备用变压器)中性点过电压保护是否完善;③接地网的接地电阻是否按规定周期进行了测试;④屋外高压电气设备的接地引下线和接地网锈蚀情况是否进行过开挖抽检;⑤主系统、高压厂用电系统是否存在铁磁谐振过电压隐患。

　　(7)3kV及以上高压电动机是否存在严重缺陷或隐患(发生事故后，无针对性措施，修复投运未超过半年的，按存在严重缺陷评价)。

　　(8)安全设施：①屋内装设的油量大于l00kg和屋外装设的油量大于1000kg的高压电气设备(均指单台，含变压器)是否设有符合规定的贮油(或挡油)和排油设施;②高压配电室、变压器室及低压动力中心防小动物措施是否完善;③高压带电部分的固定遮栏尺寸、安全距离是否符合要求，是否齐全完整、关严上锁;④高压配电室、变压器及低压动力中心是否有漏雨、漏水或煤粉污染等现象。

　　(9)设备编号及标志。①高压开关设备(断路器，隔离开关及接地开关)是否装设了有双重编号(调度编号和设备、线路名称)的编号牌，并且字迹清晰，颜色正确;②主控(合网控、单控、集控)内的控制盘、仪表盘上的控制开关、按钮、仪表、熔断器、二次回路压板的名称是否齐全清晰;③常设标志牌如屋外架构上的“禁止攀登、高压危险”，屋内间隔门上的“止步，高压危险”等标示牌是否齐全清晰。

　　(10)技术资料。①高压设备台账是否齐全完整;②高压设备检修记录及大修总结是否齐全完整。

　　4. 继电保护及自动装置

　　(l)发电机、主变压器、高压厂用变压器(含高压厂用备用变压器)母线、断路器失灵、非全相、500kV电抗器和110kV及以上线路保护装置的配置是否符合规程规定并能正常投入运行。已运行的保护装置是否制订了齐全、完整、符合现场实际的运行规程，运行人员是否掌握。

　　(2)是否按期编制继电保护和自动装置年度校验计划，是否按规程及校验计划对继电保护及自动装置各元件进行了定期校验，校验记录是否齐全完整。

　　(3)各元件的保护装置是否符合国电公司、网、省公司反事故措施的要求。

　　(4)差动保护向量测试是否符合规定，正确无误，差电压是否在正常范围之内。

　　(5)故障录波器、故障顺序记录仪等是否正常投入，工作情况是否良好。

　　(6)保护盘(柜)上的继电器、连接片、试验端子、操作电源熔断器、端子排等是或符合安全要求(包括名称、标志是否齐全清晰)。

　　(7)继电保护定值变更是否认真执行定值通知单制度，各保护定值与整定单是否相符。

　　(8)继电保护机构有无一次系统和厂用系统正常情况、事故情况和检修情况下的运行方式图。

　　(9)继电保护机构是否根据运行部门编制的各种运行方式图、编制机变组、主系统及厂用电系统继电保护和自动装置的整定方案，并且审批手续符合规定，重要设备变更是否及时修订整定方案。

　　(10)现场继电保护定值本(卡片)、继电保护设备异动、投入和退出以及动作情况的有关记录是否齐全，内容是否完整。

　　(11)保护和自动装置的变更、改进有无设计图、审批文件和记录。

　　(12)现场有无主要设备继电保护原理接线图、展开图和端子排图，是否符合实际。

　　(13)需定时测试技术参数的保护如高频保护等，是否按规定测试，记录是否齐全、正确、认真。

　　(14)保护正确动作率是否达到上级要求，在评价期内是否发生过主系统、主要设备原因不明的保护误动事故。

　　(15)是否按时填报继电保护动作统计分析报表。

　　5. 直流系统

　　(l)蓄电池。①蓄电池端电压、电解液比重、液位、室温是否处于正常范围，是否按规定间隔进行测量，并且数据准确、记录齐全，兔维护、少维护蓄电池端电压，少维护蓄电池电解液比重、液位是否定期检测;②蓄电池极板有无弯曲、脱落、硫化、极柱腐蚀等不正常情况，碱性蓄电池有天爬碱现象;③浮充电运行的蓄电池组浮充电压或电流调整控制是否适当;④定期进行核对性放电或全容量放电，是否能在规定的终止电压下分别放出蓄电池额定容量的50%和80%，并按规定进行均衡充电;⑤蓄电池室内电气设备是否采用防爆型，通风设施是否良好。

　　(2)直流系统运行方式和工况。①直流母线电压是否超出正常范围;②直流系统对地绝缘电阻是否经常保持在0.2兆欧(220系统)和0.1兆欧(110V系统)以上，直流系统是否存在信号回路与控制回路之间相互串联的缺陷;③现场有无符合实际的直流系统接线图和网络图，并表明正常运行方式，系统接线和运行方式是否合理;④直流系统各级保险定值是否定期校校，满足选择性动作要求，现场是否备有各种规格的备用熔件，使用的熔件是否经抽检合格。

　　(3)直流系统绝缘监察装置的测量部分和信号部分是否正常投入，直流母线电压监测装置是否正常投入。

　　(4)硅整流浮充电和定期充电装置性能是否完善，是否存在严重缺陷。

　　(5)事故照明及自动切换装置功能是否正常。

　　(6)直流系统其他反事故措施是否落实。

　　6. 电缆及电缆用构筑物(含热控电缆)的状况

　　(1)2kV以上电力电缆是否按规定周期进行直流耐压和泄漏电流试验，橡胶电缆是否按规定进行绝缘电阻测量。

　　(2)1kV以下动力电缆是否按规定周期摇测绝缘电阻。

　　(3)是否按规定周期对电线进行巡查，并做完整记录。

　　(4)设备增容后电缆最大负荷是否超过电缆设计及环境温度、土壤热阻、多根电缆并行等系数后的允许载流量。

　　(5)电缆隧道、电缆沟堵漏及排水设施是否完好，不积水、油、灰、粉及杂物。

　　(6)电缆夹层、电缆隧道照明是否齐全良好，高度低于2.5m的夹层隧道是否采用安全电压供电。

　　(7)控制室(包括主控、网控、单控、集控)的电缆夹层通向汽机房、锅炉房、电缆竖井(含竖井内部)、仪表盘、控制室的电缆孔洞，是否封堵严密，符合要求。

　　(8)电线主隧道及架空电线主通道分段阻燃措施是否符合要求。

　　(9)特别重要的电缆(如蓄电池引至直流母线的电缆，直流润滑油泵、密封油泵电缆等)，是否采取了耐火隔离措施或更换阻燃电缆。

　　(10)电缆敷设是否符合规程要求。

　　(11)电缆清册是否齐全完整，注册内容是否有每根电缆的编号、起止点、型式、电压、蕊数、长度等。

　　(12)电缆防火阻燃措施设计安装图是否齐全。

　　7. 通信设备状况

　　(1)微波塔防雷措施是否符合规定。

　　(2)通信机房内所有设备金属外壳、金属构件是否有良好接地，接地电阻是否符合规定。

　　(3)通信备用电源设备如蓄电池、电动或汽(柴)油发电机、逆变器等，技术状况是否良好。

　　(4)备用电源自投装置是否良好。

　　(5)通信电缆及架空明线路终端保安装置是否齐全，并符合要求。

　　(6)通信电缆每个气闭段气压是否保持在规定范围内，充气泵是否完好。

　　(7)通信系统、设备的图纸资料、测试记录及运行日志是否项目完整、记录齐全。

　　(8)电气其他。

　　(四)热工设备安全性评件

　　1. 锅炉部分

　　(l)热工保护及自动装置。①400t/h及以上锅炉燃烧室安全监控装置是否正常投入，并动作于停炉;200t/h以上不足400t/h的锅炉简易灭火保护是否正常投入，并动作于停炉。各种容量锅炉火焰检测装置是否正常可靠;②汽包炉的缺满水保护、直流炉的断水(流量低)保护是否正常投入，并动作于停炉;③给水自动调节装置和主汽温、再热汽温、燃烧自动调节装置是否投入，性能良好;④评价期内主要热工保护和自动装置是否存在原因不明的误动、拒动引起机组跳闸或造成其他后果的隐患。⑤燃烧及制粉系统(吸、送、排、磨)联锁装置是否正常投入。

　　(2)监测报警装置及主要仪表。①远传水位表设计、安装、运行是否符合规定;②控制室是否装有直接监视火焰的反光镜或工业电视;③下列温度表是否正常投入，测点数和位置是否满足要求，指示值同相关仪表指示的对应关系是否正常：过热器出口，再热器进、出口，减温器前、后，给水，汽包壁(内外、上下)，再热器入口烟气，排烟，过热器、再热器管壁，燃油炉炉前燃油，直流炉中间点及水冷壁出口联箱工质，磨煤机出口风粉混合物，煤粉仓;④下列压力表是否全部投入，指示值同相关仪表的对应关系是否正常：汽包，给水调节阀前、后，过热器和再热器进出口，直流炉启动分离器和一次汽水系统截断阀前，燃油炉供油、回油，强制循环锅炉炉水循环泵进出口压差，各类炉安全门控制用压缩空气气源，各安全门门前压力表，燃烧室压力表(包括未装灭火保护的大量程带报警的燃烧室压力表);⑤下列流量表是否全部投入，指示值同相关仪表指示值的对应关系是否正常：主蒸汽、给水、减温水;

　　下列报警装置是否正常投入运行：主蒸汽压力高、低，主蒸汽温度高、低，再热蒸汽压力高、低，直流炉中间点压力高、低，直流炉中间点温度高、低，汽包水位高、低，给水压力高、低，燃烧室压力高、低，停炉保护动作，燃烧中断，燃油压力低，过热器壁温高，再热器壁温高，汽包壁温差大，安全门动作，磨煤机出口风粉混合物温度高，热工保护电源消失。

　　2. 汽机部分

　　(l)主要热工保护和自动装置。①200MW及以上机组汽轮机监测保护装置(TSI)是否全功能投入并动作于掉闸，中小型机组轴向位移保护装置和超速保护装置是否正常投入，并动作于掉闸;②低油压保护是否正常投入，并按规定定期试验;③低真空保护是否正常投入，并按规定进行定期试验;④轴封压力自动调节装置是否投入。⑤高压加热器水位保护是否正常投入，并按规定进行定期试验;⑤除氧器水位、压力调整和高水位自动放水装置是否投入运行，并按规定进行定期试验。

　　(2)主要联锁、联动装置。①润滑油压低启动交直流润滑油泵的联锁是否正常投入，定期试验，电源连接是否合理可靠;②密封油压力低启动备用交直流密封油泵的联锁是否正常投入，电源连接是否合理可靠;③密封油箱自动补油、排油装置是否正常投入。④其他辅机联锁、自投装置是否全部投入。

　　(3)监测报警装置及主要仪表。①下列报警装置是否正常投入运行：轴承(含推力轴承)温度高，润滑油压力低，主油箱油位低，密封油压低，胀差大，主蒸汽、再热蒸汽温度高、低，发电机内冷水压力低，真空低，凝汽器水位高，高压加热器水位高，轴承振动及轴振动大;②下列仪表是否全部投入，指示及对应关系是否正常，并定期校验：轴向位移，相对膨胀、汽缸膨胀表，转速表，晃度表，轴振及轴承振动表，主轴承温度表，推力瓦块温度表，润滑油压表，润滑油温度表，汽缸上、下缸内外壁温度表，凝汽器水位表，真空表，除氧器水位表，主油箱油位计，主蒸汽、再热蒸汽温度表，压力表，监视段压力表，排汽温度表，调速系统油压表。

　　3. 电气部分状况

　　(l)水内冷发电机断水保护是否正常投入，并且功能正常，定期校验。

　　(2)双水内冷机组漏水检测装置是否正常投入运行，并且定期校验。

　　(3)1MVA及以上油浸变压器和500kVA及以上的厂用变压器带远方信号的温度计是否正常投入，功能正常，定期试验。

　　(4)8000kVA及以上的变压器的远距离测温装置是否正常投入，并且功能正常，定期试验。

　　(5)下列压力表是否投入，测点位置是否满足要求，指示值同相关仪表的对应关系是否正常：发电机氢气、氢侧及空侧密封油、氢气冷却器冷却水、水冷发电机冷却水。

　　(6)下列温度表是否投入，测点数和位置是否满足要求，指示值同相关仪表的对应关系是否正常：发电机定子绕组和铁芯、定子冷却水出水、转子冷却水出水、发电机进出口氢气或空气、氢或空气冷却器进出口冷却水。

　　(7)下列非电气测量仪表是否投入，安装是否符合要求，指示值是否正常：发电机氢气纯度，水冷发电机冷却水导电度，定、转子冷却水流量。

　　4. 热工其他状况

　　(l)热工电源系统各级小开关和熔断体定值配合是否合理，有无定值一览表或图。

　　(2)热工用UPS电源装置功能是否正常。

　　(3)故障顺序记录仪是否投入，功能正常。

　　(4)热工盘(柜)上的电源小开关、熔断器、连接片、端子排的名称、标号是否齐全并符合安全运行要求。

　　(5)计算机室温度、湿度、防尘等是否符合规定。

　　(6)热工电源操作及保护、自动、信号压板的投、退等有无操作管理制度。

　　(7)防寒防冻是否存在严重隐患。

　　(8)热工保护投入率是否达到100%。

　　(9)热工自动装置投入率是否达到80%。

　　(10)热工仪表校验率是否达到主管单位下达的指标。

　　(11)热工仪表校前合格率是否达到上级下达的指标。

　　(12)设备台账、检修技术资料、规章制度是否齐全完整。

　　(五)电站化学设备安全性评价

　　1. 水处理设备技术状况

　　(1)除盐水系统水处理设备是否完好，如：是否存在出水质量达不到要求，设备系统腐蚀，阀门及操动机构失灵等。

　　(2)软化水系统水处理设备是否完好。

　　(3)凝缩水系统水处理设备是否完好。

　　(4)冷却水系统水处理设备是否完好。

　　(5)在线监测仪表是否投入，并按规定进行定期校验，并且功能正常。

　　(6)设备、阀门编号(含开关方向)，管道涂色及流向标志是否齐全明晰。

　　2. 水、汽质量指标

　　(l)软化水单项平均合格率是否符合规程规定。

　　(2)除盐水单项平均合格率是否符合规程规定。

　　(3)蒸发器二次汽单项平均合格率是否符合规程规定。

　　(4)除氧器出水单项平均合格率是否符合规程规定。

　　(5)凝结水单项平均合格率是否符合规程规定。

　　(6)炉水单项平均合格率是否符合规程规定。

　　(7)主蒸汽单项平均合格率是否符合规程规定。

　　(8)循环水单项平均合格率是否符合规程规定。

　　(9)化学运行记录、定期分析和试验报告审核、处理制度是否健全，并认真落实。

　　3. 制氢设备

　　(1)氢、氧压力调整器运行工况是否正常，有无卡涩现象。

　　(2)氢、氧压力调整器高低液位报警装置、远方液位计、电解槽出口氢母管氢中含氧量在线监测仪表是否安装齐备，正常投入运行。

　　(3)储氢罐钢材是否符合规程要求，焊缝检验是否合格。

　　(4)制氢室及储氢间屋顶排氢设施是否完善，室内通风换气次数是否符合规定。

　　(5)安全阀、压力表、远方液位计是否每年进行校验，氢气质量监测及分析仪表是否按制造厂规定进行定期校验。

　　(6)制氢设备是否按期进行大、小修，是否存在严重威胁安全的缺陷。

　　(7)是否按规定对氢气纯度、湿度进行定期、定时化验。

　　(8)制氢站值班人员是否经过专业培训，考试合格，持证上岗。

　　(9)电解室内安装的电气设备、带电源仪表是否采用防爆型。

　　(10)电解室值班人员是否穿用防静电工作服。

　　4. 化学其他

　　(1)下列化学在线监测仪表是否正常投入，指示正常并按规定进行定期校验;pH表、溶氧表、电导率表、钠表、硅表、磷表、氢表、联氨表。

　　(2)机炉设备大修时，对规定部位和项目检查、检测是否齐全，“热力设备检修检查表”填写是否完整无误。

　　(3)评价期内停(备)用热力设备是否按《火力发电厂停(备)用热力设备防锈蚀导则》的规定采取防锈蚀措施。

　　(4)进厂酸、碱及其他化工产品鉴别、校验制度是否完善和落实。

　　(六)燃煤贮运系统安全性评价

　　1. 运煤皮带系统

　　(l)停运皮带上、皮带间和皮带栈桥地面有无积煤，电缆桥架上有无积粉，有无定期清扫制度。

　　(2)消防水系统压力能否保证最不利点消火栓水枪充实水柱长度不小于10m，并经试验证实。

　　(3)断皮带、撕皮带或刮板机断链故障是否频发，对策是否落实。

　　(4)皮带电动机及传动装置故障是否频发，对策是否落实。

　　(5)皮带粘煤、跑偏或刮煤机漂链是否频发，对策是否落实。

　　(6)振动或滚动等煤筛、除铁装置、木块分离装置是否正常投入，并且功能良好，皮带两侧防护栏杆是否齐全完好。

　　(7)事故拉线开关或沿皮带重要工作地点的事故按钮是否灵活可靠。

　　(8)碎煤机是否存在不能经常可靠工作的缺陷。

　　(9)零米以下皮带间地面有无积水，排水设施是否工作正常可靠。

　　(10)输煤集控系统是否正常投入。

　　2. 卸煤及贮煤系统

　　(1)翻车机系统(从重车牵引至空车就位空车线的工作流程的全部设备)：①有无威胁安全运行的重大设备缺陷;③自动、保护和闭锁装置工作是否可靠;③声、光信号、报警装置工作是否可靠。

　　(2)螺旋卸煤机：①是否存在不能经常可靠工作的缺陷;③制动及闭锁装置工作是否可靠。

　　(3)龙门抓煤机和桥型抓煤机：①是否存在不能经常可靠工作的缺陷(如制动失灵、不可靠等);②大车、小车行程限制器工作是否可靠，阻进器是否良好;③机械室窗户有无护栏，小车门闭锁是否可靠;④防风措施是否落实可靠。

　　(4)斗轮机是否存在不能经常可靠工作的缺陷。

　　(5)推煤机是否存在不能经常可靠工作的缺陷。

　　(6)叶轮给煤机、扒煤机是否存在不能经常可靠工作的缺陷。

　　(7)铁路卸煤站台：①机车进、出调度规程或联系制度是否健全;③调车信号、通信和闭锁装置是否良好;③站台(卸煤沟)进、出煤车音响信号是否良好。

　　(8)储煤场及筒仓：①储煤场排水、防洪设施是否完善，是否有严重积水问题;②筒仓犁煤、给煤机械设备有无严重威胁安全的缺陷;③筒仓测温、烟气报警、灭火装置、顶部安全防爆装置等是否完好，筒仓内有无自燃现象。

　　(七)燃油贮运系统安全性评价

　　1. 卸油栈台

　　(1)油槽车进出站调度规程或联系制度是否健全。

　　(2)调车信号、通信和闭锁装置是否良好。

　　(3)站台进出油槽车的声光信号是否良好。

　　(4)站台地面是否有积油和油污。

　　2. 油泵房状况

　　(l)室内电气设备是否选用合格产品并符合爆炸危险场所的防爆等级。

　　(2)室内通风是否良好。

　　(3)油泵有无危及安全运行的重要缺陷。

　　(4)备用设备自投装置有无重要缺陷。

　　(5)加热器有无危及安全运行的严重缺陷。

　　(6)泵房地面及沟道有无积油及油污。

　　3. 油区状况

　　(l)油区进出管理制度是否健全完善。

　　(2)油区动火工作票制度是否健全完善，是否严格执行。

　　(3)油罐间、油罐同建、构筑物间防火距离是否符合有关规定。

　　(4)油罐区消防系统及油罐冷却水系统是否完善，并且处于良好备用状态。

　　(5)储油罐安全附件(如呼吸阀、安全阀、阻火器等)是否符合规定。

　　(6)储油罐本体或基础有无重要缺陷(含漏泄)。

　　(7)油区防雷设施及防静电设施是否良好(含接地电阻是否合格)。

　　(8)油罐油温控制是否符合规定。

　　4. 输、供油管线(道)及伴热系统

　　(l)管道及阀门是否存在威胁安全运行的严重缺陷。

　　(2)伴热系统是否存在威胁安全运行的重要缺陷。

　　(3)管道、阀门是否漏泄。

　　(4)管道涂色和(或)色环、介质名称及流向标志是否齐全清晰。

　　(5)阀门编号及开关方向标志是否齐全清晰。

　　5. 燃油其他

　　如是否配备适量防火花操作和检修工具。