电厂热工监理工作总结篇1
（一）削减二氧化硫
1.公用燃煤电厂脱硫项目
（1）已建脱硫设施的必须确保稳定运行。漳州后石电厂1#-6#机组，泉州南埔电厂1#、2#机组，厦门嵩屿电厂1#-4#机组，福州可门电厂1#、2#机组，江阴电厂1#、2#机组，宁德大唐电厂3#、4#机组等6个电厂的脱硫机组；采用循环流化床工艺脱硫的龙岩坑口电厂1#-4#机组，安溪煤矸石发电厂1#、2#机组，厦门瑞新、厦门国能新阳、同集、杏林热电厂，厦门腾龙热电厂，晋江热电厂，龙岩适中电厂（0.8万KW老机组），永定金业电厂2#机组等10个电厂的脱硫机组必须确保稳定运行。
（2）未建脱硫设施的必须限期建成。华能福州电厂3#、4#机组必须在2008年6月底前完成，1#、2#机组必须在2008年8底前完成。石狮热电厂、永安亿力热电厂必须在2008年底前完成。莆田湄洲湾电厂1#、2#机组必须在2009年6月底前完成。邵武电厂、龙岩恒发电厂、永定金业电厂1#机组、大田益源热电厂等其它未建脱硫设施的燃煤电厂，都必须在2008年底前完成二氧化硫削减任务，没有完成的，按照省环保局核定的减排指标限制发电小时数（见附件1）。
2.自备燃煤电厂脱硫项目
（1）已建脱硫设施的必须确保稳定运行。建阳武夷味精公司自备电厂、永安智胜化工公司自备电厂、三化热电厂3#-5#锅炉、福建纺织化纤集团自备电厂5#机组、青山纸业自备电厂6#机组、漳州联盛纸厂自备电厂、龙岩春驰电厂等7个企业自备电厂的脱硫机组必须确保稳定运行。
（2）未建脱硫设施的必须限期建成。三化热电厂6#锅炉必须在2007年8月底前完成。福州耀隆化工自备电厂、东南电化自备电厂必须在2007年9月底完成。青山纸业自备电厂1#-5#机组、南纸股份公司自备电厂、邵武中竹纸业自备电厂必须在2008年底前完成。其它小型自备电厂也要按照减排要求，在2008年底前完成二氧化硫削减任务（见附件2）。
以上燃煤发电企业和企业自备燃煤电厂必须使用低硫煤，脱硫设施投运率达100%。其中，公用燃煤电厂采用石灰石-石膏湿法脱硫、海水脱硫的机组，脱硫效率要达到95%以上；企业自备燃煤电厂采用湿法脱硫的机组，脱硫效率要达到90%以上；采用循环流化床工艺脱硫的，脱硫效率均要达到80%以上。
3.重点工业企业脱硫项目
（1）已建脱硫设施的必须确保稳定运行。厦门明达玻璃公司炉窑烟气脱硫项目、福建炼化公司硫磺回收项目、邵武化肥厂碱法脱硫项目必须确保脱硫设施稳定运行、达标排放。
（2）未建脱硫设施的必须限期建成。福抗药业公司锅炉烟气脱硫项目、长乐市华冠纺织公司等16个印染企业锅炉烟气脱硫项目、三钢集团2#烧结机脱硫项目必须在2007年9月底前完成；福耀玻璃公司炉窑烟气脱硫项目、闽清建陶企业群烟气脱硫项目、晋江南安建陶企业群烟气脱硫项目，以及三钢集团1#烧结机和泉州三安钢铁、福州亿鑫钢铁、福州鑫海钢铁等企业烧结机脱硫项目必须在2008年底前完成。其它未脱硫的工业燃煤锅炉、炉窑，都必须在2009年底前完成（见附件3）。
建成脱硫设施的燃煤电厂、工业企业要保证脱硫设施正常运行，建立脱硫设施运行台帐，记录脱硫设施运行和维护、烟气连续监测数据、燃煤硫份分析和脱硫剂的用量等情况，不得无故停运。需要更新改造脱硫设施，或因脱硫设施维修需暂停运行的，需提前报省环保局批准，其中燃煤电厂还需报省电力公司。对不按规定建成脱硫设施、不正常使用脱硫设施或者擅自拆除、闲置脱硫设施的，依法予以行政处罚及经济制裁。
4.推进燃煤脱硫的政策
（1）落实脱硫电价政策。对脱硫设施通过国家或省级环保部门验收的燃煤发电机组，自验收合格之日起执行脱硫标杆上网电价或脱硫加价，未经验收的不予享受。根据国家发展改革委、环保总局《燃煤发电机组脱硫电价及脱硫设施运行管理办法（试行）》，对脱硫设施投运率在90%以上的，扣减停运时间所发电量的脱硫电价款；对投运率在80%-90%的，扣减停运时间所发电量的脱硫电价款并处1倍罚款；对投运率低于80%的，扣减停运时间所发电量的脱硫电价款并处5倍罚款。对采用石灰石-石膏湿法脱硫、海水脱硫的机组脱硫率低于95%的，采用循环流化床工艺脱硫的机组脱硫率低于80%的，每低一个百分点相应扣减含税脱硫电价0.3分/千瓦时，直至扣完1.5分脱硫加价。对由于发电企业原因未按期完成在线监控设备安装并与省环保局、福州电监办、省电力公司联网的，从规定的联网时限次日起扣减其脱硫电价款。
（2）实施差别电量和替电。在保证全省总体电力电量供需平衡的前提下，优先安排已建成脱硫设施且正常稳定运行的机组发电。对未按要求脱硫的机组，按照省环保局核定的二氧化硫减排指标，扣减相应发电小时数；对超标排放的发电企业，按照电力调度“三公”管理办法扣减相应发电小时数。燃煤电厂必须加大采购低硫煤和配煤工作力度，降低燃煤含硫率，对不按规定落实采购低硫煤和配煤工作实施方案的，扣减相应发电小时数。督促企业自备小容量机组在满足工艺生产需要的前提下，停发、减发部分电量，改由大机组发电，并通过省电网供应。
（3）鼓励二次脱硫。对脱硫尾气深度处理和脱硫技术改进实行技术难题公开招标，鼓励企业和排污单位开展科研攻关，支持二次脱硫项目成果的对接转化。
（二）削减化学需氧量
1.重点工业排污单位废水处理
（1）确保已建减排项目稳定运行。青山纸业3#纸机洗选改造项目、建宁铙山纸业公司废水治理系统改造项目、南纸股份公司节水减污工程、邵武中竹纸业公司ECF漂白技术应用项目、建阳武夷味精公司利用废水生产复合肥项目等45个减排化学需氧量的已建重点项目，必须强化管理，确保按照设计要求、技术标准稳定运行、达标排放（见附件4）。
（2）确保未建减排项目按时建成投运。南平长富乳业集团废水处理设施技改项目、邵武化肥厂废水循环使用技改项目等必须在2007年底前完成；福州榕昌化工公司废水处理技改项目、南纺股份公司废水处理设施改造项目、福抗集团纳滤机滤芯改造项目等必须在2008年底前完成；南纸股份公司扩建2.5万吨/日废水处理项目必须在2009年3月底前完成；邵武中竹纸业废水处理技改项目等其它化学需氧量减排项目必须在2009年底前完成。泰宁绿山纸业公司必须在2007年底前停止制浆。永安智胜化工公司等5个排放废水工业企业必须大力推行清洁生产，在2007年11月中旬前通过清洁生产审核验收。其它具备进一步减排化学需氧量能力的工业企业，都必须在2009年底前完成减排任务，由所在市、县（区）根据减排要求下达计划（见附件5）。
（3）开发区污染集中整治。全省现有工业开发区必须根据规划和环境影响评价要求，在2008年底前建成污染集中治理设施，在污染集中治理设施建成前，开发区内所有排污单位都必须自行治理、达标排放。其中，漳州角美福龙开发区、龙池开发区污水处理厂必须在2007年建成并稳定运行。
对未按规定完成减排任务的排污单位，停止审批其新建、扩建项目环评文件。对未按要求建成污染集中治理设施的工业开发区，停止审批其区内新建、扩建产生污染物的建设项目环评文件，区内排污单位超标排放的，责令停产整治。
2.生活污水处理
（1）新、扩建项目必须按期建成投运。新、扩建的64座城市污水处理厂中，福州洋里污水处理厂二期工程必须在2007年10月底前建成投入运行；连江、泉港、惠安、沙县、霞浦等5座污水处理厂必须在2007年底前建成投入运行；罗源、闽侯、泉州北峰、城东、龙海、南靖、泰宁、邵武、建瓯、建阳、漳平、上杭、宁德、福鼎等17座污水处理厂必须在2008年建成投入运行；福州连坂、仙游、诏安等22座污水处理厂必须在2009年底前建成投入运行；泉州东海、漳浦、宁化等19座污水处理厂必须在2010年6月底前建成投入运行（见附件6）。
（2）已建项目必须完善配套管网。已建的33座城市污水处理厂中管网不完善的24座污水处理厂，必须在2009年底前完成管网配套任务。其中，福州大学城、马尾、快安、福清、泉州宝洲、石狮、永安、厦门杏林、同安等9座污水处理厂必须在2007年底前完成；福州金山、长乐、平潭、厦门二厂、集美、南安、安溪、三明列东、永春、武夷山等10座污水处理厂必须在2008年底前完成；厦门海沧、翔安、三明列西、南平塔下、德化等5座污水处理厂必须在2009年底前完成。新、扩建的64座城市污水处理厂的管网配套工作，必须与污水处理厂建设同步完成（见附件7）。
（3）提高处理水平。污水处理厂必须完善技术工艺，加强运行维护和管理，确保稳定运行、达标排放。新建的污水处理厂必须按照国家要求同步具备除磷脱氮、消毒灭菌能力，已建的必须在2008年底前完成除磷脱氮、消毒灭菌工艺改造。大力实施污泥综合利用，实现污泥资源化、无害化处理处置。
3.推进污水处理的政策
（1）加强污水处理厂运行评估。出台污水处理厂运行管理办法，严格执行排放标准，明确水质考核项目、在线监控、水质检测频次、合格评价等具体要求，对现有污水处理厂进行测评，并将测评结果向社会公布。对未按规定运行的，予以通报批评、限期整改；对超标排放的，严格依法从重处罚、加倍征收排污费，酌情降低信用等级。对营运情况好的前十名企业给予奖励，并作为样板企业，支持其在我省污水处理产业化中扩大市场。
（2）实行污水处理运营费用同处理效果挂钩。对污水处理厂运行情况实施必要的经济约束措施，不符合规定要求的达标率的，由当地政府相应扣减污水处理运营费。
（3）实施区域限批。对不按计划完成污水处理厂建设或者管网配套年度任务的市、县（区），省发展改革委、国土资源厅、环保局暂停财政性资金安排建设的当地城建项目立项、用地、环评文件审批，省里不予安排城建类政府性补助资金。
二、全面实施在线监控
（一）燃煤电厂
1.已安装并联网的必须确保连通。华能福州电厂、厦门嵩屿电厂、厦门腾龙热电厂、漳州后石电厂、龙岩坑口电厂等5个已安装在线监控设备并与省环保局联网的燃煤电厂，要加强运行维护，确保正常稳定连通。
2.已安装但未联网的要限期联网。已安装在线监控但未联网的福州可门电厂、江阴电厂、宁德大唐电厂、莆田湄洲湾电厂、厦门瑞新热电厂、厦门国能新阳热电厂、厦门国能同集热电厂、泉州南埔电厂、晋江热电厂、安溪煤矸石发电厂、三化热电厂、南纸股份公司自备电厂必须在2007年9月10日前与省环保局联网。
3.未安装的要限期安装并联网。厦门国能杏林热电厂、青山纸业自备电厂、福建纺织化纤集团自备电厂、龙岩春驰电厂、永定金业电厂要在2007年9月底前完成在线监控设备安装并与省环保局联网；漳州联盛纸业自备电厂、石狮热电厂、永安亿力热电厂、永安火电厂、三钢集团自备电厂、龙岩恒发电厂、漳平电厂、邵武电厂、邵武中竹纸业自备电厂、龙岩适中电厂要在2007年11月底前完成在线监控设备安装并与省环保局联网。
燃煤电厂中属公用燃煤电厂的，还必须与省电力公司、福州电监办联网。所有燃煤电厂安装在线监控设备应当符合《计量法》和《污染源自动监控管理办法》有关规定。在线监控系统发生故障不能正常采集、传输数据的，燃煤电厂应当立即报告省环保局，属公用燃煤电厂的还需报告省电力公司、福州电监办，并立即通知通讯部门予以修复。对未按规定安装或者因发电企业原因没有稳定联网的燃煤发电机组，依法予以行政处罚，并视同未脱硫机组限制发电小时数。
（二）重点工业排污单位
1.已安装并联网的必须确保连通。福抗药业公司、漳州糖业公司、福建炼化公司、晋江可慕制革治污公司、石狮伍堡漂染集控区污水处理厂、大堡漂染集控区污水处理厂、尚锦漂染集控区污水处理厂、三农集团公司、南纸股份公司、南纺股份公司、雪津啤酒公司等已安装在线监控设备并与省环保局联网的工业企业，以及东南电化公司、三钢集团、漳州角美开发区污水处理厂、晋江凤竹纺织公司等52个已安装在线监控设备并与当地环保部门联网的工业企业，要加强运行维护，确保正常稳定连通。
2.已安装但未联网的限期联网。福州华映光电公司、罗源雄丰纸业公司、厦门翔鹭石化公司、南靖雄发纸业公司、泉州联邦印染公司、晋江优兰发纸业公司、晋江兴业皮革公司、永春宏美纸业公司、福建纺织化纤集团、将乐腾荣达制浆公司、邵武中竹纸业公司、建阳武夷味精公司、南平铝业公司、连城东方纸厂、龙岩龙化公司、龙岩造纸公司、莆田佳通轮胎公司、众和股份公司、古田抗菌素厂、霞浦益源食品公司等已安装在线监控设备但未联网的企业，必须在2007年底前与省环保局联网。
3.未安装的要限期安装并联网。福州福兴医药公司、厦门华纶印染公司、石狮华宝漂染公司、建宁铙山纸业公司、南平榕昌化工公司等52个未安装在线监控设备的国控重点排污单位，必须在2008年底前完成。长乐针织总厂、厦门银鹭食品公司、泉州贵格纸业公司、泰宁德立化工公司、莆田荔城纸制品公司等229个未安装在线监控设备的省控重点排污单位，必须在2009年底前完成。
列入重点污染源在线监控计划的排污单位，必须按照规定的时限安装在线监控设备并配合做好联网工作。在线监控设备需要维修、停用、拆除或者更换的，应事先报环保部门同意。对不按要求安装和联网或者擅自拆除、闲置在线监控设备的企业，予以通报，责令改正，并依法进行行政处罚。
（三）污水处理企业
1.已安装并联网的必须确保连通。福州洋里、祥坂、马尾、快安、三明列东、列西、南平塔下、漳州、龙岩、莆田、泉州宝洲等11座已安装在线监控并与省环保局联网的污水处理厂，要尽快与省建设厅联网，加强运行维护，确保正常稳定连通。
2.已安装但未联网的限期联网。福州金山、大学城、福清、厦门二厂、东部、海沧、集美、同安、永安、石狮、晋江、南安、安溪、永春、德化等15座已安装在线监控设备但未联网的污水处理厂，必须在2007年9月10日前与省环保局联网，并尽快与省建设厅联网。
3.未安装的要限期安装并联网。平潭、厦门杏林污水处理厂必须在2007年9月10日前完成在线监控设备安装并与省环保局联网；长乐、武夷山、厦门翔安污水处理厂必须在2007年11月底前完成在线监控设备安装并与省环保局、省建设厅联网。新建污水处理厂必须同步安装在线监控设备并与省环保局、省建设厅联网，与主体工程同时投入运行。
在全面实施城市污水处理厂出水水质在线监控的同时，加快推行进水水质在线监控。
三、明确分工，落实责任
各级各部门要进一步统一思想，充分认识减排工作的重要性和紧迫性，认真实施省里下达的减排计划。各市、县（区）人民政府要按照属地管理原则，对本行政区域减排工作负总责，在2007年9月底前制定本《实施意见》的具体实施办法，尽快建立减排工作联席会议制度，健全工作责任制，加大减排资金投入，落实本行政区域减排项目，确保按期实现减排目标。各部门要加强协调联动，齐抓共管，强化经常性监督检查，扎实推进污染减排工作，
省环保局对本《实施意见》的贯彻落实负总责，负责跟踪减排工作进展并监督实施，及时向省政府报告全省减排工作的月份、季度和年度工作进展情况，并向省减排联席会议成员单位和各设区市政府通报；负责监督排污企业落实减排项目，对未按期建成治理设施或者建成治理设施不正常稳定运行的，要提出处理意见并依法查处（其中，对燃煤电厂的问题，要向省物价局、省经贸委、省电力公司分别提出扣减脱硫电价款和发电小时数的意见；对污水处理厂的问题，要向当地政府和省建设厅、省物价局、省财政厅提出扣减污水处理运营费的意见）；负责监督排污单位实施在线监控，每年制定实施安装和联网计划，并定期向有关部门通报监控情况和处理意见；牵头组织开展二次脱硫技术难题招标，大力推广经济适用减排技术；加大对违法排污企业的查处力度，对不按要求完成减排任务的地方和企业实行必要的环保限批；加强沟通汇报，积极争取国家环保总局对我省减排工作的指导和支持。
省经贸委负责实施差别电量和节能调度、替电、未脱硫燃煤机组限量发电工作；要在2007年9月底前牵头会同省环保局、福州电监办、省电力公司、省物价局等部门研究制定差别电量实施方案，对污染企业的限电、停电措施，以及采购低硫煤和配煤工作实施方案，并监督落实；协同省发展改革委落实“上大压小”、关停小火电机组计划。
省建设厅负责监督指导城市污水处理厂及配套管网建设，督促污水处理厂正常稳定运行；2007年9月底前牵头会同有关部门制定出台污水处理厂运行管理办法，污水处理厂运行情况评估办法，以及污水处理厂达标率同运营费用挂钩的具体办法，并组织实施；对不按计划完成污水处理厂建设、管网配套任务和污水处理率的市、县（区），要及时向省监察厅、省发展改革委、省国土资源厅、省环保局等部门通报。
省发展改革委协同有关部门落实产业结构调整政策和污水处理产业化政策；积极争取国家对我省重点减排项目的资金支持；对不按计划完成污水处理厂建设、管网配套任务和污水处理率目标的市、县（区），暂缓财政性资金安排建设的城建项目立项；协同省经贸委落实“上大压小”、关停小火电机组计划。
省财政厅负责筹措减排专项资金，加大减排监督管理体系和重点减排项目的资金投入；在2007年9月底前会同有关部门研究提出对达不到污水处理率、污水处理费开征不到位的地方的处理办法；对达不到规定达标率的污水处理厂，根据省建设厅、省环保局的意见，督促当地财政落实扣减污水处理运营费。
省物价局牵头会同省环保局、省经贸委等部门在2007年9月底前制定出台脱硫电价政策实施意见，并对执行情况进行检查，根据省环保局通报的燃煤电厂脱硫设施建设和运行情况，通知省电力公司相应扣减脱硫电价款；要负责污水处理费开征与征收督促工作，协同省建设厅、省环保局等部门制定污水处理厂达标率同运营费用挂钩的具体办法，并监督落实。
福州电监办负责监督相关电力企业执行关停小火电机组计划，并依法吊销关停发电企业的电力业务许可证；协同监管燃煤电厂脱硫设施建设运行、在线监控设备安装联网和脱硫差别电量、脱硫电价执行情况，监督检查供电企业执行对污染企业的限电、停电。
电厂热工监理工作总结篇2
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，及时发现了小机润滑油破乳化度指标不合格的情况。随后向润滑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3
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4
1、热电厂的电气自动化项目
(1)厂内机、炉、电运行设备的安全检测,包括数据采集、状态监视、屏幕显示、越限报警、故障检出等。
(2)计算机实时控制,实现由点火至并网的全部自动起动过程。
(3)有功负荷的经济分配和自动增减。
(4)母线电压控制和无功功率的自动增减。
(5)稳定监视和控制。采用的控制方式有两种形式:一 种是计算机输出通过设备去调整常规模拟式调节器的设定值而实现监督控制;另一种是用计算机输出设备直接控制生产过程而实现直接数字控制。
2、热电厂综合自动化系统的应用
热电厂综合自动化系统具有功能综合化、系统结构微机模块化、测量显示数字化、操作监视屏幕化、运行管理智能化等特征。同传统热电厂二次系统不同的是:各个保护、测控单元既保持相对独立,（如继电保护装置不依赖于通信或后台监控主机及其它设备等,可自主、可靠独立地完成保护控制功能,迅速切除和隔离故障并记录各种监视实时状态信息）,又通过计算机通信的形式,相互交换信息,实现数据共享,协调配合工作,减少了电缆和没备配置,增加了新的功能,提高了热电厂整体运行控制的安全性和可靠性的同时减少了运行维护的工作量,精减工作人员,提高工作效率。
2.1 功能综合化
热电厂综合自动化系统是各技术密集,多种专业技术相互交叉、相互配合的系统。它是建立在计算机硬件和软件技术、数据通信技术的基础上发展起来的,并综合了热电厂内除一次设备和交、直流电源以外的全部二次设备。
微机保护是以微处理机作为基本的实现手段和方法,通过快速数字处理实现故障诊断、出口、通讯以及更为复杂的保护功能,有长记忆特性和强大的数据处理能力,其优点是功能完善、使用及维护方便、智能化程度高、体积小、适应一次系统灵活性大。
微机监控子系统综合了原来的仪表屏、操作屏、模拟屏和变送器柜、远动装置、同期及中央信号系统等功能;微机保护子系统代替了传统的电磁式或晶体管式的继电保护装置;微机保护子系统和监控系统相结合,综合了故障录波、故障测距、无功电压调节和中性点非直接接地系统等子系统的功能。通过监控主机键盘可方便通过遥控方式控制一切可操作对象,操作更便捷。
2.2 分级分布式微机模块化的系统结构
综合自动化系统内各子系统和各功能模块由不同配置的单片机或微型型计算机组成,采用分布式结构,通过网络、总线将微机保护、数据采集、控制等各子系统连接起来,构成一个分级分布式的系统。一个综合自动化系统可以有十几个甚至几十个微处理器同时并行工作,实现各种功能。
现场总线是一种有效支持分布式控制和实时控制的串行通讯数据链路,是一种小数据量工业控制通讯网络,具有通讯速率快、错误帧可自动化重发、永久故障节点自动隔离的特点。
2.3 测量显示数字化
用CRT显示器上的数字显示代替了常规指针式仪表,直观、明了、精确;而打印机打印报表代替了原来的人工抄表,这不仅减轻了值班员的劳动强度,而且提高了测量精度,使得运行数据通过通讯实现了网络化,达到了科学管理、数据共享。
2.4 操作监视屏幕化
小型发电厂实现综合自动化,使原来常规庞大的模拟屏被CRT屏幕上的实时主接线画面取代;常规在断路器安装处或控制屏上进行的分、合闸操作,被屏幕上的鼠标操作或键盘操作所取代;常规在保护屏上的硬连接片被计算机屏幕上的软连接片所取代;常规的光字牌报警信号,被屏幕画面闪烁和文字提示或语音报警所取代,即通过计算机上的CRT显示器,可以监视全小型发电厂的实时运行情况和对各开关设备进行操作控制。
2.5 运行管理智能化
智能化的含义不仅是能实现许多自动化的功能,例如:电压、无功自动调节,不完全接地系统单相接地自动选线,自动事故判别与事故记录,事件顺序记录,制表打印,自动报警等,更重要的是能实现故障分析和故障恢复操作智能化,实现自动化系统本身的故障自诊断、自闭锁和自恢复等功能,这对于提高热电厂的运行管理水平和安全可靠性是非常重要的,也是常规的二次系统所无法实现的。热电厂综合自动化的出现为热电厂设备的小型化、智能化、扩大设备的监控范围、提高热电厂安全可靠、优质和经济运行提供了现代化的手段和基础保证。它的运用取代了运行工作中的各种人工作业,从而提高了热电厂的运行管理水平。
3、结语
总之,电力综合自动技术在热电厂中的应用,能够提高热电厂整体的自动化水平,减少了事故发生的几率,缩短了事故处理与恢复时间,对热电厂的安全稳定运行具有重要的意义。
参考文献
电厂热工监理工作总结篇5
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
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7
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
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8
一、工作情况及所取得的业绩
从事本专业10年，从学员到技术员、专业带头人，始终刻苦钻研，认真学习，兢兢业业。无论是设备消缺维护、还是项目施工与技术改造，始终在技术上严谨严格、力争每一项工作都做的精益求精。所管理设备持续安全稳定运行，无任何人为设备损坏或事故，所主持或参与过的项目施工或技术改造全部都是顺利地投入运行，没有发生任何安全、质量事故，技术革新项目多次获得电厂、五凌电力、集团公司、湖南省电科院奖项。
工作期间，先后负责组织相关专业人员，多次消除重大缺陷，如调速器油压装置控制程序紊乱、调速器压油泵频繁跳闸、调速器一次调频动作信号无法监测、调速器液压锁定经常性不能远方投退、1#及负荷调整过程中发生油流啸叫、1#机调速器接力器抽动、2#、3#机导叶非直线关闭等等，具体工作情况及业绩根据时间顺序总结如下：
2010年，负责完成低压气机控制系统全面升级改造，将以前气机本体控制系统和气系统控制柜两套不同而又紊乱的控制系统，合并为一套控制系统，减少了日常维护量及维护难度。
2010年，针对3#机、2#机机组甩负荷后，调速系统导叶关闭规律与设计紧急停机的分段关闭速度不一致，存在快关段不是直线关闭导致第一段时间过长的情况。负责组织湖南省湘电试验院和调速器生产厂家武汉三联专家会诊，经过讨论研究和现场反复试验，彻底消除缺陷，保证调速器满足机组增容时负荷调保计算要求。该隐患处理获得“碗米坡水电厂年度技术革新”二等奖、“湖南省水机行业年度技术革新”三等奖。
2010年，应五凌电力工程公司邀请，支援工程公司外部市场，负责完成大源渡电厂1#机调速器静、动态试验，获得工程公司好评，专业操守能力得到五凌公司相关专业人员的肯定。
2010年，负责设计、施工的电厂“无人值班、远程集控”中“机组一级过速保护完善”、“新增调速器压油槽事故低油位、过低油位保护”两个水机保护改造完善项目，获得“碗米坡水电厂年度技术革新”二等奖、 “湖南省热工行业技术监督” 优秀项目奖。
2010年，负责设计、施工的电厂“2#、3#机导叶非直线关闭的重大隐患处理”，获得电厂“碗米坡水电厂年度技术革新”二等奖、“湖南省水机行业技术监督”二等奖。
2010年， 负责设计、施工的“调速器程序优化”项目，获“碗米坡水电厂年度技术革新”二等奖。
2011年，作为主要执行技术人员，参与的“机组超额定铭牌出力运行可行性研究”项目，获“碗米坡水电厂年度技术革新”一等奖，“五凌公司年度技术革新”二等奖，“中国电力投资集团公司科学技术进步奖”三等奖。
2011年，参与“机组二次失电停机保护完善”调速器部分设计，该项目获“碗米坡水电厂年度技术革新”二等奖。
2011年，负责的电厂热工技术监督，获得湖南省热工技术监督“优胜单位”奖。并获得湖南省热工技术监督“优秀个人”奖。
2012年，负责设计、施工完成“全厂桥机报警系统的改造”项目，获“碗米坡水电厂年度技术革新”三等奖。
2012年，负责设计、施工完成《碗米坡水电厂调速器压油槽事故低油压控制回路改造》、该水机保护改造在湖南省同类型水电厂中属首列改造。获得电厂技术革新三等奖。
2013年，作为电气方面负责人，与机械专业合作设计、施工完成的 “调速器压油槽系统组合法电驱动改造”获公司技术革新优胜奖。
2013年，高质量、并在较短的时间规定内完成“机组调速器控制系统换型改造”的可行性研究调查，同时完成其报告编制。高质量、并在较短的时间规定内完成“温系统整体换型改造”的可行性研究调查，同时完成其报告编制。
2013年编制《碗米坡水电厂机组稳定性在线监测装置换型改造可行性调研报告》、《碗米坡水电厂机组稳定性在线监测装置换型改造技术协议》、《碗米坡水电厂机组稳定性在线监测装置换型改造合同》、《碗米坡水电厂机组稳定性在线监测装置换型改造施工方案》。并组织工程公司、生产厂家完成3#机组稳定性在线监测装置换型改造。改造过程效果俱佳。
2015年完成碗米坡水电厂调速器系统换型改造，将原“步进式加主配”类型的单一调速器改造成“高数字球阀加快速开关阀”，新的调速器能实现功率调节模式、大大提高了的AGC调节品质，机械部分基本做到免维护状态，不仅产生了显著的经济效益，而且提升了设备安全可靠性，并减少了日常维护成本。该项目获得”碗米坡水电厂年度技术革新”三等”。
2015年，完成碗米坡水电厂测温系统改造，将原测温探头全部改造成探头与测温线缆一体式结构，取消原测温表计，全部采用模拟量巡屏方式，改造效果俱佳，该项目获得”碗米坡水电厂年度技术革新”三等”。
2016年，完成碗米坡水电厂调速器二次失电完善改造，将原二次失电保护回路进行修正，提高了保护可靠性，较好的控制保护误动可能。提高了设备安全性能。
2017年，完成碗米坡水电厂顶盖排水泵控制部分改造，对顶盖排水泵控制部分进行优化，提高了顶盖排水系统各动作报警的准确性，提高了设备安全性能。
2017年，完成碗米坡水电厂火灾报警系统改造，碗米坡电厂机组的火灾报警系统自投产以来已达13年之久，目前系统老化严重且备品缺乏，功能无法满足实际需要。为保证机组运行时的防火安全，已对碗米坡电厂#1机组火灾报警系统进行整体更换。更换后调试正常。设备稳定可靠。
2017年，完成碗米坡水电厂起重设备碗米坡电厂起重设备安全监控管理系统改造，据GB/T28264-2012要求，为实现对桥机、门机整个控制系统运行的各个环节和重要安全状态进行实时监测，并产生相应预警提示操作人员。对坝顶门机、主厂房桥机分别加装起重机械安全监控管理系统。提高桥机、门机运行的安全性。
2014年，作为第一作者编写的论文《碗米坡水电厂水机保护中单点判据回路分析改进》在《华中电力》杂志发表，湖南省水力工程协会杂志转载，并获得三等奖。
2017年，作为第一作者编写的论文《碗米坡水电厂1#机AGC考核原因分析与处理研究》被中国水力工程协会录用，并获得优秀论文奖。
二、培训与自我培训成果
结合工程施工技术多年来的经验，编写了《碗米坡电厂微机调速器及自动化控制培训计划》、《气系统控制部分培训教材》、《起重系统控制部分培训教材》等，向新来学员讲解，贯彻新的技术要求。从2012年开始，经我所带的数名新学员、徒弟都能独立工作，并在电厂专业方面成为骨干，根据我厂“无人值班，远程集控”。要求，实行运维互陪一来，所带两位运行人员，现在在水电装置检修方面均具备一定技能，并取得相应的技能鉴定资质。为此，五凌公司授予本人“五凌公司培训工作积极分子”的荣誉称号。
学习永无止境，本人一直加强自身专业修养，以下是本人参加培训情况：
2009年8月，参加湖南电力科学研究院举办技术监督技能培训，获热工技术监督、电测技术监督资格证；
2009年11月，参加湖南电网公司举办电工进网作业培训，获国家电监办高压专业电工进网作业许可证；
2010年9月，参加湖南电力科学研究院举办AGC、一次调频班训班；
2010年10月，参加湖南电力科学研究院举办水轮机调速器检修技能培训；
2012年8月，参加湖南电力科学研究院举办的计量检定员培训班，获的国家电网公司计量检定员证；
2016年8月，参加集团公司人才学院举办的水轮机调速器培训班。
十年的工作中，虽然在水电自动装置检修专业方面积累了一定的经验，但我也深知自己的知识有限，还要不断加强理论知识的学习。我也会以本次改机技师申请为契机，不断的去完善自己，把自己所学应用到实际工作中，并毫无保留的贡献给班组成员，以期培养出更多优秀的自动装置检修工作人员的同时，尽可能的提高自身综合素质。
为了适应碗米坡电厂智能化建设的发展，我将在今后的工作中不断的加强学习，努力提高自己的管理水平和技术水平，大胆探索新方法、新工艺，并应用到实际施工中，及时总结经验，踏踏实实做好每一项工作，为电力建设作出更大的贡献。
三、获得荣誉称号
一份耕耘，一份收获，作为一名技术人员，安全生产、技术革新获奖固然首位，但以下荣誉称号也从侧面给我在技术拓展方面起到一定的鞭策作用：
2011年，获碗米坡水电厂“工会积极分子”荣誉称号。
2011年，获“湖南省省直单位优秀团干” 荣誉称号。
2012年，获“五凌公司优秀共青团干部” 荣誉称号。
2013年，获“五凌公司培训工作积极分子” 荣誉称号。
2014年，获“五凌公司2012、2013年度工会积极分子”
2013年，获“碗米坡电厂季度岗位之星”荣誉称号。
2013年、2015年、2016年，分别获“湖南电力科学研究院热工技术监督优秀个人”
电厂热工监理工作总结篇9
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10
1 电厂热工自动化先进性控制技术的概念
电厂热工自动化在实际的运行过程中，主要是对发电过程中所产生的数据进行检测控制，对异常数据进行系统报警和应急处理保护，对收集到的数据进行分析处理等，这些功能都要通过自动化系统的发电控制来完成，在我国目前大多数电厂的实际工作过程中，更多的是追求无人操作下的系统自动运行。电厂热工自动化还要对整个系统的发电设备进行安全保障，在电厂的实际运营工作之前，要对整个设备和系统进行检测，对电厂的投入产出进行完整的自动化控制，在最大程度上保障电厂的安全性能，防止出现意外故障。在一般的电厂热工自动化系统中，会将系统分为四个部分：控制系统和报警系统、自检系统和保护系统。
2 电厂热工自动化的发展过程
在我国过去的电厂热工建设过程中，需要大量的人力资源来支持，并且需要工作人员进行二十四小时的值班看护防止意外事故，对机械的操作技术也没有很好的掌握，其管理系统和结构也没有完整的体系。在那个特殊的发展初期，一切都靠人工进行支撑，相对的生产力就比较低，而且机械设备的使用价值也不高，进过一点时期的发展，科学技术的更新换代让电厂热工开始实现自动化，在这一时期的电厂热工自动化发展过程中，逐渐为计数机技术应用到电厂工程开了一个好头。之后我国不断更新别国先进技术进行自我修正改良，摸索出现存问题并寻找解决方法，同时还把电厂热工自动化先进的控制管理监视系统进行技术引进，通过利用国外的优秀管理系统让电厂热工自动化有更完整的模式。
在我国的电厂热工自动化发展以来，许多电厂进行技术普及以后都有了较为明显的收益改观，这就说明电厂热工自动化的发展在逐渐走向更高的层次。
3 电厂热工自动化先进控制过程的方法研究
我国在发展的过程中逐渐认识到电厂热工自动化的可持续发展是有非常重要的意义和价值的，所以目前电厂热工自动化的发展走向是逐渐步入高端智能化和环保化，并且将信息技术与网络技术逐步带入到电厂热工自动化的应用中。
3.1 先进电厂热工自动化中单元机组的监控智能化
DCS系统在我国目前的电厂热工自动化建设中得到了广泛的应用，其功能性质的特点和价值决定了DCS系统的投入使用程度，通过DCS系统可以让电厂热工自动化的单元机组监控系统更加完善实用。但是按照我国目前的发展进度来观察，电厂热工自动化并没用通过DCS系统完善机组监控的智能操作，实际工作过程中，单元机组的操作依然是非常耗费人力的，而且工作效率也并没有达到标准要求。在我国的其他行业领域中虽然都已经开始普及智能监控系统，并且也获得了一定的成效，但是实际情况是，智能化系统在我国只处于起步阶段，许多技术还只是粗浅掌握，并不能熟练的运用到各个领域之中，而且不能有效的发挥其最大价值。在先进的电厂热工自动化单元机组监控智能化发展过程中，一定要注意发展趋势，逐渐将其智能化的应用技术进行全方位的普及。
3.2 电厂热工自动化先进性控制的优化软件应用
我国的电厂热工自动化控制技术在发展的过程中逐渐走向更高层面的的系统控制调节，沿着品质提高的发展方向进行改进。我国目前的电力领域存在着许多发展程度不同的电力公司企业，在这个领域中竞争是非常激烈的，关于先进电厂热工自动化控制的软件发展逐渐偏向于软件的实用性以及通用性，在公司企业的工作过程中对软件的选择也是首先观测其操作难易程度以及实际操作情况。先进电厂热工自动化控制的优化软件相对而言是具有非常高的使用价值的，而且对于电力企业的经济效益提升有明显的帮助，大多数电厂热工自动化控制优化软件是非常容易操作的，安全可靠而且实用。如SIS系统是将实际情况与系统软件相结合进行技术创新，使得软件自身的技术更偏向于企业利益，并且通过强大的信息技术支持可以有效的保障电厂热工自动化的完整运行。
3.3 电厂热工自动化的先进监控系统走向
在我国过去的电厂热工监控系统中，通常是在一个集中监控室里安置少数几台监控机组，电子设备的安置也通常是被分割为几个小块之后放置在一个电子室中，对主题监控设备进行环绕放置，这样安置的主要原因是为了对电缆的利用程度提升到自大，但这样在一定程度上就使得电厂里的辅助车间数量在不断递增，并且使得员工的日均工作量不断加大。在我国信息技术发展的过程中，电厂热工自动化对信息技术的使用程度也在逐渐增加，随着高新科技的渗透，电厂热工自动化自动化管理水平也在不断的提高，在监控系统中，机组容量可以明显的发现改变，在如今的电厂热工自动化的先进监控系统中，整个电厂的单元机组都会集中到一个集中控制室中，让监控系统逐渐集中化。
3.4 电厂热工自动化的先进无线测量技术
我国目前的电厂热工自动化技术中，对于无线测量技术的运用逐渐开始全方位的普及，无线测了技术不仅可以对电厂热工自动化进行全过程的监控测量，还能通过信息及时获来判断系统中的突况，通过对整个电厂的信息整合分析，最后连接到DOS系统完善。这样的无线测量技术运用可以在很大程度上为电厂的发展节省资金开销，而且还能在一定程度上促进电厂的信息技术发展程度，完善电厂热工自动化程度。
3.5 先进的电厂热工自动化可靠性提升
电厂热工自动化系统在发展更新的过程中，软件配置和硬件设施的质量不断冲突矛盾，而且自动化系统的逻辑设定也不够完善，技术合理性也相对存在许多难以有效解决的问题。在实际情况中，电厂热工自动化工作人员的检修维护工作是需要非常高的技术支持的，但工作人员的检修维护水平却难以满足工作需求，这样就让电厂热工自动化的可靠性降低，存在许多安全隐患，这些困难的存在导致电厂热工自动化系统频繁发生安全故障，电力企业在生产的过程中需要面对许多考验，必须有稳定的可靠性保障才能让电厂热工自动化走的更长远。
以云浮发电厂发电机组为例，采用国产125MW火力发电几组，采用控制室两机一控的模式，并引进了川仪系统控制有限公司和哈特迈布朗公司联合生产的contronic-s型DCS计算机系统，实现了纳入DCS的监控。云浮发电厂机组控制系统在没有引进DCS之前，电气化元件自动化水品参差不齐，由于设备生产参数的不统一，保护装置还是电磁式继电器，没有实现统一的自动化电控系统。在引入了DCS之后，电气与火力热控共用一套计算机，但采用分散控制方式，取消电气控制环节中的多出开关与指示灯，这对于管理人员来说，所需要监控的指示信号大大减少，从而使得监控工作变得更加高效起来。云浮电厂发电机组使用DCS系统已有较长的一段时间，从监控方面来说，问题出现并及时解的效率决是原来的两倍，速度也更快，可见DCS在云浮发电厂的应用中是成功的。国电智深在多年DCS系统研发的基础上，形成了EDPF-NT系统，EDPF-NT+系统等一系列自动化管理产品。EDPF系统采用高速交换以太网作为信息网络，传输速率可达1000Mbps，是传统传输速度的十倍；控制采用了先进的运算控制模块，更为独特的模块设计和冗余处理，处理周期更是高达50ms，最大可以进行1000个左右的单独控制页，实时的处理数据容量高达5120*250单位，CPU2%的负荷既可以处理10万以上的数据更新，5万以上的数据查询也只占用大约7%的CPU，也是传统数据处理速度的数倍。EDPF系统的整体控制周期小于10ms，精度高，处理速度快，自动化管理多模合一，可靠效率超过99.95%。
4 总结
从全文来看，电厂热工自动化控制过程的先进方法要依靠现代科学技术和信息技术的支持，电厂热工自动化系统的智能化程度越高，就越适应现在的时代背景，这也是社会和科技相结合的结果。现代控制的先进方法在电厂热工自动化中还需要相关工作人员的不断发现和探索，只有共同努力才能保障电厂热工自动化具有良好的发展前景。
参考文献：
[1]苏玉玲,徐亚品.电厂热工自动化技术的现状及发展[J].经营管理者,2011(14).
[2]霍耀光,侯子良,李麟章,陈厚肇,刘今,朱传锵.中国火电厂热工自动化技术改造建议[J].电力系统自动化,2004(02).
电厂热工监理工作总结篇11
1、影响热力设备安全的重要化学因素
长期以来，大家都认为化学问题是慢性病，不会直接威胁机组的安全。事实上，化学问题往往被其他问题所掩盖，由化学原因引起的设备事故也逐渐体现出突发性、快速性等特点。所以重视化学监督指标的微量变化，加强化学监督管理，防微杜渐，是防止热力设备发生突发性事故的有力保证。
1.1PH值的变化
在众多的监督指标中，给水、炉水的PH值是关键控制指标之一。炉水PH值异常，特别是低PH值时，会导致热力设备大面积损坏，严重影响火电厂的安全生产。产生低PH值的情况有以下儿种：①补给水呈酸性。②酸洗残液引起炉水或局部炉水PH值极低。③凝汽器突然大量泄露或长期微漏，由此带入炉水的氯离子在水冷壁管垢下发生水解，也会引起垢下PH值下降。④向炉内添加酸式磷酸盐或发生磷酸性暂时消失现象，恢复时炉水也会出现低PH值。
1.2蒸汽质量差
汽轮机的流通截面是按要求设计的，当蒸汽中的二氧化硅、钠、铁等含量控制不当时，就会引起汽轮机流通部分严重积盐，减少蒸汽的流通截面，引起蒸汽流通量减少，从而导致汽轮机带负荷能力下降，直至达不到额定出力而停机，严重影响机组的经济性。另外如果盐份在汽轮机叶片上沉积，还会引发腐蚀。腐蚀点将成为应力集中源。在转子的高速旋转下，会发生叶片断裂，断叶片会连续破坏相邻叶片，引起汽轮机振动，严重时会造成飞车事故。
1.3发电机内冷水水质不良
发电机内冷水水质不良会导致发电机定子绝缘损坏，造成发电机烧毁事故。内冷水是一个独立的水循环系统，而且发电机线圈的通流面积又很狭小，如果内冷水水质不良，或引起线圈内结垢，腐蚀，从而造成线圈堵塞，严重时导致线圈发热，以至烧毁绝缘装置，若发生绝缘击穿其后果将不堪设想。
2、加强化学监督，确保机组安全
做好化学技术监督工作，是保证火力发电机组安全、经济、稳定运行的基础，为此，应注意加强以下各方面工作。
2.1正确理解水汽质量标准，努力提高水汽品质
国标中规定的水汽质量指标是指机组可保持长期可靠运行的控制极限值，只是预防结垢、减缓腐蚀的最高限，平时运行控制应可能调整到最佳值，如有的厂为每一个指标再定一个期望值。识别危险因素的首要条件是凝结水、给水、炉水和过热蒸汽中的杂质含量是否经常超过注意值，甚至达到标准值，超标的项目就是主要的危险因素。其次是考察超标的时间和幅度，如果超过总化验次数的1/50，则有危险。
2.2加强凝汽器管理，防止凝汽器泄漏，同时重视凝结水处理装置的投运。
凝汽器泄漏是整个热力系统最大的污染源，在凝汽器的运行维护、停用保护等方面还有很多工作没被重视，特别是胶球清洗装置和循环水杀菌系统不能正常投运。同时，对循环水水质监督重视不够，有些单位将冲灰水、生活污水直接排入循环水，更有甚者把化学废水也排人到了循环水系统，其中的有害离子比如S2-、NH4+、NO3-等对铜管的腐蚀将产生重大影响。此外，必须首先提高对凝混床的认识，才能有效解决凝混床的正常投运问题。
2.3重视辅助水系统的监督
辅助水系统的监督，包括发电机内冷水、炉循泵冷却水、闭式冷却水等，由于这些指标不参加总水汽品质合格率的统计，往往被忽视。由于发电机内冷水水质监督不到位，导致发电机线圈事故。影响机组正常运行的案例也时有报道，因此辅助水系统的水质监督工作也必须引起重视。
2.4加强燃煤监督，降低发电成本
燃煤的质量监督是火电厂化学监督的一个重要组成部分，它直接关系到锅炉的安全经济运行。火力发电厂的燃煤费用约占发电成本的70%-80%，发电用煤实行按质计价，燃煤的科学化监督管理对锅炉的安全运行和电厂经济效益的提高非常重要。因此应加强对入厂煤和人炉煤的煤质监督，及时发现燃煤采制化方面存在的问题并加以解决，以保证采制化工作的规范性，确保化验结果正确可信，这也是降低发电成本的根本途径之一。
2.5重视开展机组的热化学性能试验
由于每台机组的性能差异，其水汽品质必然存在差异，热化学试验即是根据每台机组的特性来确定水汽品质，以便提供建立经济安全的机组运行工况的基础资料，达到节能降耗的目的。由于机组调峰频繁，而每台机组的负荷变化速率对水汽品质的影响均不相同，长期采用不适宜的负荷变化速率是引起汽轮机积盐、腐蚀的重要原因之一，必须引起高度重视。
2.6加强化学监督全过程管理
造成热力设备通流部位积盐，结垢、腐败，影响机组安全运行的途径是多方面的，存在于电力生产整个过程，以往我们对热力设备的化学监督只注重运行时的水汽品质合格率，以水汽品质合格率的高低来衡量监督工作的好坏，而忽略了对运行以外环节的监督。我们必须认真吸取经验教训，真正把技术监督作为企业的一种自觉行为，从思想和行动上加以高度重视。
2.7提高化学人员素质
一方面随着电力改革的不断深入和电力技术的快速发展，对化学人员的素质要求越来越高；另一方面由于历来对化学专业认识不足，认为化学简单轻松，造成化学人员导次差别较大，业务素质和分析基本功欠缺。所以强化培训化学人员的业务技能显得尤为重要，只有人员素质提高了，才能有效发挥先进设备的优势，体现先进技术的高效性，才能保证化学监督的真实性和准确性。
3、结束语
化学监督工作是一个长期、细致的工作，对保障机组安全经济运行的重要作用正日益受到各级领导的高度重视。
电厂热工监理工作总结篇12
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：
电厂热工监理工作总结篇13
DCS即为集散控制系统（Distributed Control System）。DCS是多级计算机系统，以通信网络为纽带，由过程控制级和过程监控级组成。DCS综合了计算机、通讯、显示和控制4项技术，也称为4C技术。
1 DCS在电厂热工控制系统中的优势
在结构上，DCS控制系统采用的模式是局部控制独立运行的工作站，各工作站之间的信息传递依靠局部网络通讯来实现；在功能上，DCS控制系统的主要控制方式是分层递阶控制，能与更上一级的网络系统或计算机实施通讯。DCS在电厂的应用，使火力发电机组的数据采集、数据处理、生产过程和逻辑控制、生产过程的监视和报警、设备的联锁和保护、员工的操作管理能力得到了提高，是当前热控系统的主要方式，主要体现在以下几方面：
1.1 兼容性强
大型火电机组所控制的对象数量多，而且比较复杂，被控对象的特点是延迟大、非线性、干扰源多、控制参数多且互相影响，这就导致了自动控制系统有很大的设计难度。使用DCS 控制系统后，其潜力得到了充分的利用，使高级的、复杂的控制算法得以实现，比如自适应控制、预估控制、模糊控制、神经元控制、非线性控制等，使机组自动控制得到了提高。
1.2 监控模式全程化
近年来的实践证明，DCS能够保障火电厂的安全可靠运行，在当前的工程设计中，绝大多数的后备监控设备已经被取消，只保留了几个能够紧急停机的开关，在不就的将来，火电厂将广泛接受火电机组的全CRT监控技术；此外，DCS系统引进了大屏幕显示技术，使人机界面得到了大大的改善。这使自动化系统得到了简化，减少了监控人员的数量，减少投资，不但提高了电厂的安全运行，还提高了经济效益。
1.3 辅机DCS控制得以实现
当前，已经具备了将DCS技术应用于大机组上的技术与条件。对于辅助系统，比如对除灰、除渣、运输煤、处理化学水的集中控制，就可以采用不同的技术方案，最直接的方法是将辅机系统与主机DCS相连，应用比较集中的方案；另一种方法是使之相对集中后，再与MIS和主机DCS连接。这样就能实现减员增效的目标，同时还使技术和管理水平得到提高。
1.4 远程智能I/O
当前，许多DCS生产厂家设计开发了远程智能I/O 装置。这种装置是一种独立的系统，由智能前端、现场通讯总线和计算机适配器三部分组成。智能前端是一种测控装置，按放于生产现场，主要的功能是完成A/D、D/A 转换、去抖、滤波、热电偶、PID控制和热电阻的测量与变换等，从某种意义上讲就是现场的总线产品。现场通讯总线的通讯方式是全数字串行，不仅支持点对点、点对多点的工作方式，还支持广播式和主从的工作方式，与当前广泛应用的现场总线产品一模一样。通讯适配器的功能是统一协调与管理整个网络，完成和主控系统之间的信息互换。通过很多应用实践，远程智能I/O不仅可以提高DCS系统的安全可靠性，还具备了现场总线的很多优点。
2 DCS在电厂热工控制系统中的维护与管理
DCS系统的维护与管理包括硬件和软件的检查、保护及管理。
2.1 硬件维护与管理
判断和修复输入/输出模块的故障一般是系统诊断完成，通常的处理办法是更换模块。一般的工作人员难以判断因内部元件的老化等原因导致的热控制模块故障，这主要是因为一般的工作人员不具备相当高的理论知识，另一方面是一般技术人员难以知道仪表制造的核心技术。输入／输出模块的故障很多在调试和运行阶段出现，理论上讲应该是生产厂家对其维护，一般的工作人员难以更换模块。诊断和修复现场设备故障时，与常规的设备故障区别不大，一旦通过异常反应或系统报警后发现某一个组件或设备存在故障而不能正常工作，工作人员就要迅速的做出判断故障原因，及时准确的进行处理。工程技术人员要结合工作人员提供的故障信息，在有安全保护措施的条件下，进行技术维修。不管哪种系统，操作员站的操作被停止都有着复杂的原因，有硬盘、卡、冷却风扇不能正常工作等原因都可引起操作员站死机。人为操作也是操作员站死机的原因之一，这种故障一般是通过修改控制逻辑，更新下载软件，再次启动设备，就能够解决设备故障。所以，通过人员培训可以避免人为操作失败。
2.2 软件的维护与管理
要及时备份应用软件，记录所有的变化；及时保存修改的数据库，同时也要做好备份；检测与测试软件时，要检测每个级别的权限，对软件功能进行测试；要对软件的管理、更新、修改做好规范；要有良好的系统病毒保护防范软件；在设备运行阶段或进行维护时，要有严格的保护和隔离措施；当有的操作站在运行时有故障发生，要在保证可用的操作员站能够继续运行并能够完成监测工作的前提下，进行故障排除，假如有故障没有办法排除，要依据设备运行的状态进行故障排查和排除；假如所有的操作员站不能正常运行，要采取停止运行的措施，可以进行电路控制器调节或采取停电措施；强化设备和软的监督检查制度，尤其是中央处理器、系统网络、设备电源等故障，要保证工作人员能够做出迅速反应并采取相应的维护与维修对策。
3 结论
自DCS控制系统诞生，便展现出了无限的生机，发展日益完善，在电厂的大机组的自动控制中得到了广泛应用。目前，无论是国产还是国外引进的300mW以上的火电机组，全都采用DCS。由于DCS系统能给电厂带来安全生产和巨大的经济效益，有些火电厂300mW以下的火电机组也遵循DCS进行了改造，使其应用的广泛度超过了以往任何的控制系统。
参考文献
