河津电厂1#机中压主汽门跳闸阀异常的分析

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全国电厂及分布情况及容量

全国电厂及分布情况及容量

全国电厂及分布情况以下为五大发电公司及所属电厂,基本列举了全国的发电厂家。

各地热电企业、自备电厂、地方所属电厂不在其中。

五大发电公司:中国大唐集团公司、中国国电集团公司、中国华能集团公司、中国华电集团公司、中国电力投资集团一、华能集团所属电厂:1)华能丹东电厂:辽宁省丹东东港市,1期2×350MW亚临界燃煤发电机组(美国进口),1998年投产;2期2×600MW的发电机组,2010年11月投产。

2)华能大连电厂:大连湾海边,1期火力发电机组,1988年建成投产;2期拟建设2×350MW超临界抽汽凝汽供热机组或2×50MW背压机组,2015年前建成。

3期2×600MW热电联产机组扩建项目。

3)华能上安电厂:河北省会石家庄市,1期工程2×350MW发电机组(美国GE公司、加拿大B&W公司、意大利ANSALDO公司组成)。

2期2×300MW发电机组。

3期2×60万超临界机组。

4)华能德州电厂:山东省德州市,1989年8月1日开工兴建。

1、2期4×300MW国产燃煤汽轮发电机组;3期2×660MW进口燃煤机组。

现总装机容量2670MW。

5)华能威海电厂:山东威海市经济技术开发区,1期2×125MW机组(07年关停);2期2×300MW机组。

6)华能济宁电厂:山东省济宁市西郊,2×50MW、1×115MW、1×110MW、2×135MW万千瓦均已开停,2×300MW燃煤供热发电机组。

7)华能日照电厂:日照市东部奎山嘴,1期2×350MW机组;2×680MW国产超临界燃煤机组;规划预留三期2×1000MW机组的扩建条件。

8)华能太仓电厂:江苏省太仓市,1期2×30万千瓦机组(2000年);2期2×60万千瓦机组(2006年)。

山西省发展和改革委员会关于降低我省一般工商业用电价格及有关事项的通知

山西省发展和改革委员会关于降低我省一般工商业用电价格及有关事项的通知

各市发展改革委、国网山西省电力公司、山西地方电力有限公司、相关发电企业:为贯彻落实好中央经济工作会议关于降低企业用能成本和《政府工作报告》关于一般工商业电价平均下降10%的目标要求,根据《国家发展改革委关于利用扩大跨省区电力交易规模等措施降低一般工商业电价有关事项的通知》(发改价格〔2018〕1053号)精神,经国家发展改革委审核并报省人民政府同意,决定降低我省一般工商业用电价格和部分发电企业上网电价。

现就有关事项通知如下:一、降低我省一般工商业用电价格 3.2分/千瓦时,一般工商业用电输配电价同步降低 3.2分/千瓦时,调整后的《山西电网销售电价表》、《山西电网峰谷分时销售电价表》、《2017-2019年山西电网输配电价表》见附件1、附件2、附件3。

二、降低国网山西省电力公司与山西地方电力有限公司间趸售电价0.1分/千瓦时。

三、降低部分燃煤发电机组、水电机组、风电机组上网电价,调整后的上网电价标准见附件4。

四、降低国家重大水利工程建设基金征收标准25%,停征小型水库移民后期扶持资金,调整后的基金及标准见附件1。

五、以上电价调整自2018年7月1日起执行。

因停征小型水库移民后期扶持资金与电价调整不同步出现的降价资金缺口,由电网企业承担。

六、各市发展改革委、电网企业要精心组织、周密安排,确保本次电价调整措施及时落实到位,积极配合第三方评估和国务院第五次大督查工作。

执行中遇到的问题,请及时报我委。

附件:1. 山西电网销售电价表2. 山西电网峰谷分时销售电价表3.2017-2019 年山西电网输配电价表4. 山西电网部分发电企业上网电价表山西省发展和改革委员会2018 年8 月22 日附件1山西电网销售电价表电度电价(元/ 千瓦时)基本电价最大需变压器容用电分类不满1 1-10 35 千110千220 千量量千伏千伏伏伏伏元/ 千元/ 千伏安瓦?月?月一、居民生活用电0.4770 0.4670 0.4670二、一般工商业用电0.5971 0.5771 0.5621三、大工业用电0.5082 0.4782 0.4582 0.4482 36 24四、农业生产用电0.5002 0.4852 0.4702非贫困县深井及高扬程农业排灌用3.电贫困县农业排灌用电0.3492 0.3392 0.3292其中:提黄灌溉用电(万亩以上特定泵站)0.0700五、趸售用电(不含基金)0.3274注:1、上表所列价格,除贫困县农业排灌用电、趸售用电外,均含国家重大水利工程建设基金0.39 分钱。

河津市地理环境

河津市地理环境

河津市地理环境
河津市地理环境是山西省的一个县级市,地处晋豫交界处,是黄河流域的重要组
成部分。

河津市地理环境独特,既有山地,又有平原,地势起伏变化较大。

这种地理
环境为当地的气候和生态环境提供了丰富的资源。

自然地形
河津市地理环境主要分布在太行山脉东麓和黄河河滩平原地带。

东部是连绵起伏
的山地,西部是平坦开阔的平原。

山地地势险峻,气候湿润,适合森林植被的生长。

平原地带土地肥沃,适宜农作物种植。

气候特点
河津市地理环境气候温和,四季分明。

夏季炎热多雨,冬季寒冷干燥。

春季气候
宜人,是旅游的好时机。

秋季清爽宜人,适合户外活动。

水系分布
黄河是河津市的母亲河,流经市区。

除了黄河,还有一些支流和湖泊分布在市内,丰富了当地的水资源。

生态环境
河津市地理环境生态环境优美,植被丰富,动植物资源丰富。

市内有多处自然保
护区,保护了珍稀物种的生存环境。

人与自然和谐共生,构成了独特的生态景观。

DCS系统故障应急处置预案

DCS系统故障应急处置预案

D C S系统故障应急处置预案1总则1.1编制目的:DCS系统是机组控制系统的核心;在机组DCS系统出现异常情况后;为确保人身、设备安全;最大限度的降低事件有可能产生的不利影响;特建立DCS系统故障的应急处理预案.. 1.2编制依据:防止电力生产重大事故的二十五项重点要求电力安全生产法河津发电分公司发电运行部:运行规程、调度规程河津发电分公司设备维护部:检修规程1.3适用范围1.3.1河津发电分公司1~4机组DCS系统故障情况下的紧急处理..1.4应急工作原则1.4.1本预案是按照“安全第一;预防为主”的方针;以全力保证人身、设备和电网安全为核心;坚持预防和救援相结合的原则;结合防止电力生产重大事故的二十五项重点要求制定的..本预案启动后;坚持以应急总指挥为核心;统一指挥;协同作战;各位成员和技术人员要群策群力;判明事故原因;确定工作重点;顾全大局;及时采取措施;防止事故扩大..2组织机构总指挥:设备维护部主任1人副总指挥:设备维护部副主任1人、当值值长成员:仪控专工、设备维护部部门带班专工、仪控专业相关点检员、仪控一班、仪控二班值班人员及班长、其他人员、事件机组的当值运行人员..应急救援办公室:事件机组集控3危险分析3.1系统概况河津发电分公司DCS分散控制系统采用艾默生Ovation控制系统;Ovation系统是实时响应监控系统;具有多任务、数据采集、潜在控制能力和开放式网络设计的特点..DCS系统故障类型很多;故障现象不同;对DCS控制功能的影响程度亦不同;因此必须针对DCS各种故障类型;观察不同故障现象;分析真实故障原因;及时采取积极正确的应对手段;减小事故影响范围;保证人身和设备安全..3.2应急资源概况3.2.1人力资源出现紧急情况时;应急组全体成员保证在总指挥的统一安排下立即赶到现场;对出现的事故进行分析、探讨;并制定详细的解决方案;争取在最短的时间内将事故最小化..3.2.2备件储备为确保DCS系统网络的安全可靠运行;事故备件的储备工作显得尤为重要;根据DCS系统现场设备的运行情况;主要储备了以下备件:维护人员除做好现场设备的日常维护工作外;检修期间进行冗余切换试验;及时掌握设备的运行状态;并作好事故备件的储备、订购和更换工作..3.3危险源辨识与环境因素评价3.3.1病毒侵入1做好DCS与SIS的安全隔离措施..使用质量可靠、性能稳定的防火墙及单向隔离装置;细化防火墙内部的配置规则;必要时加装纵向加密认证..防止黑客病毒通过SIS入侵DCS;影响机组的运行..2禁止使用软盘、移动存储设备等接入DCS系统;严格做好DCS系统与其它系统的隔离措施;防止病毒交叉感染..3.3.2静电损伤设备在做接触DCS设备的相关工作时;严格按照规定做好防静电措施;工作时佩带防静电手套或护腕;防止静电损伤设备..3.3.3强电窜入DCS系统做好与强电系统的隔离措施;系统中严格按规定采用继电器隔离或光偶隔离;并定期检查隔离设备的健康情况;防止强电窜入引起DCS系统设备损坏..3.3.4控制柜电源出现故障DCS系统的供电必须采用双冗余电源;并定期对电源进行切换;检查并记录切换情况;同时确保供电设备的健康、可靠..3.3.5环境因素评价保持电子间设备干净整洁、无积灰;温度以及湿度在设备安全运行的允许范围内..4运作机制4.1 应急报告程序在出现DCS系统异常、DCS子系统控制功能失灵的情况后;设备维护部值班人员或班组人员在接到通知后;应立即报告以下相关人员:设备维护部主任、分管主任、仪控专工、仪控点检员、仪控班长..应急小组接到通知后应立即报告总工..4.2应急响应4.2.1专业人员在到达事故现场后;在分管主任的统一安排和部署下、专工的技术指导下;立即组织人员查清故障设备的具体位置、发生事故的具体原因;根据具体故障子系统的情况实施恢复措施..4.2.2组织人员落实事故备件到达现场;组织足够的人员参与控制系统的恢复工作..4.2.3在查清事故原因以及做好预防措施后;具备系统重新运行的条件后;与运行值班人员充分沟通;交待相关注意事项后;按照具体的措施进行更换备件、控制系统重新上线运行、热力系统被控设备重新受控;直至系统恢复正常运行..4.3 信息发布行政管理部公司领导批准负责工作..突发事件的信息发布应当及时、准确、客观、全面..发布形式主要包括授权发布、散发新闻稿、组织报道、接受记者采访、举行新闻发布会等;其他各部门人员未经授权不得随意对外发布信息和发表评论..4.4应急队伍保障设备维护部仪控专业所有人员都属于应急队伍成员;保障通讯畅通;在接到命令后立即到达现场;在专工的协调下开展各项应急工作..5应急处置预案5.1DCS系统三级故障应急处置预案5.1.1控制器失去冗余应急处置预案5.1.1.1故障现象5.1.1.1.1运行检查系统状态画面中控制器图符颜色显示不正常;出现“灰色”表示控制器失电或离线、“橘黄色”表示控制器故障、“紫色”表示需运行人员关注.2仪控检查1检查系统状态画面;确认失去冗余的控制器..2检查对应交换机的端口指示灯;确认其熄灭或者黄色闪烁..5.1.1.2故障原因1单个控制器故障..2单个控制器电源故障..3单个控制器网络故障..5.1.1.3故障后果1单个控制器失去时;与其冗余的另一控制器仍然保持正常工作;操作员站可以正常监视和操作..2在处理故障控制器时;可能会导致一对控制器全部故障;引起一级或者二级故障.. 5.1.1.4故障处理5.1.1运行人员加强监视..2立即通知仪控人员检查..3运行人员按照相应控制器全部故障来进行事故处理准备;并作相应的运行方式调整..5.1.1仪控人员首先检查系统错误日志;寻找故障原因..2检查故障控制器的LED指示灯;确认其供电正常..3重新启动故障控制器;看其是否能够恢复为备用状态..4如果无法恢复为备用状态;按照更换控制器的操作卡更换控制器处理模块..5故障恢复后;仪控人员检查确认系统监视画面指示正常..5.1.2控制器单路网络故障应急处置预案5.1.2.1故障现象5.1.1系统状态画面中控制器图符颜色为“红色”表示控制器报警..2集控室操作员站的系统监视画面和网络监视画面提示某个控制器的单路通信失去..5.1.2.1.2仪控检查1检查系统监视画面;确认失去一路通信的控制器..2检查对应交换机的端口指示灯;确认其熄灭或者黄色闪烁..5.1.2.2故障原因1交换机端口故障..2控制器单路网络端口故障..3网络线缆故障..5.1.2.3故障后果1单路网络通信失去时;控制器仍然保持正常工作;操作员站可以正常监视和操作..2在处理故障控制器时;可能会导致一对控制器全部故障;引起一级或者二级故障..5.1.2.4故障处理5.1.1运行人员加强监视..2立即通知仪控人员检查..级故障..5.1.1仪控人员首先检查系统错误日志;寻找故障原因..2仪控人员检查对应交换机端口;看更换同一交换机的可用端口后;通信是否恢复正常..3如果更换交换机端口后通信仍然异常;则更换网络线缆;看通信是否恢复正常..4如果更换交换机端口和线缆后通信仍然异常;则表明控制器网络端口故障;择机按照更换控制器的操作卡更换控制器处理模块..5通信恢复后;仪控人员检查确认网络监视画面指示正常..5.1.3控制器单路电源失去应急处置预案5.1.3.1故障现象5.1.1系统状态画面中控制器图符颜色为“红色”表示控制器报警..2集控室操作员站的电源监视画面提示某个控制器的单路电源失去..5.1.3.1.2仪控检查1检查电源监视画面;确认失去一路电源的控制器..2检查对应电源的进线电压;如果进线电压正常;则表明控制器电源故障;否则检查进线开关..5.1.3.2故障原因1控制器单路电源故障..2进线开关故障..5.1.3.3故障后果1单路电源失去时;控制器仍然保持正常工作;操作员站可以正常监视和操作..5.1.3.4故障处理5.1.1运行人员加强监视..2立即通知仪控人员检查..3运行人员按照相应控制器全部故障来进行事故处理准备;并做出相应的运行方式调整..5.1.1仪控人员检查控制柜内控制器电源;判断电源进线是否正常;并用万用表测量进线电压..2如果进线电压正常;则表明控制器电源故障;按更换控制器电源的操作卡更换电源..3如果进线电压为零;则检查空气开关状态;并检查是否有接地或者短路存在;如有;检查消除故障点并恢复供电..4恢复电源后;仪控人员检查控制柜电源指示是否正常;然后进入工程师站;确认电源监视画面是否恢复正常显示..5.1.4部分操作员站失去监控应急处置预案5.1.4.1故障现象5.1.1集控室内部分操作员站数据显示成黑屏;无任何过程画面..2集控室内部分操作员站死机;无法响应操作..3集控室内部分操作员站可以显示画面;但数据显示为超时;无法更新..5.1.4.1.2仪控检查1确认剩余操作员站工作正常;将操作任务转移到正常的操作站上..2通过系统状态画面;查看故障操作员站的状态..如果状态正常;则说明显示器问题;如果状态不正常;而且多台操作员站同时出现故障;则优先检查连接这些故障操作员交换机状态..然后;检查操作站的供电和网络状态;如果都正常;则重新启动操作员站;如果操作员站仍未恢复;则更换操作员站..5.1.4.2故障原因1操作员站电源失去;或者双路电源切换器故障..2操作员站的硬件故障;包括显示器、网线、网卡、显卡、内存、硬盘故障..3网络交换机的部分端口故障;端口指示灯显示为黄色或者熄灭..5.1.4.3故障后果仅部分操作员站失去时;DCS各控制器仍然保持正常工作;可以利用其他操作员站监视和操作..5.1.4.4故障处理5.1.1运行人员利用正常的操作员站进行监视和操作..2立即通知仪控人员检查..5.1.1检查系统状态图和Ovation错误日志;查看故障操作员站的状态;如果多台操作员站同时故障;则按照交换机局部故障的处理预案检查相应的交换机;并处理交换机故障..2检查故障操作员站供电;如果是电源失去;则检查双路电源切换器和电源柜相应的开关;检查是否为双路电源切换器故障;或者短路/接地;然后更换双路电源切换器或者消除短路/接地点;重新启动操作站..3如果故障操作员站供电正常;则重新启动;看能否恢复正常;如果仍然无法正常启动;则依次检查:a是否为显示器故障;如果是;则恢复显示器供电;或者更换新的显示器..b检查网卡通信指示灯和相应的交换机端口;判断是否是网络通信故障;如果是;则检查网线是否正常;如果网线正常;则更换另一个可用的交换机端口更换网络线缆前;对照网络连接图或者联系ovation技术人员;确认新端口的连接类型已经被配置为连接操作站..c如果电源和网络均正常;但故障操作站仍然无法正常启动;则更换一台备用操作站备用操作站的安装方法;参考Ovation操作员站手册..5.2DCS系统二级故障应急处置预案5.2.1DCS网络局部故障应急处置预案5.2.1.1故障现象5.2.1.1.1运行检查显示1集控室内部分操作员站可以显示画面;但数据显示为超时;无法更新..2部分操作员站、控制器离线或故障;导致相关重要参数失去监控..5.2.1.1.2仪控检查1检查系统状态图、电源监视图和网络状态图;确认交换机、控制器和工作站的状态;明确是单台交换机还是成对交换机故障..2就地检查交换机柜内交换机电源指示灯是否熄灭..3就地检查交换机柜内交换机对应端口指示灯熄火或者黄色闪烁..5.2.1.2故障原因1交换机之间的级连通道故障..2交换机硬件故障..3交换机局部电源失去..5.2.1.3故障后果1交换机级连通道为冗余配置;如果单个级连通道故障;不影响控制系统的正常通信..如果交换机的冗余级连通道故障;会引起下级交换机与上级交换机之间所连接的控制器间通信中断;但同一交换机所连接的控制器间通信正常..2如果是交换机单路电源失去;或者某些交换机但并非冗余交换机的两路电源同时失去;DCS各控制器仍然保持正常工作;不影响控制系统的正常通信..如果冗余交换机的两路电源同时失去;则会影响该对交换机所连接的所有控制器间通信..3单台交换机硬件故障;DCS各控制器仍然保持正常工作;不影响控制系统的正常通信..如果交换机出现成对故障;则会影响该对交换机所连接的控制器间通信..4故障处理时;可能造成网络全部瘫痪;影响机组安全运行..5.2.1.4故障处理5.2.1.4.1运行处理1值长立即汇报调度..如果出现冗余交换机失去;则申请将机组控制解为本地控制;维持负荷稳定..如引起重要参数失去监控且无后备监视手段;则按网络全部瘫痪进行处理..2立即通知仪控人员检查..3值长要求操作员尽量减少操作;维持机组稳定..4运行人员加强监视;做好网络全部瘫痪的故障预想..5.2.1.4.2维护处理1如重要控制器离线或者故障;导致相关的通信故障而引起重要参数失去监控;且无后备监视手段;则按网络全部瘫痪进行处理..2仪控人员检查系统状态图、网络状态图和Ovation错误日志;并进行就地检查;确认故障交换机是单台还是成对的交换机..a如果是成对的冗余交换机故障;则会影响连接在该对交换机的控制器间通信;并按照相应控制器故障的处理预案进行处理..b如果是单个交换机故障;则依次判断交换机电源是否正常、交换机状态指示灯是否正常..如果是电源故障;则检查双路切换装置、接地或者短路;并消除故障点;如果状态指示灯熄灭;则表明是硬件故障;需要更换交换机..3网络问题属于关键性故障;处理时应及时咨询Ovation技术服务人员..更换交换机需要Ovation技术人员来完成..5.2.2DCS单路电源失去应急处置预案5.2.2.1故障现象5.2.2.1.1运行检查1集控室操作员站的电源监视画面;提示DCS单路电源失去..5.2.2.1.2仪控检查1检查电源监视画面见下图;查看是否所有控制器的一路电源失去图中电源状态绿色代表正常;红色代表电源故障..电源监视画面2DCS电源柜电源电压表指示为零;而且DCS电源柜指示灯熄灭;则用万用表测量进线电压;如果进线电压为零;则UPS/保安段供电电源失去;通知电气检查;否则检查进线开关..5.2.2.2故障原因1DCS电源柜单路电源故障..2UPS段供DCS220VAC电源失去..3保安段供DCS220VAC电源失去..5.2.2.3故障后果1单路电源失去时;DCS各控制器仍然保持正常工作;操作员站可以正常监视和操作..2故障处理时;可能造成DCS全部电源失去;导致机组跳闸..5.2.2.4故障处理5.2.2.4.1运行处理1值长立即汇报调度;通知运行人员加强监视;维持负荷稳定..2立即通知仪控人员检查..3运行人员加强监视;做好DCS系统全部电源失去导致机组跳闸的事故预想..4如果机组的大量辅机电流信号坏质量;同时所有控制器的一个电源故障;则表明DCS 单路电源失去;应通知电气检查并恢复..5.2.2.4.2维护处理1仪控人员检查电源柜、主机柜;发现现象与单路电源失去故障一致;立即通知值长;做好数据的监视;等待仪控人员检查后的进一步通知..2仪控人员检查DCS电源柜内电源电压表指示;判断电源进线是否正常..若进线电压不正常;则通知电气检查并恢复..检修前需断开已失电的DCS电源柜空气开关及控制器电源开关;检修结束后逐级恢复..3如果进线电压正常;则表明DCS单路电源故障;然后检查各个空气开关状态;并检查是否有接地或者短路存在;如有;检查消除故障点并恢复供电..检修前需断开已失电的DCS电源柜空气开关及控制器电源开关;检修结束后逐渐恢复..4恢复电源后;仪控人员检查电源柜内左侧电源和右侧电源的电压指示表是否正常;同时检查网络柜和控制站的电源指示是否正常..5以上检查都无异常后;仪控人员进入工程师站;确认电源监视画面是否恢复正常显示;系统画面中所有控制器和操作站外观是否转为正常的主控运行和备用状态..5.3DCS系统一级故障应急处置预案5.3.1DCS网络全部瘫痪应急处置预案5.3.1.1故障现象5.3.1.1.1运行检查1控制系统所有操作员站可以显示画面;但流程图画面显示非常缓慢..2控制系统所有操作员站可以显示画面;但数据显示严重超时;或全部参数不更新.. 5.3.1.1.2仪控检查1交换机柜内交换机对应端口指示灯熄灭或者黄色闪烁..2工程师站的系统监视画面中交换机全部端口图标显示为黄色或者红色..3交换机柜内交换机电源指示灯熄灭..5.3.1.2故障原因1由软硬件故障所引起的网络风暴;导致网络瘫痪..2交换机电源失去..3通信模块均故障..5.3.1.3故障后果通信阻塞;或所有交换机故障;DCS各个控制器仍能独立运行;但无法与其他控制器进行通信;无法进行操作和显示..5.3.1.4故障处理5.3.1.4.1运行处理1当锅炉和汽轮机为一体化控制系统且重要参数有后备监视时;根据参数的后备监视判断控制器工作状况..若后备监视参数显示异常变化;或虽正常;但仪控处理短时间网络无法恢复正常;则运行人员在操作盘上手动掀开锅炉MFT、汽轮机跳闸按钮;并按下..2如DEH为独立系统;运行人员应立即检查DEH画面相关参数显示;如异常或者虽然正常但短时间DCS网络故障无法恢复;则运行人员在操作盘上手动掀开锅炉MFT、汽轮机跳闸按钮;并按下..3运行人员根据后备监视手段;有针对性地进行现场检查:a确认磨煤机、一次风机跳闸;燃油快关阀关闭;切断进入炉膛的燃料..b确认高中压主汽阀、调节阀以及抽气止回阀确已关闭;汽轮机转速连续下降;就地检查交流油泵、顶轴油泵;如不能正常启动;则就地启动交流油泵、顶轴油泵..c确认发电机出口断路器断开;确认发动机灭磁开关已分闸;否则手动灭磁..d确认给水泵汽轮机已停运;否则手动停止给水泵汽轮机..e运行人员对炉膛吹扫5min后;就地手掀送风机、引风机事故按钮;成对同时停止送风机、引风机..1仪控人员检查交换机柜内交换机状态:a如交换机电源指示灯熄灭;检查双路电源切换装置的状态是否正常..b如果切换装置进线侧没有电源输入;则继续检查电源柜中相应的电源开关;查找原因;恢复供电..c如果切换装置进线侧电压正常;但没有出线电压;则更换电源切换装置..2如果网络柜电源正常;则迅速切断所有的、接入IP交换机或者控制器的、以太网方式的第三方通信连接;看网络是否能够恢复正常;如果仍然无法恢复正常;则通知值长停机;及时联系Ovation技术人员进行处理..5.3.2DCS全部电源失去应急处置预案5.3.2.1故障现象5.3.2.1.1运行检查1运行操作站显示器全部变为黑屏且独立的DCS供电电源监视信号失电报警..2所有操作员键盘指示灯均熄灭..5.3.2.1.2仪控检查1工程师站电源失去;显示器全部失电显示为黑屏..2电子间内电源柜电源失去;电源指示为零..3DCS所有模件柜指示灯熄灭;主机柜内控制器电源、交换机、控制器的所有指示灯均熄灭..5.3.2.2故障原因DCS供电双路电源;即UPS电源和保安段电源全部失去..5.3.2.3故障后果DCS停止工作;锅炉跳闸;失去对机组的控制..5.3.2.4故障处理1运行人员应立即按照紧急停机事故预案进行设备的检查和停运..2为确保机组跳闸正常;运行人员在操作盘上手动掀开锅炉MFT、汽轮机跳闸按钮;并按下..3运行人员根据后备监视手段;有针对性地进行现场检查:a确认磨煤机、一次风机跳闸;燃油快关阀关闭;切断进入炉膛的燃料..b确认高中压主汽阀、调节阀以及抽气止回阀确已关闭;汽轮机转速连续下降;就地检查交流油泵、顶轴油泵;如不能正常启动;则就地启动交流油泵、顶轴油泵..c确认发电机出口断路器断开;确认发动机灭磁开关已分闸;否则手动灭磁..d确认给水泵汽轮机已停运;否则手动停止给水泵汽轮机..e运行人员对炉膛吹扫5min后;就地手掀送风机、引风机事故按钮;成对同时停止送风机、引风机..5.3.2.4.2维护处理1仪控人员将所有控制器电源开关关闭;然后检查电源柜进线电源是否为220VAC;如果进线电压为零;则通知电气恢复电源;并将网络柜电源和电源柜电源开关关闭..2如果进线电源为正常的220VAC;仪控人员检查DCS电源柜内送各机柜空气开关状态;并用万用表检查到各机柜电源出线是否有接地或者短路现象;若有;则检查并消除故障点..3仪控人员进行DCS接地和绝缘检查;确认状态正常后;汇报值长准备进行DCS上电..4值长确认后;进行DCS上电:a首先打开电源柜电源开关;检查电压指示是否正常..b打开网络柜电源开关;检查网络交换机是否正常启动..c进入工程师站;通过系统状态图、电源监视图和网络状态图检查系统是否已经正常上电..d打开控制器电源开关;检查控制器是否正常启动..5.3.3DCS全部操作员站失去监控应急处置预案5.3.3.1故障现象5.3.1集控室内全部操作员站数据显示成黑屏;无任何过程画面..2集控室内全部操作员站可以显示画面;但数据显示为超时;无法更新..3火焰工业电视、火检信号正常..5.3.3.1.2仪控检查1工程师站的系统监视画面上部分或者全部工作站或者控制器显示离线..2交换机柜内交换机部分端口指示灯熄灭;或者变为黄色..3操作员站电源双路切换开关电源指示灯熄灭..5.3.3.2故障原因1控制系统电源全部失去..2控制系统网络瘫痪..3与操作员站相关的冗余交换机故障..4仅操作员站电源全部失去..5.3.3.3故障后果1如果是控制系统电源全部失去;会导致机组跳闸;见“控制器全部电源失去预案”..2如果是控制系统网络全部瘫痪;各对控制器仍然能够独立运行;但会失去控制器之同的通信..为保证机组运行安全;此时应执行手动机组跳闸..3如果是控制系统网络部分瘫痪;则需要确认无法相互通信的控制器的控制对象范围来判断可能的故障后果;按照网络部分瘫痪预案执行..4仅操作员站失去时;DCS各控制器仍然保持正常工作;操作员站虽失去监视和操作;但工程师站/历史站仍能进行监视和操作..5.3.3.4故障处理。

中国五大发电公司及所属电厂列表及分部

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中国五大发电公司及所属电厂列表及分部五大发电公司:中国大唐集团公司、中国国电集团公司、中国华能集团公司、中国华电集团公司、中国电力投资集团华能集团所属电厂:华能丹东电厂华能大连电厂华能上安电厂华能德州电厂华能威海电厂华能济宁电厂华能日照电厂华能太仓电厂华能淮阴电厂华能南京电厂华能南通电厂华能上海石洞口第一电厂华能上海石洞口第二电厂华能长兴电厂华能福州电厂华能汕头燃煤电厂华能汕头燃机电厂华能玉环电厂华能沁北电厂华能榆社电厂华能辛店电厂华能重庆分公司华能井冈山电厂华能平凉电厂华能岳阳电厂华能营口电厂华能邯峰电厂大唐集团所属:长山热电厂湖南省石门电厂鸡西发电厂洛阳首阳山电厂洛阳热电厂三门峡华阳发电公司河北马头电力公司唐山发电总厂北京大唐张家口发电总厂兰州西固热电有限公司合肥二电厂田家庵发电厂北京大唐高井发电厂永昌电厂北京大唐陡河电厂南京下关发电厂安徽淮南洛河发电厂保定热电厂略阳发电厂微水发电厂峰峰发电厂含岳城电站天津大唐盘山发电公司内蒙大唐托克托发电公司保定余热电厂华源热电有限责任公司阳城国际发电有限公司辽源热电有限责任公司四平发电运营中心长春第二热电有限公司晖春发电有限责任公司鸡西热电有限责任公司佳木斯第二发电厂台河第一电厂江苏徐塘发电有限公司安徽省淮北发电厂安徽淮南洛能发电公司安阳华祥电力有限公司许昌龙岗发电有限公司华银电力株洲发电厂华银株洲发电公司金竹山电厂华银金竹山火力发电厂湘潭发电有限责任公司湖南省耒阳发电厂灞桥热电有限责任公司灞桥热电厂陕西渭河发电厂陕西延安发电厂陕西韩城发电厂永昌发电厂甘肃甘谷发电厂甘肃八0三发电厂甘肃连城发电厂甘肃兰西热电有限公司广西桂冠电力股份公司桂冠大化水力发电总厂广西岩滩水电厂陈村水力发电厂王快水电厂张家界水电开发公司贺龙水电厂鱼潭水电厂陕西石泉水力发电厂石泉发电有限责任公司甘肃碧口水电厂百龙滩电厂华电所属:1 中国华电工程(集团)有限公司2 华电煤业集团有限公司3 华电财务有限公司4 华电招标有限公司5 华信保险经纪有限公司6 北京华信保险公估有限公司7 河北热电有限责任公司8 包头东华热电有限公司(在建)9 内蒙古华电乌达热电有限公司(在建)10 华电国际电力股份有限公司 11 华电国际电力股份有限公司邹县发电厂(扩建)12 华电国际电力股份有限公司莱城发电厂13 华电国际电力股份有限公司十里泉发电厂14 华电青岛发电有限公司(扩建)15 华电淄博热电有限公司16 华电章丘发电有限公司(扩建)17 华电滕州新源热电有限公司18 四川广安发电有限责任公司(扩建)19 安徽池州九华发电有限公司(在建)20 宁夏中宁发电有限公司(在建)21 华电能源股份有限公司22 华电能源股份有限公司牡丹江第二发电厂23 华电能源股份有限公司哈尔滨第三发电厂24 哈尔滨热电有限责任公司(扩建)25 中国华电集团哈尔滨发电有限公司26 铁岭发电厂27 安徽华电六安发电有限公司(在建)28 安徽华电宿州发电有限公司(在建)29 江苏华电扬州发电有限公司(扩建)30 江苏华电戚墅堰发电有限公司(扩建)31 杭州半山发电有限公司(扩建)32 福建华电投资有限公司33 福建华电邵武发电有限公司34 福建棉花滩水电开发有限公司35 闽东水电开发有限公司36 福建漳平发电有限公司37 湖北华电黄石发电股份有限公司38 湖北西塞山发电有限公司39 湖北华电襄樊发电有限公司(在建)40 湖南华电长沙发电有限公司(在建)41 湖南华电石门发电有限公司(在建)42 华电新乡发电有限公司(在建)43 四川华电宜宾发电有限责任公司(在建) 44 四川黄桷庄发电有限责任公司 45 成都华电三源热力有限责任公司 46 四川华电杂谷脑水电开发有限责任公司(在建)47 四川华电高坝发电有限公司 48 四川华电珙县发电有限公司49 四川紫兰坝水电开发有限责任公司(在建)50 四川华电西溪河水电开发有限公司(在建)51 陕西华电蒲城发电有限责任公司52 新疆华电喀什发电有限责任公司53 新疆华电哈密发电有限责任公司 54 新疆华电苇湖梁发电有限责任公司55 新疆华电红雁池发电有限责任公司56 新疆华电昌吉热电有限责任公司(扩建)57 新疆华电吐鲁番发电有限责任公司(在建)58 青海华电大通发电有限公司(在建)59 云南华电巡检司发电有限公司(扩建)60 云南华电怒江水电开发有限公司(在建)61 贵州乌江水电开发有限公司62 贵州乌江水电开发有限公司洪家渡电站建设公司63 贵州乌江水电开发有限公司乌江渡发电厂64 贵州乌江水电开发有限公司东风发电厂65 贵州黔源电力股份公司66 贵州黔源电力股份公司引子渡水电站67 贵州黔源电力股份公司普定发电公司68 贵州黔源电力股份公司水城发电厂69 中国华电集团公司贵州头步发电厂70 贵州大方发电有限公司(在建)还有全资部分1 华电开发投资有限公司2 华电(北京)热电有限公司3 北京华电水电有限公司4 内蒙古华电包头发电有限公司(在建)5 内蒙古华电卓资发电有限公司(在建)6 山东黄岛发电厂(1#2#机)7 黑龙江华电佳木斯发电有限公司8 上海华电电力发展有限公司9 华电福建发电有限公司10 福建永安火电厂11 福建华电漳平电厂12 福建省厦门电厂13 福建省古田溪水力发电厂14 中国华电集团福建南靖水力发电厂15 中国华电集团公司福建华安水力发电厂16 福建省安砂水力发电厂17 福建省池潭水力发电厂18 中国华电集团公司福建莆田湄洲湾电厂运行分公司19 福建华电可门发电有限公司20 湖北华电青山热电有限公司21 湖北华电武昌热电厂 22 华电四川发电有限公司23 中国华电集团公司宜宾发电总厂24 中国华电集团公司内江发电总厂25 中国华电集团公司四川宝珠寺水力发电厂26 四川华电攀枝花发电公司27 四川华电五通桥发电厂28 四川华电磨房沟发电厂29 云南华电昆明发电有限公司(在建)30 中国华电集团公司云南以礼河发电厂31 贵州清镇发电厂32 遵义发电总厂33 贵州华电大龙发电有限公司34 中国华电集团贵港发电有限公司中电投所属:通辽发电总厂辽宁发电厂北票发电厂大连发电总厂大连第一热电有限公司阜新发电厂抚顺发电厂元通火力发电有限公司赤峰热电厂长兴岛第二发电厂郑州热电厂南阳电厂新乡火电厂平顶山鸿翔热电公司开封火电厂马迹塘水力发电厂鲤鱼江电厂洪泽热电有限公司芜湖发电厂青铜峡水电厂(八盘峡水电厂盐锅峡水电厂大坝管理中心洪江水电站碗米坡水电站近尾洲水电站凌津滩水电站五强溪水力发电厂南市发电厂闵行发电厂杨树浦发电厂吴泾热电厂上海外高桥发电有限责任公司上海吴泾第二发电有限责任公司漳泽发电厂河津发电厂重庆九龙电厂白鹤发电厂狮子滩水力发电总厂国电集团所属:国电滦河发电厂国电天津第一热电厂国电一五○发电厂国电霍州发电厂国电太原第一热电厂国电吉林热电厂国电谏壁发电厂温州东屿发电厂国电岷江发电厂温州梅屿发电厂国电万安水力发电厂国电九江发电厂松木坪电厂万源发电厂国电成都热电厂国电华蓥山发电厂国电大武口发电厂国电石嘴山发电厂国电凯里发电厂国电红枫水力发电厂国电贵阳发电厂国电大寨水力发电厂国电六郎洞水力发电厂国电小龙潭发电厂国电合山发电厂国电南河水力发电厂国电电力大同第二发电厂国电电力朝阳发电厂国电电力大连开发区热电厂国电电力桓仁发电厂国电电力太平哨发电厂邯郸热电厂国电长源荆门热电厂国电长源沙市热电厂国电长源富水水力发电厂国电长源南河水力发电厂国电白马电厂新疆风力发电厂沈阳热电厂五大发电集团全国所属电厂????? 以下为五大发电公司及所属电厂,基本列举了全国的发电厂家。

山西省在役电厂分布表

山西省在役电厂分布表

42 120
水电 水电
在役 在役
黄河万家寨水利枢纽有限公司 山西省电力公司、山西省地方电力公司
40 41 42 43 44 45 46 47 48 序号 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64
河坡电厂 阳煤电厂 永皓电厂 神头一电厂 神头二电厂(国网) 神头二电厂(大唐国际) 朔州格瑞特煤矸石综合利用电厂 山西平朔煤矸石发电有限责任公司 山西大唐国际云冈热电有限责任公司 电 厂 名 称
阳城电厂
阳城国际发电有限责任公司(一期)、大唐阳 城发电有限责任公司(二期)
17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 序号 32 33 34 35 36 37 38 39
晋城热电 成庄电厂 寺河煤层气发电厂 兰花大宁煤层气发电厂 方山电厂 柳林电厂(山西华光发电有限公司) 安平电厂 榆社电厂 榆次热电 大唐太原第二热电厂 国电太原第一热电厂 晋阳发电(太原一电职工集资机组) 西山热电 太钢电厂 太原刚玉东山热电有限公司 电 厂 名 称
大唐国际发电股份有限公司控股 山西关铝集团有限公司 漳泽电力股份有限公司 中国铝业股份有限公司和山西漳泽电力股份有 在役 限公司 在役 漳泽电力股份有限公司 在役 大唐国际发电股份有限公司、临汾河西热电厂 在役 在役 在役 在役 在役 在役 在役 在役 在役 机组 状态 在役 山西漳泽电力股份有限公司、山西海姿焦化有 限公司和北京国宏华安能源投资有限公司 山西侯马晋田热电有限责任公司 山西国际电力集团有限公司55%、北京能源投 资(集团)有限公司45% 山西和信电力发展有限公司控股 中电投华北分公司 北京能源投资(集团)有限公司和山西格盟国际 能源有限公司 山西潞安矿业集团有限责任公司 山东鲁能集团、山东国际信托投资公司、山西 晋能集团、山西国际电力公司 山西潞安矿业集团有限责任公司 隶 属

介绍自己的家乡河津作文

介绍自己的家乡河津作文

介绍自己的家乡河津作文说起我的家乡河津,那可是一个充满魅力的地方。

河津位于山西省的西南部,黄河在这里拐了一个弯,仿佛给这片土地留下了一个深情的拥抱。

这里没有大城市的繁华喧嚣,却有着独属于自己的那份宁静与祥和。

家乡有条汾河,那是我们河津人的母亲河。

小时候,我最喜欢跟着爷爷去汾河边玩耍。

汾河的水,不似长江那般波涛汹涌,也不像黄河那样雄浑壮阔,但它却有着自己独特的韵味。

河水清澈见底,能看到一群群小鱼在水中欢快地游来游去。

阳光洒在水面上,波光粼粼的,就像无数颗钻石在闪耀。

河边的垂柳依依,嫩绿的柳条随风飘舞,仿佛是大自然在翩翩起舞。

沿着汾河岸边漫步,脚下是软软的草地,像是踩在一块巨大的绿色地毯上。

草地上开满了各种各样的小花,红的、黄的、紫的,五颜六色,争奇斗艳。

蝴蝶在花丛中飞舞,忙碌地采集着花粉。

有时候,我会调皮地去追赶蝴蝶,可总是抓不住它们,只能看着它们轻盈地飞走,心里不免有些失落。

但很快,又会被河边其他有趣的东西吸引。

河津的夏天,汾河是人们消暑的好去处。

每到傍晚,人们纷纷来到河边,有的坐在树下乘凉聊天,有的在河里游泳嬉戏。

我也会跟着小伙伴们一起,在浅水区打水仗。

大家你泼我一下,我泼你一下,笑声、叫声回荡在整个汾河上空。

玩累了,就躺在河边的大石头上,闭上眼睛,感受着微风拂过脸颊的凉爽,听着河水潺潺流淌的声音,那感觉别提有多惬意了。

到了秋天,汾河两岸的景色更是美不胜收。

稻田里一片金黄,沉甸甸的稻穗压弯了稻杆。

农民伯伯们脸上洋溢着丰收的喜悦,在田间忙碌地收割着庄稼。

远处的果树上挂满了红彤彤的苹果、黄澄澄的梨子,让人看了垂涎欲滴。

汾河就像一条美丽的丝带,将这片丰收的景象串联起来,构成了一幅绚丽多彩的画卷。

冬天的汾河也别有一番风味。

河面上结了一层厚厚的冰,就像一面巨大的镜子。

我们会在冰上滑冰、抽陀螺,玩得不亦乐乎。

有时候,冰面上还会有一些可爱的小动物留下的脚印,让人不禁好奇它们在这寒冷的冬天里都在忙些什么。

除了汾河,河津还有许多值得一提的地方。

一种地埋式SBR池结构设计

一种地埋式SBR池结构设计
间。
1 . 7 所有设备 皆可 在地面完成检 修, 不需 要清池子, 更不需要 下到 池子内检修 。 潜 水泵 采用软管连 接 , 需 要检修 时, 人工 用实现转好 的钢 丝绳 , 起 吊提 升值 地面 , 完成检 修 ; 射流 器安装 采用法 兰连接 , 在 检修 沟内 , 解开法 兰 , 调 出射 流器全 部 , 放 到地面 检修 ; 所有 设备全 部 吊上 来以后, S B R反应池就是 一座空池子。 这 种检修 方式很受 甲方的欢 迎 。
又很 少采用S B R池 。 S B R 池作 为小型污 水处 理工艺尤 其是 间歇性 排放
的生活 污水处 理工艺 有很大的优 越性 。 S B R 池设计在 地面以下, 扩大了 其应用范 围。
1 . 4 S B R 进 水方式 : 潜污 泵提升 , 根 据调节池 水位, 水位 浮动开 关


凝土 盖, 见图一 2 盖板上用砖砌十 字检修沟 , 检修沟用混凝土 盖板盖住 , ( > >. 上接第 1 5 8 页) 在射 流器的上方 改用栅条篦子盖板 , 主要是为了通入空气 。 检修 沟盖板 晒布封 闭 混凝 土采用冰水拌 合 购买商品冰块 , 混凝土 开仓前2 / b 时, 顶部高处 地面2 0 0 mm。 自 水井新 抽蓄水 , 人工破 碎向水池加 碎冰 。 根 据实测 , 新抽 井水温 度为 2 . 3平时取样 时, 通 过盖板上 的预 留孔取 样。 2 5 " C , 按 照冰 与水体积 比1 : 1 掺加 , 可将水温降至8 " C 。 每仓混 凝土浇 筑结 2 . 4 检 修时, 掀开盖板 , 人站在沟内 , 松 开法兰螺丝 , 吊出设备 ( 射 束后 , 将池中水抽 干。 流曝气器 循环泵 , 射 流器, 排 水泵 , 排 泥泵 ) , 各 自有预 留的检修孔 , 见 2 ) 搭设拌 合站遮阳棚 图一 3 。 拌 和站 上料皮 带及下料斗 采用刚 性骨架 敷设 防晒 布遮 荫, 拌 和站 3 . 工艺设 计 特点 底层的外加剂储备罐 及水罐 四周搭设 防晒布遮阳棚 , 防止 日 光直 射。 3 . 1采用悬空的潜水泵排水代替 滗水器, 操作简单 , 便于调整 。 3 ) 搭设骨 料遮阳棚 3 . 2采用射流 曝气, 省略风机 , 噪 音很 小。 在拌合 料场搭设砂石骨料 钢管架 遮 阳棚两 个, 混凝 土浇筑 前3 天向 3 . 3 采用池子顶上设计十 字检修沟, 解决了地面以上检修 的问题 。 棚 内转运 堆存骨料 以防阳光暴 晒, 混凝 土开仓前 5 小 时向骨料喷 洒冰水 所有设备都可以在地面完 成检修 , 安装 。 降温 。 骨 料堆存量以每 仓混凝 土需 求量的1 . 5 倍备存。 3 . 4 采用P L C 可以实现全 自动控制 。 粗骨料 和细骨料 分别搭设 遮 阳棚 , 体积为 1 5 m ̄ 8 m ̄ 8 m( 长× 宽× 3 . 5一些与设计有差 别的参数, 例如曝气时 间、 排泥周期 , 等, 可以 高 ) , 共可堆存骨 料5 l 2 m , 足以满 足两仓混 凝土浇筑需 求量 。 在调试 期间确定 。 4 ) 水泥降温 3 . 6 检修沟盖板有 2 种形式 , 一种是混凝 土盖板, 另一种是钢篦子, ①选用水化热 较低的5 2 . 5 普通硅酸 盐水泥 } 钢 篦子盖板 盖在 射流器的上方, 保证有新 鲜空气进入射 流器, 见图一 4 。 ②水泥 储存罐 外包裹一层 白帆布反射 阳光 , 降低 吸热率 , 每 天高温 时段用高压泵喷洒冰水 降温 ; .

河津打桩工程队招标信息(3篇)

河津打桩工程队招标信息(3篇)

第1篇一、招标公告河津市某房地产开发有限公司(以下简称“招标人”)拟对河津市某住宅小区项目进行打桩工程,现对具备相关资质的打桩工程队进行公开招标。

现将有关事项公告如下:一、项目概况1. 项目名称:河津市某住宅小区项目打桩工程2. 项目地点:河津市某住宅小区3. 工程规模:总建筑面积约XX万平方米,其中住宅面积XX万平方米,商业面积XX万平方米。

4. 工程内容:地基处理、桩基施工、土方工程等。

5. 工程预算:约XX万元。

二、招标内容1. 招标范围:河津市某住宅小区项目打桩工程,包括但不限于地基处理、桩基施工、土方工程等。

2. 招标方式:公开招标三、投标人资格要求1. 具有独立法人资格,持有有效的营业执照。

2. 具有建筑工程施工总承包三级及以上资质。

3. 具有有效的安全生产许可证。

4. 近三年内(2018年1月1日至投标截止之日)有类似工程施工业绩,且工程质量合格。

5. 具有良好的商业信誉和履约能力。

6. 拥有必要的施工设备和专业技术管理人员。

四、招标文件获取1. 招标文件获取时间:自公告发布之日起至2023年3月10日(节假日除外),每天上午8:00至12:00,下午14:00至18:00。

2. 招标文件获取地点:河津市某房地产开发有限公司(具体地址详见招标文件)。

3. 招标文件售价:人民币500元/套,售后不退。

五、投标文件递交1. 投标文件递交截止时间:2023年3月15日9:00。

2. 投标文件递交地点:河津市某房地产开发有限公司(具体地址详见招标文件)。

六、开标时间及地点1. 开标时间:2023年3月15日9:30。

2. 开标地点:河津市某房地产开发有限公司会议室(具体地址详见招标文件)。

七、评标办法本次招标采用综合评分法,满分为100分。

具体评分标准如下:1. 企业资质及业绩(30分):投标人具有建筑工程施工总承包三级及以上资质,且近三年内有类似工程施工业绩,得分为30分。

2. 施工组织设计(20分):投标人提供的施工组织设计合理、科学、可行,得分为20分。

北方联合电力集团下属电厂简介

北方联合电力集团下属电厂简介

达拉特旗电厂百科名片达拉特发电厂位于内蒙古鄂尔多斯高原,东靠包(头)西(安)公路,西邻包(头)神(木)铁路,北距黄河约18公里,南距东胜煤田万利川煤矿50公里。

达拉特发电厂是当时能源部改革试点之一,1992年9月8日,国家“八五”重点建设项目内蒙古自治区达拉特发电厂全面动工兴建。

电厂设计最终装机总容量为500万千瓦,属亚洲设计装机总容量最大的火力发电厂。

简介达拉特发电厂位于内蒙古鄂尔多斯高原,东靠包(头)西(安)公路,西邻包(头)神(木)铁路,北距黄河约18公里,南距东胜煤田万利川煤矿50公里。

达拉特发电厂是当时能源部达拉特旗电厂改革试点之一,1992年9月8日,国家“八五”重点建设项目内蒙古自治区达拉特发电厂全面动工兴建。

电厂设计最终装机总容量为500万千瓦,属亚洲设计装机总容量最大的火力发电厂。

一期工程装机两台33万千瓦发电机组,投资额16.9亿元,投产后年发电能力为42亿度。

达拉特发电厂的兴建是实施内蒙古煤电转换战略,实现煤从空中走的重大举措,为满足内蒙古西部地区电力供应、缓解京津唐供电紧张局面发挥了重要作用。

动工兴建。

电厂设计最终装机总容量为500万千瓦,属亚洲设计装机总容量最大的火力发电厂。

一期工程装机两台33万千瓦发电机组,投资额16.9亿元,投产后年发电能力为42亿度。

达拉特发电厂的兴建是实施内蒙古煤电转换战略,实现煤从空中走的重大举措,为满足内蒙古西部地区电力供应、缓解京津唐供电紧张局面发挥了重要作用。

达拉特发电厂位于内蒙古鄂尔多斯高原,东靠包(头)西(安)公路,西邻包(头)神(木)铁路,北距黄河约18公里,南距东胜煤田万利川煤矿50公里。

达拉特发电厂是当时能源部改革试点之一,由内蒙古自治区和国家能源投资公司共同投资建设,实行以设计为龙头的总承包,即以西南电力设计院为主与达拉特发电厂联合组建承包公司,作为本工程的建设管理单位,对工程的勘测设计、设备询价采购、材料订货、施工招标发包、项目管理、质量控制、调试验收和试生产等负责全过程总承包。

电厂检修人员工作总结标准范文(3篇)

电厂检修人员工作总结标准范文(3篇)

电厂检修人员工作总结标准范文____年,公司认真____国家和上级单位安全生产工作会议精神和安全生产的方针政策、法律法规,根据国家、集团公司和公司总部开展安全生产“隐患治理年”和“基础建设年”活动的总体工作要求,立足防范、强化监管,从安全生产规章制度着手,加强基础建设,完善工作机制,深入开展隐患排查治理工作,通过扎实有效地开展工作,有力地遏制各类安全生产事故,控制和减少了违章和异常,确保了全年安全生产目标任务的实现。

一、年度安全基本情况:年公司杜绝了特、重大事故,未发生一般设备及以上质量事故,未发生人身轻伤及以上人身伤害事故,未发生交通事故;未发生由于检修质量造成的非计划停运;发生内部统计的责任障碍____次,同比去年增加____次,内部统计的检修质量未遂____次,同比去年增加____次,内部统计的检修质量异常____次,同比去年增加____次,截止____年____月____日,我公司安全生产记录____天。

二、____月份安全生产数据:(数据统计截止于____年____月____日)安全方面:(1)____年____月____日下午,宁海#2a检修项目中,在#2a磨煤机进行磨辊翻出作业时,发生____起起重工具损坏事件。

(2)____年____月____日上午,宁海#2a检修项目中,在进行#2a引风机风壳(4t)拆吊作业时,发生____起起重工具损坏事件。

质量方面:(1)0-年____月____日,河津发电分公司#2炉省煤器检修,检修中割伤管壁,导致水压试验时,省煤器发生泄露,质量未遂。

检修总结。

(2)____年____月____日漳电#4a检修,修后的主机高压导汽管法兰泄漏,质量异常。

(3)____年____月____日。

在漳电#3机组a级检修过程中,电气工作人员,误将空压机电源线接错,造成空压机电机烧坏,质量异常。

三、____月份按实计时长周期奖完成情况:工程一部工程二部工程三部工程四部装备管理中心阳城项目部个个个个个个三、主要安全生产工作回顾:(一)抓制度建设,抓安全预控,做到超前防范。

350MW超临界间接空冷机组冬季防冻措施研究

350MW超临界间接空冷机组冬季防冻措施研究

350MW超临界间接空冷机组冬季防冻措施研究发布时间:2021-08-31T07:36:37.062Z 来源:《当代电力文化》2021年13期作者:袁帅杰[导读] 冬季寒冷环境下,间接空冷机组中的散热器在外界暴露会导致其超片管出现冻结现象,导致设备损坏,严重的会导致停机事故。

袁帅杰晋控电力河津发电分公司山西省运城市 043300摘要:冬季寒冷环境下,间接空冷机组中的散热器在外界暴露会导致其超片管出现冻结现象,导致设备损坏,严重的会导致停机事故。

而超片管冻结后需要长时间修复,工艺也十分复杂,在出现冻结事故后会导致电厂产生经济损失。

基于此,本文以350MW超临界间接空冷机组作为研究案例,首先阐述了间接空冷机系统,其次对其冬季冻结出现原因进行分析,最后提出了一些冬季防冻措施,以供参考。

关键词:350MW;超临界间接空冷机组;冬季防冻措施间接空冷机组散热器在自然冷却塔底进风口垂直分布,其在冬季寒冷环境中运行,翅片管中的循环冷却水由于过冷导致其容易出现冻裂问题。

此外,因为调试过程中空冷机组不具有热负荷功能,在冬季注水、冲洗时需要注意系统防冻现象,因此,必须要采取有效的冬季防冻措施。

一、间接空冷机系统概述350MW机组采用表面式间接空冷机组,如图1所示为该系统原理,其是在表面式汽器中进入了汽车机排汽,利用循环冷却水功能实现冷却凝结。

循环水在受热之后,通过循环水泵的升压功能使冷却塔能够实现自然冷却,之后再利用冷区塔来冷却所吸入的空气,再将循环水流入回到表面式凝汽器中,进行下一闭路循环中。

本研究以350WM超临界间接空冷机组作为研究对象,采用表面式间接空冷系统,各机组配置了1座自然通风冷却塔,根据单元制设置了循环水系统,同时该机组的循环水泵由3台,进水出水循环水管道为1套,还有冷却三角扇区、膨胀水箱、地下水箱。

图1 350WM表面式间接空冷机组二、间接空冷机组冬季冻结出现原因(一)管内流速低在翅片管流动过程中,循环冷却水呈现层流现象,大气环境温度低于0℃就会导致冻结现象。

外来文件清单1

外来文件清单1

外来文件清单
收到的外来文件分类、登记、编号和标识的管理规定和执行办法第一条外来文件定义
1与产品有关的法律、法规;
2有关产品的国际、国家或行业标准;
3顾客或合格供方提供的文件。

第二条外来文件的控制
1标准化室负责与产品有关的标准、法律、法规和外来文件的管理;科研项目助理负责研制合同、科研项目战术技术指标变更以及项目研制节点变更等有关科研项目外来文件的管理;品质保障部门负责合格供方提供的与产品有关的外来文件的管理;销售部门负责顾客提供的外来文件的管理。

负责管理外来文件的部门及人员应编制《外来文件清单》。

当收到外来文件时,应进行分类、登记、编号、标识,并根据适用范围发放或借阅。

2各部门收集的与产品有关的外来文件,均要到相应管理部门统一登记、编号后方可使用。

3外来文件的发放和回收均要填写《文件发放、回收记录》。

第三条外来文件的监视和测量
1管理外来文件的部门不定期对各部门外来文件有效版本的使用情况进行检查,品质保障部门在内部审核时对各部门外来文件的控制情况进行相应的检查。

第四条外来文件的编号
1外来文件的编号由各部门按收到文件的时间先后顺序编号
2WL××—××××,如:WL 08—2002表示2002年收到的序号08号外来文件。

发电厂安全生产事故典型案例

发电厂安全生产事故典型案例
2004年8月30日10时40分,某厂承揽某自备电厂#2炉(35T/h)省煤器更换项目,在起吊旧省煤器管排时,使用两台1吨倒链起吊,起吊过程中由于旧管排严重变形,管排护板挂住膜式墙壁,后端倒链钩子松脱,致使管排瞬间脱落下沉,此时工作人员王某在炉外烟道出口处,左手正拉住管排往外拖,管排下沉并往烟道内回落时,将左手臂挤在烟道口膜式墙壁上,将工作人员王某左手臂挤伤,造成左臂尺、桡骨干骨折,立即送医院治疗。
防范措施
结合这次事故,深刻剖析问题的根源,从领导、管理人员到广大职工,都要从中吸取深刻的教训。严格执行“两票三制”,坚决杜绝无票作业,从三级管理入手,切实落实四级控制。班组是四级控制的核心,只有员工零违章、零差错才能实现无事故。
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党政工团齐抓共管,转变思想观念,以零违章,零违纪,确保零伤亡的安全生产目标。继续开展党员身边无事故活动,每个党员都要在安全生产中发挥模范带头作用,互相监督,做到自保互保,促进安全生产。
【评析】
三.事故暴露的问题
严重违反《安规》中第 694 条规定。起吊重物不准让其长期悬在空中,有重物暂时悬在空中时,严禁驾驶人员离开驾驶室或做其他工作。更严重的是用绵纱和螺栓将限位器重锤垫住,以增加提升高度,致使限位器失去限位作用。 行车大钩起吊高度不够的缺陷没有得到及时处理。 安全意识淡薄。 行车司机是首次进行缸盖和转子起吊,经验不足。
01
事故原因
【评析】
事故暴露的问题
设备缺陷处理不及时,泵的放水门早已损坏,检修班长亲自用铁丝捆紧手轮面不检修,需要放水时无法操作。
值班人员工作责任心不强,对泵进水门指示灯泡烧坏没有认真检查,信息提供不及时,该操作没有得到及时纠正。
违章作业,检修工作开始前,工作负责人、工作许可人及工作票签发人,没有履行热机安全工作规程规定的安全责任。

运城关铝热电有限公司制粉系统设备故障处置方案

运城关铝热电有限公司制粉系统设备故障处置方案

河津发电分公司制粉系统设备故障处置方案1事故特征:1.1危险性分析,可能发生的事故类型:锅炉制粉系统火灾将直接导致锅炉不能正常运行,如果不能有效预防或及时有效的控制火情发展,将可能导致重大人身和设备事故,甚至可能导致建(构)筑物倒塌,造成重大损失。

导致制粉系统火灾的主要危险如下:1.1.1停运后的制粉系统内有煤粉积存,积存的煤粉自燃引发火灾;1.1.2制粉系统泄漏造成煤粉积存未及时清理,积粉自燃引发火灾;1.1.3磨煤机出口温度超过煤种要求,造成煤粉自燃引发火灾;1.1.4煤粉仓温度超过规定范围,造成煤粉自燃引发火灾;1.1.5煤粉仓粉位低,氧气空间较大,在制粉系统连续运行时和粉尘混合浓度达到爆炸极限,遇火源导致爆炸燃烧;1.1.6制粉系统检修动火作业未采取可靠的安全措施,引燃制粉系统内积存的煤粉或造成煤粉粉尘爆燃;1.1.7煤粉仓清粉时使用的灯具、工器具不符合规定,可能引发火灾或爆炸;1.1.8运行中的制粉系统管道保温不良,烤燃附近的可燃物造成火灾;1.1.9制粉系统热风管道泄漏热风,引燃附近的可燃物造成火灾;1.1.10由于制粉系统火灾造成附近的其他锅炉辅机、锅炉控制系统等其他有关设备、设施、建筑物和构筑物损毁。

1.2事故发生的区域、地点或装置的名称:1.2.1 磨煤机大罐爆炸,主要发生在0米磨煤机区域的磨煤机。

1.2.2 煤粉管道爆炸,主要区域是磨煤机出口至锅炉燃烧器之间的煤粉管道,分布区域为煤仓间10米和锅炉10平台。

1.2.3煤粉仓、原煤仓21米平台处。

1.2.4排粉风机至细粉分离器,主要在锅炉0米至煤仓间32米处。

1.3事故可能发生的季节和造成的危害程度:1.3.1 制粉系统煤粉自燃导致煤粉爆炸主要是在机组燃煤发生变化,燃煤的挥发份偏离设计值较高,或运行中对一次风的温度控制高于规定范围而造成的。

1.3.2 制粉系统煤粉自燃导致煤粉爆炸会导致锅炉制粉系统及控制系统设备、设施损毁。

机组停运,会引发制粉系统着火,发生火灾。

山西火电装机容量明细

山西火电装机容量明细

60
72
阳泉市南煤龙川发电有限责任公司
阳煤
13.5+13.5
0
73
山西寿阳国新热电综合利用有限公司
其它
4.2+4.2+4.2
0
合计
4,431.50
集团容量 900 246 710
363
761 40 132 460
460
120 367
306
127
0 153.5 266
0 4,951.50
30+30
60
55
国电太一发电有限责任公司
国电
30+30
60
大同二电厂
国电 6*20+2*60+2*66
372
56
国投晋城热电有限公司
中煤
30+30
60
57
国投昔阳能源有限责任公司安平发电厂
中煤
15+15
30
58
朔州市格瑞特实业有限公司
中煤
13.5+13.5
0
59
国投大同能源有限责任公司(云峰)
中煤
13.5+13.5
27
60
山西永皓煤砰石发电有限公司
中煤
5+5
0
61 山西中煤华晋能源有限责任公司王家岭电厂
中煤
5+5
10
62
山西潞安余吾热电有限责任公司
潞安
13.5+13.5
0
63
山西潞安容海发电有限责任公司
潞安
13.5+13.5
0
64
阳城晋煤能源有限责任公司(金阳)
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2跳闸阀简介 l 4汽轮机的调速系统为数字电液调节,迸汽部
分由2个高压主汽门、4个高压调汽门、2个中压主 汽门、2个中压调汽门组成。中压主汽门和中压凋 汽门铸成一体,与中压汽缸隔开,两者间通过挠性 导管连接,以缓解缸体受到的外力。中压主汽门为 全丌全大型,小参加调节,为防止阀杆卡涩,设计成 回转式|{|司门。在中压主汽门上设有1个跳闸阀,作 用是防止中压主汽门阀杆漏汽。汽轮机挂闸时,中 压主汽门开始打开,开度>80%时,限位开关使sv
3跳闸阀工作异常的原因 3.1调查过程
对1 8机组左右两侧Ip压主汽门和中压凋汽门 分别进行阀门活动试验,以验证跳闸阀动作情况。 结果表明主阀门开关正常,但跳闸阀动作情况与设 计不同,其中左侧跳例阀关闭后在活动试验命令复 位、中压调汽门开启后立即匀述开启;有侧跳闸阀 用时较长,大约10 min后开启。
6电磁阀励磁,安全油进入到跳闸阀活塞下部,跳 闸阀关闭,通向凝汽器的漏汽被切断,在中压主汽 ¨阀杆端部建立起压力,使阀杆推向一边,将阀杆 另一端10阀套闻隙的漏汽封死,起到压力密封作 用,蒸汽不能从阀杆泄漏出来,当汽轮机打闸时, 中压主汽门关闭,开度<80%时,限位开关SV 6 电磁阀失磁,切断进入跳闸阀活塞下部的安全油, 跳闸阀开启,阀打漏汽排向凝汽器,中压主汽门阀 杆端部逐渐失压,使中压主汽门能灵活自如的关 闭。
4跳闸阀工作异常解决方法
≥ 竺 目前电磁阀动作方案如图2所示。采用失磁
开启的类型,由前分析,在设计上无法满足要求。
图2电磁阀原动怍示意图
4.1解决思路和方案确定 第一种解决思路。按安全设计的原理,需要励
磁开的电磁阀类型。但是电磁阀改型工作目前无 万方数据
法进行,并且代价过大,同时就跳闸阀电磁阀在系 统中的地位和作用而言,没有必要改型。
l异常情况的查找 凝汽器的热负荷管路有:高加事故疏水、低加
事故疏水、高压疏水联箱,低压疏水联箱、小机疏水 联箱等。检查发现.高压疏水联箱周围的凝汽器外 壳温度较高,最大值为147℃,而高压疏水联箱靠 近凝汽器的保温皮温度为77℃。低压疏水联箱进 人凝汽器的管道保温皮温度为33℃,周围凝汽器 外壳最高温度为34℃。18机2台小机因高压汽源 退出,小机疏水联箱管路的保温皮温度为32℃,周 围凝汽器外壳的最高温度为34℃。事故疏水管道 周同的凝汽器外壳温度都上|三常。-j见,使凝汽器热 负荷增大的热源是由高压疏水联箱进入的。
第4期
胡学军等:河津电厂1 4机巾压主汽门跳闸闷异常的分析
423
全油的供油,跳I吲阀活塞下安全汕在掸簧作用下继 续经过旁路排出,直至全部打开跳闸阀。当安全油 压恢复时(汽轮机挂闸或者阀门试验复位时),中压 主汽川缓慢开启(开启时问大约为3~5 s),跳闸阀 一直保持全开状态,直到80%位置.电磁阀励磁, 接通安全油进入跳闸阀活塞下部,跳闸阀关闭,使 驱动侧关死,防止漏汽。
Analysis on Trip ValVe AbnomIality of RSV in Hejin Power PIant
mJ Xt】c—jun, cHENG aang,KANG Ch时bin,WEI Xi鼢feng
(Shanxi Hejin Powcr P1ant,H白in 043300,China)
康朝斌(1975 ),男,山两五台人,助理工程师,电厂集控运行;
¨晓峰(1977 ),男,山西河{聿人,助理』:程师.电厂集控运行。
万方数据电力学报源自图1中:1为中压主气门疏水管路(26℃);2为 跳闸阀疏水管路(76℃);3为热再疏水管路(30 ℃);4为中压导汽管疏水管路(28℃);5为玲再疏 水管路(32℃);6为二段抽汽管路疏水((29℃);7 为高压外缸疏水管路(23℃);8为高压内缸疏水管 路(25℃);9为高压导汽管疏水管路(25℃);lO为 I段抽汽逆止门前疏水(27℃);11为I段抽汽逆 止门后疏水(31℃)。上述各温度值均取保温皮处 温度。这11个管路中,除跳闸闷疏水管路温度较 高外,其余管路温度都正常。打开跳闸阀处的保温 检查后发现在全开状态,‘j没计的位置相反。
第二种解决思路。保留现有的电磁阀和控制 设备,住控制上使跳闸阀电磁阀励磁时关断汕路, 跳闸阀开启,失磁时导通油路,跳闸阀关闭。具体 做法是在主保护盘中跳闸阀电磁阀输出继电器上 做工作,将其常开接点更换为常闭接点,从而实现 设计要求的所有功能。但由于需要更换接线和继 电器,目前机组正在运行,在保护盘内在线工作风
a确认主保护煮内中压主汽』’J寿有侧跳闸阀 控制电磁阀正常励磁.继电器吸合;确认中压主汽 f J左右侧位置>8()一煽限位丌关正常返回,继电器吸 合;在盘内将中压主汽门左右侧位置>80%限位开 关入柜电缆从端子排解开,并确认。
关键词:发电机;凝汽器;中压主汽门;跳闸闷
中图分类号:TK264.1+l文献标识码:B
Abstract: In a 1。r培perl。d,幽e ternperature of con— dcnser water is。ver high in Hejin p()wer plant Un der lowcr temperature and hlgher vanmm,the degrcc nf(wer co。1is sbo【】t ().6 to~l℃.Afterfindingit
一 险太大,应该在机组停运以后进行(见图3)。 阀励磁
图3电磁阀改造后动作示意图
; 竺 第■种解决思路,采取临时方案如图4所示. 图4电磁闻临时改造动作示间圈
可以在就地中压主汽门限位开关盒处进行工 作,将左右侧中压主汽门的限位开关1zS 0420383、1zs 04203A3限位开关由常丌开关,换 接为常闭开关,即当中压主汽门开度<80%时,使 电磁阀励磁,关断油路,开启跳闸阀;当中压主汽门 开度>80%时,使电磁阀失磁,接通油路,关闭跳闸 阀。在主汽机复位挂闸期间,与设计功能相同,如 果发生主汽机跳闸的工况,由于电磁阀旁路逆止阀 可以可靠将安全油排出,幽此没有安伞问题,今后 择时在机组停运后实施第二种方案. 4.2解决步骤
e“)rmnic operati。n()f t}1e unit In this p印er,it In— tmduc∞Lhe opcrnon the(】ry or RSV trip valve,ana— lvZes the abnormal reason and Drovidcs the soluti()n.
Key Words: LriD valve
J)。wcr generat()r;condcnser;RSV;
河津电厂l#机为日本三菱重工制造的350
Mw燃煤发电机组,该机组长期存在凝结水温度偏 高的问题,冬季环境温度低、真空高的情况下,过冷 度变为负值,并维持在o.6~一1 O,这表明有大 量的高温蒸汽排入凝汽器中,使凝汽器热负荷升 高,降低机组经济性的同时,威胁凝汽器的安全运 行。本文分析了异常的原因并提出解决的方法。
oL】t,t}1e L“p valve remains。pen fully,in q)p(嫡ti()n
to the original design,results in a 1argc arnount。f
stc锄exhaust 1n condenser. TT】s haml£ul to safe and
根据试验结果,认为可排除:①机械卡涩;②两 侧阀门公用系统的问题或故障。对照丰机油系统
万方数据
图分析,认为可能是控制回路问题,怀疑跳闸蒯控 制电磁阎动作不正常,故对以下内容进行确认。
a.检查电磁阀本身电气参数,结果正常, b现场试验表明,1‘机巾压丰汽门左右两侧 跳闸阀、电磁阀均口J动作,励磁。J失磁时相应跳闸 阀有状态变化,故电磁阀的动作没有问题。 c.在lo机电子问汽机保护盘对左右阿侧电磁 阀进行了通断电源的试骑,就地安排人员验证电磁 阀动作与跳闸阀动作是否与设计工况一致,结果 是:当电磁阀励磁时,跳闸阀扣丌;当电磁阀失磁 时,跳闸阀关闭。 3.2结论与原因分析 根据调查结果,重新查阅了多版日方提供的主 汽机保护硬件逻辑图,无一例外.电磁闷励磁的条 件全部都是在主机挂闸后,如果相应t{,压}汽fj开 度>80%时,则电磁阀励磁,而根据华能大连(同 类机组)提供的资料,在此条件下,跳闸阀应该全部 关闭。据此判定,基建期间跳闸阀控制电磁阀选墨!! 出现失误,应该选择励磁通电磁阀,但是实际上选 择了励磁关电磁阀,使主机挂闸后,跳闸阀币能按 照原来设计崽路动作:主机挂闸一中压主汽门开度 >80%一电磁阀励磁一电磁阀打升一接通汕路一 跳闸阀关闭;而变成了:主机挂闸一中压主汽门开 度>80%一电磁阀励磁一电磁阀关闭一切断油路 跳闸阀丌启。 出现上述问题的原因主要有:①设计与基建期 J可的问题;②各个专业人员的失误。双机白2()()() 年投产以来,经过近4年的运行,多次检修,没有发 现上述问题,各个专j【p专责人员、管理人员在专业 结合部位始终没有向前跨一步,姓造成问题【乏时间 未被发现的重要原因。 3.3危害性分析 根据二菱提供的有关资料,跳闸阀是为防止中 压主汽门阀杆漏汽而设计的。控制跳闸阀开关的 是跳闸阀电磁阀,并设计r旁路逆止门,对阀门的 启闭进行控制。根据分析,并联设计本身是属j冗 余设计,当中压主汽门试验电磁阀动作后安全油压 失去(机组跳闸或者阀门试验),跳闸阀活塞下的安 全油枉跳闸阀活塞r部弹簧作用下,将首先经过试 骑电磁阀以及跳闸阀电磁阀的旁路逆止门排出,跳 闸阀迅速开肩,使中压主汽门处于I’{r}:j状态,当中 压主汽门<80%丌度时,电磁阀失磁关闭,切断安
2005年第20卷第4期 (总第73期)
电力学报
JOURNAI。()F ELECTRIC POWER
V()1.20 No 4 2005 (Sum.73)
文章编号:1005—6548(那05)u4 0421—03
河津电厂1#机中压主汽门跳闸阀异常的分析1
胡学军, 程强. 康朝斌, 卫晓峰
(山西河津发电厂,山西河津043300)
进入凝汽器的高压疏水联箱管路示意见图1。
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