中國電力
火力發電廠原理及設備介紹
火力發電一般是指利用石油、煤炭和天然氣等燃料燃燒時產生的熱能來加熱水，使水變成高溫、高壓水蒸氣，然后再由水蒸氣推動發電機來發電的方式的總稱。以煤、石油或天然氣作為燃料的發電廠統稱為火電廠。
火力發電站的主要設備系統包括：燃料供給系統、給水系統、蒸汽系統、冷卻系統、電氣系統及其他一些輔助處理設備。
火力發電系統主要由燃燒系統(以鍋爐為核心)、汽水系統(主要由各類泵、給水加熱器、凝汽器、管道、水冷壁等組成)、電氣系統(以汽輪發電機、主變壓器等為主)、控制系統等組成。前二者產生高溫高壓蒸汽;電氣系統實現由熱能、機械能到電能的轉變;控制系統保證各系統安全、合理、經濟運行。
火力發電的重要問題是提高熱效率，辦法是提高鍋爐的參數(蒸汽的壓強和溫度)。90年代，世界最好的火電廠能把40%左右的熱能轉換為電能;大型供熱電廠的熱能利用率也只能達到60%～70%。此外，火力發電大量燃煤、燃油，造成環境污染，也成為日益引人關注的問題。
熱電廠為火力發電廠，采用煤炭作為一次能源，利用皮帶傳送技術，向鍋爐輸送經處理過的煤粉，煤粉燃燒加熱鍋爐使鍋爐中的水變為水蒸汽，經一次加熱之后，水蒸汽進入高壓缸。為了提高熱效率，應對水蒸汽進行二次加熱，水蒸汽進入中壓缸。通過利用中壓缸的蒸汽去推動汽輪發電機發電。從中壓缸引出進入對稱的低壓缸。已經作過功的蒸汽一部分從中間段抽出供給煉油、化肥等兄弟企業，其余部分流經凝汽器水冷，成為40度左右的飽和水作為再利用水。40度左右的飽和水經過凝結水泵，經過低壓加熱器到除氧器中，此時為160度左右的飽和水，經過除氧器除氧，利用給水泵送入高壓加熱器中，其中高壓加熱器利用再加熱蒸汽作為加熱燃料，最后流入鍋爐進行再次利用。以上就是一次生產流程。
火力發電廠的基本生產過程
火力發電廠的主要生產系統包括汽水系統、燃燒系統和電氣系統，現分述如下：
(一)汽水系統：
火力發電廠的汽水系統是由鍋爐、汽輪機、凝汽器、高低壓加熱器、凝結水泵和給水泵等組成，也包括汽水循環、化學水處理和冷卻系統等。
水在鍋爐中被加熱成蒸汽，經過熱器進一步加熱后變成過熱的蒸汽，再通過主蒸汽管道進入汽輪機。由于蒸汽不斷膨脹，高速流動的蒸汽推動汽輪機的葉片轉動從而帶動發電機。
為了進一步提高其熱效率，一般都從汽輪機的某些中間級后抽出作過功的部分蒸汽，用以加熱給水。在現代大型汽輪機組中都采用這種給水回熱循環。此外，在超高壓機組中還采用再熱循環，既把作過一段功的蒸汽從汽輪機的高壓缸的出口將作過功的蒸汽全部抽出，送到鍋爐的再熱汽中加熱后再引入氣輪機的中壓缸繼續膨脹作功，從中壓缸送出的蒸汽，再送入低壓缸繼續作功。在蒸汽不斷作功的過程中，蒸汽壓力和溫度不斷降低，最后排入凝汽器并被冷卻水冷卻，凝結成水。凝結水集中在凝汽器下部由凝結水泵打至低壓加熱再經過除氧氣除氧，給水泵將預加熱除氧后的水送至高壓加熱器，經過加熱后的熱水打入鍋爐，再過熱器中把水已經加熱到過熱的蒸汽，送至汽輪機作功，這樣周而復始不斷的作功。
在汽水系統中的蒸汽和凝結水，由于疏通管道很多并且還要經過許多的閥門設備，這樣就難免產生跑、冒、滴、漏等現象，這些現象都會或多或少地造成水的損失，因此我們必須不斷的向系統中補充經過化學處理過的軟化水，這些補給水一般都補入除氧器中。
(二)燃燒系統
燃燒系統是由輸煤、磨煤、粗細分離、排粉、給粉、鍋爐、除塵、脫流等組成。是由皮帶輸送機從煤場,通過電磁鐵、碎煤機然后送到煤倉間的煤斗內,再經過給煤機進入磨煤機進行磨粉，磨好的煤粉通過空氣預熱器來的熱風，將煤粉打至粗細分離器，粗細分離器將合格的煤粉(不合格的煤粉送回磨煤機)，經過排粉機送至粉倉，給粉機將煤粉打入噴燃器送到鍋爐進行燃燒。而煙氣經過電除塵脫出粉塵再將煙氣送至脫硫裝置，通過石漿噴淋脫出流的氣體經過吸風機送到煙筒排人天空。
(三)發電系統
發電系統是由副勵磁機、勵磁盤、主勵磁機(備用勵磁機)、發電機、變壓器、高壓斷路器、升壓站、配電裝置等組成。發電是由副勵磁機(永磁機)發出高頻電流，副勵磁機發出的電流經過勵磁盤整流，再送到主勵磁機，主勵磁機發出電后經過調壓器以及滅磁開關經過碳刷送到發電機轉子，當發電機轉子通過旋轉其定子線圈便感應出電流，強大的電流通過發電機出線分兩路，一路送至廠用電變壓器，另一路則送到SF6高壓斷路器，由SF6高壓斷路器送至電網。
火力發電廠的基本生產過程
這里介紹的是汽輪機發電的基本生產過程。
火力發電廠的燃料主要有煤、石油(主要是重油、天然氣)。我國的火電廠以燃煤為主，過去曾建過一批燃油電廠，目前的政策是盡量壓縮燒油電廠，新建電廠全部燒煤。
火力發電廠由三大主要設備——鍋爐、汽輪機、發電機及相應輔助設備組成，它們通過管道或線路相連構成生產主系統，即燃燒系統、汽水系統和電氣系統。其生產過程簡介如下。
1.燃燒系統
燃燒系統如圖1-l所示，包括鍋爐的燃燒部分和輸煤、除灰和煙氣排放系統等。
煤由皮帶輸送到鍋爐車間的煤斗，進入磨煤機磨成煤粉，然后與經過預熱器預熱的空氣一起噴入爐內燃燒，將煤的化學能轉換成熱能，煙氣經除塵器清除灰分后，由引風機抽出，經高大的煙囪排入大氣。爐渣和除塵器下部的細灰由灰渣泵排至灰場。
2.汽水系統
汽水系統流程如圖1-2所示，包括鍋爐、汽輪機、凝汽器及給水泵等組成的汽水循環和水處理系統、冷卻水系統等。
水在鍋爐中加熱后蒸發成蒸汽，經過熱器進一步加熱，成為具有規定壓力和溫度的過熱蒸汽，然后經過管道送入汽輪機。
在汽輪機中，蒸汽不斷膨脹，高速流動，沖擊汽輪機的轉子，以額定轉速(3000r/min)旋轉，將熱能轉換成機械能，帶動與汽輪機同軸的發電機發電。
在膨脹過程中，蒸汽的壓力和溫度不斷降低。蒸汽做功后從汽輪機下部排出。排出的蒸汽稱為乏汽，它排入凝汽器。在凝汽器中，汽輪機的乏汽被冷卻水冷卻，凝結成水。
凝汽器下部所凝結的水由凝結水泵升壓后進入低壓加熱器和除氧器，提高水溫并除去水中的氧(以防止腐蝕爐管等)，再由給水泵進一步升壓，然后進入高壓加熱器，回到鍋爐，完成水—蒸汽—水的循環。給水泵以后的凝結水稱為給水。
汽水系統中的蒸汽和凝結水在循環過程中總有一些損失，因此，必須不斷向給水系統補充經過化學處理的水。補給水進入除氧器，同凝結水一塊由給水泵打入鍋爐。
3.電氣系統
電氣系統如圖1-3所示，包括發電機、勵磁系統、廠用電系統和升壓變電站等。
發電機的機端電壓和電流隨其容量不同而變化，其電壓一般在10～20kV之間，電流可達數千安至20kA。因此，發電機發出的電，一般由主變壓器升高電壓后，經變電站高壓電氣設備和輸電線送往電網。極少部分電，通過廠用變壓器降低電壓后，經廠用電配電裝置和電纜供廠內風機、水泵等各種輔機設備和照明等用電。
5、按蒸汽壓力和溫度分類
中低壓發電廠：蒸汽壓力一般為3.92MPa(40kgf/cm2)、溫度為450℃的發電廠，單機功率小于25MW;
高壓發電廠：蒸汽壓力一般為9.9MPa(101kgf/cm2)、溫度為540℃的發電廠，單機功率小于100MW;
超高壓發電廠：蒸汽壓力一般為13.83MPa(141kgf/cm2)、溫度為540/540℃的發電廠，單機功率小于20MW;
亞臨界壓力發電廠：蒸汽壓力一般為16.77MPa(171kgf/cm2)、溫度為540/540℃的發電廠，單機功率為300MW直至1000MW不等;
超臨界壓力發電廠：蒸汽壓力大于22.11MPa(225.6kgf/cm2)、溫度為550/550℃的發電廠，機組功率為600MW及以上。
6、按供電范圍分類
區域性發電廠：在電網內運行，承擔一定區域性供電的大中型發電廠;
孤立發電廠：不并入電網內，單獨運行的發電廠;
自備發電廠：由大型企業自己建造，主要供本單位用電的發電廠(一般也與電網連)。
二、火電廠的生產流程
火電廠種類雖然很多，但從能量轉換的觀點分析，其生產過程是基本相同的，都是將燃料燃燒的熱能通過鍋爐產生高溫高壓水蒸氣，推動汽輪機做功產生機械能，經發電機轉變為電能，最后通過變壓器將電能送入電力系統。
三、火電廠特點
與水電廠和其他類型電廠相比，火電廠有如下特點：
1、布局靈活，裝機容量的大小可按需要決定。
2、建造工期短，一般為水電廠的一半甚至更短。一次性建造投資少，僅為水電廠的一半左右。
3、煤耗量大，目前發電用煤約占全國煤炭總產量的25%左右，加上運煤費用和大量用水，其生產成本比水力發電要高出3—4倍。
4、動力設備繁多，發電機組控制操作復雜，廠用電量和運行人員都多于水電廠，運行費用高。
5、汽輪機開、停機過程時間長，耗資大，不宜作為調峰電源用。
6、對空氣和環境的污染大。
火力發電用煤品種及過程分析
電力是國民經濟發展的重要能源，火力發電是我國和世界上許多國家生產電能的主要方法。
煤炭在鍋爐內燃燒放出的熱量，將水加熱成具有一定壓力和溫度的蒸汽，然后蒸汽沿管道進入汽輪機膨脹做功，帶動發電機一起高速旋轉，從而發出電來。在汽輪機中做完功的蒸汽排入冷汽器中并凝結成水，然后被凝結水泵送入除氧器。水在除氧器中被來自抽氣管的汽輪機抽汽加熱并除去所含氣體，最后又被給水泵送回鍋爐中重復參加上述循環過程。顯然，在這種火力發電廠中存在著三種型式的能量轉換過程：在鍋爐中煤的化學能轉變為熱能;在汽輪機中熱能轉變為機械能;在發電機中機械能轉換成電能。進行能量轉換的主要設備——鍋爐、汽輪機和發電機，被稱為火力發電廠的三大主機，而鍋爐則是三大主機中最基本的能量轉換設備。
1.電站鍋爐。發電用鍋爐稱為電站鍋爐。目前，在我國大型電廠多用煤粉爐和沸騰爐。電站鍋爐與其它工廠用的工業鍋爐相比有如下明顯特點：①電站鍋爐容量大;②電站鍋爐的蒸汽參數高;③電站鍋爐自動化程度高，其各項操作基本實現了機械化和自動化，適應負荷變化的能力很強，工業鍋爐目前僅處于半機械化向全機械化發展的過程中;④電站鍋爐的熱效率高，多達90%以上，工業鍋爐的熱效率多在60～80%之間。
2.電站用煤的分類?；鹆Πl電廠燃用的煤通常稱為動力煤，其分類方法主要是依據煤的干燥無灰基揮發分進行分類。
3.煤粉的制備。煤粉爐燃燒用的煤粉是由磨煤機將煤炭磨成的不規則的細小煤炭顆粒，其顆粒平均在0.05~0.01mm，其中20~50μm(微米)以下的顆粒占絕大多數。由于煤粉顆粒很小，表面很大，故能吸附大量的空氣，且具有一般固體所未有的性質——流動性。煤粉的粒度越小，含濕量越小，其流動性也越好，但煤粉的顆粒過于細小或過于干燥，則會產生煤粉自流現象，使給煤機工作特性不穩，給鍋爐運行的調整操作造成困難。另外煤粉與O2接觸而氧化，在一定條件下可能發生煤粉自然。在制粉系統中，煤粉是由氣體來輸送的，氣體和煤粉的混合物一遇到火花就會使火源擴大而產生較大壓力，從而造成煤粉的爆炸。
鍋爐燃用的煤粉細度應由以下條件確定：燃燒方面希望煤粉磨得細些，這樣可以適當減少送風量，使q2
、q4損失降低;從制粉系統方面希望煤粉磨得粗些，從而降低磨煤電耗和金屬消耗。所以在選擇煤粉細度時，應使上述各項損失之和最小。總損失蟬聯小的煤粉細度稱為“經濟細度”。由此可見，對揮發分較高且易燃的煤種，或對于磨制煤粉顆粒比較均勻的制粉設備，以及某些強化燃燒的鍋爐，煤粉細度可適當大些，以節省磨煤能耗。由于各種煤的軟硬程度不同，其抗磨能力也不同，因此每種煤的經濟細度也不同。
4.煤粉的燃燒。由煤粉制備系統制成的煤粉經煤粉燃燒器進入爐內。燃燒器是煤粉爐的主要燃燒設備。燃燒器的作用有三：一是保證煤粉氣流噴入爐膛后迅速著火;二是使一、二次風能夠強烈混合以保證煤粉充分燃燒;三是讓火焰充滿爐膛而減少死滯區。煤粉氣流經燃燒器進入爐膛后，便開始了煤的燃燒過程。燃燒過程的三個階段與其它爐型大體相同。所不同的是，這種爐型燃燒前的準備階段和燃燒階段時間很短，而燃盡階段時間相對很長。
5.發電用煤的質量要求。電廠煤粉爐對煤種的適用范圍較廣，它既可以設計成燃用高揮發分的褐煤，也可設計成燃用低揮發分的無煙煤。但對一臺已安裝使用的鍋爐來講，不可能燃用各種揮發分的煤炭，因為它受到噴燃器型式和爐膛結構的限制。發電用煤質量指標有：
?、贀]發分。是判明煤炭著火特性的首要指標。揮發分含量越高，著火越容易。根據鍋爐設計要求，供煤揮發分的值變化不宜太大，否則會影響鍋爐的正常運行。如原設計燃用低揮發分的煤而改燒高揮發分的煤后，因火焰中心逼近噴燃器出口，可能因燒壞噴燃器而停爐;若原設計燃用高揮發分的煤種而改燒低揮發分的煤，則會因著火過遲使燃燒不完全，甚至造成熄火事故。因此供煤時要盡量按原設計的揮發分煤種或相近的煤種供應。②灰分?；曳趾繒够鹧鎮鞑ニ俣认陆?，著火時間推遲，燃燒不穩定，爐溫下降。③水分。水分是燃燒過程中的有害物質之一，它在燃燒過程中吸收大量的熱，對燃燒的影響比灰分大得多。④發熱量。為的發熱量是鍋爐設計的一個重要依據。由于電廠煤粉對煤種適應性較強，因此只要煤的發熱量與鍋爐設計要求大體相符即可。⑤灰熔點。由于煤粉爐爐膛火焰中心溫度多在1500℃以上，在這樣高溫下，煤灰大多呈軟化或流體狀態。⑥煤的硫分。硫是煤中有害雜質，雖對燃燒本身沒有影響，但它的含量太高，對設備的腐蝕和環境的污染都相當嚴重。因此，電廠燃用煤的硫分不能太高，一般要求最高不能超過2.5%。
火力發電現狀描述
1990年火電站能源消費為21998.6萬t標煤，占全國能源總消費的22.29%。發電消費煤炭27204萬t，占煤炭總消費量的25.78%，其中直接燃用原煤26320萬t，占原煤總消費量的25.6%。1994年，發電消費煤炭40053.1萬t，占煤炭總消費量的31.1%。表5.9給出近年火電發電能源消費量。
1994年全國單機600kW及以上發電機組總容量為172440.45MW，占總裝機容量的86%。汽輪機組中高溫高壓及以上參數機組共901臺，109003.9
MW，占汽輪機組總容量的67%。
1990年、1994年火電機組平均發電煤耗指標見表5.10。
減排技術描述
1.電廠節能
2000年前中國電力部門的減排對策是著重強調節能技術改造。目前中國火力發電中，燃煤電廠的熱效率為30%左右，與國外相比差距較大。主要原因是：機組構成中，20萬kW以上的大容量高參數機組偏低，不到40%，2.5萬kW以下中溫中壓、小火電機組占1/4，而且國產20萬kW機組的熱效率又比國外同類型的低。火電廠近期主要節能技改措施見表5.11。
近期火電節能措施還包括:
(1)淘汰10萬kW以下煤耗高的中、小火電機組，實行以大替小或改為供熱機組。
(2)對現有10萬kW以上高壓機組要有針對性的進行改造。在推廣節能技改措施的同時，特別注意解決機組設備原有的各種缺陷。
(3)發展高參數、大容量機組。新建機組以30、60萬kW為主，其供電煤耗不得超過330g(標煤)/(kW·h)。到2000年，10萬kW以上火電機組容量增加到近2億kW，年平均增長1000萬kW。
(4)對已有的引進型30，60萬kW機組進行改進提高，將其供電煤耗降至330g(標煤)/(kW·h)以下。對占裝機容量約20%的20萬kW機組，改造1050萬kW。
(5)大力發展熱電聯供機組，到2000年，熱電機組凈增1000萬kW以上，熱電機組的供電煤耗不超過280g(標煤)/(kW·h)。在高硫煤產區及有低熱值燃料的地區發展流化床熱電聯產機組。
(6)積極開展電網的經濟調度，采取措施，統籌兼顧，努力提高大機組的發電比重。
(7)沿海經濟發達地區，要建一批燃氣蒸汽聯合循環機組，以滿足沿海經濟發展加快對電力的急需和峰谷日益增大的需要。
2.采用先進的火電發電技術
2000年后，火力發電廠還要進一步采取節能降耗措施，使常規火電廠供電煤耗從2000年的367g(標煤)/(kW·h)，降低到20**年的347g(標煤)/(kW·h)，在條件合適的地區大力推廣熱電聯產。作為減排溫室氣體的重要對策，2000年以后將逐步采用先進的發電方式或技術，包括：
(1)發展更高蒸汽參數的超臨界及超高臨界的1000MW容量等級的汽輪發電機組。
(2)開發并推廣大容量循環流化床鍋爐。
(3)開發大容量增壓流化床聯合循環發電技術。
(4)開發研究整體煤氣化聯合循環發電技術。
減排技術經濟評價
常規30萬kW和60萬kW燃煤機組將是中國目前和今后一段時期內火電發展的主要機組，因此將其作為減排評價的參考技術(baseline)?，F將各種可能采用的技術與其比較，燃料價格和各種發電技術的技術經濟參數列在表5.12和表5.13上。*
根據實際和規劃項目數據**
推測及估計該技術國產化以后的數據。
各發電技術的經濟成本和減排成本計算結果分別見圖5.2、圖5.3。
常規脫硫燃煤電站和常壓流化床燃煤電站對于減少SO2排放具有較好的效果，但與常規燃煤電站相比，發電能源效率和CO2排放并沒有得到改善，所以不能作為溫室氣體減排技術。PFBC和IGCC發電能源效率有很大改善，但是由于仍然以煤炭為燃料，單位發電量的減排量相對較少，減排增量成本比較高。
由于中國能源資源中，煤炭資源占有最重要的地位，燃煤火電也將長期在中國占主要地位，因此PFBC和IGCC等高效燃煤發電技術對中國溫室氣體減排的作用是不能低估的。
應用前景
中國發電以燃煤火電為主的局面在相當長的時間里仍難以改變。2000年以后，先進的火電發電方式或技術將在中國具有很大的市場和減排潛力，但20**年前，先進的火電發電方式或技術在中國將處于示范項目建設階段，還不能在減排方面發揮明顯的作用。20**年前，低碳化石燃料發電在整個火力發電中占有的比例不會有明顯的提高，火電減排將主要靠提高常規火電的效率?？紤]到如能落實上述各種提高能源轉換效率的措施，期望到20**年火電供電煤耗可降低到320g(標煤)/(kW·h)，與1990年的供電煤耗水平相比，可減少發電用煤近1.5億t，減少CO2排放約1億t。
減排的障礙分析和政策建議
(1)火電制造技術的限制
過去幾十年中，中國已經形成了若干個電力設備制造集團和每年生產1000多萬千瓦的成套發電設備生產能力，能夠以比較低廉的制造成本和價格向國內供應發電設備。與發達國家的相比，中國生產的電力設備，特別是常規燃煤火電機組，無論從質量上和能源效率上都有一定的差距。
80年代以后，中國陸續引進了國外大機組制造技術的許可證和專利，對提高國產機組的質量和效率起了推動的作用。但目前引進技術生產的機組仍沒有完全達到設計水平或大批量生產的能力，還不能完全滿足國內裝機需求。
(2)高效發電新技術應用方面的限制
在中國具有廣泛應用前景，國際上近期已經商業化，或即將商業化應用的發電新技術包括大容量高溫燃氣輪機組、IGCC、第二代PFBC發電等。國內在這些發電技術的開發方面也進行了一系列的工作，但與國外的進展水平相比差距很大。由于國內技術水平的限制，發電新技術國產化和商業化還需要一定的時間，短期內造價和成本很難迅速降下來，必然限制新技術的近期應用。
近期限制這些發電新技術應用的因素還有以下幾個：
首先，發電新技術的投資高于常規火電廠的投資，在電力投資資金短缺的情況下，特別是在缺電問題沒有得到根本解決的時候，電力企業將首先考慮用有限的資金解決缺電問題。建設常規火電廠比采用新的發電技術投資風險小，需要的投資額較少，資金籌集也較容易，建設方案也更容易落實和實施。電力企業的這種投資取向將影響這些技術的應用。
另外，發電新技術不僅初投資較大，發電成本一般也比較高，經濟競爭能力較差。如果沒有政府的政策鼓勵，在市場機制下企業將很難單純出于節能、環保和溫室氣體減排的目的而采用這些新技術。
變壓器是變電站的主要設備，分為雙繞組變壓器、三繞組變壓器和自耦變壓器即高、低壓每相共用一個繞組，從高壓繞組中間抽出一個頭作為低壓繞組的出線的變壓器。電壓高低與繞組匝數成正比電流則與繞組匝數成反比。
變壓器按其作用可分為升壓變壓器和降壓變壓器前者用于電力系統送端變電站，后者用于受端變電站。變壓器的電莊需與電力系統的電壓相適應。為了在不同負荷情況下保持合格的電壓有時需要切換變壓器的分接頭。
按分接頭切換方式變壓器有帶負荷有載)調壓變壓器和無負荷無載)調壓變壓器。有載調壓變壓器主要用于受端變電站。
電壓互感器和電流互感器。它們的工作原理和變壓器相似它們把高電壓設備和母線的運行電壓、大電流即設備和母線的負荷或短路電流)按規定比例變成測量儀表、繼電保護及控制設備的低電壓和小電流。在額定運行情況下電壓互感器二次電壓為l00V/，電流互感器二次電流為5A或1A。電流互感器的二次繞組經常與負荷相連近于短路,請注意:絕不能讓其開路，否則將因高電壓而危及設備和人身安全或使電流互感器燒毀。
開關設備。它包括斷路器、隔離開關、負荷開關、高壓熔斷器等都是斷開和合上電路的設備。斷路器在電力系統正常運行情況下用來合上和斷開電路故障時在繼電保護裝置控制下自動把故障設備和線路斷開，還可以有自動重合閘功能。在我國，220kV以上變電站使用較多的是空氣斷路器和六氟化硫斷路器。
隔離開關(刀閘)的主要作用是在設備或線路檢修時隔離電壓，以保證安全。它不能斷開負荷電流和短路電流，應與斷路器配合使用。在停電時應先拉斷路器后拉隔離開關送電時應先合隔離開關后合斷路器。如果誤操作將引起設備損壞和人身傷亡。
負荷開關能在正常運行時斷開負荷電流沒有斷開故障電流的能力，一般與高壓熔斷絲配合用于10kV及以上電壓且不經常操作的變壓器或出線上。
變電站還裝有防雷設備，主要有避雷針和避雷器避雷針是為了防止變電站遭受直接雷擊將雷電對其自身放電把雷電流引入大地。在變電站附近的線路上落雷時雷電波會沿導線進入變電站，產生過電壓。另外，斷路器操作等也會引起過電壓。避雷器的作用是當過電壓超過一定限值時，自動對地放電降低電壓保護設備放電后又迅速自動滅弧，保證系統正常運行。目前，使用最多的是氧化鋅避雷器
2.變配電站種類
電力系統各種電壓等級均通過電力變壓器來轉換，電壓升高為升壓變壓器(變電站為升壓站)，電壓降低為降壓變壓器(變電站為降壓站)。一種電壓變為另一種電壓的選用兩個線圈(繞組)的雙圈變壓器，一種電壓變為兩種電壓的選用三個線圈(繞組)的三圈變壓器。
變電站除升壓與降壓之分外，還以規模大小分為樞紐站，區域站與終端站。樞紐站電壓等級一般為三個(三圈變壓器)，550kV/220kV/110kV。區域站一般也有三個電壓等級(三圈變壓器)，220kV/110kV/35kV或110kV/35kV/10kV。終端站一般直接接到用戶，大多數為兩個電壓等級(兩圈變壓器)110kV/10kV或35kV/10kV。用戶本身的變電站一般只有兩個電壓等級(雙圈變壓器)110kV/10kV、35kV/0.4kV、10kV/0.4kV，其中以10kV/0.4kV為最多。
3.變電站一次回路接線方案
1)一次接線種類
變電站一次回路接線是指輸電線路進入變電站之后，所有電力設備(變壓器及進出線開關等)的相互連接方式。其接線方案有：線路變壓器組，橋形接線，單母線，單母線分段，雙母線，雙母線分段，環網供電等。
2)線路變壓器組
變電站只有一路進線與一臺變壓器，而且再無發展的情況下采用線路變壓器組接線。
3)橋形接線
有兩路進線、兩臺變壓器，而且再沒有發展的情況下，采用橋形接線。針對變壓器，聯絡斷路器在兩個進線斷路器之內為內橋接線，聯絡斷路器在兩個進線斷路器之外為外橋接線。
4)單母線
變電站進出線較多時，采用單母線，有兩路進線時，一般一路供電、一路備用(不同時供電)，二者可設備用電源互自投，多路出線均由一段母線引出。
5)單母線分段
有兩路以上進線，多路出線時，選用單母線分段，兩路進線分別接到兩段母線上，兩段母線用母聯開關連接起來。出線分別接到兩段母線上。
單母線分段運行方式比較多。一般為一路主供，一路備用(不合閘)，母聯合上，當主供斷電時，備用合上，主供、備用與母聯互鎖。備用電源容量較小時，備用電源合上后，要斷開一些出線。這是比較常用的一種運行方式。
對于特別重要的負荷，兩路進線均為主供，母聯開關斷開，當一路進線斷電時，母聯合上，來電后斷開母聯再合上進線開關。
單母線分段也有利于變電站內部檢修，檢修時可以停掉一段母線，如果是單母線不分段，檢修時就要全站停電，利用旁路母線可以不停電，旁路母線只用于電力系統變電站。
6)雙母線
雙母線主要用于發電廠及大型變電站，每路線路都由一個斷路器經過兩個隔離開關分別接到兩條母線上，這樣在母線檢修時，就可以利用隔離開關將線路倒在一條件母線上。雙母線也有分段與不分段兩種，雙母線分段再加旁路斷路器，接線方式復雜，但檢修就非常方便了，停電范圍可減少。
4.變配電站二次回路
1)二次回路種類
變配電站二次回路包括：測量、保護、控制與信號回路部分。測量回路包括：計量測量與保護測量?？刂苹芈钒ǎ壕偷厥謩雍戏珠l、防跳聯鎖、試驗、互投聯鎖、保護跳閘以及合分閘執行部分。信號回路包括開關運行狀態信號、事故跳閘信號與事故預告信號。
2)測量回路
測量回路分為電流回路與電壓回路。電流回路各種設備串聯于電流互感器二次側(5A)，電流互感器是將原邊負荷電流統一變為5A測量電流。計量與保護分別用各自的互感器(計量用互感器精度要求高)，計量測量串接于電流表以及電度表，功率表與功率因數表電流端子。保護測量串接于保護繼電器的電流端子。微機保護一般將計量及保護集中于一體，分別有計量電流端子與保護電流端子。
電壓測量回路，220/380V低壓系統直接接220V或380V，3KV以上高壓系統全部經過電壓互感器將各種等級的高電壓變為統一的100V電壓，電壓表以及電度表、功率表與功率因數表的電壓線圈經其端子并接在100V電壓母線上。微機保護單元計量電壓與保護電壓統一為一種電壓端子。
3)控制回路
(1)合分閘回路
合分閘通過合分閘轉換開關進行操作，常規保護為提示操作人員及事故跳閘報警需要，轉換開關選用預合-合閘-合后及預分-分閘-分后的多檔轉換開關。以使利用不對應接線進行合分閘提示與事故跳閘報警，國家已有標準圖設計。采用微機保護以后，要進行遠分合閘操作后，還要到就地進行轉換開關對位操作，這就失去了遠分操作的意義，所以應取消不對應接線，選用中間自復位的只有合閘與分閘的三檔轉換開關。
(3)試驗與互投聯鎖與控制
對于手車開關柜，手車推出后要進行斷路器合分閘試驗，應設計合分閘試驗按鈕。進線與母聯斷路，一般應根據要求進行互投聯鎖或控制。
(4)保護跳閘
保護跳閘出口經過連接片接于跳閘回路，連接片用于保護調試，或運行過程中解除某些保護功能。
(5)合分閘回路
合分閘回路為經合分閘母線為操作機構提供電源，以及其控制回路，一般都應單獨畫出。
4)信號回路
(1)開關運行狀態信號由合閘與分閘指示兩個裝于開關柜上的信號燈組成：經過操作轉換開關不對接線后接到正電源上。采用微機保護后，轉換開關取消了不對應接線，所以信號燈正極可以直接接到正電源上。
(2)事故信號有事故跳閘與事故預告兩種信號，事故跳閘報警也要通過轉化開關不對應后，接到事故跳閘信號母線上，再引到中央信號系統。事故預告信號通過信號繼電器接點引到中央信號系統。采用微機保護后，將斷路器操作機構輔助接點與信號繼電器的接點分別接到微機保護單元的開關量輸入端子，需要有中央信號系統時，如果微機保護單元可以提供事故跳閘與事故預告輸出接點，可將其引到中央信號系統。否則，應利用信號繼電器的另一對接點引到中央信號系統。
(3)中央信號系統為安裝于值班室內的集中報警系統，由事故跳閘與事故預告兩套聲光報警組成，光報警用光字牌，不用信號燈，光字牌分集中與分散兩種。采用變電站綜合自動化系統后，可以不再設計中央信號系統，或將其簡化，只設計集中報警作為計算機報警的后備報警。
5.變配電站繼電保護
1)變配電站繼電保護的作用
變配電站繼電保護能夠在變配電站運行過程中發生故障(三相短路、兩相短路、單相接地等)和出現不正?，F象時(過負荷、過電壓、低電壓、低周波、瓦斯、超溫、控制與測量回路斷線等)，迅速有選擇性發出跳閘命令將故障切除或發出報警，從而減少故障造成的停電范圍和電氣設備的損壞程度，保證電力系統穩定運行。
2)變配電站繼電保護的基本工作原理
變配電站繼電保護是根據變配電站運行過程中發生故障時出現的電流增加、電壓升高或降低、頻率降低、出現瓦斯、溫度升高等現象超過繼電保護的整定值(給定值)或超限值后，在整定時間內，有選擇的發出跳閘命令或報警信號。
根據電流值來進行選擇性跳閘的為反時限，電流值越大，跳閘越快。根據時間來進行選擇性跳閘的稱為定時限保護，定時限在故障電流超過整定值后，經過時間定值給定的時間后才出現跳閘命令。瓦斯與溫度等為非電量保護。
可靠系數為一個經驗數據，計算繼電器保護動作值時，要將計算結果再乘以可靠系數，以保證繼電保護動作的準確與可靠，其范圍為1.3~1.5。
發生故障時的最小值與保護的動作值之比為繼電保護的靈敏系數，一般為1.2~2，應根據設計規范要進行選擇。
4)變電站繼電保護按被保護對象分類
(1)發電機保護
發電機保護有定子繞組相間短路，定子繞組接地，定子繞組匝間短路，發電機外部短路，對稱過負荷，定子繞組過電壓，勵磁回路一點及兩點接地，失磁故障等。出口方式為停機，解列，縮小故障影響范圍和發出信號。
(2)電力變壓器保護
電力變壓器保護有繞組及其引出線相間短路，中性點直接接地側單相短路，繞組匝間短路，外部短路引起的過電流，中性點直接接地電力網中外部接地短路引起的過電流及中性點過電壓、過負荷，油面降低，變壓器溫度升高，油箱壓力升高或冷卻系統故障。
(3)線路保護
線路保護根據電壓等級不同，電網中性點接地方式不同，輸電線路以及電纜或架空線長度不同，分別有：相間短路、單相接地短路、單相接地、過負荷等。
(4)母線保護
發電廠和重要變電所的母線應裝設專用母線保護。
(5)電力電容器保護
電力電容器有電容器內部故障及其引出線短路，電容器組和斷路器之間連接線短路，電容器組中某一故障電容切除后引起的過電壓、電容器組過電壓，所連接的母線失壓。
(6)高壓電動機保護
高壓電動機有定子繞組相間短路、定子繞組單相接地、定子繞組過負荷、定子繞組低電壓、同步電動機失步、同步電動機失磁、同步電動機出現非同步沖擊電流。
7.220/380V低壓配電系統微機監控系統
1)220/380V低壓配電系統特點
(1)應用范圍廣，現在工業與民用用電除礦井、醫療、危險品庫等外，均為220/380V，所以應用范圍非常廣泛。
(2)低壓配電系統一般均為TN—S，或TN—C—S系統。TN—C系統為三個相線(A、B、C)與一個中性線(N)，N線在變壓器中性點接地或在建筑物進戶處重復接地。輸電線為四根線，電纜為四芯，沒有保護地線(PE)，少一根線。設備外殼，金屬導電部分保護接地接在中性線(N)上，稱為接零系統，接零系統安全性較差，對電子設備干擾大，設計規范已規定不再采用。
(3)220/380V低壓配電系統的保護現在仍采用低壓斷路器或熔斷器。所以220/380V只有監控沒有保護。監控包括電流、電壓、電度、頻率、功率、功率因數、溫度等測量(遙測)，開關運行狀態，事故跳閘，報警與事故預告(過負荷、超溫等)報警(遙信)與電動開關遠方合分閘操作(遙控)等三個內容(簡稱三遙)，而沒有保護。
(4)220/380V低壓配電系統一次回路一般均為單母線或單母線分段，兩臺以上變壓器均為單母線分段，有幾臺變壓器就分幾段，這是因為用戶變電站變壓器一般不采用并列運行，這是為了減小短路電流，降低短路容量，否則，低壓斷路器的斷開容量就要加大。
(5)220/380V低壓配電系統進線、母聯、大負荷出線與低壓聯絡線因容量較大，一般一路(1個斷路器)占用一個低壓柜。根據供電負荷電流大小不同，一個低壓開關柜內有兩路出線(安裝兩個斷路器)，四路出線(安裝四個斷路器)，以及五、六、八與十路出線，不象高壓配電系統一個斷路器占用一個開關柜。因此低壓監控單元就要有用于一路、兩路或多路之分，設計時要根據每個低壓開關的出線回路數與低壓監控單元的規格來進行設計。
(6)低壓斷路器除手動操作外，還可以選用電動操作。大容量低壓斷路器一般均有手動與電動操作，設計時應選用帶遙控的低壓監控單元，小容量低壓斷路器，設計時，大多數都選用只有手動操作的斷路器，這樣低壓監控單元的遙控出口就可以不接線，或選用不帶遙控的低壓監控單元。
篇2：火力發電廠安全性評價:生產設備(上)
火力發電廠安全性評價:生產設備(上)
火力發電廠安全性評價內容，主要包括生產設備、勞動安全和作業環境、安全管理系統三大方面。
一、生產設備安全性評價
(一)電站鍋爐系統安全性評價
1. 整體運行工作狀況
(l)平衡通風鍋爐是否燒正壓，吸風機出力是否滿足燃燒自動調節裝置投入的條件。
(2)過熱器及直流鍋爐水冷壁的管壁溫度是否存在頻繁超溫。
(3)主蒸汽或再熱蒸汽是否存在頻繁超溫。
(4)連續排污和定期排污是否按規定嚴格執行。
(5)燒燃室或尾部煙道放炮事故的原因是否查明，對策是否落實。
(6)省煤器、水冷壁、過熱器或再熱器管頻發性爆漏事故的原因是否查明，對策是否落實。
(7)制粉系統爆炸事故的原因是否查明，對策是否落實。
(8)吹灰器是否正常投入，燃燒室是否經常發生嚴重結焦。
(9)電除塵裝置能否正常投入，水膜除塵器是否存在嚴重帶水缺陷。
2. 鍋爐本體主要部件、重要輔機及附屬設備的技術狀況
(l)汽包、聯箱、導汽管、集中下降管是否存在尚未徹底消除的爆破隱患。
(2)鍋爐本體以外的高溫、高壓大口徑汽或水管道及閥門，以及燃油管道和閥門是否存在尚未徹底消除的爆破隱患。
(3)受熱面管子是否存在大面積腐蝕、磨損、過熱變形或嚴重結垢缺陷。
(4)汽水系統壓力容器是否存在爆破隱患(如：安全附件是否齊全、完好，是否按壓力容器有關規程定期檢驗等)。
(5)吸風機、送風機、排粉機、風扇磨及其他重要輔機是否存在可能造成飛車等嚴重損壞的隱患。
(6)撈渣機、碎渣機是否存在影響鍋爐穩定運行的嚴重缺陷。
(7)事故放水門、真空排汽門、給水調整門、省煤器再循環門、過熱蒸汽和再熱蒸汽的減溫水調整門、燃油速斷閥、燃氣速斷閥、電動主汽門、電動給水截斷門、定期排污門、連續排污門等，是否存在開關失靈、電動操作失靈、漏流過大、開度指示器失靈或不準等尚未徹底消除的缺陷。
(8)鍋爐計劃大修是否超期未進行，并且技術狀況屬于應修未修。
(9)鍋爐內部檢驗、外部檢驗和超壓試驗是否按規定進行。
(10)啟動鍋爐技術是否良好。
(11)生產用空壓機及附屬設備是否存在嚴重缺陷及隱患。
3. 安全閥的狀況
(1)安全閥(含排汽管路)的設計、安裝、運行是否符合規定。
(2)是否按規定定期進行校驗和放汽試驗。
4. 水位表的狀況
(1)就地水位表的設計、安裝和運行是否符合規定。
(2)就地水位表的正常或事故照明是否良好，水位是否消晰可見。
(3)就地和遠傳水位表校對檢查制度執行是否認真。
5. 除灰系統
(l)除灰泵房是否存在水淹的隱患。
(2)灰場灰壩正常水位、壩前積水、壩體狀況是否符合要求。
(3)高濃度輸灰系統中各類泥漿泵能否穩定運行。
6. 設備編號及標志
(l)閥門編號及開關方向標志是否齊全清晰。
(2)管道涂色或色環、介質名稱及流向標志是否齊全清晰。
(3)主設備及主要輔助設備名稱、編號、轉動方向標志是否齊全清晰。
(4)操作盤、儀表盤上控制開關、儀表、熔斷器、二次回路連接片名稱是否齊全清晰，儀表刻度盤額定值處是否劃有紅線。
7. 技術資料
(l)鍋爐技術登記簿是否齊全，內容是否正確完整。
(2)設備大小修總結是否及時、完整，有關資料是否齊全。
8. 與鍋爐有關的其他狀況
如防寒防凍等是否存在嚴重隱患。
(二)汽輪機安全性評價
1. 汽輪機本體的技術狀況
(l)汽缸(含噴嘴室)是否有裂紋、變形、漏汽;結合面大螺栓、轉子(含接長軸)、對輪(含連接螺栓)存在隱患;隔板變形或裂紋;葉片存在嚴重缺陷或頻率不合理;復環、拉筋有隱患;主汽門、調速汽門、再熱主汽門、再熱調速汽門存在爆破隱患;主軸承烏金脫胎、龜裂等尚有缺陷;軸封等是否存在嚴重漏汽缺陷。
(2)主軸和主軸承是否存在振動值不合格或推力軸承瓦塊溫度超限或接近限值。
(3)滑銷系統功能是否正常，是否存在汽缸膨脹受限、汽缸偏移等缺陷。
(4)汽缸是否存在漏進冷汽、冷水的隱患，如疏水系統連接不合理等。
2. 調節保安系統
(l)所有超速保安裝置是否完好，并能正常地投入。
(2)調速系統是否存在卡澀或銹蝕，透平油、抗燃油油質是否良好。
(3)調速系統速度變動率、遲緩率是否符合有關規定，甩額定負荷時，調速系統能否維持機組轉數低于危急保安器動作值。
(4)是否定期進行危急保安器提升轉數動作試驗;危急保安器運行2000充油試驗;抽汽逆止門定期關閉試驗;大修前后和運行機組一年一次主汽門、調速汽門嚴密性試驗;每天一次的自動主汽門、再熱主汽門的活動試驗，帶固定負荷機組每天(至少每周)一次調速汽門較大范圍變動的活動試驗;裝有中壓調速汽門活動裝置的機組每天(至少每周)一次的活動試驗。
(5)各級旁路系統是否存在投入時超溫、超壓、水沖擊等隱患。
3. 壓力容器及高溫高壓管道的狀況
包括除氧器，高壓加熱器，疏水、排污擴容器，其他生產用壓力容器，高溫高壓主汽、給水和疏水管道、閥門等是否符合防爆要求。
4. 重要輔機及附屬設備的狀況
(l)給水泵(含驅動設備等)是否完好。
(2)循環水系統(含空冷機組的冷卻水系統)如循環泵、冷卻水循環泵、水塔等是否存在缺陷和隱患。
(3)凝結水系統是否存在缺陷和隱患。
(4)真空系統是否存在缺陷和隱患。
(5)高壓油泵、交直流密封油泵及潤滑油泵是否完好。
(6)氫冷發電機氫油差壓閥、平衡閥自動跟蹤裝置是否正常投入，性能是否良好。
(7)凝汽器銅管是否泄漏。
5. 汽油機系統防火狀況
(l)軸承及油系統是否漏油。
(2)機頭下部熱體附近油管道是否采取隔熱防火措施。
(3)油管道法蘭使用的膠皮墊或塑料墊是否尚未更換。
(4)壓力油管道是否存在尚未消除的爆破隱患。
(5)主油箱事故放油門是否好用，在事故情況下是否可以操作。
6. 設備編號及標志
(1)閥門編號及開關方向標志是否齊全清晰。
(2)管道涂色或色環、介質名稱及流向標志是否齊全清晰。
(3)主設備及主要輔助設備名稱、編號、轉動方向是否齊全、清晰。
(4)操作盤、儀表刻度盤上控制開關、儀表、熔斷器、二次回路連接片名稱是否齊全清晰，儀表刻度盤額定值處是否劃有紅線。
7. 技術資料
(l)每臺機組是否具備以下資料，主要值班人員是否掌握：①轉子原始彎曲的最大晃度值和最大彎曲點的軸向位置及圓周方向的相位;②大軸晃度表測點安裝位置的轉子原始晃度值及最高點在圓周方向的相位;③汽輪發電機組軸系臨界轉速值及正常起動、運行情況下各軸承的振動值記錄(包括中速暖機時，臨界轉速時和定速后的振動數值);④正常情況下盤車電流值及電流擺動值記錄(應注明記錄的油溫、頂軸油壓等);⑤正常情況下停機的惰走時間(應注明真空、頂軸油泵開啟時間等)和破壞真空緊急停機時的惰走時間記錄;⑤停機后，正常情況下汽缸各主要金屬溫度測點的溫度下降曲線或溫度記錄;①通流部分軸向間隙值及徑向間隙值。
(2)設備大、小修總結是否及時完整，有關資料是否齊全。
8. 汽機其他
如防寒防凍是否存在嚴重隱患等。
(三)電氣設備安全性評價
l. 發電機及勵磁系統
(l)整體運行工況及技術狀況：①發電機轉子是否存在接地或不穩定接地缺陷;②氫冷發電機是否存在漏氫缺陷或氫純度頻繁下降的缺陷，水冷發電機冷卻水水質、壓力、溫度等是否穩定地控制在合格范圍之內;③氫冷發電機機內氫氣濕度是否符合規程要求;④因故障長期倒用備用勵磁機運行至評價時已超過30天;⑤大修后電氣預防性試驗是否被迫低標準通過，試驗中發現的重要問題是否尚未解決。
(2)發電機本體主要部件技術狀況：①護環、轉子鍛件金相檢驗發現的缺陷是否已徹底處理;②定子、轉子是否存在局部過熱或其他危及安全運行的嚴重缺陷;③密封瓦是否存在向機殼內漏油缺陷;④發電機封閉母線(含中性點)有無局部過熱現象，排氫孔是否符合規定。
(3)勵磁系統技術狀況：①自動調節勵磁裝置調節性能是否良好;③滅磁開關合、掉閘及滅磁性能是否良好;③主、備勵磁機切換系統是否符合安全切換條件;④備用勵磁機是否定期進行啟動試驗，經常處于良好備用狀態。
(4)發電機主要電氣監測儀表指示值及對應關系是否長期不正常。
(5)發電機定子、轉子絕緣監視、信號裝置是否正常。
(6)技術資料：①電氣預防性試驗報告是否齊全完整;②轉子、護環金相試驗報告是否齊全完整。
2. 主變壓器和廠用變壓器狀況
(l)整體運行工況及技術狀況：①變壓器油溫及溫升是否存在異常;②各級電壓的變壓器絕緣油氣相色譜是否合格，500kV變壓器含水量、含氣量是否合格;③電氣預防性試驗(含絕緣油的常規檢驗)中是否有降低標準試驗項目或試驗數據超標缺陷尚未消除的現象;④110kV及其以上變壓器(含套管)是否采用真空注油;⑤8MVA及以上變壓器是否采用膠囊、隔膜或充氮保護;⑥強油循環變壓器的冷卻裝置是否有兩個獨立電源，能自動切換并定期進行切換試驗;⑦絕緣預防性試驗是否超過了批準期限。
(2)主要部件及附屬設備技術狀況。①繞組、鐵芯、分接開關、壓緊裝置、套管、引線接頭和冷卻系統等是否存在重要缺陷;②套管防漏雨密封措施是否良好;③變壓器及套管油位指示器是否指示正常;④有載調壓開關及操動機構有無重要隱患，是否按制造廠規定的動作次數進行檢修和更換絕緣油;⑤凈油器是否正常投入，呼吸器維護情況是否良好;⑥套管及本體(含散熱器等)是否漏油;⑦90MVA及以上變壓器有無噴水霧或其他類型固定滅火裝置。
(3)技術資料。①設備臺賬、廠家技術說明書及有關圖紙是否齊全完整;②檢修記錄及大修總結是否齊全完整。
3. 高、低壓配電裝置狀況
(1)系統接線和運行方式。①主系統和廠用系統接線和運行方式是否存在嚴重隱患;②備用廠用變壓器(含備用)自啟動容量是否進行過校核并具有時效，有無防止過投自啟動負荷(如第二臺廠用變壓器故障時)的措施;③備用電源自投裝置是否經常處于良好狀態，定期試驗是否按規定進行，并且記錄完整;④保安電源是否安全可靠。
(2)母線及架構。①屋外電瓷外絕緣(含變壓器等各類套管及瓷套)爬電比距是否符合所在地區污穢等級要求，如不能滿足要求，是否采取了涂刷防污涂料等措施;②屋外電瓷外絕緣的清掃周期是否根據地區污穢嚴重程度分別做到每年清掃1~2次;③懸式絕緣子串和多元件支柱絕緣子是否按規定搖測絕緣或檢測零值絕緣子;④各類引線接頭是否存在發熱現象;⑤水泥架構(含獨立避雷針)是否有嚴重龜裂、混凝土脫落、鋼筋外露等缺陷，鋼架構有無嚴重腐蝕。
(3)高壓開關設備。①斷路器遮斷容量和性能能否滿足短路容量或切空載線路要求;②國產戶外斷路器是否采取了可靠的防雨密封措施;③電氣預防性試驗項目中是否有超限或不合格項目(含絕緣油的定期檢驗項目);④斷路器大、小修項目是否齊全無漏項，重要反事故措施項目是否落實，是否超過規定的期限(包括故障切斷次數超限等);⑤電氣預防性試驗是否超過了批準的期限(含六氟化硫水分含量測定、六氟化硫氣系統檢漏等);⑥斷路器和隔離開關是否存在其他威脅安全運行的重要缺陷(如：觸頭嚴重發熱、嚴重漏油、六氟化硫系統漏泄、防慢分措施不落實，3~10kV小車開關柜絕緣距離不夠、絕緣隔板材質不良、柜間未實現密封等)。
(4)電壓、電流互感器，避雷器和耦合電容器。①110kV及以上國產戶外電壓、電流互感器是否采取了可靠的防雨密封措施;②35kV及以上的電壓、電流互感器，避雷器和耦合電容器是否存在嚴重缺陷、電氣預防性試驗項目中是否有超限或不合格項目;③35kV及以上電壓、電流互感器，避雷器和耦合電容器預防性試驗是否超過批準的期限;④110kV及以上磁吹避雷器、金屬氧化物避雷器是否按規定在運行中分別測量電導電流或泄漏電流。
(5)防誤操作技術措施。①電氣一次系統(含高壓廠用電系統)模擬圖板是否完善，并且與實際接線相符;②屋外35kV及以上開關設備是否實現了“四防”(不含防止誤入帶電間隔);③屋內高壓開關設備是否實現了“五防”;④閉鎖裝置電源是否使用專用的與繼電保護直流電源分開的電源;⑤閉鎖裝置的維修責任制是否明確，維修狀況是否良好。
(6)過電壓保護裝置和接地裝置。①按規定應裝設防直擊雷保護裝置的建、構筑物，其避雷針(線)的保護范圍及設計和安裝是否滿足安全運行要求;②10kV及其以上主變壓器(含高壓廠用備用變壓器)中性點過電壓保護是否完善;③接地網的接地電阻是否按規定周期進行了測試;④屋外高壓電氣設備的接地引下線和接地網銹蝕情況是否進行過開挖抽檢;⑤主系統、高壓廠用電系統是否存在鐵磁諧振過電壓隱患。
(7)3kV及以上高壓電動機是否存在嚴重缺陷或隱患(發生事故后，無針對性措施，修復投運未超過半年的，按存在嚴重缺陷評價)。
(8)安全設施：①屋內裝設的油量大于l00kg和屋外裝設的油量大于1000kg的高壓電氣設備(均指單臺，含變壓器)是否設有符合規定的貯油(或擋油)和排油設施;②高壓配電室、變壓器室及低壓動力中心防小動物措施是否完善;③高壓帶電部分的固定遮欄尺寸、安全距離是否符合要求，是否齊全完整、關嚴上鎖;④高壓配電室、變壓器及低壓動力中心是否有漏雨、漏水或煤粉污染等現象。
(9)設備編號及標志。①高壓開關設備(斷路器，隔離開關及接地開關)是否裝設了有雙重編號(調度編號和設備、線路名稱)的編號牌，并且字跡清晰，顏色正確;②主控(合網控、單控、集控)內的控制盤、儀表盤上的控制開關、按鈕、儀表、熔斷器、二次回路壓板的名稱是否齊全清晰;③常設標志牌如屋外架構上的“禁止攀登、高壓危險”，屋內間隔門上的“止步，高壓危險”等標示牌是否齊全清晰。
(10)技術資料。①高壓設備臺賬是否齊全完整;②高壓設備檢修記錄及大修總結是否齊全完整。
4. 繼電保護及自動裝置
(l)發電機、主變壓器、高壓廠用變壓器(含高壓廠用備用變壓器)母線、斷路器失靈、非全相、500kV電抗器和110kV及以上線路保護裝置的配置是否符合規程規定并能正常投入運行。已運行的保護裝置是否制訂了齊全、完整、符合現場實際的運行規程，運行人員是否掌握。
(2)是否按期編制繼電保護和自動裝置年度校驗計劃，是否按規程及校驗計劃對繼電保護及自動裝置各元件進行了定期校驗，校驗記錄是否齊全完整。
(3)各元件的保護裝置是否符合國電公司、網、省公司反事故措施的要求。
(4)差動保護向量測試是否符合規定，正確無誤，差電壓是否在正常范圍之內。
(5)故障錄波器、故障順序記錄儀等是否正常投入，工作情況是否良好。
(6)保護盤(柜)上的繼電器、連接片、試驗端子、操作電源熔斷器、端子排等是或符合安全要求(包括名稱、標志是否齊全清晰)。
(7)繼電保護定值變更是否認真執行定值通知單制度，各保護定值與整定單是否相符。
(8)繼電保護機構有無一次系統和廠用系統正常情況、事故情況和檢修情況下的運行方式圖。
(9)繼電保護機構是否根據運行部門編制的各種運行方式圖、編制機變組、主系統及廠用電系統繼電保護和自動裝置的整定方案，并且審批手續符合規定，重要設備變更是否及時修訂整定方案。
(10)現場繼電保護定值本(卡片)、繼電保護設備異動、投入和退出以及動作情況的有關記錄是否齊全，內容是否完整。
(11)保護和自動裝置的變更、改進有無設計圖、審批文件和記錄。
(12)現場有無主要設備繼電保護原理接線圖、展開圖和端子排圖，是否符合實際。
(13)需定時測試技術參數的保護如高頻保護等，是否按規定測試，記錄是否齊全、正確、認真。
(14)保護正確動作率是否達到上級要求，在評價期內是否發生過主系統、主要設備原因不明的保護誤動事故。
(15)是否按時填報繼電保護動作統計分析報表。
5. 直流系統
(l)蓄電池。①蓄電池端電壓、電解液比重、液位、室溫是否處于正常范圍，是否按規定間隔進行測量，并且數據準確、記錄齊全，兔維護、少維護蓄電池端電壓，少維護蓄電池電解液比重、液位是否定期檢測;②蓄電池極板有無彎曲、脫落、硫化、極柱腐蝕等不正常情況，堿性蓄電池有天爬堿現象;③浮充電運行的蓄電池組浮充電壓或電流調整控制是否適當;④定期進行核對性放電或全容量放電，是否能在規定的終止電壓下分別放出蓄電池額定容量的50%和80%，并按規定進行均衡充電;⑤蓄電池室內電氣設備是否采用防爆型，通風設施是否良好。
(2)直流系統運行方式和工況。①直流母線電壓是否超出正常范圍;②直流系統對地絕緣電阻是否經常保持在0.2兆歐(220系統)和0.1兆歐(110V系統)以上，直流系統是否存在信號回路與控制回路之間相互串聯的缺陷;③現場有無符合實際的直流系統接線圖和網絡圖，并表明正常運行方式，系統接線和運行方式是否合理;④直流系統各級保險定值是否定期校校，滿足選擇性動作要求，現場是否備有各種規格的備用熔件，使用的熔件是否經抽檢合格。
(3)直流系統絕緣監察裝置的測量部分和信號部分是否正常投入，直流母線電壓監測裝置是否正常投入。
(4)硅整流浮充電和定期充電裝置性能是否完善，是否存在嚴重缺陷。
(5)事故照明及自動切換裝置功能是否正常。
(6)直流系統其他反事故措施是否落實。
6. 電纜及電纜用構筑物(含熱控電纜)的狀況
(1)2kV以上電力電纜是否按規定周期進行直流耐壓和泄漏電流試驗，橡膠電纜是否按規定進行絕緣電阻測量。
(2)1kV以下動力電纜是否按規定周期搖測絕緣電阻。
(3)是否按規定周期對電線進行巡查，并做完整記錄。
(4)設備增容后電纜最大負荷是否超過電纜設計及環境溫度、土壤熱阻、多根電纜并行等系數后的允許載流量。
(5)電纜隧道、電纜溝堵漏及排水設施是否完好，不積水、油、灰、粉及雜物。
(6)電纜夾層、電纜隧道照明是否齊全良好，高度低于2.5m的夾層隧道是否采用安全電壓供電。
(7)控制室(包括主控、網控、單控、集控)的電纜夾層通向汽機房、鍋爐房、電纜豎井(含豎井內部)、儀表盤、控制室的電纜孔洞，是否封堵嚴密，符合要求。
(8)電線主隧道及架空電線主通道分段阻燃措施是否符合要求。
(9)特別重要的電纜(如蓄電池引至直流母線的電纜，直流潤滑油泵、密封油泵電纜等)，是否采取了耐火隔離措施或更換阻燃電纜。
(10)電纜敷設是否符合規程要求。
(11)電纜清冊是否齊全完整，注冊內容是否有每根電纜的編號、起止點、型式、電壓、蕊數、長度等。
(12)電纜防火阻燃措施設計安裝圖是否齊全。
7. 通信設備狀況
(1)微波塔防雷措施是否符合規定。
(2)通信機房內所有設備金屬外殼、金屬構件是否有良好接地，接地電阻是否符合規定。
(3)通信備用電源設備如蓄電池、電動或汽(柴)油發電機、逆變器等，技術狀況是否良好。
(4)備用電源自投裝置是否良好。
(5)通信電纜及架空明線路終端保安裝置是否齊全，并符合要求。
(6)通信電纜每個氣閉段氣壓是否保持在規定范圍內，充氣泵是否完好。
(7)通信系統、設備的圖紙資料、測試記錄及運行日志是否項目完整、記錄齊全。
(8)電氣其他。
(四)熱工設備安全性評件
1. 鍋爐部分
(l)熱工保護及自動裝置。①400t/h及以上鍋爐燃燒室安全監控裝置是否正常投入，并動作于停爐;200t/h以上不足400t/h的鍋爐簡易滅火保護是否正常投入，并動作于停爐。各種容量鍋爐火焰檢測裝置是否正常可靠;②汽包爐的缺滿水保護、直流爐的斷水(流量低)保護是否正常投入，并動作于停爐;③給水自動調節裝置和主汽溫、再熱汽溫、燃燒自動調節裝置是否投入，性能良好;④評價期內主要熱工保護和自動裝置是否存在原因不明的誤動、拒動引起機組跳閘或造成其他后果的隱患。⑤燃燒及制粉系統(吸、送、排、磨)聯鎖裝置是否正常投入。
(2)監測報警裝置及主要儀表。①遠傳水位表設計、安裝、運行是否符合規定;②控制室是否裝有直接監視火焰的反光鏡或工業電視;③下列溫度表是否正常投入，測點數和位置是否滿足要求，指示值同相關儀表指示的對應關系是否正常：過熱器出口，再熱器進、出口，減溫器前、后，給水，汽包壁(內外、上下)，再熱器入口煙氣，排煙，過熱器、再熱器管壁，燃油爐爐前燃油，直流爐中間點及水冷壁出口聯箱工質，磨煤機出口風粉混合物，煤粉倉;④下列壓力表是否全部投入，指示值同相關儀表的對應關系是否正常：汽包，給水調節閥前、后，過熱器和再熱器進出口，直流爐啟動分離器和一次汽水系統截斷閥前，燃油爐供油、回油，強制循環鍋爐爐水循環泵進出口壓差，各類爐安全門控制用壓縮空氣氣源，各安全門門前壓力表，燃燒室壓力表(包括未裝滅火保護的大量程帶報警的燃燒室壓力表);⑤下列流量表是否全部投入，指示值同相關儀表指示值的對應關系是否正常：主蒸汽、給水、減溫水;
下列報警裝置是否正常投入運行：主蒸汽壓力高、低，主蒸汽溫度高、低，再熱蒸汽壓力高、低，直流爐中間點壓力高、低，直流爐中間點溫度高、低，汽包水位高、低，給水壓力高、低，燃燒室壓力高、低，停爐保護動作，燃燒中斷，燃油壓力低，過熱器壁溫高，再熱器壁溫高，汽包壁溫差大，安全門動作，磨煤機出口風粉混合物溫度高，熱工保護電源消失。
2. 汽機部分
(l)主要熱工保護和自動裝置。①200MW及以上機組汽輪機監測保護裝置(TSI)是否全功能投入并動作于掉閘，中小型機組軸向位移保護裝置和超速保護裝置是否正常投入，并動作于掉閘;②低油壓保護是否正常投入，并按規定定期試驗;③低真空保護是否正常投入，并按規定進行定期試驗;④軸封壓力自動調節裝置是否投入。⑤高壓加熱器水位保護是否正常投入，并按規定進行定期試驗;⑤除氧器水位、壓力調整和高水位自動放水裝置是否投入運行，并按規定進行定期試驗。
(2)主要聯鎖、聯動裝置。①潤滑油壓低啟動交直流潤滑油泵的聯鎖是否正常投入，定期試驗，電源連接是否合理可靠;②密封油壓力低啟動備用交直流密封油泵的聯鎖是否正常投入，電源連接是否合理可靠;③密封油箱自動補油、排油裝置是否正常投入。④其他輔機聯鎖、自投裝置是否全部投入。
(3)監測報警裝置及主要儀表。①下列報警裝置是否正常投入運行：軸承(含推力軸承)溫度高，潤滑油壓力低，主油箱油位低，密封油壓低，脹差大，主蒸汽、再熱蒸汽溫度高、低，發電機內冷水壓力低，真空低，凝汽器水位高，高壓加熱器水位高，軸承振動及軸振動大;②下列儀表是否全部投入，指示及對應關系是否正常，并定期校驗：軸向位移，相對膨脹、汽缸膨脹表，轉速表，晃度表，軸振及軸承振動表，主軸承溫度表，推力瓦塊溫度表，潤滑油壓表，潤滑油溫度表，汽缸上、下缸內外壁溫度表，凝汽器水位表，真空表，除氧器水位表，主油箱油位計，主蒸汽、再熱蒸汽溫度表，壓力表，監視段壓力表，排汽溫度表，調速系統油壓表。
3. 電氣部分狀況
(l)水內冷發電機斷水保護是否正常投入，并且功能正常，定期校驗。
(2)雙水內冷機組漏水檢測裝置是否正常投入運行，并且定期校驗。
(3)1MVA及以上油浸變壓器和500kVA及以上的廠用變壓器帶遠方信號的溫度計是否正常投入，功能正常，定期試驗。
(4)8000kVA及以上的變壓器的遠距離測溫裝置是否正常投入，并且功能正常，定期試驗。
(5)下列壓力表是否投入，測點位置是否滿足要求，指示值同相關儀表的對應關系是否正常：發電機氫氣、氫側及空側密封油、氫氣冷卻器冷卻水、水冷發電機冷卻水。
(6)下列溫度表是否投入，測點數和位置是否滿足要求，指示值同相關儀表的對應關系是否正常：發電機定子繞組和鐵芯、定子冷卻水出水、轉子冷卻水出水、發電機進出口氫氣或空氣、氫或空氣冷卻器進出口冷卻水。
(7)下列非電氣測量儀表是否投入，安裝是否符合要求，指示值是否正常：發電機氫氣純度，水冷發電機冷卻水導電度，定、轉子冷卻水流量。
4. 熱工其他狀況
(l)熱工電源系統各級小開關和熔斷體定值配合是否合理，有無定值一覽表或圖。
(2)熱工用UPS電源裝置功能是否正常。
(3)故障順序記錄儀是否投入，功能正常。
(4)熱工盤(柜)上的電源小開關、熔斷器、連接片、端子排的名稱、標號是否齊全并符合安全運行要求。
(5)計算機室溫度、濕度、防塵等是否符合規定。
(6)熱工電源操作及保護、自動、信號壓板的投、退等有無操作管理制度。
(7)防寒防凍是否存在嚴重隱患。
(8)熱工保護投入率是否達到100%。
(9)熱工自動裝置投入率是否達到80%。
(10)熱工儀表校驗率是否達到主管單位下達的指標。
(11)熱工儀表校前合格率是否達到上級下達的指標。
(12)設備臺賬、檢修技術資料、規章制度是否齊全完整。
(五)電站化學設備安全性評價
1. 水處理設備技術狀況
(1)除鹽水系統水處理設備是否完好，如：是否存在出水質量達不到要求，設備系統腐蝕，閥門及操動機構失靈等。
(2)軟化水系統水處理設備是否完好。
(3)凝縮水系統水處理設備是否完好。
(4)冷卻水系統水處理設備是否完好。
(5)在線監測儀表是否投入，并按規定進行定期校驗，并且功能正常。
(6)設備、閥門編號(含開關方向)，管道涂色及流向標志是否齊全明晰。
2. 水、汽質量指標
(l)軟化水單項平均合格率是否符合規程規定。
(2)除鹽水單項平均合格率是否符合規程規定。
(3)蒸發器二次汽單項平均合格率是否符合規程規定。
(4)除氧器出水單項平均合格率是否符合規程規定。
(5)凝結水單項平均合格率是否符合規程規定。
(6)爐水單項平均合格率是否符合規程規定。
(7)主蒸汽單項平均合格率是否符合規程規定。
(8)循環水單項平均合格率是否符合規程規定。
(9)化學運行記錄、定期分析和試驗報告審核、處理制度是否健全，并認真落實。
3. 制氫設備
(1)氫、氧壓力調整器運行工況是否正常，有無卡澀現象。
(2)氫、氧壓力調整器高低液位報警裝置、遠方液位計、電解槽出口氫母管氫中含氧量在線監測儀表是否安裝齊備，正常投入運行。
(3)儲氫罐鋼材是否符合規程要求，焊縫檢驗是否合格。
(4)制氫室及儲氫間屋頂排氫設施是否完善，室內通風換氣次數是否符合規定。
(5)安全閥、壓力表、遠方液位計是否每年進行校驗，氫氣質量監測及分析儀表是否按制造廠規定進行定期校驗。
(6)制氫設備是否按期進行大、小修，是否存在嚴重威脅安全的缺陷。
(7)是否按規定對氫氣純度、濕度進行定期、定時化驗。
(8)制氫站值班人員是否經過專業培訓，考試合格，持證上崗。
(9)電解室內安裝的電氣設備、帶電源儀表是否采用防爆型。
(10)電解室值班人員是否穿用防靜電工作服。
4. 化學其他
(1)下列化學在線監測儀表是否正常投入，指示正常并按規定進行定期校驗;pH表、溶氧表、電導率表、鈉表、硅表、磷表、氫表、聯氨表。
(2)機爐設備大修時，對規定部位和項目檢查、檢測是否齊全，“熱力設備檢修檢查表”填寫是否完整無誤。
(3)評價期內停(備)用熱力設備是否按《火力發電廠停(備)用熱力設備防銹蝕導則》的規定采取防銹蝕措施。
(4)進廠酸、堿及其他化工產品鑒別、校驗制度是否完善和落實。
(六)燃煤貯運系統安全性評價
1. 運煤皮帶系統
(l)停運皮帶上、皮帶間和皮帶棧橋地面有無積煤，電纜橋架上有無積粉，有無定期清掃制度。
(2)消防水系統壓力能否保證最不利點消火栓水槍充實水柱長度不小于10m，并經試驗證實。
(3)斷皮帶、撕皮帶或刮板機斷鏈故障是否頻發，對策是否落實。
(4)皮帶電動機及傳動裝置故障是否頻發，對策是否落實。
(5)皮帶粘煤、跑偏或刮煤機漂鏈是否頻發，對策是否落實。
(6)振動或滾動等煤篩、除鐵裝置、木塊分離裝置是否正常投入，并且功能良好，皮帶兩側防護欄桿是否齊全完好。
(7)事故拉線開關或沿皮帶重要工作地點的事故按鈕是否靈活可靠。
(8)碎煤機是否存在不能經?？煽抗ぷ鞯娜毕荨?/p>
(9)零米以下皮帶間地面有無積水，排水設施是否工作正?？煽俊?/p>
(10)輸煤集控系統是否正常投入。
2. 卸煤及貯煤系統
(1)翻車機系統(從重車牽引至空車就位空車線的工作流程的全部設備)：①有無威脅安全運行的重大設備缺陷;③自動、保護和閉鎖裝置工作是否可靠;③聲、光信號、報警裝置工作是否可靠。
(2)螺旋卸煤機：①是否存在不能經?？煽抗ぷ鞯娜毕?③制動及閉鎖裝置工作是否可靠。
(3)龍門抓煤機和橋型抓煤機：①是否存在不能經?？煽抗ぷ鞯娜毕?如制動失靈、不可靠等);②大車、小車行程限制器工作是否可靠，阻進器是否良好;③機械室窗戶有無護欄，小車門閉鎖是否可靠;④防風措施是否落實可靠。
(4)斗輪機是否存在不能經?？煽抗ぷ鞯娜毕?。
(5)推煤機是否存在不能經常可靠工作的缺陷。
(6)葉輪給煤機、扒煤機是否存在不能經?？煽抗ぷ鞯娜毕荨?/p>
(7)鐵路卸煤站臺：①機車進、出調度規程或聯系制度是否健全;③調車信號、通信和閉鎖裝置是否良好;③站臺(卸煤溝)進、出煤車音響信號是否良好。
(8)儲煤場及筒倉：①儲煤場排水、防洪設施是否完善，是否有嚴重積水問題;②筒倉犁煤、給煤機械設備有無嚴重威脅安全的缺陷;③筒倉測溫、煙氣報警、滅火裝置、頂部安全防爆裝置等是否完好，筒倉內有無自燃現象。
(七)燃油貯運系統安全性評價
1. 卸油棧臺
(1)油槽車進出站調度規程或聯系制度是否健全。
(2)調車信號、通信和閉鎖裝置是否良好。
(3)站臺進出油槽車的聲光信號是否良好。
(4)站臺地面是否有積油和油污。
2. 油泵房狀況
(l)室內電氣設備是否選用合格產品并符合爆炸危險場所的防爆等級。
(2)室內通風是否良好。
(3)油泵有無危及安全運行的重要缺陷。
(4)備用設備自投裝置有無重要缺陷。
(5)加熱器有無危及安全運行的嚴重缺陷。
(6)泵房地面及溝道有無積油及油污。
3. 油區狀況
(l)油區進出管理制度是否健全完善。
(2)油區動火工作票制度是否健全完善，是否嚴格執行。
(3)油罐間、油罐同建、構筑物間防火距離是否符合有關規定。
(4)油罐區消防系統及油罐冷卻水系統是否完善，并且處于良好備用狀態。
(5)儲油罐安全附件(如呼吸閥、安全閥、阻火器等)是否符合規定。
(6)儲油罐本體或基礎有無重要缺陷(含漏泄)。
(7)油區防雷設施及防靜電設施是否良好(含接地電阻是否合格)。
(8)油罐油溫控制是否符合規定。
4. 輸、供油管線(道)及伴熱系統
(l)管道及閥門是否存在威脅安全運行的嚴重缺陷。
(2)伴熱系統是否存在威脅安全運行的重要缺陷。
(3)管道、閥門是否漏泄。
(4)管道涂色和(或)色環、介質名稱及流向標志是否齊全清晰。
(5)閥門編號及開關方向標志是否齊全清晰。
5. 燃油其他
如是否配備適量防火花操作和檢修工具。