电厂风险管控大全11篇

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中图分类号：TM623 文章编号：1009-2374（2015）02-0084-03 DOI：10.13535/ki.11-4406/n.2015.0140

1 概述

宁德核电1号机汽轮机采用的是由东方电气生产的高压汽水分离中间再热三缸四排汽凝汽单轴冲动式半速机。2012年12月开始联机调试，在机组的各项联合试验中，汽轮机跳机风险控制稳妥，整个联调期间仅出现一次因设备设计问题引起的非预期汽轮机保护动作，与参考电站和兄弟电站相比，风险得到了很好的控制。2013年4月机组正式商运，跳机将直接影响经济效益，为达到非计划停机停堆次数为零的集团公司计划目标，宁德核电仪表控制处（以下简称仪控处）以保证机组运行稳定性为重点，详细分析汽轮机跳机的各项风险，研究控制各种风险的应对措施与管理方法，为最大限度地降低汽轮机非计划跳机风险积累了丰富的实践经验。

文章首先介绍汽机保护系统（GSE），讨论了优化汽机保护设置的方法和重要性;其次分析了汽机保护的仪表、信号回路、处理卡件、控制器、执行机构、维护人员技能等各个环节可能存在的风险，提出了对各项风险进行分阶段跟踪管理的内容和多重防御的措施;最后探讨了各种风险控制与管理的方法及实施，对汽轮机跳机风险的有效控制具有一定的理论指导意义。

2 汽轮机保护设置及优化

汽轮机保护系统（GSE）的功能是当汽轮发电机组发生任何预定的机械故障时，为汽轮发电机组提供安全停机的手段，防止事故发生、扩大和损坏设备，并将汽轮机脱扣信号传送到反应堆停堆逻辑线路中。GSE保护系统是通过切断供向汽轮机16个蒸汽阀门操作装置的动力油或保护油，同时排出操作装置内的残留油，使汽轮机的所有蒸汽阀门在弹簧作用下快速关闭来切断进入汽轮机的蒸汽，达到停机目的。

为确保汽轮机保护系统的安全性和可靠性，GSE系统设置了三个独立的保护通道，由独立的电源供电。所有的保护信号都重复配置到三个独立的通道中，而且进入单一通道的一个跳闸信号对应使一个危急遮断电磁阀动作，而三个通道采用三取二保护动作设计，这样保证在任一通道出现故障时，另两个通道仍能实现保护跳闸功能。汽轮机保护具有数量多、分布广、逻辑判断复杂等特点，保护误动和拒动的风险较高，风险管理难度较大。以宁德核电1号机汽轮机保护设置为例，包括汽轮机超速保护、高低压缸排汽压力保护、汽轮机轴向位移保护、发电机保护等总计40项，涉及的仪表总计74块，相关的卡件43块，保护相关的仪表、电缆、机柜分布在电气厂房、汽轮机厂房的各个区域。为减少汽轮机误动的风险，提高汽轮机的运行稳定性，仪控处团队借鉴目前常规电厂的做法，尽量减少汽轮机保护设置的项目，通过多次推动设计院及厂家优化汽轮机保护设置，完成了低压缸排汽温度低、汽轮机轴承振动高、汽轮机油滤网差压高等保护项目的优化工作。

3 汽轮机跳机风险分析与防御

汽轮机保护从信号触发到汽轮机跳闸停运过程包括：仪表信号阈值判断、信号传递、控制器逻辑判断、跳机信号产生、信号传递、相关设备动作等。此过程中的任一环节故障都有汽轮机跳机的风险，下面就对各环节风险及其控制措施进行分析说明。

3.1 仪表故障风险

汽轮机保护系统中涉及的仪表种类包括压力变送器、差压变送器、液位变送器、热电偶、热电阻、电涡流传感器、差压开关、流量开关、电导表、液位开关等。由于仪表安装环境的温度、湿度、灰尘、油污、振动、电磁干扰等因素对精密电子元器件的影响，仪表故障的风险较高。

针对这种风险，应采取的防御措施是：在仪表安装时检查仪表的校验证书、仪表安装是否规范;在调试阶段检查仪表性能、采购仪表备件;在商运后每周巡检仪表状态及历史趋势，关注仪表的备件准备、定期校验工作等。由此提高仪表的可靠性，保证即使某单个仪表故障也能够做到及时更换，降低跳机风险。

3.2 信号回路故障风险

仪表至信号处理卡件的单个信号回路中最少存在四个转接点，分别位于仪表、机柜等位置，如果现场存在端子分配箱，则信号回路的转接点还会增加。转接点一般使用端子排加锁紧螺丝的方式进行固定，由于电缆端接未固定、端子箱振动等原因，锁紧螺丝存在松动的风险;由于转接点的环境问题，粉尘、油渍可能引起信号回路的短路、接地的风险;现场大功率电器设备对电涡流信号、热电势、电流等信号的干扰引起信号失真的风险。为了降低此种风险，应采取的防御措施是：在工程移交阶段采取逐一检查机柜和仪表端子排是否牢固、端子固定螺丝是否锁紧、屏蔽接地是否正确安装、机柜密封是否完好等措施;在机组小修阶段对保护信号回路再次进行检查，做好检查记录，确保信号回路工作正常。

3.3 信号处理卡件故障风险

保护信号涉及的处理卡件包括法国阿尔斯通P320系统模拟量输入采集卡、开关量输入采集卡、MPM123硬件保护卡、FT3124转速/超速处理卡;广利核MACS6系统的模拟量输入采集卡、开关量输入采集卡、开关量输出卡等。由于信号处理卡件的散热、环境温度、电子元器件的质量等因素，存在信号处理卡件故障的风险。

为了降低此种风险，应采取的防御措施是：在工程移交阶段，完成所有出现故障卡件的更换;在机组运行后，定期对控制系统进行状态检查，及时发现卡件异常;编写卡件故障的应急预案，包含风险分析、工具、备件、标准工作指令等，以保证当卡件出现异常后，能够在最短的时间内进行更换处理。

3.4 保护逻辑偏差风险

汽轮机保护逻辑偏差主要是指汽轮机保护信号逻辑与设计不一致，包括控制器组态与设计文件不一致、检修工作中强制保护后未进行恢复等。为了防止此种风险的发生，调试阶段，系统负责人全程跟踪工程方的调试过程，对控制器组态与参考电站进行逐一比对，确保组态不存在偏差;对全部保护信号功能进行逐一验证和记录;在汽轮机冲转前对所有强制信号进行检查，确保保护信号正常投入。在系统移交后的检修工作中，通过临时控制变更的管理程序对信号强制进行管理和记录，确保汽轮机保护功能响应正常。

3.5 人因风险

常见的人因风险因素包括检修工作时间压力、检修人员身体状态、误动其他设备、工作指令错误等。为了防止人因失误造成汽轮机保护误动，需要规范工作负责人的现场检修行为，充分利用防人因失误的各类工具卡，针对性地评价风险，落实风险防范措施。目前的现场检修工作中，工作负责人通过工前会技术和风险交底、双重确认设备功能位置码、严格按照工作指令执行、遇到异常及时停止工作等规范行为，有效避免了人因失误的产生。

3.6 维修技能不足风险

维修技能不足可能导致检修工作中风险分析不到位，触发保护意外动作。提高汽轮机保护控制系统维护人员的维修技能是降低此项风险的关键，采取的措施和办法包括：安排具有相关经验的人员参与汽轮机保护系统的设备出厂测试，学习厂家的测试过程和工作方法;全程参与设备安装调试过程，学习保护系统的调试方法和注意事项，对调试阶段产生的问题进行详细记录、分析与跟踪;对移交后的系统运行问题与工程方、厂家进行沟通交流，学习相关处理经验。通过有序的组织和系统的学习，汽轮机保护控制系统维护人员完成了多篇重要问题的分析报告，提高了维修技能水平，有效避免了因此项不足而导致的跳机风险。

4 风险控制管理办法与实施

防止仪控设备误动汽轮机保护的风险管理是机组商业运行后的一项重要任务，下面就宁德核电目前风险控制管理的方法与实施情况进行分析说明，供为内人士探讨和借鉴。

4.1 TCA管理

TCA（临时控制变更）包括临时接线修改、逻辑修改、输入输出强制参数和设定值临时变更，主要适用于：设置试验条件时现场需要通过临时修改控制逻辑和控制方案的情况;由于维修或试验需要，通过工作指令实施的变更，在工作票规定的工期内无法恢复，工作中断时间超过一周的情况;非试验确定类设定值或临时参数修改等。宁德核电1号机调试阶段，汽机冲转前要求各专业对机组存在的全部TCA进行分析和风险评估，对影响机组冲转的TCA推动相关责任方立即处理;对不影响冲转的TCA落实了后续行动。宁德核电1号机组调试期间的TCA管理检验了TCA管理流程的有效性，确保机组瞬态试验期间未出现保护逻辑偏差引起的汽轮机误跳闸情况。商业运行后的日常维护过程中严格遵守TCA相关规定，确保了首循环无保护逻辑原因引起的汽轮机保护误动和拒动情况的发生。

4.2 CCM设备管理

CCM（关键敏感设备）是指单一设备故障就可能导致机组甩负荷或停机停堆的设备。CCM的正常运行直接影响机组可用率、稳定性及核安全。针对CCM进行状态监测管理、缺陷管理、维修关键点控制、备件保养控制、大修活动质量控制、维修策略优化、工作文件标识、工作负责人资质管理及现场作业区域管理，明确CCM的责任分工、流程及工作方法。汽轮机保护系统相关的关键敏感设备包括汽轮机转速处理卡件、高中压截止阀和高中压调节阀等设备，这些设备的异常会导致汽轮机跳闸或降负荷，降低机组的可用率。应严格按照CCM管理要求，完成汽机保护系统的CCM备件准备、定期巡检和预防性维修程序编写，确保提前发现重要设备的异常，提高汽轮机组的可靠性。

4.3 应急处理预案管理

机组正常运行期间，重要设备的故障或异常可能大幅增加汽轮机跳闸或减负荷的风险，为了能尽快处理此类设备故障或异常，可以根据设备分析及经验反馈，提前编写汽轮机保护相关的应急预案，例如：汽轮机MPM123硬件跳闸模块故障更换、汽轮机进汽阀门VICKERS卡故障更换、汽轮机主盘车故障处理、汽轮机轴承温度模块故障更换等重要设备故障或异常的处理应急预案，充分做好风险分析及预防措施，核实完成应急预案涉及的备件和工具，从而在重要设备出现故障或异常时，利用应急预案迅速完成故障处理，降低汽轮机跳闸或减负荷的风险。

4.4 经验反馈管理

经验反馈指对现场发现和报告的异常，按照不同的异常和事件管理级别加以确认、报告、评估、分析原因、纠正和反馈;保证同行业所发生的重要事件能够得到收集、筛选、评价、分析以及采取纠正行动和反馈，维持和提高电厂的安全水平和可用率水平。

在宁德核电1号机组调试至商业运行阶段，通过对内、外部经验反馈，特别是岭澳二期汽轮机冲转相关经验反馈信息，进行梳理，筛选出重要的经验反馈信息，针对这些外部经验反馈，推动设计、安装、调试等部门进行整改落实。如汽轮机保护中的控制器跳闸保护项目中，当汽轮机主蒸汽流量大于3%持续3s，汽轮机转速低于12rpm，则跳闸汽轮机。根据岭东经验反馈，由于汽轮机进汽阀门的固有特性，需延迟持续时间。经联系厂家、设计核实确认，将3s修改为7s，避免了汽轮机冲转时发生跳闸。

5 结语

汽轮机的各种跳机风险，只有从保护设计、设备安装、设备调试等各个阶段进行跟踪管理，对汽轮机保护的仪表、信号回路、处理卡件、控制器、执行机构等各个环节严格管控，对各种风险进行多重防御，才能较好地进行控制。此外，不断提高汽轮机保护系统维护人员的技能水平，充分做好风险分析，研究风险控制管理办法，编制设备事故或异常的处理流程，推动和完善备件采购工作，严格执行各项风险管理等措施，也可最大限度降低汽轮机保护误动概率。

参考文献

[1] 张善明.大亚湾核电站减少非计划停堆停机策略与实践[J].核科学与工程，2001，（S1）.

[2] 丁震行.核电运行风险管理[J].电力安全技术，2002，（11）.

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电力市场稳定性研究因素分析

电力系统实现常态稳定运作不仅需要投资力度大、技术有保障、并且还需要一个规模化形成周期，而发电与输电总量协调问题难以在短时间内得到有效解决。另外，电力市场规模化初步形成阶段，电力能源可以说相当充足，所以相对忽视了可持续化发展建设这一问题。而基于电力市场形态下，发电投资仅能通过市场交易来实现，所以这时的市场规则形成至关重要。即市场规则体系不成熟，会影响投资的激励成效；发电投资得不到有效的指导，就不可能真正使得发电与输电容量需求得以满足。总的来说，电力市场环境下，长期稳定供需关系被诸多因素所牵制，加州电力市场的历史教训就充分说明了这一问题。由此可见，当前电力市场下的风险管理课题研究却始终处于短期均衡状态。为了促进电力市场能够实现正规化与稳定形态发展，政府机关单位与电力市场中各参与主体都希望通过电力市场的量化指标分析或评估出电力市场稳定程度，并期望通过可行性的风险计算模型指导其决策，防止出现市场崩溃现象。目前来说，电力市场稳定性的研究算法模型主要包括：线性化模型；特征值分析；静态稳定分析；局限于均衡点附近的扰动因素，缺乏对大扰动的研究与预警作用发挥；短期稳定性因素研究，对发电容量的变化程度不作考虑；不考虑投资市场与交易市场的作用影响，缺乏闭环反馈控制观念；不计及动态稳定阻塞；不考虑电力市场经济稳定性与电力系统物理稳定性之间的相互制约。显然，要正确解决电力市场的稳定性问题，就必须克服上述限制。下图为电力市场稳定性研究内容的基本模块。

风险管理对电力市场稳定性的研究分析

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中图分类号：P319文献标识码： A

1、风力发电场发展简述

风资源是一种清洁能源，储量极为丰富的可再生能源，它不会随着其本身的转化和利用而减少。大规模利用风力发电来减少了常规能源(煤炭、燃油等)及核能的环境污染问题；风资源是一种可再生能源，可以终而复始的提供动力。正因为此，在世界面临能源短缺、环境恶化等一系列问题时，技术相对成熟、应用较为广泛的风力发电走向前台，并逐渐成为世界各国重视和开发。在我国西北、华北北部、东北及东南沿海地区有丰富的风能资源。根据中国对能源及环境保护可持续发展计划的实施，随着中国风力发电技术的更新及风电场的不断扩大，我国风力发电市场快速发展，迫切需求风力发电技术的同步发展。

输电线路是风力发电场的重要组成部分，担负着输送和分配电能的重要任务，并联络各风力发电机、变电站使之有效运行，随着国民经济实力的增强，我国的输电线路逐渐呈现距离长，容量大的特点。目前，我国风力发电场输电线路主要采用架空线路，电缆线路作为风力发电机、箱式变压器、集电线路之间的连接，总之，输电线路是风力发电场及电力系统的重要组成部分，输电线路施工质量的好坏，直接关系到工程竣工后线路能否安全运行及可靠供电，是电力工业的大动脉。因此，如何按施工图设计，保证施工的质量和进度，是输电线路施工工作的重点，而实际的输电线路的施工面临着施工环境的多样性，也给输电线路提出了严峻的考验。

风力发电场为了提高发电效率，减小尾流、湍流等因素的影响，风力发电机组之间必须保持足够的距离。因此，风力发电场的范围一般都比较大。风力发电场都建在风资源好的地方。“风资源好”的通俗解释首先是“风大”。大风刮得土地贫瘠，环境恶劣之处。风力发电场占用土地的特点是“分散”，除风力发电场升压站的建设需要一幅较大土地外，风力发电机组机位用地分散在众多“点”上，输电线路用地分散在很长的“线”上。风力发电机组的机位多选定在风力最强的高海拔的地方。输电线路需要沿着“高差”变化大的地势架设，往往选择“山脊”与“凹地”之间架设。输电线路受风力发电机组机位限制，只能按照风力发电机组机位的走向进行架设，造成线路转角多，线路起伏大，使输电线路承载体所受扭距大。给输电线路的质量管理与控制带来一定难度。

2、风力发电场架空输电线路的施工存在的问题

2.1 设计单位存在的质量问题

首先，是设计、勘测人员业务水平、和责任心的综合能力不强，现场实践经验相对少，理论与实践相结合的不够透彻造成设计成果不符合设计规范要求的质量问题；其次，在电线路的勘测、线路路径设计选择、跨越重要障碍物时，对现场的实际情况及地方政府或主管部门的批文掌握不够彻底，造成设计成果与现场作业环境其它设施有严重冲突的质量问题；再次，设计成果理想化，没有现场施工经验，在一定程度上设计成果不能完全指导施工造成存在重大设计变更的质量问题。

2.2 施工单位在施工中存在的质量问题

管理人员业务水平和责任心的综合能力不强，施工规范知识掌握不透彻，造成的施工成果不符合施工规范要求的质量问题；施工工艺控制不严密出现的质量问题:砼标号不够、砼养护期不够降低强度的质量问题，砼跑浆、漏浆的质量问题；砼基础浇筑时，砼本身所出现的配合比不符合要求的质量问题；在基础模板安装过程受力不合理造成砼浇注时胀模，影响外观质量；接地网敷设时，接地沟开挖不够标准出现的接地网阻值达不到设计要求的质量问题等。

2.3 原材料出现的质量问题

材料采购管理、现场材料检测不规范，不符合国家标准的劣质材料带来的质量问题；现场使用方对材料的控制不够严谨，材料的规格型号不符合要求带来的质量问题；相关的监督部门监督不到位，使用方偷工减料造成的质量问题。

2.4 特殊环境对作业影响带来的质量问题

特殊环境下对作业施工准备不充分、施工方案、安全措施编制不全面，带来的冬期施工砼强度达不到要求的质量问题。

3、风力发电场架空输电线路的施工管理措施

3.1导、地线液压

液压施工是架空送电线路施工中的一项重要的隐蔽工序，操作人员必须经过培训并考试合格，持有操作许可证方可进行操作。液压机必须有足够的与钢模相匹配的出力，液压表必须定期检查校核，做到准确无误。各种规格的钢模应有明显标记，在使用前应认真检查核对，不得有变形，与压接管相匹配，凡上模与下模有固定方向时，钢模不得放错，液压机的缸体应垂直地平面，并应放置平稳。不同金属、不同规格、不同绞制方向的导线或避雷线严禁在一个耐张段内连接。在一个档距内每根导线或避雷线上只允许有一个接续管和三个补修管，并应满足下列规定：第一、各类管与耐张线夹间的距离不应小于 15 米；第二、接续管或补修管与悬垂线夹的距离不应小于 5 米；第三、接续管或补修管与间隔棒中心的距离不宜小于 0.5 米。

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基于以上所述，笔者将就文章主题展开讨论。

一、电力市场营销中的风险分析

结合笔者的工作体会，电力市场营销中的风险可从以下两个方面进行分析：

（一）客户关系管理中存在的风险

由于电力产品具有使用刚性和同质化的特征，所以在市场营销中首先面临着客户关系管理，这一活动直接关系到电力企业的社会声誉度和外部政治压力大小。但在具体的客户关系管理中，又因电力企业与客户之间的沟通渠道不畅，或者电力企业自身的惯性思维所致，在对客户进行精细化服务方面仍存在缺陷，从而无法切实满足客户在电力基础设施和电力产品细节上的需求。

（二）客户技术支持中存在的风险

固然客户关系管理构成了电力企业市场营销的重头戏，但在这一管理中也产生资产专用性损失。即，随着电力企业在实施客户技术支持活动的同时，也导致了因技术设备的专用性而使电力企业锁定在该客户的关系管理之中，从而将增大电力企业对其它客户服务时成本。如，针对其它客户的学习效应不足，或者技术专属性而带来的转换成本。从现有的问题讨论中，还鲜有同行考虑到这一风险。

二、分析基础上的管控模式定位

在以上分析基础上，针对市场营销的风险管控模式可定位于以下两个方面。

（一）电力企业的内部管控模式定位

从上文的风险分析中可以获知，电力企业受到传统经营模式和理念的影响，在客户关系管理上缺乏精细化管理的意识，从而在产品售前和售后服务上离市场需求还存有一定的差距。因此，电力企业应完善自身的内部管控模式。

1.完善岗位职责。完善内部管控模式本质上还在于完善市场营销人员的岗位职责，即增强他们的岗位意识和岗位技能，这符合企业管理根本是对人的管理的理念。因此，需要通过人力资源管理办法来解决这一问题。

2.完善制度建设。制度建设是完善内部管控模式的主线，其中关于客户识别机制、针对客户的分层管理机制，以及针对营销人员的绩效考核机制，这都依赖于电力企业的制度建设。

（二）电力企业的外部管控模式定位

正如笔者所担心的一点，即在针对某一企业客户的服务存在着资产专用性损失，因此还需要对电力企业的外部管控模式实施定位。从解决客户关系管理中的辩证矛盾入手，需要完善VIP客户管理制度，以及电力企业营销部门在组织职能设计上应分离出针对性的管理部门。对此，笔者将在下文的管理措施构建上进行阐述。

三、定位驱动下的管控措施构建

根据上文所述并在定位驱动下，电力企业市场营销风险管控的措施可从以下四个方面来构建。

（一）深化对营销风险的认识

电力企业管理层和市场营销部门人员需要深化对营销风险的认识，认识的逻辑路径应该为：电力产品营销的目的、目前存在的营销风险、风险产生的根源，以及如何解决短板问题等。唯有这样，才能与普通商品营销相区分，才能为风险管控提供可行的思路。

（二）优化内部风险管控机制

电力企业人力资源管理部门，应为提升营销人员的岗位意识和岗位技能提供培训机会。为此，需要结合电力产品的销售现状，并在专家会商的基础上制定培训大纲和聘请培训专家。本文已经提出了针对客户的精细化管理要求，因此可以将如何做好客户的精细化管理作为培训内容的主线。在制度建设方面，应分别就客户分层管理制度和绩效考核制度进行优化。

（三）细化外部风险管控机制

针对VIP客户建立专业技术支持系统是值得的，这将为电力企业可能存在的产能过剩寻找出路，也能在学习效应上实现经济和社会效益。因此，这里的资产专用性损失不需被人为避免。但电力企业市场营销部门应专门组建专业队伍来给予管理，从而能使电力企业的大部分精力用于维护与普通客户之间的关系。这样一来，就细化了外部风险的管控机制。

（四）建立风险管控评价体系

最后，还需要建立风险管控评价体系。具体的实施办法，可以从制度建设、专家团队建设、信息反馈机制设立等三个方面下工夫。这样一来，将有助于动态调整电力企业的市场营销工作模式。

以上四个方面的管控措施构建，就较为全面的为电力企业的营销风险建立起了管控机制。

四、问题的拓展

以下再从两个方面进行问题的拓展：

（一）将营销观念植入企业文化中

从具体的实施步骤来看，可以遵循这样的环节：（1）企业管理层根据产品营销模式，提炼出核心价值观；（2）通过树立标杆、绩效考核等方式推动这一核心价值观植入企业；（3）在员工岗位培训内容中，增加营销观念培育的权重。对于这一对策设计需要引起重视，电老大的外部形象实则反映了电力企业长期不重视客户关系管理的事实。试想一下，若在该方面出现缺位导致本区域的引资项目无法顺利投产，这不仅将破坏区域经济发展的局面，也将恶化与政府的关系。

（二）跟踪当地城市的发展动态

电力企业产品营销的目的存在着社会效益性，因此企业管理者应组建专门团队，密切跟踪城市的发展动态。动态方面着重掌握开发区的建设状况、城市范围拓展的方向、城市生产力的布局情况等。通过主动掌握情况，在基建建设上努力与城市发展同步。不难知晓，作为中观层面的区域经济发展，仍要落实在城市经济发展（包括城乡）的基础之上。因此，营销管理的目标市场自然也就集中在了城市区域。

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关键词 核电厂 危险化学品 隐患排查 安全管理对策

近年来危险化学品安全生产事故频发，造成大量人民群众伤亡，给国家和企业带来重大经济损失，如2013年吉林宝源丰禽业液氨爆炸事故，死亡120人，直接经济损失1.8亿元；2015年天津瑞海公司危险化学品库爆炸事故，死亡173人，经济损失68.66亿元，并对周边环境造成严重污染，在国际社会引起巨大反响。天津危险化学品库爆炸事故之后，中国安监总局立即向全国下达开展危险化学品运输、存储、生产型企业开展全面检查的通知，要求在行业内进行全面整治。这些事故的发生和国家有关危化品专项整治工作的部署情况充分说明了危险化学品应用存在巨大危险性，以及加大危险化学品隐患排查、完善危化品管理和监督工作的极端重要性。

然而核电不同于传统的化工行业，其危险化学品的应用特点决定了安全管理存在更为复杂的特殊性。安全风险与化工企业相比存在更多的不确定性。以下介绍了我公司危险化学品的隐患排查整治、管理制度和安全规程建设中的管理实践，并浅析核电企业在危化品管理中存在的主要问题，并提出相应的对策建议，为核电同行危险化学品管理提供些许参考。

一、核电厂危险化学品应用特点

与化工厂一般仅涉及该企业核心业务的危险化学品种类这一特点形成明显的区别，核电厂危险化学品种异常混杂，这一特点决定了危险化学品在安全、应急、环保等方面的管理工作相对要求不明定，管理重心不够突出。这主要是由于核电厂的危险化学品相关的辅助系统繁冗，所使用的危险化学品品种繁多，如水处理系统、蓄电池系统所需的强酸碱，发机电氢气冷却气系统、机械加工所用的易燃易爆压缩气瓶、取水系统的杀菌化学试剂、电气、机械设备使用的大量油和冷却油、以及品种繁多的机械除垢剂清洁剂（易燃液体）等。危险化学品品种繁多意味着风险类型更加复杂，不同危险化学品之间产生理化冲突的可能性增大，核电厂作为集电气、机械、机重、高空等各类安全风险管理于一体的管理架构，这一特点对危险化学品储存和使用等各环节的安全管控均带来更大的难度。

由此可见核电厂危险化学品应用最大的特点是“品种多，数量少；隐患多，分布广”，在大大宗危险化学品潜在引起泄漏、火灾、爆炸等风险的同时，部分少量品种繁多、性质剧烈的危险化学品同样存在成为重、特大事故的源头。因此核电厂危险化学品的隐患排查任务要紧紧抓住这一核心特点，防控措施要周密完善，既要严防大宗危险化学品隐患，也要密切关注零星分布于库房、车间品种繁多的少量危险化学品。

二、核电厂危险化学品隐患排查

（一）准备工作

要实施核电厂危险化学品系统性的隐患排查，确保危险化学品管理的合法、合规性，首先需要熟知国家有关危险化学品管理的法律、法规和国家标准，其次要求对于核电厂危险化学品管理构架要做到了然于胸，厘清核电厂在危险化学品的采购、运输、储存、使用、报废各个环节的行政、技术管理手段，这样方能有针对性的开展合法、合规性排查。

1.掌握、熟知国家、部门、地方规章制度、行政法规。

危险化学品法律、法规阐明了安全监督管理要求，明确了法律职责，在保障危险化学品风险有效受控，防范重特大生产事故方面具有重要指导意义，须不折不扣加以贯彻和落实。核电厂安全管理部门、涉及危险化学品管理的相关部门均应熟知、掌握与本厂有关的危险化学品管理规定。《危险化学品安全管理条例》作为我国危险化学品安全管理最高级别法律文件，核电厂应组织危险化学品监督、管理的人员定期进行培训、考核，并逐条查验本厂的落实情况；我国疆域辽阔，不同地区的温湿气候、地质水文、洋流季风等均存在较大的差异，而这些因素均会影响危险化学品在生产、运输、储存、使用、报废处置等个环节的安全决策，且危险化学品在各行各业应用十分广泛，故在法律法规的执行过程中，也要密切关注部门、地方颁布的规章制度、行政法规，尤其各地方环保部门的规定可能各不相同，在日常管理当中要仔细甄别，不可主观臆断。

2.厘清国家危险化学品相关标准和技术文件。

标准和技术文件是实现我国危险化学品安全管理目标的具体保障，与其他行业标准相同，按标准化对象，危险化学品可分为管理标准、技术标准和工作标准三类，但由于危险化学品由于其理化性质决定的特殊性，我国在管理当中针对工业用量大、风险高的危险化学品制定单行管理或技术标准，针对每一项危险化学品品名还普遍使用危险化学品安全技术说明书进行管理。危险化学品标准、分类举例如下：

由于核电厂危险化学品“品种多、数量少；隐患多、分布广”的特点，涉及到的上述标准、技术及技术文件也错综复杂，作为承担核电厂危险化学品安全管理的部门应厘清相关标准之间的关系，熟知本电厂所有危险化学品相关的管理、技术、工作标准，结合本厂所涉及的危险化学品理化属性、危险等级，做出一个清晰合理的分类。方能在风险排查中做到有的放矢，不出现重大岔错。此外在行业或企业当中如有更严格的标准或安全规范，核电厂也应择善而从，最大程序地降低风险。

（二）危险化学品隐患排查方法

1.采取系统化排查和单项排查相结合。

危险化学品隐患排查应结合核电厂危险化学品使用特点，有针对性、统性地全面开展隐患排查，以防患于未来。排查工作开展之前，建议成立危险化学品专项整治工作小组，安排化学部门先梳理核电厂涉及的全部危险化学品清单，按化学属性不同予以分类，并查明储存或在线使用数量等信息。各部门则可按危险化学品的管控不同环节以及其属性分类两条路线收集电厂所有相关的危险化学品法律、法规和标准，以备后用。具体的排查手段如下：

一是对照法规、条例和国家标准开展危化品管理系统化排查。

（1）重新辨识重大危险源，依据标准《重大危险源辨识》逐项核查危险化学品中所有品名其数量或单元内总量是否达到构成重大危险源标准，及时更新重大危险源登记、备案信息，重新评估其监测、监控措施。

（2）逐项排查危险化学品库房设计是否符合按其理化特性所需的设计规范，包括危化品的防火等级是否满足当下防火设计规范，库房内的温湿度、通风状况是否符合要求。

（3）国家对剧、易制、易制爆品的购买、运输、储存、使用等活动有一系列许可、备案制度，排查核电厂当前这些危险化学品名录，厘清库内储量，现场使用量及分布等；并确认相关报备工作渠道是否畅通。

（4）国家对毒害品、腐蚀品、易燃易爆品（包括易燃易爆液化气瓶）三类危险化学品制定专门的储存、养护标准，对照标准全面排查库内储存的合规性，排查内容包括防火、环保、库房通风和温湿度、堆垛方式等，以及确定是否按规定建立日常及定期检查制度、出入库管理制度、安全操作规范、应急防护用品及设施的配置情况等。

（5）全面梳理和排查核电厂危险化学品管理制度，主要内容包括程序是否涵盖危险化学品在购买、运输、储存、使用和报废各个环节的安全管控措施，建立闭合管理手段，确保危险化学品管理百无一漏。

二是核电厂危险化学品名录中所有危险化学品开展逐项排查。

为防止出现个体上的疏漏，核电厂还应对所应用的所有危险化学品开展逐项排查。排查依据有：a）某品种化学品单行的标准，适用于工业用量大、风险高的危险化学品，如工业氢、工业硫酸、溶解乙炔等；b）国际或国家危险化学品安全技术文件（MSDS或CSDS）。单行标准和安全技术说明书对照参验，确保风险排查疏而不漏。

2.采用“矩阵法”达到风险全面排查的目的。

隐患排查思路，可用“矩阵法”来实现风险全面排查的目的，这也是我公司在天津危化品爆炸案后的专项整治工作应用的方法。排查中采用的“矩阵法”方法示意图如下：

危险化学品个体存在巨大的安全风险，各种属性不一的危险化学品在共用、共存中又产生更为复杂的交叉风险，“矩阵法”主要目的是为捋顺综合性风险和个体风险之间的关系。从危险化学品设计、采购运输、储存、使用和报废各个阶段的行政管理要求的贯彻和依据危险化学品属性、理化特征采取的危险源控制手段和防护措施落实两方面入手，使两方面排查工作做到统筹兼顾，相互参校。该方法可以保证危险化学品排查工作横向到边、纵向到底，不出现纰漏。

（三）核电厂危险化学品可能的重要隐患

1.设计和管理方面隐患。

核电厂作为国家环评、安评控制要求最为严格的企业之一，其危化品相关系统、设施在设计之初一般不存在明显的缺陷，但危险化学品法规、标准更新迅速、性质温和的化学品代替品推阵出新，核电厂应特别关注合规性升级和新产品的更新。主要出容易出现的问题有：

（1）由于国家标准的更新，部分危险化学品库的设计等级已不符合当下标准。包括库房的建筑物等级，防火防爆，探测报警、泄爆面积等技术参数；

（2）报废处置流程不畅通，主要原因并非来自于公司未建立该制度，而是目前国家和地方出于对环境安全的顾虑，在回收废弃危险化学品方面存在诸多限制；

（3）国家有关易制、易制爆品方面的管控要求容易在一线作业现场出现失控，如车间内随意临时储存上述类型危险化学品。

2.现场具体安全措施落实方面。

核电厂现场广泛分布、诸多品种的危险化学品，容易在应用过程中产生如下安全隐患：

（1）库内的共存性不满足，现场使用缺乏数量跟踪、防盗防丢失措施，以及使用过程安全措施未落实危险化学品安全技术说明书要求；

（2）有毒易爆气体场所，窒息性气体场所未设置探测仪表；

（3）现场的泄漏应急处置物资和设施配置不齐全，应急预案制定不完善等。

三、危险化学品安全管理体系建设和良好管理实践

（一）落实安全管理职责，确定主体安全责任，制定危险化学品安全管理制度

危险化学品的风险不仅产生于其应用中的各个环节，同时与核电厂多数部门的生产活动息息相关，核电厂采购、仓储、安全质量、消防、化学、运行、维修、技术等在险化学品购买、运输、储存、使用、报废等环节全部或部分承担了相关的生产活动。核电厂应厘清各部门在危险化学品活动中的职责和分工，危险化学品管理制度或程序应明确主体责任、监督责任，对危险化学品的工作流程和安全操作规程做出清晰的描述。

危险化学品的职责应包括确购买运输许可证办理、信息报备、出入库管理和日常巡查、防火防盗、定期专项检查、安全防护用品及应急装备和设施等；安全操作规程应包括厂内运输、接收入库、现场使用、系统输送过程中的防泄漏、防静电、防腐蚀、防中毒、防火防爆等技术措施等。

（二）加强隐患排查和日常检查制度建设

危险化学品风险要素极其繁冗复杂，核电厂危险化学品隐患排查和日常检查工作应建立常态化机制，切忌走马观灯，人浮于事，排查范围要横向到边，纵向到底。建立危险化学品隐患排查和日常检查指导文件，使排查、检查工作兼顾全面性、可操作性，这对危险化学品安全管理工作具有非常重要的实际意义。指导文件内容应包括法律法规合规性情况，设计、管理与术标准的落实情况，个人防护用品及应急设施的配置和功能等。具体来讲，隐患排管理更侧重法律法规落实、设计管理方面的缺陷、安全操作规程等方面；日常检查由主要针对储存、使用等过程中具体技术细节和参数要求的落实，落实危险源的有效控制手段，如库房通风及温湿度、应急防护用品的有效性、货物包装严密性等。同时日常检查制度频率和范围不可随意确定，我国针对危险的质量安全检查周期有最低要求的限制，核电厂的日常巡视检查制度应不低于国家标准。好的隐患排查和日常检查制度在危险化学品宏观管理和细节控制两方面做到统筹兼顾，巨无细漏。

（三）侧重重大危险源、剧、易制、易制爆品的安全管理

重大危险源由于其本身具有巨大危险性，一旦产生事故可能造成灾难性后果，而剧、易制、易制爆品则由于其具备严重的潜在后果，如果管理失控则可能引起重大社会安全问题。核电厂应将这这些危险化学品作为风险管控的重点对象。前者管理重点在于落实监测控制手段、制定防范事故缜密细致的技术措施、事故应急预案的制订；后者更强调出入库及使用的合法性、日常管控中的防盗措施，核电厂应制定符合国家法规且周详的程序以规范此类危险化学品在申请人员、现场作业人员手中的收发、应用和转流过程；剧、易制、易制爆品在作业现场不应随意临时储存和放置，库内储量应定期实施盘点，严格按国家、地方的有关条例、规定落实这些危险化学品相关的信息报备制度

核电厂构成重大危险源的贮存地或在线系统还应制作危险警示牌、醒目的重大危险源信息周知牌，信息牌上要标注现场的限制数量、安全注意事项、应急处置方法等信息，便于现场风险管控。尚未构成重大危险源但贮存或在线使用数量大的危源化学品虽然不用报备，但仍有采取以上措施的必要性。

（四）合理规划危险化学品使用的类型和数量，降低安全风险

鉴于核电厂盘根错节的危险化学品种类和性质，给现场安全带来诸多不确定因素，在日常应用故应尽可能减少危险化学品的类型和名目，在满足安全生产的前提下尽可能采用已有的化学品或与已有危险化学品理化特性相近的品名，以降低风险的多样性和复杂性。其次应尽可能考虑在满足生产前提的条件下使用理化性质温和、风险管控容易的危险化学品。如以中核核电运行管理有限公司为例，一些机组使用液氨作为二回路系统PH值的碱性调节剂，而不是其它机组普遍的氨水和吗啉。但液氨性质猛烈，具有爆炸、中毒风险，社会上以液氨为肇因的重特大生产事故也屡见不鲜；尽管液氨作为碱性调节剂从PH值调节的效率和持续效果角度来看更为优质一些，但与之产生的潜在后果相比较，这些优势并不足以称道。故经排查公司当机立断在相关机组上采取工艺变更手段，以废止液氨的使用，从根本上排险这一危险化学品的重大风险。

其次在生产条件允许下，核电厂应千方百计废止剧的使用，尽可能减少易制，易制爆品的使用数量和频度。如剧五氧化二矾在制氢过程中作为催化剂可以增加制氢效率，但其在核电厂的使用势必给剧的管理带来巨大的压力，核电厂可考虑采用以下两种方式废除五氧化二矾的使用，其一：以稍多牺牲一些电力损耗为代价而摒弃使用五氧化二矾；其二：直接废止制氢系统，采取从地方制氢企业输供的方式获取氢气，该方法不但排除了五氧化二矾带来的剧毒风险，同时也避免了制氢系统运作过程中带来的爆炸风险；但相应地当然也应制定地方制氢企业在供氢作业中的运输、传输环节的安全风险控制手段。

（五）解决废弃危险化学品的报废处置问题

废弃危险化学品的报废处置流程一直是困绕核电厂的重要问题，一些由于从业人员安全、环保意识不强，存在随意堆放、丢弃和倾倒危险化学品的现象，给人身安全和周边环境带来诸多不利影响。但随着我国对危险化学品安全环保管理力度的逐渐加强，法律法规的不断完善。企业应将员工和群众的人身安全、周边环境保护作为责无旁贷的社会道德责任。采取措施解决废弃危险化学品的处置问题，从而使危险化学品从采购、储存、使用以及处置四个阶段形成风险的闭合管控。

对于核电厂废弃危险化学品处置，其中最大的一部分为电厂用量最大的硫酸或氢氧化钠，两者可通过中和反应进行内部消化，从而达到无害化处理的效果。而对于其它不能通过中和反应予以处理的危险化学品则应通过外方有资质的单位进行回收、处置。然而目前国家和地方对危险化学品的回收处置存在较多限制政策，核电厂应在了解本地和回收厂所在地当局有关报废危险化学品政策之后，严格落实审批程序，并严密采取防止废弃化学品运输、接收过程中的泄漏措施之后方可实施回收。由于受废弃危险化学品回收、处置企业在业务范围上的限制，不同类型的危险化学品可送往不同的省份或企业进行回收处置。

（六）危险化学品管理制度建设和管理创新手段的应用

危险化学品的管理绝不仅限于安全隐患的排查和日常安全巡视，核电厂只有制订缜密周详的管理流程，使其在“购买―出入库―储存使用―报废―废弃处置”这一循环当中形成闭合的管理体系，方能确保危险化学品管理有效受控，实现长治久安。一套完善周密的危险化学品制度至少应考虑以下内容：购买、运输手续的办理，安全职责的落实，入厂手续有实物稽查与核实，接收手续办理，厂内运输、装卸等环节的安全检查，建立健全出入库台帐的管理，制订日常安全规定和安全操作规程，每日巡查制度和区别于每日巡查的定期安全监督检查制度、运作有效的废弃危化学品报废处置手段、落实强制性安全评价以及外部支持性的安全评价等。

除了管理制度建设，核电厂也应集思广益，尽可能采用创新管理手段，方便危险化学品安全管理，降低危险化学品应用中的安全管理成本和精力投入，从而实现安全管理效率和风险管理最优化。以我公司为例，在管理创新方面的举措有：宏观方面优化化学系统的设计，合理配置危险化学品的品种和数量等；小处方面，在日常管理中使用标明了危险化学品特征和分类的二次标签，便于现场直观的风险辨识，即使非从事化学相关的人员也能轻易判别其风险类型和风险等级。因此危险化学品创新应用应从管理和实用出发，“大处着眼，小处着手”，逐渐提升管理理念和管理水平。

四、结语

核电厂危险化学品品种繁杂，特点突出。为了解决好危险化学品安全问题，一方面应充分利用法律、法规国家标准，加强合规性排查，建立危险化学品标准化管理制度，从根本杜绝诸如泄漏、火灾、爆炸、中毒等事故的关键因素，另一方面加强危险化学品危险源日常管理，做到巨细无遗，方方面面满足技术标准，甚至达到比标准更高的企业管理要求，确保每一种危险化学品的理化特征、共存性、储存和使用实施规范化管理。作为主管理电力企业生产安全工作的主管部门，安全管理工作不可偏心偏重，确保危险化学品安全方面足够的资源和人力投力；在信息化高度发达的今天，我们也应开阔思路，采取创新手段不断促进安全管理水平的提升。

参考文献：

[1] 曾明荣.论危险化学品安全生产长效机制构建[J].中国安全生产科学技术，2009.04.

[2] 张丽， 危险化学品安全管理探讨[J].中国安全生产科学技术，2007.12.

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中图分类号：TM621 文献标识码：A 文章编号：1671-7597（2013）12-0093-01

伴随着经济的飞速发展，电力系统管理不断升级，传统技术管理模式逐步被先进的集控运行系统技术所取代。集控系统运行技术集现代科技、网络信息技术于一体广泛应用于火力发电厂能源开发及管理方面，既可以保证能源开发与管理控制，还能在降低电厂运作成本的基础上有效提升电厂运行的安全与稳定水平，对于电厂经济效益与社会效益的实现具有推进作用。笔者认为火力发电厂的集控运行技术管理工作的开展要涵盖技术要点管理、人力制度管理两方面。

1 电厂集控系统运行技术概述

电厂的集控系统运行技术又称为集散控制运行技术，简称为DCS系统运行技术。集控系统运行技术是一种新型的集约式的自动化综合控制系统，技术控制要点繁杂。不同于传统的集中式控制系统，集控系统运行技术以自动处理器为中心进行全程的集约化自动管控，具有先进行、综合性、技术性等特点。

电厂的集控系统运行技术主要包括电厂运行情况监督技术、发电运营设备运行操作管控技术及分散控制技术等。电厂中应用集控系统运行技术可以实现低成本的有效监督与分散控制，是新阶段应用比较广泛的综合化集控技术。集控系统运行技术集计算机远程控制与传输技术、信息通讯技术及Control控制技术为一体形成信息化水平较高的监管控制技术应用系统，该技术不仅实现了电力运行的集约化管理，还将运行过程中的风险、负荷进行合理分散，有效提升了电网运行模式的安全与稳定化水平，使用价值极高。

火力发电厂集控运行技术的应用改变了传统技术控制效果有限的局面，该项技术创新对于火力电厂发电安全生产与管理来说意义重大，电厂应该加大集约控制技术模式的研发与应用，以整体提升电厂运行的科学化与技术化水平。

2 电厂集控技术运行条件与控制模式分析

火力发电厂集控技术的运行应用需要电厂技术人员创建一定的技术条件，并构建全面的集控管理模式，进而形成电厂技术模式化管理局面。

2.1 电厂集控系统运行的技术与环境条件的创建

电厂集控系统的运行技术方面的条件主要包括信息通讯技术、电脑远程控制技术等硬件条件，其外部环境条件便是指电源不间断供应及接地装置、计算机操作系统及总控制室温度、线路环境条件等，这些装置与线路配置的质量与布局是影响集控技术运行与效用发挥的重要因素，因此在进行火电厂集控技术运行管理中要注重集控技术外部影响因素的管控。

现阶段的电厂集控运行技术主要是针对发电机组进行集控运行，发电机组的集控运行技术中管理中要注意干扰因素的管理与防控。发电机组运行前要做好设备的接地装置的安装，并保证电缆屏蔽系统有效性，以避免机电组运行过程中机电与电力事故的发生。在电厂集控技术运行过程中有时还会出现错误信号的发放，这些干扰类的事故因子是影响技术运行与应用的重要因素，必须在技术运行外部环境创建时保证环境与条件状况良好。

2.2 电厂集控系统运行模式的构建

现阶段的火力发电厂集控运行中会有成系统的发电机组网络运行，其中的发电机组运行与集控技术的应用都基于一定的集控模式，火力电厂集控系统运行模式主要包括分级阶段控制模式、分散控制模式及通讯传输控制模式三种。

2.2.1 分散控制模式

现代化的信息集控模式不同于传统集控模式中的集中控制模式，主要采用信息化的分散管控模式。分散管理模式在集中管理模式基础上进行了改革创新，一改传统集中管理模式中的集中管理，而是采用分散化的集控模式，在运行中实现了技术功能、风险及负荷方面的分散化管理，直接避免了系统运行中危险事故的集中发生，也降低了风险发生时的影响扩散程度。分散化的控制模式对传统模式中的管理弊端进行了改良与创新，使用价值更高。

2.2.2 等级化的控制模式

电厂集控运行技术管理模式具有阶梯等级化特点，等级化的技术管理模式实现了技术管理工作的细化操作，能够有效提升技术管理模式的科学化水平。等级化的控制模式主要是将集控管理细分为若干控制环节与控制层次，实现了整个集控管理局面的集约化。该技术管理模式在在集控管理的基础上进行分级层次化信息管理与控制。

2.2.3 通讯传输控制模式

电厂的通讯传输控制模式主要通过通讯技术与手段进行信息传输管控，该模式不仅仅会用到计算机远程控制技术与计算机网络技术，还关系到电厂运营数据的处理与管控。电厂通讯传输技术基于信息技术的发展与完善，当前的电厂通讯传输系统已经发展到具有多元化的系统接口装置，这是实现远程通讯控制的基础，能够将电厂集控装置中的发电组装置进行有效连接，并通过计算机技术实现协调控制。

3 集控系统运行技术中的人为因素

发电厂集控技术管理主要包括控制系统管理、集控系统管理及热机保护系统管理等，这些系统的管理都有要点规定，电厂要充分发挥集控系统运行技术的优势必须进行运行全系统的管理，还要进行有效的人员管理。

现阶段，随着经济的发展，能源需求不断增加，能源生产技术水平也不断提升，这对技术操作与管理人员的职业素养也提出了相应的要求。发电厂集控系统运行技术不仅需要技术人员具有技术经验，还要求技术人员具备一定的发电组理论知识，并在实际的技术管理过程中创新应用技术与管理，创新出实用的技术方法与管理规范。

现阶段火力发电运行技术管理方面还存在着一定问题，不利于电力行业的发展，也不利于行业技术管理水平的提升，必须加大集控运行系统技术管理。

4 结束语

集控运行技术已经广泛应用于火力电厂运行与管理工作中，集控技术作为一种综合水平极高的现代信息技术在应用中还存在一定问题，因此在集控技术开发过程中要注重自动化技术的应用，还要着重提升电力调度运行水平。

参考文献

[1]公维华.现代火力发电机组集控运行技术分析[J].机电信息，2011（6）.

[2]王斌.火力发电厂发电机组集控运行技术探析[J].才智，2012（4）.

[3]周淮宁.浅析火电厂集控运行技术[J].科技致富向导，2013（3）.

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一、引言

随着我国经济发展水平的提升，社会对用电需求的增长规模不断扩大，这就意味着电厂需要不断扩大产能或者进行产业升级，在这些变革的过程中必然会涉及到电厂加大电厂建设项目的规模和数量，如果这些项目得不到有效的管控，尤其是进度的控制，就会对电厂的经济效益产生严重的负面影响。所以对于这些电厂建设工程项目而言，需要引入现代化的管理模式，这样才能够有效确保项目建设的进度和质量。本文研究的重点就是从分析当前电厂建设工程项目的相关概念着手，提出重视进度管理的重要作用，并分析了电厂建设工程项目在进行进度管理时所遭遇的困难，并最后提出了几点加大电厂建设工程项目控制力度的措施。

二、电厂建设工程项目进度管理分析

（一）电厂建设工程项目进度的概念分析

所谓电厂建设工程项目进度其本质就是这个项目从开始计划到最终的竣工验收后的时间控制。通常而言，这些工程建设项目所需要的时间通常都是结合项目的预期建设施工所需要的时间，涉及到的资金、还有各类影响项目实施进度的多种因素，最终结合这些变化来进行数据分析，并最终完成最优化的工程建设进度的确定。而对于电厂建设工程项目的进度管理，那就是项目需求方和建设单位在对相关的内容进行讨论并在双方认可之后开始签订合同，然后依据项目的具体要求和合同的内容或者后来经过讨论补充的合同条款，对工程建设项目进行科学的施工规划，然后对施工单位的具体施工环节进行协调，最终实现工程建设项目能够在确保进度的前提下高质量的完成。

（二）加强电厂建设工程项目进度管理的重要作用

加强电厂建设工程项目进度管理，最基本的重要作用就是能够确保工程项目能够在规定的时间里竣工，而由此就可以为企业实现利润最大化。因为一旦工程项目实际施工时间大于预期时间，那么相应的建设成本就会上升，另外由于这些项目投入运行的时间被推迟，那么由这个项目运营带来的利润就会下降。而且有的施工单位在发现电厂建设工程项目在预订的时间里不能够完成时，往往在后续的时间里会进行赶工，甚至存在一定程度的偷工减料，这样势必会影响到整个工程的建设质量。即使能够符合进度要求完工，但是在验收阶段却不合格，需要重建，那么这个项目的成本就会进一步急剧放大，所以加强电厂建设工程项目的进度管理极为必要，不仅能够确保进度，同时还能够提升项目施工的质量。

（三）电厂建设工程项目进度管理相关流程

电厂建设工程项目进度管理主要流程措施主要是根据项目进度预期时间和实际施工时间进行对比分析，如果发现实际时间和预计时间存在着较大差异，那么就需要对这个差异原因进行分析，然后根据分析结果提前进行施工方面的调整，在不影响工程质量的前提下确保整个工程项目能够在预期时间里完工。

（四）电厂建设工程项目管理难点分析

由于电厂建设工程项目通常规模较大，涉及到的范围和因素较多，进度管理相对困难，主要的难点通常体现在下面几点：一个是在施工过程中所存在着的各种随机变化的因素的管理。另一个就是在施工过程中不可避免所存在着的风险方面的管理。在电厂项目工程建设时期，很多变化的因素具有不可提前预估的性质，而且在施工初期就会产生可能和预先设计的方案存在着冲突，此时相关的设计方案还需要不断的调整和修改，这时就会对施工进度产生重要的影响。之所以出现这类问题，更多是因为在电厂建设项目设计阶段存在着一定的失误，另外需求方对于整个电厂建设项目需求可能会存在着一定的变化，另外施工单位之前预期设定的施工人员数量以及相关人员的技能以及采购环节和政府相关政策等变化，都会对整个施工项目会产生较大的影响。

另一个就是电厂建设项目在建设期间也会存在着一定的风险，如果能够对那些可以预知的风险进行提前预判并进行分类管理，就能够很好的控制这些风险。当前在电厂建设项目施工期间所存在的风险主要体现在技术风险和环境风险等两方面。施工单位在实际施工过程中需要根据具体的施工情况，然后对各个阶段的风险进行全方位的监测，并对其进行全面的管控，这样才能够有效的控制影响到施工进度的风险。

三、加强电厂建设工程项目进度控制的几点措施

（一）完善制定项目施工进度

施工进度的科学制定是对项目施工进度控制的前提，对此当电厂项目建设需求方和施工方完成合同制定之后，就需要对整个项目进行相关的预算以及进度的制定，对此需要根据施工单位相关的人力资源以及相关的影响到工程项目进度的要素进行分析，将整个施工细分成多个阶段，然后对每个阶段的时间进行计划。当然这个进度计划通常确定下来就不会更改，除非后来有建设需求方需要更改施工方案，或者增加新的需求，那么通过双方协调对相关进度计划进行微调，从而保障整个进度计划的科学性。

（二）加强进度的系统化控制

由于影响到项目进度存在着很多非确定性的要素，所以只有通过制定科学的系统化的进度控制模式，才能够更好的规避这些非确定性要素的影响。对此首先需要依据施工项目涉及到的工种和岗位差异，对其制定科学的管理措施，确保这些人力资源能够符合岗位需求，同时实现相关岗位人员的配合和协调。

然后要注重施工技术的创新发展，比如针对隧道较长的一些电厂施工项目，由于这种较长隧道的项目在施工时可能出现地质灾害的比率相对较高，目前施工的施工技术通常为爆破法，此时就需要对已经掘进的隧道做好保护之后才能够进一步爆破，否则就会影响到之前建设的质量。

最后要注重对人力资源素质的培养。优秀的电厂建设工程项目进度管理不可能缺少高素质的管理人才和施工队伍，因为很多施工作业都需要人工来做，他们的技术熟练度和敬业度无疑会对整个质量产生重要影响，所以需要对这些人力资源进行全方位的培训，从而提升他们的技能素养。另外还需要通过管理制度来对其进行激励和监督，当发现存在着怠工或者消极作业的员工则给予惩处，而那些表现优秀的员工则给予一定的奖励，这样才能够充分激发员工的工作热情，同样也可以有效消除不确定因素的影响。

（三）加大信息处理水平提升进度控制能力

由于电厂工程建设项目所涉及到的规模较大，而且相关的数据也较多，所以需要通过应用信息交流平台来提升信息的处理能力。项目需求方需要派遣专业人士对施工单位所提供的各类数据加以分类和处理分析，然后对原材料的采购和项目工程的建设情况以及质量情况进行管控，尤其是质量需要根据工序来进行验收，而不是等到所有项目完工之后进行验收，这样就能够确保质量的前提下保障项目建设的质量。最后这个信息平台还需要制定科学的权限，以及方便不同部门之间信息的交流和共享，并积极的和当地政府进行沟通，及时了解政策方向，从而规避来自政府相关的政策风险。

四、总结

总而言之，虽然现在电厂建设项目进度管控虽然存在着不少的难点，但是只需要注重管控的科学化和系统化，积极引入创新技术，提升企业创新力，就一定能够确保电厂建设项目的进度和质量。

参考文献

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一、引言

火力发电企业作为国家的重要能源战略企业，在煤炭供应链中发挥着举足轻重的作用。煤炭供应链系统起始于上游的煤炭采购供应环节，中间经运输、配送等物流环节到下游的煤炭接卸和库存等环节，这一过程涉及煤矿、铁路、港口、航运公司、煤场和电厂等多个企业之间的衔接和协调，任何一个环节的出错和失误都会给整个供应链带来风险，给企业甚至社会带来巨大的经济损失。

随着全球经济一体化的发展，现代市场的竞争已不仅仅是企业与企业之间的竞争，已发展为供应链之间的抗衡。现代火力发电企业的煤炭供应链系统涉及的物流环节繁多，牵涉企业部门主体复杂，存在风险种类，其管控工作是一项复杂的系统工程。因此，探讨和分析大型火力发电企业在煤炭供应链上的诸多风险和预控措施，对火力发电企业的电煤供应链风险管控工作提供有效的决策支持。

二、火力发电企业煤炭供应链概念

对于火力发电企业煤炭供应链国内外尚未有明确而系统的描述和界定。根据供应链相关理论结合电煤产业运行的实际，可以将电煤供应链定义为：根据电厂的需求，电煤从煤矿开始经过各级的电煤储运中心，通过公路、铁路、海运、内陆航运等各种不同的运输方式，最终流动到电厂，同时信息沿着电厂、煤矿两个方向流动，资金由电厂流向煤矿，由电煤生产企业、运输承运商、各级储运中心和电厂组成的系统。其组织结构如图1所示。

三、火力发电企业煤炭供应链系统构成

1.电煤运输通道。

运输通道也称运输走廊，是区域客货流发源地与目的地的密集地带，是社会经济关联的纽带和桥梁。交通运输网的骨干是运输通道，其运输量大并且集中，运输通道主要由运输线路组成，它们是支撑运输通道的线状交通基础设施。运输通道的建设投资巨大，施工周期较长，因此运输通道布局必须充分考虑各种运输方式的互相衔接，适应整个综合运输体系发展的需要，实现信息和能力的互通与匹配，降低运输成本，提高效率。

电煤运输通道指连接主要电煤物流结点的运输干线，由多种运输方式联合而成，是一种跨区域的综合运输通道。电煤物流运输通道主要由铁路、水运（沿海、内河）、公路等组成，电煤运输通道主要受电煤供需条件和运输子系统衔接等因素的影响。由于我国煤炭资源分布的特点是“西多东少”、“北富南贫”，而电煤消费大多集中在京津冀、长三角、珠三角等东部沿海地区，这种供需分布的不平衡形成了“西煤东运、北煤南运”的运输格局；运输子系统相互协调，衔接紧密可以充分发挥子系统的比较优势，使得各种运输方式充分发挥各自潜能，实现电煤运输在各种运输方式之间“无缝化”衔接。由于电煤运量大、运距长等特点，电煤运输主要由铁路、水运和公路这三种运输方式完成，铁路和水运在长距离、大运量方面优势明显，而公路运输比较灵活机动，其短距离集散优势明显。

2.电煤物流结点。

电煤物流结点是指电煤物流网络中连接电煤物流线路的结节地方，在电煤物流中承担电煤集散、装卸、储存、中转、配送、流通加工等物流功能。电煤物流结点根据不同生产和消费地点可分为集散型物流结点、储运型物流结点和配送型物流结点。一般来说，集散型物流结点处于煤炭生产区，它主要将各分散的煤炭资源通过短途运输进行集结，通过铁路等方式储运结点运输；储运型物流结点处于煤炭储运区，一般为大型港口，它连接了不同的运输方式，承担转运和存储电煤功能，它主要将上游通过铁路运输的电煤转换为水运方式（沿海、内河），向配送结点进行运输，同时针对下游电煤不同需求情况，调节库存，进行存储或者释放等活动；配送型物流结点处于煤炭消费区，一般为大型港口，同样连接着不同的运输方式，承担着向下游客户配送电煤的功能，它将水路方式运输的电煤转换为以公路等方式向下游客户进行运输。

3.电煤供应流程。

一般来说，电煤供应链包括如下主要环节：电煤生产―公路运输―场站堆存―铁路干线运输―港口吞吐―海上运输―煤场堆存―水陆支线运输衔接等。但电煤供应链各环节上的各种企业归属于不同的行业管理部门，客观上加大了供应链各环节之间的协作难度，增强了复杂性。

三、火力发电企业煤炭供应链的特征风险

1.电能产品不能储存，按需生产。

煤电企业最重要的特点是它的产品不能储存，发电量超过需要量会形成浪费，发电量不足会影响生产和生活的需要，更重要的是如果系统供需不对称，则会进一步影响电能产品质量乃至整个系统的安全运行，正是由于这个原因使电力行业成为最早实现产品零库存的行业。然而，社会对电量的需要是一个不定量，它会随着地区、时间、季节、气候、人们生活等方面的变化而变化。这种不能储备，需要量又是瞬息万变的行业，就要求对供给和需求有精确的掌握，以便及时进行调整和控制，才能够保证整个行业的稳定运行。电能的这些特点使得煤电企业具有最优秀的按需生产的系统。

2.采购链链线较长，链节较多，链接复杂。

一般煤电企业的采购链主要包括煤矿生产链、出矿煤归集堆存链、铁路运输链、港口吞吐链、海上运输链等链节，由于链长节多且各链节的权属归之于不同的行业产业主体，因而在客观上增强了各链节之间链接协作的难度和管理的复杂性。

3.采购链上“两个价格”体系长期并存，互为补充。

“两个价格”体系，其一是国家根据铁路对煤炭的运力分配来制订的煤炭订货计划内指导价格，其二是根据煤炭市场供求关系和运力市场调节机制形成的煤炭采购计划外市场价格。煤炭计划内指导价格国家一年调整一次，对稳定抑制煤炭市场发挥重要的调控作用；煤炭市场价格随行定价，振幅较大，煤电双方藉此寻求在国家价格机制外的利益平衡点，客观上是对计划内指导价格的补充与调节。

4.保证安全运行，异常运行和缺货成本较高。

煤电企业运营的一个重要度量指标就是安全性。在机组运行中，非计划停机或机组低质量运行，会给企业造成巨大的经济损失。库存供应的不确定性主要来源于两个不相互交织的环节：生产过程和运输过程。在运输过程中，当煤炭产量供不应求或运力瓶颈遭遇卡塞，备品备件没有及时补充之时，煤电企业因供应短缺极易引发停机的事件。在产品生产过程中，在保证供应的前提下，关键的影响因素是生产设备的停机时间，设备可用性概率越高，平均停机时间越少，生产过程的不确定性越小。

5.采购链与销售链价格机制错位运行。

采购链市场煤价由市场供求关系决定，销售链上网电价由国家行政刚性控制，两者缺乏市场化调节功用的联动机制和制度安排，导致在煤价上涨之时，电价调整严重滞后，且调整幅度远低于煤价上涨。煤电价格机制错位运行，不利于煤炭市场与电力市场的发展。

6.生产链与销售链链线较短，同步运行。

煤炭从煤场输入锅炉后完成了生产供应过程，同时锅炉燃烧产生动力推进电力生产与电力输送，完成输电上网的销售过程。电力企业生产链与销售链较之其采购链节，在管理方式与运作方法上相对比较单一。

四、火力发电企业煤炭供应链风险因素分析

1.煤矿供应风险。

矿区生产是影响商品煤供应、燃煤煤质的直接因素，煤矿生产波动给火力发电企业燃煤供应带来的风险，是燃煤供应保障链条风险分析的起点。要防范、规避燃煤供应对机组运行带来的风险，首先应全面分析、辨识风险源，为后续制定风险防范措施和风险预案创造条件。

2.铁路运输风险。

随着铁路部门运输、技术的跨越式的发展，车型不断更新，运量不断增加，线路不断升级等，火力发电企业已不适应当前的发展，给火力发电企业的供煤安全增加了难度。同时，由于铁路部门的正常检修、升级，不免会发生路线的停运，铁路事故的发生，以及国家对铁路部门的政策指导都会对火力发电企业的供煤造成一定的影响。

3.装运港风险。

目前国内沿海煤炭装运港口主要为天津港、秦皇岛港、黄骅港和京唐港。装运港风险的表现形式可以概括为“船货不平衡”，即船舶在港时因煤炭储量不足而滞港或煤炭充足时船舶调度困难而出现装货不便。煤炭装运港都具有一定的煤炭储备，但由于矿区煤炭生产紧张、重大节假日以保证局部地区电煤供应等原因，导致矿区发往北方港口煤炭数量在局部时间段紧张，这样就会出现船舶到港之后，等待备货时间较长，船期集中，发生船舶滞期费用；在装运港也存在一定数量的船舶候港，但由于北方港口出现局部时间段的大风大雾天气和部分港口为社会公共港口等原因，在港船舶调度等方面的控制能力出现困难，因无法装货导致船舶在港时间较长，还可能出现因匹配船型无法调度而出现无法装运的现象。

4.海上运输风险。

海上运输受自然环境影响较大，每年夏季，都是我国沿海台风多发季节，对船舶运输构成了不可避免的影响。由于国际原油价格的波动和航运市场本身波动，增大了海上运输的交易风险，在采用签订长协价租船运输时，因航运市场价格的季节性波动，在一定期间内协议价格要高于市场价格，使运输成本相对增加；而沿海电厂部分运力采用市场临时租船的方式，当沿海电厂需要补充市场运力时，沿海航运市场的波动将导致市场运力供给方面存在一定缺口。

5.电厂存煤风险。

火力发电企业普遍存在煤场储量小、储存煤种多等风险因素，这些风险因素将造成火力发电企业抗风险能力降低，同时，由于个别电厂煤场不通用，与其他电厂共用煤场等原因，也使电厂存煤在燃煤使用高峰期出现煤种比例失调或告急的风险。

6.煤炭市场风险。

随着近几年来煤炭市场价格的大幅波动，火力发电企业面临着“电煤涨价、电价滞后、电企亏损、调价艰难”的恶性循环局面，煤炭“两个价格”体系，虽计划内煤价对稳定抑制煤炭市场发挥重要的调控作用，但市场价格的不断上涨，计划价格煤炭难以兑现，已对火力发电企业煤炭供应链构成较大风险。

五、结语

对于火力发电企业煤炭供应链的风险因素，目前并无文献进行相关研究，任何一个煤炭供应链环节的出错和失误都会给整个煤炭供应链带来风险，给火力发电企业甚至社会带来巨大的经济损失。此外，受国家战略调整和市场波动等外界环境因素的影响，火力发电企业的煤炭供应链系统也会存在一定的风险。

参考文献：

［1］国家电力调度通信中心组编.燃料管理工程.1995.11.

［2］张赫，李振福编著.交通运输与物流工程.大连海事大学，2007.10.

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【关键词】火力发电厂 常见 热控保护技术 策略

由于科学技术发展速度不断加快，推动了工业生产技术发展。在火力发电厂生产过程中，已完成了智能化和数字化技术的运用，对于总体系统的高效运行发挥着重要的功能。并且火力发电厂本身运行具有一定的特殊性，对于设备安全稳定运行提出了比较严格的要求，在生产时会制造很多热能。因此，必须要落实热控保护技术的推广。下面将进一步分析火力发电厂常见热控保护技术。

一、热控保护技术应用在火力发电厂的重要性

由于社会生产和居民平时生活用电量持续提升，促使电力供应更加吃紧。这对电力生产提出了更加严格的要求，火力发电厂工作正常开展，在达到用电需求量的基础上，还要确保电力生产的安全。因此我们要充分了解并掌握火力发电厂发电机组运行的情况，并根据其中存在的具体问题，选择有效的方式有针对性的解决这些问题。当中，热控保护属于发电机组设施安全管理的核心程序，可以有效的防止因为电力生产所制造的热量危害到发电机组设备。主要针对发电机组脆弱环节热控实施保护，并且对其进行严格的监督控制，选择合理的检修及维护手段。根据常用的热控保护技术使用，维持火力发电厂有关设备的正常工作，从而给电力系统提供更加优质的服务。依照电力变电设备真实的工作情况，使用科学的监督测试及检查维修方式。对于火力发电厂电力生产的详细情况，运用热控保护技术，找到火力发电厂热控保护重点部位，选择有效的策略及手段进一步的改进和优化。

二、热控保护技术常见问题及具体应用

（一）热控控制逻辑的优化改进

在联锁保护背景下检测信号稳定性不强将会造成系统总体误动几率提升，放眼当前使用的主流的热控保护联锁系统，大多以单点式的方法去收集和测试触发信号。但是这些设备和系统工作环境大部分都构建在强大的电磁场当中，由于磁场的干扰，促使单点式信号十分容易产生问题，进而造成保护回路出现误动的风险。由于蔚闶叫藕挪杉十分容易受到外部很多因素的干扰，并且对于温度式和振动式信号系统均会发生不同程度的影响，这种情况会对采集数据可靠性造成不利的影响，出现不正确的数据，从而使得逻辑判断产生偏差。因此要避免因为部分零件损坏、设备故障、掌控逻辑不健全等问题导致的整个机组跳闸事故，就应该在机组停运的检修过程中优化热控控制系统的逻辑，采用组态容错式的逻辑并予以实施，便能够在极大程度上解决这类问题。在检修的过程中，对经常出现问题的特殊设备、零件、元件等要使用逻辑模式实施深入改进。想要进一步防止控制逻辑部分不正确的动作，还必须要最大限度使用逻辑容错的优势，做好逻辑优化工作，提升热控保护的安全性，从而降低事故产生的几率，减少事故造成的损失。除此之外，还要整理和评估分析总体控制系统硬件和定值以及逻辑条件等，从各个方面进行优化改善。比如，在进行热控保护逻辑设计时，既要强化热工控制系统对于机组设备管理控制，同时又基于安全可靠的角度强化设备的稳定性。

（二）优化热工保护手动急停按钮

由于工业发展速度不断进步，生产工艺的提升，促使热控保护技术面临更高的挑战。所以要进一步改进热控技术，更加适应，并且广泛的应用到生产当中，满足先进生产力提出的要求，提升效益。使用DCS热控技术能够利用控制面板对于总体操作程序实施管理和控制，在某种程度上强化了工作的效率，防止产生安全事故。DCS控制系统操作的基本原理，是构建在软逻辑前提下去操作的，然而这就会导致当机组出现紧急情况情况需要停机时，热工保护发生拒动的情况下，运行人员无法及时进行停机动作。因此在热控保护设备中增加了机组主要设备的紧急停运按钮，可以使运行人员在机组出现异常时更加方便、快捷、安全地进行紧急停机操作，增加了热控保护系统的安全性。

（三）科学化技术性操作

热力发电厂必须要注重对于热控工作人员的培训工作，同时还要强化热控人员解决问题和处理故障的各种能力，这样才能够有效提升企业总体技术水平。当前，控制中心电源和热工保护电源的使用对于热力电厂来讲特别普及，所以针对保护实施设备和保护动作电源管理控制以及监督十分关键。并且，针对部分主要和核心的测点来讲，更应该采取动态监督和管控，确保测点信号准确、有效，以保证热工保护系统的可靠性。针对测点通道的分布安排，要基于位置分散的原则，将风险分散开来，同时强化操作的可靠程度，关键测点一定要确保多点和彼此独立的取样操作，只有这样才可以强化测量的可靠性，并且在测点出现问题时，处理起来更加便利。对于多点取样的方式，还需要深入的思考和完善。

三、火力发电厂热控保护关键点

（一）可靠性

针对火力发电厂而言，其热控保护的重点是减少风险，需要确保系统稳定的运行，强化热控保护系统的性能，同时在这个前提条件下，选择相应的手段，确保设备安全稳定运行。把减少风险当作根本的原则，使用先进技术，保护火力发电厂设备，增强保护可靠性。

篇（10）

我国是煤炭消耗与生产大国。在生产大量煤炭的同时，会产生大量的具有较低热值的煤，例如煤矸石、煤泥、洗中煤等[1]。这些低热值煤虽然堆存量较大，但利用率较低。因此如何实现低热值煤高效利用是燃料智能化管理与控制过程所要面临的重要课题。

1 低热值煤发电中存在的问题

由于煤矸石等低热值煤的热值偏低、灰分高、富含硫分、硬度高，不能实现远距离的运送，这就导致了装机容量和选址位置受到很大的限制。此外选择燃烧低热值煤的电厂往往地处偏远，电力需要远距离的输送上网输电困难。

目前，循环流化床锅炉发电技术是实现低热值煤发电的主选方式，不仅环保，其技术经济参数具备了其他炉型不具备的优势。但是，这种发电方式下锅炉受热面磨损比较严重、出渣设备容易出现故障、燃料破碎能力不足、主要辅机设备质量可靠性差、厂用电率相对不高。

2 燃料智能化管理与控制技术

火电厂中燃料是保证电厂安全生产的主要内容，是发电厂最大的可变成本，也是火电厂经营的最大风险。对燃料全过程的合理、高效的管控有助于电厂降低燃料成本，可以显著的提高电厂的利润收益。因此智能化管控被广泛应用到电厂燃料全过程管理当中。燃料智能化管理模式流程环节较多，人为因素不可忽略。燃料数据真实有效是整个燃煤管理过程中的核心，牢牢把控住这个核心才能科学掺烧和经济采购，进而有利于降低劳动强度。最终实现劳动效率和经济效益的提高，增加发电企业的核心竞争力。

智能化的燃料管理系统主要有五大目标：一是入厂煤计量过程自动化，实现入厂煤计量的车号、矿别、称重、回空等信息自动生成。二是采制过程自动化，实现采样方案自动确定并执行，制备煤样自动封装，最终实现采样制样一体化运行。三是化验管理网络化，实现化验仪器联网运行，化验过程在线监控，化验报告自动生成。保证化验过程不受外部因素的影响，减少人为的错误。四是煤场管理数字化，实现不同煤种分堆分层存放，进耗存数据实时掌控，量质价信息动态显示。五是燃料管理全过程信息化，这是燃料智能化管理的中枢，通过建立统一的数据中心，实时管控设备运行，自动采集管理数据，及时传输管理信息。即如图1所示的五个主要环节[2]。

3 低热值煤发电燃料智能化管控一体化

对于我国这种能源消耗大国，发展低热值煤具有三个重要意义：第一是有利于提高能源资源利用效率；第二是有利于减轻矿区生态环境污染；第三是有利于节约土地和运力资源。但发展低热值煤也存在多种制约因素。将燃料智能化管控应用于低热值煤发电是实现低热值煤高效利用的重要课题。低热值煤发电燃料智能化管控一体化除了考虑传统高热值煤发电燃料智能化管控主要内容外，还要将以下两点整合进入到智能化管控模块当中。

（1）低热值煤电厂的选址的经济性计算。综合考虑各地条件和限制因素，应优先布局在煤炭调出矿区和原煤热值不高、矸石含量高的矿区，如内蒙古准格尔矿区、万利矿区，可考虑此类发电项目。

（2）锅炉安全参数的实时监测信息。对于适合燃烧低热值煤的循环流化床锅炉，由于受热面磨损、出渣设备故障等会影响锅炉安全运行，严重影响电厂效率，因此实时检测锅炉四管的安全运行有利于降低电厂运行成本[3]。低热值煤发电燃料智能化管控一体化的主要内容可以用图2表示。

4 结束语

低热值煤发电可以提高能源资源利用效率并且能够减轻矿区生态环境污染。如何合理的将低热值煤与燃料智能化管理相结合是实现低热值煤高效利用的关键所在。在解决低热值煤发电主要技术问题的基础上，与传统的燃煤智能化管控方法相结合，是解决低热值煤发电燃料智能化管控一体化的有效途径。

参考文献

[1]柳勇，吴家文，廖帮贵.浅谈低热值煤的利用方法[J].中国化工贸易，2015，7（24）.

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一、自备电厂客户未实现信息化管理前有关情况

自备电厂客户未实现营销系统管理前，抄表工作虽可通过电能量采集系统实现远程电能表示数抄见，但却不能像一般客户那样进入营销系统实现自动抄表核算；核算及报表统计工作由地市公司相关人员利用自行设计的excel表格完成；帐务处理工作则通过手工凭证制作的方式实现营销系统同财务系统间的共享。

二.自备电厂客户未实现信息化管理的弊端

1.自备电厂客户抄表核算、帐务处理及报表统计工作均由人工方式完成，不仅增加劳动强度，降低劳动效率，增大出错机率，而且不能实现自备电厂相关费用收取情况于诸多部门间的适时信息共享。

2.按照网省公司电能量采集系统建设规划目标，结合公司经营区域内直供直管电力用户覆盖现状，以及自动抄表核算和预购电功能应用情况。公司积极拓展电能量采集应用范围，于自备电厂客户发电机出口处、上网处等均已加装计费或考核计量及采集装置终端，可实现发电量、自发自用电量等数据实时在线监测，但却不能得以充分运用，且实现与营销系统间的自动链接传递。

3.相关费用应实收情况无法得以适时展现和调阅。在内外部开展检查中，发现不规范行为，存在经营风险。实施自备电厂客户营销系统信息化管理，可对抄表周期、抄表例日、核算与发行时间进行固化，随时获悉客户交费时间、交费方式、交费途径、帐务处理效率等信息，及时快速获悉电力经营活动中关于抄核催收帐表等全过程管理存在的异动和问题，有效消除管理薄弱环节，实现经营风险“可控、能控、在控”。

三、实施过程

本着“省市两级纵向、市市公司横向以及省、市公司同开发运维商多维度”协同攻坚原则，通过认真研读国网公司《营销业务应用标准化设计需求规格说明书》“自备电厂模块”功能，形成集组织机构、客户档案、抄表、核算、收费、凭证、报表等营销业务应用系统贯穿自备电厂相关费用管理和收取的全业务、全过程、全方位创新管理开发设计框架，历经可行论证、设计测试和试运行上线三个阶段，最终实现自备电厂客户管理“档案系统化、抄表自动化、核算电子化、费用掌控化、营财一体化、报表准确化、效率提高化、全省统一化、网省率先化”工作目标。

1.可行论证

河南省电力公司相关部门组织地市公司相关业务专家及系统开发运维商，在对所属地市公司自备电厂客户管理模式、运行方式、存在问题等调查了解的基础上，就自备电厂客户实现营销系统管理充分进行业务论证，本着“自上而下、自下而上”的原则，随后又对规格需求在18家地市公司中历经4个月包括业扩报装、计量等专业广角度的反复讨论和征求意见，最终数易其稿形成了具体功能规格需求提交开发商设计。其中：组织机构于地市公司下增加自备电厂分局；客户档案建立工作参照高压业扩报装流程进行，“用户分类”、“用电类别”、“行业分类”等，需符合国网统一规范并不影响公司“大一”报表数据；抄表方式实现远采集抄；核算、收费同一般客户；帐务管理符合财务关于自备电厂客户科目设置及记帐要求；应实报表均不计入销售收入。

2.设计测试

依托测试库，从立户、计费参数、抄表、核算、收费、报表、凭证等环节，逐一开展实质性测试和完善优化。

3.试运行上线

按照既定时间安排，通过正式库建立自备电厂客户档案，对自备电厂客户抄核收、账务处理及报表统计工作进行处理。

四、存在问题及改进情况

作为首家试点建设单位，虽然就设计开发和使用过程中进行了充分的业务论证，但困于时间、程序设计、各种报表、系统间之关联等实现情况，报装流程、帐单、报表等还存在些许需改进或适应性同步调整的情况。

五、实施效果

1.利用电能量采集系统，可适时监测自备电厂客户电压、电流、以及机组启停情况，远程采集发电量、上网电量或自发自用电量等信息供统计和贸易结算所需技术层面的监督管控力。

2.调阅营销业务应用系统，可了解电能量系统深化应用、自备电厂收费政策执行以及抄核收工作规范化程度，节省了人力、提高了效率。

3.凭借95598系统，为自备电厂客户提供电量电费使用、费用交纳等信息送达和提醒，使有效客户服务手段得以自动应用。

4.据统计，2012年全省通过营销系统，实现自备电厂记收各项费用449.37万元，电量7729.12万千瓦时；2013年全省实现记收各项代征费用1062.28万元，电量17605.80万千瓦时；2014年上半年，全省实现记收各项代征费用33984.62万元，电量746368.47万千瓦时。

财务管控和营销业务应用系统间的数据自动传递，确保了数据的准确性和唯一性。

5.自备电厂客户信息化管理入选河南省电力公司2014年度典型经验库；其规格需求说明书及有关资料呈报国网公司营销业务项目管控组进行研究推行。对分布式电源、地方公用电厂等新型客户纳入营销业务应用系统管理以及国网公司营销系统标准设计书修缮和丰富，具有一定的示范和参考意义。

参考文献：

1.《关于规范电能交易价格管理等有关问题的通知》（发改价格〔2009〕2474号）