时间：2023-07-04 16:27:04
导语：在电厂风险管控的撰写旅程中，学习并吸收他人佳作的精髓是一条宝贵的路径，好期刊汇集了九篇优秀范文，愿这些内容能够启发您的创作灵感，引领您探索更多的创作可能。
关键词：变电站 施工现场 安全风险 管控
中图分类号：TM63 文献标识码：A 文章编号：1672-3791（2015）07（b）-0000-00
随着社会经济的快速发展，用电需求急剧增长，为了满足人民群众生活、生产的用电需求，我国各地区都加大了输变电工程的建设力度，尤其是靠近用电负荷中心的变电站建设项目更是逐年递增，变电站工程建设能否安全顺利进行是事关国家经济发展的重要工作。电力企业不断加强安全生产风险的分析和管理，通过建章立制，完善风险预控措施，建成了切合实际的重在过程控制的风险管控方法，很好的指导了电力安全生产工作。但是必须承认， 电力生产安全事故仍时有发生，当中安全风险管理不够到位，缺少超前控制和事故前风险管控分析预防是导致安全事故发生的主要原因。
1构成变电站工程施工现场安全风险的因素
变电站现场施工造成事故的原因主要是施工环境的不安全因素、作业机械设备的异常状态和施工作业人员的违章行为，是在这些因素的相互作用下而引发事故。
作业环境不安全因素构成安全风险，主要由变电站现场施工作业任务的种类和作业任务的大小决定；而由施工作业机械设备的异常状态构成的安全风险，主要表现在施工机械设备本身存在某种缺陷或平时缺乏保养和检查，使机械设备的功能失灵；人员的违章行为是指在电力施工、生产过程中，不遵守行业以及公司的各项规定、制度，违反保证安全的各项规定、制度及措施的一切不安全行为。
2变电站施工作业现场存在的安全风险及问题
笔者对当前变电站施工现场存在的安全风险及问题进行了深入的研究和分析，并总结发现安全问题往往出现在以下几个方面：
第一，进入变电站工作的人员素质参差不齐，有些甚至未经过必要的电力生产安全知识培训，未取得相应的电网进网作业资格证就进入变电站工作。这类人员不了解变电站生产条件情况，不清楚变电站工作所存在高风险，在工作过程中没有与带电设备保持足够的安全距离，极其容易在作业过程中引发安全事故的发生。
第二，施工作业现场的风险分析、危险点辨识工作不到位。与其他的工程建设相比，变电站的施工过程更为复杂、施工难度更大、安全风险指数更高。为确保现场施工人员的人身安全，相关人员在施工前必须到施工现场做好施工作业现场的危险点辨识工作，并针对辨识出的危险点做出相应的管控措施，防止现场施工人员出现各种意外。但纵观目前我国的变电站施工现场来说，受外施工项目负责人员业务水平的影响，往往容易忽视了危险点辨识对后面施工现场安全问题的重要性。
第三，施工现场的某些作业环节工作不规范，作业人员习惯性违章，极其容易造成各种危险。在变电站的施工过程中会用到各种设备或者机器，某些设备需要专门的工作人员进行操控，需要特种设备作业许可证，必须按照一定的操作规程进行设备操作，但由于部分工作人员专业技术水平较低，或者未严格按规程进行操作，往往在使用过程中发生事故。
第四，施工现场的安全管理、安全监督工作不到位。任何工作想要保证正常、顺利的进行都需要一定的监督约束机制，变电站的施工过程也不例外。正如上面所提到的，变电站的施工作业是十分危险的工作，在施工中工作人员必须做好每一工作任务相应的安全措施。项目业主单位及施工作业单位必须成立专门的工程监督小组，对施工现场的各项工作进行监督，保证所有工作都按规定进行。
总之，当前我国部分地区变电站现场施工过程中仍然存在这样或者那样的安全不稳定因素，对施工人员的生命安全造成了严重的威胁，不利于电力行业的健康发展。
3变电站施工现场安全风险管控方法及策略
变电站施工现场安全风险管理与控制工作的到位与否，将会对施工人员的人身安全、施工企业的经济效益以及社会经济的正常发展造成严重的影响。因此，我们必须加强分析和研究，努力找到变电站施工现场安全风险管控的合理方法及策略。下面，笔者将针对当前我国变电站施工现场存在的各种安全问题，提出自己的看法。
首先，加强对进站施工人员进站资质审查，所有进站作业人员必须具备电网进网作业资格证，参加过安全作业规程培训并考试合格，并接受一定的电力基础知识培训。严格把关，对不具备相关作业资质，不符合进站工作要求的所有人员一律不得安排进入变电站参加工作，从源头上控制危险源的进入，以减少安全事故发生的可能性。
其次，在作业开始前，提前开展作业各个环节的风险分析，针对作业过程中可能会导致事故发生的危害因素进行识别，并制定有效的控制措施，将控制措施写入施工方案或制定专门的风险预控表，确保预控措施落实到位。在工作开展前合理设置施工现场的安全布置，做好危险点预警工作。第一，在正式施工之前，工作人员要根据停电范围，使用围栏将工作地点与带电设备进行隔离，做好施工现场的布置图，对施工现场中的现场作业区域进行明确的标识，并制定好现场作业的基本路线等，防止部分工作人员盲目进入运行设备的区域，引发各种安全问题；第二，工作人员要对施工现场所有的风险点进行分析，在现场进行标识，如设立警示牌等，提醒所有的工作人员注意施工过程中可能存在的各种问题，让他们做到“心中有数”，从而在工作环境因素上进行杜绝或减少安全隐患因素。
再次，规范现场作业流程，提升相关人员的安全意识，要规范各个施工环节的工作，严格按照施工方案要求做好每个工序的安全防范措施，做好安全技术交底，提高工作人员的安全素质。施工企业要加强对工作人员的安全素质教育及培训，提高其安全风险的防范能力，同时还必须为施工人员提供各种必须的安全防范措施及防护用品等，尽量避免各种安全事故的发生。
最后，完善实施项目的安全风险管理，认真落实各类施工现场的安全监护制度，工作负责人及指定的工作监护人必须认真履行其安全监护职责，发现作业过程中可能出现的危险行为，对施工过程中的违反作业规范、危害生产安全的行为进行制止，防止安全事故的发生。安全管理部门成立现场督察小组，不定期对施工现场开展突击安全检查，一旦发现安全管理问题，监督人员应该立即中止施工，并马上安排现场整改，追究相应负责人的责任，在问题解决之前不允许恢复作业。
除此之外，各个变电站施工作业单位必须加强与同行业企业的安全管理沟通与交流工作，学习他们施工过程中安全风险管控的各种经验，并结合自己的项目实际情况，制定一套切实可行的风险防范或策略。
4结语
变电站施工现场安全风险管控是一项较为复杂的工作，需要全体工作人员的共同努力与配合。相关工作人员必须树立安全风险意识，充分认识施工现场的各种安全风险及问题，在施工前，对施工人员技能水平、施工工具材料以及关键的施工工艺要求等进行严格的审查管理；在施工过程中，要严格按照相关制度实施有效的安全监督管理，严格按照经审核的施工方案进行施工，保障施工所需的防护用品齐全；施工完成后，项目验收部门做好输变电工程的验收工作，对于存在安全风险隐患的，要责令施工方限期进行整改，从而有效提升输变电工程项目的安全风险管理水平，降低安全风险，降低施工现场的安全事故发生率。只有这样，我们才能尽可能地减少各种安全事故给人们带来的不良影响。相信在各方的共同努力之下，我国变电站施工安全管理水平一定能得到进一步的提高，我国的电力事业能朝着更好的方向发展。
参考文献
[1] 覃丹. 电网企业建立安全生产风险管理体系机制需注意的几个问题[J]. 科技资讯，2011（18）.
火力发电厂的集控运行系统简称为DCS系统,这种新型综合控制系统与传统的集中式控制系统存在很大的差异。集控运行系统是在日益复杂的过程控制要求和大型工业生产自动化的基础上应运而生,以自动处理器为中心,全程实现集约化自动管控。将集控运行系统与计算机远程控制与传输技术、control控制技术和信息通讯技术结合起来,不仅可以集中管控操作、显示等功能,还可以分散操作系统运行的负荷和风险,从而提升了整个控制系统的操作安全系数,保障了电网运行的安全性与稳定性,因而在火力发电厂的安全生产与管理过程中发挥着重要作用。
集控系统的运行条件主要分为运行技术条件和外部环境条件。运行技术条件主要指计算机远程控制与传输技术、信息通讯技术等硬件条件,外部环境条件主要指电源的供应、控制室的温度、接地装置、设备配置等条件。集控运行的运行条件对运行效果有着至关重要的影响,例如若设备的接地装置安装不到位,便会影响电缆屏蔽系统的正常运行,在机电组集控运行过程中很容易出现机电与电力事故。在发电机组集控系统运行前,应努力排除一切干扰因素的影响,确保集控运行系统的技术条件与外部环境条件均处于良好状态。
集控模式是集控系统运行的基础,火力发电厂的集控系统运行模式主要分为分散控制、分级阶段控制和通讯传输控制三种控制模式。分散控制模式的集控模式为分散化,在集控系统运行过程中分散管理技术功能、风险和负荷,从而避免系统运行过程中可能会出现的风险与事故,努力降低风险所造成的的损失,提升系统运行的安全性与稳定性。分级阶段控制模式则是将集控管理在控制的环节与层次上进行细分,从而实现集约化集控管理。通讯控制模式将通讯技术和手段应用于信息传输管控过程中,从而实现远程通讯控制,并有效连接各发电组装置。在构建集控系统运行模式时,应根据集控系统的具体应用环境与条件及电厂的实际情况构建合理的系统运行模式。
[关键词]：电厂 项目 风险 控制
电厂信息化作为推动和实现电力企业体制创新、技术创新、管理创新，增强电厂核心竞争力的重要手段和必由之路，已为我国许多电力企业普遍认同，并成为他们的战略选择。同时信息化又是一场高风险的管理革命，据统计，在电厂信息化的实施项目中，约一半的项目会在实施中流产或失败。电厂信息化的建设是一个不断发展变化的过程，随着时间的推移，对电厂的业务相关人员，尤其是领导的积极性是一个很大的考验。同时随着市场经济的逐步深入，电厂需要面对的内外部不确定性因素在日益增多， 电力企业管理水平已经难以跟上环境的瞬息万变，在电厂的信息化过程中存在不可避免的问题――电厂信息化项目实施过程中的风险控制问题。
信息化项目风险控制是指对项目风险从识别到分析乃至采取应对措施等一系列过程，它包括将积极因素所产生的影响最大化和使消极因素产生的影响最小化两方面内容。业务管理系统建设项目的风险管理过程应该包括：风险识别、风险量化、风险对策研究和风险对策实施控制四个主要部分，对这些风险的识别、分析和控制，将伴随着项目实施的始终。
一、范围风险
范围风险主要是指双方对项目范围即项目合同、技术协议、软件操作性、功能性的认识不同而产生的，由项目在签订合同及协议之初，不可能把所有的功能、操作描述清楚且可测量，在正式执行时，总存在或多或少的差异，或是随着项目的进展，范围发生变化等。
由于电厂信息化项目实施涉及了各个业务部门，项目范围大且不可预见性很多，所以此风险发生的概率很大。
对此，我们提出了以下的预控措施：
1、充分的调研。充分的调研是避免范围风险的重要手段之一，包括对电厂各部门业务的充分调研，也是整个项目实施的基础。为此，应组建有经验的项目调研团队，充分利用各种调研手段，综合已有的业务经验，及对电厂业务的正确理解，都是保证调研充分的手段。
2、详尽的业务分析。对电厂各部门业务的归纳综合分析，做出最优的业务模型，是后续开发的基础，同时也是决定软件能否适用、是否实用的重要指标之一，并在此基础上，控制项目范围，防止由此带来的范围无限扩大的风险。
3、关键用户参与软件原型测试。关键用户参与软件原型测试是防止开发结果与用户所要求偏差过大的手段之一。
二、进度风险
每个信息化项目都有其特殊性，对进度风险进行控制将能保证项目如期完成。影响项目进度的因素有很多因素，主要包括各种相关项目政策的变更；在项目执行过程中，项目范围发生变化；在项目执行过程中，沟通存在障碍等，都有可能影响项目进度。对此，我们提出如下预控措施：
制定项目进度计划时，尽可能考虑各种影响进度的因素。一般的，主要考虑：
1、各业务人员对项目的配合时机，如考虑在项目执行的过程是否有大小修情况，是否有关键业务人员外派学习等；
2、应根据电厂各个业务部门的实际业务进度制定项目实施计划，如根据72时间制定开工时间等；
3、剔除各种节假日的影响；
4、考虑项目组成员变动时产生的工作交接时间；
5、每一阶段按照最乐观时间估计，并预留一定的时间空间；
6、预留足够的培训及基层用户适应时间。
对进度进行定期的监控。项目的进度情况应包含在项目的定期报告（项目周、月报）中。当项目进度出现较大偏差时，应签署备忘录，并说明影响的原因。
保证足够的人力物力投入。除保证项目能够按期投入足够的人力物力外，还应尽可能的保持项目组成员的稳定性。
三、人员风险
人员风险是信息化项目实施的重大风险之一。一般的，引起人员风险的主要因素有：人员岗位变动、离职带来的项目组人员变动；项目组人员能力素质达不到项目所要求的能力素质。对此，我们提出如下预控措施：
1、项目组人员能力要求明确。对于实施方，派遣经验丰富的项目经理、咨询顾问、实施工程师是保证项目成功的关键因素之一；对于电厂，派遣业务能力、管理能力、协调能力都比较强的担任项目经理，及由各业务口子关键人员担任关键用户，是保证项目成功的另一关键因素之一。
2、减少项目组人员的流动性。一个项目如果至始至终项目组人员不变动的话，项目基本上就已经成功一半。由项目组人员变动带来的对项目进度、成本、质量等方面的冲击有时候是致命的。
3、明确加强双方的沟通方式，尽早、尽可能多的实现知识转移。
四、成本风险
成本风险是信息化项目领导对项目组重要的考核指标之一。项目成本包括直接成本和间接成本，直接成本如项目组人员的硬件采购费用、差旅费用、会议费用、其他费用等；间接成本是由项目产生的固定工资、福利、管理费用等，尤其是由项目产生的一些其他部门的配合费用等。为此我们提出以下预控措施：
1、应在适用、实用的基础上，做出正确的硬件配置。一般的，硬件费用是项目费用的50%左右，如果能对此费用进行控制将可以对项目整体费用进行控制。在正式执行采购时，双方应再一次的确认相关的硬件配置，对于不必要的高档硬件（比如5年之后才可能用到的），根据适用、实用原则，减低配置，从而减少硬件成本，降低整个项目成本。
2、加强进度控制，减少双方软件实施成本。如大家所熟知的，软件实施成本主要是双方的人工成本，项目周期的长短，与此成本有直接的关系。
3、加强项目管理，减少不必要的间接成本。如缩减会议次数，合并其他部门配合的次数，减少不必要的差旅等。当然，对这些成本缩减的前提是保证项目实施质量，切不可因为要缩减这些成本而降低对实施质量的要求。
五、质量风险
信息化项目质量是指项目的适用性、实用性、前瞻性。既要考虑项目对当前业务的支持程度，也要考虑对基础用户操作习惯，还要考虑此软件对未来业务流程重组带来的软件适应程度。
在电厂的信息化项目中，需要考虑系统的适应性，总体实施方案中要考虑各项目点的差异性。为此我们提出如下预控措施：
1、充分的调研。充分的调研，既是控制项目范围的手段，也是提高软件的质量的重要方法之一。
2、考虑标准版本与业务的差异性。成熟软件对于项目的所有要求，是不可能都满足的，为此我们应尽量的在软件设计之初就应考虑，并对于差异要求要出具书面的差异说明。
3、监理方对项目过程的监督。采用第三方的监理监督，也是保证项目质量的手段之一。
4、软件测试需要标准化，尤其对于二次开发的业务应用需要进行全面的测试。需要制定详细的测试计划，并按照计划完成相应的测试用例、单元测试、模块测试、系统测试等相关测试工作。
总之，加强电厂信息化项目实施过程中的风险控制工作，不是一朝一夕的事情，因为风险控制不是一项制度或一个机械的规定，随着电厂经营管理环境的变化而变化，而不断趋于完善。实施风险控制，围绕电厂总体经营目标，通过在电厂管理的各个环节和经营过程中执行风险控制的基本流程，培育良好的风险控制文化，建立健全全面风险控制体系。相信，在有关理论、方针政策指引和各方各面人员的共同努力下，电厂信息化项目实施的风险管控一定会得到不断丰富和完善。
参考文献：
关键词：火力发电厂；集控系统；运行技术
DOI：10.16640/ki.37-1222/t.2017.10.146
0 引言
集控系统运行技术的使用明显的提高了火力发电厂的生产效率，电力作为经济发展的主要资源，但近年来经济的快速发展使火力发电厂的电力供给出现困难，因此必须对技术管理模式进行创新与改革。而集控系统运行技术正是集现代科技、网络信息技术于一体，既能保证能源开发与管控，又能有效降低火力发电厂的运行成本，提升电厂的安全运行，对火力发电厂实现经济效益和社会效益具有推进作用。
1 电厂集控系统运行技术分析
电厂集控系统运行技术简称DCS系统运行技术，该系统中装置众多，技术控制要点复杂，是一种新型的以集约化技术为基础的自动化的综合性管理控制系统。与传统集控系统不同，其运行中心设定为自动处理器，再将自动处理器作为运行基础，对整个系统进行集约化的整体自动控制，有效改善了控制系统的运行效果[1]。电厂集控系统运行技术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、分散控制技术等类型。
2 火电厂集控系统运行技术的条件
火力发电机组集控运行技术的实现需具备稳定的电源、集控发电机组运行系统的接地装置、总控室优化的作用环境等，只有具备运行条件才能发挥集控运行技术的最佳状态，进而提高集控运行的安全稳定性[2]。首先，防信号干扰是集控运行系统稳定运行的基本条件。如果没有设置完好的接地设备或者进行控制的电缆没有良好的屏蔽性能，将会直接干扰系统发出错误信号，影响发电机组的正常作业；因此在布置时必须做好接地装置和电缆抗干扰屏蔽装置，确保能够有效抑制外部的干扰因素。其次，保证集控系统中的电子装置电源供应与切换装置运行要求相符，如果电源和切换装置达不到运行要求，则整个系统都存在用电危险，甚至因自动化技术在应用过程中达不到标准要求，而导致短路故障出现影响系统的运行。最后，一般情况下，集控运行电子室与控制室共用一套空调系统，因空调系统只能调节温度而无法调节湿度，且电子室对环境的温度和湿度都有较高要求，一但空气中湿度较大，集控系统的电子元件会出现结霜现象，轻则造成系统停机，重则减少系统的使用寿命；反之，如果空气过于干燥则会产生静电现象，对集控系统造成损坏，因此，构建一个符合标准的电子室是必要的。
3 火力发电厂集控系统运行模式
管控技术作为火力发电厂集控运行系统的核心技术，能够在网络技术以及计算机技术的辅佐下有效提高火力发电厂的生产控制效率；在分散控制运行模式、等级化控制模式、通讯传输控制模式的配合下，实现对发电机组的安全事故预防以及经济运行优化调整。
3.1 分散控制运行模式
分散管理控制模式在传统集中控制模式上进行了创新和改革，主要采用信息化的分散管控模式，其使用价值更高[3]。将传统集中管理模式中的集中管理改为分散化的集控模式，在运行中实现了技术功能、风险及负荷方面的分散管理，避免系统运行中危险事故的集中发生，降低了系统风险的发生率和影响力。
3.2 等级化控制模式
等级化控制模式是现阶段火力发电厂集控系统中最常见的形式，能够将电力机组的运行情况分为若干个控制环节和控制层次，实现对电力机组的集约化管理，等级化控制模式最大特点在于能够及时发现问题发生的部位及原因，并采取措施进行解决，确保了电力的稳定运行。
3.3 通讯传输控制模式
主要是利用通讯技术和手段进行信息传输管控，通过通讯系统传输控制模式将计算机通过远程控制系统与信息传输系统进行结合，可对电厂所有技术数据进行随时查看与处理，实现整个集控系统运行模式的信息集约化管理。
4 火力发电厂集控系统运行中的注意事项
火力发电厂进行集控运行时要避免在生产过程中出现程序错误影响目标的完成。需做好以下几点：一是集控运行系统包括软件和硬件两部分，软件系统主要借助软件组态达到各类复杂控制策略的有效实施，硬件系统的核心是主板、微处理器及存储系统。为确保火力发电厂设备的可靠运行，应及时对硬件系统和软件系统进行维修检查，对系统进行优化配置。二是对控制系统进行管理，控制系统作为集控系统的一部分，任何细小环节出现问题都将影响整个系统的运行[4]，例如出现跳闸、设备损坏等现象。因此要加强对控制系统的管理工作，确保稳定安全运行。三是火电厂生产过程中热机保护系统的管理，热机保护系统是机组稳定安全运行的重要组成部分，可有效提高发电机组运行的安全性，确保现场操作人员的安全。如果发电机组发生异常情况，能够进行自动判断，安全停机，减少设备的损坏。发电机组的安全运行最大值不能随意更改，遇到紧急情况时需要按照正常程序进行更改，当紧急情况解除后应立即恢复发电机组的安全运行值，并加以保护。四是人员管理方面，随着科学技术的不断提高，电厂对相关技术人员与管理人员的专业素养提出了更高的要求，要求相关工作人员不仅需要具备专I技能和专业素养，还需要在工作中不断创新熟练掌握专业技术，然而在现阶段火力发电厂中在技术管理方面还存在一些问题，使得电厂技术管理受到一定影响。因此，要不断提高电厂的技术管理水平。
5 提高火电厂集控运行的有效措施
5.1 提高对相关工作人员的要求
提高相关工作人员的技术能力既是对工作人员生命安全的负责，也是对火力发电厂安全生产的保证。集控系统工作人员的主要日常工作是维持火力发电厂的锅炉、发电机组、电力调试等方面的正常运转，这些需要具备专业技能的工作人员才能完成。在对集控系统的实践落实进行观察过程中，工作人员不仅要对整个运行过程有所了解，还要充分掌握火力发电厂的整体工作流程，只有这样才能对集控系统的作用做出正确评价。可见，相关工作人员在掌握集控系统运行相关专业知识的同时，还应掌握热力学、发电机原理、传热学等相关内容，确保发生故障问题时能够及时的采取解决措施。
5.2 提高集控系统运行条件
电子环境、接地电源、计算机能源控制电源等作为火电厂运行的外部环境，对火电厂系统的安全运行有直接影响。通过对机组安装的调试工作来确保外部环境的合理性，进而提高火电厂控制外环境的各项指标[5]。通过对电子空调的稳定调温确保控制温度湿度，保证模拟器件运行的有效性。通过加强对信号的集中控制运行调节，确保火电厂系统的合理控制，减少对电缆的屏蔽问题，提升系统信号的稳定性。集控系统工作人员要处理好控制系统中出现的各种问题。
6 结束语
集控系统运行技术作为一项前沿技术，具有安全性高、效率高、稳定性强等特点，受到相关工作人员的重视，且在火力发电厂中也成为必然的发展趋势，不仅能有效降低能耗节约成本，还能减弱对环境的危害，符合环保发展的理念。本文通过对火力发电厂运行中集控系统运行技术的相关分析，要求相关工作人员在日常工作中要进一步加强对相关技术理论的研究，积极探索集控系统运行技术的管理模式，以最大限度的发挥火力发电厂的作用，满足当前社会对电力的需求。
参考文献：
[1]杨超.论火力发电厂运行中集控系统运行技术及管理[J].工业C，2016（09）：86.
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[3]王小刚.火力发电厂运行中的集控系统运行技术[J].电子技术与软件工程，2014（21）：247.
关键词：火电厂；自动化控制；改造方法
火电厂是电力系统的重要组成部分，主要对传统的资源，如：石油、煤等进行燃烧处理，在燃烧的过程中，实现热能与电能的转换。为确保火电厂的安全生产，实行自动化控制，自动化的发电方式，提高火电厂的生产效率，满足社会对电能的大力需求。基于环保节能思想的提出，原有自动化控制的方式已经不能适应火电厂的实际生产，必须优化火电厂的生产环境，改造自动化的控制系统，利用自动控制的方式，规划资源的实际利用，避免资源燃烧过程中的浪费，由此，不仅加强资源利用度，而且很大程度上降低火电厂的环境污染，促使火电厂在改造中，表现出可持续发展的状态。
1. 分析火电厂的自动化控制
火电厂的自动化控制，主要是对发电过程给予自动化的干预，明确运行目标后，实现准确控制。自动化控制主要利用相关设备、装置，代替人工操作，干预实际生产，以便提高火电厂的发电效率[1]。火电厂自动化控制中，人工操作与生产呈现间接关系，人工可以直接对系统或设备进行指导，促使系统设备在人为指令的状态下，实现自动控制。火电厂必须依靠人机界面才可完成自动化控制，便于运行与指导。例如：某火电厂的人机界面，围绕数学模型展开，通过模型，经过一系列的运算，最终完成自动控制，还可实现在线操作，即：操作人员在人机界面上，输入控制数值，或者直接选择预设好的固定值，提高控制系统的优化能力，便于控制对象的运行，通过人机界面自动控制火电厂的运行工作，不需要人工处理设备。自动化控制为火电厂提供准确的控制服务，避免由于人工与设备、装置直接接触，引发安全问题，营造可靠的发电环境。
2. 火电厂自动化控制的改造方向
火电厂自动化控制的改造属于火电厂发展的必然趋势，目的是确保自动化控制更加符合现代火电厂的需要。根据火电厂现代化的运营模式，提出自动化控制的改造方向：(1)营造智能化的生产环境，智能化控制是自动化控制的升级表现，自动化控制的完成需要依靠人机界面，无法完全实现非人工操作，而智能化则是取缔人机界面中的人工操作，进行智能生产，智能化控制是重点的改造方向，可以为火电厂节约大量的人力、物力，控制成本支出，创造可观的经济效益，提高火电厂的经济价值；(2)体现高效益的控制方式，传统自动化控制的方式，仍旧存在一定的局限性，影响控制能力，无法达到高效益的控制状态，将高效性作为自动化控制改造的方向，着实符合火电厂的生产实际。合理推动火电厂自动化控制的改造，利用完善的改造途径，取得良好的改造结果。
3. 火电厂自动化控制的改造方法
结合火电厂自动化控制的运行实际，提升科学的改造方法，体现高效的生产环境，分析如下：
3.1 自动化控制的精细改造
火电厂自动化控制需要充分利用精细改造，明确各项自动化控制系统的目的，针对自动控制中的内容，实行精细管控。精细是自动化控制最直接的改造方法，快速发现自动化控制中的不足之处，做好改造处理。自动化控制建立在多项运行系统上，如：检测、控制等，提高信息传输的能力，所以必须在各项系统内，运用精细改造的方法，确保生产性能[2]。例如：引入信息化的管理系统，精细分配各项控制信息、自动数据等，提高各项系统的衔接效率，明确自动化控制的职能。火电厂自动化控制的信息输入到管理系统内，管理系统自动实行规范处理，尽快实现所有信息的共享，既要实现精细管理，又要为精细管理提供优质的途径。
3.2 落实火电厂的各项计划
生产计划是火电厂自动控制的依据，实际火电厂在自动控制方面，还需面临缺乏计划性的生产类型，如：临时生产任务，对自动化控制造成一定的压力，容易引发控制风险，降低火电厂的运营能力。针对此类自动化控制，提出以生产计划为主的改造方法。例如：强化各项计划的落实，吸取火电厂生产的经验，汇总后提出可靠的改造方案，协调各个生产部门，提出关于各项计划的生产方式，规避计划实施过程中的风险，排除安全隐患，确保各项生产计划的细节后，才可为生产计划提供自动控制的专业途径，避免由于自动化控制改造不足，引发生产问题，影响火电厂的正常运行。
3.3 提升自动化设备的检修水平
火电厂自动化控制的能力，与检修水平存在直接的关系，提高检修水平，为自动化控制营造长期运行的环境，约束自动化控制的行为，因此，加强自动化控制设备的检修力度，实现控制改造[3]。提升检修水平，可在火电厂自动化控制系统中安装报警设备，实时感应并检测自动化系统，及时发现控制问题。例如：报警设备重点管控自动化控制系统的运行节点，发现不符合常规状态或者未达到运行标准的节点，进行隔离监管，判断是否采取检修，一旦发现失常节点，报警设备会自动报警，检修人员根据报警设备圈定的节点，立即采取检修处理，避免风险扩大，干扰自动化控制。
3.4 优化管理火电厂的自动化控制
采用优化的手段，对火电厂自动化控制进行管理，是控制改造的基本方式。火电厂自动化控制中的管理，体现明显的复杂特性，涉及较多的工作模式，包含大量的运行信息，对其采取优化管理的改进方法，明确控制内容，细化自动化控制中的各个模块，提出对应优化管理的方式，保障火电厂自动化控制的性能准确和高效运行。
4. 结束语
火电厂自动化控制的改造，体现火电厂现代化的发展，实质火电厂在改造的过程中，充分利用信息技术，提高自动化控制系统的科技含量。目前，火电厂自动化控制处于积极的改造过程中，逐渐表现出智能化、信息化的特性，加快火电厂的改造速度，符合现代电力事业的需要，做好自动化控制的优化工作，深入分析火电厂自动化控制的实际要求，一方面贴近火电厂的运营实际，另一方面展示改造成果的高效性。因此，利用科学的改造方法，提升火电厂的发电水平。
5. 参考文献
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[3] 徐艳伟.火电厂控制系统一体化方案网络构建及现场总线的应用[J].硅谷,2013,(19):318
中国行业信息化最佳解决方案奖
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远光软件股份有限公司（简称“远光”）GRIS集团资源集约化管理系统，是远光针对超大型电力企业集团集约化管理的需求，在研究了国内外企业管理模式和国内大型企业发展趋势后，对远光FMIS进行升级而推出的解决方案。
该系统基于远光GAP平台，以“集约管理、协同运作、按需部署、随需应变”为理念，围绕电力集团企业三大核心资源（财务资源、电力资产设备、电力供应链）的集约化管理，通过对电力集团企业的生产经营过程的记录、跟踪、解析，帮助其构建以“集团化运作、集约化发展、精益化管理、标准化建设”为主要特征的管控体系，提升集团跨组织、跨区域和跨行业的资源配置能力和产业协同能力，实现“业务横向贯通，管理纵向集约，资源重点集中”的管理目标，提高核心竞争力。
远光GRIS集团资源集约化管理系统包含18类业务解决方案，覆盖集团管理五大领域，核心设计思想是“四线三集约”。“四线”指资源配置线、统一标准线、信息集合线和绩效评价线，“三集约”指财务集约化、资产集约化和供应链集约化。
2009年，国家电网公司应用远光GRIS系统构建财务集约化管理体系，帮助下属50家网省公司初步建立了财务集约化体系，实现了会计集中核算、资金集中管理、预算集约调控、资本集中运作、风险在线监控、电价管理等功能。会计集中核算系统覆盖了4284家会计主体，实现了账务集中部署；资金集中管理系统实现了统一结算和集中支付。远光GRIS系统实现了“六统一，五集中”，达到了会计集中核算 “一本账”、资金集中管理 “一个池”、资本集中运作“一条线”、预算集约化管控“一盘棋”和风险在线监控“一张网”的效果，并集成财务与业务系统，被评价为“成效显著，构建了纵向贯通、横向集成的一体化财务信息平台”。
关键词：国外电站工程 EPC总承包项目 风险 控制策略
引言
国外电力市场的蓬勃发展一方面为国内电力承包商带来了空前的发展机遇，另一方面，国外电力市场的巨大风险也使国外电站工程EPC承包商面临着更大的挑战和风险。本文将对国外电站工程EPC总承包项目的风险与控制措施展开具体讨论。
一、国外电站工程EPC总承包项目的风险评估
（一）国外电站工程EPC总承包项目的环境风险
现场地质条件与气候环境是影响国外电站项目的重要环境因素。在东南亚某国的EPC电站项目中，由于该国常年常炎热，雨季长，季节性暴雨多，导致实际可用于施工的时间缩短。在施工组织设计编制时如果没有制定全面的雨季排水预防措施，或者没有充分考虑气候因素而按照通常气候条件编制进度网络计划，则会导致工期延误，不能满足EPC合同工期的要求。
（二）国外电站工程EPC总承包项目的组织风险
国外电站工程EPC总承包项目的组织风险需要从所在国政府部门的监督广度与深度、业主电站建设的管理能力和经验、物资采购方式和工程分包架构设计、供应商和分包商各自的履约能力等方面来进行分析。某国的IPP电站项目为首次投资发电工程项目，对发电站的设计、采购以及施工等环节都缺乏全面的认识与相对丰富的经验，这就要求EPC总承包商必须具备很强的组织管理和协调能力，在工程项目的实施过程中承担更多的组织管理和协调工作。
（三）国外电站工程EPC总承包项目的经济风险
经济风险预防和管控是EPC承包商项目管理的重中之重。国外电力工程通常以美元与当地货币为收款货币，但由于电站工程施工工期通常都较长，物价变动、通货膨胀、汇率变动风险都比较大，评估失误极有可能造成巨额亏损。此外，一般为了满足项目所在国法律法规的要求，同时也为了方便项目的实施和组织，缩短采购发运周期，节约项目采购及运输成本，满足实际支付的需要，EPC承包商基本上都要在当地注册成立分公司或办事机构，开设当地银行账户，由此，EPC承包商又必须要接受项目所在国税费政策的约束。
（四）国外电站工程EPC总承包项目的技术风险
国外电站EPC项目与国内电力工程总承包相比技术风险更大，总体而言，技术风险主要包括设计施工标准不同带来的风险、当地物资、大型施工机械供应和能够满足施工要求的技术工人的获取情况等带来的风险。项目实施的过程中，难免存在技术风险，需要进行具体分析，针对性地采取管控措施。
二、国外电站工程EPC总承包项目风险的控制策略
（一）国外电站工程EPC总承包项目的环境风险控制策略
为了减少项目现场地质条件的不确定性给项目实施带来的风险，在EPC合同签订之前尽可能要求业主提供能够满足施工图设计需要的地质水文资料或者条件允许的情况下，在项目跟踪阶段通过各种方法获取与项目选址地点相同或相似的地质水文资料，最好业主能够完成全厂零米以下桩基础的施工及现场的“五通一平”工作，这样可以大大减少EPC总承包商由于地质条件的不确定性带来的环境风险。上述做法无法实现时，在与业主进行EPC承包合同谈判阶段，对于勘察设计咨询工作尽可能让业主选择当地的资深地质勘测企业，与当地施工队伍一起完成详勘工作，勘测所发生的实际费用在合同生效后由业主从支付款项中扣除。虽然进行现场详勘所需的费用十分有限，但意义非凡。国外电站项目的EPC总承包商若能提前获取较为详实、可靠的地质勘测资料，不仅能够大大节约项目成本，还能极大地提高施工效率，确保项目的质量和工期，大大降低EPC总承包合同中规定的工期违约风险。
东南亚某电站总承包项目，由于处于近赤道的热带，全年都是夏季气候，具有长达五个月的雨季。在项目施工组织设计阶段编制进度计划时，EPC承包商针对其气温高、雨季长的特征，将土建施工时间与雨季错开，雨季前可以先设计地下排水管道，设计时应充分考虑排水设施的富裕度。在项目施工中，灵活调整施工作息时间，根据气候特征，早晚气候相对舒适，施工效率较高，可以延长早晚工作时长，延长中午最炎热时间段的休息时间，保证施工队伍的体力，这样不仅能够保证施工效率、确保建设工程的质量，而且还可以保证项目财产和施工人员的生命安全，降低安全事故的发生率。
（二）国外电站工程EPC总承包项目的组织风险控制策略
组织风险通常又分为外部组织风险与内部组织风险。
外部组织风险的大小主要取决于项目所在国政府、监察部门与业主方的项目管理能力。越南某电站项目考虑到该国政府部门对施工图纸审查、压力容器审批、施工环境保护检测、消防取证等的规定，EPC承包商对之前有中资机构参建的相似越南电厂进行了充分的调研，聘用参建过越南电厂的资深咨询单位为拟建电厂提供咨询服务。项目开工前，EPC承包商应当综合各咨询机构的存档资料和执行经验，与设计人员、材料设备供应商、施工方等进行有效的沟通，大大降低项目政府审批对执行带来的风险。
内部组织风险的控制与国内项目总承包的风险控制方法类似。首先要选择设计经验丰富、业绩显著、实力雄厚的优秀设计单位，不仅能够确保设计质量，满足合同规定的性能参数要求，而且还可以通过优化设计，节约项目成本，方便现场的施工组织。在设备采购阶段，应当严格按照总承包合同技术要求，采用招投标方式，选择综合能力较强的国内设备供应商。此时，设备通常在国内交货，然后海运至目的港，最后采用内陆运输，送达目的现场。相应地，设备运输可分为海运与内陆运输两个标段，EPC承包商应当选择海外网点较多、具有丰富物流经验的中国运输公司作为联合体或分包商承担海运工作；在充分实地考察之后，选用当地综合实力较强的大型物流公司作为主要的内陆运输承担者，保证设备能够顺利清关，按时抵达现场。
总而言之，不管是为了减少外部组织风险还是内部组织风险，作为有经验的EPC总承包商，都需要针对具体项目的特点，选取较为合理的组织结构模式，充分运用各种组织工具，科学地划分工作分工和管理职能分工，设计合理的工作流程组织，发现偏差及时进行更新、修正，最大限度地减少组织风险。
（三）国外电站工程EPC总承包项目的经济风险控制策略
在市场经济条件下，项目的成功与否很大程度上取决于项目是否能够获得预期利润，而想要获得预期利润，汇率风险、通胀风险以及收款风险等经济风险的管控尤为重要。
EPC承包商必须根据全球经济的发展趋势，可借助第三方金融中介机构的力量，在项目报价阶段就必须充分预计整个项目执行期间可能需要承担的汇率损失，在报价时考虑相应的汇率损失风险费用；另外，在项目前期跟踪阶段，必须做好充分全面的实地考察和调研，研究项目所在国家的宏观经济形势，预判通货膨胀的风险，设计科学合理、有针对性的调值公式，预防通胀可能给项目实施带来的风险。
众所周知，电站项目设备费用占整个合同价格的比重很大，如果能够控制设备发货的收款风险，整个项目的收款的风险就基本可控。所以在合同谈判的过程中，EPC总承包商一定要熟悉国际贸易规则、熟练掌握国际贸易的交易习惯和技巧，力争设备及材料货款能够采取信用证收款。
另外，一个成功的EPC承包商还应该对项目所在国的相关法律法规与税费政策十分了解。实际操作过程中，通常可以与国际知名会计师事务所进行合作或者选择项目所在国权威的税务咨询机构对项目税费进行了准确的分析与科学的规划，保证满足合同及该国税法的规定，从而避免不必要的罚款和经济损失。例如伊拉克某大型燃油电站，由于该项目是二次海湾战争后伊拉克国内最大的基础设施项目，主要是为了能够尽快解决伊国内缺电的紧急情况，EPC总承包商充分利用该有利条件，在合同谈判阶段成功说服业主减免总承包商的各种税费。把税费方面的风险降至最低，从而为公司争取到更多经济利益。
（四）国外电站工程EPC总承包项目的技术风险控制策略
国外电站工程EPC承包商的技术风险来自于各方面，近年来的工程实践表明，EPC承包商技术风险的控制重点在于提高标准的适用性、当地物资与施工机械等资源的可获得性。
中东某国IPP电站工程项目的合同规定应当采取美标或英标作为设计标准，然而我们国内相似规模的电厂技术已经十分成熟，积累了大量的成功设计经验，EPC承包商充分利用这一优势，在项目前期与业主进行沟通，将等同或高于国外标准的中国国标推荐给业主，得到了业主的认可最终成功中标。由于国内EPC承包商对中国国标的设计标准和规范、施工质量验收规范以及采用中国国家标准编制的施工方案较为熟悉。采用中国标准的设计为EPC承包商提供了相对便利施工的条件，不仅确保了设计的质量与进度，而且使设计方案的优化和调整变得十分简便，总体施工成本得到了有效控制。
三、结语
当然，国外电站项目的风险还有很多，分类标准不尽相同。通常只要EPC承包商能够不断总结以往国外电站项目风险管控的成功经验，从环境、组织、经济、技术等几方面对国外电站项目的风险进行识别，然后对各类风险进行客观、准确的评估和量化，制定全面而又有针对性的风险响应和控制措施，大多都可以有效防范和成功化解项目实施风险，从而降低EPC总承包商的损失，提高国外电站项目的整体收益。
参考文献：
关键词：发电厂；节能设计；能耗
节能设计是当前发电厂发展的主要趋势。当前先进科学技术手段能够从一定程度上减少发电厂的能源消耗，但不同发电厂的生产状况和要求都有所不同，需要对节能技术进行一定的调整和改善。当前，我国大多数的发电厂都开始逐渐推行节能设计，但由于尚处于起步阶段，发电厂的能耗仍然较大。根据当前的发电厂能耗状况及国内外的技术发展形势，对发电厂的节能设计方法和措施进行了深入的分析。
1发电厂的机组能耗分析
1.1机组未能达到最佳的设计优化水平
当前，我国大多数的发电厂采用了先进的超临界机组进行发电，但对相关的运行方式还没有完成掌握，生产技术也未成熟，还需要在今后进行进一步的研究和实践。一些发电厂在前期的施工投入较少，机组的设计十分仓促，因此不符合实际生产的要求，机组各个系统和零部件之间协调状况也没有达到标准，整体的生产效益也不高。
1.2机组的负荷率较低
我国大多数的发电厂仍然采用了传统的电网构建方式，一些发电厂虽然对电网进行了更新，但在电网调度模式上仍然采用了传统的方式。这种传统的调度方式容易使机组的负荷率降低，从而影响机组的正常运行。
2发电厂节能系统功能性需求
2.1数据过滤
发电厂节能系统主要采用了DCS系统，这一系统的一大特点就是参数每秒都要变化一次，而与之相对应的监测系统也必须保持此频率，才能确保监测结果的准确性。为此，需要对参数进行一定的预处理，从而使得参数在保持同样趋势的状况下，能够尽量减少波动，同时提高参数的时效性。对数据进行有效的过滤能够起到这一作用。数据过滤分为实时数据过滤和历史数据过滤两种形式。实时数据过滤是在机组实际运行的过程中，对机组的仪表、传感器等设备进行检测。在实时监测的过程中往往会发现较多的数据错误，这些数据无法反映出设备运行的真实状况，因此会导致监测结果的失真。为了确保数据的真实性，在设备运行的过程中进行实时数据过滤是十分必要的。历史数据过滤是对设备以往运行的数据进行检测和分析，并将其中的错误信息进行排除。历史数据只能反映设备以往的运行状况，而无法与当前的运行状况结合起来，因此对于调整设备当前的运行状况不能起到直接的作用。但通过对历史数据的观测和过滤，能够得出设备运行的趋势和常见的运行故障，从而更好的判断设备当前的运行状况。
2.2生产监控
生产监控主要是针对发电厂生产过程的监控过程，其中包括流程监控和性能监控等几个环节。生产监控中有以下几个关键环节：监控指标管理；监控权限管理；问题警报；多样化监控；日常监管；数据报表；数据分析等。
2.3能耗分析导航
能耗导航的过程是将机组的能耗情况通过图形、表格等方式直观有效的展现出来。图表中的内容通常包括对颗粒度的分析、机组的分类等。通过对这些图表的研究可以快速的找到一些异常的数据信息，并且按照这些数据的重要程度进行排序，并形成相应的解决方案。还可以将这些图表进行一定的整理分析，形成一个完善的数据库，这样就能对设备机组的状况进行更快速高效的分析。
2.4操作模式寻优
操作模式寻优需要先对历史数据进行一定的分析，从中找出具有价值的数据，例如机组符合、循环水等。进行操作模式寻优有一定的条件约束，如负荷必须保持稳定，通常需要持续20分钟左右，波动幅度则要保持在5%以内。记录相似运行状态下参数的极值，并记录下数据产生的时间。对数据求平均值，并进行存档记录，当再次出现相同的数据时，将此数据与历史数据进行对比。
2.5安全考核
安全考核的内容可以分为几个方面，如专业考核、数据考核、重点考核等。对于考核得到的数据要进行及时的记录，包括参数的极值、阈值等。参数属性表述参数的从属信息,包括所属设备、专业、是否关键、是否易超限、个人、创建日期、其他等。
3发电厂节能系统非功能性需求
发电厂节能系统的非功能性需要主要是指系统的软件属性和软件环境等条件。非功能性需要强调的是准确性和可靠性。具体的要求有以下几个方面：
3.1数据标准要求
要实现数据的标准化就需要对数据进行编码，并确保编码和功能的一致，提高数据间的关联性。在进行数据的监控时要符合数据的提取和流程要求，生成数据的时间应当控制在10秒以内。
3.2易掌握性需求
用户的界面设置应当符合人性化的特征，使用户能在较短的时间内获取需要的信息。界面的设置应当简洁、清晰，便于用户的理解和使用，还要能进行方便的修改。
3.3完整性需求
系统必须有完善的功能，只有这样才能为用户提供高效、高质量的服务。基本的功能包括数据管理、用户管理、权限管理等。系统应当具备良好的包容性和延展性，当100人同时在线时也应当具有良好的运行状况。页面的反应速度要快，数据处理的时间要控制在15秒内。
3.4稳定性需求
系统应当能够长时间保持稳定高效的运行，这就要求系统具有较好的容错性，当系统中的某个部件出现错误时。整体系统仍然能够继续运行。系统中还要包括一定的安全防护设备，能够抵御外部的攻击和入侵，并对用户的身份进行有效的核实。
3.5业务可扩展性需求
在进行节能系统的设计时，应当考虑到后期功能和业务的拓展，并且方便日后的维护。
4发电厂节能系统的目标
发电厂节能系统设计的最终目的是设计和开发出能够实现节能优化目标的机组。在这一过程中，需要根据以往的生产经验和数据建立起一个完善的数据库，为日后系统的运行提供一定的参考和指导。其次，还要形成一套完善的监督管理制度，对发电厂生产运行的各个过程进行全面的监管和考察，从细节入手，提高节能的效果及管理的质量，并对生产过程进行优化。在系统中还应当包括一些基础的装置，如模型管理装置、数据过滤装置、模型配置装置。
5发电厂节能系统功能架构设计
5.1计划管控
计划管控主要是针对计划部门、运行部门和生产部门设计的。计划管控的作用就是对计划的执行状况进行有效的监控，并将计划的执行情况进行汇总和记录。若发现计划没有有效的执行，则要找到相关的负责人员进行询问。
5.2能耗管控
能耗管控的作用部门主要是运行部门和生产部门。能耗管控能够对计划没有及时完成的原因进行深入全面的分析，并根据实际的生产状况，对运行机制进行合理的调节。通过这一模块的应用，还能对运行人员的工作过程进行监控，达到控制能耗的作用。
5.3测点管控
这一模块的主要作用对象是现场运行的机组。当机组出现故障时，通过对现场的分析能够及时的发现机组中的故障点，并制定相应的解决方案。通过测点的管控还能建立起相应的数据库，从而提高后续检测的效率。
5.4运行优化
运行优化是在设备运行的过程中对其运行状况进行跟踪和管理。这一过程的监控是分阶段进行的，并能够对产生的结果进行全面的分析，从而实现对模型的优化。该模块还能对检测过程中的各种信息进行汇总和分析，并为用户提供一定的解决方案以供参考。此外，还能对机组性能的影响因素进行总结和分析，便于用户了解设备的状况。用户在掌握了这些信息之后，就能决定是否需要对设备进行大范围的检修。通过对历史数据的调取，可以对设备运行的历史进行掌握，从而对检修方案进行一定的调整。采用这一模块还能对不同时期的检修效果进行对比，从而确定此次检修的质量，形成有效的反馈。
5.5安全管控
安全管控具有警报的功能，能够在故障发生时第一时间通知检修人员。检修人员可以根据警报的类型判断设备中存在的故障，并采取有效的措施进行解决。安全管控还会自动记录辅助机的运行状况，从而提高对生产现场的管理，使得设备的运行更加的高效、稳定。在机组启动、关闭等关键过程中，安全管控还能形成直观、准确的曲线图形，一旦发现参数中存在错误，就进行警报。此外，对备用设备也要进行及时的检查，防止在需要更换备用设备时出现问题。
5.6环保管控
环保管控这一模块能够为用户提供直观可靠的环保数据。当检测到数据异常时，就会产生警报。一些重要的数据还具有提前预警的功能，从而能够更好的帮助管理人员制定全面的排放物监管计划、完善环保系统、降低生产成本。
5.7绩效考核
将节能工作与绩效结合起来，能够有效的提高工作人员的节能意识，增强其工作责任感和积极性。
6发电厂节能系统安全性设计
6.1应用系统安全性设计
应用系统安全性主要分为四个方面，分别是系统级安全、程序资源访问控制安全、功能性安全、数据域安全。系统级安全包括对IP的控制、登录时间的控制和登录次数的控制等。程序资源访问控制安全则能从用户角度对用户界面进行安全管理，通过程序资源的管理能够使用户界面上仅出现菜单和有限的权限。功能性安全是指在用户使用系统的过程中对系统的操作过程进行监控，对上传附件的大小进行限制。数据域安全则包括两个方面的内容，首先是规定了用户可以访问的内容和区域，这是通过对用户进行过滤来实现的。其次是数据字段的安全，这是通过对业务记录的调查来实现的。
6.2数据存储安全性设计
发电厂在运行的过程中会产生大量的数据，要存储这些数据面临着较大的难度，通常需要较大规模的存储设备，此外还必须对数据进行有效的检查和设计，确保存储的安全性和可靠性，并对数据的功能进行一定的拓展。数据存储的安全主要包括三个方面的内容，首先是数据库的定期备份。一些重要的数据必须进行提前的备份，这样就能避免在系统出现故障时，这些重要的信息数据不会丢失。如果没有对这些数据进行及时的备份，一旦系统受到外部的入侵或人为的破坏，要想事后恢复这些数据，将会产生极大的经济损失。其次是数据库的集群配置，这一过程主要是为了减小硬件破坏的风险，并能够显著的提高原有服务的质量和水平，更有效的利用现有的数据资源，提高发电厂的经济效益。最后是对文件的密码保护。文件在存储和获取的过程中都是通过密码来读取和保护的，这样能够更好的保障数据的安全性。
7发电厂节能系统的整体模型结构
发电厂节能系统的结构包括能耗管控模块、运行优化模块、计划管控模块、安全管控模块等几个部分。发电厂的节能系统在运行的过程中需要处理大量的数据，对这些数据的处理质量直接影响着节能系统最终的运行效果。为此，发电厂应当提高数据接入和处理的效率，增强数据的分析和采集水平
7.1系统数据库设计原则
发电厂节能系统本身就是一个较为复杂、规模较大的系统，在系统的运行效率上需要进行一定的优化才能保证日常工作的需要。在进行数据库的设计时，应当尽量减少不必要的结构和内容。当计算的过程较为复杂时，应先在数据库外进行一些简便的运算，用数据库来进行关键环节的运算，这样就能有效的提高数据计算的效率和质量。文件在完成计算处理后才能存储到系统中。当系统中某个表包含的内容过多时，应该及时对表格进行切割，并用数据库对表格的功能进行优化。
7.2能耗管控模块的详细设计
能耗管控模块包括三个方面的内容和指标，分别为一级指标、二级指标和三级指标。发电厂的能源消耗要进行及时的分解，这样就能提高能源消耗控制管理的效率和质量。通过设计能耗管控模块，可以对电厂的运行状况进行自动的监控，并为监控人员提供有效的参考数据，从而对系统进行及时的调整。
7.3运行优化模块的详细设计
运行优化模块中也包含着几个方面的内容。首先是可控耗差。可控耗差包括机组运行功率、供电消耗、厂用电率等数据。非可控耗差则由四个部分的内容组成，分别是上层条件、主要指标、非可控耗差表格、曲线图。系统能够对这几个方面的数据进行自动的统计和计算，并给出最终的结果。第三是试验优化。试验优化的界面主要由两个部分组成，分别是上部的查询条件和下部的标签。最后是寻有优化。这一模块的内容与试验优化相同，只是在操作上有所区别。
8结束语
发电厂的节能设计是当前社会环境下的必然趋势。在进行发电厂的节能设计时，首先要符合发电厂的生产和管理要求，在开发的过程中对数据和资源进行合理有效的控制，逐步实现系统的完善和优化，在确保发电厂生产效益的同时，做好能源的节约和合理利用。
参考文献
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[2]亮.发电厂节能设计探讨[J].科技创新与应用,2014(23):46-48.
【关键词】监控；安全问题；解决方案
火力发电使用的燃烧锅炉在发电燃烧时锅炉温度高达1000摄氏度，具有危险性，是一个绝对高风险的场所，因此它的燃烧过程与周边区域的安全管控很值得我们去探讨、研究。
1 燃烧锅炉的结构特性与安全特殊性
我国火力发电厂以燃煤、燃重油为主。燃煤的中大型火电厂，一般采用煤粉炉。从其发电厂的结构看，其生产过程是将进厂的原煤经碎煤机破碎后以磨煤机磨成煤粉用热风吹送喷入锅炉炉膛，通过煤粉燃烧生成的高温热气加热炉膛内的水冷壁管、加热器管使锅炉产生高压蒸汽，然后经过烟道内的再热器、脱硫、空气预热后进入集尘器，清除烟气中的飞灰之后，通过烟囱排入大气。
淡化后的海水或江河湖泊的水经除氧处理后(纯水)被吸入锅炉炉膛内生成饱和蒸汽，然后再加热变成过热蒸汽，由蒸汽管送入汽轮机，使汽轮机内产生膨胀作用后运转带动发电。发电后水汽进入凝汽器凝结成水，经除氧后通过水泵、高压加热器再一次送入锅炉，循环运转进行锅炉燃烧发电。通常火力发电厂依锅炉蒸汽压力分为低压电厂、中压电厂、高压电厂、超高压电厂、亚临界压力电厂和超临界压力电厂，一般的监控系统无法负担这种炉体的温度及压力的安全监控要求。燃烧锅炉若监控管理不善，将成为火力发电厂内最大的安全隐忧。
炉膛安全监控系统是一个炉膛安全联锁和燃烧设备管理控制系统。一部分称为炉膛安全监视系统，简称FSSS系统，另一部分称为燃烧器管理系统，简称BMS系统。炉膛安全监控系统能在锅炉正常工作和启动、停止等运行方式下，连续监视燃烧系统的参数和状态，并且进行逻辑运算和判断，通过联锁装置使然烧设备中的有关部件按照既定的合理的程序完成必要的操作和处理未遂性事故，以保证锅炉炉膛及燃烧系统的安全。
2 高温锅炉存在的安全问题
燃烧锅炉是整个火力发电厂的核心，此处的环境结构复杂，操作繁杂，很容易产生一些安全作业与管理问题：1、锅炉没有安装高低水位报警器和低水位连锁保护装置，由于水位不准确，造成缺水干烧，致使锅炉产生大量蒸汽，压力骤增，炉壁不能承受压力而爆炸；2、缺乏针对高温锅炉的监控机制与设备，主控室无法掌握现场的运作状态；3、炉体焊缝质量不良，使锅炉炉胆不能承受压力而造成爆炸；4、安全关闭功能失效，在异常状态下无法起到安全告警或应有的隔离作用；5、操作锅炉人员管制不良及不法上岗，造成事故发生无法处理；6、燃烧锅炉区安全管理不善，忽视漏油、漏气安全管理，造成锅炉爆炸事故。
除此以外，燃烧锅炉运作过程还容易产生的几个设备问题：运行给煤机要避免故障，防止锅炉灭火；燃油式燃烧不稳时投油，产生负压即退出油枪，造成燃烧灭火；锅炉操作投油控制不良，产生灭火；灭火后投油点火应如何控制送风；锅炉灭火后减负荷的作业程序应如何控制及监控；低负荷运行时如何监控锅炉维持运行，不影响安全；锅炉设置防爆门的作用及监控；锅炉运行中监控如何使用粉仓防止粉尘爆炸；监控停止进水时如何保护省煤器维持安全；监控过热器热水浸泡防止反冲洗等。
3 针对上述问题，以下探讨有哪些解决方案与设备可以满足火力发电厂高温锅炉的安全监控需求。
3.1 影像炉膛火焰监视系统(FurnaceSurveillanceSystem)是结合光学、机械、视频、通信和计算机等技术的一种特定监视监控系统，依据锅炉的特殊要求而专门设计，可用于燃煤、燃油、燃气等不同锅炉炉膛火焰的监视，分为内窥式、外部监看式两种。通过使用上述设备，锅炉运行人员可在电厂监控室的监视器上对锅炉燃烧器点火、运行过程中火焰燃烧、灭火情况进行远程实时监视，实时发现火焰燃烧不完全等危害锅炉的异常现象，再使用实时录像技术则更可以提供事故后的过程追踪及事实影像判断。炉膛火焰监视系统又分为气冷与水冷式二种。
3.2 锅炉炉膛安全监控系统(FSSS,Furnace Safequard Supervisory System)是一种利用PLC可程控界面与I/O连结连动界面的设备监控系统，为保证锅炉安全运行的重要系统。采用独立测量的三取二逻辑判断方式，就是说当有一点或有二点故障时，系统会自动转为二选一或一个换一个的逻辑判断以维持系统监控的正常运作。FSSS具有防止火焰探头烧毁、污染、失灵及炉膛压力取样管堵塞的安全技术措施，并远程采集锅炉启动、运行及停止各个阶段的连续监测参数，根据设定的防止锅炉爆炸条件，不断进行采集数据的逻辑演算及判断；同时利用连动装置让锅炉燃烧设备按既定程序进行各种运作与危害侦测，并完成必要的调校与修正。
3.3 炉膛燃烧状况监控系统(BM-FSSS)属于遥控遥测的一部分，包括火焰与点火的状态监控及炉膛保护监控两部分。炉膛火焰监控可实时监控炉膛内各燃烧器的火焰，显示火焰强度，并通过数据收集及影像显示火焰燃烧状况，当火焰熄灭时，会产生灯闪与报警音，此系统可监控炉膛内多个燃烧器熄火时总燃料阀的自动关闭状态及点火系统推进器、速断阀、点火器的运作状态。炉膛安全保护系统可监控点火前对炉膛的吹扫执行状态，有效掌握炉膛烟井及烟道中可能积聚的可燃物情况，这个炉膛保护吹扫必须在送风机运行、引风机运行、汽包压力正常、燃气压力正常下且是无火状态下才可执行；这些状态必需通过监控系统来监控，吹扫完成后才可以进入点火程序。炉膛吹扫过程中若发现送风机及引风机和汽包的水位过低、汽包压力过高或燃气压力过低及过高时，都会自动通过系统执行炉膛安全保护措施，以确保发电厂正常运行。
3.4 炉膛压力保护系统(Furnace Pressure Supervisory System)是锅炉安全监控系统中重要的监控点，使用炉膛压力保护系统，取原有压力开关信号至FSSS控制主机或者由DCS输出至FSSS控制主机，是防止炉膛灭火和爆炸最简单的手段之一，为锅炉炉膛安全监控提供监控、保护手段。
3.5 锅炉汽包水位/压力保护系统。锅炉内汽包满水或缺水是造成火力发电厂锅炉爆炸的主因。若锅炉内满水将使锅炉蒸汽严重带水，使蒸汽温度下降，蒸汽管道发生出水状况，此情况会损害蒸汽轮机及发电机组。若锅炉汽包内缺水则不能维持锅炉的正常水循环回路，使内部蒸汽温度急剧上升，冷却水的管壁过热，严重情况会造成锅炉设备的严重损坏。所以锅炉汽包水位必须时刻监测保护。
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