区域风险评估(汽机辅机)
4.2设备风险评估技术标准
设备风险评估技术标准1目的1.1为作业危害辨识和风险评估提供操作技术参考，系统地识别作业过程潜在的风险和指导作业风险的有效控制。
2 适用范围本标准规定了设备风险评估的技术方法。
本标准适用于各站设备风险评估。
3 规范性引用文件3.1《水力发电厂（站）安全评价标准》4 定义与术语4.1设备风险：设备风险是设备资产可能发生损失的大小，本标准中的设备是指生产设备，包括水轮机设备、发电机设备、电气设备、水电厂自动装置、水库及水工建筑物（含船闸系统）、计算机监控系统、信息网络。
4.2设备状态评价：基于设备安全性评价结果，对反映设备健康状态的各状态量指标进行分析评价，从而确定设备状态等级。
设备状态等级分为：正常状态、注意状态、异常状态和严重状态。
4.3设备风险评估：是指在运行分析及状态评价的基础上，考虑设备的重要程度，确定设备的风险管控等级。
5 评估要求与方法5.1设备风险评估计划5.1.1生技部每年第一季度负责制定设备风险评估工作计划，计划应明确具体的工作任务与时间节点，并落实专人负责。
5.1.2各站承接设备风险评估工作计划，按照计划的要求落实设备风险评估工作。
5.2原则5.2.1. 在确定设备风险管控等级前应开展设备状态评价及设备重要程度划分工作。
5.2.2 设备状态评价应结合设备安全性评价工作开展并运用设备安全性评价结果。
5.3设备状态评价5.3.1安全性评价方法参考报告与记录表1，得出得出各设备评价值即得分率（报告与记录表2）。
5.3.2设备状态依据设备得分率确定，设备状态与得分率关系如下表3：表3设备状态与得分率关系5.3.2.1主要（必备）技术资料齐全的设备。
5.3.2.2关注设备是指技术性能完好、运行工况稳定且与运行条件相适应，虽有一般缺陷，但不影响安全稳定运行，主要（必备）技术资料齐全的设备。
5.3.2.3异常设备是指技术性能有所下降，运行工况基本满足运行要求，主要（必备）技术资料不齐全，存在可能影响安全稳定运行的缺陷。
火力发电厂安全预评价（三篇）
火力发电厂安全预评价是指通过对火力发电厂的设备、工艺、环境等方面进行系统的、全面的、科学的评价，以确定其存在的安全隐患和安全风险，从而提出相应的安全管理措施，确保火力发电厂运营过程中的安全。
本文将从火力发电厂的设备安全和工艺安全两个方面进行预评价，以期为火力发电厂的安全管理提供参考和指导。
一、设备安全预评价1．锅炉安全锅炉是火力发电厂的核心设备，是产生蒸汽和热水的关键设备，对其安全进行评价是十分重要的。
可以通过以下几个方面对锅炉安全进行预评价：（1）锅炉设计是否符合相关标准和规范；（2）锅炉材料是否符合强度要求，有无腐蚀、疲劳、变形等问题；（3）锅炉结构是否合理，是否存在漏风、漏水等危险；（4）锅炉附件的安装是否符合规范，有无松动、断裂等问题；（5）锅炉燃烧系统是否稳定可靠，有无爆炸、火灾等风险。
2．汽轮机安全汽轮机是火力发电厂的主力设备，直接影响着发电厂的安全和经济运行。
对汽轮机的安全进行预评价可从以下几个方面进行：（1）汽轮机设计是否合理，有无外观损伤、锈蚀等问题；（2）汽轮机转子是否有裂纹、断裂等隐患；（3）汽轮机叶片是否损坏、变形等；（4）汽轮机油系统和水系统是否正常，有无泄漏等问题；（5）汽轮机的过热、过冷、过载等问题是否得到有效控制。
3．烟气脱硫装置安全烟气脱硫装置是火力发电厂的重要环保设备，对于降低环境污染具有重要意义。
对于烟气脱硫装置的安全评价应包括以下几个方面：（1）烟囱设计是否合理，有无漏风漏水等问题；（2）烟气脱硫设备是否稳定可靠，有无脱硫效果不佳等问题；（3）烟气脱硫过程中产生的废水、废渣等处理是否合规，有无污染环境的风险；（4）脱硫剂的储存和使用是否存在安全隐患。
二、工艺安全预评价1．燃料供应系统安全燃料供应系统是火力发电厂的重要组成部分，对火力发电厂的工艺安全有着重要的影响。
对燃料供应系统的安全预评价可从以下几个方面进行：（1）燃料储存和运输过程中是否存在泄露、爆炸等危险；（2）燃料供应系统的检测和监控设备是否完善，有无故障、误差等问题；（3）燃料质量是否符合要求，有无污染、劣质等问题；（4）燃烧过程中是否存在过热、过冷等问题。
火力发电厂的安全预评价(三篇)
火力发电厂的安全预评价安全性评价是对被评价单位的设备设施、劳动安全和作业环境、安全生产管理三个方面安全状况做出全面的、量化的分析和评估。
安全性评价分为安全预评价、安全验收评价、安全现状综合评价和专项安全评价，其基本原则是具备国家规定资质的安全评价机构科学、公正和合法地自主开展安全性评价。
安全性评价工作是传统安全管理模式的一种变革，由原来的事后管理转化为事先管理，是一种较为先进的安全管理方法。
在企业发生安全问题之前，经过全面分析、评估，找出问题，予以整改；通过改善劳动环境，健全规章制度，深化安全管理，防止安全事故的发生，提高企业安全生产的基础。
《中华人民共和国安全生产法》第二十四条规定，“生产经营单位新建、改建、扩建工程项目（以下统称建设项目）的安全设施，必须与主体工程同时设计、同时施工、同时投入生产和使用。
”国家安全生产监督管理局和国家煤矿安全监察局于xx年发布了《安全评价通则》、《安全预评价导则》，加强生产经营单位新建、改建、扩建工程项目安全设施“三同时”工作，规范建设项目安全预评价行为。
现在新上马的火力发电厂，包括企业自备电厂，都必须在可行性研究以后进行安全预评价，由安全生产主管机关对安全预评价报告组织评审通过后，电厂才可以申请开工建设。
1.安全预评价的程序安全预评价是根据建设项目可行性研究报告的内容，分析、预测该建设项目存在的危险、有害因素的种类和程度，提出合理可行的安全技术设计和安全管理的建议。
安全预评价程序一般包括：准备阶段；危险、有害因素识别与分析；确定安全预评价单元；选择安全预评价方法；定性、定量评价；安全对策措施及建议；安全预评价结论；编制安全预评价报告。
2.发电厂主要危险有害因素的辨识和分析2.1重大危险源辨识和分析根据《关于开展重大危险源监督管理工作的指导意见》（安监管协调字【xx】56号）的要求，额定蒸汽压力大于2.5MPa，且额定蒸发量大于等于10t/h的蒸汽锅炉即构成重大危险源。
区域风险评估 工作方案
区域风险评估工作方案1. 背景介绍在现代社会中，各行各业都存在着各种潜在的风险和隐患。
为了保障人民生命财产安全，及时发现和预防风险事件的发生，区域风险评估工作显得尤为重要。
本文将提出一种针对区域风险的评估工作方案，以提供科学依据和决策支持。
2. 目标和目的2.1 目标通过区域风险评估，全面了解特定区域内潜在风险的来源、类型、程度和可能的影响，为决策者提供科学准确的风险评估报告。
2.2 目的1. 发现和评估特定区域内各类风险的潜在来源和可能性；2. 评估各项风险的严重程度和可能造成的影响；3. 提供科学依据和决策支持，为相关部门制定风险管理措施提供参考。
3. 工作步骤和方法3.1 数据收集收集特定区域内的相关数据，包括但不限于：- 地理环境数据：地势、地质构造；- 自然因素数据：气候、地震发生频率等；- 人为因素数据：人口密度、基础设施情况等；- 经济数据：产业结构、经济规模等；- 社会数据：公共安全设施、社会稳定情况等。
3.2 风险因素分析基于收集的数据，对特定区域内的风险因素进行分析，分析包括但不限于：- 自然因素：如地质灾害、气候灾害等；- 人为因素：如工业事故、交通事故等；- 经济因素：如金融风险、市场风险等；- 社会因素：如公共安全事件、社会纷争等。
3.3 风险评估和分级根据风险因素分析，对各类风险进行评估和分级，确定其可能性和影响程度。
评估方法可以采用定性和定量相结合的方式，利用专家评判和数据统计等方式进行权重分配和评估。
3.4 编制风险评估报告根据风险评估结果，编制风险评估报告，报告内容包括但不限于：- 风险评估分级结果；- 不同风险的来源和可能影响；- 风险发生的概率和可能的规模；- 风险管理的建议和措施。
4. 保证措施为确保区域风险评估工作的准确性和可操作性，需要采取以下保证措施：- 确保数据的真实性和可靠性，采用多渠道获取数据，并进行数据质量评估；- 团队成员专业背景多元化，包括地质学、气象学、社会学等领域的专家；- 严格按照工作计划和时间进度，确保评估工作的及时性；- 引入定性和定量相结合的评估方法，提高评估结果的科学性。
风险分区分级评估
********有限公司安全生产风险分区分级评估编制时间：2020年4月7日目录、八、-前言一、导言1.1评估目的1.2编制原则1.3编制依据1.4评估范围二、区域划分2.1区域划分原则2.2区域划分三、区域固有风险确定3.1区域内发生事故的可能性(L)取值准则3.2区域内发生事故的可能性(L)取值3.3区域内发生事故的严重性(S)取值准则3.4区域内发生事故的严重性(S)取值3.5区域固有风险矩阵(R)确定准则3.6区域固有风险矩阵(R)等级确定四、区域控制风险确定4.1风险矩阵分析法(LS)五、区域风险等级确定5.1区域风险等级判定准则5.2区域风险矩阵(R)等级确定六、区域安全风险级别校正七、区域安全风险分区分级示意图、八、▲前言为贯彻落实《省委办公厅省政府办公厅关于印发（江苏省化工产业安全环保整治提升方案）的通知》（苏办（2019）96号）,统筹推进本公司安全生产信息化管理平台建设,确保《江苏省化工企业安全生产信息化管理平台建设基本要求》落到实处。
根据《江苏省化工企业安全风险分区分级指南（试行）》编制本评估报告。
本评估报告是对英克化工科技（太仓）有限公司所存在的安全生产风险进行分区分级评估,评估包括区域划分、区域固有风险等级评估、区域控制风险等级评估、评估确定区域风险等级、校正确认区域风险等级等内容。
本文所有内容,仅限于本公司的生产范围。
安全生产风险分区分级评估一、导言1.1评估目的为贯彻落实《省委办公厅省政府办公厅关于印发〈江苏省化工产业安全环保整治提升方案〉的通知》（苏办（2019）96号）,统筹推进本公司安全生产信息化管理平台建设,确保《江苏省化工企业安全生产信息化管理平台建设基本要求》落到实处。
根据《江苏省化工企业安全风险分区分级指南（试行）》（苏应急（2019）105号）的要求编制本评估报告。
依据《江苏省化工企业安全风险分区分级指南（试行）》的要求,英克化工科技（太仓）有限公司成立安全生产风险分区分级评估小组,通过区域划分、根据区域内事故发生的可能性L值和事故后果的严重性S值，计算风险R值，确定区域固有风险等级。
汽轮机主要辅机诊断
一、高压加热器节能诊断 二、汽动给水泵组节能诊断 三、冷端系统节能诊断 四、冷端系统运行优化 五、冷端在线监测、诊断系统
2024/4/8
1
一、高压加热器节能诊断
1.水室分程隔板故障
主要针对卧式U形管高加，故障的种类有： 分程隔板密封面泄漏； 分程隔板受冲击变形或损坏。 造成的后果： 加热器上端差增大，给水温升降低；（给水温度降低1℃，汽轮机热耗增加
工况3 273.1 884.9 0.00 884.9 2599 77.65 8070
工况4 231.6 774.2 0.00 774.2 2514 76.54 6930
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给水泵性能判断
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扬程(m) 效率(%)
汽动给水泵保证流量、扬程和效率的 评价
4000
90
3850
约0.04%）；
最末级高加水室分程隔板故障，直接降低最终给水温度；其他高加故障 导致下一级高加出力增加或超出力。
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一、高压加热器节能诊断
高加水室分程隔板故障的诊断方法：
掌握加热器上端差和给水温升随运行时间的变化规律：①随着时间的推移， 加热器的上端差逐步增大或给水温升逐步降低；②短期内给水温升大幅降 低或上端差大幅增加。
80 10360 73.07 55.84
工况3 273.1 50.09 8070
80 8150 72.65 55.86
工况4 231.6 43.84 6930
80 7010 73.29 55.45
2024/4/8 11
二、汽动给水泵组节能诊断
（3）小汽轮机通流能力诊断结果
试验工况 机组负荷 四抽至小汽轮机进汽门 四抽至除氧器进汽门 辅汽至小汽轮机进汽门 小汽机进汽门开度 进汽压力 进汽温度 蒸汽比容 进汽质量流量 进汽体积流量
J003汽机房辅助设备安装作业指导书
山东电力建设第一工程公司1．工程概况国电蚌埠电厂一期2X600MW二号汽轮发电机组，汽轮发电机组为纵向顺列布置，汽机机头朝向扩建端，汽机房运转层采用大平台布置，两台机组之间设重物起吊孔。
汽机房A-B排间分三层：底层（0.00m），中间层（6.4m），运转层（13.7m）。
B-C排间分四层：底层（0.00m），中间层（6.4m），运转层（13.7m），除氧层（19.8m）。
汽机房辅机设备主要安装在汽机房A-C排间各层相应设备基础上。
其中一部分由汽轮机厂、发电机厂和给水泵汽轮机厂配套提供，一部分由建设单位单独订货采购。
本作业指导书的编制是为了指导汽机房辅机设备的安装工作，使施工人员通过作业指导书明确施工工序、技术和质量要求，实现施工过程始终处于受控状态，优质、高效地组织施工的目的。
1.1工程名称：汽机房辅助设备安装1.2施工地点：汽机房A-C排间各层相应设备基础上。
润滑油储油箱安装工作在汽机房#16 柱轴线A 排外17.83米处。
1.3主要工程量1.3.1汽机房辅机设备工程量汽机房辅机设备工程量见表1-1。
表1-1 汽机房一般辅机设备工程量1.3.2汽轮房一般辅机设备基础检查准备，垫铁布置，设备运输，设备就位找正，地脚螺栓安装，基础及地脚螺栓二次灌浆，设备检查检修等。
1.4工程特点本工程主要特点是设备种类多，类型广，部分设备外形尺寸大、重量重（如润滑油主油箱、润滑油储油箱、润滑油冷油器、发电机定子冷却水控制集装装置、发电机密封油控制集装装置），成品防护难度大，施工地点相对分散，施工投入机具、人力、工种、耗材多，施工工期较长。
2．编制依据2.1国电蚌埠电厂2X600MW机组建筑安装B标段工程《施工组织总设计》。
2.2《汽机专业施工组织设计》。
2.3设计院提供的设备基础图纸。
2.4设计院提供的汽机房辅机设备安装图纸。
2.5各辅机设备采购合同、技术协议和制造厂家提供的安装图纸。
2.6《电力建设施工及验收技术规范》（汽轮机机组篇）DL5011-92。
汽机运行操作潜在风险
高、低压加热器的投入和退出
9.高、低压加热器的入系和出系 一般情况下，低压加热器是随机启动的，而高压加热器要等机组带上一定负荷再投汽 侧。对技术先进的大机组而言，其热力系统和顺序控制的设计完全兼顾到安全和 使用寿命的需求,不必赘述. 本节主要从安全角度和加热器的使用寿命来展开讨论. ⑪高压加热器冷态投入，在注水打压合格后,应先开高加出口逆止门,再开高加进水联 成阀,以防止锅炉断水. ⑫投汽侧时,应按先低压后高压的次序进行.先开启抽汽逆止门,再稍开进汽电动门暖体, 然后慢慢开启进汽电动门直至全开,其给水温升应≤56℃/h,最大110 ℃/h,以减轻对 高加的热冲击,防止泄漏. ⑬在高加退出时,应逐渐关闭进汽门,使给水温度均匀下降,温降速度≯1.5 ℃/min为宜. ⑭低加的凝结水温变率≯ 3.0 ℃/min. ⑮高加水侧退出时, 应先关高加进水联成阀,再关高加出口逆止门,以防止锅炉断水. ⑯加热器投入时,先投水侧,再投汽侧;退出时,先停汽侧,再停水侧. ⑰在加热器的汽侧操作时,尤其应注意防止凝结器掉真空. ⑱无论高、低加是哪种形式,一经投入运行,即应调整疏水水位,既要防止加热器满水,又 要防止汽水两相流冲刷疏水管道. ⑲在调整疏水水位的同时,应使加热器的上、下端差保持在最佳值,以保证机组运行的 经济性.
发电机内冷水系统投入
8.发电机内冷水系统投入 风险分析: ⑪内冷水质不合格，导致定子线圈腐蚀。 ⑫定子线圈通水时,水压高于机内氢压，如果定子线棒发生泄漏，向发电机内漏水， 导致发电机绝缘降低。 ⑬内冷水温度低于机内温度,将使机内结露. 预防措施: ⑪防止内冷水质不合格，导致定子线圈腐蚀的措施 ①确认内冷水补水来源品质正常。 ②加强化学监督，定期进行水质检测。 ③启动后应视情况投入离子交换器。 ④水质不合格，进行内冷水排换。 ⑤检查内冷水压力高于其冷却器的冷却水压 ⑫防止定子线圈内水压高于发电机氢压，定子线棒发生泄漏，导致发电机绝缘破坏的 措施 ①发电机定子线圈通水前应先对发电机充氢。 ②定子水压低于发电机氢压在正常范围内。 ③发电机底部检漏计报警时，立即采取措施处理。置换时,禁止剧烈排送，以防因摩擦引起自燃 ⑴氢气置换时, 发电机禁止进行任何电气试验, 氢区严禁使用无线电 通讯 ⑵发电机气体置换应在发电机静止或盘车期间进行 ⑶发电机气体置换时, 必须用二氧化碳等惰性气体作为中间介质 ,严 禁空气与氢气直接接触置换 ⑷用二氧化碳作为中间介质置换,检测氢气纯度应从发电机底部取样; 检测二氧化碳纯度应从发电机顶部取样 Ⅱ.防止置换过程中,氢侧密封油位波动大,使密封油漏入发电机内, 导致发电机绝缘降低的措施 ①调整充,排各阀门开度,保持发电机内的气压在规定范围内 ②监视发电机密封油压自动调节跟踪情况正常 ③调整发电机氢侧密封油位正常 ④发电机底部检漏计如果有油排出,立即采取措施处理
度调峰与启停调峰的能耗和风险比较
300MW机组深度调峰与启停调峰的能耗和风险比较因近期我厂300MW机组频繁深度调峰，并有启停调峰的可能，为便于评估风险和决策，现将300MW机组深度调峰与启停调峰的能耗和风险比较如下。
一、深度调峰和启停调峰能耗比较比较原则：深度调峰以5小时为参考；启停调峰以停运1小时，其余4小时用于开机恢复。
调峰的5小时内发电量都为100万kwh，两种方式能耗对比如下：1.深度调峰（参照1月10日深度调峰数据）上表以#2机作为启停调峰机组，调峰期间#1机为20万负荷，供电煤耗340.4ｇ/kwh，加上#2机开机所耗煤、油、汽，调峰期间所发100万kwh电量的供电煤耗至少在500ｇ/kwh，远高于深度调峰，因而启停调峰极不划算。
若以#1机作为启停调峰机组，#1机开机用油约20吨，远远高于#2机的16吨，供电煤耗将大于500ｇ/kwh。
热态开机耗用油、煤、电情况说明：1)耗电参照深度调峰1小时所耗电量，剔除循泵、增压风机、前置泵等设备停运期间减少的电量，热开总耗电量约3.3万kwh。
2)耗煤以50吨/小时，热值15000KJ/kg估算，折标煤约102吨。
3)开机总耗油按16吨估算，折算标煤22.85吨。
4)由于启备变高电价，按启停调峰启动时间4小时估算（至厂用电切换为止），启动过程将产生固定额外的电费支出2.412万元。
按标煤单价1000元/吨计算，折合标煤24.12吨。
5)以上合计，启停调峰启动过程共固定耗标煤148.97吨。
结论：由于启停调峰启动过程共固定耗标煤148.97吨，按调峰期间负荷200MW 计算，解列时间大于7.5小时，煤耗即低于440ｇ/kwh,。
在不考虑启停调峰风险的情况下，但就煤耗来看，若启停调峰时间大于7.5小时，启停调峰经济型要好于深度调峰。
二、汽机侧风险评估1、深度调峰从目前已进行的几次降负荷深度调峰的情况来看，汽机在100MW负荷左右运行平稳，各高加逐级疏水正常，水位均能自动调整，小机汽源切至辅汽后小机运行平稳，未见其它异常。
风险预控管理--三种模式
责 任 人
责 任 部 门
监 管 部 门
料入厂到电能输出的发电生产全过程工作
任务。
四、危险源辨识的模式
工作任务风险评估表
危
不安全因 素（外因-
风 险
风险评估
风
工 作 任 务
工 序
系 统
区
险 源
人、物、 环）
域（
内描类
因） 述 别
及 其 后 果 描 述
（前四项可根据需要删减）
可 能 性
暴 露 率
严 重 度
四、危险源辨识的模式
（1）列出工作任务清单，划分工作任务工序，填写工 作任务对应的系统、所属区域。
工作任务风险评估表
工 作 任 务
工 序
系 统
工作任务： 危 险
不安全因 素（外因人、物、
风 险 及
区源
环）
其
风险评估 （前四项可根据需要删减）
风 险 控
域检修列因（内）的出正生描述常产、类 别工异作后 果 描 述常任、务可 能 性紧清急单暴 露 率 状，态严 重 度包下括风 险 值R的运、行风险等级自和燃制措施
火力发电企业危险源辨识基础数据库
四、危险源辨识的模式
5.三种方法的基本模式相互关系
发电企业内外因综合风险分析法包含设备故障风险评估、区域
风险评估和工作任务风险评估，三种模式相互关系如下：
1.
设备故障 风险评估
作为区域评估的基础参考信息，在区域评估时可参照设备故
障风险分析，确定区域中存在的物（机）的不安全因素和风 险程度，确保区域评估的全面性和准确性。
险评估：
用SEP半定量方法。
工作任务风险评估表
工 作 任 务
工 序
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汽机区域
汽机区域
0米至6.9米
精处理系房
柴油发电机系统 400V厂用电系统
柴油发电机 油箱 柴油发电机出口开关柜
汽机区域
汽机房-4米
排汽装置、热井、凝结 排汽装置 水箱系统 抽真空系统 真空泵 电气系统 400V厂用电系统 检修箱 断路器、母线 空冷风机 变压器、开关 变频器 主变、高厂变、高公变、启备变 检修箱
真空泵房
空冷岛 空冷岛 空冷配电室 空冷变频器室 主变围栏内 空冷区域
抽真空系统 电气系统 电气系统 发变组系统 电气系统
汽机区域
6.9米至13.7米
直流系统
给水、凝结水、闭式水 联氨计量箱 加联氨系统 联氨计量泵、氨计量泵、磷酸盐计量泵 氨计量箱 汽机房6.9米炉内 给水凝结水加氨系统 加药间 氨计量箱 氨计量箱 氨计量泵 碱计量泵 加碱系统 电机 碱计量箱 汽机区域 汽机区域 汽机房6.9米汽水 汽水取样装置系统 取样间 3.6米电缆夹层 电气系统 汽水系统 给水系统 凝结水系统 密封油系统 汽机区域 0米至6.9米 400V厂用电系统 电气系统 发电机励磁系统 润滑油系统 高温取样架 电缆 汽水管道、阀门 给水泵、液力耦合器、前置泵 凝结水泵、凝疏泵、凝补泵 交、直流油泵 断路器、母线、干式变、变频器 检修电源箱 励磁变 主油箱、 顶轴油泵、排油泵 污油箱
汽机区域清单
区域 地点 系统 汽水系统 汽机区域 25米及以上 电气系统 集控室中央空调 所属设备 汽水管道、阀门、除氧器、低辅联箱、连排扩容器 吊装口盖板 检修电源箱 空调设备 配电柜 主再热蒸汽及旁路系统 汽轮机 汽水系统 汽机区域 13.7米及以上 DCS系统 电气系统 汽机区域 9.6米电缆夹层 电气系统 汽轮机润滑油系统 汽水系统 汽水管道、阀门、高压加热器 机柜及内部设备 检修电源箱 发电机、励磁小间、发电机滑环小间 电缆 主油箱、润滑油泵 汽水管道、阀门、低压加热器 110V直流系统、220V直流系统、UPS系统 110V、220V蓄电池组 发变组系统 电气系统 10KV厂用电系统 发电机出口PT、避雷器 发电机出口封闭母线微正压 检修电源箱 断路器