汽包检修工艺方法

1.用专用的汽包人孔门扳手拆下螺栓，并将拆下的螺栓及压脚作好记号，以便能顺利按原位装复。

2.装上通风机进行冷却，使汽包内温度降到40OC以下，照明用具为12V行灯，进入汽包工作人员所带物件要登记。

3.进入汽包时，首先应将下降管和下部所有管中及塞子塞紧，然后在下面铺上橡胶垫，才可进入汽包工作

4.应停止化学人员先进入汽包检查结垢，腐蚀的情况，并检查内部装置完整情况，调试做好修前情况的记录。

5.工作未完工，工作人员下班是应及时装设假人孔门并贴封条。

6.封门钱必须做全在同检查，确认无误并经有关部门签证后，方可封门。质量标准

1．人孔门平面应平整光洁，无明显的沟槽和前脸的腐蚀斑点平面不可有裂缝，杰哥面应大于全宽度的2/3.

2．金属石墨垫（尺寸：506/426X401X321X4.5）不应有裂纹，缺边和扭曲变形等缺陷

3．人孔门压板不应有扭曲，螺丝不应有反牙和拉毛现象，螺母应能随手捻到底，螺丝一侧应加黑铅粉。

4．人孔门装复后水压试验无渗漏。

5．锅炉点火后气压升至0.3-0.4MPa时热紧一次螺丝。

检修项目：汽包内部气水分离装置。

工艺方法：

1．拆下的气水分离设备，应按方向顺序编号和做好的标记清理干净，将拆下的销子等零星物件集中放置，不可乱放，以免散失。

2．用压缩空气吹通给水管，给水分配管加药管，取样管等各种管道。对不可拆的管道应用小榔头振击致通

质量标准

1.各种内部装置腐蚀深度大不得超过原表面厚度的1/2

2.所有焊缝（如有法兰头颈，汇流箱封板等）不应有脱焊或断裂旋风筒顶帽及拖斗应点焊牢固

3.旋风筒安装的垂直误差小于圆筒直径的1%，贺筒的椭圆度小于直径的2%。

4.装在汽包侧的配水槽，溢水边缘的高度允许误差为+—10mm，沿斜面坡度误差小于0.2%

5.相邻两块百叶片的间隙误差小于10%，顶部百叶窗装配后，各接合部为的缝隙小于0。5mm，汇流箱焊接严密，无变形陪水槽完整。

6.汽包内拆下的各装置设备均要用钢丝刷，刮刀，纱布等将锈垢清除干净，并涂上很薄的一层汽包漆。

检修项目：汽包水平及弯曲度椭圆度的测量方法

工艺方法

1. 用拉丝钢丝的方法测量汽包的弯曲度应注意钢丝的紧度。

2. 用水平皮管测量汽包的水平误差，皮管内应无汽包存要，皮管不可折曲。

3. 用连通管在汽包外径垂直方向上，下每隔2m测量，一次在汽包外径水平方向每隔2m，测量一次，加汽包内部是可用两把钢制天搭接起来测量内径。

质量标准。

1. 大弯曲度不得超过汽包全厂2%。但不应大于15mm。

2. 纵向水平误差和横向水平误差都不应大于2mm

3. 椭圆度允值为8mm

4. 测量记录正确齐全

检修项目：汽包内外壁裂纹的检查

1. 带入汽包的点焊枪应完整无损，不用试应用石棉布包扎好或悬挂起，电焊线应完整无损，漏电处用黑布包好，汽包壁面不准引弧或碰焊，若电焊误触汽包内壁，必须用小砂轮磨光并经探伤检查，以防发生裂纹。

2. 用着色发货超声波检查裂纹并做好详细的裂纹记录，筒体内外表面的凹陷和疤痕当其深度为3-4mm是，应修磨到圆滑过度，其深度大于4mm时，则应补焊并修磨。对于微笑的表面裂纹和高度达到3mm的个别凸起部分应做修整。

3. 当汽包壁纹深度超过厚度的15%而且裂纹较多又集中，或汽包壁腐蚀超过原厚度的15%-20%，同时腐蚀面积较大则不能采取补焊的方法二采用挖补钢板的方法，挖补取板方法有两个：一个是钻孔取板法，为了避免应力集中于棱角地方，挖补相邻二边一定要用圆弧边接，另一个方法是氧炔火焰切割法，切割时在轮廓线处应采取冷却措施，以免热线影响区护大切割后清理熔渣，用电动锉刀修整焊缝。

4. 新钢板材质要求应符合设计要求，弧度，圆弧半径应与汽包半径相同，修整后试嵌入对口，嵌入钱外壁焊上监时支托架，用以对口其对口偏差，不应大于1mm

5. 嵌入新钢板与汽包壁应打成V字坡度。

6. 新钢板焊接时，可在外壁按150-200mm的间距交错点焊，待牢固后再焊接40-60mm，建个300-400mm再焊。逐段多遍的焊接，前遍与后遍的焊缝接头布袋重叠，至少相聚20-30mm，而且后一遍焊痕的加强高度为1.5mm为了减少内应力的产生，没一边焊接方向相应相反。

7. 汽包内部裂纹应于每次大修时做检查，至少外部裂纹则每隔3-4个大修周期检查一次

8. 如发现汽包有超标裂纹要补焊处理的应有详细的焊接措施并经总工程师比准，否则不得进行补焊

检修项目：膨胀指示器校正

工艺方法

0. 在进行水压试验前，必须做最后一次检查。

质量标准

1、装置正确，牢固

2、零位校准，正确

3、指示牌表面应清洁

检修项目：支撑装置检查

工艺方法：

1. 检查支撑座上部与汽包和下部与横梁的焊接是否有裂纹等缺陷

2. 清理滚柱周围杂物

质量标准：

1. 纵向，横向滚柱应清洁，不锈。下部滚动颊面应平整无杂物

2. 滚柱接触长度应大于总长的70%。

3. 定位板位置正确牢固

检修项目：校验水位计指示正确性

利用香蕉连通管，从汽包水平中心线引出到水位计玻璃管中心线测出高差值，可通过增减水位计点券的方法使中心线吻合

质量标准

1. 水位计指示中心线应在汽包水平中心线下方75mm处。

2. 两侧水位计中心线标高应一致，大偏差为+-1.5mm。（沿海公司 王万军）

变压器瓦斯保护

【关键词】变压器瓦斯保护

变压器是变电站主要的电气设备，对系统的安全和供电可靠性带来严重影响，瓦斯保护是变压器的主保护，能有效地反应变压器的内部故障，因此，运行人员要熟练掌握瓦斯保护的保护范围、瓦斯保护装置动作的原因和事故分析等，当故障发生时能准确作出判断并进行处理。

1、保护范围

所谓的瓦斯保护也就是指变压器的保护，它真实的反映出了油箱内部结构中存在的所有故障，例如油箱的断裂、绕组等现象，从而对变压器的瓦斯保护划分出来了相应的保护范围。

2、瓦斯保护的分类 :变压器瓦斯保护分为轻瓦斯保护和重瓦斯保护。

3、变压器瓦斯保护的运行规定

 3.1变压器在运行的过程中，不同的瓦斯保护类型所投入的位置也就不一样，在一般情况下重瓦斯保护主要是投入在跳闸当中，而轻瓦斯保护则是投入到信号中。如果当变压器处于一个停电设备时，轻瓦斯保护就会很好的对变压器油箱的运作情况起到一定的监视作用，从而对变压器瓦斯起到良好的保护作用。

3.2如果变压器在运行的过程中因为其他方面的原因，必须要退出瓦斯保护，那么在瓦斯保护退出之前，就要经过相关管理人员的同意，采用相应的措施对变压器进行相应的调整，投入施工现场变压器的差动保护，从而保证变压器的正常运行。在变压器运行的过程中，我们要注意瓦斯保护和差动保护，在通常情况下是不能同时退出的。

3.3在对变压器进行安装或者大修以后，变压器在投运或者充电的过程中，应该将瓦斯保护投入到调整压板上，当电压器充电正常以后或者变压器在投运过程中处于一个稳定的状态时，人们就要将移除瓦斯保护跳闸板。待变压器充电完成，并且正常运行以后，人们也将瓦斯保护跳闸压板投入到其中。

 3.4运行中的变压器在下列情况下，应将瓦斯保护跳闸压板退出，然后进行相应处理。3.4.1变压器在运行中加油、滤油时退出瓦斯保护跳闸压板，待工作结束后，运行48小时，排尽内部空气，将瓦斯保护跳闸压板投入。 3.4.2变压器在放油、更换硅胶时，退出瓦斯保护跳闸压板，待工作结束后，排尽变压器内部空气，将瓦斯保护跳闸压板投入。3.4.3当变压器油位有异常升高或油路系统有异常现象时，为查明原因，需打开各个放气或放油塞子、阀门，检查吸潮剂或进行其他的工作，必须将瓦斯保护跳闸压板退出，待工作结束后，排尽变压器内部的空气，将瓦斯保护跳闸压板投入。3.4.4变压器瓦斯保护二次回路上有工作（如校验瓦斯继电器、处理直流回路故障等）时退出，退出瓦斯保护跳闸压板，工作结束后即可将瓦斯保护跳闸压板投入。

 3.5变压器轻瓦斯信号动作，若因油位降低（漏油、渗油）引起，严禁将瓦斯保护跳闸压板退出。若因油中剩余空气逸出或强迫油循环系统吸入空气引起，而且信号动作间隔时间逐渐缩短，将造成跳闸时，如无备用变压器，则应将重瓦斯保护改投信号，同时应立即查明原因加以消除。但如有备用变压器，则应切换至备用变压器，而不准使运行中变压器重瓦斯保护改投信号。

 3.6变压器大量漏油致使油位迅速下降，禁止将重瓦斯保护改投信号。

4、瓦斯保护信号动作的主要原因 : 

4.1因滤油、加油或冷却系统不严密以至空气进入变压器。

4.2因温度下降或漏油致使油面低于气体继电器轻瓦斯浮筒以下。

4.3变压器故障产生少量气体。

 4.4变压器发生穿越性短路故障。在穿越性故障电流作用下，油隙间的油流速度加快，当油隙内和绕组外侧产生的压力差变化大时，气体继电器就可能误动作。穿越性故障电流使绕组动作发热，当故障电流倍数很大时，绕组温度上升很快，使油的体积膨胀，造成气体继电器误动作。

 4.5变压器内部故障。

 4.6二次回路问题误动作。

 4.7某些情况下，由于油枕内的胶囊（隔膜）安装不良，造成呼吸器堵塞，油温发生变化后，呼吸器突然冲开，油流冲动使气体继电器误动作跳闸。

 4.8外部发生穿越性短路故障。

 4.9变压器附近有较强的震动。

5、瓦斯保护装置动作后的处理 

5.1当变压器轻瓦斯保护动作后的处理： 5.1.1复归音响信号，报告值班调度。 5.1.2对变压器进行检测时候，首先要对变压器是否存在异常现象进行检测，对气体继电器系统保护动作的原因进行分析，从而对变压器中存在的问题进行相应的处理。 5.1.3如果技术人员在对变压器外部结构进行检查时，发现变压器的外部结构不存在异常现象，那么我们就对气体继电器内部气体性质进行检测。而在对气体继电器气体性质检测的过程中，一般都会从而继电器中取两支气体，分别用作现场检测和化验分析，如果在对气体间检测的过程中发现该气体为不可燃的，那么变压器仍然可以正常的运行。而当检测气体是可燃的，那就说明变压器中存在异常现象，应立即停止变压器运作，在对其进行仔细的检测。

5.2变压器发生重瓦斯动作后的处理：1）对变压器外部进行全面检查储油柜的油位应与温度相对应，各部位无渗油、漏油； 2）套管油位应正常，套管外部无破损裂纹、无严重油污、无放电痕迹及其它异常现象； 3）吸湿器完好，吸附剂干燥； 4）引线接头、电缆、母线应无发热迹象； 5）压力释放器、安全气道及防爆膜应完好无损； 6）对变压器分接开关进行检查，检查动静触头间接触是否良好，检查触头分接线是否紧固，检查分接开关绝缘件有无受潮、剥裂或变形。若发现以上检查项目有明显问题后，针对发生的问题进行处理。 5.2.2取瓦斯，判断瓦斯性质；故障变压器内产生的气体是由于变压器内部不同部位所产生的，不同的过热形式造成的。而判明瓦斯继电器内气体的性质、气体集聚的数量及速度程度是至关重要的。当集聚的气体是五色无臭且不可燃的，则瓦斯动作的原因是因油中分离出来的空气引起的，则属于非变压器故障原因；当气体是可燃的，则有极大可能是变压器内部故障所致。5.2.3取油样，送检。做油中溶解气体色谱分析试验。 5.2.4按照电力设备预防性试验规程的要求，对变压器进行测试（进行绝缘电阻、直流电阻等试验）。（陈家港公司   孙志楼）

变频器在使用中遇到的问题和故障防范

由于使用方法不正确或设置环境不合理，将容易造成变频器误动作及发生故障，或者无法满足预期的运行效果。为防患于未然，事先对故障原因进行认真分析显得尤为重要。

外部的电磁感应干扰，如果变频器周围存在干扰源，它们将通过辐射或电源线侵入变频器的内部，引起控制回路误动作，造成工作不正常或停机，严重时甚至损坏变频器。提高变频器自身的抗干扰能力固然重要，但由于受装置成本限制，在外部采取噪声抑制措施，消除干扰源显得更合理、更必要。以下几项措施是对噪声干扰实行“三不”原则的具体方法：变频器周围所有继电器、接触器的控制线圈上需加装避免冲击电压的吸收装置，如RC吸收器；尽量缩短控制回路的配线距离，并使其与主线路分离；指定采用屏蔽线回路，须按规定进行，若线路较，应采用合理的中继方式；变频器接地端子应按规定进行，不能同电焊、动力接地混用；变频器输入端安装噪声滤波器，避免由电源进线引入干扰。

安装环境, 电源异常, 雷击、感应雷电, 电源高次谐波

1, 安装环境

变频器属于电子器件装置，在其规格书中有详细安装使用环境的要求。在特殊情况下，若确实无法满足这些要求，必须尽量采用相应抑制措施：振动是对电子器件造成机械损伤的主要原因，对于振动冲击较大的场合，应采用橡胶等避振措施；潮湿、腐蚀性气体及尘埃等将造成电子器件生锈、接触不良、绝缘降低而形成短路，作为防范措施，应对控制板进行防腐防尘处理，并采用封闭式结构；温度是影响电子器件寿命及可靠性的重要因素，特别是半导体器件，应根据装置要求的环境条件安装空调或避免日光直射。除上述3点外，定期检查变频器的空气滤清器及冷却风扇也是非常必要的。对于特殊的高寒场合，为避免微处理器因温度过低不能正常工作，应采取设置空间加热器等必要措施。

2, 电源异常

电源异常表现为各种形式，但大致分以下3种，即缺相、低电压、停电，有时也出现它们的混和形式。这些异常现象的主要原因多半是输电线路因风、雪、雷击造成的，有时也因为同一供电系统内出现对地短路及相间短路。而雷击因地域和季节有很大差异。除电压波动外，有些电网或自行发电单位，也会出现频率波动，并且这些现象有时在短时间内重复出现，为保证设备的正常运行，对变频器供电电源也提出相应要求。

如果附近有直接起动电动机和电磁炉等设备，为避免这些设备投入时造成的电压降低，应和变频器供电系统分离，减小相互影响；对于要求瞬时停电后仍能继续运行的场合，除选择合适价格的变频器外，还因预先考虑负载电机的降速比例。变频器和外部控制回路采用瞬停补偿方式，当电压回复后，通过速度追踪和测速电机的检测来避免在加速中的过电流；对于要求必须量需运行的设备，要对变频器加装自动切换的不停电电源装置。

二极管输入及使用单相控制电源的变频器，虽然在缺相状态也能继续工作，但整流器中个别器件电流过大及电容器的脉冲电流过大，若长期运行将对变频器的寿命及可靠性造成不良影响，应及早检查处理。

3, 雷击、感应雷电

雷击或感应雷击形成的冲击电压有时也能造成变频器的损坏。此外，当电源系统一次侧带有真空断路器时，短路器开闭也能产生较高的冲击电压。

变压器一次侧真空断路器断开时，通过耦合在二次侧形成很高的电压冲击尖峰。

为避免因冲击电压造成过电压损坏，通常需要在变频器的输入端加压敏电阻等吸收器件，保证输入电压不高于变频器主回路期间所允许的大电压。当使用真空断路器时，应尽量采用冲击形成追加RC浪涌吸收器。若变压器一次侧有真空断路器，因在控制时序上保证真空断路器动作前先将变频器断开。（建湖公司 卞正玉）

汽轮机抽汽回热系统

回热系统既是汽轮机热力系统的基础,也是全厂热力系统的核心,对机组和电厂的热经济性起着决定性的作用。其设计和拟定是继蒸汽参数、机组类型后又一个影响机组热经济性的重要方面。

回热循环被现代蒸汽动力工程所普遍采用，它是在朗肯循环的基础上，对吸热过程加以改进而得到的。

在朗肯循环中，新蒸汽的热量在汽轮机中转变为功的部分只占30%左右，而其余70%左右的热量随乏汽进入凝汽器，在凝结过程中被循环水带走了。另外，进入锅炉的给水温度是凝汽器工作压力下的饱和温度。因为凝汽器内饱和温度很低，在锅炉内将给水加热到过热蒸汽的整个过程，吸热平均温度不高，致使朗肯循环热效率也较低。为了提高工质的平均吸热温度，减少凝汽器中被冷却水所带走的热量，人们采用了利用抽汽加热给水的热力循环——回热循环。

采用回热循环的效果：1、显著的提高了循环的热效率，使锅炉热负荷下降，换热面积减少，达到节省燃料的目的。2、采用回热循环后，汽轮机结构更加合理，给制造带来方便。因为每千克蒸汽所做的功减少，汽耗率增加，是汽轮机高压蒸汽流量增加，叶片长度也加长。而抽气使汽轮机低压端流量减少，从而使汽轮机末几级叶片长度缩短。3、因进入凝汽器的乏汽量减少了，故凝汽器换热面也减少。4、采用回热循环使设备复杂，增设了加热器、管道、阀门等设备，使投资费用和运行费用增加，也使运行的安全性降低。但是全面的技术经济比较表明，回热所带来的有利方面大于其不利方面。所以，火力发电一般采用回热循环的方式。（建湖公司付成贤）

锅炉水循环故障的论述

在锅炉实际运行过程中，由于各种原因自然水循环可能会出现一些不正常或不安全的情况。自然循环锅炉的主要故障有:上升管中工质产生循环停滞、循环倒流和汽水分层、下降管带汽等。

一、循环停滞：当上升管直接引入汽包的汽空间时，由于管子上部蒸汽而无水的流动，在管内出现了清晰的汽水分界面，这就是自由水面。当发生循环停滞时，由于上升管的水速较低，虽然此时的热负荷也较低。但是由于热量不能及时被带走，管壁仍会超温。在形成自由水面的管子里，由于水面以上的管段蒸汽缓慢地流动。其冷却效果较差。我们在炉升温升压初期常靠定排帮助建立水循环。

二、循环倒流：并列上升管组的受热不均不单会造成循环停滞，还会造成循环倒流。所谓循环倒流是指循环流速为负值时的流动情况。当发生循环倒流时，水在上升管中向下流动，而蒸汽由于密度小总是在水中趋向于向上流动。如果水的流速大于蒸汽在水中向上的流速，汽泡将被水带走。如果蒸汽在水中向上的流速大于水的流速，汽泡会向上窜动进入汽包。以上两种情况对管壁都没有直接危险。但是，如果蒸汽与水的流速相近或相等时，汽泡将停留在某一位置，开逐渐集聚增加。甚至占据管子整个截面，阻止汽包内的水流入管子，形成汽塞，易造成传热恶化。受热弱的上升管引入汽包的汽空间，一般不会发生循环倒流。循环倒流一般都发生在引入汽包的水空间的受热弱的上升管中。避免发生措施如增加独立循环回路;引出管尽可能引入汽包的水空间;降低循环回路的阻力。

三、汽水分层：当汽水混合物在水平或微倾斜的管中流动时，由于汽水密度的不同，水在下面流，汽在上面流动。汽水之间会出现一个清晰的分界面，这种现象叫做汽水分层。在垂直管里不会出现汽水分层现象。出现汽水分层现象时，上壁接触的蒸汽温度高，下壁接触的是水，温度较低。上、下壁之间产生温差热应力。避免产生的措施如避免水平布置或倾斜度小于15度的沸腾管。

四、下降管带汽：自然循环锅炉的下降管内工质如果含汽，会使下降管内工质的平均密度减小，重位压差减小，同时下降管中含蒸汽，平均容积流量要增加，下降管的流速就会增加，因而流动阻力也增加。所以重位压头减小，对水循环不利，增加了循环停滞，倒流、自由水面等不正常流动现象的可能，因而尽量避免或减少下降管带汽。（建湖公司  汤乃江）

企业区分“福利性补贴”和“职工福利”的重要意义

分清“福利性补贴”与“职工福利费”对于企业来讲，可谓一举两点，能全额扣除层层又减少纳税所得额。

今年5月8日《国家税务总局关于企业工资薪金和职工福利费等支出税前扣除问题的公告》（国家税务总局公告2015年第34号以下简称“34号公告”）发布，该公告di一条改变了以往将所有福利性支出计入职工福利费的做法，规定福利性支出列入企业员工工资薪金制度、固定与工资薪金一起发放的福利性补贴，如果符合《国家税务总局关于企业工资薪金及职工福利费扣除问题的通知》关于“合理工资薪金”的规定，可以作为企业发生的工资薪金支出，按规定在税前扣除。不符合条件的则作为职工福利费，按规定计算限额税前扣除。

那么，哪些属于福利性补贴呢？在会计实务中，我们可以按照国税函【2009】3号文件关于“合理工资薪金”的规定，根据以下标准判断一项福利性支出是否属于“福利性补贴”，如果任意一项条件不满足，则属于“企业职工福利费”。

一、福利性补贴纳入工资薪金制度管理，而且工资薪金制度必须是由企业股东大会、董事会、薪酬委员会或相关管理机构制定的。这一条件要求福利性支出是企业的工资薪金制度必须涵盖，且工资薪金制度是经过公司治理机构按照正当程序制定的。

二、对企业的工资薪金制度规范性和合理性的要求。作为发放福利性补贴依据的工资薪金制度必须相对规范，而且符合行业及地区水平。如果工资薪金制度存在计算标准模糊随意或有重要疏漏，或者与行业及地区平均公司水平相比畸高，则不符合此项条件。

三、一定时期内福利性补贴相对固定，其调整是有序进行的。

四、对实际发放的福利性补贴，已依法履行了代扣代缴个人所得税义务。

五、有关福利性补贴的安排，不以减少或逃避税款为目的。设置这一标准是避免企业利用福利性补贴作为逃避纳税义务的工具，例如企业在营利能力增长为了少缴所得税而不适当的增加福利性支出的名目和金额。

国家税务总局公告2015年第34号规定，不能同时符合上述条件的福利性补贴，应作为国税函[2009]3号文件第三条规定的职工福利费，按规定计算限额税前扣除。

根据《国家税务总局关于企业工资薪金及职工福利费扣除问题的通知》第三条的规定，企业职工福利费包括三方面：1、尚未实行分离办社会职能的企业，其内设福利部门所发生的设备、设施和人员费用，包括职工食堂、职工浴室、理发室、医务所、托儿所、疗养院等集体福利部门的设备、设施及维修保养费用和福利部门工作人员的工资薪金、社会保险费、住房公积金、劳务费等；2、为职工卫生保健、生活、住房、交通等所发放的各项补贴和非货币性福利，包括企业向职工发放的因公外地就医费用、未实行医疗统筹企业职工补贴、职工困难补助、救济费、职工食堂经费补贴、职工交通补贴等；3、按照其他规定发生的其他职工福利费，包括丧葬补助费、抚恤费、安家费、探亲假路费等。

区分福利性补贴和职工福利费的重要性，可以通过以下事例可以说明。

假设甲公司在办理企业所得税汇算清缴时，经核算发现工资薪金总额为4000万元，其中计入工资薪金的福利性支出1600万元，包括：（1）企业内设福利部分发生费用200万元；（2）交通补贴和住房补贴800万元；（3）企业为职工发放供暖补贴400万元；（4）企业为高危工作岗位人员提供福利性津贴200万元。其中，第2项和第4项是根据企业董事会制定的工资薪金制度按标准定期发放的，且甲公司依法代扣代缴个人所税，符合34号di一条规定。

在34号公告生效前，甲公司在所得税汇算清缴中可以计入工资总额的费用＝4000-1600＝2400万元，职工福利费扣除限额＝2400*14%＝336万元，应调增应纳税所得额＝1600-335＝1264万元。

在34号公告生效后，交通补贴、住房补贴和为高危工作岗位人员提供福利性津贴计入“福利性补贴”，甲公司所得税允许全额扣除的工资总额＝2400+800+200＝3400万元，职工福利费扣除限额＝3400*14%＝476万元，职工福利费支出＝200+400＝600万元，应调增应纳税所得额＝600-476＝124万元，比34号公告生效前计算方法少调增应纳税所得额1140万元。

根据上例可见，原先受工资总额14%扣除额限制的福利性补贴改为计入工资总额，一方面可以全额扣除，另一方面还可以作为计算职工福利费、工会经费和教育费扣除额的基数，可以减少三项费用因超过限额而调增的应纳税所得额。这就是区分“福利性补贴”和“职工福利费”对企业的重要意义。

注：参考大成方略纳税人俱乐部培训讲义   （财务部  袁为山）

银行承兑汇票业务知识

购货人因资金短缺或资金管理需要，可向开户银行提出申请，经开户银行同意并由其承诺当购货人存款资金不足时，由其垫付一定的款项给销货人。购、销双方事先必须约定好付款日期，并在银行承兑汇票上填明汇票到期日，由销货人持汇票于汇票到期日向其开户银行收取货款。

客户适用范围 ：在银行开立存款账户的法人以及其他组织之间，有真实的商品或劳务交易的款项结算可使用银行承兑汇票。

特点： 1、无金额起点限制；2、银行是主债务人；3、客户必须在承兑银行开立存款账户；4、付款期限长达6个月；5、收款人在汇票到期日前可以持票向银行申请支用票款；6、在汇票有效期内可以转让；7、对于购货方而言，使用银行承兑汇票无须付现，即完成了货款的支付，等于从银行处获得了一笔成本较低的资金，这也就是银行承兑汇票的融资功能；对销货方而言，在银行承兑汇票到期前，也可通过向银行申请贴现的方式，获得资金。8、持票人可持未到期的银行承兑汇票通过背书转让给其他债权人；9、只用于单位与单位之间；10、同城、异地均可使用。

相关业务：

1、承兑。商业交易中的收、付款双方协议在一定时期内支付货款时，付款方凭协议书，可向其开户行申请银行承兑汇票。开户银行同意后，按照有关规定办理承兑手续，并收取一定的手续费。

2、贴现。于银行承兑汇票的信用等级较高，一般商业银行均提供的贴现业务，主要贴现对象就是指银行承兑汇票。银行承兑汇票的持票人可持未到期的银行承兑汇票向银行申请贴现，提前收取票款。银行在扣除一定的贴息后，向持票人支付一定金额的资金。

3、质押。持票人可持未到期的银行承兑汇票向银行申请质押贷款，但质押贷款的期限多是短期，一般期限不得长于银行承兑汇票的到期日。

4、委托收款。银行承兑汇票到期，持票人可持汇票委托其开户银行通过委托收款结算方式向付款人收取票项。

5、付款。承兑银行到期无条件将票款支付给收款人（或持票人），并向承兑申请人收取票款。

6、挂失。持票人遗失银行承兑汇票的，可向承兑银行申请挂失。

期限 ：

1、银行承兑汇票的付款期限自票据到期日起长不超过10日；银行承兑汇票的权利时效为自到期日起二年。

2、持票人可在付款期内向汇票承兑行提示付款。超过付款期的银行承兑汇票，持票人开户银行不予受理，但在票据权利时效内，持票人可持有关证明文件向承兑行请求付款。

3、银行承兑汇票到期不获付款的，持票人自被拒绝付款之日起六个月内可向前一债务人行使追索权。

4、银行承兑汇票的出票日和到期日之间期限长不得超过六个月。

价格 ：

申请人办理银行承兑汇票，应向承兑银行交纳承兑金额0.5‰的承兑手续费。

客户流程：

1、提出申请 。客户因资金短缺且在约定时间内需支付商品交易款项时，向开户银行提出办理银行承兑汇票申请。

2、银行承兑。银行受理同意承兑后，与客户签订承兑协议，向客户出售银行承兑汇票。

3、出票 。客户签发银行承兑汇票，并加盖预留银行印章。

4、交纳手续费。客户应向承兑银行交纳承兑金额0.5‰的手续费。

5、领取汇票。客户将汇票交开户银行由其加盖印章后，领取已承兑的银行承兑汇票。

6、汇票流通使用。(1)客户持银行承兑汇票与收款人办理款项结算，交付汇票给收款人；(2)收款人可根据交易的需要，将银行承兑汇票转让给其他债权人。(3)收款人可根据需要，持银行承兑汇票向银行申请质押或贴现，以获得资金。

7、请求付款。在付款期内，收款人持银行承兑汇票向开户银行办理委托收款，向承兑银行收取票款。超过付款期的，收款人开户行不再受理银行承兑汇票的委托收款，但收款人可持有关证明文件直接向承兑银行提示付款。

8、贴现，指银行承兑汇票的持票人在汇票到期日前，为了取得资金，贴付一定利息将票据权利转让给银行的票据行为，是银行向持票人融通资金的一种方式。银行承兑汇票贴现标准的不同，可能会以月、年为标准。但银行一般是按照天数来计算的，贴现计算公式为：汇票面值 × 年贴现率x% × (贴现日-承兑汇票到期日)的天数 / 360，公式只是大致的承兑汇票贴现计算公式，在实际贴现的过程中，还要根据是否是外地汇票、实际银行托收时间等在计算中加、减天数。（财务部：刘刚）

浅析热工测量中的常见问题与对策

热工测量是反映系统运行参数的重要手段，是电力生产过程中运行人员的眼睛，也是构成自动和保护装置的基础。因此热工测量的准确率作为考核电厂的重要指标之一，将直接影响到机组的安全经济运行。现根据我厂热工测量中常见的问题进行简单分析并提出改进措施。

一、热工测量中存在的几种常见问题及原因分析

1.测量示值与实际参数存在误差的问题

⑴在热工测量中显示值与正常的实际生产流程示值趋势相反。如：锅炉主汽流量大于主给水流量的情况。这种参数倒挂现象在机组调试阶段及投入试生产阶段较为普遍。产生这种现象的原因有：设计时的工况与设备投运后的实际工况有很大偏差，如压力、温度等，对于温压补偿计算的流量来说，结果当然也会出现相应的偏差。在分析这一问题时，首先要确认一次仪表是否正常，同时还要排除仪表管是否堵塞或泄漏，最后从温压补偿计算来分析偏差的原因。

 ⑵同参数多点显示值偏差大。这种情况主要有两个方面：一方面是同一参数不同测量表计显示不一致，如汽包差压水位计在DCS上的3个显示值相差较大。这种情况大都出现在冬季投蒸汽伴热时产生的，因高温伴热管道靠近差压仪表管高低压侧中的一侧，造成两侧仪表管中的冷凝水温度、密度不一致;另一方面，同一参数在不同的显示方式上差值较大，如模拟屏上数显表显示的主汽温度与DCS上显示的主汽温度示值经常会出现不一致，超过其允许偏差。在确认一次仪表正常的情况下，一般是热电偶的冷端环境温度不一致，导致补偿后的温度显示值也出现相应偏差。

⑶DCS显示值与就地显示仪表指示不一致。如水位、压力、温度等，由于仪表精度、安装工艺和环境等多方面的原因，造成显示不一，存在误差。如汽包压力就地表经常与DCS显示值不一致，相差很大。一般是就地弹簧管压力表精度低，使用寿命短，在工作一定时间后出现金属疲劳，表内齿轮磨损等，经使用一定时间后仪表出现不归零等现象，可通过压力校验仪校验确认。

2.测量示值显示异常，失去监测能力的问题

在DCS画面上显示的单个或多个运行参数，经常出现死值(如风压、流量示值无变化)、假值(显示负值或示值与实际明显不符)，特别是风量测量、微压测量、液位测量等，这种情况主要是由于运行环境相对恶劣，环境变化造成的，如测量管路堵塞、一次仪表故障等原因。

3.仪表设备老化或制造精度不够稳定，抗干扰能力差，受环境因素影响造成示值波动

因仪表老化或本身质量问题，易受环境因素干扰的影响。如变送器、氧量探头等一次仪表周围有变频设备或大电流电机启停所产生的电磁干扰，使抗干扰能力差的仪表测量参数发生较大变化，从DCS历史曲线中可清楚看出干扰时所产生的波动情况。这种情况有时很难判断出故障所在。一般要通过信号发生器来检查，也可用万用表测量4~20mA电流信号中是否有干扰电压来分析判断。

4.安装调试期间遗留的问题给后来运行参数的测量带来隐患

如取样位置不合理、测量管路走向坡度不够、电缆屏蔽层破坏等，都会给后续机组运行带来隐患，造成信号测量不准或测量故障。如锅炉炉膛压力取压点，穿墙管应向下倾斜45°安装，如水平安装易产生积灰堵塞，导致测量误差。还有在调试过程中，如开关量仪表实际整定值与设计定值不符、流量信号在DCS的计算与厂家计算书不符等。

5.测量系统引起的误差

一个热工信号的测量往往是由一次检测元件、传输电缆、信号处理器及显示装置等组成，每一个环节都存在基本误差，在组成测量系统之后，会形成一个系统误差。如果系统超差严重，则主要原因在于表计的安装质量、取样的位置、测量管的敷设、电缆的连接质量，另外工艺系统的安装质量也会对测量精度带来影响。

二、热工测量中存在问题的改进措施

1. 当出现测量显示值与正常的实际生产流程示值趋势相反时，在确认一次仪表正常的情况下，对DCS中流量的补偿计算进行审核，检查运行工况和仪表厂提供的计算书是否相符，如有不符，请提供实际运行工况的参数给仪表厂，让仪表厂重新出具计算书。

 2.对于因冬天投蒸汽伴热问题而引起同一参数不同测量表计显示不一致的问题，一是对伴热管道进行改造，使伴热管道与仪表管道不能重叠或交叉；二是对伴热管道温度进行调节，在达到保温效果的情况下，尽量不使温度太高而影响测量。

3.对于热电偶冷端环境温度不一致造成的同一测点参数在模拟屏和DCS上偏差大的问题。将DCS电子设备间空调温度与控制室空调温度调整一致。确保热电偶冷端环境温度一致的情况下才能保证两个测量示值没有大的偏差。

4. 对于DCS指示与就地等显示仪表指示不一致问题，通过机组较长时间的运行，要逐步对测量仪表的质量、使用寿命、环境状况有所了解和掌握，因此，结合机组的检修计划，编制热工测量仪表的设备台帐，对一些不可靠的、稳定性差、满足不了精度要求的热工设备或仪表，逐步安排予以更换，或降级用于非重要测点。

5. 对于测量示值显示异常，失去监测能力的问题，首先要对仪表管道进行吹扫疏通，避免堵塞而引起测量效果。对DCS系统要经常维护，避免死机造成数据出现死值或无法显示和记录。

6.对于抗干扰能力差的仪表要及时更换，安装在干扰严重场所的仪表还要考虑加装信号隔离器。

三、结束语

现在的热工仪表，智能化居多，尤其是DCS系统的使用，能集中对现场过程参数和设备运行状态进行显示、处理，来达到对生产状况、设备情况的集中监控，减轻运行人员的操作强度，提高控制的可靠性和准确度。同时，也提高了热工测量系统的复杂化，故障的多样化。因此，提高热工测量的技术水平、努力解决所存在的问题、提高管理能力，是摆在我们电厂热工人员面前的重要课题 。（ 沿海公司 徐亚华 ）

怎样通过巡查变压器判断故障

为保证变压器的安全、稳定运行，及时发现设备缺陷，运行值班人员必须按规定时间及内容对变压器进行巡回检查，做到耳听、眼看、手摸、鼻闻，但在实际运行中，运行人员并没有能够正确巡检，忽视了对变压器的巡查，存在走马观花，甚至不知道巡查什么的情况。现就怎样通过巡查变压器来判断故障谈一谈看法。

1.注意变压器的声音

变压器在正常运行中，由于交变磁通的影响，硅钢片会发出均匀的“嗡嗡”声，它与电压和电流的大小、三相负载是否平衡等有着直接的关系。一旦变压器出现故障，声音就会变大；并且伴有噪声。因此，可以根据变压器运行的声音来判断运行的情况。

2.油位的高低和油色的检查

变压器的正常油位，应在油位的上、下油位线之间波动。油位过高或过低，都不是正常现象。变压器过载时油会受热膨胀，使油位升高，这时应检查电流过大的原因；变压器漏油时油位下降，当下降到箱盖以下时，会加速油的老化或其受潮。当绕组露出油面时，会使绝缘性能降低，容易造成相间或对地击穿漏电。当油位低于散热管的上口时，油就停止流动，不能散热，使温度升高，以致烧毁绕组。变压器运行后，变压器油正常的颜色呈浅红色或深黄色，如果油质劣化，颜色就会变暗，并有不同的颜色。如油色发黑，则说明油炭化严重，不宜继续使用。变压器油的油质检验应每隔3年1次。

 3.温度的监视

变压器正常运行时的上层油温不应超过 95℃，平时不要超过85℃，温升不得超过55℃。变压器温度太高的原因，除制造不良外，还可能是变压器过负荷、散热不良或内部故障所引起；对于没有温度计的变压器，可以用水银温度计贴在变压器外壳上测量温度；一般不能超过75℃。变压器在运行中超过了额定电流就是处于过负荷运行。变压器长期过负荷运行会使温度升高，绝缘性能变差，减少变压器的使用寿命。

 4.高压熔丝是否正常

 (1)变压器低压熔丝熔断的可能原因是：①地埋线、低压架空线短路；②变压器过负荷；③用电设备的绝缘损坏或短路；④熔丝选择过小、熔体本身质量不好、熔丝安装不当等。

(2)变压器高压熔丝熔断的可能原因是：①变压器绝缘击穿等内部故障；②低压设备发生故障，但低压熔丝未熔断；③如果避雷器装在户外跌落熔断器和变压器之间，打雷后也可能把高压熔丝熔断；④熔丝选择过小、熔体本身质量不好、熔丝安装不当等发现熔丝熔断。应根据事故现象查明原因，排除故障后，才可以把熔丝换好重新投入运行。

5.特殊天气应加强检查，室外变压器在大风天应检查变压器上有无杂物，大雪天检查变压器套管有无积雪和冰冻现象，接头外有无积雪融化现象，在下雨天检查变压器接线桩头有无冒热气现象。（建湖公司  徐俊之）