悬挂式全氟己酮灭火装置
1、储气瓶规格：20L、40L、50L、70L
2、悬挂式灭火装置由灭火剂储存罐体、玻璃泡喷头、压力显示部件组成，可悬挂或固定于墙壁上，具有不占地、无电气连接、安装简便的特点。
3、产品生产及检验标准依据：《XF13-2006 悬挂式气体灭火装置》。
全氟己酮(FK-5-1-12) 是一种清洁的、无色的、几乎无味的、非导电的灭火剂，密度大约是空的11倍。常温下储存时为液态，释放后迅速汽化，可用于全淹没灭火方式和局部应用灭火方式。
兴进消防悬挂式全氟己酮灭火装置有以下三种形式：
电磁型悬挂式灭火装置由灭火剂储存罐体、电磁驱动部件、喷头、压力显示部件、信号反馈部件组成，可悬挂或固定于墙壁上，与火灾探测部件、火灾警报器及灭火控制器组成一套自动灭火系统，具有占地小、安装简便的特点。
感温型悬挂式灭火装置由灭火剂储存罐体、玻璃泡喷头、压力显示部件组成，可悬挂或固定于墙壁上，具有不占地、无电气连接、安装简便的特点。
电磁感温型悬挂式灭火装置可电磁启动或感温元件启动。
电磁型悬挂式全氟己酮灭火装置由灭火剂储存罐体、电磁驱动部件、喷头、压力显示部件、信号反馈部件组成，可悬挂或固 定于墙壁上，与火灾探测部件、火灾警报器及灭火控制器组成一套自动灭火系统，具有占地小、安装简便的特点。
电磁型悬挂式全氟己酮灭火装置为电磁启动，发生火灾通过防护区内烟感温感形成复合火警，气体灭火控制主机输出24V启动电磁驱动装置打开容器阀，灭火剂通过喷嘴释放到防护区内进行灭火。
4.1.1 城市用电负荷分类的方法很多，从不同角度出发可以有不同的分类。本节中负荷分类的制订，主要从编制城市电力规划中的负荷预测工作需要出发，总结全国各城市编制城市电力规划的负荷预测工作经验，研究、分析不同规划阶段的负荷预测内容及其负荷特征、用电性质的区别，加以分别归类。
按用地性质进行负荷分类符合城市规划的技术特征，主要根据城市各类建设用地的用电性质不同加以区别，并依据现行国家标准《城市用地分类与规划建设用地标准》GB 50137中建设用地的符号、代码分类口径进行相应的规定。这种分类方法的主要优点是：比较直观，便于基础资料的收集，有较强的适用性和可操作性，能够较好的与城市规划衔接。在城市总体规划中按各类建设用地的功能、用电性质的区别来划分负荷类别进行负荷预测，是取得比较满意预测结果的主要负荷分类方法。
按产业用电分类则可以使负荷预测简便。产业用电与行业用电之间的关系：产业用电为农、林、牧、副、渔、水利业用电，第二产业用电为工业、建筑业用电，第三产业用电为、第二产业用电以外的其他产业用电，居民生活用电指住宅用电。
4.1.2 条文中的点负荷是指城市中用电量大，负荷集中的大用电户，如：大型工厂企业或大型公共建筑群。一般负荷(均布负荷)是指点负荷以外分布较分散的其他负荷，在负荷预测中，为预测简便，可将这些负荷看作是分布比较均匀的一般用电户。
4.2.1 城市总体规划阶段的电力规划负荷预测宜包括下列内容：
1 市域及中心城区规划负荷；
2 市域及中心城区规划年总用电量；
3 中心城区规划负荷密度。
4.2.2 城市详细规划阶段电力规划负荷预测宜包括下列内容：
1 详细规划范围内负荷；
2 详细规划范围内规划负荷密度。
4.2.3 城市电力负荷预测应确定一种主要的预测方法，并应用其他预测方法进行补充、校核。
4.2.4 负荷同时率的大小，应根据各地区电网用电负荷特性确定。
4.2.5 城市电力负荷预测方法的选择宜符合下列规定：
1 城市总体规划阶段电力负荷预测方法，宜选用人均用电指标法、横向比较法、电力弹性系数法、回归分析法、增长率法、单位建设用地负荷密度法、单耗法等。
4.2.3 采用多种方法预测，并相互补充、校核，可以做到尽可能多地考虑相关因素，弥补某一种预测方法的局限性，从而使预测结果能够比较全面地反映未来负荷的发展规律。采用多种方法预测时，还应考虑影响未来城市负荷发展的不可预见的因素，留有一定裕度，以提高预测的准确性和可靠性。
4.2.4 通常情况下，我们将一个电网按照不同的要求可以划分为若干个小的子网，负荷同时率就是在同一时刻，若干子网的负荷之和与整个电网的负荷的比值。由于一个地区电网内各类用户的负荷特征和用电性能不同，各自负荷的值出现的时间都不一样，故在一段规定的时间内，一个地区电网的综合负荷值往往是小于用户各自的负荷值之和的。从空间特性来看，一般在同一地区随着用户的增多及区域的扩大，电网负荷同时率变化是有规律的。一方面用户数越多、区域越大，负荷同时率越低；另一方面，供电区域面积越大，负荷同时率趋向于一个稳定的值。
4.2.5 条文中推荐的几种负荷预测方法。是在总结全国各城市编制城市电力规划进行负荷预测时常用的几种预测方法的经验基础上，吸收了城市用电水平预测的科研成果，并参考公司2006年制定的《城市电力网规划设计导则》中的有关规定，经分析、研究后提出的。
由于每一种预测方法都是在限定的条件下建立的预测模型，所以每一种预测方法的范围都有一定的局限性，如电力弹性系数法、增长率法、回归分析法，主要根据历史统计数据，进行分析而建立的预测数学模型，多用于宏观预测城市总用电负荷或校核中远期的规划负荷预测值，以上各种方法可以同时应用，并相互进行补充校核。而负荷密度法、单耗法则适用于分项分类的局部预测，用以上方法预测的负荷可用横向比较法进行校核、补充。而在城市详细规划阶段，对地域范围较小的居住区、工业区等局部范围的负荷预测则多采用单位建筑面积负荷指标法。近年来，城市经济的高速发展、居民生活用电水平的不断提高以及经济结构调整、节能减排带来的产业用电负荷的变化，给负荷预测带来许多不确定因素。为此，还需要全国广大电力规划工作者对电力负荷预测方法进行积极研究探索，除条文中推荐的几种预测方法外，尚需不断开发研究出一些新的预测方法，以使之充实完善。
5.1.1 城市供电电源可分为城市发电厂和接受市域外电力系统电能的电源变电站。
5.1.2 城市供电电源的选择，应综合研究所在地区的能源资源状况、环境条件和可开发利用条件，进行统筹规划，经济合理地确定城市供电电源。
5.1.3 以系统受电或以水电供电为主的大城市，应规划建设适当容量的本地发电厂，以保证城市用电安全及调峰的需要。
5.1.4 有足够稳定的冷、热负荷的城市，电源规划宜与供热(冷)规划相结合，建设适当容量的冷、热、电联产电厂，并应符合下列规定：
1 以煤(燃气)为主的城市，宜根据热力负荷分布规划建设热电联产的燃煤(燃气)电厂，同时与城市热力网规划相协调。
2 城市规划建设的集中建设区或功能区，宜结合功能区规划用地性质的冷热电负荷特点，规划中小型燃气冷、热、电三联供系统。
5.1.5 在有足够可再生资源的城市，可规划建设可再生能源电厂。
5.1.1 城市发电厂种类主要有：火电厂、水电厂、核电厂和其他电厂，如：太阳能发电厂、风力发电厂、潮汐发电厂、地热发电厂等。目前我国城市供电电源仍以火电厂和水电厂为主，核电厂尚处于起步阶段，其他电厂占的比例很小。
电源变电站，是指位于城网主干送电网上的变电站，主要接受区域电网电能，并提供城市电源。它也是区域电网的一部分，起转送电能的枢纽变电站作用。
5.1.3 以系统受电或以水电供电为主的城市，每年逢枯水期，电能供应量都将大幅度减少，遇到严重干旱缺水年份，还需实行、供应，有许多企业实行一星期供4停3，甚至供3停4，一些高耗能企业在缺电高峰期只能停产，居民生活拉闸限电，给国民经济造成很大损失，也给城乡居民带来极大不便。在以系统受电或以水电供电为主的城市，如结合自身条件建设适当比例的火电厂，则可以弥补因枯水期缺水造成供电紧张的局面。
5.1.4 热电冷联产系统有多方面的优势：(1)提高能源供应安全，在大型发电厂运行或供电中断时，小型热电联产/三联产机组接入电网，可保证继续供应终端用户；(2)增加电网稳定性，由于使用吸收循环取代目前普遍采用的制冷循环，故在盛夏时节，三联产机组大大缓解了电网的压力。鉴于夏季用电高峰时电力公司常启用备用机组，输电线路常处于超负荷状态，三联产机组可进一步提高电网稳定性，并提高系统效率。
燃气三联产技术的适用条件：，冷热电负荷相对稳定，运行时间较长；第二，较高的电价和相对较低的天然气价格；第三，对使用冷热电的收费有保证；第四，相对较为严格的环境保护要求；第五，需要有事故备用或备用电源，即对电源的可靠性要求较高。符合上述条件的行业主要是宾馆、医院、大型商用建筑、写字楼、机场、工厂等。
5.2.1 电力平衡应根据城市总体规划和地区电力系统中长期规划，在负荷预测的基础上，考虑合理的备用容量，提出地区电力系统需要提供该城市的电力总容量，并应协调地区电力规划。5.2.2 电源应根据所在城市的性质、人口规模和用地布局，合理确定城市电源点的数量和布局，大、中城市应组成多电源供电系统。
5.2.3 电源布局应根据负荷分布和电源点的连接方式，合理配置城市电源点，协调好电源布点与城市港口、机场、国防设施和其他工程设施之间的关系。
5.2.4 燃煤(气)电厂的布局应统筹考虑煤炭、燃气输送、环境影响、用地布局、电力系统需求等因素。
5.2.5 可再生能源电厂应依据资源条件布局并应与城市规划建设相协调。
5.3.1 城市发电厂的规划布局，除应符合国家现行相关标准外，还应符合下列规定：
1 燃煤(气)电厂的厂址宜选用城市非耕地，并应符合现行国家标准《城市用地分类与规划建设用地标准》GB 50137的有关要求。
2 大、中型燃煤电厂应安排足够容量的燃煤储存用地；燃气电厂应有稳定的燃气资源，并应规划设计相应的输气管道。
3 燃煤电厂选址宜在城市最小风频上风向，并应符合国家环境保护的有关规定。
4 供冷(热)电厂宜靠近冷(热)负荷中心。并与城市热力网设计相匹配。
5.3.2 燃煤电厂在规划厂址的同时应规划贮灰场和水灰管线等，贮灰场宜利用荒、滩地或山谷。
5.3.3 城市发电厂应根据发电厂与城网的连接方式规划出线走廊。
5.4.1 电源变电站的位置应根据城市总体规划布局、负荷分布及与外部电网的连接方式、交通运输条件、水文地质、环境影响和防洪、抗震要求等因素进行技术经济比较后合理确定。
5.4.2 规划新建的电源变电站，应避开国家重点保护的文化遗址或有重要开采价值的矿藏。
5.4.3 为保证可靠供电，应在城区外围建设高电压等级的变电站，以构成城市供电的主网架。
5.4.4 对用电量大、高负荷密度区，宜采用220kV及以上电源变电站深入负荷中心布置。
5.4.4 在高负荷密度的市中心地区采用高压深入供电方式，是缓解城市用地紧张矛盾，解决市中心缺电问题，并能保证电压质量、提高供电安全可靠性的行之有效的措施，也是世界城市供电发展的必然趋势。20世纪60年代，国外一些大、中城市(如日本东京、美国纽约、法国巴黎、英国伦敦等)中已出现220kV及以上电源深入市中心供电的实例。20世纪80年代我国上海市在市中心繁华地段的人民广场建成220kV地下变电站；2009年，个500kV全地下变电站——世博500kV变电站在上海建成投运，该站深入市中心人口稠密区，且成为国内大的地下变电站；而沈阳、武汉、广州等市也相继在市中心地区建成220kV户内变电站。这些城市都有效地解决了市中心大负荷用电问题。由于500kV、220kV电源变电站具有超高压、强电流、大容量供电的特点，对城市环境、安全消防都有较严格的要求，加之在用地十分紧张的市中心地区建设户内式或地下式500(220)kV电源变电站地价高、一次投资大，所以，对一个城市是否需要在市中心地区规划布置500(220)kV电源变电站，需根据我国现阶段的国情、国力，经技术经济比较和充分论证后合理确定。
6.1.1 城市电网规划应分层分区，各分层分区应有明确的供电范围，并应避免重叠、交错。
6.1.2 城市电源应与城市电网同步规划，城市电网应根据地区发展规划和地区负荷密度，规划电源和走廊用地。
6.1.3 城市电网规划应满足结构合理、安全可靠、经济运行的要求，各级电网的接线宜标准化，并应保证电能质量，满足城市用电需求。
6.1.4 城市电网的规划建设应纳入城乡规划，应按城市规划布局和管线综合的要求，统筹安排、合理预留城网中各级电压变电站、开关站、电力线路等供电设施的位置和用地。
6.1.1 贯彻“分层分区”原则，有利于城网安全、经济运行和合理供电。分层指按电压等级分层。分区指在分层下，按负荷和电源的地理分布特点来划分供电区。一个电压层可划分为一个供电区，也可划分为若干个供电区。
6.1.3 为避免城市电网发展过程频繁的改造，城市电网应在合理预测饱和负荷的基础上，确定目标网架，并以此依据指导近期电网建设，实现城市电网远近期发展的有效衔接。
考虑到我国地区之间的差异性，城市电网应根据负荷水平、供电可靠性要求和电网发展目标因地制宜地选择接线方式。
(1)特大型城市、省会城市、计划单列市等重点城市220kV及以上电网应按双环网标准建设，当不能形成地理上的环网时，可采用C形电气环网。
(2)城市人口、行政、经济、商业、交通集中的重点地区在电网结构上应满足供电安全N-1准则的要求，特别重要的地区应满足供电安全N-1-1准则的要求。
(3)城市重要用户除正常供电电源外，应有备用电源。如有需要，宜设应急保安电源。备用电源原则上应来自不同变电站(发电厂)或来自同一变电站(发电厂)的不同母线段。
6.1.4 电力供应是带有一定垄断性的社会公益性事业，电力供应设施是城市的重要基础设施之一。所以，城市供电设施的规划、建设应与城市规划建设同步配套，合理发展，做到优质服务，保证供电；同时，城市规划也应为城市电力建设创造条件，在规划阶段，根据建设需要，合理预留供电设施用地，保证其规划建设的空间环境。
6.2.1 城市电网电压等级应符合现行国家标准《标准电压》GB/T 156的规定。
6.2.2 城市电网应简化变压层级，优化配置电压等级序列，避免重复降压。城市电网的电压等级序列，应根据本地区实际情况和远景发展确定。
6.2.3 城市电网规划的目标电压等级序列以外的电压等级，应限制发展、逐步改造。
6.2.4 城市电网中的一级电压，应考虑城市电网发展现状，根据城市电网远期的规划负荷量和城市电网与外部电网的连接方式确定。
6.2.5 城市电网中各级电网容量应按一定的容载比配置，各电压等级城市电网容载比宜符合表6.2.5的规定。
6.2.1 城网确定的标准电压指电网受电端的额定电压，它是根据国家标准《标准电压》GB/T 156确定的，包括：交流1000、750、500、330、220、110(66)、35、10(20)kV和220/380V，直流±800、±500kV。条文所列的11种电压中，1000kV、750kV、500kV属我国跨区域、跨省大电网采用的电压，其中1000kV属于特高压电压等级，已于2009年应用于晋东南-南阳-荆门1000kV特高压交流试验示范工程，并将逐步应用和推广至城网供电范围内。但目前，我国城网所采用的电压仍多为220kV及以下各级电压。随着城市规模的扩大和城市用电负荷的迅速增长，上海、北京、天津等特大型城市已在城市范围内建设500kV或更高电压等级的外环网，既承担区域电网输电网功能，同时也是城网的电源。
6.2.2、6.2.3 城市电网结构主要包括：点(发电厂、变电站、开关站、配电站)、线(电力线路)布置和接线方式，它在很大程度上取决于地区的负荷水平和负荷密度。城网结构是一个整体，城网中发、输、变、配用电之间应有计划按比例协调发展。为了适应用电负荷持续增长、减少建设投资和节能等需要，城网必须简化电压等级，减少变压层次，优化网络结构。通过不断实施城网改造，我国电压等级已逐步走向标准化、规范化，但电压序列层级仍然偏多，部分城网供电区还存在330(220)/110/35/10/0.4kV电压序列。该电压序列在我国电网发展过程中，为解决大范围、低负荷密度地区10kV线路供电距离过长的问题提供了有效的手段，但由于110kV和35kV电压级差较小，客观上也造成了两级电压供电范围重叠较多，送变电设备容量重复，电网损耗较大。城市电网中电压等级过多，不利于城市电网的标准化建设和运行管理。因此，应根据城市现有实际情况和远景发展目标，确定城市电网的目标电压等级序列。
6.2.4 我国地域辽阔，城市数量多，城市性质、规模差异大，城市用电量和城网与区域电网连接的电压等级(即城网一级电压)也不尽相同。城市规模大，用电需求量也大，城网与区域电网连接的电压也就高。我国一般大、中城市城网的一级电压多为220kV，次一级电压为110(66、35)kV。小城市或建制镇电网的一级电压多为110(66、35)kV，次一级电压则为10kV。此外，一些特大城市(如：北京、上海、天津等)城网一级电压已为500kV，次一级电压为220kV。
6.2.5 变电容载比是某一供电区域，变电设备总容量(kVA)与对应的总负荷(kW)的比值。计算各级电压网变电容载比时，该电压等级发电厂的升压变压容量及直供负荷不应计入，该电压等级用户专用变电站的变压器容量和负荷也应扣除，另外，部分区域之间仅进行故障时功率交换的联络变压器容量，如有必要也应扣除。变电容载比是反映城网供电能力的重要技术经济指标之一，是宏观控制变电总容量的指标，也是规划设计时，确定城网中某一电压层网所配置的变电总容量是否适当的一个重要指标。对处于发展初期、快速发展期的地区，重点开发区或负荷较为分散的偏远地区，可适当提高容载比的取值；对于网络发展完善或规划期内负荷明确的地区，在满足用电需求和可靠性要求的前提下，可以适当降低容载比的取值。
