经济运行对标分析

甘肃电投九甸峡水电开发有限责任公司2011年上半年生产系统对标分析报告二一一年六月二十二日2011年上半年生产系统对标分析报告2010年公司对对标管理工作进行了分析和研究，开展了公司生产系统的寻标、建标和对标工作。2011年对生产系统的对标工作进行了详细部署和安排，并制定了对标工作相关规定。对标管理工作贯穿于生产的每一个环节，对标工作的形式有：检修周期内设备参数对标、运行过程参数对标、每月对对标工作进行总结，每半年公司要对对标工作进行分析研究。2011年开展的对标工作指标项目主要有：水情及设备可靠性实施对标、以安全为基础的流域及电站内经济运行对标、电站安全及文明生产管理对标、检修维护管理的工期和费用对标、电站内主设备横向对标、辅助设备运行参数对标、电站设备及安全保护装置标准化对标、水工建筑物观测参数对标，具体情况报告如下：第1部分 水情及设备可靠性指标对标分析一、水情及发电量指标1来水量本年洮河来水特枯，截止2011年6月20日，九甸峡断面平均入库流量40.14m3/s，来水量5.93亿m3（去年同期6.50亿m3)，同比减少了8.77%，比75%典型年同期来水量（10.6亿m3）减少了44%。2蓄水量2011年1月1日，九甸峡水库水位2189.13m，对应库容6.116亿m3（去年同期水库水位2183.9m，库容5.272亿m3），至6月20日，九甸峡水库水位2186.95m，对应库容5.737亿m3（去年同期水库水位2181.85m，库容4.995亿m3），本年共蓄水-0.38亿m3（去年同期共蓄水-0.28亿m3）。3发电量2011年1月6月20日完成发电量33689.3734万kWh，完成年度计划发电量148000万kWh的22.76% 。2010年同期完成发电量31005.0372万kWh，同比增加2684.3362万kWh（增加率为8.66%），而莲麓水电站是在2010年11月投产发电，同期扣除莲麓水电站4522.2240万kWh的发电量，则2011年实际可比电量29167.1494万kWh，同比减少了发电量1837.8878万kWh，减少率5.9%。主要原因是公司可用发电水量同期减少了5.51亿m3，可提供发电量3666.0013万kWh，为此，2011年可比电量31403.4182万kWh，同比增加发电量1828.1135万kWh。上半年（16月20日）梯级电站发电量指标对比项目九甸峡水电站莲麓水电站峡城水电站海甸峡水电站三甲水电站合计发电水量（亿m3）2010年7.29667.82618.2868.238731.64742011年6.23216.13696.30146.82756.776432.2743同期增减（）-1.06456.1369-1.5247-1.4585-1.46230.6269发电量（万kWh）2010年18601.7580 2976.1956 6146.1600 3280.9236 31005.0372 2011年18039.2590 4522.2240 2846.8188 5372.1600 2908.9116 33689.3734 同期增减（）-562.4994522.2240-129.3768-774-372.0122684.3362二、设备可靠性指标对标以下指标均以前5个月（2011、2010年）的数据进行同期对比（莲麓一级水电站三台机组投运均不到一年，无同期对比值）1、利用小时设备利用小时反映设备的健康状况、检修维护水平。现采用内部对标方式，以2009-2011年最好水平作为对标基准值（莲麓、峡城水电站因投运时间迟，分别暂定为2011、2010年前5个月的数值），九、莲、峡、海、三站发电利用小时对标基准值分别为：18174.4/30=605.8小时，3591.04/6.6=544.1小时，2342.34/3.75=624.6小时，5956.56/6=992.8小时，3185.9/3.15=1011.4(增改后)。 2009-2011年前5个月利用小时统计时间九甸峡水电站莲麓一级水电站峡城水电站海甸峡水电站三甲水电站2009年前5个月605.8544.1624.6992.81011.42011年前5个月473.2 544.1 608.9 715.6 743.9 2010年前5个月487.6 624.6 804.2 817.3 同期增减（）-14.4 -15.7 -88.6-73.4 影响因素：主要是发电量指标完成情况。 九甸峡水电站：2011年前5个月发电机组利用小时为473.2小时（2010年同期487.6小时），同比减少14.4小时，比对标基准值605.8小时减少132.6小时。莲麓一级水电站：2011年前5个月发电机组利用小时为544.1小时。 峡城水电站：2011年前5个月发电机组利用小时为608.9小时（2010年同期624.6小时），同比减少15.7小时，比对标基准值624.6小时减少15.7小时。海甸峡水电站：2011年前5个月发电机组利用小时715.6小时（2010年同期804.2小时），同比减少88.6小时，比对标基准值992.8小时减少277.2小时。三甲水电站：2011年前5个月发电机组利用小时743.9小时（2010年同期817.3小时），同比减少73.4小时，比对标基准值1011.4小时减少267.5小时。改善措施：分时段控制各级水库水位、合理安排梯级负荷、实现机组之间的最优负荷分配、降低发电耗水率、提高水能利用率、提高设备可靠性、增加发电量，进而提高发电利用小时。2等效可用系数 等效可用系数是衡量水电站的企业管理、安全生产水平的基础指标,直接反映设备的可靠程度 , 同时也反映了水电厂的检修管理水平和检修质量。现采用内部对标，以本年度集团公司核定的指标为基准值进行对标,分析存在的差距。拟定九、莲、峡、海、三电站等效可用系数对标基准值为95%、85%、95%、95%、95%。影响因素：机组检修时间的长短是影响等效可用系数最直接的因素。而检修时间（按照发电企业检修导则（DL/T838-2003）,应考虑不同类型机组影响)的长短取决于检修项目的多少、检修范围的大小、效率的高低、管理水平等，其中设计、制造、安装、检修质量和检修管理水平，直接影响设备的运行和维护管理，反映设备的可靠程度。九甸峡水电站：2011年前5个月发电机组等效可用系数84.4%（2010年同期84.9%），同比降低0.5个百分点，比对标基准值95%降低10.6个百分点。莲麓一级水电站：2011年前5个月发电机组等效可用系数79.2%，比对标基准值85%降低5.8个百分点。峡城水电站：2011年前5个月发电机组等效可用系数89.3%（2010年同期84.5%），同比提高4.8个百分点，比对标基准值95%降低5.7个百分点。海甸峡水电站：2011年前5个月发电机组等效可用系数91.8%（2010年同期90.8%）；同比提高1个百分点，比对标基准值95%降低3.2个百分点。三甲水电站：2011年前5个月发电机组等效可用系数90.2%（2010年同期86.2%），同比提高4个百分点，比对标基准值95%降低4.8个百分点。原因分析：九甸峡水电站建成发电后，从2009年开始梯级电站检修就形成流域同步，检修时间主要集中在上半年（2011年前5个月九甸峡、峡城、海甸峡、三甲水电站均完成了机组B/C修，莲麓一级水电站完成了三台机组的集中消缺），机组可用小时减少、等效可用系数降低。九甸峡水电站计划检修停运时间567.2小时（2010年同期542.2小时、还有6.4小时的非计划停运时间），同比增加18.6小时。主要是本年#1机组B修实际工期34天（2月23日-3月28日），更换了B相套管、消除#1主变低压侧B相套管渗油缺陷，用时稍长；去年同期#2机组B修实际工期28天（3月15日-4月13日）。莲麓一级水电站计划检修停运时间753.6小时，主要进行了三台机组的集中消缺，计划停运时间较长，等效可用系数偏低。峡城水电站计划检修停运时间386.4小时（2010年同期560.4小时），同比减少174小时，主要是2010年同期机组刚投运，安排完成了三台机组的集中消缺，计划停运时间较长。海甸峡水电站计划检修停运时间295.7小时（2010年同期332小时），同比减少36.3小时（因2010年同期完成了#3机组下导油盆底板渗油处理、调速系统管路渗油处理等三个特殊项目，计划检修停运时间较长）。三甲水电站计划检修停运时间355.5小时（2010年同期499.1小时），同比减少143.5小时（因2010年同期更换了#1机组的检修密封、对#2机组水导瓦进行车削、加工处理、更换，还完成了机组差动保护CT更换、机组桨叶密封渗油检查、#1、#2机组压油罐更换安装等技改、特殊项目，计划检修停运时间较长）。改善措施：1、完善检修规程, 明确质量控制关键点, 健全检修工艺标准和质量标准,推行现场标准化作业,确保机组检修质量、缩短检修工期。2、加强对设备运行和检修维护过程中发现问题的分析(包括变化趋势分析) ,及时发现和消除设备缺陷,使机组在安全性、可靠性、经济性、自动化水平等方面得到全面提高。3、加强与调度的协调联系,科学合理地分配负荷,避开机组振动区，尽可能让机组运行在最优工况以减少设备损坏。4、采用计划检修与状态检修相结合的检修模式,延长辅助和控制设备的使用寿命,延长大修周期。3机组大修后可调天数机组大修（A/B）后连续可调天数是机组大修后至下次检修之间的间隔时间，直接反映设备的检修质量。计算方式为设备两次检修之间的间隔时间,单位为天，现采用内部对标方式，结合公司实际（因目前在役的5个水电站每站有三台机组，按照每年安排一台机组B修、其余两台机组C修的滚动检修计划），对标基准值拟定为3*365=1035天（梯级电站大部分机组投运时间短，达不到对标基准值）。影响因素：1、设备检修质量2、运行维护管理梯级水电站机组大修后连续可调天数（天）电站年份九甸峡水电站莲麓一级水电站莲麓二级水电站海甸峡水电站三甲水电站2010年#1机组C修集中消缺C修C修#2机组14(B修)集中消缺C修245(B修)#3机组C修273(B修)C修2011年#1机组64(B修)集中消缺C修129(B修)27(B修)#2机组549集中消缺C修C修396#3机组C修集中消缺128(B修)424C修对标基准值10351035103510351035九甸峡水电站：至2011年5月31日#2机组大修后连续可调天数为549天（2010年B修后14天即出现上导轴瓦拉伤的不安全事件），#1机组大修（2011年2月22-3月28日）后连续可调天数为64天，低于对标基准值1035天。峡城水电站：至2011年5月31日#3机组大修后连续可调天数为128天（2011年1月4日-23日），2010年同期#1-#2机组集中消缺，低于对标基准值1035天。海甸峡水电站：至2011年5月31日#3机组大修后连续可调天数为424天，#1机组大修（2011年1月4-22日）后连续可调天数为64天，低于对标基准值1035天。三甲水电站：至2011年5月31日#2机组大修后连续可调天数为396天，#1机组大修（2011年4月1-5月4日）后连续可调天数为27天，低于对标基准值1035天。改善措施：主要是加强对设备检修和维护管理工作。1、进一步完善和推行制度化、规范化、标准化、科学化的管理模式，完善检修和运行等规章制度,严格执行检修工艺规程和质量标准,规范检修工作。2、充分掌握设备及设施的健康状况,及时处理存在问题、及时消除设备异常和设备缺陷, 保证巡检质量。3、采用计划检修与状态检修相结合的检修模式,延长机组和及其辅助和控制设备的使用寿命,延长大修周期。4、严格执行“两票三制”,按规定时间和周期进行设备巡视检查,作好设备定期切换,保证设备正常运行、确保操作质量。4非计划停运次数主要是指水电站在发电过程中发生的机组非计划停运、非计划降出力等不安全事件，以本年度集团公司核定的指标为对标基准值（1次/站）。影响因素：发电设备的可靠性水平、安全、稳定、经济运行水平。九甸峡水电站： 2011年前5个月发生0次（2010年同期2次：4月28日，#2机组上导轴瓦拉伤；5月24日， #1发变组B套保护装置（RCS-985AW）差动动作事故停机），（1次/站），低于对标基准值。莲麓一级水电站： 2011年前5个月发生0次，低于对标基准值。峡城水电站： 2011年前5个月发生0次（2010年同期0次），低于对标基准值。海甸峡水电站： 2011年前5个月发生0次（2010年同期0次），低于对标基准值。三甲水电站： 2011年前5个月发生0次（2010年同期0次），低于对标基准值。改善措施：提高发电设备可靠性。5非计划停运时间主要是指水电站在发电过程中发生的机组非计划停运、非计划降出力时间，以本年度集团公司核定的指标为对标基准值（20小时/台年）。影响因素：发电设备的可靠性水平、安全、稳定、经济运行水平。九甸峡水电站： 2011年前5个月0小时/台年（2010年同期6.38小时/台年），低于对标基准值。莲麓一级水电站： 2011年前5个月发生0小时/台年，低于对标基准值。峡城水电站： 2011年前5个月发生0小时/台年（2010年同期0小时/台年），低于对标基准值。海甸峡水电站： 2011年前5个月发生0小时/台年（2010年同期0小时/台年），低于对标基准值。三甲水电站： 2011年前5个月发生0小时/台年（2010年同期0小时/台年），低于对标基准值。改善措施：提高发电设备可靠性。通过开展发电设备可靠性对标工作，梯级电站发电设备的可靠性和设备管理水平有了较大幅度的提升，虽然等效可用系数等个别指标与基准值之间存在着不同程度的差距，但设备运行状态良好，指标会进一步提高。发电机组可靠性指标统计表序号水电站名称时间台年数平均容量MW/台发电量（万kWh）利用小时UTH可用小时计划停运非计划停运强迫停运等效可用系数EAF（%）运行小时SH备用小时RH次数POT(次/台）小时POH(小时/台年）次数UOT(次/台）小时UOH(小时/台年）次数UOT(次/台）小时UOH(小时/台年）1九甸峡水电站2011年前5个月310014195.79473.19861.332195.431567.24000084.42010年同期310014628.25487.611245.681829.801.7542.150.676.380.676.3884.92莲麓一级水电站2011年前5个月3223591.04544.11003.391867.0200000079.22010年同期3峡城水水电站2011年前5个月312.52283.22608.91247.201990.3700000089.32010年同期312.52342.34624.61658.771404.8300000084.54海甸峡水电站2011年前5个月3204293.32715.6977.332350.9700000091.82010年同期3204825.44804.2950.242341.7800000090.85三甲水电站2011年前5个月310.52343.39743.91304.731963.7400000090.22010年同期310.52574.46817.31284.701840.2300000086.2第2部分 梯级电站经济运行指标对标分析水电站的经济运行主要是通过水库的优化调度运行和机组的经济运行来实现，水库的调度运行和机组的经济运行是密切联系而相互影响。因此，经济运行应同时考虑影响水库和机组运行两个方面的因素。而影响水库经济运行的主要因素有库容和水库的调节能力、正常蓄水位、水库和闸门漏水量、入库流量和水库泄洪能力等。梯级电站水库特性参数均不相同，在水库梯级联合调度中所起的作用和重要性亦有差异；影响机组经济运行的主要因素：运行水头、发电机组效率、机组有效组合方式及稳定可靠性等方面。而经济运行指标主要有：发电量、耗水率、厂用电率、年利用小时数等、运行方式。加强梯级电站站内经济运行，努力发电降低耗水率。九甸峡水电站厂内经济运行主要是在系统负荷给定的条件下，根据机组工作特性及运行经验，判断可投入机组发电效率的高低。合理安排工作机组投入的次序、投运机组组合及机组负荷分配，有效减少机组空载耗水，实现厂内耗水量最优化控制，从而提高九甸峡水电站的发电量。下游梯级电站则根据九甸峡电站下泄流量，合理安排发电机组的运行方式，保持机组运行在高水头、高效率区；加强检修质量管理，提高设备利用率，减少开停机时间，从而有效降低空转损耗，提高了水能利用率。加强梯级电站短期经济运行，编制、下发水库安全经济运行导则。一是统一调度，流域控制，确保梯级电站水库安全度汛的前提下多发电量。二是兴利调节，力争梯级电站无非计划弃水，实现梯级电站经济效益最大化；三是以九甸峡水库的运行调度为主导，合理调控下游梯级电站保持较高库水位，科学安排梯级电站阶段性“高开低停”的经济运行方式，实现流域水能资源的充分利用。四是推行水库优化调度，动态控制水库水位。九甸峡水电站水库优化调度是以长、中、短期三者优化调度紧密结合为主，长期优化调度是在分析历史径流资料，对水库来水做中长期预报的前提下，推求九甸峡水库年内逐月水位控制目标；中期优化调度是将长期优化的目标进一步细化，结合实际来水情况，依据电网实际负荷需求调整逐旬水库运行发电计划。一、开展厂用电率对标，提高售电经营效益。2011年上半年梯级电站厂用电率完成0.624，2010年同期厂用电率0.863，同比降低了0.239个百分点。九甸峡水电站综合厂用电率大幅下降的主要原因是机组运行方式的改变；峡城、三甲水电站厂用电率同比降低的原因是发电量同比增加，海甸峡电站厂用电率同比增加的原因是海甸峡枢纽廊道排水用电。上半年梯级电站厂用电率指标同比对比项目九甸峡水电站莲麓水电站峡城水电站海甸峡水电站三甲水电站合计厂用电率（）2010年1.21.450.40.400.8632011年0.51.130.650.470.370.624同期增减（）-0.7-0.80.07-0.03-0.239二、开展耗水率对标，努力实现节水增发。发电耗水率是水电厂综合能耗指标之一，是库水位控制、机组运行区域、负荷调整等情况的综合反映。通过对历年耗水率进行分析，发现站内负荷分配不尽合理是导致耗水率增大的主要原因，为此，编制、下发了机组经济运行实施细则，进一步落实精细化管理，制定降低耗水率的技术措施，优化设备运行方式，加强设备状态分析，以提高设备的可靠性、稳定性及机组的等效利用率。通过开展发电水耗对标工作，各梯级电站进一步加强了水库优化调度管理，并取得了良好的节水效果，1至6月20日份梯级电站耗水率同期降低，莲麓电站耗水率比设计值降低1.2个百分点；5个梯级电站平均发电耗水率为15.03 m3/kWh，与2010年同期发电耗水率17.2m3/kWh，减少了2.17m3/kWh，与设计控制目标16.46 m3/kWh，减少了1.43m3/kWh，梯级节水效果明显。上半年（16月20日）梯级电站耗水率指标同比对比项目九甸峡水电站莲麓水电站峡城水电站海甸峡水电站三甲水电站合计耗水率（m3/kWh）设计指标3.2214.7725.4614.6524.2116.462010年3.9226.313.4825.1117.22011年3.4513.5722.1312.7123.3015.03同期增减（）-0.47-4.710.77-1.81-2.17设计增减（）0.23-1.2-3.33-1.94-0.91-1.43三、开展库水位控制对标，有效提高水库水位运行。合理安排发电计划，使水库水位尽量偏高运行，提高电站的发电效益。对梯级水库之间水位相互影响较大的电站，在实际运行过程中，以梯级电站发电总量最大为控制目标，根据不同的来水，合理调节梯级电站水库水位。于2010年12月份对各梯级电站实际运行水位进行了校测，九甸峡电站尾水位与莲麓电站库水位、莲麓电站尾水位与峡城电站库水位之间有重叠。根据实测数据，综合考虑上网电价及机组特性，统筹电站发电量计划，对重叠水位进行了合理调配，库水位得到优化，从而有效提高了运行水位。15月份各梯级电站平均库水位指标如下：15月份梯级电站平均水位指标同比对比项目九甸峡水电站莲麓水电站峡城水电站海甸峡水电站三甲水电站平均水位（m）2010年2185.412037.432002.621968.852011年2187.722066.792038.042002.441968.63同期增减（）2.310.61-0.18-0.23从表中数据分析，海甸峡、三甲电站的运行水位较去年同期有所下降，而九甸峡和峡城电站的运行水位明显提高，通过综合对比，公司梯级电站有效平均水位同比得到升高。四、开展运行方式对标，合理安排机组运行方式。2011年通过对标管理指标分析，加强设备维护管理，狠抓经济运行管理，根据洮河来水情况、设备检修维护及电网调度，及时调整运行方式，从而保证了梯级电站的安全、稳定、高效运行。1低负荷连续运行方式调整为高负荷间断运行方式2011年1月14日，调度下令九甸峡水电站单机带20MW负荷连续运行。机组进入非稳定区运行，此工况下，机组振动、摆度明显增大，对机组安全、稳定运行造成极大损坏。同时，又是机组非经济运行区，机组效率低于74%，发电耗水率明显增大。相应下游梯级电站根据九甸峡电站下泄流量，采取高开低停的运行方式，机组开停机频繁，明显增大了空转耗水量。在充分分析运行资料及理论推算的前提下，与甘肃省电力调度通信中心充分沟通、协商，制定了九甸峡公司梯级电站近期经济运行方式，即：从2011年1月21日至2011年4月30日，九甸峡水电站运行方式为：每天8:0023:00单机带50MW负荷运行， 23:00次日8:00停机蓄水。莲麓、峡城水电站随九甸峡电站同步间歇运行，海甸峡水电站采用“高开低停”运行方式，三甲水电站采用连续运行方式（保证洮河不断流及莲、峡、海站的外接厂用备用电源）。梯级电站运行方式调整后，九甸峡电站机组运行工况得到改善，机组效率也提高到90%以上、发电耗水率降低，九甸峡电站库水位平稳上升。下游梯级电站的运行工况同时得到明显改善。1月21日至4月30日共100天，九甸峡电站实际完成发电量7117.803万kWh，在同等水量下带20MW负荷连续运行，则能完成发电量5485.95万kWh，方式调整增加发电量1631.853万kWh，增加了29.74%。公司实际完成发电量13565.7076万kWh，在同等水量下带20MW负荷连续运行，则能完成发电量12035.2875万kWh，方式调整增加发电量1530.4201万kWh，增加了12.72%。运行方式改变前后指标对比项目九甸峡水电站莲麓水电站峡城水电站海甸峡水电站三甲水电站合计发电量（万Wh）带20MW负荷连续运行5485.951865.23861212.71022205.9761265.412712035.2875带50MW负荷间断运行7117.8031808.4361179.78842239.481220.200213565.7076同期增减（）1631.853-56.802632.921833.504-45.21251530.4201注：表中带20MW负荷连续运行以2011年1月16日发电量为参考，带50MW负荷间断运行以2011年4月30日前实际发电量为参考。2高负荷、降水头、增效率5月1日，九甸峡电站库水位上升到2189.62m，随着水位上升，机组效率开始从91%下降至90.5%，下降了0.5个百分点。于是将九甸峡机组出力调整为带50MW负荷连续运行，保持库水位平稳下降，以提高机组效率。同时，为了能充分利用汛期水量，于5月10日再次将九甸峡机组出力调整为带80MW负荷连续运行，效率提高到95%，库水位以13cm/d的速度平稳下降。这样一来，虽然损失了发电水头，但机组效率得到了较大提高。同时，将大方式运行时间推后了一个多月，有效增加了九甸峡水库调节库容，为争取更多的发电水量创造了条件。3梯级联合优化调度，提高水能利用增发电量2011年5月13日8:005月15日19:00，九甸峡水电站330kVGIS开关设备及主变压器试验。期间 3086临九线停电，机组全停，为满足下游生产、灌溉及生活用水需要，调度命令九甸峡水电站在检修期间必须以20m/s的流量提闸放水。这将给公司带来120多万kWh的电量损失。为此，公司制定了详细的运行方案，经过积极努力，甘肃省电力调度中心调整了九甸峡机组运行方式。九甸峡水电站在试验期间，机组停机蓄水；莲麓水电站在九甸峡水电站停机后，带6.0MW负荷运行，下泄流量25m/s，水位降到2065.00米时停机蓄水；峡城水电站在莲麓电站停机后带4.0MW负荷运行，下泄流量24m/s，水位降到2036.40米时停机蓄水；海甸峡水电站在峡城电站停机后带7.0MW负荷运行，下泄流量25m/s，水位降到2000.00米时停机蓄水；三甲水电站采用连续运行方式，带34MW负荷连续运行，下泄流量30.5m/s。九甸峡水电站顺利完成试验工作后，申请并网发电，带80MW负荷运行，下游各梯级电站在保持库水位上升率不大于20cm/h的前提下，逐步蓄水至正常运行水位。此次联合调度60多小时，充分发挥了梯级水库联合调度的优势，保证了洮河下游河道不断流，保持了安全、稳定、经济运行，为公司挽回40多万元的经济损失。五、开展水能利用率指标对标，努力提高发电效益2011年16月20日梯级电站水能利用率达到97.73，2010年同期水能利用率97.88，同比提高了0.15个百分点。九甸峡水电站连续两年水能利用率保持在100；莲麓电站水能利用率较低，主要原因是新投运机组遗留设备缺陷较多，需要经过一段时期的消缺磨合；峡城、海甸峡及三甲水电站水能利用率同比均提高。16月20日梯级电站水能利用率指标同比对比项目九甸峡水电站莲麓水电站峡城水电站海甸峡水电站三甲水电站合计水能利用率（）2010年10096.0998.0896.7597.732011年10095.2397.6998.5997.8797.88同期增减（）01.60.511.120.15通过对标分析，有效提升了公司经济运行水平，增加了公司经济效益，但与公司需要还有很大差距，如何在水库优化调度及经济运行实践方面走出一条符合公司实际的科学发展道路，如何推行洮河梯级电站联合优化调度运行，充分发挥梯级电站补偿效益及库容效益，为公司创造良好的经济效益，将是搞好经济运行所面临的更大难题。必须以对标管理为载体，通过指标对标管控，做好以安全为基础的全流域经济运行工作。第3部分 电站安全及文明生产管理指标对标分析一、安全指标九甸峡公司安全生产管理以集团公司安全目标为基准，2011年上半年，没有发生一般及以上人身事故，没有发生一般及以上设备、设施损坏事故，没有发生一般及以上质量事故，没有发生一般及以上火灾事故，没有发生负同等及以上责任一般交通事故，没有发生负同等及以上责任一般电网事故，没有发生环境污染事故，没有发生公共卫生安全事件，没有发生非计划停运，保持了平稳的安全生产态势。截止6月20日，实现年内安全生产171天。公司安全生产可控、在控，态势平稳，源于公司重视标准化建设，建立健全安全生产管理制度和流程，完善安全生产管理机构，落实安全生产责任制，形成了纵向到底，横向到边的安全生产责任体系，安全投入每年递增10%以上，使公司安全生产有了可靠保障。2010年上半年，公司发生非计划停运2次，2010年发生1起保护误动，空载线路开关跳闸的不安全事件。通过开展隐患排查治理，加强设备巡检，及时发现和消除设备缺陷，强化安全管理和安全教育培训等一系列措施，2011年同期未发生非计划停运不安全事件，同比减少2次，未发生线路保护误动事件，同比减少1起。2011年发生一类障碍（水淹枢纽廊道）1次，公司按照“四不放过原”则进行了处理，现设备已恢复正常运行。序号不安全事件类别2010年2011年1非计划停运4月28日，九甸峡水电站#2机组上导轴瓦拉伤。无5月24日16:52，九甸峡水电站# 1发变组非电气量保护RCS-974装置交流采样插件插头故障，烧损后导致装置内部CT回路开路，造成了#1发变组纵差保护动作。无2空载线路跳闸3月15日7：47，海甸峡水电站合1101开关对1主变充电时，1112海峡线两侧PSL621D光纤差动保护误动，线路空载开关跳闸，原因是1112海峡线海甸峡侧二次侧电流回路极性接反。无3一类障碍无4月11日15:21，水工班对海甸峡水电站枢纽进行定期观测、巡检时，发现枢纽廊道被水淹。二、标准化指标1、2011年，公司安全生产标准化建设取得了新突破，下发了安全生产奖励、考核实施细则（试行）、反习惯性违章实施细则,规范了不安全事件报告、调查、考核程序；编制并讨论了机组经济运行实施细则和水库安全经济运行导则，下发试行，并制作成看版悬挂于梯级电站中控室。2、5月份，开展了莲麓一级水电站并网安全性评价工作，对专家提出的安全问题和隐患，逐条落实整改。三、安全文明生产成效显著公司推行6W+6S管理管理为主的精细化管理，对公司生产区域、办公区域严格进行整理、整顿、清扫、清洁，使全体员工逐步树立了精细化意识和提高执行力的理念，培养了员工务实、严谨的工作作风。梯级电站厂房环境整治及目视化管理工作规范有序，设备标识、线路相位、阀门标志牌、管道着色、介质流向、安全警戒线、防止踏空线、防止碰头线，禁止阻塞线等安全警示线齐全。第4部分 主辅发电设备及检修管理对标分析一、健全对标工作组织机构，制定对标工作实施方案。1、成立了以公司生产主管领导、生产总工程师分别为正、副组长，以生产技术安全部（正、副）主任、梯级电站（正、副）站长为成员的对标工作领导小组。领导小组全面负责生产系统对标管理工作，负责审批对标基准和对生产系统的对标工作绩效评价。2、生产技术安全部编制印发了公司生产系统对标工作实施方案，对梯级电站的设备对标工作给予有力的协调和技术支持。3、2011年上半年，梯级电站根据对标工作实施方案，对本电站主辅发电设备按照3大主系统、22个子系统、 83个设备技术指标进行了对标。全公司主辅发电设备 75个指标达到基准值，8个指标未达到基准值，达标率90.4%；九甸峡电站83个设备指标全部达到基准值，达标率100%；莲麓电站80个设备指标达到基准值，达标率96.4%；峡城电站81个设备指标达到基准值，达标率97.6%；海甸峡电站79个设备指标达到基准值，达标率95.2%；三甲电站83个设备指标全部达到基准值，达标率100%。具体指标达标情况见下表。2011年上半年梯级电站主辅发电设备指标达标统计项目指标名称2011年指标基准值对标频次周期达标情况说明九甸峡莲麓峡城海甸峡三甲一、水轮发电机组系统机组出力符合设计要求符合设计要求符合设计要求符合设计要求符合设计要求1次每季达标机组开机时间（s）91115132711401次每月达标机组停机时间（s）3755180611501次每月达标机组操作系统正确动作率（%）1001001001001001次每月达标1、水轮机顶盖上水量符合设计要求符合设计要求符合设计要求符合设计要求符合设计要求1次每季达标水导轴承摆度（）0.250.350.350.350.351次每月达标水导轴瓦温度（）55655560501次每月达标水导油质合格率（%）1009292100921次每月未达标莲麓3台机组分别1次超标，峡城#3机组1次超标导叶立面间隙（）000001次每年达标导叶端面间隙（）0.20.350.61.10.61.10.31.80.61.21次每年达标水轮机各部汽蚀磨损符合设计要求符合设计要求符合设计要求符合设计要求符合设计要求1次每年达标2、发电机上导轴承摆度（）0.230.230.230.230.231次每月未达标海甸峡#3机组超标下导轴承摆度（）0.230.230.230.230.231次每月达标上导轴瓦温度（）65655570601次每月达标下导轴瓦温度（）65656070601次每月达标上导油质合格率（%）1001001001001001次每季达标下导油质合格率（%）1001001001001001次每季达标推力瓦温度（）65524550501次每月达标定子绕组温度（）801151151151001次每月达标定子铁芯温度（）80100100115851次每月达标冷风温度（）45454540401次每月达标热风温度（）75757560801次每月达标3、调速器系统调速器正确运作率（%）1001001001001001次每年达标压油泵启动时间（s）25353029291次每季达标调速系统油质合格率（%）1001001001001001次每季达标4、蝶阀系统蝶阀开启时间（s）52/52/1次每年达标蝶阀关闭时间（s）86/86/1次每年达标蝶阀漏水量无/无/1次每年达标5、励磁系统励磁变温度（）90909090901次每季达标励磁系统正确动作率（%）1001001001001001次每年达标6、发电机一次设备开关绝缘()符合规范要求符合规范要求符合规范要求符合规范要求符合规范要求1次每年达标动、静触头接触电阻()符合规范要求符合规范要求符合规范要求符合规范要求符合规范要求1次每年达标7、发电机二次设备保护装置投入率（%）1001001001001001次每年达标保护装置正确动作率（%）1001001001001001次每年达标机组监控系统投入率（%）1001001001001001次每年达标二、主变系统1、主变本体接地()符合规范要求符合规范要求符合规范要求符合规范要求符合规范要求1次每年达标介损符合规范要求符合规范要求符合规范要求符合规范要求符合规范要求1次每年达标直流电阻()符合规范要求符合规范要求符合规范要求符合规范要求符合规范要求1次每年达标绝缘()符合规范要求符合规范要求符合规范要求符合规范要求符合规范要求1次每年达标温度（）90756570701次每季达标油质合格率（%）1001001001001001次每季达标2、主变一次设备开关绝缘()符合规范要求符合规范要求符合规范要求符合规范要求符合规范要求1次每年达标动、静触头接触电阻()符合规范要求符合规范要求符合规范要求符合规范要求符合规范要求1次每年达标3、主变二次设备保护装置投入率（%）1001001001001001次每年达标保护装置正确动作率（%）1001001001001001次每年达标主变监控系统投入率（%）1001001001001001次每年达标（三）公用系统1、油系统备用汽轮机油合格率（%）1001001001001001次每季达标备用绝缘油合格率（%）1001001001001001次每季达标备用液压油合格率（%）1001001001001001次每季达标2、水系统渗漏泵启动时间（min）22148100131次每季达标渗漏泵停止时间（h）10.32.869231次每季未达标莲麓超标3、气系统中压机启动时间（min）17.3510951次每季达标中压机停止时间（h）3.9912635.31次每季达标低压机启动时间（min）6522.511次每季达标低压机停止时间（h）732.861.51次每季达标4、金属结构溢流坝（洞）闸门漏水量符合设计要求/符合设计要求符合设计要求1次每年达标泄洪闸（洞）检修闸门漏水量符合设计要求符合设计要求符合设计要求符合设计要求符合设计要求1次每年达标泄洪闸（洞）工作闸门漏水量符合设计要求符合设计要求符合设计要求符合设计要求超出设计要求1次每年未达标莲麓超标进水口（洞）检修闸门漏水量符合设计要求符合设计要求符合设计要求符合设计要求符合设计要求1次每年达标进水口（洞）工作闸门漏水量符合设计要求符合设计要求符合设计要求符合设计要求符合设计要求1次每年达标尾水闸门漏水量符合设计要求符合设计要求符合设计要求符合设计要求符合设计要求1次每年达标5、起重设备液压启闭机正确动作率（%）1001001001001001次每月达标卷扬机正确动作率（%）100/1001001次每月达标门（桥）机式起重机操作正确动作率（%）1001001001001001次每月达标6、厂用电系统备自投投入率（%）1001001001001001次每年达标备自投正确动作率（%）1001001001001001次每年达标保护装置投入率（%）1001001001001001次每年达标保护装置正确动作率（%）1001001001001001次每年达标7、配电系统保护装置投入率（%）1001001001001001次每年达标保护装置正确动作率（%）1001001001001001次每年达标8、输电线路（含出线侧开关）开关绝缘()符合规范要求符合规范要求符合规范要求符合规范要求符合规范要求1次每年达标动、静触头接触电阻()符合规范要求符合规范要求符合规范要求符合规范要求符合规范要求1次每年达标保护装置投入率（%）1001001001001001次每年达标保护装置正确动作率（%）1001001001001001次每年未达标峡城1111线路保护1次未正确动作9、公用监控及自动化系统公用监控系统投入率（%）1001001001001001次每年达标自动化装置投入率（%）1001001001001001次每年达标自动化装置正确动作率（%）1001001001001001次每年达标10、直流系统正、负极对地电压(v)1051051051051051次每季达标绝缘电阻()符合规范要求符合规范要求符合规范要求符合规范要求符合规范要求1次每季达标平均无故障时间（h）876087608760876087601次每年达标11、通信系统通信中断小时数（h）444441次每年未达标海甸峡通讯电话1次超标通信设备运行率（%）1001001001001001次每年未达标公司通信机房设备故障1次12、工业电视平均无故障时间（h）870087008700870087001次每年未达标海甸峡3个画面不显示4、未达标设备指标的原因分析及处理措施。（1）莲麓电站3台机组和峡城电站#3机组水导轴承油取样化验时，发现油样浑浊、水分含量超标，莲麓电站3台机组水导轴承油质均有1次不合格，峡城电站#3机组水导轴承油质1次不合格。原因分析：一是顶盖排水泵为单向潜水泵，水泵流量小、扬程较低，排水效率较低；二是顶盖上水量较大，运行密封效果不佳。处理措施：对顶盖排水泵拟进行技术改造。（2）莲麓电站渗漏排水泵启动特别频繁，排水泵停止时间超过设计要求（8h启动1次）。原因分析：主要是厂房及水工建筑物渗漏水量较大。处理措施：对厂房及水工建筑物的渗漏点进行防渗处理。（3）莲麓电站3孔泄冲闸弧形工作闸门漏水量超过设计要求（13L/ms）。原因分析：主要是质量存在问题。处理措施：对弧形工作闸门橡胶止水进行检查更换处理。（4）峡城电站1111峡莲线线路保护装置1次不正确动作。原因分析：1111峡莲线线路保护装置定值整定不合理。处理措施：联系调度对1111峡莲线线路保护装置定值重新进行核算，修改定值后保护正常（已处理）。（5）海甸峡电站#3机组上导轴承处运行摆度值超过规范要求。原因分析：一是上导轴瓦间隙变化较大；二是机组固定部件同心度有偏差。处理措施：一是对上导轴瓦间隙重新进行调整，二是在机组A级检修时对固定部件同心度重新进行调整。（6）海甸峡电站通信电话中断时间超过规范要求（4h）。原因分析：公司基地通信机房通信设备接线端子松动。处理措施：加强公司基地及梯级电站通信设备的巡视检查和维护。（7）海甸峡电站工业电视系统3个监视画面不显示。原因分析：1个监视摄像头损坏，2个监视线路故障。处理措施：加强梯级电站设备的巡视检查、维护和消缺。通过全面开展科学合理的对标工作，梯级电站发电设备的经济运行能力和设备管理水平有了较大幅度的提升；同时主辅发电设备指标的达标结果表明，尽管梯级电站主辅发电设备个别指标与基准值之间存在着不同程度的差距，但设备运行指标总体良好，指标进一步提高的潜力较大。二、加强设备检修过程管理，有效控制检修工期和费用，以提高设备健康水平。1认真贯彻“应修必修，修必修好”的原则，严格执行检修规程 。2011年1月4日至6月21日，按计划完成了9台机组的C级检修和4台机组的B级检修及4级电站公用系统检修任务，提高检修消缺质量和设备的完好率。2