2011年上半年生产系统对标分析报告

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o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

本年洪河来水特枯，截止2011年6月20日，九甸峡断面平

均入库流量40.14m7s,来水量5.93亿m3（去年同期6.50亿均,

同比减少了8.77%,比75%典型年同期来水量（10.6亿淀）减少

了44%o

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n?（去年同期水库水位2183.9m,库容5.272亿淀），至6月

20日，九甸峡水库水位2186.95m,对应库容5.737亿胡（去年

同期水库水位2181.85m,库容4.995亿n?）,本年共蓄水-0.38

亿小（去年同期共蓄水-0.28亿Di'）。

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&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%o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（1〜6月20日）梯级电站发电量指标对比

九甸峡莲麓峡城海甸峡三甲合计

项目

水电站水电站水电站水电站水电站

2010年7.29667.82618.2868.238731.6474

发电水量

2011年6.23216.13696.30146.82756.776432.2743

（亿m3）

同期增减（土）-1.06456.1369-1.5247-1.4585-1.46230.6269

2010年18601.75802976.19566146.16003280.923631005.0372

发电量

2011年18039.25904522.22402846.81885372.16002908.911633689.3734

（万kWh）

同期增减（土）-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

九甸峡莲麓一级峡城海甸峡三甲

时间

水电站水电站水电站水电站水电站

2009年前5个月605.8544.1624.6992.81011.4

2011年前5个月473.2544.1608.9715.6743.9

一

2010年前5个月487.6624.6804.2817.3

同期增减（土）-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口寸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）

九甸峡莲麓一级莲麓二级海甸峡三甲

年份水电站水电站水电站水电站水电站

#1机组C修集中消缺c修c修

2010年#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

#1机组64（B修）集中消缺C修129（B修）27（B修）

2011年#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4H-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。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。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。小时/台年），低于对标基准值。

三甲水电站：2011年前5个月发生。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

台平均可用小时计划停运非计划停运强迫停运

等效可

序水电站年容量发电量利用小时

时间小时POH次数小时UOH小时UOH用系数

数运行小备用小时次数P0T次数UOT

号名称MW/（万kWh）UTH（小时/台UOT（次/（小时/台（小时/

八时SHRH（次/台）（次/台）EAF（%）

年）台）年）台年）

2011年

310014195.79473.19861.332195.431567.24000084.4

九甸峡前5个月

1

水电站2010年

310014628.25487.611245.681829.801.7542.150.676.380.676.3884.9

同期

2011年

莲麓3223591.04544.11003.391867.0200000079.2

前5个月

2一级

2010年\X

水电站

同期

2011年

312.52283.22608.91247.201990.3700000089.3

峡城水前5个月

3

水电站2010年

312.52342.34624.61658.771404.8300000084.5

同期

2011年

3204293.32715.6977.332350.9700000091.8

海甸峡前5个月

4

水电站2010年

3204825.44804.2950.242341.7800000090.8

同期

2011年

310.52343.39743.91304.731963.7400000090.2

三甲前5个月

5

水电站2010年

310.52574.46817.31284.701840.2300000086.2

同期

12

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

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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

九旬峡莲麓峡城海甸峡三甲

项目合计

水电站水电站水电站水电站水电站

2010年1.21.450.40.400.863

厂用电

2011年0.51.130.650.470.370.624

率（%）

同期增减（土）-0.7-0.80.07-0.03-0.239

14

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15.03m3/kWh,与2010

年同期发电耗水率W.Zm'/kWh,减少了2.17m7kWh,与设计控制

目标16.46m3/kWh,减少了1.43m3/kWh,梯级节水效果明显。

上半年（1〜6月20日）梯级电站耗水率指标同比对比

九甸峡莲麓峡城海甸峡--JI1合计

项目

水电站水电站水电站水电站水电站

设计指标3.2214.7725.4614.6524.2116.46

2010年3.9226.313.4825.1117.2

耗水率

2011年3.4513.5722.1312.7123.3015.03

(m7kWh)

同期增减（土）-0.47-4.710.77-1.81-2.17

设计增减（土）0.23-1.2-3.33-1.94-0.91-1.43

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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。1〜5月份各梯级电站平均库水位指标如下：

1〜5月份梯级电站平均水位指标同比对比

九甸峡莲麓峡城海甸峡•:甲

项目

水电站水电站水电站水电站水电站

2010年2185.412037.432002.621968.85

平均水

2011年2187.722066.792038.042002.441968.63

位(m)

同期增减(土)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，根据洪河来水情况、设备检修维护及电网调度,

16

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8:00〜23:00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（保证跳河不断流及莲、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

17

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%o

运行方式改变前后指标对比

九甸峡莲麓峡城海甸峡三甲

项目合计

水电站水电站水电站水电站水电站

带20MW负荷

5485.951865.23861212.71022205.9761265.412712035.2875

连续运行

发电量带50MW负荷

7117.8031808.4361179.78842239.481220.200213565.7076

（万Wh）间断运行

同期增减（土）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。

18

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8:00〜5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20m3/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25m3/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24m3/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25m3/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3〜4MW负荷连续运行，下泄流量30.5m

3/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，保证了跳河下游河道不断

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。

19

五、开展水能利用率指标对标，努力提高发电效益

2011年1〜6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。

1〜6月20日梯级电站水能利用率指标同比对比

九甸峡莲麓峡城海甸峡•:甲

项目合计

水电站水电站水电站水电站水电站

2010年10096.0998.0896.7597.73

水能利

用率2011年10095.2397.6998.5997.8797.88

(%)

同期增减(土)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

推行跳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。

20

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

21

照“四不放过原”则进行了处理，现设备已恢复正常运行。

不安全事

序号2010年2011年

件类别

4月28日，九甸峡水电站#2机组

无

上导轴瓦拉伤。

非计划5月24日16:52,九甸峡水电站#1

1停运发变组非电气量保护RCS-974装

置交流采样插件插头故障，烧损后无

导致装置内部CT回路开路，造成

了#1发变组纵差保护动作。

3月15日7：47,海甸峡水电站合

1101开关对#1主变充电时，1112

空载线路海峡线两侧PSL621D光纤差动保

2无

跳闸护误动，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。

4月11日15:21,水工班对海甸峡

3一类障碍无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

22

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

23

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%o

具体指标达标情况见下表。

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2011年上半年梯级电站主辅发电设备指标达标统计

2011年指彳示基准值对标频次周

项目指标名称达标情况说明

九旬峡莲麓峡城海甸峡三甲期

符合设计符合设符合设符合设符合设

机组出力1次/每季达标

要求计要求计要求计要求计要求

、机组开机时间

91115132711401次/每月达标

水轮(s)

发电机组停机时间

3755180611501次/每月达标

机组(S)

系统机组操作系统

正确动作率1001001001001001次/每月达标

(%)

符合设计符合设符合设符合设符合设

顶盖上水量1次/每季达标

要求计要求计要求计要求计要求

水导轴承摆度

0.250.350.350.350.351次/每月达标

(mm)

水导轴瓦温度

55655560501次/每月达标

(℃)

莲麓3台机

组分别1次

1、水水导油质合格

1009292100921次/每月未达标超标,峡城#3

轮机率(％)

机组1次超

标

导叶立面间隙

000001次/每年达标

(mm)

导叶端面间隙0.20.6〜0.6〜0.3〜0.6〜

1次/每年达标

(mm)0.351.11.11.81.2

水轮机各部汽符合设计符合设符合设符合设符合设

1次/每年达标

蚀磨损要求计要求计要求计要求计要求

上导轴承摆度海甸峡#3机

0.230.230.230.230.231次/每月未达标

(mm)组超标

下导轴承摆度

0.230.230.230.230.231次/每月达标

(mm)

上导轴瓦温度

65655570601次/每月达标

(℃)

2、发下导轴瓦温度

65656070601次/每月达标

电机(七)

上导油质合格

1001001001001001次/每季达标

率(％)

下导油质合格

1001001001001001次/每季达标

率(％)

推力瓦温度

65524550501次/每月达标

(℃)

25

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（七）45454540401次/每月达标

热风温度（℃）75757560801次/每月达标

调速器正确运

1001001001001001次/每年达标

作率（％）

3、调

压油泵启动时

速器25353029291次/每季达标

间（S）

系统

调速系统油质

1001001001001001次/每季达标

合格率（％）

蝶阀开启时间