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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二〇一一年六月二十二日１2011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%。２2．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（1～6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18601.75802976.19566146.16003280.923631005.03722011年18039.25904522.22402846.81885372.16002908.911633689.3734同期增减（±）-562.4994522.2240-129.3768-774-372.0122684.3362３二、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473.2544.1608.9715.6743.92010年前5个月487.6624.6804.2817.3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。４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５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６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：７1、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８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。９2、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