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1、水电厂危险因素分析与控制管理第一章 总 则第一条 为贯彻“安全第一，预防为主”的方针，确保员工在生产活动中的人身安全和设备安全，根据中电投安全生产工作规定和发电企业业绩评估指南要求制定本规定。第二条危险因素分析与控制，主要针对工作条件、设备及工器具性能、人员精神状态等方面进行综合分析，找出潜在的危险因素，制订相应的控制措施并实施监控。第三条凌津滩水力发电厂（以下简称电厂）各部门、工区在布置工作时，应针对每个人、每件事开展危险因素分析与控制工作。第二章 管理机构与职责第四条 安全生产部是危险因素分析与控制管理部门， 各工区负责危险因素分析与控制的实施。第五条 安全生产部主要职责：（一） 根据电厂
2、实际，组织编制并完善危险因素分析与控制措施汇编。（二） 监督各工区危险因素分析与控制执行情况，监督危险因素分析与控制措施汇编的实施。第六条 各工区主要职责：（一）在工区主任的组织下，全面开展危险因素分析与控制工作。（二）不断完善工区内部危险因素分析与控制措施。第三章 危险因素分析与控制的一般要求第七条 对不需要办理工作票的工作，利用班前会布置工作的机会，由工区主任（或指定的负责人）组织大家进行危险点分析，同时明确工作负责人；工区主任（或指定的负责人）将工作任务、工作负责人以及根据分析结果得出的安全注意事项详细记入工区工作日志。工作负责人到现场交待有关安全注意事项。 第八条 对需要办理工作票才能
3、进行的一般消缺与维护工作，按“一票一单”（即一张工作票附带一张危险点分析控制单）的方式进行危险因素分析与控制，工作负责人组织工作班人员提出危险因素分析与控制措施，填写工作票以及危险点分析控制单，交工区主任或专业组长签发。办理工作许可手续后，工作负责人到现场向工作班成员详细交待安全注意事项以及危险因素分析与控制措施，并要求工作班成员掌握相关内容。第九条 设备大小修、更新改造、重大缺陷消除危险因素分析与控制的规定设备大、小修；更新改造；重大缺陷消除等工作除按“一票一单”的方式进行危险因素分析与控制外，还应按业绩评估的要求遵守以下各项：（一）检修前，编制“三措”（组织措施、技术措施、安全措施）方案；
4、（二）根据工作需要制定以下危险因素控制措施卡。1、发电机风洞内工作危险因素控制措施卡；2、机组流道工作危险因素控制措施卡；3、高空作业工作危险因素控制措施卡；4、起重作业工作危险因素控制措施卡；5、脚手架作业工作危险因素控制措施卡；6、电、火焊作业工作危险因素控制措施卡；7、发电机绝缘试验工作危险因素控制措施卡；8、发电机保护校验工作危险因素控制措施卡；9、发电机励磁系统检修工作危险因素控制措施卡；10、机组LCU检修工作危险因素控制措施卡；11、调速器系统（电气部分）检修工作危险因素控制措施卡；12、调速器系统（机械部分）检修工作危险因素控制措施卡；13、辅机系统检修工作危险因素控制措施卡；
5、14、机组检修后整体试验工作危险因素控制措施卡；15、有关更新改造与重大缺陷消除单项工作危险因素控制措施卡等。（三）工作前由“三措”方案以及危险因素控制措施卡编写人员对参加检修的有关人员进行培训，并考试合格。（四）办理检修工作许可手续后，工作负责人应随身携带工作票与危险点分析控制单，各专业组负责人将有关专业工作危险因素控制措施卡悬挂现场工作地点。（五）检修总负责人将特殊作业（高空、起重、焊接、脚手架、流道、风洞等）危险因素控制措施卡悬挂相应工作地点。第四章 危险因素分析与控制的方法第十条 人身安全的控制 (一) 运用安全性评价、危险因素分析等方法，对作业环境实施有效监控，对发现的安全隐患及时改
6、进。并规范各种作业方法，保证员工在生产活动中的人身安全。(二) 企业在生产活动中对人员必须加强以下危险因素的分析。1、工作人员精神状态是否良好,有无防碍工作的病症、残疾等不良因素。2、工作人员自身素质是否胜任本工作，人数安排是否合理。3、天气及工作、生活环境是否良好。4、工作条件是否良好，是否存在能量或危险物质意外释放的可能性。5、作业中使用的工器具是否合格。(三) 针对以上危险因素，生产活动中对人身安全管理方面必须采取以下控制措施。1、按照企业AJH(安全、健康、环境)管理标准，定期对作业环境的安全性进行评价，发现问题及时整改。2、作业开工前，各级管理者必须对本项工作的工作条件、施工用的工器
7、具、工作的难易度进行综合分析，安排合格胜任的人员和适当的工期，找出潜在的危险因素，制订相应的控制措施并实施监控。3、认真落实好三大措施，即安全措施、组织措施、技术措施。4、认真落实防止电力生产重大事故的二十五项重点要求中防止人身伤害的有关内容。5、加强生产现场安全监督，严厉打击违章行为，积极开展“反违章”活动。6、严禁使用不合格的安全工器具进行作业。7、严格执行规范化作业。8、新项目必须做到安全设施与主体工程同时设计、同时施工、同时投运，对其可能产生的危害进行预先评估。9、认真落实年度安全技术劳动保护措施计划。10、危险品统一管理、存放，严格执行危险品及危险源监督管理制度。11、加强食堂卫生安
8、全管理，防止中毒事件的发生。12、加强生活基地的保卫工作，做好防火、防盗、防破坏工作，确保职工生活环境安全。13、经开公司成立交通安全管理机构，严格落实“行车预测预防”、“控制车速”、“强化车辆保养”和“防止疲劳驾驶”等控制措施，确保行车安全。第十一条 设备安全的控制 (一) 运用安全性评价、危险因素分析等方法，对生产设备所有运行工况和非运行阶段实施有效监控，发现潜在危险因素，采取有效措施予以消除和控制，使之更加安全可靠。(二) 企业生产活动中必须对设备加强以下危险因素分析。1、设备技术状况是否落后，是否符合企业的发展需要。2、设备的安全性能是否稳定，是否存在故障。3、设备管理是否到位或存在漏
9、洞。4、外部环境是否存在不利于设备安全运行的危险因素。(三) 针对以上危险因素，生产活动中对设备安全管理方面必须采取以下控制措施。1、定期对生产设备技术状况、安全性能和管理水平进行全面评价，对发现的问题制定详细的整改计划，认真落实。2、认真组织季节性检查，达到及时发现隐患、消除隐患。3、认真开展设备损坏危险因素分析和控制工作。4、认真落实防止电力生产重大事故的二十五项重点要求的有关措施。5、广泛开展群众性的攻关活动，鼓励员工积极进行科技攻关，解决生产中存在的关键技术问题，同时学好用好新技术、新工艺，提高专业技能6、结合实际从生产管理、检修技术、运行技术、定期试验等方面落实各项反事故措施。7、编
10、制并实施反事故措施计划，有目的、有重点地防范电力生产恶性事故和对社会有重大影响的事件。8、加强新技术应用(包括改造工程、新购设备、设施和技术改造项目)管理，抓住项目调研、方案制定、项目施工、质量验收等重点环节，加强全过程管理，有效防止新技术应用可能产生的负面影响。9、加强运行管理，保证设备运行参数及状态在规程规定范围。 10、保证各种自动、保护、连锁装置及数据采集系统完好率、合格率、投入率符合要求。11、保证各种监测报警装置及主要仪表齐全可靠。12、按规定进行设备有关试验。13、准确、及时测报库区水情，抓好防汛工作，制定好防汛应急预案。14、汛期加强厂区周边山体监测，防止山体滑坡带来的损害。第
11、十二条 其他安全控制措施(一) 严格外包工程、临时工及外来人员安全管理，加强风险评估，实施有效监控。(二) 外包工程严格执行厂部外包工程管理规定，把好承包方的资质审查关。(三) 临时工的聘用按厂部临时工管理制度进行。 (四) 外来人员入厂参观、学习必须有本厂人员带领、监护，并交待好安全注意事项。(五) 厂家人员入厂配合工作，必须有本厂相关技术人员监护方可工作。第五章 其他规定第十三条 安全生产部应按照电厂安全规范化管理标准定期组织检查，并下达整改通知书，各部门应定期进行自查整改，消除因设备场地、工作条件等原因造成的危险因素。第十四条 各部门应对照电厂工器具安全管理规定要求定期对工器具进行检查与
12、试验，并正确使用，杜绝因工器具使用不当造成的不安全事件。 第十五条 生产现场人员应严格遵守电业安全工作规程、检修工艺规程和运行规程的有关规定，杜绝违章事件的发生，确保工作质量，消除设备隐患。第六章 考核与处罚第十六条 由于不遵守危险因素分析与控制规定造成的不安全事件，按照电力生产事故调查规程和电厂二类障碍与异常界定的标准进行考核处罚。 对违反规定的行为按电厂安全生产考核办法进行考核处罚。第七章 反 馈第十七条 本规定应根据执行情况和反馈意见及时进行修订和完善，一般一年审查一次，三年全面修订一次。第八章 附 则第十八条 本规定适用于电厂各部门以及各外包施工队伍。第十九条 本规定由电厂安全生产部负
13、责解释。第二十条 本规定自发布之日起实施，其他相关规定同时废止。百龙滩水电厂历年统计事故分析百龙滩水电厂位于广西红水河中游，是红水河第7个梯级电站。电站装有32 MW灯泡贯流式水轮发电机组6台，自1996年2月至1999年5月相继投产。 1 事故分类统计 2 事故统计分析 2.1 机械事故 自第一台机组投产至今，累计机械统计事故5次，其中1997年1号机在低温启动时，发电机因电磁噪音异常(目前尚未查到原因)而非计划停运2次，3号机因发电机转子故障非计划停运2次；2002年4号机在运行过程中8号导叶弯曲连杆脱落、9号导叶弯曲变形引起非计划停运。 3号机试运行2个多月后，发现发电机转子4颗T型键止
14、动压板的M12定位螺钉脱落，制造商富士电机公司判断可以继续运行。一个半月后机组无法启动运行，检查发现16个转子引线连接片全部断损，转子中心体在6，8号T型键处多处裂纹，最长180 mm。事故修理时间达5个月之久，买卖双方损失严重。事故直接原因是由于发电机转子磁轭热套紧固量未达到设计要求。 2.2 保护事故 保护设备累计统计事故23次，其中机组保护误动8次，主变保护误动8次，两者占总数的69.9%，220 kV断路器事故跳闸5次，机组动力盘柜BZT拒动2次。 2.2.1 机组保护误动 8次误动中4次是机组数字保护，均发生在2号机，当机组保护装置电源消失，软件看门狗故障，机组电气量异常但尚未达到保
15、护动作整定值时，机组数字保护均出口跳闸造成非计划停运(日本富士电机公司理解为正常停运，而不是事故停运，这主要是由于日本保护设计思想与我国不同)。另有4次负序过流段保护误动均发生在3号机。1999年5月经日本方技术人员对其软件进行修改完善后，机组保护误动现象到发稿日再未发生。 2.2.2 主变保护误动 (1) 设计原因：因各种原因，在主变保护设计中未将厂用电分支系统CT接入主变差动保护回路，致使主变差动保护不能躲过近距离厂用电系统短路故障电流，而扩大事故2次；因主变测温装置设计选型不当、工作票安全措施又不到位导致主变事故失压1次。 (2) 管理问题：由于保护接线错误、主变零序保护定值由5.3 s
16、变为0 s导致越级跳闸，端子受潮释压保护误动等原因，1号主变事故失压各1次；主变差动保护计算中，CT变比计算有误，3号主变事故失压1次。 (3) 设备缺陷：因220 kV断路器拒动启动失灵保护出口，1号主变事故失压1次。 2.2.3 220 kV断路器事故跳闸 5次220 kV断路器事故跳闸中有2次是对侧线路保护原因，1次是农网改造引起线路对地放电，2次因保护接线错误引起。 2.3 监控励磁事故 监控和励磁系统累计统计事故5次，其中监控系统3次，励磁系统2次。监控系统3次事故分别是：监控系统通讯中断引起1号机非计划停运，5号机因监控系统中央处理模块故障非计划停运，监控系统用于检测机组机端电压的
17、采集模块故障，1号机非计划停运；励磁系统事故一起为1号机误强励非计划停运，另一起事故是2号机因励磁功率柜风机电压监视继电器失灵，风机停风后，B相可控硅元件热击穿，保险烧断，发电机差动保护动作。 2.4 调速器事故 调速器累计统计事故15次，其中由于调速器浆叶、导叶主配抽动导致调速器突然溜负荷、关机、过负荷等共12次，占总数的80.0%，2次为调速器导叶反馈钢丝绳脱落、1次为轮叶反馈钢丝绳脱落。调速器自投运以来，运行就不稳定，经常发生引导阀发卡，主配抽动，影响调速器的稳定性。 2.5 自动化事故 自动化元件累计统计事故22次，其中推力轴承润滑油油流中断7次，轴承高位油箱油位异常5次，压力油罐油压
18、过低3次，机组温度测温装置误动4次，机组冷却风机电源故障2次，厂房渗漏排水泵不能自动启动而水淹排水泵房1次。因机组润滑油系统异常导致机组非计划停运15次，占总数的68.2%。1996-1999年自动化元件累计统计事故19次，从这4年的统计事故内容及原因分析，造成机组非计划停运主要原因是管理和维护方面存在问题，且68.2%是重复性事故。2000年后有所改善。 2.6 人为责任事故 人为责任累计统计事故18次，占事故总数的20.2%，人为责任事故原因有三： (1) 运行、维护人员操作失误11次，占总数的61.1%。 (2) 设备安装调试人员工作失误3次。 (3) 项目监管不力，外来人员盲目施工、误
19、动设备4次。 3 事故趋势分析 从表1可以看出，1996-1999年设备统计事故是逐年增加的趋势，1999年事故达到高峰，反映出前4年机组各设备还处于边施工、边暴露问题、边处理问题、边适应设备运行的过渡期。1999，2000年经过设备和环境综合整治，重要辅助设备电源改造，机组部分保护根据实际情况进行了修改，设备运行进行优化等工作，设备运行状况得到了一定的改善，特别是重复性的机组油系统油位、油压异常导致机组非计划停运的现象得到有效控制。自2000年设备统计事故呈逐年下降的趋势。 值得注意的是，近年在设备改造过程中，职工安全生产意识不强，工作疏忽，导致多起事故，今后在抓提高设备健康水平的同时，更应
20、注意提高人员素质。 4 经验教训 (1) 设备安装过渡期太长。6台机组全部投产历经3年多，期间，投产机组运行环境条件恶劣，设备上经常积有大量灰尘。为此，发生过计算机通信中断，设备模块、元件烧坏，特别是监控和调速器电源模块运行不稳定或烧坏。 (2) 设备基础管理工作差，技术措施不完善，组织措施不到位。如因管理不到位、力度不够，发生重复性和人为责任事故数十次。 (3) 初期对职工技术培训重视不够、效果差，职工综合素质相对较差，又是进口机组，运行、维护人员对新设备性能不够熟，数次出现操作失误引发设备事故。 (4) 激励机制欠缺，职工学技术钻业务风气不浓，主动技术攻关热情不高，有很多设备异常现象只要组
21、织得当，完全有可能在出现第一次事故后得到有效控制，避免多次重复性的机组非计划停运。 从葛洲坝水电厂检修实践谈未来的状态检修摘要：以葛洲坝水力发电厂近20年来设备检修实践为基础，从状态检修管理体制、人员素质和技术检测手段等几个方面阐述了葛洲坝水力发电在向以诊断性检修为基础，故障检修与预防性相结合，以实现最低成本消耗为目标的状态检修模式迈进的历程中所采取的措施、设想和面临的困难，解决的思路。 关键词：葛洲坝水电厂 状态检修 检测手段 长期以来，我国电力系统的发供电设备均采用定期预防性试验和定期计划检修。近年来，随着市场经济的发展，并借鉴电力发达国家诊断性检修的经验，推进发电设备检修体制的改革根据，
22、提高全国发电设备科学管理水平和整体经济效益，我国开始提出并试行状态检修的设想。根据葛洲坝水力发电厂近20年来设备检修实践，从状态检修管理体制、人员素质和技术手段等几个方面阐述了我们的设想和建议。发电设备实施状态检修是一项复杂的系统工程，它不仅涉及到电力设备各专业、多学科的技术问题，而且还涉及到一系列的管理科学上的问题。目前我国推行的状态检修是指在试点厂探索融故障检修、计划性检修、状态检修、主动检修为一体的，使设备具有最大可靠性和最低成本消耗的混合检修方式。实施状态检修从整体上理解，就是围绕降低设备维护成本，提高设备利用率和检修的预见性、预控性，使用先进的科学技术手段，从方方面面去做好设备管理工
23、作。1 纯计划检修已不能适应现代化水电厂的需求葛洲坝电厂是华中电网的主力电厂，是正在兴建的三峡电厂的反调节水电厂。电站设计水头18.6m，全厂共装机21台，装机容量2175MW。近年来，该厂经过对水轮发电机油、水、风系统的自动化元件、发电机励磁、调速、保护系统，水轮机推力瓦和220kV、500kV开关站等设备的优化改造，其设备的自动化水平和安全运行稳定性得到明显提高，以往采用的纯计划检修已不能适应现代化设备运行和各种突发事故的要求，因此实行状态检修已成为该厂各项管理体制改革的重要内容。1.1 纯计划检修的弊病纯计划性的预防检修，是计划经济下的产物，它包括了设备的大修、小修、定期维护等，如发电厂
24、检修规程明确规定，机组大修每35年1次，小修每年2次，检修安排的重要依据是检修周期。这种检修模式虽有一定的科学依据，但比较保守，且存在许多弊病：(1)纯计划检修的不科学性 纯计划检修是依据设备的制造质量、安装工艺、现场投运调试情况而预定一个检修周期，将其写入设备的检修规程并固定下来，由生产计划部门参照执行。纯计划检修虽然对设备状态不佳的设备进行了必要的维修，但对设备运行情况良好的设备按部就班修理，这样势必造成有些发电机组越修越坏或良好设备一修便故障率增加的现象，因此缺乏科学性。(2)设备检修的不经济性 纯计划检修一方面致使有些状况较好的设备到期必须修理，增加设备检修费用，同时又加速了设备的磨损
25、，甚至缩短了使用寿命，降低了设备利用率；另一方面，少数状况不好的设备因检修周期未到而得不到及时检修，降低了设备运行的安全可靠性，甚至到发生事故后才抢修，扩大了经济损失。(2)检修过程的不持续性 进入九十年代以来，有许多电厂相继推出了检修运行分离的管理体制的改革措施，纷纷成立和组建了各自的检修，但由于发电厂和检修公司之间设备责任的不明确和分工的交叉，在检修特别是大修及扩大性大修方面，尽管检修质量能够得到保障，仍普遍存在着检修与维护过程的不持续性，常常使一些技改项目特别是一些小的技改项目，在检修完成后进行日常维护或事故处理时一些资料图纸、技术参数的混乱，从而延长了检修时间，降低了设备利用率，给发电
26、厂造成不必要的运行时间损失和经济损失。2 状态检修的关键是对状态检修全过程管理真正意义上的状态检修其成本消耗最低，设备运行具有最大可靠性。因此在实施状态检修时，一方面对一些非主要运行设备可实行状态检修，而对主要发电设备，由于其影响性和经济性，应大力依靠监测手段，预测其运行的最后程度，实行计划检修，并在设备有可能造成较严重后果或经济损失较大时，对其进行预防性检修；另一方面，由于设备运行的不稳定性和不可控性，状态检修应在兼顾经济效益的基础上，定期发现问题，定期淘汰设备，加速设备折旧，以提高设备运行的可靠性。2.1 实行状态检修必须从改变观念入手纯计划检修是在计划经济管理模式下针对我国的国情而实施的
27、一种设备检修管理模式。固定的检修周期并不随现场设备的运行条件、环境和设备的换型、运行可靠性的提高而变化。因此形成了设备到期就必修，不论其健康状况如何均来一个大拆、大卸、大组装。因此开展状态检修与预防性检修、故障检修相结合的混合式检修势在必行，且必须从思想观念上彻底突破相关的条条框框，打破纯计划检修模式下的固有检修周期的约束。2.2 葛洲坝电厂检修模式1993年10月，葛洲坝水力发电厂打破了传统的检修模式，代之以计划检修为主，诊断检修为辅的检修模式，遵循“具体情况具体分析，修必修好”的原则，把集检修、运行管理为一体的发电综合体分离为两个独立的单位：发电厂与独立核算的具有法人资格的检修公司，从而向
28、状态检修迈出了第一步。1995年针对发电厂与检修公司之间存在的责任混淆等问题对两单位的设备分工进行了重新分配：发电厂负责对设备的运行管理、二次电气设备的大、小修和日常维护；检修公司负责机械、一次电气设备的大、小修。新的检修模式的建立，不仅在建立新的检修观念的同时精简了机构，促进了职工队伍向技术业务素质的提高，而且使发电厂的职能进一步明确和单纯化，逐步从纯计划检修向以状态检修为基础，故障检修与预防性检修相结合，以最低经济消耗为目标，同时兼顾设备运行可靠性的混合检修方式发展。2.3 葛洲坝电厂在推行状态检修的前期实践在进行检修体制改革的同时，葛洲坝电厂在部分设备的运行管理方面相继开展了一些“初级阶
29、段”的状态检修工作：如1990年进行的3F机组扩大性检修，按惯例机组运行10年左右扩修一次，而3F仅运行了8年时间因水转机转轮漏油严重而提前进行扩修。按计划5F机组应该在1995年进行扩修，由于5F机组的运行状况良好，至今尚未进行扩修。1998年长江发生了自1954年以来的全流域性大洪水，其洪峰水位之高，来水量之大，持续时间之久是历史罕见的。葛洲坝电厂做为我国最大的水力发电厂，在其发电机组2F、4F、5F、6F相继出现上导、水导摆度增大的不良运行工况，振动摆度监测装置实时在线监测并报警，在确认了这一不良运行工况之后，葛洲坝电厂及时同调度联系申请停机低谷消缺，施行状态检修。从而在确保大坝安全及发
30、电的同时，发挥大型水力枢纽拦洪、错峰、削峰作用，最大限度减轻下游的防洪压力，为整个长江流域尤其是确保荆江大堤、共同抵御洪水的侵蚀作出了应有的贡献。3 推行状态检修的首要任务是提高人员素质人才是企业生存和发展的根本。随着现代科技在发电厂的应用，计算机监控已能代替人来完成大部分设备的运行监视，但这些技术都需要人去控制、去操作。而状态检修作为未来我国电力系统检修方式的发展方向更需要一专多能型技术人才，因此人才的培养已成为我们急待解决的首要任务。状态检修与纯计划性检修对人员素质要求的最大不同点在于纯计划性检修要求技术人员熟练掌握一个专业面的知识就可，而状态检修则要求各单位、各级技术部门都要有全面的专业
31、知识、独立的判断能力、很强的事故处理能力，即需要一专多能型技术人才，在设备运行、设备故障处理和设备检修过程中均能够把经济损失降低到最低点，以确保设备利用率和整体效益的高起点。为此,葛洲坝电厂在全厂实施了“三全”培训制度。所谓“三全”，即全过程、全方位、全员参与。全过程、全方位地参与新设备的开发、研制、设计及安装、调试，有效利用葛洲坝电厂大中专以上学历占职工总数50%以上的优势，掌握设计原理和思路，使葛洲坝电厂厂在由纯计划检修向状态检修体制转变的进程中受益非浅。在检修和技改过程中，葛洲坝电厂建立起与(合同)协作单位良好的相互信任、相互支持的友好合作关系，相互交流，取长补短，共同提高，从设计开始，
32、参与全过程。共同参与提供了相互学习的机会，各方面意见和建议能得到充分酝酿，及时总结，归纳，取其精华，去其糟粕。这样做，不仅培训出一批能胜任生产现场运行操作、检修维护、改造(改进)、完善提高的骨干力量，而且大大地缩短开发、研制、试用的周期，加快了新设备推广应用，提高新设备的实用性和适应性，达到了培训的目的。要真正有效地开展状态检修，仅有以上的培训是远远不够的，还必须开展全方位的运行维护交叉更深层次的业务技术培训，造就一大批既懂运行管理又懂设备维护的高素质的复合型人才，才能够对设备的运行状态、健康状况作出正确的分析判断。4 先进检测手段和装备是实施状态检修必要手段从葛洲坝电厂目前的设备先进水平及在
33、线检测手段来看，要想真正实现状态检修还有相当长的一段距离。但该厂根据自身实际，在向状态检修迈进的同时采取了一系列技术措施，进行了大量艰苦的实践和探索、提高了在线检测水平。4.1 计算机监控系统高度自动化葛洲坝电厂的计算机监控系统已全部实现了设备监控、报表自动打印、事件顺序记录、历史数据查询、事件追忆及存贮等功能，还开发了智能语音报警和电话报警功能，并有事故处理和操作票专家系统。特别是其计算机历史数据库，实现了各设备的累计运行时间、不间断连续运行时间等数据的统计存档，可供查询和打印分析，为设备检修和维护提供可靠依据。4.2 机组振动、摆度监测目前国内不少水电厂都安装了计算机监控系统，但对于表征水
34、轮发电机组稳定运行的机组非电量主要参数等都没有考虑或很少考虑。葛洲坝电厂与华中理工大学联合研制开发的“机组振动、摆度监测专家系统”有效地弥补了机组非电量在线监测的不足。该专家系统一方面可实时观察机组运行数据情况：可实时记录200s以内的机组甩负荷后的运行参数，另一方面又可根据需要进行现场信号分析和处理，帮助现场操作人员了解机组运行情况。4.3 辅助设备的全方位监控在监视方面：对机组的重要辅助设备如技术供水系统、漏油泵控制系统、顶盖排水、清洁水系统、自动补气装置等，除常规压力开关或浮子式液位信号器外还安装了非电量传感器来监视模拟量信号，这种采用开关量定位监视和模拟量连续监视相结合的方法既给运行人
35、员一个设备运行工况的量化概念，又有利于辅助设备的安全运行。辅助设备的全方位监控使机组主辅设备的安全水平大幅度提高。4.4 先进的报警手段计算机监控系统的语音报警分几级，最基本的显示在简报窗，监控系统的所有信息以滚动方式在简报窗陆续显示。对事故信号、保护信号以及重要的辅助设备等都设置了语音报警，并对一些比较严重的事故按其重要程度分类，同时启动不同部门负责人的电话语音报警，并统治现场设备事故的性质。实现电话语音报警可以便运行人员同检修人员共同快速处理、恢复设备，减少经济损失。先进报警手段提高了综合管理水平。5 状态检修在葛洲坝电厂的发展前景改革传统的计划检修体制，实施诊断性的状态检修制度，有利于保
36、证安全生产、降低检修费用、提高设备利用率和企业经济效益，是设备检修的发展方向。如何做到防患于未然，正确把握设备健康状况是状态检修成功与否的关键。过去通过计划检修，可以及时发现设备隐患并及时处理，设备安全才得以保证。如果现在普遍实行状态检修，以现有技术条件和管理体制，还有许多工作需要努力。为此，在改革检修管理体制方面建议如下：(1)取消指令性的计划检修，改为指导性的计划检修，将预防检修、状态检修和事故后检修有机结合，逐步过渡到以状态检修为主的主动检修模式。(2)成立专业化的检修公司，实现集中检修进而实施终生检修承包制，改变现在以设备检修规模的次数定效益的弊端，创造设备运行和检修的最佳经济效益。(3)不断实施、完善和推广各种状态监测手段，在全面监测各设备的同时，对异动设备实行重点跟踪监测和分析，为状态检修提供可靠的技术依据。(4)充分发挥葛洲坝电厂分厂、车间、班组三级质量验收体系，对每台机建立一套完整的健康履历，了解分析设备现状、跟踪分析设备现状、跟踪细小缺陷的发展方向，对设备状况做到了如指掌，只有这样才能把握设备健康的命脉。状态检修作为我国电力系统实现体制转变，提高电力设备的科学管理水平的有力措施，是葛洲坝电厂今后在电力生产中急需努力和发展的方向，尽管该厂要全面实施状态检修还需做大量的工作，但我们相信在不久的将来，葛洲坝电厂有能力在状态检修方面走出自己的特色，走出中国的模式。
