王生龙，王江懿，张树芳

（1.新疆天富电力（集团）有限责任公司，新疆石河子 832000；2.北京提睿投资管理有限公司，北京 100080）

基于地方电网环境的发电厂检修模式研究

王生龙1，王江懿2，张树芳2

（1.新疆天富电力（集团）有限责任公司，新疆石河子 832000；2.北京提睿投资管理有限公司，北京 100080）

在广泛研究火力发电厂常见检修模式的基础上，提出了在地方电网环境下，应以事故检修为基础，计划检修、点检定修及状态检修模式共同存在、优势互补、滚动发展的检修模式。提出了发电集团未来采取发电权交易模型解决非计划检修、非计划停运问题的思路以及如采用市场经济竞争手段，由检修公司承包电厂定修或状态检修，则必须满足合同责任主体应当与电厂分离、检修服务应当“供大于求”这2个基本条件。为减少我国地方企业火电机组非计划停运和检修模式改革提供了理论依据。

检修模式；检修规划；状态检修；发电权交易；非计划停运

0 引言

资料显示，截至2012年年底，新疆某电力企业总装机容量达3700MW，在2006年的基础上增加了3.5倍。该电力企业在电源项目快速发展的同时，火电机组非计划停运年平均台次比2006年增加了1倍，其中新投产机组试运行（考核）期非计划停运年平均7台次，高于2011年全国100MW及以上常规火电机组非计划停运年平均0.71台次的指标［1］，也高于国家能源局颁发的《火电机组达标投产验收规程（2012年版）》中“机组考核期强迫停运不超过3次”的合格标准［2］。

在该电力企业2011年火电机组非计划停运原因中，设备安装、调试质量以及遗留问题（含阀门泄漏）为第1位，检修质量不良为第2位，燃料和配煤质量造成结焦为第3位，承压金属材料泄漏为第4位。文献［3-6］显示，造成火电机组非计划停运的主要原因不尽相同，但与设备安装、检修和维护质量密切相关。因此，研究机组因地制宜的检修模式，是遏制该电力企业火电机组非计划停运指标不断下滑的有效措施［4，7-8］。

国家五大发电集团发电量占全国发电量的50%，其余20%来自规模较大的地方发电企业，30%来自类似新疆某地方电网规模的电力企业。因此，研究地方电网环境的发电厂检修模式，对我国地方企业火电机组检修模式发展具有现实意义和针对性。

1 电厂检修模式研究

国内电力企业常规检修模式有事故检修、计划检修、点检定修和状态检修。

1.1 事故检修

该电力企业所处电网受当地特殊行政体制的限制，独立运行“小网大机组”现象客观存在，电网内单机容量受许多因素的限制，单机容量比较大，在建项目单机容量达660MW，很难满足“最大机组容量不宜超过系统总容量的10%”的要求［9］，造成新建机组很难严格实现启动验收和投产达标验收规定的满负荷试运行要求。当地冬季采暖周期为181 d，全市98%建筑面积由热电机组集中供热，繁重的供热负荷加大了机组满负荷调试和试运行的难度。新建机组存在大量事故隐患，在移交生产前整套满负荷调试时和试运行时没有及时发现和处理，移交生产后，事故隐患逐个暴露，增加了电厂日常检修工作量，采用事故检修模式不可避免。这种情况在全国地方电力企业中普遍存在。

为此，该电力企业近几年重视并推行电网稳控快切装置、锅炉等离子点火、小油枪稳燃、合理的汽轮机旁路容量调整和停机不停炉等技术措施，对减少机组启动次数、减轻事故隐患的影响程度、合理缩短检修工期及保证电网和机组安全运行起到了积极辅助作用［10-15］。

1.2 计划检修

计划检修模式基本标准遵循国家颁布的检修规程，其设备大、小修周期间隔和内容的确定，主要以国家研究单位对设备和系统故障规律的研究成果为基础，包括国家强制性设备制造质量、安装质量（检修质量）、调试质量和系统可靠性试验标准。

计划检修容易出现“过修”或“欠修”的现象［16］。据统计，1996年我国100，125，200MW火电机组非计划停运与出力降低的责任原因，分别有36%，31%，41%属于过剩检修［16-17］；计划检修也暴露出没有计划检修任务时，电厂检修人员、装备富余和浪费的问题。在市场竞争的环境下，国家相关研究单位对电厂设备和系统的故障规律、国家强制性设备制造标准、安装质量规范及调试规定的研究，其内容深度和针对性已满足不了电厂竞价上网、降低检修费用及追求利益最大化的要求，检修规程已不能适应电厂检修工艺技术日新月异的变化需要。

以“厂网分开、竞价上网”为基础的电力市场化改革，要求打破传统的发、输、配垄断管理体制，引入竞争，产生了发电厂商及独立调度机构等新的市场主体。原有的以系统运行为核心的机组计划检修安排，部分转为在维持系统可靠运行的前提下，确保发电厂商效益的规划策略。计划检修原有的机制、管理体系和技术措施遇到了挑战［8］。

1.3 点检定修

自1996年开始，我国在电力系统设立了设备点检定修和状态检修试点，但即使在同一个发电集团内部，各电厂的试点内容和效果也不尽相同［17-18］。国内电厂试点中，各电厂集中强调的是以“点检”为核心的电厂全员设备动态管理体制变革，是电厂内部设备精细化管理的深入。

点检在设备精细化管理、标准化作业和突出事故早期诊断方面，比计划检修设备管理巡检有很大进步，是现代检修管理制度的基础。实践证明，现代点检制度是符合现今我国火电设备管理实际的，“凡是点检工作开展较好的电厂，其设备管理水平和检修管理确实取得了长足进步。点检制度的引进，从根本上促进了电厂设备管理模式的发展和设备维护思想意识的改变［17］。”

定修是在推行设备点检管理的基础上，根据预防性检修的原则和设备点检结果，确定检修的内容、周期和工期，按计划实施设备检修的一种管理方式，我国于2004年制定了点检定修管理导则［16］。

早期及近期比较典型的点检定修设备管理案例［19-25］，均表明了定修制没有完全解决计划检修模式的过修弊端，还存在主体责任不清和动力不足的问题。定修制想要取得电网调度机构的理解和支持，还需精密的点检和先进的技术手段作支撑［22］。

1.4 状态检修

状态检修是我国电力企业在市场经济发展过程中的产物。对发电厂微观而言，要求根据电厂设备的状态来安排检修计划，其特点是在运行过程中利用状态监测和诊断技术了解设备的状态信息，在故障发生前进行检修，达到理论上设备不过修、不欠修的目的。对宏观的电网系统而言，状态检修机组检修规划模型必须面对电厂机组、发电集团和调度机构三方的不同利益平衡和博弈，以及相关电网及输、配电设备的硬件状态［26］。

计划检修、点检定修和状态检修都属于预防性检修策略，其不同点在于内涵和技术手段［24］。国内状态检修研究主要集中在设备的状态检测和评价方面，在应用状态评价结果进行维修方式选择方面研究得还不充分［27-28］。应用状态评价和维修方式选择既是技术性工作，又是管理性工作。

国内外关于电力设备状态检修策略的理论研究主要有3个分支：基于设备全寿命周期成本（LCC）的状态检修［29］，以可靠性为中心的状态检修（RCM）［30］及基于风险评估的状态检修（RBM）［31-32］。其中，基于LCC的状态检修主要偏重于减少设备检测和维修的总费用，没有强调设备检修安排对系统运行可靠性的影响，而且是基于等检修间隔的理想状态；RCM则更多地倾向于提高系统的可靠性，其系统风险收益的概念忽视了设备可能因检修不及时而发生故障所造成的各种损失；而RBM能突出概率较小但后果较为严重的事件，平衡更多的不确定收益及成本，因此在状态检修策划中得到了较为广泛的应用，但目前所采用的风险评估指标过于单一，没有综合考虑电网运行可靠性和设备故障损失等因素，影响了检修决策及规划的准确性［31］。

我国火电机组状态检修试点和学术研究的高潮期是2003年，2005年后逐渐回落［17］，是状态检修深层次理论研究的理性回归和认识的过程。此阶段状态检修的探索研究在很宽的层面上推动了现代设备管理的理念，使发电行业清醒地认识到设备可靠性、点检制度、监测与故障诊断、寿命评价与预测、可靠性评估与判断、统计分析与数据挖掘技术等薄弱环节的重要性和复杂性。

1.4.1 基于地方电网环境下状态检修的复杂性

宏观上，市场环境下地方电网状态检修规划模型具有复杂性和不确定性，主要因素有［8］：电价预测不确定性，其他发电厂商检修策略影响，机组突发故障影响，负荷预测不确定性，电网及输、配电设备影响等。此时可能会产生状态检修“弹性检修区间、时段和风险损失的优化”问题［31，33-34］。

状态检修最终是以检修规划的形式得以落实。检修规划因机组差异性、电力市场化进程不同、电网及输、配电设备的不同而不同。基于地方电网环境下火电机组状态检修规划模式的主要原则是：（1）对于厂网没有分开，实行发、输、配、售垄断管理的电力公司，其机组检修安排仍采取传统规划模式，即调度机构考虑相关约束条件后，一般以系统可靠性最优为目标统一确定机组检修计划；（2）对于厂网已经分开，但处于市场化改革初级阶段、容量裕度较低的系统，机组检修安排应由调度机构以系统可靠性最优、运行成本最小或以两者加权之和最小为目标统一规划；（3）对于市场机制成熟的系统，将竞争引入电力行业的每个环节，调度机构和发电厂商彻底分离，分别以系统运行和自身效益为目标，发、输、配等各环节竞争充分，自由化程度及运行效率较高，这是电力工业市场化改革的方向［8］。

某电力企业自备电厂比重已超过了电网内总装机容量的50%，状态检修规划时，电厂单台机组、发电集团和调度机构三方不同利益的平衡和博弈更为复杂［17，26］。多部文献对三方之间的平衡与博弈进行了论述，文献［35］中“以检修费用和电量收益损失总和最小为目标函数，确定最佳检修时间的检修策略”，可以确定机组较好的检修区间和时段，充分体现了发电商的独立经济实体地位，但忽视了发电集团和调度机构的利益最大化。文献［36］中“一种最大化系统风险收益的检修模型”，较好地解决了在经济性的逐渐重视的背景下，设备检修资源不足与系统运行可靠性要求不断提高的矛盾。文献［37］提出“同时计及检修损失和风险损失的发电厂机组最优检修策略，非合作博弈模型和随机求解方法”，运用博弈论求得的最优检修策略能够使发电机组检修市场各参与方的利益达到均衡。文献［38］提出“构建以经济性最优作为目标函数的检修数学模型”。文献［39］介绍了一种优化电力系统资产管理的方法，达到在设备自身价值和设备给系统带来的经济效益之间，在全寿命周期成本管理和状态检修之间，以及在电力系统的技术与管理之间寻求平衡点的目的。

上述文献说明基于地方电网环境下的状态检修具有复杂性，同时，状态检修决策是一个多目标、多约束的优化过程［8］。

1.4.2 状态检修的观点

状态检修是管理和技术的有机结合。笔者认同文献［17］的观点：“在中国目前情况下，可以不夸张地说，状态检修中超过一半的工作是管理工作”，“现有发电市场体制缺乏解决管理机制的动力，以至于全行业为此付出巨大的成本和代价”［17，21］。笔者认为，国内多数电力企业设备管理并不完全具备全面推行状态检修的市场条件，特别是老机组和地方电网，所面对的状态检修的系统问题更为复杂［40］。

因此，多数电力企业在短期内的状态检修策略是点检、检测诊断、检修决策加管理机制的技术路线［17］。点检、检测诊断、检修决策的过程实质就是发现问题、分析问题、解决问题的过程［41］，而管理机制决定着其效率的高低。管理机制要求检修合同责任主体应当与电厂分离，建立真正的合同约束关系及市场竞争环境，从体制上真正落实设备检修主体和责任，引入第三方监督的检修机制［42］；同时还要求电厂、发电集团和调度机构三者的利益平衡和最大化，防止在发电侧市场竞争中出现策略性报价，满足激励相容、信息有效、分散决策的发电侧电力市场竞争机制要求［43］，并建设适当富裕的装机容量和坚强的电网架构［44］。

点检和诊断检测是检修决策的基础。2003—2008年，我国发电企业在点检定修基础上，以点带面，滚动发展，逐步扩大状态检修的范围。电网供电企业直接进入状态检修，是我国电力企业检修模式改革的基本经验［17，40］。

在状态检修理论和概念还在探讨之时，广义上的状态检修内含“优化检修”的概念。深入研究各电厂设备在检修特性上的差异性和权重，有针对性地对检修类别仔细分类等，其实质就是考虑宏观、微观环境的“优化检修”［17，25，45］。

关于设备点检属于“设备部”还是“发电部”管理的问题，笔者认为，设备点检定修及状态检修归属设备部为宜，发电部重点是“两票三制”的巡检。一些电厂实行设备点检、维护（巡检）、检修“三位一体”集约化、扁平化的模式［46］，强调、发挥电厂计划和调控部门的作用，模糊了设备运行和检修管理的界限，减少了设备管理的“盲区”，其代价就是必须投入较高的费用来维持检修队伍；另一些电厂把设备点检和维护纳入运行管理，把设备定修和状态检修纳入市场经济环境下的“设备部”，由招标产生合同关系的专业化检修公司承包设备定修和状态检修［40，47］，强调、发挥设备部和合同第三方（监理公司）的监督、协调作用。

各大电力集团采取了不同的检修策略。国家电网公司在发展战略中提出了“三集五大”的“大检修体系”、运维一体化等措施，中国国电集团公司提出了庞大的区域性检修公司“大检修”等观点［48］。在实践中，如何充分体现市场竞争，避免出现检修公司的行业垄断，实现高效率的检修，值得研究。只要出现垄断，检修一定是低效率的，只有建立检修服务“供大于求”的环境，才能打破垄断。

业主设备部通过招标方式，组织社会化的检修公司承担点检定修和状态检修的主要工作，其前提是设备部必须建立较为完善的维修决策支持系统和检修项目评价标准指标体系［49-54］。

3 电厂检修模式的实践

该电力企业的检修模式经过10年探索和总结，认为主要存在以下问题：点检定修、状态检修基本理论体系和实践路线还在探索之中，相对应的管理机制、管理人员以及标准行为体系还不健全，电网和竞争上网市场机制也不健全，电网规模偏小，潮流分配不合理等。

目前，该电力企业应积极培育电力市场，重新定位电力集团，引导电网内发电厂整合重组，形成利益独立的若干发电小集团；增强主要电网的架构，主电网由110 kV升至220 kV；强调电网和调度机构的利益独立性；预计2015年电网内总装机容量达到7000MW，规划储备13 000MW的大型电源基地的备用容量，逐渐提高电网内集团控股的主力机组的份额，以及相适应的更大范围和750 kV电压等级的“智能电力网规划”［55-56］，为形成更广泛的发电商竞争局面打好基础；引进若干家电建公司参与电力设备的检修投标，培育与电厂利益相对独立的检修公司和电厂营运公司，为厂网分开、竞争上网、检修招投标创造市场条件。

通过实践经验，该电力企业制定了检修模式相关制度：（1）落实相关培训制度，规范管理系统；（2）先设立点检工作试点，再设立重要辅机设备的点检定修和状态检修试点，诸如给水泵、电气和输变电设备、技术监督等；（3）对设备之间检修特性和重要度综合权重进行研究［57］；（4）建立故障检测诊断分析中心和“数据挖掘技术”课题组；（5）研究符合实际的设备检修应用程序和信息化系统；（6）研究检修维护项目评价标准指标体系、检修规划的风险评估和设备评级办法；（7）机组检修类别仔细分类、不断完善检修周期决策支持系统；（8）继续研究构建优化检修策略及其数学模型。

同时，该电力企业还因势利导、循序渐进地推行点检定修和状态检修。新建机组从项目一开始就开展点检定修和状态检修战略，原则上，新机组第1年以事故检修为基础，完成达标投产考核、点检员培训、点检定修标准研究及相关制度制定等工作，并建立检修周期决策支持系统、检修数学模型及信息化平台等；第2年由计划检修向点检定修过渡，状态检修模式只针对设备条件较好的项目开展试点工作。老厂热电机组原则上实行计划检修模式，鼓励设备条件较好的汽轮机和发电机本体向定修、状态检修模式努力，选择老厂关键辅机和重要主机作为设备检修改革的试点。在地方电网环境下，电力市场厂网分开、竞价上网的管理体制和约束机制、电网架构、调峰容量、调度机构中介功能、检修公司的招投标市场培育和管理等深层次问题也是电力企业应研究的对象。

［58-59］提出拓展某电力企业、电网调度机构和各电厂机组的检修决策思路，未来介入发电权交易模型的概念，为发电厂因非计划停运及检修等原因而不能履行发电合同时提供了一种新的电能交易途径。一方面，发电权的出让能够规避电网风险，减少电网系统损失，保证了用户的供电可靠性；另一方面还能产生社会效益，提高整体发电效率，为节能减排作贡献。发电权调节市场可通过“代发电”让系统内其他发电厂平衡自身发电能力不足，是一种更灵活的市场调节手段，对发电集团公司和调度机构来说，发电权调节市场提供了一种对冲风险的机制和平台。这种发电权多目标交易模型很接近某电力企业电网和机组投资主体多元化（自备电厂机组比重大）、非计划停运多的实际情况，该电力企业采用发电权多目标交易模型的前提是拥有坚强的电网结构和富裕机组发电容量［43］。发电权交易是多目标的，交易结果尽可能满足多种需求，交易价格适当放开，发电集团公司和调度机构控制着系统内主力机组的交易权。

文献［60-61］提出：“世界银行提出的售电价格水平、发电装机容量富裕程度，以及覆盖范围和监管机构等是电力改革4个起始条件。”笔者认为，建立利益相对独立的合同机制及当地检修服务“供大于求”的市场经济环境，是电力检修改革的第5个条件。

4 结论

点检定修和状态检修是一套内涵丰富的理论体系，可减少机组非计划停运，提高系统可靠性，是检修模式科学发展的主流方向［62］。电力行业计划经济的属性（电和热产品不可能完全市场化），决定了状态检修不能完全取代计划检修，状态检修不能完全取代重要机组的定期大修。

狭义的点检定修、状态检修只是一种技术（其技术概念与计划检修是一致的）［17］，广义的点检定修、状态检修是一项系统工程，是管理体制、管理理念、行为方法等方面的深刻变革和创新，是优化检修的手段。要以国家颁布的启动验收和达标投产验收规程为依据，夯实机组设备可靠性的基础，在此基础上试点推广点检定修和状态检修，必须坚持实事求是、因地制宜、因机制宜、统筹平衡各专业和大系统的原则，警惕盲目跟风，不切实际和急功近利地效仿或跨越行为。

基于地方电网环境的发电厂检修模式，应维持适应事故检修、计划检修任务的基本检修队伍，在传统的事故检修、计划检修之中立足，并与之相互补充；因势利导、循序渐进推广点检定修、状态检修混合模式；用市场机制推进检修体制的改革，积极培育检修招、投标制的市场环境，努力满足检修合同责任主体分离、检修服务“供大于求”的市场条件；探索发电集团未来采取发电权交易模型解决非计划检修、非计划停运问题的思路，实现地方电网环境下某电力企业电厂火电机组非计划停运平均每年2.5台次以内的目标。

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（本文责编：弋洋）

TM 621

A

1674-1951（2015）07-0009-06

王生龙（1959—），男，甘肃武威人，高级工程师，从事电力项目规划和建设等方面的工作（E-mail：shzwsl＠163. com）。

2013-12-26；

2015-06-04

王江懿（1987—），男，广东深圳人，经济师，法律硕士，从事项目经济评价和金融等方面的工作（E-mail：ai1270＠163.com）。

张树芳（1987—），女，湖南张家界人，经济师，法律硕士，从事项目经济评价和金融等方面的工作（E-mail：15201476431＠163.com）。