水口水电厂技术改造与技术进步工作回顾
http://www.51xue.org.cn 2007/6/6 源自:中华职工学习网 【字体：
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摘要：遵循设备更新改造与整治完善并举，坚持安全性和可靠性第一、先进性和实用性相结合的原则，加大科技开发和技术改造投入，优化配置，不断提高设备健康水平和电厂综合自动化水平。本文回顾了水口水电厂投产10年来技术改造和技术进步工作，具体叙述电厂机电设备状况和主要技术改造项目，以及全力推进企业技术进步和管理现代化的历程，最后进一步阐明搞好技术改造和技术进步的思路。
1 前言
1993年8月水口水电厂首台机组投产发电，1996年11月最后1台机组并网运行，全厂7台200MW机组通过7回220kV线路输电福建电网。1998年3月500kV升压站投运，大电厂、高电压，水口水电厂又上了一个新台阶。截止2003年8月，十年累计发电量518亿kW·h。
投产以来，电厂以经济效益为中心，以安全生产为基础，把加强技术进步放在企业发展的关键地位，使企业工作真正转到依靠技术进步和提高劳动者素质的轨道上来。在实施"安全文明生产达标"的过程中，抓住"设备、管理和人员素质"3个环节，扎扎实实做好各项基础工作，加大技术改造和技术进步的力度，加快了创建"一流水力发电厂"的进程。
2 机电设备状况及主要技术改造项目
投产初期，工程遗留的缺陷比较多，经逐年大修、技改，提高了设备健康水平，运行环境明显改善。但限于80年代末和90年代初的技术水平和其它方面一些原因，机电设备在某些方面还存在不少薄弱环节，整个装备水平还不能完全适应当前电力系统的发展和业已形成的电力市场的要求。
2.1 水轮发电机组（ZZA315-LJ-800、SF200-56/11950型）
2.1.1 转轮
经过几年运行，除＃1、2机外，＃3-7机转轮的叶片下垂量均有不同程度的增大，密封性能变差。1998、1999年曾先后发生＃6、7机转轮严重漏油和进水现象，机组被迫转入大修。2000年2月＃6机转轮活塞杆断裂；＃7机在扩大性大修中，发现 M540螺帽与转轮活塞杆咬死而无法松开。
2000年12月对＃6机转轮解体检修，更换了转轮活塞及操作架，并将螺纹联结结构改为卡环式。原叶片枢轴?1000铜瓦材料原为ZQAL9-4，现改为(10-3)铝青铜衬套+(DEVA-BM)衬套的复合结构，从而提高了转轮活塞抗疲劳强度和叶片铜瓦抗磨损能力。
2.1.2 主轴密封
水轮机主轴密封采用水压式Y型橡胶端面密封，具有布置紧凑、密封圈磨损后轴向调整量大等优点。但自第1台机组投运以来，主轴密封止水效果就一直不好，漏水量大大超过原设计量（1.5m3/h）。
为彻底解决主轴密封漏水问题，1997年11月结合＃1机组大修将原端面密封结构改为填料式结构。填料选用耐高温、弹性好、摩擦系数小、使用寿命长的聚四氟乙烯浸渍碳纤维。改造后，主轴密封漏水量明显减少，符合设计要求。其它机组的主轴密封结构相继进行改造，扭转了一度担心的水机运行水淹导轴承的紧张被动局面。
2.1.3 导轴承
水轮机导轴承采用稀油润滑浸油式分块瓦，瓦体为20MnSi铸钢，浇挂巴氏合金瓦衬。轴承润滑油量4m3，采用流道内水流自然冷却。自投运以来，部分机组的导轴承运行瓦温偏高，夏天接近或超过70℃。1995年12月，将＃1机水导轴承的轴瓦改用弹性金属塑料瓦。
2.2 调速器
水轮机调速器液压部分采用瑞典KMW的E40M电液执行机构；电气部分采用瑞典ABB的HPC600系列数字式调速器。1999年以来，调速器机械控制部分陆续出现多台次的电液转换器故障，造成机组负荷摆动；而调速器电气部分也存在超调现象，直接危及机组和系统的安全稳定运行，也影响电厂SCADA系统成组负荷控制功能的投入。
综合考虑与E40M结构上的有机结合以及参数的合理匹配，采用比例伺服阀取代喷嘴挡板阀，而保留所有其它部件。经改进，调速器的耐油污及防卡涩能力得到较大改善，能够满足其速动性、灵敏性、稳定性和可靠性的要求；增加排气装置使更换滤油器及机组检修首次启动时的冲击减少了。通过选择恰当的功率前馈系数来抑制功率调节开始时的快速上升和超调，调速器电气部分控制程序的修改也取得满意的效果。
其中，＃1机调速器由于长期高强度运行，机柜的主配引导阀衬套磨损较大，压力油内泄严重，调速器运行不稳定，严重影响机组的安全运行。同时也考虑备品因素，故对调速器机柜进行更新改造。调速器改造后的各项性能指标均达到和高于相关标准要求。此举为进口设备国产化改造提供了成功经验。
2.3 主变压器（SFP9-240000/220型）
主变压器是当时厂家特定生产的最新一代低损耗、大容量变压器，属节能型产品。经多年运行表明，该产品基本是成功的；但变压器抗短路能力满足不了当前电网安全运行的要求。针对变压器本身抗短路能力不足，电厂积极商同制造厂提出相应的措施和具体的解决办法。
1999年以来，有计划地购置1台变压器，采取轮换的做法陆续对所有在用的6台变压器进行提高抗短路能力改造。主要更换了三相低压线圈，采用自粘性换位导线和双螺旋结构，做好内部线圈的径向支撑和确保幅向充分套紧，并改进低压引线夹持结构；更新油箱壁上的磁屏蔽结构，避免多点接地或悬浮放电引起的局部放电。改造后的变压器机械强度较好，能够承受短路冲击。
此外，变压器原储油柜为隔膜式，其隔膜橡胶易损坏而渗油，故更换为新一代免维护的波纹管式储油柜，运行效果良好。
2.4 厂用电系统
500kV升压站投产后，将100kVA（35/0.4kV）站用变更新为3150kVA三圈变，增引1路10kV厂用电源，取代不甚可靠的原施工变电源。
3台厂高变负荷开关操作不可靠，刚投运不久就全部更换为SIEMENS真空开关。10kV开关柜（共36面）装设的是SN10型少油断路器，且柜内的电气安全净距达不到现行标准的要求，运行中多次发生绝缘障碍而引发电气事故。2001、2002年分2批进行无油化改造，全部更换为不受环境影响、免维护的SF6绝缘真空开关柜（阿尔斯通GMA型/西门子8DC11型）。
厂区27台室内配电变压器，除了2台照明变（有载调压）和坝顶、开关站4台配变外均为干式变，现将这6台油浸式变压器也全部更换为干式变。
2.5 接地网
电站位于高土壤电阻率地区，厂坝基岩为黑云母花岗岩。设计采用了分流、限流、均压、隔离等先进接地技术，充分利用了厂、坝区自然接地体和降水散流介质。但由于地质条件的影响和受到施工条件的限制，人工接地网的有效散流面积太小。随着系统短路电流的增大，接地网工频接地电阻过大（发电前实测接地电阻1.42Ω），接地电位偏高，故潜在暂态电压反击和转移电位的危害。
全厂接地网改造按照满足2015年系统短路电流水平设计。工程充分利用电站库水位相对稳定、水深有一定的保证，以及江水具有良好的导电性能和弱腐蚀等特点，敷设水下网箱式接地网，增大接地网的散流体积。2002年9月竣工，测得地网（带架空地线）工频接地电阻为0.11Ω，与改造前0.61Ω相比有较大幅度的降低，接触电势和跨步电势以及不同片地网间电位差均满足规程要求。整个改造工程达到预期效果。
2.6 自动化部分
电厂自动化改造以满足"无人值班"（少人值守）为目标，设备更新以"高可靠、免维护"为标准，充分利用现代高新技术，并结合电厂具体情况，尽可能一步到位。
2.6.1 自动化元件及控制仪表
几年来，对机组自动化元器件进行了大量的更新改造工作。如DFX24-8型电磁配压阀普遍存在外漏、拒动和自动操作不到位，运行不久就全部更换为力士乐产品。既完善了基础自动化，也为"无泄漏工厂"创造条件。
现场采用的大量数显仪表和控制仪表，品种繁多、信号不一、备品不便，就统一改用FD-2000系列智能型仪表。另外，选用AP3108型扩散硅式陶瓷压力传感器，美国海赋IP101B（IP201B）型插入式流量计和MP621型电磁流量计，以及加拿大妙声力超声波系列传感器（非接触、免维护的一体化液位计）。高品质的元器件，配合高性能的智能化仪表，使许多长期无法解决的问题迎刃而解，包括与SCADA系统接口。
2.6.2 计算机监控系统
计算机监控是一项系统工程，除了监控系统本身，还涉及诸多监控对象和外围设备。1995年电厂承担了计算机监控系统的调试工程（属基建项目），主动与供方、设计单位、安装承包商以及监理工程师单位通力合作，实行全过程管理。由于投产初期部分设备可靠性不高，尤其一些自动化元件不过关以及监控系统的应用软件不尽完善，因此监控系统的调试工作步履唯艰。领导到位，组织协调，同时拥有一支责任心强的专业队伍，是保证监控系统顺利投运和持续运行的基础。历时3年的调试、试运行，1998年底通过了1000h可利用率试验。经进一步整改、完善以及运行维护和管理水平的逐步提高，监控系统基本满足了电厂运行和电网调度的要求。
计算机监控系统的引进，促进了我国水电厂监控技术的发展。当时国内有二十余家水电厂或梯调引进国外先进的监控系统，水口水电厂作为其中的一家，发挥了良好的作用。其成功投运更为企业双达标、创一流打好基础。然而，由于计算机软、硬件技术的飞速发展，监控系统所使用的计算机设备远已落后，系统的监控响应速度、数据容量等性能受硬件限制已低于业界对监控系统控制软件的基本要求。
现场实施技改采用NARI SJ-500系列微机监控装置与厂站级计算机构成的计算机监控系统来取代原SI监控系统，整个工程耗资近2000万元。
2.6.3 其它
⑴ 机组进水口快速闸门液压启闭机1999年进行控制系统（包括液压系统和电气回路）改造和完善，保证了液压启闭机在各种工况下的可靠运行和机组、输水管道及建筑物的安全，以及适应远方操作的需要。
⑵ 油、水、气系统及有关辅助设备采用小闭环控制。几年来，陆续对全厂公用辅助设备控制系统（包括高、低压气机，检修、渗漏排水系统，消防、生活供水系统等）进行可编程逻辑控制（PLC）改造，现已实现集中监测。
⑶ 厂房桥机现有常规电气控制系统比较落后，且出现多次转子吊入机坑时4个主钩不同步。经论证，将改造为变频调速和采用PLC控制。
2.7 继电保护及安全自动装置
原发电机组、主变压器和厂用变压器等元件保护全部采用集成电路型保护，220kV线路保护其中有1套也是集成电路型保护。1999年开始陆续进行继电保护微机化更新改造。
2.7.1 机组、主变继电保护
现行主变差动保护年检时，均发现装置零漂、动作波宽、闭锁角值易发生变化，装置性能不稳定。保护装置的逆变电源运行中经常损坏，影响继电保护装置投入率。而且主变后备保护，大差、引差保护以及发电机2套差动保护的直流熔断器均无法分开，不满足主变保护熔断器N+1和发电机差动保护直流熔断器分开的反措要求。
集成电路型变压器差动保护，要求CT二次采用△接法和Y接法，两者带负载能力不同，区外故障时容易误动。采用微机保护后，靠软件实现对高、低压侧相电流的相角差补偿，可避免CT用△接法。
2.7.2 厂用电系统继电保护与自动切换操作
厂用变压器23台，共有16套备用电源自动投入（BZT）装置。其继电保护装置和控制回路采用电磁型继电器，不仅定检和维护工作量大，而且BZT回路不完善，无法实现优化控制。因此，一并进行微机化改造。
2.7.3 故障录波器
机组、主变、220kV线路和500kV线路共有5套（3种不同型号）故障录波器，通过联网实现资源共享，也便于事故分析。
进一步将建立保护故障信息系统。在发电厂房设置保护故障信息系统子站，通过三级数据网与省调通中心主站进行信息沟通；通过电厂内部2Mb数字通道将子站的网络延伸至闽清办公楼分站，使得子站与分站处于同一个局域网中，数据共享；并预留福州调度分站接口。
2.8 直流系统
除通信用直流电源外，有厂房220V、48V和开关站48V等3个直流系统。由于发电厂房、220kV开关站、坝顶、船闸等处设备共用一套220V直流电源，负荷分散、系统庞大，因此受外部干扰严重，任何一处问题都可能引起整个直流系统故障。而且，由于设计、安装等原因，全厂事故照明系统经常发生接地故障，从而导致220V直流接地。另外，可控硅整流充电装置设备陈旧、故障率高；铅酸蓄电池，存在漏酸、易爆等隐患。
2001年将220V直流系统改为分散供电方式（一分为三），并采用技术先进、有运行经验的高频开关电源，配套进口免维护蓄电池。而将更换下来的原直流电源专用于事故照明系统，杜绝了事故照明系统交流回路中的寄生电源对直流系统、保护装置的影响。2002年厂房48V直流系统也相继进行了更新改造。
2.9 通信系统
为适应"无人值班"（少人值守）的要求，电厂建立了On-call群呼系统，能随时召唤在厂内巡视、作业或厂外待命的值守人员和其他有关人员，提高了现场快速反应能力。
2002年、2003年先后实施GSM覆盖工程，实现了生活区行政办公楼和厂区主要生产场所手机信号覆盖，进一步改善了整个通信环境。
综合监控。整个工程包括通信网监控管理系统和通信设备监视系统，2套系统建立在同一软件平台上。系统主干网络采用虚拟专用网组网方式和数字微波/光纤的专线数字接口。
2.10 大坝溢洪道、泄水底孔液压启闭机
电厂上游有闽北重镇南平市，下游有省会福州市，担负着重大的防汛任务。因此，对防汛设施的可靠性有更高的要求。
溢洪道弧门采用接力式液压启闭机，液压控制系统的调节平衡能力差，造成弧门两侧油缸不同步，易损坏弧门水封和引起弧门振动；而且控制系统不可靠，难以实现集中控制。拟更换为进口油缸及配套的液压控制系统，以策安全。
泄水底孔液压启闭机控制系统落后，油泵、调压阀、电磁阀、控制阀组不可靠；油缸检修无起重设施；继电器控制回路可靠性差，开度仪不能使用（重复性差）。现已重新设计、更换为进口油缸和配套的液压控制系统。
2.11 船闸
水口三级船闸是我国水头最高（57.3m）的船闸之一。由于设计和制造等原因，走了一段曲折之路。船闸工程与电站枢纽同期施工，1996年2-8月对外试通航。除了水工建筑物缺陷外，设备选型和制造方面也存在严重问题。最后迫使更换启闭机，选用德国曼内斯曼-力士乐公司的成套液压启闭设备。1998年4月水口船闸正式通航。
3 抓住重点，全力推进企业技术进步和管理现代化
遵循设备更新改造与整治完善并举，坚持安全性和可靠性第一、先进性和实用性相结合的原则，不断提高设备健康水平和电厂综合自动化水平。加大科技开发和技术改造投入，主要为解决生产现场难点问题和满足"双达标"、"创一流"的要求，以及旨在电厂综合自动化和提高企业现代化管理水平。
3.1 水电厂"无人值班"（少人值守）
投产伊始，针对现场实际，积极主动与制造厂家、科研院所等单位合作，依靠科技进步，对机电设备进行了大量的技术改造和完善化工作，提高电厂安全稳定运行水平。坚持全方位监控、突出辅助设备智能控制的原则，全厂综合自动化水平有明显的进步。同时，人员培训和管理制度建设也取得显著的成效。
为实现集控值班和达到减人增效的目的，全力以赴组织好计算机监控系统的安装调试、试运行和运行人员的"机电合一"培训考核。1997年底基本实现机电合一、集控值班，并于1998年3月通过了"双达标"验收。
根据《水电厂"无人值班"（少人值守）的若干规定》（试行）的要求编制规划，统一认识、全面安排，抓住关键、分步实施。经少人值班方式的过渡，1999年9月开始按"无人值班"（少人值守）试运作。2000年5月水口水电厂第14家通过国电公司"无人值班"（少人值守）验收，为创一流水电厂奠定了基础。
3.2 MIS开发与应用
建立计算机管理信息系统（MIS）是创一流企业必备项目。始于1996年，与外协单位合作开发MIS，1997年8月总体设计方案通过省电力局审查。经3年开发、运用，建成计划统计、生产运行、生产技术、安全监察、物资管理和综合查询以及生产实时、办公自动化等8个子系统。整个系统投资308万元，网络覆盖企业管理各层面，实现了全厂生产、经营、人事、物资管理等系统联网，资源共享。2000年4月通过福建电力局MIS实用化验收，授予"达标单位"称号。
推行"一网打尽"工程。如今在业已建成的数字平台上，相继开发运行企业数字信息网和安全监察、财经之窗、人力资源、政工园地、生产技术等网页，以及班组管理、两票管理、工程项目管理等系统，加快了企业管理信息化进程。
3.3 设备在线监测与状态检修
有计划地实施状态检修，是支撑检修体制改革的技术进步措施。按双达标考核指标的要求，1997年编制了设备状态监测、诊断和状态检修规划。积极利用现代诊断与监测技术，加强设备的状态分析，逐步由设备的定期检修向状态检修过渡。
3.3.1 大型变压器在线监测与诊断系统
1996年11月率先建立了变压器早期故障在线监测系统 ，首开水电厂在线监测技术应用之先河。7台220kV主变压器，安装1套HYDRAN 201i监测系统；3台进口500kV变压器也配套安装同类产品，联网运行。2003年继续引进其后续产品，进行智能化、网络化集成。国内第1套T-MAP3100型变压器综合诊断系统安装在水口水电厂＃1主变。而"法拉第"变压器在线检测与诊断系统（TNU）安装于水口水电厂＃4主变。通过获取和处理变压器关键运行数据，对变压器综合性能进行分析，从而提供诊断和决策信息，是一种动态交互式的自适应智能监测与诊断系统。TNU整体具备可移动性，可为多台变压器轮换应用。
3.3.2 水电机组状态监测与诊断系统
基于目前国内先进水平，2003年将建成全国第1套针对转桨式机组、以实用性为目的的功能强大的大型水电机组状态监测与诊断系统。该系统具有集成"机组本体稳定性监测"、"定转子气隙和磁场强度监测"、 "定子线棒振动监测"、"发电机绝缘监测"、"水轮机空化监测"，以及电气参数监测等全部对象的监测能力。通过预警、报警等技术手段，真正解决机组的运行安全问题，降低现场的故障发生率；通过先进的分析诊断方法，找到引发故障的本质原因；通过一系列在线性能评测分析工具，掌握机组的性能规律；通过寿命估计、效率跟踪等方法为设备检修的合理安排提供技术依据。
3.4 大坝在线监控及反馈分析系统
与河海大学联合，1997年完成规划，1998年完成系统设计，计划分2期实施。系统总体结构主要包括综合分析推理库、工程数据库、图库和方法库。系统功能包括：人工采集和自动采集的观测资料以及与安全有关的设计、施工资料的科学管理；观测资料及时（人工）或实时（自动化）整编和初分析；依据实测资料及分析、反分析成果，对水工建筑物的安全状况作出评价，实现及时或在线实时监控；对监控发现的异常测值进行反馈分析。该项目获2003年度国家电网公司科技进步三等奖和福建电力公司科技进步一等奖。
3.5 水情自动测报、水库调度及水务信息管理系统
水情自动测报系统由1个中心站、11个中继站、53个遥测站组成，具备水情信息采集、传输、处理、洪水预报、汛期监视、图形报表及水库调度管理自动化等功能。经2000年汛期实用化考核，系统功能、指标、管理均达到了《水电厂水情自动测报系统实用化要求及验收细则》的要求，率先于2000年11月通过由福建电力公司主持、国家电力调度通信中心等13个单位参加的实用化验收。
以完备的水情自动测报为基础，水库调度及水务信息管理系统的建立，全面提高了水库调度自动化管理水平，为最大限度发挥发电和防洪效益提供了重要技术保证。1997年以来,水口水电厂水能利用提高率见表2。
3.6 多媒体视频系统
为了适应220kV开关站无人值守，1997年开始应用多媒体技术实现工业电视系统对现场重要部位的图像监视。在先期投运的220kV开关站监视系统的基础上，1998年形成了包括发电厂房和500kV升压站在内的工业电视监控网络。1999年进一步覆盖厂区各主要场所,基本满足生产现场安全监视的要求。
3.7 智能化保安系统
厂房保安以技术措施为主，建立出入口控制系统,以其合理的配置为工作场所和人员提供高水平的门控方式。所有设备间、装置室安装IC卡智能门锁；卡片设置不同的层次，分别可开启所有房间、开启所管辖的房间或开启单一的房间，最大限度地方便现场人员。
3.8 水口水电站仿真系统
1996年与清华大学厂站仿真研究室合作完成"水口水电站仿真系统总体设计"，并于1998年5月通过省电力局组织的方案审查。该项目2001年付诸实施，现已投入系统试运用。
该系统的基本设计思想是：被仿真对象为整座水电站，包括电站的对侧电网。根据水口水电站机组台数多、装机容量大、出线电压高、网络接线复杂等特点，设计规模为多机组、大容量，具有国内水电站的一般性和典型特征。仿真机还可以在一定程度上作为原型电站的运行参照系统，除了进行运行技能培训外，可以拓展为运行管理培训和检修培训，具有运行方式的优化研究与验证、电站控制系统的最佳组态（最佳参数配合）的研究与开发等功能。
3.9 全面质量管理（TQC）
面向生产实际开展QC小组活动，大力推动全厂QC小组活动的广泛开展。1994年5月率先成立水口水电厂第1个QC小组（主变故障诊断QC小组），获得部级先进QC小组称号。1996-1999年，注册QC小组84个，成果发布66个，成果率79%。1999年水口水电厂被中国水利电力质量管理协会评为"全国电力行业质量效益型先进企业"。2000年以来，电厂每年注册QC小组数量都在30个以上（平均每个班组1个）。至2002年，共注册QC小组99个，成果率上升为84%。
3.10 标准化
积极推进企业管理逐步走向标准化、规范化和科学化，1997年建立了企业标准体系，主要集中精力完善企业技术标准、管理标准和工作标准，并认真贯彻执行。近年来，相继对标准体系进行修订与完善。
与国际接轨，提升企业整体管理水平。2002年9月机电设备安装与检修公司通过ISO9001-2000质量管理体系认证。2003年3月企业水力发电及管理活动通过ISO14001环境管理认证。目前正在建立职业安全健康管理体系（OSHMS）。
3.11 完善企业计量检测体系
2002年开展"完善企业计量检测体系"认证工作，通过有计划、有步骤和有力度的整改，计量整体管理水平有了明显提高。企业技术基础工作得到加强，增强了企业计量保证能力，为企业质量保证体系提供了技术支持，使计量工作更好地服务于安全生产和经营活动；下发《计量管理手册》和相关15个程序文件，全方位建章立制规范了企业计量行为，使企业计量工作符合国家、国际标准要求；提高了企业计量信誉度，使企业更具竞争力。当年12月完善企业计量检测体系工作顺利通过国家审核，取得国家质检总局颁发的合格证书。
4 继往开来，进一步搞好技术改造和技术进步工作
4.1 把技术改造和科技进步有机地融合到双达标、创一流的目标中。
总体规划，统筹兼顾。贯彻"有所为、有所不为"的原则，突出重点，锲而不舍。早起步、高起点，认准一项，开展一项，成功一项。本着优质、先进、求实的原则，认真制定技术方案、设计选型原则，博览众采，为我所用，大胆地选用国内外先进成熟的设备、材料和新工艺、新技术。结合设备检修，抓紧实施各项科技和技改项目，努力提高创一流的科技含量。
4.2 加强领导，当好科技工作的"主体"。
进一步落实行政一把手、分管领导对科技工作领导的责任制。认真抓好企业的科技进步规划和年度计划。加大技术进步和技术改造力度，不仅要具有前瞻性、创新性和实用性，同时还要注重成本、效益意识，避免重复投入、减少不必要的浪费。
高标准，严要求。积极引领专业技术人员走在科教兴企的前列，开展节水增发、经济运行、在线监测、状态检修等应用技术的研究，实施数字化工程和仿真系统的建设等，为企业进步与发展贡献智慧和力量。鼓励职工在岗位上开展技术革新、技术改造等工程实践。加强青年科技人才的培养，热忱支持年轻技术人员承担重大科技、技改项目。如"大型水电机组状态监测与诊断系统研究开发"、"大型变压器在线监测与诊断系统应用研究"等项目负责人都是35岁左右的专业人员。
4.3 总结经验，让更多的人有所启发和收益。
⑴ 为全面反映建厂以来的工程技术实践，1998年编辑了《水口水电厂工程技术论文集》，入选50位老中青工程技术人员撰写的70篇文章，内容涉及工程管理、水力机械、电气设备、继电保护及自动化、计算机与信息技术、水工建筑及安全监测、水库调度等。
⑵ 2004年再度编辑《水口水电厂工程技术论文集（第2辑）》，入选近60位专业人员撰写的106篇文章，雅俗共赏，百花竞放，较全面地反映了水口发电公司整体的专业技术水平。
5 结语
必须树立正确的创新意识，从实际出发，塑造一种创新的氛围和创新的文化。依靠技术进步促进企业发展，提高技术进步的决策水平，运用现代化的管理思想和技术来保证企业技改项目获得最佳的经济效益。在规划和实施技术改造的同时，应相应统筹考虑管理现代化的内容，使技术与管理同步前进。必须树立投入产出观念，强调项目前期管理和后评估工作。
"双达标"主要是基础工作，要狠下功夫、真抓实干；"创一流"的本质就是创新，其重点是技术进步和管理现代化。水口水电厂双达标后跻身一流企业，见微知著，欲创"国际一流"任重而道远。
1 前言
1993年8月水口水电厂首台机组投产发电，1996年11月最后1台机组并网运行，全厂7台200MW机组通过7回220kV线路输电福建电网。1998年3月500kV升压站投运，大电厂、高电压，水口水电厂又上了一个新台阶。截止2003年8月，十年累计发电量518亿kW·h。
投产以来，电厂以经济效益为中心，以安全生产为基础，把加强技术进步放在企业发展的关键地位，使企业工作真正转到依靠技术进步和提高劳动者素质的轨道上来。在实施"安全文明生产达标"的过程中，抓住"设备、管理和人员素质"3个环节，扎扎实实做好各项基础工作，加大技术改造和技术进步的力度，加快了创建"一流水力发电厂"的进程。
2 机电设备状况及主要技术改造项目
投产初期，工程遗留的缺陷比较多，经逐年大修、技改，提高了设备健康水平，运行环境明显改善。但限于80年代末和90年代初的技术水平和其它方面一些原因，机电设备在某些方面还存在不少薄弱环节，整个装备水平还不能完全适应当前电力系统的发展和业已形成的电力市场的要求。
2.1 水轮发电机组（ZZA315-LJ-800、SF200-56/11950型）
2.1.1 转轮
经过几年运行，除＃1、2机外，＃3-7机转轮的叶片下垂量均有不同程度的增大，密封性能变差。1998、1999年曾先后发生＃6、7机转轮严重漏油和进水现象，机组被迫转入大修。2000年2月＃6机转轮活塞杆断裂；＃7机在扩大性大修中，发现 M540螺帽与转轮活塞杆咬死而无法松开。
2000年12月对＃6机转轮解体检修，更换了转轮活塞及操作架，并将螺纹联结结构改为卡环式。原叶片枢轴?1000铜瓦材料原为ZQAL9-4，现改为(10-3)铝青铜衬套+(DEVA-BM)衬套的复合结构，从而提高了转轮活塞抗疲劳强度和叶片铜瓦抗磨损能力。
2.1.2 主轴密封
水轮机主轴密封采用水压式Y型橡胶端面密封，具有布置紧凑、密封圈磨损后轴向调整量大等优点。但自第1台机组投运以来，主轴密封止水效果就一直不好，漏水量大大超过原设计量（1.5m3/h）。
为彻底解决主轴密封漏水问题，1997年11月结合＃1机组大修将原端面密封结构改为填料式结构。填料选用耐高温、弹性好、摩擦系数小、使用寿命长的聚四氟乙烯浸渍碳纤维。改造后，主轴密封漏水量明显减少，符合设计要求。其它机组的主轴密封结构相继进行改造，扭转了一度担心的水机运行水淹导轴承的紧张被动局面。
2.1.3 导轴承
水轮机导轴承采用稀油润滑浸油式分块瓦，瓦体为20MnSi铸钢，浇挂巴氏合金瓦衬。轴承润滑油量4m3，采用流道内水流自然冷却。自投运以来，部分机组的导轴承运行瓦温偏高，夏天接近或超过70℃。1995年12月，将＃1机水导轴承的轴瓦改用弹性金属塑料瓦。
2.2 调速器
水轮机调速器液压部分采用瑞典KMW的E40M电液执行机构；电气部分采用瑞典ABB的HPC600系列数字式调速器。1999年以来，调速器机械控制部分陆续出现多台次的电液转换器故障，造成机组负荷摆动；而调速器电气部分也存在超调现象，直接危及机组和系统的安全稳定运行，也影响电厂SCADA系统成组负荷控制功能的投入。
综合考虑与E40M结构上的有机结合以及参数的合理匹配，采用比例伺服阀取代喷嘴挡板阀，而保留所有其它部件。经改进，调速器的耐油污及防卡涩能力得到较大改善，能够满足其速动性、灵敏性、稳定性和可靠性的要求；增加排气装置使更换滤油器及机组检修首次启动时的冲击减少了。通过选择恰当的功率前馈系数来抑制功率调节开始时的快速上升和超调，调速器电气部分控制程序的修改也取得满意的效果。
其中，＃1机调速器由于长期高强度运行，机柜的主配引导阀衬套磨损较大，压力油内泄严重，调速器运行不稳定，严重影响机组的安全运行。同时也考虑备品因素，故对调速器机柜进行更新改造。调速器改造后的各项性能指标均达到和高于相关标准要求。此举为进口设备国产化改造提供了成功经验。
2.3 主变压器（SFP9-240000/220型）
主变压器是当时厂家特定生产的最新一代低损耗、大容量变压器，属节能型产品。经多年运行表明，该产品基本是成功的；但变压器抗短路能力满足不了当前电网安全运行的要求。针对变压器本身抗短路能力不足，电厂积极商同制造厂提出相应的措施和具体的解决办法。
1999年以来，有计划地购置1台变压器，采取轮换的做法陆续对所有在用的6台变压器进行提高抗短路能力改造。主要更换了三相低压线圈，采用自粘性换位导线和双螺旋结构，做好内部线圈的径向支撑和确保幅向充分套紧，并改进低压引线夹持结构；更新油箱壁上的磁屏蔽结构，避免多点接地或悬浮放电引起的局部放电。改造后的变压器机械强度较好，能够承受短路冲击。
此外，变压器原储油柜为隔膜式，其隔膜橡胶易损坏而渗油，故更换为新一代免维护的波纹管式储油柜，运行效果良好。
2.4 厂用电系统
500kV升压站投产后，将100kVA（35/0.4kV）站用变更新为3150kVA三圈变，增引1路10kV厂用电源，取代不甚可靠的原施工变电源。
3台厂高变负荷开关操作不可靠，刚投运不久就全部更换为SIEMENS真空开关。10kV开关柜（共36面）装设的是SN10型少油断路器，且柜内的电气安全净距达不到现行标准的要求，运行中多次发生绝缘障碍而引发电气事故。2001、2002年分2批进行无油化改造，全部更换为不受环境影响、免维护的SF6绝缘真空开关柜（阿尔斯通GMA型/西门子8DC11型）。
厂区27台室内配电变压器，除了2台照明变（有载调压）和坝顶、开关站4台配变外均为干式变，现将这6台油浸式变压器也全部更换为干式变。
2.5 接地网
电站位于高土壤电阻率地区，厂坝基岩为黑云母花岗岩。设计采用了分流、限流、均压、隔离等先进接地技术，充分利用了厂、坝区自然接地体和降水散流介质。但由于地质条件的影响和受到施工条件的限制，人工接地网的有效散流面积太小。随着系统短路电流的增大，接地网工频接地电阻过大（发电前实测接地电阻1.42Ω），接地电位偏高，故潜在暂态电压反击和转移电位的危害。
全厂接地网改造按照满足2015年系统短路电流水平设计。工程充分利用电站库水位相对稳定、水深有一定的保证，以及江水具有良好的导电性能和弱腐蚀等特点，敷设水下网箱式接地网，增大接地网的散流体积。2002年9月竣工，测得地网（带架空地线）工频接地电阻为0.11Ω，与改造前0.61Ω相比有较大幅度的降低，接触电势和跨步电势以及不同片地网间电位差均满足规程要求。整个改造工程达到预期效果。
2.6 自动化部分
电厂自动化改造以满足"无人值班"（少人值守）为目标，设备更新以"高可靠、免维护"为标准，充分利用现代高新技术，并结合电厂具体情况，尽可能一步到位。
2.6.1 自动化元件及控制仪表
几年来，对机组自动化元器件进行了大量的更新改造工作。如DFX24-8型电磁配压阀普遍存在外漏、拒动和自动操作不到位，运行不久就全部更换为力士乐产品。既完善了基础自动化，也为"无泄漏工厂"创造条件。
现场采用的大量数显仪表和控制仪表，品种繁多、信号不一、备品不便，就统一改用FD-2000系列智能型仪表。另外，选用AP3108型扩散硅式陶瓷压力传感器，美国海赋IP101B（IP201B）型插入式流量计和MP621型电磁流量计，以及加拿大妙声力超声波系列传感器（非接触、免维护的一体化液位计）。高品质的元器件，配合高性能的智能化仪表，使许多长期无法解决的问题迎刃而解，包括与SCADA系统接口。
2.6.2 计算机监控系统
计算机监控是一项系统工程，除了监控系统本身，还涉及诸多监控对象和外围设备。1995年电厂承担了计算机监控系统的调试工程（属基建项目），主动与供方、设计单位、安装承包商以及监理工程师单位通力合作，实行全过程管理。由于投产初期部分设备可靠性不高，尤其一些自动化元件不过关以及监控系统的应用软件不尽完善，因此监控系统的调试工作步履唯艰。领导到位，组织协调，同时拥有一支责任心强的专业队伍，是保证监控系统顺利投运和持续运行的基础。历时3年的调试、试运行，1998年底通过了1000h可利用率试验。经进一步整改、完善以及运行维护和管理水平的逐步提高，监控系统基本满足了电厂运行和电网调度的要求。
计算机监控系统的引进，促进了我国水电厂监控技术的发展。当时国内有二十余家水电厂或梯调引进国外先进的监控系统，水口水电厂作为其中的一家，发挥了良好的作用。其成功投运更为企业双达标、创一流打好基础。然而，由于计算机软、硬件技术的飞速发展，监控系统所使用的计算机设备远已落后，系统的监控响应速度、数据容量等性能受硬件限制已低于业界对监控系统控制软件的基本要求。
现场实施技改采用NARI SJ-500系列微机监控装置与厂站级计算机构成的计算机监控系统来取代原SI监控系统，整个工程耗资近2000万元。
2.6.3 其它
⑴ 机组进水口快速闸门液压启闭机1999年进行控制系统（包括液压系统和电气回路）改造和完善，保证了液压启闭机在各种工况下的可靠运行和机组、输水管道及建筑物的安全，以及适应远方操作的需要。
⑵ 油、水、气系统及有关辅助设备采用小闭环控制。几年来，陆续对全厂公用辅助设备控制系统（包括高、低压气机，检修、渗漏排水系统，消防、生活供水系统等）进行可编程逻辑控制（PLC）改造，现已实现集中监测。
⑶ 厂房桥机现有常规电气控制系统比较落后，且出现多次转子吊入机坑时4个主钩不同步。经论证，将改造为变频调速和采用PLC控制。
2.7 继电保护及安全自动装置
原发电机组、主变压器和厂用变压器等元件保护全部采用集成电路型保护，220kV线路保护其中有1套也是集成电路型保护。1999年开始陆续进行继电保护微机化更新改造。
2.7.1 机组、主变继电保护
现行主变差动保护年检时，均发现装置零漂、动作波宽、闭锁角值易发生变化，装置性能不稳定。保护装置的逆变电源运行中经常损坏，影响继电保护装置投入率。而且主变后备保护，大差、引差保护以及发电机2套差动保护的直流熔断器均无法分开，不满足主变保护熔断器N+1和发电机差动保护直流熔断器分开的反措要求。
集成电路型变压器差动保护，要求CT二次采用△接法和Y接法，两者带负载能力不同，区外故障时容易误动。采用微机保护后，靠软件实现对高、低压侧相电流的相角差补偿，可避免CT用△接法。
2.7.2 厂用电系统继电保护与自动切换操作
厂用变压器23台，共有16套备用电源自动投入（BZT）装置。其继电保护装置和控制回路采用电磁型继电器，不仅定检和维护工作量大，而且BZT回路不完善，无法实现优化控制。因此，一并进行微机化改造。
2.7.3 故障录波器
机组、主变、220kV线路和500kV线路共有5套（3种不同型号）故障录波器，通过联网实现资源共享，也便于事故分析。
进一步将建立保护故障信息系统。在发电厂房设置保护故障信息系统子站，通过三级数据网与省调通中心主站进行信息沟通；通过电厂内部2Mb数字通道将子站的网络延伸至闽清办公楼分站，使得子站与分站处于同一个局域网中，数据共享；并预留福州调度分站接口。
2.8 直流系统
除通信用直流电源外，有厂房220V、48V和开关站48V等3个直流系统。由于发电厂房、220kV开关站、坝顶、船闸等处设备共用一套220V直流电源，负荷分散、系统庞大，因此受外部干扰严重，任何一处问题都可能引起整个直流系统故障。而且，由于设计、安装等原因，全厂事故照明系统经常发生接地故障，从而导致220V直流接地。另外，可控硅整流充电装置设备陈旧、故障率高；铅酸蓄电池，存在漏酸、易爆等隐患。
2001年将220V直流系统改为分散供电方式（一分为三），并采用技术先进、有运行经验的高频开关电源，配套进口免维护蓄电池。而将更换下来的原直流电源专用于事故照明系统，杜绝了事故照明系统交流回路中的寄生电源对直流系统、保护装置的影响。2002年厂房48V直流系统也相继进行了更新改造。
2.9 通信系统
为适应"无人值班"（少人值守）的要求，电厂建立了On-call群呼系统，能随时召唤在厂内巡视、作业或厂外待命的值守人员和其他有关人员，提高了现场快速反应能力。
2002年、2003年先后实施GSM覆盖工程，实现了生活区行政办公楼和厂区主要生产场所手机信号覆盖，进一步改善了整个通信环境。
综合监控。整个工程包括通信网监控管理系统和通信设备监视系统，2套系统建立在同一软件平台上。系统主干网络采用虚拟专用网组网方式和数字微波/光纤的专线数字接口。
2.10 大坝溢洪道、泄水底孔液压启闭机
电厂上游有闽北重镇南平市，下游有省会福州市，担负着重大的防汛任务。因此，对防汛设施的可靠性有更高的要求。
溢洪道弧门采用接力式液压启闭机，液压控制系统的调节平衡能力差，造成弧门两侧油缸不同步，易损坏弧门水封和引起弧门振动；而且控制系统不可靠，难以实现集中控制。拟更换为进口油缸及配套的液压控制系统，以策安全。
泄水底孔液压启闭机控制系统落后，油泵、调压阀、电磁阀、控制阀组不可靠；油缸检修无起重设施；继电器控制回路可靠性差，开度仪不能使用（重复性差）。现已重新设计、更换为进口油缸和配套的液压控制系统。
2.11 船闸
水口三级船闸是我国水头最高（57.3m）的船闸之一。由于设计和制造等原因，走了一段曲折之路。船闸工程与电站枢纽同期施工，1996年2-8月对外试通航。除了水工建筑物缺陷外，设备选型和制造方面也存在严重问题。最后迫使更换启闭机，选用德国曼内斯曼-力士乐公司的成套液压启闭设备。1998年4月水口船闸正式通航。
3 抓住重点，全力推进企业技术进步和管理现代化
遵循设备更新改造与整治完善并举，坚持安全性和可靠性第一、先进性和实用性相结合的原则，不断提高设备健康水平和电厂综合自动化水平。加大科技开发和技术改造投入，主要为解决生产现场难点问题和满足"双达标"、"创一流"的要求，以及旨在电厂综合自动化和提高企业现代化管理水平。
3.1 水电厂"无人值班"（少人值守）
投产伊始，针对现场实际，积极主动与制造厂家、科研院所等单位合作，依靠科技进步，对机电设备进行了大量的技术改造和完善化工作，提高电厂安全稳定运行水平。坚持全方位监控、突出辅助设备智能控制的原则，全厂综合自动化水平有明显的进步。同时，人员培训和管理制度建设也取得显著的成效。
为实现集控值班和达到减人增效的目的，全力以赴组织好计算机监控系统的安装调试、试运行和运行人员的"机电合一"培训考核。1997年底基本实现机电合一、集控值班，并于1998年3月通过了"双达标"验收。
根据《水电厂"无人值班"（少人值守）的若干规定》（试行）的要求编制规划，统一认识、全面安排，抓住关键、分步实施。经少人值班方式的过渡，1999年9月开始按"无人值班"（少人值守）试运作。2000年5月水口水电厂第14家通过国电公司"无人值班"（少人值守）验收，为创一流水电厂奠定了基础。
3.2 MIS开发与应用
建立计算机管理信息系统（MIS）是创一流企业必备项目。始于1996年，与外协单位合作开发MIS，1997年8月总体设计方案通过省电力局审查。经3年开发、运用，建成计划统计、生产运行、生产技术、安全监察、物资管理和综合查询以及生产实时、办公自动化等8个子系统。整个系统投资308万元，网络覆盖企业管理各层面，实现了全厂生产、经营、人事、物资管理等系统联网，资源共享。2000年4月通过福建电力局MIS实用化验收，授予"达标单位"称号。
推行"一网打尽"工程。如今在业已建成的数字平台上，相继开发运行企业数字信息网和安全监察、财经之窗、人力资源、政工园地、生产技术等网页，以及班组管理、两票管理、工程项目管理等系统，加快了企业管理信息化进程。
3.3 设备在线监测与状态检修
有计划地实施状态检修，是支撑检修体制改革的技术进步措施。按双达标考核指标的要求，1997年编制了设备状态监测、诊断和状态检修规划。积极利用现代诊断与监测技术，加强设备的状态分析，逐步由设备的定期检修向状态检修过渡。
3.3.1 大型变压器在线监测与诊断系统
1996年11月率先建立了变压器早期故障在线监测系统 ，首开水电厂在线监测技术应用之先河。7台220kV主变压器，安装1套HYDRAN 201i监测系统；3台进口500kV变压器也配套安装同类产品，联网运行。2003年继续引进其后续产品，进行智能化、网络化集成。国内第1套T-MAP3100型变压器综合诊断系统安装在水口水电厂＃1主变。而"法拉第"变压器在线检测与诊断系统（TNU）安装于水口水电厂＃4主变。通过获取和处理变压器关键运行数据，对变压器综合性能进行分析，从而提供诊断和决策信息，是一种动态交互式的自适应智能监测与诊断系统。TNU整体具备可移动性，可为多台变压器轮换应用。
3.3.2 水电机组状态监测与诊断系统
基于目前国内先进水平，2003年将建成全国第1套针对转桨式机组、以实用性为目的的功能强大的大型水电机组状态监测与诊断系统。该系统具有集成"机组本体稳定性监测"、"定转子气隙和磁场强度监测"、 "定子线棒振动监测"、"发电机绝缘监测"、"水轮机空化监测"，以及电气参数监测等全部对象的监测能力。通过预警、报警等技术手段，真正解决机组的运行安全问题，降低现场的故障发生率；通过先进的分析诊断方法，找到引发故障的本质原因；通过一系列在线性能评测分析工具，掌握机组的性能规律；通过寿命估计、效率跟踪等方法为设备检修的合理安排提供技术依据。
3.4 大坝在线监控及反馈分析系统
与河海大学联合，1997年完成规划，1998年完成系统设计，计划分2期实施。系统总体结构主要包括综合分析推理库、工程数据库、图库和方法库。系统功能包括：人工采集和自动采集的观测资料以及与安全有关的设计、施工资料的科学管理；观测资料及时（人工）或实时（自动化）整编和初分析；依据实测资料及分析、反分析成果，对水工建筑物的安全状况作出评价，实现及时或在线实时监控；对监控发现的异常测值进行反馈分析。该项目获2003年度国家电网公司科技进步三等奖和福建电力公司科技进步一等奖。
3.5 水情自动测报、水库调度及水务信息管理系统
水情自动测报系统由1个中心站、11个中继站、53个遥测站组成，具备水情信息采集、传输、处理、洪水预报、汛期监视、图形报表及水库调度管理自动化等功能。经2000年汛期实用化考核，系统功能、指标、管理均达到了《水电厂水情自动测报系统实用化要求及验收细则》的要求，率先于2000年11月通过由福建电力公司主持、国家电力调度通信中心等13个单位参加的实用化验收。
以完备的水情自动测报为基础，水库调度及水务信息管理系统的建立，全面提高了水库调度自动化管理水平，为最大限度发挥发电和防洪效益提供了重要技术保证。1997年以来,水口水电厂水能利用提高率见表2。
3.6 多媒体视频系统
为了适应220kV开关站无人值守，1997年开始应用多媒体技术实现工业电视系统对现场重要部位的图像监视。在先期投运的220kV开关站监视系统的基础上，1998年形成了包括发电厂房和500kV升压站在内的工业电视监控网络。1999年进一步覆盖厂区各主要场所,基本满足生产现场安全监视的要求。
3.7 智能化保安系统
厂房保安以技术措施为主，建立出入口控制系统,以其合理的配置为工作场所和人员提供高水平的门控方式。所有设备间、装置室安装IC卡智能门锁；卡片设置不同的层次，分别可开启所有房间、开启所管辖的房间或开启单一的房间，最大限度地方便现场人员。
3.8 水口水电站仿真系统
1996年与清华大学厂站仿真研究室合作完成"水口水电站仿真系统总体设计"，并于1998年5月通过省电力局组织的方案审查。该项目2001年付诸实施，现已投入系统试运用。
该系统的基本设计思想是：被仿真对象为整座水电站，包括电站的对侧电网。根据水口水电站机组台数多、装机容量大、出线电压高、网络接线复杂等特点，设计规模为多机组、大容量，具有国内水电站的一般性和典型特征。仿真机还可以在一定程度上作为原型电站的运行参照系统，除了进行运行技能培训外，可以拓展为运行管理培训和检修培训，具有运行方式的优化研究与验证、电站控制系统的最佳组态（最佳参数配合）的研究与开发等功能。
3.9 全面质量管理（TQC）
面向生产实际开展QC小组活动，大力推动全厂QC小组活动的广泛开展。1994年5月率先成立水口水电厂第1个QC小组（主变故障诊断QC小组），获得部级先进QC小组称号。1996-1999年，注册QC小组84个，成果发布66个，成果率79%。1999年水口水电厂被中国水利电力质量管理协会评为"全国电力行业质量效益型先进企业"。2000年以来，电厂每年注册QC小组数量都在30个以上（平均每个班组1个）。至2002年，共注册QC小组99个，成果率上升为84%。
3.10 标准化
积极推进企业管理逐步走向标准化、规范化和科学化，1997年建立了企业标准体系，主要集中精力完善企业技术标准、管理标准和工作标准，并认真贯彻执行。近年来，相继对标准体系进行修订与完善。
与国际接轨，提升企业整体管理水平。2002年9月机电设备安装与检修公司通过ISO9001-2000质量管理体系认证。2003年3月企业水力发电及管理活动通过ISO14001环境管理认证。目前正在建立职业安全健康管理体系（OSHMS）。
3.11 完善企业计量检测体系
2002年开展"完善企业计量检测体系"认证工作，通过有计划、有步骤和有力度的整改，计量整体管理水平有了明显提高。企业技术基础工作得到加强，增强了企业计量保证能力，为企业质量保证体系提供了技术支持，使计量工作更好地服务于安全生产和经营活动；下发《计量管理手册》和相关15个程序文件，全方位建章立制规范了企业计量行为，使企业计量工作符合国家、国际标准要求；提高了企业计量信誉度，使企业更具竞争力。当年12月完善企业计量检测体系工作顺利通过国家审核，取得国家质检总局颁发的合格证书。
4 继往开来，进一步搞好技术改造和技术进步工作
4.1 把技术改造和科技进步有机地融合到双达标、创一流的目标中。
总体规划，统筹兼顾。贯彻"有所为、有所不为"的原则，突出重点，锲而不舍。早起步、高起点，认准一项，开展一项，成功一项。本着优质、先进、求实的原则，认真制定技术方案、设计选型原则，博览众采，为我所用，大胆地选用国内外先进成熟的设备、材料和新工艺、新技术。结合设备检修，抓紧实施各项科技和技改项目，努力提高创一流的科技含量。
4.2 加强领导，当好科技工作的"主体"。
进一步落实行政一把手、分管领导对科技工作领导的责任制。认真抓好企业的科技进步规划和年度计划。加大技术进步和技术改造力度，不仅要具有前瞻性、创新性和实用性，同时还要注重成本、效益意识，避免重复投入、减少不必要的浪费。
高标准，严要求。积极引领专业技术人员走在科教兴企的前列，开展节水增发、经济运行、在线监测、状态检修等应用技术的研究，实施数字化工程和仿真系统的建设等，为企业进步与发展贡献智慧和力量。鼓励职工在岗位上开展技术革新、技术改造等工程实践。加强青年科技人才的培养，热忱支持年轻技术人员承担重大科技、技改项目。如"大型水电机组状态监测与诊断系统研究开发"、"大型变压器在线监测与诊断系统应用研究"等项目负责人都是35岁左右的专业人员。
4.3 总结经验，让更多的人有所启发和收益。
⑴ 为全面反映建厂以来的工程技术实践，1998年编辑了《水口水电厂工程技术论文集》，入选50位老中青工程技术人员撰写的70篇文章，内容涉及工程管理、水力机械、电气设备、继电保护及自动化、计算机与信息技术、水工建筑及安全监测、水库调度等。
⑵ 2004年再度编辑《水口水电厂工程技术论文集（第2辑）》，入选近60位专业人员撰写的106篇文章，雅俗共赏，百花竞放，较全面地反映了水口发电公司整体的专业技术水平。
5 结语
必须树立正确的创新意识，从实际出发，塑造一种创新的氛围和创新的文化。依靠技术进步促进企业发展，提高技术进步的决策水平，运用现代化的管理思想和技术来保证企业技改项目获得最佳的经济效益。在规划和实施技术改造的同时，应相应统筹考虑管理现代化的内容，使技术与管理同步前进。必须树立投入产出观念，强调项目前期管理和后评估工作。
"双达标"主要是基础工作，要狠下功夫、真抓实干；"创一流"的本质就是创新，其重点是技术进步和管理现代化。水口水电厂双达标后跻身一流企业，见微知著，欲创"国际一流"任重而道远。
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