福建省图书馆

第一节 运行检修技术改造
  一、运行
  （一）发电运行
  民国时期，福建省福州电气股份有限公司建厂初期，仅有1个新港发电所。该公司设运行课统管发电运行工作，现场运行生产由领班协调指挥。每日发电时间仅数小时，供电频率为交流60赫兹，供电电压为110/220伏两种。民国6年（1917年）装机容量扩大，实行日夜发电，运行生产改为3班制，发电运行方式改变或开停机等操作均由该公司发电课按照工程技术主要负责人的指令调度。民国23年，公司排尾发电所机组投产后，新港、排尾两发电所均设有独立的运行值，由各自领班负责现场运行指挥，公司发电课负责两发电所发电运行管理工作。这时，福州市区建立了6.6千伏配电网，在新港、排尾两发电所之间架设2.3千伏联络线。使两发电所机组并列运行，形成福州地区孤立的供电网络。
  抗日战争爆发后，福州电气股份有限公司生产秩序被打乱，运行不正常，发电时断时续，多为夜间生产，每日发电时间仅数小时。在这一时间，省内的电厂还有厦门电灯电力股份有限公司、厦门鼓浪屿中华电气公司以及泉州电厂等。厂与厂之间均无任何电源联络关系，各电厂的频率、电压也互不一致，这些孤立电厂在运行管理上虽订有暂行章程、各类人员职责分工，但均比较简单、特别是机组陈旧、自动化程度极低，大部分为手工操作，运行人员组成也比较简单，有的电厂只设夜班，天黑到黎明为生产运行时间，实行夜送昼停；当班只设领班1人，负责指挥全部运行工作，机、炉、电设值班人员负责监盘、操作和各种计量记录工作。
  新中国成立后，全省各电厂陆续恢复生产秩序，建立管理制度，发电运行逐步走上正轨。福州电力公司从1952年5月起恢复全日发电，实行24小时4值3班转，5日一轮班的运行值班制度，发电运行工作由公司发电课统管，由当值领班现场指挥。1953年，制〓运行操作规程和安全制度，建立运行岗位责任制。1954年，撤销原来建制改为运行小分场。排尾发电所设燃料、锅炉、电气、汽机分场，每个分场设运行组和检修组，由当值值长负责运行现场指挥；新港发电所只设燃料分场，下分锅炉、凝汽、透平、配电及修理班，新港、排尾发电生产均由生产副经理（副厂长）负责。在此期间，厦门电灯电力股份有限公司由于厦门解放前夕发电设备遭到破坏，50年代初主要是进行电厂的重建工作。
  1956年3月，古田水电站一级一期2台6000千瓦发电机组投产，以110千伏输电线路暂以66千伏的电压等级运行，送电至福州西郊变电站，当年底与尾发电所联网，形成福建第一个地区性电网——闽北电网雏型。调度由古田水电站值长兼管，与福州电厂实行联合调度。至1958年，省水利电力厅电业局成立调度科，承担闽北电网中心调度工作。为了适应新的形势，福州、古田等电厂（站）均加强运行管理的基础建设。古田水电站，运行人员实行4班三值轮换制，连续24小时监视机组运行情况。投产初期的规程是按照电力工业部颁发的规程执行，现场服务规程是安装单位编写的手刻油印本试运行后留下来的，此时因古田一级大坝尚未兴建，采用木框填石坝作简易发电，且一期工程尚有一些遗留项目有待二期完成。所以设备管理划分是按照电力工业部行文规定，机组运行由生产单位代管，设备缺陷由施工单位处理。在试运行6个月期间，运行人员为了配合施工申.位工作，机组运行断断续续，当年仅发电1000万千瓦时，远没有达到设计要求。为了扭转这种局面，该站强化生产指挥系统，开展以技术管理为中心的基础建设，组织职工学习贯彻部颁《电力工业技术管理法规》，建立初期的《运行服务规程》和工作票、操作票制度、交接班制度，要求运行人员做到熟悉运行方式，设备性能和现场有关规章制度，并要求运行人员能进行各种倒闸操作，检查发现问题，能分析和排除设备故障。同时严格值班人员班前班后碰头会，定人、定时、定路线的巡回检查制度，以加强设备管理，提高运行操作技术水平，保证机组正常运转。
  1960年，各电厂根据运行需要进行修编规程和提高运行工人的素质。古田溪一级电站6台机组总容量为6.2万千瓦的机组投产发电后，闽北电网送电延伸至南平与三明两市的工业重镇。此时，古田溪水电站开始承担系统的调峰、调频、调相和事故备用的任务。为了适应生产发展需要，该站经过3年编写的61种现场规程正式颁发执行，同时开展千次操作无差错竞赛和百日安全无事故活动；严格工作票许可制度和操作监护制度；开展季节性安全大检查，对检查中发现的设备缺陷，凡是运行维护人员能处理的均由本单位及时处理。需要结合大、小修处理的报送生产技术部门统筹安排；此外还加强技术培训和岗位练兵以提高运行人员技术素质，针对运行方式、设备状况和气候的变化，开展事故预想和反事故演习，以提高判断能力，把可能发生的事故消灭在萌芽状态。至1965年，福州等各电厂基本上制定了1套较完整的规章制度，如《运行管理制度》、《运行岗位责任制》、《运行交接班制度》和生产人员培训制度等。但“文化大革命”开始后，各电厂的运行建制改为军队班、排、连建制，规章制度被视为“管、卡、压”而取消，工人们靠自觉来维持发电运行。
  1971年，随着永安至三明110千伏输电线路建成，永安火电厂并入闽北电网，由闽北电网统一指挥调度。在此后的几年时间里，该厂在运行管理上不断充实提高：严格执行交接班制度，各运行岗位人员提前15分钟到达现场，按岗检查签字交接。由于锅炉燃烧本地加福煤矿极低挥发份无烟煤，造成锅炉四角堆压严重，影响安全经济运行。该厂在运行管理中强调锅炉必须处在负压中运行，运行人员做到勤检查分析、勤调整、注意观察炉内燃烧情况及时处理喷燃器渣口等结淹问题。1978年，该厂5万千瓦机组投产，为适应高温高压机组的生产要求，修订了《运行操作规程》和《运行管理制度》。在设备重大操作时，分场主任和技术人员在现场指挥，实行每天上班后开生产调度会制度，及时解决安全节能等方面出现的问题，协调机组设备缺陷处理、大小修与各运行专业之间的工作联系，检查生产工作计划执行情况。
  1980年后，针对一些新厂投产时，运行人员多是新手、技术水平低的状况，池潭水电厂等单位开展能顶岗、能熟练操作的岗位技术培训。采取现场练兵与理论培训相结合，签订师徒合同等形式，设立考问讲解记录簿、事故演习记录簿、反事故演习记录簿等，规定每班不少于2人次的考问讲解、由技术人员讲课，开展背画系统图、技术表演、事故预想、反事故演习等活动，使大部分工人能顶岗，保证安全经济多发电。在企业整顿中，各电厂还开展小指标竞赛，并把竞赛结果同月度奖金挂钩、同年终评选先进挂钩。1983年，池潭水电厂操作票合格率达98.82％，工作票合格率达95.76％，并有15人达到千次操作无差错。
  1984年至1990年间，为了保证厂长任期目标实现，各电厂对运行单位采取从加强与完善基础工作入手，保证机组安全经济运行。同时，积累和整理运行第一性资料，健全设备台帐和定期性试验数据，加强班组管理，制订班组安全管理目标和考核细则，强化值班纪律。古田溪水电厂各运行中位建立了岗位责任制174种，各种生产管理制度66种。在生产中坚持“一严”（①“一严”即为严格执行规程制度）、“二准”（②“二准”即为准确操作、准确记录。）、“三勤”（③“三勤”即为勤检査、勤预想、勤分析。）、“四不”（④“四不”即为运行值班不打瞌睡，对待缺陷抓到底不马虎，工作认真不凑乎，违反规程制度不干。）和考核制度，把生产好坏与奖金、效益工资挂钩。永安火电厂、古田溪水电厂等在不增加定员的基础上，试行五班四轮值的轮换制、以减轻运行人员劳动强度。在运行管理中，各电厂还加强节水、节煤管理，搞好水库优化调度，提高水能利用率。池潭水电厂于1985年委托武汉水利电力学院编制优化调度图，1986年发电耗水量从1981年的8.25立方米/千瓦时下降至7.72立方米/千瓦时，1988年制订了《节约能源管理暂行办法》，成立以生产副厂长为组长的节能领导小组，开展节能工作，经南京水文、水资源研究所对该电厂的主要指标、保证出力高度图、发电调度原则和多年平均电量进行复核，对“K”值与“R”值进行敏感性分析，编写了《池潭电厂能源指标复核报告》，完善该厂节水增发电工作必要的计算图表。同年，为提高水能利用率，池潭水电厂2台机组在汛期超力率运行，每台超发5000千瓦，减少汛期弃水，节水69692.4万立方米，增发电量9560万千瓦时。在此期间，各火电厂也大力抓节煤工作，永安火电厂在“七五”国家节能重点科技项目5号炉攻关中，运行人员密切配合，做好大速差预燃筒，大口径小流量新型油枪，热管空气预热器等项目的运行、调整、试验工作。1989年1月至9月，因来煤质量差，灰份高达40％，比燃烧设计值高12％—19％，使液态炉燃烧工况恶化、炉内堆灰严重，有时运行不到10天，就因堆灰严重而被迫停炉清灰。针对这一情况，运行分场值长、技术人员、锅炉运行人员组成反堆灰小组，每班到现场观察锅炉燃烧、配风、流渣情况，协助运行人员改进燃烧调整。当年12月底，煤耗、油耗分别从9月的每千瓦时500.5克、36.4克下降到446.7克、27.2克。
  （二）供电运行
  民国时期，福建省供电线路除福州于民国24年（1935年）建设的33千伏福州至长乐莲柄港的输电线路外，其余均系6千伏以下的配电线路，由于日常运行中缺乏管理，以致设备损坏严重，设备、人身事故经常发生。
  新中国成立后，1952年福州重新架设全省第一条35千伏福州至长乐莲柄港的输电线路。经过学习上海运行维护工作经验，对35千伏及以下的线路建立了巡线手册，进行线路设备的巡视检查。如：定期检查（每月1次）；特殊巡视（对于暴风雨或洪水冲击后，进行巡视）；故障巡视（线路发生接地时，进行临时性巡视）；夜间巡视（选择高峰负荷时进行巡视）。对同时建成的35千伏福州三叉街变电站，也逐步实行正规化管理。建立各项规程制度，控制室内悬挂各种图表资料、配挂设备标志、母线刷标志颜色，室外设备整洁，场地平整干净，户外低式设备装设遮栏，开关场地加装围栏，值班人员采取3班制，每班正副值班工各1人，每班8小时，值班人员负责监护、仪表每小时记录1次，进行设备检查，倒闸操作等工作。
  1956年后，随着古田溪水电站逐级建成发电，全省相继建成了古（田）福（州）I、Ⅱ回路，古（田）南（平）I、Ⅱ回路，南（平）三（明）线等110、220千伏输电线和福州东西郊变电站，南平黄墩变电站以及三明列西变电站等110、220千伏变电站。1959年，福建省闽北高压供电管理所成立，具体负责110千伏以上的输变电设备的管理。对线路的运行维护设若干巡线站（班）、每站配4一6名巡线工负责所属范围的线路运行维护工作。在班组还建立有“三制”（①“三制”即为线路维护专责制，周期巡线制，岗位责任制。）、“六簿”（②“六簿”即为巡线工日记簿，设备台帐手册簿，缺陷记录簿，接地电阻记录簿，每周安全日活动记录簿，月技术练兵记录簿。）。制订《线路运行规程》，规定每条线路每月巡视1次，每年夜巡2次、雷雨季节前线路经过的毛竹区增加巡视1次。此外，每年1次登杆清洗瓷瓶、检查线夹、防震锤等，每3年测量接地电阻1次。巡视过程中线路工人负责清理线路走廊内树木或其他有碍安全运行的杂物。每次巡视结束将巡线情况登记在记录簿内，发现设备缺陷，除登记缺陷记录簿外，还应填报缺陷报表，以便及时了解情况，安排处理。对各变电站的运行，实行4值3班制，每班8小时，其空班一轮学习、一轮休息的值班制度。每站设站长1人，每班设值班工1人，副值班工1人，其余为值班电工，以上人员每年进行1次体格检査，确定无妨碍工作的疾病，方可上岗。离岗2周及以上的，必须经过跟班熟悉设备后，考试合格才可重新上岗。工作期间各类值班人员以服务规程为工作规范。该服务规程包括：两票、三制和岗位职责。并作为部颁电业安全工作规程、变压器运行规程、配电装置运行规程和事故处理规程的现场补充规定。
  1971年开始，全省各地陆续建成220千伏变电站。第一个投产的南平马站变电站，运行人员能自觉执行设备巡视、交接班、缺陷管理和两票制度，并能坚持风雨前后、高峰超载、大修投产时的巡视，以及定期采取夜间熄灯观察的巡视方法，做好设备台帐和变更记录。以后随着新的变电站投入或设备更新改造，各供电部门均按照运行实际修订运行规程。福州西郊变电站投产，福州供电部门就编写西郊变电站设备手册，制订圆牌制度，把变电站日常维护工作内容与月度工作计划融为一体。内容包括：规程学习与考试、技术问答、反事故措施；安全工器具及消防用具的检查；防鼠及其他小动物的工作；熟悉新设备，整理和检查各种记录簿、填报缺陷报表；室内清洁卫生和室外除草及场地清扫，规范了变电站运行的工作秩序。结合企业整顿，各供电局都注意整顿加强变电运行工作，以“两票”、“三制”为主要内容，规定交接班的内容和形式，确定巡回检查路线，严格缺陷报告和监视。南平供电局还规定110千伏及以上变电站夜间一律不安排“睡班”，并安排中层以上干部值夜班，不定期到变电站查岗或用电话查岗，及时发现问题，消除不安全因素。在此期间，福州供电局还对变电站值班场所，候班室进行改善。
  1978年10月，福州市高压供电所并入福州供电公司（后改为福州供电局），设立送电工区，负责35—220千伏线路的管理。1978年至1990年间，为了加强输电线路运行的管理，各个供电局均先后开展群众性的保杆护线工作。福州供电局配合沿线地方政府、公安派出所等部门开展保杆护线工作，每年均在线路沿线召开多次保杆护线会议，有效地防范了人为破坏线路设施所造成的事故和减少了线路塔材、接地带被偷盗事件。三明供电局所管辖的输电线路沿线多系山区，曾多次因农民砍伐大树造成事故。如1979年10月，岩前乡农民在110千伏三清线52—53号杆段间，砍伐的大松树压在导线上，横担扭弯、导线损坏、杆塔变形，致使明溪、清流、宁化、长汀、连城5个县停电34小时。1982年1月220千伏池三线113—114号杆塔间A相导线被农民砍的大树压着烧伤，瓷瓶破损，造成全线停电12天，少送电220万千瓦时。屡屡发生的外力破坏事故给供电部门和社会造成严重损失。为杜绝此类事故发生，省水利电力厅和省公安厅特发出《关于加强保护全省输电设施安全的联合通知》，三明供电局会同三明地区公安处召开三明地区保杆护线工作会议。高压输电线沿线12个县、市公安局负责人、派出所所长、公安特派员均参加。会议研究修订了三明地区《保杆护线工作暂行条例》，并逐乡逐村选拔和落实护线员107人，组建起各区段以公安特派员和当地治保人员为骨干的群众护线组织。此后在1980年又进一步巩固完善护线网组织，划分134个责任段，聘请127个义务护线员、形成51个护线网点，负责监护输电线路安全运行。此外，三明供电局还在三明市区的白沙、列东2片区试点建立配网护线组织，聘请58名义务护线员。为了使保杆护线工作更加深入开展，该局又派人深入偏僻乡村护线网点放映幻灯、电影68场、有32万人受到保护电力设施教育。同时还发送《电力设施保护条例》小册子12万册、宣传品1万张、供护线员学习和宣传教育群众。当年配电线路发生外力破坏事故35起，有34起得到及时查处，追回检修赔偿费9483元，并迅速恢复了供电。从建立义务护线网起，该局公安、供电部门每年都用1个月时间，到各网点专访护线员，了解情况，分配任务，建立每年1次保杆护线例会制度，义务保杆护线员工作月报制度，高压线沿线气候观测记录制度、专访护线员制度；不断选拔考核和充实义务护线员队伍。在1400多公里输电线路上，形成由专业维护工人、各公安派出所和127名义务护线员构成的群众性三级护线网络。
  二、检修
  从光绪二十六年（1900年）福建有电到1949年，全省各地电厂均是孤立供电，电厂装机容量小，设备检修基本是“不坏不修，坏后再修”的状态，因而事故频发，出力不足。
  1949年新中国成立后，全省电业职工以翻身作主人的态度，对发、供电设备全面进行了恢复性检修，修复了年久失修的设备（如福州新港发电所2台濒临报废的3、4号5吨/小时锅炉全部拆除重建），使部分主要城市和重要用户恢复了全日制供电。1950年后，开始实行燃料工业部颁发的“发电厂与线路主要电力设备大修及日常检修的通令”，“电业检修规程”以及“发、供电设备检修标准内容、停用时间及主要报表暂行规程”等，仿效苏联逐步推行定期计划检修。
  1953年，开始进一步推行按时间为周期的计划检修制度，建立按设备区域分工的检修机构，并制订了检修管理制度、责任制以及检修标准内容和质量标准等，使设备的技术性能逐步有了改善。如福州电力公司新港发电所2台汽轮机更换了动叶片，5台锅炉进行了恢复燃用烟煤的技术改造，对当时的生产恢复和发展，保障社会正常供电起了显著作用，检修队伍也在实践中得到发展。
  1956年，省工业厅组成一支有78人的电业检修队，担负省内4个主要发电厂巡回大、小修及柴油发电机组安装任务，进行集中检修的尝试。当年，古田水电站一级发电机组相继投产，参照苏联检修与试验技术，编制试验大纲，开展试验监督工作，对于特殊作业项目，编制安全技术措施、工艺标准及其验收办法。同年11月，为了适应古田与福州联网的需要，福州发电厂将3台汽轮发电机频率从60赫兹改为50赫兹。1957年，厦门市区与鼓浪屿两处电源联网运行。联网运行方式促进了检修计划管理工作。到50年代后期，全省已有1套比较完整的定期计划检修制度、程序、标准和方法。
  1958年，为了适应急剧增长的电力需要，全省相继动工兴建一批水、火电工程。原省工业厅电业检修队与上海基建局支援福建人员合并，组成福建省机电安装工程处，成为基建性质的安装队伍，集中检修随之停止。当时，新建和扩建的火电厂，由于推行“简易发电”的做法，致使1959年以后投产的许多火电机组都存在不同程度的缺陷和隐患，如永安、泉州电厂的汽轮机组振动，厦港、莲坂、邵武、漳平等电厂机组的调速器串动，杏林电厂2号机调速系统不能维持空负荷运转以及普遍存在的锅炉“三管”（①“三管”即为主蒸汽管，过热汽管，省煤汽管。）爆漏、联箱裂纹、炉排走偏卡死、主变瓦斯动作、发电机烧线棒等等，加重了生产和检修工作的压力，使不少电厂年年安排大修。较突出的如永安电厂新机组投产初期，接连发生故障11次，汽轮机振动高达0.18毫米，造成推力瓦乌金烧毁，叶轮摩擦，高低压轴封毁坏，一直处理了半年多才恢复正常；邵武晒口电厂也因设备质量差，不配套，基建遗留大量问题，事故和故障频频发生。针对这种状况，省水利电力厅电业局于1961年10月颁发了“电业检修管理办法”，对检修组织原则、任务、计划编制、准备工作、现场管理、安全技术措施、验收、总结等都作了具体规定，使检修工作更有效地开展。从此以后，省电业局所属发电单位的年度检修计划，由局统一安排，并由局按年下达年度检修技术组织措施计划。
  1963年，根据全国电力生产技术管理经验交流会精神，在认真贯彻“预防为主、计划检修、修必修好”的方针，加强检修工作和加紧进行“填平补齐”、更新改造等工作的同时，结合省内实际，着重强化设备完好率管理与设备评级考核，组织同类型机组示范性大修，并结合对一些“老大难”的设备缺陷，组织联合攻关。基层单位在抓好技术基础工作中，建立“设备履历卡”、“设备缺陷管理制度”、“设备周期切换运行制度”以及“机、电设备维护管理制度”等，加强技术资料的积累与管理。在组织示范性大修时，还编写了不同类型机组的检修工艺规程，为设备检修工作打下比较坚实的基础。通过上述一系列工作，至1964年全省电力系统大部分发电设备健康状况有了好转，一些“老大难”的设备缺陷也基本消除，安全经济运行比投产初期有较大改善。三明热电厂1964年供电煤耗率由投产初期的1034克/千瓦时降至620克/千瓦时，杏林电厂1965年发电煤耗率降至620克/千瓦时，为建厂以来最低的煤耗率记录。
  1966年“文化大革命”开始后，计划检修被视为洋框框，检修管理制度被指责为“管、卡、压”，设备检修与维护、保养工作受到严重干扰，使不少设备严重失修，设备健康状况每况愈下。福州电厂1968年2月，3号汽轮发电机组，因运行人员失职，汽温下降过低，发生严重水冲击，使主机推力瓦烧毁，动静通流部分严重摩擦损坏，停电检修30天。1971年7月，该厂2号35吨/时锅炉又因运行人员失职，风道着火炉排架烧弯，造成炉排大轴永久性变形的重大事故，停炉检修20天。邵武电厂1970年全厂设备完好率仅为62.5％。1973年4月开展设备安全大普查时，该厂1146台设备，查出的设备缺陷就达2675条，其中大缺陷有197条。
  1977年，特别是1978年后，针对存在的问题，进行企业整顿，按水利电力部对火电设备完好率提出的“巩固一类、提高二类、大部分三类设备予以歼灭”的要求，大打设备翻身仗，设备健康状况有了较大好转。邵武电厂到1978年底，主设备完好率已达95.83％，2号机组连续安全运行500天，在全省电力企业开展“设备上纲要，创红旗”的竞赛中，被评为“红旗”设备。古田溪水电厂二级1号机组、杏林电厂1号汽轮机都通过大修消除缺陷，分别从二、三类设备升为一类设备。110千伏杏泉线，在大修处理缺陷后，摘掉了三类设备帽子。永安火电厂主辅设备通过整治基建中遗留的缺陷，并按燃用省内低挥发份无烟煤作了适当改造。至1980年底，全厂4台总容量15万千瓦机组达到稳发满发，供电煤耗率从初期投产时的714克/千瓦时下降到500克/千瓦时，助燃油耗率也从183克/千瓦时下降到38克/千瓦时。
  1983年，在企业全面整顿中，各单位普遍修订落实了检修管理制度，设备健康状况进一步好转。1984年省属发供电的主设备完好率都达到100％，而且设备技术经济性能也有较大改善。全系统供电煤耗率550克/千瓦时，发电油耗率24克/千瓦时，分别比计划下降8克/千瓦时、11克/千瓦时。1985年1月，通过学习华东、山东、华北等地电网的经验，结合省内实际情况，省电力工业局制订颁发了“发电设备检修包工计件工资试行办法”，规定以承包检修质量为主要考核条件，按质论等，给予奖励。同时，还规定了缩短承包检修工期多发电量的增值工资，这个办法试行后有力地激发了检修人员的积极性，对提高检修质量，提高工效，缩短工期，增进效益有明显效果，而且克服了分配上的平均主义。省属电厂有20台次水、火电机组试行检修承包，检修工期比计划缩短2—7天，绝大部分机组实现了一次启动并网成功。邵武电厂2台机组首创检修“全优”的好成绩，其他电厂因检修质量引起的非计划检修次数，比上年也有减少。据1985年10月底统计，由于缩短工期多发电增加售电利润103.9万元，材料消耗比计划节约19.13万元，扣除多发放计件增值工资，净增经济效益116.76万元。
  1986年，水利电力部颁发《电力设备全过程管理规定》，国家经委、财政部联合颁发“发电设备缩短检修工期增发电量奖励办法”后，为了贯彻落实这些规定和办法，省电力工业局组织有关部门专业人员，用了1年4个月的时间，在广泛征集基建、生产系统人员意见的基础上，制定并颁发“福建省电力工业局安全全过程管理规定”。1987年5月，充实修改原来的试行办法，正式颁发“发电设备检修工程定额承包办法”，一直执行至今。由于这个办法更强调检修质量，并加重了缩短工期给奖份量，效果更好。实行后，设备健康状况逐年有所改善。同时也有力地推动了检修网络进度计划等现代化管理方法以及新技术、新材料、新工艺、新工具的运用。1988年，福建电网220千伏环网形成，华能福州电厂35万千瓦大型机组并网运行。当年12月，省电力工业局根据电网新情况，重新制订了“关于电网发供电设备检修计划管理的若干规定”，并规定设备检修实行3年滚动大修规划、年度检修计划以及月度检修计划，把月度检修计划落实到月度调度计划中。火电机组、水电机组和主变压器的大修时间间隔一般分别为2—3年、4一5年和10年。检修计划的编制、调整变更，以及主设备的检修工期等，都逐步规范化、制度化。为了保证检修计划的实现，各电力企业普遍加强了管理，认真把设备管好、用好，有效控制非计划检修。有的企业还主动利用电网后半夜负荷低谷时段与节假日消除设备缺陷，增进电网效益。
  1989年初，福建火电厂来煤质量普遍下降，有的煤质灰份高达40％以上，远离设计值12％—19％，相继发生锅炉爆管，球磨机故障等事故。当年7月，能源部部署重点火电厂开展治理整顿的要求。省电力工业局在贯彻落实中决定，以永安、漳平2个重点火电厂为主进行治理整顿，并针对来煤质差的情况，研究了对策。把整顿设备和维修管理作为治理整顿的重点内容之一，纳入正在开展的“安全、文明生产创水平达标”活动和企业升级活动，提出了治理整顿设备的近期和3年内达到的目标。同年9月，省电力工业局根据国家计委布置开展全国设备管理优秀单位评选活动的要求，制订了实施细则，成为整顿设备管理的重要内容。通过上述一系列措施的贯彻落实，到当年下半年全省火电厂的生产和设备检修的被动局面逐步得到扭转。永安火电厂通过加强燃料管理和运行管理，并采取处理球磨机端盖裂缝与烧瓦故障等措施，至第四季度全厂6台机组全部满发，恢复正常生产。1990年，全网各火电厂等效可用系数为85.65，等效强迫停运率为5.24％，非计划停运次数（不包括低谷时间消除设备缺陷，下同）24次，各项可靠性指标都达到历史最好水平。永安、漳平两个重点火电厂在治理整顿中，制订设备管理工作规划，建立检修目标管理，依靠技术进步，开展全面质量管理和机组示范性大修等一系列工作，取得明显成效。至1990年底，永安火电厂实现连续安全运行375天的最高记录，主设备完好率98.8％，其中一类设备占92.7％，全厂发电设备等效可用系数为89.52，等效强迫停运率为1.56％，非计划停运次数1.89次，供电煤耗率469克/千瓦时，发电助燃油耗率26克/千瓦时，均创历史最好水平。漳平电厂也首创连续安全生产200天，供电煤耗率比上年降低6.24克/千瓦时。
  三、技术改造
  民国时期，福建各地兴建的电力工程规模不大，发电机组小，技术水平低，设备维修处于“不坏不修，坏了再修”状态，基本没有进行技术改造。抗日战争期间，福建海运被封锁，煤炭、柴油等发电燃料供应中断，大部分火电厂被迫进行燃烧设备改造，改烧木柴、木炭及松根油等。民国27年（193'8年），福州电气公司依靠自己的技术力量改造锅炉，燃烧木柴发电，每千瓦时耗柴3080克。南平电厂在此期间有3台柴油发电机组改烧干馏后的松根油或木炭，出力只有70％。
  新中国成立初期，全省发供电设备进行恢复性检修中，对于一些难以修复的设备进行少量的更新改造，不少电厂对防雷设施和有关缺陷设备作了改进。1952年，福州电力公司为了降低燃料成本，1号锅炉改烧锯木屑成功；次年该公司5台锅炉全部进行技术改造，安装防渣箱，恢复燃用烟煤。50年代中期，福建各电力企业在增产节约运动中，普遍开展合理化建议活动，围绕安全经济发供电，继续有重点地消除一些设备缺陷，进一步改善防雷设施。同时在南平、龙岩、厦门、泉州等电厂还采用烟煤与无烟煤混烧，木炭掺烧无烟煤等做法，开始探索无烟煤烧燃技术。1956年3月，福州电厂为适应与古田水电站并网运行的要求，将3台发电机频率由60赫兹改为50赫兹，出力从5000千瓦降为4000千瓦。次年，为了节约燃煤，提高锅炉效率，该厂又结合机组大修，将3、4号5吨/时锅炉改换为1台16吨/时锅炉，用来带动2台800千瓦汽轮发电机组。
  1958年至1960年，福建相继建成一批燃用烟煤的小型电厂。当时省内无烟煤正在逐步探明开采，从而把原设计燃用烟煤的锅炉改造成燃用福建本地无烟煤成为技术改造的一个重大课题。1960年，福州电厂开始对新投产的1台6000千瓦机组配套的60吨/时的双汽包水管式链条炉，按照燃用福建无烟煤的要求进行技术改造，采用炉闸调节炉层厚度等措施，并用强化器助烧，做到掺烧无烟煤30％—50％，同时成功地应用臭氧发生器帮助锅炉燃烧，降低煤耗10％。次年，邵武（晒口）电厂1500千瓦机组1号炉试烧本地无烟煤取得初步成功。1962年，泉州电厂北门发电所，在2号链条炉安装时，结合技术改造，将铭牌出力20吨/时改为16吨/时，由燃用烟煤改烧当地天湖山无烟煤；1964年该厂又对北门发电所1号20吨/时锅炉进行改造，加长炉排，并采取2次风、飞灰回燃等技术措施，成功地把原设计燃用省外烟煤的锅炉改烧无烟煤，取得提高出力、降低煤耗、减轻劳动强度等效果。1965年，永安火电厂对4台5吨/时链条炉前后拱进行改造，试燃本地无烟煤，使燃烧成本每千千瓦时降低10元左右。在此期间，全省电力企业还广泛开展技术革新和合理化建议活动，对输煤出灰机械化、发供电和调度自动化等方面进行技术改造。福州发电厂在输煤、出渣系统加装传送皮带，实现输煤、出渣机械化，大大减轻了工人劳动强度。永安火电厂以发电机半自动准同期并车装置取代手动并车装置，提高了设备的安全可靠性。
  1966年，福建电力企业技术改造一度停顿。1969年起，随着一批中温中压煤粉锅炉机组相继建成投产，围绕着这批锅炉燃用当地无烟煤的技术改造又逐步展开。邵武（药村）电厂从1970年起对1号75吨/时固态排渣煤粉锅炉，通过反复试验，采取加装燃烧带，调整喷燃器各层角度，缩小燃烧假想切圆，改用机械雾化油枪喷嘴，割除部分过热器受热面，降低气温等措施，使掺烧当地无烟煤达到66％，锅炉效率提高8.9％。龙岩（铁石洋）电厂1973年开始对3号75吨/时固态排渣煤粉炉，经过反复试验改造取得成功。根据3号炉改造经验，该厂建议制造厂家按调整喷嘴位置和方向，缩小炉膛截面积，减少燃烧带面积，增加空气预热器及增装给粉机等要求，修改正在扩建的4号锅炉设计，投产后燃烧工况稳定，且可不掺烧燃油。福州、泉州（清源）、厦门（莲坂）等电厂也分别改造了20—35吨/时链条炉各1台，都取得明显效果。在此期间，有些电力企业在输煤机械化、消除烟尘等方面的技术改造，也有一定进展。永安火电厂先后完成技术改造项目有：输煤系统机械化、改造电机空气冷却器、氢冷却器加装水砂分离器、安装油开关环氧树脂隔板48台/套，将低效给水栗改为高效给水泵；改造排粉风机叶片，以及加装除氧器保安装置，2次旋滤网等。福州电厂把锅炉预热器钢管改为玻璃管后寿命提高5倍以上，并解决了钢管易腐烂、漏风、堵灰、出力下降、煤耗上升等问题。同时把2、3号锅炉的多管旋风式除尘器改为水膜式除尘器，除尘效率从50％—60％提高到95％。邵武电厂将原配套的飞锤式危急保安器改为飞环式，对立油泵的齿轮和轴承进行改造，使保安器正常动作并消除了主油泵异常声音问题。同时，将淋水盘式除氧器改为喷雾淋盘混合式除氧器，使出力提高，运行调整方便。并先后自行设计制造安装1、2号电除尘器，除尘效率分别达到95％和98％以上。龙岩、泉州等电厂在锅炉飞灰回燃、除尘器改造等方面也都进行了一定的技术改造工作。
  1980年，福建电网形成后，技术改造投资有较大的增长，技术管理逐步加强。1982年后，各电力企业技术改造工作，一般都由主要领导分工专管，并实行经济责任制。1984年，根拒水利电力部的部署，开始每年编制技术改造规划，提出后3年的滚动规划，并把技术改造从以完善化为主逐步转移到技术进步上来。从此，电力技术改造逐步增加技术进步的内容。1985年，省电力工业局颁发并实施“技术改造工程投资包干试行办法”做到层层包干，一级抓一级，同时加强技改项目的立项、审批、检査、验收工作。1988年，进一步实施“技术改造承包考核办法”，并直接与经济利益挂钩。当年起，省电力工业局安排的技术改造项目，基本做到都是生产性建设项目。通过逐步加强管理，使福建80年代电力技术改造工作，围绕着增进安全生产，提高经济效益这个中心，有计划、有重点地在电网、发电厂、电网调度通信等方面展开，取得较好成绩。
  在电网改造方面，由于福建电网形成前规划不够，存在较多弱点，形成后又发展很快，因此电网的技术改造，成为80年代福建电力技术改造的一个突出内容。80年代初期，首先重点解决福州、南平、三明、厦门、漳州、泉州、龙岩等7个地、市供电网络“卡脖子”和供电质量差的问题，而后逐步向面上推开，分批分期地进行35千伏、110千伏输变电工程的改造和配套项目。1986年后，随着沙溪口、漳平等大中型电厂及其送出配套工程相继并网，大大加速110千伏及其以下供电网络的配套和完善化的步伐。1988年后，针对华能福州电厂投产后出现的“大机组小电网”问题，专项安排了“电网安全，稳定自动装置”项目，配合其他技术措施，基本保证了电网的安全稳定运行。与供电网络改造的同时，全省配电网络升压（由6千伏升至10千伏）改造，以福州、厦门2市为重点，逐步扩及福建电网所有的直供区。到1989年的10年间，电网技术改造共完成投资2亿元，占同期全省电力工业技术改造投资66.31％，供电网络改造共完成110千伏变电站8座，增容30.7万千伏安，35千伏变电站15座，增容25.24万千伏安，无功补偿装置增加71.64万千乏，并对相应的线路、开关、继电保护装置，调度自动化等进行配套建设和更新改造，至此，福建电网直供区的配电网络升压改造基本完成。
  在发电厂改造方面，水电厂重点针对古田溪水电厂设备运行时间长，普遍老化的问题，80年代先后进行了一级电站3、5号发电机定子线圈更新，三、四级电站主变压器更换，一级电站1、2号发电机组增容更新和5号机水涡轮更换，1、2、4、5号机进水主阀更换以及油开关和继电保护更新，二级电站防洪工程等20几项重要改造项目，完成技术改造投资1279万元，使全厂设备老化状况明显改观，对安全经济运行起了重要作用。其他水电厂主要是进行部分水工建筑物的补强改善、综合自动化和一些主辅助设备、水工观测仪器等更新改造。火电厂着重进行燃烧省内无烟煤的技术改造，80年代相继列入国家“六五”、“七五”期间重点科技攻关项目，攻克了130吨/时中温中压煤粉炉和410吨/时高参数煤粉炉燃烧当地无烟煤的课题，使福建无烟煤燃烧技术提高到新的水平。火电厂其他方面的改造，除普遍开展低效水泵、风机改造、部分老旧设备更新改造及“三废”（①“三废”即为废水、废气、废渣。）污染处理外，重点进行的技术改造，主要有永安火电厂在80年代初对水泵、风机、能源计量及输煤系统进行更新改造和完善化工作；80年代中后期，针对烟尘和灰场污水排放超标进行治理，改造了1、2、3号炉除尘器，把4号炉烟道从100米烟囱改接到180米烟囱，使除尘效率提高到93.5％；在出灰系统，新建1座沉渣池，解决了灰水排放超标问题；同时，建成了粉煤灰浮选厂，'从1985年至1988年共浮选出精炭4.91万吨，尾灰1.71万吨，1989年，该厂产值、利润分别达到150万元和58.8万元，经济效益和社会效益显著，在煤灰综合利用上取得新的突破。
  在调度通信方面，从1980年起，分4期进行微波通信工程建设，到1990年已全部完成。当年末，福建电网共有300路模拟微波电路，实现环网运行，设有微波站34个，特高频站5个，反射板3处，全长1001公里（未包括华能福州电厂配套引进的数字微波电路），使电网具备了2种以上独立通信手段，保证了全省电力系统生产调度和行政联络的需要。此外，在电力试验仪器设备和其他方面的技术改造，也有一定的进展。
  80年代以来11年的技术改造，对保证福建电网、主要发电厂的安全、经济运行起了重要作用。但由于福建电网规模小，近年电源发展很快，110千伏及其以下网络建设改造任务繁重，一些老厂设备的更新改造工作还很多，而资金缺口较大，技术改造要从安全转移到以技术进步为主的轨道上来，尚需相当的时间。
  第二节 节能管理
  一、省煤节电
  1949年福建刚解放时，全省仅有福州电力公司装有2台1000千瓦和1台3000千瓦汽轮发电机组、因缺煤炭，靠燃烧木柴发电，平均柴耗率达3080克/千瓦时。1953年，该公司改造锅炉恢复燃烧烟煤，平均发电煤耗率为940克/千瓦时。1955年，厦港、南平电厂各有1台1000千瓦机组投产发电，每千瓦时发电煤耗在860克至1000克之间。当年，福州电厂推广薄煤层燃烧经验，采用薄煤层、短火床、低风量及勤检査、勤调节、勤看火的操作技术，年平均发电煤耗率为787克/千瓦时。接着，厦港、南平电厂也推行这个做法。到1958年，全省主要火电厂发电煤耗率降至703克/千瓦时。
  1958年至1960年，在大办工业热潮中，全省相继兴建一批小型燃煤电厂。由于推行简易发电，投产后事故频发，造成1960年全省主要电厂发电煤耗率上升到1001克/千瓦时。1962年后，通过“填平补齐”和设备完善化工作，逐步提高了机组运行的可靠性。这时各火电厂开始进行以掺烧省内无烟煤为主的节能技术改造。泉州电厂1号炉改进前后拱后，实现全烧本省漳平煤。龙岩（中粉）电厂20吨/时烟煤链条炉改装前后拱后，全烧龙岩、漳平混合煤，福州电厂掺烧无烟煤30％—50％。从而开辟了利用本省煤炭资源的途径，降低了发电成本。在此期间，全省火电厂普遍开展省煤“五比”（①“五比”即为比领导，比指标，比措施，比管理，比安全。）厂际竞赛，抓好“三准”（②“三准”即为燃烧计量准，热量计量准，电度表准。）和“三级分析”（③“三级分析”即为班组群众分析，分场专业分析，生产技术部门综合分析。）等节能基础工作，并开展“三泵两机”（④“三泵两机”即为循环水泵，给水泵，凝结水泵和送风机，引风机。）等关键设备的节电工作。同时，还实行节煤奖励制度。从而，使全省煤耗率逐年下降，至1965年，降至642克/千瓦时。
  1966年后，因受“文化大革命”的干扰，省煤节电工作一度放任自流。1968年，全省发电平均煤耗率上升为801克/千瓦时。1969年起，一批中温中压煤粉锅炉机组相继投产，省煤节电工作也逐步恢复。邵武（药村）电厂通过节能技术改造，使75吨/时捷克烟煤炉能燃用60％邵武无烟煤、40％江西劣质烟煤的混合煤。泉州、漳平电厂对原燃用烟煤的链条炉改造为燃用省内无烟煤的半沸腾炉、沸腾炉取得成功。1972年，省水利电力局组织贯彻水利电力部颁发的《火力发电厂省煤节电工作条例》，各电厂都加强了节能工作的领导，开展“小指标”竞赛，进行效率试验，采取改造设备和改进操作等措施。1973年，全省发电平均煤耗率又降低到631克/千瓦时。但由于受“左”的思想影响，省煤节电工作不稳定，1974年发电煤耗率又升至664克/千瓦时。
  1976年后，福建省开始建设高温高压机组的火电厂，省煤节电工作重新得到加强。1978年，认真贯彻全国邯郸省煤节电会议精神，各火电厂开展省煤节电活动，同国内先进厂对比，找出本厂的差距和潜力，建立了厂部、车间、班组三级的省煤节电管理网。当年，全省推广改造6台高效水泵，年节电150—180万千瓦时；龙岩电厂、邵武电厂和泉州电厂的燃用无烟煤措施和效益，均获全国科学大会表彰。1979年，全省电力系统开始试行安全经济奖励办法，火电厂实行单项省煤节电奖励。当年，6000千瓦及以上容量火电厂的供电煤耗率降为587克/千瓦时。
  福建省火电厂高、中压煤粉锅炉设计系燃用省内低挥发份无烟煤，但其可燃基挥发份平均仅有3％—4％，难以点燃和燃尽，是国内外最难燃烧的煤种之一，因而普遍存在“三高一低”（⑤“三高一低”即为着火温度高，飞灰含碳量高，煤耗油耗高和锅炉效率低。）现象。为此1979年至1981年，东方锅炉厂等单位在龙岩电厂2号锅炉进行燃烧调整试验，在厦门电厂1号炉进行喷燃器、给粉机改造和燃烧试验，取得了一些数据和经验。1982年，由省水利电力厅电业管理局组织省电力试验研究所、永安火电厂、厦门电厂，并邀请清华大学、华中工学院等单位参加“福建低挥发份无烟煤改进燃烧技术的试验研究”课题，该课题被列为国家“六五”重点科技攻关项目。同年，省电业管理局颁发《火电厂厂际省煤节电竞赛评比试行细则》，引导竞赛深入开展。
  1983年，省电力工业局成立后，通过全面企业整顿，各火电厂节能工作逐步制度化、系统化。省电力工业局颁发《福建省电网综合燃料节约分等奖励办法》，并由省经委等部门统一下达分等提奖的指标。电网开始试行火电机组等微增率经济调度办法，发挥高温高压机组节能潜力。当年，邵武电厂被电力工业部评为“节能工作先进单位”。1985年，福建低挥发份无烟煤改进燃烧技术的试验研究，全面超额完成“六五”科技攻关合同要求的指标（永安火电厂1号炉效率由攻关前73.7％提高到81.2％，助燃油耗降低50.8％；厦门电厂4号炉效率由攻关前的73％提高到78.8％，助燃油耗降低54％），并经水利电力部组织有关单位专家学者参加的技术鉴定委员会鉴定通过。
  1986年，国务院颁发《节约能源管理条例》后，省属各发供电企业统一执行水利电力部下达的《关于电力企业实行降低煤耗和线损奖的通知>，由部下达省煤节电奖的提取考核定额指标，3年不变。据此省电力工业局制定《福建省电力企业降低煤耗和线损奖励办法》，逐年下达各厂供电煤耗和发电油耗提奖定额指标。当年，国家“六五”科技攻关项目“福建低挥发份无烟煤改进燃烧技术的试验研究”，获国家科技攻关奖及水利电力部科技进步二等奖。1987年，这项科技攻关成果在省内全面推广应用。参加攻关的永安火电厂由于推广该项成果，合理调整煤粉细度和卫燃带面积，改进燃烧器等，这一年降低供电煤耗率7.1克/千瓦时。当年，全省还推广高压电动机改绝缘槽楔的节能技术改造。1988年，为了进一步加强节能工作领导，省电力工业局成立了节能领导小组，由分管生产的副局长任组长，并颁发了《局属火电厂省煤节电评级办法》，取代原竞赛评比细则，开始按评级分数，分别授予各火电厂不同等级的节能企业称号。当年，华能福州电厂引进日本三菱2台35万千瓦机组相继并网发电，全省供电煤耗率降为495克/千瓦时。
  1989年上半年，由于煤炭供应紧张，永安火电厂有的发电用煤被人为掺入矸石，入厂煤炭灰份高达40％，严重影响电厂安全经济运行，下半年通过采取严格验收等一系列措施，这种状况得到扭转。从1986年列为“七五”国家节能重点科技攻关项目的福建低挥发份无烟煤燃烧技术试验研究，1990年全面完成攻关合同规定的指标，永安火电厂5号410吨/时固态排渣炉经攻关试验后，锅炉平均热效率提高到86.97％，助燃油耗率降低到14.6克/千瓦时，年可节约原煤1.56万吨，节约重油1.1万吨，总经济效益为518.6万元，获能源部科技进步三等奖。当年，全网供电煤耗率为420克/千瓦时，创历史最好水平。
  二、节水增发电
  50年代中期开始，随着古田溪梯级电站陆续投产，水电成为福建的主要电源。1960年，古田溪一级电站和水库投入运行，开始实施单库单站经济调度。1965年，古田溪三级电站投产后，实行一级机组经济运行和一、三级负荷分配简化方案，初步实施一库二站经济调度，并开始与武汉水利学院协作进行梯级经济调度研究。1966年该项研究中断。1973年，闽西南电网形成，网内一批迳流水电站，也密切注意天气预报，尽量多发水电，减少弃水。同年古田溪4座梯级电站全部投产，次年恢复梯级经济调度研究。1975年，安砂水电站季调节水库投入运行，也实行单库单站经济调度。1976年，古田溪水电站调度远动设备投入运行，并初步实施单库全流域梯级电站优化调度。1978年，省水利电力局电业管理局按季下达局属水电厂综合出力系数和水库运行水位考核值，加强对节水增发电的考核。当年，古田溪水电站梯级调度室成立，全面实施优化调度，使一级电站耗水率减少2.5％，水能利用增加7.4％，梯级区间季节性电能增加4.3％，当年节水增发电5931万千瓦时，相当该站年发电量的6.5％。
  1980年福建电网形成后，由于合理协调联合调度，原闽北电网的古田溪、安砂水电厂共节水2.66亿立方米，分别多发电6790万千瓦时、2960万千瓦时，原闽西南电网的华安、船场溪水电厂分别多发电1500万千瓦时、390万千瓦时，全系统节水增发电1.16亿千瓦时，相当于少用煤6.55万吨，充分显示了节水增发电对全网经济效益和社会效益的重要作用。1981年福建电网实行统一调度后，各水电厂采取多蓄水，严格控制高水位运行，都有明显进步。当年，古田溪水电厂拦蓄区间洪水22次，水量3847万立方米，多发电2977万千瓦时，安砂、池潭、矶头等水电厂拦蓄洪水1.21亿立方米，多发电4080万千瓦时。当年1一9月，与前一年同期相比，古田溪水电厂平均水头增高4.2米，水耗减少0.068立方米/千瓦时；安砂水电厂平均水头增高4.4米，水耗降低0.67立方米/千瓦时。1982年，安砂水电厂开始按柘溪型模式进行优化调度。同年，为了更好发挥电网电站库群效益，省电网中心调度所与河海大学协作进行闽江流域内古田溪、安砂、池潭水电厂年联合优化调度研究。同时，为了提高水电调度水平，省电业管理局还组织各水电厂水库调度专业人员到湖南学习优化调度经验，并召开了经济调度会议，传达学习，交流经验。在此期间，安砂水电厂还通过切割2号机出口水道，增加过水能力，使实际出力从1.8万千瓦恢复到铭牌2万千瓦水平；通过清除碎石渣7692立方米，使下游水位平均下降0.3米，年可增发电429万千瓦时。矶头水电厂，通过大修调整了水轮机转轮标高，出力从6000千瓦提高到6400千瓦，船场溪水电厂扩大拦污栅过水断面，出力从1.85万千瓦提高到2.1万千瓦。
  1984年，省电力工业局制定颁发《局属水电厂节水考核暂行办法》，以发电耗水率和水量利用率作为考核指标，使节水增发电考核办法更趋完善。当年，开始实施古田溪、安砂、池潭3个水电厂水库最优负荷分配指导调度，年平均增发电量1800万千瓦时。1986年，国家经委、水利电力部、财政部联合颁发《水力发电节水增发电量奖励试行办法》，以水电厂的调度设计标准作为考核节水增发电量的依据，规定奖金的提取途径和办法，并确定在福建、湖南两省电力局进行试点。福建省电力工业局根据1年试点的实践，制定颁发《水力发电节水增发电量考核和奖励细则》，调动了水电职工的积极性，如船场溪水电厂完成进水口改造工程，较彻底地解决了往年遇到洪水时进水口堵塞被迫停运的问题；华安水电厂为了解决前池与厂房相距太远，影响调度适时的问题，当年在前池安装了遥测水位计，使全年保持少弃水、高水位运行；安砂水电厂3号机组在充分测试基础上，密切掌握水情，在汛期采取腾库预发和超出力1万千瓦运行。这一“细则”的实践效果，得到水利电力部的肯定。从此，福建节水增发电工作步入规范化、制度化，并取得明显效果。到1988年，全省电力系统节水增发电2.39亿千瓦时，超过历史最好水平。1989年，随着沙溪口、范厝水电厂相继投产，省电网中心调度所与武汉水利电力学院合作开发闽江上游沙溪、富屯溪流域内4个水电厂联合最优日负荷分配计算程序。1990年完成该程序，待鉴定后实施。当年8—9月间，12、18号台风影响福建省，省电网内各水电厂利用准确的预报，提前腾库多拦蓄洪水3.49亿立方米，多发电1.58亿千瓦时。
  从1980年至1990年，福建电网内古田溪、安砂、池潭、华安、船场溪等水电厂共节水增发电14.95亿千瓦时，年平均多发电1.36亿千瓦时。
  三、线损管理
  民国时期，福建输变电设施简陋，线路损耗电量多，计量不准确，加上窃电成风，线路损失率（以下简称线损率）极高。据厦门电灯公司历年营业报告，年电量损失率在40％左右，最高的达70％。尤其在日本侵略我国东北的“九?一八”事变后，日籍台湾浪人窃电更加肆无忌惮。当时该公司月发电80万千瓦时，仅能收回20万千瓦时的电费。为此全国民营电气企业联合会于民国23年（1934年）向台湾总督府提出抗议。其他各地电厂情况相近，线损率都很高。1949年，福州电力公司线损率为52.24％，南平电厂也在50％以上。
  1949年福建解放后，各地普遍开展输变电设施恢复性检修，严肃查处窃电，线损率有所下降。1952年，省属电力企业首次统计线损率为19.72％。此后，各地通过逐步改变包灯制为表灯制、调整电压等级、局部更新或添装输、变、配电设备以及整顿抄表制度等措施，线损率逐年下降。1958年，闽北电网中心调度机构成立后，无功出力和线损实行两级管理，中调管系统无功经济调度和一次网损，地区调度负责本地区无功调度和二次线损。随后闽西南电网在逐步形成中，也基本实行两级管理。1965年，省属供电企业线损率为6.58％。
  1966年“文化大革命”开始后，线损管理陷于瘫痪。次年，关口表定期巡检中断，线损率又回升，1968年升至11.19％。70年代初，线损管理状况有所扭转。1973年，恢复关口表巡检。次年，各供电企业逐步开始理论线损计算等工作，部分规章制度也相继恢复执行。但是，由于受“左”的影响，线损管理仍比较混乱。漳州、厦门等地多数年份线损率都在10％以上，高的达到19％。三明、南平等地却出现“负线损”现象。这10年线损率的统计数字，难以反映真实情况，直至1977年才开始逐步好转。
  1979年，电力工业部颁发《线损管理条例》（试行），并在郑州开会部署贯彻。为此，当年福建先后召开两次专业会议进行传达贯彻，以后又陆续制定了《线损小指标考核办法》和降损奖励办法。从而使广大供电职工进一步明确了线损率是国家考核供电企业唯一的经济技术指标，提高了线损管理人员的责任感和积极性。各供电局（所）都充实加强了线损管理小组，逐步建立健全局、工区、班组三级线损管理网络。随着福建电网形成，全网重新划分网损和地区线损管辖范围，实行中心调度所和供电局两级管理。在各供电区内还逐步推行分电压、分区、分线按季、月进行考核，同时把线损小指标，层层分解落实，并与职工经济利益挂钩，使线损管理更加扎实严密。为保证线损数据的准确，在电能计量方面，各地除坚持按期换表、到期必检制度和实行力率电价外，着重开展用户电压互感器二次压降的测试。到1987年，省电力试验研究所完成了全省各大用户电压互感器二次压降全面实测和部分复测，促进了装置的更新改造，提高了计量的准确性。
  在此期间，福建电网建设和改造步伐加快，福州、厦门、漳州、泉州等地，到80年代初中期基本完成了配电网络改造。1984年，福州市开始实施以220千伏环形供电网为骨干的城网规划。通过配电网的改造，逐步淘汰了6千伏配电线路和高损耗配电变压器，增大导线截面，缩短供电半径，为降损打下良好基础。为使线损管理建立在科学合理的基础上，1980年举办了全省性的理论线损研讨班，培训技术骨干，统一计算方法，使全网理论线损计算步人正轨。1984年起，还以8月15日作为电网运行典型日，进行全面的线损理论计算，及时提供各地各级电压线损组成情况和存在问题的准确信息。通过以上一系列措施，福建电网线损率逐年下降，从1980年的8.9％下降到1987年的8.24％。
  1988年后，随着华能福州电厂及其输变电配套工程相继建成投产，全省220千伏双环网基本形成，各地区配电网络和线损管理进一步完善。1989年、1990年全网线损率分别降到6.79％、6.87％，结束了近10年线损率徘徊在8％以上的局面。
  第三节 环境保护
  60年代开始，福建火电厂建设规模逐步扩大，生产中排放的废气、废渣、废水，给周围环境造成污染也随着加重，有些电厂曾出现周围农作物减产，牲畜死亡，电厂自身设备磨损严重等问题。
  1979年国家颁布环境保护法以后，省水利电力厅确定1名领导干部分管环境保护工作，日常事务由科技处处理。1982年，省电力试验研究所设环保组，负责电力系统环境监测工作，并协助省属电厂治理“三废”。1984年，省电力工业局设立环境保护办公室，配备专职干部。1986年起，省属各火电厂、供电局、省电力勘测设计院、省电力试验研究所和省电力建设公司等单位先后成立了环境保护领导小组。1987年，成立福建省电力环境监测研究中心站，省属各火电厂也成立了环境监测站，初步组成电力环境监测网络，组织贯彻落实国家环境保护法，开展电力系统污染源普查，进行“三废”治理，粉煤灰综合利用，除尘设备研制与改造。至1990年底，全省省属电力系统配有环境保护专责人员63人，设监测中心站1个，监测站5个，拥有主要环境保护仪器设备88台，环保使用资金524万元。平均年综合利用灰渣17.6万吨，综合利用率24.1％，年综合利用产值370万元，利润107万元，累计电厂厂区绿化38.6万平方米，占可绿化面积88.1％，共完成环保科研项目7项，其中获得部科技进步二等奖2项，三等奖2项，获省科技进步二等奖1项。
  一、烟尘、废水和噪声治理
  （一）烟尘治理
  福建50年代前建设的火电厂锅炉容量小，排放烟尘对社会污染尚不严重。1959年至1966年福州电厂扩建后，其多管式旋风除尘器除尘效率只有50％—60％，每小时向大气排放出162立方米烟尘，给厂区和周围环境造成污染。1973年，该厂对除尘设备进行改造，换上水膜式除尘器，.除尘效率提高到95％，随后又加装了文丘里除尘器才解决了污染问题。邵武电厂于1970年建成时，原配套的2台除尘器除尘效率仅30％左右，给周围环境造成严重污染，职工上下班要戴草帽，方圆几公里内林木枯萎，农作物减产，农民反映年减产粮食3.5万公斤以上，耕牛食用沾上煤灰的青草时有死亡，同时对本厂辅机设备的磨损也有影响。1973年，该厂抽调技术人员成立除尘器改造攻关小组，研制1台卧式双室二电场40平方米截面电除尘器，与原配1号炉除尘器串连使用，运行结果除尘效率提高到95％，初步解决了长年存在的环境污染问题。1975年，龙岩（铁石洋）电厂投产时除尘器效率仅80％，1台75吨/时锅炉每天从烟囱排放的烟尘约20吨，电厂周围6公里范围的农作物，居民、工厂、医院都受到污染。1977年着手治理，把4台锅炉的除尘器逐台进行改造，改造后除尘效率达95％，烟尘排放量从800公斤/时降至250公斤/时，符合国家规定的排放标准。
  1979年4月，水利电力部在邵武电厂召开新型电除尘器研制座谈会后，把邵武电厂2号锅炉新型除尘器研制列为重点科研项目。次年，该厂2号电除尘器投产运行，其除尘效率达98％，随后对1号除尘器又进行改造，除尘效率达98％以上。邵武电厂电除尘器的研制与应用，获1982年水利电力部科技成果二等奖（1985年获国家科学技术进步三等奖）。
  1980年至1982年间，厦门电厂二期扩建工程和福州电厂2、3号锅炉投入运行后烟尘排放量偏大，经过改装文丘里湿式除尘器后，烟尘排放量达到标准要求。永安火电厂一、二期扩建机组投产后，燃料车间鼓风扬尘严重，破碎机楼内空气含尘浓度高达321克/立方米，严重影响生产职工身体健康；1一3号除尘器除尘效率只65％—80％，对厂区附近居民生活环境造成严重污染。同时电厂每年要交环境污染赔偿费15万元。1982年，该厂改革了破碎机除尘工艺，使机房空气含尘量降低到6.3克/立方米，符合国家允许标准，1984年获劳动人事部劳动保护科技进步三等奖。1988年，该厂经过反复研究，决定投资300万元对1一3号炉除尘设施进行改造，1、2号炉加装二级除尘器（高效旋风子除尘器），3号炉换装电除尘器，以后又在4、5、6号炉安装双室三电场电除尘器，除尘效率提高到98％左右，符合国家规定的排放标准。
  1990年底，邵武、龙岩、厦门、永安、漳平等省属火电厂和华能福州电厂，烟尘排放量均已达到环境保护要求标准。
  （二）废水治理
  1982年，福州电厂在改造除尘器时，烟尘排放量少了，而除尘器出口的灰水PH值却高达4PPH，且呈酸性，不符国家环境保护规定。1983年，再装1台中和塔，废水经过沉淀和中和塔处理，一日可处理废水360吨，达到国家规定的排放水质。龙岩电厂1982年排放的灰水，因沉淀的时间不足，悬浮物含量超过环境保护法规定，污染了河水，被环保部门罚交排污费4.3万元。1985年建成二次沉灰池后，排放废水的悬浮物从原来1500—2000毫克/升下降到500毫克/升，达到了规定排放标准，龙岩市环境保护委员会授予龙岩电厂为环保先进单位。永安火电厂生产过程排放的废酸、碱水、油污水，分别通过中和池、油水分离池处理后达到环境保护法规定的排放标准后才排放。但1986年河滩灰场贮满以后，灰水无法在场内停留沉淀，直接排人河中，悬浮物超过标准限量，当年环保部门处罚废水排污费15.36万元。后来增装柱塞泵，采用人工运灰至山谷灰场，污染仍未完全解决。1988年至1989年又交纳废水排污费14.81万元，1989年投资60万元新建1座沉渣池，废水经沉淀后排入河中才达到环保规定标准。至1990年底，省属火电厂排放的废水均已符合环境保护要求。
  （三）噪声治理
  福建火电厂向空排气管道，一般在建设中即装有消音设施，但噪声超标仍时有发生。永安火电厂在1981年测定时，锅炉零米层、汽机运转层的噪声一般在95—102分贝，锅炉对空排气噪声达110分贝。1982年至1985年先后在锅炉零米层建2个隔音值班室，在1、2号炉和3、4号除氧器等处增装5只向空排气消音装置，对车间噪声源加装7只消音装置。1987年、1988年该厂又对汽机底层、凝结水栗值班室进行隔音改造，使噪声达到允许标准，随后全厂设20个监测点，经常检测噪声情况，有效地保护了生产工人的身体健康。福州电厂的3、4号汽轮机车间噪声达91分贝，1983年改装水膜式除尘器后又革新了消音器，噪声仅40.6—36分贝，达到环境保护的要求。
  厦门电厂由于燃煤质量差，工况不稳，锅炉安全阀经常动作，尤其深夜动作，影响附近居民不得安宁。1985年，该厂与上海发电设备成套设计研究所合作研制复合式安全阀排气消音器，安装在3、4号锅炉，噪声从101分贝降至78.5分贝，达到了环境保护要求。龙岩电厂循环水泵高压电动机噪声过大，1985年至1986年间先后在4号循环水泵和给水泵的高压电动机上改绝缘槽楔为MC?磁性槽楔，不仅节电、降低温升，同时噪声也少了6分贝。经过治理，至1990年福建各火电厂噪声问题已基本符合环境保护荽求。
  二、油污和煤渣处理
  （一）油污处理
  1986年11月7日至16日，漳平电厂先后两次发生重油外泄事故，污染了九龙江水质。1988年，该厂汽机车间安装2台油水分离组合装置，使车间油污水含油量从原来142毫克/升下降到0.09毫克/升。接着该厂又在油库区总排水管道上兴建隔油池，使排出的油污水含油量从100—500毫克/升下降到1—5毫克/升，达到污水排放标准，且每年可回收重油20—30吨。1989年8月，该厂又发生输油管穿孔漏油事故，污染了九龙江，被罚款4万元。
  厦门电厂在三期扩建时，因重油区排水未设计隔油池，多次发生油污水污染海域，8年间被环境保护部门处以污染赔偿费7万多元，当地渔民还很有意见。1987年，该厂在油区建了1座油水分离池，有效地截留油污，才避免了水质污染问题。至1990年，福建凡使用重油的电厂都已采取了防范漏油的措施。
  （二）煤渣处理
  50年代期间，福建火电厂燃煤少，煤渣少不足为患。1961年11月，龙岩（中粉）电厂1号炉投产后，日出灰渣15吨，以手推车倒到厂区附近公路边、山边和洼地，至1963年，到处堆放的煤渣日渐增多，经过雨水冲刷不断污染附近的农田、小溪，曾多次发生与农民的矛盾。为了解决灰渣的问题，1966年该厂筹建煤渣砖车间，1975年以后转为生产灰渣粉料，供铺路和打地板用，使灰渣得到充分利用。福州电厂一期扩建之后，于1973年成立灰渣制砖车间，年产4.5万块，剩余的煤渣供厂外砖厂制砖，全部得到利用，1981年被市环保部门评为环保先进单位。永安火电厂从1978年开始生产煤渣砖，至1989年共生产煤渣砖7003万块，利用灰渣120多万吨，约占该厂煤渣的30％。其余都输送到储灰场，已建的2个储灰场共450多万立方米，计划存储23年左右。邵武电厂在5亩储灰场上进行种植农作物试验，种植葡萄、西瓜、柑桔、茶叶等，1988年收葡萄642.5公斤，亩产357公斤，接近当地农田种植产量，但柑桔、茶叶成活率低。这一试验成果获能源部科技进步二等奖。
  永安火电厂为了扩大煤灰的综合利用，1981年与冶金工业部长沙矿冶研究所合作研究从粉煤灰中浮选碳、微珠和尾灰，1985年建成年处理6万吨原灰的浮选厂，次年建成尾灰生产线，1986年至1988年共浮选出精炭4.91万吨，尾灰1.71万吨，1987年至1989年共创产值282万元，实现利润92万元。1988年获水利电力部科技进步三等奖。永安火电厂综合利用煤灰的探索，开辟了煤渣利用的新途径。
  三、电力工程环境保护
  福建从1979年起，新建和扩建的电力工程设计都包含有环境保护内容。1980年，水利电力部华东勘测设计院进行水口水电站初设时，曾编写了《水口水电站建设对环境影响的调查研究报告》。1982年7月，国家科学技术委员会组织对该报告进行审查，同意调查报告提出的水口电站不会产生严重的环境影响的结论。
  漳平电厂二期工程在审查初设文件时，对《环境影响专篇》提出了补充修改意见，并重新编写了环境影响报告书，经过技术论证会、预审会多次研究，省环境保护局于1989年6月批复同意漳平电厂二期工程在原厂址建设，要求排放的废气中二氧化硫的排放量不得超过3942公斤/时，烟尘排放量不得超过2260公斤/时。
  华能福州电厂环境影响报告书中大气、废水、废渣和噪声的评估由省环境保护科研所负责，对水生生物的影响部分由省电力勘测设计院承担。1988年1月，省环境保护局受国家环保局委托召开了环保评审会，会后省环境保护局批复同意华能福州电厂厂址设在长乐县筹东村，要求一期工程排放的废气中二氧化硫不超过5.5吨/时，烟尘排放量不超过1.09吨/时，在建设中环境保护设施同时施工。1989年1月，一期2台机组投产后，经测试排放的废气中二氧化硫为0.924吨/时，烟尘排放量为0.239吨/时，符合环境保护要求。
  规划中的厦门嵩屿电厂，由华东电力设计院负责编写环境影响报告。1985年12月，省环境保护局组织有关单位进行初审。会后，由能源部西南电力设计院牵头组织编写报告。1987年12月，省电力工业局受水利电力部电力规划院委托召开厦门嵩屿火电厂工程环境影响报告书预审会，同时省环境保护局代表国家环保局对上述报告书进行审査。审查结果：同意嵩屿火电厂在厦门海沧乡贞庵与岭上村间设厂，燃用含硫量低于1％煤种，一期2台30万千瓦机组排出的废气中二氧化硫排放量不得超过3吨/时，烟尘排放量不得超过1.29吨/时。
  1989年，建成的将乐县范厝水电站，其环境影响报告由省环保局于1988年11月评审认为可行。1989年至1990年进行初步设计审査的尤溪县水东水电站工程、永定县棉花滩水电站工程，其环境影响报告书都经过环境保护部门论证认可后与主设备同时进行设计。